某山地風電場風能資源后評估分析

文 | 劉文斌

隨著越來越多的風電機組安裝在山地風電場，風能資源分布受復雜地形影響局部氣候差異較大，測風塔代表區域有限，難以準確評估風能資源分布。因此，開展復雜山地風電場風能資源后評估分析，有利于確定風電場實際運行指標是否達到項目設計時確定的目標，全面、準確地了解風電場風電機組的經濟性、可靠性以及不同風電機組性能之間的差異，為后續管理和機組維護提供理論參考和數據分析依據。

本文以某山地風電場項目為例，通過測風數據和機組運行評估分析，研究分析機艙風速修正系數、單臺機組功率曲線、控制系統適應性、PBA及潛在發電量和發電量差異，以實現對風電場各機組運行狀況的綜合評估。

風電場簡況

該風電場地理坐標介于東經11151.5～111 55.3，北緯26 58.8′～27 3′，海拔高度400～660m ，丘陵低山地貌，熱帶季風濕潤氣候區，機型為GW2000-115/80。

測風數據評估

一、測風塔信息統計

風電場在建設前期，共有五座測風塔。8079#測風塔位于場區西部，8271#測風塔位于場區北部，8081#測風塔位于場區南部，8270#測風塔位于場區東部，8080#測風塔位于場區中部。其中8080#測風塔測風數據錯誤較多，不具備分析條件，場內其他四座測風塔實際測風情況見表1。

表1 測風塔測風信息統計表

圖1 8270#測風塔與NNRP同期數據月平均風速相關性示意圖

二、機艙風速修正

根據國際標準IEC61400-12-2對機艙風速進行修正，因風電場條件有限，暫時采用中尺度數據結合項目建設前期測風塔數據來修正機艙風速，其中31#機組所處點位為測風塔8270#點位，將該點位處中尺度NNRP數據和8270#測風塔2013年7月1日至2014年6月30日時間段測風數據進行月相關性分析。

由圖1得出，兩者相關系數為0.911，相關性非常好，可以用來數據訂正。根據統計，該測風時間段8270#測風塔年平均風速為5.54m/s，中尺度數據年平均風速6.83m/s，比例系數為1.232。31#機組運行期間中尺度數據年平均風速6.79 m/s，根據比例系數推算，31#機組點位處該時間段內年平均風速為5.51m/s，但31#機組機艙年平均風速為5.06m/s，故該點位處的機艙風速修正系數為1.088。場區各機位點機艙風速修正表見表2。

根據表2統計，風電場50臺機組修正后年平均風速為5.56m/s。

圖2 全場機組擬合功率曲線圖

表2 各機位點機艙風速修正表

機組運行評估

由表2可以看出，場區單臺機組基本在2000小時以上，其中三臺機組（34#、35#、45#）低于 2000小時，風電場發電最高機組11#達到3333小時，發電量最低機組34#為1932小時。總體來看，場區風能資源情況差異較大，平均風速在4.92～6.36m/s之間。

一、機組性能分析

（一）全場功率曲線擬合

統計運行SCADA監控數據，對全場機組機艙風速進行修正，擬合全場機組功率曲線如圖2所示。

根據圖2可以看出，全場平均功率曲線在6.5m/s以下及10m/s 以上風速段，機組功率曲線優于保證功率曲線3%左右；在6.5～10m/s之間，功率曲線有3%左右的負偏差，有一定的優化空間。

（二）單臺機組功率曲線分析

通過統計分析每臺機組數據，得到各機組功率曲線符合度（功率曲線符合度K=統計發電量/保證發電量×100%，統計發電量=∑（風頻分布值×實測功率曲線對應的功率值），保證發電量=∑（風頻分布值×擔保功率曲線對應的功率值），如圖3所示。

由圖3可以看出，風電場機組平均功率曲線符合度為97.56%，單臺機組最高103.96%，個別機組功率曲線符合度較低，提升空間較大。其中最優機組3#與最差機組35#功率曲線散點圖如圖4所示。

根據圖4可知，35#機組在整個風速段擬合曲線表現較差，尤其是過渡段散點分散較為嚴重。機組風速與偏航對風角度散點分布比較分散；風速與槳距角散點同樣比較分散，可通過調整該機組的控制參數，優化功率曲線，提升機組發電量。通過對每臺機組進行功率曲線散點分析，功率曲線符合度較差機組基本與35#機組情況相同，均可通過調整控制參數，優化功率曲線，提升機組發電量。

圖3 風電場單臺機組功率曲線符合度

圖4 功率曲線最優機組3#和最差機組35#散點圖

圖5 單臺機組PBA圖

圖6 前期設計與實際運行發電量對比圖

二、控制系統適應性分析

根據機組運行數據，機組的風速與變槳角度、風速與偏航對風角度的散點較為分散，原因有：（1）機組控制延遲時間較長；（2）機艙對風風向標有一定的偏差；（3）區域風況變化太復雜，機組為保證安全，響應延緩；（4）采集數據有誤。

三、發電量分析

（一）基于發電量的可利用率PBA及潛在發電量分析

單臺機組潛在發電量及PBA如圖5所示。全場平均PBA值為92.29%，單臺機組最高為3#機組96.37%，最低為35#機組85.45%，35#機組由于功率曲線符合度和PBA較差，其發電量提升空間較大，提升的主要策略是采取定制化控制策略。

（二）前期設計與實際運行發電量差異分析

前期設計與實際運行發電量對比分析圖如圖6所示。

根據圖6可知，理論計算發電量與實際發電量趨勢基本接近，理論推算各點位風速趨勢基本相同，個別點位偏差較大，該計算誤差主要由地形復雜、測風塔代表性不足引起。其中，45#機組在前期計算時明顯偏高，實際發電量較差，主要原因為該機組處于崖口位置，主風向南風和北風都被山體遮擋，處于背風地形，導致該機組發電不佳。

結論

本文以某復雜山地風電場為研究對象，通過測風數據和機組運行評估，研究分析了機艙風速修正系數、單臺機組功率曲線、控制系統適應性、PBA及潛在發電量和發電量差異。根據統計期間運行數據，風電場統計完整年內全場機組機艙平均風速為5.11m/s，根據中尺度數據修正后為5.56m/s，年度發電小時數為2587小時；全場功率曲線符合度為97.56%，但部分機組功率曲線符合度較差，有一定的提升空間；根據機組控制性能散點圖分析，個別機組風速與槳距角、風速與偏航對風角度散點比較分散，針對該情況，機組可定制化設置控制參數和優化控制策略；全場機組PBA平均為92.29%，說明機組各項實際損失較少，有利于項目的穩定發電。

攝影：何海青