1.引 言
风电场开发过程中，在设备招投标阶段，风电机组选型是其中最重要的工作之一。为了保证风电场运营期的收益，机组选型时除了关注必须考虑的机组安全性和可靠性以外，机组发电性能好坏就成为另一个关注的焦点。通常在机组选型时希望根据机组功率曲线和拟建风电场的实际环境条件对风电场机组发电量进行足够准确的估算，这样不仅有利于进行准确的投资收益分析，同时也有利于更客观、公正、科学地开展机组选型，遴选出最适合于拟建项目的风电机组。
目前，国内用于招投标阶段机组发电量估算的功率曲线并不统一，可以分为理论功率曲线和实测功率曲线两大类，其中理论功率曲线又包括稳态功率曲线和动态功率曲线两种，具体如下：
（1）稳态功率曲线：假定风速不变，对机组模型进行稳态仿真计算得到的功率曲线，主要在早期的机组招投标中有采用。
（2）动态功率曲线：考虑风速的变化，对机组模型进行动态仿真计算得到的功率曲线，动态功率曲线考虑了风速变化时机组控制系统的响应，并且可针对不同的环境条件计算出相应的功率曲线。相比于稳态功率曲线，能够更准确的反应机组在实际环境条件下的发电性能，在目前的机组招投标中有不少采用该类功率曲线。
（3）测试功率曲线：由具有资质的第三方试验室，按照相关的测试标准开展功率曲线测试，并出具第三方功率曲线测试报告。由于理论功率曲线通常由设备厂商计算提供，真实性难以保证，而测试报告具有客观性，因此目前在机组招投标中也有直接采用测试功率曲线或将测试功率曲线作为评价参考的。
机组发电量估算时应采用什么样的功率曲线是一个复杂的问题，本文将先从测试功率曲线本身的不确定度以及不同场址环境条件对功率曲线的影响进行分析，以说明为什么测试功率曲线不能直接用于拟建风电场机组发电量分析。
2.功率曲线测试不确定性分析
测量不确定度是测试结果包含的一个参数，用以表征测量值的分散性。不确定度越小，测量结果的质量越高，使用价值越大。功率曲线测试通过对功率和风速的测量，得到不同风速下机组的发电功率。因此功率曲线测试的不确定度来自以下几个方面，测试数据同步、功率的测量、风速的测量、其它环境条件的干扰。
2.1测试数据同步
目前的测试结果以10分钟的平均值作为数据分析的基础，而现有采集器的同步校时能力可保证采集数据的同步性达到秒级，因此测试数据的同步性对测试结果的影响极小，约在千分之一量级，一般可不予考虑。
2.2功率的测量
目前功率的测试相对较为简单且设备的可靠性较好，通常只需要在并网端接上检定过的功率变送器即可，其采集的功率数值不确定度很低（低于0.5%），因此在整个测试中功率数据的采集结果是相当可靠的。
2.3风速的测量
风速的测量是整个功率曲线测试的瓶颈，IEC61400-12功率曲线测试标准目前已经有3个子标准，后两个都是针对风速测量的，随后可能会有更多的子标准制定，来指导风速测量。目前风速测量对功率特性测试结果的影响很大，主要有以下几个方面。
2.3.1不能在机位处直接进行风速测量
风速测量时，我们期望测试到机组前方未受影响的自由流风速。但机组工作时，风轮的旋转会对机组前方的自由流风速带来影响，为减少该影响，测风设备需要远离机组。但我们又期望测风设备测试的风速能够足够代表机组前方的自由流风速，为此又需要测风设备离机组不是太远。这是两种互相矛盾的需求。
目前IEC61400-12要求测风设备（测风塔）距离机组2~4倍的风轮直径（D），如图1，并且推荐选择2.5D是一个较为合适的距离。但即使如此，按照IEC61400-12标准，2.5D距离在平坦地形导致的气流畸变而引起的风速测量误差也有2%。对于复杂地形，这个测量误差会更大，因此复杂地形的风速测量需要做场地标定修正，来降低这个误差，但场地标定修正的引入最终会导致总的不确定度相对平坦地形更大。
2.3.2测风设备的精度
除了场地畸变引起的风速偏差，测风仪器的精度也会对测试结果有很大的影响。目前大多数测风是通过安装风杯式测风仪的测风塔来进行。国内计量检定机构现行的针对风杯式风速仪的检定方法，主要考虑了其气象测风的用途，未考虑其功率曲线测试的用途，因此，没有按照功率曲线测试的要求对风杯式风速仪进行检定，但两者的精度要求不同，后者要求更高。而这个检定带来的误差同样会传递至整个风速的测量。此外，风速计的测量精度还受不同的风速、入流角、湍流度等影响，这将作为风速计运行特性予以考虑。按照IEC61400-12标准，即便采用按照功率曲线测试要求进行检定后的风速仪进行测风，测风设备的精度的误差一般仍有1%~3%。
2.3.3风速对功率的敏感系数
风速测量对功率曲线的影响，除了本身的不确定较大外，还有一个重要因素是风速对功率的敏感系数很大。两个变量之间的敏感系数为两个变量变化量的比值，即局部斜率，具体计算公式如式（1）：
其中Pi为第i个区间的功率, Vi为第i个区间的风速
注：式（1）用的是向前差分的方式，也可以使用向后差分或者中心差分的方式。
由于风能和风速为3次方关系，在功率达到额定前，该敏感系数可达3左右。因此，风速的测量误差在中低风速段反映到功率上，将会扩大3倍。
2.4标准给出的不确定度分析内容
除了本节提到的三个带来不确定度的因素，表1是参考IEC61400-12-1标准整理的风电机组功率曲线测试中不同测量量本身的不确定度以及其对功率的敏感系数。
（1）表中给出的不确定度均为标准不确定度，即以测量结果一倍标准差表示的测量结果不确定度。若假定偏差服从正态分布，则测试结果与真实结果的偏差在标准不确定度内的概率约为68.2%；需要说明的是：
（2）本表将测试的不确定度转化为相对形式，以更为直观，并有助于方便计算；
（3）不确定度分类A和B表示两种不确定度评定的方式：A类是指通过测试结果推算的不确定度（一般评定随机误差），B类包含评定人员的经验和不确定的传递（一般评定系统误差）。此处测试功率值用A类方法进行评定，其标准值为功率结果的标准差；
（4）由于本表内的各项不确定度彼此独立，最终合成不确定度，为各项的平方和的开方。
从表1可以看出，功率曲线测试的不确定度主要来自于风速测量的不确定度，风速不确定度几乎可以代表整个测试结果的不确定度，因此目前的功率曲线测试功率值在单个风速下的不确定度可达7%~15%。
理论年发电量计算公式如下：
其中，W理论年发电量
Pi第i个风速区间的功率值
f（Vi）第i个风速区间的持续时间
从公式可以看出理论发电量（不考虑折减）主要受功率曲线和风速分布影响，我们采用6m/s-7.5m/s下的风速分布和常规2MW的功率曲线，进行发电量计算后，可以得到最终发电量估算的不确定度约为4%~10%。
2.5小结
功率曲线的测试不确定度会对功率曲线测试结果产生较大的影响。
但合理的场址选择、有效的设备检定、严格遵循标准的测试过程，可以将测试的不确定度控制在较低的水平。
3.场址环境条件对功率曲线的影响
影响风力发电机组功率曲线的环境条件参数主要有空气密度、湍流度、风剪切、入流角以及偏航角等因素。本节将以某2MW风电机组为例，进行相关的计算，以分析各因素对功率曲线的影响。
3.1空气密度
空气密度的大小，直接影响风的能量，因此空气密度会对功率曲线带来巨大的影响。同一机组，空气密度分别为1.000kg/m3、1.225kg/m3和1.400kg/m3的功率曲线如图2所示。
可见，不同空气密度造成的功率曲线差异显著，因此，在使用时通常会针对不同的空气密度对功率曲线进行修正，目前通常采用的修正方法基于能量守恒原理，即通过风速三次方和密度的乘积不变来得到等效风速，最后得到修正后的功率曲线。但经过修正后的结果与机组真正在对应空气密度下运行的结果还是存在一些差异。下面以标准空气密度（1.225kg/m3）为基准，使用修正方法和通过仿真直接计算得到的功率曲线进行对比，表2给出不同空气密度和场址年平均风速（风速分布为标准瑞利分布，下同）下，风速修正和直接仿真计算得到的累计发电量和差异百分比。从表2可知，发电量有1%~2%的差异，这意味着如果进行功率曲线测试的风电场与拟建目标风电场环境条件不同，即便进行了空气密度修正，直接采用测试功率曲线进行发电量估算仍可能带来1%到2%的偏差。
3.2湍流度
湍流度反应了风速变化的剧烈程度，也意味着风能波动的大小。虽然目前的风力发电机组具有主动控制功能，以使机组运行在能尽可能最大吸收风能的状态，但是由于机组各个模块的惯性，达到最优状态总是需要一定的时间，因此湍流度的存在，给机组控制系统提出了挑战，这也意味着不同大小的湍流度将会影响功率曲线。本文选取IEC标准3类湍流度等级A，B，C对应的特征湍流强度0.16，0.14，0.12的环境条件为例，进行了功率曲线计算，结果见图3。从图上可以看出，在低风速段，湍流度高时功率反而相对较大。这是由于能量和风速不是线性的关系，所以湍流度越大，同样的平均风速下风的能量越大，这是导致低风速下高湍流度功率偏大的原因。而到了相对高风速，控制的影响开始起了主导作用，此时湍流度越大，功率越小。
同样以场址年平均风速分别为6m/s、7.5m/s时的累计发电量和差异百分比进行对比分析，见表3。可以看出在6m/s年平均风速下，高湍流度的结果相对更大；而到了7.5m/s时，该差异逐渐缩小。这和湍流度对高低风速功率影响吻合。虽然湍流度的变化，会同时伴随风能变化和对机组控制的影响，且两者对功率的影响恰好相反，这降低了湍流度对功率曲线的影响。但依然存在1%~2%的影响。特别的，当机组控制能力相对较差或环境条件范围扩大时，该差异可能会进一步显著。
3.3其它环境条件
对于其它环境条件，虽然通常测试时无法很好的测得，如：风剪切、入流角和偏航误差，但这些环境条件又会对功率曲线带来一定影响。
风剪切表示风速随高度的变化规律，不同的风剪切会使轮毂高度处的风速代表的整个风轮面的风能不同，从而影响同样轮毂高度风速时的功率值。
入流角和偏航误差分别表示风向在水平和垂直方向是否正对风轮平面，这个角度的偏差，同样会影响风轮平面内的风能。
本文在分析中选取该三个参数常见的参数范围并进行了计算分析，参数的具体值和结果详见图4和表4：
从上表中可以看出，在最极端的情况下，风剪切、入流角和偏航误差都能带来较大影响，分别可达到：接近5%、超过10%、超过5%的发电量影响。
3.4算例
上面我们针对各个环境条件可能对发电量的影响进行了分析。本节我们将选取我国两个典型风电场，通过对比仿真计算，给出同一机组在不同风况条件下功率曲线和发电量的差异，以说明环境条件对功率曲线和发电量计算的影响。
所选取的典型环境条件分别为新疆某平坦地形风电场和内蒙某复杂地形风电场。其中，新疆某平坦地形的湍流度较低（各风速下湍流度均在8%左右），风剪切波动低，入流角在8度左右，偏航误差较低。而内蒙某复杂地形湍流度较高，低风速段湍流度达到15%以上，风剪切波动大，入流角在12度左右，偏航误差较大。
在仿真计算中采用的环境条件参数已依据标准IEC61400-12将这两个场址的环境条件参数折算到标准空气密度1.225k/m3下的环境条件参数。
通过计算，给出不同环境条件下功率曲线比对结果见图5所示：
通过该算例可以看出，在选定的环境条件下，使用平坦地形的功率曲线直接计算复杂地形下的发电量，可能会带来8%左右的发电量偏差。
3.5小结
本节通过仿真计算的方式，计算和比对分析了各个环境条件对功率曲线的影响。结果显示环境条件会给发电量估算时带来显著的影响，见表6。
同时，从本文选取的典型算例计算结果可以看出，同一机组在不同环境条件下发电量偏差可达8%左右。
4.总结与建议
通过本文分析可以看出：
（1）测试功率曲线本身7%-15%的不确定度，会给发电量估算带来4%~10%的影响，但合理的场址选择、有效的设备检定、严格遵循标准的测试过程，可以将测试的不确定度控制在较低的水平。
（2） 如果在进行场址发电量估算时，不考虑测试风电场和目标风场的环境条件差异，直接使用测试功率曲线进行估算，可能会再带来额外8%左右的误差。
（3）因此，为了降低计算误差，在进行拟建风电场发电量计算时不宜直接使用测试功率曲线。
供稿：蔡继峰（鉴衡）、杨洪源（鉴衡）
符鹏程（鉴衡）
