山地风电场微观选址造成风电机组发电量偏低问题及移位改造情况研究

摘要：复杂地形条件下的风电工程，微观选址工作面临很多困难。特别是在地形数据精度不高、微观选址软件选择不正确和微观选址人员经验不足的情况下，经常造成个别风电机组的实际发电能力严重低于设计值。本文用一个具体案例分析了微观选址方面存在的问题，提出了利用冗余机位，对发电量偏低的风电机组进行移位改造的选址测算方法，通过对改造后的实际运行效果进行比对分析，证明该方法简单有效。关键词：微观选址；发电量；移位改造一、概况黑龙江省某山地风电场，图1所示，地形起伏较大，地面高程为170m~357m的低山丘陵。风电场一期工程2004年6月开展测风工作，2007年核准开工建设，装机容量49.5MW，安装33台FD-70B/1500型风力发电机组，2008年首台机组发电，2009年9月全部机组并网发电。图1：山地风电场地形位置图自投运以来#20风电机组的年发电量只有210万kWh，仅为微观选址的理论发电量的65.9%，相当于风电场单机年平均发电量的66%左右，严重偏离设计值，且故障率相对较高（处于山坡边缘，风速不稳定、湍流强度大）。为提升该风电机组的发电能力，改善其运行环境，于2012年对其进行了移位改造。二、问题及原因分析根据风电场微观选址报告，风电场主导风向为西风，风电场微观选址布机情况如图2所示，由图可见#20风机处于主风向山脉东侧，且海拔高度低于西侧山脉70多米，前后两排最近距离只有600米，造成该位置风速明显小于设计风速，且风电机中心位置距山坡边缘约30米，山谷深度约85米，坡度约65度，实际运行后风速极不稳定，造成了该机组故障较多。#20机组年实际运行对比情况如表1所示。图2：风电场风电机组实际布置图表1：#20风电机组与全场机组年平均值情况对比项目风速（m/s）发电量(MWh)理论值实际值占比（%）理论值实际值占比（%）#20风机8.356.375.455209212040.70全场平均8.747.181.245735319155.64相对值（%）95.5488.7390.8366.44剔除可利用率差异后相对值（%）95.5488.7390.8370.2%由表中数据可见，无论风速还是发电量，#20风电机组都与风电场平均值偏差较大。该风电机组年可利用率93.2%，低于全风电场年可利用率97.8%的水平。考虑剔除该风电机组可利用率不同的影响，这里将该机组的年可利用率按风电场平均值进行修正，修正后的年发电量2240MWh，与风电场平均发电量的相对值为70.2%。主要原因是微观选址等方面存在问题，具体如下：（一）当时的微观选址软件处理复杂地形能力不足。当时采用的微观选址软件为WASP，软件地形模型算法简单，没有CFD功能，处理山地风电场湍流问题存在一定困难，特别是应对一些复杂地形更显不足。（二）地形图数据精度不高当时用的是1：10000的数字地形图，由于精度不高，不能充分反映现场地形的复杂状况。（三）设计选址人员经验不足选址人员没有充分考虑#20机位处于地势变化较大的山谷边缘，造成该机位湍流强度大，风速不稳定。同时也没有避开主风向前方山峰的遮挡。（四）测风数据代表性不强测风塔的位置不在风电场区域内，测风塔的高度只有50米小于轮毂高度65米，测风塔的位置海拔较低。三、方案设计依据风电场微观选址报告，当时初步选择时有44机位，首先从中选定了三个备选机位，位置情况如图3所示。三个备选机位的微观选址情况如表2所示，三个备选机位中，备选一，平台狭小，离附近机位距离近，地势陡峭，且处于主风向下方；备选二，离周围风机距离较近，他的尾流对其后方3台的机组影响较大；备选三，地形平坦，平台面积大，地形与附近机组相似，且只会对其后面1台机组造成尾流影响。图3：备选机位位置图表2：备选机位与临近机组微观选址情况风机号X坐标Y坐标高程风速年净发电量损失[%]10555337.251240442708.695.6583备选一555622.151241392758.395.1729.0811555425.851242823059.486.2763.2122556110.251257053059.326.1711.8123556144.251259873189.386.1443.75备选二555668.951260972838.015.1463.472555612051261663258.526.0675.3633555882.951288182258.115.2752.65备选三555563.351289642157.915.171.29利用风电场两年实际运行数据，对选定的三个备选机位，利用其附近机位发电量数据进行了比对分析如表3所示。表3：备选机位年理论发电量情况对比分析表项目微观选址情况备选机位附近机组情况理论发电量（MWh）风速（m/s)发电量(MWh)机位号风速（m/s）发电量（MWh）理论实际理论实际备选一8.395172#108.696.95565832352809备选二8.015146#258.526.93544332112884备选三7.915170#338.116.81527531202905表中，理论计算发电量由式（1）计算得出，通过计算结果比对，并根据现场地形情况，最终，确认将#20风电机组移位至#33风机附近的备选三号机位。安装于新机位的#20风电机组年发电量290万kWh，风电机移位后比原机位每年多发电78万kWh，发电能力提升了36.8%。

（1）式中，W-新机位年理论发电量，k-修正系数（考虑机组性能差异、风资源水平年差异因素影响修正值，建议取值范围0.9-1.0，本例中选取0.95），Ws-临近机位年实际发电量，Wb-备选机位微观选址年理论发电量，Wl-临近机位微观选址年理论发电量。本计算式，是基于“两个临近机位同型机组的实际电量与理论电量之比相等”这样一个经验判断，在实际运用时，要关注相邻机位间风资源的相关性，相关性较高时，偏差应在可接受的范围内。由于当初项目已经多征用了11个机位的土地，集电线路设计也存在冗余，三个备选机位在道路、风机及箱变基础、机组拆除和安装、集电线路等方面施工条件相近，施工费用近似相同，所以在点位选择时仅考虑发电量最优方案即可。四、实施过程对#20风电机组进行了移位改造。主要工作包括，新建一段道路、一个风电机组和机组变压器基础，风电机组的拆除和重新安装，电缆、光缆的敷设。工期2个月，改造费用合计136万元。五、改造效果项目实施后效果明显。通过改造后6年的数据分析，年平均风速6.72m/s，年平均发电量288万kWh，年增加发电量76万kWh,年增加收入46万元，累计增收278万元。该机位风速稳定，每年可利用率都在95%以上，平均年可利用率97.4%，风电机故障停机次数减少60%。移位后，原#20机位附近的#19风电机组发电量也得到了一定提升。六、总结这次移位改造实际运行情况和改造方案的理论计算十分接近，主要原因一是熟悉现场的风资源及地形状况，掌握了第一手资料；二是上述的比对计算法虽然简单，确消除了风资源、地形等因素的影响，将不同位置风机发电量与风速的非线性关系转化为发电量与临近风机发电量的线性关系。由于微观选址工作至关重要，直接关系到风电项目收益，必须高度重视，尤其是复杂地形的情形。要选用合适的选址工具软件，具备CFD功能，能够很好的处理复杂地形；高精度的地形图，地势平坦1：1000，地形陡峭复杂1：500；具有代表性