减小风剪、塔影和湍流效应的独立变桨控制研究

针对现阶段兆瓦级风力发电机组(简称风力机组)运行在高风速时,由于风剪、塔影、湍流等因素影响,传统的PI统一变桨控制不能很好控制叶轮的不平衡载荷问题,提出了基于叶根载荷反馈的独立变桨控制策略。首先使用Bladed平台计算翼型的气动参数,再将各叶片的叶根载荷通过d-q坐标变换送入PI控制器中计算出各叶片最佳增益;其结果经过d-q坐标逆变换,获得各叶片附加桨距角,在统一变桨的基础上实现对各叶片独立变桨的控制。通过对叶根载荷和叶片挥舞弯矩仿真分析,验证了建立的独立变桨控制策略的优越性。     

基于权系数法的功率和载荷协同控制策略

针对大型风机在高风速区由风剪切效应引起的输出功率波动和叶轮不平衡载荷，从功率和载荷两个维度出发，以NREL公司的5MW陆基风机为对象，提出一种基于权系数法的功率和载荷双目标协同的独立变桨控制策略。首先，以遗传算法优化的PID作为主控制器，通过风轮转速反馈得到统一变桨距角；其次，根据方位角反馈得到各桨叶的动态权系数，以此调整各桨叶的桨距角；最后，将叶根挥舞力矩反馈给模糊PID控制器得到载荷影响下的桨距角微调量，并对桨距角进行修正。通过FAST和Matlab/Simulink平台联合仿真，将所提控制策略与统一变桨距控制和独立变桨PI控制对比分析。结果表明，所提控制策略能有效地将输出功率稳定在额定功率附近，并且对于降低风轮不平衡载荷具有显著效果。     

大型风电机组关键承载部件主动阻尼降载优化控制

为降低大型风电机组关键承载部件的载荷和疲劳损伤,通过施加主动阻尼控制来进行降载,从而延长机组关键承载部件寿命。首先从理论上分析主动阻尼控制的基本原理与其关键控制参数,并应用FAST与MATLAB的联合仿真平台分别对叶片、塔架、传动链施加主动阻尼控制进行仿真,根据仿真结果分析了5 MW风电机组关键承载部件主动阻尼控制的有效性。然后设计在现有变桨功率控制环上加入主动阻尼控制环的独立变桨控制策略,同时建立一种适用于载荷控制效果评估的疲劳损伤计算方法,利用遗传算法以风机关键承载部件疲劳经济损失最小为目标进行各主动阻尼控制器与独立变桨控制器参数的联合优化。最后对算例机组进行了独立变桨载荷控制仿真,仿真结果表明,所设计的独立主动阻尼控制策略与参数优化方法在不影响功率控制的同时能够降低关键部位的疲劳载荷,并且能够取得最优化控制效果。     

基于独立变桨距控制的风轮减载策略

为减小风切变、塔影效应以及湍流风等因素引起的风轮不平衡载荷,在分析风切变、塔影效应以及湍流风模型的基础上,提出了一种基于方位角和载荷联合反馈的独立变桨距控制策略。结合方位角权系数分配环节和叶根挥舞载荷反馈PID控制环节,分别调节每支叶片的桨距角,实现风轮减载控制。基于GH Bladed平台的仿真结果表明,与统一变桨距控制相比,所提独立变桨距控制策略可有效减小风轮不平衡载荷,不仅适用于风切变和塔影效应引起的载荷波动,在湍流风影响时也能起到较好的抑制作用。     

基于风速估计和风剪切的风力发电机组变桨距控制

为提高大型风力发电机组捕获风能的能力,改善其主要零部件受荷载情况,提出基于有效风速估计和风剪切的风力发电机组独立变桨距控制策略.以某5 MW变速变桨风力发电机组为验证对象,基于Bladed软件平台对传统统一变桨控制策略和独立变桨控制策略进行仿真比较.结果表明:相对于统一变桨距控制策略,独立变桨距控制策略不但能满足维持风力发电机组输出功率额定值稳定的要求,而且使发电机组主要零部件的受荷载情况得到明显改善.     

一种基于滑模自抗扰控制器的风电机组变桨距控制策略

为了改善风力发电系统在恒功率区的性能,提出了一种基于滑模自抗扰控制器的变桨距控制策略.在高于额定风速的风况下,通过变桨控制器改变桨距角,保证风力发电机输出功率稳定在额定功率附近.通过MATLAB仿真软件对所提变桨距控制策略与PID控制策略对比,仿真结果表明:基于滑模自抗扰控制器的变桨距控制策略下的风力发电机组能够使输出...     

双馈风力发电机组转子侧控制策略改进

基于现场风电机组功率转速曲线,对双馈风电机组常规功率控制策略的不足进行了分析,考虑机组转速限制条件和功率快速跟踪控制要求,对双馈风电机组转子侧变流器功率解耦控制策略以及变桨控制策略进行了改进,即转子侧有功控制环采用风力机输出转矩直接控制,并加转速外环实现对转速的准确控制;变桨控制策略采用直接功率控制。最后,应用提出的改进控制策略对双馈风电机组全程运行性能进行了仿真,并和常规控制策略进行了比较。结果验证了控制策略改进的有效性和正确性。     

双馈风电机组总体控制策略及运行性能

为了全面准确分析并网风力发电机组实时运行特性,有必要对风电机组总体控制策略及其运行性能进行研究。针对双馈风力发电机组类型,建立了风力机、传动链和双馈发电机的数学模型。从风能最大利用和风机安全运行角度,提出了考虑电机损耗最小的风电机组最大功率输出控制策略,以及考虑转速和功率限制的变桨控制策略。结合双馈发电机功率解耦控制策略对风电机组的总体运行性能进行了仿真。通过仿真、理论分析以及实际风电机组运行数据的比较,结果表明所建立的双馈风电机组数学模型和总体控制策略是有效的。     

变桨对大型H型垂直轴风力机主轴偏振的影响

针对大型H型垂直轴风力机,分析其气动载荷并阐述主轴偏振效应的产生机理,并利用双制动盘多流管(DMST)获得垂直轴风力机全方位角下变桨距规律。鉴于变桨后合成力均值发生变化,提出采用变异系数来评价主轴合成力振荡幅度。研究结果表明:风剪效应下风轮旋转过程中,气流对叶片的作用力合成到主轴位置上会产生大小不一的周期性变化。以获取最大切向力系数为目标,得到上下风区的最佳理论攻角为19°和-19°。实时变桨能有效降低主轴偏振效应,其变异系数由0.118降为0.109,降低了8.26%,同时,单个叶片的平均切向力由16.2 k N提高到17.5 kN,提高了约8.02%。     

基于速度反馈减小风机疲劳载荷的独立变桨控制

根据空气动力学原理,分析了桨叶转动过程中的振动受力情况,为了减小风力机对塔身产生的疲劳载荷,提出了一种基于振动速度补偿反馈的PID风机独立变桨控制方法,即在原独立变桨控制的基础上,提取三桨叶的振动速度信号作为各自的桨距角的补偿角,得到的新桨距角作为控制系统的输入.仿真结果表明:该方法在能够保正风力机稳定输出功率的基础上,有效地减小了桨叶的振动速度以及振动位移差,从而减小了桨叶对风力机塔身造成的疲劳载荷,提高了风力机运行的可靠性,延长了风力机的使用寿命.     

海上风电MPPT灰预测模糊控制的研究

海上风电风速变化很大,采用PID控制难以在不同风速下有好的控制效果.本文在分析PID控制器缺点的基础上,提出灰色预测与模糊PID控制相结合的新型控制方法.模糊PID控制器能够保证在不同风速下均有较好的控制结果,而灰色预测则能够根据以往输出功率给出相应适当的补偿信号,提高控制系统的响应速度,确保最大功率的实时跟踪.对系统...     

采用风机限转矩控制的微电网一次调频方法

对风电主导的微电网一次调频方法进行研究.首先,提出双馈感应式风机(DFIG)限转矩惯性控制方法,使风机能在短时内提取大量转子动能,对微电网进行频率支撑;然后,提出附加桨距角调整的补偿方法,通过桨距角变化使风机捕获更多机械功率,减少电网频率二次跌落幅度;最后,在Matlab/Simulink环境下,构建微电网模型并进行仿真.仿真结果表明:在不同的风速下,文中方法能提升微电网频率调整的动态响应能力,有效地减少电网频率二次跌落幅度.     

一种基于改进自抗扰控制器的风电机组变桨距控制策略

为了改善风电机组的恒功率输出区域的动态性能,提出了一种基于改进自抗扰控制器的变桨控制策略。当风速高于额定风速时,通过调节桨距角改变风机气动转矩,保证风机输出功率的稳定性。设计了一个改进的连续光滑的非线性函数,可有效提高系统的抗扰动能力。基于该非线性函数对传统自抗扰控制器做出了改进。仿真结果证明,改进自抗扰控制器的变桨距控制系统能够对桨距角进行精确调整并将输出功率快速稳定到额定值附近,具有较快的响应速度及较好的抗扰动能力。     

基于风速预测的双馈风力发电机组变桨距协调控制

在分析风能的特性、风速区域划分以及大型风力发电机组常用控制方法的基础上,指出当前控制中存在的滞后、大惯性等问题.针对这些问题,提出基于风速预测的新型变桨距协调控制方法,在高于额定风速的情况下,加入风速预测环节,从而克服风速测量滞后、桨距角调节惯性大等问题.这种控制方法将小波变换嵌入时间序列法中,用于建立ARMA模型进行风速预测,然后将预测的风速送入控制环节,具有较好的动态控制性能.最后,通过实例仿真验证了该设计方法的有效性.     

基于柔性传动链的风力机功率控制

针对风力机变桨系统特性,研究功率控制策略。首先分析风力机能量转换理论,确定影响功率输出的重要因素;再建立变桨系统闭环传递函数模型;以低速轴和高速轴为纽带,考虑柔性,建立柔性传动链系统模型。由于作用在风轮上的风速难于准确实时测量,以最小二乘支持向量机方法对风速进行预测,然后采用变论域模糊方法实现变桨过程中的功率控制,提高系统的自适应能力。仿真验证了所提方法的适用性和有效性。     

带全额变频器的感应风力发电系统控制策略

为了保证全额变频器能高效工作，引入了机侧变流器电压闭环控制系统，并提出了网侧和机侧的双环控制策略.在桨距角控制方面，考虑接地故障和风速变化对系统的影响程度不同，设计了通过判断故障来调整输入控制信号的新型桨距角控制器.实验仿真结果表明，带全额变频器的感应风力发电机能满足风力发电机本身的控制要求，且能输出满足电网要求的恒频稳定电能.     

海上浮式风电机组变桨距自抗扰控制策略研究

为有效抑制由随机风、浪载荷引起的海上浮式风电机组发电功率波动,提出了变桨距线性自抗扰控制(LADRC)策略。综合考虑气动力、水动力、结构弹性和变桨距控制等影响因素,建立5 MW级海上浮式风电机组气弹水控耦合系统动力学模型,基于恒转矩控制目标设计变桨距线性自抗扰控制器,分别采用带宽整定法和BP神经网络整定法对控制器参数进行整定,对比分析变桨距线性自抗扰控制对发电功率波动的抑制效果。研究结果表明:采用带宽整定和BP神经网络整定的变桨距线性自抗扰控制可以有效地改善海上浮式风电机组变桨距灵敏度,抑制发电功率波动。     

风力机与储能系统协调控制降低风电波动

风电高度依赖于风速,由于风速变化很大,因此会给电力系统带来严重的稳定性问题。为减小ESS( Energy Storage System) 的成本和风电功率波动,提出了一种浆距角与ESS 协调控制的方法,根据转速的大小,进行浆距角控制和ESS 控制,在减小电网测风电波动的同时,能降低ESS 的容量。在Matlab /Simulink 环境下,搭建了风电系统模型,仿真结果表明,与传统ESS 控制相比,功率波动下降了5． 6%,ESS 容量降低了50%,证明了该控制策略在降低功率波动方面的有效性。