风力发电机组偏航误差及其对风机出力影响的分析与优化应用

水发兴业能源（珠海）有限公司 奉顺林 刘伶林 张 玲

1 引言

截至2022年年底，我国风电累计装机达3.96亿kW，其中陆上3.6亿kW，海上3051万kW[1]。国内风电行业的快速发展，但是大部分风电场的风电场运营情况并不理想，风电机组的出力性能无法达到预期，存量风电场风电机组的出力性能直接影响到风电场的整体收益，故而业主单位对风电机组的出力性能越来越关注，而风电机组偏航误差是影响风电机组出力的因素之一，本文拟从风电机组偏航对风角对机组功率曲线的影响进行分析，通过优化控制程序弥补对风角误差，从而提升风电机组的出力性能。

2 风电场运营指标概述

风机发电机组的工作原理是风轮在风力的作用下产生旋转动能（吸收风中的动能），旋转动能通过传动系统传递给发电机带动发电机旋转，切割磁感线进而产出电能[2]。

目前国内风电市场成熟的风电机组均为水平轴、变桨变速、主动偏航的风机，故本文以水平轴、变桨变速、主动偏航风力发电机组展开分析。

风电场运营指标主要包括发电量、风电场可利用率、场用电率、上网电量、风机可利用率和风功率曲线符合度等。风电场效益的好坏最直接的体现是发电量的高低，风电场发电量的高低主要由可利用率和风机出力性能两个指标决定。风机可利用率和风电场可利用率与机组的设计、制造、安装质量直接相关，可利用率一般指时间可利用率，可利用率高的机组运行平稳，风机故障率低[3]。风机出力性能则表示风机从风中吸收风能转化为电能的转化效率，风机出力性能与风电机组叶片的设计、制造、安装质量及机组的控制直接相关，在风电机组设计生产出来，安装到风电场，调试完成后，风机出力性能主要与机组的控制与响应有关，本文主要从偏航对风控制误差对风机性能影响的角度进行分析，通过分析得到机组功率曲线与偏航角度误差的关系，进而对偏航角度进行修正，评估其对功率曲线的影响。

3 偏航误差对机组出力性能的影响及产生原因分析

风力发电机组风功率计算:

式中，P—有功功率（kW/h）；ρ—空气密度（kg/m³）；A—扫风面积（m2）；Cp—功率因素；v—风速（m/s）；θ—对风夹角（°）。

对于已经安装调试的风电机组，A、Cp已经确定，ρ、v为外界环境因素，不可改变，假设机组的控制对ρ、v的响应为理想状态，则影响风功率的因素仅有对风夹角（偏航对风角度），机组在完全对风的情况下（θ=90°），sinθ=1，即机组出力最佳，若机组出现偏航误差，则sinθ<1，会导致有功功率降低。

机组偏航误差产生的原因主要有以下两个方面。一方面是风向时刻处于不断变化的状态，风机主控系统会根据风向仪的信号进行偏航控制对风；一般风力发电机组的风向仪安装在机舱上，叶轮的后方，风在经过旋转的叶轮后受到叶轮旋转力的影响会导致风向产生变化，风向检测到的风向为受风轮影响后的风向，已经产生了偏转，故而产生了偏航对风误差；另一方面是机组偏航通过齿轮传动实现，齿轮传动存在一定的间隙，可能会产生传动的累积误差，进而导致偏航对风误差。

在额定风速以下，叶轮在不同的风速下旋转速度不一样，其对风向的影响大小也不一样，故而其偏航对风误差也有差异[4]。不同风速下叶轮旋转速度对风向的影响，可以采用数值模拟或实际运行数据统计分析两种方法获得，本文从实际运行数据统计分析的角度对偏航误差对风机出力性能影响进行分析。

4 风电场实例分析

本次收集到云南某风电场一年的实际运行数据，此风电场为复杂山地风电场，现场安装了10台2MW的水平轴直驱型变桨变速风力发电机组，机组轮毂高度85m，叶轮直径115m。风电场机位点排布如图1所示。

图1 云南某风电场机位点排布

数据分析及优化方法介绍。

一是提取特定机组风机正常发电（并网）的运行数据，抽取风速、对风角度、有功功率，以风速0.5m/s为区间进行分段，生成对风角度-有功功率散点图，同时在散点图上采用多限式拟合方式拟合得到曲线。

二是根据散点图拟合得到的曲线，求出所有曲线的顶点，将所有顶点串联成一条线，得到最佳偏航对风角，并以图形方式呈现。

三是根据拟合得到的偏航对风角，求取最大转换效率风速段偏航对风角的平均值，将求得的偏航对风角平均值作为对风角偏差角输入对应机组控制程序，刷新控制程序。

四是程序刷新后，让机组运行1～3个月时间，提取运行数据。

五是将刷新程序前1～3个月和刷新程序后的运行数据分别拟合得到一条功率曲线，放在同一个图形界面进行对比，统计得到功率曲线平均提升比率。

六是将两条拟合功率曲线与风电场历史实测年风速分布情况结合计算得到两个年发电量值，计算得到年发电量提升比率。

本报告以F1机组为例，对机组的历史数据进行分析，根据以上步骤1得到了各风速段的散点及拟合曲线图，现提供典型风速段散点及拟合曲线如图2所示。

图2 F1机组6.5m/s风速段对风角-有功功率散点及拟合曲线

根据以上步骤2得到F1机组对风角-有功功率曲线如图3所示。

图3 F1机组对风角-有功功率拟合曲线

从以上拟合曲线可以看出，在3.5～7m/s其对风角偏差约为-13°，随着风速的增大，其对风角逐渐缩小，但对风角偏差基本在-10°以上。根据分析结果对F1机组的偏航控制角度进行修正，加入偏差角-13°，运行一段时间后，提取修正前后的功率曲线进行对比，得到功率曲线如图4所示，F1机组偏航对风角修正前后功率曲线变化见表1。

表1 F1机组偏航对风角修正前后功率曲线变化

图4 F1机组偏航对风角修正前后功率曲线对比

从以上图表可以看出，修正后功率曲线出现了向左偏移现象，整体功率曲线平均提升率约为1.19%，结合全年风资源情况，推算可增加年发电量约4.7万kWh，年发电量提升率为1.07%。

通过此方法对全场风电机组进行分析优化后，经过1个月的数据对比分析，整体功率曲线平均提升率约为1.6%，推算年发电量提升率为1.45%。

5 结语

因风向仪安装在风电机组机舱尾部，受到风机叶轮旋转力的影响，导致风向仪不能反映风机实际来流方向风向，风电机组利用风向仪信息进行偏航，故而导致了风电机组偏航对风角与实际来流风向存在一定偏差，进而导致了机组出力性能的降低。

本文通过对历史运行数据进行统计分析，得出风电机组实际对风角偏差值，进而对风角偏差进行修正，通过实际运行数据结果可以看出，功率曲线得到了改善，功率曲线平均提升率达到了1.6%以上，发电量提升了1.45%以上。

从拟合对风角—有功功率曲线图可以看出，不同风速段下，最佳对风角是变化的，本文仅呈现了一个平均偏航对风角偏差修正的功率曲线及发电量提升方法，理论上来说，可以针对不同的风速段采取不同的偏航对风角修正，进而获得更大的年发电量收益。