风力发电上网电量估算折减系数主要因素分析.pdf

风力发电上网电量估算折减系数主要因素有10项左右，通常取值如下：

1）空气密度修正

由于风功率密度与空气密度成正比，在相同的风速条件下，空气密度不同则

风电机组出力不一样，因此我们需要对软件在标准空气密度条件下计算得到的发

电量进行修正。该项在计算时，已经根据风电场空气密度对功率曲线进行了校正，

故不再折减。

2）尾流修正

风电场各机组之间有相互影响，在进行风电场发电量估算时应进行尾流修

正。本设计根据风电场风况特征，各风机的具体位置及风机的推力系数曲线，利

用软件估算出各风机之间互相的尾流影响。此理论发电量已经考虑了尾流折减，

在此不再进行重复折减。

3）控制和湍流折减

风电机组随风速风向的变化控制机组的状态，当风向发生转变时，风机的叶

片与机舱也逐渐要随着转变，实际运行中机组控制总是落后于风的变化，所以会

影响风机的输出功率。因此在计算电量时要考虑此项折减。

根据风电场测风塔不同高度测风数据分析，综合此两项折减系数取4%，即控

制与湍流修正系数取96%。

4）叶片污染折减

叶片表层污染使叶片表面粗糙度提高，沙尘、雾凇和叶片结冰都会使叶片翼

型的气动特性下降。根据风电场工业污染影响较小，空气质量，风电场风沙及叶

片污染造成的电能损耗按2%计，即修正系数取98%。

5）风机可利用率

考虑风力发电机组故障、检修以及电网停电等因素对发电效率的影响，将常

规检修安排在小风月，根据目前风力发电机组的制造水平和本风电场的实际条

件，拟定风力发电机组的可利用率为95%。

6）功率曲线折减

考虑到风机制造商对风机功率曲线的保证一般为95%，因此取风机功率曲线

保证系数为95%。

7）场用电、线损等能量损耗

由于各风机之间距离较大，初步估算场用电和输电线路、箱式变压器损耗占

总发电量的3%，取损耗系数为97%。

8）气候影响停机

由于气候严寒、覆冰、沙暴等原因影响停机，需对理论发电量进行修正。根

据气象站多年气象要素统计，实测极端最高温度，极端最低温度，多年平均雷暴

日数。由气象站推算至风电场测风塔处极端最低气温。因此风机招标时应尽可能

考虑极端最低气温因素；低温下风机的润滑系统和叶片的气动效应也将会受到影

响，因此根据风电场的气候特征，考虑低温、高温等气候因素影响，并参考周围

其它工程取气候影响停机系数4%，即修正系数取96%。

9）偏航折减

由于风向随时间变化，风力发电机组可以通过自动偏航系统，自动调节机头

角度，始终使捕风面积垂直于当前风向，该项的能量损失初步估计为2%，修正系

数为98%。

10）软件计算误差折减

由于发电量计算软件对山区风电场适应性不好，可能造成对理论电量估计过

高，需要进行折减。根据类似项目经验此折减修正系数取94%。

折减因素和系数通常取值表

序号影响因素折减系数(%)

1空气密度修正在软件中进行

2尾流修正在软件中进行

3控制和湍流折减96

4叶片污染折减98

5风电机组可利用率95

6风电机组功率曲线保证系数95

7场用电、线损等能量损耗97

8气候影响停机96

9偏航折减98

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