2025风力发电机组的控制技术

6-7-10-目录TOC\o"1-2"\h\u3213 723380 729802 76613 75309 727391 714841 79140 716056 84225 828762 822561 813833 86923 829831 8119 815786 89342 84208 814397 822297 827692 831400 915877 924495 920195 932351 919347 96190 940 924464 914658 919097 926816一、状态监测用的传感器类型 920347 928836 11584 1120085 111366 1329289 152619第一节风力机的能量转换过程 1510518 1720288 2229570 239647 2618624 3312150 3321894 4114063 4312636 5522985 5532340 6118541 6320329 659552 7221242 7211281 7227132 7818010 8422997 849425 9230212 11825766 12718426 14720098 16911987第一节大型风电机组独立变桨控制技术理论研究 16925047 17732213 17914317 1976106第五节基于LGQ 22025634 22714096 22725382 23019380 23931050 23929110 2438217 25015463 25326062 25320633 26530054第三节基于LPV 30118662 31029793 32131985 3212927第二节风电机组的性能测试 333能源、环境是当今人类生存和发展所要解决的紧迫问题。常规能源以煤、石油、天然气为主，它不仅资源有限，而且会造成严重的大气污染。因此，对可再生能源的开发利用，特别是对风能的开发利用，已受到世界各国的高度重视。据专家们估计，地球上所接收到的太阳辐射能大约有2转换成风能，可装机发电达10，每年可发出电力18h。近10年来风力发电在全球范围持续高速增长，2014过369。风力发电的高速发展，促进了风力发电技术的不断进步，为风力发电更大规模的发展提供了可能。图1-1图1-2图1-3早期定桨距恒速风力发电机组的风轮大都采用桨叶与轮毂刚性连接的结构，即所谓定桨距风轮。桨叶尖部1.5～2.5制的叶尖扰流器。当风力发电机组需要脱网停机时，叶尖扰流器可按控制指令释放并旋转大角度形成气动阻力，使风轮转速迅速下降，这一功能通常称为空气动力制动。由于风力发电机组起动停车频繁，风轮又具有很大的转动惯量，通常风轮的转速都设计在10～20n左右，机组容量越大，转速越低，轮箱。变速恒频风电力发机组主要有双馈异步式和永磁同步式两种。双馈异步式变速恒频风力发电机组的发电机定子直接与电网相连，转子通过变流器与电网相连，从定子和转子两侧向电网输出电流，如图12永磁体，由定子通过全功率变流器向电网输电，如图13所示。这两种机组都可以由变流器实现无冲击并网和脱网。图1-4图1-5IΦ″+BΦ′+KΦ=FA（1-IΦ″+B′Φ+KΦ=FA-FC（1-FC=k1Φ+k2Φ′（1-IΦ″+（B+k2）Φ′+（K+k1）Φ=FA（1-第一节风力机的能量转换过程上式即为风能的表达式。在国际单位制中，ρ的单位是kg/m3，L的单位是m3，v的单位是m/s，E的单位是Wv2──图2-1F=ρSv（v1-v2）（2-3） 将上式除以气流通过扫掠面S时风所具有的动能，可推得风力机的理论最大效率（或称理论风能利用系数风能利用系数叶尖速比一、叶型的几何参数和气流角（见图2-图2-2B点——后缘（TrailingA点——前缘（Leadingedge），——叶型相对厚度，，通常为叶型中线————叶型相对弯度，i=θ+θ0（2-15）此处θ0是负值，θ和i图2-3为了表示压力沿表面的变化，可作桨叶表面的垂线，用垂线的长度Kpρ、p0、v──图2-4 F2+F2 C2+C2 图2-5（二）埃菲尔极线（Eiffel图2-6图2-7Cd=Cdo+Cdi（2-图2-8i=i0+ϕ（2-α──是展弦比，α=L2/SCn=Clcosi﹢Cdsini（2-图2-9v=u+ww=v-u（2-图2-10P=ΣdFav=Fav（2-32）轴功率Pu=Tω（2-33）（一）此处v1和v2dFa=ρv2dS=2πρv2rdr（2-（二）

图2-11 ，消去ω和v1后得到叶尖速比λ0和风轮直径确定后，可由下式计算不同半径r处的倾斜角式（2-46）说明，给定半径r处的弦长，随叶尖速比λ0dFu=dLsinI-dDcosI图2-12为了计算气流通过风轮时的诱导涡，建立了许多理论，例如bnn、nk、u和u等的理论，所有这些理论都引用了涡流系统。由于这些理论的计算值都是很相近的，本节只限于介绍由美国马萨诸塞州h大学提出的经过改进的u理论。图2-13（一）图2-14（二）dFa=mΔv=m（v1-dFa=ρπv2rdr（1-k2）（2-同样，若考虑到角动量的关系，可得到转矩dT=ρπv1r3dr（1+k）Ω（三）dPu=ωdT=ρπr3drω2v1（1+k）（h-1）（2-λ=ωr/v14k3-因4cos3θ-利用本节第二和第三个问题所推得的关系式替换dFa、dFu、v和图215中表明，高叶尖速比0时，要想获得好的特性，要求叶片具有非常低的粗糙度。对于给定的叶尖速比0，当ε高，它在埃菲尔极线中对应于ε最小值那一点，即d最小时，功率系数最大。图2-15考虑阻力损失时的CP八、实际风力机的CP图2-16图2-17实际风力机的CPA—BetzB—理想的CPC—D—E—实际的CP图3-1风力机CP-λ图3-2定桨距风力机的CP-λ由式（32）可见，在风速给定的情况下，风轮获得的功率将取决于功率系数。如果在任何风速下，风电机组都能在x点运行，便可增加其输出功率。根据图32，在任何风速下，只要使得风轮的叶尖速比op，就可维持风电机组在x下运行。因此，风速变化时，只要调节风轮转速，使叶尖速度与风速之比保持不变，就可获得最佳的功率系数。这就是变速恒频风电机组进行转速控制的基本目标。λ=λopt=9（3-Pm=kCPmaxv3（3-vTS=2πRns（3-为了不用风速控制风电机组，可以修改功率表达式，以消除对风速的依赖关系，按已知的x和op计算op以导出功率是角速度的函数，三次方关系仍然成立，即最佳功率op与角速度的三次方成正比，也即最佳控制转矩与角速度的三次方成正比：Kopt——作点运行在CPmax上。理想的变速恒频运行的风电机组的工作点是由若干条曲线组成的，其中在额定风速以下的段为切入阶段，点对应的是切入转速。段为变速运行阶段，风电机组在此区域获得Px。在点，机组已经达到额定转速，当风速继续增加时，机组运行在段，直至在限制。稳态情况下，机组在点实现额定运行。当风速继续上升时，机组将调整桨距角以限制风轮的吸收功率。在动态情况下，由于变桨调整的响应较慢，机组为保证额定的功率输出，在安全限制内将允许动态转速超过额定值，而后在变桨系统的气动调节实现限制风轮吸收功率的效果后向额定运行点进行回调，也即在大于额定风速的情况下，机组在由机组本身的特性决定。图3-3风电机组在运行区域内的转矩-三、实度对风力机特性的影响（阻尼损失大约与叶尖速比的三次方成比例）低，CPmax的降低是由失速损失所造成的。图3-4不同叶片数量情况下的CP-λ四、CQ-λ曲线图3-5不同叶片数量情况下的CQ-λ五、CT-λ曲线图3-6不同叶片数量情况下的CT-λ六、KP-1/λ曲线对于固定桨距的风力机，1曲线和1曲线如图37所示，1曲线与功率特性曲线具有相同的形状。由于定桨恒速风力发电机组的效率随风速大小而变化，在设计时必须考虑将最大效率点设计在风能利用率最高的风速点。1发电机在风速达到额定值以后不会因风速增加而过载。在理想情况下，功率随着风速增加到最大值，然后保持恒定，不再随风速的增加而增加，这称为完美的失速调节。图3-7CP-1/λ和KP-1/λ图3-8另一方面，在低风速时，随着转速的增加，功率有明显的下降，而采用较低的运行转速，将会在低风速中获得较高的功率，如图39由此产生了在定桨恒速风电机组中使用双速发电机的方法。即选择在高于平均风速水平下获得最大的风能的转速运行，由此将导致较高的切入风速，但是在低风速中采用较低的运行转速则可以降低切入风速，在低风速水平下获得较高的能量转换效率。综合起来，使用双速发电机可以增加能量捕获，但是所增加的能量捕获也可能被额外增加的设备成本所抵消。图3-9图3-10图3-11图3-12图3-13图313中，′为风轮折算到高速轴的转动惯量；′为风轮折算到高速轴的转矩；g为发电机转矩；Jg为发电机转动惯量；e为系统阻尼黏性系数；ke为系统等效刚度。此外，还可定义′为折算到高速轴的风轮角速度；g为发电机角速度；′为折算到高速轴的风轮角位移；gn为发电机角位移。于是可建立模型如下：图3-14（一）图3-15异步电机电磁转矩-转差率的关系曲线（二）图3-16异步发电机功率和转差率的关系（三）图3-17绕线转子异步发电机转矩-（一）变速恒频风电机组目前广泛采用的是交流励磁变速恒频发电技术，采用双馈异步发电机（DoublyFedInductionGenerator），定子直接接到图3-18图319中，定子绕组并网，而转子绕组外接励磁变流器实现交流励磁。当发电机转子频率f变化时，控制励磁电流频率2频率1恒定，即f1=npffi+f2（3-np——图3-19P2≈sP1（3-因转差率s＞0，有P2＞0当发电机转速高于气隙磁场旋转速度时，作超同步运行，2＜0。此时，一方面变流器向转子提供反相序励磁，另一方面因＜0、2＜0，转子绕组向变流器送入有功功率。当发电机转速等于气隙磁场旋转速度时，2，变流器向转子提供直流励磁。此时，0、20子绕组之间无功率交换。由此可见，发电机励磁频率的控制是实现变速恒频的关键。图3-20在追踪最大风能捕获的变速运行中，使风电机组在不同风速下均能以保持风能利用系数CP=CPmax的最佳转速运行。而要保持恒定的CP，可（二）图3-21由电机学的坐标变换理论可知，若将在固定轴线（定子）上的电压、电流和磁链变换到旋转的轴线（转子）角而变化的自感和互感变换成常值，从而使恒速运行时电机的电压方程，从时变系数的微分方程变换为常系数微分方程，进而使求解大为简化。设S代表要变换的定子量（电流、电压或磁通），p——磁场定向图322为发电机并网分析用参考坐标系示意图，其中为定子两相静止坐标系，轴取定子相绕组轴线正方向。为转子两相坐标系，取转子a相绕组轴线正方向。坐标系相对于转子静止，相对于定子绕组以转子角速度逆时针方向旋转。d坐标系是两相旋转坐标系，以同步速1逆时针旋转。轴与轴的夹角为，d轴与轴夹角为。图3-22p——当调节q轴转子电流时，即可控制定子有功功率的大小，而通过调节d由式（328）则可以得到，定子电流q、d与转子电流q、d之间的关系如下，从而实现通过控制发电机转子电流来控制发电机定子电流和定子功率。同时，对于网侧变流器而言，当d可见，控制d轴和q qr 这是一个功率、电流双闭环系统。在功率闭环中，有功指令∗根据机组特性按最大风能获取原则给出，无功指令∗馈功率、则是通过对发电机输出电压、电流检测和坐标旋转变换后计算求得。、给定值与反馈值相比较，经I功率调节器运算，分别输出发电机定子电流有功分量及无功分量指令∗、∗，它们与转子电流反馈值i、i比较并经I调节后，可输出转子电压解耦项u、u′，就可获得转子电压指令值Δud、Δuq，经过旋转变换后，最终可获得励磁电源的三相电压控制指令u∗、u∗ qr 永磁同步发电机的转子以稀土永磁体作为励磁，不需要励磁绕组和集电环，减小了励磁损耗，在结构上更加可靠。和同样容量及形式的绕线转子同步发电机相比，永磁发电机由于磁能积大，不存在励磁损耗，从而体积和质量更小，有利于机组大型化的趋势。永磁发电机由于无集电环不稳定。图3-23（一）图3-24全功率变流拓扑（不控整流图3-25全功率变流拓扑（可控整流（二）永磁同步发电机与变流器的特性图3-26m1——幅值参数；发电机定子的d轴和q经过整理，可得到d轴和qTe=Φfiqs+（Lds-Lqs）iqsids（3-式中，幅值系数m2和相角αUc-Uex=jXtIc（3-图4-1图4-2晶闸管的触发信号除了必须与相应的交流电源有一致的相序外，各触发信号之间还必须保持一定的相位关系。如图42所示的主电路中，晶闸管的导通序列为6→1→2→3→4→5→6，相应两个晶闸管的触发脉冲相位差为3，每一时刻两个晶闸管同时导通。具有变桨控制的风电机组可以在并网动作执行前通过桨距角控制将发电机转速控制在同步转速附近的稳定区域，通常将转差率控制在＜0.01的范围内。定桨恒速风电机组在未并网的情况下，由于风轮的速度不可控制，在考虑到风轮惯性和加速度的情况下，要在发电机转速上升速度情况而确定。图4-3图4-4由于电流谐波和风湍流的影响，发电机电磁转矩产生大量的脉动，不可避免的，这将对传动轴系的齿轮箱和轴承寿命造成显著的影响。当发电机在同步转速合闸时，发电机由吸收有功功率转为输出有功功率，在大风情况下转矩的变化幅度可能达到两倍的额定转矩，如图46图4-5图4-6图47是包含风电机组的电力系统等效简化传输模型。其中，n为远端电源，n和n为传输线路电阻和电抗，和为风电机组向电力系统输送的有功和无功功率，为机组接入点（）组接入点的电压变化。图4-7当风电机组未并网时，通过传输线的功率很小，仅为机组侧的控制器供电等负载和线路损耗，可近似认为n。在并网过程中，C点的电压幅值和相位发生的变化，取决于电网的传输参数和机组吸收的有功功率和无功功率的变化。下面是一台750k定桨恒速风电机组并网软切入过程的仿真结果，如图49和图410所示，与实测结果非常接近。图4-8图4-9图4-10图4-11如图412所示，变流器在得到并网命令后，首先以预充电回路对直流母线进行限流充电，在电容电压提升至一定程度后，电网侧变流器进并网。图4-12双馈异步风力发电机组并网起动过程有一些兆瓦级双馈机组运行特性，如图413所示，在转速进行并网，并网后，机组运行曲线就为，那么在加载的过程中，可能出现发电机转速小幅度下降，即运行在制目标，也就降低了对控制系统的要求。图4-13发电机转速-二、双馈异步风电机组的并网控制ids=iqs=0（4-图4-14 值i∗和反馈值i的误差进行PI调节而求得转子参考电压u∗，并求得转子参考电压u∗。而u∗、u∗经过坐标变换，可得到转子三相电压参考信号 图4-15图4-16永磁同步风电机组并网起动过程永磁同步机组全功率变换是以发电机侧变流器对发电机三相交流空载电压的追随来实现的，其动态过程中，变流器直流侧电压保持稳定，因电力电子器件的控制速度相对于发电机的机械速度变化而言要快得多，所以要实现是非常容易而迅速的，相当于M逆变为某一特定的三相交流电压，可以直接将测量到的定子三相交流电压转换后作为发电机侧变流器控制的输入给定。图4-17磁场。根据主电路六个功率器件的八种开关状态和电压空间矢量的定义，可得到八个基本电压空间矢量，如图417所示。当电压空间矢量非零组合，可以合成更多的与1～6相位不同的新的电压空间矢量，最终构成一组等幅不同相的电压空间矢量，尽可能逼近圆形旋转磁场的磁链圆，而这也就使发电机侧变流器实现了对期望的定子三相交流电压的追随。电网系统瞬态短路而引起的电压暂降在实际运行中是经常出现的，而其中绝大多数的故障在继电保护装置的控制下在短暂的时间（超过0.8）内能恢复，即重合闸。在这短暂的时间内，电网电压大幅度下降，风力发电机组必须在极短时间内做出无功功率调整来支持电网电压，从而保证风电机组不脱网，避免出现局部电网内风电成分的大量切除而导致的系统供电质量恶化。德国等欧美国家都对于风电机组的低电压穿越能力做出了强制性的规定。随着近年中国风电的迅速发展，某些局部地区已经出现的风电装机容量过高，也出现了多次在电网瞬态短路时大量风电切出电网的事故。我国也有一些现行标准如《T19963—2011术规定》和《国家电网公司风电场接入电网技术规定实施细则（2009）》都体现了相应的要求。以德国E.ON公司2006年电网规约对风电机组LVRT能力的具体要求[9]为例，如图4-18图4-18德国E.ON公司对风电机组的低电压穿越要求发电机组不应脱网，但如果因为电网或者发电机组的原因不能维持连接电网，那么在.公司的允许下，可以改变限制线2时要降低重合闸时间并保证在故障期间有最小的无功功率输出。并且重合闸和机组的无功功率输出必须发生，以便机组满足在接入点的电网要求。对于所有在故障中未脱网的机组，在故障清除后应能立即以每秒20%在电压跌落时，机组必须发出无功功率来支撑电压。当电压跌落超过10%时，机组必须进入电压支撑控制模式，在识别到电压跌落的内必须实现对电压的控制。在机组出口的低压侧实现电压每跌落额定电压的1%就能提供额定电流2的无功电流，在必要的情况下，要能输出至少额定电流100%的无功电流。《GB/T19963—2011风电场接入电力系统技术规定》要求比较简单（见图4-19），主要在于我国风电技术水平和先进国家还存在一定差距，具图4-19《GB/T19963—2011（一）图420是笼型异步发电机的电磁转矩-转差率的关系曲线10，如接入点电压高则曲线也较高，在正常运行区域近似有∝2步发电机稳定运行于曲线上的a点，转差率为a，在机端电压下降时，将造成发电机电磁转矩下降，输入机械转矩产生的过剩转矩导致异步发电机转子加速，转差率在数值上开始增大。故障消失后，机端电压恢复，设异步发电机的转差率为b，这时由于电磁转矩大于输入机械转矩，转子开始减速，转差率在数值上开始减小，从b点沿着曲线回到a点，机械转矩和电磁转矩平衡，但由于惯性转子继续减速越过a点，机械转矩大于电磁转矩，转子又开始加速，最终经过一系列振荡稳定在原来的运行点a。图4-20（二）图4-21双馈异步发电机组的有源Crowbar步补偿器（）状态，输出动态无功功率。由于同步发电机组所配备的变流器容量等同机组容量，所以发出无功功率的容量也比双馈异步发电机组更大，更有利于电网电压的恢复。图423是电网低电压跌落过程中，风电机组输出有功功率和无功功率的变化过程。在电网电压恢复后，系统能很快恢复正常运行时的有功易引起机组传动系统振荡，过慢则影响电力系统的有功功率平衡。图4-22图4-23低电压穿越过程中的有功功率-风电场的动态调控和在紧急情况下处理能力的要求将成倍增加。通常认为风电场的穿透功率极限在10%左右，即风电在局部电网容量中超过这一比例时将无法保证电网的稳定，但这也取决于局部电网的特性和控制能力。目前《GB/T19963—2011（一）（二）风电场的无功容量应按照分（电压）层和分（电）对于通过220k（或330k）风电汇集系统升压至500k（或750k）电压等级接入公共电网的风电场群中的风电场，其配置的容性无功容自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的全部充电无功功率。二次调频主要是在大的功率失衡出现后，保证在每个控制区内的功率平衡恢复到所编排的发电计划中的约定值。二次调频是通过每个控制区内的中央（uocnonono，自动发电控制）来自动控制的，其动作时间从几十秒到15。三次调频，又称15n备用，通常是由控制区内的调度手动调节，来替代二次调频，这样被占用的二次调频备用容量可重新供应。3%。相对于常规发电厂跳机的影响，风力发电预测误差的短期波动是较小的，故风力发电对二次调频没有更高的要求[11]目前，《GB/T19963—2011风电场接入电力系统技术规定》中也已经对风电场有功功率调整提出了明确的要求[12]：（一）风电场应符合DL/T1040的规定，具备参与电力系统调频、调峰和备用的能力。（二）表4-1（三）在《国家电网公司风电场接入电网技术规定实施细则（2009）（一）图4-24（二）风电场投运前，应完成有功控制系统控制指令核对工作，并完成有功控制系统开环试验。当接入同一并网点的风电场装机容量超过40W时，需向调度机构提交场内测试报告（包括有功控制系统性能指标），完成闭环试验；当累计新增装机容量超过40W时，则需要重新提交正式检测报告并试验。周期载荷：即按一定周期重复的载荷。引起周期载荷的因素主要有叶片的重力影响、风剪切、塔影效应、偏航误差、主轴的上倾角、尾流速度分布等。对于三叶片风力发电机组而言，对结构影响最大的是频率为风轮旋转频率（1）以及该频率3倍（3）和该频率6倍（6）周期载荷。一、变速风力机的转矩-转矩转速特性曲线是对变速风力机实施控制的依据。由第四章的图413可知，风电机组的稳态运行轨迹可为图中的或。如采用的控制方式，在段和段将出现同一转速上大范围的转矩变化，这对于实时控制是不利的，因而需要先进的控制技术支持；而传统的变速恒频风力发电机组大多采用的控制方式，这样在稳态运行曲线上，转矩和转速可以得到一一对应的关系。Z3：以CPmax图5-1变速风力机的转矩-CPmax图5-2事先根据叶片特性计算出最优的叶尖速比op和最优功率系数x知获得最大功率下的理想发电机电磁转矩。但是，如果叶片制造厂商给出的特性参数有偏差，则可能损失一部分发电量，也会导致机组不断追寻永远得不到的最优运行工作点。三、滤波器图5-3图5-4图5-5所示是ω0点即对应图5-1中F点的发电机转速，为实现变桨和转矩控制效果的平滑过渡，可采用对其各自的PI（ω1～ω2）图5-5图5-6图5-7图5-8为此，图59说明了x曲线上、下侧获得95x、97x和99x的运行曲线。可见，当机组动态运行在x曲线上侧时，很容易造成气动效率下降；而机组动态运行在x曲线下侧时，气动效率下降较缓慢。因此，如果将机组实际的运行曲线设定在稍低于x曲线的轨迹上，是有利于提高整个运行范围内的气动效率的。图5-9图5-10图511中，机组由变速区域过渡到额定点的轨迹为′′，虽然最终的额定运行点是一样的，但′′段没有运行x曲线上。在点，机组就达到了额定转矩，之后的′段，机组以恒转矩运行。可见在过渡过程中，变桨调节只参与了最后一部分，简化了控制系统算法，且由于′之间的转速差而存在较大的调节裕度，但也不可避免地带来了一部分功率损失。图5-11为达到理想的平稳过渡效果，可以选择在到达额定点以前就提前变桨，如图51所示。控制风轮吸收的机械功率，限制风轮过大的动态惯性能量冲击，这样的控制方法可以有效地增强系统可控性和可靠性，但是带来的不利因素是将提高机组的额定风速，也即提高了域的长度。尽管如此，目前大多数的变速恒频风电机组还是采用了这样的过渡方式，毕竟在额定点控制瞬态载荷是非常重要的，而且事实上采用这样的过渡方式带来的功率损失也很小。图5-12过渡区域提前变桨调节对功率和CP（一）式中，a1，a2，…，an和b0，b1，…，bm为由系统结构决定的实常数，m≤n（二）略去含有高于一次的增量Δx=x-x0y-y0=Δy=KΔx（6-式中，y-y0=Δy=K1Δx1+K2Δx2（6-y0=f（x10，x20）（6-式中，；图6-1（一）环系统对于达到单位增益时具有180的相位滞后，则系统会变得不稳定，相角裕度给出了实际系统的开环增益在单位增益时的相角和180的差值。尽管没有标准的规定，通常推荐45的相角裕度。类似地，增益裕度表示当开环相角穿越180时的开环增益，通常推荐至少有几分贝的增益裕度。闭环阶跃响应通过系统对于风速的阶跃响应，显示控制器的效力。例如，调试变桨控制器时，风轮转速和功率偏差应当迅速平滑地图6-2（二）反馈校正系统|G2（jω）Gc（jω）|＞＞1（6-9）|G2（jω）Gc（jω）|＜＜1（6-11）G（s）≈G1（s）G2（s）（6-12）反馈回路的开环幅值远大于1的条件下，局部反馈回路的特性主要取决于反馈校正装置，而与被包围部分无关。适当选择反馈校正装置的形式和参数，可以使校正系统的性能满足给定指标的要求。|G2（jω）Gc（jω）|＞1（6-这样做的结果会产生一定的误差，特别是在2（）c（）1的附近。可以证明，此时的最大误差不超过3d，在工程允许误差范围之内。（三），其中系数a＞1（6-图6-31）根据Gc（jωc）G0（jωc）=1·ej（-180°+γ）（四）由图55定风速时相比，这时需要更高的控制器增益。在风速超过额定风速时，桨距角的很小变化就会对转矩产生很大的影响，通常情况下，转矩随桨距角变化的敏感性呈线性变化。因此，可以通过改变控制器的总体增益使其与桨距角成反比的关系来补偿转矩的波动。这种根据运行点对控制器增益进行修正的规则称为增益规则表。但气动推力对桨距角的变化的敏感性则是另一种方式，由于它和变桨控制密切相关并对塔架动态特性造成直接影响，所以需要进一步修改增益规则以保证在所有的风况下获得良好特性。（一）观测器已知动态特性的子集可以用来估计一个特定的变量。例如，某些控制器使用风速观测器通过测量功率、转速和桨距角来估计影响动态特性的任何随机变化的信息，如测量信号中的噪声，并通过数学最优方法来得到最好的状态估算。状态估算基于对随机输入信号的高斯特性的假设，因此可以按高斯输入建立风速模型，这样就有可能详细地研究输入风力的随机特性，这一方法甚至还可以扩展到包括叶片穿越效应。选择的成本函数最小化。如果成本函数被定义为状态量和控制动作的二次函数，则它与计算最优反馈规律直接相关，被定义为反馈定律，所产生的控制信号是状态变量的线性组合，并使成本函数最小化。由于这种控制器要求一个线性化（non）的模型，且具有一个二次图6-4LQGu（k）=-Kx（k）（6-21）J=xTPx+uTQu（6-v=Cvx+Dvu（6-23）v vJ=vTRv+uTSu=xTCTRCx+uTDTRDu+uv vv vP=CTRC且Q=DTRD+v v所设计的控制器来实现增益调度控制。这一技术的发展，加速了对线性参数变化（LinearParameter-Varying，LPV）系统的研究。x——系统的状态；z2和z∞——基于对非线性模型的一阶泰勒级数展开，可以用雅可比（obn）线性化方法来建立建立一系列的线性模型来表征整个系统的非线性特性，以调度参数表示，则该参数满足（（），u（），0）0。在一系列稳定点的线性模型集合可以表述为式中，e代表在稳定点（x（），u（））的雅可比因数。在生成模型之前，调度参数必须被确定，这样风电机组运行轨迹上的一系列稳定点也可以被确定下来。由于风电机组的运行区域根据风速大小被分解为三个部分，从而设置参数n，x也可以分解为三个子集：在运行区域的交越点上，ρ2min=ρ1max，ρ3min=ρ2max。那么在考虑到风力发电机组特性后，对每个运行区域，式（6-27）Ai（ρ）=Ai，0+ρAi，1（6-图6-5图6-6C（s）=G（s）E∗（s）（6-E（s）=R（s）-B（s）=R（s）-G（s）H（s）E∗（s）（6-34）E∗（s）=R∗（s）-GH∗（s）E∗（s）（6-35）的表达式能够插入到一个函数中，如（），它代表一个连续时间函数，将表达式有理化，就产生函数（），它代表一个离散函数。双线性变换法的一个优势是相对容易实现，相比于精确域传递函数的响应来说，双线性变换法的和VisualC++6.0Bladed是英国GarradHassanandPartnersLimited公司（\h）开发的用于风电机组设计的专业软件，已通过GL（德国劳埃表6-1Bladed图6-7Bladed了“SteadyPowerCurve”所有的数据，具体定义项如图6-9所示。此时位于右侧的指示灯为绿色，单击“RunNow”就可以计算“SteadyPower图6-8图6-9二、使用Bladed软件的载荷计算过程图6-10表6-2表6-3表6-4表6-5表6-6表6-7表6-8表6-9表6-10表6-11表6-12生成DLC1.1、DLC1.2等正常发电工况仿真计算所需要的正常湍流风（NTM）文件（Windfile），以IECⅡA等级下6m/s为例，相关参数图6-11定义正常湍流风窗口图6-12定义正常湍流风窗口图6-13定义极端湍流风窗口图6-14定义极端湍流风窗口图6-15定义极端湍流风窗口图6-16图6-17图6-18风电机组Campbell图（彩图见封二表6-13①风电机组在额定风速12m/s（续表6-14①风电机组在切出风速25m/s（续例如，风电机组风轮转速为9.6r/min时，P=9.6/60=0.16Hz。此时见表6-13，塔架前后一阶频率（Towerfore-aft1）为0.40Hz，即相对于风轮内，出现了3P的整数倍频率，那就要看相应的阻尼比（Dampingratio），阻尼比越小，引起的共振就越大，这是在设计中需要考虑的问题，如第六步：编制载荷工况。根据GL2003标准中的第四部分LoadAssumptions，规定了风电机在设计时需要考虑的载荷工况，具体内容见表6-表6-15（续（续注：1.疲劳局部安全因素（Partialsafetyfactorforfatiguestrength）。2.地震局部安全因素（Partialsafetyfactorforearthquakes）。①如果没有定义切出风速vout，就用vref②三种载荷情况——覆冰、温度影响、地震（可能地震），DLC：设计载荷工况（DesignloadECD：极限风况+阵风+风向改变（Extremecoherentgustwithdirectionchange）；ECG：极限风况+阵风（Extremecoherentgust）；EDC：极限风况+风向改变（Extremedirectionchange）；EOG：极限风况阵风运行（Extremeoperatinggust）；EWM：极限风速模型（Extremewindspeedmodel）；EWS：极限风剪（Extremewindshear）；NTM：正常湍流模型（Normalturbulencemodel）；NWP：正常风轮廓模型（Normalwindprofilemodel）；F：疲劳强度（Fatiguestrength）；U：极限强度（Ultimatestrength）；N：正常+极限（Normalandextreme）；表6-16DLC6.1读入湍流风模型后如图6-19所示，Winddirection按照偏航误差设置。同一种风，由于风种子、偏航误差等不同，要求有多个风况，所以一图6-19图6-20图6-21图6-22设置安全系数表6-17塔架根部极限载荷（续图6-23ZB—沿叶片（桨距）轴指向叶尖XB—垂直于ZB指向下风方向YB—根据右手定理，垂直于ZB和图6-24—沿主轴指向下风方向—垂直于，和叶片1一起在垂直平面内指向上方—根据右手定理，垂直于和，沿水平方向风轮转动时：XN—沿主轴指向下风方向ZN—垂直于XN，和叶片1一起转动，如果锥角为零则与翼展方向相同YN—根据右手定理，垂直于ZN和后再对部件提出载荷要求。整个过程是螺旋上升的过程，具体流程如图626所示。如计算出塔架根部的载荷，可以设计基础及塔架的法兰；计算出桨叶根部的载荷，可以提出变桨轴承的载荷要求等。经过一系列的计算，可以得出各个部件的相应的载荷要求，最后形成统一的载荷报告。图6-25XT—ZT—YT—图6-26Bladed一、确定最佳叶尖速比PerformanceCo-efficients计算项中，改变桨距角（PitchAngle）的数值：-0.5、0、1、1.5、2等，分别计算出一组数据，具体设置如图6-27所图6-27CPmax图6-28CP-λ由风电机组特性（详见第三章第一节）P=ωgT（6-由表62可知风轮半径38.5，表66可知齿轮箱传动比10，采用查表法得，控制风电机组以最佳运行的范围为1250～1650，机组运行范围为1200～1800n。结合式（64）、式（644）和式（645）可以得出以下结果，见表61（空气密度取标准空气密度1.225kg3）。表6-18图6-29图6-30将已有的风电机组数据代入式（6-49），可得Kopt=0.10236N·ms2T=0.10236ω2g（6-d的最优控制设置如图631所示，转速范围可以控制在1200～1800n内。风电机组在并网转速和额定转速之间，通过式（64）来控制，达到额定转速后用恒转速控制。图6-31图6-32图6-33

图6-34图6-35CP图6-36上一节的最优控制是基于d软件自身携带的控制器完成的。尽管dd提供完整的内置控制器，它包括正常发电也包括监控系统，但是在实际应用中不同的风电机组制造商使用的控制算法有很大不同。控制器细节可能显著影响机组的载荷和性能，d望的控制算法来设计控制器。用户自定义控制器可用任何编程语言编写，即可以编译成或者ndo可执行程序，通过对共享文件读写进行数据交换；也可以编译成32位动态链接库程序。动态链接库更好，因为它的运行速度较快并且与d的通信方式更可靠。本节的控制器是采用ul 编写文件作为外部控制器来控制风电机组的运行。vun1字符数组的第一个记录的地址，该数组存放模拟计算名，名称以完整的路径开头，在该路径存放模拟计算结果。这可以和模拟计算结果一起写入永久记录。结果应存放在一个文件中，该文件名（包括路径）由”中的字符加上.xxx的扩展名组成，这里xxx为任何合适的扩展名，但不能以开头。名称中的字符数量由表61给出。另外，可能送信息回d并和其他模拟计算结果一样存储为输出结果。详见表619。表6-19“avrSwap”数据定义（续（续（续（续①此表为Bladed3.72②表示VisualC++的数据序号是以0开始，不是以1开始，故与《usermanual3.72》不同，数据序号都要+1下面是一个没有任何控制功能的VisualC++ul编完控制器算法后，编译成文件为.，dd读入，如图637所示。由上一节可知，最优控制比查表法控制要好，但是控制算法就比较复杂。上一节最优控制的控制器是采用d自带的控制器，下面要采用外部控制器，即刚编译完成的.文件。控制器的性能优劣要看系统的稳态和暂态响应。dd软件的稳态计算，不需要用到外部控制器，即外部控制器的dd稳态模拟计算结果和d自带的控制器的计算结果是相同的；不同的是系统的暂态响应过程，风电机控制器性能的优劣主要表现在如何对突然来的阵风扰动有一个较好的响应。图6-37图6-38在式（651）的暂态风的扰动下，风电机组只是按照式（65）给定发电机转矩进行控制的话，风轮的转速变化和桨距角变化如图639所示，导致发散振荡，系统不稳定。我们将此策略称为ge1虑彼此之间的影响。图6-3911.5m/s阵风，Stage1若按ge1性体，风轮转速的变化滞后于风速的变化。由图639可以看出，风轮转速的变化相对于风速的变化有一个时间的滞后Δ1，桨距角的变化相对于风轮转速的变化也有一个滞后Δ2，从风速的输入到风轮转速通过调节桨距角的输出一共滞后Δ1Δ2。由控制理论可以知道，滞后环节不利于系统的稳定。为了风电机组的稳定运行，应考虑到桨距角和发电机转矩的耦合控制，以它们的互相协调来避免系统失稳，将此策略称为ge2态下，考虑到通过调节桨距角来调整风轮功率的作用远滞后于发电机转矩的调节，那么可以在风轮转速波动时首先投入发电机转矩调节，当风轮转速偏离当前桨距角对应的稳态风轮转速较大程度时，才进行变桨距操作。如图640所示，风轮转速和桨距角不再出现振荡，系统在暂态风的扰动下可以恢复稳定。但可以发现，风轮最高转速可达到22.8，大的惯性机械能量。图6-4011.5m/s阵风，Stage2为避免系统的超调，可以根据发电机功率和转速的变化来提前调整桨距角，将此策略称为Stage3，如图6-41以上是风况为阵风情况下的系统响应，研究机械部件的振动需在3D湍流风的模型下进行。使用Stage3的控制策略，分别在12m/s和24m/s的图6-4111.5m/s阵风，Stage3图6-4212m/s和24m/s湍流风，Stage3由图642可以看出，一共有4个频率振动比较集中，分别是1、2.29、2.78、5.13z，这些频率和传动链的机械特性相关，可以在转矩调整中采用一些滤波算法，调整传动链的动态阻尼，规避和削弱这些振动，此控制策略称为ge4，模拟结果如图64所示。在12s的风速下，ge3和ge控制策略的比较如图644所示。由图6-44可以看出，Stage4可以明显改善在上述4个频率段的振动密度，从而减轻齿轮箱的疲劳载荷。但是通过模拟发现，Stage4的控制策略在11m/s阵风的情况下，风轮转速、桨距角响应与Stage3的情况几乎一模一样，如图6-45所示。图6-4312m/s和24m/s湍流风，Stage4图6-4412m/s湍流风，Stage3与Stage4图645和图64几乎一样的原因是ge4的控制策略只是增加了对上述4个频率的作用，其他的和ge的控制策略一样，所以在风轮转速与桨距角相应时就没有太多的作用。由图641和图64还可以看出，在时间为16～26时，桨距角的调节还是比较大的，此时相对应的风轮转速变化也很大，导致整机振动加剧。原因就是ge3和ge的控制方式中没有考虑到桨距角对于功率调整作用的非线性（见图311）。我们将桨距角调整的非线性特性加入到控制策略，称为ge5。图6-4511.5m/s阵风，Stage4按照ge5的控制策略，发电机的功率变化如图64定。由前面的章节可以知道，风电机组运行低于额定转速时按获得x的转矩转速曲线来控制，达到额定转速后按恒定功率输出的目的来控制。图647是在11.5的风速下的阵风响应，整个风速变化的过程中有一部分小于额定风速的，故功率变化是可以理解的。图648是采用24s的3湍流风模型来模拟ge控制策略的结果。7控制策略，让变桨速率的频谱密度有所改善，同时也是为了减小3P和6P的周期载荷影响。图6-50是24m/s的3D湍流风下的Stage6和Stage7的变图6-4611.5m/s阵风，Stage5图6-4711.5m/s阵风，阵风Stage5由于变桨速率的频繁变化，造成塔架的振动频繁，为此，我们在g7的基础上，增加了以桨距角调整为手段来对塔架前后振动进行抑制的控制策略，动态调整塔架振动阻尼，称为ge8。在ge控制策略下，观察塔架振动情况，机舱的x方向的位移变化情况如图65所示。采用ge8控制策略，增加了对塔架振动的控制，机舱的方向的位移变化情况如图652所示。图6-4824m/s湍流风，Stage5图6-4924m/s湍流风，Stage6图6-5024m/s湍流风，Stage6和Stage7图6-5124m/s湍流风，Stage7策略下机舱的x图6-5224m/s湍流风，Stage8策略下机舱的x方向的位移变化表6-20控制策略图6-53CD：最佳CP区，按T=Koptω2控制；图6-54转速恒定区转矩控制图（BC段 此时风力发电机的转矩在-1854N·m～Koptω2范围内， 来控制若T＜-1854N·m，则风力机停机；若T≥Koptω2，则按TCD=Koptω2输出发电机转矩。这样就可以从BC段平滑地过渡到CD。风力发电机的转矩在Koptω2～8488N·m图6-55转速恒定区转矩控制图（DE段图6-56图6-57三、线性化设置图6-58Bladed图6-59图6-60functionsys=GetOpenLoopPlant（G，iWind，InputName，OutputName）G——mod1.matiWind——InputName——OutputName——就可以看到如下结果（开环传递函数确定开环传递函数后，利用Matlab2007软件自带的SISOTOOL工具，即单输入-单输出控制系统调整工具。在Matlab的CommandWindow中图6-61图6-62SISOTOOL图6-63传动链阻尼零极点配置图6-64传动链阻尼零极点配置图6-65齿轮箱转矩变化（式（6-图6-66齿轮箱转矩变化（式（6-第一节大型风电机组独立变桨控制技术理论研究由于风剪切、塔影、偏航误差、风湍流等因素会使风轮扫风面内的风速分布不均衡，图71面内的风速分布不均衡会使大型风力机的风轮产生不均衡载荷。风轮上的不均衡载荷会给变桨轴承、轮毂、主轴、偏航轴承、塔架等关键部件造成很大疲劳载荷。图7-1u=u1（h/h1）γ（7-式中σ——风速相对平均风速的标准方差u——Iu——平均风速为本章采用的坐标系如图72所示。忽略尾流效应和不稳定的空气动力学特性，假定轮毂为0。在风轮旋转坐标系上，叶根坐标系和风轮旋转坐标系为一个坐标系，根据叶素理论可知，第片桨叶根部上的面外方向（outofpn）力和力矩、面内方向（npn）的力和力矩与叶片面外方向的相对有效风速及节距角关系式为图7-2a）b）c）d）e）hMY、hFX、hMX、hFY、kMY、kFX、kMX、kFY——分别是工作点附近线性化处理后的系数（ 在轮毂固定坐标系上（见图72），风轮的气动力矩，轴向力，倾覆力矩（即轮毂固定坐标系上的），偏航力矩（即轮毂固定坐标系上的）分别为 1 nJ=Jr+n2J+…+n1 nTg——由式（711）和式（712）可知，塔架运行方程和输出方程是关于风轮方位角的线性时变方程，可以参照电机学矢量控制中常用的坐标变换，将塔架运行方程和输出方程变换为关于风轮方位角的线性时不变方程。选用的坐标变换又称k标系与轮毂固定坐标系之间的变量变换。所采用Park坐标变换矩阵P和逆矩阵P-1其中，βcm、ucm、Mcm 由图7-2与式（7-5）和式（7-15）分析可知，轮毂固定坐标系上Mcm、Mcm 根据式（7-18）～式（7-21）可知，输出变量（反馈变量）风轮转速ω、轮毂倾覆力矩Mtilt、偏航力矩MYaw与输入变量βcm及干扰输入变量ucm有关，以上变量都是轮毂固定坐标系上的变量。但除了风轮转速ω，其他输入输出变量都不是本控制器实际选取的输入输出变量。本控制器根据以上分析及式（717）、式（720）和式（721）分别设计出独立变桨控制器的三个控制环，根据式（717）根据式（720）设计出用于减小轮毂倾覆力矩的载荷控制环，根据式（721）设计出用于减小轮毂偏航力矩的载荷控制环，式（719）一般不用于独立变桨控制。四、1P 分析式（7-24）、式（7-25），kMZ、hMZ是在工作点附近线性化处理后的系数，ucm、ucm是干扰输入，因此式（7-24）、式（7-25）分别代表单输入单输出的线性系统，因此载荷控制器的设计原理是：在干扰输入ucm、ucm作用下，通过对Mcm、Mcm的反馈，经PI控制器调节 分析式（7-27）中的ucm等式和式（7-17）可知道，在转速控制环中 （t）（即0P）谐波分量是直接转换为ucm，与方位角φ 6P，…谐波）会变换为关于φ时变的ucm，这些谐波分量主要是由风剪切、塔影效应等因素所引起的，转速控制环不需要对这些谐波分量响应（因为对这些谐波分量的响应会导致过多无效的变桨动作，会加快变桨机构的磨损），因此需要设计滤波器滤掉、，…分量，但由 在分析式（7-27）中的ucm、ucm等式可知道，（即 没有物理意义，不考虑）谐波分量是直接转换为ucm ucm，即与ucm和ucm成比例，与方位角φ无关，即转换为0P谐波分量 、（即2P和4P）谐波分量变换为ucm和ucm3的3P谐波分量 、（即5P和6P）谐波分量变换为ucm ucm的6P谐波分量。通过载荷控制环的PI控制，可以有效补偿 五、2P 没有物理意义，不考虑）谐波分量是直接转换为 和ucm2，即与ucm2和ucm2成比例，与方位角φ无关。通过载荷控制环的PI控制，可以有效补偿 因此这种载荷控制称2P控制。根据式（7-27）可知，通过2P控制，可以减小Mcm、 根据第一节的理论分析可知，独立变桨控制需要McmY2、McmY3的反馈（测量），而McmY2、McmY3图7-3叶片根部载荷测量指的是叶片根部面外的弯曲力矩MYi测量，一般通过测量叶片根部挥舞力矩 Medgei（edgewisemo-ment）计算出面外弯曲力矩MYi（outofplantbendingmoment），MYi=cosβiMflapi-sinβiMedgei（7- 然后在通过式（7-22）得出需要Mcm、Mcm 主轴载荷测量是测量主轴的MYshift和MZshift弯矩，Mcm、Mcm 三、基于轮毂载荷测量（固定坐标系上 固定坐标系上的轮毂载荷测量是指测量轮毂倾翻力矩Mtilt和偏航力矩MYaw（实际当中是比较难直接测量的），Mcm、Mcm通过式（7- 塔顶载荷测量是测量塔顶的Mo和Mo弯矩，为了求得、Mc3，需要消除偏移量，因此还需测量出轮毂中心（旋转坐标系中）的、、、M2、M3的计算公式为c——图7-4图7-5在风速较小，发电机的输出功率未达到额定功率前，应尽可能将风能转化为输出的电能。从图75上看，在桨叶节距角0时，相对最大。因此协同变桨控制过程就是始终保持桨叶节距角0。而当尖速比为op时，风能利用系数为最大x。因此通过变速恒频技术，根据风速相应控制风轮转速，使风力机始终运行在最佳尖速比op附近，这样就可以使发电机工作在最佳功率状态。在这个控制过程中，不断追踪最佳功率曲线实际上就是要求风能利用率恒定为x，也可称此过程为恒x控制过程。把风速v、方位角作为控制器的干扰量，节距角作为控制量，M和M作为输出量（反馈量）。那么式（739）表示的是一个多变量输入输出的系统，因此不能直接用经典控制器来实现控制功能，而需要用现代控制理论来设计复杂的控制器。但风力机的精确建模比较困难，用现代控制理论设计控制器比较难实现，且实用性差。用Park变换对式（7-39）进行变换。选用的Park变换P和逆变换P-1式中，βcm、vcm、Mcm分别为Park变换后的节距角、风速、载荷。 观察式（7-45），把Park变换后的风速vcm、vcm作为干扰量，把Park变换后的节距角βcm、βcm作为控制量，M和M 图7-6根据线性化模型，利用软件进行控制算法的设计，然后进行非线性仿真，在确定各项性能指标和疲劳、极限载荷等均满足设计要求后，编制控制软件，进行工厂动态性能测试，根据测试结果再次调整控制算法结构或者参数，满足要求后再进行现场样机测试，如此反复的过程即是算法设计的过程，利用经典控制理论和现代控制理论保证了算法设计的科学性和实用性。本章以ndy1.5控制软件设计方法。用Bladed软件完成Windey1.5MW机组的建模，利用该模型完成独立变桨算法设计，并通过仿真评估采用独立变桨控制技术后的效果。Windey1.5MW风电机组主要运行参数如下：额定风速（稳态额定风轮转速：17.23n；最小节距角：0；图7-7图7-8输入变量选取：风速给定（协同风速给定、各桨叶风速给定）、桨距角给定（协同桨距角给定、各桨叶桨距给定）输出变量选取：发电机转速、各桨叶根部弯矩（载荷）图7-9Windey1.5MW机组Campbell图（彩图见封二表7-1机组在稳态12m/s表7-2机组在稳态25m/s协同变桨控制实现功能：既实现风电机组的功率控制。通过协同变桨控制，在低于额定风速时，控制各叶片始终处于最佳节距角附近，以实现最大能量捕获；在高于额定风速，通过协同变桨控制，使发电机输出功率保持稳定。实现协同变桨控制主要包括两个控制：转速-环（控制）和转速-变桨控制环（控制）。为了整定出转速-转矩控制环和转速-变桨控制环的和滤波器参数，首先必须得到转速转矩控制环和转速-变桨控制环传递函数，因此可以借助软件的线性控制处理工具对上述构建的独立变桨控制系统数学模型进行处理得到转速-转矩控制环和转速变桨控制环传递函数。12m/s风速时，Windey1.5MW机组的转速-变桨控制环开环传递函数（Mat-lab软件中25m/s风速时，Windey1.5MW机组的转速-变桨控制环开环传递函数（Mat-lab软件中图7-10所示为6m/s风速时，Windey1.5MW机组的转速-转矩控制环开环伯德图（配置完PID和滤波器参数后），从图可知，转速-转矩控制图7-10转速-转矩控制环的根轨迹图和开环伯德图（风速a）b）图7-11图7-12Windey1.5MW机组的转速-变桨控制环开环伯德图（配置完PID和滤波器参数后），从图中可知，转速-转矩控制环具备足够的稳定裕量，稳定偏差变桨控制环的控制器（d轴和q轴控制器）大型风电机组的独立变桨控制系统解耦为功率变桨控制环和偏差变桨控制环，通过功率变桨控制环实现功率控制功能，功率变桨控制环输出的是三桨叶期望桨距角的相同部分；通过偏差变桨控制环，实现减小风轮不均衡载荷，进而减小风电机组关键部件载荷，偏差变桨控制环输出的三桨叶桨距角的期望补偿值（见图74）。可以用k坐标变换和逆变换，实现了将偏差变桨控制环（多变量输入输出非线性复杂系统解耦为两个单输入单输出线性系统，实现采用经典控制理论设计相关控制器，提高独立变桨控制技术的工程实用性。图7-13转速-变桨控制环的根轨迹图和开环伯德图（风速a）b）图7-14转速-变桨控制环的根轨迹图和开环伯德图（风速a）b）在中，利用经典控制器设计工具（根轨迹、伯德图、阶跃响应等），配置出相应的d轴载荷控制环和q轴载荷控制环的控制器参数。图715所示为15风速时，ndy1.5机组的d轴载荷控制环开环伯德图（配置完D和滤波器参数后），从图可知，d轴载荷控制环具图7-15d轴载荷控制环的根轨迹图和开环伯德图（风速a）b）ξ1、ξ2——阻尼；7.φ0=ωτ（7-图7-16图7-17电动机驱动方式。图718所示是典型的电动变桨系统三维图。由于电动变桨驱动方式易于实现复杂、快速的控制目的，可靠性高，比液压变桨更为普遍。图7-18图7-19图719所示是典型的1500k器采用两个编码器，分别安装在变桨齿轮侧和电动机输出轴上进行冗余测量，采集和计算桨距角。伺服电动机通过主动齿轮与桨风轮毂内齿环相连，带动桨叶进行转动，实现对桨距角的直接控制。内齿环与一个塑料小齿轮啮合，带动编码器直接测量桨距角。变桨控制是依据安装在发图7-20本节介绍利用GHbladed3.72软件，对独立变控制技术进行仿真分析研究。仿真模型是以Windey1.5MW机组为例子，控制器的时间步长为图721、图72分别是12s、20平均风速湍流风工况下，采用独立变桨控制（）和采用协同变桨控制（）的输出桨距角差异比较。为了更清楚比较两种控制策略间的输出桨距角差异，图721、图72中的图b截取了图a中前100时间轴的数据。从图中可以知，独立变桨距角，其频率为1（风轮转频），幅值是变化的。图7-21独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）桨距角比较（平均风速12m/s）（彩图见封三图7-22独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）的桨距角比较（平均风速20m/s）（彩图见封三图7-23独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）变桨速率比较（平均风速图723、图72分别是12s、20平均风速湍流风工况下，采用独立变桨控制（）和采用协同变桨控制（）的变桨速率比较。从图中可以知，采用独立变桨控制（）后，变桨速率增加较多，即变桨更频繁了，这就会加7的发热。图7-24独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）的变桨速率比较（平均风速图7-25独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）控制效果比较（平均风速图7-25独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）控制效果比较（平均风速12m/s）（续图725、图72分别是12s平均风速湍流风工况下，采用独立变桨控制（）和采用协同变桨控制（）的控制效果比较，分别比较了桨叶根部载荷（de1M）（见图）、风轮旋转坐标系载荷（onghub和M）（见图b、c）、轮毂固定坐标系统载荷（onyhubM和M）（见图d、）、发电机转速（见图f）、发电机功率（见图g）。从图可知，采用独立变桨控制（）旋转坐标系载荷、轮毂固定坐标系统载荷都有明显减小，效果显著。而发电机转速和发电机功率几乎不变。图7-26独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）控制效果比较（平均风速图7-26独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）控制效果比较（平均风速20m/s）（续图7-26独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）控制效果比较（平均风速20m/s）（续图727是从频域上分析采用独立变桨控制（）和采用协同变桨控制（）的控制效果差异。图中分别分析了桨叶根部载荷（de1M）（见图a）、风轮旋转坐标系载荷（onghubM）（见图b）、轮毂固定坐标系统载荷（onyhubM）（见图）和变桨速率在频域上差异（见图d、e）。从图中可知，采用独立变桨控制（），主要减少了桨叶根本载荷和风轮旋转坐标系载荷的1（风轮转频）分量；主要减小了轮毂固定坐标系统载荷的低频分量（表示平均值）；主要增加变桨速率1（风轮转频）分量。综上所述，采用独立变桨控制可以有效减小叶片根部载荷M、风轮旋转坐标系载荷M与波动（1谐波分量），定坐标系载荷M与M的平均值，即可以减小风轮上的不均衡载荷。仿真结果还表明，且采用独立变桨控制基本上不影响发电机转速和功率的控制效果，即不影响协同变桨控制的功能。但采用独立变桨增加了变桨动作幅值和速率，且增加的变桨速率较多，这就会加剧变桨轴承和变桨减速机的磨损，增加变桨电机的发热。图7-27独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）图7-27独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）频域比较分析（续图7-27独立变桨控制（IPC）和协同变桨控制（CPC）频域比较分析（续S-Nslope=4和S-Nslope=10）表7-3S-Nslope=4当量等效载荷比较（20年表7-4S-Nslope=10当量等效载荷比较（20年表7-S-Nslope=4当量等效载荷比较（20年表7-6S-Nslope=10当量等效载荷比较（20年表7-7S-Nslope=4当量等效载荷比较（20年表7-8S-Nslope=10当量等效载荷比较（20年表7-9S-Nslope=4当量等效载荷比较（20年表7-10S-Nslope=10当量等效载荷比较（20年表7-11S-Nslope=4当量等效载荷比较（20年表7-12S-Nslope=10当量等效载荷比较（20年图7-28疲劳载荷对比情况（20年生命周期a）S-N图7-28疲劳载荷对比情况（20年生命周期）（续b）S-N图7-29图7-30图7-31图7-32图7-33五、采用独立变桨控制技术对变桨系统影响（见表7-表7-13（续第五节基于LGQ大型风电机组的独立变桨控制系统是一个复杂的非线性及多变量输入和输出系统，虽然可以用k立单输入单输出系统（d轴载荷控制和q轴载荷控制），实现用经典控制理论设计d轴载荷控制器和q轴载荷控制器。但从上述理论分析可知，d轴载荷控制和q轴载荷控制之间存在一定耦合关系，因此考虑采用现代控制理论设计控制器，以实现独立变桨的最优控制，并比较采用和采用控制器的独立变桨控制效果。一、采用LQG大型风电机组独立变桨控制系统线性化后的状态空间方程为y′——预测的输出矢量；J=xTPx+uTQu（7-53） Q——正定的控制加权矩阵，系统最优控制目标就是使J最小，并得到u控制矢量（指的是d轴桨距角要求βcm和q轴桨距角要求βcm 图7-34基于LQG图7-35LQG二、采用LQG控制器和采用PID如图736和图73可知，相比于采用D控制器的独立变桨控制，基于控制器的独立变桨控制效果会略优一些，基于控制器独立变桨控制的变桨速率会略少一点，载荷优化效果也越明显。但是控制需要建立详细准确的模型，系统模型阶数往往较高，而任何改变都需要重新设计控制器。图7-36LQG控制和PID控制的控制效果比较（时域图7-37LQG控制和PID控制的控制效果比较（频域一、误差转换设计假设实际风能功率输出和理想最优功率输出之间的原始误差表示为（），转换误差为（）。如果我们设计的误差上界为（），界为η（），则动态特性与误差上下界的关系可以确定如下：①系统的稳态跟踪误差（）满足η（）（）（）；②系统的收敛时间大于上界的收敛速度；③系统的超调量小于η（0）。因此，我们设计转换误差（）与原始误差（）的关系为图8-1k——大于零的一个常数；δ=[TgTa+T2，Tω，tanh（μs/ε）]T； g g 不断运行 会不断地逼近真实θ值。因此，的自适应律设计式中，Λ=ΛT＞0是学习律矩阵，项的引入可以增加系统的鲁棒性，防止漂移到无穷大的值，导致转矩控制器失效。所设计的图8-2——所设计的转矩控制器结构示意图如图83速、发电机转矩g及误差转换过程中的中间变量组成。为输入层到隐含层的权重矩阵，本设计中初始化为任意矩阵，且在整个学习过程中保持不变。相反，隐含层到输出层的权重则初始为任意值，且在整个风电机运行过程中，不断地调整权重，使得神经网络不断地逼近风力发电系统的未知动态特性，以达到最优的控制性能。因此，设计神经网络权重的自适应率为式中，Γ=ΓT＞0是学习律矩阵 项的引入可以增加系统的鲁棒性，防 漂移至无穷大的值，导致转矩控制器失效图8-3在线的学习能力，不需要大量的离线数据进行事先训练，它是利用系统实际运行中产生的输入输出数据（如风轮转速、发电机转矩g及误差转换过程中的中间变量）不断地调整及修正其权重以实现其控制目的。四、自适应控制策略的验证风速使用ub软件来产生，实验中风速使用lubune概率模型，平均风速为8。实验中神经网络隐含层使用了10个节点，激活函数使用ng函数，该激活函数与神经网络传统激活函数nh函数相比需要更少的计算时间。为了更好地显示控制器效果，所设计的神经网络控制器可以保证跟踪误差始终在指定的上下界中，也就保证了系统的动态性能，包括收敛速度、超调量、稳态误差等。实验结果如图84所示，神经网络控制器与控制器的跟踪完全一致，达到了预期的效果。图8-4但是，控制器本身对于非线性系统就存在不同工作点附近，最优值会发生改变的特点。同时，由于大气变化导致雷诺数变化、季节或控制器是无法自动做到系数更新优化的。基于某工作点的线性化模型的方法，对于工作范围较宽、随机扰动大、不确定因素多、非线性严重的风电系统并不适用，只能保证在线性化工作点附近的控制效果。因此，控制器的控制效果是不理想的，存在高风速段功率波动大，系统参数改变后会导致性能下降的缺点。Jr——风轮惯量（kg·m2）；其中，Jt=Jr+n2J；Kt=Kr+n2Kgg gBt=Br+n2B；gg g由于外部刚度非常小，它可以被忽略（发电机和风轮的结合惯量处于主导地位），其中 根据风电机组实际模型设计参考模型表征对动态特性的理想要求。式（88）有不确定风速和风电机组的未知参数。参考模型在一定程度上是可以根据我们想要的动态特性对应的零极点位置来设计，但是参考模型的理想性能要受到被控对象可以达到的这一物理要求的限制。基于实际模型可以通过简化得到风电机组的线性化参考模型。二、L1由于参考模型已经表征了比较理想的动态特性，而在这里我们的一个主要目标是维持功率稳定，所以参考模型的输入可以简单地设计为三、L1其中 图8-5L1图8-6L1图88是高风速段1变桨距控制器简易框图。风电机组的转速主要受到三种力矩的作用，气动转矩、发电转矩g和阻尼力矩。在高风速段，发电转矩g和阻尼转矩基本维持在恒定值，而气动转矩主要与风速和桨距角两个量有关。当风速快速变化时，会导致气动转矩a发生相应的改变，这样风电机就无法维持额定转速。对发电机转速进行测量，将额定转速与发电机转速的偏差送入1控制器。1控制器计算得到理想的桨距角*，通过控制桨距角对气动转矩起到与风速变化作用相反的效果，使得偏差为0，让风力发电机组维持在额定转速运行。图8-7L1图8-8高风速段L1五、L1L1变桨距控制方案验证采用的是额定功率1.5MW三叶水平轴迎风式变速风力发电机，风轮转动惯量Jr=4456761kg·m3g g尼Kr=45.52N·m/（rad·s），发电机转动惯量Jg=123kg·m2，发电机外部阻尼Kg==0.4N·m/（rad·s），Jt和Kt按Jt=Jr+n2J和Kt=Kr+ng g实际模 其中其中 可选为 可选为5.38变桨距执行系统的模型是带有死区的非线性环节。风电机组的桨距角的可调节范围和变桨距速率范围都是有限制的。当桨距角和变桨距速率在饱和极限范围内时，变桨距执行系统表现为线性特性。执行系统的模型近似为一阶系统。因为，桨距的变化范围为0～90，所以，需要对实际控制器输出加入限幅环节，限制在0～1.57d。同时，对于本实施例中的风力机，桨距角的变化率要在10之内。图8-9图8-10图8-11图8-12传统的风力机变速控制模式需要建立一个有效系统模型。由于空气动力学的不确定性和电力电子模型的复杂性，所采用的系统模型常常产生偏差。根据已列出的那些影响风力机性能可能出现的误差源和不确定性，研究人员发现，由于雷诺数的变化会引起在功率上5于叶片上的沉积物和下雨可造成20的功率变化，其他诸如老化和气温变化等因素，也将在风能转换过程中引起不同程度的变化。因此所有基于有效模型系统的控制也仅适合于某个特定的系统和一定的工作周期。为了能对系统模型进行自动修正，第八章引入自适应控制。自适应控制器中，通过测量系统的输入输出值，实时估计出控制过程中的参数。因此控制器中的增益是可调节的。在干扰和电网不稳定时自适应控制器与具有固定增益的控制器相比有许多优点，但是实时参数的估计是其一个主要的缺点，因为它需要耗费大量的时间。自适应控制器的另外一个缺点是它依靠（数学）参考模型，而建立一个确切的参考模型是相当困难的。由于这些原因，基于模糊逻辑的转速控制技术被引入了风力发电控制系统领域而受到人们的重视。输入控制变量（文字控制变量图9-1（一）的动作。根据系统状态，控制器在不动作和大动作之间，以非线性的方式进行调节。模糊控制器并不含动态部件，因此它在理论上可以即时根据判定规则进行校正控制。风电机组的关键控制变量包括风速、功率和转速，它们的工作范围见表91。表9-1（二）A={（x，μA（x）），x在X中且μA（x）为隶X到进入[0，1]区间的映射（9-1）图9-2图9-3图9-4（三）μC（c）=min[μA（a），μB（b）]（9-表9-2（四）为了取得在额定风速以下运行时的最大功率。在风力发电机组的变速恒频运行中，采用了三个模糊控制器：模糊控制器用于跟踪不同风速下发电机的最佳转速从而优化风力机的气动性能；模糊控制器在低负载时调节发电机转子气隙磁通，从而优化发电机的效率；模糊控制器抵抗干扰，保