風(fēng)電場的選址與風(fēng)能資源評估及其后評價(jià)

鹿 浩，焦 姣

(中國廣核新能源控股有限公司，北京 100070)

0 引言

2019 年國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》，其規(guī)定“2018年底之前核準(zhǔn)2020 年底前仍未并網(wǎng)的、2019 年1 月1 日至2020 年底前核準(zhǔn)2021 年底前未并網(wǎng)的陸上風(fēng)電項(xiàng)目，國家不再補(bǔ)貼；2021 年1 月1 日開始新核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電項(xiàng)目全面實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)”，這說明平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代已經(jīng)來臨。在平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代，風(fēng)電投資企業(yè)面臨更大的挑戰(zhàn)，一方面，隨著上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)投資收益也隨之降低；另一方面，長期大規(guī)模開發(fā)導(dǎo)致風(fēng)能資源好且可供開發(fā)建設(shè)的場址所剩不多。在這種背景下，風(fēng)電場選址的優(yōu)劣、風(fēng)能資源評估的準(zhǔn)確性對風(fēng)電項(xiàng)目成功與否起到了決定性作用。

本文從工程實(shí)踐的角度，對風(fēng)電場在場址選擇、測風(fēng)方案、數(shù)據(jù)分析、模型計(jì)算過程中遇到的幾個(gè)關(guān)鍵問題進(jìn)行概述，并以貴州省處于復(fù)雜地形的某風(fēng)電場為例進(jìn)行后評價(jià)，分析理論計(jì)算得到的發(fā)電量與實(shí)際發(fā)電量的差異及差異產(chǎn)生原因。

1 風(fēng)電場選址和立塔測風(fēng)

1.1 場址選擇

可利用高精度風(fēng)能資源圖譜或經(jīng)驗(yàn)判斷的方法來初步確定風(fēng)電場場址，然后通過現(xiàn)場勘查進(jìn)一步核實(shí)。

1.1.1 高精度風(fēng)能資源圖譜

通過查詢風(fēng)能資源分布圖，可以大致判斷一個(gè)區(qū)域的風(fēng)能資源分布情況。美國能源部可再生能源實(shí)驗(yàn)室曾于2005 年推出中國東部地區(qū)50 m 高度風(fēng)能資源分布圖，實(shí)踐證明，該分布圖的準(zhǔn)確性較高。近年來，商業(yè)化氣象資源數(shù)據(jù)產(chǎn)品逐漸運(yùn)用到風(fēng)電場宏觀選址和測風(fēng)塔方案制定工作中。比如，在網(wǎng)絡(luò)平臺上瀏覽美國AWS Truepower 公司的風(fēng)資源宏觀選址模塊Windnavigator，可獲得全球范圍內(nèi)200 m 分辨率陸地風(fēng)能資源圖譜；西班牙Vortex 公司可提供全球范圍(包含海上)1 km 分辨率的風(fēng)能資源圖譜。

1.1.2 經(jīng)驗(yàn)判斷

根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，通常風(fēng)能資源較好的典型區(qū)域有：1)經(jīng)常發(fā)生強(qiáng)烈氣壓梯度的區(qū)域的隘口和峽谷；2)從山脈向下延伸的長峽谷(峽谷寬度應(yīng)超過1 km)；3)高原和臺地；4)強(qiáng)烈高空風(fēng)區(qū)域內(nèi)暴露的山脊和山峰；5)強(qiáng)烈高空風(fēng)或溫度區(qū)域內(nèi)暴露的海岸；6)島嶼的迎風(fēng)角和側(cè)風(fēng)角。

1.1.3 現(xiàn)場勘查核實(shí)

借助高精度風(fēng)能資源圖譜或經(jīng)驗(yàn)判斷初步確定風(fēng)電場場址后，再疊加土地利用現(xiàn)狀圖、生態(tài)紅線范圍圖等，可以選擇出風(fēng)能資源相對較好的區(qū)域，作為潛在規(guī)劃區(qū)域，避免盲目搜索。

工程師可通過現(xiàn)場查看地表植被情況或向當(dāng)?shù)鼐用裨儐栒{(diào)查進(jìn)一步核實(shí)風(fēng)能資源情況，并根據(jù)現(xiàn)場勘查發(fā)現(xiàn)不利于風(fēng)電場建設(shè)的限制因素。

1)地表植被情況。一些地方的植被可明顯顯示出風(fēng)力大小和主導(dǎo)風(fēng)向，比如圖1 中無風(fēng)狀態(tài)時(shí)植被向西南方向倒伏，說明此地盛行東北風(fēng)。

圖1 植被無風(fēng)狀態(tài)下的倒伏情況Fig.1 Lodging situation of vegetation in a windless state

2)詢問調(diào)查。可通過詢問長住居民了解當(dāng)?shù)氐娘L(fēng)資源情況。比如，云南省的西雙版納州是氣象系統(tǒng)典型的靜風(fēng)區(qū)，氣象站測得的數(shù)據(jù)顯示該州一年中75%的時(shí)間風(fēng)速為零，但在西雙版納勐海縣有著“西定的風(fēng)八達(dá)的雨”的說法，當(dāng)?shù)厝朔从驰潞？h西定鄉(xiāng)的風(fēng)力較大，后經(jīng)實(shí)際觀測該地風(fēng)能確實(shí)具備開發(fā)價(jià)值。

3)限制因素。現(xiàn)場勘查還能發(fā)現(xiàn)明顯不適合開發(fā)的因素，比如山體過于陡峭，不滿足風(fēng)電機(jī)組的吊裝和運(yùn)輸，而此類區(qū)域在資源圖譜上通常是風(fēng)能資源條件較好的地區(qū)。坡度陡峭的山體如圖2 所示。

圖2 坡度陡峭的山體Fig.2 Steep mountain slope

1.2 立塔測風(fēng)方案

1.2.1 測風(fēng)塔選址基本原則

測風(fēng)塔選址需遵循的基本原則為：1)避開樹木、建筑、高大山體；與單個(gè)障礙物距離應(yīng)大于障礙物高度的3 倍，與成排障礙物距離應(yīng)保持在障礙物最大高度的10 倍以上，如果主風(fēng)向上有障礙物，距離則應(yīng)不低于20 倍。2)避開陡坡、懸崖，因?yàn)榇蠼嵌扔L(fēng)會導(dǎo)致產(chǎn)生較大的湍流和脫流區(qū)，觀測數(shù)據(jù)缺乏代表性。3)周邊地形對未來確定風(fēng)電機(jī)組安裝位置有代表性。

由于1 座測風(fēng)塔僅能代表一定范圍內(nèi)、地形相似區(qū)域的風(fēng)能資源水平，通常對于平原地形的風(fēng)電場，1 座測風(fēng)塔可覆蓋其3～5 km 半徑內(nèi)風(fēng)電機(jī)組機(jī)位，而復(fù)雜山地地形時(shí)則降至2 km 半徑內(nèi)，且要保證每條連續(xù)山脊上有1 座測風(fēng)塔比較適宜。但也不必過于追求測風(fēng)塔覆蓋風(fēng)電機(jī)組機(jī)位的數(shù)量，應(yīng)盡可能使立塔位置覆蓋場區(qū)內(nèi)多樣化的地形條件[1-2]。

1.2.2 觀測設(shè)備安裝高度

風(fēng)向傳感器安裝高度：10 m 高度空氣流動受地面影響很大，并且在低風(fēng)速時(shí)段，10 m 高度的風(fēng)向會與70 m 及其以上高度的風(fēng)向均出現(xiàn)嚴(yán)重偏離，復(fù)雜地形尤其明顯。因此，建議在30 m 甚至50 m 及以上高度安裝風(fēng)向傳感器。

風(fēng)速傳感器安裝高度：除常規(guī)梯度測風(fēng)外，應(yīng)在擬安裝風(fēng)電機(jī)組輪轂的高度觀測風(fēng)速，避免風(fēng)切變推算過程引入誤差。工程師可依據(jù)該地區(qū)風(fēng)切變大小、吊裝運(yùn)輸條件等因素預(yù)判項(xiàng)目最有可能采用的輪轂高度，并在此高度安裝風(fēng)速傳感器。

其他計(jì)量設(shè)備安裝高度：通常溫度計(jì)和氣壓計(jì)等計(jì)量設(shè)備安裝高度為8 或10 m，在計(jì)算空氣密度時(shí)，需先計(jì)算近地層的然后再推算至輪轂高度，本文認(rèn)為將計(jì)量設(shè)備直接安裝在接近輪轂高度處為佳，有利于精確計(jì)算現(xiàn)場的空氣密度。

1.2.3 風(fēng)速傳感器的安裝注意事項(xiàng)

當(dāng)風(fēng)速傳感器位于下風(fēng)向時(shí)，會受到測風(fēng)塔塔體影響產(chǎn)生“塔影效應(yīng)”，導(dǎo)致測量結(jié)果小于實(shí)際值。因此，在安裝風(fēng)速傳感器之前，應(yīng)先收集氣象站、周邊已有測風(fēng)資料或中尺度數(shù)據(jù)，確定當(dāng)?shù)刂鲗?dǎo)風(fēng)向；然后將風(fēng)速傳感器安裝支架垂直于主風(fēng)向，并至少在接近輪轂高度的觀測層安裝兩套風(fēng)速傳感器。工程師進(jìn)行測風(fēng)數(shù)據(jù)分析前務(wù)必到現(xiàn)場確認(rèn)傳感器的安裝方向。

1.2.4 覆冰地區(qū)注意事項(xiàng)

覆冰可導(dǎo)致風(fēng)速傳感器旋轉(zhuǎn)減慢甚至停止，使風(fēng)向傳感器失去平衡或改變氣動分布、方向讀數(shù)畸變，或?qū)е聜鞲衅鲀鼋Y(jié)在某個(gè)位置，重度覆冰甚至還會導(dǎo)致測風(fēng)塔倒塌。中國南方地區(qū)海拔高、濕度大的山地風(fēng)電場，在12 月—次年3 月期間經(jīng)常出現(xiàn)覆冰現(xiàn)象，而寒流來臨時(shí)往往伴隨大風(fēng)，即便對測量得到的數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，仍會對風(fēng)能資源評估的準(zhǔn)確性造成較大影響。因此，制定覆冰地區(qū)測風(fēng)方案時(shí)，為傳感器增加加熱設(shè)備、選擇加強(qiáng)型塔架是必要的。

1.2.5 足夠的測風(fēng)時(shí)間

測風(fēng)塔至少需要觀測1 個(gè)完整年的風(fēng)資源數(shù)據(jù)，這是毋庸置疑的。但在實(shí)際工程中，由于種種客觀原因也會存在實(shí)測數(shù)據(jù)長度不滿1 年的情況，雖然通過插補(bǔ)的方法可以解決部分問題，但總是不能和真實(shí)數(shù)據(jù)完全一致。文獻(xiàn)[3]中指出，當(dāng)實(shí)測數(shù)據(jù)和多年長期參考數(shù)據(jù)的同期數(shù)據(jù)長度超過6000 h (約8 個(gè)月)后，相關(guān)性標(biāo)準(zhǔn)差才逐漸趨于穩(wěn)定，也就是說測風(fēng)塔測風(fēng)數(shù)據(jù)長度不宜短于8 個(gè)月。

風(fēng)電項(xiàng)目開發(fā)商應(yīng)盡早立塔測風(fēng)，且立塔后定期檢查測風(fēng)數(shù)據(jù)，同時(shí)，定期現(xiàn)場巡檢也十分必要。定期檢查測風(fēng)數(shù)據(jù)可以在早期發(fā)現(xiàn)設(shè)備因雷擊、強(qiáng)風(fēng)、結(jié)冰等原因發(fā)生的故障，并及時(shí)修復(fù)設(shè)備；定期現(xiàn)場巡檢則可以根據(jù)檢查拉線是否拉緊、塔架是否垂直、關(guān)鍵部件是否被冰雪覆蓋、接地系統(tǒng)腐蝕是否嚴(yán)重等的表象提前發(fā)現(xiàn)隱患，避免因設(shè)備故障影響有效數(shù)據(jù)的完整率。

1.2.6 機(jī)械式測風(fēng)設(shè)備輔以雷達(dá)觀測

在鋼筋三角桁架上方安裝機(jī)械式測風(fēng)設(shè)備，是目前行業(yè)內(nèi)最普遍的測風(fēng)方式。該測風(fēng)方式的優(yōu)點(diǎn)是技術(shù)成熟、造價(jià)低；缺點(diǎn)是有些情況下存在局限性，如需要辦理征地手續(xù)、狹窄山脊拉線距離不足、施工周期相對較長、覆冰地區(qū)有倒塔風(fēng)險(xiǎn)等。近年來，為解決上述問題，行業(yè)內(nèi)開始將激光雷達(dá)、聲雷達(dá)等新型設(shè)備作為輔助設(shè)備運(yùn)用于機(jī)械式測風(fēng)設(shè)備。此外，NB/T 31147—2018《風(fēng)電場工程風(fēng)能資源測量與評估技術(shù)規(guī)范》也規(guī)定“以固定式測風(fēng)為主、移動雷達(dá)觀測為輔”。

雷達(dá)在正式觀測前應(yīng)與機(jī)械式測風(fēng)設(shè)備在同一高度進(jìn)行交叉對比，以降低雷達(dá)觀測的不確定性和提高數(shù)據(jù)的一致性。激光雷達(dá)通過測量空氣中微塵的運(yùn)動來判斷風(fēng)流特性，如果空氣特別潔凈，會降低測量的精度；而周圍物體反彈產(chǎn)生的回聲會導(dǎo)致聲雷達(dá)生成錯(cuò)誤數(shù)據(jù)。因此，選擇雷達(dá)測風(fēng)需關(guān)注其環(huán)境適應(yīng)性。

2 測風(fēng)數(shù)據(jù)分析和發(fā)電量計(jì)算

2.1 測風(fēng)數(shù)據(jù)的插補(bǔ)、訂正

在實(shí)際項(xiàng)目中會因各種原因?qū)е聹y風(fēng)塔數(shù)據(jù)長度不滿1 年，目前對缺少的測風(fēng)數(shù)據(jù)進(jìn)行插補(bǔ)時(shí)，主要以周邊其他測風(fēng)塔或MERRA-2、ERA5等再分析數(shù)據(jù)作為數(shù)據(jù)源，風(fēng)數(shù)據(jù)處理分析軟件Windographer 可以通過建立待插補(bǔ)測風(fēng)數(shù)據(jù)與數(shù)據(jù)源的相關(guān)關(guān)系將其插補(bǔ)成完整1 年[4]。Windographer 軟件雖然針對數(shù)據(jù)插補(bǔ)提供了多種方法，但軟件默認(rèn)選項(xiàng)為線性最小二乘法(LLS)，而在一些情況下，完全最小二乘法(TLS)或方差比率法(VR)的擬合效果更好。以內(nèi)蒙古自治區(qū)某風(fēng)電場的測風(fēng)數(shù)據(jù)為例，該測風(fēng)塔在可行性研究時(shí)的實(shí)測數(shù)據(jù)長度為7 個(gè)月，插補(bǔ)前100 m 高度處實(shí)測的年平均風(fēng)速為7.337 m/s，威布爾分布的形狀參數(shù)k的值為2.349、尺度參數(shù)A的值為8.280 m/s。采用不同方法后得到的插補(bǔ)后結(jié)果對比如表1 所示。

表1 采用不同方法后得到的插補(bǔ)后結(jié)果對比Table 1 Comparison of interpolation results obtained by using different methods

由表1 可知：不同方法得到的年平均風(fēng)速之間雖然差異很小，但k值之間的差值最大可達(dá)到0.31。

在測風(fēng)塔觀測滿1 年后重新分析發(fā)現(xiàn)此時(shí)插補(bǔ)前的威布爾分布的形狀參數(shù)值為2.380，與TLS 的插補(bǔ)后結(jié)果最為接近。在插補(bǔ)缺測數(shù)據(jù)，尤其是缺測時(shí)間段較長時(shí)，建議對比多種方法得到插補(bǔ)后的年平均風(fēng)速、風(fēng)向、威布爾分布的變化，從中選擇擬合效果更好的方法，盡量降低因缺少測風(fēng)數(shù)據(jù)帶來風(fēng)資源評估誤差。

風(fēng)速的年際變化早就被證明存在周期性，且具有不確定性。通過觀察一些長期觀測站的年平均風(fēng)速數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，風(fēng)速變化幅度超過10%很常見，10%的風(fēng)速變化幅度反映到風(fēng)能的變化幅度則是30%。若要對平價(jià)時(shí)代風(fēng)電場風(fēng)能資源進(jìn)行準(zhǔn)確評估，則必須要考慮大、小風(fēng)年產(chǎn)生的影響。

在判斷測風(fēng)年是大風(fēng)年、小風(fēng)年或平風(fēng)年，以及進(jìn)行測風(fēng)數(shù)據(jù)代表年訂正時(shí)，參證氣象站應(yīng)具備以下條件：1)距離風(fēng)電場較近；2)有20 年及以上可靠的歷史觀測數(shù)據(jù)；3)與測風(fēng)塔同期數(shù)據(jù)相關(guān)性較好；4)下墊面條件與風(fēng)電場所在區(qū)域相似。需要注意的是，很多氣象站因受城鎮(zhèn)化進(jìn)程及周邊修建高樓的影響，造成風(fēng)速逐年降低，若不經(jīng)現(xiàn)場調(diào)研直接判斷測風(fēng)年為小風(fēng)年并進(jìn)行訂正，必然會高估現(xiàn)場實(shí)測風(fēng)速。在氣象站觀測環(huán)境不理想、與風(fēng)電場下墊面差異過大或相關(guān)性不滿足的情況下，建議參考MERRA-2、ERA5等再分析數(shù)據(jù)[5]。

若判斷測風(fēng)年為大風(fēng)年或小風(fēng)年，則需要對實(shí)測數(shù)據(jù)進(jìn)行代表年訂正。常用的訂正方法有相關(guān)關(guān)系法和比值法，相關(guān)關(guān)系法可按16 個(gè)扇區(qū)、8 個(gè)扇區(qū)或全扇區(qū)求出訂正量；比值法將測風(fēng)數(shù)據(jù)年平均風(fēng)速與歷史觀測多年測風(fēng)數(shù)據(jù)平均風(fēng)速之間的比值作為訂正量，可以按一年中各個(gè)月的比值分別訂正，也可以按全年比值訂正。風(fēng)速的年變化對低風(fēng)速風(fēng)電場的影響要大于其對高風(fēng)速風(fēng)電場的影響，年平均風(fēng)速較低的風(fēng)電場在風(fēng)能資源評估時(shí)更要慎重判斷所測年份是大風(fēng)年還是小風(fēng)年，根據(jù)代表年訂正后的計(jì)算結(jié)果再評估。

2.2 風(fēng)電場的發(fā)電量計(jì)算

2.2.1 測風(fēng)塔位置驗(yàn)證

風(fēng)電場發(fā)電量計(jì)算模型中輸入的測風(fēng)塔位置坐標(biāo)是否準(zhǔn)確對計(jì)算結(jié)果的影響很大，尤其是當(dāng)其位于復(fù)雜地形時(shí)。測風(fēng)塔通常立在山頂或迎風(fēng)坡上，如果輸入的坐標(biāo)位置偏離到了凹地或背風(fēng)處，計(jì)算結(jié)果將是顛覆性的。為避免這種情況，務(wù)必現(xiàn)場核實(shí)、確認(rèn)測風(fēng)塔實(shí)際安裝位置及所處地形，并且要比較現(xiàn)場地形和數(shù)字化地形圖是否有差異，發(fā)現(xiàn)差異要作出調(diào)整，使圖上所處地形與實(shí)際情況完全吻合。

2.2.2 模型適用性

針對風(fēng)能資源分析，目前行業(yè)內(nèi)廣泛應(yīng)用的商業(yè)型軟件可分為兩大類，一類是基于線性化風(fēng)流模型的WAsP 軟件，或以WAsP 軟件為內(nèi)核的WindFarmer 軟件和WindPRO 軟件；另一類是基于計(jì)算流體動力學(xué)(CFD)模型的MetedynWT軟件、WindSim 軟件等。前者能夠較為精確地模擬簡單、平緩地形風(fēng)的流動，后者更適用于復(fù)雜地形，應(yīng)視風(fēng)電場地形復(fù)雜程度、地表特征選擇適用的軟件模擬計(jì)算風(fēng)電場發(fā)電量。實(shí)際工程中，通常以坡度17°作為簡單地形和復(fù)雜地形的分界線。

隨著風(fēng)電大基地和海上風(fēng)電的強(qiáng)勢崛起，單個(gè)風(fēng)電場規(guī)模不斷增大，普通尾流模型嚴(yán)重低估大型風(fēng)電場和海上風(fēng)電場尾流損失的問題也凸顯出來。通常認(rèn)為傳統(tǒng)的Park 尾流模型更適用于布置3 排以內(nèi)風(fēng)電機(jī)組的風(fēng)電場，不適宜超過5 排風(fēng)電機(jī)組的風(fēng)電場；大型風(fēng)電場建議采用LWF 尾流模型。海上風(fēng)電場發(fā)電量計(jì)算時(shí)建議將尾流衰減常數(shù)K設(shè)置為0.04～0.05。

2.2.3 發(fā)電量折減系數(shù)

在風(fēng)電場發(fā)電量理論計(jì)算結(jié)果的基礎(chǔ)上還要考慮各項(xiàng)折減因素，如風(fēng)電機(jī)組可利用率損失、葉片污染損失、場用電損失、集電線路損失、升壓站及電網(wǎng)故障損失、周邊風(fēng)電場尾流影響損失、冰凍停機(jī)損失、測風(fēng)塔代表性誤差損失等。另外，如果風(fēng)電機(jī)組需要在特定時(shí)間降功率運(yùn)行才能滿足噪聲排放標(biāo)準(zhǔn)，則噪聲停機(jī)損失也是必須考慮的一項(xiàng)因素。根據(jù)風(fēng)能專業(yè)委員會2019 年的調(diào)研結(jié)果顯示，中國41 家參與調(diào)研的單位中，開發(fā)商和咨詢設(shè)計(jì)單位在計(jì)算風(fēng)電場發(fā)電量時(shí)多采用綜合折減法，而整機(jī)廠家多采用概率算法。雖然兩種計(jì)算模式各有優(yōu)劣，但綜合折減法得到國內(nèi)風(fēng)電行業(yè)多年驗(yàn)證。

為使折減系數(shù)更趨于實(shí)際情況，建議將各項(xiàng)折減因素分為以下3 類：1)可量化計(jì)算；2)可取經(jīng)驗(yàn)值；3)具有不確定性。可量化計(jì)算的折減因素包括周邊風(fēng)電場尾流影響損失、噪聲停機(jī)損失、集電線路損失和場用電損失等。可取經(jīng)驗(yàn)值的折減因素包括風(fēng)電機(jī)組可利用率損失，其折減系數(shù)取值可參考同一風(fēng)電機(jī)組廠家的歷史數(shù)據(jù)取值；冰凍停機(jī)折減系數(shù)取值可參考風(fēng)速傳感器結(jié)冰時(shí)間所占比例和周邊風(fēng)電場風(fēng)電機(jī)組因冰凍停機(jī)損失的發(fā)電量占全年估算發(fā)電量的比例來確定[6]。具有不確定性的折減因素則建議結(jié)合項(xiàng)目具體情況取值，如模型模擬結(jié)果的誤差根據(jù)測風(fēng)塔代表性、模型精度驗(yàn)證結(jié)果來取值[7]。實(shí)際工程中常出現(xiàn)機(jī)位在征地、施工過程中發(fā)生變化，導(dǎo)致發(fā)電量低于設(shè)計(jì)方案的情況，可根據(jù)場址涉及敏感性因素的數(shù)量、解決難易程度及前期工作深度來對機(jī)位變動風(fēng)險(xiǎn)損失取值。

3 風(fēng)電場后評價(jià)

本文以貴州省某20 MW 山地風(fēng)電場為例，該風(fēng)電場共安裝10 臺風(fēng)電機(jī)組(編號為1#～10#)，項(xiàng)目可行性研究階段場址區(qū)域內(nèi)立有1座測風(fēng)塔，測風(fēng)塔與風(fēng)電機(jī)組機(jī)位水平距離在2～4 km；測風(fēng)塔的海拔高度為1615 m，風(fēng)電機(jī)組的海拔高度在1620～1690 m 之間，具體如圖3、圖4 所示。

圖3 測風(fēng)塔與風(fēng)電機(jī)組的水平距離示意圖Fig.3 Schematic diagram of horizontal distance between wind measurement tower and wind turbine

圖4 測風(fēng)塔和風(fēng)電機(jī)組的海拔高度示意圖Fig.4 Schematic diagram of altitudes of wind measurement tower and wind turbine

在該項(xiàng)目可行性研究階段，工程師計(jì)算發(fā)電量時(shí)出于保守考慮綜合折減系數(shù)取值為64.9%，利用風(fēng)電機(jī)組廠家保證的輸出功率曲線計(jì)算出的風(fēng)電場年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)設(shè)計(jì)值為1737 h。該項(xiàng)目后評價(jià)時(shí)選取2018 年風(fēng)電場運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，2018 年時(shí)該風(fēng)電場的實(shí)際年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)為1203 h。本文基于后評價(jià)分析結(jié)果，從風(fēng)電機(jī)組機(jī)艙風(fēng)速、輸出功率曲線、發(fā)電量折減系數(shù)等幾個(gè)方面著手，分析實(shí)際的年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)與設(shè)計(jì)值的差異原因。

3.1 測風(fēng)塔代表性造成的發(fā)電量高估

風(fēng)電場后評價(jià)時(shí)，首先將機(jī)艙風(fēng)速通過風(fēng)速傳遞函數(shù)還原至自由風(fēng)速，同時(shí)在場區(qū)內(nèi)放置3臺激光雷達(dá)(見圖5 中綠色標(biāo)識)短期觀測風(fēng)電機(jī)組前方的實(shí)際來流風(fēng)速，校驗(yàn)自由風(fēng)速還原結(jié)果。對比發(fā)現(xiàn)，2018 年還原的自由風(fēng)速比可行性研究時(shí)模擬的風(fēng)速低了0.83 m/s，消除年際波動后仍低了0.70 m/s。當(dāng)其他設(shè)計(jì)輸入條件、折減系數(shù)取值不變時(shí)，采用2018 年機(jī)艙風(fēng)速還原的自由風(fēng)速計(jì)算得到風(fēng)電場年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)為1183 h，消除年際波動后的年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)為1275 h。因高估風(fēng)速，該項(xiàng)目實(shí)際年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)與設(shè)計(jì)值相比下降了462 h。

圖5 3 臺激光雷達(dá)觀測位置示意圖Fig.5 Schematic diagram of three laser radar observation positions

項(xiàng)目可研階段高估風(fēng)速的原因主要有：1)測風(fēng)塔與風(fēng)電機(jī)組機(jī)位距離遠(yuǎn)，其距機(jī)位水平距離在2～4 km 之間；2)全場10 臺風(fēng)電機(jī)組的海拔均低于測風(fēng)塔的海拔，其中5 臺風(fēng)電機(jī)組與測風(fēng)塔的海拔高差在50 m 以上；3)風(fēng)電機(jī)組與測風(fēng)塔不在同一條連續(xù)山脊上；4)測風(fēng)塔受北側(cè)東南—西北(SE-NW)走向山脊影響存在風(fēng)速加速效應(yīng)。總之，該項(xiàng)目高估風(fēng)速主要是由測風(fēng)位置與風(fēng)電機(jī)組位置的地形條件缺乏相似性導(dǎo)致的。風(fēng)電場發(fā)電量計(jì)算軟件采用的模型是基于測風(fēng)塔的實(shí)測數(shù)據(jù)，由于實(shí)際工程中不可能在每一處擬安裝風(fēng)電機(jī)組的位置都豎立測風(fēng)塔，若測風(fēng)塔位置與風(fēng)電機(jī)組所在位置的相似性較差，計(jì)算結(jié)果可能與實(shí)際情況差別巨大。

復(fù)雜地形風(fēng)電項(xiàng)目受發(fā)電量模擬軟件自身能力的限制，模擬結(jié)果是否準(zhǔn)確高度依賴測風(fēng)塔代表性。因此，此類項(xiàng)目制定測風(fēng)方案時(shí)，需要從水平距離、海拔高差和山脊連續(xù)性等方面進(jìn)行考慮，關(guān)注區(qū)域大地形對風(fēng)速的影響，確保測風(fēng)塔的空間代表性。在利用軟件模擬發(fā)電量時(shí)，針對存在大地形影響的風(fēng)電項(xiàng)目，宜采用中-微尺度耦合的方法模擬風(fēng)能資源，以降低誤差。

3.2 輸出功率曲線

按照GB/T 18451.2—2012《風(fēng)力發(fā)電機(jī)組功率特性測試》中的要求繪制風(fēng)電機(jī)組輸出功率曲線。利用還原的自由風(fēng)速、數(shù)據(jù)采集與監(jiān)視控制系統(tǒng)(SCADA)提供的有功功率，繪制不同風(fēng)速下每臺風(fēng)電機(jī)組的實(shí)際輸出功率曲線，對比10 臺風(fēng)電機(jī)組實(shí)際輸出功率曲線與風(fēng)電機(jī)組廠家保證的輸出功率曲線的差異。具體如圖6 所示。

圖6 不同風(fēng)速下各風(fēng)電機(jī)組的實(shí)際輸出功率曲線與保證輸出功率曲線對比Fig.6 Comparison of actual output power curves and guaranteed output power curves of wind turbines under different wind speeds

由圖6 可知：在5～8 m/s 的低風(fēng)速段，風(fēng)電機(jī)組的實(shí)際輸出功率略低于保證輸出功率；在8.0～10.5 m/s 的高風(fēng)速段，實(shí)際輸出功率明顯比保證輸出功率低很多。這主要是因?yàn)轱L(fēng)電機(jī)組廠家提供的保證輸出功率曲線為靜態(tài)輸出功率曲線，而風(fēng)電機(jī)組在實(shí)際運(yùn)行過程中，受湍流強(qiáng)度、空氣密度、入流角和風(fēng)切變等因素的影響，導(dǎo)致實(shí)際(動態(tài))輸出功率曲線與靜態(tài)時(shí)的情況差異較大。其他設(shè)計(jì)輸入條件、折減系數(shù)取值不變，采用2018 年機(jī)艙風(fēng)速還原的自由風(fēng)速和實(shí)際輸出功率曲線，計(jì)算得到風(fēng)電場年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)為929 h。對比3.1 小標(biāo)題中僅改變輸入風(fēng)速時(shí)的計(jì)算結(jié)果可知，因?qū)嶋H輸出功率曲線與保證輸出功率曲線差異帶來254 h 的年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)下降。

工程師在計(jì)算風(fēng)電場發(fā)電量時(shí)可通過輸出功率曲線形狀來判斷風(fēng)電機(jī)組廠家提供的是靜態(tài)還是動態(tài)輸出功率曲線，應(yīng)采用代表全風(fēng)電場風(fēng)電機(jī)組平均狀態(tài)的動態(tài)輸出功率曲線來計(jì)算發(fā)電量[8]；還需復(fù)核風(fēng)電機(jī)組風(fēng)能利用系數(shù)Cp曲線，觀察其是否存在明顯突變，對于風(fēng)能利用系數(shù)曲線異常的輸出功率曲線應(yīng)進(jìn)行適當(dāng)處理。

3.3 發(fā)電量折減系數(shù)取值

本項(xiàng)目可行性研究階段計(jì)算得到風(fēng)電場年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)為929 h，測風(fēng)塔代表性、湍流和輸出功率曲線保證率對應(yīng)的折減系數(shù)取值分別為98%、95%、95%；而后評價(jià)時(shí)計(jì)算風(fēng)電場年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)采用了機(jī)艙風(fēng)速還原的自由風(fēng)速和實(shí)測輸出功率曲線，即不存在測風(fēng)塔代表性損失，由湍流造成的發(fā)電量損失和因輸出功率曲線未達(dá)到保證值的損失也已反映在實(shí)測輸出功率曲線中，因此在929 h 基礎(chǔ)上剔除上述3 個(gè)折減項(xiàng)對應(yīng)的損失值后計(jì)算得到的年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)為1050 h。

后評價(jià)時(shí)發(fā)現(xiàn)風(fēng)電機(jī)組可利用率損失、冰凍停機(jī)損失、升壓站及電網(wǎng)故障損失可行性研究時(shí)損失值取值過高，對應(yīng)的折減系數(shù)分別為95%、90%、96%，而2018 年實(shí)際的折減系數(shù)應(yīng)為98.6%、94.9%、99.0%；基于風(fēng)電場年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)1050 h 修正此3 個(gè)折減項(xiàng)對應(yīng)的損失值后，風(fēng)電場年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)為1188 h。可行性研究時(shí)未考慮山地風(fēng)電場機(jī)位平臺施工后地形改變導(dǎo)致的發(fā)電量損失及周邊風(fēng)電場尾流影響損失，經(jīng)軟件計(jì)算得到此兩項(xiàng)的損失值均為1.0%，對應(yīng)的折減系數(shù)均為99.0%；基于風(fēng)電場年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)1188 h 增加這2 項(xiàng)損失后年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)為1164 h，該計(jì)算結(jié)果比2018 年的風(fēng)電場實(shí)際年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)低約3%。可行性研究階段，工程師通常將未來可能發(fā)生的機(jī)位變動風(fēng)險(xiǎn)損失、噪聲停機(jī)損失、周邊風(fēng)電場尾流損失等不確定因素一并作為其他因素考慮，本項(xiàng)目可行性研究時(shí)折減系數(shù)均取值95%，后評價(jià)時(shí)已明確不存在機(jī)位變動和因噪聲影響降功率運(yùn)行的情況，當(dāng)其他因素?fù)p失值調(diào)整為2%(對應(yīng)的折減系數(shù)為98%) 時(shí)年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)為1200 h，與2018 年風(fēng)電場實(shí)際年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)1203 h基本一致。

不同折減項(xiàng)下的折減系數(shù)取值如表2 所示。

表2 不同折減項(xiàng)下的折減系數(shù)取值Table 2 Value of discount coefficient under different discount terms

從該風(fēng)電場的折減系數(shù)取值可以看出：1)測風(fēng)塔代表性不足導(dǎo)致的發(fā)電量計(jì)算誤差很難通過增加折減系數(shù)來彌補(bǔ)，如本文案例即便綜合折減系數(shù)保守考慮取值64.9%，計(jì)算結(jié)果仍大幅高估了年等效滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)；2)覆冰地區(qū)由冰凍停機(jī)損失的發(fā)電量占比為5.1%，需分析冰凍停機(jī)發(fā)生的時(shí)間點(diǎn)、時(shí)長，并需收集周邊風(fēng)電場冰凍停機(jī)資料，避免高估或低估折減系數(shù)取值；3)風(fēng)電機(jī)組機(jī)位平臺削高后地形改變及周邊風(fēng)電場風(fēng)電機(jī)組尾流等因素會造成電量損失，發(fā)電量計(jì)算時(shí)需要考慮。針對山地風(fēng)電項(xiàng)目，冰凍停機(jī)、測風(fēng)塔代表性、周邊風(fēng)電場尾流及其他折減項(xiàng)的折減系數(shù)建議取值，應(yīng)結(jié)合項(xiàng)目具體情況分析后確定。

4 結(jié)論

風(fēng)電場選址、風(fēng)能資源評估的準(zhǔn)確性決定項(xiàng)目的收益，是風(fēng)電場開發(fā)建設(shè)的先決條件。本文從工程實(shí)踐的角度，對風(fēng)電場在場址選擇、測風(fēng)方案、數(shù)據(jù)分析、模型計(jì)算過程中的遇到的幾個(gè)關(guān)鍵問題進(jìn)行概述，并以貴州省處于復(fù)雜地形的某風(fēng)電場為例進(jìn)行了后評價(jià)，分析理論計(jì)算得到的發(fā)電量與實(shí)際發(fā)電量的差異及差異產(chǎn)生原因。得到以下結(jié)論：

1)場址選擇方面，借助高精度風(fēng)能資源圖譜，通過疊加土地利用現(xiàn)狀圖、生態(tài)紅線范圍圖等，選出資源相對較好的區(qū)域作為潛在規(guī)劃區(qū)域，再通過現(xiàn)場實(shí)地勘查，排除限制區(qū)域。

2)測風(fēng)方案方面，需有足夠的測風(fēng)塔數(shù)量和充足的測風(fēng)時(shí)間，測風(fēng)塔安裝位置盡可能覆蓋場區(qū)內(nèi)多樣化的地形條件。地形條件、征地或施工時(shí)間受限時(shí)可根據(jù)環(huán)境特點(diǎn)選擇適合的雷達(dá)輔助觀測。

3)數(shù)據(jù)分析方面，測風(fēng)數(shù)據(jù)的插補(bǔ)選用多種擬合方法，對比插補(bǔ)后風(fēng)速、威布爾分布的變化，盡量降低因缺少測風(fēng)數(shù)據(jù)帶來的計(jì)算誤差。

4)模型計(jì)算方面，應(yīng)先驗(yàn)證測風(fēng)塔在數(shù)字化地形圖上的位置與實(shí)際地形是否吻合，視項(xiàng)目所在地地形復(fù)雜程度、地表特征，選擇適用的計(jì)算模型，海上風(fēng)電項(xiàng)目和陸上大基地風(fēng)電項(xiàng)目應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注尾流模型的適用性和尾流衰減常數(shù)的取值。

5)風(fēng)電場后評價(jià)方面，開展基于風(fēng)能資源評估的風(fēng)電場后評價(jià)，找尋導(dǎo)致風(fēng)電場實(shí)際運(yùn)行時(shí)的發(fā)電量與設(shè)計(jì)發(fā)電量差異的因素，有助于減少之后風(fēng)電場在設(shè)計(jì)階段的誤差。