CN105649875B - 风力发电机组的变桨控制方法及装置 - Google Patents

风力发电机组的变桨控制方法及装置 Download PDF

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Abstract

本发明的实施例提供了一种风力发电机组的变桨控制方法及装置。所述风力发电机组的变桨控制方法包括：计算预设时间长度内的风力发电机组的平均桨距角，并根据所述平均桨距角计算动态最小桨距角；获取满发状态下风力发电机组的机组运行参数，并通过对所述机组运行参数进行线性插值来计算变桨参数增益；根据所述动态最小桨距角和/或利用参数增益调整后的变桨控制器的输出进行变桨控制。通过本发明的风力发电机组的变桨控制方法及装置，避免了大风或阵风时风力发电机组过速停机，提高了机组可利用率和安全性。

Description

风力发电机组的变桨控制方法及装置
技术领域
本发明涉及风电技术领域，尤其涉及一种风力发电机组的变桨控制方法及装置。
背景技术
近年来，风电成为获取绿色能源的主要途径之一。我国的风力发电机组(以下简称机组)正朝着兆瓦级大型化的方向发展，变桨控制直接影响到兆瓦级风力发电机组安全稳定生产。
目前，现有的变桨控制方式是基于风力发电机的建模仿真得到不同风速与桨距角范围的对应表，再通过计算平均风速，并应用插值算法计算出当前风速下的变桨距范围，进而对变桨距范围进行修正，同时利用非线性因数校正变桨距速度进而实现输出控制。
然而，上述方式具有以下不足之处：首先，现有机组通常将风速仪安装在叶轮后方的机舱罩上，风速仪会因受到叶片扫风产生的尾流而影响测量精度，进而使得实际风速和桨距角的关系与仿真模型无法对应；其次，常用的机械式风速仪长时间使用后，风速信号测量精度降低，不适合作为控制系统的输入信号。由此，通过上述方式无法避免在大风或阵风情况下发生超速故障导致风机停机，从而影响发电效率，以及机组的安全性。
发明内容
本发明实施例的目的在于，提供一种风力发电机组的变桨控制方法及装置，以实现避免大风或阵风时风力发电机组过速停机，提高机组可利用率和安全性。
为实现上述发明目的，本发明的实施例提供了一种风力发电机组的变桨控制方法，所述方法包括：计算预设时间长度内的风力发电机组的平均桨距角，并根据所述平均桨距角计算动态最小桨距角；获取满发状态下风力发电机组的机组运行参数，并通过对所述机组运行参数进行线性插值来计算变桨参数增益；根据所述动态最小桨距角和/或利用参数增益调整后的变桨控制器的输出进行变桨控制。
本发明的实施例还提供了一种风力发电机组的变桨控制装置，所述装置包括：动态最小桨距角计算模块，用于计算预设时间长度内的风力发电机组的平均桨距角，并根据所述平均桨距角计算动态最小桨距角；参数获取及增益计算模块，用于获取满发状态下风力发电机组的机组运行参数，并通过对所述机组运行参数进行线性插值来计算变桨参数增益；变桨控制模块，用于根据所述动态最小桨距角和/或利用参数增益调整后的变桨控制器的输出进行变桨控制。
本发明实施例提供的风力发电机组的变桨控制方法及装置，通过计算得到的预设时间长度内的风力发电机组的平均桨距角计算动态最小桨距角，进一步对满发状态下获取的机组运行参数进行线性插值来计算变桨参数增益，实现了根据动态最小桨距角和/或利用参数增益调整后的变桨控制器的输出进行变桨控制，从而避免了大风或阵风时风力发电机组过速停机，提高了机组可利用率和安全性。
附图说明
图1为本发明实施例一的风力发电机组的变桨控制方法的流程示意图；
图2为本发明实施例一中不同变桨角度范围与最小变桨位置的对应关系的示例性示意图；
图3为本发明实施例一的风力发电机组的变桨控制方法中步骤110的示例性示意图；
图4为本发明实施例一中不同叶轮转速状态范围与变桨位置增益的对应关系的示例性示意图；
图5为本发明实施例一的风力发电机组的变桨控制方法中步骤120的示例性示意图；
图6为本发明实施例一的风力发电机组的变桨控制方法的应用场景示意图；
图7为阵风时风速曲线的示例性示意图；
图8为未使用本发明实施例一所述变桨控制方法、使用了本发明实施例一所述变桨控制方法中计算动态最小桨距角，以及使用了动态最小桨距角和非线性增益的叶轮转速对比曲线的示例性示意图；
图9为未使用本发明实施例一所述变桨控制方法、使用了本发明实施例一所述变桨控制方法中计算动态最小桨距角，以及使用了动态最小桨距角和非线性增益的变桨角度对比曲线的示例性示意图；
图10为未使用本发明实施例一所述变桨控制方法、使用了本发明实施例一所述变桨控制方法中计算动态最小桨距角，以及使用了动态最小桨距角和非线性增益的变桨速率对比曲线的示例性示意图；
图11为未使用本发明实施例一所述变桨控制方法，以及使用了动态最小桨距角和非线性增益的塔底载荷对比曲线的示例性示意图；
图12为本发明实施例二的风力发电机组的变桨控制装置的结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明实施例风力发电机组的变桨控制方法及装置进行详细描述。
实施例一
图1为本发明实施例一的风力发电机组的变桨控制方法的流程示意图，如图1所示，风力发电机组的变桨控制方法包括：
步骤110：计算预设时间长度内的风力发电机组的平均桨距角，并根据平均桨距角计算动态最小桨距角。
根据本发明示例性的实施例，步骤110中根据平均桨距角计算动态最小桨距角的处理可包括：通过对所述平均桨距角进行线性插值计算得到所述动态最小桨距角，或者根据所述平均桨距角查找预设的不同变桨角度范围与最小变桨位置的对应关系表，得到所述动态最小桨距角。
在具体的实现方式中，下面以线性插值方法计算动态最小桨距角为例进行详细说明。图2为本发明实施例一中不同变桨角度范围与最小变桨位置的对应关系的示例性示意图，图3为本发明实施例一的风力发电机组的变桨控制方法中步骤110的示例性示意图。
参照图2和图3，计算预设时间长度(如20秒、3分钟等)内获取的平均桨距角c，通过线性插值得到当前时刻的最小变桨位置b，b随平均桨距角c动态变化。在机组变桨范围a～d(通常，设定的最小变桨位置a＝0°，设定的最大变桨位置d＝90°)内，可将变桨角度划分为n+2段。图2是示出当n＝4时表征预设的不同变桨角度范围与最小变桨位置的对应关系的折线，可通过图2机组确定最小变桨位置b，并将确定的最小变桨位置b作为动态最小桨距角。例如当c1<c≤c2时，b＝(b1-b0)·(c-c1)/(c2-c1)+b0。当c≤c0时，b＝a；当c＞cn时，b＝bn-1。其中，c0～cn及b0～bn-1一般通过建模仿真得到，且c0>a。
需要说明的是，除了上述通过折线表征不同变桨角度范围与最小变桨位置的对应关系，并基于线性插值计算最小变桨位置外，均可使用其他差值算法来代替，或者采用基于如前所述的不同变桨角度范围与最小变桨位置的对应关系表，通过查表法计算动态最小桨距角。例如，查找该对应关系表可知平均桨距角c位于c＞cn的变桨角度范围内，而变桨角度范围c＞cn对应的最小变桨位置是b＝bn-1，那么动态最小桨距角即是bn-1。
在实际应用中，当机组遇到先快速下降、后快速上升的阵风时，机组叶片向设定的最小变桨位置a开桨，当达到动态最小桨距角b时，机组停止开桨，在风速回升时，叶片可以更快的达到控制器需求位置，从而避免机组过速。
步骤120：获取满发状态下风力发电机组的机组运行参数，并通过对机组运行参数进行线性插值来计算变桨参数增益。
根据本发明示例性的实施例，步骤120中通过对机组运行参数进行线性插值来计算变桨参数增益的处理可包括：计算机组运行参数的实际值和设定值之间的差值；根据差值计算机组运行参数的加速度；计算差值和机组运行参数的加速度的乘积，得到机组运行参数状态数据；根据机组运行参数状态数据，查找预设的不同机组运行参数状态数据范围与变桨参数增益的对应关系，并基于线性插值算法得到变桨参数增益。
需要说明的是，机组运行参数可具体为叶轮转速或机组输出功率，变桨参数增益可具体为变桨速率增益或变桨位置增益。
下面以机组运行参数是叶轮转速，变桨参数增益是变桨位置增益为例，详细说明上述处理过程。
在具体的实现方式中，图4为本发明实施例一中不同叶轮转速状态范围与变桨位置增益的对应关系的示例性示意图，图5为本发明实施例一的风力发电机组的变桨控制方法中步骤120的示例性示意图。
参照图4和图5，在满发状态下，通过测量设备获取机组的叶轮转速的实际值，计算机组叶轮转速实际值与设定值之间的差值，得到叶轮转速偏差w。将当前时刻转速偏差与前一周期转速偏差求取差值，求取的差值除以运算周期，得到叶轮转速加速度dw。由此，计算叶轮转速偏差w和叶轮转速加速度dw的乘积，得到叶轮转速状态数据S。这里，满发状态既可包括正常运行时的满发状态，又包括限功率运行时的满发状态。
设定叶轮转速状态数据S的判定范围为S1～S2(0≤S1<S2)，当S<S1时，变桨位置增益n＝1；当S1≤S≤S2时，通过线性插值计算得到变桨位置增益n＝(n0-1)·(S-S1)/(S2-S1)+1；当S≥S2时，n＝n0，其中，n0、S1、S2一般通过建模仿真得到，且1≤n≤n0。
步骤130：根据动态最小桨距角和/或利用参数增益调整后的变桨控制器的输出进行变桨控制。
根据本发明示例性的实施例，步骤130可包括：当所述利用参数增益调整后的变桨控制器的输出小于所述动态最小桨距角，将所述动态最小桨距角作为最终变桨控制输出；当所述利用参数增益调整后的变桨控制器的输出大于所述动态最小桨距角，将所述利用参数增益调整后的变桨控制器的输出作为最终变桨控制输出。
在实际应用中，需要说明的是，仅利用参数增益或者动态最小桨距角进行控制的方法均仅需直接输出动态最小桨距角或利用参数增益调整后的变桨控制器的输出，按照输出进行变桨即可。
下面结合具体的处理示例，来进一步更直观地说明一下本发明实施例的具体应用。
图6为本发明实施例一的风力发电机组的变桨控制方法的应用场景示意图，参照图6，其中，如前所述的步骤110就可通过虚线框中示出的“测量桨距角”和“动态最小桨距角”实现，如前所述的步骤120就可通过虚线框示出的“测量转速”、“设定的转速”和“非线性增益”实现。如前所述的利用参数增益调整后的变桨控制器的输出就可通过虚线框示出的在变桨控制器的输出上乘以变桨位置增益实现，这里，变桨控制器的输出为变桨位置，从而将动态最小桨距角和/或利用参数增益调整后的变桨位置作为限幅器的输入，如前所述的步骤130可在限幅器中实现，最终根据限幅器的输出进行变桨控制。
在实际应用中，变桨控制器的输出除了是变桨位置外，还可以是变桨速率，那么就需要用变桨速率增益来调整变桨控制器的输出。相应地，可通过机组的叶轮转速偏差和叶轮转速加速度，得到一个转速状态值，即变桨速率增益。具体地，当S>0时，如果w>0，则dw>0，说明叶轮转速高于设定转速，且叶轮处于加速状态，此时需要加大变桨速率来抑制叶轮转速的持续增加；同样在S>0时，如果w<0，则dw<0，说明叶轮转速低于设定转速，且叶轮处于减速状态，此时也需要加大变桨速率来提高叶轮转速。因此，可以通过变桨速率增益来确定变桨速率提高的幅度。例如，机组遇到阵风时，如果叶轮转速高于设定转速且持续加速，变桨控制器会提高变桨速率，防止机组过速。
由图7～图9可见，应用了动态最小桨距角功能后，机组可避免过速，而同时应用动态最小桨距角与非线性功能，可进一步降低机组转速波动。
参照图9，开启动态最小桨距角功能后，机组遇到如图7所示阵风时，机组不会变桨到0°，因此在风速快速上升时，能够更快的回到需求位置(19°左右)，从而避免机组过速。而开启非线性增益功能后，如图10所示，机组变桨速率更快，因此在风速快速上升时，机组转速波动更小。
采用动态最小桨距角功能和非线性增益功能后，机组载荷也有一定程度的降低，以塔底载荷Mxy为例，图11为未使用本发明实施例一所述变桨控制方法，以及使用了动态最小桨距角和非线性增益的塔底载荷对比曲线的示例性示意图，由图11可见，动态最小桨距角功能和非线性增益功能均可降低机组主要部件的极限、疲劳载荷(塔底、轮毂等)。
本发明的风力发电机组的变桨控制方法，通过计算得到的预设时间长度内的风力发电机组的平均桨距角计算动态最小桨距角，进一步对满发状态下获取的机组运行参数进行线性插值来计算变桨参数增益，实现了根据动态最小桨距角和/或利用参数增益调整后的变桨控制器的输出进行变桨控制，从而避免了大风或阵风时风力发电机组过速停机，提高了机组可利用率和安全性，同时降低了载荷。
实施例二
图12为本发明实施例二的风力发电机组的变桨控制装置的结构示意图。可用于执行本发明实施例一的风力发电机组的变桨控制方法步骤。
参照图12，该风力发电机组的变桨控制装置包括动态最小桨距角计算模块1210、参数获取及增益计算模块1220和变桨控制模块1230。
动态最小桨距角计算模块1210用于计算预设时间长度内的风力发电机组的平均桨距角，并根据平均桨距角计算动态最小桨距角；
参数获取及增益计算模块1220用于获取满发状态下风力发电机组的机组运行参数，并通过对机组运行参数进行线性插值来计算变桨参数增益；
变桨控制模块1230用于根据动态最小桨距角和/或利用参数增益调整后的变桨控制器的输出进行变桨控制
根据本发明的优选实施例，动态最小桨距角计算模块1210可具体用于通过对平均桨距角进行线性插值计算得到动态最小桨距角，或者根据平均桨距角查找预设的不同变桨角度范围与最小变桨位置的对应关系表，得到动态最小桨距角。
进一步地，参数获取及增益计算模块1220可具体包括：
偏差计算单元(图中未示出)用于计算机组运行参数的实际值和设定值之间的差值；
加速度计算单元(图中未示出)用于根据差值计算机组运行参数的加速度；
状态数据计算单元(图中未示出)用于计算差值和机组运行参数的加速度的乘积，得到机组运行参数状态数据；
增益计算单元(图中未示出)用于根据机组运行参数状态数据，查找预设的不同机组运行参数状态数据范围与变桨参数增益的对应关系，并基于线性插值算法得到变桨参数增益。
这里，机组运行参数可具体为叶轮转速或机组输出功率。
优选地，变桨参数增益可具体为变桨速率增益或变桨位置增益。
进一步地，变桨控制模块1230可具体包括：
第一变桨控制单元(图中未示出)用于当利用参数增益调整后的变桨控制器的输出小于动态最小桨距角，将动态最小桨距角作为最终变桨控制输出；
第二变桨控制单元(图中未示出)用于当利用参数增益调整后的变桨控制器的输出大于动态最小桨距角，将利用参数增益调整后的变桨控制器的输出作为最终变桨控制输出。
本发明的风力发电机组的变桨控制装置，具有如下技术效果：
一方面，加入的动态最小桨距角功能可以避免阵风下机组容易过速的问题，提高了机组可利用率，同时降低了机组主要部件的疲劳载荷(如塔底、轮毂等)。此外，还提高了机组叶片与塔架之间的最小净空，保证机组安全运行；
另一方面，加入非线性增益功能同样可避免阵风下机组容易过速的问题，提高了机组可利用率，降低了机组主要部件的极限载荷(如塔底)。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。

Claims (12)

1.一种风力发电机组的变桨控制方法，其特征在于，所述方法包括：
计算预设时间长度内的风力发电机组的平均桨距角，并根据所述平均桨距角计算动态最小桨距角；
获取满发状态下风力发电机组的机组运行参数，并通过对所述机组运行参数进行线性插值来计算变桨参数增益；
根据所述动态最小桨距角和/或利用参数增益调整后的变桨控制器的输出进行变桨控制。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述平均桨距角计算动态最小桨距角包括：
通过对所述平均桨距角进行线性插值计算得到所述动态最小桨距角，或者
根据所述平均桨距角查找预设的不同变桨角度范围与最小变桨位置的对应关系表，得到所述动态最小桨距角。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述通过对所述机组运行参数进行线性插值来计算变桨参数增益包括：
计算所述机组运行参数的实际值和设定值之间的差值；
根据所述差值计算机组运行参数的加速度；
计算所述差值和所述机组运行参数的加速度的乘积，得到机组运行参数状态数据；
根据所述机组运行参数状态数据，查找预设的不同机组运行参数状态数据范围与变桨参数增益的对应关系，并基于线性插值算法得到所述变桨参数增益。
4.根据权利要求1或3所述的方法，其特征在于，所述机组运行参数具体为叶轮转速或机组输出功率。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述变桨参数增益具体为变桨速率增益或变桨位置增益。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述动态最小桨距角和/或利用参数增益调整后的变桨控制器的输出进行变桨控制包括：
当所述利用参数增益调整后的变桨控制器的输出小于所述动态最小桨距角，将所述动态最小桨距角作为最终变桨控制输出；
当所述利用参数增益调整后的变桨控制器的输出大于所述动态最小桨距角，将所述利用参数增益调整后的变桨控制器的输出作为最终变桨控制输出。
7.一种风力发电机组的变桨控制装置，其特征在于，所述装置包括：
动态最小桨距角计算模块，用于计算预设时间长度内的风力发电机组的平均桨距角，并根据所述平均桨距角计算动态最小桨距角；
参数获取及增益计算模块，用于获取满发状态下风力发电机组的机组运行参数，并通过对所述机组运行参数进行线性插值来计算变桨参数增益；
变桨控制模块，用于根据所述动态最小桨距角和/或利用参数增益调整后的变桨控制器的输出进行变桨控制。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述动态最小桨距角计算模块具体用于通过对所述平均桨距角进行线性插值计算得到所述动态最小桨距角，或者根据所述平均桨距角查找预设的不同变桨角度范围与最小变桨位置的对应关系表，得到所述动态最小桨距角。
9.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述参数获取及增益计算模块具体包括：
差值计算单元，用于计算所述机组运行参数的实际值和设定值之间的差值；
加速度计算单元，用于根据所述差值计算机组运行参数的加速度；
状态数据计算单元，用于计算所述差值和所述机组运行参数的加速度的乘积，得到机组运行参数状态数据；
增益计算单元，用于根据所述机组运行参数状态数据，查找预设的不同机组运行参数状态数据范围与变桨参数增益的对应关系，并基于线性插值算法得到所述变桨参数增益。
10.根据权利要求7或9所述的装置，其特征在于，所述机组运行参数具体为叶轮转速或机组输出功率。
11.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述变桨参数增益具体为变桨速率增益或变桨位置增益。
12.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述变桨控制模块具体包括：
第一变桨控制单元，用于当所述利用参数增益调整后的变桨控制器的输出小于所述动态最小桨距角，将所述动态最小桨距角作为最终变桨控制输出；
第二变桨控制单元，用于当所述利用参数增益调整后的变桨控制器的输出大于所述动态最小桨距角，将所述利用参数增益调整后的变桨控制器的输出作为最终变桨控制输出。
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