2024復(fù)雜地形風(fēng)電場后評(píng)估

復(fù)雜地形風(fēng)電場后評(píng)估概論隨著風(fēng)力發(fā)電的快速發(fā)展，復(fù)雜山地風(fēng)場的比例在逐漸增大，由于復(fù)雜山地風(fēng)場的風(fēng)能資源具有波[1[2]后評(píng)估方法及風(fēng)電場技術(shù)指標(biāo)后評(píng)估方法項(xiàng)目后評(píng)估是指對(duì)己經(jīng)完成的項(xiàng)目或規(guī)劃的目的、執(zhí)行過程、效益、作用和影響進(jìn)行的系統(tǒng)的、客觀的分析。通過項(xiàng)目活動(dòng)實(shí)踐的檢查總結(jié)，確定項(xiàng)目預(yù)期的目標(biāo)是否達(dá)到，項(xiàng)目的主要效益指標(biāo)是否實(shí)現(xiàn)[5]。后評(píng)估結(jié)論的科學(xué)與準(zhǔn)確與否，很大程度上取決于評(píng)估方法的選擇。常見的后評(píng)估的方法主要包括前后對(duì)比法、有無對(duì)比法、因果分析法[6]。有無對(duì)比法。有無對(duì)比是指將項(xiàng)目實(shí)際發(fā)生的情況與如果沒有此項(xiàng)目時(shí)可能發(fā)生的情況進(jìn)行對(duì)比，用來度量項(xiàng)目的真實(shí)影響與作用。對(duì)比的重點(diǎn)是要分清楚項(xiàng)目作用的想象與項(xiàng)目之外作用的影響。這種對(duì)比方法用于項(xiàng)目的效益評(píng)價(jià)和影響評(píng)價(jià)中。1970年提出的一種工具，主要用于項(xiàng)目的規(guī)劃、實(shí)施、監(jiān)督和評(píng)價(jià)。邏輯框架法有助于評(píng)估者的思考與策劃，側(cè)重于分析項(xiàng)目的運(yùn)作，比如項(xiàng)目的對(duì)象、目的、進(jìn)行時(shí)間和方式等等，更加系統(tǒng)地、全面地思考問題，避免發(fā)生大的遺漏。同時(shí)，邏輯框架法是“以果索因”，針對(duì)性強(qiáng)，便于綜合考慮項(xiàng)目成敗的原因，總結(jié)經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)。技術(shù)指標(biāo)風(fēng)電場的后評(píng)估內(nèi)容并非整體風(fēng)電場建設(shè)項(xiàng)目，而是其中的某些關(guān)鍵性技術(shù)內(nèi)容，通常稱之為技術(shù)后評(píng)估內(nèi)容風(fēng)電場設(shè)計(jì)發(fā)電量的計(jì)算主要由以下三個(gè)過程組成：測風(fēng)數(shù)據(jù)的處理與統(tǒng)計(jì)，風(fēng)資源評(píng)估軟件的計(jì)算，按各種折減指標(biāo)進(jìn)行折減計(jì)算。因此務(wù)必將各種因素作為指標(biāo)內(nèi)容進(jìn)行細(xì)化，并建立指標(biāo)體系。從1所示。本文采用前后對(duì)比法對(duì)設(shè)計(jì)發(fā)電量進(jìn)行后評(píng)估，以求可獲得更精細(xì)的風(fēng)資源與發(fā)電量設(shè)計(jì)的方法。設(shè)計(jì)發(fā)電量折減指標(biāo)發(fā)電量偏差風(fēng)側(cè)偏差發(fā)電量偏差風(fēng)側(cè)偏差機(jī)側(cè)偏差場用電空氣密度修正系數(shù)小(大)風(fēng)年影響接入容量停機(jī)小時(shí)尾流影響計(jì)算軟件偏差機(jī)械部件偏差湍流強(qiáng)度影響氣候影響系數(shù)測風(fēng)儀器布置數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)偏差氣動(dòng)控制影響機(jī)械效率影響測風(fēng)儀器精度風(fēng)資源測風(fēng)資源計(jì)氣象條機(jī)械性能氣動(dòng)性能電氣性能風(fēng)機(jī)利用量偏差算偏差件偏差偏差偏差率Figure1.Evaluationindicatorssystemofdesigncapacity圖1.設(shè)計(jì)發(fā)電量評(píng)估指標(biāo)體系容的折減，包括：1)空氣密度修正系數(shù)；2)風(fēng)機(jī)利用率；3)風(fēng)電場內(nèi)能量損耗；4)控制及湍流強(qiáng)度的影響；5)風(fēng)沙及葉片污染的影響；6)氣候影響系數(shù)；7)風(fēng)資源測量偏差。從而使得折減后得到的估算發(fā)電量接近實(shí)際發(fā)電量。有些折減指標(biāo)不易通過計(jì)算得出折減系數(shù)，則應(yīng)綜合多方面數(shù)據(jù)和以往相關(guān)經(jīng)驗(yàn)給出一個(gè)相對(duì)較為合理的折減系數(shù)。風(fēng)側(cè)折減指標(biāo)風(fēng)側(cè)折減指標(biāo)，主要指氣象本身或由于對(duì)氣象進(jìn)行測量計(jì)算而引起的影響。經(jīng)過分析，按工程評(píng)估順序，其大體可分為氣象宏觀變化折減指標(biāo)、測風(fēng)誤差折減指標(biāo)和統(tǒng)計(jì)計(jì)算誤差折減指標(biāo)三部分。在發(fā)電量估算中，空氣密度產(chǎn)生的影響應(yīng)在功率曲線中加以修正，而不是用密度比直接折減，這樣將會(huì)提高發(fā)電量估算的精度。機(jī)側(cè)折減指標(biāo)某風(fēng)電場設(shè)計(jì)發(fā)電量后評(píng)估風(fēng)電場概況150MW752000kWWTG170m11#、13#200771日~2008630日，測風(fēng)塔位置示意圖見2。從測風(fēng)數(shù)據(jù)時(shí)限來看，兩座測風(fēng)塔的測風(fēng)時(shí)段剛90%，滿足風(fēng)能資源評(píng)估的基本要求。另一方面，從測風(fēng)塔地理位置分布來看，11#、13#測風(fēng)塔位于場址中部區(qū)域，其所處地理環(huán)境與中部區(qū)域的機(jī)位較為一致，地理位置具有一定的代表性。測風(fēng)時(shí)段內(nèi)風(fēng)能要素計(jì)算平均風(fēng)速及風(fēng)功率密度70m高度風(fēng)速和風(fēng)功率密度年內(nèi)變化如3所示。風(fēng)功率密度隨月份變化規(guī)律與月平均風(fēng)速相似。5月為全年風(fēng)功率密度11#70m7.9m/s，464.5W/m2；13#70m7.7m/s457.6W/m2。風(fēng)速和風(fēng)能頻率分布實(shí)測風(fēng)速為動(dòng)態(tài)的時(shí)間序列，難以直接運(yùn)用于風(fēng)資源評(píng)估。對(duì)風(fēng)速進(jìn)行概率密度分析可以有效地開11#、13#70m高度的風(fēng)速和風(fēng)能進(jìn)行頻率分析，如4所示?？梢钥闯?，威布爾分布模型能夠較好地預(yù)測風(fēng)速及風(fēng)能分布。2014年風(fēng)能資源分析201420077月~200862014年風(fēng)況水平的數(shù)據(jù)。采用美國3Tier公司提供的逐時(shí)氣象數(shù)據(jù)(70m高度風(fēng)速、風(fēng)向)，從實(shí)際工程經(jīng)驗(yàn)來Figure2.Locationsofwindmeasurementtowers(WMTs)12120010100081212001010008800660044002200風(fēng)速 風(fēng)功能密度001212001010008800660044002200風(fēng)速 風(fēng)功能密度0020086月20085月200820086月20085月20084月20083月20082月20081月200712月200711月200710月20079月20078月20077月20086月20085月20084月20083月20082月20081月12月11月10月20079月20078月20077月Figure3.Annualvariationsofmeanwindspeedandpowerspectrumat70mheight0.08風(fēng)速頻率風(fēng)能頻率0.08風(fēng)速頻率風(fēng)能頻率0.060.040.0200.150.1風(fēng)速頻率風(fēng)能頻率0.0502726252423222120192726252423222120191817161514131211109876543210-12726252423222120191817161514131211109876543210-1Figure4.Distributionsofmeanwindspeedandwindpowerfrequencyat70mheight圖4.70m高度平均風(fēng)速和風(fēng)能頻率分布DOI:10.12677/sg.2017.75048 439 智能電網(wǎng)11#70m3Tier16個(gè)風(fēng)3Tier1給出了訂正前后平均風(fēng)速和平均風(fēng)功率密度的對(duì)比結(jié)果。設(shè)計(jì)發(fā)電量CFDWT5752000kWWTG1響系數(shù)為0.53.5%28.6。55243.338067.4507.625380.2902和3。風(fēng)電場運(yùn)行評(píng)估2014WTG1風(fēng)機(jī)機(jī)組實(shí)測功率曲線和理論功率曲線對(duì)比，可以求知功率曲線實(shí)際保證率，相關(guān)指標(biāo)見表4。通過對(duì)風(fēng)電場設(shè)計(jì)階段與運(yùn)行情況98.10%Table1.Statisticsofwindpowerelementsbeforeandaftertherevision訂正前(2007年7訂正前(2007年7月~2008年6月)訂正后(2014年)平均風(fēng)速平均風(fēng)功率密度平均風(fēng)速平均風(fēng)功率密度11#7.9464.58.1485.513#7.7457.67.9477.5測風(fēng)塔Figure5.Numericalsimulationofwindenergyresource圖5.風(fēng)能資源數(shù)值模擬Table2.Coefficientsofcorrectionforthewindfarm表2.風(fēng)電場修正系數(shù)表項(xiàng)目單位折減系數(shù)指標(biāo)單機(jī)容量kW-2000機(jī)組臺(tái)數(shù)臺(tái)-75輪轂高度m-80總裝機(jī)容量MW-150風(fēng)電場年理論發(fā)電量萬kW?h-55243.3尾流折減后萬kW?h3.45%53337控制湍流、偏航修正后萬kW?h5.00%50670葉片污染修正后萬kW?h3.00%49150風(fēng)機(jī)利用率修正后萬kW?h3.00%47675功率曲線折減后萬kW?h5.00%45291限電及氣候影響停機(jī)萬kW?h4.00%43480廠用電及線損折減后萬kW?h5.00%41306軟件計(jì)算誤差萬kW?h4.00%39653其他因素影響(如數(shù)據(jù)測量、修正等)萬kW?h4.00%38067風(fēng)電場年上網(wǎng)電量萬kW?h-38067年利用小時(shí)數(shù)h-2538容量系數(shù)--0.290Table3.On-gridgenerationoftypicalwindturbines表3.典型風(fēng)機(jī)上網(wǎng)電量計(jì)算成果表高度編號(hào) 風(fēng)速高度編號(hào) 風(fēng)速電量電量電量荷利用時(shí) 容量系數(shù)XYm m/s kW?h萬kW?h% kW?hhWTG120439760464063915448.19735.6729.70.8520.826040.297WTG220439558464035515297.83681.0677.90.5483.824190.276WTG320439364463976115607.90693.6685.41.2489.224460.279WTG420439382463937815758.09720.4710.21.4506.925340.289WTG520439008463856716058.03733.8698.64.8498.624930.285WTG620438636463888515887.66680.6644.85.3460.223010.263WTG720438236463905815807.84686.0677.61.2483.624180.276WTG820438812463836316208.30758.7734.53.2524.326210.299WTG920438616463812816508.63803.1778.73.0555.827790.317WTG1020438140463838616188.09723.9713.61.4509.325470.291

總發(fā) 尾流 年上

年等效滿負(fù)較準(zhǔn)確；2)1.84%2%0.16%，非常接近；3)風(fēng)26.90%28.60%1.7%?？紤]到機(jī)型差異及不同項(xiàng)目的30%通過風(fēng)電25992538功率曲線保證率的運(yùn)行指標(biāo)與設(shè)Table4.Comparisonsbetweenthedesignindicatorsandoperatedindicatorsforwindfarm表4.風(fēng)電場設(shè)計(jì)和運(yùn)行指標(biāo)對(duì)比參數(shù)設(shè)計(jì)指標(biāo)運(yùn)行指標(biāo)絕對(duì)誤差功率曲線保證率95