风力发电场综合厂用电率分析_张卫东

20M 木仁高勒光伏电站综合厂用电率偏高分析阿拉善左旗光伏电站近几月发电指标与新能源公司下发的发电计划对比如下表：由以上两表可见，三个月的发电量指标均完成，但一三月份的综合厂用电率却超出计划。

由综合厂用电率计算公式：%100⨯=日发电量综合厂用电量综合厂用电率W W L 综合厂用电量W =日发电量W –日上网电量W +日购网电量W由公式知，日发电量低、日上网电量低、日购网电量高都能导致综合厂用电率的偏高。

现根据我厂站实际情况进行分析。

一、根据厂站实际情况分析，可能导致发电量降低的因素有以下几点。

1、受本地沙尘天气多发因素的影响，可能导致光伏板附尘较多影响光电转化效率，从而导致发电量的下降。

基于此项，统计厂站光伏板清洗前后的发电量，得出下表：根据表格统计，算出清洁的光伏板全站全月（按30天计）应发333.75万kw·h。

未清洗的光伏板全站全月（按30天计）应发297.66万kw·h。

根据截至3月23日的月综合厂用电率估算出3月的综合厂用电量为5.477万kw·h。

由此可见，光伏板的清洁程度会直接影响到场站的发电量，从而使综合厂用电率偏高。

2、由于厂站处在贺兰山脚下，早晨受山脉阻隔，日出较晚，导致厂站受光时间低于地区平均水平。

若与相同装机容量和相近设计光照时间的四子王旗光伏电站相比较，我厂的发电量会与设计值有所降低，导致综合厂用电率会较高。

3、逆变器室轴流风机损耗导致厂站发电量降低我厂轴流风机风机，采用的是墙边式方形轴流风机，电机功率为8kw，全光伏区攻击该风机40个。

轴流风机随变频器同时启停，全天运行小时数为约为8h。

全月耗电量为7.936万kw·h1-3月份平均最高气温由于近三个月平均气温较低，轴流风机在允许条件下，可不必须运行。

轴流风机耗散电量较大。

影响全月发电量。

计算比率：%100*量发电量轴流风机耗散电轴流风机耗散电量比率1-3月分耗散比率如果没有轴流风机的耗散电量，可以得到新的综合厂用电率如下表：新综合厂用电率表由上表可以看出，如没有轴流风机的耗散，月综合厂用电率可以平均下降0.05~0.08个百分点。

龙 源 （ 北 京 ） 风 电 工 程 设 计 咨 询 有 限 公 司
解决方法
综合折减系数的计算方法：
计算顺序1： 理论应发电量=考虑尾流的净电量； 实际应发电量=理论应发电量-功率曲线折减电量；
实际应发与理论应发存在差异的原因是机组本身实际性能未达到设计值。
计算顺序2： 厂用电及线损电量=升压站设备损耗量+变压器损耗量+线路损耗量；
分拆项2：控制和湍流折减，分拆为偏航折减，湍流折减划归功 率曲线保证率折减。
龙 源 （ 北 京 ） 风 电 工 程 设 计 咨 询 有 限 公 司
解决方法
折减项划分：
1、功率曲线折减率 2、升压站设备损耗量 3、变压器损耗量 4、线路损耗量 5、机组故障折减率 6、场外受累折减率
7、场内受累折减率 8、计划停机折减率 9、主动降容折减率 10、叶片污染折减率 11、偏航折减率
等效风速 地形精度
粗糙度 weibull代表性（拟合程度），用
TAB计算时需要 风切变代表性 地形复杂度（Rix） 尾流模型的准确性
龙 源 （ 北 京 ） 风 电 工 程 设 计 咨 询 有 限 公 司
解决方法
2、ห้องสมุดไป่ตู้减和不确定性定义混淆 根据概率论方法计算不确定性，各不确定项相互独立，且 发生概率符合标准正态分布。
龙 源 （ 北 京 ） 风 电 工 程 设 计 咨 询 有 限 公 司
存在的问题
重新划分折减项的原则和理念：本着独立，可测原则，将以 基于原因的折减项划分改为基于结果的折减项划分。
实施方法： 折减项划分与运维端统一口径，取值参照效能分析统计结果。
解决方法
龙 源 （ 北 京 ） 风 电 工 程 设 计 咨 询 有 限 公 司

电厂2号机组综合厂用电率=（发电机电量—主变电量）/发电机电量，生产厂用电率=（2A高厂变电量+2B高厂变电量+励磁变电量）/发电机电量，因综合厂用电率包含主变损耗，所以综合厂用电率应大于生产厂用电率，但最近2个月2号机综合厂用电率小于生产厂用电率，具体数据见下表发现上述问题后，继保班对相关涉及的表计进行全面检查，发电机表计精度为0.2%，校验报告显示表计无异常，厂变和励磁变表计精度为0.5%/1%,校验报告显示无异常，主变表计精度为0.2%，主变电量相关的PT、二次压降校验报告显示也无异常，根据以上数据，即使考虑极端情况即发电机电量偏小0.2%，而厂用电偏大1%，偏差仍然无法满足要求。

通过上述公式进一步分析导致误差只存在三种可能即：1.生产厂用电率误差导致偏大2.综合厂用电率误差导致偏小3.上述两种情况同时发生对于第一种情况排除人为因素，对计算生产厂用电率的数据可能产生影响的因素包括：表计误差、CT误差、PT及二次回路压降误差，其中表计误差方面，经检查安徽省计量院的测试报告，根据报告结果基本可以排除，剩下的其他影响因素方面，CT误差方面CT校验周期为十年，但目前缺乏套管CT的精度校验手段，无法准确判断各测量CT是否超差，PT及二次回路压降误差方面，根据上述生产厂用电率计算公式可知，生产厂用电率计算公式中分子和分母均包含发电机电压，所以分子分母中的发电机电压可以相互抵消，可以排除PT及其二次回路压降产生的影响。

对于第二种情况，对计算生产厂用电率的数据可能产生影响的因素也是：表计误差、CT误差、PT及二次回路压降误差，其中表计误差方面，经检查安徽省计量院和华东电试院的测试报告，基本可以排除，根据综合厂用电率计算公式可知影响因素只有发电机电量和主变电量，对于主变电量其各项试验报告均显示其无异常，且各主变电量之和与线路出线一致，所以主变电量因素排除，剩下只有发电电量偏小这一原因，而导致发电机电量偏小的原因可能包括：PT和CT测量偏小，以及二次回路压降偏大三方面因素，对于PT和CT，因厂内缺乏相关精度校验的设备，所以暂时无法排除影响，至于二次回路压降，考虑厂内也缺乏相应的工器具，已沟通华东电试院，待其下次厂内定期校验时，借用其工具进行校验对于第三种情况，原因结合上述两种情况。

风电出力特性
对于单台风机而言，风轮的理论最大效率为59.3%,实际效率会更低一些。

对于风电场而言，由于受空气密度、尾流、场用电和线损、风力发电机组利用率、功率曲线保证率、气候影响等因素的影响，风电场上网电力往往较低，大约为风电场理论出力的65-70%，一个装机容量49.5MW的风电场，其最大出力在32.2-34.65MW。

风电出力的变化率大不仅表现在其日出力特性上，同时其季节出力特性也较大。

本文以一装机容量33x1500kW风电场为例，通过一整年的测风资料分析，并计算其上网电量分析，全年日平均出力变化率为33-45%，全年季节平均出力变化率可达20-57%。

图1以春、夏、秋、冬四个季节任选一天的风电出力曲线分析，从图中可以看出，风电电力的日出力变化率较大，春季为1824-34155kW、夏季为0-34155kW、秋季为11513-32742kW、冬季为10099-34115kW，同时因季节的不同，其日出力变化率也相差很大。

图2以春、夏、秋、冬四个季节典型日风电平均出力曲线。

图1 风电场春、夏、秋、冬某日风电实际出力曲线
图2 风电场春、夏、秋、冬典型日风电平均出力曲线因此风电电力由于受自然来风电影响出力波动性很大，具体体现为较大的日变化率和季节变化率，呈现较强的季节性、间歇性。

因此研究风电的出力特性，首先需要研究当地风资源的成因和特点，不同的风能资源呈现出的风电出力完全不同，近期各省市启动的十三五风电规划中，分析总结各地方风能资源特点和已有风电场运行规律，综合评价当地风电出力特性成为重中之重。