【双PWM提水系统能量协调控制策略研究3800字】

(5-3)可知，减小Pgen可先使PM=0，即先不启动异步感应电机提水。3.在使PM=0后，系统能否启动，则需判断Ptur与ΔPgen+ΔPc+ΔPl之间的关系。由于ΔPgen+ΔPc+ΔPl很小，故一般情况下Ptur>ΔPgen+ΔPc+ΔPl，则此时风力机Ekgen增加，即ω增大。由图5-4可知，由于ω<ωopt，所以ω增大会使Ptur增大，而Ptur的增大会使得ω越来越大。但如果存在Ptur≤ΔPgen+ΔPc+ΔPl的情况，则可以通过减少Ekgen来给直流电容充电，当直流电容达到额定电压时后，ΔPc=0，此时就有Ptur>ΔPgen+ΔPl，此后转速ω也会越来越大；若Ekgen减小为零后，直流电容电压还未达到额定值，整个系统将无法启动，这是电路参数、以及控制参数设计不合理引起的。4.在转速越来越大的条件下，如果在仍在转速ω<ωopt的情况下启动异步电机提水，那么仍然可能存在Ptur<Pgen+ΔPgen的情况，使系统启动失败。而在ω>ωopt的情况下启动IM提水，就可能出现：Ptur≥Pgen+ΔPgen，风力机加速，Ptur减小，最后Ptur=Pgen+ΔPgen，系统启动成功；Ptur≤Pgen+ΔPgen，风力机减速，Ptur增加，最后Ptur=Pgen+ΔPgen，系统启动成功。综上所述，要使系统能够稳定启动，则必须在风速v≥vmin、直流电压udc≥udcmin、转速ω>ω1的条件下缓慢启动异步电机提水。故设计了如图5-5所示的系统启动控制策略，其中：u*dc为直流电压给定值；ωmin为供电系统启动时风力机的初始转速；β1为变桨距控制策略的输出值；β2的初值为0°；k1、k2、k3为各环节积分增益。图5-5系统启动控制策略及外环给定控制策略Fig.5-5Blockdiagramofsystemstartupcontrolstrategyandouterloopgivencontrolstrategy当v<vmin时，风机应处于停转状态，设定桨距角β大小为90°，保证转速ω为零；当v≥vmin时，开始减小桨距角β，使风力机受风的旋转力矩开始旋转。风力机开始旋转后，当ω≥ωmin时，开始切入供电系统，直流电压的给定值u*dc缓慢增加，以使直流电容缓慢充电，从而保证系统正常运行。当udc≥udcmin、ω≥ω1时，开始缓慢增加提水功率，直至设备正常运行。启动成功后，通过判断k1积分器输出是否大于1，来将功率给定值由启动控制切换为功率外环给定控制。双PWM提水系统协调控制仿真利用第三、四章的仿真参数及第二章建立各元件数学模型，在Simulink中搭建离网永磁直驱风力发电双PWM提水系统的仿真模型，见附录1，对系统的启动以及正常运行进行仿真研究。设定vmin=5.5m/s、ωmin=2.5rad/s、k1=2.5、k2=1400、k3=180，如图5-6所示，启动过程仿真，其中：v为风速；ωgen为发电机转速；ωL为异步电机转速。(a)风速变化波形(b)仿真波形图图5-6启动过程仿真结果Figure5-6Simulationwaveformduringstartup由图5-6可知，在t1时刻，风速v达到最小运行风速5.5m/s，此时桨距角β开始由90°减小，风力机开始受风速带来的旋转力矩，但由于力矩太小，风力机不转动；在t2时刻，桨距角β减小到50°左右，风力机开始旋转，风力机开始发出功率并逐渐增加，风能利用系数也逐渐增大，并且由于此时未接入电气设备，所以风力机发出功率Ptur全用于增加风力机动能，这个阶段风力机转速加速增大；在1s时，风力机转速ωgen达到设定的初始转速ωmin=2.5rad/s，此时接通电气设备，直流电容开始充电，由于此时风力机发出功率Ptur大于发电机输出功率Pgen，所以风力机继续加速；在t3时刻，桨距角β减小到0°，此时风速带来的旋转力矩最大，所以在t3之后，风力机的加速度有了明显地增加，Cp和Ptur斜率也明显增大；在t4时刻，直流电容充电完成，即有udc≥udcmin成立，并且在t3到t4时间段内，随着转速的增加，Cp已经出现了最大值，故在t4时刻有ω>ω1，所以在t4时刻系统开始缓慢切入负载PL工作，异步电机开始加速旋转；在t5时刻，有Ptur=Pgen，而在t1到t5时间内，有Ptur>Pgen，风力机处于加速运动状态，在t5到t6时间内，有Ptur<Pgen，风力机处于减速运动状态；在t6时刻，系统满足Ptur=Pgen=PL，系统功率平衡，启动完成，之后系统开始稳定运行。上述分析验证了，启动过程能量流动分析的正确性，以及设计的启动控制策略的合理性。采用图5-7(a)所示的自然风速，对整个双PWM提水系统进行仿真研究，选择Cp外环控作为异步电机的功率给定控制策略，设定Cp的给定值为0.35，风力机的额定转速ωN为25rad/s，额定风速vN为10.5m/s，仿真结果如图5-7(b)所示。(a)自然风速(b)仿真波形图图5-7自然风速下系统仿真结果Figure5-7Systemsimulationwaveformundernaturalwindspeed由图5-7可知，在自然风不断变化条件下，udc始终能稳定在700V左右，并且整个过程中Pgen均能跟随PL变化；当v<vN时，桨距角β始终控制为0，风力机的Cp一直保持在控制范围内，并且发电机转速ωgen也在额定转速内变化；当v>vN时，为保证系统的稳定运行，对风力机桨距角β进行调节，