DB52∕T 1632-2021 山地風電場發(fā)電量計算規(guī)程

2021-10-15發(fā)布2022-02-01實施I前言 12規(guī)范性引用文件 13術語和定義 14基本原則 25基礎資料 36計算工作流程 37計算過程檢驗和成果合理性分析 7附錄A(資料性)風能特征參數統(tǒng)計表 9附錄B(資料性)計算年上網電量的折減因素及其取值參考表 附錄C(資料性)風電場發(fā)電量計算成果表 附錄D(資料性)山地風電場發(fā)電量計算工作流程圖 本文件按照GB/T1.1—2020《標準化工作導則第1部分：標準化文件的結構和起草規(guī)則》的規(guī)定起草。本文件由中國電建集團貴陽勘測設計研究院有限公司提出。本文件由貴州省能源局歸口。本文件起草單位：中國電建集團貴陽勘測設計研究院有限公司、國家能源水能風能研究中心貴陽分中心、新疆金風科技股份有限公司。本文件主要起草人：呂艷軍、黎發(fā)貴、胡榮、劉熒、杜云、馬洪飛、趙燕、李鑫、田洪藝、趙敏、吳召武。1山地風電場發(fā)電量計算規(guī)程GB/T18451.1風電機組設計要求24基本原則4.2發(fā)電量計算應遵循符合實際、技術可行、注重效率的原則。35.1.1發(fā)電量計算應收集項目風能資源評估報告等風能資源評估成果，風能資源評估成果應包含如下a)風電場代表性測風塔風能特征參數計算成果。b)風電場代表性測風塔測風評價年的時間序列文件。5.1.2山地風電場風能資源評估成果應符合GB/T18710、NB/T31147和DB52/T5.2.1發(fā)電量計算應收集風電場場址區(qū)域內1:10000及以上精度的地形圖。5.2.2發(fā)電量計算宜收集風電場工程邊界外延一定寬度內的地形圖，外延寬度不宜小于1km,外圍地形圖可為1:50000及以上精度的地形圖。5.2.3發(fā)電量計算應收集與風電場工程地形圖范圍和坐標系一致的粗糙度地圖資料。5.3.1發(fā)電量計算應收集風電場工程計算發(fā)電量所需的風電機組綜合技術參數資料，主要包括機組型5.3.2發(fā)電量計算應收集風電場風電機組輪轂高度空氣密度下的風電機組動態(tài)功率曲線和推力系數曲5.4.1發(fā)電量計算應收集風電場工程場址內和周邊敏感點和限制開發(fā)區(qū)域資料，主要包括區(qū)域土地利保護區(qū)、風景名勝區(qū)、壓覆礦產區(qū)、天然喬木林(竹林)地、年降雨量400mm以下區(qū)域的有林地、一5.4.2發(fā)電量計算應收集風電場區(qū)域的鐵路、公路、電力線路、燃氣管道、石油管道等分布資料。5.4.3發(fā)電量計算應收集噪聲敏感點、陰影閃變敏感點等分布資料。發(fā)電量計算應收集周邊已建、在建及規(guī)劃風電場風電機組布置、采用6計算工作流程a)風能資源評估成果資料。建模數據準備宜對風能資源評估成果進行如下處理：1)應現(xiàn)場復核測風塔坐標、儀器安裝與設置和周邊環(huán)境等信息；43)宜根據代表性測風塔位置處風切變指數計算風電機組預裝輪轂高度的風速，預裝輪轂高度處風向可直接采用測風塔接近預裝輪轂高度處風向通道實測風向，風速推算可按下式ZHH——風電機組預裝輪轂高度，單位m;ZAGL——采用測風塔風速通道高度，單位m;VHH——風電機組預裝輪轂高度處風速，單位m/s;VAGL——采用測風塔風速通道高度處風速，單位m/s;4)應根據NB/T31447的規(guī)定進行代表性測風塔測風數據的長期代表性分析及訂正，確定建模采用的風能資源數據序列。b)地圖資料。c)風電機組資料。d)環(huán)境資料。6.2場址建模和流場模擬6.2.1山地風電場場址流場建模應采用適用于復雜地形風電場的計算流體力學模型，或經過驗證的其他模型，或仿真技術建模。6.2.2山地風電場尾流模擬宜采用改進的PARK尾流模型、改進的JENSEN尾流模型，或經過驗證的其他模型，或仿真技術計算。6.2.3山地風電場流場模擬應符合以下要求：a)場址建模計算區(qū)域邊界距離風電場內任一風電機組機位的距離不應小于5km,當計算區(qū)域邊界附近地形或粗糙度存在明顯變化時，宜將計算區(qū)域邊界擴大至包含明顯變化區(qū)域。b)山地風電場地形模型水平網格分辨率不宜大于50m,風電機組輪轂高度以下垂直網格層數不宜少于10層。c)模擬扇區(qū)不應低于12個，宜在主導風向進行扇區(qū)加密。d)各個扇區(qū)計算應收斂。e)宜考慮大氣穩(wěn)定度的影響。f)風電場內有多個測風塔時，應進行綜合計算，并進行交叉檢驗。g)宜優(yōu)先選用時間序列數據進行模擬計算。6.2.4山地風電場流場模擬應計算湍流強度、風加速因子、入流角、風切變指數等全場風能特征參數分布。6.3風電機組選型6.3.1風電機組選型應計算風電機組等級基本參數，根據GB/T18451.1、GB/T51096的規(guī)定確定風電機組等級。6.3.2對于低風速風電場宜參考NB/T31107的規(guī)定進行風電機組選型。風電機組等級根據風速和湍流強度來劃分，風能特征參數統(tǒng)計可參見附錄A。56.4風電機組布置方案和輪轂高度選擇6.4.1風電機組布置應依據平均風速、極端風速、湍流強度、入流角、風切變指數等參數進行綜合分析，并應符合風電機組安全性要求。6.4.2風電機組布置與相鄰風電場風電機組的相互影響應符合風電機組安全性和尾流影響的要求。6.4.3山地風電場整體平均尾流損失宜小于8%,單臺風電機組的尾流損失宜控制在15%以內。6.4.4風電機組布置時應按照NB/T10103對敏感因素進行避讓。6.4.5風電機組布置應符合GB/T3096對噪聲限值的規(guī)定。6.4.6風電機組輪轂高度選擇應依據風電機組制造廠家配套的輪轂高度方案，經技術經濟比較后確定。6.4.7對于風能特征參數變化較大、存在多個安全等級的風電場，宜采用混合裝機方案，風電機組機型不宜超過3種，輪轂高度不宜超過3個。6.4.8風電機組布置宜考慮風電場凝凍結冰造成的脫冰或甩冰對周邊的影響。6.5折減因素和折減系數確定6.5.1折減因素宜按照NB/T10103對折減因素的規(guī)定和山地風電場建設特點綜合考慮。折減因素宜主要包括以下內容：a)風電場空氣密度。b)尾流損失。c)風電機組可利用率。d)風電機組功率曲線保證率。e)電氣損耗主要包括風電機組升壓變壓器損耗、集電線路線損、風電場升壓變電站或開關站電氣設備損耗和自用電量損耗。f)葉片污染。g)控制和湍流。h)氣候影響。i)周邊風電場的尾流影響。j)扇區(qū)管理的發(fā)電量損失。k)風電機組吊裝平臺的場地平整。6.5.2折減因素和相應折減系數典型值參見附錄B。綜合折減系數宜按如下公式計算：L;——獨立各項折減分量。6.6上網電量計算6.6.1年理論發(fā)電量計算山地風電場年理論發(fā)電量計算應符合GB/T51096的規(guī)定，應采用推薦機型適用于風電場空氣密度的動態(tài)功率曲線計算。66.6.2年上網電量計算山地風電場年上網電量計算應在年理論發(fā)電量基礎上，采用綜合折減法進行計算。年上網電量計算應符合GB/T51096、NB/T10103和NB/T31105的規(guī)定。風電場年上網電量應按照如下公式計算：AEPNer——風電場年上網電量，即凈發(fā)電量；LTotal——確定性綜合折減系數。6.6.3不確定性分析6.6.3.1山地風電場發(fā)電量計算的不確定性分析，宜根據風電場風能資源評估中風數據測量、長期校正、年際差異、未來氣候差異、流體建模、功率曲線以及其他不確定性等各種誤差進行。6.6.3.2總體不確定度宜按如下公式計算：o;——各項獨立不確定度分量。…6.6.3.3山地風電場年上網電量宜按如下公式計算：AEPpso——超越概率為50%時的發(fā)電量；LTotal——綜合折減系數。6.6.3.4各超越概率下可能達到的風電場年發(fā)電量，宜按照如下公式計算：AEPpn——超越概率為n%時的發(fā)電量；AEPpso——超越概率為50%時的發(fā)電量；N,(n%)——特征變量，由標準正態(tài)分布表查得；OTotal——總體不確定度。6.7技術經濟合理性分析6.7.1應計算各風電機組機位處風能特征參數，并初步判斷風電場風電機組布置方案是否符合風電機組安全性要求，風能特征參數宜包括平均風速、極端風速、湍流強度、最大入流角、風切變指數。6.7.2項目技術經濟合理性分析主要測算項目盈利能力是否滿足權益投資者獲得期望投資回報的要求。項目技術經濟合理性分析應符合下列規(guī)定。7a)項目技術經濟合理性分析應根據NB/T31085的規(guī)定計算相關財務指標。b)項目財務指標應優(yōu)于權益投資者期望的投資回報值。c)項目財務盈利能力不能滿足要求時，應調整風電場風電機組布置方案。6.8風電機組布置方案和上網電量確定6.8.1項目技術經濟指標滿足要求時，當前風電機組布置方案可確定為最終風電機組布置方案。6.8.2風電機組布置方案確定后，應計算各臺風電機組機位處發(fā)電量，并填寫山地風電場發(fā)電量計算成果表，參見附錄C。6.8.3在項目技術經濟指標滿足要求的情況下，當前風電機組布置方案可確定為最優(yōu)風電機組布置方案；若項目技術經濟指標不滿足要求，則應重復風電機組選型、風電機組布置方案和輪轂高度選擇、確定折減因素和折減系數、上網電量計算和項目技術經濟合理性分析5個步驟，直至項目技術經濟指標滿足要求。6.9工作流程山地風電場發(fā)電量計算工作流程參見附錄D。7計算過程檢驗和成果合理性分析7.1建模數據檢驗7.1.1宜根據周邊參證風電場的風資源水平、參證氣象站數據、再分析數據等資料采用類比法進行合理性分析。7.1.2地圖資料合理性分析與檢驗主要內容包括。a)相鄰等高線高程數據差值與數據等高距一致。b)等高線無交叉。c)粗糙度數據坐標系與等高線一致，且數值對應等高線地形能夠基本符合現(xiàn)實環(huán)境。d)測繪地形圖邊界包含風電場布機點位地形。7.2流場模擬檢驗7.2.1應通過模擬的測風塔處各高度平均風速交叉驗證誤差分析模型的粗糙度、大氣穩(wěn)定度參數是否合理，如測風塔處各高度平均風速交叉驗證誤差超過5%,則需重新調整模型參數。7.2.2應通過對比周邊參證風電場的實際風向、參證氣象站數據和再分析數據資料采用類比法分析模型模擬風向扇區(qū)的合理性。7.2.3可根據各機位處模擬風速與機位海拔高度正相關關系，分析各機位處模擬風速結果合理性。7.3風電機組選型和布置方案檢驗7.3.1應對照檢驗各機位處平均風速、極端風速、湍流強度、入流角、風切變指數等參數是否超過采用機型設計值。7.3.2應分析風電機組布置方案是否按NB/T10103在規(guī)定的敏感因素安全距離進行了合理避讓。7.3.3應分析風電機組布置方案是否符合GB3096對噪聲限值的規(guī)定。7.3.4可從風電機組運輸、吊裝建設的角度分析風電機組布置方案的合理性。7.3.5可與已建成山地風電場運行結果比較，分析大氣回流、高湍流、主風向遮擋地形等可能引起氣8流畸變的機位合理性。7.4發(fā)電量計算成果合理性分析7.4.1可根據與周邊山地風電場發(fā)電量計算結果比較，采用類比方法分析評估風電場發(fā)電量計算結果合理性。7.4.2可采用不同的模型計算評估風電場發(fā)電量計算結果，對比分析評估風電場發(fā)電量計算結果合理性。7.4.3可根據相同風況條件下各風電機組發(fā)電量與單位千瓦掃風面積正相關關系，分析各風電機組發(fā)電量計算結果合理性。91#測風塔頂層風速通道1測風評價年平均風速(m/s)2主導風向310min實測最大風速(m/s)4515m/s風速段平均湍流強度615m/s風速段代表湍流強度7