CN113202691B - 一种风力发电组件控制方法、装置、设备及介质 - Google Patents

Abstract

本申请实施例公开了一种风力发电组件控制方法、装置、设备及介质。用于解决现有技术对桨距角的调节具有一定滞后性，使得风力发电组件工作效率较低的问题。获取安装风力发电组件风场的风资源参数，建立桨距角数据库；获取采样周期内风速变化值，绘制采样风速变化曲线；在风资源参数中找到与采样风速变化曲线误差最小的变化曲线；查找误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并确定风速值对应的标准桨距角；确定下一采样周期桨距角变化时长；在桨距角变化时间小于预设第一时长的情况下，将标准桨距角应用于风力发电组件；在下一采样周期内，根据实际功率对标准桨距角进行检测，调节出最优桨距角，以完成对风力发电组件的控制。

Description

一种风力发电组件控制方法、装置、设备及介质

技术领域

本申请涉及风力发电技术领域，尤其涉及一种风力发电组件控制方法、装置、设备及介质。

背景技术

随着风力发电技术的不断成熟和风力发电成本的不断降低，风力发电已成为当前主要发电方式之一。风力发电属于绿色清洁能源，利用风力发电可减少对煤炭、石油等矿物燃料的消耗，有利于保护人类生存环境。

风力发电系统的组件主要包括了叶轮、发电机、变流器等。其中，叶轮的主要作用是收集风能后将其转化为机械能，然后通过风力发电系统的发电机将其转化为电能。经发电机转化的交流电又通过变流器转换为与电网电压相同的交流电，最后通过变压器并入电网运行。

在实际控制中，由于风场的风速时常变化，为了使风力发电组件始终在额定功率下运行，通常在测量出当前实际风速后对桨距角进行变化。由于通信数据传输、系统响应快慢、加速时间、变桨电机松闸都需要一定的时间，使得桨距角的调节具有一定的滞后性，从而使得风力发电组件的工作效率较低。

发明内容

本申请实施例提供了种风力发电组件控制方法、装置、设备及介质，用于解决如下技术问题：在测量出当前实际风速后对桨距角进行变化的方式，使得桨距角的调节具有一定的滞后性，从而使得风力发电组件的工作效率较低。

本申请实施例采用下述技术方案：

本申请实施例提供一种风力发电组件控制方法，获取安装风力发电组件的风场的风资源参数；统计多个预设时间段内风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库；其中，风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线；获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据第一风速变化值与第二风速变化值绘制采样风速变化曲线；并在风资源参数中找到与采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线；根据风资源参数，查找误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在桨距角数据库中确定风速值对应的第一标准桨距角；计算第一标准桨距角与当前采样周期内的桨距角的差值，根据差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长；在桨距角变化时间小于预设第一时长的情况下，将第一标准桨距角应用于风力发电组件；在下一采样周期内，根据实际功率对标准桨距角进行检测，确定出最优桨距角，以完成对风力发电组件的控制。

本申请实施例通过建立桨距角数据库，能够根据预测风速快速下一时间段内的桨距角。本申请实施例通过将多个采样周期的风速变化曲线与风资源参数中的额风速变化曲线进行比较，根据最相近的风速变化曲线得到该曲线在下一时间段内的风速值，根据得到的风速值确定桨距角，从而实现提前对风速进行预判，并在减小误差的基础上获取桨距角，提前使下一时间段内的桨距角进行变换。此外，根据变化的桨距角的大小，对变化时间进行计算，从而确保在规定时间内完成桨距角的变化，提高风力发电组件的工作效率。

在本申请的一种实现方式中，建立桨距角数据库之后还包括：实时接收下一采样周期内的风资源参数，根据风资源参数得到第一实际桨距角；根据风资源参数与对应的第一实际桨距角，更新桨距角数据库；定期对桨距角数据库中的风资源参数与对应的桨距角进行检测，对检测到的不符合正确对应关系的数据进行修正或直接清除。

本申请实施例通过对桨距角数据库定期进行清理，能够将不正确的数据清理掉，确保数据的准确性，提高对下一采样周期内桨距角预测的准确性，进而能够提高对风能的利用率。

在本申请的一种实现方式中，在桨距角数据库中确定风速值对应的标准桨距角之后，方法还包括：在查找出的下一采样周期内的风速大于额定风速的情况下，在预置风能利用系数表中查找与风速对应的标准风能利用系数，并根据标准风能利用系数与当前设定的叶尖速比，在预置风能利用系数表中确定理论桨距角；其中，风能利用系数数据表中存储有多个风能利用系数，多个桨距角和多个叶尖速比；根据理论桨距角与标准桨距角之间的差，对风力发电组件的桨距角进行调节。

在本申请的一种实现方式中，将标准桨距角应用于风力发电组件之后，方法还包括：根据当前风向，获取顺风方向前两排风力发电组件的桨距角变化数据；在前两排风力发电组件的桨距角变化数据相同的情况下，获取前两排风力发电组件桨距角变化时间差值；根据时间差值确定延时时间；根据延时时间与桨距角变化数据，对风场中的其它风力发电组件下发桨距角变化指令。

本申请实施例通过将前两排风力发电组件的桨距角应用于风场内的其它风力组件，不仅能够减少对风速预判以及确定桨距角过程中的计算过程，还能够减少预测时间，快速的将预测信息传递给风场内的风力发电组件，使得风力发电组件提前变换桨距角，从而提高对风力的利用率。

在本申请的一种实现方式中，根据延时时间与桨距角变化数据，对风场中的其它风力发电组件下发桨距角变化指令之后还包括：根据桨距角变化指令，在下一时间段开始前对风场中的其它风力发电组件依次进行桨距角变化；在下一采样周期开始后，获取实际风速；在桨距角数据库查找实际风速所对应的第二标准桨距角；计算第二实际桨距角与第二标准桨距角的差值；在差值大于预设值的情况下，将第二实际桨距角调节为第二标准桨距角。

在本申请的一种实现方式中，根据实际功率对标准桨距角进行检测，确定出最优桨距角，具体包括：在风力发电组件运行过程中，实时监测风力发电组件的运行功率；在桨距角已调节到第一标准桨距角，且运行功率未达到额定功率的情况下，根据实际风速确定出第三实际桨距角；根据第三实际桨距角与第一标准桨距角之间的差值，对风力发电组件的桨距角进行PID调节；在监测到风力发电组件已达到额定功率的情况下，若当前桨距角不是第一标准桨距角，则按照当前桨距角继续运行。

本申请实施例通过实施监测风力发电组件的运行功率，能够确保风力发电组件在额定功率下运行。此外，通过对标准桨距角进行调节，能够进一步提高桨距角的精确度，使风力发电组件持续在额定功率下运行，从而更好的利用风能，提高工作效率。

在本申请的一种实现方式中，计算标准桨距角与当前采样周期内的桨距角的差值，根据差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长，具体包括：接收给定变桨时间和下一采样周期的桨距角；根据当前桨距角以及下一采样周期的桨距角，计算出桨距角差值；统计当前采样周期内的桨距变化量与桨距变化时长；根据桨距变化量与桨距变化时长，确定变桨速度；根据变桨速度与桨距角，确定下一采样周期的变桨时长。

本申请实施例提供一种风力发电组件控制装置，包括：参数获取单元，获取安装风力发电组件的风场的风资源参数；桨距角数据库建立单元，统计多个预设时间段内风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库；其中，风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线；风速变化曲线绘制单元，获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据第一风速变化值与第二风速变化值绘制采样风速变化曲线；并在风资源参数中找到与采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线；标准桨距角确定单元，根据风资源参数，查找误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在桨距角数据库中确定风速值对应的第一标准桨距角；变化时长确定单元，计算标准桨距角与当前采样周期内的桨距角的差值，根据差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长；标准桨距角应用单元，在桨距角变化时间小于预设第一时长的情况下，将第一标准桨距角应用于风力发电组件；检测单元，在下一采样周期内，根据实际功率对第一标准桨距角进行检测，确定出最优桨距角，以完成对风力发电组件的控制。

本申请实施例提供一种风力发电组件控制设备，包括：至少一个处理器；以及，与至少一个处理器通信连接的存储器；其中，存储器存储有可被至少一个处理器执行的指令，指令被至少一个处理器执行，以使至少一个处理器能够：获取安装风力发电组件的风场的风资源参数；统计多个预设时间段内风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库；其中，风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线；获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据第一风速变化值与第二风速变化值绘制采样风速变化曲线；并在风资源参数中找到与采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线；根据风资源参数，查找误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在桨距角数据库中确定风速值对应的第一标准桨距角；计算第一标准桨距角与当前采样周期内的桨距角的差值，根据差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长；在桨距角变化时间小于预设第一时长的情况下，将第一标准桨距角应用于风力发电组件；在下一采样周期内，根据实际功率对标准桨距角进行检测，确定出最优桨距角，以完成对风力发电组件的控制。

本申请实施例提供的一种非易失性计算机存储介质，存储有计算机可执行指令，计算机可执行指令设置为：获取安装风力发电组件的风场的风资源参数；统计多个预设时间段内风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库；其中，风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线；获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据第一风速变化值与第二风速变化值绘制采样风速变化曲线；并在风资源参数中找到与采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线；根据风资源参数，查找误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在桨距角数据库中确定风速值对应的第一标准桨距角；计算第一标准桨距角与当前采样周期内的桨距角的差值，根据差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长；在桨距角变化时间小于预设第一时长的情况下，将第一标准桨距角应用于风力发电组件；在下一采样周期内，根据实际功率对标准桨距角进行检测，确定出最优桨距角，以完成对风力发电组件的控制。

本申请实施例采用的上述至少一个技术方案能够达到以下有益效果：通过建立桨距角数据库，能够根据预测风速快速下一时间段内的桨距角。本申请实施例通过将多个采样周期的风速变化曲线与风资源参数中的额风速变化曲线进行比较，根据最相近的风速变化曲线得到该曲线在下一时间段内的风速值，根据得到的风速值确定桨距角，从而实现提前对风速进行预判，并在减小误差的基础上获取桨距角，提前使下一时间段内的桨距角进行变换。此外，根据变化的桨距角的大小，对变化时间进行计算，从而确保在规定时间内完成桨距角的变化，提高风力发电组件的工作效率。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附

图中：

图1为本申请实施例提供的一种风力发电组件控制方法流程图；

图2为本申请实施例提供的一种风力发电组件控制装置示意图；

图3为本申请实施例提供的一种风力发电组件控制设备的结构示意图。

具体实施方式

本申请实施例提供一种风力发电组件控制方法、装置、设备及介质。

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本说明书实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。

风力发电系统的组件主要包括了叶轮、发电机、变流器等。其中，叶轮的主要作用是收集风能后将其转化为机械能，然后通过风力发电系统的发电机将其转化为电能。经发电机转化的交流电又通过变流器转换为与电网电压相同的交流电，最后通过变压器并入电网运行。

在实际控制中，由于风场的风速时常变化，为了使风力发电组件始终在额定功率下运行，通常在测量出当前实际风速后对桨距角进行变化。由于通信数据传输、系统响应快慢、加速时间、变桨电机松闸都需要一定的时间，使得桨距角的调节具有一定的滞后性，从而使得风力发电组件的工作效率较低。

为了解决上述问题，本申请实施例提供一种风力发电组件控制方法、装置、设备及介质。通过建立桨距角数据库，能够根据预测风速快速下一时间段内的桨距角。本申请实施例通过将多个采样周期的风速变化曲线与风资源参数中的额风速变化曲线进行比较，根据最相近的风速变化曲线得到该曲线在下一时间段内的风速值，根据得到的风速值确定桨距角，从而实现提前对风速进行预判，并在减小误差的基础上获取桨距角，提前使下一时间段内的桨距角进行变换。此外，根据变化的桨距角的大小，对变化时间进行计算，从而确保在规定时间内完成桨距角的变化，提高风力发电组件的工作效率。

下面通过附图对本申请实施例提出的技术方案进行详细的说明。

S101、获取安装风力发电组件的风场的风资源参数。

在本申请的一个实施例中，控制器接收风场中的风资源参数，其中，所述风场中设置有多个风力发电组件。

具体的，控制器接收对风场中的风速、空气湿度、温度等环境信息。例如，可以用风速仪测量风速，利用湿度传感器与温度传感器分别对空气湿度与温度进行测量。在对风速测量过程中，需要实时对风速进行记录，并根据记录的不同时间的风速，绘制风速变化曲线，且在绘制风速变化曲线时，还需记录当前的风向、当前的空气湿度与温度等信息。

S102、统计多个预设时间段内风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库。其中，风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线。

在本申请的一个实施例中，根据时段的不同，统计每个时段内的风资源参数，以及根据每一个时段内测得的风速、风向、温度、湿度等信息，确定该时段内的桨距角，建立桨距角数据库。通过建立的桨距角数据库，可以快速根据风速确定出相应的桨距角。

在本申请的一个实施例中，实时接收下一采样周期内的风资源参数，根据风资源参数得到第一实际桨距角。根据风资源参数与对应的第一实际桨距角，更新桨距角数据库。

具体的，在下一采样周期内，根据实时检测到的风速确定出应该设定的第一实际桨距角，第一实际桨距角可以通过测量的风速对应在桨距角数据库获得。根据当前风速以及第一实际桨距角，确定出当前采样周期内的风速与桨距角对应关系，从而更新桨距角数据库。

在本申请的一个实施例中，定期对桨距角数据库中的风资源参数与对应的桨距角进行检测。对检测到的不符合正确对应关系的数据进行修正或直接清除。

例如，可以将与风速不匹配的桨距角清理掉，或者将风力发电组件的电磁转矩大小与风速大小不对应的数据清理掉，其中电磁转矩大小可以在风力发电组件运行中通过测量得到。再如，本申请实施例可以定期一天或者一周对桨距角清理一次，也可以在数据库中的数据每增加一百条或两百条的情况下，对增加的数据进行检测清理。

需要说明的是，检测清理时间可以根据实际应用进行调节，本申请实施例中对此并不做限制。

S103、获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据第一风速变化值与第二风速变化值绘制采样风速变化曲线。并在风资源参数中找到与采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线。

具体的，在对下一采样周期内的桨距角进行预测的过程中，需要先对下一采样周期内的风速进行预测。即，获取上一采样周期内的风速变化值，并根据不同时刻的风速绘制出第一风速变化曲线，再获取当前采样周期内的风速变化值，并根据当前不同时刻的风速绘制出当前第二风速变化曲线。

S104、根据风资源参数，查找误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在桨距角数据库中确定风速值对应的第一标准桨距角。

具体的，将第一风速变化曲线与第二风速变化曲线连接绘制，并将绘制好的曲线与风资源参数中的风速变化曲线做对比。在风资源参数中找到与绘制好的第一风速曲线以及第二风速曲线最相近的风速曲线，并根据最相近的风速曲线找到该曲线在下一阶段内的风速值，以此将下一阶段内的风速值作为需要预测的下一采样周期内的风速值。

在本申请的一个实施例中，根据获取到的下一采样周期内的风速值，在预置的桨距角数据库中找到该风速值确定的桨距角。将确定的桨距角作为标准桨距角，并在下一采样周期应用于风力发电组件，使其桨距角变化为该第一标准桨距角。

在本申请的一个实施例中，在查找出的下一采样周期内的风速大于额定风速的情况下，在预置风能利用系数表中查找与风速对应的标准风能利用系数，并根据标准风能利用系数与当前设定的叶尖速比，在预置风能利用系数表中确定理论桨距角。其中，风能利用系数数据表中存储有多个风能利用系数，多个桨距角和多个叶尖速比。

具体的，若通过风资源参数确定出的下一采样周期内的风速值大于额定风速时，需要在风能利用系数表中查找出该风速值对应的桨距角。

具体的，根据公式

确定出不同时段内相应的叶尖速比，其中，ω为风力机旋转角速度；n为风力机旋转速度；R为风力机风轮半径；ν是风速。叶尖速比表示风力发电组件在一定风速下运转速度的高低。

根据公式

确定风能利用系数，其中，P为风力机实际获得的轴功率，S为风轮的扫风面积，ρ为空气密度，υ为实际风速。风能利用系数表示了风力发电组件将风能转化成电能的转换效率，根据贝兹理论，风力发电组件最大风能利用系数为0.593。风能利用系数大小与叶尖速比和桨叶节距角有关系。

具体的，将不同时段内的风速与该风速对应的叶尖速比，以及该风速下对应的标准风能利用系数以及桨距角保存至预置风能利用系数表中。根据预测出的风速在所述风能利用系数表中查找相应的标准风能利用系数，并根据标准风能利用系数与当前设定的叶尖速比，在预置风能利用系数表中确定理论桨距角。

在本申请的一个实施例中，根据理论桨距角与第一标准桨距角之间的差，对风力发电组件的桨距角进行调节。

具体的，根据在桨距角数据库中获取到的第一标准桨距角，以及在预置风能利用系数表中获取到的理论桨距角，计算两者之间的差值，将差值输入至第一PID调节器，通过PID调节器将桨距角调节为最优桨距角。

S105、计算标准桨距角与当前采样周期内的桨距角的差值，根据差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长。

在本申请的一个实施例中，接收给定变桨时长和下一采样周期的桨距角。根据当前桨距角以及下一采样周期的桨距角，计算出桨距角差值。

具体的，风力发电组件的控制器接收到预置变桨所需时间以及下一采样周期内的桨距角。同时监测当前的桨距角，并计算出两个桨距角之间的差值。

在本申请的一个实施例中，统计当前采样周期内的桨距变化量与桨距变化时长，根据所述桨距变化量与所述桨距变化时长，确定变桨速度。根据变桨速度与桨距角，确定下一采样周期的变桨时长。

具体的，根据当前采样周期内的桨距角以及上一采样周期内的桨距将，计算出当前采样周期内的桨距角变化量。根据当前采样周期内变桨时长，确定出变桨速度。根据计算出的下一采样周期与当前采样周期内的桨距角差值以及变桨速度，确定下一采用周期内变桨所需时长。

S106、在桨距角变化时间小于预设第一时长的情况下，将第一标准桨距角应用于风力发电组件。

在本申请的一个实施例中，根据当前风向，获取顺风方向前两排风力发电组件的桨距角变化数据。在前两排风力发电组件的桨距角变化数据相同的情况下，获取前两排风力发电组件桨距角变化时间差值。

具体的，在下一个采样周期内，在将桨距角调节为第一标准桨距角后，需要实时采集风速与风向。根据获取到的风向，确定风场中最先获取该风能的前两排的风力发电组件的桨距角，验证前两排风力发电组件的桨距角是否相同。在前两排风力发电组件的桨距角相同的情况下，分别获取前两排风力发电组件桨距角变化的时间，以确定出桨距角变化的时间差。

在本申请的一个实施例中，根据时间差值确定延时时间，根据延时时间与桨距角变化数据，对风场中的其它风力发电组件下发桨距角变化指令。

具体的，根据计算出的桨距角变化的时间差，确定出相邻两排风力发电组件对桨距角变化的延迟时间。以此每进行一次时间延迟，对下一排风力发电组件下发桨距角变化指令。

例如，计算出桨距延迟时间为0.1S，那么在第二排风力发电组件桨距角变化结束后，延迟0.1S向第三排发送变化指令。并再次延迟0.1S后向第四排发送变化指令。以此既可以确保风力发电组件在风吹过来之前进行变桨，又可以解决因过早变桨导致当前采样时间段内风能利用效率较低的问题。

在本申请的一个实施例中，根据桨距角变化指令，在下一时间段开始前对风场中的其它风力发电组件依次进行桨距角变化。在下一采样周期开始后，获取实际风速。在桨距角数据库查找实际风速所对应的第二标准桨距角，计算第二实际桨距角与第二标准桨距角的差值。在差值大于预设值的情况下，将第二实际桨距角调节为第二标准桨距角。

具体的，在风场中其它风力发电组件，接收到变桨命令并将桨距角变为第二实际桨距角之后，根据实际风速，会再次在桨距角数据库中查询当前风速所对应的第二标准桨距角，并将查询到的桨距角与当前已经设置好的第二实际桨距角进行差值计算，只有在差值小于或等于预设值的情况下，会继续使用第二实际桨距角。若计算出的桨距角差值大于预设值的情况下，说明当前标准桨距角误差过大，将其转换为查询到的第二标准桨距角。

S107、在下一采样周期内，根据实际功率对所述标准桨距角进行检测，调节出最优桨距角，以完成对风力发电组件的控制。

在本申请的一个实施例中，在风力发电组件运行过程中，实时监测风力发电组件的运行功率。

在本申请的一个实施例中，在桨距角已调节到标准桨距角，且运行功率未达到额定功率的情况下，根据实际风速确定出第三实际桨距角。根据第三实际桨距角与标准桨距角之间的差值，对风力发电组件的桨距角进行PID调节。

具体的，若桨距角已经调节到预测到的第一标准桨距角，但风力发电组的运行功率未达到额定功率时，根据测量出的当前风速，在桨距角数据库中重新查询当前风速所对应的桨距角。计算出新查询出的桨距角与当前第三实际桨距角之间的差值，并将该差值输入至第二PID调节器，通过第二PID调节器调节出最优桨距角。

在本申请的一个实施例中，在监测到风力发电组件已达到额定功率的情况下，若当前桨距角不是第一标准桨距角，则按照当前桨距角继续运行。

图2为本申请实施例提供的一种风力发电组件控制装置示意图。装置包括参数获取单元201、桨距角数据库建立单元202、风速变化曲线绘制单元203、标准桨距角确定单元204、变化时长确定单元205、标准桨距角应用单元206、检测单元207。

参数获取单元201，获取安装风力发电组件的风场的风资源参数；

桨距角数据库建立单元202，统计多个预设时间段内所述风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库；其中，所述风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线；

风速变化曲线绘制单元203，获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据所述第一风速变化值与所述第二风速变化值绘制采样风速变化曲线；并在所述风资源参数中找到与所述采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线；

标准桨距角确定单元204，根据所述风资源参数，查找所述误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在所述桨距角数据库中确定所述风速值对应的第一标准桨距角；

变化时长确定单元205，计算所述第一标准桨距角与所述当前采样周期内的桨距角的差值，根据所述差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长；

标准桨距角应用单元206，在所述桨距角变化时间小于预设第一时长的情况下，将所述第一标准桨距角应用于所述风力发电组件；

检测单元207，在所述下一采样周期内，根据实际功率对所述第一标准桨距角进行检测，确定出最优桨距角，以完成对所述风力发电组件的控制。

进一步的，装置还包括：

第一实际桨距角获取单元208，实时接收所述下一采样周期内的风资源参数，根据所述风资源参数得到第一实际桨距角；

桨距角数据库更新单元209，根据所述风资源参数与对应的第一实际桨距角，更新所述桨距角数据库；

桨距角检测单元210，定期对所述桨距角数据库中的风资源参数与对应的桨距角进行检测，对检测到的不符合正确对应关系的数据进行修正或直接清除。

进一步的，装置还包括：

理论桨距角确定单元211，在查找出的所述下一采样周期内的风速大于额定风速的情况下，在预置风能利用系数表中查找与所述风速对应的标准风能利用系数，并根据所述标准风能利用系数与当前设定的叶尖速比，在所述预置风能利用系数表中确定理论桨距角；其中，所述风能利用系数数据表中存储有多个风能利用系数，多个桨距角和多个叶尖速比；

桨距角调节单元212，根据所述理论桨距角与所述第一标准桨距角之间的差，对所述风力发电组件的桨距角进行调节。

进一步的，装置还包括：

前两排数据接收单元213，根据当前风向，获取顺风方向前两排风力发电组件的桨距角变化数据；

前两排时间差值获取单元214，在所述前两排风力发电组件的桨距角变化数据相同的情况下，获取所述前两排风力发电组件桨距角变化时间差值；

变化指令下发单元215，据所述时间差值确定延时时间；根据所述延时时间与所述桨距角变化数据，对所述风场中的其它风力发电组件下发桨距角变化指令。

进一步的，装置还包括：

其它风力发电组件桨距角变化单元216，根据所述桨距角变化指令，在所述下一时间段开始前对所述风场中的其它风力发电组件依次进行桨距角变化；

实际风速对应桨距角获取单元217，在所述下一采样周期开始后，获取实际风速；在所述桨距角数据库查找所述实际风速所对应的第二标准桨距角；

桨距角差值计算单元218，计算第二实际桨距角与所述第二标准桨距角的差值；在所述差值大于预设值的情况下，将所述第二实际桨距角调节为第二标准桨距角。

进一步的，装置还包括：

运行功率监测单元219，在所述风力发电组件运行过程中，实时监测所述风力发电组件的运行功率；

PID调节单元220，在所述桨距角已调节到所述第一标准桨距角，且所述运行功率未达到额定功率的情况下，根据实际风速确定出第三实际桨距角；根据所述第三实际桨距角与所述第一标准桨距角之间的差值，对所述风力发电组件的桨距角进行PID调节；在监测到所述风力发电组件已达到所述额定功率的情况下，若当前桨距角不是所述第一标准桨距角，则按照当前桨距角继续运行。

进一步的，装置还包括：

变桨速度确定单元221，接收给定变桨时长和下一采样周期的桨距角；根据当前桨距角以及下一采样周期的桨距角，计算出桨距角差值；统计所述当前采样周期内的桨距变化量与桨距变化时长；根据所述桨距变化量与所述桨距变化时长，确定变桨速度；

变桨时长确定单元222，根据所述变桨速度与所述桨距角，确定下一采样周期的变桨时长。

图3为本申请实施例提供的一种风力发电组件控制设备的结构示意图。包括：

至少一个处理器；以及，

与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，

所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够：

获取安装所述风力发电组件的风场的风资源参数；

统计多个预设时间段内所述风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库；其中，所述风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线；

获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据所述第一风速变化值与所述第二风速变化值绘制采样风速变化曲线；并在所述风资源参数中找到与所述采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线；

根据所述风资源参数，查找所述误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在所述桨距角数据库中确定所述风速值对应的第一标准桨距角；

计算所述第一标准桨距角与所述当前采样周期内的桨距角的差值，根据所述差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长；

在所述桨距角变化时长小于预设第一时长的情况下，将所述第一标准桨距角应用于所述风力发电组件；

在所述下一采样周期内，根据实际功率对所述第一标准桨距角进行检测，调节出最优桨距角，以完成对所述风力发电组件的控制。

本申请实施例提供的一种非易失性计算机存储介质，存储有计算机可执行指令，所述计算机可执行指令设置为：

获取安装所述风力发电组件的风场的风资源参数；

获取安装所述风力发电组件的风场的风资源参数；

统计多个预设时间段内所述风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库；其中，所述风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线；

获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据所述第一风速变化值与所述第二风速变化值绘制采样风速变化曲线；并在所述风资源参数中找到与所述采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线；

根据所述风资源参数，查找所述误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在所述桨距角数据库中确定所述风速值对应的第一标准桨距角；

计算所述第一标准桨距角与所述当前采样周期内的桨距角的差值，根据所述差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长；

在所述桨距角变化时长小于预设第一时长的情况下，将所述第一标准桨距角应用于所述风力发电组件；

在所述下一采样周期内，根据实际功率对所述第一标准桨距角进行检测，调节出最优桨距角，以完成对所述风力发电组件的控制。

本申请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。尤其，对于装置、设备、非易失性计算机存储介质实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。

上述对本申请特定实施例进行了描述。其它实施例在所附权利要求书的范围内。在一些情况下，在权利要求书中记载的动作或步骤可以按照不同于实施例中的顺序来执行并且仍然可以实现期望的结果。另外，在附图中描绘的过程不一定要求示出的特定顺序或者连续顺序才能实现期望的结果。在某些实施方式中，多任务处理和并行处理也是可以的或者可能是有利的。

以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请的实施例可以有各种更改和变化。凡在本申请实施例的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。

Claims (7)

1.一种风力发电组件控制方法，其特征在于，所述方法包括：

获取安装所述风力发电组件的风场的风资源参数；其中，所述风资源参数包括当前的风向、当前的空气湿度与温度信息；

统计多个预设时间段内所述风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库；其中，所述风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线；

获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据所述第一风速变化值与所述第二风速变化值绘制采样风速变化曲线；并在所述风资源参数中找到与所述采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线；

根据所述风资源参数，查找所述误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在所述桨距角数据库中确定所述风速值对应的第一标准桨距角；

计算所述第一标准桨距角与所述当前采样周期内的桨距角的差值，根据所述差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长；

在所述桨距角变化时长小于预设第一时长的情况下，将所述第一标准桨距角应用于所述风力发电组件；

在所述下一采样周期内，根据实际功率对所述第一标准桨距角进行检测，调节出最优桨距角，以完成对所述风力发电组件的控制；

所述将所述第一标准桨距角应用于所述风力发电组件之后，还包括，

根据当前风向，获取顺风方向前两排风力发电组件的桨距角变化数据；

在所述前两排风力发电组件的桨距角变化数据相同的情况下，获取所述前两排风力发电组件桨距角变化时间差值；

根据所述时间差值确定延时时间；根据所述延时时间与所述桨距角变化数据，对所述风场中的其它风力发电组件下发桨距角变化指令；

所述根据所述延时时间与所述桨距角变化数据，对所述风场中的其它风力发电组件下发桨距角变化指令之后，还包括，

根据所述桨距角变化指令，在所述下一采样周期开始前对所述风场中的其它风力发电组件依次进行桨距角变化；

在所述下一采样周期开始后，获取实际风速；

在所述桨距角数据库查找所述实际风速所对应的第二标准桨距角；

计算桨距角变化后的第二实际桨距角与所述第二标准桨距角的差值；在所述差值大于预设值的情况下，将所述第二实际桨距角调节为第二标准桨距角；

所述根据实际功率对所述第一标准桨距角进行检测，调节出最优桨距角，包括，

在所述风力发电组件运行过程中，实时监测所述风力发电组件的运行功率；

在所述桨距角已调节到所述第一标准桨距角，且所述运行功率未达到额定功率的情况下，根据实际风速确定出第三实际桨距角；根据所述第三实际桨距角与所述第一标准桨距角之间的差值，对所述风力发电组件的桨距角进行PID调节；

在监测到所述风力发电组件已达到所述额定功率的情况下，若当前桨距角不是所述第一标准桨距角，则按照当前桨距角继续运行。

2.根据权利要求1所述的一种风力发电组件控制方法，其特征在于，所述建立桨距角数据库之后，所述方法还包括：

实时接收所述下一采样周期内的风资源参数，根据所述风资源参数得到第一实际桨距角；

根据所述风资源参数与对应的第一实际桨距角，更新所述桨距角数据库；

定期对所述桨距角数据库中的风资源参数与对应的桨距角进行检测，对检

测到的不符合正确对应关系的数据进行修正或直接清除。

3.根据权利要求1所述的一种风力发电组件控制方法，其特征在于，所述在所述桨距角数据库中确定所述风速值对应的第一标准桨距角之后，所述方法还包括：

在查找出的所述下一采样周期内的风速大于额定风速的情况下，在预置风能利用系数表中查找与所述风速对应的标准风能利用系数，并根据所述标准风能利用系数与当前设定的叶尖速比，在所述预置风能利用系数表中确定理论桨距角；其中，所述风能利用系数数据表中存储有多个风能利用系数，多个桨距角和多个叶尖速比；

根据所述理论桨距角与所述第一标准桨距角之间的差值，对所述风力发电组件的桨距角进行调节。

4.根据权利要求1所述的一种风力发电组件控制方法，其特征在于，所述计算所述第一标准桨距角与所述当前采样周期内的桨距角的差值，根据所述差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长，具体包括：

接收给定变桨时长和下一采样周期的桨距角；

根据当前桨距角以及下一采样周期的桨距角，计算出桨距角差值；

统计所述当前采样周期内的桨距变化量与桨距变化时长；根据所述桨距变化量与所述桨距变化时长，确定变桨速度；

根据所述变桨速度与所述桨距角，确定下一采样周期的变桨时长。

5.一种风力发电组件控制装置，其特征在于，包括：

参数获取单元，获取安装风力发电组件的风场的风资源参数；其中，所述风资源参数包括当前的风向、当前的空气湿度与温度信息；

桨距角数据库建立单元，统计多个预设时间段内所述风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库；其中，所述风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线；

风速变化曲线绘制单元，获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据所述第一风速变化值与所述第二风速变化值绘制采样风速变化曲线；并在所述风资源参数中找到与所述采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线；

标准桨距角确定单元，根据所述风资源参数，查找所述误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在所述桨距角数据库中确定所述风速值对应的第一标准桨距角；

变化时长确定单元，计算所述第一标准桨距角与所述当前采样周期内的桨距角的差值，根据所述差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长；

标准桨距角应用单元，在所述桨距角变化时间小于预设第一时长的情况下，将所述第一标准桨距角应用于所述风力发电组件；根据当前风向，获取顺风方向前两排风力发电组件的桨距角变化数据；在所述前两排风力发电组件的桨距角变化数据相同的情况下，获取所述前两排风力发电组件桨距角变化时间差值；根据所述时间差值确定延时时间；根据所述延时时间与所述桨距角变化数据，对所述风场中的其它风力发电组件下发桨距角变化指令；根据所述桨距角变化指令，在所述下一采样周期开始前对所述风场中的其它风力发电组件依次进行桨距角变化；在所述下一采样周期开始后，获取实际风速；在所述桨距角数据库查找所述实际风速所对应的第二标准桨距角；计算桨距角变化后的第二实际桨距角与所述第二标准桨距角的差值；在所述差值大于预设值的情况下，将所述第二实际桨距角调节为第二标准桨距角；

检测单元，在所述下一采样周期内，根据实际功率对所述第一标准桨距角进行检测，调节出最优桨距角，以完成对所述风力发电组件的控制；所述检测单元还包括在所述风力发电组件运行过程中，实时监测所述风力发电组件的运行功率；在所述桨距角已调节到所述第一标准桨距角，且所述运行功率未达到额定功率的情况下，根据实际风速确定出第三实际桨距角；根据所述第三实际桨距角与所述第一标准桨距角之间的差值，对所述风力发电组件的桨距角进行PID调节；在监测到所述风力发电组件已达到所述额定功率的情况下，若当前桨距角不是所述第一标准桨距角，则按照当前桨距角继续运行。

6.一种风力发电组件控制设备，其特征在于，包括：

至少一个处理器；以及，

与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，

所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够：

获取安装风力发电组件的风场的风资源参数；其中，所述风资源参数包括当前的风向、当前的空气湿度与温度信息；

统计多个预设时间段内所述风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库；其中，所述风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线；

获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据所述第一风速变化值与所述第二风速变化值绘制采样风速变化曲线；并在所述风资源参数中找到与所述采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线；

根据所述风资源参数，查找所述误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在所述桨距角数据库中确定所述风速值对应的第一标准桨距角；

计算所述第一标准桨距角与所述当前采样周期内的桨距角的差值，根据所述差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长；

在所述桨距角变化时长小于预设第一时长的情况下，将所述第一标准桨距角应用于所述风力发电组件；

在所述下一采样周期内，根据实际功率对所述第一标准桨距角进行检测，调节出最优桨距角，以完成对所述风力发电组件的控制；

所述将所述第一标准桨距角应用于所述风力发电组件之后，还包括，

根据当前风向，获取顺风方向前两排风力发电组件的桨距角变化数据；

在所述前两排风力发电组件的桨距角变化数据相同的情况下，获取所述前两排风力发电组件桨距角变化时间差值；

根据所述时间差值确定延时时间；根据所述延时时间与所述桨距角变化数据，对所述风场中的其它风力发电组件下发桨距角变化指令；

所述根据所述延时时间与所述桨距角变化数据，对所述风场中的其它风力发电组件下发桨距角变化指令之后，还包括，

根据所述桨距角变化指令，在所述下一采样周期开始前对所述风场中的其它风力发电组件依次进行桨距角变化；

在所述下一采样周期开始后，获取实际风速；

在所述桨距角数据库查找所述实际风速所对应的第二标准桨距角；

计算桨距角变化后的第二实际桨距角与所述第二标准桨距角的差值；在所述差值大于预设值的情况下，将所述第二实际桨距角调节为第二标准桨距角；

所述根据实际功率对所述第一标准桨距角进行检测，调节出最优桨距角，包括，

在所述风力发电组件运行过程中，实时监测所述风力发电组件的运行功率；

在所述桨距角已调节到所述第一标准桨距角，且所述运行功率未达到额定功率的情况下，根据实际风速确定出第三实际桨距角；根据所述第三实际桨距角与所述第一标准桨距角之间的差值，对所述风力发电组件的桨距角进行PID调节；

在监测到所述风力发电组件已达到所述额定功率的情况下，若当前桨距角不是所述第一标准桨距角，则按照当前桨距角继续运行。

7.一种非易失性计算机存储介质，存储有计算机可执行指令，所述计算机可执行指令设置为：

获取安装风力发电组件的风场的风资源参数；其中，所述风资源参数包括当前的风向、当前的空气湿度与温度信息；

统计多个预设时间段内所述风资源参数与桨距角的对应关系，并建立桨距角数据库；其中，所述风资源参数包括多个不同时间段内的风速变化曲线；

获取上一采样周期内的第一风速变化值，以及获取当前采样周期内的第二风速变化值，根据所述第一风速变化值与所述第二风速变化值绘制采样风速变化曲线；并在所述风资源参数中找到与所述采样风速变化曲线误差最小的风速变化曲线；

根据所述风资源参数，查找所述误差最小的风速变化曲线在下一采样周期内的风速值，并在所述桨距角数据库中确定所述风速值对应的第一标准桨距角；

计算所述第一标准桨距角与所述当前采样周期内的桨距角的差值，根据所述差值与桨距角变化速度确定下一采样周期内桨距角变化时长；

在所述桨距角变化时长小于预设第一时长的情况下，将所述第一标准桨距角应用于所述风力发电组件；

在所述下一采样周期内，根据实际功率对所述第一标准桨距角进行检测，调节出最优桨距角，以完成对所述风力发电组件的控制；

所述将所述第一标准桨距角应用于所述风力发电组件之后，还包括，

根据当前风向，获取顺风方向前两排风力发电组件的桨距角变化数据；

在所述前两排风力发电组件的桨距角变化数据相同的情况下，获取所述前两排风力发电组件桨距角变化时间差值；

根据所述时间差值确定延时时间；根据所述延时时间与所述桨距角变化数据，对所述风场中的其它风力发电组件下发桨距角变化指令；

所述根据所述延时时间与所述桨距角变化数据，对所述风场中的其它风力发电组件下发桨距角变化指令之后，还包括，

根据所述桨距角变化指令，在所述下一采样周期开始前对所述风场中的其它风力发电组件依次进行桨距角变化；

在所述下一采样周期开始后，获取实际风速；

在所述桨距角数据库查找所述实际风速所对应的第二标准桨距角；

计算桨距角变化后的第二实际桨距角与所述第二标准桨距角的差值；在所述差值大于预设值的情况下，将所述第二实际桨距角调节为第二标准桨距角；

所述根据实际功率对所述第一标准桨距角进行检测，调节出最优桨距角，包括，

在所述风力发电组件运行过程中，实时监测所述风力发电组件的运行功率；

在所述桨距角已调节到所述第一标准桨距角，且所述运行功率未达到额定功率的情况下，根据实际风速确定出第三实际桨距角；根据所述第三实际桨距角与所述第一标准桨距角之间的差值，对所述风力发电组件的桨距角进行PID调节；

在监测到所述风力发电组件已达到所述额定功率的情况下，若当前桨距角不是所述第一标准桨距角，则按照当前桨距角继续运行。

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