风力发电机组电气与控制
机组控制技术
第一章 概述
? 风的形成
简单的说,太阳的辐射造成地球表面受热不均,引起大气层中压力分布不均;空气沿水平方向运动形成风. 风的形成就是空气流动的结果。
1. 大气环流
2. 季风环流
3. 局地环流：海陆风、山谷风
? 什么是风能？
风能就是空气的动能,是指风所负载的能量。风能的大小决定于风速和空气的密度。风的能量是由太阳辐射能转化来的，太阳每小时辐射地球的能量是174,423,000,000,000千瓦，换句话说，地球每小时接受了 1.74 x 10^17 瓦的能量。风能大约占太阳提供总能量的百分之一，二，太阳辐射能量中的一部分被地球上的植物转换成生物能，而被转化的风能总量大约是生物能的 50～100 倍。
? 风能可利用区的划分
因为风能的大小和风速以及空气密度都有关系，这里要用到一个风的数学描述量：风功率密度。一般来说，平均风速越大，风功率密度也大，风能可利用小时数就越多。
v A P p W w 32
1/ρ== 我国风能区域等级划分标准是：
● 风能资源丰富区：年有效风功率密度大于 200 w/m 2 , 3～20m ／s ，风速的年累积小时数大于 5000h ，年平均风速大于6m ／s ；
● 风能资源次丰富区：年有效风功率密度为 200～150 w/m 2 , 3～20 m ／s 。风速的年累积小时数为 5000h ～4000h ，年平均风速在 5.5m ／s 左右；
● 风能资源可利用区：年有效风功率密度为 150～100w/m 2 , 3～20m ／s 风速的年累积小时数为 4000h ～2000h ，年平均风速在 5m ／s 左右；
● 风能资源贫乏区：年有效风功率密度小于 100 w/m 2 , 3～20m/s 风速的年累积小时数小于 2000h ，年平均风速小于 4.5m ／s 。
风能资源丰读取和次丰富区因具有较好的风能资源，是理想的风电场建设区；可利用区有效风功率密度较低，这对电能资源紧缺地区还是有利用价值的。而风资源贫乏区风功率密度较低，对大型并网风力发电机组一般无利用价值。
? 世界风能资源及其分布
根据国际气象组织估算：全球风能蕴藏量约为3x1017KW ，其中可利用的风能为2x1210kW ，总的来说，全球具有巨大的风能资源，风能是取之不竭、用之不尽、可再生的清洁能源。 ? 我国风能资源及其分布
我国陆地10m 高度层风能资源理论可开发储量为43.5亿kW ，技术可开发量为2.97亿KW ，
技术可开发的陆地面积约为2x1011m 2。由于受大气环流、季风以及海陆风的影响，我国
风能资源较丰富的地区主要分布在北部和沿海及近海岛屿两个带状范围内，青藏高原北部及内陆一些特殊地形湖岸地区。
第二章 风力机的基本理论
第一节 风力机的结构及分类
(一) 风力机的结构
风力机的样式虽然很多，但其原理和结构总的来说还是大同小异的。从整体上看，风力发电机组可分为风轮、机舱、塔架和基础几个部分。
以变桨距变速型的风力机为例，风力机的内部主要有以下基本部分组成：
1) 变桨距系统 设在轮毂之中。对于电力变距系统来说，包括变距电机、边距控制器、电
池盒等。
2) 发电系统 包括发电机、变流器等。
3) 主传动系统 包括主轴及主轴承、齿轮箱、高速轴和联轴器等。
4) 偏航系统 由电动机、减速器、变距轴承、制动机构等组成。
5) 控制系统 包括传感器、电气设备、计算机控制系统和相应软件。
(二) 风力发电机组的主要参数
风力发电机组的主要参数最主要的是风轮直径和额定功率。风轮直径决定机组能够在多大的范围内获取风中蕴含的能量。额定功率是正常工作作条件下，风力发电机组的设计要达到的最大连续输出电功率。
(三) 风力发电机组的分类
1. 按风轮轴向：分为水平轴式和垂直轴式
2. 按功率调节方式：
a) 定桨距风机
b) 变桨距调节
c) 主动失速调节
3. 按传动方式
a) 高传动比齿轮箱型
b) 直接驱动型
c) 中传动比齿轮箱（半直驱）型：这种风机的工作原理是以上两种形式的综合。
4. 转速变化方式
a) 定速型
b) 双速型
c) 连续变速型
第二节 风力机的空气动力学的基础
(一) 风力机的基本理论
1. 风能的计算
v 3S E ρ2
1= ，m —气体的质量；v —气体的速度；S —单位时间内气流流过截面积
从风能公式可以看出，风能的大小与气流密度和通过的面积成正比，与气流速度的立方成
正比。
2. 风力机气动理论
贝兹理论
假定：风轮是理想的，既没有轮毂，又具有无限多的叶片，气流通过风轮时没有阻力，并假定经过整个风轮扫及面全是均匀的，而且通过风轮前后的速度都为轴向方向。
现研究理想风轮在流动的大气中的情况，如图3所示，并规定：
v 1——距离风力机一定距离的上游风速；
v ——通过风轮时的实际风速；
v 2——；离风轮远处的下游风速。
设通过风轮的气流其上游截面积为S 1，下游截面积为S 2，由于风轮的机械能量仅由空气的动能降低所致，因而v 2必然低于v 1，所以通过风轮的气流截面积从上游至下游的增加的，即S 2大于S 1。如果假定空气是不可压缩的，由连续条件可得
v S v S v S 2211==
风作用在风轮上的力可由欧拉理论写出：
)v -v v S F 21(ρ=
故风轮吸收的功率为
)v -v v S v F P 221(ρ==
此功率是由动能转换而来的。从上游至下游动能的变化为：
)v -v v S E 2221(2
1ρ=
? 令上两式相等，得到： 2
21v v v +=
作用在风轮上的力和提供的功率可写为 )v -v v S F 2221(2
1ρ=
)v )(v v -v v S P 2122+=21(4
1ρ
对于给定的上游速度v 1，可写出以下游速度v 2为函数的功率变化关系。将上式对v 2求导得
)3v -v 2v -v v S dv dP 2221212(4
1ρ= 式02
=dv dP 有两解：①v 2=-v 1，没有物理意义；②v 2=v 1/3对应于最大功率。把②带入P 的表达式，就会得到最大功率为
31278
v S P m ax ρ=
将P max 除以气流通过扫掠面S 时风所具有的动能，可推得风力机的理论最大效率（也称风能利用系数）为
593.0271621)(21313127831≈===S v v S S v P max
max ρρρη 此值即为著名的贝兹理论极限值。它说明，风力机从自然风中所能索取的能量是有限的，其功率损失部分可以解释为留在尾流中的旋转动能。实际情况中能量的转换过程会导致功率下降，它随所采用的风力机和发电机的型式而异，所以风力机实际的风能利用系数C p ＜0.593。 而风力及实际能得到的有用功率输出是
p s C v S P 312
1ρ=
对于每平方米扫风面积则有 p s C v P 3121ρ=
3. 风力机的特性系数
a) 风能利用系数C p
风力机从自然风能中吸取能量的大小程度用风能利用系数C p 来表示
S v P C p 32
1ρ= b) 叶尖速比λ
为了表示风轮在不同风速中的状态，用叶片的叶尖圆周速度与风速之比来衡量，成为叶尖速比λ
v
R v n P ωπλ==2 c) 转矩系数C T 和推力系数C F
为了便于把气流作用下风力机所产生的转矩和推力进行比较，常以λ为变量作为转矩和推力
的变化曲线。因此，转矩和推力也要无因次化
SR v T SR v T C T 2222
1ρρ== S v F S v F C F 2222
1ρρ== 第三节 风轮气动功率调节
气动功率调节是风力发电机组的关键技术之一。风力发电机组在超过额定风速（一般为 12~16m/s ）以后，由于机械强度和发电机、变频器容量等物理性能的限制，必须降低风轮的 能量捕获，使功率输出保持在额定值附近，同时减少叶片承受载荷和整个风力机受到的冲击，保证风力机不受损害。
左图为额定风速时桨叶状态。V w 为轴线风速；β为桨距
角，桨叶回转平面和桨叶截面弦长之间的夹角；α为攻
角，相对气流速度和弦线间的夹角；F 为作用在桨叶上
的力，可分解为F d 和F l 两部分。其中F l 与速度V w 垂直，
称为驱动力，使桨叶旋转；F d 与速度V w 平行，称为推
力，作用在塔架上。
1. 定桨距失速调节
定桨距是指风轮的桨叶与轮毂刚性连接，即桨距角β固定。随着风速增加攻角α增大，同时产生较大的涡流，是风轮效率降低，发生失速，从而限制了功率的增加。因此，定桨距失速控制没有功率反馈系统和变桨距执行机构，因而整机结构简单，部件少，造价低，并具有较高的安全系数。但失速控制方式主要依赖叶片独特的翼型结构，叶片本身结构复杂，成型工艺难度也较高。随着功率增大，叶片加长，相应整体叶片的刚性减弱。所以很少应用在兆瓦级以上的大型风力发电机组控制上。
2. 变桨距调节
变桨距也就是调节桨距角。叶片与轮毂通过轴承连接，桨叶的桨距角随风速变化而变化。当风速低于额定风速时，保证叶片在最佳攻角状态，以不惑最大风能；当高于额定风速时，桨距角向迎风面积减小的方向转动一个角度（即增大β，减小α），以保证功率在额定范围内。
3. 主动失速调节
主动失速调节是前两种调节方式的结合。在低风速时采用变桨距调节，将风速分为几个等级控制，可达到更高的气动调节。当风力机达到额定功率后，使β向减小的方向转过一个角度，相应α增大，使失速效应效果加深，从而限制风能的捕获，随着风速的不断变化，桨叶仅需要微调维持失速状态。
第三章 风力发电机组的控制系统
风力发电机组的控制系统是机组正常运行的核心，其控制技术是风力发电机组的关键技术之一，与风力发电机组的其他部分关系密切，其精确的控制、完善的功能将直接影响机组的安全与效率。
第一节
风力发电机组控制系统的基本组成
对于不同类型的风力机，控制单元会有所不同，但主要是因为发电机的结构或类型不同而使得控制方法不同，从而形成多种结构和控制方案。大部分情况下，风力发电机组的控制系统由传感器、执行结构和软/硬件处理系统组成，其中处理器系统负责处理传感器输入信号，并发出输出信号控制执行机构的动作。
传感器一般包括以下装置：
1) 风速仪 2) 风向标 3) 转速传感器 4) 电量采集传感器 5) 各种限位开关
6) 振动传感器
7) 温度和油位指示器
8) 液压系统压力传感器
9) 操作开关、按钮等
执行机构一般包括液压驱动装置或电动变桨距执行机构、发电机转矩控制器、发电器接触器、刹车装置和偏航电机等。
处理器系统通常由计算机或微型控制器和可靠性的硬件安全链组成，以实现风机运行过程中的各种控制功能，同时必须满足当时严重故障发生时，能够保障风力发电机组处于安全的状态。
风力发电控制系统的基本目标分为三个层次，及保证风力发电机组安装可靠运行，获取最
大能量和提供高质量的电能。发电机组多采用的控制系统结构示意图如下：
第二节 风力发电机组的基本控制要求
(一) 风力发电机组的控制思想和控制原则：以安全运行控制技术要求为主
a 控制系统应以主动或被动的方式控制机组的运行，使系统运行在安全允许的规定范围内，且各项参数保持在正常范围内。
b 以失效保护为原则进行设计
(二) 风力发电机组安全运行的基本条件
1. 控制系统安全运行的必备条件
1) 风力发电机组的开关出线侧相序必须与并网电网相序一致，电压标称值相等，三相电
压平衡；
2) 风力发电机组安全链系统硬件运行正常；
3) 调向系统处于正常系统状态，风速仪和风向标处于正常运行的状态；
4) 制动和控制系统液压装置的油压、油温和油位在规定范围内；
5) 齿轮箱油位和油温在正常范围内；
6) 各项保护装置均在正常位置，并且保护值均与批准设定的值相符；
7) 各控制电源处于接通位置；
8)监控系统显示正常运行状态；
9)在寒冷和潮湿地区，停止运行一个月以上的风力发电机组投入运行前应检查绝缘装置，
合格后才允许起动；
10)经维修的风力发电机组的控制系统在投入起动前，应办理工作票终结手续。
2.机组工作参数安全运行范围
风速：自然界风的变化是随机的没有规律的，当风速在3~25m/s的规定工作范围时，只对风力发电机组的发电有影响，当时风速变化了较大且风速超过25m/s以上时，则会对安全性产生威胁
转速：风力发电机的风轮转速通常低于40r/min，发电机的最高转速不超过额定转速的30%，当风力发电机组超速是，对机组的安全性将产生严重威胁
功率：在额定风速下，不做功率调节控制，只有在额定风速以上应做限制最大功率的限制，通常运行安全最大功率不允许超过设计值的20%。
温度：运行中风机的各部件运转将会引起温度升高，通常控制器环境温度应为0~30℃，齿轮箱油温小于120℃，传动等环节温度小于70℃
电压：发电电压允许的范围在设计值的10%，当瞬间值超过额定值的30%时，视为系统故障
频率：风力机组的发电频率应限制在（50±1）Hz，否则视为系统故障
压力：因为机组很多执行机构都有液压执行结构完成，所以液压站系统的压力必须监控，由压力开关设计额定值来确定，通常低于100MPa
3.系统接地保护安全要求
1)配电设备接地：变压器、开关设备和互感器外壳、配电柜、控制保护盘、金属构架、防雷
设施及电缆头等设备必须接地。
2)塔筒与地基接地装置：接地体应水平敷设。塔筒和地基的角钢基础及支架要用符合规格的
扁钢相连做接地干线，塔筒做一组，地基做一组，两者焊接相连形成接地网。
3)接地网形式以闭合欢型为好。
4)接地体的外缘应为闭合。
5)变压器中性点的工作接地和保护地线，要分别与人工接地网连接。
6)避雷线宜设单独的接地装置。
7)整个接地网的接地电阻应小于4Ω。
8)电缆线路的接地电缆绝缘损坏时，在电缆的外皮、铠甲及接线头盒内均可带点，所以要求
都必须接地。
9)如果电缆在地下敷设，两端都应接地。
(三)自动运行的控制要求
1.开机并网控制
2.小风和逆功率脱网
3.普通故障拖网停机
4.紧急故障脱网停机
5.安全链动作停机
6.大风脱网控制
7.对风控制
8.偏转90°对风控制
9.功率调节
10.软切入控制
(四)保护控制要求
1.主电路保护
2.过电压、过电流保护
3.防雷保护
4.热继电保护
5.接地保护
第三节风力发电机组控制技术发展趋势
?发展趋势
i.变桨距调节取代定桨距失速调节
ii.变速运行方式将迅速取代恒速运行方式
?双馈式异步风电机组是目前应用最广泛的变速恒频风电机组，也是目前市场份额最大的风
电机组。双馈式变速恒频风电机组有以下优点：运行区间广、效率高，能够充分利用风能；
能够参与电力系统的无功调节，提高系统稳定性；在原动机变速运行场合中，实现高效、优质发电；可实现发电机安全、便捷的并网；具有一定的低电压穿越能力；省去了无刷双馈式感应发电机的电刷，降低了故障维护成本。
?直驱永磁风电机组也是一种目前应用比较广泛的变速恒频风电机组。
主要有以下优点：传动系统部件的减少，提高了风电机组的可靠性和利用率；采用变速恒频技术提高了风电机组效率，还能进行无功补偿；减少机械传动部件降低了机组噪声；可靠性的提高降低了运行维护成本；由于减少部件数量，整个机组的生产周期大大缩短。
第四章典型风力发电机组控制系统结构
第一节定桨距风力发电机组的特点及基本控制要求
?风轮结构：桨叶与轮毂的连接是固定的，即当风速变化时，桨叶的迎风角度不能随之变
化。这一特点给定桨距风力发电机组提出了两个必须解决的问题。一是当风速高于风轮的设计点风速即额定风速时，桨叶必须能够自动地将功率限制在额定值附近，因为风力机上所有材料的物理性能是有限度的。桨叶的这一特性被称为自动失速性能。二是运行中的风力发电机组在突然失去电网（突甩负载）的情况下，桨叶自身必须具备制动能力，使风力发电机组能够在大风情况下安全停机。
?桨叶的失速调节原理
当气流流经上下翼面形状不同的风力发电叶片时，因突面的弯曲而使气流加速，压力较低，凹面较平缓面使气流速度缓慢，压力较高，因而产生升力。桨叶的失速性能是指它在最大升力系数附近的性能。当桨叶的安装角不变，随着风速增加攻角增大，升力系数线性增大；在接近时，增加变缓，达到后开始减小。另一方面，阻力系数初期不断增大；在升力开始减小时，继续增大，这是由于气流在风力发电机叶片上的分离随攻角的增大而增大，分离区形成大的涡流，流动失去翼型效应，与未分离时相比，上下翼面压力差减小，致使阻力激增，升力减少，造成叶片失速，从而限制了功率的增加失速调节叶片的攻角沿轴向由根部向叶尖逐渐减少，因而根部叶面先进入失速，随风速增大，失速部分向叶尖处扩展，原先已失速的部分，失速程度加深，未失速的部分逐渐进人失速区。失速部分使功率减少，未失速部分仍有功率增加。从而使风力发电机输入功率保持在额定功率附近。
?叶尖扰流器
叶尖扰流器是风力发电机组的主要制动器，每次制动时都是它起主要作用。在风轮旋转时，作用在扰流器上的离心力和弹簧力会使叶尖扰流器力图脱离桨叶主体转动到制动位置；而液压力的释放，不论是由于控制系统是正常指令，还是液压系统的故障引起，都将导致扰流器展开而使风轮停止运行。因此，空气动力刹车是一种失效保护装置，它使整个风力发电机组的制动系统具有很高的可靠性。
?空气动力刹车
空气动力刹车系统常用于失速型机组安全保护系统，安装在叶片上，与变距系统不同，主要是限制风轮的转速，并不能是风轮完全停止转动，而是使其转速限制在允许的范围内。这种空气动力刹车系统一般采用失效——安全型设计原则。
?双速发电机
定桨距风力发电机组普遍采用双速发电机，分别设计成4极和6极。这样，当风力发电机组在低风速段进行时，不仅桨叶具有较高的气动效率，发电机的效率也能保持在较高水平。从而使定桨距风力发电机组与变桨距风力发电机组在进入额定功率前的功率曲线差异不大。
?功率输出
近年来定桨距风力发电机组制造商又研制了主动失速型定桨距风力发电机组。采取主动失速的风力机开机时，将浆叶节距推进到可获得最大功率位置，当风力发电机组超过额定功率后，桨叶节距主动向失速方向调节，将功率调整在额定值上。由于功率曲线在失速范围的变化率比失速前要低得多，控制相对容易，输出功率也更加平稳。
?定桨距风力发电机组的基本运行过程
1.待机状态：当风速v＞3m/s，但不足以将风力发电机组拖动到切入的转速，或者风力发电
机组从小功率（逆功率）状态切出，没有重新并入电网，这时的风力机处于自由转动状态；
称为待机状态。
2.风力发电机组的自起动：风力发电机组的自起动是指风轮在自然风速的作用下，不依靠其
他外力的协助，将发电机拖动到额定转速。
?运行工程中的主要参数监测
A.电力参数监测：1.电压测量2.电流测量3.频率4.功率因数5.功率
B.风力参数监测：1.风速2.风向
C.机组状态参数检测：1.转速2.温度3.机舱振动4.电缆扭转4.机械刹车状况5.油位
D.各种反馈信号的检测：控制器在以下指令发出后的设定时间内应收到动作已执行的反馈信
号：1.回收叶尖扰流器2.松开机械刹车3.松开偏航制动器4.发电机脱网及联网后的转速降落信号
E.增速器油温的控制
F.发电机温升控制
G.功率过高或过低的处理
H.风力发电机组退出电网：风力发电机组各部件受其物理性能的限制，当风速超过一定的限
度时，必须脱网停机
?风力发电机组的工作状态：
A.运行状态
B.暂停状态
C.停机状态
D.紧急停机状态
?工作状态之间转变：提高工作状态层次只能一层一层地上升，而要降低工作状态层次可以
是一层或多层。这种工作状态之间转变方法是基本的控制策略，主要出发点是确保机组的安全运行。
?故障处理：当故障发生时，风力发电机组将自动地从较高的工作状态转换到较低的工作状
态。故障处理实际上是针对风力发电机组从某一工作状态转换到较低的状态层次可能产生的问题，因此检测的范围是限定的。
第二节变桨距风力发电机组的特点及控制策略
?变桨距风力发电机组的特点
1.输出功率特性
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，不作变化，可认为等于定桨距风力发电机组，发电机的功率根据叶片的气动性能随风速的变化而变化。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。
2.额定点具有较高的风能利用系数
变桨距风力发电机组与定桨距风力发电机组相比，在相同的额定功率点，额定风速比定桨距风
力发电机组要低。对于定桨距风力发电机组，一般在低风速段的风能利用系数较高。当风速接近额定点，风能利用系数开始大幅下降。因为这时随着风速的升高，功率上升已趋缓，而过了额定点后，桨叶已开始失速，风速升高，功率反而有所下降。对于变桨距风力发电机组，由于桨叶节距可以控制，无需担心风速超过额定点后的功率控制问题，可以使得额定功率点仍然具有较高的功率系数。
3.确保高风速段的额定功率
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。无论是由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。
4.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上，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。
?变桨距风力发电机组的运行状态
1.起动状态（转速控制）：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。
2.欠功率状态（不控制）：是指发电机并人电网后，由于风速低于额定风速，发电机在额定功
率以下的低功率状态运行。此时，变桨距风力发电机组与定桨距风力发电机组相同，其功率输出完全取决于桨叶的气动性能。
3.额定功率状态（功率控制）：当风速达到或超过额定风速后，风电机组进入额定功率状态。
?变桨距控制型风轮的特点
优点：起动性好；刹车机构简单叶片顺桨后风轮转速可以逐渐下降；额定功率以前的功率输出饱满；额定点以后的输出功率平滑；风轮叶根承受的静、动载荷小。
缺点：由于有叶片变距机构、轮毂较复杂，可靠性设计要求高，维护费用高；功率调节系统复杂，费用高。
?变桨距控制系统
在发电机并入电网前，发电机转速由速度控制器A根据发电机转速反馈信号与给定信号直接控制。发电机并人电网后，速度控制器B与功率控制器起作用。功率控制器的任务主要是根据发电机转速给出相应的功率曲线，调整发电机转差率，并确定速度控制器B的速度给定。
节距的给定参考值由控制器根据风力发电机组的运行状态给出。当风力发电机组并人电网前，由速度控制器A 给出；当风力发电机组并人电网后由速度控制器B给出。
?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。
第三节变速风力发电机组的特点及控制策略
?变速变距机组控制系统构成
控制系统是风力发电机组安全运行的大脑指挥
中心，控制系统的安全运行就是机组安全运行的
保证。各类机型中，变速变矩型风力发电机组控
制技术较复杂，其控制系统主要由三部分组成：主控制器、桨距调节器、功率控制器（转矩控制器）。变速变矩风力发电机组系统构成图如左图
主控制器：主要完成机组运行逻辑控制，如偏航、对风、解绕等，并在桨距调节器和功率控制之间进行协调控制。桨距调节器：主要完成叶片节距调节，控制叶片桨距角，在额定风速之下，保持最大风能捕获效率；在额定风速至上，限制功率输出。功率控制器：主要完成变速恒品控制，保证上网电能质量，与电网同压、同频、同相输出；在额定风速之下，在最大升力桨距角位置，调节发电机、叶轮转速，保持最佳叶尖速比运行，达到最大风能捕获效率；在额定风速之上，配合变桨距机构，最大恒功率输出。小范围内的抑制功率波动，由功率控制器驱动变流器完成，大范围内的超功率由变桨距控制完成。
?变速风力发电机组于20世纪的最后几年加入到大型风力发电机组主流机型的行列中。与
恒速风力发电机组相比，变速风力发电机组的优越性在于：低风速时它能够根据风速变化，在运行中保持最佳叶尖速比以获得最大风能；高风速时利用风轮转速的变化，储存或释放部分能量，提高传动系统的柔性，使功率输出更加平稳。因而在更大容量上，变速风力发电机组有可能取代恒速风力发电机组而成为风力发电的主力机型。
?变速风力发电机组的运行区域
第一阶段是起动阶段，发电机转速从静止上升到切入速度。对于目前大多数风力发电机组来说，风力发电机组的起动，只要当作用在风轮上的风速达到起动风速便可实现，（发电机被用作电动机来起动风轮并加速到切人速度的情况例外）。在切入速度以下，发电机并没有工作，机组在风力作用下作机械转动，因而并不涉及发电机变速的控制，我们对该阶段不作讨论。
第二阶段是风力发电机组切人电网后运行在额定风速以下的区域，风力发电机组开始获得能量并转换成电能。这一阶段决定了变速风力发电机组的运行方式。从理论上说，根据风速的变化，风轮可在限定的任何转速下运行，以便最大限度地获取能量，但由于受到运行转速的限制，不得不将该阶段分成两个运行区域；即变速运行区域（CP恒定区）和恒速运行区域。为了使风轮能在CP恒定区运行，必须设计一种变速发电机，其转速能够被控制以跟踪风速的变化。
在更高的风速下，风力发电机组的机械和电气极限要求转子速度和输出功率维持在限定值以下，这个限制就确定了变速风力发电机组的第三运行阶段，该阶段称为功率恒定区，对于定速风力发电机组，风速增大，能量转换效率反而降低，而从风力中可获得的能量与风速的三次方成正比，这样对变速风力发电机组来说，有很大的余地可以提高能量的获取。
?理想情况下总的控制策略：根据变速风力发电机组在不同区域的运行，我们将基本控
制策略确定为，低于额定风速时，跟踪Cpmax曲线，以获得最大能量；高于额定风速时，跟踪Cmax曲线，并保持输出稳定。
第五章风力发电机组的偏航系统
第一节偏航系统的简介
?偏航系统是风力发电机组特有的伺服系统。它主要有两个功能：
1.使风轮跟踪变化稳定的风向；
2.当风力发电机组由于偏航作用舱内引出的电缆发生缠绕
时，自动解除缠缆。
?风力发电机组的偏航系统一般分为主动偏航系统和被动偏航系统。被动偏航指的是依
靠风力通过相关机构完成机组风轮对风动作的偏航方式，常见的有尾舵、舵轮和下风向三种；主动偏航指的是采用电力或液压拖动来完成对风动作的偏航方式，常见的有齿轮驱动和滑动两种形式。对于并网型风力发电机组来说，通常都采用主动偏航的齿轮驱动形式。
第二节偏航系统的组成及工作原理
偏航系统一般由偏航轴承、偏航驱动装置、偏航制动器、偏航计数器、纽缆保护装置、偏航液压回路等几个部分组成。
?偏航轴承的轴承内外圈分别与机组的机舱和塔体用螺栓连接。轮齿可采用内齿或外齿形
式。外齿形式是轮齿位于偏航轴承的外圈上，加工相对来说比较简单；内齿形式是轮齿位于偏航轴承的内圈上，啮合受力效果较好，结构紧凑。具体采用内齿形式或外齿形式应根据机组的具体结构和总体布置进行选择。
?驱动装置一般由驱动电动机或驱动马达、减速器、传动齿轮、轮齿间隙调整机构等组成。
?偏航制动器。偏航制动器一般采用液压拖动的钳盘式制动器。
?偏航计数器是记录偏航系统旋转圈数的装置，当偏航系统旋转的圈数达到设计所规定的初
级解缆和终极解缆圈数时，计数器则给控制系统发信号使机组自动进行解缆。计数器一般是一个带控制开关的蜗轮蜗杆装置或是与其相类似的程序。
?纽缆保护装置是偏航系统必须具有的装置，它是出于失效保护的目的而安装在偏航系统中
的。它的作用是在偏航系统的偏航动作失效后，电缆的纽绞达到威胁机组安全运行的程度而触发该装置，使机组进行紧急停机。一般情况下，这个装置是独立于控制系统的，一旦这个装置被触发，则机组必须进行紧急停机。纽缆保护装置一般由控制开关和触点机构组成，控制开关一般安装与机组的塔架内壁的支架上，触点机构一般安装与机组悬垂部分的电缆上。当机组悬垂部分的电缆纽绞到一定程度后，触点机构被提升或被松开而触发控制开关。
?工作原理：偏航系统是一个随动系统，当风向与风轮轴偏离一个角度时，控制系统经过一
段时间的确认后，会控制偏航电动机将风轮调整到与风向一致的方位。
第六章风力发电机组的液压与制动系统
控制系统的执行机构主要指液压系统和偏航系统。液压系统执行风力机的变桨距和制动操作，实现风力发电机组的转速控制、功率控制盒开关机。偏航系统是风轮轴线与风向保持一致。
第一节定桨距风力发电机组的液压系统
定桨距风力发电机组的液压系统实际上是制动系统的执行机构，主要用来执行风力发电机组的开关机指令。通常它由两个压力保持回路组成，一路通过蓄能器供给叶尖扰流器，另一路通过蓄能器供给机械刹车机构。这两个回路的工作任务是使机组运行时制动机构始终保持压力。当需要停机时，两回路中的常开电磁阀先后失电，叶尖扰流器一路压力油被泄回油箱，叶尖动作；稍后，机械刹车一路压力油进入刹车油缸，驱动刹车夹钳，使叶轮停止转动。在两个回路中各装有两个压力传感器，以指示系统压力，控制液压泵站补油和确定刹车机构的状态。
第二节变桨距风力发电机组的液压系统
?变距系统中采用了比例控制技术。比例控制技术是在开关控制技术和伺服控制技术间的过
渡技术，它具有控制原理简单、控制精度高、抗污染能力强、价格适中，受到人们的普遍重视，使该技术得到飞速发展。它是在普通液压阀基础上，用比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。
?变桨距风力发电机组的液压系统与定桨距风力发电机组的液压系统很相似，也由两个压力
保持回路组成。一路由蓄能器通过电液比例阀供给叶片变距油缸，另一路由蓄能器供给高速轴上的机械刹车机构。
?液压系统的实验
1.液压装置实验：在正常运行和刹车状态，分别观察液压系统压力保持能力和液压系统
各元件动作情况，记录系统自动补充压力的时间间隔。
2.飞车试验：飞车试验的目的是为了设定或检验液压系统中的突开阀。
3.变距系统试验：主要是测试变距速率、位置反馈信号与控制电压的关系。
第三节制动与安全保护系统
控制系统是风力发电机组的核心部件，是风力发电
机组安全运行的根本保证，所以为了提高风力发电机组
的运行安全性，必须认真考虑控制系统的安全性和可靠
性问题。控制系统的安全保护组成如右图
?定桨距风力发电机组的制动系统
定桨距风力发电机组的制动系统由叶尖气动刹车和机械
盘式刹车组成。叶尖扰流器形式的叶尖气动刹车，是目
前定桨距风力发电机组设计中普遍采用的一种刹车方
式。当风力发电机组处于运行状态时，叶尖扰流器作为
将也桨叶一部分其吸收风能的作用，保持这种状态的动
力是风力发电机组中的液压系统。液压系统提供的压力
油通过，是旋转接头进入安装在桨叶根部的液压缸，压
缩叶尖扰流器结构中的弹簧，使叶尖扰流器与桨叶主体
平滑的连为一体，当风力发电机需停机时，液压系统释
放压力油，叶尖扰流器在离心力作用下，按设计的轨迹
转过90°，在空气阻力下起制动作用。盘式刹车系统在大、中型风力发电机组中主要作为辅助刹车装置，并且在大型风力发电机组上机械刹车都被安排在高速轴上。只是当机组在需要维护检修时作刹车制动用。
?定桨距风力发电机组制动系统过程有正常停机、安全停机和紧急停机三种情况。
第四节电动变桨系统
?变桨距机构就是在额定风速附近(以上),依据风速的变化随时调节桨距角,控制吸收的机械
能,一方面保证获取最大的能量(与额定功率对应),同时减少风力对风力机的冲击。在并网过程中,变桨距控制还可实现快速无冲击并网。变桨距控制系统与变速恒频技术相配合,最终提高了整个风力发电系统的发电效率和电能质量。
?电动变桨距系统的是三个叶片分别装有独立的电动变桨装置，主要包括回转支撑、减速机
装置和伺服电动机及其驱动器。
第七章变速恒频风力发电技术
第一节变速恒频风力发电方案
1.磁场调制变速恒频发电机系统
2.
双绕组双速异步发电机系统 3.
高滑差异步发电机系统 4.
采用电磁转差离合器的同步发电机变速恒频系统 5.
采用变频器-异步发电机变速恒频系统 6. 交流励磁双馈发电机变速恒频系统
第二节 交流励磁异步发电机的数学模型
? 三相静止abc
坐标系下的数学模型
磁链方程
转矩方程 运动方程
? 两相同步速旋转dq
坐标系下的数学模型
转矩方程 运动方程
第三节 交流励磁变速恒频风力发电系统的运行区域
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?根据不同的风况，交流励磁变速恒频风力发电机组的运行可以划分为三个区域。
起动阶段
风力发电机并入电网并运行在额定风速以下的区域
功率恒定区
三个运行区域的控制手段和控制任务各不相同，风力机控制子系统和发电机控制子系统的重点和协调关系也不同。
?起动阶段
当机组转速小于最大允许转速时，风力发电机组运行在变速运行区。风力机控制子系统主要任务是通过变桨距系统改变桨叶节距来调节机组的转速，使其保持恒定或在一个允许的范围内变化。发电机控制子系统主要任务是调节发电机定子电压，使其满足并网条件，并在在适当的时候进行并网操作。
?风力发电机并入电网并运行在额定风速以下的区域
1.变速运行区
风力机控制子系统进行变桨距控制。发电机控制子系统通过控制发电机的输出功率来控制机组的转速实现变速恒频运行。实际上为了优化最大风能追踪效果，可以采用风力机变桨距控制和发电机功率控制。风力机实现“粗调”，发电机实现“精调”。
2.恒速运行区
当机组转速超过最大允许转速时进入恒速运行区。风力机控制子系统进行变桨距控制。发电机控制子系统通过控制发电机的输出功率来控制机组的转速实现变速恒频运行。实际上为了优化最大风能追踪效果，可以采用风力机变桨距控制和发电机功率控制。风力机实现“粗调”，发电机实现“精调”。
?功率恒定区
随着风速和功率不断增大，发电机和变换器将达到其功率极限，因此必须控制机组的功率小于其功率极限。此区域的功率控制任务一般也由风力机控制子系统通过变桨距控制实现的。
第四节交流励磁双馈发电机的矢量控制
?最大风能追踪的发电机控制策略
最大风能追踪的机理就是通过DFIG输出有功功率，控制DFIG的电磁转矩来实现最佳转速控制。在实际发电运行中，除了要控制DFIG的输出有功功率以外，还需控制DFIG的输出无功功率，综合称之为DFIG的功率控制。
DFIG功率控制的优劣直接影响最大风能追踪的效果以及电网或发电机运行的经济性和安全性。要实现DFIG功率控制，首先需要计算DFIG参考功率（参考有功功率和参考无功功率）。
?PQ解耦控制中DFIG转子电流的控制框图
第五节直驱式永磁同步风力发电系统
直驱式并网运行风力发电系统采用了低速多极交流发电机，因此在风力机与交流发电机之间不需要安装升速齿轮箱，成为无齿轮直接驱动系统。
其优点由于不采用齿轮箱，机组水平轴向长度大大减小，电能生产的机械传动磁链被缩短，避免了因齿轮箱旋转而产生的损耗、噪声以及材料的磨损等问题，使机组的工作寿命更加有保障，降低维修费用，也更适合于环境保护的要求。
第八章风力发电机组的并网技术
第一节风力发电机组并网技术概述
?同步风力发电机组的并网技术
同步发电机与电网并联前为了避免电流冲击和转轴受到突然扭矩需要满足一定的并网条件，即风力发电机端电压的大小，频率，相位以及相序等于电网电压的大小，频率相位及相序。
?异步风力发电机组的并网技术
异步发电机投入运行时，由于考转差率来调整负荷，因此对机组的调速精度要求不高，不需要同步设备和整步操作，只要转速接近同步转速时，就可并网。
1.直接并网方式
这种方式只要求发电机转速接近同步转速（即达到99%~100%同步转速）时，即可并网，使风力发电机组运行控制变得简单，并网容易。这种并网方式只有在与大电网并网时才有可能。2.准同期并网方式
与同步发电机准同步并网方式相同，在转速接近同步转速时，先用电容励磁，建立额定电压，然后对已励磁建立的发电机电压和频率进行调节和校正，使其与系统同步。当发电机的电压、频率、相位与系统一致时，将发电机投入电网运行。这种并网方式适合于电网容量比风力发电机组容量稍大的情况。
3.降压并网方式
这种并网方式就是在发电机与系统之间传接电抗器，以减少合闸瞬间冲击电流的幅值与电网电压的下降的幅度。这种并网方式要增大功率的电阻和电抗器组件，其投资随着机组容量的增大而增大，经济性较差。这种并网方式适用于小容量风力发电机组的并网。
4.捕捉式准同步快速并网技术
这种并网方式的原理是将常规的整步并网方式改为在频率变化中捕捉同步点的方法进行准同步快速并网。这种技术既能实现几乎无冲击准同步并网，对机组的调速精度要求不高，又能很好解决并网过程与降低造价的矛盾，非常适合风力发电机组的准同步并网操作。
5.软并网技术
采用双向晶闸管的软切入法，使异步发电机并网。它有两种连接方式：
1)发电机与系统之间通过双向晶闸管直接连接
2)发电机与系统之间软并网过渡，零转差自动并网开关切换连接
并网后需要关注的主要问题
●电能质量●电压闪变●谐波污染
●电网稳定性
●发电计划与调度第二节定桨距风力发电机组的并网控制
当平均风速高于3m/s时，风轮开始逐渐起动，风速继续升高，当风速大于4m/s时，机组可自起动直到某一设定转速，此时发电机将按控制程序被自动联入电网。一般总是小发电机先并网。当风速继续升高到7~8m/s发电机将被切换到大发电机运行。如果平均风速处于8~20m/s，则直接从大发电机并网。
发电机的并网过程，是通过三相主电路上的三组晶闸管完成的。当发电机过渡到稳定的发电状态后，与晶闸管电路平行的旁路接触器合上，机组完成并网过程，进入稳定运行状态。
为了避免产生火花，旁路接触器的开与关，都是在晶闸管关断前进行的。
第三节交流励磁变速恒频风力发电机组并网控制
?根据DFIG并网前的运行状态，并网方式有两种：
1)空载并网方式：并网前DFIG空载，调节DFIG的定子空载电压实现并网。由于并网前发电
机不带负载，不参与能量和转速的调节。为了防止在并网前发电机的能量失衡而引起转速失控，应由风力机来控制机组的转速。需要风力机有足够的速度调节能力，对风力机要求较高。
2)负载并网方式：并网前DFIG接独立负载（如电阻），调节其定子电压实现并网。并网前接
有负载，发电机可以参与风力机的能量控制，主要表现在：①.改变发电机的发在能调节发电机的输出（粗调）；②.在负载一定的情况下，发电机转速的改变能改变能量在发电机内部的分配关系（细调）。发电机具有一定的能量调节作用，可与风力机配合实现转速控制，降低了对风力机调速能力的要求，但控制较为复杂。
都允许机组转速在大范围内变化，所以适用于变速恒频风电系统。
第四节双PWM变频器原理
目前适用于DFIG的励磁变换器主要有以下三种：
交——交变换器：主要用于大功率的变速恒频水力发电中，并不适合风力发电的应用。
矩阵式交——交变换器：这方面还缺乏深入的理论研究，尚未实用。
常规交——直——交变换器：PWM整流器实际上是一个交、直流侧均可控的四象限运行变换器，既可工作于整流状态，又可工作于逆变状态。①双PWM型变换器由网侧和机侧两个PWM 变换器组成，各自功能相对独立。②双PWM型变换器的两个变换器的运行状态可控，均可在整流/逆变（或逆变/整流）状态间实现可逆运行，以此实现变换器能量的双向流动。
第五节风力发电机组的低压穿越技术
?随着接入电网的双馈感应发电机容量不断增加，电网对其要求越来越高，通常情况下要求
发电机组在电网故障出现电压跌落的情况不妥网运行，并在故障切除后能尽快帮助电力系统恢复稳定运行，即要求风力发电机组具有一定低电压穿越能力。
?低电压穿越是指在风电机组并网电电压跌落时，风电机组能够保持并网，甚至向电网提供
一定的无功功率，支持电网恢复直到电网恢复正常，从而“穿越”这个低电压时间区域。
●转子短路保护技术:这是目前一些风电制造商采用的较多的方法，其在发电机转子侧装有
crowbar电路，为转子侧电路提供旁路，在检测到电网系统故障出现电压跌落时，闭锁双馈感应发电机励磁变流器，同时投入转子回路的旁路保护装置，达到限制通过励磁交流器的电流和转子绕组过电压的作用，以此来维持发电机不脱网运行。
●引入新型拓扑结构
●采用合理的励磁控制算法:从制造成本的角度出发，最佳的办法是不改变系统硬件结构，
而是通过修改控制策略来达到相同的低电压穿越效果：在电网故障时，使发电机能安全度越故障，同时变流器继续维持在安全工作状态。
第九章风力发电机组的其他技术
第一节风力发电机组的数据采集系统
在风力发电机组的运行监控中，数据采集的主要目的是：统计历史数据，以便对电网状态进行监控、计算机继电保护及风机设备保护、风机运行控制、状态调整等。
?数据采集
根据风机运行控制保护需要，考虑到系统可靠性要求，信号设计采取反逻辑冗余校验。主要采集数据包括电量信号、温度信号、风向、风速以及风力发电机组转速
（1）电量信号①电压、电流。②功率因数。影响风力发电机组发电量计量和补偿电容投入容量，要求较高精度。③电网频率。一般在工频附近，精度要求±0.1Hz，反应速度快。（2）温度信号
（3）风向信号：风力发电机组对风向的测量由风向标实现。
（4）转速信号：风力发电机组转速测量点有两个：发电机主轴和风轮转速。
（5）风速信号
?系统结构
考虑信号的特征和分布的位置，数据流量作如下分配：电压，电流采用直接内存存取（DMA）方式，在主控机内进行转换。温度参数由一个单片机就进转换为数字量，采用串口通信传送至主控机。电机转速、叶轮转速可以作为相互校验的依据，分别采用独立的测频系统获得频率，在采用串口通信传送至主控机，由主控机还原为转速。风速与电机转速可共用一套测频电路，电网频率与叶轮转速共用一套电路。
第二节风力发电机组的监控系统
?风电场计算机监控系统分：中央监控系统和远程监控系统。
?系统主要有监控计算机、数据传输介质，信号转换模块，监控软件等组成。
?风机控制器
目前风电场所采用的风电机组都是以大型并网型机组为主，各机组有自己的控制系统，用来采集机组数据及状态，通过计算、分析、判断而控制机组的启动、停机、调向、刹车和开启油泵等一系列控制和保护动作，能使单台风力发电机组实现全部自动控制，无需人为干预。
?计算机监控系统
计算机监控系统负责管理各风电机组的运行数据、状态、保护装置动作情况、故障类型等。为了实现上述功能，下位机（风机控制器）控制系统应能将机组的数据、状态和故障情况等通过专用的通讯装置和接口电路与中央控制器的上位计算机通讯，同时上位机应能向下位机传达控制指令，由下位机的控制系统执行相应的动作，从而实现远程监控功能。
?监控系统软件
风电场的监控软件应具有如下功能：
①友好的控制界面。
②能够显示各台机组的运行数据
③显示各风电机组的运行状态。
④能够及时显示各机组运行过程中发生的故障。
⑤能够对风电机组实现集中控制。
⑥历史记录。
?远程监控系统：功能：实时查看就地风机运行情况、数据记录。
第三节风力发电机组的噪声控制
?噪声源分析
风力发电机组工作过程中在风及运动部件的激励下，叶片及机组部件产生了较大的噪声，其噪声源主要有以下三个方面：
（1）机械噪声及结构噪声
1)齿轮噪声。啮合的齿轮对或齿轮组，由于互撞和摩擦激起齿轮体的振动，通过固体结
构辐射齿轮噪声。
2)轴承噪声。由轴承内相对运动元件之间的摩擦和振动及转动部件的不平衡或相对运动
元件之间的撞击引起振动辐射产生噪声。
3)周期作用力激发的噪声。由转动轴等旋转机械部件产生周期作用力激发的噪声。
4)电机噪声。不平衡的电磁力是电机产生电磁振动，并通过固体结构辐射电磁噪声。（2）空气动力噪声：空气动力噪声由叶片与空气之间作用产生，它的大小与风速有关，随风速增大而增强。处理空气噪声的困难在于其声源处在传播媒质中，因而不容易分离出声源区。（3）通风设备噪声：通风设备噪声是散热器、通风设备等辅助设备产生的噪声。
第四节海上风电
随着风力发电的迅速发展，地面风力发电需要占用土地，影响自然景观，对周围居民生活带来不便等负面影响也逐渐显露出来。为此，将风力发电机组从陆地转向海面在欧洲已经成为一种新的趋势。
?海上风电的开发有如下优点：
（1）节约土地资源，减少噪声及公众视觉冲击；
（2）海上有大片连续的区域可用，发展空间不受限制；
（3）风速高，风能资源比陆上大，离岸10km的海上风速通常比沿岸陆上高越25%；
（4）风切度小，即风速随高度的变化小，不需要很高的塔架，降低了风电机组的成本。
?海上风电与陆上风电存在几个显著不同：一是基础结构不同；二是电能传输方式不同；三
是升压站建设不同；四是施工难度不同；五是开发风险巨大。
?近海风电关键技术
1.基础结构
2.场址选择
3.测风
4.现场勘查
5.海上风力发电机组
6.吊装
7.电气传输技术
8.系统接入与稳定运行
第十章风力发电机组的故障诊断技术第一节故障诊断技术概述
?故障诊断技术（fault diagnosis）始于机械设备，其全名是状态监测与故障诊断。
它包含两方面内容：
对设备的运行状态进行监测
在发现异常情况后对设备的故障进行分析、诊断
?动态系统中的故障分类
1.按发生部件分类
1)元部件故障：指被控对象中的某些元部件、甚至于子系统发生异常，使得整个系统不能正
常完成既定的功能
2)传感器故障：指控制回路中用于检测被测量的传感器卡死、恒增益变化或恒偏差、时变偏
差等变化而不能准确获取被测量信息。具体表现为对象变量的测量值与实际值之间的差别。
3)执行器故障：指控制回路中用于执行控制命令的执行期发生卡死、恒增益变化或恒偏差、
时变偏差等变化而不能正确执行控制命令。具体表现为执行器的输入命令和他的和它的实际输出之间的差别。
2.按时间特性分类
1)突变故障：指参数值突然出现很大偏差，事先不可监测和预测的故障
2)缓变故障：又称为软故障，指参数随时间退役和环境的变化而缓慢变化的故障。
3)间隙故障：指由于老化、容差不足或接触不良引起的时隐时现的故障。
3.按发生形式分类
1)加性故障：指作用在系统上的未知输入，在系统正常运行时为零。它的出现会导致系统输
出发生独立于已知输入的改变。
2)乘性故障：指系统的某些参数变化，能引起系统输出的变化，这些变化同时也受已知输入
的影响。
4.按复杂程度分类
1)线性故障：表现为各部位常值偏差型或增益型故障。
2)非线性故障：表现为系统输入、状态、输出以及时间的非线性函数
?故障诊断的任务
故障诊断技术是一门综合性技术，它的开发涉及多门学科，如现代控制理论、可靠性理论、数理统计、模糊集理论、信号处理、模式设别、人工智能等学科理论。故障诊断的任务，由低级到高级，可分为四个方面的内容：故障建模；故障检测；故障的分离与估计；故障的分类、评价与决策。
?故障诊断系统的性能指标
检测性能指标诊断性能指标综合性能指标
变速变桨距风力发电机组控制策略改进与仿真 刘 军,何玉林,李 俊,黄 文 (重庆大学机械传动国家重点实验室,重庆市400030) 摘要:在分析变速变桨距风力发电机组基本控制策略的基础上,提出一种扩大过渡区的改进控制策略,用来消除额定功率运行点附近切换造成的功率波动及突变载荷等不利影响。依据改进的控制策略设计了3个控制器平滑过渡方案,实现对该策略的最佳跟踪。运用MAT LAB 仿真平台模拟了改进控制策略下的风力发电机组运行特性,结果表明了改进控制策略的正确性及控制器设计的有效性。 关键词:风力发电机组;变速变桨距;控制策略;扩大过渡区;平滑控制 收稿日期:2010 06 23;修回日期:2010 10 09。重庆市科技攻关重点项目(CST C2007A A3027)。 0 引言 风力发电机组的控制技术由原来单一的定桨距失速控制转向变桨距变速控制,目的是为了防止风能转换系统承受的载荷过重,从风场中最大限度地捕获能量以及为电网提供质量较好的电能。然而,风力发电机组作为一种复杂的、多变量、强耦合、非线性的系统,要想减小风力机载荷以延长其使用寿命,抑制功率波动以降低对电网的不利影响,控制策略的选取及控制器的设计至关重要[1 6]。 本文通过对变速变桨距风力发电机组基本控制策略的分析,针对过渡区运行过程中出现的功率波动大及突变载荷强等情况,提出一种改进的控制策略来减缓此种影响。为最佳跟踪改进的控制策略,设计了3个控制器以实现3个运行区间的平滑过渡。同时应用M ATLAB 仿真平台对变速变桨距风力发电机组运行特性进行了仿真,结果表明了所提出方案的合理性和可行性。 1 基本的变速变桨距控制策略 如图1所示,在转速 转矩平面图中,曲线A BC 描述了变速变桨距风力发电机组的基本控制策略。在低风速区,风电机组从切入风速为V in 的A 点到风速为V N 的B 点,沿着C pmax 曲线轨迹运行,此区间称为恒C p 运行区。由于在B 点发电机转速达到了其上限值 N ,当风速从V N 上升到V N 时,转速将恒定在 N ,提升发电机转矩使风电机组达到其额定功率,在图1中为BC 段,也称为恒转速区或过渡区。当风速超过额定风速V N 时,变桨距系统将开 始工作,通过改变桨距角保持功率的恒定,风电机组将持续运行在C 点,直到风速超过切出风速V out ,此区间称为恒功率区,而此区间内桨距角控制方式采用统一桨距控制,它是指风力机所有桨距角均同时 改变相同的角度[7 8] 。在此需要注意的是:若最大功率P N 曲线与C pmax 曲线的相交点在额定转速极限值左侧,就会造成风电机组在未达到额定转速时,已进入失速状态,相应的A B 区间将被缩小,这时就需 对整个风电机组额定点进行重新选取。 图1 变速变桨距风力发电机组控制策略Fig.1 C ontrol strategy of the variable speed pitch controlled wind turbine driven generator system 从图1可以看出,3个区间工作点的划分非常明显,而控制器的设计与工作点的选取有着必然的联系,因此,基本的变速变桨距风电机组通常会设计2个独立的控制器,一个用来跟踪参考速度,另一个用来跟踪额定功率。由于2个控制器都有各自的控制目标,在运行过程中相互独立,然而在工作点附近,2个控制器又相互制约,这种制约就会导致风电机组在C 点控制系统的调节能力下降,在突遇阵风 82 第35卷 第5期2011年3月10日Vo l.35 N o.5M ar.10,2011
风力发电并网技术及电能质量控制策略 发表时间：2018-08-20T17:02:21.880Z 来源：《红地产》2017年8月作者：熊毅 [导读] 随着我国科学技术的发展，社会的进步，加上矿物资源越来越贫乏， 随着风力发电技术的不断发展，已经从过去的小型风力发电机独立运行发展为大型发电机组并网运行，也就是常说的风力发电场并网运行。采用这种运行方式以后，不但提高了对风力的利用率，还在电能供给方面做出了卓越的成绩。在电能的质量控制面，因为风力发电并网技术的实行，使电能质量控制达到了良的效果，从而在根本上改变了人们的用电状况，为人们的工作和生活增添了一份助力。 1 风力发电的原理和技术 空旷的原野和辽阔的海面是风能的优质资源，风力发电是利用大自然中的空气以一定速度流动所产生的风能驱动风车的叶片旋转，将此旋转运动在增速机中转速提升，在由此产生的力矩带动下，发电机组中的导体通过切割磁力线产生感应电动势，外接闭合回路在导体中会有电流产生，实现风能向电能的转换。依据目前的风车技术，只要风速大于 3 米 / 秒便可以产生电能，实现发电目的。 风力发电机一般有风轮、偏航装置、发电机组、塔架、限速安全机构和储能用蓄电池等部件构成。风轮是由，个或、个叶片组成的集风装置，它的作用是采集风的动能转变为风轮旋转的机械能。风轮后面的调向器也叫尾舵，它的功能是控制风轮的迎风方向，使风轮随时面对风向，最大限度地获取风能。限速安全机构的作用是对风轮的转速予以一定的限制，使之在规定的范围内保持相对稳定，起到保证风力发电机限速平稳运行的作用。塔架则是机组的承载和风轮的支撑机构。 由于自然界的风速极不稳定，其很强的随机性和间歇性致使风力发电机的输出功率也极不稳定，高峰和低谷落差甚大，所以，风力发电机发出的电能不能直接用在电负载上，而是先用铅酸蓄电池储存起来，以保持风力发电系统持续稳定的供电运行状态。 2 风力发电并网技术 风电并网技术，是发电机输出电压，在频率、幅值和相位以上及电网系统电压是一致的。而随着风电机组容量的逐渐增大，风电电力并网的时候对电网的冲击也随之增大，因此选择科学的风电并网技术是十分必要的。 2.1 同步风力发电机组并网技术 同步发电机在运行的过程当中，一方面要输出有功功率，而另一方面则需提供无功功率，此外还需周波稳定及质量高，所以被广泛采用。然而怎么将这项技术与风电机组的并网结合起来也是一个问题，通常因风速不稳定等因素造成了转子转矩的不稳定，在并网的时候调速的性能不能达到精度要求，若不采取有效的控制，就会出现无功振荡或失步的问题。特别是重载情况，结果可能会更加的严重。但是近些年，随着科学技术不断提高，新型的电力电子技术能够在一定的程度上处理好这个问题，例如说一些变频装置。所以同步风力发电机组并网技术应当给予足够重视。 2.2 异步风力发电机组并网技术 与同步风电机组并网技术不同，异步风电机运行的过程当中，其主要凭借转差率调整负荷，因此调速的精度要求较低，也不需要同步设备与整步操作，只需要在其转速接近同步转速的时候，就能够轻松的并网。风电机组配用异步发电机，优点就在这项技术控制装置相对较为简单，在并网之后无振荡与失步问题，并且运行稳定及可靠。而缺点是直接并网可能会造成大冲击电流出现，降低电压，从而对系统运行的安全造成一定影响，系统的本身没有无功功率，其需要进行无功补偿。若不稳定系统频率太低的话，就会使电流剧增及电压过载。因此，对异步风电机组要进行严格的监视，并采取有效的措施，才能够保证发电机组的安全运行。 3 电能质量控制策略 3.1 改善电能质量 电能质量就是电力系统中电能的质量，理想的电能应该是美对称的正弦波，但有些因素会使波形偏离对称正弦，由此便产生了电能质量问题。很多城市的电能质量较低，对人们的生活和工作产生了很大的影响，因此必须改善电能质量。主要方法为：首先可以改善电功率因数，使无功就地平衡，但要注意的是，一定要合理选择供电半径。其次要合理选择供电系统线路的导线截面，但要注意合理配置变电与配电设备，防止其过负荷运行。第三要适当设置调压措施，例如串联补偿、变压器加装有载调压装置、装同期调试相机或者静电电容器等。以上三种措施，在实际的用中对电能质量的改善具有良好的效果，可以大力推广。同时，我们要注意及时对百姓的用电情况进行调查，找出不足之处，以便于对电能质量及时进行改善。 3.2 提高电能质量 电能质量的高低影响着人们的日常生活和工作，因此在改善电能质量的基础上，必须有所提高。很多城市的电能质量虽然得了改善，但还是没有办法满足人们的需求，因此，提高电能质量成为了人们的迫切要求，对于科研人员来说也是一项重要的任务。要想提高电能质量，首先要找出供电电压超过允许偏差的原因，经过大量的调查和研究，我们发现原因主要有三点，一是冲击性负荷、非对称性负荷的影响；二是调压措施缺乏或使用不当；三是线路过负荷运行。根据上述三点原因，使用风力发电并网技术可以有效的提高电能质量，不仅节省了运营成本，而且对风能的利用率也提高了不少。 4 结束语 综上所述，研究风力发电并网技术及电能质量控制策略对确保电网电能质量具有重要的作用。因此要进一步提高风力发电并、网技术及电能质量控制策略，这样才能促进整个电力系统的稳定运行。 参考文献： [1] 常耀华 . 对风力发电并网技术与其电能质量控制策略浅论 [J]. 电子制作 ,2014(01):266. [2] 齐洁 , 常耀华 . 对风力发电并网技术与其电能质量控制策略浅论 [J]. 企业研究 ,2014(02):153. [3] 魏巍 , 关乃夫 , 徐冰 . 风力发电并网技术及电能质量控制 [J]. 吉林电力 ,2014,42(05):24-26. [4] 樊裕博 . 风力发电并网技术及电能质量控制策略 [J].科技传播 ,2015,7(21):43-44. [5] 邹金运 . 风力发电并网技术及电能质量控制策略 [J].黑龙江科技信息 ,2015(35):88. [6] 谢鹏 . 风力发电并网技术与电能质量控制 [J]. 科技创新导报 ,2016,13(13):41+70. [7] 路立仁 . 浅析风力发电并网技术及电能控制策略 [J].科技与创新 ,2016(17):134. [8] 张国新 . 风力发电并网技术及电能质量控制策略 [J].电力自动化设备 ,2009,29(06):130-133.
风力发电机控制原理 本文综述了风力发电机组的电气控制。在介绍风力涡轮机特性的基础上介绍了双馈异步发电系统和永磁同步全馈发电系统，具体介绍了双馈异步发电系统的运行过程，最后简单介绍了风力发电系统的一些辅助控制系统。 关键词：风力涡轮机；双馈异步；永磁同步发电系统 概述： 经过20年的发展风力发电系统已经从基本单一的定桨距失速控制发展到全桨叶变距和变速恒频控制，目前主要的两种控制方式是：双馈异步变桨变速恒频控制方式和低速永磁同步变桨变速恒频控制方式。 在讲述风力发电控制系统之前，我们需要了解风力涡轮机输出功率与风速和转速的关系。 风力涡轮机特性： 1，风能利用系数Cp 风力涡轮从自然风能中吸取能量的大小程度用风能利用系数Cp表示： P---风力涡轮实际获得的轴功率 r---空气密度 S---风轮的扫风面积 V---上游风速 根据贝兹（Betz）理论可以推得风力涡轮机的理论最大效率为：Cpmax=0.593。 2，叶尖速比l 为了表示风轮在不同风速中的状态，用叶片的叶尖圆周速度与风速之比来衡量，称为叶尖速比l。 n---风轮的转速 w---风轮叫角频率 R---风轮半径 V---上游风速 在桨叶倾角b固定为最小值条件下，输出功率P/Pn与涡轮机转速N/Nn的关系如图1所示。从图1中看，对应于每个风速的曲线，都有一个最大输出功率点，风速越高，最大值点对应得转速越高。如故能随风速变化改变转速，使得在所有风速下都工作于最大工作点，则发出电能最多，否则发电效能将降低。
涡轮机转速、输出功率还与桨叶倾角b有关，关系曲线见图2 。图中横坐标为桨叶尖速度比，纵坐标为输出功率系统Cp。在图2 中，每个倾角对应于一条Cp=f(l)曲线，倾角越大，曲线越靠左下方。每条曲线都有一个上升段和下降段，其中下降段是稳定工作段（若风速和倾角不变，受扰动后转速增加，l加大，Cp减小，涡轮机输出机械功率和转矩减小，转子减速，返回稳定点。）它是工作区段。在工作区段中，倾角越大，l和Cp越小。 3，变速发电的控制 变速发电不是根据风速信号控制功率和转速，而是根据转速信号控制，因为风速信号扰动大，而转速信号较平稳和准确（机组惯量大）。 三段控制要求： 低风速段Ｎ＜Ｎｎ，按输出功率最大功率要求进行变速控制。联接不同风速下涡轮机功率－转速曲线的最大值点，得到ＰＴＡＲＧＥＴ＝ｆ（ｎ）关系，把ＰＴＡＲＧＥＴ作为变频器的给定量，通过控制电机的输出力矩，使风力发电实际输出功率Ｐ＝ＰＴＡＲＧＥＴ。图３是风速变化时的调速过程示意图。设开始工作与Ａ２点，风速增大至Ｖ２后，由于惯性影响，转速还没来得及变化，工作点从Ａ２移至Ａ１，这时涡轮机产生的机械功率大于电机发出的电功率，机组加速，沿对应于Ｖ２的曲线向Ａ３移动，最后稳定于Ａ３点，风速减小至Ｖ３时的转速下降过程也类似，将沿Ｂ２－Ｂ１－Ｂ３轨迹运动。 中风速段为过渡区段，电机转速已达额定值Ｎ＝Ｎｎ，而功率尚未达到额定值Ｐ＜Ｐｎ。倾角控制器投入工作，风速增加时，控制器限制转速升，而功率则随着风速增加上升，直至Ｐ＝Ｐｎ。 高风速段为功率和转速均被限制区段Ｎ＝Ｎｎ／Ｐ＝Ｐｎ，风速增加时，转速靠倾角控制器限制，功率靠变频器限制（限制ＰＴＡＲＧＥＴ值）。 ４，双馈异步风力发电控制系统 双馈异步风力发电系统的示意见图４，绕线异步电动机的定子直接连接电网，转子经四象限ＩＧＢＴ电压型交－直－交变频器接电网。 转子电压和频率比例于电机转差率，随着转速变化而变化，变频器把转差频率的转差功率变为恒压、恒频（５０ＨＺ）的转差功率，送至电网。由图４可知： Ｐ＝ＰＳ－ＰＲ；ＰＲ＝ＳＰＳ；Ｐ＝（１－Ｓ）ＰＳ Ｐ是送至电网总功率；ＰＳ和ＰＲ分别是定子和转子功率 转速高于同步速时，转差率Ｓ＜０，转差功率流出转子，经变频器送至电网，电网收到的功率为定、转子功率之和，大于定子功率；转速低于同步转速食，Ｓ＞０，转差功率从电网，
2017年度申报专业技术职务任职资格 评审答辩论文 题目：风电场风电机组优化有功功率控制的研究 作者姓名：李亮 单位：中核汇能有限公司 申报职称：高级工程师 专业：电气 二Ο一七年六月十二日
摘要 随着风电装机容量的与日俱增，实现大规模的风电并网是风电发展的必然趋势。然而，由于风能是一种波动性、随机性和间歇性极强的清洁能源，导致风电并网调度异于常规能源。基于此，本文将针对风电场层的有功功率分配开展工作，主要工作概括如下： (1)对风电机组和风电场展开研究，分析风力发电机组运行特性、风力发电机组控制策略、风电场的控制策略。 (2)提出了一种简单有效的风电场有功功率分配算法，可以合理利用各机组的有功容量，优化风电场内有功调度分配指令，减少机组控制系统动作次数，平滑风电机组出力波动。 (3)优化风机控制算法后，通过现场实际采集数据将所提方法与现有方法进行了比较，验证了所提方法的合理性。 关键词：风电机组、风电场、有功功率控制、AGC
Abstract With increasing wind power capacity, to achieve large-scale wind power is an inevitable trend of wind power development. However, since the wind is a volatile, random and intermittent strong clean energy, resulting in wind power dispatch is different from conventional energy sources. And the wind farm is an organic combination for a large number of wind turbines, wind farms under active intelligent distribution layer hair is also included in the grid scheduling section. Based on this, the active allocation and scheduling for grid scheduling side active layer wind farm work, the main work is summarized as follows: (1)Wind turbines and wind farms to expand research, in-depth analysis of the operating characteristics of wind turbines, wind turbine control strategy, control strategies of wind farms. (2)This paper proposes a simple and effective wind power active power allocation algorithm, can reasonable use each unit capacity, according to the optimization of wind farms in active dispatching command, decrease The Times of turbine control system action smooth wind power output fluctuation unit. (3)After optimization of the fan control algorithm, through the practical field data collected will be presented method are compared with those of the existing method, the rationality of the proposed method was verified. Keywords:wind turbine, wind farm, active power control
风力发电机及风力发电控制技术综述 摘要：本文分析比较了各种风力发电机的优缺点，介绍了相关风力发电控制技术，风力发 电系统中的应用，最后对未来风力发电机和风力发电控制技术作了展望。 关键词：风力发电机电力系统控制技术 Overview of Wind Power Generators and the Control Technologies SU Chen-chen Abstract:This paper analyzes the advantages and disadvantages of the various wind turbine control technology of wind power, wind power generation system, and finally prospected the future control of wind turbines and wind power technology. 1 引言 在能源短缺和环境趋向恶化的今天，风能作为一种可再生清洁能源，日益为世界各国所重视和开发。由于风能开发有着巨大的经济、社会、环保价值和发展前景，近20年来风电技术有了巨大的进步，风电开发在各种能源开发中增速最快。德国、西班牙、丹麦、美国等欧美国家在风力发电理论与技术研发方面起步较早，因而目前处于世界领先地位。与风电发达国家相比，中国在风力发电机制造技术和风力发电控制技术方面存在较大差距，目前国内只掌握了定桨距风机的制造技术和刚刚投入应用的兆瓦级永磁直驱同步发电机技术，在风机的大型化、变桨距控制、主动失速控制、变速恒频等先进风电技术方面还有待进一步研究和应用[1]。发电机是风力发电机组中将风能转化为电能的重要装置，它不仅直接影响输出电能的质量和效率，也影响整个风电转换系统的性能和装置结构的复杂性。风能是低密度能源，具有不稳定和随机性特点，控制技术是风力机安全高效运行的关键，因此研制适合于风电转换、运行可靠、效率高、控制且供电性能良好的发电机系统和先进的控制技术是风力发电推广应用的关键。本文分析比较了各种风力发电机的优缺点，介绍了相关风力发电控制技术，风力发电系统中的应用，最后对未来风力发电机和风力发电控制技术作了展望。 2 风力发电机 2.1 风电机组控制系统概述 图1为风电机组控制系统示意图。系统本体由“空气动力学系统”、“发电机系统”、“变流系统”及其附属结构组成; 电控系统(总体控制)由“变桨控制”、“偏航控制”、“变流控制”等主模块组成(此外还有“通讯、监控、健康管理”等辅助模块)。各种控制及测量信号在机组本体系统与电控系统之间交互。“变桨控制系统”负责空气动力系统的“桨距”控制，其成本一般不超过整个机组价格5%，但对最大化风能转换、功率稳定输出及机组安全保护至关重要，因此是风机控制系统研究重点之一。“偏航控制系统”负责风轮自动对风及机舱自动解缆，一般分主动和被动两种偏航模式，而大型风电机组多采用主动偏航模式。“变 流控制系统”通常与变桨距系统配合运行，通过双向变流器对发电机进行矢量或直接转矩控制，独立调节有功功率和无功功率，实现变速恒频运行和最大(额定)功率控制。
风力发电机偏航系统控制策略研究 摘要：风能作为一种可再生的清洁能源，是人与自然和谐共处，实现社会与经 济可持续发展的新能源。风向是在不断变化，水平轴的风力发电组就需要不断利 用偏航系统来进行方向的调整，通过风能最大限度的利用，就能够满足实际的需求。因此，本文就风力发电机偏航系统的控制策略进行探讨。 关键词：风力发电机；偏航系统控制策略 1研究现状综述 纵观整个风电技术的发展历程及其现阶段所呈现出的发展趋势，现代大型风 力发电机组的单机容量不断增大，原来适用于中小型风机的风速、风载等分析模 型在大型化的风机应用中逐渐显现出不适性，巨大的风轮扫略平面内风速的空间 分布差异变得很大，长长的叶片在旋转过程中所处的方位不同，所处的风况也不 尽相同。现有的风速建模研究文献多倾向于简化风速模型或未深入考虑风速的空 间分布对机组运行的影响。由于风轮扫略面积成倍增大，偏航误差造成的叶片动 力学特性及机组的偏航力矩、倾斜力矩等载荷波动也会被成倍放大，对于中小型 风机能够容许的偏航误差对于大型风机则未必适用，而偏航容许误差的调整可能 会很大程度上影响偏航控制算法。现有的文献大多局限于研究偏航误差对偏航控 制和气动性能的影响以及如何针对性的进行优化提高，而频繁偏航造成的偏航硬 件设备的耗损和高故障率很少被关注，在偏航误差对风电机组并网运行特性的影 响方面以及基于偏航系统可靠性的偏航控制策略优化设计更是少有研究成果问世。 2风力发电机偏航控制系统分析 2.1风力机组 风力发电机是直接将风能转化为机械功，然后利用机械功实现对转子的带动 旋转，最终输出交流电。在转换能量的时候，基于风力机将风能直接转变为机械能，然后将机械能转换成为电能，这样就可以满足实际的转换，让风力机组可以 满足其实际的应用目标偏航系统结构。基于大型水平轴风电机组，其包含的部分 主要是针对偏航轴承、驱动装置、计数器等。 2.2偏航系统功能 偏航控制系统也属于对风装置，其包含的具体功能在于：配合机组控制系统，放出现风速矢量方向改变的时候，利用偏航控制系统的处理，就可以实现风向平 稳而快速的对准，并且也可以满足风轮最大风能的实现；针对风机电缆而言，还 需要考虑到单向缠绕偏多从而引发电缆出现断裂现象。一旦电缆缠绕，就能适应 自动解缆处理的需求，进而实现风机的运行安全性，其实际的控制流程见图1。 2.3风速和风向 风是地球上的一种自然现象，由太阳辐射热引起。太阳照射到地球表面，地 表各处因受热不均产生温差，从而引起大气对流运动形成风。自然风有大小也有 方向，通常用风速或风力描述风的大小、用风向描述风的方向。气象上把风吹来 的方向称为风向。风向的度量有多种方法：在陆上多采用16方位度量法；在海 上多采用36方位度量法；而在高空则多用角度表示，将圆周标成360°，北风(N) 对应0°(或360°)，东风(E)对应90°，南风(S)对应180°，西风(W)对应270°，其它细分风向可由此计算得出，风的大小也称风的强度常用风力或风速表示。 2.4偏航误差 当风向发生变化或机组偏航对风不准时，风向与风轮轴线就会偏差一定角度，
风力发电机液压变桨系统简介 全球投入商业运行的兆瓦级以上风力发电机均采用了变桨距技术，变桨距控制与变频技术相配合，提高了风力发电机的发电效率和电能质量，使风力发电机在各种工况下都能够获得最佳的性能，减少风力对风机的冲击，它与变频控制一起构成了兆瓦级变速恒频风力发电机的核心技术。液压变桨系统具有单位体积小、重量轻、动态响应好、转矩大、无需变速机构且技术成熟等优点。本文将对液压变桨系统进行简要的介绍。 风机变桨调节的两种工况 风机的变桨作业大致可分为两种工况，即正常运行时的连续变桨和停止（紧急停止）状态下的全顺桨。风机开始启动时桨叶由90°向0°方向转动以及并网发电时桨叶在0°附近的调节都属于连续变桨。液压变桨系统的连续变桨过程是由液压比例阀控制液压油的流量大小来进行位置和速度控制的。当风机停机或紧急情况时，为了迅速停止风机，桨叶将快速转动到90°，一是让风向与桨叶平行，使桨叶失去迎风面；二是利用桨叶横向拍打空气来进行制动，以达到迅速停机的目的，这个过程叫做全顺桨。液压系统的全顺桨是由电磁阀全导通液压油回路进行快速顺桨控制的。 液压变桨系统 液压变桨系统由电动液压泵作为工作动力，液压油作为传递介质，电磁阀作为控制单元，通过将油缸活塞杆的径向运动变为桨叶的圆周运动来实现桨叶的变桨距。 液压变桨系统的结构 变桨距伺服控制系统的原理图如图1所示。变桨距控制系统由信号给定、比较器、位置（桨距）控制器、速率控制器、D/A转换器、执行机构和反馈回路组成。 图1 控制原理图 液压变桨执行机构的简化原理图如图2所示，它由油箱、液压动力泵、动力单元蓄压器、液压管路、旋转接头、变桨系统蓄压器以及三套独立的变桨装置组成，图中仅画出其中的一套变桨装置。
密级：公司秘密 东方汽轮机有限公司 DONGFANG TURBINE Co., Ltd. 2.0MW108C型风力发电机组主控制系统 说明书 编号KF20-001000DSM 版本号 A 2014年7 月
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目录 序号章 节名称页数备注 1 0-1 概述 1 2 0-2 系统简介 1 3 0-3 系统硬件11 4 0-4 系统功能 5 5 0-5 主控制系统软件说明12 6 0-6 故障及其处理说明64
0-1概述 风能是一种清洁环保的可再生能源，取之不尽，用之不竭。随着地球生态保护和人类生存发展的需要，风能的开发利用越来越受到重视。 风力发电机就是利用风能产生电能，水平轴3叶片风力发电机是目前最成熟的机型，它主要是由叶片、轮毂、齿轮箱、发电机、机舱、变频器、偏航装置、刹车装置、控制系统、塔架等组成。 风力发电机的控制技术和伺服传动技术是其核心和关键技术，这与一般工业控制方式不同。风力发电机组控制系统是一个综合性的控制系统，主要由机舱主控系统、变桨系统、变频控制系统三部分组成，通过现场总线以及以太网连接在一起，各个模块都有独立的控制单元，可独立完成与自身相关的功能（图0-1-1）。目的是保证机组的安全可靠运行、获取最大风能和向电网提供优质的电能。 图0-1-1
第五章风力发电机组的液压系统和刹车 风力发电机组的液压系统和刹车机构是一个整体。在定桨距风力发电机组中，液压系统的主要任务是执行风力发电机组的气动刹车和机械刹车；在变桨距风力发电机组中，液压系统主要控制变距机构，实现风力发电机组的转速控制、功率控制，同时也控制机械刹车机构。 第一节定桨距风力发电机组的刹车机构 一、气动刹车机构 气动刹车机构是由安装在叶尖的扰流器通过不锈钢丝绳与叶片根部的液压油缸的活塞杆相联接构成的。扰流器的结构（气动刹车结构）如图5-1 所示。当风力发电机组正常运行时，在液压力的作用下，叶尖扰流器与叶片主体部分精密地合为一体，组成完整的叶片。当风力发电机组需要脱网停机时，液压油缸失去压力，扰流器在离心力的作用下释放并旋转80°-9 0°形成阻尼板，由于叶尖部分处于距离轴最远点，整个叶片作为一个长的杠杆，使扰流器产生的气动阻力相当高，足以使风力发电机组在几乎没有任何磨损的情况下迅速减速，这一过程即为叶片空气动力刹车。叶尖扰流器是风力发电机组的 主要制动器，每次制动时都是它起主要作用。 在叶轮旋转时，作用在扰流器上的离心力和弹簧力会使叶尖扰流器力图脱离叶片主体转动到制动位置；而液压力的释放，不论是由于控制系统是正常指令，还是液压系统的故障引起，都将导致扰流器展开而使叶轮停止运行。因此，空气动力刹车是一种失效保护装置，它使整个风力发电机组的制动系统具有很高的可靠性。 二、机构刹车机构 图5-2为机构刹车机构由安装在低速轴或高速轴上的刹车圆盘与布置在四周的液压夹钳构成。液压夹钳固定，刹车圆盘随轴一起转动。刹车夹钳有一个预压的弹簧制动力，液压力通过油缸中的活塞将制动夹钳打开。机械刹车的预压弹簧制动力，一般要求在额定负载下脱网时能够保证风力发电机组安全停机。但在正常停机的情况下，液压力并不是完全释放，即在制动过程中只作用了一部分弹簧力。为此，在液压系统中设置了一个特殊的减压阀和蓄能器，以保证在制动过程中不完全提供弹簧的制动力。
( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 大型风力发电机组控制系统的安全保护功能(新编版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process
大型风力发电机组控制系统的安全保护功 能(新编版) 1制动功能 制动系统是风力发电机组安全保障的重要环节，在硬件上主要由叶尖气动刹车和盘式高速刹车构成，由液压系统来支持工作。制动功能的设计一般按照失效保护的原则进行，即失电时处于制动保护状态。在风力发电机组发生故障或由于其他原因需要停机时，控制器根据机组发生的故障种类判断，分别发出控制指令进行正常停机、安全停机以及紧急停机等处理，叶尖气动刹车和盘式高速刹车先后投入使用，达到保护机组安全运行的目的。 2独立安全链 系统的安全链是独立于计算机系统的硬件保护措施，即使控制系统发生异常，也不会影响安全链的正常动作。安全链采用反逻辑
设计，将可能对风力发电机造成致命伤害的超常故障串联成一个回路，当安全链动作后，将引起紧急停机，执行机构失电，机组瞬间脱网，从而最大限度地保证机组的安全。发生下列故障时将触发安全链：叶轮过速、看门狗、扭缆、24V电源失电、振动和紧急停机按钮动作。 3防雷保护 多数风机都安装在山谷的风口处或海岛的山顶上，易受雷击，安装在多雷雨区的风力发电机组受雷击的可能性更大，其控制系统最容易因雷电感应造成过电压损害，因此在600kW风力发电机组控制系统的设计中专门做了防雷处理。使用避雷器吸收雷电波时，各相避雷器的吸收差异容易被忽视，雷电的侵入波一般是同时加在各相上的，如果各相的吸收特性差异较大，在相间形成的突波会经过电源变压器对控制系统产生危害。因此，为了保障各相间平衡，我们在一级防雷的设计中使用了3个吸收容量相同的避雷器，二、三级防雷的处理方法与此类同。控制系统的主要防雷击保护：①主电路三相690V输入端（即供给偏航电机、液压泵等执行机构的前段）
暴风状况下风力发电机组的控制策略 Yen-Chieh Wang & Chih-Bor Lin & Jui-Hung Liu 工业技术研究院, 风能设备技术部，台湾新竹 Mail: yejwang@https://www.doczj.com/doc/557277033.html,.tw , januarymax@https://www.doczj.com/doc/557277033.html,.tw, dof@https://www.doczj.com/doc/557277033.html,.tw 摘要：在亚太地区如中国，台湾和日本，超级台风往往对风力发电机造成严重损坏。在这种情况下，最重要的是解决台风造成的破坏。风力发电机在暴风情况下要经受极限载荷。为使风力发电机适应台风天气，必须对控制策略做出适当的调整。本文旨在寻找一个能在暴风天气下有效减少结构载荷的上风向控制策略。关键词：台风，控制策略，Bladed 1.介绍 2008年9月28日，台风”蔷薇”袭击台湾。当时观察到的最大阵风风速为65m/s，台风中心的平均风速为56m/s。台湾电力公司正在运行的，由Vestas, GE，Harakosan(原弘),和Gamesa供货的风力发电机被损坏。位于台中的由原弘供货的一台风力机的第二节塔架倒下，三片桨叶严重毁坏，其它风力发电机的桨叶和齿箱被损坏。原弘风力机是台湾第一台倒下来的风力机。在2007年8月8日，台风“帕布”袭击台湾。Vestas的一台风力机起火，机舱罩被烧毁。台风每年都袭击台湾，导致重大损失。 一类风场风力发电机可适应的风速(V e50)为70m/s［1］，当风速超过(V e50) 时，会导致结构性损坏。2003年，超级台风“鸣蝉”袭击日本南部的冲绳岛，瞬时的最大风速为74.1m/s［2］。因为极限风况的作用，很多研究致力于如何减轻极限风速的影响。比方说，2003年在宫古岛台风“鸣蝉”对风力发电机的破坏就很好地体现了这一点。在东亚地区需要抗台风的机型以减少系统的维修和故障诊断。 2.运行情况 到目前为止，所有在台湾安装的风力机均采购自欧洲和美洲。所有风力机的设计都是按照IEC风力机标准等级，但是上述等级标准并不适合有台风情况的亚洲地区。IEC等级环境的控制系统设计没有考虑暴风情况，特别是对台风风向的追踪策略。 当台风席卷台湾时，出于安全的考虑，风场基本上把风力机的操作状态拨到空转甚至关掉机器。从控制策略跟风来看，风力发电机的载荷分布是不同的。让风机跟随风向或者与机舱垂直，哪种方式更好？最大的载荷会产生什么样的偏航系统故障呢？在GH开发的Bladed软件的帮助下，可以模拟影响载荷和输出性能的各种变桨动作工况。 3.仿真模型 仿真的模型为2MW变速变桨风力发电机。把通用型的2MW 变速变桨风力发电机模型作为一个试验台，见图1。利用GH公司开发的设计软件Bladed,可设计出不同的风况，分析结构载荷，以验证控制策略。所以，通过不同风速下各种偏航和变桨系统控制间的载荷计算，可以对控制策略做出适当的调整，以确保风力机的可靠性和可用性。
电子设计竞赛教程 考试(设计报告) 题目：小型风力发电机控制器设计
摘要 现有的小型风力发电系统存在能量转换效率低、蓄电池使用寿命短、控制简单和缺乏完整的系统功率控制等问题。因此提高对蓄电池的充电速度，减少充电损耗，正确地监控蓄电池状态，确保蓄电池的正确使用、延长蓄电池的使用寿命对小型风力发电有着重要意义。本设计的目的是在分析现有的小型风力发电系统的基础上，设计简单、高效、高可靠性的风机控制器，实现风电系统可靠及优化运行。 本设计以单片机8051的加强版STC12C5A60S2为核心控制整个电路，具体由风力发电机、控制系统、整流电路、斩波电路、蓄电池充放电控制电路、蓄电池及其用电设备组成，功能上能保证系统安全运行，在电气特性和机械特性允许范围内运行。减少风速随机变化对输出电能的影响，使输出电压稳定，减少纹波。合理调度系统电能，保证向负载提供连续电能。保护蓄电池，防止过充和过放，提供足够充电能量进行快速充电。 综上所述，本设计将具有可靠性更高、价格更廉等优势，对于增强市场竞争能力，加速小型风力发电的普及和应用，节约能源和保护环境都具有重要意义。 关键词：发电机整流锂电池环保
目录 一绪论 0 二小型风力发电系统原理 (1) 2.1 风力发电系统组成 (1) 2.2 风电系统的运行特点 (1) 2.3 电能变换单元和控制单元 (3) 2.3.1 整流器 (3) 2.3.2 DC/DC 变换器 (4) 2.4 锂电池 (4) 2.4.1 锂电池的介绍 (4) 2.4.2 锂电池的种类 (5) 2.4.3 锂电池的充电方法 (5) 三小型风力发电机控制器的设计 (6) 3.1 电机的选择 (6) 3.1.1 手摇发电机 (6) 3.1.2 电机特性曲线 (8) 3.2 单片机（单片机STC12C5A60S2） (10) 3.2.1 产品介绍 (10) 3.2.2 单片机STC12C5A60S2的特点 (10) 四流程图和电路图 (13) 4.1流程图和控制原理图 (13) 4.2 显示屏 (17) 4.3 锂电池选择 (19) 4.4 检测电路 (20) 4.4.1 电压检测 (20) 4.4.2 电流检测 (21) 五调试 (21)
风力发电系统的控制原理 风力涡轮机特性： 1，风能利用系数Cp 风力涡轮从自然风能中吸取能量的大小程度用风能利用系数Cp表示： P---风力涡轮实际获得的轴功率 r---空气密度 S---风轮的扫风面积 V---上游风速 根据贝兹（Betz）理论可以推得风力涡轮机的理论最大效率为：Cpmax=0.593。 2，叶尖速比l 为了表示风轮在不同风速中的状态，用叶片的叶尖圆周速度与风速之比来衡量，称为叶尖速比l。 n---风轮的转速 w---风轮叫角频率 R---风轮半径 V---上游风速 在桨叶倾角b固定为最小值条件下，输出功率P/Pn与涡轮机转速N/Nn的关系如图1所示。从图1中看，对应于每个风速的曲线，都有一个最大输出功率点，风速越高，最大值点对应得转速越高。如故能随风速变化改变转速，使得在所有风速下都工作于最大工作点，则发出电能最多，否则发电效能将降低。 涡轮机转速、输出功率还与桨叶倾角b有关，关系曲线见图2 。图中横坐标为桨叶尖速度比，纵坐标为输出功率系统Cp。在图2 中，每个倾角对应于一条Cp=f(l)曲线，倾角越大，曲线越靠左下方。每条曲线都有一个上升段和下降段，其中下降段是稳定工作段（若风速和倾角不变，受扰动后转速增加，l加大，Cp减小，涡轮机输出机械功率和转矩减小，转子减速，返回稳定点。）它是工作区段。在工作区段中，倾角越大，l和Cp越小。 3，变速发电的控制 变速发电不是根据风速信号控制功率和转速，而是根据转速信号控制，因为风速信号扰动大，而转速信号较平稳和准确（机组惯量大）。 三段控制要求： 低风速段Ｎ＜Ｎｎ，按输出功率最大功率要求进行变速控制。联接不同风速下涡轮机功率－转速曲线的最大值点，得到ＰＴＡＲＧＥＴ＝ｆ（ｎ）关系，把ＰＴＡＲＧＥＴ作为变频器的给定量，通过控制电机的输出力矩，使风力发电实际输出功率Ｐ＝ＰＴＡＲＧＥＴ。图３是风速变化时的调速过程示意图。设开始工作与Ａ２点，风速增大至Ｖ２后，由于惯性影响，转速还没来得及变化，工作点从Ａ２移至Ａ１，这时涡轮机产生的机械功率大于电机发出的电功率，机组加速，沿对应于Ｖ２的曲线向Ａ３移动，最后稳定于Ａ３点，风速减小至Ｖ３时的转速下降过程也类似，将沿Ｂ２－Ｂ１－Ｂ３轨迹运动。 中风速段为过渡区段，电机转速已达额定值Ｎ＝Ｎｎ，而功率尚未达到额定值Ｐ＜Ｐｎ。倾角控制器投入工作，风速增加时，控制器限制转速升，而功率则随着风速增加上升，直至Ｐ＝Ｐｎ。 高风速段为功率和转速均被限制区段Ｎ＝Ｎｎ／Ｐ＝Ｐｎ，风速增加时，转速靠倾角控制器限制，功率靠变频器限制（限制ＰＴＡＲＧＥＴ值）。 ４，双馈异步风力发电控制系统
风力发电机组控制系统
风力发电机组控制系统功能研究 风力发电机组控制系统简介 风力发电机组由多个部分组成，而控制系统贯穿到每个部分，其相当于风电系统的神经。因此控制系统的质量直接关系到风力发电机组的工作状态、发电量的多少以及设备的安全性。 自热风速的大小和方向是随机变化的，风力发电机组的并网和退出电网、输入功率的限制、风轮的主动对封以及运行过程中故障的检测和保护必须能够自动控制。同时，风力资源丰富的地区通常都是边远地区或是海上，分散布置的风力发电机组通常要求能够无人值班运行和远程控制，这就对风力发电机组的控制系统的自动化程度和可靠性提出了很高的要求。与一般的工业控制过程不同，风力发电机组的控制系统是综合性控制系统。他不仅要监视电网、风况和机组运行参，对机组进行控制。而且还要根据风速和风向的变化，对机组进行优化控制，以提高机组的运行效率。 控制系统的组成 风力发电机由多个部分组成，而控制系统贯穿到每个部分，相当于风电系统的神经。因此控制系统的好坏直接关系到风力发电机的工作状态、发电量的多少以及设备的安全。目前风力发电亟待研究解决的的两个问题：发电效率和发电质量都和风电控制系统密切相关。对此国内外学者进行了大量的研究，取得了一定进展，随着现代控制技术和电力电子技术的发展，为风电控制系统的研究提供了技术基础。 风力发电控制系统的基本目标分为三个层次：这就是保证风力发电机组安全可靠运行，获取最大能量，提供良好的电力质量。 控制系统组成主要包括各种传感器、变距系统、运行主控制器、功率输出单元、无功补偿单元、并网控制单元、安全保护单元、通讯接口电路、监控单元。具体控制内容有：信号的数据采集、处理，变桨控制、转速控制、自动最
风力发电机的几种功率调节方式 作者：佚名发布时间：2009-5-5 随着计算机技术与先进的控制技术应用到风电领域，并网运行的风力发电控制技术得到了较快发展，控制方式从基本单一的定桨距失速控制向变桨距和变速恒频控制方向发展，甚至向智能型控制发展。作为风力资源较为丰富的国家之一，我国加快了风电技术领域的自主开发与研究，兆瓦级变速恒频的风力发电机组国产化已列入国家“863”科技攻关顶目。本文针对当前并网型风力发电机组的几种功率凋节控制技术进行了介绍。 l 定桨距失速调节型风力发电机组 定桨距是指桨叶与轮载的连接是固定的，桨距角固定不变，即当风速变化时，桨叶的迎风角度不能随之变化。失速型是指桨叶翼型本身所具有的失速特性，当风速高于额定风速69，气流的攻角增大到失速条件，使桨叶的表面产生涡流，效率降低，来限制发电机的功率输出。为了提高风电机组在低风速时的效率，通常采用双速发电机（即大/小发电机）。在低风速段运行的，采用小电机使桨叶具有较高的气动效率，提高发电机的运行效率。失速调节型的优点是失速调节简单可靠，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。 2 变桨距调节型风力发电机组 变桨距是指安装在轮载上的叶片通过控制改变其桨距角的大小。其调节方法为：当风电机组达到运行条件时，控制系统命令调节桨距角调到45”，当转速达到一定时，再调节到0“，直到风力机达到额定转速并网发电；在运行过程中，当输出功率小于额定功率时，桨距角保持在0°位置不变，不作任何调节；当发电机输出功率达到额定功率以后，调节系统根据输出功率的变化调整桨距角的大小，使发电机的输出功率保持在额定功率。随着风电控制技术的发展，当输出功率小于额定功率状态时，变桨距风力发电机组采用OptitiP技术，即根据风速的大 风力发电机的几种功率调节方式 作者：佚名发布时间：2009-5-5 调整发电机转差率，使其尽量运行在最佳叶尖速比，优化输出功率。变桨距调节的优点是桨叶受力较小，桨叶做的较为轻巧。桨距角可以随风速的大小而进行自动调节，因而能够尽可能多的吸收风能转化为电能，同时在高风速段保持功率平稳输出。缺点是结构比较复杂，故障率相对较高。 3 主动失速调节型风力发电机组 将定桨距失速调节型与变桨距调节型两种风力发电机组相结合，充分吸取了被动失速和桨距调节的优点，桨叶采用失速特性，调节系统采用变桨距调节。在低风速肘，将桨叶节距调节到可获取最大功率位置，桨距角调整优化机组功率的输出；当风力机发出的功率超过额定功率后，桨叶节距主动向失速方向调节，将功率调整在额定值以下，限制机组最大功率输出，随着风速的不断变化，桨叶仅需要微调维持失速状态。制动刹车时，调节桨叶相当于气动刹车，很大程度上减少了机械刹车对传动系统的冲击。主动失速调节型的优点是其言了定奖距失速型的特点，并在此基础上进行变桨距调节，提高了机同频率后并入电网。机组在叶片设计上采用了变桨距结构。其调节方法是：在起动阶段，通过调节变桨距系统控制发电机转速，将发电机转速保持在同步转速附近，寻找最佳并网时机然后平稳并网；在额定风速以下时，主要调节发电机反力转矩使转速跟随风速变化，保持最佳叶尖速比以获得最大风能；在额定风速以上时，采用变速与桨叶节距双重调节，