前言
随着我国环境问题的凸显，风力发电作为解决环境问题的有效手段之一，近十年来不断增长，并已成为我国继煤电、水电之后的第三大电源。截至2016年底，我国风电装机已达10万余台，累计装机容量达到1.69亿千瓦。根据我国风电“十三五”规划目标，到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上；风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。
虽然风电成为我国能源结构的重要组成部分，发展前景广阔，但近年来，我国风电产业发展面临诸多问题和挑战，其中弃风限电现象十分严重，已成为制约我国风电发展的重要因素，而彻底解决风电消纳问题仍需要较长的一段时间。然后，从全国范围来看，可利用低风速资源面积约占全国风能资源区的68%，主要集中在粤、桂、皖、湘、鄂、赣、川、滇、黔等地，接近电网负荷的受端地区，不存在远距离送电问题。因此，开发南方低风速、复杂地形风电场已经成为未来几年国内风电发展的主流。
从风电场开发来看，其设计主要是基于前期2～3年的测风塔数据，并结合CFD软件进行仿真计算。平均来看，一个10～20平方公里的风电场场区会安装1～2个测风塔，但是复杂地形条件各异，测风塔的代表性大大降低，同时CFD计算模型也无法保证计算的精确性。因此，过去5~6年内诸多山地风电场项目由于缺乏足够精细化的前评估，导致部分机位年发电量大大低于可行性研究报告设计。因此，对已建成风电场进行风电场运行评估，并进行有效技改已成为不少风电企业的必然选择，同时对于风电场开发设计单位，通过后评估实现前期设计的闭环已经刻不容缓。
1 . 运行评估分析
我国南方地区某风电场，海拔在 1400~1600m之间，两处山脊为南北走向，属于较典型的复杂地形风电场，同时也属于普通高原风电场。风电场装有23台1.5MW风电机组，机组叶轮直径93m，轮毂高度70m，于2015年8月进入质保期，风电场采集的数据已大于12个月，满足运行评估的条件。因此，对风电场内23台机组年发电量进行评估分析。
为准确评估风电场机组的产能情况，采用“年等效小时数”作为主要评估指标。其计算方法如公式（1）所示。
（1）
其中，AEP——机组年发电量，数据来源于SCADA统计，kWh；——机组容量，kW；——风电场年利用小时，h。
评估结果显示，各机组2016年实测年等效利用小时数与微观选址计算的年等效利用小时数对比如图1所示。
图1 各机组年等效小时数与设计值对比结果
由图1可知，各机组的年发电量与设计值存在一定的差异。其中，W-10机组与设计值差异最大，且其年发电量也为全场最低。因此，在确认机组性能、可靠性都处于正常水平后，拟采用两种方案进行技改：1）塔筒加高；2）转移机位。
2 .塔筒加高技改分析
2.1 发电量评估分析
为论证W-10机组塔筒加高技改的可行性，采用激光雷达进行为期75天的测风，测风结果表明该机位处的风切变为0.15。基于该机位的设计年平均风速5.22m/s，结合实测风切变，推算塔筒加高后，不同高度理论年发电量如表1所示。
分析可知，随着轮毂高度增高，发电量随之增加。当轮毂高度增加到75m、80m、90m发电量分别可增加7.8万kWh、14.4万kWh、28万kWh。综上可知，由于风切指数较小，即使塔筒增加20米，发电量提升仍小于1%。
2.2 技术可行性及经济性评估
基于W-10机位不同轮毂高度对应的理论发电量，增高塔筒可以采取以下三种方案：1）直接加高塔筒；2）更换塔筒I段，塔筒的结构分布示意图如图2所示；3）更换整个塔筒。
图2 塔筒结构示意图
基于机组安全余量，通过载荷计算及强度分析以确定各方案的可行性与合理性。主要分析如下：
1）直接加高塔筒
基于工作量最少原则，确定的第一种方案为：直接在塔筒第I、II节之间加高5m使塔筒总高度达75m。
结合塔架极限载荷数据，并依据DIN 18800标准对塔筒进行加载计算。评估显示，若直接加高塔筒至75m，塔壁实际翘曲强度已超出机组设计要求，一部分塔壁的翘曲出现超出安全余量的要求；此外，塔门的极限强度已经超出机组安全运行范围。因此，直接加高塔筒方案不可行。
2）更换塔筒I段
由于无法采用直接加高塔筒的方案进行技改，因此确定第二种方案：更换塔筒I段，对原有的塔筒模型进行重新设计，由原来的20.5m更换成25.5m，并根据新的塔筒模型进行相关的载荷计算、强度分析等。
分析显示，在保证基础安全余量的前提下，通过更换塔筒第I节实现加高塔筒至75m可行，但塔筒的安全余量有限，若加高至80m或90m均超过了机组塔筒的及基础的安全余量。
3）更换整个塔筒
在直接加高塔筒或更换塔筒某一节均不可行的情况下，考虑更换整个塔筒以实现加高塔筒至80m、90m。若采取此方法，则原有塔架基础需重新设计和更换。
在机组安全运行的基础上，对机组加高塔筒技改经济性估算如表2所示，其中经济增益按照上网电量0.6元／千瓦时计算，经济投入为基于项目经验的参考值。
由表2可知，在保证机组安全余量的前提下，加高塔筒至75m、80m、90m的成本回收期都在12年以上。其中，加高塔筒至80m需更换整个塔筒及底部基础，成本投入高，静态回收成本时间已超过机组20年的设计寿命。更换整个塔筒至90m也已接近机组安全运行年限。此外，由于风电场已投产运行2年多，按照风电机组20年的寿命期来看，技改的经济性较差。因此在风切变为0.15的条件下，不建议采用塔筒加高的技改方式以提升机组产能。
3 机位转移评估分析
3.1 发电量评估分析
从理论上来看，加高塔筒高度无法取得较好产能提升。因此考虑采用转移机位以改善该机组的产能。基于风电场的实际情况和选取的备用机位点（B1、B2），计划将W-10机组移至备用机位，备选机位B01、B02所在位置如图3所示。
图3 各机组及备选机位点示意图
对两种方案分别进行了产能计算。根据前期测量得到的备用机位点坐标信息，采用商用的微观选址计算软件推算备用机位（B1、B2）的风资源，并结合W-10机组近几年的实际发电量情况，评估相关机位点发电量如表3所示：
由表3可知，机组移至备用机位B01、B02的理论年发电量较原有机位可分别增加1852MWh和1420MWh，具有较大的发电量提升。
3.2 经济性评估
基于表3各移机技改方案中各机位机组理论产能，核算不同方案所需的静态成本投入，并进行经济性评估。
结合风电场地形、道路和施工条件，在不考虑恶劣天气无法施工和各种不可抗力的条件下，移机所需投入成本约为250万元，主要包括：基础及基础环约50万元，箱变基础约50万元、集电线路按一千米计算约50万元，拆机、运输、人工及吊装费约100万元。综上所述，不同移机方案的收支表如表4所示。
由表4可知，对机组进行移机的理论回收周期在3年之内，即使工程实践中存在的不确定性会带来额外的经济投入，移机方案依然具有较好的经济性。
4 . 结论与建议
本文选取国内某复杂地形风电场作为案例，重点开展了运行评估的场址条件评估，从提升塔筒高度和机组移机角度分别进行了技术论证和经济性评估。主要结论如下：
1）风电场的实测风切变为0.15左右，在机组原有的安全设计条件下，若采用直接增加塔筒高度进行提效技改，发电量提升有限且安全风险较高。
2）对发电量远低于前期设计的机组，选取风资源较优的点位进行移机是一种较为可行的技术方案。
目前，南方复杂山地风电场的开发已经逐渐成为我国风电发展的一个主要方向。同时，随着我国风电的不断发展，庞大的风电后市场已经显现。不少公司在利益的驱动下不断鼓吹技改的优越性。事实上，风电机组或风电场的技改风险依然存在，风电机组的技改可能会以机组寿命的减少为代价。
随着计算机技术和CFD仿真技术的不断发展，微观选址计算将越来越精确。但作为工程项目，前期微小的计算偏差也可能带来巨大的问题。因此，提高复杂风电场的设计能力，保证前期设计的精确性是风电产业可持续健康发展的有力保障。对于待开发的场址，可以增加测风塔的数量，或者对不确定性较高的机位采用激光雷达测风以提高计算的准确性，降低项目投资风险。
参考文献：
[1]中国风能协会. 2016中国风电装机容量统计简报
[2]丛建鸥,陶威良.低风速风电发展综述