复杂地形风电场风资源分析及风场选址

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阳白电翻4．1．3风向频率及风能密度方向分布⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．574．1．4实测年风速和风能频率分布⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．584．1．5风能资源分析结论⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯604．1．6风机安全性分析及选型⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．614．1．7发电量计算⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．634．2本章小结⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．70第五章结论与展望⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯7l5．1结论⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．715．2展望⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．72参考文献⋯⋯⋯⋯⋯．．⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．73发表论文和科研情况说明⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．76致谢⋯⋯．．⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯77 q／第一章绪论1．1研究背景及问题提出第一章绪论弟一旱硒比风是人类最熟悉的一种自然现象，风无处不在。太阳辐射造成地球表面大气层受热不均，引起大气压力分布不均匀。在不均匀压力作用下，空气沿水平方向运动就形成风【l】。风能是一种最具活力的可再生能源，它实质上是太阳能的转化形式，因此是取之不尽的。随着全球气候变暖和能源危机，各国都在加紧对风能的开发和利用，尽量减少二氧化碳等温室气体的排放，保护我们赖以生存的地球【2】。风能是一种蕴藏巨大的清洁能源。从理论上讲，地球上1％的风能就能满足全世界的能源需要。根据世界气象组织(WMO)分析，全球风能总量为3×1017kW，其中可利用的风能为2X1010kW，是地球上可利用水能的20倍。开发和利用风能资源不仅可以成为新世纪的替代能源，而且有利于生态环境的建设。因此，在可再生能源中，风能是一种非常可观的、有前途的能源。19世纪末，丹麦最早开始研究风力发电技术。随着煤、石油和天然气等化石燃料越用越少，空气污染、水源枯竭、地球温室效应等环境问题日趋严重，风力发电作为可再生的、无污染的清洁能源受到人类越来越多的重视。20世纪70年代，世界发生石油危机后，科学家开始重视利用风力发电，但那时的注意力是放在如何利用陆地上的风能，随着科技的发展，现在已经发展从陆地到海上风能的全方位的风能利用。风力发电在新能源和可再生能源行业中增长最快，平均年增长达到35％。2009年全球风力发电新增3l％，共增加37500兆瓦新装机容量，全球总装机容量达到157900兆瓦的新高峰。风能的持续增长，主要来源于世界主要市场积极的国家能源政策，以及许多国家政府将可再生能源作为其经济复苏计划优先考虑的一部分。其中美国、意大利和德国的年增长率高达50％。德国风电量己占全国总发电量的4．7％以上，丹麦风电己超过总发电量的20％。表1．1是2001"2007年各国的风能开发利用情况。表1．12001年"--2007年世界各国累计风力发电机装机容量单位：106kWh年份2001200220032004200520062007澳大利亚71190421717796972中国406473769126425885875 第一章绪论印度145617023000438862287845日本35748699111591457168l新西兰35167170321亚太地区其他国家24309019435l498亚太地区合计23492916543878891159117193伊朗9246391中东其他国家9中东合计183372101lOl10l一埃及6912314618023l310●摩洛哥5464122124∞非洲其他国家142534非洲合计137148234278386469阿根廷272830313l31巴西24313l3123l392哥斯达黎加7l79中南美洲其他国家950545679中南美洲合计131140190194195397581比利时344578106177222297丹麦2456288030763038308731013088芬兰404453838589113A法国11518327438677515852471德国8734119681461216649184452065222277磕希腊358462538587705862987爱尔兰129167230339498748807意大利700806922126l171321182721荷兰523727938108l122l15571745波兰2454555665170313葡萄牙153204311585108717162150西班牙3550504364208263100271161414714瑞典31837242847855457l7892 第一章绪论英国525570759889133619672394欧洲其他国家17432963l904129416791987欧洲合计17833238542932534749410684865156851美国4245467463616750918l1163516879加拿大21427035144468314591845墨西哥386北美洲合计446249476715719798671318018810世界合计249273203747912593987430694005一q我国风能资源储量居世界首位，总的可开发利用的风能总量为2．53亿千瓦，仅次于俄罗斯和美国，居世界第三。这十几年来，我国对风能资源状况作了深入的勘测调查，我国风能资源分布很广，东南沿海、山东、辽宁沿海及其岛屿；内陆地区，如内蒙古北部，甘肃、新疆北部以及松花江下游均属于风资源丰富区，在这些地区均有很好的开发利用条件【31。这几年，我国的交通条件得到极大的改善，电网覆盖程度有了很大的提高，许多风资源丰富地区已置于电网覆盖之下，也为建设大型风电场提供了更有利的条件。风力发电在可再生能源的利用中有着不可估量的发展前景，但是随着风电场的发展，规模不断增大，风电场所在的地形也越来越复杂，随之而来的问题也就越来越多。其中风电场选址和风机选型作为风电场建设项目的前期工程，对风电场效益及风电场的成败起着重要的作用【4】。目前我国国内的风电场项目设计过程中主要包括五个阶段：风能资源评价、风电场工程规划、预可行性研究、可行性研究、施工图设计。风能资源评价是根据风电场附近气象站有关的气象资料，并结合必要的风能资源测量手段，对风电场范围内的风能资源进行初步的分析和评价，并估算风能资源总储量及技术开发量。风电场工程规划以风能资源评价成果为基础，综合考虑地区社会经济、自然环境、开发条件及市场前景等因素，规划选定各风电场场址；并对选定的各规划风电场进行统筹考虑，初步拟定开发顺序。风电场预可行性研究是对选定风电场进行风能资源测量和评估，开展工程地质勘察、工程规模与布置、工程投资估算和初步经济评价工作，初步研究风电场建设的可行性，并初步确定风电场的建设方案。风电场工程可行性研究是对选定的风电场进行风能资源评估，开展工程地质评价、工程规模与布置、电气与消防设计、土建工程设计、土地征用、3 第一章绪论施工组织设计、工程管理设计、劳动安全与工业卫生设计、环境保护及水土保持设计、设计概算及经济评价等工作，研究风电场建设的可行性，并确定风电场的建设方案。施工图设计是以相关部门批复的可行性研究为基础，最终确定各个风机的准确位置以及所选用的风机型号，进场公路施工图、各个风机基础施工图、升压站施工图、输变电线路施工图等。在这五个设计阶段中，设计的前提是拟建风电场区域风资源的计算分析结果，设计的核心内容就是风电场的选址和风机选型，在此基础上才能进行风电场输变电专业及配套土建专业的设计工作。。风电场风机布置的主要限制因素是风电场场址现场的地形及建设条件。陆地上的风电场地形大致分为平坦地形和复杂地形两种。所谓平坦地形一般定义为，在风电场及周围5km半径范围地形高差不超过50m，最大坡度小于3。。而复杂地形是指平坦地形以外的地形，大致可分为隆升地形和低凹地形两类，包括山脉、丘陵、谷地等。复杂地形高差起伏较大，地表多有曲折、转弯、折角等特征。风电场场址位于平坦地形，风速相对平均和稳定，建设条件和运输条件也相对较好，风速大且地形平坦的地方是风电开发项目中最理想的风电场场址。当这些理想地方都被开发完毕，开发者开始关注在一些复杂地形建设风电场。．高山地形是典型的复杂地形，具备了复杂地形的诸多特征。同等条件下，由于山地海拔较高，风能资源比平坦地形相对丰富，随着风电事业的蓬勃发展，很多高山风电场相继开发并投产发电。山区的山脊、隘口、山谷、悬崖等地形会使大气边界层流动产生绕动，有些位置会导致大尺度的流动分离和回流发生，增强风流动的湍流强度，从而使准确地分析风资源状况变得非常困难，也会影响风力发电的效率，破坏风力机的安全运行，缩短风机的寿命。由此可见，准确地分析风资源，合理地安排风机机位以及正确地选择风机机型对于复杂地形中的风电项目是非常的关键。因此本文主要通过复杂地形风电场设计各阶段中风资源分析、风电场选址以及风机选型的工作内容，得出一些复杂地形选址和风机选型的规律以及一些好的设计方法。有了这些规律和设计方法，在今后的风电项目建设中可以更好的进行风场选址和风机选型，使风电场的综合经济效益尽可能的增加，也同时尽量降低风场今后运行时的风险隐患。4 ●Q第一章绪论究现状“十五”期间，中国的并网风电得到迅速发展。2006年，中国风电累计装机容量已经达到2600兆瓦，成为继欧洲、美国和印度之后发展风力发电的主要市场之一。2007年以来，中国风电产业规模延续暴发式增长态势。2008年中国新增风电装机容量达到7190兆瓦，新增装机容量增长率达到108％，累计装机容量跃过13000兆瓦大关。内蒙古、新疆、辽宁、山东、广东等地风能资源丰富，风电产业发展较快。2009年以来，为有力拉动内需，保持经济社会平稳较快发展，政府加大了对交通、能源领域的固定资产投资力度，支持和鼓励可再生能源发展。作为节能环保的新能源，风电产业赢得历史性发展机遇，发展势头迅猛，2010年全国累计风电装机容量已突破30000兆瓦，海上风电大规模开发正式起步。国内风电市场竞争形势日趋激烈，使得企业在满足国内需求的基础上，积极拓展海外市场。中国风力发电行业发展前景广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展，同时盈利能力也将随着技术的逐渐成熟稳步提升。“十二五”期间，我国风电产业仍将持续每年10000兆瓦以上的新增装机速度，风电场建设、并网发电、风电设备制造等领域成为投资热点，市场前景看好。伴随着风电这些年的迅速发展，建设在复杂地形中的风电场也越来越多，相关的研究也在逐渐的深入。在平坦地形中，风电场中风机的布置主要受盛行风向和风机之间的尾流所影响。通过对国内外风电场多年建设经验分析，风力发电机安装间距在盛行风向上选择5～7倍风轮直径，在垂直盛行风向上选择3～5倍的风轮直径比较合适【5】。这样既能达到符合风电场建设的经济性，同时能满足风电场要求的建设规模装机容量，而且从节约土地资源的角度出发也较为适宜。对于平坦地形而言，设计中采用Wsap和Windfarmer软件可以比较准确的对风电场的布置进行模拟。在风机选型时，由于在平坦地形中每台风机的风况不会相差很多，所以整个风电场的风机机型也会比较统一。对于复杂地形而言，在风机布置中除了要考虑盛行风向和尾流影响这两个因素外，各种特定地形的影响也是重要的因素。根据国内外一些研究和试验表明，Wsap和Windfarmer这两个软件在模拟复杂地形的风电场布置时存在着一些误差。在复杂地形中，项目设计初期风资源分析及风场选址时可以使用WASP和Windfarmer软件，最终的微观选址及发电量计算时要使用包含CFD(计算流体力学)技术的软件进行对比计算分析。如今国内外比较常用的包含CFD技术的软件有法国Meteodyn公司的WT软件以及挪威5 ●反第一章绪论Windsim公司的Windsim软件。这两种软件也是专门针对复杂地形风机布置的模拟和计算，通过国内外一些实践经验和研究结果显示，在复杂地形风场模拟和计算的准确性上，这两种软件是优于传统的风电模拟计算软件WASP以及Windfarmer的。这也让我们在解决复杂地形中风电场的选址以及机型选择的问题上有了更多的参考。1．3本文的主要研究内容本文通过复杂地形中风电项目工程设计实例并结合相应的理论，对在各个设计阶段中的风资源分析以及风电场选址进行深入的研究。风资源分析结果以及风电场选址是由很多其他边界条件决定的，本文中对这些边界条件也会通过工程实例来进行比较详细的阐述和分析，主要涉及到的内容有风电项目边界范围的选定、各设计阶段相关地形图的选定和处理、各设计阶段中不同深度的风资源分析、风机布置方案比选、风机选型方案比选、风机安全性分析、整个风电项目的发电量计算、相应的经济技术指标分析对比等。本文中还会对不同设计阶段所使用到的分析软件进行简单的介绍，并对其使用方法进行研究和剖析。6 一钿分析归纳，作为规划的依据。1)收集规划风电场及周围比例尺不小于l：50000的地形图，地形图范围应在风电场范围基础上向四周延伸10kmt2)收集规划风电场附近长期测站气象资料、灾害情况、长期测站基本情况(位置、高程、周围地形地貌及建筑物现状和变迁，资料收集，仪器，测风仪位置变化的时间和位置)以及近30年历年各月平均风速；3)收集已有的风能资源普查及风电场选址结果。如有条件，应收集规划风电场场址处或附近已有连续一年的现场实测数据和已有的风能资源评估资料；4)收集规划风电场场址区工程地质资料；5)收集规划风电场所在地区交通运输条件资料；6)收集规划风电场所在地区电网地理连接图，电力系统概况及发展规划等；7)收集规划风电场所在地区土地利用规划、已查明重要矿产资源分布、自然环境保护、军事用地、文物保护等敏感区的资料；8)收集规划风电场所在地区国民经济和社会发展规划资料。2、根据风能资源普查成果及土地利用规划等初步选定各规划风电场场址。3、对各规划风电场的风能资源、工程地质、交通运输及施工安装等建设条件进行分析。4、初步估算各规划风电场的装机容量。 附近已有风电场的测风数据和运行记录，对候选场址内的风能资源进行评估。某些地方完全没有或者只有很少现成的测风数据，尤其是候选场址区域地形复杂，即使有现成资料用来推算场址内的风资源情况，其可靠性也受到限制【7】。在这种情况下，风电场场址选择时可采用一些定性方法初步判断风能资源是否丰富。定性的方法地形地貌特征判别法、植物变形判别法、风成地貌判别法以及当地居民调查法等。复杂地形中的风电场选址还要考虑交通运输和施工安装条件。风能资源丰富的地区一般都在比较偏远的地区，大多数场址需要拓宽现有道路并新建部分道路以满足设备的运输。在风电场选址时，应了解候选风场周围的交通运输状况，对于风况相似的风场，尽量选择那些离已有公路较近，对外交通方便的场址，以利于较少道路的投资。同时还要考虑风机等设备安装施工时需要占用的空间，应尽量选择在主风向上开阔、宽敞、障碍物少的场址【8】。规划阶段应该综合考虑拟建风电场的风能资源、工程地质、交通运输及施工安全条件，在1：5000地形图上分析具备风电开发价值的区域，拟定各规划风电场场址范围，并绘制各规划风电场场址范围图。对于场址非常平坦、地形简单的规划风场，规划阶段可暂按5000kW／km2来估算风电场装机容量，即风电场规划装机容量(万kW)=O．5X风电场场址范围面积(km2)。对于复杂地形风电场，应根据风电场风能资源，交通运8 风；春季继续受冷空气影响，大风日数多，直到春夏之交才消失；夏季由于受副热带高压影响，降雨集中，气温较高，风速一般较小；秋季由于冷暖气流交替，昼夜温差大，风速逐渐变大。大风月集中在3．5月，一年当中7、8月的风速最小。拟建YGCC风电项目位于YG县的西部，地貌属于高山区，地形起伏较大，场区高程约为1250"--2050m。2．3．2风资源分析拟建YGCC风电项目附近没有己建成的风电场，也没有已经投入运行的测风塔，所以在规划阶段风资源分析的依据主要来源于气象站测风数据。距离YGCC风电场最近的气象站是YG县气象站，至风电场中心位置直线距离为18km。YG气象站，建于1957年，站址设在YG县城城郊，观测场海拔高度为1050．3m。建站至今已有连续50余年的实际观测资料。根据YG气象站的气象要素，极值统计见表2．1。9 第二章风电项目规划阶段风资源分析及风电场选址表2-1YG气象站气象资料统计表项目单位指标发生时间多年平均。C7．2气温多年极端最高。C37．62005．6．22多年极端最低。C．29．91985．12．07多年平均气压hPa896．8多年平均相对湿度％5l多年平均水气压hPa6．9多年平均降水量mm411．3一多年平均蒸发量mm1734．1n平均多年雷暴日数d42．3最多雷暴日数d591990多年冰雹日数d2．5最大冻土深度Cm143历年实测最大风速m／s27．71981根据YG气象站1980"'2009年30年逐月平均风速资料统计(表2-2历年平均风速，表2-3多年逐月平均风速)，多年平均风速为2．02m／s，1980年平均风速最大为2．69m／s，2003年平均风速最小为1．63m／s。从风速年内变化表中看出，总体表现为春季风速较大，风速最大月份为4月，最小月份为8月，具有明显的季节变化特点。表2-2YG气象站历年平均风速变化表年份平均风速m／s年份平均风速m／s年份平均风速m／s19802．6919901．8320001．7819812．53199l1．8720012．1l19822．3419921．8420022．1319832．4919931．9420031．6319842．1919941．8020042．1319851．8319952．1320052．1319861．8219962．2720062．06 第一章风电项目规划阶段风资源分析及风电场选址年份平均风速m／s年份平均风速m／s年份平均风速m／s19871．8619971．9320071．9519881．8519982．0620081．8519891．6619992．0320091．99风妇／so·V#一≯P‘’Ⅲ1}“1T’t’。【：o骷}删峙jW’辨。’；F一啊m7罗”。?，7’’t‘‘册，p适一．“⋯。1巴一；*譬?：一～’7；。一_一芦o‘。鼍．≈一％i￡2．5，——i-p一2．O——一——一!一_一_{’一：一“1．5；——一——÷_一—_一——一——一————j。：，荔i；1．O一——一——。。●。一——一——一——一0．5一——一———i一——一—_一——一——^^蠢。螽勇。≮。词．tj。埘。辐．a囊．矗，I霸⋯l．g名。舞。霜．1。删．tj。，i．疆．{量襄容萤蕾誉萤襄萤晷萤吾茧量荟誊誊量蒙謇莩吾菪量蓍誊誊§詈誊鲁H____H_H__H____H____N“月NNN-NN廿一图2-1YG气象站风速年际变化直方图表2-3YG气象站多年逐月平均风速月份l23456789lO1112全年1980"--20092．32．52．92．51．71．31．11．31．92．32．O11 一和多年平均风向玫瑰图2．3如下。根据分析结果，可知该地区主导风向为西北西风(WNW)；其次为西风(W)、西北风(NW)。表24YG气象站各年风向频率统计结果(％)风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC历年1．72．O2．33．33．13．02．43．O3．35．14．57．39．812．O9．O3．125．ONNN罗r—一～六／＼瓣然露秽ssw"------、_—／SSES图2-3气象站历年风向玫瑰图 图2—4GlobalMapper处理后YGCC风电场地形图如图2．4所示，图中红颜色的区域高程较高，由于山地地形的作用，在高程较高的山顶部，风的流线加密，风速也会相应的加强。在山的背风面，流线散乱，风速急剧减弱，且有下沉气流，由于重力和惯性力作用，山脊的背风面气流往往成波状流动，还会产长较大的湍流，对风机长期的运行安全产生不利的影响【9l。所以风机应尽量布置在山顶及迎风面高程较高的地方，尽量不要在山脊背风面布置风机。YG气象站位于风电场的东边，直线距离有18km，气象站测风的高程与拟建风电场的平均高程相差大约600m，根据有关的气象学理论，气象站历年的风向数据可能会和风电场内的风向有些偏差，但是基本可以代表风电场的风向分布；但是气象站的风速数据由于诸多因素的影响，不一定能代表风电场内的风资源情况。需要考虑地影响及海拔高度对风速的影响进行推算。 第二章风电项目规划阶段风资源分析及风电场选址山地影响计算公式为：L=hcot(Q／2)其中：L一山地对风速影响的水平距离(m)；h一山高(m)；Q一山的平均坡度(。)。海拔高度对风速影响公式为：U／Uo=3．6．2．2e。o．ooll3H其中：U眠一山顶与山麓风速比；H一海拔高度(rn)根据以上公式推算，风电场10m高度年平均风速在45～5．5m／s之间。根据目前风力发电机组的制造水平、技术成熟程度和价格等因素，结合风电场的风况特征，机组的安装和设备运输条件，针对风电场区地势起伏较大，山区内交通运输条件相对较差的具体情况，规划阶段确定选择的单机容量为1500kw，轮毂高度暂定为70m。利用风切变公式，根据风电场10m高度风速，推算风机轮毂高度70m高度风速。风切变公式为：VI=V2(hi／h2)4其中：Vl一70m高度风速(m／s)：V2—10m高度风速(m／s)；Q一风切变系数。规划阶段估算风切变系数，可根据风电场的植被、地形和气流稳定度等因素，酌情选取切变系数。根据工程经验和研究成果，当风电场建于山脊时，建议切变指数在0．01—0．05范围内选取。经过计算后，风电场70m高度年平均风速可达到6．5—7．Om，初步判断具备开发价值。风机布置方案为将风机布置在图2．4中下部两道高程较高的山脊之上，两道山脊的走向与主风向基本垂直，这对于风机布置是非常理想的自然条件。另外根据风电场内的村庄、矿产等分布情况，规划阶段在风电场内共布置了66台1500kw的风机，总装机容量为99MW，分为两期建设，每期33台风机，装机49．5MW。风机布置见图2．5。14 2．3．4测风塔设置方案图2．5风电场规划布置图为了以后阶段设计工作的顺利进行，必须要在拟建的风电场内设置测风塔。风电场可行性研究中风资源分析需要测风塔至少一整年的测风数据为基础，所以规划阶段初步选址确定后，应尽快设置测风塔，并且测风塔的位置一定要具有代表性，可以代表整个风电场的风资源情况。平坦地形风电场一期工程一般设置1座测风塔，复杂地形中应根据现场条件适当增加测风塔的数量。本项目两期风电场一共设置3座测风塔，测风塔的位置见图2．6。由于本项目现场自然条件比较恶劣，测风设备选用精度高、性能好、功耗低的自动测风设备。设备具有抵抗自然灾害和人为破坏，保护数据安全准确的功能。 2．4本章小结图2-6测风塔布置图本章主要讲述了我国国内风电项目规划设计阶段的主要工作内容，并结合工程实例对复杂地形风电场规划阶段的风资源分析，风电场初步选址、开发顺序以及测风塔设置方案等内容进行详细深入的探讨和研究。规划设计阶段是整个风电场设计任务中首先开展的工作，对整个项目具有指导意义，也是后续设计工作顺利开展的基础。 究和可行究基本一致，只是设计深度的要求会略低于后者。有些风电项目设计中省略预可行性研究这个设计阶段，将其内容与可行性研究合并后统一考虑。本文也采用这种设计阶段的划分方式，不再介绍预可行性研究的设计内容，详细论述可行性研究中涉及到的有关分资源分析和风电场选址的问题。3．1可行性研究阶段编制依据和深度要求进行可行性研究工作时应对风电场工程的建设条件进行深入调查，取得可靠的基础资料。收集的资料包括以下几方面：l、项目规划审定的结论及预可行性研究成果；2、收集附近长期测站气象资料、灾害情况，长期测站基本情况(位置，高程，周围地形地貌及建筑物现状和变迁，资料记录，仪器，测风仪位置变化的时间和位置)，收集长期测站近30年历年各月平均风速、历年年最大风速和极大风速以及与风电场现场测站测风同期完整年逐时风速、风向资料；3、从风电场场址处收集至少连续一年的现场实测数据和已有的风能资源评估资料，收集的有效数据完整率应大于90％；4、收集风电场边界及其外延10kra范围内l：50000地形图、风电场边界及其外延l"--2km范围内l：10000或lt5000地形图，尽量收集风电场范围内l：2000地形图；5、场址区工程地质勘察成果及资料；6、风电场所在地的地区社会经济现状及发展规划、电力概况及发展规划、电网地理接线图和土地利用规划等；7、该风电场工程已取得的接入电力系统方案资料；8、风电场所在地的自然条件、对外交通运输情况；9、工程所在地的主要建筑材料价格情况及有关造价的文件、规定；10、项目可享受的优惠政策等。 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址3．2可行性研究阶段工作任务和内容l、确定项目任务和规模，并论证项目开发必要性及可行性；2、对风电场风能资源进行评估；3、查明风电场场址工程地质条件，提出相应的评价和结论；4、选择风电机组机型，提出风电机组优化布置方案，并计算风电场年上网发电5、根据风电场接入系统方案，确定升压变电所电气主接线及风电场风电机组集电线路方案，并进行升压变电所及风电场电气设计，选定主要电气设备及电力电缆或架空线路型号、规格及数量；6、拟定消防方案；7、确定工程总体布置，中央控制建筑物的结构型式，布置和主要尺寸，拟定土建工程方案和工程量；8、确定工程占地的范围及建设征地主要指标，选定对外交通方案、风电机组的安装方法、施工总进度；9、拟定风电场定员编制，提出工程管理方案；10、进行环境保护和水土保持设计；11、拟定劳动安全与工业卫生方案；12、编制工程设计概算；13、经济与社会效果分析。3．3可行性研究阶段风资源分析及风电场选址将收集到的风电场附近气象站多年风资源数据进行整理，并说明风电场现场测风时段在长系列中的代表性。并收集气象站与风电场测风同期完整年逐时风速、风向资料。按照国家标准《风电场风能资源评估方法》(GB／T18710-2002)及国家发展和改革委员会下发的《风电场风能资源测量和评估技术规定》(发改能源【2003】1403号)对原始测风数据进行完整性、合理性及相关性等验证，对不合理和缺测数据进行相应处理。计算各个测风塔不同高度平均风速、平均风功率密度及湍流强度值，并计算有效数据完整率及风切变指数。根据气象站观测数据，将验证后的风电场各测站不同高度测风数据订正为一套反映风电场长期平均水平的代表性数据，并计算订正后各测站不同高度平均风速、平均风功率密度值。 平均风高度处对风电析和评格，并单机容并合理绘制风和风电进行优风电场年上网电量计算，应利用风能资源评估专业软件，结合风电场风况特征和风电机组功率曲线，计算各风电机组标准状态下的理论年发电量。考虑空气密度、尾流影响、电气设备、自然条件等折减因素，计算风电场年发电量综合折减率，并估算风电场年上网电量、年等效满负荷小时数、容量系数等。3．4设计过程中利用的风能资源评估专业软件3．4．1WASP软件丹麦Riso国家实验室研制的WASP(WindAtlasAnalysisandApplicationPrograms)是目前国际认可的进行风电场风能资源分析处理软件，主要用于对风能资源进行评估，正确的选择风电场场址【12l。WASP软件的主要功能如下：l、风观察数据的统计分析；2、风功率密度分布图的生成；3、风气候评估；4、风力发电机组年发电量计算；5、风力发电场年发电量计算。WASP软件有4个主要计算模块，为原始风数据分析模块、风图谱生成模块、风况估算模块、理论发电量估算模块。 内地计算平均风机式进障碍风电场设计和优化软件WindFarmer是由英国自然能源公司和GarradHassen公司联合组成的软件公司WINDOPS开发的。WindFarmer软件对PARK模式记性了改善和补充，主要用于风电场优化设计即风电场微观选址。在国内外已得到广泛应用。WindFarmer主要功能如下：l、对风力发电机组选址进行自动优化：2、确定风力发电机组尾流影响；3、对水平轴风力发电机组性能进行分析比较；4、确定并调整风力发电机组间的最小分布距离；5、分析确定风力发电机组噪声级；6、对风电场进行噪声分析及预测；7、排除不符合地质要求、技术要求的地段和对环境敏感的地段；8、完全可视化界面；9、进行财务分析；10、计算湍流强度：11、计算电气波动及电耗。使用WASP软件的部分结果数据作为输入数据，WindFarmer与WASP软件配套使用，是进行风电场设计的重要手段。在平坦地形下，WASP和WindFarmer软件是较好的风资源评价工具， 两种软件技术的软算提供更估软件有开发的基更为准确以提高复及设定的热稳定度自动生成网格与边界条件，在关注区域以及关注点自动进行网格加密；可以求解全部的NS方程，得到风电场区三维空间内任一点的风流及风资源情况(平均风速、湍流、极风、入流角、发电量、能量密度等等)，更好地解决复杂地形所带来的非线性问题【M】。Meteodyn公司对WT软件的森林冠层模型进行优化，可以准确评估地表植被对风流造成的影响，即使是在森林分布的复杂地区，也能够准确模拟风流的变化情况；该软件采用优化的尾流模型，考虑附加湍流影响，可以更好地评估尾流损失：软件的湍流校正功能，可以考虑中尺度范围的影响，可以更准确地计算湍流强度；在软件中可以直接输入测风的时间序列数据，而可以不通过威布尔拟合，降低结果的不确定性。通过在软件中输入地形数据(海拔、粗糙度)，WT软件可以得出定向结果(湍流强度、风加速因数、入流角、水平偏差)，根据定向结果，工程师可以选择最具有代表性的点来树立测风塔，以便获取具有代表性的风流数据，为后续评估奠定基础。通过软件的虚拟现实功能，可以进行真实区域情况与粗糙度设置的比对，发现不正确的粗糙度设置。通过WT软件，在己知测风点处或区域极风(3秒或10分钟)的情况下，可以推算整个场区每一点处的极风情况，为风电机的载荷评估奠定基础。软件对风电场区的测风塔数量没有任何限制，可以将多个测风塔以及每个测风塔不同高度的风流数据载入软件当中进行相应的综合计算，具有真正的“多测风塔综合功能”。该软件可以生成每一台风力发电机发电量的时间序列文件，方便用户进行后评估以及根据这些数据进行发电量的预测。 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址3．4．4WindSim软件WindSim是由挪威WindSim公司开发的基于计算流体力学(CFD)的风能分析与风电场设计软件。对于复杂地形，尤其是坡度超过16．7度，WindSim具有较高的计算精度。1998年，WindSim公司与挪威气象局合作绘制了挪威风图谱。模拟挪威复杂海岸线的局部风场是一项具有挑战性的工作。为满足项目要求，在项目执行过程中开发了WindSim计算方法。随着复杂地形条件的风电场场址比例的增大，风电工业对更准确的模拟软件的需求也越来越大。众多研究表明，与风电领域的传统方法相比，CFD技术能更真实地描述地形对风场的影响。气流经过山脊后的加速比可说明传统方法，也称为线性方法与CFD方法的区别。加速比随着倾角的增大而增大，直至出现气流分离。WindSim提供的CFD方法能够捕捉到这一特性。即使倾角很小，非出现气流分离。线性方法和CFD方法预测的加速比的差别也很明显。WindSim通过选择风速最大而湍流小的风机位置来优化风电场布置，使发电量最大的同时风机荷载最小，以避免潜在的问题。地形模块根据地形和粗糙度数据生成风电场及其周边的三维网格。还可以模拟森林和建筑物等物理对象，以考虑它们对气流的影响。风电场模块生成数据集，这个模块通过计算加速比、风向偏移和湍流等参数来模拟地形对风电场的影响。提供多种物理模型和数值模型，这些模型在计算速度哦鲁棒性等方面的性能不同。对象模块用来设定风机和测点的位置，具有全互动式三维界面，使用极为方便，测风数据以频率分布或时间序列的方式给出。结果模块可以方便的查看诸如风速、风向偏移、湍流强度、风速的垂直分量等特征量，可以设定要显示的高度和扇区。发电量模块用来计算风电场内每台风电机组的年发电量，也可同时计算尾流损耗，在这个模块中可以对多个备选方案进行比较。3．5工程实例前一章中已经介绍了风电场概况和气象站风资源数据，可行性研究设计中依旧沿用上一章中气象站的风资源分析结果。规划阶段在风电场范围内设置了三座测风塔，可研阶段只收集到CC02#澳JJ,R[,塔超过一年时段的测风数据，CCOl#$4风塔以及CC02拌测风塔由于恶劣气候及设备等原因，均有几个月的缺测时段，不满足有关编制规定的相关要求。所以，可行性研究中风资源分 3．5．2测风塔风速数据选择cc02#钡g风塔70m高度安装了两组测风仪，实测平均风速相近，分别为6．76m／s、6．73m／s，并对这两组数据进行相关性分析，其相关分析曲线见图3．1，相关系数为O．9959(大于O．8)。考虑到塔影效应，选取平均风速较大的一组作为CC02群测风塔70m高度测风年的风速数据，并作为计算风电场风资源的依据。图3-1CC02#测风塔70m高度两组风速逐时数据相关分析曲线3．5．3测风数据整理3．5．3．1测风数据检验本次可行性研究中选用CC02#澳,JJ风塔2009年9月1日至2010年8月31日一年的测风资料进行分析，暂称为测风年系列。 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址为了有效评估风电场的风能资源，根据GB／T18709．2002《风电场风能资源测量方法》及GB／T18710．2002《风电场风能资源评估方法》，对原始的测风数据进行验证，检查其完整性和合理性，检验出不合理的数据和缺测数据，并对其进行处理f151。测风塔实测资料缺测统计见表3．1，测风塔测点主要参数的不合理数据统计见表3．2。表3-1CC02撑测风塔实测资料缺测统计表观测日期观测项目总测次(次／10分)缺测时段缺测合计缺测率％0．8l70m风速52560424一50m风速52560424O．8l30m风速525602009．7．6424O．8l0．8l氆2009．9．1～10m风速5256000：00424。2010．8．3170m风向525602010．7．10424O．8110m风向525609：504240．8l气温52560424O．8l气压52560424O．8l表3．2CC02#i炅g风塔各测点主要参数的不合理数据统计表主要参数合理参考值总测次(次／时)不合理次数不合理率％0m／s<平均风速小时平均值<40m／s8760O00。<风向小时平均值<360。8760O70m平均风速小时变化<6m／s8760881．OO70m／50m高度小时平均风速差值<2m／s876012O．1470m／30m高度小时平均风速差值<4m／s876040．0570m／10m高度小时平均风速差值<6m／s87609O．10cc02#N风塔各高度风速数据相关性系数见表3．3以及图3-2"-'4，由分析结果可知，测风塔各高度数据相关性较高。表3．3测风塔各高度风速数据相关性系数表相关性系数50m数据30m数据10m数据70m高度风速数据0．99360．986l0．976124 图3．370m高度和30m高度风速数据相关曲线图3-470m高度和lOm高度风速数据相关曲线 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址3．5．3．2测风数据完整率GB／T18709．2002标准中要求现场连续测风的时间不应少于一年，风电场测风数据完整率按下式计算：测风数据完整率=(应测数目．缺测数目．无效数据数目)／应测数目×100％其中，应测数目表示测量期间的小时数；缺测数目表示没有记录到的小时平均值数目；无效数据数目表示确认为不合理的小时平均值数目p6]。本次选择测风塔数据相对完整的2009年9月1日"2010年8月31日为计算时段，测风塔的有效数据完整率为97．9％，大于90％，完整率较高，符合GB／T18710．2002《风电场风能资源评估方法》标准的相应要求。3．5．3．3缺测和不合理数据处理检查测风塔原始数据，对其进行完整性和合理性分析，检测出缺测和不合理的数据，经过适当处理，整理出一套连续一年完整的风场逐小时测风数据。方法如下：“l、经检验后挑出符合实际情况有效数据，回归原始数据组。2、对于缺测数据采用测风塔的相关关系，以及可参考的传感器同期纪录数据，经过分析、处理得到缺测时段数据。3、相关性不合理数据处理：分析测风塔不同高度实测风速变化趋势，采用实测风切变幂率公式，替换各高度风速相关性不合理数据。4、不合理气温、气压数据处理通过实测气温、气压过程线，对比科右气象站相应观测资料，替换气温、气压趋势性不合理数据。本次实测数据气温气压数据经过相关分析，数据回归后，不存在不合理数据。3．5．4空气密度空气密度计算主要采用以上两种方法：l、根据YG气象站多年气象要素数据计算空气密度，计算公式如下：．一1．276，P-0．378e、p=一k—J’1+0．00366t1000其中：p为平均空气密度(kg／m3)；P为实测年平均气压(hPa)，P=896．9hPa；t为多年平均温度(℃)，t=7．2℃；e为多年平均水气压(hPa)，e=6．8hPa。由此计算得到多年平均空气密度为1．112kg／m3。 根据测风塔不同高度2009．09．01"-'2010．08．31的测风数据推算风电场实测风切变指数，见表3．4，风切变指数曲线见图3．5。由图可知，越高层，风切变指数曲线斜率越大，这是由于近地层气流受地面辐射和粗糙度影响而不稳定，而高层风不受此影响，梯度较大。因此，风切变指数曲线图比指数平均数更能反应风的梯度变化。表3-4不同梯度范围的年平均风切变指数表高度(m)平均风速(m／s)lOm切变30m切变50m切变706．760．0620．0740．067506．6lO．06l0．079306．350．053lO5．99 图3．5风电场测风塔各高度间风切变指数曲线图3⋯552IEC等级判定1、湍流强度计算湍流是指风速、风向及其垂直分量的迅速扰动或不规律性，是重要的风况特征，计算公式为：，r：旦‘1，其中：I，为湍流强度；0为某时段风速的标准偏差，m／s；v为某时段平均风速，m／s。根据测风塔70m高度测得的lOmin风速标准差和lOmin平均风速，可以计算得到70m高度lOmin平均湍流强度为0．167，V=15±0．5m／s时的湍流强度为0．119。70m高度湍流强度随风速的变化趋势见图3-6。I，在0．1或以下时表示湍流较小，到0．25表明湍流过大，一般陆地上0．12～0．15。它有两种不利的影响，减少输出的功率和引起风能转换系统的振动和荷载的不均匀，最终使风力发电机组受到破坏。本工程测风塔的大气环境的湍流强度属中等水平。 轮毂高度处的50年一遇lOmin最大风速是进行风区划分的主要依据，风电场内测风塔仅有一年的最大风速资料，由于资料年限短，无法直接进行频率计算求得50年一遇lOmin的最大风速，因此，采用Gumbel极值I型法进行频率计算。根据YG气象站的数据统计，风速的年最大值采用极值I型的概率分布，其分布函数为：F(x)=exp(-exp[一a(x·11)])u为分布的位置参数；a为分布的尺度参数。分布的尺度参数Q、均值u和标准差0的关系按下式确定：|l=I／n∑Vi0=[I／(n-1)∑(Vi—p)2]“2Q=Cl／ou2II—C，／a 标准空气密度状态下的风速，风压换算公式如下：三poVo=i1p。V。2其中：P。为标准空气密度(kg／m3)；V。为标准空气密度下风速(m／s)；P。为风电场空气密度(kg／m3)；V。为风电场空气密度下风速(m／s)。经风压公式计算后，测风塔70m高度50年一遇最大风速为36．7m／s。3、IEC等级根据测风塔70m高度湍流强度和50年一遇极大风速的计算结果，按照IEC标准等级进行划分，划分标准的基本参数见表3-5，本阶段判定本风电场属于IECIII类风区，可安装IECmC类及以上等级的风电机组。表3．5IEC标准等级划分基本参数WTGS等级IⅡⅢVbf(m／s)5042．537．5AIl50．16B1150．14C115O．123．5．5．3有效小时数统计计算根据测风资料，可以计算测风塔各高度不同风速段的频率分布，表3-6为各高度不同风速段频率分布表，表3-7为各高度全年有效小时数。 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址表3-6测风塔各高度风速频率分布表风速区间70m分布率％50m分布率％30m分布率％lOre分布率％≤13．33．13．84．0≤25．15．76．18．3≤38．99．6lO．913．2≤411．112．412．612．8≤511．811．511．310．5≤69．79．99．0●≤79．38．78．48．2一≤87．57．67．36．9≤97．O6．56．25．9l≤105．75．44．94．5≤ll4．74．34．74．8≤124．34．43．83．3≤133．13．O2．82．5≤142．52．32．12．0≤151．91．5≤161．61．3O．9≤170．9O．90．6≤18O．70．50．4≤19O．30．4O．3O．2^≤20O．20．2≤2lO．20．14≤22O．1表3-7测风塔各高度全年有效风速小时数高度3～25m4---'25m5"-'25m总数70m724562725238876050m714860625055876030m6938583448448760lOm652654054485876031 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址3．5．5．4全年不同高度的风速频率We．bu11分布不同高度测风年风速Weibull频率曲线参数见表3-8，分布图见图3—7—8。表3-8不同高度测风年风速Weibull频率曲线参数高度测量值Weibull拟合偏差％A值K值70m6．766．78O．307．51．6850m6．6l6．60O。157．31．6330rn6．35O．007．O1．60lOm5．995．96O．506．61．55^30．0·35．0·勺f．f[。／o／(m／s)】[o／o／(m／s)】·U·L，·～缴，U·U·0U【m／s】30．∞0U[m／s]30．oo图3-7测风塔70m及50m高度Weibull曲线分布图图3-8测风塔30m及lOm高度Weibull曲线分布图3．5．5．5测风塔数据的长期性修正根据GB／T18710一2002《风电场风能资源评估方法》标准，应对风电场测风数据进行订正。即根据风电场附近的气象站长期的观测数据，将验证后的 3．5．6．1平均风速、风功率密度风电场测风塔实测年不同高度平均风速和平均风功率密度，详见表3-9。表3-9测风塔测风年不同高度平均风速及平均风功率密度表测风塔高度lOre30m50m70m平均风速m／s5．996．356．616．76平均风功率密度W／m2330．16374．05407．29425．10由表3-10、3-11以及图3—9可见，风电场内70m、50m、30m以及lOm高度风速、风功率密度年变化趋势基本一致，6月、7月、8月和9月平均风速和风功率密度较小，其他月份均较大。表3-10测风塔测风年不同高度各月平均风速表高度1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月70m8．866．647．727．294．923．9l4．165．447．487．668．9050m8．646．407．497．597．174．833．844．045．267．377．508．7230m8．3l6．097．2l7．347．044．663．683．905．057．117．1l8．31lOre7．995．866．956．856．614．213．263．544．556．726．868．03 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址表3-11测风塔测风年不同高度各月平均风功率密度表高度1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月70m803．04315．66643．90507．63456．59131．9l74．60107．17224．75446．58562．47757．5950m781．04294．18610．34482．25441．55128．OO70．53101．10209．8l428．10536．8l736．1030m727．77260．78564．87452．15420．72117．5462．6792．89192．15393．19472．94667．15lOre661．85234．82504．19392．40371．9189．6548．5976．77158．51340．42425．95599．29风jj皇m／s测风塔70m高度+风速+风功率密度r矗1啪杰!口螺由：亩／_2，1嵋m，4^圳午荀'J曼W／皿1^^^^似-V翳《～一‘c#翠一?7’4’’⋯辱’甲：^7’‘’?。1“。“'坼≈帮辨j～’一_‘+，w”：’’。9’r“‘》州74等了UU9’＼∥j8008700峰’＼＼／‘—、夕’／!7i＼y／＼＼／j6006：＼／＼＼／／j5005：＼／＼＼—／。／i4004’V＼7／；3003＼／．2002；k—／j100l1r≤醢nr·，“～．。I，^t，_⋯t?，，‘。I⋯⋯rq“id～，⋯⋯灞^U1月2月3月4,qS,96月7月8月9月lO月11月128 图3-9风电场实测年各高度平均风速和风功率密度逐月变化图由表3一12以及图3—10可见，风电场内70m高度风速、风功率密度日变化规律为，每日上午10时～下午16平均风速和风功率密度较小，其他时间较大。由图3—11可见，风电场内实测年70m高度各月的风速和风功率密度日变化趋势基本一致。 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址表3-12测风塔测风年70m高度平均风速及风功率密度日变化表高度O：∞1：∞2：肿3：帅4：帅5：∞6：∞7：008：∞9：0010：00ll：帅风速7．237．3l7．207．307．137．156．986．866．466．195．875．88风功率密度486．36489．31457．66492．57461．60481．32473．18456．80430．24397．08344．09308．71高度12：0013：0014：0015：0016：0017：0018：0019：0020：002l：∞22：0023：00风速6．166．276．296．316．526．566．666．766．957．117．097．15风功率密度361．22359．03345．23340．85367．55371．45388．84394．76445．3l454．72469．52487．51图3．1l场区实测年70m高度平均风速和风功率密度日变化图 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址H置-～扣Itl年I片I——·一R蠢一A琦·_鱼IH埔阜-幔-，-恤“20l睥2月l—·一¨—h崦功+蛆I岫-_舢“f1《‘一，⋯’1+‘c“{、．伊。冬．．h．．—矿。r、．一．．一一y＼，’＼卜．一．／-～、／一、√一叫。、I、．，’’一／：＼I，＼⋯厂}▲。㈡，、{ij●“●2，●‘●?I㈨IlIll3I‘15l●17l●19{o“22232●__I：●●●●’●●-11”口w¨161．¨1．_n≈∞“柑R_-“卸l啤{日J·--·一且蔗一日聃车市厦IH曲·*__抽¨，．∞I嘲月l+髓一肭‘雠IM十tb～．．—_-^．●一一‘J．—‘··_．—噜／、L．^．，、八一厶’^、o’?＼．．．，r’。^1／＼，、．√＼7’7’^厂＼／＼，、√＼；／7、／、／V。U弋、-^l，“＼／一■《。《：。。J●zI⋯：⋯¨n舢“¨l：¨㈣∞∞“州l：I●⋯●●”¨q⋯Hr¨¨舢≈∞“槲—●一风t——·一且琦摹-嚏—-●一风t—一^功●雅^■耐·铷1坪5月^棚崎盥-／-^■吖·钟l呷月岫■■魔-，-口r^1’j“～。‘。。。：”。”9’’r一”～、一”‘‘⋯7⋯哪⋯一⋯⋯1一八、一，^．一．一．．．‘．^一．^，矾。‘L．’、／认一。IY?弋厂弋、7。y、／l／---．,,ff★。／jV一—＼／一／＼r～。、／、一_?v＼?厂口^!√＼／“k{■●●；．．、．．《I：I●●●i●●"¨u¨”Ⅱ¨rH¨删≈∞"卅I：I_●-‘●●¨川㈣”161‘¨删n墨a"州——●一jUl——●一R码■膏厦··●一●‘t—～风珈●雅^M0m口十?月⋯⋯。^M∞IO■■H⋯⋯爹⋯”⋯4⋯。”“”’+。”。。翟管⋯。k4“。?’?⋯?6⋯1⋯?≈r■．J|￥＼一。今√h弋．广～JI『、．厂一j／≮～V、，人j√、Y’。—√＼／j＼尸、／；1、，9—、·，!、～§。，．+．．⋯．，，～4s～．。+。。。、，g●■I：●●●⋯．¨lI㈣¨Ⅱ¨⋯●，㈣∞“柑●l●‘⋯●⋯In口I|”¨rIlI-"111≈∞"州—●一H■—-·一H琦阜酱曩圳-，．棚卑Io一}—。·一雎—·一-‘琦+世夏iJl功。t蕾．庸■■⋯Ⅷ一⋯’’-¨o．⋯”’”56⋯⋯”荔}’入一一‘一一。’t”97‘j＼’、．．／’7．’^⋯＼．．．e．p扫／k．_^^”7八、’。。价_k／一7～一～i；V＼入／、Ni＼’八八／1；}。y＼，{uo√一’Yl●：I’●．●{⋯II‘；⋯“H”⋯⋯?”H#n口4*槲t2'’●●'⋯¨⋯⋯⋯n∞洲州凡-“舯年ll片J··-·一凡t·—·一只琦搴龠魔f^自-t豳-，_聃．“姗印I叫I’。·一风蠢—·一聃-醒I^口·_h～矿“．-～』一一一“、4一”‘。、‘雾——)．／f℃rr，。、?、、p～／'＼¨泞矿∽．～．．／＼∥k一＼h／／。o飞’人’／V＼’，、／y＼／。、入／目≮■．■；*{，。j。～。、i●’I，●Jl●7⋯O“口I，l|¨¨1．帅n㈣H"州IJI‘●●，⋯¨⋯¨I．¨帅㈣^*卅 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址3⋯562风向频率及风能密度方向分布测风塔测风年70m和10m高度的风向、风能频率见表3．13。图3．13、3．14给出了场区实测年70m和10m的风向、风能玫瑰图。70m测风年各月风向、风能玫瑰图见图3．15、3．16。70m高度全年主导风向为WNW，频率为20％，风能密度最大扇区为WNW，频率为36．9％。10m高度全年主导风向为WNW，频率为23．4％，风能密度最大扇区为WNW，频率为45．9％。表3-1370m和10m高度风向及风能分布频率表扣70m10m方向，风向％风能％风向％风能％9N4．41．85．22．2NNE1．1O．11．10．0NE1．3O．11．1O．1ENE1．80．41．6O．2E2．5O．31．2O．1ESE2．90．32．5O．1SE6．81．17．6O．7SSE5．1O．78．91．8S4．4O．82．9O．2SSW4．3O．93．6O．7SW4．91．84．71．2hWSW6．42．84．51．2W10．9lO．39．88．5▲WNW20．O36．923．445．9NW15．O29．813．126．8NNW8．412．O8．9lO．1 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址全年风向频率_“!!f一一。一、、六／＼瓣压．F倏逍犍嬲＼／L／SS—、、—一一SSB全年风能频率I玎～／＼dNE穗瓣蜉裂SSW＼——’。SSE图3．13测风塔实测年70m高度风向和风能玫瑰图全年风向频率■蘸—、HNE森蠓秽SSW、、———飞sE全年风能频率l蘸—＼，NNE蒸《秽SSW、—～——7SSE图3-14测风塔实测年lOm高度风向和风能玫瑰图 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址．。200911贴]V罗广翳NE?瘸霈?，=德、、、岬烈熟=EWS。W蠼／也斟_：耀裂_耀裂三／SSE．201002风向I。蔗‘删W‘。：d§∥呵’％：S．．!i一蒸?蕉蒸NE?瘸—、、m-．．，／／您m弋心淼NE=E二爆燮_耀燮-!耀裂三SSW＼—_sEN20l003风向旷、、、踟穗忝霪裂L／————．r￡宝RSN201006风向N理欺—一—N啤熊赫烊掣sst'------～N201004风向穗、、、21NE漭螺裂ss沁—，—一一￡￡霄SN201007风向NN灭—”～、、l!NE藕辞姆剿ss卜蝠图3．15测风塔70m高葭实测年各月风向40N201∞5风向蒸—、、唧蒸!E：姆：剿三ss酽＼．—一一玉看；；，g201008风向N№。少—～刈E蕊辆：姆裂二SSr＼—1SE隗图： 】200911风能fN啊f舻蒸?二蕊熟¨藤——’ⅫE蕊蒸NEW。＼＼入／裂×耀燮_耀裂三蝠●'201001风能20i002冈,能『Ih糕1『NW‘d菇—睁≮Ip忝?二穗忝¨蕊飞姒■T-J，⋯～群挂NE’w：燃斟一龌掣_：耀!剿二．j≤；s扎’j，2010031日．鸵201004)"飘,能201005．N．能fqVNN罗f生量一森?二靡霈NEEE熏NW门焦热NE三博裂·：蠖掣·!耀嬲三．·ss铲＼—j磊N201006风能N哆f⋯一Ⅵ蕊蠼裂s孔—，妊SN201007风能N111驮—一—7憋篇蕊蠼黝SEs泌—，—坻sRSN201008风能形——、州E熊蒸蠼戮ss雷L—．．．』嗜RR图3-16测风塔70m高度实测年各月风能玫瑰图41S 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址3．5．6．3实测年风速和风能频率分布实测年测风塔各高度风速及风能频率分布见表3．14，分布图见图3．17～20。表3．14测风年各高度风速及风能频率分布表70m高度50m高度30m高度lOre高度风速区间风速风能风速风能风速风能风速风能≤13．3O．OO3．1O．003．80．0l4．0O．01≤25．10．055．7、O．066．10．078．3O．11扣≤38．9O．3l9．60．3410．90．4313．2O．59≤411．10．9l12．41．0512．61．1712．81．35擘≤511．81．9011．51．9011．32．0610．52．16≤69．72．699．92．839．93．1l9．O3．2l≤79．34．108．73．95。8．44．198．24．64≤87．54．947．65．157．35．446．95．83≤97．O6．566．56．286．26．585．97．09≤105．77．335．47．154．97．134．57．42≤ll4．78．044．37．584．79．104．810．53≤124．39．554．410．073．89．553．39．40≤133．18．753．08．732．88．952．59．06≤142．58．822．38．362．18．382．O9．05●≤151．98．241．98．501．99．331．58．35≤161．68．421．68．681．37．750．96．08I≤170．95．680．95．86O．64．29O．64．86≤18O．75．250．53．860．54．240．43．85≤19O．32．64O．43．63O．32．99O．22．26≤20O．22．060．22．12O．22．33O．22．64≤2lO．22．38O．22．45O．11．35O．11．53≤220．11．37O．11．41O．11．55 图3-1930m高度实测年风速和风能频率分布表图3-20lOre高度实测年风速和风能频率分布表 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址风电场风功率密度分布图用可行性研究阶段所需1：5000地形图，根据CC02#测风塔风资源分析结果，使用WASP软件对风电场整个区域进行分析，拟建的YGCC风电场70m高度风功率密度分布图如图3．2l所示，图中蓝和青颜色代表风能较好的区域，绿色表示风能较差的区域。图3．2170高度风功率密度分布图(WASP软件计算)如图3．21中所示，经过可行性研究阶段风资源分析结果，证明规划阶段初步选址区域均是这个地区风能资源最丰富的区域，本阶段的风电场选址的工作是在规划阶段的设计成果基础上进行优化和细化。 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址3．5．8风电场风能资源初步评价结论可行性研究阶段通过对风电场一年测风数据的分析处理，采用参考气象站长系列资料评价该实测年风资源数据的代表性，并推算代表年各风能要素。场区风能资源初步评价结论如下：l、风电场实测年70m高年平均风速、风功率密度分别为6．76m／s和425．10W／m2。风功率密度等级为3级，属于风能资源丰富区，具有开发价值。2、风电场全年盛行西北风，主要出现在冬季和春节。场区全年风能密度较大分布方向总体上为WNW、NW和NNW。场区实测空气密度为1．069kg／m3。3、风电场70m高度年有效风速3一-,25m／s小时数为7245h，占总时数的82．71％；有效风速4～25m／s小时数为6272h，占总时数的71．60％；有效风速5,-～25m／s小时数为5238h，占总时数的59．79％，以上数据表明本风电场有效风时数较高。4、70m高度50年一遇最大风速为36．7m／s，本风电场按IEC标准可以选择Ⅲ类等级风力发电机组。在风电场50m高度以上，湍流强度均小于O．12，可以选择C型及以上等级的风力发电机组。3．5．9风电机组选型3⋯591风机机组选型考虑的因素l、风轮输出功率方式风轮输出功率控制方式分为失速调节和变浆距调节两种。两种控制方式各有利弊，各自适应不同的运行环境和运行要求【18】。从目前市场情况看，采用变浆距调节方式的风电机组居多。2、风电机组的运行方式风电机组的运行方式分为变速运行和恒速运行。恒速运行的风电机组的好处是控制简单、可靠性好。缺点是由于转速基本恒定，而风速经常变化，因此风力发电机组经常工作在风能利用系数较低的点上，风能得不到充分利用。变速运行的风电机组一般采用双馈异步发电机组或多极永磁同步发电机。变速运行方式通过控制发电机的转速，能使风力机的叶尖比接近最佳，从而最大限度的利用风能，提高风力发电机组的运行效率【”】。3、发电机类型发电机的类型包括异步发电机、双馈感应型发电机和多极永磁同步电机。4S 3．5．9．2风机机组初选根据可行性研究阶段风资源分析结果，风电场70m高度50年一遇最大风速为36．7m／s，本风电场按IEC标准可以选择Ⅲ类等级风力发电机组。在风电场50m高度以上，湍流强度均小于0．12，可以选择C型及以上等级的风力发电机组。另外根据YG气象站的统计资料，多年极端最低气温为．29．9。C，所以本风场适合安装IECIIIC类及以上的低温型风电机组。3⋯593确定单机容量范围及机型选择根据YGCC风电场位置地形、地质特点、风资源分布情况，以及风力发电机组技术成熟、先进、可靠等要求，选择多种适合的机型，按单一机型方案进行风力发电机组的优化布置。国内外风电场工程的经验表明，在地形和交通情况适宜、风电机技术可行、价格合理的条件下，单机容量越大，越有利于充分利用风电场土地，越能充分利用风电场的风力资源，整个项目的经济性越高【221。然而，在现有的经济和技术条件下，对于一个已知的风电场，单机容量选择在某个确定的范围内，项目的经济性会相对较高。在进行单机容量选择时，首先应确定一个适合于本项目的容量范围，然后在该范围内选择一种技术成熟、市场业绩良好并且经济性较高的机型。 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址根据目前风力发电机组的制造水平、技术成熟程度和价格等因素，结合风电场的风况特征，机组的安装和设备运输条件，针对风电场区地势起伏较大，风电场内交通较差的具体情况，确定选择的单机容量范围为1500kW-、-2000kW且满足IECIIIc类及以上等级要求的低温型机组进行对比和分析。‘因此，结合以上确定的单机容量范围，并结合参考国内外风电机组生产厂家产品的性能，实际运行情况及参考价格，这里初步确定5种风电机组型号进行比选，其中4种为1500kW的机型，一种为单机容量为2000kW的机型，具体用WTGl500A、WTGl500B、WTGl500C、WTGl500D、WTG2000代表，相应技术参数见表3．15，功率曲线见图3．22。以上5种风机，均为3叶片，额定功率1500kW～2000kW，风轮直径77"-93m，切入风速3m／s，切9出风速22-'--25m／s，额定风速10．3"-'1lm／s，安全风速52．5"--59．5m／s，轮毂高度为65～80m。簟表3．15各机组技术参数表项目WTGl500AWTGl5∞BWTGl5伽CWTGl500DWTG2000风轮直径(m)77．27782．78293扫风面积(m2)46384635536953246789转速(rpm)9．7～19．59～17．39．7～19．59～17．38～16叶功率调节方式变浆变速轮切入风速(m／s)3额定风速(m／s)lllO．5IO．3IO．8切出风速(m／s)2522252225安全风速59．552．559．552．5●4极双馈异步直驱永磁同4极双馈异直驱永磁同双馈异步发型式发电机步发电机电机’单机容量(kWl15002000发电电压(V)690机频率(Hz)5050±0．45050±0．450±2．5％转速(rpm)18001000～20001800lOoo～2000983～1983功率因数0．9’可调≥O．980．9。可调≥O．98>O．965轮毂高度(m)65／756575／807080／90生存温度(。O．40一+50-40～+50．40一+50-40一+50安全等级IECIIA+IECⅡAlECⅢA+IECmAIECmA 第=章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址项目WTGl500AWTGlSOOBWTGl姗CWTGlS00DWTG2000齿轮箱变速比loo．75|loo．75、118叶轮(t)3430．23632．1l45重量机舱(t)6855．86855．880塔架(t)10789119．3／140121．5173／224Z叻$kW各机型功率曲线擎4j}≥#92000m一一I《f。习——卜WTGl妻器J_～—，o—，-—，、一·，、。4}I1500≈．≠．；—·卜WTG2；J．．}WTG3爹1咖j}《≯争。习—{卜WTG4《≯‘—÷卜WTG5，?≥。、5∞，乞r。薹沪4彩，，}，一ld·-一菇V一345678910ll1213141516171819202l22232425风速m／s图3．22各机型功率曲线对比图通过以上对各机组标况下的功率曲线可以看出：当风速在5～11m／s时，WTGl500D机组输出额定功率的百分比最大，优势比较明显。3．5．10风电场选址方案优化风电机组把风能转化成电能，风通过风轮后造成的风速下降和产生的尾流，需要经过一定的距离才能恢复。理想条件下，在主导风向优选出风电机组间的最佳距离以减少风电机组相互间的影响，在确定范围的风电场内获得最大的发电量，取得最高的经济效益【23】。风力发电机组的布置按充分利用风电场场址区的风能资源，并结合场址区地形及土地利用规划进行布置。风力发电机在风电场中的布局排列取决于风电场地域内的风速、风向、地形、风轮机尾流效应、风电机组的容量和特性以及塔筒的高度等、其中在48 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址风电机组的容量和高度确定后，尾流效应是影响风电机组布置的重要因素【24】o本项目利用WindFarmer软件进行风电机组的优化布置，WindFarmer软件利用WAsP软件生成的风谱图，自动对风电机组位置的进行多次优化调整，以得到整个风电场的最大发电量【251。同时计算各个风电机组之间的尾流影响，使尾流影响最低，从而达到风场风资源利用的最大化目的。随着优化次数的不断增加，风电场的发电量也在缓慢上升，当发电量增量不明显时做为本项目的最终优化次数。一般情况下，风电场布置风电机组时，在主导风向上要求机组间隔5"-9倍风轮直径，在垂直于主导风向上要求机组间隔4．-一6倍叶轮直径。因此，叶轮直径是决定风机间距的主要因素之一。YGCC风电场位于山地地区，地势高低起伏较大，风电场内相对高差最大约为500m。通过WindFarmer程序优化后，规划阶段布机方案基本一致，风机均布置在两道高程较高的山脊上面。两道山脊大致为南北走向，与主风向基本垂直，山脊宽度有限，大部分地区只能沿山脊走向布置一排风机。在这种地形下，地形因素影响比风机间的尾流影响要明显。根据研究成果以及以往工程经验，风机尾流损失一般控制在8％以内126】。因此本阶段风机布置方案原则为，在保证尾流损失不超过8％的条件下，尽量将风机布置在风资源较好的山脊上。经过多次优化计算和技术经济的比较后，本次风机布置采用垂直于主风向距离为8倍叶轮直径、平行于主风向距离为5倍叶轮直径原则布机。根据单机容量和机型选择，风电场内1500kW机组布置了66台风机，2000kW机组布置了50台风机。为了使各个机型的发电量最大化，在机组布置方面具有可比性，这里利用WindFarmer软件对各机型进行优化布置。WindFarmer优化后的风电机组布置结果见图3．23和图3．24。49 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址卜!-图3-23WindFarmer优化后66台1500kW风机布置图 图3-24WindFarmer优化后50台2000kW风机布置图3．5．11风机机型选择方案经济比选单机容量为1500kW的WTGl500A、WTGl500B、WTGl500C、WTGl500D型风力机设备价格较低，但由于机组数量稍多，相应增加造价，配套工程费用有所增加；而单机容量2000kW的WTG2000型风力发电机组单机容量大，相对部分配套工程费用比前者低，但是叶片较长使运输费用增加，轮毂高度较高也相应造成造价增力I：1127】。另外，由于机组布置不同，线路、道路费用也不相同。所以各种机型不仅是机组价格使经济性有差异，电气和土建等配套设施的不同也会影响风电场的经济性，所以采用综合经济比较的51 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址方法来选择最优的机型，经济比较如表3．16所示。表3．16各机型经济比选表机型WTGl500AWTGlSOOBWTGl500cWTGl500DWTG2000单机容量(kW)15002000轮毂高度(m)65757080装机台数(台)6650装机容量(MW)99100理论年发电量(万kW·h)29558．630429．433762．634609．235088．4尾流损失(％)5．115．175．255．15．14尾流折减后年发电量(万kW·h)28048．228856．23199032844．233284．8年上网电量(万kW·h)19605．620170．42236l22958．223266平均单机年发电量(万kW·h)297．1305．6338．8347．9465．3等效满负荷小时数(h)19802037225923192327第一部分机电设备及安装工程65910659lO67887．3659lO69346第二部分建筑工程79848143．6879847360第三部分其他费用60466227．3860465908一至三部分合计(万元)7994082258．367994082616基本预备费(万元)798822．5836798826接入系统投资(万元)4000静态总投资(万元)8474087080．94368474087442单位千瓦静态投资(元／kw)85591759285598744单位电能静态投资(元／kw．h)4．3224．2013．8943．6913．758由表3-16可知，从发电量方面及经济性指标来考虑，WTGl500D单位电能静态投资最优、经济指标最好。所以可行性研究阶段把WTGl500D作为推荐机型。目前WTGl500D机型厂家推荐轮毂高度只有70m一种，因此不再针对推荐机型进行轮毂高度优化比选。3．5．12可行性研究阶段风电场最终布置方案经过布置方案的优化以及风机机型的技术经济比选结果，可行性研究阶 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址段最终选用66台WTGl500D机型的布置方案，各台风机的编号、坐标及高程等参数见表3．17。表3-．7YGCC风电场风机位置及高程X坐标Y坐标X坐标Y坐标编号高程Iml编号高程Iillll【IllllIInl【mll69266．946738616213465272．44598291950269546．046717716273565065．44597051926369279．746701416753662992．94641401775469200．446675717213762744．04639921800p569042．746651417503862603．24637341808669155．646627217273962625．24634451850～769179．846597417294062598．24630761850867961．446739716194162936．44629691850968070．9467162165l4262576．246279318501068228．446694216754362548．34624961850ll68287．746668916774462438．246221918751268351．146637017254562407．846193819001367263．846514317004662535．646164619301467538．846491317014762852．346149l19751567720．546461817504862550．446104919751667738．646425l18∞4962405．44606011950≯1768056．246392318∞5062283．546033819751868183．946349517505l61806．14603061950-1968032．146313917805261594．046059519∞2067935．146275917755361555．0460033190l2167303．746292018005462634．046004120272267161．746268318065562543．845977320502366989．846246418025663018．245986120252466858．846216418255763390．146004619752566570．846315017755863337．74603701925 第三章可行性研究阶段风资源分析及风电场选址X坐标Y坐标x坐标Y坐标编号高程IinJ编号高程lMIIml【mJIilll】Iml2666551．846285017765962449．545949220522766441．246254718256062097．645927420752866162．O46230618016l62002．645889420252965903．246145218256261884．145857620003065652．446109017756361901．745829219753l67489．246407017756461961．545804119263261567．045724920006561899．345769519403365352．646014618936661792．145743619523．6本章小结本章主要讲述了我国国内风电项目可行性研究阶段主要工作内容，并且简要介绍了当今国内外进行风电场设计的主要几种计算软件，以及WASP、WindFarmer、MeteodynWT和WindSim软件在复杂地形风电场模拟中的应用情况。结合工程实例，详细深入探讨复杂地形风电场中测风塔数据整理分析、风电场风资源要素计算、风机选型、各个风机布置方案的技术经济比较等内容。可行性研究阶段是风电项目设计工作中承上启下的重要环节，是政府核准项目建设的依据，也是业主决策的主要指标。 4．1工程实例址个阶段，是观选址、风压变电站施观选址结束设计的基础台风机的位场投入运行有安全隐患规划阶段和可行性研究中已对YG气象站的风资源数据进行了全面的分析，微观选址阶段沿用前面两个设计阶段的风资源分析结果。可行性研究阶段对CC02#钡JJ风塔2009年9月1日至2010年8月31日的测风数据进行了检验、处理和分析。微观选址阶段沿用可行性研究中对CC02撑测风塔数据的分析结果和以此对风电场风资源的评价结论。微观选址阶段还收集到了CC01#和CC03#两个测风塔的数据。微观选址阶段为了可以更准确的分析风电场的风资源状况，分析每台风机的安全性以及计算风电场发电量，所以选用CC01#、CC02#、CC03#三座测风塔的数据进行综合分析比较。CC01#、CC02#、CC03#i受uJ风塔在GoogleEarth软件立体地形上的相对位置图见图4．1。 4．1．1测风塔概况CC01#和CC03#；澳lJ风塔塔高均为70m，CC01群测风塔所在地理位置海拔1665m，CC03撑测风塔所在地理位置海拔2093m。CC01#和CC03群测风塔均在塔高70m、50m、30m、10m处安装风速传感器，70m、10m高度安装风向传感器，10m高度安装气温计，7m高度安装气压计。测风设备均采用美国NRG测风仪，风速精确到0．1m／s，风向精确到1。。测风仪器均经过标定，数据可靠性有较好的保证。CCOl#N风塔2010年1月1日至2010年12月31日的测风数据和CC03#测风塔2009年9月1日至2010年8月31日的测风数据完整率均大于90％，完整率较高，符合GB／T18710．2002《风电场风能资源评估方法》标准的相应要求。检查测风塔原始数据，对其进行完整性和合理性分析，检测出缺测和不合理的数据，经过适当处理，CC01#和CC03#钡tJ风塔均整理出一套连续一年完整的风场逐小时测风数据。4．1．2平均风速、风功率密度CC01#和CC03#i贝IJ风塔实测年不同高度平均风速和平均风功率密度，详见表4-1。 第四章技施阶段风资源分析及风电场选址表4-1CC01#和CC03#测风年不同高度平均风速及平均风功率密度表测风塔高度lOm30m50m70mCCOI#平均风速rids5．80|7．197．35CCOI#平均风功率密度w，m2485．37t550．48594．4lCC03#平均风速m／s5．416．756．967．38CC03#平均风功率密度w／m2171．30335．99375．37431．874．1．3风向频率及风能密度方向分布CCOI#和CC03#钡JJ风塔测风年70m高度的风向、风能频率见表4．2。图’4．2、4．3给出了两个测风塔实测年70m风向、风能玫瑰图。CCOI#测风塔70m高度全年主导风向为W，频率为27．9％，风能密度最噜大扇区为W，频率为48．5％。CC03#澳J风塔70m高度全年主导风向为W，频，率为21．8％，风能密度最大扇区为W，频率为33．1％。表4-2CCOI#和CC03#70m高度风向及风能分布频率表CC0l撑70mCC03撑70m方向风向％风能％风向％风能％N2．4O．44．43．6NNE0．7O．12．51．ONEO．60．O1．9O．7ENE1．1O．11．4O．8E6．21．31．50．7ESEll2．92．6O．9SE7．71．43．41．0SSE2．9O．741．7S2．1O．75．12．3SSW20．65．33．4SW2．3O．65．95．0WSW7．84．17．98．4W27．948．521．833．1WNW15．730．716．626．ONW6．36．8108．1NNW3．41．O5．63．4 第四章技施阶段风资源分析及风电场选址NN-‘—_卜赫．震忝I蕊妒W。SW赆＼／＼＼／黟二曜岁：妒s■、(＼／蕊X。赫《秽＼√—／SSES钾、＼“戮／—、_NE／＼一jp。熟德曝秽SS-、、—一一SSES图4-3CC03撑测风塔实测年70m高度风向和风能玫瑰图4．1．4实测年风速和风能频率分布CCOI#和cc03#N风塔实测年70m高度风速及风能频率分布见表4．3，分布图见图4．3、4．4。表4．3测风年70m高度风速及风能频率分布表CCOI#70m高度CC03#70m高度风速区间风速风能风速风能≤l3．20．OO3．10．00 第四章技施阶段风资源分析及风电场选址CCOI#70m高度CC03#70m高度风速区间风速风能风速风能≤24．6O．033．50．03≤37．7O．195．50．19≤410．5O．637．10．57≤511．61．358．71．36≤610．12．04102．69≤78．12．5910．14．32≤87．43．5410．56．70≤96．24．22109．09，≤105-34．958．210．23≤ll4．75．846．711．12'≤123．96．295．511．85≤133．46．974．111．23≤143．28．203．110．61≤152．47．5628．42≤162．18．03l5．1l≤171．46．420．42．45≤181．37．08O．32．18≤19O．74．48O．1O．86≤20O．64．480．11．00●≤210．43．46≤22O．54．97≤230．22．27，≤24O．11．29‘≤25O．11．46≤26O．11．64 第四章技施阶段风资源分析及风电场选址4．1．5风能资源分析结论根据图4．1和4-5中所示，通过三个测风塔的所处地形、地貌以及相应测风数据可推论，CC0l撑测风塔位于一道山谷的山坡处，山谷走向与主风向一致，形成了一个风力加速的通道，所以CCOI#i9l,IJ风塔测出的平均风速和风功率密度较大130】。CC02撑测风塔所处位置在主风向上被另外一道较高的山梁遮挡，所以造成在这一点观测出的主风向有一些偏移，风电场区域的主风向60 图4-5GlobalMapper软件上三座测风塔位置图由于YGCC风电场内地形复杂，经过对三个测风塔数据分析比较后，每个测风塔的数据对于评价整个风电场的风资源情况都不具备代表性。因此，为了能尽量如实的计算风电场发电量，微观选址阶段使用MeteodynWT软件同时输入三个测风塔数据计算风电场发电量，并使用WASP软件分别输入每个测风塔数据来多次计算风电场发电量，这样可以分析各组数据的变化趋势和相互关系【321，以保证计算结果的合理性和准确性，力争能在业主进行最终投资决策时提供重要参考依据。通过现场微观选址，对每一台风机机位进行确定后，使用MeteodynWT软件计算每台风机的平均风速、湍流强度以及50年一遇最大风速，来确定每台风机的安全性，根据数据对每台风机进行最终的选型。4．1．6风机安全性分析及选型根据IEC标准风机安全性主要取决于每台风机50年一遇最大风速、湍流强度以及平均风速这三个指标。利用MeteodynWT软件计算每台风机70m高度50年一遇最大风速以及湍流强度，计算结果见表4．4。61 ，’’第四章技施阶段风资源分析及风电场选址表4-4每台风机50一遇最大风速及湍流强度蜘年一遇最IEC湍流强度IEC卯年一遇最IEC湍流强度IEC编号大风速m／s级别115类别大风速m／s级别115类别l35．2Ⅲ0．121B3437．8H0．146A235．6Ⅲ0．138B3537．8110．149A336．5Ⅲ0．126B3634．3mO．106C435．9ⅢO．129B3733．9IIIO．095C536．8m0．119C3833．8Ⅲ0．099C638．6Ⅱ0．126B3934．9Ⅲ0．117C738．2Ⅱ0．127B4035．6IⅡ0．128B837．2IIIO．099C4l36．8IⅡ0．123B937．O1110．108C4236．7m0．113ClO35．5Ⅲ0．110C4335．6ⅢO．122B1l34．9Ⅱ10．110C4435．9IIIO．125B1236．OⅢ0．098C4536．2HIO．12lB1337．2ⅢO．104C4636．4Ino．125B1437．2Ⅲ0．116C4737．OⅢo．144A1537．OⅢO．114C4836．9Ⅲ0．133B1637．9IIO．132B4937．2ⅢO．145A1737．8Ⅱo．14lA5036．5EIO．134B1838．OⅡo．140A5l36．2ⅢO．13lB1938．1IIo．145A5236．OiiiO．134B2037．OⅢO．143A5336．3mo．128B2l36．9Ⅲo．14lA5437．oiiio．14lA2237．2ⅢO．130B5537．1iiio．144A2336．9ⅢO．133B5637．3IH0．157A2435．6Ⅲo．143A5736．9Ⅲo．144A2534．8iil0．119C5836．9Ⅲ0．154A2635．9Ⅲ0．130B5937．OⅢo．142A2736．7iii0．139B6038．6IIO．137B2836．6Ⅲ0．149A6l38．4ⅡO．149A2936．4Ⅲo．147A6238．5ⅡO．15lA3036．9IⅡO．160A6337．3mO．156A3l37．Om0．139A6437．3m0．167A十 第四章技施阶段风资源分析及风电场选址蜘年—遇最IEC湍流强度IEC卯年一遇最IEC湍流强度IEC编号大风速ads级别lls类别大风速ads级别lls类别3237．1H10．135A6537．2ⅢO．16lA+3337．7Ⅱ0．154．A6637．OⅢO．147A根据表4-4中计算结果，根据50年一遇最大风速判定66台风机中有12台IECII类机组和54台IECIII类机组，根据湍流强度判定有2台风机达到A+类别，由于只是稍微超过A类标准，并且可在今后运行中通过风机操作控制来化解风险，所以66台风机都采用A类机组。综上所述，YGCC风电场机型最终选择方案为12台IECIIA类风机以及54台IECIIIA类风机。IECⅢA类风机选用可行性研究阶段推荐的WTGl500D机型，IECIIA类风机选用可行性研究阶段进行比选的WTGl500B机型。4．1．7发电量计算使用WASP软件分别用三座测风塔的数据计算风场发电量后进行平均，66台机组在标准空气密度下年理论发电量为37174．8万kW·h，平均尾流损失3．322％，尾流折减后年发电量为35939．7万kW·h。将三座测风塔数据一起输入MeteodynWT软件中，经过计算在标准空气密度下理论发电量为37860．9kW·h，平均尾流损失2．75％，尾流折减后年发电量为36817．3万kW·h。WT软件计算出风场内发电量分布图见图4．6。63 ，、第四章技施阶段风资源分析及风电场选址图4-6YGCC风电场发电量分布图(MeteodynWT软件计算)用WASP和WT软件计算出每台风机的理论发电量、尾流损失以及扣除尾流损失后的发电量见表4．5。表4．5YGCC风电场各台风机发电量表编WASP软件计算wT软件计算号平均风速m／s总发电量GWh净发电量GWh尾流损失％总发电量GWh净发电量GWh尾流影响％l6．734．7874．6492．885．2175．1072．1226．94．9524．5587．955．2974．9696．1937．525．4025．2013．725．5805．3474．1947．725．6135．3404．875．9755．6535．4057．665．6785．4024．866．1985．8375．8367．655．1474．8755．285．5455．2215．8477．675．1604．9863．385．5465．3633．30 第四章技施阶段风资源分析及风电场选址编WASP软件计算wT软件计算号平均风速m／$总发电量GWh狰发电量GWh尾流损失％总发电量Gwh净发电量GWh尾流影响％86．924．9594．927O．635．4665．4480．3397．235．2505．1162．555．5965．4512．60107．45．3815．1703．925．6275．4503．15ll7．045．10l4．9403．165．6535．5132．48127．535．5515．3992．755．7565．6581．69137．3l5．3745．3091．2l5．6245．593O．557．045．1244．9363．665．4375．2762．96147．745．6145．4403．105．6605．4972．8715，8．025．5325．2834．505．6055．4872．10165．5925．1887．235．5275．3543．14178．13’■5．2513．935．1175．0122．06188．295．4663．655．2835．1572．38198．365．6195．4145．6435．3734．79207．685．7615．4635．175．3955．15217．75．6755．3735．3l5．6886．97227．755．6455．3175．8l5．8975．4856．27237．725．6065．2626．135．8175．4525．02248．195．9975．7364．345．8135．5221．19257．65．5865．4582．295．4165．3522．07267．45．3845．2053．3l5．3355．2242．5l277．535．6525．4373．8l5．6815．538O．96287．885．7075．5941．985．4745．421，1．2l297．9l5．8355．7062．205．6785．6091．12307．565．4195．3141．945．3605．300～l-543l7．655．5895．4392．695．4585．3744．60328．5l5．7015．5552．555．1384．9014．77338．745．9945．7334．355．1744．9271．98348．595．7485．6152．3l5．4465．3382．48357．875．5895．4562．395．7465．603O．80367．835．6785．5921．525．9585．9100．46378．035．7095．663O．8l6．1946．1651．06388．555．9885．8981．506．3006．233O．78398．225．7855．6911．626．1766．127 第四章技施阶段风资源分析及风电场选址编WASP软件计算wT软件计算号平均风速m／s总发电量GWh净发电量GWh尾流损失％总发电量GWh净发电量GWh尾流影响％407．665．7ll5．2557．995．8545．4626．7l418．235．8085．7181．566．0706．0081．02428．195．7575．6751．436．0305．993O．62438．355．8095．7491．036．0015．97l0．49448．195．8385．7471．576．0866．0410．74458．145．8605．6962．796．1286．0042．Ol468．1l6．0895．7236．Ol5．9665．6914．62478．266．0295．88l2．446．1716．0851．40488．255．7655．5703．375．9235．7373．15498．095．8305．5015．646．1205．7975．29507．6l5．6975．4404．5l5．7825．5763．575l7．445．4505．3811．275．5355．5lO0．45527．175．2475．1701．465．2495．2260．44538．346．0835．7345．736．2845．9285．67548．696．1275．8913．866．3666．0904．33557．955．9825．5297．576．0075．6296．29567．455．6105．2017．295．6785．3655．52577．535．5405．2375．475．3735．1603．97588．496．0975．8723．696．4016．1933．24598．875．9955．89l1．725．8605．7681．58608．965．6995．653O．805．6055．555O．88618．535．6495．600O．885．6945．666O．5l628．675．9535．8841．166．06l6．022O．65637．965．6ll5．53l1．445．5985．55lO．84648．085．6725．618O．955．6795．637O．75658．15．7245．6261．725．8835．7751．84667．875．7675．730O．636．1036．092O．18为了更准确的对比各机组经济性，计算本风电场上网发电量，需对影响风电场运行的各种因素进行发电量折减估算，对各种影响因素分析如下：l、尾流影响利用WAsP软件中PARK程序估算本风电场平均尾流为3．32％t33l。利用 第四章技施阶段风资源分析及风电场选址WT软件计算本风电场平均尾流为2．75％。2、控制和湍流影响理想情况下，风电机组随风速风向的变化而对机组的状态进行控制，实际情况是运行中的机组控制总是落后于风的变化，造成发电量损失。风电场环境湍流强度为中等水平。控制与湍流折减系数取96％。3、风电机组可利用率风电机组因故障、检修以及电网停电等因素影响其发电效率，风机厂家结合目前风电机组的制造水平及风电场运行、管理以及维修经验承诺供给本风电场的风机利用率均在95％以上，因此，本风电场风电机组可利用率取95％。4、风电机组功率曲线保证系数由于该机组目前运行经验较少，所以取功率曲线保证系数为95％。5、叶片及污染折减系数叶片表层污染使叶片表面粗糙度提高，翼型的气动特性下降。本风电场地貌特征为丘陵，根据YG气象站实测数据，多年平均降水量仅为411．3mm，空气质量一般，因此叶片污染折减系数取3％，即叶片污染修正系数为97％。6、能量损耗综合考虑风电场箱式变压器、电缆、升压变压器和输出线路的损耗以及风电场厂用电，并且考虑当地电网特性，该部分折减系数取95％。7、气候影响考虑当地的冬季低温和夏季高温会影响机组运行，所以这里气候影响折减系数取95％。8、粗糙度修正考虑到风电场建成后，地表粗糙度会与原始状况有较大差别，因此粗糙度折减系数取5％，即粗糙度修正系数为95％。9、雷暴影响该地区雷暴多年平均日数为42．3天，占全年的11．6％，比例较高。雷暴易造成机组非正常原因停机，取修正98％。10、空气密度修正系数经计算，本风电场空气密度为1．069kg／m3，由于没有该机组在此密度下的功率曲线，这里利用windfarmer软件计算空气密度修正系数为0．92。综上所述，风电场折减系数为65．0％(不含尾流)。综合考虑以上折减因素，本风电场年上网电量用WASP软件计算结果为23360．8万kW·h，等效满负荷小时数2360h，容量系数0．269；用WT软件计 第四章技施阶段风资源分析及风电场选址算结果为23931．3万kW．h，等效满负荷小时数2417h，容量系数0．276。各台风机折减后发电量和等效满负荷小时数见表4-6。表4-6各台风机上网电量以及等效小时数WASP软件计算wT软件计算编号发电量GWh等效满负荷小时数发电量GWh等效满负荷小时数l3．02220153．319221322．96319753．230215333．38122543．475231743．47123143．674245053．51223413．794252963．16921133．394226373．241216l3．486232483．20321353．542236193．32522173．5432362103．36022403．5422361ll3．2ll21413．5832389123．50923393．6782452133．45123003．6362424143．20821393．4302286153．53623573．5732382163．43422893．5672378173．37222483．4802320183．41322753．2582172193．51923463．3522235203．55123673．4932328213．49323283．5072338223．45623043．5652377233．42022803．5442363243．72924863．5892393253．54823653．4792319263．38322563．39622“273．53423563．6002400283．63624243．5242349293．70924733．6462430 第四章技施阶段风资源分析及风电场选址WASP软件计算wT软件计算编号发电量GWh等效满负荷小时敦发电量GWh等效满负荷小时数303．45423033．4452297313．53523573．4932329323．6ll24073．1862124333．72624843．2032135343．65024333．4702313353．54623“3．6422428363．63524233．8422561373．68l24544．0072672～，383．83425564．0512701393．69924663．9832655～403．41622773．5502367413．71724783．9052604423．68924593．8952597433．73724913．8812588443．73524903．9262618453．70324683．9032602463．72024803．6992466473．82325493．9552637483．62124143．7292486493．57623843．7682512503．53623573．62424165l3．49823323．5812388一523．36122403．3972265533．72724853．8532569～543．82925533．9592639553．59423963．6592439563．38022543．4872325573．40422693．3542236583．81725454．0262684593．82925533．7492499603．67524503．61124076l3．64024263．6832455623．82425503．9142609 第四章技施阶段风资源分析及风电场选址WASP软件计算wT软件计算编号发电量GWh等效满负荷小时数发电量GWh等效满负荷小时数633．59523973．6082405643．65224343．6642443653．65724383．7542503663．72524833．96026404．2本章小结本章主要论述了风电项目技施阶段微观选址的主要工作内容，结合工程’’实例详细深入探讨复杂地形下风电场中每台风机的最终位置选定，风资源情．况的模拟，每台风机的安全性分析，风电场发电量计算评估等内容。微观选址是风电项目设计最后的一个阶段，是业主最终投资决策前的重要参考，也是编制招标文件的基础。 第五章结论与展望1结论随着风电的不断发展，风电场所处的地形越来越复杂。复杂地形风电项的风资源分析、风电场选址以及风机选型等内容均要比平坦地形中难于计和确定。本文主要是通过对复杂地形风电项目各个设计阶段中的风电场选和风机选型的过程进行深入分析和研究，使得风电场发电量达到最佳并且证风机在今后运行中的安全性，主要结论如下：l、在规划设计阶段，首先应找到已有资料，对规划区域的风资源状况有一个基本的认识，尽量缩小规划区域的范围，以减少工作量。已有资料包括附近风电场数据、附近气象站长期观测数据等。2、复杂地形风电场在规划阶段选址时应考虑风资源状况与地形之间的关系，不能只考虑风机间的尾流影响，主要考虑复杂地形下各种地形对风资源的影响效果，比如山脊对风是有加速作用的，山谷对风有减速作用，背风坡会加大湍流强度等。3、根据复杂地形区域特点和风资源概况，初步布置风机，估算规划范围内总装机容量。根据以往工程经验和相关研究，在复杂地形中选取几个最具代表区域风资源情况的位置设置多座测风塔。4、对测风塔数据进行检测和整理，对其中不合理和缺测数据采取替换和补缺，得到一整年逐时数据。再用气象站长期风资源数据对测风塔实测年的数据进行比对和订正，保证实测年的数据可以代表风电场区域真实的风资源状况，以防使用大风年或小风年的数据，对发电量及风机安全性等计算结果造成影响，失去参考性，给未来风电场的运行和管理带来风险隐患。5、复杂地形中应利用气象站多年风资源数据，推算风电场内每台风机50年一遇最大风速，利用测风塔实测数据，推算每台风机的湍流强度，根据每台风机的50年一遇最大风速以及湍流强度值来确定风力发电机组的IEC类别。定好类别后才能根据各个风机厂家产品情况选择适合拟建风电场的风机。6、复杂地形风电场的发电量计算，应尽量使用具备CFD(流体力学)技术的计算软件，当今国内外普遍使用的软件有McteodynWT和WindSim。WASP和WindFarmer也是风电场设计中应用广泛的软件，经过大量的工程实 第五章结论与展望践经验以及相关研究结果表明，在复杂地形中，WASP和WindFarmer软件对风电场的计算和模拟结果偏差较大。7、在复杂地形风电场中，一般都设置多座测风塔，每座测风塔的数据可能都不能完全代表风电场区域的风资源情况。因此，在风电场发电量计算时，应根据多座测风塔数据一起综合计算，可比较精确的计算发电量，或者单独用每座测风塔计算发电量，观察几个计算结果的相对关系和合理性，来最终确定风电场发电量。5．2展望复杂地形的微观选址是一个综合性的问题，本文虽然结合工程实例对复杂地形中风电场的风资源分析、风场选址以及风机选型等问题做了一些研究，也得出一些规律，但是还存在很多不足的地方需要今后进一步的学习和探讨，现主要列举以下几条：l、复杂地形中还可以根据不同坡度、不同粗糙度等更多因素进行更加精细的模拟和计算，分别针对各种因素间的互相影响效果推出最佳的风机布置方案。2、在复杂地形中，用不同的测风塔计算出的发电量及风机安全性等结果差别很大，所以计算方法需要科学的研究。3、发电量影响系数基本是按照工程经验来确定的，不同的风场中有些折减系数实际上相差很大，尤其是复杂地形中的折减系数应选用适当的计算方法来推算。