中國儲能網訊：開發(fā)南方復雜地形、低風速風資源已成為我國風電產業(yè)未來幾年的一個重要發(fā)展方向。從過去諸多建成后在運行風電場來看，由于環(huán)境復雜，各機位風資源差異較大，部分機組發(fā)電量偏低已成為諸多風電場的共性。本文選取國內某復雜地形風電場作為案例，重點開展了運行評估的場址條件評估，基于評估結果進行技改方案分析。結果表明：在機組原有的安全設計條件下直接增加塔架高度，發(fā)電量提升有限且安全風險較高。對發(fā)電量遠低于前期設計的機組，選取風資源較優(yōu)的點位進行移機是一種可行的技術方案。
前言
隨著我國環(huán)境問題的凸顯，風力發(fā)電作為解決環(huán)境問題的有效手段之一，近十年來不斷增長，并已成為我國繼煤電、水電之后的第三大電源。截至2016年底，我國風電裝機已達10萬余臺，累計裝機容量達到1.69億千瓦。根據我國風電“十三五”規(guī)劃目標，到2020年底，風電累計并網裝機容量確保達到2.1億千瓦以上，其中海上風電并網裝機容量達到500萬千瓦以上；風電年發(fā)電量確保達到4200億千瓦時，約占全國總發(fā)電量的6%。
雖然風電成為我國能源結構的重要組成部分，發(fā)展前景廣闊，但近年來，我國風電產業(yè)發(fā)展面臨諸多問題和挑戰(zhàn)，其中棄風限電現象十分嚴重，已成為制約我國風電發(fā)展的重要因素，而徹底解決風電消納問題仍需要較長的一段時間。然后，從全國范圍來看，可利用低風速資源面積約占全國風能資源區(qū)的68%，主要集中在粵、桂、皖、湘、鄂、贛、川、滇、黔等地，接近電網負荷的受端地區(qū)，不存在遠距離送電問題。因此，開發(fā)南方低風速、復雜地形風電場已經成為未來幾年國內風電發(fā)展的主流。
從風電場開發(fā)來看，其設計主要是基于前期2～3年的測風塔數據，并結合CFD軟件進行仿真計算。平均來看，一個10～20平方公里的風電場場區(qū)會安裝1～2個測風塔，但是復雜地形條件各異，測風塔的代表性大大降低，同時CFD計算模型也無法保證計算的精確性。因此，過去5~6年內諸多山地風電場項目由于缺乏足夠精細化的前評估，導致部分機位年發(fā)電量大大低于可行性研究報告設計。因此，對已建成風電場進行風電場運行評估，并進行有效技改已成為不少風電企業(yè)的必然選擇，同時對于風電場開發(fā)設計單位，通過后評估實現前期設計的閉環(huán)已經刻不容緩。
1 . 運行評估分析
我國南方地區(qū)某風電場，海拔在 1400~1600m之間，兩處山脊為南北走向，屬于較典型的復雜地形風電場，同時也屬于普通高原風電場。風電場裝有23臺1.5MW風電機組，機組葉輪直徑93m，輪轂高度70m，于2015年8月進入質保期，風電場采集的數據已大于12個月，滿足運行評估的條件。因此，對風電場內23臺機組年發(fā)電量進行評估分析。
為準確評估風電場機組的產能情況，采用“年等效小時數”作為主要評估指標。其計算方法如公式（1）所示。
（1）
其中，AEP——機組年發(fā)電量，數據來源于SCADA統(tǒng)計，kWh；——機組容量，kW；——風電場年利用小時，h。
評估結果顯示，各機組2016年實測年等效利用小時數與微觀選址計算的年等效利用小時數對比如圖1所示。
圖1 各機組年等效小時數與設計值對比結果
由圖1可知，各機組的年發(fā)電量與設計值存在一定的差異。其中，W-10機組與設計值差異最大，且其年發(fā)電量也為全場最低。因此，在確認機組性能、可靠性都處于正常水平后，擬采用兩種方案進行技改：1）塔筒加高；2）轉移機位。
2 .塔筒加高技改分析
2.1發(fā)電量評估分析
為論證W-10機組塔筒加高技改的可行性，采用激光雷達進行為期75天的測風，測風結果表明該機位處的風切變?yōu)?.15?；谠摍C位的設計年平均風速5.22m/s，結合實測風切變，推算塔筒加高后，不同高度理論年發(fā)電量如表1所示。
分析可知，隨著輪轂高度增高，發(fā)電量隨之增加。當輪轂高度增加到75m、80m、90m發(fā)電量分別可增加7.8萬kWh、14.4萬kWh、28萬kWh。綜上可知，由于風切指數較小，即使塔筒增加20米，發(fā)電量提升仍小于1%。
2.2 技術可行性及經濟性評估
基于W-10機位不同輪轂高度對應的理論發(fā)電量，增高塔筒可以采取以下三種方案：1）直接加高塔筒；2）更換塔筒I段，塔筒的結構分布示意圖如圖2所示；3）更換整個塔筒。
圖2 塔筒結構示意圖
基于機組安全余量，通過載荷計算及強度分析以確定各方案的可行性與合理性。主要分析如下：
1）直接加高塔筒
基于工作量最少原則，確定的第一種方案為：直接在塔筒第I、II節(jié)之間加高5m使塔筒總高度達75m。
結合塔架極限載荷數據，并依據DIN 18800標準對塔筒進行加載計算。評估顯示，若直接加高塔筒至75m，塔壁實際翹曲強度已超出機組設計要求，一部分塔壁的翹曲出現超出安全余量的要求；此外，塔門的極限強度已經超出機組安全運行范圍。因此，直接加高塔筒方案不可行。
2）更換塔筒I段
由于無法采用直接加高塔筒的方案進行技改，因此確定第二種方案：更換塔筒I段，對原有的塔筒模型進行重新設計，由原來的20.5m更換成25.5m，并根據新的塔筒模型進行相關的載荷計算、強度分析等。
分析顯示，在保證基礎安全余量的前提下，通過更換塔筒第I節(jié)實現加高塔筒至75m可行，但塔筒的安全余量有限，若加高至80m或90m均超過了機組塔筒的及基礎的安全余量。
3）更換整個塔筒
在直接加高塔筒或更換塔筒某一節(jié)均不可行的情況下，考慮更換整個塔筒以實現加高塔筒至80m、90m。若采取此方法，則原有塔架基礎需重新設計和更換。
在機組安全運行的基礎上，對機組加高塔筒技改經濟性估算如表2所示，其中經濟增益按照上網電量0.6元／千瓦時計算，經濟投入為基于項目經驗的參考值。
由表2可知，在保證機組安全余量的前提下，加高塔筒至75m、80m、90m的成本回收期都在12年以上。其中，加高塔筒至80m需更換整個塔筒及底部基礎，成本投入高，靜態(tài)回收成本時間已超過機組20年的設計壽命。更換整個塔筒至90m也已接近機組安全運行年限。此外，由于風電場已投產運行2年多，按照風電機組20年的壽命期來看，技改的經濟性較差。因此在風切變?yōu)?.15的條件下，不建議采用塔筒加高的技改方式以提升機組產能。
3 機位轉移評估分析
3.1 發(fā)電量評估分析
從理論上來看，加高塔筒高度無法取得較好產能提升。因此考慮采用轉移機位以改善該機組的產能。基于風電場的實際情況和選取的備用機位點（B1、B2），計劃將W-10機組移至備用機位，備選機位B01、B02所在位置如圖3所示。
圖3 各機組及備選機位點示意圖
對兩種方案分別進行了產能計算。根據前期測量得到的備用機位點坐標信息，采用商用的微觀選址計算軟件推算備用機位（B1、B2）的風資源，并結合W-10機組近幾年的實際發(fā)電量情況，評估相關機位點發(fā)電量如表3所示：
由表3可知，機組移至備用機位B01、B02的理論年發(fā)電量較原有機位可分別增加1852MWh和1420MWh，具有較大的發(fā)電量提升。
3.2 經濟性評估
基于表3各移機技改方案中各機位機組理論產能，核算不同方案所需的靜態(tài)成本投入，并進行經濟性評估。
結合風電場地形、道路和施工條件，在不考慮惡劣天氣無法施工和各種不可抗力的條件下，移機所需投入成本約為250萬元，主要包括：基礎及基礎環(huán)約50萬元，箱變基礎約50萬元、集電線路按一千米計算約50萬元，拆機、運輸、人工及吊裝費約100萬元。綜上所述，不同移機方案的收支表如表4所示。
由表4可知，對機組進行移機的理論回收周期在3年之內，即使工程實踐中存在的不確定性會帶來額外的經濟投入，移機方案依然具有較好的經濟性。
4 . 結論與建議
本文選取國內某復雜地形風電場作為案例，重點開展了運行評估的場址條件評估，從提升塔筒高度和機組移機角度分別進行了技術論證和經濟性評估。主要結論如下：
1）風電場的實測風切變?yōu)?.15左右，在機組原有的安全設計條件下，若采用直接增加塔筒高度進行提效技改，發(fā)電量提升有限且安全風險較高。
2）對發(fā)電量遠低于前期設計的機組，選取風資源較優(yōu)的點位進行移機是一種較為可行的技術方案。
目前，南方復雜山地風電場的開發(fā)已經逐漸成為我國風電發(fā)展的一個主要方向。同時，隨著我國風電的不斷發(fā)展，龐大的風電后市場已經顯現。不少公司在利益的驅動下不斷鼓吹技改的優(yōu)越性。事實上，風電機組或風電場的技改風險依然存在，風電機組的技改可能會以機組壽命的減少為代價。
隨著計算機技術和CFD仿真技術的不斷發(fā)展，微觀選址計算將越來越精確。但作為工程項目，前期微小的計算偏差也可能帶來巨大的問題。因此，提高復雜風電場的設計能力，保證前期設計的精確性是風電產業(yè)可持續(xù)健康發(fā)展的有力保障。對于待開發(fā)的場址，可以增加測風塔的數量，或者對不確定性較高的機位采用激光雷達測風以提高計算的準確性，降低項目投資風險。
參考文獻：
[1]中國風能協(xié)會. 2016中國風電裝機容量統(tǒng)計簡報
[2]叢建鷗,陶威良.低風速風電發(fā)展綜述
