上風向山頭對風電機組的安全性影響研究

牛亞路，李巖，王印

（明陽智慧能源集團股份公司，廣東中山 528400）

隨著風電大規模開發，復雜地形下的風電場內的風機由于受到微地形的影響（例如山頭遮擋等），發電機組的發電量和安全性會受到一定的影響，雖然將機位立在主風向方向的坡前位置或山頂位置對于機組的安全性和發電量都較為有利［1-2］，但是實際的機位選擇中，由于受到風電場范圍、生態紅線和風向的均勻分布等因素的約束，很難將機位點立在主風向上的坡前位置，甚至會將風機立于坡后位置，也就是上風向方向有山頭遮擋的位置。因此，研究當風機立在主風向方向有山頭遮擋的下風向位置時，如何保證機組的安全運行和發電量具有實際的工程和經濟意義。

在研究復雜地形對風資源的影響，評估由于地形的改變對風機安全性和發電量產生的影響時，主要方法有風洞實驗、現場實測和數值模擬，考慮到經濟性和研究周期等因素以及現代計算機計算能力的大幅提升，CFD方法成為該項研究工作的首選。

國內外學者針對復雜地形下的微觀地形對風資源的影響進行了大量的研究工作。ABDI［3］采用多種湍流模型進行了丘陵地形風環境數值模擬，得到三維真實地形地域內風特性。UCHIDA［4］利用兩種網格系統仿真計算了山丘等復雜地形下的風資源分布情況。DHUNNY［5］、LEE［6］、沈晶［7］等對復雜地形風場的風資源情況進行了CFD模擬計算，為復雜地形下的風力發電機機位點的選取提供了參考。在CFD計算的湍流模型研究方面，BLOCKEN［8］采用修正后的k-e模型模擬了復雜地形下風資源情況，并獲得了與實測結果吻合較好的風速風向分布。葛文鵬［1］、左薇［2］對山頭立機位置進行了討論，建議機位點應立在來風方向山頭的上風向位置。

本文以廣西某風場的H05-01機位點為例，在相關地形研究的數值模擬基礎上，對風機實際安裝及運行過程中，如何降低因地形帶來的安全隱患和發電量提升方法展開研究，為實際的工程應用提供理論支撐。

1 項目情況說明

該項目為廣西一復雜山地的風場，由于生態保護紅線的要求，如圖1所示，H05-01號機位點只能布置在偏離山頭的位置，機位點和附近山頭的高度落差相差33 m，山頭位置方向和主風向方向較為接近，如圖1和圖2所示，主風能風向為北偏東10°方向，山頭方向為北偏東65°方向，且由于生態環境保護的要求，對山頭的施工只能在靠近風機一側進行，初步擬采用單機容量3.2 MW，輪轂高度為95 m，機型參數表如表1所示。經過前期的評估，當風向在北偏東20°～90°范圍內無法消除山頭給風機運行帶來的安全風險，且在此區間非主風能方向，故擬采用扇區管理的方式使風機在此風向區間降功率運行或停止運行。本文重點研究如何通過對山頭地形的修整，保證來風方向為主風能方向（10°）時機組能夠安全運行的方法措施。

圖1 H05-01號機位點風機附近的地形圖Fig.1 Topographic map of H05-01 turbine site

圖2 H05-01號機位點風能玫瑰圖Fig.2 Wind energy rose chart of H05-01 turbine site

表1 機型參數表Tab.1 Modelparameter table

1.1 數值模擬方法

本文選取機位實際地形作為研究對象，在機位附近采用分辨率為2 m×2 m高精度測繪地圖，范圍覆蓋直徑約3 km。外區域采用30 m×30 m低精度地圖，此地圖來自地理空間數據云-DEM數字高程數據-GDEMDEM 30 m分辨率數字高程數據，兩種地圖是在坡度較緩的位置做的拼接，拼縫寬度60 m，拼接段進行了線性插值過渡。由于拼段兩側都是取自實際地形，拼縫相比計算域極小，而且遠離風機（約2 km），地形起伏較緩，此種處理方式對模擬結果影響可忽略不計［9］。生成的地形高程圖如圖3所示。

圖3 地形高程圖Fig.3 The elevation map of terrain

以H05-01機位點為中心位置，建立長方體計算域，入口距風機位置為5 km，出口距風機位置為8 km，計算域高度取3 km，網格劃分策略參考文獻［10-11］，兩側距風機采用六面體非結構化網格對計算域進行離散，對機位點位置單獨加密，最終網格總數約為2 000萬，如圖4所示。

入口來流風速采用對數分布的邊界條件［12-13］，如式（1）和式（2）所示，湍流模型采用RNGk-e模型，邊界層內流場采用近壁面函數處理。仿真采用穩態求解，設置最大迭代步數1 000步，通過監控特定點的風速和殘差待其穩定后，獲得穩定的流場分布。

式中：

uτ——摩擦速度（m/s）；

k——Karman常數；

zh——臨界高度（m）；

zh——地面粗糙度（m）；

zref——參考高度（m）；

uref——參考風速（m/s），根據該場區的風資源信息，假定入口100 m高度風速為7 m/s，入口風速沿高度層為（1）式的風廓線分布。

根據實際地形建立的六面體網格有東西南北上下共計6個面需要設定邊界條件。根據風向設置來流的方向為速度入口邊界，流出方向為壓力出口邊界。上邊界為對稱邊界，下邊界無滑移壁面。假設空氣運動是3D的不可壓縮穩定流動，忽略地轉偏向力（科氏力）的影響［14］。

1.2 發電量計算方法

本文采用Wasp軟件進行發電量計算，風場區域地形采用1.1節中機位點附近的高精度測繪地圖和周圍的低精度地圖拼接而成，利用Globalmapper軟件生成等高線，最后使用Wasp自帶的軟件Wasp map editor編輯粗糙度和生成地圖文件。

在實際風場環境下，風向風速隨時間變化情況非常復雜，本文主要討論理想狀態的定風速情況下，地形對風機葉輪盤面的風資源影響情況。采用葉輪盤面的輪轂高度處風速為Wasp發電量計算的輸入條件，評價不同工況下風機的發電量情況。

2 優化方法探究

按照風機機位點常規的施工設計思路，機位點的施工需在機位點處挖掘一平臺進行風機基礎的安裝工作，平臺的大小根據機組的大小和載荷情況來決定，一般平臺直徑在40～60 m，本文所選取的H05-01號機位點的施工平臺如圖5所示。按照上節給出的仿真模型，計算10°來風方向下（此方向的地形剖面圖如圖6所示），機組葉輪面的風資源情況，評價該地形下機組的安全性。

圖5 施工平臺地形圖Fig.5 Topographic map of construction platform

一般情況下，陸上復雜地形條件下，地面以上200 m以內的近地表區域風速變化較大，氣流擾動較為嚴重。通過CFD計算可以得出，該地形下，機組的迎風方向的地形速度云圖如圖6所示，葉輪盤面的速度分布云圖和湍流分布云圖如圖7所示，通過計算可知，該地形情況下，葉輪盤面靠近下葉尖左側受到的地形影響較大，最大風切變指數為1.61，湍流強度為0.29，此時的切變指數和湍流強度遠遠超過機組的設計極限，會導致機組的周期性振動，影響機組運行安全，故下一步需要采取措施，保證機組的安全運行。

圖6 機位來風方向的速度云圖Fig.6 Velocity distribution around wind turbine in wind direction

圖7 機位盤面湍流強度和速度圖Fig.7 Turbulence intensity and velocity distribution of wind turbine rotor disk

2.1 扇區管理

H05-01機位點北偏東10°方向為主風能方向，由于在該地形下風切變值和湍流強度超標，影響機組安全運行，可采用扇區管理的方法，當來風方向在10°范圍內時，風機停止或降低負荷運轉，以保證機組的安全性。通過Wasp計算可知，如果當來風方向為10°時，風機停止運行，在不考慮尾流的情況下，每年該風機會減少10%以上的發電量，折合標準年等效滿發小時數280 h，此時由于在東偏北10°～90°方向都采取扇區管理的方式，機組的累積發電量損失將達到15%以上，不能滿足風電機組建設的經濟性要求。

2.2 提高輪轂高度

由于按照風機基礎常規的施工方案，其下葉尖左側的風速過小、湍流強度超標，無法保證機組的安全性，現通過提高輪轂高度來消除機組的安全隱患。圖8和圖9分別為風機輪轂高度提高5 m、10 m、15 m的葉輪盤面的速度和湍流強度云圖，表2為不同輪轂高度的風切變指數、湍流強度和輪轂高度處的風速大小?？梢钥闯?，隨著輪轂高度的提升，由于山坡的加速效應逐步減弱，輪轂高度處風速略微降低，但下葉尖左側處的速度增加，降低了下葉尖處的風切變指數和湍流強度。

圖8 輪轂高度提升5 m、10 m、15 m的盤面風速分布云圖Fig.8 Wind speed distribution of wind turbine rotor disk when the hub height is elevated 5 m，10 m and 15 m

圖9 輪轂高度提升5 m、10 m、15 m的盤面湍流強度分布云圖Fig.9 Turbulence intensity distribution of wind turbine rotor disk when the hub height is elevated 5 m，10 m and 15 m

根據經驗分析，一般情況下盤面的最大的風切變指數小于0.16，湍流強度小于0.2，基本能夠滿足A類風機［15］的要求，當風切變指數和湍流強度達到該值時，可進行下一步詳細的載荷計算工作。由表2可以看出，當輪轂高度提升15 m至110 m時，機組滿足要求可進行下一步的載荷計算工作。而此時，由于輪轂高度的提升，山坡對風的加速效應減弱，輪轂高度的風速相比95 m的輪轂高度風速降低了1.6%，通過Wasp計算可知，在不考慮尾流影響的情況下，年總發電量減少了188 MW，折合標準年等效滿發小時59 h，并且會增加風機基礎的載荷和建設成本。

表2 葉輪盤面的速度統計Tab.2 Speed statistics of wind turbine rotor disk

2.3 地形修整

為了使風機葉輪面的湍流強度和風切變值滿足機組的安全運行要求，采用提高輪轂高度的方法，往往會導致成本和時間周期的增加，故在實際施工過程中，常采用對風機周圍地形進行修整的方法，將對風機來風方向有遮擋的山頭進行適量合理地挖掘修整，以保證機組的安全運行。

采用在原施工平臺對地形進行進一步施工，如圖10所示，圖10（a）為風機基礎的常規設計方案，僅開挖一個能夠滿足風機基礎安裝的施工平臺，對于3 MW級別的風機，開挖半徑一般在40～60 m即可滿足施工要求；圖10（b）是在最初的風機基礎安裝平臺上向外擴大挖掘施工，直接將來風方向阻擋的山頭挖掉，該施工方式簡單，能夠減少來風方向的山頭遮擋，但施工量較大；圖10（c）采用雙平臺設計，僅對來風方向有阻擋的部分山頭進行平臺化挖掘，一般可按照來風方向平臺和風機下葉尖垂直高度在10 m左右的方法進行初始設計，然后根據周圍地形進行逐步優化。該方法在減少來風方向山頭遮擋的同時，也減小了土方挖掘的作業量。

圖10 三種不同的機位點基礎平臺施工方案Fig.10 Three different construction schemes of wind turbine foundation platform

圖11和圖12為三種施工方案的葉輪盤面速度分布和湍流強度分布，可以看出，圖10（b）和圖10（c）相比圖10（a）的施工方案，湍流強度明顯降低，通過對盤面湍流強度進行數值提取，兩種方案的湍流強度都小于0.2，且下盤面葉尖處的風速增加，減小了葉輪面的最大風切變指數，經過計算，圖10（b）和圖10（c）兩種方案葉輪盤面的最大風切變指數分別為0.13和0.15，均小于0.16。另外，由于對山頭進行挖掘施工，山體對輪轂高度處的加速效果減弱，圖10（b）和圖10（c）相比圖10（a）的施工方案風速降低了1.1%和1.0%，通過Wasp計算，發電量減少了1.5%和1.3%，考慮到圖10（c）方案的施工量遠小于圖10（b）方案，且發電量略高，故采用圖10（c）的方案作為最終的施工方案進行下一步的載荷迭代計算。

圖11 三種基礎平臺施工方案的盤面風速分布云圖Fig.11 Disk wind speed distribution of three wind turbine foundation platform construction schemes

圖12 三種基礎平臺施工方案的盤面湍流強度分布云圖Fig.12 Disk turbulence intensity distribution of three wind turbine foundation platforms construction schemes

3 結 論

通過建立廣西某項目H05-01機位點附近的三維風場模型，提出了三種評估減小風機湍流強度和風切變指數的方案，并對提高輪轂高度和地形修整兩種方案進行了CFD計算，得出了以下結論：

1）如果風機來風方向有山頭遮擋時，會導致風機葉輪盤面風切變指數和湍流強度嚴重超標，影響機組的運行安全。

2）通過提高輪轂高度和對地形進行修整，都能夠改善機組的安全性能，具體方案可根據實際的項目決定，本文的H05-01機位點采用地形修整的方案優于提高輪轂高度方案。

3）當機組來風方向有山頭遮擋時，采用削減山頭的地形修整方案，圖9（c）的雙平臺地形優化方法，能夠有效兼顧風電機組的安全性和經濟性要求。