风力发电系统电气控制设计-风电毕业论文

PAGE43毕业论文风力发电系统电气控制设计摘要风力发电系统电气控制技术是风力发电在控制领域的关键技术。风力发电机组控制系统工作的安全可靠性已成为风力发电系统能否发挥作用，甚至成为风电场长期安全可靠运行的重大问题。在实际应用过程中，尤其是一般风力发电机组控制与检测系统中,控制系统满足用户提出的功能上的要求是不困难的。往往不是控制系统功能而是它的可靠性直接影响风力发电机组的声誉。有的风力发电机组控制系统的功能很强,但由于工作不可靠,经常出故障,而出现故障后对一般用户来说维修又十分困难，于是这样一套控制系统可能发挥不了它应有的作用。因此对于一个风力发电机组控制系统的设计和使用者来说,系统的安全可靠性必须认真加以考虑,必须引起足够的重视。我们的目的是希望通过控制系统的设计，采取必要的手段使我们的系统在规定的时间内不出故障或少出故障，并且在出故障之后能够以最快的速度修复系统,使之恢复正常工作。关键词：风力发电的基本原理；风力发电机的基础理论；风力发电控制系统；风轮机的气动特性；变桨距控制系统。1绪论1.1国内外风力发电的现状与发展趋势风能属于可再生能源，具有取之不尽、用之不竭、无污染的特点。人类面临的能源、环境两大紧迫问题使风能的利用日益受到重视。我国的风能资源丰富，可利用的潜能很大，大力发展风、水电是我国长期的能源政策。而其中风电是可再生能源中最具发展潜力和商业开发价值的能源方式。从20世纪80年代问世的现代并网风力发电机组，只经过30多年的发展，世界上已有近50个国家开发建设了风电场(是前期总数的3倍)，2002年底，风电场总装机容量约31128兆瓦(是前期总数的300倍)。2005年以来，全球风电累计装机容量年平均增长率为27.3%，新增装机容量年平均增长率为36.1%，保持着世界增长最快能源的地位。2010年全球装机容量达196630MW，新装机容量37642MW，比去年同期增长23.6%。目前，德国、西班牙和意大利三国的风电机组的装机容量约占到欧洲总量的65%。近年来，在欧洲大力发展风电产业的国家还有法国、英国、葡萄牙、丹麦、荷兰、奥地利、瑞典、爱尔兰。欧洲之外，发展风电的主要国家有美国、中国、印度、加拿大和日本。迄今为止，世界上已有82个国家在积极开发和应用风能资源。海上风力资源条件优于陆地，将风电场从陆地向近海发展在欧洲已经成为一种新的趋势。有人把风电的发展规划为3步曲，陆上风电技术（当前技术）一近海风电技术（正研发技术）一海上风电技术（未来发展方向）。2010年北美的装机容量有显著下降，美国年度装机容量首度不及中国；多数西欧国家风能发展处于饱和阶段，但风能产业在东欧国家得到显著发展；非洲风能发展主要集中在北非。随着海上风电的迅速发展，单机容量为3-6MW的风电机组已经开始进行商业化运行。美国7MW风电机组已经研制成功，正在研制10MW机组；英国10MW机组也正在进行设计，挪威正在研制14MW的机组，欧盟正在考虑研制20MW的风电机组，全球各主要风电机组制造厂家都在为未来更大规模的海上风电场建设做前期开发。1.1.1世界上风力发电的现状近年来，世界风电发展持续升温，速度加快。现主要以德国、西班牙、丹麦和美国的一些公司为代表，大规模地促进了风电产业化和风机设备制造业的发展。经过四、五年时间的整合，国际上风机制造业大约有十几家比较好的大企业。2003年底，全世界风电是3800万千瓦左右，而2003年一年就增加了400多万千瓦，仅德国到2003年底的装机容量就有1600万千瓦，其次是西班牙、美国、丹麦等国。国外风电的发展趋势，一是发展速度加快，二是风机机组从小型化向大型化发展,海上风电厂是下一步发展的主流。全世界风力发电总装机容量:1981年为105万kW,1994年为350万kW,1995年达到490万kW,1996年底为607万kW,1997年升至780万kW,1998年已达到968.9万kW,2000年5月已超过1429万kWa德国风力发电在装机容量方面居于世界领先地位，2000年5月已达到4635万kW;丹麦是开发风电最早的国家，而且当前在风力发电技术和生产方面等仍处于领先地位，全国装机容量148万kW，占发电总装机容量的5%以上。国际上许多国家都制定了新世纪的风力发电计划，欧洲风能协会己制定出2020年欧洲风能装机容量1.0XlOSMW的目标，并写入了欧共体关于可再生能源的白皮书;欧洲风能委员会CEWER)对I99I年欧洲风能发展目标作了修改，新的EWEA目标是:欧洲风力发电机装机容量到2000年约为8000MW,2010年为100000MW。欧洲风能协会和丹麦能源与发展论坛的研究报告表明:在20年内风力发电可以满足世界电力需求量的10%。1.1.2我国风力发电的现状风能资源作为一种可再生能源取之不尽，中国更是风能大国，据统计中国风能的技术开发量可达3亿千瓦-6亿千瓦，而且中国风能资源分布集中，有利于大规模的开发和利用。据考察中国的风能资源主要集中在两个带状地区，一条是“三北（东北、华北、西北）地区丰富带”即西北、华北和东北的草原和戈壁地带；另一条是“沿海及其岛屿地丰富带”，即东部和东南沿海及岛屿地带。这些地区一般都缺少煤炭等常规能源并且在时间上冬春季风大、降雨量少，夏季风小、降雨量大，而风电正好能够弥补火电的缺陷并与水电的枯水期和丰水期有较好的互补性。80年代初，200千瓦风机的研制开发工作开始实施。从90年代初期在山东容城建设了第一个商业化风力发电厂，到2010年底，中国以约4182.7万千瓦的累积风电装机容量首次超越美国位居世界第一，较2009年同比大增62%。按照国家电网此前出具的研究报告，到2015年，电网覆盖范围内可吸纳风电上网的规模达1亿千瓦，到2020年可达1.5亿千瓦。受国际风电发展大型化趋势的驱使，国内风电机组技术取得了不俗的成果。2005年，中国风电场新安装的MW级风电机组（≥1MW）仅占当年新增装机容量的21.5%。随着国内企业MW级风电机组产量的增加，2007年MW级风电机组的装机容量占到当年新增市场的51%，2008年占到72.8%，2009年占到86.8%。2009年中国在多MW级（≥2MW）风电机组研制方面取得新的成果，如金风科技股份有限公司研制的2.5MW和3MW的风电机组已在风电场投入试运行；华锐风电科技股份有限公司研制的3MW海上风电机组已在东海大桥海上风电场并网发电；由沈阳工业大学研制的3MW风电机组也已经成功下线。此外，中国华锐、金风、东汽、海装、湘电等企业已开始研制单机容量为5MW的风电机组。中国开始全面迈进多MW级风电机组研制的领域。2010年，国际上公认中国很难建成自主化的海上风电项目，然而，华锐风电科技集团中标的上海东海大桥项目，用完全中国自主的技术和产品，用两年的时间实现了装机，并于2010年成功投产运营，令世界风电行业震惊。

报告预测，2013年，中国风电装机量很可能达到16.6千兆瓦，在2014年达到17千兆瓦，2015年达到18千兆瓦。按照这个增长速度，中国在2015年末风电并网装机达到1亿千瓦的目标将提前一年实现。风力发电系统电气控制技术是风力发电在控制领域的关键技术。1.1.3论文主要内容的简介风力发电机组控制系统工作的安全可靠性已成为风力发电系统能否发挥作用，甚至成为风电场长期安全可靠运行的重大问题。在实际应用过程中，尤其是一般风力发电机组控制与检测系统中,控制系统满足用户提出的功能上的要求是不困难的。往往不是控制系统功能而是它的可靠性直接影响风力发电机组的声誉。有的风力发电机组控制系统的功能很强,但由于工作不可靠,经常出故障,而出现故障后对一般用户来说维修又十分困难，于是这样一套控制系统可能发挥不了它应有的作用。因此对于一个风力发电机组控制系统的设计和使用者来说,系统的安全可靠性必须认真加以考虑,必须引起足够的重视。我们的目的是希望通过控制系统的设计，采取必要的手段使我们的系统在规定的时间内不出故障或少出故障，并且在出故障之后能够以最快的速度修复系统,使之恢复正常工作。

2风力发电系统的基本原理2.1风力发电的基本原理2.1.1风力发电的基本原理风能具有一定的动能，通过风轮机将风能转化为机械能，拖动发电机发电。风力发电的原理是利用风带动风车叶片旋转，再通过增速器将旋转的速度提高来促使发电机发电的。依据目前的风车技术，大约3m/s的微风速度便可以开始发电。风力发电的原理说起来非常简单，最简单的风力发电机可由叶片和发电机两部分构成如图1-1所示。空气流动的动能作用在叶轮上，将动能转换成机械能，从而推动片叶旋转，如果将叶轮的转轴与发电机的转轴相连就会带动发电机发出电来。2.1.2风力发电的特点（1）可再生的洁净能源风力发电是一种可再生的洁净能源，不消耗化石资源也不污染环境，这是火力发电所无法比拟的优点。（2）建设周期短一个十兆瓦级的风电场建设期不到一年。（3）装机规模灵活可根据资金情况决定一次装机规模，有一台资金就可以安装一台投产一台。（4）可靠性高把现代高科技应用于风力发电机组使其发电可靠性大大提高，中、大型风力发电机组可靠性从80年代的50%提高到了98%，高于火力发电且机组寿命可达20年。（5）造价低从国外建成的风电场看，单位千瓦造价和单位千瓦时电价都低于火力发电，和常规能源发电相比具有竞争力。我国由于中大型风力发电机组全部从国外引进，造价和电价相对比火力发电高，但随着大中型风力发电机组实现国产化、产业化，在不久的将来风力发电的造价和电价都将低于火力发电。（6）运行维护简单现代中大型风力发电机的自动化水平很高，完全可以在无人职守的情况下正常工作，只需定期进行必要的维护，不存在火力发电的大修问题。（7）实际占地面积小发电机组与监控、变电等建筑仅占火电厂1%的土地，其余场地仍可供农、牧、渔使用。（8）发电方式多样化风力发电既可并网运行，也可以和其他能源如柴油发电、太阳能发电、水利发电机组形成互补系统，还可以独立运行，因此对于解决边远地区的用电问题提供了现实可行性。（9）单机容量小由于风能密度低决定了单台风力发电机组容量不可能很大，与现在的火力发电机组和核电机组无法相比。另外风况是不稳定的，有时无风有时又有破坏性的大风，这都是风力发电必须解决的实际问题。2.2风资源及风轮机概述2.2.1风资源概述（1）风的起源风的形成乃是空气流动的结果。风就是水平运动的空气，空气运动主要是由于地球上各纬度所接受的太阳辐射强度不同而形成的。大气的流动也像水流一样，是从压力高处往压力低处流，太阳能正是形成大气压差的原因。由于地球自转轴与围绕太阳的公转轴之间存在66．5°的夹角，因此对地球上不同地点太阳照射角度是不同的，而且对同一地点一年中这个角度也是变化的。地球上某处所接受的太阳辐射能与该地点太阳照射角的正弦成正比。（2）风的参数风向和风速是两个描述风的重要参数。风向是指风吹来的方向，如果风是从东方吹来就称为东风。风速是表示风移动的速度即单位时间内空气流动所经过的距离。风速是指某一高度连续10min所测得各瞬时风速的平均值。一般以草地上空10m高处的10min风玫瑰图是一个给定地点一段时间内的风向分布图。通过它可以得知当地的主导风向。（3）风能的基本情况[1]eq\o\ac(○,1)风能的特点风能的特点主要有：能量密度低、不稳定性、分布不均匀、可再生、须在有风地带、无污染、分布广泛、可分散利用、另外不须能源运输、可和其它能源相互转换等。eq\o\ac(○,2)风能资源的估算风能的大小实际就是气流流过的动能，因此可以推导出气流在单位时间内垂直流过单位截面积的风能，即风功率为(1-1)式中为风能(w)；为空气密度(kg/m)；为风速(m/s)。由于风速是一个随机性很大的量，必须通过一段时间的观测来了解它的平均状况，一个地方风能潜力的多少要视该地常年平均风能密度的大小。因此需要求出在一段时间内的平均风能密度，这个值可以将风能密度公式对时间积分后平均来求得。在风速V的概率分布p(V)知道后，平均风能密度还可根据下式求得（1-2）2.2.2风轮机的理论[4]风轮机又称为风车，是一种将风能转换成机械能、电能或热能的能量转换装置。风轮机的类型很多通常将其分为水平轴风轮机垂直轴风轮机和特殊风轮机三大类。但应用最广的还是前两种类型的风轮机。2.3风力发电机的结构与组成2.3.1风力发电机的分类[5]风力发电机组是将风能转化为电能的装置，按其容量分可分为：小型（10kw以下）、中型（10—100kw）和大型（100kw以上）风力发电机组。按主轴与地面相对位置又可分为：水平轴风力发电机组和垂直轴风力发电机组。水平轴风力发电机是目前世界各国风力发电机最为成功的一种形式，主要优点是风轮可以架设到离地面较高的地方，从而减少了由于地面扰动对风轮动态特性的影响。它的主要机械部件都在机舱中，如主轴、齿轮箱、发电机、液压系统及调向装置等。而生产垂直轴风力发电机的国家很少，主要原因是垂直轴风力发电机效率低，需启动设备，同时还有些技术问题尚待解决。在本文中以后不做特殊说明时所指的风力发电机组即为大中型的水平轴风力发电机组。2.3.2水平轴风力发电机的结构大中型风力发电机组是由叶片、轮毂、主轴、增速齿轮箱、调向机构、发电机、塔架、控制系统及附属部件（机舱机座回转体制动器等）组成的。(1)机舱机舱包含着风力发电机的关键设备，包括齿轮箱、发电机等。

(2)风轮叶片安装在轮毂上称作风轮，它包括叶片、轮毂、主轴等。风轮是风力发电机接受风能的部件。叶片是风力发电机组最关键的部件，现代风力发电机上每个转子叶片的测量长度大约为20米叶片数通常为2枚或3枚，大部分转子叶片用玻璃纤维强化塑料（GRP）制造。叶片可分为变浆距和定浆距两种叶片，其作用都是为了调速，当风力达到风力发电机组设计的额定风速时，在风轮上就要采取措施，以保证风力发电机的输出功率不会超过允许值。轮毂是连接叶片和主轴的零部件。轮毂一般由铸钢或钢板焊接而成，其中不允许有夹渣、砂眼、裂纹等缺陷，并按桨叶可承受的最大离心力载荷来设计。主轴也称低速轴，将转子轴心与齿轮箱连接在一起，由于承受的扭矩较大，其转速一般小于50r/min，一般由40Cr或其他高强度合金钢制成。图1.2图1.2（3）增速器增速器就是齿轮箱，是风力发电机组关键部件之一。由于风轮机工作在低转速下，而发电机工作在高转速下，为实现匹配采用增速齿轮箱。使用齿轮箱可以将风电机转子上的较低转速、较高转矩转换为用于发电机上的较高转速、较低转矩。（4）联轴器增速器与发电机之间用联轴器连接，为了减少占地空间，往往联轴器与制动器设计在一起。（5）制动器制动器是使风力发电机停止转动的装置，也称刹车。（6）发电机发电机是风力发电机组中最关键的部件，是将风能最终转变成电能的设备。发电机的性能好坏直接影响整机效率和可靠性。大型风电机（100-150千瓦）通常产生690伏特的三相交流电。然后电流通过风电机旁的变压器（或在塔内），电压被提高至1-3万伏，这取决于当地电网的标准。风力发电机上常用的发电机有以下几种：①直流发电机，常用在微、小型风力发电机上。②永磁发电机，常用在小型风力发电机上。现在我国已经发明了交流电压440/240V的高效永磁交流发电机，可以做成多对极低转速的，特别适合风力发电机。③同步或异步交流发电机，它的电枢磁场与主磁场不同步旋转，其转速比同步转速略低，当并网时转速应提高。

（7）塔架塔架是支撑风力发电机的支架。塔架有型钢架结构的，有圆锥型钢管和钢筋混凝土的等三种形式，风电机塔载有机舱及转子。

（8）调速装置风速是变化的，风轮的转速也会随风速的变化而变化。为了使风轮运转所需要额定转速下的装置称为调速装置，调速装置只在额定风速以上时调速。目前世界各国所采用的调速装置主要有以下几种：eq\o\ac(○,1)可变浆距的调速装置；eq\o\ac(○,2)定浆距叶尖失速控制的调速装置；eq\o\ac(○,3)离心飞球调速装置；eq\o\ac(○,4)空气动力调速装置；eq\o\ac(○,5)扭头、仰头调速装置。（9）调向（偏航）装置调向装置就是使风轮正常运转时一直使风轮对准风向的装置。借助电动机转动机舱以使转子正对着风。偏航装置由电子控制器操作，电子控制器可以通过风向标来感觉风向。通常在风改变其方向时，风电机一次只会偏转几度。（10）风力发电机微机控制系统[11]风力发电机的微机控制属于离散型控制，是将风向标、风速计、风轮转速、发电机电压、频率、电流、发电机温升、增速器温升、机舱振动、塔架振动、电缆过缠绕、电网电压、电流、频率等传感器的信号经A/D转换，输送给单片机再按设计程序给出各种指令实现自动启动、自动调向、自动调速、自动并网、自动解列、运行中机组故障的自动停机、自动电缆解绕、过振动停机、过大风停机等的自动控制。自我故障诊断及微机终端故障输出需维修的故障，由维修人员维修后给微机以指令，微机再执行自动控制程序。风电场的机组群可以实现联网管理、互相通信，出现故障的风机会在微机总站的微机终端和显示器上读出、调出程序和修改程序等，使现代风力发电机真正实现了现场无人职守的自动控制。（11）电缆扭缆计数器电缆是用来将电流从风电机运载到塔下的重要装置。但是当风电机偶然沿一个方向偏转太长时间时，电缆将越来越扭曲，导致电缆扭断或出现其他故障。因此风力发电机配备有电缆扭曲计数器，用于提醒操作员应该将电缆解开了。风力发电机还会配备有拉动开关在电缆扭曲太厉害时被激发，断开装置或刹车停机，然后解缆。3风力发电电气控制系统的设计风力发电机组控制系统工作的安全可靠性已成为风力发电系统能否发挥作用，甚至成为风电场长期安全可靠运行的重大问题。在实际应用过程中，尤其是一般风力发电机组控制与检测系统中,控制系统满足用户提出的功能上的要求是不困难的。往往不是控制系统功能而是它的可靠性直接影响风力发电机组的声誉。有的风力发电机组控制系统的功能很强,但由于工作不可靠,经常出故障,而出现故障后对一般用户来说维修又十分困难，于是这样一套控制系统可能发挥不了它应有的作用。因此对于一个风力发电机组控制系统的设计和使用者来说,系统的安全可靠性必须认真加以考虑,必须引起足够的重视。我们的目的是希望通过控制系统的设计，采取必要的手段使我们的系统在规定的时间内不出故障或少出故障，并且在出故障之后能够以最快的速度修复系统,使之恢复正常工作。3.1风力发电机组的基本控制要求3.1.1风力发电机组运行的控制要求控制思想[3]eq\o\ac(○,1)定桨距失速型机组控制风速超过风力发电机组额定风速以上时，为确保风力发电机组输出功率不再增加，导致风力发电机组过载，通过空气动力学的失速特性，使叶片发生失速，从而控制风力发电机组的功率输出。eq\o\ac(○,2)变桨距失速型机组控制风速超过风力发电机组额定风速以上时，为确保风力发电机组输出功率不再增加，导致风力发电机组过载，通过改变桨叶节距角和空气动力学的失速特性，使叶片吸收风功率减少或者发生失速，从而控制风力发电机组的功率输出。eq\o\ac(○,3)控制功能和控制参数节距限制、功率限制、风轮转速、电气负荷的连接、起动和停机过程、电网或负荷丢失时的停机、扭缆的限制、机舱对风、运行时电量和温度的限制。eq\o\ac(○,4)保护环节以失效保护为原则进行设计自动执行保护功能：超速、发电机过载和故障、过振动、电网或负载丢失、脱网时的停机失败时。保护环节为多级安全链互锁在控制过程中具有“与”的功能在达到控制目标方面可实现逻辑“或”结果。自动运动的控制要求eq\o\ac(○,1)开机并网控制:当风速10分内的平均值在系统工作区域内，风力发电机组起动→软切入状态→机组并入电网。eq\o\ac(○,2)小风和逆功率脱网:机组在待风状态→10分平均风速小于脱网风速→脱网→风速再次上升→风机旋转→并网。eq\o\ac(○,3)普通故障脱网停机:参数越限、状态异常→普通停机→刹车→软脱网→刹机械闸→计算机自行恢复。eq\o\ac(○,4)紧急故障脱网停机:紧急故障(飞车、超速、负荷丢失等)→紧急停机→偏航控制（90度）→脱网→机械刹车。eq\o\ac(○,5)安全链动作停机：电控制系统软保护控制失败→硬性停机→停机。eq\o\ac(○,6)大风脱网控制：10分平均风速大于25m/s时→超速、过载→脱网停机→气动刹车→偏航控制（90度）→功率下降后脱网→刹机械闸→安全停机→风速回到工作风速区后→恢复自动对风→转速上升后→自动并网运动。eq\o\ac(○,7)对风控制：机组在工作风区→根据机舱的灵敏度→确定偏航的调整角度。eq\o\ac(○,8)偏转90度对风控制：机组在大风速或超转速工作时→降低风力发电机组的功率→安全停机。→当10分平均风速大于25m/s时或超过超速上限时→风力发电机组作偏转90度控制→气动刹车→脱网→停机。eq\o\ac(○,9)功率调节：当机组在额定风速以上并网运行时→失速型机组→发电机的功率不会超过额定功率的15%→过载→脱网停机。eq\o\ac(○,10)软切入控制：软切入、软脱网→限制导通角→控制发电机端的软切入电流为额定电流的1.5倍→控制发电机端电压。（3）控制保护要求eq\o\ac(○,1)主电路保护：变压器低压侧三相四线进线处设置低压配电低压断路器→维护操作安全和短路过载保护。eq\o\ac(○,2)过电压、过电流保护：主电路计算机电源进线端、控制变压器进线和有关伺服电动机的进线端均设置过电压、过电流保护措施。eq\o\ac(○,3)防雷设施及熔丝：控制系统有专门设计的防雷保护装置。eq\o\ac(○,4)过继电保护：运行的所有输出运转机构的过热、过载保护控制装置。eq\o\ac(○,5)接地保护：金属部分均要实现保护接地。3.2风力发电机组控制系统的结构原理3.2.1风力发电机组的控制目标风力发电机组是实现由风能到机械能和由机械能到电能两个能量转换过程的装置。风轮系统实现了从风能到机械能的能量转换，发电机和控制系统则实现了从机械能到电能的能量转换过程，在考虑风力发电机组控制目标时应结合它们的运行方式，重点实现以下目标：（1）控制系统保持风力发电机组安全可靠运行同时高质量地将不断变化的风能转化为频率、电压恒定的交流电送入电网。（2）控制系统采用计算机控制技术对风力发电机组的运行参数、状态监控显示及故障处理完成机组的最佳运行状态管理和控制。（3）利用计算机智能控制实现机组的功率优化控制定桨距恒速机组主要进行软切入、软切出及功率因数补偿控制对变桨距风力发电机组主要进行最佳叶尖速比和额定风速以上的恒功率控制。（4）大于开机风速并且转速达到并网转速的条件下风力发电机组能软切入自动并网保证电流冲击小于额定电流。当风速在4～7m/s之间切入小发电机组（小于300kW）并网运行当风速在7～30m/s之间切入大发电机组（大于500kW）并网运行。主要完成下列自动控制功能：eq\o\ac(○,1)大风情况下当风速达到停机风速时风力发电机组应叶尖限速脱网抱液压机械闸停机而且在脱网同时风力发电机组偏航90°。停机后待风速降低到大风开机风速时风力发电机组又可自动并入电网运行。eq\o\ac(○,2)为了避免小风时发行频繁开、停机现象在并网后10分内不能按风速自动停机。同样在小风自动脱网停机后5分内不能软切并网。eq\o\ac(○,3)当风速小于停机风速时为了避免风力发电机组长期逆功率运行造成电网损耗应自动脱网使风力发电机组处于自由转动的待风状态。eq\o\ac(○,4)当风速大于开机风速要求风力发电机组的偏航机构始终能自动跟风。跟风精度范围±15°。eq\o\ac(○,5)风力发电机组的液压机械闸在并网运行、开机和待风状态下应该松开机械闸其余状态下（大风停机、断电和故障等）均应抱闸。eq\o\ac(○,6)风力发电机组的叶尖闸除非在脱网瞬间、超速和断电时释放起平稳刹车作用。其余时间（运行期间、正常和故障停机期间）均处于归位状态。eq\o\ac(○,7)在大风停机和超速停机的情况下风力发电机组除了应该脱网、抱闸和甩叶尖闸停机外还应该自动投入偏航控制使风力发电机组的机舱轴心线与风向成一定的角度增加风力发电机组脱网的安全度待机舱转约90°后机舱保持与风向偏90°跟风控制跟风范围±15°。eq\o\ac(○,8)在电网中断、缺相和过电压的情况下风力发电机组应停止运行此时控制系统不能供电。如果正在运行时风力发电机组遇到这种情况应能自动脱网和抱闸刹车停机此时偏航机构不会动作风力发电机组的机械结构部分应能承受考验。eq\o\ac(○,9)风力发电机组塔架内的悬挂电缆只允许扭转±2.5圈系统已设计了正/反向扭缆计数器超过时自动停机解缆达到要求时再自动开机恢复运行发电。eq\o\ac(○,10)风力发电机组应具有手动控制功能（包括远程遥控手操）手动控制时“自动”功能应该解除相反的投入自动控制时有些“手动”功能自动屏蔽。eq\o\ac(○,11)控制系统应该保证风力发电机组的所有监控参数在正常允许的范围内一旦超过极限并出现危险情况应该自动处理并安全停机。3.2.2异步发电机基本原理（1）异步发电机基本原理发电机是风力发电机组中最关键的零部件，是将风能最终转变成电能的设备。发电机的性能好坏直接影响整机效率和可靠性。使用异步机作为风力发电机与电网并联的优点是：发电机结构简单成本低并网控制容易，缺点是要从电网吸收无功功率以提供自身的励磁。这一缺点可以通过在发电机端并联电容器来改善。由于风电场的特殊性，它的并网和解列的操作十分频繁，而且由于投资成本的限制以及管理、维修等方面的优点，现在大多数的大型风电场都采用异步发电机作为主力机型。本论文的研究对象中使用也是异步发电机，下面我们对异步机做以下的简单介绍。异步电机一般称感应电机即可作为发电机也可作为电动机。异步机作为电动机应用非常广泛异步机作为发电机的情况则比较少。但由于异步发电机具有结构简单价格便宜坚固耐用维修方便启动容易并网简单等特点在大中型风力发电机组中得到广泛应用。异步发电机的基本结构和同步发电机的一样，也是由定子和转子两大部分组成。异步机的定子与同步机基本相同，其转子可分为绕线式和鼠笼式，绕线式异步机的转子绕组和定子绕组相同，鼠笼式异步机的转子绕组是由端部短接的铜条或铸铝制成像鼠笼一样。异步机是利用电磁感应原理通过定子的三相电流产生旋转磁场并与转子绕组中的感应电流相互作用产生电磁转矩以进行能量转换。通常异步机的转子转速总是略低于或略高于旋转磁场的转速。旋转磁场的转速与转子转速之间的差为转差，转差与同步转速的比值称为转差率用表示(3-1)转差率是表证异步机运行状态的一个基本变量。若电机用原动机驱动使转子转速高于旋转磁场的转速（）则转差率，此时电磁转矩的方向与转子转向和旋转磁场两者的方向相反即电磁转矩为制动转矩。此时转子从原动机吸收机械功率通过电磁感应由定子输出电功率电机处于发电机状态。（2）异步风力发电机的参数eq\o\ac(○,1)风轮额定转速风轮额定转速是风轮在额定风速时的转速。风轮额定转速也是风力发电机设计的重要参数之一。它是由叶尖速比及发电机功率决定的参数。eq\o\ac(○,2)发电机额定功率发电机的额定功率是发电机在额定功率因数下连续运行而输出的功率它是由用户提出或由不同的使用目的而确定的。它是风力发电机设计的最基础数据。单位为KW；也有用视在功率表示的单位为KVA。eq\o\ac(○,3)发电机是交流还是直流微小型风力发电机常用直流发电机中、大型风力发电机常用交流发电机。这要视用户的用途、发电机功率而确定。交流发电机分同步和异步交流发电机、异步交流发电机也称感应交流发电机。永磁交流发电机等。eq\o\ac(○,4)发电机额定电压发电机额定运行时电压为定子或转子输出的电压，单位为V。eq\o\ac(○,5)额定功率因数发电机在额定运行时其有功功率与视在功率的比值用以下公式来表示(3-2)P为有功功率KW，S为视在功率KVA，cos与负载性质有关。eq\o\ac(○,6)发电机额定转速发电机在额定功率运行时的转速用表示。eq\o\ac(○,7)额定频率发电机额定运行时其电压变化的频率。中国交流电网电压频率为50Hz。国外也有交流电网60Hz的。eq\o\ac(○,8)发电机额定励磁电流发电机在额定运行时的励磁电流。eq\o\ac(○,9)发电机额定温升发电机在额定功率输出及额定负载下定子绕组与转子绕组允许的最高温度与额定入口风温的差值。eq\o\ac(○,10)同步转速对于额定频率为f的交流发电机其同步转速(3-3)式中——发电机的极对数；——同步转速r/min。eq\o\ac(○,11)风力发电机的全效率风力发电机的全效率为风轮叶片接受风能的效率、增速器的效率、发电机的效率、传动系统效率等的积(3-4)3.2.3控制系统主要参数（1）主要技术参数eq\o\ac(○,1)主发电机输出功率（额定）eq\o\ac(○,2)发电机最大输出功率eq\o\ac(○,3)工作风速范围eq\o\ac(○,4)额定风速eq\o\ac(○,5)切入风速（1min平均值）eq\o\ac(○,6)切出风速（1min平均值）eq\o\ac(○,7)风轮转速eq\o\ac(○,8)发电机并网转速eq\o\ac(○,9)发电机输出电压eq\o\ac(○,10)发电机发电频率eq\o\ac(○,11)并网最大冲击电流（有效值）eq\o\ac(○,12)电容补偿后功率因数（2）控制指标及效果eq\o\ac(○,1)方式专用微控制器eq\o\ac(○,2)过载开关eq\o\ac(○,3)自动对风偏差范围eq\o\ac(○,4)风力发电机组自动起、停机时间eq\o\ac(○,5)系统测量精度eq\o\ac(○,6)电缆缠绕2.5圈自动解缆eq\o\ac(○,7)自动解缆时间55mineq\o\ac(○,8)手动操作响应时间(3)保护功能eq\o\ac(○,1)超电压保护范围连续eq\o\ac(○,2)欠电流保护范围连续eq\o\ac(○,3)风轮转速极限eq\o\ac(○,4)发电机转速极限eq\o\ac(○,5)发电机过功率保护值连续eq\o\ac(○,6)发电机过电流保护值连续eq\o\ac(○,7)大风保护风速连续eq\o\ac(○,8)系统接地电阻eq\o\ac(○,9)防雷感应电压3.2.4控制系统工作原理[6]主开关合上后，风力发电机组控制器准备自动运作。首先系统初始化检查控制程序、微控制器硬件和外设、传感器来的脉冲及比较所选的操作参数备份系统工作表，接着就正式起运。起动的第一秒内先检查电网、设置各个计算器、输出机构初始工作状态及晶闸管的开通角。所有这些完成后，风力发电机组开始自动运行于风轮的叶尖本来是90°，现在恢复为0°，风轮开始转动。计算机开始时监测各个参数、输入，判断是否可以并网，判断参数有否超过极限、执行偏航、相位补偿、机械制动或空气制动。其中相位补偿的作用在于使功率因数保持在0.95至0.99之间。3.2.5风力发电机组的变距控制原理(1)变桨距风力发电机组的控制方式风力发电机组的变距系统主要包括两种控制方式，即并网前的速度控制与并网后的功率控制。由于异步发电机的功率与转速是严格对应的，功率控制最终也是通过速度控制来实现的。变桨距风轮的叶片在静止时节距角为90°，这时气流对叶片不产生力矩，整个叶片实际上是一块阻尼板。当风速达到起动风速时，叶片向0度方向转动，直到气流对叶片产生一定的功角，风轮开始起运。风轮从起运到额定转速，其叶片的节距角随转速的升高是一个连续变化的过程。根据给定的速度参考值调整节距角，进行所谓的速度控制。当转速达到额定转速后电机并入电网。这时，电机转速受到电网频率的牵制变化不大，主要取决于电机的转差，电机的转速控制实际上已转为功率控制。为了优化功率曲线，在进行功率控制的同时通过转子电流控制器对电机转差进行调整，从而调整风轮转速。当风速较低时，风轮转差调到很小(1%)，转速在同步速附近；当风速高于额定风速时，电机转差要调整到很大（10%），使叶尖速比得到优化，使功率曲线达到理想的状态。（2）变距控制[7]变桨距控制系统实际上是一个随动系统，变距控制器是一个非线性比例控制器，它可以补偿比例阀的死带和极限。变距系统的执行机构是液压系统，节距控制器的输出信号经D/A转换后变成电压信号，控制比例阀（或电液伺服阀）驱动油缸活塞推动变距机构，使叶片节距角变化。活塞的位移反馈信号由位移传感器测量，经转换后输入比较器。3.3风力发电系统的控制策略在风力发电控制系统中，风轮机应在转速极限和功率极限内追求在最佳Cp目标曲线附近运行，应当把动能转换作为设计策略的重点加以规划；当达到转速限值和功率标称值时，要及时准确的进行调节，以使输出功率平稳。必须分清异步发电机和功率变换器的绝对极限和常用上限的差别，尽量减小对电网的污染。下面概述的风力发电系统的各种控制策略在国内外大中型并网发电的风力发电机中均有应用。3.3.1风轮机的气动特性[8]风轮机通过叶片捕获风能，将风能转换为作用在轮毂上的机械转矩。风轮机的特性通常用风能转换效率Cp-尖速比λ曲线来表示，图2-2是一条典型的曲线。尖速比可表示为（2-1）式中为风轮机的机械转速(rad/s)；为叶片半径(m)；为来流的线性风速(m/s)。根据风机叶片的空气动力特性，风能转换效率是尖速比λ和桨矩β的函数，即。典型与和的关系可用图2-3来表示。由图中可见，对于同一个值风轮机可能运行在A和B两个点，它们分别对应于风轮机的高风速运行区和低风速运行区，当风速发生变化时风轮机的运行点将要发生变化。在恒频应用中，发电机转速的变化只比同步转速高百分之几，但风速的变化范围可以很宽。按(2-1)式，尖速比便可以在很宽范围内变化(取决于叶片设计)，风轮机捕获风力可以写成(2-2)式中是气动功率(W)；是空气密度(kg/m3)；是扫掠面积(m2)；是风轮机的功率系数。由(2-2)式可知，风机整体设计和相应的运行控制策略应在追求最大的情况下进行相应的调整，便可增加其输出功率。如图2-4所示是理想风轮机的功率曲线。从理论上讲风轮机组的输出功率是无限大的，它是风速立方的函数。但在实际应用中，它却受到了如下的限制：（1）功率限制：由于构成电路的所有电气元件都受到了功率限制；(2)转速限制：由于系统中的齿轮箱、电机都存在转速的上限。因而风轮机的运行存在三个典型区：在低风速段，按恒定途径控制风轮机直到转速达到极限；然后按恒定转速控制风轮机，直到功率最大；功率最大后，风轮机按恒定功率控制。3.3.2定桨距风力发电机的控制策略传统概念的风力发电机一般都是上风向、三叶片的风轮机，通过齿轮增速箱来驱动异步发电机，并与电网相连来发电的。风轮机的功率调节完全依靠叶片的气动特性的风力发电机组称为定桨距风力发电机组。风轮机吸收的功率随风速不停地变化，发电机工作于同步转速附近，而风电机组的设计一般在额定功率时风轮的转换效率在最佳区段。当风速超过额定风速时，为了保持发电机输出功率恒定，必须通过叶片失速效应特性来降低值，以维持输出功率的恒定。对于定桨距系统，发电机正常工作的滑差小于1%，允许滑差范围一般在5%以内，而风速的变化范围却很大。从的函数关系来看，难以保证在额定风速之前使值达到最大，特别是在低风速段。通常系统设计有两个不同功率、不同极对数的异步发电机，以满足不同风速的要求。大功率高转速的异步发电机工作于高风速区，小功率低转速的异步发电机则工作于低风速区，由此来调整尖速比，实现追求最大下的整体运行控制。定桨矩风机的功角一般设定在0°，在不同风频密度的地区可根据具体情况在安装时予以调整，但必须充分考虑到对于风机失速点的影响。从设计的角度考虑，叶片的翼形难以做到在失速点之后功率恒定，通常都有些下降，因其发生在高风速段，对发电量有一定影响。风机采用异步发电技术，存在功率流向的不确定性，发电机可能低于同步转速运行，也可能工作在同步转速之上。在大小发电机软切换控制过程中必须慎重处理。3.3.3变桨距风力发电机的控制策略为了尽可能提高风轮机风能转换效率和保证风轮机输出功率平稳，风轮机将进行桨距调整。在定桨距风轮机的基础上加装桨距调整环节，称为变桨距风轮机组。变桨距风力发电机组的功率调节不完全依靠叶片的气动特性，主要依靠与叶片相匹配的叶片攻角改变来进行调节。在额定风速以下时，叶片攻角处于零度附近，此时叶片角度受控制环节精度的影响，变化范围很小，可等同于定桨距风机。在额定风速以上时，变桨距机构发挥作用，调整叶片攻角，保证发电机的输出功率在允许范围内。风轮机的桨距控制系统，通常采用典型的PID转速、功率和桨距角三模态控制。速度控制和直接桨距控制常用于风力发电机的起动、停止和紧急事故处理。因而，变桨距风轮机的起动风速较定桨距风轮机低，但对功率的贡献没有意义；停机时对传动机械的冲击应力相对缓和。风机正常工作时，主要采用功率控制。对于功率调节速度的反映取决于风机桨距调节系统的灵敏度。在实际应用中，由于功率与风速的三次方成正比，风速的较小变化将造成风能较大变化，风机输出功率处于不断变化中。风速变化频繁幅度大的状况出现时将引起风机桨距调节机构频繁动作。风机桨距调节机构对风速的反应有一定的时延，在阵风出现时桨距调节机构来不及动作而造成风机的瞬时过载，不利于风机的运行。针对这一点，提出了混合失速的风机设计概念。即仍然发挥叶片的失速效应，在失速点之前进行桨距调整，即便桨距调节机构来不及动作通过叶片的失速效应发挥作用也不会造成风机的瞬时过载。3.3.4变速风力发电机的控制策略[9]上面的风轮机直接由追求值最优进入功率最大的限制，调整的范围和灵敏度很有限。从图2-6可以看出，风机转速对于功率系数影响很大。工业控制领域交流电动机调速技术在很多设备中已有成熟应用。同样，通过调节发电机转子电流的大小和相位(RCC)从而实现转速调节，进而实现追求最优和无功功率的平衡。这一调速系统与变桨距环节结合起来，就构成了变速恒频变桨距风力发电机的主要技术特点。交流发电机采用高滑差绕线式转子的异步发电机。变速风机要求转子转速随风变化，相应转子电流频率是不定的。转子机械旋转的速度为，使得定子旋转磁场的频率。控制的值以使等于电网频率。这一点与鼠笼式转子电流频率的结论是一致的(为电机转差)。值得指出的是发电状态与电动状态的区别在于转差和功率流向的不同，因而造成两者在功率(能量)平衡上存在差别(特别是转子能量)。在实际应用中，发电机转速与风速的对应关系不必完全覆盖风速的范围，电机转速范围为1100~1700RPM，仅有部分超同步范围。控制系统负责控制和转子电流相角。也就是说，可以向电网提供无功，同时，调速系统调节更灵敏，风机运行的柔性更好，有利于风机输出功率更平稳和减小传动机械的冲击应力。功率元件采用IGBT管，一般通过查表获得调节信号：风速5~7m/s，风机工作于同步转速以下(1100~1500RPM)；风速7~9m/s风机工作于同步转速附近(1500RPM)，与一般风机工作方式一致；风速9~15m/s，风机工作于同步转速以上(1500~1625RPM)；风速15~25m/s，风机工作于负荷调节状态，根据功率调节风机行为，电机允许转速范围为1600~1650RPM。3.4变桨距风力发电机组控制系统[2]3.4.1变桨距风力发电机组的运行状态变桨距风力发电机组根据变距系统所起的作用可分为三种运行状态，即风力发电机组的起动状态（转速控制）、欠功率控制（不控制）和额定功率状态（功率控制）。起动状态变桨距风轮的桨叶在静止时，节距角为90°，气流对桨叶不产生转矩，当风速达到起动风速时，桨叶向0°方向转动，直到气流对桨叶产生一定的攻角，风轮起动。在发电机并入电网以前，变距系统的节距给定值由发电机的转速信号控制。转速控制器按一定的速度上升斜率给出速度参考值，变桨距系统根据给定的速度参考值，调整桨叶节距角，进行速度控制。欠功率状态欠功率状态是指发电机并入电网后，由于风速低于额定风速，发电机在额定功率以下的低功率状态运行。为了改善低风速时的风轮气动特性，采用了Optitip技术，即根据风速的大小，调整发电机的转差率，使其尽量运行在最佳叶尖速比上，以优化功率输出。额定功率状态当风速达到或超过额定风速后，风力发电机组进入额定功率状态。在传统的变桨距控制方式中，将转速控制切换为功率控制，变距系统开始根据发电机的功率信号进行控制。功率反馈信号与额定功率进行比较，功率超过额定功率时，桨叶节距向迎风面积减少的方向转动一个角度，反之则向迎风面积增大的方向转动一个角度。由于变桨距系统的响应速度受到限制,对快速变化的风速,通过改变节距来控制输出功率的效果并不理想。因此，为了优化功率曲线，最新设计的变桨风力发电机组在进行功率控制的过程中，其功率反馈信号不再作为直接控制桨叶节距的变量。变桨距系统由风速低频分量和发电机转速控制，风速的高频分量产生的机械能波动，通过迅速改变发电机的转速来进行平衡，即通过转子电流控制器对发电机转差率进行控制，当风速高于额定风速时，允许发电机转速升高，将瞬变的风能以风轮动能的形式储存起来；转速降低时，再将动能释放出来，使功率曲线达到理想的状态。3.4.2变桨距控制系统（1）变桨距控制系统[10]在发电机并入电网时前，发电机转速由速度控制器A根据发电机转速反馈信号与给定信号直接控制；发电机并入电网后，速度控制B与功率控制器起作用。功率控制器的任务主要是根据发电机转速给出相应的功率曲线，调整发电机转差率，并确定速度控制器B的速度给定。节距的给定参考值由控制器根据风力发电机组的运行状态给出。如图2-8所示，当风力发电机组并入电网前，由速度控制器A给出；当风力发电机组并入电网后由速度控制B给出。（2）变距控制变距控制系统是一个随动系统，如图2-9所示。变距控制器是一个非线性比例控制器，它可以补偿比例阀的死带和极限。变距系统的执行机构是液压系统，节距控制器的输出信号经D/A转换后变成电压信号控制比例阀（或电液伺服阀），驱动液压缸活塞，推动变桨距机构，使桨叶节距角变化。活塞的位移反馈信号由位移传感器测量，经转换后输入比较器。速度控制器A转速控制器A在风力发电机组进入待机状态或从待机状态重新起动时投入工作，如图2-10所示在这些过程中通过对节距角的控制，转速以一定的变化率上升。控制器也用于在同步速（50Hz时1500转/min）时的控制。当发电机转速在同步转速±10内持续1s发电机将切入电网。控制器包含着常规的PD控制器和PI控制器，接着是节距角的非线性化环节，通过非线性化处理，增益随节距角的增加而减小，以此补偿由于转子空气动力学产生的非线性，因为当功率不变时，转矩对节距角的比是随节距角的增加而增加的。当风力发电机组从待机状态进入运行状态时，变桨距系统先将桨叶节距角快速地转到45°，风轮在空转状态进入同步转速。当转速从0增加到1500时，节距角给定值从45°线性的减小到5°。这一过程不仅使转子具有高起动力矩，而且在风速快速地增大时能够快速起动。（4）速度控制器B发电机切入电网后，速度控制系统B作用。如图2-11所示，速度控制器B受发电机转速和风速的双重控制。在达到额定值前，速度给定值随功率给定值按比例增加。额定的速度给定值是1569r/min,相应的发电机转差率是4%。如果风速和功率输出一直低于额定值，发电机转差率将降低到2%，节距控制将根据风速调整到最佳状态，以优化叶尖速比。如果风速高于额定值，发电机转速通过改变节距来跟踪相应的速度给定值。功率输出将稳定地保持在额定值上。从图中可知在风速信号输入端设有低通滤波器，节距控制对瞬变风速并不响应。3.4.3功率控制为了有效地控制高速变化的风速引起的功率波动，新型的变桨距风力发电机组采用了RCC（RotorCurrentControl）技术，即发电机转子电流控制技术。通过对发电机转子电流的控制来迅速改变发电机的转差率，从而改变风轮转速，吸收由于瞬变风速引起的功率波动。（1）功率控制系统功率控制系统如图2-12所示，它由两个控制环节组成。外环通过测量转速产生功率参考曲线。内环是一个功率伺服环，它通过转子电流控制器（RCC）对发电机转差率进行控制，使发电机功率跟踪功率给定值。如果功率低于额定功率值，这一控制环将通过改变转差率，进而改变桨叶节距角，使风轮获得最大功率。（2）转子电流控制器原理[8]转子电流控制器由快速数字式PI控制器和一个等效变阻器构成。它根据给定的电流值，通过改变转子电路和电阻来改变发电机的转差率。在额定功率时，发电机的转差率能够从1%到10%（1515到1650）变化，相应的转子平均电阻从0到100%变化。当功率变化即转子电流变化时，PI调节器迅速调整转子电阻，使转子电流跟踪给定值，如果从主控制器传出的电流给定值是恒定的，它将保持转子电流恒定，从而使功率输出保持不变。图2-13转子电流控制器原理图从电磁转矩的关系式来说明转子电阻与发电机转差率的关系。发电机的电磁转矩为(2-3)式中—电机极对数；—电机定子相数；—定子角频率,即电网角频率；—定子额定相电压；—转差率；—定子绕组的电阻；--定子绕组的漏抗；—折算到定子侧的转子每相电阻；--折算到定子侧的转子每相漏抗。式中只要不变，电磁转矩就可以不变，发电机的功率可保持不变。当风速变大时，风轮及发电机上的转速上升，即发电机的转差率增大，只要改变发电机的转子电阻即可保持输出功率不变。RCC控制单元有效地减少了变桨距机构的动作频率及动作幅度，使得发电机的输出功率保持平衡，实现了变桨距风力发电机组在额定风速以上的额定功率输出，有效地减少了风力发电机因风速的变化而造成的对电网的不良影响。3.5变桨距风力发电机组控制系统3.5.1风力发电机组的变桨距控制系统模型变桨距风轮机的桨叶静止时节距角为90°，当风速达到起动风速时桨叶向0°方向转动，直到气流对桨叶产生一定的攻角后风轮才起动。当风速达到或超过额定风速后，风力发电机组进入额定功率状态，将转速控制切换为功率控制，变距系统开始根据发电机的功率信号进行控制。功率反馈信号与额定功率进行比较，功率超过额定功率时，桨叶节距向迎风面积减少的方向转动一个角度，反之则向迎风面积增大的方向转动一个角度。桨距角控制输入量模型根据控制选择器来选择异步发电机的有功功率反馈值或给定值为桨距角控制功率的输入量。桨距角控制功率的参照量（Pref）模型以发电机的额定功率作为控制系统功率输入的参照量，由实际值与其进行比较，根据所得值的大小可以判断功率输出是否稳定，从而可以通过改变桨距角进行功率调节。4变桨程序设计4.1变桨系统的基础理论4.1.1贝茨(Betz)理论世界上第一个关于风轮机风轮叶片接受风能的比较完整的理论是1919年由A·贝茨(Betz)建立的。贝茨理论的建立依据的假设条件是假定风轮是理想的，能全部接受风能并且没有轮毂，叶片是无限多，对气流没有任何阻力。而空气流是连续的，不可压缩的，叶片扫掠面上的气流是均匀的，气流速度的方向不论在叶片前或流经叶片后都是垂直叶片扫掠面的(或称为是平行风轮轴线的)，满足以上条件的风轮称为“理想风轮”。如图1-3所示，我们分析一个放置在移动的空气中的“理想风轮”叶片上所受到的力及移动的空气对风轮叶片所做的功。风吹到叶片上所做的功是将风的动能转化为叶片转动的机械能，则有，。如果假设空气是不可压缩的，由连续条件可得(4-1)由流体力学可知气流的动能为(4-2)设单位时间内气流流过载面积为s的气体的体积为V，则。如果以表示空气密度，该体积的空气质量，此时气体所具有的动能为(4-3)的单位是kg/m3；V的单位是m3；的单位是m/s；T的单位是W。从风能公式可以看出风能的大小与气流密度和通过的面积成正比，与气流速度成正比，其中和随地理位置、海拔、地形等因素而变。风作用在叶片上的力由欧拉定理求得(4-4)式中——空气当时的密度风轮所接受的功率为(4-5)所以经过风轮叶片的风的动能转化(4-6)式中——空气质量(4-7)(4-8)因此，风作用在风轮叶片上的力F和风轮输出的功率P分别为(4-9)(4-10)风速是给定的，的大小取决于，是的函数，对微分求最大值得(4-11)令其等于0，求解方程得(4-12)(4-13)16/27=0．593，称作贝茨功率系数(4-14)而正是风速为的风能，故(4-15)=0．593，说明风吹在叶片上，叶片上所能获得的最大功率为风吹过叶片扫掠面积的风能的59．3％。贝茨理论说明理想的风能对风轮叶片做功的最高效率是59.3％。通常风轮机风轮叶片接受风能的效率达不到59．3％，一般根据叶片的数量、叶片的翼形、功率等情况取0.25-0.45。风力发电机特性系数贝茨理论提供了风能的基本理论，但在讨论风轮机的能量转换与控制时有几个特性系数具有特别重要的意义。（1）风能利用系数风轮机从自然风能中吸到能量的大小和程度可以用风能利用率系数表示(4-16)（2）叶尖速比为了表示风轮在不同的风速中的状态用叶片的叶尖圆周速度与风速之比来衡量称为叶尖速比(4-17)低速风轮取较小值；高速风轮取较大值。（3）转矩系数和推力系数为了便于把气流作用下的风轮机产生的转矩和推力进行比较常以为变量作成转矩和推力的变化曲线，因此转矩和推力也要无因次化。(4-18)(4-19)在低风速时，桨叶节距角可以转到合适的角度，使风轮具有最大的起动力矩，起动容易。当发电机组需要脱网时，可以先转动叶片使之减小功率。在机组与电网断开之前，使之输出功率减小到0，对电网的冲击最小。当有紧急情况需要停机时，通过变桨机构可以使桨叶迅速调节到顺桨位置，起到气动刹车的作用，使发电机组迅速停下来。风力发电机组起动时，调节桨叶由顺桨位置（90度）到0度，风机叶轮速度不断上升，当发电机转速达到700rpm时，主控制发出并网指令，由变频器输出一定频率和幅值的正序励磁电流，使得发电机定子输出电压与电网电压等幅值同相位，然后控制并网接触器并网。并网成功后，由变换器返回一个并网成功信号给主控制器。并网成功后，在额定风速以下，由主控制器对发电机组的转速进行控制，桨距角保持0度不变。额定风速以上，调节桨距角限制风力机接受的风能的增大，限制发电机转速的增加，通过改变桨距角来跟踪相应的速度给定值。功率输出将稳定地保持在额定值上。4.2变桨距控制电路设计变桨距是指安装在轮毂上的叶片通过控制可以改变其桨距角的大小，通过伺服驱动器控制伺服电机，伺服电机连接齿轮，从而完成调节调整桨距角的大小。在运行过程中，当输出功率小于额定功率时，通过调节桨距角，增大叶片迎风面积；若输出功率大于额定功率，调节桨距角，减小叶片迎风面积。当发电机输出功率达到额定功率，则无相应的动作。通过变桨距的调节，使发电机的输出功率保持在额定功率。此时控制系统参与调节，形成闭环控制。本设计根据发电机测速传感器的信号及风力大小传感器传递的信号，送至PLC进行分析，若发现发电机转速小于额定转速，即功率未达到额定功率，则控制桨距角在0度，当发电机输出功率达到额定功率以后，调节系统根据输出功率的变化，使发电机的输出功率保持在额定功率。伺服驱动器与电机型号都与偏航控制电路所选类型相同，因此电路图如图4-2所示。LL1L2LUVWPULS_DIR_24VM~来自PLC输出接口L1L2L3FU3QF3M3FR3图4-2变桨距控制电路图5偏航系统程序设计5.1偏航控制系统硬件设计及选型风力机的偏航系统由偏航检测机构、偏航控制机构和偏航驱动机构三大部分组成，其中偏航检测机构包括：风传感器、机舱位置传感器；偏航控制机构包括：偏航控制器、变频器；机械驱动机构包括：偏航轴承、偏航润滑系统、偏航驱动装置、偏航制动器。5.风向信号作为偏航控制系统中最关键的输入信号，对其准确的测量将影响整个控制系统的性能。风作为矢量，既有大小，又有方向，其测量包括风向和风速两项。设计中测风感器采用的ThiesClima公司测风传感器，风向传感器型号：4.3519.00.141。风速传感器型号：4.3129.60.141。由于风力机总是选择最短距离最短时间内偏航对风，由于风向的变化随意性，风力机有可能长时间往一个方向偏航对风，这样就会造成电缆的缠绕，如果缠绕圈过多，超过了规定值，将造成电缆的损坏。为了防止这种现象的发生，通常安装有机舱位置编码器。设计中采用了绝对值编码器，选型为HEIDENHAIN公司ROQ425的绝对型多转编码器。5.1.2偏航控制机构偏航控制平台拥有四层结构,包括网络层,主站层,从站层和现场层。网络层通过TCP/IP协议可以实现远程操作、资源共享及网络化;主站层由嵌入式PC、电源模块、现场总线模块以及其他I/O模块等组成，完成对整个系统的控制；从站层是智能化I/O模块，带内置Profibus-DP接口的总线耦合器，完成现场数据采集、数据交换、控制信号输出等功能;现场层由变频器、偏航电机、风向传感器及电磁阀等组成，完成物理量的检测与变送、接收并执行控制量、实现对偏航电机的控制。偏航控制平台结构图如图1.1所示。控制器和通讯模块配置数量如表5.1所示。表5.1控制器和通讯模块置表名称型号数量控制器CX1020-00001PROFIBUS现场总线主站接口CX1500-M3101电源模块CX1100-00021数字量输入模块KL14081数字量输出模块KL21343总线耦合器BK31501安全总线端子模块KL19041SSI编码器接口模块KL50011模拟量输入模块KL31221总线末端模块KL90102这些功能模块可以通过现场总线Profibus-DP与上位机进行通信及数据交换；接收控制量，并将控制量送给控制对象的执行机构；采集现场过程值送入上位机运算，实现实时控制等功能。图5.1偏航控制平台结构图为了使偏航系统达到很好的控制效果，为避免在不同的风速下风力发电机组在偏航过程中产生过大的振动而造成整机的共振，设计中选用的变频器，实现了在不同风速下的变频控制，风速与频率对应的关系曲线如图5.2图5.2风速与频率对应的关系曲线设计中选用了SINAMICSG120变频器，该变频器是一个由多种不同功能单元组成的模块化变频器。两种主要的单元是：控制单元（CU）、功率模块（PM）。在设计中选用CU240SDP-F型号的控制单元。功率模块选用了PM240功率模块具体型号为6SL3224-0BE31-5AA0。由于在偏航系统中采用Bonfiglioli公司4个100LB电磁抱闸一体化的三相异步电动机，额定电流为5.2A。在选择变频器时，依据电流相加计算，总电流i=5.2×4=20.8A，考虑1.2倍的裕量i=20.8×1.2=25A,同时考虑了输出功率的问题，最终选择型号为6SL3224-0BE31-5AA0的功率模块。同时，根据设计要求以及制动电阻的选型手册，选用了选型为6SE6400-4BD16-5CA0的制动电阻。5.1.3偏航驱动机构设计针对的偏航轴承采用的是回转轴承是一种特殊结构的大型轴承，必须定时给轴承润滑。针对轴承的润滑，设计了自动润滑系统，其由润滑泵、油脂分配器、润滑小齿轮、润滑管等组成如图，主要用于偏航轴承滚道及齿面的润滑，润滑系统原理图如图5.3所示。选型：电机选用了单相交流电动机，为力士德YL8014型号的电机，额定功率：0.75kw；额定电压：

220V；额定电流：4A额定转速：

1400rpm。图5.3自动润滑系统原理图偏航驱动装置包括偏航电机和偏航减速齿轮机构。偏航电机：为电磁制动三相异步电动机，在三相异步电动机的基础上附加一个直流电磁铁制动器组成，电磁铁的直流励磁电源由安放在电机接线盒内的整流装置供给，制动器具有手动释放装置。偏航时，电磁刹车通电，刹车释放。偏航停止时，电磁刹车断电，刹车释放将电机锁死。附加的电磁刹车手动释放装置，在需要时可将手柄抬起刹车释放。设计中选用了Bonfiglioli公司100LB电磁抱闸一体化的三相异步电动机。为了得到对称的驱动扭矩，在设计中用四台电机驱动偏航系统。通过行星齿轮减速机得到合适的输出转速和扭矩，由于偏航速度很慢，减速器传动比很大，通常在1：1000左右，因此采用多级减速器，在设计中选用Bonfiglioli700T系列的711T行星齿轮减速机。为了保证风力机停止偏航时不会因叶片受风载荷而被动偏离风向的情况，风力机上多装有偏航制动器,在设计中采用了电磁抱闸制动和液压制动两套制动系统，以防止停止偏航时机舱被动偏离风向。液压制动系统的原理图如图5.4所示。制动器在液压驱动管路上一般装有一个预压阀，以使在松闸状态时，制动液压缸仍保持有很小的压力，使偏航过程中仍有一定的阻力，以保证偏航的稳定性。图5.4液压制动系统的原理设计中机组选用用10台制动器，每台制动器由上下两个闸体组成。刹车闸为液压卡钳形式，在偏航刹车时，电磁K1关闭，先导溢流阀溢流值设定为150bar的压力，此时刹车盘约具有150bar的压力，使刹车片紧压在刹车盘上，提供制动力。当需要偏航时，电磁阀K1得电打开，先导溢流阀维持在23bar左右的一个设定值，产生一定的阻尼力矩，使偏航运动更加平稳，减小机组振动。液压泵电机为三相异步电机，品牌：恒硕；型号：Y80M2；电流：2.5A；极数：2；额定转速：2830r/min；额定功率：1.1KW。电磁抱闸制动有两部分组成：闸片部分和电磁部分，原理图如5.5所示，安装在电动机的主轴上，当需要偏航时，电磁部分通电闸片松开，停止偏航时电磁线圈断开，闸片抱住电动机主轴进行制动。在设计中也选用Bonfiglioli的抱闸系统，该抱闸系统通过整流模块线圈最终得到24V的直流电来开启闸片。同时在闸片上联动了一个常开开关，将电磁抱闸分合状态反馈给控制系统，来确保电机在电磁抱闸打开情况下启动运转，使设备的安全性和可靠性得到大大提高。图5.5电磁抱闸制动原理图5.2风力机偏航软件设计风力机偏航控制系统工作原理是通过测风传感器检测风向、风速，并将检测到的风向信号送到控制器。当需要调整方向时，控制器发出信号给偏航驱动机构，以调整机舱的方向，达到对准风向的目的，偏航控制系统框图如图5.6所示。5.6典型的偏航控制系统框图为了实现这样的伺服控制，通过对整个偏航系统的控制过程进行分析。偏航系统的控制过程可以分为：自动润滑、自动解缆、人工偏航、自动偏航。5.2.1测量值滤波由于大自然中风的随机性，风传感器的测量值随机干扰很大，为了消除干扰，保证系统的可靠性，综合考虑各种滤波的优缺点，设计中选用了一阶滞后滤波法，器程序设计如下（结构文本语言编写）函数体：out:=(old_value*(1.0-(1.0/time_factor)))+(in/time_factor);old_value:=out;根据风向和风速的特性和经验值，在调用该函数块滤波时，风向测量值的滤波平滑系数取300，风速测量值的滤波平滑系数取60。5.2.2主程序主程序流程图如图5.2所示,主程序采用了连续功能图（CFC）编写。图5.2主程序流程图5.2.3自动润滑风电发电机组因其工作环境和设备运行方式的特殊性，对机组的润滑提出了较高的要求。自动润滑系统通过油脂润滑泵定时定量的将偏航润滑油脂以及偏航小齿润滑脂连续的输入轴承及偏航齿轮外齿面，最终到达连续润滑效果，避免了手动润滑的间隔性以及润滑不均问题（过润滑，欠润滑）的产生。只有这样才能使风力发电机组在恶劣多变的复杂工况下长期保持最佳运行状态。①润滑计时及计算润滑偏航的停止位置程序在程序设计时，润滑时间可以自由设定，从上次执行润滑时开始计时，计时时间到，启动润滑系统，润滑时间从新计时。在执行润滑时，若机舱位置>0；润滑偏航停止位置=机舱位置-355；反之，润滑偏航停止位置=机舱位置+355。②判断是否需要润滑当风力发电机组自动运行时，设定自动润滑时间，在机组运行过程中，从上次润滑开始计时，若机组运行时间大于润滑设定时间，此时机组需要润滑.若机组运行时间>运行时间+120h,此时机组必须润滑。③判断是否满足润滑的条件当机组需要润滑时，且风速在8m/s以下，将自行自动润滑程序；当机组必须润滑时，且风速在16m/s以下，将自行自动润滑程序。④开始自动润滑当机组满足润滑条件时，运行时间置零从新计时、屏蔽自动解缆和自动偏航，根据机舱的具体位置，判断润滑是的偏航方向以及计算润滑结束时停车的位置，启动偏航电机，当得到偏航电机运行的反馈信号后，启动润滑电机，同时打开润滑电磁阀。5.2.4自动偏航该过程是以风向传感器输出为基准，当风向改变超过允许误差范围时，控制器发出自动偏航指令。控制过程如下：连续一段时间检测风向情况，为了达到很好的控制效果，在不同的角度差值下设置不同的延时时间，如控制流程图所示，根据风向传感器信号θ给出偏航控制指令。当θ=1800，表明机舱已处于准确对风位置，若1710≤θ≤1890，属于误差范围之内，偏航系统将不对称做出任何调节。差值大于250时延时20s执行自动偏航动作；差值小于250大于150时延时50s执行自动偏航动作；差值小于150时延时90s执行自动偏航动作，这样实现了大角度快速执行，小角度精确检测执行。在此基础上，若θ>1800表明机舱相对风向标有一个向右偏离的夹角，偏航电机启动，机舱右偏自动对风。若θ<1800表明机舱相对风向标有一个向左偏离的夹角，偏航电机启动，机舱左偏自动对风。5.2.5由于风向的不确定性，风力发电机就需要经常偏航对风，而且偏航的方向也是不确定的，由