风电机组实际运行功率特性复杂性

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目前，实际运行功率曲线考核风电机组性能受到业内人士的过度重视。国内大部分整机制造商都是通过的设计评估或设计认证，在认证时并未对风电机组功率曲线进行测试。因此，大部分制造商提供的担保功率曲线是通过设计仿真计算出来的理论功率曲线（静态功率曲线），但由于现场风况、传动链阻尼、系统测风等因素的影响，风电机组的实际功率曲线与理论曲线会存在差异。

实际运行功率曲线的外界影响因素很多，也极其复杂。因此，风电机组实际运行得到的功率曲线很难准确反映机组的出厂性能。也就是说，从一定程度上讲，风电机组实际运行功率曲线与出厂性能之间的相关性较差。另一方面，风电机组的实际运行功率曲线，因其可以反映机组的实际运行状态与机位的风况条件，对判断和处理机组故障十分有利。然而，业内人士对此却普遍关心较少。

风电机组的静态与动态功率曲线

功率曲线是风电机组的重要运行性能的表现形式。所谓功率曲线就是以风速(Vi)为横坐标，以有功功率Pi为纵坐标的的一系列规格化数据对(Vi,Pi)所描述的特性曲线。

标准功率曲线是在标准工况下，根据风电机组设计参数计算给出的风速与有功功率的关系曲线。标准功率曲线所对应的环境条件是：温度为15℃，1个标准大气压(1013.3hPa)，空气密度为1.225kg/m3。标准功率曲线只是通过静态的模拟计算获得，而未考虑其他可能影响到风电机组功率曲线的因素，如图1所示。

图1：1.5MW风电机组静态功率曲线

在标准空气密度（ρ=1.225kg/m3）的条件下，风电机组的输出功率与风速的关系曲线称为该风电机组的标准功率曲线。

静态功率曲线忽略了风的湍流特性，是理想情况下的机组出力性能。在对风电机组进行仿真时还需要考虑控制策略的作用,以反映机组的实际运行状态,如变速变桨机组需要通过改变桨距角来控制输出功率的大小，在快达到满负荷与满负荷之间有明显的拐点，如图1所示。静态功率曲线是在风速恒定条件下得到的风电机组可以产生的电功率,但实际风速是不停地变化的。

动态功率曲线是考虑风的湍流特性而绘制的功率与风速关系曲线,每种风速下的功率是一定时间内的功率平均值。动态功率曲线在达到额定功率之前更平滑,无明显拐点，如图2所示，显然更符合机组平缓运行的实际情况。因此，风电机组动态功率曲线的满负荷发电风速高于静态功率曲线的满负荷发电风速。

图2：1.5MW风电机组动态功率曲线

风电机组实际运行功率曲线的考核

一、评估风电机组运行功率曲线的长期性和复杂性

受外部环境和控制策略的影响，风电机组实际测试的功率曲线与标准功率曲线存在着很大的偏差。

功率曲线是由机组发电功率与风速一一对应而形成的特性曲线。因风电机组叶轮质量较大，监控系统上显示的瞬时风速和风电功率不一致的情况会经常出现，且风况变化的随机性很大。从实践来讲，风速点的数据量过少，不具有评估价值。在短时间内，机组不能形成较为完整、准确的功率曲线。风电机组实际运行功率曲线的形成需要一个较长的时间过程，因此，评价功率曲线一定要使用长期数据。同时，现场的功率曲线调整后所需的验证时间较长。

根据国家标准GB/T18709－2002《风电场风能资源测量方法》和GB/T18710－2002《风电场风能资源评估方法》制定的《风电场风能资源测量和评估技术规定》(发改能源[2003]1403号)中要求：“现场测量收集数据应至少连续进行一年，并保证采集的有效数据完整率达到90%以上”。这就是说，在获得风电机组的实际运行功率曲线时，不仅要考察每台机位的湍流强度等风况条件和地形条件，功率曲线形成的时间长短、数据的完整性，还需考虑有效数据完整率。例如：风电场限电后所生成的功率曲线数据，不能称之为有效数据；受到干扰和影响的数据因不能反映风电机组的真实性能，不能计入风电机组实际运行功率曲线的形成和统计之中。

风电机组运行功率曲线是通过散点分布图绘制而成。从严格意义上讲，功率曲线是测不准的，因为机组的实测功率曲线很离散且范围较宽。

图3：风电机组功率特性测试的散点分布图

由图3可知，在满负荷风速以下的风速段，不仅同一风速机组功率的最大值和与最小值之间的偏差巨大，而且功率平均值也处在一个很宽的范围。由于功率曲线散点分布的离散性，同一风电机组在不同时间的实际运行功率曲线一定是不同的。在其他条件完全相同的情况下，因主控的不同（包括主控参数，主控硬件，软件等）会造成功率曲线的不同。

由于风电机组的实际运行功率曲线受到风电场的风况和形成条件的影响，风电机组在不同风况和条件下形成的功率曲线是不同的。一台性能优异的风电机组，在风况较差的条件下，形成的功率曲线完全可能达不到其理论值，发电量低于其他同类型风电机组。

所以，我们在通过实际运行功率曲线考察风电机组性能时，应当考虑影响功率曲线的多种因素，并对环境、障碍物等影响因素给以严格的限制条件。根据负载的性质，负载的大小以及风电机组安装现场的风速、风向、地形等情况的不同，风电机组的功率曲线是一组而不是一条。也就是说，同一风电机组会因条件（如：时间、季节、位置、限负荷等）的改变形成一系列不同的功率曲线。

二、采用61400-12标准考核风电机组功率曲线所存在的问题

随着中国风电产业的迅猛发展，装机总量突飞猛进，越来越多的业主开始对风电机组功率特性进行测试。风电机组功率特性测试一般按照IEC61400－12－1进行。

风电机组的功率特性主要体现在机组的功率曲线、年发电量及功率系数。影响风电机组功率特性的主要外界因素有地形、空气密度、大气压强及风况等。进行功率特性测试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，以精确地确定风电机组的功率输出特性。


（一）采用IEC61400－12评估实际运行功率曲线的难点

IEC61400－12标准规定了功率曲线的测量评估方法。有如下要求：
（1）风速、电功率传感器应具有一定的采样频率和测量精度。
（2）要求对机位的地形条件进行评估，排除地形、障碍物对风电机组出力的影响。
（3）要求搭建标准的测风塔来测量风电机组的来流风速，并对测风塔测量的扇区进行规定，即保证测风塔测出的是被测机组的来流风速，而不是尾流。
（4）要求在计算平均风速时，考虑空气密度对风能的影响，要求进行风速修正，即修正到标准空气密度。
（5）评估方法是按照10mins的统计平均值来进行，即计算风电机组正常运行的每个10mins时间段内的平均风速、平均功率，再按照所有的10mins平均风速大小来排列分类，按照0.5m/s区分1个区间。最后在每个区间内再计算平均风速、平均功率，以此作为功率曲线的数据点。
（6）要求在每个0.5m/s内测到的10mins平均风速、功率数据，应超过规定的数据量。
（7）要求对测量的不确定度进行评估。
由以上的规定条件和测定要求可知，功率曲线现场测试是相当复杂的。虽然，实际风电机组监控系统功率曲线的绘制方法是根据相应的国际标准进行，但风速、电功率采用的是机组自身的传感器，其测量精度难以达到IEC61400－12中相关标准的要求；没有排除地形、障碍物对功率曲线测量的影响；也没有对空气密度进行准确地修正。因此，风电场机组所形成的功率曲线难以准确反映风电机组的实际性能。

（二）采用IEC61400－12－1标准评估实际运行功率曲线实际操作存在的问题

依据IEC61400－12－1进行风电机组功率特性测试，可以较为准确地评估出机组的运行状态估算出年发电量，通过进一步分析可以发现机组存在的问题。但通过对风电机组功率曲线实际测试过程的总结，发现以下几点问题：
（1）依据IEC标准进行功率特性测试虽然准确地评估出单台机组的运行状态，但耗费了大量的人力物力及时间，如何准确、快速、低成本地测试风电场所有机组的性能是一个亟待解决的问题。
（2）IEC标准采用10mins内的平均风速，但是在额定风速处曲线较为平滑，相对准确地确定额定风速存在一定难度。
（3）IEC标准在估算年发电量时采用的是瑞利分布，若采用风电场实测数据进行威布尔曲线拟合，此时估算的年发电量或为更加准确。
（4）国内风电场的地形普遍比较复杂，对于已投产后的风电机组如何进行场地标定是需要研究解决的问题。

（三）采用IEC61400－12－2标准评估风电机组运行功率曲线所存在的问题

在接近满负荷发电时，湍流强度对机组功率曲线影响较大，如图4所示。

图4：湍流对风电机组功率曲线的影响

因此，IEC61400－12－2标准特别阐述了湍流强度对功率曲线的影响。湍流导致风电机组在低风速段的实际功率曲线优于静态功率曲线；在高风速段，特别是额定风速段，实际的湍流功率曲线比静态功率曲线差。机组实际功率曲线的满负荷发电风速远高于静态功率曲线上的满负荷风速，如图1和图2所示。

风电场的瞬时风速与瞬时风能是不断变化的，而风能与风速的三次方成正比。因此，当采用一段时间内的平均风速和平均风能相对应时，其结果为：相对应的风速、风能与风电场实际情况是不一致的，后者高于前者。由此，在低风速段，动态功率曲线优于静态功率曲线。

但是，在高风速段，由于风电机组有额定功率的限制，控制系统使机组一直保持在额度功率附近不超过允许值，最终导致高风速时的能量被损耗掉了。因此，在高风速段，由于湍流的影响，动态风速下超过额定电功率的部分被削峰了，而低于额定电功率的部分又缺乏有效手段填平。因此，实际动态功率曲线在接近满负荷风速段低于静态功率曲线，如要求其完全满足静态功率曲线是不科学的。

IEC61400－12－2标准推荐了一种技术方案：通过占额定功率的百分比动态湍流功率曲线来推导静态功率曲线。但该方案有一些假设，如：假设无论风速如何快速变化，风电机组的实际运行状态都能够快速变化并以最佳状态运行。然而，叶轮及机舱的质量很大，因其惯性的作用，在实际上是不可能达到的；另一个假定，时域内的动态风速转化到频域内是符合正态分布的，其正态分布函数就是平均风速和湍流强度。由此可见，该标准仅提供了评估风电场众多机组功率特性的一种思路和方法，对风电场机组实际运行功率曲线的技术评估具有一定的参考价值，但实用性不大。
因此，某些整机生产厂家在投标书中不提供机组的静态功率曲线，而只提供机组在不同湍流强度下的动态功率曲线，这样，考核功率曲线更接近于机组的实际运行功率曲线，从而有利于功率曲线的考核。

功率曲线考核带来的隐忧

由于风电场实测机组功率曲线的复杂性、某些功率曲线考核的合同条款严重脱离风电机组的运行实况以及业内人士对功率曲线认知上的偏差，风电机组形成的实际运行功率曲线失去了应有的价值和作用。

即使性能完全相同的风电机组，在不同环境条件下，风电场实测功率曲线的偏差值，超过10%也是很正常的。实际运行功率曲线因湍流、尾流、地面粗糙度等多种因素的影响，在达到满负荷发电风速之前，同种风速的发电功率会有偏差，与合同要求不符，而这本应属于正常现象。

如果对同一风电场同种机型的一批机组长期运行的有效数据（主控的功率曲线相关参数设置正确，数据采样、筛选合理，软件形成符合规范等），且形成正常的一系列功率曲线进行综合分析和考察，将对考察这些机组实际效率有一定的参考价值。还可以通过同一机组在不同时期形成功率曲线之间的差异，判断机组故障，或风况变化。

但是，业内人士对功率曲线存在认知上的偏差，无论在何种地理位置和风况条件下均要求风电场机组所形成功率曲线上每一风速点的发电功率都不应低于合同保证值的95%。更有甚者，要求机组在几天或一个月内所形成的功率曲线也要在合同保证值以上。例如：在机组过240预验收时，要求每台机组的实际运行功率曲线均要达到合同保证值，这显然违背了风电机组运行的基本规律。这样的要求，不仅使功率曲线的数据量极其庞大，而且，不造假是难以达到上述要求的。

为了让每台机组在短时间内均能形成相当“漂亮”的功率曲线，整机商只得采取适当的手段使机组在短时间内形成的功率曲线“相当好”，且每台机组、在每个风速段上机组的发电功率都达到，或超过合同要求，否则，整机厂商就要赔发电量、被扣款。殊不知，这样形成的功率曲线是不可能反映该机位的气象条件、地理条件和实际机组运行状况的，从而导致生成的功率曲线失去了其应有价值和实际意义。

因准确考核机组的实际运行功率曲线极其困难且复杂，且实测数据可能严重偏离其理论计算值。因业主对功率曲线的苛求，有的生产厂家为了使机组在投标中取胜，不仅机组实际生成的功率曲线折算出来的功率系数远高于理论最高值0.593，而且，给出的标准功率曲线，在不少风速点的功率系数超过0.6，有的风速段折算的功率系数已经达到了0.8。

在签订风电机组合同时，一般功率曲线作为一项重要的保证条款，可向整机厂商索赔，且索赔金额较大，相关行业标准制订又相对滞后。如论证的结果是功率曲线不合格业主则可能得到一笔金额较大的索赔，或者因功率曲线争议而延迟出保。因此，在中国各种各样的功率曲线论证公司也应运而生，因功率曲线测试的复杂性，其准确和公正程度值得怀疑。

结语

同一生产厂家，同种型号机组的生产一致性是容易考察和做到的，而实际运行功率曲线则是反映机组的实际运行状态，因外界条件的不同存在差异，甚至差异很大，且难以准确测定。如何简便、有效地验证和考察机组的功率特性值得探讨。建议国家、行业出台相应的政策、法规以规范市场。

来源:《风能》