CN109813929B - 风力发电机的风速测量方法及系统 - Google Patents

Abstract

提供一种风力发电机的风速测量方法及系统。所述风力发电机的风速测量方法包括：获取风力发电机叶片的方位角；基于获取的方位角与预定的方位角阈值，确定至少一个风速仪是否被所述风力发电机叶片遮挡；在预定的时间段内，以预定的采样间隔，获取所述至少一个风速仪中的未被遮挡的风速仪的风速值，而中断获取所述至少一个风速仪中的被遮挡的风速仪的风速值；基于获取的风速值，计算所述预定的时间段内的平均风速值。所述风力发电机的风速测量方法及系统能够根据风力发电机的叶片的方位角位置，切换地或间断地获取风力发电机的风速仪的风速值，减小叶片对风速测量值的影响，提高风速测量精度。

Description

风力发电机的风速测量方法及系统

技术领域

以下描述涉及风电领域，具体地说，涉及一种风力发电机的风速测量方法及系统。

背景技术

能源是社会经济和人类生活的主要物质基础，是社会发展的动力。然而，作为世界能源主要支柱的石油、煤炭、天然气等不可再生的能源的储量日趋减少，世界各个国家都在发展风力发电，风力发电作为新能源，已经形成了成熟的规模。

随着风力发电机组规模的逐渐扩大和机组安全保护的日趋完善，风力发电机组的运行的发电性能，即，提高风力发电机的发电量和可利用率，受到了越来越多的重视。如何充分利用风能，获取最大能源和经济效益，成为风力发电机组的主控系统必须面临的问题。

目前，风力发电机的启动控制方式一般为：风力发电机自身的风速传感器检测到风速值持续2～5分钟大于启动风速后，如果风力发电机处于待机状态，则启动风机，这种方法由于添加了延时判断，可以防止风力发电机在风速值较小时不必要的启机。

然而，当风力发电机在小风启动时，由于风速较小，且轮毂旋转速度较慢，会导致叶片(例如，叶片位于竖直向上的位置时)对风速仪的遮挡时间比较长。由于风力发电机的启动条件是检测当风速值持续一段时间(一般是3分钟)大于启动风速(一般是3米/秒)，所以可能会导致风速测量值偏低使机组不能启动。

此外，参照示出风力发电机的基本结构示意图的图1。风速仪106、风速仪107位于风力发电机的机舱103的尾部，风力发电机的轮毂108需要朝向风来的方向，所以如图1中叶片102(在图1中，还包括叶片101以及由于图1的视角原因被叶片101遮挡的另一叶片)的位置所示，当叶片102转到竖直向上的位置时，会遮挡风速仪106、风速仪107，从而影响风速仪106、风速仪107的风速测量值；其影响程度在大风以及在轮毂108旋转速度较快时影响较小；而在风速较小、轮毂108旋转速度较慢时，叶片对风速仪106和风速仪107的遮挡影响会很大。

如图1所示，目前的风力发电机的风速仪都安装于风力发电机机舱的尾部，当风力发电机正对风向时，风力发电机的叶片会对风速仪造成遮挡。目前的一种解决方法是：将风速仪的海拔高度升高，然而由于叶片的长度比较长(一般大于40米)，因此依然无法避免风速仪被叶片遮挡而导致风速测量值偏低，尤其在小风时，风速仪受叶片遮挡影响比较严重，导致风速仪所测量的风速值不准确，影响风力发电机的风能利用率和发电量。

发明内容

为了解决上述的由于叶片对风速仪的遮挡导致风速仪所测量的风速值不准确从而影响风力发电机的风能利用率和发电量的问题，根据本发明构思的一方面，本发明提供一种风力发电机的风速测量方法，其中，所述风力发电机的风速测量方法包括：获取风力发电机叶片的方位角；基于获取的方位角与预定的方位角阈值，确定至少一个风速仪是否被所述风力发电机叶片遮挡；在预定的时间段内，以预定的采样间隔，获取所述至少一个风速仪中的未被遮挡的风速仪的风速值，而中断获取所述至少一个风速仪中的被遮挡的风速仪的风速值；基于获取的风速值，计算所述预定的时间段内的平均风速值。

可选地，当所述至少一个风速仪包括第一风速仪和第二风速仪时，基于所述第一风速仪与所述第二风速仪之间的距离、所述第一风速仪或所述第二风速仪相对于风力发电机的机舱的顶部的高度来确定所述预定的方位角阈值。

可选地，当所述至少一个风速仪包括第一风速仪和第二风速仪时，基于所述第一风速仪与所述第二风速仪之间的距离、所述第一风速仪或所述第二风速仪到所述风力发电机叶片的旋转平面的水平距离来确定所述预定的方位角阈值。

可选地，基于获取的方位角与预定的方位角阈值，确定至少一个风速仪是否被所述风力发电机叶片遮挡的步骤包括：基于所述风力发电机叶片的旋转方向、所述第一风速仪的位置以及所述预定的方位角阈值确定第一范围，当所述风力发电机叶片的方位角位于所述第一范围时，确定所述风力发电机叶片不遮挡所述第一风速仪；基于所述风力发电机叶片的旋转方向、所述第二风速仪的位置以及所述预定的方位角阈值确定第二范围，当所述风力发电机叶片的方位角位于根据所述第二范围时，确定所述风力发电机叶片不遮挡所述第二风速仪。

可选地，所述第一范围为(2b+δ，360-b+δ)，所述第二范围为(b+δ，360-2b+δ)；或者所述第一范围和所述第二范围均为(2b+δ，360-2b+δ)，其中，b为所述预定的方位角阈值的一半，δ为裕度角度。

可选地，当所述至少一个风速仪包括第三风速仪时，基于所述第三风速仪与风力发电机机舱的中心线的距离以及所述第三风速仪相对于风力发电机机舱的顶部的高度、或者基于所述第三风速仪与风力发电机机舱的中心线的距离以及所述第三风速仪到所述风力发电机叶片的旋转平面的水平距离，来确定所述预定的方位角阈值。

可选地，基于获取的方位角与预定的方位角阈值，基于获取的方位角与预定的方位角阈值，确定至少一个风速仪是否被所述风力发电机叶片遮挡的步骤包括：当所述风力发电机叶片的方位角位于根据所述预定的方位角阈值设置的第三范围时，确定所述风力发电机叶片不遮挡所述第三风速仪。

可选地，所述第三范围为(2b+δ，360-2b+δ)，其中，b为所述预定的方位角阈值的一半，δ为裕度角度。

根据本发明构思的另一方面，本发明提供一种风力发电机的风速测量系统。所述风力发电机的风速测量系统可包括：传感器，获取风力发电机叶片的方位角；至少一个风速仪，测量风速值；控制器，被配置为：基于获取的方位角与预定的方位角阈值，确定所述至少一个风速仪是否被所述风力发电机叶片遮挡；在预定的时间段内，以预定的采样间隔，获取所述至少一个风速仪中的未被遮挡的风速仪的风速值，而中断获取所述至少一个风速仪中的被遮挡的风速仪的风速值；基于获取的风速值，计算所述预定的时间段内的平均风速值。

根据本发明构思的风力发电机的风速测量方法及系统能够根据风力发电机的叶片的方位角位置，切换地或间断地获取风力发电机的风速仪的风速值，当风速仪在风向方向上被叶片遮挡时，避免获取不准确的风速值，减小叶片对风速测量值的影响，提高风速测量精度，从而保证风力发电机能够正常启动，并且还能够提高风力发电机的风能利用率和发电量。

附图说明

以下将参照附图对本发明的示例实施例进行详细描述，其中，

图1是风力发电机的基本结构示意图；

图2是根据本发明的示例实施例的风力发电机的尾部视角示意图；

图3是根据本发明的示例实施例的风力发电机的尾部视角示意图；

图4是根据本发明的示例实施例的风力发电机的风速测量方法；

图5至图6b是根据本发明的示例实施例的预定的方位角阈值的示意图；

图7是根据本发明的另一示例实施例的预定的方位角阈值的示意图。

贯穿附图和具体实施方式，相同的参考标号表示相同的元件。为了清楚、说明和方便，附图可不按比例，附图中的元件的相对大小、比例和描绘可被夸大。

具体实施方式

本发明可具有各种变形和各种实施例，应理解，本发明不限于这些实施例，而是包括本发明的精神和范围内的所有变形、等同物和替换。

在本发明的示例实施例中使用的术语仅用于描述特定实施例，而不是为了限制示例实施例。

在本发明中，可使用诸如“第一”和“第二”等序数的表述来修饰各种元件。然而，这些元件不被以上表述所限制。例如，以上表述不限制元件的顺序和/或重要性。以上表述仅将一个元件与其他元件进行区分。例如，在不脱离本发明的实施例的范围的情况下，第一元件可被称为第二元件，并且相似地，第二元件可被称为第一元件。

图2和图3是根据本发明的示例实施例的风力发电机的尾部视角示意图。在本申请中，为了描述的方便，以包括3个叶片的风力发电机作为示例进行描述，但是本发明构思不限于此，根据工程实践，本发明构思也适用于包括其他数量叶片的风力发电机。

参照图2，当叶片301的叶尖竖直向上时，叶片301的方位角为0度，叶片301转动一周后再次转到叶尖竖直向上的位置，叶片301的方位角为360度。即，风力发电机叶片的方位角为随着叶片旋转在0～360度之间连续、周期性变化的角度值。同时，三个叶片(叶片301、叶片302和叶片303)的角度差互为120度，当叶片301的方位角为0度并且(从风力发电机的尾部视角观察)叶片进行逆时针旋转时，叶片303的方位角为120度，叶片302的方位角为240度。

风速仪106(也可称为第一风速仪)和风速仪107(也可称为第二风速仪)安装在风力发电机机舱的顶部上。在风力发电机叶片旋转中，叶片301、叶片302和叶片303对风速仪107和风速仪106的遮挡情况是周期性相同的，因此，为了简明，下面的描述仅以叶片301作为示例进行描述。

如图2所示，当叶片301的方位角为0度时，叶片301对风速仪106和风速仪107均造成了遮挡。

如图3所示，当叶片301的方位角为a度时，叶片301未对风速仪106和风速仪107造成遮挡。

下面参照图4至图6来描述根据本发明的示例实施例的风力发电机的风速测量方法。

图4是根据本发明的示例实施例的风力发电机的风速测量方法。参照图4，在步骤401，获取风力发电机叶片的方位角(例如，图3中所示的方位角a)。在该步骤中，获取每个风力发电机叶片的方位角。

在步骤402，基于获取的方位角与预定的方位角阈值，确定至少一个风速仪是否被风力发电机叶片遮挡。为了说明的简单，以下示例实施例，仅以两个风速仪(风速仪106和风速仪107)作为示例进行描述，但是本发明构思不限于此。在步骤402中，可根据每个风力发电机叶片的方位角，确定每个风力发电机叶片是否遮挡风速仪。为了说明的简单，以下描述仅以一个叶片作为示例进行描述。在一个示例实施例中，可基于风速仪106与第二风速仪107之间的距离、风速仪106或风速仪107相对于风力发电机机舱的顶部的高度来确定预定的方位角阈值。在另一示例实施例中，可基于风速仪106与风速仪107之间的距离、风速仪106或风速仪107到风力发电机叶片的旋转平面的水平距离来确定预定的方位角阈值。

图5至图7是根据本发明的示例实施例的预定的方位角阈值的示意图。图6a是图5的局部放大图，其针对风速仪106来确定预定的方位角阈值。参照图5和图6a，风速仪106与风速仪107之间的距离为d1，风速仪106相对于风力发电机机舱的顶部的高度为d2，则可根据等式(1)来计算角度b。

当叶片的方位角a为0度时，即，叶片的径向中心线位于0度位置，径向中心线两侧均有叶片结构，所以预定的方位角阈值可设置为角度b的两倍数值，即，预定的方位角阈值可设置为2b。

图6b是针对风速仪107来确定预定的方位角阈值，其确定方法与等式(1)的方法类似，在此省略其详细的描述。

图7是根据本发明的另一示例实施例的预定的方位角阈值的示意图。图7以风速仪106作为示例来确定角度b，从而可进一步确定预定的方位角阈值为角度b的两倍数值。

图7是风力发电机机舱的顶部的俯视图。参照图7，d1为风速仪106与风速仪107之间的距离；d2为风速仪106到叶片301的旋转平面的水平距离。图7中的角度b也可通过等式(1)来计算。

根据本发明的示例实施例，针对风速仪107，也可采用图7所示的方法来计算角度b，以确定预定的方位角阈值2b。在此情况下，采用风速仪107到风力发电机叶片301的旋转平面的水平距离作为d2。

此外，在本发明中，以两个风速仪作为示例，然而本发明构思不限于此。在一个示例实施例中，可安装更多个风速仪，以相邻两个风速仪之间的距离作为d1，各个风速仪相对于机舱的顶部的高度或者各个风速仪到叶片的旋转平面的水平距离作为d2来计算相应的角度，从而针对各个风速仪确定预定的方位角阈值。实际上，由于叶片的直径远远大于风速仪的直径，因此在安装更多个风速仪的情况下，所计算的相应的角度以及所确定的方位角阈值是基本相同的。

在另一示例实施例中，可仅安装一个风速仪(也可称为第三风速仪)，此时可以以该风速仪与风力发电机机舱的中心线的距离作为d1、该风速仪相对于风力发电机机舱的顶部的高度或者该风速仪到叶片的旋转平面的水平距离作为d2来计算角度b，并根据计算的角度b将2b确定为预定的方位角阈值。如果仅一个风速仪安装在机舱的中间位置，则d1为0，此时可根据工程实践经验来确定一个角度值作为预定的方位角阈值。

在步骤402中，基于获取的方位角与预定的方位角阈值确定至少一个风速仪(例如，风速仪106和风速仪107)是否被风力发电机叶片遮挡的步骤包括：基于风力发电机叶片301的旋转方向(如图3所示逆时针旋转)、风速仪106的位置(如图3所示位于机舱顶部的左部分)以及预定的方位角阈值确定第一范围，当风力发电机叶片301的方位角a位于第一范围(例如，(2b+δ，360-b+δ))时，确定风力发电机叶片301不遮挡风速仪106；基于风力发电机叶片301的旋转方向(如图3所示逆时针旋转)、风速仪107的位置(如图3所示位于机舱顶部的右部分)以及预定的方位角阈值确定第二范围，当风力发电机叶片301的方位角a位于第二范围(例如，(b+δ，360-2b+δ))时，确定风力发电机叶片301不遮挡风速仪107。其中，δ为裕度角度，可根据风速到达风速仪106和风速仪107的时间或者工程实践来设置δ。在上面的示例性实施例中，安装有多个风速仪(例如，风速仪106和风速仪107)，考虑可能由于叶片的旋转而造成不同时遮挡多个风速仪的情况，因此如上所述可针对每个风速仪分别设置范围(例如，第一范围和第二范围)。确定风速仪106和风速仪107是否被风力发电机叶片302和风力发电机叶片303遮挡的方法与上述方法相同，为了简明，在此省略重复的描述。

此外，为了简单应用，也可将针对风速仪106的第一范围以及针对风速仪107的第二范围均设置为(例如，(2b+δ，360-2b+δ)，即，当任意一个风力发电机叶片的方位角a位于(2b+δ，360-2b+δ)时，确定该风力发电机叶片不遮挡风速仪106和风速仪107；而当任意一个风力发电机叶片的方位角a位于(2b+δ，360-2b+δ)之外时，确定该风力发电机叶片同时遮挡风速仪106和风速仪107。

此外，当仅存在一个风速仪时，如上所述可计算得到角度b。在此情况下，由于仅存在一个风速仪，不需要考虑不同时遮挡多个风速仪的情况，因此可直接确定该风速仪未被风力发电机叶片遮挡的范围为第三范围(2b+δ，360-2b+δ)。然而，确定风力发电机叶片是否遮挡风速仪的方法不限于此。

在步骤403，在预定的时间段内，以预定的采样间隔，获取风速仪106和风速仪107中的未被遮挡的风速仪的风速值，而中断获取风速仪106和风速仪107中的被遮挡的风速仪的风速值。

在一个示例实施例中，可以以风力发电机叶片旋转一周的时间作为预定的时间段。在另一示例实施例中，可以以风力发电机叶片旋转1/n周的时间作为预定的时间段，n为风力发电机叶片的数量。假设以20ms作为预定的采样间隔，那么在预定的时间段内，每隔一个预定的采样间隔，根据步骤402的结果来确定是否获取风速仪106和/或风速仪107的风速值。例如，当在采样间隔处步骤402确定风速仪106和风速仪107均未被遮挡时，在步骤403获取两个风速仪的风速值；当在采样间隔处步骤402确定风速仪106未被遮挡而风速仪107被遮挡时，在步骤403获取风速仪106的风速值而中断获取风速仪107的风速值，反之亦然；当在采样间隔处步骤402风速仪106和风速仪107均被遮挡时，在步骤403中断获取两个风速仪的风速值。

上述方法可根据风力发电机的叶片的方位角位置，切换地或间断地获取风力发电机的风速仪的风速值，当风速仪在风向方向上被叶片遮挡时，避免获取不准确的风速值，减小叶片对风速测量值的影响，提高风速测量精度。

在步骤404，基于获取的风速值，计算预定的时间段内的平均风速值。

假设，在预定的时间段(叶片旋转一周的时间或者叶片旋转1/n周的时间)内，针对风速仪106和风速仪107总共获取了m个风速值，则对获取的m个风速值进行累加求和，然后将累加求和的结果除以m得到该预定的时间段内的平均风速值。

风力发电机叶片的转速越快，从安全和可靠性角度考虑，越需要对风速值进行检测。根据本发明构思，叶片每旋转一周或者1/n周求一次平均值，因此可以在风力发电机叶片转速变快时，自动缩短求均值的时间，不需要通过人工或程序等进行调整，方便且利于风力发电机组的安全。例如，假设风力发电机叶片的转速值为w，单位为rpm(转/分钟)，则风力发电机叶片转到一周，所需的时间t(单位：秒)为：

t＝360/(360w/60)＝60/w (2)

根据等式(2)可知，风力发电机叶片每旋转一周的时间t与风力发电机叶片的转速值w成反比，即，风力发电机叶片的转速值越快，平均风速值的计算时间也自动缩短，以保证高风速时风速测量的及时性。

返回参照图1，风力发电机的风速测量系统可包括获取风力发电机叶片的方位角的传感器(未示出)。可采用各种传感器(加速度传感器、角度传感器等)来获取风力发电机叶片的方位角。

此外，风力发电机的风速测量系统还可包括：用于测量风速值的至少一个风速仪(例如，风速仪106和/或风速仪107)，以及控制器104。控制器104被配置为：基于获取的方位角与预定的方位角阈值，确定至少一个风速仪是否被风力发电机叶片遮挡；在预定的时间段内，以预定的采样间隔，获取至少一个风速仪中的未被遮挡的风速仪的风速值，而中断获取至少一个风速仪中的被遮挡的风速仪的风速值；基于获取的风速值，计算预定的时间段内的平均风速值。

控制器104可基于风速仪106与风速仪107之间的距离、风速仪106和风速仪107相对于风力发电机机舱的顶部的高度来确定预定的方位角阈值。可选地，控制器104可基于风速仪106与风速仪107之间的距离、风速仪106和风速仪107到风力发电机叶片的旋转平面的水平距离来确定预定的方位角阈值。

控制器104可如步骤402中所描述，基于风力发电机叶片的旋转方向、风速仪106的位置以及预定的方位角阈值确定第一范围，当风力发电机叶片的方位角位于第一范围时，控制器104可确定风力发电机叶片不遮挡风速仪106；控制器104基于风力发电机叶片的旋转方向、风速仪107的位置以及预定的方位角阈值确定第而范围，当风力发电机叶片的方位角位于第二范围时，控制器104可确定风力发电机叶片不遮挡风速仪107。如以上步骤402中所描述，第一范围可以为(2b+δ，360-b+δ)，所述第二范围可以为(b+δ，360-2b+δ)；或者第一范围和第二范围均可以为(2b+δ，360-2b+δ)，其中，b为所述预定的方位角阈值的一半，δ为裕度角度。

当风力发电机的风速测量系统仅包括第三风速仪时，基于第三风速仪与风力发电机机舱的中心线的距离以及第三风速仪相对于风力发电机机舱的顶部的高度、或者基于第三风速仪与风力发电机机舱的中心线的距离以及第三风速仪到风力发电机叶片的旋转平面的水平距离，来确定预定的方位角阈值。并且，当所述风力发电机叶片的方位角位于根据预定的方位角阈值设置的第三范围时，控制器104确定风力发电机叶片不遮挡第三风速仪。如以上步骤402中所描述，第三范围可以为(2b+δ，360-2b+δ)，其中，b为所述预定的方位角阈值的一半，δ为裕度角度。

根据本发明构思，预定的时间段为风力发电机叶片旋转一周的时间或者风力发电机叶片旋转1/n周的时间，其中，n为风力发电机叶片的数量。

控制器104可执行如上所述的步骤402至步骤405的操作，为了简明，在此省略其详细的重复描述。

根据本发明构思的示例实施例，如图4描述的风力发电机的风速测量方法可被编写为程序或软件。可基于附图中流程图以及说明书中的对应描述，使用任何编程语言来编写程序或软件。在一个示例中，程序或软件可包括被一个或多个处理器或计算机直接执行的机器代码，诸如，由编译器产生的机器代码。在另一个示例中，程序或软件包括被一个或多个处理器或计算机使用解释器执行的更高级代码。程序或软件可被记录、存储或固定在一个或多个非暂时性计算机可读存储介质中。在一个示例中，程序或软件或一个或多个非暂时性计算机可读存储介质可被分布在计算机系统上。

根据本发明构思的示例实施例，图4描述的风力发电机的风速测量方法被实现在包括处理器和存储器的风力发电机的风速测量系统上。存储器存储有用于控制处理器实现如上所述的各个单元的操作的程序指令。

虽然上面参照图1至图7已经详细描述了本发明的特定示例实施例，但是在不脱离本发明构思的精神和范围的情况下，可以以各种形式对本发明进行修改。在此描述的示例实施例被认为仅是描述性的，而非为了限制的目的。每一示例实施例中的特征或方面的描述将被认为适用于其他示例实施例中的相似特征或方面。如果描述的技术以不同的顺序被执行，和/或如果描述的系统、架构、或装置中的组件以不同的方式组合，和/或被其他组件或它们的等同物代替或补充，则可实现合适的结果。因此，本公开的范围不是通过具体实施方式所限定，而是由权利要求和它们的等同物限定，并且在权利要求和它们的等同物的范围内的所有变化将被解释为被包括在本公开中。

Claims (16)

1.一种风力发电机的风速测量方法，其特征在于，包括：

获取风力发电机叶片的方位角；

基于获取的方位角与预定的方位角阈值，确定至少一个风速仪是否被所述风力发电机叶片遮挡；

在预定的时间段内，以预定的采样间隔，获取所述至少一个风速仪中的未被遮挡的风速仪的风速值，而中断获取所述至少一个风速仪中的被遮挡的风速仪的风速值；

基于获取的风速值，计算所述预定的时间段内的平均风速值。

2.如权利要求1所述的风力发电机的风速测量方法，其特征在于，当所述至少一个风速仪包括第一风速仪和第二风速仪时，基于所述第一风速仪与所述第二风速仪之间的距离、所述第一风速仪或所述第二风速仪相对于风力发电机机舱的顶部的高度来确定所述预定的方位角阈值。

3.如权利要求1所述的风力发电机的风速测量方法，其特征在于，当所述至少一个风速仪包括第一风速仪和第二风速仪时，基于所述第一风速仪与所述第二风速仪之间的距离、所述第一风速仪或所述第二风速仪到所述风力发电机叶片的旋转平面的水平距离来确定所述预定的方位角阈值。

4.如权利要求2或3所述的风力发电机的风速测量方法，其特征在于，基于获取的方位角与预定的方位角阈值，确定至少一个风速仪是否被所述风力发电机叶片遮挡的步骤包括：

基于所述风力发电机叶片的旋转方向、所述第一风速仪的位置以及所述预定的方位角阈值确定第一范围，当所述风力发电机叶片的方位角位于所述第一范围时，确定所述风力发电机叶片不遮挡所述第一风速仪；

基于所述风力发电机叶片的旋转方向、所述第二风速仪的位置以及所述预定的方位角阈值确定第二范围，当所述风力发电机叶片的方位角位于所述第二范围时，确定所述风力发电机叶片不遮挡所述第二风速仪。

5.如权利要求4所述的风力发电机的风速测量方法，其特征在于，所述第一范围为(2b+δ，360-b+δ)，所述第二范围为(b+δ，360-2b+δ)；或者所述第一范围和所述第二范围均为(2b+δ，360-2b+δ)，其中，b为所述预定的方位角阈值的一半，δ为裕度角度。

6.如权利要求1所述的风力发电机的风速测量方法，其特征在于，当所述至少一个风速仪仅包括第三风速仪时，基于所述第三风速仪与风力发电机机舱的中心线的距离以及所述第三风速仪相对于风力发电机机舱的顶部的高度、或者基于所述第三风速仪与风力发电机机舱的中心线的距离以及所述第三风速仪到所述风力发电机叶片的旋转平面的水平距离，来确定所述预定的方位角阈值。

7.如权利要求6所述的风力发电机的风速测量方法，其特征在于，基于获取的方位角与预定的方位角阈值，确定至少一个风速仪是否被所述风力发电机叶片遮挡的步骤包括：

当所述风力发电机叶片的方位角位于根据所述预定的方位角阈值设置的第三范围时，确定所述风力发电机叶片不遮挡所述第三风速仪。

8.如权利要求7所述的风力发电机的风速测量方法，其特征在于，所述第三范围为(2b+δ，360-2b+δ)，其中，b为所述预定的方位角阈值的一半，δ为裕度角度。

9.一种风力发电机的风速测量系统，其特征在于，所述风力发电机的风速测量系统包括：

传感器，获取风力发电机叶片的方位角；

至少一个风速仪，测量风速值；

控制器，被配置为：基于获取的方位角与预定的方位角阈值，确定所述至少一个风速仪是否被所述风力发电机叶片遮挡；在预定的时间段内，以预定的采样间隔，获取所述至少一个风速仪中的未被遮挡的风速仪的风速值，而中断获取所述至少一个风速仪中的被遮挡的风速仪的风速值；基于获取的风速值，计算所述预定的时间段内的平均风速值。

10.如权利要求9所述的风力发电机的风速测量系统，其特征在于，当所述至少一个风速仪包括第一风速仪和第二风速仪时，所述控制器基于所述第一风速仪与所述第二风速仪之间的距离、所述第一风速仪或所述第二风速仪相对于风力发电机机舱的顶部的高度来确定所述预定的方位角阈值。

11.如权利要求9所述的风力发电机的风速测量系统，其特征在于，当所述至少一个风速仪包括第一风速仪和第二风速仪时，所述控制器基于所述第一风速仪与所述第二风速仪之间的距离、所述第一风速仪或所述第二风速仪到所述风力发电机叶片的旋转平面的水平距离来确定所述预定的方位角阈值。

12.如权利要求10或11所述的风力发电机的风速测量系统，其特征在于，

所述控制器基于所述风力发电机叶片的旋转方向、所述第一风速仪的位置以及所述预定的方位角阈值确定第一范围，当所述风力发电机叶片的方位角位于所述第一范围时，所述控制器确定所述风力发电机叶片不遮挡所述第一风速仪；

所述控制器基于所述风力发电机叶片的旋转方向、所述第二风速仪的位置以及所述预定的方位角阈值确定第二范围，当所述风力发电机叶片的方位角位于所述第二范围时，所述控制器确定所述风力发电机叶片不遮挡所述第二风速仪。

13.如权利要求12所述的风力发电机的风速测量系统，其特征在于，所述第一范围为(2b+δ，360-b+δ)，所述第二范围为(b+δ，360-2b+δ)；或者所述第一范围和所述第二范围均为(2b+δ，360-2b+δ)，其中，b为所述预定的方位角阈值的一半，δ为裕度角度。

14.如权利要求9所述的风力发电机的风速测量系统，其特征在于，当所述至少一个风速仪仅包括第三风速仪时，基于所述第三风速仪与风力发电机机舱的中心线的距离以及所述第三风速仪相对于风力发电机机舱的顶部的高度、或者基于所述第三风速仪与风力发电机机舱的中心线的距离以及所述第三风速仪到所述风力发电机叶片的旋转平面的水平距离，来确定所述预定的方位角阈值。

15.如权利要求14所述的风力发电机的风速测量系统，其特征在于，

当所述风力发电机叶片的方位角位于根据所述预定的方位角阈值设置的第三范围时，所述控制器确定所述风力发电机叶片不遮挡所述第三风速仪。

16.如权利要求15所述的风力发电机的风速测量系统，其特征在于，所述第三范围为(2b+δ，360-2b+δ)，其中，b为所述预定的方位角阈值的一半，δ为裕度角度。

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