CN109185018A - 一种变频永磁水力发电系统及其控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种变频永磁水力发电系统及其控制方法，系统结构简单，体积较小，便于水力发电系统安装和检修，提高水电厂单位面积装机容量，提高了系统经济性，采用矩阵变换器进行变速恒频调节，提高了系统的发电质量和效率，实现变频永磁水力发电系统的机械、电气两个层面的闭环自动控制实现了必备的硬件体系结构，从电气和机械两方面进行保护，提高了机组运行的稳定性和安全性；本发明变频永磁水力发电系统结的控制方法包括出力控制的步骤，通过进行水轮机处理控制，通过转轮叶片综合控制器随时调节水轮机叶片位置，并启动水流量综合控制器选择最优水量来控制水轮机出力，能够在保证获取最大能量同时减小水流对水力发电系统的冲击。
Description
技术领域
本发明涉及水力发电技术，具体涉及一种变频永磁水力发电系统及其控制方法。
背景技术
随着电机技术的不断发展和永磁材料性能不断提升，永磁电机的特性不断得到优化，尤其是在直驱永磁发电技术的提出后，由于其结构紧凑，体积小，可靠性和系统效率高的特点，得到国内外专家学者的普遍重视，直驱永磁技术在相关领域的推广应用渐渐成为一种趋势，并在风电行业得到了较为广泛的应用。
目前，在水力发电系统中大多采用传统的直流发电机或传统同步发电机等形式，其发电机组常常体积过于巨大，安装检修不方便，尤其针对中小型水力发电系统在低水位、落差小、枯水期等的环境下，传统的水力发电系统难以达到理想的运行状态，另外传统水力发电需要安装电励磁绕组及配套的励磁装置，大大限制了电机结构的灵活性，采取齿轮箱结构降低了发电效率并增加故障风险。此外，总体而言目前水能自动管理控制系统技术发展缓慢，大部分水力系统控制自动化技术并未得到及时提升，控制自动化系统使用率不高，控制效率低下且开放性不足，故障自动处理能力较差，缺乏容错能力。
发明内容
本发明要解决的技术问题：针对现有技术的上述问题，提供一种变频永磁水力发电系统及其控制方法，本发明变频永磁水力发电系统结构简单，体积较小，便于水力发电系统安装和检修，提高水电厂单位面积装机容量，提高了系统经济性，采用矩阵变换器进行变速恒频调节，提高了系统的发电质量和效率，实现变频永磁水力发电系统的机械、电气两个层面的闭环自动控制实现了必备的硬件体系结构，从电气部分和机械部分两方面对该水力发电系统进行保护，提高了机组运行的稳定性和安全性；本发明变频永磁水力发电系统结的控制方法包括出力控制的步骤，通过进行水轮机处理控制，通过转轮叶片综合控制器随时调节水轮机叶片位置，并启动水流量综合控制器选择最优水量来控制水轮机出力，能够在保证获取最大能量同时减小水流对水力发电系统的冲击。
为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：
一种变频永磁水力发电系统，其特征在于：包括依次相连的水轮机、发电机、矩阵变换器、变压器、机械保护装置、电气保护装置和主控制单元，所述水轮机的水流入口侧设有水流量综合控制器，所述水轮机上设有用于控制叶片的转轮叶片综合控制器，所述水轮机的主轴上安装有机械制动装置和机械信号检测单元，所述发电机的主轴上安装有电气制动装置且输出端安装有电气信号检测单元，所述机械制动装置和机械保护装置相连，所述电气制动装置和电气保护装置相连，所述机械信号检测单元、电气信号检测单元的输出端分别与主控制单元相连，所述主控制单元的输出端分别与水流量综合控制器、转轮叶片综合控制器、机械保护装置、电气保护装置以及矩阵变换器的矩阵变换控制器相连。
本发明还提供一种前述变频永磁水力发电系统的控制方法，包括进行水轮机处理控制的步骤，详细实施步骤包括：
A1)采集发电量需求P0、水轮机的来水量、发电机的转子速度信号，将水轮机(1)的来水量换算为水流流速V，根据发电机的转子速度信号确定水轮机的叶轮机速度ω，并根据叶轮机速度ω、水流流速V计算得到叶尖速比λ；根据发电量需求P0换算得到叶尖速比最佳参考值λopt；
A2)计算水轮机能够获取的能量P；
A3)判断发电量需求P0大于水轮机能够获取的能量P是否成立，如果成立则跳转执行步骤A4)；否则，跳转执行步骤A5)；
A4)判断判断发电量需求P0是否超过变频永磁水力发电系统的调节能力，如果没有超过变频永磁水力发电系统的调节能力，则通过水流量综合控制器调节水轮机的进水量，然后跳转执行步骤A5)；否则执行水轮机出力异常报警并退出。
A5)计算叶尖速比λ、叶尖速比最佳参考值λopt之间的差值得到叶尖速比差值Δλ，根据叶尖速比差值Δλ判断通过调节叶轮桨距角是否能够达到最佳出力，当0＜|Δλ|≤λmax时判定通过调节叶轮桨距角能够达到最佳出力，λmax为水流量综合控制器最大调节能力下能达到的叶尖速比，则启动转轮叶片综合控制器进行叶轮位置调节，根据发电量需求P0换算得到叶尖速比最佳参考值λopt以及最优获能系数CP.opt(λ，β)，并根据最优获能系数CP.opt(λ，β)和叶尖速比最佳参考值λopt计算最优叶片桨距角βopt，将最优叶片桨距角βopt与当前的桨距角β进行差值计算得到桨距角偏差Δβ，通过转轮叶片综合控制器根据桨距角偏差Δβ来调节水轮机的叶轮位置；否则执行水轮机出力异常报警并退出。
优选地，步骤A1)中根据叶轮机速度ω、水流流速V计算得到叶尖速比λ的函数表达式如式(1)所示；
λ＝ωR/V (1)
式(1)中，ω表示水轮机的叶轮机速度，R表示水轮机的叶轮机轮转半径，V表示水流流速。
优选地，步骤A2)中计算水轮机能够获取的能量P的函数表达式如式(2)所示；
P＝0.5ρV3πR2CP(λ，β) (2)
式(2)中，ρ表示水的密度，V表示水流流速，R表示水轮机的叶轮机轮转半径，λ表示叶尖速比，β表示叶片桨距角，CP(λ，β)表示获能系数。
优选地，步骤A5)中根据发电量需求P0换算得到叶尖速比最佳参考值λopt的函数表达式如式(3)所示；
式(3)中，R表示水轮机的叶轮机轮转半径，P0表示发电量需求，V表示水流流速，η为水轮发电机发电效率，为励磁绕组磁链，is为定子等效电流，α为转子位置角。
优选地，步骤A5)中根据发电量需求P0换算得到最优获能系数CP.opt(λ，β)的函数表达式如式(4)所示；
CP.opt(λ，β)＝(P0/η)/0.5ρV3πR2 (4)
式(4)中，P0表示发电量需求，η为水轮发电机发电效率，ρ表示水的密度，V表示水流流速，R表示水轮机的叶轮机轮转半径，λ表示叶尖速比，β表示叶片桨距角。
优选地，步骤A5)中根据最优获能系数CP.opt(λ，β)和叶尖速比最佳参考值λopt计算最优叶片桨距角βopt的函数表达式如式(5)所示；
式(5)中，CP.opt(λ，β)表示最优获能系数，σ表示水能捕获系数，βopt表示最优叶片桨距角，λ表示叶尖速比，β表示叶片桨距角，λi为中间变量且函数表达式如式(6)所示；
式(6)中，λopt表示叶尖速比最佳参考值，βopt表示最优叶片桨距角。
优选地，控制方法还包括进行故障判断控制的步骤，详细实施步骤包括：
B1)主控制单元分别通过机械信号检测单元和电气信号检测单元采集检测机械测量信号及电气测量信号，所述机械测量信号及电气测量信号包括发电机振动信号、温度信号、声波信号、电气测量信号、发电机定子电压信号、发电机定子电流信号、磁链信号、发电机位置信号、发电机速度信号；
B2)针对所述机械测量信号及电气测量信号进行时域分析和频域分析，提取特征信号频率、幅值、相位，然后进行功率谱估计；
B3)将估计得到的功率谱和给定的标定功率谱进行对比，如果两者一致则判定系统正常，跳转执行步骤B1)；否则判定系统故障，并跳转执行步骤B4)；
B4)提取特征信号频率、幅值、相位的多种指定的特征信息，将提取得到的多种特征信息输入机器学习故障检测模型进行故障检测，从而确定变频永磁水力发电系统当前的故障信息，所述机器学习故障检测模型被训练包含多种特征信息及其对应的故障之间的映射关系。
优选地，步骤B4)中所述多种指定的特征信息包括时间特征、密度特征、特征信号种类、模式特征、指定关键性能指标数据的特性矩阵中的至少一种；步骤B4)中所述机器学习故障检测模型为回归分析模型、AP聚类算法模型、神经网络模型、元胞自动机算法模型中的一种。
优选地，控制方法还包括进行故障处理控制的步骤，详细实施步骤包括：
C1)在确定变频永磁水力发电系统当前的故障信息后，根据故障信息将变频永磁水力发电系统当前的故障分类为机械故障或者电气故障；如果故障为机械故障，则跳转执行步骤C2)；否则跳转执行步骤C3)；
C2)从历史数据中获取历史记录的机械故障及其故障处理方式，并通过聚类算法对历史记录的机械故障及其故障处理方式进行聚类，根据当前的故障甄别确定其对应的聚类结果，并将确定的聚类结果中的故障处理方式作为最终的故障处理方式，退出；
C3)从历史数据中获取历史记录的电气故障及其故障处理方式，并通过聚类算法对历史记录的电气故障及其故障处理方式进行聚类，根据当前的故障甄别确定其对应的聚类结果，并将确定的聚类结果中的故障处理方式作为最终的故障处理方式，退出。
和现有技术相比，本发明变频永磁水力发电系统具有下述优点：
1、本发明变频永磁水力发电系统结构简单，体积较小，便于水力发电系统安装和检修，提高水电厂单位面积装机容量，提高了系统经济性。
2、本发明变频永磁水力发电系统采用矩阵变换器进行变速恒频调节，提高了系统的发电质量和效率。
3、本发明机械信号检测单元、电气信号检测单元的输出端分别与主控制单元相连，主控制单元的输出端分别与水流量综合控制器、转轮叶片综合控制器、机械保护装置、电气保护装置以及矩阵变换器的矩阵变换控制器相连，从而实现变频永磁水力发电系统的机械、电气两个层面的闭环自动控制实现了必备的硬件体系结构，从电气部分和机械部分两方面对该水力发电系统进行保护，提高了机组运行的稳定性和安全性。
和现有技术相比，本发明变频永磁水力发电系统的控制方法具有下述优点：本发明变频永磁水力发电系统的控制方法包括进行水轮机处理控制的步骤，通过进行水轮机处理控制，通过转轮叶片综合控制器随时调节水轮机叶片位置，并启动水流量综合控制器选择最优水量来控制水轮机出力，能够在保证获取最大能量同时减小水流对水力发电系统的冲击。
附图说明
图1为本发明实施例的系统结构示意图。
图2为本发明实施例中主控制单元的框架结构示意图。
图3为本发明实施例中的水轮机出力控制流程图。
图4为本发明实施例中的故障判断控制流程图。
图5为本发明实施例中的故障处理控制流程图。
图例说明：1、水轮机；11、水流量综合控制器；12、转轮叶片综合控制器；13、机械制动装置；14、机械信号检测单元；2、发电机；21、电气制动装置；22、电气信号检测单元； 3、矩阵变换器；31、矩阵变换控制器；4、变压器；5、机械保护装置；6、电气保护装置；7、主控制单元。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图1所示，本实施例变频永磁水力发电系统包括依次相连的水轮机1、发电机2、矩阵变换器3、变压器4、机械保护装置5、电气保护装置6和主控制单元7，水轮机1的水流入口侧设有水流量综合控制器11，水轮机1上设有用于控制叶片的转轮叶片综合控制器12，水轮机1的主轴上安装有机械制动装置13和机械信号检测单元14，发电机2的主轴上安装有电气制动装置21且输出端安装有电气信号检测单元22，机械制动装置13和机械保护装置5 相连，电气制动装置21和电气保护装置6相连，机械信号检测单元14、电气信号检测单元 22的输出端分别与主控制单元7相连，主控制单元7的输出端分别与水流量综合控制器11、转轮叶片综合控制器12、机械保护装置5、电气保护装置6以及矩阵变换器3的矩阵变换控制器31相连。在工作状态下，本实施例变频永磁水力发电系统由水轮机1直接带动发电机2 进行发电，再通过矩阵变换器3进行滤波和电能参数转换，输出电能通过变压器4接入电网。同时，主控制单元7可以通过机械信号检测单元14采集机械测量信号、电气信号检测单元 22采集电气测量信号，并可以基于机械和电气测量信号来控制水流量综合控制器11、转轮叶片综合控制器12、矩阵变换器3、机械保护装置5、电气保护装置6等设备，从而实现变频永磁水力发电系统的闭环自动控制实现了必备的硬件体系结构。本实施例变频永磁水力发电系统的结构比较简单，占用面积较小，增加发电灵活性，从而便于安装检修，增加水力发电厂装机容量，提升发电效率并减少故障风险；能够有效提升水力发电厂自动化控制系统智能程度，提高发电厂对发电环境的适应力，并提高能源利用效率，确保系统运行的稳定安全。
本实施例中，水轮机1采取贯流式结构，具有可调转轮叶片的轴流式水轮机的特殊型式，主要特征是转轮轴线采取水平或倾斜布置,并与水轮机进水管和出水管水流方向一致，具有结构紧凑，重量轻的优点。水流量综合控制器11包括流量传感器、控制器、设于水轮机1的水流入口的进水阀及其进水阀操作机构，流量传感器设于水轮机1的水流入口处，流量传感器、进水阀操作机构分别与控制器相连，且控制器与主控制单元7相连。水流量综合控制器11采取一体化设计结构，安装于水轮机1的进水管处，根据水流量变化情况以及发电需求控制进水阀的水流量达到控制水轮机1的出力情况，从而满足发电需求。转轮叶片综合控制器12主要包括变桨电机、减速器、锥齿轮、叶片变桨控制器及速度编码器，主要根据速度编码器获取发电机转子速度或者位置信息，通过转轮叶片控制器控制由变桨电机、减速器等构成的传动链随时调节水轮机叶片位置，来保证获取最大能量同时减小水流对水力发电系统的冲击。机械制动装置13采用液压作用制动盘分别安装于水轮机和发电机。机械信号检测单元14包括振动传感器、温度传感器、声波探测器、红外探测仪、微缺陷柔性传感与检测装置等，安装于发电机相关机械部位。
本实施例中，发电机2用于根据水轮机1传递的机械能被驱动发电，发电机2采取直驱永磁发电机形式，将轮转轴与发电机转子轴直接相连的直接驱动方式，采用多极低速永磁体结构，极距小，体积重量较小，系统结构较为简单。电气制动装置21利用电磁感应产生电磁力的原理实现。电气信号检测单元22包括电压传感器、电流传感器、磁链观察器、速度传感器等传感器，安装于发电机以及电网相关电气部位。本实施例中，水轮机1、发电机2两者的制动采用机械制动和电气制动相结合的联合制动方式，机械制动装置13采用液压作用制动盘分别安装于水轮机和发电机，电气制动装置21利用电磁感应产生电磁力的原理实现。
本实施例中，矩阵变换器3器主要由双向开关整流电路、逆变电路和滤波环节构成，其中电力电子组件采用IGBT结构，将矩阵变换器与电机有机融合，可降低系统的成本，减小发电系统体积，提高系统的效率和可靠性。矩阵变换控制器31由整流电路控制系统和逆变电路控制系统构成，采用空间矢量调制和瞬时双电压调制策略进行控制，并采用基于Pareto多目标优化的设计方法以实现水力发电系统最优参数匹配。
本实施例中，变压器4具体采用组合变压器，组合变压器由高压开关设备、电力变压器、低压开关设备及相应计量测量测量装置组成的一体化结构，通过将高压开关设备，电力变压器，低压开关设备、电压传感器、电子计量单元以及保护控制单元合理组合分配并进行一体化设计制造，具有占地面积小，安装简易，经济性强等特点。
本实施例中，机械保护装置5包括机械制动装置、系统冷却系统、液压操作装置等，用于接受故障处理软件或人工手动操作的指示，启动机械保护应急回路，进行相关故障的紧急处理工作，包括水轮机紧急制动，启动散热装置等操作。
本实施例中，电气保护装置6包括发电机及电网继电保护装置、电气调速及制动装置等，用于接受故障处理软件或人工手动操作的指示，启动电气保护应急回路，进行相关故障的紧急处理工作，包括断开断路器、断开电气开关、发电机减速停机等操作。
如图2所示，本实施例中，主控制单元7主要包括数据采集存储模块、数据管理模块、实施状态模块、web服务模块以及初步诊断分类模块。采集存储模块用于采集来水量、发电量、机械测量信号、电气测量信号，并将采集信号输出至数据管理模块、实时状态模块、web 服务模块以及初步诊断分类模块作为输入量。数据管理模块用于根据输入量控制水流量综合控制器11、转轮叶片综合控制器12以及矩阵变换控制器31，矩阵变换控制器31用于控制矩阵变换器3的工作状态，数据管理模块根据来水量的大小和发电量的需求，通过转轮叶片综合控制器12随时调节水轮机叶片位置，并启动水流量综合控制器11选择最优水量来控制水轮机出力，来保证获取最大能量同时减小水流对水力发电系统的冲击；实时状态模块用于将采集的各种输入量提供上位机显示及查询功能；根据输入量控制矩阵变换控制器31，通过矩阵变换控制器31控制矩阵变换器3的工作状态；web服务模块用于提供远程用户监控及通讯功能，相关技术人员也可通过web服务模块对水力发电系统进行状态查询以及相应操作；初步诊断分类模块用于和大数据云平台故障分析及处理软件接口，通过大数据云平台故障分析及处理软件进行详细故障对比诊断确定故障类型和程度后，结合主控制单元7的状态分析，启动机机械保护装置5、电气保护装置6对水力发电系统进行相关故障的紧急处理操作，如控制机械制动装置和电气制动装置进行紧急停机等。其中，故障分析及处理软件基于大数据云平台数据库，结合主控制器采集的电气故障传感器和机械故障传感器信号，进行相应故障特征信号提取，运用海量数据并行计算处理支撑环境、并行编程模型、基于机器学习的智能交互式设备健康评估与预警模型库、以及面向水力发电和分布式机器学习算法库，对历史数据进行分析、训练，对实时数据流进行在线监控和预警，进行故障分析诊断并采取相应措施。
如图3所示，本实施例变频永磁水力发电系统的控制方法包括进行水轮机处理控制的步骤，详细实施步骤包括：
A1)采集发电量需求P0、水轮机1的来水量、发电机2的转子速度信号，将水轮机(1)的来水量换算为水流流速V，根据发电机2的转子速度信号确定水轮机1的叶轮机速度ω，并根据叶轮机速度ω、水流流速V计算得到叶尖速比λ；根据发电量需求P0换算得到叶尖速比最佳参考值λopt；
A2)计算水轮机1能够获取的能量P；
A3)判断发电量需求P0大于水轮机1能够获取的能量P是否成立，如果成立则跳转执行步骤A4)；否则，跳转执行步骤A5)；
A4)判断判断发电量需求P0是否超过变频永磁水力发电系统的调节能力，如果没有超过变频永磁水力发电系统的调节能力，则通过水流量综合控制器11调节水轮机1的进水量，然后跳转执行步骤A5)；否则执行水轮机出力异常报警并退出。
A5)计算叶尖速比λ、叶尖速比最佳参考值λopt之间的差值得到叶尖速比差值Δλ，根据叶尖速比差值Δλ判断通过调节叶轮桨距角是否能够达到最佳出力，当0＜|Δλ|≤λmax时判定通过调节叶轮桨距角能够达到最佳出力，λmax为水流量综合控制器11最大调节能力下能达到的叶尖速比，则启动转轮叶片综合控制器12进行叶轮位置调节，根据发电量需求P0换算得到叶尖速比最佳参考值λopt以及最优获能系数CP.opt(λ，β)，并根据最优获能系数CP.opt(λ，β)和叶尖速比最佳参考值λopt计算最优叶片桨距角βopt，将最优叶片桨距角βopt与当前的桨距角β进行差值计算得到桨距角偏差Δβ，通过转轮叶片综合控制器12根据桨距角偏差Δβ来调节水轮机1的叶轮位置；否则执行水轮机出力异常报警并退出。例如当|Δλ|＝0时，则判定已经达到最佳出力，执行水轮机出力异常报警并退出。
本实施例中，步骤A1)中根据叶轮机速度ω、水流流速V计算得到叶尖速比λ的函数表达式如式(1)所示；
λ＝ωR/V (1)
式(1)中，ω表示水轮机(1)的叶轮机速度，ρ表示水轮机(1)的叶轮机轮转半径，V表示水流流速。
本实施例中，步骤A2)中计算水轮机(1)能够获取的能量P的函数表达式如式(2)所示；
P＝0.5ρV3πR2CP(λ，β) (2)
式(2)中，ρ表示水的密度，V表示水流流速，R表示水轮机(1)的叶轮机轮转半径，λ表示叶尖速比，β表示叶片桨距角，CP(λ，β)表示获能系数。根据式(2)可知，获得功率主要由流速 V和叶尖速比λ确定，当发电量需求大于水轮机能够获取的能量时，系统判断调节控制来水量达到最佳出力，则启动水流综合控制器启动液压操作机构进行进水阀调节，判断发电量需求程度是否超过调节能力，若发电量需求没有超过系统调节能力，则下一步轮转叶片控制，否则，执行水轮机出力异常报警；当发电需求小于水轮发电机机能够获取的能量时，则进行下一步轮转叶片控制。
本实施例中，步骤A5)中根据发电量需求P0换算得到叶尖速比最佳参考值λopt的函数表达式如式(3)所示；
式(3)中，R表示水轮机的叶轮机轮转半径，P0表示发电量需求，V表示水流流速，η为水轮发电机发电效率，为励磁绕组磁链，is为定子等效电流，α为转子位置角。
本实施例中，步骤A5)中根据发电量需求P0换算得到最优获能系数GP.opt(λ，β)的函数表达式如式(4)所示；
GP.opt(λ，β)(P0/η)/0.5ρV3πR2 (4)
式(4)中，P0表示发电量需求，η为水轮发电机发电效率，ρ表示水的密度，V表示水流流速，R表示水轮机的叶轮机轮转半径，λ表示叶尖速比，β表示叶片桨距角。
本实施例中，步骤A5)中根据最优获能系数CP.opt(λ，β)和叶尖速比最佳参考值λopt计算最优叶片桨距角βopt的函数表达式如式(5)所示；
式(5)中，CP.opt(λ，β)表示最优获能系数，σ表示水能捕获系数，βopt表示最优叶片桨距角，λ表示叶尖速比，β表示叶片桨距角，λi为中间变量且函数表达式如式(6)所示；
式(6)中，λopt表示叶尖速比最佳参考值，βopt表示最优叶片桨距角。
如图4所示，本实施例变频永磁水力发电系统的控制方法还包括进行故障判断控制的步骤，详细实施步骤包括：
B1)主控制单元(7)分别通过机械信号检测单元(14)和电气信号检测单元(22)采集检测机械测量信号及电气测量信号，所述机械测量信号及电气测量信号包括发电机振动信号、温度信号、声波信号、电气测量信号、发电机定子电压信号、发电机定子电流信号、磁链信号、发电机位置信号、发电机速度信号；
B2)针对所述机械测量信号及电气测量信号进行时域分析和频域分析，提取特征信号频率、幅值、相位，然后进行功率谱估计；
B3)将估计得到的功率谱和给定的标定功率谱进行对比，如果两者一致则判定系统正常，跳转执行步骤B1)；否则判定系统故障，并跳转执行步骤B4)；
B4)提取特征信号频率、幅值、相位的多种指定的特征信息，将提取得到的多种特征信息输入机器学习故障检测模型进行故障检测，从而确定变频永磁水力发电系统当前的故障信息，所述机器学习故障检测模型被训练包含多种特征信息及其对应的故障之间的映射关系。
本实施例中，步骤B4)中所述多种指定的特征信息包括时间特征、密度特征、特征信号种类、模式特征、指定关键性能指标数据的特性矩阵中的至少一种；步骤B4)中所述机器学习故障检测模型为回归分析模型、AP聚类算法模型、神经网络模型、元胞自动机算法模型中的一种。如图4所示，本实施例中提取特征信号频率、幅值、相位的多种指定的特征信息以及将提取得到的多种特征信息输入机器学习故障检测模型进行故障检测均通过大数据云平台故障分析及处理软件实现的，步骤B4)中需要将特征信号频率、幅值、相位上传到大数据云平台故障分析及处理软件，所述大数据云平台故障分析及处理软件提取特征信号频率、幅值、相位的多种指定的特征信息，所述大数据云平台故障分析及处理软件将提取得到的多种特征信息输入机器学习故障检测模型进行故障检测，从而确定变频永磁水力发电系统当前的故障信息。
如图5所示，本实施例变频永磁水力发电系统的控制方法还包括进行故障处理控制的步骤，详细实施步骤包括：
C1)在确定变频永磁水力发电系统当前的故障信息后，根据故障信息将变频永磁水力发电系统当前的故障分类为机械故障或者电气故障；如果故障为机械故障，则跳转执行步骤C2)；否则跳转执行步骤C3)；
C2)从历史数据中获取历史记录的机械故障及其故障处理方式，并通过聚类算法对历史记录的机械故障及其故障处理方式进行聚类，根据当前的故障甄别确定其对应的聚类结果，并将确定的聚类结果中的故障处理方式作为最终的故障处理方式，退出；
C3)从历史数据中获取历史记录的电气故障及其故障处理方式，并通过聚类算法对历史记录的电气故障及其故障处理方式进行聚类，根据当前的故障甄别确定其对应的聚类结果，并将确定的聚类结果中的故障处理方式作为最终的故障处理方式，退出。
本实施例中，大数据云平台故障分析及处理软件在进行故障分类后，再对提取的特征矩阵进行降维处理，并对引入故障变量名称或标识(包括电气故障、机械故障的分类)，关联水电名称、系统名称、具体设备型号以及事故时间，故障发生位置。根据故障变量名称或标识，判断故障是否为电气故障，若为电气故障，则对比云服务器中电气故障数据库进行相应故障处理，充分利用降维后特征矩阵，通过相似聚类等算法提取故障处理案例，并利用具体算法对故障类型进行甄别，根据大数据库中的该类型故障匹配程度以及丰富程度，选择最佳故障处理方案；若为机械故障，则对比云服务器中机械故障数据库进行相应故障处理，原理同电气故障处理过程；同理处理计划性检修安排；根据具体故障以及云服务器数据库故障处理方法，具体制定故障处理方式，如采取发电机过压保护措施或者发电机轴承断裂故障处理措施等。
对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
Claims (10)
1.一种变频永磁水力发电系统，其特征在于：包括依次相连的水轮机(1)、发电机(2)、矩阵变换器(3)、变压器(4)、机械保护装置(5)、电气保护装置(6)和主控制单元(7)，所述水轮机(1)的水流入口侧设有水流量综合控制器(11)，所述水轮机(1)上设有用于控制叶片的转轮叶片综合控制器(12)，所述水轮机(1)的主轴上安装有机械制动装置(13)和机械信号检测单元(14)，所述发电机(2)的主轴上安装有电气制动装置(21)且输出端安装有电气信号检测单元(22)，所述机械制动装置(13)和机械保护装置(5)相连，所述电气制动装置(21)和电气保护装置(6)相连，所述机械信号检测单元(14)、电气信号检测单元(22)的输出端分别与主控制单元(7)相连，所述主控制单元(7)的输出端分别与水流量综合控制器(11)、转轮叶片综合控制器(12)、机械保护装置(5)、电气保护装置(6)以及矩阵变换器(3)的矩阵变换控制器(31)相连。
2.一种权利要求1所述变频永磁水力发电系统的控制方法，其特征在于，包括进行水轮机处理控制的步骤，详细实施步骤包括：
A1)采集发电量需求P0、水轮机(1)的来水量、发电机(2)的转子速度信号，将水轮机(1)的来水量换算为水流流速V，根据发电机(2)的转子速度信号确定水轮机(1)的叶轮机速度ω，并根据叶轮机速度ω、水流流速V计算得到叶尖速比λ；
A2)计算水轮机(1)能够获取的能量P；
A3)判断发电量需求P0大于水轮机(1)能够获取的能量P是否成立，如果成立则跳转执行步骤A4)；否则，跳转执行步骤A5)；
A4)判断判断发电量需求P0是否超过变频永磁水力发电系统的调节能力，如果没有超过变频永磁水力发电系统的调节能力，则通过水流量综合控制器(11)调节水轮机(1)的进水量，然后跳转执行步骤A5)；否则执行水轮机出力异常报警并退出。
A5)计算叶尖速比λ、叶尖速比最佳参考值λopt之间的差值得到叶尖速比差值Δλ，根据叶尖速比差值Δλ判断通过调节叶轮桨距角是否能够达到最佳出力，当0＜|Δλ|≤λmax时判定通过调节叶轮桨距角能够达到最佳出力，λmax为水流量综合控制器(11)最大调节能力下能达到的叶尖速比，则启动转轮叶片综合控制器(12)进行叶轮位置调节，根据发电量需求P0换算得到叶尖速比最佳参考值λopt以及最优获能系数CP.opt(λ，β)，并根据最优获能系数CP.opt(λ，β)和叶尖速比最佳参考值λopt计算最优叶片桨距角βopt，将最优叶片桨距角βopt与当前的桨距角β进行差值计算得到桨距角偏差Δβ，通过转轮叶片综合控制器(12)根据桨距角偏差Δβ来调节水轮机(1)的叶轮位置；否则执行水轮机出力异常报警并退出。
3.根据权利要求2所述变频永磁水力发电系统的控制方法，其特征在于，步骤A1)中根据叶轮机速度ω、水流流速V计算得到叶尖速比λ的函数表达式如式(1)所示；
λ＝ωR/V (1)
式(1)中，ω表示水轮机(1)的叶轮机速度，R表示水轮机(1)的叶轮机轮转半径，V表示水流流速。
4.根据权利要求2所述变频永磁水力发电系统的控制方法，其特征在于，步骤A2)中计算水轮机(1)能够获取的能量P的函数表达式如式(2)所示；
P＝0.5ρV3πR2CP(λ，β) (2)
式(2)中，ρ表示水的密度，V表示水流流速，R表示水轮机(1)的叶轮机轮转半径，λ表示叶尖速比，β表示叶片桨距角，CP(λ，β)表示获能系数。
5.根据权利要求2所述变频永磁水力发电系统的控制方法，其特征在于，步骤A5)中根据发电量需求P0换算得到叶尖速比最佳参考值λopt的函数表达式如式(3)所示；
式(3)中，R表示水轮机(1)的叶轮机轮转半径，P0表示发电量需求，V表示水流流速，η为水轮发电机发电效率，为励磁绕组磁链，is为定子等效电流，α为转子位置角。
6.根据权利要求2所述变频永磁水力发电系统的控制方法，其特征在于，步骤A5)中根据发电量需求P0换算得到最优获能系数CP.opt(λ，β)的函数表达式如式(4)所示；
CP.opt(λ，β)＝(P0/η)/0.5ρV3πR2 (4)
式(4)中，P0表示发电量需求，η为水轮发电机发电效率，ρ表示水的密度，V表示水流流速，R表示水轮机(1)的叶轮机轮转半径，λ表示叶尖速比，β表示叶片桨距角。
7.根据权利要求2所述变频永磁水力发电系统的控制方法，其特征在于，步骤A5)中根据最优获能系数CP.opt(λ，β)和叶尖速比最佳参考值λopt计算最优叶片桨距角βopt的函数表达式如式(5)所示；
式(5)中，CP.opt(λ，β)表示最优获能系数，σ表示水能捕获系数，βopt表示最优叶片桨距角，λ表示叶尖速比，β表示叶片桨距角，λi为中间变量且函数表达式如式(6)所示；
式(6)中，λopt表示叶尖速比最佳参考值，βopt表示最优叶片桨距角。
8.根据权利要求2所述变频永磁水力发电系统的控制方法，其特征在于，还包括进行故障判断控制的步骤，详细实施步骤包括：
B1)主控制单元(7)分别通过机械信号检测单元(14)和电气信号检测单元(22)采集检测机械测量信号及电气测量信号，所述机械测量信号及电气测量信号包括发电机振动信号、温度信号、声波信号、电气测量信号、发电机定子电压信号、发电机定子电流信号、磁链信号、发电机位置信号、发电机速度信号；
B2)针对所述机械测量信号及电气测量信号进行时域分析和频域分析，提取特征信号频率、幅值、相位，然后进行功率谱估计；
B3)将估计得到的功率谱和给定的标定功率谱进行对比，如果两者一致则判定系统正常，跳转执行步骤B1)；否则判定系统故障，并跳转执行步骤B4)；
B4)提取特征信号频率、幅值、相位的多种指定的特征信息，将提取得到的多种特征信息输入机器学习故障检测模型进行故障检测，从而确定变频永磁水力发电系统当前的故障信息，所述机器学习故障检测模型被训练包含多种特征信息及其对应的故障之间的映射关系。
9.根据权利要求8所述变频永磁水力发电系统的控制方法，其特征在于，步骤B4)中所述多种指定的特征信息包括时间特征、密度特征、特征信号种类、模式特征、指定关键性能指标数据的特性矩阵中的至少一种；步骤B4)中所述机器学习故障检测模型为回归分析模型、AP聚类算法模型、神经网络模型、元胞自动机算法模型中的一种。
10.根据权利要求7所述变频永磁水力发电系统的控制方法，其特征在于，还包括进行故障处理控制的步骤，详细实施步骤包括：
C1)在确定变频永磁水力发电系统当前的故障信息后，根据故障信息将变频永磁水力发电系统当前的故障分类为机械故障或者电气故障；如果故障为机械故障，则跳转执行步骤C2)；否则跳转执行步骤C3)；
C2)从历史数据中获取历史记录的机械故障及其故障处理方式，并通过聚类算法对历史记录的机械故障及其故障处理方式进行聚类，根据当前的故障甄别确定其对应的聚类结果，并将确定的聚类结果中的故障处理方式作为最终的故障处理方式，退出；
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