一种变桨控制方法、装置、系统及风力发电机组制造方法及图纸

本发明专利技术公开了一种变桨控制方法、装置、系统及风力发电机组。变桨控制方法包括：获取风力发电机组的运行环境的来流的风向；获取风力发电机组的运行状态以及风力发电机组的叶轮的转速；根据来流的风向获取风力发电机组的实际的变桨控制模式；根据运行状态、叶轮的转速计算所述风力发电机组的桨距角控制指令。本发明专利技术提出的技术方案通过叶片的360度变桨能力调整叶片的上翼面对准主导风向或主导风向的反方向，并且能控制叶轮转速在设计范围内变化，解决“双风向”捕风发电的问题。彻底放弃常规风电机组的采用的偏航系统，节省了硬件成本，同时保证风电机组的发电量。时保证风电机组的发电量。时保证风电机组的发电量。

【技术实现步骤摘要】
一种变桨控制方法、装置、系统及风力发电机组


[0001]本专利技术属于风力发电
，具体涉及一种变桨控制方法、装置及风力发电机组。

技术介绍

[0002]当前风电机组大型化（单机容量增加）趋势明显，目的是解决风电装备的成本问题。根据欧洲可再生能源机构统计，在2010至2019年的10年间海上风电机组平均单机容量由2.9MW上升到了7.8MW，同时海上风电的平均度电成本降低了近30%。
[0003]随着机组容量的增加，常规的单叶轮风电机组的需要使用更长、更重的叶片，其他关键零部件如传动系、齿轮箱和发电机等都在体积和重量方面不断放大。因此，现代大容量机组的机舱和叶轮部分重量以超过了200吨，海上机组更是超过了500吨。此外，容量的增加以及超长叶片的使用使得机组载荷也急剧增加。
[0004]偏航系统设置在塔架顶端，与机组的机舱连接。大容量机组的偏航轴承和偏航驱动装置的负担越来越重。但是，机组所处环境中风向变化一般较缓慢，而少量风向误差（如15度）带来的功率损失较小，甚至可以忽略不急。对于风向变化小，主导风向明显的地区，风电机组偏航系统使用的频率非常低，并且实际叶轮的朝向主要只有两个（主导风向以及主导风向的反方向）。这样，造价昂贵的偏航系统对机组运行带来的正面影响较小，造成了“投入与产出不成比例”的效果。
[0005]全球海上风电开发增量不断提升，相比陆地风电项目，海上项目的风资源特性中，风向分布非常明确：绝大多数的时间处于主导风向以及与主导风向的反方向。在这种情况下采用常规的偏航系统已不再是最优的技术方案。
[0006]最近的技术方案中，出现了取消塔顶偏航系统的方式，使用海水和浮动基础作为“偏航支承”，与船舶的驱动方式类似，用螺旋桨作为偏航驱动装置。同时，利用单点系泊技术完成浮动基础的偏航回转。但这类方法需要较复杂的系泊系统和偏航驱动装置，依然不是最优的方案。

技术实现思路

[0007]有鉴于此，本专利技术的一个目的在于提供一种变桨控制方法。使得在主导风向明显的风电项目中，风电机组可以不用偏航对风，即实现了主导风向和其相反方向下风电机组叶轮转速的控制，以及机组捕风发电，同时也保证了风电机组的安全运行。
[0008]为达上述目的，提供一种变桨控制方法，其包括：获取风力发电机组的运行环境的来流的风向；获取风力发电机组的运行状态，所述运行状态包括启动状态或者待机状态；获取风力发电机组的叶轮的转速，所述叶轮包含至少两支叶片；根据所述来流的风向获取风力发电机组的实际的变桨控制模式，所述实际的变桨控制模式包括上风向变桨模式、下风向变桨模式或者停机模式；
根据所述风力发电机组的运行状态、所述叶轮的转速以及所述实际的变桨控制模式计算所述风力发电机组的桨距角控制指令；根据所述桨距角控制指令调整叶片的桨距角。
[0009]在进一步技术方案中，根据所述风力发电机组的叶轮的气动特性和风力发电机组的额定功率计算第一风向误差阈值和第二风向误差阈值；其中，所述第一风向误差阈值和所述第二风向误差阈值的代数和是180度。
[0010]在进一步技术方案中，所述的获取风力发电机组的实际的变桨控制模式，具体包括：根据所述来流的风向计算平均风向误差的绝对值；当所述平均风向误差的绝对值小于或等于所述第一风向误差阈值时，确定所述实际的变桨控制模式为上风向变桨模式；当所述平均风向误差的绝对值大于或等于所述第二风向误差阈值时，确定所述实际的变桨控制模式为下风向变桨模式；当所述平均风向误差的绝对值大于所述第一风向误差阈值，并且小于所述第二风向误差阈值时，确定所述实际的变桨控制模式为停机模式。当所述运行状态为启动状态时，根据所述叶轮的当前转速和所述叶轮的额定转速计算初始桨距角控制指令；基于所述初始桨距角控制指令和所述实际的变桨控制模式，获得所述桨距角控制指令；所述桨距角控制指令使得所述叶轮的转速小于风力发电机组的安全运行转速。
[0011]在进一步技术方案中，风力发电机组的最优桨距角包括第一最优桨距角和第二最优桨距角；风力发电机组的顺桨桨距角包括第一顺桨桨距角和第二顺桨桨距角；所述的基于所述初始桨距角控制指令和所述实际的变桨控制模式，获得所述桨距角控制指令，具体包括：当所述实际的变桨控制模式为上风向变桨模式时，将所述初始桨距角控制指令转换为大于或等于第一最优桨距角，且小于或等于第一顺桨桨距角，以获得所述桨距角控制指令；当所述实际的变桨控制模式为下风向变桨模式时，将所述初始桨距角控制指令转换为大于或等于第二最优桨距角，且小于或等于第二顺桨桨距角，以获得所述桨距角控制指令。
[0012]本专利技术的另一个目的在于提供一种变桨控制装置。可以实现上风向及下风向模式下风电机组转速控制以及最优桨距角和顺桨桨距角的转换，实现不同条件下风电机组安全的启动和停止，避免“飞车”事故的发生。
[0013]为达上述目的，提供一种变桨控制装置，其包括：风向获取模块，用于获取风力发电机组的运行环境的来流的风向；运行状态获取模块，用于获取风力发电机组的运行状态，所述运行状态包括启动状态或者待机状态；转速获取模块，用于获取风力发电机组的叶轮的转速，所述叶轮包含至少两支叶片；变桨控制模式确定模块，用于根据所述来流的风向获取风力发电机组的实际的变
桨控制模式，所述实际的变桨控制模式包括上风向变桨模式、下风向变桨模式或者停机模式；桨距角控制指令确定模块，用于根据所述风力发电机组的运行状态、所述叶轮的转速以及所述实际的变桨控制模式计算所述风力发电机组的桨距角控制指令；桨距角调整模块，用于根据所述桨距角控制指令调整叶片的桨距角。
[0014]在进一步技术方案中，所述变桨控制装置还包括：风向误差阈值计算模块，用于：根据所述风力发电机组的叶轮的气动特性和风力发电机组的额定功率计算第一风向误差阈值和第二风向误差阈值；其中，所述第一风向误差阈值和所述第二风向误差阈值的代数和是180度；并且当所述实际的变桨控制模式为上风向变桨模式或下风向变桨模式时，风力发电机组的实际输出功率的最大值大于或等于所述额定功率的一半。
[0015]在进一步技术方案中，所述变桨控制模式确定模块，具体用于：根据所述来流的风向计算平均风向误差的绝对值；当所述平均风向误差的绝对值小于或等于所述第一风向误差阈值时，确定所述实际的变桨控制模式为上风向变桨模式；当所述平均风向误差的绝对值大于或等于所述第二风向误差阈值时，确定所述实际的变桨控制模式为下风向变桨模式；当所述平均风向误差的绝对值大于所述第一风向误差阈值，并且小于所述第二风向误差阈值时，确定所述实际的变桨控制模式为停机模式。
[0016]在进一步技术方案中，所述桨距角控制指令确定模块，具体包括：初始桨距角控制指令计算子模块，用于当所述运行状态为启动状态时，根据所述叶轮的当前转速和所述叶轮的额定转速计算初始桨距角控制指令；最终桨距角控制指令计算子模块，用于基于所述初始桨距角控制指令和所述实际的变桨控制模式，获得所述桨距角控制指令；所述桨距角控制指令使得所述叶轮的转速小于风力发电机组的安全运行转速。
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【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种变桨控制方法，其特征是，所述方法包括：获取风力发电机组的运行环境的来流的风向；获取风力发电机组的运行状态，所述运行状态包括启动状态或者待机状态；获取风力发电机组的叶轮的转速，所述叶轮包含至少两支叶片；根据所述来流的风向获取风力发电机组的实际的变桨控制模式，所述实际的变桨控制模式包括上风向变桨模式、下风向变桨模式或者停机模式；根据所述风力发电机组的运行状态、所述叶轮的转速以及所述实际的变桨控制模式计算所述风力发电机组的桨距角控制指令；根据所述桨距角控制指令调整叶片的桨距角。2.根据权利要求1所述的变桨控制方法，其特征是，所述方法还包括：根据所述风力发电机组的叶轮的气动特性和风力发电机组的额定功率计算第一风向误差阈值和第二风向误差阈值；其中，所述第一风向误差阈值和所述第二风向误差阈值的代数和是180度；并且当所述实际的变桨控制模式为上风向变桨模式或下风向变桨模式时，风力发电机组的实际输出功率的最大值大于或等于所述额定功率的一半。3.根据权利要求2所述的变桨控制方法，其特征是，所述的根据所述来流的风向获取风力发电机组的实际的变桨控制模式，具体包括：根据所述来流的风向计算平均风向误差的绝对值；当所述平均风向误差的绝对值小于或等于所述第一风向误差阈值时，确定所述实际的变桨控制模式为上风向变桨模式；当所述平均风向误差的绝对值大于或等于所述第二风向误差阈值时，确定所述实际的变桨控制模式为下风向变桨模式；当所述平均风向误差的绝对值大于所述第一风向误差阈值，并且小于所述第二风向误差阈值时，确定所述实际的变桨控制模式为停机模式。4.根据权利要求1或3所述的变桨控制方法，其特征是，所述的根据所述风力发电机组的运行状态、所述叶轮的转速以及所述实际的变桨控制模式计算所述风力发电机组的桨距角控制指令，具体包括：当所述运行状态为启动状态时，根据所述叶轮的当前转速和所述叶轮的额定转速计算初始桨距角控制指令；基于所述初始桨距角控制指令和所述实际的变桨控制模式，获得所述桨距角控制指令；所述桨距角控制指令使得所述叶轮的转速小于风力发电机组的安全运行转速。5.根据权利要求4所述的变桨控制方法，其特征是：风力发电机组的最优桨距角包括第一最优桨距角和第二最优桨距角；风力发电机组的顺桨桨距角包括第一顺桨桨距角和第二顺桨桨距角；所述的基于所述初始桨距角控制指令和所述实际的变桨控制模式，获得所述桨距角控制指令，具体包括：当所述实际的变桨控制模式为上风向变桨模式时，将所述初始桨距角控制指令转换为大于或等于第一最优桨距角，且小于或等于第一顺桨桨距角，以获得第一桨距角控制指令；当所述实际的变桨控制模式为下风向变桨模式时，将所述初始桨距角控制指令转换为
大于或等于第二最优桨距角，且小于或等于第二顺桨桨距角，以获得第二桨距角控制指令。6.一种变桨控制装置，其特征在于,至少包括：风向获取模块，用于获取风力发电机组的运行环境的来流的风向；运行状态获取模块，用于获取风力发电机组的运行状态，所述运行状态包括启动状态或者待机状态；转速获取模块，用于获取风力发电机组的叶轮的转速，所述叶轮包含至少两支叶片；变桨控制模式确定模块，用于根据所述来流的风向获取风力发电机组的实际的变桨控制模式，所述实际的变桨控制模式包括上风向变桨模式、下风向变桨模式或者停机模式；桨距角控制指令确定模块，用于根据所述风力发电机组的运行状态、所述叶轮的转速以及所述实际的变桨控制模式计算所述风力发电机组的桨距角控制指令；桨距角调整模块，用于根据所述桨距角控制指令调整叶片的桨距角。7.根据权利要求6所述的变桨控制装置，其特征是，还包括：风向误差阈值计算模块，用于：根据所述风力发电机组的叶轮的气动特性和风力发电机组的额定功率计算第一风向误差阈值和第二风向误差阈值；其中，所述第一风向误差阈值和所述第二风向误差阈值的代数和是180度；并且当所述实际的变桨控制模式为上风向变桨模式或下风向变桨模式时，风力发电机组的实际输出功率的最大值大于或等于所述额定功率的一半。8.根据权利要求7所述的变桨控制装置，其特征是，所述变桨控制模式确定模块，具体用于：根据所述来流的风向计算平均风向误差的绝对值；当所述平均风向误差的绝对值小于或等于所述第一风向误差阈值时，确定所述实际的变桨控制模式为上风向变桨模式；当所述平均风向误差的绝对值大于或等于所述第...

【专利技术属性】
技术研发人员：崔逸南，崔新维，段辰玥，
申请(专利权)人：苏州新三力风电科技有限公司，
类型：发明
国别省市：