变桨距风力发电系统的逆系统鲁棒控制方法

摘要

本发明涉及变桨距风力发电系统的逆系统鲁棒控制方法，属于风力发电技术领域，该方法包括：根据发电机电压、电流和转速值计算发电机电磁转矩；若电磁转矩未达到额定值，则通过增大发电机的电磁转矩来限制风机转速和系统输出功率，若电磁转矩达到额定值，则启动风机的桨距角调节，各步骤为：建立风力发电系统的模型，该模型为标称模型和扰动模型的叠加，扰动模型为风机模型与标称模型的偏差；用计算得到的逆系统标称的桨距角和鲁棒补偿桨距角叠加后的角度来调节桨距角，从而实现风力发电系统的风机转速和输出功率的控制。本发明控制方法实现简单、可移植性好。减小了桨距角调节装置的疲劳程度，在同样风速条件下可以延长风机的运行寿命。

说明书

技术领域

本发明属于风力发电技术领域，特别涉及变桨距风力发电系统的逆系统鲁棒控制方法。

背景技术

随着风力发电技术的发展，变速变桨距风力发电系统得到了广泛的应用。桨距角控制对风力发电系统的功率输出至关重要，它通过直接改变桨叶的空气动力载荷来控制风机的风能捕获量，从而控制风力发电系统的输出功率。特别是风机在高风速区运行时，桨距角控制可以限制风力发电系统的输出功率，从而保障发电机和变流装置的安全运行。

桨距角控制的基本思想是，通过适当增大或减小风机的桨距角来改变桨叶的空气动力载荷，使得系统的输出功率限制在设定的水平上。然而风机桨叶的空气动力学特性不仅与桨距角有关，还与风速以及风机的转速有关，而且这些关系都呈现高度的非线性，增加了系统的控制难度。

忽略风机的刚性系数、阻尼系数和齿轮箱的惯性，变速变桨距风力发电系统的动力学模型为：

${\stackrel{·}{\omega }}_m=\frac{1}{J}(T_{\mathrm{\omega t}}-T_e^{\prime })...\left(1\right)$

其中，J为等效风机惯性，T_ωt为风机轴上的机械转矩；T_e′＝K_gT_e为等效发电机转矩，K_g为齿轮箱变比，T_e为发电机电磁转矩。T_ωt不但与桨距角β有关，还与风机转速ω_m及风速v有关：

         T_ωt＝KC_q(ω_m，β，v)v²                         (2)

式中，$K=\frac{1}{2}\pi R^3\rho ,$R为风轮半径，ρ为空气密度；C_q(ω_m，β，v)＝f(λ，β)为风机的转矩系数，λ＝ω_mR/v为叶尖速比。值得注意是，转矩系数C_q与风机转速ω_m、风速v和桨距角β有高度的非线性关系，而且不同风机的转矩特性不同，其函数关系很难用统一的数学表达式表示。

通常，风机的转矩特性数据由风机制造商根据风洞实验提供。

现有的桨距角控制多采用PID(比例积分微分)控制方法，控制流程如图1所示，其步骤为：

1.检测风机转速和桨距角角度；

2.计算风机转速误差e＝r-ω_m，r为转速设定值；

3.根据式(3)计算桨距角控制增量Δβ；

          Δβ＝-(k_p+k_i/s+k_ds)e                    (3)

式中，k_p，k_i，k_d分别为PID系数；s为微分算子；

4.输出桨距角命令值β(k+1)：在当前桨距角β(k)的基础上增加Δβ。

当风速v增大时，风机转速ω_m相应增大，PID控制方法下，桨距角增量Δβ增大，桨距角调节器调节桨距角β，降低风机的风能捕获量，使得风机转速和输出功率恢复到设定水平。

传统的PID控制方法有以下缺陷：

(1)不能在较大风速范围内获得较好的控制性能，式(3)中的PID系数是基于线性化风机模型而设计，对于具有高度非线性的风力发电系统，当风机的工作点偏离模型的线性化点时，PID控制方法的性能严重降低，甚至会引起系统的不稳定；

(2)PID控制方法下，风速大范围的随机波动将导致频繁的桨距角调节，加剧调节器的机械疲劳，影响风机的运行寿命；

(3)式(3)中的PID系数难以选择，需要通过大量的仿真或者实验才能确定一组合适的参数；

(4)由于实际模型与理论模型的偏差，基于理论模型的PID控制方法对模型参数摄动的鲁棒性较弱。

针对传统PID桨距角控制方法的不足，研究一种能适合较大范围内运行且对风机的参数扰动具有一定鲁棒性的桨距角控制方法显得十分重要。

发明内容

本发明的目的是为克服已有技术的不足之处，提出了一种风力发电系统的逆系统鲁棒控制方法，它适用于风力发电系统的风机转速和输出功率控制，克服了传统PID桨距角控制方法运行范围小、控制性能有限、PID系数设计难度大、对风机参数扰动的鲁棒性弱等缺点。

本发明提出的一种风力发电系统的逆系统鲁棒控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)根据发电机电压、电流和转速值计算发电机电磁转矩；若电磁转矩未达到额定值，则保持桨距角不变，通过增大发电机的电磁转矩来限制风机转速和系统输出功率(发电机电磁转矩的控制可采用传统的矢量控制或者直接转矩控制方法)，若电磁转矩达到额定值，则启动风机的桨距角调节，进行以下各步骤；

2)建立风力发电系统的模型，该模型为标称模型和扰动模型的叠加，扰动模型为风机模型与标称模型的偏差；

3)计算标称模型的逆系统标称的桨距角；

4)计算扰动模型的鲁棒补偿桨距角；

5)用逆系统标称的桨距角和鲁棒补偿桨距角叠加后的角度来调节桨距角，从而实现风力发电系统的风机转速和输出功率的控制。

本发明的有益效果是：

1.本发明由于优先通过发电机电磁转矩来控制风机转速和系统的输出功率，当电磁转矩到达额定值后，才启动风机的桨距角控制，减小了桨距角调节装置的疲劳程度。

2.本发明桨距角控制方法可以在较大风速范围内实现风机转速及系统输出功率的高性能控制，并且控制性能明显优于传统的PID桨距角控制方法，同样风速条件下可以延长风机的运行寿命；

3.本发明桨距角控制方法实现简单、可移植性好。需要设计的控制参数少，且不需要通过大量的实验进行选取；对于不同的风机，只需要将厂家提供的风机特性数据作为本控制方法中的风机数据即可；

4.本发明的桨距角控制方法由于考虑了实际模型与理论模型的偏差，因而对模型参数摄动及其它有界扰动的鲁棒性较强。

5.本发明的桨距角控制方法可以用于中高风速区风力发电系统的恒速、恒功率控制；也可用于并网风力发电系统的功率水平控制；该方法还可以扩展到其它具有类似于风机动态特性的非线性系统中。

附图说明

图1为传统PID桨距角控制方法控制流程图；

图2为本发明提出的逆系统鲁棒控制方法控制流程图。

具体实施方式：

本发明提出的变桨距风力发电系统的逆系统鲁棒控制方法结合附图及具体实施方式详述如下：

本发明提出的方法流程如图2所示，具体步骤如下：

1)根据发电机电压、电流和转速值计算发电机电磁转矩；若电磁转矩未达到额定值，则保持桨距角β不变，通过增大发电机的电磁转矩来限制风机转速和系统输出功率(发电机电磁转矩的控制可采用传统的矢量控制或者直接转矩控制方法)，若电磁转矩达到额定值，则启动风机的桨距角调节；

2)建立风力发电系统的模型，该模型为标称模型和扰动模型的叠加；该标称模型的所有参数为理论值参数，其中：风机转矩特性为厂家提供的实验数据；其它风机参数为风机铭牌数据；空气密度为风电场所在地的平均密度；风速为风速传感器的测量值；

该风力发电系统的标称模型为，

${\stackrel{·}{\omega }}_{m0}=\frac{1}{J_0}[K_0{C}_{q0}({\omega }_{m0},{\beta }_0,v_0)v_0^2-T_{e0}^{\prime }]...\left(4\right)$

式中，ω_m0为标称的风机转速，J₀为标称的等效风机惯性，$K_0=\frac{1}{2}\pi R_0^3{\rho }_0,$R₀为标称的风轮半径，ρ₀为标称的空气密度(为风电场所在地的平均密度)，C_q0(ω_m0，β₀，v₀)为标称的风机转矩系数(为厂家提供的实验数据)，β₀为标称的桨距角，v₀为标称的风速(为风速测量值)，T_e0′＝K_g0T_e0为标称的等效发电机转矩，K_g0为标称的齿轮箱变比(为齿轮箱铭牌值)，T_e0为标称的发电机电磁转矩(为发电机额定电磁转矩)。

考虑风机参数的扰动和其它不确定性，建立风力发电系统的扰动模型为：

式中，□ω_m＝ω_m-ω_m0，β_δ＝β-β₀，v_δ＝v-v₀分别为风机转速、桨距角和风速的小信号量，a₀，b₀，c₀分别为标称转矩系数C_q0(ω_m0，β₀，v₀)在一系列标称运行点(ω_m0，β₀，v₀)处的Taylor展开式的一阶变量系数，□a＝a-a₀，□b＝b-b₀，□c＝c-c₀，a，b，c分别为实际转矩系数C_q(ω_m，β，v)在(ω_m0，β₀，v₀)处的Taylor展开式的一阶变量系数，为系统的等效扰动，包括风机参数扰动、风机转矩系数偏差、风速测量误差和发电机电磁转矩扰动所引起的转速动态误差。

3)计算所述标称模型的逆系统标称的桨距角β₀；

首先，设置标称模型的期望动态为：

${\omega }_{m0}=\frac{{\omega }_n^2}{s^2+2\zeta {\omega }_{n}s+{\omega }_n^2}r...\left(6\right)$

其中，r为风机转速的参考值，s为微分算子，ω_n和ζ为正的常数(可根据实际系统要求的动态特性，如响应时间、超调量和带宽等来确定)；

再根据期望动态求取标称模型的逆系统，得到标称的桨距角；

由式(4)，(6)组成方程，可以求得方程的解为：

               β₀＝g(ω_m0，v₀，r)                        (7)

其中，β₀为未知参数，其它量为已知量，ω_m0为风机转速测量值，v₀为风速测量值，T_e0′为发电机等效转矩测量值或计算值。式(7)即为标称模型(4)的逆系统(逆系统的求解可以结合式(4)，(6)，并根据厂家提供的风机转矩系数数据查表而得到，式(4)，(6)组成的方程存在1～2解，但稳定解唯一存在，此处，有dT_ωt/dω_m0＜0，其中，T_ωt为风机轴上的机械转矩，选择此稳定解构成逆系统(7)，即β₀为标称的桨距角)；

4)计算所述扰动模型的鲁棒补偿桨距角

首先，计算风机转速误差为：

               e＝r-ω_m                                   (8)

为消除参数不确定性所带来的误差，在控制方法中加入积分项，

$\stackrel{·}{\sigma }=e+k_3\sigma ...\left(9\right)$

其中k₃为常数；

根据(8)，(9)得到鲁棒补偿桨距角为：

$\hat{\beta }=-k_{1}e-k_2\sigma ...\left(10\right)$

其中k₁，k₂为常数。

5)用逆系统标称的桨距角β₀和鲁棒补偿桨距角叠加后的角度β来调节桨距角，从而实现风力发电系统的风机转速和输出功率的控制：

$\beta ={\beta }_0+\hat{\beta }...\left(11\right)$

以式(11)得到的角度β来调节桨距角，控制风力发电系统的风机转速和输出功率。

本发明方法的一个实施例的具体步骤包括：

1)根据发电机电压、电流和转速值计算发电机电磁转矩；若电磁转矩未达到额定值，则保持桨距角β不变，通过增大发电机的电磁转矩来限制风机转速和系统输出功率(发电机电磁转矩可采用传统的矢量控制或者直接转矩控制方法)，若电磁转矩达到额定值，则启动风机的桨距角调节；

2)建立风力发电系统的模型，该模型为标称模型和扰动模型的叠加；本实施例的标称模型的所有参数为理论值参数，其中，J₀＝0.14kg·m²，K₀＝50.257，T_e0′＝70Nm，C_q0为厂家提供的实验数据；风速为风速传感器的测量值；

风力发电系统的标称模型为，

${\stackrel{·}{\omega }}_{m0}=358.98C_{q0}({\omega }_{m0},{\beta }_0,v_0)v_0^2-500...\left(12\right)$

扰动模型为风机模型与标称模型的偏差；

3)计算标称模型的逆系统标称的桨距角β₀；

首先，设置标称模型的期望动态为：

${\omega }_{m0}=\frac{40000}{s^2+360s+40000}r...\left(13\right)$

风机转速的参考值r＝1kW。

再根据期望动态求取标称模型的逆系统，得到标称的桨距角β₀；

由式(12)，(13)组成方程，其中，β₀为未知参数，其它量为已知量，可以求得方程的稳定解，即β₀为标称的桨距角。

4)计算扰动模型的鲁棒补偿桨距角

首先，计算风机转速误差为：

                     e＝r-ω_m                             (14)

为消除参数不确定性所带来的误差，在控制方法中加入积分项，

$\stackrel{·}{\sigma }=e-0.1\sigma ...\left(15\right)$

根据(8)，(9)得到鲁棒补偿桨距角为：

$\hat{\beta }=-1000e-\sigma ...\left(16\right)$

5)用逆系统标称的桨距角β₀和鲁棒补偿桨距角叠加后的角度β来调节桨距角：

$\beta ={\beta }_0+\hat{\beta }...\left(17\right)$

以式(11)得到的角度β来调节桨距角，控制风力发电系统的风机转速和输出功率。

通过实验室模拟风力发电系统平台的硬件在环实验验证了其性能。本发明的逆系统鲁棒控制方法与传统PID控制方法(PID系数分别选择为：k_p＝25，k_i＝0.1，k_d＝0)相比，系统输出功率和风机转速输出的波动更小，而PID控制方法在整个风速区域内性能不一致，某些风速区域，PID控制方法控制效果较好，但其它区域，系统输出功率和风机转速脉动较大。

风机参数未出现扰动、风速测量无误差以及风机参数出现较大扰动、风速测量有误差这两种情况下，验证了本发明的逆系统鲁棒控制方法的鲁棒性能。两种情况下，系统输出功率和风机转速输出相差不大，都接近给定值，而且输出误差较小。因而，逆系统鲁棒控制方法对风机参数扰动及其它有界不确定性有较好的鲁棒性能。