福建某风电场功率曲线测试分析及改进研究

林通达 莫尔兵

某风电场位于福建省陆地区域，安装了35台额定功率为2500kW的直驱型风电机组，风轮直径为110m，塔筒高度为80m。投运后年发电量未达到预期，为了分析原因，业主组织第三方进行了功率曲线测试。

由于风电场地形复杂，不满足IEC61400-12标准规定的测试地形要求，经过对风电场35台机组的实地考察，第三方测试机构选取地形条件最好的G6号机组，拟定了用激光雷达测风的方式进行功率曲线测试。第一次测试结果表明功率曲线比设计值低，没有达到合同要求的功率曲线保证值。机组厂商对测试机组进行了检查，并分析了测试原始数据，检查结果表明机组整体处于正常状态，机组的控制系统与经过型式认证的原型机有较大差异，分析测试原始数据发现机组的控制策略及算法需要进行调整。

为了验证技术分析的结论，机组厂商对该机组的电控系统进行了改造，采用改进后的控制策略及算法进行第二次测试，在两次测试机组及测试系统完全相同的条件下，第二次测试结果证明了改造后的功率曲线有较大幅度的提高，满足了合同规定的功率曲线保证值要求。

功率曲线测试方法及结果

按照IEC61400-12标准，进行了测试扇区筛选，确定了有效扇区为19.8°～85°，在G6号机组东北方向安装激光雷达。

功率曲线测试的数据采集系统由1个 Ammonit Data Logger Meteo-40M型主采集模块、1个安科瑞 BD-4P型功率变送器、1组（3个）AKH-0.63/ KFXZ型电流互感器、1个HMS83温湿度一体计、1个BP-20 型气压计以及1台Windcube V2型激光雷达组成。

具体采集方法为：风电机组功率信号由安装在塔筒底部的功率变送器采集，采样频率为1Hz。数据采集以 10分钟为计算周期，计算平均值、最大值、最小值和标准偏差。净电功率由安科瑞 BD-4P型功率变送器测量得到，净电功率的采集在被测机组侧进行。输入电流由安科瑞 AKH-0.63/ KFXZ型电流互感器采集，互感器为开口型，套装于箱变低压侧铜排上。该功率变送器的输入电压为690V，电压由铜排紧固螺母引出。温湿度信号由安装在机舱外气象架上的 HMS83 温湿度一体计采集。气压信号由 BP-20型气压计采集。气压传感器安装在塔筒门高度，测量的气压通过 ISO 标准转换为轮毂高度处气压。风速和风向由Windcube V2 型激光雷达测量得到，测量高度为80m。测试方根据GB/T 18451.2―2012标准要求，将所测得数据组标准化到测试场地预定义的标准空气密度（1.171kg/m3）下，处理测试数据得到功率曲线测试结果（表1）。

按照风电场可研报告中的主要风能资源参数，年平均风速为 6.78m/s，根据威布尔分布，将数据标准化至预定义空气密度下，用测量的功率曲线计算的年发电量是用保证功率曲线计算年发电量的90.01%。

功率曲线不达标原因分析

测试数据显示，测试功率曲线比机组设计功率曲线差，发电量保证率低于合同保证值。而厂家该型机组已于2014 年8-11 月在张北实验风电场进行过型式认证测试，测试结果符合设计功率曲线。因此需要对照型式认证的原型机进行差异化分析，通过分析测试原始数据，查找原因，并提出改进方案。

一、测试数据分析

检查该测试机组各项主要参数是否符合设计值，如叶片长度、塔筒高度、叶片零位、控制参数等。

首先，風电机组厂家对机组进行了全面的检查分析。如叶片零位桨角确定、控制参数检查等。叶片零位以叶片合模缝而不是叶片角度标识板为基准进行检查，避免了标识不正确带来的影响。检查结果表明叶片零位调整到位。控制参数按照设计文件检查无误。

其次，由于风电机组厂家的2500kW机组有103m/110m两种风轮直径，叶片接口一致，为了确认机组的叶片直径是110m，现场将一支叶片旋转到垂直向下方位，将对其水平拍摄的照片与机组的设计图进行对比，对比结果如图1所示。图1的左图是距离测试机组约1km处的水平照片，机组的一支叶片尽量垂直向下，右图为该机组设计外形图，其中划过塔筒底部的两条圆弧线分别为103m风轮直径和110m风轮直径的两款叶片扫过塔筒的位置。

将照片的轮毂中心及塔底位置与设计图按需要的比例调整一致。可以明显看出，测试机组垂直向下的叶尖在塔筒上的位置与设计图中110m风轮直径的位置吻合。另外，现场还通过无人机对叶片长度进行空中测量，也确认风轮直径为110m。由此可确定，塔筒高度与叶片长度均符合设计要求。

二、控制策略分析

对比该型机组的型式实验报告和现场测试报告，发现风电场的湍流强度远大于张北实验风电场，这对额定风速附近的测试功率曲线影响严重，比如在12m/s时存在较大的功率曲线凹坑。

机组的变频器虽然进行过更换，但新变频器也经过了厂内测试，其效率符合要求，并且变频器的微小效率差异对功率曲线的测试结果影响较小。此外，机组运行时变频器的发热没有明显异常，同样表明变频器效率在设计值内。

现场风电机组采用的为某进口品牌的控制系统，其控制算法独特，采取塔筒共振防御控制策略（图2）。该策略可以拓宽机组的运行转速范围，理论上具有提高功率曲线的效果。但是通过逐个分析bin区间原始测试数据发现，在每个bin区间，即使10分钟平均风速大致相同，但10分钟的平均功率有较大的差异，而且与10分钟的平均转速存在相关性。在每个bin区间，如果按照10分钟的平均转速对测试数据进行排列统计，可以得出按照平均转速进行数据筛选后的实测功率会有较大的提高，完全可以满足功率曲线保证值。由于篇幅有限，表2列出在低风速段和中等风速段的4个bin区间进行示例。

进一步分析在大致相同的10分钟平均风速下机组的10分钟平均转速处于较低值的原因：塔筒共振防御控制策略将运行转速锁定于低转速和高转速两端，避开了塔筒共振转速段。风电机组的转动惯量较大，并不能及时跟随风速变化，特别是项目所在风电场的实际风能资源湍流强度高、风速变化快。在风速快速升高时，机组运行转速被塔筒共振防御控制策略锁死在低速段一段时间，只有当风速升高、积累的能量足够时，机组才能升高到高转速段运行；在风速快速降低时，运行转速被塔筒共振防御控制策略锁死在高速段一段时间，只有当风速下降且能量耗散足够时，机组才能降低到低转速段运行。

对于该风电场的实际情况，在较低风速下，运行于较低转速的机组从塔筒共振防御控制策略得到的风轮效率较高的好处，不足以补偿当风速波动升高时机组被该策略锁定在低转速下运行带来的风轮效率降低的损失。这是因为，当风速波动升高时，可利用的风能将以三次方的程度升高，风轮效率降低带来的功率损失绝对值非常明显。因此，在该风电场取消共振防御控制策略是一个优化措施。

从中风速段（bin区间20、21）可以看出，机组的运行转速低于额定转速14.5rpm。机组在大风时段的PI控制策略表现差。

从机组的数据服务器上导出一段时间的秒级转速与力矩的运行数据（图3）。从图中可以看出，在13rpm以下，力矩控制与设计要求相符合，但在13rpm以上，力矩控制指令与设计要求存在较大差异，平均转速低于机组额定转速，力矩散点分散情况严重，力矩控制算法需要改进。

控制策略改进及测试验证

综上所述，需要对机组控制策略、算法进行改进。风电机组厂家提供并实施了改造机组主控系统和变桨系统的技术方案。具体方案如下：

主控系统保留了主控柜内原电气回路，更换了自主研发的主控模块和主控程序，采用了型式认证时的控制策略和算法，根据风电场实际湍流强度高的情况，取消了共振防御控制策略，将机组的最低运行转速提高到塔筒共振转速以上，避开共振。

为了适应改进后的自主研发主控模块及主控程序，特别是为了保持主控模块与其他功能模块通信稳定可靠，机组厂家相应地改造了电量测量模块和振动测量模块。同样为了保证主控与变桨的通信稳定可靠和变桨系统具备响应主控指令能力，机组厂家改造了变桨系统，更换了变桨电机和驱动器，保留了后备电源部分。

将G6机组按照厂家的改造方案进行改造，继续在该台机组上用原测试系统进行功率曲线测试验证。

图4为改造后的G6机组2019年5月11日的运行力矩数据散点图。与图3相比，该图显示机组经过改造后，控制效果明显改善，运行额定转速提高到了与设计相符的14.5rpm，機组在额定转速附近的散点密集，不分散。

改造后的G6机组测试功率曲线保证率达到了99.58%，证明了改造效果很好，达到了预期目标。

结论

对某风电场2500kW风电机组进行功率曲线测试，初次测试结果较差。经过技术人员对机组实际情况分析，认为控制系统是影响功率曲线测试结果的主要原因。对测试原始数据进行分析，发现10分钟测量功率与机组的运行转速有确切的相关关系。由于风电场的湍流强度大、风速变化快且幅度大，机组的共振防御控制策略在该风电场不适用。机组在额定转速附近的力矩控制效果差，机组平均运行转速低，功率曲线不佳。

风电机组厂家对控制系统进行改造，取消了共振防御控制策略，优化了机组的控制算法及参数，提高了机组的运行转速。采用原测试系统对该机组改造后的功率曲线再次进行测试验证，测试结果表明，功率曲线保证值有较大提高，证明了分析结论可信，改造技术可行。

（作者单位：林通达：福建省福能新能源有限责任公司；莫尔兵：东方电气风电有限公司）