王 淼 赵志强 焦翠坪 景崇友

（保定天威集团有限公司技术中心，河北 保定 071056）

1 引言

能源是现代社会赖以生存和发展的基础。人类能源消费的剧增、化石燃料的匮乏甚至枯竭以及生态环境的日趋恶化，迫使人们不得不思考人类社会的能源问题。因此，开发洁净可再生能源已成为紧迫的课题。

风能是一个非常重要和巨大的资源，它安全、清洁、充裕而且无限，能提供源源不断的能源，而风电产业是世界上发展得最快的能源行业，它为全球经济开始向以可再生能源为基础的转型提供了最好的机会。根据测算，世界风能资源极其巨大，是已知水能资源的10倍，而且分布在几乎所有的国家和地区，技术上可以转换成电力的风能资源每年约53万亿kW·h(53000TW·h)。

目前国外的大型风电机组已经实现商品化。欧洲风能协会和绿色和平组织签署《风力12——关于2020年风电达到世界电力总容量的12%的蓝图》的报告[1]，期望并预测2020年全球的风力发电装机将达到12.31亿kW，年安装量达到1.5亿kW，风力发电量将占全球发电总量的12%[2]。据相关资料报道，到2020年，预计我国将新增发电能力500GW，其中121GW为可再生能源。2010年以前，我国计划新建20座风力发电场，每座风场的发电能力达到100MW，达到4000MW的风力发电总目标，在此基础上国家要求风力发电装备要实现本土化[3]。

2 系统控制器的功能介绍

风力发电机组的安全、稳定运行是由系统控制器保证的，系统控制器的主要功能如图1。

（1）在机组的各运行状态之间进行切换[4]。

（2）检测并在本地和远程的界面上显示机组的各项状态参数，通过界面设定机组的运行参数。

（3）对机组的故障进行诊断并采取合理的保护措施。

（4）给与机组运行相关的各执行机构发动作命令。

1）根据偏航、解缆的要求给机组的偏航系统发动作指令。

2）给机组的刹车系统发动作指令。

3）给机组的液压系统发动作指令。

4）（变桨距定速机组）给机组的无功补偿装置（电容器）发投入和切出的指令。

5）给机组的软并网装置发并网指令。

（5）和机组其他部分（远程界面、本地界面、变桨控制器）的通信。

图1 风力发电机组控制系统结构

3 系统控制器的软件设计

系统控制器实现的是多任务、多故障的系统控制。下面就将系统控制的软件设计分为总体流程和各功能模块的软件实现来分别介绍。

3.1 总体流程

系统控制器对风力发电机组的运动过程进行控制。上电后，系统控制器的软件运行可以分为以下几个阶段。

（1）初始化：系统控制器首先初始化内部的各芯片，确保主芯片的正常工作。而后，将机组置于待机状态，同时加载主运行参数及系统保护限值，运行各个测量单元和传感器，丢弃测量单元刚开始工作时的错误数据，几秒钟后，各测量单元即可以实现准确测量。

（2）自检：系统控制器将机组置于待机状态，运行各个测量单元及故障检测单元，如果测得故障，则进行故障保护，待故障消除后，可以进入下一阶段的运行。

（3）正式运行：系统控制器在自检结束确认没有故障后，将机组置于自动运行状态，然后循环运行各个测量单元、故障检测单元、手动命令的读取子程序、保护动作的综合决定子程序、各种动作机构（包括偏航机构、变桨机构、液压泵、刹车机构、电容器、软并网控制器、发电机加热器）的控制命令发出子程序，从而实现对机组的控制。

图2 主程序的流程图

主程序的流程如图2所示。系统控制器的软件使用的是分散检测、综合判断、集中控制的策略。以巡检的方式完成模拟量和脉冲量的测量。在主程序中查询开关信号，并通过对各测量值的分析进行故障诊断，故障诊断的同时针对各个故障提出保护方法，并接受来自操作界面的手动控制（手动控制被赋以较高的优先级，对同一机构进行手动控制时，与该机构相关的系统自动控制功能被屏蔽），最后对前面的各种保护方法及手动控制要求进行综合，按最严重的故障进行最有效的保护，并兼顾手动控制命令。

3.2 故障处理

故障的诊断一是根据机组电气部分测量值的大小，二是根据安装在风机各主要部件的传感器反馈的开关信号。在检测完各种故障并确定了各自的处理方案后，下面要对它们进行综合处理。处理过程分为以下几步。

（1）对故障状态进行更新

收到手动操作的复位要求，或者软待机故障消除后持续30min内都没有故障，清除系统当前的故障状态为自动运行状态，否则保持原来的状态不变。

然后根据当前故障状态以及据本次检测获得的故障状态对当前的故障状态进行判断：①如果处在硬停机状态或者新的检测要求硬停机，那么将状态更新为硬停机故障状态；②如果处在硬待机状态或者新的检测要求硬待机，那么将状态更新为硬待机故障状态；③如果处在软待机状态或者新的检测要求软待机，那么将状态更新为软待机故障状态。如果新的检测不要求软待机、硬待机、硬停机，那么保持当前的状态不变。

（2）确定各种故障状态的处理方案

硬停机：紧急顺桨、硬刹车需要动作、发电机不允许并网并偏航90°。

硬待机：紧急顺桨、软刹车需要动作、发电机不允许并网。

软待机：紧急顺桨、发电机不允许并网。

（3）确定手动操作所需要的动作状态

如果手动要求停机：如果没有故障，只是手动要求停机，则根据发电机特征在转速低于某一值后硬刹车；发电机不允许并网。

如果手动要求待机：软刹车需要动作；发电机不允许并网。

（4）对需要的机械刹车进行综合判定

根据故障和手动命令，确定需要机械刹车的三种状态（硬刹车、软刹车、无刹车）中的一种。需要硬刹车或软刹车的时候要进行机械刹车的时序控制。

（5）判断当前的机组状态

如果是硬停机状态或者手动要求停机则是停机状态；如果是硬待机或软待机状态或者手动要求待机则是待机状态；其他则是自动运行状态。

3.3 对各种动作机构的实现

（1）偏航功能的实现

偏航功能的执行机构是偏航电机，偏航电机的动作命令由系统控制器发出。

图3 故障处理的流程图

偏航控制分为手动控制和自动偏航两部分，其中系统控制器自动偏航的前提条件是：

1）没有手动偏航命令（禁止偏航命令、左偏航命令、右偏航命令）。

2）风速稳定地不低于一定值（如3m/s），风速太低的时候，即使风力机处于正对的迎风方向，风力机也不可能并网发电的，这个时候偏航不但没有意义，而且会因为偏航电机的动作而消耗电网的电力。

3）未处于解缆的过程中，由于缠绕故障危害巨大，所以解缆比偏航更重要；另外，解缆的时候，机舱是要转过至少20min，所以这过程中肯定会出现风向不对正的信号，而这时候系统正处于停机故障状态根本没有并网发电，偏航也没必要。

自动左旋转指令发出之后，机舱向左旋转，直到自动左转条件不成立且风向偏差小于1°，自动左旋转指令置0。

自动右旋转指令发出之后，机舱向右旋转，直到自动右转条件不成立且风向偏差小于-1°，自动右旋转指令置0。

图4 自动偏航的流程图

（2）解缆功能的实现

解缆动作的执行机构也是偏航电机，解缆动作的条件是：

1）没有关于偏航的手动命令（禁止偏航命令、左偏航命令、右偏航命令）。

2）发生了过缠绕故障，或在风速不超过一定值（如30m/s）时发生了缠绕故障。

缠绕故障是根据机舱方向角作为判定依据。如在风速小于10m/s，机舱方向角大于430°或小于-430°时；或在风速大于10m/s，机舱方向角大于530°或小于-530°时。

由于处于过缠绕时，如再缠绕下去就会造成重大事故。所以一旦检测到过缠绕故障，就要将偏航失败继电器YFC断开。偏航失败继电器串联在偏航电机的回路中，正常情况下，它闭合，偏航电机得以正常供电，一旦它断开，偏航电机回路断电，接下来的偏航动作被禁止，从而防止了电缆进一步缠绕。

过缠绕是一个硬停机的故障，必须手动复位才能进行解缆。此时解缆的过程是：检测到手动复位信号后，将过缠绕继电器（CotRelay）合上1min。过缠绕继电器是和过缠绕故障继电器并联的，过缠绕继电器的闭合，相当于将断开的过缠绕故障继电器短接上，因此在一分钟内系统控制器将检测不到过缠绕故障，而将偏航失败继电器重新合上，从而使得偏航电机回路恢复供电，解缆动作得以执行。解缆了一分钟后，此时过缠绕故障已经消失、过缠绕故障继电器已经合上，偏航失败继电器也就不会再断开，解缆动作得以持续进行，直到机舱方位重新回到0°附近，停止偏航电机工作，完成此次解缆动作。

（3）液压泵控制功能的实现

液压泵控制的执行机构是液压泵，对液压泵的控制也分为手动控制和系统控制器自动控制两部分。其中系统控制器的自动控制在没有手动控制（即手动打压）的情况下执行。

系统控制器自动控制液压泵控制内容包括：

1）当液压油的温度小于2℃时，泵不许起动。

2）当液压油的温度大于2℃，小于5℃时，泵要进行打压加热，具体方法是：泵起动，压力大于2400psi后泵停下6s，然后泵继续工作直到温度大于5℃（这过程中，一旦液压油压力达到2500psi，则溢流阀打开，使得液压油在管道内循环流动，最终回到齿轮箱，起到加热的作用）。

3）当液压油的温度大于5℃，则进行如下的正常打压控制：①当压力2低于其下限，或者压力1低于其下限时，液压泵进行打压；②当压力2高于其上限，或者压力1高于其上限时，液压泵停止工作。

4）在泵进行打压的过程中，工作时间一旦超过9min，就要停下来休息1min。

（4）变桨功能的实现

控制器依据风力发电机组的需要，控制桨距角的大小和桨距角的变化速度，因而变桨距风力机的起动风速较定桨距风力机低，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，功率调节的响应速度取决于风机桨距调节系统的灵敏度。在额定风速以下时，叶片攻角处于零度附近，此时叶片角度受桨距控制环节精度的影响，变化范围很小，可等同于定桨距风机,发电机的功率根据叶片的气动特性随着风速的变化而变化。在额定风速以上时，变桨距机构发挥作用，调整桨距角，保证发电机的输出功率在允许范围内。

图5 自动变桨的流程图

（5）刹车功能的实现

刹车控制也分为手动控制和系统控制器自动控制两部分。在没有手动刹车的情况下才执行系统控制器的自动刹车控制。自动刹车控制的依据是当前的故障情况。

为了保护刹车机构，减少刹车时的机械冲击，机械刹车需要满足以下时序：

1）硬刹车超过7s而转速仍然大于同步速，则硬刹车无效，不管是需要硬刹车还是软刹车，机械刹车停止动作。

2）软刹车超过7s而转速仍然大于同步速，则软刹车无效，如果需要软刹车，则改用硬刹车。

（6）电容器投切功能的实现

对于变桨距变速恒频双馈异步风力发电机组，无功补偿可以由励磁控制器完成；而对于变桨距定速风力发电机组，无功补偿由两组或三组电容器的分步投切来实现。

在发电机实现软并网，并接通旁路接触器后，通过信号采集计算出当前的无功量，当无功大于补偿电容容量时，则投入一组电容器；延时10s后如不足再继续投入一组电容器，直到满足功率因数要求。在发电机脱网前先全部切除电容器，再进行脱网动作。

（7）并网功能的实现

变桨距定速风力发电机组，并网的指令由系统控制器发出，并网指令执行者是软并网控制器。

定速机组的并网控制也包括测试时的手动并网脱网控制和正常投入运行后系统控制器的自动并网脱网控制。在没有手动并网命令时系统控制器自动控制并网脱网。其具体内容是：

如果机组无故障但未并网，若转速达同步速且正常，则系统控制器发并网指令。

如果机组无故障且已经并网，如果转速太低，则系统控制器立即发出脱网指令。

如果机组无故障且已经并网但转速稍低，则该状态保持4s后系统控制器发出脱网指令。

在故障或手动暂停、停止等状态下，如果需要脱网，则应该等到电机转速小于同步速后脱网。这样是因为并网时的电磁转矩是制动转矩，这时保持并网有利于制动。等速度降到同步速以下电磁转矩成了驱动转矩后再脱网。

图6 软并网控制的流程图

图7 脱网控制的流程图

（8）发电机加热功能的实现

如果发电机温度低于15℃，则打开加热继电器。

如果发电机温度高于23℃，并且发电机温度高于环境温度8℃以上，则关闭加热继电器。

4 结论

本文介绍的系统控制器适用于变桨距定速风力发电机组，主要从软件实现方面介绍控制器的功能。具备机组参数测量、机组故障诊断及保护、机组运行状态切换、偏航控制、液压泵控制、刹车控制等各项功能。

[1]欧洲风能协会/国际绿色和平(著),中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会/绿色和平中国(译).风力12——关于2020年风电达到世界电力总容量的12%的蓝图.北京∶中国环境科学出版社,2004.

[2]何祚庥,王亦喃. 风力风电“救济”电荒——风力风电是我国能源和电力可持续发展战略的最现实选择.中国能源发展与投资峰会,2004.

[3]张晓明. 全球风力发电市场现状与发展前景.中国建材报,2005.

[4]W.E.Leitheadt, D. J.Leitht.The Importance of Implementation Issues In Achieving Control Goals.The Institution of Electrical Engineers,1997.