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摘要：我国风电产业从 20 世纪 90 年代发展至今，历经二十余载，已经从当初的零星试点成长为装机规模全球第一。但是风电在经历了高速发展后，风速高、开发条件好的优质资源区大部分利用殆尽。此外，北方地区存在弃风限电等问题，南方地区则受到风速低、开发成本高等因素限制。在行业平价上网的大背景下，如何满足项目的基准收益率已经是开发企业和整机厂商需要迫切解决的问题。为了在“抢装潮”过后实现企业的可持续发展，行业已经提前将目光锁定在保障平价项目盈利的风电机组新产品研发及盈利模式上。为了更好地进行风力发电，则需要准确掌握风电场机械设备的运行状态，以保障机械设备正常运行，达到生产大量电能的目的。
关键词：风电场；风电；机组
伴随行业的快速发展，风电机组制造、研发领域的新技术、新理念层出不穷，各整机厂商不断推出大容量、长叶片、高塔架的产品。但是由于技术难度指数级上升，尤其是叶轮尺寸的不断加大，带来了加工、运输、安装和维护等方面的种种问题。因此，业界需要针对未来市场环境探索更具竞争力的方法及途径。通过分析发现，风电项目延寿可以有效提升收益率，对实现平价上网具有重要意义。
一、风电项目延寿方案
风电项目延寿主要分为技改延寿及设计延寿。技改延寿是针对已建风电场，设计运营期到期后，如果机组继续运行，就需要对其进行延寿评估并通过正常的技改实现风电场延寿，属于整机的被动延寿。设计延寿是指通过研发阶段设计，使机组超过目前的设计寿命，实现更长的运行周期，属于整机的主动延寿。目前，机组延寿主要面临政策及技术因素限制。政策方面，当前能够明确执行标杆上网电价的有效期为20年，对于项目运营期满后资源如何重新配置，尚无明确政策。技术方面，国内整机通常的设计寿命为 20年，但风电项目永久征地年限为 50 年。另外，在风电场设计中，风电机组基础、塔架、升压站等均按20 年以上寿命设计，整机运行寿命限制造成许多设计上的浪费。在大部分项目中，整机运行期达到 25 年已经是常规要求，部分项目已在探索 30 年运营期，基本都取得了较好收益。因此，以某风电场为参考案例，从经济性角度对项目延寿后不同运营期年限进行分析，研究运营期年限对项目经济指标，尤其是收益率及平准化度电成本（LCOE）的影响。
1、测算案例
案例风电装机容量为 100MW，所在地风电基准标杆电价为 0.57 元 / 千瓦时，脱硫燃煤电价为 0.3779 元 / 千瓦时，年利用小时数为2500 小时，静态投资为 7000 元 / 千瓦。延寿成本主要由部件维护产生。假设在不考虑初始投资增加的情况下，延寿项目的整机及其他设备可以通过后续运维实现正常运行，在 20 年运营期满后，对其按平价上网模式下每年增加 500 万元运维成本进行测算。
2、延寿项目经济性测算。按照案例风电场的基本参数测算不同延寿年限情况下项目的经济性，根据 20 年运营期采取两种不同电价方式分别研究：（1）前 20 年运营期按网电价按风电标杆电价计算，增寿部分按脱硫电价计算，可以发现：项目全投资收益率（所得税后）由 14.79%提高到 15.14%，资本金收益率由42.15% 增加到 42.17%。增寿年限每增加 1 年：销售收入（不含税）年平均增加约 8360 万元，利润年平均增加约7030 万元，净现值年平均增加约 595万元。由此可知，延寿年限越长，项目整体经济指标越好。但是年限越长，收益率、销售收入、净现值等对增寿年限的敏感性越小。
3、延寿方案对项目上网电价及投资影响的测算。从测算结果来看，无论是标杆电价项目延寿，还是平价项目延寿，经济性都有一定程度提高。在平价上网且保证最低收益率 8% 的情况下，电价和工程造价的波动对项目竞争力至关重要。
延寿方案，对基准收益率下上网电价的影响考虑基础场景，并按照边界条件测算的项目上网电价。运营期延长暂不考虑初始投资增加。20 年运营期后的运维费以每 5 年增加 0.5% 考虑。按项目全投资收益率为 8% 反推上网电价。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%。由上分析可以看出：不同延寿年限在保证 8% 收益率的情况下，延寿时间越长，上网电价越低。延寿至 30年时，上网电价可降低 0.0295 元 / 千瓦时，降幅比例为 7.8%，接近指导意见的下限。从平准化度电成本（LCOE）来看，延寿 1～10 年时，其由 0.3566 元 / 千瓦时降低到 0.3259 元 / 千瓦时。但运营年限越长，上网电价及平准化度电成本（LCOE）的敏感性越小。
二、风电场概况
该风电场处于华北丘陵地带，其共安装了40 台风电机组，机组的功率 1.5MW。通过软件对该风电场进行了数据统计分析，经统计，该风电场单机全年平均发电量为 2540.1MWh，全场平均风速为 7m/s，并对该风电场的主要指标进行了分析。
1、风电场的风资源情况
该风电场各机组之间，风资源存在较大的差异，符合丘陵地区的风资源特点。其中，单机最小年平均风速为 6.0m/s，最大为 8.1m/s，可见风速相差较大。另外，部分风电机组平均风速要低于整体的平均风速。
2、机组实际发电量。经统计，机组实际发电量如图 2 所示。由图 2 可知，部分机组的实际发电量低于平均水平。
3、机组指标
(1) 机组电网限电损失量分析。在统计和分析机组运行数据的基础上，在选定时间范围内，机组不存在主动限功率状态、电网指令限电的情况下，对机组理论发电量进行了计算，并以该风功率曲线为准，进行电网限电损失功率的统计和分析。据统计，该风电场拥有 101.6GWh 的总发电量，全场机组的电网限电损失发电量总计为 21.2GWh，平均每台机组弃风损失电量 530MWh，由此可见，弃风限电是影响该风电场运行效益最主要的原因。
(2) 机组自限电损失电量分析。在实际的机组运行中，如果某些
部件温度比阈值要高，机组可能会自动进入限功率运行状态，以达到保护设备安全的目的，受限功率运行影响，会造成部分发电量的损失。其中，发电机驱动侧轴承温度、齿轮箱油温、发电机温度都是影响机组发电量的主要超温部件。在该风电场中，2016 年机组超温自限电主要因素为齿轮箱油温，其占据总体的 90% 以上，因此，风电场需关注自身的超温问题，以达到减少发电量损失的目的。
总之，设备是保障企业生产经营的重要基础，风力发电企业亦是如此。风力发电企业应重视风电场机组的运行状态，有效统计和分析风电机组的运行，对风电场的主要指标进行统计和分析，并找到发电量损失的原因，制定针对性强的措施，从而减少电量损失，增加发电量，进而推动电力事业的稳定持续发展。
参考文献
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