文/黃潤蘭 陳 瑤

0 引言

風電場年上網(wǎng)電量是決定項目經(jīng)濟效益的重要指標，直接影響風電場的效益水平，決定了項目的投資決策。一般來說，在風電場的前期工作階段，會通過風資源評估軟件計算項目年上網(wǎng)電量的設計值。然而，由于各方面的原因，風電場年上網(wǎng)電量的設計值和投產(chǎn)后的實際值存在一定的偏差。分析偏差的原因，可以為后續(xù)風電場的建設及運營積累經(jīng)驗。

1 影響風電場年上網(wǎng)電量的因素

影響風電場年上網(wǎng)電量的因素主要有場址的風能資源情況、風機的選型、機組的布置方案、機組的質(zhì)量以及風電場運營人員的管理水平等。本文選取國內(nèi)某一風電場，主要從以上幾個方面的角度分析其實際上網(wǎng)電量與設計值偏差的原因。

2 國內(nèi)某風電場概況

某風電場位于國內(nèi)中南部區(qū)域的農(nóng)墾地，風電場地形較為平坦，海拔介于9～19 m，場址北部為水域，周邊開闊。風電場地區(qū)屬于中亞熱帶向北亞熱帶過渡的濕潤季風氣候帶。

該風電場設計安裝24臺單機容量為2 MW、輪轂高度為90 m，葉輪直徑為112 m的風電機組（WT2.0MW-112），總裝機容量為48 MW。在初步設計中，經(jīng)評估測風代表年機位處的年平均風速為5.59 m/s，預計年上網(wǎng)電量為10 140萬kWh，年滿發(fā)小時為2 113 h。然而該風電場運營首年實際上網(wǎng)電量為8 052萬kWh，滿發(fā)小時為1 678 h，與初步設計相差了20.6%。

3 發(fā)電量偏差分析

3.1 風能資源情況

該風電場附近有一座測風塔，測風塔于一個完整測風年90 m高度的年平均風速為5.58 m/s，風功率密度為178.1 W/m2，風能主方向為東北（見圖1）。經(jīng)長年代訂正后，認為該測風年為平風年。測風塔周邊開闊，代表性較好。由測風塔推算各機位輪轂高度處的年平均風速為5.59 m/s。

圖1 測風塔100 m高度風向、風能玫瑰圖

由于該風電場測風塔后續(xù)沒有測風，無法知曉運營首年該測風塔的風資源情況?？刹捎?Tier再分析數(shù)據(jù)作為參考，推算運營首年該測風塔的年平均風速。3Tier再分析數(shù)據(jù)于測風年的年平均風速為6.50 m/s，于風電場運營首年的年平均風速為5.97 m/s。計算其年平均風速的相對差值（見表1）。

表1 測風塔不同測風年再分析數(shù)據(jù)與實測數(shù)據(jù)對比 單位：m/s

推算運營首年為小風年，較長年水平偏小8.15%，測風塔在這一年的平均風速為5.13 m/s。

由此推斷，風電場運營首年為小風年，這是風電場發(fā)電量達不到設計值的主要原因之一。

3.2 機型選型

風電機組選型直接決定風電場的發(fā)電量以及項目在整個運行期的經(jīng)濟效益。風電場的風機機型選擇需綜合考慮風電場風能資源、氣候條件、工程建設等條件，在滿足設備安全、施工可行等基本原則的基礎上，充分利用風能資源，實現(xiàn)效益最大化。

經(jīng)極端風速分析認為該風電場風機機位輪轂高度附近的50年一遇10 min平均最大風速小于37.5 m/s。測風塔100 m～80 m間15 m/s風速段的湍流強度為0.087～0.098，7.5～15 m/s風速段的湍流強度為0.094～0.106。屬于較小湍流強度等級。風機選型需考慮環(huán)境湍流疊加風機尾流而形成的風電場有效湍流，選擇能安全承受有效湍流的風機。

該風電場安裝的24臺是WT112-2.0 MW的風力發(fā)電機組。根據(jù)本風電場風資源的評估結論，該機型滿足本風電場運行工況要求，風機選型基本合理。

3.3 機組布置方案

本風電場風能主要集中在NE向，其中NE占風能頻率約40.3%。機組布置方案如圖2所示，該風電場地形較為平坦，機組主要是垂直于主風能方向一字排開，經(jīng)測算，風機平均尾流損失為6.1%。風電場的年上網(wǎng)電量計算已考慮了因風機尾流所造成的發(fā)電量損失。

圖2 該風電場機組布置示意圖

3.4 機組質(zhì)量及運維水平

據(jù)調(diào)查，該風電場運營首年風機葉片曾進行了大范圍的修復以及部分替換，如表2所示。從表2可知，06#、15#、19#風機葉片修復時間都超過了100天，其中19#風機葉片修復時間長達269天。這將嚴重影響風機的出力，導致發(fā)電量的損失。在葉片修復期間，風機進行停機管理或降功率運行，由此所造成的各月份發(fā)電量損失如表3所示。由于風機葉片的更換和修復，損失電量高達7.87%。此外，在風機葉片修復和更換之前，風機的發(fā)電性能可能受到影響，沒有達到正常的功率曲線水平，也會造成發(fā)電量的損失。

表2 國內(nèi)某風電場葉片修復及更換統(tǒng)計

表3 發(fā)電量損失統(tǒng)計表

（續(xù)表）

4 總結

風電場年上網(wǎng)電量與場址風能資源水平、風機選型、機組排布方案、機組質(zhì)量以及風電場運營人員的管理水平等因素有關。分析國內(nèi)某風電場運營首年發(fā)電量與設計電量偏差的原因，結果表明，第一，運營首年為小風年，是風電場發(fā)電量達不到設計值的主要原因之一；第二，風機大規(guī)模檢修，是風電場發(fā)電量達不到設計值的另一主要原因。

風電場的設計發(fā)電量為20年發(fā)電量的平均值，每年發(fā)電量會隨著大小風年而波動。風能資源評估需要根據(jù)測風塔當年的平均風速，進行長年代訂正，宜采取多種數(shù)據(jù)多種途徑復核長年代的訂正結果；風機選型宜選擇設備可靠性高的型號，以降低故障的發(fā)生率；風電場運營要加強管理，提高維護人員的響應速度及管理水平。