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1、风电场发电量评估指南2020.12免责声明本指南的全部内容受著作权保护。在保留著作权或其它所有权声明的前提下,本指南内容可作私人或内部使用。禁止以电子方式使用本指南发布的数据。如需全部或部分复制或以公开方式使用本指南内容,须事先获得瑞士再保险书面批准,承蒙致副本,不胜感激。虽然本指南中使用的所有信息都取自可靠来源,但瑞士再保险不对本指南中信息的准确性和完整性,或本指南中包含的前瞻性陈述承担任何责任。本指南中所提供的信息及做出的前瞻性陈述仅供参考,并不代表或不应被认为代表瑞士再保险的立场。瑞士再保险不保证本指南的内容符合读者的特殊要求或不具有任何瑕疵。在任何情况下,瑞士再保险均不对相关信息的质量
2、、实施或使用所导致的任何相关损失或损害承担任何责任;读者请勿过分依赖前瞻性陈述。瑞士再保险没有义务公开修改或更新任何前瞻性的陈述,不论是由于新信息、未来事件或其它原因所致。风电场发电量评估指南 1作者陈洪元瑞士再保险工程险北亚区高级核保人陈洪元现任瑞士再保险工程险北亚区高级核保人,负责中国和日本市场的工程险合约业务以及新能源相关的产品开发与临分业务。陈洪元具有丰富的新能源创新产品的开发经验,参与了多个风电与光伏电站的指数和质保产品的产品设计和定价。边奇颖博士北京鉴衡认证中心有限公司风能数据分析业务负责人边奇颖负责鉴衡认证中心可再生能源数字化业务,管理可再生能源云数据中心。边奇颖带领团队开发和运
3、营的风电项目精益化管理工作站、风电项目数字化风控工作站正在服务多个业主、保险机构、融投资机构。风电场发电量评估指南 3目录前言4适用范围及使用目的51风的成因及中国近地面风速分布特征62未运行项目发电量评估72.1资料收集92.2 测风数据的常规可视化方式112.3 测风数据处理142.4 计算折减系数和不确定度223已运行项目发电量评估273.1资料收集273.2 数据收集283.3 风数据处理293.4 计算理论发电量293.5 净发电量计算294出险时发电量核算304.1资料收集304.2 数据收集304.3 实际运行理论发电量和实际运行损失发电量计算305风电场风资源评估的辅助方法32
4、6风电场发电量评估相关标准进展33参考资料34结束语354 风电场发电量评估指南前言人类越来越关注可再生能源。作为可再生能源之一的风电,近年来得到了快速的发展。根据中国电力企业联合会发布的全国电力工业统计快报,2020年前三季度风电装机容量占全部发电装机容量的11.4%,风电发电量占全部发电量的6.1%,相比五年前的数字8.6%和3.2%,分别增长了20.9%和71.8%。2019年底,中国风电已提前一年完成国家能源局在“十三五”规划中设定的2020年累计风电并网210GW的目标,截至2020年第三季度,风电装机容量达到224GW。一直困扰行业的弃风率问题也在逐步改善。据国家能源局数据显示,2
5、019年全国弃风率降至4%,弃风限电状况得到了明显缓解。业内专家认为在未来几年里,中国风电行业将进入一个新的历史阶段,逐步从快速发展变为成熟稳定。然而随着风电场的建设铺开,许多风电场的前期设计发电量与实际运行结果存在较大出入,这一现实结果让包括投资商、运维公司、保险公司在内的相关利益方着实头痛。风力发电行业投资规模大,属于资金密集型行业。无论是项目可研阶段还是投运之后,发电量评估都是风电项目的核心步骤。前期可研阶段,它是项目投资造价分析、经济效益评价、设备运行及质量情况评价、项目并网运行和市场消纳情况分析的基础,投资方迫切需要独立的第三方提供客观公正的测算结果来为投资决策提供参考。项目投运之后
6、,通过发电量后评估我们可以知道风电场实际运行情况是否达到前期设计水平、风机制造商的机组是否达标、业主的收益是否能得到持续的保证,运维公司藉此有了与业主订立发电指标的依据。而对于保险行业,保险公司承保的风电场利润损失保险以及近年来相继开发的发电量指数保险和风机质保等保险产品都与发电量评估息息相关。相较传统火电,风电的“燃料”是风资源,每个场区地理位置、地形条件、气候特征等不同而导致风资源不同。燃煤电厂在设备状态稳定以及燃料供应充足条件下,发电量可以认为是均匀的,而风电场是“靠天吃饭”,风资源的波动以及波动的不确定性带来了发电量的不确定性,同时风电场颇具“个性化”,每个风场甚至同一风场的每一台风机
7、随着位置、地形条件不同而发电量不同,这些不确定性给发电量评估带来巨大的不确定,继而给风场利润损失保险、发电量指数保险和风机质保等保险产品的承保和理赔设计以及产品定价带来很大困难。利润损失险承保时投保金额如何确定?预期发电量P50/P75/P90以及触发阈值如何确定?理赔时不同季节停机时间对应的发电量如何计算?对于测风数据如何去粗取精最大程度加以利用?保险的精算与风电行业风资源和发电量评估的专业软件两套运行语言如何沟通与合作?保险公司在设计保险产品的过程中遇到了前所未有的挑战。本指南立足多个商业角度,尝试从第三方的视角提供未运行项目、已运行项目以及保单出险时三个时间点下风电场发电量的评估方法,希
8、望能尽可能多的覆盖不同的商业场景。瑞士再保险工程险团队作为工程再保人,多年来一直在积极推动可再生能源行业的风险管理,进行行业相关的风险管理培训和产品开发,提供相应的保险保障。北京鉴衡认证中心(China General Certification Center,简称“鉴衡”或“CGC”)是瑞士再保险的重要合作伙伴。鉴衡成立于2003年,是经国家认证监督管理委员会批准,致力于为太阳能、风能、碳排放等清洁技术领域,提供技术开发、标准制定、认证、检测、产业和政策研究等服务的第三方机构,是国内少数同时具备中国合格评定国家认可委员会(CNAS)认可和中国计量认证(CMA)资质的检测认证机构。鉴衡一直将风
9、电产品认证技术能力建设作为主要工作内容,在国家发改委、科技部、认监委等相关部门的支持下,开展了一系列基础研究,具备了较强的认证技术能力,编制了 风力发电机组设计评估指南、风力发电机组部件认证指南 等技术指导文件,为国内风电产品认证提供了依据。此次瑞士再保险与鉴衡合作出版 风电场发电量评估指南,旨在为风电行业及保险公司、融资方和检测机构等利益相关方提供一整套可参考的经过总结和梳理的发电量评估方法,为行业的健康发展出一份力。瑞士再保险一直以来致力于创造可持续发展的长期价值,推动可再生能源的发展,从而帮助全球应对气候变化。在中国,我们助力发展包括风电在内的清洁能源,对中国的社会经济以及全球的可持续发
10、展都具有重大意义。风电场发电量评估指南 5适用范围及使用目的本指南适用于计划投入运行和已投入运行的陆上和海上风电场,囊括了数据采集和分析、风资源评估、机组运行折减、最终发电量计算的整个过程。基于IEC61400、GB/T18709/18710和NB/T10103/31147等目前已发布的相关评估标准,考虑数据质量、设计原理、机组选取、运行效率等各类影响因素,选取未运行项目、已运行项目以及保单出险时三个时间点,提供一套综合且适用广泛的风电场发电量评估方法,从而实现不同场景下的应用:1 在可研阶段能够为投资方在选取风电投资项目时提供第三方的评估支持,通过全面综合的发电量评估实现项目融资优化;2 帮
11、助风电场在投入运行前以及运行期间进行有效的预期发电量管理,以尽量消化和减轻发电量波动带来的不确定性对于风电场运营管理的压力;3 为运维公司制定合理运维目标提供评估支持,实现运维成本和合约风险的最优平衡;4 为保险行业提供一套相对完整和合理的发电量评估方法,为保险产品开发、精算定价、核保端的风险评估、理赔端核定损失提供更多依据和解决问题的思路。6 风电场发电量评估指南1 风的成因及中国近地面风速分布特征风是空气相对于地球表面的运动,大气运动主要受太阳辐射控制。由于地球各纬度所接受的太阳辐射强度不同,地表受热不均匀,形成了热带上升高纬度下沉的主要环流特征。结合地球的自转,全球形成了“三圈环流”。在
12、北半球近地面,这种“三圈环流”表现为:赤道至北纬30附近的东北信风带,该风速稳定且不大;北纬30附近至北纬60附近的盛行西风带,风速较大;北纬60附近及其以北地区的极地东风带。在全球风带的背景下,受亚洲海陆分布的影响,我国大部分地区冬季盛行偏北风,夏季盛行偏南风。冬季整个亚洲大陆受蒙古高压控制,其中心位置位于蒙古国的西北部,从蒙古高压中不断有小股冷空气南下进入我国。冷空气经过之地有连续的大风。冷空气影响是我国西北、东北、华北等长江以北的大部分地区冬、春季风能资源的主要来源,也是我国内陆其他地区部分风能资源来源。冷空气主要通过四条路径影响我国:1)西北路(中路):冷空气经蒙古到达我国河套附近南下
13、,直达长江中下游及江南地区;2)东路:冷空气从蒙古到我国华北北部,在冷空气主力继续东移的同时,低空的冷空气折向西南,经渤海侵入华北,再从黄河下游向南可达两湖盆地;3)西路:冷空气从蒙古经新疆、青海、青藏高原东南侧南下,对我国西北、西南及江南各地区影响较大;4)东路加西路:东路冷空气从河套下游南下,西路冷空气从青海东南下,两股冷空气在黄土高原东侧,黄河、长江之间汇合。热带气旋是我国东南沿海夏季和秋季风能资源的重要来源之一。我国南部沿海台风登陆频次远大于北部沿海,因此台风对风能资源的贡献也呈南大北小的特征。一般来说,当热带气旋风速小于9级或风电场位于热带气旋10级风力圈以外范围时,热带气旋带来的风
14、速基本在风电机组运行范围内,机组处于额定或接近额定状态,热带气旋给风电场带来良好的发电收益。地形对风能资源也有较大的影响,主要表现在海拔、山体的加速效应和狭管效应。一般来说,近地面由于地面摩擦,风速较小,高山、山脊地区接近自由大气,风速较大。另外,当风吹过山顶时,地形会对风速有加速效应,这导致山顶的风速会大于山谷的风速。在狭管地形地区,气流向狭管管口集中,形成急流,风速增加明显。中国的台湾海峡,在冬季盛行东北风时,形成典型的狭管通道,造成该地区的年平均风速较高。图1给出了距离地表100m高度的长期平均风速。从图中可以看到大风区域主要位于西北、东北、华北、台湾海峡、东部及南部沿海区域,这种空间分
15、布符合上述风速分布特征的原理分析。图1 中国及其周边区域100m高度长期风速平均(数据来源:公开网站https:/globalwindatlas.info)风电场发电量评估指南 72 未运行项目发电量评估风力发电机组的基本工作原理是风力驱动叶轮旋转将风能转化为机械能,再通过传动系统驱动发电机发电。因此一个风电场发电量的多少主要取决于风电场所在位置的风速大小和风电机组的发电性能。除此以外,风电机组的健康状况、风电场的运维效率和质量、风电场的自用电情况以及外部电网对风电场的限电等因素也会直接影响风电场的发电量。对于一个未运行的风电项目来说,已知的信息包含风电场内的测风数据、机位点信息和每个机位处的
16、风电机组机型。因此,对未运行风电场进行发电量评估也基于以上信息展开。风资源是决定风电场发电能力的“先天条件”。如上文所述,一个地区的风速大小由不同尺度大气运动叠加而成。这包括由于地球自转、海陆分布造成的大尺度运动、由于大尺度内部不稳定或下垫面热力和机械强迫产生的中尺度运动、也包括由于局地地形地貌和热力特征产生的更小尺度的运动。因此不同地区的风速特征会有较大差别,同一位置不同时刻的风速也存在昼夜差异、季节差异、年际差异及年代际差异等。因此为了获取风电场位置的风资源特征,通常情况下,在风电场建设之前,需要在场址内树立测风塔(如图2和图3),进行场址内风速测量。但受到项目时效性限制,这种短期测风只进
17、行几个月到一年多的时间。由于风电场评估的发电量是风电场整个运营期内(20年或25年)的平均发电量,因此需要利用长期数据对测风数据进行长期修正以包含风速的年际变化特征。因为局地地形地貌影响,一个风电场内不同机位点处的风速也可能存在较大差异。即使是在平坦地形,风电机组的尾流影响也会导致同时刻各机位点的风速有差异。因此测风塔的风速只能代表测风塔处,在对风电场的发电量进行评估时,有必要计算每个机位处的风速情况。各机位处的风速可通过测风塔结合风电场内的地形地貌特征由流体力学仿真模型计算得到。在计算完场址内各机位处的风资源之后,还需要结合机组功率曲线、风电机组可利用率、控制及湍流强度影响等各种因素计算折减
18、后的净发电量。图2陆上测风塔图3海上测风塔8 风电场发电量评估指南2 未运行项目发电量评估综上所述,一个未运行风电场项目的发电量计算通常包含图4所示的各个步骤。其中每个环节的每个步骤都包含不同程度的不确定性,因此在涉及金融投资及财务分析等过程中,不少金融机构还会要求输出结果包含净发电量的不确定度分析。比如股权投资者偏好使用的P75年净发电量(有75%的概率或者可能性可以达到或超过“年净发电量”)和债权投资者偏好使用的P90或P95年净发电量。因此,发电量的评估还可根据实际需求进行不确定度分析。以下章节将给出图4所示未运行项目进行发电量评估的数据资料需求及具体计算过程。图4风电场发电量评估步骤风
19、速数据分析测风数据参考风速数据风流模型风资源评估发电量与尾流计算地形数据粗糙度数据大气热稳定度风机属性参数折减损失不确定度分析发电量评估可利用率电气损失运行策略环境因素与风资源相关的不确定度分析与发电量相关的不确定度分析风电场发电量评估指南 92.1 资料收集发电量的评估需要用到与被评估风电场相关的各类数据和资料,这包括风电场内风数据、风数据质量相关报告、风电场附近长期测风数据、现场地形图、机位点、风电机组相关参数及周边风电场相关资料等。2.1.1 风数据相关在发电量评估中,风资源计算是最重要的环节之一。与之相关的基础数据收集是进行风资源计算的前提条件。这部分的数据和资料包括风电场内测风数据、
20、风电场内或风电场附近的长期测风数据。下面分别给出两类测风数据的资料清单和要求。(一)风电场内测风数据测风资料清单1 风电场范围内所有测风塔在整个测风期间的所有原始测风数据(原始测风数据的数据格式为.raw,部分原始数据包含密码,在获取原始测风数据时需同时获取相关密码);2 测风塔安装报告、仪器校验报告、验收报告和维修报告等;3 测风塔的坐标位置、海拔、仪器安装情况及周边环境资料;4 周边区域的测风数据资料,如周边风电场测风塔数据、风场运行数据。多个测风塔及风场运行数据的获取有利于进行后续仿真计算时的模型校验,提升发电量计算的准确性。测风塔安装规范程度和维护水平的高低会影响风速测量的不确定度。因
21、此在发电量计算过程中,以上资料应尽可能完整。测风数据要求1 由于风速存在明显的季节变化,因此要求测风数据连续且不应少于一个完整年(数据记录时长越长越好,建议提供所有的测风数据,采样频率为10分钟或5分钟)。如果有效测风数据的长度少于一个完整年,则该数据中无法包含完整的季节变化,从而导致风资源评估的误差偏大,并直接影响发电量评估的准确性。2 测风数据应至少包含风速、风向、气温、气压等测量参数。其中气温、气压可用于计算空气密度。补充观测数据1 补充观测通常采用声雷达和激光雷达等形式;2 雷达观测用于辅助分析,不建议单独使用。测风塔代表性1 陆地上简单地形风电场,测风点的代表半径不宜大于5km;2
22、陆上复杂地形风电场,测风点的代表性半径不宜大于2km;3 海上风电场,测风点的代表半径不宜大于10km;4 如果场址内各机位点均有与之对应的参考测风塔,则相对而言,发电量的可靠性较高。10 风电场发电量评估指南2 未运行项目发电量评估(二)长期测风数据使用长期数据的必要性根据IEC61400-1标准,I至III等级风力发电机组的设计寿命至少应为20年,因此通常情况下,一个风电场的运行时间也至少为20年。风电场的测风时间有限(通常为一年),但风速存在季节变化、年际变化和年代际变化,因此需要通过短期的风数据结合场址附近长期数据估计风电场20年长期发电量。长期数据的来源长期测风数据通常可以从以下渠道
23、获得:1 风场附近气象站、海洋站等长期测站的测风数据;2 通过气象模型模拟的长期风数据,如NASA(National Aeronautics and Space Administration)发布的MERRA2(The Modern-Era Retrospective analysis for Research and Applications,version 2)数据,ECMWF(European Center for Medium-Range Weather Forecasts)发布的ERA5等再分析数据。长期测站的测风数据是第一手的实际测量数据,而气象模型模拟的再分析数据也具有数据稳定、
24、灵活、方便、易获取等优点,两者各有优势。长期数据要求能够应用于风资源评估的长期数据需要满足以下要求:1 长期数据与测风塔观测同期的风速风向相关性好(优先保证风速的相关性好);2 具有20年以上规范的测风记录;3 与风场具有相似的地形条件;4 与风场距离较近。2.1.2 现场其他资料风电场内测风塔记录的风速仅代表测风塔该点处的风速,为了计算得到风电场内所有机位点处的风速空间特征及机位点处发电量,就需要利用流体力学仿真模型计算得到。对该计算模型来说,每个机位的机位点信息、地图资料和机组相关参数是必须的输入条件。如果被评估的风场附近有其他待建或已建项目,这些项目的排布和机组资料也必须作为风资源计算的
25、相关输入条件。机位点信息风电场每个机位实际大地坐标(应包含坐标系与投影方式,坐标系应与电子测绘地形图相同)。地图资料通常情况下,风电场区域内地形图精度不低于1:2000;风电场工程边界应外延一定宽度(5km或以上),外围地形图的精度不低于1:10000。风电机组资料1 机组技术参数,包含额定功率、风轮直径、轮毂高度、切入风速、切出风速、额定风速、安全等级、运行温度等。2 风电场环境(场址空气密度、湍流)下的机组动态功率曲线和动态推力系数。其他资料周边风电场的机位排布、机组型号和技术参数等资料。2.1.3 前期设计相关报告前期设计阶段所涉及的报告包括风电场微观选址报告、微观选址复核报告、风资源分
26、析报告、工程可行性研究报告等。以上这些报告中均描述了目标风电场内实测风资源情况和相关风资源分析结果,包括场址处的平均风速、极限风速、湍流强度、空气密度、风速年变化和日变化、风速代表年订正等信息。虽然用于以上报告分析的数据或资料与对风电场再次进行分析时的数据或资料可能存在差别(比如可用于后期进行风资源分析用的测风数据较前期分析更长、机位排布发生变更、轮毂高度发生变化等),但这些资料都包含了过去某段时间内该风电场风资源的客观情况,因此可作为风资源评估的辅助资料。风电场发电量评估指南 112.2 测风数据的常规可视化方式有效的可视化方式可以辅助我们认识风电场场址处风速特征,也有助于我们发现测风数据中
27、存在的问题。风电场可研报告、微观选址报告中的风速分析通常包含长期数据年际变化图、风速季节变化图、风速日变化图、风玫瑰图等。此处选取位于中国不同地区的四个点的长期数据(MERRA2),用以展示上述这些图。4个点的经纬度分别为:1号点(25.5N,103.75E)、2号点(33.5N,120.0E)、3号点(26.0N,120.0E)和4号点(44.0N,116.25E)。图5给出了以上4个点的空间分布图。图5 中国区域内选取4个点用于下文相关风速分析(1号点(25.5N,103.75E)、2号点(33.5N,120.0E)、3号点(26.0N,120.0E)和4号点(44.0N,116.25E)
28、图6风速年际变化图(图中横坐标为年份,纵坐标为年平均风速。)12 风电场发电量评估指南2 未运行项目发电量评估图7风速季节变化图(图中横坐标为月份,纵坐标为长期平均的月平均风速。)图8风速日变化图(图中横坐标是小时,纵坐标为长期平均的小时平均风速。)风电场发电量评估指南 13图9 风向玫瑰图(图中将0至360共分成16个扇区,并统计风向在每个扇区内的发生概率。比如图中45扇区对应的值,其代表含义是风向在33.75至56.25这一区间内的发生概率。)风速的年际变化图包含了风电场处长期的气候变化特征,也包含了风速年与年之间的波动性。风速年际波动性越大,意味着风电场年理论发电量的波动性也越大。风速的
29、季节变化图可以辅助了解风电场大小风月的分布情况。一般风电场施工建设、年度检修、技改等工作可安排在小风月进行。风向玫瑰图指示了风电场的主风向。主风向是风电机组优化排布的重要依据。为了充分利用主风向上的风能,减少尾流对发电量的影响,主风向上的机位排布都会较非主风向稀疏。从图6至图9可以看到不同地区的风速年际变化特征、风速季节变化特征、风速日循环及风向分布存在很大区别。以上这些分析有助于我们更加全面地了解风电场的风况条件,从而辅助我们理解风电场的排布特征、不同时间尺度上的发电量特点。14 风电场发电量评估指南2 未运行项目发电量评估2.3 测风数据处理由于受到冰冻、测风塔发生故障未及时维护等因素影响
30、,收集到的测风数据可能存在没有客观记录风速的情况。因此有必要在进行风资源分析前对数据进行清洗,保留有效数据。对于数据缺失较多的情况,需要使用同塔或者异塔的数据进行插补以保证数据的完整性和时间分布特征。如果风电场存在机组的轮毂高度与测风塔测风高度不同的情况,需要进行垂直外推。在对已有的观测数据进行完以上这些处理步骤之后,才可进行长期修正将短期的风数据推算到风电场整个生命周期(一般为20年或25年)用以估算风电场整个生命周期的平均发电量。2.3.1 数据清洗数据清洗是从数据的范围、相关性、趋势、整体特征等几个维度着手,对数据合理性进行检验。检验后列出所有不合理的数据和缺测的数据及其发生的时间。对不
31、合理的数据再次进行判别,挑出符合实际情况的有效数据,将其回归原始数据组,并对筛选后剩下的不合理数据进行删除。数据合理性检验包含以下内容:1 范围检验,主要参数的合理范围参考值见表1。2 相关性检验,主要参数的合理相关性参考值见表2。3 趋势检验,主要参数的合理变化趋势参考值见表3。4 整体检验,主要参数的合理性参考值见表4。表1主要参数的合理范围参考值参数参数范围备注10min平均风速0m/s40m/s10min平均风向036010min平均气温40C50C可根据当地气候特征缩小参考范围10min平均气压50kPa110kPa可根据当地气候特征缩小参考范围相对湿度均值0%100%表2主要参数的
32、合理相关性参考值参数参考范围相差20m高度10min平均风速差0m/s3m/s相差40m高度10min平均风速差0m/s5m/s相差20m高度10min平均风向差022.5表3主要参数的合理变化趋势参考值参数参考范围1h平均风速变化绝对值6m/s1h平均温度变化5C3h平均气压变化1kPa风速连续无变化持续时间小于6h风向连续无变化持续时间非静风条件下小于6h注:各地气候条件和风况变化很大,三个列表中所列参数范围供检验时参考,在数据超出范围时应根据当地气候条件和风况特点加以分析判断。风电场发电量评估指南 15表4整体检验合理性参考值检验项参考范围相关检验高度在50m及以上的各层风速相关系数宜高
33、于0.95分布检验风速分布宜符合威布尔分布,风向分布区间宜大于180风切变检验风切变指数超过0.2时应进一步分析其合理性,参考值可根据当地风况特点调整2.3.2 有效数据完整率统计有效数据完整率按下式计算:%100-=应测数目无效数据数目缺测数目应测数目原始有效数据完整率式中:应测数目:测量期间应测样本总数;缺测数据:未记录到的样本数目;无效数据数目:确认为不合理的样本数目。数据的完整率宜达到90%以上。否则数据完整率越低,最后计算得到的发电量不确定度就越大。2.3.3 塔影修正塔影效应指测风塔塔体对测风设备测量结果的影响。当风先经过塔体,再到达风杯时,由于塔体造成的尾流影响,会造成风杯测出的
34、风速小于真实的该方向的自由流的风速。图10和图11给出的是某测风塔90m高度处两套风速计在测量不同风向时的风速比值(笛卡尔坐标和极坐标都是实际分析中常用的展现形式)。从图中可见,115150区间通道A和通道B的风速比值高于1,这代表当风向位于115150区间时,通道B的风速计受到了测风塔塔体尾流的影响,导致通道B在该区间测得的风速明显小于通道A。同理可见,300335区间通道A和通道B的风速比值小于1,即当风向位于该区间时,通道A的风速会受到测风塔塔体的尾流影响。图10 笛卡尔坐标系下某测风塔90m高度处风速计A测得的风速与风速计B测得的风速比值(上图中散点为测风塔数据中每个时刻风速计A的测量
35、值与风速计B测量值的比值,下图蓝线为每5一个区间内所有比值数值的中位数。)16 风电场发电量评估指南2 未运行项目发电量评估图11 极坐标下某测风塔90m高度处风速计A测得的风速与风速计B测得的风速比值(左图中散点为测风塔数据中每个时刻风速计A的测量值与风速计B测量值的比值,右图蓝线为每5一个区间内所有比值数值的中位数。)实际分析中,塔影效应指数定义如下式:=niiniiitdmmf111式中:n为72个风向区间,mi为每个风向区间的样本数;i为同一高度层两套风速计观测值之比;当td=0时,两套风速计观测值完全相同,塔影效应为零;而td越大,两套风速计观测值之差越大,塔影效应越严重。根据以上塔
36、影效应检验结果,分析得出测风塔同一高度受遮挡的风向扇区。在该扇区内用同一时刻两套测风仪所得测量值对比,用风速较大值替换较小值,使同一高层上同一时刻两风速比值接近于1,则可在一定程度上减小塔影效应对数据质量的影响。2.3.4 数据插补在项目分析中,有时会遇到同一测风塔部分通道在部分时间段数据缺失的情况,这时可采用同一测风塔同时刻其他未缺测数据对其进行补齐。有时也会遇到测风塔各个通道在某段时间大量缺失的情况,这时可以利用同时期周边测风塔或其他数据对缺测数据进行补齐。这种对缺测测风塔数据进行补齐的方式被统称为“数据插补”。数据补齐的方法通常为线性拟合。数据插补前需要检查参考资料的有效性。参考资料的优
37、先级可参考如下:本测风塔其他通道数据、周边测风塔数据、气象站数据、再分析数据。同期参考数据和缺测点的数据相关性宜大于0.8。2.3.5 垂直外推风切变,也常称作风剪切,是风廓线的一种表达方式。当测风塔观测高度不包含轮毂高度时,需要利用风切变指数把风速推算到轮毂高度。因为风切变受扇区和季节影响,因此建议分扇区和月份分别进行计算。风切变幂率公式为:U(z)=z式中:U(z)为距离地表z高度处的平均风速(m/s);为常数;为风切变系数,简称风剪切;风电场发电量评估指南 17上述公式可转化为:ln(U(z)=ln(z)+ln()对于包含两层或两层以上高度的测风数据而言,可用各高度测风数据对以上公式进行
38、线性拟合,由此得到的即为风切变指数。在实际操作中可能会遇到某个高度的数值严重偏离拟合直线的情况,这时就该重新回到原始数据检查产生这种异常的原因,进而判断拟合风切变时是否采用该高度的数据。如果轮毂高度为非测风高度,可利风切变幂率公式推导出轮毂高度的风速。2.3.6 长期修正通常情况下,一个风电场的运行时间至少为20年。而风电场的测风时间有限(通常为一年),如何通过短期的风数据估计风电场20年长期发电量至关重要。一般通过MCP(Measure Correlate Predict)方法对风数据进行长期修正。该方法是通过比对两组数据的相关性并进行预测的数学方法,即利用风电场附近的长期数据预测测风塔处的
39、长期平均风速和风向分布。长期修正的方法较多,包含一元线性回归模型、二元线性回归模型、方差比例模型、威布尔参数缩放模型、人工神经网络模型、分风速段比值法等。本指南以一元线性回归模型为例,介绍长期修正的基本方法。回归分析是用来寻找若干变量之间统计联系关系的一种方法。按照自变量的多少可以分为一元回归分析和多元回归分析;按照自变量和因变量之间的关系类型,可以分为线性回归分析和非线性回归分析。在风资源数据长期修正的实践中,最常用到的方法为一元线性回归模型。用Y表示测风塔实测的平均风速,X为参考数据的同期平均风速,则风数据的回归方程为:Y=(X)+e式中:(X)为回归分析模型;e为回归估计值和实测值之间的
40、误差;用Y 表示回归值,则:=(X)若考虑一元线性回归模型,则对应回归模型可表述为:=aX+b线性回归函数拟合的过程其本质是寻找一条最代表所有实测点散布规律的直线。最小二乘法是其中最常用的拟合方法。最小二乘法的目标是选取一系列回归参数,使得离差平方和最小。如果将全部观测值和回归估计值的离差平方和记为则最小二乘法的目标为SSR最小。根据微积分中的极值原理即可求得a和b,由此建立测风塔观测时间段内参考点风速和测风塔风速之间的关系。将此关系应用到参考风速的整个区间,即可得到测风塔处的长期风速了。在实际项目中,考虑到不同扇区地形、地貌的差异性,可能会分扇区分别进行拟合。18 风电场发电量评估指南2 未
41、运行项目发电量评估2.3.7 计算理论发电量理论发电量是指利用风能资源评估专业软件,结合风电场风况特征和风电机组动态功率曲线,计算得到该风电场的理论年发电量。2.3.8 流场仿真基本原理流体流动受物理守恒定律支配,基本的守恒定律包括:质量守恒定律、动量守恒定律和能量守恒定律。流体运动的特征可由一系列与以上守恒定律相关的偏微分方程描述。计算风电场内各点风速的过程,其本质是求解偏微分方程组的过程。目前大部分的商业风资源软件是基于计算流体力学(Computational Fluid Dynamics,CFD)模型计算求解得到。CFD的基本思想是:把原来时域和空间域上连续的物理量的场进行离散化(即时间
42、域和空间域用一系列有限个离散点上的变量值的合集来代替),并在这些离散化的格点上建立质量守恒方程、动量守恒方程等相关描述大气运动的方程,同时输入粗糙度、地形等边界条件,然后求解代数方程组,获得场变量的近似值。CFD的计算流程如图12所示。图12CFD计算流程建立控制方程确立初始条件及边界条件划分计算网格,生成计算节点建立离散方程离散初始条件和边界条件给定求解控制参数求解离散方程解是否收敛显示和输出计算结果否是风电场发电量评估指南 192.3.9 模型设置和图谱计算将数据输入模型时,需要对地形图文件和测风文件预先处理成模型要求的格式。1 地形图文件实测地形图一般处理流程包括但不限于:剔除异常等高线
43、,例如负值、极大值等;剔除非等高线信息。2 测风文件测风数据需处理成轮毂高度处进行流场仿真要求的输入格式(比如.tab、.tim格式等,不同CFD软件对格式的要求略有差异)。3 粗糙度设置森林高层高度与粗糙度数值之间存在一定的数量关系:z0=h 30式中:z0为粗糙长度值;h为地面因素高度(米)。图13为CFD软件各类边界条件的输入界面。图13 以meteodyn WT软件为例,可在界面中导入测风数据、粗糙度数据、地形数据等数据20 风电场发电量评估指南2 未运行项目发电量评估2.3.10模型检验将数据输入模型后,可以进行垂直和水平两个维度的检验,以确保模型输出结果的有效。垂直外推检验垂直外推
44、检验可通过对比测风点处模拟的实测风廓线进行。如果两者的符合度高,可以认为数值模型的垂直外推精度较高;如果两者的符合度低,则认为数值模型的垂直外推精度低,需要对模型进行调整优化。水平外推检验水平外推检验可以通过两个或两个以上测风点交叉互推方式进行,通过对比被推测风点处同一高度的模拟风参数和实测统计风参数判断模型水平外推的精度。如果两个测风点的风参符合度高,则认为数值模型的水平外推精度高;若符合度低,则认为数值模型的水平外推精度较低,建议对模型进行调整优化。2.3.11计算结果显示和输出软件通常包含可视化界面,可在图上看到风电场及其周边区域的地形、粗糙度,以及机位处格点的计算结果(包含风加速因子、
45、湍流强度、入流角等)。图14风电场地形示意图图15CFD计算得到的风加速因子空间分布图图16CFD计算得到的湍流强度空间分布图图17CFD计算得到的入流角空间分布图风电场发电量评估指南 212.3.12功率曲线选择基于一定设计水平和控制性能的风电机组,其功率曲线受空气密度、湍流、风切变等因素的影响。功率曲线的选择是否是符合风电场的实际风资源情况,将直接影响发电量估算的准确性。实际计算中理想情况下应选择场址条件下的动态功率曲线,如果只提供了风机出厂时标准空气密度(1.225kg/m3)下的功率曲线,则需要根据场址的空气密度对功率曲线进行修正。对于有功功率控制的风力发电机组,应根据以下公式对风速进
46、行标准化:式中:Vs为折算到场址空气密度下的风速;Vn为标准空气密度下的风速;0为标准空气密度;s为场址处的平均空气密度。2.3.13理论总发电量利用风资源评估软件可计算得出风电场内每台风电机组机位处代表年内每个风速区间的发生小时数或每台机组机位处与输入CFD的风速时序同时刻的风速仿真结果,然后找到风电机组功率曲线中不同风速下对应的功率,将二者对应的值分别相乘,可算得每台风电机组的理论发电量。最后对全场各台机组的理论发电量求和即为理论总发电量。22 风电场发电量评估指南2 未运行项目发电量评估2.4 计算折减系数和不确定度前述经过理论计算得出的发电量是“总发电量”,我们还需要考虑风电场实际运行
47、中的损耗要素后进一步得到更接近实际情况的“净发电量”。2.4.1 折减系数风电场的损耗主要包含如下几个方面:尾流折减、可利用率折减、叶片污染折减、功率曲线折减、湍流和控制折减、场用电及线损折减、极端气候折减等。(一)尾流影响折减风经过风电机组后,能量被吸收、风速降低,在风电机组下风向形成尾流。尾流降低了下风向的风电机组的发电量。尾流折减包含风电场内部尾流、风电场外部尾流和风电场周边将来的尾流。风电场内部尾流折减指风电机组间由于相互影响而降低的发电量,反映风电场风电机组的排布效率。如果风能资源评估专业软件计算的理论发电量已经包含尾流折减,则不需要再次折减。风电场外部尾流折减指风电场外部已建成的风
48、场风流影响而降低的发电量,反映风电场周边风场造成的发电量损失。如果在前期计算阶段,已经将周边风场的机位点列入计算范围,则不需要再次折减。(二)风电机组可利用率折减可利用率折减是指在风电机组运行寿命内由于故障、部件失效等原因造成的损失。可利用率一般由整机厂商提供最低质量保证。此项折减需综合考虑各整机厂商设计能力、制造能力、后期运维能力,相关机型实际运行业绩而设定。(三)叶片污染折减叶片折减是指叶片表面污染影响了其对风能的捕获能力而降低的发电量。叶片表面表层污染使叶片表面粗糙度提高,翼型的气动能力下降。考虑到各风电场风沙、腐蚀、盐雾等不同情况,此项需根据项目现场实际情况取值。(四)风电机组功率曲线
49、保证率折减一般来说,风电机组供应商会对功率曲线给予最低保证,保证的基准是合同中规定的现场空气密度下理论功率曲线。实际计算中,根据参与发电量计算的功率曲线的不同,该项折减的考虑因素也有所不同。(五)湍流和控制折减湍流强度是脉动风速的标准差与平均风速的比值,该变量用来评价风速的波动情况。通常情况下,湍流强度越大,此项折减越多。风电机组随风速风向的变化对机组的状态进行控制,实际情况下运行中的机组控制总是滞后于风速风向的变化,使风电机组不能按理想风况条件出力,造成发电量损失。运行中的风电机组,叶轮旋转存在巨大旋转惯性,风速短时升高或者阵风并不能改变叶轮转速而增加发电量,于是产生了高风滞后。另外,高风切
50、出后重新切入时,风速要低于切出风速并维持一段时间后才能顺利切入,造成一定的发电量损失。(六)场用电与集电线路损耗场用电、线损是指风电机组发出的电力在集电线路中的损耗和场内自用的损耗。通常根据风电场电气设备的型号和电气布置方案、集电线路的长度来初步估算场内电能损耗。已知风电场线路电阻率,根据风电场线路电流算出线路电量损失,加上估算的自用电损耗,即可计算出厂用电与集电线路损耗带来的折减。(七)极端气候折减系数指风电机组在遭遇包括高温、低温、雷暴、凝冻、极端风况等特殊天气时由于风电机组停机造成的发电量降低。风电场发电量评估指南 23(八)限电折减由于电网对风电的消纳能力不足,电网有时会对风电场下达限
51、电指令。电网限电一般是通过风电场内部分机组停机或部分机组降功率运行或全场机组降功率运行等方式实现。对于靠近居民区的风电场,风电机组旋转的叶片在阳光入射方向下,投射到居民住宅的玻璃上会产生闪烁的光影,挥之不去,容易使人心烦意乱,通常被称之为“光影影响”。光影影响主要受太阳高度角影响,因此不同季节不同时刻的光影影响范围不同。如果某些机位对附近居民区存在光影影响,则有可能对该机组存在光影影响的时刻进行停机以避免光影对居民生产生活的影响。对于复杂地形的风电场,个别机位处还有可能因为湍流等安全性因素对该机组或受影响机组进行扇区管理。(扇区管理是指对某机位在某风向段实施降功率或停机操作。)以上这些因素都会
52、造成发电量损失。这部分折减都需要根据风电场实际情况进行估算。(九)其他折减周围待建风场、场地平整、周围环境变化等带来的发电量损失等。2.4.2 折减系数的典型取值范围参考2009年6月国家发展和改革委员会发布的 关于对中国风电发电量折减问题的说明 及实际项目经验,目前国内常规的折减系数典型取值范围如表5。表5折减系数典型取值范围折减项典型取值范围尾流折减软件计算得到风电机组可利用率折减2%5%叶片污染折减1%3%功率曲线保证率折减5%,同功率曲线合同保证值取湍流和控制折减2%5%场用电及集电线路损耗2%5%极端气候折减系数视场址内台风、雷暴、结冰、高温等气候条件取值限电折减根据实际场址所在区域
53、限电规则、扇区管理、噪声管理、光影管理等实际情况计算得到其他折减(场地平整、周围环境变化)复杂地形平台削高影响取99%左右;周围及后期风电场根据后续项目规划及植被生成情况设置或以软件计算尾流损失为准2.4.3 不确定度在计算风电场发电量的整个过程中,从风资源测量、风数据处理、长期修正、空间外推、功率曲线、未来长期气候变化等计算环节中都包含不同程度的不确定性,这将对长期风资源和发电量的评估的准确性产生影响。风电场发电量评估的不确定性可以分为两组:影响平均风速的不确定性和直接影响发电量的不确定性,前者可以通过敏感性分析转化到后者。24 风电场发电量评估指南2 未运行项目发电量评估在不确定度计算中,
54、假设年净发电量估计值符合正态分布,且风电场的寿命为20年,则P50发电量是指该风电场20年年平均净发电量有50%的概率会达到或超越这个估计值。同理P75发电量是指该风电场20年年平均净发电量有75%的概率会达到或超越这个估计值,P90发电量是指该风电场20年年平均净发电量有90%的概率会达到或超越这个估计值。风电场投资方的投资决策和项目融资过程中常常要考虑不确定度,用P50/P75/P90分别计算财务内部收益率(IRR),以P50计算的IRR作为项目的基本收益能力,以P75或者P90计算的IRR来判断项目的风险水平,给项目决策提供预期收益与风险的参考。(一)风数据不确定度1)风数据质量风数据质
55、量的不确定度由三部分组成,包括:风速仪本身导致的、测风塔导致的和测风塔维护水平导致的不确定度。风速仪导致的不确定度主要来源于风速仪本身的外形设计和标定过程等。测风塔导致的不确定性主要受测风塔的安装规范影响程度。测风塔如果未进行认真维护,造成数据缺失和记录错误,会导致风数据质量不好。2)长期修正数据订正过程会引入不确定性,一般与长期参考数据的质量、长期参考数据和测风数据的相似性、订正方法以及实测数据时长有关。3)未来气候差异气候具有波动性,是长期趋势、年代际波动、年际波动、季节波动等不同时间波动的叠加。发电量计算时参考的是历史20年的风速,项目寿命期的风速分布可能和历史风速分布存在差异。图18发
56、电量不确定度计算流程敏感性分析风资源相关的不确定度转换为发电量不确定度与风资源相关的不确定度与发电量相关的不确定度计算P90/P75等发电量总体不确定度风电场发电量评估指南 25(二)风流模型不确定度1)垂直外推垂直外推的不确定性来源于两个方面。一方面是测风塔与风电机组机位处的海拔差,另一方面是测风高度与轮毂高度差。海拔差引起的不确定度表征的是地形加速效应模型的不确定性。测风高度引起的不确定性表征的是风切变模型的不确定性。2)水平外推通常一个风电场内各个机位点的风况是不同的。测风塔仅是对一个点位的风况进行测量,需要通过风资源计算软件推算到全场各个机位。风资源计算软件是对实际流场的简化,无法完全
57、模拟实际大气的真实特征,因此会产生水平外推的不确定性。该项取值与测风塔位置的代表性、地形复杂程度、测风塔与风机的距离、建模质量(流场模型选择、网格设置、数值计算收敛情况等)等因素有关。3)敏感度分析敏感度分析是指当风场平均风速降低1%时,发电量的降低比例。令第i 个风速区间的概率为i,风电机组的功率为Pi,则年发电量AEP为:iifPAEP=8760保持威布尔分布的k参数不变,仅平均风速降低1%,得到新的fi,进而求得新的AEP。平均风速敏感度的计算公式为:%100)(121=AEPAEPAEPS式中:S为敏感度;AEP1为风场平均风速算得的年发电量;AEP2为风场平均风速降低1%后算得的年发
58、电量。获取敏感度后,发电量变化和风速变化的相互关系为:SvAEP=(三)发电量相关不确定度1)功率曲线不确定度现场的空气密度昼夜和季节差别都可能很大,对于复杂地形,各机位点处的湍流特征不同,这些都会导致功率曲线不同。而用于发电量计算的功率曲线为年平均空气密度下的全场统一的功率曲线,因此功率曲线存在着不确定性。不确定性的取值需根据风场实际情况估计。2)损耗不确定度尾流尾流模型带来的不确定性。可利用率在估计机组和设备的可用性时存在不确定性。场用电及集电线路损耗在评估场用电和集电线路损耗时存在的不确定性。极端气候在评估冰冻、极端气象条件等时存在的不确定性。限电在评估扇区管理、电网限电、噪音、光影影响
59、、生态影响限制时的不确定性。26 风电场发电量评估指南2 未运行项目发电量评估其他损耗与其他项目特定损失相关的不确定度。(四)总不确定度不确定度各个因素被认为是随机且相互独立的。21)(=NiiSU式中:i为测风、模型、功率曲线等独立因子的不确定度;Si为各独立分量敏感度;U为各独立因子影响发电量变化的总不确定度。假设年净发电量估计值符合正态分布,P50是年净发电量概率分布的中间值,基于P50和总体不确定性的标准偏差,就可以推算完整的发电量概率分布。发电量不确定折减按照如下公式计算:AEPPn=AEPP50 x(1Nv(n%)xU)式中:AEPPn为超越概率n%下的发电量;AEPP50为风电场
60、超越概率50%下的发电量;Nv(n%)为特征变量,可由标准正态分布表查得;U为各独立因子影响发电量变化的总不确定度。在实际项目执行过程中,会计算P90/P50的值,该值在0.75至0.95之间是普遍可接受的范围,其中0.75至0.8为不确定度大,0.8至0.9为不确定度中等,0.9至0.95为不确定度小。低于0.75被认为项目的不确定度大,高于0.95被认为不确定度极低,需要进一步检验变量取值。2.4.4 不确定度的典型取值范围截至目前,不确定度的计算在国际上还未形成相关标准。目前正在起草的IEC61400-15(Assessment of Wind Resource,Energy Yield
61、 and Site Suitability Input Conditions for Wind Power Plants)这一标准计划讨论这一部分内容,但由于各个参与讨论的机构对同一项目的计算结果仍存在较大的差异,因此这一项工作推进缓慢。表6给出的是不确定度的取值范围,仅作为参考。表6不确定度典型取值范围不确定度项典型取值范围风数据质量2%5%长期修正6%/n,其中n为测风时间长度,单位为年未来气候差异2%6%风流模型不确定度(垂直外推)05%风流模型不确定度(水平外推)05%功率曲线不确定度2%10%损耗不确定度2%10%至此,我们完成了未运行项目发电量评估的整套方法的介绍。需要指出的是,发
62、电量评估的过程中,有很多模型变量需要评估人根据收集到的信息和数据在一定范围内进行选取,对于同一个风电项目,获取同样的数据的情况下,不同的人根据各自经验判断选取的变量会有差异,从而得出的发电量结果也会有所不同。风电场发电量评估指南 273 已运行项目发电量评估同未运行的新项目相比,已运行项目除了前期设计资料,还可以获取风机实际运行数据,这有助于我们分析实际机组的可利用率、场用电等情况,还有利于我们分析机组是否处于规范操作和健康运行状态。利用仿真模型评估的发电量与电场实际发电量进行比较,可以进一步修正仿真模型评估的变量选取,从而为估算场址发电量提供更加有力的支持。3.1 资料收集相比未运行项目的资
63、料收集,对于已运行项目,除了需要前期设计资料之外,还要收集实际运行期间的相关资料。3.1.1 前期设计资料 风电场微观选址报告、微观选址复核报告、载荷报告、风资源分析报告、工程可行性研究报告等;风电场位置及范围;风电场实测地形图资料;风电场及附近障碍物(建筑、树木等)坐标及高度、宽度信息;风电场已有测量数据采集系统、数据传输线标定的有关资料;风电场每个机位实际坐标。3.1.2 机组相关资料 风机技术参数:额定功率、切入风速、额定风速、切出风速、标准功率曲线、轮毂高度、叶轮直径、齿轮箱转速比、发电机额定转速等;风电机组设备采购合同、技术协议;风电机组安装手册、用户手册、运行维护手册、中央/远程监
64、控系统手册、调试手册、故障处理手册、故障代码说明、设备出厂试验报告;各系统逻辑控制图、电气接线图、保护定值清单;风电机组设备台账,应包含机组主要基本参数和各主要部件的设备信息。3.1.3 机组运维记录 机组自并网发电以来大部件更换记录、损坏故障分析报告;机组自并网发电以来运维日志和故障报表;机组自并网发电以来技改相关记录报告;机组自并网发电以来机组主控程序、变桨程序软件版本号、版本差异记录和历次升级分析报告。3.1.4 其他资料 风电场电量逐月结算单。28 风电场发电量评估指南3 已运行项目发电量评估3.2 数据收集3.2.1 机组运行数据(SCADA数据)风电机组上一般都装有数据采集与监控系
65、统(英文名为:Supervisory Control and Data Acquisition System,简称SCADA系统)。SCADA数据记录了机组运行的外部环境(如风速、风向、环境温度等)及机组运行状态(如有功功率、发电机转速、变桨角度等)。不同整机厂的SCADA系统有所差别,这种差别主要体现在数据变量、数据分辨率、数据格式等方面。比如有的SCADA系统包含700多个变量,有个SCADA系统包含100多个变量。有的SCADA系统导出的是10min平均的数据,有的则是1min平均的数据。即使是同一个整机厂家,不同机型的SCADA系统也可能不同。因此如果需要利用SCADA数据进行不同机型
66、的对比分析,需要明确不同SCADA系统的变量含义并统一数据分辨率。在已运行风电场的发电量评估中,需要用到的SCADA数据至少包括如下变量:机组编号、时刻、机组状态信号、风速、风向、有功功率、无功功率、发电量、偏航误差、机舱方位角、转矩、机组转速、叶片桨距角、机舱X方向振动加速度、机舱Y方向振动加速度、环境温度、机组内部及部件温度(主轴、齿轮箱、发电机等)。SCADA数据的时间分辨率至少为10分钟平均(其中振动加速度类数据为10分钟内最大幅值)。SCADA数据通常可导出成.csv、.xlsx等方便常规分析的格式。通常情况下,SCADA数据可在风电场的集控中心下载获取。图19风电场集控中心示意图3
67、.2.2 测风塔数据对于已运行的风电场来说,测风塔一般包含两类。一类是前期设计阶段的用于风资源评估的测风塔,一类是运行阶段用于功率预测的测风塔。很多已运行的项目会将项目前期设计阶段的测风塔移除并作为机位点,因此这种情况下,该测风塔只记录了运行前的测风数据。但也有部分风电场即使在风电场运行阶段,该测风塔依然进行保留,这种情况下,数据记录的时间就更长。另外,根据电网公司要求,风电场需要进行功率预测并按要求上报功率预测结果。为了进行功率预测,风电场内一般会安装用于功率预测的测风塔。因此,对于一个已经运行的风电场来说,需要搜集的测风塔数据包含项目前期设计的测风塔数据和运行后的风功率预测塔的基本信息(坐
68、标、高度、安装报告、校准报告等)和数据(各层风速、风向、标准偏差、气温、气温、湿度等)。风电场发电量评估指南 293.3 风数据处理测风塔数据的处理方式同未运行项目发电量评估中的风数据处理方式相同,包含如下几个步骤:数据清洗 有效数据完整率统计 塔影修正 数据插补 垂直外推 长期修正3.4 计算理论发电量理论发电量的计算方式也和未运行项目理论发电量的计算方式相同,包含如下几个步骤:CFD模型设置和图谱计算 模型检验 计算结果的显示和输出 功率曲线的选择 计算理论发电量3.5 净发电量计算净发电量的计算由CFD计算得到的理论总发电量基础上考虑折减和不确定度计算得到。折减项包含尾流、风电机组可利用
69、率、叶片污染、风电机组功率曲线折减、湍流和控制折减、场用电与集电线路损耗、极端气候折减、限电折减和其他折减。对于已运行的项目,折减系数中的风电机组可利用率、场用电与集电线路损耗、限电折减需要结合风电机组实际运行数据和风电场电量逐月结算单计算得到。3.5.1 实际风电机组可利用率和限电折减可利用率折减指风机故障、部件失效等停机造成的损失,限电折减指扇区管理、负荷限电、噪声管理、光影管理等造成的机组降功率运行或停机造成的损失。利用SCADA数据中机组状态信号、转速、功率、叶片桨距角等变量筛选正常发电状态下的功率曲线,并结合实际风速计算风电机组处于正常发电下的理论功率。计算运行时间段内的实际功率总和
70、与理论功率总和的比例,即为实际风电机组可利用率和限电折减的综合效应。3.5.2 实际场用电与集电线路损耗折减SCADA数据中的有功功率通常为风电机组发电机侧的功率,电量结算单是风电场最后的上网电量。计算上网电量与发电机侧算得的发电量的比值,即为实际场用电与集电线路损耗折减系数。30 风电场发电量评估指南4 出险时发电量核算目前我们已经在市场上看到与风电场发电量评估相关的风电场利损险、风电发电量指数保险和风机质保保险产品。对这一类产品来说,通常所说的出险时发电量核算指的是一个或几个完整运行年度(取决于保单期限)之后所进行的发电量核算,以此核算数字为准,根据保单条件来看是否赔付以及赔付多少金额。我
71、们针对这一类应用场景单独进行阐述。4.1 资料收集我们假定保险公司已经在风电场投保时收集到了本指南第一、第二部分所列的风场设计阶段及前期运行阶段(若投保时风电场已运行)的资料,因此这部分的资料和数据不需要在理赔时再次提供。需要提供的资料主要包括以下所列:保单期限内各机组的维护、软件参数调整、硬件改动及更换记录;保单期限内各机组的故障报表;值得注意的是保单期限内机组若进行了技改,则需搜集进行各项技改的技改开始结束时间及相关技改说明。4.2 数据收集同样,投保时提供的风电场数据也不需要再次提供,而只需要提供如下数据:保单期限内SCADA数据(时间分辨率至少为10分钟,如有时间分辨率更高的数据则更优
72、);保单期限内风电场内测风塔数据;建议SCADA数据搜集逐月进行,且保险公司或第三方技术公司逐月对数据质量进行检查。如果发现数据质量存在异常,可及时告知风电场,辅助快速解决相关问题,以保证用于理赔计算的数据质量。4.3 实际运行理论发电量和实际运行损失发电量计算机组在实际运行过程中通常会因为外部原因和内部原因导致机组降功率运行甚至停机。其中外部原因包含电网限电、台风等原因造成的电网掉电、机组巡检、机组运维、技改等,内部原因包含机组发电性能下降、机组故障等。因此在进行保险理赔前应统计机组在正常情况下的发电量(实际运行理论发电量),以及不同原因造成的发电量损失情况(实际运行损失发电量)。4.3.1
73、 实际运行理论发电量利用保单期限内的SCADA数据中机组状态信号、转速、功率、叶片桨距角等量筛选正常发电状态下的功率曲线,并结合实际风速计算风电机组处于正常发电状态下的理论发电量。由于不同机组对于机组状态信号的记录方式有所不同,不同机组的控制策略也存在差异,因此此项分析需结合每种机型的数据特点和控制策略给出相应的数据筛选规则。综合了理论有功功率的SCADA数据统计格式可参考表7。数据的时间分辨率为10分钟。表7 综合理论有功功率和机组状态的SCADA数据表头样例(表中已给出的列名为必要选项,也可包含已获取SCADA数据的其他变量名(如齿轮箱油温、发电机轴承温度、齿轮箱轴承温度、机舱方位角等)。
74、由于不同SCADA系统记录的变量名有差异,因此此处不明确给出。)时间机组编号风速风向有功功率理论有功功率桨距角发电机转速环境温度偏航误差转矩SCADA数据记录的机组状态码风电场发电量评估指南 314.3.2 实际运行损失发电量不同SCADA系统对于机组状态的记录内容有很大区别,有的不包含限功率状态,有的则区分了不同限功率状态的原因。但总体说来,SCADA数据中的机组状态信号所区分的机组发电性能及停机原因有限,为了明确具体的停机原因,并且统计每项停机原因对应的实际损失发电量,就需要结合现场的运维日志、故障报表、大部件更换记录、技改相关记录报告等资料进行。运维日志:包含风机编号、计划检修内容(如巡
75、检、半年检、年检、各项指标检测、更换零部件等)、停机和启机时间等;故障报表:包含风机编号、故障内容、故障处理情况描述、停机和启机时间等;大部件更换记录:包含风机编号、更换部件名称、停机和启机时间等;技改相关记录报告:包含技改机组编号、技改实施时间(如不止进行一项技改,需包含每项技改实施时间)、技改实施内容等。参考以上资料的目的是为了明确机组在保单期限内的每一时刻处于哪种状态以及机组处于非正常运行的时间和原因。以上资料部分内容为人工记录,因此存在和实际情况存在偏差的风险。风险主要包含多个材料信息记录不一致和信息记录不完整这两种情况。有必要在获取这些资料后,首先进行多个材料之间的相互比对以排除各资
76、料无法自洽的情况。在进行以上步骤后,还需要和SCADA数据进行进一步校验,以确定材料和SCADA数据之间的一致性以及数据和材料记录的完整性。如果实际分析过程中,发现一致性或完整性存在问题,需要和业主沟通并明确相关歧义内容及处理方式。在完成以上步骤的信息确认以及输出机组正常发电状态下的功率曲线后,即可在时序上标记每个时刻对应的机组状态以及理论有功功率,结合SCADA数据中对应该时刻的实际功率计算每一时刻发电量的损失情况。结合了现场相关记录后的数据格式可参考表8。表中的现场记录机组状态可包含:正常发电、电网限电、机组巡检、大部件维修(齿轮箱、发电机、叶片、主轴、变流器等)、技改、台风造成的停机等项
77、,也可根据实际计算需要对以上各项进行细化和补充。表8综合现场相关记录和的SCADA数据表头样例时间机组编号风速风向有功功率理论有功功率桨距角发电机转速环境温度偏航误差转矩SCADA数据记录的机组状态码现场记录的机组状态损失发电量基于以上结果,保险公司即可根据实际使用场景确定用于统计的机组状态标签,并根据保单描述的保障范围和除外条件剔除(或者重新加回)不在保障范围内的发电量缺失部分,找到对应符合赔偿条件下的运行时间段,计算符合保障范围的累计发电量,并以此作为赔偿的参考依据。32 风电场发电量评估指南5 风电场风资源评估的辅助方法在第二章中,我们谈到在未运行项目的发电量评估中,考虑到风速的季节变化
78、,要求测风数据连续且不应少于一个完整年。但是在实际情况中,有些项目因为项目进度或其他原因,可能无法通过测风塔搜集到一年甚至一年以上的测风数据。这种情况下,我们可以通过一些其他解决方案进行风资源评估。比如利用中尺度气象模式WRF(Weather Research and Forecasting Model)进行风电场处风速时序模拟(有些企业将此方法生成的风速时序称之为“虚拟测风塔”)。该方法通常会在被模拟区域优选模型数据源、局地优化参数化方案、同化地面及遥感数据,且利用模拟区域内其他风电场的测风塔等观测数据进行数据后处理以保证模型的精确性。为了进一步提高这种方法的准确性,一般会在风电场内进行短期
79、(为期几个月)的激光雷达测风,并利用激光雷达对“虚拟测风塔”进行修正。值得指出的是,测风塔数据最能反映风电场运行场景,不少于一个完整年的测风塔数据依然是目前最为推荐使用的获取测风数据的方式。组合测风、虚拟测风塔等运用科技手段获取数据的方法是在缺少测风塔数据、无法单纯依靠气象站和中尺度数据的情况下寻求的一种替代解决方案。风电场发电量评估指南 336 风电场发电量评估相关标准进展截至目前,国际上仍没有正式发布关于风电场风资源和发电量评估的相关标准。IEC 61400-15是第一项针对风电场风资源和发电量评估的国际标准,目前正处于起草阶段。该标准旨在完善风电场风资源、场址适应性输入条件,以及发电量的
80、评估方法,提高评估准确度;同时对发电量评估不确定度的取值和计算做出规范和统一,以消除目前不同机构对于相同项目评估结果差异较大的情况。在中国,目前也有两项能源行业标准正在起草。一项是 微观选址中风资源分析及发电量计算方法,该标准主要讨论风电场微观选址中机位点处风特性参数分析方法、风电场理论发电量中折减系数选取原则和不确定度计算方法;另一项是 在役发电机组发电性能评价方法,该评价方法主要讨论在役风电机组发电性能评价方法,包括运行可靠性、功率曲线、发电量、风电机组适应性、大部件状态和风电机组剩余年限发电量评价。相信以上这些标准的发布会为风电行业及风电相关行业提供更加明确和规范化的风资源及发电量计算方
81、法。34 风电场发电量评估指南参考资料1 IEC 61400-1:2019 Wind energy generation systems Part 1:Design requirements 2 IEC 61400-12-1:2017 Wind energy generation systems Part 12-1:Power performance measurements of Electricity producing wind turbines3 IEC 61400-12-2:2013 Wind turbines Part 12-2:Power performance of elect
82、ricity-producing wind turbines based on nacelle anemometry4 IEC 61400-26-1:2019 Wind energy generation systems Part 26-1:Availability for wind energy generation systems5 GB/T 18709-2002风电场风能资源测量方法6 GB/T 18710-2002风电场风能资源评估方法7 NB/T 31029-2012海上风电场风能资源测量及海洋水文观测8 NB/T 10103-2018风电场工程微观选址技术规范9 NB/T 3114
83、7-2018风电场工程风能资源测量与评估技术规范10 天气学原理和方法(第三版)朱乾根、林锦瑞、寿绍文、唐东昇编著11 风资源与微观选址:理论基础与工程应用 张怀全编著12 风资源图谱在线查询平台(Global Wind Atlas:https:/globalwindatlas.info)风电场发电量评估指南 35结束语经过20多年的发展,未来中国风电发展将呈现出新的趋势。专家预期市场未来每年仍将保持20GW以上的风电增量。海上风电进入快速发展期,成为重要的能源形式。相对于太阳能等可再生资源,风电技术将更成熟、成本更低、对环境破坏更小,中国将成为一个巨大的风机存量市场。“十三五”把解决弃风限电
84、、加强风电消纳以及增加风电年发电量作为主要发展方向,未来的“十四五”将从注重规模增长到注重质量提升,从高速增长到高质量发展转型。这一转型方向对于风电行业相关参与方的多方合作机制提出了更高的要求。如前所述,风电是资本密集型行业,围绕风电场,设计、施工、运营、维护、融资、风险管理等各个利益相关方需要密切合作,而合作的基础则是一整套行业认可的评价指标体系的建立。本指南结合多个项目实际经验,综合电力设计院和发电企业各自的评价体系特点,整合出了一套完整的风电场发电量评估方法,希望能够为风电行业相关利益方提供一些参考。对于保险行业来说,我们希望本指南能够一定程度上帮助解决风电场利损险、发电量指数保险和风机
85、质保等产品开发上的痛点,带来一些风险提示和产品设计思路,面对风电场提供的大量测风数据,以本指南提供的发电量计算方法为基础,综合利用精算工具和风电行业软件,设计开发出定价合理、保障充分的保险新产品;同时针对风电场运营过程中发生承保物质损失造成的停机导致的利润损失,我们可以充分利用行业头部认证机构发电量核算技术,基于SCADA数据和具体机型的差异化算法科学评估停机时间造成的发电量及利润损失。风电设备设计、制造和工艺不断进步,同时风资源评估的技术、方法和应用设备及模型也在持续进步,我们也会持续关注行业技术发展,保持对风资源评估方法的动态更新,以更加准确评估风电场发电量为包括保险行业在内的相关行业服务
86、。瑞士再保险持续关注可再生能源领域发展,紧跟技术进步,与包括鉴衡在内多家第三方科技公司展开合作,在提供保险保障的同时致力于新能源行业的风险管理,目前已推出针对光伏和风电行业的风险管理相关守则,如 光伏组件工厂审核作业守则、国际光伏组件保证保险风险管理指南、海上风电工程作业守则 以及 海上风电工程风险管理服务作业指南 等,为推动全球能源转型和应对气候变化履行自己的社会责任。瑞士再保险股份有限公司北京分公司北京市朝阳区建国门外大街乙12号双子座大厦东塔23层邮编:100022电话:+86 10 6563 8888 传真:+86 10 6563 8800 2020 Swiss Re.All rights reserved.12/20,100 CH