福建某風電場功率曲線測試分析及改進研究

林通達 莫爾兵

某風電場位于福建省陸地區域，安裝了35臺額定功率為2500kW的直驅型風電機組，風輪直徑為110m，塔筒高度為80m。投運后年發電量未達到預期，為了分析原因，業主組織第三方進行了功率曲線測試。

由于風電場地形復雜，不滿足IEC61400-12標準規定的測試地形要求，經過對風電場35臺機組的實地考察，第三方測試機構選取地形條件最好的G6號機組，擬定了用激光雷達測風的方式進行功率曲線測試。第一次測試結果表明功率曲線比設計值低，沒有達到合同要求的功率曲線保證值。機組廠商對測試機組進行了檢查，并分析了測試原始數據，檢查結果表明機組整體處于正常狀態，機組的控制系統與經過型式認證的原型機有較大差異，分析測試原始數據發現機組的控制策略及算法需要進行調整。

為了驗證技術分析的結論，機組廠商對該機組的電控系統進行了改造，采用改進后的控制策略及算法進行第二次測試，在兩次測試機組及測試系統完全相同的條件下，第二次測試結果證明了改造后的功率曲線有較大幅度的提高，滿足了合同規定的功率曲線保證值要求。

功率曲線測試方法及結果

按照IEC61400-12標準，進行了測試扇區篩選，確定了有效扇區為19.8°～85°，在G6號機組東北方向安裝激光雷達。

功率曲線測試的數據采集系統由1個 Ammonit Data Logger Meteo-40M型主采集模塊、1個安科瑞 BD-4P型功率變送器、1組（3個）AKH-0.63/ KFXZ型電流互感器、1個HMS83溫濕度一體計、1個BP-20 型氣壓計以及1臺Windcube V2型激光雷達組成。

具體采集方法為：風電機組功率信號由安裝在塔筒底部的功率變送器采集，采樣頻率為1Hz。數據采集以 10分鐘為計算周期，計算平均值、最大值、最小值和標準偏差。凈電功率由安科瑞 BD-4P型功率變送器測量得到，凈電功率的采集在被測機組側進行。輸入電流由安科瑞 AKH-0.63/ KFXZ型電流互感器采集，互感器為開口型，套裝于箱變低壓側銅排上。該功率變送器的輸入電壓為690V，電壓由銅排緊固螺母引出。溫濕度信號由安裝在機艙外氣象架上的 HMS83 溫濕度一體計采集。氣壓信號由 BP-20型氣壓計采集。氣壓傳感器安裝在塔筒門高度，測量的氣壓通過 ISO 標準轉換為輪轂高度處氣壓。風速和風向由Windcube V2 型激光雷達測量得到，測量高度為80m。測試方根據GB/T 18451.2―2012標準要求，將所測得數據組標準化到測試場地預定義的標準空氣密度（1.171kg/m3）下，處理測試數據得到功率曲線測試結果（表1）。

按照風電場可研報告中的主要風能資源參數，年平均風速為 6.78m/s，根據威布爾分布，將數據標準化至預定義空氣密度下，用測量的功率曲線計算的年發電量是用保證功率曲線計算年發電量的90.01%。

功率曲線不達標原因分析

測試數據顯示，測試功率曲線比機組設計功率曲線差，發電量保證率低于合同保證值。而廠家該型機組已于2014 年8-11 月在張北實驗風電場進行過型式認證測試，測試結果符合設計功率曲線。因此需要對照型式認證的原型機進行差異化分析，通過分析測試原始數據，查找原因，并提出改進方案。

一、測試數據分析

檢查該測試機組各項主要參數是否符合設計值，如葉片長度、塔筒高度、葉片零位、控制參數等。

首先，風電機組廠家對機組進行了全面的檢查分析。如葉片零位槳角確定、控制參數檢查等。葉片零位以葉片合?？p而不是葉片角度標識板為基準進行檢查，避免了標識不正確帶來的影響。檢查結果表明葉片零位調整到位?？刂茀蛋凑赵O計文件檢查無誤。

其次，由于風電機組廠家的2500kW機組有103m/110m兩種風輪直徑，葉片接口一致，為了確認機組的葉片直徑是110m，現場將一支葉片旋轉到垂直向下方位，將對其水平拍攝的照片與機組的設計圖進行對比，對比結果如圖1所示。圖1的左圖是距離測試機組約1km處的水平照片，機組的一支葉片盡量垂直向下，右圖為該機組設計外形圖，其中劃過塔筒底部的兩條圓弧線分別為103m風輪直徑和110m風輪直徑的兩款葉片掃過塔筒的位置。

將照片的輪轂中心及塔底位置與設計圖按需要的比例調整一致?？梢悦黠@看出，測試機組垂直向下的葉尖在塔筒上的位置與設計圖中110m風輪直徑的位置吻合。另外，現場還通過無人機對葉片長度進行空中測量，也確認風輪直徑為110m。由此可確定，塔筒高度與葉片長度均符合設計要求。

二、控制策略分析

對比該型機組的型式實驗報告和現場測試報告，發現風電場的湍流強度遠大于張北實驗風電場，這對額定風速附近的測試功率曲線影響嚴重，比如在12m/s時存在較大的功率曲線凹坑。

機組的變頻器雖然進行過更換，但新變頻器也經過了廠內測試，其效率符合要求，并且變頻器的微小效率差異對功率曲線的測試結果影響較小。此外，機組運行時變頻器的發熱沒有明顯異常，同樣表明變頻器效率在設計值內。

現場風電機組采用的為某進口品牌的控制系統，其控制算法獨特，采取塔筒共振防御控制策略（圖2）。該策略可以拓寬機組的運行轉速范圍，理論上具有提高功率曲線的效果。但是通過逐個分析bin區間原始測試數據發現，在每個bin區間，即使10分鐘平均風速大致相同，但10分鐘的平均功率有較大的差異，而且與10分鐘的平均轉速存在相關性。在每個bin區間，如果按照10分鐘的平均轉速對測試數據進行排列統計，可以得出按照平均轉速進行數據篩選后的實測功率會有較大的提高，完全可以滿足功率曲線保證值。由于篇幅有限，表2列出在低風速段和中等風速段的4個bin區間進行示例。

進一步分析在大致相同的10分鐘平均風速下機組的10分鐘平均轉速處于較低值的原因：塔筒共振防御控制策略將運行轉速鎖定于低轉速和高轉速兩端，避開了塔筒共振轉速段。風電機組的轉動慣量較大，并不能及時跟隨風速變化，特別是項目所在風電場的實際風能資源湍流強度高、風速變化快。在風速快速升高時，機組運行轉速被塔筒共振防御控制策略鎖死在低速段一段時間，只有當風速升高、積累的能量足夠時，機組才能升高到高轉速段運行；在風速快速降低時，運行轉速被塔筒共振防御控制策略鎖死在高速段一段時間，只有當風速下降且能量耗散足夠時，機組才能降低到低轉速段運行。

對于該風電場的實際情況，在較低風速下，運行于較低轉速的機組從塔筒共振防御控制策略得到的風輪效率較高的好處，不足以補償當風速波動升高時機組被該策略鎖定在低轉速下運行帶來的風輪效率降低的損失。這是因為，當風速波動升高時，可利用的風能將以三次方的程度升高，風輪效率降低帶來的功率損失絕對值非常明顯。因此，在該風電場取消共振防御控制策略是一個優化措施。

從中風速段（bin區間20、21）可以看出，機組的運行轉速低于額定轉速14.5rpm。機組在大風時段的PI控制策略表現差。

從機組的數據服務器上導出一段時間的秒級轉速與力矩的運行數據（圖3）。從圖中可以看出，在13rpm以下，力矩控制與設計要求相符合，但在13rpm以上，力矩控制指令與設計要求存在較大差異，平均轉速低于機組額定轉速，力矩散點分散情況嚴重，力矩控制算法需要改進。

控制策略改進及測試驗證

綜上所述，需要對機組控制策略、算法進行改進。風電機組廠家提供并實施了改造機組主控系統和變槳系統的技術方案。具體方案如下：

主控系統保留了主控柜內原電氣回路，更換了自主研發的主控模塊和主控程序，采用了型式認證時的控制策略和算法，根據風電場實際湍流強度高的情況，取消了共振防御控制策略，將機組的最低運行轉速提高到塔筒共振轉速以上，避開共振。

為了適應改進后的自主研發主控模塊及主控程序，特別是為了保持主控模塊與其他功能模塊通信穩定可靠，機組廠家相應地改造了電量測量模塊和振動測量模塊。同樣為了保證主控與變槳的通信穩定可靠和變槳系統具備響應主控指令能力，機組廠家改造了變槳系統，更換了變槳電機和驅動器，保留了后備電源部分。

將G6機組按照廠家的改造方案進行改造，繼續在該臺機組上用原測試系統進行功率曲線測試驗證。

圖4為改造后的G6機組2019年5月11日的運行力矩數據散點圖。與圖3相比，該圖顯示機組經過改造后，控制效果明顯改善，運行額定轉速提高到了與設計相符的14.5rpm，機組在額定轉速附近的散點密集，不分散。

改造后的G6機組測試功率曲線保證率達到了99.58%，證明了改造效果很好，達到了預期目標。

結論

對某風電場2500kW風電機組進行功率曲線測試，初次測試結果較差。經過技術人員對機組實際情況分析，認為控制系統是影響功率曲線測試結果的主要原因。對測試原始數據進行分析，發現10分鐘測量功率與機組的運行轉速有確切的相關關系。由于風電場的湍流強度大、風速變化快且幅度大，機組的共振防御控制策略在該風電場不適用。機組在額定轉速附近的力矩控制效果差，機組平均運行轉速低，功率曲線不佳。

風電機組廠家對控制系統進行改造，取消了共振防御控制策略，優化了機組的控制算法及參數，提高了機組的運行轉速。采用原測試系統對該機組改造后的功率曲線再次進行測試驗證，測試結果表明，功率曲線保證值有較大提高，證明了分析結論可信，改造技術可行。

（作者單位：林通達：福建省福能新能源有限責任公司；莫爾兵：東方電氣風電有限公司）