CN104763586A - 用于风力发电机组的控制方法及设备 - Google Patents

Abstract

公开了用于风力发电机组的控制方法及设备。方法包括：检测风轮角速度、发电机输出功率和桨距角；设定叶尖速比；根据设定的叶尖速比和检测的桨距角确定风能利用系数；根据设定的叶尖速比、检测的发电机输出功率和风轮角速度、所述风能利用系数、风轮转动惯量、空气密度、风轮直径及扫风面积确定功率误差；若功率误差超出允许的功率误差范围，重新设定叶尖速比，重新确定风能利用系数和功率误差，直到功率误差处于功率误差范围内为止；若功率误差处于功率误差范围内，根据设定的叶尖速比、检测的风轮角速度和风轮直径确定风速；若风速小于或等于额定风速进行最大功率跟踪控制；若风速大于额定风速进行变桨控制。由此可实现风力发电机组精确控制。

Description

用于风力发电机组的控制方法及设备

技术领域

本发明涉及风力发电机控制领域，具体地，涉及一种用于风力发电机组的控制方法及设备。

背景技术

由于风力发电具有环保节能的优势，目前已被广泛应用，对风力发电机组的控制技术也越来越受到了人们的重视。在风力发电机组的运行过程中，对风力发电机组的控制主要分为两个阶段：当发电机输出功率小于或等于额定功率时，桨距角保持在0°位置不变，此时无需调节桨距角，只需要进行最大功率跟踪控制，以使风轮最大可能的吸收能量。当发电机输出功率大于额定功率时，应根据输出功率的变化调整桨距角的大小，改变气流对叶片的攻角，从而改变风力发电机组获得的空气动力转矩，使发电机输出功率始终保持在额定功率。

最大功率跟踪控制算法比较常用的方法有叶尖速比法。图1示出了采用叶尖速比法进行最大功率跟踪控制的示意图。如图1所示，首先根据采集的风速v和风轮角速度ω、以及已知的风轮直径R来计算出当前的叶尖速比λ。风力发电机组在桨距角为0°时具有一个预定的最佳叶尖速比λ_opt，控制器可以根据所计算出的当前的叶尖速比λ和所述最佳叶尖速比λ_opt之间的差，来对风力发电机组进行调节，从而实现最大功率跟踪控制。

从图1可以看出，采用叶尖速比法进行最大功率跟踪控制所必须的前提条件就是要检测风速值。通常采用风速仪来测量风速。但是，由于风轮的阻塞效应及对气流的扰动，风速仪无法获取准确的风速，也就无法实现准确的最大功率跟踪控制。

发明内容

本发明的目的是提供一种用于风力发电机组的控制方法及设备，以实现对风力发电机组的精确控制。

为了实现上述目的，本发明提供一种用于风力发电机组的控制方法，该控制方法包括：步骤S1：检测风轮角速度、发电机输出功率和桨距角；步骤S2：设定一叶尖速比；步骤S3：根据当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角，确定与所述当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角相对应的风能利用系数；步骤S4：根据当前设定的叶尖速比、所检测的发电机输出功率、所检测的风轮角速度、所确定的风能利用系数、风轮转动惯量、空气密度、风轮直径及扫风面积，确定功率误差；步骤S5：在所述功率误差超出允许的功率误差范围的情况下，重新设定叶尖速比，并按照所述步骤S3和所述步骤S4，重新确定所述风能利用系数和所述功率误差，直到所述功率误差处于所述功率误差范围之内为止；步骤S6：在所述功率误差处于所述功率误差范围之内的情况下，根据当前设定的叶尖速比、所检测的风轮角速度和所述风轮直径，确定所述风力发电机组的风速；以及步骤S7：在所述风速小于或等于额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行最大功率跟踪控制。

优选地，在所述步骤S3中，通过根据所述当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角查找风能利用系数数据表，来确定所述风能利用系数，其中，所述风能利用系数数据表中预先存储有多个先验桨距角和多个先验叶尖速比，以及在每个先验桨距角下分别与每个先验叶尖速比相对应的先验风能利用系数。

优选地，利用插值法来从所述风能利用系数数据表中确定所述风能利用系数。

优选地，在所述步骤S4中，通过以下方式确定所述功率误差：

$f\left({\mathrm{\λ}}_n\right)=P+\mathrm{J\ω}\frac{\mathrm{d\ω}}{\mathrm{dt}}-\frac{1}{2}\mathrm{\ρA}{\mathrm{\ω}}^3\frac{R^3}{{{\mathrm{\λ}}_h}^3}{C}_{p_{h,m}}$

其中，f(λ_h)表示所述功率误差；P表示所检测的发电机输出功率；J表示所述风轮转动惯量；ω表示所检测的风轮角速度；表示风轮角加速度；ρ表示所述空气密度；A表示所述扫风面积；R表示所述风轮直径；λ_h表示当前设定的叶尖速比；以及表示与所述当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角相对应的风能利用系数。

优选地，通过以下方式对所述风力发电机组进行最大功率跟踪控制：根据所述风速、预定的最佳叶尖速比和所述风轮直径，确定参考风轮角速度；以及根据所确定的参考风轮角速度与所检测的风轮角速度之间的差，对所述风力发电机组的风轮角速度进行PID调节。

优选地，该方法还包括：步骤S8：在所述风速大于所述额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行变桨控制。

优选地，通过以下方式对所述风力发电机组进行变桨控制：根据所述风速、发电机额定输出功率、所检测的风轮角速度、所述风轮转动惯量、所述空气密度及所述扫风面积，确定与所述风速对应的理论风能利用系数；根据所述理论风能利用系数和所述当前设定的叶尖速比，确定理论桨距角；以及根据所述理论桨距角与所检测的桨距角之间的差，对所述风力发电机组的桨距角进行PID调节。

优选地，通过以下方式确定所述理论风能利用系数：

其中，表示所述理论风能利用系数；P_额定表示所述发电机额定输出功率；J表示所述风轮转动惯量；ω表示所检测的风轮角速度；表示风轮角加速度；ρ表示所述空气密度；A表示所述扫风面积；以及v表示所述风速。

优选地，通过根据所述理论风能利用系数和所述当前设定的叶尖速比查找风能利用系数数据表，来确定所述理论桨距角，其中，所述风能利用系数数据表中存储有多个先验桨距角和多个先验叶尖速比，以及在每个先验桨距角下分别与每个先验叶尖速比相对应的先验风能利用系数。

优选地，利用插值法来从所述风能利用系数数据表中确定所述理论桨距角。

本发明还提供一种用于风力发电机组的控制设备，该控制设备包括：风速检测装置，该风速检测装置包括：检测模块，用于检测风轮角速度、发电机输出功率和桨距角；参数设定模块，用于设定一叶尖速比；第一计算模块，用于根据当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角，确定与所述当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角相对应的风能利用系数；以及根据当前设定的叶尖速比、所检测的发电机输出功率、所检测的风轮角速度、所确定的风能利用系数、风轮转动惯量、空气密度、风轮直径及扫风面积，确定功率误差；判断模块，用于判断所述功率误差是否超出允许的功率误差范围，并在所述功率误差超出所述功率误差范围的情况下，重新运行所述参数设定模块以重新设定叶尖速比，以及重新运行所述第一计算模块以重新确定所述风能利用系数和所述功率误差，直到所述功率误差处于所述功率误差范围之内为止；以及第二计算模块，用于在所述功率误差处于所述功率误差范围之内的情况下，根据当前设定的叶尖速比、所检测的风轮角速度和所述风轮直径，确定所述风力发电机组的风速；以及控制装置，用于在所述风速小于或等于额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行最大功率跟踪控制。

优选地，所述第一计算模块通过根据所述当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角查找风能利用系数数据表，来确定所述风能利用系数，其中，所述风能利用系数数据表中预先存储有多个先验桨距角和多个先验叶尖速比，以及在每个先验桨距角下分别与每个先验叶尖速比相对应的先验风能利用系数。

优选地，所述第一计算模块利用插值法来从所述风能利用系数数据表中确定所述风能利用系数。

优选地，所述第一计算模块通过以下方式确定所述功率误差：

$f\left({\mathrm{\λ}}_n\right)=P+\mathrm{J\ω}\frac{\mathrm{d\ω}}{\mathrm{dt}}-\frac{1}{2}\mathrm{\ρA}{\mathrm{\ω}}^3\frac{R^3}{{{\mathrm{\λ}}_h}^3}{C}_{p_{h,m}}$

其中，f(λ_h)表示所述功率误差；P表示所检测的发电机输出功率；J表示所述风轮转动惯量；ω表示所检测的风轮角速度；表示风轮角加速度；ρ表示所述空气密度；A表示所述扫风面积；R表示所述风轮直径；λ_h表示当前设定的叶尖速比；以及表示与所述当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角相对应的风能利用系数。

优选地，所述控制装置通过以下方式对所述风力发电机组进行最大功率跟踪控制：根据所述风速、预定的最佳叶尖速比和所述风轮直径，确定参考风轮角速度；以及根据所确定的参考风轮角速度与所检测的风轮角速度之间的差，对所述风力发电机组的风轮角速度进行PID调节。

优选地，所述控制装置还用于在所述风速大于所述额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行变桨控制。

优选地，所述控制装置通过以下方式对所述风力发电机组进行变桨控制：根据所述风速、发电机额定输出功率、所检测的风轮角速度、所述风轮转动惯量、所述空气密度及所述扫风面积，确定与所述风速对应的理论风能利用系数；根据所述理论风能利用系数和所述当前设定的叶尖速比，确定理论桨距角；以及根据所述理论桨距角与所检测的桨距角之间的差，对所述风力发电机组的桨距角进行PID调节。

优选地，所述控制装置通过以下方式确定所述理论风能利用系数：

其中，表示所述理论风能利用系数；P_额定表示所述发电机额定输出功率；J表示所述风轮转动惯量；ω表示所检测的风轮角速度；表示风轮角加速度；ρ表示所述空气密度；A表示所述扫风面积；以及v表示所述风速。

优选地，所述控制装置通过根据所述理论风能利用系数和所述当前设定的叶尖速比查找风能利用系数数据表，来确定所述理论桨距角，其中，所述风能利用系数数据表中存储有多个先验桨距角和多个先验叶尖速比，以及在每个先验桨距角下分别与每个先验叶尖速比相对应的先验风能利用系数。

优选地，所述控制装置利用插值法来从所述风能利用系数数据表中确定所述理论桨距角。

通过上述技术方案，可以利用风力发电机组自身能够准确测量得出的参数，根据风力发电机组的能量守恒进行反推验证，计算得到距轮毂中心风轮远前方处的等效风速。相比于采用风速仪直接检测，通过本发明的方法确定出的风速更加准确，避免引入较大的测量误差，并为对风力发电机组的控制提供准确的数据支持，从而实现风力发电机组的精确控制。

本发明的其他特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

附图是用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1示出了现有技术中采用叶尖速比法进行最大功率跟踪控制的示意图；

图2示出了根据本发明的实施方式的用于风力发电机组的风速检测方法的流程图；

图3示出了根据本发明的实施方式的用于风力发电机组的控制方法的流程图；

图4示出了根据本发明的实施方式的最大功率跟踪控制过程的流程图；

图5示出了用于对风轮角速度进行PID调节的控制原理图；

图6示出了根据本发明的实施方式的变桨控制过程的流程图；

图7示出了用于对桨距角进行PID调节的控制原理图；

图8示出了根据本发明的实施方式的用于风力发电机组的风速检测装置的结构示意图；

图9示出了根据本发明的实施方式的用于风力发电机组的控制设备的结构示意图；以及

图10a-图12b示出了利用本发明提供的控制方法和现有的控制方法对风力发电机组进行控制的仿真结果图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。

图2示出了根据本发明的实施方式的用于风力发电机组的风速检测方法的流程图。如图2所示，该检测方法可以包括：步骤S1，检测风轮角速度、发电机输出功率和桨距角。其中，所检测到的风轮角速度可以表示为ω，所检测到的发电机输出功率可以表示为P，以及所检测到的桨距角可以表示为θ_m。如果风力发电机组是直流驱动的风力发电机组，那么所检测到的风轮角速度ω与发电机转速是相等的。

接下来，在步骤S2，设定一叶尖速比，其中，当前设定的叶尖速比可以表示为λ_h。之后，在步骤S3，根据当前设定的叶尖速比λ_h和所检测的桨距角θ_m，确定与所述当前设定的叶尖速比λ_h和所检测的桨距角θ_m相对应的风能利用系数

风能利用系数C_P是关于叶尖速比λ和桨距角θ的函数。可以通过实验获取多个先验桨距角和多个先验叶尖速比，以及每个桨距角下分别与每个先验叶尖速比相对应的先验风能利用系数。这些先验桨距角、先验叶尖速比和先验风能利用系数可以被预先存储在风能利用系数数据表中，例如，如表1所示。

表1

在本发明的一个示例实施方式中，可以通过根据所述当前设定的叶尖速比λ_h和所检测的桨距角θ_m查找所述风能利用系数数据表，来确定与所述当前设定的叶尖速比λ_h和所检测的桨距角θ_m相对应的风能利用系数

具体地，首先在所述风能利用系数数据表中查找是否存在与所检测的桨距角θ_m相一致的先验桨距角。如果存在，则再查找是否存在与当前设定的叶尖速比λ_h相一致的先验叶尖速比。如果存在，则与所述相一致的先验桨距角和所述相一致的先验叶尖速比对应的先验风能利用系数即为与所述当前设定的叶尖速比λ_h和所检测的桨距角θ_m相对应的风能利用系数

如果未能在风能利用系数数据表中查找到与所检测的桨距角θ_m相一致的先验桨距角、和/或与当前设定的叶尖速比λ_h相一致的先验叶尖速比，那么可以利用插值法来从所述风能利用系数数据表中确定与所述当前设定的叶尖速比λ_h和所检测的桨距角θ_m相对应的风能利用系数具体过程如下。

在第一种情况中，如果在所述风能利用系数数据表中查找到与所检测的桨距角θ_m相一致的先验桨距角、而未查找到与所述当前设定的叶尖速比λ_h相一致的先验叶尖速比，则可以通过以下方式来确定所述风能利用系数

1)在所述风能利用系数数据表中查找出在小于所述当前设定的叶尖速比λ_h的方向上与该叶尖速比λ_h最接近的第一先验叶尖速比λ_h-1和在大于所述当前设定的叶尖速比λ_h的方向上与该叶尖速比λ_h最接近的第二先验叶尖速比λ_h+1，以及在所述相一致的先验桨距角下分别与所述第一先验叶尖速比λ_h-1和所述第二先验叶尖速比λ_h+1对应的第一先验风能利用系数和第二先验风能利用系数

2)根据所述当前设定的叶尖速比λ_h、所述第一先验叶尖速比λ_h-1、所述第二先验叶尖速比λ_h+1、所述第一先验风能利用系数和所述第二先验风能利用系数确定与所述当前设定的叶尖速比λ_h和所检测的桨距角θ_m相对应的风能利用系数例如，可以通过以下等式(1)来确定所述风能利用系数

$C_{p_{h,m}}=\frac{{\mathrm{\λ}}_h-{\mathrm{\λ}}_{h+1}}{{\mathrm{\λ}}_{h+1}-{\mathrm{\λ}}_{h-1}}(C_{p_{h+1,m}}-C_{p_{h-1,m}})+C_{p_{h+1,m}}---\left(1\right)$

在第二种情况中，如果在所述风能利用系数数据表中未查找到与所检测的桨距角θ_m相一致的先验桨距角、而查找到与所述当前设定的叶尖速比λ_h相一致的先验叶尖速比，则可以通过以下方式来确定所述风能利用系数

1)在所述风能利用系数数据表中查找出在小于所检测的桨距角θ_m的方向上与该桨距角θ_m最接近的第一先验桨距角θ_m-1和在大于所检测的桨距角θ_m的方向上与该桨距角θ_m最接近的第二先验桨距角θ_m+1，以及在所述第一先验桨距角θ_m-1下与所述相一致的叶尖速比对应的第一先验风能利用系数和在所述第二先验桨距角θ_m+1下与所述相一致的叶尖速比对应的第二先验风能利用系数

2)根据所检测的桨距角θ_m、所述第一先验桨距角θ_m-1、所述第二先验桨距角θ_m+1、所述第一先验风能利用系数和所述第二先验风能利用系数确定与所述当前设定的叶尖速比λ_h和所检测的桨距角θ_m相对应的风能利用系数例如，可以通过以下等式(2)来确定所述风能利用系数

$C_{p_{h,m}}=\frac{{\mathrm{\θ}}_m-{\mathrm{\θ}}_{m+1}}{{\mathrm{\θ}}_{m+1}-{\mathrm{\θ}}_{m-1}}(C_{p_{h,m+1}}-C_{p_{h,m-1}})+C_{p_{h,m+1}}---\left(2\right)$

在第三种情况中，如果在所述风能利用系数数据表中未查找到与所检测的桨距角θ_m相一致的先验桨距角、也未查找到与所述当前设定的叶尖速比λ_h相一致的先验叶尖速比，则可以通过以下方式来确定所述风能利用系数

1)根据所检测的桨距角θ_m，从所述风能利用系数数据表中查找出在小于所检测的桨距角θ_m的方向上与该桨距角θ_m最接近的第一先验桨距角θ_m-1和在大于所检测的桨距角θ_m的方向上与该桨距角θ_m最接近的第二先验桨距角θ_m+1。

2)根据所述当前设定的叶尖速比λ_h，从所述风能利用系数数据表中查找出在小于所述当前设定的叶尖速比λ_h的方向上与该叶尖速比λ_h最接近的第一先验叶尖速比λ_h-1和在大于所述当前设定的叶尖速比λ_h的方向上与该叶尖速比λ_h最接近的第二先验叶尖速比λ_h+1。

3)从所述风能利用系数数据表中确定与所述第一先验桨距角θ_m-1和所述第一先验叶尖速比λ_h-1对应的第一先验风能利用系数与所述第一先验桨距角θ_m-1和所述第二先验叶尖速比λ_h+1对应的第二先验风能利用系数与所述第二先验桨距角θ_m+1和所述第一先验叶尖速比λ_h-1对应的第三先验风能利用系数以及与所述第二先验桨距角θ_m+1和所述第二先验叶尖速比λ_h+1对应的第四先验风能利用系数

4)根据所述当前设定的叶尖速比λ_h、所述第一先验叶尖速比λ_h-1、所述第二先验叶尖速比λ_h+1、所检测的桨距角θ_m、所述第一先验桨距角θ_m-1、所述第二先验桨距角θ_m+1、所述第一先验风能利用系数所述第二先验风能利用系数所述第三先验风能利用系数以及所述第四先验风能利用系数确定与所述当前设定的叶尖速比λ_h和所检测的桨距角θ_m对应的风能利用系数例如，可以通过以下等式(3)来确定所述风能利用系数

$\begin{array}{c}{C}_{p_{h,m}}=\frac{{\mathrm{\θ}}_m-{\mathrm{\θ}}_{m-1}}{{\mathrm{\θ}}_{m+1}-{\mathrm{\θ}}_{m-1}}\frac{{\mathrm{\λ}}_h-{\mathrm{\λ}}_{h-1}}{{\mathrm{\λ}}_{h+1}-{\mathrm{\λ}}_{h-1}}(C_{p_{h+1,m+1}}-C_{p_{h-1,m+1}}-C_{p_{h+1,m-1}}+C_{p_{h-1,m-1}})+\\ \frac{{\mathrm{\θ}}_m-{\mathrm{\θ}}_{m-1}}{{\mathrm{\θ}}_{m+1}-{\mathrm{\θ}}_{m-1}}(C_{p_{h-1,m+1}}-C_{p_{h-1,m-1}})+\frac{{\mathrm{\λ}}_h-{\mathrm{\λ}}_{h-1}}{{\mathrm{\λ}}_{h+1}-{\mathrm{\λ}}_{h-1}}(C_{p_{h+1,m-1}}-C_{p_{h-1,m-1}})+C_{p_{h-1,m-1}}\end{array}---\left(3\right)$

在确定出与所述当前设定的叶尖速比λ_h和所检测的桨距角θ_m相对应的风能利用系数之后，进行步骤S4，根据当前设定的叶尖速比λ_h、所检测的发电机输出功率P、所检测的风轮角速度ω、所确定的风能利用系数风轮转动惯量J、空气密度ρ、风轮直径R及扫风面积A，确定功率误差，其中，该功率误差可以表示为f(λ_h)，并且，风轮转动惯量J、空气密度ρ、风轮直径R及扫风面积A这四项参数是已知的。例如，可以通过以下等式(4)来确定所述功率误差：

$f\left({\mathrm{\λ}}_h\right)=P+\mathrm{J\ω}\frac{\mathrm{d\ω}}{\mathrm{dt}}-\frac{1}{2}\mathrm{\ρA}{\mathrm{\ω}}^3\frac{R^3}{{{\mathrm{\λ}}_h}^3}{C}_{p_{h,m}}---\left(4\right)$

其中，表示风轮角加速度，可以通过所检测的风轮角速度ω来计算得出。上述功率误差是基于风力发电机组的能量守恒理论所构建的。

优选地，在确定功率误差f(λ_h)时，还可以考虑风力发电机组的总机械效率η₁和总电效率η₂。在这种情况下，可以通过以下等式(5)来确定该功率误差：

$f\left({\mathrm{\λ}}_h\right)=P+\mathrm{J\ω}\frac{\mathrm{d\ω}}{\mathrm{dt}}-\frac{1}{2}\mathrm{\ρA}{\mathrm{\ω}}^3\frac{R^3}{{{\mathrm{\λ}}_h}^3}{C}_{p_{h,m}}{\mathrm{\η}}_1{\mathrm{\η}}_2---\left(5\right)$

其中，所述总机械效率η₁和所述总电效率η₂可以通过实验得出。

在得出所述功率误差之后，判断所述功率误差是否超出预设的允许的功率误差范围，例如，判断f(λ_h)∈[-ε,+ε]是否成立，其中，ε为一预设阈值，-ε表示所述功率误差范围的下限，+ε表示所述功率误差范围的上限。在所述功率误差超出允许的功率误差范围的情况下，说明在步骤S2中设定的叶尖速比不合适，此时进行步骤S5，重新设定叶尖速比。并且，利用该重新设定的叶尖速比，按照所述步骤S3和所述步骤S4，重新确定所述风能利用系数C_ph,m和所述功率误差f(λ_h)，直到所述功率误差f(λ_h)处于所述功率误差范围之内为止。在一个示例实施方式中，可以按照预定步长来重新设定叶尖速比，例如，λ_h＝λ_h+Δλ，其中，Δλ表示所述预定步长，例如，Δλ＝0.1。

在所述功率误差处于所述功率误差范围之内的情况下，说明此时设定的叶尖速比是合适的，该叶尖速比能够表示风力发电机组当前实际的叶尖速比。在这种情况下，进行步骤S6，根据当前设定的叶尖速比λ_h、所检测的风轮角速度ω和所述风轮直径R，确定所述风力发电机组的风速v。例如，可以通过以下等式(6)来确定所述风速v：

$v=\frac{\mathrm{\ωR}}{{\mathrm{\λ}}_h}---\left(6\right)$

在上述技术方案中，可以利用风力发电机组自身能够准确测量得出的参数，根据风力发电机组的能量守恒进行反推验证，计算得到距轮毂中心风轮远前方处的等效风速。相比于采用风速仪直接检测，通过本发明提供的风速检测方法确定出的风速更加准确，避免引入较大的测量误差，并为后续对风力发电机组的控制提供准确的数据支持。

在确定出所述风速v之后，就可以基于该风速v来对风力发电机组进行控制。

图3示出了根据本发明的实施方式的用于风力发电机组的控制方法的流程图。如图3所示，该控制方法可以包括：根据本发明提供的风速检测方法，确定所述风力发电机组的风速；以及步骤S7，在所述风速小于或等于额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行最大功率跟踪控制。

在另一实施方式中，当风速高于额定风速时，如果桨距角依然保持0°不变，那么风机还会尽可能的转化风能甚至超过额定功率。为了维持风力发电机能够稳定的输出额定功率，就要求适当的释放风轮吸收的能量，此时增大桨距角即可实现这一目的，这就需要对风力发电机组实施变桨控制。因此，在该实施方式中，如图3所示，所述控制方法还可以包括：步骤S8，在所述风速大于所述额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行变桨控制。

由于是基于通过本发明提供的风速检测方法确定出的风速来对风力发电机组进行控制，因而可以减小系统误差，实现对风力发电机组的精准控制。

下面将具体描述如何进行最大功率跟踪控制和变桨控制的方法及原理。

图4示出了根据本发明的实施方式的最大功率跟踪控制过程的流程图。如图4所示，在进行最大功率跟踪控制时，首先根据所述风速v、预定的最佳叶尖速比λ_opt和所述风轮直径R，确定参考风轮角速度ω_ref。例如，可以通过以下等式(7)来确定所述参考风轮角速度ω_ref：

${\mathrm{\ω}}_{\mathrm{ref}}=\frac{{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{opt}}v}{R}---\left(7\right)$

之后，可以根据所确定的参考风轮角速度ω_ref与所检测的风轮角速度ω之间的差，对所述风力发电机组的风轮角速度进行PID调节，其中，图5示出了用于对风轮角速度进行PID调节的控制原理图。

如上所述，在风力发电机组是直流驱动的风力发电机组的情况下，风轮角速度ω和发电机转速是相等的。因此，上面所求出的参考风轮角速度ω_ref等于参考发电机转速，并且可以根据该参考发电机转速与实际的发电机转速之间的差，来对所述风力发电机组的发电机的转速进行PID调节，由此，可等价实现对所述风力发电机组的风轮角速度的PID调节。

由此，可以在风速小于或等于额定风速的情况下，实现风力发电机组的最大功率跟踪控制，使得风轮最大可能的吸收能量。

图6示出了根据本发明的实施方式的变桨控制过程的流程图。如图6所示，首先，可以根据所述风速v、发电机额定输出功率P_额定、所检测的风轮角速度ω、所述风轮转动惯量J、所述空气密度ρ及所述扫风面积A，确定与所述风速v对应的理论风能利用系数例如，可以通过以下等式(8)来确定所述理论风能利用系数

在确定所述理论风能利用系数时，也可考虑风力发电机组的总机械效率η₁和总电效率η₂。在这种情况下，可以通过以下等式(9)来确定所述理论风能利用系数

之后，可以根据所述理论风能利用系数和所述当前设定的叶尖速比λ_h，确定理论桨距角θ_理论。在本发明的一个示例实施方式中，可以通过根据所述理论风能利用系数和所述当前设定的叶尖速比λ_h查找风能利用系数数据表，来确定所述理论桨距角θ_理论。其中，所述风能利用系数数据表中存储有多个先验桨距角和多个先验叶尖速比，以及在每个先验桨距角下分别与每个先验叶尖速比相对应的先验风能利用系数，如表1中所示。

具体地，首先在所述风能利用系数数据表中查找是否存在与所述当前设定的叶尖速比λ_h相一致的先验叶尖速比。如果存在，则在与所述相一致的先验叶尖速比对应的所有先验风能利用系数中，查找是否存在与所述理论风能利用系数相一致的先验风能利用系数。如果存在，则与所述相一致的先验风能利用系数对应的先验桨距角即为所述理论桨距角θ_理论。

如果在所述风能利用系数数据表中未查找到与所述当前设定的叶尖速比λ_h相一致的先验叶尖速比，或者虽然查找到与所述当前设定的叶尖速比λ_h相一致的先验叶尖速比，但未在与所述相一致的先验叶尖速比对应的所有先验风能利用系数中查找到与所述理论风能利用系数相一致的先验风能利用系数，那么可以利用插值法来从所述风能利用系数数据表中确定所述理论桨距角θ_理论，具体过程如下。

在第一种情况下，如果在所述风能利用系数数据表中查找到与所述当前设定的叶尖速比λ_h相一致的先验叶尖速比，但未在与所述相一致的先验叶尖速比对应的所有先验风能利用系数中查找到与所述理论风能利用系数相一致的先验风能利用系数，则可以通过以下方式来确定所述理论桨距角θ_理论：

1)在与所述相一致的先验叶尖速比对应的所有先验风能利用系数中，确定出在小于所述理论风能利用系数的方向上与该理论风能利用系数最接近的第一先验风能利用系数和在大于所述理论风能利用系数的方向上与该理论风能利用系数最接近的第二先验风能利用系数以及分别与所述第一先验风能利用系数和所述第二先验风能利用系数对应的第一先验桨距角θ_j-1和第二先验桨距角θ_j+1。

2)根据所述理论风能利用系数所述第一先验风能利用系数所述第二先验风能利用系数所述第一先验桨距角θ_j-1和所述第二先验桨距角θ_j+1，确定所述理论桨距角θ_理论。例如，可以通过以下等式(10)来确定所述理论桨距角θ_理论：

在第二种情况下，如果在所述风能利用系数数据表中未查找到与所述当前设定的叶尖速比λ_h相一致的先验叶尖速比，则可以通过以下方式确定所述理论桨距角θ_理论：

1)根据所述当前设定的叶尖速比λ_h，从所述风能利用系数数据表中查找出在小于所述当前设定的叶尖速比λ_h的方向上与该叶尖速比λ_h最接近的第一先验叶尖速比λ_h-1和在大于所述当前设定的叶尖速比λ_h的方向上与该叶尖速比λ_h最接近的第二先验叶尖速比λ_h+1。

2)根据所述理论风能利用系数从与所述第一先验叶尖速比λ_h-1对应的所有先验风能利用系数中，确定出在小于所述理论风能利用系数的方向上与该理论风能利用系数最接近的第一先验风能利用系数和在大于所述理论风能利用系数的方向上与该理论风能利用系数最接近的第二先验风能利用系数以及从与所述第二先验叶尖速比λ_h+1对应的所有先验风能利用系数中，确定出在小于所述理论风能利用系数的方向上与该理论风能利用系数最接近的第三先验风能利用系数和在大于所述理论风能利用系数的方向上与该理论风能利用系数最接近的第四先验风能利用系数其中，所述第一先验风能利用系数和所述第三先验风能利用系数共同对应于第一先验桨距角θ_j-1，所述第二先验风能利用系数和所述第四先验风能利用系数共同对应于第二先验桨距角θ_j+1。

3)根据所述当前设定的叶尖速比λ_h、所述第一先验叶尖速比λ_h-1、所述第二先验叶尖速比λ_h+1、所述第一先验桨距角θ_j-1、所述第二先验桨距角θ_j+1、所述理论风能利用系数所述第一先验风能利用系数所述第二先验风能利用系数所述第三先验风能利用系数和所述第四先验风能利用系数确定所述理论桨距角θ_理论。例如，可以通过以下等式(11)来确定所述理论桨距角θ_理论：

在得出所述理论桨距角θ_理论之后，就可以根据所述理论桨距角θ_理论与所检测的桨距角θ_m之间的差，对所述风力发电机组的桨距角进行PID调节，其中，图7示出了用于对桨距角进行PID调节的控制原理图。

由于风力发电机组是典型的复杂多变量、非线性系统，受干扰因素很多，因而不能保证大范围风速变化扰动下的控制效果。如果首先利用专家系统快速判定出最佳工作状态，然后再采用PID控制方法进行调整，准确跟踪最佳状态，就可以免去建立精确的风力发电系统数学模型这一难点。上面确定理论桨距角θ_理论的过程就相当于利用专家系统快速判定最佳工作状态的过程。通过这种方式进行变桨控制，将能够有效提高系统的响应时间、跟踪准确度及稳定性。

图8示出了根据本发明的实施方式的用于风力发电机组的风速检测装置的结构示意图。如图8所示，该风速检测装置10可以包括：检测模块101，用于检测风轮角速度、发电机输出功率和桨距角；参数设定模块102，用于设定一叶尖速比；第一计算模块103，用于根据当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角，确定与所述当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角相对应的风能利用系数；以及根据当前设定的叶尖速比、所检测的发电机输出功率、所检测的风轮角速度、所确定的风能利用系数、风轮转动惯量、空气密度、风轮直径及扫风面积，确定功率误差；判断模块104，用于判断所述功率误差是否超出允许的功率误差范围，并在所述功率误差超出所述功率误差范围的情况下，重新运行所述参数设定模块102以重新设定叶尖速比，以及重新运行所述第一计算模块103以重新确定所述风能利用系数和所述功率误差，直到所述功率误差处于所述功率误差范围之内为止；以及第二计算模块105，用于在所述功率误差处于所述功率误差范围之内的情况下，根据当前设定的叶尖速比、所检测的风轮角速度和所述风轮直径，确定所述风力发电机组的风速。

应当理解的是，所述第一计算模块103如何确定风能利用系数和功率误差、所述第二计算模块105如何确定风速的方法及原理同上面在风速检测方法中描述的相关方法及原理一致，对此，本发明在此不进行赘述。

图9示出了根据本发明的实施方式的用于风力发电机组的控制设备的结构示意图。如图9所示，该控制设备可以包括：根据本发明提供的所述风速检测装置10，用于确定所述风力发电机组的风速；以及控制装置20，用于在所述风速小于或等于额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行最大功率跟踪控制。

此外，在另一实施方式中，所述控制装置20还可以用于在所述风速大于所述额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行变桨控制。

控制装置20如何根据风速进行最大功率跟踪控制的过程及原理、以及如何根据风速进行变桨控制的过程及原理，同上面在用于风力发电机组的控制方法中描述的相关方法及原理一致，对此，本发明在此不进行赘述。

下面以1.5MW永磁直驱风力发电机组为对象(该1.5MW永磁直驱风力发电机组的工作风速在3m/s-25m/s，额定风速为11m/s。)，分别利用本发明提供的控制方法和现有的控制方法对该风力发电机组进行仿真控制，其中，本发明提供的控制方法基于本发明提供的风速检测方法检测出的风速，而现有的控制方法基于风速仪检测出的风速。仿真结果图如图10a-12b所示。下面就结合图10a-12b来描述本发明提供的控制方法相对于现有的控制方法的优越性。

首先，采用平均风速为4m/s(小于11m/s的额定风速)的风速模型来进行最大功率跟踪的仿真验证，仿真结果如图10a-10b所示。其中，图10a表示风速v随时间t的变化状态图，图10b表示在本发明提供的控制方法和现有的控制方法的控制下，发电机输出功率P随时间t的变化状态图。结合图10a和图10b可以清晰地看出，当风速v低于额定风速时，相较于采用现有的控制方法进行最大功率跟踪控制，采用本发明提供的控制方法进行最大功率跟踪控制时的发电机输出功率明显要高，这表明本发明提供的控制方法更能有效地进行最大功率跟踪控制，更能使风轮最大可能的吸收能量。

当风速v在额定风速附近时，会在最大功率跟踪控制和变桨控制这两种控制策略下来回切换，这就要求控制装置能及时反应并作出相应的动作。接下来，采用平均风速为11m/s(等于11m/s的额定风速)的风速模型来进行最大功率跟踪控制和变桨控制的切换过程的仿真验证，仿真结果如图11a-11b所示。其中，图11a表示风速v随时间t的变化状态图，图11b表示在本发明提供的控制方法和现有的控制方法的控制下，发电机输出功率P随时间t的变化状态图。结合图11a和图11b可以明显地看出，由于风速v在额定风速上下切换的频率较高，现有的控制方法在切换点处的控制效果不如本发明提供的控制方法，出现了发电机输出功率过高的现象。

接下来，采用平均风速为17m/s的风速模型来进行变桨控制的仿真验证，仿真结果如图12a-12b所示。其中，图12a表示风速v随时间t的变化状态图，图12b表示在本发明提供的控制方法和现有的控制方法的控制下，发电机输出功率P随时间t的变化状态图。结合图12a和图12b可以明显地看出，根据本发明提供的控制方法进行变桨控制，能够基本上将发电机输出功率P维持在额定功率(1.5MW)附近，不会有太大的震荡。而使用现有的控制方法进行变桨控制，发电机输出功率明显波动很大，较为发散，不平稳。

综上所述，相比于现有的控制方法，无论是在最大功率跟踪控制方面、或者变桨控制方面、还是在最大功率跟踪控制与变桨控制的切换控制方面，本发明提供的控制方法在控制的准确性、及时性和可靠性上都更优。

以上结合附图详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。

另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。

此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。

Claims (10)

1.一种用于风力发电机组的控制方法，该控制方法包括：

步骤S1：检测风轮角速度、发电机输出功率和桨距角；

步骤S2：设定一叶尖速比；

步骤S3：根据当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角，确定与所述当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角相对应的风能利用系数；

步骤S4：根据当前设定的叶尖速比、所检测的发电机输出功率、所检测的风轮角速度、所确定的风能利用系数、风轮转动惯量、空气密度、风轮直径及扫风面积，确定功率误差；

步骤S5：在所述功率误差超出允许的功率误差范围的情况下，重新设定叶尖速比，并按照所述步骤S3和所述步骤S4，重新确定所述风能利用系数和所述功率误差，直到所述功率误差处于所述功率误差范围之内为止；

步骤S6：在所述功率误差处于所述功率误差范围之内的情况下，根据当前设定的叶尖速比、所检测的风轮角速度和所述风轮直径，确定所述风力发电机组的风速；以及

步骤S7：在所述风速小于或等于额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行最大功率跟踪控制。

2.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，通过以下方式对所述风力发电机组进行最大功率跟踪控制：

根据所述风速、预定的最佳叶尖速比和所述风轮直径，确定参考风轮角速度；以及

根据所确定的参考风轮角速度与所检测的风轮角速度之间的差，对所述风力发电机组的风轮角速度进行PID调节。

3.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，该方法还包括：

步骤S8：在所述风速大于所述额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行变桨控制。

4.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于，通过以下方式对所述风力发电机组进行变桨控制：

根据所述风速、发电机额定输出功率、所检测的风轮角速度、所述风轮转动惯量、所述空气密度及所述扫风面积，确定与所述风速对应的理论风能利用系数；

根据所述理论风能利用系数和所述当前设定的叶尖速比，确定理论桨距角；以及

根据所述理论桨距角与所检测的桨距角之间的差，对所述风力发电机组的桨距角进行PID调节。

5.根据权利要求4所述的控制方法，其特征在于，通过根据所述理论风能利用系数和所述当前设定的叶尖速比查找风能利用系数数据表，来确定所述理论桨距角，其中，所述风能利用系数数据表中存储有多个先验桨距角和多个先验叶尖速比，以及在每个先验桨距角下分别与每个先验叶尖速比相对应的先验风能利用系数。

6.一种用于风力发电机组的控制设备，该控制设备包括：

风速检测装置，该风速检测装置包括：

检测模块，用于检测风轮角速度、发电机输出功率和桨距角；

参数设定模块，用于设定一叶尖速比；

第一计算模块，用于根据当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角，确定与所述当前设定的叶尖速比和所检测的桨距角相对应的风能利用系数；以及根据当前设定的叶尖速比、所检测的发电机输出功率、所检测的风轮角速度、所确定的风能利用系数、风轮转动惯量、空气密度、风轮直径及扫风面积，确定功率误差；

判断模块，用于判断所述功率误差是否超出允许的功率误差范围，并在所述功率误差超出所述功率误差范围的情况下，重新运行所述参数设定模块以重新设定叶尖速比，以及重新运行所述第一计算模块以重新确定所述风能利用系数和所述功率误差，直到所述功率误差处于所述功率误差范围之内为止；以及

第二计算模块，用于在所述功率误差处于所述功率误差范围之内的情况下，根据当前设定的叶尖速比、所检测的风轮角速度和所述风轮直径，确定所述风力发电机组的风速；以及

控制装置，用于在所述风速小于或等于额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行最大功率跟踪控制。

7.根据权利要求6所述的控制设备，其特征在于，所述控制装置通过以下方式对所述风力发电机组进行最大功率跟踪控制：

根据所述风速、预定的最佳叶尖速比和所述风轮直径，确定参考风轮角速度；以及

根据所确定的参考风轮角速度与所检测的风轮角速度之间的差，对所述风力发电机组的风轮角速度进行PID调节。

8.根据权利要求6所述的控制设备，其特征在于，所述控制装置还用于在所述风速大于所述额定风速的情况下，对所述风力发电机组进行变桨控制。

9.根据权利要求8所述的控制设备，其特征在于，所述控制装置通过以下方式对所述风力发电机组进行变桨控制：

根据所述风速、发电机额定输出功率、所检测的风轮角速度、所述风轮转动惯量、所述空气密度及所述扫风面积，确定与所述风速对应的理论风能利用系数；

根据所述理论风能利用系数和所述当前设定的叶尖速比，确定理论桨距角；以及

根据所述理论桨距角与所检测的桨距角之间的差，对所述风力发电机组的桨距角进行PID调节。

10.根据权利要求9所述的控制设备，其特征在于，所述控制装置通过根据所述理论风能利用系数和所述当前设定的叶尖速比查找风能利用系数数据表，来确定所述理论桨距角，其中，所述风能利用系数数据表中存储有多个先验桨距角和多个先验叶尖速比，以及在每个先验桨距角下分别与每个先验叶尖速比相对应的先验风能利用系数。