一种基于AHP方法的复杂地形风电场发电量折减系数差异化取值方法技术

本发明专利技术公开了一种基于AHP方法的复杂地形风电场发电量折减系数差异化取值方法。本发明专利技术拟应用AHP方法，将提供复杂地形风电场发电量折减系数取值的准确性为目标层，以水平距离、垂直高差、山脊走向偏差、风速分区误差等4项为准则层，以各机位点的得分为方案层，通过构建层次结构模型及比较判断矩阵，从而综合出各机位点的最终得分，并据此进行折减系数取值。并据此进行折减系数取值。并据此进行折减系数取值。

【技术实现步骤摘要】
一种基于AHP方法的复杂地形风电场发电量折减系数差异化取值方法


[0001]本专利技术属于风电场发电量计算领域，应用于复杂地形风电场发电量计算环节中的折减系数取值，主要在于可以结合具体项目给出适合本项目特点的各机位的折减系数取值，实现了折减系数取值的差异性和针对性。

技术介绍

[0002]在风电场发电量计算过程中，通常的程序总体是“1收集测风数据并进行代表年订正”—“2建立发电量计算模型并计算”—“3输出各机位发电量理论值”—“4确定发电量折减系数取值”—“5确定发电量设计值”，其中“4确定发电量折减系数取值”直接影响风电场设计发电量，并由此判断项目的经济性指标，进而为决策者对项目建设与否提供决策支持。
[0003]目前多数风电场在发电量计算中，折减系数只取一个值，如取75％，以一个单机容量为3MW的风机为例，如该机位的理论发电量为9000MWh，则按75％的折减系数考虑后，其设计发电量则为6750MWh，对应的设计年利用小时数为2250h。
[0004]但是复杂地形的风能资源分布跟水平距离因子、垂直高度、山脊走向偏差密切相关。理论上，风电场拟布置风机位处的折减系数应随以上各类因子分布的差异而取不同的折减，才是比较符合项目实际的发电量折减方法。
[0005]从已投产的各类复杂地形风电场实际发电情况看，不同的海拔高度、不同的水平距离和不同的山脊走向偏差之间风速分布差异较大。目前行业内对发电量取值环节中普遍认为应增加“风能资源评估及软件计算不确定性误差此项折减”，但往往此项折减全场均为一个值，即大致将风电场按地理位置划分成几个区域，之后每个区域取一种折减，而其中区域的划分和折减取值基本是凭经验判断，缺少数学的理论方法做支撑，即无法实现高精度，同时也因为没有形成系统方法导致无法推广。

技术实现思路

[0006]本专利技术要解决的技术问题是提供一种应用于复杂地形风电场发电量计算环节中折减系数取值的方法，结合具体项目给出适合项目特点的各机位的折减系数取值，实现了折减系数取值的差异性和针对性，并且该方法可实现数字化并形成分析系统。
[0007]为了达到上述目的，本专利技术所采用的技术方案为：
[0008]一种基于AHP方法的复杂地形风电场发电量折减系数差异化取值方法，包括以下步骤，
[0009](1)选择测风数据，根据中国国家能源局行业标准NB/T31147
‑
2018“风电场工程风能资源测量与评估技术规范”中国国家标准GB/T18710
‑
2002“风电场风能资源评估方法”进行数据整理及代表年订正，形成发电量计算的时间
‑
测风数据；所述发电量计算的时间
‑
测风数据包括输入测风数据文件、地形高程文件、粗糙度文件中的一种或多种组合；
[0010](2)利用METEODYN WT4.7软件和步骤(1)获得的所述发电量计算的时间
‑ꢀ
测风数
据，建立发电量计算模型，设置模型参数，计算网格的最小水平分辨率 25米，最小垂直分辨率4米，水平扩展系数1.1，垂直扩展系数1.2，垂直参数 0.7，森林冠层模型为稳健模型，热稳定度等级为中性稳定；
[0011](3)将步骤1)中的时间
‑
测风数据输入到METEODYN WT4.7软件，进行风机位排布及发电量计算；
[0012]输出各测风塔和风机位的水平X、Y坐标、海拔高度、自由风速和理论发电量；
[0013]假设风电场有n台风机、m座测风塔，输出参数为：
[0014]风机坐标值：(FJ1_X,FJ1_Y),(FJ2_X,FJ2_Y),
…
,(FJ
n
_X,FJ
n
_Y)；
[0015]风机海拔高度：(FJ1_H,FJ2_H,
…
,FJ
n
_H)；
[0016]风机位处风速：(FJ1_V,FJ2_V,
…
,FJ
n
_V)；
[0017]测风塔坐标值：(T1_X,T1_Y),(T2_X,T2_Y),
…
,(T
m
_X,T
m
_Y)；
[0018]测风塔海拔高度：(T1_H,T2_H,
…
,T
m
_H)；
[0019]测风塔位处风速：(T1_V,T2_V,
…
,T
m
_V)；
[0020]风机位处理论发电量：(FJ1_EP,FJ2_EP,
…
,FJ
n
_EP)；
[0021](4)风电场在发电量计算过程中，折减系数取值的传统经验性方法是风电场统一取某个值η，因此风电场上网发电量为：
[0022]EP＝(FJ1_EP+FJ2_EP+
…
+FJ
n
_EP)
×
η，
[0023]传统经验性方法难以做到发电量折减系数精细化和差异化；
[0024]本专利技术通过多种影响因素综合考虑折减系数中的“风能资源评估及软件计算不确定性误差此项折减”因子，从而使得每台机位的折减系数取值差异化和精确化，设各风机位的“风能资源评估及软件计算不确定性误差此项折减”折减因子取值FJ
i
_η(1≤i≤n)，折减系数中的其他因素取值Other_η，则本专利技术风电场发电机计算公式为：
[0025]EP＝(FJ1_EP
×
FJ1_η+FJ2_EP2×
FJ2_η+
…
+FJ
n
_EP
×
FJ
n
_η)
×
Other_η，相比现有技术，本专利技术折减系数取值更加合理，发电量计算也更精确；
[0026](5)确定决策目标，决策目标为“发电量折减系数取值合理”；
[0027](6)依据步骤5)提出的目标，确定目标下的准则层：
[0028]本专利技术明确该目标下分为水平距离差、垂直高程差、山脊走向偏差和分区风速误差作为目标的准则层；
[0029]7)依据步骤(6)中的“水平距离差”准则，构建各风机位在此准则下的比较判断矩阵
[0030](7.1)水平距离差计算
[0031]如风电场有两座测风塔，以每个风机位与两个测风塔的水平距离差的平均值为基础，进行各风机位比较判断矩阵的两两比较打分；
[0032]如风机1的坐标(FJ1_X,FJ1_Y)与两座测风塔(塔1坐标为(T1_X,T1_Y)；塔2的坐标为(T2_X,T2_Y))的距离差的平均值Avg_HoriD_FJ1_T1T2计算公式为：
[0033][0034](7.2)构建比较判断矩阵
[0035]基于AHP法，按照水平距离差小得打分高的原则，打分标准见表1，构建水平距离差
准则下的判断矩阵；
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【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种基于AHP方法的复杂地形风电场发电量折减系数差异化取值方法，包括以下步骤，(1)选择测风数据，根据中国国家能源局行业标准NB/T31147
‑
2018“风电场工程风能资源测量与评估技术规范”中国国家标准GB/T18710
‑
2002“风电场风能资源评估方法”进行数据整理及代表年订正，形成发电量计算的时间
‑
测风数据；所述发电量计算的时间
‑
测风数据包括输入测风数据文件、地形高程文件、粗糙度文件中的一种或多种组合；(2)利用METEODYN WT4.7软件和步骤(1)获得的所述发电量计算的时间
‑
测风数据，建立发电量计算模型，设置模型参数，计算网格的最小水平分辨率25米，最小垂直分辨率4米，水平扩展系数1.1，垂直扩展系数1.2，垂直参数0.7，森林冠层模型为稳健模型，热稳定度等级为中性稳定；(3)将步骤1)中的时间
‑
测风数据输入到METEODYN WT4.7软件，进行风机位排布及发电量计算；输出各测风塔和风机位的水平X、Y坐标、海拔高度、自由风速和理论发电量；假设风电场有n台风机、m座测风塔，输出参数为：风机坐标值：(FJ1_X,FJ1_Y),(FJ2_X,FJ2_Y),
…
,(FJ
n
_X,FJ
n
_Y)；风机海拔高度：(FJ1_H,FJ2_H,
…
,FJ
n
_H)；风机位处风速：(FJ1_V,FJ2_V,
…
,FJ
n
_V)；测风塔坐标值：(T1_X,T1_Y),(T2_X,T2_Y),
…
,(T
m
_X,T
m
_Y)；测风塔海拔高度：(T1_H,T2_H,
…
,T
m
_H)；测风塔位处风速：(T1_V,T2_V,
…
,T
m
_V)；风机位处理论发电量：(FJ1_EP,FJ2_EP,
…
,FJ
n
_EP)；(4)综合考虑折减系数中的“风能资源评估及软件计算不确定性误差此项折减”因子，设各风机位的“风能资源评估及软件计算不确定性误差此项折减”折减因子取值FJ
i
_η(1≤i≤n)，折减系数中的其他因素取值Other_η，则本发明风电场发电量计算公式为：EP＝(FJ1_EP
×
FJ1_η+FJ2_EP2×
FJ2_η+
…
+FJ
n
_EP
×
FJ
n
_η)
×
Other_η；(5)确定决策目标，决策目标为“发电量折减系数取值合理”；(6)依据步骤5)提出的目标，确定目标下的准则层为水平距离差、垂直高程差、山脊走向偏差和分区风速误差；7)依据步骤(6)中的“水平距离差”准则，构建各风机位在此准则下的比较判断矩阵(7.1)水平距离差计算若风电场设有两座测风塔，以每个风机位与两个测风塔的水平距离差的平均值为基础，进行各风机位比较判断矩阵的两两比较打分；如风机1的坐标(FJ1_X,FJ1_Y)与两座测风塔的距离差的平均值Avg_HoriD_FJ1_T1T2计算公式为：测风塔1坐标为(T1_X,T1_Y)；测风塔2的坐标为(T2_X,T2_Y)；(7.2)构建比较判断矩阵基于AHP法，按照水平距离差小得打分高的原则，打分标准见表1，构建水平距离差准则
下的判断矩阵；表1若风电场有n台风机，设有两座测风塔，根据步骤7.1)计算每个风机点位与两个测风塔的水平距离差的平均值，之后基于AHP法的判断矩阵构建原则进行打分，打分标准见表1，具体为基于风机点位与测风塔之间的距离，进行风机之间两两打分，一般是距离近的风机点位的代表性越好，得分也就越高，水平距离差准则下打分后的判断矩阵A_HoriD为：(7.3)求解步骤(7.2)中A_HoriD矩阵的权值向量W_Hori_A：W_Hori_A＝(Ho1,Ho2,
…
Ho
n
)
T
；(7.4)判断矩阵A_HoriD的一致性检验：(7.4.1)一致性比例CR_A_HoriD的计算公式为：λ
max
为矩阵A_HoriD的最大特征值，RI值可通过查平均随机一致性指标表获得，参见表2；其中，λ
max
为判断矩阵的最大特征根，判断矩阵的特征根λ
max
可根据特征根的计算公式求出：A_HoriD
×
W_Hori_A＝λ
max
×
W_Hori_A；(7.4.2)当步骤(7.4.1)中的CR_A_HoriD<0.1时，认为比较判断矩阵A_HoriD的一致性可以接受，否则应在水平距离差准则下，进行矩阵一致性调整，对风机之间重新两两打分，构建新的判断矩阵A_HoriD，直至新的判断矩阵A_HoriD的一致性可以接受，至此可以完成
新的判断矩阵A_HoriD的权值向量W_Hori_A；(8)依据步骤(6)中的“垂直高程差”准则，构建各风机位在此准则下的比较判断矩阵(8.1)垂直高程差计算如风电场有2座测风塔，以每个风机位与两个测风塔的垂直高程差的平均值为基础，进行各风机位比较判断矩阵的两两比较打分；如风机1的海拔FJ1_Z与2座测风塔的高程差绝对值的平均值Avg_ElevD_FJ1_T1T2计算公式如下，其中测风塔1海拔T1_Z，测风塔2的海拔为T2_Z：(8.2)构建比较判断矩阵基于AHP方法，按照垂直高程差小得打分高的原则，打分标准见表1，构建垂直高程差准则下的判断矩阵；假如风电场有n台风机，2个测风塔，根据步骤(8.1)计算每个风机点位与两个测风塔的垂直高程差的平均值，之后基于AHP法的判断矩阵构建原则进行打分，打分标准见表1，具体为基于风机点位与两个测风塔的垂直高程差的平均值，进行风机之间两两打分，平均值小的风机点位代表性越好，得分也就越高，垂直高程差准则下打分后的判断矩阵A_ElevD为：(8.3)求解步骤(8.2)中A_ElevD矩阵的权值向量W_Elev_A：W_Elev_A＝(El1,El2,
…
El
n
)
T
；(8.4)参考步骤(7.4)的方法，直至完成判断矩阵A_ElevD的权值向量W_Elev_A；(9)依据步骤(6)中的“山脊走向偏差”准则，定义为风机排布所在山脊的大体走向与风电场区域主风向的夹角，并根据夹角的大小来数值量化“山脊走向偏差”；(9.1)构建风向扇区考虑到山地风电场机位间的“山脊走向偏差”往往差异较大，也为便于简化计算，可依据山脊与主风向的最大夹角范围来选择适宜的风向划分标准，如以八个或十六个罗盘方位表示风的来向；以八个罗盘方位划分八个风向扇区为例，“山脊走向偏差”的风向角值M8_Rdg计算公式为：为合并夹角互补或平行山脊的相同效应分区，山脊与主风向夹角统一取相交的锐角，因此风电场“山脊走向偏差”则被进一步简化为四个扇区，按照成风条件由好到差排列为一～四扇区，夹角分别为：67.5
°
～90
°
、45
°
～67.5
°
、22.5
°
～45
°
和0～22.5
°
，根据扇区夹角将风机根据风向角值M8_Rdg划入相应的扇区中；
(9.2)构建判断矩阵基于AHP法，扇区夹角更接近90
°
，成风条件越好，得分也更高，打...

【专利技术属性】
技术研发人员：方卫民，叶漫红，高革命，王雪，吴志旺，龙海飚，曹小群，林日明，吴刚，
申请(专利权)人：中国电建集团江西省电力设计院有限公司，
类型：发明
国别省市：