高海拔地区风电场运行分析

张 健

（上海电力新能源发展有限公司，上海200010）

1 高海拔地区气候特点及影响

1.1 高海拔下的气候变化

随着海拔增加，气压、空气密度和环境温度变化较大，并且伴随着紫外线强度等的变化。在标准状态下大气压力为1，相对空气密度为1，绝对湿度为11g/m3的条件下，海拔高度每升高1 000m，相对大气压力降低约12%，空气密度降低约10%，绝对湿度随海拔高度升高而降低。无遮蔽的自然流通空气的温度随海拔高度的升高而降低，一般情况下，海拔高度每升高1 000m，空气最高温度降低5 ℃，平均温度也降低5 ℃。

1.2 高海拔地区雷暴活动及特征

雷暴活动与地理位置、气候特点有着密不可分的关系，内陆的雷暴主要是有锋面雷暴引起的，伴有少量的气团雷暴和地形雷暴，而高原地区的雷暴主要是由地形雷暴形成的。根据浙江地区气象站观测记录，多年平均雷暴日数达到43.8 天。海拔较高的山脊属于雷暴易发区域；而在山脊上运行的风电机组为高耸带电设备，属于易受雷暴影响建筑物（设备）。

1.3 高海拔地区覆冰的特征

海拔较高，冬季较低的气温与相对湿润的气候条件，加之潮雾、冻雨等，在场区内易形成覆冰影响，冰冻天气也会引起风机测风系统冻结而无法正常工作，风机监控系统错误判断为小风—大功率或无风而被迫停机，将造成不必要的风资源浪费。同时，因设备停机进一步加剧了其他部位的冰冻，会形成恶性循环，最终使机组完全处于严重受冻状态。

2 风电场情况简介

2.1 风电场简介

酒隆风电场风机设备为定桨距失速型风力发电机组，额定容量780 kW，切入风速4 m/s，共计14台，总装机容量10.92 MW。场内建设三条10kV 集电线路，并配套建设一座35kV 升压站，以一回35kV 输电线路接入当地电网。

酒隆风电场设计年发电量1 962万kW·h，利用小时数约为1 800h，年平均风速6.6 m/s。风机沿山脊“一字长蛇”式布置。

2.2 生产运行情况

山区植被茂盛、潮湿，现场湿度较大，2011年全年升压站内10kV 开关室测得的年平均湿度在69%以上，2012 年度达72%。14台箱变现场放置的湿度仪测得的年平均湿度在86.45%左右。高压电气设备长期在此环境中运行，锈蚀情况明显，绝缘易受潮，闪络现象时有发生。

夏季雷暴期时间较长，场址所在地2010年1—6月雷暴日达101天，最高出现一天2 000 多次的雷击（当地气象统计数据）。雷击是自然界中对风力发电机组安全运行危害最大的一种灾害。雷电释放的巨大能量会造成风力发电机组叶片损坏、绝缘击穿、控制元器件烧毁等。风电场历年因雷击引起故障，造成的供电中断和设备损坏事故发生频繁，带来了较大的经济损失。

本场区属于热带气旋影响区，从近年来热带气旋移动路径图看，对本场区影响较大的热带气旋为正面登陆及登陆北上东路两类，说明热带气旋对本风电场工程的影响较严重。故而每年7—9月份为台风期，平均风速较大。

3 影响电量指标的因素分析

3.1 风能资源对发电指标的影响

风能资源指标有三个：平均风速、有效风时数、平均空气密度，现场瞬时风速由场内测风塔测得，经计算机系统每30s记录一次。经统计、计算后求得平均风速；酒隆风电场的空气密度是根据大气气压与温度通过计算得出，根据2010—2012 年度对平均风速和有效风时数的统计可知，酒隆风电场所在地自3月起风速呈现上升趋势，7—9月受强对流天气及台风影响月平均风速最高，9 月后风速呈现下降趋势，1、2 月风速数据较低，实为测风装置受冰冻影响引起的误差，实际经部分风机测风系统测得的风速要远远高于显示数值。但即使风速较高，因覆冰等原因风机仍无法正常运行，处于被迫停机状态。

冬季由于受覆冰影响而风资源较一般，其余各季节均会形成一个小的大风季；同时，根据风速风功率日变化曲线，凌晨风速较大，日出后风速开始减小，至13—14时进入全天风速最小时段，全日的风速变化较大。从测风数据的风速风功率密度变化情况看，呈现明显的春季和夏末秋初两季大丰季。

下面根据统计数据，按照风力发电机组每平方米扫风面积获得的功率公式进行计算，并将结论与可研数据进行比较：

其中，Cp取风机理论效率0.593；ρ2010＝1.14，ρ2011＝1.12，ρ2012＝1.11。

三年中的平均空气密度变化不大，相互之间差值在0.01～0.03间，与设计值1.086kg/m3的差异也不大，对整个能量的影响在3%～5%左右。按照式（1）的计算方法，因风电机组每平方米扫风面积获得的功率与风速成立方关系，计算可知，三年的扫风面积差值在12%～30%之间。

据了解，风电场主要风向为N、NE、SW。而根据风机实际运行的偏航数据显示，风向在一日中基本变化在210°～360°之间。总体而言，风向变化较为频繁。

3.2 自然气候的影响

酒隆风电场地处浙江山区，具有显著的亚热带季风湿润山地气候特征，运行期间设备的正常运行受潮雾、雷暴、冻雨、冰冻等自然灾害的影响较为普遍。山区大雾和潮湿天气频繁，且湿度较高，增加了各类电气设备的安全隐患。在这些因素中又以雷暴、冰冻气候对设备的安全运行影响最大，也直接影响了发电量指标的完成。

2010年初，中国南方遭遇了罕见的低温冰雪天气，酒隆风电场也受到了此次灾害的严重影响。2月3日，山区开始雨夹雪气象，并伴有大雾、“冻雨”过程，此恶劣天气一直持续到2月5日夜，2月6日8点后雨雪停止。在此期间，山区气温均维持在0 ℃以下，升压站内（海拔900m）最低气温为－6 ℃，风机现场（海拔1 000～1 500m）最低气温约为－8～－12 ℃，在此期间空气湿度一直在84%以上，其中2月2日、3 日全天湿度达到90%以上。山区严重冰冻。场内10kV 线路上覆冰厚达100～150mm，覆冰重量产生拉断力远超于设计最大值，引起大量线杆倒杆、倾斜或折断，部分光缆拉断。

高山地区在雷暴季节发生雷击事件较多，这给输配电设备带来了极为不利的影响。在2009 年试运行期间发生的10 次异常情况中，有7 次是雷击故障引起的，在566 次场内10kV系统接地故障中，有500多次发生在雷暴天气时；2010年度有统计的设备遭受雷击达1 495次，其中11次造成场内10kV 线路跳闸，3次造成35kV 线路跳闸。风电场于2010年完善了场内输配电设备防雷布置，在箱变高压电缆终端、集电线路入站电缆处增加了1～2组金属氧化物避雷器，通过将电杆与风机地网相互全部连接的方式，降低接地电阻。同时改变集电线路在场内的走向布置，从原来沿山脊布置调整为错开山脊布置。2011年度设备遭受雷击达735次，比2010年下降了近一半，4次造成场内10kV 线路故障跳闸，3次造成35kV 线路跳闸，与2010年相比10kV 线路故障率大幅降低。经过再次对风电场内防雷设施的完善，2012 年度统计累计次数下降为575 次。2010—2012年雷击统计情况如表1所示。

表1 风电场历年雷击情况对比表

3.3 风机选型的影响

经过连续三年对风机效率进行分析发现，风电场内风机均达不到设计功率曲线的要求，原因除了风机本身质量问题外，主要影响因素是风机的形式不能满足现场风速、风向的要求。酒隆风电场的风力发电机为定桨距失速型恒转形式，因为这种形式风机桨叶固定，运行中无法调节，风机发电功率受初始安装角的影响很大，安装角度若不符合现场风能资源的要求，就会超发、欠发的现象，从而无法达到设计功率曲线的要求。

根据制造厂给出的风机标准功率曲线，一定的风速值对应相应的输出功率，且风速达14～16m/s时，应能有效失速。实际上当风速在5～14 m/s 时（该风速分布频率占总数的82.26%），所有风机功率均低于标准功率要求，造成中低风速段风机带负荷不足；风速在14～16m/s时没有失速效果；而在17m/s及以上风速情况下，叶片的失速性能仍未体现，导致风机过负荷停机，造成了高风速段风能资源的浪费。同时，在过负荷过程中直接引起风机变的过负荷，给输配电设备的安全运行带来了较大的隐患。

经分析，酒隆风电场所有风机的功率特性一致性系数在7%～19%之间，风机功率特性远未达到设计要求。2010 年对#1风机、#11风机进行叶片角度调整及试验，但实际效果并不明显。2011年度再次在风机叶片上采用增加失速条的方法进行试验，无论是运用折算发电量进行统计（平均保证率为78.28%），还是运用实际发电量进行统计（平均保证率为81.99%），除#1风机的功率曲线保证率达到和接近承诺保证值外，其余风机的功率曲线保证率仍大大低于制造厂提供的保证值。同时，功率曲线低于保证值与现场较低的空气密度也有较大关联。

各台风机在各风速段内的功率特性一致性系数存在着较大差异。特别是在6～15m/s风速间，风机的功率特性一致性系数均远远高于5%的要求，由此反映出风机在该风速段内的实际负荷远远低于制造厂提供的保证功率曲线下的保证负荷。而此风速段在风电场2011年度中出现的小时数占了切入风速至额定风速出现小时总数的70%左右。故由于功率特性的不一致而造成的风机实际运行中的电量缺失是十分巨大的。

4 高海拔地区风电场设计、运营建议

4.1 机型选用

从酒隆风电场三年的实际运行情况来看，现场风速与风向变化较为频繁，定桨距失速型风机受叶片翼型及制造质量、安装初始角度等制约，难以达到标准功率曲线要求，对风资源的捕捉能力十分有限，不适合高海拔地区、山区环境条件。

经考察，同类型风电场根据运行特性采用变桨变速式风机，此类机型能通过桨叶角度的变化较好地利用风能资源，对高海拔地区及山区有一定的适应能力。

从技术的角度出发，建议采用直驱永磁发电机组。此类型机组省去了齿轮箱，减少了重量，缩小了机舱尺寸，比较适合山区风电场的施工安装。同时采用同步发电机，通过控制励磁电流调节功率因数，对电网功率因数的影响较小。

最后，在选择风机桨叶长度时，应充分考虑高海拔地区空气密度较低的问题，在同样的风速下，高海拔地区比沿海地区的出力会大幅下降。为了弥补出力的不足，除了选用变桨机型外，增加叶片长度即增加了扫风面积，对弥补空气密度的降低有显著的作用。

4.2 防雷设计

高海拔地区往往覆土薄，接地电阻高，所以除了常规防雷设计外，应充分考虑结合地形等因素布置风机等设备。山地的架空线路能避开山脊布置的尽量避开，以减小雷击次数。在箱变高压电缆终端、集电线路进站电缆终端等处输配电设备应适当增加1～2组避雷器，以提高雷电释放能力。在覆土薄、接地电阻大的区域，应将多个杆塔的接地网连接使用，能与风机塔筒接地网相连的尽量连接，以便增加分流点，降低接地电阻。对于风机本体，机舱应采用内嵌金属网络的结构，并将金属网良好接地形成法拉第笼来保护。同时，考虑到环境潮湿的情况，建议在接地电缆端子连接完成后，对连接面和焊接部位进行防锈覆盖处理。

4.3 防冻方面

4.3.1 输电线路

场内集电杆路必须避开电力设施，并尽可能避开密集林区，若实际条件不允许，必须穿越林区的，尽量以最短的直线距离穿越林区边缘，并需加大钢绞线规格、拉线规格，加多杆档以缩小杆距，保持直线杆路减少或避免角杆角拉出现，在条件允许的情况下适当砍青来保持隔离带。在冬季，自然风口由于地理位置特殊，气温更低，风也较大，更易在导线上形成积冰，覆冰厚度较通常地段相对来说要厚得多，因此是杆路光缆的薄弱地带。同时，在有些树木覆冰或积雪时，树木承受不住所受重量时，就会倒向传输线路，给线路运行带来严重的事故，容易造成大面积倒杆断线。对于通讯光缆，在实践中用25/30mm 蓝色塑料子管保护，采用破管套光缆的方法，子管用35mm 挂钩及红色扎线绑扎，机房前终端用25/30mm 白色塑料子管采用同样方式保护，起到的效果比较明显。若经费不受限制，可考虑改用电缆的方式彻底规避冰冻给输电线路带来的影响。

4.3.2 风机系统

风机测风系统是冰冻最早的受害者，往往受冻停止工作后，引起风机被迫停运，从而进一步加重整个风机系统的受害程度。应在设计时就采用带自加热装置的风速仪/风向标（或防冻控制型号），同时可在外部增设大功率制热设备（酒隆风电场采用外部增加“小太阳”灯的方式）延缓测风系统受冻的时间，争抢发电量。但此方法仍需论证，因为在测风系统受冻的同时，整个风机风叶、叶轮等部件也在受冻，叶片上结的冰厚度不同，造成叶片间的负重也不同，动平衡被破坏。若盲目启动风机，存在传动系统受损的风险。所以风机系统受冻问题，行业中至今仍然没有完美的解决方法。

4.3.3 运维方面

进入冰冻季节，运维人员需要经常掌握气象信息，及时掌握气候变化情况。根据日常积累的经验，在安全的前提下，及时组织力量开展人工除冰工作。在人力无法排除的情况下，要尽早做好事故预想，调整运行方式，预防可能发生的事故。一旦事故发生，也可将影响面降低到最小程度。

5 结语

随着环境问题日益严峻，国家正逐渐使发电领域由传统能源向新能源技术转变，而风力发电是新能源发电领域的重要组成部分。但是由于陆地资源的日益稀缺，风力发电站逐渐由平原转向高海拔区域。尽管高海拔区域拥有发电利用小时数高、资源好等优势，但也存在着气候变化无常、雷暴和冰冻天数较多、地形地貌较为复杂、运维难度较高等不利因素。相信随着风电技术的不断升级和发展，在不久的将来，上述问题终究会得到解决。

［1］王承煦，张源.风力发电［M］.北京：中国电力出版社，2003.

［2］宫靖远.风电场工程技术手册［M］.北京：机械工业出版社，2004.

［3］Thomas Ackermann.Wind Power in Power System（风力发电系统）［M］.北京：中国水利电力出版社，2010.

［4］邵平安.高海拔异步风力发电机设计解析［J］.电机与控制应用，2011，38（5）.

［5］许国东，潘东浩，斯建龙.高海拔山地环境下对风电机组的改进设计［J］.电气制造，2010（3）.

［6］洪祖兰，张云杰.山区风资源特点和对风电机组、风电场设计的建议［J］.云南水力发电，2008，24（3）.

［7］莫尔兵，王为民.高寒地区低温型1.5 MW 风力发电机组研发［J］.电力设备，2008，9（11）.

［8］苏绍禹.风力发电机设计与运行维护［M］.北京：中国电力出版社，2003.

［9］FD004—2007 风电场工程概算定额（2007年版）［S］.