Промышленные ветрогенераторы – это сложные системы, подверженные высоким динамическим нагрузкам, преобразующие энергию ветра в электрическую энергию. В настоящее время бурное развитие этой отрасли в мире направлено на создание мощных установок очень больших размеров. Уже существуют ветрогенераторы мощностью до 6 МВт и диаметром ротора в 150 метров (Рис. 1). Такая установка при скорости ветра в 10 м/с испытывает нагрузку на лопасти в 200 тонн в секунду [1]. Поэтому, снижение нагрузок на конструкцию – одна из ключевых задач систем управления ветрогенераторов [2]. Эффективным решением этой задачи является система управления поворотом лопастей. Принцип работы состоит в подборе оптимального угла атаки лопастей, при котором соотношение между скоростью ветра и скоростью движения концов лопастей будет соответствовать номинальным значениям скорости вращения ротора.

Рисунок 1 – Лопасть Siemens B75 длиною в 75м в сравнении с самолетом Airbus A380. (Правообладатель: Siemens)

Рассмотрим физику преобразования энергии ветра в механическую энергию вращения ротора. Энергия ветра , что фактически является кинетической энергией воздуха, проходящего через кругообразную площадь, охватываемую ротором ветрогенератора радиусом R, равна:

, (1)

где – плотность воздуха, – перемещение воздуха в направлении ветра. Производное выражения (1) дает выражение для мощности ветра:

. (2)

Так как фактически это скорость ветра , мощность ветра в упрощенном виде может быть записана как:

. (3)

Выражение (3) описывает важный параметр, который определяет работу ветрогенератора и системы управления. Это – кубическая зависимость мощности ветра от скорости ветра. Из-за такой нелинейной и крутой зависимости, мощность будет низкой при малой скорости ветра и очень высокой при большой скорости ветра. Поэтому имеются два различных региона работы ветрогенератора с соответствующими требованиями к системе управления. При слабых ветрах задача системы управления состоит в максимизации мощности ветрогенератора. Напротив, при сильных ветрах система управления должна ограничивать мощность ветрогенератора и скорость вращения ротора для избежания перегрузок.

Взаимосвязь мощности ветра и мощности ветрогенератора определяется безразмерным параметром – коэффициентом мощности :

. (4)

Теоретически максимальное значение коэффициента мощности определяется законом Бетца и равно 16/27. На практике ветрогенераторы в лучшем случае достигают значения 0,5. Значение коэффициента зависит от скорости ветра, скорости ротора и угла поворота лопастей. Поворот лопасти изменяет угол между хордой лопасти и потоком воздуха. Этот угол называется «углом атаки» и аэродинамика лопасти всецело зависит от него. Это очень эффективный способ управления и поворот всего на существенно снижает мощность ветрогенератора, тогда как поворачивание на практически останавливает вращение ротора. К тому же поворачивание лопастей ротора может быть использовано как мощный аэродинамический тормоз.

Когда рассматривается зависимость коэффициента мощности от переменных ветрогенератора, используется параметр :

. (5)

Этот параметр представляет соотношение скорости ветра к скорости ротора и называется Tip Speed Ratio (далее TSR). Типичная зависимость коэффициента мощности, TSR и угла поворота лопасти показано на Рис. 2 [3].

Рис. 2. Зависимость коэффициента мощности от TSR и угла поворота лопасти

Как можно увидеть из выражения (4) и Рис. 2, мощность ветрогенератора зависит от трех составляющих: скорости ветра, изменении скорости ротора и поворота лопастей. Скорость ветра – неуправляемый входной параметр, который может рассматриваться как внешнее возмущение с точки зрения системы управления. С другой стороны, скорость ротора и угол поворота могут управляться и использоваться как компенсирующие переменные. Эти средства управления доступны в настоящее время, так как современные ветрогенераторы имеют лопасти, которые не закреплены жестко, но закреплены на поворотных кольцах, приводимых в движение с помощью двигателей. А скорость ротора может изменяться по той причине, что генератор подключается к сети не напрямую, а через частотные преобразователи.

В зависимости от региона работы выбирается тот или иной метод управления. При слабых ветрах нет необходимости в управлении поворотом лопастей, кроме как в удержании его значения на оптимальном значении (чаще всего около ). Поэтому оптимизация мощности достигается с помощью адаптации скорости ротора при определенной скорости ветра такому значению TSR, при котором будет максимальным (см. Рис. 2). При сильных ветрах ветрогенератор испытывает большие нагрузки на конструкцию, и мощность ветра может намного превысить номинальную мощность ветрогенератора. Поэтому, появляется необходимость ограничения скорости вращения ротора и мощности ветрогенератора. Достигается это путем поворота лопастей ротора. Как можно заметить из Рис. 2 поворачивание лопастей изменяет кривую . С увеличением угла поворота значение уменьшается. Это позволяет ветрогенератору работать в границах номинальных значений. На Рис. 3 представлена принципиальная схема системы управления ветрогенератора, в зависимости от скорости ветра и региона работы выбирается один из методов управления.

Рис. 3. Принципиальная схема системы управления ветрогенератора

На Рис. 4 отображено применение методов управления в зависимости от скорости ветра и региона работы [4].

Рис. 4. Использование различных методов управления в зависимости от скорости ветра

Как говорилось ранее применение метода управления поворотом лопастей уместнее при сильных ветрах для регулирования выходной мощности и уменьшения динамических нагрузок. Однако этот метод управления может быть применен при пуске ветрогенератора для получения высокого начального крутящего момента [4].

При применении метода управления поворотом лопастей регулируемой переменной величиной является скорость ротора. Если метод управления крутящим моментом реализовывается в открытом контуре, то управление поворотом лопастей должно быть исполнено в закрытом контуре. Стандартное решение подразумевает использование ПИ или ПИД регулятора. При проектировании регулятора должны быть учтены две характеристики ветрогенератора. Первая характеристика – это нелинейность процесса вследствие кубической зависимости между мощностью ветра и его скоростью, а также крутизна кривой (Рис. 2). Для управления таким нелинейным процессом с помощью линейного ПИ регулятора нужно применить адаптацию параметров [3]. Простой метод адаптации параметров – разбивка коэффициентов регулятора по нескольким точкам работы [4]. Из-за большой трудности точного измерения скорости ветра, разбивка коэффициентов регулятора делается основываясь на измерениях угла поворота (Рис. 5). Это возможно вследствие зависимости между углом поворота и скоростью вращения ротора. Вторая характеристика – это влияние управления углом поворота лопастей на прогиб башни ветрогенератора, что в свою очередь влияет на скорость ветра относительно ротора ветрогенератора. В конце концов при такой совокупности плохое управление может привести к раскачке башни ветрогенератора из-за неподходящего угла поворота лопасти по причине положительной обратной связи.

Рис. 5. Параметры регулятора угла поворота лопасти в зависимости от точек работы

Много зарубежных работ посвящено исследованию проблематики систем управления поворотом лопастей. Разработаны универсальные методы и алгоритмы управления. Однако использование комплексных средств моделирования дает возможность доработать алгоритмы систем управления для дальнейшего применения на конкретном объекте. На Рис. 6. показана модель ветрогенератора и системы управления поворотом лопастей, собранная в среде Matlab Simulink [5]. В модель заложены характеристики ветра, конструкции основных узлов ветрогенератора и системы управления. Динамическую модель ветра и ветрогенератора можно связать с контроллером системы управления с помощью технологии OPC (OLE for Process Control). Тем самым спрогнозировать поведение ветрогенератора и системы управления для заданных характеристик.

Рис. 6. Модель ветрогенератора и системы управления поворотом лопастей собранная в Matlab Simulink

На Рис. 7. отображена модель в режиме работы с выводом графиков, показывающих основные параметры, использующиеся в системе управления поворотом лопастей. Как говорилось выше, ветрогенератор переменной скорости имеет 2 режима работы с соответствующими требованиями к системе управления. При слабых ветрах целью системы управления является максимизация мощности подбором оптимального соотношения TSR (Рис. 2). При сильных же ветрах выходную мощность и скорость оборотов лопастей необходимо держать в пределах номинальных значений (Рис. 4).

Рис. 7. Работающая модель ветрогенератора и системы управления поворотом лопастей в среде Matlab Simulink

На графиках (Рис. 7) при очень низкой скорости ветра ветрогенератор находится в состоянии «парковки», скорость вращения ротора составлет 0 об/мин. С увеличением скорости ветра и при достижении рабочего значения, тормозная система освобождает ротор. Система управления поворотом лопастей подбирает оптимальный угол атаки, обеспечивая увеличение выходной мощности и скорости вращения ротора до номинальных значений. После достижения ветрогенератором номинальных значений работы система управления поворотом лопастей держит скорость вращения ротора постоянной.

Таким образом, в ходе исследования изучены режимы работы ветрогенератора переменной скорости, задачи системы управления. Работа системы управления поворотом лопастей рассмотрена в динамической модели, в котором заложены как характеристики ветра, конструкции ветрогенератора так и системы управления. Можно заключить, что система управления поворотом лопастей позволяет максимизировать выходную мощность и существенно снизить динамические нагрузки на конструкцию ветрогенератора. Алгоритмы системы управления поворотом лопастей могут быть усовершенствованы с использованием методов оптимизации, линеаризации и нечеткой логики.

1. James Holloway. Siemens unveils world’s largest wind turbine blades // Ecogizmo: Aвгуст, 2012. URL:
   http://www.gizmag.com/worlds-largest-wind-turbine-blades/23578/ (дата обращения: 20.12.2012)
2. Mate Jelavic, Vlaho Petrovic, Njedjelko Peric. Estimation based Individual Pitch Control of Wind Turbine.// AUTOMATIKA 51(2010) 2, 181–192
3. Mate Jelavic, Njedjelko Peric. Wind Turbine Control for Highly Turbulent Winds.// AUTOMATIKA 50(2009) 3-4, 135–151
4. Fernando D. Bianchi, Hernan de Battista, Ricardo J. Mantz. Wind Turbine Control Systems. Principles, Modelling and Gain Schedulin Design. Springer, 2007, стр.132
5. Steve Miller. Wind Turbine Model. Сентябрь, 2012.URL:http://www.mathworks.com/matlabcentral/fileexchange/25752-wind-turbine-model (дата обращения: 10.11.12)

Все статьи автора «Zhanibek»