风电机组检测与控制（共7篇）
风电机组检测与控制 篇1
0引言及研究背景
近年来, 风电装机容量快速增长, 如雨后春笋般改变了荒野的面貌, 为人类源源不断的提供绿色能源。新风电场投产2~5年后, 风电机组设备相继完成质保, 风电机组需要风电场自己组织的检修队伍来完成今后的检修工作。
在风电场组建检修队伍开始, 往往不乏刚从学校走向岗位的毕业生, 没有见过风电设备, 同时更不具备对设备的检修经验。如何快速在3个月的实习期内完成对新员工的安全和检修技能培训, 使其短时间内具备分析故障、处理故障的能力, 是摆在检修部门面前的一道难题。由于新机组运行较稳定, 故障率较低, 除了在实习期内由师傅带徒弟上机维护外, 基本没有更好的办法让新员工快速积累检修经验。
因此, 为解决这个问题, 检修部门往往编制出自己的检修作业指导书或故障处理手册, 检修班长也需要将自己的检修经验的精华总结出来, 从理论上向新员工进行灌输。但是只有文字、图片还是不够的, 为提高新员工的实际操作水平, 笔者认为在保证安全的情况下, 设置一些故障让新员工进行实际操作, 是十分有必要的, 并且, 应将设备检修过程条理化, 通过培训可以检验新员工对设备理解程度和操作安全意识。本文主要从控制系统、电气系统阐述给新员工进行故障分析和实际操作培训的一些思路, 使其建立对设备功能的系统认识和检修操作能力。
1 控制系统故障检查思路
控制系统是风电机组的大脑和神经, 感知和控制风电机组所有系统的设备, 并使其正常运行。新员工的培训工作应先由控制系统的认识和实际操作开始。
风电机组控制系统主要由PLC主机, PLC通讯模块, 安全链模块、数字输入DI、数字输出DO模块和模拟输入模块AI等专用模块组成。通信模块通过某种通讯协议将PLC主机的指令和设备状态信息进行传输, 使相应的电气设备工作在要求的状态下。
风电机组安全链回路是保障机组安全运行的重要回路, 由多个节点采取串联回路连接而成, 只要回路中有一个节点断开, 安全链便发出指令让风电机组马上紧急停机, 避免发生安全事故, 从逻辑上看, 安全链的各个环节是逻辑与的关系, 只有安全链各个逻辑量是1, 机组才允许正常运行。安全链回路监控的项目有:超速, 振动, 变桨, 偏航扭缆, 紧急停机按钮, PLC主机等。
在风电机组报故障后, 现场检查的方法往往是头痛医头脚痛医脚, 没有对设备进行系统的检查。对于新员工来说, 对设备的认知也经常是局部的, 没有连贯性和系统性的认识。同时, 故障报警列表中, 往往不能直观看出故障的先后顺序, 且故障总数有时可能达到5~10条, 如此情况对于新员工来说, 无疑加大了学习和实践的难度。为使其系统化的理解和扎实的掌握检修技能, 根据现场的检修经验, 总结出如下的检修思路。
1.1 PLC检查
由于PLC是控制的核心, 所以要首先检查PLC的工作是否正常。通过检查操作界面, 确认PLC的软件版本、工作状态是否正确, 不存在死机的现象。之后, 外部检查PLC的状态显示是否正常, 同时感知PLC外壳, 确定设备工作没有过热现象。
1.2 通讯检查
PLC工作正常后第二步检查通讯功能, 如果控制系统通讯存在问题, 则风电机组所有的设备状态包括安全链的信号都无法检测到。通讯模块检查项目主要包括:通讯模块的电源供电模块是否正常工作, 通讯模块的接头和接线是否正确, 设置的通讯波特率是否合适, 通讯地址是否正确, 通讯光纤的信号强度是否充足, 接线是否正确。
1.3 安全链检查
在通讯功能正常后, 第三步检查安全链回路。根据风电机组的控制逻辑, 如果安全链回路不闭合, 机组的主要设备都是不能开始工作的。安全连回路检查流程中, 首先要确认安全链模块的工作状态正常, 安全链的软件工作正常, 如果安全链模块已经发生损坏, 则在更换新模块之前, 后面一切检查都是徒劳的。如果安全链软件有问题, 则需要重新下载或灌装安全链程序。
排除软硬件故障后, 在根据电路图纸接线原理, 根据回路检查各安全节点的功能是否正常, 检查过程中要分清故障原因。有的情况是安全链信号传输过程中存在干扰或故障, 而非发生了不安全事件。而有的故障原因是设备运行状态确实达到了触发安全报警的极限。如发生了严重的扭缆状态, 机舱振动超限等。当所有安全连回路闭合, 且状态正常后, 主设备开始工作, 之后就可以进行各分系统的检查和故障排除。
1.4 各分系统设备检查
风电机组各分系统设备包括变桨系统、偏航系统、液压系统、润滑系统、冷却系统等。在检查这些系统设备时, 要严格按照电路图所指示的回路进行检查。而检查电气回路的类别主要分为控制回路和动力回路。
控制回路主要有测量、控制和反馈三种功能。测量功能主要是将各类型传感器如温度、压力、转速、位置、加速度、风速、风向、电压、电流等信号转换成特定范围的电压信号以供PLC卡件测量来判断设备的工作状态。传感器的电压一般较低, 但是也有例外情况, 如有些电压互感器的电压值就在230V, 如不小心, 会有触电的危险。这些测量信号有的是电压信号, 有的是电流信号转换成电压信号。因此, 检查和更换传感器时, 要注意电流传感器回路中的分压电阻的好坏, 更换新的传感器后也要注意安装正确的分压电阻。
控制功能主要是由PLC卡件发出24V控制信号, 用弱电控制接触器吸合和断开以实现接通或断开动力电源的目的, 达到自动启停电气设备的作用。接触器常见的损坏形式有, 触头粘连, 电磁线圈失效等, 其结果均造成不能有效控制电气设备, 直至设备状态参数超出正常的范围而被测量信号检测出来, 报出故障。
反馈功能回路是对于一些带有辅助触点、漏电保护或过流保护的开关和接触器, 用来监视、检测这些设备的状态, 从而判定是否有过流、漏电等故障, 这些信号一般是与PLC数字输入的DI卡件形成的回路, 通过常开、常闭逻辑判定被监控设备的工作状态。DI模块及回路使用相同的0V和24V的直流电压而不是动力电压380V, 如当空开跳开后, 连带的辅助开关也跳开了, PLC的DI模块由闭合变成断开, 使PLC捕捉到这些信号, 并报出故障。
动力回路主要有三相回路和单相回路, 单相电压主要有230V和380V两种。不论是检查接触器还是接线端子检查, 在检修过程中都要注意断电和验电的安全事项。同时在上电前要注意检查设备的相间及对地绝缘状况, 以免上电出现短路, 损坏设备。在电机维修后, 还要验明相序是否正确, 避免电机反转。
电气设备故障的检查应首先根据故障类型对照图纸找到相应的电气回路, 观察回路中有无明显的故障现象, 如跳闸、过热、烧损或接线松脱等, 以判定是否出现过流现象或电气元件的机械零件失效, 进行更换。如没有明显故障现象, 通过控制界面查看是哪个反馈信号或测量信号不正常, 检查对应的设备工作状态是否存在问题。如设备状态正常且无损坏, 检查测量回路和反馈回路是否正常。如无问题, 检查控制回路及控制元件, 之后是动力回路和电气设备。按照上述检测方法, 不但使检查思路变得较为清晰, 同时也加深了新员工对控制系统和电气系统的认识。
2 新员工现场培训注意事项
在新员工现场操作前, 有必要进行一些模拟故障处理的训练, 笔者根据自己的经验, 总结了如下注意事项:
首先, 在新员工现场实际操作培训前要进行充分掌握安全规程、运行规程和检修规程, 了解现场危险点和反事故措施。同时充分进行理论学习, 新员工对风电机组内部的控制系统和电气系统的原理应有一个清晰的认识, 对风电机组内各系统的功能原理也要学习清楚。同时, 熟悉设备检修作业指导书, 会识别标准电气图纸, 掌握检修用工器具和仪器仪表的使用方法。
其次, 在进行现场操作时, 宜选在气象条件良好, 风小不发电的时间, 以最大限度的保障发电任务。同时, 预先做好试题的出题和验证工作, 以保证设备安全和正确培训新员工的目的。在培训过程中, 故障点数量不宜过多, 针对同一系统故障由1个到2个故障点组成, 在学员操作过程中主要观察其安全意识, 检修思路是否清晰, 故障原因的分析是否正确。对不安全因素要及时纠正。
操作完成后新员工应及时总结经验, 经班长总结和短评, 查看新员工对问题分析的差距, 同时让新员工讨论总结出比之前更好的检修方案, 从而有效提升检修水平。
3 结论
通过1个月左右的培训, 新员工对设备的原理理解和认识水平加深, 故障分析速度加快, 逐步能够掌握设备检查的要领和方法, 检修思路逐渐清晰, 比单纯的维护作业培训效果更加明显。
参考文献
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[2]杨校生, 吴进城, 等.风电场建设、运行与管理.中国环境科学出版社[M], 2010, 7.
[3]杨校生, 等.风力发电技术与风电场工程.化学工业出版社[M], 2012, 1.
风电机组检测与控制 篇2
近年来,越来越多的风电机组设备被使用,不仅为社会带来很好的效益的同时,也带来了巨大的经济效益。然而,就我国风电机组设备而言,一般质保2至5年的时间,在这样的情况下就必须需要风电场自己组织的检修工作人员来对风电机组过保后进行日常检修。由于我国使用风电机组的时间与一些发达国家相比比较晚一些,暂时还比较缺乏风电机组设备检修的专业人才,因此风电场的检修队伍大多数刚毕业的应届生,一方面由于这些新员工之前几乎没有接触过风电机组,对如何正确检测风电机组的还比较迷惘;另一方面由于风电机组发生故障几率很小,很难实现让新员工在实习期间积累完整的风电机组检修经验[1]。在这样的情况下,我们必须探究出一套完整的风电机组检修思路,让风电场检修新员工理解风电机组检修原理,掌握风电机组的检修方法,本文主要针对电气与控制设备在风电机组中的检测策略进行研究。
2 电气与控制设备在风电机组的检修思路
风电机组电气与控制设备中最为重要的部分就是控制系统了,它是整个风电机组的核心,其主要担负着对风电机组所有系统设备的反馈和控制作用,因此,新员工首先必须掌握控制系统的检查和维修方法。一般而言,控制系统主要有PLC主机,PLC通讯模块、数字输入DI、数字输出DO模块、安全链模块以及模拟输入模块AI等几大部分组成。通过通讯协议通信模块能够将PLC主机的指令传递给其他机组设备并能将设备运行信息传回给PLC主机,若通讯模块出现了故障必然导致信息无法传输。风电机组安全链回路模块往往是使用串联回路对接点进行连接,一旦其中一个接点断开,则整个安全链都处于短路状态,这样可以有效避免安全事故的发生,安全链回路主要是用于监控:超速,振动,变桨,偏航扭缆,紧急停机按钮,PLC主机等项目,一旦对应的项目出现故障,则安全链便会断开处于短路状态[2]。
由此可见,在对风电机组进行检修时,我们首先是PLC进行检查,其次时对通讯功能进行检查,然后时对安全链进行检测,最后是针对检查出的故障来源,进行对于系统设备的检查和修理。
3 风电机组电气与控制系统的具体检修步骤
首先,PLC主机的检查。PLC主机作为风电机组的控制核心,在对风电机组的电气和控制系统检修时我们首先需要检查的是PLC主机。PLC主机的检测主要是检查软件版本、工作状态,是否有过热的现象。其次,通讯功能检查,控制系统通讯的故障主要表现在无法检测到风电机组设备的运行状态和安全链的信号。因此在对通讯功能检查是主要检查通讯模块的电源是否正常供电,通讯模块的各个部分的接线是否正确,通讯波特率是否在规定范围,通讯地址以及信号强度是否正确。然后,安全链回路检查。安全链回路还首先需要检查软件是否正常工作以及安全链模块是否存在损坏,然后结合安全链回路电路图纸接线原理,分析安全链回路中接点的工作,找出故障产生的原因。安全链回路的故障表现两个方面,一是安全链信号传输过程中存在干扰或故障从而短路无法正常工作;二是风电机组相应设备运行状态达到了触发安全报警的极限,这种情况下就必须对对应系统设备进行详细检查。
在对风电机组电器和控制系统的对应系统设备检查时,我们主要对变桨系统、液压系统、偏航系统、润滑系统以及冷却系统等几部分进行检测。检查中必须严格按照电路图所指示的回路对系统设备进行检查。一般而言,在对系统设备检查时我们首先,应根据故障原因结合图纸找到相应的电气回路,查看对应回路中是否有故障现象,即是否存在过热、烧损、跳闸以及借口松动等问题,这种情况下我们往往采取更改设置和更换零件等修理办法:然后,若无法查看到明显的故障现象,我们往往是对控制界面的反馈信号或测量信号进行分析,找出故障信号的来源再对对应设备的工作状态进行检查[3]。最后,若设备运行状态正常,我们需要对控制回路、控制元件、动力回路以及电气设备进行逐一排除检查。
4 结束语
风电机组电气和控制系统的检修是一个非常复杂且重要过程,为了确保检修的正确无误,我们必须落实每一个检测员工都掌握好完善的检修方法,按照PLC主机检查,通讯功能检查,安全链回路检查,对应系统设备检查的步骤对整个风电机组电气和控制系统进行完整的检查,确保风电机组各个设备都始终都处于正常运作状态。只有这样,我们才能确保风电机组设备能为我们带能更多绿色环保的风能,缓解人类日益严峻的能源问题。
参考文献
[1]汪海成.电气和控制设备在风电机组的检修分析[J].电子测试,2016(13):116-117.
[2]易莉,胡海龙,李巍,等.风电机组电气与控制设备的检修思路[J].科技传播,2014,6(4):168-169.
风电机组检测与控制 篇3
风电具有随机性和间歇性,随着穿越比例的不断攀升,电力系统频率稳定问题日益严峻[1]。然而,对于目前广泛采用的变速恒频机组,虽然其采用了先进的交流变频控制技术,但其解耦控制策略使机组有功功率无法响应系统频率的变化。此外,该类风电机组通常运行于最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)模式下,无法提供额外的有功功率参与频率控制,这更加剧了含大规模风电穿越的电力系统频率稳定问题[2]。
在部分风电穿越比例较高的发达国家,通常夜间时风电高发,超过了波谷负荷,造成了负电价[3]。为了避免大量的经济损失和保障电网的稳定性,通常的做法是切除部分风电机组[4],这样做的弊端是风电机组频繁启停影响使用寿命。为了解决以上矛盾,许多国家正在研究使部分风电机组减载,例如:西班牙在电网导则中明确规定,风电机组必须具有1.5%的频率备用裕度[5]。减载的优势在于:第一,可在不切机情况下为系统留有部分备用,节约了常规备用的投资成本;第二,减载控制技术能够对系统的频率进行实时响应,保障了电网频率稳定性;第三,风电机组的变流器采用交流变频控制技术,功率控制速度比火电机组更快,能有效提升电力系统的动态稳定性[6]。
综上所述,风电机组调频控制具有极大的经济与研究价值,吸引了国内外大量学者对其进行深入研究。如虚拟惯量法[7,8,9],即在频率变化时,让风电机组迅速向电网释放储存在旋转质量中的动能,或从电网吸收能量增加动能,从而模拟与同步机类似的惯性常数和暂态频率响应特性;如快速备用法[10,11],即当频率变化时,使风电机组的有功功率瞬间输出一个短期(如10 s)的方波信号,类似一个短暂的有功备用。这2种方法的缺陷在于仅能进行短暂的调频支援,从严格意义上来说,尚无法认为是有效的减载调频手段。对于长时间的减载调频,主要有2种方法,即变桨法和超速法[12,13,14,15,16,17]。变桨法通过调节桨距角增加或减少风电机组出力,以实现故障时风电机组对电网频率变化的有功支撑;超速法通过控制转子转速超过MPPT转速,以降低风电机组的有功出力,储存有功备用。由于变桨法和超速法可以实现长时间内的功率减载,风电理论界更加倾向于使用这两者实现风电机组的频率控制。
对比超速与变桨技术,超速法在特定场合下具有以下优势:一是超速法替代变桨法时可减少频繁变桨对机械装置的磨损[6];二是转速控制基于交流变频控制技术,其控制速度远比桨距控制快[18]。然而,超速法仅能单独应用于低风速的工况,这是因为在中高风速情况下,风电机组转子转速已接近甚至等于机组的最大转速上限,无法实现超速减载。此时,应配合使用变桨法进行协调控制,实现不受风速限制的减载控制。文献[13]提出了转速控制与桨距控制的协调控制策略,但该策略无论在何种风速条件下都使桨距角与转速控制器同时动作,并没有根据不同的风速条件发挥超速和变桨各自的优势。
为了克服超速法与变桨法各自的应用缺陷,本文针对变速恒频机组中常用的双馈风电机组,提出了一种基于超速和变桨协调的频率控制策略。文献[19,20]提出将风电机组的控制策略分为低、中、高3种风速模式,目的是使风电场的有功控制指令与风电机组的实际发电能力得以匹配。本文借鉴了该思想并进行了改进,提出一种新的风速模式判定方法和变参考转子转速的超速控制策略,并应用于风电机组的减载调频。本着优先采用超速法的原则,本文提出低风速下采用超速法,中风速下超速和变桨协同作用,高风速下仅使用变桨法的控制策略。本文定量分析了这3种风速模式的适用范围,并基于严格的数学推导,提出了辨识这3种模式的判据及相应的参考转子转速设定值。
1 超速控制和变桨控制原理
双馈风电机组的功率—转速特性曲线如图1所示,图中各曲线代表了一定风速条件下不同桨距角时风电机组输出功率与转子转速间的关系。当风速固定为Vw0时,运行点1为MPPT点;运行点2是超速点,即让转子转速超越运行点1的转速,可以发现由于转速偏离了MPPT点,机组功率下降,实现了减载;运行点3是变桨点,即在运行点1基础上保持转速不变,将桨距角从βmin增加至β1,可以发现由于桨距角增大,风电机组捕获的功率减小,从而机组输出功率下降,实现了减载。
2 超速与变桨协调的减载调频策略
基于图1 所示减载技术的基本原理,本文提出一种超速和变桨协调的减载调频策略。该策略原则是:优先应用超速法,以期更快的调频响应速度;当超速法无法满足减载需求时,再启用变桨法。根据不同风速条件,可将控制策略分成低、中、高风速3种控制模式,原理如图2所示。
定义减载水平,用d%表示,指在任意风速条件下,通过超速和变桨,让风电机组发出1-d%的有功出力。MPPT曲线即为d%=0时的减载曲线。
本文假设风电机组最初减载水平为d0%,如图2所示,MPPT曲线和d0%减载曲线所围成的区域就是有功控制区域。为了区分MPPT曲线和d0%减载曲线,将CD和C′D′画成2条直线,实际上,它们是重合的,都对应最大转子转速ωmax。
2.1 低风速控制模式
如图2,低风速模式的风速范围为Vw,cut-in～Vw1,Vw,cut-in为切入风速,Vw1为仅凭超速实现d0%减载的风速上限。因为当风速在临界风速Vw1下,减载曲线上的B′点功率是MPPT曲线上B点功率的1-d0%,B′对应转子转速上限ωmax。该模式的控制可行区域为ABB′A′所围成的区域。在该区域内,由于发电机转速较低,独立的超速控制即可满足d0%减载。以图3为例说明调频过程,在某低风速下,风电机组初始减载运行于X′点,通过转速调节增加有功出力,最后运行于L点,XX′曲线是该风速下P-ωr曲线的一部分。
2.2 中风速控制模式
如图2,中风速模式的风速范围为Vw1～Vw2,Vw2为超速法可用范围的风速上限。因为当风速在临界风速Vw2下,减载曲线的C′点功率是MPPT曲线C点功率的1-d0%,然而C′和C点对应的转子转速相等,即如果风速大于Vw2,无法实现风电机组超速减载。该模式的控制可行区域是BCB′所围成的区域,此时仅依靠超速无法达到d0%减载。这是因为风电机组的转速已接近或达到最高转速上限,超速控制无法满足减载需求,需要配合变桨控制实现减载。以图3为例说明调频控制过程,风电机组初始减载运行于Y′点,控制后运行于M点。由于超速和变桨同时作用,故YY′可简化为直线。辨识低风速与中风速控制区域的判据将在第3节中详述。
2.3 高风速控制模式
如图2,高风速模式的风速范围为Vw2～Vw,cut-out,Vw,cut-out为切出风速。该模式的控制可行区域为线段C′D。此时受到风速和最高转速上限的限制,只能采用变桨法。以图3为例说明控制过程,风电机组初始减载运行于Z′点,控制后运行于H点。由于转速不变,故ZZ′是一条与纵轴平行的直线。辨识中风速与高风速控制区域的判据也将在第3节中详述。
需特别指出的是,关于3种风速范围的界定,本文与文献[19,20]有着本质不同。文献[19,20]的风速划分目标是使风电场的有功控制指令与风电机组的实际发电能力得以匹配:低风速指风电机组的参考负荷(风电场有功控制指令)已经超过其发电能力,从而需要修正参考负荷的情况;中风速指参考负荷低于最大可用出力,但桨距角无需动作的情况;高风速指由于风速过大,为跟踪风电场指令并保护转子转速不超过最大值,需要桨距角动作的情况。而本文风速划分的目的是让风电机组实现一定比例的减载输出,并实现超速与变桨的协调控制。
3 辅助调频控制器设计
进行减载控制的最终目标是实现更高效的辅助调频控制。基于双馈风电机组的控制特性,一种可能的辅助调频控制器的控制框图如图4所示。输入量为转子转速ωr、风速Vw和电网频率f共3个测量量,以及根据实际系统需要给定的初始减载水平d0%。输出量是桨距角β和转子侧控制器的参考有功功率Pref共2个控制量。
该控制器继承并发展了传统双馈机组的MPPT控制器及桨距控制器的固有功能,向转子侧控制器与桨距角控制器发送考虑减载调频的参考有功功率给定值和桨距角给定值,以实现高效的辅助调频控制。
该辅助调频控制器由4个主要控制环节组成:风速模式判定环节、超速控制环节、桨距控制环节和频率响应特性模拟环节。其控制过程如下:
1)风速模式判定环节根据当前的风速与指定的初始减载水平判断适宜采用的风速模式(低风速、中风速、高风速模式)。
2)在中、低风速模式下,超速控制环节计算得到双馈机组的参考转子转速ωref,通过比例—积分(PI)控制器和频率响应特性模拟环节设置Pref调节电磁功率,以实现减载操作。
3)在中、高风速模式下,桨距控制环节调整β,以调节机械功率,实现风电机组转速接近最高转速上限时的减载操作。
4)当系统频率发生变化时,频率响应特性模拟环节可模拟类似于同步机的频率响应特性——频率下降时发电机有功出力增加,频率上升时发电机有功出力减少。频率响应特性模拟环节与超速控制环节共享数据,前者为后者提供有功出力增量,后者为前者提供稳态负荷参考值。当系统频率下降时,需要让风电机组提高有功出力,该辅助调频控制器会调节参考转子转速ωref使转子转速降低,或让桨距角减小。
本文借鉴了文献[19,20]采用3种风速模式的原始思想,提出了一种新的可应用于超速与变桨协调的风速模式判定方法和辅助调频控制策略,其核心技术为引入辅助参数ω0判定风速模式,以及将参考转子转速ωref从恒定值改变为变化值。风速模式的判据以及参考转子转速的求取详述如下。
3.1 风速模式的判据
如2.1～2.3节所述,低风速范围是Vw,cut-in～Vw1,中风速范围是Vw1～Vw2,高风速范围是Vw2～Vw,cut-out。Vw,cut-in和Vw,cut-out一般由风电制造商提供,附录A给出了本文所用数值。
中风速与高风速的界限容易划分,因为Vw2可通过如下公式求得:
式中:ωmax为最大转子转速;R为风轮半径;λopt为最优叶尖速比;n为齿轮箱变速比。
然而,低风速与中风速的界限Vw1求取较难,本文因此提出一种ω0判断法以协助判断。ω0的定义是:仅使用超速法,为实现特定的减载水平d0%,理论上双馈风电机组所必须实现的转子转速。由该定义可知,当ω0≤ωmax时,仅使用超速法可以让风电机组实现减载,因此可以判定为低风速模式;反之,若ω0>ωmax,则说明仅使用超速法实现减载不可行,因此可以判定为中风速或高风速模式。为了工程使用方便,ω0的计算可以通过查图法进行,如附录B图B1所示,采用样条插值法画出d0%减载曲线,由减载后的功率P0,求得相应的转子转速ω0。P0的计算公式如下:
P0=(1-d0%)PMPPT (2)
式中:PMPPT为在风速Vw下的最大可用有功功率。
值得注意的是,本文中低风速与中风速的界定风速Vw1与指定的初始减载水平相关。由图2可知,当d0%减少,减载曲线会向MPPT曲线靠近,即B′点上移,Vw1的数值会增大,扩大了低风速的范围,缩小了中风速的范围。
3.2 参考转子转速ωref的求取
风速模式判定成功后,将针对每一模式求取参考转子转速ωref。对于低风速控制模式,如图3所示,假设从X′点控制到L点,频率响应特性模拟环节的功率输出(即L点功率)为:
PL=P0+ΔP (3)
式中:P0为频率下降特性的参考负荷,可由式(2)得到;ΔP为频率偏移时风电机组的有功功率变化量,其计算公式如下:
式(4)中-1/Rf是速度下降曲线的斜率。此时减载水平变为:
由于控制路径XX′是P-ωr曲线的一部分,仍可用查图法。如附录B图B1所示,由式(5)求得当前减载水平d′%,采用样条插值法画出d′%减载曲线,由式(3)求得当前功率输出PL,查附录B图B1求得对应的转子转速ωL。由于参考转速不可超过最大转速ωmax,不失一般性,取ωref=min{ωL,ωmax}。
中风速模式下,如图3所示,由于控制路径YY′是直线,M点的转速可由下式求得:
式中:下标Y,M,Y′对应图3上相应点的功率或转速。
进一步推导得:
式中:ωMPPT为风速Vw下MPPT点对应的转子转
速,其计算公式如下:
当然参考转速也不能超过最大转速ωmax。不失一般性,取ωref=min{ωM,ωmax}。
高风速模式下,参考转速始终保持在最大转速,即ωref=ωmax。
3.3 小结
综合3.1节和3.2节的论述,超速控制器的控制策略可总结为表1,“✓”表示优先采用该减载方法,“×”表示不优先采用。前文均基于频率下降事件,假设风电机组起初稳态运行于某减载水平,低风速通过降低转子转速增加出力,中风速通过同时降低转子转速和减小桨距角来增加出力,高风速通过减小桨距角增加出力;对于频率上升事件,原理类似,是频率下降事件的对偶情况,此时风电机组可通过转子加速或增大桨距角减小出力,区别是无论采用何种风速模式,桨距角都要准备进行调节,因为当转速加速到最大值时,再让风电机组减小出力只能靠变桨进行。不失一般性,本文只对频率下降事件进行仿真。
4 仿真分析
采用DIgSILENT PowerFactory仿真软件搭建电力系统仿真模型,如图5所示,部分参数已在图中标出,其他参数见附录A和C。初始f=50 Hz,d0%=10%,恒定负荷2断开,t=10 s时将负荷2接入。
在不同风速下对系统进行仿真,选取其中3个代表性的风速条件,即8 m/s,10 m/s,14 m/s,仿真结果如图6～图8所示。
从图6～图8可知,辅助调频控制能自动识别风速模式并执行相应的控制策略。例如:控制器识别8 m/s的风速属于低风速,执行超速控制;控制器识别10 m/s的风速属于中风速,执行超速和变桨协同控制;控制器识别14 m/s的风速属于高风速,执行变桨控制。仿真结果与理论预期结果相符。与MPPT的情况相比,安装辅助调频控制器提高了系统的频率稳定性。分析稳态响应,对比图6(a)、图7(a)和图8(a),双馈风电机组释放了减载备用,稳态有功输出增加,进而提升了系统稳态频率。分析暂态响应,在负荷2接入后5 s内(10～15 s时段),与MPPT情况相比,系统的暂态频率跌落,在低风速时改善最为明显,中风速次之,而高风速时的控制对暂态频率跌落几乎没有任何改善。这是由于超速控制主要通过交流变频控制进行,控制速度快;而高风速情况下机组采用桨距控制减载,桨距角调频速度较慢,无法改善系统的暂态频率响应。
5 结论
本文提出一种基于超速和变桨协调的频率控制策略,得到如下主要结论:
1)减载可以通过超速法和变桨法实现,由于超速法具有控制速度快、机械磨损小等特点,本文所设计控制器优先使用超速法。仅在超速法无法满足有功控制需求时,再使用变桨法,进而将2种减载技术结合起来,发挥各自优势。
2)根据不同风速条件和优先使用超速法原则,本文将频率控制策略分为3种控制模式,即低风速、中风速和高风速控制模式。低风速模式采用超速法,中风速模式采用超速法和变桨法,高风速模式采用变桨法。其核心技术为基于ω0的判断法则和变参考转子转速的思想。文中界定了3个模式的明确控制运行区域和相应的参考转子转速设定值,并总结于表1。
3)仿真结果表明,安装辅助调频控制器的双馈机组能较好地响应系统频率变化。
本文所述风电机组主动参与系统调频的控制策略具有较强的应用前景。后续工作将围绕配合使用虚拟惯性法或快速备用法,以提升本控制策略在高风速模式下的暂态响应速度,展开更深入的研究。
衷心感谢Vestas Technology R&D Singapore Pte Ltd对本文的资助。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
风电机组检测与控制 篇4
关键词：电动变桨系统,功率输出最优,伺服驱动,发电机并网
定桨距失速控制和变桨距控制是目前世界上风电机组投入生产运行的两种功率调节方式, 与风电机组定桨距控制相比, 变桨距控制的风机在启动和制动性方面优势明显, 在提升风机运行可靠性的基础上, 确保了风能的高利用系数以及功率输出曲线的优化。
液压变桨系统和电动变桨系统是当今世界风力发电机组变桨距系统的两种适用类型[1]。电动变桨系统因其结构简单、维护方便和防滑耐用的特点, 目前已为大部分风机制造商所广泛采用。这种以电机作为驱动桨叶执行机构的变桨系统, 已发展为风力发电机组变桨技术的发展趋势。本文实验平台采用电动变桨距控制系统。
1 变桨距系统结构及原理
本文实验平台是在变桨双馈风力发电机组的基础上搭建的, 其额定功率1.5 MW, 系统的控制方式为减速齿轮拖动变桨距, 其结构原理图如图1所示。伺服电机的输出轴连接至减速器的输入轴即主动齿轮4并驱使其转动, 主动齿轮和与桨叶输入轴连接的内齿圈3咬合, 则桨叶即可在伺服电机驱动下旋转。图1中, 1为支撑外圈, 2为位移传感器, 3为内齿圈, 4为主动齿轮, 5为支撑板, 6为电气板, 7为接近开关, 8为传感器放大器, 9为伺服电机。
以风电机组桨叶空气动力学为参考依据, 大型变桨距系统的运行过程归纳如下:启动之前的风电机组, 要求气流作用在桨叶上的力矩为零, 此时桨叶可以看做是一块阻尼板。风机系统在风速高于切入风速之时, 驱动桨叶转向0°方向, 当气流相对桨叶的攻角达到设定值时, 桨叶开始运行。风力机并网之前, 变桨距伺服系统根据发电机运转速度信号调整变桨距β的目标值, 开始转速控制。发电机并网之后, 风机运行分为风速低于额定风速和高于额定风速两种工况[2]。
1) 当风速在额定之下时, 发电机的功率输出未及额定功率, 此时应该尽可能提高桨叶的风能吸收系数以转换为电能, 在本文的实验平台下, 一般在β=3° (3°附近时风能的吸收利用率最高) 时并网运行。
2) 当风速在额定之上时, 此时需实行闭环控制使发电机功率输出稳定在额定状态。当风速在额定风速之上波动时, 风机变桨距系统根据传感器反馈回来的实时功率信号调节叶片桨距角, 减小气流相对桨叶攻角, 从而减小作用于风机上的空气动力转矩以降低风能吸收效率, 使风力机组功率输出稳定在额定附近, 同时也减轻了风机的电气负荷, 提升了机械承受能力。
风机在两种模式下会进行全顺桨:停止模式与紧急停止模式。具体执行过程如下:上位机下发顺桨命令通过profibus-DP通信传给伺服驱动器, 电机受到伺服驱动带动桨叶顺桨至90°, 此时风力在桨叶上的载荷为零, 有效避免桨叶故障运行状况下的过速及断裂, 甚至更严重的风机损毁。当风电机组失电突发时, 上位机下发指令使伺服驱动电机拖动桨叶进行全顺桨, 且后备电源立即启动为变桨距机组供电。
2 系统硬件设计
2.1 系统硬件组成
本文所设计的风电机组变桨距系统硬件结构如图2所示。变桨距控制系统由无关断电源 (UPS) 、各种传感器 (速度、位置、温度) 、后备电源、永磁同步电机、伺服驱动器、变桨PLC主控、减速齿轮箱等组成[3]。每个桨叶都有一套独立变桨机构, 以实现变桨系统对桨叶异步控制。
机舱中的三相供电电源通过滑环直接给轮毂中变桨系统供电, 轮毂中变桨PLC控制器通过DP总线和机舱主控连接, 且DP的连接形式也是滑环。机舱主控通过传感器采集的实时风速运算各桨叶的桨距角目标值, 风速共分3种情况:风速大于启动风速时, 风机从停机状态转为待机;风速大于并网风速时, 风机并网;风速大于额定风速。机舱主控通过DP下发叶片桨距角调节指令给变桨PLC, 控制伺服驱动电机通过齿轮箱拖动桨叶运转。变桨系统结构图中虚线框起为UPS电源, 它通过滑环连接到机舱中380 V电源, 在轮毂变桨控制系统中起配电和监视作用。UPS将AC 380 V转化成DC 24 V, 为变桨主控PLC和伺服驱动供电, 也向电池充电控制供电。
2.2 系统硬件配置
本文实验平台选用的变桨主控制器是德国倍福BECKHOFF BX3100 PLC, 对伺服驱动状态、同步电机工作状态、系统工作状态、充电故障等系统内部状态的监视采用数字量输入模块KL1002, 对电机吹风、电机加热、润滑油泵作用、手动变桨、备用充电等功能的实现采用数字量输出模块KL1862, 对同步电机温度、电容温度、伺服驱动温度、桨叶实际位置速度的监视采用模拟量输入模块M2510, 对桨叶速度位置目标值的控制采用模拟量输出模块M5650。
依据本文设计的风电机组变桨系统的特征及要求, 基于永磁同步电机重量小、惯性参量小、功率容量大、维护简易等特点, 本系统伺服电机选用三相永磁同步电机, 其功率4 k W、转矩13 N·m[4]。
3 系统软件设计
变桨距装置调节风机发电的输入功率, 是风电机组中不可或缺的组成部分。图3为变桨控制系统原理图。在停机到启动的转换进程中叶片预定位置是待机还是顺桨, 主要是由反馈的风速及发电机转速信号决定的。在发电机并网后, 变桨主控PLC在风速及发电机输出功率的变化下, 启动功率调节器使其稳定输出在额定功率附近, 当风速高于设定的切出风速时紧急全顺桨。
BECKHOFF BX3100 PLC作为风电机组主控制器完成了变桨系统的主要功能, 其TWIN-CAT编程软件实现了风机变桨系统的所有控制算法。当实际风速大于启动风速时, 机舱上位主控向轮毂变桨控制PLC下发命令减小桨叶桨距角到设定位置;实际风速大于额定风速时, 变桨主控调节桨距角使输出功率稳定在额定功率附近;急停或停机等故障信号发生时, 变桨主控控制电机立即动作拖动叶片全顺桨。
图4为风电机组变桨系统控制流程图。当传感器监测到风速大于启动风速时, 变桨PLC控制桨叶从90°桨距角以1 (°) /s减小到10°;此时监测连接在桨叶上的低速转轴, 若转速在8 r/s之上, 则桨叶继续转到3°桨距角位置;此时再监测低速轴转速是否满足并网条件, 如果转速大于10 r/s并维持10 min以上则发电机并网, 否则桨叶退到10°桨距角位置。高风速段的功率调节在风电机组变桨系统中至关重要, 在本文变桨系统中模糊PID是高风速变桨调节器控制算法的轴心。模糊控制器依据功率给定与功率回馈的偏差e和它的变化率ec, 调节PID控制参数中Kp, Ki, Kd的数值。加入模糊控制算法的PID自适应控制器有较强的稳定性及鲁棒性, 以及在非线性系统中体现了较好的适应性[5]。本文在总结PID中各步控制作用及实际经验的基础上, 决定采用二维模糊控制, 其逻辑语句为If E and EC then U, E是给定与回馈功率的偏差;EC为功率偏差变化率;U是桨距角给定目标值。
变桨控制应遵循的规则:给定与回馈功率的偏差较大时, 控制器以快速消除偏差为主;偏差较小时, 控制器以保持变桨系统稳定、防止超调过大为主。本文在模糊控制器的设计上使用Mamdani法, 同时运用最大隶属度法则解模糊系数, 最后得到自适应PID的模糊查询表[6]。
4 系统变桨测试
4.1 桨距角控制精度测试
本风电机组的上位机变桨测试界面如图5所示。其中机舱上位机下发命令 (自动运行、手动运行、紧急顺桨、润滑油泵、复位等) 给变桨PLC主控控制伺服驱动电机控制桨叶, 同时接收反馈回来的状态信息及错误报警信号。从变桨界面桨叶桨距角目标给定值框中分别输入0°, 5°, 10°, 15°, 20°, 25°, 30°, 50°, 55°, 60°, 80°, 85°, 90°, 记录编码器反馈回的桨叶实际转到的角度值。表1为精度测试的最终结果, 观察及解析数据得知本风机变桨系统控制精度较高, 验证了硬软件设计的合理性。
4.2 在整机试验平台上的测试
本文设计的风电机组变桨距系统在整机实验平台之上测试, 实时风速如图6所示, 在平均风速为12 m/s和15 m/s时对发电机输出功率进行跟踪采样, 则这两种情况均大于10 m/s的额定风速。当实际风速大于额定时, 变桨系统根据实时风速调节桨叶桨距角, 从而改变风能利用率使发电机输出功率稳定。从图7中可以看出, 两种风速下输出功率稳定在额定功率1.5 MW附近, 而平均风速越大时输出功率波动越大, 功率误差积分越高。
5 结论
本文采用倍福BX3100系列PLC作为变桨主控, 设计了一套风电机组变桨系统, 并与风电企业合作, 在大型双馈变桨距风力机上做了测试实验。对现场测试结果进行分析得知, 此PLC变桨系统完全可以让风机安全可靠运行。变桨系统在风机运行时采取功率输出最优原则, 当风速低于额定时为风能吸收利用率最高保持3°桨距角不变, 在风速高于额定时根据功率输出调节桨距角, 使功率输出稳定在1.5 MW附近, 且波动误差不高于10%。本文设计的风机变桨采用PLC作为主控制器, 使得系统稳定、抗干扰性强。
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风电机组检测与控制 篇5
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195,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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变速变桨风电机组阵风控制策略 篇6
风电机组在阵风工况下,大面积脱网造成了较为严重的安全问题,给所连接电网带来了冲击。例如2005年1月,发生在丹麦境内的一个从西海岸到东海岸的大范围阵风,当时最高风速达到20~25 m/s,导致了近4000台风电机组的停机,对电网造成了不小的冲击[1]。阵风是风速与风向在短时间内均发生较大变化的工况,此时风电机组会触发超速保护动作而脱网。大风情况下的超速脱网不仅会增加风电机组机械疲劳载荷,影响机组使用寿命,而且在大风情况下的停机到再次并网运行,受到机组二次并网风速的约束,需要一段时间,这样也会减少风电机组的发电量。因此研究阵风控制策略,抑制或者减少风电机组超速脱网,对于提高风电场发电量、降低风电机组机械载荷、提高电网稳定性有很大的意义。
随着低风速、超低风速风电机组的开发,机组风轮直径不断增大。据统计,1.5 MW机组的风轮直径从70 m发展到97 m,2.0 MW机组的风轮直径从103 m发展到121 m[2],机组风轮的惯性增加了近2倍。由于风轮的巨大惯性,通常在阵风出现1~2 s后,风轮转速才发生变化,滞后系统容易引起飞车[3]。机组发生风轮超速的另外一个因素是,由于桨叶气动的非线性特点,单一控制器或单一增益的控制器已不能满足控制性能要求,通常做法是根据桨距角[4,5]或者风速[6]来设计增益调节的变桨控制参数,桨距角或风速越大,则增益越小,这样虽然避免了桨距角的调节时间过长,但在阵风工况下,风速急剧上升时,桨距角动作比较缓慢,风轮惯性较大,风轮容易发生超速。
已有文献对抑制风轮超速进行了研究,文献[7]简化了传动链模型及尾流模型,基于静态的功率-风速关系,预估出风轮有效风速作为控制器的前馈信号,进行提前变桨动作,但没有考虑偏航误差、风轮与塔架的动态特性;文献[8]基于测量桨叶根部挥舞与摆振方向的弯矩,通过非线性观测器,预估出有效风速及入流角,并在此基础上识别极限事件模式,来进行快速变桨,有效降低了风轮转速。但在目前运行的风电机组中,在桨叶根部贴应变片并不常见。文献[9,10]基于安装在机舱上的雷达测风仪,检测到风轮前的风速,处理后引入作为控制器的前馈信号,有效地降低了机组的载荷,同时也有效抑制了风轮超速问题,但雷达测风仪目前还处于试验阶段,成本较高,不适合工程批量应用。
本文提出的阵风控制策略,本着在阵风工况下,变桨提前动作与快速动作的原则,结合变速变桨控制算法基本结构,在变桨控制器PC(Pitch Controller)上增加功率桨距角发电机转速控制环PPGSL(Power Pitch Generator Speed Loop),使变桨在额定功率以前提前动作;在变桨比例项中增加非线性增益因子NLGF(Non Linear Gain Factor),使得变桨能够快速动作,从而有效抑制在阵风工况下风轮转速超调。通过对一个低风速大叶轮的2.0 MW机组在额定风速附近与额定风速以上阵风工况的仿真分析,及控制策略的现场验证,表明该阵风控制策略能有效抑制风轮超速,减少由于停机带来的发电量损失,而又不增加机组疲劳载荷。
1 风电机组风轮超速机理分析
1.1 风电机组控制器基本原理
风电机组控制器由转矩控制器TC(Torque Controller)与PC两部分组成,如图1所示。图中,ωrate为额定发电机转速;βref为桨距角给定;βmax-min为最大与最小桨距角限制值;Prate为风电机组额定功率;ωset为发电机设定转速;ωg为当前发电机转速;Tg为比例积分PI(Proportional Integral)控制器输出的发电机给定转矩;Tmax-min为最大与最小转矩限制值。
TC的作用是发电机转速调节,转矩-转速的控制轨迹通常如图2所示,其中AB为直线,BC为二次曲线,CE为直线,DEF为反比例曲线。图中,ωmin为最小发电机转速,Trate为额定发电机转矩,kopt为最优模态增益系数。在额定风速以下,即在图2的E点以前,进行最大功率点跟踪控制,在额定风速以上,进行恒功率控制[11,12,13]。TC通常以发电机转速差作为控制输入、发电机给定转矩作为输出的PI控制器来实现。PI控制器输出,即发电机给定转矩需根据当前发电机转速设定上限值与下限值,从而实现最大风能捕获与恒功率控制。在恒功率控制阶段,可以通过在基本转矩的基础上,加上纹波转矩,以抑制传动链扭振,减少传动链疲劳载荷[14]。
PC在额定风速以上起作用,其目的也是调节发电机转速。PC通常设计为以发电机转速差作为输入[15]、桨距角作为输出的PI控制器[16,17]。由于桨叶气动的非线性特点,PC的比例系数与积分时间常数是变增益的,可以根据预先设定的桨距角与其对应关系获得[18]。
由于TC和PC都能控制转速在同一个设定点,所以2个控制器需进行解耦控制,满足以下要求:当转矩在额定点以下时给定的桨距角要保持在最优桨距角βfine;当桨距角大于最优桨距角时,给定转矩要维持在额定转矩。
1.2 阵风工况下机组超速情况分析
当机组在额定风速以下(如低于额定风速1 m/s)运行,遭遇了阵风,风电机组的发电机转速容易超过1.1倍的保护限值[19],导致机组超速停机。这时为了防止在功率未达到额定功率而变桨动作导致功率损失,往往把TC过渡到PC的条件设计为发电机转速超过额定转速而且机组的功率达到额定值。因此在风速迅速上升的工况下,发电机转速急剧上升,但功率没有达到额定值,如图2的E点之前,变桨没有动作。但当功率达到额定值时,转速已经很高,此时开始变桨,已不能及时有效地抑制发电机超速。
当机组在额定风速以上运行时,风电机组运行在PC阶段,一是由于风轮的巨大惯性,从阵风发生到发电机转速变化有1 s左右的滞后,二是由于桨叶气动的非线性特点,在设计PC时,桨叶角度越大,控制器的增益越小,这就导致风速急剧上升的情况下,桨叶回调速率比较慢,不能很好地抑制风轮超速。
2 抑制阵风的控制策略
针对额定风速以下与额定风速以上2种阵风超速的情况,结合变速变桨控制算法基本结构,设计了阵风控制策略:在PC上增加PPGSL,使变桨在额定风速以下提前动作;在变桨比例项中增加NLGF,使得变桨能快速动作。
2.1 阵风下提前变桨控制策略
在PC上增加PPGSL,如图1虚线框所示,使桨距角给定值由两部分组成,分别是由桨距角发电机转速PGSL(Pitch Generator Speed Loop)PI控制器给定和PPGSL的PI控制器给定,PC由单个PI控制器变成双PI控制器,PPGSL的作用是当风速迅速上升时,桨距角可以提前动作,以阻止转矩达到上限时的瞬间过速[14]。
PPGSL以实际计算功率与额定功率之差作为输入、桨距角作为输出的PI控制器,在这里实际计算功率为TC输出的原始转矩与发电机转速的乘积,如图3所示。在阵风作用下,发电机转速快速上升,超过额定发电机转速值,虽然给定转矩值还没有达到额定转矩值,但增长很快,此时功率控制环比例项的作用大于积分项,使得变桨在额定风速下提前变桨,而积分项的作用是功率在额定值以下时,桨距角增量Δβ2输出为负值,此时即使桨距角增量Δβ1输出为正值,但总的桨距角增量Δβ输出为负值,把桨距角限制在最优桨距角。
图3中,Δβ1为PGSL输出的桨距角增量;Δβ2为PPGSL输出的桨距角增量;a0、a1、b0、b1为PI控制器数值离散化后的系数,a0=KITS/2+KP,a1=KITS/2-KP,b0=KIQTS/2+KPQ,b1=KIQTS/2-KPQ,其中TS为采样时间,KI和KP分别为PGSL的积分与比例系数,KIQ和KPQ分别为PPGSL的积分与比例系数。
2.2 阵风下快速变桨控制策略
针对额定风速以上的阵风工况,发电机转速已经远大于额定发电机转速,而且偏差还在不断增加,但此时PC的比例增益却随着桨距角的增加在减少,这样导致了风轮转速的增加。
针对以上情况,对变桨的比例增益,设计增加一个非线性附加项,通过加快回调桨距角,来抑制风轮超速。设计原则是在转速偏差较大而且偏差还在继续增加的情况下,对PGSL的比例项乘以一个数值大于1的增益因子,达到快速变桨,尽快达到最大变桨速率回调桨距角、抑制风轮超速的目的。增益因子的数值选取,要遵循在正常湍流风下不起作用、在极限阵风情况下发挥迅速作用的原则[20]。
图4中,Δω为计算的转速偏差;表示对转速偏差求微分运算;Lookup_table为预设的查找表,其中KP_K为比例增益因子,KP_xxdot为发电机转速偏差与其变化率的乘积。
2.3 不对称变桨速率
针对一些特殊的阵风工况,风速先急剧下降,然后快速爬坡上升,这时桨距角先减小再上升,由于变桨滞后于风速的原因,风速已经进入上升阶段,但桨距角还在减小,这种工况下,采用不对称变桨速率,即开桨速率小于顺桨速率,通过减小桨距角回调的行程,一定程度上也可以抑制风轮超速。
3 仿真分析
根据风电机组设计标准[19],阵风有风速与风向变化特性,本文为了分析机组的超速机理,仅考虑其风速变化,选取风速单边上升的极限相干阵风ECG(Extreme Coherent Gust)与风速先上升再下降的极限阵风EOG(Extreme Operating Gust),也即墨西哥草帽风。
仿真的风电机组为2.0 MW变速变桨双馈机组,机组主要参数如下:风电机组类型为水平轴,上风向,额定功率为2 000 k W,切入风速为3 m/s,额定风速为9.1 m/s,切出风速为20 m/s,叶片数为3,风轮直径为115 m,塔架高度为80 m,控制方式为变速变桨,齿轮箱速比为130.16,发电机类型为双馈发电机,变桨速率为-6~6°/s,并网发电机转速为1100 r/min,额定发电机转速为1800 r/min,通过Bladed风电机组设计软件[21]进行双馈机组的变桨控制特性研究和载荷计算。
3.1 阵风下提前变桨控制策略效果验证
本文中PPGSL的比例参数取2×10-7rad/s,积分参数取1×10-7rad/s。一般该比例参数可以由PGSL的比例系数除以TC的比例系数与额定发电机转速的积得到,而积分时间常数通常取1~2 s。
仿真用的阵风取EOG,起始风速为8.8 m/s,阵风幅值为9.6 m,持续时间为10 s。从图5可以看出,在使用了功率变桨环后,PC在第15 s之前,即功率未达到额定功率2000 k W就开始动作,比原先的控制器提前变桨约1 s,从而把发电机最大转速由2 020 r/min(大于额定转速的1.1倍)降低到1 970r/min左右,效果明显。由于提前变桨,从功率曲线上可以看出,稍微损失了一些功率,而塔架前后的推力没有明显增加,这种工况下,抑制风电机组超速引起的停机是主要控制目的。这说明该功率辅助环不但能平滑过渡于转矩控制与变桨环之间,而且还能有效避免风电机组在瞬态的风速变化过程中过转速、过功率等可能会使机组出现极限载荷的情况。
3.2 阵风下快速变桨控制策略效果验证
本文取变桨NLGF参数时,选用3个点的查找表,如图6所示。选取参数的原则为:在正常运行湍流风工况下,参数不起作用或作用较弱,即参数数值在1附近;在阵风工况下,发电机转速较高,而且转速有继续增加的趋势,则参数值取较大值,一般取2~3,具体跟桨叶翼形有一定关系。图6中3个转折点坐标为:(0,1)、(30,1.35)、(100,2.5)。
仿真取ECG,起始风速为9.3 m/s,阵风变化幅值为11 m,持续时间为8 s。从图7可以看出,在阵风出现后,由于使用了新的控制策略,变桨动作速率比原先增加了1°/s左右,变桨系统迅速加速到最大变桨速率进行变桨控制;而同一时刻的桨距角,也比原先增大了2°左右,从而把发电机最大转速由2050r/min(大于额定转速的1.1倍)降低到1 960 r/min左右,效果明显。该策略对机组的输出功率影响不大,但由于快速变桨,塔架前后的推力稍微有所增加,这种工况下,主要控制目的还是抑制风电机组超速。这说明变桨比例非线性增益项能使变桨快速动作,有效减少风电机组在瞬态的风速变化过程中出现的过转速情况。
4 控制策略现场测试验证
在测试风电场选取了4台风电机组,分成2组进行控制策略验证,每组的2台机组在机位上相邻,地形上相似。控制器均升级了控制软件,一组对比PPGSL效果,另一组对比NLGF效果。
在现场测试的3个月时间里,没有采用阵风控制策略的机组,发生超速停机17次,而增加阵风策略的机组,停机次数减少到4次,有效减少了停机次数。停机的原因是由于风速变化幅度过大,而变桨动作速率是有限的。经过现场测试验证,采用阵风控制策略后,能有效抑制机组过转速,避免不必要的脱网停机。
图8、图9为控制器记录的一次极限阵风工况,风速在5 s内从10 m/s增加到17 m/s左右,风轮转速达到1 980 r/min,触发软件过转速保护后脱网停机。而采用变桨NLGF的风电机组,风速情况基本类似,则成功地应对了该次阵风,风电机组继续运行发电。
5 结论
在分析变速变桨风电机组传统PC策略的基础上,针对阵风工况下机组容易发生风轮超速引起停机的问题,本着在阵风工况下变桨提前动作与快速动作的原则,结合变速变桨控制算法基本结构,在PC上增加PPGSL,使变桨在额定风速以下提前动作;在变桨比例项中增加NLGF,使得变桨能快速动作。
Bladed软件仿真与现场测试结果表明,上述控制策略能有效地改善风电机组在阵风工况下的动态响应特性,降低风电机组机械载荷,增加发电量,提高电网的稳定性。
摘要：本着在阵风工况下,变桨控制器提前动作与快速动作的原则,结合变速变桨控制算法基本结构,在基本变桨控制器上增加功率桨距角发电机转速控制环,使桨距角能够在额定功率以下提前动作;在桨距角发电机转速控制环的比例项中增加非线性增益因子,使得变桨控制能在阵风下快速动作。仿真分析与现场测试结果表明,这2个阵风控制策略能有效地抑制与减少风电机组发电机由于超速带来的停机,一定程度上可以提高风电场发电量,降低风电机组机械载荷,提高电网稳定性。
风电机组控制系统的智能化 篇7
1 风电机组运行控制的特点
1.1 风的不确定性
瞬息万变的风在物理规律上具有高度的不确定性, 从年度上看有大风年、小风年之分, 季节上有明显的大风季, 就算是一天之中不同时段, 由于光照、气温等条件也有风速分布的规律。在空间上, 不同的气候带, 如大陆沙漠性气候和海洋性气候有明显的风资源分布差异。具体到某个风电场, 由于地形不同, 山地、丘陵、平原;地表环境不同, 海面、戈壁、森林;日照辐射不同, 阳面、阴面;甚至于前方运行的风机, 都会对机位上的风速风向等风资源情况产生影响, 导致机位点风资源的随机性和不确定性。风机叶轮平面内的不同区域也面对着湍流、风切变、入流角等时刻随机变化的现象。对于风电机组来说, 不确定的风能输入, 就好比飞机驾驶员面对乱流, 需要不断地调整、控制, 以保证设备的稳定运行。为了进一步提高风电机组运行效率, 提升设备发电量, 需要对风电机组进行精确控制。
1.2 运行环境的差异
为了捕捉世界各地的风, 风电机组需运行在各类差异巨大的环境下。为了使风电机组在各种开放环境下安全可靠地运行20年, 风电机组必须具备可靠的环境适应性技术, 保证设备结构、运行电力电子器件的安全。
1.3 机组结构的特点
风电机组由叶轮、机舱、塔架和基础4个主要部分构成。目前2兆瓦风电机组叶轮直径已达到120米, 扫风面积超过26个标准篮球场, 塔架高度超过90米, 机头质量超过140吨。其技术基础包含复杂的空气动力学、多体动力学、传动、液压、电气、控制、信息系统等多学科交叉领域。这样的机组结构对设计和控制提出了很高的要求。
1.4 运行质量的要求
与一般的工业设备不同, 风力发电机组连接在公共电网上运行, 任何机组的异常和故障都会引起电网的运行变化。为了保障电网的安全运行, 对风机机组的运行质量提出了更高的要求, 不但要求风电机组本身具备很高的可靠性, 还要求其能够抵御外部的扰动, 参与电网的整体调控功能。加之风电机组往往安装在较偏远的地域, 检修维护、物料运输都极为不便, 也要求风电机组有较高的可靠性和自我检测故障、处理故障的能力。
2 控制系统智能化的基本目标
风电机组控制系统的基本功能是保障设备高效稳定运行。在此前提下, 通过各种技术手段, 综合各种内部外部因素, 进一步提高风机发电效率, 降低机组运行载荷, 提升机组适应性, 成为当前风电机组控制系统研发的主要方向。目前提出的智能型风机, 业界并没有统一的标准, 但基本上都是基于以上目标。将风力发电机组这一传统机械行业的设备扩展到信息化领域, 通过先进的传感器、高效的控制策略与算法、开放的设计思路进一步加强风电机组自识别和自适应能力, 应对上述的多种不确定性, 有效地将风能转变成优质、清洁的电能。
3 控制系统智能化的主要方法
风电机组控制系统的主要组成如图1所示。从风机控制系统角度来看, 包括输入、决策和执行3个主要步骤。通过先进传感器体系、智能的控制策略和先进的变桨、偏航、变流子系统, 将智能化的思路植入风机系统, 应对各类运行环境的挑战。
现代风电机组依靠各类传感器了解作用在风机叶轮上的驱动力。除了现有的风速风向仪、轮毂转速旋转编码器、叶片桨角编码器之外, 为了更全面地了解风在叶轮上的特性, 一系列更先进的传感器被研发和应用。典型的包括叶片载荷传感器阵列、激光雷达、更全面的气象信息传感器。其中叶片载荷传感器阵列通过在叶片根部和其他部位的应力应变传感器, 实时侦测、反馈叶片所受的载荷, 借以优化叶片极限和疲劳载荷, 将设备运行的疲劳损耗降到最低, 延长设备的服役年限。激光雷达通过激光波束照射在空气中气溶胶上回波的多普勒频移效应, 侦测来流风速和风况, 在风面未达到叶轮平面, 对风机产生影响之前, 提前通知控制系统做出响应。精确到具体的气动力学, 空气的密度、温度、空气中的沙尘、盐雾等对风机的运行产生影响, 收集这些信息, 可以精确地自动调试风机, 适应不同的工况环境。同时多台风机的传感器又构成了一个传感器网络, 通过搜集区域内的气象特性, 形成辅助风机运行的预测类功能, 如风功率预测、风速预警、尾流偏航优化等。总之, 通过先进传感器和网络技术的应用, 将风机置于一个广域的信息环境之中, 使得一系列的预测和优化方法有了信息来源。
智能化的控制策略和控制算法针对的不仅仅是典型的运行工况, 扩展到针对低风速、强阵风、高湍流、风切变、复杂地形、高风速、台风环境等特殊运行条件做出响应, 确保风机在可能遇到的运行环境中处变不惊, 游刃有余。风机通过高性能的控制器和先进的软件平台, 将传统的稳定可靠的PID控制与先进的预测算法、模式识别、优化算法相结合。通过强大的处理能力, 解析传感器收集的信息, 将非线性的控制模型线性化。通过全面的状态机控制, 将风机的运行控制与外部环境结合起来。比如, 叶轮轴向推力与叶轮的转速和风速直接相关, 但其关系并不是线性的, 在接近额定转速的运行区间, 叶片推力有一个明显的尖峰, 将对叶片的结构产生破坏性的影响。与之对应的, 在风机控制算法中, 专门有功能检测叶轮的运行转速范围和风速范围, 在叶轮工作在推力尖峰区域时, 采用专门的变桨策略和运动控制, 减低叶片受载, 保证风机稳定。在智能化的风机中, 存在着一系列的专门代码, 针对特殊的工况进行识别和处理, 提升风机的运行适应性, 典型的包括独立变桨技术、低速气动优化技术、智能偏航技术、阵风控制技术、振动抑制技术等。
同时, 智能化的控制系统还通过通信, 与上层集控系统和其他风机交互信息, 统计归纳风机运行数据, 自动积累运行经验, 通过对比、判断自身状态, 提前预测风机故障, 并执行相应的故障运行策略, 在不影响风机长期效益的前提下, 保障设备当前收益。
为了有效执行控制系统的指令, 智能型风机也具备智能化的执行系统, 主要包括叶片变桨系统、机舱偏航系统和功率变流系统。在单机功率等级和叶片直径越来越大的趋势下, 叶片和变桨系统也出现了新的技术。部分变桨和边缘变桨的智能叶片, 通过更灵巧的方式达到改变叶片气动外形的目的, 调节风机载荷, 同时避免巨大叶片自身惯量带来的变桨驱动系统负荷。自动均衡负载和阻尼的偏航系统, 将传统的电机驱动方式, 通过控制多个偏航电机协同工作的方式, 根据偏航力矩的情况施加制动力矩, 同时在偏航运动的过程中通过运动控制方式, 平滑系统启动停止特性, 降低对传动和机械部分的冲击。模块化的变流器, 通过功能模块化、定制化的变频器, 协同风机设计与控制的参数需求, 提高风机整机效率, 同时具备一定的自我意识, 在特殊工况下, 协同整机控制, 实现故障穿越。
风电机组在风场中运行, 由于单机功率的限制, 普遍形成风机群或多个风场组成的风场群同时运行的情况。前期风机的设计旨在最优化自身运行, 但风机之间存在普遍的相互影响, 如上风向风机在运行时会产生旋转的尾流, 直接影响下风向风机的运行, 在风机密集的集中风场, 这样的影响不容忽视。同时, 大量的风机接入电网, 需要良好的协调控制, 以保证电网本身频率、电压的稳定。因此, 风机智能化的很重要的一个方面是风机之间的协作。通过控制功能的集中和分布式配置, 以及标准化的通信接口实现信息的交互, 使得整体效益最优。
4 风能利用的智能化