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华能清能院风电改造部张林伟:风电叶片技改及效果评估风险分析
发布时间:2022.03.02    来源:   浏览次数:

目前主流的一些叶片技改类产品,像叶片延长、扇叶、前缘延长,还有尾沿的机翼、气热除冰,包括电加热除冰、涂层等等。针对这些产品,我们从设计、安装、有效评估存在各种各样的问题和风险。

——华能清能院风电改造部业务经理张林伟

2月24-25日,由北极星电力网、北极星风力发电网与广东赫兹曼科技有限公司联合主办,由上海小刀智能科技有限公司协办的“首届风电运维技改大会”成功召开,会议聚焦运维管理保障、技改提质增效、叶片性能优化、风电人才培养等主题深入研讨。华能清能院风电改造部业务经理张林伟在会上做了“风电叶片技改及效果评估风险分析”主题分享。

各位上午好,很高兴也很荣幸能够参加本次首届风电运维技改大会,我这次讲的题目是“叶片技改与评估风险源分析”。主要分了四部分:基本介绍、叶片技改风险、效果评估风险、思考。

一、基本介绍。

现在叶片的技改大部分以叶片延长、换叶片为主,目前还是大部分处在小批量的推广运用。从业主的角度出发基本上是课题驱动,包括横向和纵向课题,基本处在改造试点,没有大批量的推广和应用。

叶片的技改提升量相对来说还是比较有限的,叶片延长4-5%,叶片更换会多一些,10-20%,像以前的70换到89或者90,这样会高一些,相对于机组本身的低效原因来说只是锦上添花的作用。

二、叶片技改风险。

目前主流的一些叶片技改类的产品,像叶片延长、扇叶、前缘有一些延长,还有尾沿的机翼,还有气热除冰,包括电加热除冰,包括涂层。针对这些产品,我们从设计、安装、有效、评估存在各种各样的问题和风险。

主要的风险源在资产的运营方更关注从前期到后期的质量管控,主要包括五部分内容:1、前期设计方案,包括安全性评估和整个改造方案;2、生产审查,包括工艺资料文件、图纸审查,还有生产过程的监造、验收;3、安装审查,安装工艺流程、安装过程监督、施工安全审查;4、机组调试,主控参数调整、机组故障分析、振动数据分析;5、项目验收,验收报告、效果评估、档案归档。

在这五个过程当中大概总结了一些风险源:

1、知识产权问题,包括一些非孤儿机组的产权纠纷,目前市场的技改,包括第三方服务公司,其实并没有很明确的知识产权的来源或者授权;

2、安全性风险,包括了载荷安全性、主控程序的更新、叶片主体强度安全、生产安装质量风险;

3、施工公司或者第三方服务公司的风险承受能力,大的主机厂风险承受能力比较强,但是对于第三方小的公司或者服务公司来说,对于施工过程的抗风险能力比较弱。

一个提质增效的合同几十万,但实际操作下来对于整机影响是几百万的影响。能否安全文明施工,在施工过程中能不能严格按照安装作业指导书正确施工都是不缺定因素。在过程中会有可能发生一些安全事故,因为毕竟属于高空作业,还有可能发生一些高空坠物、人员的受伤事件;

4、在整个过程中作为业主,要有一定的甄别能力,包括前期的设计评估、风险是否和基本常识符合。整个从前期的制造以及后期的安装过程的监督,最后是效果评估能力。

具体展开来说,从初始阶段,就是刚才说的风资源分析,在早期建厂的时候,风资源数据大部分是比较缺失的,如果以机组现状对它的风资源进行重点的分析,能够符合现在的要求。

第二,目前有一些早期的机组运行了十年、十五年,做技改第一个首要问题要考核经济性,现在一般做技改周期能控制在三年已经很厉害了,但是大部分4-5年或者7-8年,对于运行十年以上的机组是否有必要做技改。

第三就是可研性分析报告,目前的技改很多是提出一个解决方案,提供一个相关的业绩去推广,但是整个从项目或技术角度进行可行性分析相对比较缺乏。可行性包括风资源分析、整机安全性、经济性以及后期的维护。

第四就是风险承受能力,作为一些小的公司,可能有一定的设计能力,但是对于抗风险的承担能力相对来说弱一些。还有对于原机组的状态可能大家不一样,像早期的相对来说已经被淘汰的主机厂还剩十几家,之前有一百多家,他们的主机是否可以做技改是很大的问题。包括叶片也是,以前一些早期的叶片有的存在质量问题,有的是有一些设计上本来比较软或者安全性比较低。

在设计阶段,设计资料的合法性,像叶片图纸、文件,以及整个过程来源是否有正当的授权,或者有合法的渠道,大部分都是一些非正规渠道获得这些资料,这些资料是否和原主机厂的资料是一致的,或者和风厂是一致的,这个是有很大的不确定性。第二,知识产权问题,可能会有一些知识产权纠纷,你的机组资料从哪儿来的,资料是否合法合规。第三,整机载荷安全性校核及判断标准,主要是在计算时候往往选择的是我去和我的设计载荷对比,不超过设计载荷,或者不超过设计载荷5%就认为是安全合格的,但是对于5%的来历和来源是没有相关的标准。

第三,结构安全性复核,叶片主体的安全性以及叶片粘接的安全性,2015年开始做叶片延长行业内也发生过掉落或者其他的事故,可能里面也是有一些关于复核或者设计阶段没有做到很好的把控导致的。

第四,粘接强度,里面涉及到结构胶的固化时间,整个过程是否合乎安装作业指导书,有没有达到要求。比如装商业片延长或者叶片更换以后固有频率有没有重新固频分析,本身的扭转有没有考虑,对变桨这一块有没有考虑?

施工阶段,我们施工中间对叶片要检查,但是目前检查大家还是以目视为主,人要钻进去看,但是内部空间有限,能看的区域比较有限,只能通过打手电或者阳光照,可能能给出叶片检查的报告。

但是这个检查的结果其实更依赖于工程师的经验和责任心,对于一些褶皱、裂痕等等是不是能有效检查出来,所以叶片检查本身还是弱一些。其次是防雷,之前一个项目在施工之前测电阻发现是不通的,不通可能会有很多原因导致的,有可能是防雷导线本身断了,这个概率比较小,但是不能排除这个风险。

虚接的问题也存在,如果只有一个叶尖接触的地方,其他地方都是导线比较好,如果有三四个接线处都会存在接触问题,如果在一个地方没有发现它,你还要去打开另外一个,发现是否有虚接问题。大家如果做过施工这块会发现这个问题。第三,生产监造,它的生产环境到底是不是符合相关的标准要求,能不能做到恒温恒湿或者无尘,车间的工艺要求。第四,安装作业,安装作业指导书都写的很漂亮,但是实际执行过程中能不能按照安装作业指导书严格执行下去,我们之前安装时候也会发现人员也不太注意,高空坠物这些小东西。第五,安全生产管理,现场的安全的重中之重。

多说一点关于设计过程中可能存在的一些问题,叶片的现场,包括弦长、攻角等等方面。第二是Cp值不应该比原来的叶片Cp值小,至少要保证和它一样。装上延长极或者辅件以后,对原来的叶片的主体部分的设计攻角影响不能太大。一定要考虑到做了叶片延长以后,本身的驱动力或者振动问题。

三、效果评估风险。

SCADA数据能不能用,包括技改前后对风速的影响到底多大?还有数据清理的规则,标准给了你一个比较最基础的清理数据的规则,但是真正用的时候怎么用的,能不能得到大家一致认可?

还有评估方法,最标准的就是AEP,如果风速有问题,或者风速不准,再用AEP这个方法就不太合适了,是不是能考虑其他对比机组的风速拟合技改机组的风速,或者用机器学习训练模型方法。

评估结果的不确定度和数据质量有关系。还有包括数据有效性,以及最后一个比较大的问题,就是实际效果达不到预期。

一个案例——有个项目做了以后,通过传统的对比做了叶片延长,算出来发电量提升20%,这肯定不对。我们就研究是功率曲线左移了,我们用了对比机组风速拟合差值以及机器学习训练模型最后解决。

四、思考。

关于叶片技改的现状提出两个问题。第一,以大代小元年下,叶片延长类技改市场前景。第二是2MW以上机组叶片类技改的提质增效的方法。

大家知道去年12月份国家能源局发布了1.5兆瓦以下机组的指导意见,最终还是要落到地方,包括能源局、发改委怎么执行。

现在对于业主和主机厂对以大小都是在等政策,1.5兆瓦以下的机组形成一个趋势的话,对叶片延长类的业务可行性或者经济性相对来说不是特别占优势,我们感觉1.5兆瓦以下机组叶片延长还有2-3年的市场时间。

2兆瓦以上包括早期的86、87或者93、95、97等叶片长度,可能还有一些提升空间。对于后边110以上的机组基本上叶片设计已经到极致了,还有没有更好的办法做相关的叶片类的技改?

以上就是我今天讲的所有内容,谢谢大家!

来源:北极星风力发电网

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