金風750 kW 風力發電機組的深度技改方法

中國三峽新能源（集團）股份有限公司,北京 100053

定槳失速型750 kW 機組建設于我國風電發展早期，根據中電聯統計數據，2002 至2016 年間，全國750 kW 機組累計裝機容量約為400 萬kW，其中金風750 kW 機組超過300 萬kW，運達750 kW機組約近58 萬kW[1]。Ⅱ、Ⅲ三類風區4055 臺占比81%。這些項目具有風資源稟賦好、設計冗余度高、上網電價高等特點[2]。到2020 年，這些機組普遍運行10 年以上，業主投資已經收回。但隨著機組的老化，齒輪箱、發電機、葉片的故障率升高，往往需要批量進行更換或維修，且隨著運行年限的增長以及現場風速的逐年降低，現場的有效可利用小時數也逐年降低，因此導致的此類老舊風電場面臨逐漸增加的運維成本與日益降低的風電收益。

本文以金風750 kW 定槳距失速型機組為研究對象，在充分對金風750 kW 機組和1500 kW 機組性能進行分析的基礎上，大膽的提出將750 kW 機組結構承載能力的冗余和1500 kW 機組成熟的變槳技術相結合，使用原750 機組的基礎、塔架、底座、機艙、發電機、齒輪箱。葉輪采用金風77/1500機組的葉輪，其直徑由50 m 變更為77 m；定槳距失速型機組改造為變槳距變速型機組。改造后的機組可以充分利用良好的風資源和優良的電價，在保障機組安全運行的前提下，大幅提升發電收益。

1 金風750 kW 機組介紹

金風750 kW 風力發電機組為經典的定槳距定速機型，由葉輪、齒輪箱和籠型異步發電機等構成。籠型異步發電機直接與電網連接，通過葉片的失速原理來控制高風速下功率的獲取，具有控制簡單、可靠性高等優點。但葉輪轉速不能夠隨著風速的變化而變化，無法達到最優的風能利用系數。

2 技術改造方案及過程

2.1 核心思路

使用原機組的基礎、塔架、底座、機艙、發電機、齒輪箱，根據分析對部分結構進行優化設計。

葉輪采用金風77/1500 機組的葉輪，葉輪直徑由750 機組的50 m 變更為77 m。采用金風1.5 mW機組主控系統和變槳系統，重新開發變流器；定槳距失速型機組改造為變槳距變速型風。

2.2 載荷計算機安全符合評估

為保障技改安全性可靠性，需要系統地進行載荷計算和安全性符合評估。具體包含以下方面：

（1）建立完整的氣彈耦合仿真模型，計算機組的極限和疲勞載荷；（2）對主軸、主軸承座、機艙底座、齒輪箱、發電機、偏航軸承、主軸承、偏航驅動、塔架等的極限強度及疲勞強度進行校核，并根據計算結果對部分結構開展優化設計；（3）零部件的疲勞強度的校核根據Miner 壽命線性累積原理。分別計算機組在設計工況下的等效疲勞載荷，以及機組在實際外部環境條件以及運維條件下已服役年限的等效疲勞載荷和改造后剩余壽命年限的等效疲勞載荷，并使其滿足Fdesign≥FLconsumed+FLRUL。式中，Fdesign表示設計壽命年限，為20 年；FLconsumed表示已消耗壽命，FLRUL表示剩余可用壽命，如機組已經運行12 年，則FLconsumed為12 年，FLRUL為8 年；（4）建立基于SIMPACK的傳動鏈模型，對傳動鏈進行共振點篩查。

通過多次迭代計算，確定機組主要參數：機型GW77/750T，額定功率750 kW，葉輪直徑77 m，掃風面積4656 m2，額定轉速1200 rpm，運行風速范圍3～20 m/s，輪轂高度60 m。

2.3 技改方案

2.3.1 機械方面 機械系統方面采用GW77/1500 機組葉輪系統替換原來葉輪，葉輪直徑增至77 m，大幅增加了改造后機組的掃風面積。由此帶來的輔助機械系統改造內容有：（1）對主軸系統進行優化設計，包括主軸、主軸承座、葉輪鎖緊裝置等；（2）增加偏航制動器數量以及偏航驅動數量以滿足深度技改后載荷要求；（3）塔架方面，保留下段塔架，對上段塔架進行優化設計；（4）對對齒輪箱、發電機、底座等核心部件的檢查、評估及維修制造，針對發電機因轉速降低引起的散熱增加的問題，實施散熱方案的優化設計，并實施效果驗證。

改造后的總體結構圖如（見圖1）所示。

2.3.2 電氣系統方面 將原定槳距失速控制系統替換為目前主流的變速變槳距系統，開發單獨的控制器來進行葉輪轉速控制和風機控制，大大提升了機組發電能力及安全性能。主要改造措施如下：（1）新增全功率變流系統，實現可控并網，具備低電壓穿越、高電壓穿越和一次調頻功能。開展發電機拖動及控制試驗驗證，確保發電機散熱效率滿足需求[3]；（2）控制策略借鑒金風直驅機組控制策略的控制思想，引入動態加阻技術，增加最優增益控制、扭矩控制、變槳控制；（3）對PLC、CPU 重新選型，并開發主控程序，實現原系統與新增變流系統、變槳系統、控制策略的相互配合。

根據控制策略和整機技術參數，結合II 類風區風資源特性開展載荷評估，按照上述改造方案，通過GH_Bladed 建立的氣彈仿真模型開展載荷計算，并采用ANSYS15.0 對各主要零部件進行強度校核，滿足設計規范的要求。Ⅱ類風區中，相較于原機組，技改后機組可以大幅度提高機組發電量，技改前后功率曲線對比（見圖2）所示。

2.4 技改效果

2019 年9 月在某Ⅱ類風區的風電場選擇兩臺750 kW 機組按照上述方案進行改造。

改造前提：結合風電場特定場地邊界條件（包括風載荷、運行情況等）計算風電機組剩余使用壽命，建立實際損傷的模型，確保整機改造后，機組剩余壽命滿足要求。

評估方法：①技改樣機技改前后的發電量與實測功率曲線比較；②技改樣機與標桿機組技改前后發電量與實測功率曲線對比。

數據時間：技改前2019 年1 月1 日至2019 年8 月1 日，技改后2019 年10 月1 日至2020 月7 日5 日的數據。

比較機組技改前后由實測功率曲線折算的年發電量AEP 變化量。評估結果見表1，兩臺優化機組的提升均值為109.5%，技改后機組發電量有了非常顯著的提升。

表1 優化機組評估結果Table 1 Optimize unit evaluation results

機組技改前后功率曲線對比（見圖3）。

技改后，額定風速以下機組變速運行，實現最佳Cp 控制，額定風速以上機組變槳運行，持續滿發。技改后機組在風速8.5 m/s 達到額定功率，當風速大于15 m/s 以后，為了保證機組的載荷安全機組降轉速運行。

另一方面，技改樣機與標桿機組進行比較：①技改機組與標桿機組的功率曲線折算年發電量對比，②技改機組與標桿機組實際發電量對比。

技改機組優化前后年發電量變化量和標桿機組相同時間段的年發電量變化量評估結果見表2。

表2 年發電量AEP 對比評估結果Table 2 Comparison results of annual power generation(AEP)

技改實施后時間段內技改機組和標桿機組的實際發電量評估結果見表3。機組實際發電量對比時，排除了機組故障停機、小風停機等非正常發電的影響，只統計技改機組和標桿機組同時發電的時間段，以此保障發電時間段的一致。但在統計時間段內標桿機組的平均風速明顯高于技改機組，風速差異對實發電量影響較大，因此導致實發電量的評估結果較年發電量AEP 評估結果低一些。

表3 實發電量對比評估結果Table 3 Comparison results of actual power generation

樣機測試數據表明經技改后機組發電量提升效果明顯：技改機組單機優化前后年發電量AEP對比平均提升比例109.5%，技改機組與標桿機組年發電量AEP對比平均提升比例102.96%，技改機組與標桿機組實發電量對比平均提升比例77.7%。

3 結論

本文針對金風750 kW 機組的技改優化方法進行研究，最大限度利用原機組結構承載能力冗余的基礎上，加大葉輪直徑，采用變速變槳技術并開發適用的全功率變頻系統。對多個結構件的進行優化設計及控制策略優化，確保機組安全穩定運行。樣機經系統安全性評估以及測試，在保障機組安全運行的前提下，機組發電量得到較大幅度提升。由于篇幅限制，本文僅概括性的論述了改造思想與實施方案。總體來講，對老舊機組的改造升級，是一項對技術綜合能力要求非常高的工作。實際開展過程中，涉及了多輪計算迭代及反復論證；期間也面臨一些挑戰，如老舊機組部分設計資料不全面、早期運行數據不完整等問題，這給改造機組的認證帶來了一定的困難。但本文論述方案是對老舊機組改造升級的一次大膽審慎的嘗試，其方法及思路對同類機組的改造具備一定的參考價值。