存量风电机组延寿分析

存量风电机组延寿分析文|顾佥，王丹丹，蔡继峰，吕志鹏
从2009年起，兆瓦级风电机组开始大规模进入风电市场。

由于早期安装的风电机组到目前为止已经运行了十多年，它们的健康状况和运行稳定性逐渐成为风电场业主关注的问题。

由于具有初期投入较大、生产过程中却消耗极小的特点，风电机组的实际使用寿命成为预测风电场经济性能的关键因素。

根据GL设计导则和IEC 61400规范等设计准则，多数兆瓦级风电机组最初是按照20年寿命来设计的，国内外的各个认证机构也是按照这个使用年限，对风电机组的设计进行计算校核。

因此，对于绝大多数风电场而言，在招标采购风电机组时，都是按照20年的寿命来计算成本与收益的。

然而在风电机组设计的初期，制造商并不能确定产品的具体工作位置，同一款产品也可能被应用到多个地区。

因此，在计算风载的时候，采用的并不是实际风电场的检测数据，而是按照标准中的平均风速和湍流等级，将各个风电场划分为不同的级别，设定对应的模拟风况进行计算。

这种模拟方式，必然会导致风电机组的计算工况和真实工况存在一定程度的差别。

出于安全考虑，风区一般是按照向上定级进行级别划分（某些山地的特殊机位例外），设计载荷会比实际载荷偏大，因此，大部分风电机组的实际安全使用寿命是超过20年的。

本文以某风电场为例，在对比该风电场内风电机组的设计风况与实际风况之间差别的基础上，从载荷、主要结构件疲劳寿命、发电量预算数据等角度，对风电机组延长设计使用寿命的可行性、安全性和经济性进行了分析，并对存量风电机组的延寿服务提出建议。

风况与载荷对比
现场风况与设计风况的差距是研究的首要着手点。

本文以某风电场为例，对其真实风况与设计风况进行对比。

该风电场内安装有24台2MW双馈型风电机组（应保密要求，本文不披露风电场位置和具体机组型号），已并网7年。

在建设初期，由于历史测风数据不准确，导致业主对场地内年平均风速与湍流强度的估值过高，进而造成机组选型出现偏差，具体情况见表1与图1。

图1 中的红线代表风电机组的设计风况湍流强度，不同颜色的点代表风电场实际测风得到的不同风速下的湍流强度。

由图可以看出，设计风况明显比风电场的实际情况恶劣。

风电场运营期间的数据显示，由于风力不足，所有机组的满发时间与发电量达不到预期，从而影响该项目的资金收益。

但是从另一方面来看，这些风电机组所受的载荷也远低于设计载荷。

图2是利用Bladed软件计算的风电机组中几个关键位置的疲劳等效载荷，等效算法中取S-N斜率为4，设计寿命为20年。

图中蓝色色条为该型号风电机组的设计载荷，红色色条是以风电场测风结果为输入条件计算出来的模拟载荷。

从对比结果中可以看出，风况的改变对于风电机组不同位置的疲劳破坏影响是不一致的，在本算例中，叶根受到的影响最小，而塔筒底端和基础受到的影响最大。

大部件疲劳寿命分析
在得到载荷对比结果之后，进而需要分析的就是风电
表1 风况差别
年平均风速（m/s）9.5 6.291
有效湍流强度0.160.13
最大入流角（°）8 6.9
平均风切变指数0.20.12
空气密度（kg/m³） 1.225 1.131 50年极限风速（m/s）42.5－
机组大部件在实际载荷下的疲劳寿命，这是风电机组能否安全稳定运行的关键所在。

下面以几个主要部件为例，探究其使用寿命的变化。

首先比较叶根螺栓的寿命，该结构所受的主要疲劳载荷是叶根弯矩，如果只用疲劳等效载荷进行简单比较，设计载荷与风电场载荷差距约为4.63%。

需要注意的是，采用不同的S-N斜率，计算出的等效载荷是不一样的。

根据GL导则，在螺栓连接的计算中，S-N曲线大都采用斜率3和5，所以，在简单比较时选择斜率为4的结果。

由于S-N曲线的斜率是log空间下的斜率，把等效载荷的比例还原成寿命比例可以利用如下公式：
log log log log
N N m S
S
1221
-=-
^h（1）
图1 各机位湍流强度统计图2 关键位置的疲劳等效载荷对比
即：N N S S 1
22
1
m
=
c
m
（2）公式（1）中的m 就是斜率，S 指疲劳应力变化幅值或
对应的等效载荷，N 指循环次数或对应的使用寿命。

把叶根
螺栓的数值带入该公式，得到实际使用寿命与设计寿命的比值为1.2089，也就是说寿命增加了20.89%。

假设叶根螺栓
原设计寿命刚好是20年，则实际使用寿命可以超过24年。

按照类似的方式，把另外几个大部件的使用寿命也进
行对比，结果如表2所示。

这里需要注意的是，每一种大部
件都有各自的安装位置、材料特性和结构形式，需要选择对应的载荷形式和S-N 斜率参数。

表2 大部件使用寿命延长情况
叶根螺栓叶根弯矩DEL
4.63%
420.89%
变桨轴承
叶根扭矩LDD 累加47.82%3
603.89%主轴轮毂中心旋转弯矩DEL 15.82%11564.81%齿轮箱轮毂中心扭矩
LDD 累加13.11%475.47%主机架轮毂中心固定弯矩
DEL 18.58%121078.34%
偏航法兰塔顶弯矩DEL 16.96%10541.50%基础螺栓塔底弯矩DEL 23.07%4185.46%表3 经济性测算对比
指标
单位20年寿命
30年寿命
装机容量MW
48
年上网电量MWh 103645 项目总投资万元43446 建设期利息
万元845 流动资金
万元144
销售收入总额（不含增值税）万元93851 140777 总成本费用万元74017 86059 销售税金附加总额万元
868
1478
经营期平均电价（含增值税）元/千瓦时
0.52
项目投资回收期（税后）年11.37项目投资财务内部收益率（税后） 6.52%
7.89%项目投资财务净现值（税后）万元-1346
3154
资本金财务内部收益率10.86%13.02%盈亏平衡点（年产量）MWh 69197
53704 度电成本（LCOE）元/千瓦时0.55570.5002如果按照所有部件的原始设计寿命都是20年计算，利
用简单的载荷对比就可以看出，除了叶根螺栓之外，该型号风电机组绝大多数的主要结构部件，在该风电场的实际风况下都可以有35年以上的服役期。

而对于寿命较短的叶根螺栓，由于其更换成本并不高，可以在机组运行20年后统一更换一次，以保证长期运行的安全性。

延寿风电场的经济性分析
根据大部件寿命的评估结果，把该风电场的机组运行
寿命延长到30年。

考虑到叶根螺栓和其他部分配件的更换，
以及一些电气部件的老化替换，延寿期间的运行维护成本会比前期有所提高，本文算例按照前期维护成本增加50%进行估算。

由表3可以看到，延长使用期限之后，风电场的财务统计指标有了明显的改善，销售总收入、投资收益率和净现值等都有明显的提升。

在保证机组安全稳定运行的前提下，延长使用期限会给风电场带来更多的收益。

需要指出的是，表3给出的只是粗略估算结果，并没有考虑电价政策变化、新机型性能提升等复杂因素的影响。

结语
本文通过一个简化的风电场算例，展示了风电机组延长使用寿命的基本计算方法，并且预估了收益增量。

对有类似需求的风电场业主或者整机厂商，提出以下几点建议：（1）在风况差距方面，本文选取的风电场由于早期测风数据不准确，导致实际风况与设计值存在很大差异，是一个比较极端的例子。

在其他的风电场中，这一差距也许不会像文中这么大，而且每个机位的风况都是有差别的，有些机位的实际载荷甚至比设计值更大。

因此，在计算之前，需要对各个机位进行一次特定场址评估，以确定机组的实际载荷状况。

（2）本文的算例中，将所有部件的原始设计寿命都假设成20年，然而实际情况并非如此，大部分结构件都会有一定的设计余量。

在整机厂商的原始设计资料中，包含大部件疲劳寿命的具体信息，将原始设计余量考虑到计算中，可以得到更精确的计算结果。

（3）在疲劳寿命的测量和使用中都采用了统计学的概率计算方法（具体算法，可以参考GL导则和IEC 61400标准中的描述），不能精确预测每个样本的失效时间。

即便在设计的使用寿命中，也有失效的可能性。

因此，当风电机组数量较多时，在延寿运行的成本预算上，需要考虑一定的大部件损坏概率，并且在运维计划中加入相应的处理方案。

（4）某些风电场为达到降本的目的，在建设阶段对塔筒进行定制化削弱。

这种做法虽然能节省一些材料，但是会导致整机寿命的差异化，因为风电机组的绝大部分部件都是大规模量产，不可能针对某个机位去弱化设计。

单独弱化塔筒，可能使塔筒成为机组中寿命最短的大部件，在延长服务期的评估中成为整机的短板。

而要更换塔筒，工程费用又极高，与当初节省的成本相比，得不偿失。

（5）风电机组的延寿评估，是一项涉及特定场址的环境、风况、载荷、结构、电气等诸多方面的系统性工作，本文仅仅列出了其中的一部分。

在进行风电场延寿规划时，应该挑选一家资质齐全且经验丰富的第三方机构进行指导或独立评估，以此来保证评估测算方法的正确性和评估结果的可靠性。

（作者单位：北京鉴衡认证中心有限公司）
摄影：任彦柯。