第三章 双馈风力发电机运行控制

1、第三章双馈型变速恒频风力发电系统运行控制 机组主结构及控制系统 运行区域及控制目标 总体控制方案 励磁变换器结构及原理 DFIG控制（机侧变换器控制） 网侧变换器控制 变桨机构及其控制 偏航机构及其控制 其他机构及控制、保护一. 机组主结构及控制系统 机组主结构：主要的机电设备 控制系统：微机控制软、硬件（一）机组主结构 风轮系统 传动链系统 发电机系统 偏航/解缆系统 刹车系统 辅助系统 机组主结构示意图 1. 风轮系统 桨叶 轮毂 变距（桨距）机构 2. 传动链系统 低速轴 齿轮箱 多级变速，变比较大（接近100） 采用行星齿轮和正（斜）齿轮实现多级变速 润滑油冷却或加温机构 高速轴 联轴

2、器 通用标准型膜片联轴器连接齿轮箱和发电机补偿轴向、径向和角度偏差易于装拆维护实现电绝缘力矩限定 传动链系统布局 3. 发电机系统 DFIG 发电机本体 冷却系统 保护系统 励磁变流器 四象限运行能力、输入、输出特性优良 设计容量为机组容量30 IGBT器件，PWM调制技术 动作频率为数kHz-十几kHz 并网机构 4.偏航/解缆系统 偏航机构风向标偏航伺服电机（或液压马达）减速装置偏航液压制动器偏航行星齿轮 对风/解缆操作 根据风向标控制对风 计算机控制的自动解缆 纽缆开关控制的安全链动作报警及人工解缆 偏航的作用对风，获取最大发电量减少斜风给机组带来的不平衡载荷 5.刹车系统 机械抱闸刹车

3、 液压驱动和电气驱动 通过制定卡钳和连轴器上制动盘配对实现，一般在气动刹车后转速降低后采用 安装位置：高速轴，低速轴 气动刹车 变桨控制变桨控制系统控制桨距角为90度 偏航控制 电磁刹车通过控制发电机电磁阻转矩实现 6.辅助系统 塔架 机舱罩 机舱底盘 变压器 防雷系统及电气保护装置 冷却系统 发热部件 液压系统 齿轮箱 发电机 变频器 冷却方式：空气冷却，液体冷却，混合冷却 其他部分 （二）控制系统1. 概述 与一般工业控制过程不同，风力发电机组的控制系统是综合性控制系统。它不仅要监视电网风况和机组运行参数，而且还要根据风速与风向的变化，对机组进行优化控制，以提高机组的运行效率和发电量。不要

4、小看风力发电控制，它是高科技，曾经的国家级科技攻关计划，沈阳工业大学曾经申请过863计划。为什么是高科技？主要是由几个方面： 风的随机性 风电机组工作环境恶劣，对控制系统可靠性要求较高 叶片设计制造技术需要很高的空气动力学基础 高功率大容量的变频器具有很高的工艺和控制难度。 比较普遍采用的是分布式控制系统。分为三个控制柜 塔底柜 变流柜 机舱柜一般情况下，塔底柜和变流柜都位于塔筒内部，而机舱柜在机舱内。塔底柜和机舱柜通过光线通信，变流柜和塔底柜则一般是工业Ethernet网联络。2. 结构与功能 结构 硬件系统和软件系统 主控制器和从控制器 功能 运行控制 变桨距控制、偏航控制、刹车控制、变流

5、器（发电机）控制 本地控制与远程控制 信号采集与监视 采集量：电压、电流、频率、功率、转速、油温、压力 本地监视与远程监视 3. 主从分布式控制系统 主控制器（PLC, PID控制算法） 变桨控制 偏航控制 制动控制 参数监视与远程通讯 系统级控制协调 主控制器实现案例 从控制器（DSP，矢量动态控制算法） 机侧变流器控制 网侧变流器控制 从控制器实现案例 二. 运行区域及控制目标 主要运行区域 各运行区域的控制目标（一）主要运行区域1.运行区域的划分一般按照风速和机组运行特性分为五大运行区域：并网区MPPT（maximum power point track）区转速限制区（过渡区）功率限制区

6、切出停机区不同运行区域的功率特性 2. 不同运行区域的风能系数 （二）各运行区域的控制目标三. 总体控制方案 总体控制方案主要内容 几种典型总体控制方案 优选总体方案及其优越性（一）. 总体控制方案主要内容 总体控制方案指在不同运行区域内主、从控制器间的分工与协调控制方法。 不同运行区域指并网区、MPPT区、转速限制区、功率限制区、切出停机区。 主控制器中主要讨论变桨控制部分，从控制器即指发电机控制。（二）.几种典型总体控制方案 典型总体控制方案概述 不同方案中各运行区域的划分标准和实现措施一致。 在并网区、切出停机区内各总体控制方案基本一致。 在MPPT区内，各总体控制方案变桨控制一致（桨距

7、角固定为接近零度），发电机控制则体现为具有不同的MPPT策略，大致可分为直接转速控制和间接转速控制两种模式。 转速限制区为（由MPPT区到功率限制区的）过渡区域，可由变桨控制或发电机控制限速。 功率控制器内变桨控制和发电机控制同时起作用，该区域内两个控制功能间的协调非常重要，协调方案众多构成了总体控制方案的多样性。 几种典型总体控制方案德国AERODYN公司GD77/82(1.5MW)机组控制算法四.励磁变换器结构及原理 DFIG转子励磁电源的要求 双PWM变流器的结构特点(一)DFIG转子励磁电源的要求 工作状态可逆，能量可以双向流动输入、输出特性优良，对电网的造成的谐波污染小在不降低电网功

8、率因数条件下，具备一定的产生无功功率的能力（二）双PWM变流器的结构和特点采用高频全控器件IGBT、SVPWM调制方式，消除了低次谐波直流环节具有电容，具备产生一定无功功率的能力 由两个结构和功能相对独立的PWM变换器组成两个PWM变换器运行状态可控，可实现可逆运行，能量可双向流 全控器件变换器拓扑及调制波形（三）双PWM变流器的原理 基本调制技术 SPWM（正弦PWM）技术 SVPWM（空间矢量PWM）技术 五. DFIG控制（机侧变换器控制） DFIG的特性及数学模型 DFIG功率解耦控制策略 DFIG并网控制策略(一). DFIG的特性及数学模型DFIG优势转子励磁电流幅值、相位、频率均

9、可调，有功功率、无功功率均可调可实现变速恒频运行，适用于风力、潮汐等绿色发电领域可实现与电网的柔性并网，并网特性优良 VSCF实现原理 DFIG功率特性DFIG有功功率关系结论：DFIG转子侧的有功功率流向与发电机运行区域有关DFIG亚同步运行时，功率由电网流入转子；超同步运行时，由转子流入电网DFIG数学模型（二）. DFIG功率解耦控制策略 基于DFIG功率控制的MPPT DFIG参考功率的计算 基于定子磁链定向矢量控制的功率解耦 1. 基于DFIG功率控制的MPPT MPPT控制的机理 由风力机特点知道，其风能转换系数Cp与叶尖速比和桨距角有关，为后两者非线性函数。改变和均能调节Cp，控

10、制吸收风能的多少。 单独调节或单独调节虽然均会使Cp提高，但是只有两者共同参与调节才使可能Cp最大，实现真正意义上的MPPT。 MPPT控制的策略 由变桨控制桨距角实现，常用于恒速机组，变桨变速机组较少采用。非真正意义MPPT。 恒速机组转速不能改变，因此风速变化时叶尖速比不受控，很难调整到最佳叶尖速比。 风速变化时通过桨距角调整风能转换系数Cp，可使Cp得到一定程度的提高，但很难提高到最佳状态。 桨距角固定为零，由发电机控制转速（保持最佳叶尖速比 ）实现。变速机组常用。真正意义MPPT。 直接转速控制模式 检测风速方式 不检测风速方式，如爬山法 间接转速控制模式 功率控制模式 转矩控制方式

11、基于DFIG功率控制的MPPT机理 双馈变桨变速机组能量转换关系 风力机轴上输入的净机械功率（扣除损耗后）为，发电机定子向电网输出的电磁功率为，转子输入/输出的电磁功率为，s为转差率，转子转速小于同步转速时为正，反之为负。又称为转差功率，它与定子的电磁功率存在如下关系（数值关系）如果将定义为转子吸收的电磁功率，那么将有 此处s可正可负，即若，则，转子从电网吸收电磁功率，若，则，转子向电网馈送电磁功率。下面考虑发电机超同步和亚同步两种运行状态下的功率流向（1）超同步运行状态，顾名思义，超同步就是转子转速超过电机的同步转速时的一种运行状态，我们称之为正常发电状态。（因为对于普通的异步电机，当转子转

12、速超过同步转速时，就会处于发电机状态。）图（3-5）超同步运行时双馈电机的功率流向根据图中的功率流向和能量守恒原理：流入的功率等于流出的功率因为发电机超同步运行，所以，上式可以进一步写成 将上述式子归纳得：超同步速，图（3-6）超同步速时双馈电机的功率流向示意图（2）亚同步运行状态，即转子转速低于同步转速时的运行状态，我们可以称之为补偿发电状态（在亚同步转速时，正常应为电动机运行，但可以在转子回路中通入励磁电流使其工作于发电状态）图（3-7）亚同步运行时双馈电机的功率流向根据图中（3-7）以及能量守恒原理，流入的功率等于流出的功率由于亚同步运行时，所以上式可以化成将上述式子归纳得到：亚同步速，

13、图（3-8）亚同步运行时双馈电机的功率流向示意图综合超同步和亚同步两种运行状态可以得到下面的一般关系与的关系为 与的关系为 超同步时有，亚同步时有以上推导的是稳态的机械功率与电磁功率的关系，但是在实际的风况中，风力机都是处于动态中，Pmech和(1-s)P1在动态中会不相等，这就使得风力机的转速发生变化。在某特定风速下通过DFIG功率控制可改变发电机的电磁转矩,从而调整机组至最佳转速，实现MPPT。 由DFIG功率控制实现MPPT的原理及方法DFIG的电磁功率控制规律取为 2. DFIG参考功率计算 参考有功功率计算根据前面可得到DFIG参考电磁功率Pe ，但由于DFIG定子输出有功功率P1意

14、义更明确且易于检测，通常作为直接控制对象根据DFIG功率特性（ Pe和P1 关系）分析，可得实现MPPT的DFIG定子输出参考有功功率 参考无功功率计算参考无功功率的计算原则有很多：电网电压或无功最优控制发电机运行最优化以发电机损耗最小化为目标的参考无功功率计算公式 参考无功功率计算模型基于最大风能追踪和发电机损耗最小的DFIG参考有功功率和参考无功功率计算模型3. 基于定子磁链定向矢量控制的功率解耦DFIG功率控制的结构 基于定子磁链定向矢量控制的DFIG功率解耦实现对DFIG的控制目的：一是实现发电机的变速恒频运行；二是实现P、Q解耦控制，进而实现最大风能追踪。为此，将矢量变换技术移植到D

15、FIG控制上，推导基于定子磁链定向的DFIG矢量控制策略。在定子磁链定向下有： (三). DFIG并网控制策略 空载并网技术的实质是提取电网的电压信息，采用矢量变换技术对发电机进行控制，调节其空载电压使其满足并网条件。六. 机侧变换器控制 机侧变换器数学模型 电网电压定向矢量控制策略（一）.机侧变换器数学模型 （二）.电网电压定向矢量控制策略 七. 变桨机构及其控制 变桨风力机的特性 变桨执行机构 变桨控制策略 变桨控制器实现案例（一）变桨风力机的特性1.风力机叶片空气动力学分析 风力机的风轮由轮毂及均匀分布安装在轮毂上的若干桨叶组成。在安装这些桨叶时，必须对每支桨叶的翼片按同一旋转方向，桨叶

16、围绕自身轴心线转过一个给定的角度，即使每个叶片的翼弦与风轮旋转平面形成一个角度，称为安装角也就是桨叶节距角。下图是风力机起动时受力分析。将它们分解成沿气流方向的阻力和垂直气流方向的升力。阻力形成对风轮的正面压力，而升力则对风轮中心轴产生转动力矩，从而使风轮转动起来。 从上面的受力分析可以看出，阻力随着功角的减小而增大，而阻力是对风轮正面的压力，当风过大时风轮承受的压力过大可能会被吹倒，变桨机组可以通过适当增大桨距角来减少压力，这是变桨相对于定桨的优势之一2. 风力机的风能转换系数 风能利用系数Cp定义：表示风力机从自然风能中吸收能量的大小程度P风力机实际获取的轴功率S风轮旋转面的面积p 空气密

17、度V风速 对于变桨距风力机，风能利用系数Cp与叶尖速比和桨叶的节距角成非线关系。 对于某一固定桨叶节距角下，存在唯一的风能利用系数最大值Cpmax 对于任意的叶尖速比，桨叶节距角=0下的风能利用系数Cp相对最大。随着桨叶节距角增大，风能利用系数Cp明显减小。 以上分析为变速变桨距控制提供了理论基础：在低于额定风速时，桨叶节距角固定为=0，通过发电机控制（直接转速控制、间接转速控制）使风能利用系数恒定在Cpmax，捕获最大风能；在高于额定风速时，变桨控制和发电机控制进行协调控制保持机组输出额定功率不变。 3. 变桨变速机组的功率特性 输出功率特性 变桨距风力发电机组与定桨距风力发电机组相比，具有

18、在额定功率点以上输出功率平稳的特点。变桨距风力发电机组的功率调节不完全依靠叶片的气动性能。当功率在额定功率以下时。控制器将叶片节距角置于0附近，可认为等同于定桨距风力发电机组。当功率超过额定功率时。变桨距机构开始工作，调整叶片节距角，将发电机的输出功率限制在额定值附近。 由于变桨风力发电机组的桨叶节距角是根据发电机输出功率的反馈信号来控制的。它不受气流密度变化的影响，无沦是出于温度变化还是海拔引起空气密度变化，变桨距系统都能通过调整叶片角度，使之获得额定功率输出。这对于功率输出完全依靠桨叶气功性能的定桨距风力发电机组来说，具有明显的优越性。 变桨距风力发电机组与定桨距风力发电机组功率曲线比较

19、起动性能与制动性能变桨距风力发电机组在低风速时，桨叶节距可以转动到合适的角度，使风轮具有最大的起动力矩，从而使变桨距风力发电机组比定桨距风力发电机组更容易起动。在变桨距风力发电机组中一般不再设计电动机起动的程序当风力发电机组需要脱离电网时，变桨距系统可以先转动叶片使之减小功率，在发电机与电网断开之前，功率减小至0这意味着当发电机与电网脱开时，没有转矩作用于风力发电机组，避免了在定桨距风力发电机组上每次脱网时所要经历的突甩负载的过程。（二）变桨执行机构 变桨机构的作用 风机切入、切出减少冲击 超过额定风速时限制功率 气动刹车 变桨机构的类型伺服电机齿轮传动变桨每一桨叶都具有伺服电机，减速器和齿轮

20、副控制复杂，机构位于轮毂内使其重量增加液压马达驱动变桨 独立变桨三个液压缸，三套曲柄滑块机构位于轮毂内，分别驱动三桨叶 同步变桨一个液压缸（位于机舱），一套曲柄滑块机构，同步驱动叶片 典型电动型桨距调整机构 接近开关又称无触点行程开关，它除可以完成行程控制和限位保护外，还是一种非接触型的检测装置，用作检测零件尺寸和测速等，也可用于变频计数器、变频脉冲发生器、液面控制和加工程序的自动衔接等。特点有工作可靠、寿命长、功耗低、复定位精度高、操作频率高以及适应恶劣的工作环境等。 液压型桨距调整机构（英国EU-ENERGY WIND公司SEG1250型风机） 比例阀原理 比例阀是在普通液压阀基础上，用比

21、例电磁铁取代阀的调节机构及普通电磁铁构成的。采用比例放大器控制比例电磁铁就可实现对比例阀进行远距离连续控制从而实现对液压系统压力、流量、方向的无级调节。 比例控制技术基本原理是：根据输入电信号电压值的大小，通过放大器将该输入电压信号(一般在-10V一十10V之间)转换成相应的电流信号送入比例电磁铁，从而产生和输入信号成比例的输出量力或位移。该力或位移又作为输入量加给比例阀后者产生一个与前者成比例的流量或压力。液压变桨机构的原理闭环控制比例阀系统原理框图 液压变桨机构原理比例阀驱动液压装置实现变桨比例阀由变桨控制器控制（三）变桨控制策略 变桨控制的区域及模式 各区域内的变桨控制 转速控制策略 变

22、桨控制的区域及模式根据前述的总体控制方案知： 并网区：转速控制模式 MPPT区：不控模式（桨距角固定为接近零） 转速限制区：转速控制模式或不控模式 功率限制区：转速控制模式或功率控制模式 切出停机区：刹车控制模式（顺桨） 各区域内的变桨控制 各区域内的桨距角控制规律 并网区变距风轮的桨叶在静止时，节距角为90，这时气流对桨叶不产生转矩，整个桨叶实际上是一块阻尼板。当风速达到起动风速时，桨叶向0方向转动，直到气流对桨叶产生一定的攻角，风轮开始起动。在发电机并入电网以前，变桨距系统的节距给定值由发电机转速信号控制。转速控制器按一定的速度上升斜率给出速度参考值，变桨距系统根据给定的速度参考值，调整节

23、距角，进行所谓的速度控制。 为了使控制过程比较简单变桨距风力发电机组在转速达到发电机同步转速前对桨叶节距并不加以控制。在这种情况下，桨叶节距只是按所设定的变距速度将节距角向0方向打开。直到发电机转速上升到同步速附近，变桨距系统才开始投入工作。转速控制的给定值是恒定的。即同步转速。转速反馈信号与给定值进行比较当转速超过同步转速时，桨叶节距就向迎风面积减小的方向转动一个角度，反之则向迎风面积增大的方问转动一个角度。当转速在同步转速附近保持定时间后发电机即并入电网。 MPPT区此时变距机构只需将节距角固定在0即可，即使Cp=Cpmax,其余的由发电机控制。 转速限制区和功率限制区变桨控制采用功率控制

24、模式或转速控制模式。 转速控制策略 采用液压变桨机构的速度控制策略 液压调节器原理 电动调节器原理 （四）.变桨控制器实现案例电动变桨控制器实现案例八. 偏航机构及其控制 偏航机构 控制系统（一）.偏航机构 偏航的作用对风，获取最大发电量减少斜风给机组带来的不平衡载荷 偏航机构风向标偏航伺服电机（或液压马达）减速装置偏航液压制动器偏航行星齿轮 风向标风向标和风速计安装在风力发电机组的玻璃钢机舱罩上的固定支架上，可随风力发电机组同步旋转。 偏航系统工作原理偏航系统的一般工作原理是：风向标作为感应元件将风向的变化用电信号到偏航电机控制回路的处理器里，经过比较后处理器给偏航电机发出顺时逆时针的偏航命

25、令，为了减少偏航时的陀螺力矩，电机转速将通过同联轴接的减速器减速后，将偏航力矩作用在回转体大齿轮上，带动风轮偏航对当对风结束后，风向标失去电信号，电机停止转动，偏航过程结束。（二）.偏航控制系统 控制系统原理 控制系统的控制过程偏航系统主要的动作有：风向标控制的自动偏航风向标控制的90度偏航人工偏航自动解缆阻尼刹车 风向标控制的自动偏航为了使风力发电机吸收的功率最大，发挥最大效能，机舱必须准确对风；因此必须使叶轮法线方向与风向基本一致。当风向改变，超过允许误差范围时，系统计算机发出自动偏航指令，传感器和偏航电机组成的对风系统执行校正动作，使机舱准确对风。 风向标控制的90度偏航90度侧风是在外界环境对风电机组有较大影响的情况下（例如出现特大强风），为了保证风电机组的安全所实施的措施，所以在90度侧风时，应当使机舱走最短路径，且屏蔽自动偏航指令；在侧风结束后应当抱紧偏航闸，同时当风向变化时，继续追踪风向的变化，