一 、机组选型

准确、可靠的风电场风资源评估是风电场设计的前提和基础。正确的机组选型是风电场设计的重点和关键，风电机组选择的正确与否直接影响到风电场长期运行的安全性和经济效益。

风电场的机型选择主要围绕风电机组运行的安全性和经济性两方面内容，综合考虑。

1. 风电机组的安全性

不同的风电场条件具有不同的风况、气候因素等外部条件，因此风电机组根据不同的现场条件有不同的设计要求及相应的安全等级。表1是IEC61400-1(第三版)风电机组等级表。

表1 风电机组等级表

上表中，所有参数值均是指轮毂高度处的参数：

Vref -参考风速(10min平均值);

A -较高湍流强度等级;

B -中等湍流强度等级;

C -较低湍流强度等级 ;

Iref-风速为15m/s时的湍流强度。

50年一遇最大风速和湍流强度是机组选型的两个最基本的指标，在风电场内的风电机组的位置确定后，根据相关标准，还需要对每台风电机组的现场风况条件进行安全性评估，评估的风资源参数主要有：

(1)各机位轮毂高度处的50年一遇最大风速(10min)和极大风速(3s);

(2)各机位轮毂高度处的有效湍流强度(环境湍流强度与机位之间尾流产生湍流强度的叠加);

(3)在0.2Vref～0.4Vref之间风速分布概率密度小于风电机组设计值;

(4)入流角(入流气流与水平面的夹角≤8°);

(5)风切变系数0.05

(6)在主风向的机位多于5排或垂直主风向的距离小于3D(D为风电机组叶轮直径)时，会增加风电场的环境湍流强度，最终影响机位的有效湍流强度。

2. 风电机组的经济性

机组的经济性主要是从风电场投资及其发电量两方面综合考虑。在风电场总装机容量一定的条件下，从经济方面考虑，大型的，特别是兆瓦级以上风电机组的综合成本更低一些。从技术角度来讲，风力发电机组的发电机逐步从定速运行的感应发电机发展为风能利用率较高的变速运行的发电机;功率控制也逐渐由定桨距失速型，主动失速型发展到变桨距功率控制。在机型选择时应根据条件优先考虑具有成本低、技术先进、风能利用率高和应用广泛的大型先进风电机组。

二、 机组布置

在风电场的风能资源分布和风电机组确定以后，机组布置是风电场项目实施的关键环节。

机组布置即风电机组位置的选择，应通过对若干方案的技术经济比较，确定风电场风电机组的布置方案，使风电场获得较好的发电量。

除了风电场的风能资源分布特点以外，机组布置还需要考虑土地使用、村庄、电力设施、环境敏感因素等客观因素的限制，风电机组周围的地形条件，建筑物、树木或其它障碍物的不利影响以及风电机组之间的尾流影响。

1. 客观条件限制

(1)风电机组与村庄的距离一般要求500m以上，特殊情况至少300m。

(2)风电机组离110kV及以上电压等级线路150m以上。

(3)风电机组要避开基本农田、矿产、文物、军事用地、自然保护区以及其他环境敏感区域。

2. 地形条件

满足风电机组的运输条件和安装条件。在平坦地形条件下，满足这一原则是很容易的的。在山区，满足这一原则经常有难度。要根据所选机型需要的运输机械和安装机械的要求，机位附近要有足够的场地能够作业和摆放叶片、塔筒，道路有足够的坡度、宽度和转弯半径使运输机械能到达所选机位。

视觉上要尽量美观。在与主风能方向平行的方向成列，垂直的方向上成行。行间平行，列距相同。行距大于列距发电量较高，但等距布置在视觉上较好。追求视觉上的美观，会损失一定的发电量，因此在经济效益和美观上，也要有一定的平衡。

3. 障碍物影响

在风电场中有时会碰到障碍物，障碍物的尾流的大小和强弱与其大小和体型有关。研究表明，对于无限长的障碍物，在障碍物下风向40倍障碍物高度，上方2倍障碍物高度的区域内，是较强的尾流扰动区，风电机组的布置必须避开这一区域。

障碍物会降低障碍物下风向区域的风速，障碍物影响的大小取决于其本身的疏密程度，即透风率。建筑物的透风率最低，冬季的开阔树林具有一定的透风性，而夏季茂密的树林的透风率比较低。一般来讲，障碍物的长度越长，高度越高，相应的对风速的阻碍效果越明显。

如图1所示为模拟7层的建筑物对风电机组的影响，其中建筑物高20m，宽60m，风电机组与建筑物的距离为300m，风电机组的轮毂高度为50m。图中的数字表示风速减小的影响程度，100表示风速没有损失，99表示风速减小1%。可以看出，风电机组轮毂高度处减小了3%，相应的风能损失约10%。

图1 气流经过障碍物风速衰减图

4. 尾流影响

气流在经过风电机组叶片时能量会减小，实际上，风电机组的叶片对风速有阻挡作用，在风电机组的下风向会产生类似轮船尾流的效果，该区域内会产生较大的湍流，同时风速也会降低。如图2为气流经过风电机组尾流示意图。

图2 气流经过风电机组尾流示意图

风电场的风电机组布置应考虑到风电机组之间尾流的影响，风电机组之间的距离至少保证3倍的叶轮直径，在主风向上，风电机组间的距离应更大一些。

国外有研究成果表明，对单台风电机组，在距风轮2D-3D的顺风中心线处，风速减少35%-45%;在距风轮8D处，风速减少10%。尾流的直径在距风轮8D-10D为2.6D - 2.8D。对于行距为8-11D，列距为2-3D的布置，第二排的能量损失在10m/s时为8-20%。在平坦地区进行的7行布置的风电场的测量，其行距为9D，列距2D，第七排比第一排能量约损失20%。

值得注意的是，多行多列布置的能量损失，和地形、地面粗糙度也有关系，所以上述数字只是给我们一个感性的认识。

一方面，考虑到风电机组的尾流影响，我们应该使风电机组间的距离越大越好;另一方面，土地使用和电网连接的限制又要求风电机组间的距离尽可能小。

根据经验，在平行于主风向方向上，风电机组间的距离一般保持5~9倍叶轮直径的距离;在垂直于主风向方向上，风电机组间的距离一般保持3~5倍叶轮直径的距离。如图3所示的排列考虑了多方面的因素，机组呈梅花型布置。

图3 风电机组梅花型布置示意图

5. 机组布置分析实例

图4为某风电场利用WasP软件计算的年平均风速分布图，从图中可以看出，风电场区域的地形条件具有一定的综合性，包括了粗糙度较小的水域(图的中间位置)，水域东侧的平地以及水域南部，西部和北部的丘陵地形。从图中的各个机位的风能玫瑰图可以看出，该地区的主要风能方向是西方及其偏南和偏北方向。由于水面的表面粗糙度较小，来自西风经过水面后仍有较高的能量。水域的东侧陆地区域，在气流登陆后，由于地面粗糙度增大，风速的衰减增加，风功率密度降低。水域的南侧、西侧和北侧都是丘陵地区，特别是水域的西侧丘陵区域的高地(山脊)走向与主风向垂直，气流在流经该地区时随着地面的抬升产生了强烈的爬坡加速效应，风速在山顶地区达到最大值，因此该山顶地区是理想的布机区域。

图4 某风电场WAsP软件计算示意图

三、 发电量计算

1. 直接测风估算法

估算风电场发电量最可靠的方法是在预计要安装风电机组的地点建立测风塔，其塔高应达到风电机组轮毂高度，在塔顶端安装测风仪传感器连续测风一年。然后按照《风能资源评估方法》对测风数据验证修正，得出代表年风速资料，再按照风电机组的功率曲线来估算其理论年发电量，计算方法为统计测风塔轮毂高度各风速段的小时数，与该风速对应的功率求积即为该风速段总的发电量，其他风速段依次类推，最后求和即为该机组理论年发电量(不含其他折减因素)。

用该种方法估算发电量时，在复杂地形情况下应每3 台风电机组安装一套测风系统，甚至每台风电机组位置安装一套测风系统，地形相对简单的场址可以适当放宽。在测风时应把风速仪安装在塔顶，避免塔影(风吹过塔架后的尾流影响)，如果风速仪安装在塔架的侧面，应该考虑盛行风向和仪器与塔架的距离，以降低塔架的影响。

2. 计算机模型估算法

目前国内外用于风电场风能资源分布评估和发电量计算软件较多，国外主要有WAsP，WindFarmer，WindPro，WindSim，Meteodyn等软件，国内有木联能CFD风电工程软件等。

利用WAsP 或其他软件，按照它的格式要求输入风电场某测风点经过验证和订正后的测风资料、测风点周围的数字化地形图、地表粗糙度及障碍物资料，就可以估算风电场中各台风电机组的理论年发电量。这种方法的优点是要求的测风资料少，成本低，在简单地形场址条件下结果比较可靠，是风能工作者的重要工具。

另外，还有用于计算风电场风电机组的荷载状况的WAsP Engineering软件可以应用。

3. 上网电量估算

利用发电量计算软件计算风电场年理论发电量、尾流损失、尾流折减后的发电量，除此之外，需要作以下几方面修正才能估算出风电场的年上网电量。

(1)周边风电场的影响折减

考虑目前和将来风电场对本风电场的影响，造成发电量损失。

(2)空气密度修正

由于风功率密度与空气密度成正比，在相同的风速条件下，空气密度不同则风电机组出力不一样，风电场年上网发电量估算应进行空气密度修正。严格来讲，进行空气密度修正时，应要求生产厂家根据当地空气密度提供功率曲线，然后按照这条功率曲线进行发电量估算。

(3)控制和湍流折减

这里的控制是指风电机组随风速、风向的变化控制机组的状态，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。主要有以下几个方面：①风电机组的切入和切出。风电机组启动时的切入滞后会造成一部分发电量的损失，由于风速较小，这部分损失比较小，风电机组在切出之后(如风速25m/s)等风速下降到某一风速(如18m/s)方可再切入造成部分电量损失，如果大风持续时间较长，这部分电量损失较大。②风向的变化，由于风向变化，偏航系统由于滞后而造成发电量损失，如果风向变化频繁，这部分损失会较大。

风电场控制和湍流强度系数大，相应的控制和湍流折减系数也大，一般情况下控制和湍流折减系数取5%左右。

(4)叶片污染折减

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，从而使发电量下降。发电量估算时应根据风电场的实际情况估计风电场叶片污染系数，一般为2%左右。

(5)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不能发电，考虑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，风电机组的可利用率折减系数约为5%。

(6)功率曲线折减

机组厂家对风力发电机组功率曲线的保证率一般为95%，因此，风力发电机组功率曲线折减系数取5%。

(7)厂用电、线损等能量损耗

风电场估算上网发电量时应考虑风电场箱式变电所、电缆、升压变压器和输出线路的损耗以及风电场厂用电。根据已建风电场经验，该部分折减系数为3%～5%，可视风电场的具体情况计算确定，可以通过计算获得。

(8)气候影响停机

气候影响停机包括低温、雷暴、冰雹、沙尘暴等恶劣天气对风电场电量造成的损失，气候影响停机折减系数视风电场现场实际情况而定，一般在5%左右。

(9)上网电量

理论发电量经过上述折减后，即为估算的理论上网电量。

(选自《风力发电技术与风电场工程》杨校生主编出版社：化学工业出版社 )