風電項目的風電機組選型、布置及經濟方案比選

◎姚 遠

（三門峽職業技術學院 建筑工程學院，河南 三門峽 472000）

風力發電機組是風電場中的核心設備，其投資占整個風電場總投資的74%至82%。風力發電資源特性的匹配情況、運行可靠性、可維護性等對于風電場全壽命周期的經濟效益有著重大影響。風電機組的合理選型就是要在利用風能上產生最大效率和最好的經濟效益。

1 風電機組選型

1.1 機型比選方案

1.1.1 世界風電機組發展趨勢

目前，全球范圍內包括以風力發電機組制造技術、風電大規模并網技術為核心的風能利用技術已日臻成熟；風能利用的市場體系、法律法規和技術標準體系建設亦日趨完善。這都為現階段大規模風能開發提供了堅強保障。縱觀全球，現有的風力發電設備其技術主要有以下發展趨勢：

首先，風力發電機組的單機容量一直在增大。為了整個風力發電成本和風電場運行維護成本的降低，大容量風電機組的安裝被廣泛安裝實用，這樣也能增強風力發電在市場的競爭力。當然，我國現在風電技術的開發越來越成熟，風力發電機組也在向不斷加大單機容量，同時把單位千瓦重量降低，轉換效率不斷升高的方向上趨近。

第二，目前發展快速的是變槳距功率可調節型的機組。眾所周知其變槳距功率調節的方法對負荷具有控制穩定、安全、效率高等優勢，近些年我們在風電機組尤其是大型風電機組上的應用非常多。

第三，變頻技術的應用十分迅速。由于提升了風力發電技術和電力電子技術，越來越多的風電機組研發制造企業已經采用了變速恒頻的技術，并且與變槳距技術相結合來運用，繼而研制出現在在市場上應用及推廣迅速的變槳變速的風電機組。日前，全球有90%以上的風電機組均采用了變速恒頻技術，并且使用的份額一直在逐步的提高。

最后，無齒輪箱風電機組的市場份額的蛋糕也是迅速做大。現有的無齒輪箱采用的直驅方式能夠高效地降低由于齒輪箱問題所引起的發電機組的故障，還能夠高效的提升整個系統的運行穩定性和使用年限，降低整個系統的運行成本，所以在市場上很受歡迎。[1]

1.1.2 中國風電機組發展趨勢

近些年，我國的風電機組設備生產能力在快速提高，產業能力在迅速集中，在國內市場上中國制造企業的進一步鞏固霸主地位，而且實現了海外的出口。

中國主要風電機組制造企業在2011年所簽風電機組供貨合同已超過2000萬千瓦，僅大唐電力、金風科技、國電聯合動力三家企業就簽訂了共計超過約1300萬千瓦的項目合同，基本具備實現風電發展規劃目標年平均增長1500萬千瓦的能力。

在提高風電機組供貨能力的同時，我國的風電機組裝備制造技術水平也在明顯提升，陸續有一些風電機組制造廠家投入到大型風電設備制造競爭行列，現在我國自主研發的1.5-2.0MW級風電機組已占據中國風電市場的主要份額。2016年，金風科技、東汽、湘電等大型風電機組制造企業都已有5MW或6MW的大容量機組，且目前運行情況良好，預計很快將投入商業化運營。

2016年我國風力發電量創紀錄。2016年風力發電大幅上升25.73%，至2113.0億千瓦時。預計2017年風力發電量將達到1，846億千瓦時，未來五年（2017-2021）年均復合增長率約為15.20%，2021年風力發電量將達到3，252億千瓦時。

1.2 機型初選

1.2.1 基本原則

根據中國水電天津南港海上風電項目的風能資源條件，對技術較為成熟的風電機組進行篩選，通過機組價格、電氣設備費用和施工費用等方面的經濟技術比較，結合場址區地形特點，同時考慮業主方的要求。[2]

1.2.2 中國水電天津南港海上風電項目主要指標

中國水電天津南港海上風電項目場區西側705603#測風塔100m高度代表年平均風速為6.65m/s，年平均風功率密度為304.1W/m2，90m高度代表年平均風速為6.41m/s，年平均風功率密度為272.5W/m2，50m高度年平均風速5.73m/s，年平均風功率密度193.5W/m2，屬于一級風場。場址區705603#測風塔90m和100m高度50年一遇最大風速分別為33.3m/s和33.6m/s（保守起見，取方法二的計算結果），油田測風塔100m高度50年一遇最大風速分別為35.3m/s，705603#測風塔90m、100m高度特征湍流強度（15m/s風速段）均≤0.12。

另外根據大港氣象站的統計資料，多年極端最低氣溫為-19.4℃（海拔高程3m）；705603#測風塔實測最低氣溫為-8.0℃（海拔高程3m），全年無氣溫＜-20℃的小時數。根據上述指標，本風電場適合安裝IECⅢC類及以上等級的常溫型風電機組。[3]

1.2.3 實際風電機組的方案選擇

根據機型初選的基本原則和中國水電天津南港海上風電場主要指標，本次設計選擇了5種技術較為成熟、已有一定運行試驗數據的機組，組成了6種技術方案（參見表1），從技術參數、機型特點、功率曲線、推力系數曲線、多年平均上網電量、建設成本、運行成本等因素出發，進行方案篩選。

2 風電機組布置

中國水電天津南港海上風電項目場址區位于天津市大港區南港工業區南大堤外坡腳處，場區呈東西向直線，南港工業區填海陸地與海洋的交界處。根據場址區的地形、地貌特點，進行風電機組布置。

中國水電天津南港海上風電項目場址區實際可利用大堤長度為11.6km，裝機容量90MW。為充分利用風電場的資源條件，風電機組的排布以整列單排方式布機，合理控制風機尾流影響，以獲得較大電量，并適當注意避免過于分散布置，以利用交通安裝條件，減少集電線路長度，充分利用場地。[4]

風電機組的排布應根據風電場內主風向和主風能方向判斷，以基本垂直于主風向和主風能方向，同時兼顧次主風向和次主風能的原則來排布機組。中國水電天津南港海上風電場主風向和主風能較為明顯，但不集中，主要分為三個區間，因此本次設計風機布置采用緊湊型等間距布機方式（見圖 4）。

圖1 各機型功率曲線

圖2 各機型標幺值功率曲線

圖3 各機型推力系數曲線

圖4 臺機組布置示意

3 方案經濟比選

3.1 多年平均上網電量計算

下面3種是常用的經濟比選方案:

（1）年度電投資法：靜態投資/年上網電量。

（2）差額內部收益率法：在等量上網電價條件下，可對備選方案進行類比，最終確認方案。

（3）最低電價法：依據財務分析，投資估算出每種風力機電價，低者勝出。

比較得出年度電投資法最簡單和便捷，這個算法常在項目可研階段使用。結合各方案的機組安裝、風電機組輪轂的高度，還有把風電機組發電量的折減系數考慮進去，并且對多年平均上網電量進行計算。為了方便比較選擇，各個方案理論發電量均都可采用空氣密度為1.225kg/m3的功率曲線計算，空氣密度修正系數可依據各機型輪轂高度的空氣密度確定，除尾流折減外，其他折減按24%計算。經過計算得出，WTG1方案的多年平均上網電量為1.564億kW·h，等效利用小時數2173h，指標最好；WTG2方案的多年平均上網電量為1.780億kW·h，等效利用小時數1648h，指標最低。

3.2 技術經濟指標計算

以發電量計算為基礎，采用技術經濟指標的計算，也就是說在發電量指標的基礎上，同時集合各方案的靜態投資數據和上網電價的漲幅，從而得出最優方案。計算的邊界條件依據5年期以上貸款的利率是5.9%，短期貸款的利率是5.6%，計算年期是25年，還貸期是15年，其資本金比例是20%，其余款項使用國內商業銀行的貸款。增值稅率取17%，所得稅率取25%，上網電價為0.76元/kW·h。根據上述邊界條件，計算各方案的全部投資財務內部收益率（稅前），計算結果見下表。

方案的技術經濟性比較表

3.3 方案選擇

進行方案的選擇需要從靜態分析和動態分析不同的角度進行比較。“度電投資”和“度電成本”是風力發電工程項目領域中經常應用到的靜態經濟指標，具有簡單、快捷、易算、直觀的優點，但是因為該經濟指標沒有考慮在整個運營年度內資金的時間價值，因此不能準確、全面地反映項目在整個運營期間內的經濟效益，在此僅作為參考值。

分析方法中有一種最常用多方案比較方法是“內部收益率法”，其將工程項目中投資要素的變化及運營期間資金的時間價值進行充分的考慮，然后利用多種方案里的兩兩差值比較，可比較準確地反映出不同方案在整個運營期間內的經濟效益，是現有的比較科學、全面的經濟指標。

4 最終推薦方案的優點

從上表可以看出，WTG1方案的單位千瓦靜態投資為14032元/kW，度電成本為6.46元/kW·h，從動態指標，在6個方案中均是最優的，但其機型有待深入考核。從規避風險角度計，尚須謹慎選擇。WTG4方案其度電成本為6.49元/kW·h，比WTG1僅高0.03，其他財務指標也基本相當。因此本次可研設計選擇排名第二位的WTG4為本工程推薦方案。

WTG4風電機組是為單機容量5.0MW的半直驅永磁變槳風電機組，葉輪直徑132m，塔筒高度95m，該機組運行安全、技術最為先進、成熟可靠，適應本風電場的運行環境。而且，經過相關考察了解，相比其他機型此機型在運輸及安裝上有較大優勢，進一步優化的空間很大。

5 最終推薦方案風電機組布置

本次設計選擇了“WTG4/5000kW 95m”輪轂高度的推薦方案，中國水電天津南港海上風電場一期工程共安裝18臺WTG4/5000kW風電機組，風電場實際裝機容量為90MW。

[1]王帥.對風力發電機組設備優化選型的探討[J].電力技術，2010（2）：52-56.

[2]黃國清.風電項目商業計劃書[D].廣州：華南理工大學，2011.

[3]李占儒.大唐（赤峰）新能源有限公司風電運營管理體系構建研究[D].長春：吉林大學，2015.

[4]馮迎春.淺談寧夏地區風電場宏觀和微觀選址[J].資源節約與環保，2013（12）：22.

[5]王紅偉.內蒙古高原風資源利用研究[D].呼和浩特：內蒙古大學，2011.