在役運行10年以上風電機組運營策略研究

中國華能集團清潔能源技術研究院有限公司 楊曉峰 郭 辰 付 薇 任 鑫 趙鵬程

華能吉林發電有限公司新能源分公司 沈 波 于景龍 張英旭 張俊東

北京匯智天華新能源科技有限公司 閆立瑩

2020年9月22日，習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上宣布我國力爭2030年前實現碳排放達峰、努力爭取2060年前實現碳中和的愿景。同年12月，習近平總書記再次在氣候雄心峰會上通過視頻發表題為《繼往開來，開啟全球應對氣候變化新征程》的講話，重點傳達碳達峰碳中和的重要思想，并承諾到2030年，中國風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。截止到2020年底，我國風電累計裝機量達到2.9412億千瓦，巨大的容量差距意味著我國風電市場存在著廣闊的發展空間[1]。

為了實現雙碳目標，我國風電一方面要加大力度開發新增市場，在另一方面也需要大力提升現有存量市場的潛力和效能。這其中，充分提升運行壽命已過半的、在役10年以上的風電機組效能尤為重要。

目前，在役機組中，國內裝機超過10年的風電機組大約為0.44億千瓦，大規模安裝于2006-2011年，這些機組的設計和運營水平較現今的智能機組存在著極大的差距，但是又占據著最優越的風資源條件，如何充分發揮這些風電場的風資源優勢，實現環境和經濟綜合效益的最大化，是目前亟待解決的一個問題。本文擬對在役運行10年以上的風電場的運行狀況、運營策略等方面進行研究與探討。

1 在役運行10年及以上風電機組裝機情況分析

1.1 國內裝機容量快速增長

自2006年起，中國風電行業開始了高速發展的階段，尤其是2009年至2011年，風電機組新增裝機和累計裝機出現了大幅度的增加，其中，2010年中國新增風電機組容量高達世界第一，躍居世界風電裝機第一大國[2]。截止到2011年底，中國（不包括臺灣地區）累計裝機風電機組45894臺，累計裝機容量62364.2MW[3]。2001-2011年中國歷年風電新增、累計裝機容量如圖1所示。

圖1 2001-2011年中國歷年風電新增、累計裝機容量

1.2 主流機型從百千瓦級向兆瓦級快速轉換

隨著風電技術的高速發展，2009年以前安裝的風電機組主要以兆瓦級以下機組為主，主要包括：750kW、850kW、900kW、1000kW，以上機組容量小、葉片短、塔筒低，大部分機組為定槳距機組，2009年以后，我國機組向長葉片、大容量、多兆瓦級機組發展，兆瓦級機組成為我國風電機組主流機型[4]，歷年風電機組裝機平均功率對比圖如圖2所示，歷年風輪直徑占比圖如圖3所示，2011年不同功率機型累計占比如圖4所示。

圖2 歷年風電機組裝機平均功率對比圖

圖3 歷年風輪直徑占比圖

圖4 2011年不同功率機型累計占比圖

2011年底不同機型累計裝機容量：單機功率＜1MW的，裝機容量8544MW；單機功率1MW-2MW的，裝機容量為46149MW；單機功率≥2MW的，裝機容量為7670MW。

上述可以看出，2011年底，兆瓦級以下機組裝機容量超過8500MW，按平均容量約為750kW計算，其數量超過11000臺，機型多為定槳定速機組，其風能利用效率低，折合利用小時數一般略大于1000小時。

1MW-2MW機組裝機容量超過46000MW，數量超過30000臺，以1.5MW機組為主，機型均為變槳變速恒頻機組，以雙饋機型為主，也有相當一部分為直驅機型，目前其折合小時數一般在2000小時左右。

此外還有超過3500臺的2MW及以上機組裝機，其多為當時的新開發機組，葉片相對現今同容量機型較短，可利用小時數略大于2000小時。

1.3 裝機區域集中在三北地區 風資源條件優越

風資源的情況對風電的發展起著決定作用，2011年及以前，華北、西北、以及東北區域等區域憑借著優越的風資源條件，成為新增裝機和累計裝機最多的區域，風區類型多為二、三類風區，2006至2011年風電機組區域安裝圖如圖5所示。

圖5 2006至2011年風電機組區域安裝圖

1.4 電價補貼政策優惠

2009年7月20日，國家發展改革委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格〔2009〕1906號），按照風能資源狀況和工程建設條件，把全國分為四類資源區，并核定了對應的標桿上網電價。同時規定，風電項目上網電價包括脫硫標桿電價和綠電補貼兩部分；該政策在風電發展尚不成熟的早期階段，為風電在電力市場上提供了堅實的立足點，促進了我國風電產業的健康發展，對風電發展起到了巨大的推動作用[5]。優異的政策條件促使各發電集團大力發展風電產業，積極推動國家綠色能源建設[6]。

2 在役運行10年以上風電機組存在的主要問題

2.1 兆瓦級以下機組

國內兆瓦級以下機組裝機主要集中在2011年之前，采用的技術多為定槳距機組，其風能利用效率很低；且運行時間已超過10年，機組故障相對較多，質量問題較為突出；同時還存在著不能滿足低電壓穿越、高電壓穿越等電網接入新規的問題，即使其占據著好的風資源、電價高，但總體運行的年利用小時數依然很低，風電場經濟效益差。

2.2 兆瓦級及以上機組

2011年之前安裝的兆瓦級機組以1.5MW為主，其葉片直徑從70m到90m，主要為雙饋和直驅機型，與目前先進的低風速機型相比，其存在的問題主要有：

風能利用效率偏低，在二、三類風區其年發電小時數在2000小時左右，約為目前先進機型的60%-70%；機組主要部件的技術和質量水平相對較低，控制策略和水平相對落后，機組的安全性存在隱患，造成機組故障率相對較高；國內風電大發展時期，主機生產制造商眾多，到現在數量眾多的企業已停產或者倒閉，加上一部分國外廠商退出中國市場，造成市場上有一定數量的機組成為“孤兒機組”，機組售后技術服務中斷；近年來，電網對風電接入的技術要求越來越高，2011年之前安裝的機組基本上不具備低電壓、高電壓穿越能力，雖經過長時間技術改造，目前仍有部分機組不滿足最新的電網接入要求，影響了它們的運行小時數；以上情況導致了這些早期安裝的機組經濟性較差，存在安全隱患。

3 風電補貼政策的變化和明晰

2020年10月，由財政部、發展改革委、國家能源局印發的財建〔2020〕4號《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，對風電的電價補貼政策重新作出了明確規定，“已按規定核準（備案）、全部機組完成并網，同時經審核納入補貼目錄的可再生能源發電項目，按合理利用小時數核定中央財政補貼額度。”其中合理利用小時數明確為“風電一類、二類、三類、四類資源區項目全生命周期合理利用小時數分別為48000小時、44000小時、40000小時和36000小時，海上風電全生命周期合理利用小時數為52000小時”。

該政策對裝機運行10年以上的風電場的經濟效益影響巨大。在此大背景下，各大發電集團以及風電行業各級服務商必須思考如何在已有風電場上提升經濟效益，特別是還有著電價紅利的早期風電機組[7]，下面將就不同類型機組應采取的提質增效的典型運營策略進行分析與探討。

4 典型運營策略分析與探討

4.1 百千瓦級風電機組

對于前期運行情況較差，實際利用小時數低，電價補貼容量充裕的風電場，在不增加土地占用、不改變并網總容量和并網系統的前提下，采取“上大壓小”等運營策略[8]。選擇風電場中質量問題嚴重、長期停機、大部件無法補充、風資源相對較差、在風場中年利用小時數落后的機組或風機廠家破產，沒有后續技術支持的“孤兒機組”，盡可能在不改變基礎的情況下，采取“拆三上二”“拆二上一”或“以大代小”等措施，用最新研發的高性能機組和塔筒替代原機組。這方面最典型的例子是：金風科技推出的GW1S機型替換原金風750kW機組，其發電量提升可超過60%，改造后的全生命周期內增量全投資內部收益率超過14%；明陽用三臺MY1.5-82機組替換9臺原550kW機組，其發電小時數由935h增加到了改造后的2288h；東方風電用自主研制的11臺4MW和3臺2MW風電機組代替原32臺1.5MW老舊機組，改造后可利用率超過99.5%，對行業內“孤兒”風機改造升級具有顯著的示范意義。以上三個典型的應用示例均已有成功案例，且通過全生命周期的經濟測算，該項目改造能夠在5-6年左右收回成本并獲得收益。這些應用實例說明對百千瓦級機組采用部分替換的策略是可行的，經濟效益和社會效益俱佳。

另外，對于前期運行情況較好，實際利用小時數滿足設計要求，電網補貼容量裕度不大的風電場，應采取對機組狀態和壽命進行全方位評估，綜合治理的運營思路，同時認真研究國家對老舊機組風電場的優化、改造、重建等相關政策，提前做好相關工作準備，以便在風電場運行到壽命后的下一步延壽、替換或新建等工作提前布局，充分發揮這些風電場風資源優勢[9]。

4.2 兆瓦級風電機組

目前運行10年以上的兆瓦級風電機組，主要以1.5MW和2MW機組為主，以雙饋和直驅機組為主要代表，這些機組均是變槳變速恒頻機組，目前運行情況相對較好，年可利用小時數在2000小時左右，經過風電場和風電機組并網特性改造后，可滿足目前的電網接入技術規定。但是這些機組葉片相對較短、塔筒相對較低、部件質量參差不齊，有較大的改造和性能提升空間，對此類風電場主要應采取通過技術改造降低故障率、提高安全性、優化發電性能等措施，充分發揮其風資源條件好、電價政策優惠等優勢，提高整體運營效益。根據近年來風電機組優化改造的實踐經驗來看，主要具體改造內容如下。

4.2.1 風電場的智慧化和風電機組的智能化改造

在大數據和人工智能技術快速發展的背景下，各發電集團紛紛轉變思路，向風電場智能化運營方向轉變。設立總部—區域—場站逐級管理的智能化運維管理系統，建立包含備件存儲與領用、工作票開具與終結、故障處理、項目驗收等各功能整合的智能化運維管理系統，實現無紙化辦公，在減少現場管理人員工作量的同時，提高工作效率，降本增效。在實現智能化辦公的同時，建立集控中心，加強對場站的智能管理，爭取建立無人值守風電場，另外，建立無線通訊，實現通信信號全覆蓋，全方面監控風電場的安全穩定運行。

4.2.2 機組關鍵部件和系統的改造升級

早期各風電主機廠商采用的諸如PLC、變流器等關鍵零部件，絕大部分為進口部件，性能相對落后，其中部分已經停產，很難找到合適的替代產品。對此類部件應大力推進其國產化改造，這些部件主要有變頻系統、變槳系統、偏航系統、PLC、監控系統等。其中華能新銳公司的國產PLC改造、禾望以及陽光電源的自主研發的變頻器目前已處于國際領先地位，在滿足國內需求的同時，能夠進行出口，增強國際競爭力。

對葉片、發電機、齒輪箱、關鍵軸承等部件，目前國產部件的性能、質量和可靠性均能滿足行業發展的需要。對早期出過批次質量事故的關鍵部件，目前也已形成了比較完備的國產化替代產品，對發生嚴重故障的此類部件，可通過建立備件聯儲機制和系統的方式，加快其更換和維修速度，減少停機時間，提高風場效益。

4.2.3 優化機組控制，提高風能利用效率

從主控軟件上對風電機組變槳、功率耦合控制策略進行優化，采用更加先進的智能算法，實現運行狀態主動尋優，參數協調控制，提高風能利用效率，具體實現方式包括槳距角動態調整、偏航動態優化、切入、切出風速優化、尾流控制等。從軟件上優化能夠從根本上解決風電機組控制策略落后的弊端，發電量提升率約在5%以上，且改造效果能夠長期留存，經濟效益明顯。

該改造方案成本小，基本不涉及到硬件改造，但專業技術研發能力要求極強。目前國際知名風機企業如vestas、專業控制策略服務商（PLC）丹控均在自己服務的機組進行試驗；國內機組生產商如金風、遠景等也在不斷提高自己老舊機組風能利用效率的試驗，沒有擴展到其他廠商機型；目前該塊業務就推廣來看是第三方高科技服務公司在跟進，就改造效果來看，取得了不錯的效果，例如北京匯智天華科技有限公司的基于精細化模型的控制算法為例，對于多種品牌老舊1.5MW機組70、77葉片機組發電量提升效果在7%以上，82葉片的提升效果在5%以上，技術方案成熟，且效果良好。

4.2.4 機組安全性能提升改造

安全問題一直是電力系統的一道紅線，早期機組的設計水平和目前的運行年限導致了老舊機組較新安裝的智能機組相比安全性較差，故各發電集團把對老舊機組的安全治理工作視為重中之重。其應對策略是聯合風電機組生產商和第三方服務商，根據各家機組的情況進行有針對性的專項技改，例如優化變槳系統控制邏輯，解決飛車問題；優化控制電路，解決風電機組超速問題；優化風電機組并網回路，解決機組火災問題；優化風電機組油路系統，解決風電機組超溫問題等，小到油質檢測，大到風電機組大部件更換，都體現了發電集團對風電機組安全運行的決心和信心。

4.2.5 風電場及風電機組電網適應性改造

隨著風電裝機規模和其在電網中的占比不斷擴大，電網對風電設備和風電場的技術要求也越來越嚴格，目前各發電集團均在電網指導下對不滿足電網適應性的機組進行改造，包括低電壓穿越改造、高電壓穿越改造、有功功率自動控制（AGC）、自動電壓控制（AVC）、快速調頻調壓等等。這些改造的完成不僅增強了機組的電網適應性，也減少了相應的電網考核，增加了機組的電網友好性。以高電壓穿越改造為例，自2017年，全國第一例華能高力板風電場20萬千瓦風電場高電壓穿越改造完成后，全國東北、蒙東等地均大規模開展了老舊風電機組的高電壓穿越改造項目，完全保障了老舊風電機組在并網時的安全穩定性，大幅度提高了風電的涉網友好性。

綜上，目前國內運行10年以上的風電機組數量已超過45000臺，在我國可再生能源發電系統中，占有重要的戰略位置。尤其在2021年底，煤炭價格大幅上漲，火電發電成本不斷上升，我國南方地區限電的情況下，充分體現出風能、太陽能等可再生能源的重要地位[10]。

對老舊風電機組和風電場進行個性化的分析和改造，可大幅度提升風電場和發電集團的運行效益，本文從裝機容量和分布、機組類型方面入手，結合多年來機組優化改造、性能提升、拆除與更新等方面的實踐經驗，總結出不同類型機組相應的運營和優化策略。這些措施將有助于提高機組安全性、提升機組發電量，增加電網友好性，實現智能化運營，從而提升老舊風電機組風電場的運營水平、經濟效益和社會效益。