CN110318947B - 风力发电机组的偏航控制方法、设备及系统 - Google Patents

风力发电机组的偏航控制方法、设备及系统 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种风力发电机组的偏航控制方法、设备及系统。所述偏航控制方法包括：获取风力发电机组当前或未来的环境风速值和对风偏差角度值；预估所述风力发电机组在所述环境风速值下，基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的功率变化量；根据预估的功率变化量，确定所述风力发电机组的偏航控制策略；发送指令给所述风力发电机组，以使所述风力发电机组执行所确定的偏航控制策略。根据所述偏航控制方法、设备及系统，能够根据风力发电机组在不同工况条件下进行偏航对风动作所导致的电量得失情况，来使用不同的偏航控制策略对风力发电机组进行偏航控制。

Description

风力发电机组的偏航控制方法、设备及系统
技术领域
本发明总体说来涉及风力发电技术领域，更具体地讲，涉及一种风力发电机组的偏航控制方法、设备及系统。
背景技术
目前，大型风力发电机组一般为上风向风力发电机组，配备有自动偏航系统，通常通过风向检测传感器(例如，风向标)来实时检测风向，并得到机舱中轴线与风向之间的偏差角度(即，风力发电机组的对风偏差角度)，当对风偏差角度大于预设的偏航阈值时，向偏航电机发出顺时针转动或逆时针转动的启动指令，偏航电机按照启动指令转动，以通过偏航减速器输出低转速、高扭矩的偏航力矩用于驱动偏航轴承，从而实现风力发电机组的偏航对风动作。在偏航过程中，会实时获取风力发电机组的对风偏差角度，当对风偏差角度小于一定的阈值时，停止偏航对风动作。并且，通常会对当前一段时间内实时检测到的对风偏差角度值取平均来得到平均对风偏差角度值，以基于平均对风偏差角度值来确定是否进行偏航对风动作或停止偏航对风动作。
发明内容
本发明的示例性实施例在于提供一种风力发电机组的偏航控制方法、设备及系统，其能够根据风力发电机组在不同工况条件下进行偏航对风动作所导致的电量得失情况，确定不同的偏航控制策略来进行偏航控制，从而提高风力发电机组的发电量。
根据本发明的示例性实施例，提供一种风力发电机组的偏航控制方法，所述偏航控制方法包括：获取风力发电机组当前或未来的环境风速值和对风偏差角度值；预估所述风力发电机组在所述环境风速值下，基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的功率变化量；根据预估的功率变化量，确定所述风力发电机组的偏航控制策略；发送指令给所述风力发电机组，以使所述风力发电机组执行所确定的偏航控制策略。
可选地，获取风力发电机组当前或未来的环境风速值和对风偏差角度值的步骤包括：获取当前检测到的所述风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值；或者，获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值。
可选地，预估所述风力发电机组在所述环境风速值下基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的功率变化量的步骤包括：预估所述风力发电机组在所述环境风速值下，基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的输出功率提升量和/或进行所述偏航对风动作所导致的功率损耗量。
可选地，确定所述风力发电机组的偏航控制策略的步骤包括：根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，确定用于所述风力发电机组的偏航控制的平均对风偏差角度计算时间系数和/或偏航时间延迟常数，其中，所述平均对风偏差角度计算时间系数指示用于计算平均对风偏差角度值所使用的对风偏差角度值所属的时间段的长度，所述偏航时间延迟常数指示确定进行偏航对风动作的时刻与实际开始进行偏航对风动作的时刻之间的时间差。
可选地，确定所述风力发电机组的偏航控制策略的步骤包括：根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一、模式二和模式三之一，其中，模式一为：平均对风偏差角度计算时间系数为第一预设值，和/或偏航时间延迟常数为第二预设值；模式二为：平均对风偏差角度计算时间系数为第三预设值，和/或偏航时间延迟常数为第四预设值；模式三为：平均对风偏差角度计算时间系数为第五预设值，和/或偏航时间延迟常数为第六预设值，其中，所述第一预设值＞所述第五预设值＞所述第三预设值；和/或所述第二预设值＞所述第六预设值＞所述第四预设值。
可选地，确定所述风力发电机组的偏航控制策略的步骤包括：当ΔP(v)≤Ploss时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一；和/或，当Ploss＜ΔP(v)≤Pe(v)时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式二；和/或，当P(v)≥Pe(v)+Pconst时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式三；其中，ΔP(v)指示进行所述偏航对风动作所带来的输出功率提升量，Ploss指示进行所述偏航对风动作所导致的功率损耗量，P(v)指示所述风力发电机组在获取的环境风速值下的输出功率，Pe(v)指示所述风力发电机组在标况下当环境风速值为获取的环境风速值时的设计输出功率，Pconst指示预设裕度。
可选地，获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值的步骤包括：将所述风力发电机组的第一运行数据输入到与所述风力发电机组对应的风速预测模型，以通过所述风速预测模型来预测未来的环境风速值，其中，所述第一运行数据至少包括环境风速值；将所述风力发电机组的第二运行数据输入到与所述风力发电机组对应的对风偏差角度预测模型，以通过所述对风偏差角度预测模型来预测未来的对风偏差角度值，其中，所述第二运行数据至少包括对风偏差角度值。
可选地，第一运行数据还包括对风偏差角度值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项；和/或，第二运行数据还包括环境风速值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项。
可选地，获取风力发电机组当前或未来的环境风速值和对风偏差角度值的步骤包括：当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度满足预设条件时，获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值；当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度不满足预设条件时，获取当前检测到的所述风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值。
根据本发明的另一示例性实施例，提供一种风力发电机组的偏航控制设备，所述偏航控制设备包括：数据获取模块，用于获取风力发电机组当前或未来的环境风速值和对风偏差角度值；预估模块，用于预估所述风力发电机组在所述环境风速值下，基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的功率变化量；策略确定模块，用于根据预估的功率变化量，确定所述风力发电机组的偏航控制策略；发送模块，用于发送指令给所述风力发电机组，以使所述风力发电机组执行所确定的偏航控制策略。
可选地，数据获取模块获取当前检测到的所述风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值；或者，数据获取模块获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值。
可选地，预估模块预估所述风力发电机组在所述环境风速值下，基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的输出功率提升量和/或进行所述偏航对风动作所导致的功率损耗量。
可选地，策略确定模块根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，确定用于所述风力发电机组的偏航控制的平均对风偏差角度计算时间系数和/或偏航时间延迟常数，其中，所述平均对风偏差角度计算时间系数指示用于计算平均对风偏差角度值所使用的对风偏差角度值所属的时间段的长度，所述偏航时间延迟常数指示确定进行偏航对风动作的时刻与实际开始进行偏航对风动作的时刻之间的时间差。
可选地，策略确定模块根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一、模式二和模式三之一，其中，模式一为：平均对风偏差角度计算时间系数为第一预设值，和/或偏航时间延迟常数为第二预设值；模式二为：平均对风偏差角度计算时间系数为第三预设值，和/或偏航时间延迟常数为第四预设值；模式三为：平均对风偏差角度计算时间系数为第五预设值，和/或偏航时间延迟常数为第六预设值，其中，所述第一预设值＞所述第五预设值＞所述第三预设值；和/或所述第二预设值＞所述第六预设值＞所述第四预设值。
可选地，当ΔP(v)≤Ploss时，策略确定模块将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一；和/或，当Ploss＜ΔP(v)≤Pe(v)时，策略确定模块将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式二；和/或，当P(v)≥Pe(v)+Pconst时，策略确定模块将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式三；其中，ΔP(v)指示进行所述偏航对风动作所带来的输出功率提升量，Ploss指示进行所述偏航对风动作所导致的功率损耗量，P(v)指示所述风力发电机组在获取的环境风速值下的输出功率，Pe(v)指示所述风力发电机组在标况下当环境风速值为获取的环境风速值时的设计输出功率，Pconst指示预设裕度。
可选地，数据获取模块将所述风力发电机组的第一运行数据输入到与所述风力发电机组对应的风速预测模型，以通过所述风速预测模型来预测未来的环境风速值，其中，所述第一运行数据至少包括环境风速值；数据获取模块将所述风力发电机组的第二运行数据输入到与所述风力发电机组对应的对风偏差角度预测模型，以通过所述对风偏差角度预测模型来预测未来的对风偏差角度值，其中，所述第二运行数据至少包括对风偏差角度值。
可选地，第一运行数据还包括对风偏差角度值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项；和/或，第二运行数据还包括环境风速值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项。
可选地，数据获取模块当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度满足预设条件时，获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值；当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度不满足预设条件时，获取当前检测到的所述风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值。
根据本发明的另一示例性实施例，提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序被处理器执行时实现如上所述的风力发电机组的偏航控制方法。
根据本发明的另一示例性实施例，提供一种风力发电机组的偏航控制设备，所述偏航控制设备包括：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，实现如上所述的风力发电机组的偏航控制方法。
根据本发明的另一示例性实施例，提供一种风力发电机组的偏航控制系统，包括多台风力发电机组以及一个场群控制设备，所述场群控制设备执行如上所述的方法，以使所述多台风力发电机组中的至少一台执行相应的偏航控制策略。
根据本发明示例性实施例的风力发电机组的偏航控制方法、设备及系统，能够根据不同风速段(也即，不同工况条件)下风力发电机组进行偏航对风所导致的电量得失情况来确定偏航控制策略，既能够减小风力发电机组自身的损耗，降低某些极端工况条件下的整机载荷，又能够挖掘风力发电机组的发电潜力。此外，还能够基于预测的未来的对风偏差角度值来进行提前偏航控制，使风力发电机组对风更加精准，从而既能够提高风力发电机组的发电量，也能够降低风力发电机组在风向突变下的载荷。
将在接下来的描述中部分阐述本发明总体构思另外的方面和/或优点，还有一部分通过描述将是清楚的，或者可以经过本发明总体构思的实施而得知。
附图说明
通过下面结合示例性地示出实施例的附图进行的描述，本发明示例性实施例的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中：
图1示出根据本发明示例性实施例的风力发电机组的偏航控制方法的流程图；
图2示出根据本发明示例性实施例的风力发电机组的偏航控制设备的框图；
图3示出根据本发明的示例性实施例的风力发电机组的偏航控制系统的框图。
具体实施方式
现将详细参照本发明的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中，相同的标号始终指的是相同的部件。以下将通过参照附图来说明所述实施例，以便解释本发明。
图1示出根据本发明示例性实施例的风力发电机组的偏航控制方法的流程图。
参照图1，在步骤S10，获取风力发电机组当前或未来的环境风速值和对风偏差角度值。
作为示例，在步骤S10，可获取当前检测到的风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值。例如，可获取当前时刻检测到的风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值，或者，可获取当前一段时间(例如，1秒)内检测到的风力发电机组的环境风速值的均值和对风偏差角度值的均值。
作为另一示例，在步骤S10，可获取预测的风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值。例如，可获取预测的风力发电机组在一段时间(例如，7秒)之后的环境风速值和对风偏差角度值，或者，可获取预测的风力发电机组在未来的一段时间内的环境风速值的均值和对风偏差角度值的均值。
作为示例，可将所述风力发电机组的第一运行数据输入到与所述风力发电机组对应的风速预测模型，以通过所述风速预测模型来预测未来的环境风速值；并将所述风力发电机组的第二运行数据输入到与所述风力发电机组对应的对风偏差角度预测模型，以通过所述对风偏差角度预测模型来预测未来的对风偏差角度值，其中，所述第一运行数据至少包括环境风速值，所述第二运行数据至少包括对风偏差角度值。
优选地，作为示例，可将风力发电机组在以当前时刻为终止点的第一预定时间段内的各采样时间点的第一运行数据输入到与所述风力发电机组对应的风速预测模型，以通过所述风速预测模型来得到所述风力发电机组在第二预定时间段之后的环境风速值；并将风力发电机组在以当前时刻为终止点的第一预定时间段内的各采样时间点的第二运行数据输入到与所述风力发电机组对应的对风偏差角度预测模型，以通过所述对风偏差角度预测模型来得到所述风力发电机组在第二预定时间段之后的对风偏差角度值。
关于与风力发电机组对应的风速预测模型，可将以一定的采样周期(例如，20毫秒、1秒或7秒)采集的风力发电机组的第一运行数据(即，基于时间序列的第一运行数据)作为训练集，来训练与风力发电机组对应的风速预测模型，通过训练出来的风速预测模型，能够预测风力发电机组未来的环境风速值。
关于与风力发电机组对应的对风偏差角度预测模型，可将以一定的采样周期(例如，20毫秒、1秒或7秒)采集的风力发电机组的第二运行数据(即，基于时间序列的第二运行数据)作为训练集，来训练与风力发电机组对应的对风偏差角度预测模型，通过训练出来的对风偏差角度预测模型，能够预测风力发电机组未来的对风偏差角度值。
作为示例，第二预定时间段的长度可与训练样本的采样周期相关，训练样本的采样周期越短，第二预定时间段的长度越短。例如，第二预定时间段的长度可与训练样本的采样周期相同，例如，当使用采样周期为7秒的训练样本来训练与风力发电机组对应的风速预测模型时，通过该风速预测模型能够预测风力发电机组7秒之后的环境风速值。
第一运行数据和第二运行数据可以是风力发电机组运行时的风参数和/或风力发电机组自身的运行参数。作为示例，第一运行数据除包括环境风速值之外，还可包括对风偏差角度值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱沿X轴方向和/或Y轴方向的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项。作为示例，第二运行数据除包括对风偏差角度值之外，还可包括环境风速值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱沿X轴方向和/或Y轴方向的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项。应该理解，第一运行数据和第二运行数据可完全相同。
此外，应该理解，与风力发电机组对应的风速预测模型/对风偏差角度预测模型除可用于对未来短时间的环境风速值/对风偏差角度值的预测之外，还可用于对未来较长时间段内的依次间隔预定时间间隔的时间点的环境风速值/对风偏差角度值的预测。例如，与风力发电机组对应的风速预测模型/对风偏差角度预测模型可用于对未来5分钟内的依次间隔7秒的时间点的环境风速值/对风偏差角度值的预测，例如，可预测7秒之后的环境风速值/对风偏差角度值、14秒之后的环境风速值/对风偏差角度值、21秒之后的环境风速值/对风偏差角度值，……，5分钟之后的环境风速值/对风偏差角度值。
作为示例，可通过在线的方式训练与风力发电机组对应的风速预测模型和对风偏差角度预测模型。具体说来，可直接使用当前采集到的风力发电机组的第一运行数据来实时训练风速预测模型，可直接使用当前采集到的风力发电机组的第二运行数据来实时训练对风偏差角度预测模型。
作为另一示例，可通过离线的方式训练与风力发电机组对应的风速预测模型和对风偏差角度预测模型。具体说来，可获取风力发电机组在一个历史时段内的第一运行数据来一次性训练风速预测模型，可获取风力发电机组在该历史时段内的第二运行数据来一次性训练对风偏差角度预测模型。
作为优选示例，在步骤S10，可当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度满足预设条件时，获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值；当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度不满足预设条件时，获取当前检测到的所述风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值。
具体说来，所述风速预测模型的预测准确度可基于通过该风速预测模型得到的一些时刻(即，测试样本)的环境风速值和实际检测到的这些时刻的环境风速值之间的偏差来确定。所述对风偏差角度预测模型的预测准确度可基于通过该对风偏差角度预测模型得到的一些时刻的对风偏差角度值和实际检测到的这些时刻的对风偏差角度值之间的偏差来确定。作为示例，可将以当前时刻为终止点的一段时间内的各采样时间点作为测试样本。
可通过各种适当的方式来衡量风速预测模型的预测准确度和对风偏差角度预测模型的预测准确度。作为示例，可通过平均绝对误差(MAE，Mean Absolute Error)、平均绝对误差百分比(MAPE，Mean Absolute Percentage Error)、平均绝对误差的标准差(SDMAE)、平均绝对误差百分比的标准差(SDMAPE)等来衡量风速预测模型的预测准确度和对风偏差角度预测模型的预测准确度。
以风速预测模型为例，可利用公式(1)来计算风速预测模型的MAE，
Figure BDA0001614391940000081
在公式(1)中，xi为第i个测试样本的风速检测值，
Figure BDA0001614391940000091
为第i个测试样本通过风速预测模型得到的风速预测值，1≤i≤n，n为测试集所包括的测试样本的个数。
以对风偏差角度预测模型为例，可利用公式(2)来计算对风偏差角度预测模型的MAPE，
Figure BDA0001614391940000092
在公式(2)中，yj为第j个测试样本的对风偏差角度检测值，
Figure BDA0001614391940000093
为第j个测试样本通过对风偏差角度预测模型得到的对风偏差角度预测值，1≤j≤m，m为测试集所包括的测试样本的个数。
作为示例，可当风速预测模型的预测准确度高于第一预设阈值，并且对风偏差角度预测模型的预测准确度高于第二预设阈值时，确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度满足预设条件。
作为另一示例，可当风速预测模型的预测准确度和对风偏差角度预测模型的预测准确度的加权结果高于第三预设阈值时，确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度满足预设条件。例如，可利用公式(3)来计算风速预测模型的预测准确度和对风偏差角度预测模型的预测准确度的加权结果Pall，
Pall＝w1*p(f(x1))+w2*p(f(x2)) (3)
在公式(3)中，p(f(x1))指示风速预测模型f(x1)的预测准确度(例如，可以是风速预测模型的MAE)，p(f(x2))指示对风偏差角度预测模型f(x2)的预测准确度(例如，可以是对风偏差角度预测模型的MAE)，w1指示与风速预测模型f(x1)对应的权重，w2指示与对风偏差角度预测模型f(x2)对应的权重，且w1+w2＝1。
此外，应该理解，当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度不满足预设条件时，还可继续优化和/或训练风速预测模型和对风偏差角度预测模型，直到所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度能够满足预设条件。
在步骤S20，预估所述风力发电机组在所述环境风速值下，基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的功率变化量。
作为示例，可预估所述风力发电机组在所述环境风速值下，基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的输出功率提升量和/或进行所述偏航对风动作所导致的功率损耗量。
可通过各种适当的方法来预估风力发电机组在环境风速值v下，基于对风偏差角度值β进行偏航对风动作使风力发电机组正对风后的输出功率提升量ΔP(v)。
作为示例，可通过公式(4)来计算ΔP(v)：
ΔP(v)＝Pe(v)*(1-(cosβ)2) (4)
在公式(4)中，Pe(v)指示所述风力发电机组在标况下当环境风速值为v时的设计输出功率。
作为另一示例，可确定风力发电机组在环境风速值v下是否处于满发阶段(即，恒功率运行模式)，如果风力发电机组处于满发阶段，则可确定风力发电机组在环境风速值v下，基于对风偏差角度值β进行偏航对风动作使风力发电机组正对风后的输出功率提升量ΔP(v)较小。作为示例，可当P(v)≥Pe(v)+Pconst1时，确定风力发电机组在环境风速值v下处于满发阶段，其中，P(v)指示风力发电机组在环境风速值v下的输出功率，Pconst1指示预设裕度。作为示例，当在步骤S10获取的是当前的环境风速值和对风偏差角度值时，P(v)的值可为当前检测到的输出功率值；当在步骤S10获取的是未来的环境风速值和对风偏差角度值时，P(v)的值可基于获取的环境风速值v和风力发电机组的运行功率曲线来得到。
可通过各种适当的方法来预估风力发电机组在环境风速值v下，基于对风偏差角度值β进行偏航对风动作使风力发电机组正对风所导致的功率损耗量Ploss。作为示例，可通过公式(5)来简便估计Ploss：
Ploss＝n*Pe′*δ+Pconst2 (5)
在公式(5)中，n指示风力发电机组中偏航电机的数量，Pe′指示每个偏航电机的额定功率，Pconst2指示用于计算Ploss的功率损耗裕度，δ为损耗系数，取值范围为0～1，优选地，可取0～0.3。作为示例，可根据风力发电机组每小时处于偏航状态的时间来设置δ。
在步骤S30，根据预估的功率变化量，确定所述风力发电机组的偏航控制策略。
作为示例，可根据预估的功率变化量，确定所述风力发电机组的偏航控制策略的偏航控制参数。
作为优选示例，可根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，确定用于所述风力发电机组的偏航控制的平均对风偏差角度计算时间系数和/或偏航时间延迟常数。换言之，可根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，确定所述风力发电机组的偏航控制策略的平均对风偏差角度计算时间系数和/或偏航时间延迟常数。
这里，所述平均对风偏差角度计算时间系数指示用于计算平均对风偏差角度值所使用的对风偏差角度值所属的时间段的长度。具体说来，可对一定时间段(例如，30秒或者60秒)内的对风偏差角度值取平均来得到平均对风偏差角度值，以基于该平均对风偏差角度值来确定是否需要进行偏航，例如，当该平均对风偏差角度值大于预设的偏航阈值时，确定需要进行偏航。
所述偏航时间延迟常数指示确定进行偏航对风动作的时刻与实际开始进行偏航对风动作的时刻之间的时间差。作为示例，偏航时间延迟常数可为用于偏航控制的可编程逻辑控制器(PLC)中的延时开启开关的参数，当满足偏航条件(即，确定进行偏航对风动作)时，需要通过该延时开启开关来延迟一段时间(即，偏航时间延迟常数的值)，然后才开始进行偏航对风动作。
这里，应该理解，平均对风偏差角度计算时间系数越大，偏航次数越少；偏航时间延迟常数越大，偏航次数越少。
作为示例，可根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一、模式二和模式三之一，其中，模式一为：平均对风偏差角度计算时间系数为第一预设值，和/或偏航时间延迟常数为第二预设值；模式二为：平均对风偏差角度计算时间系数为第三预设值，和/或偏航时间延迟常数为第四预设值；模式三为：平均对风偏差角度计算时间系数为第五预设值，和/或偏航时间延迟常数为第六预设值，其中，所述第一预设值＞所述第五预设值＞所述第三预设值；和/或所述第二预设值＞所述第六预设值＞所述第四预设值。
在低风速段(例如，3m/s-5m/s风速段)，风力发电机组的输出功率较小，而此时的风向和风速变化较大，根据现有的偏航控制策略风力发电机组会频繁偏航，而通过偏航对风动作使风力发电机组正对风所带来的发电提升量又可能低于进行该偏航动作所消耗的电量，因此，在低风速段下，可通过增大平均对风偏差角度计算时间系数和/或偏航时间延迟常数，来减少偏航次数，以避免额外损失电量。作为示例，可当ΔP(v)≤Ploss时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一。
在风力发电机组的运行功率曲线的过渡段(即，发电机达到额定转速，但尚未达到额定输出功率)，偏航对风对风力发电机组的功率输出影响较大：针对相同的对风偏差角度值，在该阶段进行偏航对风后获得的发电提升量远远大于在低风速段进行偏航对风后获得的发电提升量；并且，在该阶段，通过偏航对风动作使风力发电机组正对风所带来的发电提升量高于进行该偏航动作所消耗的电量。因此，在过渡段，可通过减小平均对风偏差角度计算时间系数和/或偏航时间延迟常数，来增加偏航次数，使风力发电机组对对风偏差角度更加敏感，尽可能挖掘风力发电机组的发电潜力。作为示例，可当Ploss＜ΔP(v)≤Pe(v)时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式二。
在高风速段(例如，大于风力发电机组的额定风速的风速段)，风向和风速的变化较小，风力发电机组通过变桨来实现功率的额定输出(也即，风力发电机组已经满发，处于恒功率控制模式)，若此时遇到极端工况，例如，风速突增条件下的风向突变，根据现有的偏航控制策略风力发电机组会频繁偏航，这将导致风力发电机组的电量损耗增大，但风力发电机组的输出功率却保持恒定，即，频繁的偏航无法为风力发电机组带来发电量的提升。此外，偏航过程中风向可能已经发生变化，这可能导致偏航电机无法克服风向突变所带来的额外的施加在叶轮平面上的推力，进而导致偏航电机过载而报故障，同时，风力发电机组的偏航载荷将会增大。因此，在高风速段下，可通过增大平均对风偏差角度计算时间系数和/或偏航时间延迟常数，来减少偏航次数。作为示例，可当P(v)≥Pe(v)+Pconst1时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式三。
在步骤S40，发送指令给所述风力发电机组，以使所述风力发电机组执行所确定的偏航控制策略。这里，所述指令可包括确定的偏航控制策略所对应的偏航控制参数，例如，所述指令可包括确定的偏航控制策略所对应的平均对风偏差角度计算时间系数和/或偏航时间延迟常数。
根据本发明的示例性实施例，充分考虑了风向在不同风速段时的变化规律，不同风速段(也即，不同工况条件)下风力发电机组进行偏航对风所导致的电量得失情况，来确定偏航控制策略，既能够减小风力发电机组自身的损耗，降低某些极端工况条件下的整机载荷，又能够挖掘风力发电机组的发电潜力。
目前的偏航系统为大时滞、大惯性的随动系统，一般来说，完成一次偏航对风动作需要至少数秒至数分钟，由于风向是时刻变化的，因此现有的偏航系统无法实时跟踪风向并保持风力发电机组时刻正对风，在某些特殊工况条件下，例如，大风速条件下的风向突变，若此时风力发电机组未能及时偏航对风，将加大风力发电机组的载荷。
根据本发明的示例性实施例，当在步骤S10获取的是预测的未来的环境风速值和对风偏差角度值时，在步骤S40，可使风力发电机组执行确定的偏航控制策略，基于预测的未来的对风偏差角度值来对风力发电机组进行提前偏航控制。具体说来，当预测的未来时刻的对风偏差角度值大于预设的偏航阈值时，可根据风力发电机组的偏航速率计算基于该未来时刻的对风偏差角度值进行偏航对风动作所需要的时间，并基于需要的时间和该未来时刻来确定需要在哪个时间点启动偏航，然后在确定的时间点启动偏航，以使风力发电机组在该未来时刻正对风。
根据本发明的示例性实施例，实现了偏航控制由被动控制向主动控制的转变，使风力发电机组对风更加精准，从而既能够提高风力发电机组的发电量，也能够降低风力发电机组在风向突变下的载荷。
图2示出根据本发明示例性实施例的风力发电机组的偏航控制设备的框图。如图2所示，根据本发明示例性实施例的风力发电机组的偏航控制设备包括：数据获取模块10、预估模块20、策略确定模块30和发送模块40。
数据获取模块10用于获取风力发电机组当前或未来的环境风速值和对风偏差角度值。
作为示例，数据获取模块10可获取当前检测到的所述风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值。
作为另一示例，数据获取模块10可获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值。
作为示例，数据获取模块10可将所述风力发电机组的第一运行数据输入到与所述风力发电机组对应的风速预测模型，以通过所述风速预测模型来预测未来的环境风速值，其中，所述第一运行数据至少包括环境风速值；数据获取模块10可将所述风力发电机组的第二运行数据输入到与所述风力发电机组对应的对风偏差角度预测模型，以通过所述对风偏差角度预测模型来预测未来的对风偏差角度值，其中，所述第二运行数据至少包括对风偏差角度值。
作为示例，第一运行数据除包括环境风速值之外，还可包括对风偏差角度值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项。
作为示例，第二运行数据除包括对风偏差角度值之外，还可包括环境风速值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项。
作为示例，数据获取模块10可当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度满足预设条件时，获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值；当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度不满足预设条件时，获取当前检测到的所述风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值。
预估模块20用于预估所述风力发电机组在所述环境风速值下，基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的功率变化量。
作为示例，预估模块20可预估所述风力发电机组在所述环境风速值下，基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的输出功率提升量和/或进行所述偏航对风动作所导致的功率损耗量。
策略确定模块30用于根据预估的功率变化量，确定所述风力发电机组的偏航控制策略。
作为示例，策略确定模块30可根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，确定用于所述风力发电机组的偏航控制的平均对风偏差角度计算时间系数和/或偏航时间延迟常数，其中，所述平均对风偏差角度计算时间系数指示用于计算平均对风偏差角度值所使用的对风偏差角度值所属的时间段的长度，所述偏航时间延迟常数指示确定进行偏航对风动作的时刻与实际开始进行偏航对风动作的时刻之间的时间差。
作为示例，策略确定模块30可根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一、模式二和模式三之一，其中，模式一为：平均对风偏差角度计算时间系数为第一预设值，和/或偏航时间延迟常数为第二预设值；模式二为：平均对风偏差角度计算时间系数为第三预设值，和/或偏航时间延迟常数为第四预设值；模式三为：平均对风偏差角度计算时间系数为第五预设值，和/或偏航时间延迟常数为第六预设值，其中，所述第一预设值＞所述第五预设值＞所述第三预设值；和/或所述第二预设值＞所述第六预设值＞所述第四预设值。
作为示例，策略确定模块30可当ΔP(v)≤Ploss时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一。
作为另一示例，策略确定模块30可当Ploss＜ΔP(v)≤Pe(v)时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式二。
作为另一示例，策略确定模块30可当P(v)≥Pe(v)+Pconst1时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式三。
其中，ΔP(v)指示进行所述偏航对风动作所带来的输出功率提升量，Ploss指示进行所述偏航对风动作所导致的功率损耗量，P(v)指示所述风力发电机组在获取的环境风速值下的输出功率，Pe(v)指示所述风力发电机组在标况下当环境风速值为获取的环境风速值时的设计输出功率，Pconst1指示预设裕度。
发送模块40用于发送指令给所述风力发电机组，以使所述风力发电机组执行所确定的偏航控制策略。
应该理解，根据本发明示例性实施例的风力发电机组的偏航控制设备的具体实现方式可参照结合图1描述的相关具体实现方式来实现，在此不再赘述。
图3是实现本发明的示例性实施例的风力发电机组的偏航控制系统的示意图。
如图3所示，风力发电机组的偏航控制系统包括多台风力发电机组(即，风力发电机组1、风力发电机组2、……、风力发电机组n)以及一个场群控制设备50。在本发明的一个示例性实施例中，场群控制设备50的组件可以包括但不限于：一个或更多个处理器或处理单元501、系统存储器502、连接不同系统组件(包括系统存储器502和处理单元501)的总线503。
总线503表示多种总线结构中的一种或多种。举例来说，这些总线结构包括但不限于：工业体系结构(ISA)总线、微通道体系结构(MAC)总线、增强型ISA总线、视频电子标准协会(VESA)局域总线以及外围组件互连(PCI)总线。
在本发明的另一示例性实施例中，场群控制设备50还可包括一种或多种计算机系统可读介质。这些介质可以是任何能够被场群控制设备50访问的可用介质，包括易失性介质和非易失性介质、可移动介质或不可移动介质。
系统存储器502可包括易失性存储器形式的计算机系统可读介质，例如随机存取存储器(RAM)504和/或高速缓存存储器505。系统存储器502可进一步包括其它可移动/不可移动、易失性/非易失性计算机系统存储介质。仅作为示例，系统存储器502还可包括存储系统506，其中，存储系统506可以用于读写不可移动的、非易失性磁介质(图3中未示出，通常被称为“硬盘驱动器”)。尽管图3中未示出，但系统存储器502还可包括用于对可移动非易失性磁盘(例如软盘)读写的磁盘驱动器、以及对可移动非易失性光盘(例如CD-ROM、DVD-ROM或者其它光介质)读写的光盘驱动器。在这些情况下，每个驱动器可以通过一个或者多个数据介质接口与总线503相连。系统存储器502可以包括至少一个程序产品，其中，程序产品具有被配置为执行本发明各实施例的多个功能的至少一个程序模块507。
具有至少一个程序模块507的程序/实用工具508可被存储在例如系统存储器502中，这样的程序模块507包括但不限于：操作系统、一个或更多个应用程序、其它程序模块以及程序数据，此外，这些示例中的每一个或某种组合中可包括网络环境的实现。程序模块507通常执行本发明所描述的实施例中的功能和/或方法，以使所述多台风力发电机组中的至少一台执行针对其所确定的偏航控制策略。
场群控制设备50也可以与显示器60以及一个或更多个其它外部设备70(例如键盘、指向设备等)通信，还可以与一个或更多个使得用户能够与该场群控制设备50交互的设备通信和/或与使得该场群控制设备50能与一个或更多个其它计算设备进行通信的任何设备(例如网卡、调制解调器等)通信。这种通信可以通过输入/输出(I/O)接口509进行。此外，场群控制设备50还可通过网络适配器510与一个或更多个网络(例如局域网(LAN)、广域网(WAN)和/或公共网络(例如因特网))进行通信。如图3中所示，网络适配器510可通过总线503与场群控制设备50的其它模块通信。应当明白，尽管图3中未示出，但是可结合计算机系统使用其它硬件和/或软件模块，包括但不限于：微代码、设备驱动器、冗余处理单元、外部磁盘驱动阵列、RAID系统、磁带驱动器以及数据备份存储系统等。
应当注意，图3仅仅示意性地示出了可以用于实现本发明中各个实施方式的场群控制设备50的示意图。本领域技术人员可以理解，该场群控制设备50可以由当前风机控制系统中现有的控制设备来实现，或者可通过引入附加控制设备来实现，还可以由风机控制系统中的现有控制设备和新增的附加设备一起实现。
此外，本发明还提供了一种计算机可读存储介质，存储有程序，所述程序可包括用于执行上述风力发电机组的偏航控制方法中各种操作的指令。
此外，本发明还提供了一种风力发电机组的偏航控制设备，包括存储有计算机程序的可读介质，所述程序包括用于执行上述风力发电机组的偏航控制方法中各种操作的指令。
虽然已表示和描述了本发明的一些示例性实施例，但本领域技术人员应该理解，在不脱离由权利要求及其等同物限定其范围的本发明的原理和精神的情况下，可以对这些实施例进行修改。

Claims (15)

1.一种风力发电机组的偏航控制方法，其特征在于，所述偏航控制方法包括：
获取风力发电机组当前或未来的环境风速值和对风偏差角度值；
预估所述风力发电机组在所述环境风速值下，基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的输出功率提升量和/或进行所述偏航对风动作所导致的功率损耗量；
根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，确定用于所述风力发电机组的偏航控制策略；
发送指令给所述风力发电机组，以使所述风力发电机组执行所确定的偏航控制策略；
其中，确定所述风力发电机组的偏航控制策略的步骤包括：
根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一、模式二和模式三之一，
其中，模式一为：平均对风偏差角度计算时间系数为第一预设值，和/或偏航时间延迟常数为第二预设值；
模式二为：平均对风偏差角度计算时间系数为第三预设值，和/或偏航时间延迟常数为第四预设值；
模式三为：平均对风偏差角度计算时间系数为第五预设值，和/或偏航时间延迟常数为第六预设值，
其中，所述第一预设值＞所述第五预设值＞所述第三预设值；和/或所述第二预设值＞所述第六预设值＞所述第四预设值；
所述平均对风偏差角度计算时间系数指示用于计算平均对风偏差角度值所使用的对风偏差角度值所属的时间段的长度，
所述偏航时间延迟常数指示确定进行偏航对风动作的时刻与实际开始进行偏航对风动作的时刻之间的时间差。
2.根据权利要求1所述的偏航控制方法，其特征在于，获取风力发电机组当前或未来的环境风速值和对风偏差角度值的步骤包括：
获取当前检测到的所述风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值；
或者，获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值。
3.根据权利要求1所述的偏航控制方法，其特征在于，确定所述风力发电机组的偏航控制策略的步骤包括：
当ΔP(v)≤Ploss时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一；
和/或，当Ploss＜ΔP(v)≤Pe(v)时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式二；
和/或，当P(v)≥Pe(v)+Pconst时，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式三；
其中，ΔP(v)指示进行所述偏航对风动作所带来的输出功率提升量，Ploss指示进行所述偏航对风动作所导致的功率损耗量，P(v)指示所述风力发电机组在获取的环境风速值下的输出功率，Pe(v)指示所述风力发电机组在标况下当环境风速值为获取的环境风速值时的设计输出功率，Pconst指示预设裕度。
4.根据权利要求2所述的偏航控制方法，其特征在于，获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值的步骤包括：
将所述风力发电机组的第一运行数据输入到与所述风力发电机组对应的风速预测模型，以通过所述风速预测模型来预测未来的环境风速值，其中，所述第一运行数据至少包括环境风速值；
将所述风力发电机组的第二运行数据输入到与所述风力发电机组对应的对风偏差角度预测模型，以通过所述对风偏差角度预测模型来预测未来的对风偏差角度值，其中，所述第二运行数据至少包括对风偏差角度值。
5.根据权利要求4所述的偏航控制方法，其特征在于，第一运行数据还包括对风偏差角度值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项；
和/或，第二运行数据还包括环境风速值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项。
6.根据权利要求2所述的偏航控制方法，其特征在于，获取风力发电机组当前或未来的环境风速值和对风偏差角度值的步骤包括：
当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度满足预设条件时，获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值；
当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度不满足预设条件时，获取当前检测到的所述风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值。
7.一种风力发电机组的偏航控制设备，其特征在于，所述偏航控制设备包括：
数据获取模块，用于获取风力发电机组当前或未来的环境风速值和对风偏差角度值；
预估模块，用于预估所述风力发电机组在所述环境风速值下，基于所述对风偏差角度值进行偏航对风动作所带来的输出功率提升量和/或进行所述偏航对风动作所导致的功率损耗量；
策略确定模块，用于根据预估的输出功率提升量和/或功率损耗量，将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一、模式二和模式三之一，
其中，模式一为：平均对风偏差角度计算时间系数为第一预设值，和/或偏航时间延迟常数为第二预设值；
模式二为：平均对风偏差角度计算时间系数为第三预设值，和/或偏航时间延迟常数为第四预设值；
模式三为：平均对风偏差角度计算时间系数为第五预设值，和/或偏航时间延迟常数为第六预设值，
其中，所述第一预设值＞所述第五预设值＞所述第三预设值；和/或所述第二预设值＞所述第六预设值＞所述第四预设值；
发送模块，用于发送指令给所述风力发电机组，以使所述风力发电机组执行所确定的偏航控制策略；
所述平均对风偏差角度计算时间系数指示用于计算平均对风偏差角度值所使用的对风偏差角度值所属的时间段的长度，
所述偏航时间延迟常数指示确定进行偏航对风动作的时刻与实际开始进行偏航对风动作的时刻之间的时间差。
8.根据权利要求7所述的偏航控制设备，其特征在于，数据获取模块获取当前检测到的所述风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值；或者，数据获取模块获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值。
9.根据权利要求7所述的偏航控制设备，其特征在于，
当ΔP(v)≤Ploss时，策略确定模块将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式一；
和/或，当Ploss＜ΔP(v)≤Pe(v)时，策略确定模块将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式二；
和/或，当P(v)≥Pe(v)+Pconst时，策略确定模块将所述风力发电机组的偏航控制策略确定为模式三；
其中，ΔP(v)指示进行所述偏航对风动作所带来的输出功率提升量，Ploss指示进行所述偏航对风动作所导致的功率损耗量，P(v)指示所述风力发电机组在获取的环境风速值下的输出功率，Pe(v)指示所述风力发电机组在标况下当环境风速值为获取的环境风速值时的设计输出功率，Pconst指示预设裕度。
10.根据权利要求8所述的偏航控制设备，其特征在于，数据获取模块将所述风力发电机组的第一运行数据输入到与所述风力发电机组对应的风速预测模型，以通过所述风速预测模型来预测未来的环境风速值，其中，所述第一运行数据至少包括环境风速值；
数据获取模块将所述风力发电机组的第二运行数据输入到与所述风力发电机组对应的对风偏差角度预测模型，以通过所述对风偏差角度预测模型来预测未来的对风偏差角度值，其中，所述第二运行数据至少包括对风偏差角度值。
11.根据权利要求10所述的偏航控制设备，其特征在于，第一运行数据还包括对风偏差角度值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项；
和/或，第二运行数据还包括环境风速值、发电机的转速、发电机的扭矩、输出功率、机舱的加速度、叶片的桨距角、机舱的位置之中的至少一项。
12.根据权利要求10所述的偏航控制设备，其特征在于，数据获取模块当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度满足预设条件时，获取预测的所述风力发电机组未来的环境风速值和对风偏差角度值；当确定所述风速预测模型的预测准确度和所述对风偏差角度预测模型的预测准确度不满足预设条件时，获取当前检测到的所述风力发电机组的环境风速值和对风偏差角度值。
13.一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1至6中的任意一项所述的风力发电机组的偏航控制方法。
14.一种风力发电机组的偏航控制设备，其特征在于，所述偏航控制设备包括：
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至6中的任意一项所述的风力发电机组的偏航控制方法。
15.一种风力发电机组的偏航控制系统，包括多台风力发电机组以及一个场群控制设备，其特征在于，所述场群控制设备执行如权利要求1至6中的任意一项所述的方法，以使所述多台风力发电机组中的至少一台执行相应的偏航控制策略。
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