DB52_T 1632-2021 山地风电场发电量计算规程.docx

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1、ICS27.180CCSP6152贵州省地方标准DBB52/T163322021山地风电场发电量计算规程Calculationcodeofpracticeforenerrgyproduuctionofmountainouswindpowerproojects2021-10-15发布2022-02-01实施贵州省市场监督管理局发布DB52/T16322021目次前言.II1范围.12规范性引用文件.13术语和定义.14基本原则.25基础资料.36计算工作流程.37计算过程检验和成果合理性分析.7附录A（资料性）风能特征参数统计表.9附录B（资料性）计算年上网电量的折减因素及其取值参考表.10附录

2、C（资料性）风电场发电量计算成果表.11附录D（资料性）山地风电场发电量计算工作流程图.12IDB52/T16322021前言本文件按照GB/T1.12020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本文件由中国电建集团贵阳勘测设计研究院有限公司提出。本文件由贵州省能源局归口。本文件起草单位：中国电建集团贵阳勘测设计研究院有限公司、国家能源水能风能研究中心贵阳分中心、新疆金风科技股份有限公司。本文件主要起草人：吕艳军、黎发贵、胡荣、刘荧、杜云、马洪飞、赵燕、李鑫、田洪艺、赵敏、吴召武。IIDB52/T16322021山地风电场发电量计算规程1范围本文件规定了山地风电场发电量

3、计算的术语和定义、基本原则、基础资料、计算工作流程、计算过程检验和成果合理性分析等内容。本文件适用于山地风电场的发电量计算。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T3096声环境质量标准GB/T18451.1风电机组设计要求GB/T18710风电场风能资源评估方法GB/T51096风力发电场设计规范NB/T10103风电场工程微观选址技术规范NB/T31085风电场项目经济评价规范NB/T31105陆上风电场工程可行性研究报告编

4、制规程NB/T31107低风速风电机组选型导则NB/T31147风电场工程风能资源测量和评估技术规范DB52/T1031贵州山地风电场风能资源观测及评估技术规范3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1山地mountain山地是地壳上升背景下由外力切割而成的山岭、山间谷地和山间盆地的总称。通常山地的海拔高度在500m以上，相对高差在100m以上，一般多呈脉状分布。3.2mo山地风电场ountainouswindpowerproject处于山地区域的风电场。3.3理论发电量heoreticalenergyprooduction根据风电机组技术参数、场址条件和技术规范计算的电量。1DB52/T

5、1633220213.4上网电量actualenergyprooduction在理论发电量的基础上，考虑各项折减因素，风电场在电网并网点处送出的电量。3.5粗糙度roughnesslength在假定垂直风廓线随离地面高度按对数关系变化的情况下，平均风速为0时推算出的高度。3.6大气稳定度atmosphericstaability边界层内大气物理性质垂直混合和扩散的速度。3.7轮毂高度hubheight从地面到风轮扫掠面中心的高度。3.8测风塔代表性representativvenessofmast测风塔处风况特征与风电场区域风况特征的相似程度。3.9测风评价年evaluationperiod根

6、据现场测风时段长度确定的一个或多个完整测风年。3.10no长期代表性representativennessofhisstoricalorm测风评价年的风况水平与长期平均风况水平的一致性程度。3.11动态功率曲线dyynamicpowercurve考虑风的湍流特性、风电机组控制影响和机组动态运行特性等因素的净电功率输出与风速对应的曲线。3.12扇区管理sectormanagementtechnique在某个风向扇区或某几个风向扇区内对风电机组运行状态进行控制，以降低风电机组载荷，确保风电机组安全运行。3.13综合折减法techniclossesmethod考虑各项折减因素，将相应的各项折减修正系

7、数连乘得到综合折减修正系数，理论发电量乘以综合折减修正系数得到项目年上网电量的方法。4基本原则4.14.22发电量计算工作应在风电场风能资源评估工作完成后进行。发电量计算应遵循符合实际、技术可行、注重效率的原则。DB52/T163220215基础资料5.15.1.1风能资源评估成果发电量计算应收集项目风能资源评估报告等风能资源评估成果，风能资源评估成果应包含如下内容。a)b)5.1.2风电场代表性测风塔风能特征参数计算成果。风电场代表性测风塔测风评价年的时间序列文件。31山地风电场风能资源评估成果应符合GB/T187110、NB/T1147和DB522/T1031中的有关规定。5.25.2.1

8、5.2.2地形图资料发电量计算应收集风电场场址区域内1:10000及以上精度的地形图。发电量计算宜收集风电场工程边界外延一定宽度内的地形图，外延宽度不宜小于1km，外围地形图可为1:50000及以上精度的地形图。5.2.35.35.3.1发电量计算应收集与风电场工程地形图范围和坐标系一致的粗糙度地图资料。风电机组资料发电量计算应收集风电场工程计算发电量所需的风电机组综合技术参数资料，主要包括机组型式、额定功率、风轮直径、轮毂高度、切入风速、切出风速、额定风速、生存风速、安全等级、声功率级、运行温度以和生存温度等。5.3.2线。5.45.4.1发电量计算应收集风电场风电机组轮毂高度空气密度下的风

9、电机组动态功率曲线和推力系数曲环境资料发电量计算应收集风电场工程场址内和周边敏感点和限制开发区域资料，主要包括区域土地利用规划、石漠化土地封禁保护区、文物保护区、军事区、自然保护区、森林公园、重要湿地、饮用水源保护区、风景名胜区、压覆矿产区、天然乔木林（竹林）地、年降雨量400mm以下区域的有林地、一级国家级公益林和二级国家级公益林中的有林地等分布资料和生态红线资料。5.4.25.4.35.5发电量计算应收集风电场区域的铁路、公路、电力线路、燃气管道、石油管道等分布资料。发电量计算应收集噪声敏感点、阴影闪变敏感点等分布资料。其他资料发电量计算应收集周边已建、在建及规划风电场风电机组布置、采用机

10、型等资料。6计算工作流程6.1建模数据准备建模数据应准备如下资料。a)风能资源评估成果资料。建模数据准备宜对风能资源评估成果进行如下处理：1)应现场复核测风塔坐标、仪器安装与设置和周边环境等信息；2)应根据测风塔代表性分析结论确定测风资料的使用方案；3DB52/T1633220213)宜根据代表性测风塔位置处风切变指数计算风电机组预装轮毂高度的风速，预装轮毂高度处风向可直接采用测风塔接近预装轮毂高度处风向通道实测风向，风速推算可按下式计算：vHH=vAGL(zHH/zAGL)a(1)式中：风切变指数；z风电机组预装轮毂高度，单位m；z采用测风塔风速通道高度，单位mm；风电机组预装轮毂高度处风速

11、，单位m/s；v采用测风塔风速通道高度处风速，单位m/s；4)应根据NBB/T31447的规定进行代表性测风塔测风数据的长期代表性分析及订正，确定建模采用的风能资源数据序列。b)地图资料。c)风电机组资料。d)环境资料。6.2场址建模和流场模拟6.2.1山地风电场场址流场建模应采用适用于复杂地形风电场的计算流体力学模型，或经过验证的其他模型，或仿真技术建模。6.2.2山地风电场尾流模拟宜采用改进的PARRK尾流模型、改进的JENNSEN尾流模型，或经过验证的其他模型，或仿真技术计算。6.2.3山地风电场流场模拟应符合以下要求：a)场址建模计算区域边界距离风电场内任一风电机组机位的距离不应小于5

12、km，当计算区域边界附近地形或粗糙度存在明显变化时，宜将计算区域边界扩大至包含明显变化区域。b)山地风电场地形模型水平网格分辨率不宜大于50m，风电机组轮毂高度以下垂直网格层数不宜少于10层。c)模拟扇区不应低于12个，宜在主导风向进行扇区加密。d)各个扇区计算应收敛。e)宜考虑大气稳定度的影响。f)风电场内有多个测风塔时，应进行综合计算，并进行交叉检验。g)宜优先选用时间序列数据进行模拟计算。6.2.4山地风电场流场模拟应计算湍流强度、风加速因子、入流角、风切变指数等全场风能特征参数分布。6.3风电机组选型6.3.1风电机组选型应计算风电机组等级基本参数，根据GB/T18451.1、GB/T

13、511096的规定确定风电机组等级。6.3.2对于低风速风电场宜参考NB/T31107的规定进行风电机组选型。风电机组等级根据风速和湍流强度来划分，风能特征参数统计可参见附录A。46.46.4.1DB52/T16322021风电机组布置方案和轮毂高度选择风电机组布置应依据平均风速、极端风速、湍流强度、入流角、风切变指数等参数进行综合分析，并应符合风电机组安全性要求。6.4.26.4.36.4.46.4.56.4.66.4.7风电机组布置与相邻风电场风电机组的相互影响应符合风电机组安全性和尾流影响的要求。山地风电场整体平均尾流损失宜小于8%，单台风电机组的尾流损失宜控制在15%以内。风电机组布置

14、时应按照NB/T10103对敏感因素进行避让。风电机组布置应符合GB/T3096对噪声限值的规定。风电机组轮毂高度选择应依据风电机组制造厂家配套的轮毂高度方案，经技术经济比较后确定。对于风能特征参数变化较大、存在多个安全等级的风电场，宜采用混合装机方案，风电机组机型不宜超过3种，轮毂高度不宜超过3个。6.4.86.56.5.1风电机组布置宜考虑风电场凝冻结冰造成的脱冰或甩冰对周边的影响。折减因素和折减系数确定折减因素宜按照NB/T0103对折减因素的规定和山地风电场建设特点综合考虑。折减因素宜主要包括以下内容：LTotaal=1-i=1(1-Li)(2)a)b)c)d)e)f)g)h)i)j)

15、k)6.5.2风电场空气密度。尾流损失。风电机组可利用率。风电机组功率曲线保证率。电气损耗主要包括风电机组升压变压器损耗、集电线路线损、风电场升压变电站或开关站电气设备损耗和自用电量损耗。叶片污染。控制和湍流。气候影响。周边风电场的尾流影响。扇区管理的发电量损失。风电机组吊装平台的场地平整。折减因素和相应折减系数典型值参见附录B。综合折减系数宜按如下公式计算：n式中：LTottal综合折减系数；Li独立各项折减分量。6.66.6.1上网电量计算年理论发电量计算山地风电场年理论发电量计算应符合GBB/T51096的规定，应采用推荐机型适用于风电场空气密度的动态功率曲线计算。5DB52/T1633

16、220216.6.2年上网电量计算山地风电场年上网电量计算应在年理论发电量基础上，采用综合折减法进行计算。年上网电量计算应符合GB/T51096、NBB/T10103和NNB/T31105的规定。风电场年上网电量应按照如下公式计算：AEPNet=AEPGross(1-LTotal)(3)式中：AEPNet风电场年上网电量，即净发电量；AEPGrooss风电场年理论发电量；LTotal确定性综合折减系数。6.6.3不确定性分析6.6.3.1山地风电场发电量计算的不确定性分析，宜根据风电场风能资源评估中风数据测量、长期校正、年际差异、未来气候差异、流体建模、功率曲线以及其他不确定性等各种误差进行。

17、6.6.3.2总体不确定度宜按如下公式计算：sTootal=sni=12i(4)式中：Total总体不确定度；i各项独立不确定度分量。6.6.3.3山地风电场年上网电量宜按如下公式计算：AEPP50=AEPGross(1-LTotal)(5)式中：AEPP50超越概率为50%时的发电量；AEPGrooss风电场年理论发电量；LTotal综合折减系数。6.6.3.4各超越概率下可能达到的风电场年发电量，宜按照如下公式计算：EPAEPn=AEPP50(1-Nv(n%)sTotal)(6)式中：AEPPn超越概率为n%时的发电量；AEPP50超越概率为50%时的发电量；Nv(n%)特征变量，由标准正

18、态分布表查得；Total总体不确定度。6.7技术经济合理性分析6.7.1应计算各风电机组机位处风能特征参数，并初步判断风电场风电机组布置方案是否符合风电机组安全性要求，风能特征参数宜包括平均风速、极端风速、湍流强度、最大入流角、风切变指数。6.7.2项目技术经济合理性分析主要测算项目盈利能力是否满足权益投资者获得期望投资回报的要求。项目技术经济合理性分析应符合下列规定。6DB52/T16322021a)b)c)项目技术经济合理性分析应根据NBB/T31085的规定计算相关财务指标。项目财务指标应优于权益投资者期望的投资回报值。项目财务盈利能力不能满足要求时，应调整风电场风电机组布置方案。6.8

19、6.8.16.8.2风电机组布置方案和上网电量确定项目技术经济指标满足要求时，当前风电机组布置方案可确定为最终风电机组布置方案。风电机组布置方案确定后，应计算各台风电机组机位处发电量，并填写山地风电场发电量计算成果表，参见附录C。6.8.3在项目技术经济指标满足要求的情况下，当前风电机组布置方案可确定为最优风电机组布置方案；若项目技术经济指标不满足要求，则应重复风电机组选型、风电机组布置方案和轮毂高度选择、确定折减因素和折减系数、上网电量计算和项目技术经济合理性分析5个步骤，直至项目技术经济指标满足要求。6.9工作流程山地风电场发电量计算工作流程参见附录D。7计算过程检验和成果合理性分析7.1

20、7.1.1建模数据检验宜根据周边参证风电场的风资源水平、参证气象站数据、再分析数据等资料采用类比法进行合理性分析。7.1.2a)b)c)d)地图资料合理性分析与检验主要内容包括。相邻等高线高程数据差值与数据等高距一致。等高线无交叉。粗糙度数据坐标系与等高线一致，且数值对应等高线地形能够基本符合现实环境。测绘地形图边界包含风电场布机点位地形。7.27.2.1流场模拟检验应通过模拟的测风塔处各高度平均风速交叉验证误差分析模型的粗糙度、大气稳定度参数是否5%合理，如测风塔处各高度平均风速交叉验证误差超过%，则需重新调整模型参数。7.2.2应通过对比周边参证风电场的实际风向、参证气象站数据和再分析数据

21、资料采用类比法分析模型模拟风向扇区的合理性。7.2.37.37.3.1可根据各机位处模拟风速与机位海拔高度正相关关系，分析各机位处模拟风速结果合理性。风电机组选型和布置方案检验应对照检验各机位处平均风速、极端风速、湍流强度、入流角、风切变指数等参数是否超过采用机型设计值。7.3.27.3.37.3.47.3.5应分析风电机组布置方案是否按NB/T10103在规定的敏感因素安全距离进行了合理避让。应分析风电机组布置方案是否符合GB3096对噪声限值的规定。可从风电机组运输、吊装建设的角度分析风电机组布置方案的合理性。可与已建成山地风电场运行结果比较，分析大气回流、高湍流、主风向遮挡地形等可能引起

22、气7DB52/T163322021流畸变的机位合理性。7.4发电量计算成果合理性分析7.4.1可根据与周边山地风电场发电量计算结果比较，采用类比方法分析评估风电场发电量计算结果合理性。7.4.2可采用不同的模型计算评估风电场发电量计算结果，对比分析评估风电场发电量计算结果合理性。7.4.3可根据相同风况条件下各风电机组发电量与单位千瓦扫风面积正相关关系，分析各风电机组发电量计算结果合理性。8序号参数指标1#测风塔顶层风速通道2#测风塔顶层风速通道1测风评价年平均风速（m/s）2主导风向310min实测最大风速（m/s）450年一遇最大风速（m/s）515m/s风速段平均湍流强度615m/s风速

23、段代表湍流强度7风电机组等级DB52/T16322021AA附录A（资料性）风能特征参数统计表A.1风能特征参数统计表电机组等级应根据风速和湍流强度来划分，山地风电场风能特征参数统计见表A.1。表A.1风能特征参数统计表9序号折减因素低值（%）典型值（%）最高值（%）1空气密度根据规范相应公式计算2尾流损失根据规范相应公式计算3风电机组可利用率3554风电机组功率曲线保证率3555电气损耗2456叶片污染1237控制和湍流2348气候影响25109风电机组吊装平台的场地平整01210扇区管理根据实际情况确定11周边风电场尾流影响根据实际情况确定不包含空气密度折减和尾流损失折减的综合折减修正系数

24、0.8770.7750.704DB52/T16322021BB附录B（资料性）计算年上网电量的折减因素及其取值参考表B.1计算年上网电量的折减因素及其取值参考表上网电量是理论发电量乘以综合折减修正系数得到的，综合折减修正系数是考虑各项折减因素，将相应的各项折减修正系数连乘得到的。折减因素和相应折减系数典型值见表B.1。表B.1计算年上网电量的折减因素及其取值参考表10风电机组编号坐标海拔高度(m)平均风速(m/s)平均风功率2密度（W/m）全风向15m/s特征湍流强度最大入流角（）尾流折减(%)尾流折减后发电量(MWh)综合折减后发电量(MWh)年利用小时数(h)X（m）Y（m）合计/平均/最大/最小/DB52/T16322021CC附录C（资料性）风电场发电量计算成果表C.1风电场发电量计算成果表地风电场发电量计算成果表用于记录项目各台风电机组机位处发电量，记录信息见表C.1。表C.1风电场发电量计算成果表11DB52/T163322021DD附录D（资料性）山地风电场发电量计算工作流程图D.1山地风电场发电量计算工作流程图流程图见图D.1。图D.1山地风电场发电量计算工作流程图12DB52/T1632-2021