1. 引言

在国家支持可再生能源发展和积极研发重大装备等政策的推动下，截至2011年底，我国已成为风电装机容量世界第一的风电大国。风电装备制造业发展迅速，产业体系已逐步形成。然而，与之相伴的是风电装备制造领域的突出矛盾和问题也逐渐显现，如设备制造低水平重复建设严重，产能过剩;基础研究薄弱，风电机组核心技术主要依靠国外引进;风电场开发与运行效率低，风电资源浪费严重，风电装机容量与电网接纳能力不相匹配等。

尤其在风机设计与风电场开发建设过程中，风电行业长期存在两大误区：第一，将风场等级与风轮直径简单对应，风场等级越低，风轮直径越大;第二，按照风电场核准容量和风机额定功率简单相除以确定装机数量。这两大误区是导致我国风电设备设计水平低下、风电场低水平开发、低效率运行的重要原因。

鉴于此，本文提出打破以风场等级划分风机类别的旧有观念，提出面向发电能力最优、优化并统一各风场等级风轮直径的风机设计理念;通过风电场装机数量与配套电力设施的优化配置，实现风电场最佳投资收益，大幅提高电网投资收益，借以加快推进风机核心技术的自主研发与创新，提高我国风电场规划建设的科学性和经济性，促进风电装备产业和风能开发利用的良性健康发展。

2. 我国风电资源稀缺性及当前开发模式对风电资源造成的巨大浪费

目前，我国风电开发采取的是电力公司圈定风场、测风地勘、政府审批、设备招标、电力安装、调试并网、运行维护的开发流程。其中，获取风电资源是风电开发最为艰难也是最为重要的环节。所谓风电资源，是由风场资源、电网资源和政府审批额度三个要素共同组成的。开发建设风电场，首先要有风能富集、适宜开发的风场资源，这需要得到地方政府的支持与批准，其次需要有良好的电力输出条件，也就是并网条件，这需要电网公司的并网许可。

既是资源，就会因其存量有限和开发利用而最终变得稀缺。风场资源成为电力公司竞相角逐的第一要素;受电网建设滞后的制约，风电并网成为开发瓶颈;此外，国家对于风电场建设的审批愈加严格、规模不断压缩。为获得电网公司的上网许可和政府的审批额度，投资风电的电力企业都需要通过层层审批，方能获得最终开发许可。风场资源、电网资源和政府审批额度三个要素在当前中国的现实条件下，都属于稀缺资源，为获批一个风电场建设项目，各家风电投资公司都必须耗费巨大的人力、物力和财力，抢夺日渐稀少、愈发昂贵的风电资源。

然而，在我国当前风电发展现状下，风电主机厂家设计水平低下，核心技术依赖国外引进，整机主要设计参数未经系统优化，致使风电场运行风机的发电能力远低于预期;另一方面，由于风电场风机数量与配套电力设施配置不合理，升压站等电力设施长期处于低效率运行。因此，作为风电开发主体的电力公司经过千辛万苦获得的风电资源，并未获得预期的投资回报，却造成了风场资源、风电场投资、以及电网建设等自然和社会资源的巨大浪费。

2.1 风场资源的浪费

风机的性能和品质直接决定了风能资源的开发效率。有限的风能资源富集区被未经优化设计、低品质的风机占据，造成风电场发电能力不足，故障频发，运行效率低下。

以酒泉玉门昌马20万kW风电场为例，该风场轮毂高度年平均风速7.89m/s,选用134台1.5MW机型，风轮直径77m。若选用经过优化设计的风轮直径87m或100m机型，则风场理论发电收益将提升27.7%和51.8%，扣除设备采购、塔筒、基础等风场建设成本的增加值，优化后风场可分别增加理论净收益约12亿元和23亿元(如表1所示)。

表1 酒泉玉门昌马风电场现有机型与优化机型的理论发电能力与发电收益对比

表格

由此可见，当前已建成的风电场实际上并未充分发挥其发电潜能，对于稀缺的风场资源造成了极大的浪费。

2.2 风电场投资的浪费

目前我国陆上风电场建设成本在7000～9000元/kW，其中风机设备(含塔筒)成本占65～75%，其余各项成本比例如图1所示;欧洲已建成海上风电建设成本约1.7～2.1万元/kW，其中风机设备(含塔筒)占30～35%，成本比例如图2所示;而我国海上风电开发尚处于探索阶段，基础施工和风机安装缺乏经验和成熟的配套设备，建设成本远高于欧洲。以5万kW装机容量的风电场为例，陆上的建设成本约4.25～4.5亿元，建在海上则需8.5～10.5亿元，投资巨大。

而当前风场运行的风机发电能力严重不足，甚至远低于设计预期，电力公司无法获得预期的发电收益，导致大部分风电运营商长期处于亏损或薄利经营中，巨额投资无法获得预期收益，造成国家资金投入的巨大浪费。

2.3 电网建设的浪费

与世界上其它国家相比，我国的风电产业具有风电场规模大、输送距离远、电压等级高等特点。建设大基地、接入大电网已经成为我国风电开发的主要模式，这与国外风电场多接入配电网或地区电网的情况差别很大。风电出力存在波动性和间歇性，由此带来的调峰问题均由电网公司负责解决，因此电网公司必须投入大笔资金对于现有电网进行大规模升级改造，以提升在风电并网比例持续增长的背景下电网抗功率波动的能力，防止风电大规模脱网事故的发生。

然而，当前运行的风机发电性能未经系统优化，发电出力不足，风电场风机与配套电力设施配置不相匹配，长期低效运行，导致电网建设与升级改造的大笔投资并未实现预期的社会和经济效益，同样造成了巨大的资源浪费。 

3. 统一各风场等级风轮直径的风机优化设计

3.1 风机设计的误区：风场等级与风机风轮直径的简单对应

在现行的风机设计观念中,塑料水帘，风场按照年平均风速区段划分为Ⅰ～Ⅳ类，同功率的风机按照其应用的风场等级细分为Ⅰ～Ⅳ类机型，各机型的叶片、轮毂、回转支承、主轴、机舱底架、塔筒等传动链部件因承受的极限和疲劳载荷的差异而在结构尺寸、重量等方面有所区别。其中最为直观的差别就是不同风场等级对应不同的叶片长度(即风轮直径)，主机厂家将风场等级与风轮直径简单对应，风场等级越低，叶片越长、风轮直径越大;但对于同功率、同等级风机具体的叶片长度，各主机厂家却又各不相同，并无统一的设计规范。

以1.5MW风机为例，主机制造厂家针对Ⅰ～Ⅳ类风场等级通常需要开发4款机型，例如，某厂家相应风场等级的风轮直径分别为70m、77m、82m、87m。这实际上是风机设计理念上的一大误区。从风机性能优化设计、提高发电能力的角度，这种将风场等级和风轮直径简单对应的僵化思维，大大限制了风机的发电能力和风电场的发电收益。

实际上，在保障设计安全和当前技术发展水平允许的前提下，Ⅰ～Ⅳ类风机都可以将风轮直径设计为同一量值，例如取100m，则风机理论年发电量可比原有77m的Ⅱ类风机和82m的Ⅲ类风机分别增加51.8%和33.8%;同时，统一各类等级风轮直径确保了叶片模具的通用性，减少了模具制造成本，通过叶片材料和内部结构的区别设计来保障同一叶片长度、应用于不同等级风场的叶片运行安全。

3.2 可研报告的误区：按照风电场核准容量和风机额定功率简单确定装机数量

通常情况下，电力公司在编制核准容量的风电场建设可研报告的过程中，将该容量与选定机型的额定功率简单相除，由此确定该风场的装机数量。以核准容量5万kW的风电场为例，如选定额定功率1.5MW机型，则电力公司即选购安装33台风机。这是风电开发公司普遍存在的一大误区。

风机额定风速通常在10-13m/s之间，以Ⅲ类风场为例，其全年满发时间也仅有10%左右;加之，同一风场数十台风机，各机位风速差异较大，且因个别风机例行维护或故障检修，整个风电场全部风机满发、达到核准输出容量的时间比率将更低。以吉林四平某风场为例，其全年达到5万kW输出的时间仅占8.6%。然而，风电场的输变电缆、升压设备等一系列配套电力设施是全部按照5万kW的容量进行设计和配置，也就意味着全年91.4%的时间电力设施并未发挥其设计能力而长期低效率运行，实则造成了巨大的资源浪费。

3.3统一各风场等级风轮直径、面向发电能力最优的风机优化设计

为追求最优发电能力、最低度电成本，引入通用化设计理念，同功率风机统一风轮直径，在保证设备安全运行的前提下，最大程度增大风轮直径，优化风机传动链各部件结构，达到发电能力与度电风机成本的最优设计。运用上述理念进行风机系统优化设计，具有以下优势：

首先，同功率风机统一各风场等级风轮直径、合理增大叶片长度的通用化设计，可以最大限度地挖掘风机发电能力，提高风电场发电收益和运行效率，从而更加科学、高效地开发利用有限的风电资源。

其次，风机采用通用化设计理念、优化并统一各风场等级风轮直径，即意味着提高了叶片等整机上游供应链的通用性，确保了叶片模具的通用性，降低了模具制造成本。上游供应商将更加专注其部件品质，从而整机质量和可靠性亦得到大幅提升，推动风电全产业链设计水平和技术实力持续增强。

4. 风电场系统优化配置

由于同一风电场各台风机同时满发时间十分有限，所以风电场配套电力设施绝大部分时间处于非满负荷运行状态。为实现风电场风机与电力设施的科学配置，必须打破将核准容量与选定机型的额定功率简单相除、以确定装机数量的僵化思维，在风机发电能力优化设计的基础上，以预期最低度电成本为优化目标，以单机容量和装机数量为变量，建立风电场系统优化配置模型：

式中，U——风电场度电成本函数

x——单机容量

y——装机数量

W1——风电场建设成本函数

W2——风电场运行维护成本函数

E——风电场预期发电量函数

以核准容量5万kW陆上风电场、单机容量1.5MW机型为例，在保证风场最大输出功率5万kW的前提下，装机数量可多于33台，以实现增加发电收益、降低度电成本的目的。当风速接近或超过风机额定风速时，可限制单机输出功率或将部分风机停机，使风电场输出功率限制在5万kW;当风速小于额定风速时，通过中央监控室调度各台风机运行，使风电场最大限度发挥其发电能力，提高发电收益。由于风电场配套电力设施全部按照5万kW容量设计，上述两种工况下电力设施都满足风电场运行要求，且大幅提高了其使用效率;特别指出，以Ⅲ类风电场为例，超过90%的时间都运行在第二种非满发工况。

相比陆上风电场，由于海上风电场的电力安装、电缆敷设等项成本增加迅猛(如图1-2所示)，而相同功率的海上风机与陆上风机成本接近、在总建设成本中的占比大幅降低，因此，海上风电场增加风机数量可以在增加建设投入比例较小的前提下，取得更大的投资收益效率。分别将陆上和海上某1.5MW机型功率曲线、某Ⅲ类风场风频曲线、建设运维成本等参数代入式(1)模型，可得如图3和图4所示陆上和海上5万kW风电场预期度电成本与装机数量关系曲线。由图可知，对于核准容量的风电场，适量增加装机数量，可使风电场在低风速时段的发电出力大幅增加;优化配置后，虽然增加风机数量需要增大相应采购、吊装、运维等项投入，但风场20年预期发电收益增加约8000万～12800万元，完全抵扣上述建设成本增加值，风电场升压站等配套电力设施的使用效率也大大提高，最终度电成本比传统33台配置方式降低了约3～5%，海上风电度电成本降幅尤其明显，从而实现风电场开发的最佳投资收益。

图3 陆上5万kW风电场预期度电成本与装机数量关系曲线

图4 海上5万kW风电场预期度电成本与装机数量关系曲线

5.小结

针对当前风电机组设计与风电场开发建设过程中将风场等级与风轮直径、核准容量与装机数量简单对应的两大误区，本文提出了面向发电能力最优、优化并统一各风场等级风轮直径的风机设计理念，建立了基于最优度电成本的风电场装机配置模型，可实现风电场最佳投资收益，对于系统、科学、高效地开发我国风电资源具有重要的指导意义。

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第一步工作：对所设计模具之产品进行可行性分析，以电脑机箱为例，首先将各组件产品图纸利用设计软件进行组立分析，即我们工作中所说的套图，确保在模具设计之前各产品图纸的正确性，另一方面可以熟悉各组件在整个机箱中的重要性，以确定重点尺寸，这样在模具设计中很有好处的，具体的套图方法这里就不做详细的介绍了。
    第二步：在产品分析之后所要进行的工作，对产品进行分析采用什么样的模具结构，并对产品进行排工序，确定各工序冲工内容，并利用设计软件进行产品展开，在产品展开时一般从后续工程向前展开，例如一产品需要量五个工序，冲压完成则在产品展开时从产品图纸开始到四工程、三工程、二工程、一工程，并展开一个图形后复制一份再进行前一工程的展开工作，即完成了五工程的产品展开工作，然后进行细致的工作，注意，这一步很重要，同时需特别细心,瓦厂房散热处理方法，这一步完成的好的话，在绘制模具图中将节省很多时间，对每一工程所冲压的内容确定好后，包括在成型模中，产品材料厚度的内外线保留，以确定凸凹模尺寸时使用，对于产品展开的方法在这里不再说明，将在产品展开方法中具体介绍。
    第三步：备料，依产品展开图进行备料，在图纸中确定模板尺寸，包括各固定板、卸料板、凸凹模、镶件等，注意直接在产品展开图中进行备料，这样对画模具图是有很大好处的，我所见到有很多模具设计人员直接对产品展开图进行手工计算来备料，这种方法效率太低，直接在图纸上画出模板规格尺寸，以组立图的形式表述，一方面可以完成备料，另一方面在模具各配件的工作中省去很多工作，因为在绘制各组件的工作中只需在备料图纸中加入定位、销钉、导柱、螺丝孔即可。
    第四步：在备料完成后即可全面进入模具图的绘制，在备料图纸中再制一份出来，进行各组件的绘制，如加入螺丝孔，导柱孔，定位孔等孔位，并且在冲孔模中各种孔需线切割的穿丝孔，在成型模中，上下模的成型间隙，一定不能忘记，所以这些工作完成后一个产品的模具图差不多已完成了80%，另外在绘制模具图的过程中需注意：各工序，指制作，如钳工划线，线切割等到不同的加工工序都有完整制作好图层,玻璃钢屋顶风机，这样对线切割及图纸管理有很大的好处，如颜色的区分等，尺寸的标注也是一个非常重要的工作，同时也是一件最麻烦的工作，因为太浪费时间了。
    第五步：在以上图纸完成之后，其实还不能发行图纸，还需对模具图纸进行校对，将所有配件组立，对每一块不同的模具板制作不同的图层，并以同一基准如导柱孔等到进行模具组立分析，并将各工序产品展开图套入组立图中，确保各模板孔位一致以及折弯位置的上下模间隙配合是否正确。
 
经过以上的工作，一个产品的模具图纸才算正式完成，以上是对模具设计中的方向，步骤进行大致的介绍，同时每一位模具设计人员有其自已的方法，不管怎样，圆满完成设计工作这外，工作效率也是非常重要的，这里不再多讲。

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