CN113775473B - 风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置 - Google Patents

Abstract

公开了风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置。所述控制方法包括：响应于确定变桨系统的器件的通信信号出现异常，确定所述器件的故障字是否指示存在故障；当确定故障字指示异常时，确定变桨系统是否处于调桨状态；当确定变桨系统处于调桨状态时，控制变桨系统进入冗余运行模式。

Description

风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置

技术领域

本公开总体说来涉及风力发电技术领域，更具体地讲，涉及风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置。

背景技术

随着风力发电机组规模的逐渐扩大和机组安全保护的日趋完善，风力发电机组的运行的发电性能，即提高风力发电机的发电量和可利用率，受到了越来越多的重视。另一方面，在追求发电效益的同时，又要严格保证风力发电机组的安全性。

风力发电机组的主控系统是风机控制系统的主体，它实现自动启动、自动对风、自动调速、自动并网、自动脱网、自动解缆及自动记录与监控等重要控制、以及故障保护功能。主控系统对外的三个主要接口系统就是监控系统、变桨控制系统以及变频系统(变频器)。主控系统与监控系统接口完成风机实时数据及统计数据的交换，与变桨控制系统接口完成对叶片的控制，实现最大风能捕获以及恒速运行，与变频系统(变频器)接口实现对有功功率以及无功功率的自动调节。

风机的故障保护功能对风机的安全运行至关重要。故障保护功能是指由于风力发电机组的内部或外部发生故障，或监控的参数超过极限值而出现危险情况，或控制系统失效，风力发电机组不能保持在它的正常运行范围内，则启动安全保护系统，使风力发电机组收桨停机并维持在安全状态。故障保护功能分硬件保护功能和软件保护功能两种。

硬件保护功能主要是指安全链保护功能。安全链保护系统的动作独立于控制系统的可编程控制器，即使控制系统的可编程控制器发生故障，即软件保护功能失效时，也不会影响安全保护系统的正常工作。安全链保护包括叶轮超速保护，发电机超速保护，扭缆保护，振动保护，可编程控制器看门狗保护，机舱紧急停机，变流器柜紧急停机等。

软件保护功能依赖于可编程控制器的正常运行。保护指令的发出由控制系统软件实现。控制系统实时监测机组的运行状态，当有一项或多项运行参数超过设定值，或机组的运行状态超出了安全运行的条件，则机组停机。

目前，风力发电机组的软件故障保护多为单一故障保护，即风力发电机发生某一故障时，主控系统马上控制风机收桨停机，因此而造成一定的停机时间和发电量损失。风力发电机的主控系统的故障保护功能中，主要故障因素有：机组本身故障；线路松动、阵风引起的转速过高、由于风况导致的振动、采集的数据突变；电网故障；外部传感器故障；辅助执行机构故障等。

发明内容

本公开的一个方面在于提供一种风力发电机组的变桨系统的控制方法和一种风力发电机组的变桨系统的控制装置，所述控制方法和控制装置能够实现风力发电机组的容错运行，减少风力发电机组不必要的停机，并提高风电场的效益。

在一个总的方面，提供一种风力发电机组的变桨系统的控制方法，所述控制方法包括：响应于确定变桨系统的器件的通信信号出现异常，确定所述器件的故障字是否指示存在故障；当故障字指示异常无故障时，确定变桨系统是否处于调桨状态；当确定变桨系统处于调桨状态时，控制变桨系统进入冗余运行模式。

可选地，所述器件的通信信号是数字量信号。

可选地，通过与所述器件的通信信号不同的通信线路和/或通信机制获取所述器件的故障字。

可选地，确定变桨系统是否处于调桨状态的步骤包括：基于变桨系统当前的变桨速度和采集的与所述器件相关的模拟量信号，确定变桨系统是否处于调桨状态。

可选地，基于变桨系统当前的变桨速度和采集的与所述器件相关的模拟量信号，确定变桨系统是否处于调桨状态的步骤包括：当变桨系统当前的变桨速度不为零且当前采集的与所述器件相关的模拟量信号不为零时，确定变桨系统处于调桨状态。

可选地，基于变桨系统当前的变桨速度和采集的与所述器件相关的模拟量信号，确定变桨系统是否处于调桨状态的步骤还包括：当变桨系统当前的变桨速度为零时，控制变桨系统向收桨方向运行预定时间；在控制变桨系统向收桨方向运行的同时，采集与所述器件相关的模拟量信号；如果采集的与所述器件相关的模拟量信号不为零，则确定变桨系统处于调桨状态。

可选地，所述器件是变桨系统中的充电器，采集的与所述器件相关的模拟量信号包括充电器的充电电流。

可选地，所述器件是变桨系统中的变桨驱动器，采集的与所述器件相关的模拟量信号包括变桨电机的电流和/或电压或者桨距角变化量。

可选地，通过使用变桨系统中的编码器输出的信号来计算变桨速度。

可选地，控制变桨系统进入冗余运行模式的步骤包括：控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式，同时持续监控所述器件的故障字。

可选地，所述控制方法还包括：在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式达到预定时间之后，当检测到所述器件的故障字能够复位时，控制变桨系统开桨以进入最大功率追踪运行模式；在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式之后，当检测到故障字指示存在故障时，控制风力发电机组进行停机。

可选地，所述控制方法还包括：当确定变桨系统不处于调桨状态时，控制风力发电机组进行停机。

在另一总的方面，提供一种风力发电机组的变桨系统的控制装置，其特征在于，所述控制装置包括：故障字确定单元，被配置为响应于确定变桨系统的器件的通信信号出现异常，确定所述器件的故障字是否指示存在故障；调桨状态确定单元，被配置为当故障字指示异常无故障时，确定变桨系统是否处于调桨状态；控制单元，被配置为当确定变桨系统处于调桨状态时，控制变桨系统进入冗余运行模式。

可选地，所述器件的通信信号是数字量信号。

可选地，通过与所述器件的通信信号不同的通信线路和/或通信机制获取所述器件的故障字。

可选地，调桨状态确定单元被配置为基于变桨系统当前的变桨速度和采集的与所述器件相关的模拟量信号，确定变桨系统是否处于调桨状态。

可选地，调桨状态确定单元被配置为当变桨系统当前的变桨速度不为零且当前采集的与所述器件相关的模拟量信号不为零时，确定变桨系统处于调桨状态。

可选地，调桨状态确定单元还被配置为当变桨系统当前的变桨速度为零时，控制变桨系统向收桨方向运行预定时间；在控制变桨系统向收桨方向运行的同时，采集与所述器件相关的模拟量信号；如果采集的与所述器件相关的模拟量信号不为零，则确定变桨系统处于调桨状态。

可选地，所述器件是变桨系统中的充电器，采集的与所述器件相关的模拟量信号包括充电器的充电电流。

可选地，所述器件是变桨系统中的变桨驱动器，采集的与所述器件相关的模拟量信号包括变桨电机的电流和/或电压或者桨距角变化量。

可选地，通过使用变桨系统中的编码器输出的信号来计算变桨速度。

可选地，控制单元被配置为控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式，同时控制故障字确定单元持续监控所述器件的故障字。

可选地，控制单元还被配置为：在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式达到预定时间之后，当故障字确定单元检测到所述器件的故障字能够复位时，控制变桨系统开桨以进入最大功率追踪运行模式；在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式之后，当故障字确定单元检测到故障字指示存在故障时，控制风力发电机组进行停机。

可选地，控制单元还被配置为当确定变桨系统不处于调桨状态时，控制风力发电机组进行停机。

在根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置中，能够实现风力发电机组的容错运行，减少风力发电机组不必要的停机，并提高风电场的效益。

在实施根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置中，利用变桨系统的电气逻辑关系和调桨时的工作原理，通过对变桨系统的器件状态进行检测，实现对器件故障状态进行有效的检测。

在实施根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置中，控制过程中的检测过程简单、易于实现，不需要进行复杂的桨角、转矩判断；同时控制过程具有一定的预备收桨控制的功能。由于采用了预备停机控制，可使风机转速降低，不影响机组安全性；同时，不需要对故障进行复杂的数据分析和逻辑判断，可以快速、简便地区分是否为线路松动，数据跳变等因素引起的故障，适用性广、安全性高，不会出现误判、或条件受限等情况，即不会出现在风力发电机组真正发生故障而判断为误报的可能性。

在实施根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置中，可以准确检测出变桨系统、或其它系统是否触发了真实的故障，从而减少故障的误报率，减少风力发电机组误触发故障的次数，从而减少风力发电机组不必要的脱网和停机，减少发电量损失，提高机组可利用率。此外，如果确认变桨系统发生故障，则可控制变桨系统立即停机，顺桨到安全位置，从而提高安全性。

在实施根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置中，由于采用了调桨检测的方法，所以在重新开桨以及故障停机时，都具有很强的可操作性和及时性。由于不需要通过数据分析故障是否为误判，而是采用通用的方式进行预备停机，之后再次对故障进行检测，也不会产生报出多次故障触发一次停机的安全隐患。

将在接下来的描述中部分阐述本公开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，或者可以经过本公开总体构思的实施而得知。

附图说明

通过下面结合示出实施例的附图进行的描述，本公开的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是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法的流程图；

图2是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制装置的框图；

图3是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的电气结构的示例的示图；

图4是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法的示例的流程图；

图5是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的电气结构的另一示例的示图；

图6是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法的另一示例的流程图。

具体实施方式

提供下面的具体实施方式以帮助读者获得对在此描述的方法、设备和/或系统的全面理解。然而，在理解本申请的公开之后，在此描述的方法、设备和/或系统的各种改变、修改和等同物将是清楚的。例如，在此描述的操作的顺序仅是示例，并且不限于在此阐述的那些顺序，而是除了必须以特定的顺序发生的操作之外，可如在理解本申请的公开之后将是清楚的那样被改变。此外，为了更加清楚和简明，本领域已知的特征的描述可被省略。

在此描述的特征可以以不同的形式来实现，而不应被解释为限于在此描述的示例。相反，已提供在此描述的示例，以仅示出实现在此描述的方法、设备和/或系统的许多可行方式中的一些可行方式，所述许多可行方式在理解本申请的公开之后将是清楚的。

如在此使用的，术语“和/或”包括相关联的所列项中的任何一个以及任何两个或更多个的任何组合。

尽管在此可使用诸如“第一”、“第二”和“第三”的术语来描述各种构件、组件、区域、层或部分，但是这些构件、组件、区域、层或部分不应被这些术语所限制。相反，这些术语仅用于将一个构件、组件、区域、层或部分与另一构件、组件、区域、层或部分进行区分。因此，在不脱离示例的教导的情况下，在此描述的示例中所称的第一构件、第一组件、第一区域、第一层或第一部分也可被称为第二构件、第二组件、第二区域、第二层或第二部分。

在说明书中，当元件(诸如，层、区域或基底)被描述为“在”另一元件上、“连接到”或“结合到”另一元件时，该元件可直接“在”另一元件上、直接“连接到”或“结合到”另一元件，或者可存在介于其间的一个或多个其他元件。相反，当元件被描述为“直接在”另一元件上、“直接连接到”或“直接结合到”另一元件时，可不存在介于其间的其他元件。

在此使用的术语仅用于描述各种示例，并不将用于限制公开。除非上下文另外清楚地指示，否则单数形式也意在包括复数形式。术语“包含”、“包括”和“具有”说明存在叙述的特征、数量、操作、构件、元件和/或它们的组合，但不排除存在或添加一个或多个其他特征、数量、操作、构件、元件和/或它们的组合。

除非另有定义，否则在此使用的所有术语(包括技术术语和科学术语)具有与由本公开所属领域的普通技术人员在理解本公开之后通常理解的含义相同的含义。除非在此明确地如此定义，否则术语(诸如，在通用词典中定义的术语)应被解释为具有与它们在相关领域的上下文和本公开中的含义一致的含义，并且不应被理想化或过于形式化地解释。

此外，在示例的描述中，当认为公知的相关结构或功能的详细描述将引起对本公开的模糊解释时，将省略这样的详细描述。

根据现有技术的风机故障保护功，由于风力发电机组故障停机后，复位再启动，需要较长的时间(一般至少需要12分钟)，所以由于故障误报或短时故障引起的停机，对风力发电机组而言，会造成不必要的发电量损失，而对于整个风电场而言，其常年的运行中产生的发电量损失会更大，所以目前越来越多地开始考虑风机的容错运行。

目前常用的风力发电机组的容错运行方式一般有三种。

第一种是通过故障定位的方法判断当前故障是误触发，还是真实的故障，例如安全链断开，判断是安全链由于故障断开，还是因为线路松动引起的误报。这种方法由于风力发电机组的电控系统的复杂性以及电气元件的多样性，再就是不同运行环境的引起的工况不同，一方面难以判断，另一方面很容易造成误判断，在误判断时，不执行停机操作，会对风力发电机组产生很大的安全隐患。

第二种是触发多次故障后，才进行一次停机，例如转过故障重复故障，振动值大重复故障。这种方法可以降低风力发电机组的故障率，减少风力发电机组停机时间；但是触发故障后仍然继续运行，会对风力发电机组产生很大的安全隐患。

第三种是通过增大报警值或延长故障报警时间进行容错。这种方法相当于缩小了风力发电机组的安全保护范围，而且，增大报警值后，具有很大的局限性，因为数据的短时异常跳变所达到的数值是不确定的，即很可能会超过增大后的报警值，仍然触发停机。另一方面，对机组安全至关重要的参数，一般不能无根据地增大报警值，否则会严重影响到风力发电机组的安全，所以一般仅用来对无关紧要的故障进行容错；此外，无关紧要的故障，在实际运行中触发故障的次数往往也比较少，所以对提高风电场总体效益意义并不大。

针对现有技术的风机故障保护功，本公开提出的风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置，在变桨系统出现接线松动、数据跳变等故障时，检测变桨系统是否处于调桨状态，如果处于调桨状态，则检测所监测的器件的工作状态是否正常。如果器件的工作状态正常，则认为为是误触发的故障，此时变桨系统进入容错运行状态而不停机，从而减少风力发电机组不必要的停机，并提高风电场的效益。

在下文中，将参照附图详细描述实施例。然而，实施例可以以各种形式实现，并且不限于在此描述的示例。

图1是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法的流程图。

根据本公开的实施例，可以在风力发电机组的主控制器中运行所述控制方法。然而，本公开不限于此，也可以在风力发电机组的变桨系统的变桨控制器中运行所述控制方法。

参照图1，在步骤S101中，响应于确定变桨系统的器件的通信信号出现异常，确定所述器件的故障字是否指示存在故障。具体地讲，当变桨系统的器件本身出现异常(例如，但不限于硬件故障、电气故障、软件故障等)或者变桨系统的器件与相应的控制器之间的通信线路中断时，变桨系统的器件的通信信号必然出现异常。故障表示系统不能执行规定功能的状态。通常，故障是指系统中部分元器件功能失效而导致整个系统功能恶化的事件。另一方面，当出现接线松动、端子松动、数据跳变等时，变桨系统的器件的通信信号也会出现异常。然而，可以预期这种误触发的故障不会影响变桨系统持续运行。这里，所述器件的通信信号是数字量信号，并且可以通过与所述器件的通信信号不同的通信线路和/或通信机制来获取所述器件的故障字。

在步骤S102中，当确定故障字指示异常时，确定变桨系统是否处于调桨状态。故障字指示异常可以表示故障字为0。实际上，当变桨系统的器件的通信信号出现异常时(例如，当变桨系统的器件出现硬件故障、电气故障、软件故障或者变桨系统的器件与相应的控制器之间的通信线路中断时)，故障字通常为1(即，存在故障)。然而，当出现误触发的故障时，故障字可能异常地为0。也就是说，仅通过故障字不足以准确判断器件是否发生了故障。此时，需要进一步确定变桨系统的器件是出现影响变桨系统运行的严重故障，还是仅出现不影响变桨系统持续运行的误触发的故障。另一方面，当确定故障字指示存在故障(即，故障字为1)时，表示变桨系统的器件出现影响变桨系统运行的严重故障，直接控制风力发电机组进行停机。

具体地讲，可以基于变桨系统当前的变桨速度和采集的与所述器件相关的模拟量信号，确定变桨系统是否处于调桨状态。例如，可通过使用变桨系统中的编码器输出的信号来计算变桨速度。更具体地讲，可通过表示位置信号的编码器的绝对值信号来直接计算变桨速度，也可以通过编码器的增量信号来计算变桨电机的转速，然后根据传动比将计算的变桨电机的转速折算为变桨速度。所述器件可以是变桨系统中的充电器。此时，采集的与所述器件相关的模拟量信号可包括充电器的充电电流。例如，可通过设置在充电器输出侧的电流传感器来检测充电器的充电电流。然而，本公开不限于此，可通过各种方式来检测充电器的充电电流。另一方面，所述器件可以是变桨系统中的变桨驱动器。此时，采集的与所述器件相关的模拟量信号包括变桨电机的电流和/或电压或者桨距角变化量。例如，可通过设置在变桨电机上的电流传感器/电压传感器来检测变桨电机的电流/电压，可通过设置在叶片中的桨距角传感器来检测桨距角变化量。然而，本公开不限于此，可通过各种方式来检测桨距角变化量。

进一步讲，当变桨系统当前的变桨速度不为零且当前采集的与所述器件相关的模拟量信号不为零时，可确定变桨系统处于调桨状态。在这种情况下，可以确定所述器件仅出现不影响变桨系统持续运行的误触发的故障。

另一方面，当变桨系统当前的变桨速度为零时，即在所述器件的通信信号出现异常时变桨系统并未处于调桨状态时，可通过尝试控制变桨系统进入调桨状态，来确定所述器件是出现影响变桨系统运行的严重故障，还是仅出现不影响变桨系统持续运行的误触发的故障。

具体地讲，当变桨系统当前的变桨速度为零时，可控制变桨系统向收桨方向运行预定时间。例如，可控制变桨系统向收桨方向运行0.5秒。然而，所述预定时间可以根据实际需要来设置，本公开对此不做特别限制。在控制变桨系统向收桨方向运行的同时，采集与所述器件相关的模拟量信号。如果采集的与所述器件相关的模拟量信号不为零，则确定变桨系统处于调桨状态。换言之，如果在控制变桨系统向收桨方向运行时与所述器件相关的模拟量信号不为零，则表示所述器件可以正常工作，因此可以确定所述器件仅出现不影响变桨系统持续运行的误触发的故障。

接下来，当确定变桨系统处于调桨状态时，在步骤S103中，可控制变桨系统进入冗余运行模式，从而实现风力发电机组的容错运行。在冗余运行模式下，可控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式，同时持续监控所述器件的故障字。这里，所述预定角度可以根据实际需要来设置，本公开对此不做特别限制。然而，当确定变桨系统不处于调桨状态时，表示变桨系统的器件出现影响变桨系统运行的严重故障，可控制风力发电机组进行停机。

可选择地，根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法还可包括以下步骤。在步骤S104中，在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式达到预定时间之后，当检测到所述器件的故障字能够复位时(表示误触发的故障已被排除)，控制变桨系统开桨以进入最大功率追踪运行模式。在步骤S105中，在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式之后，当检测到故障字指示存在故障时，控制风力发电机组进行停机。换言之，在冗余运行模式下(即，预备停机过程中)，继续监测故障字，如果监测到故障字指示存在故障，则风力发电机组将会停机，而如果故障字能够复位(即，误触发的故障被排除)，则风力发电机组将会恢复正常运行。

图2是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制装置的框图。

根据本公开的实施例，所述控制装置可以设置在风力发电机组的主控制器或变桨控制器中，或者作为风力发电机组的主控制器或变桨控制器的一部分。

参照图2，根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制装置200包括故障字确定单元210、调桨状态确定单元220和控制单元230。

故障字确定单元210可响应于确定变桨系统的器件的通信信号出现异常，确定所述器件的故障字是否指示存在故障。如上所述，器件的通信信号可以是数字量信号；并且可通过与器件的通信信号不同的通信线路和/或通信机制获取器件的故障字。

当故障字指示异常无故障时，调桨状态确定单元220可确定变桨系统是否处于调桨状态。如上所述，故障字指示异常可以表示故障字为0。调桨状态确定单元220可基于变桨系统当前的变桨速度和采集的与所述器件相关的模拟量信号，确定变桨系统是否处于调桨状态。当变桨系统当前的变桨速度不为零且当前采集的与所述器件相关的模拟量信号不为零时，调桨状态确定单元220可确定变桨系统处于调桨状态。然而，当变桨系统当前的变桨速度为零时，调桨状态确定单元220可控制变桨系统向收桨方向运行预定时间，并且在控制变桨系统向收桨方向运行的同时，采集与所述器件相关的模拟量信号。如果采集的与所述器件相关的模拟量信号不为零，则调桨状态确定单元220可确定变桨系统处于调桨状态。根据本公开的实施例，可通过使用变桨系统中的编码器输出的信号来计算变桨速度。所述器件可以是变桨系统中的充电器。此时，采集的与所述器件相关的模拟量信号可包括充电器的充电电流。另一方面，所述器件可以是变桨系统中的变桨驱动器。此时，采集的与所述器件相关的模拟量信号包括变桨电机的电流和/或电压或者桨距角变化量。

当确定变桨系统处于调桨状态时，控制单元230可控制变桨系统进入冗余运行模式。当确定变桨系统不处于调桨状态时，控制单元230可控制风力发电机组进行停机。在冗余运行模式下，控制单元230可控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式，同时控制故障字确定单元210持续监控所述器件的故障字。在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式达到预定时间之后，当故障字确定单元210检测到所述器件的故障字能够复位时，控制单元230可控制变桨系统开桨以进入最大功率追踪运行模式。然而，在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式之后，当故障字确定单元210检测到故障字指示存在故障时，控制单元230可控制风力发电机组进行停机。

图3是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的电气结构的示例的示意图。

如图3所示，根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统包括超级电容301、变桨电机302、变频器303、充电器304和控制器306。根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统使用直流变频器。然而，本公开不限于此，变桨系统可以使用各种类型的变频器。

变频器303用于控制变桨电机302运行。充电器304用于在电网输入305正常时，为超级电容301充电。控制器306(例如，变桨控制器或主控制器)用于控制变桨系统运行，并控制变频器103运行。充电器304的正输出(“+”)端与超级电容301的正极(“+”)端以及变频器303的正极(“+”)端电连接。充电器304的负输出(“-”)端与超级电容301的负极(“-”)端以及变频器303的负极(“-”)端电连接。数字量信号307(即，通信信号)是充电器304反馈给控制器306的开关量信号。当充电器304正常工作时，开关量信号为高电平，当充电器304发生异常时，开关量信号为低电平。

充电器304实时监测超级电容301的电压值，并与预设的电压值进行比较。当超级电容301的电压值由于变桨电机302的耗能而下降时，充电器304开始为超级电容301充电，其充电过程为PID控制，即输入量是超级电容301预设的电压值，反馈量是超级电容301实际的电压值，输出量为充电电流的大小。因此，如果变桨电机302开始运行，充电器304就会为超级电容301、变频器303充电提供电能，充电器304的输出端输出充电电流。

对于现有技术的故障保护来说，由于数字量信号307是通过硬件接线的方式经由充电器304的DO输出端——接线端子——控制器306的DI输入端传输，所以接线松动、端子松动或紧密度实现、控制器306的DI端口异常等各种原因都会导致数字量信号307变为低电平，而控制器306检测到数字量信号307变为低电平之后，就会触发故障而使风力发电机组停机。为了解决这个问题，可以应用根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法，下面将参照图4对此进行描述。

下面的表1示出充电器304的内部工作状态与数字量信号307之间的逻辑关系，其中，故障字通过充电器304与控制器306之间的通信(这种通信与传输数字量信号307所使用的通信线路和/或通信机制不同)进行传输。表1中的故障字的任意一位变为1时，数字量信号307均为低电平。

表1

图4是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法的示例的流程图。针对图3描述的电气结构的示例应用图4示出的控制方法。

参照图4，在步骤S401中，确定充电器304的数字量信号307是否出现异常。

如果确定数字量信号307出现异常，则在步骤S402中，确定充电器304的故障字是否指示存在故障。换言之，在步骤S402中，确定充电器304的故障字是否为0。另一方面，如果确定数字量信号307正常，则控制方法回到步骤S401，以继续监测数字量信号307。

如果确定故障字指示异常(即，故障字为0)，则在步骤S403中，确定变桨系统当前的变桨速度是否为零，并且确定充电器304的充电电流是否为零。如上所述，可通过使用变桨系统中的编码器(未示出)输出的信号来计算变桨速度，并且可通过设置在充电器304的输出侧的电流传感器来检测充电器304的充电电流。然而，如果确定故障字指示存在故障(即，故障字为1)，则控制方法转到步骤S409。在步骤S409中，变桨系统触发故障停机，即，控制器306控制风力发电机组进行停机。

如果确定变桨系统当前的变桨速度不为零且确定充电器304的充电电流不为零，则可确定变桨系统处于调桨状态(即，充电器304可正常工作)，控制方法转到步骤S406。在步骤S406中，控制变桨系统进入冗余运行模式。在冗余运行模式下，控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式，同时持续监控充电器304的故障字。在步骤S407中，在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式达到预定时间之后，当检测到充电器304的故障字能够复位时，控制变桨系统开桨以进入最大功率追踪运行模式。如果故障字仍然不能复位，则为了保证发电机组的安全，可控制风力发电机组进行停机。然而，本公开不限于此。例如，如果故障字仍然不能复位，可以控制变桨系统继续在冗余运行模式下运行，并周期性地检测故障字是否能够复位。另一方面，在步骤S408中，在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式之后，当检测到故障字指示存在故障(即，故障字为1)时，变桨系统触发故障停机(即，控制风力发电机组进行停机)。换言之，当风力发电机组在冗余运行模式下运行时，只要检测到故障字为1，就立即控制风力发电机组停机。

另一方面，如果确定变桨系统当前的变桨速度为零，则在步骤S404中，控制变桨系统向收桨方向运行预定时间(例如，0.5秒)，然后，在步骤S405中，在控制变桨系统向收桨方向运行的同时，检测充电器304的充电电流是否为零。如果充电器304的充电电流不为零，表示变桨系统处于调桨状态(即，充电器304可正常工作)，则控制方法转到步骤S406，控制变桨系统进入冗余运行模式。然而，如果充电器304的充电电流为零，表示充电器304不能在调桨状态下正常工作(即，充电器304存在故障)，则控制方法转到步骤S409，变桨系统触发故障停机(即，控制风力发电机组进行停机)。

图5是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的电气结构的另一示例的示图。图5具体示出了变桨电机501、超级电容502、变桨控制器503与变桨驱动器504的连接关系图。

参照图5，在变桨驱动器504正常运行的情况下，使能开关(限位开关)505为闭合状态，变桨驱动器504得电。当变桨控制器503接收到主控控制器的变桨速度指示之后，或者变桨控制器503检测到变桨系统发生故障而自主顺桨时，变桨控制器503会向变桨驱动器504发送速度命令和使能信号。变桨驱动器504接收到速度命令和使能信号之后，会控制刹车继电器506松闸，并通过动力输出507提供输出电压，驱动变桨电机501转动，实现调桨功能。

变桨驱动器504采集设置在变桨系统中的编码器(未示出)输出的信号508，来计算变桨电机501的转速。变桨驱动器504将计算的转速与变桨控制器503发送给变桨驱动器504的速度命令的数值进行对比。如果计算的转速小于速度命令的数值，则变桨驱动器504可增大动力输出507的电压，以增大变桨电机501的转速。如果计算的转速大于速度命令的数值，则变桨驱动器504会减小动力输出507的电压，以调小变桨电机501的转速。这样，最终可以使变桨电机501的转速与给定的速度命令的数值一致。

同时，变桨驱动器504对外部电气元件的状态进行检测。如果触发故障，则变桨驱动器504停止动力输出507。所涉及的故障原因主要有：如果刹车继电器506无法松闸导致电机堵转，则变桨驱动器504会触发244号故障；如果编码器输出的信号508断线或故障导致变桨驱动器504接收不到速度反馈，则会触发80号故障；如果使能开关505的电压异常，则会触发19号故障；如果超级电容502的电压供电异常，则会触发82号故障；如果动力线路短路或开路，则会触发60号故障；如果超级电容502故障，则会触发38号故障；如果变桨驱动器504的参数错误，则会触发240号、13号、8号等故障；如果动力输出507缺相，则会触发30号故障。

对于现有技术的故障保护来说，由于数字量信号是通过硬件接线的方式经由变桨驱动器503的DO输出端——接线端子——变桨控制器504的DI输入端传输，所以接线松动、端子松动或紧密度实现、PLC的DI端口异常等各种原因都会导致数字量信号变为低电平，而变桨控制器503检测到数字量信号变为低电平之后，就会触发故障而使风力发电机组停机。为了解决这个问题，可以应用根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法，下面将参照图6对此进行描述。

图6是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法的另一示例的流程图。针对图5描述的电气结构的示例应用图6示出的控制方法。

参照图6，在步骤S601中，确定变桨驱动器504的数字量信号是否出现异常。

如果确定数字量信号出现异常，则在步骤S602中，确定变桨驱动器504的故障字是否指示存在故障。换言之，在步骤S602中，确定变桨驱动器504的故障字是否为0。另一方面，如果确定数字量信号正常，则控制方法回到步骤S601，以继续监测数字量信号。

如果确定故障字指示异常(即，故障字为0)，则在步骤S603中，确定变桨系统当前的变桨速度是否为零，并且确定变桨电机501的电流和/或电压是否为零。如上所述，可通过使用变桨系统中的编码器(未示出)输出的信号来计算变桨速度，并且可通过设置在变桨电机501上的电流传感器/电压传感器来检测变桨电机501的电流/电压。然而，如果确定故障字指示存在故障(即，故障字为1)，则控制方法转到步骤S609。在步骤S609中，变桨系统触发故障停机，即，变桨控制器503控制风力发电机组进行停机。

如果确定变桨系统当前的变桨速度不为零且确定变桨电机501的电流和/或电压不为零，则可确定变桨系统处于调桨状态，控制方法转到步骤S606。在步骤S606中，控制变桨系统进入冗余运行模式。在冗余运行模式下，控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式，同时持续监控变桨驱动器504的故障字。在步骤S607中，在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式达到预定时间之后，当检测到变桨驱动器504的故障字能够复位时，控制变桨系统开桨以进入最大功率追踪运行模式。如果故障字仍然不能复位，则为了保证发电机组的安全，可控制风力发电机组进行停机。然而，本公开不限于此。例如，如果故障字仍然不能复位，可以控制变桨系统继续在冗余运行模式下运行，并周期性地检测故障字是否能够复位。另一方面，在步骤S608中，在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式之后，当检测到故障字指示存在故障(即，故障字为1)时，变桨系统触发故障停机(即，控制风力发电机组进行停机)。换言之，当风力发电机组在冗余运行模式下运行时，只要检测到故障字为1，就立即控制风力发电机组停机。

另一方面，如果确定变桨系统当前的变桨速度为零，则在步骤S604中，控制变桨系统向收桨方向运行预定时间(例如，0.5秒)，然后，在步骤S605中，在控制变桨系统向收桨方向运行的同时，检测变桨电机501的电流和/或电压并确定变桨电机501的电流和/或电压是否为零，或者检测桨距角变化量并确定桨距角变化量是否为零。如上所述，可通过设置在叶片中的桨距角传感器来检测桨距角变化量。如果变桨电机501的电流和/或电压不为零，或者桨距角变化量不为零，表示变桨系统处于调桨状态(即，变桨驱动器504可正常工作)，则控制方法转到步骤S606，控制变桨系统进入冗余运行模式。然而，如果变桨电机501的电流和/或电压为零，或者桨距角变化量为零，表示变桨驱动器504不能在调桨状态下正常工作(即，变桨驱动器504存在故障)，则控制方法转到步骤S609，变桨系统触发故障停机(即，控制风力发电机组进行停机)。

应该理解，根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制装置中的各个单元/模块可被实现为硬件组件和/或软件组件。本领域技术人员根据限定的各个单元/模块所执行的处理，可以例如使用现场可编程门阵列(FPGA)或专用集成电路(ASIC)来实现各个单元/模块。

根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法可被编写为计算机程序、代码段、指令或它们的任何组合，并被记录、存储或固定在一个或多个非暂时性计算机可读存储介质中或一个或多个非暂时性计算机可读存储介质上。所述非暂时性计算机可读存储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。计算机可读存储介质的示例包括：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)。

根据本公开的实施例，还可实现一种风力发电机组的控制器，所述控制器包括：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变桨系统的控制方法。

在根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置中，能够实现风力发电机组的容错运行，减少风力发电机组不必要的停机，并提高风电场的效益。

此外，在实施根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置中，利用变桨系统的电气逻辑关系和调桨时的工作原理，因为变桨和器件的工作状态是一种必然的因果关系，所以可以通过对变桨系统的器件状态进行检测，实现对器件故障状态进行有效的检测。

此外，在实施根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置中，控制过程中的检测过程简单、易于实现，不需要进行复杂的桨角、转矩判断；同时控制过程具有一定的预备收桨控制的功能。由于采用了预备停机控制，可使风机转速降低，不影响机组安全性；同时，不需要对故障进行复杂的数据分析和逻辑判断，可以快速、简便地区分是否为线路松动，数据跳变等因素引起的故障，适用性广、安全性高，不会出现误判、或条件受限等情况，即不会出现在风力发电机组真正发生故障而判断为误报的可能性。

此外，在实施根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置中，可以准确检测出变桨系统、或其它系统是否触发了真实的故障，从而减少故障的误报率，减少风力发电机组误触发故障的次数，从而减少风力发电机组不必要的脱网和停机，减少发电量损失，提高机组可利用率。此外，如果确认变桨系统发生故障，则可控制变桨系统立即停机，顺桨到安全位置，从而提高安全性。

此外，在实施根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的控制方法和控制装置中，由于采用了调桨检测的方法，所以在重新开桨以及故障停机时，都具有很强的可操作性和及时性。由于不需要通过数据分析故障是否为误判，而是采用通用的方式进行预备停机，之后再次对故障进行检测，也不会产生报出多次故障触发一次停机的安全隐患。

虽然已表示和描述了本公开的一些实施例，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公开的原理和精神的情况下，可以对这些实施例进行修改。

Claims (14)

1.一种风力发电机组的变桨系统的控制方法，其特征在于，所述控制方法包括：

响应于确定变桨系统的器件的通信信号出现异常，确定所述器件的故障字是否指示存在故障；

当确定故障字指示异常时，确定变桨系统是否处于调桨状态；

当确定变桨系统处于调桨状态时，控制变桨系统进入冗余运行模式，

其中，控制变桨系统进入冗余运行模式的步骤包括：控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式，同时持续监控所述器件的故障字。

2.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述器件的通信信号是数字量信号。

3.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，通过与所述器件的通信信号不同的通信线路和/或通信机制获取所述器件的故障字。

4.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，确定变桨系统是否处于调桨状态的步骤包括：

基于变桨系统当前的变桨速度和采集的与所述器件相关的模拟量信号，确定变桨系统是否处于调桨状态。

5.如权利要求4所述的控制方法，其特征在于，基于变桨系统当前的变桨速度和采集的与所述器件相关的模拟量信号，确定变桨系统是否处于调桨状态的步骤包括：

当变桨系统当前的变桨速度不为零且当前采集的与所述器件相关的模拟量信号不为零时，确定变桨系统处于调桨状态。

6.如权利要求4所述的控制方法，其特征在于，基于变桨系统当前的变桨速度和采集的与所述器件相关的模拟量信号，确定变桨系统是否处于调桨状态的步骤还包括：

当变桨系统当前的变桨速度为零时，控制变桨系统向收桨方向运行预定时间；

在控制变桨系统向收桨方向运行的同时，采集与所述器件相关的模拟量信号；

如果采集的与所述器件相关的模拟量信号不为零，则确定变桨系统处于调桨状态。

7.如权利要求4所述的控制方法，其特征在于，所述器件是变桨系统中的充电器，采集的与所述器件相关的模拟量信号包括充电器的充电电流。

8.如权利要求4所述的控制方法，其特征在于，所述器件是变桨系统中的变桨驱动器，采集的与所述器件相关的模拟量信号包括变桨电机的电流和/或电压或者桨距角变化量。

9.如权利要求4所述的控制方法，其特征在于，通过使用变桨系统中的编码器输出的信号来计算变桨速度。

10.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述控制方法还包括：在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式达到预定时间之后，当检测到所述器件的故障字能够复位时，控制变桨系统开桨以进入最大功率追踪运行模式；

在控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式之后，当检测到故障字指示存在故障时，控制风力发电机组进行停机。

11.如权利要求1-9中任意一项所述的控制方法，其特征在于，所述控制方法还包括：

当确定变桨系统不处于调桨状态时，控制风力发电机组进行停机。

12.一种风力发电机组的变桨系统的控制装置，其特征在于，所述控制装置包括：

故障字确定单元，被配置为响应于确定变桨系统的器件的通信信号出现异常，确定所述器件的故障字是否指示存在故障；

调桨状态确定单元，被配置为当确定故障字指示异常时，确定变桨系统是否处于调桨状态；

控制单元，被配置为当确定变桨系统处于调桨状态时，控制变桨系统进入冗余运行模式，

其中，控制变桨系统进入冗余运行模式包括：控制变桨系统收桨到预定角度并保持风力发电机组处于并网运行模式，同时持续监控所述器件的故障字。

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11中任意一项所述的风力发电机组的变桨系统的控制方法。

14.一种风力发电机组的控制器，其特征在于，所述控制器包括：

处理器；和

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11中任意一项所述的风力发电机组的变桨系统的控制方法。

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