某山地风电场建设前后发电量损失研究

徐 权,陈如玉

(1.国家电投集团甘肃电力有限公司,甘肃 兰州 730070;2.昆明电缆集团昆电工电缆有限公司,云南 昆明 650503)

0 引言

随着我国“双碳目标”的提出,新一轮能源改革即将开展[1],风电作为最重要的清洁能源之一,在能源大变革中承担着重要作用。2021年,全国风电新增并网装机4757万kW,其中陆上风电新增装机3067万kW、海上风电新增装机1690万kW。由新增装机分布可知,中东部和南方地区占比约61%,“三北”地区占比约39%,风电开发布局进一步优化。到2021年底,全国风电累计装机3.28亿kW,其中陆上风电累计装机3.02亿kW、海上风电累计装机2639万kW[2]。

风电场选址的基本条件是有丰富的风资源,风向相对稳定,风速变化不大。很多优质、处于平坦地形的风电场已经开发完毕,项目开始逐渐向复杂山地、海上风电开发[3]。由于山地海拔高、山脊山谷等地形特征使大气边界层产生扰流等因素,判断其风资源准确度更加困难,还会影响风力发电机的发电效率和安全性,导致风力机寿命缩短,风力机发电量也会受到影响[4]。综上所述,准确计算、预估风力机的发电量具有重要意义,对于山地风电项目的可行性具有指导作用。

近年来,随着风电越来越受到世界各国重视,关于复杂山地的数值模拟越来越丰富。Jackson和Hunt在Wasp软件基础上提出了用于一定坡度的线性模型,此模型可更好模拟湍流流动,提高模拟准确性[5];Bowen和Lindley对于复杂地形的坡度进行研究[6];在国内,许昌采用概率密度算法算出风电场的输出功率,并结合风向和风速的离散性,准确预测了复杂地形中风力机尾流损失[7];田琳琳提出一种关于模拟复杂地形风电场内尾流效应的压力降方法,研究发现山地地形相较于平坦地形风力机的优化布置和发电效率更有利[8-10]。

同时,与风资源评估的相关软件也得到快速发展。美国MesoMap软件是一个非静力中尺度数值模拟线性模式相结合的风资源评估系统;丹麦Wasp软件对于平坦地形风资源评估在世界得到普遍认可,是目前世界上应用最广泛的风资源评估软件;在复杂地形风资源评估中,法国Meteodyn WT软件是采用CFD模拟,在不同大气边界层条件下求解流体动力学方程的一个风资源评估软件,是在国内目前风电场前期选址、风力机布置、发电量计算及后期评估中预测接近实际的一款软件。

在山地风电场建设过程中,由于山体一般较陡峭,导致现场施工及吊装无法进行,需要进行削减山头形成吊装平台,以满足现场施工需要。本文主要研究吊装平台造成风力机海拔高度降低,导致风力机发电量损失的情况。

1 风电场概述

河北省某山地风电场通过对遥感地图进行分析与实际地形勘测,发现区域内山体走向与构造线基本保持一致,总体呈现西北走势。

该风电场风力资源较为丰富,测风塔1号与2号在105 m高的风速分别为5.88 m/s和5.95 m/s,年平均风功率密度分别为225 W/m2和289 W/m2,大部分地区的风功率等级为2级,场址的风向和风能稳定,主要集中在正北和西南,主风向明显。该风电场计划建立5台GW171-4MW机组,容量为20 MW,轮毂高105 m。该风电场风力机机位分布如图1所示。

图1 风电场风力机机位分布

该风电场建设过程中,每台风力机安装需要吊装平台进行施工,受吊装平台影响,风力机海拔高度有不同程度降低,B09机位降低9.00 m,B13机位降低7.80 m,BF15机位降低11.40 m,BZ01机位降低7.90 m,BZ05机位降低10.60 m。

2 发电量损失研究

2.1 连续性方程与运动方程

本文基于CFD数值模拟方法对山地风电场发电量进行模拟,CFD可以根据流体力学规律进行模拟求解,其求解思想为将集合区域划分为很小的立方体空间,并对其进行复杂的偏微分方程求解。

假设在给定空间与时间的任意一点处的风速是由平均风速(随时间变化很慢)与随机分量(随时间变化很快)叠加而成,瞬时风速分量为

(1)

将式(1)代入连续性方程,可得出平均风流速方程为

(2)

流体在流动过程中需要满足质量守恒定律,即单位时间内流体微元体中质量增加,等于同一时间间隔内流入该微元的净质量,方程为

(3)

2.2 Meteodyn WT软件求解方程

Meteodyn WT软件在进行求解时,湍流长度采用Yamada与Arritt的模型方法,考虑不同大气热稳定度,可得出:

(4)

(5)

(6)

(7)

式中:LT为湍流长度;l为特征长度;Cu为湍流模型常数,取0.09;z为高度;Rif为正态分布值;k为湍流动能,k=0.41;B1=16.6、l0=100 m。

湍流动能传输方程如式(8)、式(9)所示。

(8)

(9)

式中:ε为湍流耗散率;vT为湍流黏性系数。

湍流动能表示湍流速度的动能。

(10)

湍流黏性等于湍流动能的平方根与湍流长度的乘积。

(11)

2.3 建模计算

该风电场面积较大,所有机位计算域半径为9.023 km,采用ESA2000粗糙度。首先进行定向计算,为了提升计算准确性,最小分辨率为25 m,最小垂直分辨率为4 m,水平扩展系数为1.1,最大迭代次数为25,分为12个扇区进行计算。

定向计算完成后将加入测风塔实测数据,进行综合计算。1号、2号测风塔风向玫瑰图如图2所示,模拟风电场轮毂处平均风速如图3所示,风电场湍流强度如图4所示。

(a)2号 (b)1号

图3 风电场轮毂处平均风速

图4 风电场湍流强度

2.4 风力机海拔高度对风速的影响

风电场建设前后风力机海拔高度及风力机轮毂处风速如表1所示。

表1 风电场建设前后风力机海拔高度及风速

根据现场实际测量,确定挖方量及风力机海拔高度。风电场建设前,BZ05机位海拔高度最高为1383.00 m;B13机位海拔高度最低为1289.80 m;5个机位海拔高度平均为1358.62 m。建成后,由于受吊装平台影响,海拔高度降低,其中BF15机位降低最大为11.40 m,降低后为1360.40 m;B13位降低最小为7.80 m,降低后为1282.00 m。5个机位平均降低约为9.34 m。

海拔高度降低,风速也降低。其中,BF15机位风速由建设前6.190 m/s降至建设后6.160 m/s,降低约为0.030 m/s,为5个机位降低程度最大;B13机位由建设前5.590 m/s降至建设后5.580 m/s;BZ01机位由建设前6.610 m/s降至建设后6.600 m/s,降低约为0.010 m/s;平均风速由建设前6.382 m/s降至建设后6.364 m/s,降低约为0.018 m/s。主要原因为BF15机位海拔高度降低最大,而B13、BZ01机位海拔高度降低最小。

2.5 风力机海拔高度对风电场发电量影响

风力机海拔高度降低后发电量损失情况如表2所示。由表2可知,在风电场建设前后考虑尾流效应,BF15机位发电量每年损失约84.000 MWh,为5个机位中发电量损失最大;BZ01机位发电量每年损失约47.010 MWh,为5个机位中发电量损失最小;B09机位发电量每年损失约59.120 MWh;B13机位发电量每年损失约56.650 MWh;BZ05机位发电量每年损失约47.010 MWh;5个机位发电量每年损失约287.390 MWh,平均每个机位发电量每年损失约57.478 MWh。主要原因为BF15机位风力机风速降低影最大,其发电量损失最大;BZ01机位风力机风速降低最小,其发电量损失最小。

表2 海拔高度降低对发电量的影响

造成发电量损失的主要原因为山地风电场建设过程中吊装平台的形成对风力机海拔高度造成不同程度降低,风力机海拔高度降低使风力机轮毂处风速降低,导致其发电量损失。随着风力机海拔高度降低越大,风速降低也越大,发电量损失也越大。

2.6 风电厂经济损失评估

根据国内平价上网电价0.3078元/kWh进行计算,该风电场建成后每年损失电量为287 390 kWh,每年经济损失为88 458.642元,20年的经济损失为1 769 172.84元。

3 结论

a. 由于受吊装平台影响,风力机海拔高度平均降低9.34 m、降低最大为11.40 m、最小为7.80 m。

b. 风力机海拔高度降低使风力机轮毂处风速降低,风力机风速降低平均约为0.018 m/s、最大约为0.030 m/s、最小约为0.010 m/s。海拔高度降低越大,风力机风速降低越大。

c. 风力机风速降低导致发电量损失,发电量每年损失平均约为57.478 MWh、最大约为84.090 MWh、最小约为40.520 MWh、总损失约为287.390 MWh。

d. 受吊装平台影响,该风电场在运营期内经济损失为1 769 172.84元,在后期山地风电场项目建设时应避免大幅削减山头来形成吊装平台,以减少发电量损失,减少经济损失。