CN112855435B - 一种风电场风能优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种风电场风能优化方法，通过校准风速仪安装误差、校核风速仪运行误差来优化风功率曲线，提高功率曲线保证值。通过分级解缆提高风力机偏航系统稳定性、减小风力机机械伤害；优化维护性工作控制策略，使风力机维护性工作安排在小风停机期间进行，保证大风发电期间风机能多发、满发；通过优化覆冰判据减小高山风电场冬季覆冰损失电量等综合措施，提高有效出力时间。通过提高中央监控能量管理平台功率限值来提高风电场能量管理效率。本发明通过以上方法增加了风电场发电量及提高了发电可靠性。
Description
技术领域
本发明涉及风电场技术领域，具体涉及一种风电场风能优化方法。
背景技术
当前我国正处于能源转型的重要阶段，如何提高风力发电场的可靠性管理工作水平，提升风电企业的经济效益和社会效益，成为建成后的风电场运维管理的重要一环。
某风电场安装的55台风机机组功率曲线在低风速阶段，特别是风速为5～7m的低风速段间普遍存在实际功率曲率值低于合同担保功率曲线的情况，无法满足合同验收要求，同时降低了风电企业的风力机年利用小时数。
在风力机安装阶段由于受安装工期、安装工艺条件以及安装工人对风速风向仪安装意义的认知等多种原因影响，风速风向仪可能存在一定位置偏差，在低风速区，风机运行由于没有正对风向达不到最佳叶尖速比，影响风能利用效率。在山地风场，风向变换频繁。随机抽取23台风机在2019年10月(偏航次数较少)与2020年1月(偏航次数较多)的偏航运行时间进行统计分析，其单台风机月均动作次数在2300次/月～21700次/月。因此，由于风速仪安装误差导致不能及时偏航对风或不偏航对风，对风能的捕集累积效应影响很大。同时，风机进行绝缘测试时机及偏航解缆、偏航自动润滑加脂、覆冰判据等诸多环节控制也不够合理，需要优化控制逻辑，合理提高有效利用时间。此外，在风电场实际运行中，由于受箱变损耗、集电线路运行损耗及场用电损耗等因素影响，到升压站主变送出与风机出口发电量比较有约2％～4％的差别。
发明内容
针对上述不足，本发明的目的在于，提供一种风电场风能优化方法，提高功率曲线保证值及有效出力时间，并提高风电场能量管理效率。
为实现上述目的，本发明所提供的技术方案是：
一种风电场风能优化方法，包括以下步骤：
S1优化风功率曲线
S11校准风速仪安装误差：使用精密的方向测定仪器对风向标、风速仪安装位置进行校准；
S12校核风速仪运行误差：通过每台风力机风速与转速的大数据分析，再次针对风速仪运行误差进行校核；
S2提高有效出力时间
S21实现分级解缆：将解缆分为三个等级，实现小风停机期间提前解缆，大风运行期间分步解缆，极限位置强制解缆；
当偏航位置≥580°或当偏航位置≤-580°时判断V10min<4m/s且在停机状态下，完成小风停机期间三级解缆；
当偏航位置≥580°或当偏航位置≤-580°时判断V10min≥4m/s只解缆一圈，实现大风运行期间分步二级解缆；
当偏航位置≥900°或当偏航位置≤-900°时为极限位置，强制一级解缆；
S22优化维护性工作控制策略：通过对风力机控制程序及其运行工况的研判，优化风力机维护性工作控制策略，将风力机的绝缘测试、偏航加脂纳入小风停机期间由程序自动执行；
S23优化覆冰判据：通过对风力机控制程序的覆冰判据进行研判、优化，调整风力机启动时间；
S3提高风电场能量管理效率
通过对发电机输出能力、发电机绝缘寿命、配套输送能力及塔筒静、动载荷影响进行分析，提高中央监控能量管理平台功率限值。
优选的，所述风力机捕获风能并将其转化为机械能输出表示为：
式中：Pw为风力机实际获得的轴功率，单位为W；ρ为空气密度，单位为kg/m3；A为扫风面积，单位为m2；v为实际风速，单位为m/s；cp为风能利用系数，是风力机叶尖速比λ和节距角β的函数。
优选的，所述步骤S11中，校准后零位角度偏差控制在5°以内。
优选的，所述步骤S23中，当环境气温达到0℃以上时即可再次启动。
优选的，所述步骤S3中，中央监控能量管理平台功率限值提高至116MW。
本发明的有益效果为：本发明通过校准风速仪安装误差及校核风速仪运行误差，从而优化风功率曲线，提高功率曲线保证值，小风停机期间提前解缆提高了风力机偏航系统稳定性，减小了大风天气解缆对风机造成的机械伤害，大风运行期间分步解缆赢得风力机发电的有效时间，强制解缆确保风力机的安全运行，通过将风力机维护性工作安排在小风停机期间进行，保证大风发电期间风机能多发、满发，并通过优化覆冰判据减小高山风电场冬季覆冰损失电量。此外，通过提高中央监控能量管理平台功率限值来提高风电场能量管理效率，从而提高发电量。
下面结合附图与实施例，对本发明进一步说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1是本发明在2019年01月01日至2019年05月31日期间，风力机风速仪校准前功率曲线与担保功率曲线对比图(功率曲线保证值K＝92.45％)；
图2是本发明在2019年06月01日至2019年09月30日期间，风力机风速仪校准后功率曲线与担保功率曲线对比图(功率曲线保证值K＝107.8％)；
图3是本发明在2019年06月01日至2019年09月30日期间，风力机风速仪校核前功率曲线与担保功率曲线对比图(功率曲线保证值K＝94.22％)；
图4是本发明在2019年10月01日至2019年12月31日期间，风力机风速仪校核后功率曲线与担保功率曲线对比图(功率曲线保证值K＝102.6％)；
图5是实际空气密度下发电机功率与推力曲线图；
图6是2019年与2020年风速与发电量对比图。
具体实施方式
为详细说明本发明的技术内容、构造特征、所实现目的及效果，以下结合实施方式并配合附图详予说明。
下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1：
S1优化风功率曲线
风力机捕获风能并将其转化为机械能输出表示为：
式中：Pw为风力机实际获得的轴功率，单位为W；ρ为空气密度，单位为kg/m3；A为扫风面积，单位为m2；v为实际风速，单位为m/s；Cp为风能利用系数，是风力机叶尖速比λ和节距角β的函数。
对于某一固定桨距角存在唯一的风能利用系数最大值Cpmax，对应一个最佳叶尖速比；对于任意的叶尖速比，桨叶节距角β＝0°下的风能利用系数Cp相对最大。上式的相关参数及参数的影响因素，都将影响发电机组的功率。如：空气密度、扫风面积、机组偏航对风偏差、风速仪测量误差、叶片对零偏差、不同的风剪切梯度、不同强度的湍流风况、温度等都会影响机组的功率。同一型号风机在不同的风电场风功率曲线表现不同，就是在同一个风电场不同机位也会表现出不同的特征。
S11校准风速仪安装误差
在风力机安装的过程中，由于受施工工人技术水平以及安装方法等多种因素的影响，使风向标、风速仪正对机头不准，造成5～10°甚至更高的角度偏差。必须使用精密的方向测定仪器对风向标、风速仪安装进行校准，确保“零位”角度偏差控制在5°以内。
正常运行时都不会对风向变化进行瞬时跟踪，那样会增加偏航系统故障及其影响整机使用寿命。因此只有当60s平均风向变化超过一定值且达到设定时间才会启动偏航程序跟踪对风(如：9°∧90s；15°∧50s；25°∧20s)。在偏航过程中由于存在惯性、阻尼等诸多因素影响，实际偏航角度与理论值误差在±4°以内程序判断会停止偏航。因此，风向标与风速仪的安装误差即使只有3°～5°也可能出现风向变化时不能及时偏航对风或偏航对风位置不准，影响风功率Cp值。出现部分风机风功率曲线不满足要求的情况。此种情况在额定风速以下的小风区域表现尤其明显，在额定风速以上区域表现不明显。
特别是山地风场，风向变换频繁，单台风机风向变化达到偏航动作的月平均次数在3000～10000次之间，对风偏差对风能的捕集累积影响很大。因此，需要对风向标、风速仪安装进行校准。
S12校核风速仪运行误差
在实际风力机运行过程中，由于风速，安装零位角度误差大反过来会造成该风速下的叶尖速比下降，会影响发电机扭矩的计算输出，通过每台风力机风速与转速的大数据分析，再次针对风速仪运行误差进行校核，不断对风力机控制策略进行优化，提高风能利用水平。
S2提高有效出力时间
S21实现分级解缆
将解缆分为三个等级，实现小风停机期间提前解缆，大风运行期间分步解缆，极限位置强制解缆。
当偏航位置≥580°或当偏航位置≤-580°时判断V10min<4m/s且在停机状态下，完成小风停机期间三级解缆；
当偏航位置≥580°或当偏航位置≤-580°时判断V10min≥4m/s只解缆一圈，实现大风运行期间分步二级解缆；
当偏航位置≥900°或当偏航位置≤-900°时为极限位置，强制一级解缆；
小风停机期间提前解缆提高了风力机偏航系统稳定性，减小了大风天气解缆对风机造成的机械伤害，大风运行期间分步解缆赢得风力机发电的有效时间，强制解缆确保风力机的安全运行。
S22优化维护性工作控制策略
通过对风机控制程序及其运行工况的研判，优化风力机维护性工作控制策略。将风力机的绝缘测试、偏航加脂等维护性工作纳入小风停机期间由程序自动执行，保证大风发电期间风机能多发、满发。
发电机进入技术待命进行绝缘测试除判断时间间隔外同时判断风机是否处于运行状态，在运行状态下因发电绕组载流发热不需进行绝缘测试。偏航加脂除满足计时要求外，同时判断风机是否运行。实现了风力机维护性工作均在小风停机期间进行。
S23优化覆冰判据
通过对风机控制程序的覆冰判据进行研判并进行优化，合理调整风力机启动时间，当环境气温达到0℃以上时即可再次启动，减小高山风电场冬季覆冰损失电量。
S3提高风电场能量管理效率
中央监控能量管理平台原设计当全场功率达到110MW(发电机功率2MW/台*55台)时就限制部分风机发电功率。本发明调整功率限值为116MW(发电机铭牌功率2.12MW/台×55台)。按照单台风力发电机的铭牌功率累加来设定功率限值。
本发明提高发电机功率限值主要考虑的原因如下：
S31发电机输出能力
本发明风力机使用的发电机长期稳定运行的铭牌功率为2120kW，不存在过负荷现象。
S32发电机绝缘寿命
发电机的寿命很大程度上取决于绕组绝缘的维护，热损伤累加决定风力发电机绝缘寿命。本发明风电场年利用小时在2500h左右，绝大部分时间发电机处于停机状态或低负荷状态，即使在额定功率状态下也因为环境温度低，冷却条件好为发电机保持良好的绝缘水平创造了优越的条件。
S33配套输送能力
单台风机满负荷发电时，通过箱变升压、集电线路输送至升压站，去除综合场用电后(约占发电量的2～4％)再由主变升压上网形成上网电量。箱变额定容量为2200kVA，当风力机输出2120kW时箱变在不同功率因数下的负载率见表1。
表1风力机输出2120kw时箱变在不同功率因数下的负载率统计表
| 功率因数 | 允许有功功率/kW | 箱变负载率/％ |
| 1 | 2200 | 96.4 |
| 0.99 | 2178 | 97.3 |
| 0.98 | 2156 | 98.3 |
| 0.97 | 2134 | 99.3 |
| 0.96 | 2112 | 100.4 |
| 0.95 | 2090 | 101.4 |
功率因数运行要求在-0.95～+0.95之间，从上述统计结果可知，仅有极端情况功率因数运行在0.95～0.96时箱变的负载才超过100％，最高达到101.4％，其它情况均运行在低于100％负荷率的工况下，即使在极端情况下，箱变负荷率超过100％，也因为变压器具有短时超负荷能力和具有良好的冷却条件而不必过分担心其输送能力(风电场只有在大风天气才有高负荷，大风天气对于室外布置的箱变来说正好给箱变提供了良好的冷却条件，特别是高山风电场，往往海拔高，环境温度低，年均气温仅10℃，无疑大风天气对于箱变的满负荷的散热来说正好起到补充作用)。从2019年至2020年近2年的实际运行情况看，箱变及其配套设施完全能满足调整功率限值后的输送能力要求。
S34塔筒静、动载荷影响
风力机塔架所承受的载荷除塔架自重外，主要由机舱和风轮的重力、来自风轮的气动载荷和作用在塔架上的风载荷，而机舱和风轮的重力是固定的，这两项不存在增加对塔筒静动载荷的影响。气动载荷可以从实际空气密度下发电机功率与推力曲线图中看出(如图5所示)，发电机输出功率增大是减小了推力，减小了塔筒动载荷，是正向有益的。塔架上的风载荷与风速大小有关，与发电机带负荷的大小无关。
因此可将原中央监控能量管理平台功率限值从110MW提高至116MW，提高之后对风电场发电能产生有益的效果，是可行的、安全的。
使用本发明风电场风能优化方法后，2020年度发电量与2019年同比大幅增加，风速与发电量对比如图6所示，2020年在年平均风速5.13m/s，比2019年风速低0.05m/s的情况下，发电量同比增加949万kWh。
对风力机风速仪进行安装校准后，由未校准的92.45％提高到了107.8％；对风力机风速仪进行运行校核后，由原来的未校核的94.22％提高到了102.6％。
对使用本发明的风力机近两年的日发电量进行统计，超过250万kWh的仅有3天，分别为256.83万kWh、258.70万kWh和252.06万kWh，均未超过额定日发电量264万kWh的理论出力(110MW*24小时＝264万kWh)。表明调整功率限值是可行的，并未对设备造成不良影响。在低风速区发电量提升明显，单台风力机增发的功率在此消彼长的风力发电中得到了很好的平衡。
根据上述说明书的揭示和教导，本发明所属领域的技术人员还可以对上述实施方式进行变更和修改。因此，本发明并不局限于上面揭示和描述的具体实施方式，对本发明的一些修改和变更也应当落入本发明的权利要求的保护范围内。
Claims (5)
1.一种风电场风能优化方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1优化风功率曲线
S11校准风速仪安装误差：使用精密的方向测定仪器对风向标、风速仪安装位置进行校准；
S12校核风速仪运行误差：通过每台风力机风速与转速的大数据分析，再次针对风速仪运行误差进行校核；
S2提高有效出力时间
S21实现分级解缆：将解缆分为三个等级，实现小风停机期间提前解缆，大风运行期间分步解缆，极限位置强制解缆；
当偏航位置≥580°或当偏航位置≤-580°时判断V10min<4m/s且在停机状态下，完成小风停机期间三级解缆；
当偏航位置≥580°或当偏航位置≤-580°时判断V10min≥4m/s只解缆一圈，实现大风运行期间分步二级解缆；
当偏航位置≥900°或当偏航位置≤-900°时为极限位置，强制一级解缆；
S22优化维护性工作控制策略：通过对风力机控制程序及其运行工况的研判，优化风力机维护性工作控制策略，将风力机的绝缘测试、偏航加脂纳入小风停机期间由程序自动执行；
S23优化覆冰判据：通过对风力机控制程序的覆冰判据进行研判、优化，调整风力机启动时间；
S3提高风电场能量管理效率
通过对发电机输出能力、发电机绝缘寿命、配套输送能力及塔筒静、动载荷影响进行分析，提高中央监控能量管理平台功率限值。
2.根据权利要求1所述的一种风电场风能优化方法，其特征在于：所述风力机捕获风能并将其转化为机械能输出表示为：
式中：Pw为风力机实际获得的轴功率，单位为W；ρ为空气密度，单位为kg/m3；A为扫风面积，单位为m2；v为实际风速，单位为m/s；Cp为风能利用系数，是风力机叶尖速比λ和节距角β的函数。
3.根据权利要求1所述的一种风电场风能优化方法，其特征在于：所述步骤S11中，校准后零位角度偏差控制在5°以内。
4.根据权利要求1所述的一种风电场风能优化方法，其特征在于：所述步骤S23中，当环境气温达到0℃以上时即可再次启动。
5.根据权利要求1所述的一种风电场风能优化方法，其特征在于：所述步骤S3中，中央监控能量管理平台功率限值提高至116MW。
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