变桨控制范文

变桨控制范文（精选10篇）

变桨控制 第1篇

风能作为一种清洁,可再生能源已被广泛利用,风电产业也得到了迅速的发展。风力发电技术因此成为了科学技术领域研究的热点。风力发电机组由最初的定桨距型发展到变桨距型,从转速固定的变桨距型发展到目前技术最为先进的变速变桨距型,发电效率在显著提高,特别是变速变桨距机组,其发电机中采用的变速恒频技术提高了风力发电机组在低风速情况下的出力水平。采用永磁式发电机的直驱风力发电系统,无需外部提供励磁电源,把永磁发电机的变频的交流电通过变频器转变为电网同频的交流电,做到风力机与发电机的直接藕合,省去齿轮箱,大大减小系统运行噪声,提高可靠性,降低系统成本,成为当前风力发电的研究热点。

1 永磁直驱风力发电

永磁直驱风力发电系统结构如图1所示,风力机将捕获的风能以机械能的形式驱动永磁发电机,而永磁发电机的转速随着风速的变化而变化,因而发出的电能是电压和频率都变化的电能,为得到恒压恒频的电能就必须进行交直交变流,再通过滤波器滤波将逆变器输出变换成正弦电流输出。

2 变桨距控制策略

直驱型风力发电系统属于变速恒频风力发电系统,不必保持风力机转速恒定,而通过其它控制方式来得到恒定频率的电能,因此,它能够实现风力机运行在Cp=Cp max的点上(即风能利用系数保持最佳值),实现最大风能利用。变速恒频风力发电技术与恒速恒频发电技术相比具有显著的优越性,首先大大提高了风能转换效率,显著降低了由风施加到风力机上的机械应力;其次通过对发电机转子交流励磁电流幅值频率和相位可调的控制,实现了变速下的恒频运行通过矢量变换控制还能实现输出有功和无功功率的解耦控制,提高电力系统调节的灵活性和动、静态稳定性[1]。

直驱风力发电系统变桨距控制总体方案是:额定风速以下风力机按优化桨距角定浆距运行,由发电机控制系统来控制转速,调节风力机叶尖速比,从而实现最佳功率曲线的追踪和最大风能的捕获;在额定风速以上风力机变浆距运行,由风力机控制系统通过调节节距角来改变风能系数,从而控制风电机组的转速和功率,防止风电机组超出转速极限和功率极限运行而可能造成的事故。因此,高于额定风速时的变桨距控制成为直驱型风力发电系统的关键。

3 模糊PID

3.1 传统PID

传统PID常规调节器一般是基于线性理论设计,只能在一个特征运行点或有限的范围内得到较好的控制,为获得良好的动态性能和消除静差,PID调节器增益计算需要准确的数学模型。传统PID的表达式为:

在时刻进行采样,经过离散化后的PID表达式为:

根据上式可以进行相应编程,利用计算机实现控制要求。kp,ki,kd各参数的意义如下:

(1)比例系数kp:加快系统的响应速度,减小系统偏差。kp越大,系统的响应速度越快,但易产生超调,甚至会导致系统不稳定。kp取值过小,则会使响应速度缓慢,从而延长调节时间,使系统静态,动态特性变坏。

(2)积分系数ki:消除系统的稳态误差。其作用取决于积分常数Ti,Ti过大,系统静态误差难以消除,影响系统的调节精度。Ti过小,产生积分饱和现象,引起响应过程较大超调。

(3)微分系数kd:反应偏差变化趋势,纠正偏差变化,改善系统的动态特性,但kd过大,会使响应过程提前制动,从而延长调节时间,且会降低系统的抗干扰性能。

3.2 模糊控制理论

由于空气动力学的不确定和风力发电系统装置的复杂性,风力发电系统模型的描述很困难。而实际工况的变化,设备的老化,天气环境的变化和电网等因素,都会引起不同程度的功率变化。因此,风力发电系统模型具有很强的非线性、不确定和多干扰等特点。

模糊控制不需要精确的数学模型,可以高效地综合专家经验,具有较好的动态性能。它基于模糊逻辑的智能控制技术,最近几年已被引入风力发电机组控制领域。这种方案可以较好的满足最大能量捕获,保证可靠运行和提供良好的发电质量的控制目标。

模糊控制器的基本结构通常由4个部分组成:模糊化接口、规则库、模糊推理、清晰化接口、如图2所示。

模糊控制的基本原理是将测量得到的被控对象的状态经过模糊化接口转换为用人类自然语言描述的模糊量,而后根据人类的语言控制规则,经过模糊推理得到输出控制量的模糊取值,控制量的模糊取值再经过清晰化接口转换为执行机构能够接收的精确量。

模糊控制器结构设计如图3所示:

3.3 模糊PID控制器设计

单纯的模糊控制难以满足高精度或高性能要求。首先,输入变化量为系统偏差和偏差变化量,相当于一个PD调节器,由于不含积分机制,控制结果会产生静差,影响控制精度;其次,当系统参数发生变化时,它不能对自己的控制规则和控制参数(比例及量化因子)进行有效和实时调节。结合PID控制的良好动态性能和在实际中的大量应用,本文设计了模糊PID控制器对节距角进行控制;如图4所示。

首先定义输入变量e,ec和输出变量kp,ki,kd在模糊集上的论域,将其变化分为7个等级:

它们的模糊子集均为:

子集中的元素分别代表负大,负中,负小,零,正小,正中,正大。误差e隶属度函数如图5所示,ek,kp,ki,kd同理可以表示出来。

系统核心为模糊控制规则的设计,根据工程人员的实际操作经验和技术知识,可以建立针对kp,ki,kd的合适的“IF E=AND EC=,THEN KP,KI,KD=”模糊规则表如表1-3所示[2]。

根据模糊规则表,可以得到相应的模糊关系R,通过给定的如何E,EC和模糊合成运算,{kp,ki,kd}={e,ec}可以得出kp,ki,kd的调整量表达式,即在第k个采样时刻的整定为:

根据调整后的PID参数对桨距控制系统对象进行控制。

桨距角模糊PID控制基本过程为:运用模糊数学的基本理论和方法,把规则的条件操作用模糊集表示,并将规则和相关信息存入计算机知识库,给定桨距角,与实际响应情况的测量值进行比较,得到误差e和误差变化率ec,运用模糊的推理,自动实现对PID参数的最佳调整,以满足不同时刻的e和ec对PID参数的自整定要求,从而得到桨距角变化目标的最佳调整。

4 仿真结果

本文仅对模糊P I D控制策略进行仿真,在MATLAB环境下按照图4所示的系统结构图建立仿真程序,根据kp,ki,kd的模糊规则控制表1~3建立模糊控制器fuzzy.fis。根据实际经验[3],液压变桨距机构对象可以用一个三阶传递函数模型表示:

设定采样时间为1ms,采用脉冲传函离散z变换对对象进行离散化:

给定输入为角θ,控制目标是要使得输出跟踪输入变化并具有良好的特性。通过实时计算e和ec,通过模糊控制系统fuzzy.fis在线调整kp,ki,kd的值,得到输出u以控制变桨距机构调节桨距角,并由闭环负反馈达到控制要求。仿真结果如图:

图6为阶跃给定时的输出响应,在t=1.0s在输出u上加上了一个突变,由图可得知,输出能够很好地跟踪给定的输入,适应对象发生的突变,如阵风或者环境变化。其误差响应见图7。

当输入节距角为实时变化角度时,其输出响应如图8。

5 结论

本文简单分析了永磁直驱风力发电的系统结构和特性,以及变桨距的功率控制方法,在对模糊控制理论和常规PID控制进行研究的基础上提出了模糊自适应PID控制,并对基于模糊PID的变桨距控制器进行设计和仿真,仿真结果表明,模糊PID能有效地对风力机桨距角进行控制,为进一步研究变速恒频风力发电系统的功率控制奠定了基础。

参考文献

[1]卞松江.变速恒频风力发电关键技术研究[D].杭州:浙江大学,2003.

[2]刘金琨.智能控制[M].北京:电子工业出版社,2007.

[3]刑作霞,郑琼林,姚兴佳,王发达.基于BP神经网络的PID变桨距风电机组控制[J].沈阳工业大学学报,2006,28(6):681-686.

[4]康严文,李智勇,王维庆.基于MATLAB的风能自校正自调整PID模糊控制器仿真研究[J].水力发电,2006,32(1):61-64.

[5]李士勇.模糊控制.神经控制和智能控制论[M].哈尔滨:哈尔滨工业大学出版社,1998.

风电机组变桨距系统 第2篇

关键词：变桨距；风力发电机；可编程控制器

1引言

随着风电技术的不断成熟与发展，变桨距风力发电机的优越性显得更加突出：既能提高风力机运行的可靠性，又能保证高的风能利用系数和不断优化的输出功率曲线。采用变桨距机构的风力机可使叶轮重量减轻，使整机的受力状况大为改善，使风电机组有可能在不同风速下始终保持最佳转换效率，使输出功率最大，从而提高系统性能。随着风电机组功率等级的增加，采用变桨距技术已是大势所趋。目前变桨执行机构主要有两种：液压变桨距和电动变桨距，按其控制方式可分为统一变桨和独立变桨两种。在统一变桨基础上发展起来的独立变桨距技术，每支叶片根据自己的控制规律独立地变化桨距角，可以有效解决桨叶和塔架等部件的载荷不均匀问题，具有结构紧凑简单、易于施加各种控制、可靠性高等优势，越来越受到国际风电市场的欢迎。

兆瓦级变速恒频变桨距风电机组是目前国际上技术比较先进的风力机型，从今后的发展趋势看，必然取代定桨距风力机而成为风力发电机组的主力机型。其中变桨距技术在变速恒频风力机研究中占有重要地位，是变速恒频技术实现的前提条件。研究这种技术，提高风电机组的柔性，延长机组的寿命，是目前国外研究的热点，但是国内对此研究甚少，对这一前瞻性课题进行立项资助，掌握具备自主知识产权的独立变桨控制技术，对于打破发达国家对先进的风力发电技术的垄断，促进我国风力发电事业的进一步发展具有重要意义。

为了获得足够的起在变桨距系统中需要具有高可靠性的控制器，本文中采用了OMRON公司的CJ1M系列可编程控制器作为变桨距系统的控制器，并设计了PLC软件程序，在国外某知名风电公司风力发电机组上作了实验。

2变桨距风力机及其控制方式

变桨距调速是现代风力发电机主要的调速方式之一，如图1所示为变桨距风力发电机的简图。调速装置通过增大桨距角的方式减小由于风速增大使叶轮转速加快的趋势。当风速增大时，变桨距液压缸动作，推动叶片向桨距角增大的方向转动使叶片吸收的风能减少，维持风轮运转在额定转速范围内。当风速减小时，实行相反操作，实现风轮吸收的功率能基本保持恒定。液压控制系统具有传动力矩大、重量轻、刚度大、定位精确、液压执行机构动态响应速度快等优点，能够保证更加快速、准确地把叶片调节至预定节距[4][5]。目前国内生产和运行的大型风力发电机的变距装置大多采用液压系统作为动力系统。

图1变桨距风力发电机简图

如图2所示为变桨距控制器的原理框图。在发动机并入电网之前由速度控制器根据发动机的转速反馈信号进行变桨距控制，根据转速及风速信号来确定桨叶处于待机或顺桨位置；发动机并入电网之后，功率控制器起作用，功率调节器通常采用PI（或PID）控制，功率误差信号经过PI运算后得到桨距角位置。

图2变桨距风力机控制框图

当风力机在停机状态时，桨距角处于90°的位置，这时气流对桨叶不产生转矩；当风力机由停机状态变为运行状态时，桨距角由90°以一定速度（约1°/s）减小到待机角度（本系统中为15°）；若风速达到并网风速，桨距角继续减小到3°（桨距角在3°左右时具有最佳风能吸收系数）；发电机并上电网后，当风速小于额定风速时，使桨距角保持在3°不变；当风速高于额定风速时，根据功率反馈信号，控制器向比例阀输出-10V－+10V电压，控制比例阀输出流量的方向和大小。变桨距液压缸按比例阀输出的流量和方向来操纵叶片的桨距角，使输出功率维持在额定功率附近。若出现故障或有停机命令时，控制器将输出迅速顺桨命令，使得风力机能快速停机，顺桨速度可达20°/s。

3变桨控制器的设计

3.1系统的硬件构成本文实验中采用国外某知名风电公司风力发电机组作为实验对象，其额定功率550KW，采用液压变桨系统，液压变桨系统原理图如图３所示。从图３中可以看出，通过改变液压比例阀的电压可以改变进桨或退桨速度，在风力机出现故障或紧急停机时，可控制电磁阀J-B闭合、J-A和J-C打开，使储压罐1中的液压油迅速进入变桨缸，推动桨叶达到顺桨位置（90°）。

图３.液压变桨距控制系统原理图

本系统中采用OMRON公司的CJ1M系列PLC。发电机的功率信号由高速功率变送器以模拟量的形式（0～10V对应功率0～800KW）输入到PLC，桨距角反馈信号（0～10V对应桨距角0～90°）以模拟量的形式输入到PLC的模拟输入单元；液压传感器1、2也要以模拟量的形式输入。在这里选用了4路模拟量的输入单元CJ1W-AD041；模拟量输出单元选用CJ1W-DA021,输出信号为-10V～+10V，将信号输出到比例阀来控制进桨或退桨速度；为了测量发电机的转速，选用高速计数单元CJW-CT021，发电机的转速是通过检测与发电机相连的光电码盘，每转输出10个脉冲，输入给计数单元CJW-CT021。

3.2系统的软件设计

本系统的主要功能都是由PLC来实现的，当满足风力机起动条件时，PLC发出指令使叶片桨距角从90°匀速减小；当发电机并网后PLC根据反馈的功率进行功率调节，在额定风速之下保持较高的风能吸收系数，在额定风速之上，通过调整桨距角使输出功率保持在额定功率上。在有故障停机或急停信号时，PLC控制电磁阀J-A和J-C打开，J-B关闭，使得叶片迅速变到桨距角为90°的位置。

变桨控制 第3篇

【关键词】MW级风机；液压变桨距；控制

引言

2009年，我国提出建设坚强智能电网的战略规划，在建设智能电网的背景下，风力发电作为优质新能源得到了迅猛的发展，MW级风机是目前陆地风电场的主流机型，随着电网规模的不断扩大，风电机组也向着大型化和规模化发展，对MW级风机液压变桨距控制技术的研究成为热点。

一、MW级风机的变桨距技术分析

1.1MW级风机的运行特性

风能是一种清洁的可再生能源，也是目前最有发展前景的新能源。伴随世界能源需求持续增长，大量的陆地和海上风电场投入使用，风力发电机组的风轮直径不断增大，受到风剪切、塔影效应、湍流等因素的影响也不断增大，运行时的不平衡受力荷载也随之增加，同时，机组在运行时，如果进行改变桨距、风机刹车、偏航、脱网等控制时，也会引起相应位置的负载变化，从而带来整个风电机组的受力变化。

基于此，风力发电机组的控制技术也不断革新，从传统的定桨距控制发展到变桨距控制，以更好的降低风力发电机组的不平衡受力载荷，提升对风能量的利用率，以适应电网发展的需求。

1.2MW级风机的控制方式

变桨距控制和定桨距控制是风力机功率的两种主要控制方式，变桨距控制是指风机的叶片绕着安装轴旋转，风机的桨距角不断变化来获得最佳的气动特性，从而改善浆叶和风机的受力状况。由于变桨距控制具有良好的起动和制动性能，因此对风能的利用系统较高，当功率达到额定功率点以上时，风机具有平稳的输出功率。基于此，目前大型的MW级风机多采用变桨距控制方式。

根据风机变桨距原理不同，又可以将风电机组变桨方式分为液压变桨（如丹麦的VESTAS）和电动变桨（如美国GE）两种。其中，液压变桨是通过液体压力来驱动执行机构进行变桨控制，电动变桨是通过伺服电机驱动齿轮来进行变桨控制。对于MW级风机来说，由于其叶片的长度、质量、体积都相对较大，因此变桨时所需要的力矩也随之变大，与电动变桨相比，液压系统能够提供较大力矩，因此，目前大型的MW级风机的同步变桨距伺服系统中，较多的采用了液压变桨方式。

液压变桨距根据驱动形式的差异，又可以分为叶片单独变桨距和统一变桨距两种方式，在大型的MW级别风机中，独立变桨距使用较多，风机的每个叶片根据自己的控制策略来独立的变化桨距角β，目前常用的是桨叶加速度信号或桨叶方位角信号两种控制策略，以电液变桨距为例，主控制器和轮毂内的液压系统控制器通过现场总线连接，辅以传感器，来实现桨叶的精确变桨的目的。风力发电系统是一个多变量、非线性、强耦合性的复杂系统，随着以模糊控制、神经网络、贝叶斯网络为代表的智能控制技术发展，对大型风电机组独立变桨距的智能控制逐步应用，能够在人工不干预条件下，自动控制智能设备实现变桨控制策略。

二、风机液压变桨距技术的气动特性和控制原理

2.1贝叶斯（Betz）理论

风轮是MW级风机的能量捕获部件，根据贝叶斯（Betz）理论，假设风轮为一个平面的浆盘，即：风机为轮毂，且叶片无穷多，气流流经风轮时没有阻力，且气流均匀。由于流经风轮后的风速不会为零，因此，风能的能量不能够被风机完全利用，仅有一部分能够转化为叶片的机械能。在单位时间内，风轮所吸收且能够使风轮旋转的风能为：

其中，V1为通过风轮截面A的速度，V2为风轮后方的风速。则E可以认为是V2的函数，对dE/dv2求导，可以得到风轮能够吸收的最大风能为：

取风能利用系数，其中，E为单位时间内风轮吸收的风能， Ein为通过风轮旋转面的全部风能。根据贝叶斯理论可得理想风轮的最大理论效率为：，也即：即使能够无损的吸收全部风能，也仅有约59.3%的能量被风机利用。

2.2最大风能的捕获

风能的利用系数可以为风电机组叶尖速比和浆距角的函数，可以近似表示为：

可见：桨距角固定时，存在一个最优的叶尖速比，使得风能的利用系数Cp取得最大值；当叶尖速比固定时，桨距角时，风能的利用系数Cp较大，随着的逐渐增大，Cp将不断下降。

据此，得出MW级风机的液压变桨距控制原理：通过改变桨距角 来改变风机桨距，进而改变风轮的转速进行变桨控制，当风速在额定风速以下时，保持桨距角，使得风能的利用系数Cp达到最大值，获得最大风速；当风速大于额定风速时，进行变桨控制不断调节桨距角，捕获最大风功率，使风机的输出功率稳定在额定功率。

三、对MW级液压变桨距控制技术的研究

3.1液压变桨距系统的组成

如下图1所示为风机液压变桨距系统的组成：

风机液压变桨距是一个自动控制系统，包括变桨控制器、D/A转换器、液压控制单元、执行机构、位移传感器等。其中，变桨控制器接受变桨指令并控制伺服阀和比例阀，并对桨距信号进行监控。伺服阀、比例阀、液压缸是变桨控制的执行机构，用来快速执行变桨控制指令，要求具有良好的跟随性，位移传感器用来检测桨距角的变化量。变桨距控制系统实际上是一个位置伺服系统，通过控制器向每个浆叶发送变桨指令，并进行信号指令的传送和工作状态的通讯。

3.2液压变桨距系统的工作过程

设风电场所在地风速为V，风机的额定风速为VN，风机的切入风速为Vci，风机的切出风速为Vc0，根据的V大小，可以将MW级风力发电机组在变桨距控制下的工作过程分为三个阶段：

当时，为确保风力发电机组的损耗降到最低，机组桨距角控制在90°，风力发电机组处于制动状态，也即刹车状态；当时，机组桨距角转到0°，机组开始并网发电，并通过变桨距控制跟踪风速变化，取得最优风能利用系数，进行最大风能捕获；当时，便将控制增大桨距角以降低风能利用系数，将发电机的输出功率控制在额定值；当时，为确保风机安全，控制系统发出停机指令，桨距角重新转到90°，风电机组抱闸停机，以免被大风吹坏。

液压变桨距系统具体工作过程如下：动态追踪风速变化，控制系统根据给定算法给出最佳桨距角，输出相应的桨距角调节信号，并以电信号的方式输入桨距控制器，桨距控制器接收到控制指令后，经过D/A转换器控制伺服阀和液压缸运行到指定的位置，液压缸带动推动杆、同步盘同步变化，同步盘再通过短传轴、连杆、长转轴等部件，推动偏心盘转动，最终带动MW级风力发电机的叶片变化达到变桨角。液压变桨距系统还具有位移传感器，能够将液压缸的位移经过A/D转换为浆距信号反馈给便将控制系统。

结语

目前，液压变桨距在我国风机控制中得到了普及和应用，随着我国风电产业的迅猛发展，相应的控制策略也在不断的创新与完善中，MW级风力发电机组的可靠性和对风能的利用效率也相应提升，随着BP神经技术、模糊控制、人工智能等先进控制思想在风机控制领域的应用，风机液压变桨距的控制技术将获得长足的发展。

参考文献

[1]孟明.兆瓦级风力发电机组电动变桨距控制技术的研究[D].河北工业大学2013年硕士论文.

[2]黄潍.永磁直驱风力发电机组变速变桨距控制技术的研究[D].东北工业大学2014年硕士论文.

一种新型独立变桨控制器设计 第4篇

由于受到风剪、塔影和湍流等因素的影响,导致风轮扫风面内受到的风速、风向不同,从而使得风力机各处均产生不平衡载荷[1,2,3,4]。在大型风力发电机组中,发电机转子、齿轮箱和传动轴等机械工件有振动、疲劳损伤等问题,而电能质量不佳也是需要考虑的因素[5,6]。为解决这些突出的问题,延长机组寿命,独立变桨控制技术应运而生[7]。

目前,国内外专家研究独立变桨控制都致力于减小风轮旋转过程中所产生的挥舞弯矩、偏航力矩以及俯仰力矩等。参考文献[8]通过分析风轮扫风面上的速度分布,提出一种基于桨叶方位角的分段权系数独立变桨控制,计算在分段PID变桨控制策略下权系数值,结果减小了桨叶的挥舞弯矩,且输出功率更加稳定。参考文献[9-10]分析了风轮在旋转过程中由于风剪和塔影效应产生的载荷,提出一种将多变量的控制问题通过坐标变换解耦理论,应用到设计独立变桨控制策略中,显著降低了不平衡载荷。

上述文献仍然没有解决不平衡载荷控制困难、输出功率不稳定等问题。针对上述缺点,本文提议的基于系统分解的独立变桨控制策略能很好的优化上述问题。

1 新独立变桨控制策略

1.1 优化的独立变桨控制策略

对风力机的不平衡载荷进行频谱分析以及研究风力机桨叶受力与方位角的关系,可以获得自然风作用在风力机桨叶上产生的呈周期性变化的气动力和气动弯矩。为减小风力机受到的不平衡载荷,需要变桨的角度也必然要呈一定周期性变化。为达到更好的控制效果,独立变桨控制技术需要在统一变桨的基础上进行改进,即需要在统一变桨角β0的基础上分别对三只桨叶的桨距角进行微调。由于大型风力机是一个大惯性、非线性系统,又工作在相对恶劣的环境中,自然风况复杂,在统一变桨基础上的桨距角增量βi(i=1,2,3)不可能是一个完全正弦变化量,所以还需要设计一个载荷反馈系统,得到除上述两种情况外的桨距角增量Δβi,最终风力机每只桨叶所需变桨的角度为β0+βi+Δβi。基于上述分析,本文提议的独立变桨控制策略是将整个风力机的变桨系统分解为三个互不耦合的子控制系统,每个子系统都有其对应的控制策略,最后将三个子系统的结果叠加,即是风力机最终需要调节的桨距角。

1.2 子控制系统

三个子控制系统如下:

(1)统一变桨角β0:通过优化的独立变桨控制策略应首先使风力发电机组的功率输出相对稳定,为更好的减小风力机载荷和优化功率输出曲线,需要在统一变桨基础上进行独立变桨控制策略的研究。

(2)周期类正弦前馈系统βi:为保证桨距角变化过程中风力发电机组输出功率稳定,该子系统既要满足三个桨距角的周期性变化又要满足其在方位角上相差120°,因此假设该子系统所需变桨角度有相同幅值、相角和频率,方位角相差120°的正弦量,如式(1)所示:

式中:A、ω、φ参数与风力机模型的选取和风轮旋转周期有关。

(3)载荷反馈系统Δβi:由于风力机结构复杂且实际风况不可预测,前两个子系统不可能工作在完全正弦的变化量中。为使整体的独立变桨控制系统能更接近于实际情况,需载荷反馈系统。

优化的独立变桨系统分解为三个单独变桨的子系统,相互之间没有耦合关系,可以直接叠加,即优化的独立变桨控制策略下的风力机的每只桨叶分别所需要转动的桨距角见式(2):

2 控制器设计

2.1 统一变桨子系统控制模型

不考虑风剪、塔影和湍流等因素对风力发电机组的影响,只考虑平均风速作用在风轮上时的情况,即忽略风力机的不平衡载荷。变桨系统只有在高于额定风速时动作,所以只考虑高风速时的功率控制。统一变桨距系统根据功率给定和反馈进行变桨调节,控制过程如图1所示。

由图1可知,系统给定为发电机额定功率,反馈为输出功率,将两者的差值送入变桨控制器中,当输出功率高于额定功率时,变桨系统动作,增大桨叶的桨距角,反之则减小。此系统模型整个扫风面内的风速处处相同,改变桨距角的大小,风力机的风能利用系数Cp也随之改变,达到稳定发电机输出功率的目的。

2.2 周期类正弦前馈变桨子系统模型

在统一风况下(16 m/s的湍流风)下比较统一变桨控制和普通PID独立变桨控制下的桨距角变化情况,获得与方位角θ有关的偏差量,波形如图2所示。

由图2可知,从GH Bladed软件中提取出两种控制策略下的桨距角变化和偏差量,文中只取一个周期59组数据(0~2π)的方位角变化,表1为10组数据的结果。

rad

通过拟合,将方位角和桨距角差值见式(3):

公式(3)拟合的和方差SSE为0.012 05,确定系数R-Square为0.861,周期类正弦子系统所需的变桨角度值即为拟合得到的值。由表1知,普通PID独立变桨系统与统一变桨系统的桨距角最大差值为0.006 897,这里A取0.005 15满足范围,方位角θ=0.97 rad,也就是变桨调节时,有0.97 rad的方位角延迟。

2.3 载荷反馈子系统

考虑风力机实际的工作情况,在统一变桨的基础上不可能存在一个完全正弦变化量,为了让变桨系统更接近于实际情况,把第3部分设计为一个载荷反馈系统。

2.3.1 载荷计算

风轮平面内水平轴弯矩My和垂直轴弯矩Mz是机组不平衡载荷的主要来源,也就是俯仰弯矩Mtilt和偏航弯矩Myaw。根据叶素理论,可知风力机三只桨叶的挥舞弯矩如式(4)所示:

式中:M1、M2、M3为三个桨叶的挥舞弯矩;V1、V2、V3分别是作用在风轮桨叶上的相对风速;β1、β2、β3分别是风轮三只桨叶的桨距角;k、l为线性化系数。

在不考虑轮毂半径的情况下,风力机轮毂处的俯仰弯矩Mtilt和偏航弯矩Myaw如式(5)所示:

式中:ui为绝对风速。

2.3.2 LTI线性化

为简化控制器设计,将线性时变系统转换为线性时不变系统,引入Park变换,其变换矩阵P如式(6)所示:

风力机三只桨叶的挥舞弯矩M1、M2、M3,桨距角Δβ1cm、Δβ2cm、Δβ3cm,进行Park变换和逆变换后分别为M1cm、M2cm、M3cm,Δβ1、Δβ2、Δβ3。变换过程如式(7)、式(8)所示:

由式(5)至式(8)可得式(9):

式中:M1cm为没有实际意义的自行引入变量;M2cm为风轮俯仰力矩的相关量;M3cm为风轮偏航力矩的相关量。

将统一变桨子系统、周期类正弦前馈子系统和载荷反馈子系统得到的结果进行叠加,即可获得风轮每只桨叶最终的变桨角。

3 仿真分析

本文的仿真参数:额定功率2 MW,风轮半径40 m,轮毂高度61.5 m,塔架高度60 m,风力机切入风速3.5 m/s,切出风速25 m/s,额定风速12 m/s,风剪系数0.2,塔影修正因子0.8,湍流强度0.16。通过对比分析统一变桨和独立变桨两种控制策略的轮毂载荷和功率波动性的情况,进而验证新提出控制策略的优越性。

两种控制策略下,风力机桨叶力矩在轮毂固定坐标系下My和Mz对比如图3和图4所示。

由图3和图4可知:

(1)在轮毂固定坐标系下,统一变桨控制策略下My和Mz变化波动较大,其最大值分别达到了2.2 MN·m和1.2 MN·m,且从图3中很明显看出My呈正弦周期性波动。

(2)统一变桨控制策略下桨叶受力复杂且抖动严重,而优化的独立变桨控制策略下的风力机轮毂处My和Mz均有明显降低,其最大值仅分别有1.8 MN·m和1.0 MN·m,力矩的波动范围也有很大程度的减小,说明提议的独立变桨控制策略能减小桨叶上的不平衡载荷。

两种控制策略下输出功率对比如图5所示。

由图5可知,文中提议的独立变桨控制策略能减小输出功率的波动,更好地保证风力发电机的安全性能和并网的电能质量。

4 结语

针对由风剪、塔影和湍流等因素引起的风力机不平衡载荷,提出了基于系统分解的独立变桨控制策略,分解后的控制子系统控制器设计简单,计算量小,控制过程清晰,实现了独立变桨控制的前馈和反馈。相较于风力机统一变桨控制,提议的控制策略能很好地减小风力机轮毂处的不平衡载荷,使输出功率更加稳定,波动性明显减小。

摘要：针对风剪、塔影和湍流等因素导致风轮不平衡载荷严重的问题,提出基于系统分解的独立变桨距控制策略,把非线性复杂变桨距系统分解为三个简单的线性子系统,将互不耦合的子系统进行叠加,得到最终需要的变桨角。建立了变浆子系统模型并进行仿真分析,结果表明该控制策略能很好地降低轮毂固定和旋转坐标系下Y方向和Z方向的不平衡载荷,使得发电机输出功率更加稳定,波动性明显减小。

关键词：独立变桨,系统分解,非线性,耦合

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变桨控制 第5篇

重大新能源专利项目可行性研究报告

试看天下谁能敌?!

摘要：“变桨网状拉线风轮”主要特征为：有轮毂、轮圈、几十个叶片和使它们固定为一体的拉线，拉线从叶片内部纵向穿过，叶片为型材,并由在风轮上的杠连杆机构变桨。这是非常理想的发电风轮，已经国家级国内外查新和专利授权。基本完成78米直径、2兆瓦的大型“变桨网状拉线风轮”主要工程图设计，“五脏俱全”结构原理样机已成功问世，设计理论和功能特点已大体得到验证（见照片, 3.4米直径）。主流的大型三叶片发电风轮存在额定转速小而“漏风” 严重（例如，2兆瓦三叶片风轮额定转速小于20转/秒）、风能利用系数CP的均值低、成本高等缺陷。大中型变桨拉线风轮相应比较三叶片发电风轮，其主要优特点有：1 风能利用系数CP均值增倍，达0.5,风电量增加40%,降低了安装大中型风轮的风能密度条件。主要原因是叶片面积、分布、叶片截面形状和桨距角等容易通过优选法达到非常理想的状态，无论风速大小,通过风轮的不作用于叶片的风很少；其断面形状设计可取能获得最多风能的最优相对厚度，风控自动变桨后效果更明显。2 易表面不锈钢化、安全可靠性好、抗台风能力强、使用寿命长。原因是：①叶片是型材，容易用不锈钢薄板简单包裹表面；拉线和轮圈表面也容易不锈钢化，全表面不锈钢化后，大大增加其强度,寿命可长达40年以上；②拉线轮能承受的均载径向力最大的轮子。③实度、桨距角可通过叶片调节器快速低成本大幅度调节。等等。3 转动惯量增至九倍，上网风电质量稳定，天然具备“低电压穿越能力”。节省30万元/1.5兆瓦台的相关技术改造费用。因为转动惯量增至约九倍。4 更加环保：对鸟类伤害少、噪声可能较小。5 降低了安装大中型风轮的风场运输条件，节省了巨额运输费用。6 多数零件型材化，制造成本减半，甚至于减至三分之一。仅变桨成本2兆瓦机可能约2万元，而三叶片风轮的相应变桨成本现约50万元。

生产商效益:以2兆瓦拉线风轮一个为例,总成本（含税杂费）50万元(主要为不锈钢时90万元),质优售价应≥相应的含变桨装臵三叶片风轮现价170万元，利润≥120万元(主要为不锈钢时80万元), 利润率≥71%(主要为不锈钢时47%)。发电企业新增效益：①省约30万元/台的“低电压穿越能力”技改费。②按发电量增40%计,年新增发电效益400元/KW装机容量。

投资200万元就可与风电厂合作实施2兆瓦“拉线风轮取代三叶风轮发电示范工程”和申请美欧等经济大国专利。小样机已成功，大型机也一定能成功，示范工程成功后，若有约50%国内风轮市场份额，则年总利润约20亿元，相应的，公司年专利转让费和股红约1亿元以上。

“全球可利用的风能比可开发利用的水能总量要大10倍”。我国《新兴能源产业发展规划》明确，今后十年风电投资约1.5万亿元。开发推广拉线风轮取代三叶轮发电，对全球的风电和提水产业将影响巨大而深远。项目是可行的,南通锴炼风电设备公司认为是风电革命，已表合作意向。欢迎多家投资商和风电公司来共同合作，并敬请政府和有关部门投资、搭桥。

关键词： 新能源 风轮 风电 低成本 风能资源 建议 1 项目背景

“全球的风能约为2.74X109MW，其中可利用的风能为2X107MW，比地球上可开发利用的水能总量还要大10倍”。“风能作为一种无污染和可再生的新能源有着巨大的发展潜力，特别是对沿海岛屿，交通不便的边远山区，地广人稀的草原牧场，以及远离电网和近期内电网还难以达到的农村、边疆，作为解决生产和生活能源的一种可靠途径，有着十分重要的意义。风力发电没有常规能源（煤电、油电、核电）会造成环境污染的问题。风力发电的经济性日益提高，发电成本较低，低于油电和核电，如果计及煤电的环境保护及交通运输等投资，风电成本也低于煤电。风力发电场建设工期短，单台机组安装方便。投资规模灵活，易操作。

“当前，我国的风力发电难题主要是工程造价高和上网电价高”。本项目的主要目的就是大幅度提高风能利用系数CP，大幅度降低风轮造价，提高安全系数，成倍增加使用寿命。

目前，三叶风轮是主流发电风轮。虽然已经有全套三叶风电设备成熟的产品和市场，但是存在着下列重大缺陷:①太多的通过大中型机的风不作用于叶片，致使起动特性差、风动能利用系数CP（风轮得到的转动能与通过风轮的风动能之比）的均值较低，在3米/秒以下风速时的CP值基本为零，5米/秒风速时的CP值仅约0.25，约7米/秒风速时的CP值才达到0.4；②其叶片是一种复杂的悬臂梁，大中型叶片生产难度和质量控制难度大而成本价格高，例如750KW的三个叶片价 格（不含运杂费）约70万元,每千瓦价0.093万元,而几十千瓦的风轮每千瓦价更高——这可能是我国几十千瓦的中型风电较少的重要原因；③ 大型叶片粗、长、重而运输困难，致使许多风场不能使用上；④ 大型叶片的质检难度大，人们对它的安全感差，客户难以做到很放心地购买，而影响产品的推广应用。项目的自有核心技术

该风轮是一种风动能接收转换装臵(发明专利申请号201010563083.7, 201110296609.4,实用新型专利号201020629727.3等),包括有：轮毂、轮圈、叶片和使轮毂和轮圈固定为一体的拉线。叶片安装在拉线上,拉线从叶片内部纵向穿过，叶片是外包不锈钢薄板翼状断面铝合金或塑料型材,由在风轮上的杠连杆机构变桨。由于是安装了叶片的单位重量的直径和承载力最大的轮子“拉线轮”，而且其外观呈网状,所以可称之为“变桨网状拉线风轮”,简称“拉线风轮”。项目已通过广西科技情报所国家级国内外查新，已获实用新型专利权及发明专利申请初审合格,“五脏俱全”结构原理样机已成功问世，设计理论和功能特点已大体得到验证（见照片及演示文稿, 3.4米直径），78米直径（2兆瓦）的拉线风轮已基本完成主要工程图设计。项目的先进性

大中型变桨拉线风轮比较目前主流的比较先进的三叶片发电风轮，有下列六方面主要优特点：

3.1 风能利用系数CP均值增倍，达0.5,风电量增加40%,降低了安装大中型风轮的风能密度条件。

对于三叶风轮，一般来说，在3米/秒以下风速时的CP值为零，5米/秒风速时的CP值仅约0.25，约7米/秒风速时的CP值才达到0.4； CP均值约0.25，仅达CP的极限理论值0.593(贝茨极限)的42%。主要原因是太多的通过风轮的风不作用于叶片；而且,作为一种悬臂梁,其断面形状设计为了首先能承受很大的足够弯应力，不得不取风阻大的、只能获得较少风能的大相对厚度（叶片单位弦长的厚度）。在额定功率时，其尖速比λ一般在6左右时CP峰值可达0.45，这时，叶尖速度约80米/秒，相应的风速约13米/秒，而风场平均风速一般约6米/秒，显然，其CP达0.45的机会是很少的。

对于变桨拉线风轮样机(见照片及演示文稿)，与相应三叶风轮比较，转矩约增至4倍以上，转动阻力却只增加约一倍，不到1.5米/秒风速即可启动，并且启动后CP值即达0.5以上，CP均值约0.5，达CP的极限理论值0.593的84%。主要原因是叶片面积、分布、叶片截面形状和桨距角等容易通过优选法达到非常理 想的状态，无论风速大小,通过风轮的不作用于叶片的风很少；其断面形状设计可取能获得最多风能的最优相对厚度，风控自动变桨后效果更明显。具体表现在其样机：①叶片多（24个）而细，叶片平面总面积为1.8平方米,风轮实度（叶片在风轮轴向的投影面积与风轮掠扫面积之比）为0.2,为相应三叶风轮实度的2倍，风轮转矩增加一倍；叶片面积的大部靠近轮周，风轮转矩又增加一倍；变桨对实度变化的影响比三叶轮大得多。将这三种效果叠加后，风轮转矩约增大至4倍以上；②拉线从叶片内纵向穿过，叶片支撑在已拉直的钢绳拉线上，叶片宽度仅0.055米(2兆瓦机叶片宽初步设计为0.35米,叶片数80)这样，叶片承受的纵、横向弯曲应力都很小，因而从头到尾都很薄（仅比拉线厚一点），其相对厚度大约是悬臂梁三叶片相应的平均相对厚度的三分之一；又由于桨距角为0°～28°是大多数情况，虽然与三叶轮比，叶片平面总面积大一倍，但在风轮转动方向，叶片的投影总面积并没有相应成比例增加，大约只增加三分之一，转动总阻力增加不大。考虑到叶片面积分布和叶片截面形状的不同，总的叠加权衡下来，风轮转矩约增大至4倍以上，转动总阻力约增加一倍，CP均值约增加一倍达0.5，发电量相应增加约40%。这样，变桨拉线风轮额定风速就可以低一些，一般可比相应三叶风轮的额定风速降约一个风力等级，如2兆瓦机额定风速可从13米/秒左右降至11米/秒。

现有风能利用书籍中所描述的多叶片风轮都不是变桨拉线风轮，这种多叶片风轮与三叶轮比较，其叶片都是悬臂梁，其平面总面积、风轮转动方向上叶片投影总面积和转动总阻力是大致成比例相应增加的，显而易见，不可将书中所标示的其力矩特性、功率特性等性能曲线简单套用于变桨拉线风轮。

3.2 易表面不锈钢化、安全可靠性好、抗台风能力强、使用寿命长。三叶轮的叶片是一种在工作时所受的内应力很大的复杂悬臂梁；大中型三叶片生产难度和质量控制难度大，被台风吹断裂的现象时有发生；在风砂的冲击下叶片表面损伤大；由于其形状复杂，难以用不锈钢薄板包裹表面，表面大多是用玻璃钢或碳纤维制成，质量好的寿命一般仅20年。

变桨拉线风轮安全可靠性好、抗台风能力强、使用寿命长的原因是：①叶片是型材，容易用不锈钢薄板简单包裹表面；拉线和轮圈表面也容易不锈钢化，全表面不锈钢化后，风砂的冲击下叶片表面损伤小，大大增加其强度,寿命可长达40年以上；拉线风轮报废残值高,客户容易检查质量而放心购买。（据网上资料，美国纽约的克莱斯勒大厦地处沿海受污染的环境，但它表面的不锈钢历经80载却依然熠熠生辉。）②在相同轮径、相同轮毂厚度条件下，拉线轮是单位质量能 承受的均载径向力最大的轮子。③实度、桨距角可通过叶片调节器快速低成本大幅度调节——叶片旁有杠连杆机构等桨距角自动调节器。风轮的“实度”（叶片及其支撑物的投影面积与风轮面积之比）小，比较三叶片轮，虽然叶片面积大幅度增加，其实度在台风下自动变桨后为0.1以下，所受风压并没有相应增大。④现设计的轮圈、钢绳、轮毂、叶片等受力件强度安全系数1.38以上,刚度足够，风轮承载力高而不容易损坏，稳定性较好。⑤由于叶片是支撑在从其内部穿过的拉直的钢绳上,叶片宽度小,强台风下其纵、横向弯曲应力都不大。

从变桨拉线风轮样机照片可看到，3.4米外径的轮圈是用一般的20毫米镀锌水管制成的，该风轮样机的质量(不包含塔架和发电机)为30千克，钢绳拉线直径4毫米（本应按计算用3毫米的，但因配件制造难度大等原因，而用4毫米的代替）。虽然叶片内钢绳拉直调节后，该轮圈的不平度为50毫米，不圆度为10毫米，风轮运转后，由于离心力的作用，该轮圈不平度将随转速的增加而变小，负面影响不大，是可以接受的低成本偏差。该风轮样机的质量(不包含塔架和发电机)仅30千克。经估算，变桨后其实度降到0.08,可以短时间承受85米/秒史上最大风速。

3.3 转动惯量增至九倍，上网风电质量稳定，天然具备“低电压穿越能力”。据报道，近年，由于许多三叶风电机不具备“低电压穿越能力”，不少风电场发生了“脱网”事件，造成了严重的经济损失，因而要进行相应的技术改造。其费用为30万元/1.5兆瓦装机容量。不具备“低电压穿越能力”三叶风电机，在电网故障电压瞬间降低的情况下，外观的表现是其风轮转速相应突然变快。鉴于此，有专家提出了“利用快速变桨来减小输入机械转矩, 限制转速上升”的设想，从而达到具备“低电压穿越能力”。然而，由于叶片质量大，变桨过于突然将产生的巨大惯性冲击而造成风机损坏，使该设想难以成为现实。

而变桨拉线风轮转动平稳，上网风电质量好, 天然具备“低电压穿越能力”，节省30万元/1.5兆瓦台的相关技术改造费用。因为：半个拉线风轮重心至轮中心距离是相应的半个三叶风轮重心至轮中心距离的三倍左右，风轮质量相同而转动惯量却增至约九倍。

3.4 更加环保：对鸟类伤害少、噪声可能较小。

因大型三叶风轮转速一般15至20转/分，鸟类以为从相邻叶尖之间很大空间很大飞过没有问题，所以才被打中。大拉线风轮叶片为80个左右，相邻叶尖间距小，叶片均在轮圈内，鸟儿就很少从二叶片和轮圈之间这样小的空间飞过。由于三叶风轮在额定风速（约13米/秒）时叶尖速度一般为80米/秒以上，叶片 又有点像风琴发音片这样只固定一端的东西，所以噪声大。拉线风轮是转距较大、转速稍慢（相应大型机额定风速约11米/秒，少了2米/秒），叶片从到尾是固定在拉线上，噪声可能较小。

3.5 降低了安装大中型风轮的风场运输条件，节省了巨额运输费用。大中型风轮可在一般风场当地组装，其断面管状大轮圈可在风场当地由简单的专用设备架设分段焊接而成，无需像三叶片轮那样要大型车辆和相应道路来运输。好的风场，多在道路较差的边远地方和山区，这一优点更加使风能资源容易得到较好地开发利用，意义重大。

3.6 多数零件型材化，制造成本减半，甚至于减至三分之一。

大中型三叶片是一种受内应力巨大的复杂悬臂梁，制造用的大中型模具等设备费用巨大，难以自动化或半自动化生产及质量检测，所以制造成本高昂，而且质量稳定性较差。例如近年750KW的三个叶片价格（不含变桨装臵和运杂费）约70万元,每千瓦价0.093万元；另外，由于大型叶片粗、长、重而运输困难，还要加上高昂的运输费用；还有，为提高效率和增强抗台风能力，现代三叶风轮增加了昂贵的变桨装臵，2兆瓦变桨装臵现价达50万元/套，2兆瓦变桨三叶轮现总价达170万元/台，成本约150万元/台。三叶风轮制造成本太高已是业内的共识。

由于在相同轮径、相同轮毂厚度条件下，拉线轮是单位质量能承受的均载径向力最大的轮子，而且，变桨拉线风轮叶片、轮圈、拉线和变桨杠连杆等绝大多数零件是型材，可自动化或半自动化生产，制造用的模具等设备费用少，所以其制造成本低。例如,叶片是铝合金或塑料通用挤出机高速低成本生产的断面翼型中空型材,可快速在拉线上装卸叶片。为了使叶片迎风角、宽度等参数能随风轮半径变大而变化, 型材叶片可用“叶片连接套”分多段阶梯式地安装在拉线上。以完成初步设计的2兆瓦变桨拉线风轮一个为例,其连轮毂和变桨装臵的总质量约30吨，与相应的三叶风轮总质量差不多，而成本仅约50万元，约为2兆瓦变桨玻璃钢三叶风轮成本的三分之一；若叶片、轮圈、变桨杠连杆等重要零件表面和拉线为不锈钢时，2兆瓦变桨拉线风轮成本约为90万元，约为变桨玻璃钢三叶风轮成本的60%。另外，运输运费大减,又减少了制造成本。项目的直接经济效益分析(与三叶风轮比较,未含国外)4．1 拉线风轮生产商效益

现基本完成78米直径(2兆瓦)拉线风轮初步设计。以2兆瓦变桨拉线风轮为例：直径78米轮圈用外径351毫米、壁厚8毫米钢管制成, 重16397千克,若是普通钢管费用为13万元；钢绳直径20毫米、总长2944米，总重4563千克,若是普通钢绳为5.5万元；拉线上的0.25米宽叶片中空复合料型材: 共2800×1.5千克/米＝4200千克,费用9万元：轮毂总重7.05吨,约5.6万元，变桨装臵约13万元；税杂等其它费用15.9万元 ,总费用50万元。因较优质,其售价应≥相应的含变桨装臵三叶片现价170万元（其中仅变桨装臵就50万元以上），则利润≥120万元, 利润率≥71%，利润/风轮的功率≥120万元/2000KW＝600元/KW。若轮圈是不锈钢复合管, 钢绳是不锈钢，叶片用0.3毫米不锈钢薄板包裹，则这三者费用分别相应增加至20万元、20万元和25万元，总成本（含税杂费）相应增至90万元，利润≥80万元, 利润率≥47%，利润/风轮的功率≥80万元/2000KW＝400元/KW。

由上比较分析可知, 变桨拉线风轮比三叶风轮成本减半。“据业内权威人士预测，到2020年，中国的风电装机容量将达到2亿～3亿千瓦”。若其中有0.5亿千瓦是拉线风轮容量,则全国拉线风轮叶片生产商的总利润为0.5亿千瓦×0.04～0.06万元/KW＝200～300亿元。相应的，公司年专利转让费和股红约1亿元以上。

4．2 拉线风轮发电企业的新增效益 ① 省下约30万元/1.5兆瓦台的“低电压穿越能力”技改费用。② 年新增发电效益333元/每KW装机容量。据中国风力发电网报道，天津津能大神堂风电场26兆瓦容量年供电5200万度,即200万度/兆瓦，若该风电场改用拉线风轮，按发电量增40%计,则每兆瓦拉线风轮机年增发电200万度×40%＝80万度,计为40万元，即年新增效益400元/每KW装机容量。项目实施方案

下一步，实施“拉线风轮取代三叶风轮发电示范工程”：与风电公司合作将一台其原有的2兆瓦左右的三叶风轮发电机改装为拉线风轮发电机，即用拉线风轮取代换下原机组的三叶风轮。若不计该风电公司已有的发电机、塔架等非风轮部分的投资，该拉线风轮及安装费用和申请美欧日印等经济大国专利权等约需投资200万元～500万元。凭本人四十多年的理论学习和几十架机器设计制造的成功经验，特别由于该结构原理样机（见照片）的成功，可以推断，大型拉线风轮一定能造成功。示范工程成功后，即可推广应用。风能资源和项目国内市场前景

“中国10m高度层的风能资源总储量为32.26亿kW，其中实际可开发利用的2.53亿kW。东南沿海及其附近岛屿是风能资源丰富地区，有效风能密度大于或等于200W/m2的等值线平行于海岸线；沿海岛屿有效风能密度在300W/m2以上，全年中风速大于或等于3m/s的时数约为7000～8000h，大于或等于6m/s的时数为4000h。“新疆北部、内蒙古、甘肃北部也是中国风能资源丰富地区，有效风能密度为200～300W/m2，全年中风速大于或等于3m/s的时数为5000h以上，全年中风速大于或等于6m/s的时数为3000h以上。黑龙江、吉林东部、河北北部及辽东半岛的风能资源也较好，有效风能密度在200W/m2以上，全年中风速大于和等于3m/s的时数为5000h，全年中风速大于和等于6m/s的时数为3000h。”

“绿色和平组织和欧洲风能协会提出了《风力12》报告，报告中指出到2020年，世界风力发电将达到世界电力总需求量的12%，我国电力发展“十一五”发展纲要中也指出，中国的风力发电将占世界风力发电总量的14%。风力发电与火力发电和水力发电比较，具有单机容量小、可分散建设等优点。……风力发电的优势和经济性、实用性等优点也必将显现出来。”

“随着酝酿一年多的《新兴能源产业发展规划》正式发布，我国2011年～2020年的能源发展规划将浮出水面。除核电和水电外，可再生能源投资将达到2万亿～3万亿元，其中风电约占1.5万亿元,到“十二五”末期，我国风电装机将达到9000万～1亿千瓦，到2020年中国风电装机将达到1.5亿千瓦。据业内权威人士预测，到2020年，中国的风电装机容量将远超过目前初步规划的1.5亿千瓦，达到2亿～3亿千瓦。”由于本项目的上述先进性，估计拉线网状风轮将占上述市场的较大份额。“2008年5月,国内从事风电叶片的厂家数目仅为30个,而仅仅两年后,这一数字迅速增加了3倍,达120余家”，“风电设备企业已达80家”，拉线网状风轮的出现，风电行业可能重新洗牌。结论和建议 综上所述可见，项目是可行的，而且对风电和提水行业将产生现实和深远的巨大影响。小样机试制前，南通锴炼风电设备公司就预言是风电革命,并已表合作意向。欢迎多家投资商和风电公司来共同合作，方式不限,联合向科技管理部门申报立项，并敬请政府和有关部门投资、牵线搭桥。

南宁市赛先生科技开发有限公司

陆中源 高级工程师

2011年12月2日

变桨控制 第6篇

变桨距控制系统作为兆瓦级风电机组控制系统的核心组成部分之一,对于提高风电机组的风能利用率、提高风电机组的出力、提高功率系数,避免阵风对风电机组的损坏、减小载荷波动对风电机组的影响、改善发电质量起到了非常重要的作用[1]。许多专家学者在改善风电机组功率输出和减少风力机载荷等方面做了大量的研究:Tomonobu Senjyu等[1]提出了基于平均风速和平均风速误差的控制策略,并利用广义预测控制对风电机组在全工作范围内进行变桨距控制,控制功率平稳输出;Hari Sharma[3],E.A.Bossily[3]等人提出了变桨距控制与转矩控制的联合控制策略来控制风电机组的动态运行,减少机组动态载荷,有效控制了功率的平滑输出;戴巨川等[5]对变桨距控制引起的载荷进行了深入研究,对变桨距控制的优化起到了重要作用。

本文在上述研究的基础上提出了功率和载荷协调的变桨距控制策略,根据机组实时载荷,实时风速进行资源短板评估,在权衡风力机载荷的前提下实现变桨距控制,有效地控制机组出力,降低风电机组的载荷,使机组能够更加安全稳定地运行,以延长风电机组的使用寿命。并用实验证明了功率和载荷协调的变桨距控制策略的可行性和有效性。

2 风电机组载荷模型

变桨距过程中,风力机叶片所承受的变桨距载荷主要考虑三种载荷[5]:空气动力引起的变桨距载荷;重力引起的变桨距载荷;离心力引起的变桨距载荷。本文以空气动力引起的变桨距载荷为例,分析研究变桨时,风力机载荷分布情况。

本文采用动量-叶素理论分析计算风电机组的空气动力载荷,空气动力变桨距载荷计算模型,如图1所示。

图1中,V0为来流风速,V1为气流速度,a为轴向诱导因子,a′为切向诱导因子,α为功角,β为节距角,为来流角,且满足α=-β。

作用在叶片上的升力d L和阻力d D可分别为:

式中,Cl为升力系数;Cd为阻力系数;ρ为空气密度;c为半径r处叶片弦长;dr为叶素厚度。

升力d L和阻力d D的合力为d R,其表达式为:

合力d R又可以分解成轴向力d N和切向力d Q,其表达式为:

合力d R与切向力d Q夹角为θ,其表达式为:

d R对B点的力矩可写为:

所以,由空气动力引起的变桨距载荷可表示为:

从式(8)中可以看出,空气动力引起的变桨距载荷与节距角有关,所以改变桨距角可以改变风力机空气动力载荷。

然而在同一风速下,桨距角越小,风力机捕获的风能越大,同时风力机承受载荷也越大,所以风力机载荷成为了制约机组安全稳定运行的一个短板。为了防止过大的变桨距载荷损害机组使用寿命,在研究变桨距时必须对机组载荷进行评估,使载荷风险最小化。

3 载荷约束的变桨距控制策略

3.1 变桨距控制器设计

变桨距控制器的设计要求让各个控制阶段平滑过渡,并取得良好的动态特性。本文采用经典的PID控制器,其Laplace型式可表示为:

其中,x是误差输入信号;y是输出信号;Ki,Kp和Kd分别是积分,比例和微分增益;时间常数τ防止微分项在高频时变大。

其原理图如图2所示:

3.2 协调控制策略

随着机组容量的增大,风电机组也变得越来越庞大,减小机组载荷已成研究的热点。在变桨距控制算法设计中,既要使机组输出功率维持在额定功率附近,又要避免过度的变桨距动作,以免加剧轮毂和叶片载荷,所以在控制器设计中要对风电机组的实时载荷,变桨速率,实时风速进行资源短板评估,在权衡风力机载荷承受能力的前提下实行优化控制,优化桨距角,使变桨距控制在保证风力机承受载荷的前提下,稳定的输出功率,兼顾发电量和机组载荷。

本文采用载荷和功率协调控制的变桨距控制策略,在兼顾机组载荷的情况下,协调控制功率的稳定输出。其控制方框图如图3所示。

图中设置了一个载荷测量模块和一个载荷阈值设定模块。当风电机组正常运行时,将载荷测量值与载荷阈值比较:

载荷测量值Fk,是根据风力机叶片应变片传感器测量得到的载荷值;载荷阈值Fd,是风电机组叶片厂家经过多年的湍流强度及其疲劳试验总结得出的长年代模拟阈值表[6],具体的要根据风电场风资源特点的相关经验值或模拟参数来参考。不同的年份对应不同的载荷阈值,在一定风速下,按一定的湍流强度,不同的疲劳强度范围与叶片阈值是成反比的,在不同年份、不同的载荷强度,对应不同的风电机组叶片载荷阈值。所以不同厂家,不同型号,不同材料的叶片载荷阈值曲线是不同的。

当ΔF0时,即载荷在阈值以下,此时追求功率,实行满功率输出。当ΔF>0时,风电机组主要追求的是功率和载荷协调的控制。此时,风电机组实行降功率控制,主控制器根据载荷、风速、电功率等发出桨距角参数命令和电磁转矩参数命令,送至变桨距系统,使风电机组调整输出功率,降低至ηPref(η<1),如果载荷值仍然大于阈值则再降低功率输出至ηηPref,如此循环,直到使机组载荷稳定在阈值范围之内为止。其变桨距控制流程图如图4所示。

4 仿真实验及结果分析

为了验证控制策略的可行性和有效性,采用GH Bladed外部控制器[7]来自定义变桨距控制算法,并在按照合作企业2MW永磁直驱风电机组产品参数对应建立的模型中进行仿真,其风电机组的主要参数见表1。

4.1 常规PID变桨距控制风力机叶片载荷分布

本实验是采用GH Bladed 3.67版本实验仿真环境,桨距控制采用Discrete External Controller外部控制器进行控制。

实验采用如图5(a)所示的3D湍流风,当风电机组按常规PID控制变桨时,风力机叶片产生的载荷如图5(b)所示。正常情况下,风电机组载荷值在阈值(图中的3.0线)范围内波动。但是,当风电机组使用年限比较久以后,风电机组出现老化疲劳现象,风电机组所承受的载荷阈值将会下降(图中的2.5线),若此时仍按常规PID控制变桨,风电机组将出现超载荷现象,给风电机组的安全稳定运行带来了安全隐患,所以必须对这种情况加以控制,本文通过变桨距控制实现降功率的方法实现功率和载荷的协调。文中Fd在正常情况时设定为3MNm,当风电机组老化疲劳时Fd设定为2.5MNm,并且η取0.9。

4.2 功率和载荷协调的变桨距控制

本文从静态、动态两个方面分别进行仿真和分析,阐明变桨距控制实现功率和载荷的协调。

4.2.1 静态分析

静态分析风速为14m/s时,不同桨距角风电机组载荷分布,如图6所示。

在GH Bladed 3.67版本的仿真实验环境中,在Time varying wind中选择No Variation,设置风速为14 m/s;然后在control模块中设置所需桨距角。

从图5(a)和5(b)中可以看到,当风电机组老化疲劳时,当风电机组运行在20s时,此时的风速为14 m/s,而此时的风电机组叶片载荷大于2.5 MNm阈值,出现超载荷现象。

当风速为14m/s,桨距角设为1.3°时,风电机组输出功率为2MW,风电机组叶片载荷在1.4~2.8 MNm范围内波动,超过叶片老化疲劳时设定的载荷阈值Fd2.5 MNm,如图6(b)所示,此时风电机组实行降功率控制,根据功率与载荷协调的变桨距控制策略,把桨距角调整为3.8°,此时风电机组输出功率降为1.8 MW,同时,叶片载荷在1.1~2.3 MNm范围内波动,低于载荷阈值,如图6(c)所示。从实验结果可以看出,当风电机组出现超载荷运行时,风电机组可以在牺牲输出功率的情况下,调整桨距角,降低风电机组载荷,达到降低风电机组载荷,延长风电机组使用寿命的目的。

4.2.2 动态分析

动态分析不同桨距角风电机组载荷分布及其输出功率与载荷的协调关系,如图7所示。

当采用如图5(a)所示的3D湍流风时,风电机组功率输出为2MW时,风电机组载荷超出阈值(见图7(b)),为了保证风电机组的安全运行,增大叶片桨距角(见图7(a)所示),实行降功率控制,此时风电机组载荷值下降到了阈值范围之内。所以,风电机组是在牺牲出力的情况下达到了降低风电机组载荷的目的(见图7(c)),实现了功率和载荷的协调。

5 结论

本文提出了一种功率和载荷协调的变桨距控制策略,在权衡风电机组载荷的前提下实现变桨距控制,有效地控制风电机组出力,降低风电机组的载荷,保证风电机组安全稳定运行,延长风电机组的使用寿命。采用GH Bladed仿真的结果证明了控制策略的可行性和有效性。下一步的工作是设计并优化计算实时载荷的算法,研究协调控制策略在合作企业2MW风电机组控制系统软硬件平台上的工程实现方法。

摘要：风力机启动阶段变桨距实现最佳力矩,额定风速以上时变桨距实现恒功率控制。正常情况下变桨距过程引起的载荷变化不会超过设计阈值范围。但是,当风电机组设备老化疲劳后载荷阈值可能会下降,出现超载荷运行的现象,危害机组安全。本文在建立风电机组数学模型的基础上,分析了桨距角和载荷的内在关系,提出了功率和载荷协调的变桨距控制策略。当风电机组超载荷运行时,改变常规的变桨距控制策略,调整桨距角,优化变桨速率,以降低风电机组输出功率为代价,减小风电机组载荷,保证风电机组安全稳定运行。采用GH Bladed建模仿真,其仿真结果证明了控制策略的可行性和有效性。

关键词：变桨距控制,载荷,功率控制,协调控制

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[6]Martin Kuhn.Offshore wind energy&support structure[J].Universitat Stuttgart,2006,6:126-129.

变桨控制 第7篇

随着风力发电在电力系统中比重的持续增加[1],风力机风轮直径也在不断增加,大风轮导致叶片受到的不均匀载荷大增,因而在做控制系统设计的时候必须考虑叶片的振动。桨叶的振动除了会导致叶片吸收风能的能力变化,还会影响风力机传动机构的机械应力及其疲劳寿命,当叶片振动超出其极限位置时还可能出现叶片断裂等严重后果,因此研究叶片的振动情况及如何对叶片的振动加以控制,是大功率机组控制器设计中关键的一环。

叶片是吸收风能的动力源,实际叶片是具有自身振动特性的柔性体。业界对于叶片的研究,主要集中于结构动力学模型[2],刚性叶片受力分析,以及受力控制方面[3],但从柔性叶片模型振动出发,研究控制对叶片响应的干预效果的关注度不足。本文从柔性叶片振动模型出发,考虑风激励引起叶片受力不均的一些特点,分析叶片受力不均对叶片及风轮振动的影响,找到结构模型、输入特性与控制方法之间的结合点。首先分析风剪切及塔影效应造成的风轮受力不均现象,然后建立叶片的柔性振动模型,在此基础上研究独立变桨技术对模型响应的控制效果,提出了新型独立变桨减小载荷的控制方法,并利用WRTS-800和PRDS-600仿真实验平台对控制策略进行仿真验证。

1 引起叶片振动的风速特性分析

自然界的风在时间和空间上的分布都是不均匀的[4]。影响风速变化的因素很多,本文主要从影响叶片不均匀载荷角度出发,选择塔尖高度因素、湍流阵风因素、塔影因素进行讨论。

1.1 风切效应

风剪切是平均风速随着高度的变化,即风速会随高度的增加而增加。假设地面即为零风速平面,则有风切经验公式为

式中:vH为离地参考高度H处的风速;vH0为轮毂中心H0处的风速;n为风剪切指数。

1.2 塔影效应

由于塔架对气流的阻塞,来流风速度在塔架的上游和下游都将使减小,称为塔影效应。对于上风向风力机来说,有塔影效应时,在塔影坐标系下某点上垂直于风轮旋转平面的速度可以表示为

其中:V0为平均参考风速;x1,y1为塔架坐标系下需计算风速点;DT为需计算高度处塔架直径;F为用户提供塔径修正因子。

若这点的方位角从底部静止中心相对于轮毂中心在±60°之间,式(2)即成立。

1.3 湍流及局部阵风

湍流特性是风的重要特性,湍流的存在,使风速具有时间上的随机性和空间分布上的无序性。这就会引起叶片在时间和空间上的造成受力不均衡,从而引起振动。在风轮某叶片进入局部阵风区时,其受力相对其他叶片就会发生变化,当叶片走出阵风区时,这种变化随之消失。如果局部阵风持续存在,因旋转采样的效果,风轮将会受到3P变化的载荷,在叶片上表现为1P载荷,从而引起结构振动。阵风的存在具有不确定性,所以振动规律难以把握,控制湍流及阵风特性引起的风轮振动,有别于塔影和风剪,下文具体分析。随着机组的大型化,风湍流随机变化会因为桨叶长度的增加而相互抵消。

2 柔性叶片模态振动模型

本模型暂不考虑叶片与风机其他部件的耦合关系,研究重点集中到非失速叶片自身动态特性。悬空叶片可以以悬臂梁这一成熟模型进行模态分析[5]。

半径r处的叶元在面外方向的振动方程为

式中:x为截面平面外位移;m(r)、为单位长度的质量和阻尼;EI(r)为弯曲刚度;q(r,t)为时变载荷。

叶片不同模态下引起的激励进行叠加,即为响应结果。

其中:μj(r)为第j阶模态振型;f j(t)为叶尖位移时变量。

从弦的自由振动和特征值问题出发,可知:

式(6)代入式(5)得

式(7)两端同乘于μi(r),并沿半径积分得

由模态正交性得

设单位长度阻尼的变化沿叶片的变化正比于质量的变化。则

故式(8)可变为

式(9)是叶片对时变载荷响应的基本方程。

叶片振动发生在关于弱主轴及强主轴的挥舞及摆振方向,叶片通常扭转15º左右,所以弱主轴一般不会在旋转平面内,一个主轴的振动必将与另一个主轴产生耦合。在15º扭转的情况下,经简化分析,一阶模态下弱主轴对强主轴的影响较小,可以忽略。叶片同样会发生扭曲振动,但由于叶片高扭转强度,扭转自然频率通常在湍流激励频率之上,所以可以忽略。

其一阶模态振型及频率可以用Stodola方法求解:(1)假设一种可能振型;(2)计算1rad/s频率下与之相关的惯性载荷并计算出这一载荷产生的变形;(3)除以叶尖偏移量使偏移标幺化,作为下次迭代输入模型形状;(4)重复(2)~(3)直到模型收敛,即

求二阶及以上模态振型类似于求一阶模态振型,不过在做第(2)步之前需减去包含的低阶振型,以免迭代收敛于低阶振型解。如:求2阶振型μ2T(r),需减去μ2c(r)。

二阶实验振型

且要满足正交条件

得到各阶模态频率及模态振型之后,若用式(9)解叶片模型振动,还需叶片外部激励数据。然后即可通过直接积分法或线性加速法等成熟的数值方法求解。

叶片激励力用叶片空气动力学模型求取。叶片空气动力学模型主要应用叶素理论和动量理论的组合推导各叶元在不同攻角下的升力系数C1及阻力系数Cd,然后考虑叶尖轮毂损失及尾流效应,最终确定叶片激励。本文在此只做概要论述。设叶元的周向力和轴向力分别为dFt,dFa。则

其中:dS为叶元面积;W为相对风速;ρ为空气密度;I为相对风速与旋转平面夹角。

3 柔性叶片减载策略

叶片设计时必须充分考虑疲劳载荷。循环应力是引起叶片疲劳的原因,因此减小叶片循环载荷对机组寿命的提高很有价值。控制桨叶循环应力可从控制桨叶周期性循环载荷和非周期性循环载荷两方面入手。

3.1 控制周期性疲劳循环载荷

风切和塔影效应会造成风轮平面内有效风速的分布不均匀,桨叶在旋转的过程中会承受周期性变化的轴向气动力,从而引起桨叶轴向挥舞振荡。从控制器能够起作用的角度出发,风轮各叶片的轴向气动力还随桨叶的桨距角变化而变化。叶元相对风速的增加,可以用增大桨距角使轴向气动力保持不变的方法;同样当相对风速减小时,可以减小桨距角来取得轴向气动力的稳定,从而减小桨叶上轴向气动力周期性变化的幅度。由此可知,可以根据3叶片每个桨叶所在的具体方位角分别调节其桨距角,从而调整其所受的轴向气动力,使整个风轮平面内轴向受力平衡,减小风轮平面不均匀载荷。

对于周期性载荷的独立变桨控制,可以依照方位角对统一变桨桨距角β进行分段微调[6]。设定一个依照叶片方位角变化的系数ki(i=1,2,3),使权系数及桨距角满足以下几点。

(1)以保证功率输出符合策略要求;

(2)第i个叶片桨距需求β*=kiβ;

(3)功率与风速成平方关系,故系数设置应有

(4)假设叶片1在方位角0°~120°之间变化,再把叶片做功段等效到叶片半径的1/2处,则由式(1)、式(2)可知

其中:ψ即叶片方位角;y1在此处变为定值即轮毂中心到塔架中心的距离。由风轮安装叶片的对称性,其他两个120°区域只用交换参考叶片的次序,与上述分析过程相同。

3.2 控制非周期性循环载荷

局部阵风和湍流因素都是非周期性疲劳载荷的诱因,这类激励的特点是有时间、大小和空间分布的不确定性,所以无法用固定的算法给予描述。要解决这一问题,必须借助传感器[7]。通过叶根部贴应变片,测量叶根应变,并通过计算转换为叶根弯矩,然后把这些测量值用科尔曼变换变把旋转的叶片坐标系下受力变换为固定的塔架坐标系下的受力,即把周期性坐标系中的独立叶片坐标映射到定轴坐标系,得到偏航力矩和俯仰力矩[6];然后设计一个凯末尔滤波器,对上述测量值的发展趋势进行预测;最后把预测值再次变换为旋转叶片坐标系下,作为独立变桨的依据。控制过程如图1所示。

4 仿真验证

基于许继WRTS-800风力发电机组仿真实验平台和PRDS-600变桨距仿真实验系统完成仿真工作。本仿真系统与之前的仿真系统相比,是真正的综合模拟仿真平台[8]。仿真实验参数基于某1.5 MW变速变桨机组数据,将其叶片划分为20段。代入柔性叶片模型,得到其模态频率如表1。叶片在各模态频率下的振型数据,在此不再列出。

根据叶片气动力学,得到叶片各截面时变受力,然后作为柔性叶片模型的外部激励,即可解出叶片振动情况[9,10]。为分析清楚起见,在12 m/s的恒定风速基础上加一幅值为2 m/s的阵风作为外部输入,应用集中变桨和独立变桨两种策略进行仿真。截取叶片1叶根1.21 m处的Y方向弯矩如图2所示。可以看出独立变桨明显减小了周期性应力幅值。图3为此外部激励所引起的叶尖位移,独立变桨策略下叶尖振动减小4.2%以上。因篇幅所限,其他仿真结果不再一一列出。

5 结论

1)通过理论分析搭建了柔性叶片的振动模型,可以在此模型基础上验证不同控制策略的控制效果,并成功在风机仿真实验台建立模型。

2)通过影响叶片振动的外部条件分析,总结了引起叶片疲劳载荷的激励源特性。

3)通过控制手段分析并完成了新型独立变桨策略设计,完成了叶片减载控制策略制定。

4)在风机综合仿真实验台上仿真验证了上述模型及新型独立变桨减载控制策略的有效性,经等效疲劳载荷后处理过程分析,同样风况下,本策略可减小叶根面外等效疲劳载荷4.2%以上。

摘要：为减小大型风机叶片疲劳载荷,针对某1.5MW变速变桨风力发电机组模型进行研究。利用WRTS-800和PRDS-600仿真实验平台进行仿真,分析了叶片周期性及时变性载荷源的特性。建立了用于仿真叶片振动情况的柔性叶片模型,得到了基于减小叶片疲劳载荷的、在时间域和空间域实时优化控制的独立桨叶控制策略。仿真结果表明,该控制策略与传统集中变桨控制策略相比,可减小叶根面外等效疲劳载荷4.2%以上。

关键词：柔性叶片,独立变桨,疲劳载荷,仿真

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变桨控制 第8篇

风电机组是一种复杂的系统,有很强的非线性特性。其转动惯量大,工作风速范围宽,系统阻尼比不稳定,且风力发电机存在耦合。此外,由于风能具有很强的随机性和季节性,因此风电机组还是一个参数时变的系统。由于叶片桨距控制实时性直接关系到电能质量,因此变桨距控制器尤为重要[1]。变桨距控制系统作为兆瓦级风力发电机组控制系统的核心部分之一,对机组安全、稳定、高效的运行具有十分重要的作用,稳定的变桨距控制已成为当前兆瓦级风力发电机组控制技术研究的热点和难点之一。本文对兆瓦级风力发电机组的变桨距控制方法进行对比分析和建模仿真,仿真结果表明模糊前馈与模糊PID结合的新型变桨距控制方法具有更理想的控制效果。

1 风力发电系统的数学模型

1.1 风力机模型

(1)叶尖速比λ

风轮叶片的叶尖线速度与风速之比称为叶尖速比,是风力机的一个重要特征值[2]。

式中:n为风轮的转速;w为风轮转动角速度;R为风轮半径;v为实际风速。

(2)风能利用系数CP

风能利用率系数是表征风力机效率的重要参数,用来衡量风轮从自然风能中所吸取能量的大小[3,4]。

式中.

式中:λ为叶尖速比;β为叶片桨距角;λi为中间变量。

(3)风力捕获的机械功率为

式中:ρ为空气密度;S为风力机叶片扫掠面积;V为风速;CP为风能利用率系数。

(4)风轮机械转矩为

式中:CP为风能利用系数;λ为叶尖速比;β为叶片桨距角;R为风轮半径;ρ为空气密度;v为风速。

1.2 发电机模型

本文采用的是恒速笼型异步风力发电机,定转子侧数学模型如下[5]。

(1)异步发电机定子侧数学表达式为:

其中

(2)异步发电机转子侧数学表达式为:

其中:

式中:φ、V、i、R、L、ωs、ωr分别表示磁链、电压、电流、电阻、电感、同步转速和转子转速。下标s、r、m、l、d、q分别代表定子、转子、励磁、漏磁、直轴、交轴参数。

(3)异步发电机机械部分仿真模型为[6]:

式中:H为传动链惯性时间常数;wr为电机转速;Te、Tm分别为电磁转矩和风机输入机械转矩;F为摩擦系数。

1.3 变距机构模型

其系统方程为:

其传递函数可表示为:

式中:β为桨距角输出;βr为输入桨距角;Tβ为时间常数。

2 模糊PID变桨距控制

PID控制的主要缺陷是PID参数难以确定,得经过大量试验才能调试出比较理想效果,而模糊PID以系统偏差e和偏差变化率ec作为输入,计算机根据控制系统实际响应状况,运用模糊控制规则表中的相关规则进行模糊推理,再对各个参数进行在线修改,以满足在不同e和ec时对控制参数的不同要求,实现对PID控制器参数的最优配备,从而让PID控制具有更强的适应性,优化了控制效果[7,8]。其原理框

在Simulink中建立模糊PID系统如图2所示。仿真结果如图3、图4所示。

采用模糊PID变桨距控制时,3个参数Kp、Ki、Kd的调节通过建立好的模糊控制器规则能很好地实现自动调整,克服了普通PID参数确定时的随机性和盲目性,并且从仿真结果可以看出,在该控制下输出功率的稳定性得到明显改善,波形更平滑,更接近额定功率。

3 模糊前馈与模糊PID相结合的变桨矩控制

当风速变化频繁且幅度大时,风轮转速以及输出功率也将跟随其频繁变化,若采用变桨矩控制,将引起风机桨距调节执行机构频繁动作,由于兆瓦级风力机的桨叶一般重达数吨,其转动惯量很大,风机桨距调节机构具有很大惯性和延时,若在变桨过程中由于延时来不及动作将造成风机瞬时过载。针对这一点,采用基于风速的模糊前馈方法,当

[9]在额定风速以上发生风速变化时,利用模糊推理,输出前馈桨距角,并与模糊PID控制器的桨距角相加作为变桨矩执行机构的输入,模糊前馈与模糊PID结合的变桨矩控制原理框图如图5所示。

在Simu1ink中建立模糊前馈系统图如图6所示。仿真结果如图7所示。

在系统中设置额定风速为9m/s,从图7可看出在达到额定风速后,带模糊前馈的模糊PID控制在3s时即有桨距角输出,并且当风速突然变化时(如图3)有较明显的桨距角跟随变化。而无前馈的模糊PID控制则在延时将近0.8s后才有前馈桨距角输出,风速突然变化时,桨距角变化不太明显。从图7可以看出带模糊前馈的模糊PID控制超调量明显减小,输出功率更平滑,控制效果更好。

4 结论

风力发电系统是一个涉及多学科的综合的复杂系统工程,在这个庞大的系统中,控制技术是其中的关键技术。本文针对PID变桨距控制方法中所存在的输出功率波形不够平稳、参数选择需经过大量实验调试等缺陷,采用了模糊PID带模糊前馈的控制方法。当在额定风速以上时,利用模糊推理,输出前馈桨距角,并与模糊PID控制器的桨距角相加作为变桨矩执行机构的输入,能较好地克服由于风机的转动惯量大所造成的迟延问题。Matlab仿真结果表明,该方法输出功率超调量以及调整时间都明显缩小,提高了输出电能质量。

摘要：由于风电机组具有多变量、非线性等特点,传统的PID控制器在风力发电的变桨距控制中存在一定的缺陷,对采用模糊控制和PID控制相结合的模糊PID变桨距控制进行了研究,设计了变桨距参数自调整模糊PID控制器,通过仿真表明这种控制策略控制效果明显优于PID控制,具有良好的静、动态特性和一定的自适应性。此外针对风电机组的时滞特性,采用将模糊前馈与模糊PID结合的新型变桨距控制方法,模糊前馈控制器能够根据风电机组的桨叶气动特性,在额定风速以上的不同风速段时,根据风速给出不同的适当的前馈桨距角,能够有效地减小系统的超调量,缩短调节时间。

关键词：风力发电机组,变桨距控制,模糊PID,模糊前馈控制

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变桨控制 第9篇

目前大型变速变桨风电机组通常采用PI控制器进行桨距控制。但由于额定风速以上到切出风速范围较大以及风速的随机性,使得输出转速的反馈信号滞后。在风速快速增加时,容易引起风力发电机组电机转速超调。而在风速突然下降时,又会引起转速的大幅下降,造成功率的大幅波动[1,2],所以仅采用PI反馈控制难以抑制输出功率波动。

针对PI变桨控制存在的不足,此次采用基于风扰动的前馈补偿控制对传统PI控制得到的参考桨距角进行在线补偿修正。当风速高于额定风速并发生突降时,前馈补偿控制器能够迅速减小桨距角的设定值,增加风轮吸收的风能。反之,控制器能够迅速加大桨距角设定值,增大桨距角,减小风能吸收,从而保证风轮转速能够快速稳定在额定值附近,降低发电机转矩波动,维持功率恒定。最后在MATLAB环境下进行仿真研究,验证了此次控制策略的可行性和有效性。

1 风力机变桨控制理论

1. 1 风力机气动特性分析

对于风电系统的机械部分,由空气动力学[3]可知,风力发电机组从风能捕获的气动功率P[4]为:

式中 ρ 为空气密度; R为叶轮旋转平面半径; v为风速; λ 为叶尖速比; β 为桨距角; ωr为叶轮转速; CP( λ,β) 为风能利用系数,它是叶尖速比 λ 和桨距角 β 的函数[5]。

根据式( 3) ( 4) 得到CP与 λ,β 关系,如图1 所示。

从图1 可以得出两点结论: ( 1) 当保持桨距角 β 不变时,存在一个对应着最大风能利用系数Cpmax的最佳尖速比 λopt; ( 2) 对于确定的尖速比 λ,风能利用系数在桨距角 β = 0°时相对最大,且随着桨距角 β 增大,风能利用系数明显减小。因此在风速高于额定风速时,可通过调节风力机桨距角从而改变发电机输出功率,使其稳定在额定功率附近[6]。

由式( 2) 可知风轮转速或风速改变将引起叶尖速比变化[7],影响风能利用系数从而改变风轮捕获的机械功率,表达式为:

式中Tr为气动转矩[8],如式( 6) 所示。

式中CT为力矩系数。

1. 2 风力机变桨控制

变桨风力机组的桨距参考值一般是以电机转速作为控制桨距角的变量。发电机转速反馈信号和发电机转速给定值之间的误差作为PID控制器的输入,PID控制器给出桨距角参考值,控制结构如图2。

图2 中,βref为桨距角参考值,它通过变桨控制器得到。βref与实际桨距角 β 比较得到差值 Δβ,然后通过变桨执行机构来改变桨距角 β 逐渐趋进于桨距角参考值 βref。

1. 3 风力机传动系统模型

典型风力发电机组是由风轮、低速轴、齿轮箱、高速轴、发电机组成。在风力发电系统中,可将风力机带动发电机转动这一现象进行物理学模型抽象,将风力机和发电机等效为2 个质量块[9],如图3 所示。

传动链的气动方程为:

式中 δ 为机组传动轴扭转角度; ωr和 ωg分别为风轮和发电机的转速; Ks为传动链等效刚性系数; Jr和Jg分别为风轮和电机的转动惯量; Bs为摩擦系数; Tg为发电机电磁转矩。

2 变桨控制器设计

变速变桨风力机组通过PI控制器给出桨距角参考值,但是由于桨距角的变化对于风速而言是非线性的,风力机的特性也会随着运行点的不同而发生变化[10]。当风速在额定值附近时,需要较大的PI控制器增益; 而在高风速段时,较大的风速变化只需要一个较小的桨距角改变量就可以使输出功率稳定[11]。在风速高于额定风速时,以通过桨距角调整发电机转速为目标,建立传动链动力学方程:

式中 Δω 为风轮扰动转速; ωo为风轮额定转速;

此时发电机功率保持恒定,有:

假设恒功率区存在气动扭矩和叶轮转速的微小变化,对( 9)进行泰勒级数展开得:

式中 Δβ 为桨距角在平衡点附近的变化量。

利用PID控制器,可得到其相对于转速偏差量的关系:

式中KP、KI、KD分别为桨距角控制器的比例、积分、微分增益。

令有:

上式( 12) 可以看作一个二阶系统,系统的频率 ωn和阻尼ξ 为:

设计桨距角控制器时。忽略其微分增益。仅仅考虑比例增益及积分增益给系统带来的影响,即取KD= 0 时,可得:

由式( 14) 可知,PI控制器增益与其功率对桨距角的微分有关,当风力机运行于不同风速时,其对应的桨距角不同,其微分值各异,该运行点处的控制器增益亦不同。

3 基于风扰动的前馈补偿控制器

基于以上分析可知,传统PI控制中固定增益不能满足在大范围风速变化下的转速控制。对于风速的突变,变桨控制器的相应速度不够迅速,控制功率输出效果并不理想。所以此次采用基于风扰动的前馈补偿控制对采用传统PID控制得到的参考桨距角进行在线补偿修正。在额定风速以上,根据风速实时变化量,计算出适配的桨距角修正量,与PID控制器输出的桨距角相加,整体作为桨距角的设定值。图4 为基于风扰动的前馈补偿变桨距控制框图。

对上式( 9) 其进行泰勒级数展开得:

式中 Δv为风速扰动量;

将式( 15) 代入( 8) 中得:

在额定风速以上,当风力发电机组运行稳定时,转速增量 Δω趋于0,此时可以得到在风力机稳定情况下桨距角增量与风速增量存在以下关系:

风力发电系统在风速发生突变时,桨距角变化响应速度慢于风速的变化,可以参照上式桨距角与风速的关系,根据风速的变化量给出合适的桨距角修正量。通过计算得到控制增益k,其值如表1 所示。

当风速高于额定风速,突变增大时,通过前馈补偿控制得到桨距角补偿量 Δβ,此时桨距角参考值: β*ref= βref+ Δβ。桨距角的增大允许桨叶执行机构提前动作,减少风轮吸收的风能,使风机以稍低于电机额定转速的速度达到额定转矩,以防止功率超过额定值。当风速突降时,此时桨距角参考值: β*ref= βref- Δβ。由图1 可知,此时风能利用系数增大,增加了风能吸收,减缓了由于风速突然下降引起的输出转矩突降,减少功率波动,使其维持额定值附近,同时减少了桨叶摆振载荷。

根据式( 13) 可知,系统阻尼 ξ 与有关:

注意到只要增大,风电机组传动链阻尼也将增大,从而抑制了机组传动链载荷振动。

4 变桨距仿真结果与分析

风力发电机组主要参数如下: 额定功率为2 MW; 额定风速为12 m/s; 空气密度1. 225 kg/m3; 叶轮半径为35 m; 风轮转动惯量为5 000 000 kg/m2,发电机转动惯量为20 kg/m2。在MATLAB仿真环境下对采用传统PI变桨距控制与基于风扰动的前馈补偿变桨距控制下的风力机系统仿真结果进行分析,其仿真结果如图( 5 ~ 12) 所示。

从图6~7可以看出,通过前馈补偿控制,发电机转速波动明显减小,并且能够更快的跟踪额定转速。桨距的响应速度也有所提高,变化更加平滑,从而减少了桨距角频繁动作而引起的疲劳载荷。从图9~图11可以看出,当风速随机变化时,通过前馈补偿,发电机转速振动波动明显减小,发电机输出功率比较平滑,能够很好地稳定在额定范围内。

根据数据分析可知: 传统PI变桨距控制后的摆振载荷平均值为3. 150 5e + 5( N·m) ,前馈补偿控制后的摆振载荷平均值为2. 902 1e + 5( N·m) ,说明前馈补偿控制后的摆振载荷明显降低。图12 仿真结果表明,基于风扰动的前馈补偿控制能够有效减少桨叶受到的摆振载荷,从而也降低了桨叶的受力波动情况,增强了风机整体的稳定性和安全性。

5 结束语

通过对两种变桨距控制方法进行仿真对比研究,仿真结果表明: 对于随机不稳定变化的风的影响,采用前馈补偿变桨距控制策略的风力机叶片所受的摆振载荷与疲劳损伤要小于采用传统变桨距控制策略的风力机。并且采用前馈补偿变桨距控制能够显著地减小了风力发电机转速的波动,有效抑制了传动链扭转载荷振动,减小机组的疲劳载荷损害,延长了整个机组的使用寿命。

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变桨控制 第10篇

在风力发电系统中,风力发电机组正常运行时,变桨系统通过调节桨叶角度大小来改变风力发电机组吸收功率的大小,使风力发电机组运行在最大功率点附近。电动变桨系统主要由后备电源、变桨电机驱动器、PLC系统、变桨交流感应电机等组成。当电网电压正常时驱动器输入功率由电网提供,当电网电压掉电时,驱动器的输入功率由后备电源提供。在风电机组发生故障时,电动变桨系统将风电机组的3片桨叶顺桨到安全位置,以保证风电机组的安全。特别是当风场电网出现故障掉电时,电动变桨系统执行风电机组控制系统发送的紧急收桨命令,此时收桨所需能量由电动变桨系统的后备电源提供,驱动器直流母线电压为后备电源的电压。而后备电源电压一般比电网正常时驱动器的直流母线电压低,较低的母线电压通常会导致驱动器输出电压减小,从而引起驱动器的输出力矩减小,在紧急收桨过程中,当桨叶负载较大时,系统无法满足紧急收桨速度要求。

针对上述问题,本研究提出一种在风电机组出现故障时的处理方案,为了保证紧急收桨时变桨系统的收桨速度,在驱动器传统的V/F控制模式中,加入滑差补偿控制,以期来提高桨叶负载较大情况下的紧急收桨速度。

1 无滑差补偿的V/F模式在电变桨系统中存在的问题

在交流电变桨系统中,电机编码器一般采用绝对值编码器,变桨系统通过绝对值编码器反馈值,获得桨叶的角度和速度信息。在风电机组运行过程中,当电机编码器出现故障时,为了保证风电机组安全,变桨系统将执行快速的紧急收桨,将风电机组桨叶位置收回到安全位置。此时驱动器不能获得电机编码器反馈的位置和速度信息,因此驱动器不能继续运行在速度闭环控制模式,需要从速度闭环模式切换成V/F速度开环模式。变桨系统在V/F速度开环模式下驱动变桨电机执行紧急收桨。

在风力发电实际工作情况中风速大小不断变化,风电机组主轴在转动过程中,各个叶片在不同角度都会产生不同的重力负载以及大齿轮和小齿圈之间的摩擦因素等工况,因此在变桨系统的变桨过程中,负载力矩可能会不断变化,特别是在紧急收桨过程中,负载力矩会变化很大,可能出现2倍左右的负载力矩的情况。

变桨系统驱动器电气示意图如图1所示。在变桨系统主电正常情况下,若发生紧急收桨情况,驱动器母线电压能保持在较高水平,驱动器在传统V/F模式下驱动变桨电机执行紧急收桨,完全可以满足系统设定的紧急收桨速度要求。而在电网出现故障时,特别是在电网掉电的情况下,由备份电源为驱动器直流母线提供能量。而备份电源提供的母线电压一般较低,和电网正常时的母线电压相比,约下降15%左右。这时研究者如果采用传统的V/F模式控制,在较低的直流母线电压下,将出现较大的桨叶负载力矩,则电机驱动器很难获得满足系统设计要求的紧急收桨速度。

2 滑差补偿概念及控制策略

在驱动器为V/F控制模式时,在负载力矩变化的情况下,为了保持电机速度不变,滑差补偿作为开环的速度调节器,在负载力矩增加时驱动器输出频率增加,负载力矩减少时驱动器输出频率减小。或者说在相同负载的情况下,滑差补偿大的情况下,驱动器输出电压的频率会变大。驱动器输出频率的提高,可以实现直接提高电机的转速,进而满足系统紧急收桨速度要求。

滑差频率补偿示意图如图2所示。

在电网掉电时,系统无法提高驱动器的母线电压,从而也无法提高驱动器的输出电压幅值,因此只能提高驱动器的输出电压频率,则:

由公式(1)得知,在保持机端电压幅值U1不变时,频率越高,磁通Φm越低,是一种降低磁通升速的方法[1]。

由式(1)知,异步感应电机的电磁转矩为[2]:

式中:m1电机相数;p电机极对数;f1电机供电电压频率;s转差率;r2′,x2′转子折算等效电阻及电抗。

保持Un不变升高频率时,电动机电磁转矩为[3]:

由于f1较高,r1比x1,x2′及r2′/s都小很多,最大转矩Tm及sm分别为:

因此频率越高时,Tm越小,sm也越小,最大转矩对应的速度降落为[4]:

本研究根据电磁转矩方程式可以画出升高驱动器输出频率的机械特性,如图3所示[5]。

由以上公式可以推得,在直流母线电压不变时,通过滑差补偿可以提高驱动器的输出频率,即可以提高在相同转矩下的最大转速[6,7,8]。

传统V/F模式下加入滑差补偿控制框图如图4所示。

由图4可知,在传统的V/F控制策略中,控制系统采集电机三相电流后,进行3/2变换,得到d轴和q轴电流。在V/F原有的控制策略上叠加q轴电流分量以提高输出电压频率,这就是滑差补偿的控制原理[9]。

3 实验验证

变桨实验平台由电动变桨系统、负载模拟系统和控制系统组成,其示意图如图5所示。其中,电动变桨系统由3个变桨电机、3个驱动柜和1个中控柜组成,负责调节桨叶速度和角度,在故障情况下执行紧急收桨,将桨叶收回到安全位置;负载模拟系统由3个加载电机和加载控制柜组成,模拟风机实际桨叶负载;控制系统由PLC和数据采集系统组成,负责向电动变桨系统发送角度和速度指令,向负载模拟系统发送负载转矩指令,采集变桨系统和负载模拟系统状态信息,如转速、角度、负载力矩等。

试验条件为:变桨电机最大负载转矩为34 Nm,变桨系统执行V/F模式紧急收桨,紧急收桨目标速度为2 000 r/min。本研究通过示波器和监控界面来观察并对比滑差补偿加入前后驱动器输出电压频率以及变桨电机实际转速的变化。

没有滑差补偿时,驱动输出电压波形如图6所示。

由图6可见,驱动器输出电压频率为66.8 Hz,此时PLC数据采集系统获得变桨电机实际转速为1 860 r/min。

滑差补偿系数为100%时,驱动器输出电压波形如图7所示。

由图7可见,驱动器输出电压频率为69.7 Hz,此时PLC数据采集系统获得变桨电机实际转速为1 940 r/min。

滑差补偿系数为150%时,驱动器输出电压波形如图8所示。

由图8可见,驱动器输出电压频率为71.2 Hz,此时PLC数据采集系统获得变桨电机实际转速为1 988 r/min。

从以上实验结果可以得出,在电动变桨系统驱动器的传统V/F控制中加入滑差补偿控制后,在相同负载的情况下,可以提高驱动器输出电压频率从而提高紧急情况下变桨电机的转速,保证紧急收桨速度。

4 结束语

在风电场出现电网掉电、电机编码器出现故障以及在桨叶负载变大时,风力发电机组不能达到紧急收桨的速度要求,本研究在电动变桨系统变桨电机驱动器的传统V/F控制模式中加入滑差补偿控制,适当提高输出电压的频率,以此来提高交流异步电机的输出速度,从而在相对较低的机端电压和较大的桨叶负载力矩下,也可以保证电变桨系统按照主控系统设定的紧急收桨速度执行紧急收桨。

由基于电变桨系统全功能实验平台的实验结果可知,在风力发电机组电动变桨系统中应用滑差补偿控制,能够有效地改善大负载时桨叶的紧急收桨速度。

摘要：在风力发电机组紧急收桨过程中,当桨叶负载较大时传统的V/F控制模式会导致桨叶驱动器驱动电机的速度降低,从而会引起紧急收桨速度降低,不能达到紧急收桨速度要求。针对上述问题,在对比分析紧急收桨速度与电压频率关系基础上,提出了在风力发电电动变桨系统中应用滑差补偿控制方案,大大改善了在大负载时的桨叶紧急收桨速度,并且基于电变桨系统全功能实验平台进行了实验,给出了相关实验结果。实验结果表明,在风力发电机组电动变桨系统中应用滑差补偿控制,能够有效改善大负载时桨叶的紧急收桨速度。

关键词：风力发电系统,电动变桨,滑差补偿

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