郑小霞，叶聪杰，符杨

（上海电力学院电力与自动化工程学院，上海 200090）

风电是目前世界上发展速度最快、最具竞争力的可再生能源，与陆地相比，海上风能资源风速更大、湍流度更低，风向更稳定、对环境影响较小，且海上风电场往往靠近能源需求较大的沿海发达城市，海面可利用面积广阔，不占用土地等的优势，已逐渐成为未来风电发展的必然趋势[1-2]。根据“十二五”可再生能源规划，到2015年我国风电总并网装机容量将达到1亿kW，海上风电累计装机量500万kW，规划到2020年海上风电装机将达到3000万kW，海上风电将重点分布在江苏、山东、上海、浙江、福建和广东等沿海区域[3-4]。但由于海上风电机组面临潮汐、台风、气流和闪电等恶劣环境，机组容易出现故障且维修较陆上而言难度大，费用高，特别在海况恶劣时，维修人员难以接近，故障无法排除，使得海上风电场的运行维护成本较高。我国海上风电才刚刚起步，缺乏风电场运行维护管理经验，这些都将无形地增加运营成本。

本文在总结海上风电机组主要部件故障的基础上，对比了定期维护、停机维护和状态监测3种维护方案的优缺点，介绍了国内外海上风电场运行维护管理的现状，并对影响海上风电场运行维护成本的主要因素进行了分析。最后结合我国现状探讨了海上风电场运行维护的发展趋势。

1 海上风电机组主要部件的故障

海上风电场运行阶段会产生很多问题，主要是设备的故障率较高，以发电机、齿轮箱、机械传动系统、叶片和控制系统等最为常见。

发电机通过转子的旋转将机械能转化为电能，是风力发电机组的关键部分。对发电机的机械故障可以通过对发电机的电压、电流以及对功率的稳定功率谱分析或对发电机的轴承等部位的故障进行监测来进行。对于发电机的特定故障类型，如转子角误差、轴承故障、定子匝间短路等故障，国内外也有相应的研究[5]。

从故障引发的停机时间、维护成本以及是否会造成后续故障等角度分析，齿轮箱、机械传动系统的状态监测与故障预警也很重要[6]。齿轮箱的高速轴承、中间轴承都可能发生损坏，齿轮猝火问题造成强度不足，也会导致轮齿的断裂。另外，由于海上风电场所处的环境的特殊性，更需进一步考虑齿轮箱等发热部件的冷却方式问题，注意其所需的防腐蚀技术和防盐雾技术。

由于海上风电机组中的叶片是机组中非常昂贵的部件，同时又因为它裸露在十分复杂的海上环境中，受到由近海风力带来的气动载荷、涌浪和潮汐通过基础和塔架传递给叶片的振动疲劳载荷影响，特别是海上盐雾、高湿热以及阵风的影响，也十分容易受到损坏，并且海上风机尺寸增大明显加大了风机遭雷击的危险，从而产生巨大的损失。现在海上风电的叶片监测主要是针对叶片的防腐、防雷、结冰情况，裂纹、断层等机械故障，以及异常声音和排水孔的监测[7]。

风机的控制系统仅占一个风机成本的1%，但是却有13%的故障和其有关，海上风电场由于在天气或工具等情况下可能无法到达进行维护，对稳定性的要求也更高，对风机控制系统的要求也相对更高。控制系统按主要故障有被控对象故障、传感器故障、执行器故障及计算机接口故障等。现在的控制系统故障诊断方法研究最多的是基于解析冗余的，并多采用软件冗余方法[8]。

海上变压器也是频繁出现故障之处，故障的原因有多种因素，大部分是由于变压器耐盐雾腐蚀性能差，受海上气浪冲击或海水侵入而出现问题。变压器与机组主开关之间的电缆电缆，由于其弯曲度过小，长期处于疲劳状态，导致电缆端部套管损坏和绝缘损坏，发生热冒烟事故[9]。

2 海上风电机组的运行维护方案

现有的海上风力机组运行与维护（O&M）主要包括定期维护（检察、清洁等）、停机维护（某种程度的故障检修，如手动重启或更换主要部件）和状态监测3种维护方案[10]。定期维护需对机组及其零部件进行周期性的检查，比如风机联接件之间的螺栓力矩检查（包括电气连接），各传动部件之间的润滑和各项功能测试等。其优点为：停机几率较小，维护可有计划地执行，且配件的补给比较方便。采用定期维护方案，若设备已处于疲劳和磨损状态，但需到周期时才能进行更换。也存在使用寿命还未用尽，或经过维修后还可继续使用的设备，却被更换的现象，造成不必要的浪费。此外，载重机和维修人员费用占的比例较大。路程较远，配件、部件及工作人员的输送费用也非常高，频繁地往返风电场需要巨额资金。此外，受天气影响较大，定期维护不适用于海上风电。

当系统设备发生重大故障导致停机或一些小型的机械或电气元件有故障（比如电流短路或者开关跳闸等）导致风电场停机时，需要配备专门船只、船员和技术人员赴现场进行停机检修。如果是齿轮箱等大部件发生故障，还需要动用大型浮吊进行更换，单次吊装费用高达200多万元，且造成长时间停机，发电量损失很大。停机检修缺点为：发生大故障的风险较大，停机检修所需时间长；不能按计划进行维修；配件供给比较复杂，需要很长的供应时间。此外，受天气影响，运行人员对风电机组及时维修的可能性较低，停机加长，发电损失巨大。因而，对于近海风电场而言，停机维修方案是不可行的。

状态监测是对风电机组主要设备进行实时监测，对各种设备反馈的信号进行实时分析，若发现故障信号，则及时处理。因此，保障设备在限定的疲劳和磨损范围内工作，一旦达到极限就会被更换。状态检测的优点为：部件能最大限度的被利用，停机概率较低，检修方案可计划执行，部件供给比较方便。此外，状态监测可发现极端外部条件下，如因结冰或者海浪导致的风机塔筒振动等，从而可触发风电机组产生控制保护，避免产生重大损坏。缺点为对部件的剩余使用寿命要有可靠的信息；对状态检修的软硬件要求较高。目前的状态监测已经从过去的纠错性维护向预测性维护方向发展。

图1为3种维护方案的对比图[11]，横坐标为维护时间，纵坐标为风电机组状态。从图1可看出，定期维护使风电机组的设备状态一直保持良好状态。状态检修则利用信号处理技术，只有当零部件将要出现故障时才进行维修，因而周期比定期维护的长，但可充分利用设备资源，浪费较小。停机检修则当系统处于故障后才进行检修，危险性较大。综上所述，海上风电机组采用在线维护比较可行。

图1 三种维护方案对比Fig.1 The comparison of three maintenance schemes

3 海上风电场运行维护管理的现状

欧洲海上风电项目开发始于20世纪90年代，1991年，世界上第一个海上风电场建于丹麦波罗的海的洛兰岛西北沿海的Vindeby附近，装机容量为5 MW，随后，荷兰、丹麦和瑞典陆续建成了一批海上风电示范工程项目[12]，这些项目的建设和运行为海上风电场的建设、运行和维护积累了丰富的经验，有专门的海上运行维护船的建造企业，建立了多种海上风电运维管理模型，有专门的咨询公司给予指导。通过优化运维模式、加强运维管理水平，对提高海上风电机组的可利用率有很大的潜力，这也是为什么欧洲海上风电场一直十分重视运维管理研究的主要原因。

我国海上风电开发还处于起步阶段，2007年11月8日，中海油在距离陆地约70 km的渤海湾建成我国第一个海上风电站——中海油绥中36-1风电站，随后上海东海大桥海上风电场、江苏如东30 MW海上试验风电场、江苏如东150 MW潮间带风电场一期示范工程陆续建成并投入运行。目前我国海上风电场运行维护管理经验缺乏，运维困难，运维费用高，已投入商业运行的海上风电场主要的运维模式有出质保后仍由整机厂家负责、由风电场运维人员负责或交由市场上第三方专业公司负责几种，由整机厂家负责运行维护费用较高且风电场运行商没有自己的维护技术人员储备，容易受制于人；由风电场运维人员负责可以培养锻炼风电场运维相关人员，运行维护费用较低，但由于相关运行维护人员技术水平较低无法保证风电机组的可利用率；而由第三方维护的费用介于两者之间，可以通过第三方服务公司经过培训的专业技术人员来保证运维质量和风电机组的可利用率。针对我国海上风电场滩涂和浅水海床多等特点，探索科学、合理、高效、可行的运行维护管理模式，是大规模开发海上风电急需研究的课题。

4 影响海上风电场运维成本的因素

4.1 机组的可靠性

根据欧洲运行经验，海上风电机组中齿轮箱和发电机故障率较高。相比陆上机组，海上机组的设计和制造并不成熟，现有的海上机组往往是根据海上风况将陆上风电机组的静态或动态负载成比例放大改造而成的，因而未必是真正适合海洋环境的机组，而在海上环境中必须能忍受在波浪和风的双重载荷中长期持续的运行、机组刚启动时扭矩的快速变化和周围的盐雾腐蚀等对机组的影响。这些环境条件会导致海上风电机组部件故障率的上升，使得安装、运行和维护成本相对陆上机组要高出许多。因此，提高机组的可靠性可提高风机的可利用率，降低运行维护成本。

4.2 可利用率高，代价大

与陆上风电相比，海上风电风机的可利用率较低，尤其国内海上风电开发刚起步，基本使用国产样机，机组运行试验周期短，没有很好的试验和论证，面对复杂恶劣的海上环境，风机的故障率居高不下。在风机保质期内，整机厂商往往通过采取人海战术配置庞大维护人员，及时处理故障，以维持合同约定的风机可利用率，实际上代价是很大的，然而出质保后，对于运行商而言，也需要相应规模的运维技术力量投入，才能保持高可用率，否则可利用率会明显降低。

4.3 风电场的可及性

海上风电场的可及性是在保证在经济和安全上可接受的天气状况下，将维护人员和配件运抵机组现场，安全到达机舱对风电机组进行检修或维护。目前所提出的可用交通工具有很多，包括直升机、专用船舶、气垫船、水陆两栖车和拖拉机等，但要结合海上风电场的海况、海上风电场离维护基地的距离、天气情况以及经济因素等方面来综合考虑。就我国而言，目前海上风电开发的主战场在江苏沿海，而江苏沿海宽阔的滩涂及浅水海床，既有台风等恶劣工况，又有大幅浅滩，使运维通达更为困难。当齿轮箱、发电机或完整机舱等大部件发生故障时，还必需一艘起重船以保证大部件的维护和更换，而且当故障发生时，天气也要刚好适合。但准备这样的起重驳船对于以运维为目标的工作而言成本来说价格高昂，所以要综合考虑使用设备费用和停机造成的发电损失以选择合适的通达方式，保证总成本最低。

4.4 供应链

与飞机检修和维护的产业供应链相比，海上风电机组的供应链成熟度相差甚远[13-14]，在风电机组出现故障时，损坏的零部件和相关材料未必能确保准时供货。目前海上风电场的备品备件管理模式主要有：主机厂家建立备件库存模式、发电企业自建备件库存模式以及第三方集中库存联储模式3种。海上风电场的运营商试图在靠近风电场的岸上库存足够的零部件以备替换之需，也可结合海上风电特点，海陆分库存放，但考虑到海上的盐雾、湿度、温度等的腐蚀影响，备品备件库和风电场的距离又有一定的要求。同时有必要借助供货渠道优势，降低关键零部件的采购价格，如果能使机组原始设备制造商们按照定价合约提供所有的支持方案，将会使得运行维护成本更合理化。

5 海上风电场运行维护的发展

5.1 建立海上风电场成本模型和运维优化策略

随着未来海上风电场离岸距离和海水深度的增加，安装和运行维护成本都会上升。若能根据风力机的尺寸和可靠性，选择抵达风电场和维护风电场的方法，通过离岸距离，水深，风电场规模，风/浪等气候条件等因素建立海上风电场成本模型，可对海上风电场的运行维护提供指导。荷兰的Delft技术大学和ECN Wind Energy已经针对500 MW的荷兰海上风能转换器为案例建立了海上风电场成本的建模。GARRAD HASSAN公司开发的运行维护优化分析工具02M，可以预计海上风电场的可利用率，优化运维策略。针对我国海上风电场建立相应的成本模型和运行维护优化策略，是有效降低运行维护成本的必要手段和发展趋势。

5.2 利用激光雷达等实现后维护

激光雷达是目前较为成熟的一种遥感技术，它是通过发射脉冲光束，来测量气象、海浪、潮汐、风速和风向等风电产业需要的数据，可被用于海上风电场的风能资源的评估和运行维护，特别是在功率曲线验证和尾流监测方面，可对风机功率表现实现快速评估和诊断，从而降低运行维护成本。

5.3 建立风电场远程运营新模式

目前我国海上风电场在大量规划和建设，而带来的问题是高水平运行运维人员相对缺乏，若能借助远程运营模式，利用采集到的振动监测运行数据，实时诊断分析风电机组的运行状况，实现设备异常分析及劣化监视报警灯功能，或由公司总部的技术人员为现场故障提供解决方案，制定各种预防性维护策略，可大大减少运行维护的资金和人力投入。

6 结论

我国海上风电才刚刚起步，缺乏风电场运行维护管理经验，这些都将无形的增加海上风电场的运营成本。结合我国海上风电场的实际，通过优化运维模式，加强运维管理水平，并借鉴国外成功的运营经验，一定能更好利用海上风能资源，实现我国海上风电产业的崛起。

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