上风向山头对风电机组的安全性影响研究

2021-12-27牛亚路李岩王印

南方能源建设 2021年4期

牛亚路，李岩，王印

（明阳智慧能源集团股份公司，广东中山 528400）

随着风电大规模开发，复杂地形下的风电场内的风机由于受到微地形的影响（例如山头遮挡等），发电机组的发电量和安全性会受到一定的影响，虽然将机位立在主风向方向的坡前位置或山顶位置对于机组的安全性和发电量都较为有利［1-2］，但是实际的机位选择中，由于受到风电场范围、生态红线和风向的均匀分布等因素的约束，很难将机位点立在主风向上的坡前位置，甚至会将风机立于坡后位置，也就是上风向方向有山头遮挡的位置。因此，研究当风机立在主风向方向有山头遮挡的下风向位置时，如何保证机组的安全运行和发电量具有实际的工程和经济意义。

在研究复杂地形对风资源的影响，评估由于地形的改变对风机安全性和发电量产生的影响时，主要方法有风洞实验、现场实测和数值模拟，考虑到经济性和研究周期等因素以及现代计算机计算能力的大幅提升，CFD方法成为该项研究工作的首选。

国内外学者针对复杂地形下的微观地形对风资源的影响进行了大量的研究工作。ABDI［3］采用多种湍流模型进行了丘陵地形风环境数值模拟，得到三维真实地形地域内风特性。UCHIDA［4］利用两种网格系统仿真计算了山丘等复杂地形下的风资源分布情况。DHUNNY［5］、LEE［6］、沈晶［7］等对复杂地形风场的风资源情况进行了CFD模拟计算，为复杂地形下的风力发电机机位点的选取提供了参考。在CFD计算的湍流模型研究方面，BLOCKEN［8］采用修正后的k-e模型模拟了复杂地形下风资源情况，并获得了与实测结果吻合较好的风速风向分布。葛文鹏［1］、左薇［2］对山头立机位置进行了讨论，建议机位点应立在来风方向山头的上风向位置。

本文以广西某风场的H05-01机位点为例，在相关地形研究的数值模拟基础上，对风机实际安装及运行过程中，如何降低因地形带来的安全隐患和发电量提升方法展开研究，为实际的工程应用提供理论支撑。

1 项目情况说明

该项目为广西一复杂山地的风场，由于生态保护红线的要求，如图1所示，H05-01号机位点只能布置在偏离山头的位置，机位点和附近山头的高度落差相差33 m，山头位置方向和主风向方向较为接近，如图1和图2所示，主风能风向为北偏东10°方向，山头方向为北偏东65°方向，且由于生态环境保护的要求，对山头的施工只能在靠近风机一侧进行，初步拟采用单机容量3.2 MW，轮毂高度为95 m，机型参数表如表1所示。经过前期的评估，当风向在北偏东20°～90°范围内无法消除山头给风机运行带来的安全风险，且在此区间非主风能方向，故拟采用扇区管理的方式使风机在此风向区间降功率运行或停止运行。本文重点研究如何通过对山头地形的修整，保证来风方向为主风能方向（10°）时机组能够安全运行的方法措施。

图1 H05-01号机位点风机附近的地形图Fig.1 Topographic map of H05-01 turbine site

图2 H05-01号机位点风能玫瑰图Fig.2 Wind energy rose chart of H05-01 turbine site

表1 机型参数表Tab.1 Modelparameter table

1.1 数值模拟方法

本文选取机位实际地形作为研究对象，在机位附近采用分辨率为2 m×2 m高精度测绘地图，范围覆盖直径约3 km。外区域采用30 m×30 m低精度地图，此地图来自地理空间数据云-DEM数字高程数据-GDEMDEM 30 m分辨率数字高程数据，两种地图是在坡度较缓的位置做的拼接，拼缝宽度60 m，拼接段进行了线性插值过渡。由于拼段两侧都是取自实际地形，拼缝相比计算域极小，而且远离风机（约2 km），地形起伏较缓，此种处理方式对模拟结果影响可忽略不计［9］。生成的地形高程图如图3所示。

图3 地形高程图Fig.3 The elevation map of terrain

以H05-01机位点为中心位置，建立长方体计算域，入口距风机位置为5 km，出口距风机位置为8 km，计算域高度取3 km，网格划分策略参考文献［10-11］，两侧距风机采用六面体非结构化网格对计算域进行离散，对机位点位置单独加密，最终网格总数约为2 000万，如图4所示。

入口来流风速采用对数分布的边界条件［12-13］，如式（1）和式（2）所示，湍流模型采用RNGk-e模型，边界层内流场采用近壁面函数处理。仿真采用稳态求解，设置最大迭代步数1 000步，通过监控特定点的风速和残差待其稳定后，获得稳定的流场分布。

式中：

uτ——摩擦速度（m/s）；

k——Karman常数；

zh——临界高度（m）；

zh——地面粗糙度（m）；

zref——参考高度（m）；

uref——参考风速（m/s），根据该场区的风资源信息，假定入口100 m高度风速为7 m/s，入口风速沿高度层为（1）式的风廓线分布。

根据实际地形建立的六面体网格有东西南北上下共计6个面需要设定边界条件。根据风向设置来流的方向为速度入口边界，流出方向为压力出口边界。上边界为对称边界，下边界无滑移壁面。假设空气运动是3D的不可压缩稳定流动，忽略地转偏向力（科氏力）的影响［14］。

1.2 发电量计算方法

本文采用Wasp软件进行发电量计算，风场区域地形采用1.1节中机位点附近的高精度测绘地图和周围的低精度地图拼接而成，利用Globalmapper软件生成等高线，最后使用Wasp自带的软件Wasp map editor编辑粗糙度和生成地图文件。

在实际风场环境下，风向风速随时间变化情况非常复杂，本文主要讨论理想状态的定风速情况下，地形对风机叶轮盘面的风资源影响情况。采用叶轮盘面的轮毂高度处风速为Wasp发电量计算的输入条件，评价不同工况下风机的发电量情况。

2 优化方法探究

按照风机机位点常规的施工设计思路，机位点的施工需在机位点处挖掘一平台进行风机基础的安装工作，平台的大小根据机组的大小和载荷情况来决定，一般平台直径在40～60 m，本文所选取的H05-01号机位点的施工平台如图5所示。按照上节给出的仿真模型，计算10°来风方向下（此方向的地形剖面图如图6所示），机组叶轮面的风资源情况，评价该地形下机组的安全性。

图5 施工平台地形图Fig.5 Topographic map of construction platform

一般情况下，陆上复杂地形条件下，地面以上200 m以内的近地表区域风速变化较大，气流扰动较为严重。通过CFD计算可以得出，该地形下，机组的迎风方向的地形速度云图如图6所示，叶轮盘面的速度分布云图和湍流分布云图如图7所示，通过计算可知，该地形情况下，叶轮盘面靠近下叶尖左侧受到的地形影响较大，最大风切变指数为1.61，湍流强度为0.29，此时的切变指数和湍流强度远远超过机组的设计极限，会导致机组的周期性振动，影响机组运行安全，故下一步需要采取措施，保证机组的安全运行。

图6 机位来风方向的速度云图Fig.6 Velocity distribution around wind turbine in wind direction

图7 机位盘面湍流强度和速度图Fig.7 Turbulence intensity and velocity distribution of wind turbine rotor disk

2.1 扇区管理

H05-01机位点北偏东10°方向为主风能方向，由于在该地形下风切变值和湍流强度超标，影响机组安全运行，可采用扇区管理的方法，当来风方向在10°范围内时，风机停止或降低负荷运转，以保证机组的安全性。通过Wasp计算可知，如果当来风方向为10°时，风机停止运行，在不考虑尾流的情况下，每年该风机会减少10%以上的发电量，折合标准年等效满发小时数280 h，此时由于在东偏北10°～90°方向都采取扇区管理的方式，机组的累积发电量损失将达到15%以上，不能满足风电机组建设的经济性要求。

2.2 提高轮毂高度

由于按照风机基础常规的施工方案，其下叶尖左侧的风速过小、湍流强度超标，无法保证机组的安全性，现通过提高轮毂高度来消除机组的安全隐患。图8和图9分别为风机轮毂高度提高5 m、10 m、15 m的叶轮盘面的速度和湍流强度云图，表2为不同轮毂高度的风切变指数、湍流强度和轮毂高度处的风速大小。可以看出，随着轮毂高度的提升，由于山坡的加速效应逐步减弱，轮毂高度处风速略微降低，但下叶尖左侧处的速度增加，降低了下叶尖处的风切变指数和湍流强度。

图8 轮毂高度提升5 m、10 m、15 m的盘面风速分布云图Fig.8 Wind speed distribution of wind turbine rotor disk when the hub height is elevated 5 m，10 m and 15 m

图9 轮毂高度提升5 m、10 m、15 m的盘面湍流强度分布云图Fig.9 Turbulence intensity distribution of wind turbine rotor disk when the hub height is elevated 5 m，10 m and 15 m

根据经验分析，一般情况下盘面的最大的风切变指数小于0.16，湍流强度小于0.2，基本能够满足A类风机［15］的要求，当风切变指数和湍流强度达到该值时，可进行下一步详细的载荷计算工作。由表2可以看出，当轮毂高度提升15 m至110 m时，机组满足要求可进行下一步的载荷计算工作。而此时，由于轮毂高度的提升，山坡对风的加速效应减弱，轮毂高度的风速相比95 m的轮毂高度风速降低了1.6%，通过Wasp计算可知，在不考虑尾流影响的情况下，年总发电量减少了188 MW，折合标准年等效满发小时59 h，并且会增加风机基础的载荷和建设成本。

表2 叶轮盘面的速度统计Tab.2 Speed statistics of wind turbine rotor disk

2.3 地形修整

为了使风机叶轮面的湍流强度和风切变值满足机组的安全运行要求，采用提高轮毂高度的方法，往往会导致成本和时间周期的增加，故在实际施工过程中，常采用对风机周围地形进行修整的方法，将对风机来风方向有遮挡的山头进行适量合理地挖掘修整，以保证机组的安全运行。

采用在原施工平台对地形进行进一步施工，如图10所示，图10（a）为风机基础的常规设计方案，仅开挖一个能够满足风机基础安装的施工平台，对于3 MW级别的风机，开挖半径一般在40～60 m即可满足施工要求；图10（b）是在最初的风机基础安装平台上向外扩大挖掘施工，直接将来风方向阻挡的山头挖掉，该施工方式简单，能够减少来风方向的山头遮挡，但施工量较大；图10（c）采用双平台设计，仅对来风方向有阻挡的部分山头进行平台化挖掘，一般可按照来风方向平台和风机下叶尖垂直高度在10 m左右的方法进行初始设计，然后根据周围地形进行逐步优化。该方法在减少来风方向山头遮挡的同时，也减小了土方挖掘的作业量。

图10 三种不同的机位点基础平台施工方案Fig.10 Three different construction schemes of wind turbine foundation platform

图11和图12为三种施工方案的叶轮盘面速度分布和湍流强度分布，可以看出，图10（b）和图10（c）相比图10（a）的施工方案，湍流强度明显降低，通过对盘面湍流强度进行数值提取，两种方案的湍流强度都小于0.2，且下盘面叶尖处的风速增加，减小了叶轮面的最大风切变指数，经过计算，图10（b）和图10（c）两种方案叶轮盘面的最大风切变指数分别为0.13和0.15，均小于0.16。另外，由于对山头进行挖掘施工，山体对轮毂高度处的加速效果减弱，图10（b）和图10（c）相比图10（a）的施工方案风速降低了1.1%和1.0%，通过Wasp计算，发电量减少了1.5%和1.3%，考虑到图10（c）方案的施工量远小于图10（b）方案，且发电量略高，故采用图10（c）的方案作为最终的施工方案进行下一步的载荷迭代计算。