3MW高效率风电机组在某高原风电场的应用研究

（作者单位：明阳智慧能源集团股份公司）

云南省风能资源十分丰富，风电装机容量逐年增加。“十三五”规划明确表示，要加快中东部和南方地区陆上风能资源开发，按照“就近接入、本地消纳”的原则，发挥风能资源分布广泛和应用灵活的特点，在做好环境保护、水土保持和植被恢复工作的基础上，加快中东部和南方地区陆上风能资源规范化开发。但由于云南地处高原，风电的开发在建设上面临交通、占地等问题，其规模的迅速扩大也为电网带来一定的压力。因此，为加快云南省风电开发，应该对云南省的风能资源和高原特性进行研究，为西南区域高原型风电机组设计和风电场建设提供理论依据。

本文基于我国西南高原地区数千台高原型风电机组运行经验和高原型风电机组研发实践，归纳总结了我国西南高原山地风资源特性和风电场规划建设经验。以云南某试验风电场为研究对象，风电场规划区域海拔均在2000米以上，紫外线强、空气密度低、多雷暴且地形较为复杂，很好地代表了西南地区高原山地风电场的基本特征。考虑西南高原地区的典型风资源特性，分别采用MySE2.5MW机型和MySE3.0MW长叶片机型对风电场进行总体布置设计，对比研究脱硫标杆电价下各机位风资源、发电量和经济性，为西南地区高原型风电机组和风电场总体设计提供参考依据。

在同等装机容量情况下，采用大容量、智能型、环境友好型风力发电机组，能够大大减少林地占用和对环境的影响，最大限度地利用宝贵的土地资源和风资源。本风电场具有典型的高原气候环境特点和较好的风能资源条件，适合风电机组的试验研究开发。在该区域建设试验风电场，能够为轻量化、高效翼型气动外形优化设计的叶片和基于物联网、大数据等先进技术的高原风力发电机组提供最佳的试验环境。

项目概述

一、风电场介绍

某150MW风电场位于云南省南华县，场址总体为三条近似为西北－东南走向的山脊，地理坐标介于北纬东经10058东西宽约3～6km，南北长约12km。场区内山脊整体连续，地势起伏变化较小，山脊顶部平坦，两侧山坡较为平缓，场区内有部分旱地，有机耕小道通过。场区内生长的植物多为低矮、茂密的灌木林和华山松，山脊相连处为高山草甸，植被覆盖率较高。本项目场区气候宜人，属亚热带高原季风气候。风电场位置示意图如图1所示。

二、 测风塔概述

本风电场共收集到三座测风塔的测风数据，分别为0006#、0007#和0008#测风塔，故利用测风塔数据对风电场的风能资源进行分析。测风塔的每个观测仪器占用一个记录通道，每个记录通道都记录10分钟内的平均值、标准差、最大值和最小值共四项，测风塔的基本信息如表1所示。

《风电场风能资源测量方法》（GB/T18709－2002）标准要求现场连续测风的时间不应少于一年，数据有效完整率不能低于90%，按照规则进行冰冻数据、无效数据、传感器故障数据的识别，并剔除无效的数据。经过对场内0006#测风塔2011年5月1日－2012年4月30日时段数据、0007#测风塔2011年9月1日－2012年8月31日时段数据及0008#测风塔2011年9月15日－2012年9月14日时段数据分析处理，三座测风塔有效数据完整率基本达到90%以上。经过插补修正后，三座测风塔数据覆盖率均在94.8%以上，数据完整性较好，满足国家标准GB/T 18710－2002《风电场风能资源评估方法》关于数据完整性的要求。

图1 风电场地理位置

三、 风能资源概述

本风电场三座测风塔中仅有0008#测风塔进行了完整的温度和气压的测量，根据测风塔的温度和气压数据计算年平均空气密度，推算的空气密度结果如表2所示。

参考可研报告，暂取该风电场的空气密度为0.9kg/m3。

通过对本风电场测风塔数据分析：0006#测风塔60m高度代表年平均风速为8.697m/s，湍流强度属于IEC B类，综合风切变为0.0726；0007#测风塔70m高度代表年平均风速为8.875m/s，湍流强度属于IEC B类，综合风切变为0.117；0008#测风塔60m高度代表年平均风速为8.179m/s，湍流强度属于IEC B类，综合风切变为0.159；根据长期MERRA数据分析可知，测风时间段近似为大风年，相关性较好，暂用MCP法对测风数据进行修正；风电场90m轮毂高度处标空下的五十年一遇最大风速小于37.5m/s，风况适宜IEC III B及以上等级机型。

风电场方案

根据本风电场的气候特点、地形地貌、风能资源分布和建设条件等情况，由于项目风速较高，风能资源情况较好，为充分开发资源以及减少环境破坏，建议尽量采用较大的单机容量机组以减少机位和整场投资；为提高发电量和经济性，建议尽量采用大风轮直径的机型；由于该项目机位点处植被高度较高，地形较为复杂，从安全性角度考虑，选用90m轮毂高度。根据以上分析及测风塔实测的风能资源情况和地形图，推荐两个方案：方案一选用60台MySE2.5-121/90机型方案，方案二选用50台MySE3.0-135/90机型方案，机型的总体参数如表3所示。风电场建模时采用风能资源软件Meteodyn WT 64进行建模分析及发电量计算。

根据设计院提供的机位点坐标，经现场勘查，对该风电场进行了布局，风电机组布局如图3所示。

根据机位坐标进行分析可知，机位的最小间距为1.9倍MySE2.5-121机型风轮直径，1.7倍MySE3.0-135机型风轮直径。

根据风电场实际情况，考虑风电机组尾流及其他各种因素折减计算年发电量。风电机组尾流折减由软件直接计算得到，其他折减系数选取如表4所示。

根据业主提供的测风数据、测绘地形图、勘查机位，使用风电场空气密度下的风电机组功率曲线和推力系数曲线，采用Meteodyn WT 64风能资源软件计算得到风电场年理论发电量，并考虑风电机组尾流及各种其他因素折减，得到风电场年净发电量结果如表5所示。

表1 测风塔信息

表2 测风塔空气密度

表3 机组总体参数表

经济性评价

经测算该项目可采用方案一60台MySE2.5-121/90机型，项目投产后的年上网电量为549478MWh。方案二50台MySE3.0-135/90机型，项目投产后的年上网电量为565505MWh。

项目财务评价计算期采用21年。工程建设第1年末风电机组全部安装完毕，第2年年初全部正常运行投产发电。

按照发改办能源〔2005〕899号文附件3《风电场工程可行性研究报告编制办法》，并参照《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）有关规定及现行的有关财税政策，对风电场工程进行财务评价。其中，电价按照脱硫标杆电价来算。

通过经济评价模型计算，两种方案各财务指标如表6所示。

经测算该项目两个方案按照脱硫标杆电价，所得税后总投资财务内部收益率分别为7.84%、8.96%，均高于《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）中项目投资税后财务内部收益率为6.05%的基准总投资内部收益率。可以看出在脱硫标杆电价情况下，总投资收益很好，该风电项目都是可行的。

图3 风电机组位置布置图

表4 风电场发电量折减因素选取表

表5 风电场发电量结果汇总

经测算该项目两个方案按照脱硫标杆电价，资本金财务内部收益率分别为17.08%、21.41%，均高于《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）中项目投资税后财务内部收益率为8%的基准资本金投资内部收益率。综合考虑技术可行性、先进性和风电场综合效益，3MW机型在我国西南地区高原风电场区域优势明显。

结论

基于西南地区数十个高原型风电场上千台风电机组运行数据获得的高原型风电机组特性，选择某典型高原型示范风电场为研究对象，对整个150MW容量的风电场进行了风电场设计，研究了我国西南地区高原型风电场风能资源特性。采用60台MySE2.5-121/90方案与50台MySE3.0-135/90方案的平均等效年发电小时数分别为3663h和3770h。

表6 风电场经济性计算

基于风电场总体设计，采用行业通用的技术经济性计算方法，分析不同设计方案的风电场技术经济性，获得各方案盈利能力分析结果。采用方案一60台MySE2.5-121/90机型、方案二50台MySE3.0-135/90机型在脱硫标杆电价下，资本金财务内部收益率分别为17.08%、21.41%，综合考虑技术可行性、先进性和风电场综合效益，采用3MW长叶片机型在高原型试验风电场具有较大优势。

在该区域建设试验风电场，在同等装机容量情况下，采用大容量、智能型、环境友好型MySE3.0MW长叶片风力发电机组，相比2.5MW机型，机位数减少，不仅能够降低项目总投资，提高项目资本金财务内部收益率，而且大大降低土地、林地占用率和对环境的影响。综上所述，采用3MW长叶片高效率风电机组在云南省高原型试验风电场具有较大优势。

摄影：夏伟雄