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1场区概况
场区地形主要是山地，海拔高度1300～1570m，场区内以灌木为主，场区粗糙度较小。该地属于亚热带季风气候区，温暖湿润，光照充足，四季分明，冬暖夏凉。风电场采用单母线接线方式，经箱变将风机出口电压690V升压至35kV，通过35kV集电线路（电缆）至110kV升压站后，再通过高压架空线路输送至电网。风电场共有两条集电线路，风机布置比较分散，主要分布于各山顶或山脊上。
2风机情况
单机容量2MW，共计20台，总装机容量40MW。风轮直径为115m，属于IECⅢC类，轮毂高度80m，切入风速2.5m/s，额定风速9.2m/s，3s平均切出风速30m/s，10min平均切出风速25m/s，该场2016年11月11日第一台风机并网，于2017年05月20日20台风机全部投产。
3风资源情况
2017年6月至2019年7月月发电量和月平均风速变化情况如图1所示。由图可知：
（1）风速年内的分布较不均匀，变化范围较大，结合可研数据来看，12月、1～3月风速较大、受台风影响的月份风速较大，从图1可知历史风速最大月是2月，为5.54m/s，最小风速是11月，为3.88m/s。
（2）2017年10月发电量与2018年同期相比，高出418.73万kWh，原因是10月份风场共受三个台风影响，台风期间日平均风速8.5～9.9/s，日发电量72.39～83.08万kWh，累计天数6天。
（3）2018年期间1月平均风速最大，但发电量（895.75万kWh）却不如3月（907.04万kWh）的高，主要原因在于1月份受凝冻天气影响，造成部分风机停机。
（4）2019年上半年2月发电量最高（1100.47万kWh），也是首次破了月发电量1000万的纪录.较2018年同期增加了325.95万kWh，原因之一为2018年同期凝冻天数5天，而2019年2月未出现凝冻。从图2可以看出，2月23日平均风速最小（2.17m/s），2月18日平均风速最大（8.5m/s），但2月整体风速比较稳定（5m/s左右），并且机组运行良好，未发生故障停机。
4天气影响
4.1低温覆冰
2018年凝冻天数1月7天，2月5天，12月4天，2019年凝冻天数1月2天，2月2天，12月6天，1月、2月、12月这三月容易发生叶片覆冰。覆冰产生条件：空气湿度大：室外温度接近甚至低于0℃。一般发生在大雾、冻雨或降雪后。叶片覆冰时若机组继续运行，对机组的危害非常大：影响叶片的气动性能：降低发电效率：降低机组的使用寿命;风轮旋转时，覆冰可能从叶片上脱离，落冰可能会伤害附近的人，存在安全隐患。目前对覆冰的应对措施：在气温骤降前，做好防寒防冻检查。现场运维人员在确认机组叶片覆冰后，对风机进行手动停机，并密切关注现场气温变化情况，待天气回暖，到现场检查确认机组覆冰融化后，恢复机组运行。该法比较依赖天气情况，但是成本低。
针对叶片覆冰问题，目前可以安装主动除冰装置，如机械除冰和热力除冰，机械除冰可采用超声波除冰对不同覆冰状态下的桨叶进行了模态分析，从桨叶的曲率模态参数中提取风力机桨叶覆冰区域与覆冰厚度参数，并利用压电陶瓷片产生的超声波横向剪切应力给风力机桨叶除冰。国电公司报道了一种风力发电叶片除冰系统，其将风力发电机自身产生的热量通过离心风扇和和管道循环传输到叶片内部，然后利用该热量来实现叶片除冰。
采用主动除冰法，会增加叶片的使用寿命，提升发电量，但是需要安装除冰装置，装置的可靠性、经济性需要被充分考虑，如果叶片覆冰期短，增加主动除冰装置，会增加运维成本。
4.2台风
台风期间若风速变化过快或风速过大，机组达到切出条件而停机。由于轮毂高度处的湍流强度明显增大，容易触发偏航系统告警：机组各部件的振动明显增强，容易造成风机塔架晃动、折断、垮塌及叶片折断等事故。台风到来前，对风机、箱变、站内设备进行巡检，确保各个设备运行正常。检查风机、箱变、站内设备间门窗是否完好、是否漏水。组织现场运维人员学习防台防汛应急预案，检查应急物资储备情况，并进行模拟演练。台风到来时，现场运维人员和厂家技术人员做好24小时值守，密切监控机组风速、风向变化、机组运行情况，实时了解台风动态及天气情况，必要时手动偏航并进行手动停机。台风后需排查设备、场内道路及排水沟堵塞情况，总结抗台经验，为下一步工作打下坚实的基础。
4.3雷电
场区内大多数风机安装在空旷的山顶，易受雷电影响，比如风机叶片、模块等。2019年风电场因雷电而发生故障停机情况统计如下：高压架空线路出线受雷电影响跳闸共计3次，其中3月1次，6月2次;叶片损伤2次，分别为叶尖接闪器脱落、叶尖开裂：振动模块通信故障累计30次，5月、6月、7月、8月合计占比80.65%。由于原振动模块WP4084在遭受雷电干扰时，会中断与主控系统之间的数据传输，机组易报振动模块通信故障，在更换为抗雷电干扰性能强的LE2183振动监测仪后，雷电故障率明显降低。雷电对设备的危害方式可分为直击雷、感应雷、高压雷电波侵入等三种。
（1）直击雷。对于可能遭受直击雷破坏的高压架空线路出线和风机叶片，采取的防雷保护措施为：在主变区域线路杆塔上装设避雷针，通过尖端放电将雷电流导至大地：在风机叶片叶尖装设接闪器.雷电流可经由预埋在桨叶内部的引下线流向塔架。风机塔筒高度80米，叶片半径50多米，机组总高度可达130多米。当遭到雷击时，雷电流经内部的金属导体迅速传导至叶片连接的轮毂部分，避免强大的雷电流使叶尖结构内部的温度急骤升高，从而保护叶片不至于被破坏。
（2）高压雷电波侵入。在通过电缆连接的设备两端安装避雷器、过电压保护器或浪涌保护器，来阻止高压雷电波的侵入，如图3所示，箱变低压侧与变流器同时安装浪涌保护器，箱变高压侧安装氧化锌避雷器，35kV集电线路开关柜安装过电压保护器。
在易受雷电影响的系统，比如机舱柜模块，在模块前端加装浪涌保护器，可以提升设备的防雷性能，提高设备的可靠性，保证机组的正常运行。
（3）感应雷。为阻止感应雷的破坏，将设备金属外壳部分进行接地。风电机组的接地系统是整个防雷保护系统的关键设置，为机组遭受雷击时的雷电流提供泄流通道。
每年在雷雨季节前对升压站、风机及箱变进行防雷检测，测量防雷保护接地电阻、叶片导通性，若检测结果不合格则应及时整改，确保设备在雷电季节安全稳定运行。检查各设备避雷器、浪涌保护器是否完好，检查设备的接地装置各部分连接是否牢固、无松动，完善风场的防雷电方案。
4.4雨雾多、湿度大
风电场地处浙南高海拔山区，室内湿度常年高达70%以上，對电子器件和金属结构影响较大。潮湿会腐蚀风力发电机组金属部件，从而降低风力发电机组部件的使用寿命。
需定期检查控制柜温湿度控制器或凝露控制器是否正常工作，检查加热器是否正常投入。检查变压器呼吸器硅胶是否变色，检查各设备绝缘性能是否良好。对外壳等容易锈蚀的部位，及时组织人员除锈，并重新喷漆。
5结语
随着风电度电成本降低，低风速地区（包括山地、丘陵等）风电也开始迅速发展起来。山地风电场风速波动性较大，随季节变化明显，还易受到台风、雷电等恶劣天气的影响，通过总结浙江某山地风电场应对天气因素的经验和措施，为山地风电场的生产管理提供参考。
场区地形主要是山地，海拔高度1300～1570m，场区内以灌木为主，场区粗糙度较小。该地属于亚热带季风气候区，温暖湿润，光照充足，四季分明，冬暖夏凉。风电场采用单母线接线方式，经箱变将风机出口电压690V升压至35kV，通过35kV集电线路（电缆）至110kV升压站后，再通过高压架空线路输送至电网。风电场共有两条集电线路，风机布置比较分散，主要分布于各山顶或山脊上。
2风机情况
单机容量2MW，共计20台，总装机容量40MW。风轮直径为115m，属于IECⅢC类，轮毂高度80m，切入风速2.5m/s，额定风速9.2m/s，3s平均切出风速30m/s，10min平均切出风速25m/s，该场2016年11月11日第一台风机并网，于2017年05月20日20台风机全部投产。
3风资源情况
2017年6月至2019年7月月发电量和月平均风速变化情况如图1所示。由图可知：
（1）风速年内的分布较不均匀，变化范围较大，结合可研数据来看，12月、1～3月风速较大、受台风影响的月份风速较大，从图1可知历史风速最大月是2月，为5.54m/s，最小风速是11月，为3.88m/s。
（2）2017年10月发电量与2018年同期相比，高出418.73万kWh，原因是10月份风场共受三个台风影响，台风期间日平均风速8.5～9.9/s，日发电量72.39～83.08万kWh，累计天数6天。
（3）2018年期间1月平均风速最大，但发电量（895.75万kWh）却不如3月（907.04万kWh）的高，主要原因在于1月份受凝冻天气影响，造成部分风机停机。
（4）2019年上半年2月发电量最高（1100.47万kWh），也是首次破了月发电量1000万的纪录.较2018年同期增加了325.95万kWh，原因之一为2018年同期凝冻天数5天，而2019年2月未出现凝冻。从图2可以看出，2月23日平均风速最小（2.17m/s），2月18日平均风速最大（8.5m/s），但2月整体风速比较稳定（5m/s左右），并且机组运行良好，未发生故障停机。
4天气影响
4.1低温覆冰
2018年凝冻天数1月7天，2月5天，12月4天，2019年凝冻天数1月2天，2月2天，12月6天，1月、2月、12月这三月容易发生叶片覆冰。覆冰产生条件：空气湿度大：室外温度接近甚至低于0℃。一般发生在大雾、冻雨或降雪后。叶片覆冰时若机组继续运行，对机组的危害非常大：影响叶片的气动性能：降低发电效率：降低机组的使用寿命;风轮旋转时，覆冰可能从叶片上脱离，落冰可能会伤害附近的人，存在安全隐患。目前对覆冰的应对措施：在气温骤降前，做好防寒防冻检查。现场运维人员在确认机组叶片覆冰后，对风机进行手动停机，并密切关注现场气温变化情况，待天气回暖，到现场检查确认机组覆冰融化后，恢复机组运行。该法比较依赖天气情况，但是成本低。
针对叶片覆冰问题，目前可以安装主动除冰装置，如机械除冰和热力除冰，机械除冰可采用超声波除冰对不同覆冰状态下的桨叶进行了模态分析，从桨叶的曲率模态参数中提取风力机桨叶覆冰区域与覆冰厚度参数，并利用压电陶瓷片产生的超声波横向剪切应力给风力机桨叶除冰。国电公司报道了一种风力发电叶片除冰系统，其将风力发电机自身产生的热量通过离心风扇和和管道循环传输到叶片内部，然后利用该热量来实现叶片除冰。
采用主动除冰法，会增加叶片的使用寿命，提升发电量，但是需要安装除冰装置，装置的可靠性、经济性需要被充分考虑，如果叶片覆冰期短，增加主动除冰装置，会增加运维成本。
4.2台风
台风期间若风速变化过快或风速过大，机组达到切出条件而停机。由于轮毂高度处的湍流强度明显增大，容易触发偏航系统告警：机组各部件的振动明显增强，容易造成风机塔架晃动、折断、垮塌及叶片折断等事故。台风到来前，对风机、箱变、站内设备进行巡检，确保各个设备运行正常。检查风机、箱变、站内设备间门窗是否完好、是否漏水。组织现场运维人员学习防台防汛应急预案，检查应急物资储备情况，并进行模拟演练。台风到来时，现场运维人员和厂家技术人员做好24小时值守，密切监控机组风速、风向变化、机组运行情况，实时了解台风动态及天气情况，必要时手动偏航并进行手动停机。台风后需排查设备、场内道路及排水沟堵塞情况，总结抗台经验，为下一步工作打下坚实的基础。
4.3雷电
场区内大多数风机安装在空旷的山顶，易受雷电影响，比如风机叶片、模块等。2019年风电场因雷电而发生故障停机情况统计如下：高压架空线路出线受雷电影响跳闸共计3次，其中3月1次，6月2次;叶片损伤2次，分别为叶尖接闪器脱落、叶尖开裂：振动模块通信故障累计30次，5月、6月、7月、8月合计占比80.65%。由于原振动模块WP4084在遭受雷电干扰时，会中断与主控系统之间的数据传输，机组易报振动模块通信故障，在更换为抗雷电干扰性能强的LE2183振动监测仪后，雷电故障率明显降低。雷电对设备的危害方式可分为直击雷、感应雷、高压雷电波侵入等三种。
（1）直击雷。对于可能遭受直击雷破坏的高压架空线路出线和风机叶片，采取的防雷保护措施为：在主变区域线路杆塔上装设避雷针，通过尖端放电将雷电流导至大地：在风机叶片叶尖装设接闪器.雷电流可经由预埋在桨叶内部的引下线流向塔架。风机塔筒高度80米，叶片半径50多米，机组总高度可达130多米。当遭到雷击时，雷电流经内部的金属导体迅速传导至叶片连接的轮毂部分，避免强大的雷电流使叶尖结构内部的温度急骤升高，从而保护叶片不至于被破坏。
（2）高压雷电波侵入。在通过电缆连接的设备两端安装避雷器、过电压保护器或浪涌保护器，来阻止高压雷电波的侵入，如图3所示，箱变低压侧与变流器同时安装浪涌保护器，箱变高压侧安装氧化锌避雷器，35kV集电线路开关柜安装过电压保护器。
在易受雷电影响的系统，比如机舱柜模块，在模块前端加装浪涌保护器，可以提升设备的防雷性能，提高设备的可靠性，保证机组的正常运行。
（3）感应雷。为阻止感应雷的破坏，将设备金属外壳部分进行接地。风电机组的接地系统是整个防雷保护系统的关键设置，为机组遭受雷击时的雷电流提供泄流通道。
每年在雷雨季节前对升压站、风机及箱变进行防雷检测，测量防雷保护接地电阻、叶片导通性，若检测结果不合格则应及时整改，确保设备在雷电季节安全稳定运行。检查各设备避雷器、浪涌保护器是否完好，检查设备的接地装置各部分连接是否牢固、无松动，完善风场的防雷电方案。
4.4雨雾多、湿度大
风电场地处浙南高海拔山区，室内湿度常年高达70%以上，對电子器件和金属结构影响较大。潮湿会腐蚀风力发电机组金属部件，从而降低风力发电机组部件的使用寿命。
需定期检查控制柜温湿度控制器或凝露控制器是否正常工作，检查加热器是否正常投入。检查变压器呼吸器硅胶是否变色，检查各设备绝缘性能是否良好。对外壳等容易锈蚀的部位，及时组织人员除锈，并重新喷漆。
5结语
随着风电度电成本降低，低风速地区（包括山地、丘陵等）风电也开始迅速发展起来。山地风电场风速波动性较大，随季节变化明显，还易受到台风、雷电等恶劣天气的影响，通过总结浙江某山地风电场应对天气因素的经验和措施，为山地风电场的生产管理提供参考。