O 引言
    现代风力发电兴起于20世纪70年代，经过多年的发展，从最初的定桨距到现在的变桨距，从恒速恒频到如今的变速恒频，风力发电技术已较为成熟，基本实现了风力发电机组从能够向电网供电到理想地向电网供电的最终目标。
    近年来变桨距机组逐渐成为风力发电的主流机型，变桨距是指安装在轮毂上的叶片可以借助控制技术改变其桨距角的大小，从而改变叶片气动特性，使桨叶和整机的受力状况大为改善，并使风力机在高风速时可以输出更多功率且使输出功率更加平稳。桨距角的控制量可以是风速、机组输出功率或发电机转速，由于精确测量风速十分困难，本文选择一种由机组的输出功率来控制桨距角的控制策略，通过仿真验证了这种控制策略的可行性，然后引入一种带增益调度控制的控制策略，仿真证明这种控制策略可达到更好的控制效果。

l 变桨距控制原理
    变速变桨距风力发电机组的控制主要通过两个阶段来实现：在额定风速以下时，保持最优桨距角不变，采用最大功率跟踪法(MPPT)，通过变流器调节发电机电磁转矩使风轮转速跟随风速变化，使风能利用系数保持最大，风机一直运行在最大功率点；在额定风速以上时，通过变桨距系统改变桨距角来限制风轮获取能量，使风力发电机组保持在额定功率发电。而对于定桨距风力发电机组，当风速高于额定风速时，由于其桨距角不能改变，只能通过风机的失速特性来降低风能的吸收，因此在风速高于额定风速时不能维持额定功率输出，输出功率反而会下降。
    下面的公式是风速为V1时风轮捕获的风能P，其中P为空气密度，S为风轮扫掠面面积，CP为风能利用系数，它是叶尖速比λ和桨距角β的函数。

    由以上几个式子可以得到变桨距风力机的(CP一β)特性曲线，见图1。

    从图中可得出以下两点：
    (1)对于某一固定桨距角β，存在唯一的风能利用系数最大值Cpmax，对应一个最佳叶尖速比λopt；
    (2)对于任意的尖速比λ，桨距角β=0°下的风能利用系数CP相对最大。桨叶节距角增大，风能利用系数CP明显减小。
    以上两点即为变速恒频变桨距控制的理论依据：在风速低于额定风速时，桨叶节距角β=0°，通过变速恒频装置，风速变化时改变发电机转子转速，使风能利用系数恒定在Cpmax，捕获最大风能；在风速高于额定风速时，调节桨叶节距角从而减少发电机输出功率，使输出功率稳定在额定功率。
    变桨距风电机组的运行过程可以划分为以下四个阶段：
    (1)风速小于切入风速；
    (2)风速在切入风速和额定风速之间；
    (3)风速在额定风速和切出风速之间；
    (4)风速大于切出风速。
    在风速小于切入风速时，机组不产生电能，桨距角保持在90°；在风速高于切入风速后，桨距角转到0°，机组开始并网发电，并通过控制变流器调节发电机电磁转矩使风轮转速跟随风速变化，使风能利用系数保持最大，捕获最大风能；在风速超过额定值后，变桨机构开始动作，增大桨距角，减小风能利用系数，减少风轮的风能捕获，使发电机的输出功率稳定在额定值；在风速大于切除风速时，风力机组抱闸停机，桨距角变到90。以保护机组不被大风损坏。
    图2表示了四个阶段各个参数的变化情况。

2 变桨控制策略
    变桨距风力机组的桨距角参考值可由风速、电机转速和发电机输出功率三个参数来独立控制，但由于风速难于精确测量，而且在整个风轮扫掠面上的风速并不相等，所以本文不用风速作为变桨控制量，而选择电机输出功率作为控制桨距角的变量。其控制策略如图3所示。

    功率反馈信号和功率给定值之间的误差作为PI控制器的输入，PI控制器给出桨距角参考值βref，但是由于桨距角的变化对于风速而言是非线性的，当风速在额定值附近时，较小的风速变化也需要桨距角改变一个较大的角度才能使输出功率稳定，所以在风速超过额定不多的风速阶段，需要较大的PI控制器增益；而在超过额定风速较多的高风速段，较大的风速变化只需要一个较小的桨距角改变量就可以使输出功率稳定，所以在此风速段PI控制器的增益可以较小。所以控制器所需的增益大小和所需的桨距角基本成线性反比关系，由此提出一种由桨距角大小来调节控制器增益的控制策略，即在原有控制系统中加入一个增益调度控制器，使PI控制器的在所需桨距角较小时有较大的增益，在所需桨距角较大时有较小的增益，此增益控制器由一个多项式实现。带增益调度控制器的变桨控制框图如图4所示。