李 丽,李玉坤,刘 玮

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司,西安 710065)

文章编号：1006—2610(2015)02—0087—04

国外风电场不同发电量计算方法探讨

李 丽,李玉坤,刘 玮

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司,西安 710065)

以巴基斯坦某风电场为例，对该风电场进行风能资源评估，并采用常规综合折减估算法、基准发电量估算法、概率折减估算法对该风电场进行年上网电量计算。针对国外风电场运行管理模式和银行融资要求，在风电场设计过程中将发电量和风险进行有机结合，满足业主的风险管理需要。

风电场；上网电量；保证水平； 风险管理

0 前 言

在风电场工程设计中，年上网电量的确定是风电场可行性研究阶段的基本任务之一[1]，年上网电量的大小直接关系到风电场的效益水平和风险程度，影响和决定着风电场的投资决策[2-4]。针对国外风电场设计，在发电量计算时，可通过不同方法的计算与研究，满足业主的风险管理需要。本文以巴基斯坦某风电场为例，探讨计算年上网电量的不同方法。

1 国外风电场发电量计算方法概述

1.1 综合折减法年上网电量估算

根据风电场测风塔实测1 a测风资料及风机布置方案，推荐机型在当地空气密度下的功率曲线和推力系数，进行发电量计算，得到风电场风机的理论年发电量。考虑到风场机组受尾流、风机控制和湍流、叶片表层污染的影响,气候影响停机,风电机组可利用率,电气损耗(场用电和线损)和电网波动及限制等影响因素，经综合折减后，得到推荐方案的年上网电量。

1.2 基准发电量估算

计算基准发电量时，首先需要确定风速与发电量之间的关系曲线。该曲线将被用来计算基准风速下的基准发电量(在巴基斯坦，基准风速值由巴基斯坦可再生能源发展委员会提供保障，它是风电场的风险保障)。一般风电场测风塔实测的风速数据均为短期内的测量值，因而很难确定风速与发电量之间的确切关系。因此，我们需要依据风电场测风塔实测风速数据为基础，计算出每天的具体风速，得到365 d的平均风速，确定每天的总发电量。经对风电场风机各影响因素的修正，得到每日的上网电量。根据计算得出的日平均风速和上网电量进行相关性分析，分别确定全年各月份平均风速和上网电量的函数关系，利用该函数关系分析得到各月基准风速对应下的基准发电量。

1.3 概率折减法发电量估算

概率折减法又称为不确定分析(Uncertainty Analysis[5-6])，是国外风电项目设计上网电量的计算方法之一，目前中国国内对该方法采用相对较少。风电场的发电过程受到多种相互独立的因素影响，年上网电量可以认为是服从正态分布的随机变量，概率折减法正是基于正态分布而建立的。

风电场的发电产出会受到诸多因素的影响，根据其特点可分为2类：一类是必然发生的确定性因素，其对发电产出的作用效果是负面的，所减少的发电量称为“确定损耗”，减少比例称为“确定损耗率”；另一类是可能发生的随机因素，其对发电产出的作用效果也具有随机性，对发电量的影响称为“随机损耗”，影响比例称为“随机损耗率”，随机损耗可以为负值。理论发电量扣除确定损耗后得到的净发电量即正态分布的均值(保证率为50%，记作P50)，随机损耗即正态分布的方差。通过对相应正态分布曲线的分析，可以估算更高保证率下(Exceedance Levels，即保证率高于50%)的发电产出水平，从而为项目风险的评估提供依据。

2 实例应用

本次以巴基斯坦某风电场为例，该风电场场区风资源丰富、风向稳定、风能品质较好。风电场总装机容量99 MW，设计安装66台单机容量1 500 kW的风力发电机组。

2.1 综合折减法年上网电量估算

根据风电场内01号测风塔1 a完整测风资料及风机布置推荐方案、推荐机型在当地空气密度下的功率曲线和推力系数，利用WASP10.0软件进行发电量计算，得到该风电场风机的理论年发电量为38 709.6万kWh。考虑风电场机组间受尾流影响折减6.44%、风机可利用率折减3%、风机控制和湍流影响折减4%、风机功率曲线保证率折减3%、叶片表层污染影响折减2%、气候影响停机折减2%、电气损耗(场用电和线损)和电网波动及限制折减5%、其他因素影响折减2%。综合折减后，该风电场推荐机型年上网电量为27 097.7万kWh，年利用小时数为2 737 h，容量系数为0.31。

2.2 基准发电量估算

以该风电场01号测风塔实测风速为基础，分析计算每一天的日平均风速后得到全年365 d的日平均风速分布情况。依据日平均风速和风电机组特性计算得出日理论发电量，经对风电场风机各影响因素的修正，得到每日的上网电量。根据计算得出的日平均风速和上网电量进行相关性分析，分别确定年内1—12月份平均风速和上网电量的函数关系。利用该函数关系分析得到各月基准风速对应下的基准发电量(基准风速保障值由巴基斯坦可再生能源发展委员会提供[7-8])。

月份平均风速和理论电量、上网电量间的函数关系相关方程，见表1。根据年内1—12月份平均风速和上网电量的函数关系，计算得到各月基准风速对应下的基准发电量。该风电场85 m基准风速对应的各月基准上网电量，见表2。

表1 各月份风速和理论电量、有效上网发电量间的函数关系相关方程表

2.3 概率折减法发电量估算

与常规综合折减法[7]类似，概率折减法同样会考虑到多种折减因子的影响，并通过给定系数的方式间接估算上网电量。概率折减法将折减因子分为2类：第1类因子是发生在风电场建成后的运行中，称为直接折减因子，直接折减；第2类因子仅对风资源评估阶段的发电量计算有影响，称为不确定因子，即不确定折减。

表2 风电场各月基准上网电量统计表

2.3.1 直接折减

(1) 尾流损失

当风经过风机的叶轮时，由于叶轮吸收动能及旋转运动改变了风的原有流场，增加了紊流，使得风机的少部分发电量随气流遗失。这部分损耗主要由WAsP软件计算得到,本期工程平均尾流损失为6.44%。

(2) 风电机组利用率

根据目前风力发电机组的制造水平和该风电场的实际条件，风机利用率取97%，即此部分损耗为3%。

(3) 场用电、线损等能量损耗

场用电、线损等能量损耗主要发生在电力输送过程的风力发电机组内部线路、变压器及传输线路上，此部分损耗预计为机组总发电量的5%。

(4) 其他损耗

一些其他可能导致发电量损失的因素也应考虑在内，如叶片污蚀等，按2%考虑。

总损耗率为各分项损耗率的积，计算得到该风电场的总损耗率为15.5%。

2.3.2 不确定折减

通常情况下，影响净发电量的随机因素不止一项，各项随机损耗率之和由以下公式计算：

(1)

式中：UT为总随机损耗率；Usi为第i项随机因素的随机损耗率；Si为对应的敏感度(由软件计算得到)。

(1) 风速变化的不确定性

从长期来看，风速是测量年份的随机变量，不同年份之间的风速可能存在较大差异。多年风速资料可以提供重要参照，但作为历史资料，不可能对未来风力条件作出确切的预测。该风电场仅有1 a测风数据，且缺少气象站长系列资料无法订正，风速变化的不确定性较大。风速变化的可变率取6%，敏感度为176%。

(2) 风速资料的不确定性

风速资料的收集是风电场发电量确定的重要基础性工作，同样受到多种不确定性影响，主要包括风速计的校准、性能、安装质量及地形对风杯影响的不确定性等。风速资料的可变率取2%，敏感度为176%。

(3) 地形模型的不确定性

软件采用的地形模型都有一定的局限性，且下垫面情况、糙度、地表障碍物、风机与测风塔之间的距离、测风塔风杯设置高度与轮毂高度的不同等因素都会放大该不确定性。地形模型的可变率取4%，敏感度为-0.074%。

(4) 尾流模型的不确定性

尾流模型的不确定性是指软件在计算尾流影响过程中的不确定性，主要包括模型本身的不确定性和风机推力系数特性的不确定性2个方面。尾流模型的可变率取15%，敏感度为6.6%。

(5) 相关的不确定性

相关的不确定性主要取决于各风机机位与测风塔之间的分散程度，距离越近、排列越紧密，相关的不确定性就越低。该风场风机排列较密集，可研设计暂不考虑此项不确定性。

(6) 功率曲线的不确定性

通过与推荐风机的机型生产厂家沟通，推荐机型功率曲线保证率为97%，因此可变率取3%，敏感度为100%。

风电场历史随机损耗率估算见表3。

2.3.3 年上网电量保证水平估算

根据理论发电量，确定损耗率及随机损耗率计算成果，按照正态分布估算了该风电场在不同保证水平下的1年期、10年期和20年期净发电量，估算成果见表4。

表3 风电场历史随机损耗率估算表

表4 风电场不同保证水平发电量估算表

从表4可以看出，通过综合折减法估算该风电场年上网电量为27 097.7万kWh，接近1年期P85发电量，略低于10年期和20年期P90发电量，说明该上网电量多年运行期保证率可以达到90%，保证水平较高。

3 结 语

在风电场设计过程中可将发电量和风险进行有机结合，概率折减法具备保证率属性，能够很好地服务于风险控制决策。概率折减法建立在统计学理论基础上，细致全面地考虑了可能影响发电量的各种不利因子，折减过程依据因子的作用阶段不同划分为直接折减和不确定折减。可以发挥工程师丰富的实践经验确定出尽可能接近风电场实际的折减系数，计算过程科学可靠，计算结果能够清晰地反映出上网电量的保证率水平，为项目业主进行风险决策提供强有力的技术支持，具有很强的工程实用价值。

[1] 发改办能源[2005]899号.风电场工程可行性研究报告编制办法[S].2012.

[2] 王丹,孙昶辉.风电场发电量计算的物理模型[J].中国电力,2011,(1):94-97.

[3] 李卫东,丁钧,孙樵. 大水坑风电场两种不同结构风电机组发电量的对比分析[J].西北水电,2013,(05)：80-81，99.

[4] 张清清,李海波,李品. 低风速风电场风资源开发分析[J].西北水电,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] 水电水利规划总院.关于对中国风电场发电量折减问题的说明[S].2009.

[8] 李长菁,刘兰波.巴基斯坦风电发展现状及其政策研究[J].科技和产业,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

李丽(1986- ),女,西安市人,工程师,主要从事风能资源评估工作.

TV614

A

10.3969/j.issn.1006-2610.2015.02.023