對于老風電場而言，部分風電場未能達到當初方案設計的利用小時數(shù)，導致經(jīng)濟性達不到投資決策時的收益率，除風速波動等自然因素外，主要原因有機組機型與風資源不匹配導致機組潛能未被充分發(fā)揮、測風數(shù)據(jù)或軟件計算不準確等造成機位布置偏差較大以及部分老舊機型運維所需要的備品備件短缺等。

在風電行業(yè)競價模式開啟的形勢下，項目資源競爭越發(fā)激烈，而這些早期建設的風電場擁有各地區(qū)最好的風資源及地形條件，為這些老風電場找到經(jīng)濟合理的技改方案，提高經(jīng)濟效益，實施切實有效的風電場改造，對業(yè)主來說顯得尤為重要。當前，風電場技改方案主要有風電機組葉片改造（分為葉根加長、葉尖加長、葉片更換）、塔筒改造（分為塔筒上段加高、塔筒下段更換、塔筒整體更換）、整機改造（分為主機移機、主機整體更換）三種類型。

本文以南方某風電場項目為例，通過對各種技改方案作經(jīng)濟性對比分析，找到更加合理的風電場技改方案，以達到提高風電場發(fā)電量、增加風電場經(jīng)濟性收益的目的。

圖1 風電場機位布置圖

圖2 風電場實際利用小時數(shù)與可研數(shù)據(jù)對比

圖3 各臺機組年平均利用小時數(shù)與可研數(shù)據(jù)對比

項目概況

該風電場位于海南省西北部，總裝機容量99MW，分2期建設。一期建設49.5MW，安裝33臺WTG77-1.5MW風力發(fā)電機組，新建一座110kV 升壓站。風電場場區(qū)總面積約11km2。

風電場于2008年開工建設，2009年建成發(fā)電。風電場并網(wǎng)至今實際年平均利用小時數(shù)為1377小時，可研數(shù)據(jù)為1768小時，相差391小時。

由圖3可知，各臺機組的年均利用小時數(shù)與設計值均存在一定的差異。其中，22#機組與設計值差異最大，3年平均實際利用小時數(shù)僅為1073小時，為全場機組利用小時數(shù)的最低值。因此，本文擬以22#機組為例進行技改經(jīng)濟技術分析。

圖4 WTG77-1.5MW機組加長葉片前后功率對比

圖5 不同年平均風速的發(fā)電量提升百分比

表1 葉根延長與葉尖延長成本投入對比

技改方案經(jīng)濟性分析

風電場技改方案主要有風電機組葉片、塔筒、整機改造等幾種類型，每種可細分為如下幾種具體技改方案：

（1）葉片技改，分為葉根加長、葉尖加長、葉片更換；

（2）塔筒技改，分為塔筒上段加高、塔筒下段更換、塔筒整體更換；

（3）風電機組整體技改，分為主機移機、主機整體更換。

幾種技改方案各有優(yōu)劣，本文以22#機組技改方案對各方案做經(jīng)濟性分析測算。

一、葉片技改方案分析

葉片技改主要是通過增加葉片的長度來提升機組在低風速區(qū)間的發(fā)電量，通過這種技術，便捷、有效地對老機組的葉輪進行加大，從而令這些機組能夠發(fā)出更多電量，提高項目收益。

各機型的理論發(fā)電量與掃風面積密切相關，單純從風電機組發(fā)電量角度分析，不同機型的發(fā)電量主要取決于葉片的掃風面積，發(fā)電量同葉片掃風面積成正比。葉片長度與發(fā)電量關系如下：

式中，R為風輪直徑。該公式顯示葉片長度與機組功率有很大關系。

在本項目中采用現(xiàn)場測風數(shù)據(jù)，通過Bladed軟件計算，通過葉片加長技術改造，WTG77-1.5MW機組功率數(shù)值有明顯提升（如圖4）。

考慮風電場年平均風速的隨機性和波動性，統(tǒng)計給出不同年平均風速下的發(fā)電量提升對比結果，得出22#機組加長葉片后的發(fā)電量提升在5%～14%（如圖5）。

葉片延長根據(jù)不同加長位置分為葉根延長、葉尖延長與葉片整體更換，經(jīng)濟性是選擇延長位置或更換的決定性因素。對葉片葉根延長、葉尖延長兩種技術路線進行深入的方案開發(fā)設計及樣機測試工作表明，相較于葉根延長方案，葉尖延長具有更明顯的經(jīng)濟優(yōu)勢和施工便捷性。

對比葉尖加長和更換葉片，若采用葉尖延長方式，成本約為30萬/臺，若直接更換葉片，則成本約為200萬元/臺，兩種方案經(jīng)濟性如表2所示。

通過分析可知，葉尖加長回收期在7年左右，葉片更換回收期6年左右，因風電場已運行10年，葉片加長及葉片更換投資回收期均小于風電場剩余可運行期年限，因此本項目加長葉片或更換葉片技改均具有經(jīng)濟性，在風資源條件及風電機組情況允許的情況下，更換葉片成本更低，方案更優(yōu)，能夠帶來更高的收益。

二、塔筒加高技改方案

首先要論證22#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，激光雷達在機位處風切變?yōu)?.264，基于該機位的設計年平均風速5.26m/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3所示。

分析可知，隨著輪轂高度增高，利用小時數(shù)隨之增加。當輪轂高度增加到70m、80m、90m，利用小時數(shù)可分別增加5%、14%、23%。

基于22#機位不同輪轂高度對應的理論利用小時數(shù)，增高塔筒可以選擇的方案有：（1）直接加高塔筒；（2）更換塔筒下段；（3）更換整個塔筒。

塔筒的結構分布示意圖如圖6所示。

表2 22#機組葉片技改經(jīng)濟性一覽表

表3 22#機組不同高度發(fā)電量

圖6 WTG77-1.5MW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。

（一）直接加高塔筒

直接在塔筒上段、中段之間加高5m，使塔筒總高度達70m。直接加高塔筒的工作量最少，但需要結合塔架極限載荷數(shù)據(jù)對塔筒進行加載計算。結果顯示，若直接加高塔筒至70m，塔壁實際翹曲強度已超出機組設計要求，此外，塔門的極限強度已經(jīng)超出機組安全運行范圍。因此，直接加高塔筒方案從安全性上已不可行。

（二）更換塔筒下段

對原有的塔筒模型進行重新設計，塔筒下段由原來的15m更換成20m，并根據(jù)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，通過更換最下段塔筒實現(xiàn)加高塔筒至70m是可行的，但塔筒的安全余量有限，若加高至80m或90m，均超過了機組塔筒及基礎的安全余量。

（三）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，考慮更換整個塔筒從而加高塔筒至80m、90m。在機組安全運行的基礎上，原有塔筒基礎需重新設計和更換。更換高塔筒技改經(jīng)濟性如表4所示。

由表4可知，加高塔筒至70m、80m、90m的成本回收期都在12年以上。其中，加高塔筒至80m及以上需更換整個塔筒及底部基礎，成本投入高，由于風電場已投產(chǎn)運行10年，按照風電機組20年的壽命期來看，靜態(tài)回收成本時間已超過機組20年的設計壽命。

因此在項目風切變?yōu)?.264的條件下，不建議采用塔筒加高的技改方式來提升機組產(chǎn)能。

三、機位轉移技改方案

基于風電場的實際情況和選取的備用機位點（B01、B02），計劃將22#機組移至備用機位，備選機位B01、B02所在位置如圖7所示。

對兩種方案分別進行產(chǎn)能計算。根據(jù)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B01、B02的風資源，并結合22#機組近幾年的實際利用小時數(shù)情況，評估相關機位點利用小時數(shù)如表5所示。

由表5可知，機組移至備用機位B01、B02的理論年利用小時數(shù)較原有機位可分別增加307h和320h，具有較大的利用小時數(shù)提升空間。

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，移機所需投入成本分別為230萬元、300萬元，主要包括：基礎及基礎環(huán)、箱變基礎、集電線路、檢修道路、拆機、運輸、人工及吊裝費。不同移機方案的收支表如表6所示。

由表6可知，對機組進行移機的理論回收周期在10～12年左右，移機方案回收成本時間已接近或超過機組20年的設計壽命。

圖7 22#機組及備選機位點位置示意圖

表4 22#機組塔筒技改經(jīng)濟性一覽表

表5 22#機組移機成本及利用小時數(shù)提升一覽表

表6 不同移機方案靜態(tài)收支一覽表

四、更換機組技改方案

因本項目投產(chǎn)時間較早，單機容量較小、風輪直徑較小、輪轂高度較低，捕風能力較弱，發(fā)電量較低，進行“上大壓小”技改，拆除老舊機組，安裝容量大的國內(nèi)主流風電機組，可以降低維修成本，同時提升風電場發(fā)電量。

在22#基礎原位置替換安裝單機容量2.2 MW、風輪直徑131 m、輪轂高度90m 的WTG131-2200-90型機型（機型安全性已經(jīng)得到風電機組廠家確認）。

根據(jù)項目公司統(tǒng)計的風電場凈資產(chǎn)情況，截至2017年底，擬拆除的22#機組剩余資產(chǎn)價值為818.23萬元。將剩余資產(chǎn)價值計入更換機組方案項目靜態(tài)投資，則原址更換與B01點更換靜態(tài)投資分別為1778萬元及1953萬元；原項目按更換后機型考慮機組折舊、運維等費用。

根據(jù)風資源分別計算現(xiàn)有方案與新方案的利用小時數(shù)。原址新建可提升1365小時，在B01點可提升1402小時。

由表7可知，對機組進行移機的理論回收周期在16～17年之內(nèi)，由于風電場已運行10年，成本回收期超過機組運行年限。因此，更換風電機組方案在本風電場不具有經(jīng)濟性。

表7 22#機組整機更換經(jīng)濟性一覽表

結論與建議

本文以南方某風電場為例，采用實際風速、發(fā)電量等數(shù)據(jù)，重點從葉片技改到提升塔筒高度和機組移位角度分別進行了技術論證和經(jīng)濟性評估，通過對比發(fā)現(xiàn)，葉片技改方案中的更換葉片方案成本最優(yōu)，效果最明顯，通過技改約6年即可收回成本，具有較強的盈利能力。

需要注意的是，在技改中，除了需要考慮成本，更重要的是安全可靠性。不管哪種技術方案，都要進行嚴格、科學的荷載分析、安全分析等，在提高機組發(fā)電量的同時能夠確保機組安全平穩(wěn)運行，不增加機組的安全風險、也不能減損風電機組的壽命。

另外，每個風電場情況各異，南方與北方、平原與山區(qū)、沿海與內(nèi)陸項目差異性很大，本文風電場具有一定特殊性，該技改結果不一定適用于其他風電場，在實際分析時必須具體項目具體分析，找到適宜的技改方案。