海上风电机组荷载分析及控制研究

华锐风电科技（集团）股份有限公司 ■ 何荣光 刘作辉

0 引言

经过多年的快速发展，我国风电新增和累计并网容量均已持续领先全球市场，但行业发展亦面临陆上待开发的优良风资源正逐步枯竭和弃风限电等困境。海上风电成为突破陆上风电发展困境的关键点。海上风资源丰富、平均风速高、湍流度小、风剪切小、主导风向稳定，风电场建设不占用日益紧缺的土地资源、对环境影响较小、适合大规模开发，且距离能源紧张的负荷中心近，海上风电必定成为未来风电行业发展的趋势。当今我国乃至全球已建成的海上风电场多为近海风电场，相比近海，深远海域范围更广，风资源更丰富，风速更稳定，因此，深远海域风电是海上风电的未来。但由于海上风电机组面临复杂多变的环境和大型化发展的趋势，对整机的荷载控制策略提出了更高的要求。

1 荷载分析

面对日益紧张的风资源，陆上整机设计正趋向大功率、长叶片、高塔筒、轻量化发展。设计时主要考虑的荷载源有空气动力荷载、惯性荷载、重力荷载，以及因刹车、偏航、变桨等控制动作导致的运行荷载。其中，空气动力荷载是最主要的荷载源。

因为资源的有限性和技术的发展，风资源的索取从陆地向大海、由近海向深远海域发展。在此过程中，风电机组的基础结构形式依次变化为：陆地基础、桩式或导管架基础、漂浮式基础，相应的造价和技术难度越来越高，承受的荷载也越来越复杂。基础是海上风电机组与陆上风电机组在结构上的最大区别。

海水运动的主要形式有波浪、潮汐和洋流。其中，波浪是海水因海风和气压变化等因素导致的周期性起伏运动；潮汐是海水因日月引力变化导致的周期性涨落现象；洋流又称海流，主要是由于盛行风、海水密度差异及地转偏向力导致的海水流动。这些海水运动及海冰或船舶冲击等因素交织在一起作用于海上风电机组基础，再结合主要作用于风力机叶轮上的空气动力，相比于陆上风电机组，海上风电机组所面临的环境复杂多样，如图1所示。

海上风电机组所承受的荷载复杂多变，除上述4种形式外，风电机组在设计时还要考虑波浪荷载、潮汐荷载、海流荷载和浮冰荷载。下文对海上风电机组的几个主要荷载进行分析。

图1 海上机组的复杂环境

1.1 空气动力荷载

风电机组承受的风荷载主要由叶轮荷载Fr和塔筒风荷载Fa组成。前者依据动量定理和叶轮制动盘假设[1]，得到叶轮的推力公式为：

式中，ρ为空气密度；S为叶轮扫略面积；v为前方远处来流风速；a为轴向入流因子。

风吹过塔筒时，会产生阻尼力，其风荷载公式为：

式中，St为风投影到塔筒的面积；vt为塔筒风速；Cd为塔筒阻力系数。

1.2 海流荷载

海流是海水大范围内相对稳定的流动。海流流经海上风电机组基础时，沿流动方向会产生阻尼力，相应的荷载公式为：

式中，ρw为水流密度；Sw为水流流经基础的投影面积；vw为基础处海流速度；Cw为基础对水流的阻力系数。

1.3 波浪荷载

波浪是海水在海风和气压变化等因素作用下形成的周期性起伏运动，属于随机平稳过程，常用Pierson-Moskowitz(PM)波谱来描述。表面波谱密度公式为：

式中，Hs为有效波长；fP为峰值频率，与风速相关；f为频率。

依据风电机组基础直径D与波长L的比值进行分类。

1)当比值小于0.2时，波浪荷载主要考虑粘滞摩擦力和惯性荷载，可用莫里森公式进行计算：

式中，Fm为单位部件长度上的力；Cf为摩擦力系数；Cm为惯性力系数；Dm为部件的直径；Sm为部件的截面面积；U为部件相关流体的速度；为部件相关流体的加速度。

2)当比值大于0.2时，风电机组基础会影响到波浪，产生衍射现象，此时莫里森公式将不再适用，一般会基于线性波理论采用sink-source方法或流体有限元的数值计算方法。

风电机组进行荷载分析的过程，亦是进行整机动力学研究的过程。风电机组运行过程是一个多物理场、多因素相互耦合的过程，涉及到风电场风速特性、空气动力学、波浪力学、结构动力学、发电机及控制等因素，它们的耦合相互作用，随着单机容量的增大变得更加显著[2]。

2 控制策略

2.1 基本控制策略

本文以某TLP式漂浮式风电机组为研究对象，是叶轮直径为155 m的6 MW双馈变速恒频风电机组，适用于深远海域风电项目。

Bladed 4.7版本包含水动力荷载计算分析模块，本文用该软件建立风电机组的仿真模型。其中，漂浮式基础是用6自由度(横荡、纵荡、艏摇、横摇、纵摇、垂荡)的质量节点和锚链模块组合建模，流体动力模型采用莫里森方程。TLP式漂浮式风电机组的锚链为张紧式状态，横摇、纵摇和垂荡运动较小，横荡、纵荡、艏摇运动较大。因为横荡和纵荡运动会加剧相对入流风速的波动，引起较高的谐振响应，为此，漂浮式风电机组的控制设计需要考虑更多振动因素，以加强风电机组的安全性设计。

图2为本文研究的漂浮式风电机组的功率特性曲线，图3为该机型设计的控制策略框图。从图中可知，风电机组的主要执行机构为变频器转矩指令执行机构和变桨系统桨距角指令执行机构，两者均可控制风电机组的功率输出。为避免控制耦合引起震荡，采取基本策略为：风电机组满发前一般设置桨距角到最佳角度，主要通过转矩指令控制发电机转速运行在工作范围内，同时跟踪最佳叶尖速比运行，使得风电机组吸收风能最大。图2中的A、B、C 3区为转矩控制区域，其中，A和C主要是由转矩比例积分(PI)控制器进行恒转速控制，分别控制发电机转速运行在最小并网转速和额定转速，从而使风电机组运行在工作区间内，确保风电机组不频繁脱并网和超速运行；而B区由变转速控制，用于跟踪最佳叶尖速比。风速足够大时，风电机组输出功率达到额定，此时转矩控制一般采用恒转矩或恒功率策略，为保护电气和机械部件，采用变桨控制作为主要控制手段，用于限制风能吸收和功率输出，对应图2中的D区。在额定功率附近，一般采用功率比例积分(PI)控制器或转矩变桨的偏置补偿(Bias)算法进行解耦控制。

图2 机组的功率特性曲线

图3 控制策略框图

在转矩控制时，变桨采用FinePitch控制，即依据输出功率与期望桨距角的一维关系表进行查表控制。该算法在小风时可以提高风电机组的功率输出，在额定功率附近时，主要消减叶轮推力，降低风电机组荷载。转矩控制同时附加了限制在3%额定转矩内的驱动链加阻转矩，该转矩可以明显提高驱动链阻尼，降低齿轮箱疲劳荷载(具体仿真分析见下文 2.2)。

在变桨控制时，转矩采用恒转矩策略，即转矩指令设置为额定转矩+驱动链加阻转矩。风电机组功率输出限制主要靠统一变桨(CPC)PI控制器进行，该PI控制器基于实际桨距角和估测的湍流度进行二维插值得到，涵盖了非线性和湍流因素。同时，为变桨控制附加了多种优化策略，如为减弱塔筒振动的塔筒前后加阻控制(具体分析见下文2.3)，为防止过度变桨和超速启用动态FinePitch逻辑(用实际滤波桨距角减动态偏移量作期望角度下限)；为识别极端阵风工况而变桨降载，利用测量的风速、转速、功率等变量估测实际风速，同时结合多普勒激光测风仪测量前方风速，提前预警应对。最后，通过测量每个叶片的叶根荷载，利用旋转坐标系转换为静止坐标系的Park变换，设计适当的独自变桨(IPC)PI控制器，输出的微变桨距角分别附加到每个叶片的期望桨距角上，可有效降低风电机组的不平衡荷载，仿真分析见下文2.4，所涉及的静止轮毂荷载和旋转轮毂荷载坐标系定义如图4、图5所示。

图4 静止轮毂坐标系定义

图5 旋转轮毂坐标系定

2.2 驱动链加阻控制

双馈风电机组的传动链阻尼普遍较低，易导致齿轮箱的疲劳荷载过大，可以通过设计适当的橡胶垫或耦合器来引入额外的机械阻尼。但要想提供足够的阻尼，相应的成本会较高。而驱动链加阻控制是在不增加任何物理设备的基础上，通过带通滤波器处理发电机转速信号提取驱动链相关频率信号，得到转矩附加值，增加到转矩指令中，从而提高驱动链阻尼[1]。

本文仿真了一系列湍流风工况，对比驱动链加阻前后的轮毂荷载，其中，15 m/s湍流风工况结果如图6所示。旋转轮毂Mx荷载波动确定减弱，其他工况结论一致。同时结合功率谱分析，确定驱动链频率的能量峰值减小，说明驱动链加阻控制可以有效降低齿轮箱的疲劳荷载。

2.3 塔架加阻控制

图6 驱动链加阻前后旋转轮毂Mx荷载

塔架的前后振动是很弱的阻尼振荡，展现了很强的谐振响应，即使在风速或海流很小时也可以保持较高的水平。塔架的动态特性可以用简单的二阶谐波阻尼系统进行近似描述[3]：

式中，x为塔架的位移；F代表叶轮的推力；ΔF为由变桨动作产生的附加力；M为塔架的模态质量；K为模态的刚度系数；D为塔架的阻尼，其值较小。

如果ΔF与-x成正比，则可以明显增加有效阻尼，减弱振荡。附加力dF为：

为了得到精确的附加阻尼DP，由推力对桨距角β偏微，则：

上述两个公式联立，可得：

在实际控制中，变桨PI控制器主要应用的是增量式PI控制器，可以直接用塔筒前后振动加速度值，通过上述计算公式获得变桨加阻增量，在变桨PI控制的基础上附加上述变桨指令，可以有效提高叶轮气动阻尼。

本文仿真了一系列湍流风工况，对比应用塔筒加阻算法前后风电机组的振动和荷载情况，其中，某工况的机舱位移对比如图7所示，可以确定机舱前后位移变化减弱，其他工况结论相近。综合说明塔筒加阻控制可以提高气动阻尼，减少塔筒振动，降低塔筒和基础的荷载。

图7 塔筒加阻前后的机舱位移

2.4 独自变桨控制

叶轮不平衡、风剪切和偏航偏差等因素均会导致风电机组的叶轮产生不平衡荷载，频谱能量主要表现为叶轮转频的1倍频(1P)；且风轮直径越大，不平衡荷载越明显。通过测量每个叶片的叶根荷载，利用独自变桨控制算法微调每个叶片的桨距角，可有效减少不均衡荷载。图8为IPC控制框图。

图8 IPC控制框图

通过模拟仿真，对比CPC和IPC的控制效果，图9为叶片桨距角，图10为静止轮毂MY荷载的对比，图11为静止轮毂MZ荷载的对比。

2.5 动态停泊控制

图9 CPC和IPC控制的桨距角

图10 静止轮毂MY荷载

图11 静止轮毂MZ荷载

陆上风电机组停泊时，机组的叶片处于顺桨位置，叶轮静止。而漂浮式风电机组停泊时，会因波浪、水流等因素产生摇摆运动，因此，本文提出动态停泊控制，即风电机组在某些工况下的停泊状态是控制桨距角使叶轮低速运行，此时仅启动变桨PI控制器和塔筒加阻控制算法，即可增加停泊时的气动阻尼，减弱漂浮式风电机组的摇摆幅度。所以，相比于陆上风电机组，深海漂浮式风电机组的塔底和塔顶均要配置振动传感器及陀螺仪，进行风电机组姿态实时监控，并依据姿态情况，确定停泊模式。

3 结论

本文简述了复杂的海上环境，对比了海上风电机组与陆上风电机组荷载源的差异，并分析了海上机组的主要荷载；以某漂浮式风电机组为研究对象，介绍了为该机组设计的控制策略，并重点针对驱动链加阻、塔筒加阻和独自变桨等控制算法进行了仿真模拟，验证结果表明可有效降低风电机组荷载；最后，提出漂浮式风电机组应加强姿态监控和停泊控制。

[1]Tony Burton, et al[著 ], 武鑫 , 等 [译].风能技术 (第二版)[M].北京: 科学出版社, 2014.

[2]王磊.海上风电机组系统动力学建模及仿真分析研究[D].重庆: 重庆大学, 2011.

[3]杨明明, 苏丽营, 辛理夫, 等.海上风力发电机组载荷控制方法研究[J].电器工业, 2014(1).