风电机组增功提效技术的探究与评估

【摘要】风力发电机组发电量作为表征机组功率特性的性能指标，不仅影响风机市场装机量和竞争力，更直接关乎业主和主机厂经济收益。越来越多业主在风电项目招标文件中，明确要求保证发电量，即根据年平均风速对应等效满发小时数波动表承诺发电量，甚至忽略风速、环境变化直接要求裸保发电量。整机厂家在各机型设计研发时通过风资源仿真分析得到理论最大发电量，机组在风场实际运行时往往表现不同，同机型不同风场、同风场同机型不同机组表现都出现差异，而影响机组发电量的因素较多，其中风场实际运行过程主要受到平均风速、故障维护、计划检修、降容限电、可利用率、自耗电和控制等因素影响。为降低发电量承诺导致的进出质保风险，提高风电场发电效能，增加后市场竞争力，开展风电机组增功提效技术研究势在必行。本文以风电机组运行发电情况评估为前提，从机组逻辑控制角度开展增功提效技术探究，提出优化思路，制定技术方案，实现机组精细化控制，提高了发电能力。同时基于陆上3.4MW机组开展启机和自耗电优化实践应用，通过收集相关数据进行运行效果评估，对比了同风场同机型优化机组和未优化机组在优化前后发电量表现，有效实现了发电量提升。【关键词】风电机组增功提效精细化控制发电量提升1.引言中国提出“3060”双碳目标，坚持发展清洁能源，在降低碳排放的实践道路上取得丰硕成果。中国通过努力已成为全球温室气体排放增速放缓的重要力量，最主要得益于我国不断调整优化能源结构，降低化石能源使用和依赖，大力投资和发展清洁能源。风电作为清洁能源在中国得到广泛应用，近年来，国家陆续出台《“十四五”可再生能源发展规划》《“十四五”现代能源体系规划》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》等多项产业政策，为风电行业发展提供了明确、广阔的市场前景，为企业提供了良好的生产经营环境。政策鼓励风电行业发展与创新，推动了2022年中国风电发展平稳，全国风电装机容量36544万千瓦，同比增长11.2%，风电发电量占全国发电总量超过8%。当然，风电行业蓬勃发展带动风电装机量激增，也加剧了国内风电整机厂家之间的竞争，风机厂家新机型的加速迭代。海陆大兆瓦机型不断刷新记录展现了中国风电发展速度，在高塔筒、长叶片技术加持下，机组单位千瓦价格创历史新低。随着整机厂家间竞争愈加白热化，更低的度电成本，更高的发电性能成为追求。本文以某公司陆上3.4MW机组为研究对象，通过对该机组开展发电性能评估分析，找到问题症结，从控制角度提出优化，将整机运行控制精细化作为重点攻关方向，压榨机组运行发电能力，经机组实践应用和效果评估表明，可有效提高发电量。同时，将研究实践成果反哺于新机型设计，可有效增强机组运行效能和竞争力，实现真正增功提效。2.增功提效技术探究2.1增功提效前提实现机组增功提效，首先须对机组运行发电性能进行准确分析和评估，掌握风机运行现状，找到运行过程存在问题和发电量损失原因，才能制定合理优化措施和有效提升技术方案。基于SCADA记录机组运行的历史数据，结合机组运行控制参数，制定数据筛选规则对数据进行处理，分别从电量和时间尺度得到单机与全场机组的发电情况。从理论发电量评估可以得到有风未发电量、启机过程损失电量、限电理论电量和正常运行电量在理论总发电量占比；从时间利用率评估可以得到风小运行时间、有风味发电时间、启机运行时间、限电时间和正常运行时间在运行总时间的占比。其中，理论电量和时间利用率中占比较高的参量，为风场发电量损失症结点，更是开展增功提效实现发电量提升的攻关方向。2.2优化思路（1）降低故障率优化通过风场运行发电量分析评估，有风未发电主要是机组故障维护导致发电量损失。针对故障维护导致机组损失电量占比较高情况，应统计分析风场年度、月度故障频次分布，梳理风场个性、共性高发故障，组织技术专家团队，进行故障根因分析，开展疑难故障攻关。从故障触发逻辑的角度开展优化措施方向：1）梳理故障、警告、事件等相关触发逻辑，针对过保护或逻辑设计存在缺陷、不合理等情况，通过逻辑重构对故障分级及复位开展优化，可降低部分故障和警告频次；2）对于反复发生频次高，但安全可控的故障，可采取故障穿越策略。当然，为保障逻辑优化后问题处理，应更新控制逻辑说明书，对所有故障、报警和事件的原因及处理措施进行说明，由此可减少故障停机时间和次数，提高故障维护效率。（2）启停机优化启停机优化，主要关注待风、小风、启停机过程和暴风。优化思路：1）待风阶段，可适当调整机组待风变桨角度，以获得更高转速，实现风况满足后快速启机，对配置主齿轮箱机组，低温下可实现空转加热；2）小风况下机组具备一定发电能力，可以通过评估低风况下机组自耗电与发电功率输出达到平衡点时，机组可运行风速，对比设计切入风速适当降低，同时，切出时综合风速和发电机转速等条件优化策略；3）在启机过程，保证机组安全前提下缩短启机时间，实现启机后尽快并网；4）通过仿真确认暴风切入、切出和再切入逻辑存在的优化空间。（3）齿轮箱加热控制优化针对配置主齿轮箱机组，在冬季，机组进行故障维护或计划检修，经历较长时间停机，齿轮箱油温降低至较低环境温度，此时从启机到正常发电，往往需1~2个小时，耗时长。为实现减少齿轮箱加热时间，尽快启机，低温下多发电，结合齿轮箱专业工程师评估意见，提出优化思路：1）降低待风状态变桨角度，获得更高空转转速；2）提高齿轮箱空转加热时的转速；3）降低不同温度下的限功率幅值；4）降低机组允许启机运行的齿轮箱油温。（4）自耗电控制优化自耗电控制优化主要通过梳理目标机组电机、加热等主要耗电设备，结合历史运行数据，优化耗电设备启停和报警、故障逻辑。梳理结果表明耗电功率较高的，主要是齿轮箱、发电机、机舱和塔基通风等相关设备。设备启停控制，不考虑耗电。主要发现问题：低功率情况下机组耗电偏高，机组耗电量占比高。为降低机组自耗电，提出优化措施：主要耗电设备的控制逻辑精细化设计。低风速时，保证机组基础运行前提下，结合运行数据，以更晚介入、轮流介入等方式，通过提高设备启动条件，降低耗电。此次优化的主要思路：1）机组正常发电运行的基本保证，如偏航、变桨、齿轮箱润滑不优化；2）功率低于1KW的设备，耗电量占比低的不优化；3）功率高于1kw，主要在发电运行期间工作的设备，作为主要的优化对象。实际运行分析为优化提供数据支撑，通过风场运行数据结合故障报警阈值温度与现行逻辑，按不同功率等级，对设备主要冷却、加热作用对象的关键温度进行统计分析。某3.4MW机组相关部件温度-功率曲线如图2.1所示。由图可知，通过设备的作用，设备温度绝大多数情况主要将控制在温度平均值+2倍标准差水平以下，因此可根据运行情况调整故障、警告温度阈值，优化冷却设备启停逻辑。在整机设计时可参考自耗电优化逻辑，同时应关注相关设备正常运行时的温度。（5）偏航控制优化针对机组实际运行工程中偏航和解缆问题：1）偏航次数较多，耗电量多，存在固定偏航误差；2）中大风发电时间解缆，且过度解缆，造成发电时间损失电量。偏航控制优化主要开展偏航策略和解缆优化，主要优化思路：1）偏航策略优化可采用基于激光雷达或历史数据开展固定偏航误差动态校正；2）提出偏航启停优化策略：参考对风精度对发电量影响，小风和满发采用高偏航启动阈值，以降低偏航耗电和次数，中风段采用低偏航阈值提高对风精度以增加风能捕获，依据风向仪实时对风，误差小于设定值停止；3）机组尽量在无风或小风进行解缆，减少发电运行时的解缆次数，大风时减少解缆的偏航角度，实现尽快重新并网发电，避免过度解缆。图2.1：某3.4MW机组相关功率--温度曲线（6）功率闭环控制点优化不同工况下，机组自耗电水平不同，原控制采用机组出口闭环，出口功率发到额定功率，若考虑3%的机组自耗电，将机组功率闭环点改为变流器侧，变流器出口按考虑自耗电的额定功率进行闭环控制，则变流器功率闭环的额定功率约为102.5%~103%额定功率。采用变流器出口闭环控制的机组实际自耗电小于设计时，机组出口可高于额定功率，一定程度可提高发电量。同时结合风场能量管理平台优化，保证风场出口不超过电网报备容量。（7）机组异常状态的识别及控制优化机组异常状态识别，主要通过提高机组运行稳定性，以控制优化手段增加机组关重部件防护，降低机组异常运行风险和关重部件故障率，保障安全运行。目前机组异常状态的识别及控制优化措施包括：异常波动和特真频率识别、湍流识别、自适应滤波等。针对当前发电机转速波动识别中存在滤波相移大、滤波结果失真问题，导致无法准确识别特征频率，同时采用阻尼滤波器、陷波滤波器对识别的特征频率进行监测和保护。为降低湍流强度对机组发电量和疲劳载荷响应，可以开发基于机舱风速仪测量风速计算湍流强度，或者基于激光雷达测量湍流强度，提前识别强湍流，做好停机等保护措施。3.应用效果评估本文以某公司陆上3.4MW机组为研究对象进行控制程序梳理和优化，将部分优化技术应用在装有该机组的某风场，其中奇数机组更换优化程序，偶数不换，用于进行效果评估和对比。（1）评估方法评估方法如表3.1所示：表3.1：评估方法（2）启停机控制优化效果采用启停控制优化思路开展优化，效果评估如下：1）启机时间优化效果通过统计优化机组切入风速3m/s以上，发电机转速50~并网转速的时间，即启机时间，开展优化前后对比，相关数据如图3.1和表3.2所示。图3.1：优化前后启机优化时间及占比分析表3.2：优化前后启机时间和损失电量分析由图和表可知，从运行时间对比，高于切入风速的运行数据中，优化前，测试机组启机时间2.13h；优化后，测试机组启机时间0.95h，启机时间缩短1.18h，缩短比例55.4%。2）启停机优化效果选择5台优化后机组进行启停机优化后的发电量和发电时间评估，相关数据如表3.2所示，其中发电量（等效满发小时数）按机组出口统计。表3.2：启停机优化后发电量和发电时间表现由表可知，从发电量提升的角度，平均风速越低，启停机控制优化的发电量提升效果越明显。平均风速从4.9m/s-5.7m/s发电量提升占比0.7%-2.07%不等。测试机组平均风速5.32m/s，发电量提升比例平均为1.28%。（3）自耗电优化效果原耗电功率主要通过变流器功率、机组出口功率之差确定，由于运行时间和功率测量等因素导致采用此方式评估的提升比例出现失真。现采用统计“发电机转速-机组出口功率”的方式对比，确定相同转矩指令下的机组出口功率变化情况。具体算法如下：1）耗电功率降低降权水平在并网转速至额定转速之间，间隔1rpm划分转速bin区间，统计转速区间内功率频次，求出平均功率，计算优化后与优化前平均功率差值，各bin区间内差值与优化后转速频次的乘积为区间功率折算值，对所有bin区间内功率折算值求和，耗电功率降低加权水平为功率折算值总和与转速频次总和的比值。计算公式：其中，Pw为耗电功率降低加权水平，Pa为优化后bin区间内平均功率，Pb为优化前bin区间内平均功率，Fa为优化后bin区间内转速频次。2）平均功率占比将1）中各bin区间平均功率差值与优化后平均功率相比得到优化后区间功率占比，通过“并网~额定”转速段内计算区间功率占比算术平均值为平均功率占比。计算公式：通过数据分析，各机组耗电功率降低加权水平如表3.4所示：表3.4：机组耗电功率降低加权水平由表可知：①优化机组前后对比看，自耗电加权功率降低5.87~8.13kw，降低比例0.86%~1.30%。②考虑环境因素，如环境温度降低，更利于机组扇热，机组自耗电本身有一定程度降低。因此，与未优化机组对比确定降低水平。未优化机组自耗电加权功率降低1.11~2.97kw，降低比例0.34%~0.50%。③测试期间，并网转速附近，自耗电降低5~10kw，额定转速附近，自耗电变化不明显，考虑环境因素，自耗电降低水平加权平均在5.22kw左右，约为当前功率水平的0.72%，自耗电优化策略有效。（4）综合优化效果测试机组、对比机组均未存在长时间停机情况。将测试机组（奇数机组优化）和对比机组（偶数机组不优化）以SCADA统计的实际发电量比较。优化前后时间段内，SCADA发电量统计数据如表3.7所示：表3.7：优化前后SCADA统计电量对比由表可知，以未优化机组作为参考，测试机组使用启停机优化和自耗电优化，发电量提升比例为2.38%。4.结语风电机组增功提效旨在实现风电场提质增效，增功主要实现发电性能提升，即增加实际发电量，提效主要保障机组安全可靠运行，提升机组稳定性，降低机组自身故障风险。准确评估机组的运行状态是开展增功提效的前提，通过运行数据分析可掌握目标机组的发电性能和运行指标。本文以某公司陆上3.4MW机组为研究对象，