復雜山地項目風能資源設計后評價探討

文 | 覃榮君

國內南方區域的風電項目開發趨向于越來越復雜的山地。在復雜山地項目開發的前期風能資源評估過程中，評估的準確與否影響項目的收益，決定著項目成敗。本文擬通過對實際運營項目的發電情況與前期評估情況進行對比，分析目前復雜山地項目開發中存在的風能資源評估不確定性，為今后此類項目的開發提供參考。

項目背景

本文所選項目位于西南區域某復雜山地，裝機總容量為5萬千瓦，采用國內當時主流的2MW-105/80機型。截至進行設計后評價時，投產運營近2年。項目地形復雜，植被茂密，冬季凝凍較為嚴重。場址范圍內及周邊共有5座測風塔，機位點海拔1300～1500米，測風塔海拔1330～1480米。

分析過程

一、后評價時段選擇

選擇風電場通過240驗收后正常運行一個完整年——2016年1月1日至2016年12月31日作為設計后評價時段。

二、實際利用小時數修正至平風年

風電場在2016年完整年的實際年利用小時數為2064小時。通過中尺度數據分析，該完整年時段屬于偏大風年，綜合分析后認為其修正至平風年的年利用小時數為1938小時。

三、微觀選址階段風能資源評價方法及結論

項目范圍內及周邊共有5座測風塔，在2014年完成微觀選址第一階段設計。在該階段，設計院采用其中2座測風塔的數據計算全場風能資源及發電量。測風塔選擇如圖1所示。

微觀選址第一階段報告估算的全場平風年年利用小時數為1976小時，較實際運行結果折算至平風年高估約1.9%。

2015年，相關軟件版本升級，設計院進行了第二階段微觀選址設計，采用同樣設計輸入條件重新計算全場發電量，得到全場年平均利用小時數為1862小時，低估約3.8%。

全場平均年利用小時數估算結果顯示，微觀選址階段的發電情況估算較為合理。

逐機位分析微觀選址設計兩個階段的評估發電情況與實際發電情況差異，結果如圖2－圖3所示。

微觀選址第一階段評估的發電情況與實際發電情況正負最大偏差均超出700小時，偏差比例范圍為：-27%～50.8%。

微觀選址第二階段評估的發電情況與實際發電情況最大絕對值為739小時，偏差比例范圍為：-33%～42.9%。

圖1 微觀選址階段的測風塔選擇

四、重新建模復核

采用與微觀選址階段設計院所用的相同地形圖、機組功率曲線、機位與測風塔坐標，以及設計院在微觀選址第二階段所用的同款軟件模型和5座測風塔修正為平風年后的測風數據作為后評價設計輸入條件。

對理論發電情況采取微觀選址階段全場同樣的折減系數74.4%折減后得出每個機位點的利用小時數及全場平均利用小時數。

五、測風塔選擇

1.全場平均誤差分析

項目共有5座測風塔，分別采用不同的組合進行發電情況模擬計算，對全場平均利用小時數的模擬結果如表1所示。

圖2 軟件版本升級前評估的利用小時數與實際發電情況逐機位對比

圖3 軟件版本升級后評估的利用小時數與實際發電情況逐機位對比

表1 不同測風塔組合下的全場平均利用小時數對比

圖4 不同測風塔組合下逐機位計算的發電偏差

圖5 實際發電量與理論電量的比值

表2 不同測風塔組合下逐機位計算的偏差

模擬結果顯示，方案3計算的年平均利用小時數與風電場實際利用小時數最為接近，高估了約0.36%；方案1與方案5的計算結果基本一致，與風電場實際發電相差約1.2%；方案2與設計院微觀選址測風選擇一致，計算結果與實際發電差異最大，高估約3.9%；從全場平均的角度考慮，方案4測風塔代表性最優，方案1和方案5次之。

2.逐機位模擬誤差分析

采用不同的測風塔組合計算，逐機位計算正負偏差有較大差別，模擬結果如圖4和表2所示。

各測風塔組合下的計算結果顯示，方案2與設計院設計輸入一致，其正負偏差為-21%～52%，兩極分化嚴重；方案4計算的平均偏差絕對值最小，但部分機位高估較為嚴重；方案5計算的高估發電情況的比例最低；各方案估算的負偏差相差不大。

綜上所述，計算該風電場發電情況最優的測風塔選擇為方案5。

六、偏差原因分析

采用第5套測風塔組合方案，計算全場各機位實際發電情況與軟件模擬尾流后理論電情況比值，結果如圖5所示。

如全場采用微觀選址設計階段統一的折減系數74.4%進行折減，按照高估和低估的原則進行分片，則可將全場大致分為5個片區，如圖6所示。

可以看出，全場內片區2和片區4屬于主梁，在本階段模擬中屬于低估階段；片區3和片區5屬于支梁，本階段評估屬于高估區域。

具體分析可知，片區1無測風塔，軟件對南部地形遮擋影響模擬精度不足，其實際發電量與理論電量的比值約68%。

片區2的實際發電量與理論電量的比值約為85%，該區域測風塔位于正中間，周邊無遮擋，代表性較強，所以其評估的不確定性較低。

圖6 全場高估與低估片區分類

片區3位于支梁，且其南部、北部均受遮擋，距離最近的測風塔M1海拔高約150米，代表性較差，其實際發電量與理論電量的比值約為67%。

片區4的西南區域存在較強的“峽管”效應，實際發電量顯示，軟件無法準確模擬該風況，實際發電量與理論電量的比值接近93%。

片區5區域的南部存在高山臺地，海拔較該區域高約120米，成風條件較差，因該區域無測風塔，采用周邊測風塔估算明顯高估了發電量，實際發電量與理論電量的比值約為71%。

結論

（1）測風塔的代表性及建模時測風數據輸入選擇對結果的影響很大，復雜山地項目應盡量在風能資源無確定把握的區域多立塔。

（2）復雜地形的不確定性分析應逐機位進行，全場機位采用同一種折減系數可能帶來極大的評估誤差。

（3）商用主流風能資源評估軟件的版本更替也可能帶來不同的誤差。

（4）該項目實際發電結果顯示“峽管風”效應真實存在，而現有的主流風能資源評估軟件可能無法準確模擬。

（5）該設計后評價選擇的風電場投運不足兩年，運營時間較短，選擇的完整年時段運營數據可能無法代表風電場未來20年的運營情況。