变速与变桨协调的风电机组平滑功率控制

考虑到风电功率秒级波动对电网频率稳定的影响,需要对风电机组输出功率进行平滑控制。现有依靠风电机组实现风电功率平滑控制的方法大都存在频繁变桨的问题。为此提出了协调变速与变桨的平滑功率控制方法。该方法通过分离桨距角的上调和下调动作,将传统的基于变桨调节的恒转速(转速上限)控制转变为转速区间控制,使风轮机能够在任意桨距角下变速运行,从而更大程度地利用风轮机动能来平滑风电功率波动。因此,该方法在保证平滑控制效果的同时,能有效降低变桨动作频率和幅度,并减小变桨伺服机构的疲劳和叶片载荷。最后,基于风电机组模拟器的实验验证了所提方法的有效性。     

变速变桨风力发电机组的桨距控制及载荷优化

讨论了大型变速变桨风电机组在额定风速以上如何减小系统超调量以及降低机组载荷.根据风电机组的强非线性特点,采用基于模糊免疫PID的桨距控制策略,以减小发电机转速波动,改善功率品质.针对风电机组的塔架前后和侧向振动以及传动链扭转振动,提出了桨距、转矩阻尼滤波和加速度反馈等控制方式.通过Bladed外部控制器模块编程并进行仿真,结果表明所提出的控制策略能够改善变桨距控制的动态特性,降低关键部位载荷.     

变速变桨风力发电机组的桨距控制及载荷优化

讨论了大型变速变桨风电机组在额定风速以上如何减小系统超调量以及降低机组载荷。根据风电机组的强非线性特点,采用基于模糊免疫PID的桨距控制策略,以减小发电机转速波动,改善功率品质。针对风电机组的塔架前后和侧向振动以及传动链扭转振动,提出了桨距、转矩阻尼滤波和加速度反馈等控制方式。通过Bladed外部控制器模块编程并进行仿真,结果表明所提出的控制策略能够改善变桨距控制的动态特性,降低关键部位载荷。     

基于改进最小方差法的风电机组变桨距控制

针对额定风速以上风电机组变桨距控制问题,提出了一种基于改进最小方差法的风电机组变桨距控制策略。该方法将延长预测步长思想,时变?琢f0设计和柔化控制作用相结合,能够在突变过程初期,限制控制幅度,在控制后期能够加快收敛速度。同时与递推最小二乘辨识方法结合,用于额定风速以上风电机组变桨距控制系统。通过算例仿真表明,与传统的最小方差控制和PI控制方法相比,该方法能够使得系统响应迅速,在额定风速以上快速改变桨距角,保证了风电机组恒功率输出运行。     

基于功率变化和模糊控制的风力发电机组变速变桨距控制

由于风速测量的不准确性以及很难获得风力发电系统的精确模型,故采用传统的PID控制器难以在风速快速变化的情况下实现良好的控制效果.文中提出将风力发电机组输出功率变化情况作为变桨距执行机构工作的判断依据和控制策略,并根据该策略,进一步提出了基于模糊控制的变速变桨运行控制方法.通过构建仿真模型,按照基于功率变化判断的控制策略分别对变速变桨与工程上常规的匀速变桨进行了仿真比较研究.仿真结果表明,所提出的不依赖于风速测量和精确系统数学模型的控制策略,可以很好地稳定风电机组输出功率,且相对于匀速变桨控制,变速变桨控制方法一方面更好地将机组输出功牢稳定在额定值,另一方面可以减轻变桨距执行机构的疲劳度,减少部件间的磨损,这对于延长变桨执行机构的工作寿命、降低其故障发生率以及维持整个风电机组安全稳定运行具有重要意义.     

3MW风电机组变桨距无模型控制

随着风电机组装机容量的迅速增加,电网对风电机组的电能品质提出了更高的要求,而功率波动是影响风电机组电能品质的一个重要问题。考虑到风电机组变桨控制中的桨距角和机组功率的非线性关系和外界扰动问题,为了减小风电机组功率波动,基于无模型自适应(MFA)控制理论设计了风电机组变桨无模型控制器,不依赖于风电机组精确的数学模型。为了验证无模型变桨控制器的性能,以3MW双馈风电机组为控制对象在Sinmulink中对该算法进行了仿真并和广泛应用的PID变桨控制器进行了对比。仿真结果表明无模型变桨控制器较好地解决了风电机组变桨控制中的非线性和外界扰动问题,风电机组输出的功率波动明显小于PID控制器。     

双馈式变速变桨风电机组的桨距控制

针对大型双馈式变速变桨(variable-speedandvariable-pitch,VSVP)风力发电机组在额定风速以上如何维持输出电功率稳定和降低塔架振动等问题,对其控制技术进行研究。在研究传统变桨距控制策略的基础上,提出非线性转矩的统一变桨距控制策略。针对风电机组的塔架前后和侧向振动,提出基于加速度反馈的桨距和转矩阻尼滤波控制方式。以2 MW变速变桨风力发电机组为验证对象,基于Bladed软件平台对该控制策略与传统的变桨距控制策略进行仿真比较。结果表明:所提出的控制策略能够稳定电功率输出,降低塔架振动和载荷。     

变速恒频风电机组预报-校正变桨控制策略

针对现有变桨控制策略在额定风速附近控制效果不甚理想等问题,提出了一种预报—校正变桨控制策略。该策略对风速序列作移动平均处理,并通过插值方法拟合风速—桨距角曲线获取桨距角预报值,在此基础上辅以比例—积分(PI)调节对控制偏差进行校正。通过仿真对比分析了传统变桨控制策略和新型变桨控制策略的特性,结果表明,新型变桨控制策略能够有效降低随机风速波动对变桨控制的影响,在低风速时实现最大风能捕获,在高风速时有效减少变桨动作频率,改善风电机组运行性能。文中给出了该新型变桨控制策略的现场应用运行曲线,验证了策略的实用性。     

基于功率和载荷协调的变桨距控制策略

风力机启动阶段变桨距实现最佳力矩,额定风速以上时变桨距实现恒功率控制。正常情况下变桨距过程引起的载荷变化不会超过设计阈值范围。但是,当风电机组设备老化疲劳后载荷阈值可能会下降,出现超载荷运行的现象,危害机组安全。本文在建立风电机组数学模型的基础上,分析了桨距角和载荷的内在关系,提出了功率和载荷协调的变桨距控制策略。当风电机组超载荷运行时,改变常规的变桨距控制策略,调整桨距角,优化变桨速率,以降低风电机组输出功率为代价,减小风电机组载荷,保证风电机组安全稳定运行。采用GH Bladed建模仿真,其仿真结果证明了控制策略的可行性和有效性。     

风电机组变增益组合控制技术研究

以捕获最大风力发电机组功率为目的,提出了变增益分段组合控制策略。该控制策略通过分析变速恒频风电机组主要采用的两种变速变距控制方法,根据功率-转速曲线,提出了变增益式分段组合控制策略,将变速恒频风电机组发电运行分成3个区域:低于切入风速,高于切入风速低于额定风速和高于额定风速,针对每个区域分别采用不同的变增益组合控制方法和实现方式;并通过Bladed软件仿真验证了组合控制策略的可行性,在不同运行区域控制结果能够满足控制策略的要求。     

Matching wind turbine generators with wind regime in Egypt

This paper presents a novel method of matching wind turbine generators to a site using turbine performance index (TPI) in conjunction with minimum deviation ratio (DR) between rated speed of wind turbine generator (WTG) and optimal speed and resulting in minimum cost of energy (COE). The methodology allows yielding higher energy production at higher capacity factor and minimum cost of energy. The wind speeds are parameterized using cubic mean cube-root and statistically modeled using Weibull probability density function. Normalized power (P_N) and capacity factor (CF) are expressed entirely in normalized rated speed. The plots of P_N, CF and TPI versus normalized rated wind speed are drawn for known values of Weibull parameters of a site. The proposed methodology for identifying optimum wind turbine generator parameters for two sites with installed WTG and two candidate locations for installation of WTG in Egypt are examined. The cost of energy (COE) and capital cost of WTG under different tower heights at the sites are also determined. The proposed methodology, if used at the planning and development stages of wind power stations, will serve as useful tool to make a judicious choice of a wind turbine generator that yields higher energy at higher capacity factor.     

A globally convergent wind speed estimator for wind turbine systems

An estimator of the wind speed of a wind turbine coupled to a generator is proposed in this paper. Wind speed enters into the generator dynamics through a highly nonlinear function; hence, we are confronted with a difficult problem of estimation of a nonlinearly parameterized system. To solve this problem, we use the technique of immersion and invariance, recently introduced in the literature. It is assumed that the rotor speed and electrical torque of the generator are measured, which is the case for the machines typically used in this application. The result is of interest for the design of controllers of maximum power extraction, where the knowledge of the wind speed is necessary to express the control objective as a speed tracking problem. Detailed computer simulations are presented to assess the performance of the proposed estimator.Copyright © 2012 John Wiley & Sons, Ltd.     

风能资源及测风数据整理技巧

风电场区域范围内的风能资源蕴藏状况，是开发风力发电项目最基础的组成因素，能否充分地掌握其完整而可靠的资料，将是工程顺利的保证，项目成功和避免投资风险的关键所在。然而，预选风电场的风能资料，必须经历布点测风、数据(包含场外相关资料)收集、分析整理和汇总过程。如果某个环节出现缺陷和差错，资料的可靠性即将降低，项目的风险就大大增高，这是人们不愿意看到的结果，为此，从定义、要求、不利因素及技巧方面进行讨论，期望从根本上提高风力发电项目的可靠性和项目效益。     

考虑风电场布局以及风向角的风电功率预测

指出在对风电场功率进行超短期预测时,将风电场所有机组等值为一台机进行整体预测的不足之处,并通过预测实例的对比,验证了机组的不同布局方式对整体预测功率的影响。建立了考虑风向的风电场超短期功率预测模型,通过预测实例,证明风向对风电场整体功率出力具有较大的影响,显示出在进行风速预测的同时应进行风向预测以提高功率预测精度的重要性。     

Simulation of correlated wind speed and power variates in wind parks

In this paper, we develop a simulation procedure to generate realistic, synthetic wind speed variates for wind parks. These wind variates are defined by their marginal Weibull distributions and their auto- and cross-correlations only. In order to deal with these two types of correlation simultaneously, a vector auto-regressive (VAR) model is used. Power output variates are obtained by applying the nonlinear turbine power curves to the correlated wind speed samples. The complete procedure is illustrated through a numerical example with a few turbines. A comparison is established between real wind time series from a wind park and synthetic wind variates simulated with similar, estimated underlying parameters.     

风电机组风速功率特性曲线建模研究综述

风速-功率特性曲线是风力发电机组设计的基础,也是考核机组性能、评估机组发电能力的一项重要指标。介绍风速-功率特性曲线的定义、概念和基本特点,分别从参数方法、非参数方法、离散方法、随机方法 4个方面详细阐述风速-功率特性曲线建模的实现方法。分析建模精度的评价方法,提出目前风速-功率特性曲线建模遇到的问题以及需要进行深入研究的发展方向。     

基于风速升降特征的短期风电功率预测

为提高短期风电功率预测精度,提出了基于风速升降特征的短期风电功率预测方法。该方法分析风速上升或下降对风力发电的影响,根据风速升降特征,为风速添加标记值,增加训练样本维度,从而提高功率预测精度。用上海某风电场2014年9月至2015年9月数据对算法进行验证,并对比最小二乘支持向量机(LSSVM)、极限学习机(ELM)、遗传BP神经网络(GA-BP)三种方法的预测结果。实验结果表明,在风电功率预测中引入风速升降特征能够明显提高了模型的预测精度,适合风电场的短期功率预测。     

风电技术对风电产业发展的影响

大规模的利用风能等可再生能源已成为世界各国应对气候环境变化的重要议题。从16世纪人类利用风能抽水碾磨到21世纪利用风能发电、从单桨叶风电机组到多桨叶风电机组、从垂直轴风机到1957年第一台丹麦200kW的三桨叶上风向水平轴并网风电机组的诞生．人类利用风能的水平发生了翻天覆地的变化。     

风电场测风数据分析中有关问题的探讨

通过对大量测风数据的计算分析,对其中发现的问题进行了阐明。     

考虑风机排序的风电集群分层有功控制策略

随着我国风电的迅速发展,风电场有功调控趋于集群化。为合理调控风电集群有功功率、提高风电消纳量、减少风电机组调控次数,文中提出考虑风机排序控制的风电集群分层有功控制策略。根据风电场所在区域不同并结合超短期风电功率预测,将风电集群分为场群层、风电场层、机组层3个控制层。场群层和风电场层通过不同时间尺度的滚动优化提高风电消纳量;机组层通过选取影响风机调控能力的评价指标,结合熵值法与隶属度函数,计算并排序各机组调控能力评分,通过机组的排序控制减少风机调控次数。基于GAMS及Matlab平台对山西电网实际风电场数据进行分析,结果表明所提控制策略在提高风电消纳量的同时减少了风机调控次数。