CN108518305A - 一种风电机组控制方法和系统 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种风电机组控制方法和系统，涉及风力发电的技术领域，所述方法包括如下步骤：获取信息采集模块采集的风速、风电机组的电流值和电压值；根据风电机组的电流值、电压值、风速和预设的最佳叶边素比范围确定风电机组的目标桨距角；获取风轮叶片的方位角，基于方位角和目标桨距角确定各风轮叶片待调整的桨距角；按照各风轮叶片待调整的桨距角控制风电机组调节各风轮叶片的桨距角。在保证风电机组的输出功率稳定的前提下，能够使风轮叶片受到的气动载荷尽可能的小，进而能够减小风电机组机械损耗。实现对风电机组的输出功率与桨距角受到的气动载荷协同控制。

Description

一种风电机组控制方法和系统
技术领域
本发明涉及风力发电技术领域，尤其是涉及一种风电机组控制方法和系统。
背景技术
随着空气污染愈加严重，风能作为清洁的可再生能源是改善现状的方案之一。风电系统是微电网的重要组成部分之一，风速的随机变化会导致风电功率的明显波动，故风电机组的接入会对微电网的稳定运行造成很大的影响。同时，风机叶片作为风电机组气动载荷的主要载体，又会直接影响风电机组的安全稳定运行。因此，对微电网中风电机组叶片载荷的控制十分重要。
而现有技术中微电网的并网模式运行时风电机组以获取最大风能追踪为目标，孤岛模式运行时若微电网储能系统的荷电状态低于30％时风电机组同样以获取最大风能追踪为目标，而忽略风机组气动载荷的问题，这就会造成风电机组机械损耗高的问题。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种风电机组控制方法和系统，以解决现有技术中因最求获取最大风能追踪为目标而忽略风机组气动载荷，造成风电机组机械损耗高的技术问题。
第一方面，本发明实施例提供了一种风电机组控制方法，应用于微网内风电机组的协同控制器中，当微网以并网模式运行时，所述方法包括如下步骤：
获取信息采集模块采集的风速、风电机组的电流值和电压值；
根据风电机组的电流值、电压值、所述风速和预设的最佳叶边素比范围确定所述风电机组的目标桨距角；
获取风轮叶片的方位角，基于所述方位角和所述目标桨距角确定各风轮叶片待调整的桨距角；
按照所述各风轮叶片待调整的桨距角控制所述风电机组调节各风轮叶片的桨距角。
其中，轮毂中心风速比上转速为所述最佳叶边素比，所述最佳叶边素比为风轮叶片的物理特性，所述最佳叶边素比范围数值通常为6-9，所以在风速已知的情况的下，通过范围值可以确定转速的范围值，而桨距角的改变直接影响转速的变化，本发明实施例通过对转速范围值做模糊化处理对应得到一个对应预设值输出，避免出现因桨距角频繁改变对风电机组造成机械损耗高的情况。
结合第一方面，本发明实施例提供了第一方面的第一种可能的实施方式，其中，所述根据风电机组的电流值、电压值、所述风速和预设的最佳叶边素比范围确定所述风电机组的目标桨距角，包括：
根据风电机组在不同时刻的电流值和电压值确定所述风电机组在不同时刻的输出功率，并根据所述风速和多个所述输出功率确定所述风电机组的桨距角基准值；
根据所述输出功率、预设的最佳叶边素比范围和所述风速确定所述风电机组的微调桨距角；
根据所述风电机组的桨距角基准值和所述风电机组微调桨距角得到目标桨距角。
其中，风电机组在追求最大功率时往往采用定桨距的方式实现，此方法对风电机的的机械损耗高，造成风电机组使用寿命普遍不长，本发明通过设计桨距角基准值来给定一个基数值，避免计算时间过长而错过与风速匹配的时间点，通过模糊化算法得到微调桨距角，避免因风剪切效应而频繁的改变桨距角。所述风剪切效应为自然风的随高度发生变化。
结合第一方面，本发明实施例提供了第一方面的第二种可能的实施方式，其中，所述根据所述风速和多个所述输出功率确定所述风电机组的桨距角基准值，包括：
获取预设的风速、风电机组的输出功率与桨距角基准值的对应关系表；
对多个所述输出功率进行一维线性插值处理得到参考功率；
在所述对应关系表中查找与所述风速和所述参考功率对应的桨距角基准值。
所述风电机组的桨距角基准值，是通过大量实验和仿真确定了风电机组输出功率与桨距角基准值参照表，所述桨距角基准值参照表依据调整桨距角使风轮叶片受到的气动载荷尽可能的小，而输出功率尽可能的接近输出功率设计。将输出功率和风速带入表中查找对应的桨距角基准值，并将其输出，达到风电机组的输出功率与桨距角受到的气动载荷协同控制的目的。
结合第一方面，本发明实施例提供了第一方面的第三种可能的实施方式，其中，所述对所述转速数据组进行模糊化处理得到微调桨距角，包括：
将所述转速数据组内每两个相邻的转速数据作差，得到多个转速差值；
将多个转速差值对时间求导得到转速变化率；
判断所述转速变化率是否位于预设的调整模糊集所对应的数值范围内；
如果是，输出角度值与所述调整模糊集对应的微调桨距角；
否则，若所述转速变化率位于预设的盲区模糊集所对应的数值范围内，所述盲区模糊集输出0。
其中，设置盲区模糊集考虑当风速变化不明显时，无需频繁的改变桨距角增加机械损耗，当多个转速变化率中有一个值或多个值映射到调整模糊集中，则输出一个调整模糊集对应的微调桨距角，预设的调整模糊集范围遵循调整桨距角使风轮叶片受到的气动载荷尽可能的小，而输出功率尽可能的接近输出功率设计，达到协同控制的目的。
结合第一方面，本发明实施例提供了第一方面的第四种可能的实施方式，其中，所述基于所述方位角和所述目标桨距角确定各风轮叶片待调整的桨距角，包括：
通过桨距角执行机构获取所述各风轮叶片的方位角；
根据所述各风轮叶片的方位角和目标桨距角通过权系数分配公式得到各风轮叶片待调整的桨距角。
其中，所述权系数分配公式：(i＝1,2,3)；i为各风轮叶片编码，θ为风轮叶片的方位角，R为风轮叶片半径，H0为风轮轮毂中心高度。所述权系数分配公式的设计原理依据风剪切效应，一般情况下，风速是随着高度变化的，这也称为风剪切效应，由于风剪切效应，风轮平面内的风速大小不同，这使得风电机组承受不平衡的气动载荷。本发明设计的基于桨叶方位角权系数分配的独立变桨距控制器，是根据桨叶的方位角和风剪切效应来预测当前位置的风速，然后根据桨叶的权系数来调整桨叶的桨距角，从而达到抑制风轮气动载荷的目的。
结合第一方面，本发明实施例提供了第一方面的第五种可能的实施方式，其中，当微网切换至孤立模式运行时，所述方法还包括如下步骤：
判断风电机组所处微网内储能系统的荷电状态，若荷电状态高于30％时，控制所述风电机组按照预设的额定功率模式运行；
若荷电状态低于30％时，执行所述获取信息采集模块采集的风速、风电机组的电流值和电压值的步骤，直至按照所述各风轮叶片的桨距角调节所述风电机组各风轮叶片的桨距角。
在孤立模式运行时，当风电机组所处微网内储能系统的荷电状态低于30％时，采取追求最大功率模式，往往也是采取定桨距的方式，可采取本发明提供的协同控制优化方法控制风电机组，可以参考前述发明实施例的对应过程，在此不再赘述。
第二方面，本发明实施例还提供一种风电机组控制系统，包括：风电机组、信息采集模块和协同控制器；
所述信息采集模块与所述风电机组连接，用于采集风速、所述风电机组的电流值和电压值发送给所述协同控制器；
所述协同控制器与所述信息采集模块连接，所述协同控制器包括存储器、处理器，所述存储器中存储有在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述权利要求1至9任一项所述的方法的步骤；
所述风电机组，用于按所述各风轮叶片待调整的桨距角控制所述风电机组调节各风轮叶片的桨距角。
其中，所述信息采集模块还可将存储的数据发送至服务器，并采集风电机组的状态信息，便于工程人员的技术统计与发现问题，并及时检修。
本发明实施例带来了以下有益效果：本发明实施例通过获取信息采集模块采集的风速、风电机组的电流值和电压值；根据风电机组的电流值、电压值、所述风速和预设的最佳叶边素比范围确定所述风电机组的目标桨距角；获取风轮叶片的方位角，基于所述方位角和所述目标桨距角确定各风轮叶片待调整的桨距角；按照所述各风轮叶片待调整的桨距角控制所述风电机组调节各风轮叶片的桨距角，本发明在保证风电机组调整桨距角之后的输出功率尽可能的接近调整桨距角之前输出功率的前提下，通过调整桨距角减小风轮叶片受到的气动载荷，实现对风电机组的输出功率与桨距角受到的气动载荷协同控制，也就是说，在保证风电机组的输出功率稳定的前提下，本发明实施例能够使风轮叶片受到的气动载荷尽可能的小，进而能够减小风电机组机械损耗。
本发明的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
为使本发明的上述目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附附图，作详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，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为本发明实施例提供的一种风电机组控制方法流程图；
图2为本发明实施例提供的另一种风电机组控制方法流程图；
图3为本发明实施例提供的协同控制优化处理过程示意图；
图4为本发明实施例提供的一种风电机组控制系统模块示意图。
图标：1-信息采集模块；2-协同控制器；3-风电机组；4-数据库。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
目前风电机组的孤岛模式运行中若微电网储能系统的荷电状态低于30％时和并网模式运行时，风电机组同样以获取最大风能追踪为目标，而忽略风机组气动载荷的问题，这就会造成风电机组机械损耗高的问题，基于此，本发明实施例提供的一种风电机组控制方法和系统，以解决现有技术中因最求获取最大风能追踪为目标而忽略风机组气动载荷，造成风电机组机械损耗高的技术问题，并且本发明依据调整桨距角使风轮叶片受到的气动载荷尽可能的小，而输出功率尽可能的接近输出功率设计，达到风电机组的输出功率与桨距角受到的气动载荷协同控制的目的，在减小风电机组机械损耗的同时，保证了风电机组功率的输出功率值。
为便于对本实施例进行理解，首先对本发明实施例所公开的一种风电机组控制方法进行详细介绍。
实施例一：如图1所示的一种风电机组控制方法流程图，本发明实施例提供了一种风电机组控制方法，应用于微网内风电机组的协同控制器中，协同控制器分别与用于进行信息采集的信息采集模块和所述风电机组的风轮叶片连接，微网运行模式分为并网运行模式和孤立运行模式，并网运行模式为了获得最大风能通常采用定桨距的控制策略，本发明实施例对并网运行时的控制策略作出优化，当微网以并网模式运行时，所述方法包括如下步骤：
步骤S101，获取信息采集模块采集的风速、风电机组的电流值和电压值；
在本发明实施例中，所述风电机组可以包括：电流互感器、电压互感器和设置于轮毂中心的风速传感器，所述风速传感器用于采集风速，所述电流互感器用于采集电流信号，并将电流信号进行量化得到电流值，所述电压互感器用于采集电压信号，并将电压信号进行量化得到电压值。
步骤S102，根据风电机组的电流值、电压值、所述风速和预设的最佳叶边素比范围确定所述风电机组的目标桨距角；
在本发明实施例中，所述最佳叶边素比等于轮毂中心风速除以转速，所述最佳叶边素比为风轮叶片的物理特性，示例性的，在本发明实施例中，所述最佳叶边素比范围通常为6-9，所以在风速已知的情况下，通过最佳叶边素比范围可以确定转速的范围。
步骤S103，获取风轮叶片的方位角，基于所述方位角和所述目标桨距角确定各风轮叶片待调整的桨距角；
在本发明实施例中，所述方位角可以通过信息采集模块中设置于风轮轮毂中心的桨距角执行机构获取，所述方位角为某一风轮叶片当前时刻所处位置，所述桨距角执行机构可以设置垂直于风轮叶片所在平面的任一穿过桨距角执行机构的平面为基准面，所述风轮叶片与基准面的夹角即方位角。同时，桨距角执行机构用于调整个风轮叶片的桨距角。
步骤S104，按照所述各风轮叶片待调整的桨距角控制所述风电机组调节各风轮叶片的桨距角。
在该步骤中，为了使各风轮叶片受到的气动载荷最小，由于风速在到达各叶片的时刻风速存在差异，所以需要根据各风轮叶片的方位角，对各轮叶片的桨距角进行调节。
本发明实施例通过获取信息采集模块采集的风速、风电机组的电流值和电压值；根据风电机组的电流值、电压值、所述风速和预设的最佳叶边素比范围确定所述风电机组的目标桨距角；获取风轮叶片的方位角，基于所述方位角和所述目标桨距角确定各风轮叶片待调整的桨距角；按照所述各风轮叶片待调整的桨距角控制所述风电机组调节各风轮叶片的桨距角，本发明在保证风电机组调整桨距角之后的输出功率尽可能的接近调整桨距角之前输出功率的前提下，通过调整桨距角减小风轮叶片受到的气动载荷，实现对风电机组的输出功率与桨距角受到的气动载荷协同控制，也就是说，在保证风电机组的输出功率稳定的前提下，本发明实施例能够使风轮叶片受到的气动载荷尽可能的小，进而能够减小风电机组机械损耗。
在本发明的又一实施例中，如图2所示的为本发明实施例提供的另一种风电机组控制方法流程图，所述步骤S102可以包括以下步骤：
步骤S201，根据风电机组在不同时刻的电流值和电压值确定所述风电机组在不同时刻的输出功率，并根据所述风速和多个所述输出功率确定所述风电机组的桨距角基准值；
在该步骤中，可以将风电机组在不同时刻的电流值和电压值，通过功率计算公式P＝UI得到多个不同时刻的瞬时输出功率。
在本发明实施例中通过将桨距角基准值作为基数值，避免因计算目标桨距角的时间过长而错过与风速匹配的时间点，例如：在风速变化快的情况下，采集到风速a，利用风速a信息、最佳叶边素比和输出功率计算目标桨距角，在目标桨距角a还未通过计算得出时，风速a变化至风速b，此时若协同控制器按目标桨距角a调整各风轮叶片的桨距角，会造成调整后风轮叶片的桨距角与风速b不能达成最佳匹配工作状态的目的。在该步骤中，可以首先获取预设的风速、风电机组的输出功率与桨距角基准值的对应关系表，通过大量实验和仿真确定了风速、风电机组输出功率与桨距角基准值的对应关系表，所述对应关系表依据调整桨距角使风轮叶片受到的气动载荷尽可能的小，而输出功率尽可能的接近输出功率设计，所述风速、风电机组的输出功率与桨距角基准值的对应关系表可以如下表1所示。
表1
风速v 输出功率p 桨距角基准值θ
v1 p1 θ1
v2 p1 θ2
v3 p2 θ3
v3 p3 θ4
然后对多个所述输出功率进行一维线性插值处理得到参考功率，也就是说，即对多个所述输出功率内每两个相邻的所述输出功率值进行差值处理，获取所述风电机组的p为输出功率，t获取到输出功率的时刻，将两个时刻t和ti-1取平均值T和相邻两个输出功率值pi-1和pi带入到一维线性插值方程中，得到插值，再将两个相邻插值和对应时刻带入一维线性插值方程直至得到唯一确定的功率值为参考功率，例如：获取一组输出功率值为2w、4w、6w和8w，获取时刻为2s、4s、6s和8s，分别将(2,2)，(4,4)和(6,6)，(8,8)带入到一维线性插值方程中得到插值(3,3)和(7,7)，再将(3,3)和(7,7)带入到一维线性插值方程中得到(5,5)，得到参考功率为5w。
再在所述对应关系表中查找与所述风速和所述参考功率对应的桨距角基准值，所述风速、所述参考功率和所述桨距角基准值为一一对应的量，当风速不变时，输出功率不同，对应的桨距角基准值不同，当输出功率不变时，风速的变化，对应的桨距角基准值不同。例如：获取到风速为v2，参考功率为p1，查表可得到对应的桨距角基准值为θ2。
步骤S202，根据所述输出功率、预设的最佳叶边素比范围和所述风速确定所述风电机组的微调桨距角；
在该步骤中，可以首先将所述转速数据组内每两个相邻的转速数据作差，得到多个转速差值，然后将多个转速差值对时间求导得到转速变化率，再判断所述转速变化率是否位于预设的调整模糊集所对应的数值范围内，如果是，输出角度值与所述调整模糊集对应的微调桨距角，否则，若所述转速变化率位于预设的盲区模糊集所对应的数值范围内，所述盲区模糊集输出0。
在本发明实施例中，设置盲区模糊集是考虑当风速变化不明显时，无需频繁的改变桨距角增加机械损耗，当多个转速变化率中有一个值或多个值映射到调整模糊集中，则输出一个调整模糊集对应的微调桨距角，通过调整桨距角减小风轮叶片受到的气动载荷，实现对风电机组的输出功率与桨距角受到的气动载荷协同控制，并且在保证风电机组的输出功率稳定的前提下，本发明实施例能够使风轮叶片受到的气动载荷尽可能的小，进而能够减小风电机组机械损耗。
步骤S203，根据所述风电机组的桨距角基准值和所述风电机组的微调桨距角得到目标桨距角。
在本发明实施例中，所述目标桨距角通过桨距角基准值和微调桨距角相加得到。
在本发明的又一实施例中，所述步骤S103可以包括以下步骤：
通过桨距角执行机构获取所述各风轮叶片的方位角；
在本发明实施例中，所述桨距角执行机构用于获取所述方位角，所述方位角为某一风轮叶片当前时刻所处位置，所述桨距角执行机构可以设置垂直于风轮叶片所在平面的任一穿过桨距角执行机构的平面为基准面，所述风轮叶片与基准面的夹角即方位角。同时，桨距角执行机构用于调整个风轮叶片的桨距角。所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
根据所述各风轮叶片的方位角和目标桨距角通过权系数分配公式得到各风轮叶片待调整的桨距角。
在本发明实施例中，如图3所示的为本发明实施例提供的协同控制优化处理过程示意图，所述权系数分配公式：
其中，(i＝1,2,3)；i为各风轮叶片编码，θ为风轮叶片的方位角，R为风轮叶片半径，H0为风轮轮毂中心高度。所述权系数分配公式的设计原理依据风剪切效应，所述风剪切效应为自然风的随高度发生变化，一般情况下，风速是随着高度变化的，由于风剪切效应，风轮平面内的风速大小不同，这使得风电机组承受不平衡的气动载荷。本发明设计的基于桨叶方位角权系数分配的独立变桨距控制器，是根据桨叶的方位角和风剪切效应来预测当前位置的风速，然后根据桨叶的权系数来调整桨叶的桨距角，从而达到抑制风轮气动载荷的目的。所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
在本发明的又一实施例中，微网运行模式分为并网运行模式和孤立运行模式，并网运行模式为了获得最大风能通常采用定桨距的控制策略，孤立运行模式运行时若风电机组所处微网内储能系统的荷电状态低于30％，同样为了获得最大风能通常采用定桨距的控制策略，本发明还提供了一种实施例对孤立运行为获得最大风能时的控制策略作出优化，当微网切换至孤立模式运行时，所述方法还包括如下步骤：
判断风电机组所处微网内储能系统的荷电状态，若荷电状态高于30％时，控制所述风电机组按照预设的额定功率模式运行；
若荷电状态低于30％时，执行所述获取信息采集模块采集的风速、风电机组的电流值和电压值的步骤，直至按照所述各风轮叶片的桨距角调节所述风电机组各风轮叶片的桨距角。
在本发明实施例中，微网切换至孤立模式运行时，当风电机组所处微网内储能系统的荷电状态低于30％时，采取追求最大功率模式，往往也是采取定桨距的方式，可采取本发明提供的协同控制优化方法控制风电机组，具体实施方式可以参考前述发明实施例的对应过程，在此不再赘述。
实施例二：如图4所示的为本发明实施例提供的一种风电机组3控制系统模块示意图，本发明实施例提供的一种风电机组3控制系统，与上述实施例提供的一种风电机组3控制系统具有相同的技术特征，所以也能解决相同的技术问题，达到相同的技术效果。所述风电机组3控制系统包括：风电机组3、信息采集模块1和协同控制器2；
所述信息采集模块1与所述风电机组3连接，用于采集风速、所述风电机组3的电流值和电压值发送给所述协同控制器2；
在本发明实施例中，所述风电机组可以包括设置于轮毂中心的风速传感器，电流互感器和电压互感器，所述信息采集模块采集风速，电流信号和电压信号，并将电流信号和电压信号进行量化得到电流值和电压值。
所述协同控制器2与所述信息采集模块1连接，所述协同控制器2包括存储器、处理器，所述存储器中存储有在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述权利要求1至9任一项所述的方法的步骤；
在本发明实施例中，协同控制器通过获取信息采集模块采集的风速、风电机组的电流值和电压值；根据风电机组的电流值、电压值、所述风速和预设的最佳叶边素比范围确定所述风电机组的目标桨距角；获取风轮叶片的方位角，基于所述方位角和所述目标桨距角确定各风轮叶片待调整的桨距角；按照所述各风轮叶片待调整的桨距角控制所述风电机组调节各风轮叶片的桨距角，本发明在保证风电机组调整桨距角之后的输出功率尽可能的接近调整桨距角之前输出功率的前提下，通过调整桨距角减小风轮叶片受到的气动载荷，实现对风电机组的输出功率与桨距角受到的气动载荷协同控制，达到在保证风电机组的输出功率稳定的前提下，能够使风轮叶片受到的气动载荷尽可能的小，进而能够减小风电机组机械损耗的目的。
所述风电机组3，用于按所述各风轮叶片待调整的桨距角控制所述风电机组3调节各风轮叶片的桨距角。
其中，所述信息采集模块1还可将存储的数据发送至数据库4，并采集风电机组3的状态信息，便于工程人员的技术统计与发现问题，并及时检修。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
另外，在本发明实施例的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统、装置和方法，可以通过其它的方式实现。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，又例如，多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些通信接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。
最后应说明的是：以上所述实施例，仅为本发明的具体实施方式，用以说明本发明的技术方案，而非对其限制，本发明的保护范围并不局限于此，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：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，其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改或可轻易想到变化，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改、变化或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的精神和范围，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应所述以权利要求的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种风电机组控制方法，其特征在于，应用于微网内风电机组的协同控制器中，当微网以并网模式运行时，所述方法包括如下步骤：
获取信息采集模块采集的风速、风电机组的电流值和电压值；
根据风电机组的电流值、电压值、所述风速和预设的最佳叶边素比范围确定所述风电机组的目标桨距角；
获取风轮叶片的方位角，基于所述方位角和所述目标桨距角确定各风轮叶片待调整的桨距角；
按照所述各风轮叶片待调整的桨距角控制所述风电机组调节各风轮叶片的桨距角。
2.根据权利要求1所述的风电机组控制方法，其特征在于，所述根据风电机组的电流值、电压值、所述风速和预设的最佳叶边素比范围确定所述风电机组的目标桨距角，包括：
根据风电机组在不同时刻的电流值和电压值确定所述风电机组在不同时刻的输出功率，并根据所述风速和多个所述输出功率确定所述风电机组的桨距角基准值；
根据所述输出功率、预设的最佳叶边素比范围和所述风速确定所述风电机组的微调桨距角；
根据所述风电机组的桨距角基准值和所述风电机组微调桨距角得到目标桨距角。
3.根据权利要求2所述的风电机组控制方法，其特征在于，所述根据所述风速和多个所述输出功率确定所述风电机组的桨距角基准值，包括：
获取预设的风速、风电机组的输出功率与桨距角基准值的对应关系表；
对多个所述输出功率进行一维线性插值处理得到参考功率；
在所述对应关系表中查找与所述风速和所述参考功率对应的桨距角基准值。
4.根据权利要求3所述的风电机组控制方法，其特征在于，所述根据所述输出功率、预设的最佳叶边素比范围和所述风速确定所述风电机组的微调桨距角，包括：
根据所述根据所述输出功率、预设的最佳叶边素比范围和所述风速得到转速数据组；
对所述转速数据组进行模糊化处理得到微调桨距角。
5.根据权利要求4所述的风电机组控制方法，其特征在于，所述对所述转速数据组进行模糊化处理得到微调桨距角，包括：
将所述转速数据组内每两个相邻的转速数据作差，得到多个转速差值；
将多个转速差值对时间求导得到转速变化率；
判断所述转速变化率是否位于预设的调整模糊集所对应的数值范围内；
如果是，输出角度值与所述调整模糊集对应的微调桨距角。
6.根据权利要求5所述的风电机组控制方法，其特征在于，所述对所述转速数据组进行模糊化处理得到微调桨距角，还包括：
若所述转速变化率不位于预设的调整模糊集所对应的数值范围内且所述转速变化率位于预设的盲区模糊集所对应的数值范围内，所述盲区模糊集输出0。
7.根据权利要求1所述的风电机组控制方法，其特征在于，所述基于所述方位角和所述目标桨距角确定各风轮叶片待调整的桨距角，包括：
通过桨距角执行机构获取所述各风轮叶片的方位角；
根据所述各风轮叶片的方位角和目标桨距角通过权系数分配公式得到各风轮叶片待调整的桨距角。
8.根据权利要求7所述的风电机组控制方法，其特征在于，所述权系数分配公式：
其中，i为各风轮叶片编码，θ为方位角，R为风轮叶片半径，H0为风轮轮毂中心高度。
9.根据权利要求1所述的风电机组控制方法，其特征在于，当微网切换至孤立模式运行时，所述方法还包括如下步骤：
判断风电机组所处微网内储能系统的荷电状态，若荷电状态高于30％时，控制所述风电机组按照预设的额定功率模式运行；
若荷电状态低于30％时，执行所述获取信息采集模块采集的风速、风电机组的电流值和电压值的步骤，直至按照所述各风轮叶片的桨距角调节所述风电机组各风轮叶片的桨距角。
10.一种风电机组控制系统，其特征在于，包括：风电机组、信息采集模块和协同控制器；
所述信息采集模块与所述风电机组连接，用于采集风速、所述风电机组的电流值和电压值发送给所述协同控制器；
所述协同控制器与所述信息采集模块连接，所述协同控制器包括存储器、处理器，所述存储器中存储有在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述权利要求1至9任一项所述的方法的步骤；
所述风电机组，用于按所述各风轮叶片待调整的桨距角控制所述风电机组调节各风轮叶片的桨距角。
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