基于ERA-Interim再分析数据的南海波浪能资源评估

利用欧洲中期天气预报中心近37 a（1979年1月—2015年12月）ERA-interim高分辨率（0.125°×0.125°）波浪再分析数据,计算南海海域的波浪能流密度、有效波高、平均周期、有效波时等波浪能参数,分析南海海域的波浪能资源时空分布特征。研究表明：1）南海波浪能资源呈现明显的季节分布特征,冬季资源最丰富,秋季次之,夏季最贫乏;2）波浪能资源丰富区位于吕宋海峡—中南半岛东南海域一线,呈东北—西南走向,大值区为吕宋海峡附近海域,波浪能流密度高达16 kW/m;3）综合考虑能流密度、有效波时间、与大陆最近港口距离和岛礁面积,建议A（112.33°E,16.81°N）岛屿作为开发利用的首选。     

南海海域波浪能资源模拟评估

为了大范围评估波浪能资源,文章通过WAVEWATCH-Ⅲ模式结合高精度的CCMP风场资料对南海海域四季的波浪能资源进行定量计算和定性分析,分析结果表明:南海海域的波浪能分布表现出明显的空间和季节分布特性,大值区主要集中在中北部海域、东沙群岛和台湾岛邻近海域,而低值区主要分布在北部湾、曾母暗沙以及泰国湾周边海域;在冬季,南海海域的波浪能流密度及其稳定性方面均比其他季节有明显优势,且冬季的平均波浪能有效储量的总体水平表现为全年最高;南海北部、台湾岛东南部海域以及东沙群岛附近海域的波浪能资源丰富,是资源优势区域,适宜波浪能开发。     

基于斜面辐射组合计算模型的光伏阵列最佳倾角研究

基于2019年3月—2020年2月白银和敦煌光伏电站的实际观测数据,建立4种斜面辐射组合计算模型,在对模型预测精度检验的基础上,分析了电站当地不同倾角倾斜面辐射量的变化特征以及不同时段发电量与倾角大小之间的关系,同时提出3种最佳倾角选取方案并对输出的年总发电量进行对比,结果表明：1）4种组合模型预测效果均较为理想,白银电站4种组合模型各月平均RRMSE均低于8%,敦煌均低于9%。2）斜面总辐射与直接辐射9月之前随倾角增大呈现出递减趋势,大致表现为0°≈15°>30°>45°>60°>90°;9月之后则相反,表现为60°>45°>30°>15°>0°。散射辐射9月之前随倾角增大而减小,之后各倾角散射辐射差距不大,反射辐射始终随倾角增大而增大。各倾角直接辐射占总辐射比例最大,散射辐射次之,反射辐射最小;3）4种模型计算的最佳倾角较为接近,白银和敦煌年最佳倾角约为35°和38°,月最佳倾角变化曲线呈余弦型,白银和敦煌变化范围分别为4°~64°和6°~66°,白银夏、冬半年的最佳倾角分别约为16°和56°,敦煌分别约为19°和58°;4）为得到最大年输出总电量,建议电站选取方案Ⅱ每月调整阵列倾角,年总发电量较方案Ⅰ白银和敦煌可提高约5.3%和5.0%,条件不具备时可按方案Ⅲ每年至少调整2次阵列倾角,年总发电量较方案Ⅰ可增加约4.6%和4.1%。     

近10年南海波候特征分析及波浪能研究

基于第三代海浪数值模式WAVEWATCH-Ⅲ,以QuikSCAT/NCEP混合风场为驱动场,得到南海1999年8月～2009年7月的海浪场,分析了近10年南海的波候及波浪能特征,为波浪发电的选址提供参考。研究发现:南海的海浪场、海表风场受季风影响显著,海浪场与海表风场具有较好的对应关系,尤其体现在南海南部海域;南海的海表风场、海浪场与nino3指数存在显著的负相关;南海极值风速、极值波高的大值区分布于南海北部海域;南海蕴藏着较丰富的波浪能资源,年均值能流密度在4～20kW/m,大部分海域2kW/m以上能流密度出现频率在70%以上,且大部分海域能流密度的变异系数在0.4以内,稳定性较好,利于波浪能的开发与利用。     

山东褚岛北部海域波浪能资源分析

山东省褚岛北部海域是中国建设中的波浪能和潮流能试验场场址所在,该文利用MIKE21 SW波浪模型结合实际观测对该海域的波浪场进行模拟计算,分析该海域的波浪特征和波浪能资源分布,评估试验场海域波浪能发电装置可进行试验测试的有效时间。研究发现:褚岛北部海域的波浪场空间分布较规律,波高等值线基本平行,向外海逐渐增强,年平均有效波高0.6~0.8 m,年平均波浪能密度2.0~3.0 kW/m,且季节差异显著。冬季波浪能资源丰富,波浪能密度可达6.0 kW/m,夏季则较弱。试验场海域波浪能可利用的有效时间全年约3494 h,主要集中在冬半年。     

倾角与方位角对张北地区光伏发电特性的影响

为使光伏组件获取更多的太阳辐照,需设置合适的倾角和方位角。通过2018年8月份在张北地区记录的辐照数据,计算得到张北地区光伏组件的最佳倾角。设置倾角为0°、30°、60°、90°、120°和150°的光伏组件,记录光伏组件的电压电流数据,分析不同天气下倾角和方位角对发电特性的影响。研究发现,光伏组件在该月的月最佳倾角为18.5°,晴天的日最佳倾角为27.1°,多云、阴天、雨天分别为18.0°、3.7°、0.2°。倾角对于发电特性的影响主要在于光伏组件接收的直射辐照大小,晴天和多云时30°倾角光伏组件的发电量最高,雨天和阴天水平光伏组件的发电量则最高。方位角对于发电特性的影响来源于直射辐照在一天中照射方向的变化,晴天和多云时方位角影响较大,阴天和雨天时影响很小。     

基于海浪再分析数据的波浪能资源分析

基于同化了30 a卫星高度计有效波高的全球高分辨率海浪再分析数据,该文详细分析波浪能分布特征,针对海浪的可开发性,提出一种新的波浪能资源选址评估方法,并利用该评估方法对全球和中国近海的波浪能进行区划。主要结论有：波浪能最为丰富处位于西风带海域,约占全球总波浪能的67%;其中,印度洋西风带尤甚,平均能流密度达90 kW/m,西风带近岸海域波浪能可利用程度较高;中国周边海域波浪能资源相对匮乏,但台湾岛东南部、琉球群岛以及东沙群岛附近波浪能资源较为丰富,可利用程度较高,平均能流密度最高约为11 kW/m,该研究可为波浪能发展规划与开发利用提供参考。     

3种再分析资料在太阳能资源评估中的适用性

基于1979—2019年中国53站逐月水平面总辐射（GHI）观测资料,采用REOF方法将中国GHI划分为北方地区、西南地区、长江中下游地区和东南地区4个区域,从太阳能资源的角度,对比NCEP/DOE、JRA55和ERA5大气再分析GHI资料与地面观测资料差异。结果表明：3种大气再分析GHI资料整体较地面观测偏大,均方根偏差和相对偏差最大的区域均位于30°N附近,年际变化一致性均为东南部优于西北部;ERA5数据在均方根偏差、相对偏差、年际变化规律以及空间分辨率等方面均优于NCEP/DOE和JRA55;1979—2019年期间,3种大气再分析资料与地面观测数据的差异呈减小趋势,其中JRA55和ERA5资料在各区域与观测之间的偏差减小趋势显著;太阳能资源稳定度方面,3种大气再分析资料在北方地区与观测接近,南方地区JRA55以偏高为主,NCEP/DOE和ERA5以偏低为主。     

大型海上风力机地震冲击角动力学响应分析

为研究海上风力机在不同地震冲击角下的动力学响应,基于p-y曲线法构建土-构耦合模型,基于DTU 10 MW 单桩式近海风力机建立有限元模型,研究地震冲击角变化对大型海上风力机地震动力学响应的影响。结果表明：0°和90°地震冲击角下风力机结构受载荷响应最剧烈;当地震冲击角为锐角时,塔顶前后向和侧向位移幅值均下降,总应变能集聚现象显著缓解;地震冲击角为15°和30°时风力机等效应力均值相对其他角度有明显下降。因此,主动调整风力机叶轮朝向以调整地震冲击角可能成为风力机受地震冲击后降低损害的有效控制方式。     

基于ERA-Interim高分辨率数据的中国东海南海波浪能评估

利用近20年ERA-Interim再分析资料提供的海浪场数据研究东海、南海近海和近岸(4个波能富集区)波浪能资源的分布状况。研究表明:波功率密度大值区位于南海中北部、吕宋海峡、琉球群岛附近、台湾和菲律宾东部海域,Pw约为14~18 k W/m,波能资源秋冬季大,春夏季小;波能丰富且稳定的区域位于东海、南海北部近岸海域、台湾东部海域;南海年总波能量高于东海,越接近外海,年总波能量越大。近岸波能富集区波功率指向性好,波功率方向集中,有利于获得最大吸能效率;极值波功率最大可达330 k W/m,对总波能密度有突出贡献的波况大致相同,Hs为0.5~4.0 m,Te为4~9 s,该波况范围的能量约占总能量的90.0%以上。所得结果可为波能电站的选址及波能装置的设计提供参考。     

南海岛礁海域波浪能资源分析及总量评估

基于波浪能的能通量原理,建立代表区段长度的概念,提出针对于海岛海域的波浪能资源蕴藏量评估方法及具体公式。通过第3代波浪谱模型SWAN对南海海域近10年的波浪场进行数值模拟,并利用实测波浪资料进行验证。在此基础上重点刻画该海域波高、周期、能流密度等波浪能资源时空分布特征,利用新方法对南海岛礁海域波浪能资源蕴藏量进行估算。结果表明,以离岸50 km等值线为波浪能量输入线时,南海群岛波浪能理论蕴藏量约为18300 MW。其中,西沙群岛海域约为2600 MW,东沙群岛海域为2120 MW,中沙群岛海域约为6720 MW,南沙群岛海域约为6860 MW。     

气候变化背景下未来中国近海风能资源预估

利用国际耦合模式比较计划第6阶段(CMIP6)资料对气候变化背景下未来中国近海风能资源开展预估,研究表明SSP245和SSP585这2种代表性情景下2015—2100年南海中北部大部分海域出现风速增大的趋势,东海大部分海域表现出风速减小的趋势,而黄、渤海的风速变化则相对较弱;SSP585情景下风速变化方向与SSP245情景相同,幅度和显著性均有明显增强;SSP585情景下21世纪中期2041—2060年相对于历史气候时期1991—2010年,南海中北部的风功率密度和容量系数的相对变化极值分别达到约8%和6%,东海各要素的相对变化极值分别约为-12%和-9%,而中国大陆离岸100 km以内海域各要素的变化在±5%以内。     

气候变化背景下未来中国近海风能资源预估

利用国际耦合模式比较计划第6阶段(CMIP6)资料对气候变化背景下未来中国近海风能资源开展预估,研究表明SSP245和SSP585这2种代表性情景下2015—2100年南海中北部大部分海域出现风速增大的趋势,东海大部分海域表现出风速减小的趋势,而黄、渤海的风速变化则相对较弱;SSP585情景下风速变化方向与SSP245情景相同,幅度和显著性均有明显增强;SSP585情景下21世纪中期2041—2060年相对于历史气候时期1991—2010年,南海中北部的风功率密度和容量系数的相对变化极值分别达到约8%和6%,东海各要素的相对变化极值分别约为-12%和-9%,而中国大陆离岸100 km以内海域各要素的变化在±5%以内。     

我国风能资源的形成机理

本文在系统分析全球风带背景和亚洲季风背景与我国风气候特征的基础上,重点从冷空气与风能资源、热带气旋与风能资源、海陆风与风能资源、地形与风能资源等方面分析研究了我国风能资源形成机理及其地理分布特征、范围大小、能源量级等,为我国风能持续、有序、合理规划和开发利用提供支持。     

基于MM5的沿海风资源数值模拟方法研究

提出通过历史观测资料和中尺度大气模式相融合的方法为沿海区域风能资源的分析评估提供一定时空分辨率的风场数值分析产品。主要探讨了将海洋站逐时测风资料、卫星微波遥感散射计风场反演资料计人中尺度大气模式MM5的同化方法，并对广东沿海区域天气个例进行了模拟试验，将不同模拟试验结果与实测值进行了统计对比分析。分析结果表明，时空分辨率较高的经过质量控制的观测资料的同化对风场模拟结果具有一定的改善作用。     

Feasibility of large scale offshore wind power for Hong Kong — a preliminary study

This paper investigates the potential and the feasibility of offshore wind energy for Hong Kong. The 1998 wind data taken from an island were analysed. The wind resource yields an annual mean wind speed of 6.6 m/s and mean wind power density of 310 W/m². With commercially available 1.65 MW wind turbines placed on the whole of Hong Kong’s territorial waters, the maximum electricity generating potential from offshore wind is estimated to be 25 TWh which is about 72% of the total 1998 annual electricity consumption. However, potential is significantly reduced if other usages of the sea such as shipping are considered. A hypothetical offshore wind farm of 1038 MW capacity is then sited on the East-side waters. The extreme wind and wave climates, as well as the seasonal variation of wind power and demand are examined. The electricity generation costs are estimated and compared with the local retail tariff. Initial results indicate the wind farm is economically viable and technically feasible.     

老爷庙风电场风能资源评价

本文利用老爷庙风电场2001年4月～2002年4月逐时平均风向、风速资料，对老爷庙风电场的风能资源各参数进行了计算和分析，并与附近星子气象站累年或同期资料进行比较，对老爷庙风电场风能资源进行评价。     

关于中国风能资源储量的质疑

目前普遍认为中国的风能资源为20×10^8kW。1980年第一次风能资源普查得出我国风能资源储量约为1．6×10^8kW的结论。1984年9月至1987年7月开展了第二次风能资源详查,1995年国家气象局对外公布．我国陆上10m高度处风能资源总储量为32．26×10^8kW,技术可开发资源量为2．53×10^8kW。2004年进行了第三次陆上风能资源普查。结果为我国陆上风能资源总储量43．5×10^8kW,其中技术可开发量为2．97×10^8kW。近期中国气象局公布．我国风能开发潜力逾25×10^8kW,5-25m水深线以内近海区域海平面以上50m高度可装机2×10^8kW,推翻了此前我国海上风能资源是陆上3倍的说法。中国风能资源的前3次普查都只是对陆上的风能资源进行了测算．而且只测算了陆上10m高度处风能资源的理论蕴藏量,再根据理论蕴藏量推算出风能的技术可开发资源量．数据是很粗略的。陆上风能技术可开发资源量估计偏高,风能资源经济可开发量尚需很好地测算,海上风能资源评估缺乏依据,风力发电机组高度和风电的年可利用小时数也存在问题。我国要加强风能资源利用的研究,研究重点应放在风能资源的经济可开发量、气候变化对风能资源的影响、台风和灾害性天气对风电开发的影响、能够用于发展风电的土地面积等方面。