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摘要：针对西北地区已投产的低风速风电场做后评估工作，找出风电场实际投产运行后的发电量与前期计算的差异，计算出相关的较准确的折减系数，为后期类型的项目积累经验，在后期项目电量计算上做到不保守也不跃进，更能真是的反映项目的情况。
关键词： 低风速、后评价、折减系数、准确度
中图分类号：U665文献标识码： A
引言
随着中国风电的发展，风资源、电网、建设条件较好的风电场均已开发完毕，留下风资源较差、建设难度较大的风电场，现针对已投产运行一年的风电场做风资源后评价，找出折减系数，为后期项目电量的计算提供可靠的依据。
1、概述
西北某风电场地形为丘陵，区域范围内有一基70m高测风塔，测风时段为2010.08.21—2013.06.15，代表年70m平均风速为5.92m/s，风速相对较低，该项目共安装50台轮毂高度为78m ，单机容量为2MW的机组；该项目于2012年01月投产，预通过实际运行一年的发电量与运用基于CFD模型的WT软件计算每台风力发电机组的理论发电量相对比，从而推导出风电场的大致折减系数。风电场测风塔与风力发电机组相对位置示意图如下所示：
图1测风塔与风力发电机组相对位置示意图
2、风电场风力发电机组运行其后测风塔时段段选择
风电场投产后，风力发电机组的运行会对测风塔产生影响，导致测风塔所记录的风速比实际要低，若采用经过尾流影响后的数据计算发电量与实际电量比较，计算的折减系数要比实际折减系数小；故在选择与风力发电机组运行时段一致的测风塔数据时，需要把测风塔数据还原至不受尾流影响前的风速，本次采用针对气象站数据滑动平均的方法，选取风力发电机组运行前后各一个完整年时段，对比同期的气象站数据，若气象站前后同期数据一致，则可用风力发电机组运行前的一个完整年时段来替代运行后的一个完整年时段。
A、风力发电机组运行前测风塔代表时段选择
测风塔70m高度各月平均风速与参考气象站同期数据对比如下图所示，由图可知测风塔与同期气象站数据月平均风速趋势基本保持一致，可作为该风电场的参考气象站。
随着时代的变迁，气象站周围环境发生较大的变化同时设备仪器也会发生变化，选取相对稳定的近几年的时段作为长时间参考序列，由于2010及2011年风速相对于往年极端异常，本次选取近5年气象站风速作为代表年长序列参考风速，测风塔各风速段滑动平均统计如下：
表1测风塔各时间段年平均风速统计表
对于这6段数据，通过滑动平均的方法，2010年10月—2011年09月和2010年11月—2011年10月与测风塔同期气象站水平与5年差值最小，本次取2010年10月—2011年09月作为代表年时间段。
图2测风塔70m高度风速与参考气象站同期月平均风速对比图
B、风力发电机组运行后实际运行时段选择
风电场于2012年01月投产，投产后，根据气象站风速滑动平均统计如下：
表2风力发电机组投产后气象站平均风速与代表年气象站平均风速对比表
由上表可以看出，2012.04-2013.03和2012.05-2013.04该段时间气象站风速和代表年風速一致，可当做代表年处理，本次取2012.04—2013.03该时间段作为数据分析的基础。
C、风力发电机组运行前后时间段数据分析
根据参考气象站数据，风力发电机组运行前后代表年时间段分别为2010.10月—2011.09月和2012.04月—2013.03月，前后代表年时间段70m高风速分别为5.92m/s和5.42m/s，由此可以看出，测风塔受风力发电机组尾流影响特别严重，若采用经过尾流影响后的代表年数据计算发电量与实际电量比值，计算的折减系数要比实际折减系数小，故本次采用测风塔未受影响的代表年数据2010.10月—2011.09月来计算发电量与实际运行数据时间段2012.04月—2013.03月的实际发电量做对比，来得到低风速风电场的折减系数。2010.10—2011.09该时段测风塔70m高度年平均风速为5.92m/s，推算到轮毂高度80m年平均风速为6.05m/s。
3、风电场可利用率与风力发电机组功率曲线
A、可利用率
风电场所有设备的可利用率有多种算法，本次采用两种方式统计风电场的可利用率及损失电量：
a、风电场可利用率=（8760-风力发电机组损失电量时间）/8760
b、风电场可利用率=（8760-由于故障造成风力发电机组损失电量时间）/8760
分别采用不同计算风电场可利用率的方式统计灵武一期风电场2012.04—2013.03月年发电量，统计结果如下：
表2风电场可利用率与实际可利用率对比统计表
由上表可以看出，按照不同的方式计算出风电场的可利用率不同，建议按照a方法计算风电场的可利用率更加接近风电场的实际运行情况；同时可利用率与实际发电量与应发电量比值并不成1：1的关系，可利用率与实际发电量与应发电量比值相关关系图如下所示：
图3风电场可利用率与实际发电量与应发发电量布置曲线
由上图可以看出，可利用率与实际发电量与应发电量比值并不成Y=X这种正比例关系，实际发电量与应发电量比值要比可利用率小，换句话说，风电场由于故障和检修的时间所占全年的比例要小于损失的电量占全年发电量的比例。
B、风力发电机组功率曲线
根据后期实测标准空气密度下风力发电机组的功率曲线与厂家提供标准空气密度曲线与风电场测风塔所测风频估算电量对比，来判断风力发电机组功率曲线是否能够满足合同标准，对比如下：
表3实测功率曲线与厂家提供功率曲线对比表
由上表可知，风力发电机组实测功率曲线仅有厂家提供功率曲线的93.95%，达不到厂家提出的95%的承诺。
4）、软件计算电量与实际发电量对比
A、软件推算风电场整体发电量与实际发电量对比
根据参考气象站数据，风力发电机组运行前后代表年时间段分别为2010.10月—2011.09月和2012.04月—2013.03月，前后代表年时间段70m高风速分别为5.92m/s和5.42m/s，由此可以看出，测风塔受风力发电机组尾流影响特别严重，若采用经过尾流影响后的代表年数据计算发电量与实际电量比值，计算的折减系数要比实际折减系数小，故本次采用测风塔未受影响的代表年数据2010.10月—2011.09月来计算发电量与实际运行数据时间段2012.04月—2013.03月的实际发电量做对比，来得到低风速风电场的折减系数。2010.10—2011.09该时段测风塔70m高度年平均风速为5.92m/s，推算到轮毂高度80m年平均风速为6.05m/s，采用基于CFD模型下的WT软件推算风电场所有风力发电机组的发电量，与实际发电量对比表如下：
表4软件计算理论电量与实际发电量对比
注：实际理论发电量=实际发电量+计划和故障损失电量
由上表可以看出，整个风电场实际理论发电量为9470万kW·h，软件计算得除尾流外的净电量为11502万kW·h，风电场在除去尾流、损耗、自用电、风力发电机组可利用率，包含功率曲线保证率整个风电场的折减系数约为84.70%，但软件计算出来的发电量与实际理论发电量的排序存在差别，说明基于CFD模型下的WT软件并不能够完完全全的模拟该地形条件下的风况，软件计算存在误差情况；
B、软件推算测风塔附近风力发电机组发电量与实际发电量对比
按照一般的经验规律，测风塔在丘陵地形条件下，能够有效辐射的距离约为1-2km，本次选择距离测风塔1km内的风力发电机组F06、F07、F11和F12#风力发电机组，四台风力发电机组软件计算净电量为1872万kW·h，实际理论发电量为1540万kW·h，包含风力发电机组功率曲线保证率项目折减率为82.24%（除去损耗、自用电、可利用率、尾流），风电场实测风力发电机组功率曲线保证率为93.95%，故风电场除损耗、自用电、风电场可利用率、尾流、风力发电机组功率曲线折减系数外，风电场折减系数约为87.54%（未知折减数据约为12.5%）
图4计算测风塔与风力发电机组相对位置示意图
5）、结论与建议
A、结论
结论在以下几个方面设想的前提下得出：
a、气象站风速一致得出测风塔风速和风频一致（实际情况不可能完全一致）；
b、风力发电机组的所有功率曲线与所测的风力发电机组一致；
c、WT软件模拟的尾流和实际尾流一致；
在以上假设的基础上得出如下结论：
1）、对于海拔高度在1330m，纬度在同一个纬度上，测风塔轮毂高度平均风速为6.0m/s，weibull参数K=1.85 左右时，风电场除损耗、自用电、可利用率、功率曲线保证率及尾流后，风电场的未知折减系数约为12.5%；
2）、风电场由于故障和检修的时间所占全年的比例要小于损失的电量占全年发电量的比例，风电场风速越大，两者之间差值越大。
B、建议
1）、针对低风速风电场，测风塔所能代表的区域范围约为1km左右，建议风电场内所立测风塔足够多来满足设计要求，同时风速衰减的很厉害，低风速风电场应适当增大风电场的区域范围，增大风力发电机组之间的间距，使风速有足够长的距离来恢复，确实较小风电场的尾流，增大风电场的年上网电量。
2）、风电场机型比选时，建议按照风力发电机组实际运行可利用率及功率曲线保证率来取值，而非采用厂家提供的保证率来计算电量，达到选择出最优机型的目的；
3）风电场检修时，应根据风速统计出的年及日变化来选择合适的检修时间，避免因此造成额外的电量损失；
关键词： 低风速、后评价、折减系数、准确度
中图分类号：U665文献标识码： A
引言
随着中国风电的发展，风资源、电网、建设条件较好的风电场均已开发完毕，留下风资源较差、建设难度较大的风电场，现针对已投产运行一年的风电场做风资源后评价，找出折减系数，为后期项目电量的计算提供可靠的依据。
1、概述
西北某风电场地形为丘陵，区域范围内有一基70m高测风塔，测风时段为2010.08.21—2013.06.15，代表年70m平均风速为5.92m/s，风速相对较低，该项目共安装50台轮毂高度为78m ，单机容量为2MW的机组；该项目于2012年01月投产，预通过实际运行一年的发电量与运用基于CFD模型的WT软件计算每台风力发电机组的理论发电量相对比，从而推导出风电场的大致折减系数。风电场测风塔与风力发电机组相对位置示意图如下所示：
图1测风塔与风力发电机组相对位置示意图
2、风电场风力发电机组运行其后测风塔时段段选择
风电场投产后，风力发电机组的运行会对测风塔产生影响，导致测风塔所记录的风速比实际要低，若采用经过尾流影响后的数据计算发电量与实际电量比较，计算的折减系数要比实际折减系数小；故在选择与风力发电机组运行时段一致的测风塔数据时，需要把测风塔数据还原至不受尾流影响前的风速，本次采用针对气象站数据滑动平均的方法，选取风力发电机组运行前后各一个完整年时段，对比同期的气象站数据，若气象站前后同期数据一致，则可用风力发电机组运行前的一个完整年时段来替代运行后的一个完整年时段。
A、风力发电机组运行前测风塔代表时段选择
测风塔70m高度各月平均风速与参考气象站同期数据对比如下图所示，由图可知测风塔与同期气象站数据月平均风速趋势基本保持一致，可作为该风电场的参考气象站。
随着时代的变迁，气象站周围环境发生较大的变化同时设备仪器也会发生变化，选取相对稳定的近几年的时段作为长时间参考序列，由于2010及2011年风速相对于往年极端异常，本次选取近5年气象站风速作为代表年长序列参考风速，测风塔各风速段滑动平均统计如下：
表1测风塔各时间段年平均风速统计表
对于这6段数据，通过滑动平均的方法，2010年10月—2011年09月和2010年11月—2011年10月与测风塔同期气象站水平与5年差值最小，本次取2010年10月—2011年09月作为代表年时间段。
图2测风塔70m高度风速与参考气象站同期月平均风速对比图
B、风力发电机组运行后实际运行时段选择
风电场于2012年01月投产，投产后，根据气象站风速滑动平均统计如下：
表2风力发电机组投产后气象站平均风速与代表年气象站平均风速对比表
由上表可以看出，2012.04-2013.03和2012.05-2013.04该段时间气象站风速和代表年風速一致，可当做代表年处理，本次取2012.04—2013.03该时间段作为数据分析的基础。
C、风力发电机组运行前后时间段数据分析
根据参考气象站数据，风力发电机组运行前后代表年时间段分别为2010.10月—2011.09月和2012.04月—2013.03月，前后代表年时间段70m高风速分别为5.92m/s和5.42m/s，由此可以看出，测风塔受风力发电机组尾流影响特别严重，若采用经过尾流影响后的代表年数据计算发电量与实际电量比值，计算的折减系数要比实际折减系数小，故本次采用测风塔未受影响的代表年数据2010.10月—2011.09月来计算发电量与实际运行数据时间段2012.04月—2013.03月的实际发电量做对比，来得到低风速风电场的折减系数。2010.10—2011.09该时段测风塔70m高度年平均风速为5.92m/s，推算到轮毂高度80m年平均风速为6.05m/s。
3、风电场可利用率与风力发电机组功率曲线
A、可利用率
风电场所有设备的可利用率有多种算法，本次采用两种方式统计风电场的可利用率及损失电量：
a、风电场可利用率=（8760-风力发电机组损失电量时间）/8760
b、风电场可利用率=（8760-由于故障造成风力发电机组损失电量时间）/8760
分别采用不同计算风电场可利用率的方式统计灵武一期风电场2012.04—2013.03月年发电量，统计结果如下：
表2风电场可利用率与实际可利用率对比统计表
由上表可以看出，按照不同的方式计算出风电场的可利用率不同，建议按照a方法计算风电场的可利用率更加接近风电场的实际运行情况；同时可利用率与实际发电量与应发电量比值并不成1：1的关系，可利用率与实际发电量与应发电量比值相关关系图如下所示：
图3风电场可利用率与实际发电量与应发发电量布置曲线
由上图可以看出，可利用率与实际发电量与应发电量比值并不成Y=X这种正比例关系，实际发电量与应发电量比值要比可利用率小，换句话说，风电场由于故障和检修的时间所占全年的比例要小于损失的电量占全年发电量的比例。
B、风力发电机组功率曲线
根据后期实测标准空气密度下风力发电机组的功率曲线与厂家提供标准空气密度曲线与风电场测风塔所测风频估算电量对比，来判断风力发电机组功率曲线是否能够满足合同标准，对比如下：
表3实测功率曲线与厂家提供功率曲线对比表
由上表可知，风力发电机组实测功率曲线仅有厂家提供功率曲线的93.95%，达不到厂家提出的95%的承诺。
4）、软件计算电量与实际发电量对比
A、软件推算风电场整体发电量与实际发电量对比
根据参考气象站数据，风力发电机组运行前后代表年时间段分别为2010.10月—2011.09月和2012.04月—2013.03月，前后代表年时间段70m高风速分别为5.92m/s和5.42m/s，由此可以看出，测风塔受风力发电机组尾流影响特别严重，若采用经过尾流影响后的代表年数据计算发电量与实际电量比值，计算的折减系数要比实际折减系数小，故本次采用测风塔未受影响的代表年数据2010.10月—2011.09月来计算发电量与实际运行数据时间段2012.04月—2013.03月的实际发电量做对比，来得到低风速风电场的折减系数。2010.10—2011.09该时段测风塔70m高度年平均风速为5.92m/s，推算到轮毂高度80m年平均风速为6.05m/s，采用基于CFD模型下的WT软件推算风电场所有风力发电机组的发电量，与实际发电量对比表如下：
表4软件计算理论电量与实际发电量对比
注：实际理论发电量=实际发电量+计划和故障损失电量
由上表可以看出，整个风电场实际理论发电量为9470万kW·h，软件计算得除尾流外的净电量为11502万kW·h，风电场在除去尾流、损耗、自用电、风力发电机组可利用率，包含功率曲线保证率整个风电场的折减系数约为84.70%，但软件计算出来的发电量与实际理论发电量的排序存在差别，说明基于CFD模型下的WT软件并不能够完完全全的模拟该地形条件下的风况，软件计算存在误差情况；
B、软件推算测风塔附近风力发电机组发电量与实际发电量对比
按照一般的经验规律，测风塔在丘陵地形条件下，能够有效辐射的距离约为1-2km，本次选择距离测风塔1km内的风力发电机组F06、F07、F11和F12#风力发电机组，四台风力发电机组软件计算净电量为1872万kW·h，实际理论发电量为1540万kW·h，包含风力发电机组功率曲线保证率项目折减率为82.24%（除去损耗、自用电、可利用率、尾流），风电场实测风力发电机组功率曲线保证率为93.95%，故风电场除损耗、自用电、风电场可利用率、尾流、风力发电机组功率曲线折减系数外，风电场折减系数约为87.54%（未知折减数据约为12.5%）
图4计算测风塔与风力发电机组相对位置示意图
5）、结论与建议
A、结论
结论在以下几个方面设想的前提下得出：
a、气象站风速一致得出测风塔风速和风频一致（实际情况不可能完全一致）；
b、风力发电机组的所有功率曲线与所测的风力发电机组一致；
c、WT软件模拟的尾流和实际尾流一致；
在以上假设的基础上得出如下结论：
1）、对于海拔高度在1330m，纬度在同一个纬度上，测风塔轮毂高度平均风速为6.0m/s，weibull参数K=1.85 左右时，风电场除损耗、自用电、可利用率、功率曲线保证率及尾流后，风电场的未知折减系数约为12.5%；
2）、风电场由于故障和检修的时间所占全年的比例要小于损失的电量占全年发电量的比例，风电场风速越大，两者之间差值越大。
B、建议
1）、针对低风速风电场，测风塔所能代表的区域范围约为1km左右，建议风电场内所立测风塔足够多来满足设计要求，同时风速衰减的很厉害，低风速风电场应适当增大风电场的区域范围，增大风力发电机组之间的间距，使风速有足够长的距离来恢复，确实较小风电场的尾流，增大风电场的年上网电量。
2）、风电场机型比选时，建议按照风力发电机组实际运行可利用率及功率曲线保证率来取值，而非采用厂家提供的保证率来计算电量，达到选择出最优机型的目的；
3）风电场检修时，应根据风速统计出的年及日变化来选择合适的检修时间，避免因此造成额外的电量损失；