高原山地地区风电机组功率曲线优化

在我国高原山地地区，风资源比较丰富，但是风电场地面障碍物较多，气流由于受到障碍物、地形地貌的影响，湍流强度较大，致使风向、风速突变严重，一是造成机组风向标频繁变换对风方向，致使风向标零刻度偏移，进而风向标对风不准；二是造成风机偏航频次过多，加大偏航电机、偏航齿轮、摩擦片等偏航系统硬件的负荷，降低其使用寿命，也会增加机组的自耗电；三是由于风速变化较快，叶片变桨频次过多，变桨编码器也存在工作误差，导致叶片零刻度校准偏差较大。以上因素最终导致部分风电机组功率曲线不满足标准要求，因此研究高原地区风电机组功率曲线优化是非常有必要的

本项目研究的是高原山地地区风电机组功率曲线优化方法。首先分析高原山地地区功率曲线的影响因素，分别从空气密度（包括气压、环境温度和湿度）、扫风面积、风速、风能利用系数这几个方面展开分析，研究各个影响因素对功率曲线的影响作用；然后，针对风电机组功率曲线的影响因素，制定高原山区风电机组功率曲线优化的方法，包括：桨叶角度校验、风向标零刻度校验、风速仪安装检查、核查环境温度测量精度、海拔高度参数的检查、功率控制参数Kopt值的检查、偏航控制策略优化、风电机组控制逻辑优化；最后验证本项目提出的功率曲线优化方法的有效性

本项目是着重解决高原山地地区风电机组功率曲线不满足标准曲线的问题，针对高原山区风电机组的运行特点和功率曲线影响因素，制定功率曲线优化方法，包括

一、风电机组基础纠偏工作

1、叶片零刻度校准。主要包括:缩短叶片校零周期，并使用专用的叶片校零工装进行零刻度校验

2、风向标零刻度校准。主要包括：缩短风向标校零周期，并使用专用的风向标校零工装进行零刻度校验

3、风速仪安装检查。检查风速仪安装是否与支架水平，安装是否紧固

4、检查户外PT100是否伸出机舱外，是否安装固定

二、风电机组控制参数核查工作

1、核查风速仪的修正系数、风速仪的设定值是否正确

2、核查机舱海拔高度参数是否正确

3、检查功率控制参数Kopt值是否设置正确、是否开启使能

4、核查机组额定功率、额定转速、最小桨距角设定值是否正确

三、偏航控制优化。优化偏航控制策略，着重优化低风速段偏航系统启动次数，微调整额定风速段的偏航启动次数；在保证风电机组功率曲线的前提下，减少偏航系统启动次数

四、风电机组控制逻辑优化。协同风机厂家优化机组控制逻辑，采用机组转速折返控制逻辑，延长机组获得最大风能利用系数的转速空间，提升机组的发电出力能力

本项目研制发明了针对上海电气2MW机组的叶片校零仪，并已申报专利，正在进行专利申报流程，以下是叶片校零工装设计图

本项目提出的功率曲线优化方法，已在高原山地贵州区域几个风电场实施，并取得很好的效果。以定江风电场和龙里风电场为例，观察改造效果

1、以下是定江风电场Q9机组整改后效果对比图

上图（蓝色曲线是标准曲线，红色曲线是Q09#风机整改前的功率曲线，绿色曲线是Q9#风机整改后的实际曲线）可以看出Q09#风机经过整改后，机组功率曲线已经满足标准曲线的要求

根据风场年风速的瑞利分布和实测功率曲线计算出风机的年发电量，经过计算得出优化后Q9机组发电量可以提升4%

2、以下是龙里风电场10#机组整改后效果对比图

从上图（红色曲线是优化前功率曲线，绿色曲线是优化后的功率曲线，蓝色曲线是标准功率曲线）可以看出10#风机经过整改后，机组功率曲线已经满足标准曲线的要求

根据风场年风速的瑞利分布和实测功率曲线计算出风机的年发电量，最终得出优化后10#机组发电量可以提升3%左右

3、实施功率曲线优化，按照保守估计平均每台风机年发电量提高2%计算，龙里风电场（161台机组）一年收益610万元，折合25台单期风场一年效益94.7万元；定江风电场（68台风机）一年收益390.4万元，折合25台单期风场一年效益143.5万元

本项目提出的偏航控制策略优化方法，也取得了较好效果。经过偏航控制策略优化后，折合龙里风电场上海电气96台风机每年总收益78.7万元，折合25台单期风场一年效益20.48万元

以上功率曲线优化和偏航控制策略优化，一年总的经济效益达到1078万元

本项目提出的功率曲线优化方法，适用于所有高原山地风电场机组功率曲线优化，为高原山区风机功率曲线校正提供依据，提高机组的发电出力能力；此功率曲线优化方法同样适用于平原地区风电场机组，为解决机组功率曲线不达标问题提供一些思路和指导

若本项目在全国推广及应用，一方面能提升新能源风电行业的整体发电量，另一方面能间接的减少煤炭排放量，带来经济效益的同时也为环境保护做贡献