中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 杨晓峰 郭 辰 付 薇 任 鑫 赵鹏程

华能吉林发电有限公司新能源分公司 沈 波 于景龙 张英旭 张俊东

北京汇智天华新能源科技有限公司 闫立莹

2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布我国力争2030年前实现碳排放达峰、努力争取2060年前实现碳中和的愿景。同年12月，习近平总书记再次在气候雄心峰会上通过视频发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的讲话，重点传达碳达峰碳中和的重要思想，并承诺到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。截止到2020年底，我国风电累计装机量达到2.9412亿千瓦，巨大的容量差距意味着我国风电市场存在着广阔的发展空间[1]。

为了实现双碳目标，我国风电一方面要加大力度开发新增市场，在另一方面也需要大力提升现有存量市场的潜力和效能。这其中，充分提升运行寿命已过半的、在役10年以上的风电机组效能尤为重要。

目前，在役机组中，国内装机超过10年的风电机组大约为0.44亿千瓦，大规模安装于2006-2011年，这些机组的设计和运营水平较现今的智能机组存在着极大的差距，但是又占据着最优越的风资源条件，如何充分发挥这些风电场的风资源优势，实现环境和经济综合效益的最大化，是目前亟待解决的一个问题。本文拟对在役运行10年以上的风电场的运行状况、运营策略等方面进行研究与探讨。

1 在役运行10年及以上风电机组装机情况分析

1.1 国内装机容量快速增长

自2006年起，中国风电行业开始了高速发展的阶段，尤其是2009年至2011年，风电机组新增装机和累计装机出现了大幅度的增加，其中，2010年中国新增风电机组容量高达世界第一，跃居世界风电装机第一大国[2]。截止到2011年底，中国（不包括台湾地区）累计装机风电机组45894台，累计装机容量62364.2MW[3]。2001-2011年中国历年风电新增、累计装机容量如图1所示。

图1 2001-2011年中国历年风电新增、累计装机容量

1.2 主流机型从百千瓦级向兆瓦级快速转换

随着风电技术的高速发展，2009年以前安装的风电机组主要以兆瓦级以下机组为主，主要包括：750kW、850kW、900kW、1000kW，以上机组容量小、叶片短、塔筒低，大部分机组为定桨距机组，2009年以后，我国机组向长叶片、大容量、多兆瓦级机组发展，兆瓦级机组成为我国风电机组主流机型[4]，历年风电机组装机平均功率对比图如图2所示，历年风轮直径占比图如图3所示，2011年不同功率机型累计占比如图4所示。

图2 历年风电机组装机平均功率对比图

图3 历年风轮直径占比图

图4 2011年不同功率机型累计占比图

2011年底不同机型累计装机容量：单机功率＜1MW的，装机容量8544MW；单机功率1MW-2MW的，装机容量为46149MW；单机功率≥2MW的，装机容量为7670MW。

上述可以看出，2011年底，兆瓦级以下机组装机容量超过8500MW，按平均容量约为750kW计算，其数量超过11000台，机型多为定桨定速机组，其风能利用效率低，折合利用小时数一般略大于1000小时。

1MW-2MW机组装机容量超过46000MW，数量超过30000台，以1.5MW机组为主，机型均为变桨变速恒频机组，以双馈机型为主，也有相当一部分为直驱机型，目前其折合小时数一般在2000小时左右。

此外还有超过3500台的2MW及以上机组装机，其多为当时的新开发机组，叶片相对现今同容量机型较短，可利用小时数略大于2000小时。

1.3 装机区域集中在三北地区 风资源条件优越

风资源的情况对风电的发展起着决定作用，2011年及以前，华北、西北、以及东北区域等区域凭借着优越的风资源条件，成为新增装机和累计装机最多的区域，风区类型多为二、三类风区，2006至2011年风电机组区域安装图如图5所示。

图5 2006至2011年风电机组区域安装图

1.4 电价补贴政策优惠

2009年7月20日，国家发展改革委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号），按照风能资源状况和工程建设条件，把全国分为四类资源区，并核定了对应的标杆上网电价。同时规定，风电项目上网电价包括脱硫标杆电价和绿电补贴两部分；该政策在风电发展尚不成熟的早期阶段，为风电在电力市场上提供了坚实的立足点，促进了我国风电产业的健康发展，对风电发展起到了巨大的推动作用[5]。优异的政策条件促使各发电集团大力发展风电产业，积极推动国家绿色能源建设[6]。

2 在役运行10年以上风电机组存在的主要问题

2.1 兆瓦级以下机组

国内兆瓦级以下机组装机主要集中在2011年之前，采用的技术多为定桨距机组，其风能利用效率很低；且运行时间已超过10年，机组故障相对较多，质量问题较为突出；同时还存在着不能满足低电压穿越、高电压穿越等电网接入新规的问题，即使其占据着好的风资源、电价高，但总体运行的年利用小时数依然很低，风电场经济效益差。

2.2 兆瓦级及以上机组

2011年之前安装的兆瓦级机组以1.5MW为主，其叶片直径从70m到90m，主要为双馈和直驱机型，与目前先进的低风速机型相比，其存在的问题主要有：

风能利用效率偏低，在二、三类风区其年发电小时数在2000小时左右，约为目前先进机型的60%-70%；机组主要部件的技术和质量水平相对较低，控制策略和水平相对落后，机组的安全性存在隐患，造成机组故障率相对较高；国内风电大发展时期，主机生产制造商众多，到现在数量众多的企业已停产或者倒闭，加上一部分国外厂商退出中国市场，造成市场上有一定数量的机组成为“孤儿机组”，机组售后技术服务中断；近年来，电网对风电接入的技术要求越来越高，2011年之前安装的机组基本上不具备低电压、高电压穿越能力，虽经过长时间技术改造，目前仍有部分机组不满足最新的电网接入要求，影响了它们的运行小时数；以上情况导致了这些早期安装的机组经济性较差，存在安全隐患。

3 风电补贴政策的变化和明晰

2020年10月，由财政部、发展改革委、国家能源局印发的财建〔2020〕4号《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，对风电的电价补贴政策重新作出了明确规定，“已按规定核准（备案）、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。”其中合理利用小时数明确为“风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时，海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时”。

该政策对装机运行10年以上的风电场的经济效益影响巨大。在此大背景下，各大发电集团以及风电行业各级服务商必须思考如何在已有风电场上提升经济效益，特别是还有着电价红利的早期风电机组[7]，下面将就不同类型机组应采取的提质增效的典型运营策略进行分析与探讨。

4 典型运营策略分析与探讨

4.1 百千瓦级风电机组

对于前期运行情况较差，实际利用小时数低，电价补贴容量充裕的风电场，在不增加土地占用、不改变并网总容量和并网系统的前提下，采取“上大压小”等运营策略[8]。选择风电场中质量问题严重、长期停机、大部件无法补充、风资源相对较差、在风场中年利用小时数落后的机组或风机厂家破产，没有后续技术支持的“孤儿机组”，尽可能在不改变基础的情况下，采取“拆三上二”“拆二上一”或“以大代小”等措施，用最新研发的高性能机组和塔筒替代原机组。这方面最典型的例子是：金风科技推出的GW1S机型替换原金风750kW机组，其发电量提升可超过60%，改造后的全生命周期内增量全投资内部收益率超过14%；明阳用三台MY1.5-82机组替换9台原550kW机组，其发电小时数由935h增加到了改造后的2288h；东方风电用自主研制的11台4MW和3台2MW风电机组代替原32台1.5MW老旧机组，改造后可利用率超过99.5%，对行业内“孤儿”风机改造升级具有显著的示范意义。以上三个典型的应用示例均已有成功案例，且通过全生命周期的经济测算，该项目改造能够在5-6年左右收回成本并获得收益。这些应用实例说明对百千瓦级机组采用部分替换的策略是可行的，经济效益和社会效益俱佳。

另外，对于前期运行情况较好，实际利用小时数满足设计要求，电网补贴容量裕度不大的风电场，应采取对机组状态和寿命进行全方位评估，综合治理的运营思路，同时认真研究国家对老旧机组风电场的优化、改造、重建等相关政策，提前做好相关工作准备，以便在风电场运行到寿命后的下一步延寿、替换或新建等工作提前布局，充分发挥这些风电场风资源优势[9]。

4.2 兆瓦级风电机组

目前运行10年以上的兆瓦级风电机组，主要以1.5MW和2MW机组为主，以双馈和直驱机组为主要代表，这些机组均是变桨变速恒频机组，目前运行情况相对较好，年可利用小时数在2000小时左右，经过风电场和风电机组并网特性改造后，可满足目前的电网接入技术规定。但是这些机组叶片相对较短、塔筒相对较低、部件质量参差不齐，有较大的改造和性能提升空间，对此类风电场主要应采取通过技术改造降低故障率、提高安全性、优化发电性能等措施，充分发挥其风资源条件好、电价政策优惠等优势，提高整体运营效益。根据近年来风电机组优化改造的实践经验来看，主要具体改造内容如下。

4.2.1 风电场的智慧化和风电机组的智能化改造

在大数据和人工智能技术快速发展的背景下，各发电集团纷纷转变思路，向风电场智能化运营方向转变。设立总部—区域—场站逐级管理的智能化运维管理系统，建立包含备件存储与领用、工作票开具与终结、故障处理、项目验收等各功能整合的智能化运维管理系统，实现无纸化办公，在减少现场管理人员工作量的同时，提高工作效率，降本增效。在实现智能化办公的同时，建立集控中心，加强对场站的智能管理，争取建立无人值守风电场，另外，建立无线通讯，实现通信信号全覆盖，全方面监控风电场的安全稳定运行。

4.2.2 机组关键部件和系统的改造升级

早期各风电主机厂商采用的诸如PLC、变流器等关键零部件，绝大部分为进口部件，性能相对落后，其中部分已经停产，很难找到合适的替代产品。对此类部件应大力推进其国产化改造，这些部件主要有变频系统、变桨系统、偏航系统、PLC、监控系统等。其中华能新锐公司的国产PLC改造、禾望以及阳光电源的自主研发的变频器目前已处于国际领先地位，在满足国内需求的同时，能够进行出口，增强国际竞争力。

对叶片、发电机、齿轮箱、关键轴承等部件，目前国产部件的性能、质量和可靠性均能满足行业发展的需要。对早期出过批次质量事故的关键部件，目前也已形成了比较完备的国产化替代产品，对发生严重故障的此类部件，可通过建立备件联储机制和系统的方式，加快其更换和维修速度，减少停机时间，提高风场效益。

4.2.3 优化机组控制，提高风能利用效率

从主控软件上对风电机组变桨、功率耦合控制策略进行优化，采用更加先进的智能算法，实现运行状态主动寻优，参数协调控制，提高风能利用效率，具体实现方式包括桨距角动态调整、偏航动态优化、切入、切出风速优化、尾流控制等。从软件上优化能够从根本上解决风电机组控制策略落后的弊端，发电量提升率约在5%以上，且改造效果能够长期留存，经济效益明显。

该改造方案成本小，基本不涉及到硬件改造，但专业技术研发能力要求极强。目前国际知名风机企业如vestas、专业控制策略服务商（PLC）丹控均在自己服务的机组进行试验；国内机组生产商如金风、远景等也在不断提高自己老旧机组风能利用效率的试验，没有扩展到其他厂商机型；目前该块业务就推广来看是第三方高科技服务公司在跟进，就改造效果来看，取得了不错的效果，例如北京汇智天华科技有限公司的基于精细化模型的控制算法为例，对于多种品牌老旧1.5MW机组70、77叶片机组发电量提升效果在7%以上，82叶片的提升效果在5%以上，技术方案成熟，且效果良好。

4.2.4 机组安全性能提升改造

安全问题一直是电力系统的一道红线，早期机组的设计水平和目前的运行年限导致了老旧机组较新安装的智能机组相比安全性较差，故各发电集团把对老旧机组的安全治理工作视为重中之重。其应对策略是联合风电机组生产商和第三方服务商，根据各家机组的情况进行有针对性的专项技改，例如优化变桨系统控制逻辑，解决飞车问题；优化控制电路，解决风电机组超速问题；优化风电机组并网回路，解决机组火灾问题；优化风电机组油路系统，解决风电机组超温问题等，小到油质检测，大到风电机组大部件更换，都体现了发电集团对风电机组安全运行的决心和信心。

4.2.5 风电场及风电机组电网适应性改造

随着风电装机规模和其在电网中的占比不断扩大，电网对风电设备和风电场的技术要求也越来越严格，目前各发电集团均在电网指导下对不满足电网适应性的机组进行改造，包括低电压穿越改造、高电压穿越改造、有功功率自动控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、快速调频调压等等。这些改造的完成不仅增强了机组的电网适应性，也减少了相应的电网考核，增加了机组的电网友好性。以高电压穿越改造为例，自2017年，全国第一例华能高力板风电场20万千瓦风电场高电压穿越改造完成后，全国东北、蒙东等地均大规模开展了老旧风电机组的高电压穿越改造项目，完全保障了老旧风电机组在并网时的安全稳定性，大幅度提高了风电的涉网友好性。

综上，目前国内运行10年以上的风电机组数量已超过45000台，在我国可再生能源发电系统中，占有重要的战略位置。尤其在2021年底，煤炭价格大幅上涨，火电发电成本不断上升，我国南方地区限电的情况下，充分体现出风能、太阳能等可再生能源的重要地位[10]。

对老旧风电机组和风电场进行个性化的分析和改造，可大幅度提升风电场和发电集团的运行效益，本文从装机容量和分布、机组类型方面入手，结合多年来机组优化改造、性能提升、拆除与更新等方面的实践经验，总结出不同类型机组相应的运营和优化策略。这些措施将有助于提高机组安全性、提升机组发电量，增加电网友好性，实现智能化运营，从而提升老旧风电机组风电场的运营水平、经济效益和社会效益。