CN102562453A - 变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明是有关于一种变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法，包括以下步骤：A.求解风力发电机在不同桨距角下对应的Cp-λ曲线；B.找出Cp-λ曲线族最大的外包络线Cp_max-λ及不同叶尖速比所对应的叶片桨距角；C.在额定转速阶段，根据来流风速求解出风力发电机运行的叶尖速比；D.根据叶尖速比调整叶片桨距角，使得风力发电机运行在Cp-λ曲线族的外包络线上。本发明可保证变速恒频风力发电机在额定转速阶段保持最佳功率，从而可转化更多的风能：在低海拔下，可以在一定程度上提高发电量；在高海拔下，更可在大幅提高发电功率的同时，大幅减小风轮载荷，提高风力发电机运行的安全可靠性，具有重要的工程意义。

Description

变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法

技术领域

本发明涉及一种风力发电设备的运行控制方法，特别是涉及一种变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法。

背景技术

风电是重要的洁净能源，其开发利用日益受到重视。目前，变桨距技术在大型风力发电机组中已广泛使用，适当的变桨控制策略可以使风力发电机叶片处于更好的流动状态下以获得更多的风能，从而在发电功率上得到可观的变桨距效益；另外一方面，还可以有效地减小风轮推力及叶根弯矩等气动载荷，从而减小风力发电机设计对强度、疲劳的要求，增加风力发电机运行的可靠性。因此，变桨距控制技术也逐渐引起了本领域技术人员的极大地重视。

变速恒频风力发电机组的运行状态根据风况不同可分为四种不同的阶段，请参阅图1所示，分别是恒速并网(切入)阶段、最大Cp阶段，额定转速阶段和额定功率阶段：当到达切入风速时，发电机以最小转速切入，此时风力发电机运行在很大的叶尖速比下，在该阶段，发电机保持最小转速；随着风速的提高，叶尖速比逐渐减小，当叶尖速比达到最佳叶尖速比时，风力发电机运行进入第二个阶段，即最大Cp阶段，在该阶段电机通过对转速转矩的调节使得风力发电机始终运行在最佳Cp的状态；当电机达到额定转速时，风力发电机运行进入第三个阶段，在额定转速下，风力发电机叶尖速比随着风速的提高而逐渐降低，并不断的偏离最佳叶尖速比，在该阶段，风力发电机运行功率系数明显降低，但由于风速不断提高，风力发电机功率逐渐向额定状态靠近；在达到额定状态时，风力发电机保持电机额定转速、转矩，并通过变桨控制使电机维持在恒功率状态。在这四个阶段中，不同的变桨控制策略会使风力发电机运行在不同的Cp-λ曲线上，通常情况下，在额定转速阶段叶片桨距角保持为零度，在额定转速阶段，风能较大，但该阶段风力发电机运行已偏离最佳Cp。

由此可见，如何能创设一种可保证变速恒频风力发电机在额定转速阶段保持最佳功率的新的变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法，已成为当前业界极需研究的目标。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法，使其可保证变速恒频风力发电机在额定转速阶段保持最佳功率。

为解决上述技术问题，本发明一种变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法，包括以下步骤：A.求解风力发电机在不同桨距角下对应的Cp-λ曲线；B.找出Cp-λ曲线族最大的外包络线Cp_max-λ及不同叶尖速比所对应的叶片桨距角；C.在额定转速阶段，根据来流风速求解出风力发电机运行的叶尖速比；D.根据叶尖速比调整叶片桨距角，使得风力发电机运行在Cp-λ曲线族的外包络线上。

采用这样的设计后，本发明可保证变速恒频风力发电机在额定转速阶段保持最佳功率，从而可转化更多的风能：在低海拔下，可以在一定程度上提高发电量；在高海拔下，更可在大幅提高发电功率的同时，大幅减小风轮载荷，提高风力发电机运行的安全可靠性，具有重要的工程意义。

附图说明

上述仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，以下结合附图与具体实施方式对本发明作进一步的详细说明。

图1是现有风力发电机在不同桨距角下的Cp-λ曲线图。

图2是本发明具体实施例的来流风速-叶片桨距角曲线图。

图3是本发明具体实施例额定转速变桨后风机运行的Cp-λ曲线图。

图4是本发明具体实施例风机运行的C_T-λ曲线图。

图5是本发明具体实施例额定转速阶段提前变桨后风机运行的C_My-λ曲线图。

图6是本发明具体实施例在海平面高度下的静态功率曲线图。

图7是本发明具体实施例在不同海拔高度下的静态功率曲线图。

图8是本发明具体实施例额定功率前在不同海拔高度下风轮推力随风速的变化图。

图9是本发明具体实施例额定功率前在不同海拔高度下叶根挥舞弯矩随风速的变化图。

具体实施方式

在额定转速阶段(低于最佳叶尖速比区域)，不同桨距角对应的Cp-λ曲线存在一个功率最优的包络线，当风力发电机运行在该包络线时，风力发电机可转化更多的风能。要得到该包络线，首先要准确的求解出特定风力机在不同桨距角下对应的Cp-λ曲线。

给定叶尖速比λ，功率系数Cp可通过下列步骤求出：

1.诱导因子的求解。

(1)假设轴向诱导因子a和周向诱导因子b的初值，可取为0。

(2)计算入流角。入流角其中λ为叶尖速比，r为叶素距轮毂中心的距离，R为风轮半径。

(3)计算叶素攻角。叶素攻角α＝φ-β-β₀，其中β为叶素扭角，β₀为叶片桨距角。

(4)根据求得的叶素攻角结合翼型气动数据可得到叶素的升力系数C_l和阻力系数C_d。

(5)计算诱导因子a和b的新值

a＝g₁/(1+g₁)，b＝g₂/(1-g₂)

$g_1=\frac{\mathrm{Nc}}{2\mathrm{\πr}}\frac{C_l\cos \mathrm{\φ}+C_D\sin \mathrm{\φ}}{4F{\sin }^2\mathrm{\φ}}$

$g_2=\frac{\mathrm{Nc}}{2\mathrm{\πr}}\frac{C_l\sin \mathrm{\φ}+C_D\cos \mathrm{\φ}}{4F\sin \mathrm{\φ}\cos \mathrm{\φ}}$

F＝F_tF_h

$F_t\left(r\right)=\frac{2}{\mathrm{\π}}\mathrm{ar}\cos \left[\exp (-\frac{(N/2)(R-r)}{r\sin \mathrm{\φ}})\right]$

$F_h\left(r\right)=\frac{2}{\mathrm{\π}}\mathrm{ar}\cos \left[\exp (-\frac{(N/2)(r-r_{\mathrm{hub}})}{r\sin \mathrm{\φ}})\right]$

其中r_hub为轮毂半径，N表示风力机叶片数目。

(6)比较新计算的a和b与上一次a和b的值，如果误差小于设定的误差值，则可终止迭代，否则回到(2)，并继续迭代。

2.获得叶素升阻力系数

在求解出轴向诱导因子a和周向诱导因子b后，可根据以下两式求出叶素入流角及翼型对应攻角

$\mathrm{\φ}=\arctan \frac{(1-a)r}{(1+b)\mathrm{\λR}}$

α＝φ-β-β₀

然后根据翼型攻角和对应气动数据可得到叶素的升阻力系数C_l和C_d。

3.风轮功率系数的求解。

根据叶素理论可以根据下式求出风轮转矩

$Q={\∫}_0^R\frac{1}{2}\mathrm{\ρ}{W}^2\mathrm{Nc}(C_l\sin \mathrm{\φ}-C_d\cos \mathrm{\φ})\mathrm{r\δr}$

那么风轮功率和功率系数为：

P＝QΩ

$C_p=\frac{P}{{\mathrm{\ρU}}^3{\mathrm{\πR}}^2/2}$

其中U为来流风速，Ω为风轮转速，R为风轮半径。

通过以上步骤求解出不同桨距角下的Cp-λ曲线后，通过比较寻找出该曲线族Cp最大的外包络线Cp_max-λ及不同叶尖速比所对应的叶片桨距角。

在本发明实施过程中，由于变速恒频风机运行叶尖速比和来流风速一一对应

λ＝ΩR/U。

因此，在额定转速阶段可根据来流风速求解出风力机运行的叶尖速比，然后根据叶尖速比调整叶片桨距角，使得风力机在额定转速阶段运行在Cp-λ曲线族外包络线上。

基于上述思想，本发明提出了一种变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法，可以给出风力机来流风速-叶片桨距角的对应关系：当风力机运行在低海拔情况下，空气密度较大，额定风速较小，在额定转速阶段初期，逆向变桨，并使得桨距角保持为负；随着风速的增加，叶片顺向变桨；随着海拔升高，空气密度减小，额定风速增大，此时桨距角需由负值向正值过渡，并在额定功率前过渡至正的桨距角；当海拔继续增加，空气密度继续减小时，额定风速进一步增大，此时需在额定转速阶段继续增大叶片顺桨幅度。

以下以某1.5MW风力发电机为具体实施例来说明本发明的控制方法及其应用效果。

表1给出了该实施例风机在额定转速阶段的来流风速-叶片桨距角对照表，请配合参阅图2所示，在额定转速阶段初期，要运行在最佳的Cp-λ曲线上，应首先逆向变桨并使得桨距角β保持为负，在9.6m/s时，桨距角β最小，为-1.55°。随后，随着风速V的增加，叶片顺向变桨，桨距角β由负向正过渡。若风力机运行海拔较高，风力机运行空气密度较低，额定风速大于11.2m/s时，根据此控制策略，在额定功率前，桨叶将会过渡至正的桨距角。当海拔继续升高，空气密度继续减小，额定风速继续增加时，叶片顺桨幅度将继续增大。

表1：

请配合参阅图3所示，可以看出在达到额定转速后，叶片首先逆向变桨并保持在负的桨距角，此时风力发电机可运行在更高的功率系数Cp上，此后随着叶尖速继续减小，为了保持在最优Cp-λ曲线上，叶片顺向变桨，并从负的桨距角逐渐变为正的桨距角。

请配合参阅图4所示，在负的桨距角下，推力系数C_T变大；在正的桨距角下，推力系数C_T变小。

请配合参阅图5所示，和推力系数C_T类似，在负的桨距角下，叶根挥舞弯矩系数C_My变大；在正的桨距角下，叶根挥舞弯矩系数C_My变小。

可见，在额定转速阶段初期，逆向变桨使得功率系数增大的同时也使得风轮推力系数和叶根挥舞弯矩系数有所增加；随着叶尖速比的减小，叶片顺向变桨并运行在正的桨距角下，此时，可获取更大的功率系数并减小了风轮推力系数和叶片挥舞弯矩系数。

请参阅图6所示，在海平面高度下，额定转速V阶段为8m/s～11m/s，若在该阶段采用本发明的变桨策略，功率P可略微提高，在9.6m/s时单点功率P提高1.31％。

请参阅图7所示，随着海拔的升高，额定转速变桨效果越来越明显：在海拔2km情况下，额定风速V较不变桨提前0.2m/s，在11.3m/s时，单点功率P提高2.04％；在3km海拔高度下，额定风速由14.3m/s提前至13.3m/s，运行功率P显著提高，在13.2m/s时，单点功率提高5.4％；在4km海拔高度下，额定转速阶段提前变桨可使额定风速V由22.3m/s提前至14.3m/s在14.3m/s时，运行功率P提高达10.56％。

可见，在低海拔地区，额定转速阶段较短，功率优化变桨策略可以略微提高运行功率，但效果并不明显；在高海拔地区，该变桨控制策略可以使额定风速减小，并大幅度提高运行功率，且该效果随着海拔的不断提高而不断放大。

请参阅图8所示，由于风轮最大推力出现在额定功率之前，在海平面高度下，空气密度较大，额定转速阶段较短，在达到额定功率时，桨距角仍然保持为负，因此最大风轮推力T略有增加，增幅约0.9％；在2km海拔高度下，额定风速V提前且在额定功率下的推力系数减小，此时最大推力T减小约3％；在3km海拔高度下，风轮最大推力T减小约5.54％；在4km海拔高度下，额定风速V大幅提前，且额定功率状态下风轮推力系数明显减小，此时风轮最大推力T减小约19.3％。

由此可见，在低海拔下，额定转速阶段较短，风轮推力变化较小；在高海拔情况下，空气密度较小，该策略可以非常有效减小额定风速和推力系数，从而大幅减小风轮推力。

请配合参阅图9所示，类似于风轮最大推力，叶根最大挥舞弯矩My也出现在额定功率之前。同样类似于风轮推力，在海平面高度下，在达到额定功率时，桨距角仍然保持为负，因此最大风轮推力略有增加，增幅约0.14％；在2km海拔高度下，额定风速V由12.6m/s提前至12.4m/s，而在额定功率下，推力系数也略有减小，综合上述因素，此时叶根最大挥舞弯矩My减小约4％；在3km海拔高度下，额定风速V由14.3m/s提前至13.3m/s叶根最大挥舞弯矩My减小约7.28％；在4km海拔高度下，叶根最大挥舞弯矩My减小约16.68％。

可见，在低海拔下，额定转速阶段提前变桨对叶根挥舞弯矩影响不大；在高海拔情况下，空气密度较小，该策略可以非常有效减小额定风速和叶根挥舞弯矩系数，从而大幅减小最大叶根挥舞弯矩。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，本领域技术人员利用上述揭示的技术内容做出些许简单修改、等同变化或修饰，均落在本发明的保护范围内。

Claims (4)

1.一种变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法，其特征在于包括以下步骤：

A.求解风力发电机在不同桨距角下对应的Cp-λ曲线；

B.找出Cp-λ曲线族最大的外包络线Cp_max-λ及不同叶尖速比所对应的叶片桨距角；

C.在额定转速阶段，根据来流风速求解出风力发电机运行的叶尖速比；

D.根据叶尖速比调整叶片桨距角，使得风力发电机运行在Cp-λ曲线族的外包络线上。

2.根据权利要求1所述的变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法，其特征在于所述的步骤C中，叶尖速比λ＝ΩR/U，其中：Ω为风轮转速，R为风轮半径，U为来流风速。

3.根据权利要求1所述的变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法，其特征在于所述的步骤A的求解过程包括：

A1.诱导因子的求解，

(1)假设轴向诱导因子a和周向诱导因子b的初值，

(2)根据

计算入流角，其中λ为叶尖速比，r为叶素距轮毂中心的距离，R为风轮半径，

(3)根据α＝φ-β-β₀计算叶素攻角，其中β为叶素扭角，β₀为叶片桨距角，

(4)根据求得的叶素攻角结合翼型气动数据得到叶素的升力系数C_l和阻力系数C_d，

(5)计算诱导因子a和b的新值

a＝g₁/(1+g1)，b＝g₂/(1-g₂)

$g_1=\frac{\mathrm{Nc}}{2\mathrm{\πr}}\frac{C_l\cos \mathrm{\φ}+C_D\sin \mathrm{\φ}}{4F{\sin }^2\mathrm{\φ}}$

$g_2=\frac{\mathrm{Nc}}{2\mathrm{\πr}}\frac{C_l\sin \mathrm{\φ}+C_D\cos \mathrm{\φ}}{4F\sin \mathrm{\φ}\cos \mathrm{\φ}}$

F＝F_tF_h

$F_t\left(r\right)=\frac{2}{\mathrm{\π}}\mathrm{ar}\cos \left[\exp (-\frac{(N/2)(R-r)}{r\sin \mathrm{\φ}})\right]$

$F_h\left(r\right)=\frac{2}{\mathrm{\π}}\mathrm{ar}\cos \left[\exp (-\frac{(N/2)(r-r_{\mathrm{hub}})}{r\sin \mathrm{\φ}})\right]$

其中r_hub为轮毂半径，N表示风力机叶片数目，

(6)比较新计算的a和b与上一次a和b的值，如果误差小于设定的误差值，则终止迭代，否则回到(2)，并继续迭代；

A2.获得叶素升阻力系数，

在求解出轴向诱导因子a和周向诱导因子b后，可根据以下两式求出叶素入流角及翼型对应攻角

$\mathrm{\φ}=\arctan \frac{(1-a)r}{(1+b)\mathrm{\λR}}$

α＝φ-β-β₀

然后根据翼型攻角和对应气动数据得到叶素的升阻力系数C_l和C_d；

A3.风轮功率系数的求解，

根据下式求出风轮转矩

$Q={\∫}_0^R\frac{1}{2}\mathrm{\ρ}{W}^2\mathrm{Nc}(C_l\sin \mathrm{\φ}-C_d\cos \mathrm{\φ})\mathrm{r\δr}$

风轮功率和功率系数为：

P＝QΩ

$C_p=\frac{P}{{\mathrm{\ρU}}^3{\mathrm{\πR}}^2/2}.$

4.根据权利要求1所述的变速恒频风力发电机在额定转速阶段的变桨控制方法，其特征在于所述的步骤D：

在额定转速阶段初期，逆向变桨，桨距角保持为负；

随着风速的增加，叶片顺向变桨，桨距角由负值向正值过渡；

在额定功率前，桨叶过渡至正的桨距角；

当额定风速继续增加时，叶片顺桨幅度增大。

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