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当前老旧机组存在三大症结:
发电能力差
早期机组容量系数低;风电场机组等效小时低,有些低于1000小时甚至更少;
安全可靠性低
安全隐患较多;机组故障频发;叶片断裂、飞车倒塔、机舱着火等重大设备事故时有发生;
经济性差
机组检修工作量大;停机时间长;运维成本较高;备品备件缺失。
常见机组技改方案及风险分析
机组替换类
以大代小、更换机头,这种技改是用新的风电机组替换老旧机组,从根本上解决风电机组性能低下的问题,其特点是增功效果显著,AEP提升通常在50%以上,但同时总体投资大,建设周期长。所以在这类技改方案中,需要重点关注项目整体经济性的核算、场址适应性分析、原有基础及塔架强度(针对更换机头技改方式)、塔架振动及涡激振动、叶片吊装及颤振、控制保护阈值等问题。
叶片加长类
叶片现在比较常见的是换长叶片、叶根延长、叶尖延长、叶尖小翼等技改方式,这类技改不改变机组基本结构,通过增大叶片扫风面积达到提升发电量效果。这种技改方案增功效果明显,AEP提升通常在5~15%,投资中等。此类技改中,需要关注机组载荷安全性、叶片轴承及叶根螺栓强度、新增部件的强度和安全性等方面的问题。
叶片气动组件类
叶片气动组件类是通过叶片本身加装附属件,来改善叶片空气动力学性能,进而提升叶片的捕风能力,提升机组发电性能。该类技改方案投资较小,建设周期短,施工难度小,但增功效果一般,AEP提升通常为1~3%,需重点关注新增部件的强度和安全性、粘接可靠性、部件坠落风险等问题。
主控系统升级
随着近几年,国产化主控的提出,现在很多风电场也在进行主控的系统升级,此类技改不改变机组主体机械结构,而是将更先进的控制技术和控制策略应用到老旧机组,进而提高老旧机组运行效率。该类技改投资中等或一般,建设周期短,主要提高机组稳定性和运行效率。改造后机组安全性、新旧系统的匹配性、改造后机组的运行稳定性都是该类技改的关注重点。
电网适应性改造及其他机组安全性、稳定性改造
电网适应性相关技术改造大多参照电网要求执行,目前相对成熟;其他机组安全性、稳定性改造,如消防系统改造等,对机组本身的载荷和安全性影响较小,此处不展开介绍。
技改安全性及经济性评估
目前技改设计和施工中或多或少会存在一些风险:安全性评估不足、技改设计实施方技术能力参差不齐、技改效果夸大宣传、技改失效等,技改综合评估重点关注以下两个方面:
安全性评估方法
机组的安全主要与载荷有关。在关注安全性时,如果载荷增加,需要进行载荷计算,如果存在载荷超出设计的情况,需要对机械结构做结构校核。
这里分享一个案例。某风电场做叶根延长后,在进行安全性评估过程中,发现机组极限载荷、疲劳载荷超过原始设计载荷,安全性存在一定风险,对此,建议应用降载策略、载荷迭代计算、局部加强。但降载同时也会造成发电量的降低,发电性能无法达到预期。
经济性评估方法
经济性评估的重点落脚在发电量的分析,除机组可利用率造成的影响外,发电量主要影响因素还包含风资源和功率曲线。功率曲线共分三个阶段,可以通过在“爬升段”提升气动性能、在“额定段”提高额定功率、在“切出段”控制策略的调整优化,来达到提升发电量的目的。
在经济性评估过程中,首先要对数据进行采集和评估;其次选取相关性好、地形地貌接近、发电量、平均风速、维护时间等参数和机组运行状态均具有代表性的机组为标杆机组;选取标杆机组后,通过数据处理分析工作,最终绘制出功率曲线,通过风频分布来进行发电量分析和进一步的经济性评估。
例如整理了某五个风电场的叶尖小翼加装效果(如下图),可以看出技改前的发电量高低不等,最低年满发小时数不到1700小时;但技改后的增效比达到了5%-6%的区间水平,这也与我们的经验相符。
工作建议与总结
针对技改工作,目前行业内工作流程存在一定的差异,建议工作流程如下:
01问题及需求确认首先明确风电场存在的问题,才能针对性进行技改设计与实施;
02技改可行性分析从国家和地方相应的政策研究、安全、施工、环境影响等方面对技改可行性进行分析;
03技改方案制定需要从经济性、安全性及施工方案上综合考虑,对技改方案做理论性的设计或制定;
04技改施工包含施工准备、物料准备、现场技术交底;05现场监督需进行施工过程质量监督、施工后验收;
06技改验证包含安全性测试验证、技改效果评价、技改经济性分析;
07技改后监测技改后需要对重点参数及运行状态进行监测,以避免技改过程中对机组产生不利影响;也可以定期进行后评估,了解技改机组的运行情况。
我们呼吁:技改并非只针对于具有明显表现的低效机组,更应对整场风资源情况和机组的健康运行状态,以发挥其应有的发电潜力为目的;对决定开展技改的老旧风电场,都应开展技改经济性评价与安全性评价,在保障安全可靠的前提下尽可能提升资源利用率,盘活老旧机组资产
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