CN113818996B - 风力发电机组运行控制方法、控制设备及控制器 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种风力发电机组运行控制方法、控制设备及控制器。其中，风力发电机组运行控制方法包括：获取风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值，每个变桨电机的电流累加值根据每个叶轮旋转周期内的风向角数据、变桨电机对应桨叶的方位角数据和变桨电机的电流检测值数据确定；在各个变桨电机的电流累加值满足预设的电流一致性条件的情况下，生成目标控制信号；将目标控制信号发送至风力发电机组的变桨***控制器，目标控制信号用于使变桨***控制器控制风力发电机组的变桨***在发生目标故障的情况下进入冗余运行状态。根据本发明实施例，能够在变桨***发生故障的情况下实现风力发电机组的冗余运行，从而减少风力发电机组的发电量损失。

Description

风力发电机组运行控制方法、控制设备及控制器

技术领域

本发明属于风力发电技术领域，尤其涉及一种风力发电机组运行控制方法、控制设备及控制器。

背景技术

变桨***是风力发电机组的重要功能部件，当需要对桨叶进行变桨时，变桨控制器先根据安装于桨叶的变桨电机轴上的编码器输出的电信号计算出桨叶的当前角度，然后根据当前角度和目标角度的差值生成用于控制该桨叶的变桨电机速度的变桨指令并将该变桨指令下发至变桨驱动器，变桨驱动器接收到变桨控制器下发的变桨指令后根据该变桨指令控制变桨电机运行，以调整桨叶的桨距角。

但是，在风力发电机组的运行过程中，变桨***的传感器和执行器等变桨元件均可能发生故障，进而造成风力发电机组停机，减少风力发电机组的发电量。

发明内容

本发明实施例提供一种风力发电机组运行控制方法、控制设备及控制器，能够在变桨***发生故障的情况下实现风力发电机组的冗余运行，从而减少风力发电机组的发电量损失。

第一方面，本发明实施例提供一种风力发电机组运行控制方法，该方法包括：

获取风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值；其中，每个变桨电机的电流累加值根据每个叶轮旋转周期内的风向角数据、变桨电机对应桨叶的方位角数据和变桨电机的电流检测值数据确定；

在各个变桨电机的电流累加值满足预设的电流一致性条件的情况下，生成目标控制信号；

将目标控制信号发送至风力发电机组的变桨***控制器；其中，目标控制信号用于使变桨***控制器控制风力发电机组的变桨***在发生目标故障的情况下进入冗余运行状态。

第二方面，本发明实施例提供了一种风力发电机组运行控制设备，该设备包括：

第一获取单元，用于获取风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值；其中，每个变桨电机的电流累加值根据每个叶轮旋转周期内的风向角数据、变桨电机对应桨叶的方位角数据和变桨电机的电流检测值数据确定；

信号生成单元，用于在各个变桨电机的电流累加值满足预设的电流一致性条件的情况下，生成目标控制信号；

信号发送单元，用于将目标控制信号发送至风力发电机组的变桨***控制器；其中，目标控制信号用于使变桨***控制器控制风力发电机组的变桨***在发生目标故障的情况下进入冗余运行状态。

第三方面，本发明实施例提供了一种风力发电机组控制器，该控制器包括：

处理器；

存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现如第一方面所述的风力发电机组运行控制方法。

第四方面，本发明实施例提供了一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质上存储有计算机程序指令，计算机程序指令被处理器执行时实现如第一方面所述的风力发电机组运行控制方法。

本发明实施例的风力发电机组运行控制方法、控制设备及控制器，能够获取根据风向角、桨叶的方位角和变桨电机的电流检测值确定的风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值，并且判断各个变桨电机的电流累加值是否满足预设的电流一致性条件，如果满足电流一致性条件，则可以生成目标控制信号，以将目标控制信号发送至风力发电机组的变桨***控制器，使变桨***控制器控制风力发电机组的变桨***在发生目标故障的情况下进入冗余运行状态，进而能够在变桨***发生目标故障的情况下，避免造成风力发电机组停机，并且实现风力发电机组的冗余运行，从而减少风力发电机组的发电量损失。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对本发明实施例中所需要使用的附图作简单的介绍，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明一个实施例提供的风力发电机组运行控制方法的流程示意图；

图2是本发明另一个实施例提供的风力发电机组运行控制方法的流程示意图；

图3是本发明一个实施例提供的桨叶受力示意图；

图4是本发明另一个实施例提供的桨叶受力示意图；

图5是本发明一个实施例提供的桨叶工作场景的示意图；

图6是本发明一个实施例提供的折算电流值计算方法的流程示意图；

图7是本发明另一个实施例提供的折算电流值计算方法的流程示意图；

图8是本发明一个实施例提供的风力发电机组运行控制设备的结构示意图；

图9是本发明一个实施例提供的风力发电机组控制器的硬件结构示意图。

具体实施方式

下面将详细描述本发明的各个方面的特征和示例性实施例，为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及具体实施例，对本发明进行进一步详细描述。应理解，此处所描述的具体实施例仅被配置为解释本发明，并不被配置为限定本发明。对于本领域技术人员来说，本发明可以在不需要这些具体细节中的一些细节的情况下实施。下面对实施例的描述仅仅是为了通过示出本发明的示例来提供对本发明更好的理解。

需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

变桨***是风力发电机组的重要功能部件，当需要对桨叶进行变桨时，变桨控制器先根据安装于桨叶的变桨电机轴上的编码器输出的电信号计算出桨叶的当前角度，然后根据当前角度和目标角度的差值生成用于控制该桨叶的变桨电机速度的变桨指令并将该变桨指令下发至变桨驱动器，变桨驱动器接收到变桨控制器下发的变桨指令后根据该变桨指令控制变桨电机运行，以调整桨叶的桨距角。

在风力发电机组的运行过程中，变桨***的传感器和执行器等变桨元件均可能发生故障，进而造成风力发电机组停机，减少风力发电机组的发电量。

但是，申请人发现，有些变桨元件的故障是可以自主恢复的，有些变桨元件的故障并不会对风力发电机组的安全造成影响，如果这些故障发生时即使风力发电机组停机，则会造成风力发电机组的非必要停机，进而造成非必要的发电量的减少。

以变桨***的传感器中的编码器为例，编码器用于检测桨叶的角度值，一旦编码器的数据发生跳变，则所检测的角度值会发生错误，为了保证风力发电机组的安全，会使风力发电机组停机，但是，编码器的数据跳变可能为偶然现象，多数情况下可以直接复位，不会对风力发电机组的安全造成影响，此时，如果是风力发电机组停机，则会造成风力发电机组的非必要停机。

因此，基于申请人的上述发现，为了解决现有技术问题，本发明实施例提供了一种风力发电机组运行控制方法、控制设备及控制器。下面首先对本发明实施例所提供的风力发电机组运行控制方法进行介绍。

图1示出了本发明一个实施例提供的风力发电机组运行控制方法的流程示意图。

在本发明一些实施例中，图1所示的方法可以由风力发电机组控制器执行，也可以由风力发电机组控制器中的功能模块执行，在此不做限制。

如图1所示，该风力发电机组运行控制方法可以包括：

S110、获取风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值。其中，每个变桨电机的电流累加值根据每个叶轮旋转周期内的风向角数据、变桨电机对应桨叶的方位角数据和变桨电机的电流检测值数据确定。

在本发明一些实施例中，在风力发电机组的运行过程中，风力发电机组控制器可以实时地获取各个变桨电机的电流累加值。

在本发明另一些实施例中，风力发电机组控制器可以在变桨***发生目标故障时，获取各个变桨电机的电流累加值。

在这些实施例中，可选地，在变桨***发生目标故障时，变桨***控制器会向风力发电机组控制器发送目标故障信号，在风力发电机组控制器接收到目标故障信号的情况下，可以确定变桨***发生目标故障，进而可以获取各个变桨电机的电流累加值。

在本发明实施例中，目标故障可以包括下列中的至少一项：变桨***的目标传感器故障；变桨***的目标执行器故障。

其中，目标传感器可以包括编码器，目标执行器可以包括变桨电机、叶轮、接近开关和电机刹车继电器中的至少一种。

其中，确定每个变桨电机的电流累加值的方法将在后文详细说明。

S120、在各个变桨电机的电流累加值满足预设的电流一致性条件的情况下，生成目标控制信号。

在本发明实施例中，在获取到各个变桨电机的电流累加值之后，风力发电机组控制器会首先判断各个变桨电机的电流累加值是否满足预设的电流一致性条件。如果各个变桨电机的电流累加值满足预设的电流一致性条件，则风力发电机组控制器可以生成目标控制信号，该目标控制信号用于指示各个变桨电机的电流累加值满足预设的电流一致性条件；如果各个变桨电机的电流累加值不满足预设的电流一致性条件，则风力发电机组控制器不生成目标控制信号。

具体地，由于每个变桨元件(传感器或执行器)发生故障的原因有多种，有些故障原因导致的故障可以自主恢复，有些故障原因导致的故障无法自主恢复。如果发生了可以自主恢复的故障，则变桨***的各个变桨电机仍处于正常工作状态，各个变桨电机的电流累加值仍可以满足预设的电流一致性条件；如果发生了无法自主恢复的故障，故障相关的变桨电机则无法处于正常运行状态，各个变桨电机的电流累加值也无法满足预设的电流一致性条件。因此，可以通过判断各个变桨电机的电流累加值是否满足预设的电流一致性条件，确定变桨***的各个变桨电机是否仍处于正常工作状态。

具体地，当叶轮正对风向时，三个桨叶在正常开桨时，由于开桨速度是和三个桨叶的气动参数一致，所以在每个叶轮旋转周期内，三个变桨电机的电流累加值可以满足预设的电流一致性条件。当风向发生偏离时，基于变桨电机的理论电流值计算得到的电流累加值也可以满足预设的电流一致性条件。其中，变桨电机的理论电流值即为下文中所述的折算电流值。

下面，对可自主恢复的故障和无法自主恢复的故障进行说明。

在目标执行器为接近开关的情况下，接近开关发生故障的原因可能是检测到的桨叶位置不正确以及接近开关本身故障，导致桨叶位置检测异常。其中，如果接近开关发生故障的原因是检测到的桨叶位置不正确，则该故障为可以自主恢复的故障；而如果接近开关发生故障的原因是接近开关本身故障，则该故障为无法自主恢复的故障。

在目标执行器为变桨电机的情况下，变桨电机发生故障的原因可能是电机温度传感器发生断线或短路异常、温度采集模块故障以及发生堵转或卡桨，导致变桨电机温度检测异常。其中，如果变桨电机发生故障的原因是电机温度传感器发生断线或短路异常以及温度采集模块故障，则该故障为可以自主恢复的故障；而如果变桨电机发生故障的原因是发生堵转或卡桨，则该故障为无法自主恢复的故障。

在目标执行器为叶轮的情况下，叶轮发生故障的原因可能是叶轮覆冰检测感器发生断线或短路异常、覆冰检测采集模块故障或者叶轮覆冰，导致叶轮覆冰检测异常。其中，如果叶轮发生故障的原因是叶轮覆冰检测感器发生断线或短路异常以及覆冰检测采集模块故障，则该故障即为可以自主恢复的故障；而如果叶轮发生故障的原因是叶轮覆冰，则该故障为无法自主恢复的故障。

可见，可自主恢复的故障为目标传感器或目标执行器以外的其他变桨元件导致的该目标传感器或目标执行器所发送的故障，而无法自主恢复的故障为目标传感器或目标执行器本身的故障。

在本发明一些实施例中，电流一致性条件可以包括下列中的任一项：

各个变桨电机的电流累加值中的最大值与最小值的比值小于或等于第一比值阈值，即各个变桨电机的电流累加值的比值最大值小于或等于第一比值阈值。

各个变桨电机的电流累加值中的最大值和最小值之间的差值与最大值的比值小于或等于第二比值阈值，即各个变桨电机的电流累加值的极差与最大值的比值小于或等于第二比值阈值。

各个变桨电机的电流累加值中的最大值和最小值之间的差值与最小值的比值小于或等于第三比值阈值，即各个变桨电机的电流累加值的极差与最小值的比值小于或等于第三比值阈值。

其中，第一比值阈值、第二比值阈值和第三比值阈值可以根据实际需要设置。

下面以电流一致性条件为各个变桨电机的电流累加值中的最大值与最小值的比值小于或等于第一比值阈值为例，对判断各个变桨电机的电流累加值是否满足电流一致性条件进行说明。

由于各个变桨电机的电流累加值和累加值数值等级每次都不同，因此，可以计算每两个电流累加值之间的比值，以在累加值数值等级不同的情况下，提高可比较性。同时，由于比值最大值可以代表各个变桨电机的电流累加值之间的最大差异，如果比值最大值小于或等于第一比值阈值，则其他比值也会小于或等于第一比值阈值，因此，可以直接判断各个变桨电机的电流累加值的比值最大值是否小于或等于第一比值阈值，以减少数据处理量，提高数据处理效率。

表1中提供了风力发电机组在多个采样时刻下的各个变桨电机的电流累加值和比值最大值。其中，每个序号对应一个采样时刻。

表1电流累加值和比值最大值统计表

在第一比值阈值为5的情况下，采样时刻1至采样时刻6下风向没有变化，从表1中可以看出比值最大值均小于5，各个变桨电机的电流累加值满足电流一致性条件；采样时刻7至采样时刻8下风向有变化，从表1中可以看出比值最大值均小于5，各个变桨电机的电流累加值满足电流一致性条件；采样时刻9下风力发电机组发生卡桨，从表1中可以看出比值最大值大于5，各个变桨电机的电流累加值不满足电流一致性条件；采样时刻10下风力发电机组发生极端异常，从表1中可以看出比值最大值远大于5，各个变桨电机的电流累加值不满足电流一致性条件。其中，采样时刻9和采样时刻10下的故障则为无法自主恢复的故障。

由上述分析可知，如果各个变桨电机的电流累加值满足预设的电流一致性条件，则可以辅助判断变桨***的各个变桨电机仍处于正常工作状态，即使变桨***发生目标故障，也不会对风力发电机组的正常运行造成影响。

在本发明另一些实施例中，电流一致性条件还可以包括：

各个变桨电机的电流累加值中的最大值和最小值之间的差值与电流累加值均值的比值小于或等于第四比值阈值，即各个变桨电机的电流累加值的极差与电流累加值均值的比值小于或等于第四比值阈值。

其中，第四比值阈值可以根据实际需要设置。

S130、将目标控制信号发送至风力发电机组的变桨***控制器。其中，目标控制信号用于使变桨***控制器控制风力发电机组的变桨***在发生目标故障的情况下进入冗余运行状态。

在本发明实施例中，在风力发电机组控制器生成目标控制信号之后，可以将目标控制信号发送至变桨***控制器，变桨***控制器如果接收到目标控制信号，则可以确定各个变桨电机的电流累加值满足预设的电流一致性条件，即可以确定风力发电机组处于正常运行状态。

进一步地，如果变桨***控制器在触发目标变桨元件故障的情况下接收到目标控制信号，可以响应于目标控制信号，控制变桨***进入冗余运行状态；如果变桨***控制器在未触发目标变桨元件故障的情况下接收到目标控制信号，可以不响应目标控制信号，并且控制变桨***保持正常运行状态。

在本发明实施例中，能够获取根据风向角、桨叶的方位角和变桨电机的电流检测值确定的风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值，并且判断各个变桨电机的电流累加值是否满足预设的电流一致性条件，如果满足电流一致性条件，则可以生成目标控制信号，以将目标控制信号发送至风力发电机组的变桨***控制器，使变桨***控制器控制风力发电机组的变桨***在发生目标故障的情况下进入冗余运行状态，进而能够在变桨***发生目标故障的情况下，避免造成风力发电机组停机，并且实现风力发电机组的冗余运行，从而减少风力发电机组的发电量损失。

下面，以一个具体示例对本发明实施例的风力发电机组运行控制方法进行详细说明。

图2示出了本发明另一个实施例提供的风力发电机组运行控制方法的流程示意图。

如图2所示，风力发电机组运行控制方法包括如下步骤。

S210、接收目标故障信号。其中，目标故障信号由变桨***控制器在变桨***发生目标故障时生成并且向风力发电机组控制器发送。

S220、获取风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值。其中，每个变桨电机的电流累加值根据每个叶轮旋转周期内的风向角数据、变桨电机对应桨叶的方位角数据和变桨电机的电流检测值数据确定。

S230、判断各个变桨电机的电流累加值是否满足预设的电流一致性条件，即判断故障是否可以自主恢复，如果是，则执行S240，如果不是，则执行S250(控制风力发电机组停机)。其中，电流一致性条件可以为各个变桨电机的电流累加值的比值最大值小于或等于第一比值阈值。

S240、生成目标控制信号，并且将目标控制信号发送至变桨***控制器，使变桨***控制器控制变桨***进入冗余运行状态。

下面，对确定每个变桨电机的电流累加值的方法进行详细说明。

在本发明另一种实施方式中，风向角数据可以包括叶轮旋转周期内的各个采样时刻下的风向角，方位角数据可以包括叶轮旋转周期内的各个采样时刻下的方位角，电流检测值数据可以包括叶轮旋转周期内的各个采样时刻下的电流检测值。

其中，风向角指的是风力发电机组的机舱中心线与风向的夹角，方位角指的是桨叶在竖直面内做0-360°旋转时连续周期性变化的角度值，当桨叶的叶尖竖直向上时，方位角为0°，当桨叶旋转一周再次回到叶尖竖直向上时，方位角为360°。如果风力发电机组具有三个桨叶，则每两个桨叶之间的方位角差值为120°。电流检测值指的是电机电流的检测值，可以通过变桨电机的驱动器读取。

在本发明一些实施例中，在S110之前，该风力发电机组运行控制方法还可以包括实时获取各个采样时刻下的风向角、各个变桨电机对应的桨叶的方位角和各个变桨电机的电流检测值。

相应地，S110可以具体包括：

根据风向角、方位角和电流检测值，计算各个变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值。

在这些实施例中，风力发电机组控制器可以在需要判断各个变桨电机的电流累加值是否满足预设的电流一致性条件的情况下，计算各个变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值，以获取各个变桨电机的电流累加值。

在本发明另一些实施例中，在S110之前，该风力发电机组运行控制方法还可以包括：

实时获取各个采样时刻下的风向角、各个变桨电机对应的桨叶的方位角和各个变桨电机的电流检测值；

实时根据风向角、方位角和电流检测值，计算各个变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值。

在这些实施例中，风力发电机组控制器可以实时计算各个变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值，以在需要判断各个变桨电机的电流累加值是否满足预设的电流一致性条件的情况下，直接获取各个变桨电机的电流累加值。

在本发明一些实施例中，根据风向角、方位角和电流检测值，计算各个变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值可以具体包括：

根据风向角、方位角和电流检测值，计算各个变桨电机在各个采样时刻下的折算电流值；

根据折算电流值，计算各个变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值。

具体地，风力发电机组控制器可以根据每个采样时刻下的风向角和方位角对该采样时刻下的电流检测值进行等效折算，得到该采样时刻下的折算电流值，进而对每个变桨电机在各个采样时刻下的折算电流值进行累加，计算各个变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值，使得各个变桨电机的电流累加值具备一致的对比标准，从而实现更准确的冗余检测。

在本发明一些实施例中，每个采样时刻包括多个子采样时刻，每个采样时刻的数据为多个子采样时刻数据的平均值。例如，每个采样时刻下的风向角为该采样时刻对应的多个子采样时刻下的风向角平均值，每个采样时刻下的方位角为该采样时刻对应的多个子采样时刻下的方位角平均值，每个采样时刻下的电流检测值为该采样时刻对应的多个子采样时刻下的电流检测值平均值。

可选地，根据风向角、方位角和电流检测值，计算各个变桨电机在各个采样时刻下的折算电流值可以具体包括：

针对每个采样时刻，若风向角大于预设角度且变桨***处于变桨状态，根据风向角、方位角和电流检测值，计算各个变桨电机在采样时刻下的折算电流值；

针对每个采样时刻，若风向角小于或等于预设角度或者变桨***未处于变桨状态，将电流检测值作为各个变桨电机在采样时刻下的折算电流值。

具体地，针对每个采样时刻下的每个变桨电机，风力发电机组控制器可以首先判断该采样时刻下的风向角是否大于预设角度，以判断风力发电机组是否启动偏航，具体地，可以获取风向标采集该采样时刻下的风向角，然后判断风向角是否大于预设角度。如果风向角大于预设角度，可以确定风力发电机组启动偏航，则可以进一步判断变桨***是否处于变桨状态；如果风向角小于或等于预设角度，可以确定风力发电机组未启动偏航，则直接将该变桨电机电流检测值作为该变桨电机在该采样时刻下的折算电流值。风力发电机组控制器可以获取变桨***控制器发送的变桨状态信号，并根据调桨状态信号判断变桨***是否处于变桨状态。如果变桨状态信号指示变桨***处于变桨状态，变桨***控制器则可以计算该变桨电机在采样时刻下的折算电流值；如果变桨状态信号指示变桨***未处于变桨状态，变桨***控制器则直接将该变桨电机电流检测值作为该变桨电机在该采样时刻下的折算电流值。

其中，预设角度可以根据需要进行设置，例如，在风速较小的情况下，预设角度可以设置为16°。再例如，在风速较大的情况下，预设角度可以设置为10°。又例如，在风向为瞬变的情况下，预设角度可以设置为10°。

由于变桨电机的电流发生偏差的关键因素在于启动偏航和变桨时桨叶和风力相对于机舱的位置所产生的影响，因此，若风力发电机组未启动偏航或者风力发电机组未启动偏航，则不会对变桨电机的电流产生较大影响，可以直接将该变桨电机电流检测值作为该变桨电机在该采样时刻下的折算电流值。

进一步地，根据风向角、方位角和电流检测值，计算各个变桨电机在采样时刻下的折算电流值具体包括：

针对每个变桨电机，若风向角和方位角位于风力发电机组的机舱同侧，根据风向角与变桨电机对应桨叶的桨距角之间的差值绝对值以及电流检测值，计算折算电流值；

针对每个变桨电机，若风向角和方位角位于机舱两侧，根据风向角与桨距角之和以及电流检测值，计算折算电流值。

具体地，若风向角和方位角位于风力发电机组的机舱同侧，即风向角和方位角均位于风力发电机组的左侧或右侧，则可以将风向角与桨距角之间的差值绝对值和电流检测值输入第一折算公式进行等效折算，得到折算电流值；若风向角和方位角位于风力发电机组的机舱两次，即风向角位于风力发电机组的一侧、方位角位于风力发电机组的另一侧，则可以将风向角与桨距角之和以及电流检测值输入第二折算公式进行等效折算，得到折算电流值。

其中，第一折算公式可以为：

第二折算公式可以为：

其中，I₁为第一折算公式计算得到的折算电流值，I₂为第二折算公式计算得到的折算电流值，I为电流检测值，a为风向角，b为桨叶的桨距角。

因此，在本发明实施例中，在根据风向角和方位角对电流检测值进行等效折算之前，风力发电机组控制器还可以获取各个变桨电机对应的桨叶在各个采样时刻下的桨距角。其中，桨距角是指桨叶弦线与桨叶旋转平面之间的夹角。

下面，对第一折算公式和第二折算公式的生成方法进行详细说明。

图3示出了本发明一个实施例提供的桨叶受力示意图。图4示出了本发明另一个实施例提供的桨叶受力示意图。图5示出了本发明一个实施例提供的桨叶工作场景的示意图。

如图3和图4所示，风力301可以分解为竖直的竖直分力302和与桨叶平行的平行分力303，竖直分力302又可以分解为与桨叶转动方向垂直的第一升力306和与桨叶转动方向平行的第一阻力307，平行分力303又可以分解为与桨叶转动方向垂直的第二升力304和与桨叶转动方向平行的第二阻力305。第一阻力307和第二阻力305构成了桨叶受到的阻力，第一升力306和第二升力304构成了桨叶受到的升力。

其中，风力301是指桨叶沿风力发电机组所处的环境中的风向所受到的力，风向指的是风吹向风力发电机组的方向，升力是指风力驱动桨叶在叶轮旋转方向转动的动力，阻力是指桨叶调桨时所受到的载荷作用力。

设，风力301的风向角为a，桨叶的桨距角为b，风力301的大小为F，升力的大小为F₁，阻力的大小为F₂，则可以得到：

F₁＝F×cos a×cos b-F×sin a×cos b

F₂＝F×cos a×sin b+F×sin a×sin b

由上述公式可知，当风向角为a时，风力发电机组的三个桨叶所受的升力大小不同，同时桨叶有翼缘和翼弦之分，使三个桨叶受力不均衡，会导致风力发电机组的载荷增大。当风力301与桨叶转动方向成锐角时，以正对风力发电机组的机舱方向(图5所示的方向501)为例，桨叶位于机舱右侧时受到的阻力大、升力小，当风力301与桨叶转动方向成钝角时，以正对风力发电机组的机舱方向(图5所示的方向501)为例，桨叶位于机舱左侧时受到的阻力大、升力小。

在风力发电机组中，变桨电机的转矩与电流之间的关系公式为：

T＝M×D＝C×Φ×I×D

其中，T是变桨电机的转矩，D是变桨电机的转动半径，M是变桨电机的电磁力，C是变桨电机常数，Φ是变桨电机的磁通(为常数)，I是变桨电机的电流。

由关系公式可知，变桨电机的电流与所受的阻力成正比，即：

F₂＝F×sin b×(cos a+sin a)

由于在风力发电机组的运行过程中，每个桨叶的方位角都会经历0°-360°-0°的周期性变化，所以每个桨叶都会经过叶轮旋转平面的左半平面(机舱左侧)和右半平面(机舱右侧)，在三个桨叶的实际桨距角(叶片实际位置)一样的情况下，每个叶片所受的重力作用大小是一样的，因此重力作用对电流的影响可以忽略不计。

参见图5，风向向机舱502左侧发生偏离时，即风向角a位于机舱502左侧时，在桨叶503的桨距角b的情况下，机舱502左侧的桨叶503受到的风力与桨叶503的0度位置接近垂直，此时受到的阻力较大；而机舱502右侧的桨叶503会与风向之间产生一定的角度偏差，受到的阻力较小。同时，根据上述公式可以得出，桨叶503所受的阻力F2与桨距角b为正弦关系，因此风力的偏离角度可以等效理解为桨距角的变化，即：

位于机舱502左侧的桨叶503的受力等效桨距角b₁为：

b₁＝b-a

位于机舱502右侧的桨叶503的受力等效桨距角b₂为：

b₂＝b+a

由此，位于机舱502左侧的桨叶502对应的变桨电机的第一折算公式为：

位于机舱502右侧的桨叶503对应的变桨电机的第二折算公式为：

在本发明一些实施例中，在风力发电机组的叶轮安装有方位角传感器的情况下，可以直接利用方位角传感器检测叶轮的方位角，并根据各个桨叶与叶轮之间的相对位置，利用叶轮的方位角计算出桨叶的方位角。

在本发明一些实施例中，可以根据风向角所处的角度范围确定风向角与机舱的相对位置，即根据风向角所处的角度范围确定风向角位于机舱的哪一侧。在本发明另一些实施例中，可以根据方位角所处的角度范围和桨叶的旋转方向，确定方位角与机舱的相对位置，即根据方位角所处的角度范围和桨叶的旋转方向确定方位角位于机舱的哪一侧。

例如，在风向角以0-360°进行标记时，风向角处于0-90°的角度范围内时，风向角位于机舱右侧，风向角处于270-360°的角度范围内时，风向角位于机舱左侧。

再例如，在风向角以-180-180°进行标记时，风向角处于0-(-90)°的角度范围内时，风向角位于机舱右侧，风向角处于0-90°的角度范围内时，风向角位于机舱左侧。

又例如，在方位角以0-360°进行标记时，若桨叶以顺时针方向旋转，方位角处于0-180°的角度范围内时，方位角位于机舱右侧，方位角处于180-360°的角度范围内时，方位角位于机舱左侧。

下面，对风力发电机组的叶轮安装有方位角传感器的场景下的电流累加值计算方法进行详细说明。

图6示出了本发明一个实施例提供的折算电流值计算方法的流程示意图。

如图6所示，折算电流值计算方法可以具体包括如下步骤。

S601、判断当前采样时刻下的风力发电机组是否启动偏航，如果是，则执行S602，如果不是，则执行S606。其中，可以通过判断该采样时刻下的风向角是否大于预设角度来判断风力发电机组是否启动偏航。

S602、判断当前采样时刻下的变桨***是否处于变桨状态，如果是则执行S603，如果不是则执行S606。其中，变桨状态包括开桨状态和调桨状态。当变桨***不处于变桨状态时，由于驱动器的变桨电机的输出均为0，也就是变桨电机的电流值为0，因此不处于变桨状态的情况不需要进行考虑。

S603、获取当前采样时刻下的风向角，并确定风向角与风机发电机组的机舱之间的相对位置。

S604、获取当前采样时刻下的各个桨叶的方位角，并确定各个桨叶的方位角与风机发电机组的机舱之间的相对位置。

S605、获取当前采样时刻下的各个桨叶的桨距角，并且根据风向角与风机发电机组的机舱之间的相对位置、各个桨叶的方位角与风机发电机组的机舱之间的相对位置、风向角和各个桨叶的桨距角对各个桨叶对应的变桨电机的电流检测值进行折算，计算各个桨叶对应的变桨电机在当前采样时刻下的折算电流值。

S606、将各个桨叶对应的变桨电机的电流检测值作为各个桨叶对应的变桨电机在当前采样时刻下的折算电流值。

在本发明实施例中，针对每个变桨电机，在得到各个采样时刻下的折算电流值后，可以对各个采样时刻下的折算电流值进行累加，得到该变桨电机的电流累加值。

在本发明另一实施例中，在风力发电机组的叶轮未安装有方位角传感器的情况下，实时获取各个变桨电机对应的桨叶的方位角具体包括：

实时获取叶轮旋转时长；

根据叶轮旋转时长、叶轮旋转周期和各个变桨电机对应桨叶在风力发电机组的叶轮上的相对位置，计算各个变桨电机对应的桨叶的方位角。

具体地，当风力发电机组的叶轮未安装有方位角传感器时，由于叶轮在初始位置时，各个桨叶的方位角固定，因此，可以基于叶轮旋转时长和叶轮旋转周期推算各个桨叶的方位角。

具体地，根据叶轮旋转周期可以确定不同的叶轮旋转时长下，桨叶的方位角变化量，进而可以根据桨叶的初始方位角和桨叶的方位角变化量进行累加计算，进而推算出桨叶在各个采样时刻下的方位角。

例如，设风力发电机组的叶轮转速为5rpm，则其旋转一周(360°)所需时间为12s，即叶轮旋转周期为12s，若桨叶的初始方位角为0，在当前采样时刻下叶轮旋转时长为54s的情况下，桨叶的方位角变化量为180°，此时，当前采样时刻下的桨叶的方位角为180°。

下面，对风力发电机组的叶轮未安装有方位角传感器的场景下的电流累加值计算方法进行详细说明。

图7示出了本发明另一个实施例提供的折算电流值计算方法的流程示意图。

如图7所示，折算电流值计算方法可以具体包括如下步骤。

S701、判断当前采样时刻下的风力发电机组是否启动偏航，如果是，则执行S702，如果不是，则执行S706。其中，可以通过判断该采样时刻下的风向角是否大于预设角度来判断风力发电机组是否启动偏航。

S702、判断当前采样时刻下的变桨***是否处于变桨状态，如果是则执行S703，如果不是则执行S706。其中，变桨状态包括开桨状态和调桨状态。当变桨***不处于变桨状态时，由于驱动器的变桨电机的输出均为0，也就是变桨电机的电流值为0，因此不处于变桨状态的情况不需要进行考虑。

S703、获取当前采样时刻下的风向角，并确定风向角与风机发电机组的机舱之间的相对位置。

S704、获取当前采样时刻下的叶轮旋转时长，根据各个桨叶的初始方位角、叶轮旋转时长和叶轮旋转周期，确定各个桨叶的方位角，进而确定各个桨叶的方位角与风机发电机组的机舱之间的相对位置。

S705、获取当前采样时刻下的各个桨叶的桨距角，并且根据风向角与风机发电机组的机舱之间的相对位置、各个桨叶的方位角与风机发电机组的机舱之间的相对位置、风向角和各个桨叶的桨距角对各个桨叶对应的变桨电机的电流检测值进行折算，计算各个桨叶对应的变桨电机在当前采样时刻下的折算电流值。

S706、将各个桨叶对应的变桨电机的电流检测值作为各个桨叶对应的变桨电机在当前采样时刻下的折算电流值。

在本发明实施例中，针对每个变桨电机，在得到各个采样时刻下的折算电流值后，可以对各个采样时刻下的折算电流值进行累加，得到该变桨电机的电流累加值。

图8示出了本发明一个实施例提供的风力发电机组运行控制设备的结构示意图。

在本发明一些实施例中，图8所示的设备可以设置于风力发电机组控制器内。

如图8所示，该风力发电机组运行控制设备800可以包括：

第一获取单元810，用于获取风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值；其中，每个变桨电机的电流累加值根据每个叶轮旋转周期内的风向角数据、变桨电机对应桨叶的方位角数据和变桨电机的电流检测值数据确定。

信号生成单元820，用于在各个变桨电机的电流累加值满足预设的电流一致性条件的情况下，生成目标控制信号。

信号发送单元830，用于将目标控制信号发送至风力发电机组的变桨***控制器；其中，目标控制信号用于使变桨***控制器控制风力发电机组的变桨***在发生目标故障的情况下进入冗余运行状态。

在本发明实施例中，能够获取根据风向角、桨叶的方位角和变桨电机的电流检测值确定的风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值，并且判断各个变桨电机的电流累加值是否满足预设的电流一致性条件，如果满足电流一致性条件，则可以生成目标控制信号，以将目标控制信号发送至风力发电机组的变桨***控制器，使变桨***控制器控制风力发电机组的变桨***在发生目标故障的情况下进入冗余运行状态，进而能够在变桨***发生目标故障的情况下，避免造成风力发电机组停机，并且实现风力发电机组的冗余运行，从而减少风力发电机组的发电量损失。

在本发明一些实施例中，电流一致性条件可以包括下列中的任一项：

各个变桨电机的电流累加值中的最大值与最小值的比值小于或等于第一比值阈值；

各个变桨电机的电流累加值中的最大值和最小值之间的差值与最大值的比值小于或等于第二比值阈值；

各个变桨电机的电流累加值中的最大值和最小值之间的差值与最小值的比值小于或等于第三比值阈值。

在本发明一些实施例中，风向角数据包括叶轮旋转周期内的各个采样时刻下的风向角，方位角数据包括叶轮旋转周期内的各个采样时刻下的方位角，电流检测值数据包括叶轮旋转周期内的各个采样时刻下的电流检测值。

可选地，该风力发电机组运行控制设备800还可以包括：

第二获取单元，用于实时获取各个采样时刻下的风向角、各个变桨电机对应的桨叶的方位角和各个变桨电机的电流检测值；

相应地，第一获取单元810可以具体用于：

根据风向角、方位角和电流检测值，计算各个变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值。

在本发明一些实施例中，第一获取单元810可以包括：

第一计算子单元，用于根据风向角、方位角和电流检测值，计算各个变桨电机在各个采样时刻下的折算电流值；

第二计算子单元，用于根据折算电流值，计算各个变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值。

在本发明一些实施例中，第一计算子单元可以具体用于：

针对每个采样时刻，若风向角大于预设角度且变桨***处于变桨状态，根据风向角、方位角和电流检测值，计算各个变桨电机在采样时刻下的折算电流值；

针对每个采样时刻，若风向角小于或等于预设角度或者变桨***未处于变桨状态，将电流检测值作为各个变桨电机在采样时刻下的折算电流值。

在本发明一些实施例中，第一计算子单元还可以具体用于：

针对每个变桨电机，若风向角和方位角位于风力发电机组的机舱同侧，根据风向角与变桨电机对应桨叶的桨距角之间的差值绝对值以及电流检测值，计算折算电流值；

针对每个变桨电机，若风向角和方位角位于机舱两侧，根据风向角与桨距角之和以及电流检测值，计算折算电流值。

在本发明一些实施例中，第二获取单元可以具体用于：

实时获取叶轮旋转时长；

根据叶轮旋转时长、叶轮旋转周期和各个变桨电机对应桨叶在风力发电机组的叶轮上的相对位置，计算各个变桨电机对应的桨叶的方位角。

在本发明一些实施例中，目标故障可以包括下列中的至少一项：

变桨***的目标传感器故障；

变桨***的目标执行器故障。

需要说明的是，图8所示的风力发电机组运行控制设备800可以实现图1、图2、图6及图7所示方法实施例中的各个过程和效果，在此不做赘述。

图9示出了本发明一个实施例提供的风力发电机组控制器的硬件结构示意图。

如图9所示，风力发电机组控制器可以包括处理器901以及存储有计算机程序指令的存储器902。

具体地，上述处理器901可以包括中央处理器(CPU)，或者特定集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)，或者可以被配置成实施本发明实施例的一个或多个集成电路。

存储器902可以包括用于数据或指令的大容量存储器。举例来说而非限制，存储器902可包括硬盘驱动器(Hard Disk Drive，HDD)、软盘驱动器、闪存、光盘、磁光盘、磁带或通用串行总线(Universal Serial Bus，USB)驱动器或者两个或更多个以上这些的组合。在合适的情况下，存储器902可包括可移除或不可移除(或固定)的介质。在合适的情况下，存储器902可在综合网关容灾设备的内部或外部。在特定实施例中，存储器902是非易失性固态存储器。在特定实施例中，存储器902包括只读存储器(ROM)。在合适的情况下，该ROM可以是掩模编程的ROM、可编程ROM(PROM)、可擦除PROM(EPROM)、电可擦除PROM(EEPROM)、电可改写ROM(EAROM)或闪存或者两个或更多个以上这些的组合。

处理器901通过读取并执行存储器902中存储的计算机程序指令，以实现上述实施例中的任意一种风力发电机组运行控制方法。

在一个示例中，风力发电机组控制器还可包括通信接口903和总线910。其中，如图9所示，处理器901、存储器902、通信接口903通过总线910连接并完成相互间的通信。

通信接口903，主要用于实现本发明实施例中各模块、设备、单元和/或设备之间的通信。

总线910包括硬件、软件或两者，将风力发电机组控制器的部件彼此耦接在一起。举例来说而非限制，总线可包括加速图形端口(AGP)或其他图形总线、增强工业标准架构(EISA)总线、前端总线(FSB)、超传输(HT)互连、工业标准架构(ISA)总线、无限带宽互连、低引脚数(LPC)总线、存储器总线、微信道架构(MCA)总线、***组件互连(PCI)总线、PCI-Express(PCI-X)总线、串行高级技术附件(SATA)总线、视频电子标准协会局部(VLB)总线或其他合适的总线或者两个或更多个以上这些的组合。在合适的情况下，总线910可包括一个或多个总线。尽管本发明实施例描述和示出了特定的总线，但本发明考虑任何合适的总线或互连。

该风力发电机组控制器可以执行本发明实施例中的风力发电机组运行控制方法，从而实现结合图1至图8描述的风力发电机组运行控制方法和控制设备。

另外，结合上述实施例中的风力发电机组运行控制方法，本发明实施例可提供一种计算机可读存储介质来实现。该计算机可读存储介质上存储有计算机程序指令；该计算机程序指令被处理器执行时实现上述实施例中的任意一种风力发电机组运行控制方法。

需要明确的是，本发明并不局限于上文所描述并在图中示出的特定配置和处理。为了简明起见，这里省略了对已知方法的详细描述。在上述实施例中，描述和示出了若干具体的步骤作为示例。但是，本发明的方法过程并不限于所描述和示出的具体步骤，本领域的技术人员可以在领会本发明的精神后，作出各种改变、修改和添加，或者改变步骤之间的顺序。

以上所述的结构框图中所示的功能块可以实现为硬件、软件、固件或者它们的组合。当以硬件方式实现时，其可以例如是电子电路、专用集成电路(ASIC)、适当的固件、插件、功能卡等等。当以软件方式实现时，本发明的元素是被用于执行所需任务的程序或者代码段。程序或者代码段可以存储在机器可读介质中，或者通过载波中携带的数据信号在传输介质或者通信链路上传送。“机器可读介质”可以包括能够存储或传输信息的任何介质。机器可读介质的例子包括电子电路、半导体存储器设备、ROM、闪存、可擦除ROM(EROM)、软盘、CD-ROM、光盘、硬盘、光纤介质、射频(RF)链路，等等。代码段可以经由诸如因特网、内联网等的计算机网络被下载。

还需要说明的是，本发明中提及的示例性实施例，基于一系列的步骤或者装置描述一些方法或***。但是，本发明不局限于上述步骤的顺序，也就是说，可以按照实施例中提及的顺序执行步骤，也可以不同于实施例中的顺序，或者若干步骤同时执行。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，上述描述的***、模块和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。应理解，本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到各种等效的修改或替换，这些修改或替换都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种风力发电机组运行控制方法，其特征在于，所述方法包括：

获取所述风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值；其中，每个所述变桨电机的电流累加值根据每个叶轮旋转周期内的风向角数据、所述变桨电机对应桨叶的方位角数据和所述变桨电机的电流检测值数据确定；

在各个所述变桨电机的电流累加值满足预设的电流一致性条件的情况下，生成目标控制信号；

将所述目标控制信号发送至所述风力发电机组的变桨***控制器；其中，所述目标控制信号用于使所述变桨***控制器控制所述风力发电机组的变桨***在发生目标故障的情况下进入冗余运行状态。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述电流一致性条件包括下列中的任一项：

各个所述变桨电机的电流累加值中的最大值与最小值的比值小于或等于第一比值阈值；

各个所述变桨电机的电流累加值中的最大值和最小值之间的差值与最大值的比值小于或等于第二比值阈值；

各个所述变桨电机的电流累加值中的最大值和最小值之间的差值与最小值的比值小于或等于第三比值阈值。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述风向角数据包括所述叶轮旋转周期内的各个采样时刻下的风向角，所述方位角数据包括所述叶轮旋转周期内的各个所述采样时刻下的方位角，所述电流检测值数据包括所述叶轮旋转周期内的各个所述采样时刻下的电流检测值；

其中，所述获取所述风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值之前，所述方法还包括：

实时获取各个所述采样时刻下的所述风向角、各个所述变桨电机对应的桨叶的方位角和各个所述变桨电机的电流检测值；

所述获取所述风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值，包括：

根据所述风向角、所述方位角和所述电流检测值，计算各个所述变桨电机在每个所述叶轮旋转周期内的电流累加值。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据所述风向角、所述方位角和所述电流检测值，计算各个所述变桨电机在每个所述叶轮旋转周期内的电流累加值，包括：

根据所述风向角、所述方位角和所述电流检测值，计算各个所述变桨电机在各个所述采样时刻下的折算电流值；

根据所述折算电流值，计算各个所述变桨电机在每个所述叶轮旋转周期内的电流累加值；

其中，所述根据所述风向角、所述方位角和所述电流检测值，计算各个所述变桨电机在各个所述采样时刻下的折算电流值，包括：

针对每个所述采样时刻，若所述风向角大于预设角度且所述变桨***处于变桨状态，根据所述风向角、所述方位角和所述电流检测值，计算各个所述变桨电机在所述采样时刻下的折算电流值；

针对每个所述采样时刻，若所述风向角小于或等于所述预设角度或者所述变桨***未处于所述变桨状态，将所述电流检测值作为各个所述变桨电机在所述采样时刻下的折算电流值；

其中，所述根据所述风向角、所述方位角和所述电流检测值，计算各个所述变桨电机在所述采样时刻下的折算电流值，包括：

针对每个所述变桨电机，若所述风向角和所述方位角位于所述风力发电机组的机舱同侧，根据所述风向角与所述变桨电机对应桨叶的桨距角之间的差值绝对值、所述电流检测值和第一折算公式，计算所述折算电流值，其中，所述第一折算公式为：

其中，I₁为所述第一折算公式计算得到的折算电流值，I为所述电流检测值，a为所述风向角，b为所述桨叶的桨距角；

针对每个所述变桨电机，若所述风向角和所述方位角位于所述机舱两侧，根据所述风向角与所述桨距角之和、所述电流检测值和第二折算公式，计算所述折算电流值，其中，所述第二折算公式为：

其中，I₂为所述第二折算公式计算得到的折算电流值，I为所述电流检测值，a为所述风向角，b为所述桨叶的桨距角。

5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述实时获取各个所述变桨电机对应的桨叶的方位角，包括：

实时获取叶轮旋转时长；

根据所述叶轮旋转时长、所述叶轮旋转周期和各个所述变桨电机对应桨叶在所述风力发电机组的叶轮上的相对位置，计算各个所述变桨电机对应的桨叶的方位角。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标故障包括下列中的至少一项：

所述变桨***的目标传感器故障；

所述变桨***的目标执行器故障。

7.一种风力发电机组运行控制设备，其特征在于，所述设备包括：

第一获取单元，用于获取所述风力发电机组的各个变桨电机的电流累加值；其中，每个所述变桨电机的电流累加值根据每个叶轮旋转周期内的风向角数据、所述变桨电机对应桨叶的方位角数据和所述变桨电机的电流检测值数据确定；

信号生成单元，用于在各个所述变桨电机的电流累加值满足预设的电流一致性条件的情况下，生成目标控制信号；

信号发送单元，用于将所述目标控制信号发送至所述风力发电机组的变桨***控制器；其中，所述目标控制信号用于使所述变桨***控制器控制所述风力发电机组的变桨***在发生目标故障的情况下进入冗余运行状态。

8.一种风力发电机组控制器，其特征在于，所述控制器包括：

处理器；

存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现如权利要求1-6中的任意一项所述的风力发电机组运行控制方法。

9.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令被处理器执行时实现如权利要求1-6任意一项所述的风力发电机组运行控制方法。

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