CN104214045A - 双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，具有如下优点：通过对转速偏差采用前馈控制来补偿风速测量误差，无需测量多位置的风速变化，避免增加额外的成本；简化了前馈控制系统，降低了对前馈控制精度的要求，为工程上实现简单的前馈补偿创造了条件；比纯反馈控制具有控制精度高、响应速度快的特点；使用带通滤波器对叶片根部载荷输入量进行滤波处理，能同时将特定频率范围内的信号去除低频漂移和抑制高频扰动；可以产生一个反映风轮位置状态的方位角补偿信号，使风机在不同风速下保持期望输出桨距角的准确性；相对于PI控制器，采用积分器处理变换后的载荷量能够有效降低控制器的设计难度，使该技术更具实际应用价值。

Description

双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法

技术领域

本发明涉及双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，尤其涉及风力发电机组变桨控制技术领域。

背景技术

随着空气动力学、控制理论、电力电子技术、计算机控制技术等相关技术的发展与完善，风力发电技术得到突飞猛进的发展，发电质量提高，发电成本下降，风机尺寸和单机容量不断增大。然而风力发电机组的大型化趋势同时也带来了一些复杂的技术问题。其中最突出的一项就是，风切变效应与塔影效应会造成风轮平面内有效风速的分布不均匀，叶片在转动过程中会承受周期性变化的气动力，根据叶素理论可知，叶片的气动力又可分解为轴向力和周向力，而剧烈变化的轴向力会使得叶片甚至塔架发生挥舞摆振。由此带来的振动和疲劳载荷问题不但影响风机工作的稳定性，而且过大的疲劳应力容易造成风机相关部件的疲劳损伤，引起各种事故。机组的风轮直径越大，此问题就显得越严重。所以有效减少桨叶的气动载荷疲劳已成为风力发电机组大型化研究的重要内容之一。显然对风力发电机组各个叶片进行单独控制能够解决上述问题。

独立变桨距是指风力机的每个叶片根据各自的控制规律独立地变化桨距角。独立变桨距控制是近几年在统一变桨距的基础上发展起来的新型变桨距控制理论和方法。独立变桨距控制不但以稳定输出功率为控制目的，而且还能有效地解决叶片和塔架等部件的载荷不均匀问题。独立变桨距控制根据风力机叶片受到的实际风速大小调节桨距角，使风力机风轮叶片始终保持在最佳叶尖速比的状态。在风力机工作时，可以减少风力机阻力、减少风力机叶片的内部应力、提高风力机的输出功率，从而延长风力机叶片的使用寿命。虽然安装相应的测量装置会增加单台风力机成本，但是整个风电场的发电能力有一定程度提高，风力发电机组的使用年限也有增加，这将会使风电场的经济效益得到很大程度的提高。

从空气动力学角度考虑，当风速变化时，风力机桨叶的桨距角必须作相应的改变，使气流对叶片的攻角保持最佳，才能使风能利用系数达到最高。变速变桨距型风力发电机组设计时所考虑的是在一定风速下风力机风轮叶片所要实现的桨距变化，进而改变叶片的攻角。风轮各叶片的改变是同步的，即每个叶片在任意时刻都保持相同的桨距角。但实际上风速与高度存在切变，风速会随着高度的增加而增加，增加的程度取决于风切变系数。因为风力机风轮扫掠面内风速是不同的，所以风机的各个叶片在风轮扫掠面内任意位置的叶尖速比也是不同的。根据叶尖速比与风力机攻角的关系可知，风力机叶片在整个扫掠面内的攻角随高度发生一个周期性的变化。按照升力系数和攻角、阻力系数和攻角的关系，可以知道各叶片在任意时刻得到的升力和阻力是不同的。这样，对于采用统一变桨距控制的风力机就存在一个问题：风力机在运行中存在额外的阻力。风力机叶片要承受由于叶片的受力不均导致的额外内应力，造成叶片载荷随风力机的转动而时刻发生变化。理论上分析可知，从载荷角度对风力机实施控制得到修正变桨距控制可以削弱这部分风速波动对风力机的影响，既对每个叶片进行独立变桨控制可一定程度上减小风轮上的不均衡载荷。

一般都是利用发电机转速偏差来生成协同变桨节距角和测量风轮方位角及叶片根部载荷(M_y1，M_y2，M_y3)的方式来生成偏差变桨节距角，专利公开号CN102102630A的中国专利是采用发电机功率偏差来生成协同节距角测量风轮方位角及叶片根部的y方向载荷(M_y1，M_y2，M_y3)与z方向载荷(M_z1，M_z2，M_z3)来生成偏差节距角。以上几种方法都增加了变桨速率，同时也存在一些不足：（1）这将增加变桨轴承的疲劳载荷，因此，会降低变桨轴承的寿命；（2）变桨速率加快对电机的响应速度要求提高，可能需要更换性能更加可靠的变桨电机；（3）第三种方法需要测量两个方向的叶根载荷，故需要更多的光纤传感器，因此需要增加较多硬件成本；（4）由于变桨距控制具有一定的滞后性，测得的方位角作为输入量对偏差节距角的计算会存在偏差。

发明内容

本发明的目的是针对上述背景技术存在的缺陷，提供一种控制精度高、响应速度快的双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法。

为实现上述目的，本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，包括：

步骤A：统一变桨控制部分，即由统一变桨距控制算法计算出统一桨距角给定β，该步骤A进一步包括:

步骤A1：测量风力发电机组的发电机转速ω_mea；

步骤A2：将发电机转速ω_mea与设定转速ω_set进行差值运算得到转速偏差Δω；

步骤A3：PI控制，即PI控制器利用步骤A2中得到的转速偏差Δω，并按照拉普拉斯关系式（其中K_P为PI控制器的比例系数，T_P为积分时间常数）得出变桨控制期望输出的桨距角β₀；

步骤A4：前馈控制，即检测出发电机转速扰动Δω，等同于步骤A2所述的转速偏差，再通过动态前馈控制器计算出期望的前馈扰动补偿桨距角Δβ₀；

步骤A5：根据步骤A3中PI控制期望输出的桨距角β₀和步骤14中前馈控制期望输出的前馈扰动补偿桨距角Δβ₀进行加法运算，即β₀+Δβ₀；

步骤A6：由桨距角限制器对(β₀+Δβ₀)作限制处理后输出相应的统一桨距角给定β；

步骤B：独立变桨控制部分，该步骤B进一步包括：

步骤B1：通过载荷传感器和绝对值编码器分别测量出三个叶片根部y方向载荷(M_y1，M_y2，M_y3)和风轮方位角ψ；

步骤B2：利用主控制器将三桨叶叶片根部的y方向载荷(M_y1，M_y2，M_y3)及风轮方位角ψ进行Coleman变换，变换为倾覆载荷分量M_tilt和偏航载荷分量M_yaw；

步骤B3：两个载荷分量M_tilt、M_yaw各由一个带增益的积分器转化成对应的桨距角分量，即得出d轴和q轴期望输出的桨距角(θ₂，θ₃)，θ₂、θ₃分别为变换得到d-q轴下的倾斜方向和偏航方向的变桨角；

步骤B4：给出风轮方位补偿角Δψ并与风轮方位角ψ进行加法运算：ψ+Δψ，将运算后的结果连同期望桨距角(θ₂，θ₃)进行Coleman反变换，即可得出独立变桨距控制期望输出的独立桨距角给定(β₁，β₂，β₃)；

步骤B5：对输出的独立桨距角给定(β₁，β₂，β₃)分别进行低通滤波和桨距角大小限制处理后输出；

步骤C：将经步骤B5处理的独立桨距角给定(β₁，β₂，β₃)分别与统一桨距角给定β进行加法运算后，给定(β+β₁)、叶片2的桨距角给定(β+β₂)及叶片3的桨距角给定(β+β₃)。

综上所述，本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法具有如下优点：

1.通过对转速偏差采用前馈控制来补偿风速测量误差，无需测量多位置的风速变化，避免增加额外的成本；

2.简化了前馈控制系统，降低了对前馈控制精度的要求，为工程上实现简单的前馈补偿创造了条件；

3.比纯反馈控制具有控制精度高、响应速度快的特点；

4.使用带通滤波器对叶片根部载荷输入量进行滤波处理，能同时将特定频率范围内的信号去除低频漂移和抑制高频扰动；

5.可以产生一个反映风轮位置状态的方位角补偿信号，使风机在不同风速下保持期望输出桨距角的准确性；

6.相对于PI控制器，采用积分器处理变换后的载荷量能够有效降低控制器的设计难度，使该技术更具实际应用价值。

附图说明

图1为本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法的统一桨距角给定基本控制策略示意图。

图2为本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法的统一桨距角给定具体控制策略示意图。

图3为本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法的统一桨距角给定基本控制策略示意图

图4为本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法具体控制策略示意图。

图5为本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法中风力发电机组桨叶叶片载荷坐标系的示意图。

图6为本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法中风力发电机组轮毂载荷坐标系的示意图。

具体实施方式

为详细说明本发明的技术内容、构造特征、所达成目的及效果，以下兹例举实施例并配合附图详予说明。

请参阅图1至图6，本发明双馈式风力发电机组变桨距控制方法统一变桨控制部分：在背景技术的基础之上主要增加并设计的变桨距控制方法可分为两部分：第一部分是根据发电机转速偏差计算桨距角的变化，即通过发动机转速偏差计算桨距角的控制策略是在PI控制的基础上加入前馈扰动补偿控制；第二部分是通过塔筒前方振动方向的加速度来获得桨距角补偿值。这两部分得到的桨距角再相加即是桨距角给定，再发送到变桨执行结构。下面结合图例对该关键技术进行详细描述。

本发明双馈式风力发电机组变桨距控制方法，包括：

步骤A：统一变桨控制部分，即由统一变桨距控制算法计算出统一桨距角给定值β，该步骤A进一步包括:

步骤A1：测量风力发电机组的发电机转速ω_mea；

步骤A2：将发电机转速ω_mea与设定转速ω_set进行差值运算得到转速偏差Δω；

步骤A3：PI控制，即PI控制器利用步骤A2中得到的转速偏差Δω，并按照拉普拉斯关系式（其中K_P为PI控制器的比例系数，T_P为积分时间常数）得出变桨控制期望输出的桨距角β₀；

步骤A4：前馈控制，即检测出发电机转速扰动Δω，等同于步骤A2所述的转速偏差，再通过动态前馈控制器计算出期望的前馈扰动补偿桨距角Δβ₀；

步骤A5：根据步骤A3中PI控制期望输出的桨距角β₀和步骤A4中前馈控制期望输出的前馈扰动补偿桨距角Δβ₀进行加法运算，即β₀+Δβ₀；

步骤A6：由桨距角限制器对(β₀+Δβ₀)作限制处理后输出相应的桨距角；

步骤B：独立变桨控制部分，该步骤B进一步包括：

步骤B1：通过载荷传感器和绝对值编码器分别测量出三个叶片根部y方向载荷(M_y1，M_y2，M_y3)和风轮方位角ψ；

步骤B2：利用主控制器将三桨叶叶片根部的y方向载荷(M_y1，M_y2，M_y3)及风轮方位角ψ进行Coleman变换，变换为倾覆载荷分量M_tilt和偏航载荷分量M_yaw；

步骤B3：两个载荷分量M_tilt、M_yaw各由一个带增益的积分器转化成对应的桨距角分量，即得出d轴和q轴期望输出的桨距角(θ₂，θ₃)，θ₂、θ₃分别为变换得到d-q轴下的倾斜方向和偏航方向的变桨角；

步骤B4：给出风轮方位补偿角Δψ并与风轮方位角ψ进行加法运算：ψ+Δψ，将运算后的结果连同期望桨距角(θ₂，θ₃)进行Coleman反变换，即可得出独立变桨距控制期望输出的独立桨距角给定(β₁，β₂，β₃)；

步骤B5：对输出的独立桨距角给定(β₁，β₂，β₃)分别进行低通滤波和桨距角大小限制处理后输出；

步骤C：将经步骤5处理的独立桨距角给定(β₁，β₂，β₃)分别与统一桨距角给定β进行加法运算后，输出叶片1的桨距角给定(β+β₁)、叶片2的桨距角给定(β+β₂)及叶片3的桨距角给定(β+β₃)。

所述步骤A4中的动态前馈控制器可采用如下拉普拉斯关系式，其中，K_d是前馈系数，T₁和T₂为时间常数。

所述步骤A4中的动态前馈控制器也可采用按如下拉普拉斯关系式得到期望的前馈扰动补偿桨距角Δβ₀：其中，K_d是前馈系数，T₁、T₁'、T₂和T₂'均为时间常数。

所述步骤A4中的动态前馈控制器具有对时间超前和滞后进行补偿的作用。

由于风速仪一般位于风力发电机组的逆风区，塔影效应和尾流效应的影响会使得测量风速与风力发电机组桨叶迎风面的实际风速有一定误差，如果通过在风力发电机组正前方的轮毂等高处安装风速仪来减小与风力发电机组桨叶迎风面的风速差别，尽管能有效提高风速测量的准确性，但安装风速仪增加了该方法的应用难度。因此，本发明利用转速偏差的扰动来进行前馈补偿的方法可大大简化前馈控制系统，有利于工程上的实际应用。

所述步骤A1中发电机转速ω_mea是通过增量式编码器测量出。

所述步骤A2中转速偏差Δω是通过发电机转速设定值ω_set减去转速测量值ω_mea计算得到的。

步骤A6中的桨距角限制器是为了满足附加桨距角的输出值在期望范围内，避免输出值过大使得变桨速率变大，增加变桨电机的负荷。

本发明双馈式风力发电机组变桨距控制方法进一步包括塔筒振动控制步骤A110，该塔筒振动控制步骤A110进一步包括：

步骤A111：测量出塔筒顶部前后方向的加速度G_TFA；

步骤A112：积分器按拉普拉斯关系式（其中，K_G为积分器的放大系数，T_G为时间常数）得到期望的补偿桨距角Δβ₁，补偿桨距角Δβ₁的主要作用是增大塔筒等效阻尼；

步骤A113：根据变速变桨控制过程期望输出的桨距角(β₀+Δβ₀)和塔筒振动控制过程期望输出的附加桨距角Δβ₁得出统一变桨距控制期望输出的桨距角β：β=β₀+Δβ₀+Δβ₁，并输出给桨距角限制器。

所述塔筒振动控制步骤A110中可进一步至少包括用陷波器对加速度G_TFA进行滤波处理的步骤A1111。陷波器是用来阻止塔架加速度出现不希望的频率，主要是叶片通过频率。将振动加速度通过一个带增益的积分器即可得到附加桨距角，在变桨控制过程中加入该附加桨距角，能有效降低塔筒的振动幅值。积分器中增益有助于消除静差，加快响应速度，推迟截止频率。

所述塔筒振动控制步骤A110中在利用陷波器对加速度G_TFA进行滤波处理的步骤A1111之前可再进一步用高通滤波器对加速度G_TFA进行处理的步骤A1112。在附加桨距角的计算中，由于测量塔筒前后加速度比测量速度更容易，机舱底部的加速度传感器能很方便得到塔架的前后振动加速度，积分后即得到塔架前后振动的速度。为了更好地避免加速度信号的漂移，有必要串联个高通滤波器（其表达式为：其中，ω₁为高通滤波器的固有频率，ζ₁为高通滤波器的阻尼比。）

具体实施中，本发明双馈式风力发电机组变桨距控制方法中所述塔筒顶部前后方向加速度G_TFA按以下拉普拉斯关系式进行滤波： $\frac{G_{\mathrm{TFAf}}\left(s\right)}{G_{\mathrm{TFA}}\left(s\right)}=(1-\frac{1}{1+2{\mathrm{\ζ}}_{1}s/{\mathrm{\ω}}_1+s^2/{{\mathrm{\ω}}_1}^2})\·\frac{1+2{\mathrm{\ζ}}_{2}s/{\mathrm{\ω}}_2+s^2/{{\mathrm{\ω}}_2}^2}{1+2{\mathrm{\ζ}}_{3}s/{\mathrm{\ω}}_3+s^2/{{\mathrm{\ω}}_3}^2}$ ，其中，G_TFAf为滤波后的塔筒顶部前后方向加速度；ω₁为高通滤波器的固有频率；ζ₁为高通滤波器的阻尼比；ω₂和ω₃为陷波器的固有频率；ζ₂和ζ₃为陷波器的阻尼比。

塔筒振动控制步骤A110通过塔架前后方向加速度计算附近桨距角是为增大系统等效阻尼，降低塔筒的载荷。

本发明双馈式风力发电机组变桨距控制方法可再进一步包括由相位补偿模块进行相位补偿的步骤A120。该相位补偿模块包含有增益K_c，低通滤波器和陷波器，主要作用是补偿转速测量值滤波后造成的相位偏差。

具体实施例中，所述步骤A120期望输出的桨距角给定β按以下拉普拉斯关系式进行相位补偿，关系式为其中，β_f为滤波后的输出桨距角；K_c为增益系数；T_a为滞后校正器的时间常数；T_b为超前校正器的时间常数；a为网络系数，决定相位角的超前量。

所述发电机测量转速ω_mea按以下拉普拉斯关系式进行滤波，关系式为

$\frac{{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{meaf}}\left(s\right)}{{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{mea}}\left(s\right)}=K_{\mathrm{\ω}}\·\frac{{{\mathrm{\ω}}_4}^2}{s^2+2{\mathrm{\ζ}}_4{\mathrm{\ω}}_{4}s+{{\mathrm{\ω}}_4}^2}\·\frac{1+2{\mathrm{\ζ}}_{5}s/{\mathrm{\ω}}_5+s^2/{{\mathrm{\ω}}_5}^2}{1+2{\mathrm{\ζ}}_{6}s/{\mathrm{\ω}}_6+s^2/{{\mathrm{\ω}}_6}^2}$

其中，ω_meaf为滤波后的发电机转速；K_ω为调整系数；ω₄为低通滤波器的固有频率；ζ₄为低通滤波器的阻尼比；ω₅和ω₆为陷波器的固有频率；ζ₅和ζ₆为陷波器的阻尼比。

本发明双馈式风力发电机组变桨距控制方法又进一步包括利用增益表来实现PI控制器增益根据风况的变化而变化步骤。由于桨距角的变化对于风速而言是非线性的，在高风速时，桨距角的很小变化就会对气动力矩产生很大的影响。因此，需要设置增益表来实现PI控制器增益根据风况的变化而变化，通过对增益的调整来保证变桨控制的动态响应和稳定性。

PI控制器是基于被控量的偏差及变化率进行控制的，属于反馈控制。在风力发电机组系统呈现延迟和受干扰因素多、干扰频率高的情况下，反馈系统的动态响应速度往往不够理想，而动态前馈控制器可根据扰动的大小和方向，按照前馈调节规律，补偿扰动对被控量的影响。由于变桨距系统惯性和滞后，扰动作用到系统上，被控量尚未发生变化，前馈控制器器就进行了补偿，通过此可以使被控量因扰动而产生的偏差降低至最小，直至消失。因此在PI控制基础上加入动态前馈控制，可以大大消除随机性外扰对系统的影响，进一步提高控制品质。

本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法包含独立变桨距控制过程，独立变桨距控制获得三个叶片的独立桨距角给定，然后在此基础上分别加上统一桨距角给定值，可得到三个叶片的桨距角给定。下面结合图1至图6对该相关技术进行详细描述。

步骤B1中的载荷传感器采用光纤载荷传感器进行叶片根部y方向载荷(M_y1，M_y2，M_y3)的测量。

在整个控制过程中，为了避免信号漂移和高频干扰，桨叶叶片根部载荷(M_y1，M_y2，M_y3)在坐标变换之前，即在步骤B2之前，先要经过一个带通滤波器进行滤波处理，其表达式为

$G\left(s\right)=K_{\mathrm{nd}}\frac{2\mathrm{\ζs}/{\mathrm{\ω}}_0}{1+2{\mathrm{\ζ}}_{0}s/{\mathrm{\ω}}_0+s^2/{{\mathrm{\ω}}_0}^2}$

其中，K_nd是增益，ω₀为带通滤波器的固有频率，通常取叶片通过频率的整数倍，ζ₀为带通滤波器的阻尼比。

步骤B2中Coleman变换的作用是把输入量从混合坐标系（包括旋转坐标系和非旋转坐标系）转换到非旋转坐标系中，实现桨叶叶轮旋转坐标系与轮毂固定坐标系之间的变量变换。其公式为：

其中：为风轮转速；M_y1、M_y2、M_y3为叶片根部上的测得的载荷力矩；M_tilt、M_yaw为变换到二相垂直的d-q轴上的倾覆力矩和偏航力矩，再由倾覆力矩和偏航力矩转化成桨距角分量(θ₂，θ₃)，经过坐标变换后，系统被模拟为线性时不变系统，可以采用常用的线性时不变系统的分析方法进行特征值计算。

步骤B3中，积分器用于将载荷分量转化成桨距角分量(θ₂，θ₃)，其表达式为：，其中，K_I是积分增益，T_I是积分时间常数。

Coleman反变换是为了把桨距角分量变换成期望输出的独立桨距角(β₁，β₂，β₃)。Coleman反变换的表达式为

其中：β₁、β₂、β₃为计算得到的三个叶片的微调变桨角，也即三个叶片的独立变桨距控制期望输出的独立桨距角；θ₂、θ₃为变换得到d-q轴下的倾斜方向和偏航方向的变桨角。

因风力发电机组变桨距控制系统的变桨距控制具有一定的滞后性，则输入和输出时的风轮方位角会有偏差，风速变化越大，偏差值越大，往往容易影响独立桨距角的给定。为了使独立桨距角给定输出值更加准确，在步骤B4中进行Coleman反变换时增加了方位角补偿Δψ。该补偿值Δψ可以是固定值，也可以根据变桨控制的动态特性来计算的任意一种方式，当采用根据变桨控制的动态特性来计算方位补偿值Δψ时，采用的计算公式为：Δψ=ω_R ^*T，其中，ω_R是风轮旋转的角速度，T为变桨控制器的运行周期。

本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法步骤B5的低通滤波器是用来阻止桨距角输出量中出现不希望的频率，降低在高频扰动时变桨控制器的灵敏度，其传递函数为

$G\left(s\right)=\frac{1}{1+2{\mathrm{\ζ}}_{7}s/{\mathrm{\ω}}_7+s^2/{{\mathrm{\ω}}_7}^2}$

其中，ω₇为低通滤波器的固有频率，ζ₇为低通滤波器的阻尼比。

本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法的步骤C进一步包括一期望输出桨距角的大小限制步骤，该步骤可有效抑制变桨速率的增加。

在实际运行过程中，变桨角因受到执行元件机械和物理性能的约束而需要控制在有限范围内，故步骤C中，输出三个叶片（1、2、3）的桨距角给定(β+β₁)、(β+β₂)、(β+β₃)之前，进一步利用桨距角限制器限制期望输出桨距角的幅值和变桨速率的大小,以便将变桨角限制在β_min≤β(t)≤β_max，其变化率也有一定的限制范围，即。利用桨距角限制器可以有效抑制独立变桨控制变桨速率的增加。

第二较佳实施例的双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法与第一较佳实施例的唯一区别在于：步骤B4中未给出风轮方位补偿角Δψ，即直接将风轮方位角ψ连同期望桨距角(θ₂，θ₃)进行Coleman反变换，即可得出独立变桨距控制期望输出的独立桨距角(β₁，β₂，β₃)。

综上所述，本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法具有如下优点：

1.通过对转速偏差采用前馈控制来补偿风速测量误差，无需测量多位置的风速变化，避免增加额外的成本；

2.简化了前馈控制系统，降低了对前馈控制精度的要求，为工程上实现简单的前馈补偿创造了条件；

3.比纯反馈控制具有控制精度高、响应速度快的特点；

4.使用带通滤波器对叶片根部载荷输入量进行滤波处理，能同时将特定频率范围内的信号去除低频漂移和抑制高频扰动；

5.可以产生一个反映风轮位置状态的方位角补偿信号，使风机在不同风速下保持期望输出桨距角的准确性；

6.相对于PI控制器，采用积分器处理变换后的载荷量能够有效降低控制器的设计难度，使该技术更具实际应用价值。

以上所述的技术方案仅为本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法的较佳实施例，任何在本发明双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法基础上所作的等效变换或替换都包含在本专利的权利要求的范围之内。

Claims (21)

1.双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，包括：

步骤A：统一变桨控制部分，即由统一变桨距控制算法计算出统一桨距角给定β，该步骤A进一步包括:

步骤A1：测量风力发电机组的发电机转速ω_mea；

步骤A2：将发电机转速ω_mea与设定转速ω_set进行差值运算得到转速偏差Δω；

步骤A3：PI控制，即PI控制器利用步骤A2中得到的转速偏差Δω，并按照拉普拉斯关系式（其中K_P为PI控制器的比例系数，T_P为积分时间常数）得出变桨控制期望输出的桨距角β₀；

步骤A4：前馈控制，即检测出发电机转速扰动Δω，等同于步骤A2所述的转速偏差，再通过动态前馈控制器计算出期望的前馈扰动补偿桨距角Δβ₀；

步骤A5：根据步骤A3中PI控制期望输出的桨距角β₀和步骤A4中前馈控制期望输出的前馈扰动补偿桨距角Δβ₀进行加法运算，即β₀+Δβ₀；

步骤A6：由桨距角限制器对(β₀+Δβ₀)作限制处理后输出相应的统一桨距角给定β；

步骤B：独立变桨控制部分，该步骤B进一步包括：

步骤B1：通过载荷传感器和绝对值编码器分别测量出三个叶片根部y方向载荷(M_y1，M_y2，M_y3)和风轮方位角ψ；

步骤B2：利用主控制器将三桨叶叶片根部的y方向载荷(M_y1，M_y2，M_y3)及风轮方位角ψ进行Coleman变换，变换为倾覆载荷分量M_tilt和偏航载荷分量M_yaw；

步骤B3：两个载荷分量M_tilt、M_yaw各由一个带增益的积分器转化成对应的桨距角分量，即得出d轴和q轴期望输出的桨距角(θ₂，θ₃)，θ₂、θ₃分别为变换得到d-q轴下的倾斜方向和偏航方向的变桨角；

步骤B4：给出风轮方位补偿角Δψ并与风轮方位角ψ进行加法运算：ψ+Δψ，将运算后的结果连同期望桨距角(θ₂，θ₃)进行Coleman反变换，即可得出独立变桨距控制期望输出的独立桨距角给定(β₁，β₂，β₃)；

步骤B5：对输出的独立桨距角给定(β₁，β₂，β₃)分别进行低通滤波和桨距角大小限制处理后输出；

步骤C：将经步骤B5处理的独立桨距角给定(β₁，β₂，β₃)分别与统一桨距角给定β进行加法运算后，输出叶片1的桨距角给定(β+β₁)、叶片2的桨距角给定(β+β₂)及叶片3的桨距角给定(β+β₃)。

2.根据权利要求1所述的双馈式风力发电机组变桨距控制方法，其特征在于：所述步骤A4中的动态前馈控制器可采用如下拉普拉斯关系式，其中K_d是前馈系数，T₁和T₂为时间常数。

3.根据权利要求1所述的双馈式风力发电机组变桨距控制方法，其特征在于：所述步骤A4中的动态前馈控制器也可采用按如下拉普拉斯关系式得到期望的前馈扰动补偿桨距角Δβ₀，关系式为，其中，K_d是前馈系数，T₁、T₁'、T₂和T₂'均为时间常数。

4.根据权利要求2或3之一所述的双馈式风力发电机组变桨距控制方法，其特征在于：所述步骤A1中发电机转速ω_mea是通过增量式编码器测量出。

5.根据权利要求4所述的双馈式风力发电机组变桨距控制方法，其特征在于：所述步骤A2中转速偏差Δω是通过发电机转速设定值ω_set减去转速测量值ω_mea计算得到的。

6.根据权利要求1所述的双馈式风力发电机组变桨距控制方法，其特征在于：本双馈式风力发电机组变桨距控制方法进一步包括塔筒振动控制步骤A110，该塔筒振动控制步骤A110进一步包括

步骤A111：测量出塔筒顶部前后方向的加速度G_TFA；

步骤A112：积分器按拉普拉斯关系式（其中K_G为积分器的放大系数，T_G为时间常数）得到期望的附加桨距角Δβ₁，附加桨距角Δβ₁的主要作用是增大塔筒等效阻尼；

步骤A113：根据变速变桨控制过程期望输出的桨距角(β₀+Δβ₀)和塔筒振动控制过程期望输出的附加桨距角Δβ₁得出统一变桨距控制期望输出的桨距角给定β：β=β₀+Δβ₀+Δβ₁，并输出给桨距角限制器。

7.根据权利要求6所述的双馈式风力发电机组变桨距控制方法，其特征在于：所述塔筒振动控制步骤A110中可进一步至少包括用陷波器对加速度G_TFA进行滤波处理的步骤A1111。

8.根据权利要求7所述的双馈式风力发电机组变桨距控制方法，其特征在于：所述塔筒振动控制步骤A110中在利用陷波器对加速度G_TFA进行滤波处理的步骤A1111之前可再进一步用高通滤波器对加速度G_TFA进行处理的步骤A1112。

9.根据权利要求7或8所述的双馈式风力发电机组变桨距控制方法，其特征在于：所述塔筒顶部前后方向加速度G_TFA按以下拉普拉斯关系式进行滤波，具体关系式为

$\frac{G_{\mathrm{TFAf}}\left(s\right)}{G_{\mathrm{TFA}}\left(s\right)}=(1-\frac{1}{1+2{\mathrm{\ζ}}_{1}s/{\mathrm{\ω}}_1+s^2/{{\mathrm{\ω}}_1}^2})\·\frac{1+2{\mathrm{\ζ}}_{2}s/{\mathrm{\ω}}_2+s^2/{{\mathrm{\ω}}_2}^2}{1+2{\mathrm{\ζ}}_{3}s/{\mathrm{\ω}}_3+s^2/{{\mathrm{\ω}}_3}^2}$ ，其中，G_TFAf为滤波后的塔筒顶部前后方向加速度；ω₁为高通滤波器的固有频率；ζ₁为高通滤波器的阻尼比；ω₂和ω₃为陷波器的固有频率；ζ₂和ζ₃为陷波器的阻尼比。

10.根据权利要求1所述的双馈式风力发电机组变桨距控制方法，其特征在于：双馈式风力发电机组变桨距控制方法可再进一步包括由相位补偿模块进行相位补偿的步骤A120。

11.根据权利要求10所述的双馈式风力发电机组变桨距控制方法，其特征在于：所述步骤A120期望输出的桨距角给定β按以下拉普拉斯关系式进行相位补偿，关系式为，其中，β_f为滤波后的输出桨距角；K_c为增益系数；T_a为滞后校正器的时间常数；T_b为超前校正器的时间常数；a为网络系数，决定相位角的超前量。

12.根据权利要求11所述的双馈式风力发电机组变桨距控制方法，其特征在于：所述发电机测量转速ω_mea按以下拉普拉斯关系式进行滤波，关系式为

$\frac{{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{meaf}}\left(s\right)}{{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{mea}}\left(s\right)}=K_{\mathrm{\ω}}\·\frac{{{\mathrm{\ω}}_4}^2}{s^2+2{\mathrm{\ζ}}_4{\mathrm{\ω}}_{4}s+{{\mathrm{\ω}}_4}^2}\·\frac{1+2{\mathrm{\ζ}}_{5}s/{\mathrm{\ω}}_5+s^2/{{\mathrm{\ω}}_5}^2}{1+2{\mathrm{\ζ}}_{6}s/{\mathrm{\ω}}_6+s^2/{{\mathrm{\ω}}_6}^2}$

其中，ω_meaf为滤波后的发电机转速；K_ω为调整系数；ω₄为低通滤波器的固有频率；ζ₄为低通滤波器的阻尼比；ω₅和ω₆为陷波器的固有频率；ζ₅和ζ₆为陷波器的阻尼比。

13.根据权利要求1所述的双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，其特征在于：步骤B1中的载荷传感器采用光纤载荷传感器进行叶片根部y方向载荷(M_y1，M_y2，M_y3)的测量。

14.根据权利要求1所述的双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，其特征在于：在整个变桨控制过程中，为了避免信号漂移和高频干扰，叶片根部载荷(M_y1，M_y2，M_y3)在坐标变换之前，即在步骤B2之前，先要经过一个带通滤波器进行滤波处理，其表达式为

$G\left(s\right)=K_{\mathrm{nd}}\frac{2\mathrm{\ζs}/{\mathrm{\ω}}_0}{1+2{\mathrm{\ζ}}_{0}s/{\mathrm{\ω}}_0+s^2/{{\mathrm{\ω}}_0}^2}$

其中，K_nd是增益，ω₀为带通滤波器的固有频率，通常取叶片通过频率的整数倍，ζ₀为带通滤波器的阻尼比。

15.根据权利要求13或14所述的双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，其特征在于：步骤B2中Coleman变换的作用是把输入量从混合坐标系（包括旋转坐标系和非旋转坐标系）转换到非旋转坐标系中，实现桨叶叶轮旋转坐标系与轮毂固定坐标系之间的变量变换，其公式为

其中：为风轮转速；M_y1、M_y2、M_y3为叶片根部上的测得的载荷力矩；M_tilt、M_yaw为变换到二相垂直的d-q轴上的倾覆力矩和偏航力矩，再由倾覆力矩和偏航力矩转化成桨距角分量(θ₂，θ₃)，经过坐标变换后，系统从周期性系统被模拟为线性时不变系统，也可以根据变桨控制的动态特性来计算得到。

16.根据权利要求15所述的双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，其特征在于：步骤B3中，积分器用于将载荷分量转化成桨距角分量(θ₂，θ₃)，其表达式为，其中，K_I是积分增益，T_I是积分时间常数。

17.根据权利要求1所述的双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，其特征在于：Coleman反变换是为了把桨距角分量变换成期望输出的独立桨距角(β₁，β₂，β₃)，Coleman反变换的表达式为

其中：β₁、β₂、β₃为计算得到的三个叶片的微调变桨角，也即三个叶片的独立变桨距控制期望输出的独立桨距角；θ₂、θ₃为变换得到d-q轴下的倾斜方向和偏航方向的变桨角。

18.根据权利要求1所述的双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，其特征在于：步骤B4中进行Coleman反变换时增加了方位角补偿Δψ，该补偿值Δψ可以是固定值，也可以根据变桨控制的动态特性来计算得到。

19.根据权利要求18所述的双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，其特征在于：当采用根据变桨控制的动态特性来计算方位补偿值Δψ时，采用的计算公式为：Δψ=ω_R*T，其中，ω_R是风轮旋转的角速度，T为变桨控制器的运行周期。

20.根据权利要求1所述的双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，其特征在于：步骤B5的低通滤波器是用来阻止桨距角输出量中出现不希望的频率，降低在高频扰动时变桨控制器的灵敏度，其传递函数为，其中，ω₇为低通滤波器的固有频率，ζ₇为低通滤波器的阻尼比。

21.根据权利要求1所述的双馈式变速变桨风力发电机组的独立变桨距控制方法，其特征在于：步骤C中，输出三个叶片（1、2、3）的桨距角给定(β+β₁)、(β+β₂)、(β+β₃)之前，进一步利用桨距角限制器限制期望输出桨距角的幅值和变桨速率的大小。