电动变桨距系统

电动变桨距系统（共7篇）

电动变桨距系统 篇1

在风力发电机组的各项部件中,最关键的部件决定整个机组的结构完整性。因为这个原因,负责调节叶片桨距角的变桨距机构是一个非常关键的部件。桨距角的微小变化对风电机组的气动载荷有显著的影响,从而可以调节机组的功率输出,而且变桨距机构还可以作为气动刹车使用。通过改变桨距角,变桨距机构对风轮面和叶片迎风面之间的风轮实度造成了影响。这一变化是一个动态过程,随着风速的变化调节桨距角,从而调节了发电机的功率输出。风轮实度和风轮推力和塔架负载有关,因此变桨距机构直接影响到整个机组的负载[1]。一个成功的变桨距控制系统,在于将系统各组成部件,减速器、电动机、电池、线缆和电力电子装置等进行完美的动态匹配,而且能符合当前客户和风电市场的需求。Ethernet由于价格便宜、传输速度快及可靠性高已成为商用网络应用的主要选择,Ethernet目前也逐渐应用于工业自动化及运动控制系统。主要探讨应用Ethernet POWERLINK于即时运动控制系统的方案,以及实现一个以实时以太网为基础的MW级风电机组电动变桨距系统。

1 变桨距机构功能

变桨距控制是最常见的控制风力发电机组吸收风能的方法。变桨距控制也会对所有由叶轮产生的空气动力载荷产生影响。

在额定风速以上时,变桨距控制可以有效调节风力发电机组吸收功率及叶轮产生载荷,使其不超出设计的限定值。然而,为了达到良好的调节效果,变桨距控制应该对变化的情况做出迅速的响应。这种高效的控制动作需要变桨距机构具备极高的性能,因为它会与风力发电机组的动态特性产生相互影响。

在额定风速以下时,桨距角应该设定在能够吸收最大功率的最优值。按照这种原则,当风速超过额定风速时,增加或减小桨距角都会减小机组转矩。增大桨距角,即将叶片前缘转向迎风方向,通过减小攻角来减小机组转矩,称作为顺桨。减小桨距角,即将叶片前缘转向背风侧,通过增大失速角来减小转矩,使升力减小,阻力增加,成为主动失速变桨。对于目前主流的MW级变速恒频风电机组来说,顺桨是更常见的控制策略,只有少数的定速风电机组,采用主动失速变桨的方法[2]。

风力发电机组的发展趋势是容量越来越大,这也导致叶片的尺寸越来越大,从而对叶片强度的要求也更严格。此外,特别是对于大型风轮,在沿着叶片方向不同点的桨距角变化会带来不同的效果,最优的调节效果很难达到。

综合以上,考虑到风电机组的安全和效率,桨距角执行机构是越来越重要。

2 以太网POWERLINK介绍

以太网POWERLINK是一个实时以太网现场总线系统。因为POWERLINK完全遵守IEEE 802.3标准的以太网协议,所以很多厂商的标准配置工具都可以用来管理网络。使用者只需使用标准组件(例如交换机)和标准工具(例如Wireshark网络封包分析软件),就可以在网络的任何地方分析和检查所有的数据通信和线路功能。

POWERLINK MAC的寻址依照IEEE 802.3,每个设备的地址都是惟一的。

EPL数据链路层以标准的以太网CSMA/CD技术(IEEE802.3)为基础,但是CSMA/CD的工作原理决定了它不能实现通信的确定性,于是EPL引入SCNM机制,实现了数据通信的确定性。

SCNM给同步数据和异步数据分配时槽,保证了在同一时间只有一个设备可以占用网络媒介,从而彻底杜绝了网络冲突的发生。SCNM由EPL网络中的管理节点MN来管理,其他的节点称为控制节点CN。

SCNM规定在一个EPL网络中只有一个激活的MN,MN配置网络中所有可用的节点。只有MN可以独立地发送数据,CN只有在得到MN允许的情况下发送数据[3]。

图1为以太网POWERLINK的软件架构。

以太网POWERLINK最小循环时间为100μs,能保证0.1 ms的系统同步。因此符合运动控制系统的高性能需求,在本文中将探讨将其用于电动变桨距系统的可行性。

3 变桨距伺服系统分析

电动变桨距系统的核心部件之一就是驱动机构。在调速传动系统中永磁同步电动机(PMSM)和感应电机相比有显著的效率优势。永磁同步电机(PMSM)用永磁体取代绕线式同步电动机转子中的励磁绕组,从而省去了励磁线圈、滑环和电刷,以电子换向实现了无刷运行。

在永磁同步电机中,建立固定于转子的参考坐标系,取永磁体励磁磁场轴线为d轴,顺着旋转方向超前d轴90°电角度的轴线为q轴,同时垂直于d轴和q轴的轴线为0轴。以A相绕组轴线为参考轴线,d轴与参考轴之间的电角度为θ,坐标图如图2所示。

在dq旋转坐标系中,对于多级同步电动机,转矩方程为:

式中:id,iq为dq轴定子电流;φd、φq为dq轴定子磁链;Lq,Ld为dq轴定子电感;φf为转子上的永磁体产生的磁势;p为极对数。

在非凸极的永磁同步电动机的特定情况下,绝大部分的自然磁通是在d轴上(ψrd>>ψrq)。

此外,定子电流矢量值为:

对于给定值is为了优化电动机的输出力矩,最合适的策略是将id设置为0,于是定子电流合成矢量与q轴电流相等,只要能够检测出转子位置(d轴),使三相定子电流的合成电流矢量位于q轴上。

此时力矩可表示为:

因此通过分别控制id、iq则可实现电动机力矩、速度和位置的有效控制。图3为本文电动变桨距系统的控制示意图。

本系统采用三环(位置环、速度环和电流环)PID控制策略。电流环和速度环作为系统的内环,位置环为系统的外环,电流环满足内环控制所需要的控制响应速度,速度环的作用增强系统抗负载扰动能力,抑制速度波动,而位置环则保证系统的静态精度和动态跟踪能力,本系统采用此架构保证了该伺服系统具有快速动态响应、宽调速范围和良好的鲁棒性[4,5]。

4 变桨距系统硬件架构

图4为基于以太网POWERLINK的电动变桨距系统的系统示意图。在EPL网络中,CPU为管理节点,而3个伺服驱动器为被控节点。

变桨距控制器通过现场总线和安装在机舱内的风电机组控制系统进行通信。风电机组控制系统按照当前的风速、发电机速度、功率等给变桨距控制器发送变桨控制命令。变桨距控制器按照该命令通过以太网POWERLINK给3个伺服驱动器下达控制指令,从而驱动3个电动机。

图4显示了3个伺服驱动器作为小型集线器,形成的以太网POWERLINK的树形拓扑。

此外,变桨距控制器还将变桨距系统的动作情况反馈给风电机组控制系统。

本文所述的电动变桨距系统,每个叶片都具有独立的桨距驱动系统,包括独立的伺服驱动器、电动机、齿轮箱等。电机通过行星齿轮箱驱动的小齿轮与变桨距轴承内环的轮齿啮合,叶片螺接在轴承内环上。每个驱动系统都有独立的后备电源,在机组脱网时提供后备电源以确保叶片能够及时顺桨。

本系统采用三相永磁同步电动机内嵌参数芯片解码器,所有和电机相关的机械和电气信息都存储在该芯片中,只要将电动机和伺服控制器连接起来,上电后,伺服控制器会对电动机进行参数识别,自动配置控制参数。如果电动机出现故障需要更换,只要选择同型号的电动机,在伺服驱动器方面,不需要另外进行参数设置。

5 变桨距系统软件架构

本系统的输入输出控制过程是通过桨距角控制器执行正常的控制功能来实现变桨调节,并辅以高性能的后备电源。

本系统软件架构和核心是一个具有特定功能的变桨系统软件库(EStop),除了完成运动控制功能外,还负责以太网POWERLINK的监测、电动机温度监测和直流母线电压监测。如果检测到以太网POWERLINK故障,则根据预置的参数(位置、速度、加速度、减速度)驱动变桨距执行机构将叶片顺桨。直流母线电压值和当前电动机的温度值可通过软件功能块进行读取,桨距角控制器可根据当前值进行判断分析,决定后续的控制过程。

该软件库具有一个单独外部触发接口,如果主程序检测到其他故障,也可通过该接口触发该软件库的顺桨功能。此外,当故障(软件故障或轴单元故障)消除后,也可通过复位指令重新激活该功能块。对于大型叶片来说,叶轮之间的不对称载荷更为明显,这对疲劳载荷的产生有很重要的影响作用,原则上根据每个叶片的具体情况通过独立变桨控制有可能减弱这些影响[6,7]。

本文论述的电动变桨距系统可以实现独立变桨距功能(IPC),EStop软件库可以同时接受三组不同控制指令,分别对3个电机进行控制,控制指令为目标位置、速度、加速度、减速度。图5为该电动变桨距系统的控制程序示意图。

6 地面拖动测试

由于变桨距系统工作于高于地面几十米之上的风力机轮毂之内,现场调试较为困难。因此控制系统的调节性能及其可靠性必须在风机安装之前完成绝大部分的试验,为此建设了基于模拟负载的全功率测试台进行相关测试。

为更真实模拟风力扰动时的桨叶载荷变化对变桨距系统的影响,构建了如图6所示的变桨距测试平台,采用与变桨电机(M1)同轴对接的三相永磁同步电机(M2)作为的负载电机。变桨电机的转矩与速度响应如图7所示。图7是模拟变桨距系统在桨叶节距角变化即变桨电机按接收到的指令运动时,桨叶负荷突变的情况下变桨电机的输出响应。

从测试结果来看,电动变桨距系统在变桨叶节距角的过程中,变桨电机对外部载荷发生变化时能有效、快速地做出响应,并可靠地保持或运动到指定的位置。

7 结束语

本文给出了基于实时以太网POWERLINK的电动变桨距系统,并能支持独立变桨距控制技术。通过以太网POWERLINK,3台电机可以独立地接受桨距控制器的控制指令,连续地在顺桨位置和工作位置之间安全稳定地运行。在此基础上搭建了基于模拟负载的全功率变桨距系统的测试平台。测试结果表明,该电动变桨距系统在桨叶载荷变化时即风速扰动情况下,响应快、精度高,运行稳定,是一款性能优越的电动变桨距系统。

摘要：工业以太网是控制网络的发展方向,Ethernet POWERLINK(EPL)是一种可满足最苛刻实时要求(4级)、并已投入到工业自动化及运动控制系统应用的工业以太网。主要探讨应用Ethernet POWERLINK于即时运动控制系统的方案,以及实现一个以实时以太网为基础的MW级风电机组电动变桨距系统,并引入了基于模拟负载的变桨距试验平台方案,在该平台上进行了地面功能测试,给出了测试结果。

关键词：工业以太网,风电机组,电动变桨距系统,实时

参考文献

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电动变桨距系统 篇2

变桨距机构是变速恒频风电机组的核心部件之一。变桨距是指借助控制技术和动力系统, 改变安装在大型风力发电机轮毂上的叶片的桨距角大小, 从而改变叶片的气动特性, 使桨叶和整机的受力状况大为改善, 在紧急情况下还可以实现气动刹车的功能。国外大型风力发电机组尤其是MW级以上的风电机组一般采用电动变桨距控制技术。我国风力发电事业正处于快速发展阶段, MW级风电机组的电动变桨距控制系统尚处于试验、改进阶段。结合国内外MW级风力发电机组的发展现状, 对MW级风电机组的电动变桨距系统进行简要分析。

1 变桨距系统概述

1.1 风机的2种变桨距机构

根据变桨执行机构的动力形式不同, 大型MW级风电机组变桨距系统的驱动方式主要有液压和电动2种方式[3]。液压执行机构具有转矩大、无需变速机构且技术成熟等优点, Vestas, Gamesa等公司的风力发电机采用了液压变桨距技术[4]。但液压传动结构复杂, 存在泄漏、渗油的隐患, 且液压油受温度影响大, 影响液压的刚度、液压阻尼比等。近年来, 随着电力电子技术、电机设计和控制理论等的发展, 电动执行机构以适应能力强、响应快、精度高、结构简单、无泄漏、无污染和维护方便等优点得到了广泛的应用, GE Wind, Enercon, Repower, Nordex等公司的风力发电机都是采用了电动变桨技术[4]。

1.2 风机变桨的工作原理

变桨距调节型风力发电机组是指通过变桨驱动装置, 带动安装在轮毂上的叶片转动, 改变叶片桨距角的大小, 从而改变风力发电机组获得的空气动力转矩。其工作过程为:当风电机组达到运行条件时, 控制系统命令变桨系统将叶片桨距角调到一定的角度, 当风轮转速达到一定时, 再将叶片桨距角调节到0°附近, 直到风力机达到额定转速并网发电;在运行过程中, 当风速低于额定风速时, 发电机输出功率小于额定功率, 桨距角保持位置不变, 不作任何调节;当风速超过额定风速时, 发电机输出功率超过额定功率, 系统根据输出功率的变化调整叶片桨距角的大小, 使发电机的输出功率保持在额定功率, 保证风力发电机安全、稳定的工作。

2 电动变桨距系统

目前, 大型风电机组普遍采用具有独立变桨驱动系统的三桨叶结构[5]。电动变桨距系统由3套独立的变桨装置组成, 变桨系统如图1所示, 图1中只给出一个桨叶的变桨执行机构, 其他2个桨叶与此相同。变桨系统由控制器、伺服电机、伺服电机驱动器、后备电源、制动电阻、减速机构、电机编码器、叶片角度编码器以及限位开关等部分组成。其中后备电源可以采用铅酸蓄电池串联或超级电容串并联来实现。当变桨系统收到来自主控变桨命令时, 伺服电动机带动减速机构的输出轴小齿轮旋转, 小齿轮与桨叶回转支承的内环相啮合, 从而带动回转支承的内环与叶片一起旋转, 实现了改变叶片桨距角的目的。根据电机编码器与叶片角度编码器的角度反馈值实现桨距角的闭环控制, 从而完成3个桨叶的定位和同步控制。

目前应用于风电机组的电动变桨距系统方案主要有直流伺服电机驱动与交流伺服电机驱动2种方案。采用直流电机方案时, 图1所示的伺服电机驱动器与伺服电机分别为直流伺服驱动器和直流伺服电机;采用交流电机方案时, 伺服电机驱动器与伺服电机分别为交流伺服驱动器和交流伺服电机。

2.1 直流电动变桨

电动变桨距系统采用直流伺服电机方案时, 采用的直流伺服电机主要有串激直流电机与永磁直流电机2种。

串激直流电机的励磁绕组与定子电枢绕组之间通过电刷和换向器相串联, 励磁电流与电枢电流相同, 它的原理如图2所示。

其数学模型如下:

式中:K1, K2为系数;T为输出扭矩;n为速度。由式 (1) 可得:

由式 (1, 2) 可以看出串激电机定子的磁通量随着励磁电流的增大而增大, 转矩近似与电枢电流的平方成正比, 在电压不变的情况下, 转速随转矩或电流的增加而迅速下降。串激直流电机适合应用在大转矩应用场合, 但是电机的转速变化率大, 速度得不到精确的控制[6]。采用直流串激电机方案的电动变桨系统得到了较为一定的应用, 其中SSB, MOOG2大公司的电动变桨产品中都有此种方案。

由于电枢和励磁回路串联, 2个绕组中电流方向相同, 不能用改变电流方向的方法来进行电机制动或反向运行。电机的正向制动或改变电机运行方向, 电枢绕组或串励绕组的极性必须反向。可以通过在串励绕组中使用整流桥, 改变电枢与励磁绕组的电流方向, 来实现电机机械的四象限运行。增加整流装置后的原理如图3所示, 通过电枢绕组或串励绕组的极性反向改变电机运行方向的原理如下:当电源输入为上正下负时, 电枢、励磁电流流向分别为IA1-A2, ID1-D2;当电源输入变为上负下正时, 电枢、励磁电流流向分别为IA2-A1, ID1-D2, 其中电源端子1, 2接直流伺服驱动器的输出。

永磁直流电机由永磁体代替电励磁, 无换向器和电刷, 其数学模型简单。永磁直流电机的电压与速度关系曲线线性度好, 电流与转矩成线性关系。永磁直流电机的正反向运行只需改变电枢绕组施加电压的极性。由于定子磁场是恒定的, 所以这类电机对电压变化的响应非常快。

直流电机的工作电压等级相对较低, 在电动变桨距系统采用直流电机的方案中, 在出现进线主电源掉电和直流伺服驱动器故障的情况下, 可以通过后备电源的接入实现顺桨, 并通过触发限位开关实现电源的切断。但是直流电机存在结构复杂、体积重量大、维护难的问题。

2.2 交流电动变桨

随着电力电子技术、微处理器、电机控制技术的迅速发展, 以交流伺服电机为执行电动机的交流伺服系统具有可与直流伺服系统相媲美的性能, 并能够充分发挥交流电动机的优势, 现代伺服系统驱动控制也逐渐朝着交流伺服电机驱动控制的方向发展。电动变桨距系统采用交流伺服电机方案时, 采用的交流伺服电机主要有感应异步电机与永磁同步电机 (PMSM) 2种。

感应异步电动机制造容易, 价格低廉, 不需要特殊维护。但电机运行时转子发热比较严重, 同时转子电阻随温度而变化将影响磁场定向的准确性。PMSM采用永磁体代替普通同步电机的励磁绕组, 从而省去了励磁线圈、滑环及电刷。PMSM的定子结构与普通的感应电机相同, 由三相绕组及铁芯构成。与感应电动机相比, PMSM不需要励磁电流, 可以显著提高功率因数, 而且在稳定运行时没有转子电阻损耗[6]。以二极式PMSM为例, PMSM的等效结构坐标图如图4所示。

在交流电机的矢量控制中, 建立在d-q坐标系下的PMSM数学模型[7], 其电压方程:

磁链方程:

对于表面式永磁同步电机, Ld=Lq=L, 所以PMSM转矩方程:

机械运动方程:

以上各式中的ud, uq, id, iq分别为d-q轴的电压和电流;Ld, Lq分别为d-q轴电感;r为定子电阻;P为电机的极对数;ψf为永磁体与定子交链的磁链;Te为电磁转矩;TL为负载转矩;J为转动惯量;ω为转子电角速度。由式 (5) 可见, 在PMSM矢量控制中, 只要能很好地控制定子电流的励磁电流分量id, 保持d轴磁链ψd幅值恒定, 则转矩只受定子电流的转矩电流分量iq控制, 电机的电磁转矩与转矩电流分量iq成正比。通过这样的矢量控制, PMSM就能获得与直流电动机调压调速近似的性能。

常用的交流电机工作电压相对较高, 在后备电源的选择上比采用直流电机方案难度大, 可以采用特殊设计的低压大电流交流伺服电机。相比直流伺服电机, 交流伺服电机具有体积小、重量轻、结构简单、大转矩输出等优点。

2.3 2种方案比较

(1) 和直流伺服电机相比, 交流伺服电机具有体积小、重量轻、结构简单、功率密度大、维护方便等优点。随着风力发电机单机容量的持续增大, 对电动变桨距系统的容量提出了更高的要求, 采用交流电机具有一定的优势。 (2) 和交流伺服系统相比, 在伺服电机驱动器出现故障时, 直流伺服电机的电枢两端接入后备电源后可以完成顺桨动作, 保证风力发电机3个桨叶的有效顺桨。交流伺服驱动器一旦出现故障, 与之相连的交流电机不能通过接入后备电源的方式完成对桨叶的顺桨工作。所以伺服驱动器故障的情况下, 采用直流电机的方案有一定的优势, 但是3套伺服驱动器同时坏掉的机率较小, 应从整体上统一考虑。 (3) 直流伺服电机的数学模型简单, 其电枢电压与速度、转矩与电流的线性度较好, 运动控制相对简单, 目前直流伺服驱动器电路较多的采用H桥式拓扑。交流伺服电机内部电磁关系复杂, 但是通过现代电机控制理论来驱动交流伺服电机, 能够实现比直流伺服系统性能更佳的交流伺服系统。交流伺服驱动器的电路须采用三相全桥的拓扑结构。

综上所述, 交流伺服系统在具有直流伺服系统众多优点的基础上, 还在价格成本、运行稳定性、可维护性等诸多方面具有相当的优势。随着全球风电技术的迅猛发展, 风力发电机单机容量的持续增大, 风电机组对电动变桨距系统的容量、可靠性等方面提出了更高的要求。相比直流伺服系统, 电动变桨距系统采用交流伺服系统作为其执行机构具有较大的优势。

3 结束语

电动变桨系统具有造价低廉、适用性广、结构简单和便于维护的优点, 为绝大多数风机制造商所广泛采用, 电动变桨技术已经成为风力发电机变桨技术的主流。随着风力发电机组单机容量的不断增大, 电动变桨距系统采用交流伺服电机的方案将是一种趋势。

参考文献

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电动变桨距系统 篇3

液压变桨距系统作为现代大型变速恒频风电机组控制系统的核心部件之一,对风电机组的安全稳定运行起着至关重要的作用[1,2,3]。然而,由于风速的随机性和不确定性,加之风电机组结构复杂以及运行环境恶劣,使液压变桨距系统成为风电机组中故障率较高的机械部件之一[4,5]。因此,对液压变桨距系统进行早期故障检测,可以有效地避免重大事故的发生,降低运行维护成本,提高运行的可靠性。

现有的故障检测技术大致可以分为基于数据的故障检测方法和基于解析模型的故障检测方法。目前,液压变桨距系统的故障检测大多采用基于数据的方法,如Andrew Kusiak建立了一个基于数据挖掘技术的预测模型来预测节距角故障[6];文献[7]采用新息灰预测算法对变桨距系统驱动器进行故障预测;文献[8]利用子空间算法对叶片根部力矩传感器故障进行了研究。基于数据的故障检测主要利用系统输入、输出等运行参数,使得其在噪声、输入等发生改变时有可能造成大的误报警,而且单一故障可能引发系统许多信号超过阈值,故障区分比较困难。

风电机组的工作环境决定了液压变桨距系统的运行参数必然受环境因素的影响非常大。同时,只检测出系统发生了故障是不够的,还需要进一步确定发生故障的部件,以便故障容错系统对其进行补偿或者维修人员对其进行维修。因此,本文将基于解析模型中的状态估计(state estimation approach,SEA)思想应用于液压变桨距系统的故障检测。状态估计根据系统的物理特性构建系统数学模型,重构被控过程状态,所利用的参数均为系统的模型参数而非实际运行参数,这就有效地降低了环境因素和输入变化对模型造成的影响。状态估计的最大优势在于可以充分利用系统内部的深层信息,有利于系统的故障分离,从而能够有效地反映系统的故障本质特征。

鉴于以上分析,本文采用基于解析模型中的状态估计方法进行液压变桨距系统故障检测的研究。首先,建立了风电机组液压变桨距系统的模型及其状态观测器;随之设计了用于故障检测的残差估计函数及自适应阈值;最后通过实例仿真验证了本文提出的液压变桨距系统故障检测方法的有效性。

1 液压变桨距控制系统模型

液压变桨距系统主要的组成部件有电液比例换向阀、液压缸和曲柄连杆机构。桨叶通过曲柄连杆机构与液压缸相连接,节距角的变化同液压缸位移基本成正比。液压缸的位移由电液比例换向阀进行精确控制。风速小于额定风速时,电液比例换向阀维持桨叶节距角为0°;风速大于额定风速时,控制器通过控制换向阀输出流量的方向和大小,进而控制桨叶的节距角,使输出功率保持恒定[9]。液压变桨距系统及其控制器系统结构如图1所示。

根据图1所示液压变桨距系统框图,选择状态变量x=[y1,xv1,β1,y2,xv2,β2,y3,xv3,β3,ωr,ωg,θ,Tg]T,输入变量u=[i,Tr,Tgr]T,yi,xvi和βi(i=1,2,3)分别表示风电机组三个液压变桨距执行机构的液压缸活塞位移、电液比例换向阀阀芯位移和桨叶的节距角;ωr和ωg分别表示风轮转速和发电机转速;θ为传动轴的扭角;Tr表示叶轮的气动转矩;Tgr和Tg分别表示发电机额定转矩和发电机转矩;i为比例电磁铁的输入电流。则可建立液压变桨距系统的数学模型的状态空间表达式如下:

式中:

x为n维状态向量;u为r维输入(控制)向量;y为m维输出向量;A为n×n阶系统矩阵;B为n×r阶输入矩阵;C为m×n阶输出矩阵;D为m×r阶直连矩阵。

图1中所示液压变桨距系统框图中各环节的数学模型[10]及式(1)、式(2)各矩阵中参数的物理意义见附录A。

2 液压变桨距系统状态观测器设计

基于状态估计方法的故障检测包括残差产生和残差估计两个阶段。为了解决系统模型的不确定性问题,本文采用状态观测器来产生液压变桨距系统的残差,并进行状态估计。

由式(1)、式(2)可得,风电机组液压变桨距系统闭环状态观测器的状态空间表达式如下:

即

式中:L为反馈矩阵。

根据构造状态观测器的基本原则,由式(5)可知,状态观测器满足了以液压变桨距系统的输入u和输出y为其输入量,同时,还需对液压变桨距系统的完全能观测性进行验证,验证过程如下。

构造nm×n阶能观测性矩阵V0为:

根据线性定常系统状态能观性的充分必要条件,rank(V0)=13=n,即能观性矩阵的秩等于状态变量的个数,液压变桨距系统是完全能观测的,可以构造状态观测器。

状态观测器的设计关键在于观测器的反馈矩阵L的确定,可根据对偶原理求得,求解过程如下。

风电机组液压变桨距系统是完全能观测的,根据现代控制理论可知,其对偶系统

是完全能控的,这时采用状态反馈矩阵LT,有

得到闭环后的状态空间方程为:

可得反馈矩阵LT的解为:

解得液压变桨距系统状态观测器的反馈矩阵L为:

式中:f0*(A)为将期望的特征多项式f0*(s)中的s换成A后的特征多项式。

3 考虑风电机组故障的动态建模

液压变桨距系统发生故障时,会引起系统模型结构和参数的变化。矩阵A11,A22,A33是系统矩阵A的子矩阵,分别表示三个液压变桨距执行机构的模型参数。如当叶片2的液压变桨距执行机构发生了故障,则矩阵A22中的参数必然会发生变化。若发生变化的参数在系统矩阵A中位于第i行第j列,则可将其变化量表示为IiΔaij;同样,如节距角传感器发生了故障,则输出矩阵C中的参数必然发生变化。若变化的参数位于矩阵C中的第m行第n列,则可将其变化量表示为ImΔcmn,结合前面建立的风电机组的液压变桨距系统数学模型,含有可能故障的液压变桨距系统的状态空间方程可描述为:

式中:为状态向量的第j个状态变量;Ii为与状态向量行数相同的列向量,其中除第i个元素为1外,其余元素均为零,表示系统矩阵A相应位置的参数发生了变化;Im为与输出矢量行数相同的列向量,其中除第m个元素为1外,其余元素均为零,表示输出矩阵C相应位置的参数发生了变化;d为系统的干扰输入向量。

4 残差估计函数及自适应阈值设计

4.1 残差估计函数

残差是系统的实际输出与状态观测器输出的差值,反映实际系统与系统数学模型之间不一致程度的一个量。液压变桨距系统的残差r(t)主要由系统的干扰和故障确定,其表达式为

式中:为液压变桨距系统实际测量值;为液压变桨距系统状态观测器测量值的估计值。

从式(12)、式(13)所描述的液压变桨距实际系统中可以看出,液压变桨距系统中的干扰因素会对液压变桨距系统输出产生影响。为了克服干扰的影响,引入残差的均方根(RMS)作为残差估计函数,表达式为:

液压变桨距系统无故障时,残差估计函数的变化反映了系统中干扰因素对液压变桨距系统输出的影响,此时残差估计函数的度量值应明显低于设定的阈值;液压变桨距系统故障时,残差估计函数会发生明显的变化,其度量值会大于无故障时的情景,其值大于阈值时,就可以认为液压变桨距系统发生了故障。

4.2 自适应阈值设计

残差估计的目的是在避免误报警的前提下,判断系统是否发生了故障。为了实现此目的,引入阈值作为判断故障发生与否的依据。传统的阈值通常被选为一个恒定的常数,当残差超过阈值时就可以诊断系统发生了故障。然而,风电机组作为受外界干扰影响较大的系统,如果阈值选择较小,就会引起误报警;阈值选择较大,小的故障很难被检测到。因此,引入阈值随残差变化的自适应阈值来进行故障检测,可以有效地避免上述问题,其基本原理如图2所示。

假设故障发生在tF,对于恒定阈值,将会在tFA产生误报警,而且发生在tF的故障无法被检测到;相反,若采用随残差变化的自适应阈值,不但可以避免误报警,而且能够检测到tF时刻发生的故障。

本文将统计学中参数置信区间的思想应用于自适应阈值的设计,残差的均值和方差求取方法分别为:

置信度为1-α的均值的置信区间可表示为:

式中:α为置信水平;z为与置信水平相关的系数。在实际应用中,置信度1-α通常选为95%~99%。本文取置信度为96%,则z为2.06,由式(18)求得阈值为:

可得到液压变桨距系统故障检测的决策逻辑为:

至此,给出基于状态估计法的液压变桨距系统故障检测的基本思想:利用状态观测器重构液压变桨距系统模型被控过程状态,并将其与实际液压变桨距系统并行运行,通过状态观测器输出与实际系统输出进行比较,构成残差序列,再以残差的RMS作为残差估计函数,从残差序列中把故障检测出来,并做进一步的分离、估计与决策,原理如图3所示。

5 仿真分析

通过在MATLAB/Simulink平台上分别仿真液压变桨距执行机构的电液比例换向阀故障、液压缸故障和节距角传感器故障来验证基于状态估计法的故障检测方法的有效性。仿真中采用的风电机组主要参数为:额定功率为4.8 MW,风轮半径为57.5m,额定转速为162rad/s,额定风速为12 m/s,切出风速为25m/s,空气密度为1.225kg/m3,风电机组转动惯量为5.5×107kg·m2,齿轮比为195,桨叶节距角变化范围为0°~90°。图4为仿真所用的实际采样风速。

1)液压变桨距执行机构故障仿真

液压变桨距执行机构故障仿真如附录B图B1和图B2所示。由图B1(a)可以看出,60s之后3个叶片节距角残差的RMS与之前相比有了显著的变化,并且第2个叶片节距角残差的RMS超过了阈值,表明风电机组发生了故障。但3个叶片节距角残差的RMS的变化不同步,说明齿轮箱、发电机和控制器结构正常,故障应该发生在变桨距执行机构。图B1(b)为液压缸活塞位移的仿真结果,由液压缸活塞位移的变化可以判定故障发生在叶片2的变桨距执行机构。同时,比较图B1(b)和图B1(c),显然可以看出叶片2变桨距执行机构的电液比例换向阀发生了故障。由于液压缸的活塞位移受电液比例换向阀阀芯位移控制,从而导致叶片2变桨距执行机构的液压缸位移也超过了阈值。至此可判断故障发生在叶片2变桨距执行机构的电液比例换向阀。

附录B图B2为液压缸故障的仿真结果。因叶片节距角与其液压缸活塞位移基本成正比,故两者残差的RMS的变化趋势(波形)也基本一致,这一点从图B2(a)和B2(b)可以看出。图B2(c)中3个电液比例换向阀的阀芯位移残差的RMS一直未超过阈值,说明相比于电液比例换向阀故障对液压缸活塞位移的影响,液压缸故障对电液比例换向阀的影响比较小。

附录B图B1和图B2的仿真结果也表明,风电机组的一个部件发生故障后,其他部件的特征参数也不可避免地受到影响,上面的仿真结果表明基于状态估计法的故障检测方法降低了误报警率。

2)节距角传感器故障仿真

节距角传感器的故障仿真如附录B图B3(b)所示,显然可以断定是叶片2节距角传感器发生了故障。因节距角传感器与变桨距执行机构故障均会导致节距角测量值发生变化,为便于故障分离,此处将图B3(b)传感器故障时节距角测量值残差的RMS的变化与图B3(a)所示液压缸故障时节距角测量值残差的RMS的变化进行对比分析,很容易看出这两种故障导致的节距角的测量值的变化趋势(波形)不同。液压缸故障时,图B3(a)中节距角测量值残差的RMS的变化趋势与图B2(a)中节距角残差的RMS的变化趋势是一致的,并且都会对未故障部件的残差造成影响。但是叶片2节距角传感器故障时,对其他两个叶片节距角测量值残差的RMS几乎没有影响,由此可以很容易地通过节距角测量值残差的变化趋势判定故障发生在哪个部件。

6 结论

1)采用状态观测器来产生液压变桨距系统的残差能够解决初始状态对系统输出的影响、系统模型的不确定性及系统稳定性等问题。

2)结合自适应阈值的基于状态估计法的故障检测方法,减少了干扰对风电机组液压变桨距系统故障检测的影响。

3)残差的均方根测量的是一段时间间隔内信号的平均能量,故将其作为残差估计函数,减小了因随机风速变化、噪声等原因造成的故障特征指标的变化,降低了误报警率。

4)风电机组液压变桨距系统某一部件发生故障,会对其他部件的特征参数造成影响,但影响程度因部件而异。

5)节距角传感器和液压缸故障对节距角测量值残差的RMS变化趋势(波形)造成的影响不同,据此可判断故障发生在液压变桨距系统的哪个部件。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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电动变桨距系统 篇4

能源、环境是当今人类生存和长远发展所面临的重大问题。风能作为可再生的绿色能源已经成为各国普遍重视的新能源之一,风力发电技术也迅速发展,变桨距控制技术更是成为风力发电行业的一个重要研究领域[1]。早期国外很多发达国家就投入到对风力发电的研究,对变速变桨距风力机的设计、控制和运行己经有了完备的理论和方法。我国投入到风力发电领域的研究较晚,在风电技术的理论和应用研究方面还不够成熟,因此,开展对风力机变桨距控制的研究具有重要的意义。

本文研究大型风力发电机组的变速变桨距控制技术。当发电机输出功率小于额定功率时,采用追踪最佳功率曲线的方法,根据风速的大小,调整发电机的转速,使其尽量运行在最佳工作点上,最大化的捕捉风能。当大电机功率达到额定功率时,通过调节桨距角,减小气流攻角以使发电机的输出功率保持在额定功率。由于变桨距控制具有输出电能稳定和失速负荷小的优点,所以采用变桨距控制已成现代风力机的发展趋势。

1 变桨距风力发电机组建模

变桨距风力机模型的建立对于系统的动态特性以及控制系统设计都有重要的作用。变桨距风力发电机组结构图如图1所示:

1.1 风力机模型

风力机的特性采用非线性函数描述,变速变桨距风力机的模型可描述为[2]

式中,P为风轮输出机械功率,单位W;ρ为空气密度,单位kg/m3,取1.225 kg/m3;λ为叶尖速比;θ为桨距角,单位degree;Cp为风轮的风能利用系数,是叶尖速比λ和桨距角θ的非线性函数;A为风轮扫掠面积,单位m2;U为风速,单位m/s;ω为风轮旋转角速度,单位rad/s;R为风轮半径,单位m;

1.2 传动系统的动态模型

传动系统模型图如图2所示[3]

由于机械损失发生在传动轴和齿轮箱上,γ非常小,可以忽略

齿轮箱的传动特性

高速轴和发电机转子的动特性

其中:I1为风轮的转动惯量,θ为叶轮转动角度,Tf为风轮转矩,θ1为低速轴的角位移,γ为风轮转子的阻尼,γ1为低速轴的外阻尼,γ1+为低速轴的内阻尼,k1为低速轴的刚度,T为低速轴上的扭矩,I2为发电机的转动惯量,Tp为高速轴上的扭矩,θ2为高速轴的角位移,k2为高速轴的刚度,γ2为高速轴的外阻尼,γ2+为高速轴的内阻尼,θg为发电机转子的角位移,Te为发电机扭矩,ω为风轮的角速度,ω1为低速轴的角速度,ω2为高速轴的角速度,ωg为发电机转子的角速度,N为齿轮箱传动比。

图2传动系统模型图

1.3 变速发电机模型

发电机和变频器组成的变速驱动装置是作为一个整体建模的。变速驱动装置能够接收扭矩请求并在很短的时间内响应,其一阶模型为

式中,T是实际扭矩,Tref是给定的扭矩,τe为时间常数。

1.4 变桨距执行机构模型

从变桨距控制器的桨距角指令到该指令的激励之间的动态过程可以等效为一阶惯性环节,为

式中,θ为桨距角的实际值;θref为桨距角给定值;τ为执行机构的时间常数,单位为s。

2 稳态功率曲线

本文设计1.5 MW的风力机组,正常运行条件下的风速范围为3~25 m/s,超出该范围,风力机将保持停机状态。低于切入风速(3 m/s)时,有效风能太小不足以补偿运行费用及能耗;超出切出风速(25 m/s),风力机将停机以防止过载。

对于一台风力机,在综合考虑物理条件和经济条件的情况下,风力机的发电容量决定了可以吸收的风能,通常在输出功率-风速平面上以曲线的形式表示,该曲线称为稳态运行曲线,如图3所示。稳态功率曲线在风机正常运行情况下可以分成两段式,低于额定风速时,随着风速的增大,风力发电机组吸收的风能逐渐增大,而发电机输出功率仍小于额定功率值,应尽可能提高风能的利用率,以获得最大能量转换。在高于额定风速时,由于机械应力限制及机组寿命等因素,应该通过改变桨距角来限制风力机的风能利用率,使其保持在额定功率附近工作。

3 变速变桨距风力机组的控制策略分析

当风速小于额定风速时,风力机处于待机状态,此时桨距角保持在90°。当风速达到切入风速时,桨距角向0°方向转动,依据空气动力学,某一角度时气流对叶片产生一定的攻角,叶片开始转动,进入发电状态。风力发电机组启动过程中,桨距角的变化量由发电机的转速信号控制。转速控制器可以根据速度变化设定好桨距角的开环给定信号,桨距执行机构根据给定信号调整桨距角,以配合速度的变化。风力机并网后,机组运行分为低于额定风速和高于额定风速两个工况。

3.1 风速低于额定风速工况

低于额定风速时,随着风速的增大,风力发电机组吸收的风能逐渐增大,而发电机输出功率仍小于额定功率值,应尽可能提高风能的利用率,以获得最大能量转换。

风能利用系数———叶尖速比曲线如图5所示:

由图5可知,在桨距角θ=0°时,风能利用系数Cp最大。此时控制器对于桨距角不做任何控制,恒定为0°,相当于定桨距风力机,当叶尖速比λ为λopt时,风能利用系数Cp取得最大值,在此最大值条件下运行时,风能的转换效率最大,因此变速恒频风力发电机组能够跟随风速变化不断地调节发电机的转速,使其在不同风速下都能运行在最佳工作点上,以达到最优叶尖速比,保持最佳的发电功率状态。因此低于额定风速时的控制要求是追踪最佳功率曲线以获得最大的风能利用系数。

由公式(1)可得

式中,Popt是期望的最佳输出功率;Kopt为最佳输出功率系数。

图6给出了不同风速时的发电机功率变化情况以及最优功率曲线的对应点,其中Popt曲线由公式(13)给出。其中A点和B点是运行时的最佳工作点,而A'点和B'点是对应风速下的运行工作点,但没有运行在最佳尖速比状态下,不是最佳工作点。由图可看出,最优功率曲线上的工作点均由最佳工作点所组成,它们分别对应了不同风速下的最大发电功率值,因此当系统运行曲线沿着最优功率曲线Popt时为最优工作状态,也就是最大化的利用了风能的转换效率。

3.2 风速高于额定风速工况

当风速高于额定风速时,此时发电机功率已达到额定功率,由于风电机组机械系统和电气系统运行极限的限制,应当限制风能转换效率,使发电机的输出功率稳定在额定功率附近。由图5可以看出,风能的利用率Cp随着桨距角的增大而减小,也就是成一定的反比关系,那么桨距角增大时,风能利用率降低,则发电机的输出功率将减小。因此,高于额定风速时,功率控制的基本策略为:以额定功率作为参考设定值,将发电机的输出功率作为反馈信号与参考设定值进行比较,当输出功率大于额定功率时,控制器发出变桨距指令,使桨距角向顺桨方向(90度方向)转动,反之则增大桨距角。

3.3 控制器设计

桨距角和转矩给定值的控制回路如图7所示,如果发电机转速在额定转速值以下,转矩给定回路有效,反之桨距角给定回路有效。

闭环控制算法采用PI控制器根据输入转速偏差来计算输出转矩和桨距角的参考值。PI控制器的传递函数为

式中,KP为比例增益,KI为积分增益,KP/KI为积分时间常数。在实际工程中,PI控制器通常用来改善系统的稳态性能,减小系统的稳态误差。

在额定风速以下,通过控制发电机的反扭矩来控制发电机的转速,使转速跟随风速变化做出快速调整,以达到最佳叶尖速比,最大限度的利用风能的转换效率。额定转速以下PI控制器建模如图8所示:

在高于额定风速时,通过改变桨距角来限制风力机的风能利用率,使其保持在额定功率附近工作。额定转速以上PI控制器建模如图9所示:

4 变桨距风电机组仿真

4.1 系统建模与仿真

由上所述,可以建立变桨距风力机组的数学模型,风速采用湍流风模型。

本文设计1.5 MW直驱变速变桨距风力发电机组,风轮额定输出功率为1748 k W,风轮扫风面积5750 m2,最佳尖速比为9.5,此时对应的最大风能利用系数为0.482,由此计算出额定风速约为10.3m/s。发电机最大转速18.5rpm,上网功率为1500 k W。

4.2 PI控制器参数整定

常用的参数整定有临界比例度法、Ziegler-Nichols整定方法、Simulink Response Optimization优化参数等方法,本文采用最后一种方法。

风力发电整机控制系统要求系统单位阶跃响应功率的最大超调量小于10%,转速稳态值为18.5转/分。确定PI控制器的最佳整定参数Kpa、Kia、Kpb和Kib。其中Kpa为高于额定风速时比例系数,Kia为高于额定风速时积分系数,Kpb为低于额定风速时比例系数,Kib为低于额定风速时积分系数,根据系统给定的时域性能指标设置阶跃响应特性参数,在Signal Constraint模块的时域性能约束窗口,并设置终值为18.5、上升时间为100、调整时间为450、最大超调量为10%。将Kpa、Kia、Kpb和Kib定义为将要优化的参数,便可以对系统中的PID控制器模块的参数进行优化计算。优化后得到Kpa=11.066、Kia=0.2751、Kpb=1.28e+8和Kib=7.793。优化结束后,观测单位阶跃响应曲线,结果满足性能指标要求,具有很好的效果。

系统仿真时风速采用湍流风模型,输入平均风速为15 m/s的湍流风,仿真结果如图10(a)所示,对应的桨距角、功率及转速及响应分别如10(b)、10(c)、10(d)所示。

4.3 仿真结果分析

对应于风速变化,控制器显示出了良好的跟踪性能,桨距角能够随风速做出快速的调整,响应曲线与湍流风变化保持一致。在额定风速以上,变桨控制器根据湍流风变化调节桨距角,使发电机功率稳定在1500 KW附近,发电机转速维持在额定转速18.5 r/min。满足控制性能指标。

在风速波动的条件下,系统仍能实现转速的稳定输出,具有良好的抗干扰性和鲁棒性。在系统参数不确定的情况下仍能保证风力发电机组的稳定和性能,满足了控制的需要。

5 结束语

现代风力场主要采用变速风力发电机组。相对于传统的恒速发电机组,变速风力发电机组在额定风速以上功率输出更加稳定,提高了系统柔性,改善了风力发电效率,提高了发电量。针对这种机型,本文在建立风力发电机组的各部分模型的基础上,设计了用于变桨距控制的PI滑模控制器。对变桨距控制系统低于额定风速和高于额定风速时的风力发电系统进行了仿真验证,得到了可供分析的仿真结果。结果表明该控制器对于风速的变化具有良好的跟踪性能和鲁棒性,实现功率的稳定输出。

摘要：随着风力发电机组单机容量的大型化,变桨距风力发电机已成为风力发电机组的主要研究和发展方向。基于变速恒频风力发电系统,对变桨距控制系统的设计方法进行研究。对风力机的结构和基本工作原理进行了探讨,并分析了风力发电机组的控制过程,分别设计了低于额定转速的PI控制器及高于额定风速的变桨距控制器,通过对控制系统的机理模型仿真,验证了变桨距控制系统设计的正确性。

关键词：变桨距控制,PID控制器,变桨距机构,仿真

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风力发电机组变桨距PID控制 篇5

关键词：变桨距控制,PID控制,MATLAB仿真

1、引言

目前中国风力发电发展主要有三个突出的特点:一是风力发电发展规模迅速扩大, 形成了巨大的市场空间;二是国产机组缺乏竞争力, 进口机组以压倒性的优势占领了我国风力发电装机的主要份额;三是风力发电核心技术的掌控方面亟待进一步突破。目前世界上流行的风力发电技术, 我国只掌握了定桨距失速调节型风力发电机技术, 由此开发出了以现场总线控制为核心的定桨距失速调节控制器。而对变桨距控制技术的掌握情况还比较薄弱。文章针对风力发电机组的变桨距部分设计了PID控制器, 并对系统进行了仿真与研究。

2、风力发电机组的组成

风力发电机组的样式虽然很多, 但其原理和结构大同小异, 主要由以下几部分组成:风轮、传动机构 (主轴、增速箱等) 、发电机、机座和塔架、调速器、调向器及制动器等。

3、风力发电机组的主要控制方法

目前, 世界风电市场上风力发电机组的控制技术有定桨距失速调节技术、变桨距调节技术、主动失速调节技术、变速恒频技术4种。

3.1 定桨距失速调节技术

优点:控制简单, 当风速变化引起的输出功率的变化只通过桨叶的被动失速调节而控制系统不作任何控制, 使控制系统大为减化。

缺点:功率输出不稳定, 机组的整体效率较低;阻尼较低, 振动幅度较大, 易疲劳损坏;桨叶、轮载、塔架等部件受力较大;安装时需要优化安装角。

定桨距失速调节技术很少用在兆瓦级以上的大型风力发电机的控制上, 但是这种依靠失速而保持发电机输出功率恒定的思想值得借鉴。

3.2 变桨距调节技术

优点:桨叶受力较小, 桨叶傲的较为轻巧:能获取更多风能;提供了气动刹车;减少了作用在机组上极限载荷。

缺点:结构比较复杂, 故障率相对较高。

3.3 主动失速调节技术

其特点是:减小了空气密度、叶片表面污染和翼型变化对功率的影响;叶片可顺桨, 刹车平稳、冲击小、极限载荷小{无需灵敏的调节速度, 风能利用效率高, 输出功率易于控制。

3.4 变速恒频技术

优点:可最大限度的吸收风能, 系统效率高;能吸收阵风能量;可使变桨距调节简单化, 风机运行的柔性更好;减少运行噪声;可灵活调节系统的有功和无功功率;采用先进的PWM控制技术, 可抑制谐波, 减小开关损耗。

缺点:控制系统较为复杂。

4、变桨距控制系统设计

4.1 变桨距风力发电机组建模

变桨距风力发电机组主要分为四个子系统:风轮、传动系统、异步发电机模型和变桨距机构, 如图1所示。

4.2 PID在变桨距控制系统中的应用

在控制系统中, 调节器最常用的控制规律是PID控制。所谓PID控制, 就是指根据系统偏差e (t) =r (t) -c (t) 的比例 (P) 、积分 (I) 、微分 (D) 环节, 通过线性组合构成控制量对控制对象进行的控制。实际的运行经验和理论分析都表明, PID控制器具有结构简单、稳定性好、可靠性高等优点, 因此在变桨距控制系统中使用的比较广泛。常规PID控制系统原理框图如图2所示:

PID调节器的控制规律为:

式中, Kp为比例系数, Ti为积分时间常数, Td为微分时间常数。

5、变桨距控制系统仿真结果

本文以1.3MW变桨距风力发电机组为研究对象, 发电机采用三相异步电机, 各参数如表1所示:

输入上述相关参数后, 分别对不同的风速 (13.5m/s、14m/s、15m/s、16m/s、17m/s) 进行了仿真。

6、仿真结果分析

风速在额定风速 (13.5) 时, 桨距角基本上稳定在初始值零度左右, 发电机输出功率能够稳定在1.3左右, 当风速为14、15、16、17高于额定风速时, 如果当发电机输出功率降低到额定功率以下时, 则通过减小桨叶的桨距角, 使桨叶上的能量损失减小, 转子转速上升, 发电机的输出功率也增加;如果发电机输出功率高于额定功率时, 则通过增大桨叶的桨距角, 使桨叶上的能量损失增大, 转子转速下降, 发电机的输出功率减小。这样通过变桨距控制, 使功率始终维持在额定功率 (1.3) 附近。

PID控制器是控制系统中应用最为广泛的一种控制规律。于是PID控制器也在变桨距中得到了广泛的应用。PID调节器的作用是最终消除误差, 将PID控制器应用到风力发电机组变桨距控制器中。从仿真结果中看出, 在高于额定风速段, 在不同的风况下桨距角会随之变化, 误差积分与绝对误差积分两个指标在不同的风况下的值变化不大, 风力发电机的输出功率曲线输出的比较平稳, 但是响应曲线在初始阶段的有较大的震荡波动, 而且在高风速段的响应时间较短。证明了基于PID控制的变桨距控制系统能达到一个较好的控制效果。

7、结束语

风能利用已经是这个世纪能源利用的一大趋势。目前风力发电机组的桨距控制方法主要可以分为定桨距控制和变桨距控制。定桨距控制时桨叶固定在轮毂上, 风力机只能通过风机叶片本身的气动特性来调节输出功率的大小;然而变桨距控制时由于桨叶是通过轴承安装在轮毂上的, 桨叶可以轴向转动, 因此可以借助先进控制技术调节桨距角实现目标功率输出。本文虽然在理论上得到不错的仿真效果, 但系统本身与实际风力发电系统相比还比较简单, 有许多未知的因素未考虑进去, 如本文中风速模块使用的常数模块, 而在实际中风速是个不确定的变量;本文中传动系统只用了一个传动齿轮比来代替考虑的是理想状态, 而在实际传动系统中是个很复杂的系统。所以如何建立更为准确的系统模型, 还需要进一步的研究。

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电动变桨距系统 篇6

1 风力发电机的气动特性

风力发电机组通过叶片捕获风能, 将风能转换为作用在轮毂上的机械转矩。风力发电机组的特性通常用风能转换效率Cp-尖速比λ曲线来表示, 图1是一条典型的Cp-λ曲线。

尖速比可表示为

式中:风力发电机组的机械转速 (rad/s) ;

叶片半径 (m) ;

来流的线性风速 (m/s) 。

根据风机叶片的空气动力特性, 风能转换效率Cp是尖速比λ和桨矩β的函数, 即。典型Cp与λ和β的关系可用图2来表示。

由图2中可见, 对于同一个CP值风力发电机组可能运行在A和B两个点, 它们分别对应于风力发电机组的高风速运行区和低风速运行区, 当风速发生变化时风力发电机组的运行点将要发生变化。

2 变桨距风力发电机组的运行状态

由于变桨距系统的响应速度受到限制, 对快速变化的风速, 通过改变节距来控制输出功率的效果并不理想。因此, 为了优化功率曲线, 最新设计的变桨风力发电机组在进行功率控制的过程中, 其功率反馈信号不再作为直接控制桨叶节距的变量。变桨距系统由风速低频分量和发电机转速控制, 风速的高频分量产生的机械能波动, 通过迅速改变发电机的转速来进行平衡, 即通过转子电流控制器对发电机转差率进行控制, 当风速高于额定风速时, 允许发电机转速升高, 将瞬变的风能以风轮动能的形式储存起来;转速降低时, 再将动能释放出来, 使功率曲线达到理想的状态。

3 风力发电机组的功率控制

为了有效地控制高速变化的风速引起的功率波动, 新型的变桨距风力发电机组采用了RCC (Rotor Current Control) 技术, 即发电机转子电流控制技术。通过对发电机转子电流的控制来迅速改变发电机的转差率, 从而改变风轮转速, 吸收由于瞬变风速引起的功率波动如图3所示。

3.1 功率控制系统

功率控制系统如图4所示, 它由两个控制环节组成。外环通过测量转速产生功率参考曲线。内环是一个功率伺服环, 它通过转子电流控制器 (RCC) 对发电机转差率进行控制, 使发电机功率跟踪功率给定值。如果功率低于额定功率值, 这一控制环将通过改变转差率, 进而改变桨叶节距角, 使风轮获得最大功率。

3.2 转子电流控制器原理

转子电流控制器由快速数字式PI控制器和一个等效变阻器构成。它根据给定的电流值, 通过改变转子电路和电阻来改变发电机的转差率。在额定功率时, 发电机的转差率能够从1%到10% (1515到1650r/min) 变化, 相应的转子平均电阻从0到100%变化。当功率变化即转子电流变化时, PI调节器迅速调整转子电阻, 使转子电流跟踪给定值, 如果从主控制器传出的电流给定值是恒定的, 它将保持转子电流恒定, 从而使功率输出保持不变。

从电磁转矩的关系式来说明转子电阻与发电机转差率的关系。发电机的电磁转矩为:

式中只要不变, 电磁转矩Te就可以不变, 发电机的功率可保持不变。当风速变大时, 风轮及发电机上的转速上升, 即发电机的转差率S增大, 只要改变发电机的转子电阻即可保持输出功率不变。RCC控制单元有效地减少了变桨距机构的动作频率及动作幅度, 使得发电机的输出功率保持平衡, 实现了变桨距风力发电机组在额定风速以上的额定功率输出, 有效地减少了风力发电机因风速的变化而造成的对电网的不良影响。

4 变桨距风力发电机组控制系统的模型建立

变桨距风力发电机组的桨叶静止时节距角为90°, 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后风轮才起动。当风速达到或超过额定风速后, 风力发电机组进入额定功率状态, 将转速控制切换为功率控制, 变距系统开始根据发电机的功率信号进行控制。功率反馈信号与额定功率进行比较, 功率超过额定功率时, 桨叶节距向迎风面积减少的方向转动一个角度, 反之则向迎风面积增大的方向转动一个角度。

1) 桨距角控制功率的参照量 (Pref) 模型:以发电机的额定功率作为控制系统功率输入的参照量, 由实际值与其进行比较, 根据所得值的大小可以判断功率输出是否稳定, 从而可以通过改变桨距角进行功率调节。

2) 桨距角控制比例积分环节模型:由比例积分控制器将功率比较的差值转换成角度参量。

3) 滤波器模型及参数:滤波器对比例积分器输出的波形进行修整, 以便出现谐波分量对系统造成不良影响。

4) 桨距角调整限制环节模型:由桨距角输出反馈值和经滤波器滤波后的输入值进行比较后, 输入微分限制和微分器环节进行整合后输出。再与桨距角给定值进行比较, 输入桨距角限制环节, 输出桨距角。

以上是对完整的风力发电控制系统模型的建立过程, 通过以上模型可以对风力发电机组进行相应的转速控制和功率控制, 使风力发电系统运行在安全稳定的状态。

5 变桨距控制系统模拟仿真分析

通过控制桨距角的大小的改变就可以控制叶片吸收风功率的多少, 桨距角的调节可以使发电机输出功率平稳。

风力发电机组启动时风力发电机组开始自动运行于风轮叶尖本来值90°, 即桨矩角初始值为90°, 在机组起动的过程中逐渐变小, 这样叶片吸收风能逐渐增大, 叶片的转速也逐渐加快, 最后在1.4s时桨矩角变为0, 且保持不变, 此时叶片吸收风能达到了最大如图5所示。

6 结论

通过PSCAD/EMTDC电力系统模拟仿真软件, 建立了变桨距风力发电机组控制系统模型, 对变桨距风力发电机组控制系统进行了仿真, 由于风能的不规则特性, 对风力发电系统输出功率的稳定有很大的影响, 也使功率曲线的优化产生了一定的困难。通过利用变桨距控制系统, 根据风速的大小来调整桨叶节距, 使系统输出功率稳定, 并使输出功率曲线得到了优化, 提高了风力发电系统运行的可靠性。

摘要：在对风力发电机组运行控制分析的基础上, 针对变桨距风力发电机组功率控制问题, 对变桨距风力发电机组控制系统建立了模型, 并对变桨距控制系统进行了模拟仿真分析, 得出改变桨距角的大小就可以控制叶片吸收风功率的多少, 调节桨距角可以使发电机输出功率平稳。

关键词：风力发电机组,变桨距控制,功率调节

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电动变桨距系统 篇7

风力发电机的机型很多, 目前在中国市场上的风力发电机主要有两种, 一种是定桨距风力发电机;一种是变桨距风力发电机。

定桨距风电机组的叶片与轮毂连接是固定的, 叶片的迎风角度不能改变。变桨距风电机组在叶片根部安装了变桨轴承, 叶片可以沿自身的轴心线旋转, 其迎风角可在一定范围内变化。与定桨距风电机组相比, 变桨距风电机组可在风速低于额定风速时, 通过调节发电机转子转速, 尽可能大地捕获风能;在风速高于额定风速时通过可自身转动的叶片充分捕获风能。这两种风电机组的结构除上述不同外还有其他一些不同点, 在此不一一叙述。

风电机组在某一地区的功率曲线怎样?发电能力如何?是电力企业和机组生产厂家共同关心的重要问题。为了解这方面的情况, 笔者最近赴某沿海地区满足IEC3条件的三类风场进行了调查, 在某风电厂搜集了几十台风电机组的有关数据, 重点对定桨距与变桨距两种风电机组的功率曲线和发电量进行了分析比较, 现将有关情况和数据报告如下。

2定桨距风电机组与变桨距风电机组理论功率曲线比较

定桨距风电机组, 一般在低风速段的风能利用系数高, 当风速接近额定点, 其风能利用系数开始下降。该风电机组的理论功率曲线见图1。

变桨距风电机组由于叶片迎风角可以控制, 即使风速超过额定点, 其功率仍然保持稳定, 并不随着风速的进一步加快而继续升高。该风电机组的理论功率曲线见图2。

3定桨距风电机组与变桨距风电机组实际功率曲线比较

将某风电厂多台1.0MW定桨距及1.5MW双馈异变变桨距风电机组的功率曲线图进行比较, 其中较为典型的功率曲线如图3、图4。图3为1MW定浆距风电机组的实际功率曲线, 其中G1曲线是该机组中低功率发电机在低风速时工作的功率曲线;G2曲线是该机组中高功率发电机在高风速时工作的功率曲线。

从图3、图4可以看出, 定桨距风电机组在低风速段的风能利用系数较高, 当接近风速额定点切换到高功率发电机工作后, 超过额定风速段的风能利用系数开始下降, 因为这时随着风速的升高, 功率上升已趋缓, 过了风速额定点后, 叶片已开始失速, 风速升高, 功率反而有所下降。而对于变桨距风电机组, 由于叶片桨距可以调节, 即使风速超过额定点, 其功率仍然较高, 功率曲线在风速额定点后也相对平稳。这就保证了较高的发电量产出, 减少了风电机组因风速的变化而造成对电网的不良影响。另外, 从图3、图4还可以看出, 变桨距风电机组与定桨距风电机组在相同的额定功率点, 变桨距风电机组额定风速比定桨距风电机组的额定风速要低。

4 定桨距风电机组与变桨距风电机组实际发电量比较

某风电厂1.0MW定桨距风电机组和1.5MW双馈异变变桨距风电机组2009年下半年的发电量等数据如下。

从表中各项数据看, 定桨距风电机组额定功率为1MW, 双馈异变变桨距风电机组额定功率为1.5MW, 其比值为1:1.5。定桨距风电机组故障停机时间较短, 实际发电时间较长, 半年发电总量为893323.6KW.h, 1.5MW双馈异变变桨距风电机组故障停机时间较长, 实际发电时间较短, 半年发电总量为1677789.40 KW.h, 其比值为1:1.88。考虑1MW定桨距风电机组无功损耗较少, 1.5MW双馈异变变桨距风电机组无功损耗较多, 将两者的半年发电总量风别减去自身的损耗, 其比值为1:1.87, 1.5MW双馈异变变桨距风电机组的比值仍然较大。考虑1.5MW双馈异变变桨距风电机组的额定功率比1.0MW定桨距风电机组的额定功率大, 为便于比较, 将两种风电机组的半年发电量风别除以其额定功率比值, 1.5MW双馈异变变桨距风电机组的发电量比值仍然高出25%以上。

5 结语

在某地对定桨距与变桨距两种风电机组从功率曲线和实际发电量等方面进行比较, 变桨距风电机组风能利用系数高, 可充分捕获风能;发电性能好, 其半年发电量要比定桨距风电机组高出许多。因此, 变桨距风电机组具有较大的优势, 势必成为风电市场的主流机型。

参考文献