一种风力发电机湍流抑制方法，包括以下步骤：1)以风力发电机为中心，在其周围设置风速测量塔测量，得到全方向预警风速；2)通过风力发电机上的风速传感器实时测得本风力发电机的实时风速信息；3)由全方向预警风速得到预测附加桨距角和预测附加转矩；4)由预测附加桨距角、预测附加转矩调整风力发电机的运行，实现对湍流的抑制。本发明预测风力发电机周围的湍流状况，提前的预测使变桨距系统对湍流的响应加快，当湍流发生时，风力发电机已经调整风轮的叶片做好应对，保证风力发电机组在湍流下的正常稳定运行，功率输出恒定保持在额定数值，避免超速现象。
1.一种风力发电机湍流抑制方法，其特征是对风力发电机组的每台风力发电机设有全方向的风能预测风速测量塔、动态前馈控制器、变桨距系统和发电机变流器，通过以下步骤实现湍流抑制：
1）、全方向预警风速测量：以风力发电机为圆心，向外均匀划分出8个方向，在距风力发电机100-200米范围之间，在所述8个方向上分别设置风速测量塔，所述风速测量塔与风力发电机水平轴同等高度，所有风速测量塔测量的风速得到全方向预警风速；
2）、本机风速测量：通过风力发电机上的风速传感器实时测得本风力发电机的实时风速信息，所述实时风速信息用于风力发电机控制系统的实时控制；
3）、预警数据参数化：风力发电机主控系统根据步骤1）得到的全方向预警风速，结合风力发电机当前的风轮方向，以风力发电机为圆心，风力发电机的风轮旋转面为X轴平面，风轮旋转面的垂直向为Y轴，将8个方向的预警风速进行矢量分解，分解为与风轮旋转面平行和垂直的两个风速分量：X轴风速分量和Y轴风速分量，将Y轴风速分量引入动态前馈控制器，根据风速-桨距角曲线计算出预测附加桨距角，根据风速-功率曲线计算预测附加转矩，所述动态前馈控制器为风力发电机组控制系统附加的一个前馈通道；发电机变流器输出发电机的转速信息和转矩信息，作为风力发电机的实时数据；
4）、转矩和变桨距控制：动态前馈控制器调整风力发电机的运行，动态前馈控制器将计算得到的预测附加桨距角、预测附加转矩输入风力发电机的控制系统，与风力发电机的实时数据计算得到的风力发电机桨距角和转矩控制指令进行数学相加，得到桨距角指令和电磁转矩指令，桨距角指令输入变桨距系统，电磁转矩指令输入发电机变流器，调整风力发电机的运行，实现对湍流的抑制。
2.根据权利要求1所述的一种风力发电机湍流抑制方法，其特征是划分的方向中，其中一个与风力发电机偏航位置传感器的零点方向，即偏航编码器输出为最小值的点的方向一致。
3.根据权利要求1或2所述的一种风力发电机湍流抑制方法，其特征是预警数据参数化时，动态前馈控制器中设置经验修正比例系数K，与根据风速-桨距角曲线计算出的预测附加桨距角和根据风速-功率曲线计算出的预测附加转矩相乘，所述系数为0-1之间的数据，根据风力发电机当地的地理环境和风速的实际变化情况在现场进行测试后确定，以使风力发电机在遭遇湍流时，风速的波动更小为原则，对预测附加桨距角和预测附加转矩进行修正调整。
4.根据权利要求1或2所述的一种风力发电机湍流抑制方法，其特征是风力发电机控制系统包括转矩控制器和转速控制器，分别运行转矩控制策略和变桨距控制策略，当步骤
2）测得的风力发电机的实时风速在额定风速上下浮动时，同时保持运行转矩控制策略和变桨距控制策略运行，所述浮动根据风力发电机的运行要求设定浮动范围，发电机转矩信息经PID控制输入转矩控制器，与预测附加转矩叠加后输出转矩控制指令；转速控制器的输入包括转速偏差和转矩偏差，转速偏差为发电机转速和风力发电机的设定转速经PID控制得到，转矩偏差由测量的发电机转矩和风力发电机的设定转矩得到，转矩偏差与转速偏差生成联合偏差，联合偏差形成的桨距角指令加上预测附加桨距角指令后形成最终桨距角指令。
5.根据权利要求3所述的一种风力发电机湍流抑制方法，其特征是风力发电机控制系统包括转矩控制器和转速控制器，分别运行转矩控制策略和变桨距控制策略，当步骤2）测得的风力发电机的实时风速在额定风速上下浮动时，同时保持运行转矩控制策略和变桨距控制策略运行，所述浮动根据风力发电机的运行要求设定浮动范围，发电机转矩信息经PID控制输入转矩控制器，与预测附加转矩叠加后输出转矩控制指令；转速控制器的输入包括转速偏差和转矩偏差，转速偏差为发电机转速和风力发电机的设定转速经PID控制得到，转矩偏差由测量的发电机转矩和风力发电机的设定转矩得到，转矩偏差与转速偏差生成联合偏差，联合偏差形成的桨距角指令加上预测附加桨距角指令后形成最终桨距角指令。
6.根据权利要求1或2所述的一种风力发电机湍流抑制方法，其特征是风力发电机组采用双馈变速恒频技术，变桨距系统为电动变桨距系统，发电机变流器为双馈变流器，其中电动变桨距系统对风力发电机叶轮的每只叶片以不同的角度进行驱动。
7.根据权利要求3所述的一种风力发电机湍流抑制方法，其特征是风力发电机组采用双馈变速恒频技术，变桨距系统为电动变桨距系统，发电机变流器为双馈变流器，其中电动变桨距系统对风力发电机叶轮的每只叶片以不同的角度进行驱动。
8.根据权利要求4所述的一种风力发电机湍流抑制方法，其特征是风力发电机组采用双馈变速恒频技术，变桨距系统为电动变桨距系统，发电机变流器为双馈变流器，其中电动变桨距系统对风力发电机叶轮的每只叶片以不同的角度进行驱动。
9.根据权利要求5所述的一种风力发电机湍流抑制方法，其特征是风力发电机组采用双馈变速恒频技术，变桨距系统为电动变桨距系统，发电机变流器为双馈变流器，其中电动变桨距系统对风力发电机叶轮的每只叶片以不同的角度进行驱动。
一种风力发电机湍流抑制方法
技术领域
[0001] 本发明涉及大型风力发电机组的运行与控制技术，尤其涉及风力发电机组的载荷缓解、优化技术，为一种风力发电机湍流抑制方法。
背景技术
[0002] 为保证风力发电机组的安全性和长期稳定可靠运行，风力发电机组的设计需要考虑运行环境条件和电力环境的影响，这些影响主要体现在载荷、适用寿命和正常工作等几个方面。各类环境条件分为正常外部条件和极端外部条件，其中正常外部条件涉及的是长期疲劳载荷和运行状态。极端外部条件出现机会很少，但它是潜在的临界外部设计条件。风电机组载荷设计需要同时考虑这些外部条件和风力机运行模式。
[0003] 风力发电机组的功率输出随着风速而增大，直到达到额定功率输出，此后，即使风速增大，功率输出恒定保持在额定数值。这通常通过调节桨距角来控制风轮转速，伴随着风速的增大，发电机速度和由此的发电机输出可以比较恒定。
[0004] 湍流是一个复杂的过程，难以用简单明确的方程来表示或者预测。一般情况下，研究湍流的统计特性显得更为重要。湍流强度(turbulence intensity，简写为TI)是指10分钟内风速随机变化幅度大小，是10分钟平均风速的标准偏差与同期平均风速的比率，是风电机组运行中承受的正常疲劳载荷，是IEC61400-1风机安全等级分级的重要参数之一。在现实中，湍流的变化并不仅仅反映在风速的突变上，风向在一些地区由于地形等各方面的影响在一定条件下也会产生突然的变化，目前已知的普通办法仅能预测逆风风向上的风速突变，对于风向的变化没有相应的处理办法，对湍流的抑制有一定的局限性。
发明内容
[0005] 本发明要解决的问题是：风力发电机在湍流风况下，特别是突变的湍流风况下，风对称性载荷以及风轮转速、输出功率会出现较大的振荡，难以稳定运行，超速现象显著，并且会降低风力发电机组寿命，现有的湍流抑制办法只考虑逆风向的风速测量，对于风向的突变没有处理，需要一种更稳定有效的方法抑制湍流风况，包括风速与风向的突变对风力发电机的影响，使风力发电机在湍流风况下也能稳定运行。
[0006] 本发明的技术方案为：一种风力发电机湍流抑制方法，对风力发电机组的每台风力发电机设有全方向的风能预测风速测量塔、动态前馈控制器、变桨距系统和发电机变流器，通过以下步骤实现湍流抑制：
[0007] 1)、全方向预警风速测量：以风力发电机为圆心，向外均匀划分出8个方向，在距风力发电机100-200米范围之间，在所述8个方向上分别设置风速测量塔，所述风速测量塔与风力发电机水平轴同等高度，所有风速测量塔测量的风速得到全方向预警风速；
[0008] 2)、本机风速测量：通过风力发电机上的风速传感器实时测得本风力发电机的实时风速信息，所述实时风速信息用于风力发电机控制系统的实时控制；
[0009] 3)、预警数据参数化：风力发电机主控系统根据步骤1)得到的全方向预警风速，结合风力发电机当前的的风轮方向，以风力发电机为圆心，风力发电机的风轮旋转面为X轴平面，风轮旋转面的垂直向为Y轴，将8个方向的预警风速进行矢量分解，分解为与风轮旋转面平行和垂直的两个风速分量：X轴风速分量和Y轴风速分量，将Y轴风速分量引入动态前馈控制器，根据风速-桨距角曲线计算出预测附加桨距角，根据风速-功率曲线计算预测附加转矩，所述动态前馈控制器为风力发电机组控制系统附加的一个前馈通道；发电机变流器输出发电机的转速信息和转矩信息，作为风力发电机的实时数据；
[0010] 4)、转矩和变浆距控制：动态前馈控制器调整风力发电机的运行，动态前馈控制器将计算得到的预测附加桨距角、预测附加转矩输入风力发电机的控制系统，与风力发电机的实时数据计算得来到的风力发电机桨距角和转矩控制指令进行数学相加，得到桨距角指令和电磁转矩指令，桨距角指令输入变桨距系统，电磁转矩指令输入发电机变流器，调整风力发电机的运行，实现对湍流的抑制。
[0011] 作为优选，划分的的方向中，其中一个与风力发电机偏航位置传感器的零点方向，即偏航编码器输出为最小值的点的方向一致。
[0012] 预警参数数据化时，动态前馈控制器中设置经验修正比例系数K，与根据风速-桨距角曲线计算出的预测附加桨距角和根据风速-功率曲线计算出的预测附加转矩相乘，所述系数为0-1之间的数据，根据风力发电机当地的地理环境和风速的实际变化情况在现场进行测试后确定，以使风力发电机在遭遇湍流时，风速的波动更小为原则，对预测附加桨距角和预测附加转矩进行修正调整。
[0013] 风力发电机控制系统包括转矩控制器和转速控制器，分别运行转矩控制策略和变桨距控制策略，当步骤2)测得的风力发电机的实时风速在额定风速上下浮动时，同时保持运行转矩控制策略和变桨距控制策略运行，所述浮动根据风力发电机的运行要求设定浮动范围，发电机转矩信息经PID控制输入转矩控制器，与预测附加转矩叠加后输出转矩控制指令；转速控制器的输入包括转速偏差和转矩偏差，转速偏差为发电机转速和风力发电机的设定转速经PID控制得到，转矩偏差由测量的发电机转矩和风力发电机的设定转矩得到，转矩偏差与转速偏差生成联合偏差，联合偏差形成的桨距角指令加上预测附加桨距角指令后形成最终桨距角指令。
[0014] 本发明风力发电机组采用双馈变速恒频技术，变桨距系统为电动变桨距系统，发电机变流器为双馈变流器，其中电动变桨距系统对风力发电机叶轮的每只叶片以不同的角度进行驱动。
[0015] 在突变的湍流风况下，风速、湍流以及风切边的剧烈变换时间间隔较小，在这种情况下，要降低风轮的不对称载荷并使风力发电机组的公率输出恒定，需要风机主控系统能够得到短时间内的风速预测量数据，从而可提前计算一段时间后的桨距角和转矩。由于湍流的变化复杂，风速的测量地点对预测非常重要；根据现有的变桨距系统通用模型，变桨系统的响应时间在0.3秒左右，综合以上多方面因素，本发明确定了以距风力发电机100～200米处的范围测量风速最佳。通过本发明，可以根据湍流预先变化桨距角，减轻风机的载荷，稳定转速，延长风机的使用寿命。本发明的风速预警能提前至少4秒预知8个方向上的风速变化，进行预测数据参数化。
[0016] 本发明基于测量的当前风速及湍流情况，采用全方向风预测技术、矢量分解算法、前馈控制技术，提前预测湍流将对机组产生的影响，将预警风速的附加桨距角和附加转矩与实时控制数据相加，提前对湍流进行预处理，提前进行桨距角和转矩的变化，保证湍流产生时，风机的转速平稳，有效降低风力发电机组的不对称载荷。
[0017] 综合以上所述，本发明通过预测的湍流状况，感知风力发电机组各叶片的动态载荷，在至少一个叶片处湍流动态变化之前，基于所感测的风湍流动态控制风力发电机组的相应叶片桨距角，从而在所述风轮上降低由于风湍流引起的风轮飞对称性载荷，风力发电机在风速突变时能及时调整，实现稳定运行，延长所述风力发电机组寿命。提前的预测使变桨距系统对湍流的响应加快，当湍流发生时，风力发电机已经调整风轮的叶片做好应对，保证风力发电机组在湍流下的正常稳定运行，功率输出恒定保持在额定数值，避免超速现象。
附图说明
[0018] 图1为本发明风速预警测量的风速测量塔布置方向示意图。
[0019] 图2为本发明风速预警测量的风速测量塔布置高度示意图。
[0020] 图3为本发明风力发电机系统结构示意图。
[0021] 图4为本发明风力发电机的控制系统结构图。
[0022] 图5为本发明控制流程图。
[0023] 图6为本发明风速变化转速曲线对比图。
具体实施方式
[0024] 对风力发电机组的每台风力发电机设有全方向的风能预测风速测量塔、动态前馈控制器、变桨距系统和发电机变流器，通过以下步骤实现湍流抑制：
[0025] 1)、全方向预警风速测量：以风力发电机为圆心，向外均匀划分出8个方向，在距风力发电机100-200米范围之间，在所述8个方向上分别设置风速测量塔，理论上设置更多测风塔能更好测量全方向风速变化，但是考虑到实施的难度和计算的复杂性设置8个方向的测风塔已经可以反映反向的风速变化。所述风速测量塔与风力发电机水平轴同等高度，也有风速的测量位置与风力发电机的轮毂同高，所有风速测量塔测量的风速得到全方向预警风速；参照图1和图2，在以风机为中心的8个方向上均匀设置风速测量塔，风速测量塔的测风位置与风力发电机机舱轮毂同高度处，作为优选，划分的的方向中，其中一个与风力发电机偏航位置传感器的零点方向，即偏航编码器输出为最小值的点的方向一致，以方便进行风速的矢量分解与计算，风速测量塔的距离本风机100-200米，风速测量塔位于以风力发电机为中心的同一圆周上，保证风机的控制系统在突变25米/秒的风速突变下还可以有足够的响应时间；
[0026] 2)、本机风速测量：通过风力发电机上的风速传感器实时测得本风力发电机的实时风速信息，所述实时风速信息用于传统风力发电机的控制系统中的对应实时控制；
[0027] 3)、预警数据参数化：风力发电机主控系统根据步骤1)得到的全方向预警风速，结合风力发电机当前的的风轮方向，以风力发电机为圆心，风力发电机的风轮旋转面为X轴平面，风轮旋转面的垂直向为Y轴，将8个方向的预警风速进行矢量分解，分解为与风轮旋转面平行和垂直的两个风速分量：X轴风速分量和Y轴风速分量，其中X轴风速分量对于风机的影响相当小，可进行忽略，将Y轴风速分量引入动态前馈控制器，根据风速-桨距角曲线计算出预测附加桨距角，根据风速-功率曲线计算预测附加转矩，风速-桨距角曲线和风速-功率曲线根据各种机型的不同设计并不相同，具体参考各风力发电机厂家的风力发电机设计手册，所述动态前馈控制器为风力发电机组控制系统附加的一个前馈通道；发电机变流器输出发电机的转速信息和转矩信息，作为风力发电机的实时数据；
[0028] 4)、转矩和变浆距控制：动态前馈控制器调整风力发电机的运行，动态前馈控制器将计算得到的预测附加桨距角、预测附加转矩输入风力发电机的控制系统，与风力发电机的实时数据计算得来到的风力发电机桨距角和转矩控制指令进行数学相加，得到桨距角指令和电磁转矩指令，桨距角指令输入变桨距系统，电磁转矩指令输入发电机变流器，调整风力发电机的运行，实现对湍流的抑制。
[0029] 如图4，风力发电机控制系统包括转矩控制器和转速控制器，分别运行转矩控制策略和变桨距控制策略，当步骤2)测得的风力发电机的实时风速在额定风速上下浮动时，同时保持运行转矩控制策略和变桨距控制策略运行，所述浮动根据风力发电机的运行要求设定浮动范围，如20％的浮动范围，发电机转矩信息经PID控制输入转矩控制器，与预测附加转矩叠加后输出转矩控制指令；转速控制器的输入包括转速偏差和转矩偏差，转速偏差为发电机转速和风力发电机的设定转速经PID控制得到，转矩偏差由测量的发电机转矩和风力发电机的设定转矩得到，转矩偏差与转速偏差生成联合偏差，联合偏差形成的桨距角指令加上预测附加桨距角指令后形成最终桨距角指令。这里的转矩控制策略和变桨距控制策略在《一种兆瓦级风机的联合控制策略》专利公开号：CN101660489A中已有公开，不再详述。
[0030] 预警参数数据化时，动态前馈控制器中设置经验修正比例系数K，与根据风速-桨距角曲线计算出的预测附加桨距角和根据风速-功率曲线计算出的预测附加转矩相乘，所述系数为0-1之间的数据，根据风力发电机当地的地理环境和风速的实际变化情况在现场进行测试后确定，以使风力发电机在遭遇湍流时，风速的波动更小为原则，对预测附加桨距角和预测附加转矩进行修正调整。
[0031] 本发明前馈控制器中采用经验修正比例系数K，此系数为0-1之间的数据。该系数直接作用于预测的桨距和转矩指令。根据当地的地理环境和风速的实际变化情况在现场进行测试，以使风机在遭遇湍流时，风速的波动更小为原则进行调整。也可根据类似条件现场的经验数据来类推调整。由于湍流的产生受到大气和地形因素等多方面的影响，系统模型的不可能建立精确的数学模型，根据预警数据得到的附加桨距角和附加转矩对于单个风机产生的影响不尽相同。引入修正系数K就是为了解决不同风场的个体差异，拓展本办法的适用性。
[0032] 参照图3，图中示意性地显示出本发明风力发电机的系统组成，包括塔基控制器CPU及IO、发电机变流器、机舱远程IO、本风力发电机风速测量装置、变桨距系统一级风速预警装置等组成，风速预警测量装置包括风能预测风速测量塔和动态前馈控制器，由风速预警测量装置为风机提供4s-8s的8个方向的风速预警信息。风速预警数据通过信号放大或现场总线通讯传递到风力发电机组主控系统，控制器对于8个方向的风速，结合目前的风机位置进行风速的矢量分解，得到与风轮旋转面垂直的Y轴分量。将此分量因各入前馈控制器得到预测的附加桨距角和附加转矩指令，附加指令与当前的实时控制指令叠加后，产生最终的桨距角和转矩指令。从而缓解湍流作用而产生的风力发电机组风轮的不对称载荷和转速的大范围超速 。
[0033] 参照图4与图5，采用风速预警测量方式可以提前预知4s-8s后的8个方向风速变化情况。风力发电机控制系统可根据预警数据，提前做出相应的参数调整，提前进行桨距角和转矩的调整。由于转矩的加载是由发电机变流器完成，现在市场上的发电机变流器在4s内均可以完成从0转矩至满功率转矩的加载过程，转矩变化时间充足。而桨距角由于功率控制所需的桨距角仅有0-35°区间(见科学出版社2007年9月第一版《风能技术》，美Tony Burton著，武鑫等译298页)现在的电动变桨系统已经可以保证进行9°/s的变桨速率，4s已经可以覆盖全部的可控功率的桨距角区间，从而保证了风力发电机在本发明下的完全可调性。
[0034] 风力发电机组最主要的不可控因素是随机变化的风速，它是影响控制品质最大的外部干扰.由控制论可知，系统干扰分为外部干扰与内部干扰、可测量干扰与不可测量干扰.虽然风速是我们无法控制的，但它是风电机组运行中必须时刻监测的重要变量，因此它属于可测量的外部干扰.风力发电系统动态响应的快速性不够理想，加入动态前馈控制，可大大消除随机性外扰对系统的影响，并可进一步提高控制品质。通过此办法，能够对风力发电机的湍流进行一定程度的抑制，其仿真转速曲线参见图6。未采用本发明方法时，风机在遭遇湍流时，转速的波动非常明显，无论是波动的范围还是波动的时间均较大。采用本发明方法后，虽然在湍流前风机的转速有一点下降，但是整体的转速波动范围和时间均得到了比较好的控制，风机的运行更加平稳、柔顺，湍流得到了比较好的抑制。对于风向变化的仿真，由于对于风速进行了矢量分解，其结果均与图5相类似，但是由于风向不与风机旋转面垂直时，经过分解后的风速均＜25米/秒，其仿真曲线对于湍流抑制的明显程度均不如图6明显，这里就不再列举。
