兆瓦级机组

兆瓦级机组（精选7篇）

兆瓦级机组 篇1

0绪论

为确保现代兆瓦级风力发电机组设计、制造和运行维护过程的规范,对其进行相关的认证是重要的一步。通过严格认证的风力发电机组被认为是值得信赖和可靠的,这不但有助于开拓市场,甚至在某些国家,通过特定的认证是风力发电机组投产运行的强制法律要求[1]。目前,国际上通用的风电认证规范有IEC 614001、德国劳埃德(GL)认证规范、丹麦的DS 472标准[2]和我国的鉴衡认证。

塔架是风力发电机组主要的承载部件,塔架承载着风机传过来所有的载荷。对塔架的分析计算是要确保风机在使用期限内不发生任何失效。目前较为常见的强度失效形式有静强度失效和疲劳强度失效,本文主要是对上述两种强度进行校核计算。

塔架的制造过程主要是钢材的焊接过程,塔架中焊缝主要由环焊缝、纵焊缝组成。针对风力发电机组的塔架而言,纵焊缝所受载荷基本与环焊缝相同,只是位置不同,纵焊缝与环焊缝存在交汇点,该交汇点一般可以代表纵焊缝的应力状态,所以只要环形焊缝满足极限强度设计要求,纵焊缝自然就满足了要求。通过Eurocode3可以查到环焊缝的疲劳等级DC一般都在90[3],而在GB 50017可以查到纵焊缝的疲劳等级DC一般在144。可见纵焊缝的疲劳等级至少要大于环形焊缝的DC,而其应力与环焊缝相当,设计中一般都不对纵焊缝进行计算。所以本文仅针对环焊缝进行极限强度和疲劳强度计算。

1塔架基本参数

本文以某兆瓦级风力发电机组锥形塔架为例,该塔架塔顶离地面高度为80m,为了方便运输和安装,该塔架总共分为4段,塔段之间采用L型法兰和高强螺栓连接,每段塔段又由多块不同板厚的钢板焊接而成。几何参数如表1所示(由于篇幅的原因,以下表格仅取了其中七节焊接段),各焊接段直径和壁厚随高度的变化而变化。

本文选取的坐标系是GL规范中通用的塔顶坐标系(图1)[4],该坐标系不随机舱罩旋转,塔顶坐标系的原点位于塔架中心轴与塔架顶部上缘的交点处,XK沿风轮轴的水平方向,固定于塔架,ZK沿塔架轴线竖直向上;YK沿水平方向,按右手定则确定;

塔架筒壁板材一般选用Q345E,材料的屈服强度见表2。

2塔架焊缝极限强度分析

2.1塔架焊缝极限强度概述

由于塔架所受的极限载荷简单,塔架结构对称,所以塔架可以简化为固支梁,其大部分焊缝的位置和受载状态满足圣维南原理(Saint-Venant principle),即集中载荷位置与焊缝位置的距离较远,或者说,不考虑载荷施加方式对整个应力分布的影响。所以可以采用静力等效方法进行应力计算。因此材料力学中的截面应力计算方法均适用于塔架环焊缝。当焊缝连接两种不同壁厚的焊接段时,充分考虑不同截面的应力,只有薄板满足强度要求时,厚板自然就满足了要求,不同壁厚薄板通过交核该焊缝才能够通过校核。

安全裕度Msult的定义:Msult=[σ]/[σm],当安全裕度大于1时,塔架将处于安全状态。其中:[σ]为材料的许用应力,σm是计算得到的结构最大应力;[σ]=fyk/rM,其中,fyk是材料的屈服极限,rM为安全系数,对于塔架的极限强度分析,根据GL规范5.3.2.1节,取安全系数rM为1.1[5]。

2.2各焊接段上下截面极限载荷

载荷坐标系的原点在塔架顶部横截面的中心;x轴:平行于风轮轴;z轴:垂直向上;y轴:与x轴和z轴符合右手坐标系,原点:塔架轴线和塔架顶面的交点。

由于风向的随机性,所以坐标系也是变化的,而所建模型坐标系是固定的,不考虑门框时,由于结构的对称性,载荷加载对其没影响,当研究门框应力集中时,载荷方向对其有很大影响,结果相差很大,考虑结构的可靠性,选取门的方向为x和y合力的方向。风力发电机塔架载荷总共包括以下四类[4]:1) 惯性载荷和重力载荷;2) 气动载荷;3) 运行载荷;4) 其他载荷,如波动载荷、尾流载荷、冲击载荷、冰载荷等。本文计算的极限载荷如表3所示。Mxy根据塔架载荷计算得到某位置的弯矩载荷;Mz根据塔架载荷计算得到某位置的扭转载荷;Fxy根据塔架载荷计算得到某位置的剪力载荷;Fz根据塔架载荷计算得到某位置的轴向载荷。

2.3各焊接段上下截面极限强度校核(表4)

A=3.14×(D-t)×t; (1)

W=3.14×(D4-(D-2t)4)/32/D; (2)

Wt=3.14×(D4-(D-2t)4)/16/D; (3)

σFz=Fz/A×103; (4)

σMxy=Mxy/W×106; (5)

Fxy=2×Fxy/A; (6)

Mt=Mz/Wt×106; (7)

Vonmises=(σ2+3×2)0.5 (8)

从表4可看出所有焊接段焊缝在极限工况下安全裕度均大于1,在极限工况下,塔架的极限强度处于安全状态。

3塔架环焊缝疲劳强度

3.1塔架环焊缝疲劳强度概述

当焊缝受到多次重复的载荷作用后,应力值虽然没有超过材料的强度极限,甚至比弹性极限还低的情况下就可能发生疲劳破坏。

焊缝疲劳一般为高周疲劳(GL规范5.3.3.2.2),通常用S-N曲线来描述焊缝的疲劳特性。根据GL规范,对于焊缝采用Eurocode 3,part 1.9中规定的S-N曲线(图2)[4]。S-N曲线为应力幅值与可循环次数的对数曲线图。每条S-N曲线都有其特定的斜率(m)、疲劳等级(DC)和存活概率(Pu)。EC3中规定DC疲劳等级定义为N=2E+6时的许用应力幅值;存活概率Pu为95%。GL中要求的S-N曲线(EC3)并非一条直线,而是变斜率的折线,拐点在N=5E+6处。S-N曲线满足:(Δσ)m·N=(ΔσD)m·ND=Const。

为了计算的便捷,在满足GL规范要求的那前提下,对S-N曲线进行简化为m=4的直线。根据Eurocode 3,part 1.9,结合塔架的焊接工艺,所有焊缝的疲劳等级取为DC=80。参考循环周期数取为Nrev=1×107cycles[4]。

3.2各焊接段上下截面等效疲劳载荷

对作用在塔架上的疲劳载荷普,通过通道合并和雨流统计得到各焊址处的等效疲劳载荷,如表5所示。

3.3各焊接段上下截面疲劳强度校核(表6)

Δσmy=Δmy/W×106; (9)

Δσmz=Δmz/Wt×106; (10)

Δσ=Δσmy+Δσmz; (11)

[σ]=0.41/3×0.20.25×DC×TRF; (12)

Damge=Δσ×saftyM/[σ]; (13)

TRF=(25/t)0.2; (t大于25时,当t小于25时,TRF=1) (14)

从表6可看出考虑疲劳安全系数γM=1.265[4],等效疲劳损伤最大损伤值为0.8926,均小于1,所以焊缝在多次重复的载荷作用下不会发生疲劳破坏。

4结论

本文是对兆瓦级风力发电机组塔架进行强度分析。介绍了风力发电机组塔架强度分析的基本方法——工程算法。

由于塔架所受的载荷简单,结构对称,集中载荷位置与焊缝位置的距离较远,所以塔架可以简化为固支梁,满足圣维南原理,采用静力等效方法进行应力计算,确定塔架的静强度。

根据单位载荷和焊址处应力的关系,对疲劳载荷谱利用通道合并和雨流统计方法得到焊缝的等效疲劳载荷,通过计算材料力学的公式得出各截面的等效应力,再根据GL规范提供的材料S-N曲线和循环次数得到许用疲劳应力,利用EC31-9中提供的焊缝疲劳损伤判据判定塔架的疲劳强度。

参考文献

[1]何玉林,等.基于GL规范的大型风力发电机组轮毂强度数值分析[J].机械科学与技术,2009,28(4).

[2]Tony Burton,等.风能技术[M].北京:科学出版社,2008.182-183.

[3]CEN.UK:Eurocode 3-1-9 Fatigue[S].2005.12-13.

[4]GL认证指南译文汇编.南车株洲电力机车研究所有限公司[S].2010.

[5]Cermanisher Lloyd Wind Engergie CmbH.Germany:Guidelinefor the Certification of Wind Turbine[S].2003,5-1,5-36.

兆瓦级机组 篇2

随着社会经济的迅猛发展, 人类对电能的需求飞速增长, 风能作为一种方便、洁净和安全的可再生能源有待于我们大力开发和利用[1]。经过多年的努力, 世界风力发电技术越来越成熟, 但是我国落后的风电技术和丰富的风能资源很不相称[2]。

为了开发利用我国的风力资源, 掌握大型风力发电机组的关键技术, 国家科技部和经贸委把“兆瓦级变速恒频风力发电机组的研制”项目列入了“十五”期间重大专项“863”计划。本文以国家“863”技术研发项目 (2003AA5120020) 为依托, 应用MSC ADAMS对兆瓦级风力发电机组的风轮转子/塔架系统进行了耦合振动分析。

1载荷的确定方法

将叶片沿展向分成许多微段, 称这些微段为叶素[3]。对每个叶素来说, 其速度可以分解为垂直于风轮旋转平面的分量v0x和平行于风轮旋转平面的分量v0y, 速度三角形和空气动力分量如图1所示。图1中φ为入流角, α为攻角, θ为叶片在叶素处的几何扭角。v1为来流速度, 由动量理论可知, 当考虑风轮后尾流旋转时有:

其中:a为轴向诱导因子;b为周向诱导因子;Ω为风轮转动角速度;r为风轮半径。因此, 叶素处的合成气流速度v0可表示为:

叶素处的入流角φ和攻角α分别为:

求出攻角α后, 就可根据翼型空气动力学特性曲线得到叶素的升力系数Cl和阻力系数Cd。

合成气流速度v0引起的作用在长度为dr叶素上的空气动力dFn和切向力dFt可分别表示为[4]:

其中:ρ为空气密度;c为叶素剖面弦长;Cn、Ct分别为法向力系数和切向力系数, Cn=Clcosφ+Cdsinφ, Ct=Clsinφ-Cdcosφ。

2仿真分析的预处理

2.1 模型构建

2.1.1 塔架模型

沈阳工业大学的SUT-1000风力发电机组塔架的总高为57.19 m, 底端外径为3.62 m, 顶端外径为2.14 m。将塔架进行离散化处理, 简化成10段刚性的圆柱体, 命名为Towersection 1～Towersection 10, 模型总高度为571.9 mm, 各部分直径见表1。

塔架简化模型如图2所示。

2.1.2 叶片与轮毂模型

根据叶素理论将每只叶片离散化成15块板结构, 每个板结构的法向是实际叶片该处的扭角, 将其命名为Blade1section1～Blade3section15, 其中一只叶片模型如图3所示。轮毂模型如图4所示。

2.1.3 机舱及内部模型

由于风力发电机组主要的弹性振动体是叶片和塔架, 机舱刚性较好 (主要是以质量惯性参与振动) , 所以可将机舱简化成有一定质量的刚体, 命名为Nacalle。机舱内部模型如图5所示。

图5中, 1为模拟输入轴并命名为Lss, 2为模拟联轴器, 起到将载荷传递到塔架的作用, 命名为Coup, 3为模拟输出轴, 命名为Hss, 4是一个有一定质量的刚体, 模拟风力发电机的负载, 命名为Generator。

集成上述模型, 最后得到风力发电机组整体简化模型。

2.2 施加约束

主要约束实现如下:

(1) 在塔架的顶部建立一个Part, 命名为Towertop, 这是一个有质量的点, 用来模拟偏航机构, 在Towertop上建立Marker点, 在机舱与Towertop之间添加Revolute joint, 位置在建立的Marker点上, 从而使机舱可以绕着Towertop转动。在每个叶片的根部与轮毂的连接处分别建立一个Part, 命名为Pitchplate1、Pitchplate2、Pitchplate3, 它们均是有质量的点, 用以模拟变浆机构。在轮毂中间点处同样建立一个有质量的Part, 用来模拟输入轴与轮毂的联接件, 命名为Teeter。

(2) 在塔架各段之间、叶片各段之间添加Fixed joint, 在叶片根部与Pitchplate之间、塔架顶部与Towertop之间添加Fixed joint, 在轮毂与Pitchplate之间添加Revolute joint, 在机舱与塔架顶部之间添加Revolute joint, 在Lss与Hss之间添加Revolute joint。

2.3 施加载荷

为了模拟塔架各段之间、叶片各段之间力的传递, 在塔架各段之间、叶片各段之间添加Field, 并在各叶片与轮毂连接处、Towersection10与Towertop、塔架底部与地面之间分别施加Field力。在各段叶片上建立Marker点, 在各段Marker处施加General Force, 其值我们通过Aerodyn软件输入已知的风速、空气密度、仰角等的参数获得。在Hss与Lss之间添加Translational Spring-Damper用以模拟Hss施加在Lss上的扭矩。

3模拟仿真

在ADAMS中建立脚本仿真SIM_SCRIPT, 将塔架各段之间的Fixed Joint失效, 使各段之间的作用力通过Field力实现。共得到546阶模态, 前20阶模态见图6。

通过模态分析结果我们可以看到各阶模态的实部都为负, 初步判定系统是稳定的。观察系统的阻尼比例, 如果阻尼比例为1或接近1表示系统的振动处于安全的范围内[5]。通过所得到的模态可以看到, 第493阶模态开始出现阻尼比例距离1比较远的情况, 这时系统的振动比较大。可以通过ADAMS获得振动的幅值、某点的位移变化值, 与已知允许的数值范围进行比较, 判断振动是否处于安全范围内。如果耦合振动超出安全范围, 则说明系统在设计上存在问题, 首先考虑调整转速, 再考虑调整各部件的尺寸, 直到振动处于安全的范围内。

4结论

本文应用MSC ADAMS对风力发电机组进行了振动耦合分析, 得到了其振动的各阶模态和各阶振型, 通过对模态数据以及各阶振型的分析可以得知系统是稳定的, 与沈阳工业大学SUT-1000的实际运行数据进行对比得知模拟结果与实际相符。应用MSC ADAMS进行风力发电机组的动力学分析, 有助于风力发电机组的整体优化设计工作。

参考文献

[1]Tong Burton.Global wind power continues expansionpace of installation needs to accelerate to combat climatechange[J].Wind Energy Conversion, 2005:134-169.

[2]施鹏飞.2005年全球风能统计[J].中国风能, 2006, 5 (1) :17-20.

[3]David Sharpe.Global wind energy market report[J].Wind Energy Conversion, 2005:37-45.

[4]贺德馨.风工程与工业空气动力学[M].北京:国防工业出版社, 2006.

兆瓦级机组 篇3

风力发电作为一种成熟的新型清洁能源,已经更多地被实际电网所吸纳。但由于风能具有动态和不确定性,因此要求风力发电机组对所获取的风能进行实时控制,风电变桨距系统用来对风能进行控制,设计快速响应、高效可靠的变桨距系统就成为了整机设计和运行的关键所在。为了保障风力发电机组的运行安全,风电机组必须对获取的风能进行控制,传统定桨距风机是通过设计变桨叶片的失速特性来控制风机对风能的获取。随着风机的大型化,现场总线控制技术、交直流电机数字控制技术的发展,风电机组风能获取控制已逐步转向为变桨距,即由过去的定桨失速控制转为变桨变速控制,变桨距控制技术已经成为大型风电机组控制的主流技术。

2风电变桨距系统原理

根据空气动力学,风力发电机组所吸收风能的功率可用如下算式进行计算:

其中:Pout为风机所捕获的风能功率k W;Cp为风力发电机的功率系数;A为风力发电机组叶片所扫过的面积A=π×R2;ρ为空气密度,kg / m3;V为风速,m / s。

由式(1)可知,在一定风速的情况下,要改变所获取风能的输出功率,只有改变风力发电机的功率系数,也就是改变叶尖速比和叶片角度。

其中:λ为叶尖速度比,λ=ω·R / V;ω为风力发电机低速轴机械角速度,rad / s;θ为叶片桨距角度。

由图1可知,通过改变发电机转速调节叶尖速比,可以实现Cp值最大,从而保证风机获取最大风能。通过改变气流对桨叶的攻角,实现风电机组功率控制。一方面在同一风速和主轴转速的情况下,可以通过改变叶片角度来改变风力机的功率系数;另一方面也可在不同风速的情况下,通过改变叶片角度,调节主轴转速来改变风力机的功率系数。

此外,为确保3个叶片变桨角度的一致性,在实现变桨距系统时,必须确保3个叶片的位置环和速度环具有控制精度高、响应快、系统稳定的特点,避免因为3个叶片的不一致性加剧主轴轴承的不均匀载荷,影响机组的使用寿命。

现以某1.5MW风电机组变桨距要求为例,根据整机机组设计,得到该变桨系统具体实现参数如下:

1额定力矩为25Nm;

2最大驱动力矩为105Nm;

3制动力矩为90Nm;

4低速变桨为5° / s;

5正常顺桨角度为89°;

6变桨校验角度为2°,88°;

7变桨极限角度为91°,96°;

8储能顺桨为正常工况下连续3次。

3变桨系统总体组成

变桨距系统载荷具有一定的不稳定特性。系统要求变桨距角度改变响应快,变桨距静态启动力矩大,并要求能承受可能在运行过程中呈现的突发载荷。一般变桨距系统由变桨电机、减速箱、变桨控制器、变桨驱动器、备用电源以及辅助接近开关、限位开关等组成。

根据上述要求,本文所设计的变桨系统采用三桨叶独立控制方式,如图2所示。变桨电机的末端安装绝对值编码器,变桨系统每个叶片设置2°和88°的接近开关,91°和96°的限位开关。主控安全链和变桨轮毂安全链之间具有硬接口连接,主控安全链通过1对24VDC信号与变桨轮毂安全链连接,一旦主控安全链失电,就会通过24VDC信号缺失告知每个变桨距柜主控安全链故障;而另一方面每个变桨距柜安全链OK信号会通过3个柜体串联成硬的无源触点接入到主控安全链输入模块,一旦主控没有检测到变桨安全链OK输入信号,系统整个安全链就报变桨安全链故障。

3.1系统通讯

变桨系统采用Profibus总线与主控PLC进行通讯,而在变桨系统内部驱动器、充电器以及变桨PLC之间采用CAN总线进行通讯。Profibus总线专门为自动控制系统和设备级分散IO之间通信设计,能满足分布式控制系统实时性、稳定性和可靠性的要求;CAN总线的数据通讯具有突出的可靠性、实时性和灵活性,它采用多主工作方式,网络上的节点在任意时刻都可以向其余节点发送信息,并具有很好的检错效果;本系统将二者的优点结合起来应用,具有通讯速率快,故障率低,节省系统成本的特点,通过总线耦合器,将两种不同协议的总线进行集成。其通讯结构如图3所示。

根据系统对变桨距的扭矩要求,选择交流异步电机三相400VAC,5.5k W,其制动力矩为100N.m,最大启动转矩为120N.m。变桨驱动器采用交流伺服驱动器三相400VAC,6k W,系统速度环和电流环控制在驱动器内部实现。位置环通过主控PLC和变桨PLC闭环控制实现。

3.2变桨系统非线性PID算法

变桨系统在接受到主控给出的位置信号后,将其与绝对值编码器的位置值进行比较,根据比较结果,变桨驱动器自身会自动选择参数Kp、Ki、Kd通过驱动器内部的速度、电流闭环进行调节。在进行位置闭环选择计算的同时,会根据绝对值编码器计算实际变桨电机转速,将实际计算的变桨电机转速与所给定的电机转速比较,送入驱动器内部速度控制环进行调节。驱动器自身检测变桨电机绕组的电枢电流,并根据速度调节器计算出的电流,利用电机绕组电压方程、解耦控制以及坐标变换,得到变桨电机绕组的电枢端电压指令,从而根据三相交流端电压指令调节PWM信号,驱动变桨电机进行调节。变桨距的位置环、速度和电流调节环如图4所示。

3.3后备电源计算

后备电源是变桨系统的重要组成部分,根据风电场电网接入规定,风电场具有一定的低电压穿越能力,并网点电压跌落时,必须确保风电机组在3s内不脱网正常运行。

变桨系统采用超级电容作为后备电源。超级电容具有功率密度高、循环寿命长、工作温限宽、免维护以及绿色环保等的特点。其系统结果如图5所示。

顺桨一次所需要的能量为:假设以每秒9°的速度从0°转到89°;直流母线额定电压为85VDC,最低工作电压为25VDC。系统在电网电压跌落时,3次顺桨所需要的时间为30s。

根据超级电容所允许的电压降值可取ΔU=60。

根据式(3)、式(4),可以计算得到C=91.6F;可选取超级电容为100F(采用模组进行串联和并联组和实现)。正常情况下,变桨驱动器依靠充电器输出电源进行供电;一旦电网出现故障,充电器不能正常输出电源的情况下,由超级电容提供电源给变桨驱动器。变桨系统克服LVRT功能的能力取决于超级电容的容量大小。本系统中充电器既充当电源功能又具有充电器的功能,在超级电容失电后,电网恢复正常的情况下,给超级电容充电,满足系统对后备电源的要求。

4变桨系统运行模式

根据对变桨系统运行工艺分析,为确保系统正常可靠运行,设定了5种工作模式,即正常运行模式、安全运行模式、LVRT运行模式、强制手动模式以及现地手动模式。各个模块之间的状态转换如图6所示。

在正常运行模式下,变桨系统由电网400VAC供电,变桨系统根据主控指令设定桨叶角,改变叶片角;在整机安全链断开或者主控要求的情况下,变桨系统进入安全运行模式,变桨系统由电网400VAC供电,根据设定的特定变桨速度进行顺桨操作,使变桨系统运行至安全位置,处于安全状态;当电网出现故障时,系统进入LVRT运行模式,LVRT运行模式和正常工作模式类似,不同的是变桨驱动器供电依靠超级电容来提供,LVRT运行模式下,变桨系统还是按照主控设定的变桨位置和速度进行变桨,确保风电机组能够正常运行而不脱网;强制手动模式和现地手动模式主要用于变桨系统现场调试时使用。正常现地手动模式屏蔽远程控制变桨系统功能,在叶片处于2°至88°之间,变桨安全链正常的情况下,可以通过手动选择顺桨或逆桨按钮改变叶片角度;强制手动模式是在叶片处于非正常行程(2°至88°)之外,变桨安全链不正常的情况下,依靠强制手动将改变叶片位置,使叶片处于正常行程(2°至88°)之中。强制手动和现地手动一般用于现场调试和叶片维护时使用。

5变桨系统应用分析

本文对自行研发的变桨系统从工作原理、系统设计以及算法方面进行了介绍,并将该变桨距系统应用于国内某风场进行测试,结果显示该变桨系统满足实际速度和位置调节要求,并具备了低电压穿越功能,实现了变桨系统低风速下的转矩控制和高风速下的功率控制,可实际应用于国内1.5MW和2MW变速变频风力发电机机组。风场应用结果如图7所示。风场应用证明了该系统控制精度高,且3个桨叶角度变化一致,同步性好。

摘要：详细分析了变桨距系统的设计原理和组成,并在此基础上以非线性PID算法为控制核心,用Profibus总线和CAN总线通讯,以超级电容作为后备电源,设计了兆瓦级风电机组变桨距系统,对变桨系统软件开发所涉及的运行模式划分为5类,并将研究结果应用于国内某风场,结果表明该系统满足风电机组对变桨系统位置和精度控制的要求。

兆瓦级机组 篇4

本文分析了兆瓦及大型风力发电机组运行时的轴对中状况的特点, 通过全功率并网试验台模拟风力发电机组风场实际运行情况的方式, 测量风力发电机组震动偏差, 并结合扭向刚性的钢膜片联轴器的实际工作特点, 提出风力发电机组轴对中参数设定的解决办法。

1 兆瓦级风力发电机组轴对中的特点

1.1 双馈风力发电机组的结构特点

目前风力发电机组大部分风力发电机组都配有增速齿轮箱, 无论是液压变桨风力发电机组、电变桨风力发电机组、定桨风力发电机组, 都需要一个动力源来控制叶片角度或调整叶尖位置。因此风力法电机组的主齿轮箱都会有一级平行轴结构将风力发电机组的低速轴同高速输出轴分开并且低速轴是中空的, 可以利用一个滑环或液压转接头将电力或液力传导入轮毂为变桨系统或叶尖系统提供动力。

1.2 产生齿轮箱输出轴震动的特点

风力发电机组运行过程中叶轮顺时针方向 (从叶轮侧看) 转动, 由于惯性的作用会导致齿轮箱外壳也顺时针方向作往复震动, 因为风力发电机组齿轮箱输出轴位于齿轮箱中心右侧, 而发电机输轴运行时是相对于机架静震动较小, 所以在风力发电机组运行时齿轮箱输出轴相对于电机输入轴会抬高。如果在风力发电机组静止时对其齿轮箱和发电机进行找正, 由于齿轮箱在运行时会抬高, 那么当风力发电机组运行时势必齿轮箱和发电机是不对中的。

当风力发电机运行时无法直接测定齿轮箱和发电机的轴对中装态, 所以为了保证风力发电机组运行时轴对中和机组运行安全, 必须在风力发电机组静止状态轴对中时预先抬高发电机输入轴的高度才能保证风力发电机组运行时的轴对中状态。

2 齿轮箱输出轴抬高数据统计

2.1 测量方法

由于影响齿轮箱震动时齿轮箱输出轴抬高量的因素, 形成过程较多较为复杂, 难以通过理论计算来得到齿轮箱实际运行时齿轮箱输出轴的抬高量, 而直接测量高速转动中个齿轮箱高速轴的实际抬高量又较为困难, 难以实现。所以通过风机加载试验的方式模拟风力发电机组在风电场的实际运行情况, 在不同载荷的条件下用百分表监测齿轮箱输出轴附近外壳的台高量后再通过计算转换成齿轮箱输出轴的抬高量是一种操作简便并且行之有效的办法。

选取齿轮箱外壳的上的齿轮箱润滑系统过滤器放油口为测量点 (因为改点离齿轮箱输出轴端面较近, 并且该点离齿轮箱中心较远抬高量较大方便测量, 测量后经过换算得到的数值更为准确) 设2块百分表 (厂家型号) 分别用来测量该点齿轮箱水平震动量和垂直震动量。通过目测估算该点的振动量在3mm左右, 该百分表量程为10mm因此架表时压表到4mm调零。

2.2 测量结果

通过国电联合动力技术 (保定) 有限公司的风力发电机组全功率并网试验台对该风力发电机组在转速1750RPM时加载功率由空载逐步加载到满负荷1500kW, 统计该测量的水平和垂直方向的相对于风力发电机组底座的实际震动量并折算到齿轮箱输出轴的震动量如表1。

由于测量点到齿轮箱低速轴中心中心的距离是1050mm, 而齿轮箱高速输出轴距离齿轮箱低速轴中心的距离是400mm, 因此需要将实际测量的齿轮箱外壳的震动数值折算到齿轮箱高速轴输出轴上。根据三角函数关系最终则算数据如表2。

3 扭向刚性的钢膜片连轴器的特点与对中参数的设定

3.1 扭向刚性的钢膜片连轴器的特点

国电联合动力1.5MW风力发电机组使用的带制动盘的RADEX是一种扭向刚性的钢膜片联轴器, 它有非常优异的纠偏性能。它所配的风机绝缘过载保护器具备非常可靠的绝缘保护和过载保护功能, 从而实现对齿轮箱和发电机进行长期有效的保护。能确保主动端设备和被动端设备之间的电绝缘, 从而保证高速轴承的运行安全。使用胀紧套和模片结构连接齿轮箱输出轴和发电机输入轴, 其特点是安装、拆卸方便, 中心性好, 对于齿轮箱和发电机间的震动和径向偏差、角向偏差有一定的补偿作用。该联轴器主要数据参数如下。

如图1所示联轴器运行时的主要参数⊿KA (轴向偏差) <6mm、⊿KR (径向偏差) <13、⊿KW (角度偏差) <1.5°除满足数值范围限定之外必须还得符合图1的要求, 即必须保证风力发电机组实际运行时⊿Ktotal=⊿KA+⊿KR+⊿KW≤100%。

3.2 对中预值参数的选定

3.2.1 运行时的轴向偏差

由于实际运行时发电机的震动量较小, 所以我们假设发电机是相对机架静止的。受风力发电机组的结构制约齿轮箱在高速轴轴向的运动比较小可以忽略不计因此风力发电机组运行时联轴器的轴向偏差只受安装偏差影响, 那么KA≤0.5mm

3.2.2 运行时的径向偏差

风力发电机组运行时齿轮箱输出轴的水平方向震动量为a, 垂直方向震动量为b那么齿轮箱输出轴的径向偏差⊿KR, 所以⊿KRmax, 由表2转换得表3。

3.2.3 运行时的角向偏差

齿轮箱高速轴输出轴端面到齿轮箱弹性支撑固定点的距离A=2000mm, 风力发电机组运行时角向偏差为KW, 那么根据三角函数关系KWmax=2arcsin 0.5⊿KRmax/A (表4) 。

由公式⊿KA=KAmax/KA, ⊿KR=KAmax/KA, ⊿KW=KWm ax/KW

⊿Ktotal=⊿KA+⊿KR+⊿KW≤100% (表5) 。

3.2.4 激光对中仪预置量的设定

相同转速条件下负载越重轴不对中对轴系的损害越大, 在选定激光对中仪预置参数时我们优先考虑重载时轴系的运行情况, 因此在计算时我们主要考虑100%转矩时整个轴系的对中状态, 兼顾较低转速、负载情况的轴系的对中状态。因此我们根据表2折算到高速轴输出轴上的量震动数据, 采取选取震动量最大、最小值平均值的办法设定激光对中时的预置量

水平预置量c=0.325 (发电机预置) ;垂直预置量d=0.97 (发电机预置) 。

参考表2中的数据分别带入公式:

⊿KR, 所以⊿KRmax

由公式⊿KA=KAmax/KA, ⊿KR=KAmax/KA, ⊿KW=KWm ax/KW

⊿Ktotal=⊿KA+⊿KR+⊿KW≤100%

可以得到 (表6) 。

由表6计算结果可以看出, 在50%以上负载时, 预置发电机位置后的联轴器工作状态明显优于没有进行进行预置发电机位置的联轴器。

4 结语

经过工厂内的风力发电机组台位和全功率试验证明, 按照上述预置量进行设定激光对中仪的参数, 取得了良好的运行效果。试验中风力发电机组旋转部件运行时的震动量和轴承温度都得到了有效的控制, 说明上述预置量是能够满组风力发电机组厂内台位测试和全功率实际要求的。然而风力发电机组在风场实际运行时除了受塔筒和机舱震动的影响之外, 还要考虑整个叶轮的重力和转动对齿轮箱的影响, 因此风场运行时具体对中参数的设定还需要在风电厂进行进一步的测量、统计、计算以及实践运行检测。

参考文献

[1]高洪涛, 李明.不对中对膜片联轴器耦合转子—轴承系统固有特性的影响[J].化工机械, 2005, 32 (1) :22～26.

兆瓦级机组 篇5

关键词：兆瓦级变速恒频,风电机组,变速变桨距,控制技术

近年来, 随着我国风力发电产业在全国的快速发展, 风能逐渐成为世界上最快捷清洁性能源, 同时风电机组也得到了快速发展。在实际应用中, 变速恒频风力机不仅可以减省发电系统对电网造成的不良影响, 同时还能增强风力风电系统稳定性和风能利用率, 在上个世纪90年代以后, 通过替换风力发电机组, 取得了良好的成果。在风力发电的过程中, 变速随着风速变化而变化, 不断整理风力机输入功率。在这过程中, 兆瓦级变速控制技术不仅可以降低传动链和风力机磨损, 同时对增强风能转换效率也有重要作用, 它具有运行噪声低、能及时调节功率参数等优点。锋利发电机组变桨距通过叶片, 依靠相关技术进一步改变桨距角大小和气动特性;在改善整机和桨叶受力情况的同时, 增强风力机输出功率, 让兆瓦级变速恒频风电机组具有更好的启动、制动性能, 逐步稳定输出功率, 在健全控制算法的同时, 不断减小风电机组转矩脉动与荷载, 从而延长风电机组使用周期。

1 风电机组变速变桨距工作原理

在电力系统中, 风力机主控系统根据当前发电机功率、风速等状态数据, 通过下发桨叶距角位置以及制定角度位置, 明确变桨距实时响应主控指令, 从而保障风电机组高效、稳定运行;当变速恒频风电机组出现特殊情况时, 通过调整桨叶位置, 让桨叶和风向平行, 从而实现气动刹车, 保障停机安全。变速恒频风力发电系统模型 (如图1所示) , 它是整个控制系统指令发出后, 将变桨距控制技术作为变速恒频风电机组的核心, 通过恒频发电机转速、风速以及电功率桨距角指令或者电磁转矩命令, 将主控制器直到发送到风电机组变流器或者变桨距系统中。

变桨距系统根据变桨执行机构, 按照主控制器给定调整桨距角, 并且将运行情况和实际值反馈到主控制器中。变速恒频风电机组变速运行通过转矩控制、转速控制以及功率控制实现, 和变流器一同构成了变速恒频风力发电系统的重要环节;例如:双馈风电机组中, 变流器通过不断控制发电机频率和励磁电流, 进而控制发电机电磁转矩, 逐步实现变速运行。

风电机变速变桨距运行原理则是将风能转化为机械能, 再将机械能转化为电能的过程, 从能量转换角度分析, 风力发电机主要由发电机和风力机两个部分构成, 另外双馈风力风电机还有一个重要的机械部件, 齿轮箱。在发电系统转送, 风力机作为发电系统的重要部件, 直接影响系统效率和性能;通过风轮空气动力学特点, 获得风力机从风能中获得的功率;根据风轮机械能、空气密度、风轮半径、风速、风力机风能利用系数, 得到桨叶尖部风速和线速度的叶尖速比。

由于变桨执行机构动力形式存在很大差异, 大型兆瓦级风电机组变桨驱动方式有电动和液压两种形式。在执行机构中, 液压具有无需变速机构、转矩大、技术成熟等优点;液压转动结构由于结构相对复杂, 渗油、泄漏现象严重, 从而对液压油使用效益造成了很大的影响。在兆瓦级风电机组电动变桨距控制体系中, 桨叶都带有独立电机驱动变桨距体系, 包括电机驱动器、伺服电机、不间断电源、传感器、减速体系、控制器等相关执行机构 (如图2所示) 。

2 控制策略以及现场仿真实验

2.1 控制策略

在兆瓦级变速恒频风电机组运行中, 由于电网和恒频发电机不能连接, 处于脱离状态, 当风速在切入风速之下时, 为了保障控制任务顺利实现, 必须通过发电机组并网控制的方式进行控制;当风速为切出风速时, 由于发电机不能连网, 桨距角变为顺浆。在变速控制中, 一旦发电机组运行在额定风速以下区域时, 就将运行在变速控制方式中。从理论层次来看, 这个阶段对实现风能追踪具有重要作用, 通过风力追踪曲线, 进而实现最大风能捕获。受恒频风电机组自身因素影响, 发电机组输出受功率限制以及转速影响。在电力系统中, 兆瓦级恒频风力机通常运行在:叶尖速比恒范围或者转速恒定范围。在发电机组叶尖速比恒定范围内, 发电机组转速随着风速变化, 逐渐以出线性变化的方式呈现;由于发电机组以及叶轮转速约束, 不可能在全风速范围内部根据叶尖速比运行。

当兆瓦级发电机接近最大、最小转速时, 通过让它在最大、最小转速运行, 得到最佳叶尖速比, 从而最大可能的获取风能。在计算中, 根据控制区域的不同, 通常采用不同的转矩控制策略进行对应的计算。通过先行控制转矩, 输出为控制变流器给定转矩, 控制输入一般为转速测量值, 控制形式则根据发电机转速测量值、转矩给定以及常数进行确定。在叶尖速比达到最好状态时, 风电机组转矩控制器表现为平方反馈, 通过给定转矩、输出变流器控制, 将发电机转速测量结果作为输入。

在兆瓦级变速恒频风电机组运行中, 为了保障恒定最大功率, 在确保风电机组传动系统稳定和动态特性的同时, 对兆瓦级变速恒频风力机进行变速变桨距控制, 让风力机电磁转矩作为控制系统的额定值。由于风电机组转速增加速度较快, 当阵风或者短时间风速增强时, 在机组震荡的过程中, 发电机组超过常规速度, 停机现象产生。为了有效控制这一现象, 通常采用两个变桨控制器对整个系统进行有效控制;为了保障极端风情况下, 机组平稳运行, 必须对风电机组加速度以及发电机转速进行有效控制。

在非线性变桨控制器中输出控制为桨距角给定位置, 输入为发电机偏差。通过非线性变桨控制器数据、桨距角数字、变桨比例参数、变桨控制器参数、发电机采样值以及发电机额定速度, 限幅以后, 直接得到桨距角给定值以及风电机组变桨控制器输出与控制输出值。

2.2 现场仿真实验

本文结合GH Bladed 3.67软件技术进行仿真, 利用Bladed软件为广大需求者提供自定义控制器, 进一步方便算法测试, 得到仿真参数。在这个过程中, 控制软件的参数PI在某个1.5MW双馈型风力发电机组中, 根据发电机组实际参数情况, 在初步计算的仿真参数的同时, 在参数值整定后, 经过数据仿真以及现场试验得到调整。其次, 非线性变桨控制器整定增益作为兆瓦级变速恒频发电机组数据的依据, 必须在相关试验结束后, 通过不断调整仿真系数得到。

在全风速范围仿真结果中, 三维紊流风场作为最常用的仿真风速, 在仿真结果中不可能清晰的展出;因此, 通常结合风电机相关位置, 在垂直于风轮扫略面的同时, 明确风速信号。当风速在19m/s到6m/s波动时, 在额定风速12.5m/s的风速下, 转速随着风速变化而变化, 从而得到波形低通滤波结果。在这过程中, 风力机根据叶尖速比运行状况, 获得风能;由于兆瓦级风力机不可能完全依赖风速变化而变化, 在增强机组运行稳定性的同时, 也从源头上杜绝了高频震动造成的不良影响。当转速基本维持在1800r/min, 风速大于12.5m/s时, 发电机功率和转矩保持稳定。当处于140s附近时, 风速则直接从8m/s直接上升到16m/s;当处于350s时, 风速则从16m/s降低到11m/s。在风况不好的情形下, 风电机组转速通常维持在1850r/min以内, 因为没有超速等不利现象发生, 整个发电机功率以及转矩都能保持稳定。

当控制算法得到验证后, 通过某风电厂实际运行试验, 得到参数结果。根据不同情形下的转矩测量、发电功率、转矩、测量风速、额定转速、转速测量以及桨距角测量值、给定值, 当风速在8m/s波动时, 发电机运行转速和输出功率相对平稳, 由于额定功率下桨距角基本上都是零度, 因此, 风电机稳定性能够得到保障。

3 结论

为了保障兆瓦级变速恒频风电机组变速变桨距控制技术在电力系统中得到良好的应用, 在Bladed相关软件验证中, 必须根据变桨距控制原理, 根据不同运行区域提出对应的控制策略, 在不断吸收整合国内外先进技术的同时, 推动我国电力系统发展。

参考文献

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[4]邵桂萍, 李建林, 赵斌等.兆瓦级变速恒频风电机组变速控制策略的研究[J].太阳能学报, 2008, 29 (9) :1167-1171.

兆瓦级机组 篇6

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

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兆瓦级机组 篇7

风电行业已成为国家新能源产业重点扶持的产业,而风电叶片则是该行业中风机的主要部件之一。根据IEC61400-23标准,对于新研制的叶片或者工艺做重大更改后的叶片,均需做静力加载试验,目的是验证叶片的静强度储备,并为刚度检验以及结构优化设计等提供必要的数据[1]。兆瓦级风电叶片尺寸大、成本高。目前对风电叶片进行的静力加载试验大都局限于长度不超过1m的小叶片[2],对大型风电叶片进行全尺寸静力性能检测的手段比较落后,国内主要通过起重机做简单的静力加载试验,这种方式不仅可用的加载节点少,精度难以保证,而且容易损坏叶片。国外仅有美国国家可再生能源试验室(national renewable energy laboratory,NREL)等少数机构拥有全尺寸静力加载试验台,但是价格极其昂贵。从工程实际出发,设计一套兆瓦级风电叶片静力加载控制系统,不但可消除以往采用起重机做静力加载试验的弊端,还可对任意节点组合进行多点静力加载。

静力加载试验过程中,加载点之间的牵引力互相耦合,不仅容易损坏叶片,而且严重影响试验精度。另外,叶片模型时刻变化,而目前的解耦控制都是基于准确数学模型[3,4,5]进行的,所以需要对静力加载系统的控制策略进行深入研究,使之满足静力加载试验要求。

1 静力加载试验台构成

静力加载试验台总体方案如图1所示,主要由筒形支座、加载支架和控制系统等组成。筒形支座固定于地面,每个节点的加载支架主要由液压系统、滑轮等组成。液压系统放置在加载支架内部,上滑轮可根据叶片加载点的高低位置进行调整,上下滑轮也可以沿水平方向滑动,以保证牵引力方向尽可能垂直于叶片表面。液压绞车固定在方形钢架上,通过滑轮组改变牵引力的输出方向。叶片通过高强度法兰螺栓横向固定在筒形支座上,液压绞车采用横向牵引模式对叶片进行多点静力加载,牵引力变化则采用逐级递增模式,当达到设定值后保持一段时间。

2 控制系统

2.1 传感检测系统

静力加载控制系统的传感检测部分主要有力传感器、位移传感器和静态电阻应变仪。力传感器被串联到牵引钢丝绳上,以实时测量施加在叶片上的牵引力,力传感器采用电流型输出,误差不大于0.3%。位移传感器测量叶片的弯曲挠度,激光测距仪的激光调制波强度大,其分辨率可达1mm,精度为±2mm,有利于远距离目标测量,完全适用于静力加载过程的挠度测量。电阻式应变片采用半桥方式被粘贴在叶片的特定区域,静态应变仪完成应变数据的采集、分析及处理。

为了保证数据精度,采用相对观测值的误差平方和最小对数据进行拟合计算。假定测量值与实际值呈线性关系,相对误差最小的二乘法满足:

式中,a、b为常数;xi为实际值;yi为理论值;N为样本容量。

将试验数据代入式(1),得到各传感器的拟合方程:

式中,ai、bi均为常数。

加载过程中,将测量数据按照上式拟合,可消除测量误差,获得更准确数值,为正确评估叶片性能提供依据。

2.2 静力加载控制系统设计

设计的兆瓦级风电叶片静力加载系统控制方案如图2所示,系统由一台PC机、一台主控制器、多台就地控制器组成。PC机与主控制器通过RS485总线进行数据通信,主控制器与就地控制器通过CAN总线连接,保证了上位机与下位机的数据通信可靠。加载过程中,各个加载节点在上位机调度下通过液压伺服系统对风电叶片进行加载(卸载);就地控制器通过传感检测系统不断采集各节点的牵引力及其挠度,通过RS485总线反馈给PC机,并自动生成加载时间—加载载荷、加载时间—叶片挠度曲线。

加载过程中,由于叶片模型伴随着控制过程变化,无法用一个准确的数学模型表示,并且各个加载点上的牵引力之间互相耦合,因而严重影响了加载精度。本文从新的角度考虑,即将多个加载点之间的牵引力耦合等效为单个加载点上的牵引力挠动,这样就将多通道之间的解耦问题等效为单通道牵引力的抗干扰问题。

上述等效在方便设计控制器的同时,也对控制算法的性能提出了更高要求,本文采用智能算法来实现风电叶片静力加载过程的解耦控制。

3 无模型自适应(MFAC)控制策略及仿真

风电叶片在静力加载过程中可以按照如下的离散非线性系统来描述:

式中,m和n分别为输入输出的阶数。

文献[6]已经证明存在一定的伪梯度值φ(k),可对式(3)实现偏格式线性化。

进一步转化得到MFAC算法的基本表达式,即

式中,y0(k+1)为k+1时刻期望牵引力;λk为步长序列 ;α为权重因子;(k)为φ(k)的最佳估计。

对于更复杂的系统,式(4)右边可以添加功能组合部件,以获得更好的控制效果[7]。

根据式(4)可知,该控制率与被控对象的数学模型、系统阶数均无关,因此仅利用系统的I/O数据即可对其进行设计。另外,α越小,系统响应越快,但是可能产生超调;反之,α越大,系统响应越慢,超调越小,且输出越平稳,同时也可避免式(4)中分母为零的异常情况发生。

根据投影算法可得到伪偏导数φ(k)的估计算法[8]:

式中,ρ为学习步长;η为惩罚因子。

由于φ(k)是慢时变的,故为了避免估值不准确,当时,令。

风电叶片静力加载试验的观测数据表示为{u(i-1),y(i)}(i=1,2,…k),根据式(5)得到φ(k)的估计值(k),再将u(k-1)、(k)、y0(k+1)代入式(4),得到控制量u(k)。

φ(k)的估计值(k)是通过在线实时估计得到的,无论是参数性还是结构性,都用其变化来描述,所以φ(k)既是参数自适应的,又是结构自适应的[9]。

实际应用过程中,估计算法式(5)和控制率式(4)在线交互进行,通过比较系统的实际输出值和期望输出值,得到一组新的数据,再进行比较,如此下去,牵引力值会无限接近于期望值y0(k+1),从而达到最优控制效果。

为了验证MFAC算法的抗干扰能力,基于AMESim和MATLAB/Simulink软件构建了静力加载试验模型,如图3所示。

加载过程中,将被控对象设置为随机变刚度与变阻尼,以此检验算法的自适应能力。首先采用PID控制算法进行仿真,将控制参数调整到最佳,仿真结果如图4所示。

将被控对象设置为相同程度的随机变刚度和变阻尼,采用本文的MFAC算法进行仿真,设置采样周期T=0.01s,相关参数取值分别为:λk=1.5,α=0.4,ρ=0.5,η=0.1,输入输出初值均为0。仿真结果如图5所示。

由图4可以看出:由于受随机变刚度与变阻尼的影响,PID算法控制下的节点牵引力耦合较为严重,牵引力误差值远大于2%。由图5所示试验结果可知,由于加载过程中采用了MFAC算法,牵引力始终跟随在理想输出值附近,牵引力误差远小于2%,具有较好的跟踪效果。对比图4和图5的试验结果可知:MFAC算法的抗干扰能力更强,具备良好的解耦能力,相对于经典PID控制策略,能够快速跟随到期望值,具有较小的牵引力误差。另外,MFAC仿真时发现,权重因子α如果太小(α<0.03),系统超调会明显加大,甚至出现不稳;权重因子如果比较大,系统的超调会减小,但是闭环响应会明显减慢。

4 静力加载试验

对aeroblade3.6-56.4风电叶片进行全尺寸静力加载试验,以此检验叶片承受极限载荷的能力。该风机额定功率为3.6MW,叶片长度为56.4m,试验现场如图6所示。静力加载方式为:5个节点进行加载,7个节点测量叶片挠度,40个点采集应变。将风电叶片通过88个高强度螺栓固定在筒形支座上,用钢丝绳将叶片夹具与加载支架连接,安装好力传感器、激光测距仪及静态应变仪等。以最大挥舞方向(max flapwise)的加载过程为例进行研究,按照静力加载试验大纲分4个阶段进行,加载值分别为最大载荷的40%、60%、80%和100%,控制系统采用MFAC控制算法。

本文仅给出max flapwise方向加载试验时节点2(距离根部27.9m)和节点3(距离根部37.9m)数据,如表1所示。

根据表1的试验数据可知:每个特定阶段,牵引力误差远小于1.0%,满足静力加载试验要求。整个加载过程的牵引力变化如图7所示,最大节点的牵引力误差曲线如图8所示。

从试验曲线看出,在MFAC算法控制下,5个加载节点的牵引力值较协调地递增。每个加载阶段,随着牵引力的增大,牵引力误差也呈递增趋势,经分析,这是由加载点刚度逐渐增大引起的。尽管接近100%阶段时的牵引力非常大(如max flapwise方向接近130kN),此时各节点的牵引力耦合程度已经十分严重,但是MFAC算法较好地将静力加载过程中的牵引力控制在期望值附近,保证牵引力误差基本维持在±4kN之内,过程误差在±3%之内,特定阶段误差仅为±1%,有效降低了加载节点之间的耦合,得到较好的控制效果。

5 结语

设计的兆瓦级风电叶片全尺寸静力加载系统目前属于亚洲最大的室内检测平台。采用最小二乘法对数据进行拟合处理,使得试验数据的精度进一步提高。基于CAN总线建立的分布式控制网络使风电叶片静力加载系统更具有扩展性,方便以后添加更多的加载节点。构建了一个静力加载耦合仿真模型,将MFAC算法与传统的PID控制算法进行比较,获得了更好的控制效果。最后,将MFAC算法成功应用于aeroblade3.6-56.4风电叶片全尺寸静力加载试验,保证了加载过程中各节点牵引力的协调变化。试验结果表明, 各个节点的过程误差在±4kN之内, 特定阶段的误差小于1%。目前,采用该试验台已经对多种型号的兆瓦级风电叶片进行了全尺寸静力加载试验并使之均获得了德国劳氏(GL)认证,其中多片叶片已经成功应用于海上风电项目。经半年多静力加载试验,表明该试验台的结构设计和安装恰当,控制效果良好,完全可以满足兆瓦级风电叶片静力加载试验要求。

摘要：设计了一套兆瓦级风电叶片全尺寸静力加载控制系统,阐述了其构成及工作原理。采用最小二乘法对传感采集数据进行拟合,提高了数据精度。基于控制器局域网(CAN)总线构建两级网络的分布式检测与控制系统,将耦合的多通道加载系统等效为多个具有干扰的单通道加载系统。基于AMES-im和MATLAB/Simulink软件构建静力加载耦合仿真模型,首次将无模型自适应(MFAC)算法应用于静力加载过程的牵引力解耦控制。仿真结果表明:被控对象在一定的变刚度、变阻尼条件下,采用MFAC算法可有效减小牵引力耦合,保证牵引力误差小于2.0%,控制效果明显好于传统的控制算法。现场试验证明:静力加载控制系统可保证大柔度叶片远距离、连续、平稳、协调加载,特定阶段的加载精度优于1.0%(满量程),完全满足兆瓦级风电叶片全尺寸静力加载试验要求。

关键词：风电叶片,静力加载试验台,控制系统,解耦,控制策略

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