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风电机组部件的改进与完善问题分析
文 | 王周菊，王明军，吴飙
摄影：王志国中国风电经过几年快速发展之后，问题不断涌现。因风电规模与电网不协调，风电场限电严重，危及电网稳定。有不少业主希望对营运机组进行改进和完善，以提高风电机组的低风性能，优化功率曲线；为满足电网要求，而在全国范围内进行低电压穿越、主控改造、数据上传、功率管理等，下面就其存在的一些问题进行分析和探讨。
rRn
m=30v （2）
式中：Pm为叶轮吸收的电功率；ρ为空气密度；R为β)为功率系数（风能利用系数）；v为风速；风轮半径；Cp(λ，
λ为叶尖速比；β为桨叶节距角；n为机组叶轮的转速。
由（1）式可知，在风速给定的条件下，叶轮获得的功率将取决于功率系数。如果在额定功率以下的风速段，机组达到Cp max，便可使叶轮的输出功率最大；叶轮半径的平方与叶轮吸收功率成正比。叶轮半径增加，机组发电功率增加。因此，加长叶片和提高功率系数都能增加机组的发电功率。
在任何风速下，只要使叶轮转速达到最佳叶尖速比，即：λ＝λopt时，就可以维持机组在Cp max下运行。因此，风
提高机组效率的原理和方法
根据贝兹理论，风电机组叶轮从风中捕获的机械功率为：
1^m,bhv3Pm=2trR2Cp
（1）
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速变化时，只要调节叶轮转速，使叶尖速度与风速之比保持不变，就可以获得最佳的功率系数 ，叶轮的捕获能力最大。
由于双馈机组受到最低并网转速和最高极限转速的限制，叶轮不能在启动风速到额定风速的整个风速段内维持最佳叶尖速比λopt使功率系数最大。双馈机组的调速范围虽然可以达到－30%－+30%，同步转速，但是，在维持最佳叶尖速比上，只能在一个较小的风速段（一般在5m/s－7.5m/s之间）内维持最佳叶尖速比，在更低和更高的风速段均会偏离最佳叶尖速比λopt。
由（1）式可知，功率系数Cp(λ，β)与叶轮所吸收的风能成正比，而功率系数Cp(λ，β)又是叶尖速比λ和桨叶节距角β的函数。
因此，在叶轮直径和空气密度一定的条件下，从理论上讲，在低风速时，可以采取以下两种方案提高机组效率：
一种方法是：在机组的最低转速不能降低的情况下，为达到较高的功率系数，可以采取“小风调桨”方案，即改变桨叶片节距角β，提高机组低风速段的效率；另一种方法是，在低风时，把双馈机组切换为全功率变频方式，以降低机组的最低并网转速，调节机组转速使叶尖速比 达到最佳叶尖速比 ，从而达到最大功率系数，即Cp max。
风速效率会带来以下问题：
第一、在低风速时，变桨系统不断调节桨叶的节距角，轮毂系统的工作时间大大增加，轮毂故障几率增加；在低风时，机组发电功率不高，由于叶片变桨，轮毂耗电增加，又会使机组的实际发电功率降低；
第二、由于叶轮在低风速段的风频较高，叶片在安装角附近频繁运动，必然会加大变桨轴承的齿圈和变桨小齿轮的磨损，使得变桨轴承的齿圈在0°－3°左右位置磨损严重，机组部件寿命缩短，维护、维修成本增加。
因此，采用“小风调桨”控制策略提高机组效率的方法，从长期来看，必然使机组维护成本增加，利用率降低。此方案，国内某整机生产厂家已经使用过，当机组运行5年之后，变桨齿圈磨损相当严重，如果更换变桨轴承，成本将会很高，目前此问题还很难处理。采用调节叶片安装角度的方法，提高双馈机组低风速段效率需要综合评估。
在改善双馈机组低风效率方面，采取把双馈机组切换为全功率变频模式，从而降低机组的并网转速。这种提高机组低风速效率的方法，较前一种方式可能更可取一些。仅就风电机组的控制算法而言，目前尚未有集所有优点于一体的控制算法。设计高性能的风电机组控制策略需针对具体风能环境，兼顾控制成本和控制目的，最大程度地量化控制指标，实现多目标优化设计。
再者，在通常情况下，风电机组出厂时，制造商会向用户提供机组的标准功率曲线。然而，由于实际风电场的风况和风电场中机组工作环境条件与机组设计条件存在不同，以及风电机组在运行过程中某些参数的变化和操作方式等因素的影响，可能导致风电机组的实际功率曲线与设计的标准功率曲线不吻合。如果实际功率曲线高于标准功率曲线将会使风电机组处于过负荷状态，影响机组寿命。因此，风电机组不能单方面强调机组效率与短期发电量的提高。
在机组主控改造时，不仅要考虑到主控硬件的先进程度，更重要的是还需考虑到软件的完善程度、整机性能和机组设计状况。一方面，要考虑机组设计疲劳强度，是否会让机组过载，以免缩短机组和部件寿命；另一方面，还必须考虑机组部件之间的运行方式是否最优，机组主控程序判断故障的准确性，机组维修和主控使用的方便程度等。
如果主控改造方是非整机厂的产品，没有整机厂家提供的相关设计数据与资料，没有深入、全面地了解被更换机组的性能和疲劳强度等要求，这样的改造可能存在更大的缺陷，带来另外的问题。
机组主控性能完善与更换
一、机组主控改造存在的问题
因满足电网要求，某些国外配套厂家服务滞后、软件升级收费，国内风电产能过剩，加之部分从业人员对机组主控理解较为片面等原因，促成了国内某些风电场主控的大规模更换和改造。
例如对某国际知名公司WP3100控制器的改造。因不知晓该控制器的众多优点，致使不少风电场把该控制器、环网通讯以及后台Gateway（即SCADA）软件全部更换。
有的主控厂商把“小风调桨”控制策略作为推进主控改造的亮点。该主控在满负荷发电之前叶片固定在0°位置，不进行调桨。然而，如果从总体考虑，在低风速下不变桨，这未必是该主控控制策略的缺点。
当低风速时，由于双馈机组受最低转速的限制，不能进一步降低，功率系数有所降低。此时，叶片适度地收桨，从理论上说，确实能提高机组在低风时的发电效率与发电量。但是，通过调节叶片安装角（桨叶片节距角β）提高低
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主控软件的完善程度，不仅影响到机组报故障准确性，使用和排查机组故障的方便性等，而且还涉及到机组安全问题。可能因主控的更换，导致主控报故障不准确，机组利用率降低；没有远程判断和处理故障的工具，整机厂商就失去了在服务期内实施风电场无人值守和出服务期之后对业主进行技术服务的软件支持；对于没有经过长时间风电场检验的主控程序，还可能在软件设计方面存在安全隐患。
机组主控软件的完善程度极其重要，不能只看主控与人机界面硬件方面的先进，类似像WP3100这样的主控，由于开发较早，经过了风电场长期实践的检验，主控软件在使用过程中不断完善，对于现场和远程诊断故障等都很方便，该主控还可以作为现场服务人员和主控编程人员入门时极佳的学习材料，其权限、登录设置也较为完善，当通过互联网登陆时，安全性较高。
在环网通讯和数据上传方面，该公司早期生产的IC500通讯控制器，尽管不能完全满足当前国家电网对数据上传速率要求，但是，该通讯控制器不仅能与机组的主控配套，同时还能与变频器配套，可以传输变频器数据。因此，搭建的环网通讯系统能把每台机组的变频器（Alstom）和主控的全部数据同时通过互联网传输到世界各地，且远程操作界面与现场使用状况完全一样。在整机总部的专家们可以采用比现场更高的操作权限去检查、处理故障和程序升级。因此，整机厂商的技术人员和专家们可通过VPN客户端登陆方式远程实时、准确地查看机组状态，诊断故障，提前发现机组所存在的问题，对现场进行技术指导，检查机组存在的安全性故障等，这为实现风电场无人值守、区域维修打下了坚实的基础。
二、优异主控与监控软件有利于降低风电场营运成本优异的机组控制器（主控）及完善远程监控软件（SCADA软件），在满足电网要求、降低机组故障几率和提高发电量的同时，还是实施风电场无人值守管理，降低风电场运营成本的基础。
目前，国内个别整机厂家，不仅在产品研发时，可以对机组进行远程操控和主控、变频器程序升级等，而且还利用便捷的公共互联网对其所建风电场实现了无人值守。他们在风电场和本地均无厂家维修人员值班，全由整机厂家总部进行远程监控。在远离风电场的城区设立检修中心，3位检修人员就可以维修和管理多个风电场，实现“远程集中监控、现场移动检修”。
然而，对国内的绝大多数风电场而言，检查和判断机
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组故障完全依靠现场人员，处理和判断机组故障大都需要到风电场，甚至必须登机进行处理。国内风电场倒机、烧机等重大事故频发，可能与落后的风电管理理念和技术手段有一定的关系。随着风电机组技术的不断进步，机组的复杂程度不断加大，维修和判断机组故障的难度也不断增加，在风电场运作方面，要及时发现和处理机组故障，应充分依靠公共互联网等先进的技术手段。从这一点来讲，远程控制与操纵机组，再辅之以完善的主控程序和后台监控软件，不仅随时可以了解现场机组的各种信息，还可以远程诊断和处理机组故障，为技术改进提供支持；有效、便捷地检查和排除机组的安全隐患，避免重大事故的发生。
如今国内的绝大多数整机生产厂家没有实现风电场无人值守，究其原因，可能主要有以下两个方面：
一方面，由于我国风电行业起步较晚，在早期的产品开发和风电场管理上，不少业内人士还没有风电场无人值守管理理念。生产厂家没有把风电场无人值守理念贯穿于整个产品开发、生产和现场服务当中。绝大部分国内整机厂家没有考虑通过远程通讯把变频器数据传到风电场后台和公司总部，不少变频器没有与环网通讯相配的硬件接口。
另一方面，国家电监会于2012年3月1日发布了《关于加强风电安全工作的意见》，其中要求“禁止通过公共互联网络直接对风电机组进行远程监测、控制和维护”。
按照这个规定，风电机组就不能通过公共互联网进行控制。因不能通过互联网在异地对机组进行操控与测试，所以就不可能远程对机组进行全面的分析、判断和处理故障。
正因为国家电监会的这个规定，虽然已有不少风电场搭建了远程专家诊断系统，通过互联网能够查看到众多机组然而，所搭建的远程系统不能对机组进行操控，的运行状态，
也不可能通过远程对风电场机组进行主控和变频器等程序升级，因为机组数据只能通过互联网单向传输。这样，生产厂家总部的技术人员就难以对机组故障进行诊断，给现场以技术支持。产品开发人员也难以准确、全面地了解现场机组的实际运行状况和所存在的问题，不利于产品改进和完善。
因此，国内风电场无人值守管理的实施，需要有完善的机组主控软件和优秀远程监控系统，以便捷对风电机组进行远程操控，并保证机组运行及电网的安全。
对于不少新开发的国产主控和SCADA软件，需要在长期的风电场实践中，不断更新和完善，提高主控和监控软件的安全性，以适应机组上互联网上的要求。为此，需要业主和整机厂商的决策层们能正确把握风电发展方向，并采取
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行之有效的措施；国家电监会及有关部门制定出适应风电发展的政策、法规，以利于中国风电长期、稳定的发展。
机组部件的使用寿命缩短，不能为了苛求机组效率而随意增加叶轮直径。
由于风电机组直径的增加会影响湍流强度的横向、纵向长度，风速作用在叶轮上的不平衡载荷会使实现最大Cp值变得更加困难。因此，在某一时刻如果桨叶的一部分处于最佳攻角，那么其他部分就不会处于最佳攻角。从这一点来讲，加大叶轮直径，无论对于机组部件损坏、寿命，还是提高机组效率都不利。
因此，研究额定功率和风电机组扫掠面积之间的关系（风电机组的比功率），对批量生产是很有意义的。在增大叶轮直径时，需充分考虑未来的收益和潜在的风险，叶轮直径并不是简单地越大越好。
对于已投入运营的风电场，如果在风电场微观选址时，风电场测风塔及长期气象数据等出现了严重偏差，或者错误，从而造成把Ⅱ类风电场定为Ⅰ类，或Ⅲ类风电场定为Ⅱ类，且机组的基础、塔筒、齿轮箱等有充分设计的余量。经过严格、周密地经济核算之后（包括因疲劳载荷和极限载荷不够而更换的部件、利用率降低、维护成本增加等机会成本的损失），叶片加长改造方案方可实施。至于最终是否能使机组的长期度电成本降低，还有待长时间风电场实践的检验。
所以，希望通过叶片加长提高机组效率的改造方案，必须综合考虑各种因素，最终使机组在其寿命周期内的度电成本最低，否则，必将是得不偿失。
增大叶轮直径改造
一、风电机组部件设计大都取决于疲劳载荷而不是极限载荷
风电机组容易受到疲劳载荷的严重影响。在600kW机组中，叶轮在20年的寿命期内会旋转2×108次，每转一周都会产生于低速轴和叶片重力完全相反的力，以及由风剪切力、偏航误差、轴倾斜、塔架阴影和湍流引起循环的叶片平面载荷。因此，许多风电机组部件的设计都取决于疲劳载荷而不是极限载荷。
短期平均风速的波动或湍流对载荷设计产生主要影响，因为，这是极端阵风载荷和大部分疲劳载荷的来源。湍流强度对等效疲劳载荷的影响非常大。风轮直径越大，降低湍流强度等级对降低等效疲劳载荷的作用越明显。因此，叶轮直径和机组的设计湍流强度等级对机组交变载荷的承受能力影响很大。
不同的机型对应不同的安全设计等级，也对应不同叶轮直径。不能把安全等级低的机型安装在湍流强度和极限风况较大的地区。
例如：某整机厂商分别针对这三类设计等级，生产的有FD70、FD77、FD82三种机型。在IEC 61400-1标准Ⅰ类风电场，本应安装FD70型机组，如果把FD82型机组安装于这类风电场，确实可以提高机组的发电量，但是，机组和部件寿命必然会缩短，故障几率也会相应增加，机组利用率降低。
从国内风电场现实情况来看，不少风电场因机位差别，其风况条件差别很大，一般在同一风电场又都选同种设计等级的机型，在选用机型时，没有充分考虑风况最差机位的机组设计等级，换个角度来说，叫微观选址不当；有的为了发电量的提高，而不管风况和机组的设计等级，在机组额定功率相同的条件下，一味地追求长叶片的机型。因此，在机组投运后造成个别机组，或大部分机组其故障几率极高，齿轮箱损坏、叶片断裂等事故频繁发生，这与机组选型和风电场微观选址有着必然的联系。
二、叶片加长与部件寿命缩短
在机组选型时，不仅要注意当时机组的发电效率，还应当注意机组和部件寿命，故障几率。机组过载，必然会使
变频器低电压穿越改造
国家电监会发布的《关于加强风电安全工作的意见》，还要求到“并网风电机组应具备低电压穿越能力，并具备一定的过电压能力”。其后，风电的相关部门则忙于给投运机组进行低电压穿越改造，以及低电压穿越的测试、试验和论证。
一、风电场建设质量是造成机组脱网的直接原因在中国风电快速发展期，不少风电场的施工及安装质量较差，特别是35kV系统施工工艺不良、验收不到位等问题尤为突出，风电场、升压站的保护设施不够完善等。当风电场机组投运之后，由于馈线电缆头故障造成机组脱网，诱发风电机组大面积脱网，危及机组运行和电网的安全。
2011年2月24日0点34分28秒，西北电网酒泉地区风电发生大规模脱网事故，共造成598台风电机组脱网。分析认为，电缆头安装工艺不良导致电缆头应力集中，进而在电缆头应力锥部位出现绝缘薄弱点，在运行中发生单相接
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地故障。
2011年1月到4月份，酒泉各风电场共发生电气设备故障35起，其中电缆头故障造成集电线路跳闸21次，保护插件故障造成设备跳闸或断路器拒动5次，其他故障9次。特别是连续发生大规模风机脱网事故四起，“2˙24”、“4˙3”、“4˙17”、“4˙25”事故分别导致598、400、702和1278台风电机组脱网。2011年以来，我国相继发生了多起风电机组脱网事故。以酒泉风电基地为例，2011年前10个月，酒泉风电基地共计发生脱网事故73次。
事故的起因主要是单个电缆故障，由于集电系统及保护不合理致使事故扩大至整个风电场，无功补偿设备调管不严造成事故进一步扩大至电网中的众多风电场的机组全部脱网。根据酒泉风电基地的调研情况发现，引起电缆终端头故障的原因主要有制作工艺、开关柜或箱式变压器空间设计(布局)不合理、爬电和谐波。不同风电场机组馈线电缆头如此频繁地发生相同故障，反映出风电场电缆头施工、监理、验收和建设管理普遍存在的不足。这种共性的设备缺陷是导致风电场事故频发的必然原因。
当风电场发生电缆头故障，或电网故障时，不仅会对电网稳定造成影响，而且对机组运行安全也极为不利。因过多风电机组脱网，严重影响电网稳定，电监会就要求全国所有地区的并网机组都必须具有低电压穿越功能。然而，从众多的脱网事故调查发现，其根本原因在于风电场设计、安装
和施工质量存在问题，最为直接和有效的解决办法应当是提高电网和风电场建设质量。因此要求全国所有并网机组都应具备低电压穿越功能的做法和思维方式是否合理，能否从根本上解决问题还有待商榷。
低电压穿越改造的全面实施，因机型各异，质量参差不齐，低电压穿越的改造费用也区别较大。采用直驱永磁技术的风电机组由于本身具备离网的自我保护功能，低电压穿越改造成本相对较低。而对于双馈机组低电压穿越实现的技术难度大，改造成本高，有的大约在10万左右，有的双馈机组的改造费用高达几十万（因必须更换变频器），全国的所有投运机组的低电压穿越改造费用将达几十亿上百亿人民币之多。还有，因满足电网要求而更换主控的风电场不在少数，由此而产生的成本和发电量损失又是一笔不小的数目。这必然会增加风电场运营成本，因限电造成发电量损失已难以为继的风电场，无疑更使其雪上加霜。
二、电网与风电机组安全应综合考虑
改善风电场设计与建设质量，消除电网故障，不仅对电网稳定有利，同时，也有利于风电机组的运行安全。从风电机组运行来看，单台机组相对于电网来说，其能力很弱，只能适应电网。因此，当电网出现波动或故障时，风电机组需及时脱网，如不脱网，则可能造成机组的部件损坏和机组寿命的缩短。所以，当电网出现故障时，风电机组应当及时脱网，这对保护机组有利。即便是因风电机组增添了低电压
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