风力发电低风速段发电量提升控制技术

　　一般“低风速地区”被认为是国家气象局发布的我国风能三级区划指标体系中的第三级区域，全国范围内可用低风速资源面积约占全国风能资源的68%，然而低风速风电场由于年平均风速较低，因此研究适用于在役低风速风电项目的增功提效解决方案，进一步挖掘风力发电机组的性能潜力、实现项目收益的最大化十分重要。

　　NREL(美国可再生能源实验室)、ECN(荷兰风能研究中心)、DTU(丹麦科技大学)等研究机构针对风机在额定以下运行区段的风能捕获增强开展了潜力分析和单机试验，具体包括：转矩控制模态增益对于湍流风能量捕获的影响、偏航控制存在的性能提升潜力、应用独自变桨增加风切变条件下的风能捕获等[1]；Siemens提出多项增功技术，其中Turbine Load Control 2.0(主动载荷控制)技术用于保留优质点位、提升长叶片机型适用风资源等级；Power Boost Function根据不同的风分布及环境温度，可将机组额定功率进一步提升多达5%；High Wind Ride Throuth用于增加高风速段能量捕获[2]。

　　国内方面，金风推出了Value Plus系列，根据场址风资源条件，将原1.5MW机型额定功率升至最大1.65MW，实现了“可调节整机功率模式”；此外，金风也对风机在冰冻状态下的运行策略进行了实验研究；远景推出了发电优化控制包，具体项点包括Fine pitch control、TSR optimal control、Knee boost、风机起停机优化、偏航策略优化等。

　　1 技术原理

　　最优桨距控制。最优桨距角调度优化控制技术提出了一种全功率段调度最优桨距角的控制方法。现有WT2000机组的桨距控制中，额定功率以下机组一直运行在最小桨距角-0.5deg，事实上该桨距角仅在变转速区间实现Cp最优，在两段恒转速区间叶片取不同的桨距角时，叶片的气动Cp有较大差异。因此在全功率段按Cp外包络线进行最优桨距角设计，可实现风电机组全功率段最大风能捕获。从图1Cp曲线簇可知，在两段恒转速区间延着Cp曲线簇的外包络线进行最优桨距角设计能够使得机组一直处于较优的Cp。

　　模态增益优化设计。模态增益优化设计及调度技术提出了一种基于机组实际空气密度、电气损耗、机械损耗定制最优模态增益的方案。最优模态增益用于计算变转速区间的转矩给定、跟踪风轮转速，使机组维持该区间段最优尖速比和最大功率系数。最优模态增益的计算公式为式(1)，由表达式可知最优模态增益受实际空气密度、机组运行效率η的影响。模态增益优化设计就是基于影响因素实现模态增益的定制化设计。

　　图1 某低风速风电场WT2000 Cp曲线簇

　　图1 某低风速风电场WT2000 Cp曲线簇 下载原图

　　表1 技术方案实施前产能指标 导出到EXCEL

　　机组编号 平均风速 数据完整率 功率曲线评估值K 限功损失占比 停机损失占比 停电损失占比 PBA 实际发电量MWh 等效满发小时数 理论发电量MWh

　　4 5.0400 0.9824 1.0376 0.0131 0.0286 0.0258 0.9325 2118.7866 1059.3933 2272.1148

　　5 5.0030 0.9824 0.9891 0.0136 0.0389 0.0139 0.9336 2027.9682 1013.9841 2172.2323

　　9 4.7583 0.9549 1.0070 0.0152 0.0445 0.0359 0.9044 1754.5432 877.2716 1940.1135

　　10 4.6802 0.9636 1.0182 0.0135 0.0430 0.0424 0.9011 1716.1176 858.0588 1904.3876

　　12 4.4273 0.9641 1.0682 0.0116 0.0680 0.0509 0.8695 1543.0107 771.5053 1774.5111

　　13 4.4847 0.9639 1.0109 0.0123 0.0459 0.0196 0.9222 1521.6790 760.8395 1649.9891

　　15 4.6250 0.9893 0.9686 0.0146 0.0372 0.0107 0.9375 1599.2772 799.6386 1705.9047

　　16 4.6774 0.9889 0.9908 0.0130 0.0599 0.0260 0.9012 1663.8815 831.9407 1846.3866

　　表2 技术方案实施后产能指标 导出到EXCEL

　　机组编号 平均风速 数据完整率 功率曲线评估值K 限功损失占比 停机损失占比 停电损失占比 PBA 实际发电量MWh 等效满发小时数 理论发电量MWh

　　4 5.8076 0.9146 1.0344 0.0468 0.0384 0.0854 0.8294 2482.4984 1241.2492 2993.0120

　　5 6.2185 0.9146 0.8844 0.0411 0.0590 0.0854 0.8146 2397.6350 1198.8175 2943.4619

　　9 5.2589 0.9118 1.0731 0.0436 0.0667 0.0882 0.8015 2076.2186 1038.1093 2590.4190

　　10 5.3468 0.9537 1.0162 0.0479 0.0285 0.0463 0.8773 2157.9062 1078.9531 2459.8144

　　12 5.0181 0.9541 1.0521 0.0432 0.0491 0.0459 0.8618 1967.0457 983.5229 2282.4391

　　13 4.9500 0.9545 1.0696 0.0402 0.0458 0.0455 0.8685 1914.8468 957.4234 2204.7492

　　15 4.9645 0.9545 1.0210 0.0449 0.0404 0.0455 0.8691 1811.7463 905.8731 2084.5477

　　16 5.1189 0.9545 0.9859 0.0393 0.0707 0.0455 0.8445 1827.6080 913.8040 2164.1968

　　精准偏航对风。该技术提出一种基于功率曲线外包络线寻优的风向补偿优化方案、实现精准对风，提升额定风速以下的功率曲线。来流风速经过风轮面时驱动风轮旋转，造成风轮后的风向有所改变，但风速风向仪安装在机舱尾部，所测风向为风轮后的风向，无法完全表征风轮前风向，为此需通过一种技术手段对所测量的风向进行最优补偿，减小风向仪所测量的风向与来流风速风向间误差。基于功率曲线外包络线寻优的风向补偿优化方案描述如下：采集机组运行数据、按风向区间对数据进行分割、绘制各区间功率曲线、按功率曲线外包路线寻找风向补偿最优值，设计风向修正调度表。

　　高峰穿越控制技术。是在常规“硬性切出”风速之上通过动态调度机组的轴功率比例系数来扩展机组的“切出风速”。在保证机组载荷安全的同时，提高机组对“硬性切出”风速以上工况的能量捕获，提升机组经济性。

　　2 验证结果

　　2.1 验证方法

　　基于验证前后，统计风机运行状况一致性高、可比性强时间段内的验证机组和对比机组的累计发电量，分别记为P'test、P'ref；Ptest、Pref。最后计算相对对比机组，验证机组的发电量提升比例，计算公式为Rrat=[(Ptest/Pref)/(P'test/P'ref)-1]，其中P'test、P'ref、Ptest、Pref、Rrat分别为测试前实验机组宏观发电量、测试前对比机组宏观发电量、测试后实验机组宏观发电量、测试后对比机组宏观发电量、发电量提升比列。

　　2.2 采取宏观产能的分析方法

　　获取全场所有机组的完整年运行数据，1min颗粒；统计每台机组的1min记录条数，根据完整年理论记录数，计算得到每台机组的记录完整率，缺失记录通常对应电网/回路停电、检修停电、故障停电事件，结合风电场生产记录予以确认；根据功率、桨距角组合条件，剔除停机、限电运行数据，得到正常发电运行数据集C1。采用区间法得到数据集C1下的实际功率曲线，结合实际功率曲线、实际风频及理论功率曲线，计算得到正常发电运行工况下的功率曲线评估值K1=(实测功率曲线×实际风频)/(理论功率曲线×实际风频)。

　　根据功率条件剔除停机运行数据(保留限电运行数据)，得到发电运行数据集C2。采用区间法得到数据集C2下的实际功率曲线，结合实际功率曲线、实际风频及理论功率曲线，计算得到发电运行工况下的功率曲线评估值K2=(实测功率曲线×实际风频)/(理论功率曲线×实际风频)，且有K2<=K1；保留所有运行数据，得到运行数据集C3。采用区间法得到数据集C3下的实际功率曲线，结合实际功率曲线、实际风频及理论功率曲线，计算得到运行工况下的功率曲线评估值K3=(实测功率曲线×实际风频)/(理论功率曲线×实际风频)，且有K3<=K2；忽略C1、C2、C3数据集之间的风频差异，可得：限电损失率≈1-K2/K1；停机损失率≈1-K3/K2；运行损失率≈1-K3/K1=1-(K2/K1)×(K3/K2)；假设停电事件导致的电量损失与停电时长成正比，则发电可利用率PBA≈K3/K1×记录完整率。

　　2.3 宏观产能分析结果

　　对技术方案实施前(2019年5月31日～2019年11月20日)、后(2020年5月31日～2020年11月20日)的产能指标进行统计，结果见表1、表2。其中绿色、白色底纹分别对应试验组和对照组。

　　验证结果。基于发电量提升效果直接评估的方法证明，某风场一期多维度增功提效具体的测试结果为：验证周期6个月，验证开始时间2020年5月30日，验证机组、对比机组的提升比列分别为5#/04#，2.8665%；9#/10#，3.3703%；13#/12#，3.8861%；15#/16#，4.2517%，整体的提升效果为3.59%。

　　综上，在整个风电机组的生命周期内持续开展控制优化和潜力挖掘，才能进一步提升低风速风电机组的设计品质、提高风电场的运营效益，增加机组竞争力。同时需结合机组的载荷安全域度、在电气、机械、结构等约束条件下进行精细设计。