风电机组偏航和叶片零位桨矩角误差校准分析

【摘要】风电机组偏航控制的风向信号来自机舱上方风向标，风电机组实现正确偏航的前提是保证风向的准确性。由于风向标受风轮转动影响，采集的风向值与实际值之间存在一定偏差，影响风电机组的发电量；同时当风电机组长时间运行后，持续的变桨运动导致叶片零度桨距角与设定值产生一定的偏差累积，且风场风况的逐年变化导致叶片的设计零度桨距角已不符合实际最优运行状况。导致风电机组在不同风速下的扭矩与偏离设计值，风电机组的转速转矩无法按照控制系统设定的情况下运行，影响风电机组的发电量。基于此，本文对通过激光雷达及图像分析对风电机组偏航及叶片桨距角进行校准的经验和成果进行总结，分析校准前后的风电机组发电数据，提出提高风电场风电机组发电量的可行措施。【关键词】风电机组偏航桨矩角校准引言当前，风电机组的测风系统一般安装在机舱尾部的气象架上，主要形式为机械式或者超声波风速风向测量装置。风电机组在实际运行过程中，风轮旋转产生的空气扰动涡流和机舱外形产生的绕流将对测风系统测量的风速和风向的准确性产生影响，从而影响主控系统输入数据的准确性。风电机组经长时间运行后，持续的变桨运动导致叶片零度桨距角与设定值产生一定的偏差累积，而且风电场风况的逐年变化导致叶片的设计零度桨距角已不符合实际最优运行状况，进而导致风电机组在不同风速下的扭矩已经偏离设计值，风电机组的转速转矩无法按照控制系统设定的情况下运行，影响风电机组的发电量。我公司在河北尚义某风电场的某品牌风电机组平均运行12年左右，偏航误差与叶片零度桨矩角误差积累，风电机组的发电效率有一定的下降。鉴于以上偏差，采用激光雷达测风及叶片零位校准后，风电机组发电量得到提升，使风能得到了有效利用。1.理论研究1.1偏航对风研究风电机组偏航控制采用的风向信号来自机舱上方风向标的测量，风电机组实现正确偏航对风控制的前提是保证风向的准确性。由于风向标受风轮转动影响，采集的风向值与实际值之间存在一定偏差，影响风电机组的发电量。具体可见图1。图1：风电机组对风偏差对发电量的影响偏航误差在风力发电机上很普遍，很多的风力发电制造商及风电场主业很久以前就发现风电机组在运行时，机舱的朝向是不一至的。激光偏航误差校正用激光测风设备射出的激光束可以检测到风电机组前未干扰的风的风速与风向，从而准确地测量偏航误差，可以获得风电机组的平均偏航误差，使用专用的方法对风电机组进行偏航修正。表1：风电机组功率曲线与尖速比对照表偏航偏差°功率下降比例%40.761.682.9104.5126.4148.61611.2激光测风设备安装于风电机组顶部，向风电机组前方以60度夹角打出两束激光束，利用激光多普勒效应，测量前方80米处的风速与风向。由于此处的风速与风向未受到风电机组风轮的扰动，激光测风设备可以准确测量到吹到风轮面处的风况。图2：激光测风设备安装与测量示意图1.2叶片零位校正研究风电机组叶片零位校正主要通过观测风电机组叶片在零位状态下，叶片表外几何外形与观测位置之间的相对关系，确定风电机组叶片零位与设计值的偏差，通过调整叶片桨距角限值，在调整叶片之间的平衡性、稳定性的同时，增加风电机组发电量。对风电机组三只叶片的零度安装角进行拍摄，确定三只叶片的零度安装角是否需要调整以及需要调整的方向与幅度,具体方法如下：1.2.1确定叶片零位基准模型。1.2.2以塔底相机位置观测，通过对比叶片最大弦长处吸力面最高点、尾缘以及压力面最高点之间的位置关系，确定叶片零位位置。其相对位置三维模型如下图，图中白色箭头为观测方向：位置关系表述如下：按照测得数值可计算实际叶片在所设定的零位下的α比值，之后与风电机组叶片的设计值进行对比即可确定叶片零位是否准确，同时确定安装角调整方向及调整幅度。将比值α与风电机组叶片的设计值进行对比即可确定叶片零度安装角调整方向及幅度，同时依照风电机组SCADA运行数据进行精确调整。图3：叶片零位标定三维模型图（箭头方向为观测方向）2.测试数据采集与计算对于校准效果的评估，除了将风速仪以及叶片零位调整到最佳值范围内，通常以风力发电机功率曲线为基础，选取7台测试风电机组对比校准前后的发电功率及发电量变化的方式进行效果评估，同时选择1台运行功率系数和尖速比与设计状态最为接近的风电机组作为标杆风电机组。2.1风电机组运行分析以最优运行状态为例，通过对8台风电机组历史15分钟运行数据分析，风电机组在最优运行状态下的功率系数和尖速比（反映叶片攻角大小）如下表所示：表2：风电机组功率曲线与尖速比对照表风电机组编号功率系数（Cp）尖速比10.25.720.47.630.417.740.317.150.347.460.3770.297标杆风电机组44#0.488.1由上表中可以看出，标杆风电机组功率系数（Cp[5]-[9]）为0.48，符合设计值及正常的功率系数表现。而其余风电机组功率系数下降比较明显，可能出现的原因包括风电机组偏航对风不准、叶片桨距角偏离该风场条件的最优设计值或测量风速偏高等。2.2偏航误差测试数据统计与对比图4：1#测试风电机组激光雷达与风向标风速同步分布对比图5：1#风电机组激光雷达与机舱风速仪风速对比1#风电机组SCADA风速与激光雷达风速的同步性正常，可以说明SCADA数据的时间戳和激光雷达记录的时间是一致的，因此利用时间一致性，在计算偏航误差时进行一些数据滤波。图6：1#风电机组机舱偏航误差分布表3：1#风电机组不同风速下的偏航误差风速（m/s)偏航误差(°)采样量(个）2.996.561564.125.673215.024.736716.014.6510366.974.369298.004.996918.964.884509.944.3025211.003.8119412.013.2716512.942.9411713.883.5053由上述图表中可以看出，测试风电机组的测风仪普遍存在比较明显的对风偏差，建议对测风仪进行系统标定。2.3叶片零位桨矩角测试分析2.3.1确定叶片实际运行的具体零位确定风电机组叶片零位标杆值后，需要确定所标定叶片的具体零位与标杆值是否一致，此项工作需要对风电机组叶片在零度安装位置及其与机舱、轮毂以及塔筒之间的位置进行拍照，通过照片分析，对比风电机组三大部件的三维模型来确定叶片零位安装角位置是否准确。将相机置于轮毂正下方，调整镜头水平角度为0°，调整相机的光学变焦，使相机成像界面能够完全涵盖叶尖，用以进行图像分析，如图7所示，相机镜头成像见图8。图7：叶片零位标定状态下吸力面、压力面以及尾缘点位置关系示意图图8：风电机组及相机位置示意图2.3.2图片处理计算特定长度下的像素点，以像素点数目计算叶片安装角位置，然后根据叶片零位基准确定叶片安装角调整方向及调整大小。包括以下四个步骤：1）以叶片根端为基准，确定单位长度（m）内所对应的像素点数；2）计算从叶根到叶尖方向7m处的像素点数，确定叶片零位标定的基准位置；3）分别测量压力面最高点到压力面尾缘点的像素点数目（N1），以及吸力面最高点到压力面最高点的像素点数目(N)；4）根据图片分析结果确定叶片零位角度。图9：1#叶片零位校正图表4：1#风电机组叶片零位偏差校准叶片编号吸力面最高点-吸力面尾缘点（像素点）吸力面最高点-压力面最高点（像素点）比值（α）零位角度（°）162.61100.5692.1262.51100.5682362.51100.5682经数据分析，上述测试风电机组三只叶片的偏差较小，叶片零位基本上都在2°，证明风电机组的一致性较强。3.优化调整及结果分析3.11#测试风电机组同期内运行数据分析根据激光雷达测量偏航误差以及桨距角分析结果，对1#风电机组进行偏航及桨距角校准处理，其中桨距角限值调整1.8°，偏航偏差调整4.5°。具体如下结果如下：表5：1#调整前后发电功率对比参数项目风速（m/s）调整前调整后功率变化率（%）转速（rpm）功率（kW）桨距角（°）Cp转速（rpm）功率（kW）桨距角（°）CpP17.7714.5317.42.00.39314.5315.11.80.39-0.77.515.5391.01.90.39315.6402.81.80.4053.0816.5477.11.90.39516.5472.41.70.391-1.08.517.4563.61.90.38917.4559.41.80.386-0.7918.3667.11.90.38818.4676.21.80.3931.49.519.0778.32.00.38519.2781.61.70.3870.41019.3869.52.00.36919.6887.11.80.3762.010.519.5969.12.00.35519.7994.61.90.3642.6P17.8&P17.91119.71088.82.00.34719.81089.11.90.3470.011.519.61160.12.00.32419.811661.90.3250.51219.71257.02.00.30919.81248.420.306-0.712.519.71281.32.10.27819.81350.32.10.2935.41319.71381.53.60.26719.81445.83.60.2794.713.519.71438.54.00.24819.814805.60.2552.91419.81473.26.90.22819.91525.47.50.2363.514.519.81481.910.20.20619.91558.59.30.2175.21519.81525.012.20.19219.91553.511.20.1951.9图10：1#风电机组在调整前后发电功率对比直方图1#测试风电机组在通过修订运行参数表中的P17.7、P17.8以及P17.9数值，在相同风速下，发电功率增加量有所波动，但整体呈增加趋势，各个风速段的平均发电功率增加率为-1～5.4%，通过进行理论发电量核算，调整前理论发电量为4554kWh，调整后理论发电量为4634kWh，发电量增加率为1.8%，且不同风速下的功率系数（Cp）变化明显，符合预期。3.244#标杆风电机组同期内运行数据分析标杆风电机组同期的运行状况如下：表6：标杆风电机组在调整前后时期内发电功率对比参数项目风速（m/s）调整前同时期调整后同时期功率变化率（%）转速（rpm）功率（kW）桨距角（°）Cp转速（rpm）功率（kW）桨距角（°）CpP17.7614.3297.72.20.5814273.32.30.57-8.26.515.1357.620.55153452.10.56-3.5714.3438.120.5416419.220.54-4.37.515.1537.120.5417511.22.10.53-4.8816.26272.10.5218.1622.72.10.51-0.78.517.2725.42.10.519742.52.10.52.4918.18492.10.4919.4856.22.10.470.89.518.8961.82.10.4819.7987.82.10.482.7P17.8&P17.91019.41075.72.10.4619.71082.72.10.450.610.519.711662.20.4319.81241.22.20.436.51119.71243.32.50.419.81350.22.70.48.611.519.81322.62.10.3719.91405.53.60.386.31219.71415.92.90.3519.91414.84.70.35-0.112.519.814955.70.3219.81464.67.10.33-2.01319.81541.88.60.319.91530.480.29-0.7图11：44#标杆风电机组同期发电功率对比直方图作为标杆风电机组的44#风电机组，测试时间段内不同风速下，发电功率波动比较均匀，各个风速段的平均发电功率变化为0.3%，通过进行理论发电量核算，调整前理论发电量为5027kWh，调整后理论发电量为5053kWh，发电量增加率为1.8%，发电量变化为0.5%，发电功率及发电量变化很小，属于正常数据波动范围，且不同风速下的功率系数（Cp）未发生明显变化。3.3其余6台测试风电机组数据总结表7：7台测试风电机组参数调整表风电机组编号参数区间零位校正偏航校正调整内容原始角度调后角度原始角度调后角度1#P17.7、P17.8以及P17.921.80+4.5修改bladeangle&offset参数2#21.80+43#21.80+44#21.80+15#21.80+46#21.80+4.57#21.80+4角度单位为：度表8：测试风电机组和标杆风电机组发电量提升对比测试风电机组发电量提升率%标杆风电机组发