CN114303012A - 低于额定风速时控制风力涡轮机的功率输出 - Google Patents
低于额定风速时控制风力涡轮机的功率输出 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114303012A CN114303012A CN202080060241.9A CN202080060241A CN114303012A CN 114303012 A CN114303012 A CN 114303012A CN 202080060241 A CN202080060241 A CN 202080060241A CN 114303012 A CN114303012 A CN 114303012A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- blade
- torque
- pitch
- blade pitch
- determining
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 43
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims description 5
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims 1
- 239000011295 pitch Substances 0.000 description 208
- 230000006870 function Effects 0.000 description 14
- 238000011217 control strategy Methods 0.000 description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 238000010801 machine learning Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
- F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
- F03D7/0224—Adjusting blade pitch
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
- F03D7/028—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/10—Purpose of the control system
- F05B2270/103—Purpose of the control system to affect the output of the engine
- F05B2270/1033—Power (if explicitly mentioned)
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/32—Wind speeds
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/327—Rotor or generator speeds
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
- F05B2270/331—Mechanical loads
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/70—Wind energy
- Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Wind Motors (AREA)
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
Abstract
提供了在低于额定风速时控制风力涡轮机(10)的功率输出的方法(70),所述方法(70)包括:取决于风速和/或转子速率,确定(710)风力涡轮机(10)的一个或多个转子叶片(18)的叶片扭矩指示;基于叶片扭矩指示,确定(720)扭矩校正叶片桨距;并且使用(730)扭矩校正叶片桨距来控制所述一个或多个转子叶片(18)的桨距。
Description
技术领域
本发明总体上涉及在低于额定风速条件下控制风力涡轮机的功率输出。
背景技术
本领域已知的风力涡轮机包括支撑机舱的塔架和具有多个转子叶片的转子。转子叶片一般是桨距可调节的;每个叶片都是使用桨距致动器绕其纵轴可旋转的。调整每个叶片的桨距以改变叶片的攻角—典型地,叶片沿迎风方向倾斜。改变叶片的攻角会改变叶片所承受的空气动力负载,从而改变风力涡轮机产生的功率。
已知提供在负载下以期望的方式变形—例如,叶片扭矩和/或弯曲—的风力涡轮机叶片,这可提高风力涡轮机的性能并增加叶片的寿命。特别是,已知提供展示被称为“弯扭耦合”变形的叶片以减少叶片上的负载事件,即当叶片弯曲时,它也经历扭矩,反之亦然。这种变形可改变弯扭耦合叶片的攻角。
已知的是,在风力涡轮机的额定风速之上,往往控制涡轮机以将发电机的输出保持在等于发电机能够达到的极限的恒定水平。作为对照,在额定风速以下,风速不足以产生发电机能够达到的最大功率输出。因此,当风速低于额定风速时,往往操作风力涡轮机以最大化基于实际风速可用的发电机的功率输出。一般,这是通过将叶片桨距保持在恒定角度,并改变发电机扭矩和转子速率以将功率系数保持在最大值来实现的。
然而,由于弯扭耦合叶片响应于负载而弯曲和/或扭曲,低于额定风速的风速时保持在恒定桨距处的弯扭耦合叶片的功率输出相对于低于额定风速的相同风速时保持在恒定桨距的非弯扭耦合的标准叶片的功率输出更低。此外,弯扭耦合叶片在其使用寿命期间变得更具扭矩柔顺性,因此功率输出随时间变化。
在这些低于额定风速的风速时,可改变弯扭耦合叶片的桨距,以提高功率输出。例如,EP 2848805教导了可基于使用集成到叶片中的叶片扭矩传感器检测到的叶片的扭矩变形以调节弯扭耦合叶片的叶片桨距角。由扭矩传感器测量的扭矩变形对应于特定的桨距角,从而得到提高的功率输出。
然而,叶片扭矩传感器可能不可靠,并且不是风力涡轮机叶片的标准设备。将它们并入风力涡轮机叶片中也很昂贵,或者在某些风力涡轮机中是不可能的。某些扭矩传感器在特定的天气条件下也无法操作或不准确。
正是在这种背景下开发了本发明。
发明内容
根据本发明的一方面,提供了在低于额定风速时控制风力涡轮机的功率输出的方法。所述方法可包括:根据风速和/或转子速率,确定风力涡轮机的一个或多个转子叶片的叶片扭矩指示。所述方法可包括:基于叶片扭矩指示,确定扭矩校正叶片桨距。所述方法可包括:使用扭矩校正叶片桨距以控制所述一个或多个转子叶片的桨距。特别地,所述方法可包括发送控制信号以命令对所述一个或多个转子叶片进行桨距控制,从而控制风力涡轮机的功率输出。
所述方法可包括基于转子速率和风速计算叶尖速率比。可基于叶尖速率比和叶片扭矩指示,确定扭矩校正叶片桨距。
确定扭矩校正叶片桨距可包括:基于叶尖速率比确定第一叶片桨距,基于叶片扭矩指示确定第二叶片桨距,以及比较第一叶片桨距和第二叶片桨距以确定扭矩校正叶片桨距。
第一叶片桨距和第二叶片桨距中的一个或两个可使用查找表以被确定。
第二叶片桨距可以是叶片桨距偏移。确定扭矩校正叶片桨距可包括通过叶片桨距偏移来调整第一叶片桨距。
确定第二叶片桨距可包括:基于取决于风速确定的叶片扭矩指示来确定风速叶片桨距偏移,基于取决于转子速率确定的叶片扭矩指示来确定转子速率叶片桨距偏移,以及计算第二叶片桨距为风速和转子速率叶片桨距偏移的总和。
确定第一叶片桨距可包括:基于叶尖速率比确定叶尖速率比叶片桨距,基于风速确定风速叶片桨距和/或基于转子速率确定转子速率叶片桨距,以及计算第一叶片桨距为叶尖速率比叶片桨距和确定的风速叶片桨距和/或转子速率叶片桨距中的最小值。
扭矩校正叶片桨距可被确定为第一叶片桨距和第二叶片桨距中的最小值。
风力涡轮机的一个或多个转子叶片的叶片扭矩指示是基于叶片扭矩与风速和转子速率中的至少一个之间的预定关系的。预定关系可以是函数关系。
叶片扭矩指示可基于所述一个或多个转子叶片的模型来计算。在这种情况下,所述模型包括表示操作条件下的叶片扭矩的预定关系。
这种方法提供了叶片扭矩指示的可靠来源,并且适用于在叶片上没有用于测量扭矩的专用传感器的风力涡轮机。
在实施方式中,除了风速和/或转子速率之外的其他参数可用作输入参数。根据这样的实施方式,叶片扭矩指示可取决于叶片根部挥舞弯矩来确定。此外,可取决于风力涡轮机的当前操作点来确定叶片扭矩指示。附加的和/或另外的参数可用作预定关系的输入参数,用于确定一个或多个转子叶片的叶片扭矩指示。
确定扭矩校正叶片桨距包括基于叶片扭矩指示,计算沿所述一个或多个转子叶片的长度的平均扭矩,以及基于沿所述一个或多个转子叶片的长度的平均扭矩,确定扭矩校正叶片桨距。
控制所述一个或多个转子叶片可包括将所述一个或多个转子叶片变桨至扭矩校正桨距角。
根据本发明的另一方面,提供了在其上存储指令的非暂时性计算机可读存储介质,当由处理器执行时,所述指令使处理器执行上述方法。
根据本发明的另一方面,提供了用于在低于额定风速时控制风力涡轮机的功率输出的控制器。所述控制器可配置为取决于风速和转子速率,确定风力涡轮机的一个或多个转子叶片的叶片扭矩指示。控制器可配置为基于叶片扭矩指示,确定扭矩校正叶片桨距。控制器可配置为发送控制信号以命令使用扭矩校正叶片桨距对所述一个或多个转子叶片进行桨距控制,从而控制风力涡轮机的功率输出。
根据本发明的另一方面,提供了包括如上所述的控制器的风力涡轮机。
附图说明
现在将参考附图仅通过示例的方式描述本发明的一个或多个实施方式,其中:
图1示出了根据本发明的示例的风力涡轮机;
图2示出了图1的风力涡轮机的控制器,以及由控制器控制的风力涡轮机的桨距致动器系统;
图3(a)至图3(c)是图1的风力涡轮机的叶片的功率最佳桨距轨迹图;具体地,图3(a)示出了功率最佳桨距轨迹与叶尖速率比的比对,图3(b)示出了功率最佳桨距轨迹与风速的比对,图3(c)示出了功率最佳桨距轨迹与转子速率的比对;
图4图示了根据本发明的示例用于确定叶片桨距的、用于图2的控制器的控制策略;
图5图示了根据本发明的另一示例用于确定叶片桨距的、用于图2的控制器的控制策略;
图6图示了根据本发明的另一示例用于确定叶片桨距的、用于图2的控制器的控制策略;以及
图7概述了根据本发明的示例的、由图2的控制器执行的方法的步骤。
具体实施方式
图1示出了风力涡轮机10,其中,可以并入本发明的示例。风力涡轮机10包括支撑机舱14的塔架12,转子16安装到所述机舱。转子16包括从轮毂20径向延伸的多个风力涡轮机叶片18。具体地,叶片18的每一个是弯扭耦合叶片—即,扭转出风以减轻叶片上的负载的叶片。在此示例中,转子16包括三个叶片18,但其他构造也是可能的。
风力涡轮机10包括转子风速检测器201—如技术人员将理解的,风速测量可以以多种方式执行,一种是通过LIDAR,如技术人员将从风力涡轮机设计和控制的文献理解的那样。风力涡轮机10还包括转速传感器202—例如,这可以是涡轮机10的发电机轴上的旋转编码器的形式;然而,转子速率可以以任何合适的方式确定。
示出了在每个叶片18内的叶片负载传感器181—在其他示例中,可以有多个叶片负载传感器,允许叶片负载由不止单个变量来表示。传感元件可以是光纤应变仪、电阻应变仪或任何其他合适的检测器。
图2示出了根据本发明的示例的风力涡轮机控制系统22,其可以在图1的风力涡轮机10中实施。这里,控制系统22包括由控制器26控制的桨距致动器系统24。桨距致动器系统24是或包括用于控制风力涡轮机转子叶片18中的一个或多个的桨距的系统,所述系统又可包括布置为以已知方式调节叶片桨距的液压致动器28。致动器28的实际位置可由致动器位置控制单元30控制,所述致动器位置控制单元向液压致动器28提供定位命令信号。
控制器26的一个或多个功能单元可通过使用常规或客户处理器和存储器在任何合适的计算基板上运行的合适的软件来提供。控制器26的不同功能单元可使用共同的计算基板(例如,它们可在同一服务器上运行)或单独的基板,或者一个或每个可本身分布在多个计算装置之间。
应当理解,控制器26和桨距致动器系统24可为风力涡轮机10的叶片18的每一个复制,从而可独立控制每个叶片18的位置—在一些示例中,可以这样做以提供每个叶片18的独立桨距控制或调整。
如上所述,风力涡轮机,诸如图1中所示的风力涡轮机10,具有额定风速,高于额定风速可实现发电机的最大功率输出。在额定风速之上,通过调整叶片18的桨距,以及保持恒定功率输出的其他措施,功率输出保持在为额定风速规定的最大值。在额定风速之下,还可针对弯扭耦合叶片调整桨距角,以解决叶片扭矩问题。如上所述,叶片扭矩可使用直接叶片扭矩传感器诸如应变计来直接测量。
在本发明的一个示例性方法中,测量或估计的风速和/或转子速率可用作间接测量,即代理,以提供叶片扭矩指示。使用风速和/或转子速率,和/或叶片扭矩的任何其他间接测量,可因此确定叶片扭矩指示,以便当风力涡轮机10低于额定风速操作时,相应地调整叶片桨距。这种方法提供了更可靠的叶片扭矩指示源,并且适用于在叶片上没有用于测量扭矩的专用传感器的风力涡轮机。
图3(a)至图3(c)示出了图1的风力涡轮机10的弯扭耦合叶片18的功率最佳桨距轨迹图。图3(a)示出了功率最佳桨距轨迹与叶尖速率比(TSR)的比对。如本领域中已知的是,TSR是叶片18的叶尖速率-其可由转子速率和转子直径相对于在风力涡轮机10上的风速事件之比确定。可见于图3(a):给定的一个或多个TSR值可对应于多个不同的最佳桨距角。特别是,桨距角接近0度在所谓的“最佳桨距区域”中,这可能出现。在图3中,最佳桨距区域由参考标记32标注。因此可以看出,TSR的指示可能不足以确定单个最佳桨距角。即,最佳功率区域中的TSR值可对应于桨距角族,每个桨距角对应于不同的负载和叶片扭矩。这可能是因为TSR是两个变量(即风速和转子速率)的比率,因此特定的TSR可对应于多于一个的最佳桨距角,这取决于风速和转子速率的可能组合。这可在图3(a)中看到,对于最佳TSR值,由参考符号D表示,并且在桨距角的范围内提供了垂直线。
附加地,图3(b)显示了功率最佳桨距轨迹与风速的比对,以及图3(c)显示了功率最佳桨距轨迹与转子速率的比对。从图3(b)和图3(c)中可以看出,风速和转子速率的各个值对应于特定的桨距角。
相应地,在本发明的一个示例性方法中,在低于额定风速的风速时,基于叶片扭矩的间接测量,调节叶片18中的一个或多个的叶片桨距以导致叶片的扭矩。特别地,取决于风速和/或转子速率,确定所述一个或多个叶片18的叶片扭矩指示。基于叶片扭矩指示,确定叶片18的调整后的桨距,即扭矩校正叶片桨距。扭矩校正叶片桨距用于控制所述一个或多个叶片18的桨距。这将在下面更详细地描述。
本方法描述了利用叶片扭矩与风速和/或转子速率之间的识别关系来导致叶片的自卸载和由此产生的次优功率输出。在特定示例中,如上所述,所述方法描述了基于风速和/或转子速率确定叶片扭矩指示,基于该指示确定调整的桨距角,然后使用调整的桨距角来控制风力涡轮机10。
在其他示例中,方法描述了基于风速和/或转子速率确定叶片扭矩指示,以及基于TSR值和叶片扭矩指示,确定校正的叶片桨距。校正桨距的确定基于TSR和叶片扭矩指示两者,以获得最佳TSR处的桨距角族。特别地,这种方法可包括基于TSR确定第一桨距角,以及基于叶片扭矩指示确定第二桨距角。第二桨距角可以是偏移桨距角,即可应用于第一桨距角的校正,或者可以是代替第一桨距角使用的绝对桨距角。
在一些示例中,第二桨距角本身可被认为是叶片扭矩指示。
在另外的示例中,方法描述了基于叶片模型来确定叶片扭矩指示,所述模型是基于诸如风速、转子速率、叶片根部挥舞弯矩(blade root flapwise moment)和有功功率输出的参数来制定的。
图4图示了用于控制器26的示例性控制策略40。用于控制器26的控制策略50、60的具体示例稍后将关于图5和图6进行讨论。
在图4的控制策略40中,转子速率的测量值或估计值—标记为“rpm”—和风速—标记为“v”—被提供作为块410的输入。使用这些输入,基于输入转子速率和风速,计算TSR并在框410处输出。TSR作为输入提供给框420,其中基于输入TSR,确定第一桨距角θ1。TSR对应的第一桨距角是根据预定的查找表或通过其他方式确定的,诸如预测模型。
至少一个输入—标记为‘a’—被提供给块430。基于对块的输入,第二桨距角θ2在块430处被确定。可基于以下方式来确定第二桨距角:用于输入的查找表或其他方式,例如,使用代表叶片扭矩的模型或特定函数,使得块430可由公式表示:θ2=fT(a),其中T是叶片扭矩。
第一桨距角和第二桨距角θ1和θ2被提供作为块440的输入,其中最终桨距角θfinal的确定是使用预定函数并基于所述两个输入桨距角θ1和θ2来执行的。最终桨距角被提供作为从控制器26的输出到桨距致动器系统24。桨距致动器系统24使用最终桨距角来控制风力涡轮机10的一个或多个叶片18的桨距。
在具体示例中,提供给框430以确定第二桨距角θ2的输入a是风速v。在其他示例中,提供给框430以确定第二桨距角θ2的输入a是转子速率rpm。还可提供叶片扭矩的其他间接测量作为到框430的输入,诸如叶片根部挥舞弯矩。
在块440处,对第一桨距角和第二桨距角θ1和θ2执行函数以确定最终桨距角θfinal。所述函数可包括加法或减法以将第二桨距角应用为对第一桨距角的偏移。例如,第一桨距角被确定为绝对桨距角,从而指定叶片18可被致动到的桨距角。第二桨距角被确定为要应用到绝对桨距角的偏移,以便根据第二桨距角调整或校正第一桨距角。简要地返回到图3(a),如果TSR被确定为最佳TSR,则然后块420可将第一桨距角确定为例如0。在块430处,基于风速确定偏移,并且偏移可以被识别为例如-0.5。因此,在块440是加法函数的情况下,输出到桨距致动器系统24的最终桨距角将为-0.5度。
所述函数可替代地是最小函数。在这种情况下,第一桨距角和第二桨距角都被提供为绝对桨距角。块440处的函数确定第一桨距角和第二桨距角中的哪一个是最小桨距角,并且该桨距角被提供作为输出最终桨距角。最终桨距角被提供到桨距致动器系统24,并且桨距致动器系统24使用控制系统30,操作液压致动器28,以根据需要调节叶片18中的一个或多个的桨距。
图5示出了实施上述方法的具体示例。在图5中,风速v和转子速率rpm被提供作为块510的输入以计算TSR。TSR被提供到块511,其中执行初步TSR桨距角θ1.1的确定。TSR桨距角是基于查找表确定的。
风速被提供作为块512的输入,以识别风速桨距角θ1.2。参考查找表确定风速桨距角。
绝对TSR和风速桨距角θ1.1和θ1.2都被提供作为块513的输入。第一桨距角θ1被确定为所述两个输入桨距角θ1.1和θ1.2中的最小值,使用最小函数使得TSR桨距角和风速桨距角中的最小值用作第一桨距角。
第二桨距角θ2是偏移桨距角,其是基于两个初步偏移桨距角确定的。风速桨距角偏移θ2.1是在框521处基于使用风速v作为输入的查找表来确定的。转子速率桨距角偏移θ2.2是在框522处基于使用转子速率rpm作为输入的查找表来确定的。转子速率桨距角偏移和风速桨距角偏移θ2.1和θ2.2作为输入提供到框523,其中将转子速率和风速桨距角偏移加在一起以提供第二桨距角θ2作为输出。
输出的第一桨距角和第二桨距角θ1和θ2被提供到块540,其中,与图4中的块440一样,偏移第二桨距角θ2被应用于绝对第一桨距角θ1,以输出最终桨距角θfinal。最终桨距角被提供给桨距致动器系统24以改变叶片18中的一个或多个的桨距。桨距致动器系统24相应地使用控制系统30操作液压致动器28。
图6图示了本发明的另一具体实施方式。在图6中,第一桨距角θ1是在块620处基于在块610处计算的TSR值并参考查找表来确定的。
在此示例中,第二桨距角θ2是在框630处确定的。框630表示观测器,所述观测器基于指示风力涡轮机的当前操作点的操作参数,接收至少一个输入,并利用所述至少一个参数,基于所述参数值,确定第二桨距角。观测器通过将所述一个或多个参数值输入到风力涡轮机的模型或单个风力涡轮机叶片的模型中,并接收叶片扭矩的估计或指示,一般是平均或均分叶片经历的叶片扭矩,来确定第二桨距角。观测器确定与估计的叶片扭矩相对应的桨距角,并且此值作为第二桨距角从块630输出。输出第二桨距角可以是偏移值或绝对值。在此示例中,观测器接收风速v、转子速率rpm、叶片根部挥舞弯矩M和有功功率P的输入。在其他示例中,观测器可接收更多或更少的输入,并且可接收各种不同的输入参数的值。
第一桨距角和第二桨距角被提供给块640。如图4和块440中那样,在块640处使用第一桨距角和第二桨距角两者执行函数。如果第二桨距角是偏移桨距角,则将第一桨距角调整为第二桨距角指定的量,以产生最终桨距角。如果第二桨距角是绝对桨距角,则执行比较,并且例如选择最小值作为最终桨距角。
图7总结了由控制器26执行的方法70的步骤,以确定风力涡轮机10的叶片18中的每一个的扭矩校正桨距基准。图7的方法70是在图4到图6的控制策略中的每一个中执行的步骤。
在步骤710,基于风速和转子速率,确定叶片扭矩指示。叶片扭矩指示不是测量的叶片扭矩,而是它的代表。例如,所述指示可包括从模型获得的估计叶片扭矩值,或基于查找表的指示。所述指示可包括作为叶片扭矩的间接测量的若干值。在上述示例中,从风速检测器201接收风速并且从转子速率检测器202接收转子速率。在其他示例中,可使用其他检测器或计算器来确定风速和/或转子速率。在所描述的示例中,所述方法可包括基于转子速率和风速计算叶尖速率比。
在步骤720,使用在步骤710中确定的叶片扭矩指示,确定扭矩校正叶片桨距。如上所述,最终桨距角,这里被称为扭矩校正叶片桨距,一般是至少第一叶片桨距角和第二叶片桨距角的函数。在上述示例中,扭矩校正叶片桨距是两个绝对叶片桨距中的最小值或由第二叶片桨距校正的第一叶片桨距。可使用任何适当的函数来确定扭矩校正叶片桨距。
确定扭矩校正叶片桨距以获得叶片在特定负载下自卸载,所述特定负载导致功率输出潜能的降低。随着叶片相对于风向的功角改变,扭矩校正叶片桨距导致叶片响应于负载而承受的扭矩,从而提高使用叶片可实现的最大功率输出。
在步骤730,扭矩校正叶片桨距用于控制转子叶片的桨距。在上述示例中,使用扭矩校正叶片桨距包括将扭矩校正叶片桨距输出到桨距致动器系统26,并且在控制系统30的控制下,使用液压致动器28调节叶片18中的一个或多个的桨距。在以上示例中,叶片18的桨距被调整为扭矩校正叶片桨距。
步骤710、步骤720和步骤730可根据需要常常重复以对改变的风速和/或转子速率负责。
本发明的示例的优点在于,在不需要专用扭矩传感器或检测器的情况下,校正叶片桨距以考虑叶片扭矩。通过使用叶片扭矩指示,即间接测量而不是直接测量,可通过叶片桨距调整准确且可靠地控制功率输出。
此外,所述一个或多个叶片的叶片扭矩指示基于风速和转子速率中的至少一个或两个。这两个参数在常规风力涡轮机的常态操作期间都已经被测量或计算,并且用于测量或计算这些参数的传感器在其测量中是准确的。同样重要的是要注意风速和转子速率传感器在所有风力涡轮机中都很常见,包括旧的模型,而扭矩传感器是相对较新的发展。因此,上述方法也适用于现有的风力涡轮机,而无需对风力涡轮机进行任何修改。
重要的是,用于测量风速和转子速率的传感器也很可靠,并且一般比叶片上的扭矩传感器更可靠。由于这些传感器往往与风力涡轮机叶片分开,因此叶片不受它们在所述方法中的使用的影响。
这种方法在弯扭耦合叶片中特别有用,其作用是通过变形来卸载作用在其上的空气动力负载,因为弯扭耦合叶片的最佳或理想桨距角可取决于除了叶片扭矩之外的风力涡轮机的特定操作条件的值。至少考虑风速和转子速率,并使用它们来确定叶片桨距,可提高带有弯扭耦合叶片的风力涡轮机的功率输出。
应当理解,在不脱离本申请的范围的情况下,可以对本发明进行各种改变和修改。
在一些示例中,可使用适当的函数来确定扭矩校正或最终叶片桨距。例如,在上述控制策略中找到最小值或执行减法或加法的情况下,可识别中值或均分桨距角,或者执行更复杂的计算以识别合适的桨距角。
在一些示例中,方法可包括验证步骤,由此从叶片扭矩检测器接收到的测量叶片扭矩被用于确定校正桨距角,所述校正桨距角可与使用风速和转子速率获得的扭矩校正桨距角进行比较。叶片扭矩检测器可周期性地安装到叶片上,或者可与其集成,诸如图1中的应变仪181。在所确定的桨距角存在差异的情况下,控制器26迭代地改进模型和/或查找表,其用来做出决定以提高系统准确性。这种系统可采用机器学习来识别叶片扭矩随时间的变化,以便将来可以进行进一步调整。
在一些示例中,集中式风电场控制器而不是单独的风力涡轮机控制器执行上述方法和控制策略。
在一些示例中,包括一个或多个开关以允许用于确定扭矩校正桨距角的桨距角的不同组合。所述开关可响应操作条件或集中式控制命令。
Claims (15)
1.低于额定风速时控制风力涡轮机(10)的功率输出的方法(70),所述方法(70)包括:
基于叶片扭矩与风速和转子速率中的至少一个之间的预定关系,确定(710)风力涡轮机(10)的一个或多个转子叶片(18)的叶片扭矩指示;
基于叶片扭矩指示,确定(720)扭矩校正叶片桨距;以及
使用(730)扭矩校正叶片桨距,以控制所述一个或多个转子叶片(18)的桨距。
2.根据权利要求1所述的方法(70),还包括:基于转子速率和风速,计算叶尖速率比,并且其中,基于叶尖速率比和叶片扭矩指示,确定扭矩校正叶片桨距。
3.根据权利要求2所述的方法(70),其中,确定(720)扭矩校正叶片桨距包括:基于叶尖速率比,确定第一叶片桨距;基于叶片扭矩指示,确定第二叶片桨距;以及比较第一叶片桨距和第二叶片桨距以确定扭矩校正叶片桨距。
4.根据权利要求3所述的方法(70),其中,使用查找表,确定第一叶片桨距和第二叶片桨距中的一个或两个。
5.根据权利要求3或权利要求4所述的方法(70),其中,第二叶片桨距是叶片桨距偏移,并且其中,确定(720)扭矩校正叶片桨距包括由叶片桨距偏移来调整第一叶片桨距。
6.根据权利要求5所述的方法(70),其中,确定第二叶片桨距包括:
基于取决于风速确定的叶片扭矩指示,确定风速叶片桨距偏移;
基于取决于转子速率确定的叶片扭矩指示,确定转子速率叶片桨距偏移;以及
将第二叶片桨距计算为风速叶片桨距偏移和转子速率叶片桨距偏移的总和。
7.根据权利要求5或权利要求6所述的方法(70),其中,确定第一叶片桨距包括:
基于叶尖速率比,确定叶尖速率比叶片桨距;
基于风速,确定风速叶片桨距;和/或基于转子速率,确定转子速率叶片桨距;以及
将第一叶片桨距计算为叶尖速率比叶片桨距与确定的风速叶片桨距和/或转子速率叶片桨距中的最小值。
8.根据权利要求3或权利要求4所述的方法(70),其中,确定扭矩校正叶片桨距为第一叶片桨距和第二叶片桨距中的最小值。
9.根据前述权利要求中任一项所述的方法(70),其中,取决于叶片根部挥舞弯矩,确定叶片扭矩指示。
10.根据前述权利要求中任一项所述的方法(70),其中,取决于风力涡轮机(10)的当前操作点,确定叶片扭矩指示。
11.根据前述权利要求中任一项所述的方法(70),其中,确定(720)扭矩校正叶片桨距包括:
基于叶片扭矩指示,计算沿所述一个或多个转子叶片(18)的长度的平均扭矩;以及,
基于沿所述一个或多个转子叶片(18)的长度的平均扭矩,确定扭矩校正叶片桨距。
12.根据前述权利要求中任一项所述的方法(70),其中,基于所述一个或多个转子叶片(18)的模型,计算叶片扭矩指示。
13.根据前述权利要求中任一项所述的方法(70),其中,控制所述一个或多个转子叶片(18)包括:将所述一个或多个转子叶片(18)变桨至扭矩校正桨距角。
14.用于在低于额定风速时控制风力涡轮机(10)的功率输出的控制器(26),所述控制器(26)配置为:
取决于风速和转子速率,确定(710)风力涡轮机(10)的一个或多个转子叶片(18)的叶片扭矩指示;
基于叶片扭矩指示,确定(720)扭矩校正叶片桨距;以及
发送(730)控制信号以命令使用扭矩校正叶片桨距对所述一个或多个转子叶片(18)进行桨距控制。
15.风力涡轮机(10),包括:根据权利要求14所述的控制器(26)。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DKPA201970412 | 2019-06-27 | ||
DKPA201970412 | 2019-06-27 | ||
PCT/DK2020/050181 WO2020259774A1 (en) | 2019-06-27 | 2020-06-22 | Controlling power output of a wind turbine at below-rated wind speed |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN114303012A true CN114303012A (zh) | 2022-04-08 |
Family
ID=71620125
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202080060241.9A Pending CN114303012A (zh) | 2019-06-27 | 2020-06-22 | 低于额定风速时控制风力涡轮机的功率输出 |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US12006914B2 (zh) |
EP (1) | EP3990777B1 (zh) |
CN (1) | CN114303012A (zh) |
ES (1) | ES2949536T3 (zh) |
WO (1) | WO2020259774A1 (zh) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US12006914B2 (en) | 2019-06-27 | 2024-06-11 | Vestas Wind Systems A/S | Controlling power output of a wind turbine at below-rated wind speed |
CN114718811B (zh) * | 2022-06-09 | 2022-09-16 | 东方电气风电股份有限公司 | 一种基于gps监测风机叶片状态的自适应控制方法 |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4160170A (en) * | 1978-06-15 | 1979-07-03 | United Technologies Corporation | Wind turbine generator pitch control system |
US20090220340A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | General Electric Company | Variable tip speed ratio tracking control for wind turbines |
US20110089694A1 (en) * | 2008-10-16 | 2011-04-21 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Wind turbine generator system and control method of the same |
CN102648345A (zh) * | 2009-10-08 | 2012-08-22 | 维斯塔斯风力系统有限公司 | 风力涡轮机的控制方法 |
EP2757251A1 (en) * | 2013-01-17 | 2014-07-23 | Alstom Wind, S.L.U. | Wind turbine and method of operating therefor |
US8803352B1 (en) * | 2013-05-14 | 2014-08-12 | General Electric Compay | Wind turbines and methods for controlling wind turbine loading |
US20180187647A1 (en) * | 2017-01-04 | 2018-07-05 | General Electric Company | Methods for Controlling Wind Turbine with Thrust Control Twist Compensation |
Family Cites Families (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2007123552A1 (en) | 2006-04-26 | 2007-11-01 | Midwest Research Institute | Adaptive pitch control for variable speed wind turbines |
DE102007007047A1 (de) | 2007-02-08 | 2008-08-14 | Hottinger Baldwin Messtechnik Gmbh | Vorrichtung zur Erfassung von Schwingungen oder Durchbiegungen von Rotorblättern einer Windkraftanlage |
ES2358711B1 (es) | 2008-09-18 | 2012-03-23 | Gamesa Innovation & Technology, S.L. | Mã‰todo para parar un aerogenerador en dos etapas. |
US8096761B2 (en) | 2008-10-16 | 2012-01-17 | General Electric Company | Blade pitch management method and system |
GB2465790A (en) | 2008-11-28 | 2010-06-02 | Vestas Wind Sys As | System to measure load on a wind turbine blade |
EP2354538A1 (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-10 | Lm Glasfiber A/S | A method of in situ calibrating load sensors of a wind turbine blade |
US9261076B2 (en) | 2010-06-02 | 2016-02-16 | Vestas Wind Systems A/S | Method for operating a wind turbine at improved power output |
GB2482009B (en) | 2010-07-14 | 2014-07-23 | Vestas Wind Sys As | Ice detection and system for wind turbine blades |
US8890349B1 (en) | 2012-01-19 | 2014-11-18 | Northern Power Systems, Inc. | Load reduction system and method for a wind power unit |
US8933571B2 (en) * | 2012-10-17 | 2015-01-13 | Zinovy D Grinblat | Method and system for fully utilizing wind energy in a wind energy generating system |
EP2848805B1 (en) | 2013-09-17 | 2019-01-02 | Alstom Renovables España, S.L. | Method of operating a wind turbine |
US9534583B2 (en) | 2014-06-17 | 2017-01-03 | General Electric Company | Methods and systems to operate a wind turbine |
US9745958B2 (en) | 2014-06-30 | 2017-08-29 | General Electric Company | Method and system for managing loads on a wind turbine |
US10036692B2 (en) * | 2014-11-13 | 2018-07-31 | General Electric Company | System and method for estimating rotor blade loads of a wind turbine |
US11441542B2 (en) | 2014-11-21 | 2022-09-13 | Vestas Wind Systems A/S | Operating a wind turbine using estimated wind speed while accounting for blade torsion |
US9863402B2 (en) * | 2015-02-13 | 2018-01-09 | General Electric Company | System and method for operating a wind turbine based on rotor blade margin |
DE102015119986A1 (de) | 2015-11-18 | 2017-05-18 | Wobben Properties Gmbh | Steuerung einer Windenergieanlage mit verstellbaren Rotorblättern |
US10451036B2 (en) * | 2017-05-05 | 2019-10-22 | General Electric Company | Adjustment factor for aerodynamic performance map |
US11434869B2 (en) * | 2017-06-30 | 2022-09-06 | Agile Wind Power Ag | Vertical wind turbine with controlled tip-speed ratio behavior, kit for same, and method for operating same |
DE102017011512A1 (de) | 2017-12-13 | 2019-06-13 | Senvion Gmbh | Verfahren und System zum Betreiben einer Windenergieanlage |
US10808681B2 (en) * | 2018-01-23 | 2020-10-20 | General Electric Company | Twist correction factor for aerodynamic performance map used in wind turbine control |
US12006914B2 (en) | 2019-06-27 | 2024-06-11 | Vestas Wind Systems A/S | Controlling power output of a wind turbine at below-rated wind speed |
-
2020
- 2020-06-22 US US17/623,078 patent/US12006914B2/en active Active
- 2020-06-22 ES ES20740532T patent/ES2949536T3/es active Active
- 2020-06-22 EP EP20740532.5A patent/EP3990777B1/en active Active
- 2020-06-22 CN CN202080060241.9A patent/CN114303012A/zh active Pending
- 2020-06-22 WO PCT/DK2020/050181 patent/WO2020259774A1/en active Application Filing
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4160170A (en) * | 1978-06-15 | 1979-07-03 | United Technologies Corporation | Wind turbine generator pitch control system |
US20090220340A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | General Electric Company | Variable tip speed ratio tracking control for wind turbines |
US20110089694A1 (en) * | 2008-10-16 | 2011-04-21 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Wind turbine generator system and control method of the same |
CN102648345A (zh) * | 2009-10-08 | 2012-08-22 | 维斯塔斯风力系统有限公司 | 风力涡轮机的控制方法 |
EP2757251A1 (en) * | 2013-01-17 | 2014-07-23 | Alstom Wind, S.L.U. | Wind turbine and method of operating therefor |
US8803352B1 (en) * | 2013-05-14 | 2014-08-12 | General Electric Compay | Wind turbines and methods for controlling wind turbine loading |
CN104153942A (zh) * | 2013-05-14 | 2014-11-19 | 通用电气公司 | 风力涡轮和用于控制风力涡轮载荷的方法 |
US20180187647A1 (en) * | 2017-01-04 | 2018-07-05 | General Electric Company | Methods for Controlling Wind Turbine with Thrust Control Twist Compensation |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP3990777B1 (en) | 2023-06-07 |
EP3990777C0 (en) | 2023-06-07 |
US12006914B2 (en) | 2024-06-11 |
WO2020259774A1 (en) | 2020-12-30 |
EP3990777A1 (en) | 2022-05-04 |
US20220260053A1 (en) | 2022-08-18 |
ES2949536T3 (es) | 2023-09-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN110023619B (zh) | 风力涡轮机的控制方法 | |
US9790921B2 (en) | Method and system for adjusting a power parameter of a wind turbine | |
EP3158191B1 (en) | Control of wind turbines in response to wind shear | |
EP3607198B1 (en) | Air density dependent turbine operation | |
EP2581600B1 (en) | Method and system for control of wind turbines | |
US11002250B2 (en) | Controlling bearing wear | |
US8210811B2 (en) | Apparatus and method for operation of a wind turbine | |
US9874198B2 (en) | Method of operating a wind turbine | |
JP2020139427A (ja) | 風力発電システム、風量発電システムの制御方法 | |
CN114303012A (zh) | 低于额定风速时控制风力涡轮机的功率输出 | |
JP6581435B2 (ja) | 風力発電システム | |
EP2881581B1 (en) | Wind turbine control system and method | |
WO2012069843A1 (en) | Wind turbine rotor blades | |
CN110318946B (zh) | 风力发电机组及调平装置、调平控制方法、装置和系统 | |
US20240110546A1 (en) | Determining tower to tip clearance for a wind turbine | |
US11959458B2 (en) | Correcting measured wind characteristic of a wind turbine | |
US11879431B2 (en) | Correcting blade pitch in a wind turbine | |
US11939958B2 (en) | Method for operating a wind turbine, wind turbine, and computer program product | |
EP3394438B1 (en) | Method and system of controlling wind turbines in a wind turbine farm | |
CN115989361A (zh) | 变桨轴承损坏的减少 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination |