复杂地形风电场运行评估及技改方案分析-北极星风力发电网

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摘要：开发南方复杂地形、低风速风资源已成为我国风电产业未来几年的一个重要发展方向。从过去诸多建成后在运行风电场来看，由于环境复杂，各机位风资源差异较大，部分机组发电量偏低已成为诸多风电场的共性。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，基于评估结果进行技改方案分析。结果表明：在机组原有的安全设计条件下直接增加塔架高度，发电量提升有限且安全风险较高。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可行的技术方案。

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

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