中欧海上风电项目风机可利用率对比分析

吴 昊

(中国长江三峡集团公司，北京 100038)

由于海上风能资源丰富且适合大规模开发，海上风电逐渐成为风电发展的重要趋势。截止2017年底，全球海上风电累计装机1 881万kW。根据NREL预测，到2022年，全球海上风电累计装机有望达到5 177万kW。相比于陆上风电，海上风电场受天气和环境因素影响更大，如何通过合理的运用风场评价指标指导风场运维显得十分重要。风力发电机组(以下简称“风机”)可利用率是评价风机的一项关键性能指标。目前，国内海上风场基本沿用风机制造厂商提供的风机可利用率计算公式，这不利于从运营商角度准确评价风机性能和提升运维管理水平。本文在对比国内外海上风电场风机可利用率算法的基础上，提出基于发电量的可利用率算法作为行业内的统一性能指标。

1 风机可利用率的定义和分类

根据风电领域国际权威认证和咨询机构DNV-GL的定义，可利用率是衡量风机或风电场发电潜力的一种方法。如果风机是“可用的”且处于并网状态，在符合条件的风况条件下，风机就应该发电。

根据使用者的目的不同，可利用率可用来预测发电量、估算收益、评估风机设计表现、约定质保条款和实施奖惩等。不同目的的可利用率定义和算法不同，导致对相关法律，财务和技术等问题的判断也不同，使用者需要根据自己的需求审慎选择。如果风场运营商直接使用风机制造商提供的可利用率计算公式，由于定义的目的和考虑的角度不同，可能导致对风场整体运营情况的错误评价。

风机可利用率的分类方式有多种，按照分析目标范围不同，可分为：“系统可利用率”、“风机可利用率”及“风电场配套设施可利用率”。根据使用目的不同又可分为：“合同可利用率”和“技术可利用率”。

按照分析数据对象不同还可分为：“基于时间的可利用率(THA)”和“基于发电量的可利用率(TEA)”，其中：“基于时间的可利用率”是以时间来衡量的可利用率。公式如下：

基于时间的可利用率(THA)=可利用小时数(h)/总计小时数(h)

但是，基于时间的可利用率忽略了风速随时间变化对发电量造成的影响。所以，“基于能量的可利用率”概念应运而生，公式如下：

基于发电量的可利用率(TEA)=实际发电量(kW·h)/理论发电量(kW·h)

2 案例分析

在中国和欧洲各选1座典型商业化海上风电场作风机可利用率对比分析。

2.1 可利用公式和影响因素对比

国内海上风场A位于江苏省东部沿海，离岸约10 km，水深介于8～14 m，年平均风速7 m/s(70 m轮毂高度)，安装了某国外主机品牌4 MW机组，总装机200 MW，于2016年末并网发电。欧洲海上风场B位于德国北海海域，离岸超过50 km，水深介于20～30 m，年平均风速9.6 m/(90 m轮毂高度)，安装了和A项目同品牌和同平台的海上风电机组，总装机约300 MW，于2015年初投入商业运行。

A风场和B风场均使用了基于时间的可利用率(THA)作为考核风机的性能指标，且分母为全年小时数8 760 h，具体公式如下：

风机可利用率=风机发电小时数(h)/8 760(h)

但在考虑影响风机可利用率的因素方面两项目有诸多不同。A项目沿用了和风机厂家签订的合同可利用率作为唯一的可利用率性能指标，而B项目既使用了与西门子合同中约定的“合同可利用率”，也使用了供内部考核评估使用的基于运营商角度的“技术可利用率”。为便于横向对比，本文选取A项目“合同可利用率”(简称“A合”)、B项目的“合同可利用率”(简称B合)和“技术可利用率”(简称B技)进行对比分析。表1归纳了三套可利用率算法之间的差异并给出了推荐方案。

2.2 结果对比及推荐方案

如表1所示，本文根据IEC标准并结合项目实际情况，将影响可利用率的因素分为9大类，编号数字越大，优先级越高(如果多种因素同时发生，先考虑优先级高的)[1]。下面逐一分析各个类别的对比结果，并给出推荐方案。

1)运行发电。表示风机可将风能转换为电能的状态。其中非正常运行是指风机虽然能够发电，但存在影响发电的技术或限制因素，比如由于电网限电等。“非正常运行”实际也在发电，只是少于正常发电水平，A合、B合和B技都算作可利用较合理，因此推荐方案也算作可利用。

2)运行非发电。风机处于运行状态，但由于各种因素导致无法发电。包括技术待机(风机为发电执行相关任务的时间，如解缆)；超出环境条件(如风速过高)；指令停机(如由于噪声过高停机)。它是合理因素导致的无法发电，并不是故障，A合、B合和B技把“运行非发电”算作可利用合理，因此推荐场景也算作可利用。

3)电网影响。由于电网故障导致的全场停电，超出了风机的控制范围，A合、B合和B技都算作可利用。但如果简单的算作可利用，有时会造成误判。举个极端例子，如果某风场外送高压换流站出现严重设备故障，三个月无法送电，期间的可利用率如果简单的算作可利用，就会高估风场的实际发电能力。所以推荐方案将该因素不纳入统计时间或理论发电量。

由于电网外送能力不足、计划性检修等导致的风机限电(降功率运行)且此时风机由于故障不可用，按影响因素优先级，此时风机已经处于故障停机状态，其级别高于电网影响导致的限电，所以推荐方案算不可利用。

4)风场配套设施。指除风机以外的自建升压站、海底电缆、风机基础等配套设施。一般在计算系统可利用率时把风场配套设施导致的停机算作不可利用，本文阐述的均为风机可利用率概念，B项目把该因素算作可利用，混淆了风机可利用率和风场可利用率概念。对于风机本身，风场配套设施的运行情况也超出了控制范围，推荐方案把其排除在计算时间或理论发电量之外。

5)定期维护。定期维护是可利用率最重要的影响因素之一，特别是海上风电，它导致的停机时间或能量损失占很大比例。A合由于沿用了风机厂家的可利用率概念，所以把定期维护导致的停机仍算作可利用，

表1 三套可利用率影响因素考虑方式对比

注：R代表可利用；U代表不可利用；-代表从统计时间或理论发电量中扣除，不予计算。

而B合为鼓励风机厂家运维人员在小风天气下维护，把低于4 m/s以下开展的维护停机也算作可利用。本文认为定期维护的频率体现了风机可靠性，如果算作可利用，无法激励运维人员优化定期维护策略，可能导致定期维护时间过长和发电量损失过大，推荐运营商算作不可利用。

6)计划性改造。是指为保持、恢复或提高风机发电能力进行的作业。A合算作可利用、B合和B技都算作不可利用。和定期维护类似，它也是风机可靠性的体现，由此产生的停机应算作不可利用。

7)风机故障。风机故障是影响可利用率最重要的因素之一。同小风天气下开展运维一样，小风天气下处理风机故障对于A合和B合都算作可利用，B技算不可利用；而对于运营商停机并处理故障的时间A合算可利用，B合和B技都算不可利用，因为B项目考虑无论谁来停机和处理故障，故障本身都是风机质量原因造成的。推荐方案将风机故障及处理故障的时间或发电量损失均算作不可利用。

8)暂停作业。是指为了避免人身伤害或设备损害，不得不中断正在进行的“定期维护”、“计划性改造”或“风机故障”，比如巨浪、风暴、雷电等恶劣天气原因导致无法继续工作。A合、B合和B技都算作可利用。推荐方案将其排除在统计时间或理论发电量之外。

9)不可抗力。指相关方无法控制的非常情况，导致不能履行义务。A合、B合和B技把都其算作可利用。推荐方案将其排除在统计时间或理论发电量之外。

2.3 实际可利用率对比

表2是A、B两个项目采用各自可利用率算法统计的2017年可利用率。

表2 A项目和B项目2017年可利用率统计结果对比表

经过对可利用率损失原因的分类比较可知：

1)2017年B合可利用率为98.56%，比B技高出1.09个百分点，主要是B技将风场配套设施故障和检修以及小风天气下风机的故障处理和定期维护算作不可利用，而A合算作可利用。

2)A合可利用率全年统计结果较高，比B技可利用率高1.84个百分点，根据4.2节分析，主要是风机计划性维护和检查以及风场配套设施(如升压站)计划性维护和检修影响所致。如果B技使用A合的计算公式，B技可利用率可从97.47%提升到98.9%。

3)对比全年每月可利用率，4月至8月期间的B技比A合可利用率低很多，主要受B项目利用夏季(小风季节)频繁开展定期维护和检查工作导致，包括德国法律强制规定的检查(叶片、电梯、爬梯和起重设备等)、整机厂家要求的年度检查(电梯、高压设备以及风机内绝大多数设备)以及运营商自己负责设备的维护和检查(补漆、油脂采样、风机内通讯柜、消防和安全设备、过渡段平台上的辅助设备等)，以上工作国内A项目明显少于德国B项目，且定期维护A项目是算作可利用的。

根据图1，2017年B项目由于定期维护和检查导致的风机停机占全年不可利用时间的17.5%，它对基于时间的年平均技术可利用率影响至少为1个百分点。

图1 B风场2017年不可利用因素占比

3 推荐风机可利用率公式

随着风电行业的发展，人们逐渐发现采取基于时间的技术可利用率来衡量风机可靠性存在一定缺陷。作为风场投资方，最终关心的是发电量带来的收入，而我们发现大风时风机可利用和小风时可利用对发电量的影响是截然不同的，而这是第二节中提到的“基于时间的可利用率(THA)”算法无法评估的，它不能真实准确地反映机组状态与性能，也无法科学地指导安排科学的运维策略。

基于以上考虑，行业内提出了基于发电量的可利用率(TEA)概念，西班牙伊布尔德罗拉风电公司、葡萄牙电力公司等国际知名风电运营商都在使用这套可利用率计算方式，即：

发电量可利用率(TEA)=实际发电量(kW·h)/理论发电量(kW·h)

以B项目为例，说明以TEA计算方式评估小风天气维护策略和大风天气维护策略的差异。如图2和图3所示，假设6月计划性维护的总停机时间都为7 d(168 h)，则两种策略下THA均为77.67%。如果采用TEA计算，B项目2017年6月实际发电量为8 870万kW·h，采取小风天气维护策略时虽然停机时间为168 h，但发电量损失仅为349 kW·h，即TEA为95.55%；采用大风天气维护策略发电量损失高达3 772 kW·h，即TEA为56.99%(橙色部分面积大小直观反映了发电量损失多少)。所以，TEA相比THA更能准确反映实际发电量的损失。

图2 采用小风天气下维护策略的发电量损失

图3 采用大风天气下维护策略的发电量损失

在利用TEA公式过程中，原始数据的可靠收集是前提，理论发电量的准确评估是基础，影响可利用率因素的科学分类和统计是关键。首先，获取可靠的原始数据需要保证测风塔和机舱测风设备维护良好。其次，理论发电量评估主要有两种方法，一是基于特定功率曲线和风速计算，另一种则是基于功率计算。在第一种方法中，风速可以通过机舱风速计、激光测风雷达或测风塔获取，在某些情况下还需通过适当的修正。第二种方法无需知道功率曲线，可通过相邻的1台或1组风机数据推算目标风机理论发电量。再次，影响可利用率因素的科学分类统计需要信息化软件的支撑，对影响因素的考虑方式可参照表3中的推荐方案。

TEA作为内部评估风场运维管理水平的重要性能指标具有重要意义：

1)TEA指标的应用是一种以发电收入为导向的运维管理模式，它能在内部和市场当中传递最真实、可靠的信息，促使运营商改进运维计划和预算，真正达到精益管理、降本增效的目的。

2)有助于合理安排风机计划性维护和检查工作。TEA指标可促进优化风场运维策略，合理调度船只，科学安排人员，精细管理备件。

3)TEA作为统一指标，有利于不同区域、不同规模和不同地理条件的风场之间进行横向对比，也有利于和国际先进风场对标。

4)把TEA作为第三方运维服务提供商的考核指标，有利于其专注减少发电量损失，更加灵活地分配资源，降低运维成本和提高运维效率。

4 结 语

本文从研究国内外两个海上风电项目可利用率计算方式异同点入手，找出了影响两者可利用率结果差异的主要原因，提出了现有可利用率计算方式的不足，推荐了一种基于发电量的可利用率(TEA)的计算方法，并建议作为统一性能指标在行业内推广。主要结论如下：

1)对定期维护和风场配套设施影响因素的考虑与否是造成不同风场(风机)可利用率算法结果差异的主要原因；

2)海上风电项目需根据风速的季节变化合理安排运维策略，减少发电收入损失；

3)基于发电量的可利用率算法以发电收入为导向，应作为评估风场运维管理水平的重要性能指标加以推广。