CN115370537B - 基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法及系统 - Google Patents

基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法及系统 Download PDF

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Abstract

本申请属于风力发电技术领域，具体涉及一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法及系统，包括：获取风速的大小和方向；基于雷达前馈控制分析所获取风速的大小和方向，得到风电机组的前馈桨距角；根据所获取的风速大小和方向对所得到的前馈桨距角进行桨距角的实时反馈，调整风电机组的变桨角度，完成风电机组的调频载荷优化控制。本申请运用激光雷达前馈控制控制算法，对机组来流特性进行准确的预判与感知，结合感知的来流特性，适时预先调整风电机组叶轮变桨角度，在实现风电机组一次调频控制的同时，减小因桨距角预留过多导致的发电量损失，优化风电机组载荷控制，降低风电机组主要结构部件的疲劳载荷。

Description

基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法及系统
技术领域
本申请属于风力发电技术领域，具体涉及一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法及系统。
背景技术
本部分的陈述仅仅是提供了与本申请相关的背景技术信息，不必然构成在先技术。
随着风电并网比例不断攀升，高比例风电系统呈现低抗扰、弱惯量及弱频率/电压支撑特性，故障电压跌落、惯量响应、频率波动等电网扰动现象时有发生；风电渗透率越来越高，电力系统等效惯量不断减小，电网扰动发生的频次也将越来越高，仅靠传统火电机组的调频能力已无法完全满足维持电网频率稳定的需求，这就要求风电等新能源机组自身具备类似常规火电机组的频率响应特性和调频控制能力。
为了追求最佳的风能利用效率，风力发电机组的发电机转速和电网频率之间的完全解耦使得风力发电机组难以对电网频率的波动做出及时的响应，这就对风电机组主动支撑电网的能力提出了相应的要求，使其具备类似于常规发电机组的惯性响应和一次调频能力，即当电网由于负荷激增或电源脱网导致电网频率发生扰动时，风电机组能够迅速增加有功功率输出，向电网注入有功，以支撑与抬升电网频率，实现一次调频。
据发明人了解，目前已有文献针对风电机组一次调频控制的策略及实现提出了一系列切实可行的方法，也从仿真的角度进行了验证，但是未考虑风电机组在一次调频功能的实现与功率输出损失、机械系统疲劳载荷控制之间的协调与联动，对于长期处于正常发电模式与一次调频模式之间切换运行的风电机组，其发电量损失与机械系统结构本身的疲劳载荷情况往往被忽略。
发明内容
为了解决上述问题，本申请提出了一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法，本申请基于典型电网频率跌落过程桨距角备用模式的一次调频策略，侧重研究如何实现机组一次调频功能与发电量损失、疲劳载荷控制之间的协调，运用激光雷达前馈控制控制算法，对机组来流特性进行准确的预判与感知，结合感知的来流特性，适时预先调整风电机组叶轮变桨角度，在实现风电机组一次调频控制的同时，减小因桨距角预留过多导致的发电量损失，优化风电机组载荷控制，降低风电机组主要结构部件的疲劳载荷。
根据一些实施例，本申请的第一方案提供了一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法，采用如下技术方案：
一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法，包括：
获取风速的大小和方向；
基于雷达前馈控制分析所获取风速的大小和方向，得到风电机组的前馈桨距角；
根据所获取的风速大小和方向对所得到的前馈桨距角进行桨距角的实时反馈，调整风电机组的变桨角度，完成风电机组的调频载荷优化控制。
作为进一步的技术限定，通过设置在风电机组机舱上的激光雷达测风仪获取各束激光测量位置点风速的大小和方向，基于对各束激光测量反馈所得到的风速进行叶轮等效风速估计，即将风速转换成叶轮平面的平均风速，即得到风电机组叶轮的风速，即风电机组叶轮风速的大小和方向。
作为进一步的技术限定，在所述基于雷达前馈控制分析所获取风速的大小和方向 之前，简化风电机组中各个结构部件的力学模型，构建用于表征风机叶轮变桨速率与风电 机组结构部件载荷特性之间关系的风电机组线性模型；所述风电机组线性模型的状态方程 为：
Figure 94885DEST_PATH_IMAGE001
；其中，
Figure 591594DEST_PATH_IMAGE002
表示风机叶轮转速，
Figure 600001DEST_PATH_IMAGE003
表示风机叶轮转速，
Figure 653408DEST_PATH_IMAGE004
表示风机 的转动惯量。
进一步的，叶轮根部摆振弯矩、挥舞弯矩与风速、桨距角之间的关系可以表示为：
Figure 677209DEST_PATH_IMAGE005
其中，M zi表示第i个叶轮的挥舞弯矩；F xi表示第i个叶轮挥舞方向受力；M xi表示第i个叶轮的摆振弯矩；F zi表示第i个叶轮摆振方向受力；h Mz，h Fx，h Mx，h Fz，k Mz，k Fx，k Mx，k Fz表示工作点附近线性化处理后的系数，即：
Figure 157869DEST_PATH_IMAGE006
叶轮的气动力矩Ta、轴向力Fa、塔筒俯仰弯矩Mtilt、塔筒倾覆弯矩Mroll为：
Figure 387993DEST_PATH_IMAGE007
其中，ϕ i 表示第i个叶轮的叶轮方位角；T a表示叶轮气动力矩；F a表示叶轮轴向力；M tilt表示塔筒俯仰弯矩；M roll表示塔筒倾覆弯矩。
作为进一步的技术限定，通过增加风电机组叶轮桨距角来控制风电机组的有功功率输出，使其低于最大功率输出追踪运行模式下的功率输出，将有功功率输出的差额部分作为备用功率来支撑电网频率的调整过程，通过控制变桨距角来实现风电机组的调频控制。
作为进一步的技术限定，基于雷达前馈控制设置雷达信号的超前预测时间和低通滤波参数，结合所获取风速的大小和方向，通过频域分析和卡尔曼滤波计算出风机叶轮中心位置处的风速大小和风速方向，得到风电机组的前馈桨距角。
作为进一步的技术限定，根据所获取的风速大小和方向获取风电机组的转速，得到风电机组的实时桨距角；利用所得到的风电机组的实时桨距角对所得到的风电机组的前馈桨距角进行实时反馈调节，通过调整风电机组的变桨角完成风电机组调频载荷的优化控制。
根据一些实施例，本申请的第二方案提供了一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制系统，采用如下技术方案：
一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制系统，包括：
获取模块，其被配置为获取风速的大小和方向；
计算模块，其被配置为基于雷达前馈控制分析所获取风速的大小和方向，得到风电机组的前馈桨距角；
优化模块，其被配置为根据所获取的风速大小和方向对所得到的前馈桨距角进行桨距角的实时反馈，调整风电机组的变桨角度，完成风电机组的调频载荷优化控制。
根据一些实施例，本申请的第三方案提供了一种计算机可读存储介质，采用如下技术方案：
一种计算机可读存储介质，其上存储有程序，该程序被处理器执行时实现如本申请第一方面所述的基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法中的步骤。
根据一些实施例，本申请的第四方案提供了一种电子设备，采用如下技术方案：
一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，所述处理器执行所述程序时实现如本申请第一方面所述的基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法中的步骤。
与现有技术相比，本申请的有益效果为：
本申请考虑了现有的基于桨距角预留的一次调频控制策略所忽略的风电机组功率输出损失以及机组机械系统的载荷约束，提出了一种基于激光雷达前馈控制的风电机组一次调频与载荷优化控制策略，优化了现有的基于桨距角预留的风电机组一次调频控制策略，在实现风电机组一次调频控制的同时，减小调频过程的有功处理损失以及风电机组机械部件的疲劳载荷，对于优化风电机组载荷设计，提升风电机组的“电网友好”特性，保障机组及电网安全稳定运行具有重要意义。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本申请的进一步理解，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。
图1是本申请实施例一中的基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法的流程图；
图2是本申请实施例一中的典型的频率扰动过程示意图；
图3是本申请实施例一中的风电机组快速频率响应有功-频率下垂特性示意图；
图4是本申请实施例一中的不同桨距角情况下叶尖速比-功率系数关系曲线示意图；
图5是本申请实施例一中的不同桨距角条件下的功率曲线示意图；
图6是本申请实施例一中的雷达前馈控制策略图；
图7是本申请实施例一中的基于雷达前馈控制的一次调频控制策略图；
图8是本申请实施例二中的基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制系统的结构框图。
具体实施方式
下面结合附图与实施例对本申请作进一步说明。
应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
实施例一
本申请实施例一介绍了一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法。
如图1所示的一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法，包括：
获取风速的大小和方向；
基于雷达前馈控制分析所获取风速的大小和方向，得到风电机组的前馈桨距角；
根据所获取的风速大小和方向对所得到的前馈桨距角进行桨距角的实时反馈，调整风电机组的变桨角度，完成风电机组的调频载荷优化控制。
在理想情况下，风电机组经过变流器交流输出接入电网，电网频率为工频，即50Hz，但是随着大规模电力电子设备接入电网，电网频率扰动过程时有发生。电网频率扰动，可以定义为一种频率的波动现象，即电网频率不能维持50Hz不变。典型的电网频率扰动，如图2所示。
风电机组是一种复杂的机械电气系统，其主要关键部件承受各种载荷，主要来源包括：风载荷、自重、惯性载荷等。风电机组载荷特性是指机组各主要部件在不同运行工况下的结构响应特性，涉及极限载荷与疲劳载荷两个方面，与机组结构自身安全稳定运行以及寿命直接相关。风电机组载荷控制本身是一个复杂的系统性问题，涉及气动特性、气弹特性以及多体动力学特性等多个方面。
风电机组利用相应的有功控制系统，完成机组有功功率和并网点电网频率的下垂特性控制，使其在具备参与电网频率快速调整能力。
随着风力发电装机容量的不断扩大，风电并网对电力系统的影响不断显现，风电机组的一次调频能力已经成为风电机组并网的技术指标之一，它要求风电机组在一定程度的电网频率扰动情况下能够维持并网运行不脱网，即当电网频率在GB/T 19963《风电场接入电力系统技术规定》要求的运行范围内时，风电机组应能正常运行。
针对风电机组一次调频响应特性，风电机组利用自身的有功控制系统、单机或加装独立控制装置完成有功-频率下垂特性控制，使其在具备参与电网频率快速调整能力。如图3所示，快速频率响应有功—频率下垂特性通过设定频率与有功功率折线函数实现，即：
Figure 245090DEST_PATH_IMAGE008
其中，f d 为快速频率响应死区，0.05Hz；f n 为系统额定频率，50Hz；P n 为风电机组额 定功率；
Figure 939377DEST_PATH_IMAGE009
为风电机组快速频率响应调差率；P 0 为风电机组有功功率初值（MW），P为风电 机组快速频率（MW）。
在不同的频率幅度波动幅值条件下，电网需要机组支撑的有功功率不同。当电网频率降低至49.8Hz以下时，机组需要能够支撑额定功率的10%注入电网，以维持机组与电网的安全稳定运行。目前，针对风电机组频率适应性，已有相关规范开展频率偏差适应性测试，具体测试要求，如表1所示。
表1 风电机组频率偏差适应性测试内容
Figure 777889DEST_PATH_IMAGE010
由于风电机组为传统的电力电子式并网，变频器实时监测电网系统频率，当电网系统频率由于电网系统负荷突变等发生扰动时，变流器实时跟踪并调整机组输出电能的频率。该调整过程会导致风电机组发电机的电磁力矩产生振荡，电磁力矩振荡会破坏风电机组传动链系统动载平衡，引起传动链扭振，显著增加传动链、塔筒等风电机组关键部件的疲劳与冲击载荷，进而导致传动链轴系扭振失稳，引发安全事故；另外，由于电磁力矩扰动会引起风电机组变桨剧烈动作（以抑制发电机转速和发电机功率上升），导致叶轮气动力矩变化，进而显著增加风电机组叶轮根部、塔筒前后方向的载荷。特别是与电网具有强耦合作用的双馈风电机组，电网频率扰动导致的机组机械系统冲击载荷与疲劳损伤更为显著。
风电机组发电机电磁力矩振荡激励传动链轴系或塔筒左右方向某阶模态发生共振，进而造成较大的冲击载荷，对风电机组自身结构安全会造成威胁。一个电网频率扰动过程在对风电机组机械系统造成冲击载荷的同时，也对机组机械系统部件产生一次疲劳损伤累积过程。整个寿命周期内，频繁的电网扰动过程，对于机组的累积疲劳载荷与损伤不容忽视。
采用预变桨的方式实现机组一次调频响应是目前较为常见的控制策略。但是变桨过程中，由于桨距角发生变化以及桨距角变化快慢带来的惯性效应，机组各机械系统部件会承受不同的载荷特性。
对于风电机组而言，当气流流经风电机组叶轮旋转扫掠面时，对叶轮产生巨大的推力，而后通过风电机组传动链，最终传递至塔筒底部。已有研究文献表明，在叶轮桨距角变化过程中，叶轮变桨速率对机组载荷特性存在较大影响。
为便于分析叶轮变桨速率与风电机组结构部件载荷特性之间的关系，本实施例简化风电机组中各个结构部件的力学模型，构建用于表征风机叶轮变桨速率与风电机组结构部件载荷特性之间关系的风电机组线性模型；所述风电机组线性模型的状态方程为：
Figure 823205DEST_PATH_IMAGE011
其中，
Figure 156098DEST_PATH_IMAGE012
表示风机叶轮转速，
Figure 704891DEST_PATH_IMAGE013
表示风机叶轮转速，
Figure 792932DEST_PATH_IMAGE014
表示风机的转动惯量。
叶轮根部摆振弯矩、挥舞弯矩与风速、桨距角之间的关系可以表示为：
Figure 246916DEST_PATH_IMAGE015
其中，M zi表示第i个叶轮的挥舞弯矩；F xi表示第i个叶轮挥舞方向受力；M xi表示第i个叶轮的摆振弯矩；F zi表示第i个叶轮摆振方向受力；h Mz，h Fx，h Mx，h Fz，k Mz，k Fx，k Mx，k Fz表示工作点附近线性化处理后的系数，即：
Figure 445817DEST_PATH_IMAGE016
叶轮的气动力矩Ta、轴向力Fa、塔筒俯仰弯矩Mtilt、塔筒倾覆弯矩Mroll为：
Figure 786799DEST_PATH_IMAGE017
其中，ϕ i 表示第i个叶轮的叶轮方位角；T a表示叶轮气动力矩；F a表示叶轮轴向力；M tilt表示塔筒俯仰弯矩；M roll表示塔筒倾覆弯矩。
目前，根据能量来源的不同，风电机组参与调频的方法，主要有转子动能控制、功率备用控制，以及风储联合控制等方式，其中功率备用模式可概括为变桨距角控制和超速控制两种模式。采用变桨距角控制方式的风电机组调频控制是通过增加风电机组叶轮桨距角来控制风电机组的有功功率输出，使其低于最大功率输出追踪运行模式下的功率输出，将有功功率输出的差额部分作为备用功率来支撑电网频率的调整过程。
风电机组有功功率的输出可表述为：
Figure 45742DEST_PATH_IMAGE018
Figure 800072DEST_PATH_IMAGE019
Figure 724034DEST_PATH_IMAGE020
其中，
Figure 247419DEST_PATH_IMAGE021
为空气密度（kg/m3）；
Figure 614947DEST_PATH_IMAGE022
为叶轮对风投影面积（m2）；
Figure 590993DEST_PATH_IMAGE023
为第i个区间的风速 （m/s）；
Figure 321576DEST_PATH_IMAGE024
为第i个区间功率系数；
Figure 965047DEST_PATH_IMAGE025
为叶尖速比；
Figure 237897DEST_PATH_IMAGE026
为叶轮桨距角（rad）；R为风电机 组叶轮半径（m）；
Figure 966818DEST_PATH_IMAGE027
为叶轮转速（rad/s）。风电机组叶轮桨距角是功率系数的关键变量，不同 桨距角设定条件下，风电机组的功率系数曲线如图4所示。
不同的叶尖速比条件下，风电机组叶轮桨距角越大，机组的有功功率输出越小。在大多数工况下，控制桨距角变化可实现风电机组减载，但其中包括机械控制部件，致使桨距角变化的惯性较大，因此，变桨控制一般适用于中高风速条件下。变桨控制可以长时间参与电力系统频率调整，但其并非适用于全风速范围，当风速发生剧烈变化时，变桨控制将增加机组疲劳载荷，降低风电机组的使用寿命。
如图5所示，在某一风速
Figure 45633DEST_PATH_IMAGE023
条件下，当风电机组叶轮桨距角
Figure 730561DEST_PATH_IMAGE028
增大为
Figure 236628DEST_PATH_IMAGE029
时，风电机 组的功率系数则由
Figure 390529DEST_PATH_IMAGE030
变化为
Figure 273035DEST_PATH_IMAGE031
，从而产生功率输出差值，即备用功率，可 以表述为：
Figure 625519DEST_PATH_IMAGE032
。
本实施例中采用的机舱雷达的前馈控制算法，通过合理设置雷达信号超前预测时间及低通滤波器参数，精准测量来流方向上风速，并通过频域分析、卡尔曼滤波提前计算出叶轮中心处的风速和风向变化，设计前馈控制算法，与常规变桨控制相结合，提前给出变桨指令，提前进行变桨动作，既保证了转速控制的稳定性，同时减小了叶轮平面推力的变化，从而降低了叶轮根部及塔筒底部疲劳载荷。基于机舱雷达测风仪的风电机组前馈控制基本策略逻辑，如图6所示。
通过测量远端来流的风速，估计匹配适当的叶轮桨距角，与当前时刻风速条件下的桨距角比较控制，提前调整机组的变桨角度，变桨速率可依据下式：
Figure 755017DEST_PATH_IMAGE033
Figure 192952DEST_PATH_IMAGE034
其中，
Figure 551252DEST_PATH_IMAGE035
是变桨速率，
Figure 23822DEST_PATH_IMAGE036
表示风速为
Figure 871692DEST_PATH_IMAGE037
时的变桨角度；
Figure 983873DEST_PATH_IMAGE038
表示 风速为
Figure 208181DEST_PATH_IMAGE039
时的变桨角度；
Figure 472941DEST_PATH_IMAGE040
表示前瞻时间（Look Ahead Time，LAT）；
Figure 757291DEST_PATH_IMAGE041
表示焦距；
Figure 169818DEST_PATH_IMAGE042
表示雷达测风仪半锥角；
Figure 116259DEST_PATH_IMAGE043
表示气流速度。
需要强调的是，机舱激光雷达测风仪测量的风速是各束光线测量位置点的风速， 仅有测量沿波束的风速分量，需对其他分量进行假设。此外，激光雷达没有对整个扫描区域 进行采样，进一步的，需要对各束激光测量反馈得到的风速进行叶轮等效风速估计，即风速
Figure 297841DEST_PATH_IMAGE044
需要转换成叶轮平面平均风速RAWS(Rotor Averaged Wind Speed)。考虑到被测湍 流的高频部分在到达风电机组叶轮中心时将发生变化，采用截止频率为3rad/s、阻尼比为1 的二阶低通滤波器对RAWS进行滤波，去除采样频率引起的不连续性。
电网频率跌落过程，风电机组采用桨距角备用模式进行调频。该调频控制方案偏保守，虽然能够达到参与一次调频，主动支撑电网的效果，但是却损失了发电量，且无法通过预判来流风况，实现机组的主动控制以降低载荷。
本实施例结合机舱雷达前馈控制策略，依据雷达测风仪感知的风速和当前预留变桨角度的实际需求，实时动态调整风电机组叶轮的变桨角度，在保证一定有功功率备用以支撑电网频率的同时，减少发电量的损失，降低机组的疲劳载荷。基于雷达前馈控制的一次调频控制策略逻辑如下图7所示。
基于雷达前馈控制的一次调频控制策略，在雷达前馈控制策略的基础上引入了电 网频率监测器以及相应的预留桨距角反馈计算模块。电网频率监测器实时监测电网频率， 将将监测得到的电网频率
Figure 690777DEST_PATH_IMAGE045
与电网设定工频50Hz进行比较，计算得到频率偏差
Figure 590600DEST_PATH_IMAGE046
；结合 图2针对风电机组调频的相关需求，计算得到当前状态下风电机组需要支撑的有功功率
Figure 343661DEST_PATH_IMAGE047
，基于一次调频过程需要的有功功率支撑缺额，通过风电机组控制器计算出当前风速条件 下风电机组的变桨角度
Figure 379750DEST_PATH_IMAGE048
。
电网频率扰动过程对机组的冲击与疲劳载荷不可避免，本实施例聚焦于如何运用新的协调控制策略与方法，在实现机组一次调频的同时，尽可能降低电网频率扰动过程对风电机组机械结构的冲击载荷及疲劳损伤。基于双馈风电机组，考虑典型电网频率跌落过程，本实施例基于桨距角备用模式的一次调频策略，侧重研究如何实现机组一次调频功能与发电量损失、疲劳载荷控制之间的协调；运用激光雷达前馈控制原理，对机组来流特性进行准确的预判与感知，结合感知的来流特性，适时调整风电机组叶轮变桨角度，在实现风电机组一次调频控制的同时，减小由于桨距角预留过多导致的发电量损失，优化风电机组载荷控制，降低风电机组主要结构部件的疲劳载荷。
实施例二
本申请实施例二介绍了一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制系统。
如图8所示的一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制系统，包括：
获取模块，其被配置为获取风速的大小和方向；
计算模块，其被配置为基于雷达前馈控制分析所获取风速的大小和方向，得到风电机组的前馈桨距角；
优化模块，其被配置为根据所获取的风速大小和方向对所得到的前馈桨距角进行桨距角的实时反馈，调整风电机组的变桨角度，完成风电机组的调频载荷优化控制。
详细步骤与实施例一提供的基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法相同，在此不再赘述。
实施例三
本申请实施例三提供了一种计算机可读存储介质。
一种计算机可读存储介质，其上存储有程序，该程序被处理器执行时实现如本申请实施例一所述的基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法中的步骤。
详细步骤与实施例一提供的基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法相同，在此不再赘述。
实施例四
本申请实施例四提供了一种电子设备。
一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，所述处理器执行所述程序时实现如本申请实施例一所述的基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法中的步骤。
详细步骤与实施例一提供的基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法相同，在此不再赘述。
以上所述仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
上述虽然结合附图对本申请的具体实施方式进行了描述，但并非对本申请保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本申请的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本申请的保护范围以内。

Claims (8)

1.一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法，其特征在于，包括：
获取风速的大小和方向；
基于雷达前馈控制分析所获取风速的大小和方向，得到风电机组的前馈桨距角；
根据所获取的风速大小和方向对所得到的前馈桨距角进行桨距角的实时反馈，调整风电机组的变桨角度，完成风电机组的调频载荷优化控制；
通过增加风电机组叶轮桨距角来控制风电机组的有功功率输出，使其低于最大功率输出追踪运行模式下的功率输出，将有功功率输出的差额部分作为备用功率来支撑电网频率的调整过程，通过控制变桨距角来实现风电机组的调频控制；
根据所获取的风速大小和方向获取风电机组的转速，得到风电机组的实时桨距角；利用所得到的风电机组的实时桨距角对所得到的风电机组的前馈桨距角进行实时反馈调节，通过调整风电机组的变桨角完成风电机组调频载荷的优化控制。
2.如权利要求1中所述的一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法，其特征在于，通过设置在风电机组机舱上的激光雷达测风仪获取各束激光测量位置点风速的大小和方向，基于对各束激光测量反馈所得到的风速进行叶轮等效风速估计，即将风速转换成叶轮平面的平均风速，即得到风电机组叶轮的风速，即风电机组叶轮风速的大小和方向。
3.如权利要求1中所述的一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法，其特征在于，在所述基于雷达前馈控制分析所获取风速的大小和方向之前，简化风电机组中各个结构部件的力学模型，构建用于表征风机叶轮变桨速率与风电机组结构部件载荷特性之间关系的风电机组线性模型；所述风电机组线性模型的状态方程为：
Figure FDA0004017545360000011
其中，Mr表示风机叶轮转矩，Ωr表示风机叶轮转速，J表示风机的转动惯量。
4.如权利要求3中所述的一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法，其特征在于，叶轮根部摆振弯矩、挥舞弯矩与风速、桨距角之间的关系可以表示为：
Figure FDA0004017545360000021
其中，Mzi表示第i个叶轮的挥舞弯矩；Fxi表示第i个叶轮挥舞方向受力；Mxi表示第i个叶轮的摆振弯矩；Fzi表示第i个叶轮摆振方向受力；hMz，hFx，hMx，hFz，kMz，kFx，kMx，kFz表示工作点附近线性化处理后的系数，即：
Figure FDA0004017545360000022
叶轮的气动力矩Ta、轴向力Fa、塔筒俯仰弯矩Mtilt、塔筒倾覆弯矩Mroll为：
Figure FDA0004017545360000031
其中，φi表示第i个叶轮的叶轮方位角；Ta表示叶轮气动力矩；Fa表示叶轮轴向力；Mtilt表示塔筒俯仰弯矩；Mroll表示塔筒倾覆弯矩。
5.如权利要求1中所述的一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法，其特征在于，基于雷达前馈控制设置雷达信号的超前预测时间和低通滤波参数，结合所获取风速的大小和方向，通过频域分析和卡尔曼滤波计算出风机叶轮中心位置处的风速大小和风速方向，得到风电机组的前馈桨距角。
6.一种基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制系统，其特征在于，包括：
获取模块，其被配置为获取风速的大小和方向；
计算模块，其被配置为基于雷达前馈控制分析所获取风速的大小和方向，得到风电机组的前馈桨距角；
优化模块，其被配置为根据所获取的风速大小和方向对所得到的前馈桨距角进行桨距角的实时反馈，调整风电机组的变桨角度，完成风电机组的调频载荷优化控制；
通过增加风电机组叶轮桨距角来控制风电机组的有功功率输出，使其低于最大功率输出追踪运行模式下的功率输出，将有功功率输出的差额部分作为备用功率来支撑电网频率的调整过程，通过控制变桨距角来实现风电机组的调频控制；
根据所获取的风速大小和方向获取风电机组的转速，得到风电机组的实时桨距角；利用所得到的风电机组的实时桨距角对所得到的风电机组的前馈桨距角进行实时反馈调节，通过调整风电机组的变桨角完成风电机组调频载荷的优化控制。
7.一种计算机可读存储介质，其上存储有程序，其特征在于，该程序被处理器执行时实现如权利要求1-5中任一项所述的基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法中的步骤。
8.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1-5中任一项所述的基于雷达前馈控制的风电调频载荷优化控制方法中的步骤。
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