5MW风电机组控制策略研究与仿真

文 | 刘红文 阮向艳 万宇宾 刘春秀 符伟杰 杜佳佳 蒋韬

5MW风电机组控制策略研究与仿真

文 | 刘红文 阮向艳 万宇宾 刘春秀 符伟杰 杜佳佳 蒋韬

随着风电技术的发展，变速变桨风电机组已得到广泛的应用，单机容量正朝大功率等级发展，据中国风能协会（CWEA）的统计数据，目前已出现了3MW－5MW商业化风电机组。然而，风电机组是一个多变量、强耦合的非线性系统，如何使风电机组能尽可能多的从风中捕获风能、提高其并网后的电能质量以及减小载荷，控制策略的选取和控制器的设计显得尤为重要。如何开发出适应于大功率等级风电机组的控制策略和控制器，成为热点研究问题。本文以NREL实验室（National Renewable Energy Laboratory）的5MW风电机组模型为研究对象，对风电机组的基本控制策略和改进控制策略进行分析和研究，利用Matlab对控制器进行时域、频域的仿真，在此基础上，以FAST（Fatigue, Aerodynamics，Structres，Turbulence）为整机仿真软件，分别以定常风和IEC标准定义的湍流风对控制器的性能进行仿真，结果表明：（1）额定风速以下时，转矩控制器能很好的调节发电机组转速，使风电机组运行在最优Cp点，捕获更多风能；（2）额定风速以上时，风电机组桨距控制通过桨距角的调节，使风电机组运行在额定功率点；（3）在风电机组控制策略中添加低通滤波器、陷波滤波器、扭振控制和塔架前后振动反馈控制，可以减小塔架振动，进而减小载荷。

变速变桨风电机组基本控制策略

对于变速变桨运行的风电机组，运行原理图如图1所示，其基本的控制目标为：（1）额定风速以下时，采用发电机转矩控制，跟踪最优叶尖速比，使风电机组运行在气动设计时的最大Cp处，从而捕获更多的风能；（2）额定风速以上时，采用变桨控制，维持发电机组的恒功率运行。

一、额定风速以下的转矩控制

由叶片的空气动力学特性，风电机组从风中捕获的能量为：

式（1）－（2）中：ρ为空气密度；A为风轮的扫风面积；λ为叶尖速比；为风轮转速；R为风轮半径；β为桨距角；V为风速；为功率系数，表征风轮从风中捕获风能大小的能力，是λ和β函数。

当风电机组运行在额定风速以下时，风电机组最优Cp运行，此阶段的桨距角β为恒定值（为最优桨距角）。因此，将式（2）带入式（1）得：

忽略传动链等功率损耗，则发电机功率即为风轮捕获功率，因此发电机转矩为：

定义齿轮箱增速比：

故式（4）可改写成：

图1 5MW风电机组功率曲线

定义最优增益：

因此，

由以上公式可知：额定风速以下时，为了尽可能的捕获风能，则必须保证Cp处于最优值，为了保证风电机组的叶尖速比，必须随着风速的波动，动态改变发电机组转速，发电机组转速的控制通过给定发电机组转矩实现。

二、额定风速以上的变桨控制

额定风速以上时，风电机组受机械结构强度、发电机、设计要求等条件限制，必须通过变桨，减小风能捕获，减小载荷，使风电机组维持在额定功率运行。在此阶段，发电机转速给定为额定值，因此可通过增加控制器，使风电机组转速维持在额定转速，其控制框图如图2所示。

若采用PI控制，PI控制器的传递函数形式为：

改进的控制策略

基本的控制策略没有考虑风电机组的动力学特性，因此无法考虑风电机组的共振、扭振等问题。当风电机组产生共振或者扭振时，风电机组的载荷急剧增大，影响关键零部件的安全性和使用寿命。因此，有必要在控制策略开发时，解决风电机组共振和扭振等问题，尤其是大型风电机组。

一、加入低通和陷波滤波器

当风轮转动时，1个叶片转动一周，对静止的机舱－塔架系统产生1P的激振力，对于3叶片风电机组，风轮转动一周，会产生3P、6P为主的激振力，当然还有9P、12P等高频分量。当风电机组的某一部件的固有频率与激振频率相同时，会引起共振，风电机组载荷急剧增大。因此，在进行控制器设计时，需根据风电机组的坎贝尔图，设计陷波滤波器，将3P、6P频率滤掉。陷波滤波器的传递函数形式为：

另外，发电机组转速为传感器测量信号，为了减小高频信号对控制器的影响，提高控制系统抗高频干扰能力，可在控制器设计时增加低通滤波器, 其传递函数形式为：

ω为无阻尼自然频率，ξ为阻尼，低通滤波器的Bode图如图4所示。

二、传动链阻尼扭振控制

对于变速恒频运行的双馈异步风电机组，当风电机组在额定风速以上运行时，发电机转矩给定为恒定值，阻尼很小。低阻尼的情况下，会引起传动链较大的扭振，进而引起齿轮箱的转矩波动，增加齿轮箱的疲劳载荷，加剧齿轮箱的损坏。因此，为了减小齿轮箱的载荷，当风电机组变桨控制时，在转矩给定值上增加一个很小的转矩波动，增加有效阻尼。风电机组传动链扭转振动与叶片面内一阶模态、塔架左右二阶模态直接相关，通过带通滤波器在转速测量值上将该特征频率取出，经增益、移相处理后，加入转矩指令，从而抵消扭振的谐振，有效增加阻尼效果，控制传动链扭转振动。设计时，增加一个带通滤波器，达到传动链扭振控制的目的，带通滤波器的传递函数为：

图2 变桨控制框图

图3 陷波滤波器的Bode图

其中，G为增益，用于产生转矩的辅助波动；ω应选取在阻尼振荡频率附近，即叶片面内一阶模态、塔架左右二阶模态附件，但必须避开3P，6P 频率；τ为为时间常数，用于补偿系统的时间滞后。

三、塔架前后振动控制

由于外部激振力的存在，塔架会在前后方向和左右方向振动。塔架前后方向阻尼很小，其对激振力的响应情况与叶轮有效机械阻尼相关。当风速达到额定风速以上，风电机组开始变桨动作，轴向推力在变桨过程中发生变化，作为塔架的外部激振力，如果不增加阻尼，塔架振动会很大,且以塔架前后一阶模态为主。而振动增大会增加载荷，因此在控制器设计时，需要调节变桨动作时的有效阻尼，对塔架前后一阶振动进行控制。塔架前后振动的动态特性可振动微分方程描述，如式（13）所示：

式（13）中，M为质量，D为阻尼系数，S为刚度系数。假设由于变桨引起激振力的变化为Δ，则塔架的振动微分方程可改写为：

附加阻尼Dp的计算为：

仿真与分析

以NREL－5MW风电机组为仿真模型，采用Matlab对控制器进行时域和频域分析，并用Simulink搭建控制系统，结合整机仿真软件FAST，建立风电机组的非线性模型和控制模型，对5MW整机动态性能进行仿真分析，5MW风电机组的参数见表1。

一、控制系统时域和频域分析

图6和图7分别为转矩控制设计和变桨控制设计时的Bode图，图8和图9分别为额定风速以下和额定风速以上时，对风电机组线性化后的模型的阶跃响应。图6和图7表明，在一定频率进行陷波滤波，避免共振。同时，从幅频特性可看出，控制器具有抗高频干扰的能力。图8和图9的阶跃响应表明，转矩控制器和变桨控制在相应的作用风速段是稳定的，调节时间均在10s左右，满足控制器设计要求。

图4 低通滤波器的Bode图

图5 塔架前后振动控制框图

表1 5MW风电机组基本参数

图6 转矩控制设计时的Bode图

图7 变桨控制设计时的Bode图

图8 风速为4 m/s-11 m/s时风电机组的阶跃响应

二、FAST整机性能仿真与分析

（1）仿真情形1：V=6m/s 的定常风

以6m/s的定常风为检验工况，测试转矩控制器的性能。FAST整机仿真结果如图10－图12所示。发电机功率和发电机转速变化曲线表明，转矩控制性稳定。图12表明，转矩控制器能较好的跟踪最优Cp，实现最大风能捕获。

（2）仿真情形2：V=18m/s 的定常风

以V=18m/s的定常风为例，检验变桨控制器的性能。图13－图15表明，变桨控制器性能稳定，维持发电机功率，实现变桨控制。

（3）仿真情形3：V=18m/s的IEC湍流风

以V=18m/s的IEC湍流风作为复杂工况，进一步检验控制系统的性能，其结果如图16－图20所示。

图17和图19表明，尽管风速频繁波动，但风电机组在控制器的作用下，发电机转速和桨距角能跟随风速的变化而变化，与控制策略吻合。图18表明，当风速在额定风速以上波动时，发电机转速和功率在额定附近有轻微波动，一方面由于风轮是一个大惯性系统，响应较慢；另一方面原因是变桨控制器根据转速误差，PI控制后得到桨距角，桨距角执行器会有一个执行时间，因此会出现延时，导致上述波动情况。图20表明，加入塔架前后振动控制，塔顶的振动幅值明显减小，进而减小载荷。

结语

图9 风速为12m/s-25m/s时风电机组的阶跃响应

图10 发电机功率变化曲线

图11 发电机转速变化曲线

图12 Cp变化曲线

图13 发电机功率变化曲线

图14 发电机转速变化曲线

图15 桨距角变化曲线

图16 风速变化曲线

图17 发电机转速变化曲线

图18 发电机功率变化曲线

本文对风电机组基本控制策略进行了描述，并结合风电机组的动力学性能，对减小共振、扭振以及塔架前后振动的控制策略进行了研究，以5MW风电机组为例，对大型风电机组控制系统进行设计，用matlab对控制系统的时域和频域进行分析，并采用FAST整机仿真软件对控制器的性能进行验证，结果表明：（1）额定风速以下时，改进后的控制策略能保证风电机组最大风能捕获运行；（2）额定风速以上时，改进后的控制策略能保证风电机组恒功率运行；（3）改进后的控制策略能避免风电机组共振和扭振，减小塔架前后振动。

图19 桨距角变化曲线

图20 塔架前后振动

（作者单位：刘红文 万宇宾 刘春秀 符伟杰 杜佳佳 蒋韬：南车株洲电力机车研究所有限公司；阮向艳：中南大学信息科学与工程学院）