CN113738594B - 风力发电机组的风向偏差诊断系统和方法 - Google Patents

风力发电机组的风向偏差诊断系统和方法 Download PDF

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Abstract

提供一种风力发电机组的风向偏差诊断系统和方法，风力发电机组包括多个变桨电机和多个叶片，每个变桨电机用于驱动对应的叶片执行变桨动作，该风向偏差诊断系统包括：多个电流传感器，分别获取每个变桨电机在预定状态下的电流值；控制器，基于从多个电流传感器接收的各变桨电机的电流值，确定多个变桨电机的电流偏差指数，并基于电流偏差指数检测是否存在对风异常。基于本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断系统和方法，可以实现风向精度的自动检测和自动调整，有助于实现风力发电机组的智能控制。

Description

风力发电机组的风向偏差诊断系统和方法
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风向偏差诊断系统和方法。
背景技术
风力发电机组是将风能转换为机械功，机械功带动转子旋转，最终输出交流电的电力设备。由于其能量来源是风能，所以风速、风向的测量在风力发电系统中直接影响着风力发电机组的转速和功率的控制，风速值和风向值的准确性将影响整个风力发电机组的发电效率。
目前，风力发电机组对风向的测量大多采用风向标，对风速的测量大多采用风速仪。风向标是测定风来向的设备，其是一个不对称形状的物体，风向标外形可分为尾翼、平衡锤、指向杆、转动轴4个部分，重心点固定于转动轴上。
当风来向与风向标成某一交角时，风对风向标产生压力，这个压力可以分解成平行和垂直于风向标的两个风力。由于风向标头部受风面积比较小，尾翼受风面积比较大，因而感受的风压不相等，垂直于尾翼的风压产生风压力矩，使风向标绕垂直轴旋转，直至风向标头部正好对风来向时，由于翼板两边受力平衡，风向标就稳定在某一方位。通过信号采集电路测量转动轴偏移的角度值，就能实现对风向的测量。
影响风力发电机组的风能利用系数和发电效率的主要因素是变桨和偏航。当风向发生变化后，风向和机舱朝向会产生一定的夹角，导致风力发电机组的叶片所吸收的风力减少，即，叶轮所能转换的机械能减少，从而使发电量下降。因此当风向发生变化后，风力发电机组需要启动偏航使机舱朝向正对风向，以实现最大功率跟踪。而实际中，风向标测量的是风向和机舱的夹角，因此需要使风向标的0标线与机舱方向完全一致，才能提高风向测量精度。如果风向标的0标线与机舱方向不一致，会使机舱方向无法对准实际风向，从而导致发电量下降。
目前对风向精度的检测，主要存在如下几种方法：
(1)通过天气预报信息进行风向预测。这种检测方式盲目性太高、且实时性低，其所预测的风向值很不准确。
(2)使用前置的测风传感器或者激光测风仪进行测风。由于变桨轮毂是旋转的，前置测风传感器在安装和稳固方面受限制。而激光测风仪设备价格昂贵(单个价格大约40万元)，不适用于单台风力发电机组配置。此外，针对预测风速的情况，实现提前调桨需要进行一定的风速—转速的效率估算，风力发电机组的叶片在不同的角度时，风能利用系数也不同，所以单独根据风速难以获取准确的预设目标角度值。
(3)利用多台风力发电机组的风向均值来表征单台风力发电机组的风向值。由于风向是瞬变的，不同风力发电机组的实时风向可能是不同的，因此采用对所有风力发电机组所测的风向值取均值的方法，其计算结果不一定是单台风力发电机组的实际风向值。
(4)根据风力发电机组的发电功率与标准功率曲线的对比来反映风力的变化。由于不同季节、不同大气温度的情况下，空气密度不同，因此所导致的风力大小也会有变化。因此这种方法对单台风力发电机组的风向检测和修正的意义不大。
发明内容
本发明的示例性实施例的目的在于提供一种风力发电机组的风向偏差诊断系统和方法，以克服上述至少一种缺陷。
在一个总体方面，提供一种风力发电机组的风向偏差诊断系统，所述风力发电机组包括多个变桨电机和多个叶片，每个变桨电机用于驱动对应的叶片执行变桨动作，所述风向偏差诊断系统包括：多个电流传感器，分别获取每个变桨电机在预定状态下的电流值；控制器，基于从所述多个电流传感器接收的各变桨电机的电流值，确定所述多个变桨电机的电流偏差指数，并基于所述电流偏差指数检测是否存在对风异常。
可选地，所述预定状态可包括风力发电机组处于启动过程中，和/或，风力发电机组处于调桨过程中。
可选地，控制器可分别计算在所述预定状态下的预定时间段内的每个变桨电机的电流值的累加值，从各变桨电机的电流值的累加值中选取最大累加值和最小累加值，将所选取的最大累加值与最小累加值的比值确定为所述电流偏差指数。
可选地，控制器可确定所述预定时间段内的风向变化量，和/或，确定风力发电机组是否处于偏航过程中，如果所检测的风向变化量处于预设风向变化范围内，和/或，确定风力发电机组没有处于偏航过程中，则确定所述多个变桨电机的电流偏差指数。
可选地，所述电流偏差指数可用于反映变桨电机的电流一致性，每个变桨电机的电流值与对应的叶片所受的风力作用的大小成正比。
可选地，控制器可将所述电流偏差指数与设定阈值进行比较，如果所述电流偏差指数不大于所述设定阈值，则确定不存在对风异常，如果所述电流偏差指数大于所述设定阈值，则确定存在对风异常。
可选地，控制器可控制风力发电机组执行偏航和调桨动作，确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的电流值的累加值，基于各变桨电机的电流值的累加值，确定风向修正值，利用所确定的风向修正值来修正对风偏差角度。
可选地，控制器可通过以下方式确定每个变桨电机的电流值的累加值：控制风力发电机组启动偏航；在偏航状态下，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；确定每个变桨电机在每个叶片旋转周期的电流值的累加值；和/或，控制器可通过以下方式确定风向修正值：确定在每个叶片旋转周期的电流偏差指数；确定在每个叶片旋转周期的风向值；在经过预定时间之后控制风力发电机组停止偏航，确定所有叶片旋转周期对应的电流偏差指数中的最小值；将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
可选地，控制器可通过以下方式确定叶片旋转周期：获取风力发电机组的叶轮转速值；计算60与所获取的叶轮转速值的比值，将计算得到的比值确定为叶片旋转周期。
可选地，控制器可通过以下方式确定每个变桨电机的电流值的累加值：控制风力发电机组执行多次偏航，在每次偏航期间，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；确定每个变桨电机在每次偏航期间的电流值的累加值；和/或，控制器可通过以下方式确定风向修正值：确定每次偏航对应的电流偏差指数；确定所述多次偏航对应的电流偏差指数中的最小值；将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
可选地，控制器可还基于所获取的每个变桨电机的电流值确定每个变桨电机的等效电流值，以基于每个变桨电机的等效电流值确定电流偏差指数，和/或，控制器可通过以下方式确定任一变桨电机的等效电流值：根据检测的风向值和所述任一变桨电机对应的叶片的叶片方位角，确定风向与所述叶片的相对位置；基于所确定的相对位置，确定所述任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值；利用所确定的等效桨距角值和所述任一变桨电机的电流值，确定所述任一变桨电机的等效电流值。
可选地，如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的左侧，且基于风向值确定来流风向为左侧，则控制器将叶片桨距角值与风向值的差值确定为叶片的等效桨距角值；如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的左侧，且基于风向值确定来流风向为右侧，则控制器将叶片桨距角值与风向值的和值确定为叶片的等效桨距角值；如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的右侧，且基于风向值确定来流风向为左侧，则控制器将叶片桨距角值与风向值的和值确定为叶片的等效桨距角值；如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的右侧，且基于风向值确定来流风向为右侧，则控制器将叶片桨距角值与风向值的差值确定为叶片的等效桨距角值。
可选地，控制器可通过以下方式确定所述任一变桨电机的等效电流值：计算所述任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值的第一正弦值；计算所述任一变桨电机对应的叶片的叶片桨距角值的第二正弦值；确定第二正弦值与第一正弦值的比值，并将所述任一变桨电机的电流值与所述比值的乘积确定为所述任一变桨电机的等效电流值。
可选地，所述风力发电机组可还包括风向传感器，其中，控制器从所述风向传感器接收其所检测的风向值，如果所检测的风向值处于预设阈值范围内，则获取每个变桨电机在所述预定状态下的电流值。
可选地，控制器可将所检测的风向值与所确定的风向修正值的差值，确定为修正后的风向值。
在另一总体方面，提供一种风力发电机组的风向偏差诊断方法，所述风力发电机组包括多个变桨电机和多个叶片，每个变桨电机用于驱动对应的叶片执行变桨动作，所述风向偏差诊断方法包括：获取每个变桨电机在预定状态下的电流值；基于所获取的每个变桨电机的电流值，确定所述多个变桨电机的电流偏差指数；基于所确定的电流偏差指数检测是否存在对风异常。
可选地，所述预定状态可包括风力发电机组处于启动过程中，和/或，风力发电机组处于调桨过程中。
可选地，确定所述多个变桨电机的电流偏差指数的步骤可包括：分别计算在所述预定状态下的预定时间段内的每个变桨电机的电流值的累加值；从各变桨电机的电流值的累加值中选取最大累加值和最小累加值；将所选取的最大累加值与最小累加值的比值确定为所述电流偏差指数。
可选地，确定所述多个变桨电机的电流偏差指数的步骤可包括：检测所述预定时间段内的风向变化量，和/或，确定风力发电机组是否处于偏航过程中；如果所检测的风向变化量处于预设风向变化范围内，和/或，确定风力发电机组没有处于偏航过程中，则确定所述多个变桨电机的电流偏差指数。
可选地，所述电流偏差指数可用于反映变桨电机的电流一致性，每个变桨电机的电流值与对应的叶片所受的风力作用的大小成正比。
可选地，基于所确定的电流偏差指数检测是否存在对风异常的步骤可包括：将所述电流偏差指数与设定阈值进行比较；如果所述电流偏差指数不大于所述设定阈值，则确定不存在对风异常；如果所述电流偏差指数大于所述设定阈值，则确定存在对风异常。
可选地，所述风向偏差诊断方法可还包括：控制风力发电机组执行偏航和调桨动作；确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的电流值的累加值；基于各变桨电机的电流值的累加值，确定风向修正值；利用所确定的风向修正值来修正对风偏差角度。
可选地，确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的电流值的累加值的步骤可包括：控制风力发电机组启动偏航；在偏航状态下，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；确定每个变桨电机在每个叶片旋转周期的电流值的累加值；和/或，基于各变桨电机的电流值的累加值，确定风向修正值的步骤包括：确定在每个叶片旋转周期的电流偏差指数；确定在每个叶片旋转周期的风向值；在经过预定时间之后控制风力发电机组停止偏航，确定所有叶片旋转周期对应的电流偏差指数中的最小值；将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
可选地，可通过以下方式确定叶片旋转周期：获取风力发电机组的叶轮转速值；计算60与所获取的叶轮转速值的比值，将计算得到的比值确定为叶片旋转周期。
可选地，确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的电流值的累加值的步骤可包括：控制风力发电机组执行多次偏航，在每次偏航期间，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；确定每个变桨电机在每次偏航期间的电流值的累加值；和/或，基于各变桨电机的电流值的累加值，确定风向修正值的步骤可包括：确定每次偏航对应的电流偏差指数；确定所述多次偏航对应的电流偏差指数中的最小值；将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
可选地，所述风向偏差诊断方法可还包括：基于所获取的每个变桨电机的电流值确定每个变桨电机的等效电流值，以基于每个变桨电机的等效电流值确定电流偏差指数，和/或，可通过以下方式确定任一变桨电机的等效电流值：根据检测的风向值和所述任一变桨电机对应的叶片的叶片方位角，确定风向与所述叶片的相对位置；基于所确定的相对位置，确定所述任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值；利用所确定的等效桨距角值和所述任一变桨电机的电流值，确定所述任一变桨电机的等效电流值。
可选地，基于所确定的相对位置，确定所述任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值的步骤可包括：如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的左侧，且基于风向值确定来流风向为左侧，则将叶片桨距角值与风向值的差值确定为叶片的等效桨距角值；如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的左侧，且基于风向值确定来流风向为右侧，则将叶片桨距角值与风向值的和值确定为叶片的等效桨距角值；如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的右侧，且基于风向值确定来流风向为左侧，则将叶片桨距角值与风向值的和值确定为叶片的等效桨距角值；如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的右侧，且基于风向值确定来流风向为右侧，则将叶片桨距角值与风向值的差值确定为叶片的等效桨距角值。
可选地，利用所确定的等效桨距角值和所述任一变桨电机的电流值，确定所述任一变桨电机的等效电流值的步骤可包括：计算所述任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值的第一正弦值；计算所述任一变桨电机对应的叶片的叶片桨距角值的第二正弦值；确定第二正弦值与第一正弦值的比值，并将所述任一变桨电机的电流值与所述比值的乘积确定为所述任一变桨电机的等效电流值。
可选地，所述风向偏差诊断方法可还包括：通过风向传感器检测风向值，其中，如果所检测的风向值处于预设阈值范围内，则获取每个变桨电机在所述预定状态下的电流值。
可选地，利用所确定的风向修正值来修正对风偏差角度的步骤可包括：通过风向传感器检测风向值；将所检测的风向值与所确定的风向修正值的差值，确定为修正后的风向值。
在另一总体方面，提供一种控制器，包括：处理器；存储器，用于存储计算机程序，所述计算机程序在被所述处理器执行时实现上述的风力发电机组的风向偏差诊断方法。
在另一总体方面，提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序在被处理器执行时实现上述的风力发电机组的风向偏差诊断方法。
基于本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断系统和方法，可以实现风向精度的自动检测和自动调整，有助于实现风力发电机组的智能控制。
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详细描述，本发明示例性实施例的上述和其它目的、特点和优点将会变得更加清楚。
图1示出根据本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断方法的流程图；
图2示出根据本发明示例性实施例的风力发电机组的叶片的受力分析图；
图3示出根据本发明另一示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断方法的流程图；
图4示出根据本发明示例性实施例的确定任一变桨电机的等效电流值的步骤的流程图；
图5示出根据本发明示例性实施例的基于任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值确定任一变桨电机的等效电流值的步骤的流程图；
图6示出根据本发明示例性实施例的确定多个变桨电机的电流偏差指数的步骤的流程图；
图7示出根据本发明示例性实施例的修正对风偏差角度的步骤的流程图；
图8示出根据本发明示例性实施例的确定风向修正值的步骤的流程图；
图9示出根据本发明另一示例性实施例的确定风向修正值的步骤的流程图；
图10示出根据本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断系统的框图；
图11示出根据本发明示例性实施例的控制器的框图。
具体实施方式
现在，将参照附图更充分地描述不同的示例实施例，一些示例性实施例在附图中示出。
图1示出根据本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断方法的流程图。
这里，风力发电机组包括多个变桨电机和多个叶片，每个变桨电机用于驱动对应的叶片执行变桨动作。在本发明示例性实施例中，通过判断多个变桨电机的电流一致性来确定对风的准确度。
参照图1，在步骤S10中，获取每个变桨电机在预定状态下的电流值。
这里，可针对每个变桨电机设置一电流传感器，通过所设置的电流传感器来检测各变桨电机的电流值。
在一优选示例中，根据本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断方法可还包括：检测风向值。
这里，风向(wind direction)是指风吹来的方向。例如，可通过设置在风力发电机组上的风向传感器来检测风向值，风向传感器所检测的风向值为风来向与机舱中心线的朝向的夹角，也可称相对风向。
如果所检测的风向值处于预设阈值范围内，则获取每个变桨电机在预定状态下的电流值。如果所检测的风向值不处于预设阈值范围内，则不执行本发明的风向偏差诊断方法。
本领域技术人员可以根据实际需要来设置预设阈值范围的大小，作为示例，可依据经验来进行设置，也可通过其他方式设置。
在步骤S20中，基于所获取的每个变桨电机的电流值，确定多个变桨电机的电流偏差指数。
例如，可基于每个变桨电机在预定状态下的电流值的累加值来确定电流偏差指数。这里，电流偏差指数用于反映多个变桨电机的电流一致性，也就是说，本发明的风向偏差诊断方法是利用风力发电机组在调桨过程中的多个变桨电机的电流值的一致性，来检测对风准确度。
在本发明示例性实施例中，通过对风力发电机组发电时叶片的受力特性进行分析，确定出每个变桨电机的电流值与对风方向之间的关系。在此基础上，来利用多个变桨电机的电流值的一致性来表征各叶片的对风准确度。
下面参照图2来介绍风力发电机组的每个叶片中的任一叶片的受力特性分析。
图2示出根据本发明示例性实施例的风力发电机组的叶片的受力分析图。
如图2所示，风向101表示风向，从图2中可看出，风向101(设为F)可以分解为与叶片垂直的风向分力102以及与叶片平行的力风向分力103。其中，风向分力103又可以分解为与叶片转动方向垂直的升力104和与叶片转动方向平行的阻力105。风向分力102可以分解为与叶片转动方向垂直的升力106和与叶片转动方向平行的阻力107。
例如，可利用如下公式来表示叶片所受的升力：
F1＝F×cos a×cos b-F×sin a×cos b (1)
公式(1)中，F1表示叶片所受的升力，a表示风力发电机组的机舱方向与风向的夹角，即，风向传感器所检测的风向值，b表示叶片的桨距角值。
例如，可利用如下公式来表示叶片所受的阻力：
F2＝F×cos a×sin b+F×sin a×sin b (2)
公式(2)中，F2表示叶片所受的阻力。
由上述公式(1)和(2)可知，当风力发电机组的机舱方向与风向有偏差角度a时，风力发电机组的每个叶片所受的升力大小不同，同时叶片有翼缘和翼弦之分，使得每个叶片受力不均衡，会导致风力发电机组载荷增大。当风向与叶片转动方向成锐角时，面对风力发电机组，右半部分(处于叶轮的扫风面的右侧)受到的阻力大、升力小，当风向与叶片转动方向成钝角时，面对风力发电机组，左半部分(处于叶轮的扫风面的左侧)受到的阻力大、升力小。这里，升力是指风力驱动叶片在叶轮旋转方向转动的动力，阻力是指叶片调桨时所受到的载荷作用力。
例如，变桨电机的转矩和电流的关系为如下所示：
M＝F×D＝C×Φ×I×D (3)
公式(3)中，M表示电机转矩，D表示转动半径，F表示电磁力，C表示电机常数，Φ表示电机磁通，Φ为常数，I表示电流。
由上述公式(2)和(3)可知，变桨电机的电流值与叶片所受的风力作用(例如，风力作用的大小，如阻力F2的大小)成正比。
图3示出根据本发明另一示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断方法的流程图。
如图3所示，在执行步骤S10之前，根据本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断方法还包括步骤S101：确定风力发电机组是否处于预定状态。
作为示例，预定状态可包括但不限于风力发电机组处于启动过程中，和/或，风力发电机组处于调桨过程中。
如果风力发电机组处于预定状态，则执行步骤S10，以获取每个变桨电机在预定状态下的电流值。如果风力发电机组不处于预定状态，则不执行本发明的风向偏差诊断方法。
在执行步骤S20之前，根据本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断方法还包括步骤S201：确定风力发电机组是否处于偏差工况。
这里，偏差工况可指有可能导致多个变桨电机产生电流偏差的工况，例如，风向变化量超出预设风向变化范围，和/或，风力发电机组处于偏航过程中。
在风向无变化和/或未启动偏航时启动风向偏差诊断，目的是实现对风向的一致性对比，换言之，如果风向在变化、和/或风力发电机组正在偏航，由于每个叶片所受的风力作用影响在时刻变化，或者风力发电机组偏航时必然会产生电流偏差。
在此情况下，需检测预定时间段内的风向变化量，和/或，确定风力发电机组是否处于偏航过程中。
如果所检测的风向变化量处于预设风向变化范围内，和/或，确定风力发电机组没有处于偏航过程中，则执行步骤S20，以确定多个变桨电机的电流偏差指数。
如果所检测的风向变化量不处于预设风向变化范围内，和/或，确定风力发电机组处于偏航过程中，则不执行其他处理。本领域技术人员可以根据实际需要来设置预设风向变化范围的大小，作为示例，可依据经验来进行设置，也可通过其他方式设置。
在一示例中，可直接利用所获取的每个变桨电机的电流值来确定电流偏差指数，但本发明不限于此，在一优选示例中，可基于每个变桨电机的电流值确定每个变桨电机的等效电流值，以基于每个变桨电机的等效电流值确定电流偏差指数。
下面参照图4来介绍确定在每个采样时刻中的任一采样时刻下的每个变桨电机中的任一变桨电机的等效电流值的步骤。应理解，图4所示的确定等效电流值的方式仅为示例，本发明不限于此，本领域技术人员还可以通过其他方式来确定等效电流值。
图4示出根据本发明示例性实施例的确定任一变桨电机的等效电流值的步骤的流程图。
参照图4，在步骤S110中，根据检测的风向值和任一变桨电机对应的叶片的叶片方位角，确定风向与该叶片的相对位置。
作为示例，风向与叶片的相对位置包括以下几种情况。
第一种情况，基于叶片方位角确定叶片处于叶轮的扫风面的左侧(面向风力发电机组)，基于风向值确定来流风向为左侧。
第二种情况，基于叶片方位角确定叶片处于叶轮的扫风面的左侧，基于风向值确定来流风向为右侧。
第三种情况，基于叶片方位角确定叶片处于叶轮的扫风面的右侧，基于风向值确定来流风向为左侧。
第四种情况，基于叶片方位角确定叶片处于叶轮的扫风面的右侧，基于风向值确定来流风向为右侧。
在步骤S120中，基于所确定的相对位置，确定任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值。
针对上述第一种情况和第四种情况，可将叶片桨距角值与风向值的差值确定为叶片的等效桨距角值。
这里，桨距角(Pitch Angle)也可称为节距角，指风力发电机组的叶片与风轮平面的夹角。风力发电机组采用变桨距控制，通过调整叶片迎风角度，来进行功率调整。
针对上述第二种情况和第三种情况，可将叶片桨距角值与风向值的和值确定为叶片的等效桨距角值。
例如，风向向左边发生偏离时，在变桨叶片角度有一定桨距角值的情况下，处于叶轮的扫风面的左侧的叶片受到的风向与叶片的0度位置(桨距角值为0)接近垂直，此时受到的风力阻力较大，而处于叶轮的扫风面的右侧的叶片会产生一定的角度偏差，受到的风力阻力较小。
这里，可利用正、负号来表征对应风向修正值是向左还是向右，并对风向标所测的风向值进行修正。
由上述公式(2)可指，叶片所受的阻力的大小与叶片桨距角值b成正弦关系，因此风向的偏离角度可以等效理解为叶片桨距角值的变化。
例如，针对上述第一种情况和第四种情况，可利用如下公式来计算叶片的等效桨距角值：
B1＝b-a (4)
例如，针对上述第二种情况和第三种情况，可利用如下公式来计算叶片的等效桨距角值：
B2＝b+a (5)
公式(4)和(5)中，B1表示第一等效桨距角值，B2表示第二等效桨距角值，a表示风力发电机组的机舱方向与风向的夹角，即，风向传感器所检测的风向值，b表示叶片的桨距角值。
在步骤S130中，利用所确定的等效桨距角值和任一变桨电机的电流值，确定任一变桨电机的等效电流值。
图5示出根据本发明示例性实施例的基于任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值和任一变桨电机的电流值来确定任一变桨电机的等效电流值的步骤的流程图。应理解，图5所示的确定等效电流值的方式仅为示例，本发明不限于此，本领域技术人员还可以通过其他方式来确定等效电流值。
参照图5，在步骤S11中，计算任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值的第一正弦值。
在步骤S12中，计算任一变桨电机对应的叶片的叶片桨距角值的第二正弦值。
在步骤S13中，确定第二正弦值与第一正弦值的比值，并将任一变桨电机的电流值与所确定的比值的乘积确定为任一变桨电机的等效电流值。
例如，可利用如下公式来确定任一变桨电机的等效电流值：
Figure BDA0002515567610000131
公式(6)中，I′表示任一变桨电机的等效电流值，b表示任一变桨电机对应的叶片的叶片桨距角值，B表示任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值，I表示任一变桨电机的电流值。
这里，针对风向与叶片的不同相对位置，上述公式(6)中的等效桨距角值可为第一等效桨距角值或者第二等效桨距角值，当等效桨距角值为第一等效桨距角值B1时，取第一等效桨距角值B1的绝对值。
图6示出根据本发明示例性实施例的确定多个变桨电机的电流偏差指数的步骤的流程图。应理解，图6所示的确定电流偏差指数的方式仅为示例，本发明不限于此，本领域技术人员还可以通过其他方式来确定电流偏差指数。
参照图6，在步骤S21中，分别计算在预定状态下的预定时间段内的每个变桨电机的电流值的累加值。
优选地，针对上述计算各变桨电机的等效电流值的情况，在步骤S21中可计算各变桨电机的等效电流值的累加值。
在步骤S22中，从各变桨电机的电流值的累加值中选取最大累加值和最小累加值。
在步骤S23中，将所选取的最大累加值与最小累加值的比值确定为电流偏差指数。
在本发明示例性实施例中，考虑到各变桨电机的电流值以及数值等级每次都不同，提出计算各变桨电机的电流值的累加值的比值，基于该比值来表征各变桨电机的电流值的一致性。
例如，以三个变桨电机为例，如果三个变桨电机各自的电流值的累加值分别为503081、515079、491515，则其两两之间的最大差值为23564，如果三个变桨电机各自的电流值的累加值分别为40617、65070、60953，则其两两之间的最大差值为-24453。针对上述情况，通过差值判断的方法，难以进行参数统一的对比，因此在本发明示例性实施例中提出使用电流值的累加值的比值的方法进行判断。
如下表1所示的是现场运行数据。下面参照表1所示来介绍确定电流偏差指数的过程。
表1
序号 电流比值 风向最大值 风向最小值 轴1电流 轴2电流 轴3电流
1 2.360302 275.392 124.369 85500 53383 126000
2 1.404905 306.967 78.665 70966 50513 66130
3 1.12713 221.609 188.861 106513 120054 113324
4 1.241693 190.466 178.279 223072 206295 256155
5 1.089138 193.138 173.953 236172 231969 216843
6 1.558208 243.19 129.027 71595 45947 71196
7 1.733891 276.71 28.532 79260 57097 99000
8 1.040413 192.886 173.207 397944 414026 401235
9 1.061515 182.741 169.687 370883 358203 380238
在表1所示的示例中，各轴电流表示的是对应变桨电机的电流值的累加值，以序号1的一组数据为例，电流比值可为轴3电流与轴2电流的比值。从表1所示可以看出，序号1、序号6、序号7对应的数据中，风向最小值偏离180度较多(180度表示正对风向)，对应的电流比值(即，电流偏差指数)较大，而序号3、序号5、序号8、序号9，所采集到的风向接近180度，对应的电流比值接近1。
返回图1，在步骤S30中，基于所确定的电流偏差指数检测是否存在对风异常。
例如，可将所确定的电流偏差指数与设定阈值进行比较，如果所确定的电流偏差指数不大于(小于或者等于)设定阈值，则可确定不存在对风异常；如果所确定的电流偏差指数大于设定阈值，则确定存在对风异常。
例如，可以本领域技术人员可以根据实际需要来设置设定阈值的大小，优选地，可通过所设置的设定阈值来表征电流偏差指数与1的接近程度。
作为示例，通过与设定阈值进行比较来判断电流偏差指数是否接近于1。也就是说，如果电流偏差指数不大于设定阈值，则表明电流偏差指数接近于1，此时多个变桨电机的电流偏差较小，如果电流偏差指数大于设定阈值，则表明电流偏差指数偏离1较多，此时多个变桨电机的电流偏差较大。
这里，如确定风力发电机组存在对风异常，则可发出警告信号，以通知维护人员进行进一步检测以及修正。
在一优选示例中，还可以设置一极限阈值，极限阈值大于设定阈值。如果电流偏差指数大于设置阈值、但不大于极限阈值，表明此时存在对风异常，但数据采集正常。如果电流偏差指数大于极限阈值，则表明此时可能存在通讯故障，或者数据采集错误。
在本发明示例性实施例的风向偏差诊断方法中，在确定出风力发电机组存在对风异常之后，可对该对风偏差角度进行修正。
下面参照图7来介绍修正对风偏差角度的步骤。
图7示出根据本发明示例性实施例的修正对风偏差角度的步骤的流程图。
参照图7，在步骤S40中，控制风力发电机组执行偏航和调桨动作。
在步骤S50中，确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的电流值的累加值。
在一优选示例中，步骤S50中也可以确定每个变桨电机的等效电流值的累加值，后续基于各变桨电机的等效电流值的累加值来确定风向修正值。
在步骤S60中，基于各变桨电机的电流值的累加值，确定风向修正值。
在步骤S70中，利用所确定的风向修正值来修正对风偏差角度。
例如，可通过风向传感器实时检测风向值，将所检测的风向值与所确定的风向修正值的差值，确定为修正后的风向值。
下面参照图8和图9来介绍确定风向修正值的两种方式。应理解，图8和图9所示的确定风向修正值的方式仅为示例，本发明不限于此，本领域技术人员还可以通过其他方式来确定风向修正值。
图8示出根据本发明示例性实施例的确定风向修正值的步骤的流程图。
参照图8，在步骤S601中，获取风力发电机组的叶轮转速值。
在步骤S602中，确定是否控制风力发电机组启动了偏航。
如果没有控制风力发电机组启动偏航，则不执行其他处理。
如果控制风力发电机组启动了偏航，则执行步骤S603：确定在偏航状态下，是否控制风力发电机组的各变桨电机执行了调桨动作。
如果没有控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作，则不执行其他处理。
如果控制风力发电机组的各变桨电机执行了调桨动作，则执行步骤S604：基于风力发电机组的叶轮转速值确定叶片旋转周期。
应理解，也可以在步骤S604中获取风力发电机组的叶轮转速值，以基于所获取的叶轮转速值来确定叶片旋转周期。
这里，叶片旋转周期指叶轮旋转一周所需的时间。例如，可计算60与所获取的叶轮转速值的比值，将计算得到的比值确定为叶片旋转周期。假设叶轮转速值为n(单位为rpm，即，转/分钟)，则叶轮旋转一周(360度)所需的时间为60/n，单位为秒。
在步骤S605中，确定叶片旋转周期的时间是否到达。
例如，可在控制风力发电机组的各变桨电机执行了调桨动作之后，启动计时，并检测计时时间是否到达叶片旋转周期的时间。
如果叶片旋转周期的时间没有到达，则返回步骤S605继续检测。
如果叶片旋转周期的时间到达，则执行步骤S606：确定每个变桨电机在叶片旋转周期的电流值的累加值。
这里，可以重复执行步骤S605～S606，以获得每个变桨电机在多个叶片旋转周期的电流值的累加值。
在此情况下，还确定在每个叶片旋转周期的电流偏差指数。这里，可利用上述所介绍的确定电流偏差指数的方式来确定在每个叶片旋转周期的电流偏差指数，本发明对此部分的内容不再赘述。
在步骤S607中，确定是否控制风力发电机组停止了偏航。例如但不限于，可在经过预定时间段之后确定是否控制风力发电机组停止了偏航。
如果没有控制风力发电机组停止偏航，则返回执行步骤S605，以继续记录每个变桨电机的电流值的累加值。
如果控制风力发电机组停止了偏航，则执行步骤S608：确定所有叶片旋转周期对应的电流偏差指数中的最小值。
在步骤S609中，将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
这里，在步骤S601中可还实时获取风向值，在此情况下，确定在每个叶片旋转周期的风向值，将与电流偏差指数中的最小值所对应的叶片旋转周期对应的风向值，确定为风向修正值。
作为示例，在每个叶片旋转周期的风向值可指在该叶片旋转周期内所采集到的各风向值的平均值。但本发明不限于此，还可以通过其他方式来确定叶片旋转周期对应的风向值。
在一优选示例中，根据本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断方法可还包括：将电流偏差指数中的最小值所对应的风向值与风向阈值进行比较。
如果电流偏差指数中的最小值所对应的风向值与风向阈值的差值小于或者等于设定值，则不进行风向修正，如果电流偏差指数中的最小值所对应的风向值与风向阈值的差值大于设定值，则将电流偏差指数中的最小值所对应的风向值确定为风向修正值，以进行风向修正。作为示例，该风向阈值为偏航启动时的风向值。
图9示出根据本发明另一示例性实施例的确定风向修正值的步骤的流程图。
参照图9，在步骤S610中，确定是否控制风力发电机组启动了第i次偏航。
如果没有控制风力发电机组启动偏航，则不执行其他处理。
如果控制风力发电机组启动了偏航，则执行步骤S611：确定在偏航状态下，是否控制风力发电机组的各变桨电机执行了调桨动作。即，确定在偏航期间是否控制风力发电机组的各变桨电机执行了调桨动作。
如果没有控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作，则不执行其他处理。
如果控制风力发电机组的各变桨电机执行了调桨动作，则执行步骤S612：记录每个变桨电机的电流值的累加值。
在步骤S613中，确定是否控制风力发电机组停止了偏航。
如果没有控制风力发电机组停止偏航，则返回执行步骤S611，以继续记录每个变桨电机的电流值的累加值。
如果控制风力发电机组停止了偏航，则执行步骤S614：确定i是否等于m。
这里，1≤i≤m，i的初始值为1，m表示预设的偏航次数，m为大于零的自然数。
如果i不等于m，则返回执行步骤S610。
如果i等于m，则执行步骤S615：确定每个变桨电机在每次偏航期间的电流值的累加值，并确定每次偏航对应的电流偏差指数。
在步骤S616中，确定多次偏航对应的电流偏差指数中的最小值。
在步骤S617中，将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
这里，可还实时获取风向值，在此情况下，确定每次偏航期间对应的风向值，将与电流偏差指数中的最小值所对应的偏航期间对应的风向值，确定为风向修正值。
作为示例，在每次偏航期间的风向值可指在该偏航期间内所采集到的各风向值的平均值。但本发明不限于此，还可以通过其他方式来确定每次偏航期间对应的风向值。
图10示出根据本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断系统的框图。
这里，风力发电机组包括多个变桨电机和多个叶片，每个变桨电机用于驱动对应的叶片执行变桨动作。在本发明示例性实施例中，通过判断多个变桨电机的电流一致性来确定对风的准确度。
如图10所示，根据本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断系统包括：多个电流传感器和控制器20。在本示例中，假设风力发电机组包括三个叶片和三个变桨电机，相应地，该风向偏差诊断系统可包括三个电流传感器，如，电流传感器11、电流传感器12、电流传感器13。
具体说来，多个电流传感器分别检测(获取)每个变桨电机在预定状态下的电流值。
这里，可针对每个变桨电机设置一电流传感器。作为示例，预定状态可包括但不限于风力发电机组处于启动过程中，和/或，风力发电机组处于调桨过程中。
控制器20基于从多个电流传感器接收的各变桨电机的电流值，确定多个变桨电机的电流偏差指数，并基于所确定的电流偏差指数检测是否存在对风异常。
在一优选示例中，根据本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断系统可还包括：风向传感器(图中未示出)。
在此情况下，控制器20从风向传感器接收其所检测的风向值，如果所检测的风向值处于预设阈值范围内，则获取每个变桨电机在预定状态下的电流值，如果所检测的风向值不处于预设阈值范围内，则不执行其他处理。
例如，控制器20可基于每个变桨电机在预定状态下的电流值的累加值来确定电流偏差指数。这里，电流偏差指数用于反映多个变桨电机的电流一致性，也就是说，在本发明示例性实施例中是利用风力发电机组在调桨过程中的多个变桨电机的电流值的一致性，来检测对风准确度。
作为示例，变桨电机的电流值与叶片所受的风力作用(例如，风力作用的大小)成正比，基于此来利用多个变桨电机的电流值的一致性来表征各叶片的对风准确度。
在一优选示例中，控制器20可还确定风力发电机组是否处于偏差工况。这里，偏差工况可指有可能导致多个变桨电机产生电流偏差的工况，例如，风向变化量超出预设风向变化范围，和/或，风力发电机组处于偏航过程中。
例如，控制器20可确定预定时间段内的风向变化量，和/或，确定风力发电机组是否处于偏航过程中，如果所检测的风向变化量处于预设风向变化范围内，和/或，确定风力发电机组没有处于偏航过程中，则控制器20确定多个变桨电机的电流偏差指数。如果所检测的风向变化量不处于预设风向变化范围内，和/或，确定风力发电机组处于偏航过程中，则不执行其他处理。
在一示例中，控制器20可直接利用所获取的每个变桨电机的电流值来确定电流偏差指数。
例如，控制器20可分别计算在预定状态下的预定时间段内的每个变桨电机的电流值的累加值，从各变桨电机的电流值的累加值中选取最大累加值和最小累加值，将所选取的最大累加值与最小累加值的比值确定为电流偏差指数。
应理解，本发明不限于此，在一优选示例中，控制器20可还基于每个变桨电机的电流值确定每个变桨电机的等效电流值，以基于每个变桨电机的等效电流值确定电流偏差指数。
例如，控制器20可通过以下方式确定在每个采样时刻中的任一采样时刻下的任一变桨电机的等效电流值：根据检测的风向值和任一变桨电机对应的叶片的叶片方位角，确定风向与叶片的相对位置，基于所确定的相对位置，确定任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值，利用所确定的等效桨距角值和任一变桨电机的电流值，确定任一变桨电机的等效电流值。
作为示例，风向与叶片的相对位置包括以下几种情况：基于叶片方位角确定叶片处于叶轮的扫风面的左侧，基于风向值确定来流风向为左侧；基于叶片方位角确定叶片处于叶轮的扫风面的左侧，基于风向值确定来流风向为右侧；基于叶片方位角确定叶片处于叶轮的扫风面的右侧，基于风向值确定来流风向为左侧；基于叶片方位角确定叶片处于叶轮的扫风面的右侧，基于风向值确定来流风向为右侧。
针对上述第一种情况和第四种情况，可控制器20可将叶片桨距角值与风向值的差值确定为叶片的等效桨距角值，针对上述第二种情况和第三种情况，控制器20可将叶片桨距角值与风向值的和值确定为叶片的等效桨距角值。
例如，控制器20可通过以下方式确定任一变桨电机的等效电流值：计算任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值的第一正弦值；计算任一变桨电机对应的叶片的叶片桨距角值的第二正弦值；确定第二正弦值与第一正弦值的比值，并将任一变桨电机的电流值与所述比值的乘积确定为任一变桨电机的等效电流值。
控制器20可通过以下方式来检测是否存在对风异常：控制器20可将电流偏差指数与设定阈值进行比较，如果电流偏差指数不大于设定阈值，则确定不存在对风异常，如果电流偏差指数大于设定阈值，则确定存在对风异常。
在本发明示例性实施例的风向偏差诊断系统中，控制器20在确定出风力发电机组存在对风异常之后，可还修正对风偏差角度。
例如，控制器20可控制风力发电机组执行偏航和调桨动作，确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的电流值的累加值，基于各变桨电机的电流值的累加值，确定风向修正值，利用所确定的风向修正值来修正对风偏差角度。
作为示例，控制器20可将所检测的风向值与所确定的风向修正值的差值，确定为修正后的风向值。
一种情况，控制器20可基于各变桨电机在一次偏航过程中的多个叶片旋转周期的电流值的累加值来确定风向修正值。
在此情况下，控制器20可控制风力发电机组启动偏航，在偏航状态下，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作，确定每个变桨电机在每个叶片旋转周期的电流值的累加值。
控制器20可通过以下方式确定风向修正值：确定在每个叶片旋转周期的电流偏差指数，确定在每个叶片旋转周期的风向值，在经过预定时间段之后控制风力发电机组停止偏航，确定所有叶片旋转周期对应的电流偏差指数中的最小值，将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
作为示例，控制器20可通过以下方式确定叶片旋转周期：获取风力发电机组的叶轮转速值；计算60与所获取的叶轮转速值的比值，将计算得到的比值确定为叶片旋转周期。
另一种情况，控制器20可基于各变桨电机在多次偏航过程中的电流值的累加值来确定风向修正值。
在此情况下，控制器20可控制风力发电机组执行多次偏航，在每次偏航期间，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作，确定每个变桨电机在每次偏航期间的电流值的累加值。
控制器20可通过以下方式确定风向修正值：确定每次偏航对应的电流偏差指数，确定多次偏航对应的电流偏差指数中的最小值，将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
图11示出根据本发明示例性实施例的控制器的框图。
如图11所示，根据本发明示例性实施例的控制器200包括：处理器201和存储器202。
具体说来，存储器202用于存储计算机程序，所存储的计算机程序在被处理器201执行时实现上述的风力发电机组的风向偏差诊断方法。
这里，图1所示的风力发电机组的风向偏差诊断方法可在图11所示的处理器201中执行。作为示例，图10所示的控制器可被实现为图11中所示的控制器200，例如，该控制器200可被实现为风力发电机组中的控制器，也可被实现为风电场的中央控制器。
根据本发明的示例性实施例还提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质。该计算机可读存储介质存储有当被处理器执行时使得处理器执行上述风力发电机组的风向偏差诊断方法的计算机程序。该计算机可读记录介质是可存储由计算机系统读出的数据的任意数据存储装置。计算机可读记录介质的示例包括：只读存储器、随机存取存储器、只读光盘、磁带、软盘、光数据存储装置和载波(诸如经有线或无线传输路径通过互联网的数据传输)。
本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断系统和方法，可以检测风力发电机组短时间内的风向测量精度，并进行偏差角度的调整和预警。
此外，本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断系统和方法，与现有方法相比，没有对风向值的平均值进行统计，因此不会受到平均值偏差的影响，并且不会受到平均值延迟、滤波等偏差的影响。此外，因为检测的是单台风力发电机组自身的运行情况，所以针对性、实时性、精确度都较高。
此外，基于本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断系统和方法，可以实现风向精度的自动检测和自动调整，有益于实现风力发电机组的智能控制。
在本发明示例性实施例中，风向偏差检测过程不需要人工干预，且不需要进入测试逻辑，在风力发电机组正常的启动、偏航过程中就能完成检测。
基于本发明示例性实施例的风力发电机组的风向偏差诊断系统和方法，主要涉及的是数据统计，没有对风力发电机组的控制策略的变更，因此对风力发电机组的运行安全没有影响。
尽管已经参照其示例性实施例具体显示和描述了本发明，但是本领域的技术人员应该理解，在不脱离权利要求所限定的本发明的精神和范围的情况下，可以对其进行形式和细节上的各种改变。

Claims (42)

1.一种风力发电机组的风向偏差诊断系统，所述风力发电机组包括多个变桨电机和多个叶片，每个变桨电机用于驱动对应的叶片执行变桨动作，其特征在于，所述风向偏差诊断系统包括：
多个电流传感器，分别获取每个变桨电机在预定状态下的电流值；
控制器，基于从所述多个电流传感器接收的各变桨电机的电流值，确定所述多个变桨电机的电流偏差指数，并基于所述电流偏差指数检测是否存在对风异常，
其中，控制器分别计算在所述预定状态下的预定时间段内的每个变桨电机的电流值的累加值，从各变桨电机的电流值的累加值中选取最大累加值和最小累加值，将所选取的最大累加值与最小累加值的比值确定为所述电流偏差指数，
其中，控制器将所述电流偏差指数与设定阈值进行比较，如果所述电流偏差指数不大于所述设定阈值，则确定不存在对风异常，如果所述电流偏差指数大于所述设定阈值，则确定存在对风异常。
2.根据权利要求1所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，所述预定状态包括风力发电机组处于启动过程中，和/或，风力发电机组处于调桨过程中。
3.根据权利要求1所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器确定所述预定时间段内的风向变化量，和/或，确定风力发电机组是否处于偏航过程中，如果所检测的风向变化量处于预设风向变化范围内，和/或，确定风力发电机组没有处于偏航过程中，则确定所述多个变桨电机的电流偏差指数。
4.根据权利要求1所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，所述电流偏差指数用于反映变桨电机的电流一致性，每个变桨电机的电流值与对应的叶片所受的风力作用的大小成正比。
5.根据权利要求1所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器控制风力发电机组执行偏航和调桨动作，确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的电流值的累加值，基于各变桨电机的电流值的累加值，确定风向修正值，利用所确定的风向修正值来修正对风偏差角度，
其中，控制器通过以下方式确定风向修正值：
确定在每个叶片旋转周期的电流偏差指数；
确定在每个叶片旋转周期的风向值；
在经过预定时间之后控制风力发电机组停止偏航，并确定所有叶片旋转周期对应的电流偏差指数中的最小值；
将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值，
或者，控制器通过以下方式确定风向修正值：
确定每次偏航对应的电流偏差指数；
确定多次偏航对应的电流偏差指数中的最小值；
将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
6.根据权利要求5所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器通过以下方式确定每个变桨电机的电流值的累加值：
控制风力发电机组启动偏航；
在偏航状态下，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；
确定每个变桨电机在每个叶片旋转周期的电流值的累加值。
7.根据权利要求6所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器通过以下方式确定叶片旋转周期：
获取风力发电机组的叶轮转速值；
计算60与所获取的叶轮转速值的比值，将计算得到的比值确定为叶片旋转周期，其中，叶轮转速值单位为转/分钟，叶片旋转周期单位为秒。
8.根据权利要求5所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器通过以下方式确定每个变桨电机的电流值的累加值：
控制风力发电机组执行多次偏航，在每次偏航期间，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；
确定每个变桨电机在每次偏航期间的电流值的累加值。
9.根据权利要求5所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，所述风力发电机组还包括风向传感器，
其中，控制器从所述风向传感器接收其所检测的风向值，如果所检测的风向值处于预设阈值范围内，则获取每个变桨电机在所述预定状态下的电流值。
10.根据权利要求9所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器将所检测的风向值与所确定的风向修正值的差值，确定为修正后的风向值。
11.一种风力发电机组的风向偏差诊断系统，所述风力发电机组包括多个变桨电机和多个叶片，每个变桨电机用于驱动对应的叶片执行变桨动作，其特征在于，所述风向偏差诊断系统包括：
多个电流传感器，分别获取每个变桨电机在预定状态下的电流值；
控制器，基于从所述多个电流传感器接收的各变桨电机的电流值，确定每个变桨电机的等效电流值，以基于每个变桨电机的等效电流值确定电流偏差指数，并基于所述电流偏差指数检测是否存在对风异常，
其中，控制器分别计算在所述预定状态下的预定时间段内的每个变桨电机的等效电流值的累加值，从各变桨电机的等效电流值的累加值中选取最大累加值和最小累加值，将所选取的最大累加值与最小累加值的比值确定为所述电流偏差指数，
其中，控制器将所述电流偏差指数与设定阈值进行比较，如果所述电流偏差指数不大于所述设定阈值，则确定不存在对风异常，如果所述电流偏差指数大于所述设定阈值，则确定存在对风异常，
其中，控制器通过以下方式确定任一变桨电机的等效电流值：
根据检测的风向值和所述任一变桨电机对应的叶片的叶片方位角，确定风向与所述叶片的相对位置；
基于所确定的相对位置，确定所述任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值；
计算所述任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值的第一正弦值；
计算所述任一变桨电机对应的叶片的叶片桨距角值的第二正弦值；
确定第二正弦值与第一正弦值的比值，并将所述任一变桨电机的电流值与所述比值的乘积确定为所述任一变桨电机的等效电流值，
其中，
如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的左侧，且基于风向值确定来流风向为左侧，则控制器将叶片桨距角值与风向值的差值确定为叶片的等效桨距角值；
如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的左侧，且基于风向值确定来流风向为右侧，则控制器将叶片桨距角值与风向值的和值确定为叶片的等效桨距角值；
如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的右侧，且基于风向值确定来流风向为左侧，则控制器将叶片桨距角值与风向值的和值确定为叶片的等效桨距角值；
如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的右侧，且基于风向值确定来流风向为右侧，则控制器将叶片桨距角值与风向值的差值确定为叶片的等效桨距角值。
12.根据权利要求11所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，所述预定状态包括风力发电机组处于启动过程中，和/或，风力发电机组处于调桨过程中。
13.根据权利要求11所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器确定所述预定时间段内的风向变化量，和/或，确定风力发电机组是否处于偏航过程中，如果所检测的风向变化量处于预设风向变化范围内，和/或，确定风力发电机组没有处于偏航过程中，则确定所述电流偏差指数。
14.根据权利要求11所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，所述电流偏差指数用于反映变桨电机的电流一致性，每个变桨电机的电流值与对应的叶片所受的风力作用的大小成正比。
15.根据权利要求11所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器控制风力发电机组执行偏航和调桨动作，确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的等效电流值的累加值，基于各变桨电机的等效电流值的累加值，确定风向修正值，利用所确定的风向修正值来修正对风偏差角度，
其中，控制器通过以下方式确定风向修正值：
确定在每个叶片旋转周期的电流偏差指数；
确定在每个叶片旋转周期的风向值；
在经过预定时间之后控制风力发电机组停止偏航，并确定所有叶片旋转周期对应的电流偏差指数中的最小值；
将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值，
或者，控制器通过以下方式确定风向修正值：
确定每次偏航对应的电流偏差指数；
确定多次偏航对应的电流偏差指数中的最小值；
将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
16.根据权利要求15所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器通过以下方式确定每个变桨电机的等效电流值的累加值：
控制风力发电机组启动偏航；
在偏航状态下，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；
确定每个变桨电机在每个叶片旋转周期的等效电流值的累加值。
17.根据权利要求16所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器通过以下方式确定叶片旋转周期：
获取风力发电机组的叶轮转速值；
计算60与所获取的叶轮转速值的比值，将计算得到的比值确定为叶片旋转周期，其中，叶轮转速值单位为转/分钟，叶片旋转周期单位为秒。
18.根据权利要求15所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器通过以下方式确定每个变桨电机的等效电流值的累加值：
控制风力发电机组执行多次偏航，在每次偏航期间，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；
确定每个变桨电机在每次偏航期间的等效电流值的累加值。
19.根据权利要求15所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，所述风力发电机组还包括风向传感器，
其中，控制器从所述风向传感器接收其所检测的风向值，如果所检测的风向值处于预设阈值范围内，则获取每个变桨电机在所述预定状态下的电流值。
20.根据权利要求19所述的风向偏差诊断系统，其特征在于，控制器将所检测的风向值与所确定的风向修正值的差值，确定为修正后的风向值。
21.一种风力发电机组的风向偏差诊断方法，所述风力发电机组包括多个变桨电机和多个叶片，每个变桨电机用于驱动对应的叶片执行变桨动作，其特征在于，所述风向偏差诊断方法包括：
获取每个变桨电机在预定状态下的电流值；
基于所获取的每个变桨电机的电流值，确定所述多个变桨电机的电流偏差指数；
基于所确定的电流偏差指数检测是否存在对风异常，
其中，确定所述多个变桨电机的电流偏差指数的步骤包括：
分别计算在所述预定状态下的预定时间段内的每个变桨电机的电流值的累加值；
从各变桨电机的电流值的累加值中选取最大累加值和最小累加值；
将所选取的最大累加值与最小累加值的比值确定为所述电流偏差指数，
其中，基于所确定的电流偏差指数检测是否存在对风异常的步骤包括：
将所述电流偏差指数与设定阈值进行比较；
如果所述电流偏差指数不大于所述设定阈值，则确定不存在对风异常；
如果所述电流偏差指数大于所述设定阈值，则确定存在对风异常。
22.根据权利要求21所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，所述预定状态包括风力发电机组处于启动过程中，和/或，风力发电机组处于调桨过程中。
23.根据权利要求21所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，确定所述多个变桨电机的电流偏差指数的步骤包括：
检测所述预定时间段内的风向变化量，和/或，确定风力发电机组是否处于偏航过程中；
如果所检测的风向变化量处于预设风向变化范围内，和/或，确定风力发电机组没有处于偏航过程中，则确定所述多个变桨电机的电流偏差指数。
24.根据权利要求21所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，所述电流偏差指数用于反映变桨电机的电流一致性，每个变桨电机的电流值与对应的叶片所受的风力作用的大小成正比。
25.根据权利要求21所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，所述风向偏差诊断方法还包括：
控制风力发电机组执行偏航和调桨动作；
确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的电流值的累加值；
基于各变桨电机的电流值的累加值，确定风向修正值；
利用所确定的风向修正值来修正对风偏差角度，
其中，基于各变桨电机的电流值的累加值，确定风向修正值的步骤包括：
确定在每个叶片旋转周期的电流偏差指数；
确定在每个叶片旋转周期的风向值；
在经过预定时间之后控制风力发电机组停止偏航，并确定所有叶片旋转周期对应的电流偏差指数中的最小值；
将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值，
或者，基于各变桨电机的电流值的累加值，确定风向修正值的步骤包括：
确定每次偏航对应的电流偏差指数；
确定多次偏航对应的电流偏差指数中的最小值；
将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
26.根据权利要求25所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的电流值的累加值的步骤包括：
控制风力发电机组启动偏航；
在偏航状态下，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；
确定每个变桨电机在每个叶片旋转周期的电流值的累加值。
27.根据权利要求26所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，通过以下方式确定叶片旋转周期：
获取风力发电机组的叶轮转速值；
计算60与所获取的叶轮转速值的比值，将计算得到的比值确定为叶片旋转周期，其中，叶轮转速值单位为转/分钟，叶片旋转周期单位为秒。
28.根据权利要求25所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的电流值的累加值的步骤包括：
控制风力发电机组执行多次偏航，在每次偏航期间，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；
确定每个变桨电机在每次偏航期间的电流值的累加值。
29.根据权利要求21所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，所述风向偏差诊断方法还包括：通过风向传感器检测风向值，
其中，如果所检测的风向值处于预设阈值范围内，则获取每个变桨电机在所述预定状态下的电流值。
30.根据权利要求25所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，利用所确定的风向修正值来修正对风偏差角度的步骤包括：
通过风向传感器检测风向值；
将所检测的风向值与所确定的风向修正值的差值，确定为修正后的风向值。
31.一种风力发电机组的风向偏差诊断方法，所述风力发电机组包括多个变桨电机和多个叶片，每个变桨电机用于驱动对应的叶片执行变桨动作，其特征在于，所述风向偏差诊断方法包括：
获取每个变桨电机在预定状态下的电流值；
基于所获取的每个变桨电机的电流值确定每个变桨电机的等效电流值，以基于每个变桨电机的等效电流值确定电流偏差指数；
基于所确定的电流偏差指数检测是否存在对风异常，
其中，确定所述多个变桨电机的电流偏差指数的步骤包括：
分别计算在所述预定状态下的预定时间段内的每个变桨电机的等效电流值的累加值；
从各变桨电机的等效电流值的累加值中选取最大累加值和最小累加值；
将所选取的最大累加值与最小累加值的比值确定为所述电流偏差指数，
其中，基于所确定的电流偏差指数检测是否存在对风异常的步骤包括：
将所述电流偏差指数与设定阈值进行比较；
如果所述电流偏差指数不大于所述设定阈值，则确定不存在对风异常；
如果所述电流偏差指数大于所述设定阈值，则确定存在对风异常，
其中，通过以下方式确定任一变桨电机的等效电流值：
根据检测的风向值和所述任一变桨电机对应的叶片的叶片方位角，确定风向与所述叶片的相对位置；
基于所确定的相对位置，确定所述任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值；
利用所确定的等效桨距角值和所述任一变桨电机的电流值，确定所述任一变桨电机的等效电流值，
其中，基于所确定的相对位置，确定所述任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值的步骤包括：
如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的左侧，且基于风向值确定来流风向为左侧，则将叶片桨距角值与风向值的差值确定为叶片的等效桨距角值；
如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的左侧，且基于风向值确定来流风向为右侧，则将叶片桨距角值与风向值的和值确定为叶片的等效桨距角值；
如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的右侧，且基于风向值确定来流风向为左侧，则将叶片桨距角值与风向值的和值确定为叶片的等效桨距角值；
如果基于叶片方位角确定所述叶片处于叶轮的扫风面的右侧，且基于风向值确定来流风向为右侧，则将叶片桨距角值与风向值的差值确定为叶片的等效桨距角值，
其中，利用所确定的等效桨距角值和所述任一变桨电机的电流值，确定所述任一变桨电机的等效电流值的步骤包括：
计算所述任一变桨电机对应的叶片的等效桨距角值的第一正弦值；
计算所述任一变桨电机对应的叶片的叶片桨距角值的第二正弦值；
确定第二正弦值与第一正弦值的比值，并将所述任一变桨电机的电流值与所述比值的乘积确定为所述任一变桨电机的等效电流值。
32.根据权利要求31所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，所述预定状态包括风力发电机组处于启动过程中，和/或，风力发电机组处于调桨过程中。
33.根据权利要求31所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，确定电流偏差指数的步骤包括：
检测所述预定时间段内的风向变化量，和/或，确定风力发电机组是否处于偏航过程中；
如果所检测的风向变化量处于预设风向变化范围内，和/或，确定风力发电机组没有处于偏航过程中，则确定所述电流偏差指数。
34.根据权利要求31所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，所述电流偏差指数用于反映变桨电机的电流一致性，每个变桨电机的电流值与对应的叶片所受的风力作用的大小成正比。
35.根据权利要求31所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，所述风向偏差诊断方法还包括：
控制风力发电机组执行偏航和调桨动作；
确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的等效电流值的累加值；
基于各变桨电机的等效电流值的累加值，确定风向修正值；
利用所确定的风向修正值来修正对风偏差角度，
其中，基于各变桨电机的等效电流值的累加值，确定风向修正值的步骤包括：
确定在每个叶片旋转周期的电流偏差指数；
确定在每个叶片旋转周期的风向值；
在经过预定时间之后控制风力发电机组停止偏航，并确定所有叶片旋转周期对应的电流偏差指数中的最小值；
将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值，
或者，基于各变桨电机的等效电流值的累加值，确定风向修正值的步骤包括：
确定每次偏航对应的电流偏差指数；
确定多次偏航对应的电流偏差指数中的最小值；
将与电流偏差指数中的最小值所对应的风向值，确定为风向修正值。
36.根据权利要求35所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的等效电流值的累加值的步骤包括：
控制风力发电机组启动偏航；
在偏航状态下，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；
确定每个变桨电机在每个叶片旋转周期的等效电流值的累加值。
37.根据权利要求36所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，通过以下方式确定叶片旋转周期：
获取风力发电机组的叶轮转速值；
计算60与所获取的叶轮转速值的比值，将计算得到的比值确定为叶片旋转周期，其中，叶轮转速值单位为转/分钟，叶片旋转周期单位为秒。
38.根据权利要求35所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，确定每个变桨电机在风力发电机组处于偏航和调桨状态下的等效电流值的累加值的步骤包括：
控制风力发电机组执行多次偏航，在每次偏航期间，控制风力发电机组的各变桨电机执行调桨动作；
确定每个变桨电机在每次偏航期间的等效电流值的累加值。
39.根据权利要求31所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，所述风向偏差诊断方法还包括：通过风向传感器检测风向值，
其中，如果所检测的风向值处于预设阈值范围内，则获取每个变桨电机在所述预定状态下的电流值。
40.根据权利要求35所述的风向偏差诊断方法，其特征在于，利用所确定的风向修正值来修正对风偏差角度的步骤包括：
通过风向传感器检测风向值；
将所检测的风向值与所确定的风向修正值的差值，确定为修正后的风向值。
41.一种控制器，其特征在于，包括：
处理器；
存储器，用于存储计算机程序，所述计算机程序在被所述处理器执行时实现如权利要求21至40中任意一项所述的风力发电机组的风向偏差诊断方法。
42.一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述计算机程序在被处理器执行时实现如权利要求21至40中任意一项所述的风力发电机组的风向偏差诊断方法。
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