文 | 覃榮君

國內(nèi)南方區(qū)域的風(fēng)電項(xiàng)目開發(fā)趨向于越來越復(fù)雜的山地。在復(fù)雜山地項(xiàng)目開發(fā)的前期風(fēng)能資源評估過程中，評估的準(zhǔn)確與否影響項(xiàng)目的收益，決定著項(xiàng)目成敗。本文擬通過對實(shí)際運(yùn)營項(xiàng)目的發(fā)電情況與前期評估情況進(jìn)行對比，分析目前復(fù)雜山地項(xiàng)目開發(fā)中存在的風(fēng)能資源評估不確定性，為今后此類項(xiàng)目的開發(fā)提供參考。

項(xiàng)目背景

本文所選項(xiàng)目位于西南區(qū)域某復(fù)雜山地，裝機(jī)總?cè)萘繛?萬千瓦，采用國內(nèi)當(dāng)時主流的2MW-105/80機(jī)型。截至進(jìn)行設(shè)計(jì)后評價時，投產(chǎn)運(yùn)營近2年。項(xiàng)目地形復(fù)雜，植被茂密，冬季凝凍較為嚴(yán)重。場址范圍內(nèi)及周邊共有5座測風(fēng)塔，機(jī)位點(diǎn)海拔1300～1500米，測風(fēng)塔海拔1330～1480米。

分析過程

一、后評價時段選擇

選擇風(fēng)電場通過240驗(yàn)收后正常運(yùn)行一個完整年——2016年1月1日至2016年12月31日作為設(shè)計(jì)后評價時段。

二、實(shí)際利用小時數(shù)修正至平風(fēng)年

風(fēng)電場在2016年完整年的實(shí)際年利用小時數(shù)為2064小時。通過中尺度數(shù)據(jù)分析，該完整年時段屬于偏大風(fēng)年，綜合分析后認(rèn)為其修正至平風(fēng)年的年利用小時數(shù)為1938小時。

三、微觀選址階段風(fēng)能資源評價方法及結(jié)論

項(xiàng)目范圍內(nèi)及周邊共有5座測風(fēng)塔，在2014年完成微觀選址第一階段設(shè)計(jì)。在該階段，設(shè)計(jì)院采用其中2座測風(fēng)塔的數(shù)據(jù)計(jì)算全場風(fēng)能資源及發(fā)電量。測風(fēng)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(fēng)年年利用小時數(shù)為1976小時，較實(shí)際運(yùn)行結(jié)果折算至平風(fēng)年高估約1.9%。

2015年，相關(guān)軟件版本升級，設(shè)計(jì)院進(jìn)行了第二階段微觀選址設(shè)計(jì)，采用同樣設(shè)計(jì)輸入條件重新計(jì)算全場發(fā)電量，得到全場年平均利用小時數(shù)為1862小時，低估約3.8%。

全場平均年利用小時數(shù)估算結(jié)果顯示，微觀選址階段的發(fā)電情況估算較為合理。

逐機(jī)位分析微觀選址設(shè)計(jì)兩個階段的評估發(fā)電情況與實(shí)際發(fā)電情況差異，結(jié)果如圖2－圖3所示。

微觀選址第一階段評估的發(fā)電情況與實(shí)際發(fā)電情況正負(fù)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(fā)電情況與實(shí)際發(fā)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(fēng)塔選擇

四、重新建模復(fù)核

采用與微觀選址階段設(shè)計(jì)院所用的相同地形圖、機(jī)組功率曲線、機(jī)位與測風(fēng)塔坐標(biāo)，以及設(shè)計(jì)院在微觀選址第二階段所用的同款軟件模型和5座測風(fēng)塔修正為平風(fēng)年后的測風(fēng)數(shù)據(jù)作為后評價設(shè)計(jì)輸入條件。

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

五、測風(fēng)塔選擇

1.全場平均誤差分析

項(xiàng)目共有5座測風(fēng)塔，分別采用不同的組合進(jìn)行發(fā)電情況模擬計(jì)算，對全場平均利用小時數(shù)的模擬結(jié)果如表1所示。

圖2 軟件版本升級前評估的利用小時數(shù)與實(shí)際發(fā)電情況逐機(jī)位對比

圖3 軟件版本升級后評估的利用小時數(shù)與實(shí)際發(fā)電情況逐機(jī)位對比

表1 不同測風(fēng)塔組合下的全場平均利用小時數(shù)對比

圖4 不同測風(fēng)塔組合下逐機(jī)位計(jì)算的發(fā)電偏差

圖5 實(shí)際發(fā)電量與理論電量的比值

表2 不同測風(fēng)塔組合下逐機(jī)位計(jì)算的偏差

模擬結(jié)果顯示，方案3計(jì)算的年平均利用小時數(shù)與風(fēng)電場實(shí)際利用小時數(shù)最為接近，高估了約0.36%；方案1與方案5的計(jì)算結(jié)果基本一致，與風(fēng)電場實(shí)際發(fā)電相差約1.2%；方案2與設(shè)計(jì)院微觀選址測風(fēng)選擇一致，計(jì)算結(jié)果與實(shí)際發(fā)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(fēng)塔代表性最優(yōu)，方案1和方案5次之。

2.逐機(jī)位模擬誤差分析

采用不同的測風(fēng)塔組合計(jì)算，逐機(jī)位計(jì)算正負(fù)偏差有較大差別，模擬結(jié)果如圖4和表2所示。

各測風(fēng)塔組合下的計(jì)算結(jié)果顯示，方案2與設(shè)計(jì)院設(shè)計(jì)輸入一致，其正負(fù)偏差為-21%～52%，兩極分化嚴(yán)重；方案4計(jì)算的平均偏差絕對值最小，但部分機(jī)位高估較為嚴(yán)重；方案5計(jì)算的高估發(fā)電情況的比例最低；各方案估算的負(fù)偏差相差不大。

綜上所述，計(jì)算該風(fēng)電場發(fā)電情況最優(yōu)的測風(fēng)塔選擇為方案5。

六、偏差原因分析

采用第5套測風(fēng)塔組合方案，計(jì)算全場各機(jī)位實(shí)際發(fā)電情況與軟件模擬尾流后理論電情況比值，結(jié)果如圖5所示。

如全場采用微觀選址設(shè)計(jì)階段統(tǒng)一的折減系數(shù)74.4%進(jìn)行折減，按照高估和低估的原則進(jìn)行分片，則可將全場大致分為5個片區(qū)，如圖6所示。

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

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

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

圖6 全場高估與低估片區(qū)分類

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

片區(qū)4的西南區(qū)域存在較強(qiáng)的“峽管”效應(yīng)，實(shí)際發(fā)電量顯示，軟件無法準(zhǔn)確模擬該風(fēng)況，實(shí)際發(fā)電量與理論電量的比值接近93%。

片區(qū)5區(qū)域的南部存在高山臺地，海拔較該區(qū)域高約120米，成風(fēng)條件較差，因該區(qū)域無測風(fēng)塔，采用周邊測風(fēng)塔估算明顯高估了發(fā)電量，實(shí)際發(fā)電量與理論電量的比值約為71%。

結(jié)論

（1）測風(fēng)塔的代表性及建模時測風(fēng)數(shù)據(jù)輸入選擇對結(jié)果的影響很大，復(fù)雜山地項(xiàng)目應(yīng)盡量在風(fēng)能資源無確定把握的區(qū)域多立塔。

（2）復(fù)雜地形的不確定性分析應(yīng)逐機(jī)位進(jìn)行，全場機(jī)位采用同一種折減系數(shù)可能帶來極大的評估誤差。

（3）商用主流風(fēng)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(xiàng)目實(shí)際發(fā)電結(jié)果顯示“峽管風(fēng)”效應(yīng)真實(shí)存在，而現(xiàn)有的主流風(fēng)能資源評估軟件可能無法準(zhǔn)確模擬。

（5）該設(shè)計(jì)后評價選擇的風(fēng)電場投運(yùn)不足兩年，運(yùn)營時間較短，選擇的完整年時段運(yùn)營數(shù)據(jù)可能無法代表風(fēng)電場未來20年的運(yùn)營情況。