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风电论文2
风力发电控制系统
一．风力发电机控制系统
风力发电机由多个部分组成，而控制系统贯穿到每个部分，相当于风电系统的神经。
因此控制系统的好坏直接关系到风力发电机的工作状态、发电量的多少以及设备的安全。
目前风力发电亟待研究解决的的两个问题：
发电效率和发电质量都和风电控制系统密切相关。
对此国内外学者进行了大量的研究，取得了一定进展，随着现代控制技术和电力电子技术的发展，为风电控制系统的研究提供了技术基础。
1.1控制系统的组成
风力发电控制系统的基本目标分为三个层次：
这就是保证风力发电机组安全可靠运行，获取最大能量，提供良好的电力质量。
控制系统组成主要包括各种传感器、变距系统、运行主控制器、功率输出单元、无功补偿单元、并网控制单元、安全保护单元、通讯接口电路、监控单元。
具体控制内容有：
信号的数据采集、处理，变桨控制、转速控制、自动最大功率点跟踪控制、功率因数控制、偏航控制、自动解缆、并网和解列控制、停机制动控制、安全保护系统、就地监控、远程监控。
当然对于不同类型的风力发电机控制单元会不相同。
控制系统结构示意图如下：
针对上述结构，目前绝大多数风力发电机组的控制系统都采用集散型或称分布式控制系统（DCS）工业控制计算机。
采用分布式控制最大优点是许多控制功能模块可以直接布置在控制对象的位置。
就地进行采集、控制、处理。
避免了各类传感器、信号线与主控制器之间的连接。
同时DCS现场适应性强，便于控制程序现场调试及在机组运行时可随时修改控制参数。
并与其他功能模块保持通信，发出各种控制指令。
目前计算机技术突飞猛进，更多新的技术被应用到了DCS之中。
PLC是一种针对顺序逻辑控制发展起来的电子设备，目前功能上有较大提高。
很多厂家也开始采用PLC构成控制系统。
现场总线技术（FCS）在进入九十年代中期以后发展也十分迅猛，以至于有些人已做出预测：
基于现场总线的FCS将取代DCS成为控制系统的主角。
1.2风力发电机控制技术
风力发电系统中的控制技术和伺服传动技术是其中的关键技术，这是因为自然风速的大小和方向是随机变化的，风力发电机组的并网和退出电网、输入功率的限制、风轮的主动对风以及对运行过程中故障的检测和保护必须能够自动控制。
同时，风力资源丰富的地区通常都是边远地区或是海上，分散布置的风力发电机组通常要求能够无人值班运行和远程监控，这就对风力发电机组的控制系统的自动化程度和可靠性提出了很高的要求。
与一般工业控制过程不同，风力发电机组的控制系统是综合性控制系统。
它不仅要监视电网、风况和机组运行参数，对机组运行进行控制。
而且还要根据风速与风向的变化，对机组进行优化控制，以提高机组的运行效率和发电量。
20世纪80年代中期开始进入风力发电市场的定桨距风力发电机组，主要解决了风力发电机组的并网问题和运行的安全性与可靠性问题，采用了软并网技术、空气动力刹车技术、偏航与自动解缆技术，这些都是并网运行的风力发电机组需要解决的最基本的问题。
由于功率输出是由桨叶自身的性能来限制的，桨叶的节距角在安装时已经固定；而发电机转速由电网频率限制。
因此，只要在允许的风速范围内，定桨距风力发电机组的控制系统在运行过程中对由于风速变化引起输出能量的变化是不作任何控制的。
这就大大简化了控制技术和相应的伺服传动技术，使得定桨距风力发电机组能够在较短时间内实现商业化运行。
20世纪90年代开始，风力发电机组的可靠性已经大大提高，变桨距风力发电机组开始进入风力发电市场。
采用全变桨距的风力发电机组，起动时可对转速进行控制，并网后可对功率进行控制，使风力机的起动性能和功率输出特性都有显著和改善。
由风力发电机组的变桨距系统组成的闭环控制系统，使控制系统的水平提高到一个新的阶段。
由于变距风力发电机组在额定风速以下运行时的效果仍不理想，到了20世纪90年代中期，基于变距技术的各种变速风力发电机组开始进入风电场。
变速风力发电机组的控制系统与定速风力发电机组的控制系统的根本区别在于，变速风力发电机组是把风速信号作为控制系统的输入变量来进行转速和功率控制的。
变速风力发电机组的主要特点是：
低于额定风速时，它能跟踪最佳功率曲线，使风力发电机组具有最高的风能转换效率；高于额定风速时，它增加了传动系统的柔性，使功率输出更加稳定。
特别是解决了高次谐波与功率因数等问题后，使供电效率、质量有所提高。
随着计算机技术与先进的控制技术应用到风电领域，控制方式从基本单一的定桨距失速控制向变桨距和变速恒频控制方向发展。
目前的控制方法是：
当风速变化时通过调节发电机电磁力矩或风力机浆距角使叶尖速比保持最佳值，实现风能的最大捕获。
控制方法基于线性化模型实现最佳叶尖速比的跟踪，利用风速测量值进行反馈控制，或电功率反馈控制。
但在随机扰动大、不确定因素多、非线性严重的风电系统，传统的控制方法会产生较大误差。
因此近些年国内外都开展了这方面的研究。
一些新的控制理论开始应用于风电机组控制系统。
如采用模糊逻辑控制、神经网络智能控制、鲁棒控制等。
使风机控制向更加智能方向发展。
二．风力发电机机组及类型
对于不同类型的风力发电机，控制单元会有所不同，但主要是因为发电机的结构或类型不同而使得控制方法不同，加上定桨距和变桨距，形成多种结构和控制方案。
2.1风力发电机组的类型（浆叶的不同）
2.1.1定桨距失速调节型风力发电机组
定桨距是指桨叶与轮毂的连接是固定的，即当风速变化时，桨叶的迎风角度不能随之变化。
失速是指桨叶本身所具有的失速特性，当风速高于额定风速时，气流将在桨叶的表面产生涡流，使效率降低，产生失速，来限制发电机的功率输出。
为了提高风电机组在低风速时的效率，通常采用双速发电机（即大/小发电机）。
在低风速段运行的，采用小电机使桨叶具有较高的气动效率，提高一些发电机的运行效率。
定桨失速调节型的优点是失速调节由指桨叶本身完成，简单可靠，当风速变化引起的输出功率的变化只通过桨叶的被动失速调节而控制系统不作任何控制，使控制系统大为减化。
但是在输入变化的情况下，风力发电机组只有很小的机会能运行在最佳状态下，因此机组的整体效率较低。
通常很少应用在兆瓦级以上的大型风力机上。
2.1.2变桨距调节型风力发电机组
变奖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。
在运行过程中，当输出功率小于额定功率时，桨距角保持在0°位置不变，不作任何调节；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调整桨距角的大小，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。
2.1.3主动失速调节型风力发电机组
将定桨距失速调节型与变桨距调节型两种风力发电机组相结合，充分吸取了被动失速和桨距调节的优点，桨叶采用失速特性，调节系统采用变桨距调节。
在低风速肘，将桨叶节距调节到可获取最大功率位置，桨距角调整优化机组功率的输出；当风力机发出的功率超过额定功率后，桨叶节距主动向失速方向调节，将功率调整在额定值上。
由于功率曲线在失速范围的变化率比失速前要低得多，控制相对容易，输出功率也更加平稳。
根据风机转速分有恒速恒频和变速恒频两种，恒速恒频机组的整体效率较低,而变速恒频这种调节方式是目前公认的最优化调节方式，也是未来风电技术发展的主要方向。
变速恒频的优点是大范围内调节运行转速，来适应因风速变化而引起的风力机功率的变化，可以最大限度的吸收风能，因而效率较高。
控制上也很灵活，可以较好的调节系统的有功功率、无功功率，但控制系统较为复杂。
2.1发电机类型（根据变速恒频）
2.1.1异步感应发电机
通过晶闸管控制的软并网装置接入电网，并网冲击电流较大。
另外需要电容无功补偿装置。
控制电路简单。
各大风力发电制造商如：
Vestas，NEG，Micon，Nordex都有此类产品。
2.1.2绕线转子异步发电机
对于绕线转子异步发电机可以采用功率辅助调节方式，即转子电流控制（RCC）方式来配合变浆距机构，共同完成发电机输出功率的调节。
在绕线转子输入由电力电子装置控制的发电机转子电流，可以加大异步发电机转差率（可到10％），使得发电机在较大的转速范围内向电网送电。
以提高异步发电机的风能利用
2.1.3双馈发电机
双馈电机的结构类似于绕线式感应电机，定子绕组也由具有固定频率的对称三根电源激励，所不同的是转子绕组具有可调节频率的三相电源激励，一般采用交一交变频器或交一直一交变频器供以低频电流。
双馈电机励磁可调量有三个：
一是可以调节励磁电流的幅值；二是可以改变励磁电流的频率；三是可以改变励磁电流的相位．通过改变励磁频率，可调节转速．这样在负荷突然变化时，迅速改变电机的转速，充分利用转子的动能，释放和吸收负荷，对电网的扰动远比常规电机小。
另外，通过调节转子励磁电流的幅值和相位，来调节有功功率和无功功率。
双馈电机控制系统通过变频器控制器对逆变电路小功率器件的控制，可以改变双馈发电机转子励磁电流的幅值。
频率及相位角，达到调节其转速、有功功率和无功功率的目的。
既提高了机组的效率，又对电网起到稳频、稳压的作用。
下图是双馈电机控制简要框图。
整个控制系统可分为：
转速调整单元、有功功率调整单元和电压调整单元（无功功率调整）。
它们分别接受风速和转速。
有功功率、无功功率指令，并产生一个综合信号，送给励磁控制装置，改变励磁电流的幅值。
频率与相位角，以满足系统的要求。
由于双馈电机既可调节有功功率；又可调节无功功率，有风时，机组并网发电；无风时，也可作抑制电网频率和电压波动的补偿装置。
双馈电机应用于风力发电中，可以解决风力机转速不可调。
机组效率低等问题。
同时，由于双馈电机对无功功率。
有功功率均可调，对电网可起到稳压。
稳频的作用，提高了发电质量。
与同步机交一直一交系统相比，它还具有变频装置容量小（一般为发电机额定容量的10％～20％左右）、重量轻的优点。
但这种结构也还存在一些问题，如控制电路复杂一些，不同的控制方法效果有一定差异。
另外该结构比其他结构更容易受到电网故障的影响。
目前国内有多家开发成功双馈电机控制系统，如兰州电机有限责任公司与清华大学、沈阳工业大学合作研制的兆瓦级变速恒频双馈异步风力发电系统控制设备，采用全数字化矢量控制方法。
中科院电工研究所研制的兆瓦级变速恒频风电机组电控系统，该系统采用IGBT技术、双PWM双向可逆变流控制。
风力发电机控制系统（六）
2.1.4永磁直驱同步发电机
永磁直驱同步发电机系统结构如图：
由变浆距风轮机直接驱动永磁同步发电机，省去了增速用齿轮箱。
发电机输出先经整流器变为直流，再经IGBT（绝缘栅双极晶体管）逆变器将电能送到电网。
对风力发电机工作点的控制是通过控制逆变器送到电网的电流实现对直流环节电压的控制，从而控制风轮机的转速。
发电机发出电能的频率、电压、电功率都是随着风速的变化而变化的，这样有利于最大限度地利用风能资源，而恒频恒压并网的任务则由整流逆变系统系统完成。
除了永磁直驱同步发电机可以直接并网外，还可以构成风力发电机（群），比如ABB公司的“Windformer”采用的是高压永磁直驱同步发电机（群），结构如下：
单机容量为3～5MW，输出额定电压高达20kV，频率为5～10Hz，每一台发电机机端只配置有整流器，把交流变换为直流，通过直流母线实现与风电场其他机组（群）的并联运行，既提高了可靠性，又改进了效率。
风电场由一台大容量公用逆变器把直流母线的直流电转换成50Hz的交流电，电压为12kV，可直接并入当地电网使用，也可经变压器升压至更高电压后并入更高压电网传输到远处。
永磁直驱同步发电机系统存在的缺点是：
对永磁材料的性能稳定性要求高，电机重量增加。
另外，IGBT逆变器的容量较大，一般要选发电机额定功率的120％以上。
但使用IGBT逆变器也带来一些好处：
①使用脉宽调制（PWM）获得正弦形转子电流，电机内不会产生低次谐波转矩，改善了谐波性能。
②有功功率和无功功率的控制更为方便。
③大功率IGBT很容易驱动。
④IGBT有很好的电流共享特性，这对于要达到风力发电机所需的功率水平，进行并联使用是非常必要。
⑤开关时间短，导通时间不到1毫秒，关断时间小于6毫秒，使得管子功耗小。
⑥目前单管容量已经较大，如Eupec公司的FZ600R65KF1等器件，可以在6kV电压下控制1.2kA电流，FZ3600R12KE3等低电压器件，可以在1.2kV电压下开关3.6kA电流。
发电机控制系统除了控制发电机“获取最大能量”外，还要使发电机向电网提供高品质的电能。
因此要求发电机控制系统：
①尽可能产生较低的谐波电流，②能够控制功率因数，③使发电机输出电压适应电网电压的变化，④向电网提供稳定的功率
目前国内外兆瓦级以上技术较先进的、有发展前景的风力发电机组主要是双馈型风力发电机组和永磁直驱风力发电机组，二者各有优缺点。
单从控制系统本身来讲，永磁直驱风力发电机组控制回路少，控制简单，但要求逆变器容量大。
而双馈型风力发电机组控制回路多，控制复杂些，但控制灵活，尤其是对有功、无功的控制，而且逆变器容量小得多。
双馈型风力发电机组与永磁直驱风力发电机组的综合比较：
三.风电机的运行控制
3.1无功补偿控制
由于异步发电机要从电网吸收无功功率，使风电机组的功率因数降低，而并网运行的风力发电机组一般要求其功率因数达到0．99以上，所以必须用电容器组进行无功补偿．由于风速变化的随机性，在达到额定功率前，发电机的输出功率大小是随机变化的，因此对补偿电容的投入与切除需要进行自动控制，由计算机根据输出无功功率的变化，控制补偿电容器分段投入或切除，保证功率因数达到要求。
对于双馈发电机，是直接由控制系统控制和调节无功功率的。
3.2偏航与自动解缆控制
①自动对风正常运行时偏航控制系统自动对风，即当机舱偏离风向一定角度时，控制系统发出向左或向右调向的指令，机舱开始对风，当达到允许的误差范围内时，自动对风停止。
②自动解缆当机舱向同一方向累计偏转2.3圈后，若此时风速小于风电机组启动风速且无功率输出，则停机，控制系统使机舱反方向旋转2.3圈解绕；若此时机组有功率输出，则暂不自动解绕；若机舱继续向同一方向偏转累计达3圈时，则控制停机，解绕；若因故障自动解绕未成功，在扭缆达4圈时，扭缆机械开关将动作，此时报告扭缆故障，自动停机；等待人工解缆操作。
③风轮保护当有特大强风发生时，停机并释放叶尖阻尼板，桨距调到最大，偏航90度背风，以保护风轮免受损坏。
3.3停机控制
当控制器发出正常停机指令后，风电机组将按下列程序停机：
①切除补偿电容器；②释放叶尖阻尼板；③发电机脱网；④测量发电机转速下降到设定值后，投入机械刹车；⑤若出现利车故障则收桨，机舱偏航如90度背风。
当出现紧急停机故障时，执行如不停机操作：
首先切除补偿电容器，叶尖阻尼板动作，延时0．3秒后卡钳闸动作。
检测瞬时功率为负或发电机转达小于同步速时；发电机解列（脱网），若制动时间超过20秒，转速仍未降到某设定值，则收桨，机舱偏航90度背风。
四.安全保护系统组成
控制系统是风力发电机组核心部件，是风力发电机组安全运行根本保证，所以为了提高风力发电机组运行安全性，必须认真考虑控制系统的安全性和可靠性问题。
4.1雷电安全保护
多数风机都安装在山谷的风口处、山顶上、空旷的草地、海边海岛等，易受雷击，安装在多雷雨区的风力发电机组受雷击的可能性更大，其控制系统大多为计算机和电子器件，最容易因雷电感应造成过电压损坏，因此需要考虑防雷问题。
一般使用避雷器或防雷组件吸收雷电波。
当雷电击中电网中的设备后，大电流将经接地点泄入地网，使接地点电位大大升高，若控制设备接地点靠近雷击大电流的入地点，则电位将随之升高，会在回路中形成共模干扰，引起过电压，严重时会造成相关设备绝缘击穿。
根据国外风场的统计数据表明，风电场因雷击而损坏的主要风电机部件是控制系统和通讯系统。
雷击事故中的40％～50％涉及到风电机控制系统的损坏，15％～25％涉及到通讯系统，15％～20％涉及到风机叶片，5％涉及到发电机。
我国一些风场统计雷击损坏的部件主要也是控制系统和监控系统的通讯部件。
这说明以电缆传输的4～20mA电流环通信方式和RS485串行通信方式由于通讯线长，分布广，部件多，最易受到雷击，而控制部件大部分是弱电器件，耐过压能力低，易造成部件损坏。
防雷是一个系统工程，不能仅仅从控制系统来考虑，需要在风电场整体设计上考虑，采取多层防护措施。
4.2运行安全保护
1）大风安全保护：
一般风速达到25米/秒（10分钟）即为停机风速，机组必须按照安全程序停机，停机后，风力发电机组必须90度对风控制。
2）参数越限保护：
各种采集、监控的量根据情况设定有上、下限值，当数据达到限定值时，控制系统根据设定好的程序进行自动处理。
3）过压过流保护：
当装置元件遭到瞬间高压冲击和电流过流时所进行的保护。
通常采用隔离、限压、高压瞬态吸收元件、过流保护器等
4）震动保护：
机组应设有三级震动频率保护，震动球开关、震动频率上限1、震动频率极限2，当开关动作时，控制系统将分级进行处理。
5）开机关机保护：
设计机组开机正常顺序控制，确保机组安全。
在小风、大风、故障时控制机组按顺序停机。
4.3电网掉电保护
风力发电机组离开电网的支持是无法工作的，一旦有突发故障而停电时，控制器的计算机由于失电会立即终止运行，并失去对风机的控制，控制叶尖气动刹车和机械刹车的电磁阀就会立即打开，液压系统会失去压力，制动系统动作，执行紧急停机。
紧急停机意味着在极短的时间内，风机的制动系统将风机叶轮转数由运行时的额定转速变为零。
大型的机组在极短的时间内完成制动过程，将会对机组的制动系统、齿轮箱、主轴和叶片以及塔架产生强烈的冲击。
紧急停机的设置是为了在出现紧急情况时保护风电机组安全的。
然而，电网故障无须紧急停机；突然停电往往出现在天气恶劣、风力较强时，紧急停机将会对风机的寿命造成一定影响。
另外风机主控制计算机突然失电就无法将风机停机前的各项状态参数及时存储下来，这样就不利于迅速对风机发生的故障作出判断和处理。
针对上述情况，可以在控制系统电源中加设在线UPS后备电源，这样当电网突然停电时，UPS自动投入，为风电机控制系统提供电力，使风电控制系统按正常程序完成停机过程。
4.4紧急停机安全链保护
系统的安全链是独立于计算机系统的硬件保护措施，即使控制系统发生异常，也不会影响安全链的正常动作。
安全链是将可能对风力发电机造成致命伤害的超常故障串联成一个回路，当安全链动作后将引起紧急停机，执行机构失电，机组瞬间脱网，控制系统在3秒左右，将机组平稳停止，从而最大限度地保证机组的安全。
发生下列故障时将触发安全链：
叶轮过速、机组部件损坏、机组振动、扭缆、电源失电、紧急停机按钮动作。
4.5微机控制器抗干扰保护
风电场控制系统的主要干扰源有：
工业干扰：
如高压交流电场、静电场、电弧、可控硅等，自然界干扰：
雷电冲击、各种静电放电、磁爆等；高频干扰：
微波通讯。
无线电信号、雷达等。
这些干扰通过直接辐射或由某些电气回路传导进入的方式进入到控制系统，干扰控制系统工作的稳定性。
从干扰的种类来看，可分为交变脉冲干扰和单脉冲干扰两种，它们均以电或磁的形式干扰控制系统。
参考国家（国际）关于电磁兼容（EMC）的有关标准，风电场控制设备也应满足相关要求。
如：
GB／T13926.1（IEC8011）工业过程测量和控制装置的电磁兼容性总论
GB／T13926.2（IEC8011）工业过程测量和控制装置的电磁兼容性静电放电要求
GB／T13926.3（IEC8011）工业过程测量和控制装置的电磁兼容性辐射电磁场要求
GB／T13926.4（IEC8011）工业过程测量和控制装置的电磁兼容性电快速瞬变脉冲群要求。
并应通过相关行业根根标准GB/T17626（IEC61000）进行的检测。
以保证设备的可靠性。
4.6接地保护
接地保护是非常重要的环节。
良好的接地将确保控制系统免受不必要的损害。
在整个控制系统中通常采用以下几种接地方式，来达到安全保护的目的。
工作接地、保护接地、防雷接地、防静电接地、屏蔽接地。
接地的主要作用一方面是为保证电器设备安全运行，另一方面是防止设备绝缘被破坏时可能带电，以致危及人身安全。
同时能使保护装置迅速切断故障回路，防止故障扩大。
要使风电机组可靠运行，需要在风电机组控制系统的保护功能设计上加以重视。
在设计控制系统的时候，往往更注重系统的最优化设计和提高可利用率，然而进行这些设计的前提条件却是风电机组控制系统的安全保护，只有在确保机组安全运行的前提下，我们才可以讨论机组的最优化设计、提高可利用率等。
因此，控制系统具备完善的保护功能，是风电机组安全运行的首要保证。
五.风电场的计算机监控系统
风电场计算机监控系统分中央监控系统和远程监控系统，系统主要由监控计算机、数据传输介质、信号转换模块、监控软件等组成。
中央监控系统的功能是：
对风力发电机进行实时监测、远程控制、故障报警、数据记录、数据报表、曲线生成等。
中央监控系统结构图：
5.1风机控制器
目前风电场所采用的风电机组都是以大型并网型机组为主，各机组有自己的控制系统，用来采集机组数据及状态，通过计算、分析、判断而控制机组的启动、停机、调向、刹车和开启油泵等一系列控制和保护动作，能使单台风力发电机组实现全部自动控制，无需人为干预。
目前国内监控系统的下位机是指着风电机组的控制器。
对于每台风力发电机组来说，即使没有上位机的参与，也能安全正确地工作。
所以相对于整个监控系统来说，下位机控制系统是一个子系统，具有在各种异常工况下单独处理风电机组故障，保证风电机组安全稳定运行的能力。
从整个风电场的运行管理来说，每台风电机组的下位控制器都应具有与上位机进行数据交换的功能，使上位机能随时了解下位机的运行状态并对其进行常规的管理性控制，为风电场的管理提供方便。
因此，下位机控制器必须使各自的风力发电机组可靠地工作，同时具有与上位机通讯联系的专用通讯接口。
国外进口的风机控制器主机一般采用专门设计的工业计算机或单板机。
也有采用可编程控制器（PLC）。
国内生产的一般较多采用可编程控制器（如西门子S7-300），这样硬件的可靠性和稳定性好，尤其是对于海上风电维护不便，更需要高可靠的控制器。
PLC模块化的结构方便组成各种所需单元。
控制器之间的联接也很方便，易于构成主从式分散控制系统。
5.2计算机监控系统
计算机监控系统负责管理各风电机组的运行数据、状态、保护装置动作情况、故障类型等。
为了实现上述功能，下位机（风机控制器）控制系统应能将机组的数据、状态和故障情况等通过专用的通讯装置和接口电路与中央控制器的上位计算机通讯，同时上位机应能向下位机传达控制指令，由下位机的控制系统执行相应的动作，从而实现远程监控功能。
中央监控系统一般运行在位于中央控制室的一台通用PC机或工控机上，通过与分散在风电场上的每台风力机就地控制系统进行通信，实现对全场风力机的集群监控。
风电场中央监控机与风力机就地控制系统之间的通信属于较远距离的一对多通信。
国内现有的风电场中央监控系统一般采用RS485串行通信方式和4～20mA电流环通信方式。
比较先进的通讯方式还有PROFIBUS通信方式、工业以太网通信方式等。
上述各种通讯方式能够完成风电场中央监控系统中的通信问题，但具有各自的特点，主要通信方式简要对比如下：
5.3监控系统软件
目前，我国各大风电场在引进国外风力发电机组的同时，一般也都配有相应的监控
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