CN116292091A - 一种在极端风力条件下风力发电机组控制的方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种在极端风力条件下风力发电机组控制的方法及系统，包括以下步骤：比较发电机转速偏差与发电机转速差判断值的大小；如果发电机转速偏差小于发电机转速差判断值，发电机转速差判断值赋值给发电机转速差中间值；在通过判断发电机转速差中间值确定发电机转速变化判断值；通过比较转速机舱振动加速度实际值与转速机舱振动加速度阈值的大小调整风机运行策略，在发出降低功率运行指令的同时判断变更运行指令的时机，引用桨距角和发电机转速差线性插值的关系，保证最小发电机转速差降低同时有可能的桨距角增加；采用发电机转速判断值的方式避免机舱加速度判断部分过大导致控制效果不佳的问题。
Description
技术领域
本发明属于风力发电机组控制领域，具体涉及一种在极端风力条件下风力发电机组控制的方法及系统。
背景技术
水平轴风力发电机的风轮吸收风能旋转，进而带动连接的发电机旋转发电。根据风速大小的不同，风力发电机组的控制目标不同。在额定风速以上，控制目标为通过变桨控制使机组的转速控制在额定转速附近，从而使机组输出功率在额定功率附近，保证风力发电机组的机械及电气部件在设计范围内可以正常运行。
在一些极端风况时，机组遭受的极限载荷不利于风力发电机组的运行。因此有必要进行载荷控制策略调整使机组在极端风况如大风向风速变化的情况下，尽量降低机组载荷。常规控制手段中主要监测实时转速，根据转速变化情况通过PI或PID控制给出对应的变桨角度，变桨角度的大小可以限制或吸收风能。但实时转速仅与参考转速作比较作为控制输入，转速变化趋势未考虑。因此导致通过传统手段进行机组控制无法有效避免极限载荷的发生。
发明内容
为了解决现有技术中存在的问题，本发明提供一种在极端风力条件下风力发电机组控制的方法，替代现有技术方案中仅仅依靠机组测量转速对变桨进行调度，从而更有针对性的解决由于风速、风向急速变化带来的极限载荷影响。本发明通过发电机转速及机舱加速度实时运行数据并判断其变化发展趋势，判断机组是否经历极端阵风条件，如判断是则将通过降功率或者变桨的方式限制风能吸收，从而降低机组大部件如叶根面外方向极限载荷。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案是：一种在极端风力条件下风力发电机组控制的方法，包括以下步骤：
比较发电机转速偏差与发电机转速差判断值的大小；
如果发电机转速偏差小于发电机转速差判断值，发电机转速差判断值赋值给发电机转速差中间值；
判断发电机转速差中间值是否大于0：如果发电机转速差中间值大于0，发电机转速变化判断值赋值为0；如果发电机转速差中间值小于0，发电机转速变化判断值对发电机转速差中间值取反；
比较转速机舱振动加速度实际值与转速机舱振动加速度阈值的大小：如果转速机舱振动加速度实际值小于转速机舱振动加速度阈值，则控制流程结束；如果转速机舱振动加速度实际值大于转速机舱振动加速度阈值，则发出降低功率运行指令，同时设定确定载荷控制作用时间和监测量；
监测量达到或确定载荷控制作用时间时，则控制流程结束。
进一步的，通过转速机舱振动加速度阈值与叶片变桨位置角度pitch一一对应的关系，得到实时转速变化桨距角阈值转速机舱振动加速度阈值，风电机组叶片变桨位置角度pitch通过传感器直接获取。
进一步的，发电机转速偏差＝实时发电机转速-发电机转速设定点，再将发电机转速偏差赋值给发电机转速差中间值。
进一步的，发电机转速差判断值omega_errl由风电机组叶片变桨位置角度pitch以及线性插值参数a及b进行计算，具体为：omega_errl＝a*pitch+b，a和b是常数。
进一步的，转速机舱振动加速度实际值为发电机转速变化判断值与机舱加速度判断值的乘积；通过如下方法得到：检测机舱加速度，如果机舱加速度Nacc小于0，机舱加速度判断值为0，如果机舱加速度大于0，机舱加速度判断值＝机舱加速度。
进一步的，以实际风速、风向仪检测风向、发电机功率、变桨角度、变桨速率作为判断极端风力工况的参数。
进一步的，降低功率的方式为以原变桨速率指令叠加变桨速率进行变桨、以设定速率进行限功率运行、降低发电机转速运行或进行偏航控制运行。
进一步的，通过设定累积时间、功率限值或变桨限值的方式确定载荷控制作用时间。
同时提供一种风力发电机组控制系统，采用本发明所述在极端风力条件下风力发电机组控制的方法。
还可以提供一种风力发电机组，采用本发明所述的风力发电机组控制系统。
与现有技术相比，本发明至少具有以下有益效果：
本发明采用发电机转速及机舱加速度变化趋势作为控制输入，且通过判断其与阈值的关系来判断是否进入极端阵风条件；引用桨距角和发电机转速差线性插值的关系，保证最小发电机转速差降低同时有可能的桨距角增加；采用发电机转速差判断值的方式避免机舱加速度判断部分过大，导致控制效果不佳；整体上采用降低功率的方式保护机组安全运行；而且可以采用多个控制指标判断载荷控制的作用时间，从而更有针对性的解决由于风速、风向急速变化带来的极限载荷影响。
附图说明
图1为本发明一种实施例的流程示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明对步骤进行编号只是为方便说明，而不用于限定步骤的具体次序，本领域普通技术人员能够知晓其中哪些步骤必须是先后执行，本发明提供的一种在极端风力条件下风力发电机组控制的方法，参考图1，包括以下步骤：
S1，检测风电机组发电运行标志位，此方法仅运行在发电工况，因此判断标志位Flag是否为1；
S2，如标志位Flag不是1，则说明机组未在发电运行，控制流程结束；
S3，如标志位Flag是1，则控制流程开始；也可以在已知运行状态下直接开始执行以下步骤；
S4，检测风电机组叶片变桨位置角度pitch；
S5，获取转速机舱振动加速度阈值omega_Nacc_threshold，其阈值与叶片变桨位置角度pitch存在一一对应的关系；
S6，通过S4得到的叶片变桨位置角度pitch查找此时转速变化桨距角阈值转速机舱振动加速度阈值omega_Nacc_threshold；作为另一种实例，本发明采用变桨角度查表得到判断阈值的方式，考虑到在大风条件下桨距角检测较为可靠精准；但还可以通过获取风速和功率作为查表得到判断阈值。
S7，检测发电机转速omega；
S8，检测发电机转速设定点omega_sp；发电机转速设定点可直接赋值。
S9，将S7得到的发电机转速omega减去S8得到的发电机转速设定点omega_sp，从而得到发电机转速偏差omega_err；
S10，将发电机转速偏差omega_err赋值给发电机转速差中间值omega_errm；
S11，获取线性插值参数a及b；
S12，从S4得到的风电机组叶片变桨位置角度pitch，S11得到的a和b，计算发电机转速差判断值omega_errl，公式为omega_errl＝a*pitch+b；
S13，判断S9得到的发电机转速偏差omega_err是否小于S12得到的发电机转速差判断值omega_errl；
S14，如果发电机转速偏差omega_err小于发电机转速差判断值omega_errl，发电机转速差判断值omega_errl赋值给发电机转速差中间值omega_errm；
S15，判断发电机转速差中间值omega_errm是否大于0；
S16，如果发电机转速差中间值omega_errm大于0，发电机转速变化判断值omega_m赋值为0；
S17，如果发电机转速差中间值omega_errm小于0，发电机转速变化判断值取反omega_m＝-omega_errm；
S18，检测机舱加速度Nacc；
S19，判断机舱加速度Nacc是否大于0；
S20，如果机舱加速度Nacc小于0，机舱加速度判断值Naccm＝0；
S21，如果机舱加速度Nacc大于0，机舱加速度判断值Naccm＝Nacc；
S22，将S17得到的发电机转速变化判断值omega_m乘以S21得到的机舱加速度判断值Naccm，计算得到转速机舱振动加速度实际计算值omega_Nacc_cal；
S23，判断转速机舱振动加速度实际计算值omega_Nacc_cal是否大于S6得到的omega_Nacc_threshold；
S24，如果omega_Nacc_cal小于omega_Nacc_threshold，则控制流程结束；
S25，如果omega_Nacc_cal大于omega_Nacc_threshold，则转速-变桨控制器给出2度每秒变桨速率叠加原变桨速率指令或以-300千瓦每秒的速率进行限功率运行；作为可选的实施例，还可以采用降低发电机转速或进行偏航控制的方式替代S25所述调节运行方式。
S26，同时开始计时，以time＝0开始，cycle为步长进行时间累加；
S27，获取死区时间设置参数Durationtime；
S28，判断累积时间time是否大于死区时间设置参数Durationtime；
S29，如果time大于Durationtime，则说明载荷控制作用时间域已到，控制流程结束，且time置为0；
S30，判断time小于Durationtime，则说明载荷控制作用时间域未到，time继续累加。
在S26至S30以累积时间作为判断依据，也可以给定功率限值或变桨限值的方式，在功率或变桨角度分别达到或超过所述限值时，则说明载荷控制作用时间域已到，控制流程结束。
在实施时，可以将本发明所述控制方法用于现有风力发电机组控制系统的改进和新建机组的控制系统中。
同时可以将本发明所述控制系统和一种风力发电机组一并实施，所述风力发电机组采用本发明所述的风力发电机组控制系统。
以上内容仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明权利要求书的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种在极端风力条件下风力发电机组控制的方法，其特征在于，包括以下步骤：
比较发电机转速偏差与发电机转速差判断值的大小；
如果发电机转速偏差小于发电机转速差判断值，发电机转速差判断值赋值给发电机转速差中间值；
判断发电机转速差中间值是否大于0：如果发电机转速差中间值大于0，发电机转速变化判断值赋值为0；如果发电机转速差中间值小于0，发电机转速变化判断值对发电机转速差中间值取反；
比较转速机舱振动加速度实际值与转速机舱振动加速度阈值的大小：如果转速机舱振动加速度实际值小于转速机舱振动加速度阈值，则控制流程结束；如果转速机舱振动加速度实际值大于转速机舱振动加速度阈值，则发出降低功率运行指令，同时设定确定载荷控制作用时间和监测量；
监测量达到或确定载荷控制作用时间时，则控制流程结束。
2.根据权利要求1所述的在极端风力条件下风力发电机组控制的方法，其特征在于，通过转速机舱振动加速度阈值与叶片变桨位置角度pitch一一对应的关系，得到实时转速变化桨距角阈值转速机舱振动加速度阈值，风电机组叶片变桨位置角度pitch通过传感器直接获取。
3.根据权利要求1所述的在极端风力条件下风力发电机组控制的方法，其特征在于，发电机转速偏差＝实时发电机转速-发电机转速设定点，再将发电机转速偏差赋值给发电机转速差中间值。
4.根据权利要求1所述的在极端风力条件下风力发电机组控制的方法，其特征在于，发电机转速差判断值omega_errl由风电机组叶片变桨位置角度pitch以及线性插值参数a及b进行计算，具体为：omega_errl＝a*pitch+b，a和b是常数。
5.根据权利要求1所述的在极端风力条件下风力发电机组控制的方法，其特征在于，转速机舱振动加速度实际值为发电机转速变化判断值与机舱加速度判断值的乘积；通过如下方法得到：检测机舱加速度，如果机舱加速度Nacc小于0，机舱加速度判断值为0，如果机舱加速度大于0，机舱加速度判断值＝机舱加速度。
6.根据权利要求1所述的在极端风力条件下风力发电机组控制的方法，其特征在于，以实际风速、风向仪检测风向、发电机功率、变桨角度、变桨速率作为判断极端风力工况的参数。
7.根据权利要求1所述的在极端风力条件下风力发电机组控制的方法，其特征在于，降低功率的方式为以原变桨速率指令叠加变桨速率进行变桨、以设定速率进行限功率运行、降低发电机转速运行或进行偏航控制运行。
8.根据权利要求1所述的在极端风力条件下风力发电机组控制的方法，其特征在于，通过设定累积时间、功率限值或变桨限值的方式确定载荷控制作用时间。
9.一种风力发电机组控制系统，其特征在于，采用权利要求1-8任一项所述在极端风力条件下风力发电机组控制的方法。
10.一种风力发电机组，其特征在于，采用权利要求9所述的风力发电机组控制系统。
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