风电场电能损耗折减计算

王杰;张彦昌;石巍;高浩

【摘 要】风能随机性和间歇性的特性决定了风电场输出电能随时间的随机性,同样决定了风电场有功功率的损耗计算的复杂性.借助风速威布尔分布建立风电场损耗计算模型,比较准确地计算出风电场交流侧损耗,可供风电场设计相关同行及有关研究部门参考.

【期刊名称】《水电与新能源》 【年(卷),期】2016(000)002 【总页数】4页(P63-66)

【关键词】风电场;有功损耗;威布尔分布 【作 者】王杰;张彦昌;石巍;高浩

【作者单位】中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司,湖北武汉430071;中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司,湖北武汉430071;中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司,湖北武汉430071;中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司,湖北武汉430071 【正文语种】中 文 【中图分类】TM614

在风电场工程的前期开发及可行性研究阶段，风资源的评估是最为关键的一环，风资源好坏评价的最终标准是年上网电量，也可以叫做等效年发电时数，年上网电量越高也就意味着在25年的经济寿命周期中，投资风电场的收益越高。

风电场年上网电量的计算首先根据风资源及风机特性计算出一个理论发电量，再通过尾流折减、空气密度折减、控制和湍流折减、叶片污染折减、机组可利用率折减、机组功率曲线保证率折减、气候影响停机折减、风电场损耗及站用电折减等综合折减后即为年上网电量。

风电场损耗及站用电折减中分为两个部分，一个为损耗，包括从风机交流输出端子到上网计量CT测量点之间的交流通路的电能损耗。另外一个为站用电系统的实际用电量。站用电系统的实际用电量可以根据站用电负荷统计及利用时间简单计算，但是风电场损耗却很难计算。

在可行性研究报告编制中，编制单位大都采用年等效利用小时数、风电场各种设备满负荷损耗和空载损耗3个参数估算。这样估算的结果是偏大的，相应折减系数也偏大。

另外，随着我国逐渐成为风电大国，风电出口也面临走出去的机遇，在一些出口国外项目中，业主方一般都要求给出电损折减系数，并对保证系数提出相应的罚款条例，这就需要我们能相对准确地计算出实际电量损耗率。

本文根据风资源风速威布尔分布，建立风场损耗计算模型，更为准确地计算出风电场电能损耗折减系数。

风速频率分布是指某一风速的次数占总的观测统计次数的百分比的分布。风电场风速频率曲线一般符合威布尔分布，其概率密度函数用下式表示：

式中：f(v)为概率密度函数，表示风速为v时的风速频率；A为尺度参数；K为形状参数。

图1为某风电场代表年70 m高度风速频率统计直方图及其拟合威布尔分布曲线图。直方图是根据一个完整测风年的测风数据以1 m/s为一个单位统计区间统计出各个区间风速频率的分布图，拟合曲线是根据直方图，利用最小二乘法拟合与直方图最为接近的威布尔分布曲线。从图1中可以看出，拟合效果较好。图1也给出了

其中参数A和K的值，而U为平均风速。

不同的风场，其风资源情况各异，但是，风速频率分布一般都可以用威布尔分布来拟合。只是尺度参数A和形状参数K发生变化。

风速表征单位时间内空气移动的距离，风能表征空气运动产生的动能，如：以速度V自由流动的气流每秒钟在面积S上具有的能量，可用式(2)表示： 其中，ρ为空气密度。

风力发电机组是把风能转化为电能的装置，其转化过程分为两个过程，第一个过程是通过风机叶片及附属设备将风能转换为旋转机械能，第二个过程是通过发电机及其附属设备将机械能转化为电能[1]。在这两个转化过程中，必然存在一部分能量以热能或其他方式的能量损耗，在这里引入机组利用效率Cp：

式(3)中，ρ为标准空气密度1.225 πD2，表示风机扫风面积，D为叶轮直径。对应不同的风速V及其对应的输出功率Pout，机组的效率略有变化。图2表示国内某著名风机厂家77/1500机组的功率曲线，机组切入风速为3 m/s，切出风速为22 m/s，额定风速11 m/s。在切入风速和额定风速之间，Cp值先升后降，额定风速以后由于变浆距调节作用，输出功率不变，Cp值快速下降，见表1。 结合风速频率威布尔分布和风电机组功率曲线，可以得出在有效风速范围内风电机组输出功率如下：

式(4)中，Pn为发电机额定输出功率，Vin为切入风速，Vn为额定风速，Vout为切除风速。为简化计算，将风速为Vin-Vn之间的机组利用效率按功率曲线相邻两点间为线性变化考虑，按0.1 m/s为单元区间分部积分。

风电场的电能损耗主要由4部分组成[2]：①风力发电机出线端子至箱变间的低压电缆；②箱变；③集电线路；④主变。其中①和③为线路损耗，②和④为变压器损耗。线路有功损耗功率计算和变压器有功损耗功率计算如式(5)和式(6)： 式(5)中：I为线路上的实时电流值，A；R为线路电阻，Ω；式(6)中：I为流经变

压器的高压侧或低压侧实时电流值，A；RT为与实时电流值对应的折算到高压侧或低压侧的绕组电阻，Ω；ΔP0为变压器的空载损耗，W；式(7)中：Pout为式(4)中的风电机组输出功率；U为线路或变压器对应的额定电压。

可以看出，对于任一风电场，R、RT、ΔP0可以看做是定量，I为变量。 式(5)和式(6)表示的是实时损耗功率，如果要转换为损耗电能，需要统计出对应电流值的累计运行小时数。运行时间可以根据式(1)中的f(v)×8 670 h求得。 根据以上分析，可得风电场年线路、变压器损耗电能计算公式如式(8)、式(9)： 在式(8)中，对于风机到箱变之间的电缆[3]，ΔWL表示每台风机的电能损耗，对于集电线路，须要考虑每段集电线路是所带风机数量N对公式修正。在式(9)中，对于箱变，ΔWT表示每台箱变的电能损耗，对于主变，须要考虑风电场风机数量对公式修正。由于篇幅有限，算法原理比较简单，对修正公式不再列出。 贵州某风场，总装机容量为49.5 MW，单机容量1.5 MW，叶轮直径77 m，轮毂高度70 m，机组功率曲线同图2。风电场70 m高度代表年风速的拟合威布尔分布曲线A值为6.82 m/s，K值为2.36。

风电场每台风机至箱变电缆选型YJV-1-3×240+1×150，并联4根，整个风电场共计12. km(自发电机至箱变总长度)。

箱变参数：S11-M-1600/35，(36.75±2)×2.5%/0.69 kV，空载损耗1.8 kW，满载损耗16.5 kW。

35 kV电缆型集电线路参数：

YJV32-35-3×50共计7.5 km；YJV32-35-3×70共计3 km；YJV32-35-3×95共计1.5 km；YJV32-35-3×120共计1.5 km；YJV32-35-3×150共计1.5 km；YJV32-35-3×185共计6 km；每段集电线路电流须考虑所带风机台数的影响。 主变参数：型号SZ11-50000/110，(115±8)×1.25%/36.75 kV。空载损耗37 kW，满载损耗184 kW。

尾流折减、空气密度折减、控制和湍流折减、叶片污染折减、机组可利用率折减、机组功率曲线保证率折减、气候影响停机折减是在发电机输出电能之前的折减，在计算交流侧功率损耗时，应予以折减，实例工程以上个因素综合折减系数为0.75。 利用公式(8)、(9)分别带入相应参数，计算结果如表2。

风电场考虑尾流折减、空气密度折减、控制和湍流折减、叶片污染折减、机组可利用率折减、机组功率曲线保证率折减、气候影响停机折减等折减后的等效满发小时数为2 160 h，则考虑有功损耗后的等效满发小时数为2 124 h，损耗折减系数为1.67%。

若按等效满发小时数计算，负载满发小时数为2 160 h，所有设备参数一致，进行计算结果如表3。

风电场折减后的等效满发小时数为2 160 h，则考虑有功损耗后的等效满发小时数为2 075 h，损耗折减系数为3.9%。

由以上计算结果明显看出，用威布尔分布及机组功率曲线算得的实际损耗与利用满负荷等效小时算的的结果差异较大，其中线路部分损耗前者为后者的1/3，变压器前者约为后者的1/2。

风电场选用1台160 kV·A的站用变，根据负荷统计估算结果和一定的假设条件，算的站用变年用电量约为525 600 kW·h，折算为等效满负荷时数为10.6 h，则考虑站用电后的等效满发小时数为2 113.4 h，损耗折减系数为0.49%。 则本风电场电气损耗及站用电总折减系数约为2.15%。

风的随机性和间歇性决定了风电场交流侧损耗的统计不能按照火电厂的计算方法进行估算，借助风速威布尔分布可以比较准确的统计风电场交流侧损耗，并根据统计结果对实际上网电量进行折减，有利于更为准确地估算年上网电量。由于威布尔分布函数及数算积分的存在，风电场交流侧损耗的统计详细计算须借助计算机来实现。

根据实例计算，可以看出，以往直接利用风电场等效满负荷小时数直接计算风电场交流侧损耗是不正确的，计算结果偏大，实例计算的实际损耗电能折算到等效满负荷损耗时数，仅相当于按风电场等效满负荷运行时数进行计算的0.4~0.5倍。风电场风资源不同则损耗计算结果必然略有不同，与实例相近的情况下可直接参照算例结果，条件相差较大时，有必要按本文思路对交流侧电能损耗进行计算。 本文模型建立的前提是，同一时刻，风电场每个机位的风速均大致相等，故本文仅适用于平原风电场。对山区风电场，由于同一时刻，每个机位风速及发电功率不等，本文结论仅供参考。

【相关文献】

[1]霍志红. 风力发电机组控制技术[M]. 北京: 中国水利水电出版社, 2010 [2]DL/T5222-2005, 导体和电器选择设计技术规定[S] [3]GB50217-2007, 电力工程电缆设计规范[S]