随着我国风电产业的高速发展，风电装机容量不断增长，风电发展重心从“三北地区”正逐步向内地低风速地区发展。越来越多的风电机组安装在山地，风能资源分布受复杂地形影响，局部气候差异较大，测风塔代表区域有限，难以准确评估风能资源[1]。在投资兴建以后，不少风电机组的实际发电量与设计指标存在相当大的差距。
通过考察已投入运行的四川凉山两个风电项目设计年发电量、年利用小时数等指标与机组实际运行的差距，找出产生差距的具体原因。并通过后评估找出问题，以达到为后期兴建项目积累经验；进一步优化设计；更准确地核算项目投资成本的目的。
1 某风电场风能资源后评估
1.1 风电场风能资源后评估
项目后评估是指在项目建成投产或投入使用一定时间以后，对项目的运行结果进行系统地、客观的评价，并以此确定预期目标是否实现，项目是否合理及具有效率。通过项目后评估，为未来的项目决策提供经验和教训，以实现投资项目的最优控制[2]。
风能资源评估有点评估和区域评估之分。风能资源点评估是指利用测风塔观测数据，运用数理统计方法对风能资源的各项参数进行直接计算评估；风能资源区域评估是针对区域，主要运用大气数值模拟技术，如：大气动力学和热力学基本原理等，研究近地层大气运动过程、地形地貌对大气运动产生的影响[3]。
风电场后评估主要指对一个已经投入实际运行的风电场进行全面评估，包括运行阶段的风资源以及运行阶段的风电场运行维护等情况，找出实际运行阶段与设计阶段存在的差距，同时进一步分析导致这些差异的原因[4]。
1.2 某风电场机组年利用小时数分析
四川凉山某风电场设计有三期项目，其中1期、2期已投产运行，3期项目还处于测风阶段。已投入运行的1期和2期项目分别处于两个山头。分别有1.5MW叶轮直径为93米的“弱风速型”直驱风电机组33台。两期项目机组2018年的利用率都在99%以上。2018年，机组运行数据的完整率等指标符合相关国家标准。
2018年，1期整个项目全年年发电量为1.2262亿千瓦时，实际单机年平均利用小时数为：2477小时。可研报告估算的项目年发电量为1.1392亿kWh，设计单机年平均年利用小时数为：2301小时；2期整个项目全年机组发电量1.1767亿kWh，实际单机年平均利用小时数为：2377小时。可研报告估算发电量为1.0516亿kWh，设计单机年平均年利用小时数为：2100小时。从2018年发电量来看，两期项目的实际运行状况，1期项目的实际单机年平均利用小时数高出设计值7.6%；2期项目的实际单机年平均利用小时数高出设计值13.2%。
因此，从整个项目整体来看，项目的实际运行年总发电量和单机年平均利用小时数都高于设计值。风能资源的区域评估符合设计要求。
再考察1期、2期的实际各机组年发电量和年利率小时数，如表1所示。
注：各机组的年发电量、年利用小时数和年平均风速等均来自各机组的运行数据。
1期的8#、9#、10#、11#、12#、13#、14#、15#、16，这#9台机组，2018年的利用小时数分别为：3219、3279、3094、3179、2822、3219、2978、3172、3073。远超过该项目的设计要求。年平均风速分别为：6.09、6.22、5.85、5.97、5.71、6.07、5.97、6.06、6.05。机组的年平均风速越高，年利用小时数则越高。与机组年利用小时数基本吻合。
风况资源好是这些机组的单机年利用小时数远超过设计值的主要原因。再具体看这些机组的机位特点。这些的机组安装机位，不仅地理位置高，没有障碍物阻挡，不受障碍物尾流的影响，而且，这些均在山脊上，在风的主导方向上，没有安装机组，所以不受其他机组尾流的影响。
而1期项目：2、3、17、18、19、20、25、26、27、28、29、30、31、32、33共15台，低于设计年利用小时数2301小时数；2期项目：35、37、38、39、60、61、62共7台，低于设计年利用小时数2100小时。这些机组的机位选择方面，或多或少地存在些问题，因此，单机年利用小时数达不到设计要求。
尤其是2期项目：60#、61#、62#，这三台机组，2018年的单机年利用小时数分别为：1593、1089、1312小时；年平均风速分别为：4.48、4.00、4.24。机组的年平均风速和年利用小时数均低于项目的设计要求。究其原因，这些机组机位的微观选址（前期风资源点评估）是存在问题的。它们处于山坳，平均风速低，风况极其复杂。主要问题有：这些机位远离前期风资源评估的测风塔，实际机位年平均风速远低于设计值，且受上游机组的尾流效应的影响，这使得机组年发电量进一步降低。
再从两个项目的前期资源评估总体来看，虽然，这两个项目的风电机组大都分布在山脊，而每个项目的33台机组的总跨度都在10多公里以上，但是，它们都分别只安装了一个测风塔，测风塔位置的代表性是存在问题的。因测风塔数量过少，则难以代表众多机位的风况条件，因此，对有的机位而言则，风能资源评估的偏差大；另一方面，这两个测风塔的安装时间只有整一年，所收集的数据少、测量时间短，是产生风资源评估误差的另一个重要因素。
2 项目后评估的经验与总结
2.1 测风塔的重要作用
2.1.1 安装测风塔位置的代表性
风电场设立测风塔的目的是为了能准确反映将来风电场内的资源情况，为风电场的风能资源评估和机组机位的微观选址提供数据支持[5]。因此，风能资源评价是否准确，微观选址是否合理，主要决定于测风塔的位置是否具有代表性，确保能代表该区域内所布置机组机位的风况。安装测风塔的位置代表性通常指：地形代表性与地貌代表性。
地形代表性是指测风塔安装的地形类型区域，与它能代表的机位地形类型区域相同。因此，我们不能用一种地形类型的测风数据去推算另一种地形类型的风况；地貌代表性是指安置测风塔的地貌特点应反映出风电场布置机位所具有的地貌。若采用测风塔处地貌的测风数据去推算与之相异地貌机位的风况，则可能产生很大的偏差。
通常，任何一个山地风电场，地形类型大致包括：狭口加速地形、隆升地形、背风地形、正压地形等四种地形。所以，测风塔的安装应考虑海拔变化、坡度变化以及植被变化等各种地形变化。分别在不同地形类型、不同海拔、不同植被区域安装不同的测风塔[6]。在不同地形下，测风塔所代表范围的参考半径，如表2所示。
2.1.2 测风塔位置选择的注意事项
复杂地形测风塔的位置选择是相当关键的。在设立测风塔时，应注意以下几个方面：
第一、设立测风塔地点的风况，应代表风电场风资源的风况，在可利用风资源可能最好的位置和风资源最差的位置区域，均需设置测风塔，以便全面掌握风电场风资源状况。
第二、测风塔四周应处于开阔地带，尽量远离林区，且无高大建筑物、树木等，同时，到单个障碍物的距离应高出障碍物高度的3倍以上，与成排障碍物保持的距离应在障碍物最大高度的10倍以上。尽量使测风塔四周的粗糙度最小。
第三、沿山脉走向的山脊上设立测风塔时，如四周地形起伏不大，则尽量放在缓坡上。
第四、测风塔所选区域的湍流强度最小、水平偏差及入流角绝对值最小。
第五、测风塔需建立在风电场主导风向的上风向位置。对我国来说，众多山地大都属于季风性气候。冬季为迎风面的山坡，而在夏季则可能成为背风面，因此，在可能安装风电机组的季节性坡面上均需设置测风塔。
第六、为避免“塔影效应”，即：塔体对测风精度的影响，在测风塔的轮毂高度上，受季风影响较为明显的区域，在两个季节性迎风面上均需安装测风仪[7]。
2.2 应准确预测风电场长期风资源状况
年平均风速变化和风速频率分布对预测和评估机组及风电场的年发电量非常重要。关系到年发电量评估是否准确的问题。
由气象站长时间观测数据发现，如果仅用测风塔1年的现场测风数据，去推测某个机位或风电场长时间的风速状况，很可能引起的误差很大。现场数据越少，越容易产生误差。在风速较低的区域，风速变化对发电量的影响就更加明显，所以，测试时间短，且数据少而产生的预测误差就更大。
通常，年平均风速误差10%，那么，发电量预测误差可能达到20%。与之相反地，如果采用3年的现场测风数据来代表当地的长时间风速状况，平均风速和年发电量与长期平均值之间的误差就会很低，只有3% 和4%。因此，精准地预测现场长时间风况，对于评估规划风电场的发电量至关重要。
2.3重视各机位的微观选址
各机位机组的年利用小时数与微观选址密不可分。一般风电场选址需要两年时间，使用测风塔和评估软件等对选址内的风资源分布情况进行详细勘察。国内外的经验教训表明，由于风电场选址的失误造成发电量损失和增加维修费用等将远远大于对场址进行详细调查的费用。因此，风电场选址对于风电场的建设是至关重要的[8]。
在微观选址时，仅有气象资料提供的风速、风向数据是不够的，一般要在装机地点附近有代表性的位置用(一个或多个)测风塔进行一年以上的现场测风，测量风向、风速、温度和湍流强度等。然后根据这些测量数据，利用软件评估整个风电场的风资源分布情况。如果地形复杂，则需要布置多个测风塔,通过测风塔和模拟软件的评估，可使风资源评估误差在5%以内[8]。
为避免风电场微观选址失误，对复杂地形条件下的资源评估要做到精细化。在选址和机位布置上必须达到更精准程度，测风塔可能需要立得多一点、测风时间长一点，再加上激光雷达测风，适应性更好的风资源评估软件，业内在做评估分析的时候，要做得更专业一些，进而对资源掌握得更加精准。
低风速风电场大多地处山地，风况和地形条件复杂，不同机位之间的风况差别很大，如超过一种机型的承受能力，则应按照各机位的风况条件选择多种机型与之相对应[9]。
2.4 降低尾流效应提高发电量
2.4.1 尾流效应及湍流的不利影响
随着风力发电技术的发展，超大型风电机组的发电容量迅速扩大，意味着更高的塔架设计和更长的叶片设计。叶片的加长，使得扫风面积增大，尾流区也随之增大；同时，塔架的增高，使得尾流效应的性质更加复杂。研究表明，对于大型风电机组，尾流效应的作用是不能忽视的，它对风机的承载部件的疲劳载荷的增大有着重要影响，并且对风电机组输出功率特性也有显著影响[10]
目前，复杂山地风电场较多，较高的湍流强度是复杂风电场的主要特征之一。湍流强度增强了山顶的地形加速效应，并在下风坡以更快的速度衰减，而风电机组的存在加强了这一效应。沿着机组排布很窄的风向区间内，发电量降低非常显著。当风向偏离排布线后，发电量损失随着风向变化快速减小。
2.4.2 减小尾流效应提高发电量
影响尾流效应的物理因素主要有：地形；风速风向；机组排列方式；机组之间的间距[11]。位于下游的机组在发电量上受尾流的影响较大，且丘陵地区地形地貌对发电量影响较大。通过数理统计分析得出尾流增大1%，年利用小时数减小24小时[12]。
斯坦福大学近日公布了一项最新研究成果，可以显著提高风电场发电量，尤其对于低风速地区的风电场。通过操控风电机组尾流方向，即采用机组偏离主风向的控制技术能够使特定风电场的发电量大约增加50%[13]。项目研究者，来自斯坦福大学土木、环境和机械工程教授John Dabri表示：“为了实现可再生能源发电的全球目标，我们需要找到从现有风电场获得更多能源的方法。一直以来，风电场研究的重点一直是风电场中单台风机的性能，但实际上应该考虑整个风场，而不仅仅是其各个部分的总和。”
在使用“尾流转向”的策略后，前排机组的发电量会降低，但由于尾流效应的减小，后排风机的发电量显着增加。特别是在低风速地区运行的风场，大量机组在原本输入极低的风速条件下，局部位置的机组发电量提高了72%。“尾流转向”也有助于风电场的电力输出更加平稳，降低机组的机械疲劳载荷[13]。
因此，为了减小尾流效应提高发电量。一方面，通过对风电场尾流效应的研究，兴建风电场确定机组机位时，选择机组之间的最佳距离和排布方式，使机组之间的相互影响最小；另一方面，在机组投入运行时，通过调整偏航角度却有助于整个风场总体的发电量。
由于尾流的存在，机组之间必须保持一定的距离，调整上游机组的偏航角度，既是出于提高发电量的考虑，也是机组安全运行的需要。风电机组正在变得越来越大，叶片也越来越长，对机组尾流效应的研究就显得越来越重要。
3、结论
由于风能资源的不确定性以及风电场地形的复杂性，导致风能资源成为影响风电场效益的主要原因。因此，开展基于风能资源的风电场后评估能从多种可见因素中寻找设计与实际运行产生差异的因素，减少在风电场设计阶段可能出现的可避免因素，缩小设计效益与运行效益之间的差异，提高风电场收益。
