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關鍵字：孤兒機組、技改提效
“孤兒機組”一詞在最近幾年被頻繁提出，這些機組可分為三類：第一類是比較典型的整機廠破產倒閉（沒人管）；第二類是公司還在，但沒有了風電業務、不再生產主機（沒能力管）；第三類是公司還有風電業務，但對于出保風場不再進行服務（沒意愿管）。
孤兒機組主要存在四大問題，可以歸納為“老、弱、病、殘”。“老”是指技術落后，近幾年未更新迭代且部件老化、維護不到位等問題。“弱”是指機組性能差、發電效率低，有些機組甚至不能滿發。“病”是指機組運行不穩定，關鍵部件故障頻發，故障得不到及時的處理。“殘”是指備件由于停產或渠道不暢導致無法及時供應，風機運行數據記錄缺失等。
這些機組整體數量不算多、占國內裝機總量的比例也不算大，但這些機組生產廠家較多，導致機型數量相對繁雜，單個機型裝機數量從一臺到上千臺不等；由于技術路線的不統一，相對于其他主流風電機組技改，針對孤兒機組的技改開發門檻和成本相對較高，很難形成市場規模，很少有廠家愿意投入。所以為數不多的孤兒機組成為了風電運營企業的痛點和風電行業的隱患。
1、機組情況介紹
本文介紹的風電機組是日本川崎1.5MW中速永磁機組，在國內僅此一臺，雖然這家企業還在，但已撤出風電行業，沒有能力進行機組的維護和升級，屬于比較典型的孤兒機組。該機組于2011年9月份安裝，2012年4月份初步通過驗收并網發電，但并網初期受日方技術人員對驗收中存在的不合格項整改影響停機較頻繁，于2012年9月份整改完成正式通過驗收。2013年12月10日，日方結束最后一次維保交于業主單位自己運維，風機年等效滿負荷利用小時數逐年下降，運行非常不穩定。
該機組設計復雜，配置比較先進，屬于2011年代同容量機組的高配。首先，這臺風機是全功率中速永磁機組，在國內并不多見，配件非常難尋。機組各子系統設計復雜，齒輪箱、發電機等各個子系統均有獨立的控制器，整機共十幾個通訊子站。機組同時配有液壓半自動盤車，葉片及塔筒載荷監測，塔筒阻尼系統，偏航配置有獨立的變頻軟啟系統。此外，由于整機封閉，導致機組故障停機后，無法準確讀取故障信息并及時處理和消缺。
該機組主要存在四大“痛點”。第一是整機及部件方面：機組無法滿發、振動過大、故障頻發以及缺乏備件支撐。第二是運行及記錄統計方面：由于風機沒有監控系統，所以運行數據記錄幾乎沒有，且看不見運行狀態。第三是機組發電時長方面：該風機長期處于半停運狀態，年等效滿負荷小時數不足400小時。最后是場內運行維護情況：業主進行的不定期維護難以達到風電機組的穩定運行要求。
1.1 機組基本情況
該機組額定功率 1.5MW，葉輪直徑82.5m，齒輪箱增速比為23.1，葉輪額定轉速為16.2rpm，發電機額定轉速為374rpm。
此臺風機主要大部件均采用國外知名品牌，如LM葉片、ABB變流器、SSB變槳、Bachmann主控、SKF主軸、ABB發電機等。
1.2 運行狀態分析
由于受機組穩定運行影響，導致發電運行時間以及發電量較低。尤其2014年之后，機組在無原廠家技術支撐及維護的情況下，2015-2018年均發電量為54.7萬kWh，處于較低水平。
1.3 機組問題分析
1）性能問題
機組無法滿發，機組最大發到1MW，且功率非常不穩定。偏航控制邏輯不合理，偏航過于頻繁。偏航剎車異響，剎車片磨損嚴重。
2）故障問題
機組在啟機時或運行過程中經常報出“安全系統風機級別跳閘”、“變槳系統啟動EFC故障”。風速超過10m/s時經常報出“風速大安全停機”或者其它故障，頻繁觸發安全停機。
2）監控問題
無上位監控系統，只有風機側的調試監控界面。界面故障信息指向不明確，無故障歷史記錄和故障錄波功能，導致故障原因判斷困難。
3）備件問題
機組部件多為進口部件。備件采購周期長或無法找到原型號。
2、技改內容分析
2.1 主控程序開發
主控制程序是風力發電機組的控制中樞，包含了實現機組運行功能的控制邏輯，協調整個機組的各個部件實現無人值守狀態下的穩定、可靠、高效運行?？刂瞥绦蛐枰鶕C型和部件進行定制化開發，替換后的主控程序具備以下功能：
數據采集與處理：具備參與控制和故障監測的相關數據信息采集及處理功能；
安全保護：安全系統在邏輯上是高于控制系統的一種系統，在安全相關的限值參數超出后或者控制系統不能保證機組在正常限值范圍內運行時，而采取保護行動的一種系統；
故障報警及記錄：任意一個故障碼激活時，主控系統能根據故障碼屬性，準確做出相應告警或停機操作；
功率控制：主控系統控制風機變流器，以轉矩給定的方式實現對機組的有功功率調節，通過MPPT算法實現發電效率最大化。通過無功功率值給定或功率因數給定的方式實現對機組的無功功率調節；
變槳控制：變槳的作用有兩個，一是保證機組安全停機，二是控制機組轉速穩定在目標轉速附近；
部件控制：對發電機、齒輪箱、液壓系統等部件進行監視和控制，包括潤滑裝置、冷卻裝置、加熱裝置的啟?？刂?，部件異常監測報警等。
控制程序替換后，逐步提升機組最大功率，最終目標為機組設計滿發功率1500kW，由于此機組為測試樣機，未經長時間滿發運行驗證，有可能在升功率過程中出現部件無法滿足、振動異常、載荷超限等異常情況的風險，就需要對機組進行載荷仿真計算和相關測試。
2.2 載荷仿真與計算
風力發電機組的載荷仿真計算是風機設計中的一項重要工作，主要體現在其提供部件強度分析、結構動力分析及疲勞壽命計算的載荷依據，確保各部件承載在設計極限內；通過優化運行載荷，提高機組的可靠性。風電機組是具有高動態載荷的動力系統，要保證在其20年生命周期內安全可靠運行，必須承擔設計壽命內由交變應力產生的載荷以及可能產生的破壞。
對于改造機組，設計數據的完整性缺失會導致載荷計算準確度下降，但還是需要盡量獲得計算所需的設計數據，數據完整性和準確性越好，仿真計算驗證結果就越接近實際，安全性越高，為機組升功率運行提供依據。
載荷工況的設計與計算依據是IEC61400-1第2版，具體載荷位置包括：葉片根部（在半徑0米處）；輪轂（在旋轉和靜態坐標系）；偏航軸承（固定于機艙上的坐標系）；塔筒（在高度0m、14.485m、32.305m、57.580m、78m即所有的法蘭位置處）。塔筒的固有頻率可由現場測試得知，約為0.33Hz。
載荷數據不僅包括載荷工況中的描述，還包括：空氣動力、自重、旋轉慣量和動態慣量的作用。動態響應包括塔架、葉片、驅動鏈、電氣和控制系統模態的相互影響。唯一的功能性的載荷是由機械剎車導致的。
疲勞等效載荷用來等效疲勞損傷，它是用對單一頻率下重復的單應力范圍進行雨流計數統計數據的值來表示的。Miner’s法則。損傷等效應力由下面的公式給出：
其中：
LN圖片是N次循環的等效應力；
圖片Li是應力范圍間隔i；
圖片ni在間隔i應力范圍的雨流計數；
圖片m是材料的圖片曲線的負的反斜率系數（m同樣是指S-N曲線的斜率）；
N是風機壽命的循環次數；
應力圖片圖片Li是根據結構的尺寸而定的。假設載荷與應力成比例，這樣在上面的公式中用載荷來代替應力是可以接受的。為了簡化圖片Li圖片和圖片ni圖片是根據沒有修正的一維的數據表中得來的，根據平均應力用來說明疲勞破壞。疲勞載荷的安全系數為1.0。經過極限和疲勞載荷計算，滿足要求。
2.3 關鍵部件國產化替代
在此次改造過程中，需更換必要器件，主要包含：
部分控制模塊：替換必要的控制模塊，可縮短控制程序替換的開發和調試周期，保證新控制程序與硬件的良好適配；
為消除目前頻繁報出的“安全系統風機級別跳閘”、“變槳系統啟動EFC故障”等故障，需要結合程序替換后的測試，對安全鏈信號以及主控與變槳間的信號進行治理，內容包括：安全鏈器件和線路檢查、測試，滑環替換，主控與變槳間的中心線束替換、測試，主控與變槳間的通訊穩定性測試，將之前變槳中控箱的臨時接線恢復為航空插接件。
為提高變槳系統運行穩定性，對變槳系統部分器件進行替換升級，具體包含：升級最新變槳控制系統版本，更換3臺變槳驅動器，更換變槳編碼器。
關鍵部件替換改造完成后，可減少機組停機時間，提高可利用率，目標將可利用率提升到95%以上。
2.4 監控系統與手機app開發
原風機未配備后臺監控系統，無法對運行數據進行記錄、查詢，也無法生成運行報表。擬增加監控系統可監控本機組，也可滿足風場裝機的擴展，增加手機APP遠程查看功能。
新增加的中央監控系統，具備完備的數據記錄和詳細的故障診斷，解決目前“界面故障信息指向不明確，無故障歷史記錄和故障錄波信息，故障原因判斷困難”的問題。
3、技改經濟性評價
根據風電場實際情況，考慮風機自耗電及各種因素折減，風機折減系數選取0.67，年發電量計算結果如下表：
表3-1 電量計算
考慮到川崎樣機機械、電氣部件為定制化產品，在設備需要更換時，需要從國內外相關廠家定制，會導致采購相對通用件周期較長，機組停機時間較長，技改后評估發電量在原計算發電量基礎上折算0.7，得到目標年發電量為1768MWh。
表3-2 經濟性估算
說明：投資回報周期不考慮財務成本，按照工業用電價0.61元（含增值稅）。
4、總 結
公司憑借豐富的老舊機組改造經驗和扎實的技術積累，經過前期的深入調研和多次分析、討論、評估，結合業主實際情況，專項研發工作小組最終確定了在風機整體大部件不變的情況下，采用：風機主控系統軟件及部分關鍵部件替換、重新開發主控軟件、應用最新控制策略的整體解決方案。在發電量得到提升的同時，項目還將充分利用原有設施，最大限度地降低業主改造投入。
2021年1月至今，技改后的“孤兒機組”逐漸恢復平穩運行。在機艙和塔底都配備了相應的操作屏，能更加清晰地顯示出機組的運行數據以及運行故障。廠區內，配備了可監控的SCADA系統，在手機端同時配備了APP 遠程監視軟件。漢化的監控系統和故障代碼，使得每個故障都能清晰可視、實時快速發現并找到具體成因。
通過深度技術改造，該機組平穩運行后最終呈現的效果可以歸納為“三提高和三降低”。發電小時數在原有的基礎上增加了800多小時，可利用率提升超過50%，經濟收益經過測算大約是原來的3.6倍。運維和備件采購成本降低了近40%，故障率降低超過50%；以工業電價計算，企業每年節省70多萬元購電成本。經過技改給企業帶來巨大的經濟價值和社會效益。
參考文獻：
[1] IEC61400-1 Wind turbines-Part1 Design requirements，Edition2019；
[2] 技改機組運行情況分析報告；
[3] 技改機組主控參數調整仿真分析報告；
[4] 技改機組載荷仿真計算報告；
作者：潤陽能源技術有限公司 劉昊、王建明、劉博、趙廣宇、吳鵬、李娟、趙洪志
