國外風電場不同發電量計算方法探討

李 麗,李玉坤,劉 瑋

(中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司,西安 710065)

文章編號：1006—2610(2015)02—0087—04

國外風電場不同發電量計算方法探討

李 麗,李玉坤,劉 瑋

(中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司,西安 710065)

以巴基斯坦某風電場為例，對該風電場進行風能資源評估，并采用常規綜合折減估算法、基準發電量估算法、概率折減估算法對該風電場進行年上網電量計算。針對國外風電場運行管理模式和銀行融資要求，在風電場設計過程中將發電量和風險進行有機結合，滿足業主的風險管理需要。

風電場；上網電量；保證水平； 風險管理

0 前 言

在風電場工程設計中，年上網電量的確定是風電場可行性研究階段的基本任務之一[1]，年上網電量的大小直接關系到風電場的效益水平和風險程度，影響和決定著風電場的投資決策[2-4]。針對國外風電場設計，在發電量計算時，可通過不同方法的計算與研究，滿足業主的風險管理需要。本文以巴基斯坦某風電場為例，探討計算年上網電量的不同方法。

1 國外風電場發電量計算方法概述

1.1 綜合折減法年上網電量估算

根據風電場測風塔實測1 a測風資料及風機布置方案，推薦機型在當地空氣密度下的功率曲線和推力系數，進行發電量計算，得到風電場風機的理論年發電量。考慮到風場機組受尾流、風機控制和湍流、葉片表層污染的影響,氣候影響停機,風電機組可利用率,電氣損耗(場用電和線損)和電網波動及限制等影響因素，經綜合折減后，得到推薦方案的年上網電量。

1.2 基準發電量估算

計算基準發電量時，首先需要確定風速與發電量之間的關系曲線。該曲線將被用來計算基準風速下的基準發電量(在巴基斯坦，基準風速值由巴基斯坦可再生能源發展委員會提供保障，它是風電場的風險保障)。一般風電場測風塔實測的風速數據均為短期內的測量值，因而很難確定風速與發電量之間的確切關系。因此，我們需要依據風電場測風塔實測風速數據為基礎，計算出每天的具體風速，得到365 d的平均風速，確定每天的總發電量。經對風電場風機各影響因素的修正，得到每日的上網電量。根據計算得出的日平均風速和上網電量進行相關性分析，分別確定全年各月份平均風速和上網電量的函數關系，利用該函數關系分析得到各月基準風速對應下的基準發電量。

1.3 概率折減法發電量估算

概率折減法又稱為不確定分析(Uncertainty Analysis[5-6])，是國外風電項目設計上網電量的計算方法之一，目前中國國內對該方法采用相對較少。風電場的發電過程受到多種相互獨立的因素影響，年上網電量可以認為是服從正態分布的隨機變量，概率折減法正是基于正態分布而建立的。

風電場的發電產出會受到諸多因素的影響，根據其特點可分為2類：一類是必然發生的確定性因素，其對發電產出的作用效果是負面的，所減少的發電量稱為“確定損耗”，減少比例稱為“確定損耗率”；另一類是可能發生的隨機因素，其對發電產出的作用效果也具有隨機性，對發電量的影響稱為“隨機損耗”，影響比例稱為“隨機損耗率”，隨機損耗可以為負值。理論發電量扣除確定損耗后得到的凈發電量即正態分布的均值(保證率為50%，記作P50)，隨機損耗即正態分布的方差。通過對相應正態分布曲線的分析，可以估算更高保證率下(Exceedance Levels，即保證率高于50%)的發電產出水平，從而為項目風險的評估提供依據。

2 實例應用

本次以巴基斯坦某風電場為例，該風電場場區風資源豐富、風向穩定、風能品質較好。風電場總裝機容量99 MW，設計安裝66臺單機容量1 500 kW的風力發電機組。

2.1 綜合折減法年上網電量估算

根據風電場內01號測風塔1 a完整測風資料及風機布置推薦方案、推薦機型在當地空氣密度下的功率曲線和推力系數，利用WASP10.0軟件進行發電量計算，得到該風電場風機的理論年發電量為38 709.6萬kWh。考慮風電場機組間受尾流影響折減6.44%、風機可利用率折減3%、風機控制和湍流影響折減4%、風機功率曲線保證率折減3%、葉片表層污染影響折減2%、氣候影響停機折減2%、電氣損耗(場用電和線損)和電網波動及限制折減5%、其他因素影響折減2%。綜合折減后，該風電場推薦機型年上網電量為27 097.7萬kWh，年利用小時數為2 737 h，容量系數為0.31。

2.2 基準發電量估算

以該風電場01號測風塔實測風速為基礎，分析計算每一天的日平均風速后得到全年365 d的日平均風速分布情況。依據日平均風速和風電機組特性計算得出日理論發電量，經對風電場風機各影響因素的修正，得到每日的上網電量。根據計算得出的日平均風速和上網電量進行相關性分析，分別確定年內1—12月份平均風速和上網電量的函數關系。利用該函數關系分析得到各月基準風速對應下的基準發電量(基準風速保障值由巴基斯坦可再生能源發展委員會提供[7-8])。

月份平均風速和理論電量、上網電量間的函數關系相關方程，見表1。根據年內1—12月份平均風速和上網電量的函數關系，計算得到各月基準風速對應下的基準發電量。該風電場85 m基準風速對應的各月基準上網電量，見表2。

表1 各月份風速和理論電量、有效上網發電量間的函數關系相關方程表

2.3 概率折減法發電量估算

與常規綜合折減法[7]類似，概率折減法同樣會考慮到多種折減因子的影響，并通過給定系數的方式間接估算上網電量。概率折減法將折減因子分為2類：第1類因子是發生在風電場建成后的運行中，稱為直接折減因子，直接折減；第2類因子僅對風資源評估階段的發電量計算有影響，稱為不確定因子，即不確定折減。

表2 風電場各月基準上網電量統計表

2.3.1 直接折減

(1) 尾流損失

當風經過風機的葉輪時，由于葉輪吸收動能及旋轉運動改變了風的原有流場，增加了紊流，使得風機的少部分發電量隨氣流遺失。這部分損耗主要由WAsP軟件計算得到,本期工程平均尾流損失為6.44%。

(2) 風電機組利用率

根據目前風力發電機組的制造水平和該風電場的實際條件，風機利用率取97%，即此部分損耗為3%。

(3) 場用電、線損等能量損耗

場用電、線損等能量損耗主要發生在電力輸送過程的風力發電機組內部線路、變壓器及傳輸線路上，此部分損耗預計為機組總發電量的5%。

(4) 其他損耗

一些其他可能導致發電量損失的因素也應考慮在內，如葉片污蝕等，按2%考慮。

總損耗率為各分項損耗率的積，計算得到該風電場的總損耗率為15.5%。

2.3.2 不確定折減

通常情況下，影響凈發電量的隨機因素不止一項，各項隨機損耗率之和由以下公式計算：

(1)

式中：UT為總隨機損耗率；Usi為第i項隨機因素的隨機損耗率；Si為對應的敏感度(由軟件計算得到)。

(1) 風速變化的不確定性

從長期來看，風速是測量年份的隨機變量，不同年份之間的風速可能存在較大差異。多年風速資料可以提供重要參照，但作為歷史資料，不可能對未來風力條件作出確切的預測。該風電場僅有1 a測風數據，且缺少氣象站長系列資料無法訂正，風速變化的不確定性較大。風速變化的可變率取6%，敏感度為176%。

(2) 風速資料的不確定性

風速資料的收集是風電場發電量確定的重要基礎性工作，同樣受到多種不確定性影響，主要包括風速計的校準、性能、安裝質量及地形對風杯影響的不確定性等。風速資料的可變率取2%，敏感度為176%。

(3) 地形模型的不確定性

軟件采用的地形模型都有一定的局限性，且下墊面情況、糙度、地表障礙物、風機與測風塔之間的距離、測風塔風杯設置高度與輪轂高度的不同等因素都會放大該不確定性。地形模型的可變率取4%，敏感度為-0.074%。

(4) 尾流模型的不確定性

尾流模型的不確定性是指軟件在計算尾流影響過程中的不確定性，主要包括模型本身的不確定性和風機推力系數特性的不確定性2個方面。尾流模型的可變率取15%，敏感度為6.6%。

(5) 相關的不確定性

相關的不確定性主要取決于各風機機位與測風塔之間的分散程度，距離越近、排列越緊密，相關的不確定性就越低。該風場風機排列較密集，可研設計暫不考慮此項不確定性。

(6) 功率曲線的不確定性

通過與推薦風機的機型生產廠家溝通，推薦機型功率曲線保證率為97%，因此可變率取3%，敏感度為100%。

風電場歷史隨機損耗率估算見表3。

2.3.3 年上網電量保證水平估算

根據理論發電量，確定損耗率及隨機損耗率計算成果，按照正態分布估算了該風電場在不同保證水平下的1年期、10年期和20年期凈發電量，估算成果見表4。

表3 風電場歷史隨機損耗率估算表

表4 風電場不同保證水平發電量估算表

從表4可以看出，通過綜合折減法估算該風電場年上網電量為27 097.7萬kWh，接近1年期P85發電量，略低于10年期和20年期P90發電量，說明該上網電量多年運行期保證率可以達到90%，保證水平較高。

3 結 語

在風電場設計過程中可將發電量和風險進行有機結合，概率折減法具備保證率屬性，能夠很好地服務于風險控制決策。概率折減法建立在統計學理論基礎上，細致全面地考慮了可能影響發電量的各種不利因子，折減過程依據因子的作用階段不同劃分為直接折減和不確定折減。可以發揮工程師豐富的實踐經驗確定出盡可能接近風電場實際的折減系數，計算過程科學可靠，計算結果能夠清晰地反映出上網電量的保證率水平，為項目業主進行風險決策提供強有力的技術支持，具有很強的工程實用價值。

[1] 發改辦能源[2005]899號.風電場工程可行性研究報告編制辦法[S].2012.

[2] 王丹,孫昶輝.風電場發電量計算的物理模型[J].中國電力,2011,(1):94-97.

[3] 李衛東,丁鈞,孫樵. 大水坑風電場兩種不同結構風電機組發電量的對比分析[J].西北水電,2013,(05)：80-81，99.

[4] 張清清,李海波,李品. 低風速風電場風資源開發分析[J].西北水電,2014,(02)：101-103.

[5] CREE.CONVENIO CONSULTORA DE EVALUACIN DE PROYECTOS ELICOS of PARQUE ELICO LOMA BLANCA[R].Rawson,2009:40-45.

[6] Garrad Hassan & Partners Ltd.WindFarmer Theory Manual[R].Bristol England,2011:32-36.

[7] 水電水利規劃總院.關于對中國風電場發電量折減問題的說明[S].2009.

[8] 李長菁,劉蘭波.巴基斯坦風電發展現狀及其政策研究[J].科技和產業,2012,(2):6-9.

Study on Calculation Methods for Different Generation of Overseas Wind Farms

LI Li, LI Yu-kun, LIU Wei

(POWERCHINA Xibei Engineering Co., Ltd, Xi'an 710065, China)

With the practice of one wind farm in Pakistan, the wind resources of the farm are assessed. Additionally, the conventional general reduction method, bench generation method and probability reduction method are applied respectively to calculate the annual feed-in-generation of the wind farm. In accordance with requirements of the overseas wind farm operation mode and financing requirements of the bank, the power generation and the risk control are integrated into the design of the wind farm, satisfying the Employer's requirements on the risk management.

wind farm; feed-in-grid energy; guarantee level; risk management

2014-08-11

李麗(1986- ),女,西安市人,工程師,主要從事風能資源評估工作.

TV614

A

10.3969/j.issn.1006-2610.2015.02.023