浅析丨风电机组功率曲线问题及争议

提高风电机组效率、降低度电成本是业内人士的共同愿望，但过度强调机组效率，而忽视机组远期故障几率、部件损坏及长期度电成本，必然会顾此失彼，得到与初衷相反的效果。因业主对功率曲线的“严格”要求，国内不少本该出保的风电场，因功率曲线问题的分歧和争议，迟迟未能出保，该付的款项没有得到应有的支付。为了出保，厂家不得不在生成功率曲线的各个环节上作文章。为了在激烈的市场竞争中取胜，有的厂家对标准功率曲线甚至进行了大胆的修饰，良莠不齐的功率曲线论证公司也应运而生。因此，不少功率曲线的真实性及论证的合理性值得怀疑。

风能利用技术与提高机组效率

所谓功率曲线就是以风速(Vi)为横坐标，以有功功率Pi为纵坐标的一系列规格化数据对(Vi，Pi)所描述的特性曲线。在标准空气密度(ρ=1.225kg/m?)的条件下，风电机组的输出功率与风速的关系曲线称风电机组的标准功率曲线。

风能利用系数是指叶轮吸收的能量与整个叶轮平面上所流过风能的比值，用Cp表示，是衡量风电机组从风中吸收的能量的百分率。根据贝兹理论，风电机组最大风能利用系数为0.593，风能利用系数大小与叶尖速比和桨叶节距角有关系。

翼型升力和阻力的比值称升阻比。只有当升阻比和尖速比都趋近于无穷大时，风能利用系数才能趋近于贝兹极限。实际风电机组的升阻比和尖速比都不会趋近于无穷大。实际风电机组的风能利用系数不可能超过相同升阻比和尖速比的理想风电机组的风能利用系数。采用理想的叶片结构，当升阻比低于100时，实际风电机组的风能利用系数不可能超过0.538。

水平轴风电机组的气动设计主要是设计叶片几何外形(包括叶片个数、弦长及扭角分布、截面翼型形状等)，目的是获得最佳风能利用系数和最大年发电量，同时降低叶片载荷。而这三个目的有时会发生矛盾。与理想风电机组不同，除升阻比只能为有限值外，实际风电机组还要考虑两个现实问题：

1、考虑有限叶片数造成的功率损失。有限叶片数对风能利用系数影响的计算过程比较复杂，这里仅给出部分计算结果。对于理想叶片形状，在升阻比为100时，尖速比只有在6-10的范围内，有限叶片风电机组的风能利用系数才有可能微微超过0.500，如果升阻比下调到100以内的实用区，功率损失会更大。

2、理想叶片的形状十分复杂，难以加工制造，实际风电机组的叶片必然采用简化结构。另外在考虑叶片结构强度、振动、变形、离心刚化和气动阻尼作用，以及考虑机组成本、年输出功率等问题时都会对叶片形状提出其他方面的要求，这又会进一步降低风能利用系数。

有限叶片数造成的功率损失是无法避免的，叶片的易加工性、成本、强度、振动等诸多导致风能利用系数降低的实际问题也是必须考虑的因素。综合理论计算和对实际问题的分析，实际风电机组的风能利用系数难以超过0.500。

为了计算简便，在实际Cp值折算时，常把机组发电功率视为叶轮所吸收的风能。由于以下几方面的原因：机组转速只能在运行风速内的部分风速段较准确地跟踪叶尖最佳速比;变桨、偏航、部件冷却等机组有自耗电;因风能资源的复杂多变，实际机组不可能准确对风;当叶轮吸收能量后，还必须通过机组诸多部件(如：齿轮箱、发电机、变频器等)进行能量转化，当经过这些部件时，必然有能量损失。因此，在不同风速下，由实际发电功率计算出来的Cp值会更低，有不少风速段的Cp值远低于0.5。

国外有个别厂家为了提高实际机组效率，在叶片轮毂的流线形状、部件性能等多环节进行深入的研究和大的投入，制造出了最高Cp值超过0.5的“神机”，但是，因其设计和制造难度增大，势必使机组的生产成本增加，投资回报时间延长。

目前，国内市场竞争激烈，用户不仅在机组招标时选择功率曲线优秀的机型，而且，在机组投运后，不少业主还希望通过调整机组控制策略，提高机组效率和优化功率曲线。然而，如不顾当前的技术水平，忽视机组远期维护成本和故障几率，片面地强调机组效率，势必使机组长期度电成本增加，最终，必然是得不偿失。

就风电机组的控制算法而言，目前尚未有集所有优点于一体的控制算法。设计高性能的风电机组控制策略需针对具体风能环境，兼顾控制成本和控制目的，最大限度地量化控制指标，实现多目标优化设计。在优化功率曲线时，应兼顾部件及机组寿命、故障几率以及机组自耗电等，例如：把低风速段不变桨且轮毂处于休眠状态的控制方式修改为小风调桨的控制策略，从原理上讲，这的确可使低风速段的叶轮Cp值增加，必然使轮毂部件的工作时间大大增加，机组自耗电增加，部件寿命缩短，故障几率增加。所以，这种修改未必可取。

因此，在选择机型时，应考虑机组的综合性能。例如：机组使用方便，远期维护和维修成本低，绝大部分故障可通过远程进行检查和诊断等;在优化功率曲线提高机组效率时，应综合考虑各种因素，避免对机组部件寿命和长期维护成本造成不良影响，获得更优的度电成本。

用风能系数判断标准(理论)功能曲线的真实性

由上面分析可知，现场机组的风能利用系数一般不超过0.5，因此，通过标准(理论)功率曲线换算出的风能利用系数，可以较为简便地核实标准(理论)功率曲线的真实性。

表1、表2分别示出了某国产和国外品牌1.5MW和2.0MW机组的标准功率曲线数据以及根据发电功率折算出的风能利用系数。国产机组在1.8m/s和2m/s的风能利用系数均超过0.8，4m/s-6m/s风能利用系数超过0.6。如是理论功率曲线，则已超过了贝兹极限，其真实性值得怀疑;如为实测，应是测量偏差或其他原因造成。而国外机组在不同风速下由功率曲线换算出的风能利用系数，则较符合风电机组的运行规律与控制特性。

表1、1.5MW机组功率曲线数据以及根据发电功率折算的风能利用系数

表2、2.0MW机组功率曲线数据以及根据发电功率折算的风能利用系数

注：表1、表2中，计算风能利用系数时，机组的发电功率视为了叶轮所吸收的电功率，因此，得到的Cp值比叶轮风能利用系数值低。

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验证实测功率曲线、标准(理论)功率曲线和机组现场运行形成功率曲线

机组验证实测功率曲线、标准(理论)功率曲线和现场运行形成的功率曲线，虽然都是反映风速与机组发电功率的关系曲线，由于三者的形成条件和用途的不同，三者又有矛盾的一面。

验证机组性能的实测功率曲线与理论功率曲线主要是用于反映机组性能，其生成条件是尽力消除，少考虑或不考虑功率曲线的各种影响因素。

验证实测功率曲线，在国际上普遍采用IEC61400-12标准，其采样周期为10min。在实测时，对现场环境条件及测试设备有着严格的要求，而现场运行机组一般难以达到。在进行功率特性测试时，还应收集足够数量且覆盖一定风速范围和大气条件变化的数据。其费用高，时间长，会因湍流强度及其他各种影响因素造成偏差。实测功率曲线的值不是唯一的，因为，它与机组的现场运行功率曲线一样都是通过散点分布图绘制而成。机组的实测功率曲线很离散，且范围较宽，还会因测量者、测试公司的不同而不同。因此，利用实测的机组发电功率与风速计算的风能利用系数，不仅可能超过0.5，而且，超过贝兹极限也是可能的。正因如此，一般不采用实测功率曲线值作为标书上的标准功率曲线。在设计评估或设计认证时，国内大部分整机制造商所提供的担保功率曲线是通过仿真计算出来的理论功率曲线。

在风电场，机组运行生成的功率曲线主要用于机组维修和功率调整，要能反映出机组的自身性能、故障状况、环境和气候条件等。现场需要通过考察机组运行形成的功率曲线来判断机组的叶片、风速仪、风向标、功率控制参数等是否存在问题。例如，对于刚调试完的风电机组，需要通过对每台机组实际运行形成功率曲线的考察来进行功率调整，以在短时间内(经历一两次大风)就能把整个风电场机组的实际发电功率准确调整到“额定功率”，机组既不能报“功率过高”停机，也不能有功率过低的情况发生。在风电场机组调试的初期，风电场通讯还没有建立，为了短时间内把机组调试到最佳状态，这不仅需要形成较为完整的功率曲线，而且，功率曲线数据还应生成、储存在控制器中，以便通过专门的调试软件读取数据、生成功率曲线。因此，采样周期不能太长，一般应设为30s或1s。对机组调试和检查缺陷而言，如把采样周期设置为10min，则很难具有实用价值。在这方面，某些国际知名厂家的设计理念和方法值得借鉴，如Mita控制器WP3100。

在生成功率曲线数据时，不少国产控制器的程序设计，考虑最多的是机组出保，一般采用10min采样周期，对调试和判断机组缺陷少有考虑，或没有考虑。在控制器编程时，严格遵循IEC61400-12标准，而现场条件及机组传感器等均不符合IEC61400-12标准要求，因此，生成的功率曲线难以良好地反映机组性能。加之，近年来，不少风电场限电问题严重，把采样周期设定为10min，在通常情况下，在一年，甚至几年都难以形成正常、完整的功率曲线，这给现场的机组调试和维修带来了极大的不便。

机组在现场运行生成的功率曲线受到外界多种因素的影响，利用它来判断机组性能应有诸多的前提和限制条件。也正因为如此，为了较为准确地考查和验证机组的功率特性，IEC61400-12-1和IEC61400-12-2标准对此作了详尽地规定。因现场运行机组达不到这些规定和条件，生成的功率曲线与合同(标准)功率曲线不一致，本属于正常现象。或者说，功率曲线不与合同要求完全一致符合现场机组运行的基本规律。

然而由于各种原因，不少业主对功率曲线有着“严格”的要求。为了达标，厂家只有采取多种修正方式。如果一个风电场(如：33台机组)同一机型的每一台机组，不需要严格的限制条件就能在每个时段、每个风速段上生成的功率曲线都符合合同约定，在合同要求之上，那么，其功率曲线可能是采取多种措施或手段进行了修正。而这种“修正”往往既不利于良好地反映机组性能，又不利于机组维修和调整。有的甚至因对功率曲线的过度调整而危及部件寿命，增加故障几率等。由某国外机组的功率曲线数据可知(见表1、表2)，提高机组的额定功率可以降低其满负荷风速。如为了降低功率曲线上的满负荷风速，减小湍流强度对功率曲线的不利影响，不顾及设备安全，过度地调高机组额定功率，势必增加变频器、发电机等部件的故障几率。

正如其他物件的度量一样。在度量时，首先应核实度量工具是否合格;其次还需排除各种影响因素，而不是简单地考察测量数值是否满足要求。因此，在考察风电机组的实际运行功率曲线时，首先需保证功率曲线的生成程序、生成方式，相关传感器及参数设置的正确，同时，还需排除各种内部和外界的干扰因素。

要让机组运行得到的功率曲线作为判断机组性能的重要参考依据，在考察期内应注意以下几方面的问题：机组状态及运行条件正常(如：没有限功率，风速仪的传递函数准确、可靠，测量时间及其连续性符合相关标准，机组控制器、功率检测元件、风向标、风速仪、叶片零位和控制参数等正常);功率曲线的采样周期、数据采样、数据筛选、生成方式等科学、合理，并与现场机组的运行条件相适应，而不是一味地、教条地执行IEC61400-12标准;采取多种有效措施排除风况、地形等因素的干扰(如：把不同机位、不同风电场的同一厂家同种机型批量机组的功率曲线进行分析和比较);在考察期内没有修改机组的功率控制程序及功率参数等。如把实测功率曲线、标准(理论)功率曲线和机组运行生成功率曲线的形成条件和用途彼此混淆，势必造成思维混乱，失去了功率曲线所应有的作用，同时，也会因此产生不必要的纠纷和矛盾。

总结

我们应当理性对待风电机组的功率特性考核与效率问题，采用合理措施生成功率曲线和判断机组性能，减少不必要的纠纷和争论，把主要精力集中于提高机组整体性能，降低机组的长期度电成本上。

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