CN111120204B - 风力发电机组独立变桨四象限运行控制方法 - Google Patents

Abstract

提出了一种风力发电机组独立变桨四象限运行控制方法，属于风力发电技术领域，所述方法包括：步骤一，确定当前变桨的三个叶片的统一最佳变桨角度；步骤二，根据当前风速确定叶轮直径最高点风速和最低点风速，并确定最高点风速和最低点风速对应的变桨角度；步骤三，根据叶轮转速确定叶片在第一象限时旋转90°所需时间；步骤四，根据所述时间确定叶片在第一象限至第四象限的实时变桨角度；步骤五，根据叶轮位置传感器确定各叶片所处的象限，根据步骤四确定的叶片在第一象限至第四象限的实时变桨角度对各叶片进行分别控制。本方案提出的控制方法可减小风力发电机组载荷，同时获取更多的发电量。

Description

风力发电机组独立变桨四象限运行控制方法

技术领域

本发明专利属于风力发电技术领域，具体地涉及一种风力发电机组独立变桨四象限运行控制方法。

背景技术

风能是一种取之不尽、用之不竭的绿色清洁能源，近年发展非常迅速。现代风电机组的单机容量越来越大，叶轮直径也越来越大，最新研制机型的叶轮直径已大于120米。随着风电机组单机容量的增大和风能技术的成熟，目前大型风电机组研究重点是降低制造和运行成本。通过减小风电机组各关键部件的载荷，以减轻这些关键部件的重量，并提高设备的可靠性和延长使用寿命，是降低风电机组成本的有效途径。

风湍流、风剪切、塔影效应、偏航偏差等因素会对大型风电机组的叶轮产生不均衡载荷，且风轮直径也越大，整个风轮面受力的不均衡度就越强，叶轮上不均衡载荷也就越明显。叶轮上的不均衡载荷会给变桨轴承、轮毂、主轴、偏航轴承、塔架等风机关键部件造成很大疲劳载荷。理论上分析，根据叶片具体情况对每个叶片进行独立变桨控制有可能减小叶轮上的不均衡载荷。

目前国内外对于独立变桨控制技术全部是使用叶片根部载荷测量的独立变桨控制，而且全部采用的方案是电动变桨技术。叶片根部载荷的测量需要时间，但风力发电机组在发电过程中叶片处于旋转运行中，且转速比较高，风速是一个无法预测的立体三维能源，并不能保证前一时段某一位置的风速，在现一阶段是相同的，所以导致目前独立变桨控制技术在具体实施过程中效果并不理想。

发明内容

为克服现有技术中存在的上述问题，本发明根据风剪切原理，简化风速三维空间概念，成为二维四象限模型，针对四象限模型进行独立变桨控制，控制方式简单且高效，即可使风力发电机组减小载荷，同时可获取更多的发电量。

根据本发明的一个方面，提出了一种风力发电机组独立变桨四象限运行控制方法，所述方法包括：

步骤一，确定当前变桨的三个叶片的统一最佳变桨角度；

步骤二，根据当前风速确定叶轮直径最高点风速和最低点风速，并确定最高点风速和最低点风速对应的变桨角度；

步骤三，根据叶轮转速确定叶片在第一象限时旋转90°所需时间；

步骤四，根据所述时间确定叶片在第一象限至第四象限的实时变桨角度；

步骤五，根据叶轮位置传感器确定各叶片所处的象限，根据步骤四确定的叶片在第一象限至第四象限的实时变桨角度对各叶片进行分别控制。

根据本发明的一个方面，所述步骤一包括：

根据以下公式确定统一最佳变桨角度：

β_est＝β(λ,C_p,est) (12)

β_est为变桨角度评估值；C_p,est为风能利用系数C_p的评估值，λ为叶尖比；

在C_p曲线反向时也会使用C_p的要求值获得一个与C_p要求值匹配的新的变桨角度：

β_new＝β(λ,C_p,demand) (13)

β_new为新变桨角度，C_p,demand为风能利用系数C_p的要求值。

根据本发明的一个方面，所述步骤二包括：

通过风机内部传感器测量得出风机实际的转速、实际的转矩与实际的功率，根据当前的实际的转速与功率值确定实际叶轮侧的风速值ν_est，从机舱顶部测风位置获取风速测量值ν_mea，确定风轮侧风速变化的湍流度与实际测量风速变化的湍流度，并将两个湍流度进行实时对比进行加权平均，得出湍流度，进而通过所述湍流度确定下一阶段的风速ν；

根据当前风速ν得出叶轮直径最高点风速ν1与最低点风速ν2，当获得最高点风速ν1与最低点风速ν2后，确定出新的最高点风速ν1的变桨角度β_new1与最低点风速ν2的变桨角度β_new2。

根据本发明的一个方面，所述步骤三包括：

当叶片处于第一象限时根据当前叶轮转速n计算出叶轮旋转90°所需时间S,转速的单位是r/min,角速度用rad/s表示，根据转速与角速度的对应关系式确定叶轮旋转90°的所需时间，叶轮的实时的角速度ω即：

ω＝n·π/30 (14)

所需时间S为：

S＝90/ω (15)

根据本发明的一个方面，所述步骤四包括：

采取线性方程的方式确定变桨角度在每个象限运行轨迹：

在第一象限中，线性变桨角度运行位置斜率为

叶片的实时给定变桨角度β_A：

T_d为预定周期；

在第二象限中，线性变桨角度运行位置斜率为

叶片的实时给定变桨角度β_A：

在第三象限中，线性变桨角度运行位置斜率为仍采用公式18计算得出

叶片实时给定角度β_A采用公式19计算得出。

在第四象限中，线性变桨角度运行位置斜率为仍采用公式16计算得出

叶片实时给定角度β_A采用公式17计算得出。

根据本发明的一个方面，所述步骤五包括：

通过双输出的编码器进行转速测量和位置测量，转速输出采用增量型输出，位置测量采用绝对值输出，位置输出信号采用模拟量输出。

根据本发明的一个方面，将所述模拟量变换为角度，具体方式为：

其中所述模拟量为4-20mA，θ₁为叶片在最顶端位置0°时的编码器输出的位置信号值，θ_set为转换后的角度值。

通过本发明提出的技术方案，能够显著提升风力发电机组的整体发电量，同时显著降低风力发电机组的载荷，载荷降低后，机组的整体制造结构重量会进而减轻，节约造价成本。

附图说明

图1为风力发电机组示意图；

图2为叶轮运行示意图；

图3是以单个叶片运行轨迹进行风剪切四象限运行控制的示意图；

图4示出了本发明所述控制方法的示意流程图。

具体实施方式

图1示出了风力发电机组的示意图，其中101和102分别标识机组测风位置与机组运行叶片最高位置。图2示出了叶轮运行的示意图，其中201表示叶片以顺时针方向旋转，D为叶轮直径。图3示出了以叶片A的运行轨迹为例风剪切四象限运行控制的示意图

如图4所示，所述方法包括如下步骤。

1、确定当前变桨的三个叶片的统一最佳变桨角度。

风剪切是指风吹过地面时，由于地面上各种粗糙元(草、庄稼、森林、建筑物等)的摩擦作用，使风的能量减少而使风速减小，风速减小的程度随离地面的高度增加而降低。这样风速随高度变化而变化，这个现象称为风剪切。风速沿高度的变化规律称为风速廓线。本发明用指数律表示风速廓线公式：

ν＝ν₁(h/h₁)^γ (1)

式中ν为高度为h处的风速，ν₁为高度为h₁处的风速，γ为风速廓线指数，它与地面粗糙度有关。我国规范中将地面粗糙度分为A、B、C三类，国际IEC标准取了个标准值γ＝0.20。

另外风剪切同时可以根据风电场所在位置测风数据进行推理计算，风电场测风数据一般测量高度为80米，测风点为每10米一个高度，通过每个测风点代入公式1，得出风速廓线指数γ。

风力发电机组一般为三叶片结构，机组本身自带的测风装置安装在风力发电机组轮毂中心高度附近，进行风力发电机组正常运行测量实时风速，根据测得的实时风速，依据IEC标准的风速廓线指数或者风电场当地的风速廓线指数，得出叶轮在运行轨迹上的叶片最高位置风速，如图1所示。

如图2所示，当风力推动叶轮旋转时，最顶端的叶片A经过180°旋转到叶片A1位置即最低位置，叶轮顺时针旋转，叶片A、B、C都会存在最高位置和最低位置，根据风剪切原理，叶片在运行过程中从上到下风速不同，所以会导致叶片在运行过程中所受到的推力不同，叶片在最下端收到的推力最小，在运行过程中逐渐增大，运行到顶端最大，之后逐渐运行到最小。

因叶轮三个叶片运行轨迹是相同的，所以在本发明所述的控制方法中将三个叶轮的运行轨迹测量合并为一个，用一个叶片运行轨迹，进行风剪切四象限运行控制。如图3所示。

本发明提出的控制方法基于能量平和原理，通过风机的实际功率以及风机的参考功率决定变桨角度和发电机转矩。通过发电机功率、动态加速功率以及齿轮箱损耗获取风机叶轮实时功率。

P_RP＝P_GP+P_AP+P_GBPL (2)

式中P_RP为叶轮实时功率，P_GP为发电机功率，P_AP为动态加速功率，P_GBPL为齿轮箱损耗。

根据发电机转速和发电机转矩确定发电机功率：

P_GP＝ω_g·T_g (3)

ω_g为测量的发电机转速，T_g为测量的发电机转矩。

基于牛顿第二定律通过不同发电机速度确定所述动态加速功率。

I_tot为发电机总惯性系数。

根据发电机速度系数和功率系数确定所述齿轮箱损耗。

P_GBPL＝ω_g·c_speed+P_GP·c_power (5)

c_speed为发电机速度系数，c_power为功率系数。

其次确定能使风机运行于参考点的叶轮所需功率，所述叶轮所需功率由所需加速功率、发电功率、齿轮箱损耗和加速抑制功率确定。

P_RPD＝P_GP+P_DAP+P_GBPL+P_ADP (6)

P_RPD为叶轮所需功率，P_DAP为所需加速功率，P_ADP为加速抑制功率；所需加速功率用于决定发电机转速相对于速度参考值应加速还是减速，所需加速功率使用运动学原则，并且有一个用来决定需多快加速达到速度参考值的时间。

I_tot为发电机总惯性系数，K_time为时间固定系数,ω_g,ref为下一个时间节点测量的发电机转速，为了抑制加速并且最小化风机载荷，一些实际加速功率需要进行抑制：

P_ADP＝P_AP·K_d (8)

K_d为抑制增益；

由以上公式可确定实时叶轮功率和叶轮所需的功率，可以用来评估叶轮侧有效风速和获得叶轮所需功率对应的变桨角度。

确定叶轮侧有效风速和用来确定必须的变桨角度的能量计算一起被使用，为评估风速，需要风机设计中的C_p曲线中的转子动态特性。基本风机公式如下：

ρ为空气密度，A为叶轮面积，C_p为风能利用系数，λ为叶尖比，β为变桨角度，ν为实时风速。

通过公式2与公式9带入可得

此时叶尖比就可由风能利用系统曲线得出，得到叶尖比后有效叶轮转速可由叶轮转速确定。

下一步根据获得的叶尖比和叶轮功率计算出此时需求的变桨角度，使用叶尖比和叶轮功率确定一个评估的C_p实际值：

C_p,est为C_p的评估值，

为叶轮速度，R为叶轮半径，同理用评估叶尖比和叶轮功率要求值确定C_p的要求值，C_p的要求值将作为机组动作时的功率系数。

C_p,demand为C_p的要求值；

具备C_p的评估值和C_p的要求值后，可以使用叶轮的原始的C_p曲线获得在那个变桨角度下此C_p要求值；原始的C_p曲线能够反向，因此由叶尖比和一个C_p值可以获得与其匹配的变桨角度。C_p曲线反向时为确保功能单调性，桨叶的失速时不予考虑。在C_p曲线反向时，C_p的评估值将给出一个与实测变桨角度匹配的变桨评估值。

β_est＝β(λ,C_p,est) (12)

β_est为变桨角度评估值；在C_p曲线反向时也会使用C_p的要求值获得一个与C_p要求值匹配的新的变桨角度：

β_new＝β(λ,C_p,demand) (13)

β_new为新变桨角度；

通过以上公式可确定出当风机运行时，最佳的变桨角度。

2、根据当前风速确定叶轮直径最高点风速和最低点风速，并确定最高点风速和最低点风速对应的变桨角度。

当有最佳的变桨角度后，同时此时刻风机实际的转速、实际的转矩与实际的功率由风机内部传感器测量得出，并反馈给风电机组控制器中的控制方法，以根据当前的实际运行转速与功率值进行推算实际叶轮侧的风速值ν_est，风电机组控制器会从机舱顶部测风位置获取风速测量值ν_mea，一般情况下因叶轮旋转的影响风速测量值ν_mea会与叶轮侧的风速值ν_est不同，但其变化的湍流度(计算方法为风速的标准偏差与平均风速的比率)会相对一致，所述控制方法确定风轮侧风速变化的湍流度与实际测量风速变化的湍流度，并将两个湍流度进行实时对比进行加权平均，得出湍流度，进而通过所述湍流度推测出下一阶段的风速ν；

根据当前风速ν得出叶轮直径最高点风速ν1与最低点风速ν2，当获得最高点风速ν1与最低点风速ν2后，再通过公式9与公式13计算出新的最高点风速ν1的变桨角度β_new1与最低点风速ν2的变桨角度β_new2。

3、根据叶轮转速确定叶片在第一象限时旋转90°所需时间。

拿叶片A作为典型叶片进行控制，当叶片A处于第一象限时根据当前叶轮转速n计算出叶轮旋转90°所需时间S,转速的常用单位是r/min,角速度通常用rad/s表示，为确定叶轮旋转90°的所需时间，根据转速与角速度的对应关系式确定，叶轮的实时的角速度ω即：

ω＝n·π/30 (14)

所需时间S为：

S＝90/ω (15)

在风机变桨控制中给定变桨角度控制基本是变桨角度的位置给定，且有些精确的控制策略及给定变桨位置(即下一刻需求的变桨角度)，也会同时给定到达变桨位置的速度值(即变桨速度，单位为度/秒)，独立变桨控制策略的目标是精确控制变桨角度进而完成平衡叶轮风力载荷的目标，所以本控制方法采取变桨位置与变桨速度同时控制的方式，一般情况下，变桨速度控制是由控制系统参数进行输入，变桨速度应与整机的控制要求的载荷进行设置，基本为固定常数。

4、根据所述时间确定叶片在第一象限至第四象限的实时变桨角度。

本控制方法在每个象限变桨的运行轨迹因风速是一个不断变化的变量，精确控制难度极大，且需求的计算量与反馈的测量量增多，所以为达到技术与实际运用的平衡性，变桨角度在每个象限运行轨迹采取线性方程的方式进行给定，从而节约了时间且减少测量量的反馈，进而节约整体实施的成本；

线性变桨角度运行位置斜率为

风机在实时运行，控制系统给定变桨角度时，分别按照三个桨叶运行的不同象限进行角度给定，以单一叶片A为例(叶片B与叶片C同样根据此方法确定)，在第一象限从最高处运行至第二象限起始处时，叶片的给定角度为β_A，因机组动态运行时，变桨角度β_new一直在不停变化，角速度ω也在不同变化，所以在运行时变桨角度都会按照最新的评估变桨角度β_new进行确定，叶片A的实时给定变桨角度β_A：

T_d为预定周期；

当叶片A的实时给定变桨角度β_A，运行至第二象限起始处时，此时给定变桨角度β_A应与最新的评估变桨角度β_new相同；

同理当叶片A运行在第二象限位置时，线性变桨角度运行位置斜率为

确定叶片A在第二象限的实时给定变桨角度β_A：

当叶片A的实时给定变桨角度β_A，运行至第三象限起始处时，此时给定变桨角度β_A应与最新的评估变桨角度β_new2相同；

所以同理当叶片A运行在第三象限位置时，线性变桨角度运行位置斜率为采用公式18计算得出为

叶片A在第三象限实时给定变桨角度β_A仍采用公式19进行计算得出。

当叶片A的实时给定变桨角度β_A，运行至第四象限起始处时，此时给定变桨角度β_A应与最新的评估变桨角度β_new1相同；

所以同理当叶片A运行在第四象限位置时，线性变桨角度运行位置斜率为采用公式16计算得出为

叶片A在第四象限实时给定变桨角度β_A仍采用公式17进行计算得出。

叶片A的第三象限运行轨迹与第二象限运行轨迹的计算方式相同，其运行位置到达第四象限起始位置时应与最新的评估变桨角度β_new相同，第四象限运行轨迹与第一象限运行轨迹的确定方式相同，到达第一象限起始位置时变桨角度应与最新的评估变桨角度β_new1相同。

以上为叶片A的运行轨迹变桨位置计算方式，同理可进行叶片B与叶片C的位置计算，因本申请提出的方法基于三叶片机组设计，其结构特点是三叶片为达到平衡性，三叶片互为120°夹角，叶片B与叶片C的位置计算都是以当叶片到达第一象限起始位置时进行计算，使用同样的实时评估变桨角度β_new、最高点风速ν1的变桨角度β_new1与最低点风速ν2变桨角度β_new2进行确定，因三叶片运行时的实时位置均不同，所以根据以上方法确定三叶片的运行角度均会由所不同。

5、根据叶轮位置传感器确定各叶片所处的象限，根据步骤4确定的叶片在第一象限至第四象限的实时变桨角度对各叶片进行分别控制。

因本方法需要借助外部测量得知叶片的实时位置，以目前的机组设备是不具备叶轮位置测定相关功能性器件，所以需要加装相应的叶轮位置传感器。

叶片所在位置需要改造叶轮转速测量装置，普通的叶轮转速测量采用叶轮主轴附近的接近开关测量，另外一种形式采用叶轮主轴后方的滑环编码器进行转速测量，这些方式都不能进行叶轮的位置测量，本方法的叶片位置测量需要对滑环编码器进行更换，采用一种双输出的编码器进行转速测量和位置测量，转速输出采用增量型输出，位置测量采用绝对值输出，位置输出信号即4-20mA模拟量输出(目前这种双输出型编码器在市场上比较常见，国内外传感器品牌均由类似铲平，一般情况下，双输出的编码器输出的增量信号为1024或2048脉冲即叶轮每转一圈产生的脉冲个数，绝对值输出信号为4-20mA模拟量输出即叶轮每转一圈输出信号由4mA线性变化到20mA一次)。更换编码器后，还需对控制系统与编码器绝对值输出信号进行标定，我们将控制系统中模拟量检测信号4-20mA进行变换，使4-20mA与0-360°保持线性变换，同时控制系统在计算叶片位置前，应先标定0点即叶片A在最顶端位置0°，此时编码器输出的信号可能使4-20mA中的任意值，我们只需记录叶片在A在最顶端位置0°时的编码器输出的位置信号值θ₁，通过线性方程转化为角度值θ_set：

当标定后控制系统默认编码器测量的角度值θ_set为叶片A在最上端的位置值，因叶片运行轨迹与编码器测量同为周期性360°，所以可以精确得出叶片A的实时运行位置，因三个叶片互成120°角，所以可以得出当叶片A在的角度值θ_set时，叶片B的角度值θ_set+120°，叶片C的的角度值θ_set+240°。

独立变桨的控制是将三个叶片分别处于不同象限运行过程中分别按照不同的象限运行桨叶角度给定角度，此时三个叶片角度完全不同。

通过本发明专利的应用，风力发电机组的整体发电量会显著提升，同时风力发电机组的载荷也会显著下降，载荷降低后，机组的整体制造结构重量会进而减轻，节约造价成本。机组的整体成本下降而且发电量提升，会增加市场竞争力，为社会提供更多的清洁能源。

Claims (5)

1.一种风力发电机组独立变桨四象限运行控制方法，其特征在于，所述方法包括：

步骤一，确定当前变桨的三个叶片的统一最佳变桨角度；

根据以下公式确定统一最佳变桨角度：

β_est＝β(λ,C_p,est) (12)

β_est为变桨角度评估值；C_p,est为风能利用系数C_p的评估值，λ为叶尖比；

在C_p曲线反向时也会使用C_p的要求值获得一个与C_p要求值匹配的新的变桨角度：

β_new＝β(λ,C_p,demand) (13)

β_new为新变桨角度，C_p,demand为风能利用系数C_p的要求值；

步骤二，根据当前风速确定叶轮直径最高点风速和最低点风速，并确定最高点风速对应的新变桨角度β_new1和最低点风速对应的新变桨角度β_new2，所述叶轮直径是指叶轮旋转所形成的叶轮圆面的直径；

步骤三，根据叶轮转速确定叶片在第一象限时旋转90°所需时间；

步骤四，根据所述时间确定叶片在第一象限至第四象限的实时变桨角度；

采取线性方程的方式确定变桨角度在每个象限运行轨迹：

在第一象限中，线性变桨角度运行位置斜率为

其中S为步骤三确定的所述旋转90°所需时间；

叶片的实时给定变桨角度β_A：

T_d为预定周期；

在第二象限中，线性变桨角度运行位置斜率为

叶片的实时给定变桨角度β_A：

在第三象限中，线性变桨角度运行位置斜率为仍采用公式18计算得出

叶片实时给定角度β_A采用公式19计算得出；

在第四象限中，线性变桨角度运行位置斜率为仍采用公式16计算得出

叶片实时给定角度β_A采用公式17计算得出；

步骤五，根据叶轮位置传感器确定各叶片所处的象限，根据步骤四确定的叶片在第一象限至第四象限的实时变桨角度对各叶片分别进行变桨控制。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤二包括：

通过风机内部传感器测量得出风机实际的转速、实际的转矩与实际的功率，根据当前的实际的转速与功率值确定实际叶轮侧的风速值ν_est，从机舱顶部测风位置获取风速测量值ν_mea，确定风轮侧风速变化的湍流度与实际测量风速变化的湍流度，并将两个湍流度进行实时对比进行加权平均，得出加权平均后的湍流度，进而通过所述加权平均后的湍流度确定下一阶段的风速ν；

根据当前风速ν得出叶轮直径最高点风速ν1与最低点风速ν2，当获得最高点风速ν1与最低点风速ν2后，确定出最高点风速ν1的新变桨角度β_new1与最低点风速ν2的新变桨角度β_new2。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，步骤三包括：

当叶片处于第一象限时根据当前叶轮转速n计算出叶轮旋转90°所需时间S,转速的单位是r/min,角速度用rad/s表示，根据转速与角速度的对应关系式确定叶轮旋转90°的所需时间，叶轮的实时的角速度ω即：

ω＝n·π/30 (14)

所需时间S为：

S＝90/ω (15)。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤五包括：

通过双输出的编码器进行转速测量和位置测量，转速输出采用增量型输出，位置测量采用绝对值输出，位置输出信号采用模拟量输出。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于：

将所述模拟量变换为角度，具体方式为：

其中所述模拟量为4-20mA，θ₁为叶片在最顶端位置0°时的编码器输出的位置信号值，θ_set为转换后的角度值。

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