海上风电机组大型化技术路线分析

2019-10-31长江三峡集团福建能源投资有限公司朱义苏刘东哲项建强张帅

风能 2019年6期

文 | 长江三峡集团福建能源投资有限公司朱义苏，刘东哲，项建强，张帅

自1991年全球首座海上风电场—Vindeby风电场在丹麦投运以来，海上风电已走过了近30年的发展历程。截至2018年底，全球海上风电累计装机已达23.1GW，约占全球风电总装机容量（591.1GW）的3.91%。我国海上风电累计装机也已达4.45GW，约占我国风电总装机量（209GW）的2.13%。我国海上风电相比陆上风电具有明显的区位优势，海上风电紧邻负荷中心，没有弃风限电问题，但因施工难度、投资成本以及台风等因素的制约，我国海上风电早期未能得到大的发展。随着技术的发展进步，目前我国海上风电已基本形成了从勘测设计、装备制造、安装施工到运行维护的完整产业链，海上风电的施工难度、运维成本等也已大幅降低。海上风电具备了大规模开发的基础，已成为未来新能源开发的热土。

海上风电机组大型化发展的步伐

海上风电不受地形限制，大件海上运输比较方便，海上风电先天比陆上风电更具备安装更大单机容量机组的条件。上个世纪90年代，海上风电机组单机容量以450kW、500kW、550kW、600kW为主；2000年以后，新投产的海上风电场已没有单机容量为2MW以下的机组，Vestas的2MW、3MW双馈式海上风电机组及西门子的2.3MW、3.6MW“高速齿轮箱+异步感应式发电机+全功率变流器”海上风电机组开始了持续十多年的大批量应用；2008年以后，德国Repower公司的5MW双馈异步式海上风电机组开始应用，海上风电机组迈入5MW时代；2010年，上海东海大桥海上风电场作为亚洲首个海上风电场项目投运，也是欧洲以外第一个海上风电场，标志着中国正式迈入了海上风电开发行列，该风电场安装了华锐风电供货的34台套3MW风电机组。

目前，中国海上风电机组单机容量已发展到5～7MW时代，华锐风电的 SL5000、SL6000于 2011年底投产；中国海装、东方风电的首台5MW样机、联合动力的6MW样机于2013年投产；风轮直径最大的中国海装H171-5MW机型于2017年9月在江苏如东投产；2017年9月至2018年6月，太原重工的TZ5000/153、中国海装的H128-5.0MW、上海电气的SWT-6.0-154DD、东方风电的DEW-G5000、金风科技的GW154/6700、明阳智能的MySE 5.X-155、湘电风能的XE140-5000、GE的 Haliade150-6MW等 8个品牌、单机容量为5～6.7MW不等的14台大容量海上风电机组在三峡福建福清兴化湾样机试验风电场全部投产。据了解，国内主流风电企业均已着手研发8MW、10MW容量的海上风电机组。在欧洲，西门子歌美飒的 SWT-8.0-167，Vestas的 V164-8.0MW、V164-9.5MW已经投产，西门子歌美飒、GE正在研发10MW+的海上风电机组，预计不远的将来，海上风电机组单机容量有望达到20MW。大容量海上风电机组可以有效降低机组基础造价以及后期运维成本，使项目投资效益最大化。海上风电机组大型化将是降低海上风电投资成本，实现海上风电电价具有市场竞价能力的必由之路。海上风电机组大型化是发展的必然趋势，大型化的步伐将越来越快。伴随着大型化的步伐和对海上风电认识的加深，海上风电机组技术路线也发生着深刻的变化。

海上风电机组技术发展现状

从国内现状看，三峡福建福清兴化湾样机试验风电场8个品牌14台风电机组的具体情况如表1所示。金风科技、上海电气、GE以及湘电风能4个厂家的机组采用直驱永磁发电机、全功率变流器技术。其中，湘电风能的机组采用中压永磁发电机；明阳智能的机组为半直驱技术路线，采用中速齿轮箱、永磁发电机和全功率变流器的技术组合，齿轮箱传动比为23.187；太原重工、中国海装、东方风电为高速永磁技术路线，采用高速齿轮箱、永磁发电机和全功率变流器的技术组合，齿轮箱传动比均在100左右。

表1 三峡福建福清兴化湾海上风电样机试验风电场样机情况

国内目前正在研发的8MW、10MW海上风电机组技术路线大致如下：金风科技、东方风电、湘电风能的8MW机型采用直驱路线，明阳智能、太原重工的8MW机型采用半直驱结构，中国海装的10MW机型采用半直驱结构，山东瑞其能的10MW机型采用直驱路线。此外，“十二五”国家863计划“超大型海上风电机组设计技术研究”项目已于2017年底进行了验收。金风科技采用直驱永磁技术完成了10MW海上风电机组整机总体设计方案；国电联合动力采用直驱超导技术完成了12MW海上风电机组整机总体设计方案；华锐风电采用增速传动技术完成了10MW海上风电机组整机总体设计方案，设计研究密切跟踪国际前沿海上风电技术，从不同技术方向进行研究探索，为我国大型海上风电机组的发展积累了技术经验。

从欧美的发展看，全球最大整机制造商Vestas以双馈技术路线见长，但该公司的大容量海上风电机组已改走半直驱技术路线，如V164-7.0MW、V164-8.0MW、V164-9.5MW等均采用“中速齿轮箱+永磁发动机+全功率变流器”的技术路线；西门子歌美飒的大容量海上风电机组，如SWT-6.0-154、SWT-7.0-154、SWT-8.0-167等机型及其正处于制造阶段的10MW+机组，均采用“直驱永磁发电机+全功率变流器”的技术路线；Enorcon的7MW机型、GEAlstom的Haliade150-6MW及其正处于制造阶段的12MW机型也均采用“直驱永磁发电机+全功率变流器”的技术路线；Senvion的6.15MW-126机组采用高速双馈结构，其正处于研发阶段的10MW+机型技术路线不明。

不同技术路线的对比分析

发电机、齿轮箱、变流器等部件是直驱型、半直驱型、双馈型三种技术路线海上风电机组的主要区别，即双馈型机组有齿轮箱、有碳刷滑环系统，半直驱型机组有齿轮箱、无碳刷滑环系统，直驱型机组无齿轮箱、无碳刷滑环系统。上述三种海上风电机组技术路线对比具体情况见表2。

根据表2关于直驱型、半直驱型、双馈型三种海上风电机组技术路线在机组结构、可靠性、造价及运维等方面的对比情况，并结合目前部分整机厂商的研发策略，进一步总结分析如下：

发电机：直驱型永磁机组可靠性最高，但发电机体积较大、造价较高且维修难度较大，在一定程度上对海上风电机组的进一步大型化造成制约；半直驱型中速永磁机组齿轮箱传动比低、可靠性较高，且发电机体积有效减小，有利于海上风电机组进一步大型化的推进方向；双馈型机组技术成熟、成本低、重量轻，但存在碳刷、滑环系统，可靠性较低、维护工作量大。针对直驱型永磁机组存在的上述问题，西门子将发电机组采用模块化设计，较好地解决了直驱型永磁发电机不易拆解的问题，提高了发电机的可维护性。

齿轮箱：双馈型、半直驱型机组均通过齿轮箱来将风轮转速实现增速传动，以提高发电机转速，但长期处于高速运转的齿轮箱易存在磨损、胶合、断齿、漏油等风险，这也是该技术路线的最大隐患；直驱型机组无齿轮箱，风轮直接驱动发电机转子旋转，不存在齿轮箱故障，可靠性高。针对高速双馈、高速永磁型机组存在的上述问题，采用中速齿轮箱、降低传动比的中速永磁、中速双馈型结构可以有效提高齿轮箱的可靠性，从而有利于机组的长期安全稳定运行。

变流器：双馈型机组采用1/3全功率的变频器，容量小、价格低；直驱型、半直驱型机组采用全功率变频器，容量大、价格较高。但随着电力电子元器件的高速发展，目前变流器技术更加成熟，价格逐步降低，其造价在机组整体价格中的比重已不大；同时，变流器也正朝着中压方向发展，中压变流器可进一步减小体积，降低损耗，能更好地满足海上风电机组大型化的发展需求。

表2 三种海上风电机组技术路线对比

兴化湾样机试验风电场运行情况

三峡福建福清兴化湾样机试验风电场的首台机组于2017年9月底并网发电以来，至2018年中，14台机组已全部投产，根据8个品牌机组目前运行情况，可初步得到如下几个方面的结论：

从机组型式看，直驱型机组主设备可靠性高于带齿轮箱的机组，齿轮箱容易发生故障且故障导致的停机时间较长。兴化湾样机试验风电场的某品牌机组投产初期就发生了齿轮箱故障，导致机组3个多月不能运行，造成较大电量损失。

从发电量看，单机容量较大、可靠性较高的机组，发电量表现较好，但在计算年利用小时数时，单位千瓦扫风面积大的机组优势明显。

从设备布置看，某品牌机组将变压器、变流器等设备全部布置在机舱内，一根35kV扭缆引至塔基柜，机舱对外接口简单，主要调试工作在出厂前已完成，现场吊装完成后，可以快速进入整体调试阶段。

从运维难度看，海上风电出海交通易受天气影响，检修维护极不容易。兴化湾样机试验风电场属于近岸海上风电场，条件相对较好，但在季风期也曾多次出现连续几天无法出海处理故障机组的情况，未来远海天气影响更大、不能出海作业的时段也正是风能资源丰沛的时段，机组故障停机导致的电量损失很大。

从故障分布看，齿轮箱、变桨系统、变流器、辅助系统、控制系统、偏航系统、液压系统是机组易发故障的系统。齿轮箱高速运转，容易发生故障且故障导致的停机时间最长。变桨系统在机组运行时需要频繁工作调节，易发故障，电动变桨变频系统、控制系统易出故障；液压变桨系统则易出现漏油及液压滑环故障。变流器的核心部件电力电子技术还有待进一步发展，控制系统可靠性也有待进一步提高。机组辅助系统还没有全面采用冗余设计，辅助系统故障引起停机问题突出。机组停机故障信号多达几百个，控制策略容错有待进一步优化，对于设备出现的一些次要故障，控制系统应能从多角度进行甄别，以提高机组容错运行水平。

海上风电对机组的特殊要求

海上风电可到达性差、运维难度大。运维工作不仅需借助专用设备、交通船只，甚至有时还需调用大型专用工程船舶。海上风电运维成本高，机组设计理念应追求日常维护“少而简”。例如，一些品牌机组在设计阶段已取消了半年维护，一个年度只需检修一次。

海上作业受制于交通船只及天气状况，对于未来远海风电场尤甚。盛风期时可能连续数周都无法出海作业，如海上风电机组设备出现远方无法处理的故障，则势必造成机组长时间停发，风能资源白白流失。海上作业窗口期短，机组故障修复时间长，停机损失大，必须将海上风电机组可靠性、可利用率放在首位。

海上风能资源丰富，我国个别地区的设备年利用小时数可达4000小时以上，假设机组具备满发条件，按海上风电现行0.85元/千瓦时的上网电价计算，一台5MW机组日停发损失高达10万元，且日停发损失随机组容量的增大而增加。因此，为了提高设备可靠性，适当增加设备配置、选用最优部件而引起设备价格适度上升，是可以接受的。

海上风电机组长期运行于高温、高湿、强腐蚀的海洋环境，机组机械部件与电气设备易受影响，易损件失效加快。因此，海上风电机组防腐、除湿、冷却设计十分重要。

海上风电机组大型化过程中，风轮直径要跟上机组容量增加的步伐。国内外风电行业发展历程表明，提高单位千瓦扫风面积是提升年利用小时数最直接、最有效的手段。按照理论计算，I类风能资源区的机组年利用小时数要达到3500小时以上，单位千瓦扫风面积应在3㎡以上。由于中国南部海域易受台风侵袭，风轮直径增大后，抗台能力会受到一定影响，因此，一些品牌I类风能资源区的机型单位千瓦扫风面积低于3㎡。目前，我国风电场是限容量核准，不同于国外基本按机位核准，对总容量没有太多限制。国外考虑的是提高特定机位机组的投入产出比，以Vestas的 V164-7.0MW、V164-8.0MW、V164-9.5MW为例，其风轮直径均为164m，只用相对少量的投入对电气系统进行升级，其他部件略作改进，以提升机组额定容量，实现特定机位发电量的提升。国内海上风电机组不能照搬国外技术路线，在限容量核准环境下，风轮直径如果不能跟上机组容量增加的步伐，势必影响整个风电场的发电量。