变速变桨风电机组阵风控制策略

娄尧林 ，叶杭冶 ，蔡 旭 ，吴晨曦

（1.上海交通大学 电子信息与电气工程学院 风力发电研究中心，上海 200240；2.浙江运达风电股份有限公司 风力发电系统国家重点实验室，浙江 杭州 310012；3.上海交通大学 船舶海洋与建筑工程学院 海洋工程国家重点实验室，上海 200240；4.杭州电子科技大学 自动化学院，浙江 杭州 310018）

0 引言

风电机组在阵风工况下，大面积脱网造成了较为严重的安全问题，给所连接电网带来了冲击。例如2005年1月，发生在丹麦境内的一个从西海岸到东海岸的大范围阵风，当时最高风速达到20～25m／s，导致了近4000台风电机组的停机，对电网造成了不小的冲击［1］。阵风是风速与风向在短时间内均发生较大变化的工况，此时风电机组会触发超速保护动作而脱网。大风情况下的超速脱网不仅会增加风电机组机械疲劳载荷，影响机组使用寿命，而且在大风情况下的停机到再次并网运行，受到机组二次并网风速的约束，需要一段时间，这样也会减少风电机组的发电量。因此研究阵风控制策略，抑制或者减少风电机组超速脱网，对于提高风电场发电量、降低风电机组机械载荷、提高电网稳定性有很大的意义。

随着低风速、超低风速风电机组的开发，机组风轮直径不断增大。据统计，1.5 MW机组的风轮直径从 70 m发展到97 m，2.0 MW 机组的风轮直径从103 m发展到121 m［2］，机组风轮的惯性增加了近2倍。由于风轮的巨大惯性，通常在阵风出现1～2 s后，风轮转速才发生变化，滞后系统容易引起飞车［3］。机组发生风轮超速的另外一个因素是，由于桨叶气动的非线性特点，单一控制器或单一增益的控制器已不能满足控制性能要求，通常做法是根据桨距角［4-5］或者风速［6］来设计增益调节的变桨控制参数，桨距角或风速越大，则增益越小，这样虽然避免了桨距角的调节时间过长，但在阵风工况下，风速急剧上升时，桨距角动作比较缓慢，风轮惯性较大，风轮容易发生超速。

已有文献对抑制风轮超速进行了研究，文献［7］简化了传动链模型及尾流模型，基于静态的功率-风速关系，预估出风轮有效风速作为控制器的前馈信号，进行提前变桨动作，但没有考虑偏航误差、风轮与塔架的动态特性；文献［8］基于测量桨叶根部挥舞与摆振方向的弯矩，通过非线性观测器，预估出有效风速及入流角，并在此基础上识别极限事件模式，来进行快速变桨，有效降低了风轮转速。但在目前运行的风电机组中，在桨叶根部贴应变片并不常见。文献［9-10］基于安装在机舱上的雷达测风仪，检测到风轮前的风速，处理后引入作为控制器的前馈信号，有效地降低了机组的载荷，同时也有效抑制了风轮超速问题，但雷达测风仪目前还处于试验阶段，成本较高，不适合工程批量应用。

本文提出的阵风控制策略，本着在阵风工况下，变桨提前动作与快速动作的原则，结合变速变桨控制算法基本结构，在变桨控制器PC（Pitch Controller）上增加功率桨距角发电机转速控制环PPGSL（Power Pitch Generator Speed Loop），使变桨在额定功率以前提前动作；在变桨比例项中增加非线性增益因子NLGF（NonLinear Gain Factor），使得变桨能够快速动作，从而有效抑制在阵风工况下风轮转速超调。通过对一个低风速大叶轮的2.0 MW机组在额定风速附近与额定风速以上阵风工况的仿真分析，及控制策略的现场验证，表明该阵风控制策略能有效抑制风轮超速，减少由于停机带来的发电量损失，而又不增加机组疲劳载荷。

1 风电机组风轮超速机理分析

1.1 风电机组控制器基本原理

风电机组控制器由转矩控制器TC（Torque Controller）与PC两部分组成，如图1所示。图中，ωrate为额定发电机转速；βref为桨距角给定；βmax-min为最大与最小桨距角限制值；Prate为风电机组额定功率；ωset为发电机设定转速；ωg为当前发电机转速；Tg为比例积分 PI（Proportional Integral）控制器输出的发电机给定转矩；Tmax-min为最大与最小转矩限制值。

图1 转矩控制与变桨控制基本原理框图Fig.1 Schematic diagram of torque control and pitch control

TC的作用是发电机转速调节，转矩-转速的控制轨迹通常如图2所示，其中AB为直线，BC为二次曲线，CE为直线，DEF为反比例曲线。图中，ωmin为最小发电机转速，Trate为额定发电机转矩，kopt为最优模态增益系数。在额定风速以下，即在图2的E点以前，进行最大功率点跟踪控制，在额定风速以上，进行恒功率控制［11-13］。TC通常以发电机转速差作为控制输入、发电机给定转矩作为输出的PI控制器来实现。PI控制器输出，即发电机给定转矩需根据当前发电机转速设定上限值与下限值，从而实现最大风能捕获与恒功率控制。在恒功率控制阶段，可以通过在基本转矩的基础上，加上纹波转矩，以抑制传动链扭振，减少传动链疲劳载荷［14］。

图2 变速变桨风电机组转矩-转速图Fig.2 Curve of torque vs.speed for variable speed variable pitch wind turbine

PC在额定风速以上起作用，其目的也是调节发电机转速。PC通常设计为以发电机转速差作为输入［15］、桨距角作为输出的 PI控制器［16-17］。 由于桨叶气动的非线性特点，PC的比例系数与积分时间常数是变增益的，可以根据预先设定的桨距角与其对应关系获得［18］。

由于TC和PC都能控制转速在同一个设定点，所以2个控制器需进行解耦控制，满足以下要求：当转矩在额定点以下时给定的桨距角要保持在最优桨距角βfine；当桨距角大于最优桨距角时，给定转矩要维持在额定转矩。

1.2 阵风工况下机组超速情况分析

当机组在额定风速以下（如低于额定风速1m／s）运行，遭遇了阵风，风电机组的发电机转速容易超过1.1倍的保护限值［19］，导致机组超速停机。这时为了防止在功率未达到额定功率而变桨动作导致功率损失，往往把TC过渡到PC的条件设计为发电机转速超过额定转速而且机组的功率达到额定值。因此在风速迅速上升的工况下，发电机转速急剧上升，但功率没有达到额定值，如图2的E点之前，变桨没有动作。但当功率达到额定值时，转速已经很高，此时开始变桨，已不能及时有效地抑制发电机超速。

当机组在额定风速以上运行时，风电机组运行在PC阶段，一是由于风轮的巨大惯性，从阵风发生到发电机转速变化有1 s左右的滞后，二是由于桨叶气动的非线性特点，在设计PC时，桨叶角度越大，控制器的增益越小，这就导致风速急剧上升的情况下，桨叶回调速率比较慢，不能很好地抑制风轮超速。

2 抑制阵风的控制策略

针对额定风速以下与额定风速以上2种阵风超速的情况，结合变速变桨控制算法基本结构，设计了阵风控制策略：在PC上增加PPGSL，使变桨在额定风速以下提前动作；在变桨比例项中增加NLGF，使得变桨能快速动作。

2.1 阵风下提前变桨控制策略

在PC上增加PPGSL，如图1虚线框所示，使桨距角给定值由两部分组成，分别是由桨距角发电机转速 PGSL（Pitch Generator Speed Loop）PI控制器给定和PPGSL的PI控制器给定，PC由单个PI控制器变成双PI控制器，PPGSL的作用是当风速迅速上升时，桨距角可以提前动作，以阻止转矩达到上限时的瞬间过速［14］。

PPGSL以实际计算功率与额定功率之差作为输入、桨距角作为输出的PI控制器，在这里实际计算功率为TC输出的原始转矩与发电机转速的乘积，如图3所示。在阵风作用下，发电机转速快速上升，超过额定发电机转速值，虽然给定转矩值还没有达到额定转矩值，但增长很快，此时功率控制环比例项的作用大于积分项，使得变桨在额定风速下提前变桨，而积分项的作用是功率在额定值以下时，桨距角增量Δβ2输出为负值，此时即使桨距角增量Δβ1输出为正值，但总的桨距角增量Δβ输出为负值，把桨距角限制在最优桨距角。

图3 双PI控制器结构框图Fig.3 Block diagram of double PI controller

图3中，Δβ1为PGSL输出的桨距角增量；Δβ2为PPGSL 输出的桨距角增量；a0、a1、b0、b1为 PI控制器数值离散化后的系数，a0=KITS／2＋KP，a1=KITS／2－KP，b0=KIQTS／2＋KPQ，b1=KIQTS／2－KPQ，其中 TS为采样时间，KI和KP分别为PGSL的积分与比例系数，KIQ和KPQ分别为PPGSL的积分与比例系数。

2.2 阵风下快速变桨控制策略

针对额定风速以上的阵风工况，发电机转速已经远大于额定发电机转速，而且偏差还在不断增加，但此时PC的比例增益却随着桨距角的增加在减少，这样导致了风轮转速的增加。

针对以上情况，对变桨的比例增益，设计增加一个非线性附加项，通过加快回调桨距角，来抑制风轮超速。设计原则是在转速偏差较大而且偏差还在继续增加的情况下，对PGSL的比例项乘以一个数值大于1的增益因子，达到快速变桨，尽快达到最大变桨速率回调桨距角、抑制风轮超速的目的。增益因子的数值选取，要遵循在正常湍流风下不起作用、在极限阵风情况下发挥迅速作用的原则［20］。

图4中，Δω为计算的转速偏差表示对转速偏差求微分运算；Lookup_table为预设的查找表，其中KP_K为比例增益因子，KP_xxdot为发电机转速偏差与其变化率的乘积。

图4 变桨比例项非线性增益因子Fig.4 NLGF added to proportional

2.3 不对称变桨速率

针对一些特殊的阵风工况，风速先急剧下降，然后快速爬坡上升，这时桨距角先减小再上升，由于变桨滞后于风速的原因，风速已经进入上升阶段，但桨距角还在减小，这种工况下，采用不对称变桨速率，即开桨速率小于顺桨速率，通过减小桨距角回调的行程，一定程度上也可以抑制风轮超速。

3 仿真分析

根据风电机组设计标准［19］，阵风有风速与风向变化特性，本文为了分析机组的超速机理，仅考虑其风速变化，选取风速单边上升的极限相干阵风ECG（Extreme Coherent Gust）与风速先上升再下降的极限阵风 EOG（Extreme Operating Gust），也即墨西哥草帽风。

仿真的风电机组为2.0 MW变速变桨双馈机组，机组主要参数如下：风电机组类型为水平轴，上风向，额定功率为2000 kW，切入风速为3 m／s，额定风速为 9.1 m ／s，切出风速为 20 m ／s，叶片数为 3，风轮直径为115 m，塔架高度为80 m，控制方式为变速变桨，齿轮箱速比为130.16，发电机类型为双馈发电机，变桨速率为-6～6°／s，并网发电机转速为 1100 r／min，额定发电机转速为1800 r／min，通过Bladed风电机组设计软件［21］进行双馈机组的变桨控制特性研究和载荷计算。

3.1 阵风下提前变桨控制策略效果验证

本文中PPGSL的比例参数取2×10-7rad／s，积分参数取1×10-7rad／s。一般该比例参数可以由PGSL的比例系数除以TC的比例系数与额定发电机转速的积得到，而积分时间常数通常取1～2 s。

图5 额定风速附近增加PPGSL的阵风控制效果Fig.5 Enhancement of gust control effect of PPGSL around rate wind speed

仿真用的阵风取 EOG，起始风速为 8.8 m ／s，阵风幅值为9.6 m，持续时间为10 s。从图5可以看出，在使用了功率变桨环后，PC在第15 s之前，即功率未达到额定功率2000 kW就开始动作，比原先的控制器提前变桨约1 s，从而把发电机最大转速由2020 r／min（大于额定转速的 1.1倍）降低到 1970 r／min左右，效果明显。由于提前变桨，从功率曲线上可以看出，稍微损失了一些功率，而塔架前后的推力没有明显增加，这种工况下，抑制风电机组超速引起的停机是主要控制目的。这说明该功率辅助环不但能平滑过渡于转矩控制与变桨环之间，而且还能有效避免风电机组在瞬态的风速变化过程中过转速、过功率等可能会使机组出现极限载荷的情况。

3.2 阵风下快速变桨控制策略效果验证

本文取变桨NLGF参数时，选用3个点的查找表，如图6所示。选取参数的原则为：在正常运行湍流风工况下，参数不起作用或作用较弱，即参数数值在1附近；在阵风工况下，发电机转速较高，而且转速有继续增加的趋势，则参数值取较大值，一般取2～3，具体跟桨叶翼形有一定关系。图6中3个转折点坐标为：（0，1）、（30，1.35）、（100，2.5）。

图6 变桨NLGF参数选取方法Fig.6 Setting of NLGF

仿真取ECG，起始风速为9.3 m／s，阵风变化幅值为11 m，持续时间为8 s。从图7可以看出，在阵风出现后，由于使用了新的控制策略，变桨动作速率比原先增加了1°／s左右，变桨系统迅速加速到最大变桨速率进行变桨控制；而同一时刻的桨距角，也比原先增大了2°左右，从而把发电机最大转速由2050 r／min（大于额定转速的 1.1倍）降低到 1960 r／min左右，效果明显。该策略对机组的输出功率影响不大，但由于快速变桨，塔架前后的推力稍微有所增加，这种工况下，主要控制目的还是抑制风电机组超速。这说明变桨比例非线性增益项能使变桨快速动作，有效减少风电机组在瞬态的风速变化过程中出现的过转速情况。

图7 增加NLGF的阵风控制效果Fig.7 Enhanced gust control effect by NLGF

4 控制策略现场测试验证

在测试风电场选取了4台风电机组，分成2组进行控制策略验证，每组的2台机组在机位上相邻，地形上相似。控制器均升级了控制软件，一组对比PPGSL效果，另一组对比NLGF效果。

在现场测试的3个月时间里，没有采用阵风控制策略的机组，发生超速停机17次，而增加阵风策略的机组，停机次数减少到4次，有效减少了停机次数。停机的原因是由于风速变化幅度过大，而变桨动作速率是有限的。经过现场测试验证，采用阵风控制策略后，能有效抑制机组过转速，避免不必要的脱网停机。

图8 风电机组在阵风工况下超速停机的录波图Fig.8 Shutdown of wind turbine due to over-speed in gust condition

图9 风电机组在阵风工况下正常运行的录波图Fig.9 Normal operation of wind turbine in gust condition

图8、图9为控制器记录的一次极限阵风工况，风速在5 s内从10 m／s增加到17 m／s左右，风轮转速达到1980 r／min，触发软件过转速保护后脱网停机。而采用变桨NLGF的风电机组，风速情况基本类似，则成功地应对了该次阵风，风电机组继续运行发电。

5 结论

在分析变速变桨风电机组传统PC策略的基础上，针对阵风工况下机组容易发生风轮超速引起停机的问题，本着在阵风工况下变桨提前动作与快速动作的原则，结合变速变桨控制算法基本结构，在PC上增加PPGSL，使变桨在额定风速以下提前动作；在变桨比例项中增加NLGF，使得变桨能快速动作。

Bladed软件仿真与现场测试结果表明，上述控制策略能有效地改善风电机组在阵风工况下的动态响应特性，降低风电机组机械载荷，增加发电量，提高电网的稳定性。

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