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风电机组选型的几个关键问题研究

来源:
时间:2015-08-05 04:20:45
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风电机组选型的几个关键问题研究摘要:风电机组选型在风电项目开发过程中至关重要,项目有盈利可能是进行选型的前提。本文回顾了我国风电电价发展历程,给出了收益率、电价与风资源的定量关系;

摘要:风电机组选型在风电项目开发过程中至关重要,项目有盈利可能是进行选型的前提。本文回顾了我国风电电价发展历程,给出了收益率、电价与风资源的定量关系;研究了风电机组等级与GL型式认证的相关问题;澄清了一些对可利用率、可靠性的混淆认识;论证了国内风电机组理论功率曲线偏高问题。   1.前言   如今,风电发展已跨越初期示范阶段,进入大规模产业化时代,追求利润最大化成为投资的主要目的。决定风电项目盈利水平的要素包括风资源状况、电网接入状况、上网电价、机组选型和运维水平等。项目核准后,前三项基本已成定局,机组选型的重要性显而易见。据《2009年中国风电机组制造商竞争态势与投资分析研究报告》分析,截止到2008年10月1日,中国境内的风电机组整机生产商已经达到76家目前,其中真正有产品推出的内资与合资企业共10多家,加上几家在中国市场表现积极的外资企业,总数在20左右。而每个厂家还有不同等级、不同轮毂高度、不同容量、不同应用环境的多种机型,如何从中抉择出高安全性、高性价比的机组,成为风电投资必须面对的问题。   2. 机组选型的前提   进行机组选型的前提是项目有盈利的可能。众所周知,电价越高风,风资源越好,项目的盈利水平就越高,先来看电价。   1)我国风电电价发展历程   我国风电并网电价的形成大体经历了四个不同的历史阶段:1)发展初期,机组多由国外资金援助,竞争上网,电价很低,每千瓦时约0.3元;2)1994年起,电力部全额收购风电上网电量,差价全网均摊,各地由价格主管部门审批,致使风电价格参差不齐,低的与火电相当,高的每千瓦时超过1元;3)2002年开始,招标电价和审批电价并存,特许权招标项目的招标由国家发改委牵头组织,电价区间趋于稳定;4)2009年,国家发改委下发《关于完善风力发电上网电价政策的通知》,《通知》按风能资源状况和工程建设条件,将全国分为四类风能资源区,并制定相应的风电标杆上网电价,见表1,今后新建陆上风电项目统一执行。这对风电的投资预期起到很好的引导作用,消除了不确定性,增强了可持续性,有利于竞争格局的稳定,标志着我国风电上网电价机制基本成熟。 表1 各风能资源区风电标杆电价    按表1本文绘制了我国风电标杆电价图,见图1,基本与我国风资源分布图(图2)相吻合。 图1 我国风电标杆上网电价图 图2 我国风电资源分布图   2)电价、风资源与项目收益的关系   那么到底风资源、电价达到什么水平,项目才具备盈利能力呢?这一般靠经验定性判断,定量关系很难给出,本文按风电较为常见的边界条件(表2),通过文献[1]提出的经济性分析工具和Wasp软件计算,定量的给出图3所示的关系图:黄色区域上限为10%收益率,下限为8%收益率,橙色区域收益率较高,绿色区域收益率低于8%,很难盈利。需要强调的是,此图仅供现行常规风电项目参考,不适于特殊风频分布等情况,若遇政策变动也需重新绘制。 图3 上网电价、风资源与项目收益的一般关系图 表2 主要边界条件   3. 关于风电机组等级   有人讲风场是某某等级的风场,所以要用某某等级的风电机组,这种说法不够准确。没有两个风况完全相同的风场,风场本身是没有等级的,或者说是有无数等级的。制造商一般不会为某个风场专门设计机型,而是将风电机组设计成诸如I类、II类一些等级,通过批量生产这几种等级的机型来降低成本。打个比方,这相当于为众人大小不一的脚,设计了有限几种尺码的鞋,不一定最合脚,但因规模化而大幅降低成本。归根结底还是经济问题,当带来的额外发电收益高于设计成本时,为某一风场甚至某些机位专门设计机型,也并非不可能,如同为博尔特设计专用跑鞋。最近,随着技术的进步和设计成本的下降,国内一些主机制造商开始推出专门设计的概念。   机组等级的划分,IEC、DIBT等已有相关标准,如IEC 61400-1先后推出的三个版本的标准,现列于表3至表5,表中的Vref为50年一遇最大风速的参考值。   e3版和e2版相比,取消了IV类机组,取消了平均风速的限制,但对湍流强度的要求更加苛刻,传达出的信息是如果湍流强度不高,平均风速大一些也允许。一些国外机组制造商出于技术延续性的考虑,仍坚持采用e2版本。   我们还可以从这样的角度理解IEC标准的变化,风电起源和发展于“上帝偏爱”的欧洲大陆,气象条件优越。而当它扩展到世界各地时,发现有的区域参考风速与平均风速偏离了5倍关系,台风、低温、低空气密度、台风、沙尘、雷暴、冰冻等特殊情况也接踵而来,IEC不得不放宽了机组等级的界限,即降低特殊性以保证普遍性。显然,考虑了自身特点的区域性标准更具实用价值,也是未来的发展方向,但这类标准的制定需要大量深入的、有针对性的工作,而不应简单地向上等同。   我国东南沿海多台风,平均风速小而参考风速大;内蒙地区远离海洋,受西伯利亚寒流影响,平均风速大而参考风速小;风资源丰富的东北山区,地形复杂,易形成局部小气候,湍流强度往往偏高。期待我国在IEC标准的基础上出台“更中国”的风电标准,也期待风电制造商在掌握风电核心技术后,大胆创新,多开发适合我国风资源特色的风电机组。   4. 关于风电机组GL认证   “认证”是指由认证机构证明产品、服务、管理体系符合相关技术规范的强制性要求或标准的合格评审活动。我国近几年风电产业发展迅猛,业主对风电机组性能的认知很难赶上机组推陈出新的速度,机组性能亟需权威机构的评判,因此风电机组认证在选型过程中显得尤为重要。在全球风力发电领域,德国劳氏船级社风能事业部GL Wind是世界上公认的权威检测、认证机构。目前,全球一半以上的大型风电项目认证由GL完成的,在近三十年的风力发电发展过程中,GL发展、发布了全球最完整的认证规则规程体系,并被广泛采纳为IEC国际标准。本文仅简单介绍风电机组的GL型式认证流程,并提供一些判断风电机组认证情况的实用方法。 图4  GL风电机组型式认证流程图   GL风电机组认证是指型式认证,其流程如图4所示,图中A类设计评估的“A”不代表湍流强度,样机型式试验包括功率曲线测试、噪声测试、电气性能测试、机组性能测试、机械载荷测定等。   (1)“设计认证”的概念在GL风电规程体系里是不存在的,仅存在“设计评估”(英文是Design Assessment)。国内有些主机制造商经常以GL设计评估报告作为GL“设计认证”进行宣传,是有背实际的。   (2)“设计评估”是分等级的,C类设计评估只需在设计文件基础上,对样机进行合理性校核,相对容易通过;要拿到A类或B类设计评估,需要首批安装的机组通过试运行,需要进行设计分析的全 面考核。若存在一些即使与安全无关的瑕疵,也只能获得B类评估。可见,型式认证的门槛是非常高的。   (3)设计评估报告或型式认证都是有有效期限的,过期需要重新审核,否则无效。如C类设计评估,有效期为2年或满负荷情形下4000小时以内。   (4)任何主要部件不得变动,否则认证失效。详细的部件清单列在载荷评估报告的附件里。   (5)进行风电机组的型式认证是非常漫长的过程。据GL介绍,如一切顺利,拿到C类载荷评估约需3个月,C类到B类约1年,B类到A类约1.5年,A类载荷评估到最终的型式认证约2年。目前尚无国产机组拿到GL型式认证。   5. 关于风电机组可利用率   1)可利用率的计算   风电机组的可利用率计算目前非常混乱,运营商与主机制造商的算法不一,各主机制造商的算法也不尽相同。这里既有天气、电网限电等不确定因素的干扰,也有各方利益出发点不同带来的影响。归纳起来,有三种算法:   (1),称为运行可利用率(Operational Availability);   (2),称为技术可利用率(Technical Availability);   (3),多见于我国风电场的可利用率计算,不妨称之为Chinese Availability。   以上三式,G为发电时间,T为总时间,如以一年计算为8760小时。(2)、(3)式中W为等待时间,意为既不发电也不算故障的时间。G、T含义明确,关于W的争议较多,如微风时间、切出时间、电网限电时间、电网故障时间、备件或维修人员到场时间、故障修理后等待测试的时间、以上时间的重叠时间等是否计算在内。若统一了W的计量方法,再选定(2)式或(3)式的可利用率算法,可利用率问题就迎刃而解。下面分析三种可利用率间的相互关系:   定义等候时间与总时间的比,则,显然若k=0,三者完全相同,当k增大时,则三者关系如图5~6所示,图中横轴为Ao。 图5  k=0.05时三种可利用率的关系 图6  k=0.2时三种可利用率的关系   这说明:1)ctoAAA>>,若以代表纯发电时间的Ao衡量风电可利用率会更较低,以Ac衡量会较高;2)当等候时间比重较小时,Ac与At基本重合,两种计算方法基本相同;当等候时间比重较大时,两者差别拉大,尤其是可利用率较低时,绝不能混为一谈。   2)可利用率与可靠性的关系   可利用率与可靠性是关系密切而概念完全不同的两个量,前者是设备某段时间内工作时间与总时间的比值,后者是设备在指定时间内连续正常工作的概率。对陆上风电场,我们可以笼统的说某某设备可用率非常高,所以很可靠。而到了海上风电场,由于可接近性差,维护难度大而成本高,我们应该强调可靠性的重要,举例来讲:   机组故障服从指数分布,平均一年内发生1次故障,每次故障持续10天,则可利用率为355/365=97.3%,机组1个月无故障的可靠性为exp(-30/365)=92.1%。若机组平均每年发生5次故障,每次故障持续2天,可利用率仍为97.3%,而机组1个月无故障的可靠性锐减为exp(-30/73)=66.3%。   由此可见,对海上风电机组选型增加可靠性指标非常重要,为方便执行,建议业主对机组单位时间的故障次数提出要求。   6. 关于风电机组功率曲线   功率曲线与可利用率称得上评价风电机组最重要的参数指标。在风电机组选型过程中,标准功率曲线或待建风场空气密度下的功率曲线,决定着发电量估计、度电成本计算、经济性分析等关键环节。以上两者都属于理论功率曲线的范畴,但真正发挥作用的是机组的实际功率曲线,这就存在一个功率曲线验证问题。然而,功率曲线的验证比可利用率计算难度更大、耗费时间更长;绝大多数国产机组尚未获得功率曲线认证;设备采购合同里制定了相应的罚则,但缺乏可操作性;尽管IEC早已制定相应标准,目前未见有业主开展功率曲线验证的报道,这些给项目收益带来难以预知的风险。   业界普遍认为,一些国内制造厂商给出的功率曲线有浮夸的成分,图7也初步印证了这一点:这里机组均为77m叶轮直径、1500kW功率,蓝色曲线为发电表现出众的GE 77,紫色曲线为五种典型国产机型的平均值。 图7 标准功率曲线对比图   7. 结论   风电机组选型还有若干问题,这里不能面面俱到。例如发电量估算,折减系数的设定过于随意,而分析各种不确定因素影响的创新性工作不够,尽管市场上不断推出如meteodyn WT等新型软件,发电量估算精度仍无明显改善,相当于用一架高精度的天平毛着测量带包装物品的净重。再如进行机组经济性比选,常用静态的分析方法,而且忽略了相互差异较大的维护成本。   当然,以上一系列问题都属于发展中的问题,相信随着风电市场的成熟稳定,会一一得到妥善解决,关键是如何使解决成本最低。机组选型相关工作衔接着设计施工与生产运行,衔接着制造商与投资商,需要全行业共同努力。有些具备公用性质的工作,需要权威机构来做,如定期发布各机组制造商的实际功率和可利用率,以防个体视角的偏颇和狭隘;有些具备超前性的创新工作,需要龙头企业率先做,以拉动其它企业的发展,如适合我国风资源特色的新机型研制;有些工作需要尽早做,后期的技改成本肯定高于前期设计的微调成本。从国家层面上看,只有这样才能优化我国风电产业的资源配置,确保风电又好又快发展。(范子超)   参考文献   1.范子超. 风电经济性分析工具及其应用研究。   2. 李育玲. 风力发电机组选型的主要指标与方法。   3. IEC64100-1。   4. 国家发改委,《关于完善风力发电上网电价政策的通知》。
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