风电场优化运行,提升发电能力

论如何优化风电场运行，提升发电能力
（新疆达坂城风电公司--刘威）
摘要
本文通过对风电行业现状进行分析，从优化AGC功能，调整风机运行方式，强化设备故障管控三个方面为风电场提供了一套优化运行方案，从而提升风电场发电能力。

关键词：风电弃风限电AGC风机负荷性能负荷拐点故障
引言：
我国风电产业从无到有、由小到大，只用了不到10年时间，于2010年超越美国，成为全球风电装机规模最大的国家并延续至今，但其爆发式的发展带来的电能消纳不足、送出受限、设备运行水平较差、故障频次较高等问题也非常突出，而“三北”地区的弃风限电情况尤为严峻。

在此背景下，如何优化风电场运行，最大限度提升发电能力就显得非常重要。

本人完整参过风电场从基建到投产，以及风电场运行管理的全部过程，结合自身的工作经历，同时借鉴了其他风电企业优秀的管理方法，通过探索尝试，总结出了一套如何优化风电场运行，提升发能力的方法，并取得了一定成效。

目录
一、风力发电现状分析 (3)
1.弃风限电形势 (3)
2.风电场自身运维管理情况 (3)
二、存在问题及解决思路 (4)
1.弃风限电分析 (4)
2.风电场运维管理分析 (4)
三、优化方案 (6)
1.AGC实时负荷接入点改造 (6)
2.优化调整AGC指令上下限 (7)
3.提高风电场理论出力，避免AGC指令受限 (8)
4.风机切入、切除风速优化调整 (9)
5.优化风机解缆规则 (10)
6.提高风机偏航对风精度 (10)
7.优化风机负荷性能 (11)
8.加强风机故障管控 (16)
四、结论 (18)
五、参考文献 (18)
一、风力发电现状分析
1.弃风限电形势
大规模风电的消纳一直都是世界性难题，我国在这方面的问题更加突出。

一方面，我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，资源地市场规模小、难以就地消纳，而国外风资源相对分散，80%以上的风电接到10kV以下配电系统，就地消纳能力强；另一方面，风电本身具有波动性和间歇性等特点，机组并网需要配套建设调峰电源，而我国风电集中的“三北”（西北、华北、东北）地区，电源结构单一，没有足够的调峰能力，此外，自身消纳能力和跨区输电能力不足也是一个重要的制约因素。

“三北”地区目前依然是弃风重灾区，而这些地区的配套电网规划建设速度滞后于风电项目并网运行的需求，电力外送消纳受限，投资建设的风电项目将因弃风限电面临巨大风险。

如何有效解决当前的风电消纳形势，是国家和各个风电企业共同关注和探索的重心。

2.风电场自身运维管理情况
我国风力发电是在一个较短的时间内爆发式发展起来的，大量的风机在短时间内投入运行，无论是管理经验还是技术积累都存在很多的问题，国家暂时没有正式出台一个风电企业的管理标准，这就造成各个风电场管理方式“五花八门”，各种标准也各不相同。

通过调查，某集团公司在同一地区不同风电场所采用的管理方式都存在非常大的差异性，造成的管理效果也良莠不齐。

随着我国风电装机数量的增加，对风电场运维的需求也越来越大，工作也越来越复杂，特别是我
国风电机组种类繁多，未来对风电场运维管理提出了更高的要求。

目前一些风电场借鉴了火电或水电的管理模式，通过不断探索尝试，从日常运维、定期检修、部件更换三个方面入手，也逐渐形成了一套自己的管理风格，取得了非常不错的效果。

二、存在问题及解决思路
1.弃风限电分析
存在问题：由于弃风限电形势受到国家经济形势、地区消纳能力、配套送出建设进度、国家政策等因素的影响，短时间内不可能彻底解决风电企业弃风限电的现状。

所以，如何在弃风限电的情况下提升风电场的发电能力就显得尤为重要。

解决思路：从优化风电场的运行方式、AGC功能调整等方面入手，在不违反调度规定的情况下，尽可能挖掘设备发电潜力，另外，也可以根据自身风电场在不同工况下的负荷潮流分布，主动调整运行方式，从而提高发电量或者降低下网电量。

2.风电场运维管理分析
存在问题：风电场的运维工作主要指风力发电机组在运行期间的维护、检修和管理等工作，我国风电起步较晚，同时工业制造水平也落后于世界发达国家水平，缺乏系统的、预见性的设备管理和运维体系。

主要体现在以下几个方面：
（1）、运维策略落后。

目前我国风电场主要的运维策略是定期检修和事后维修的方式，即除了定期检修外，只有等到设备出现故障后再进行处理。

从风电场运维的发展历程看，设备的运维分为几个阶
段：事后维修→定期维修→可靠性维修→全员生产维修→状态检修(视情维修)→风险维修。

目前美国主要采用风险评估、可靠性分析、寿命管理、预知性维修等技术策略，欧洲则主要采用风险评估结合寿命管理为主的维修优化策略，日本主要采用全员生产维修和寿命管理，结合风险评估、可靠性分析等方法的预防性维修策略。

（2）、检测系统缺失。

目前我国风电运行阶段的监测主要集中于电气设备，控制中心能实时监测到的数据主要包括风速风向、电机和变频器输出功率、伺服电机功率及扭矩、水压和油位、机组主要部位的温度和湿度等，而对一些风电部件，特别是关系到风电设备寿命、运行隐患的关键部件却缺乏有效的、系统的监测，，导致运行阶段对风电设备的状态了解不足，无法跟踪故障发展趋势，只能做预防维护和事后维护，而不能预先发现并提前解决故障隐患。

（3）、分析方式落后。

风电设备的状态分析是风险评估、可靠性分析、寿命管理、预知性维修等运维工作的前提。

我国大多数风电企业对风电运行状态分析、评估相关的软件、工具和方法缺乏或经验不足，尚不能满足对风电设备状态评估的要求。

（4）、管理体系滞后。

风电设备运维是一项系统工程，涉及到运营管理、设备管理和人员管理等。

我国很多风电场场管理方面还比较粗放，运营管理计划性不强，缺少标准化的规范，运营方和维护人员的配合不协调。

设备管理预见性差，不论是风电机组的状态判断、维护计划的制定、还是风电备品备件的调配都缺乏科学性和前瞻性。

人员管理方面更是简单的分工协作，能力参差不齐、后续培养不够，
这些导致我国风电设备故障频发，处理故障时间较长等，严重影响到了风电场的运行效率。

解决思路：对现有的风电运维方案进行全面和系统性的分析，制定“风机全生命周期台账”，从定期检修和事后检修向预防性检修转变。

另外，从多方面入手，深入挖掘风机的发电潜力，从风电场实际运行中查找问题，以问题为导向，借鉴国内外优秀的经验方法，研究探索出行之有效的优化方案。

三、优化方案
1.AGC实时负荷接入点改造
通过观察风电场能量管理平台（AGC）的运行方式就会发现，调度系统是参照风电场的实时负荷进行AGC指令调整的，由于接入点不同，这个实时负荷可以是风电场的发电量，也可以是风电场的上网电量。

如果接入点是风电场的发电量，这样的话综合厂用电量将包含在AGC的指令负荷当中，无形中对风电场造成损失。

为了避免这部分的电量损失，可以把AGC实时负荷接入点由风机出口发电量测点改至风电场的上网电量测点，这样的话，AGC负荷指令的调整就是参照上网点，可以有效规避掉风电场综合场用电量的损失，对于提高风电场发电能力具有切实意义（附图1）。

风电场
箱变
站用变、SVG 等设备
35kV 母线
AGC 系统发电量测点
上网电量测点修改前修改后
电网
调度附图1
注：通过对AGC 系统实时负荷接入点的改造，调度所下发的负荷指
令就由发电量变为上网电量，规避了站用变、SVG 等设备对电量的影响，
总体提高了风电场发电能力。

2.优化调整AGC 指令上下限
风力发电受到外界环境影响较大，风速的不停变化会造成风电场负荷的不断波动，即便在AGC 调控下，这种波动仍然是不可避免，新疆电网允许各个风电场的负荷在AGC 指令±2%波动，也就是对于一个装机5万千瓦的风电场，波动范围不允许超过±1000kW 。

所以，一般风电场的初始设置也都是AGC 指令±1000kW 的限度，当实际负荷在AGC 指令±1000kW 范围内时，能量管理平台是不会触发调整指令的。

如果恰好实际负荷处在AGC 指令的下限-1000kW 范围内时，对于风电场的发电量是非常不利的，我们都希望实际负荷永远处在AGC 指令的上限运行，这样可以尽可能的多发电。

经过与风机厂家沟通后，通过不断尝试，最终将AGC 指令上下限调整为-200kW 至+1200kW ，取得的效果十分明显，实际负荷大部分时间都处于AGC 指令的上限，
通过观察，能够比平时增发大概2%的电量。

（如图2）。

附图2
3.提高风电场理论出力，避免AGC指令受限
当风电场风速未达到额定风速，且AGC未限电的情况时，AGC 的指令是跟随风电场的理论出力进行调整的。

当给定的理论出力偏小，则AGC的指令也会偏小，从而限制了风电场的发电能力。

经过与风机厂家进行沟通，有两种方案，一种是采用出力较大的风机进行动态学习统计；另一种是固定风速固定理论出力的方式。

通过研究分析，建议采用第一种方案，优点是理论出力可以不断学习和调整，便于运行分析，并且能保证AGC指令不会受到理论处理限制，而第二种方案则较为死板，虽然也满足了AGC指令不会受到限制的目的，但运行分析的价值较差。

综合分析，选择采用动态学习出力较大风机的方法较为合适，调整后，风电场理论出力提高了500kW至1200kW，有效避免了AGC指令负荷受限于风电场理论出力。

4.风机切入、切除风速优化调整
以金风科技GW70-1500型风机为例，其有效工作风速区域为3m/s至25m/s，其中11.6m/s时达到额定出力。

但是新疆地区，低风速和超过25m/s的高风速时间也较多，如何能够进一步扩大风机有效工作风速区域，挖掘风机发电潜能，就显得很有意义。

经过与金风科技技术人员共同研究，制定了以下优化方案：1，将切入风速由3m/s降低至2.5m/s是可行的，但是如果进一步降低，就会造成风机在低风速区域频繁启停机，或者即便处在并网状态，也不会发出有功，反而是从电网下电，不具备经济性；2，将切出风速由25m/s提高至30m/s（最高安全风速70m/s持续3s），对于风机的安全稳定运行并不会造成影响，通过优化调整，对于风电场不限电的情况将具有非常可观的经济效益（附图3）。

正常风速范围
拓展风速范围
附图3
5.优化风机解缆规则
传统的风机解缆规则是当电缆扭度达到一定值后，触发解缆指令，无论风机是否正在高负荷运行，风机都会停机进行解缆，这样就会存在当大风情况下，正是发电的高峰，风机却要停机解缆，对发电量造成很大影响。

通过优化，将风机的解缆规则设定为当低风速或风机限电停机的情况进行解缆，尽可能的避免高风速停机解缆的情况。

具体优化解缆规则如下：
以金风科技GW70-1500型风机为例，其解缆规则是电缆扭度达到540°触发解缆指令，最高达到860°时触发故障停机指令。

通过优化，在其原有解缆指令基础上增加：电缆扭度360°且风速≤5m/s 时触发解缆的指令，让风机可以在风速较低的情况下提前进行解缆，从而有效降低了大风天气风机停机解缆的情况，提高了风电场的发电能力。

6.提高风机偏航对风精度
风机偏航对风精度的调整是一把双刃剑，精度低就会造成风机控制系统和偏航机构调整滞后，风机迎风面积偏小，不能够充分发挥风机的发电能力，造成电量损失；如果精度过高，就会发生当风向发生轻微偏移时，风机就会停机偏航，虽然迎风面积得到保障，但是频繁的启停风机对于电场发电量和风机寿命都会造成影响。

通过对新疆地区多个风电场进行观察研究，如果想取得较好的偏航对风效果，最重要的是分析其风电场当地的风向分布情况，有些风电场地形复杂，有
丘陵或深沟，这样的地形就会产生风向变动频繁的情况，应当适当降低风机偏航对风精度，避免风机为了偏航对风而频繁停机；而对于一些地形简单，或者狭长谷地，风向相对来说比较单一，这种地形可以适当提高风机的对风精度，让风机尽可能的处在一个最优的工况下运行，从而提升发电量。

金风科技GW70-1500型风机的通用偏航对风规则是当风机偏离主风向±30°时，触发风机停机偏航指令，对于风向单一且稳定的风电场，±30°的对风精度显然过大，其迎风面积会因此最大降低13.4%，严重制约了风机的发电能力，通过优化，将其对风精度提高至±20°，其迎风面积就会提升8.6%，对于提高风机发电能力具有实际意义（如图4）。

叶轮直径70m60.6m（30°）65.8m（20°）
理想情况下
迎风面积3846.5㎡对风偏差30°时
迎风面积3330㎡
对风偏差20°时
迎风面积3616㎡
∙注：此图例以金风科技GW70-1500型风机为标准，叶轮直径70m。

∙圆面积计算公式：S=πr²，椭圆面积计算公司：S=πab
图4
7.优化风机负荷性能
风机负荷性能在风电场的日常运营过程中往往容易被忽视，因为
那些负荷性能较差的风机平时并不会故障报警，运行人员如果不深入研究，是很难注意到这些隐藏的问题。

通过对新疆达坂城地区、哈密地区、吐鲁番地区、木垒地区的风电场进行系统性调查，发现部分型号的风机存在严重的负荷性能不达标现象。

例如：某风电场在额定风速下，其他风机能达到1500kW，而15号风机只有1150kW，每小时损失约350kWh的电量，长此以往，这种差异对风电企业造成的损失将是巨大的。

为此，通过与风机厂家进行详细的讨论分析，对负荷性能差的风机进行了认真排查，造成风机负荷性能不达标的原因主要有以下几点：
（1）、由于环境温度不同，所以空气密度也存在一定差异。

我们知道，影响风机发电的最主要有三个因素，一个是风速，一个是风机叶轮直径，另一个就是空气密度了。

温度越低，空气密度就越高，同样工况下所携带的风能也就越大，反之，如果环境温度高，空气密度就会越低。

以金风科技GW70-1500型风机在11m/s风速工况为例，标准空气密度（1.225kg/m3）下负荷为1332kW，而在达坂城地区空气密度（1.071kg/m3）下负荷为1161kW，负荷相差171kW。

（2）、风向标卡涩，使风机对风不准确，导致机组偏离主风向。

风机的偏航是根据风向标提供的数据进行偏航的，当风向标卡涩，风机的叶轮平面就不能够完全正对风向，这样的话风机对于风能的吸收率就会降低，机组的发电能力得不到充分发挥，负荷曲线就会发生异常。

（3）、风速仪测量不准确，导致风机负荷曲线偏移。

通过观察，
发现部分风机的实测风速异常高于周边风机的实测风速，怀疑是风速仪存在故障造成测风偏高，进一步研究分析，最终发现串接在风速仪信号回路上的防雷模块阻值偏大造成了风速测量值偏大。

（4）、风机尾流对机组出力的影响。

在风机运行的风电场，风经过旋转的叶轮后会发生方向和速度的变化，这种对初始风的影响称之为风机尾流效应。

风机尾流效应不仅仅降低了下风向风机的风速，而且处于尾流区域的风机在运行中，叶片受到升力、阻力的不均匀性影响，随着叶片的增长而增大，从而增大叶片的内应力，影响风机的出力能力和叶片的使用寿命。

（5）、风切变也是影响风机出力的原因之一。

风切变，又称风切或风剪，是指风矢量(风向、风速)在空中水平和(或)垂直距离上的剧烈变化。

因风场地理位置、环境等客观因素，现场风速及风向的剧烈变化，造成风机出力不稳定、偏航、变桨调整时间延长等，从而致使风机出力受影响。

（6）、叶片的基准位置不准确，造成桨距角偏差。

风机发电机是通过叶片的桨距角来控制负荷的，当风机叶片基准位置不准确，就不能够形成最大的迎风面积，导致风机出力受到影响。

（7）、风机软件程序配置不合理。

风机的软件程序是与风机的型号相互匹配的，但是在调试过程中，可能会存在程序使用错误的情况。

例如某风电场2500kW机型（软件版本121），个别风机在额定风速下最大功率只有2300kW左右，查看瞬态数据，给定扭矩和反馈扭矩基本吻合，但变流输出功率始终比给定功率低200kW左右。

检
查发现此风机错误的使用了109软件版本，更新程序后，机组达到满出力。

（8）、电量采集模块和电流互感器精度不够。

当风机的测量模块精度不够，且未达到故障报警值时，风电场运行人员是不容易发现的，测量值的偏大或者偏小都会对风机负荷曲线造成影响。

针对某风电场GW70-1500型风机，其额定满出力风速为11.6m/s，经过排查，发现15号风机存在严重的负荷曲线不达标的情况，额定风速下比设计值低了350kW，且在高风速下多次产生“负荷拐点”的情况（如图7）。

经过对其风速仪和风向标调整后，其高风速下“负荷拐点”得到明显改善，所以判断其可能是由于其风向标在高风速的强风压下出现了卡涩现象，导致风机偏航对风不准确，从而产生高风速下“负荷拐点”的现象。

但是其负荷性能仍没有得到改善，我们进一步对其检查分析，其叶片基准位置、测量采集模块、润滑油系统、机械部分等均没有明显缺陷，通过排除法，我们怀疑其系统软件设置方面存在不足，将15号风机的系统软件进行更新升级后，果然发现其负荷曲线得到明显提升，基本达到了设计要求（如图8）。

附图：某风电场15号风机与23、30号风机的负荷曲线对比图
优化前：
图5优化后：
图6
8.加强风机故障管控
由于风力发电机组长期处于不断调整变化的过程中，根据环境的变化，反复的进行变桨、偏航、变频、启停等工作，这种长期受到外部环境影响的特性，使得即使在同一风电场不同位置的风机高发故障类型也不相同。

风电场故障统计包括风机高发故障数据和典型故障数据，尤其对于相同型号风机的故障统计分析，对于风电故障管控有着关键作用，可以尽可能的降低故障发生的频次和故障时长，有效提高风机利用小时数。

通过对新疆地区多个风电场2016年1至9月份风机故障情况的统计分析，其中由于风机自身导致的故障，主要与风机的初始设计、部件质量、运维养护有着直接关系，而外部原因导致风机故障的有三类：1是风电机组运行环境的变化，如高温、雨雪、风沙、地震、洪水等情况，2是风电机组由于电网环境的变化，如系统震荡、线路跳闸等情况，3是由于运维操作不当导致风机故障停机的情况。

例如，在吐鲁番地区，夏季高于摄氏40度的酷热日年均35至40天，地表温度达到80至90度。

风机在如此恶劣的环境中，造成的高发故障主要是高温跳闸。

而塔城的玛依塔斯地区，冬季暴风雪往往能把车辆完全掩埋，风机和箱变如果密封不严，就会被雪灌满，当气温升高，积雪开始融化，就非常容易发生短路故障。

另外，对于风机的一些典型故障，如变桨安全链故障、偏航丢失故障、子站总线故障等，风机厂家都有非常成熟的处理手段，能够在较短的时间内进行处理。

影响故障时长的因素主要是大风天气或夜间无法进入机舱检修。

通过与多个风电场运行人员探讨，可以通过以下几项工作进行故障管控，降低故障频次和故障时长，调高风机运行的可靠性：（1）、根据不同风电场所处的外界环境，开展有效的防范手段，如在高温风电场增加散热系统，在暴雪及风沙的风电场增强密封及绝缘，在可能发生山洪的风电场建立挡水墙等。

（2）、针对典型故障，在开展风机“年检”过程中，有针对性的进行检查维护，建立风机“全生命周期台账”，跟踪风机故障分布情况，形成风机故障闭环管理，便于对整个风电场运行情况进行系统性分析和管控。

（3）、警惕“自复位”风机。

有些风机在运行过程中会发生一些小的故障，当风机故障停机后，系统会进行“自复位”，如果能够“自复位”成功，则这些风机会自动并网运行。

这种功能在一定程度上保证了风机的持续性运行，降低了故障时长；但是也同样存在一些弊端，虽然这些“自复位”风机仍然能够正常运行，但是在一段时间内有很大的概率再次发生故障停机，且不能仅凭“复位”进行恢复运行，若故障停机发生在夜间或大风情况时，由于无法在开展检修工作，就会拖延处理故障的时间，造成电量损失。

所以，在发生风机“自复位”的情况时，虽然风机仍然能够正常运行，但是也应当通知检修人员在白天小风时间段内对风机进行一次故障处理，尽可能的降低风机在大风或夜间发生故障的概率。

（4）、避免风机发生二次损伤。

对于故障风机，有些故障可以进行复位后重新启动，而有些故障却只能进行复位不能够直接重启，
否则就会对风机造成二次损伤。

所以，应要求风机厂家出据“风机故障报警处置表”，便于运行人员根据故障类型进行处置，从而避免对风机的二次损伤。

（5）、建立风机“备件库”。

由于风电场一般都处在偏远且人烟稀少、交通不便利的地方，一旦发生需要更换零部件的故障，就需要从较远的地方运输。

规模较大的风电场可以建立自己的备件库，而一些规模较小的风电场，就需要“精打细算”，根据自身风电场故障分布情况，有针对性的储备风机备件，即要保证能够及时更换备件又要兼顾备件储备的经济型。

四、结论
风电场的运行优化是一个需要长期摸索尝试的过程，对于风电场的经济运行，提升发电能力具有深远意义。

中国的风电行业虽然规模较大，但其爆发式的发展带来的消纳不足、送出受限、设备运行水平较差、故障频次较高等问题也非常突出。

目前风电行业正处在一个调整时期，各个风电企业也开始将目光从扩大风电规模转向了加强风电管理方面上来。

本文通过对风电行业现状进行分析，从优化AGC功能，调整风机运行方式，强化设备故障管控三个方面为风电场提供了一套优化方案，但是由于经验有限，一些优化参数和措施未必是最优的，仍需要在今后的生产过程中不断观察和调整。

五、参考文献
[1]邓建军.金风1500kW系列风力发电机组运行手册.2008、9~23.
[2]雷启龙.尾流对风力发电机组的影响.2012、3~6.。