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摘要：随着风电行业的不断发展，风机容量从先前的几百千瓦到现在的1.5MW、2.5 MW、3.0 MW、5.0 MW、6.0 MW，单机容量在不断增加，与此同时带来的问题是单台风机出力不佳对运营商的影响也在成倍数增长。而风功率曲线是直接反应风电机组出力是否正常，运行是否稳定重要指标也是决定风电场运营情况的重要经济指标，是风电场运营单位关心的焦点。新疆玛依塔斯某风电场2011年12月投运至今已稳定运行3年，2014年9月发现个别风机功率曲线与理论功率曲线相差较大。本文通过对玛依塔斯某电场风电机组在运行过程中影响实际功率曲线的主要因素进行分析，（如空气密度、机组偏航对风偏差、风速仪测量误差、叶片对零偏差、无功补偿电容投入不足或损坏、发电机磁钢脱落或消磁等）从而阐述了标准功率曲线（合同功率曲线）与实际运行功率曲线产生偏差的原因，并为处理风机出力不佳提供帮助。
关键词：功率曲线；风速；功率
1风机功率与风速的对应关系
风功率曲线是反应风机功率与风速对应关系的特征曲线，随着风速的变化风功率曲线大致有以下三个变化过程：
1.1叶轮加速功率提升阶段
当风速达到切入风速时（根据不同机型风机切入风速在3--4m/s不等），叶片展开至0°左右，叶轮带动发电机开始加速，当风速达到额度风速时（根据不同机型额定风速在10—13m/s不等）叶轮转速提升至额度转速，风机输出功率达到额定功率，在切入风速与额定风速之间风机输出功率与风速的立方成正比。
1.2功率恒定阶段
风速大于额定风速时，风中所具有的的能量已超出了风机所能吸收的额定值，此时变桨距机组通过改变叶片角度适当的取舍风能，使风机的功率保持在额定功率；定桨距失速机组叶片后缘开始发生被动失速现象，且风速越大失速现象越明显并向前缘延伸，从而使风机保持在额定功率运行，此时风机输出率与风速之间没有特定的关系。
1.3大风切出机组停止发电阶段
当风速增加到一定值时，为保障机组安全风机会主动切出停止发电。变桨距机组将叶片角度收回至90°左右，此时叶片产生较大的空气制动力矩，叶轮转速迅速下降风机停止发电；定桨距失速机组叶尖扰流器甩出，在叶尖处产生较大的空气制动力矩，同时机舱内制动器进行制动风机转速迅速下降并停止旋转风机停止发电风功率为零。
2功率曲线的生成
按国际上通用的标准规定，一般情况下，功率曲线是在中央监控的后台数据库里按照一定的算法计算生成的。后台数据库将每台机组的实时上传的数据进行存储，用于计算功率曲线的程序每隔10分钟对每台机组的风速和功率数据进行一次统计，统计时剔除极端数据，让后分别对风速和功率进行数据的累加求取10分钟的平均值；最后按机组存储到相应的数据区中，并进行数据分仓处理及存储。随着时间的推移，每台机组的数据仓中风速和功率的数据会越存越多，数据库程序会定期对每台机组的每个仓的风速和功率数据再次做均值计算，计算后的数据会被存储到每台机组的功率曲线数据表中。当我们在前台中央监控电脑上察看某台风机功率曲线时，事实上就是在调用这台机组功率曲线数据表，并最终显示在中央监控电脑屏上。
3影响风机功率曲线的原因分析
3.1空气密度对机组功率曲线的影响
风力发电机组的发电功率与空气密度的关系：风力发电机组从风能中吸收的功率为 P：P=1/2 CpAρv3
其中：ρ为空气密度；
v为风速；
A为叶轮扫略面积；
Cp为机组的功率系数，它是叶尖速比λ和叶片节距角α的函数。
由上式可知空气密度与功率成正比关系，因此空气密度的变化会直接影响风机的出力。而影响空气密度的主要原因有海拔高度、大气环境温度、大气环境湿度、大气压强等因素，所以在不同的季节，不同的海拔高度同一台风机的出力都存在差异，甚至天气的阴晴对风机的出力都会有影响。
3.2机组偏航对风偏差对机组功率曲线的影响
P=1/2 CpAρv3公式中的v是垂直叶轮面的风速，当机组风向标对风出现偏差时，机组的功率受到影响，如图1
风向标不对风会使机组偏离风向。假设叶轮平面与风向的夹角为φ，则垂直叶轮平面的风速分量为：vˊ=v sinφ，那么机组此时的功率P=1/2 CpAρ（vˊ）3 =1/2 CpAρ（v sinφ）3从计算式中我们可以看出，对风不正时机组功率要小于正对风时的功率（因为0≤sinφ≤1）。在检查机组功率曲线问题时经常会遇到风向标不能正对风的问题。在机组运行过程中，由于受到叶轮旋转的气流扰动，风向标不是静止不动的，它会在风向上来回摆动，因此，某机组规定的对风角度范围正负偏差5°，对风角度在此偏差范围内时，认为机组已经正常对风。在检查机组对风状况时，只要偏差超过5度，都可以看作机组不能正常对风，需要重新调整风向标。
3.3风速测量出现较大误差对功率曲线的影响
由风功率公式P=1/2 CpAρv3可知风功率的大小与风速的三次方成正比，也就是当风速增加一倍时风功率将会增加七倍，因此风速的测量异常也会导致功率曲线的异常。由于中央监控软件采集就地机组的实时风速和实时发电功率，并用相应的算法在前置服务器中生成机组功率曲线数据，所以一旦风速仪测量出现数据漂移现象时，机组的功率曲线图也会产生相应的漂移。
导致风速仪测量异常的因素有：风速仪自身测量不准，风速仪修正系数选取错误，串联在风速仪回路中的防雷模块信号干扰，KL3404测量模块干扰等都会引起测风不准，最终导致功率曲线异常。
3.4叶片对零角度出现较大偏差对功率曲线的影响
根据贝兹理论：风功率利用系数：Cp=0.22（116/λ-0.4α-5）e ^ -12.5/λ（1）
风力发电机组从风能中吸收的功率：P=1/2 CpAρv3（2）
P=11/100（116/λ-0.4α-5）e ^ -12.5/λAρv3（3）
其中A：叶轮扫风面积，
ρ：空气密度；
v：叶轮前方风速；
λ：叶尖速比；
α：叶片桨距角；
由式3可知当叶尖速比λ、风速v、空气密度ρ、叶轮扫风面积A不变时，风力发电机组从风中吸收功率的大小取决于叶片桨距角α的大小，而叶片安装时的零度角发生变化时，实际叶片桨距角α=α1+φ（φ为零度角偏差角度）也会相应的发生改变，所以当叶片安装零度角不在零度时，实际叶片桨距角α并非是我们想要的叶片桨距角，此时风机的出力和我们计算出的出力也是不同的。
3.5永磁发电机消磁对功率曲线的影响
根据法拉第电磁感应定律：
E=n*ΔΦ/Δt
Φ=BS
S=ωrL
E：感应电动势（V）；
n：感应线圈匝数；
ΔΦ/Δt磁通量的变化率；
B：匀强磁场的磁感应强度（T）；
S：正对面积（m2）；
ω：旋转角速度；
r：旋转半径；
L：磁场中导体的有效长度；
从式中我们可以看出，在线圈匝数、旋转角速度、旋转半径、磁场中导体的有效长度不变的情况下，感应电动势的强度取决于磁场的磁感应强度。
而永磁直驱发电机的磁场是由贴在发电机转子上的永磁磁钢产生的。当磁钢发生消磁现象时发电机的磁感应强度就会下降，直接影响发电机的出力，导致风功率曲线不佳。
除了以上分析的原因，还有叶片结冰及污染、程序更新不当、复杂地形导致的湍流、风机尾流等都会对功率曲线产生影响。
4根据以上分析对玛依塔斯某电场C1机组所做工作
4.1检查风向标，进行调整
首先，拧松安装座的固定螺栓，并确定风向标已经牢固地安装在碗形底座上（若不牢固，使用32开口专用扳手将塑料螺帽紧固，使其牢固）。接下来，用一只手调整风向标使其箭头正对机组叶轮，并用对讲机询问在塔底主控柜的人员，察看主控面板显示的风向角度是否为180度正负2度的范围内，若在180度正负2度的范围内，则可以固定碗形底座，否则用另一只手调整旋转碗形底座并询问对风角度，直到角度在180度正负2度的范围内进行固定。最后，松开风向标，再用手调整风向标使其箭头正对机组叶轮，校验一下机组的对风角度。
4.2该电场风机风速仪修正系数有两种
一种是0~50m/s测速范围的修正系数为0.82，一种是0~70m/s测速范围的修正系数为2.05。经检查发现该风电场风速仪修正系数为0.85，而该电场实际测速范围在0~50m/s，技术人员将C1机组的修正系数更改为0.82。
5通过整改C1、C4机组功率曲线的变化
C1风机10月、11月功率曲线对比（左图为10月曲线、右图为11月曲线）从图中可以看出，整改后的风机功率曲线有明显提升。
结束语
风功率曲线是直接反应风机出力及健康状况的曲线，分析实际运行功率曲线的形成和影响因素，便于理解实际运行功率曲线与标准功率曲线之间的差异。了解影响风电机组功率特性的因数，有利于把风电机组调整到较好的工作状态，以增加风电机组的出力。
参考文献：
[1]董晓宇.永磁直驱风力发电系统低电压穿越技术研究[D].哈尔滨工程大学，2012.
[2]付帅.永磁直驱风力发电系统低电压穿越控制研究[D].沈阳工业大学，2014.
论文作者:李忠波, 翟新军
论文发表刊物:《电力设备》2018年第4期
论文发表时间:2018/6/19
标签：功率论文; 机组论文; 风速论文; 曲线论文; 风机论文; 叶轮论文; 叶片论文; 《电力设备》2018年第4期论文;