CN113864117A - 用于调节风力发电机组桨距角pid控制器输出量的方法 - Google Patents

Abstract

一种用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法，包括以下步骤：1)设置转速增益参数值，桨距角增益参数值，桨距角偏置值；2)简化风力机C_p‑λ曲线，得到对应桨距的非线性桨距角增益G_NLPG；3)计算发电机转速增益G_Speed；4)根据叶片桨距角β计算桨距角增益G_Pitch；5)计算PID控制器采样周期比例增益G_{VariablePerTs}；6)计算t时刻的PID控制器比例增益调节量VariableK_P；7)计算t时刻的PID控制器总调节量Δu(t)；8)根据t时刻的PID控制器总调节量Δu(t)，计算t时刻的PID控制器总输出量u(t)。

Description

用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法

技术领域

本发明涉及风力发电技术领域，具体涉及一种用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法。

背景技术

随着风力发电市场竞争的愈演愈烈，在保证质量的前提下，降低风力发电机组的设计制造成本成为各大整机厂商面临的首要任务。在这种复杂的竞争压力下，对低风区、超低风区风力发电机组的开发，成为了整机厂商的又一个竞争点。为了适应风区的变换，风力发电机组的风轮直径不断加长，导致风力发电机组风轮的惯性大大提高。一旦风速突变，风轮转速的变化会有滞后，使相应的桨距角PID控制器的响应滞后，导致系统响应不及时，发电机转速/风轮转速超速。而风轮转速一旦超过允许的额定转速，风力发电机组的制动系统容易失效，导致机组处于失控状态，发生重大安全事故。

发明内容

本发明的目的是针对现有技术对应的不足，提供一种用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法，根据当前的叶片角度和发电机转速变化率动态调节风力发电机组桨距角PID控制器的比例增益，有效抑制在阵风工况下的发电机转速超速/风轮转速超速，不但可以避免因为发电机超速而导致的系统停机，还能够保证风轮转速不会超过允许的额定转速，从而避免风力发电机组的制动系统失效导致的发电机组失控，并且降低了仿真实验中的固定轮毂坐标系M_y的极限轮毂弯矩，避免轮毂弯矩过大而使风力发电机组设备产生磨损，甚至叶片断裂。

本发明的目的是采用下述方案实现的：一种用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法，包括以下步骤：

1)设置转速增益参数值，桨距角增益参数值，桨距角偏置值；

所述转速增益参数值、桨距角增益参数值、桨距角偏置值均为通过仿真软件仿真调试得到的经验值，以保证风力发电机组的风轮转速不会超过允许的额定转速，且对仿真实验中的固定轮毂坐标系M_y的极限轮毂弯矩进行限制，避免轮毂弯矩过大而使风力发电机组设备产生磨损，甚至叶片断裂。

2)简化风力机C_p-λ曲线，得到对应桨距的非线性桨距角增益G_NLPG：

式中，β为叶片桨距角，α为非线性增益系数,π为圆周率；

所述风力机C_p-λ曲线为表示风力发电机组的风能利用系数与叶尖速比之间的关系曲线，由风力发电机组的制造厂家提供；

所述非线性增益系数α为通过仿真软件仿真调试得到的经验值，以保证叶片桨距角为β的风力发电机组处于正常稳定运行状态；

3)按照下列公式计算发电机转速增益G_Speed：

G_Speed＝|Δω_control|×VariableSpeedGain，VariableSpeedGain≥0

式中，VariableSpeedGain为转速增益参数值，Δω_control为发电机转速调节量；

4)根据叶片桨距角β按照下列公式计算桨距角增益G_Pitch：

式中，VariablePitchGain为桨距角增益参数值，VariablePitchOffset为桨距角偏置值，β为叶片桨距角，π为圆周率；

5)按照下列公式计算PID控制器采样周期比例增益G_{VariablePerTs}：

式中，G_NLPG为对应桨距的非线性桨距角增益，Δω_control为发电机转速调节量，G_Speed为发电机转速增益，G_Pitch为叶片桨距角β对应的桨距角增益；

6)按照下列公式计算t时刻的PID控制器比例增益调节量VariableK_P：

式中，G_{VariablePerTs}为PID控制器采样周期比例增益，T_s为PID控制器采样周期；

7)按照下列公式计算t时刻的PID控制器总调节量Δu(t)：

式中，K_p(Δω(t)-Δω(t-T_s))为(t-T_s)时刻PID控制器输出的比例增益调节量，

为(t-T_s)时刻PID控制器输出的积分增益调节量，VariableK_P为t时刻的PID控制器比例增益调节量，T_s为PID控制器采样周期，Δω为发电机转速调节量差值，K_p为PID控制器比例系数，K_i为PID控制器积分系数，Δω(t)为t时刻的发电机转速调节量差值，Δω(t-T_s)为(t-T_s)时刻的发电机转速调节量差值；

8)根据t时刻的PID控制器总调节量Δu(t)，按照下列公式计算t时刻的PID控制器总输出量u(t)：

u(t)＝u(t-T_s)+Δu(t)

式中，u(t-T_s)为(t-T_s)时刻的PID控制器总输出量，Δu(t)为t时刻的PID控制器总调节量，T_s为PID控制器采样周期，由此可见，(t-T_s)时刻代表t时刻的上一个采样周期。

优选地，所述发电机转速调节量Δω_control按照下列公式得到：

Δω_control＝Δω(t)-Δω(t-T_s)

式中，T_s为PID控制器采样周期，Δω(t)为t时刻的发电机转速调节量差值，Δω(t-T_s)为(t-T_s)时刻的发电机转速调节量差值；

所述发电机转速调节量Δω_control为t时刻发电机转速调节量差值Δω(t)与(t-T_s)时刻发电机转速调节量差值Δω(t-T_s)之差，即Δω_control为(t-T_s)时刻的发电机转速调节量。

优选地，所述发电机转速调节量差值Δω的计算公式如下：

Δω＝ω-ω_ref

式中，ω为发电机转速，ω_ref为发电机参考转速。

将t、(t-T_s)代入所述发电机转速调节量差值Δω的计算公式可以得到t时刻发电机转速调节量差值Δω(t)与(t-T_s)时刻发电机转速调节量差值Δω(t-T_s)。

优选地，所述发电机转速ω按照下列公式进行计算得到：

ω＝ω_rotor×GearRatio

式中，ω_rotor为风轮转子转速，GearRatio为风力发电机组的齿轮箱传动比；

所述风轮转子转速ω_rotor可以通过风力发电机组的增量式编码器得到，单位为rad/s；

风力发电机组在风轮吸收风能之后，风轮转子转速ω_rotor通过齿轮箱传动比转化为发电机转速ω。

优选地，采用发电机转速ω计算发电机转速调节量差值Δω之前，按照下列步骤进行滤波处理：

①按照下列公式计算出风轮旋转频率f₁和风轮旋转频率倍频f₂：

式中，ω_rotor为风轮转子转速，π为圆周率；

②将风轮旋转频率f₁、风轮旋转频率倍频f₂作为滤波参数，分别输入到串联的发电机转速ω的陷波器、二阶低通滤波器中，对发电机转速ω进行滤波处理：

ω＝ωfil_ter

式中，ω_filter为滤波后的发电机转速。

将对发电机转速滤波后的计算结果ω_filter＝f(ω)代入ω后，再进行其余的计算控制。

优选地，由于考虑到风力发电机组变桨系统的硬件响应能力，需要按照下列公式对步骤8)中所述t时刻的PID控制器总调节量Δu(t)进行幅值限制：

①当Δu(t)小于PID控制器采样周期内的最大负向调节量MinPitchAngle，时，Δu(t)＝-θ，θ为PID控制器采样周期内最大调节量；

②当Δu(t)大于PID控制器采样周期内的最大正向调节量MaxPitchAngle，时，Δu(t)＝θ，θ为PID控制器采样周期内最大调节量。

若MinPitchAngle<Δu(t)<MaxPitchAngle，则不进行幅值限制。

通过对PID控制器总调节量Δu(t)的幅值限制，对t时刻的PID控制器总输出量u(t)进行幅值限制，幅值限制极限值即PID控制器采样周期内最大调节量θ。

本发明包含如下有益效果：能有效抑制在阵风工况下的发电机转速超速，避免极端超速停机和避免飞车的情况，可以根据当前的叶片角度和发电机转速变化率动态调节K_p增益。在特定的仿真工况中可以看出，若本发明运用在风力发电机组上控制PID控制器的输出量，可以避免由于发电机超度导致的停机，同时降低仿真实验中的固定轮毂坐标系M_y的极限轮毂弯矩约52％。

附图说明

图1为本发明的流程图；

图2为本发明实施例仿真试验中风速与风向的变化情况曲线图；

图3为本发明实施例仿真试验的发电机转速曲线对比图；

图4为本发明实施例仿真试验的桨距角曲线对比图；

图5为本发明实施例仿真试验的固定轮毂坐标系M_y的极限轮毂弯矩。

具体实施方式

如图1所示，一种用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法，包括以下步骤：

1)设置转速增益参数值为VariableSpeedGain，桨距角增益参数值为VariablePitchGain，桨距角偏置值为VariablePitchOffset；

所述转速增益参数值、桨距角增益参数值、桨距角偏置值均为通过仿真软件仿真调试得到的经验值，以保证风力发电机组的风轮转速不会超过允许的额定转速，且对仿真实验中的固定轮毂坐标系M_y的极限轮毂弯矩进行限制，避免轮毂弯矩过大而使风力发电机组设备产生磨损，甚至叶片断裂。

2)简化风力机C_p-λ曲线，得到对应桨距的非线性桨距角增益G_NLPG：

式中，β为叶片桨距角，α为非线性增益系数,π为圆周率；

所述风力机C_p-λ曲线为表示风力发电机组的风能利用系数与叶尖速比之间的关系曲线，由风力发电机组的制造厂家提供；

所述非线性增益系数α为通过仿真软件仿真调试得到的经验值，以保证叶片桨距角为β的风力发电机组处于正常稳定运行状态；

3)按照下列公式计算发电机转速增益G_Speed：

G_Speed＝|Δω_control|×VariableSpeedGain，VariableSpeedGain≥0

式中，VariableSpeedGain为转速增益参数值，Δω_control为发电机转速调节量；

4)根据叶片桨距角β按照下列公式计算桨距角增益G_Pitch：

式中，VariablePitchGain为桨距角增益参数值，VariablePitchOffset为桨距角偏置值，β为叶片桨距角，π为圆周率；

5)按照下列公式计算PID控制器采样周期比例增益G_{VariablePerTs}：

式中，G_NLPG为对应桨距的非线性桨距角增益，Δω_control为发电机转速调节量，G_Speed为发电机转速增益，G_Pitch为叶片桨距角β对应的桨距角增益；

本实施例中，所述发电机转速调节量Δω_control按照下列公式得到：

Δω_control＝Δω(t)-Δω(t-T_s)

式中，T_s为PID控制器采样周期，Δω(t)为t时刻的发电机转速调节量差值，Δω(t-T_s)为(t-T_s)时刻的发电机转速调节量差值；

所述发电机转速调节量Δω_control为t时刻发电机转速调节量差值Δω(t)与(t-T_s)时刻发电机转速调节量差值Δω(t-T_s)之差，即Δω_control为(t-T_s)时刻的发电机转速调节量。

所述发电机转速调节量差值Δω的计算公式如下：

Δω＝ω-ω_ref

式中，ω为发电机转速，ω_ref为发电机参考转速。

本实施例中，将t、(t-T_s)代入所述发电机转速调节量差值Δω的计算公式可以得到t时刻发电机转速调节量差值Δω(t)与(t-T_s)时刻发电机转速调节量差值Δω(t-T_s)。

本实施例中，所述发电机转速ω按照下列公式进行计算得到：

ω＝ω_rotor×GearRatio

式中，ω_rotor为风轮转子转速，GearRatio为风力发电机组的齿轮箱传动比；

所述风轮转子转速ω_rotor可以通过风力发电机组的增量式编码器得到，单位为rad/s；

风力发电机组在风轮吸收风能之后，风轮转子转速ω_rotor通过齿轮箱传动比转化为发电机转速ω。

本实施例中，采用发电机转速ω计算发电机转速调节量差值Δω之前，按照下列步骤进行滤波处理：

①按照下列公式计算出风轮旋转频率f₁和风轮旋转频率倍频f₂：

式中，ω_rotor为风轮转子转速，π为圆周率；

②将风轮旋转频率f₁、风轮旋转频率倍频f₂作为滤波参数，分别输入到串联的发电机转速ω的陷波器、二阶低通滤波器中，对发电机转速ω进行滤波处理：

ω＝ω_filter

式中，ω_filter为滤波后的发电机转速。

6)按照下列公式计算t时刻的PID控制器比例增益调节量VariableK_P：

式中，G_{VariablePerTs}为PID控制器采样周期比例增益，T_s为PID控制器采样周期；

7)按照下列公式计算t时刻的PID控制器总调节量Δu(t)：

式中，K_p(Δω(t)-Δω(t-T_s))为(t-T_s)时刻PID控制器输出的比例增益调节量，

为(t-T_s)时刻PID控制器输出的积分增益调节量，VariableK_P为t时刻的PID控制器比例增益调节量，T_s为PID控制器采样周期，Δω为发电机转速调节量差值，K_p为PID控制器比例系数，K_i为PID控制器积分系数，Δω(t)为t时刻的发电机转速调节量差值，Δω(t-T_s)为(t-T_s)时刻的发电机转速调节量差值；

8)根据t时刻的PID控制器总调节量Δu(t)，按照下列公式计算t时刻的PID控制器总输出量u(t)：

u(t)＝u(t-T_s)+Δu(t)

式中，u(t-T_s)为(t-T_s)时刻的PID控制器总输出量，Δu(t)为t时刻的PID控制器总调节量，T_s为PID控制器采样周期，由此可见，(t-T_s)时刻代表t时刻以T_s为间隔的上一个时刻。

本实施例中，由于考虑到风力发电机组变桨系统的硬件响应能力，需要按照下列公式对步骤8)中所述t时刻的PID控制器总调节量Δu(t)进行幅值限制：

①当Δu(t)小于PID控制器采样周期内的最大负向调节量MinPitchAngle，时，Δu(t)＝-θ，θ为PID控制器采样周期内最大调节量；

②当Δu(t)大于PID控制器采样周期内的最大正向调节量MaxPitchAngle，时，Δu(t)＝θ，θ为PID控制器采样周期内最大调节量。

若MinPitchAngle<Δu(t)<MaxPitchAngle，则不进行幅值限制。

通过对PID控制器总调节量Δu(t)的幅值限制，对t时刻的PID控制器总输出量u(t)进行幅值限制，幅值限制极限值即PID控制器采样周期内最大调节量θ。

本发明采用仿真软件GH Bladed作实施例，在图2所示的风速/风向的变化情况下进行仿真试验，得到采用本发明调节桨距角PID控制器输出量与没有采用本发明调节桨距角PID控制器输出量的风力发电机组的各项参数如图3至图5所示：

如图3，仿真试验时中，采用本发明进行PID控制的风力发电机组与未采用本发明进行PID控制的风力发电机组的发电机转速的区别：

未采用本发明控制风力发电机组时，在相同的阵风和风向变化的情况下，发电机转速一旦超出设定的转速限制值，触发风力发电机组故障，风力发电机组会立刻执行停机过程，导致发电机转速迅速下降；

采用本发明控制风力发电机组时，在相同的阵风和风向变化的情况下，发电机转速不会超出设定的转速限制值，风力发电机组可以稳定正常的运行，在图3上可以看出，采用本发明控制的风力发电机组的发电机转速曲线非常平缓，尤其是达到发动机最高转速后，波动幅度极小；

如图4，仿真试验时中，采用本发明进行PID控制的风力发电机组与未采用本发明进行PID控制的风力发电机组的桨距角的区别：

未采用本发明控制风力发电机组时，在相同的阵风和风向变化的情况下，由于发电机转速一旦超出设定的转速限制值，触发风力发电机组故障，风力发电机组在执行停机过程时，桨距角运行到停机位置；

采用本发明控制风力发电机组时，在相同的阵风和风向变化的情况下，发电机转速不会超出设定的转速限制值，风力发电机组可以稳定正常的运行，桨距角也跟随系统动态调整保持正常运行；

如图5，仿真试验时中，采用本发明进行PID控制的风力发电机组与未采用本发明进行PID控制的风力发电机组仿真实验中的固定轮毂坐标系M_y极限轮毂弯矩的区别：

未采用本发明控制风力发电机组时，在相同的阵风和风向变化的情况下，发电机转速极易一旦设定的转速限制值，触发风力发电机组故障时，由于阵风和风向变化和风力发电机组故障等外部和内部运行状态的变化，风力发电机组仿真实验中的固定轮毂坐标系M_y的极限轮毂弯矩如图上曲线所示急速增大，甚至有可能会超出风力发电机组的硬件设计阈值，造成重大事故；

采用本发明控制风力发电机组时，在相同的阵风和风向变化的情况下，风力发电机组可以稳定正常的运行，桨距角跟随系统动态调整，此时风力发电机组仿真实验中的固定轮毂坐标系M_y的极限轮毂弯矩如图上曲线所示，虽然有一定的增加，但是增加量较少，可以控制在风力发电机组的硬件设计阈值范围内，从而避免了事故发生。

以上所述仅为本发明的优选实施例，并不用于限制本发明，本领域的技术人员在不脱离本发明的精神的前提下，对本发明进行的改动均落入本发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)设置转速增益参数值，桨距角增益参数值，桨距角偏置值；

2)简化风力机C_p-λ曲线，得到对应桨距的非线性桨距角增益G_NLPG：

式中，β为叶片桨距角，α为非线性增益系数,π为圆周率；

3)采用下列公式计算发电机转速增益G_Speed：

G_Speed＝|Δω_control|×VariableSpeedGain，VariableSpeedGain≥0

式中，VariableSpeedGain为转速增益参数值，Δω_control为发电机转速调节量；

4)根据叶片桨距角β按照下列公式计算桨距角增益G_Pitch：

式中，VariablePitchGain为桨距角增益参数值，VariablePitchOffset为桨距角偏置值，β为叶片桨距角，π为圆周率；

5)采用下列公式计算PID控制器采样周期比例增益G_{VariablePerTs}：

式中，G_NLPG为对应桨距的非线性桨距角增益，Δω_control为发电机转速调节量，G_Speed为发电机转速增益，G_Pitch为叶片桨距角β对应的桨距角增益；

6)采用下列公式计算t时刻的PID控制器比例增益调节量VariableK_P：

式中，G_{VariablePerTs}为PID控制器采样周期比例增益，T_s为PID控制器采样周期；

7)采用下列公式计算t时刻的PID控制器总调节量Δu(t)：

式中，K_p(Δω(t)-Δω(t-T_s))为(t-T_s)时刻PID控制器输出的比例增益调节量，

为(t-T_s)时刻PID控制器输出的积分增益调节量，VariableK_P为t时刻的PID控制器比例增益调节量，T_s为PID控制器采样周期，Δω为发电机转速调节量差值，K_p为PID控制器比例系数，K_i为PID控制器积分系数，Δω(t)为t时刻的发电机转速调节量差值，Δω(t-T_s)为(t-T_s)时刻的发电机转速调节量差值；

8)根据t时刻的PID控制器总调节量Δu(t)，采用下列公式计算t时刻的PID控制器总输出量u(t)：

u(t)＝u(t-T_s)+Δu(t)

式中，u(t-T_s)为(t-T_s)时刻的PID控制器总输出量，Δu(t)为t时刻的PID控制器总调节量，T_s为PID控制器采样周期。

2.根据权利要求1所述用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法，其特征在于：所述发电机转速调节量Δω_control按照下列公式得到：

Δω_control＝Δω(t)-Δω(t-T_s)

式中，T_s为PID控制器采样周期，Δω(t)为t时刻的发电机转速调节量差值，Δω(t-T_s)为(t-T_s)时刻的发电机转速调节量差值。

3.根据权利要求1或2所述用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法，其特征在于：所述发电机转速调节量差值Δω的计算公式如下：

Δω＝ω-ω_ref

式中，ω为发电机转速，ω_ref为发电机参考转速。

4.根据权利要求3所述用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法，其特征在于：所述发电机转速ω按照下列公式进行计算得到：

ω＝ω_rotor×GearRatio

式中，ω_rotor为风轮转子转速，GearRatio为风力发电机组的齿轮箱传动比。

5.根据权利要求3所述用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法，其特征在于：采用发电机转速ω计算发电机转速调节量差值Δω之前，按照下列步骤进行滤波处理：

①按照下列公式计算出风轮旋转频率f₁和风轮旋转频率倍频f₂：

式中，ω_rotor为风轮转子转速，π为圆周率；

②对发电机转速ω进行滤波处理：

ω＝ω_filter

式中，ω_filter为滤波后的发电机转速。

6.根据权利要求1所述用于调节风力发电机组桨距角PID控制器输出量的方法，其特征在于：按照下列公式对步骤8)中所述t时刻的PID控制器总调节量Δu(t)进行幅值限制：

①当Δu(t)小于PID控制器采样周期内的最大负向调节量MinPitchAngle，时，Δu(t)＝-θ，θ为PID控制器采样周期内最大调节量；

②当Δu(t)大于PID控制器采样周期内的最大正向调节量MaxPitchAngle，时，Δu(t)＝θ，θ为PID控制器采样周期内最大调节量。

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