风电项目后评价中的发电量评价问题

　　上述计算完成后，根据发改委《风电场工程可行性研究报告编制办法》（发改能源【2005】899 号） [5] 等文件要求，还需对上述计算的发电量数据进行各种折减修正，除尾流外，还主要包括：
　　（1）空气密度修正系数：风功率密度与空气密度、风速成正比，在标准空气密度下，风电机组输出功率与风速的关系曲线即为风电机组标准功率曲线。而在实际情况中，实际空气密度常低于标准空气密度，那么，在相同的风速条件下，空气密度越低，风电机组输出功率也越低；或者，对应同一风电机组功率值，空气密度越低，要求吹向风机的风速就越大。这样，就会出现风电机组无法满发的情况。
　　因此，风电场年上网电量的估算应进行空气密度修正。目前，最常用的上网电量修正方法是，以年平均空气密度与标准空气密度相比得到修正系数，直接修正年理论发电量。但是，当实测空气密度偏离标准空气密度较大时，按此正比关系进行修正的误差较大。
　　（2）控制和湍流折减系数：风电机组随风向的变化需要不断调整机组的运行状态，风向发生变化时，叶片和机舱都要随之进行调整，确保获得最大扫风面积。然而，在实际运行中，机组的控制总落后于风向的变化，使风电机组的输出功率减小。湍流强度越大，风速越不平稳；风速随湍流的增大而减小，进而降低了风机输出功率。因此，根据风电场湍流强度值和风向变化情况，对控制和湍流折减系数取值，控制和湍流系数一般取5% 左右。
　　（3）叶片污染折减系数：叶片表层污染使叶片表面粗糙度提高，翼型的气动性能下降，降低了对风能的捕获能力，进而降低风机发电量。应根据风电场沙尘、降水、昆虫、覆冰等情况，判断可能造成的叶片污染，对叶片污染折减系数取值，一般污染系数取6% 以内。
　　（4） 风电机组可利用率：风电机组性能的好坏直接影响发电量的多少和经济效益的高低。风电机组可利用率不仅与风机自身质量有关，也与风机维护、检修等有关。根据近两年风电质量调研报告数据来看，我国国产风电机组普遍存在技术成熟度低、制造工艺不高等问题；国外机组又容易出现维护不当、售后不及时等问题，都导致风电机组可利用率常常不能达到设计值。因此，一般风电场风力发电机组的可利用率典型折减数值为5%~ 10%。
　　（5）风电机组功率曲线保证率折减：风电机组实际功率曲线达不到设计值，从而降低发电量。在没有进行功率曲线验证的前提下，因风电机组厂商对功率曲线的保证率一般为95%，因此取风电机组功率曲线折减典型值为5%。
　　（6）风电场损耗系数：风电机组发出的电力在集电线路和场内自用都有损耗，应根据风电场地形复杂程度、集电线路能量损耗、风电场设计方案等因素，估算场用电和输电线路、机组变电站损耗占总发电量的百分比。一般能量损耗系数为3%~ 10% 之间。
　　（7） 气候影响折减系数：根据风电场所在区域气候特点，当出现低温、冰霜、凝冻、极端风况等特殊天气时，风机的运行效率有所下降，且风机停机再启动需要一定的回升区间，这些都会造成发电量降低。其典型值一般在3 %~ 7%之间。
　　（8）软件计算误差折减：软件模拟与风电场实际地形之间总存在一定的差异，特别是地形复杂的情况下，发电量计算软件对风电场适应性不好，可能造成理论发电量估计过高，需要进行折减。其典型值一般在5%~ 10% 之间。
　　（9）电网频率波动与限电等折减：由于电网频率波动，为保障电网安全而暂时限电等影响，风电场会由于暂时脱网而影响发电量，其典型值一般在3%~ 5% 之间。
　　从理论上来讲，以上提出的各种折减系数是非常有意义的，符合风机实际应用的特点和规律，而由此计算出的年( 折减后) 理论发电量也是具有一定的实际意义和理论基础的。该折减后的数值也就是可行性研究报告或初步设计报告中的理论发电量。
　　根据项目后评价的一般要求，在后评价过程中，需要将风电场某一段时间内（一般为完整运行的一年）的实际发电量（简称实际发电量）与可行性研究报告或初步设计报告中计算的理论发电量（简称理论发电量）进行对比，两者明显不存在可比性，主要体现在：一方面，在实际的应用过程中，上述推测折减系数的方法意义并不是很大，特别是叶片污染折减系数、气候影响折减系数、控制和湍流折减系数、风电场损耗系数、软件计算误差、限电等折减系数很难通过分析直接得出，根本无法进行具体量化，只能提出一些如上所述的参考数值2。[6] 而对于某一个具体的风电场，实际的折减值既不可能明确地划分为某一项折减，也不可能跟这些参考值完全吻合，更多的情况下，甚至出现实际值与参考值相差较大的问题。
　　因此，折损数值不存在可比性。