風電機組變流器對海上風電場可靠性的影響

羅煒，曾至君，李凌飛，李巖，孫悅，辛清明，胡博，侯婷，胡胤哲，史尤杰，余雪瑩

(1. 中國南方電網有限責任公司，廣州510663；2. 直流輸電技術國家重點實驗室(南方電網科學研究院)，廣州510663；3. 輸配電裝備及系統安全與新技術國家重點實驗室(重慶大學)，重慶400044)

0 引言

海上風電場不占用土地資源，基本不受地形地貌的影響，具有湍流強度低，年平均風速高的特點。因此，海上風電場的年利用小時數和發電效益顯著高于陸上風電場。然而，相較于陸上風電場，海上風電場的運行環境更為惡劣，臺風、大霧以及雷暴等惡劣氣象條件既增加了風電場設備的故障率，也顯著降低了故障維修的效率，增加了設備的修復時間。

目前，對于海上風電場的可靠性評估，國內外已有諸多研究成果。文獻[1]提出了計及風資源約束的風電機組可靠性模型，并對處于正常與惡劣兩種氣象狀態下的海上風電場進行了可靠性評估，然后綜合得到了全年的可靠性指標。文獻[2 - 3]考慮了多種氣象因素對海上風電場元件故障率和修復時間的影響，建立了海上風電場元件的時變可靠性模型，并基于MCMC方法，提出了計及多種氣象因素相關性的海上風電場可靠性評估方法。文獻[4 - 5]介紹了海上風電場集電系統可靠性評估方法。文獻[6]研究了氣象條件和運行維護策略對海上風電場設備可靠性參數的影響。文獻[7 - 8]考慮了多重電氣元件故障，并研究了不同開關配置方案下的海上風電場集電系統可靠性和經濟性，并在不同開關配置方案下對集電系統中元件的可靠性參數進行了靈敏度分析。文獻[9 - 10]則從提升海上風電場整體可靠性的角度，采用遺傳算法對海上風電場集電系統的元件配置和拓撲結構進行了優化。但以上研究均未分析風電機組變流器(wind power converter，WPC)對海上風電場可靠性的影響。

WPC作為風電轉換系統的關鍵部件，承擔著功率的變換與控制、風機安全并網的重要功能，其故障會造成整個系統的停運。由于風電機組的運行環境較為惡劣，風功率的波動性也使得變流器元件長期承受不均勻的電熱應力而加速老化。因此，WPC的可靠性明顯低于其他工業用變流器，成為整個風電轉換系統中最薄弱的環節之一，其可靠性的高低對整個風電轉換系統乃至整個風電場的可靠性都有較大影響。

WPC可靠性評估的核心是故障率的計算。常用的WPC故障率計算模型可分為兩類。一是基于累計疲勞損傷理論的故障率計算模型[11 - 15]，其原理是通過累計疲勞損傷模型[15 - 18]計算出變流器元件的預期壽命，再根據元件預期壽命計算出相應的故障率。由于變流器中的元件在可靠性上均為串聯關系，其整體的故障率就等于所有元件的故障率之和。二是基于已有的變流器可靠性手冊，采用基本故障率乘以加速因子的方式計算不同因素影響下的變流器元件故障率[19 - 21]。

為了研究WPC對海上風電場可靠性的影響，本文首先采用FIDES Guide 2009可靠性指南中的故障率模型計算WPC的故障率，并根據元件串并聯關系得到了整個風電轉換系統的故障率和修復時間。隨后考慮風電機組尾流效應和集電系統故障建立了海上風電場可靠性評估模型。最后，以某海上風電場為例，分析了氣溫、風速以及風電機組參數對變流器可靠性和海上風電場整體可靠性的影響。

1 計及變流器故障的海上風電場風電轉換系統可靠性模型

WPC是整個風電轉換系統(wind energy conversion system，WECS)的關鍵組件之一。由于WPC的工作環境惡劣，故障率顯著高于風電轉換系統中的其他組件。又因變流器故障往往會造成整個風電轉換系統的停運。因此，WPC故障率的計算是整個風電轉換系統可靠性模型的核心。

1.1 基于運行狀態分類的WPC故障率計算模型

電力電子元器件(二極管和IGBT等)是整個WPC的核心組件。以應用范圍較廣的背靠背雙PWM變流器為例，其構成為：兩個背靠背的PWM變換器，發電機側的變換器通常作為整流器，而電網側的變換器則常作為逆變器使用；直流環節，通常為儲能電容器；以及位于電網側的無源濾波器構成。通常，電容器和濾波器的可靠性較高。因此整個變流器的故障主要由電力電子元器件故障引起。

影響電力電子元器件可靠性的因素復雜且多樣，除去長期承受的循環性電熱應力沖擊所引起的疲勞損傷之外，擎住效應、電荷效應和暫態過電壓等諸多因素均可導致電力電子元器件的故障失效[22]。目前，較為通用的電力電子元器件故障率計算方法為應力分析法，根據FIDES Guide 2009可靠性指南[23]，WPC中電力電子元器件故障率λsem的統一計算模型為：

(1)

式中：λsem為電力電子元器件故障率；ΠIn(si)為運行狀態si下的電力電子元器件的過應力故障加速因子；ΠTh(si)和ΠTCy(si)分別為運行狀態si下的電力電子元器件的熱應力故障加速因子和溫度循環故障加速因子；λTh.0和λTCy.0分別為熱應力和溫度循環造成的基礎故障率；ΠPR為電力電子元器件可靠性管理水平因子，表征在電力電子元器件工作過程中，相應的可靠性管控策略對其故障率的影響；ΠPM為電力電子元器件制造水平因子，表征器件制造工藝對其故障率的影響；Pr(si)為風電機組處于運行狀態si的概率，其表達式為：

(2)

式中：t(si)為風電機組在一年中處于運行狀態si的累計時間；Ty為一年的時間。通常，風電機組的運行狀態可以按照其風功率大小進行劃分。

(3)

(4)

式中：Tjunction(si)為運行狀態si下電力電子元器件PN結的平均結溫；Nannul-cy(si)為運行狀態si下，電力電子元器件PN結在一年之中的結溫循環次數；ΔTcycling(si)為運行狀態si下，電力電子元器件PN結結溫循環的幅值；θcycling(si)為運行狀態si下，電力電子元器件PN結結溫循環的循環時間；Tmax-cycling(si)為運行狀態si下，電力電子元器件PN結結溫循環所能達到的最大溫度。Nannul-cy(si)、ΔTcycling(si)、θcycling(si)和Tmax-cycling(si)在風電機組的運行狀態劃分完畢后，可由雨流計數法[24]得到。βTh、γTCy和m1、m2為依賴于電力電子元器件類型與型號的常數。熱應力故障加速因子表征了電力電子元器件的受熱老化的過程，溫度循環故障加速因子則反映了電力電子元器件受到波動性溫度造成的不均勻電熱應力對元件的損傷過程。

對于變流器中的儲能電容元件，相應的故障率λcapacitor計算模型同電力電子元器件的計算模型類似，詳見文獻[23]。

在計算得到變流器中電力電子元器件和儲能儲能電容器的故障率后，對于背靠背雙PMW變流器，其內部的IGBT、二極管、儲能電容器以及相應的濾波器和控制電路在可靠性上均為串聯關系。因此，變流器整體故障率λconverter可以由式(5)求得。

式中：λfilter和λcontrol分別為濾波器和控制電路的故障率，一般視為常數；λsem-Diode-Gen、λsem-IGBT-Gen、λsem-Diode-Grid、λsem-IGBT-Grid分別為風機側二極管故障率、風機側IGBT故障率、電網側二極管故障率、電網側IGBT故障率。對于其他結構的WPC，同樣可以采用本節所述的方法計算相應的故障率。

1.2 電力電子元器件的結溫計算模型

根據1.1節所述，在計算WPC故障率之前，首先需要獲取相應的電力電子元器件PN結和電路板的溫度信息。但是，直接測量變流器電路板的運行溫度和電力電子元器件的PN結結溫在技術上難以實現。因此，對于變流器各個組件的溫度參數，通常采用等值熱路法進行簡化計算。

對于WPC中的電力電子元器件(二極管和IGBT)的PN結結溫以及電路板的運行溫度為：

Tboard=Tair+(Rbh+Rha)×Ptotal-loss

(6)

Tjunction-IGBT=Tboard+RIh×PIGBT-loss

(7)

Tjunction-Diode=Tboard+RDh×PDiode-loss

(8)

式中：Tboard為WPC電路板運行溫度；Tair為氣溫；Tjunction-IGBT和Tjunction-Diode分別為IGBT和二極管的PN結結溫；PIGBT-loss和PDiode-loss分別為的IGBT和二極管的功率損耗；Ptotal-loss為變流器總功率損耗；Rbh為電路板到散熱器的熱阻；Rha為散熱器到外界環境的熱阻；RIh為IGBT的PN結到散熱器的熱阻；RDh為二極管的PN結到散熱器的熱阻。

對于IGBT，相應的PIGBT-loss包含導通損耗Pcd-IGBT和開關損耗Psw-IGBT兩個部分，相應的表達式為：

對于二極管，相應的PDiode-loss亦包含導通損耗Pcd-Diode和開關損耗Psw-Diode兩個部分，相應的表達式為：

式中：VCE0和VD0分別為IGBT和二極管的導通電壓；Iom為變流器交流側相電流峰值；rCE和rD分別為IGBT和二極管的導通電阻；EON、EOFF分別為IGBT的開通、關斷損耗；Erec-Diode為二極管的被動關斷損耗；Vref-IGBT、Iref-IGBT和Vref-Diode、Iref-Diode分別為IGBT與二極管的額定工作電壓與額定工作電流，這些參數可以從廠商提供的元器件手冊中查詢得到；fsw為電力電子元器件開關頻率；cosφ為風電機組的功率因數；M為PWM調制系數，依賴于PWM變換器的控制策略；Vdc為變流器直流側儲能電容電壓。“±”和“?”使用規則：若是計算發電機側的電力電子元器件功率損耗PGen-IGBT-loss和PGen-Diode-loss，采用上標符號；若是計算電網側的電力電子元器件功率損耗PGrid-IGBT-loss和PGrid-Diode-loss，采用下標符號。

由此，變流器的總功率損耗為：

Ptotal-loss=6×(PGen-IGBT-loss+PGen-Diode-loss)+
6×(PGrid-IGBT-loss+PGrid-Diode-loss)

(11)

Iom與風功率有關，當采用1.1節中基于運行狀態分類的WPC故障率計算模型時，運行狀態si下的變流器交流側相電流峰值Iom(si)為：

(12)

式中：Pin(si)為運行狀態si下的風功率；Vl(si)為運行狀態si下的發電機側或者電網側的線電壓幅值，在計算發電機側PWM變換器的功率損耗時取發電機輸出線電壓的幅值，在計算電網側PWM變換器功率損耗時取電網側線電壓幅值。

1.3 海上風電場故障元件的修復時間模型

與陸上風電場不同，氣象條件會顯著的影響海上風電場故障的元件的修復時間。當氣象條件過于惡劣時，故障元件的維修工作是不可進行的，必須等待惡劣天氣過去，才能繼續進行維修工作。

考慮海上氣象條件影響的故障元件修復時間模型為：

(13)

式中：L(t)、H(t)和v(t)分別為海上風電場的雷電強度、浪高和風速；r0為正常天氣下維修人員的修復時間；Hcrit為臨界浪高，通常取2 m；vcrit為臨界風速，通常取8 m/s，即蒲福風力等級5級所對應的風速；vext為極端風速，可取16 m/s，即蒲福風力等級7級所對應的風速；k為風速對修復時間的影響系數，其取值與海上風電場的離岸距離和水文狀況等因素有關。當存在雷電天氣、風速超過極端風速或者浪高超過臨界浪高時，維修工作不可進行，此時修復時間為+∞，修復率為0。

2 風電轉換系統可靠性模型

除去WPC之外，整個風電轉換系統還包含風機、齒輪箱、發電機和塔基等單元。這些單元中的任意一個單元故障都將造成整個風電轉換系統停運，因此，它們在可靠性上是串聯關系。

采用雙PWM變流器的風電轉換系統的結構如圖1所示。

圖1 風電轉換系統的典型結構Fig.1 Typical structure of wind power conversion system

假設λj和rj分別為風電轉換系統中第j(j=1, 2,…,NW)個單元的故障率和修復時間，則整個風電轉換系統的故障率λW和修復時間rW為：

(14)

(15)

在計算整個風電轉換系統的故障率λW和修復時間rW后，風電轉換系統的強迫停運率UW為：

(16)

綜上所述，風電轉換系統可靠性參數的計算流程為：

1)根據歷史的風速和氣溫時序數據，由1.2節中所述的電力電子元器件結溫模型，計算出WPC中各個元件的溫度序列；

2)由1.1節中的WPC故障率模型和步驟1)計算得到的WPC中各個元件的溫度序列，計算WPC中各個元件的故障率，最終得到整個WPC的故障率；

3)根據式(14)—(16)計算出整個風電轉換系統的故障率λW、修復時間rW和強迫停運率UW。

3 計及集電系統故障的海上風電場可靠性評估

3.1 計及尾流效應的海上風電場風電機組出力模型

風電機組的能量轉換模型通常可以由式(17)表示[25]。

(17)

式中：vci、vr和vco分別為風電機組的切入風速、額定風速和切出風速；PW為風電機組輸出功率；Pr為風機額定功率；系數A、B和C的計算公式見文獻[21]。

除去自身的能量轉換特性之外，風電機組的輸出功率還受到尾流效應的影響[26]。常用的描述平坦地形尾流效應的Jensen模型和復雜地形尾流效應的Lissaman模型，其示意圖如圖2所示。

圖2中，r為風機輪轂半徑；vin和v′in分別為平坦地形和復雜地形上吹向第i臺風電機組的風速；v(xij)和v′(xij)分別為兩種地形上沿著風向方向上且距離第i臺風電機組xij處的第j臺風電機組的風速；h為山坡的高度。

圖2 兩臺風電機組之間的尾流效應示意圖Fig.2 Schematic diagrams of wake effect between two wind turbines

圖2所示的Jensen模型和Lissaman模型中，第j臺風電機組的風速v(xij)和v′(xij)的計算公式分別為：

v(xij)=vin×[1-αJ(xij)]

(18)

v′(xij)=v′in×[1-αL(xij)]

(19)

式中αJ(xij)和αL(xij)分別為Jensen模型和Lissaman模型風速損失系數，為xij函數，相應的計算公式見文獻[26]。

式(18)與(19)僅僅描述了第j臺風電機組完全位于第i臺風電機組的尾流區域之內的情形。實際上，第j臺風電機組可能僅部分處于第i臺風電機組的尾流區域之內，如圖3所示。

對于圖3這種情形，相應的v(xij)和v′(xij)的計算公式被修正為：

(20)

(21)

式中Asi(xij,yij)為第i臺風電機組的尾流區域對的第j臺風電機組影響面積，相應的計算公式見文獻[27]。

圖3 下游機組部分處于上游機組尾流區域中的情況Fig.3 Situation where the downstream wind turbine is partly in the wake area of the upstream one

若第j臺風電機組受到上游多臺風電機組的尾流影響，則第j臺風電機組的風速損失其為上游所有風電機組造成的風速損失之和。則相應的 Jensen模型和Lissaman模型中的第j臺風電機組處的風速vj和v′j的計算公式為：

(22)

(23)

式中Nup為第j臺風電機組上游的所有風電機組數目。

3.2 海上風電場的集電系統

集電系統的功能是匯集各臺風電機組風功率，并將之輸送到陸上電網。其故障會造成海上風電場送出功率受阻。因此，集電系統的可靠性是影響海上風電場整體可靠性的關鍵因素。

海上風電場的集電系統包含海底電纜、匯流母線、塔間電纜、箱式變壓器、低壓接觸器和中壓斷路器等元件。集電系統的元件之間連接關系如圖4所示。

圖4 海上風電場集電系統元件之間的連接關系Fig.4 Connection relationship among components of the offshore wind farm collection system

目前，應用較為廣泛的海上風電場集電系統拓撲結構主要有鏈型結構、單邊環形結構和雙邊環形結構3種，分別如圖5所示。

圖5 海上風電場集電系統典型拓撲結構Fig.5 Typical topological structure of off shore wind farm collection system

1) 鏈型結構：目前海上風電場最常用的結構。開關配置方案簡單，所需投資最少。但相應地，供電可靠性最低，若集電系統中的某一元件發生故障，則該元件下游的所有風電機組都將停運。

2)單邊環形結構：相較于鏈型結構，單邊環形結構給每一串風電機組增添了一回用于備用的饋線。當某一風機串中的某一元件故障后，可通過隔離開關將故障元件隔離，串中其余未隔離的風電機組仍然可以通過備用饋線與匯流母線相連，持續向電網送電，顯著提高了風電場整體可靠性。但是由于每串風電機組增添了一回備用饋線，投資顯著增加。

3)雙邊環形結構：將鏈型結構中的相鄰兩串風電機組的末端通過聯絡開關連接而成。相鄰兩串風電機組的饋線互為對方的備用饋線。同單邊環形結構類似，雙邊環形結構亦能顯著提高風電場整體可靠性。但是，雙邊環形結構的每條饋線的容量增加為單邊環形結構的兩倍，因此也需要更多的投資。

3.3 計及集電系統故障的海上風電場可靠性評估流程與海上風電場可靠性指標

計及集電系統故障率的海上風電場可靠性評估流程為：

1)輸入待評估海上風電場的年度風速和氣溫數據，根據1.1節和1.2節所述的WPC故障率模型計算風電變流器的故障率；

2)根據氣象數據和1.3節模型計算海上風電場各個元件t時段的修復時間rj(t)，再計算出風電轉換系統(風機模塊)t時段故障率λW(t)和修復時間rW(t)；

3)根據每個元件的故障率和修復時間，采用MCMC方法抽取海上風電場每個元件的狀態，得到t時段的海上風電場的系統狀態；

4)采用2.1節所述的風電機組出力模型計算t時段每臺風電機組的出力，得到海上風電場無故障出力P′W(t)；

5)對t時段的海上風電場的系統狀態進行故障后果分析，得到海上風電場的實際出力PW(t)。分析集電系統的故障后果時，可以從風電場匯流母線開始，采用廣度優先搜索算法(bread first search, BFS)，搜索出與匯流母線相連的連通圖，連通圖中所有正常運行的風電機組即為集電系統故障后能夠正常向電網送出功率的風電機組；

6)計算海上風電場的可靠性指標。

相應流程圖如圖6所示。

圖6 海上風電場可靠性評估流程圖Fig.6 Flow chart of reliability assessment of offshore wind farms

為反映元件故障對海上風電場可靠性的影響，本文采用年度風能損失系數χL來衡量海上風電場可靠性，其定義為由于海上風電場可靠性不足所造成的年平均風功率損失占風電場總裝機容量的比例，計算式為：

(24)

式中：P′W(t)和PW(t)分別為海上風電場的無故障出力與實際出力；CW為海上風電場的總裝機容量。

同時，本文還采用容量因子η來衡量海上風電場的整體設備利用率，其定義為：

(25)

4 算例分析

4.1 算例系統簡介

本節采用如圖7所示的海上風電場進行可靠性評估。該海上風電場總裝機48 MW，年平均風速為：7.5 m/s，年平均氣溫為：6.18 °C。風電機組參數如表1所示。風電轉換系統和集電系統的可靠性參數分別如表2—3所示。變流器相關技術參數如表4所示。

圖7 海上風電場拓撲結構Fig.7 Topological structure of an offshore wind farm

表1 系統風電機組參數Tab.1 System wind turbine parameters

表2 風電轉換系統中各環節的可靠性參數Tab.2 Reliability parameters of subassemblies in a wind energy conversion system

4.2 海上風電場可靠性評估計算結果

分別在計及與不計及風電變流器故障的情形下計算海上風電場可靠性指標，結果如表5所示。

表3 海上風電場集電系統元件可靠性參數Tab.3 Reliability parameters of components of offshore wind farm collection system

表4 WPC技術參數Tab.4 Technical Parameters of Wind Power Converter

表5 計及風電變流器故障與不計及風電變流器故障的海上風電場可靠性指標對比Tab.5 Comparison of offshore wind farms reliability indexes with and without consideration of wind turbine converter failures

從表5可見，WPC故障對海上風電場整體可靠性存在明顯影響，海上風電場的可靠性明顯降低。

4.3 年平均風速對海上風電場可靠性的影響

采用平移的方法改變海上風電場的年平均風速：

(26)

(27)

WPC的故障率隨年平均風速的變化趨勢如圖8所示。

圖8 WPC故障率隨年平均風速變化的趨勢Fig.8 Trend of wind power converter failure rate with annual average wind speed

從圖8可見，隨著年平均風速的增加，WPC的故障率近似線性增大。這是由于風電機組輸出功率增大，WPC功率損耗增加，電力電子元器件溫升加劇導致的。

海上風電場可靠性指標隨年平均風速的變化趨勢如圖9—10所示。

圖9 年度風能損失系數隨年平均風速變化的趨勢Fig.9 Trend of annual wind energy loss coefficient with annual average wind speed

圖10 容量因子隨年平均風速變化的趨勢Fig.10 Trend of capacity factor with annual average wind speed

由于平均風速會的增加會同時提高WPC的故障率和海上風電場元件的平均修復時間，因此，在計入WPC故障后，隨著平均風速的增加，海上風電場整體可靠性下降得更為迅速，海上風電場的容量因子隨平均風速的增速更加緩慢。

4.4 年平均氣溫對海上風電場可靠性的影響

同樣地，采用3.3節中的平移方法改變海上風電場的年平均氣溫。

WPC的故障率隨年平均氣溫的變化趨勢如圖圖11所示。由圖11可知，隨著年平均氣溫的增加，WPC的故障率迅速增大。這是由于平均氣溫升高，使得WPC平均工作溫度升高，電力電子元器件所承受的熱應力加劇的緣故。

圖11 WPC故障率隨年平均氣溫變化的趨勢Fig.11 Trend of wind power converter failure rate with annual average air temperature

海上風電場可靠性指標隨年平均氣溫的變化趨勢如圖12—13所示。

圖12 年度風能損失系數隨年平均氣溫變化的趨勢Fig.12 Trend of annual wind energy loss coefficient with annual average air temperature

圖13 容量因子隨年平均氣溫變化的趨勢Fig.13 Trend of capacity factor with annual average air temperature

圖12—13的計算結果顯示：在計及WPC故障后，由于年平均氣溫升高使得風電變流器故障率顯著增加，海上風電場的可靠性將隨著年平均氣溫的升高而降低。因此，同未計及WPC故障的情形相比，氣溫成為影響海上風電場整體可靠性的關鍵因素之一。

4.4.1 風電機組參數對海上風電場可靠性的影響

WPC故障率隨風電機組切入風速、額定風速和切出風速的變化趨勢如圖14所示。

圖14 WPC故障率隨風電機組參數變化的趨勢Fig.14 Trend of wind power converter failure rate with wind turbine parameters

由圖14可知，切入風速和切出風速的變化對WPC的故障率影響很小。這是由于小于5 m/s與大于20 m/s的風速出現概率較小，基本不會影響風電機組的輸出功率和變流器內部元件的功率損耗，因此，切出風速和切出風速對變流器故障率基本沒有影響。

由圖14(b)可知：額定風速的變化對WPC故障率的影響很大，額定風速越小，WPC的故障率越高。這是由于額定風速會顯著影響風電機組的輸出功率，同樣風速下，額定風速越小，風電機組輸出功率越高，變流器內部元件的功率損耗也越大，導致變流器的故障率也越高。

海上風電場可靠性指標隨風電機組參數變化趨勢如圖15—17所示。由于切入風速和切出風速的變化對WPC的故障率影響很小，因此，不論是否計及WPC的故障，海上風電場可靠性指標的變化趨勢都大致相同。

圖16的結果表明：相較于不計及WPC故障的情形，海上風電場的容量因子更低，年度風能損失系數更高。當額定風速從15 m/s減少到12.5 m/s時，在不計及WPC故障的情形下，容量因子提高3.5%，而在計入WPC故障后，容量因子僅提高2%。這是由于額定風速的減小，會顯著增加WPC的故障率，導致額定風速降低所帶來的海上風電場發電量的提升被WPC可靠性下降所帶來的風能損失部分抵消的緣故。

圖16 海上風電場可靠性指標隨額定風速變化的趨勢Fig.16 Trend of offshore wind farm reliability index with rated wind speed

5 結論

本文建立了計及WPC故障的海上風電場可靠性評估模型，分析了年平均氣溫、年平均風速以及風電機組切入風速、額定風速和切出風速對變流器可靠性和海上風電場整體可靠性的影響，得出了以下結論。

1)WPC的故障率顯著高于風電轉換系統中的其他組件，是整個風電轉換系統中最為薄弱的環節。

2)相較于不計入WPC的情形，計入WPC的故障影響之后，海上風電場整體的可靠性和年發電量明顯降低。因此，在實際運行中，需要采取相應措施提高WPC的可靠性。

3) 計入WPC的故障影響之后，年平均氣溫成為影響海上風電場的整體可靠性關鍵因素之一。年平均氣溫越高，WPC的故障率越大，海上風電場整體的可靠性越低。

4)年平均風速對海上風電場可靠性的影響存在兩面性：在計入WPC故障影響后，年平均風速的增大在提高風電機組的容量因子的同時也增加了WPC的故障率和海上風電場元件的修復時間。

5)計入WPC的故障影響之后，額定風速對海上風電場可靠性影響更加顯著。額定風速的降低在使得海上風電場容量因子增加的同時，會大幅度降低WPC的可靠性。WPC的可靠性下降除了降低海上風電場的發電能力之外，還會增加海上風電場的運行維護成本。因此，在實際規劃中，額定風速的選擇需要綜合考慮經濟性和可靠性兩方面的因素。