某山地風電場建設前后發電量損失研究

徐 權,陳如玉

(1.國家電投集團甘肅電力有限公司,甘肅 蘭州 730070;2.昆明電纜集團昆電工電纜有限公司,云南 昆明 650503)

0 引言

隨著我國“雙碳目標”的提出,新一輪能源改革即將開展[1],風電作為最重要的清潔能源之一,在能源大變革中承擔著重要作用。2021年,全國風電新增并網裝機4757萬kW,其中陸上風電新增裝機3067萬kW、海上風電新增裝機1690萬kW。由新增裝機分布可知,中東部和南方地區占比約61%,“三北”地區占比約39%,風電開發布局進一步優化。到2021年底,全國風電累計裝機3.28億kW,其中陸上風電累計裝機3.02億kW、海上風電累計裝機2639萬kW[2]。

風電場選址的基本條件是有豐富的風資源,風向相對穩定,風速變化不大。很多優質、處于平坦地形的風電場已經開發完畢,項目開始逐漸向復雜山地、海上風電開發[3]。由于山地海拔高、山脊山谷等地形特征使大氣邊界層產生擾流等因素,判斷其風資源準確度更加困難,還會影響風力發電機的發電效率和安全性,導致風力機壽命縮短,風力機發電量也會受到影響[4]。綜上所述,準確計算、預估風力機的發電量具有重要意義,對于山地風電項目的可行性具有指導作用。

近年來,隨著風電越來越受到世界各國重視,關于復雜山地的數值模擬越來越豐富。Jackson和Hunt在Wasp軟件基礎上提出了用于一定坡度的線性模型,此模型可更好模擬湍流流動,提高模擬準確性[5];Bowen和Lindley對于復雜地形的坡度進行研究[6];在國內,許昌采用概率密度算法算出風電場的輸出功率,并結合風向和風速的離散性,準確預測了復雜地形中風力機尾流損失[7];田琳琳提出一種關于模擬復雜地形風電場內尾流效應的壓力降方法,研究發現山地地形相較于平坦地形風力機的優化布置和發電效率更有利[8-10]。

同時,與風資源評估的相關軟件也得到快速發展。美國MesoMap軟件是一個非靜力中尺度數值模擬線性模式相結合的風資源評估系統;丹麥Wasp軟件對于平坦地形風資源評估在世界得到普遍認可,是目前世界上應用最廣泛的風資源評估軟件;在復雜地形風資源評估中,法國Meteodyn WT軟件是采用CFD模擬,在不同大氣邊界層條件下求解流體動力學方程的一個風資源評估軟件,是在國內目前風電場前期選址、風力機布置、發電量計算及后期評估中預測接近實際的一款軟件。

在山地風電場建設過程中,由于山體一般較陡峭,導致現場施工及吊裝無法進行,需要進行削減山頭形成吊裝平臺,以滿足現場施工需要。本文主要研究吊裝平臺造成風力機海拔高度降低,導致風力機發電量損失的情況。

1 風電場概述

河北省某山地風電場通過對遙感地圖進行分析與實際地形勘測,發現區域內山體走向與構造線基本保持一致,總體呈現西北走勢。

該風電場風力資源較為豐富,測風塔1號與2號在105 m高的風速分別為5.88 m/s和5.95 m/s,年平均風功率密度分別為225 W/m2和289 W/m2,大部分地區的風功率等級為2級,場址的風向和風能穩定,主要集中在正北和西南,主風向明顯。該風電場計劃建立5臺GW171-4MW機組,容量為20 MW,輪轂高105 m。該風電場風力機機位分布如圖1所示。

圖1 風電場風力機機位分布

該風電場建設過程中,每臺風力機安裝需要吊裝平臺進行施工,受吊裝平臺影響,風力機海拔高度有不同程度降低,B09機位降低9.00 m,B13機位降低7.80 m,BF15機位降低11.40 m,BZ01機位降低7.90 m,BZ05機位降低10.60 m。

2 發電量損失研究

2.1 連續性方程與運動方程

本文基于CFD數值模擬方法對山地風電場發電量進行模擬,CFD可以根據流體力學規律進行模擬求解,其求解思想為將集合區域劃分為很小的立方體空間,并對其進行復雜的偏微分方程求解。

假設在給定空間與時間的任意一點處的風速是由平均風速(隨時間變化很慢)與隨機分量(隨時間變化很快)疊加而成,瞬時風速分量為

(1)

將式(1)代入連續性方程,可得出平均風流速方程為

(2)

流體在流動過程中需要滿足質量守恒定律,即單位時間內流體微元體中質量增加,等于同一時間間隔內流入該微元的凈質量,方程為

(3)

2.2 Meteodyn WT軟件求解方程

Meteodyn WT軟件在進行求解時,湍流長度采用Yamada與Arritt的模型方法,考慮不同大氣熱穩定度,可得出:

(4)

(5)

(6)

(7)

式中:LT為湍流長度;l為特征長度;Cu為湍流模型常數,取0.09;z為高度;Rif為正態分布值;k為湍流動能,k=0.41;B1=16.6、l0=100 m。

湍流動能傳輸方程如式(8)、式(9)所示。

(8)

(9)

式中:ε為湍流耗散率;vT為湍流黏性系數。

湍流動能表示湍流速度的動能。

(10)

湍流黏性等于湍流動能的平方根與湍流長度的乘積。

(11)

2.3 建模計算

該風電場面積較大,所有機位計算域半徑為9.023 km,采用ESA2000粗糙度。首先進行定向計算,為了提升計算準確性,最小分辨率為25 m,最小垂直分辨率為4 m,水平擴展系數為1.1,最大迭代次數為25,分為12個扇區進行計算。

定向計算完成后將加入測風塔實測數據,進行綜合計算。1號、2號測風塔風向玫瑰圖如圖2所示,模擬風電場輪轂處平均風速如圖3所示,風電場湍流強度如圖4所示。

(a)2號 (b)1號

圖3 風電場輪轂處平均風速

圖4 風電場湍流強度

2.4 風力機海拔高度對風速的影響

風電場建設前后風力機海拔高度及風力機輪轂處風速如表1所示。

表1 風電場建設前后風力機海拔高度及風速

根據現場實際測量,確定挖方量及風力機海拔高度。風電場建設前,BZ05機位海拔高度最高為1383.00 m;B13機位海拔高度最低為1289.80 m;5個機位海拔高度平均為1358.62 m。建成后,由于受吊裝平臺影響,海拔高度降低,其中BF15機位降低最大為11.40 m,降低后為1360.40 m;B13位降低最小為7.80 m,降低后為1282.00 m。5個機位平均降低約為9.34 m。

海拔高度降低,風速也降低。其中,BF15機位風速由建設前6.190 m/s降至建設后6.160 m/s,降低約為0.030 m/s,為5個機位降低程度最大;B13機位由建設前5.590 m/s降至建設后5.580 m/s;BZ01機位由建設前6.610 m/s降至建設后6.600 m/s,降低約為0.010 m/s;平均風速由建設前6.382 m/s降至建設后6.364 m/s,降低約為0.018 m/s。主要原因為BF15機位海拔高度降低最大,而B13、BZ01機位海拔高度降低最小。

2.5 風力機海拔高度對風電場發電量影響

風力機海拔高度降低后發電量損失情況如表2所示。由表2可知,在風電場建設前后考慮尾流效應,BF15機位發電量每年損失約84.000 MWh,為5個機位中發電量損失最大;BZ01機位發電量每年損失約47.010 MWh,為5個機位中發電量損失最小;B09機位發電量每年損失約59.120 MWh;B13機位發電量每年損失約56.650 MWh;BZ05機位發電量每年損失約47.010 MWh;5個機位發電量每年損失約287.390 MWh,平均每個機位發電量每年損失約57.478 MWh。主要原因為BF15機位風力機風速降低影最大,其發電量損失最大;BZ01機位風力機風速降低最小,其發電量損失最小。

表2 海拔高度降低對發電量的影響

造成發電量損失的主要原因為山地風電場建設過程中吊裝平臺的形成對風力機海拔高度造成不同程度降低,風力機海拔高度降低使風力機輪轂處風速降低,導致其發電量損失。隨著風力機海拔高度降低越大,風速降低也越大,發電量損失也越大。

2.6 風電廠經濟損失評估

根據國內平價上網電價0.3078元/kWh進行計算,該風電場建成后每年損失電量為287 390 kWh,每年經濟損失為88 458.642元,20年的經濟損失為1 769 172.84元。

3 結論

a. 由于受吊裝平臺影響,風力機海拔高度平均降低9.34 m、降低最大為11.40 m、最小為7.80 m。

b. 風力機海拔高度降低使風力機輪轂處風速降低,風力機風速降低平均約為0.018 m/s、最大約為0.030 m/s、最小約為0.010 m/s。海拔高度降低越大,風力機風速降低越大。

c. 風力機風速降低導致發電量損失,發電量每年損失平均約為57.478 MWh、最大約為84.090 MWh、最小約為40.520 MWh、總損失約為287.390 MWh。

d. 受吊裝平臺影響,該風電場在運營期內經濟損失為1 769 172.84元,在后期山地風電場項目建設時應避免大幅削減山頭來形成吊裝平臺,以減少發電量損失,減少經濟損失。