CN113027681B - 风力发电机组运行控制方法和装置、计算机设备 - Google Patents

风力发电机组运行控制方法和装置、计算机设备 Download PDF

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Abstract

本发明公开一种风力发电机组运行控制方法和装置、计算机设备。该方法包括：针对每一当前周期，确定当前周期相对于向前一个或者多个周期的桨距角测量值的变化率和变桨电机电压值的变化率；根据桨距角测量值的变化率、变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨系统中变桨控制器下发的变桨速度给定值，判断编码器是否发生角度跳变；如果编码器发生角度跳变，则根据变桨速度给定值计算预设冗余时长后的桨距角预估值；根据预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值，判断是否触发风力发电机组故障停机。本发明实施例的技术方案能够实现对编码器跳变故障的冗余检测，避免造成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和装置、计算机设备
技术领域
本发明涉及风力发电技术领域，尤其涉及一种风力发电机组运行控制方法和装置、计算机设备。
背景技术
变桨系统是风力发电机组中的重要功能部件。变桨系统具体用于根据风力发电机组的主控制器下发的桨距角给定值和编码器采集的桨距角测量值进行PID控制，以驱动叶片变桨。变桨系统运行过程中，由于下列因素中的一者或者多者的影响，编码器采集的桨距角测量值会发生跳变：电磁干扰、信号线松动、屏蔽层松动、PLC模块异常和编码器自身异常。
图1为变桨系统运行过程中三支叶片(轴1、轴2和轴3)的编码器输出波形图。参见图1，0时刻之前，轴1、轴2和轴3的编码器输出波形重合；0时刻开始，轴1的编码器输出波形发生大幅度跳变且跳变持续时间大于500ms，轴2和轴3的编码器输出波形重合；跳变结束后，轴1、轴2和轴3的编码器输出波形又继续重合。
根据现有技术中的风力发电机组运行控制策略：将编码器的测量值与预设阈值比较，如果测量值超出预设阈值很多，则判定编码器发生角度跳变故障，并立即触发“编码器发生角度跳变故障”而使风力发电机组停机。由于编码器跳变故障在一段时间后可自行恢复，直接停机会造成一定的发电量损失。
发明内容
本发明实施例提供了一种风力发电机组运行控制方法和装置、计算机设备，能够实现对编码器跳变故障的冗余检测，避免造成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，该控制方法包括：
获取风力发电机组变桨系统中编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值；
针对每一当前周期，确定当前周期相对于向前一个或者多个周期的桨距角测量值的变化率和变桨电机电压值的变化率；
根据桨距角测量值的变化率、变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨系统中变桨控制器下发的变桨速度给定值，判断编码器是否发生角度跳变；
如果编码器发生角度跳变，则根据变桨速度给定值计算预设冗余时长后的桨距角预估值；
根据预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值，判断是否触发风力发电机组故障停机。
在第一方面的一种可能的实施方式中，根据桨距角测量值的变化率、变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨系统中变桨控制器下发的变桨速度给定值，判断编码器是否发生角度跳变的步骤，包括：获取桨距角测量值的变化率、变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨控制下发的变桨速度给定值中任意两者的偏差；判断偏差的绝对值是否均在预设的允许范围内；如果任一偏差的绝对值不在预设的允许范围内，则确定编码器发生角度跳变。
在第一方面的一种可能的实施方式中，根据预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值，判断是否触发风力发电机组故障停机的步骤，包括：判断预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差是否超过预设阈值；如果预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差超过预设阈值，则确定编码器故障，触发风力发电机组停机；如果预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差不超过预设阈值，则继续获取下一周期编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值，以进行角度跳变判断。
在第一方面的一种可能的实施方式中，根据变桨速度给定值计算预设冗余时长后的桨距角预估值的步骤，包括：计算变桨速度给定值和预设冗余时长的乘积，将乘积和当前周期的桨距角测量值的和值作为预设冗余时长后的桨距角预估值；或者，对预设冗余时长和单位采样周期的比值向下取整，得到冗余周期个数；以当前周期的桨距角测量值为基数向后每隔一个冗余周期累加一次单位桨距角增量，直到最后一个冗余周期并将最后一个冗余周期对应的累加值作为预设冗余时长后的桨距角预估值，其中，单位桨距角增量为变桨速度给定值与单位采样周期的乘积。
第二方面，本发明实施例提供一种风力发电机组运行控制装置，该装置包括：
实测值模块，用于获取风力发电机组变桨系统中编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值；
变化率确定模块，用于针对每一当前周期，确定当前周期相对于向前一个或者多个周期的桨距角测量值的变化率和变桨电机电压值的变化率；
第一判断模块，用于根据桨距角测量值的变化率、变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨系统中变桨控制器下发的变桨速度给定值，判断编码器是否发生角度跳变；
预估值计算模块，用于如果编码器发生角度跳变，则根据变桨速度给定值计算预设冗余时长后的桨距角预估值；
第二判断模块，用于根据预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值，判断是否触发风力发电机组故障停机。
在第二方面的一种可能的实施方式中，第一判断模块具体用于：获取桨距角测量值的变化率、变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨控制下发的变桨速度给定值中任意两者的偏差；判断偏差的绝对值是否均在预设的允许范围内；如果任一偏差的绝对值不在预设的允许范围内，则确定编码器发生角度跳变。
在第二方面的一种可能的实施方式中，第二判断模块具体用于：判断预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差是否超过预设阈值；如果预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差超过预设阈值，则确定编码器故障，触发风力发电机组停机；如果预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差不超过预设阈值，则继续获取下一周期编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值，以进行角度跳变判断。
在第二方面的一种可能的实施方式中，预估值计算模块具体用于：计算变桨速度给定值和预设冗余时长的乘积，将乘积和当前周期的距角测量值的和值作为预设冗余时长后的桨距角预估值；或者，对预设冗余时长和单位采样周期的比值向下取整，得到冗余周期个数；以当前周期的桨距角测量值为基数向后每隔一个冗余周期累加一次单位桨距角增量，直到最后一个冗余周期并将最后一个冗余周期对应的累加值作为预设冗余时长后的桨距角预估值，其中，单位桨距角增量为变桨速度给定值与单位采样周期的乘积。
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计算机设备，其上存储有程序，其中，程序被处理器执行时实现如上所述的风力发电机组运行控制方法。
如上所述，一方面由于叶片转过的角度是根据编码器输出的脉冲数目计算得到，同时叶片转过的角度是变桨电机对变桨控制器下发给变桨驱动器的变桨速度给定值(速度指令)的执行结果，因此，编码器的桨距角测量值和变桨速度给定值之间存在正相关关系。
另一方面，由于变桨电机的转速是根据编码器单位时间输出的脉冲数目计算得到，同时，变桨电机的转速与变桨电机的电压或者电流存在正相关关系，因此，编码器的桨距角测量值和变桨电机的电压存在正相关关系。
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为变桨系统运行过程中三支叶片(轴1、轴2和轴3)的编码器输出波形图；
图2为变桨电机轴承齿轮和减速机齿轮的传送关系示意图；
图3为本发明一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4为本发明另一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5为本发明实施例提供的风力发电机组运行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。
通常情况下，变桨系统中的编码器安装于变桨电机的轴上，编码器的直接测量参数为变桨电机转过的角度。因此，可以从变桨电机自身运行参数和变桨电机与变桨轴承之间的传动关系展开分析。
首先，根据电机运行公式：
M＝C×Φ×I×D (1)
M＝9550p/n (2)
Figure BDA0002335780970000051
其中，M为电机转矩，D为转动半径，C为电机常数，Φ为电机磁通，I为电机电流，p为电机功率，n为电机转速，U为电机电压，
Figure BDA0002335780970000052
为电机功率因数。
由于电机正常工作时Φ、C、D为常数，公式(1)可以简化为：
M＝Ca×I (4)
其中，Ca＝C×Φ×D，可以得出电机的转矩与电流成正比关系。
进一步地，联立公式(1)-(3)，可以得到：
Figure BDA0002335780970000053
其中，
Figure BDA0002335780970000054
为常数，可以得出电机的转速和电压成正比关系。
然后，参见图2，变桨轴承201的齿轮与变桨电机的减速机齿轮202通过齿轮啮合的方式进行连接与传动。由于变桨轴承201和减速机齿轮202的传动关系比固定，故可以根据编码器测量的变桨电机转过的角度值计算得到对应叶片转过的角度值，计算过程如下：
设编码器每转一圈(360°)输出的脉冲数目为n1，减速机齿轮202的齿数为n2，变桨轴承201的齿数为n3，减速机的减速比为k，则编码器的脉冲数目每变化1，对应变桨电机转过的角度值θ0为360/n1，θ0经减速机减速后，对应减速机齿轮202转过的角度值θ1为360/n1/k，经变桨轴承201与减速机齿轮202的齿轮传动，对应叶片转过的角度值θ2为360×n2/n1/k/n3。
如上所述，一方面由于叶片转过的角度是根据编码器输出的脉冲数目计算得到，同时叶片转过的角度是变桨电机对变桨控制器下发给变桨驱动器的变桨速度给定值(速度指令)的执行结果，因此，编码器的桨距角测量值和变桨速度给定值之间存在正相关关系。
另一方面，由于变桨电机的转速是根据编码器单位时间输出的脉冲数目计算得到，同时，变桨电机的转速与变桨电机的电压或者电流存在正相关关系，因此，编码器的桨距角测量值和变桨电机的电压存在正相关关系。
因此，编码器的桨距角测量值、变桨速度给定值和变桨电机的电压三者之间存在正相关关系。
基于上述分析，本发明实施例提供一种风力发电机组运行控制方法，参见图3，该风力发电机组运行控制方法包括步骤301至步骤305。
在步骤301中，获取风力发电机组变桨系统中编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值。
在步骤302中，针对每一当前周期，确定当前周期相对于向前一个或者多个周期的桨距角测量值的变化率和变桨电机电压值的变化率。
在步骤303中，根据桨距角测量值的变化率、变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨系统中变桨控制器下发的变桨速度给定值，判断编码器是否发生角度跳变。
在步骤304中，如果编码器发生角度跳变，则根据变桨速度给定值计算预设冗余时长后的桨距角预估值。
在步骤305中，根据预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值，判断是否触发风力发电机组故障停机。
如上文所述，由于编码器的桨距角测量值、变桨速度给定值和变桨电机的电压三者之间存在正相关关系，因此本发明实施例根据变桨系统运行过程中当前周期相对于向前一个或者多个周期的桨距角测量值的变化率和变桨电机电压值的变化率，以及当前周期变桨系统中变桨控制器下发的变桨速度给定值的匹配情况，来检测编码器是否发生角度跳变。
由于本发明实施例在桨距角测量值的基础上引入了变桨速度给定值和变桨电机的电压两个参数进行相互匹配验证，与现有技术中单一阈值比较的方式相比，能够提高编码器角度跳变检测的准确性。并且，由于变桨速度给定值和变桨电机的电压在变桨系统运行期间比较稳定，因此能够进一步保证编码器角度跳变的检测精度。
此外，在检测到编码器角度发生跳变后，本发明实施例能够根据变桨速度计算预设冗余时长后的桨距角预估值，以根据预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值进一步判断是否需要触发风力发电机组故障停机。与现有技术中的检测到编码器角度跳变即停机的控制逻辑相比，实现了对编码器故障的冗余检测，能够减小风力发电机组的发电量损失。
下面对编码器角度跳变的检测方法进行详细说明。
由于变桨速度给定值在一个周期(约20ms)内的值不变，因此，利用编码器的桨距角测量值、变桨速度给定值和变桨电机的电压三者之间的正相关关系进行编码器角度跳变判断时，针对每一当前周期的对比数据可以为：当前周期的变桨速度给定值、当前周期相对于向前一个或者多个周期的桨距角测量值的变化率、以及当前周期相对于向前一个或者多个周期的变桨电机电压值的变化率。
然后计算上述桨距角测量值的变化率、变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨控制器下发的变桨速度给定值中任意两者的偏差，通过判断偏差的绝对值是否均在预设的允许范围内来进行编码器的角度跳变检测。
具体的判断过程为：如果任一偏差的绝对值不在预设的允许范围内，则判定编码器发生角度跳变。反之，如果所有偏差的绝对值均在预设的允许范围内，则判定编码器未发生角度跳变。
此外，考虑到从变桨速度给定值发出到变桨电机实际执行期间需要一定时间，因此，针对每一当前周期的对比数据可以优先采用：当前周期相对于向前多个周期的桨距角测量值的变化率，以及当前周期相对于向前多个周期的的变桨电机电压值的变化率。
进一步地，从减少运算量提高响应速度的角度出发，电压变化率可以直接采用比值，即u(t2)/u(t1)的形式，其中，t2为自t1向后的一个或者多个周期。当然，也可以采用[u(t2)-u(t1)]/(t2-t1)的形式，此处不做限定。
下面对编码器故障的冗余检测方法进行详细说明。
由于变桨速度给定值一般不会太大，且一个周期(约20ms)内变化更小，因此可以根据变桨速度给定值计算预设冗余时长后的桨距角预估值，以保证桨距角预测精度，然后通过判断预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差是否超过预设阈值的方式来编码器故障的冗余检测。
判断过程为：如果预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差超过预设阈值，则确定编码器故障，触发风力发电机组停机。反之，如果预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差不超过预设阈值，则继续获取下一周期编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值，以进行角度跳变判断。
具体地，可以采用以下两种方式进行桨距角预估值计算：
(1)计算变桨速度给定值和预设冗余时长的乘积，将该乘积和当前周期的桨距角测量值的和值作为预设冗余时长后的桨距角预估值；
(2)对预设冗余时长和单位采样周期的比值向下取整，得到冗余周期个数；然后以当前周期的桨距角测量值为基数向后每隔一个冗余周期累加一次单位桨距角增量，直到最后一个冗余周期并将最后一个冗余周期对应的累加值作为预设冗余时长后的桨距角预估值。
其中，单位桨距角增量为变桨速度给定值与单位采样周期的乘积。
示例性地，设预设冗余时长为1000ms，单位采样周期为10ms，则冗余周期个数为100。保持单位采样周期不变，若预设冗余时间变为998s时向下取整后的冗余周期个数为99，若预设冗余时间变为1002s时向下取整后的冗余周期个数为100。通过向下取整的方式能够将编码器故障的冗余检测时机提前，避免因延期判断影响风力发电机组安全运行。
接下来，请参阅图4，其结合实际应用环境对本发明实施例的风力发电机组运行控制方法进行了举例说明。图4中示出的风力发电机组运行控制流程包括步骤401-步骤408。
在步骤401中，读取变桨电机的电压、速度指令(桨距角给定值)和编码器所测的角度值。
在步骤402中，记录上一检测周期的运行数据，以在编码器角度发生跳变时能够以此为基数进行速度值累加，得到桨距角预估值。由于该记录值先于角度跳变，因此可以保证记录的角度值是正常无跳变的，以及保证编码器数据恢复时冗余检测的准确性。
在步骤403中，计算电压变化率和编码器测得角度变化率。
在步骤404中，判断速度指令、电压变化率和编码器测得角度变化率是否一致。如果不一致说明编码器发生了数据跳变，执行步骤405，否则跳转到结束。
在步骤405中，根据速度指令累加计算桨距角预估值。
在步骤406中，判断冗余时间是否到达，如果未到达执行步骤407，否则返回步骤405。
在步骤407中，判断当前时刻桨距角预估值和编码器所测得的角度值是否一致，如果不一致说明编码器故障，执行步骤408，否则跳转到结束。
在步骤408中，触发风力发电机组故障停机。
该实施例中，一方面根据速度指令、电压变化率和编码器测得角度变化率是否一致判断编码器是否发生跳变，能够提高编码器角度跳变检测的准确性。另一方面，根据当前时刻桨距角预估值和编码器所测得的角度值是否一致判断是否需要触发风力发电机组故障停机实现了对编码器故障的冗余检测，能够减小风力发电机组的发电量损失。
参见图5，本发明实施例还提供一种风力发电机组运行控制装置的结构图，该运行控制装置包括：实测值模块501(其可以具有与步骤201对应的功能)、变化率确定模块502(其可以具有与步骤202对应的功能)、第一判断模块503(其可以具有与步骤203对应的功能)、预估值计算模块504(其可以具有与步骤204对应的功能)和第二判断模块505(其可以具有与步骤205对应的功能)。
其中，实测值模块501用于获取风力发电机组变桨系统中编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值。
变化率确定模块502用于针对每一当前周期，确定当前周期相对于向前一个或者多个周期的桨距角测量值的变化率和变桨电机电压值的变化率。
第一判断模块503用于根据桨距角测量值的变化率、变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨系统中变桨控制器下发的变桨速度给定值，判断编码器是否发生角度跳变。
预估值计算模块504用于如果编码器发生角度跳变，则根据变桨速度给定值计算预设冗余时长后的桨距角预估值。
第二判断模块505用于根据预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值，判断是否触发风力发电机组故障停机。
在一些实施例中，第一判断模块503具体用于：获取桨距角测量值的变化率、变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨控制下发的变桨速度给定值中任意两者的偏差；判断偏差的绝对值是否均在预设的允许范围内；如果任一偏差的绝对值不在预设的允许范围内，则确定编码器发生角度跳变。
在一些实施例中，第二判断模块505具体用于：判断预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差是否超过预设阈值；如果预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差超过预设阈值，则确定编码器故障，触发风力发电机组停机；如果预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差不超过预设阈值，则继续获取下一周期编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值，以进行角度跳变判断。
在一些实施例中，预估值计算模块504具体用于：计算变桨速度给定值和预设冗余时长的乘积，将乘积和当前周期的桨距角测量值的和值作为预设冗余时长后的桨距角预估值；或者，对预设冗余时长和单位采样周期的比值向下取整，得到冗余周期个数；以当前周期的桨距角测量值为基数向后每隔一个冗余周期累加一次单位桨距角增量，直到最后一个冗余周期并将最后一个冗余周期对应的累加值作为预设冗余时长后的桨距角预估值，其中，单位桨距角增量为变桨速度给定值与单位采样周期的乘积。
需要说明的是，本发明实施例中的风力发电机组运行控制装置可以设置主控制器对应叶片的变桨控制器中，从而不需要变更任何硬件，也可以是具有独立运算功能的逻辑器件，此处不进行限定。
本发明实施例还提供一种计算机设备，其上存储有程序，程序被处理器执行时实现如上所述的风力发电机组运行控制方法。
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 (10)

1.一种风力发电机组运行控制方法，其特征在于，包括：
获取所述风力发电机组变桨系统中编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值；
针对每一当前周期，确定所述当前周期相对于向前一个或者多个周期的桨距角测量值的变化率和变桨电机电压值的变化率；
根据所述桨距角测量值的变化率、所述变桨电机电压值的变化率和当前周期所述变桨系统中变桨控制器下发的变桨速度给定值，判断所述编码器是否发生角度跳变；
如果所述编码器发生角度跳变，则根据所述变桨速度给定值计算预设冗余时长后的桨距角预估值；
根据所述预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值，判断是否触发风力发电机组故障停机。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述桨距角测量值的变化率、所述变桨电机电压值的变化率和当前周期所述变桨系统中变桨控制器下发的变桨速度给定值，判断所述编码器是否发生角度跳变的步骤，包括：
获取所述桨距角测量值的变化率、所述变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨控制下发的变桨速度给定值中任意两者的偏差；
判断所述偏差的绝对值是否均在预设的允许范围内；
如果任一所述偏差的绝对值不在所述预设的允许范围内，则确定所述编码器发生角度跳变。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值，判断是否触发风力发电机组故障停机的步骤，包括：
判断所述预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差是否超过预设阈值；
如果所述预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差超过所述预设阈值，则确定所述编码器故障，触发风力发电机组停机；
如果所述预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差不超过所述预设阈值，则继续获取下一周期所述编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值，以进行角度跳变判断。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述变桨速度给定值计算预设冗余时长后的桨距角预估值的步骤，包括：
计算所述变桨速度给定值和所述预设冗余时长的乘积，将所述乘积和所述当前周期的桨距角测量值的和值作为所述预设冗余时长后的桨距角预估值；
或者，
对所述预设冗余时长和单位采样周期的比值向下取整，得到冗余周期个数；以所述当前周期的桨距角测量值为基数向后每隔一个冗余周期累加一次单位桨距角增量，直到最后一个冗余周期并将所述最后一个冗余周期对应的累加值作为所述预设冗余时长后的桨距角预估值，其中，所述单位桨距角增量为所述变桨速度给定值与所述单位采样周期的乘积。
5.一种风力发电机组运行控制装置，其特征在于，包括：
实测值模块，用于获取所述风力发电机组变桨系统中编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值；
变化率确定模块，用于针对每一当前周期，确定所述当前周期相对于向前一个或者多个周期的桨距角测量值的变化率和变桨电机电压值的变化率；
第一判断模块，用于根据所述桨距角测量值的变化率、所述变桨电机电压值的变化率和当前周期所述变桨系统中变桨控制器下发的变桨速度给定值，判断所述编码器是否发生角度跳变；
预估值计算模块，用于如果所述编码器发生角度跳变，则根据所述变桨速度给定值计算预设冗余时长后的桨距角预估值；
第二判断模块，用于根据所述预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值，判断是否触发风力发电机组故障停机。
6.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述第一判断模块，具体用于：
获取所述桨距角测量值的变化率、所述变桨电机电压值的变化率和当前周期变桨控制下发的变桨速度给定值中任意两者的偏差；
判断所述偏差的绝对值是否均在预设的允许范围内；
如果任一所述偏差的绝对值不在所述预设的允许范围内，则确定所述编码器发生角度跳变。
7.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述第二判断模块，具体用于：
判断所述预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差是否超过预设阈值；
如果所述预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差超过所述预设阈值，则确定所述编码器故障，触发风力发电机组停机；
如果所述预设冗余时长后的桨距角测量值和对应桨距角预估值之间的偏差不超过所述预设阈值，则继续获取下一周期所述编码器的桨距角测量值和变桨电机电压值，以进行角度跳变判断。
8.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述预估值计算模块，具体用于：
计算所述变桨速度给定值和所述预设冗余时长的乘积，将所述乘积和所述当前周期的桨距角测量值的和值作为所述预设冗余时长后的桨距角预估值；
或者，
对所述预设冗余时长和单位采样周期的比值向下取整，得到冗余周期个数；以所述当前周期的桨距角测量值为基数向后每隔一个冗余周期累加一次单位桨距角增量，直到最后一个冗余周期并将所述最后一个冗余周期对应的累加值作为所述预设冗余时长后的桨距角预估值，其中，所述单位桨距角增量为所述变桨速度给定值与所述单位采样周期的乘积。
9.根据权利要求5-8任一项所述的装置，其特征在于，所述装置设置在风力发电机组的主控制器或者变桨控制器中。
10.一种计算机设备，其上存储有程序，其中，程序被处理器执行时实现如权利要求1-4任一项所述的风力发电机组运行控制方法。
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