高海拔地區風電場運行分析

張 健

（上海電力新能源發展有限公司，上海200010）

1 高海拔地區氣候特點及影響

1.1 高海拔下的氣候變化

隨著海拔增加，氣壓、空氣密度和環境溫度變化較大，并且伴隨著紫外線強度等的變化。在標準狀態下大氣壓力為1，相對空氣密度為1，絕對濕度為11g/m3的條件下，海拔高度每升高1 000m，相對大氣壓力降低約12%，空氣密度降低約10%，絕對濕度隨海拔高度升高而降低。無遮蔽的自然流通空氣的溫度隨海拔高度的升高而降低，一般情況下，海拔高度每升高1 000m，空氣最高溫度降低5 ℃，平均溫度也降低5 ℃。

1.2 高海拔地區雷暴活動及特征

雷暴活動與地理位置、氣候特點有著密不可分的關系，內陸的雷暴主要是有鋒面雷暴引起的，伴有少量的氣團雷暴和地形雷暴，而高原地區的雷暴主要是由地形雷暴形成的。根據浙江地區氣象站觀測記錄，多年平均雷暴日數達到43.8 天。海拔較高的山脊屬于雷暴易發區域；而在山脊上運行的風電機組為高聳帶電設備，屬于易受雷暴影響建筑物（設備）。

1.3 高海拔地區覆冰的特征

海拔較高，冬季較低的氣溫與相對濕潤的氣候條件，加之潮霧、凍雨等，在場區內易形成覆冰影響，冰凍天氣也會引起風機測風系統凍結而無法正常工作，風機監控系統錯誤判斷為小風—大功率或無風而被迫停機，將造成不必要的風資源浪費。同時，因設備停機進一步加劇了其他部位的冰凍，會形成惡性循環，最終使機組完全處于嚴重受凍狀態。

2 風電場情況簡介

2.1 風電場簡介

酒隆風電場風機設備為定槳距失速型風力發電機組，額定容量780 kW，切入風速4 m/s，共計14臺，總裝機容量10.92 MW。場內建設三條10kV 集電線路，并配套建設一座35kV 升壓站，以一回35kV 輸電線路接入當地電網。

酒隆風電場設計年發電量1 962萬kW·h，利用小時數約為1 800h，年平均風速6.6 m/s。風機沿山脊“一字長蛇”式布置。

2.2 生產運行情況

山區植被茂盛、潮濕，現場濕度較大，2011年全年升壓站內10kV 開關室測得的年平均濕度在69%以上，2012 年度達72%。14臺箱變現場放置的濕度儀測得的年平均濕度在86.45%左右。高壓電氣設備長期在此環境中運行，銹蝕情況明顯，絕緣易受潮，閃絡現象時有發生。

夏季雷暴期時間較長，場址所在地2010年1—6月雷暴日達101天，最高出現一天2 000 多次的雷擊（當地氣象統計數據）。雷擊是自然界中對風力發電機組安全運行危害最大的一種災害。雷電釋放的巨大能量會造成風力發電機組葉片損壞、絕緣擊穿、控制元器件燒毀等。風電場歷年因雷擊引起故障，造成的供電中斷和設備損壞事故發生頻繁，帶來了較大的經濟損失。

本場區屬于熱帶氣旋影響區，從近年來熱帶氣旋移動路徑圖看，對本場區影響較大的熱帶氣旋為正面登陸及登陸北上東路兩類，說明熱帶氣旋對本風電場工程的影響較嚴重。故而每年7—9月份為臺風期，平均風速較大。

3 影響電量指標的因素分析

3.1 風能資源對發電指標的影響

風能資源指標有三個：平均風速、有效風時數、平均空氣密度，現場瞬時風速由場內測風塔測得，經計算機系統每30s記錄一次。經統計、計算后求得平均風速；酒隆風電場的空氣密度是根據大氣氣壓與溫度通過計算得出，根據2010—2012 年度對平均風速和有效風時數的統計可知，酒隆風電場所在地自3月起風速呈現上升趨勢，7—9月受強對流天氣及臺風影響月平均風速最高，9 月后風速呈現下降趨勢，1、2 月風速數據較低，實為測風裝置受冰凍影響引起的誤差，實際經部分風機測風系統測得的風速要遠遠高于顯示數值。但即使風速較高，因覆冰等原因風機仍無法正常運行，處于被迫停機狀態。

冬季由于受覆冰影響而風資源較一般，其余各季節均會形成一個小的大風季；同時，根據風速風功率日變化曲線，凌晨風速較大，日出后風速開始減小，至13—14時進入全天風速最小時段，全日的風速變化較大。從測風數據的風速風功率密度變化情況看，呈現明顯的春季和夏末秋初兩季大豐季。

下面根據統計數據，按照風力發電機組每平方米掃風面積獲得的功率公式進行計算，并將結論與可研數據進行比較：

其中，Cp取風機理論效率0.593；ρ2010＝1.14，ρ2011＝1.12，ρ2012＝1.11。

三年中的平均空氣密度變化不大，相互之間差值在0.01～0.03間，與設計值1.086kg/m3的差異也不大，對整個能量的影響在3%～5%左右。按照式（1）的計算方法，因風電機組每平方米掃風面積獲得的功率與風速成立方關系，計算可知，三年的掃風面積差值在12%～30%之間。

據了解，風電場主要風向為N、NE、SW。而根據風機實際運行的偏航數據顯示，風向在一日中基本變化在210°～360°之間。總體而言，風向變化較為頻繁。

3.2 自然氣候的影響

酒隆風電場地處浙江山區，具有顯著的亞熱帶季風濕潤山地氣候特征，運行期間設備的正常運行受潮霧、雷暴、凍雨、冰凍等自然災害的影響較為普遍。山區大霧和潮濕天氣頻繁，且濕度較高，增加了各類電氣設備的安全隱患。在這些因素中又以雷暴、冰凍氣候對設備的安全運行影響最大，也直接影響了發電量指標的完成。

2010年初，中國南方遭遇了罕見的低溫冰雪天氣，酒隆風電場也受到了此次災害的嚴重影響。2月3日，山區開始雨夾雪氣象，并伴有大霧、“凍雨”過程，此惡劣天氣一直持續到2月5日夜，2月6日8點后雨雪停止。在此期間，山區氣溫均維持在0 ℃以下，升壓站內（海拔900m）最低氣溫為－6 ℃，風機現場（海拔1 000～1 500m）最低氣溫約為－8～－12 ℃，在此期間空氣濕度一直在84%以上，其中2月2日、3 日全天濕度達到90%以上。山區嚴重冰凍。場內10kV 線路上覆冰厚達100～150mm，覆冰重量產生拉斷力遠超于設計最大值，引起大量線桿倒桿、傾斜或折斷，部分光纜拉斷。

高山地區在雷暴季節發生雷擊事件較多，這給輸配電設備帶來了極為不利的影響。在2009 年試運行期間發生的10 次異常情況中，有7 次是雷擊故障引起的，在566 次場內10kV系統接地故障中，有500多次發生在雷暴天氣時；2010年度有統計的設備遭受雷擊達1 495次，其中11次造成場內10kV 線路跳閘，3次造成35kV 線路跳閘。風電場于2010年完善了場內輸配電設備防雷布置，在箱變高壓電纜終端、集電線路入站電纜處增加了1～2組金屬氧化物避雷器，通過將電桿與風機地網相互全部連接的方式，降低接地電阻。同時改變集電線路在場內的走向布置，從原來沿山脊布置調整為錯開山脊布置。2011年度設備遭受雷擊達735次，比2010年下降了近一半，4次造成場內10kV 線路故障跳閘，3次造成35kV 線路跳閘，與2010年相比10kV 線路故障率大幅降低。經過再次對風電場內防雷設施的完善，2012 年度統計累計次數下降為575 次。2010—2012年雷擊統計情況如表1所示。

表1 風電場歷年雷擊情況對比表

3.3 風機選型的影響

經過連續三年對風機效率進行分析發現，風電場內風機均達不到設計功率曲線的要求，原因除了風機本身質量問題外，主要影響因素是風機的形式不能滿足現場風速、風向的要求。酒隆風電場的風力發電機為定槳距失速型恒轉形式，因為這種形式風機槳葉固定，運行中無法調節，風機發電功率受初始安裝角的影響很大，安裝角度若不符合現場風能資源的要求，就會超發、欠發的現象，從而無法達到設計功率曲線的要求。

根據制造廠給出的風機標準功率曲線，一定的風速值對應相應的輸出功率，且風速達14～16m/s時，應能有效失速。實際上當風速在5～14 m/s 時（該風速分布頻率占總數的82.26%），所有風機功率均低于標準功率要求，造成中低風速段風機帶負荷不足；風速在14～16m/s時沒有失速效果；而在17m/s及以上風速情況下，葉片的失速性能仍未體現，導致風機過負荷停機，造成了高風速段風能資源的浪費。同時，在過負荷過程中直接引起風機變的過負荷，給輸配電設備的安全運行帶來了較大的隱患。

經分析，酒隆風電場所有風機的功率特性一致性系數在7%～19%之間，風機功率特性遠未達到設計要求。2010 年對#1風機、#11風機進行葉片角度調整及試驗，但實際效果并不明顯。2011年度再次在風機葉片上采用增加失速條的方法進行試驗，無論是運用折算發電量進行統計（平均保證率為78.28%），還是運用實際發電量進行統計（平均保證率為81.99%），除#1風機的功率曲線保證率達到和接近承諾保證值外，其余風機的功率曲線保證率仍大大低于制造廠提供的保證值。同時，功率曲線低于保證值與現場較低的空氣密度也有較大關聯。

各臺風機在各風速段內的功率特性一致性系數存在著較大差異。特別是在6～15m/s風速間，風機的功率特性一致性系數均遠遠高于5%的要求，由此反映出風機在該風速段內的實際負荷遠遠低于制造廠提供的保證功率曲線下的保證負荷。而此風速段在風電場2011年度中出現的小時數占了切入風速至額定風速出現小時總數的70%左右。故由于功率特性的不一致而造成的風機實際運行中的電量缺失是十分巨大的。

4 高海拔地區風電場設計、運營建議

4.1 機型選用

從酒隆風電場三年的實際運行情況來看，現場風速與風向變化較為頻繁，定槳距失速型風機受葉片翼型及制造質量、安裝初始角度等制約，難以達到標準功率曲線要求，對風資源的捕捉能力十分有限，不適合高海拔地區、山區環境條件。

經考察，同類型風電場根據運行特性采用變槳變速式風機，此類機型能通過槳葉角度的變化較好地利用風能資源，對高海拔地區及山區有一定的適應能力。

從技術的角度出發，建議采用直驅永磁發電機組。此類型機組省去了齒輪箱，減少了重量，縮小了機艙尺寸，比較適合山區風電場的施工安裝。同時采用同步發電機，通過控制勵磁電流調節功率因數，對電網功率因數的影響較小。

最后，在選擇風機槳葉長度時，應充分考慮高海拔地區空氣密度較低的問題，在同樣的風速下，高海拔地區比沿海地區的出力會大幅下降。為了彌補出力的不足，除了選用變槳機型外，增加葉片長度即增加了掃風面積，對彌補空氣密度的降低有顯著的作用。

4.2 防雷設計

高海拔地區往往覆土薄，接地電阻高，所以除了常規防雷設計外，應充分考慮結合地形等因素布置風機等設備。山地的架空線路能避開山脊布置的盡量避開，以減小雷擊次數。在箱變高壓電纜終端、集電線路進站電纜終端等處輸配電設備應適當增加1～2組避雷器，以提高雷電釋放能力。在覆土薄、接地電阻大的區域，應將多個桿塔的接地網連接使用，能與風機塔筒接地網相連的盡量連接，以便增加分流點，降低接地電阻。對于風機本體，機艙應采用內嵌金屬網絡的結構，并將金屬網良好接地形成法拉第籠來保護。同時，考慮到環境潮濕的情況，建議在接地電纜端子連接完成后，對連接面和焊接部位進行防銹覆蓋處理。

4.3 防凍方面

4.3.1 輸電線路

場內集電桿路必須避開電力設施，并盡可能避開密集林區，若實際條件不允許，必須穿越林區的，盡量以最短的直線距離穿越林區邊緣，并需加大鋼絞線規格、拉線規格，加多桿檔以縮小桿距，保持直線桿路減少或避免角桿角拉出現，在條件允許的情況下適當砍青來保持隔離帶。在冬季，自然風口由于地理位置特殊，氣溫更低，風也較大，更易在導線上形成積冰，覆冰厚度較通常地段相對來說要厚得多，因此是桿路光纜的薄弱地帶。同時，在有些樹木覆冰或積雪時，樹木承受不住所受重量時，就會倒向傳輸線路，給線路運行帶來嚴重的事故，容易造成大面積倒桿斷線。對于通訊光纜，在實踐中用25/30mm 藍色塑料子管保護，采用破管套光纜的方法，子管用35mm 掛鉤及紅色扎線綁扎，機房前終端用25/30mm 白色塑料子管采用同樣方式保護，起到的效果比較明顯。若經費不受限制，可考慮改用電纜的方式徹底規避冰凍給輸電線路帶來的影響。

4.3.2 風機系統

風機測風系統是冰凍最早的受害者，往往受凍停止工作后，引起風機被迫停運，從而進一步加重整個風機系統的受害程度。應在設計時就采用帶自加熱裝置的風速儀/風向標（或防凍控制型號），同時可在外部增設大功率制熱設備（酒隆風電場采用外部增加“小太陽”燈的方式）延緩測風系統受凍的時間，爭搶發電量。但此方法仍需論證，因為在測風系統受凍的同時，整個風機風葉、葉輪等部件也在受凍，葉片上結的冰厚度不同，造成葉片間的負重也不同，動平衡被破壞。若盲目啟動風機，存在傳動系統受損的風險。所以風機系統受凍問題，行業中至今仍然沒有完美的解決方法。

4.3.3 運維方面

進入冰凍季節，運維人員需要經常掌握氣象信息，及時掌握氣候變化情況。根據日常積累的經驗，在安全的前提下，及時組織力量開展人工除冰工作。在人力無法排除的情況下，要盡早做好事故預想，調整運行方式，預防可能發生的事故。一旦事故發生，也可將影響面降低到最小程度。

5 結語

隨著環境問題日益嚴峻，國家正逐漸使發電領域由傳統能源向新能源技術轉變，而風力發電是新能源發電領域的重要組成部分。但是由于陸地資源的日益稀缺，風力發電站逐漸由平原轉向高海拔區域。盡管高海拔區域擁有發電利用小時數高、資源好等優勢，但也存在著氣候變化無常、雷暴和冰凍天數較多、地形地貌較為復雜、運維難度較高等不利因素。相信隨著風電技術的不斷升級和發展，在不久的將來，上述問題終究會得到解決。

［1］王承煦，張源.風力發電［M］.北京：中國電力出版社，2003.

［2］宮靖遠.風電場工程技術手冊［M］.北京：機械工業出版社，2004.

［3］Thomas Ackermann.Wind Power in Power System（風力發電系統）［M］.北京：中國水利電力出版社，2010.

［4］邵平安.高海拔異步風力發電機設計解析［J］.電機與控制應用，2011，38（5）.

［5］許國東，潘東浩，斯建龍.高海拔山地環境下對風電機組的改進設計［J］.電氣制造，2010（3）.

［6］洪祖蘭，張云杰.山區風資源特點和對風電機組、風電場設計的建議［J］.云南水力發電，2008，24（3）.

［7］莫爾兵，王為民.高寒地區低溫型1.5 MW 風力發電機組研發［J］.電力設備，2008，9（11）.

［8］蘇紹禹.風力發電機設計與運行維護［M］.北京：中國電力出版社，2003.

［9］FD004—2007 風電場工程概算定額（2007年版）［S］.