华电徐闻风电有限公司 广东省湛江市 524100
本课题选取华电徐闻风电有限公司华海风电场为研究模型。华海风电场位于广东省湛江市徐闻县北部下桥镇五一农场及橡胶研究所地带，地处东经110°8′~110°14′，北纬20°26′~20°30′。风电场选址范围约30km2，场地高程约为90m～190m，场区内地形较为平坦，毗邻207国道，距离徐闻县城约16km路程。全场装配两期共50台MY2.0-104/85抗台风型机组，总装机规模100MW。
一、课题背景
华海风电场所采用的MY2.0-104/85抗台风型机组切入风速3m/s，切出风速25m/s，额定风速10.5m/s。一期华海风场25台风机于2016年11月1日通过240机组测试，二期东方红风场25台风机于2017年9月1日通过240机组测试。但是通过机组测试后观察发现，机组实际运行功率曲线仍未能达到设计功率曲线要求，特别是在低风速段功率曲线存在较大偏差，对风电场发电量产生了较大影响，具体运行功率曲线与标准功率曲线对照如下图一。因此，本课题根据华海风电场实际风况条件，进行功率曲线测试分析，并根据测试结果调整风机控制策略，以达到提高风电机组有功出力的目的。
图一：
高风速段运行功率曲线
低风速段运行功率曲线
二、课题研究
功率曲线是风电机组的重要运行性能的表现形式。所谓功率曲线就是以风速（V）为横坐标，以有功功率P为纵坐标的的一系列规格化数据对（V，P）所描述的特性曲线。针对华电徐闻风电有限公司华海风场、东方红风电场数据进行分析后得出如下原因。
2.1 理论功率曲线与实际运行功率控制算法条件存在差异
华电徐闻有限公司华海风电场、东方红风电场在合同中以及计算时参照的合同功率曲线均为静态功率曲线，但由于现场风况、传动链阻尼、转动惯量、系统测风等因素的影响，风电机组的实际功率曲线与理论曲线会存在差异。
标准功率曲线是在标准工况下，根据风电机组设计参数计算给出的风速与有功功率的关系曲线。标准功率曲线所对应的环境条件是：温度为15℃，1个标准大气压（1013.3hPa），空气密度为1.225kg/m3。标准功率曲线只是通过静态的模拟计算获得，而未考虑其他可能影响到风电机组功率曲线的因素。静态功率曲线忽略了风的湍流特性，是理想情况下的机组出力性能。静态功率曲线是在风速恒定条件下得到的风电机组可以产生的电功率，但实际风电场的瞬时风速与瞬时风能是不断变化的，而风能与风速的三次方成正比。因此，当采用一段时间内的平均风速和平均风能相对应时，其结果为：相对应的风速、风能与风电场实际情况是不一致的。图1为华海风电场静态功率曲线。
图1
2.2 湍流强度影响
IEC61400－12－2标准特别阐述了湍流强度对功率曲线的影响。湍流导致风电机组在高风速段，特别是额定风速段，实际的湍流功率曲线比理论功率曲线差。机组实际功率曲线的满负荷发电风速高于理论功率曲线上的满负荷风速。
在高风速段，由于风电机组有额定功率的限制，控制系统使机组一直保持在额度功率附近不超过允许值，最终导致高风速时的能量被损耗掉了。因此，在高风速段，由于湍流的影响，动态风速下超过额定电功率的部分被削峰了，而低于额定电功率的部分又缺乏有效手段填平。因此，实际动态功率曲线在接近满负荷风速段低于理论功率曲线，如要求其完全满足理论功率曲线是不科学的。不同湍流强度对功率曲线的影响如图2所示。
图2
综上所述，影响现场风机实际功率曲线的因素是多种的。下一步本课题小组将按照“一机一策”的原则，根据现场实际工况对参数进行修正。计划采用分类优化的形式开展下一步的优化工作，根据每台机组条件的差异，完成低风速段控制策略优化及优化后的评估工作。
三、课题讨论
针对课题研究过程中发现的实际功率曲线与风机理论功率曲线不一致的影响因素，特制定相应优化方案。
3.1 优化方案说明
华海与东方红项目曾进行过GH版本程序升级，各机组在中高风速段下的功率曲线能够较好地贴合理论功率曲线，而在低风速段则存在继续优化的空间。本次程序升级考虑从整体上进行性能提升，同时注意侧重低风速段下机组运行效率。
3.1.1 变桨功能改进
传统变桨功能只在机组进入额定风速及以上时才进行变桨以调节转速，现针对接近额定风速区段增加变桨调节，通过有效调整攻角来取得更好的风能转化。
3.1.2 转矩功能优化
变频器通过转矩对转速进行调节，以保证转速维持在更加高效的运转区间，为此设计转矩补偿量，优化转速调节过程，使得机组，尤其在中低风速段，趋向更高的发电性能。
3.1.3 最优增益
通过适当降低与风能转化密切相关的最优增益，同时配合控制框架的调整，以辅助叶轮对风速的跟踪，有效排除不确定性参数的影响，得到最大化的能量捕获。
3.2 计算依据及数据说明
3.2.1 计算依据
本次分析报告中功率曲线饱和度均为现场空气密度下机组功率曲线饱和度。机组功率曲线提升百分比计算方法依据合同标准和 IEC61400 中标准算法计算，方法如下：
功率曲线提升比=（更新后的功率曲线推算年发电量/更新前功率曲线推算年发电量）*100%
推算年发电量是根据机组年风频威布尔分布和机组的功率曲线计算得到。本报告中威布尔系数值取自《华电国际湛江徐闻东方红风电场可行性研究报告》。
3.2.2 数据说明
针对风功率曲线优化方案特选取6台机组，14#、15#、18#、28#、29#、32#进行测试，均运行新版GH程序。
数据采样时间段为：
2018.07.01-2018.07.28；（更新前）
2018.08.01-2018.08.26．（更新后）
3.2.1 功率曲线对比
注：-1更新前，-2更新后
图3机组平均功率曲线
表1主控程序更新前后功率曲线提升比
测试结果表明，运行新版GH程序后，机组功率曲线平均提升2.49%。
3.2.3 下一步的改进措施
（1）根据测试机组的数据结果，徐闻公司将继续进行中低风速下实际运行曲线与标准功率曲线对照，针对各机组功率曲线差距不一，但与标准功率曲线仍有一定差距的情况，继续按照“一机一策”的原则，根据每台机组条件的差异，完成中低风速段控制策略优化及优化后的评估工作。
（2）风机偏航对风误差是风机出力损失的显著因素，确保风机偏航误差对于保证风机发电效率和控制风机载荷有直接关系。通过风机测风系统的校准和偏航控制策略的优化，可在全风速段提高风机运行效率。按照机组定检工作安排，要求明阳厂家结合半年检、年检对风速风向仪全面检查、校正。
4.结论
综合上述分析可以得到
1、通过增加接近额定风速区段变桨调节，有效调整叶片攻角，更好的吸收和转化风能，风功率曲线在高风速段能更加贴合风机理论曲线。
2、通过改变风机控制算法，在风机运行过程中设计转矩补偿量，保证转速维持在更加高效的运转区间，优化转速调节过程，使风机在中低风速段能趋向更高的发电性能。
3、风电机组控制系统根据气候的变化来动态调整最优模态增益值，同时配合控制框架的调整，以辅助叶轮对风速的跟踪，能有效排除不确定性参数的影响，实现控制参数的自动调控，得到最大化的能量捕获。
论文作者:高立瑜
论文发表刊物:《基层建设》2019年第25期
论文发表时间:2019/12/9
标签：曲线论文; 功率论文; 风速论文; 机组论文; 徐闻论文; 风机论文; 风电论文; 《基层建设》2019年第25期论文;