1、技术|Technology88 风能 Wind Energy 目前,国内主流并网型风电机组偏航系统全部采用主动迎风系统,根据位于下风向的风向标采集的风向信号与机组机舱位置产生的偏航偏差进行主动对风控制。为了保证风电机组最大限度地吸收风能,提高风电机组的发电效率,机舱位置必须准确对风。然而,在风电机组运行维护过程中,由于风向标 N 位偏移、测量元件和线路问题等各种原因,偏航对风普遍存在偏航误差,严重影响风电机组功率曲线和发电量。本文以风电机组偏航误差对功率曲线的影响为研究对象,分析排查在风电场运维中偏航误差产生的根本原因,进而根据偏航误差根因提出合理的应对措施,有效降低了风电机组偏航误差,提升了
2、机组发电效益。偏航误差对功率曲线的影响风电机组偏航控制系统是一个典型的随动系统,偏航控制系统原理如图 1 所示。由位于机组下风向的风向传感器（风向标）检测出的当前风向,经采集元件采集后通过通信回路传递到控制器,控制器将当前风向与机舱位置进行比较得出偏航偏差。若偏航偏差超过须偏航的偏差设定值且满足相应的条件,控制器向控制元件发出左/右偏航命令,控制元件控制偏航回路接通电源,驱动机组偏航。在机组偏航过程中,控制器接收由偏航计数器检测到的机组机舱位置,并将其与当前风向再次进行比较。若机组机舱位置正对风向,主控器向控制元件发出停止偏航命令,机组偏航结束。在风电机组运行过程中,需要不断地检测风向,同时控
3、制器将根据处理结果,发出命令进行相应的偏航操作,使风电机组正确对风,时刻保持叶轮法线方向与风向一致,以获得更高的风能转化效率,得到最优的发电功率。风电机组的输出功率与风速、空气密度、风轮直径、风轮风能利用率系数有关,其关系用计算公式表示为：P=12SV3Cp （1）式中,P 为风电机组的输出功率,为空气密度,S 为叶轮扫风面积,V 为风速,CP为风轮风能利用率系数。通过上式可知,风电机组的输出功率与风速的立方成正比,故影响风电机组输出功率最重要的因素是风速。其中,公式（1）中的风速指的是风轮正对风向时的风速。若风电机组风轮存在偏航误差,流过风轮的风速是实际风速的 cos 倍,此时风电机组获得的
4、风能为风轮正对风向时所获得风能的 cos3 倍。故当偏航误差为 时,损失的功率某型双馈异步风电机组偏航误差分析及对策研究文|刘斌斌，刘清河，李玉亮，赵映泽图1 偏航系统控制原理控制器控制元件偏航驱动偏航计数采集元件风向风向标Technology|技术2023年第01期 89 图2 功率曲线异常机组台次图3#1机组功率曲线右移占比为：K=100(1cos3)%（2）由式（2）可知,风轮与来流风向的角度,即偏航误差在 10时,将带来将近 5%的功率损失。由此可见,风电机组偏航误差对风电机组功率曲线的影响较大,为保证风电机组发挥最大效能,风电机组叶轮法线方向须时刻与风向一致。偏航误差产生的原因分析及
5、应对措施某风电场所在区域为低中山区地貌,海拔高度在1500 1600m,装机容量 49.5MW,共安装 33 台联合动力 UP77-1500 变速恒频双馈异步发电机组。风电机组采用倍福主控系统、ABB 变流系统、LUST 变桨系统、机械式风向标。对该风电场 2021 年 12 月风电机组功率曲线特性异常情况进行排查,共发现功率曲线异常机组24 台次（图 2）。通过图 2 可以看出,功率曲线右移机组 17 台次,功率曲线降功率机组 3 台次,功率曲线离散程度大机组 2 台次,风速数据异常机组2台次。由于功率曲线右移机组占比最大,本文对该类机组进行分析。某机组功率曲线右移表现如图 3所示。技术|T
6、echnology90 风能 Wind Energy 通过图 3 可以看出,拟合功率曲线与该风电场平均曲线、标准功率曲线存在较大偏差,且明显右移。通过对风电机组风向夹角、风速、功率数据进行组合分析,拟合绘制不同风向夹角下的风速功率曲线。根据最优功率曲线对应的风向夹角为机组偏航误差,得到如表 1 所示的全场机组的偏航误差。由表可知,功率曲线右移机位偏航误差绝对值均大于 8,由此基本判定功率曲线右移是由于机组存在偏航误差导致。从人、机、料、法、环方面对机组偏航误差产生原因进行分析排查,总结归纳出该风电场偏航误差产生的原因主要是固定螺栓紧固不到位或松动引发风向标 N 位偏移、信号传输电缆磨损及松动引
7、发传输电缆线阻大、风向标轴承卡涩或雨雪天气结冰、采集元件零位漂移（表 2）。1.风向标 N 位偏移风是可以用矢量值来表示的。为了得到完整的风向信息,在风电机组机舱尾部安装风向标,通过其对风向的测量使风电机组正确对风,最大限度地吸收风能。通常,风电机组所使用的风向标标记有 N 位,风向标 N 位应朝向轮毂,正对机舱中轴线。若 N 位偏离机舱中轴线,将会产生偏航误差（图 4）,影响机组发电效率。在该风电场专项排查过程中,发现 5 台机组风向标 N位存在偏移情况（图 5）。经过检查,这 5 台机组风向标固表1 偏航误差统计结果（处理前）机位号偏航误差/是否曲线右移机组机位号偏航误差/是否曲线右移机组
8、#18.27是#18-1.17否#28.13是#19-1否#38.18是#20-8.6是#40.55否#211.55否#5-0.18否#22-9.24是#610是#23-9.2是#71.02否#240.61否#8-10是#25-8.82是#9-1否#26-2.11否#10-8.19是#27-1.51否#110.98否#28-8.99是#12-0.55否#29-8.66是#130.18否#308.9是#14-8.68是#31-8.98是#15-9.26是#32-2.11否#168.45是#332否#17-1.55否表2 偏航误差原因因素可能原因排查结论涉及机组人人员安装风向标时固定螺栓紧固不到位
9、，引发 N 位偏移要因#10、#22、#29人员安装风向标时风向标 N位未正对机头非要因人为修改偏航设定值过大非要因机风向标选型错误非要因风向标本体质量问题非要因料信号传输电缆线阻过大要因#1、#8、#14风向标轴承卡涩要因#20、#23、#25法风向采集元件零位漂移要因#2、#6、#16、#31程序运算错误非要因环机组振动大致使接线松动，引发传输电缆线阻过大要因#30机组振动大致使固定螺栓松动，引发 N 位偏移要因#3、#15雨雪天气结冰要因#28图4 N位示意机舱中轴线轮 毂0-N机 舱Technology|技术2023年第01期 91 图6 安装防松垫片图5 N位偏移定螺栓均已松动,其中
10、的 3 台机组为近期更换风向标机组,另外 2 台机组偏航时存在振动情况。判定风向标 N 位偏移的原因主要有两种：一是风电场人员在更换风向标后螺栓力矩没有紧固到位；二是由于风电机组振动等原因导致风向标固定螺栓松动。针对风电机组风向标 N 位偏移情况制定应对措施,一是规范风向标更换工艺流程,编制作业指导书,按标准力矩值进行紧固,涂上防松标识；二是在风向标的固定螺栓上加装防松垫片（图 6）,防止螺栓再次发生松动；三是做好定期巡视检查工作,对螺栓进行定期紧固。2.信号传输线路线阻大风向标的工作原理是当风向标尾标随风向变化转动时,通过轴带动码盘在光电组件缝隙中转动,产生的光电信号对应当时风向的格雷码输出
11、,从而在风向标的电位器活动端产生变化的电压信号输出。在控制器中采集的电压信号与风向成线性关系（图 7）。由图 7 可以看出,风向标输出 010V 直流电压,转换成风向角度值是0360,两者成线性比例关系。若线阻过大,会导致风向标输出的电压发生变化,最终由控制器换算出的风向就会发生偏差,进而产生偏航误差,使风电机组不能正确对风。风向标信号传输电缆通过机舱尾部支架,穿过机舱盖到达机舱柜内,在机舱柜内通过防雷模块到达采集卡件。该风电场的多台机组信号传输线路线阻过大的原因主要有两种：一是传输电缆在支架上绑固不牢导致电缆与气象架、机舱壁长期运动接触产生磨损；二是由于风电机组振动导致机舱柜内接线松动。针对
12、信号传输线路线阻大的情况制定应对措施：一是图7 电压与风向对应关系电压/V风向/防松垫片技术|Technology92 风能 Wind Energy 在巡视维护过程中对传输电缆进行检查,如有磨损及时做好防磨措施,对磨损严重的电缆进行更换；二是在支架及机舱内对传输电缆进行绑扎固定,避免电缆磨损；三是结合定期维护工作开展机舱柜内线缆紧固,防止传输电缆接线松动。3.风向标轴承卡涩或结冰由于风向标处在机舱外部,容易发生灰尘污染轴承、雨雪结冰等情况（图 8）,导致风向标卡涩、结冰而无法转动。在该风电场专项排查过程中发现,机组风向标转动不灵敏且有部分机组风向标存在结冰情况。拆解检查转动不灵敏风向标发现密封
13、圈损坏,风向标轴承灰尘污染严重；测量结冰风向标加热器阻值为无穷大（正常为 5 左右）。判定风向标卡涩或结冰的原因：一是由于风向标自机组投产至今已使用近 10 年,密封老化导致灰尘进入内部污染轴承引起卡涩；二是由于风电场地处坝上地区,在每年的 11 月至次年 4 月,天气寒冷,易发生雨雪降温天气,风向标内部加热器失效导致风向标结冰。针对风向标卡涩或结冰情况制定应对措施：一是在巡视维护过程中转动风向标尾标,检查有无卡涩情况,若发现风向标卡涩及时进行更换；二是在冬季来临之前开展风向标加热器专项检查,对加热器失效的风向标进行更换。4.采集元件零位漂移该风电场机型风向信息采集元件为倍福厂家卡件KL340
14、4,原理见图 9。其中,1、2 端口为采集通道一,5、图8 风向标结冰图9 采集元件原理6 端口为采集通道二,3、4 端口为采集通道三,7、8 端口为采集通道四。正常情况下采集元件 2、4、6、8 接口与大地相通,对地电压为 0V,但对该风电场进行检测时发现 2、4、6、8 端口对地存在电压（零位漂移）,断电后测量 2、4、6、8 端口对地电阻过大,这样会导致通道一、二、三、四检测到的电压值与风向标测量的实际电压值不一致。由于采集的电压信号与风向成线性关系,故控制器会产生测量误差。拆解卡件发现接地端发生氧化,分析其原因是由于采集元件自机组投产至今已使用近 10 年,接地端氧化致使 2、4、6、
15、8 零位端口对地电阻变大。针对采集元件零位漂移情况制定应对措施,在巡视维护过程中对风电机组风向采集元件进行测量,若发现采集元件 2、4、6、8 端口对地电阻过大,应及时予以更换。输入 112345678输入 3接地接地采集通道采集通道一三采集通道采集通道二四输入 2输入 4接地接地Technology|技术2023年第01期 93 图10 功率曲线异常处理效果对比偏航误差治理效果该风电场按照以上措施对功率曲线右移风电机组在 2022年 2 月进行了专项处理,3 月对该风电场专项处理后风电机组功率曲线特性异常情况进行排查,共发现功率曲线异常机组 5台次（图 10）。其中,功率曲线右移机组 1 台
16、次,功率曲线降功率机组 2 台次,功率曲线离散程度大机组 1 台次,风速数据异常机组 1 台次。由图 10 可以看出,该风电场经过专项处理后,功率曲线右移台次明显减少,且异常机组偏航误差显著降低（表 3）。由此可见,由于机组偏航不对风导致的功率曲线右移情况降低 90%以上,有效降低了机组偏航误差,提升了机组发电效益。结论由于风电机组存在偏航误差 时所获得的风能为正对风向时所获得风能的 cos3 倍,故风电机组不能正确对风将严重影响机组功率曲线,造成大量的电量损失。本文针对某风电场运维中影响偏航误差的因素进行分析排查,发现偏航误差产生的主要原因有风向标 N 位偏移、信号传输线路线阻大、风向标卡涩或结冰、采集元件零位漂移,进而根据偏航误差原因制定相应的应对措施,为风电场运维时消除机组偏航误差提供参考。（作者单位：河北龙源风力发电有限公司）表3 偏航误差统计结果（处理后）机位号偏航误差/是否曲线右移机组机位号偏航误差/是否曲线右移机组#10.22是#18-1.17否#2-0.12是#19-1否#3-0.31是#20-1.23是#40.55否#211.55否#5-0.18否#22-2.22是#
