風力發電低風速段發電量提升控制技術

中國水電建設集團新能源開發有限責任公司 石文龍 王 穩

中車株洲電力機車研究所有限公司風電事業部 蔣 韜 陳 剛

一般“低風速地區”被認為是國家氣象局發布的我國風能三級區劃指標體系中的第三級區域，全國范圍內可用低風速資源面積約占全國風能資源的68%，然而低風速風電場由于年平均風速較低，因此研究適用于在役低風速風電項目的增功提效解決方案，進一步挖掘風力發電機組的性能潛力、實現項目收益的最大化十分重要。

NREL（美國可再生能源實驗室）、ECN（荷蘭風能研究中心）、DTU（丹麥科技大學）等研究機構針對風機在額定以下運行區段的風能捕獲增強開展了潛力分析和單機試驗，具體包括：轉矩控制模態增益對于湍流風能量捕獲的影響、偏航控制存在的性能提升潛力、應用獨自變槳增加風切變條件下的風能捕獲等[1]；Siemens提出多項增功技術，其中Turbine Load Control 2.0（主動載荷控制）技術用于保留優質點位、提升長葉片機型適用風資源等級；Power Boost Function根據不同的風分布及環境溫度，可將機組額定功率進一步提升多達5%；High Wind Ride Throuth用于增加高風速段能量捕獲[2]。

國內方面，金風推出了Value Plus系列，根據場址風資源條件，將原1.5MW機型額定功率升至最大1.65MW，實現了“可調節整機功率模式”；此外，金風也對風機在冰凍狀態下的運行策略進行了實驗研究；遠景推出了發電優化控制包，具體項點包括Fine pitch control、TSR optimal control、Knee boost、風機起停機優化、偏航策略優化等。

1 技術原理

最優槳距控制。最優槳距角調度優化控制技術提出了一種全功率段調度最優槳距角的控制方法。現有WT2000機組的槳距控制中，額定功率以下機組一直運行在最小槳距角-0.5deg，事實上該槳距角僅在變轉速區間實現Cp最優，在兩段恒轉速區間葉片取不同的槳距角時，葉片的氣動Cp有較大差異。因此在全功率段按Cp外包絡線進行最優槳距角設計，可實現風電機組全功率段最大風能捕獲。從圖1Cp曲線簇可知，在兩段恒轉速區間延著Cp曲線簇的外包絡線進行最優槳距角設計能夠使得機組一直處于較優的Cp。

圖1 某低風速風電場WT2000 Cp曲線簇

模態增益優化設計。模態增益優化設計及調度技術提出了一種基于機組實際空氣密度、電氣損耗、機械損耗定制最優模態增益的方案。最優模態增益用于計算變轉速區間的轉矩給定、跟蹤風輪轉速，使機組維持該區間段最優尖速比和最大功率系數。最優模態增益的計算公式為式（1），由表達式可知最優模態增益受實際空氣密度、機組運行效率η的影響。模態增益優化設計就是基于影響因素實現模態增益的定制化設計。

表2 技術方案實施后產能指標

精準偏航對風。該技術提出一種基于功率曲線外包絡線尋優的風向補償優化方案、實現精準對風，提升額定風速以下的功率曲線。來流風速經過風輪面時驅動風輪旋轉，造成風輪后的風向有所改變，但風速風向儀安裝在機艙尾部，所測風向為風輪后的風向，無法完全表征風輪前風向，為此需通過一種技術手段對所測量的風向進行最優補償，減小風向儀所測量的風向與來流風速風向間誤差。基于功率曲線外包絡線尋優的風向補償優化方案描述如下：采集機組運行數據、按風向區間對數據進行分割、繪制各區間功率曲線、按功率曲線外包路線尋找風向補償最優值，設計風向修正調度表。

高峰穿越控制技術。是在常規“硬性切出”風速之上通過動態調度機組的軸功率比例系數來擴展機組的“切出風速”。在保證機組載荷安全的同時，提高機組對“硬性切出”風速以上工況的能量捕獲，提升機組經濟性。

2 驗證結果

2.1 驗證方法

基于驗證前后，統計風機運行狀況一致性高、可比性強時間段內的驗證機組和對比機組的累計發電量，分別記為P'test、P'ref；Ptest、Pref。最后計算相對對比機組，驗證機組的發電量提升比例，計算公式為Rrat=[(Ptest/Pref)/(P'test/P'ref)-1]，其中P'test、P'ref、Ptest、Pref、Rrat分別為測試前實驗機組宏觀發電量、測試前對比機組宏觀發電量、測試后實驗機組宏觀發電量、測試后對比機組宏觀發電量、發電量提升比列。

2.2 采取宏觀產能的分析方法

獲取全場所有機組的完整年運行數據，1min顆粒；統計每臺機組的1min記錄條數，根據完整年理論記錄數，計算得到每臺機組的記錄完整率，缺失記錄通常對應電網/回路停電、檢修停電、故障停電事件，結合風電場生產記錄予以確認；根據功率、槳距角組合條件，剔除停機、限電運行數據，得到正常發電運行數據集C1。采用區間法得到數據集C1下的實際功率曲線，結合實際功率曲線、實際風頻及理論功率曲線，計算得到正常發電運行工況下的功率曲線評估值K1=(實測功率曲線×實際風頻)/(理論功率曲線×實際風頻)。

根據功率條件剔除停機運行數據（保留限電運行數據），得到發電運行數據集C2。采用區間法得到數據集C2下的實際功率曲線，結合實際功率曲線、實際風頻及理論功率曲線，計算得到發電運行工況下的功率曲線評估值K2=(實測功率曲線×實際風頻)/(理論功率曲線×實際風頻)，且有K2＜=K1；保留所有運行數據，得到運行數據集C3。采用區間法得到數據集C3下的實際功率曲線，結合實際功率曲線、實際風頻及理論功率曲線，計算得到運行工況下的功率曲線評估值K3=(實測功率曲線×實際風頻)/(理論功率曲線×實際風頻)，且有K3＜=K2；忽略C1、C2、C3數據集之間的風頻差異，可得：限電損失率≈1-K2/K1；停機損失率≈1-K3/K2；運行損失率≈1-K3/K1=1-(K2/K1)×(K3/K2)；假設停電事件導致的電量損失與停電時長成正比，則發電可利用率PBA≈K3/K1×記錄完整率。

2.3 宏觀產能分析結果

對技術方案實施前（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）的產能指標進行統計，結果見表1、表2。其中綠色、白色底紋分別對應試驗組和對照組。

驗證結果。基于發電量提升效果直接評估的方法證明，某風場一期多維度增功提效具體的測試結果為：驗證周期6個月，驗證開始時間2020年5月30日，驗證機組、對比機組的提升比列分別為5#/04#，2.8665%；9#/10#，3.3703%；13#/12#，3.8861%；15#/16#，4.2517%，整體的提升效果為3.59%。

綜上，在整個風電機組的生命周期內持續開展控制優化和潛力挖掘，才能進一步提升低風速風電機組的設計品質、提高風電場的運營效益，增加機組競爭力。同時需結合機組的載荷安全域度、在電氣、機械、結構等約束條件下進行精細設計。