提高風電機組效率、降低度電成本是業內人士的共同愿望，但過度強調機組效率，而忽視機組遠期故障幾率、部件損壞及長期度電成本，必然會顧此失彼，得到與初衷相反的效果。因業主對功率曲線的“嚴格”要求，國內不少本該出保的風電場，因功率曲線問題的分歧和爭議，遲遲未能出保，該付的款項沒有得到應有的支付。為了出保，廠家不得不在生成功率曲線的各個環節上作文章。為了在激烈的市場競爭中取勝，有的廠家對標準功率曲線甚至進行了大膽的修飾，良莠不齊的功率曲線論證公司也應運而生。因此，不少功率曲線的真實性及論證的合理性值得懷疑。

風能利用技術與提高機組效率

所謂功率曲線就是以風速(Vi)為橫坐標，以有功功率Pi為縱坐標的一系列規格化數據對(Vi，Pi)所描述的特性曲線。在標準空氣密度(ρ=1.225kg/m?)的條件下，風電機組的輸出功率與風速的關系曲線稱風電機組的標準功率曲線。

風能利用系數是指葉輪吸收的能量與整個葉輪平面上所流過風能的比值，用Cp表示，是衡量風電機組從風中吸收的能量的百分率。根據貝茲理論，風電機組最大風能利用系數為0.593，風能利用系數大小與葉尖速比和槳葉節距角有關系。

翼型升力和阻力的比值稱升阻比。只有當升阻比和尖速比都趨近于無窮大時，風能利用系數才能趨近于貝茲極限。實際風電機組的升阻比和尖速比都不會趨近于無窮大。實際風電機組的風能利用系數不可能超過相同升阻比和尖速比的理想風電機組的風能利用系數。采用理想的葉片結構，當升阻比低于100時，實際風電機組的風能利用系數不可能超過0.538。

水平軸風電機組的氣動設計主要是設計葉片幾何外形(包括葉片個數、弦長及扭角分布、截面翼型形狀等)，目的是獲得最佳風能利用系數和最大年發電量，同時降低葉片載荷。而這三個目的有時會發生矛盾。與理想風電機組不同，除升阻比只能為有限值外，實際風電機組還要考慮兩個現實問題：

1、考慮有限葉片數造成的功率損失。有限葉片數對風能利用系數影響的計算過程比較復雜，這里僅給出部分計算結果。對于理想葉片形狀，在升阻比為100時，尖速比只有在6-10的范圍內，有限葉片風電機組的風能利用系數才有可能微微超過0.500，如果升阻比下調到100以內的實用區，功率損失會更大。

2、理想葉片的形狀十分復雜，難以加工制造，實際風電機組的葉片必然采用簡化結構。另外在考慮葉片結構強度、振動、變形、離心剛化和氣動阻尼作用，以及考慮機組成本、年輸出功率等問題時都會對葉片形狀提出其他方面的要求，這又會進一步降低風能利用系數。

有限葉片數造成的功率損失是無法避免的，葉片的易加工性、成本、強度、振動等諸多導致風能利用系數降低的實際問題也是必須考慮的因素。綜合理論計算和對實際問題的分析，實際風電機組的風能利用系數難以超過0.500。

為了計算簡便，在實際Cp值折算時，常把機組發電功率視為葉輪所吸收的風能。由于以下幾方面的原因：機組轉速只能在運行風速內的部分風速段較準確地跟蹤葉尖最佳速比;變槳、偏航、部件冷卻等機組有自耗電;因風能資源的復雜多變，實際機組不可能準確對風;當葉輪吸收能量后，還必須通過機組諸多部件(如：齒輪箱、發電機、變頻器等)進行能量轉化，當經過這些部件時，必然有能量損失。因此，在不同風速下，由實際發電功率計算出來的Cp值會更低，有不少風速段的Cp值遠低于0.5。

國外有個別廠家為了提高實際機組效率，在葉片輪轂的流線形狀、部件性能等多環節進行深入的研究和大的投入，制造出了最高Cp值超過0.5的“神機”，但是，因其設計和制造難度增大，勢必使機組的生產成本增加，投資回報時間延長。

目前，國內市場競爭激烈，用戶不僅在機組招標時選擇功率曲線優秀的機型，而且，在機組投運后，不少業主還希望通過調整機組控制策略，提高機組效率和優化功率曲線。然而，如不顧當前的技術水平，忽視機組遠期維護成本和故障幾率，片面地強調機組效率，勢必使機組長期度電成本增加，最終，必然是得不償失。

就風電機組的控制算法而言，目前尚未有集所有優點于一體的控制算法。設計高性能的風電機組控制策略需針對具體風能環境，兼顧控制成本和控制目的，最大限度地量化控制指標，實現多目標優化設計。在優化功率曲線時，應兼顧部件及機組壽命、故障幾率以及機組自耗電等，例如：把低風速段不變槳且輪轂處于休眠狀態的控制方式修改為小風調槳的控制策略，從原理上講，這的確可使低風速段的葉輪Cp值增加，必然使輪轂部件的工作時間大大增加，機組自耗電增加，部件壽命縮短，故障幾率增加。所以，這種修改未必可取。

因此，在選擇機型時，應考慮機組的綜合性能。例如：機組使用方便，遠期維護和維修成本低，絕大部分故障可通過遠程進行檢查和診斷等;在優化功率曲線提高機組效率時，應綜合考慮各種因素，避免對機組部件壽命和長期維護成本造成不良影響，獲得更優的度電成本。

用風能系數判斷標準(理論)功能曲線的真實性

由上面分析可知，現場機組的風能利用系數一般不超過0.5，因此，通過標準(理論)功率曲線換算出的風能利用系數，可以較為簡便地核實標準(理論)功率曲線的真實性。

表1、表2分別示出了某國產和國外品牌1.5MW和2.0MW機組的標準功率曲線數據以及根據發電功率折算出的風能利用系數。國產機組在1.8m/s和2m/s的風能利用系數均超過0.8，4m/s-6m/s風能利用系數超過0.6。如是理論功率曲線，則已超過了貝茲極限，其真實性值得懷疑;如為實測，應是測量偏差或其他原因造成。而國外機組在不同風速下由功率曲線換算出的風能利用系數，則較符合風電機組的運行規律與控制特性。

表1、1.5MW機組功率曲線數據以及根據發電功率折算的風能利用系數

表2、2.0MW機組功率曲線數據以及根據發電功率折算的風能利用系數

注：表1、表2中，計算風能利用系數時，機組的發電功率視為了葉輪所吸收的電功率，因此，得到的Cp值比葉輪風能利用系數值低。

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驗證實測功率曲線、標準(理論)功率曲線和機組現場運行形成功率曲線

機組驗證實測功率曲線、標準(理論)功率曲線和現場運行形成的功率曲線，雖然都是反映風速與機組發電功率的關系曲線，由于三者的形成條件和用途的不同，三者又有矛盾的一面。

驗證機組性能的實測功率曲線與理論功率曲線主要是用于反映機組性能，其生成條件是盡力消除，少考慮或不考慮功率曲線的各種影響因素。

驗證實測功率曲線，在國際上普遍采用IEC61400-12標準，其采樣周期為10min。在實測時，對現場環境條件及測試設備有著嚴格的要求，而現場運行機組一般難以達到。在進行功率特性測試時，還應收集足夠數量且覆蓋一定風速范圍和大氣條件變化的數據。其費用高，時間長，會因湍流強度及其他各種影響因素造成偏差。實測功率曲線的值不是唯一的，因為，它與機組的現場運行功率曲線一樣都是通過散點分布圖繪制而成。機組的實測功率曲線很離散，且范圍較寬，還會因測量者、測試公司的不同而不同。因此，利用實測的機組發電功率與風速計算的風能利用系數，不僅可能超過0.5，而且，超過貝茲極限也是可能的。正因如此，一般不采用實測功率曲線值作為標書上的標準功率曲線。在設計評估或設計認證時，國內大部分整機制造商所提供的擔保功率曲線是通過仿真計算出來的理論功率曲線。

在風電場，機組運行生成的功率曲線主要用于機組維修和功率調整，要能反映出機組的自身性能、故障狀況、環境和氣候條件等?，F場需要通過考察機組運行形成的功率曲線來判斷機組的葉片、風速儀、風向標、功率控制參數等是否存在問題。例如，對于剛調試完的風電機組，需要通過對每臺機組實際運行形成功率曲線的考察來進行功率調整，以在短時間內(經歷一兩次大風)就能把整個風電場機組的實際發電功率準確調整到“額定功率”，機組既不能報“功率過高”停機，也不能有功率過低的情況發生。在風電場機組調試的初期，風電場通訊還沒有建立，為了短時間內把機組調試到最佳狀態，這不僅需要形成較為完整的功率曲線，而且，功率曲線數據還應生成、儲存在控制器中，以便通過專門的調試軟件讀取數據、生成功率曲線。因此，采樣周期不能太長，一般應設為30s或1s。對機組調試和檢查缺陷而言，如把采樣周期設置為10min，則很難具有實用價值。在這方面，某些國際知名廠家的設計理念和方法值得借鑒，如Mita控制器WP3100。

在生成功率曲線數據時，不少國產控制器的程序設計，考慮最多的是機組出保，一般采用10min采樣周期，對調試和判斷機組缺陷少有考慮，或沒有考慮。在控制器編程時，嚴格遵循IEC61400-12標準，而現場條件及機組傳感器等均不符合IEC61400-12標準要求，因此，生成的功率曲線難以良好地反映機組性能。加之，近年來，不少風電場限電問題嚴重，把采樣周期設定為10min，在通常情況下，在一年，甚至幾年都難以形成正常、完整的功率曲線，這給現場的機組調試和維修帶來了極大的不便。

機組在現場運行生成的功率曲線受到外界多種因素的影響，利用它來判斷機組性能應有諸多的前提和限制條件。也正因為如此，為了較為準確地考查和驗證機組的功率特性，IEC61400-12-1和IEC61400-12-2標準對此作了詳盡地規定。因現場運行機組達不到這些規定和條件，生成的功率曲線與合同(標準)功率曲線不一致，本屬于正?，F象?；蛘哒f，功率曲線不與合同要求完全一致符合現場機組運行的基本規律。

然而由于各種原因，不少業主對功率曲線有著“嚴格”的要求。為了達標，廠家只有采取多種修正方式。如果一個風電場(如：33臺機組)同一機型的每一臺機組，不需要嚴格的限制條件就能在每個時段、每個風速段上生成的功率曲線都符合合同約定，在合同要求之上，那么，其功率曲線可能是采取多種措施或手段進行了修正。而這種“修正”往往既不利于良好地反映機組性能，又不利于機組維修和調整。有的甚至因對功率曲線的過度調整而危及部件壽命，增加故障幾率等。由某國外機組的功率曲線數據可知(見表1、表2)，提高機組的額定功率可以降低其滿負荷風速。如為了降低功率曲線上的滿負荷風速，減小湍流強度對功率曲線的不利影響，不顧及設備安全，過度地調高機組額定功率，勢必增加變頻器、發電機等部件的故障幾率。

正如其他物件的度量一樣。在度量時，首先應核實度量工具是否合格;其次還需排除各種影響因素，而不是簡單地考察測量數值是否滿足要求。因此，在考察風電機組的實際運行功率曲線時，首先需保證功率曲線的生成程序、生成方式，相關傳感器及參數設置的正確，同時，還需排除各種內部和外界的干擾因素。

要讓機組運行得到的功率曲線作為判斷機組性能的重要參考依據，在考察期內應注意以下幾方面的問題：機組狀態及運行條件正常(如：沒有限功率，風速儀的傳遞函數準確、可靠，測量時間及其連續性符合相關標準，機組控制器、功率檢測元件、風向標、風速儀、葉片零位和控制參數等正常);功率曲線的采樣周期、數據采樣、數據篩選、生成方式等科學、合理，并與現場機組的運行條件相適應，而不是一味地、教條地執行IEC61400-12標準;采取多種有效措施排除風況、地形等因素的干擾(如：把不同機位、不同風電場的同一廠家同種機型批量機組的功率曲線進行分析和比較);在考察期內沒有修改機組的功率控制程序及功率參數等。如把實測功率曲線、標準(理論)功率曲線和機組運行生成功率曲線的形成條件和用途彼此混淆，勢必造成思維混亂，失去了功率曲線所應有的作用，同時，也會因此產生不必要的糾紛和矛盾。

總結

我們應當理性對待風電機組的功率特性考核與效率問題，采用合理措施生成功率曲線和判斷機組性能，減少不必要的糾紛和爭論，把主要精力集中于提高機組整體性能，降低機組的長期度電成本上。

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