风电评价（共9篇）
风电评价 篇1
20世纪80年代以来, 由于环境及能源等方面的危机, 世界各国逐渐重视风能、太阳能等清洁可再生能源的开发利用, 可再生能源已经逐渐从补充能源向替代能源转变。在最近出版的“《风力12》:关于2020年风电达到世界电力总量12%的蓝图”报告中, 欧洲风能协会和绿色和平组织对未来世界风力发电市场作了情景描绘:到2020年要单独用风电实现供应12%的世界电力需求。截至3003年底, 中国风电全国总装机56.7万千瓦, 过去10年以年均55%的高速增长, “全国风力发电‘十一五’发展计划及2020年发展规划”明确提出, 到2020年全国风电总装机能量将达到2000万千瓦, 这是一宏伟的目标。要实现这一目标, 首先必须真正摸清楚我们国家的风能资源状况, 寻求潜在的大型风电场, 而准确的风能资源评价是开展这方面工作的基础之基础。衡量一地风能资源状况指标主要有:平均风速、平均风功率密度、有效风功率密度、风向、风能玫瑰图等。考虑到空气密度、风速频率分布是影响风能大小的两个重要因子, 这里提出相当风速、有功风功率密度两个概念, 为准确进行风能资源评价提供了两个更恰当的评价指标。
1 相当风速
1.1 风速概率分布及平均风功率密度
关于风速的分布, 国外有过不少的研究, 我们国家也有类似的探讨。一般认为, 风速分布服从正偏态分布, 风力愈大的地区, 分布曲线愈平缓, 峰值降低右移动。通常用来拟合风速分布的线型有:瑞利 (Rayleigh) 分布、对数正态分布、P-分布、双参数咸布尔 (weibull) 分布、三参数威布尔分布、皮尔逊曲线簇等。其中威布尔双参数曲线簇被普遍认为是适于对风速作统计描述的概率密度函数。
1.2 相当风速概念的提出
通常情况下, 用来评价一地风能资源状况的参数包括:平均风速、平均风功率密度、有效风功率密度、有效小时数等等。在这些指标中, 人们往往最习惯简单使用平均风速的大小来作为直观的衡量指标, 但是由于空气密度及风速分布曲线的不同, 在相同的平均风速条件下, 风能的大小可以有很大的差异。为了解决这一问题, 这里提出一个新的概念——相当风速。
综上所述, 相当风速的概念的提出, 为利用风速值的大小直接进行风电场 (潜在风电场) 之间的风能资源丰欠比较提供了一个具有可比较性的直观的评判指标, 该指标充分考虑了风速的概率分布、空气密度对风能大小的影响, 在某种意义上来说, 相当风速是一个具有能量概念、但同时又具有风速量纲的参量。
2 有功风功率密度
2.1 有效风功率密度
为了衡量一个地方风能的大小, 评价一个地区的风能潜力, 风能密度是直接反映风能丰欠的指标量。风能密度表述气流在单位时间内垂直通过单位截面积的风能。由于风速是一个随机性很大的量, 通常用平均风能密度和有效风能密度来评价一地的风能潜力。作为一种能量再转换装置, 不同型号风力机都具有各自的“启动风速”、“切出风速”, 只有处于“启动风速”和“切出风速”之间的风能量能被风力机部分地转换为电能, 所以常常将“启动风速”和“切出风速”之间的风力称为“有效风力”, 在这一范围内的风力具有的风能称为“有效风能”。在以前的研究中, 通常将有效风力范围内的风能平均密度定义为有效风能密度:
式中ωe为有效风能密度;υ1为起动风速;υ2为停机风速;p' (υ) 为有效风速范围内的条件概率分布密度函数。由于这里的概率分布取的是条件概率, 因此不能仅仅用有效风能密度来衡量某一地区的风能资源的大小, 还必须与有效小时数相结合使用。也就是说, 有效风能密度大的地区, 不一定就是风能资源丰富的地区;只有有效风能密度大, 同时有效小时数也比较大的地区, 才可以说是风能资源丰富地区。因此, 有效风能密度并不是一个独立的概念, 必须与有效小时数合使用, 并且在某种程度上容易造成理解上的概念混淆。
2.2 有功风功率密度概念的提出
鉴于2.1节对有效风功率密度的讨论及存在的问题, 提出一个有功风功率密度的概念, 定义为有效风力范围内的风力在整个统计 (观测) 时段内所贡献的风功率密度, 即
式中为有功风功率密度;υ1为起动风速;均为停机风速;ρ为空气密度, ρ (υ) 为风速概率分布密度函数。由于有功风功率密度定义中, ρ (υ) 的取值为风速概率分布密度函数, 代替了 (1) 式中的有效风速范围内的条件概率分布密度函数, 因此, 有功风功率密度值的大小就直接反应了处于有效风力范围内的风速对平均风功率密度的直接贡献, 亦即可以被风力机直接利用的风能的密度大小。所以可以说, 有功风功率密度大的地区, 风能资源一定丰富。
3 相当风速、有功风功率密度的应用
在介绍了相当风速、有功风功率密度的概念后, 下面就收集到的一些的实测风速资料、测点年平均空气密度 (根据临近气象台站多年观测资料计算得到) 等资料为例, 分析有效风能密度、有功风功率密度在风能资源评价中的应用。根据实测风速序列计算得到相当风速、有功风功率密度 (见表1) 。
由表1可以看出, 南海某测点实测年平均风速为5.78m/s, 由于其年平均空气密度为1/197kg/m3、风速威布尔分布形状因子为2.35, 计算得到的相当风速为5.56m/s (或者553m/s) , 因此该测点实测风速序列所具有的风能与年平均风速为5.56m/s、年平均空气密度为1.225kg/m3的风速序列具有相当的能量。因此相当风速概念的引入, 由于同时考虑了空气密度、风速概率分布对风能资源大小的影响, 使得利用风速的大小来进行不同地点的风能资源状况比较成为可能。相当风速大的测点, 风能资源丰富;相当风速小的测点, 风熊资源相对较贫乏。另一方面, 利用单一的有效风功率密度的大小, 很难判断测点所在位置风能资源的丰富多寡, 必须结合有效小时数来综合判断。而有功风功率密度的大小, 直接反应了该测点风所具有的能量可以用来转换电能的部分的密度大小, 有功风功率密度越大的测点, 风能资源品质就越好。
4 结论
通过对平均风速、平均风速概率分布、平均风功率密度、有效风功率密度的讨论, 引入相当风速及有功率风功率密度的概念。这两个参数, 可以显著地反映可能被风力机转换为电能的空气运动具有的动能, 从而更客观、准确地评价某一地点风能资源可利用程度, 是两个更具有指示意义的量值指标。在将来的应用中, 可以用来作为风能资源评估、区划的指标。同时, 也可以将这两个指标作为确定参考电价的重要因子, 给出在固定的设备投资条件下, 不同资源状况对应的参考电价。
摘要：分析了有功风功率密度概念, 为准确评价潜在风电场资源状况提出了自己的观点。
关键词：风电场,风能资源,评价参数
参考文献
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[4]包金山.大理30MW风电场初探[J].云南水电技术, 2006 (2) .
风电评价 篇2
电网调度机构下发的通信月报
每年雷雨季节前应对通讯接地设施进行检查，接地电http://wenku.baidu.com/view/e2a9d9176c175f0e7cd1372f.html 通讯设备维修管理规http://wenku.baidu.com/view/d79a13c458f5f61fb7366671.html
告程
阻定风电场并网安全性评价材料清单
1.项目核准文件；
2.电监局调试运行申请的批复文件；
3.安监局“三同时”验收批文；
4.电监局建设项目安全管理备案文件；
5.并网调度协议；
6.电力企业应急预案登记表；
7.安全生产责任制文本内容；
8.值长证书（或者经过培训的证明）；
9.风力发电机组技术资料、调试报告、机组控制系统参数设定值；
10.风电场电能质量测试记录或报告、电能质量测试装置说明书以及调试报 告； 11.低电压穿越能力核查试验报告、风力发电机组制造方提供的同型号机组 低电压穿越能力检测报告；
12.风电场故障信息及相关资料、风电机组主控及变频器保护定值、箱变保 护定值；
13.可行性研究报告或初步设计、接入系统设计、审查意见、14.无功补偿装置技术说明书及资料、无功补偿装置功能试验及参数实测报 告、无功补偿装置调试报告、无功补偿装置交接或预防性试验报告
15.升压站电气设备母线及场区绝缘子爬电比距统计表、环境污区分级及盐 密值测试报告；
16.涉网变压器交接或预防性试验报告；
17.升压站高压断路器、隔离开关交接或预防性试验报告（及安装调试报告）； 18.涉网高压断路器短路容量校核计算书、涉网高压断路器说明书；
19.电压互感器、电流互感器交接或预防性试验报告；
20.避雷器交接或预防性试验报告；
21.风电场升压站接地网图纸、主地网和独立避雷针接地电阻测试报告、接 地网完整性（设备导通）试验报告；
22.高压架空集电线路、汇流电力电缆交接或预防性试验报告；
23.继电保护装置说明书、继电保护装置操作手册、继电保护试验报告、继 电保护装置调调试报告及实际带负荷测量记录；
24.继电保护及自动装置运行规程、继电保护配置图；
25.风电场投运方案、继电保护定值通知单、风机有功无功能力调节报告；
26.通讯设备说明书、远动设备说明书、通讯设备调试报告、远动设备调试 报告； 27.电力二次系统安全防护方案、电力二次系统安全防护管理制度、二次防 护拓扑图； 28.风电场有功功率调节能力测试报告；
29.风电场功率预测系统设备说明书及技术资料、风电场功率预测上报记录；
30.风力发电机组接地电阻测试报告、图纸及相关资料；
31.风电场电压历史记录、无功补偿装置调节速度和控制精度相关资料；
32.变压器油色谱分析试验报告； 1 33.变压器油简化试验报告；
34.涉网变压器温度计校验报告、测温装置定期校验报告；
35.主变说明书；
36.主变压器铁芯外引电流测试记录；
37.涉网变压器有载开关及操作机械检修记录；
38.升压站避雷器监视电流记录；
39.升压站远红外测温记录及夜间巡视记录；
40.升压站防误闭锁装置技术说明书、及试验记录、相关图纸资料；
41.升压站直击雷保护范围图纸；
42.升压站高压配电装置防止谐振过电压装置图纸资料和反事故措施；
43.升压站电气设备接地线热稳定校验计算书；
44.风电场户外电气设备及母线定期清扫检查记录；
45.母线悬式绝缘子检测绝缘报告；
46.风电场绝缘监督网络及各级人员责任制（绝缘监督小组应以公司文件形 式下发）、风电场绝缘技术监督管理制度或实施细则；
47.风电场电气一次设备的监造和出厂验收、安装和投产验收、生产运行、检修、技术改造等相关资料，电气一次设备绝缘缺陷分析报告；
48.风电场应建立健全现行有关的国标、行标和反事故措施、风电场预 试计划、大小修计划、半年与年终总结和绝缘监督会议记录等、电气一次系 统图、电气设备参数、说明书、出厂试验报告、交接及预防性试验报告、大小修 试验报告、特殊试验报告、设备缺陷及消除记录、事故管理记录、人员培训制度
49.故障录波器故障量清单、故障录波器说明书、故障录波器调试报告；
50.继电保护装置接地图纸；
51.电压互感器、电流互感器说明书、厂家出厂试验报告、安装以后调试报 告； 52.继电保护定检计划（没到定检期不要）；
53.通信系统设计资料；
54.通信月报；
55.高频电源开关试验报告或者定期进行的检验报告、说明书；
56.通信用蓄电池组说明书、蓄电池的充放电试验报告、单只蓄电池定期测 量记录；
57.接地网设计图纸；
58.通讯屏柜接地电阻测试报告；
59.通讯设备检测记录、维护记录；
60.远动设备各装置说明书、设计资料、接入系统审查资料；
61.远动信息表；
62.UPS 说明书、UPS 电源调试记录；
63.电度表计量部分图纸、电度表说明书、电度表检验合格证； 64.电能自动采集装置说明书；
65.直流蓄电池部分设计图纸、蓄电池说明书、蓄电池核对性充放电记录；
66.充电装置说明书、试验记录、出厂试验报告、参数测试报告；
67.直流系统每月检查单只电池测量记录；
68.直流系统绝缘选检装置说明书、选检装置记录；
69.电力二次系统安全防护应急预案； 2 70.继电保护技术监督制度、细则、成立人员机构文件；
71.工作票制度、操作票制度、交接班制度、设备巡回检查制度、操作监护 制度、维护检修制度、消防制度、缺陷管理文本制度；
72.工作票制度、操作票制度、交接班制度、设备巡回检查制度、操作监护 制度、维护检修制度、消防制度、缺陷管理制度执行记录；
73.运行规程、检修规程、安全规程文本；
74.发布的“三权人员”名单；
75.电气防误装置管理制度文本；
76.万能钥匙使用记录；
77.调度命令执行记录；
78.风电场检修计划，检修计划是否经过调度批准；
79.主要负责人、安全生产监督管理人员安监局颁发的证书；
80.风电场安全生产监督管理体系图
81.应急预案管理制度；
82.预案培训、学习记录、考核记录、预案演练计划、预案总结、补充完善 预案记录；
83.风电场反事故措施文本制度；
84.反事故措施落实记录；
85.消防制度、消防安全责任制度
86.消防设施使用维护及定期检查试验管理制度以及检查记录、试验记录；
87.调度确定设备编号的文本文件；
88.事故隐患排查治理制度、隐患建档监控制度、监控责任制度、专项资金 使用制度；
89.隐患排查记录、隐患整改计划、对一时难以整改的项目报主要负责人并 经过签字的记录；
90.重大事故隐患预警及挂牌制度；
91.隐患治理资金投入账目、记录；
92.生产安全事故报告、调查、处理、责任追究制度；
93.事故报送记录、调查、处理记录；
风电评价 篇3
摘 要 马头岩风电场工程是四川省广元市第三个风电场建设项目，布设单机容量为2000 kW的风力发电机组25台，总装机容量50 MW。马头岩风电场工程有16台风机位于曾家鸳鸯池森林公园东侧，其中风电场配套升压站、渣场等基础设施均位于森林公园内。因此，马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园影响进行评价十分重要。对文章主要针对马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园影响进行研究。
关键词 马头岩风电场工程；曾家鸳鸯池森林公园；生态环境影响；评价
中图分类号：X820.3 文献标志码：B 文章编号：1673-890X（2016）06--02
对马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园影响进行评价能够正确认识马头岩风电场工程对自然生态环境的影响；同时，可以在明确影响的基础上根据实际情况提出相应的保护与恢复措施，以最大程度的降低马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园生态环境的影响。
1 曾家鸳鴦池森林公园概况
曾家鸳鸯池森林公园成立于2004年初，坐落于四川省广元市朝天区东南部，其所在地区为北亚热带湿润季风气候，森林主要土壤为黄棕壤，十分适合多种植物生长。在森林公园中广泛生存着多种植物与动物，生物资源十分丰富，林地总面积更是达到2544.40 hm2。其中拥有多种稀缺植物与动物。
2 马头岩风电场工程概况
马头岩风电场位于四川省广元市朝天区东部，其在选址方面兼顾了城乡规划布局、区域交通衔接、区域基础设施协调、城市安全和综合防灾规划的协调以及曾家鸳鸯池森林公园的协调关系。马头岩风电场在本阶段装机容量为50 MW。在综合考虑马头岩风电场所在区域的能源资源、四川电力系统的供需情况、风电场自身发展条件，最终决定马头岩风电场设置25台单机容量为2 000 kW的风力发电机组，总装机容量50 MW。年上网电量95 00万kW·h，年等效利用小时数为1 900 h。总的来说，马头岩风电场的建设与发展是相应国家可持续发展的重要举措，其不单单可以提供大量的绿色电能，同时还可以优化当地产业结构，来动地方经济健康增长[1]。
3 马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园影响评价
3.1 对植物多样性的影响
对马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园植物多样性的影响进行评价可以从不同建设时期的角度来进行评价。第一，施工阶段的影响。在施工期间本工程对森林公园的植物物种和植被造成了永久侵占。日本落叶松林、油松林、青冈+栎类林、华山松林等多种森林类型均受到了施工期间工程建设的直接影响，其中华松林树木砍伐量最大。工程建设的永久侵占将直接导致区域内多项植物物种我往，植被面积与类型也会相应减少。同时，在建造塔基需要在公园内修建施工道路，进而对公园植被造成影响，但是施工期结束，建筑材料停止运输后道路两旁受到影响的植被将会逐渐恢复。总体来说，马头岩风电场工程在施工期间必然会对公园的植物多样性与植被造成影响，但是影响面积仅为本次评价区域的1.91%，其永久与临时占地对本评价区域影响较小。第二，运营阶段对于影响。在马头岩风电场进入运营阶段后不会对评价区域产生明显的负面影响[2]。同时，塔基周围的植被也进入恢复时期，施工阶段临时占地所损害的植物物种与植被均以良好的态势恢复。
3.2 对动物多样性的影响
对马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园动物多样性的影响进行评价可以从不同建设时期的角度来进行评价。第一，施工阶段的影响。在马头岩风电场工程施工阶段，其会对评价区域内的两栖类、爬行类、鸟类及兽类等动物造成影响。例如，施工过程中所形成的废水、废物和垃圾等将会渗入土壤中，降低两栖动物的生存环境质量，损害其生存与繁殖能力。本工程的风机安装位置选择不会对两栖动物的生存造成直接影响，是在施工道路修建过程中，可能会对其造成些许影响。再如，由于施工活动将会损害植被，因此将会改变爬行动物分布与生存情况。例如，蛇类的生存环境将会受到临时与永久占地的干扰，甚至施工人员会捕捉蛇类，从而导致评价区域汇总爬行动物种群数量下降。第二，运营阶段的影响。本工程的运营阶段，对风机进行定期维护与检修的人员将会对周边动物造成影响，甚至会导致动物迁离原生存区域[3]。风电机组运转所产生的噪音对各类动物无明显影响，对鸟类误撞所造成的伤害的机率较低。
3.3 对生态系统的影响
马头岩风电场工程所占用地均为深林林地，导致森林公园生态系统面积减少44.585 hm2，该变化面积占据了森林生态系统全部面积的1.76%。同时，森林公园中建筑生态系统面积增加了44.585 hm2，其他生态系统类型面积保持不变。在马头岩风电场工程项目施工期间会修建部分用于运输的山间道路及廊道，其会对评价区域的生态系统起到一定的分割作用，使生态系统内部开展能量交流的过程中受到施工活动的阻碍[4]。在进入运营期后，评价区域的森林生态系统与灌丛生态系统面积将会进一步的复原，受侵害的生态系统面积会持续缩小。总体来说，马头岩风电场工程对评价区域内生态系统的影响面积很小[5]。
4 结语
马头岩风电场工程是利国利民的电力基础设施建设，其在评价区域内占地面积有限，各项占地综合为4 458 448 m2。在马头岩风电场工程的施工与运营阶段，其对野生植物植被、动物多样性以及生态系统等均无明显影响，不会导致评价区域内植被类型消失，不会危及动物的生存，破坏动物的生存环境，亦不会改变评价区域内生态系统的组成与格局。总的来说，马头岩风电场工程对曾家鸳鸯池森林公园的负面影响可以使用有效的控制手段加以控制。
参考文献
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[2]葛文锋，欧阳力，单洪伟.佳木斯郊区猴石风电场工程水土保持监测分析[J].黑龙江水利科技，2013（2）：200-202.
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风电评价 篇4
当前针对风电接纳的研究多集中在电网对风电接纳容量的计算[1,2,3,4,5,6,7]。由于不同区域电网之间的特性不同, 导致了风电接纳风力不同, 接纳容量的计算无法描述电网接纳的风电是否合理和与电网相匹配。这就要求研究一个新的评价方法, 既可以对某个区域电网进行研究, 找出影响接纳能力的关键因素, 同时也可以在不同电网间进行比对, 进而指导电网的规划与建设。
本文研究考虑调峰因素和联络线功率输送极限因素影响下的电网接纳风电能力计算, 在此基础上进一步提出了评价指标, 最终形成完整的电网对风电消纳适应性评价体系。
1 风电消纳能力计算
1.1 调峰容量计算
调峰容量的计算公式为
式中:Ppeak load为全网总调峰容量;PGN为全网发电开机容量;PGN.min为全网发电开机最低出力;PG.real.max为全网最大发电负荷;KGen为厂用电率;KLoss为网损率;Preserve为全网总备用容量;PLoad.max为全网用电负荷;PTrans min为联络线功率;KG.adjust为全网发电平均可调出力。
1.2 调峰裕度计算
调峰裕度计算公式为
将当日负荷特性曲线和联络线最大可变化功率ΔPTrans引入到电网调峰容量中, 可求出系统的调峰裕度为
式中:Pm为调峰裕度;PTrans min为联络线最小保证功率;PTrans max为联络线可传输最大功率。
1.3 风电消纳容量计算
图1为日风电预测出力曲线。
预测风电功率在负荷曲线与机组最低出力之间即认为此部分风电可消纳, 当预测风电功率超过负荷曲线时, 即认为此时超出调峰裕度, 需要弃风。
式中:Pwf为风电预测出力;Pw为风电可消纳容量。
2 电网对风电消纳适应性评价体系
2.1 评价指标定义
定义4个评价指数:
βP为基于电网装机的风电消纳适应性评价指数, 表征了电网在不同装机规模、不同电源结构下的风电消纳能力。
βS为基于电网规模的风电消纳适应性评价指数, 表征了电网在不同输变电规模、不同电能输送能力下的风电消纳能力。
βL为基于电网用电负荷的风电消纳适应性评价指数, 表征了电网在不同负荷水平、不同负荷特性下的风电消纳能力。
Ψ为电网对风电消纳适应性的综合评价指数, 表征了电网综合考虑装机规模、电网输送规模以及负荷水平后的总体风电消纳能力。
2.2 评价指标计算模型
2.2.1 基于电网装机的风电消纳适应性评价指数 (βP)
βP按下式计算:
式中:PW为系统计算出的电网可接纳风电容量;PD为电网的等效装机容量。
各电网的装机容量以及机组类型存在差异, 机组类型的不同直接导致电网调峰能力的不同, 因此定义电网的等效装机容量PD。目前电网的机组类型从调峰角度主要分为:抽水蓄能机组、水电机组、燃油 (汽) 机组、燃煤机组、供热机组、核电机组、联络线功率以及风电机组。其中电网等效装机容量计算主要考虑各种类型机组的调峰能力, 风电机组不参加计算, 核电机组承担基荷, 联络线功率无调峰能力, 也不参加计算。剩下的抽水蓄能机组、水电机组、燃油 (气) 机组、燃煤机组、供热机组参加电网等效装机容量计算。抽水蓄能机组具有高峰时发电, 低谷时抽水蓄能的特点, 因此调峰深度可达到装机容量的200%;水电机组开机迅速灵活, 调峰深度能达到装机容量的100%;燃油 (气) 机组调峰深度可达到装机容量的70%;燃煤机组的调峰深度为装机容量的50%;供热机组调峰深度一般为装机容量的20%。因此电网的等效装机容量PD按下式进行计算:
式中:PC为电网内抽水蓄能机组装机容量;PS为电网内水电机组装机容量;PQ为电网内燃油 (气) 机组装机容量;PM为电网内燃煤机组装机容量;PR为电网内供热机组装机容量。
由于目前电网内抽水蓄能机组装机容量较少, PD基本小于电网内的实际装机容量。
在电网等效装机容量计算的基础上, 即可得到基于电网装机的风电消纳适应性评价指数 (βP) 。由于不同类型机组的调峰深度不同, 一般计算出来的βP小于1。
2.2.2 基于电网规模的风电消纳适应性评价指数 (βS)
βS按下式计算:
式中:PW为系统计算出的电网可接纳风电容量;SBR为电网的变电容量。
这里SBR主要考虑风电接入电网的变电容量, 由于风电场主要在35 k V及以上电压等级接入, 所以有下面计算公式:
式中:S35、S110 (66) 、S220、S500 (330) 、S750为电网35 k V变电容量、110 (66) k V变电容量、220 k V变电容量、500 (330) k V变电容量、750 k V变电容量。
在计算得到变电容量后, 即可求得βS, 通常计算出来的βS小于1。
2.2.3 基于电网用电负荷的风电消纳适应性评价指数 (βL)
βL按下式计算:
式中:PW为系统计算出的电网可接纳风电容量;PLave为电网日平均负荷。
2.2.4 电网对风电消纳适应性的综合评价指数 (Ψ)
电网装机规模、用电负荷水平、电网规模是影响电网接纳风电的最主要因素, 定义电网对风电消纳适应性的综合评价指数 (Ψ) , 从以上三个角度对电网接纳风电进行整体、综合评价。
Ψ按下式计算:
式中:Ψ为电网对风电消纳的适应度评价指数, 介于[0, 1]之间;a1、a2、a3可通过德尔菲法得到。
3 风电消纳适应性评价系统建立
在建立了完整的电网对风电消纳能力适应性评价指标体系的基础上, 可以建立评价系统, 实现对电网风电消纳适应性动态评价功能。
1) 监测功能模块。主要包括两个方面的监测内容, 分别为风电场侧监测指标和电网侧监测指标。风电场侧监测指标主要包括风电装机、上网电量、历史最大风电消纳容量;电网侧监测指标包括总装机容量、开机方式、最大负荷以及电网运行方式等数据。
2) 分析功能模块。主要是从电网调峰能力出发, 计算电网可接纳的风电容量。具体包括实时数据分析、历史数据分析、敏感性分析和预测分析。
3) 评价功能模块。此模块将综合考虑影响电网接纳风电的多个因素, 建立评价指标模型, 按照预定计算周期自动计算各项评价指标, 通过与标杆指标对比, 对电网接纳风电的适应性进行评价, 分析查找关键因素。
4 结语
通过对影响电网接纳风电的关键因素分析, 建立一个完整的电网对风电消纳适应性评价体系, 能够有效地对不同规模、不同特性的电网进行风电接纳能力评价, 进而改进电网、促进接纳能力的提升。
参考文献
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风电评价 篇5
1 海上风电防腐涂料现状
海上风电防腐涂料涂覆于风机的叶片、机舱罩、导流罩、塔架、电气零部件和桩基, 遭遇沿海的盐雾腐蚀、化学污染、高温高湿、紫外老化等各种环境, 要求不断提高防腐性能以满足海上风机运行的需要。目前风电防腐涂料市场中, Hempel、Jotun、AKZO-NOBEL、IP、PPG等外国公司占据大片江山, 国产规模和产品质量都无法与之抗衡。我国对海上风电的防腐研究与国外发达国家有明显的差距, 无法攻克关键性技术难题, 缺乏自主知识产权, 而且尚未建立风电防腐的规范和标准体系。
1.1 塔架防腐涂料
传统的海上风机塔架涂装工艺为富锌底漆/环氧云铁中间漆/聚氨酯面漆, 其中富锌涂料以环氧富锌和水性无机富锌为主, 由于锌粉含量低, 涂料的电化学保护效果不明显。吴竞等[1]合成了一种单组分聚氨酯树脂并添加鳞片状锌粉, 配制出一种单组分湿固化富锌底漆, 有优异的施工性、低温固化性和耐腐蚀性, 可取代传统富锌底漆, 用于防腐要求高的风电机塔筒。聚氨酯面漆的耐候性和耐蚀性已满足不了使用需求, 有研究发现氟碳面漆、聚硅氧烷面漆以及新型的防腐涂层体系在风电塔架防腐上具有更大的防腐优势。
1.2 叶片防腐涂料
叶片涂层不仅能防腐、延长使用寿命, 还需具备抗风蚀、防霜、防冰、防冰等功能, 保证叶片光滑的空气动力学表面, 有效提高风能的转化率。以不饱和聚酯树脂、环氧树脂玻璃钢、竹木为基材的叶片本身不具备良好的耐候性, 往往需要涂布聚氨酯涂料弥补缺陷。中远关西涂料公司研制的水性聚氨酯面漆、德国拜耳公司制造的聚天门冬氨酸酯涂料和西北永新涂料公司研发的新型风电涂料在实际应用中取得了不错评价。
1.3 电气部件防腐涂料
海上风机电气部件的防腐通过采用超温控制、有效除湿、密封、超压防漏等措施, 并将部分电气部件安装在较干、不易被腐蚀位置, 实现了一定程度的保护[2]。其中, 张立彤研究的防腐涂装系统, 采用高含锌量的富锌底漆+环氧玻璃鳞片+脂肪族聚氨酯面漆体系, 有效保护海上风电变压器在海洋腐蚀环境中正常工作[3]。
1.4 桩基防腐涂料
海上风机混凝土桩基为海上现场施工, 盐雾多, 湿度大, 潮汐间隔短, 施工难度大, 后续维修困难。海水中富集的氯离子、混凝土的碳化和冻融循环破坏是引起桩基破坏的主要因素。通过涂覆混凝土表面防腐涂料, 直接降低氯离子、二氧化碳和水的渗透速率, 缓解腐蚀速度[4]。典型产品有环氧涂料、聚氨酯涂料、聚脲弹性体涂料、丙烯酸乳胶漆、氟树脂涂料等, 是海上风机桩基防腐最有效、最经济的防护措施, 其涂层体系可参考JTJ 275-2000《海港工程混凝土结构防腐蚀技术规范》。
目前应用于海上风电的防腐蚀措施主要来自海上平台、船舶及海底线缆等方面的防腐经验, 而专门研究海上风电防腐涂料标准及测试内容的报道还很少[5]。在风电大力发展的今天, 风电装备用防腐涂料的发展相对滞后, 对风电防腐涂料的质量评价已成为当前急需解决的重要课题。因此, 迫切需要建立一套风电防腐涂料的技术规范和标准体系。
2 海上风电防腐涂料的性能评价标准
由于目前国内外均无海上风电防腐涂料的专用标准, 海上风电防腐涂料的评价主要借鉴已有的海上工程重防腐涂料标准和风电及其部件的产品标准。
2.1 国际防腐评价依据
国际上常用的海上防腐涂料的评价标准有三个, 分别为:
(1) ISO 12944-6色漆与清漆———钢结构的防护涂料系统的腐蚀保护 (1998) , 是通用的防腐评价标准, 特别是在大气腐蚀环境下的防腐蚀涂料系统的重要标准。
(2) NORSOK M-501表面处理和防护涂料 (修订第6版, 2012) , 主要用于海上平台防腐评价, 为基体盐分等接受标准和高温抗老化、阴极剥离试验等补充要求的指导准则。
(3) ISO 20340色漆和清漆———近海工程及相关结构防护涂料系统的性能要求 (2009) , 是ISO 12944针对海上钢结构防腐蚀涂料的补充性重要参考标准。标准中列出的三项性能测试如下: (1) ISO 11507紫外线/冷凝循环条件下的防老化测试, ISO 9227标准中的盐雾试验, 以及暴露在-20℃的低温性能; (2) 阴极剥离性是根据ISO 15711中的方法A来规定; (3) 根据ISO 2812-2中所述的海水浸没试验。
2.2 国内防腐评价依据
风力发电机组的国家标准和行业标准涉及对涂料的评价有:
GB 18451.1-2001风力发电机组安全要求;
GB/T 20319-2006风力发电机组验收规范;
GB/T 19072-2010风力发电机组塔架;
GB/T 25383-2010风力发电机组风轮叶片;
NB/T 31006-2011海上风电场钢结构防腐蚀技术标准;
JB/T 10194-2000风力发电机组风轮叶片。
另外, 由中国船级社制定的《海上风力发电机组规范》对海上风电机内外表面防腐提出了技术要求。
已推出的国际、国家与行业标准对风电防腐涂料的选择、实验与应用方面有很好的指导性。但是, 从历史上来看, 海上环境中长期使用的涂料品质的评定, 被认为是难以完善的。
3 海上风电防腐涂料的性能评价方法
涂料的选择、基材表面处理和涂料的使用三方面有机结合, 才能获得优质的防腐效果。海上风机所使用的涂料, 一般要求具备基体附着力、稳定性、绿色环保和环境适应性等特点, 满足恶劣的海上使用环境。
3.1 物理性能检测
表征防腐涂料基本性能的指标, 详情见表1。
3.2 环境适应性检测
海上风机是暴露于恶劣的海上环境中运行的, 会受到高温、低温、湿度、光照、气压、雨雪等气候环境的影响和长期作用, 不仅影响使用寿命和性能发挥, 严重时还使功能失效。一般采用模拟实际环境或加速模式对样片进行测试。为确保涂料技术有重大的突破而不被忽视, 有必要建立一个综合性的加速测试系统, 表征防腐涂料的环境适应性, 建议的检测项目见表2。
3.3 有害物质限量
综合国内外相关要求, 结合我国海上风电防腐涂料的发展现状, 对风电涂料中有害物质限量作如下建议:
(1) 挥发性有机化合物:仅针对溶剂型涂料, 参考船舶涂料有害物质限量。
(2) 重金属及其元素:仅测铅、铬 (六价铬) 、镉等, 参考ROHS指令限量值。
(3) 有机溶剂:甲苯、乙苯和二甲苯的总量≤500 mg/kg[6]。
3.4 选择性的附加试验
根据需要进行附加试验, 包括厚膜管理、耐化学污染气体腐蚀试验和涂料鉴定。膜厚管理是重要的防腐控制环节, 能最大限度发挥防腐涂料的优良性能, 对确保防腐效果和成本控制具有重要意义。我国沿海工业发达、污染严重, 弥散大量的二氧化硫、硫化氢、氯、烃类化合物等腐蚀气体, 对涂料极具破坏性, 可依照ISO 3231标准进行循环测试。利用红外光谱和常规涂料测试仪器鉴定产品参数和成分。
4 结语
我国海上风电防腐涂料发展较晚, 缺乏相应产品质量评价和标准化的依据。作为主管部门的国家质检总局应发挥职能作用, 科学、全面地制定风电产业标准制定规划, 调整标准化工作跟上产业步伐, 进一步完善风电标准体系, 贯彻落实风电产品标准, 激励和激发企业引进消化国外先进技术, 努力形成具有我国自主知识产权的国际标准, 使我国的海上风电防腐涂料生产与研发水平早日与国际接轨。
摘要：综述了海上风电防腐涂料的研究进展, 指出我国海上风电防腐涂料测试与评价体系目前存在的问题, 提出由物理性能测试、环境适应性测试、有害物质含量检测、选择性附加试验组成性能评价体系的建议, 为海上风电防腐涂料提供更好的质控技术。
关键词：海上风电,防腐涂料,测试,标准
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风电评价 篇6
风电场工程建设项目实行环境影响评价制度。随着风电场建设项目日益增多,政府部门决策依据的风电场环境影响评价日益受到重视。国家出台的《风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法》,规范和加快了风电场的开发建设。风电场建设项目的主要环境影响为噪声影响、生态环境影响和电磁辐射影响[1],评价采用噪声衰减模式和类比分析法分析预测影响。
1 风电场环境影响评价的政策依据
开发新能源是中国能源发展战略的重要组成部分,政府对此十分重视。2005年2月28日全国人大通过的《中华人民共和国可再生能源法》,明确鼓励利用新能源发电和节能项目的发展。为了促进风电产业的健康发展,2005年国家发展改革委发布了“关于风电建设管理有关要求的通知”。为贯彻实施《中华人民共和国可再生能源法》,国家发展改革委会同国土资源部和国家环保局制定了《风场工程建设用地和环境保护管理暂行办法》。该办法强调风电场工程建设项目实行环境影响评价制度;规定了土地占用、环境评价的各项程序。
2 风电场环境影响评价的技术依据
2.1 技术导则
进行风电场环境影响评价,采用的技术导则为HJ/T 19-1997环境影响评价技术导则非污染生态影响及HJ/T 2.4-1995环境影响评价技术导则 声环境。
2.2 评价标准
风电场环境影响评价执行GB 3096-2008声环境质量标准。风电场施工期的噪声,执行GB 12523-90建筑施工场界噪声限值;运营期间,执行DL/T 1084-2008风电场噪声限值及测量方法。
电场强度、磁感应强度限值的控制,参照HJ/T 24-1998 500 kV超高压送升压工程电磁辐射环境影响评价技术规范。电场强度限值以4 kV/m作为居民区工频电场场强的评价标准。应用国际辐射保护协会关于对公众全天候辐射时的工频限值0.1 mT作为磁感应强度的评价标准。
无线电干扰限值的控制,根据GB 15707-1995高压交流架空送电线无线电干扰限值的规定,在距边相导线投影20 m处测试频率为0.5 MHZ的晴天条件下不大于46 dB。
3 风电场环境影响评价中的技术要点
3.1 评价内容
根据《风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法》的要求,风电场环境影响评价的主要内容包括以下8个方面。
a) 建设项目的基本情况;b) 风电场总平面布置图;c) 建设项目所在地环境简况;d) 评价使用的标准;e) 建设项目工程分析;f) 环境影响分析、拟采取防治措施及预期治理效果;g) 环境效益;h) 评价结论。
3.2 风电场环境影响评价的特点
风电场环境影响评价,与一般的建设项目相比,具有特定的票价贵发和技术要求。山地型风电场在选址以及对环境的影响不同于海域和平原型风电场。
3.2.1 风电场总平面布置
山地型风电场为开方式,无具体场界,主要分布于山脊和山梁上,由升压站、风机机组及箱式变压器、检修道路、集电线路4个部分构成。风电机组的布置主要根据风电场所在地的风能资源分布情况,风电机组的排布方向垂直于风场主导风能方向。风电机的布置应根据地形条件,充分利用场地,尽量集中布置,结合当地的交通运输和安装条件择优选定机位。另外,为使风机噪声不影响周围居民,在风机总平面布置时,应依据噪声预测的结果。
3.2.2 建设项目所在地环境质量现状
山地型风电场建设项目环境质量现状评价,重点分析所在山区的生态质量现状,包括地形、地貌、气候、气象、动植物以及水土流失情况。同时,还应作好噪声环境质量的调查。
3.2.3 规划的符合性分析
在风电场规划的符合性分析方面,重点考虑风电场是否在城市或城区规划范围内,是否满足功能区划的要求。此外,还应结合当地的生态功能区划、生态规划、水源地保护规划、水土保持规划等进行分析。
3.2.4 工程分析内容
为了更好地分析风电场建设的对环境的影响,与其他建设项目环境影响评价一样,山地型风电场项目分施工期和运行期工程内容两部分进行。
a) 施工期。
风电场施工期工程主要包括风电机组基础构筑及安装、变压器安装、升压站建筑及附属生产工程施工、线路架设施工、进场和场内道路施工。施工期工艺流程见图1。
b) 运营期。
在运营期风电场的运行过程包括:风力驱动风轮转动,风轮带动直驱同步发电机发电,油浸式升压变压器将发电机产生的机端电压升至一定的电压后,采用铜芯交联聚乙烯绝缘钢带聚氯乙烯护套电力电缆穿PVC管敷设接至架空线路杆塔,线路采用导线接入风电场升压站的母线侧。运营期工艺流程见图2。
3.2.5 环境影响分析
山地型风电场建设项目对环境的影响评价从生态影响、景观影响、噪声影响、电磁辐射影响[1]和公众安全影响等方面考虑。
a) 生态影响。
山地型风电场的生态影响主要包括对山体植被的影响和对鸟类的影响。
对植被的影响主要存在于施工准备阶段。由于清除作物根系、剥离种植表土、场地平整等,使得原地貌扰动,地表覆盖物(农作物)被清除,大面积地表裸露。水土流失主要源于施工期挖方和表土临时堆放形成边坡而产生的侵蚀。评价时要重点分析项目占地和扰动土地面积,造成的水土流失量。并结合水土保持方案,提出合理的生态恢复、土地复垦及水土流失防治措施。
考虑到风电场对附近鸟类的繁殖、栖息和觅食等的干扰,根据已有的风电场对鸟类没有显著干扰研究成果[2,3],在鸟类繁殖和迁徙的重要场所,应尽量减少风电场开发,尤其是在鸟类所需的栖息地和迁徙路线上,不应建造风电场。因此,在风能开发的规划阶段就应当组织勘查,评价过程中也应调查项目的选址是否对鸟类栖息地和迁徙路线造成影响。
b) 景观影响。
山地型风电场对环境的主要影响之一是景观,景观中风轮机的数量越多,对人的视觉影响也越大,尤其是风轮机散布于整个山脊或山梁上。就风机而言,大型风轮机对景观的影响比小型风机要大。风轮机对人们视觉的影响存在视觉同化的过程,通过风电场合理选址,有效运行,人们才会接受风轮机的视觉侵扰。
c) 噪声。
施工期噪声源自施工机械和运输车辆。这些噪声源的噪声级分别在79 dB(A)~95 dB(A)之间[4]。施工噪声源近似为点源,根据点声源衰减模式,计算出各施工机械的施工场地达标边界距离,施工边界噪声达标衰减距离最大取100 m。
运营期风力发电机组以内部的机械噪声为主,噪声源强在96 dB(A)~104 dB(A)范围内。视每个风电机为1个点声源,对单台风电机噪声衰减进行预测。风电机外360 m噪声衰减值满足DL/T 1084-2008的1类区标准要求。
经风洞试验确定,风力发电机机群在风行距4D~6D(风轮直径)后,风速恢复常态,即噪声强度随着风速减少明显衰减,因此不需要考虑风机群综合影响问题。
c) 电磁辐射影响分析。
电磁场由升压站内的配电装置、导线等带高压的部件,通过电容耦合,在其附近的导电物体上感应出电压和电流而产生。工频电磁场是极低频率的电磁场,也是准静态场。中国工频为50 Hz。无线电干扰由升压站内导线、配电装置等导体运行过程中的电晕放电、火花放电产生,主要干扰频率在0.15 MHz~30 MHz。无线电干扰主要影响无线电设施的发射和接受。
类比实际已运行的与风电场升压站相似的变电站,实际测得的数据表明,升压站建设对周围环境的电磁影响均满足评价标准要求。
d) 公众安全影响分析。
山地型风电场的风机主要分布在山脊或山梁上,造成事故的概率极低,且尚无风机造成大量公众受伤的报道,但也有一些潜在的公众安全问题值得注意。
除了分析以上的环境影响外,还应评价施工期废水和生活污水、施工扬尘、施工固体废物对环境的影响,尤其是废弃土石方量的分析。分析运营期生活污水和含油废水对环境的影响、铅蓄电池的回收处理情况、风机对鸟类活动的影响、风电场对区域景观的影响等。
3.2.6 风电场的节能减排效益分析
风电作为清洁能源,除可节约能源外,与相同发电量的燃煤发电相比,估算风电场减排效益。
如果所评价的项目通过CDM的审批和注册,还应评价所提高的企业经济竞争力以及所降低项目实施的市场和技术风险。
3.2.7 选址合理性分析
风电场所选场址应从风能资源、环境敏感性、地方规划等方面进行选址合理性分析。
4 结语
总的来说,中国风资源蕴藏丰富,可开发的风能资源较多,风力发电项目发展很快,而风电场项建设目的环境影响评价又有其自身的特点和方法。了解和掌握风电场项目的评价内容和评价特点,正确分析评价风电场项目在施工期和运营期对环境的影响,对风电场项目的开发建设和风力发电的良性发展有着积极的意义和作用。
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风电评价 篇7
关键词：风电场项目,社会效益评价,AHP层次分析法,模糊综合评价
0 引言
一般地, 任何一个投资项目的建设和运营, 不仅会产生一定的经济效益, 还必然产生一定的社会效益。对项目社会效益的考察就是社会评价。风电场项目社会评价旨在系统调查和预测拟建风电场项目的建设、运营产生的社会影响与社会效益, 分析风电场所在地区的社会环境的适应性和可接受程度, 通过分析风电场涉及的各种社会因素, 评价风电场的社会可行性, 提出项目与当地社会协调关系, 规避社会风险, 促进项目顺利实施。
风电项目社会评价的指标涉及自然、社会、环境等多个方面, 所以必须对多个目标进行综合全面的分析。而社会效益的评价指标中往往很难用明确的数值进行定量, 这就给风电项目的社会效益的评价增加了难度, 为了更准确地对项目的社会评价予以确定, 应采用定量与定性相结合的方法来评价。层次分析法是一种新的定性分析与定量分析相结合的系统分析方法。针对一个复杂的待解决的问题, 层次分析法将决策有关的元素分解成目标、准则、方案等多个层次, 通过对各个层次上的各个要素以上一层次中的要素为准则进行判断, 确定出判断矩阵, 从而对问题进行分析。层次分析法适用于存在不确定性和主观信息的情况, 适用于多层次、多方案、多指标的综合评价和决策。本文引入AHP方法, 并结合模糊综合评价方法, 得出一种新的风电场社会效益评价方法。
1 风电场社会效益评价指标体系的构建
风电场项目社会效益指标从风电场的环境保护、工程节能和社会经济三方面建立指标体系, 这些指标将全面系统地评价项目社会效益, 从而为项目的投资者提供理论依据和重要参考。风电场社会效益评价指标体系如表1。
2 风电场社会效益评价模型的构建
模糊综合评价是在模糊环境下, 应用模糊关系合成的原理, 将多个边界模糊、难定量的因素定量化, 从对被评价事物隶属等级状况进行综合性评价的方法。其中各指标的权重的确定会严重影响评价结构的准确性, 为了保证评价的科学合理性, 使用AHP确定权重。
2.1 评价层析结构的建立
根据AHP原理以及指标体系, 以风电场项目社会效益为目标层, 以环境保护、工程节能和社会经济3个一级指标建立准则层, 并建立由10个二级指标组成的指标层, 如图1所示。
2.2 指标论域和等级论域的建立
指标论域X={A, B, C}
评语等级论域Y={好, 较好, 一般, 差, 较差}
2.3 权重集的建立
(1) 根据已确立的指标体系, 利用调查评估及专家打分法, 得到判断矩阵。求解判断矩阵A= (aij) m×n, 对应于最大特征值λmax的特征向量W, 经归一化后即为同一层次相应因素对于上一层次某因素相对重要性的排序权值, 这一过程称为层次单排序。
(2) 一致性检验。权向量的一致性检验是对于每一个判断矩阵计算A最大特征根, 利用一致性指标、随机一致性指标和一致性比率做一致性检验。
(3) 单要素下的权重排序。在判断矩阵基础上, 就可计算一组要素, A1, A2, …, An, 关于其上层某要素Cj等重要程度排序, 即权重Wi (i=1, 2, …, n) 。根据矩阵理论, Wi是其判断矩阵最大非零特征根对应的特征向量分量, 这可采用矩阵特征向量数值方法计算。
(4) 全要素下的综合权重排序。全要素下的权重排序是指对上一层所有要素, 下层要素的相对优先序。若已知某层要素为C1, C2, …, Cm, 则该层各要素在其上层全要素下的综合权重为b1, b2, …, bm, 其下层要素为A1, A2, …, Am, 各要素Ai在其上层某要素Ci下的权重Wij (j=1, 2, …, m) , 则对C1, C2, …, Cm, 全部要素的综合权重分布为:
2.4 模糊关系矩阵的建立
采用专家评分法按层次建立模糊关系矩阵R。
其中, rij表示第i个因素, 隶属于第j个等级的程度。
2.5 模糊综合评判B=A莓R= (b1, b2, …, bm)
利用R确定的模糊变换做综合评价, 评价结果为其中B为决策集。根据最大隶属度原则, 就可以得到综合评价结果。
3 算例
以新疆某风电场项目为例, 方法应用如下:
3.1 准则层权重的计算
根据图1可知, 准则层中的一级指标相互独立, 可用AHP法获得其相应的权重。计算结果如表3所示。
最大特征根为:λmax=3.0037
这表明社会效益指标判断矩阵满足一致性, 计算结果可靠。
3.2 指标层权重的计算
类似准则层权重的计算, 可用AHP算法求解权重, 计算A1, A2, A3, A4相对于A的权重。计算结果如表4所示。
最大特征根为:λmax=4.0145
这表明环境保护措施指标判断矩阵满足一致性, 计算结果可靠。
同理计算得出工程节能指标和社会经济指标的判断矩阵, 并进行一致性检验。
计算得出指标层权重W2。
3.3 单因素模糊综合评价
以环境保护措施指标的二级指标为例, 选取有关专家组成评审团, 运用德尔菲法, 对评价指标体系中各个指标做单因素评价, 得到的风电场项目的单因素评价矩阵为:
对环境保护措施指标进行模糊关系合成:
其中, 算子采用加权平均算法。
同理可得工程节能指标和社会经济指标的模糊关系:
3.4 多因素模糊综合评价
其中, 算子采用加权平均算法。
按照最大隶属度原则, 从计算结果可以看出该风电场项目的社会效益评价结果属于好的隶属度为0.5513, 故该风电场项目社会效益的评定等级为好。
4 总结
由于风电场项目社会效益评价体系内一些指标是相互影响、相互联系的, 其发展的结果是各因素综合作用的结果, 用AHP确定这些指标的权重, 比较具有合理性。研究从风电场项目的环境保护措施、工程节能与环保效益、社会经济三方面综合考虑, 运用层次分析法确定各个指标的权重, 通过多因素模糊综合评价法来评价风电场项目社会效益, 最后通过算例证明本方法的有效性。当然, 在分析不同的风电场项目时, 指标体系和指标内容等方面可能还需要进行相应的补充和丰富。
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[2]张建辉, 武锐.风电场投资项目的社会效益评价研究[J].价值工程, 2011 (05) :33-34.
风电评价 篇8
随着知识经济的发展, 技术创新能力作为影响产业国际竞争力的关键因素, 其作用已越来越强, 世界各国也逐渐将技术创新能力的发展提升至国家发展战略的高度。技术创新能力包括科技研发与创新的投入、创新的产生过程和创新的产出3个方面。其中, 专利是创新实现的最直接、最主要的体现。它是大量技术创新信息的载体, 是创新活动的成果。专利技术的商业化, 能够为企业带来巨大的技术优势和经济价值, 继而使产业的国际竞争力增强。
1 相关理论回顾
国内外很早就有学者对技术创新能力与产业国际竞争力关系进行了广泛的研究。对这方面的研究主要是通过对能表现产业技术创新能力的要素, 与能体现产业国际竞争能力要素之间的相关关系而展开的。其中, 学者们的研究思路主要分为两种: (1) 在现有产业国际竞争力理论体系的基础上, 加入技术创新能力要素并将其演化、扩展, 通过研究技术创新能力影响其他要素继而影响产业国际竞争力和技术创新能力直接影响产业国际竞争力, 继而得出包含技术创新能力的新的产业国际竞争力评价体系; (2) 在原有理论的基础上进行假设, 通过数学模型进行实证检验后, 得出技术创新能力与产业国际竞争力之间的关系。
最早将技术创新能力纳入经济学研究范畴的, 是创新经济学之父J.A.Schumpeter。他认为生产技术的革新和生产方法的变革在资本主义经济发展过程中起到了至高无上的作用。Fagerberg (1988) 通过实证分析一国专利拥有数、国内R&D经费投入增长量和人均GDP之间的相关关系, 得出技术创新能力与国际竞争力之间存在很强的正相关关系[1]。Agosin & Machado (2005) , Alvarez & Magana (2007) , 对众多发展中国家 (地区) 工业化过程中, 影响国际竞争力的因素进行了分析研究。其中, 类似韩国、中国台湾的地区, 都会将发展的重心放在培养国内企业的技术优势;而类似马来西亚、泰国的国家, 更多的是提高低端劳动密集型产品的出口和技术升级。尽管被研究国家的具体国情各不相同, 研究结果也不经相同, 但这些结论都有一个共同点:具有内向型技术转移特征的经济体经济发展水平都能赶上, 甚至超过那些不具该特征的经济体[2]。Isabel Alvarez, Raquel Marin (2013) 基于发展中国家高技术产业的面板数据, 通过跨国公司的并购行为, 技术创新和引进吸收这两方面, 运用GMM模型分析研究了技术创新能力对高技术产业国际竞争力的影响。他们认为, 技术创新能力, 尤其是一国的创新能力体系对产业的国际竞争力存在很强的正向相关, 这种关系在处于中等收入阶段的发展中国家表现更为明显[3]。
目前国内对这方面的研究还较少。周叔莲、王伟光 (2003) 从所有权结构、企业规模、技术创新3个维度, 对影响我国高技术行业出口的因素进行研究发现, 研发投入和专利申请这两个技术创新因素对高技术产业出口的影响最为显著[4]。沈亚军、王宁 (2006) 通过实证研究我国高技术产业研发投入、专利申请数、科技研发人员比重同贸易竞争力指数 (TCI) 之间的关系, 发现技术创新对我国高新技术产品出口起到了明显促进作用[5]。计国君 (2007) 在《我国产业科技创新与国际竞争力研究》一文中, 通过比较我国同其他发达国家在研发投入、研发支出结构、研发人员数、CII、专利强度、技术密集型产业出口额等指标上的差异, 得出结论认为技术创新能力对于产业国际竞争力是十分重要的, 并基于上述指标提出了一套我国产业技术与创新竞争力的评价指标体系[6]。
尽管国内外学者在技术创新能力对产业国际竞争力这一问题上的研究方法、研究指标、研究样本对象等有所差别, 但他们都得出了同样的结论:技术创新能力对产业国际竞争力有重要的正向影响, 尤其是在发展中国家、技术密集型的产业上。
2 数据来源、样本选择
2.1 数据来源
2.1.1 确定获取专利数据的数据库
当今世界主要专利数据库数量较多, 但主要分为两大类: (1) 由各国和地区政府组织建立的官方专利数据库, 如:中国国家知识产权局专利数据库, 美国专利与商标局专利数据库, 欧洲专利局数据库, 世界知识产权组织专利数据库等; (2) 由信息公司建立的商业化数据库, 如:德温特专利数据库。考虑到本文研究中国风电产业的国际竞争力, 需要对通过各国相关的专利数据进行横向比较分析, 同时考虑相关数据的可获得性, 故本文主要采用德温特专利数据库为数据来源。
2.1.2 确立发明专利检索方式
专利检索有多种方式, 在大多数专利数据检索平台上, 都提供了表格检索、高级检索、IPC分类检索和逻辑条件检索等检索方式。为了尽可能准确、完整地检索到风电产业的相关专利技术, 我们主要按关键词进行专利检索。
2.1.3 确立关键词
为了使关键词能最大程度的涵盖风电产业的相关技术, 本文根据世界知识产权组织 (WIPO) 、欧洲专利局、美国专利商标局的专利分类查询系统, 查找出与风电产业相关技术的关键词。同时由于使用的是德温特专利数据库, 在使用关键词查询的同时, 还根据其特有的德温特分类代码DC, 进一步刷选相关专利信息。最终确定的检索表达式为:
资料来源:根据DII检索方式编辑
2.1.4 数据提取与筛选
通过上述检索表达式在德温特专利数据库进检索, 总共获得56692条专利检索信息, 其中去除同族专利数、已过专利保护实效的专利和非相关专利, 最终获得相关的专利信息35791条[7]。
2.2 样本选择
目前世界上已有42家专利机构, 包含的超过80多个国家和组织的相关专利发明信息被收录至德温特专利数据库中。从检索结果中发现, 申请相关专利的国家总数较大, 但其中占检索专利总数份额超过1%的只有12个国家 (其中的苏联已解体, 并且其专利中大多数保护期将失效) , 它们持有的专利数量已占到检索总量的96.9%, 其余国家的数量相对已经很少, 同时考虑到专利到商业化并产生经济价值这个过程的转化率并不高, 要想通过专利获得技术优势、市场优势和较高的经济回报, 需要有大量的专利基础才可能实现。将其余国家也划入分析范围, 已没有实质性的必要和意义, 因此本文选取专利数量排名前十的国家作为研究样本, 比较分析我国风电产业的技术创新能力。
数据来源:DII专利数据库统计整理
3 全球风电技术发展现状
数据来源:WWEA, DII数据统计整理得出
从全球风电产业专利数量的时间变化来看, 其整体都是在快速增长的[8]。从图中可以看出, 新增装机容量也保持了同步快速增长, 这一定程度上依赖于技术创新新能力的提升。
对检索专利的国际专利分类号 (IPC) 进行时间序列分析可以发现, 全球风电产业的技术创新主要集中于风力发电机。包括它的机械转动、传动, 机电转化, 机电控制等部分。虽然发电机只占到风力发电机组成本的5%, 但它对风机的电能生产效率、故障维修率等关键性能有决定性的影响。同时随着风电产业向大规模机组、海上风电机组发展, 需要新的风电机组来满足需求, 因此其一直成为研发的重点。而同样占到了风电机组成本5%左右的风机控制系统也是近年来的研发热点, 因为它不仅进行机组的并网、脱网控制, 还要根据风速、风向的变化对风机进行优化控制, 以提高机组的运行效率和发电量, 它对风电机组的重要性是不言而喻的。作为目前兆瓦级风机传动链中最薄弱的齿轮箱, 由于其易过载、过早损坏利率较高, 直接影响风机发电效率, 而其养护、维修成本也较高, 同时海上风机面对复杂的海洋环境的影响, 需要它满足更高的技术要求。这直接关系到风机的性能, 是风电企业增强其产品竞争力的关键, 因此对它的研发力度也不断加强。作为风电机组关键核心部件的叶片, 占据了总成本的15%～20%, 对其制造成本的控制是降低风电机组总造价的重要途径, 能够提升产品的价格竞争力。总的来说, 伴随着风电产业向大功率机组、海上风电机组发展, 其技术创新动力不断增强。
数据来源:DII专利数据统计整理, 国家知识产权专利局
4 我国风力发电产业的技术创新能力分析
国家技术竞争力 (National Competitive Index, NCI) 指标, 是由印度Parthasarathi Banerjee, B.M.Gupta, K.C.Garg率先提出来的一组指标[9]。在他们看来:专利数量和专利技术涉及的主题分布方式描述了国家的能力和企业的竞争力。因此, 专利统计的意义在于预测未来技术研究内容、数量和技术领域的变化, 掌握相应的战略数据。
从本质上来说, 竞争指标描述的是技术竞争的状况。如果将分析的内容限定于一个特定的产业, 并将比较的对象设定为不同国家, 那么也可以用来分析比较不同国家在同一产业领域的技术竞争力, 从而了解到各个国家在该产业的技术发展现状、技术发展趋势, 预测其未来的发展能力。通过这组指标, 可以从整体上衡量一国在特定行业的整体技术竞争力。
4.1 创新活动指标
专利增长率 (Patent Growth Rate, PGR) 指标。该指标测算的是专利数量增长随时间变化的百分率, 可显现技术创新随时间的变化是增加还是迟缓。专利增长率计算公式如下:
其中, PN1是指近期专利数量, PN0是前期专利数量, 而一期指的是技术革新的周期。根据不同行业技术特征的不同, 对应的技术变革周期也不同, 一般周期在2～5年。通过对风电产业技术特征的研究, 考虑到其从研发到产出、再到产业化、最后到新技术的出现之间的周期较长, 所以选择周期为5年。
数据来源:利用DII统计专利信息计算得出
从表4可以看出, 在近10年的发展中, 我国风电企业在专利申请上的投入呈现爆发式的增长, 在世界各国中发展最快。这主要是两方面的原因: (1) 技术瓶颈一直阻碍着我国风电企业的发展, 核心技术需要完全或部分依靠外国企业, 国内企业为了自身的发展有很强烈的愿望和动力去进行相关技术的研发和突破。通过对我国风电上市公司年报的分析可以发现, 这些公司的研发费用支出正逐年提高。同时, 为了保证企业自身科研成果的经济价值, 企业都加快了对相关技术的专利申请; (2) 通过对专利信息的分析发现, 在我国新申请的专利中, 存在很多仅是对国内外相关技术专利进行改进、风电设备外观设计等的申请, 这些技术与设计的研发设计投入不多、周期较短。因此出现了我国风电产业在相关专利数量上的激增。与此同时, 丹麦和西班牙的增长也较为迅速, 这主要是由于丹麦是近代风力发电的起源国, 其国内有较为完善的风电基础设施、风电研究机构和人才, 吸引了世界许多风电企业到丹麦设立了研发机构, 国内企业运营经验丰富、技术积累雄厚, 并通过区内各国企业之间的知识转移, 促进了丹麦风电企业的研发效率与速度;而西班牙作为世界第四大风电市场, 拥有全球最大风力发电场Iberdrola、最具实力的风力发电机制造商和开发商, 在市场巨大需求的刺激下, 具备强劲技术基础的西班牙风电企业也加快了将风电研发成果转化为专利。
4.2 国家专利竞争指标Mci
其中, ANi (j) 为某年授予某国的专利数, ANn-1 (j) 为某年授予其他国家的专利数, AN
数据来源:利用DII统计专利信息计算得出
通过表5的数据可以看出, 我国风电产业专利竞争指标在起初是远低于发达国家最低水平, 而在2008年之后才有明显提升, 但与发达国家最高水平仍有很大差距。这表明:我国在风电技术领域的技术创新活动起步较晚、基础较差, 在国家政策的支持、引导, 国内市场急速扩张的刺激下, 国内风电企业开始投入到技术创新活动, 技术创新能力逐步提升。但由于资金、人才、技术基础等创新条件的不足, 我国在风电产业的技术创新能力仍然落后于发达国家。同时, 通过对比其他国家的变化趋势还可以发现, 我国风电产业对于技术潜在发展方向的判断与掌握能力也较弱, 表现在相关技术热点的发现晚、研发投入迟、创新成果滞后上。这直接影响到风电企业产品的竞争力, 继而影响整个产业的竞争力。
5 提升我国风电产业技术创新能力的5点建议
综合以上的分析可以发现, 风电产业作为一个技术密集型的产业, 技术创新能力直接影响到产业内企业的发展。而技术创新活动需要投入大量的资金、人才、设备, 并且持续时间长, 最后能否带来经济回报还依赖于技术转化率, 它带有很高的投资风险。要想企业能够投入到创新活动中, (1) 要有充足的市场需求来保证企业的产品能够被很好地消化, 同时通过分析各国风电产业政策发现, 风电市场非常容易受到政府政策的影响。 (2) 要有良好的环境和制度设计来保护企业的技术创新成果。如果一个国家能够很好的保护技术技术创新成果, 这样企业就可以利用这些成果获得丰厚的经济回报, 并继续投入到技术创新活动中。通过这一良性循环是企业始终保持竞争力, 不断成长。反之, 若企业的创新成果得不到保护, 就不会有人再愿意去创新。与此同时, 考虑到专利技术的转化率的影响, 本文提出以下关于提升我国风电产业技术创新能力和产业国际竞争力的建议。
5.1 实施三位一体的专利战略
建立从国家层面、产业层面、企业层面三级的专利战略体系。在国家层面, 首先不断改善我国专利审查与授权指制度和加强专利管理;通过知识产权及创新的相关立法为专利战略提供强有力的保障;继续开放和营造国际化的专利环境, 遵守和灵活运用国际知识产权规则, 积极参与国际知识产权新规则的制定, 掌握规则的国际话语权;考虑到风电产业的国际贸易特点, 国家应在国际贸易中以坚定、强势的态度确保专利战略能够良好实施;构建专利信息平台, 运用国家资源及时、全面获取国内外最新的专利技术信息;借鉴国外先进经验, 加强知识产权教育和培训, 提高国民的专利意识。
在产业层面, 建立产业技术创新联盟, 组成一个利益共同体, 共同开展共性技术的研究开发、共享专利, 有效提升企业的技术水平和竞争能力。促进我国风电产业内以及跨行业的资源整合与共享, 完善风电产业链, 推动建设完善的标准和知识产权体系, 搭建信息交流、技术合作、市场应用的公共服务平台, 加强与政府部门和相关产业界的沟通, 支撑风电产业的健康发展, 提升整体竞争力。
在企业层面, 制定各自企业从技术开发、专利申请、专利运用、技术引进与输出、技术标准化各阶段的专利战略。从以上的分析和对专利信息的研究发现, 尽管我国在风电专利拥有数量和增长速度上占有很大的优势, 但一些核心技术仍旧依赖于国外的进口或者专利授权, 国内的新申请的专利中, 有较大部分申请是对现有技术的简单改良、产品外观的设计, 这些专利的创新性和实用性较差, 并不能提高风机发电的效率或降低相关风电设备的成本, 没有商业化的价值。而对类似风机发电机、叶片、轴承、变速器等核心部件的关键技术并未有较大的突破。因此, 在下一步企业应该将精力更多的投入到实用创新型的核心技术的研发设计中。同时, 企业应当将专利的规划提升到战略高度, 通过对全球最新技术、最新专利, 以及竞争对手技术、专利变化状况的及时了解, 掌握全球风电业的技术发展趋势、洞悉竞争对手的发展战略, 并在相关专利信息的分析研究基础上, 预测未来技术的发展点, 从企业战略角度制定长远发展规划, 抢占未来技术制高点, 促进企业高效、可持续的发展。俗话说“三流的企业卖产品、二流的企业卖技术、一流的企业卖标准”, 我国风电企业不仅要提升自身的技术创新能力, 更要积极参与到产业国家、国际标准的制定中, 从最根本上提高企业的国际竞争力。
5.2 利用后发优势, 赶超发达国家
根据技术后发优势理论, 发展中国家经济、技术、人才等要素资源较为不足, 科技实力远远落后于发达国家, 然而他们也因此具有无法比拟的后发优势。对于我国风电企业, 可以利用国外先进的专利技术提升技术创新能力。
5.3 加强校——企——研合作, 扶持科技中介机构, 提高研发成果的转化率
通过对相关专利的内容进行详细了解发现, 有近1万多项专利的所有人是各国的高等院校、研究所, 而其中有一定数量的企业作为专利的共同所有人。相比于其他国家, 这些专利中以我国企业作为共同所有人的数量很少, 绝大多数所有人只是我国的高校和研究所。高校、研究所作为科研单位, 在技术研发方面具有较强的技术、人才、仪器装备等的优势, 却缺少相关技术商业化所需的资金、厂房、设备、人员、运营管理等, 而风电企业恰好相反, 因此我国风电企业应当进一步加强和高校、研究院的合作, 通过定向培养风电技术人才、合作开发风电项目、成立产业科研联盟等方式, 继续走好产——学——研结合的发展道路。
同时应当在产业内扶持建立科技中介机构, 如技术咨询或经纪公司、大学和研究机构的技术转移办公室、产业孵化器、技术评估组织、技术测试和示范机构、知识产权评估机构、风险投资机构, 为产业技术创新和技术产业化提供信息咨询和技术支撑服务。
5.4 政府充分利用资源, 为产业发展提供良好环境
政府作为产业政策的制定者, 应当继续利用自身的资源, 结合我国风电产业的特点为企业提供更加合理、优惠的产业政策, 降低企业的生产成本、经营成本, 促进企业的发展。借鉴国外先先进经验, 在政策的制定上, (1) 要为风电企业的研发投入给与适当的补贴; (2) 要为风力发电企业提供上网电价补贴; (3) 政府还要在了解风电产业技术发展趋势的基础上, 为相关企业在核心技术上的研发投入给与政策支持。同时在涉及相关重大技术的研发上, 可以设立国家级、省级、市级的专项科研基金, 通过整合各方资源, 为企业技术创新提供优良的内部环境。
近年来我国产品出口已越来越多的受到其他国家的贸易争端, 2012年12月美国商务部就做出终裁决定, 向中国输美风电塔筒征收44.99%～70.63%的反倾销税, 以及21.86%～34.81%的反补贴税。我国企业在相关贸易法律和申诉过司法诉讼程序等方面经验、人才极度欠缺, 也无法承受长期高昂的诉讼费用, 因此屡次遭受了不公正的贸易制裁。政府可以用司法援助、费用支持、组织产业贸易争端律师团等多种方式, 保护国内企业在国际贸易中的合法权益。
5.5 设立风电产业技术创新基金, 为产业发展提供资金支持
风电产业不仅技术密集, 而且技术研发创新需要大量的资金支持。全球风电产业近几年爆发式增长, 使PE等风险投资企业开始争先恐后进入风电市场, 为市场带来的充足的资金支持。然而从投资模式来看, PE都是将资金投注于有发展潜力的企业并使其向IPO发展, 或是已经处于PRE-IPO的企业, 通过上市后套现退出企业来获得高回报。但去年以来产业状态低迷, PE的投资回报率从最高的184倍 (华锐风电) 将至2012年行业平均1.5倍[10], 这大大降低了这些企业的投资热情。所以对于产业的健康、持续发展来讲, PE这种类似投机的投资方式并不有助于企业真正的成长, 它更看重的是短期的资本溢价, 而不是企业的长远发展。而通过设立风电产业技术创新基金, 将资金投资于产业内具有技术、研发能力强的优质企业, 促进企业的技术创新, 并借助于基金平台推动技术创新成果的产业化。通过早期进入、长期持续投资, 来获得资产的增值, 以真正的价值投资获得更稳定、更持续、更高的投资回报, 并继续将收益投入到新的技术研发中, 形成良性发展的闭环, 使二者不断发展。
参考文献
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风电评价 篇9
风能作为一种可再生、无污染等能源, 是新能源中具有极大发展潜力的一个领域, 正日益受到各国政府的重视, 在世界范围内都得到广泛的开发和应用, 也是我国鼓励和支持开发的清洁能源, 发展潜力巨大。
按照《建设项目环境影响评价分类管理名录》中关于风电项目的要求, 总装机容量50000千瓦以上的风力发电, 涉及环境敏感区的应编写报告书, 其他风电项目应编写报告表。本文以安徽省桐城黄甲风电项目为例, 来探讨风电项目开发过程中风力发电选址的论证。
本项目拟在安徽省桐城市黄甲镇至大关镇 (升压站位于吕亭镇) 开发建设桐城市黄甲风电场, 电场分两期建设, 本项目 (桐城市黄甲风电场项目) 为一期工程, 总装机容量49.5MW, 本工程拟安装33台单机容量1500k W的风力发电机组, 并同期建设1座110k V升压站。
2 拟建风电场与升压站的地理位置
2.1 拟建风电场地理位置
拟选风电场区域位于安徽省桐城市西北部, 黄甲镇至大关镇 (升压站位于吕亭镇) , 东经116°46'~117°9', 北纬31°01'~31°19'之间, 区域地貌为中低山。风场区域海拔480~1040m, 山区植被较茂密, 部分山脊较窄。
2.2 升压站地理位置
升压站站址选定在风电场东南面的山坡地上, 高程在240~265m之间。升压站距离最近风机F22的直线距离约3km, 距离最远的风机F01的直线距离约9km。
3 拟建风电场平面布置
3.1 风机点位布置
根据场址风能资源分布和地形实际条件, 在控制尾流影响的同时兼顾工程投资, 进行风电场风机布置。风电场风机大致呈西南至东北呈线状分布。
3.2 升压站平面布置
按地形将升压站布置成狭长型式, 由东南向西北方向依次布置为:110k V配电装置、35k V配电间、SVG变压器及电容器、SVG控制室、二次设备室。施工变、接地变、油品库依地形布置。
3.3 集电线布置
本项目集电线路总路径长度约23km, 其中约20km采用地埋电缆方案, 剩余约3km段因山势较陡, 采用架空线路。
4 风电项目选址分析
一个风力发电场能否取得良好的效益, 选址至关重要, 同时应对风力发电场各阶段环境影响进行预测, 提出相应的防治措施, 主要有以下几个方面:
4.1 风力资源丰富
根据相关资料的研究, 风力发电场选址的首要条件是必须风能资源丰富, 年平均风速在5m/s以上, 30m高处的有效风力时数在6000h以上, 有效风能密度在240w/m2以上时才时候建设大型风电场[1]。
风力发电场选址的首要条件是必须风能资源丰富, 年平均风速在5m/s以上, 30m高处的有效风力时数在6000h以上, 有效风能密度在240w/m2以上时才时候建设大型风电场。本项目风电发电场选址拟建风电场位于安徽省桐城市西北部山区, 东经116°46'~117°9', 北纬31°01'~31°19'之间, 风电场区域海拔高度为480m~1040m。根据桐城气象站及桐城市黄甲风电场项目工程在拟建风电场建设范围内设置#7231测风塔测风数据。依据GB/T18710-2002《风电场风能资源评估方法》中风功率密度等级划分标准 (以50m高度为标准定级) 以及中国气象局《风能资源综合评价技术要求》中对70m高度评定标准的补充, 50m高度平均风功率密度处于200~300W/m2区间, 70m高度平均风功率密度处于230~345 W/m2区间, 应用于并网型风力发电的风电场等级均为2级, 可以满足该条件[2,3]。
4.2 风力发电场湍流程度小
湍流是流体的一种流动状态。当流速很小时, 流体分层流动, 互不混合, 称为层流, 也称为稳流或片流;逐渐增加流速, 流体的流线开始出现波浪状的摆动, 摆动的频率及振幅随流速的增加而增加, 此种流况称为过渡流;当流速增加到很大时, 流线不再清楚可辨, 流场中有许多小漩涡, 层流被破坏, 相邻流层间不但有滑动, 还有混合。可见风场湍流程度越大, 就越会影响风力发电机的出力, 还会使风力发电机产生振动和受力不均, 降低风力发电机发电寿命, 严重时还会造成浆叶飞出、风机倒塌的事故。
#7321测风塔各高度平均湍流强度基本接近, 在0.21~0.24。相比而言, 15m/s风速段湍流强度较相同高度全风速段湍流强度小得多, 数值在0.09~0.1, 不同高度湍流强度基本接近。风电场区域湍流强度较小, 有利于风电机组运行。
因此拟建风电场区域湍流强度较小, 有利于风电机组运行。
4.3 风速垂直切变小
风速的垂直切变是指垂直于地表方向上风速或风向随高度的剧烈变化, 强烈的垂直风切变变的也会影响风机的发电效率。
#7321测风塔观测年度各高度日平均风速实测值, 采用幂指数方法, 算得其风切变指数为-0.007, 可能与测风塔海拔较高及其周边地形复杂, 总体来看, 模拟结果与各高度实测风速基本一致[4,5]。
4.4 风电场区域风向应稳定
稳定的风向可以提高风能的有效率, 从而提高发电的效率。
#7321测风塔10、70m高度主导风向均为N, 风向主要集中在N-NNE扇区, 风能密度则主要集中在SSW-SW和N-NNE扇区。具体情况如下图。
4.5 风电场所在区域地质气候稳定
强风、雷电、泥石流、地震等自然灾害都会对风电场存在负面影响。本项目风机位置风机位置位于中低山区域, 下伏基岩上太古界片麻岩和白垩系花岗岩等等。升压站备选站址位于丘陵地区, 地层主要由第四系残积积土及少量冲积土, 丘陵区的沟渠、池塘底部分布有淤泥质粉质粘土及软塑~可塑偏软状粉质粘土。进场和站内道路涉及的范围较广, 基本覆盖了所有中低山和丘陵区, 地层结构兼有两种地貌条件的地层结构类型。同时根据《中国地震动参数区划图》 (GB18306-2001) , 项目区未来50年超越概率为10%时, 桐城市地震动峰值加速度为0.10g, 相当于地震基本烈度为Ⅶ度。在近场范围内没有破坏性地震的记载, 对场地造成主要影响的是来自于近场区以外的一些中强震, 地震对场地的最大影响烈度为7度。近场区内现代小震活动较弱。拟选的风电场场地具有稳定性, 适宜建设。因此地质结构相对稳定, 泥石流, 地震的可能性小。
风电厂拟建区域内气候温和、风能资源丰富。桐城平均气温为16.0℃, 年平均气压1006.8h Pa, 年降水量1266.8mm。有相应观测记录以来, 桐城站最大风速为32.0 m/s (出现在1985年) , 极大风速为30.9m/s (出现在2004年, 当年最大风速为21.1m/s) 。因此风能较为稳定。
针对雷电的可能, 因为具有偶发性, 可采取合理的避雷的方法, 雷电对风机的影响甚小。
4.6 风电场区交通通畅, 便于建设。
风电场在建设过程中风机等设备、建筑材料、电缆架设均需要进行运输。本项目在工程前期将新建进场道路29km, 改造进展道路2.5km, 方便车辆的运输和建筑的施工。同时风电场地貌为中低山, 地址条件可以进行土建施工。
4.7 风电场远离环境敏感区域
风电场在建设过程中, 施工期会产生的扬尘、噪声、废气等, 在运营期因噪声、光影、电磁等会对区域环境产生一定量的影响, 因此在选址过程中应远离环境敏感区域。包括自然保护区、军事设施和鸟类等动物迁徙通道等。
本项目所在区域不属于自然保护区, 附近也无军事设施。同时查阅相关鸟类迁徙的通道等资料, 如下图。风电场区域不在候鸟迁徙通道内。因此本项目风电场选址可以满足该条件。
5 结语
风电场选址首先应该能够满足风力资源相应的要求, 此外还应该考虑区域风场湍流程度、风速切变和风向稳定度等气候气象条件, 对于风机点位的确定对地质稳定性应符合相关规定。风电场布局和选址应从交通和建设以及周围敏感点分布等因素进行优化, 从最大程度上做到减少生态损失和环境影响, 并可减少相关经济投入。
参考文献
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