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      新聞資訊
      上虞風機-大葉輪直徑“弱風速”風電機組帶來的思考

      目前,中國風電行業整機生產廠家眾多,競爭激烈。生產廠家為了迎合業主、滿足低風速地區的風電開發需求,不斷推出長葉片機型,有的生產廠家為了增加銷量和滿足風電企業的機組利用小時數需求,還推出了加長葉片的老機型改造。但如不顧及風電場風況條件、機組及部件壽命、故障率和遠期維護成本等因素,而片面地增加葉片長度,必將事與愿違,影響企業的長期收益,甚至危及行業的健康持續發展。
       
        我國風電機組的風輪直徑不斷增大
       
        根據中國風能協會統計數據, 2008 年以前,風輪直徑在 70m 以下的 1.5MW 型機組的裝機量一直處于比較穩定的狀態。在 2014 年、 2015 年安裝和投運的機組中,風輪直徑在 93m 及以上的 1.5MW 機組已經占絕大多數;風輪直徑 82m 以下的 2MW 風電機組在 2009 年以前的新增裝機容量一直保持高速增長 , 而在 2013 年、 2014 年、 2015 年風輪直徑為 100m 、 105m 、 108m 、 110m 、 114m 、 115m 、 116m 、 118m 、 120m 、 121m 的 2MW 機組陸續問世,并相繼成為主流機型。
       
        和 2MW 機組風輪直徑的不斷增加以及風電市場對其的反應,主要源自于我國對低風速風區開發的重視程度有所增加。大風輪直徑的機組往往被廠商定義為 “ 低風速型 ” 、 “ 弱風速型 ” 風電機組。我國風電招投標體制,由于一般以千瓦功率為單位進行價格的對比,在短期內使葉片長度更長、風輪直徑更大的產品受到市場青睞。而一些國際一流廠家則是在葉輪直徑不變的情況下,不惜降低單位千瓦的掃風面積,千方百計地提高機組容量。例如: Vestas 的 V164 從最初的 7MW 提高到了 8MW ; Siemens 直驅 SWT154 則從最初的 6MW 提高到了 7MW ,在相似的運營成本條件下, SWT-7.0-154 機組發電量比其前代產品 SWT-6.0-154 提高了 10% 。
       
        從我國 1.5MW 和 2MW 機組風輪直徑不斷增加趨勢可以很明顯地看出,葉輪直徑的增加,與機組的生產年份、我國的國情及消費者的偏好有著直接的關系;從趨勢中解讀出來與機組所處風況條件的關系來看,我國在 2008 年以后,所建的風電場絕大多數都應屬于 “ 弱風速型 ” 風電場,事實果真是這樣的嗎?是否有在本屬于 Ⅰ 、 Ⅱ 類風區的機位或風電場安裝 “ 弱風速型 ” 機組的問題?因此,葉輪直徑增加可能帶來的隱患和弊端值得引起同行們的重視與思考。
       
        風電機組的設計
       
        一、風電機組的設計流程與設計周期
       
        風電機組的設計流程大致需經過:概念設計、初步設計、載荷計算、部件分析、詳細設計、廠內試驗及現場測試。實際整個設計階段是一個不斷的循環過程,通常需要三到五次循環。在詳細設計完成后,需要將機組更為準確的參數用于載荷計算和控制器的設計,在新的載荷出來后又需要對初步設計的部件進行更新,也許原來設計不能滿足要求,就需要對初步設計進行調整,再進行載荷計算和控制器的設計,以進入下一流程。因此,在機組進行批量生產之前,往往需要較長時間的樣機試驗,然后才批量投入市場。
       
        對風電機組來說,一種新的機型,在短期內投運良好,還不能證明其開發成功、性能優異,可以大批量地投入生產。由于自然條件下風的變化性,風電機組的受力情況具有很強的交變性,實際運行工況極其復雜、多變,僅依靠軟件模擬和廠內試驗是難以準確、全面地對機組性能進行準確評估。再者,在廠內試驗不能安裝葉片,許多因變槳和葉片而產生的問題,廠內試驗是根本沒辦法發現的。因此,需要通過在風電場的實際樣機試運行,在實際的風電場運行過程中,對其運行狀況進行仔細分析,及時發現問題,不斷地改進和完善,經過各種風況和充分的風電場驗證,等待產品成熟后,再投入批量生產。也只有這樣,才能向市場推出合格、經得起長期風電場檢驗的機型。依據國外風電機組的研發經驗,從概念設計到投入批量生產所需要的時間大約為 7 年。
       
        然而,從我國風電行業 1.5MW 和 2MW 的 “ 低風速型 ” 、 “ 弱風速型 ” 機組的研發到批量生產的時間來看,其設計周期普遍偏短,有的機型在沒有經過樣機投運的情況下,就投入了大批量生產。這樣,機組的重要部件可能經不起長期風電場實踐的檢驗,由此帶來的風險很大。
       
        二、風電機組與其他發電設備在研發與運行上的區別
       
        風電機組容易受到疲勞載荷的嚴重影響。在 600kW 機組中,風輪在 20 年的壽命期內會旋轉 2×108 次。每旋轉一周,在低速軸上的受力與作用在葉片上的重力均會出現周期性變化。同時,在風輪旋轉平面上,會因風剪切力、偏航誤差、軸傾斜、塔架陰影和湍流等效應產生循環變化的載荷。因此,許多風電機組部件的設計都取決于疲勞載荷而不是極限載荷。
       
        火電、核電等電力設備,其工況條件受人為控制,且變化范圍不大,其部件設計主要取決于極限載荷。例如,火電機組中的汽輪機、燃氣輪機,在正常情況下,機組容量越大,初參數越高,機組的效率就越高。在設計技術和制造工藝允許的情況下,開發大容量機組,無疑有利于機組經濟性的提高。在其他條件相同的情況下,只要能研發出更長的末級葉片,就能使機組的發電功率、效率增加,且葉片所受的重力可以忽略不計,對于冷卻水溫度較為恒定的水冷機組,自然環境對機組的影響也基本可以忽略不計。在提高機組效率上,葉片的生產成本與所能得到的收益相比,基本可以忽略不計。為了提高機組效率,我們曾經在火電汽輪機上實施過葉片加長及通流改造,實踐證明不僅可行而且是有成效的,只要機組能順利通過 168h 滿負荷、連續無故障試運行就基本可以證明新機型的研發、或改造的成功?;痣娖啓C、燃氣輪機等近似于單件生產,如有個別缺陷可在機組的試運行、運行過程不斷完善,不會帶來批量性問題,因此可以不經過樣機試驗,就可以投入商業生產。
       
        風電機組與其他大型發電設備相比,有明顯的不同:
       
         ,工況條件不受人為控制,運行條件復雜、多變,且影響因數眾多。
       
        第二,在增大葉輪直徑、實施葉片加長改造時,葉片成本是考慮的重要因素,而且,葉輪直徑的增加不僅要受到葉片制造技術的制約,更重要的是還要受到機組的風況,及其他機組部件的技術、強度、壽命等條件的制約,因此,綜合考慮各種因素,在通常情況下,實施加大葉輪直徑改造帶來的社會資源的浪費大于所能得到的社會收益。因種種原因,有的風電場實施了 Mita 控制器的主控改造,不少風電場在改造之前,主控( WP3100 )、變頻器( ALstom )、通訊控制器( IC500 )以及與變槳控制器( L&B )之間的硬件接口完全相同,并且主控、變頻器與通訊控制器之間的通訊協議也相同,主控程序完善、使用方便。在改造之后,造成了機組部件之間的軟硬件不兼容,維修與使用不便,不利風電場的集中監控,區域維修,因此,從機組維護與維修的角度來看,這不僅造成了主控使用的極大不便,維護、維修成本增加,同時也是社會資源的一大浪費,所以,加大葉輪直徑及機組改造時應全面評估。
       
        第三,風電機組絕大部分的部件設計主要取決于所承受的疲勞載荷,然而,疲勞損壞往往需要長時間的運行才會出現,因此,機組順利通過了風電場試運行及滿負荷試驗并不能證明機組設計完善、運行可靠,也不能說明將來機組的故障幾率一定很低。
       
        第四,風電機組的設計理念是在無人監管下的全自動運行,而對于大型風電機組來說,其控制和保護措施更是不計其數,此外,在短時間之內,也很難證明機組就一定沒有重大設計缺陷與安全隱患,因此在研發時需要樣機運行的檢驗,在風電場運行時還需要專家們的遠程指導與故障診斷,以避免風電機組重大事故的再次發生。
       
        第五,在通常情況下,風電機組的生產屬于批量生產,為了盡可能地減少設計缺陷,避免在新機型開發時埋下隱患,因此,需要通過樣機的長時間風電場運行進行完善。
       
        由于當今中國的整機廠商眾多,市場競爭激烈,且社會普遍存在著浮躁、冒進的心態,不少風電整機廠商在新機型研發時,其 “ 弱風速型 ” 的機組設計驗證,通常僅是通過數字計算、仿真及廠內試驗得到,沒有經過樣機的風電場試驗,就投入了大批量生產。
       
        我國 “ 弱風速 ” 風電場的現狀和問題
       
        在風電機組風況及氣象環境條件不變的情況下,隨著機組的風輪直徑增大,葉片重量大大增加,要求其葉片螺栓強度、變槳軸承、變槳系統、主軸軸承、主齒輪箱、偏航電機、偏航液壓剎車器等重要零部件的功率、質量相應提高,或強度、疲勞壽命增加,另外,塔筒、澆筑基礎的強度也需要相應提高。因此,在通常情況下,生產和安裝大葉輪直徑機組將會使成本大大增加。
       
        然而,目前我國不少的整機生產廠家在生產大葉輪直徑機組時,除加大風輪直徑外,機組其他部件的質量和強度并未提高,或者說他們生產的 “ 弱風速型 ” 機組與其生產的他機組相比,僅是葉片長度不同而已,因此,生產大葉輪直徑機組的成本可以大大降低;且不經過樣機試驗就大批量地投入生產,其 “ 弱風速型 ” 機組的開發時間也就大大縮短,但是,由此帶來的機組和部件壽命大大縮短,可能隱藏的眾多設計缺陷和安全隱患等問題,則不容忽視。
       
        我國的絕大多數 “ 弱風速型 ” 風電場地處山地,其風況和地形條件復雜,不同機位之間的風況差別很大。如今興建的不少風電場,雖然年平均風速很低,但是,其極端風速和大風期的 風速卻很高,有不少風電場的這兩項指標并不低于 Ⅰ 、 Ⅱ 類風區的極端風速和 10min 平均風速,由于業內普遍對風電場微觀選址的重要意義認識不足,沒能引起投資商的足夠重視。例如,因風電場地處山地,不同機位之間的風況差別很大,遠超過一種機型的承受能力,本應按照各機位的風況條件選擇多種機型與之相對應,然而,在實際機組安裝時,不少地方整個一期,甚至幾期機組均選用同種機型,對風電場微觀選址不夠重視或流于形式。
       
        一般地,風電場選址需要兩年時間,使用測風塔和評估軟件等對選址內的風資源分布情況進行詳細勘察。國內外的經驗教訓表明,風電場選址的失誤造成發電量損失和增加維修費用等將遠遠大于對場址進行詳細調查的費用。因此,風電場選址對于風電場的建設是至關重要的。
       
        在微觀選址時,僅有氣象資料提供的風速、風向數據是不夠的,一般要在裝機地點附近有代表性的位置用 ( 一個或多個 ) 測風塔進行一年以上的現場測風,測量風向、風速、溫度和湍流強度等。然后根據這些測量數據,利用軟件評估整個風電場的風資源分布情況。如果地形復雜,則需要布置多個測風塔 , 通過測風塔和模擬軟件的評估,可使風能資源評估誤差在 5% 以內。
       
        因此,如今不少新機組在投運之后,葉片螺栓斷裂頻發,葉片斷裂事故時有發生,齒輪箱等大部件批量損壞,機組的故障幾率極高,這與微觀選址、機組選型有著緊密的聯系。
       
        結語
       
         按照風況和技術條件合理地選擇機組容量與葉輪直徑,以期達到在機組壽命期內的度電成本最低,增加企業的長期收益,這才是我們應當追求的目標。

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