CN114000976A - 一种风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式pid控制方法 - Google Patents

一种风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式pid控制方法 Download PDF

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Abstract

一种风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制方法，步骤如下：1)根据风电机组的规格和所处风场环境设置所需参数；2)检测发电机角速度ω，并经滤波处理得到滤波角速度ωfilter；3)以滤波角速度ωfilter与发电机参考角速度ωreference的差值作为发电机角速度的调节偏差量eω；再以相邻两个周期的eω的差值，作为发电机角速度调节量Δeω；4)对滤波角速度ωfilter求导得到角速度的加速度aω；5)判定是否满足启用附加比例项控制，并采用回滞值判定是否退出该控制；6)分段计算附加比例项增益KGain；7)计算附加比例项调节值PAdditional；8)由增量式PID算法得到总调节量Δu(t)；9)对调节量Δu(t)限幅处理；10)将上一采样周期的系统输出与步骤9)的Δu(t)相加，作为系统总输出u(t)。

Description

一种风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制 方法
技术领域
本发明涉及风力发电控制技术领域，特别涉及一种风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制方法。
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。
在激烈的竞争压力下，对低风速区、超低风速区风力发电机组的开发，成为了整机厂商的又一个竞争点。为了适应风区的风速变换，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幅提高。一旦风电机组遇到极端风况，风速风向在短时间内发生很大变化，如果单纯依靠变桨的常规PID调节，很容易导致机组超速停机，而且该工况存在较大的偏航误差角，停机过程中，可能出现轮毂和偏航不平衡的极限载荷情况，极易发生重大安全事故。
发明内容
本发明的目的是针对现有技术的不足，提供一种风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制方法，其能有效抑制风力发电机组在阵风工况下的超速停机，避免出现由于轮毂和偏航不平衡而导致的极限载荷，提高风电场的发电量。
本发明的技术方案是：一种风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制方法，步骤如下：
S1设置参数：根据风电机组的规格和风电机组所处风场的环境，设置启用附加比例增益的阈值ωThreshold，关闭附加比例增益的回滞值ωhystersis，基础比例系统Kp，基础积分系数Ki，基础微分系数Kd，发电机角速度的一段加速度a1，二段加速度a2，三段加速度a3，一段比例项增益gain1，二段比例项增益gain2，三段比例项增益gain3；
S2测量发电机转速：通过桨距控制器检测发电机角速度ω，并对角速度ω进行滤波处理，得到发电机的滤波角速度ωfilter；
S3计算发电机角速度的调节偏差：以发电机的滤波角速度与发电机参考角速度的差值作为发电机角速度的调节偏差量，
eω＝ωfilter-ωreference
式中，eω为发电机角速度的调节偏差量；
ωreference为发电机参考角速度；
进而再计算发电机角速度调节量：以相邻两个周期的发电机角速度的调节偏差量的差值，作为发电机角速度调节量，
Δeω(t)＝eω(t)-eω(t-Ts)
式中，Δeω为发电机角速度调节量；
eω(t)为t时刻发电机角速度的调节偏差量；
eω(t-Ts)为t-Ts时刻发电机角速度的调节偏差量；
t为时间，单位s，t∈(0，∞)；
Ts为控制系统采样周期；
S4计算发电机角速度的加速度：对发电机的滤波角速度求导得到发电机角速度的加速度，
Figure BDA0003329726170000021
式中，aω为发电机角速度的加速度；
S5判定当前发电机角速度偏差量eω及滤波角速度ωfilter是否满足启用附加比例项控制，并采用回滞值判定是否退出该控制；
开启条件：发电机转速调节偏差量eω≥ωThreshold且滤波角速度ωfilter＞ωreference；
关闭条件：发电机转速调节偏差量eω＜ωThreshold-ωhystersis或者滤波角速度ωfilter≤ωreference；
S6计算附加比例项增益：按发电机角速度的一段加速度a1，二段加速度a2，三段加速度a3，一段比例项增益gain1，二段比例项增益gain2，三段比例项增益gain3，线性插值对不同发电机角速度的加速度进行分段处理，得到附加比例项增益KGain；
S7计算附加比例项调节值：以步骤5)作为判定条件，计算附加比例项调节值；
Figure BDA0003329726170000031
式中，PAdditional为附加比例项调节值；
S8增量式PID控制：以Kp作为增量式PID的比例系数，以Ki作为增量式PID的积分系数，以Kd作为增量式PID的微分系数，并将增量式PID算法的比例项中增加附加比例项调节值PAdditional，由增量式PID算法得到总调节量Δu(t)；
S9幅值限制：根据变桨系统硬件实际情况，对调节量Δu(t)进行幅度限制；
S10系统总输出：将上一采样周期的系统输出与步骤9)限幅得到调节量Δu(t)相加，作为系统总输出，
u(t)＝u(t-Ts)+Δu(t)
式中，u(t)为系统总输出；
u(t-Ts)为t-Ts时刻的系统总输出。
进一步的，步骤S2通过两个陷波器及一个二阶低通滤波器对发电机角速度ω进行滤波；
进一步的，所述陷波器的频率按下列公式确定，
Figure BDA0003329726170000032
式中，f1为风轮旋转频率；
f2为风轮旋转频率倍频。
进一步的，步骤S6按下列方式对发电机角速度的加速度进行分段处理，
Figure BDA0003329726170000041
式中，0＜a1＜a2＜a3，0＜gain1＜gain2＜gain3。
进一步的，步骤8)按下列公式实现增量式PID控制，
Figure BDA0003329726170000042
式中，Δu(t)为增量式PID算法的总调节量；
α为不完全微分系数，α∈[0，1]；
eω(t-2Ts)为t-2Ts时刻发电机角速度的调节偏差量；
uD(t-Ts)为t-Ts时刻系统的微分量；
GNLPG为非线性桨距角增益。
进一步的，所述非线性桨距角增益GNLPG由风力发电机组的制造厂家提供，为风力发电机组的风能利用系数Cp与叶尖速比λ之间的关系曲线，其曲线拟合简化公式如下：
Figure BDA0003329726170000043
式中，β为叶片的实时桨距角，单位°，β∈[0，90]；
γ为非线性增益系数。
进一步的，步骤S9幅值限制按变桨系统的最大运行速度范围对增量式PID算法的调节量Δu(t)限幅。
进一步的，所述关闭附加比例增益的回滞值ωhystersis为0.5～1rad/s。
采用上述技术方案：本方法根据当前发电机角速度的调节偏差量，在增量式PID算法的比例项中增加一个附加比例项，使增量式PID算法的比例项增大，能有效抑制发电机的超调量，防止发电机转速超速，并且本方法还对何时启用附加比例项进行了限制，由此可以避免过早的在增量式PID控制中加入附加项，在抑制发电机超调量过大的同时，能尽可能的减小变桨大幅度动作，减小风电机组的疲劳载荷。因此，本方法能有效抑制风电机组在阵风工况下的发电机转速的超调量，防止发电机转速超速，避免极端超速停机给发电机、齿轮箱、传动链、塔架等部件带来极限冲击，减少由于发电机超速停机带来的发电量损失，从而提高风电场整场的发电量和发电效果，以及避免出现极端超速停机下轮毂和偏航不平衡而导致的极限载荷情况，保证风电机组在使用过程中的安全性。
下面结合说明书附图和具体实施例对本发明作进一步说明。
附图说明
图1为本发明的流程示意图；
图2为本发明实施例的风电机组所处风场的风速、风向图；
图3为本发明实施例的风电机组的变桨速度对比图；
图4为本发明实施例的风电机组的桨距角对比图；
图5为本发明实施例的风电机组的发电机转速对比图；
图6为本发明实施例的风电机组的输出功率对比图；
图7为本发明实施例的风电机组的固定轮毂坐标系My的极限弯矩对比图；
图8为本发明实施例的风电机组的固定轮毂坐标系Myz的极限弯矩对比图；
图9为本发明实施例的风电机组的旋转轮毂坐标系Myz的极限弯矩对比图；
图10为本发明实施例的风电机组的塔基坐标系Mxy的极限弯矩对比图；
图11为本发明实施例的风电机组的塔顶坐标系Mxy的极限弯矩对比图；
图12为本发明实施例的风电机组的偏航坐标系Mxy的极限弯矩对比图；
图13为本发明实施例的附加比例项增益动态变化图。
具体实施方式
参见图1至图13，一种风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制方法的实施例，本实施例所采用的风电机组基本参数如下表所示：
Figure BDA0003329726170000051
Figure BDA0003329726170000061
控制步骤如下：
S1设置参数：根据风电机组的规格和风电机组所处风场的环境，设置启用附加比例增益的阈值ωThreshold，关闭附加比例增益的回滞值ωhystersis，基础比例系统Kp，基础积分系数Ki，基础微分系数Kd，发电机角速度的一段加速度a1，二段加速度a2，三段加速度a3，一段比例项增益gain1，二段比例项增益gain2，三段比例项增益gain3，以上参数均通过经验和实验确定，在实际应用中可根据情况进行修改。
S2测量发电机转速：桨距控制器通过增量式编码器获取发电机角速度ω，并对角速度ω进行滤波处理，得到发电机的滤波角速度ωfilter，本实施例按以下步骤对发电机角速度ω进行滤波处理，
S2-1根据发电机角速度ω，计算风轮旋转频率和风轮旋转频率倍频：
Figure BDA0003329726170000062
式中，f1为风轮旋转频率；
f2为风轮旋转频率倍频；
S2-2以风轮旋转频率f1和风轮旋转频率倍频f2作为陷波器的频率，并通过两个陷波器及一个二阶低通滤波器对发电机角速度ω进行滤波，得到发电机的滤波角速度pfilter。
S3计算发电机角速度的调节偏差：以发电机的滤波角速度ωifilter与发电机参考角速度的差值作为发电机角速度的调节偏差量，
eω＝ωfilter--ωreference
式中，eω为发电机角速度的调节偏差量；
ωreference为发电机参考角速度。
进而再计算发电机角速度调节量：以相邻两个周期的发电机角速度的调节偏差量的差值，作为发电机角速度调节量Δeω，
Δeω(t)＝eω(t)-eω(t-Ts)
式中，Δeω(t)为t时刻发电机角速度调节量；
eω(t)为t时刻发电机角速度的调节偏差量；
eω(t-Ts)为t-Ts时刻发电机角速度的调节偏差量；
t为时间，单位s，t∈(0，∞)；
Ts为控制系统采样周期，本实施例Ts＝0.01s。
S4计算发电机角速度的加速度：对发电机的滤波角速度ωfilter求导得到发电机角速度的加速度aω，
Figure BDA0003329726170000071
式中，aω(t)为t时刻发电机角速度的加速度；
ωfilter(t)为t时刻发电机的滤波角速度；
ωfilter(t-Ts)为t-Ts时刻发电机的滤波角速度。
S5判定当前发电机角速度偏差量eω及滤波角速度ωfilter是否满足启用附加比例项控制，并采用回滞值判定是否退出该控制；
开启条件：发电机转速调节偏差量eω≥ωThreshold且滤波角速度ωfilter＞ωreference；
关闭条件：发电机转速调节偏差量eω＜ωThreshold-ωhystersis或者滤波角速度ωfilter≤ωreference；
S6计算附加比例项增益：按发电机角速度的一段加速度a1，二段加速度a2，三段加速度a3，一段比例项增益gain1，二段比例项增益gain2，三段比例项增益gain3线性插值对不同发电机角速度的加速度进行分段处理，得到附加比例项增益KGain，其分段方式如下，
Figure BDA0003329726170000081
式中，0＜a1＜a2＜a3，0＜gain1＜gain2＜gain3，本实施例设置a1＝0.02，a2，＝0.04，a3＝0.06，gain1＝0.004，gain2＝0.008，gain3＝0.015，计算得到附加比例项增益KGain的变化如图13所示。
由于发电机角速度的加速度越大，说明发电机在一定时间内转速上升的速度越快，即发电机转速上升的幅值也越大。因此，为避免转速超速，在发电机转速偏差量eω大于一定值时：加速度越大，需要增大附加比例项增益来加大整个比例项；而当加速度较小时，则可以采用较小的附加比例项增益。
S7计算附加比例项调节值：以步骤5)作为判定条件，计算附加比例项调节值；
Figure BDA0003329726170000082
式中，PAdditional为附加比例项调节值，本实施例设置ωreference为127rad/s，ωThreshold为2.5rad/s，关闭附加比例增益的回滞值ωhystersis为0.5～1rad/s。
由于增大增量式PID控制中的比例项和积分项会使得风电机组的变桨动作频繁，导致疲劳载荷增加，因此，本方式通过上式对何时启用附加比较项进行限制，使系统只有在发电机角速度的调节偏差量eω大于等于启用附加比例增益的阈值ωThreshold且发电机的滤波角速度ωfilter大于发电机参考角速度ωreference时，才会对比例项增加一个附加项，即系统只会在发电机转速达到一定值后才加大比例项，由此防止系统过早的增大比例项导致疲劳载荷过大的情况。
S8增量式PID控制：以Kp作为增量式PID的比例系数，以Ki作为增量式PID的积分系数，以Kd作为增量式PID的微分系数，Kd＝0，并将增量式PID算法的比例项中增加附加比例项调节值PAdditional，由增量式PID算法得到总调节量Δu(t)；
本实施例还可以通过非线性桨距角增益对基础的对比例系数Kp、积分系数Ki进行调节，按下列公式实现增量式PID控制，
Figure BDA0003329726170000091
式中，Δu(t)为增量式PID算法的总调节量；
α为不完全微分系数，α∈[0，1]；
eω(t-2Ts)为t-2Ts时刻发电机角速度的调节偏差量；
uD(t-Ts)为t-Ts时刻系统的微分量；
GNLPG为非线性桨距角增益。
所述非线性桨距角增益GNLPG由风力发电机组的制造厂家提供，为风力发电机组的风能利用系数Cp与叶尖速比λ之间的关系曲线，其曲线拟合简化公式如下：
Figure BDA0003329726170000092
式中，β为叶片的实时桨距角，单位deg，β∈[0，90]；
γ为非线性增益系数，为根据风电机组的基本参数设置的经验值。
S9幅值限制：按风电机组的最大变桨速度对步骤8)增量式PID算法的总调节量Δu(t)的幅值进行限制，使Δu(t)的幅值限制在最大变桨速度的范围内，避免经本方法调节后的变桨速度超过发电机的最大承受范围，起到保护变桨系统的作用，本实施例现实Δu(t)的幅值在-0.06～0.06之间。
S10系统总输出：将上一采样周期的系统输出与限幅后的Δu(t)相加，作为系统总输出，
u(t)＝u(t-Ts)+Δu(t)
式中，u(t)为系统总输出；
u(t-Ts)为t-Ts时刻的系统总输出。
本实施例按以上方法，在图1所示的风速和风向环境中，对风电机组在极端风况下进行增量式PID控制的结果如下：
1.如图2所示，采用本控制方法，风电机组的变桨速度幅值与常规PID控制相比明显增加，且风电机组的桨距角随变桨速度的增加而增大，如图3所示，使风电机组的叶片快速收桨，从而让风轮吸收的风能减少，由此减小为发电机运行提供的能量，达到避免发电机超速停机的目的。
2.如图4所示，采用本控制方法，风电机组的发电机转速得到改善，能有效避免因发电机转速超速而停机。
3.如图5所示，采用本控制方法，由于风电机组的发电机转速没有超限，因此即使在极端风况下仍然能够持续发电，因此可以提高风电机组的发电量和发电效果。
4.如图6～11所示，采用了本控制方法后，风电机组的固定轮毂坐标系My、固定轮毂坐标系Myz、旋转轮毂坐标系Myz、塔基坐标系Mxy、塔顶坐标系Mxy、偏航坐标系Mxy的极限弯矩均明显下降，因此，采用本控制方法能够降低风电机组的极限载荷。
本方法根据当前发电机角速度的调节偏差量，在增量式PID算法的比例项中增加一个附加比例项，使增量式PID算法的比例项增大，能有效抑制发电机的超调量，防止发电机转速超速，并且本方法按发电机角速度的加速度大小，采用不同大小的附加比例项增益，同时，还对何时启用附加比例项进行了限制，由此可以避免过早的在增量式PID控制中加入附加比例项，在抑制发电机超调量的同时，尽可能的减小变桨大幅度动作，减小风电机组的疲劳载荷。因此，本方法能有效抑制风电机组在阵风工况下的发电机转速的超调量，防止发电机转速超速，避免极端超速停机给发电机、齿轮箱、传动链、塔架等部件带来极限冲击，减少由于发电机超速停机带来的发电量损失，从而提高风电场整场的发电量和发电效果，以及避免出现极端超速停机下轮毂和偏航不平衡而导致的极限载荷情况，保证风电机组在使用过程中的安全性。

Claims (8)

1.一种风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制方法，其特征在于步骤如下：
S1设置参数：根据风电机组的规格和风电机组所处风场的环境，设置启用附加比例增益的阈值ωThreshold，关闭附加比例增益回滞值ωhystersis，基础比例系统Kp，基础积分系数Ki，基础微分系数Kd，发电机角速度的一段加速度a1，二段加速度a2，三段加速度a3，一段比例项增益gain1，二段比例项增益gain2，三段比例项增益gain3；
S2测量发电机转速：通过桨距控制器检测发电机角速度ω，并对角速度ω进行滤波处理，得到发电机的滤波角速度ωfilter；
S3计算发电机角速度的调节偏差：以发电机的滤波角速度与发电机参考角速度的差值作为发电机角速度的调节偏差量，
eω＝ωfilter-ωreference
式中，eω为发电机角速度的调节偏差量；
ωreference为发电机参考角速度；
进而再计算发电机角速度调节量：以相邻两个周期的发电机角速度的调节偏差量的差值，作为发电机角速度调节量，
Δeω(t)＝eω(t)-eω(t-Ts)
式中，Δeω为发电机角速度调节量；
eω(t)为t时刻发电机角速度的调节偏差量；
eω(t-Ts)为t-Ts时刻发电机角速度的调节偏差量；
t为时间，单位s，t∈(0，∞)；
Ts为控制系统采样周期；
S4计算发电机角速度的加速度：对发电机的滤波角速度求导得到发电机角速度的加速度，
Figure FDA0003329726160000011
式中，aω为发电机角速度的加速度；
ωfilter(t)为t时刻发电机的滤波角速度；
ωfilter(t-Ts)为t-Ts时刻发电机的滤波角速度；
S5判定当前发电机角速度偏差量eω及滤波角速度ωfilter是否满足启用附加比例项控制，并采用回滞值判定是否退出该控制；
开启条件:发电机转速调节偏差量eω≥ωThreshold且滤波角速度ωfilter＞ωreference；
关闭条件:发电机转速调节偏差量eω＜ωThreshold-ωhystersis或者滤波角速度ωfilter≤ωreference；
S6计算附加比例项增益：按发电机角速度的一段加速度a1、二段a2、三段a3，一段比例项增益gain1、二段比例项增益gain2、三段比例项增益gain3线性插值对不同发电机角速度的加速度进行分段处理，得到附加比例项增益KGain；
S7计算附加比例项调节值：以步骤S5作为判定条件，计算附加比例项调节值；
Figure FDA0003329726160000021
式中，PAdditional为附加比例项调节值；
S8增量式PID控制：以Kp作为增量式PID的比例系数，以Ki作为增量式PID的积分系数，以Kd作为增量式PID的微分系数，并将增量式PID算法的比例项中增加附加比例项调节值PAdditional，由增量式PID算法得到总调节量Δu(t)；
S9幅值限制：根据变桨系统硬件实际情况，对调节量Δu(t)进行幅度限制；
S10系统总输出：将上一采样周期的系统输出与步骤S9限幅得到调节量Δu(t)相加，作为系统总输出，
u(t)＝u(t-Ts)+Δu(t)
式中，u(t)为系统总输出；
u(t-Ts)为t-Ts时刻的系统总输出。
2.根据权利要求1所述的风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID 控制方法，其特征在于：步骤S2通过两个陷波器及一个二阶低通滤波器对发电机角速度ω进行滤波。
3.根据权利要求2所述的风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制方法，其特征在于：所述陷波器的频率按下列公式确定，
Figure FDA0003329726160000031
式中，f1为风轮旋转频率；
f2为风轮旋转频率倍频。
4.根据权利要求1所述的风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制方法，其特征在于：步骤S6按下列方式对发电机角速度的加速度进行分段处理，
Figure FDA0003329726160000032
式中，0＜a1＜a2＜a3，0＜gain1＜gain2＜gain3。
5.根据权利要求1所述的风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制方法，其特征在于：步骤S8按下列公式实现增量式PID控制，
Figure FDA0003329726160000033
式中，Δu(t)为增量式PID算法的总调节量；
α为不完全微分系数，α∈[0,1]；
eω(t-2Ts)为t-2Ts时刻发电机角速度的调节偏差量；
uD(t-Ts)为t-Ts时刻系统的微分量；
GNLPG为非线性桨距角增益。
6.根据权利要求5所述的风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID 控制方法，其特征在于：所述非线性桨距角增益GNLPG由风力发电机组的制造厂家提供，为风力发电机组的风能利用系数Cp与叶尖速比λ之间的关系曲线，其曲线拟合简化公式如下：
Figure FDA0003329726160000041
式中，β为叶片的实时桨距角，单位°，β∈[0,90]；
γ为非线性增益系数。
7.根据权利要求1所述的风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制方法，其特征在于：步骤S9所述幅值限制按变桨系统的最大运行速度范围对增量式PID算法的调节量Δu(t)限幅。
8.根据权利要求1所述的风力发电机组桨距控制器的附加比例项增量式PID控制方法，其特征在于：所述关闭附加比例增益的回滞值ωhystersis为0.5～1rad/s。
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