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一种风力发电机组的变桨控制方法

阅读：84发布：2021-03-03

IPRDB可以提供一种风力发电机组的变桨控制方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本发明公开了一种风力发电机组的变桨控制方法，包括获取风力发电机机组的风轮的实时转速和叶片的实时桨距角；根据所述实时转速和所述实时桨距角并通过比例微分控制算法计算得到所述叶片的变桨速度；根据所述变桨速度控制所述叶片变桨旋转。与传统的比例积分控制算法相比，减少了将桨距角转换成变桨速度的转换环节，而是直接获得变桨速度，从而避免了转换环节增加的延时及不确定性，加快了系统的跟踪速度，提高了风电机组变桨系统的动态响应能力，解决了机组在大风强湍流情况下的超速问题。从而避免了极端载荷的产生，降低了机组的疲劳损伤，提高了机组的可利用率和发电量。，下面是一种风力发电机组的变桨控制方法专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种风力发电机组的变桨控制方法，其特征在于，包括：获取风力发电机机组的风轮的实时转速和叶片的实时桨距角；

根据所述实时转速和所述实时桨距角并通过比例微分控制算法计算得到所述叶片的变桨速度；

根据所述变桨速度控制所述叶片变桨旋转。

2.根据权利要求1所述的变桨控制方法，其特征在于，所述根据所述实时转速和所述实时桨距角并通过比例微分控制算法计算得到所述叶片的变桨速度具体包括：获取控制算法的比例系数、微分系数、比例部分桨距角非线性增益、比例部分转速非线性增益、微分部分桨距角非线性增益、微分部分转速非线性增益、所述风轮的实时转速偏差和实时转速加速度；

通过公式y＝Kp*Gp(θ)*Gp(ω)*x+Kd*Gd(θ)*Gd(ω)*a计算得到所述变桨速度；

其中y为所述变桨速度，Kp为所述比例系数，θ为所述实时桨距角，ω为所述实时转速，Gp(θ)为所述比例部分桨距角非线性增益，Gp(ω)为所述比例部分转速非线性增益，x为所述实时转速偏差，Kd为所述微分系数，Gd(θ)为所述微分部分桨距角非线性增益，Gd(ω)为所述微分部分转速非线性增益，a为所述实时转速加速度。

3.根据权利要求1至2任意一项所述的变桨控制方法，其特征在于，所述根据所述变桨速度控制所述叶片变桨旋转具体包括：将所述变桨速度分别与预设最大速度及预设最小速度比较；

当所述变桨速度小于所述预设最大速度并且大于所述预设最小速度时，控制所述叶片以所述变桨速度变桨旋转。

4.根据权利要求3所述的变桨控制方法，其特征在于，所述根据所述变桨速度控制所述叶片变桨旋转还包括：将所述变桨速度分别与预设最大速度及预设最小速度比较；

当所述变桨速度大于或等于所述预设最大速度时，控制所述叶片以所述预设最大速度变桨旋转；

当所述变桨速度小于或等于所述预设最小速度时，控制所述叶片以所述预设最小速度变桨旋转。

5.根据权利要求4所述的变桨控制方法，其特征在于，所述预设最小变桨速度根据预设最小桨距角与所述实时桨距角的差值得出。

说明书全文

一种风力发电机组的变桨控制方法

技术领域

[0001] 本发明涉及风力发电领域，特别是涉及一种风力发电机组的变桨控制方法。

背景技术

[0002] 风力发电机组具有清洁高效的优点，广泛应用于发电领域。为了适应不同风力，需要对其叶片进行变桨控制，即改变叶片的迎角。在现有技术中，变桨控制多以风轮转速为输入，桨距角为输出的传统控制计算方法，即根据风轮的实时转速，通过比例积分控制算法得到桨距角，再由变桨执行机构实现桨距角的跟踪，控制叶片变桨旋转至得出的桨距角，进而实现对风轮转速的控制。

[0003] 但是随着风电机组单机容量的增大及风轮叶片的加长，导致风轮转动惯量增大及风轮转速控制滞后时间延长。传统的比例积分控制在风速快速变化的风况下，容易导致机组超速及极端载荷的发生。

[0004] 因此，如何提供一种具有较高动态响应能力并避免极端载荷产生的风力发电机组的变桨控制方法是本领域技术人员目前需要解决的计算问题。

发明内容

[0005] 本发明的目的是提供一种风力发电机组的变桨控制方法，具有较高动态响应能力并能够避免极端载荷产生。

[0006] 为解决上述技术问题，本发明提供一种风力发电机组的变桨控制方法，包括：

[0007] 获取风力发电机机组的风轮的实时转速和叶片的实时桨距角；

[0008] 根据所述实时转速和所述实时桨距角并通过比例微分控制算法计算得到所述叶片的变桨速度；

[0009] 根据所述变桨速度控制所述叶片变桨旋转。

[0010] 优选地，所述根据所述实时转速和所述实时桨距角并通过比例微分控制算法计算得到所述叶片的变桨速度具体包括：

[0011] 获取控制算法的比例系数、微分系数、比例部分桨距角非线性增益、比例部分转速非线性增益、微分部分桨距角非线性增益、微分部分转速非线性增益、所述风轮的实时转速偏差和实时转速加速度；

[0012] 通过公式y＝Kp*Gp(θ)*Gp(ω)*x+Kd*Gd(θ)*Gd(ω)*a计算得到所述变桨速度；

[0013] 其中y为所述变桨速度，Kp为所述比例系数，θ为所述实时桨距角，ω为所述实时转速，Gp(θ)为所述比例部分桨距角非线性增益，Gp(ω)为所述比例部分转速非线性增益，x为所述实时转速偏差，Kd为所述微分系数，Gd(θ)为所述微分部分桨距角非线性增益，Gd(ω)为所述微分部分转速非线性增益，a为所述实时转速加速度。

[0014] 优选地，所述根据所述变桨速度控制所述叶片变桨旋转具体包括：

[0015] 将所述变桨速度分别与预设最大速度及预设最小速度比较；

[0016] 当所述变桨速度小于所述预设最大速度并且大于所述预设最小速度时，控制所述叶片以所述变桨速度变桨旋转。

[0017] 优选地，所述根据所述变桨速度控制所述叶片变桨旋转还包括：

[0018] 将所述变桨速度分别与预设最大速度及预设最小速度比较；

[0019] 当所述变桨速度大于或等于所述预设最大速度时，控制所述叶片以所述预设最大速度变桨旋转；

[0020] 当所述变桨速度小于或等于所述预设最小速度时，控制所述叶片以所述预设最小速度变桨旋转。

[0021] 优选地，所述预设最小变桨速度根据预设最小桨距角与所述实时桨距角的差值得出。

[0022] 本发明提供一种风力发电机组的变桨控制方法，包括获取风力发电机机组的风轮的实时转速和叶片的实时桨距角；根据实时转速和实时桨距角并通过比例微分控制算法计算得到叶片的变桨速度；根据变桨速度控制叶片变桨旋转。即通过比例微分控制算法计算得出叶片变桨旋转时的变桨速度，系统根据此变桨速度对变桨执行机构进行速度控制，即控制叶片的变桨时的运动速度。与传统的比例积分控制算法相比，减少了将桨距角转换成变桨速度的转换环节，而是直接获得变桨速度，从而避免了转换环节增加的延时及不确定性，加快了系统的跟踪速度，提高了风电机组变桨系统的动态响应能力，解决了机组在大风强湍流情况下的超速问题。从而避免了极端载荷的产生，降低了机组的疲劳损伤，提高了机组的可利用率和发电量。

附图说明

[0023] 图1为本发明所提供的风力发电机组的变桨控制方法的一种具体实施方式的流程框图。

具体实施方式

[0024] 本发明的核心是提供一种风力发电机组的变桨控制方法，具有较高动态响应能力并能够避免极端载荷产生。

[0025] 为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步的详细说明。

[0026] 请参考图1，图1为本发明所提供的风力发电机组的变桨控制方法的一种具体实施方式的流程框图。

[0027] 本发明具体实施方式提供的变桨控制方法，包括：

[0028] 获取风力发电机机组的风轮的实时转速和叶片的实时桨距角；

[0029] 根据实时转速和实时桨距角并通过比例微分控制算法计算得到叶片的变桨速度；

[0030] 根据变桨速度控制叶片变桨旋转。

[0031] 即通过比例微分控制算法计算得出叶片变桨旋转时的变桨速度，系统根据此变桨速度对变桨执行机构进行速度控制，即控制叶片变桨时的运动速度。与传统的比例积分控制算法相比，减少了将桨距角转换成变桨速度的转换环节，而是直接获得变桨速度，从而避免了转换环节增加的延时及不确定性，加快了系统的跟踪速度，提高了风电机组变桨系统的动态响应能力，解决了机组在大风强湍流情况下的超速问题。从而避免了极端载荷的产生，降低了机组的疲劳损伤，提高了机组的可利用率和发电量。

[0032] 具体计算方法为获取控制算法的比例系数、微分系数、比例部分桨距角非线性增益、比例部分转速非线性增益、微分部分桨距角非线性增益、微分部分转速非线性增益、风轮的实时转速偏差和实时转速加速度；

[0033] 通过公式y＝Kp*Gp(θ)*Gp(ω)*x+Kd*Gd(θ)*Gd(ω)*a计算得到变桨速度；

[0034] 其中y为变桨速度，Kp为比例系数，θ为实时桨距角，ω为实时转速，Gp(θ)为比例部分桨距角非线性增益，Gp(ω)为比例部分转速非线性增益，x为实时转速偏差，Kd为微分系数，Gd(θ)为微分部分桨距角非线性增益，Gd(ω)为微分部分转速非线性增益，a为实时转速加速度。

[0035] Gp(θ)、Gp(ω)、Gd(θ)和Gd(ω)为分段函数，且在某一分段内可以近似为线性函数，可以通过查询关系表的方式得到实时桨距角和实时转速对应的分段函数的端点值，再根据端点值估算出对应数值。从而获取比例部分桨距角非线性增益、比例部分转速非线性增益、微分部分桨距角非线性增益和微分部分转速非线性增益。其他系数可以根据不同机型以经验公式获取，也可根据环境情况计算得出。

[0036] 在本发明具体实施方式提供的变桨控制方法的基础上，根据变桨速度控制叶片变桨旋转具体包括：

[0037] 获取预设最大速度和预设最小速度，将变桨速度分别与预设最大速度及预设最小速度比较；

[0038] 当变桨速度小于预设最大速度并且大于预设最小速度时，控制叶片以变桨速度变桨旋转；

[0039] 当变桨速度大于或等于预设最大速度时，控制叶片以预设最大速度变桨旋转；

[0040] 当变桨速度小于或等于预设最小速度时，控制叶片以预设最小速度变桨旋转。

[0041] 即计算得出的变桨速度在预设范围内时，以得出的变桨速度控制叶片，当超出预设范围时，为了保证系统稳定，计算得出的变桨速度过大时，以预设最大速度控制叶片，计算得出的变桨速度过小时，以预设最小速度控制叶片。

[0042] 其中，变桨速度为正表示叶片朝顺桨方向旋转，变桨速度为负表示叶片朝顺桨反方向旋转，同时根据不同机型确定预设最大速度，可以为8.0°/s，预设最小速度根据预设最小桨距角与实时桨距角的差值得出，且不小于-5.0°/s。

[0043] 以上对本发明所提供的风力发电机组的变桨控制方法进行了详细介绍。本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以对本发明进行若干改进和修饰，这些改进和修饰也落入本发明权利要求的保护范围内。

标题	发布/更新时间	阅读量
风力发电机组-专利编号CN107420274A	2020-05-12	662
风力发电机组-专利编号CN107255065A	2020-05-12	646
风力发电机组-专利编号CN109944746A	2020-05-11	754
风力发电机组-专利编号CN106762465B	2020-05-11	74
风力发电机组-专利编号CN102889182B	2020-05-12	315
风力发电机组-专利编号CN103470453A	2020-05-13	215
风力发电机组-专利编号CN102619699A	2020-05-13	61
风力发电机组-专利编号CN103470453B	2020-05-13	208
风力发电机组-专利编号CN108005862A	2020-05-11	663
风力发电机组-专利编号CN109751193A	2020-05-11	919

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