CN108894918A - 调桨控制方法和装置、计算机可读存储介质 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种调桨控制方法和装置、计算机可读存储介质。该调桨控制方法包括：获取风电场中风力发电机组的运行工况数据；根据运行工况数据，预测风电场的风况；若风况为阵风，则调高风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，直到阵风结束，恢复桨距角反馈调节器的调桨速度。采用本发明实施例中的技术方案，能够有效预测阵风风况，并能够基于阵风风况及时切入风力发电机组的调桨操作。

Description

调桨控制方法和装置、计算机可读存储介质

技术领域

本发明涉及风力发电技术领域，尤其涉及一种调桨控制方法和装置、计算机可读存储介质。

背景技术

风力发电机组的变桨系统基于转速-桨距角的反馈调节策略，调节风力发电机组叶片的桨距角，以维持风力发电机组转速保持稳定。上述过程简称为调桨。但是，在阵风风况下，风速会在短时间内出现较大变化，比如突然升高或者突然下降，导致变桨系统容易出现调桨不及时，引起风力发电机组振动或者过速停机。由此，如何对阵风风况进行有效预测，以及时切入风力发电机组的调桨操作成为目前急需解决的问题。

发明内容

本发明实施例提供了一种调桨控制方法和装置、计算机可读存储介质，能够有效预测阵风风况，并能够基于阵风风况及时切入风力发电机组的调桨操作。

第一方面，本发明实施例提供一种调桨控制方法，该方法包括：

获取风电场中风力发电机组的运行工况数据；

根据运行工况数据，预测风电场的风况；

若风况为阵风，则调高风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，直到阵风结束，恢复桨距角反馈调节器的调桨速度。

在第一方面的一种可能的实施方式中，调高风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，包括：调高桨距角反馈调节器的调节参数，以调高风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度；和/或，减小桨距角反馈调节器的给定转速值，以增大风力发电机组的实际转速和给定转速之间的差值。

在第一方面的一种可能的实施方式中，根据运行工况数据，预测风电场的风况，包括：根据运行工况数据，绘制风电场的风速与风向玫瑰图，风速与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的风力发电机组风速数据的累加值；根据风速与风向玫瑰图，预测风电场的风况。

在第一方面的一种可能的实施方式中，根据风速与风向玫瑰图，预测风电场的风况，包括：判断风速与风向玫瑰图的半径是否达到第一预设半径，第一预设半径为一台或者多台处于迎风面的风力发电机组的风速数据达到预设的阵风风速时，风电场中所有风力发电机组风速数据的累加值；若风速与风向玫瑰图的半径达到第一预设半径，则预测风电场的风况为阵风。

在第一方面的一种可能的实施方式中，根据运行工况数据，预测风电场的风况，包括：根据运行工况数据，绘制风电场的阵风机组数目与风向玫瑰图，阵风机组数目与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的阵风机组数目，阵风机组数目为风电场中风速变化率大于预设阵风风速变化率的风力发电机组数目，或者，风速变化率大于预设阵风风速变化率，且桨距角变化率大于预设阵风桨距角变化率的风力发电机组数目；根据阵风机组数目与风向玫瑰图，预测风电场的风况。

在第一方面的一种可能的实施方式中，根据风电场的阵风机组数目与风向玫瑰图，预测风电场的风况，包括：判断阵风机组数目与风向玫瑰图的半径是否达到第二预设半径；若阵风机组数目与风向玫瑰图的半径达到第二预设半径，则预测风电场的风况为阵风。

第二方面，本发明实施例提供一种调桨控制装置，该调桨控制装置包括：

获取模块，用于获取风电场中风力发电机组的运行工况数据；

调节模块，用于若风况为阵风，则调高风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，直到阵风结束，恢复桨距角反馈调节器的调桨速度。

在第二方面的一种可能的实施方式中，预测模块用于：根据运行工况数据，绘制风电场的风速与风向玫瑰图，风速与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的风力发电机组风速数据的累加值；根据风速与风向玫瑰图，预测风电场的风况；或者，根据运行工况数据，绘制风电场的阵风机组数目与风向玫瑰图，阵风机组数目与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的阵风机组数目；阵风机组数目为风电场中风速变化率大于预设阵风风速变化率的风力发电机组数目，或者，风速变化率大于预设阵风风速变化率，且桨距角变化率大于预设阵风桨距角变化率的风力发电机组数目；根据阵风机组数目与风向玫瑰图，预测风电场的风况。

在第二方面的一种可能的实施方式中，该装置设置在风力发电机组的主控制器或者变桨控制器中。

第三方面，本发明实施例提供一种调桨控制装置，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，处理器执行程序时实现如上所述的调桨控制方法。

第四方面，本发明实施例提供一种计算机可读存储介质，其上存储有程序，程序被处理器执行时实现如上所述的调桨控制方法。

如上所述，本发明实施例一方面能够基于风电场中风力发电机组的运行工况数据的变化，有效预测到风电场的风况；另一方面能够采用主动干涉的方式，调高各风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，克服自动调桨操作的滞后性，实现了及时对风电场中的风力发电机组执行调桨操作的目的，从而能够避免在阵风风况下，由于振动或者过速停机而影响风力发电机组安全运行。

附图说明

从下面结合附图对本发明的具体实施方式的描述中可以更好地理解本发明其中，相同或相似的附图标记表示相同或相似的特征。

图1为本发明实施例提供的风力发电机组的转速以及电磁扭矩随风速的变化示意图；

图2为本发明一个实施例提供的风电场布局示意图；

图3为本发明一个实施例提供的调桨控制方法的流程示意图；

图4为本发明另一实施例提供的调桨控制方法的流程示意图；

图5为本发明实施例提供的风速与风向玫瑰图的示意图；

图6为本发明又一实施例提供的调桨控制方法的流程示意图；

图7为本发明实施例提供的阵风机组数目与风向玫瑰图的示意图；

图8为本发明另一实施例提供的风电场布局示意图；

图9为本发明实施例提供的调桨控制装置的结构示意图。

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。在下面的详细描述中，提出了许多具体细节，以便提供对本发明的全面理解。

正常风况下，风速变化缓慢，风力发电机组转速的变化也相对缓慢。利用桨距角反馈调节器对风力发电机组进行自动调桨，可以维持该正常风况下风力发电机组的转速保持稳定。

而阵风风况下，风速短时间内变化较快，容易导致调桨不及时。下面对阵风风况下的风力发电机组的调桨过程进行说明。

图1为本发明实施例提供的风力发电机组的转速以及电磁扭矩随风速的变化示意图。图1从上至下依次示出了风速变化曲线101、转速变化曲线102和电磁扭矩变化曲线103。

其中，横坐标表示时间，纵坐标仅表示曲线101、102和103的变化趋势，不表示彼此的数值大小关系。如图1所示：

t1-t2时间段内风速变化缓慢，发电机转速和电磁扭矩的变化也相对缓慢。

t2时刻之后风速突然升高，阵风开始。在风能作用下发电机转速随之升高，由于电磁扭矩设有针对变化率限幅，例如800Nm/s，因此电磁扭矩变化存在一定滞后性，不会立即升高到与当前转速相匹配。

t3时刻风速升高到最大值，t3时刻之后风速突然降低，发电机转速也随之降低。考虑到电磁扭矩变化的滞后性，电磁扭矩先升高后降低。

t4时刻电磁扭矩升高到最大，t4时刻之后风速变化缓慢，阵风结束。发电机转速和电磁扭矩继续降低，发电机转速至t5时刻降低至最小值。

以PID反馈调节器为例，增量式PID反馈调节器的调节原理为：

u(k)＝Kp(e(k)-e(k-1))+Ki(e(k)+Kd(e(k)-2e(k-1)+e(k-2)) (1)

其中，u(k)是PID反馈调节器本次输出的变桨速度值，e(k)是本次偏差，即实际转速和给定转速的偏差，在给定转速到达目标转速时，也是实际转速和目标转速的偏差，e(k-1)是上次偏差，e(k-2)是上上次偏差，Kp、Ki和Kd分别为PID反馈调节器的比例、积分、微分参数值。

从式(1)中可看出，PID反馈调节器输出的变桨速度值与实际转速和给定转速的差值有关，主要依据给定转速值和实际转速值的偏差进行反馈调节。

结合图1，阵风初期发电机转速未明显上升，PID反馈调节器检测到给定转速值和实际转速值的偏差较小，输出的调桨控制量也较小。只有当风速明显变化，发电机转速的变化幅度达到一定值，使得PID反馈调节器检测到给定转速值和实际转速值较大后，才开始进行调桨控制，因此，反馈调桨过程总存在一定的滞后性。这种滞后性在正常风况下无关紧要，而在阵风风况下，则会导致发电机过速停机，或者引起发风力发电机组振动。

另外，考虑到发电机转速上升后，发电机加载的电磁扭矩(即转矩)会相应增加，以实现风力发电机组的最大功率输出。

假设风能为W1，风力发电机处于发电运行时，风能使发电机产生的旋转能为W2，发电机产生的电磁能为W3，根据能量守恒原理，并网后发电机的能量守恒公式为：

W1＝W2+W3 (2)

出现阵风，风能W1突然变大时，发电机产生的旋转能W2也突然增加。此时，为保证风力发电机组的稳定运行，需要对发电机的电磁扭矩的增加进行速度限制，即不使电磁扭矩立即增加到预定数值，根据公式(2)，电磁能W3增加缓慢必然会引起发电机转速继续上升，甚至导致风力发电机组超速。

当风能W1突然下降时，发电机产生的旋转能W2也突然下降，由于此时发电机的电磁扭矩还处于上升阶段或者下降速度较慢，根据公式(2)，电磁能W3下降缓慢必然会引起发电机转速继续下降。

结合以下经典力学公式：

v1＝v0+at (3)

F＝ma (4)

其中，a表示加速度，F表示力，m表示质量，t为时间，v0表示初速度，v1表示现速度。在v1和v0不变的情况下，若时间t越短，则产生的加速度a越大，产生的冲击力F也越大。

因此，阵风工况下，若F完全作用在风力发电机组上，往往会导致风力发电机组过速，并对风力发电机组产生一定振动冲击，影响风力发电机组的安全运行。

图2为本发明一个实施例提供的风电场布局示意图。风电场的形状包括但不局限于矩形或者图2中示出的圆形。

如图2所示，风电场中分布有多台风力发电机组，这些风力发电机组按照预定规则分散布置于风电场中，以保证每台风力发电机组具有较高的风能捕获能力。

结合图2，A为风电场中的来风方向。正常风况时，风电场中的风力发电机组检测到的风速数据和风向数据基本一致。阵风风况时，处于迎风面的风力发电机组(外围风机)，比如分布于虚线O-O以左的风力发电机组检测到的风速会先升高，且随着阵风的推进，分布于虚线O-O以右的风力发电机组检测到的风速逐渐升高。

由此，可以根据风电场中的风力发电机组检测到的风速数据的变化，提前预测风电场中是否发生阵风，以及时切入对风电场中风力发电机组的调桨操作。

基于上述问题，本发明实施例提供了一种调桨控制方法和装置、计算机可读存储介质，能够有效预测阵风风况，且能够基于阵风风况及时切入风力发电机组的调桨操作，避免振动或者过速停机等影响风力发电机组安全运行的现象发生。

图3为本发明一个实施例提供的调桨控制方法的流程示意图。如图3所示，该调桨控制方法包括步骤301至步骤303。

在步骤301中，获取风电场中风力发电机组的运行工况数据。

其中，运行工况数据指的是风力发电机组运行过程中采集的数据，比如，风向数据、风速数据和桨距角数据等。

在一个示例中，运行工况数据可以基于数据采集与监视控制系统(SupervisoryControl and Data Acquisition，SCADA))系统采集得到。

在另一示例中，风电场中的中央监控设备与风电场中各风力发电机组的SCADA系统连接，从而获取到各风力发电机组的运行工况数据。

在步骤302中，根据运行工况数据，预测风电场的风况。

结合图2，由于阵风发生时，风电场中处于迎风面的一台或者多台外围风机采集的运行工况数据会快速变化，因此，只需要基于这些运行工况数据的变化，就能够有效预测到风电场的风况。

考虑到风力发电机组的自动调桨过程总存在一定的滞后性。比如，只有当风速明显变化，发电机转速的变化幅度达到一定值，使得PID反馈调节器检测到给定转速值和实际转速值较大后，才开始进行调桨控制。

在步骤303中，若风况为阵风，则调高风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，直到阵风结束，恢复桨距角反馈调节器的调桨速度。

实际运行时，中央监控设备可以向风电场内各个风力发电机组下发阵风到来标志。即采用主动干涉的方式，调高各风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，从而克服自动调桨操作的滞后性，以在阵风风况下及时对风电场中的风力发电机组执行调桨操作。

在一个可选实施例中，可以通过调高所述桨距角反馈调节器的调节参数，来调高风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度。其中，调节参数包括以参数中的至少一个：比例调节系数Kp、积分调节系数Ki和微分调节系数Kd。

在一个可选实施例中，也可以通过减小桨距角反馈调节器的给定转速值，增大风力发电机组的实际转速和给定转速之间的差值的方式，来调高风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，从而在阵风到来时，加速对处于额定转速运行状态的风力发电机组执行收桨操作，避免发电机过速停机，或者引起发风力发电机组振动。由于只需要直接更改目标转速值的参数即可，且修改后的控制仍保留原有桨距角反馈调节器的控制过程，所以具有现场调试、测试所花费的时间短的优点。

在一个可选实施例中，可以即调高所述桨距角反馈调节器的调节参数，也减小桨距角反馈调节器的给定转速值，增大风力发电机组的实际转速和给定转速之间的差值，在两者共同作用下，进一步调高所述风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度。

如上所述，本发明实施例一方面能够基于风电场中风力发电机组的运行工况数据的变化，有效预测到风电场的风况；另一方面能够采用主动干涉的方式，调高各风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，克服自动调桨操作的滞后性，实现了及时对风电场中的风力发电机组执行调桨操作的目的，从而能够避免在阵风风况下，由于振动或者过速停机而影响风力发电机组安全运行。

此外，本发明实施例在阵风风况时，调高风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，能够够弥现阶段补桨距角反馈调节器的不足，尤其是防止过速的有效性的不足。

另外，本发明实施例没有大幅度增加电磁转矩值，所以不会引起机组载荷的振动或转速的突变抖动。

需要说明的是，在步骤303中，当风电场中的风况为阵风时，可以减小风电场中所有风力发电机组中的桨距角反馈调节器的给定风速值，也可以根据实际需要减小风电场中部分风力发电机组中的桨距角反馈调节器的给定风速值，此处不进行限定。

基于风况预测所需的运行工况数据的不同，本发明实施例提供了两种不同的风电场风况预测方式。

图4为本发明另一实施例提供的调桨控制方法的流程示意图，图4与图3的不同之处在于，图3中的步骤302可细化为图4中的步骤3021和步骤3022，用于作为第一种预测方式，该预测方式主要基于风速数据和风向数据对风电场风况进行预测。

在步骤3021中，根据运行工况数据，绘制风电场的风速与风向玫瑰图，风速与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的风力发电机组风速数据的累加值。

图5为本发明实施例提供的风速与风向玫瑰图的示意图。其中，风向即风的来向，是指从外面吹向中心的方向。极坐标中的N表示正北方向(0度方向)，S表示正南方向，E表示正东方向，W表示正西方向。极坐标中的半径表示对应所属风向区间的风力发电机组风速数据的累加值。半径X1-X5指示的风速数据累加值依次递增。

图5示出的风向区间包括：[0°,5°]、[5°,10°]、[10°,15°]和[15°,20°]。风向区间的宽度可以根据风力发电机组的调桨控制精度和风向仪的测量精度进行设定。风力发电机组的调桨控制精度越高，风向仪的测量精度越高，则风向区间的宽度可以适当减小。

如图5所示，当前时刻风电场中的所有风力发电机组均正对风向A，风向A处于北偏西10度～15度之间，P1指示的半径表示与风向区间(北偏西10度～15度)对应的风力发电机组风速数据的累加值。

为便于本领域技术人员理解，请参看表1，表1为与图5对应的风速与风向玫瑰图的数据表。

表1中第一列为风向区间编号，第二列为各风向区间对应的角度范围，第三列为各风向区间对应的风速数据累加值，采用数据表形式可方便程序的逻辑运算。

表1

风向区间编号	角度范围	风速数据累加值
			1	北偏西0°～5°	0
2	北偏西5°～10°	0
			3	北偏西10°～15°	M
4	北偏西15°～20°	0
			……	……	……

如表1所示，风向区间3(即北偏西10°～15°)内，风电场的风速数据累加值为M，而其余风向区间风电场的风速数据累加值均为0。即没有风的方向上，风电场的风速数据累加值均为0。对应地，若发生阵风时，风向区间3对应的风速数据累加值会迅速增大。

在步骤3022中，根据风速与风向玫瑰图，预测风电场的风况。

具体地，可以通过判断风速与风向玫瑰图的半径是否达到第一预设半径，若风速与风向玫瑰图的半径达到第一预设半径，则预测风电场的风况为阵风。

由于对于整个风电场而言，若风速变化缓慢，则风电场中所有风力发电机组的风速数据的累加值也会在一个范围内波动。若发生阵风，处于迎风面的外围风机(参阅图2)，比如分布于虚线O-O以左的风力发电机组检测到的风速会先升高，随着阵风的推进，分布于虚线O-O以右的风力发电机组检测到的风速才逐渐升高，则风电场中所有风力发电机组的风速数据的累加值会上升，因此，第一预设半径可以为一台或者多台处于迎风面的风力发电机组的风速数据达到预设的阵风风速时，风电场中所有风力发电机组风速数据的累加值。

需要说明的是，第一预设半径的大小可以根据风电场的实际风速进行设定。若实际风速较高，则预设阈值也相应升高，若实际风速较低，则预设阈值也相应降低。在一示例中，若风电场中的风力发电机组数量为n，n为大于1的整数，风电场的实际风速约为v0，那么第一预设半径的值应该大于n与v0的乘积。

由于本发明实施例采用风速与风向玫瑰图对风电场中所有风力发电机组的数据进行统计，包括将对应所属风向区间的风力发电机组风速数据的累加值作为风速与风向玫瑰图的半径，并将一台或者多台处于迎风面的风力发电机组的风速数据达到预设的阵风风速时，风电场中所有风力发电机组风速数据的累加值作为对风电场进行阵风评估的参考半径，从而能够结合阵风风况时风电场的风速变化趋势对风电场的风况进行全局预测，与对单台风力发电机组分别进行风况预测相比，不仅具有较高的风电场预测精度，而且能够降低预测所需资源和系统开发进度，十分适合推广使用。

此外，基于风速与风向玫瑰图对风电场的风况预测方式能够更直观地显示风电场风况变化趋势，以便工作人员可以实时监测风电场风况。

图6为本发明又一实施例提供的调桨控制方法的流程示意图，图6与图3的不同之处在于，图3中的步骤302可细化为图4中的步骤3023和步骤3024，用于作为第二种预测方式。

在步骤3023中，根据运行工况数据，绘制风电场的阵风机组数目与风向玫瑰图，阵风机组数目与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的阵风机组数目。

其中，阵风机组数目可以为风电场中风速变化率大于预设阵风风速变化率的风力发电机组数目，可以为风速变化率大于预设阵风风速变化率，且桨距角变化率大于预设阵风桨距角变化率的风力发电机组数目。风速变化率可以根据同一风力发电机组当前时刻和上一时刻的风速数据计算得到。桨距角变化率可以根据同一风力发电机组当前时刻和上一时刻的桨距角数据计算得到。

由于风力发电机组遇到阵风时，为维持风力发电机组转速稳定，会使桨距角向增大的方向调节。本发明实施例基于风速数据和桨距角数据的双重判断，结合风速变化率和桨距角变化率一起进行阵风预测，能够降低阵风风速的瞬变性对预测结果的影响，从而更精准地预测风电场的真实风况。实际运行时，上述统计风速变化率以及桨距角变化率的步骤可以由中央监控设备或者各风力发电机组执行。

图7为本发明实施例提供的阵风机组数目与风向玫瑰图的示意图。其中，极坐标中的N表示正北方向(0度方向)，S表示正南方向，E表示正东方向，W表示正西方向。极坐标中的半径表示阵风机组数目，半径Y1-Y5指示的阵风机组数目依次递增。

如图7所示，当前时刻风电场中的所有风力发电机组均正对风向A，风向A处于北偏西10度～15度之间，P1指示的半径表示与风向区间(北偏西10度～15度)对应的阵风机组数目。

在步骤3024中，根据阵风机组数目与风向玫瑰图，预测风电场的风况。

具体地，可以通过判断阵风机组数目与风向玫瑰图的半径是否达到第二预设半径；若阵风机组数目与风向玫瑰图的半径达到第二预设半径，则预测风电场的风况为阵风。

由于发生阵风时，处于迎风面的外围风机(参阅图2)，比如分布于虚线O-O线以左的风力发电机组检测到的风速会先升高，先处于阵风状态，随着阵风的推进，分布于虚线O-O以右的风力发电机组逐渐处于阵风状态。在一示例中，第二预设半径可以为分布于虚线O-O线以左的风力发电机组数目。

与风速与风向玫瑰图不同，本发明实施例是采用阵风机组数目与风向玫瑰图对风电场中所有风力发电机组的数据进行统计，从机组数目角度结合阵风风况时风电场的风速变化趋势对风电场的风况进行全局预测，不仅具有较高的风电场预测精度，而且方案简单灵活，十分适合推广使用。

图8为本发明另一实施例提供的风电场布局示意图，图8与图2的不同在于，图8中的风向从A变为B，且B与A所处的风向区间不同。

具体地，当预测风电场风况为阵风时，中央监控设备可以向风电场内各个风力发电机组下发阵风到来标志，同时将新变化的风向B所属的风向区间下发给风电场内各风力发电机组。各风力发电机组接收到阵风到来标志且检测到新变化的风向B所属的风向区间与当前机舱方向不一致时，暂时不执行偏航或者小角度偏航，从而防止风力发电机组过速。

需要说明的是，为保证风力发电机的安全，上述偏航控制的优先级应低于风力发电机自身的侧风偏航。

进一步地，若阵风结束后，可以恢复桨距角反馈调节器的调桨速度，使桨距角反馈调节器按照缺省调节参数执行自动调桨操作。

如上所述，由于本发明实施例不需要对风速进行精准测量，不需要检测风力发电机组之间的距离，也不需要控制精准的调桨控制策略，而是在阵风到来的一段时间内，通过加快调桨速度来防止风力发电机过速停机。因此，控制方法简单，安全性高，发电量损失小。

图9为本发明一个实施例提供的调桨控制装置的结构示意图。如图9所示，该调桨控制装置包括获取模块901、预测模块902和调节模块903。

其中，获取模块901用于获取风电场中风力发电机组的运行工况数据。

预测模块902用于根据运行工况数据，预测风电场的风况。具体地，预测模块用于：根据运行工况数据，绘制风电场的风速与风向玫瑰图，风速与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的风力发电机组风速数据的累加值；根据风速与风向玫瑰图，预测风电场的风况；或者，根据运行工况数据，绘制风电场的阵风机组数目与风向玫瑰图，阵风机组数目与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的阵风机组数目；阵风机组数目为风电场中风速变化率大于预设阵风风速变化率的风力发电机组数目，或者，风速变化率大于预设阵风风速变化率，且桨距角变化率大于预设阵风桨距角变化率的风力发电机组数目；根据阵风机组数目与风向玫瑰图，预测风电场的风况。

调节模块903用于若风况为阵风，则调高风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，直到阵风结束，恢复桨距角反馈调节器的调桨速度。

在一个可选实施例中，上述调桨控制装置可以是具有逻辑运算功能的独立器件。此外，从避免对现有硬件结构改造的方面考虑，上述调桨控制装置也可以设置在风力发电机组的主控制器或者变桨控制器中，只需要进行简单的修改，就能实现所述功能，具有开发时间很短、工作量小的优点。

本发明实施例还提供一种调桨控制装置，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，处理器执行程序时实现如上所述的调桨控制方法。

本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有程序，程序被处理器执行时实现如上所述的调桨控制方法。

需要明确的是，本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。对于装置实施例而言，相关之处可以参见方法实施例的说明部分。本发明实施例并不局限于上文所描述并在图中示出的特定步骤和结构。本领域的技术人员可以在领会本发明实施例的精神之后，作出各种改变、修改和添加，或者改变步骤之间的顺序。并且，为了简明起见，这里省略对已知方法技术的详细描述。

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，本发明实施例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。

本发明实施例可以以其他的具体形式实现，而不脱离其精神和本质特征。例如，特定实施例中所描述的算法可以被修改，而系统体系结构并不脱离本发明实施例的基本精神。因此，当前的实施例在所有方面都被看作是示例性的而非限定性的，本发明实施例的范围由所附权利要求而非上述描述定义，并且，落入权利要求的含义和等同物的范围内的全部改变从而都被包括在本发明实施例的范围之中。

Claims (12)

1.一种调桨控制方法，其特征在于，包括：

获取风电场中风力发电机组的运行工况数据；

根据所述运行工况数据，预测所述风电场的风况；

若所述风况为阵风，则调高所述风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，直到所述阵风结束，恢复所述桨距角反馈调节器的调桨速度。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述调高所述风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，包括：

调高所述桨距角反馈调节器的调节参数，以调高所述风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度；和/或，

减小所述桨距角反馈调节器的给定转速值，以增大所述风力发电机组的实际转速和所述给定转速之间的差值。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述运行工况数据，预测所述风电场的风况，包括：

根据所述运行工况数据，绘制所述风电场的风速与风向玫瑰图，所述风速与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的风力发电机组风速数据的累加值；

根据所述风速与风向玫瑰图，预测所述风电场的风况。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据所述风速与风向玫瑰图，预测所述风电场的风况，包括：

判断所述风速与风向玫瑰图的半径是否达到第一预设半径，所述第一预设半径为一台或者多台处于迎风面的风力发电机组的风速数据达到预设的阵风风速时，所述风电场中所有风力发电机组风速数据的累加值；

若所述风速与风向玫瑰图的半径达到所述第一预设半径，则预测所述风电场的风况为阵风。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述运行工况数据，预测所述风电场的风况，包括：

根据所述运行工况数据，绘制所述风电场的阵风机组数目与风向玫瑰图，所述阵风机组数目与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的阵风机组数目，所述阵风机组数目为所述风电场中风速变化率大于预设阵风风速变化率的风力发电机组数目，或者，风速变化率大于所述预设阵风风速变化率，且桨距角变化率大于预设阵风桨距角变化率的风力发电机组数目；

根据所述阵风机组数目与风向玫瑰图，预测所述风电场的风况。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述根据所述风电场的阵风机组数目与风向玫瑰图，预测所述风电场的风况，包括：

判断所述阵风机组数目与风向玫瑰图的半径是否达到第二预设半径；

若所述阵风机组数目与风向玫瑰图的半径达到所述第二预设半径，则预测所述风电场的风况为阵风。

7.根据权利要求1-6中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述根据所述运行工况数据，预测所述风电场的风况之后，所述方法还包括：

若所述风况为阵风，且所述阵风的风向发生变化，则暂停对所述风电场中的风力发电机组执行偏航操作，或者调低所述风力发电机组的目标偏航角度。

8.一种调桨控制装置，其特征在于，包括：

获取模块，用于获取风电场中风力发电机组的运行工况数据；

预测模块，用于根据所述运行工况数据，预测所述风电场的风况；

调节模块，用于若所述风况为阵风，则调高所述风力发电机组的桨距角反馈调节器的调桨速度，直到所述阵风结束，恢复所述桨距角反馈调节器的调桨速度。

9.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述预测模块用于：

根据所述运行工况数据，绘制所述风电场的风速与风向玫瑰图，所述风速与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的风力发电机组风速数据的累加值；根据所述风速与风向玫瑰图，预测所述风电场的风况；或者，

根据所述运行工况数据，绘制所述风电场的阵风机组数目与风向玫瑰图，所述阵风机组数目与风向玫瑰图的半径为对应所属风向区间的阵风机组数目；所述阵风机组数目为所述风电场中风速变化率大于预设阵风风速变化率的风力发电机组数目，或者，风速变化率大于所述预设阵风风速变化率，且桨距角变化率大于预设阵风桨距角变化率的风力发电机组数目；根据所述阵风机组数目与风向玫瑰图，预测所述风电场的风况。

10.根据权利要求8或9所述的装置，所述装置设置在所述风力发电机组的主控制器或者变桨控制器中。

11.一种调桨控制装置，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1-7任意一项所述的调桨控制方法。

12.一种计算机可读存储介质，其上存储有程序，其特征在于，所述程序被处理器执行时实现如权利要求1-7任意一项所述的调桨控制方法。