CN113464362A - 风力发电机组运行控制方法和装置、变桨控制器 - Google Patents
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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、变桨控制器。该风力发电机组运行控制方法包括：实时获取风力发电机组各变桨电机的电流值，并分别计算各变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值；若所有变桨电机在旋转周期内的电流累加值之间的关系满足电流一致性条件，则生成用于指示风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号；将控制信号发送至风力发电机组的各变桨控制器，使变桨控制器在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。采用本发明实施例，能够在编码器发生故障的情况下实现风力发电机组的冗余运行，从而减少风力发电机组的发电量损失。
Description
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、变桨控制器。
背景技术
变桨系统是风力发电机组的重要功能部件，当需要对叶片进行变桨时，变桨控制器先根据安装于叶片的变桨电机轴上的编码器输出的电信号计算出叶片的当前角度，然后根据当前角度和目标角度的差值生成用于控制该叶片的变桨电机速度的变桨指令并将该变桨指令下发至变桨驱动器，变桨驱动器接收到变桨控制器下发的变桨指令后根据该变桨指令控制变桨电机运行，以调整叶片的桨距角。
但是，编码器在使用过程中可能会发生故障，如，编码器损坏或者编码器输出的电信号出现跳变，或者出现编码器增量信号故障，造成风力发电机组停机，减少风力发电机组的发电量。
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、变桨控制器，能够在编码器发生增量故障的情况下实现风力发电机组的冗余运行，从而减少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，用于主控制器，该方法包括：
实时获取风力发电机组各变桨电机的电流值，并分别计算各变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值；
判断风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系是否满足预设的电流一致性条件；
若所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足电流一致性条件，则生成用于指示风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号；
将控制信号发送至风力发电机组的各变桨控制器，使变桨控制器在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。
在第一方面的一种可能的实施方式中，电流一致性条件包括：风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值中的最大值和最小值的比值不超过预设阈值。
第二方面，本发明实施例提供一种风力发电机组运行控制方法，变桨控制器，该方法包括：
判断变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信是否正常；
如果变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信正常，判断是否接收到主控制器发送的控制信号，控制信号用于指示风力发电机组的所有叶片位置均正常；
如果接收到控制信号，判断当前轴的编码器是否发生故障；
如果编码器发生故障，则根据主控制器发送的其他轴的编码器反馈的桨距角控制当前轴的变桨电机进行冗余变桨。
在第二方面的一种可能的实施方式中，判断当前轴上的编码器是否发生故障，包括：计算当前轴上的编码器在相邻的两个采样周期所测的桨距角的偏差；若偏差大于设定值，则确定当前轴上的编码器发生故障。
在第二方面的一种可能的实施方式中，设定值根据风力发电机组的速度反馈调节器能够输出的最大变桨速度及编码器扫描周期确定。
第三方面，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：
计算模块，用于实时获取风力发电机组各变桨电机的电流值，并分别计算各变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值；
第一判断模块，用于判断风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系是否满足预设的电流一致性条件；
生成模块，用于若所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足电流一致性条件，则生成用于指示风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号；
发送模块，用于将控制信号发送至风力发电机组的各变桨控制器，使变桨控制器在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。
在第三方面的一种可能的实施方式中，电流一致性条件包括：风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值中的最大值和最小值的比值不超过预设阈值。
第四方面，本发明实施例提供一种变桨控制器，该变桨控制器包括：
第二判断模块，用于判断变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信是否正常；
第三判断模块，用于如果变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信正常，判断是否接收到主控制器发送的控制信号，控制信号用于指示风力发电机组的所有叶片位置均正常；
第四判断模块，用于如果接收到控制信号，判断当前轴的编码器是否发生故障；
变桨模块，用于如果编码器发生故障，根据主控制器发送的其他轴的编码器反馈的桨距角控制当前轴的变桨电机进行冗余变桨。
第五方面，本发明实施例提供一种风力发电机组，包括：如上所述的风力发电机组运行控制装置和一个以上如上所述的变桨控制器。
第六方面，本发明实施例提供一种存储指令的计算机可读存储介质，其特征在于，当指令被至少一个运算装置运行时，促使至少一个计算装置执行如上所述的风力发电机组运行控制方法。
如上，本发明实施例提供的风力发电机组运行控制方法中，主控制器实时获取风力发电机组各变桨电机的电流值并分别计算各变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值，在风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足预设的电流一致性条件的情况下，主控制器会生成指示所述风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号，并通过将该控制信号发送至风力发电机组的各变桨控制器，使变桨控制器在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。
由于风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足预设的电流一致性条件的情况下，说明风力发电机组的所有叶片位置均正常，此时，即使有编码器发生故障，只要使发生故障的编码器对应叶片的变桨控制器根据主控制器发送的其他未发生故障的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨，那么风力发电机组继续运行就是安全的。因而，本申请实施例提供的方法能够在编码器发生故障的情况下实现风力发电机组的冗余运行，减少风力发电机组的发电量损失。
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变桨系统的电气连接关系示意图；
图2为本发明实施例提供的叶片受力分析示意图；
图3为对图2中叶片的进一步质量分解示意图；
图4为本发明一个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6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7为本发明实施例提供的编码器故障判断方法的流程示意图；
图8为本发明一个实施例提供的风力发电机组运行控制装置的结构示意图；
图9为本发明另一实施例提供的变桨控制器的结构示意图。
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。
本发明实施例提供的风力发电机组运行控制方法用于叶片变桨的场景。参看图1，风力发电机组的主控制器分别与各叶片的变桨控制器连接，当需要对叶片进行变桨时，变桨控制器先根据安装于叶片的变桨电机轴上的编码器输出的电信号计算出叶片的当前桨距角，然后根据当前桨距角和目标桨距角的差值生成用于控制该轴变桨电机速度的变桨指令，并将该变桨指令下发至变桨驱动器，使该轴变桨驱动器根据该变桨指令控制该轴变桨电机变桨。
但是，编码器在使用过程中可能会发生故障，故障发生后，编码器检测到的叶片位置会发生错误，此时变桨电机就不能再驱动叶片顺桨到安全位置，对风力发电机的安全产生较大的隐患。此外，如果是单轴卡桨，风力发电机组的叶轮在运转过程中，由于三个叶片的位置不同，其所受到的风能的作用力会产生很大的偏差，即叶轮受力不均衡，对风力发电机的载荷会产生很大的影响，降低风力发电机的使用寿命。
为了保证风力发电机组的安全运行，目前，风力发电机组的控制策略为：只要检测到任意一轴的编码器发生故障，就对风力发电机组进行停机，造成了风力发电机组的发电量损失。
为此，申请人对叶轮旋转过程中叶片的受力情况进行了分析，以期望通过三支叶片的旋转周期性，实现对三支叶片的实际位置的判断，进而能够在部分轴的编码器发生故障的情况下实现冗余变桨，减小风力发电机组的发电量损失。
分析过程具体如下：
参看图2，图2示出三支叶片，三支叶片的编号分别为201、202和203，其中，对叶片201进行了质量分解示意，P0为叶片201的质心位置，m0为叶片201相对轮毂转动时的等效质量，m1为质量m0垂直于叶片201的侧翼表面的分量，m1＝m0×sin a，角度a也称为叶片的方向角，m2为质量m0平行于叶片201的旋转轴线的分量，m1和m2均位于三支叶片组成的竖直平面(也称为风轮平面)内。
图3为叶片201的进一步质量分解示意，参看图3，P1为叶片201的旋转轴线与风轮平面的交点，m11为m1与叶片201转动所在圆形相切的分量，m11＝m1×sin b，角度b也称为叶片的桨距角，可以由编码器106测量得到，m12为分量m1与叶片201的旋转轴线垂直的分量。
由于叶片形状为不规则刚体，叶片的总转动惯量I的表达式为：
I＝I1+I2 (1)
其中，I1为叶片等效质量m转动时的转动惯量，I2为叶片转动时的附加转动惯量I2，I1和I2的表达式如下：
I1＝m0×L2 (2)
I2＝m11×R2 (3)
其中，m0和m1具有如上文所述的含义，L为叶片201的直径，R为质心半径，即从质心位置P0到P1之间的距离。
结合图2，假设竖直向上的位置为0度方向角，则由方位角传感器109测量得到叶片202的方位角为0°；叶片202的方位角为120°，叶片203的方位角为240°进一步可以得到：a＝180°-120°＝60°。
结合图2和图3，假设叶片201的初始桨距角为90度，则：
当叶片201位于风轮平面的右半平面，且变桨方向为向0度方向变桨时，附加转动惯量I2对变桨起阻力作用；
当叶片201位于风轮平面的右半平面，且变桨方向为向180度方向变桨时，附加转动惯量I2对变桨起助力作用。
当叶片201位于风轮平面的左半平面，如图3中叶片203所在位置，且变桨方向为向0度方向变桨时，附加转动惯量I2对变桨起助力作用。
当叶片201位于风轮平面的左半平面，如图3中叶片203所在位置，且变桨方向为向180度方向变桨时，附加转动惯量I2对变桨起阻力作用。
因此，可以得出叶片201的附加转动惯量的大小为：
其中，p表示叶片的变桨方向，当叶片向0度角度变桨时，p为1；当叶片向180度角度变桨时，p为-1。
进一步地，可以得出叶片201重力引起的转矩(设为N)的大小为：
公式(5)给出了某一角度下叶片因重力引起的转矩，由于叶轮每旋转一圈，三支叶片均会在叶轮平面内旋转360度，由于三支叶片正常变桨时，主控系统发送的变桨速度是一致的，同时三支叶片的型号和气动参数一致，因此在每个叶轮旋转周期内，三个变桨电机的扭矩累加值是相同的。
其中，变桨电机转矩的表达式为：
M＝F×C×Φ×I×D (6)
其中，M是变桨电机转矩，I是电流，D是转动半径，F是电磁力，C是电机常数，φ是电机磁通，D、F、C和φ均为常数。
根据公式(6)可知，三支叶片的变桨速度一致的情况下，变桨电机转矩和电流呈正比关系，因此，正常情况下，每个叶轮旋转周期内三个变桨电机的电流累加值是相同的。也就是说，如果三个变桨电机的电流累加值是相同的，那么可以确定三支叶片的实际位置是正常的。
基于此，本发明实施例提供了一种风力发电机组运行控制方法，用于主控制器，参看图4，该风力发电机组运行控制方法包括：
步骤401，实时获取风力发电机组各变桨电机的电流值，并分别计算各变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值。
在一示例性中，可以将采集的变桨电机电流值先存储起来，待一个叶轮旋转周期后计算一次电流累加值。
在另一示例中，也可以实时计算变桨电机的电流累加值，待一个叶轮旋转周期后将电流累加值清零，以消除电流值累加的累计误差，该方式不需要占用存储资源。
步骤402，判断风力发电机组的所有变桨电机在上述叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系是否满足预设的电流一致性条件。
由上文可知，如果三个变桨电机的电流累加值是相同的，那么可以确定三支叶片的实际位置是正常的。考虑到变桨电机电流不可避免地存在采集误差，电流一致性条件可以认为是三个变桨电机的电流累加值中、任意两个电流累加值之间的偏差均小于预设误差阈值。
在一示例中，电流一致性条件可以包括：风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值中的最大值和最小值的比值不超过预设阈值。
参看表1，第一列为轴1的变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值，第二列为轴2的变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值，第三列为轴3的变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值，第四列为轴1、轴2和轴3的电流累加值中最大值和最小值的比值。
表1
| 轴1电流累加值 | 轴2电流累加值 | 轴3电流累加值 | 最大值/最小值 |
| 42782 | 0.01 | 45684 | 4568400 |
| 43778 | 0.01 | 45242 | 4524200 |
| 82877 | 81444 | 39586 | 2.093593166 |
| 34368 | 16890 | 31333 | 2.034812294 |
| 70084 | 67439 | 30784 | 2.276636575 |
| 12203 | 5623 | 13112 | 2.331847178 |
| 74884 | 42804 | 63671 | 1.749462258 |
| 946 | 25015 | 24402 | 26.44263803 |
基于表1中的数据，如果设预设阈值为2.5，则当第四列中的数据为2.093593166、2.034812294、2.276636575、2.331847178和1.749462258时，三个轴的变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足预设的电流一致性条件，当第四列中的数据为4568400、4524200和26.44263803时，三个轴的变桨电机在一个叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系不满足预设的电流一致性条件。
步骤403，若所有变桨电机在上述叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足电流一致性条件，则生成用于指示风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号。
步骤404，将控制信号发送至风力发电机组的各变桨控制器，使变桨控制器在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。
比如，如果轴1的编码器故障，那么，轴1的变桨控制器在接收到指示风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号后，可以根据轴2和/或轴3的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。
如上，本发明实施例提供的风力发电机组运行控制方法中，主控制器实时获取风力发电机组各变桨电机的电流值并分别计算各变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值，在风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足预设的电流一致性条件的情况下，主控制器会生成指示所述风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号，并通过将该控制信号发送至风力发电机组的各变桨控制器，使变桨控制器在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。
由于风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足预设的电流一致性条件的情况下，说明风力发电机组的所有叶片位置均正常，此时，即使有编码器发生故障，只要使发生故障的编码器对应叶片的变桨控制器根据主控制器发送的其他未发生故障的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨，那么风力发电机组继续运行就是安全的。因而，本申请实施例提供的方法能够在编码器发生故障的情况下实现风力发电机组的冗余运行，减少风力发电机组的发电量损失。
本发明实施例还提供一种风力发电机组运行控制方法，用于变桨控制器，参看图5，该风力发电机组运行控制方法包括：
步骤501，判断变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信是否正常。
该步骤中，变桨控制器可以通过主控制器发送的心跳次数或者其他标志位进行通信故障判断。以心跳次数为例，如果检测到主控制器发送的心跳次数与预设的心跳次数一致，则可以确定变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信正常，反之，可以确定变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信正常。
步骤502，如果变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信正常，判断是否接收到主控制器发送的控制信号，控制信号用于指示风力发电机组的所有叶片位置均正常。
步骤503，如果接收到控制信号，判断当前轴的编码器是否发生故障。
步骤504，如果编码器发生故障，则根据主控制器发送的其他轴的编码器反馈的桨距角控制当前轴的变桨电机进行冗余变桨。
比如，如果轴1的编码器发生故障，那么，轴1的变桨控制器在接收到指示风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号后，可以根据轴2或者轴3的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。
而如果轴1的编码器未发生故障，那么，轴1的变桨控制器在接收到指示风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号后，不做任何响应。
如上，本发明实施例提供的风力发电机组运行控制方法中，变桨控制器能够根据主控制器发送的指示风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号，在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据主控制器发送的其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。由于风力发电机组的所有叶片位置均正常的情况下，即使有编码器发生故障，只要使发生故障的编码器对应叶片的变桨控制器根据其他未发生故障的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨，那么风力发电机组继续运行就是安全的。因而，本申请实施例提供的风力发电机组运行控制方法能够在编码器发生故障的情况下实现风力发电机组的冗余运行，减少风力发电机组的发电量损失。
需要说明，本发明实施例的风力发电机组运行控制方法中涉及的编码器故障包括编码器永久性故障和编码器跳变性故障。
其中，永久性故障是指编码器采集的桨距角错误且不可恢复，造成永久性故障的原因包括编码器本身元器件故障或者编码器烧毁。跳变性故障是指编码器采集的桨距角发生暂时性跳变后恢复正常，图6为变桨系统运行过程中三支叶片(分别为轴1、轴2和轴3)的编码器输出波形图。可以看到，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，跳变持续时间大于500ms；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。造成编码器发生跳变性故障的原因包括下列因素中的一者或者多者：电磁干扰、信号线松动、屏蔽层松动和PLC模块异常等。
参看图7，判断当前轴的编码器是否发生故障的方法可以包括：
步骤701，计算当前轴上的编码器在相邻的两个采样周期所测的桨距角的偏差。
步骤702，若偏差大于设定值，则确定当前轴上的编码器发生故障。
该步骤中，设定值根据风力发电机组的速度反馈调节器能够输出的最大变桨速度及编码器扫描周期确定。在一示例中，设速度反馈调节器能够输出的最大变桨速度为8度/秒，扫描周期为20ms，可以得到扫描频率为50，根据8除以50，就能够得到设定值0.16度，如果当前周期的桨距角的变化大于0.16，就可以确定当前轴上的编码器发生故障，该故障可能是永久性故障，也可能是跳变性故障，此处不做限定。
本发明实施例还提供一种风力发电机组运行控制装置，参看图8，该风力发电机组运行控制装置包括：
计算模块801，用于实时获取风力发电机组各变桨电机的电流值，并分别计算各变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值。
第一判断模块802，用于判断风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系是否满足预设的电流一致性条件。
其中，电流一致性条件包括：风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值中的最大值和最小值的比值不超过预设阈值。
生成模块803，用于若所有变桨电机在旋转周期内的电流累加值之间的关系满足电流一致性条件，则生成用于指示风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号。
发送模块804，用于将控制信号发送至风力发电机组的各变桨控制器，使变桨控制器在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。
如上，本发明实施例提供的风力发电机组运行控制装置中，计算模块801实时获取风力发电机组各变桨电机的电流值并分别计算各变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值，在第一判断模块802判断风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足预设的电流一致性条件的情况下，生成模块803会生成指示所述风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号，并通过发送模块804将该控制信号发送至风力发电机组的各变桨控制器，使变桨控制器在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。
由于风力发电机组的所有变桨电机在叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足预设的电流一致性条件的情况下，说明风力发电机组的所有叶片位置均正常，此时，即使有编码器发生故障，只要使发生故障的编码器对应叶片的变桨控制器根据主控制器发送的其他未发生故障的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨，那么风力发电机组继续运行就是安全的。因而，本申请实施例提供的风力发电机组运行控制装置能够在编码器发生故障的情况下实现风力发电机组的冗余运行，减少风力发电机组的发电量损失。
需要说明，本申请实施例提供的风力发电机组运行控制装置可以集成于主控制器中，以避免对现有硬件进行改造，也可以是具有逻辑运算功能的独立器件，此处不做限定。
本发明实施例还提供一种变桨控制器，参看图9，该变桨控制器包括：
第二判断模块901，用于判断变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信是否正常。
第三判断模块902，用于如果变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信正常，判断是否接收到主控制器发送的控制信号，控制信号用于指示风力发电机组的所有叶片位置均正常。
第四判断模块903，用于如果接收到控制信号，判断当前轴的编码器是否发生故障。
变桨模块904，用于如果编码器发生故障，根据主控制器发送的其他轴的编码器反馈的桨距角控制当前轴的变桨电机进行冗余变桨。
如上，本发明实施例提供的变桨控制器中，变桨模块904能够根据主控制器发送的指示风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号，在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据主控制器发送的其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。由于风力发电机组的所有叶片位置均正常的情况下，即使有编码器发生故障，只要使发生故障的编码器对应叶片的变桨控制器根据其他未发生故障的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨，那么风力发电机组继续运行就是安全的。因而，本申请实施例提供的变桨控制器能够在编码器发生故障的情况下实现风力发电机组的冗余运行，减少风力发电机组的发电量损失。
本发明实施例还提供一种风力发电机组，该风力发电机组包括：如上文所述的风力发电机组运行控制装置和一个以上如上文所述的变桨控制器。
本发明实施例还提供一种存储指令的计算机可读存储介质，当指令被至少一个运算装置运行时，促使至少一个计算装置执行如上文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，用于主控制器，包括：
实时获取风力发电机组各变桨电机的电流值，并分别计算各变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值；
判断所述风力发电机组的所有变桨电机在所述叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系是否满足预设的电流一致性条件；
若所有变桨电机在所述叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足所述电流一致性条件，则生成用于指示所述风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号；
将所述控制信号发送至所述风力发电机组的各变桨控制器，使所述变桨控制器在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述电流一致性条件包括：所述风力发电机组的所有变桨电机在所述叶轮旋转周期内的电流累加值中的最大值和最小值的比值不超过预设阈值。
3.一种风力发电机组运行控制方法，其特征在于，用于变桨控制器，所述方法包括：
判断所述变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信是否正常；
如果所述变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信正常，判断是否接收到所述主控制器发送的控制信号，所述控制信号用于指示所述风力发电机组的所有叶片位置均正常；
如果接收到所述控制信号，判断当前轴的编码器是否发生故障；
如果所述编码器发生故障，则根据所述主控制器发送的其他轴的编码器反馈的桨距角控制当前轴的变桨电机进行冗余变桨。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，判断当前轴上的编码器是否发生故障，包括：
计算当前轴上的编码器在相邻的两个采样周期所测的桨距角的偏差；
若所述偏差大于设定值，则确定当前轴上的编码器发生故障。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述设定值根据所述风力发电机组的速度反馈调节器能够输出的最大变桨速度及编码器扫描周期确定。
6.一种风力发电机组运行控制装置，其特征在于，包括：
计算模块，用于实时获取风力发电机组各变桨电机的电流值，并分别计算各变桨电机在每个叶轮旋转周期内的电流累加值；
第一判断模块，用于判断所述风力发电机组的所有变桨电机在所述叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系是否满足预设的电流一致性条件；
生成模块，用于若所有变桨电机在所述叶轮旋转周期内的电流累加值之间的关系满足所述电流一致性条件，则生成用于指示所述风力发电机组的所有叶片位置均正常的控制信号；
发送模块，用于将所述控制信号发送至所述风力发电机组的各变桨控制器，使所述变桨控制器在所对应叶片的编码器发生故障的情况下，根据其他轴的编码器反馈的桨距角控制变桨电机进行冗余变桨。
7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述电流一致性条件包括：所述风力发电机组的所有变桨电机在所述叶轮旋转周期内的电流累加值中的最大值和最小值的比值不超过预设阈值。
8.一种变桨控制器，其特征在于，包括：
第二判断模块，用于判断所述变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信是否正常；
第三判断模块，用于如果所述变桨控制器与风力发电机组的主控制器之间的通信正常，判断是否接收到所述主控制器发送的控制信号，所述控制信号用于指示所述风力发电机组的所有叶片位置均正常；
第四判断模块，用于如果接收到所述控制信号，判断当前轴的编码器是否发生故障；
变桨模块，用于如果所述编码器发生故障，根据所述主控制器发送的其他轴的编码器反馈的桨距角控制当前轴的变桨电机进行冗余变桨。
9.一种风力发电机组，其特征在于，包括：
如权利要求6和7所述的风力发电机组运行控制装置；
一个以上如权利要求8所述的变桨控制器。
10.一种存储指令的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述指令被至少一个运算装置运行时，促使所述至少一个计算装置执行如权利要求1或2所述的风力发电机组运行控制方法；
或者，当所述指令被至少一个运算装置运行时，促使所述至少一个计算装置执行如权利要求3到5中任一项权利要求所述的风力发电机组运行控制方法。
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