CN103615356A - 一种风电机组满发工况恒功率控制方法、装置及风电机组 - Google Patents

一种风电机组满发工况恒功率控制方法、装置及风电机组 Download PDF

Info

Publication number
CN103615356A
CN103615356A CN201310683134.3A CN201310683134A CN103615356A CN 103615356 A CN103615356 A CN 103615356A CN 201310683134 A CN201310683134 A CN 201310683134A CN 103615356 A CN103615356 A CN 103615356A
Authority
CN
China
Prior art keywords
generator
pitch angle
wind
operating mode
current
Prior art date
Application number
CN201310683134.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103615356B (zh
Inventor
黄国燕
朱敏
李强
李健
靖峰
Original Assignee
北京金风科创风电设备有限公司
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 北京金风科创风电设备有限公司 filed Critical 北京金风科创风电设备有限公司
Priority to CN201310683134.3A priority Critical patent/CN103615356B/zh
Publication of CN103615356A publication Critical patent/CN103615356A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103615356B publication Critical patent/CN103615356B/zh

Links

Classifications

    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70Wind energy
    • Y02E10/72Wind turbines with rotation axis in wind direction

Abstract

本发明公开了一种风电机组满发工况恒功率控制方法、装置及风电机组。该方法包括变桨操作与变电磁扭矩操作步骤。变桨操作步骤包括:根据当前发电机转速计算发电机电磁扭矩差;根据当前叶片桨距角确定PI校正所用增益,PI校正发电机电磁扭矩差,得到桨距角补偿值;桨距角补偿值与桨距角给定值相加,基于相加得到的桨距角需求值转化的变桨速率执行变桨操作。变电磁扭矩操作步骤包括:基于额定发电机功率除以当前发电机转速计算出的发电机电磁扭矩需求值执行变电磁扭矩操作。在满发工况下,本发明方法及装置基于桨距角补偿,调整叶片桨距角,使发电机转速更平稳,且在变桨操作基础上执行变电磁扭矩操作,降低了发电机功率波动,实现了恒功率控制。

Description

一种风电机组满发工况恒功率控制方法、装置及风电机组技术领域

[0001] 本发明涉及一种在满发工况条件下基于桨距角补偿实现的风电机组恒功率控制方法及装置,以及基于该装置实现的风电机组,属于风电机组发电机转速与功率控制领域。

背景技术

[0002]目前,基于直驱永磁技术或双馈励磁技术的风电机组大多采用变桨变速的控制方法。具体来说,当实际风速在额定风速以下时,叶轮转速随风速成比例调节,以维持最佳尖速比不变,从而获得更多的风能。通常,采用控制发电机电磁扭矩来控制发电机转速,使叶片桨距角保持在最优桨距角。发电机电磁扭矩输出需求值与发电机转速的平方成正比,其比值为最佳增益值,发电机电磁扭矩的控制由变流器来实现。当实际风速在额定风速以上时,大多数的风电机组采用发电机恒功率的控制方法,通过改变叶轮的叶片桨距角和发电机电磁扭矩,来保持发电机恒定功率。调节发电机转速时,变桨距控制不是保持发电机电磁扭矩输出需求值恒定,而是以检测的发电机转速为依据,反比例调节发电机电磁扭矩输出需求值,以保持发电机输出功率恒定。而变桨距控制采用测量发电机转速与转速设定点的差值,引入PID校正方式,计算对应的叶片桨距角需求,由变桨执行机构来实现。

[0003] 但是,在实际运行中,风速是具有随机性和不确定性的,叶轮转速会随风速作相应变化,而叶轮转速的变化最终会影响风电机组的发电性能和结构部件载荷的承受情况,尤其是大湍流工况下,风速的瞬时变化会造成叶轮转速的快速变化。根据实验现场采集的数据可知,在满发工况条件下,特别是在大风工况条件下:当风速突然增大时,叶轮转速上升,由于发电机电磁扭矩乘以发电机转速等于发电机功率,因此发电机电磁扭矩因恒功率而降低。由于变流器惯性较小,因而发电机电磁扭矩反应迅速,由于变桨执行机构转动惯量较大,因而叶轮变桨反应较慢,所以造成发电机(传动轴)扭矩差上升较快,叶轮加速度增大,也就是说,发电机转速是容易上升的。那么,若发电机转速已处于临界过速状态,则此时就容易发生发电机过速故障,尤其是浮动式风电机组经常发生过速故障。当风速突然降低时,叶轮转速下降,发电机电磁扭矩因恒功率而增大,基于上述变流器惯性较小而变桨执行机构转动惯量较大的原理,发电机(传动轴`)扭矩差为负,叶轮产生负加速度,从而导致发电机转速跌落,极易致使风电机组从满发状态突跳到变速控制阶段,造成发电机功率大幅损失。

[0004] 针对上述满发工况条件下恒功率输出导致的发电机转速与发电机电磁扭矩成反比例,发电机电磁扭矩的变化对发电机转速产生负阻尼影响的现状,目前在进行PI校正控制参数整定时,通常假定发电机电磁扭矩为恒定值,不考虑由于恒功率引起的发电机电磁扭矩的变化,即忽略了发电机转速产生的负阻尼效应,但是,从实际实施中可以发现,这种做法会使风电机组在大湍流工况或其它极端工况下发生发电机转速不稳定、过速等问题。

[0005] 由此可见,设计出一种在满发工况条件下可将风电机组的发电机转速控制得平稳、波动小,且使发电机功率保持平稳的技术方案是目前急需解决的问题。发明内容

[0006] 本发明的目的在于提供一种风电机组满发工况恒功率控制方法及装置,以及基于该装置实现的风电机组,该方法及装置通过桨距角补偿方式来防止发电机转速过快上升或跌落,降低风电机组发生过速的概率,基于变桨操作与变电磁扭矩操作的执行,使风电机组处于恒功率运行中,同时保证不会导致风电机组结构部件的载荷增加。

[0007] 为了实现上述目的,本发明采用了以下技术方案:

[0008] 本发明提出了一种风电机组满发工况恒功率控制方法,该方法包括变桨操作步骤、变电磁扭矩操作步骤,其中:

[0009] 该变桨操作步骤包括:

[0010] 步骤1:根据当前发电机转速,计算出发电机电磁扭矩差;

[0011] 步骤2:根据获取的当前叶片桨距角确定PI校正所用的增益,并基于该增益对该发电机电磁扭矩差进行PI校正,以得到桨距角补偿值;

[0012] 步骤3:将该桨距角补偿值与桨距角给定值相加得到桨距角需求值,并将该桨距角需求值转化为变桨速率,以基于该变桨速率来执行变桨操作;

[0013] 该变电磁扭矩操作步骤包括:将额定发电机功率除以该当前发电机转速计算出发电机电磁扭矩需求值,以基于该发电机电磁扭矩需求值来执行变电磁扭矩操作。

[0014] 优选地,在所述变桨操作步骤和所述变电磁扭矩操作步骤之前,还包括步骤:判断当前工况是否为满发工况。

[0015] 优选地,所述判断当前工况是否为满发工况包括如下步骤:

[0016] 获取当前叶片桨距角并计算当前发电机功率;

[0017] 判断是否该当前叶片桨距角大于最优桨距角且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积,若该当前叶片桨距角大于最优桨距角且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积,则当前工况为满发工况,否则,当前工况不为满发工况。

[0018] 为使得到的发电机电磁扭矩差更为可靠,在所述步骤I中,通过所述当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差计算得出所述发电机电磁扭矩差。较佳地,根据所述发电机转速差,通过如下转速-电磁扭矩转换公式计算得出所述发电机电磁扭矩差:

p P ,

[0019] AT1 =--—y Aa>2 ;

[0020] 在该转速-电磁扭矩转换公式中,AT为发电机电磁扭矩差,A Co为发电机转速差,Po为额定发电机功率,为额定发电机转速。

[0021] 优选地,所述增益包括比例增益Kp、积分增益Ki,其中:基于获取的所述当前叶片桨距角在增益调度表中确定出该比例增益Kp,通过该比例增益Kp除以时间常数Ti计算得出该积分增益Ki,其中,该时间常数Ti为一个设定固定值。

[0022] 在所述步骤3中,对由所述当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差进行PI校正,以得到所述桨距角给定值。在实际设计中,较佳地,低通滤波处理所述当前发电机转速;低通滤波处理所述桨距角给定值、所述桨距角需求值。

[0023] 本发明还提出了一种风电机组满发工况恒功率控制装置,它包括变桨操作模块、变电磁扭矩操作模块,其中:[0024] 该变桨操作模块包括:

[0025] 电磁扭距差计算模块,用于根据当前发电机转速,计算出发电机电磁扭矩差;

[0026] 变桨补偿控制模块,用于根据获取的当前叶片桨距角确定PI校正所用的增益,并基于该增益对该发电机电磁扭矩差进行PI校正,以得到桨距角补偿值;

[0027] 变桨控制模块,用于将该桨距角补偿值与桨距角给定值相加得到桨距角需求值,并将该桨距角需求值转化为变桨速率,以基于该变桨速率来执行变桨操作;

[0028] 该变电磁扭矩操作模块包括:

[0029] 电磁扭矩控制模块,用于将额定发电机功率除以该当前发电机转速计算出发电机电磁扭矩需求值,以基于该发电机电磁扭矩需求值来执行变电磁扭矩操作。

[0030] 优选地,所述风电机组满发工况恒功率控制装置还包括满发工况判断模块,用于判断当前工况是否为满发工况。

[0031 ] 优选地,所述满发工况判断模块包括:

[0032] 判断预备模块,用于获取当前叶片桨距角并计算当前发电机功率;

[0033] 判断决定模块,用于判断是否该当前叶片桨距角大于最优桨距角且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积,若该当前叶片桨距角大于最优桨距角且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积,则当前工况为满发工况,否则,当前工况不为满发工况。

[0034] 较佳地,所述电磁扭距差计算模块通过所述当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差计算得出所述发电机电磁扭矩差。

`[0035] 所述电磁扭距差计算模块根据所述发电机转速差,通过如下转速-电磁扭矩转换公式计算得出所述发电机电磁扭矩差:

Figure CN103615356AD00071

[0037] 在该转速-电磁扭矩转换公式中,AT为发电机电磁扭矩差,A Co为发电机转速差,Po为额定发电机功率,为额定发电机转速。

[0038] 优选地,所述增益包括比例增益Kp、积分增益Ki,其中:

[0039] 所述变桨补偿控制模块包括:

[0040] 比例增益计算模块,用于基于获取的所述当前叶片桨距角在增益调度表中确定出该比例增益Kp;

[0041] 积分增益计算模块,用于通过该比例增益Kp除以时间常数Ti计算得出该积分增益Ki,其中,该时间常数Ti为一个设定固定值。

[0042] 优选地,所述风电机组满发工况恒功率控制装置还包括:桨距角给定控制模块,用于对由所述当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差进行PI校正,以得到所述桨距角给定值。

[0043] 优选地,所述风电机组满发工况恒功率控制装置还包括:第一低通滤波模块,用于低通滤波处理所述当前发电机转速;第二低通滤波模块,用于低通滤波处理所述桨距角给定值、所述桨距角需求值。

[0044] 在上述风电机组满发工况恒功率控制方法及装置中,对于增益调度表,当所述当前叶片桨距角小于第一设定角度时,所述比例增益Kp设置为第一增益值Kpl ;当所述当前叶片桨距角大于第二设定角度时,所述比例增益Kp设置为第二增益值Kp2 ;当所述当前叶片桨距角处于该第一设定角度与该第二设定角度之间时,所述比例增益Kp设置为随着所述当前叶片桨距角增大而从该第一增益值Kpl到该第二增益值Kp2线性减小;其中,该第一设定角度小于该第二设定角度,该第一增益值Kpl大于该第二增益值Kp2。

[0045] 本发明方法及装置具有如下优点:

[0046] 在满发工况条件下,本发明方法及装置根据发电机转速的变化,求得发电机电磁扭矩差,对发电机电磁扭矩差引入PI校正,计算得到桨距角补偿值,从而基于对桨距角给定值的补偿,对叶片的桨距角实现调节,使得发电机转速更加平稳,降低发电机转速波动,且本发明基于在变桨操作的基础上对变电磁扭矩操作的执行,降低了发电机功率的波动,实现了恒功率控制,消除了已有恒功率控制技术中因发电机电磁扭矩变化对发电机转速产生的负阻尼效应,同时本发明不会导致风电机组结构部件的载荷增加,相反,在大湍流工况下,有时还可降低结构部件的载荷。本发明适用于陆地式风电机组、浮动式风电机组。

[0047] 基于上述本发明装置,本发明还提出了一种风电机组,该风电机组包括主控制器,该主控制器包括上述任一本发明风电机组满发工况恒功率控制装置实施例。基于本发明装置实现的风电机组具有如上本发明装置所具有的全部优点。

附图说明

[0048] 图1是本发明风电机组的组成示意图;

[0049] 图2是本发明方法一实施例的实现流程图;

[0050] 图3是本发明方法较佳实施例中变桨操作的实现说明图;

[0051] 图4是本发明方法一实施例的增益调度表的实例说明图;

[0052] 图5是本发明方法一实施例的桨距角给定值求取流程图;

[0053] 图6是本发明装置一实施例的组成示意图;

[0054] 图7是带有桨距角补偿与不带桨距角补偿条件下,某兆瓦级风电机组发电机转速的时域曲线图;

[0055] 图8是带有桨距角补偿与不带桨距角补偿条件下,某兆瓦级风电机组发电机功率的时域曲线图。

具体实施方式

[0056] 本发明风电机组满发工况恒功率控制方法适用于风电机组,一般地,如图1所示,风电机组包括由多片叶片11及骨架(图中未示出)构成的叶轮10,该叶轮10通过传动轴12安装在发电机(可采用永磁发电机)20的转轴上,该叶轮10的附近设置有风速传感器60,该发电机20的相应信号端口与变流器30的相应信号端口连接,该变流器30的供电端口与电网80连接,在该叶片11上安装有用于改变该叶片11角度(桨距角)的变桨执行机构40,该变桨执行机构40包括变桨执行器、桨距角位置传感器,该传动轴12上安装有转速传感器50,该变桨执行机构40的控制端口、该变流器30的控制端口、该转速传感器50的检测信号传送端口、该风速传感器60的检测信号传送端口分别与主控制器70的相应控制端口连接。

[0057] 如图1,该变流器30可包括发电机变换器31、电网变换器32以及控制该发电机变换器31与该电网变换器32运行的变流控制器33,在实际中,该电网80依次经由该电网变换器32、发电机变换器31而与该发电机20连接,该变流控制器33的控制端口与该主控制器70的相应控制端口连接。

[0058] 图1所示为风电机组的主要构成,在实际中,风电机组可为陆地式风电机组、浮动式风电机组等。

[0059] 如图2,本发明风电机组满发工况恒功率控制方法的一实施例包括变桨操作步骤、变电磁扭矩操作步骤,其中:

[0060] 该变桨操作步骤包括:

[0061] 步骤1:根据当前发电机转速(该当前发电机转速由转速传感器50检测得到),计算出发电机电磁扭矩差;

[0062] 步骤2:根据获取的当前叶片桨距角确定PI校正所用的增益,并基于该增益对该发电机电磁扭矩差进行PI校正,以得到桨距角补偿值;

[0063] 步骤3:将该桨距角补偿值与桨距角给定值相加得到桨距角需求值,并将该桨距角需求值转化为变桨速率,以基于该变桨速率来执行变桨操作;

[0064] 该变电磁扭矩操作步骤包括:将额定发电机功率除以该当前发电机转速计算出发电机电磁扭矩需求值,以基于该发电机电磁扭矩需求值来使变流器30执行变电磁扭矩操作。

[0065] 需要说明的是,在实际中,变桨操作步骤与变电磁扭矩操作步骤为两个分别独立的步骤,较佳地,这两个步骤同时执行。当然,这两个步骤先后执行也是可以的。

[0066] 在实际设计中,在变桨操作步骤和所述变电磁扭矩操作步骤之前,还可包括判断当前工况是否为满发工况的步骤,若当前工况为满发工况,则进行变桨操作步骤和变电磁扭矩操作步骤,若当前工况不为满发工况,则进入非满发工况处理流程。

[0067] 优选地,上述判断当前工况是否为满发工况包括如下步骤:

[0068] 获取当前叶片桨距角并计算当前发电机功率(当前发电机功率的计算为本领域的熟知技术);

[0069] 判断是否该当前叶片桨距角大于最优桨距角(最优桨距角是根据风电机组的相关特性事先设定好的参数,一般地,最优桨距角对应发电机功率系数Cp的最大可取值来设定)且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积(该系数由风电机组相关特性决定,为大于O且小于I的实数,例如为0.95以上),若该当前叶片桨距角大于最优桨距角且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积,则当前工况为满发工况,否则,当前工况不为满发工况。

[0070] 在实际实施中,非满发工况处理流程一般包括步骤:基于最佳增益值与当前发电机转速平方之积或者由发电机电磁扭矩PI控制的结果,计算出当前发电机电磁扭矩实际值,根据当前发电机电磁扭矩实际值调节发电机转速,以实现对风电机组发电机20的控制(变速控制)。该非满发工况处理流程不属于本发明的保护内容,其为本领域的熟知技术,故其具体过程不再详述。

[0071] 在步骤I中,发电机电磁扭矩差可直接通过如下公式得到:

[0072] 发电机电磁扭矩差=(额定发电机功率/当前发电机转速)_额定发电机电磁扭矩。[0073] 但是,由于主控制器70接收的信号一般为发电机转速差信号,因此,利用发电机转速差来计算发电机电磁扭矩差更为可靠。于是,在步骤I中,优选地,通过当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差,来计算得出发电机电磁扭矩差。

[0074] 较佳地,如图3,根据发电机转速差,通过如下转速-电磁扭矩转换公式计算得出发电机电磁扭矩差:

Figure CN103615356AD00101

[0076] 在该转速-电磁扭矩转换公式中,AT为发电机电磁扭矩差,Λ ω为发电机转速差,Ptl为额定发电机功率,ω0为额定发电机转速,Tg为发电机电磁扭矩,Ttl为额定发电机电磁扭矩。

[0077] 上述转速-电磁扭矩转换公式是通过将发电机电磁扭矩公式

Figure CN103615356AD00102

在线性工作

点Oci处泰勒级数展开,为追求准确,取二阶级数而得到的。

[0078] 需要提及的是,转速-电磁扭矩转换公式并不局限于上述公式,还可为其它公式。

[0079] 在本发明中,当前叶片桨距角的获取为本领域的熟知技术,故其具体获取过程不在这里详述。一般地,在实际实施中,可通过桨距角位置传感器测量得到。

[0080] 在本发明方法中,在PI校正时,发电机电磁扭矩差作为PI校正的输入信号,基于确定的增益对发电机电磁扭矩差进行PI控制,PI校正后的输出信号为桨距角补偿值,如图3所示。

[0081] 在实际设计中,增益包括比例增益Κρ、积分增益Ki,其中:基于获取的当前叶片桨距角在增益调度表中确定出该比例增益Kp,通过该比例增益Kp除以时间常数Ti计算得出该积分增益Ki,其中,该时间常数Ti为一个设定固定值。可以看出,比例增益Kp和积分增益Ki是随着叶片桨距角的变化而变化的值,而非一个固定值。

[0082] 增益调度表为一种当前叶片桨距角与比例增益Kp之间的对应关系表,该增益调度表的引入确保了从额定风速到切出风速每个风速点,本发明方法都能平稳地控制发电机转速。在该增益调度表中,每一叶片桨距角都与一个比例增益Kp对应。较佳地,增益调度表如图4所示,当当前叶片桨距角小于第一设定角度时,比例增益Kp设置为第一增益值Kpl ;当当前叶片桨距角大于第二设定角度时,比例增益Kp设置为第二增益值Kp2 ;当当前叶片桨距角处于该第一设定角度与该第二设定角度之间时,比例增益Kp设置为随着当前叶片桨距角增大而从该第一增益值Kpl到该第二增益值Κρ2沿设定曲线(如图4中示出的非线性曲线)逐渐减小;其中,该第一设定角度小于该第二设定角度,该第一增益值Kpl大于该第二增益值Κρ2。需要提及的是,该增益调度表中第一增益值Kpl、第二增益值Κρ2取值范围的确定以及设定曲线的确定为本领域的熟知技术。

[0083] 在步骤3中,如图5所示,桨距角给定值是通过对由当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差进行PI校正而得到的,此处的PI校正不同于对上述发电机电磁扭矩差进行的PI校正,此处的PI校正中所用的增益包括比例增益、积分增益,该PI校正的具体过程为本领域的已有技术,故不在这里详述。在实际实施中,较佳地,应用低通滤波处理当前发电机转速,同样地,应用低通滤波处理桨距角给定值、桨距角需求值,以降低干扰信号对变桨执行机构40产生的负影响。[0084] 在本发明中,桨距角需求值转化为变桨速率为本领域的熟知技术。在实际中,变桨速率向变桨执行机构40传送,变桨操作由变桨执行机构40执行。在实际实施中,对变桨速率可先进行上下限修正后再进行低通滤波,以使传送给变桨执行机构40的变桨速率更符合实际需求。在步骤3中,变桨操作是指基于变桨速率来控制叶片桨距角,由变桨执行机构40执行,以实现对叶轮捕获风能能力的调节。变电磁扭矩操作为本领域的熟知操作,详细过程不再详述。

[0085] 在上述本发明中需要说明的是,上述本发明方法实施例是由风电机组的主控制器70内的软件程序或逻辑器件实现的,故本发明还提出了一种风电机组满发工况恒功率控制装置90,如图6,本发明装置90的一实施例包括变桨操作模块91、变电磁扭矩操作模块92,其中:

[0086] 该变桨操作模块91包括:

[0087] 电磁扭距差计算模块911,用于根据当前发电机转速,计算出发电机电磁扭矩差;

[0088] 变桨补偿控制模块912,用于根据获取的当前叶片桨距角确定PI校正所用的增益,并基于该增益对该发电机电磁扭矩差进行PI校正,以得到桨距角补偿值;

[0089] 变桨控制模块913,用于将该桨距角补偿值与桨距角给定值相加得到桨距角需求值,并将该桨距角需求值转化为变桨速率,以基于该变桨速率来执行变桨操作;

[0090] 该变电磁扭矩操作模块92包括:

[0091] 电磁扭矩控制模块921,用于将额定发电机功率除以该当前发电机转速计算出发电机电磁扭矩需求值,以基于该发电机电磁扭矩需求值来执行变电磁扭矩操作。

[0092] 在实际设计中,本`发明装置还可包括满发工况判断模块,用于判断当前工况是否为满发工况。较佳地,该满发工况判断模块包括:

[0093] 判断预备模块,用于获取当前叶片桨距角并计算当前发电机功率;

[0094] 判断决定模块,用于判断是否该当前叶片桨距角大于最优桨距角(最优桨距角是根据风电机组的相关特性事先设定好的参数,一般地,最优桨距角对应发电机功率系数Cp的最大可取值来设定)且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积,若该当前叶片桨距角大于最优桨距角且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积(该系数由风电机组相关特性决定,为大于O且小于I的实数,例如为0.95以上),则当前工况为满发工况,否则,当前工况不为满发工况。

[0095] 优选地,电磁扭距差计算模块911通过当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差计算得出发电机电磁扭矩差。进一步优选地,电磁扭距差计算模块911根据发电机转速差,通过如下转速-电磁扭矩转换公式计算得出发电机电磁扭矩差:

Figure CN103615356AD00111

[0097] 在该转速-电磁扭矩转换公式中,AT为发电机电磁扭矩差,Λ ω为发电机转速差,Pt!为额定发电机功率,《Cl为额定发电机转速。

[0098] 需要提及的是,转速-电磁扭矩转换公式并不局限于上述公式,还可为其它公式。

[0099] 对于变桨补偿控制模块912,其在进行PI校正时用到的增益包括比例增益Kp、积分增益Ki,相应地,该变桨补偿控制模块912包括:

[0100] 比例增益计算模块,用于基于获取的当前叶片桨距角在增益调度表中确定出该比例增益Kp ;

[0101] 积分增益计算模块,用于通过该比例增益Kp除以时间常数Ti计算得出该积分增益Ki,其中,该时间常数Ti为一个设定固定值(正实数)。

[0102] 对于比例增益计算模块,其用到的增益调度表优选图4所示的增益调度表,对该增益调度表的描述请见上述本发明方法实施例中对增益调度表的描述,在这里不再赘述。

[0103] 在实际设计中,本发明装置还可包括:桨距角给定控制模块,用于对由当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差进行PI校正,以得到桨距角给定值。

[0104] 另外,本发明装置还可包括:

[0105] 第一低通滤波模块,用于低通滤波处理当前发电机转速;

[0106] 第二低通滤波模块,用于低通滤波处理桨距角给定值、桨距角需求值。

[0107] 在这里需要说明的是,对于本发明风电机组满发工况恒功率控制装置中未详细提及的技术内容,可参见本发明风电机组满发工况恒功率控制方法中的相关描述。

[0108] 从上述本发明可知,在满发工况条件下:当风速增加时,叶轮转速上升,基于本发明对叶片桨距角进行补偿(桨距角补偿值为大于O的正实数),使桨距角需求值大于桨距角给定值,从而降低了叶轮气动扭矩,抑制了发电机转速的快速上升,使发电机转速更加平稳,而不像已有技术那样,以发电机电磁扭矩的减小来维持恒功率,造成了叶轮气动扭矩与发电机电磁扭矩之间差值的增大进一步产生转动加速度,使发电机转速进一步上升。当风速减小时,叶轮转速下降,基于本发明对叶片桨距角进行补偿(桨距角补偿值为小于O的负实数),使桨距角需求值小于桨距角给定值,从而增大了叶轮气动扭矩,抑制发电机转速快速跌落,使发电机转速更加平稳,而不像已有技术那样,以发电机电磁扭矩的增大来维持恒功率,造成了叶轮气动扭矩与发电机电磁扭矩之间差值为负,使叶轮产生负加速度,导致发电机转速快速跌落。并且,在上述本发明中,基于在变桨操作的基础上对变电磁扭矩操作的执行,降低了发电机功率的波动,实现了恒功率控制。

[0109] 图7是带有桨距角补偿与不带桨距角补偿条件下,某兆瓦级风电机组(额定发电机转速为17.3rpm)发电机转速的时域曲线图。在图7中,虚线表示不带桨距角补偿时,兆瓦级风电机组的发电机转速曲线,实线表示带有桨距角补偿时,兆瓦级风电机组的发电机转速曲线。从图7可知,与不带桨距角补偿相比,该兆瓦级风电机组带有桨距角补偿时的发电机转速的波动较小,在发电机转速要跌落时,基于桨距角补偿可使发电机转速跌落较少,在发电机转速快速上升时,基于桨距角补偿可使发电机转速上升较慢且上升幅值小,也就是说,桨距角补偿的实施使得发电机转速更加平稳。

[0110] 图8是带有桨距角补偿与不带桨距角补偿条件下,某兆瓦级风电机组(额定发电机转速为17.3rpm)发电机功率的时域曲线图。在图8中,虚线表示不带桨距角补偿时,兆瓦级风电机组的发电机功率曲线,实线表示带有桨距角补偿时,兆瓦级风电机组的发电机功率曲线。从图8可知,不带桨距角补偿的风电机组的发电机功率有时会出现功率大幅跌落,没有达到满发状态的情况,而带有桨距角补偿的风电机组的发电机功率被控制得更加平稳,波动小,实现了恒功率控制。

[0111] 本发明方法及装置具有如下优点:

[0112] 在满发工况条件下,本发明方法及装置根据发电机转速的变化,求得发电机电磁扭矩差,对发电机电磁扭矩差引入PI校正,计算得到桨距角补偿值,从而基于对桨距角给定值的补偿,对叶片的桨距角实现调节,使得发电机转速更加平稳,降低发电机转速波动,且本发明基于在变桨操作的基础上对变电磁扭矩操作的执行,降低了发电机功率的波动,实现了恒功率控制,消除了已有恒功率控制技术中因发电机电磁扭矩变化对发电机转速产生的负阻尼效应,同时本发明不会导致风电机组结构部件的载荷增加,相反,在大湍流工况下,有时还可降低结构部件的载荷。本发明适用于陆地式风电机组、浮动式风电机组。

[0113] 根据上述本发明装置,本发明还提出了一种风电机组,该风电机组包括由多片叶片11及骨架构成的叶轮10,该叶轮10通过传动轴12安装在发电机转轴上,该发电机20经由变流器30与电网80连接,该叶片11上安装有变桨执行机构40,该传动轴12上安装有转速传感器50,该变桨执行机构40、该变流器30、该转速传感器50与主控制器70连接,其中,该主控制器70包括上述任一本发明风电机组满发工况恒功率控制装置。基于本发明装置实现的风电机组具有如上本发明装置所具有的全部优点,不在这里赘述。

[0114] 以上所述是本发明的较佳实施例及其所运用的技术原理,对于本领域的技术人员来说,在不背离本发明的精神和范围的情况下,任何基于本发明技术方案基础上的等效变换、简单替换等显而易见的改变,均属于本发明保护范围之内。

Claims (19)

1.一种风电机组满发工况恒功率控制方法,其特征在于,其包括变桨操作步骤、变电磁扭矩操作步骤,其中: 该变桨操作步骤包括: 步骤1:根据当前发电机转速计算出发电机电磁扭矩差; 步骤2:根据当前叶片桨距角确定PI校正所用的增益,并基于该增益对该发电机电磁扭矩差进行PI校正,以得到桨距角补偿值; 步骤3:将该桨距角补偿值与桨距角给定值相加得到桨距角需求值,并将该桨距角需求值转化为变桨速率,以基于该变桨速率来执行变桨操作; 该变电磁扭矩操作步骤包括: 将额定发电机功率除以该当前发电机转速计算出发电机电磁扭矩需求值,以基于该发电机电磁扭矩需求值来执行变电磁扭矩操作。
2.如权利要求1所述的风电机组满发工况恒功率控制方法,其特征在于: 在所述变桨操作步骤和所述变电磁扭矩操作步骤之前,还包括步骤:判断当前工况是否为满发工况。
3.如权利要求2所述的风电机组满发工况恒功率控制方法,其特征在于: 所述判断当前工况是否为满发工况包括如下步骤: 获取当前叶片桨距角并计算当前发电机功率; 判断是否该当前叶片桨距角大于最优桨距角且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积,若该当前叶片桨距角大于最优桨距角且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积,则当前工况为满发工况,否则,当前工况不为满发工况。
4.如权利要求1所述的风电机组满发工况恒功率控制方法,其特征在于: 在所述步骤I中,通过所述当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差计算得出所述发电机电磁扭矩差。
5.如权利要求4所述的风电机组满发工况恒功率控制方法,其特征在于: 根据所述发电机转速差,通过如下转速-电磁扭矩转换公式计算得出所述发电机电磁扭矩差:
Figure CN103615356AC00021
在该转速-电磁扭矩转换公式中,AT为发电机电磁扭矩差,A CO为发电机转速差,P0为额定发电机功率,为额定发电机转速。
6.如权利要求1所述的风电机组满发工况恒功率控制方法,其特征在于: 所述增益包括比例增益Kp和积分增益Ki,其中:基于所述当前叶片桨距角在增益调度表中确定出该比例增益Kp,通过该比例增益Kp除以时间常数Ti计算得出该积分增益Ki,其中,该时间常数Ti为一个设定固定值。
7.如权利要求6所述的风电机组满发工况恒功率控制方法,其特征在于: 当所述当前叶片桨距角小于第一设定角度时,所述比例增益Kp设置为第一增益值Kpl ;当所述当前叶片桨距角大于第二设定角度时,所述比例增益Kp设置为第二增益值Kp2;当所述当前叶片 桨距角处于该第一设定角度与该第二设定角度之间时,所述比例增益Kp设置为随着所述当前叶片桨距角增大而从该第一增益值Kpl到该第二增益值Kp2沿设定曲线逐渐减小;其中,该第一设定角度小于该第二设定角度,该第一增益值Kpl大于该第二增益值Kp2。
8.如权利要求1所述的风电机组满发工况恒功率控制方法,其特征在于: 在所述步骤3中,对由所述当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差进行PI校正,以得到所述桨距角给定值。
9.如权利要求1或8所述的风电机组满发工况恒功率控制方法,其特征在于: 低通滤波处理所述当前发电机转速; 低通滤波处理所述桨距角给定值、所述桨距角需求值。
10.一种风电机组满发工况恒功率控制装置,其特征在于,其包括变桨操作模块、变电磁扭矩操作模块,其中: 该变桨操作模块包括: 电磁扭距差计算模块,用于根据当前发电机转速计算出发电机电磁扭矩差; 变桨补偿控制模块,用于根据当前叶片桨距角确定PI校正所用的增益,并基于该增益对该发电机电磁扭矩差进行PI校正,以得到桨距角补偿值; 变桨控制模块,用于将 该桨距角补偿值与桨距角给定值相加得到桨距角需求值,并将该桨距角需求值转化为变桨速率,以基于该变桨速率来执行变桨操作; 该变电磁扭矩操作模块包括: 电磁扭矩控制模块,用于将额定发电机功率除以该当前发电机转速计算出发电机电磁扭矩需求值,以基于该发电机电磁扭矩需求值来执行变电磁扭矩操作。
11.如权利要求10所述的风电机组满发工况恒功率控制装置,其特征在于: 所述风电机组满发工况恒功率控制装置还包括满发工况判断模块,用于判断当前工况是否为满发工况。
12.如权利要求11所述的风电机组满发工况恒功率控制装置,其特征在于: 所述满发工况判断模块包括: 判断预备模块,用于获取当前叶片桨距角并计算当前发电机功率; 判断决定模块,用于判断是否该当前叶片桨距角大于最优桨距角且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积,若该当前叶片桨距角大于最优桨距角且当前发电机功率大于额定发电机功率与系数之积,则当前工况为满发工况,否则,当前工况不为满发工况。
13.如权利要求10所述的风电机组满发工况恒功率控制装置,其特征在于: 所述电磁扭距差计算模块通过所述当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差计算得出所述发电机电磁扭矩差。
14.如权利要求13所述的风电机组满发工况恒功率控制装置,其特征在于: 所述电磁扭距差计算模块根据所述发电机转速差,通过如下转速-电磁扭矩转换公式计算得出所述发电机电磁扭矩差:
Figure CN103615356AC00031
在该转速-电磁扭矩转换公式中,AT为发电机电磁扭矩差,A O为发电机转速差,P0为额定发电机功率,为额定发电机转速。
15.如权利要求10所述的风电机组满发工况恒功率控制装置,其特征在于:所述增益包括比例增益Kp和积分增益Ki,其中: 所述变桨补偿控制模块包括: 比例增益计算模块,用于基于所述当前叶片桨距角在增益调度表中确定出该比例增益Kp ; 积分增益计算模块,用于通过该比例增益Kp除以时间常数Ti计算得出该积分增益Ki,其中,该时间常数Ti为一个设定固定值。
16.如权利要求15所述的风电机组满发工况恒功率控制装置,其特征在于: 所述比例增益计算模块,具体用于当所述当前叶片桨距角小于第一设定角度时,将所述比例增益Kp设置为第一增益值Kpl ;当所述当前叶片桨距角大于第二设定角度时,将所述比例增益Kp设置为第二增益值Kp2 ;当所述当前叶片桨距角处于该第一设定角度与该第二设定角度之间时,将所述比例增益Kp设置为随着所述当前叶片桨距角增大而从该第一增益值Kpl到该第二增益值Kp2沿设定曲线逐渐减小;其中,该第一设定角度小于该第二设定角度,该第一增益值Kpl大于该第二增益值Kp2。
17.如权利要求10所述的风电机组满发工况恒功率控制装置,其特征在于: 所述风电机组满发工况恒功率控制装置还包括: 桨距角给定控制 模块,用于对由所述当前发电机转速减去额定发电机转速得到的发电机转速差进行PI校正,以得到所述桨距角给定值。
18.如权利要求10或17所述的风电机组满发工况恒功率控制装置,其特征在于: 所述风电机组满发工况恒功率控制装置还包括: 第一低通滤波模块,用于低通滤波处理所述当前发电机转速; 第二低通滤波模块,用于低通滤波处理所述桨距角给定值、所述桨距角需求值。
19.一种风电机组,该风电机组包括主控制器,其特征在于:该主控制器包括如权利要求10至18中任一项所述的风电机组满发工况恒功率控制装置。
CN201310683134.3A 2013-12-12 2013-12-12 一种风电机组满发工况恒功率控制方法、装置及风电机组 CN103615356B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201310683134.3A CN103615356B (zh) 2013-12-12 2013-12-12 一种风电机组满发工况恒功率控制方法、装置及风电机组

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201310683134.3A CN103615356B (zh) 2013-12-12 2013-12-12 一种风电机组满发工况恒功率控制方法、装置及风电机组

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103615356A true CN103615356A (zh) 2014-03-05
CN103615356B CN103615356B (zh) 2016-02-10

Family

ID=50166070

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201310683134.3A CN103615356B (zh) 2013-12-12 2013-12-12 一种风电机组满发工况恒功率控制方法、装置及风电机组

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN103615356B (zh)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104074679A (zh) * 2014-07-02 2014-10-01 国电联合动力技术有限公司 一种变速变桨距风电机组全风速限功率优化控制方法
CN104632524A (zh) * 2015-02-03 2015-05-20 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机组的控制装置及方法
CN104819099A (zh) * 2015-04-30 2015-08-05 国电联合动力技术有限公司 一种风电机组功率波动控制方法及装置
CN105756854A (zh) * 2016-03-03 2016-07-13 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机组的变桨控制方法、装置及系统
CN107795434A (zh) * 2017-10-23 2018-03-13 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机的控制方法、装置、设备及存储介质
CN108843490A (zh) * 2018-07-18 2018-11-20 国电联合动力技术有限公司 一种叶片桨距角补偿控制方法及风电机组防超速控制方法
CN110185579A (zh) * 2019-06-12 2019-08-30 三一重能有限公司 一种变速顺桨停机方法、装置及风电机组

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1561945A2 (en) * 2004-02-04 2005-08-10 Clipper Windpower Technology, Inc. Variable speed distributed drive train wind turbine system
CN101042111A (zh) * 2006-03-06 2007-09-26 通用电气公司 控制转子转速的方法和装置
CN101126371A (zh) * 2006-08-19 2008-02-20 诺德克斯能源有限公司 风力发电机系统的操作方法
CN101203674A (zh) * 2005-06-21 2008-06-18 再生动力系统股份公司 用于调节风力发电设备转子转速的方法与系统
WO2009153614A2 (en) * 2008-06-20 2009-12-23 Clipper Windpower Technology, Inc. Means and method of wind turbine control for maximum power acquisition
KR20110063112A (ko) * 2009-12-04 2011-06-10 현대자동차주식회사 가변 워터 펌프
KR101063112B1 (ko) * 2008-11-17 2011-09-07 두산중공업 주식회사 풍력 발전 시스템
US20130161950A1 (en) * 2011-12-26 2013-06-27 Chih-Hung Hsiao Wind power generating system and method for controlling the same

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1561945A2 (en) * 2004-02-04 2005-08-10 Clipper Windpower Technology, Inc. Variable speed distributed drive train wind turbine system
CN101203674A (zh) * 2005-06-21 2008-06-18 再生动力系统股份公司 用于调节风力发电设备转子转速的方法与系统
CN101042111A (zh) * 2006-03-06 2007-09-26 通用电气公司 控制转子转速的方法和装置
CN101126371A (zh) * 2006-08-19 2008-02-20 诺德克斯能源有限公司 风力发电机系统的操作方法
WO2009153614A2 (en) * 2008-06-20 2009-12-23 Clipper Windpower Technology, Inc. Means and method of wind turbine control for maximum power acquisition
KR101063112B1 (ko) * 2008-11-17 2011-09-07 두산중공업 주식회사 풍력 발전 시스템
KR20110063112A (ko) * 2009-12-04 2011-06-10 현대자동차주식회사 가변 워터 펌프
US20130161950A1 (en) * 2011-12-26 2013-06-27 Chih-Hung Hsiao Wind power generating system and method for controlling the same

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104074679A (zh) * 2014-07-02 2014-10-01 国电联合动力技术有限公司 一种变速变桨距风电机组全风速限功率优化控制方法
CN104074679B (zh) * 2014-07-02 2017-02-22 国电联合动力技术有限公司 一种变速变桨距风电机组全风速限功率优化控制方法
CN104632524A (zh) * 2015-02-03 2015-05-20 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机组的控制装置及方法
CN104632524B (zh) * 2015-02-03 2017-07-21 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机组的控制装置及方法
CN104819099A (zh) * 2015-04-30 2015-08-05 国电联合动力技术有限公司 一种风电机组功率波动控制方法及装置
CN105756854A (zh) * 2016-03-03 2016-07-13 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机组的变桨控制方法、装置及系统
CN107795434A (zh) * 2017-10-23 2018-03-13 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机的控制方法、装置、设备及存储介质
CN108843490A (zh) * 2018-07-18 2018-11-20 国电联合动力技术有限公司 一种叶片桨距角补偿控制方法及风电机组防超速控制方法
CN110185579A (zh) * 2019-06-12 2019-08-30 三一重能有限公司 一种变速顺桨停机方法、装置及风电机组

Also Published As

Publication number Publication date
CN103615356B (zh) 2016-02-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Soltani et al. Estimation of rotor effective wind speed: A comparison
Shen et al. Sensorless maximum power point tracking of wind by DFIG using rotor position phase lock loop (PLL)
US8793027B2 (en) Power curtailment of wind turbines
Bossanyi Further load reductions with individual pitch control
Larsen et al. Active load reduction using individual pitch, based on local blade flow measurements
EP2169218B1 (en) System and method for estimating wind condition for wind turbines
Hwas et al. Wind turbine control using PI pitch angle controller
Kim et al. Maximum output power tracking control in variable-speed wind turbine systems considering rotor inertial power
Chen et al. A fuzzy logic controlled power electronic system for variable speed wind energy conversion systems
Dunne et al. Adding feedforward blade pitch control to standard feedback controllers for load mitigation in wind turbines
AU2008256003B2 (en) Wind turbine generator, wind turbine generator system, and power generation control method of wind turbine generator
Arifujjaman et al. Energy capture by a small wind-energy conversion system
AU2006203289B8 (en) System and method for upwind speed based control of a wind turbine
CN103856129B (zh) 用于从电网意外事件中恢复时操作风机的方法和系统
EP2162620B1 (en) A method of operating a wind turbine and a wind turbine
Beltran et al. Second-order sliding mode control of a doubly fed induction generator driven wind turbine
Li et al. Development of a unified design, test, and research platform for wind energy systems based on hardware-in-the-loop real-time simulation
CN104976056B (zh) 用于风力涡轮的推力速度控制的系统和方法
CN101603502B (zh) 一种基于人工智能的风能控制方法
KR101114814B1 (ko) 풍력 발전 장치 및 그 날개 피치각 제어 방법
DK2022981T3 (en) Procedure for operating a wind generator
DK2556248T3 (en) A windmill
EP1719910A1 (en) Wind turbine generator, active vibration damping method for the same, and wind turbine tower
EP2481921B1 (en) Improved wind turbine control methods and systems
CN105545595B (zh) 基于径向基神经网络的风力机反馈线性化功率控制方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C10 Entry into substantive examination
GR01 Patent grant
C14 Grant of patent or utility model