摘要：随着我国经济的高速发展，大力发展风电工程，以中尺度气象模式结合气象站和多个测风塔同步观测资料校准，得到的水平分辨率1km、时间分辨率为10min的精细风场数据为基础，研究了中国大规模风电外送工程之一的某地区的风电容量系数、风电可信容量系数以及风电峰谷系数等关键风电参数的区域同步波动特性，比较了不同大小范围的各项参数指标的差异，发现：风电并网区域范围的增大对风电上网的波动性具有明显的平滑效应，表现在风电容量系数、风电峰谷系数的逐时变化和年度变化幅度均显著削减，风电可参加受端电网电力平衡的比例也明显提高；区域风电外送对受端电网有一定的正调峰和反调峰效果，时段差异明显；基于受端电网负荷高峰时段，以85%和95%预定保证率下某地区的风电可信容量分别为9%和5%，采用风电容量系数平均值计算的风电可信容量则可达29%。
关键词：大型风电；基地风电；波动特征
1我国大型风电工程建设项目现状
（1）对大型风电工程建设项目进行风险管理的意识较差。虽然我国在其他大型工程项目中已具备一套完善的工程项目风险管理系统，但很多大型风电工程建设项目缺乏对风险管理的重视，不能及时进行风险识别，导致后期不能进行有效的风险管理和控制，严重影响施工进度和施工质量。
（2）对大型风电工程建设项目缺乏统一风险管理标准，一般大型风电工程建设项目由建设单位设计单位、施工单位、监理单位等诸多单位参与，这些单位具有不同的职能和工作模式，对项目的风险识别和管理标准也不尽相同，导致不能明确对该风电项目进行风险管理，严重影响施工质量。
（3）对大型风电工程建设项目不具备有效管理模式。自2006年来，我国对大型风电工程建设项目进行大规模建设。因风险管理经验不足，不同施工环境下的风电工程项目，风险因素也不相同，因此传统风险模式已不能满足对风险进行有效管理和控制。
2精细数值模拟和数据处理
2.1中尺度数值模式设置和观测数据处理
模拟区域为某地区，中尺度气象模式WRF采用4重嵌套，水平分辨率分别为27、9、3和1km，第4重嵌套的水平网格点数为291×221，如图1所示，垂直层为30层，其中离地200m高度以下为9层。模式初始和边界条件采用NCEP水平分辨率0.5×0.5的再分析资料。模式物理过程参数化设置：微物理过程采用Ferrier（newEta）microphysics方案，长波辐射采用Rrtm方案，短波辐射采用Dudhia方案，近地层过程采用Monin-Obukhov方案，陆面过程采用UnifiedNoahland-surfacemodel方案，边界层过程采用YSU方案。
图1模式4重嵌套示意图
因模拟区内具备同步观测的4个测风塔数据完整率最高的时段为2016年，因而模拟试验时段确定为相同时段。模式运行以每天为一个算例，从世界时前一天06：00时起算，共模拟36h，只截取模拟当天北京时00：00—23：50结果，模式输出风场模拟结果水平分辨率1km、时间分辨率为10min。模拟区域内4座测风塔来自全国风能资源专业观测网，对测风塔观测数据进行质量检验，对其中少量的缺测或野点数据进行插补订正和统计，作为模拟结果的检验订正基础数据。
2.2模拟结果检验和订正
从模拟风场数据中，提取4座测风塔位置上的格点数据，与各测风塔观测数据进行比对检验，分析模拟误差。以4座测风塔70m高度对比检验结果为例，可以看出，模式能够较好地表达模拟区域风速大小的分布模态。再利用模拟值与测风塔的误差特征，采用距离权重法，对整个模拟区域的每一个模拟格点进行反距离平方插值，经过测风塔实测数据偏差校准后，可进一步提高模拟风速场数据的可靠性。
2.3技术可开发资源范围和各格点装机系数确定
根据某地区风电场建设现况，确定该区域风能技术可开发的资源指标为离地70m高度层年平均风功率密度300W/m2，提取模拟区域内满足该指标的格点数据，再利用GIS数据和土地利用数据，根据我国相关规定，剔除限制风能资源开发因素的区域，包括：自然保护区、历史遗迹、国家公园、城市或居民点及其周围3km缓冲区等，最终得到该地区的风电技术可开发范围。
装机密度系数是指单位面积上的装机容量，引用《全国风能资源详查和评估报告》的方法，先以GIS数据将描述地形起伏程度的地形坡度分为3档，再考虑不同地表植被类型的可开发率：草地80%、灌木丛65%、森林20%，将装机密度系数分为5个等级，从而获得每个格点的装机密度系数，以此作为各格点实际发电功率计算的基础数据。
2.4区域风电的实际发电功率计算
以目前某地区运行的主流型号1.5MW的风力发电机功率曲线（额定风速为13m/s，切出风速为25m/s）为例，如图5所示，计算技术可开发区域各格点上的逐10min的理论输出功率，再将各格点数据累加，得到该区域的整体逐10min理论输出功率的时间序列，进一步考虑发电折减系数和装机系数，得到区域整体的逐10min实际发电功率。用式（1）计算技术可开发区域内的实际风电输出功率：
式中：Pi为考虑折减系数后的区域风电机组的逐10min实际发电功率；i为一年逐10min时序；j为模拟区从左到右、自北向南以一维方式排序的格点序列号；Pi，j为i时刻j格点对应的风电机组功率设计值；N为模拟区域满足技术可开发条件的格点数；Wj为第j个格点对应的装机系数；A为风机实际运行折减系数，参照国家发展改革委对中国风电发电量折减问题的说明，取为25%。
结语
从3个不同大小范围试验区的风电容量系数、风电峰谷系数的逐时变化和年度逐月变化特征来看，区域的增大，对风电参数的波动性有显著的消减作用，说明，大范围的多个风电场的联合调度对风电上网的波动性具有明显的平滑效应；以某地区CF的日内逐时、年内逐月变化特征，结合受端的湖南电网和当地电网负荷特征分析，显示该区域风电对不同地区电网负荷的调峰效果有明显差异；基于受端电网负荷高峰时段，以85%和95%预定保证率下某地区的风电可信容量分别为9%和5%；而采用风电容量系数平均值计算的风电可信容量则可达29%。需要说明的是，实际工程规划应用，需要考虑风电出力的多年平均或具有代表意义的典型年份的变化特征，本文基于测风塔同步观测数据完整率选择的模拟年度结果，尚不宜直接用于实际工程规划；此外，由于风电出力的波动特征与电网负荷的相关性以及开机组合等均是影响风电可信容量大小的重要因素，因此，实际应用中还需考虑更全面的因素做进一步分析。
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论文作者:贺俊滔, 江衣鹏
论文发表刊物:《基层建设》2017年第29期
论文发表时间:2018/1/2
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