某陆上风电机组选型、布置及技术经济性研究

童 旭

（国能龙源电力技术工程有限责任公司，北京 100039）

0 引言

在“双碳”目标背景下，风电具有绿色排放、资源消耗低、经济效益好等优势，从而成为低碳经济中最重要的新能源之一[1]。目前，随着风电机组容量的持续增长及主流机型容量的不断提高，如何综合考虑风机布置、上网电量及成本经济性等因素进行风电机组合理选型，已成为风电领域关注的重点[2]。

风电作为环境友好、技术成熟的可再生能源，已在全球范围内实现规模化应用。全球已有100多个国家开始发展风电，其中美国、丹麦、荷兰、英国、德国等国家均在风力发电的研究与应用方面投入了大量的人力和资金。全球陆上风电的度电成本区间已经明显低于化石能源，陆上风电平均成本逐渐接近水电，达到6美分/（kW·h）。随着技术进步，风电项目的度电成本仍在进一步降低，风电将成为最经济的绿色电力之一。截至2021年底，全球累计风电装机容量达到837 GW，且年装机容量持续增长[3]。从累计装机量来看，截至2021年末，我国陆上风电累计装机容量320 GW，占全球陆上总装机量的40%，海上风电累计装机容量25.35 GW，占全球海上总装机量的48%，我国已成为累计装机量第一大国家。截至2022年11月，我国风电装机容量已达到350 GW，占发电装机总容量的13.9%[4]。可见，无论是新增还是累计风电装机容量，我国的风电市场规模均已占据全球首位。

尽管我国在大型风机开发及研制方面积累了丰富的经验，但风电机组的技术经济性及产品化程度仍有待进一步提高[5]。因此，如何更加合理地进行风电机组选型，获得更好的技术经济性已成为本领域研究的热点问题。在风电机组设计建设中，风电机组选型的好坏不仅影响着风力场投资的多少，还直接影响着投产后的发电量和运行成本，最终决定上网电价。因此，在风力项目固定资产投资中，风力机组的选型具有重要意义。

针对风力发电机组选型，近些年国内开展了较为丰富的研究，肖洪波[6]研究了风力发电机组的分类和各类机型的优缺点，提出了风电场开发初期影响风力发电机组选型的主要因素和机型比选方法步骤，并以某风电场为实例，对比得出了推荐机型。在风能特性研究方面，李靖等[7]研究了高原地区湍流对风电机组的影响，从湍流对风电机组选型、发电能力、偏航系统、载荷等方面的影响展开分析，阐述了湍流对风电机组的诸多影响及其作用原理。蔡彦枫等[8]开展了测风激光雷达与风廓线雷达的对比观测试验研究，得到风廓线雷达观测结果的极差和标准差整体偏大，测风精度不及测风激光雷达的结论。聚焦于典型台风外围影响，陈佳俊等[9]研究了湍流程度、阵风系数等的演变特性，基于此分析了上述因素对风电机组选型的影响，并进一步提出在台风期间单独实施桨角控制策略的方法，在保证机组安全性的同时，实现了风能利用的最大化。针对海上风电，刘展志等[10]综合分析了欧洲各国的海上风电发展情况，并结合具体实例提出了四种输电技术应用情景。官嫣嫣等[11]研究得到了基于风险管理的海上风电进度控制方法，能够有效识别进度管理中的工作重点，实现项目进展的有效推动，有助于集中资源管理风险，避免或减少工期延误。

上述研究工作对风力发电机组选型等方面具有一定的理论及技术指导意义，但在风电机组综合性设计选型方面，系统性的研究报道仍然较为匮乏。本文聚焦于某陆上风场风电机组选型、布置及技术经济性分析，优选出4种风力发电机型进行技术经济性比较，根据风电场风向和风能分布情况，充分考虑地形地貌条件、送变电方案及运输和安装条件，以风电场发电量较大、机组相互尾流影响较小为原则进行风机的优化布置。研究成果能够为同类陆上风电机组选型、布置及发电经济性分析提供一定的理论及技术支撑。

1 风电机组型号选择

1.1 单机容量选取

研究表明，对于确定的风电场，在特定技术、经济、国产化比例约束下，使风机单机容量处于某一范围内，能够获得较好的经济性。根据目前国内外风电机组装机情况，基于单机容量大小，可将风电机组分为兆瓦级以下机组（750～1 000 kW）、兆瓦级机组（1.5～2.0 MW）和多兆瓦级机组（2.5 MW、3.0 MW、3.6 MW和5.0 MW）。本文研究对象为山地风电场，场址内及进场道路施工难度相对较大，但风电场所在位置对外交通条件较好，因此，综合考虑风电场范围、地形特征、运输条件和国内外风电技术及现状等，风电机组单机容量选择范围在1 500～2 500 kW。

1.2 基于风况特性的机型方案选择

机型方案选择应对风电场风能资源和风电机组安全性等因素进行综合考虑。首先，应系统获得风场的风能参数。经风能数据分析可知，当风机轮毂高度为75 m时，该处的年均风速能够达到6.50 m/s，对应的风功率密度达302.4 W/m2。对于该风电场的整体风速分布而言，其主要风速段位于2～11 m/s，占比85.8%以上。对应的风能则主要集中在5～14 m/s风速段，占比99.8%以上。经以上风能数据分析可知，该风电场属于低风速型风电场，风能分布相对较为集中，因此风电机组宜选择对低风速段利用较为充分的高效能风机。

在安全等级方面，根据历史测风数据资料，位于电场内测风塔的80 m高度处，该位置50年一遇的最大风速值能够达到33.1 m/s，相应的极大风速值达46.3 m/s。据此推算，在风机轮毂高度为75 m处，强风下的最大湍流强度可达0.07，湍流强度相对较小。参照国际电工协会标准，所选风电机型应满足IEC ⅢC类安全等级。

综合考虑上述分析及厂家供货能力等因素，拟定包括WTG1、WTG2、WTG3、WTG4在内的共计4种机型进行综合比选分析。4种单机容量在1 500～2 500 kW，轮毂高度在75～85 m的直驱机型或双馈机型特征参数如表1所示，功率调节方式为变桨变速，切入风速均为3 m/s，电压和频率分别为690 V和50 Hz。

各比选机型在标准空气密度（ρ=1.225 kg/m3）下的功率曲线和标幺值曲线分别如图1（a）和图1（b）所示，推力系数曲线如图1（c）所示。从图中对比结果可见，4种机型在10～12 m/s风速之间均能达到额定功率，标幺值曲线变化较为接近。在2～4 m/s的低风速范围内，WTG1机型的推力系数最高。

图1 比选机型的主要性能曲线对比

1.3 各机型上网电量计算

在进行上网电量计算前，应进行四方面的准备工作，具体包括：1）取得测风塔一整年的经修正插补订正后的历史测风数据；2）每个机型均采用标准空气密度下的功率曲线，如图1（a）所示，实际功率曲线按IEC 61400标准进行折减，轮毂高度范围为各机型配套生产的推荐轮毂高度；3）根据实际需求，各风电机型布置的总装机容量在50 MW以内；4）针对各方案分别进行优化布机方式的试算，经过综合对比选取最优方案。

首先，根据风电场风能资源特点和场区地形条件，结合选定场区范围和装机规模要求，按照最大年发电量及最小尾流影响的原则，借助WindFarmer理论计算软件对每个比选风电机型的布置位置进行优化。经计算获得WTG1和WTG2风力发电机组机型方案布置如图2（a）所示，WTG3和WTG4风力发电机组机型布置分别如图2（b）和图2（c）所示。

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图2 不同机型的布置方案对比

而后，采用WT计算软件对各方案下的理论发电量及尾流影响进行系统分析。进一步地，综合考虑影响机组发电量的一系列折减因素，计算获得各机型方案的年上网电量。经计算，各机型方案下的上网电量如表2所示。

表2 各机型比较方案的上网电量计算结果

可见，采用上述不同机型，风电场的年平均上网电量以WTG1机型方案最大，为10 530万kW·h，年等效满负荷利用小时为2 127 h，而WTG2和WTG4的年上网电量次之，分别为10 331万kW·h和9 877万kW·h，对应的年等效满负荷小时数分别为2 086 h和2 080 h。WTG3方案相对较小，年平均上网电量为9 767万kW·h，年等效满负荷利用小时数为2 038 h。

1.4 各比选机型投资估算

发电成本不仅影响着风电机组运行的经济性，也是衡量企业管理能力的重要标志[12]。根据前述各机型参数、总体布置，结合土建工程和施工布置等因素，估算各比选机型的投资如表3所示。

表3 各比选机型的投资估算

1.5 推荐机型分析

由表3给出的各比选机型技术经济指标可见，在4个比较机型方案中，从效益来看，以WTG1机型方案的年上网电量最大，WTG2方案次之，WTG3方案最低。由投资总额对比结果可见，4种机型的投资位于33 634万～35 543万元，WTG3方案的整体费用最低，单位千瓦投资为7 007元，WTG1机型方案次之，单位千瓦投资为7 163元，WTG4机型方案投资相对较大，单位千瓦投资为7 239元。从项目经济性来看，在参与比较的4个比选机型方案中，单位度电投资以WTG1机型方案最小，为3.367元/（kW·h），WTG2方案次之，为3.440元/（kW·h），WTG4机型方案相对较大，为3.481元/（kW·h）。在4个机型比选方案中，WTG1机型表现出了更好的经济性。

1.6 风机轮毂高度

对于风机轮毂高度的选择，其核心是对比分析提高轮毂高度所带来的发电量增大与建设成本增加之间的关系，应综合考虑，选择更具合理经济性的轮毂高度。由于推荐代表机型为WTG1型风力发电机组，其可选的风机轮毂高度分别为70、75、85 m。考虑到风电场及周边的实际运输条件，本文以75 m和85 m轮毂高度方案进行比较。不同轮毂高度下的经济性对比如表4所示，可见，当轮毂高度由75 m增大至85 m时，年上网电量增加了1.15%。从投资和经济性来看，当轮毂高度由75 m提高至85 m时，造价、运输及安装等的费用相应增长，对应投资费用增加了5.29%，其费用增加幅度要高于对应的电量增加幅度。并且，对比单位度电的投资额可知，轮毂高度为85 m时的费用为3.505元/（kW·h），要略高于75 m时的投资额。因此，最终选择75 m作为风机的轮毂高度。

表4 不同轮毂高度下的经济性对比

2 风电机组总体布置位置分析

基于上述风电机组布置优化原则，首先采用WT理论计算软件，生成能够反映风电场各区域风资源好坏的风能风谱图，而后结合风电场数字化地形图，借助WindFarmer风电场优化设计软件，对风电机组的布置位置进行总体优化，并通过持续的局部位置调整，进行反复迭代。最终获得优化调整后的整体风机布置如图3所示。

图3 风电场风电机组布置

3 风电场年发电量计算

在进行风电场年发电量计算时，首先需考虑以下因素：1）根据前述设计分析，风电场总装机容量为49.5 MW，采用WTG1型风机，对应安装台数为33台，单机容量为1 500 kW；2）采用拟布机点位的空气密度平均值（1.074 kg/m3）作为风电场空气密度；3）考虑风电场山体上部地表植被低矮，地表粗糙度拟取0.05 m；4）综合考虑包括空气密度折减、尾流折减修正、湍流与控制折减、叶片污染折减、风机功率曲线折减、气候影响停机、能量损耗等在内的多因素影响。

基于上述计算条件，获得综合折减系数为70.4%，单机最大尾流影响、最小尾流影响及平均尾流影响分别为8.5%、0.5%和3.9%。对应风电场的年理论发电量为15 554万kW·h，年上网电量为10 530万kW·h，平均单机上网电量为319.1万kW·h，年等效满负荷小时数为2 127 h，具体计算结果如表5所示。

表5 风电场年上网电量计算

4 结论

本文立足于陆上风电机组选型、布置及技术经济性研究，以某风电场为研究对象，综合考虑风场特性、交通运输、地形地貌等因素，对比分析了4种代表风电机型（WTG1、WTG2、WTG3、WTG4）的技术经济性。主要结论如下：

1）根据风电场风向和风能分布情况，充分考虑地形地貌条件、送变电方案及运输和安装条件，以风电场发电量较大、机组相互尾流影响较小为原则进行风机的优化布置。在此基础上，采用WT软件模拟了尾流影响与发电量情况。

2）推荐选取布置33台单机容量为1 500 kW的WTG1型风力机型作为风电场的代表机型。

3）综合考虑风电机组利用率与各类损耗等的折减，最终获得在安装33台单机容量1 500 kW风力发电机组的情况下，预计年上网电量105 298 MW·h，年等效满负荷小时数2 127 h，容量系数0.243，能够实现较好的技术经济性。