2.1
2.1
987.8
781.6
0.568
表5：1#調整前后發電功率對比
1553.5
2.0
2.1
0.364
0.31
0.4
0.54
3）分別測量壓力面最高點到壓力面尾緣點是起重機械的像素點數目（N1），以及吸力面最高點到壓力面最高點是起重機械的像素點數目(N)；
0.52
0.369
19.7
19.8
參數區間
1257.0
2.1
[3]王耀偉、王小虎、范曉旭.一種風機葉片最優槳距角辨識標識方法：中國，CN201310349355.7[P].2013-08-12；
849
2
計算特定長度下是起重機械的像素點，以像素點數目計算葉片安裝角位置，然后根據葉片零位基準確定葉片安裝角調整方向及調整大小。包括以下四個步驟：
+4
4.5
1.8
調后角度
2
12
作者：國華能源投資河北公司 朱濤 邊輝 梁萌
0.405
4.36
7#
（°）
14.3
627
2
位置關系表述如下：
1.3
13.5
0.56
18.1
我公司在河北尚義某風電場的某品牌風電機組平均運行12年左右，偏航誤差與葉片零度槳矩角誤差積累，風電機組的發電效率有一定的下降。鑒于以上偏差，采用激光雷達測風及葉片零位校準后，風電機組發電量得到提升，使風能得到了有效利用。
3
6#
391.0
2.9
將
Cp
10
根據激光雷達測量偏航誤差以及槳距角分析結果，對1#風電機組進行偏航及槳距角校準處理，其中槳距角限值調整1.8°，偏航偏差調整4.5°。具體如下結果如下：
1.9
調整后
-0.7
1.8
725.4
圖5：1#風電機組激光雷達與機艙風速儀風速對比
圖7：葉片零位標定狀態下吸力面、
10.2
19.8
1525.0
本文依據我公司某風電場某品牌風電機組偏航誤差與葉片零度槳矩角誤差調整的全方面數據，對風電機組長期運行后存在偏航誤差與葉片零度槳矩角誤差的現象進行了交互驗證，對風電機組運行狀況有了深入的分析，同時通過對風電機組參數的調整與優化，使風電機組發電量得到了提升，其成果可作為風電行業進行風電機組性能提升的標桿。
按照測得數值可計算實際葉片在所設定的零位下的α比值，之后與風電機組葉片的設計值進行對比即可確定葉片零位是否準確，同時確定安裝角調整方向及調整幅度。將比值α與風電機組葉片的設計值進行對比即可確定葉片零度安裝角調整方向及幅度，同時依照風電機組SCADA運行數據進行精確調整。
19.7
19.9
676.2
110
2#
19.7
19.8
6.01
-0.1
圖2：激光測風設備安裝與測量示意圖
【關鍵詞】
0.236
5.4
1.4
參數項目
8.1
1036
7.7
2.4
1.9
功率
吸力面尾緣點
13
轉速
（kW）
-0.7
表1：風電機組功率曲線與尖速比對照表
表2：風電機組功率曲線與尖速比對照表
5#
7
559.4
1495
2.0
8.6
圖3：葉片零位標定三維模型圖（箭頭方向為觀測方向）
0.388
2.0
1
5.7
1.6
0.39
9.5
5
（m/s）
0.293
0.347
2.1
圖11：44#標桿風電機組同期發電功率對比直方圖
6.97
1481.9
4.12
6
273.3
16
17.4
2.1
功率
0
風電機組經長時間運行后，持續的變槳運動導致葉片零度槳距角與設定值產生一定的偏差累積，而且風電場風況的逐年變化導致葉片的設計零度槳距角已不符合實際最優運行狀況，進而導致風電機組在不同風速下的扭矩已經偏離設計值，風電機組的轉速轉矩無法按照控制系統設定的情況下運行，影響風電機組的發電量。
1#風電機組SCADA風速與激光雷達風速的同步性正常，可以說明SCADA數據的時間戳和激光雷達記錄的時間是一致的，因此利用時間一致性，在計算偏航誤差時進行一些數據濾波。
1415.9
14.5
3.3 其余6臺測試風電機組數據總結
0.32
19.8
8
2.99
功率
作為標桿風電機組的44#風電機組，測試時間段內不同風速下，發電功率波動比較均勻，各個風速段的平均發電功率變化為0.3%，通過進行理論發電量核算，調整前理論發電量為5027kWh，調整后理論發電量為5053kWh，發電量增加率為1.8%，發電量變化為0.5%，發電功率及發電量變化很小，屬于正常數據波動范圍，且不同風速下的功率系數（Cp）未發生明顯變化。
19.7
12.01
14
（kW）
18.8
9
1473.2
[7]GB 18451.1 風力發電機組安全要求；
引言
3.27
0.47
4.73
3.優化調整及結果分析
1.8
17
Cp
472.4
[2]劉航.基于激光雷達的偏航控制技術研究[D]．浙江：浙江大學，2019；
0.29
標桿風電機組44#
在看點這里
1160.1
19.9
。
6.5
4
0.48
0.51
1243.3
10.5
19.7
2.2
9.94
19.3
風速
P17.8
2.1
吸力面最高點-
《》
62.5
（rpm）
+4
-0.7
原始角度
+4
0.43
2.2偏航誤差測試數據統計與對比
變化率（%）
17.4
2
參數項目
表8：測試風電機組和標桿風電機組發電量提升對比
標桿風電機組發電量變化率%
19.6
來源：《風能雜志》2021.01
1464.6
19.8
激光測風設備安裝于風電機組頂部，向風電機組前方以60度夾角打出兩束激光束，利用激光多普勒效應，測量前方80米處的風速與風向。由于此處的風速與風向未受到風電機組風輪的擾動，激光測風設備可以準確測量到吹到風輪面處的風況。
P17.7
622.7
0.43
691
5.2
2
4.88
Cp
19
1.8
19.8
0.48
0.192
調后角度
1281.3
+4.5
3.244#標桿風電機組同期內運行數據分析
0.255
2.94
19.7
尖速比
0.5
2.5
3#
槳距角
8.00
19.4
圖10：1#風電機組在調整前后發電功率對比直方圖
0.325
。
確定風電機組葉片零位標桿值后，需要確定所標定葉片的具體零位與標桿值是否一致，此項工作需要對風電機組葉片在零度安裝位置及其與機艙、輪轂以及塔筒之間的位置進行拍照，通過照片分析，對比風電機組三大部件的三維模型來確定葉片零位安裝角位置是否準確。
功率
2.測試數據采集與計算
18.3
2.1
0.386
2.0
風電機組偏航控制采用的風向信號來自機艙上方風向標的測量，風電機組實現正確偏航對風控制的前提是保證風向的準確性。由于風向標受風輪轉動影響，采集的風向值與實際值之間存在一定偏差，影響風電機組的發電量。具體可見圖1。
3.6
1#測試風電機組在通過修訂運行參數表中的P17.7、P17.8以及 P17.9數值，在相同風速下，發電功率增加量有所波動，但整體呈增加趨勢，各個風速段的平均發電功率增加率為-1～5.4%，通過進行理論發電量核算，調整前理論發電量為4554kWh，調整后理論發電量為4634kWh，發電量增加率為1.8%，且不同風速下的功率系數（Cp）變化明顯，符合預期。
18.4
1558.5
2
精彩
1.2.2以塔底相機位置觀測，通過對比葉片最大弦長處吸力面最高點、尾緣以及壓力面最高點之間的位置關系，確定葉片零位位置。其相對位置三維模型如下圖，圖中白色箭頭為觀測方向：
8.5
10
-4.8
經數據分析，上述測試風電機組三只葉片的偏差較小，葉片零位基本上都在2°，證明風電機組的一致性較強。
0.395
18.1
4
Cp
2.3.1確定葉片實際運行的具體零位
0.228
對風電機組三只葉片的零度安裝角進行拍攝，確定三只葉片的零度安裝角是否需要調整以及需要調整的方向與幅度,具體方法如下：
2
由上述圖表中可以看出，測試風電機組的測風儀普遍存在比較明顯的對風偏差，建議對測風儀進行系統標定。
（m/s）
0.55
2.0
0
標桿風電機組同期的運行狀況如下：
438.1
0.45
19.8
1#
比值
14.5
10
3.0
6#
0.5
8
117
偏航校正
0.46
1.理論研究
14
3
110
1.8
原始角度
[6]IEC 61400-12-1 Wind turbines - Part 12-1  Powerperformance measurements of electricity producing wind turbines；
[3]-[4]
11
0.35
4.7
2
16
0.41
11
7
風電機組編號
偏
297.7
2.2
0.391
7.5
1.7
0.37
-0.7
1082.7
1.2.1確定葉片零位基準模型
994.6
1166
圖9：1#葉片零位校正圖
3.1 1#測試風電機組同期內運行數據分析
P17.8
0.29
采樣量(個）
0.278
357.6
風電機組葉片零位校正主要通過觀測風電機組葉片在零位狀態下，葉片表外幾何外形與觀測位置之間的相對關系，確定風電機組葉片零位與設計值的偏差，通過調整葉片槳距角限值，在調整葉片之間的平衡性、穩定性的同時，增加風電機組發電量。
856.2
511.2
3.5
2
19.7
4#
19.8
3.81
1.2
以最優運行狀態為例，通過對8臺風電機組歷史15分鐘運行數據分析，風電機組在最優運行狀態下的功率系數和尖速比（反映葉片攻角大小）如下表所示：
0
1.9
15
11.2
（α）
0.4
2）計算從葉根到葉尖方向7m處的像素點數，確定葉片零位標定的基準位置；
零位角度（°）
0.54
2#
1438.5
P17.7
13.88
1#
4）根據圖片分析結果確定葉片零位角度。
2
19.8
12
槳距角
19.9
2.0
4.0
發電量提升率%
19.8
16.5
19.4
1530.4
1350.2
8.96
19.8
0.355
19.8
0.267
[5]IEC 61400-1 Wind turbines - Part 1  Designrequirements；
19.9
變化率
（rpm）
0.206
667.1
1445.8
0.569
1414.8
315.1
6.9
（rpm）
圖4：1#測試風電機組激光雷達與風向標風速同步分布對比
2.1
0.48
1.7
0.195
6.3
19.7
0.324
7.5
969.1
0.35
0.3
0.376
調整前同時期
2.6
19.8
9
5.7
7.1
778.3
0.347
-0.7
477.1
發電量相對提升率%
0.38
[9]GBT 25383-2010 風力發電機組風輪葉片。
1.8
0.393
0.58
轉速
1322.6
角度單位為：度
1.9
16.2
回顧
3#
1.3
14.3
7
功率下降比例%
圖8：風電機組及相機位置示意圖
槳距角
19.0
表6：標桿風電機組在調整前后時期內發電功率對比
0.33
12.5
圖6：1#風電機組機艙偏航誤差分布
修改blade angle & offset參數
槳距角
功率系數（Cp）
887.1
0.53
19.7
調整
537.1
葉片編號
（°）
5#
零位校正
19.8
15.1
1.9
2.1
0.7
表7：7臺測試風電機組參數調整表
1.9
[4]王耀偉、王東、徐國慶.一種風機葉片零度安裝角標識方法：中國，CN201410232490.8[P].2014-05-19；
航誤差在風力發電機上很普遍，很多的風力發電制造商及風電場主業很久以前就發現風電機組在運行時，機艙的朝向是不一至的。激光偏航誤差校正用激光測風設備射出的激光束可以檢測到風電機組前未干擾的風的風速與風向，從而準確地測量偏航誤差，可以獲得風電機組的平均偏航誤差，使用專用的方法對風電機組進行偏航修正。
-3.5
0
19.9
0.4
2.0
12.5
0.4
671
12.2
0.389
8
調整后同時期
風電機組　偏航　槳矩角　校準
9.5
0.49
15.5
& P17.9
1241.2
相機置于輪轂正下方，調整鏡頭水平角度為0°，調整相機的光學變焦，使相機成像界面能夠完全涵蓋葉尖，用以進行圖像分析，如圖7所示，相機鏡頭成像見圖8。
0.54
風速
0
1.8
19.8
0.3
5.02
1089.1
11.5
表4：1#風電機組葉片零位偏差校準
0
563.6
表3：1#風電機組不同風速下的偏航誤差
2
929
14.5
7
2
0.248
345
2.5
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0.309
當前，風電機組的測風系統一般安裝在機艙尾部的氣象架上，主要形式為機械式或者超聲波風速風向測量裝置。風電機組在實際運行過程中，風輪旋轉產生的空氣擾動渦流和機艙外形產生的繞流將對測風系統測量的風速和風向的準確性產生影響，從而影響主控系統輸入數據的準確性
圖1：風電機組對風偏差對發電量的影響
742.5
321
419.2
3.0
0
0.385
0.34
+4
252
[8]GB/T 20319 風力發電機組驗收規范；
53
1.2葉片零位校正研究
0.217
961.8
15.1
9.3
1088.8
1.8
12
0.387
（°）
0.568
2.1
內容
0.306
0.5
2
12.94
吸力面最高點-
2.3
風電機組偏航控制的風向信號來自機艙上方風向標，風電機組實現正確偏航的前提是保證風向的準確性。由于風向標受風輪轉動影響，采集的風向值與實際值之間存在一定偏差，影響風電機組的發電量；同時當風電機組長時間運行后，持續的變槳運動導致葉片零度槳距角與設定值產生一定的偏差累積，且風場風況的逐年變化導致葉片的設計零度槳距角已不符合實際最優運行狀況。導致風電機組在不同風速下的扭矩與偏離設計值，風電機組的轉速轉矩無法按照控制系統設定的情況下運行，影響風電機組的發電量。基于此，本文對通過激光雷達及圖像分析對風電機組偏航及葉片槳距角進行校準的經驗和成果進行總結，分析校準前后的風電機組發電數據，提出提高風電場風電機組發電量的可行措施。
2.6
62.5
2.1
1.9
402.8
8
15.6
8.6
1248.4
0.0
-1.0
0.57
14
5.67
轉速
0.393
2.3葉片零位槳矩角測試分析
1381.5
1.8
-4.3
450
（rpm）
壓力面最高點
& P17.9
偏航誤差(°)
偏航偏差°
13
1525.4
（像素點）
（kW）
4.30
1541.8
+1
2.1
2.0
1.1偏航對風研究
由上表中可以看出，標桿風電機組功率系數（Cp[5]-[9]）為0.48，符合設計值及正常的功率系數表現。而其余風電機組功率系數下降比較明顯，可能出現的原因包括風電機組偏航對風不準、葉片槳距角偏離該風場條件的最優設計值或測量風速偏高等。
11.00
1166
7.6
通過7臺測試風電機組進行偏航偏差以及槳距角限值調整后，風電機組發電量均有了一定提升，基本達到了預期目的。
2
1350.3
10.5
公眾號是中國農機工業協會風力機械分會官方風電后市場信息發布平臺，提供最權威的行業動態，分享后市場運營管理經驗。
2.2
2.1
風電機組編號
壓力面以及尾緣點位置關系示意圖
測試風電機組
8.6
4.99
參考文獻：
11.2
功率
7.1
4.7
1.4
1.7
19.5
2.1
調整前
7.5
4#
1.9
2.9
8.5
2.1
0.6
0.393
1.9
轉速
2.7
[1]楊偉新、宋鵬、白愷、張揚帆.基于機艙式激光雷達測風儀的風電機組組偏航控制偏差測試方法[J]．華北電力技術．2016；
6.56
-8.2
1.8
[1]-[2]
1480
（kW）
19.7
5.6
19.6
317.4
6.5
869.5
2.3.2 圖片處理
6
2.7
0.279
19.7
1）以葉片根端為基準，確定單位長度（m）內所對應的像素點數；
2
110
0.8
1405.5
（°）
功率
0.2
3.50
風速（m/s)
7#
19.2
-2.0
6
2.1風電機組運行分析
0.5
1.8
【摘　要】
1.6
16.5
7.4
3.6
（%）
2.9
11.5
7
對于校準效果的評估，除了將風速儀以及葉片零位調整到最佳值范圍內，通常以風力發電機功率曲線為基礎，選取7臺測試風電機組對比校準前后的發電功率及發電量變化的方式進行效果評估，同時選擇1臺運行功率系數和尖速比與設計狀態最為接近的風電機組作為標桿風電機組。
156
1
19.9
17.2
6.4
194
4.65
3.1
2.1
+4.5
1075.7
15
165
2
1.8
1.8
3.6
（像素點）
1.8
62.6
P17.7、P17.8以及P17.9
4.結論