CN114607556A - 用于风力发电机组的控制方法及装置 - Google Patents

用于风力发电机组的控制方法及装置 Download PDF

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CN114607556A CN202011446209.2A CN202011446209A CN114607556A CN 114607556 A CN114607556 A CN 114607556A CN 202011446209 A CN202011446209 A CN 202011446209A CN 114607556 A CN114607556 A CN 114607556A
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卞凤娇
刘磊
屈帆
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Xinjiang Goldwind Science and Technology Co Ltd
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Abstract

本发明提供用于风力发电机组的控制方法及装置。所述方法包括：监测风力发电机组的相关运行参数；响应于风力发电机组处于叶片失速风险状态，基于所述相关运行参数确定风力发电机组所在的运行区段；针对所述运行区段来调整风力发电机组的叶片的桨距角；以调整后的桨距角来控制风力发电机组的运行。所述装置包括：运行监测单元，被配置为监测风力发电机组的相关运行参数；区段确定单元，被配置为响应于风力发电机组处于叶片失速风险状态，基于所述相关运行参数确定风力发电机组所在的运行区段；桨距调整单元，被配置为针对所述运行区段来调整风力发电机组的叶片的桨距角；调整控制单元，被配置为以调整后的桨距角来控制风力发电机组的运行。

Description

用于风力发电机组的控制方法及装置
技术领域
本申请涉及风力发电技术领域，尤其涉及一种用于风力发电机组的控制方法及装置。
背景技术
通常，风力发电机组在机型设计阶段不会针对特定现场的环境信息进行特定设计。即使在并网调试时会根据实际运行情况能够对风力发电机组的最优控制曲线进行细微调整，也无法确保风力发电机组的叶片运行在最优设计工况下。
在风力发电机组的实际运行过程中，由于受到地理条件、昼夜、季节等环境变化(诸如，风电场的现场空气密度过低等)因素的影响，风力发电机组可能会发生叶片失速现象。风力发电机组在失速状态下运行时会改变风力发电机组的叶片的载荷和气动特性，从而引起机组振动和发电量损失，甚至导致叶片断裂等，这会严重影响风力发电机组中的大部件使用寿命。在目前的认知中，叶片失速现象还会影响到对风力发电机组的功率曲线、机组振动、超速故障、噪声超标等指标的考核。因此，预防风力发电机组发生叶片失速现象能够为风力发电机组的控制提供更可靠的信息并且保障机组安全。
在相关技术中，尽管可通过调整桨距角的方式来预防叶片失速问题，但是现有的桨距角调整方式通常将桨距角调整至给定角度，而并未考虑风力发电机组在运行状态的变化以及风力发电机组的周围环境(特别是，空气密度)变化对叶片失速的影响，从而导致风力发电机组可能会因不必要的桨距角调整而引起不必要的发电量损失。
发明内容
本发明的目的在于提供用于风力发电机组的控制方法及装置，该控制方法及装置能够在防止风力发电机组的叶片失速的同时，最大限度地减少因不必要的桨距角(或最小桨距角)调整而引起不必要的发电量损失。
根据本发明的一方面，提供一种用于风力发电机组的控制方法，所述控制方法包括：监测所述风力发电机组的相关运行参数；响应于所述风力发电机组处于叶片失速风险状态，基于所述风力发电机组的相关运行参数确定所述风力发电机组所在的运行区段；针对所述风力发电机组所在的运行区段来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角；以调整后的桨距角来控制所述风力发电机组的运行。
优选地，所述风力发电机组处于叶片失速风险状态基于以下失速条件中的至少一个而被确定：所述风力发电机组周围环境的空气密度达到失速风险空气密度；所述风力发电机组的叶片攻角的大小达到失速阈值；以及所述风力发电机组的实际功率与当前风速不匹配。
优选地，所述风力发电机组的相关运行参数包括以下参数中的至少一个：所述风力发电机组的实际转速；所述风力发电机组的实际功率；以及所述风力发电机组的实际扭矩。
优选地，所述针对所述风力发电机组所在的运行区段来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角，包括：在所述风力发电机组处于失速风险区段的情况下，使用所述风力发电机组在不同空气密度下的桨距角提升量之间的插值结果来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角。
优选地，所述使用所述风力发电机组在不同空气密度下的桨距角提升量之间的插值结果来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角，包括：当所述风力发电机组处于最优尖速比跟踪区段时，将所述风力发电机组在空气密度上限值下的桨距角提升量与所述风力发电机组在空气密度下限值下的桨距角提升量之间的插值结果确定为所述风力发电机组在所述最优尖速比跟踪区段的桨距角提升量；基于确定的桨距角提升量对所述风力发电机组的叶片的桨距角进行调整。
优选地，所述使用所述风力发电机组在不同空气密度下的桨距角提升量之间的插值结果来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角，包括：当所述风力发电机组处于过渡区段时，将所述风力发电机组在空气密度上限值下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量与所述风力发电机组在空气密度下限值下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量之间的插值结果确定为所述风力发电机组在所述过渡区段的桨距角提升量；基于确定的桨距角提升量对所述风力发电机组的叶片的桨距角进行调整。
优选地，所述控制方法还包括：通过查表来获取所述风力发电机组在不同空气密度下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量，其中，所述表中包括所述风力发电机组在不同空气密度下的与所述风力发电机组的不同功率对应的桨距角提升量。
优选地，在以调整后的桨距角来控制所述风力发电机组的运行之后，所述控制方法还包括：响应于所述风力发电机组退出叶片失速风险状态，恢复所述风力发电机组在所述调整之前的桨距角。
优选地，所述针对所述风力发电机组所在的运行区段来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角，还包括：在所述风力发电机组未处于失速风险区段并且未进入满发区段之前的情况下，保持所述风力发电机组的叶片的桨距角。
根据本发明的另一方面，提供一种用于风力发电机组的控制装置，所述控制装置包括：运行监测单元，被配置为监测所述风力发电机组的相关运行参数；区段确定单元，被配置为：响应于所述风力发电机组处于叶片失速风险状态，基于所述风力发电机组的相关运行参数确定所述风力发电机组所在的运行区段；桨距调整单元，被配置为针对所述风力发电机组所在的运行区段来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角；调整控制单元，被配置为以调整后的桨距角来控制所述风力发电机组的运行。
优选地，所述风力发电机组处于叶片失速风险状态基于以下失速条件中的至少一个而被确定：所述风力发电机组周围环境的空气密度达到失速风险空气密度；所述风力发电机组的叶片攻角的大小达到失速阈值；以及所述风力发电机组的实际功率与当前风速不匹配。
优选地，所述风力发电机组的相关运行参数包括以下参数中的至少一个：所述风力发电机组的实际转速；所述风力发电机组的实际功率；以及所述风力发电机组的实际扭矩。
优选地，所述桨距调整单元被进一步配置为：在所述风力发电机组处于失速风险区段的情况下，使用所述风力发电机组在不同空气密度下的桨距角提升量之间的插值结果来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角。
优选地，所述桨距调整单元包括：第一插值单元，被配置为：当所述风力发电机组处于最优尖速比跟踪区段时，将所述风力发电机组在空气密度上限值下的桨距角提升量与所述风力发电机组在空气密度下限值下的桨距角提升量之间的插值结果确定为所述风力发电机组在所述最优尖速比跟踪区段的桨距角提升量；第一调整单元，被配置为基于确定的桨距角提升量对所述风力发电机组的叶片的桨距角进行调整。
优选地，所述桨距调整单元包括：第二插值单元，被配置为：当所述风力发电机组处于过渡区段时，将所述风力发电机组在空气密度上限值下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量与所述风力发电机组在空气密度下限值下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量之间的插值结果确定为所述风力发电机组在所述过渡区段的桨距角提升量；第二调整单元，被配置为基于确定的桨距角提升量对所述风力发电机组的叶片的桨距角进行调整。
优选地，所述控制装置还包括：查表获取单元，被配置为：通过查表来获取所述风力发电机组在不同空气密度下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量，其中，所述表中包括所述风力发电机组在不同空气密度下的与所述风力发电机组的不同功率对应的桨距角提升量。
优选地，所述控制装置还包括：桨距恢复单元，被配置为：在以调整后的桨距角来控制所述风力发电机组的运行之后，响应于所述风力发电机组退出叶片失速风险状态，恢复所述风力发电机组在所述调整之前的桨距角。
优选地，所述桨距调整单元被进一步配置为：在所述风力发电机组未处于失速风险区段并且未进入满发区段之前的情况下，保持所述风力发电机组的叶片的桨距角。
根据本发明的另一方面，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，实现如前面所述的用于风力发电机组的控制方法。
根据本发明的另一方面，提供一种计算机设备，所述计算机设备包括：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，实现如前面所述的用于风力发电机组的控制方法。
根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的控制方法及装置能够在不增加新投入(诸如，额外的硬件设备)的前提下针对风力发电机组在运行过程中所经历的各个区段以及风力发电机组的周围环境(特别是，空气密度)变化来动态地调整风力发电机组的叶片的桨距角(或最小桨距角)，以在防止风力发电机组的叶片失速的同时，最大限度地减少因不必要的桨距角(或最小桨距角)调整而引起不必要的发电量损失，从而在保障风力发电机组的安全性和稳定性的同时，最大限度地实现了对风力发电机组的最大功率捕获和机组整体发电量的提高。
附图说明
通过下面结合附图进行的描述，本发明的上述目的和特点将会变得更加清楚，其中：
图1示出了根据本发明的示例性实施例的风力发电机组在正常发电工况下的工作曲线的示意图；
图2示出了根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的控制方法的流程图；
图3示出了根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的失速控制的示意性处理；
图4示出了根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的桨距角调整评估的示意性处理；
图5示出了根据本发明的示例性实施例的风力发电机组的控制装置的结构框图；以及
图6示出了根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的系统架构的示意图。
具体实施方式
本发明的构思在于：针对风力发电机组在运行过程中所经历的各个运行区段以及风力发电机组的周围环境(特别是，空气密度)变化来动态地调整风力发电机组的叶片的桨距角(或最小桨距角)，以在防止风力发电机组的叶片失速的同时，最大限度地减少因不必要的桨距角(或最小桨距角)调整而引起不必要的发电量损失。
下面，将参照附图来详细说明本发明的实施例。
图1示出了根据本发明的示例性实施例的风力发电机组在正常发电工况下的工作曲线的示意图100。
参照图1，图1所示的风力发电机组在正常发电工况下的工作曲线可包括三个部分，分别为风力发电机组在正常发电工况下的桨距角的工作曲线、发电机转速的工作曲线以及发电功率的工作曲线。在正常发电状态下，可基于图1所示的上述工作曲线来控制风力发电机组的运行。
在图1所示的示例中，风力发电机组的运行过程可被划分为四个运行区段(也称为控制区段)，分别为Ⅰ区、Ⅱ区、Ⅲ区和Ⅳ区。风力发电机组在这四个运行区段中具有不同的运行特征。在Ⅰ区(也称为起机区段)中，可以以最小桨距角、最小设定转速以及扭矩PI控制方式来控制风力发电机组的运行；在Ⅱ区(也称为最优尖速比跟踪区段)中，可以以最小桨距角、最优转速以及根据扭矩与转速关系的变速控制方式来控制风力发电机组的运行；在Ⅲ区(也称为过渡区段)中，可以以最小桨距角、最大设定转速以及扭矩PI控制方式来控制风力发电机组的运行；在Ⅳ区(也称为满发区段)中，可以以变桨控制、最大设定转速以及恒功率控制方式来控制风力发电机组的运行。
在风力发电机组的上述四个运行区段中，满发区段通常不会出现叶片失速的现象，但在满发区段以下的其他区段(诸如，过渡区段和最优尖速比跟踪区段)是出现叶片失速问题的高发区段(也称为失速风险发生区段)。这些发生在高发区段中的叶片失速都与风力发电机组周围环境的空气密度过低相关，空气密度过低会影响过渡区段的满发风速点以及最优尖速比跟踪区段的最优增益。因此，当风力发电机组运行至高发区段时，准确地预防风力发电机组的叶片失速能够为风力发电机组的控制提供更可靠的信息并且保障机组安全。
图2示出了根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的控制方法的流程图200。
参照图2，方法200可包括如下步骤：
在步骤210，可监测风力发电机组的相关运行参数。
在该示例中，风力发电机组的相关运行参数可包括，但不限于，风力发电机组的实际转速、风力发电机组的实际功率、风力发电机组的实际扭矩以及其他可用于指示风力发电机组所在的运行区段的相关运行参数。可通过设置在风力发电机组中的相应传感器来获取和监测这些相关运行参数，以确定风力发电机组所在的运行区段。例如，可根据，但不限于，图1所示的风力发电机组的实际功率与额定功率和/或实际转速与额定转速的关系来确定风力发电机组所在的运行区段。
在步骤220，可响应于风力发电机组处于叶片失速风险状态而确定风力发电机组所在的运行区段。该风力发电机组所在的运行区段可基于在步骤210监测到的风力发电机组的相关运行参数而被确定。作为示例，当风力发电机组的实际转速和/或实际功率处于如图1所示的Ⅲ区时，可基于风力发电机组的实际转速和/或实际功率确定风力发电机组所在的运行区段为过渡区段；当风力发电机组的实际转速和/或实际功率处于如图1所示的Ⅱ区时，可基于风力发电机组的实际转速和/或实际功率确定风力发电机组所在的运行区段为最优尖速比跟踪区段；当风力发电机组的实际转速和/或实际功率处于如图1所示的Ⅰ区时，可基于风力发电机组的实际转速和/或实际功率确定风力发电机组所在的运行区段为起机区段。应当理解，尽管上述示例中描述了基于风力发电机组的实际转速和/或实际功率来确定风力发电机组所在的运行区段，但是本发明不限于此。
在此之前，可基于诸如，但不限于，以下示例中所述的失速条件中的至少一个来确定风力发电机组是否处于叶片失速风险状态。
在一个示例中，当监测到风力发电机组周围环境的空气密度低于失速风险空气密度时，可确定风力发电机组处于叶片失速风险状态。
在该示例中，可基于下式(1)来计算和监测风力发电机组周围环境的空气密度：
Figure BDA0002824694060000071
在式(1)中，ρ为风力发电机组周围环境的空气密度，Phub为风力发电机组的机舱轮毂高度的环境大气压，Thub,k为风力发电机组的机舱轮毂高度的开氏温标绝对温度。
除此之外，还可基于下式(2)来计算和监测风力发电机组周围环境的空气密度：
Figure BDA0002824694060000072
在式(2)中，ρ为风力发电机组周围环境的空气密度，Althub为风力发电机组的机舱轮毂高度海拔，Thub,k为风力发电机组的机舱轮毂高度的开氏温标绝对温度。
式(1)或(2)中的风力发电机组的机舱轮毂高度的开氏温标绝对温度可通过下式(3)计算：
(Thub,k＝Thub,℃+273.15) (3)
在式(3)中Thub,k为风力发电机组的机舱轮毂高度的开氏温标绝对温度，Thub,℃为风力发电机组的机舱轮毂高度的环境温度。
可使用上式(1)或(2)的计算结果来监测风力发电机组周围环境的空气密度是否达到失速风险空气密度，以确定风力发电机组是否进入失速工况。
在另一示例中，当监测到风力发电机组的叶片攻角的大小增大到失速阈值时，可确定风力发电机组处于叶片失速风险状态。在这种情况下，叶片翼型所产生的升力可能会突然减小，使得叶片受到的阻力逐渐增大，进而导致叶片失速。
在又一示例中，当监测到风力发电机组的实际功率与当前风速不匹配时，可确定风力发电机组处于叶片失速风险状态。例如，风力发电机组在给定风速下的发电功率未能达到图1所示的期望的发电功率。
应当理解，上述示例中所述的用于确定风力发电机组处于叶片失速风险状态的失速条件仅仅是示例性的，本发明不限于此。
在步骤230，可针对风力发电机组所在的运行区段来调整风力发电机组的叶片的桨距角。换言之，可针对风力发电机组的不同运行区段对风力发电机组的叶片的桨距角执行不同的调整动作。
在一些示例中，可在风力发电机组处于图1所示的失速风险区段的情况下使用风力发电机组在不同空气密度下的桨距角提升量之间的插值结果来调整风力发电机组的叶片的桨距角。这样可最大限度地减少因将桨距角(或最小桨距角)调整至最大设定角度而引起不必要的发电量损失。
考虑到在最优尖速比跟踪区段(如图1所示的Ⅱ区)中针对该区段而在给定空气密度下设置的桨距角(或最小桨距角)提升量是恒定的，因此，作为一个可行的实施方式，当风力发电机组处于最优尖速比跟踪区段时，可将风力发电机组在空气密度上限值下的桨距角提升量与风力发电机组在空气密度下限值下的桨距角提升量之间的插值结果确定为风力发电机组在最优尖速比跟踪区段的桨距角提升量，并且基于确定的桨距角提升量对风力发电机组的叶片的桨距角进行调整，以在避免风力发电机组在最优尖速比跟踪区段发生失速现象的同时，最大限度地减少不必要的发电量损失。
另外，考虑到在过渡区段(如图1所示的Ⅲ区)中针对该区段而在给定空气密度下设置的桨距角(或最小桨距角)提升量会随着风力发电机组的运行功率而变化，因此，作为另一可行的实施方式，当风力发电机组处于过渡区段时，可将风力发电机组在空气密度上限值下的与风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量与风力发电机组在空气密度下限值下的与风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量之间的插值结果确定为风力发电机组在过渡区段的桨距角提升量，并且基于确定的桨距角提升量对风力发电机组的叶片的桨距角进行调整，以在避免风力发电机组在过渡区段发生失速现象的同时，最大限度地减少不必要的发电量损失。另外，在该实施方式中，风力发电机组在不同空气密度(如上所述的，空气密度上限值以及空气密度下限值)下的与风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量可通过诸如，但不限于，查表的方式而被获取，该表中可包括风力发电机组在不同空气密度下的与风力发电机组的不同功率对应的桨距角提升量。
另外，考虑到在起机区段(如图1所示的Ⅰ区)中风力发电机组的发电量不大，没有必要进行桨距角调整，因此，为了避免因不必要的桨距角调整而引起不必要的发电量损失，作为又一可行的实施方式，在风力发电机组未处于失速风险区段并且未进入满发区段(如图1所示的Ⅳ区)之前的情况下，可保持风力发电机组的叶片的桨距角(或最小桨距角)。
接下来，再次返回至图2，在步骤240，可以以调整后的桨距角来控制所述风力发电机组的运行。
另外，还可考虑在以调整后的桨距角来控制风力发电机组的运行之后根据风力发电机组的相关运行参数的变化以及风力发电机组周围环境的空气密度的变化采取相应的措施来避免因不必要的桨距角调整而引起不必要的发电量损失。因此在步骤240之后，还可响应于风力发电机组退出叶片失速风险状态而恢复风力发电机组在调整之前的桨距角(或最小桨距角)。
下面，将参照图3和图4来进一步详细描述上述用于风力发电机组的控制处理过程。
图3示出了根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的失速控制的示意性处理300。
参照图3，启动处理300。
在步骤301，处理300可获取风力发电机组的实时数据和初始化参数信息，实时数据可包括风力发电机组的工作状态、限功率状态、高频转速、机组功率、桨距角、空气密度、机舱外环境温度、风速仪风速、风向标风向等信息，初始化参数可包括风力发电机组的机位点海拔高度、机组轮毂高度、空气密度调节范围和额定转速范围，额定转速范围可包括诸如，但不限于，风力发电机组的默认额定转速、最大额定转速、功率-桨距角提升量矩阵等。
在步骤302，处理300可对获取到的上述信息进行数据预处理，数据预处理包括：使用如上所述的式(1)基于风力发电机组的机舱轮毂高度的环境大气压和风力发电机组的机舱轮毂高度的机舱外环境温度或者使用如上所述的式(2)基于风力发电机组的机舱轮毂高度海拔和风力发电机组的机舱轮毂高度的机舱外环境温度来计算风力发电机组周围环境的空气密度，并且对风力发电机组的控制数据(诸如，叶轮转速、空气密度、桨距角、机组功率、发电机扭矩、风速仪风速等信息)进行滤波处理，以去掉时序数据中的毛刺，避免因异常值信息流入控制而对失速控制产生影响。
在步骤303，处理300可监测风力发电机组周围环境的空气密度是否低于失速风险空气密度。
在步骤304，如果风力发电机组周围环境的空气密度低于失速风险空气密度持续设定时间T1，则处理300可利用诸如，但不限于，风力发电机组的扭矩与转速、实际功率与额定功率、实际转速与额定转速等关系来确定风力发电机组所在的运行区段。
在步骤305，如果风力发电机组所在的运行区段为过渡区段(如图1所示的Ⅲ区)，则不论风力发电机组的叶片攻角的增大是否会导致叶片失速，处理300可调整针对过渡区段而设置的桨距角(或最小桨距角)。由于在风力发电机组周围环境的空气密度低于失速风险空气密度的情况下风力发电机组在过渡区段中发生叶片失速的可能性非常大，因此，在这种情况下可在无需考虑风力发电机组的叶片攻角的增大是否会导致叶片失速的情况下直接调整针对过渡区段而设置的桨距角(或最小桨距角)，以避免叶片失速。
在步骤306，如果风力发电机组所在的运行区段为最优尖速比跟踪区段(如图1所示的Ⅱ区)，则仅当风力发电机组的叶片攻角的增大会导致叶片失速时，处理300可调整针对最优尖速比跟踪区段而设置的桨距角(或最小桨距角)。由于在风力发电机组周围环境的空气密度低于失速风险空气密度的情况下风力发电机组在最优尖速比跟踪区段中发生叶片失速的可能性相比于风力发电机组在过渡区段中发生叶片失速的可能性小，因此，在这种情况下可仅当风力发电机组的叶片攻角的增大会导致叶片失速时调整针对过渡区段而设置的桨距角(或最小桨距角)，以在避免叶片失速的同时，最大限度地减少因不必要的桨距角(或最小桨距角)调整而引起的不必要的发电量损失。
在步骤307，如果风力发电机组所在的运行区段为起机区段(如图1所示的Ⅰ区)，则处理300可保持针对起机区段而设置的桨距角(或最小桨距角)，而无需调整桨距角(或最小桨距角)。
另外，如果风力发电机组周围环境的空气密度不低于失速风险空气密度，则处理300也无需调整桨距角(或最小桨距角)。
在步骤308，处理300可以以调整后的桨距角(或最小桨距角)来控制风力发电机组的运行，以避免风力发电机组的叶片失速。
在步骤309，在以调整后的桨距角(或最小桨距角)来控制风力发电机组的运行之后，处理300可继续监测风力发电机组周围环境的空气密度是否高于失速风险空气密度或者风力发电机组是否退出失速风险区段。
在步骤310，如果风力发电机组周围环境的空气密度高于失速风险空气密度持续设定时间T2或者风力发电机组已退出失速风险区段持续设定时间T3，则恢复风力发电机组在调整之前的桨距角(或最小桨距角)或者保持风力发电机组的桨距角(或最小桨距角)，以避免风力发电机组因不必要的桨距角的调整而引起不必要的发电量损失。
在步骤310之后，处理300结束。
应当理解，尽管图3示出了根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的失速控制的示意性处理300，但是本发明并不限于此。
图4示出了根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的桨距角调整评估的示意性处理400。
参照图4，启动处理400。
在步骤401，处理400可根据获取到的风力发电机组的相关运行参数来确定风力发电机组所在的失速风险区段。
如果风力发电机组处于最优尖速比跟踪区段(如图1所示的Ⅱ区)，则在步骤402，处理400可获取风力发电机组在空气密度上限值下的桨距角提升量，并且在步骤403，处理400还可获取风力发电机组在空气密度下限值下的桨距角提升量。
在步骤404，处理400可对风力发电机组在空气密度上限值下的桨距角提升量和风力发电机组在空气密度下限值下的桨距角提升量进行插值，以得到针对风力发电机组在最优尖速比跟踪区段而设置的桨距角提升量θcontrol。
在步骤408，处理400可使用在步骤404得到的桨距角提升量θcontrol来调整叶片的桨距角(或最小桨距角)。
如果风力发电机组处于过渡区段(如图1所示的Ⅲ区)，则在步骤405，处理400可通过诸如，但不限于，查表等方式来获取风力发电机组在空气密度上限值下的与风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量θ1，并且在步骤406，处理400还可通过诸如，但不限于，查表等方式来获取风力发电机组在空气密度下限值下的与风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量θ2。
在步骤407，处理400可对风力发电机组在空气密度上限值下的与风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量θ1和风力发电机组在空气密度下限值下的与风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量θ2进行插值，以得到针对风力发电机组在过渡区段而设置的桨距角提升量θcontrol。
在步骤408，处理400可使用在步骤407得到的桨距角提升量θcontrol来调整风力发电机组的叶片的桨距角(或最小桨距角)。
应当理解，尽管图4示出了根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的桨距角调整评估的示意性处理400，但是本发明并不限于此。
图5示出了根据本发明的示例性实施例的风力发电机组的控制装置的示意性结构框图500。
参照图5，图5所示的控制装置可包括运行监测单元510、区段确定单元520、桨距调整单元530和调整控制单元540，其中，运行监测单元510可被配置为监测风力发电机组的相关运行参数；区段确定单元520可被配置为响应于风力发电机组处于叶片失速风险状态而基于风力发电机组的相关运行参数确定风力发电机组所在的运行区段；桨距调整单元530可被配置为针对风力发电机组所在的运行区段来调整风力发电机组的叶片的桨距角；调整控制单元540可被配置为以调整后的桨距角来控制风力发电机组的运行。
如上所述，风力发电机组的相关运行参数可包括，但不限于，风力发电机组的实际转速、风力发电机组的实际功率、风力发电机组的实际扭矩以及其他可用于指示风力发电机组所在的运行区段的相关运行参数。运行监测单元510可通过设置在风力发电机组中的相应传感器来获取和监测这些相关运行参数，以确定风力发电机组所在的运行区段。
区段确定单元520可基于诸如，但不限于，以下示例中所述的失速条件中的至少一个来确定风力发电机组是否处于叶片失速风险状态。在一个示例中，区段确定单元520可在监测到风力发电机组周围环境的空气密度低于失速风险空气密度时确定风力发电机组处于叶片失速风险状态。在另一示例中，区段确定单元520可在监测到风力发电机组的叶片攻角的大小增大到失速阈值时确定风力发电机组处于叶片失速风险状态。在又一示例中，区段确定单元520可在监测到风力发电机组的实际功率与当前风速不匹配时确定风力发电机组处于叶片失速风险状态。
桨距调整单元530可针对风力发电机组的不同运行区段对风力发电机组的叶片的桨距角执行不同的调整动作。
在一些示例中，桨距调整单元530可被进一步配置为在风力发电机组处于失速风险区段的情况下使用风力发电机组在不同空气密度下的桨距角提升量之间的插值结果来调整风力发电机组的叶片的桨距角。这样可最大限度地减少因将桨距角(或最小桨距角)调整至最大设定角度而引起不必要的发电量损失。
作为一个可行的实施方式，桨距调整单元530可包括第一插值单元和第一调整单元(均未示出)，其中，第一插值单元可被配置为在风力发电机组处于最优尖速比跟踪区段时将风力发电机组在空气密度上限值下的桨距角提升量与风力发电机组在空气密度下限值下的桨距角提升量之间的插值结果确定为风力发电机组在最优尖速比跟踪区段的桨距角提升量；第一调整单元可被配置为基于确定的桨距角提升量对风力发电机组的叶片的桨距角进行调整。
作为另一可行的实施方式，桨距调整单元530可进一步包括第二插值单元和第二调整单元(均未示出)，其中，第二插值单元可被配置为在风力发电机组处于过渡区段时将风力发电机组在空气密度上限值下的与风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量与风力发电机组在空气密度下限值下的与风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量之间的插值结果确定为风力发电机组在过渡区段的桨距角提升量；第二调整单元可被配置为基于确定的桨距角提升量对风力发电机组的叶片的桨距角进行调整。另外，在该实施方式中，桨距调整单元530还可进一步包括查表获取单元(未示出)，查表获取单元可被配置为通过诸如，但不限于，查表等方式来获取风力发电机组在不同空气密度下的与风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量，该表中包括风力发电机组在不同空气密度下的与风力发电机组的不同功率对应的桨距角提升量。
另外，在图5所示的控制装置中，可进一步包括桨距恢复单元(未示出)，桨距恢复单元可被配置为在以调整后的桨距角来控制风力发电机组的运行之后响应于风力发电机组退出叶片失速风险状态而恢复风力发电机组在调整之前的桨距角，以避免因不必要的桨距角调整而引起不必要的发电量损失。
另外，桨距调整单元530还可被进一步配置为在风力发电机组未处于失速风险区段并且未进入满发区段之前的情况下保持风力发电机组的叶片的桨距角，以避免因不必要的桨距角调整而引起不必要的发电量损失。
图6示出了根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的失速控制的系统架构的示意图600。
参照图6，图6所示的系统架构可包括根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的控制装置610、风力发电机组620和风力发电机组控制器630。根据本发明的示例性实施例的风力发电机组的控制方法可作为算法运行在图6所示的控制装置610的计算单元中。图6所示的控制装置610可包括如上所述的运行监测单元510、区段确定单元520、桨距调整单元530和调整控制单元540。
在图6所示的系统架构中，风力发电机组620可将风力发电机组的相关运行参数作为信号A传送至控制装置610，并且将风力发电机组的机舱轮毂高度、机舱轮毂高度海拔和机舱外的环境温度、叶片攻角和桨距角的大小、风速等作为信号B传送至控制装置610。控制装置610可根据接收到的信号A和B来监测风力发电机组所在的运行区段以及风力发电机组是否处于叶片失速风险状态，并且在风力发电机组处于叶片失速风险状态的情况下针对风力发电机组所在的运行区段来调整叶片的桨距角(或最小桨距角)并将调整后的桨距角(或最小桨距角)作为信号C传送至风力发电机组控制器630。风力发电机组控制器630可根据接收到的信号C向风力发电机组620输出用于控制风力发电机组的操作的信号D，使得风力发电机组620以调整后的桨距角(或最小桨距角)运行，从而避免风力发电机组的叶片发生失速。如上所述，在以调整后的桨距角(或最小桨距角)来控制风力发电机组的运行之后，控制装置610还可继续监测风力发电机组周围环境的空气密度以及风力发电机组的相关运行参数的变化，如果风力发电机组周围环境的空气密度高于失速风险空气密度持续设定时间T2或者风力发电机组已退出失速风险区段，则恢复风力发电机组在调整之前的桨距角(或最小桨距角)，以避免风力发电机组因不必要的桨距角调整而引起不必要的发电量损失。
应当理解，尽管图6示出了根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的失速控制的系统架构，但是本发明并不限于此。例如，图6所示的控制装置610除了可被集成在单独的控制器中之外，还可被集成在风力发电机组控制器630中或风电场中的用于调度风力发电机组的后台控制器或其他可连接至风力发电机组控制器630或风力发电机组620的控制设备中。
根据本发明的示例性实施例的用于风力发电机组的控制方法及装置能够在不增加新投入(诸如，额外的硬件设备)的前提下针对风力发电机组在运行过程中所经历的各个区段以及风力发电机组的周围环境(特别是，空气密度)变化来动态地调整风力发电机组的叶片的桨距角(或最小桨距角)，以在防止风力发电机组的叶片失速的同时，最大限度地减少因不必要的桨距角(或最小桨距角)调整而引起不必要的发电量损失，从而在保障风力发电机组的安全性和稳定性的同时，最大限度地实现了对风力发电机组的最大功率捕获和机组整体发电量的提高。
根据本发明的示例性实施例还可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根据本发明的用于风力发电机组的控制方法的计算机程序。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)。
根据本发明的示例性实施例还可提供一种计算机设备。该计算机设备包括处理器和存储器。存储器用于存储计算机程序。所述计算机程序被处理器执行使得处理器执行根据本发明的用于风力发电机组的控制方法的计算机程序。
尽管已参照优选实施例表示和描述了本申请，但本领域技术人员应该理解，在不脱离由权利要求限定的本申请的精神和范围的情况下，可以对这些实施例进行各种修改和变换。

Claims (20)

1.一种用于风力发电机组的控制方法，其特征在于，所述控制方法包括：
监测所述风力发电机组的相关运行参数；
响应于所述风力发电机组处于叶片失速风险状态，基于所述风力发电机组的相关运行参数确定所述风力发电机组所在的运行区段；
针对所述风力发电机组所在的运行区段来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角；
以调整后的桨距角来控制所述风力发电机组的运行。
2.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述风力发电机组处于叶片失速风险状态基于以下失速条件中的至少一个而被确定：
所述风力发电机组周围环境的空气密度达到失速风险空气密度；
所述风力发电机组的叶片攻角的大小达到失速阈值；以及
所述风力发电机组的实际功率与当前风速不匹配。
3.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述风力发电机组的相关运行参数包括以下参数中的至少一个：
所述风力发电机组的实际转速；
所述风力发电机组的实际功率；以及
所述风力发电机组的实际扭矩。
4.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述针对所述风力发电机组所在的运行区段来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角，包括：
在所述风力发电机组处于失速风险区段的情况下，使用所述风力发电机组在不同空气密度下的桨距角提升量之间的插值结果来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角。
5.根据权利要求4所述的控制方法，其特征在于，所述使用所述风力发电机组在不同空气密度下的桨距角提升量之间的插值结果来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角，包括：
当所述风力发电机组处于最优尖速比跟踪区段时，将所述风力发电机组在空气密度上限值下的桨距角提升量与所述风力发电机组在空气密度下限值下的桨距角提升量之间的插值结果确定为所述风力发电机组在所述最优尖速比跟踪区段的桨距角提升量；
基于确定的桨距角提升量对所述风力发电机组的叶片的桨距角进行调整。
6.根据权利要求4所述的控制方法，其特征在于，所述使用所述风力发电机组在不同空气密度下的桨距角提升量之间的插值结果来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角，包括：
当所述风力发电机组处于过渡区段时，将所述风力发电机组在空气密度上限值下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量与所述风力发电机组在空气密度下限值下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量之间的插值结果确定为所述风力发电机组在所述过渡区段的桨距角提升量；
基于确定的桨距角提升量对所述风力发电机组的叶片的桨距角进行调整。
7.根据权利要求6所述的控制方法，其特征在于，所述控制方法还包括：
通过查表来获取所述风力发电机组在不同空气密度下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量，其中，所述表中包括所述风力发电机组在不同空气密度下的与所述风力发电机组的不同功率对应的桨距角提升量。
8.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，在以调整后的桨距角来控制所述风力发电机组的运行之后，所述控制方法还包括：
响应于所述风力发电机组退出叶片失速风险状态，恢复所述风力发电机组在所述调整之前的桨距角。
9.根据权利要求4所述的控制方法，其特征在于，所述针对所述风力发电机组所在的运行区段来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角，还包括：
在所述风力发电机组未处于失速风险区段并且未进入满发区段之前的情况下，保持所述风力发电机组的叶片的桨距角。
10.一种用于风力发电机组的控制装置，其特征在于，所述控制装置包括：
运行监测单元，被配置为监测所述风力发电机组的相关运行参数；
区段确定单元，被配置为：响应于所述风力发电机组处于叶片失速风险状态，基于所述风力发电机组的相关运行参数确定所述风力发电机组所在的运行区段；
桨距调整单元，被配置为针对所述风力发电机组所在的运行区段来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角；
调整控制单元，被配置为以调整后的桨距角来控制所述风力发电机组的运行。
11.根据权利要求10所述的控制装置，其特征在于，所述风力发电机组处于叶片失速风险状态基于以下失速条件中的至少一个而被确定：
所述风力发电机组周围环境的空气密度达到失速风险空气密度；
所述风力发电机组的叶片攻角的大小达到失速阈值；以及
所述风力发电机组的实际功率与当前风速不匹配。
12.根据权利要求10所述的控制装置，其特征在于，所述风力发电机组的相关运行参数包括以下参数中的至少一个：
所述风力发电机组的实际转速；
所述风力发电机组的实际功率；以及
所述风力发电机组的实际扭矩。
13.根据权利要求10所述的控制装置，其特征在于，所述桨距调整单元被进一步配置为：在所述风力发电机组处于失速风险区段的情况下，使用所述风力发电机组在不同空气密度下的桨距角提升量之间的插值结果来调整所述风力发电机组的叶片的桨距角。
14.根据权利要求13所述的控制装置，其特征在于，所述桨距调整单元包括：
第一插值单元，被配置为：当所述风力发电机组处于最优尖速比跟踪区段时，将所述风力发电机组在空气密度上限值下的桨距角提升量与所述风力发电机组在空气密度下限值下的桨距角提升量之间的插值结果确定为所述风力发电机组在所述最优尖速比跟踪区段的桨距角提升量；
第一调整单元，被配置为基于确定的桨距角提升量对所述风力发电机组的叶片的桨距角进行调整。
15.根据权利要求13所述的控制装置，其特征在于，所述桨距调整单元包括：
第二插值单元，被配置为：当所述风力发电机组处于过渡区段时，将所述风力发电机组在空气密度上限值下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量与所述风力发电机组在空气密度下限值下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量之间的插值结果确定为所述风力发电机组在所述过渡区段的桨距角提升量；
第二调整单元，被配置为基于确定的桨距角提升量对所述风力发电机组的叶片的桨距角进行调整。
16.根据权利要求15所述的控制装置，其特征在于，所述控制装置还包括：
查表获取单元，被配置为：通过查表来获取所述风力发电机组在不同空气密度下的与所述风力发电机组的实际功率对应的桨距角提升量，其中，所述表中包括所述风力发电机组在不同空气密度下的与所述风力发电机组的不同功率对应的桨距角提升量。
17.根据权利要求10所述的控制装置，其特征在于，所述控制装置还包括：
桨距恢复单元，被配置为：在以调整后的桨距角来控制所述风力发电机组的运行之后，响应于所述风力发电机组退出叶片失速风险状态，恢复所述风力发电机组在所述调整之前的桨距角。
18.根据权利要求13所述的控制装置，其特征在于，所述桨距调整单元被进一步配置为：在所述风力发电机组未处于失速风险区段并且未进入满发区段之前的情况下，保持所述风力发电机组的叶片的桨距角。
19.一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，其中，当所述计算机程序被处理器执行时，实现权利要求1至9中任一项所述的用于风力发电机组的控制方法。
20.一种计算装置，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，实现权利要求1至9中任一项所述的用于风力发电机组的控制方法。
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CB02 Change of applicant information
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Address after: 830026 No. 107, Shanghai Road, Urumqi economic and Technological Development Zone, the Xinjiang Uygur Autonomous Region

Applicant after: Jinfeng Technology Co.,Ltd.

Address before: 830026 No. 107, Shanghai Road, Urumqi economic and Technological Development Zone, the Xinjiang Uygur Autonomous Region

Applicant before: XINJIANG GOLDWIND SCIENCE & TECHNOLOGY Co.,Ltd.