风电项目技术经济研究 - 图文(2)

机组坐标 序号 x（m） 31 32 33 17560020 17560230 17560520 y（m） 2911693 2911494 2911445 海拔 （m） 3710 3685 3640 表7.3-3 33台1.5MW机组年发电量计算表（方案一）

平均风速 （m/s） 8.13 7.90 7.32 8.60 理论发电量 （万kW·h） 707.6 681.8 609.3 738.1 24358.0 尾流影响 系数 （%） -1 0 -2 -0.6 扣除尾流影响 后发电量 （万kW·h） 700.6 681.8 597.1 734.0 24221.7 综合修正后 上网电量 （万kW·h） 329.3 320.4 280.6 345.0 11384.2 年等效 满负荷小时 （h） 2195 2136 1871 2300 0.251 0.244 0.214 0.263 容量系数 平均值 总电量

机组坐标 序号 x（m） 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 y（m） 海拔 （m） 表7.3-4 24台2.0MW机组年发电量计算表（方案二）

平均风速 （m/s） 理论发电量 （万kW·h） 尾流影响 系数 （%） 扣除尾流影响 后发电量 （万kW·h） 综合修正后 上网电量 （万kW·h） 年等效 满负荷小时 （h） 容量系数 17560020 17559748 17559020 17558916 17558948 17558728 17558898 17558728 17558408 17558326 17558096 17558044 17557824 17557708 17557516 2911691 2911798 2912372 2912633 2912986 2913239 2913643 2913842 2913857 2914143 2914355 2914648 2914792 2915045 2915227 3715 3716 3706 3792 3726 3731 3742 3775 3815 3804 3814 3827 3826 3754 3770 8.13 8.17 8.12 8.5 8.43 8.02 8.19 8.16 8.6 8.7 9.13 8.94 9.09 8.99 9.31 855.9 863.0 855.7 905.6 897.6 839.2 863.9 858.3 919.5 924.0 972.2 946.2 970.2 956.5 991.2 0 0 0 0 0 0 0 -3 0 0 0 0 0 0 0 855.9 863.0 855.7 905.6 897.6 839.2 863.9 832.6 919.5 924.0 972.2 946.2 970.2 956.5 991.2 402.3 405.6 402.2 425.6 421.9 394.4 406.0 391.3 432.2 434.3 456.9 444.7 456.0 449.5 465.8 2011 2028 2011 2128 2109 1972 2030 1957 2161 2171 2285 2223 2280 2248 2329 0.230 0.232 0.230 0.243 0.241 0.225 0.232 0.223 0.247 0.248 0.261 0.254 0.260 0.257 0.266

机组坐标 序号 x（m） 16 17 18 19 20 21 22 23 24 y（m） 海拔 （m） 表7.3-4 24台2.0MW机组年发电量计算表（方案二）

平均风速 （m/s） 理论发电量 （万kW·h） 尾流影响 系数 （%） 扣除尾流影响 后发电量 （万kW·h） 综合修正后 上网电量 （万kW·h） 年等效 满负荷小时 （h） 容量系数 17557402 17557304 17557204 17557100 17556956 17556806 17556712 17556610 17556660 2915476 2915736 2915996 2916236 2916676 2916974 2917243 2917498 2917852 3761 3720 3684 3644 3627 3650 3650 3646 3627 9.31 9.24 9.04 8.85 8.67 8.89 8.86 9.02 8.75 8.71 982.4 971.2 947.6 921.7 896.7 931.8 916.3 914.8 865.5 915.3 21966.8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -0.13 982.4 971.2 947.6 921.7 896.7 931.8 916.3 914.8 865.5 914.2 21941.0 461.7 456.4 445.4 433.2 421.4 437.9 430.7 430.0 406.8 429.7 10312.3 2309 2282 2227 2166 2107 2190 2153 2150 2034 2148 0.264 0.261 0.254 0.247 0.241 0.250 0.246 0.245 0.232 0.245 平均值 总电量

推荐方案选择

对上节中计算出上网电量的两个方案进行土建工作量估算，电气设备初选，并作投资估算，结合所计算的上网电量进行分析，从而进行技术经济比较。投资估算表见表7.4-1。

表7.4-1 不同机型技术经济比较表

方 案 机 型 单机容量（kW） 机组台数（台） 总容量（kW） 风电场年理论发电量（万kW·h） 单机平均理论年发电量（万kW·h） 风电场年上网电量（万kW·h） 单机平均年上网电量（万kW·h） 风电场年等效满负荷利用小时（h） 容量系数 估算静态投资（万元） 单位千瓦投资（元/kW） 单位度电投资（元/kW·h） 方案一 WTG1-1.5MW 1500 33 49.5 24358.0 738.1 11384.2 345.0 2300 0.263 45605 9213 4.01 方案二 WTG2-2.0MW 2000 24 48 21966.8 915.3 10312.3 429.7 2148 0.245 43460 9054 4.21

由表7.4-1可知，方案一——33台WTG1-1.5MW机组总装机规模为49.5MW，理论年发电量为24358.0万kW·h，扣除各种折减系数后年上网电量为11384.2万kW·h，年等效满负荷小时数为2300h，容量系数0.263。该方案同容量情况下年等效满负荷利用小时数较高，虽然单位千瓦投资造价较高，但单位度电投资较低，经济比较优于方案二。考虑到高海拔低空气密度对风电机组的特殊要求（如降容、降压运行等），以及进场道路的施工难度，本工程推荐采用方案一。推

荐方案的风机机位见表7.3-3和附图《F2171G-A02-04》。

对于推荐方案，采用收集到的实地空气密度（0.82kg/m3）下功率曲线对推荐方案发电量进行了计算。其中对上网电量的估算中，不再考虑空气密度折减系数，尾流影响按软件计算的结果取值，其他折减系数采用表7.3-2中相同的值，此外，我们加入了10%的软件计算不确定性折减系数，综合修正系数取0.63。计算结果如表7.4-2。

表7.4-2：采用实地空气密度功率曲线计算发电量结果表

机 型 总容量（kW） 风电场年理论发电量（万kW·h） 单机平均理论年发电量（万kW·h） 风电场年上网电量（万kW·h） 单机平均年上网电量（万kW·h） 风电场年等效满负荷利用小时（h） 容量系数 WTG1-1.5MW 49.5 19552.7 592.5 12239.9 370.9 2473 0.282 两种功率曲线计算结果基本一致，本阶段推荐采用表7.3-3中采用标准空气密度功率曲线计算的发电量。

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