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上虞风机-大叶轮直径“弱风速”风电机组带来的思考

目前,中国风电行业整机生产厂家众多,竞争激烈。生产厂家为了迎合业主、满足低风速地区的风电开发需求,不断推出长叶片机型,有的生产厂家为了增加销量和满足风电企业的机组利用小时数需求,还推出了加长叶片的老机型改造。但如不顾及风电场风况条件、机组及部件寿命、故障率和远期维护成本等因素,而片面地增加叶片长度,必将事与愿违,影响企业的长期收益,甚至危及行业的健康持续发展。
 
  我国风电机组的风轮直径不断增大
 
  根据中国风能协会统计数据, 2008 年以前,风轮直径在 70m 以下的 1.5MW 型机组的装机量一直处于比较稳定的状态。在 2014 年、 2015 年安装和投运的机组中,风轮直径在 93m 及以上的 1.5MW 机组已经占绝大多数;风轮直径 82m 以下的 2MW 风电机组在 2009 年以前的新增装机容量一直保持高速增长 , 而在 2013 年、 2014 年、 2015 年风轮直径为 100m 、 105m 、 108m 、 110m 、 114m 、 115m 、 116m 、 118m 、 120m 、 121m 的 2MW 机组陆续问世,并相继成为主流机型。
 
  和 2MW 机组风轮直径的不断增加以及风电市场对其的反应,主要源自于我国对低风速风区开发的重视程度有所增加。大风轮直径的机组往往被厂商定义为 “ 低风速型 ” 、 “ 弱风速型 ” 风电机组。我国风电招投标体制,由于一般以千瓦功率为单位进行价格的对比,在短期内使叶片长度更长、风轮直径更大的产品受到市场青睐。而一些国际一流厂家则是在叶轮直径不变的情况下,不惜降低单位千瓦的扫风面积,千方百计地提高机组容量。例如: Vestas 的 V164 从最初的 7MW 提高到了 8MW ; Siemens 直驱 SWT154 则从最初的 6MW 提高到了 7MW ,在相似的运营成本条件下, SWT-7.0-154 机组发电量比其前代产品 SWT-6.0-154 提高了 10% 。
 
  从我国 1.5MW 和 2MW 机组风轮直径不断增加趋势可以很明显地看出,叶轮直径的增加,与机组的生产年份、我国的国情及消费者的偏好有着直接的关系;从趋势中解读出来与机组所处风况条件的关系来看,我国在 2008 年以后,所建的风电场绝大多数都应属于 “ 弱风速型 ” 风电场,事实果真是这样的吗?是否有在本属于 Ⅰ 、 Ⅱ 类风区的机位或风电场安装 “ 弱风速型 ” 机组的问题?因此,叶轮直径增加可能带来的隐患和弊端值得引起同行们的重视与思考。
 
  风电机组的设计
 
  一、风电机组的设计流程与设计周期
 
  风电机组的设计流程大致需经过:概念设计、初步设计、载荷计算、部件分析、详细设计、厂内试验及现场测试。实际整个设计阶段是一个不断的循环过程,通常需要三到五次循环。在详细设计完成后,需要将机组更为准确的参数用于载荷计算和控制器的设计,在新的载荷出来后又需要对初步设计的部件进行更新,也许原来设计不能满足要求,就需要对初步设计进行调整,再进行载荷计算和控制器的设计,以进入下一流程。因此,在机组进行批量生产之前,往往需要较长时间的样机试验,然后才批量投入市场。
 
  对风电机组来说,一种新的机型,在短期内投运良好,还不能证明其开发成功、性能优异,可以大批量地投入生产。由于自然条件下风的变化性,风电机组的受力情况具有很强的交变性,实际运行工况极其复杂、多变,仅依靠软件模拟和厂内试验是难以准确、全面地对机组性能进行准确评估。再者,在厂内试验不能安装叶片,许多因变桨和叶片而产生的问题,厂内试验是根本没办法发现的。因此,需要通过在风电场的实际样机试运行,在实际的风电场运行过程中,对其运行状况进行仔细分析,及时发现问题,不断地改进和完善,经过各种风况和充分的风电场验证,等待产品成熟后,再投入批量生产。也只有这样,才能向市场推出合格、经得起长期风电场检验的机型。依据国外风电机组的研发经验,从概念设计到投入批量生产所需要的时间大约为 7 年。
 
  然而,从我国风电行业 1.5MW 和 2MW 的 “ 低风速型 ” 、 “ 弱风速型 ” 机组的研发到批量生产的时间来看,其设计周期普遍偏短,有的机型在没有经过样机投运的情况下,就投入了大批量生产。这样,机组的重要部件可能经不起长期风电场实践的检验,由此带来的风险很大。
 
  二、风电机组与其他发电设备在研发与运行上的区别
 
  风电机组容易受到疲劳载荷的严重影响。在 600kW 机组中,风轮在 20 年的寿命期内会旋转 2×108 次。每旋转一周,在低速轴上的受力与作用在叶片上的重力均会出现周期性变化。同时,在风轮旋转平面上,会因风剪切力、偏航误差、轴倾斜、塔架阴影和湍流等效应产生循环变化的载荷。因此,许多风电机组部件的设计都取决于疲劳载荷而不是极限载荷。
 
  火电、核电等电力设备,其工况条件受人为控制,且变化范围不大,其部件设计主要取决于极限载荷。例如,火电机组中的汽轮机、燃气轮机,在正常情况下,机组容量越大,初参数越高,机组的效率就越高。在设计技术和制造工艺允许的情况下,开发大容量机组,无疑有利于机组经济性的提高。在其他条件相同的情况下,只要能研发出更长的末级叶片,就能使机组的发电功率、效率增加,且叶片所受的重力可以忽略不计,对于冷却水温度较为恒定的水冷机组,自然环境对机组的影响也基本可以忽略不计。在提高机组效率上,叶片的生产成本与所能得到的收益相比,基本可以忽略不计。为了提高机组效率,我们曾经在火电汽轮机上实施过叶片加长及通流改造,实践证明不仅可行而且是有成效的,只要机组能顺利通过 168h 满负荷、连续无故障试运行就基本可以证明新机型的研发、或改造的成功。火电汽轮机、燃气轮机等近似于单件生产,如有个别缺陷可在机组的试运行、运行过程不断完善,不会带来批量性问题,因此可以不经过样机试验,就可以投入商业生产。
 
  风电机组与其他大型发电设备相比,有明显的不同:
 
  第一,工况条件不受人为控制,运行条件复杂、多变,且影响因数众多。
 
  第二,在增大叶轮直径、实施叶片加长改造时,叶片成本是考虑的重要因素,而且,叶轮直径的增加不仅要受到叶片制造技术的制约,更重要的是还要受到机组的风况,及其他机组部件的技术、强度、寿命等条件的制约,因此,综合考虑各种因素,在通常情况下,实施加大叶轮直径改造带来的社会资源的浪费大于所能得到的社会收益。因种种原因,有的风电场实施了 Mita 控制器的主控改造,不少风电场在改造之前,主控( WP3100 )、变频器( ALstom )、通讯控制器( IC500 )以及与变桨控制器( L&B )之间的硬件接口完全相同,并且主控、变频器与通讯控制器之间的通讯协议也相同,主控程序完善、使用方便。在改造之后,造成了机组部件之间的软硬件不兼容,维修与使用不便,不利风电场的集中监控,区域维修,因此,从机组维护与维修的角度来看,这不仅造成了主控使用的极大不便,维护、维修成本增加,同时也是社会资源的一大浪费,所以,加大叶轮直径及机组改造时应全面评估。
 
  第三,风电机组绝大部分的部件设计主要取决于所承受的疲劳载荷,然而,疲劳损坏往往需要长时间的运行才会出现,因此,机组顺利通过了风电场试运行及满负荷试验并不能证明机组设计完善、运行可靠,也不能说明将来机组的故障几率一定很低。
 
  第四,风电机组的设计理念是在无人监管下的全自动运行,而对于大型风电机组来说,其控制和保护措施更是不计其数,此外,在短时间之内,也很难证明机组就一定没有重大设计缺陷与安全隐患,因此在研发时需要样机运行的检验,在风电场运行时还需要专家们的远程指导与故障诊断,以避免风电机组重大事故的再次发生。
 
  第五,在通常情况下,风电机组的生产属于批量生产,为了尽可能地减少设计缺陷,避免在新机型开发时埋下隐患,因此,需要通过样机的长时间风电场运行进行完善。
 
  由于当今中国的整机厂商众多,市场竞争激烈,且社会普遍存在着浮躁、冒进的心态,不少风电整机厂商在新机型研发时,其 “ 弱风速型 ” 的机组设计验证,通常仅是通过数字计算、仿真及厂内试验得到,没有经过样机的风电场试验,就投入了大批量生产。
 
  我国 “ 弱风速 ” 风电场的现状和问题
 
  在风电机组风况及气象环境条件不变的情况下,随着机组的风轮直径增大,叶片重量大大增加,要求其叶片螺栓强度、变桨轴承、变桨系统、主轴轴承、主齿轮箱、偏航电机、偏航液压刹车器等重要零部件的功率、质量相应提高,或强度、疲劳寿命增加,另外,塔筒、浇筑基础的强度也需要相应提高。因此,在通常情况下,生产和安装大叶轮直径机组将会使成本大大增加。
 
  然而,目前我国不少的整机生产厂家在生产大叶轮直径机组时,除加大风轮直径外,机组其他部件的质量和强度并未提高,或者说他们生产的 “ 弱风速型 ” 机组与其生产的他机组相比,仅是叶片长度不同而已,因此,生产大叶轮直径机组的成本可以大大降低;且不经过样机试验就大批量地投入生产,其 “ 弱风速型 ” 机组的开发时间也就大大缩短,但是,由此带来的机组和部件寿命大大缩短,可能隐藏的众多设计缺陷和安全隐患等问题,则不容忽视。
 
  我国的绝大多数 “ 弱风速型 ” 风电场地处山地,其风况和地形条件复杂,不同机位之间的风况差别很大。如今兴建的不少风电场,虽然年平均风速很低,但是,其极端风速和大风期的最高风速却很高,有不少风电场的这两项指标并不低于 Ⅰ 、 Ⅱ 类风区的极端风速和 10min 最大平均风速,由于业内普遍对风电场微观选址的重要意义认识不足,没能引起投资商的足够重视。例如,因风电场地处山地,不同机位之间的风况差别很大,远超过一种机型的承受能力,本应按照各机位的风况条件选择多种机型与之相对应,然而,在实际机组安装时,不少地方整个一期,甚至几期机组均选用同种机型,对风电场微观选址不够重视或流于形式。
 
  一般地,风电场选址需要两年时间,使用测风塔和评估软件等对选址内的风资源分布情况进行详细勘察。国内外的经验教训表明,风电场选址的失误造成发电量损失和增加维修费用等将远远大于对场址进行详细调查的费用。因此,风电场选址对于风电场的建设是至关重要的。
 
  在微观选址时,仅有气象资料提供的风速、风向数据是不够的,一般要在装机地点附近有代表性的位置用 ( 一个或多个 ) 测风塔进行一年以上的现场测风,测量风向、风速、温度和湍流强度等。然后根据这些测量数据,利用软件评估整个风电场的风资源分布情况。如果地形复杂,则需要布置多个测风塔 , 通过测风塔和模拟软件的评估,可使风能资源评估误差在 5% 以内。
 
  因此,如今不少新机组在投运之后,叶片螺栓断裂频发,叶片断裂事故时有发生,齿轮箱等大部件批量损坏,机组的故障几率极高,这与微观选址、机组选型有着紧密的联系。
 
  结语
 
   按照风况和技术条件合理地选择机组容量与叶轮直径,以期达到在机组寿命期内的度电成本最低,增加企业的长期收益,这才是我们应当追求的目标。

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