风切变对风电机组测试功率曲线及发电量的影响

2022-12-05魏惠春宋海彬卢仁宝邵德伟

电力与能源 2022年2期

魏惠春，宋海彬，何佳，卢仁宝，邵德伟

(华润电力技术研究院有限公司，深圳 518001)

不同环境条件下风切变的存在，是导致风电机组测试功率曲线产生差异的重要因素之一[1-4]。一般将风切变和塔影效应作为一对因素对风电机组的功率损失和波动进行研究。风切变描述的是风随高度变化对风电机组的影响，塔影效应描述的是塔架对风电机组的影响。

文献[5]搭建了一个软件模拟系统，仿真风切变、塔影效应以及偏航误差对发电造成的影响。除对发电影响外，风切变和塔影效应对风力机载荷波动也会产生影响，并可通过独立变桨控制方法等进行优化[6-7]。

由于风轮周期旋转属性，因此风切变和塔影效应必然造成风电机组输出功率的波动，现在很多研究也注重于功率波动的研究。文献[8]对风切变作用下的功率损失进行了简单的分析。文献[9]通过建立风速分布模型，以NREL5MW风机[10]作为研究对象讨论了风切变和塔影效应对风电机组输出功率的影响，认为塔影效应主要主要导致功率波动，风切变导致功率损失。

本文基于叶素动量理论，搭建了两种风速分布模型，讨论了模型损失以及非模型损失。同时参考国家标准GB/T 18451.2—2012《风力发电机组功率特性测试》以及国际标准IEC 61400-12-1:2017在河南某地区测试了2 MW风电机的组功率特性曲线，得到不同风切变条件下的功率曲线，最后利用该地区长期观测测风塔采集的完整年测风数据，定量分析风电机组在不同风切变条件下的年发电量(Annual Energy Production，简称AEP)。结果显示风切变导致风电机组功率曲线不同程度的降低，进而降低了其年发电量，这一影响尤以风切变大于0.25时较为显著。

本次测试机组参数及测试设备参数如表1所示。

表1 本次风电机组及设备参数

1 风切变和功率损失

1.1 风切变

风切变通常受地形因素、环境因素影响较大，一般地形复杂地区或者夜间时段容易产生风切变。对于平原地区，一般采用风切变模型对风切变进行描述[13]，具体计算公式如下：

(1)

式中V(Z)——地面高度处风速；VH——地面H高度(轮毂高度)处风速；α——风切变指数。

根据风电机组系统结构及叶片分布特性，将风电机组叶片方位角定义为θ，如图1所示，将式(1)在极坐标系中表示[14]，具体如下式所示：

(2)

式中r——距离轮毂中心的径向距离；θ——风轮平面内点位方向；ws——风切变系数，用来描述在风轮平面内风切变导致的风速变化量。

用三阶Taylor展开式来近似ws既方便计算又保留了其非线性特性，如下式所示：

(3)

试验机组结构示意图如图1所示。

由式(3)可知，风切变系数主要受轮毂高度、风速、风切变指数、叶片长度等因素的影响。以试验机组为例，轮毂高度100 m，年均风速5.5 m/s，风切变指数0.15，风轮直径120 m，分别分析每个因素对风轮平面内风速变化的影响。

风轮平面内风速随方位角的变化规律如图2(a)所示。在风轮旋转过程中，由于高度的变化同一叶素经历的局部风速发生周期性变化，并且随着r的增加波动变剧烈，以叶尖叶素为例，分析在风轮平面内最高与最低点处风速变化。

风轮平面内较大的风速波动，在传统最优叶尖速比控制策略下，导致其风能利用系数Cp下降，造成功率损失。较大的风速波动还会带来机组输出功率的波动，对机组产生较大的叶片载荷波动。

轮毂高度、风切变指数、风速导致的风轮平面内风速变化具体如图2(b)～(d)及表2所示。

1.2 功率损失

为评估风切变对风电机组输出功率的影响，以轮毂高度和轮毂风速模型机组功率输出值为基准值，定义风切变作用下平均功率与基准值的相对误差为功率损失：

(4)

式中η——功率损失；Pws——风切变风速模型机组的输出功率；P0——轮毂风速模型机组的输出功率。

风电机组输出功率可表示为

P0(V)=0.5ρAV3Cp(λ，β)

(5)

式中λ——叶尖速比；β——桨距角；Cp——风能利用系数，代表风电机组对风动能的捕获效率。

风切变效应作用下，积分求解平均风速，即风切变风速模型风速：

(6)

式中R——风轮半径。

将式(2)～(3)代入式(6)得：

(7)

(8)

表2 叶片、轮毂、风切、风速导致的风速波动差值

假设风电机组实际运行时，风切变风速模型与轮毂风速模型Cp相同，根据式(4)～(5)、式(7)～(8)得：

(9)

考虑在风电机组达到额定功率后，风切变不再导致发电量的降低。

根据式(9)，通过风切变指数及风轮半径与轮毂高度比值k，采用两种风速模型在风电机组额定功率前计算功率损失，具体结果如图3所示。

采用不同的风速模型，在计算上会对风电机组的功率曲线及发电量产的模型损失。而风电机组在实际运行过程中，两种风速模型对应工况的风能系数是不同的。风能系数一般认为只与叶尖速比及桨距角有关，即当外部环境存在风切变时，风电机组未达到额定功率前，在风轮旋转一周过程中，同一叶素经历的风速必然不同，因此叶轮无法同时满足最大风速与最小风速所对应的最优转速，从而导致功率损失，即非模型损失。

2 风电机组功率曲线测试

2.1 试验仪器安装

本次试验在河南某平原地区开展，在机组西北约330 m处竖立高度100 m(轮毂高度)的测风塔，测风塔100，96，40 m高度处安装风速计，在7 m高度处安装气压计，96 m高度处安装风向标及温湿度计，主要设备如图4所示。

同步采集风电机组箱变低压侧电压，通过电流互感器采集电流值，并通过功率变送器转换为实时功率。所有数据采集频率均为1 Hz，并计算10 min统计值。机组侧数据与测风塔侧数据通过CAN通信方式，数据同步存储。本次试验连续采集3个月有效数据。

2.2 测试结果分析

2.2.1 两种风速模型的功率曲线分析

在假设两种风速模型不变的条件下，通过风速计算功率，评估两种模型带来的功率偏差值。在实际测试过程中，测试输出的功率是保持不变的，而采用两种风速模型计算的风速值是不同的。

本文以轮毂风速模型，对10 min风速统计值以0.5 m·s-1风速bin区间计算风切变为平均值0.05，0.15，0.25，0.35的功率曲线。同时以轮毂风速模型划分的bin区间，计算以风切变风速模型的相应的功率曲线。均通过线性差值方式规一化为以0.5 m·s-1为整数倍点的功率曲线。

通过两种模型计算功率曲线的每个0.5 m·s-1整数倍点比值的平均值为测试的功率损失率，具体如表3所示。

表3 模型与实际测试功率曲线对比

具体风切变风速模型功率曲线及轮毂风速模型功率曲线如图5和图6所示。

2.2.2 风切变风速模型功率曲线的差异

根据风切变风速模型10 min风速统计值，分别计算风切变指数为0.05，0.15，0.25，0.35，0.4的5条功率曲线，计算结果如图7所示。

从功率曲线及Cp曲线可以发现，在机组额定功率之前，风切变指数为0.05，0.15，0.25的3条曲线差异并不显著，当风切变指数达0.35及0.40时，功率曲线及Cp曲线则明显偏低。因此在排除风速模型导致功率曲线偏差外，不同切变条件下，由风电机组经典控制Cp-λ无因次性能曲线可知，当风轮平面内风速变化差异较小时，由于叶尖速比变化带来的降低较平缓，当切变逐渐增大时，风轮平面内风速差异变大，Cp会加速降低，由此带来了更大的功率损失。