6-7-10-目錄TOC\o"1-2"\h\u3213 723380 729802 76613 75309 727391 714841 79140 716056 84225 828762 822561 813833 86923 829831 8119 815786 89342 84208 814397 822297 827692 831400 915877 924495 920195 932351 919347 96190 940 924464 914658 919097 926816一、狀態(tài)監(jiān)測用的傳感器類型 920347 928836 11584 1120085 111366 1329289 152619第一節(jié)風力機的能量轉(zhuǎn)換過程 1510518 1720288 2229570 239647 2618624 3312150 3321894 4114063 4312636 5522985 5532340 6118541 6320329 659552 7221242 7211281 7227132 7818010 8422997 849425 9230212 11825766 12718426 14720098 16911987第一節(jié)大型風電機組獨立變槳控制技術理論研究 16925047 17732213 17914317 1976106第五節(jié)基于LGQ 22025634 22714096 22725382 23019380 23931050 23929110 2438217 25015463 25326062 25320633 26530054第三節(jié)基于LPV 30118662 31029793 32131985 3212927第二節(jié)風電機組的性能測試 333能源、環(huán)境是當今人類生存和發(fā)展所要解決的緊迫問題。常規(guī)能源以煤、石油、天然氣為主，它不僅資源有限，而且會造成嚴重的大氣污染。因此，對可再生能源的開發(fā)利用，特別是對風能的開發(fā)利用，已受到世界各國的高度重視。據(jù)專家們估計，地球上所接收到的太陽輻射能大約有2轉(zhuǎn)換成風能，可裝機發(fā)電達10，每年可發(fā)出電力18h。近10年來風力發(fā)電在全球范圍持續(xù)高速增長，2014過369。風力發(fā)電的高速發(fā)展，促進了風力發(fā)電技術的不斷進步，為風力發(fā)電更大規(guī)模的發(fā)展提供了可能。圖1-1圖1-2圖1-3早期定槳距恒速風力發(fā)電機組的風輪大都采用槳葉與輪轂剛性連接的結(jié)構(gòu)，即所謂定槳距風輪。槳葉尖部1.5～2.5制的葉尖擾流器。當風力發(fā)電機組需要脫網(wǎng)停機時，葉尖擾流器可按控制指令釋放并旋轉(zhuǎn)大角度形成氣動阻力，使風輪轉(zhuǎn)速迅速下降，這一功能通常稱為空氣動力制動。由于風力發(fā)電機組起動停車頻繁，風輪又具有很大的轉(zhuǎn)動慣量，通常風輪的轉(zhuǎn)速都設計在10～20n左右，機組容量越大，轉(zhuǎn)速越低，輪箱。變速恒頻風電力發(fā)機組主要有雙饋異步式和永磁同步式兩種。雙饋異步式變速恒頻風力發(fā)電機組的發(fā)電機定子直接與電網(wǎng)相連，轉(zhuǎn)子通過變流器與電網(wǎng)相連，從定子和轉(zhuǎn)子兩側(cè)向電網(wǎng)輸出電流，如圖12永磁體，由定子通過全功率變流器向電網(wǎng)輸電，如圖13所示。這兩種機組都可以由變流器實現(xiàn)無沖擊并網(wǎng)和脫網(wǎng)。圖1-4圖1-5IΦ″+BΦ′+KΦ=FA（1-IΦ″+B′Φ+KΦ=FA-FC（1-FC=k1Φ+k2Φ′（1-IΦ″+（B+k2）Φ′+（K+k1）Φ=FA（1-第一節(jié)風力機的能量轉(zhuǎn)換過程上式即為風能的表達式。在國際單位制中，ρ的單位是kg/m3，L的單位是m3，v的單位是m/s，E的單位是Wv2──圖2-1F=ρSv（v1-v2）（2-3） 將上式除以氣流通過掃掠面S時風所具有的動能，可推得風力機的理論最大效率（或稱理論風能利用系數(shù)風能利用系數(shù)葉尖速比一、葉型的幾何參數(shù)和氣流角（見圖2-圖2-2B點——后緣（TrailingA點——前緣（Leadingedge），——葉型相對厚度，，通常為葉型中線————葉型相對彎度，i=θ+θ0（2-15）此處θ0是負值，θ和i圖2-3為了表示壓力沿表面的變化，可作槳葉表面的垂線，用垂線的長度Kpρ、p0、v──圖2-4 F2+F2 C2+C2 圖2-5（二）埃菲爾極線（Eiffel圖2-6圖2-7Cd=Cdo+Cdi（2-圖2-8i=i0+?（2-α──是展弦比，α=L2/SCn=Clcosi﹢Cdsini（2-圖2-9v=u+ww=v-u（2-圖2-10P=ΣdFav=Fav（2-32）軸功率Pu=Tω（2-33）（一）此處v1和v2dFa=ρv2dS=2πρv2rdr（2-（二）

圖2-11 ，消去ω和v1后得到葉尖速比λ0和風輪直徑確定后，可由下式計算不同半徑r處的傾斜角式（2-46）說明，給定半徑r處的弦長，隨葉尖速比λ0dFu=dLsinI-dDcosI圖2-12為了計算氣流通過風輪時的誘導渦，建立了許多理論，例如bnn、nk、u和u等的理論，所有這些理論都引用了渦流系統(tǒng)。由于這些理論的計算值都是很相近的，本節(jié)只限于介紹由美國馬薩諸塞州h大學提出的經(jīng)過改進的u理論。圖2-13（一）圖2-14（二）dFa=mΔv=m（v1-dFa=ρπv2rdr（1-k2）（2-同樣，若考慮到角動量的關系，可得到轉(zhuǎn)矩dT=ρπv1r3dr（1+k）Ω（三）dPu=ωdT=ρπr3drω2v1（1+k）（h-1）（2-λ=ωr/v14k3-因4cos3θ-利用本節(jié)第二和第三個問題所推得的關系式替換dFa、dFu、v和圖215中表明，高葉尖速比0時，要想獲得好的特性，要求葉片具有非常低的粗糙度。對于給定的葉尖速比0，當ε高，它在埃菲爾極線中對應于ε最小值那一點，即d最小時，功率系數(shù)最大。圖2-15考慮阻力損失時的CP八、實際風力機的CP圖2-16圖2-17實際風力機的CPA—BetzB—理想的CPC—D—E—實際的CP圖3-1風力機CP-λ圖3-2定槳距風力機的CP-λ由式（32）可見，在風速給定的情況下，風輪獲得的功率將取決于功率系數(shù)。如果在任何風速下，風電機組都能在x點運行，便可增加其輸出功率。根據(jù)圖32，在任何風速下，只要使得風輪的葉尖速比op，就可維持風電機組在x下運行。因此，風速變化時，只要調(diào)節(jié)風輪轉(zhuǎn)速，使葉尖速度與風速之比保持不變，就可獲得最佳的功率系數(shù)。這就是變速恒頻風電機組進行轉(zhuǎn)速控制的基本目標。λ=λopt=9（3-Pm=kCPmaxv3（3-vTS=2πRns（3-為了不用風速控制風電機組，可以修改功率表達式，以消除對風速的依賴關系，按已知的x和op計算op以導出功率是角速度的函數(shù)，三次方關系仍然成立，即最佳功率op與角速度的三次方成正比，也即最佳控制轉(zhuǎn)矩與角速度的三次方成正比：Kopt——作點運行在CPmax上。理想的變速恒頻運行的風電機組的工作點是由若干條曲線組成的，其中在額定風速以下的段為切入階段，點對應的是切入轉(zhuǎn)速。段為變速運行階段，風電機組在此區(qū)域獲得Px。在點，機組已經(jīng)達到額定轉(zhuǎn)速，當風速繼續(xù)增加時，機組運行在段，直至在限制。穩(wěn)態(tài)情況下，機組在點實現(xiàn)額定運行。當風速繼續(xù)上升時，機組將調(diào)整槳距角以限制風輪的吸收功率。在動態(tài)情況下，由于變槳調(diào)整的響應較慢，機組為保證額定的功率輸出，在安全限制內(nèi)將允許動態(tài)轉(zhuǎn)速超過額定值，而后在變槳系統(tǒng)的氣動調(diào)節(jié)實現(xiàn)限制風輪吸收功率的效果后向額定運行點進行回調(diào)，也即在大于額定風速的情況下，機組在由機組本身的特性決定。圖3-3風電機組在運行區(qū)域內(nèi)的轉(zhuǎn)矩-三、實度對風力機特性的影響（阻尼損失大約與葉尖速比的三次方成比例）低，CPmax的降低是由失速損失所造成的。圖3-4不同葉片數(shù)量情況下的CP-λ四、CQ-λ曲線圖3-5不同葉片數(shù)量情況下的CQ-λ五、CT-λ曲線圖3-6不同葉片數(shù)量情況下的CT-λ六、KP-1/λ曲線對于固定槳距的風力機，1曲線和1曲線如圖37所示，1曲線與功率特性曲線具有相同的形狀。由于定槳恒速風力發(fā)電機組的效率隨風速大小而變化，在設計時必須考慮將最大效率點設計在風能利用率最高的風速點。1發(fā)電機在風速達到額定值以后不會因風速增加而過載。在理想情況下，功率隨著風速增加到最大值，然后保持恒定，不再隨風速的增加而增加，這稱為完美的失速調(diào)節(jié)。圖3-7CP-1/λ和KP-1/λ圖3-8另一方面，在低風速時，隨著轉(zhuǎn)速的增加，功率有明顯的下降，而采用較低的運行轉(zhuǎn)速，將會在低風速中獲得較高的功率，如圖39由此產(chǎn)生了在定槳恒速風電機組中使用雙速發(fā)電機的方法。即選擇在高于平均風速水平下獲得最大的風能的轉(zhuǎn)速運行，由此將導致較高的切入風速，但是在低風速中采用較低的運行轉(zhuǎn)速則可以降低切入風速，在低風速水平下獲得較高的能量轉(zhuǎn)換效率。綜合起來，使用雙速發(fā)電機可以增加能量捕獲，但是所增加的能量捕獲也可能被額外增加的設備成本所抵消。圖3-9圖3-10圖3-11圖3-12圖3-13圖313中，′為風輪折算到高速軸的轉(zhuǎn)動慣量；′為風輪折算到高速軸的轉(zhuǎn)矩；g為發(fā)電機轉(zhuǎn)矩；Jg為發(fā)電機轉(zhuǎn)動慣量；e為系統(tǒng)阻尼黏性系數(shù)；ke為系統(tǒng)等效剛度。此外，還可定義′為折算到高速軸的風輪角速度；g為發(fā)電機角速度；′為折算到高速軸的風輪角位移；gn為發(fā)電機角位移。于是可建立模型如下：圖3-14（一）圖3-15異步電機電磁轉(zhuǎn)矩-轉(zhuǎn)差率的關系曲線（二）圖3-16異步發(fā)電機功率和轉(zhuǎn)差率的關系（三）圖3-17繞線轉(zhuǎn)子異步發(fā)電機轉(zhuǎn)矩-（一）變速恒頻風電機組目前廣泛采用的是交流勵磁變速恒頻發(fā)電技術，采用雙饋異步發(fā)電機（DoublyFedInductionGenerator），定子直接接到圖3-18圖319中，定子繞組并網(wǎng)，而轉(zhuǎn)子繞組外接勵磁變流器實現(xiàn)交流勵磁。當發(fā)電機轉(zhuǎn)子頻率f變化時，控制勵磁電流頻率2頻率1恒定，即f1=npffi+f2（3-np——圖3-19P2≈sP1（3-因轉(zhuǎn)差率s＞0，有P2＞0當發(fā)電機轉(zhuǎn)速高于氣隙磁場旋轉(zhuǎn)速度時，作超同步運行，2＜0。此時，一方面變流器向轉(zhuǎn)子提供反相序勵磁，另一方面因＜0、2＜0，轉(zhuǎn)子繞組向變流器送入有功功率。當發(fā)電機轉(zhuǎn)速等于氣隙磁場旋轉(zhuǎn)速度時，2，變流器向轉(zhuǎn)子提供直流勵磁。此時，0、20子繞組之間無功率交換。由此可見，發(fā)電機勵磁頻率的控制是實現(xiàn)變速恒頻的關鍵。圖3-20在追蹤最大風能捕獲的變速運行中，使風電機組在不同風速下均能以保持風能利用系數(shù)CP=CPmax的最佳轉(zhuǎn)速運行。而要保持恒定的CP，可（二）圖3-21由電機學的坐標變換理論可知，若將在固定軸線（定子）上的電壓、電流和磁鏈變換到旋轉(zhuǎn)的軸線（轉(zhuǎn)子）角而變化的自感和互感變換成常值，從而使恒速運行時電機的電壓方程，從時變系數(shù)的微分方程變換為常系數(shù)微分方程，進而使求解大為簡化。設S代表要變換的定子量（電流、電壓或磁通），p——磁場定向圖322為發(fā)電機并網(wǎng)分析用參考坐標系示意圖，其中為定子兩相靜止坐標系，軸取定子相繞組軸線正方向。為轉(zhuǎn)子兩相坐標系，取轉(zhuǎn)子a相繞組軸線正方向。坐標系相對于轉(zhuǎn)子靜止，相對于定子繞組以轉(zhuǎn)子角速度逆時針方向旋轉(zhuǎn)。d坐標系是兩相旋轉(zhuǎn)坐標系，以同步速1逆時針旋轉(zhuǎn)。軸與軸的夾角為，d軸與軸夾角為。圖3-22p——當調(diào)節(jié)q軸轉(zhuǎn)子電流時，即可控制定子有功功率的大小，而通過調(diào)節(jié)d由式（328）則可以得到，定子電流q、d與轉(zhuǎn)子電流q、d之間的關系如下，從而實現(xiàn)通過控制發(fā)電機轉(zhuǎn)子電流來控制發(fā)電機定子電流和定子功率。同時，對于網(wǎng)側(cè)變流器而言，當d可見，控制d軸和q qr 這是一個功率、電流雙閉環(huán)系統(tǒng)。在功率閉環(huán)中，有功指令?根據(jù)機組特性按最大風能獲取原則給出，無功指令?饋功率、則是通過對發(fā)電機輸出電壓、電流檢測和坐標旋轉(zhuǎn)變換后計算求得。、給定值與反饋值相比較，經(jīng)I功率調(diào)節(jié)器運算，分別輸出發(fā)電機定子電流有功分量及無功分量指令?、?，它們與轉(zhuǎn)子電流反饋值i、i比較并經(jīng)I調(diào)節(jié)后，可輸出轉(zhuǎn)子電壓解耦項u、u′，就可獲得轉(zhuǎn)子電壓指令值Δud、Δuq，經(jīng)過旋轉(zhuǎn)變換后，最終可獲得勵磁電源的三相電壓控制指令u?、u? qr 永磁同步發(fā)電機的轉(zhuǎn)子以稀土永磁體作為勵磁，不需要勵磁繞組和集電環(huán)，減小了勵磁損耗，在結(jié)構(gòu)上更加可靠。和同樣容量及形式的繞線轉(zhuǎn)子同步發(fā)電機相比，永磁發(fā)電機由于磁能積大，不存在勵磁損耗，從而體積和質(zhì)量更小，有利于機組大型化的趨勢。永磁發(fā)電機由于無集電環(huán)不穩(wěn)定。圖3-23（一）圖3-24全功率變流拓撲（不控整流圖3-25全功率變流拓撲（可控整流（二）永磁同步發(fā)電機與變流器的特性圖3-26m1——幅值參數(shù)；發(fā)電機定子的d軸和q經(jīng)過整理，可得到d軸和qTe=Φfiqs+（Lds-Lqs）iqsids（3-式中，幅值系數(shù)m2和相角αUc-Uex=jXtIc（3-圖4-1圖4-2晶閘管的觸發(fā)信號除了必須與相應的交流電源有一致的相序外，各觸發(fā)信號之間還必須保持一定的相位關系。如圖42所示的主電路中，晶閘管的導通序列為6→1→2→3→4→5→6，相應兩個晶閘管的觸發(fā)脈沖相位差為3，每一時刻兩個晶閘管同時導通。具有變槳控制的風電機組可以在并網(wǎng)動作執(zhí)行前通過槳距角控制將發(fā)電機轉(zhuǎn)速控制在同步轉(zhuǎn)速附近的穩(wěn)定區(qū)域，通常將轉(zhuǎn)差率控制在＜0.01的范圍內(nèi)。定槳恒速風電機組在未并網(wǎng)的情況下，由于風輪的速度不可控制，在考慮到風輪慣性和加速度的情況下，要在發(fā)電機轉(zhuǎn)速上升速度情況而確定。圖4-3圖4-4由于電流諧波和風湍流的影響，發(fā)電機電磁轉(zhuǎn)矩產(chǎn)生大量的脈動，不可避免的，這將對傳動軸系的齒輪箱和軸承壽命造成顯著的影響。當發(fā)電機在同步轉(zhuǎn)速合閘時，發(fā)電機由吸收有功功率轉(zhuǎn)為輸出有功功率，在大風情況下轉(zhuǎn)矩的變化幅度可能達到兩倍的額定轉(zhuǎn)矩，如圖46圖4-5圖4-6圖47是包含風電機組的電力系統(tǒng)等效簡化傳輸模型。其中，n為遠端電源，n和n為傳輸線路電阻和電抗，和為風電機組向電力系統(tǒng)輸送的有功和無功功率，為機組接入點（）組接入點的電壓變化。圖4-7當風電機組未并網(wǎng)時，通過傳輸線的功率很小，僅為機組側(cè)的控制器供電等負載和線路損耗，可近似認為n。在并網(wǎng)過程中，C點的電壓幅值和相位發(fā)生的變化，取決于電網(wǎng)的傳輸參數(shù)和機組吸收的有功功率和無功功率的變化。下面是一臺750k定槳恒速風電機組并網(wǎng)軟切入過程的仿真結(jié)果，如圖49和圖410所示，與實測結(jié)果非常接近。圖4-8圖4-9圖4-10圖4-11如圖412所示，變流器在得到并網(wǎng)命令后，首先以預充電回路對直流母線進行限流充電，在電容電壓提升至一定程度后，電網(wǎng)側(cè)變流器進并網(wǎng)。圖4-12雙饋異步風力發(fā)電機組并網(wǎng)起動過程有一些兆瓦級雙饋機組運行特性，如圖413所示，在轉(zhuǎn)速進行并網(wǎng)，并網(wǎng)后，機組運行曲線就為，那么在加載的過程中，可能出現(xiàn)發(fā)電機轉(zhuǎn)速小幅度下降，即運行在制目標，也就降低了對控制系統(tǒng)的要求。圖4-13發(fā)電機轉(zhuǎn)速-二、雙饋異步風電機組的并網(wǎng)控制ids=iqs=0（4-圖4-14 值i?和反饋值i的誤差進行PI調(diào)節(jié)而求得轉(zhuǎn)子參考電壓u?，并求得轉(zhuǎn)子參考電壓u?。而u?、u?經(jīng)過坐標變換，可得到轉(zhuǎn)子三相電壓參考信號 圖4-15圖4-16永磁同步風電機組并網(wǎng)起動過程永磁同步機組全功率變換是以發(fā)電機側(cè)變流器對發(fā)電機三相交流空載電壓的追隨來實現(xiàn)的，其動態(tài)過程中，變流器直流側(cè)電壓保持穩(wěn)定，因電力電子器件的控制速度相對于發(fā)電機的機械速度變化而言要快得多，所以要實現(xiàn)是非常容易而迅速的，相當于M逆變?yōu)槟骋惶囟ǖ娜嘟涣麟妷海梢灾苯訉y量到的定子三相交流電壓轉(zhuǎn)換后作為發(fā)電機側(cè)變流器控制的輸入給定。圖4-17磁場。根據(jù)主電路六個功率器件的八種開關狀態(tài)和電壓空間矢量的定義，可得到八個基本電壓空間矢量，如圖417所示。當電壓空間矢量非零組合，可以合成更多的與1～6相位不同的新的電壓空間矢量，最終構(gòu)成一組等幅不同相的電壓空間矢量，盡可能逼近圓形旋轉(zhuǎn)磁場的磁鏈圓，而這也就使發(fā)電機側(cè)變流器實現(xiàn)了對期望的定子三相交流電壓的追隨。電網(wǎng)系統(tǒng)瞬態(tài)短路而引起的電壓暫降在實際運行中是經(jīng)常出現(xiàn)的，而其中絕大多數(shù)的故障在繼電保護裝置的控制下在短暫的時間（超過0.8）內(nèi)能恢復，即重合閘。在這短暫的時間內(nèi)，電網(wǎng)電壓大幅度下降，風力發(fā)電機組必須在極短時間內(nèi)做出無功功率調(diào)整來支持電網(wǎng)電壓，從而保證風電機組不脫網(wǎng)，避免出現(xiàn)局部電網(wǎng)內(nèi)風電成分的大量切除而導致的系統(tǒng)供電質(zhì)量惡化。德國等歐美國家都對于風電機組的低電壓穿越能力做出了強制性的規(guī)定。隨著近年中國風電的迅速發(fā)展，某些局部地區(qū)已經(jīng)出現(xiàn)的風電裝機容量過高，也出現(xiàn)了多次在電網(wǎng)瞬態(tài)短路時大量風電切出電網(wǎng)的事故。我國也有一些現(xiàn)行標準如《T19963—2011術規(guī)定》和《國家電網(wǎng)公司風電場接入電網(wǎng)技術規(guī)定實施細則（2009）》都體現(xiàn)了相應的要求。以德國E.ON公司2006年電網(wǎng)規(guī)約對風電機組LVRT能力的具體要求[9]為例，如圖4-18圖4-18德國E.ON公司對風電機組的低電壓穿越要求發(fā)電機組不應脫網(wǎng)，但如果因為電網(wǎng)或者發(fā)電機組的原因不能維持連接電網(wǎng)，那么在.公司的允許下，可以改變限制線2時要降低重合閘時間并保證在故障期間有最小的無功功率輸出。并且重合閘和機組的無功功率輸出必須發(fā)生，以便機組滿足在接入點的電網(wǎng)要求。對于所有在故障中未脫網(wǎng)的機組，在故障清除后應能立即以每秒20%在電壓跌落時，機組必須發(fā)出無功功率來支撐電壓。當電壓跌落超過10%時，機組必須進入電壓支撐控制模式，在識別到電壓跌落的內(nèi)必須實現(xiàn)對電壓的控制。在機組出口的低壓側(cè)實現(xiàn)電壓每跌落額定電壓的1%就能提供額定電流2的無功電流，在必要的情況下，要能輸出至少額定電流100%的無功電流。《GB/T19963—2011風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》要求比較簡單（見圖4-19），主要在于我國風電技術水平和先進國家還存在一定差距，具圖4-19《GB/T19963—2011（一）圖420是籠型異步發(fā)電機的電磁轉(zhuǎn)矩-轉(zhuǎn)差率的關系曲線10，如接入點電壓高則曲線也較高，在正常運行區(qū)域近似有∝2步發(fā)電機穩(wěn)定運行于曲線上的a點，轉(zhuǎn)差率為a，在機端電壓下降時，將造成發(fā)電機電磁轉(zhuǎn)矩下降，輸入機械轉(zhuǎn)矩產(chǎn)生的過剩轉(zhuǎn)矩導致異步發(fā)電機轉(zhuǎn)子加速，轉(zhuǎn)差率在數(shù)值上開始增大。故障消失后，機端電壓恢復，設異步發(fā)電機的轉(zhuǎn)差率為b，這時由于電磁轉(zhuǎn)矩大于輸入機械轉(zhuǎn)矩，轉(zhuǎn)子開始減速，轉(zhuǎn)差率在數(shù)值上開始減小，從b點沿著曲線回到a點，機械轉(zhuǎn)矩和電磁轉(zhuǎn)矩平衡，但由于慣性轉(zhuǎn)子繼續(xù)減速越過a點，機械轉(zhuǎn)矩大于電磁轉(zhuǎn)矩，轉(zhuǎn)子又開始加速，最終經(jīng)過一系列振蕩穩(wěn)定在原來的運行點a。圖4-20（二）圖4-21雙饋異步發(fā)電機組的有源Crowbar步補償器（）狀態(tài)，輸出動態(tài)無功功率。由于同步發(fā)電機組所配備的變流器容量等同機組容量，所以發(fā)出無功功率的容量也比雙饋異步發(fā)電機組更大，更有利于電網(wǎng)電壓的恢復。圖423是電網(wǎng)低電壓跌落過程中，風電機組輸出有功功率和無功功率的變化過程。在電網(wǎng)電壓恢復后，系統(tǒng)能很快恢復正常運行時的有功易引起機組傳動系統(tǒng)振蕩，過慢則影響電力系統(tǒng)的有功功率平衡。圖4-22圖4-23低電壓穿越過程中的有功功率-風電場的動態(tài)調(diào)控和在緊急情況下處理能力的要求將成倍增加。通常認為風電場的穿透功率極限在10%左右，即風電在局部電網(wǎng)容量中超過這一比例時將無法保證電網(wǎng)的穩(wěn)定，但這也取決于局部電網(wǎng)的特性和控制能力。目前《GB/T19963—2011（一）（二）風電場的無功容量應按照分（電壓）層和分（電）對于通過220k（或330k）風電匯集系統(tǒng)升壓至500k（或750k）電壓等級接入公共電網(wǎng)的風電場群中的風電場，其配置的容性無功容自身的容性充電無功功率及風電場送出線路的全部充電無功功率。二次調(diào)頻主要是在大的功率失衡出現(xiàn)后，保證在每個控制區(qū)內(nèi)的功率平衡恢復到所編排的發(fā)電計劃中的約定值。二次調(diào)頻是通過每個控制區(qū)內(nèi)的中央（uocnonono，自動發(fā)電控制）來自動控制的，其動作時間從幾十秒到15。三次調(diào)頻，又稱15n備用，通常是由控制區(qū)內(nèi)的調(diào)度手動調(diào)節(jié)，來替代二次調(diào)頻，這樣被占用的二次調(diào)頻備用容量可重新供應。3%。相對于常規(guī)發(fā)電廠跳機的影響，風力發(fā)電預測誤差的短期波動是較小的，故風力發(fā)電對二次調(diào)頻沒有更高的要求[11]目前，《GB/T19963—2011風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》中也已經(jīng)對風電場有功功率調(diào)整提出了明確的要求[12]：（一）風電場應符合DL/T1040的規(guī)定，具備參與電力系統(tǒng)調(diào)頻、調(diào)峰和備用的能力。（二）表4-1（三）在《國家電網(wǎng)公司風電場接入電網(wǎng)技術規(guī)定實施細則（2009）（一）圖4-24（二）風電場投運前，應完成有功控制系統(tǒng)控制指令核對工作，并完成有功控制系統(tǒng)開環(huán)試驗。當接入同一并網(wǎng)點的風電場裝機容量超過40W時，需向調(diào)度機構(gòu)提交場內(nèi)測試報告（包括有功控制系統(tǒng)性能指標），完成閉環(huán)試驗；當累計新增裝機容量超過40W時，則需要重新提交正式檢測報告并試驗。周期載荷：即按一定周期重復的載荷。引起周期載荷的因素主要有葉片的重力影響、風剪切、塔影效應、偏航誤差、主軸的上傾角、尾流速度分布等。對于三葉片風力發(fā)電機組而言，對結(jié)構(gòu)影響最大的是頻率為風輪旋轉(zhuǎn)頻率（1）以及該頻率3倍（3）和該頻率6倍（6）周期載荷。一、變速風力機的轉(zhuǎn)矩-轉(zhuǎn)矩轉(zhuǎn)速特性曲線是對變速風力機實施控制的依據(jù)。由第四章的圖413可知，風電機組的穩(wěn)態(tài)運行軌跡可為圖中的或。如采用的控制方式，在段和段將出現(xiàn)同一轉(zhuǎn)速上大范圍的轉(zhuǎn)矩變化，這對于實時控制是不利的，因而需要先進的控制技術支持；而傳統(tǒng)的變速恒頻風力發(fā)電機組大多采用的控制方式，這樣在穩(wěn)態(tài)運行曲線上，轉(zhuǎn)矩和轉(zhuǎn)速可以得到一一對應的關系。Z3：以CPmax圖5-1變速風力機的轉(zhuǎn)矩-CPmax圖5-2事先根據(jù)葉片特性計算出最優(yōu)的葉尖速比op和最優(yōu)功率系數(shù)x知獲得最大功率下的理想發(fā)電機電磁轉(zhuǎn)矩。但是，如果葉片制造廠商給出的特性參數(shù)有偏差，則可能損失一部分發(fā)電量，也會導致機組不斷追尋永遠得不到的最優(yōu)運行工作點。三、濾波器圖5-3圖5-4圖5-5所示是ω0點即對應圖5-1中F點的發(fā)電機轉(zhuǎn)速，為實現(xiàn)變槳和轉(zhuǎn)矩控制效果的平滑過渡，可采用對其各自的PI（ω1～ω2）圖5-5圖5-6圖5-7圖5-8為此，圖59說明了x曲線上、下側(cè)獲得95x、97x和99x的運行曲線?？梢姡敊C組動態(tài)運行在x曲線上側(cè)時，很容易造成氣動效率下降；而機組動態(tài)運行在x曲線下側(cè)時，氣動效率下降較緩慢。因此，如果將機組實際的運行曲線設定在稍低于x曲線的軌跡上，是有利于提高整個運行范圍內(nèi)的氣動效率的。圖5-9圖5-10圖511中，機組由變速區(qū)域過渡到額定點的軌跡為′′，雖然最終的額定運行點是一樣的，但′′段沒有運行x曲線上。在點，機組就達到了額定轉(zhuǎn)矩，之后的′段，機組以恒轉(zhuǎn)矩運行?？梢娫谶^渡過程中，變槳調(diào)節(jié)只參與了最后一部分，簡化了控制系統(tǒng)算法，且由于′之間的轉(zhuǎn)速差而存在較大的調(diào)節(jié)裕度，但也不可避免地帶來了一部分功率損失。圖5-11為達到理想的平穩(wěn)過渡效果，可以選擇在到達額定點以前就提前變槳，如圖51所示。控制風輪吸收的機械功率，限制風輪過大的動態(tài)慣性能量沖擊，這樣的控制方法可以有效地增強系統(tǒng)可控性和可靠性，但是帶來的不利因素是將提高機組的額定風速，也即提高了域的長度。盡管如此，目前大多數(shù)的變速恒頻風電機組還是采用了這樣的過渡方式，畢竟在額定點控制瞬態(tài)載荷是非常重要的，而且事實上采用這樣的過渡方式帶來的功率損失也很小。圖5-12過渡區(qū)域提前變槳調(diào)節(jié)對功率和CP（一）式中，a1，a2，…，an和b0，b1，…，bm為由系統(tǒng)結(jié)構(gòu)決定的實常數(shù)，m≤n（二）略去含有高于一次的增量Δx=x-x0y-y0=Δy=KΔx（6-式中，y-y0=Δy=K1Δx1+K2Δx2（6-y0=f（x10，x20）（6-式中，；圖6-1（一）環(huán)系統(tǒng)對于達到單位增益時具有180的相位滯后，則系統(tǒng)會變得不穩(wěn)定，相角裕度給出了實際系統(tǒng)的開環(huán)增益在單位增益時的相角和180的差值。盡管沒有標準的規(guī)定，通常推薦45的相角裕度。類似地，增益裕度表示當開環(huán)相角穿越180時的開環(huán)增益，通常推薦至少有幾分貝的增益裕度。閉環(huán)階躍響應通過系統(tǒng)對于風速的階躍響應，顯示控制器的效力。例如，調(diào)試變槳控制器時，風輪轉(zhuǎn)速和功率偏差應當迅速平滑地圖6-2（二）反饋校正系統(tǒng)|G2（jω）Gc（jω）|＞＞1（6-9）|G2（jω）Gc（jω）|＜＜1（6-11）G（s）≈G1（s）G2（s）（6-12）反饋回路的開環(huán)幅值遠大于1的條件下，局部反饋回路的特性主要取決于反饋校正裝置，而與被包圍部分無關。適當選擇反饋校正裝置的形式和參數(shù)，可以使校正系統(tǒng)的性能滿足給定指標的要求。|G2（jω）Gc（jω）|＞1（6-這樣做的結(jié)果會產(chǎn)生一定的誤差，特別是在2（）c（）1的附近。可以證明，此時的最大誤差不超過3d，在工程允許誤差范圍之內(nèi)。（三），其中系數(shù)a＞1（6-圖6-31）根據(jù)Gc（jωc）G0（jωc）=1·ej（-180°+γ）（四）由圖55定風速時相比，這時需要更高的控制器增益。在風速超過額定風速時，槳距角的很小變化就會對轉(zhuǎn)矩產(chǎn)生很大的影響，通常情況下，轉(zhuǎn)矩隨槳距角變化的敏感性呈線性變化。因此，可以通過改變控制器的總體增益使其與槳距角成反比的關系來補償轉(zhuǎn)矩的波動。這種根據(jù)運行點對控制器增益進行修正的規(guī)則稱為增益規(guī)則表。但氣動推力對槳距角的變化的敏感性則是另一種方式，由于它和變槳控制密切相關并對塔架動態(tài)特性造成直接影響，所以需要進一步修改增益規(guī)則以保證在所有的風況下獲得良好特性。（一）觀測器已知動態(tài)特性的子集可以用來估計一個特定的變量。例如，某些控制器使用風速觀測器通過測量功率、轉(zhuǎn)速和槳距角來估計影響動態(tài)特性的任何隨機變化的信息，如測量信號中的噪聲，并通過數(shù)學最優(yōu)方法來得到最好的狀態(tài)估算。狀態(tài)估算基于對隨機輸入信號的高斯特性的假設，因此可以按高斯輸入建立風速模型，這樣就有可能詳細地研究輸入風力的隨機特性，這一方法甚至還可以擴展到包括葉片穿越效應。選擇的成本函數(shù)最小化。如果成本函數(shù)被定義為狀態(tài)量和控制動作的二次函數(shù)，則它與計算最優(yōu)反饋規(guī)律直接相關，被定義為反饋定律，所產(chǎn)生的控制信號是狀態(tài)變量的線性組合，并使成本函數(shù)最小化。由于這種控制器要求一個線性化（non）的模型，且具有一個二次圖6-4LQGu（k）=-Kx（k）（6-21）J=xTPx+uTQu（6-v=Cvx+Dvu（6-23）v vJ=vTRv+uTSu=xTCTRCx+uTDTRDu+uv vv vP=CTRC且Q=DTRD+v v所設計的控制器來實現(xiàn)增益調(diào)度控制。這一技術的發(fā)展，加速了對線性參數(shù)變化（LinearParameter-Varying，LPV）系統(tǒng)的研究。x——系統(tǒng)的狀態(tài)；z2和z∞——基于對非線性模型的一階泰勒級數(shù)展開，可以用雅可比（obn）線性化方法來建立建立一系列的線性模型來表征整個系統(tǒng)的非線性特性，以調(diào)度參數(shù)表示，則該參數(shù)滿足（（），u（），0）0。在一系列穩(wěn)定點的線性模型集合可以表述為式中，e代表在穩(wěn)定點（x（），u（））的雅可比因數(shù)。在生成模型之前，調(diào)度參數(shù)必須被確定，這樣風電機組運行軌跡上的一系列穩(wěn)定點也可以被確定下來。由于風電機組的運行區(qū)域根據(jù)風速大小被分解為三個部分，從而設置參數(shù)n，x也可以分解為三個子集：在運行區(qū)域的交越點上，ρ2min=ρ1max，ρ3min=ρ2max。那么在考慮到風力發(fā)電機組特性后，對每個運行區(qū)域，式（6-27）Ai（ρ）=Ai，0+ρAi，1（6-圖6-5圖6-6C（s）=G（s）E?（s）（6-E（s）=R（s）-B（s）=R（s）-G（s）H（s）E?（s）（6-34）E?（s）=R?（s）-GH?（s）E?（s）（6-35）的表達式能夠插入到一個函數(shù)中，如（），它代表一個連續(xù)時間函數(shù)，將表達式有理化，就產(chǎn)生函數(shù)（），它代表一個離散函數(shù)。雙線性變換法的一個優(yōu)勢是相對容易實現(xiàn)，相比于精確域傳遞函數(shù)的響應來說，雙線性變換法的和VisualC++6.0Bladed是英國GarradHassanandPartnersLimited公司（\h）開發(fā)的用于風電機組設計的專業(yè)軟件，已通過GL（德國勞埃表6-1Bladed圖6-7Bladed了“SteadyPowerCurve”所有的數(shù)據(jù)，具體定義項如圖6-9所示。此時位于右側(cè)的指示燈為綠色，單擊“RunNow”就可以計算“SteadyPower圖6-8圖6-9二、使用Bladed軟件的載荷計算過程圖6-10表6-2表6-3表6-4表6-5表6-6表6-7表6-8表6-9表6-10表6-11表6-12生成DLC1.1、DLC1.2等正常發(fā)電工況仿真計算所需要的正常湍流風（NTM）文件（Windfile），以IECⅡA等級下6m/s為例，相關參數(shù)圖6-11定義正常湍流風窗口圖6-12定義正常湍流風窗口圖6-13定義極端湍流風窗口圖6-14定義極端湍流風窗口圖6-15定義極端湍流風窗口圖6-16圖6-17圖6-18風電機組Campbell圖（彩圖見封二表6-13①風電機組在額定風速12m/s（續(xù)表6-14①風電機組在切出風速25m/s（續(xù)例如，風電機組風輪轉(zhuǎn)速為9.6r/min時，P=9.6/60=0.16Hz。此時見表6-13，塔架前后一階頻率（Towerfore-aft1）為0.40Hz，即相對于風輪內(nèi)，出現(xiàn)了3P的整數(shù)倍頻率，那就要看相應的阻尼比（Dampingratio），阻尼比越小，引起的共振就越大，這是在設計中需要考慮的問題，如第六步：編制載荷工況。根據(jù)GL2003標準中的第四部分LoadAssumptions，規(guī)定了風電機在設計時需要考慮的載荷工況，具體內(nèi)容見表6-表6-15（續(xù)（續(xù)注：1.疲勞局部安全因素（Partialsafetyfactorforfatiguestrength）。2.地震局部安全因素（Partialsafetyfactorforearthquakes）。①如果沒有定義切出風速vout，就用vref②三種載荷情況——覆冰、溫度影響、地震（可能地震），DLC：設計載荷工況（DesignloadECD：極限風況+陣風+風向改變（Extremecoherentgustwithdirectionchange）；ECG：極限風況+陣風（Extremecoherentgust）；EDC：極限風況+風向改變（Extremedirectionchange）；EOG：極限風況陣風運行（Extremeoperatinggust）；EWM：極限風速模型（Extremewindspeedmodel）；EWS：極限風剪（Extremewindshear）；NTM：正常湍流模型（Normalturbulencemodel）；NWP：正常風輪廓模型（Normalwindprofilemodel）；F：疲勞強度（Fatiguestrength）；U：極限強度（Ultimatestrength）；N：正常+極限（Normalandextreme）；表6-16DLC6.1讀入湍流風模型后如圖6-19所示，Winddirection按照偏航誤差設置。同一種風，由于風種子、偏航誤差等不同，要求有多個風況，所以一圖6-19圖6-20圖6-21圖6-22設置安全系數(shù)表6-17塔架根部極限載荷（續(xù)圖6-23ZB—沿葉片（槳距）軸指向葉尖XB—垂直于ZB指向下風方向YB—根據(jù)右手定理，垂直于ZB和圖6-24—沿主軸指向下風方向—垂直于，和葉片1一起在垂直平面內(nèi)指向上方—根據(jù)右手定理，垂直于和，沿水平方向風輪轉(zhuǎn)動時：XN—沿主軸指向下風方向ZN—垂直于XN，和葉片1一起轉(zhuǎn)動，如果錐角為零則與翼展方向相同YN—根據(jù)右手定理，垂直于ZN和后再對部件提出載荷要求。整個過程是螺旋上升的過程，具體流程如圖626所示。如計算出塔架根部的載荷，可以設計基礎及塔架的法蘭；計算出槳葉根部的載荷，可以提出變槳軸承的載荷要求等。經(jīng)過一系列的計算，可以得出各個部件的相應的載荷要求，最后形成統(tǒng)一的載荷報告。圖6-25XT—ZT—YT—圖6-26Bladed一、確定最佳葉尖速比PerformanceCo-efficients計算項中，改變槳距角（PitchAngle）的數(shù)值：-0.5、0、1、1.5、2等，分別計算出一組數(shù)據(jù)，具體設置如圖6-27所圖6-27CPmax圖6-28CP-λ由風電機組特性（詳見第三章第一節(jié)）P=ωgT（6-由表62可知風輪半徑38.5，表66可知齒輪箱傳動比10，采用查表法得，控制風電機組以最佳運行的范圍為1250～1650，機組運行范圍為1200～1800n。結(jié)合式（64）、式（644）和式（645）可以得出以下結(jié)果，見表61（空氣密度取標準空氣密度1.225kg3）。表6-18圖6-29圖6-30將已有的風電機組數(shù)據(jù)代入式（6-49），可得Kopt=0.10236N·ms2T=0.10236ω2g（6-d的最優(yōu)控制設置如圖631所示，轉(zhuǎn)速范圍可以控制在1200～1800n內(nèi)。風電機組在并網(wǎng)轉(zhuǎn)速和額定轉(zhuǎn)速之間，通過式（64）來控制，達到額定轉(zhuǎn)速后用恒轉(zhuǎn)速控制。圖6-31圖6-32圖6-33

圖6-34圖6-35CP圖6-36上一節(jié)的最優(yōu)控制是基于d軟件自身攜帶的控制器完成的。盡管dd提供完整的內(nèi)置控制器，它包括正常發(fā)電也包括監(jiān)控系統(tǒng)，但是在實際應用中不同的風電機組制造商使用的控制算法有很大不同?？刂破骷毠?jié)可能顯著影響機組的載荷和性能，d望的控制算法來設計控制器。用戶自定義控制器可用任何編程語言編寫，即可以編譯成或者ndo可執(zhí)行程序，通過對共享文件讀寫進行數(shù)據(jù)交換；也可以編譯成32位動態(tài)鏈接庫程序。動態(tài)鏈接庫更好，因為它的運行速度較快并且與d的通信方式更可靠。本節(jié)的控制器是采用ul 編寫文件作為外部控制器來控制風電機組的運行。vun1字符數(shù)組的第一個記錄的地址，該數(shù)組存放模擬計算名，名稱以完整的路徑開頭，在該路徑存放模擬計算結(jié)果。這可以和模擬計算結(jié)果一起寫入永久記錄。結(jié)果應存放在一個文件中，該文件名（包括路徑）由”中的字符加上.xxx的擴展名組成，這里xxx為任何合適的擴展名，但不能以開頭。名稱中的字符數(shù)量由表61給出。另外，可能送信息回d并和其他模擬計算結(jié)果一樣存儲為輸出結(jié)果。詳見表619。表6-19“avrSwap”數(shù)據(jù)定義（續(xù)（續(xù)（續(xù)（續(xù)①此表為Bladed3.72②表示VisualC++的數(shù)據(jù)序號是以0開始，不是以1開始，故與《usermanual3.72》不同，數(shù)據(jù)序號都要+1下面是一個沒有任何控制功能的VisualC++ul編完控制器算法后，編譯成文件為.，dd讀入，如圖637所示。由上一節(jié)可知，最優(yōu)控制比查表法控制要好，但是控制算法就比較復雜。上一節(jié)最優(yōu)控制的控制器是采用d自帶的控制器，下面要采用外部控制器，即剛編譯完成的.文件?？刂破鞯男阅軆?yōu)劣要看系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)響應。dd軟件的穩(wěn)態(tài)計算，不需要用到外部控制器，即外部控制器的dd穩(wěn)態(tài)模擬計算結(jié)果和d自帶的控制器的計算結(jié)果是相同的；不同的是系統(tǒng)的暫態(tài)響應過程，風電機控制器性能的優(yōu)劣主要表現(xiàn)在如何對突然來的陣風擾動有一個較好的響應。圖6-37圖6-38在式（651）的暫態(tài)風的擾動下，風電機組只是按照式（65）給定發(fā)電機轉(zhuǎn)矩進行控制的話，風輪的轉(zhuǎn)速變化和槳距角變化如圖639所示，導致發(fā)散振蕩，系統(tǒng)不穩(wěn)定。我們將此策略稱為ge1慮彼此之間的影響。圖6-3911.5m/s陣風，Stage1若按ge1性體，風輪轉(zhuǎn)速的變化滯后于風速的變化。由圖639可以看出，風輪轉(zhuǎn)速的變化相對于風速的變化有一個時間的滯后Δ1，槳距角的變化相對于風輪轉(zhuǎn)速的變化也有一個滯后Δ2，從風速的輸入到風輪轉(zhuǎn)速通過調(diào)節(jié)槳距角的輸出一共滯后Δ1Δ2。由控制理論可以知道，滯后環(huán)節(jié)不利于系統(tǒng)的穩(wěn)定。為了風電機組的穩(wěn)定運行，應考慮到槳距角和發(fā)電機轉(zhuǎn)矩的耦合控制，以它們的互相協(xié)調(diào)來避免系統(tǒng)失穩(wěn)，將此策略稱為ge2態(tài)下，考慮到通過調(diào)節(jié)槳距角來調(diào)整風輪功率的作用遠滯后于發(fā)電機轉(zhuǎn)矩的調(diào)節(jié)，那么可以在風輪轉(zhuǎn)速波動時首先投入發(fā)電機轉(zhuǎn)矩調(diào)節(jié)，當風輪轉(zhuǎn)速偏離當前槳距角對應的穩(wěn)態(tài)風輪轉(zhuǎn)速較大程度時，才進行變槳距操作。如圖640所示，風輪轉(zhuǎn)速和槳距角不再出現(xiàn)振蕩，系統(tǒng)在暫態(tài)風的擾動下可以恢復穩(wěn)定。但可以發(fā)現(xiàn)，風輪最高轉(zhuǎn)速可達到22.8，大的慣性機械能量。圖6-4011.5m/s陣風，Stage2為避免系統(tǒng)的超調(diào)，可以根據(jù)發(fā)電機功率和轉(zhuǎn)速的變化來提前調(diào)整槳距角，將此策略稱為Stage3，如圖6-41以上是風況為陣風情況下的系統(tǒng)響應，研究機械部件的振動需在3D湍流風的模型下進行。使用Stage3的控制策略，分別在12m/s和24m/s的圖6-4111.5m/s陣風，Stage3圖6-4212m/s和24m/s湍流風，Stage3由圖642可以看出，一共有4個頻率振動比較集中，分別是1、2.29、2.78、5.13z，這些頻率和傳動鏈的機械特性相關，可以在轉(zhuǎn)矩調(diào)整中采用一些濾波算法，調(diào)整傳動鏈的動態(tài)阻尼，規(guī)避和削弱這些振動，此控制策略稱為ge4，模擬結(jié)果如圖64所示。在12s的風速下，ge3和ge控制策略的比較如圖644所示。由圖6-44可以看出，Stage4可以明顯改善在上述4個頻率段的振動密度，從而減輕齒輪箱的疲勞載荷。但是通過模擬發(fā)現(xiàn)，Stage4的控制策略在11m/s陣風的情況下，風輪轉(zhuǎn)速、槳距角響應與Stage3的情況幾乎一模一樣，如圖6-45所示。圖6-4312m/s和24m/s湍流風，Stage4圖6-4412m/s湍流風，Stage3與Stage4圖645和圖64幾乎一樣的原因是ge4的控制策略只是增加了對上述4個頻率的作用，其他的和ge的控制策略一樣，所以在風輪轉(zhuǎn)速與槳距角相應時就沒有太多的作用。由圖641和圖64還可以看出，在時間為16～26時，槳距角的調(diào)節(jié)還是比較大的，此時相對應的風輪轉(zhuǎn)速變化也很大，導致整機振動加劇。原因就是ge3和ge的控制方式中沒有考慮到槳距角對于功率調(diào)整作用的非線性（見圖311）。我們將槳距角調(diào)整的非線性特性加入到控制策略，稱為ge5。圖6-4511.5m/s陣風，Stage4按照ge5的控制策略，發(fā)電機的功率變化如圖64定。由前面的章節(jié)可以知道，風電機組運行低于額定轉(zhuǎn)速時按獲得x的轉(zhuǎn)矩轉(zhuǎn)速曲線來控制，達到額定轉(zhuǎn)速后按恒定功率輸出的目的來控制。圖647是在11.5的風速下的陣風響應，整個風速變化的過程中有一部分小于額定風速的，故功率變化是可以理解的。圖648是采用24s的3湍流風模型來模擬ge控制策略的結(jié)果。7控制策略，讓變槳速率的頻譜密度有所改善，同時也是為了減小3P和6P的周期載荷影響。圖6-50是24m/s的3D湍流風下的Stage6和Stage7的變圖6-4611.5m/s陣風，Stage5圖6-4711.5m/s陣風，陣風Stage5由于變槳速率的頻繁變化，造成塔架的振動頻繁，為此，我們在g7的基礎上，增加了以槳距角調(diào)整為手段來對塔架前后振動進行抑制的控制策略，動態(tài)調(diào)整塔架振動阻尼，稱為ge8。在ge控制策略下，觀察塔架振動情況，機艙的x方向的位移變化情況如圖65所示。采用ge8控制策略，增加了對塔架振動的控制，機艙的方向的位移變化情況如圖652所示。圖6-4824m/s湍流風，Stage5圖6-4924m/s湍流風，Stage6圖6-5024m/s湍流風，Stage6和Stage7圖6-5124m/s湍流風，Stage7策略下機艙的x圖6-5224m/s湍流風，Stage8策略下機艙的x方向的位移變化表6-20控制策略圖6-53CD：最佳CP區(qū)，按T=Koptω2控制；圖6-54轉(zhuǎn)速恒定區(qū)轉(zhuǎn)矩控制圖（BC段 此時風力發(fā)電機的轉(zhuǎn)矩在-1854N·m～Koptω2范圍內(nèi)， 來控制若T＜-1854N·m，則風力機停機；若T≥Koptω2，則按TCD=Koptω2輸出發(fā)電機轉(zhuǎn)矩。這樣就可以從BC段平滑地過渡到CD。風力發(fā)電機的轉(zhuǎn)矩在Koptω2～8488N·m圖6-55轉(zhuǎn)速恒定區(qū)轉(zhuǎn)矩控制圖（DE段圖6-56圖6-57三、線性化設置圖6-58Bladed圖6-59圖6-60functionsys=GetOpenLoopPlant（G，iWind，InputName，OutputName）G——mod1.matiWind——InputName——OutputName——就可以看到如下結(jié)果（開環(huán)傳遞函數(shù)確定開環(huán)傳遞函數(shù)后，利用Matlab2007軟件自帶的SISOTOOL工具，即單輸入-單輸出控制系統(tǒng)調(diào)整工具。在Matlab的CommandWindow中圖6-61圖6-62SISOTOOL圖6-63傳動鏈阻尼零極點配置圖6-64傳動鏈阻尼零極點配置圖6-65齒輪箱轉(zhuǎn)矩變化（式（6-圖6-66齒輪箱轉(zhuǎn)矩變化（式（6-第一節(jié)大型風電機組獨立變槳控制技術理論研究由于風剪切、塔影、偏航誤差、風湍流等因素會使風輪掃風面內(nèi)的風速分布不均衡，圖71面內(nèi)的風速分布不均衡會使大型風力機的風輪產(chǎn)生不均衡載荷。風輪上的不均衡載荷會給變槳軸承、輪轂、主軸、偏航軸承、塔架等關鍵部件造成很大疲勞載荷。圖7-1u=u1（h/h1）γ（7-式中σ——風速相對平均風速的標準方差u——Iu——平均風速為本章采用的坐標系如圖72所示。忽略尾流效應和不穩(wěn)定的空氣動力學特性，假定輪轂為0。在風輪旋轉(zhuǎn)坐標系上，葉根坐標系和風輪旋轉(zhuǎn)坐標系為一個坐標系，根據(jù)葉素理論可知，第片槳葉根部上的面外方向（outofpn）力和力矩、面內(nèi)方向（npn）的力和力矩與葉片面外方向的相對有效風速及節(jié)距角關系式為圖7-2a）b）c）d）e）hMY、hFX、hMX、hFY、kMY、kFX、kMX、kFY——分別是工作點附近線性化處理后的系數(shù)（ 在輪轂固定坐標系上（見圖72），風輪的氣動力矩，軸向力，傾覆力矩（即輪轂固定坐標系上的），偏航力矩（即輪轂固定坐標系上的）分別為 1 nJ=Jr+n2J+…+n1 nTg——由式（711）和式（712）可知，塔架運行方程和輸出方程是關于風輪方位角的線性時變方程，可以參照電機學矢量控制中常用的坐標變換，將塔架運行方程和輸出方程變換為關于風輪方位角的線性時不變方程。選用的坐標變換又稱k標系與輪轂固定坐標系之間的變量變換。所采用Park坐標變換矩陣P和逆矩陣P-1其中，βcm、ucm、Mcm 由圖7-2與式（7-5）和式（7-15）分析可知，輪轂固定坐標系上Mcm、Mcm 根據(jù)式（7-18）～式（7-21）可知，輸出變量（反饋變量）風輪轉(zhuǎn)速ω、輪轂傾覆力矩Mtilt、偏航力矩MYaw與輸入變量βcm及干擾輸入變量ucm有關，以上變量都是輪轂固定坐標系上的變量。但除了風輪轉(zhuǎn)速ω，其他輸入輸出變量都不是本控制器實際選取的輸入輸出變量。本控制器根據(jù)以上分析及式（717）、式（720）和式（721）分別設計出獨立變槳控制器的三個控制環(huán)，根據(jù)式（717）根據(jù)式（720）設計出用于減小輪轂傾覆力矩的載荷控制環(huán)，根據(jù)式（721）設計出用于減小輪轂偏航力矩的載荷控制環(huán)，式（719）一般不用于獨立變槳控制。四、1P 分析式（7-24）、式（7-25），kMZ、hMZ是在工作點附近線性化處理后的系數(shù)，ucm、ucm是干擾輸入，因此式（7-24）、式（7-25）分別代表單輸入單輸出的線性系統(tǒng)，因此載荷控制器的設計原理是：在干擾輸入ucm、ucm作用下，通過對Mcm、Mcm的反饋，經(jīng)PI控制器調(diào)節(jié) 分析式（7-27）中的ucm等式和式（7-17）可知道，在轉(zhuǎn)速控制環(huán)中 （t）（即0P）諧波分量是直接轉(zhuǎn)換為ucm，與方位角φ 6P，…諧波）會變換為關于φ時變的ucm，這些諧波分量主要是由風剪切、塔影效應等因素所引起的，轉(zhuǎn)速控制環(huán)不需要對這些諧波分量響應（因為對這些諧波分量的響應會導致過多無效的變槳動作，會加快變槳機構(gòu)的磨損），因此需要設計濾波器濾掉、，…分量，但由 在分析式（7-27）中的ucm、ucm等式可知道，（即 沒有物理意義，不考慮）諧波分量是直接轉(zhuǎn)換為ucm ucm，即與ucm和ucm成比例，與方位角φ無關，即轉(zhuǎn)換為0P諧波分量 、（即2P和4P）諧波分量變換為ucm和ucm3的3P諧波分量 、（即5P和6P）諧波分量變換為ucm ucm的6P諧波分量。通過載荷控制環(huán)的PI控制，可以有效補償 五、2P 沒有物理意義，不考慮）諧波分量是直接轉(zhuǎn)換為 和ucm2，即與ucm2和ucm2成比例，與方位角φ無關。通過載荷控制環(huán)的PI控制，可以有效補償 因此這種載荷控制稱2P控制。根據(jù)式（7-27）可知，通過2P控制，可以減小Mcm、 根據(jù)第一節(jié)的理論分析可知，獨立變槳控制需要McmY2、McmY3的反饋（測量），而McmY2、McmY3圖7-3葉片根部載荷測量指的是葉片根部面外的彎曲力矩MYi測量，一般通過測量葉片根部揮舞力矩 Medgei（edgewisemo-ment）計算出面外彎曲力矩MYi（outofplantbendingmoment），MYi=cosβiMflapi-sinβiMedgei（7- 然后在通過式（7-22）得出需要Mcm、Mcm 主軸載荷測量是測量主軸的MYshift和MZshift彎矩，Mcm、Mcm 三、基于輪轂載荷測量（固定坐標系上 固定坐標系上的輪轂載荷測量是指測量輪轂傾翻力矩Mtilt和偏航力矩MYaw（實際當中是比較難直接測量的），Mcm、Mcm通過式（7- 塔頂載荷測量是測量塔頂?shù)腗o和Mo彎矩，為了求得、Mc3，需要消除偏移量，因此還需測量出輪轂中心（旋轉(zhuǎn)坐標系中）的、、、M2、M3的計算公式為c——圖7-4圖7-5在風速較小，發(fā)電機的輸出功率未達到額定功率前，應盡可能將風能轉(zhuǎn)化為輸出的電能。從圖75上看，在槳葉節(jié)距角0時，相對最大。因此協(xié)同變槳控制過程就是始終保持槳葉節(jié)距角0。而當尖速比為op時，風能利用系數(shù)為最大x。因此通過變速恒頻技術，根據(jù)風速相應控制風輪轉(zhuǎn)速，使風力機始終運行在最佳尖速比op附近，這樣就可以使發(fā)電機工作在最佳功率狀態(tài)。在這個控制過程中，不斷追蹤最佳功率曲線實際上就是要求風能利用率恒定為x，也可稱此過程為恒x控制過程。把風速v、方位角作為控制器的干擾量，節(jié)距角作為控制量，M和M作為輸出量（反饋量）。那么式（739）表示的是一個多變量輸入輸出的系統(tǒng)，因此不能直接用經(jīng)典控制器來實現(xiàn)控制功能，而需要用現(xiàn)代控制理論來設計復雜的控制器。但風力機的精確建模比較困難，用現(xiàn)代控制理論設計控制器比較難實現(xiàn)，且實用性差。用Park變換對式（7-39）進行變換。選用的Park變換P和逆變換P-1式中，βcm、vcm、Mcm分別為Park變換后的節(jié)距角、風速、載荷。 觀察式（7-45），把Park變換后的風速vcm、vcm作為干擾量，把Park變換后的節(jié)距角βcm、βcm作為控制量，M和M 圖7-6根據(jù)線性化模型，利用軟件進行控制算法的設計，然后進行非線性仿真，在確定各項性能指標和疲勞、極限載荷等均滿足設計要求后，編制控制軟件，進行工廠動態(tài)性能測試，根據(jù)測試結(jié)果再次調(diào)整控制算法結(jié)構(gòu)或者參數(shù)，滿足要求后再進行現(xiàn)場樣機測試，如此反復的過程即是算法設計的過程，利用經(jīng)典控制理論和現(xiàn)代控制理論保證了算法設計的科學性和實用性。本章以ndy1.5控制軟件設計方法。用Bladed軟件完成Windey1.5MW機組的建模，利用該模型完成獨立變槳算法設計，并通過仿真評估采用獨立變槳控制技術后的效果。Windey1.5MW風電機組主要運行參數(shù)如下：額定風速（穩(wěn)態(tài)額定風輪轉(zhuǎn)速：17.23n；最小節(jié)距角：0；圖7-7圖7-8輸入變量選?。猴L速給定（協(xié)同風速給定、各槳葉風速給定）、槳距角給定（協(xié)同槳距角給定、各槳葉槳距給定）輸出變量選取：發(fā)電機轉(zhuǎn)速、各槳葉根部彎矩（載荷）圖7-9Windey1.5MW機組Campbell圖（彩圖見封二表7-1機組在穩(wěn)態(tài)12m/s表7-2機組在穩(wěn)態(tài)25m/s協(xié)同變槳控制實現(xiàn)功能：既實現(xiàn)風電機組的功率控制。通過協(xié)同變槳控制，在低于額定風速時，控制各葉片始終處于最佳節(jié)距角附近，以實現(xiàn)最大能量捕獲；在高于額定風速，通過協(xié)同變槳控制，使發(fā)電機輸出功率保持穩(wěn)定。實現(xiàn)協(xié)同變槳控制主要包括兩個控制：轉(zhuǎn)速-環(huán)（控制）和轉(zhuǎn)速-變槳控制環(huán)（控制）。為了整定出轉(zhuǎn)速-轉(zhuǎn)矩控制環(huán)和轉(zhuǎn)速-變槳控制環(huán)的和濾波器參數(shù)，首先必須得到轉(zhuǎn)速轉(zhuǎn)矩控制環(huán)和轉(zhuǎn)速-變槳控制環(huán)傳遞函數(shù)，因此可以借助軟件的線性控制處理工具對上述構(gòu)建的獨立變槳控制系統(tǒng)數(shù)學模型進行處理得到轉(zhuǎn)速-轉(zhuǎn)矩控制環(huán)和轉(zhuǎn)速變槳控制環(huán)傳遞函數(shù)。12m/s風速時，Windey1.5MW機組的轉(zhuǎn)速-變槳控制環(huán)開環(huán)傳遞函數(shù)（Mat-lab軟件中25m/s風速時，Windey1.5MW機組的轉(zhuǎn)速-變槳控制環(huán)開環(huán)傳遞函數(shù)（Mat-lab軟件中圖7-10所示為6m/s風速時，Windey1.5MW機組的轉(zhuǎn)速-轉(zhuǎn)矩控制環(huán)開環(huán)伯德圖（配置完PID和濾波器參數(shù)后），從圖可知，轉(zhuǎn)速-轉(zhuǎn)矩控制圖7-10轉(zhuǎn)速-轉(zhuǎn)矩控制環(huán)的根軌跡圖和開環(huán)伯德圖（風速a）b）圖7-11圖7-12Windey1.5MW機組的轉(zhuǎn)速-變槳控制環(huán)開環(huán)伯德圖（配置完PID和濾波器參數(shù)后），從圖中可知，轉(zhuǎn)速-轉(zhuǎn)矩控制環(huán)具備足夠的穩(wěn)定裕量，穩(wěn)定偏差變槳控制環(huán)的控制器（d軸和q軸控制器）大型風電機組的獨立變槳控制系統(tǒng)解耦為功率變槳控制環(huán)和偏差變槳控制環(huán)，通過功率變槳控制環(huán)實現(xiàn)功率控制功能，功率變槳控制環(huán)輸出的是三槳葉期望槳距角的相同部分；通過偏差變槳控制環(huán)，實現(xiàn)減小風輪不均衡載荷，進而減小風電機組關鍵部件載荷，偏差變槳控制環(huán)輸出的三槳葉槳距角的期望補償值（見圖74）。可以用k坐標變換和逆變換，實現(xiàn)了將偏差變槳控制環(huán)（多變量輸入輸出非線性復雜系統(tǒng)解耦為兩個單輸入單輸出線性系統(tǒng)，實現(xiàn)采用經(jīng)典控制理論設計相關控制器，提高獨立變槳控制技術的工程實用性。圖7-13轉(zhuǎn)速-變槳控制環(huán)的根軌跡圖和開環(huán)伯德圖（風速a）b）圖7-14轉(zhuǎn)速-變槳控制環(huán)的根軌跡圖和開環(huán)伯德圖（風速a）b）在中，利用經(jīng)典控制器設計工具（根軌跡、伯德圖、階躍響應等），配置出相應的d軸載荷控制環(huán)和q軸載荷控制環(huán)的控制器參數(shù)。圖715所示為15風速時，ndy1.5機組的d軸載荷控制環(huán)開環(huán)伯德圖（配置完D和濾波器參數(shù)后），從圖可知，d軸載荷控制環(huán)具圖7-15d軸載荷控制環(huán)的根軌跡圖和開環(huán)伯德圖（風速a）b）ξ1、ξ2——阻尼；7.φ0=ωτ（7-圖7-16圖7-17電動機驅(qū)動方式。圖718所示是典型的電動變槳系統(tǒng)三維圖。由于電動變槳驅(qū)動方式易于實現(xiàn)復雜、快速的控制目的，可靠性高，比液壓變槳更為普遍。圖7-18圖7-19圖719所示是典型的1500k器采用兩個編碼器，分別安裝在變槳齒輪側(cè)和電動機輸出軸上進行冗余測量，采集和計算槳距角。伺服電動機通過主動齒輪與槳風輪轂內(nèi)齒環(huán)相連，帶動槳葉進行轉(zhuǎn)動，實現(xiàn)對槳距角的直接控制。內(nèi)齒環(huán)與一個塑料小齒輪嚙合，帶動編碼器直接測量槳距角。變槳控制是依據(jù)安裝在發(fā)圖7-20本節(jié)介紹利用GHbladed3.72軟件，對獨立變控制技術進行仿真分析研究。仿真模型是以Windey1.5MW機組為例子，控制器的時間步長為圖721、圖72分別是12s、20平均風速湍流風工況下，采用獨立變槳控制（）和采用協(xié)同變槳控制（）的輸出槳距角差異比較。為了更清楚比較兩種控制策略間的輸出槳距角差異，圖721、圖72中的圖b截取了圖a中前100時間軸的數(shù)據(jù)。從圖中可以知，獨立變槳距角，其頻率為1（風輪轉(zhuǎn)頻），幅值是變化的。圖7-21獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）槳距角比較（平均風速12m/s）（彩圖見封三圖7-22獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）的槳距角比較（平均風速20m/s）（彩圖見封三圖7-23獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）變槳速率比較（平均風速圖723、圖72分別是12s、20平均風速湍流風工況下，采用獨立變槳控制（）和采用協(xié)同變槳控制（）的變槳速率比較。從圖中可以知，采用獨立變槳控制（）后，變槳速率增加較多，即變槳更頻繁了，這就會加7的發(fā)熱。圖7-24獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）的變槳速率比較（平均風速圖7-25獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）控制效果比較（平均風速圖7-25獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）控制效果比較（平均風速12m/s）（續(xù)圖725、圖72分別是12s平均風速湍流風工況下，采用獨立變槳控制（）和采用協(xié)同變槳控制（）的控制效果比較，分別比較了槳葉根部載荷（de1M）（見圖）、風輪旋轉(zhuǎn)坐標系載荷（onghub和M）（見圖b、c）、輪轂固定坐標系統(tǒng)載荷（onyhubM和M）（見圖d、）、發(fā)電機轉(zhuǎn)速（見圖f）、發(fā)電機功率（見圖g）。從圖可知，采用獨立變槳控制（）旋轉(zhuǎn)坐標系載荷、輪轂固定坐標系統(tǒng)載荷都有明顯減小，效果顯著。而發(fā)電機轉(zhuǎn)速和發(fā)電機功率幾乎不變。圖7-26獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）控制效果比較（平均風速圖7-26獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）控制效果比較（平均風速20m/s）（續(xù)圖7-26獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）控制效果比較（平均風速20m/s）（續(xù)圖727是從頻域上分析采用獨立變槳控制（）和采用協(xié)同變槳控制（）的控制效果差異。圖中分別分析了槳葉根部載荷（de1M）（見圖a）、風輪旋轉(zhuǎn)坐標系載荷（onghubM）（見圖b）、輪轂固定坐標系統(tǒng)載荷（onyhubM）（見圖）和變槳速率在頻域上差異（見圖d、e）。從圖中可知，采用獨立變槳控制（），主要減少了槳葉根本載荷和風輪旋轉(zhuǎn)坐標系載荷的1（風輪轉(zhuǎn)頻）分量；主要減小了輪轂固定坐標系統(tǒng)載荷的低頻分量（表示平均值）；主要增加變槳速率1（風輪轉(zhuǎn)頻）分量。綜上所述，采用獨立變槳控制可以有效減小葉片根部載荷M、風輪旋轉(zhuǎn)坐標系載荷M與波動（1諧波分量），定坐標系載荷M與M的平均值，即可以減小風輪上的不均衡載荷。仿真結(jié)果還表明，且采用獨立變槳控制基本上不影響發(fā)電機轉(zhuǎn)速和功率的控制效果，即不影響協(xié)同變槳控制的功能。但采用獨立變槳增加了變槳動作幅值和速率，且增加的變槳速率較多，這就會加劇變槳軸承和變槳減速機的磨損，增加變槳電機的發(fā)熱。圖7-27獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）圖7-27獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）頻域比較分析（續(xù)圖7-27獨立變槳控制（IPC）和協(xié)同變槳控制（CPC）頻域比較分析（續(xù)S-Nslope=4和S-Nslope=10）表7-3S-Nslope=4當量等效載荷比較（20年表7-4S-Nslope=10當量等效載荷比較（20年表7-S-Nslope=4當量等效載荷比較（20年表7-6S-Nslope=10當量等效載荷比較（20年表7-7S-Nslope=4當量等效載荷比較（20年表7-8S-Nslope=10當量等效載荷比較（20年表7-9S-Nslope=4當量等效載荷比較（20年表7-10S-Nslope=10當量等效載荷比較（20年表7-11S-Nslope=4當量等效載荷比較（20年表7-12S-Nslope=10當量等效載荷比較（20年圖7-28疲勞載荷對比情況（20年生命周期a）S-N圖7-28疲勞載荷對比情況（20年生命周期）（續(xù)b）S-N圖7-29圖7-30圖7-31圖7-32圖7-33五、采用獨立變槳控制技術對變槳系統(tǒng)影響（見表7-表7-13（續(xù)第五節(jié)基于LGQ大型風電機組的獨立變槳控制系統(tǒng)是一個復雜的非線性及多變量輸入和輸出系統(tǒng)，雖然可以用k立單輸入單輸出系統(tǒng)（d軸載荷控制和q軸載荷控制），實現(xiàn)用經(jīng)典控制理論設計d軸載荷控制器和q軸載荷控制器。但從上述理論分析可知，d軸載荷控制和q軸載荷控制之間存在一定耦合關系，因此考慮采用現(xiàn)代控制理論設計控制器，以實現(xiàn)獨立變槳的最優(yōu)控制，并比較采用和采用控制器的獨立變槳控制效果。一、采用LQG大型風電機組獨立變槳控制系統(tǒng)線性化后的狀態(tài)空間方程為y′——預測的輸出矢量；J=xTPx+uTQu（7-53） Q——正定的控制加權(quán)矩陣，系統(tǒng)最優(yōu)控制目標就是使J最小，并得到u控制矢量（指的是d軸槳距角要求βcm和q軸槳距角要求βcm 圖7-34基于LQG圖7-35LQG二、采用LQG控制器和采用PID如圖736和圖73可知，相比于采用D控制器的獨立變槳控制，基于控制器的獨立變槳控制效果會略優(yōu)一些，基于控制器獨立變槳控制的變槳速率會略少一點，載荷優(yōu)化效果也越明顯。但是控制需要建立詳細準確的模型，系統(tǒng)模型階數(shù)往往較高，而任何改變都需要重新設計控制器。圖7-36LQG控制和PID控制的控制效果比較（時域圖7-37LQG控制和PID控制的控制效果比較（頻域一、誤差轉(zhuǎn)換設計假設實際風能功率輸出和理想最優(yōu)功率輸出之間的原始誤差表示為（），轉(zhuǎn)換誤差為（）。如果我們設計的誤差上界為（），界為η（），則動態(tài)特性與誤差上下界的關系可以確定如下：①系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)跟蹤誤差（）滿足η（）（）（）；②系統(tǒng)的收斂時間大于上界的收斂速度；③系統(tǒng)的超調(diào)量小于η（0）。因此，我們設計轉(zhuǎn)換誤差（）與原始誤差（）的關系為圖8-1k——大于零的一個常數(shù)；δ=[TgTa+T2，Tω，tanh（μs/ε）]T； g g 不斷運行 會不斷地逼近真實θ值。因此，的自適應律設計式中，Λ=ΛT＞0是學習律矩陣，項的引入可以增加系統(tǒng)的魯棒性，防止漂移到無窮大的值，導致轉(zhuǎn)矩控制器失效。所設計的圖8-2——所設計的轉(zhuǎn)矩控制器結(jié)構(gòu)示意圖如圖83速、發(fā)電機轉(zhuǎn)矩g及誤差轉(zhuǎn)換過程中的中間變量組成。為輸入層到隱含層的權(quán)重矩陣，本設計中初始化為任意矩陣，且在整個學習過程中保持不變。相反，隱含層到輸出層的權(quán)重則初始為任意值，且在整個風電機運行過程中，不斷地調(diào)整權(quán)重，使得神經(jīng)網(wǎng)絡不斷地逼近風力發(fā)電系統(tǒng)的未知動態(tài)特性，以達到最優(yōu)的控制性能。因此，設計神經(jīng)網(wǎng)絡權(quán)重的自適應率為式中，Γ=ΓT＞0是學習律矩陣 項的引入可以增加系統(tǒng)的魯棒性，防 漂移至無窮大的值，導致轉(zhuǎn)矩控制器失效圖8-3在線的學習能力，不需要大量的離線數(shù)據(jù)進行事先訓練，它是利用系統(tǒng)實際運行中產(chǎn)生的輸入輸出數(shù)據(jù)（如風輪轉(zhuǎn)速、發(fā)電機轉(zhuǎn)矩g及誤差轉(zhuǎn)換過程中的中間變量）不斷地調(diào)整及修正其權(quán)重以實現(xiàn)其控制目的。四、自適應控制策略的驗證風速使用ub軟件來產(chǎn)生，實驗中風速使用lubune概率模型，平均風速為8。實驗中神經(jīng)網(wǎng)絡隱含層使用了10個節(jié)點，激活函數(shù)使用ng函數(shù)，該激活函數(shù)與神經(jīng)網(wǎng)絡傳統(tǒng)激活函數(shù)nh函數(shù)相比需要更少的計算時間。為了更好地顯示控制器效果，所設計的神經(jīng)網(wǎng)絡控制器可以保證跟蹤誤差始終在指定的上下界中，也就保證了系統(tǒng)的動態(tài)性能，包括收斂速度、超調(diào)量、穩(wěn)態(tài)誤差等。實驗結(jié)果如圖84所示，神經(jīng)網(wǎng)絡控制器與控制器的跟蹤完全一致，達到了預期的效果。圖8-4但是，控制器本身對于非線性系統(tǒng)就存在不同工作點附近，最優(yōu)值會發(fā)生改變的特點。同時，由于大氣變化導致雷諾數(shù)變化、季節(jié)或控制器是無法自動做到系數(shù)更新優(yōu)化的。基于某工作點的線性化模型的方法，對于工作范圍較寬、隨機擾動大、不確定因素多、非線性嚴重的風電系統(tǒng)并不適用，只能保證在線性化工作點附近的控制效果。因此，控制器的控制效果是不理想的，存在高風速段功率波動大，系統(tǒng)參數(shù)改變后會導致性能下降的缺點。Jr——風輪慣量（kg·m2）；其中，Jt=Jr+n2J；Kt=Kr+n2Kgg gBt=Br+n2B；gg g由于外部剛度非常小，它可以被忽略（發(fā)電機和風輪的結(jié)合慣量處于主導地位），其中 根據(jù)風電機組實際模型設計參考模型表征對動態(tài)特性的理想要求。式（88）有不確定風速和風電機組的未知參數(shù)。參考模型在一定程度上是可以根據(jù)我們想要的動態(tài)特性對應的零極點位置來設計，但是參考模型的理想性能要受到被控對象可以達到的這一物理要求的限制。基于實際模型可以通過簡化得到風電機組的線性化參考模型。二、L1由于參考模型已經(jīng)表征了比較理想的動態(tài)特性，而在這里我們的一個主要目標是維持功率穩(wěn)定，所以參考模型的輸入可以簡單地設計為三、L1其中 圖8-5L1圖8-6L1圖88是高風速段1變槳距控制器簡易框圖。風電機組的轉(zhuǎn)速主要受到三種力矩的作用，氣動轉(zhuǎn)矩、發(fā)電轉(zhuǎn)矩g和阻尼力矩。在高風速段，發(fā)電轉(zhuǎn)矩g和阻尼轉(zhuǎn)矩基本維持在恒定值，而氣動轉(zhuǎn)矩主要與風速和槳距角兩個量有關。當風速快速變化時，會導致氣動轉(zhuǎn)矩a發(fā)生相應的改變，這樣風電機就無法維持額定轉(zhuǎn)速。對發(fā)電機轉(zhuǎn)速進行測量，將額定轉(zhuǎn)速與發(fā)電機轉(zhuǎn)速的偏差送入1控制器。1控制器計算得到理想的槳距角*，通過控制槳距角對氣動轉(zhuǎn)矩起到與風速變化作用相反的效果，使得偏差為0，讓風力發(fā)電機組維持在額定轉(zhuǎn)速運行。圖8-7L1圖8-8高風速段L1五、L1L1變槳距控制方案驗證采用的是額定功率1.5MW三葉水平軸迎風式變速風力發(fā)電機，風輪轉(zhuǎn)動慣量Jr=4456761kg·m3g g尼Kr=45.52N·m/（rad·s），發(fā)電機轉(zhuǎn)動慣量Jg=123kg·m2，發(fā)電機外部阻尼Kg==0.4N·m/（rad·s），Jt和Kt按Jt=Jr+n2J和Kt=Kr+ng g實際模 其中其中 可選為 可選為5.38變槳距執(zhí)行系統(tǒng)的模型是帶有死區(qū)的非線性環(huán)節(jié)。風電機組的槳距角的可調(diào)節(jié)范圍和變槳距速率范圍都是有限制的。當槳距角和變槳距速率在飽和極限范圍內(nèi)時，變槳距執(zhí)行系統(tǒng)表現(xiàn)為線性特性。執(zhí)行系統(tǒng)的模型近似為一階系統(tǒng)。因為，槳距的變化范圍為0～90，所以，需要對實際控制器輸出加入限幅環(huán)節(jié)，限制在0～1.57d。同時，對于本實施例中的風力機，槳距角的變化率要在10之內(nèi)。圖8-9圖8-10圖8-11圖8-12傳統(tǒng)的風力機變速控制模式需要建立一個有效系統(tǒng)模型。由于空氣動力學的不確定性和電力電子模型的復雜性，所采用的系統(tǒng)模型常常產(chǎn)生偏差。根據(jù)已列出的那些影響風力機性能可能出現(xiàn)的誤差源和不確定性，研究人員發(fā)現(xiàn)，由于雷諾數(shù)的變化會引起在功率上5于葉片上的沉積物和下雨可造成20的功率變化，其他諸如老化和氣溫變化等因素，也將在風能轉(zhuǎn)換過程中引起不同程度的變化。因此所有基于有效模型系統(tǒng)的控制也僅適合于某個特定的系統(tǒng)和一定的工作周期。為了能對系統(tǒng)模型進行自動修正，第八章引入自適應控制。自適應控制器中，通過測量系統(tǒng)的輸入輸出值，實時估計出控制過程中的參數(shù)。因此控制器中的增益是可調(diào)節(jié)的。在干擾和電網(wǎng)不穩(wěn)定時自適應控制器與具有固定增益的控制器相比有許多優(yōu)點，但是實時參數(shù)的估計是其一個主要的缺點，因為它需要耗費大量的時間。自適應控制器的另外一個缺點是它依靠（數(shù)學）參考模型，而建立一個確切的參考模型是相當困難的。由于這些原因，基于模糊邏輯的轉(zhuǎn)速控制技術被引入了風力發(fā)電控制系統(tǒng)領域而受到人們的重視。輸入控制變量（文字控制變量圖9-1（一）的動作。根據(jù)系統(tǒng)狀態(tài)，控制器在不動作和大動作之間，以非線性的方式進行調(diào)節(jié)。模糊控制器并不含動態(tài)部件，因此它在理論上可以即時根據(jù)判定規(guī)則進行校正控制。風電機組的關鍵控制變量包括風速、功率和轉(zhuǎn)速，它們的工作范圍見表91。表9-1（二）A={（x，μA（x）），x在X中且μA（x）為隸X到進入[0，1]區(qū)間的映射（9-1）圖9-2圖9-3圖9-4（三）μC（c）=min[μA（a），μB（b）]（9-表9-2（四）為了取得在額定風速以下運行時的最大功率。在風力發(fā)電機組的變速恒頻運行中，采用了三個模糊控制器：模糊控制器用于跟蹤不同風速下發(fā)電機的最佳轉(zhuǎn)速從而優(yōu)化風力機的氣動性能；模糊控制器在低負載時調(diào)節(jié)發(fā)電機轉(zhuǎn)子氣隙磁通，從而優(yōu)化發(fā)電機的效率；模糊控制器抵抗干擾，保