复杂山地项目风能资源设计后评价探讨

2018-03-04覃荣君

风能 2018年8期

文 | 覃荣君

国内南方区域的风电项目开发趋向于越来越复杂的山地。在复杂山地项目开发的前期风能资源评估过程中，评估的准确与否影响项目的收益，决定着项目成败。本文拟通过对实际运营项目的发电情况与前期评估情况进行对比，分析目前复杂山地项目开发中存在的风能资源评估不确定性，为今后此类项目的开发提供参考。

项目背景

本文所选项目位于西南区域某复杂山地，装机总容量为5万千瓦，采用国内当时主流的2MW-105/80机型。截至进行设计后评价时，投产运营近2年。项目地形复杂，植被茂密，冬季凝冻较为严重。场址范围内及周边共有5座测风塔，机位点海拔1300～1500米，测风塔海拔1330～1480米。

分析过程

一、后评价时段选择

选择风电场通过240验收后正常运行一个完整年——2016年1月1日至2016年12月31日作为设计后评价时段。

二、实际利用小时数修正至平风年

风电场在2016年完整年的实际年利用小时数为2064小时。通过中尺度数据分析，该完整年时段属于偏大风年，综合分析后认为其修正至平风年的年利用小时数为1938小时。

三、微观选址阶段风能资源评价方法及结论

项目范围内及周边共有5座测风塔，在2014年完成微观选址第一阶段设计。在该阶段，设计院采用其中2座测风塔的数据计算全场风能资源及发电量。测风塔选择如图1所示。

微观选址第一阶段报告估算的全场平风年年利用小时数为1976小时，较实际运行结果折算至平风年高估约1.9%。

2015年，相关软件版本升级，设计院进行了第二阶段微观选址设计，采用同样设计输入条件重新计算全场发电量，得到全场年平均利用小时数为1862小时，低估约3.8%。

全场平均年利用小时数估算结果显示，微观选址阶段的发电情况估算较为合理。

逐机位分析微观选址设计两个阶段的评估发电情况与实际发电情况差异，结果如图2－图3所示。

微观选址第一阶段评估的发电情况与实际发电情况正负最大偏差均超出700小时，偏差比例范围为：-27%～50.8%。

微观选址第二阶段评估的发电情况与实际发电情况最大绝对值为739小时，偏差比例范围为：-33%～42.9%。

图1 微观选址阶段的测风塔选择

四、重新建模复核

采用与微观选址阶段设计院所用的相同地形图、机组功率曲线、机位与测风塔坐标，以及设计院在微观选址第二阶段所用的同款软件模型和5座测风塔修正为平风年后的测风数据作为后评价设计输入条件。

对理论发电情况采取微观选址阶段全场同样的折减系数74.4%折减后得出每个机位点的利用小时数及全场平均利用小时数。

五、测风塔选择

1.全场平均误差分析

项目共有5座测风塔，分别采用不同的组合进行发电情况模拟计算，对全场平均利用小时数的模拟结果如表1所示。

图2 软件版本升级前评估的利用小时数与实际发电情况逐机位对比

图3 软件版本升级后评估的利用小时数与实际发电情况逐机位对比

表1 不同测风塔组合下的全场平均利用小时数对比

图4 不同测风塔组合下逐机位计算的发电偏差

图5 实际发电量与理论电量的比值

表2 不同测风塔组合下逐机位计算的偏差

模拟结果显示，方案3计算的年平均利用小时数与风电场实际利用小时数最为接近，高估了约0.36%；方案1与方案5的计算结果基本一致，与风电场实际发电相差约1.2%；方案2与设计院微观选址测风选择一致，计算结果与实际发电差异最大，高估约3.9%；从全场平均的角度考虑，方案4测风塔代表性最优，方案1和方案5次之。

2.逐机位模拟误差分析

采用不同的测风塔组合计算，逐机位计算正负偏差有较大差别，模拟结果如图4和表2所示。

各测风塔组合下的计算结果显示，方案2与设计院设计输入一致，其正负偏差为-21%～52%，两极分化严重；方案4计算的平均偏差绝对值最小，但部分机位高估较为严重；方案5计算的高估发电情况的比例最低；各方案估算的负偏差相差不大。

综上所述，计算该风电场发电情况最优的测风塔选择为方案5。