功率曲线（共4篇）
功率曲线 篇1
近年来, 由于油田稳产形势要求, 大庆长垣中部一些抽油机井的单井产液量越来越高, 因而下入的抽油泵的直径也越来越大, 抽油机选用的机型也随之改变。
首先是抽油机冲程变化与其得出的经验公式有很大差距。20世纪60年代, 抽油机的冲程多数在3 m以下, 而现在应用的抽油机冲程在4.2 m以上的井占了抽油机井总数的70%左右。
其次是游梁式抽油机的结构与当初相比有了较大变化。如20世纪90年代中期, 油田选用的抽油机至少是异相型抽油机, 随后又有大量的双驴头抽油机得到了应用。
1 利用功率曲线计算扭矩曲线的方法
抽油机扭矩曲线的应用主要有三个方面的内容: (1) 检查是否超扭矩及判断是否发生背击现象; (2) 判断及计算平衡; (3) 用于功率分析。
减速箱输出的瞬时功率等于瞬时扭矩与曲柄角速度之积[1], 即
对该公式进行变换, 则可以得到
但是, 实际矿场上我们只能利用现场测试手段得到的是电动机的输入功率曲线, 而不是减速箱输出轴功率曲线, 目前想要直接测得减速箱输出轴功率曲线几乎是不可能的。那么只能利用电动机输入功率曲线得到减速箱输出轴的功率曲线。
2 计算实例
如某井, 该井冲速为6.72 min-1, 由此计算该井曲柄旋转角速度为0.703
将该数据代入测得的功率曲线数据, 并制图得出功率曲线和减速箱输出轴扭矩曲线, 见图1。
3 分析
3.1 电动机—减速箱输出轴的传动效率组成
从电动机到减速箱输出轴, 主要有以下几个传动节点: (1) 电动机到电动机输出轴, 它的传动效率是指电机的工作效率; (2) 从电动机输出轴到减速箱输入轴, 它的传动效率主要是指皮带的传动效率; (3) 从减速箱输入轴到减速箱输出轴, 它的传动效率主要是减速箱的传动效率。
3.2 各节点传动效率分析
3.2.1 电动机的工作效率
目前, 油田常用的抽油机电动机是Y系列鼠笼式电动机, 根据相关文献介绍[2], 目前油田常用的电动机 (8极电动机, 功率22～75 k W) 额定工作效率为90%～92%。
一般电动机在输出功率为 (60%～100%) 额定功率条件下工作时, 其效率接近于额定效率, 约90%左右, 即电动机损耗约占10%。
对于电动机而言, 在接近额定负荷时, 其最大效率通常达到91%。
3.2.2 皮带的传动效率
皮带传动的特点:由于皮带具有良好的弹性, 因此能缓和冲击, 吸收振动, 尤其是三角胶带, 无接头, 工作平稳、噪音小, 但工作中有弹性滑动, 因此瞬时传动比不精确;过载时, 皮带在轮面上打滑, 可防止其他零件损坏, 起保护作用, 但传动效率较低, 三角带传动效率一般情况下为0.9～0.92;适用两轴中心距较大的场合;结构简单, 维护方便, 但外形尺寸大, 不紧凑。
皮带传动过程中, 当小于极限负荷时传动效率都很高, 只有超过极限负荷时, 传动效率开始下降。通常情况下皮带传动的效率为92%。
3.2.3 减速箱传动效率
减速箱传动由齿轮传动和轴承传动组成。
齿轮传动具有工作可靠、传动比精确、传动效率高 (0.92～0.99) 、结构紧凑、适用功率和速度范围广等优点。通常情况下, 齿轮传动效率可达到96%以上。
轴的主要功用是支承转动零件和传递动力, 对于减速箱中的轴而言, 它既承受弯矩, 又承受转矩, 通常情况下每组轴承的传动效率99%以上。对于抽油机减速箱而言, 三组轴承的传动效率为97.03%。
通过上述分析, 从电动机到减速箱输出轴总体的最大传动效率为0.78。
3.3 误差分析
3.3.1 电动机部分
抽油机电动机的负荷变化十分剧烈且频繁。在抽油机的每一冲程中, 电动机的输出功率都将出现两次瞬时功率极大值和两次瞬时功率极小值。其瞬时功率极大值可能超过额定功率, 而极小值一般为负功率, 即电动机不仅不输出功率, 反而由抽油机拖动而发电。因此电动机的输出功率的变化远远超出了 (60%～100%) 额定功率的范围, 特别是当抽油机平衡不良时, 其电动机甚至可能在 (-20%～180%) 额定功率的范围内变化, 这时电动机的效率降低, 损耗增大。
对于平衡良好的抽油机, 当抽油机悬点负荷最大时, 电动机消耗功率也会最大, 其最大功率基本在电动机的额定状态附近。通过部分电动机效率的试验数据分析, 当其在接近额定负荷时, 工作效率最高。
这个过程发生在上冲程, 当电动机出现这一峰值后, 其余时间的工作效率都比较低, 通常在75%～91%之间。
3.3.2 皮带传动部分
当皮带安装符合安装要求的条件下, 皮带传动效率的变化并不大, 即:当小于极限负荷时传动效率都很高, 只有超过极限负荷时, 传动效率开始下降。对于抽油机井而言, 这一时刻主要出现在抽油机启动过程和极不平衡的过程, 对于大多数的抽油机井而言, 它的传动效率通常可以保证在较高的水平, 因此, 皮带传动效率92%是比较符合实际的, 对整个系统效率的影响并不大。
3.3.3 减速箱传动部分
由于这一部分的传动只要保证较好的润滑, 其传动效率基本可以保持一个比较恒定的水平, 因而这一部分对其影响并不大。
通过上述分析, 传动效率变化最大的是电机部位, 因而解决这一部位传动效率的计算是最为关键的。
4 认识
(1) 利用功率曲线计算抽油机减速箱输出轴扭矩, 对最大扭矩计算产生的误差不大, 对电动机功率较低点的计算值偏高。
(2) 如需取得更加准确的计算结果, 需对电动机进行模型试验或以已取得的模型试验数据为基础进行计算。
(3) 应用该方法, 可利用测试数据中的峰值功率计算抽油机减速箱输出轴最大扭矩, 以检验抽油机井是否超扭矩。
参考文献
[1]张琪, 采油工程原理与设计[M].北京:中国石油大学出版社, 2000.
[2]邵海忠.最新实用电工手册[M].北京:化学工业出版社, 2000.
风力发电机组功率曲线分析研究 篇2
关键词：风电机组,功率曲线,空气密度,风速,双PWM变频
0 引言
风能是一种清洁的可再生能源。作为风能利用的主要形式,风力发电是目前技术最成熟、最具规模化开发条件和商业化发展前景的可再生能源发电方式之一。由于风力发电机组的功率曲线是衡量风电机组经济技术水平的最佳标尺,所以对风电机组功率曲线的分析研究十分重要,它与风电场的经济效益密切相关。
风电机组把风能转换为电能,中间经历三个环节。第一环节是风吹动风轮旋转,即把风能转换为机械能;第二环节是齿轮箱的变速,即把风轮转矩通过齿轮箱传递给发电机;第三环节就是发电机,在这里把机械能转换为电能。因此,这三个环节是影响风电机组发电功率的主要因素。
1 风轮吸收风能分析
风轮所吸收的风能,与风轮的扫掠面积、风轮迎风面积、空气密度、风速有关。
风和风能:发电量和风速的三次方成正比关系,所以风速的大小,对风力发电有很大影响。
力矩系数:使风力发电机组旋转的转矩(旋转力),称为力矩Q(N·m),CQ称为力矩系数:
式中,R(m)是风轮半径。力矩是衡量在由风所产生的旋转力中,风力发电机组到底能从中获得多少可以作为力矩来利用的性能评价指标。
推力系数:风向后推风力发电机组的力称为推力T(N),CT称为推力系数:
推力系数是衡量由风所产生的力中,有多少是作为将发电机组向后推的推力来作用的性能评价指标。
叶尖速度比(尖速比):叶片尖端的速度(圆周速度)VR(m/s)与风速V(m/s)的比λ称为叶尖速度比,简称尖速比。
风力发电机组的种类不同,尖速比也有很大的不同。螺旋桨型的升力型风力发电机组的尖速比一般在3～10之间,而对阻力型的风力发电机组而言,一般是λ≤1。如果将本数用转数表达:
从中可以看出,当风力发电机组具有相同尖速比时,小型风力发电机组(半径小)比大型风力发电机组(半径大)的转数要高。
实度:风力发电机组叶片的投影面积所占风轮面积的比例称为实度σ,如式(5)所示:
式中,B为叶片个数;S(m2)为叶片对风投影面积。一般来说,实度小的风力发电机组的尖速比高,而实度大的风力发电机组尖速比低。这是因为当实度增大时,风轮对风通过的阻碍会随之增大的缘故。实度与风力发电机组效率之间的关系与流过风力发电机组的风速变动密切相关。实度增大,风力发电机组阻力增大,流入风力发电机组内部的风速就会减弱。由于这种阻力的存在,气流就会趋向于绕着风力发电机组旋转面外侧绕流而过,而不是从风力发电机组内部穿过。实度对风力发电机组影响体现在吹到叶片上的风速的变化上。吹到叶片上的风是由自然风与旋转产生的角速度合成而来的。由于吹向风力发电机组内部的风速降低,使得流向叶片的气流迎角变小,导致气流脱离了叶片能够产生高旋转力矩的迎角范围,风力发电机组效率降低。影响风力发电机组效率的要素除了实度外,尖速比是与实度同等重要的另一要素。要获得最佳风力发电机组效率,就必须同时考虑好实度与尖速比。
最大功率系数:风力发电机组最大功率系数0.593称为贝茨极限。这说明,即使是理想的风力发电机组,从风中所获得的能量的最高效率也不超过60%。
空气密度:空气密度是指单位体积空气所具有的质量,其定义式为:
p=M/V(kg/m3) (6)
式中,M为空气的质量(kg);V为空气的体积(m3)。
通风工程中通常由气态方程求得干、湿空气密度的计算式。由气态方程,干空气密度:
p=p0×P×T0/(P0×T)(kg/m3) (7)
式中,p为任意状态下干空气密度(kg/m3); p0为标准状态下干空气密度(kg/m3);p、p0为分别为任意状态及标准状态下空气的压力(kPa); T、T0为分别为任意状态及标准状态下空气的热力学温度(K)。
标准状态下,T0=273K,P0=101.3kPa时,干空气的密度p0=1.293kg/m3。将这些数值代入式(7),即可得干空气密度计算式为:
p=3.48×10-3P/T (8)
湿空气是干空气与水蒸汽的混合物,也就是说干空气中含有水蒸气。其含水蒸气的量由“绝对湿度”或“相对湿度”两个指标衡量。
查“干空气性质表”和“饱和水蒸气表性表”可知,相同温度、压力下,干空气密度大于饱和水蒸气密度。在大自然中,蒸汽是向上流动的;雨后的湿空气会马上蒸干;云层都集中在高空。都证明了干空气密度大于水蒸气密度。大气层是一个无限大的开放系统,即恒压系统。那么,湿空气密度一定介于干空气密度与饱和水蒸气密度之间。
对于湿空气,可理解为压力为Pd的干空气和压力为Ps的水蒸汽共存,压力为P的湿空气就由压力为Pd的干空气和压力为Ps的水蒸汽组成。根据道尔顿分压定律,湿空气压力P等于干空气分压Pd与水蒸汽分压Ps之和。
即:p=Pd+Ps (9)
根据相对湿度计算式,水蒸汽分压计算式Ps=ψ×Pb,和气态方程及道尔顿的分压定律,即可推导出湿空气密度计算式为:
pw=3.48×10-3P/[T(1-0.378×Pb/P)] (10)
式中,pw是湿空气密度(kg/m3);ψ是空气相对湿度(%);Pb是饱和水蒸汽压力(kPa 查表确定)。
内蒙古赤峰市某风电场地区大气压强约为83000Pa,在夏季以温度为30℃,相对湿度50%计算空气密度约为0.952kg/m3;同理,在冬季以温度为-20℃,相对湿度8%计算空气密度约为1.141kg/m3。由上分析可知,冬季空气密度比夏季空气密度大,下面从该风电场三期风电机组中随机选出三台风电机组(对三台风电机组的时间节点选择,剔除了限负荷时间段)做功率曲线图。
从图1-3可以看到这样的一个规律:在相同风速下,一月份功率最大,十月次之,八九月份比十月低,六月份最小。而这就很好地证明了空气密度对风机功率的影响。
风速模型可分为三类:即渐变风,随机风和阵风。对于这三种风速模型,用渐变风模型来模拟风机受力及风机设计是最好的选择,而随机风和阵风要求风机的变频部分有很快的反应时间,例如可能风速瞬时达到12m/s,然后又降为10m/s,在这一风速变化的过程中,风电机组功率不会有太大的变化,因此在12m/s这个风速下得到的功率可能就小于理论值,这也可能是图1-3中功率曲线在段不平滑甚至有尖峰的原因。
2 转矩从风轮到发电机传递部分的分析
转矩从风轮传递到发电机,这中间经历了主轴,齿轮变速箱及连接轴。转矩在传递过程中,理论上是有损耗的,不可能100%的传递,因此对这些机械的保养应该可以提高风电机组的发电功率。随机选取三台风电机组,选择其半年维护前、后5天(选取5天时间是为了尽量减小空气密度对实验对比的影响)时间段做功率曲线对比,如下所示。
从图4-6可以看到,半年维护前后,风电机组功率曲线基本上没有太大的变化。即在半年维护中,对桨叶,主轴,发电机的打油脂对发电机功率的提高效果不是太明显,而这也恰恰反映了转矩在从风轮到发电机的传递过程中,损耗很小。因此在该风场的风电机组,转矩传递环节设计得非常好,对风电机组功率影响不是太大。
3 发电机系统
该风电场额定功率为850kw的风电机组采用的是双馈异步发电机,是变速恒频发电机。由于发电机的工作速度范围为1000rpm～2000rpm,所以在定子侧感应电压的频率不恒为50Hz,不满足电网要求。双馈发电机通过变频器调整转子中励磁电流的频率来控制定子电压的频率恒为50Hz;通过调整转子中励磁电流的大小和相位,来控制定子电压恒为690V,从而达到风电机组并网要求。这是发电机的工作原理。所谓双馈是指功率可以通过变频器双向流动。
当转速小于同步转速1500rpm时,定子旋转磁场达不到同步转速,需要通过转子补充,所以能量是由变频器流向转子;当转速大于同步转速1500rpm时,定子旋转磁场大于同步转速,需要通过转子抵消部分磁场,所以能量是由转子流向变频器。
根据感应电机定、转子绕组电流产生的旋转磁场相对静止的原理,可知双馈异步风力发电机转速与定、转子绕组电流频率的关系如下:
式中,f1、f2、n和p分别为定子电流频率、转子电流频率、发电机的转速和极对数。由式(11)可知,当转速n发生变化时,若调节f2相应变化,可使f1保持恒定不变,即与电网频率保持一致。当风力发电机处于亚同步(亚同步即发电机转速低于1500转时)运行时,式(11)取正号;当风力发电机处于超同步(超同步即发电机转速大于1500转时)运行时,式(11)取负号;同步运行时,f2=0,变流器向转子提供直流励磁电流。
变频器采用的是交—直—交变频,运用了双PWM变频技术,有两个变频器:转子侧变频器,网侧变频器。当发电机处于亚同步状态时,转子侧补偿定子侧电压频率,根据电机转速的变化,要实时调整转子侧变频器输出电流的幅值及频率;调整其输出电流的相位,可以控制定子侧的功率角,从而控制发电机的有功功率和无功功率。而此时网侧变频器需从电网获得能量,只是把电压恒定,频率恒定的网侧电压整流为直流的800V电压,与转子侧变频器相比,是个静态的控制过程。当发电机处于同步状态时,VCS变频系统关闭。当发电机处于超同步状态时,发电机的转子侧也向外输出功率。此时转子侧变频器将频率、幅值变化的交流电压整流为800V的直流电,网侧变频器把这直流电逆变为480V的频率50Hz的交流电。
因此,变速恒频风力发电机变频器的核心是转子侧变频器。在发电机这一模块,影响功率的另一因素是电机定子侧绕组的星型接法和角型接法。相同的风速下,星型接法比角型接法的发电功率要小得多,这主要是在星型接法中,在没有中间接地线的情况下,定子侧三相绕组的三次谐波电流分别为:
由式(12)可知,iA=iB=iC,三相绕组的三次谐波电流未抵消,只能以绕组损耗的形式浪费掉。因此非常有必要研究风机在什么状况下选择星型接法,在什么情况下选择角型接法。
综上,对于发电机最好的研究方法就是建立数学模型,对VCS部分进行模拟设计,从而找到提高发电功率的有效途径。
4 结束语
通过对风电机组功率曲线的分析可知:其重点在于发电机变频的控制。因此,对风电机组的切入风速应该根据实际情况变换,尽可能避免因切入风速对发电机功率的影响(因为在低风速下,发电机虽然转动,但是所发的电还不够发电机变频部分和其他部分的损耗,所发的电是负功率)。发电机变频控制的研究,是一个庞大、繁琐并要求精确计算的工作,需要后续更深入的研究。
参考文献
[1]李晶,宋家骅,王伟胜.大型变速恒频风力发电机组建模与仿真[J].中国电机工程学报,2004,24(6):100-105.
[2]雷亚洲.与风电并网相关的研究课题[J].电力系统自动化,2003,27(8):84-89.
[3]牛山泉.新能源技术-风能技术[M].北京:科学出版社,2009.
[4]李辉,杨顺昌,廖勇.并网双馈发电机电网电压定向励磁控制的研究[J].中国电机工程学报,2003,23(8):159-162.
[5]刘其辉,贺益康,赵仁德.变速恒频风力发电最大风能追踪控制[J].电力系统自动化,2003,27(20):62-67.
[6]张秋生.风力发电机组功率曲线考核初探[J].风力发电,2004(3):27-29.
功率曲线 篇3
关键词：功率曲线测试,激光雷达测风仪,场地评估
风力发电机组在设计、试验、运行的过程中, 机组的功率曲线是一个非常重要的指标[1,2]。风力发电机组在交付使用时, 其生产厂商会提供机组在标准空气密度 (1.225 kg/m3) 下的功率曲线。但在实际的风电机组运行过程中, 实际功率曲线和标准功率曲线会存在一定的差异。若实际功率曲线高于标准功率曲线, 机组长期处于过负荷状态, 会影响其寿命;若实际功率曲线低于标准功率曲线, 将会导致机组发电量下降, 影响风电场运营商的效益。风电机组的功率特性测试可以反映出机组多方面的特性, 并对其设计、制造的改进与优化起到指导作用[3]。
基于以上原因, 风电机组功率特性测试[4,5,6]成为风电机组型式认证中必不可少的环节。IEC委员会于2005年12月颁布了IEC 61400-12-1:风电机组功率特性测试 (Power performance measurements of electricity producing wind turbines) 。
1 IEC规定的功率特性测试方法
按照IEC标准的规定, 测试得出的功率曲线[4,5,6]是机组的标准功率曲线, 也是机组的动态功率曲线。在整个测试过程中, 需要对机组的运行状态和其周围气象情况进行长时间的数据采集。在合理的风向扇区内, 记录的数据包括连续10 min平均风速、风向、平均功率以及轮毂高度处的气压、气温 (特殊情况需采集湿度数据对空气密度进行修正) 。最后利用区间分析的方法绘制出功率曲线[7]。
在标准中规定, 进行风电机组功率特性曲线的测试必须立测风塔, 并设置风杯式风速计、气压传感器、温度传感器、湿度传感器等设备。气温、气压、湿度等数据主要用于空气密度的修正。在测风塔安装时, 要特别注意安装的位置。同时测风塔所处位置与风力发电机组的距离应该为待测风力发电机组风轮直径的2～4倍, 而且测风塔必须在所选择的测量扇区内。测风塔最优位置在风电机组主风向上相距2.5倍的风轮直径处。
以IEC标准严格规定的测风装置以及各气象装置的安装与记录方法测得的功率曲线, 无疑是最精确的。然而测风塔安装时间长, 维护不便, 必然会导致测试周期长的缺点始终存在。本文提出一种使用激光雷达测风仪取代测风塔来进行功率特性曲线测试的方法[8]。
2 激光雷达测风仪用于复杂地形中风电机组的功率特性测试研究
在此次风电机组功率特性曲线测试中, 被测风电机组主要参数如表1。
测试场区位于内蒙古赤峰市翁牛特旗。属温带大陆性季风气候。四季分明, 主风向为西北风。年平均气温5.8℃, 无霜期90～140天。降水最多年为564.3 mm, 最少仅有269.4 mm。全旗8级以上大风日数每年在40天左右。测试场区70 m高度年均风速为7.7 m/s。测试时间为2012年2月～2012年10月。
经计算, 地形符合IEC标准所规定的要求。地形如图1所示, 待测风机为椭圆标注的WT20号风机。待测风机周围在运行的风机情况如表2所示。
现将此次测试测风设备安装过程描述如下:
测试期间风电场主风向为西北345°, 激光雷达测风仪放置于WT20西北345°, 距离风电机组2D (186 m) 距离处[9,10,11], 激光雷达测风仪由英国ZEPHIR公司生产, 型号为4.3 350.10.0, 风速测量精度为0.2%, 风向测量精度为0.5°。测风塔竖于同方向距离风电机组2.5D (232.5 m) 距离处, 其风速测量精度为0.2%, 风向测量精度为0.5°, 气温传感器精度为0.5℃, 气压传感器精度为0.02 mbnr。
根据以上数据依据IEC规定的扇区计算方法, 利用激光雷达测风仪的地理位置计算得到测试扇区为308.9°～28.9°。利用测风塔的地理位置计算得到测试扇区为324.6°～32.2°。为了使最终的测试结果具有可对比性, 最终的测量数据选择扇区为308.9°～28.9°。
3 测试结果
3.1 利用激光雷达测风仪测试功率曲线结果表
3.2 利用测风塔测试功率曲线结果表
4 分析
4.1 风速测试结果对比分析
将此次测试中风速V1、V2均折算到标准空气密度下, 折算公式如下。
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其中ρ是标准空气密度。
在同一时间内使用测风塔测得风速数据 (V1) 和使用激光雷达测风仪测得风速数据 (V2) 作对比如图2, 风速V1、V2均已折算到标准空气密度下。
将V1、V2做线性拟合, 其线性拟合相关式为:V1=0.992V2+0.01。
4.2 功率曲线测试结果分析
将使用激光雷达测风仪测得功率曲线与使用测风塔测得测试功率曲线作比较, 如图3, 可以看出这两条曲线基本重合。
使用分段插值的方法计算出风速为整数时使用激光雷达测风仪测得功率P1与使用测风塔测得功率P2, 将风速4～13 m/s区间段功率数据对比如表5。
由表5可见两种功率特性曲线测试方法测得同一风速对应功率相差很小, 功率的线性拟合计算式为:P1=0.995P2+0.01。
由上分析可知, 使用激光雷达测风仪进行风电机组的功率特性测试是可行的[12,13,14]。
5 结论
随着我国风电的快速发展, 我国风电机组的型号和种类越来越多, 国内的风电场运营商对风电机组功率特性测试的需求也越来越迫切。但是传统的机组功率曲线测试方法受地形, 测风设备等条件限制较多, 因此如何规范的、低成本的, 准确的测试复杂地形下风机的性能是急需解决的问题。
功率曲线 篇4
风力发电机的机型很多, 目前在中国市场上的风力发电机主要有两种, 一种是定桨距风力发电机;一种是变桨距风力发电机。
定桨距风电机组的叶片与轮毂连接是固定的, 叶片的迎风角度不能改变。变桨距风电机组在叶片根部安装了变桨轴承, 叶片可以沿自身的轴心线旋转, 其迎风角可在一定范围内变化。与定桨距风电机组相比, 变桨距风电机组可在风速低于额定风速时, 通过调节发电机转子转速, 尽可能大地捕获风能;在风速高于额定风速时通过可自身转动的叶片充分捕获风能。这两种风电机组的结构除上述不同外还有其他一些不同点, 在此不一一叙述。
风电机组在某一地区的功率曲线怎样?发电能力如何?是电力企业和机组生产厂家共同关心的重要问题。为了解这方面的情况, 笔者最近赴某沿海地区满足IEC3条件的三类风场进行了调查, 在某风电厂搜集了几十台风电机组的有关数据, 重点对定桨距与变桨距两种风电机组的功率曲线和发电量进行了分析比较, 现将有关情况和数据报告如下。
2定桨距风电机组与变桨距风电机组理论功率曲线比较
定桨距风电机组, 一般在低风速段的风能利用系数高, 当风速接近额定点, 其风能利用系数开始下降。该风电机组的理论功率曲线见图1。
变桨距风电机组由于叶片迎风角可以控制, 即使风速超过额定点, 其功率仍然保持稳定, 并不随着风速的进一步加快而继续升高。该风电机组的理论功率曲线见图2。
3定桨距风电机组与变桨距风电机组实际功率曲线比较
将某风电厂多台1.0MW定桨距及1.5MW双馈异变变桨距风电机组的功率曲线图进行比较, 其中较为典型的功率曲线如图3、图4。图3为1MW定浆距风电机组的实际功率曲线, 其中G1曲线是该机组中低功率发电机在低风速时工作的功率曲线;G2曲线是该机组中高功率发电机在高风速时工作的功率曲线。
从图3、图4可以看出, 定桨距风电机组在低风速段的风能利用系数较高, 当接近风速额定点切换到高功率发电机工作后, 超过额定风速段的风能利用系数开始下降, 因为这时随着风速的升高, 功率上升已趋缓, 过了风速额定点后, 叶片已开始失速, 风速升高, 功率反而有所下降。而对于变桨距风电机组, 由于叶片桨距可以调节, 即使风速超过额定点, 其功率仍然较高, 功率曲线在风速额定点后也相对平稳。这就保证了较高的发电量产出, 减少了风电机组因风速的变化而造成对电网的不良影响。另外, 从图3、图4还可以看出, 变桨距风电机组与定桨距风电机组在相同的额定功率点, 变桨距风电机组额定风速比定桨距风电机组的额定风速要低。
4 定桨距风电机组与变桨距风电机组实际发电量比较
某风电厂1.0MW定桨距风电机组和1.5MW双馈异变变桨距风电机组2009年下半年的发电量等数据如下。
从表中各项数据看, 定桨距风电机组额定功率为1MW, 双馈异变变桨距风电机组额定功率为1.5MW, 其比值为1:1.5。定桨距风电机组故障停机时间较短, 实际发电时间较长, 半年发电总量为893323.6KW.h, 1.5MW双馈异变变桨距风电机组故障停机时间较长, 实际发电时间较短, 半年发电总量为1677789.40 KW.h, 其比值为1:1.88。考虑1MW定桨距风电机组无功损耗较少, 1.5MW双馈异变变桨距风电机组无功损耗较多, 将两者的半年发电总量风别减去自身的损耗, 其比值为1:1.87, 1.5MW双馈异变变桨距风电机组的比值仍然较大。考虑1.5MW双馈异变变桨距风电机组的额定功率比1.0MW定桨距风电机组的额定功率大, 为便于比较, 将两种风电机组的半年发电量风别除以其额定功率比值, 1.5MW双馈异变变桨距风电机组的发电量比值仍然高出25%以上。
5 结语
在某地对定桨距与变桨距两种风电机组从功率曲线和实际发电量等方面进行比较, 变桨距风电机组风能利用系数高, 可充分捕获风能;发电性能好, 其半年发电量要比定桨距风电机组高出许多。因此, 变桨距风电机组具有较大的优势, 势必成为风电市场的主流机型。
参考文献