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关键字：孤儿机组、技改提效
“孤儿机组”一词在最近几年被频繁提出，这些机组可分为三类：第一类是比较典型的整机厂破产倒闭（没人管）；第二类是公司还在，但没有了风电业务、不再生产主机（没能力管）；第三类是公司还有风电业务，但对于出保风场不再进行服务（没意愿管）。
孤儿机组主要存在四大问题，可以归纳为“老、弱、病、残”。“老”是指技术落后，近几年未更新迭代且部件老化、维护不到位等问题。“弱”是指机组性能差、发电效率低，有些机组甚至不能满发。“病”是指机组运行不稳定，关键部件故障频发，故障得不到及时的处理。“残”是指备件由于停产或渠道不畅导致无法及时供应，风机运行数据记录缺失等。
这些机组整体数量不算多、占国内装机总量的比例也不算大，但这些机组生产厂家较多，导致机型数量相对繁杂，单个机型装机数量从一台到上千台不等；由于技术路线的不统一，相对于其他主流风电机组技改，针对孤儿机组的技改开发门槛和成本相对较高，很难形成市场规模，很少有厂家愿意投入。所以为数不多的孤儿机组成为了风电运营企业的痛点和风电行业的隐患。
1、机组情况介绍
本文介绍的风电机组是日本川崎1.5MW中速永磁机组，在国内仅此一台，虽然这家企业还在，但已撤出风电行业，没有能力进行机组的维护和升级，属于比较典型的孤儿机组。该机组于2011年9月份安装，2012年4月份初步通过验收并网发电，但并网初期受日方技术人员对验收中存在的不合格项整改影响停机较频繁，于2012年9月份整改完成正式通过验收。2013年12月10日，日方结束最后一次维保交于业主单位自己运维，风机年等效满负荷利用小时数逐年下降，运行非常不稳定。
该机组设计复杂，配置比较先进，属于2011年代同容量机组的高配。首先，这台风机是全功率中速永磁机组，在国内并不多见，配件非常难寻。机组各子系统设计复杂，齿轮箱、发电机等各个子系统均有独立的控制器，整机共十几个通讯子站。机组同时配有液压半自动盘车，叶片及塔筒载荷监测，塔筒阻尼系统，偏航配置有独立的变频软启系统。此外，由于整机封闭，导致机组故障停机后，无法准确读取故障信息并及时处理和消缺。
该机组主要存在四大“痛点”。第一是整机及部件方面：机组无法满发、振动过大、故障频发以及缺乏备件支撑。第二是运行及记录统计方面：由于风机没有监控系统，所以运行数据记录几乎没有，且看不见运行状态。第三是机组发电时长方面：该风机长期处于半停运状态，年等效满负荷小时数不足400小时。最后是场内运行维护情况：业主进行的不定期维护难以达到风电机组的稳定运行要求。
1.1 机组基本情况
该机组额定功率 1.5MW，叶轮直径82.5m，齿轮箱增速比为23.1，叶轮额定转速为16.2rpm，发电机额定转速为374rpm。
此台风机主要大部件均采用国外知名品牌，如LM叶片、ABB变流器、SSB变桨、Bachmann主控、SKF主轴、ABB发电机等。
1.2 运行状态分析
由于受机组稳定运行影响，导致发电运行时间以及发电量较低。尤其2014年之后，机组在无原厂家技术支撑及维护的情况下，2015-2018年均发电量为54.7万kWh，处于较低水平。
1.3 机组问题分析
1）性能问题
机组无法满发，机组最大发到1MW，且功率非常不稳定。偏航控制逻辑不合理，偏航过于频繁。偏航刹车异响，刹车片磨损严重。
2）故障问题
机组在启机时或运行过程中经常报出“安全系统风机级别跳闸”、“变桨系统启动EFC故障”。风速超过10m/s时经常报出“风速大安全停机”或者其它故障，频繁触发安全停机。
2）监控问题
无上位监控系统，只有风机侧的调试监控界面。界面故障信息指向不明确，无故障历史记录和故障录波功能，导致故障原因判断困难。
3）备件问题
机组部件多为进口部件。备件采购周期长或无法找到原型号。
2、技改内容分析
2.1 主控程序开发
主控制程序是风力发电机组的控制中枢，包含了实现机组运行功能的控制逻辑，协调整个机组的各个部件实现无人值守状态下的稳定、可靠、高效运行。控制程序需要根据机型和部件进行定制化开发，替换后的主控程序具备以下功能：
数据采集与处理：具备参与控制和故障监测的相关数据信息采集及处理功能；
安全保护：安全系统在逻辑上是高于控制系统的一种系统，在安全相关的限值参数超出后或者控制系统不能保证机组在正常限值范围内运行时，而采取保护行动的一种系统；
故障报警及记录：任意一个故障码激活时，主控系统能根据故障码属性，准确做出相应告警或停机操作；
功率控制：主控系统控制风机变流器，以转矩给定的方式实现对机组的有功功率调节，通过MPPT算法实现发电效率最大化。通过无功功率值给定或功率因数给定的方式实现对机组的无功功率调节；
变桨控制：变桨的作用有两个，一是保证机组安全停机，二是控制机组转速稳定在目标转速附近；
部件控制：对发电机、齿轮箱、液压系统等部件进行监视和控制，包括润滑装置、冷却装置、加热装置的启停控制，部件异常监测报警等。
控制程序替换后，逐步提升机组最大功率，最终目标为机组设计满发功率1500kW，由于此机组为测试样机，未经长时间满发运行验证，有可能在升功率过程中出现部件无法满足、振动异常、载荷超限等异常情况的风险，就需要对机组进行载荷仿真计算和相关测试。
2.2 载荷仿真与计算
风力发电机组的载荷仿真计算是风机设计中的一项重要工作，主要体现在其提供部件强度分析、结构动力分析及疲劳寿命计算的载荷依据，确保各部件承载在设计极限内；通过优化运行载荷，提高机组的可靠性。风电机组是具有高动态载荷的动力系统，要保证在其20年生命周期内安全可靠运行，必须承担设计寿命内由交变应力产生的载荷以及可能产生的破坏。
对于改造机组，设计数据的完整性缺失会导致载荷计算准确度下降，但还是需要尽量获得计算所需的设计数据，数据完整性和准确性越好，仿真计算验证结果就越接近实际，安全性越高，为机组升功率运行提供依据。
载荷工况的设计与计算依据是IEC61400-1第2版，具体载荷位置包括：叶片根部（在半径0米处）；轮毂（在旋转和静态坐标系）；偏航轴承（固定于机舱上的坐标系）；塔筒（在高度0m、14.485m、32.305m、57.580m、78m即所有的法兰位置处）。塔筒的固有频率可由现场测试得知，约为0.33Hz。
载荷数据不仅包括载荷工况中的描述，还包括：空气动力、自重、旋转惯量和动态惯量的作用。动态响应包括塔架、叶片、驱动链、电气和控制系统模态的相互影响。唯一的功能性的载荷是由机械刹车导致的。
疲劳等效载荷用来等效疲劳损伤，它是用对单一频率下重复的单应力范围进行雨流计数统计数据的值来表示的。Miner’s法则。损伤等效应力由下面的公式给出：
其中：
LN图片是N次循环的等效应力；
图片Li是应力范围间隔i；
图片ni在间隔i应力范围的雨流计数；
图片m是材料的图片曲线的负的反斜率系数（m同样是指S-N曲线的斜率）；
N是风机寿命的循环次数；
应力图片图片Li是根据结构的尺寸而定的。假设载荷与应力成比例，这样在上面的公式中用载荷来代替应力是可以接受的。为了简化图片Li图片和图片ni图片是根据没有修正的一维的数据表中得来的，根据平均应力用来说明疲劳破坏。疲劳载荷的安全系数为1.0。经过极限和疲劳载荷计算，满足要求。
2.3 关键部件国产化替代
在此次改造过程中，需更换必要器件，主要包含：
部分控制模块：替换必要的控制模块，可缩短控制程序替换的开发和调试周期，保证新控制程序与硬件的良好适配；
为消除目前频繁报出的“安全系统风机级别跳闸”、“变桨系统启动EFC故障”等故障，需要结合程序替换后的测试，对安全链信号以及主控与变桨间的信号进行治理，内容包括：安全链器件和线路检查、测试，滑环替换，主控与变桨间的中心线束替换、测试，主控与变桨间的通讯稳定性测试，将之前变桨中控箱的临时接线恢复为航空插接件。
为提高变桨系统运行稳定性，对变桨系统部分器件进行替换升级，具体包含：升级最新变桨控制系统版本，更换3台变桨驱动器，更换变桨编码器。
关键部件替换改造完成后，可减少机组停机时间，提高可利用率，目标将可利用率提升到95%以上。
2.4 监控系统与手机app开发
原风机未配备后台监控系统，无法对运行数据进行记录、查询，也无法生成运行报表。拟增加监控系统可监控本机组，也可满足风场装机的扩展，增加手机APP远程查看功能。
新增加的中央监控系统，具备完备的数据记录和详细的故障诊断，解决目前“界面故障信息指向不明确，无故障历史记录和故障录波信息，故障原因判断困难”的问题。
3、技改经济性评价
根据风电场实际情况，考虑风机自耗电及各种因素折减，风机折减系数选取0.67，年发电量计算结果如下表：
表3-1 电量计算
考虑到川崎样机机械、电气部件为定制化产品，在设备需要更换时，需要从国内外相关厂家定制，会导致采购相对通用件周期较长，机组停机时间较长，技改后评估发电量在原计算发电量基础上折算0.7，得到目标年发电量为1768MWh。
表3-2 经济性估算
说明：投资回报周期不考虑财务成本，按照工业用电价0.61元（含增值税）。
4、总 结
公司凭借丰富的老旧机组改造经验和扎实的技术积累，经过前期的深入调研和多次分析、讨论、评估，结合业主实际情况，专项研发工作小组最终确定了在风机整体大部件不变的情况下，采用：风机主控系统软件及部分关键部件替换、重新开发主控软件、应用最新控制策略的整体解决方案。在发电量得到提升的同时，项目还将充分利用原有设施，最大限度地降低业主改造投入。
2021年1月至今，技改后的“孤儿机组”逐渐恢复平稳运行。在机舱和塔底都配备了相应的操作屏，能更加清晰地显示出机组的运行数据以及运行故障。厂区内，配备了可监控的SCADA系统，在手机端同时配备了APP 远程监视软件。汉化的监控系统和故障代码，使得每个故障都能清晰可视、实时快速发现并找到具体成因。
通过深度技术改造，该机组平稳运行后最终呈现的效果可以归纳为“三提高和三降低”。发电小时数在原有的基础上增加了800多小时，可利用率提升超过50%，经济收益经过测算大约是原来的3.6倍。运维和备件采购成本降低了近40%，故障率降低超过50%；以工业电价计算，企业每年节省70多万元购电成本。经过技改给企业带来巨大的经济价值和社会效益。
参考文献：
[1] IEC61400-1 Wind turbines-Part1 Design requirements，Edition2019；
[2] 技改机组运行情况分析报告；
[3] 技改机组主控参数调整仿真分析报告；
[4] 技改机组载荷仿真计算报告；
作者：润阳能源技术有限公司 刘昊、王建明、刘博、赵广宇、吴鹏、李娟、赵洪志
