风电机组技改及性能验收评估方法研究

魏久北

（中电投电力工程有限公司，上海 200233）

1 研究背景

我国风力资源丰富，随着风电装机装规模的扩大，风力发电技术也日益成熟可靠。早期投运的老旧风场由于受限于当时的技术条件，加之风力资源环境的变换，导致部分风电场的利用小时数大幅降低，风场发电经济性较差，达不到当初方案设计要求。另外，老旧风场除了风资源环境改变的因素外，主要原因还有机组机型老化、设备故障多以及维护不及时造成机组利用小时数降低、风机机位布置与测风数据偏差较大和造成风电机组与风资源不匹配导致机组潜能不能充分发挥等。

早期建设的风电场拥有最好的区域风力资源优势，所以对此类风场的风机进行技术改造提高风场发电利用小时数显得尤为重要。现阶段，由于标准体系不健全，建设方与制造商对风力发电机组技改后最终验收项目的认知存在较大偏差，在机组技改后不能客观准确地评估设备改造水平和状态，造成制造商和开发商互相推诿，本方案从机组的技术改造和性能评估两个方面对风力发电机组的最终技改效果进行分析与总结，最终提出具体的验收性能评价方法[1]。

2 风电机组技改评估检查项目

风电机组技改后需要全面验证各项安全保护和机组启停等测试内容，各系统测试项目主要包括安全功能、停启机功能、变桨系统、偏航系统以及并网系统等[2]。由于缺少完善的标准体系和检测认证体系，使得整机厂家在最终验收的测试项目上存在较多分歧。从机组安全与各系统功能验证的角度考虑，建议按如下测试项目进行验证机组各系统的功能。

安全链测试包括急停按钮功能试验、超速保护试验以及机舱振动保护功能试验等。机组停机方法试验中人为设定故障，测试机组的正常停机、快速停机以及紧急停机功能。启动功能测试中风机在接收到启动指令后机组应能顺利通过自检完成并网，且无异常。抽查变桨系统手动变桨和紧急顺桨等安全功能正常，检查变桨电机、变桨齿轮箱以及变桨轴承润滑正常不漏油，应无振动和噪声且运行正常。变桨系统回桨正常时，限位开关位置正确且动作也正常，变桨齿轮箱油位正常，电机制动装置动作正常。进行偏航试验，顺时针和逆时针各偏航3次，偏航过程中动作平稳，无异常，检查偏航解缆试验时，偏航系统应能正常解揽，检查扭缆保护试验时，扭缆保护触发后机组应能紧急停机。限转速/功率试验是设定转速和功率为某一定值，然后观察风机转速和输出功率。冷却系统试验是通过修改发电机、齿轮箱及控制柜风扇参数观察风扇运行状态，而接地系统测试是测试各机柜、主控PLC保护接地以及逻辑接地情况。

3 风电机组主要技改方法与评估

3.1 风机主控系统技改与评估

部分老旧风场风机主控系统硬件停产，备品备件采购困难，而且随着电子器件老化故障较多，主控系统升级更换为主流控制系统是一种趋势，如老旧风机主控硬件ABB品牌PLC更换为BHM PLC。此方案主要是以解决故障频发为目的，改造后性能评价可根据年、月、日需要统计控制系统的故障发生次数，统计故障时间，计算设备故障率，对比分析改造前后的设备可用率。

3.2 机舱散热技改与评估

3.2.1 机舱散热技改

风机机舱受自然环境的影响大，空气中灰尘、沙粒以及柳絮等造成机舱齿轮箱散热片散热性能下降。目前解决机舱温度的主要方法包括以下几点：（1）人工专门清洗散热片，提高散热效率；（2）更换大功率冷却器，将齿轮箱散热片更换为大功率散热器，并更换散热风扇，加大散热通风量；（3）加装冷却器，在原有冷却器基础上新增散热冷却器，使冷却器串联工作加速散热；（4）机舱内加装冷却风机，塔筒底部加装风机向塔筒送风，增大机舱内空气对流通风，带走热量；（5）上置式变频器改造，将变频器改至塔筒底部，减少机舱内热源，降低机舱温度。

3.2.2 机舱散热技改后评估

技改前选择环境温度高、风机连续稳定高负荷运行以及风速较高且平均风速稳定的时间段进行数据分析，采集风机齿轮箱油温、发电机轴承温度、变频器温度以及机舱内温度数据，结合历史数据进行风机机舱散热效果分析，技改后采集以上温度参数，通过数据对比分析机舱散热改造效果。

技改前，在环境温度相同的时间段，选择风电机组发电量基本相同的时间段，采集风机齿轮箱油温、发电机轴承温度、变频器温度以及机舱内温度数据，统计最高温度计持续时间，技改后采集以上数据进行对比，分析机舱散热改造效果。

3.3 变频器技改与评估

变频器改造主要目的是降低设备故障率，减少变频器温度高导致的限功率运行时间。主要改造方式包括整体更换故障较多的老旧变频器，改造变频器冷却系统，更换新型散热器，清洗水冷散热器管路等。

变频器技改后效果评估包括故障率评价，根据年、月、日需要统计变频器的故障发生次数，统计故障时间，计算设备故障率，对比分析改造前后的设备可用率，此外监测并统计一定时间段内风机满负荷运行时变频器的限功率运行次数和时间，分析改造前后的设备可用率。

4 机组整体性能评估

4.1 功率曲线评估

通过机组运行数据生产的功率曲线除了可以反映机组的功率特性外，还可以反映出机组本身的性能和故障状态等，如机组运行功率曲线可以反映叶片和风速风向仪等是否存在问题，因此机组交接之前需要对功率曲线进验证，可根据《风力发电机组验收规范》（GB/T 20319—2017）的规定进行测试与验证。

4.2 可利用率和故障率评估

可利用率和故障率是表征机组性能和可靠性的重要指标。其中，可利用率通常采用单台机组的可利用率和整个风电场所有机组的平均可利用率进行比较，其常规的计算方法包括基于时间和基于发电量的计算方法，可参照IWC 61400执行。故障率反映的是机组某部件是否存在频发性的缺陷，也是机组可靠性的重要指标之一，对于重要部件应设定指标，以保证机组不会发生恶劣质量事件。

5 技术评价指标

5.1 评价依据

技术评价指标的依据主要包括3部分，分别为GB/T 19960.1—2005《风力发电机组 第1部分：通用技术条件》《风力发电机组验收规范》以及GB/T 19960.2—2005《风力发电机组 第2部分：通用试验方法》。

5.2 验收项目及指标

5.2.1 风机功率输出

正常工作状态下，机组实际功率输出与理论值的偏差≤10%，当实际风速超过额定风速时，风机瞬间功率输出应≤额定值的135%，持续10 min的功率输出应≤额定值的115%。

风电场应能限制输出功率的变化率，最大功率变化率包括1 min功率变化率和10 min功率变化率。在风电场并网和风速增长过程中，风电场有功功率的变化应满足电网的要求，有功功率限值的推荐参考值如表1所示。此外，在电网紧急情况下，风电场应能快速自动切除部分机组乃至整个风电场。

表1 风电场有功功率限值的推荐值参考

5.2.2 偏航系统

偏行系统应满足以下要求，风机的偏航系统设计应符合设计规范的要求，且按照设计程序批准文件制造，偏航系统应采用失效安全设计，另外为保证发电机组的安全，重要的控制功能应采取冗余方式设计，如电缆扭纹检测和解缆等。要求常温型的工作环境温度为-20～+50 ℃，低温型的工作环境温度为-30～+50 ℃。此外，为避免风轮轴和叶片轴产生过大陀螺力矩，偏航转速值需要通过力学分析计算得出。推荐转速值见表2。

表2 推荐转速值

5.2.3 变桨控制

交流电源的频率变化为47.5～51.5 Hz，电压波动为额定电压的-15%～+10%，电源的不平衡度应满足GB/T 15543—2008《电能质量 三相电压不平衡》第4章的规定，在规程允许的范围内正常工作。交流电源谐波的电源波形为正弦波，谐波含量＜5%，直流电源中电压允许偏差为-15%～+10%，电压纹波系数＜5%。同时变桨距系统的过载能力应达到在2倍，额定电流下持续运行时间≥3 s。变桨系统在以上电源条件下应工作正常，若超过此条件则需与制造厂协商。此外，在电网规定的时间内，当电网电压跌至低电压穿越要求的电压时，变桨系统应与机组主控系统协调控制，保证风机不脱网运行。

5.2.4 可利用率的评定

通常用可利用率指标来衡量风力发电机组的可靠性，其统计应从试运行结束后计算，计算方法如下：

式中，Ti为规定时期的总小时数；Tcm为因维修或故障情况导致风力发电机组不能运转的小时数。需注意的是，由于外部环境条件因素导致的情况不作为故障处理。

5.2.5 接地电阻

接地电阻应不大于设计要求，机组为了防雷应有良好的导电通路，塔架需有可靠接地装置，接地电阻应＜4 Ω，如无特殊规定，单台风力发电机组的接地电阻值应≤10 Ω。

6 结 论

风电场风机技术改造后可提高风电场整体发电能力，增加风场可利用小时数，减少故障停机次数和停机时间，提高风机可靠性，节省检修维护费用，减轻检修维护人员劳动强度，具有较好的经济效益和社会效益。