CN102536655B - 控制器、漂浮式风力发电机组及其控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种控制器、一种漂浮式风力发电机组及其控制方法，其中，控制器包括：信号采集单元，获取当前风速、迎风方向与当前风向之间的偏差角度；角度判断单元，判断偏差角度是否达到预设的角度阈值；以及变桨偏航单元，若是，进行变桨偏航，变桨偏航单元具体包括：角度计算子单元，根据当前风速计算每个风力发电机组的叶片的变桨角度；变桨处理子单元，生成对应于变桨角度的变桨信号，并将变桨信号发送至对应的风力发电机组，使风力发电机组的叶片实现变桨，从而使漂浮式风力发电机组实现偏航。通过本发明的技术方案，可以将变桨操作用于风电机组的偏航，大幅度减小了机组偏航驱动机构的功率及结构尺寸，降低了成本。

Description

控制器、漂浮式风力发电机组及其控制方法

技术领域

本发明涉及风力发电技术领域，具体而言，涉及一种控制器、一种漂浮式风力发电机组及其控制方法。

背景技术

随着世界经济发展，人类对能源的需求不断增加，而受不可再生能源枯竭和环境保护的压力，绿色可再生能源得到了很大发展，尤其是风能。近年来，随着陆地风能资源的大量开发，以及陆地风能利用所受限制，如光影污染、噪声污染等，风能资源的开发已逐渐由陆上转向海上，而海上丰富的风能资源和技术的迅速发展，为海洋风电的发展提供了充分的条件。

目前海上商业风机的基础均为固定式基础，漂浮式基础尚处于试验和验证阶段。与固定式基础受海底地质条件及水深限制，且制造成本高、施工难度大的缺点相比，漂浮式基础具有成本相对较低、容易安装以及不受水深影响的优点，成为目前海上风机基础研究的热门课题。现有海上漂浮式基础或采用单台漂浮式基础安装一台大功率风电机组，未能充分利用基础，或采用组合漂浮式基础安装多台风电机组，基础间大型钢架结构增加了昂贵成本，或采用桁架漂浮式基础安装小型风机或与变异机组，不能与目前通用的大型风电机组相结合。

目前海上风机功率为2MW以上风电机组，一小部分风机制造商5/6MW海上风机已批量，已制造海上风机最大功率为7.5MW，而开发超大功率的风机(10MW及以上)则技术难度将大幅增加，相对而言海上漂浮式基础技术已相对成型。

由于自然界的风向是不断变化地，为了保证风轮对风，从风中获得尽可能多能量，风力发电机组需不断地调整其方向进行对风。通常大中型风力发电机组采用偏航驱动装置完成偏航。偏航装置如图3所示。

偏航电机1驱动偏航减速机2旋转，偏航减速机2的输出小齿轮与偏航回转支撑4的外齿相啮合，从而驱动整个机舱绕轴线8旋转，完成偏航。偏航回转支撑4外圈与塔架5通过螺栓连接，内圈通过螺栓与机舱底架3连接。随着风电机组功率的增大，偏航电机及偏航减速机的功率及结构尺寸也会增大，相应地，要求的安装空间、维护空间、机舱底架强度等要求都相应增加，最终导致整个偏航驱动机构的成本增加。

通常风力发电机组还设置有偏航制动装置，如图3所示，偏航摩擦盘6与塔筒通过螺栓连接，制动器7安装在机舱底架3上，不偏航时，制动器7全压抱紧摩擦盘6，保证风力发电机组机舱部分的稳定。

由于偏航回转机构部分整体结构重力较大，载荷较大，若采用传统电动偏航装置(如图3所示)，则势必需要很大功率的偏航电机及减速机进行驱动，同时对安装空间、维修空间的要求也很高，成本会大大增加。

因此，需要一种新的漂浮式风力发电机组的偏航技术，可以将变桨操作用于风电机组的偏航，大幅度减小了机组偏航驱动机构的功率及结构尺寸，降低了成本。

发明内容

本发明正是基于上述问题，提出了一种新的漂浮式风力发电机组的偏航技术，可以将变桨操作用于风电机组的偏航，大幅度减小了机组偏航驱动机构的功率及结构尺寸，降低了成本。

有鉴于此，本发明提出了一种控制器，用于漂浮式风力发电机组，所述漂浮式风力发电机组包含两个或两个以上风力发电机组，且所述风力发电机组以塔架的纵向轴线为对称轴、对称地安装在连接至所述塔架的支撑结构上，包括：信号采集单元，获取由机组测风装置测得的当前风速、以及所述风力发电机组的迎风方向与当前风向之间的偏差角度；角度判断单元，判断所述偏差角度是否达到预设的角度阈值；以及变桨偏航单元，在所述角度判断单元的判断结果为是的情况下，进行变桨偏航，其中，所述变桨偏航单元具体包括：角度计算子单元，根据所述当前风速计算每个所述风力发电机组的叶片的变桨角度；以及变桨处理子单元，生成对应于所述变桨角度的变桨信号，并将所述变桨信号发送至对应的风力发电机组，使所述风力发电机组的叶片实现变桨，从而使所述漂浮式风力发电机组实现偏航。

在该技术方案中，若风电机组(即风力发电机组)的迎风方向与实际上的当前风向之间的角度过大，则无法得到最大的能效，因而在这种情况下，需要对风电机组的迎风方向进行调整，即为偏航。由于使用了多台对称设置的风电机组，若对其中至少一台风电机组的叶片的迎风角度进行变化，则该风电机组的受力将会发生相应变化，并会导致与其他风电机组的受力不再对称，从而发生偏航。

在上述技术方案中，优选地，还包括：电动偏航单元，在所述角度判断单元的判断结果为是的情况下，进行电动偏航，其中，所述电动偏航单元具体包括：信号生成子单元，根据所述当前风速和所述偏差角度，生成对应的转动信号；信号发送子单元，将所述转动信号发送至偏航回转机构，使所述偏航回转机构进行旋转，从而使所述漂浮式风力发电机组实现偏航。在该技术方案中，将电动偏航的方式与变桨偏航的方式相结合，从而避免了风力过大时，对电动偏航电机造成过大的负荷。

在上述技术方案中，优选地，还包括：风速判断单元，将所述当前风速与预设的风速阈值进行判断；方式控制单元，获取所述风速判断单元的判断结果，在所述判断结果为所述当前风速处于预设的第一风速阈值范围的情况下，向所述电动偏航单元发送启动信号，在所述判断结果为所述当前风速处于预设的第二风速阈值范围的情况下，向所述变桨偏航单元发送启动信号，在所述判断结果为所述当前风速处于预设的第三风速阈值范围的情况下，同时向所述电动偏航单元和所述变桨偏航单元发送启动信号。

在该技术方案中，设定几个风速阈值范围，比如第一风速阈值为“v≤v₁”，则此时风速较小，通过调节机组桨叶角度不足以产生偏航回转力矩，相应地，此时机组偏航负荷较小，因此，可以启动电动偏航驱动机构，进行偏航；设置第二风速阈值为“v₁≤v≤v₂”，此时风速较大，仅调节机组桨叶角度即可产生足够的偏航回转力矩，因此，可以采用变桨控制进行偏航，具体可以根据当前风速的大小，计算变桨角度，从而变桨偏航；设置第三风速阈值为“v≥v₂”，此时风速很大，相应地，此时机组偏航负荷也很大，因此，可以同时采用电动偏航和变桨偏航，保证风机完成偏航，且不会给偏航电机带来过大的负荷。

根据本发明的又一方面，还提出了一种漂浮式风力发电机组，包括：如上述技术方案中所述的控制器；机组测风装置，连接至所述控制器，检测当前风速、以及风力发电机组的方向与当前风向之间的偏差角度，并将所述当前风速及所述偏差角度发送至所述控制器。

在该技术方案中，若风电机组(即风力发电机组)的迎风方向与实际上的当前风向之间的角度过大，则无法得到最大的能效，因而在这种情况下，需要对风电机组的迎风方向进行调整，即为偏航。由于使用了多台对称设置的风电机组，若对其中至少一台风电机组的叶片的迎风角度进行变化，则该风电机组的受力将会发生相应变化，并会导致与其他风电机组的受力不再对称，从而发生偏航。

在上述技术方案中，优选地，所述机组测风装置包括风速风向仪。

在上述技术方案中，优选地，包括：三角架形的支撑结构，所述支撑结构包括第一侧边、第二侧边和底边，所述底边与塔架连接，且所述底边的两端分别连接至所述第一侧边和所述第二侧边的第一端，以及所述第一侧边的第二端与所述第二侧边的第二端连接至所述塔架。在该技术方案中，支撑结构用于对称地设置两台或两台以上风电机组，使用了三角架形的支撑结构，以使之更为坚固。

在上述技术方案中，优选地，包括：三角式漂浮基础结构或半潜驳漂浮式基础结构，通过塔架连接至所述支撑结构，用于使所述漂浮式风力发电机组保持漂浮状态。

在上述技术方案中，优选地，所述风力发电机组包括：下风向机组。在该技术方案中，下风向机组可以主动进行迎风方向的调整，而不需要通过偏航电机或变桨的方式进行偏航。

在上述技术方案中，优选地，还包括：设置在漂浮基础和/或塔架上的多晶硅光伏发电板。在该技术方案中，可以充分利用该漂浮式风电机组上的空间，从而利用太阳能进行发电。

根据本发明的又一方面，还提出了一种漂浮式风力发电机组的控制方法，所述漂浮式风力发电机组包含两个或两个以上风力发电机组，且所述风力发电机组以塔架的纵向轴线为对称轴、对称地安装在连接至所述塔架的支撑结构上，包括：通过机组测风装置检测当前风速、以及所述风力发电机组的方向与当前风向之间的偏差角度；判断所述偏差角度是否达到预设的角度阈值；若判断结果为是，则进行变桨偏航步骤：根据所述当前风速计算每个所述风力发电机组的叶片的变桨角度，并对每个所述风力发电机组按照对应的变桨角度进行变桨处理，使所述漂浮式风力发电机组实现偏航。

在该技术方案中，若风电机组(即风力发电机组)的迎风方向与实际上的当前风向之间的角度过大，则无法得到最大的能效，因而在这种情况下，需要对风电机组的迎风方向进行调整，即为偏航。由于使用了多台对称设置的风电机组，若对其中至少一台风电机组的叶片的迎风角度进行变化，则该风电机组的受力将会发生相应变化，并会导致与其他风电机组的受力不再对称，从而发生偏航。

在上述技术方案中，优选地，若所述判断结果为是，还包括：电动偏航步骤：通过所述偏航回转机构绕其纵向轴线旋转，带动所述支撑结构及安装在所述支撑结构上的所述风力发电机组的转动，使所述漂浮式风力发电机组实现偏航。在该技术方案中，将电动偏航的方式与变桨偏航的方式相结合，从而避免了风力过大时，对电动偏航电机造成过大的负荷。

在上述技术方案中，优选地，还包括：在所述当前风速处于第一预设阈值范围时，进行所述电动偏航步骤；在所述当前风速处于第二预设阈值范围时，进行所述变桨偏航步骤；以及在所述当前风速处于第三预设阈值范围时，同时进行所述电动偏航步骤和所述变桨偏航步骤。

在该技术方案中，设定几个风速阈值范围，比如第一风速阈值为“v≤v₁”，则此时风速较小，通过调节机组桨叶角度不足以产生偏航回转力矩，相应地，此时机组偏航负荷较小，因此，可以启动电动偏航驱动机构，进行偏航；设置第二风速阈值为“v₁≤v≤v₂”，此时风速较大，仅调节机组桨叶角度即可产生足够的偏航回转力矩，因此，可以采用变桨控制进行偏航，具体可以根据当前风速的大小，计算变桨角度，从而变桨偏航；设置第三风速阈值为“v≥v₂”，此时风速很大，相应地，此时机组偏航负荷也很大，因此，可以同时采用电动偏航和变桨偏航，保证风机完成偏航，且不会给偏航电机带来过大的负荷。

需要说明的是，在上述各技术方案中，对于v₁、v₂等的数值，可通过结合使用的风力发电机组的功率、结构、数量等多方面因素进行确定，更具体地，可以通过在计算机上进行模拟仿真，从而确保针对每种具体情况，均可以获取对应的、最适合的数值。

通过以上技术方案，可以将变桨操作用于风电机组的偏航，大幅度减小了机组偏航驱动机构的功率及结构尺寸，降低了成本。

附图说明

图1示出了根据本发明的控制器的框图；

图2示出了根据本发明的漂浮式风力发电机组的框图；

图3示出了相关技术的偏航装置的具体结构图；

图4示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的具体结构图；

图5示出了根据本发明的实施例的风力发电机组的受力示意图；

图6示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的控制方法的流程图；

图7示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的控制方法的具体流程图；

图8示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的控制***的结构示意图；

图9示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组中的每台风力发电机组的构成框图；以及

图10示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的构成框图。

具体实施方式

为了能够更清楚地理解本发明的上述目的、特征和优点，下面结合附图和具体实施方式对本发明进行进一步的详细描述。

在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是，本发明还可以采用其他不同于在此描述的其他方式来实施，因此，本发明并不限于下面公开的具体实施例的限制。

图1示出了根据本发明的控制器的框图。

如图1所示，根据本发明的控制器100，用于漂浮式风力发电机组，漂浮式风力发电机组包含两个或两个以上风力发电机组，且风力发电机组以塔架的纵向轴线为对称轴、对称地安装在连接至塔架的支撑结构上，包括：信号采集单元102，获取由机组测风装置测得的当前风速、以及风力发电机组的迎风方向与当前风向之间的偏差角度；角度判断单元104，判断偏差角度是否达到预设的角度阈值；以及变桨偏航单元106，在角度判断单元104的判断结果为是的情况下，进行变桨偏航，其中，变桨偏航单元106具体包括：角度计算子单元1062，根据当前风速计算每个风力发电机组的叶片的变桨角度；以及变桨处理子单元1064，生成对应于变桨角度的变桨信号，并将变桨信号发送至对应的风力发电机组，使风力发电机组的叶片实现变桨，从而使漂浮式风力发电机组实现偏航。

在该技术方案中，若风电机组(即风力发电机组)的迎风方向与实际上的当前风向之间的角度过大，则无法得到最大的能效，因而在这种情况下，需要对风电机组的迎风方向进行调整，即为偏航。由于使用了多台对称设置的风电机组，若对其中至少一台风电机组的叶片的迎风角度进行变化，则该风电机组的受力将会发生相应变化，并会导致与其他风电机组的受力不再对称，从而发生偏航。

在上述技术方案中，还包括：电动偏航单元108，在角度判断单元104的判断结果为是的情况下，进行电动偏航，其中，电动偏航单元108具体包括：信号生成子单元1082，根据当前风速和偏差角度，生成对应的转动信号；信号发送子单元1084，将转动信号发送至偏航回转机构，使偏航回转机构进行旋转，从而使漂浮式风力发电机组实现偏航。在该技术方案中，将电动偏航的方式与变桨偏航的方式相结合，从而避免了风力过大时，对电动偏航电机造成过大的负荷。

在上述技术方案中，还包括：风速判断单元110，将当前风速与预设的风速阈值进行判断；方式控制单元112，获取风速判断单元110的判断结果，在判断结果为当前风速处于预设的第一风速阈值范围的情况下，向电动偏航单元发送启动信号，在判断结果为当前风速处于预设的第二风速阈值范围的情况下，向变桨偏航单元发送启动信号，在判断结果为当前风速处于预设的第三风速阈值范围的情况下，同时向电动偏航单元108和变桨偏航单元106发送启动信号。

在该技术方案中，设定几个风速阈值范围，比如第一风速阈值为“v≤v₁”，则此时风速较小，通过调节机组桨叶角度不足以产生偏航回转力矩，相应地，此时机组偏航负荷较小，因此，可以启动电动偏航驱动机构，进行偏航；设置第二风速阈值为“v₁≤v≤v₂”，此时风速较大，仅调节机组桨叶角度即可产生足够的偏航回转力矩，因此，可以采用变桨控制进行偏航，具体可以根据当前风速的大小，计算变桨角度，从而变桨偏航；设置第三风速阈值为“v≥v₂”，此时风速很大，相应地，此时机组偏航负荷也很大，因此，可以同时采用电动偏航和变桨偏航，保证风机完成偏航，且不会给偏航电机带来过大的负荷。

图2示出了根据本发明的漂浮式风力发电机组的框图。

如图2所示，根据本发明的漂浮式风力发电机组200，包括：如图1中所述的控制器；机组测风装置202，连接至控制器100，检测当前风速、以及风力发电机组的方向与当前风向之间的偏差角度，并将当前风速及偏差角度发送至控制器100。

在上述技术方案中，控制器100，用于漂浮式风力发电机组，漂浮式风力发电机组包含两个或两个以上风力发电机组，且风力发电机组以塔架的纵向轴线为对称轴、对称地安装在连接至塔架的支撑结构上，包括：信号采集单元102，获取由机组测风装置测得的当前风速、以及风力发电机组的迎风方向与当前风向之间的偏差角度；角度判断单元104，判断偏差角度是否达到预设的角度阈值；以及变桨偏航单元106，在角度判断单元104的判断结果为是的情况下，进行变桨偏航，其中，变桨偏航单元106具体包括：角度计算子单元1062，根据当前风速计算每个风力发电机组的叶片的变桨角度；以及变桨处理子单元1064，生成对应于变桨角度的变桨信号，并将变桨信号发送至对应的风力发电机组，使风力发电机组的叶片实现变桨，从而使漂浮式风力发电机组实现偏航。

在该技术方案中，若风电机组(即风力发电机组)的迎风方向与实际上的当前风向之间的角度过大，则无法得到最大的能效，因而在这种情况下，需要对风电机组的迎风方向进行调整，即为偏航。由于使用了多台对称设置的风电机组，若对其中至少一台风电机组的叶片的迎风角度进行变化，则该风电机组的受力将会发生相应变化，并会导致与其他风电机组的受力不再对称，从而发生偏航。

在上述技术方案中，还包括：电动偏航单元108，在角度判断单元104的判断结果为是的情况下，进行电动偏航，其中，电动偏航单元108具体包括：信号生成子单元1082，根据当前风速和偏差角度，生成对应的转动信号；信号发送子单元1084，将转动信号发送至偏航回转机构，使偏航回转机构进行旋转，从而使漂浮式风力发电机组实现偏航。在该技术方案中，将电动偏航的方式与变桨偏航的方式相结合，从而避免了风力过大时，对电动偏航电机造成过大的负荷。

在上述技术方案中，还包括：风速判断单元110，将当前风速与预设的风速阈值进行判断；方式控制单元112，获取风速判断单元110的判断结果，在判断结果为当前风速处于预设的第一风速阈值范围的情况下，向电动偏航单元发送启动信号，在判断结果为当前风速处于预设的第二风速阈值范围的情况下，向变桨偏航单元发送启动信号，在判断结果为当前风速处于预设的第三风速阈值范围的情况下，同时向电动偏航单元108和变桨偏航单元106发送启动信号。

在该技术方案中，设定几个风速阈值范围，比如第一风速阈值为“v≤v₁”，则此时风速较小，通过调节机组桨叶角度不足以产生偏航回转力矩，相应地，此时机组偏航负荷较小，因此，可以启动电动偏航驱动机构，进行偏航；设置第二风速阈值为“v₁≤v≤v₂”，此时风速较大，仅调节机组桨叶角度即可产生足够的偏航回转力矩，因此，可以采用变桨控制进行偏航，具体可以根据当前风速的大小，计算变桨角度，从而变桨偏航；设置第三风速阈值为“v≥v₂”，此时风速很大，相应地，此时机组偏航负荷也很大，因此，可以同时采用电动偏航和变桨偏航，保证风机完成偏航，且不会给偏航电机带来过大的负荷。

在上述技术方案中，机组测风装置202包括风速风向仪。

在上述技术方案中，包括：三角架形的支撑结构，该支撑结构包括第一侧边、第二侧边和底边，底边与塔架连接，且底边的两端分别连接至第一侧边和第二侧边的第一端，以及第一侧边的第二端与第二侧边的第二端连接至塔架。在该技术方案中，支撑结构用于对称地设置两台或两台以上风电机组，使用了三角架形的支撑结构，以使之更为坚固。

在上述技术方案中，包括：三角式漂浮基础结构或半潜驳漂浮式基础结构，通过塔架连接至支撑结构，用于使漂浮式风力发电机组200保持漂浮状态。

在上述技术方案中，风力发电机组包括：下风向机组。在该技术方案中，下风向机组可以主动进行迎风方向的调整，而不需要通过偏航电机或变桨的方式进行偏航。

在上述技术方案中，包括：设置在漂浮基础和/或塔架上的多晶硅光伏发电板。在该技术方案中，可以充分利用该漂浮式风电机组上的空间，从而利用太阳能进行发电。

下面结合图4和图5，对基于本发明的技术方案进行详细说明，其中，图4示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的具体结构图；图5示出了根据本发明的实施例的风力发电机组的受力示意图。

如图4所示，在三角式漂浮基础60上，安装有塔架50，其与三角式漂浮基础60通过螺栓固定连接，三角式基础60通过三个巨大的圆柱体内填充水、岩石或混凝土等作为压舱物，圆柱体之间焊接支架，保证整体结构的刚性。三角式漂浮基础60主体结构浸于水中，通过缆索与海底锚锭连接，整体结构对称，稳定性好，保证了上方安装的风电机组的稳定性。

在塔架50的中部安装有偏航回转机构40(可采用如图3所示的偏航装置)，通过电机驱动进行偏航回转。在偏航回转机构40的上方为塔架50的另一段，且塔架50的这一段上安装有支撑结构30，以及设置在支撑结构30上的风电机组，其中，每台风电机组包括风轮10和机舱20，由风轮10上的桨叶迎风受力后转动，从而产生电能。

这里的支撑结构30采用了三角架形的结构，从而增加了整体结构的强度和稳定性。而在支撑结构30的底边上，可以对称地安装有两台或两台以上的3MW以上大功率风电机组。当然，对于支撑结构的具体形状，显然可以根据实际情况进行选择，而不仅仅限定为这里的三脚架形。

结合图4和图5所示，多台风电机组相对于支撑结构30及塔架50的纵向轴线的轴线对称布置，两侧机组正常发电过程中桨距角相同，所受各力均相等，不会产生相对于轴线的回转力矩。通过机组测风装置70(如风向风速仪)，对风轮10的迎风方向、当前风向、当前风速等数据进行采集，若迎风方向与当前风向之间的角度差距达到预设的阈值时，则需要进行偏航，使得迎风方向尽可能地与当前风向一致。这时可以通过偏航回转机构40，实现电机驱动下的偏航动作，当然，根据本发明的技术方案，也可以通过变桨控制进行偏航调节，具体而言，是指对两侧机组叶片进行变桨，使其桨距角不同，由此作用在两侧风轮上的推力Fx变不相同，相对于支撑结构30及塔架50轴线产生回转力矩，驱动整体结构绕该轴线旋转，进行偏航。

以上提出的海上漂浮式风电机组，机组基础采用三角式漂浮基础60，增加了基础稳定性。采用新型塔架支撑结构30，可同时安装两台或两台以上3MW以上大功率风电机组。采用机组与塔顶支撑结构30整体偏航方式，设置电动偏航驱动机构，结构形式与现有电动偏航驱动机构相同，保证小风时的偏航动作，同时采用变桨控制实现偏航方法，在大风时进行偏航，在极端载荷下需要偏航时，可同时采用电动偏航驱动机构和变桨控制偏航方法，保证完成机组的偏航。通过采用变桨控制实现偏航的控制方法，大幅度减小了机组偏航驱动机构的功率及结构尺寸以及相应底架的强度要求，降低了成本。

图6示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的控制方法的流程图。

如图6所示，根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的控制方法，漂浮式风力发电机组包含两个或两个以上风力发电机组，且风力发电机组以塔架的纵向轴线为对称轴、对称地安装在连接至塔架的支撑结构上，包括：步骤602，通过机组测风装置检测当前风速、以及风力发电机组的方向与当前风向之间的偏差角度；步骤604，判断偏差角度是否达到预设的角度阈值；步骤606，若判断结果为是，则进行变桨偏航步骤：根据当前风速计算每个风力发电机组的叶片的变桨角度，并对每个风力发电机组按照对应的变桨角度进行变桨处理，使漂浮式风力发电机组实现偏航。

在该技术方案中，若风电机组(即风力发电机组)的迎风方向与实际上的当前风向之间的角度过大，则无法得到最大的能效，因而在这种情况下，需要对风电机组的迎风方向进行调整，即为偏航。由于使用了多台对称设置的风电机组，若对其中至少一台风电机组的叶片的迎风角度进行变化，则该风电机组的受力将会发生相应变化，并会导致与其他风电机组的受力不再对称，从而发生偏航。

在上述技术方案中，在步骤606中，还包括：电动偏航步骤：通过偏航回转机构绕其纵向轴线旋转，带动支撑结构及安装在支撑结构上的风力发电机组的转动，使漂浮式风力发电机组实现偏航。在该技术方案中，将电动偏航的方式与变桨偏航的方式相结合，从而避免了风力过大时，对电动偏航电机造成过大的负荷。

在上述技术方案中，在步骤606中，还包括：在当前风速处于第一预设阈值范围时，进行电动偏航步骤；在当前风速处于第二预设阈值范围时，进行变桨偏航步骤；以及在当前风速处于第三预设阈值范围时，同时进行电动偏航步骤和变桨偏航步骤。

在该技术方案中，设定几个风速阈值范围，比如第一风速阈值为“v≤v₁”，则此时风速较小，通过调节机组桨叶角度不足以产生偏航回转力矩，相应地，此时机组偏航负荷较小，因此，可以启动电动偏航驱动机构，进行偏航；设置第二风速阈值为“v₁≤v≤v₂”，此时风速较大，仅调节机组桨叶角度即可产生足够的偏航回转力矩，因此，可以采用变桨控制进行偏航，具体可以根据当前风速的大小，计算变桨角度，从而变桨偏航；设置第三风速阈值为“v≥v₂”，此时风速很大，相应地，此时机组偏航负荷也很大，因此，可以同时采用电动偏航和变桨偏航，保证风机完成偏航，且不会给偏航电机带来过大的负荷。

图7示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的控制方法的具体流程图。

如图7所示，根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的控制方法的具体流程如下：

步骤702，计算风向的偏差角度及偏航方向。通过如风向风速仪，对风电机组当前的迎风方向、当前风向、当前风速等进行采集，并由此计算出风电机组的迎风方向与当前风向之间偏差角度，若该偏差角度达到了预设的角度阈值，比如设定角度阈值为2°，则当偏差角度大于2°时，确定针对其偏航方向进行对应的偏航调整。

步骤704，判断当前风速是否不大于第一预设风速阈值，如设定为V1，若是，则进入步骤706，否则进入步骤708。

步骤706，启动电机偏航驱动机构，进行偏航。这里是指对于风速较小时，其风力不足以使得通过变桨实现偏航，因而通过安装的偏航回转机构的回转电机，利于电力驱动进行偏航，使得风电机组的桨叶的迎风方向尽可能迎向当前风向。

步骤708，判断当前风速是否不大于第二预设风速阈值，如设定为V2，且V1＜V2。若是，则进入步骤710，否则进入步骤712。

步骤710，启动变桨控制，计算机组叶片(即桨叶)变桨角度，进行偏航。此时风速较大，仅通过调节桨叶角度便可以产生足够的偏航回转力矩。但此时需要根据偏航方向和角度，选择进行桨叶角度调节的机组和调节方向，显然的，对于对称多台机组，可以仅通过调节一则的一台或多台机组的桨叶，比如仅将一侧的机组桨叶的迎风面积增大，或仅将另一则的机组桨叶的迎风面积减小，当然，也可以同时将一侧的机组桨叶的迎风面积增大且将另一侧的机组桨叶的迎风面积减小。

步骤712，启动电动偏航驱动机构，同时启动变桨控制，计算机组叶片变桨角度，进行偏航。此时风速很大，相应地，机组偏航的负荷也很大，因而可以同时进行电力驱动偏航和变桨偏航，不给任何一方过大的负荷的同时，保证快速、准确地进行偏航，增强了发电机组的稳定性和机动性。

步骤714，判断偏差角度是否小于角度阈值，若是，则结束，否则返回步骤704进行再次调整。进行偏航操作后，对偏航结果进行检测，若偏差角度仍较大，可以再次进行偏航操作。

图8示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的控制***的结构示意图。

如图8所示，根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的控制***包括：变桨控制***802、变桨驱动机构804、主控***806、机组测风装置808和电动偏航驱动机构810，以及其他一些用于辅助操作的功能模块或部件(图中未示出)。

若风电机组(即风力发电机组)的迎风方向与实际上的当前风向之间的角度过大，则无法得到最大的能效，因而在这种情况下，需要对风电机组的迎风方向进行调整，即为偏航。由于使用了多台对称设置的风电机组，若对其中至少一台风电机组的叶片的迎风角度进行变化，则该风电机组的受力将会发生相应变化，并会导致与其他风电机组的受力不再对称，从而发生偏航。

这里采用的策略为：设定几个风速阈值范围，比如第一风速阈值为“v≤v₁”，则此时风速较小，通过调节机组桨叶角度不足以产生偏航回转力矩，相应地，此时机组偏航负荷较小，因此，可以启动电动偏航驱动机构，进行偏航；设置第二风速阈值为“v₁≤v≤v₂”，此时风速较大，仅调节机组桨叶角度即可产生足够的偏航回转力矩，因此，可以采用变桨控制进行偏航，具体可以根据当前风速的大小，计算变桨角度，从而变桨偏航；设置第三风速阈值为“v≥v₂”，此时风速很大，相应地，此时机组偏航负荷也很大，因此，可以同时采用电动偏航和变桨偏航，保证风机完成偏航，且不会给偏航电机带来过大的负荷。

其中，在进行变桨偏航时，由机组测风装置808，如风速风向仪，对当前风速、以及风力发电机组的迎风方向与当前风向之间的偏差角度进行获取。然后由主控***806进行判断，包括判断偏差角度是否达到预设的角度阈值，若已经达到了阈值，则主控***806根据当前风速计算每个风力发电机组的叶片的变桨角度，生成对应于变桨角度的变桨信号，并向变桨控制***802发送该变桨信号，从而由变桨控制***802对变桨驱动机构804进行控制，完成变桨偏航。

图9示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组中的每台风力发电机组的构成框图。

如图9所示，根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组中的每台风力发电机组900，包括：主控***902，机组测风装置904和变桨控制***906，其中，机组测风装置904用于检测当前风速、以及风力发电机组的方向与当前风向之间的偏差角度，并将当前风速及偏差角度发送至主控***902，由主控***902的控制下，进行偏航。

主控***902，包括信号采集单元908，获取由机组测风装置904测得的当前风速、以及风力发电机组的迎风方向与当前风向之间的偏差角度；角度判断单元910，判断偏差角度是否达到预设的角度阈值；以及角度计算单元912，在角度判断单元910的判断结果为是的情况下，根据当前风速计算每个风力发电机组的叶片的变桨角度，生成对应于变桨角度的变桨信号，并将变桨信号发送至变桨控制***906，使风力发电机组的叶片实现变桨，从而使漂浮式风力发电机组实现偏航。

在该技术方案中，若风电机组(即风力发电机组)的迎风方向与实际上的当前风向之间的角度过大，则无法得到最大的能效，因而在这种情况下，需要对风电机组的迎风方向进行调整，即为偏航。由于使用了多台对称设置的风电机组，若对其中至少一台风电机组的叶片的迎风角度进行变化，则该风电机组的受力将会发生相应变化，并会导致与其他风电机组的受力不再对称，从而发生偏航。

在上述技术方案中，还包括：电动偏航单元916，在角度判断单元910的判断结果为是的情况下，进行电动偏航，其中，电动偏航单元916具体包括：信号生成子单元9162，根据当前风速和偏差角度，生成对应的转动信号；信号发送子单元9164，将转动信号发送至偏航回转机构，使偏航回转机构进行旋转，从而使漂浮式风力发电机组实现偏航。在该技术方案中，将电动偏航的方式与变桨偏航的方式相结合，从而避免了风力过大时，对电动偏航电机造成过大的负荷。

在上述技术方案中，还包括：风速判断单元914，将当前风速与预设的风速阈值进行判断；方式控制单元918，获取风速判断单元914的判断结果，在判断结果为当前风速处于预设的第一风速阈值范围的情况下，向电动偏航单元发送启动信号，在判断结果为当前风速处于预设的第二风速阈值范围的情况下，向变桨偏航单元发送启动信号，在判断结果为当前风速处于预设的第三风速阈值范围的情况下，同时向电动偏航单元916和变桨控制***906发送启动信号。

在该技术方案中，设定几个风速阈值范围，比如第一风速阈值为“v≤v₁”，则此时风速较小，通过调节机组桨叶角度不足以产生偏航回转力矩，相应地，此时机组偏航负荷较小，因此，可以启动电动偏航驱动机构，进行偏航；设置第二风速阈值为“v₁≤v≤v₂”，此时风速较大，仅调节机组桨叶角度即可产生足够的偏航回转力矩，因此，可以采用变桨控制进行偏航，具体可以根据当前风速的大小，计算变桨角度，从而变桨偏航；设置第三风速阈值为“v≥v₂”，此时风速很大，相应地，此时机组偏航负荷也很大，因此，可以同时采用电动偏航和变桨偏航，保证风机完成偏航，且不会给偏航电机带来过大的负荷。

在上述技术方案中，机组测风装置904包括风速风向仪。

图10示出了根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组的构成框图。

如图10所示，根据本发明的实施例的漂浮式风力发电机组1000，由多个如图9所示的风力发电机组900构成。

其中，风力发电机组900包括：主控***902，机组测风装置904和变桨控制***906，其中，机组测风装置904用于检测当前风速、以及风力发电机组的方向与当前风向之间的偏差角度，并将当前风速及偏差角度发送至主控***902，由主控***902的控制下，进行偏航。

主控***902，包括信号采集单元908，获取由机组测风装置904测得的当前风速、以及风力发电机组的迎风方向与当前风向之间的偏差角度；角度判断单元910，判断偏差角度是否达到预设的角度阈值；以及角度计算单元912，在角度判断单元910的判断结果为是的情况下，根据当前风速计算每个风力发电机组的叶片的变桨角度，生成对应于变桨角度的变桨信号，并将变桨信号发送至变桨控制***906，使风力发电机组的叶片实现变桨，从而使漂浮式风力发电机组实现偏航。

在该技术方案中，若风电机组(即风力发电机组)的迎风方向与实际上的当前风向之间的角度过大，则无法得到最大的能效，因而在这种情况下，需要对风电机组的迎风方向进行调整，即为偏航。由于使用了多台对称设置的风电机组，若对其中至少一台风电机组的叶片的迎风角度进行变化，则该风电机组的受力将会发生相应变化，并会导致与其他风电机组的受力不再对称，从而发生偏航。

在上述技术方案中，还包括：电动偏航单元916，在角度判断单元910的判断结果为是的情况下，进行电动偏航，其中，电动偏航单元916具体包括：信号生成子单元9162，根据当前风速和偏差角度，生成对应的转动信号；信号发送子单元9164，将转动信号发送至偏航回转机构，使偏航回转机构进行旋转，从而使漂浮式风力发电机组实现偏航。在该技术方案中，将电动偏航的方式与变桨偏航的方式相结合，从而避免了风力过大时，对电动偏航电机造成过大的负荷。

在上述技术方案中，还包括：风速判断单元914，将当前风速与预设的风速阈值进行判断；方式控制单元918，获取风速判断单元914的判断结果，在判断结果为当前风速处于预设的第一风速阈值范围的情况下，向电动偏航单元发送启动信号，在判断结果为当前风速处于预设的第二风速阈值范围的情况下，向变桨偏航单元发送启动信号，在判断结果为当前风速处于预设的第三风速阈值范围的情况下，同时向电动偏航单元916和变桨控制***906发送启动信号。

在该技术方案中，设定几个风速阈值范围，比如第一风速阈值为“v≤v₁”，则此时风速较小，通过调节机组桨叶角度不足以产生偏航回转力矩，相应地，此时机组偏航负荷较小，因此，可以启动电动偏航驱动机构，进行偏航；设置第二风速阈值为“v₁≤v≤v₂”，此时风速较大，仅调节机组桨叶角度即可产生足够的偏航回转力矩，因此，可以采用变桨控制进行偏航，具体可以根据当前风速的大小，计算变桨角度，从而变桨偏航；设置第三风速阈值为“v≥v₂”，此时风速很大，相应地，此时机组偏航负荷也很大，因此，可以同时采用电动偏航和变桨偏航，保证风机完成偏航，且不会给偏航电机带来过大的负荷。

在上述技术方案中，机组测风装置904包括风速风向仪。

以上结合附图详细说明了本发明的技术方案，考虑到相关技术中，在进行偏航操作时，可能对电动偏航装置产生过大负荷，因此，本发明提供了一种控制器、一种漂浮式风力发电机组及其控制方法，通过本发明的技术方案，可以将变桨操作用于风电机组的偏航，大幅度减小了机组偏航驱动机构的功率及结构尺寸，降低了成本。需要说明的是，在上述各技术方案中，对于v₁、v₂等的数值，可通过结合使用的风力发电机组的功率、结构、数量等多方面因素进行确定，更具体地，可以通过在计算机上进行模拟仿真，从而确保针对每种具体情况，均可以获取对应的、最适合的数值。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (12)

1.一种控制器，用于漂浮式风力发电机组，所述漂浮式风力发电机组包含两个或两个以上风力发电机组，且所述风力发电机组以塔架的纵向轴线为对称轴、对称地安装在连接至所述塔架的支撑结构上，其特征在于，包括：

信号采集单元（102），获取由机组测风装置（202）测得的当前风速、以及所述风力发电机组的迎风方向与当前风向之间的偏差角度；

角度判断单元（104），判断所述偏差角度是否达到预设的角度阈值；

风速判断单元（110），将所述当前风速与预设的风速阈值进行判断；以及

变桨偏航单元（106），在所述角度判断单元（104）的判断结果为是、且在所述风速判断单元的判断结果为所述当前风速超过预设的风速阈值的情况下，进行变桨偏航，所述预设的风速阈值指通过调节机组桨叶角度足以产生偏航回转力矩的风速；

其中，所述变桨偏航单元（106）具体包括：

角度计算子单元（1062），根据所述当前风速计算每个所述风力发电机组的叶片的变桨角度；以及

变桨处理子单元（1064），生成对应于所述变桨角度的变桨信号，并将所述变桨信号发送至对应的风力发电机组，使所述风力发电机组的叶片实现变桨，从而使所述漂浮式风力发电机组实现偏航。

2.根据权利要求1所述的控制器，其特征在于，还包括：

电动偏航单元（108），在所述角度判断单元（104）的判断结果为是的情况下，进行电动偏航，其中，所述电动偏航单元（108）具体包括：

信号生成子单元（1082），根据所述当前风速和所述偏差角度，生成对应的转动信号；

信号发送子单元（1084），将所述转动信号发送至偏航回转机构，使所述偏航回转机构进行旋转，从而使所述漂浮式风力发电机组实现偏航。

3.根据权利要求2所述的控制器，其特征在于，还包括：

方式控制单元（112），获取所述风速判断单元（110）的判断结果，在所述判断结果为所述当前风速处于预设的第一风速阈值范围的情况下，向所述电动偏航单元（108）发送启动信号，在所述判断结果为所述当前风速处于预设的第二风速阈值范围的情况下，向所述变桨偏航单元（106）发送启动信号，在所述判断结果为所述当前风速处于预设的第三风速阈值范围的情况下，同时向所述电动偏航单元（108）和所述变桨偏航单元（106）发送启动信号。

4.一种漂浮式风力发电机组，其特征在于，包括：如权利要求1至3中任一项所述的控制器；

机组测风装置（202），连接至所述控制器（100），检测当前风速、以及风力发电机组的方向与当前风向之间的偏差角度，并将所述当前风速及所述偏差角度发送至所述控制器（100）。

5.根据权利要求4所述的漂浮式风力发电机组，其特征在于，所述机组测风装置（202）包括风速风向仪。

6.根据权利要求4所述的漂浮式风力发电机组，其特征在于，包括：

三角架形的支撑结构，所述支撑结构包括第一侧边、第二侧边和底边，所述底边与塔架连接，且所述底边的两端分别连接至所述第一侧边和所述第二侧边的第一端，以及所述第一侧边的第二端与所述第二侧边的第二端连接至所述塔架。

7.根据权利要求6所述的漂浮式风力发电机组，其特征在于，包括：

三角式漂浮基础结构或半潜驳漂浮式基础结构，通过塔架连接至所述支撑结构，用于使所述漂浮式风力发电机组保持漂浮状态。

8.根据权利要求6或7所述的漂浮式风力发电机组，其特征在于，所述风力发电机组包括：下风向机组。

9.根据权利要求4所述的漂浮式风力发电机组，其特征在于，还包括：设置在漂浮基础和/或塔架上的多晶硅光伏发电板。

10.一种漂浮式风力发电机组的控制方法，所述漂浮式风力发电机组包含两个或两个以上风力发电机组，且所述风力发电机组以塔架的纵向轴线为对称轴、对称地安装在连接至所述塔架的支撑结构上，其特征在于，包括：

通过机组测风装置检测当前风速、以及所述风力发电机组的方向与当前风向之间的偏差角度；

判断所述偏差角度是否达到预设的角度阈值；

若所述偏差角度的判断结果为是且所述当前风速的判断结果为当前风速超过预设的风速阈值，则进行变桨偏航步骤：根据所述当前风速计算每个所述风力发电机组的叶片的变桨角度，并对每个所述风力发电机组按照对应的变桨角度进行变桨处理，使所述漂浮式风力发电机组实现偏航；

其中，所述预设的风速阈值指通过调节机组桨叶角度足以产生偏航回转力矩的风速。

11.根据权利要求10所述的漂浮式风力发电机组的控制方法，其特征在于，若所述偏差角度的判断结果为是，还包括：

电动偏航步骤：通过所述偏航回转机构绕其纵向轴线旋转，带动所述支撑结构及安装在所述支撑结构上的所述风力发电机组的转动，使所述漂浮式风力发电机组实现偏航。

12.根据权利要求10或11所述的漂浮式风力发电机组的控制方法，其特征在于，还包括：

在所述当前风速处于预设的第一风速阈值范围时，进行所述电动偏航步骤；

在所述当前风速处于预设的第二风速阈值范围时，进行所述变桨偏航步骤；以及

在所述当前风速处于预设的第三风速阈值范围时，同时进行所述电动偏航步骤和所述变桨偏航步骤。

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