田元兴
北京金风慧能技术有限公司，100176
摘要:
针对低风速、山地环境、机位分散、风速多湍流与风向存在极端变化等特点的风场设计智能增功方案，基于通用化平台技术、智能降载增功技术、定制化偏航技术等关键技术，提出了定制化智能增功控制解决方案，可以明显提高风力发电机组的发电效率，极大降低风力发电机组的运行载荷，大幅度提升风力发电机组的运行稳定性。
关键词:低风速发电;智能监控;智能增功
目前，针对低风速、山地环境、机位分散、风速多湍流与风向存在极端变化等特点的风力发电场，其风况往往非常特殊，风况的变化远超标准等级，部分天候的湍流强度达到标准值2倍以上，短时的风速突变可达10m/s，风向突变可达180°以上。对于复杂地形低风速或极端变化风况的风电场，通过低风速发电策略、智能监控技术、定制化偏航技术等一系列技术手段，可以明显提高风力发电机组的发电效率，极大降低风力发电机组的运行载荷，大幅度提升风力发电机组的运行稳定性。
1.低风速、复杂地形的风电场的特点
对于典型的低风速、复杂地形的风电场，风资源普遍具有以下特点:（1）平均风速较低。（2）湍流强度较大。（3）风速、风向瞬时变化较大。（4）风切变与入流角较大。（5）容易产生局部小气候。
低风速、复杂地形地区风电机组运行过程中容易出现以下问题:（1）功率曲线偏差大。（2）振动问题突出。（3）超速停机和切入切出频繁等。基于低风速、复杂地形风电场的上述特点，本方案提供定制化智能增功控制解决策略，该方案具有如下核心竞争力。
2.定制化智能增功控制解决方案
2.1小风挂网
低风速风电场的平均风速较低，因此提升低风速、超低风速段的风能捕获性能显得尤为关键。该技术将通过双馈变频器，量身定制低风并网切入策略及低风转速控制点，通过控制主流程的精细化设计，将切入风速降低至2．8m/s。当变频器切入后，在相对较低的转速下运行。以及较高风速段的恒速运行(转速上限1812rpm)。定制化解决方案基于变频器特性在低风速下稳定运行，最小发电风速为2m/s，为超低风速风场的特殊风资源条件创造额外的发电收益，在有效降低切入次数的同时，大大提高发电时间。
2.2自适应功率控制
超低风速风电场的平均风速较低，因此实现风电机组变速运行，最大程度实现最佳风能利用系数曲线的跟踪控制显得尤为关键。变桨变速风机的切换点在额定风速点，在额定风速以下通过调节转矩追踪最优叶尖速比，实现风能最大捕获;在额定以上通过调节桨矩角来维持转速恒定。功率自适应控制技术主要包含两方面:动态最优转矩控制和最优桨距角控制，如表1所示。
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(1)动态最优转矩控制
动态最优转矩控制技术的两个核心在于动态转矩控制和最优转矩控制。最优转矩控制技术相较于传统的变速变桨风力发电机组的转矩控制，在变桨控制环中加入解耦控制环，使转矩控制能平滑过渡于转矩环和变桨环之间，同时还能有效避免风电机组在瞬态的风速变化过程中过转速、过功率(可能会使机组出现极限载荷)，因此可以更大范围跟踪最佳Cp。变速变桨风机转速－转矩曲线如图1所示。
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动态转矩控制技术基于实时测量的空气密度值(通过多功能气象仪测量)，动态跟踪Kopt，实时调整转矩给定(T=Kopt*Wgen(opt)2，Kopt∝ρ)，提高机组的风能利用效率。自适应最优转矩控制前后功率曲线对比如图2所示。
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(2)最优桨距角控制
在额定风速以下，桨距角给定值设置在0°只能在部分区间跟踪最佳Cp(风速在5～8m/s左右)。2MW机型机组，风速在3～5m/s一般设置在1゜左右，在满发点前，可设置－1゜跟踪最佳Cp效果更好，具体如图3和表2所示。
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图4最优桨距角控制与常规控制对比
最优桨距角βopt与机型及环境(风速、空气密度等)关系紧密，一般对于高原机组容易产生失速现象，使机组运行功率曲线“右移”，此时最优桨距角在风速处于［8，VRatedWindSpeed］区间可设置在+1゜左右。
综上，通过综合运用动态最优转矩控制技术(基于空气密度动态跟踪Kopt+最优转矩控制技术)和最优桨距角控制技术，年发电量提升2%～3%。由此实现了低风速和中等风速时最大功率输出。
2.3智能降载增功
智能降载增功是基于载荷控制算法来进行智能增容。可根据现场风资源的情况进行差异化转速转矩控制，在满足整机安全性及设计寿命的前提下自适应调整额定功率点，以实现在复杂地区的发电量最大化。
例如2MW的风电机组，在湍流强度比较大的时候为抑制疲劳载荷，一般额定功率设置为2MW，转速－转矩控制回路处于正常模式。高风速段湍流强度较小的时候，疲劳载荷不占据主导因素，转速右移，转矩上移，控制回路由正常模式切换到超发模式。当风速变化较大时，再切换回来。智能增容策略可在充分保障机组安全的前提下，实现风能的最大捕获和收益的最大化，年发电量提升1．5%～2%。智能增容方案前后功率曲线对比如图5所示。
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针对复杂地形风电场的不同风湍流、风剪切、风向变化及可能存在的电压跌落等各种环境差异，传统控制方法会导致机组产生故障停机。为了解决风场的高湍流、极端风速风向变化以及电网电压异常等引起的不必要的故障停机，从而减少故障停机时间，增加发电量。本方案可使复杂地形风电场机组的性能得到充分发挥、最大限度发电，并且保证了机组的安全性。具体包括以下智能穿越策略。
(1)极端阵风穿越
当高风速下面临风速风向的急剧变化时，极端阵风穿越策略可依据转速与转速加速度的乘积设置阀值，在阀值超限时对变桨系统施加一个速率响应阶跃信号，通过变桨系统的快速响应为风机卸载，当阵风过后，变桨回到原有的控制环路上。
(2)高湍流穿越
当高风速下湍流强度急剧增加时，会引起转速的大幅波动，从而导致变频器进入高转速的自我保护区，产生故障停机。本方案基于湍流实施监控功能与转速变化率，当极端湍流来临时，对风速转速设置点进行调整，从而保护机组在该工况下的持续发电运行。
(3)高偏航误差穿越
风向变化快引起机组较大的偏航误差，从而造成较大的电量损失。偏航误差角度与发电量损失呈cos2关系。风速越低时对偏航误差的影响越发明显。高偏航误差产生时，机组为卸载有时需停机保护，有时甚至直接会导致转速瞬间跌落到脱网转速。本方案通过在不同运行状态下设置不同的偏航响应等级，设置风速以上且偏航误差超限时偏航系统快速响应对风，同时变桨系统协同动作卸掉一部分负载，使风机在风向急剧变化情况下持续的发电运行。
(4)低电压穿越
这是一个普遍应用的技术，也是目前机组对变频器的硬性要求。本方案中的低穿策略与传统控制方法的区别在于低穿时主控系统、变频器和变桨系统协同动作，这能大大提升风机的耐受性。
智能穿越可以大幅降低风场的故障停机时间，提升机组的运行稳定性。
2.4定制化偏航
定制化偏航包括偏航对风、偏航解缆和侧风偏航90°，定制化偏航对于机组发电量提升效果非常明显，同时机组的安全性会大大提升。
(1)定制化偏航对风
由于风向仪安装在风轮后端，测量的风向不准，存在静态误差(传感器测量和安装误差等)和动态误差(叶轮后端测风影响)，为了精准对风，有两种方案:第一种，基于激光测风仪，可找出偏航的静态误差和动态误差，对其做误差补偿;第二种，基于偏航自寻优算法，使偏航误差尽可能小，对风更精准，机组出力性能更优，这种方式更加高效、性价比高。
(2)定制化偏航解缆
修改常规解缆策略为:小风提前解缆、中等风速部分解缆、大风不解缆。
(3)侧风偏航90°
大风天气，变桨不执行顺桨命令，此时风机超速，通过偏航90°对风达到空气动力制动的效果。
2.5自耗节电
一般来说，风机主控所有自耗电的功率大概55KW左右，目前2MW风机在夏季单台月自耗电估计在10000KWh左右，通过部件协同控制以及控制策略迭代优化来大大降低风机的自耗电。例如:机舱冷却系统可以看成是一个整体热交换系统，机舱冷却风扇和发电机冷却风扇、机舱控制柜可以协同控制，使冷却更加高效。还有就是冬季结冰停机，此时我们可以让风轮空转，让齿轮箱油温维持在一定温度，可以大大降低其自耗电。
3.结论
某低风速山地风场，年平均风速5．01m/s，全场风电机组技改后至今运行无大故障和长时间停机，发电量提升效果如表3所示。
表3技改前后运行数据对比
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图6中30号风机为定制化智能增功控制方案实验机组，从图6中可以看出，定制化智能增功控制方案与常规方案实时功率输出对比，两台机组风速都在2m/s～7m/s区间反复波动，智能增功方案机组实时功率明显高于常规方案机组实时功率。
复杂地形低风速风电场运行下的2MW机组通过进行软硬件更换和系统全面升级，在低风速天候下发电量表现优越，在风向变化不大的情况下，能有效保持2．5m/s以上连续不间断发电，最小发电风速为2m/s，这将为复杂地形低风速风电场的特殊风资源条件创造额外的发电收益。
参考文献：
［1］周志超，王成山，郭力，等．变速变桨距风电机组的全风速限功率优化控制［J］．中国电机工程学报，2017(04)．
［2］邵联合，张梅有，吴俊华．风力发电机组运行维护与调试［M］．北京:化学工业出版社，2017．
［3］杨校生，宣安光，王斯永．风力发电技术与风电场工程［M］．北京:化学工业出版社，2011．
［4］林志明，潘东浩，王贵子．双馈式变速变桨风力发电机组的转矩控制［J］．中国电机工程学报，2009(11)．
［5］李聪．风电场有功优化控制策略研究［D］．华北电力大学，2013．12
田元兴
北京金风慧能技术有限公司，100176
摘要:
针对低风速、山地环境、机位分散、风速多湍流与风向存在极端变化等特点的风场设计智能增功方案，基于通用化平台技术、智能降载增功技术、定制化偏航技术等关键技术，提出了定制化智能增功控制解决方案，可以明显提高风力发电机组的发电效率，极大降低风力发电机组的运行载荷，大幅度提升风力发电机组的运行稳定性。
关键词:低风速发电;智能监控;智能增功
目前，针对低风速、山地环境、机位分散、风速多湍流与风向存在极端变化等特点的风力发电场，其风况往往非常特殊，风况的变化远超标准等级，部分天候的湍流强度达到标准值2倍以上，短时的风速突变可达10m/s，风向突变可达180°以上。对于复杂地形低风速或极端变化风况的风电场，通过低风速发电策略、智能监控技术、定制化偏航技术等一系列技术手段，可以明显提高风力发电机组的发电效率，极大降低风力发电机组的运行载荷，大幅度提升风力发电机组的运行稳定性。
1.低风速、复杂地形的风电场的特点
对于典型的低风速、复杂地形的风电场，风资源普遍具有以下特点:（1）平均风速较低。（2）湍流强度较大。（3）风速、风向瞬时变化较大。（4）风切变与入流角较大。（5）容易产生局部小气候。
低风速、复杂地形地区风电机组运行过程中容易出现以下问题:（1）功率曲线偏差大。（2）振动问题突出。（3）超速停机和切入切出频繁等。基于低风速、复杂地形风电场的上述特点，本方案提供定制化智能增功控制解决策略，该方案具有如下核心竞争力。
2.定制化智能增功控制解决方案
2.1小风挂网
低风速风电场的平均风速较低，因此提升低风速、超低风速段的风能捕获性能显得尤为关键。该技术将通过双馈变频器，量身定制低风并网切入策略及低风转速控制点，通过控制主流程的精细化设计，将切入风速降低至2．8m/s。当变频器切入后，在相对较低的转速下运行。以及较高风速段的恒速运行(转速上限1812rpm)。定制化解决方案基于变频器特性在低风速下稳定运行，最小发电风速为2m/s，为超低风速风场的特殊风资源条件创造额外的发电收益，在有效降低切入次数的同时，大大提高发电时间。
2.2自适应功率控制
超低风速风电场的平均风速较低，因此实现风电机组变速运行，最大程度实现最佳风能利用系数曲线的跟踪控制显得尤为关键。变桨变速风机的切换点在额定风速点，在额定风速以下通过调节转矩追踪最优叶尖速比，实现风能最大捕获;在额定以上通过调节桨矩角来维持转速恒定。功率自适应控制技术主要包含两方面:动态最优转矩控制和最优桨距角控制，如表1所示。
表1自适应功率控制
(1)动态最优转矩控制
动态最优转矩控制技术的两个核心在于动态转矩控制和最优转矩控制。最优转矩控制技术相较于传统的变速变桨风力发电机组的转矩控制，在变桨控制环中加入解耦控制环，使转矩控制能平滑过渡于转矩环和变桨环之间，同时还能有效避免风电机组在瞬态的风速变化过程中过转速、过功率(可能会使机组出现极限载荷)，因此可以更大范围跟踪最佳Cp。变速变桨风机转速－转矩曲线如图1所示。
图1变速变桨风机转速－转矩曲线
动态转矩控制技术基于实时测量的空气密度值(通过多功能气象仪测量)，动态跟踪Kopt，实时调整转矩给定(T=Kopt*Wgen(opt)2，Kopt∝ρ)，提高机组的风能利用效率。自适应最优转矩控制前后功率曲线对比如图2所示。
图2采用自适应最优转矩控制前后功率曲线对比
(2)最优桨距角控制
在额定风速以下，桨距角给定值设置在0°只能在部分区间跟踪最佳Cp(风速在5～8m/s左右)。2MW机型机组，风速在3～5m/s一般设置在1゜左右，在满发点前，可设置－1゜跟踪最佳Cp效果更好，具体如图3和表2所示。
表2实验机型最优桨距角
图32MW机型Cp－λ曲线
传统桨距角控制与最优桨距角控制，如图4所示。
图4最优桨距角控制与常规控制对比
最优桨距角βopt与机型及环境(风速、空气密度等)关系紧密，一般对于高原机组容易产生失速现象，使机组运行功率曲线“右移”，此时最优桨距角在风速处于［8，VRatedWindSpeed］区间可设置在+1゜左右。
综上，通过综合运用动态最优转矩控制技术(基于空气密度动态跟踪Kopt+最优转矩控制技术)和最优桨距角控制技术，年发电量提升2%～3%。由此实现了低风速和中等风速时最大功率输出。
2.3智能降载增功
智能降载增功是基于载荷控制算法来进行智能增容。可根据现场风资源的情况进行差异化转速转矩控制，在满足整机安全性及设计寿命的前提下自适应调整额定功率点，以实现在复杂地区的发电量最大化。
例如2MW的风电机组，在湍流强度比较大的时候为抑制疲劳载荷，一般额定功率设置为2MW，转速－转矩控制回路处于正常模式。高风速段湍流强度较小的时候，疲劳载荷不占据主导因素，转速右移，转矩上移，控制回路由正常模式切换到超发模式。当风速变化较大时，再切换回来。智能增容策略可在充分保障机组安全的前提下，实现风能的最大捕获和收益的最大化，年发电量提升1．5%～2%。智能增容方案前后功率曲线对比如图5所示。
图5采用智能增容方案前后功率曲线对比
针对复杂地形风电场的不同风湍流、风剪切、风向变化及可能存在的电压跌落等各种环境差异，传统控制方法会导致机组产生故障停机。为了解决风场的高湍流、极端风速风向变化以及电网电压异常等引起的不必要的故障停机，从而减少故障停机时间，增加发电量。本方案可使复杂地形风电场机组的性能得到充分发挥、最大限度发电，并且保证了机组的安全性。具体包括以下智能穿越策略。
(1)极端阵风穿越
当高风速下面临风速风向的急剧变化时，极端阵风穿越策略可依据转速与转速加速度的乘积设置阀值，在阀值超限时对变桨系统施加一个速率响应阶跃信号，通过变桨系统的快速响应为风机卸载，当阵风过后，变桨回到原有的控制环路上。
(2)高湍流穿越
当高风速下湍流强度急剧增加时，会引起转速的大幅波动，从而导致变频器进入高转速的自我保护区，产生故障停机。本方案基于湍流实施监控功能与转速变化率，当极端湍流来临时，对风速转速设置点进行调整，从而保护机组在该工况下的持续发电运行。
(3)高偏航误差穿越
风向变化快引起机组较大的偏航误差，从而造成较大的电量损失。偏航误差角度与发电量损失呈cos2关系。风速越低时对偏航误差的影响越发明显。高偏航误差产生时，机组为卸载有时需停机保护，有时甚至直接会导致转速瞬间跌落到脱网转速。本方案通过在不同运行状态下设置不同的偏航响应等级，设置风速以上且偏航误差超限时偏航系统快速响应对风，同时变桨系统协同动作卸掉一部分负载，使风机在风向急剧变化情况下持续的发电运行。
(4)低电压穿越
这是一个普遍应用的技术，也是目前机组对变频器的硬性要求。本方案中的低穿策略与传统控制方法的区别在于低穿时主控系统、变频器和变桨系统协同动作，这能大大提升风机的耐受性。
智能穿越可以大幅降低风场的故障停机时间，提升机组的运行稳定性。
2.4定制化偏航
定制化偏航包括偏航对风、偏航解缆和侧风偏航90°，定制化偏航对于机组发电量提升效果非常明显，同时机组的安全性会大大提升。
(1)定制化偏航对风
由于风向仪安装在风轮后端，测量的风向不准，存在静态误差(传感器测量和安装误差等)和动态误差(叶轮后端测风影响)，为了精准对风，有两种方案:第一种，基于激光测风仪，可找出偏航的静态误差和动态误差，对其做误差补偿;第二种，基于偏航自寻优算法，使偏航误差尽可能小，对风更精准，机组出力性能更优，这种方式更加高效、性价比高。
(2)定制化偏航解缆
修改常规解缆策略为:小风提前解缆、中等风速部分解缆、大风不解缆。
(3)侧风偏航90°
大风天气，变桨不执行顺桨命令，此时风机超速，通过偏航90°对风达到空气动力制动的效果。
2.5自耗节电
一般来说，风机主控所有自耗电的功率大概55KW左右，目前2MW风机在夏季单台月自耗电估计在10000KWh左右，通过部件协同控制以及控制策略迭代优化来大大降低风机的自耗电。例如:机舱冷却系统可以看成是一个整体热交换系统，机舱冷却风扇和发电机冷却风扇、机舱控制柜可以协同控制，使冷却更加高效。还有就是冬季结冰停机，此时我们可以让风轮空转，让齿轮箱油温维持在一定温度，可以大大降低其自耗电。
3.结论
某低风速山地风场，年平均风速5．01m/s，全场风电机组技改后至今运行无大故障和长时间停机，发电量提升效果如表3所示。
表3技改前后运行数据对比
图6中30号风机为定制化智能增功控制方案实验机组，从图6中可以看出，定制化智能增功控制方案与常规方案实时功率输出对比，两台机组风速都在2m/s～7m/s区间反复波动，智能增功方案机组实时功率明显高于常规方案机组实时功率。
复杂地形低风速风电场运行下的2MW机组通过进行软硬件更换和系统全面升级，在低风速天候下发电量表现优越，在风向变化不大的情况下，能有效保持2．5m/s以上连续不间断发电，最小发电风速为2m/s，这将为复杂地形低风速风电场的特殊风资源条件创造额外的发电收益。
参考文献：
［1］周志超，王成山，郭力，等．变速变桨距风电机组的全风速限功率优化控制［J］．中国电机工程学报，2017(04)．
［2］邵联合，张梅有，吴俊华．风力发电机组运行维护与调试［M］．北京:化学工业出版社，2017．
［3］杨校生，宣安光，王斯永．风力发电技术与风电场工程［M］．北京:化学工业出版社，2011．
［4］林志明，潘东浩，王贵子．双馈式变速变桨风力发电机组的转矩控制［J］．中国电机工程学报，2009(11)．
［5］李聪．风电场有功优化控制策略研究［D］．华北电力大学，2013．12