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在《风电场发电量计算功率曲线选择方法之一——测试功率曲线不宜直接使用》一文中指出：测试功率曲线本身的不确定度，以及测试与实际应用风电场环境条件的差异，会对风电场发电量计算带来不可忽略的误差，因此不宜直接使用测试功率曲线进行风电场发电量计算。
由于动态功率曲线能够准确的反映机组在不同实际环境条件下的发电性能，可以针对不同的场址环境条件，给出针对性的功率曲线。因此，使用动态功率曲线进行发电量估算是目前较为科学的做法。但如何正确的获取动态功率曲线，业内并未达成共识，部分动态功率曲线的获取方式亦存在不合理的地方。
鉴于此，本文将通过分析影响动态功率曲线计算的主要因素，结合实际比对结果，给出更为合理的动态功率曲线获取方式。
动态功率曲线需通过仿真计算获取，因此机组的仿真模型能否准确的反映机组特性、仿真工况设置能否准确的模拟外界环境条件，直接影响了动态功率曲线计算的准确性。本节将针对这两个因素进行分析，以给出这两个因素会对功率曲线计算带来的影响大小。
2.1 仿真模型
用来计算动态功率曲线的仿真模型，是在计算机中建立的与实际机组相对应的数字模型，其包含实际机组的基础、塔架、机舱、轮毂、叶片、传动、电气、控制和损失等一系列详细信息。
仿真模型建立后，将使用对应的数学和物理工具，得到理论上十分逼近实际的仿真计算结果。国内现阶段采用的仿真软件主要有Bladed、Flex5、Hawc2，其中Bladed的使用最为普遍。
仿真模型应尽可能准确的反映实际机组的特性，并通过与实际机组的测试比对进行验证。如果仿真模型中存在不合理的参数假定，将会对动态功率曲线计算带来不可忽略的影响。
2.1.1 仿真计算模型影响因素
影响动态功率曲线计算的模型参数比较多，主要有叶片气动特性、控制策略、叶片安装角、转速转矩表、机组损失等。
叶片气动特性直接关系到风轮的能量利用系数——Cp，一般而言，正常发电下的叶片气动参数会通过风洞试验得到，但这些参数是在叶片表面干净的情况下测得的，实际使用中叶片表面会因为污损（如：灰尘、磨蚀等）带来叶片气动特性的变化，从而影响发电量的计算。
控制策略作为风力发电机组的灵魂，直接影响到机组在不同环境下的动态响应，进而影响机组的发电功率。在功率曲线计算时，应通过对实际机组的测试对比，确保仿真计算使用的控制策略在不同环境条件下的动态响应和实际机组尽可能乃至完全一致。
叶片安装角、转速转矩表，一般会依据现场的环境条件（如：空气密度等），进行调整，以期获得机组最大的Cp，应明确给出这两个因素依据不同环境条件调整的规则，并和实际机组进行核实，保证仿真计算和实际一致。
机组的损失，直接影响了机组最终的上网电量，主要有机械损失和电气损失两种。其中机械损失主要是齿轮箱传动中产生的损失。电气损失是风力发电机组本身的电功率损失，包含发电机损失、变频器损失、电缆损失、自耗电等。这些损失应依据各部件的测试结果及有效推算综合给出，具备条件的应在实际机组上进行整体测试。目前行业上对机组损失的考虑内容、推算方法并不统一。即使相近的机组，损失也相差较大，如图1所示为不同厂商2MW系列机组电气损失假定比对情况。
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图1 2MW系列机组电气损失比对
可以看出，不同厂商在额定功率附近仅电气损失假定差异就可能达到200kW以上。
综上，用于动态功率曲线计算的仿真模型，需要建立一套相对完备的动态功率曲线仿真模型校核方法，在合理的基础上统一模型参数的处理规则，从而有效确保仿真模型能够尽可能准确的反映实际机组的特性。
2.1.2 仿真模型影响算例分析
本文按上述原则建立了仿真模型的校核方法，为直观的表征仿真计算模型对发电量带来的影响，我们选用某2MW机组仿真模型，对校核前后计算出的功率曲线和发电量进行比对，如下图：
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图2 经过校核的和未经过校核的仿真模型计算得到的机组功率曲线
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1。可以看出，在该算例下，仿真计算模型的差异会对发电量带来较大影响，约6%。
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2.1.3 小结
本节简单介绍了仿真模型的实现方式，分析了仿真模型的主要影响因素，给出了仿真模型校核方法，并通过算例给出了仿真模型可能对发电量计算带来的影响，该影响与仿真模型的合理程度有关，模型越不合理，影响越大。
2.2 仿真工况
仿真工况是机组的工作状态和外部环境条件的组合，将尽可能的还原机组的运行条件。仿真软件将使用已经建立好并通过校核的仿真计算模型，计算各个工况下的结果，具体包括输出功率、载荷、机组状态等一系列结果数据，本文主要关注输出功率。
目前，行业上对动态功率曲线计算使用的仿真工况设置规则并不统一，部分仿真工况的设置亦存在不合理之处，不同仿真工况的设置会给功率曲线计算带来不可忽略的影响。
2.2.1 仿真工况影响因素
依据IEC61400-1：2005标准，动态功率曲线仿真时机组的工作状态应采用正常运行状态（DLC1.2工况）。影响风力发电机组功率曲线的外部环境条件，在《风电场发电量计算功率曲线选择方法之一——测试功率曲线不宜直接使用》中指出，主要有空气密度、湍流度、风剪切、入流角以及偏航角等因素。其中空气密度、湍流度、风剪切、入流角应依据待开发场址的环境条件进行各个风速下的设置，偏航角不应直接采用IEC61400-1：2005的推荐值±8°，而应依据机组的实际偏航对风策略以及型式测试结果进行设置。
为保证计算结果的精度和收敛性，在仿真工况设置时，还要考虑风速的步长以及湍流风样本的随机性。风速的步长一般参考IEC61400-12-1：2005标准选取0.5m/s。湍流风样本的随机性，意味着需要仿真一定数量的样本，才能使结果具有足够的代表性，符合实际情况，但样本数过大又会导致计算时间加长。
对于DLC1.2工况的载荷计算，IEC61400-1：2005标准要求至少使用6个10min湍流风样本。目前国内在计算动态功率曲线时通常也参考该要求进行，但对于动态功率曲线计算样本数是否足够还需进一步研究。
图3给出了某典型机组在不同湍流风样本数下的输出功率计算结果。
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图3 某1.5MW机组10m/s风速下不同湍流风样本数的功率结果
（注：横坐标代表湍流风样本数，一个湍流风样本数下的任意一个点，都是该湍流风样本数下功率结果的平均值，如湍流风样本数6下有多个蓝色的点，每一个蓝色的点都是6个10min时间长度的10m/s湍流风仿真计算功率的平均值）
由图3可知，该机组在10m/s的动态功率收敛结果约为1280kW左右，而如果只用6个风种子进行计算，其计算得到的动态功率从1298kW~1258kW均有可能，相差40kW，若各个风速均累积该40kW的功率误差，则会对最终的发电量计算带来不容忽视的误差。因此，只采用6个10min湍流风样本进行动态功率曲线计算并不能满足要求。
综上，用于动态功率曲线计算的仿真工况，需要建立一套相对完备的动态功率曲线仿真工况设置规则，在合理的基础上统一仿真工况的处理规则，从而有效确保仿真工况能够尽可能真实的反映机组工作状态和外部环境条件。
2.2.2 仿真工况设置影响算例分析
同样，本文按上述原则建立了仿真工况的设置规则，选用经过校核的某2MW机组仿真模型，与目前行业常规工况设置方法进行功率曲线和发电量的比对，如下图：
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图4 两种仿真工况设置计算得到的机组功率曲线
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2。可以看出，在该案列下，仿真工况对发电量会带来较大影响，约3.5%。
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2.2.3 小结
仿真工况的设置，应确保在统一且合理的规则下进行，以降低发电量计算时的误差。目前行业常规的仿真工况设置可能会给发电量计算带来约3.5%的差异。
为确定针对动态功率曲线计算建立的已相对完备的仿真模型参数处理规则和仿真工况设置规则的有效性，我们将使用某个特定场址环境条件下的机组实测功率曲线与使用该规则计算出的该特定场址环境条件下的动态功率曲线进行比对。由于测试功率曲线本身也存在一定不确定度，为了尽量减小其影响，使比对结果具有很好的说明意义，在比对中我们挑选了测试不确定相对较小（额定前不确定度约6%，额定后不确定度约1%）的一个样本。功率曲线比对结果如图5所示。
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图5 特定场址环境条件下实测功率曲线和动态功率曲线比对
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，在该特定场址环境条件下，采用推荐方法（CGC计算方法）计算得到的动态功率曲线发电量计算结果和根据实测功率曲线推算的发电量计算结果十分接近，误差约1%。误差相对较低。
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本文对仿真模型的建立和仿真工况的设置进行了全面分析和算例比对。通过对某机组在某特定场址环境条件下的实测功率曲线与使用本文方法仿真计算的动态功率曲线进行比对，验证了采用本文方法获取的动态功率曲线的有效性。因此，该方法可针对不同场址环境条件，给出合理有效的动态功率曲线，用于相应项目的发电量计算。
在本文的分析中也发现，仿真模型的确定和仿真工况的设置对动态功率曲线的影响至关重要。不合理的仿真模型和仿真工况设置，将会对计算结果带来不可忽视的影响。建议：
（1）计算动态功率曲线之前，应首先对机组的仿真模型进行有效的校核，以确保其能够尽可能准确地反映实际机组的特性。
（2）仿真工况的设置，应该在统一且合理的规则下进行，以降低发电量计算时的误差。
供稿 | 符鹏程（鉴衡认证） 蔡继峰（鉴衡认证）
杨洪源（鉴衡认证）
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