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RSS2024年 第11卷 第1期
2024, 11(1): 1-9.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.01
摘要:
目的 文章旨在研究空中风力发电系统（Airborne Wind Energy System, AWES）的测风需求及设备选型。 方法 以某空中风力发电示范工程为依托，开展测风激光雷达与风廓线雷达的对比观测试验，并对数据获取率、垂直廓线特征和时间变化特征进行分析。 结果 结果显示：在3 km高度范围内，测风激光雷达的数据获取率随高度递减至不足0.4，风廓线雷达的数据获取率则维持在0.98以上，具有更好的观测适应性；两种测风设备的风速、风向垂直廓线以及逐日、多日波动特征均具有一致性，并且能被再分析资料和高空气象站同期探空资料所验证。测风激光雷达观测结果的中位数、极差、标准差等统计特征与再分析资料更接近，相关性更好；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。 结论 文章研究表明，应根据项目所在地的气候状况，在空中风力发电站工程的不同设计阶段合理选择测风设备，科学设置测风方式。
2024, 11(1): 10-18.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.02
摘要:
目的 我国提出“碳达峰、碳中和”目标，意味着到2030年，我国风电、光伏发电总装机容量要在现有基础上增加2倍以上，大力开发包括太阳能资源在内的可再生清洁能源已成为国际社会的共识。文章以湖北省房县为例，通过引入再分析资料及地形数据，开展太阳能资源的精细化评估，计算技术可开发量，为合理开发利用太阳能资源提供数据支撑。 方法 通过位于该县境内的1个辐射观测站（A站）2012~2020年辐射观测数据，对临近的ERA5再分析资料进行订正，形成2000~2020年精度为0.1°×0.1°的辐射格点产品，同时考虑坡度、坡向、海拔高度等对辐射的影响，采用GIS技术方法建立基于地理信息的辐射模型。基于Landsat TM/ETM/OLI遥感影像资料，引入土地利用类型数据，考虑光伏开发的限制因素和不同土地类型的可利用率。 结果 将模型模拟结果与区域内另外2个辐射观测站（B站、C站）实际观测数据进行对比。从整年总体情况看，B站年平均相对误差为5.7%，C站年平均相对误差为3.4%；从各月辐射看，B站相对误差在2%（1月）~14.1%（8月）之间，C站相对误差在0.1%（2月）~15.4%（6月）之间，所建模型能较好反映实际辐射情况。 结论 根据模拟结果，得到房县太阳能资源分布情况，年总辐射在4.00~4.13 GJ/m2，空间上呈现中部河谷风地区的资源多，南、北高海拔山区的资源少的分布。经计算，得到房县光伏发电可开发面积为60.7 km2，技术开发量为4.501 GW。
2024, 11(1): 19-32.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.03
摘要:
目的 为促进风能资源开发的持续健康发展，为内陆地区风能资源的合理开发及利用提供科学依据，文章重点分析山区丘陵与平原湖区主要风能参数特征及差异。 方法 选用11个塔高为90~150 m的测风塔1整年观测资料，对湖北省山区、丘陵、平原及湖区等5种不同地形形态下的主要风能参数特征及差异进行探讨。 结果 分析结果表明：（1）各塔高层风速日变幅在1.0～2.3 m/s，山区丘陵地形下变幅明显大于平原湖区，且各层变化趋于一致，均为白天小晚上大，平原湖区低层风速日变化与高层特征相反，为白天大晚上小；（2）各塔综合风切变指数在0.055～0.328之间，在山区丘陵地形下大于平原湖区，风切变指数日变幅在0.063～0.378，变化特征为白天小晚上大，平原湖区风切变日变幅明显大于山区丘陵，大风情况下的风切变在山区丘陵地形下分布较为离散，平原湖区地形下则相对较为集中，基本稳定在0.1～0.2之间；（3）各塔高层有效风速段年平均湍流强度为0.13～0.18，山区地形下大于平原湖区，各塔湍流强度日变幅在0.07～0.15，变化特征均为白天大晚上小，但山区丘陵地形下变幅明显大于平原湖区。 结论 不同地形下的风能资源特征在动力和热力作用下表现出明显的时空变化差异，分析结果可为风能资源开发利用提供指导。
2024, 11(1): 33-41.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.04
摘要:
目的 风功率密度是风资源评估重要参数之一，准确地计算风功率密度有赖于风频威布尔分布拟合的准确性，对它进行正确地分析和评估有助于降低投资风险和提高投资决策的可靠性。针对目前风资源评估缺少威布尔分布拟合准确性方面的研究，文章旨通过研究比较那种威布尔分布拟合具有较高的精度，从而提高风资源评估的准确性。 方法 对目前国内外采用的5种威布尔模拟风频分布的方法进行研究，引入决定系数来确定威布尔模拟的准确度，比较威布尔函数计算风功率密度与实测数据计算风功率密度绝对误差和相对误差大小。 结果 结果表明：能量因子法EPF和最大似然法MLE模拟出来的威布尔拟合决定系数高于其他方法，包括经验法（EPJ和EPL)和最小二乘法(LLSA)。用这两种方法所得的参数计算风功率密度，与实测数据计算所得的风功率密度相比较，其绝对误差和相对误差也小于其他3种方法。 结论 研究结果可为风资源评估时选择何种威布尔方法计算风功率密度提供参考依据，客观地反应风电场风资源情况，提高风资源评估的准确性。
2024, 11(1): 42-53.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.05
摘要:
目的 风力机组的尾流效应是风电场能量损失的重要因素，研究机组尾流有利于优化机组排布，提升风电场的经济性。 方法 分别对8种常见尾流模型的尾流风速衰减、湍流强度预测情况进行对比研究。为确保评估的合理性，基于风场测量数据及风洞实验数据进行定量分析，对比数据范围限定于风机下游距离3倍到10倍风轮直径。 结果 分析结果表明：对于尾流风速预估，二维模型较一维模型与实际尾流风速分布结构更契合，其中Jensen-Guass有着更好的尾流宽度预测，而2D-k-Jensen尾流中心风速预测精度更高且多工况适应性更强，最大平均偏差及偏差标准差分别为8.7%、5.5%，均适用于机组尾流风速预估。一维模型中的Jensen模型尾流中心风速预估能力虽最好，部分工况平均偏差低于10%，但Park模型在尾流风速水平分布预测上表现更佳，案例2中预测性能与二维模型相当，各工况平均偏差均低于10%，较前者更适合尾流速度预测。对于湍流强度的预测，Ishihara模型在湍流结构的预测展现出明显优势，平均偏差均低于10%，但尾流中心处湍流强度预测结果较差，不利于下游机组位置处湍流强度的预测，其余模型中Frandsen、Jensen-Guass在低环境湍流强度工况的预测相对较好，但高环境湍流强度下两者存在相反趋势，Frandsen模型预测精度更高，适合机组湍流强度预估，而Jensen-Guass的预估结果远大于实验值，预测结果较不稳定。高上游风速下各模型尾流风速预估精度均有较大的提升，环境湍流强度的提高对模型尾流风速和湍流强度预估精度有一定的促进作用，Jensen-Guass模型除外。 结论 Jensen-Guass和2D-k-Jensen模型尾流风速预测值与实测数据吻合较好，Frandsen模型湍流强度预测性能更佳，可作为海上风场机位排布优化及尾流控制分析的参考尾流模型。
2024, 11(1): 54-63.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.06
摘要:
目的 为提高光伏支架的发电效率，以基于Fourier拟合算法的视日运动轨迹光伏跟踪器为研究设计对象。 方法 借助MATLAB分析了传统视日运动轨迹算法的跟踪精度情况，更进一步地在此基础上提出了精度更优的8阶傅里叶拟合视日运动轨迹跟踪算法，并结合GNSS定位技术，得出太阳实时运行轨迹。系统设计以STM32单片机作为微处理器，采用6轴加速度传感器，通过重力矢量在其轴上的投影确定光伏跟踪支架的实时倾斜度，以此二者建立跟踪支架三维运行模型，通过分析太阳光线在支架上的余弦效应即可得到电机需要运行的动作角。同时为解决晨昏时刻光伏组件间的阴影遮挡问题，系统增加逆跟踪算法。并考虑到大规模机组的应用，提出主从电机同步控制策略。 结果 傅里叶拟合算法拥有更高的跟踪精度，精度可达到10−2数量级，高于传统算法一个数量级。同时采用逆跟踪技术可节约24.3%光伏阵列用地面积，大幅提高了土地利用率。 结论 本研究采用更为精准的视日运动轨迹跟踪模型，较好地解决了太阳辐射利用的余弦效应，提升了电站的发电效率，实现了安全高效绿色能源体系的建设，促进了我国“双碳”目标的推进与达成。
2024, 11(1): 64-72.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.07
摘要:
目的 港口面临着巨大的生产用电需求和碳减排压力，港区丰富的风能资源使得风电在港口具有较大应用前景。风电机组选址及选型设计将直接影响电站的经济效益和港区生产安全，在风能系统工程化设计中具有重要的研究意义。 方法 以宁波舟山港穿山港区为例，研究了港口特定环境下大型风电机组的工程化设计原则与限制因素，分析了港区风能资源情况与风资源能源化潜力，基于历史统计信息，分析了影响港区的特殊气候；基于港区实景，考虑港区特定环境下的限制因素，对风电机组的选址设计进行分析；研究了风电机组的选型设计方法，并以市场上4种主流机型为例，从多个维度对港区风机选型设计进行了分析。 结果 最终，选用IEC I类及以上且具备抗台特别设计的WTG2型风电机组风机，年发电量可达24.53 GWh，节约用电成本0.233亿元，减少CO2排放约1.425 1万t。 结论 所提出的港口实景下大型风电机组工程设计方法经验证可行，且可以实现较大的经济和生态效益，助力港口实现碳达峰和能源自给，对港口风电场工程设计具有一定的借鉴参考价值。
2024, 11(1): 73-84.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.08
摘要:
目的 为检验中国气象局风能太阳能预报系统（CMA-WSP）风速产品在风资源短期预报中的可靠性，对CMA-WSP 100 m风速3 d预报产品进行检验分析。 方法 文章利用湖北省枣阳周楼、麻城蔡家寨和大金中部3个风电场100 m风速实测数据开展研究。 结果 研究结果如下：（1）CMA-WSP对枣阳风电场3 d内风速的整体预报效果较好，预报结果与实测风速变化趋势较为一致，逐15 min、小时平均和日平均风速第1 d的预报与实测风速相关系数可达0.728、0.740和0.860，随着预报时效增加，预报与实测相关性逐渐降低。（2）CMA-WSP预报风速与实测风速相对误差变化规律性强，逐15 min、小时平均和日平均风速第1 d预报相对误差分别为68%、70%和92%，预报风速整体高于实测风速；小时平均风速及相对误差均呈现白天小、晚上大的特征；月平均风速变化与MRE值变化呈相反趋势，且在1~6月和10~12月最低、7~9月最大。（3）从地区差异来看，CMA-WSP对枣阳周楼风电场风速的预报效果最好，第1 d预报与实测风速相关性可以达到0.728，第2~3 d的预报相关性也超过0.6，CMA-WSP对蔡家寨和大金中部风电场的预报与实测风速相关系数均低于0.6。 结论 CMA-WSP风速预报效果整体较好，且相对误差具有一定的规律性，有利于下一步对该产品进行订正、降低误差水平。
2024, 11(1): 85-95.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.09
摘要:
目的 随着大量风电场的兴建，组合研究不同的机器学习算法和气象预报模式已成为研究焦点。 方法 文章以湖北省风能资源的空间分布特征为基础，通过选取代表站点结合实验数据分析对结果进行深入探讨。 结果 在湖北省，已建和在建的风电场主要集中在“三带一区”的区域，具体包括：位于湖北省中部，从荆门至荆州的南北向风带；位于鄂北，从枣阳至英山的东西向风带；部分湖岛和沿湖地带；以及鄂西南和鄂东南的部分高山地区。该研究采用4种不同的数值预报产品，包括CMA-WSP、CMA-GD、WHMM和EC，与实测风速对比深入探究这些数值模式的适用范围。 结论 通过分析基于机器学习的5种集合预报方法及均值法在湖北省各地区的表现确定了适合的算法和预报模式组合，为提高集合预报的准确性提供了参考。
2024, 11(1): 96-104.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.10
摘要:
目的 结合中尺度模型与大涡模拟模型，考虑大气边界层变化，开展了亚公里级的项目机组排布的数值模拟，给海上风机项目在选址排布阶段提供发电效能高的排布方案。 方法 将中尺度数值天气模拟结果转换为大涡模拟模型输入的边界条件，并在大涡模拟模型中引入实际风电场运行的模型参数，进行考虑实际大气边界层变化下的风电场空间的环境风场数值模拟试验，基于风电场收集的观测数据，对本风场精细化模拟方案的结果进行评估。 结果 模拟结果表明：将中尺度天气模型的模拟结果转换为大涡模拟模型能读取的动态驱动并基于该模型对风电场所处的风场进行模拟，其模拟结果能再现在实际风电场中，外部风场流经风电场后，外部风场的变化和在风电机群内所产生的尾流及其对于风电场内部风场的影响，且在风机轮毂处的风速模拟值的均方根误差为1.54 m/s。 结论 该考虑中尺度气象要素变化和风电场对环境风场影响的风场精细化模拟方案可为实际项目设计阶段提供相应的指导。
2024, 11(1): 105-111.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.11
摘要:
目的 分析了大气稳定度对风机出力的影响，为提高计算流体动力学（Computational Fluid Dynamics，CFD）风能资源模拟精度提供技术参考。 方法 选取立于平坦和复杂山地两类典型地形上的两座测风塔不同高度的风速、气温、气压等观测数据，使用莫宁-奥布霍夫长度法分别计算两座测风塔所在区域的大气稳定度，参照Irwin大气稳定分类标准对稳定度计算结果分类，再根据分类结果进行两座测风塔轮毂高度处出力分析。 结果 结果表明：在近地面层，复杂山地大气热效应造成的表层垂直混合作用更为明显，造成的大气不稳定性较为强烈，但垂直混合作用不充分；复杂山地大气稳定度对风机出力的影响大于平坦地形，其不确定性更强。 结论 在进行CFD风电场流体建模时需要考虑大气稳定度的影响，特别是超低风速复杂山地场址条件下，大气稳定度的评估对风机选型及发电量仿真精度尤为重要。
2024, 11(1): 112-121.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.12
摘要:
目的 风能的波动性和间歇性给大规模的风电并网提出了挑战，解决这一问题的有效途径是能够提供准确的风电功率预报。 方法 针对这一挑战，提出了一种新的基于改进LSTM（长短期记忆）架构的深度学习神经网络的风功率预报模型，包含自主研制的数据异常检测与处理、风速特征提取、超参数调优于一体的风电功率预报方法。为了使神经网络模型能更加准确地学习风速特征对风电功率的影响，还定义了一种使用特征筛选以及特征倍增相结合的特征工程方法。 结果 仿真结果表明：所提出的数据清洗及数据增强算法在各种机器学习算法上可以将准确率提升约5%。提出的改进LSTM神经网络模型在数据清洗后与传统算法以及业内主流神经网络算法进行对比，可以将准确率提升2.5%。 结论 改进的方法不但具有较好的噪声数据清洗能力，而且在所有的试验中，改进模型在预报准确性方面优于其他所有算法，可以为实际应用提供指导。
2024, 11(1): 122-132.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.13
摘要:
目的 随着风能、太阳能等清洁能源快速发展，电力系统的能源结构发生了重大变化，这使得电网安全运行的不确定性增大，也给精准用电量预测带来了新的挑战。电网用电量受众多因子的影响，而气象因子的影响显著，因此，分析气象因子对用电量精细化预测的影响显得尤为重要。 方法 利用2017年逐日用电量以及最高气温、平均气温、最低气温、气压、相对湿度、风速等气象数据，采用集合模态经验分解（EEMD）和BP神经网络组合预测方法，探讨气象因子对集合模态经验分解回归模型（EEMD-BP）方法预测用电量的影响。 结果 研究发现，平均气温、最高气温、最低气温、气压和相对湿度与用电量序列经EEMD分解后的低频分量存在较好的相关关系，而与高频分量和周期分量的相关性较弱。 结论 利用BP回归模型预测的用电量与实况误差较大，引进气象因子后，EEMD-BP得出的预测准确率有了明显的提高。研究表明，基于气象因子的EEMD-BP组合预测方法可有效提高用电量预测的准确率，可为完善短期用电量预测方法提供有效的技术支撑。
2024, 11(1): 133-142.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.14
摘要:
目的 利用气候预测模式的气温数据对未来长江经济带湖北段武汉、黄石、宜昌夏季日最大电力负荷进行预测。 方法 基于武汉、黄石、宜昌2008～2019年逐日最大电力负荷数据、同期平均气温、最高气温、最低气温等气象要素资料以及RegCM4区域气候模式预测数据，对3个地区的气象敏感电力负荷特性进行分析。在此基础上，通过回归法和群粒子优化BP神经网络算法，对未来（2020～2096年）日最大电力负荷进行定量滚动预测。 结果 结果表明，夏季平均气温与气象敏感负荷关联度最大。预测武汉和宜昌两地的夏季日最大电力负荷相似，两种预测值较近10 a日最大电力负荷稳步增长，回归预测的增长率要略高于神经网络预测；宜昌增长率比武汉高，最高超过40%。黄石日最大电力负荷的预期值较其他两地呈现出明显不同预测结果。 结论 预测长江经济带的中大型城市夏季日最大电力负荷的变化规律，有助于规划未来所需额外的电网容量。
2024, 11(1): 143-156.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.15
摘要:
目的 用电负荷的精准预测是电力系统运行优化的基础，是电力系统能量管理中不可或缺的组成部分。针对传统数据分解技术与机器学习模型结合预测存在的精准度低、计算量大等问题，提出一种将经验模态分解与多层感知机结合（EMD-MLP）的新方法对用电负荷进行日前预测。 方法 首先基于EMD将原始负荷时间序列信号分解为多个本征模函数（Intrinsic Mode Function，IMF）分量，然后采用极值点划分法将多IMF分量进行重构形成高频和低频两个成分以精简预测对象，最后对重构的新分量分别建模预测，并将它们的预测结果叠加作为用电负荷预测值。 结果 采用澳大利亚电力市场2018年、2019年的实测用电负荷数据进行试验。 结论 将建立的EMD-MLP组合模型与持续性模型、单一MLP模型以及传统EMD组合模型进行外推预测效果的对比，验证了所建模型在提高预测精度上的有效性。此外，所提出的EMD-MLP组合新方法在保证精度的同时简化了模型复杂度，提高了预测效率，可以方便地应用于实际中的用电负荷日前与实时预测。
2024, 11(1): 157-165.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.16
摘要:
目的 为保障电力供应的安全性、可靠性和经济性，文章以银川市为例，评估了各区域2014～2022年用电气象风险。 方法 基于自动气象站观测资料和用电负荷资料等，筛选危险性指标、敏感性指标和易损性指标，采用相关性分析、百分位法、归一化等方法，建立了用电气象风险评估模型。 结果 用电负荷月变化结果表明：用电负荷峰值出现在供暖期及过渡期（1月、3月、10～12月）和夏季（6～7月），低谷出现在4月和9月，进一步通过相关性分析发现，气温越高，用电负荷越大；相关性分析及专家问卷调查结果表明：用电灾害风险指标为高温强度、高温频率、日用电量、用电负荷、人口密度、小区用电设施，其权重为：0.5、0.5、0.98、<0.01、0.99、<0.01；用电气象风险模型结果：银川市用电气象风险高风险区和较高风险区主要在金凤区，兴庆区主要处于中风险地区，西夏区以较低风险和低风险为主。 结论 根据用电气象风险评估模型及用电部门的实际需求，可为区域电力供应提供合理的电力调度和供给策略。
2024, 11(1): 166-175.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.17
摘要:
目的 准确高效的短期用电负荷预测是保证电力系统安全可靠运行的前提，也是电网合理安排发电计划的依据，因此研究气象与用电负荷的关系对负荷预测的工作具有重要意义。 方法 以石家庄为例，利用国网河北省某电力公司提供的2013年1月1日至2021年12月31日逐15 min用电负荷资料，以及对应的石家庄站气象观测资料，分析日用电负荷峰值的时间变化特征，重点分析了当日用电负荷峰值较前1日用电负荷峰值变幅超过10%的样本对应的气象条件。采用Spearman秩相关方法分析石家庄日用电负荷峰值与前1日气象要素的相关关系，得到相关性显著的气象要素。利用平滑曲线拟合法绘制各相关性显著的气象要素对次日用电负荷峰值的响应曲线，分析得出随着各气象要素的变化日用电负荷峰值变化趋势以及响应阈值。按不同阈值区间，基于泊松分布计算得出石家庄地区各气象要素对日用电负荷峰值变化的相对危险度，进而揭示石家庄地区各气象要素在不同阈值区间发生单位变化造成的日用电负荷峰值的变化幅度，即不同气象要素的变化对日用电负荷峰值变化的定量影响。 结果 以气温为例，当日平均气温、日最高气温、日最低气温高于阈值时，每上升1 ℃，次日用电负荷峰值的相对危险度分别增加2.25%、1.92%、2.07%；低于阈值时，每上升1 ℃，次日用电负荷峰值的相对危险度分别减少0.62%、0.57%、0.60%。 结论 基于不同气象要素对石家庄地区日用电负荷峰值的相对危险度提出1种次日用电负荷峰值的预测方法，利用2022年逐日用电负荷和气象资料进行检验，发现预测效果可以满足日常电力气象服务需求。
2024, 11(1): 176-184.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.18
摘要:
目的 为了解决浮式风机拖航运输的安全问题，对全潜式浮式基础风机的拖航运动特性展开研究。 方法 针对全潜式浮式风机拖航过程，通过Moses软件建立了“全潜式浮式风机-拖缆绳-拖船”一体化拖航系统数值模型，设置了五组不同的海况对拖航过程进行计算。文章研究风速和风浪方向对全潜式浮式风机拖航运动响应的影响，并根据分析结果，提出有助于全潜式浮式风机拖航安全的建议。 结果 结果表明：相比于横摇运动，全潜式浮式风机的纵摇和垂荡运动受风速影响较为明显，风速越大，运动幅度越大；当风浪方向为90°时，风机的横摇运动受风浪方向影响较大，风浪方向为0°时，风机的纵摇和垂荡运动受风浪方向影响较大。 结论 在保证拖航过程在拖航窗口期的前提下，实际工程中建议对全潜式浮式风机采用逆风拖航的方式，以降低风机振动和共振的风险。同时，应尽量避免风向与拖航方向垂直的情况，两者垂直容易引发较大程度的横摇运动，使拖航过程较为危险。逆风拖航时，在超过平均海况的较大风速30.9 m/s下，全潜式浮式风机的运动响应及拖缆力仍能满足安全拖航的要求。
2024, 11(1): 185-195.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.19
摘要:
目的 随着我国沿海地区极端天气的日趋频繁，台风灾害给沿海电网造成了极大威胁，为提升架空输电线路抗风能力，目前针对沿海强风区线路通常采取提高设计气象重现期的方法进行设计，《架空输电线路荷载规范》（DL/T 5551—2018）颁布后，由于新、旧规范间风荷载计算方法的差异，此前的抗风加强措施是否与现行规范相适应，成为亟待研究的问题。 方法 以南方电网沿海强风区500 kV重要线路为例，基于输电线路防风可靠度分级体系，通过制定不同的防风设计方案，进而对不同方案下输电线路的抗风能力水平及可靠度进行评估，并对不同设防方案下的技术经济性进行比较，最后结合工程实例，推荐了沿海强风区500 kV重要输电线路的防风设计方案。 结果 在执行荷载规范前提下，按50年重现期基准风速并考虑1.1倍重要性系数（方案三）方案可与此前基于GB 50545－2010按100年重现期进行防风设计的抗风举措，无论是在抗风能力以及工程投资上均可良好适配。 结论 对于沿海强风区500 kV重要输电线路，方案三为各设防方案中技术经济指标综合最优的选择，输电线路抗风能力可达16级台风中限，研究对于节约资源、降低碳排放具有重要意义。
2024, 11(1): 196-204.
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.20
摘要:
目的 利用湖北输电线路山火历史灾情数据对山火分布特征进行分析。 方法 基于2016~2021年湖北省输电线路山火灾情资料，运用数理统计、气候统计和GIS空间叠加方法，对全省输电线路山火时空分布及山火与气象、下垫面、社会人文等影响因子的关系特征进行分析。 结果 时间上，2019年为近几年湖北输电线路山火发生最多的年份，秋冬季是高发季节，其中2月和9月为易发月份；空间上，鄂东地区是山火的频发区域，宜昌及荆门地区为次高发区域。山火与气象关系，大部分山火爆发前1个月降水偏少30%～100%、气温偏高0.5～3 ℃、湿度偏小3.8%～23%、风速偏大0.1～1.9 m/s。山火与下垫面关系，山火主要发生在耕地，占总数50.32%；山火主要集中在海拔高度150 m以下、坡度6°以下的区域，76.90%的山火发生在阳坡。山火与社会人文关系，山火主要发生在人口密度100～600人/km2的城市圈周边的乡镇及距离道路1.6 km缓冲区的区域。 结论 掌握湖北输电线路山火分布特征，有助于山火风险预警模型指标选取和阈值确定。
