CN115563806A - 一种预变桨方法、装置、设备及介质 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种预变桨方法、装置、设备及介质，应用于风力发电领域。本申请所提供的一种预变桨方法，通过获取机组的实时运行数据，根据实时运行数据确定等效风速后，进而确定平均风速和湍流强度和预变桨调节系数，根据预变桨调节系数动态调节功率预变桨曲线，通过该方法能够实时更新功率预变桨曲线以便于根据功率预变桨曲线去调节预变桨的参数，能够平衡功率和风机发电机组发电量之间的关系，在保证机组安全的基础上提升发电量。本申请还提供了预变桨装置、设备及介质，与预变桨方法相对应，故具有与预变桨方法相同的有益效果。

Description

一种预变桨方法、装置、设备及介质

技术领域

本申请涉及风力发电领域，特别是涉及一种预变桨方法、装置、设备及介质。

背景技术

风力发电机组能够利用叶片捕捉风能，将风能转化为机械能后带动发电机旋转发电。风力发电机组在捕捉风能时，其叶片需开桨迎风，在一些较为极端的风况下，如果风力发电机组的叶片处于最大迎风角，就有可能会引起叶根载荷的增加，从而影响整机载荷。因此，需要引入风力发电机组的功率和变桨策略，根据功率大小适当调整收桨的时机，限制最小变桨角度以控制叶片根载荷，从而控制整机载荷的输入。

但目前依据风力发电机组的功率变桨存在矛盾，比如，要降低整机成本，就需要较小的叶根载荷，这就要求通过增加功率预变桨对载荷进行控制，而增大功率预变桨会带来发电量的损失。

基于此，寻求一种预变桨方法，能够在满足整机安全的前提下，提升机组发电量是本领域技术人员亟待解决的问题。

发明内容

本申请的目的是提供一种预变桨方法、装置、设备及介质，能够在满足风力发电机组安全的前提下，提升机组发电量。

为解决上述技术问题，本申请提供一种预变桨方法，包括：

获取机组的实时运行数据；

确定与实时运行数据对应的等效风速；

根据等效风速确定平均风速和湍流强度以便确定预变桨调节系数；

通过所确定的预变桨调节系数调节功率预变桨曲线。

优选地，根据等效风速确定平均风速和湍流强度包括：

引入存储数列以存储等效风速；

根据计算公式确定平均风速和湍流强度；

计算公式如下：

其中，V_WCF_list[]为存储数列，V_WCF_mean_600s为600s平均风速，V_WCF_tur_600s为600s平均湍流强度。

优选地，根据等效风速确定平均风速和湍流强度以便确定预变桨调节系数包括：

根据600s平均风速和600s平均湍流强度的插值确定第一因子与第二因子；

确定第一因子与第二因子的乘积为预变桨调节系数。

优选地，根据600s平均风速和600s平均湍流强度的插值确定第一因子与第二因子包括：

获取风速与第一因子的插值线以便于确定风速对应的插值；

根据600s平均风速插值确定第一因子；

获取与600s平均风速插值相关的湍流上限曲线与湍流下限曲线；

根据600s平均湍流强度插值确定第二因子。

优选地，在获取机组的实时运行数据之后，还包括：

判断实时运行数据是否丢失；

若是，则确定预变桨调节系数等于1.0；

若否，则进入根据实时运行数据确定等效风速步骤。

优选地，在根据平均风速和湍流强度确定预变桨调节系数之后，还包括：

当出现信号标志位异常时，则确定通讯过程异常，确定预变桨调节系数等于1.0。

优选地，根据预变桨调节系数动态调节功率预变桨曲线包括：

根据预变桨调节系数调节预变桨参数以调节功率预变桨曲线；

其中，调节功率预变桨曲线的方式包括：抛物线功率预变桨的动态调节方式或线性插值的功率预变桨的动态调节方式。

为解决上述技术问题，本申请还提供了一种预变桨装置，包括：

获取模块，用于获取机组的实时运行数据；

第一确定模块，用于确定与实时运行数据对应的等效风速；

第二确定模块，用于根据等效风速确定平均风速和湍流强度以便确定预变桨调节系数；

调节模块，用于通过所确定的预变桨调节系数调节功率预变桨曲线。

为解决上述技术问题，本申请还提供了一种预变桨设备，包括存储器，用于存储计算机程序；

处理器，用于执行计算机程序时实现如上述的预变桨方法的步骤。

为解决上述技术问题，本申请还提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现如上述的预变桨方法的步骤。

本申请所提供的一种预变桨方法，通过获取机组的实时运行数据，根据实时运行数据确定等效风速后，进而确定平均风速和湍流强度和预变桨调节系数，根据预变桨调节系数动态调节功率预变桨曲线，通过该方法能够实时更新功率预变桨曲线以便于根据功率预变桨曲线去调节预变桨的参数，能够平衡功率和风机发电机组发电量之间的关系，在保证机组安全的基础上提升发电量。

本申请还提供了一种预变桨装置、设备及介质，与预变桨方法相对应，故具有与预变桨方法相同的有益效果。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例，下面将对实施例中所需要使用的附图做简单的介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本申请实施例提供的一种预变桨方法的流程图；

图2为本申请实施例提供的功率预变桨策略的流程图；

图3为本申请实施例提供的确定预变桨调节系数的流程图；

图4为本申请另一实施例提供的风电场本地智能控制平台数据传输与判断的流程图；

图5为本申请另一实施例提供的主控平台的通讯连接与判断的流程图；

图6为本申请另一实施例提供的抛物线动态预变桨示意图；

图7为本申请另一实施例提供的线性动态预变桨示意图；

图8为本申请另一实施例提供的计算抛物线功率预变桨的流程图；

图9为本申请另一实施例提供两种预变桨叶片合弯矩曲线图；

图10为本申请另一实施例提供两种预变桨变桨角度曲线图；

图11为本申请另一实施例提供的两种预变桨功率曲线图；

图12为本申请另一实施例提供的常规预变桨三支叶片叶根合弯矩曲线图；

图13为本申请另一实施例提供的动态预变桨三支叶片叶根合弯矩曲线图；

图14为本申请另一实施例提供的预变桨装置的结构图；

图15为本申请另一实施例提供的预变桨设备的结构图。

具体实施方式

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，而不是全部实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下，所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护范围。

风力发电机组的工作原理是通过叶片捕捉风能，再转化为机械能带动发电机旋转发电，风力发电机组捕捉风能需要叶片开桨迎风，但在一些较为极端的风况下，如果机组的叶片处于最大迎风角，有可能会引起叶根载荷的增加，进而影响整机载荷。因此，为控制整机载荷的输入在适当范围内，需要引入风力发电机组的功率预变桨策略，根据功率大小适当提前收桨，或者改变桨角度。

但目前的功率预变桨策略存在一定矛盾，若要降低整机成本，需要较小的叶根载荷，这就需要通过增加功率预变桨进行载荷控制，相应地会影响机组的发电量。

本申请的核心是提供一种预变桨方法、装置、设备及介质，通过获取机组的实时运行数据，并根据所获取的实时运行数据确定等效风速、平均风速、湍流强度以及预变桨调节系数，最后通过实时的预变桨调节系数动态调节功率预变桨曲线，使得风力发电机组能够根据当下的湍流情况实时调整功率预变桨的关键参数，在小湍流情况下能够减小预变桨的作用，实现在满足整机安全的前提下，减少了常规功率预变桨带来的发电量的损失，提出了基于湍流识别的动态预变桨方法。

需要说明的是，本申请提到的机组为风电发电机组。可以理解的是，本申请中提到的预变桨方法可以由微控制单元(Micro Control Unit，MCU)或者其它类型的控制器件来实现，均不影响技术方法的实现。

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请方案，下面结合附图和具体实施方式对本申请作进一步的详细说明。

本申请提供一种预变桨方法，图1为本申请实施例提供的一种预变桨方法的流程图；如图1所示，该方法包括如下步骤：

S10：获取机组的实时运行数据。

具体实施中，机组的实时运行数据包括：机组出口功率、变桨角度、发电机转速、机舱测量风速、发电机转速、发电机功率及叶片桨距角。图2为本申请实施例提供的功率预变桨策略的流程图；如图2中步骤S20、S21，获取机组的实时运行数据是在风电场本地智能控制平台，通过风电机组的监控软件SCADA完成的。获取机组的实时运行数据是实时获取，即风电机组获取到机组的实时运行数据后，通过监控软件SCADA接入平台。

本实施例将机组采集到的如表1所示的实时运行数据接入风电场本地智能控制平台，并根据采集到的实时运行数据计算等效风速。需要说明的是，表1中的1s均值使用滑移平均的方式进行求解，且平均时间的长度可调整。

表1

需要说明的是，本实施例中的实时运行数据为机组出口功率、变桨角度、发电机转速、机舱测量风速，仅仅是作为一种优选的实施例，在实际应用中，对所获取的实时运行数据不做限定，主要是与确定预变桨系数相关的数据即可，机组的实时运行数据包括但不限于上述数据。

S11：确定与实时运行数据对应的等效风速。

本步骤根据步骤S10所获取到的机组实时运行数据确定等效风速，如图2中步骤S22，计算与实时运行数据对应的等效风速也是在风电场本地智能控制平台完成的，计算得出的等效风速表示风轮面等效风速，通过所获取到的实时运行数据中的发电机转速、发电机功率及叶片桨距角计算得到风轮面代表风速，且风轮面代表风速能够有效的表征当前机组遭遇的风速。

S12：根据等效风速确定平均风速和湍流强度以便确定预变桨调节系数。

在具体实施中，风电场本地智能控制平台根据步骤S11计算得出的等效风速确定600s平均风速(V_WCF_mean_600s)和600s湍流强度(V_WCF_tur_600s)。可以理解的是，本步骤中的600s平均风速和600s湍流强度仅仅是一种优选的实施例，实际应用中，平均风速和湍流强度的时间段不做限定，可以根据实际应用做出改变，这里不做赘述。计算600s平均风速(V_WCF_mean_600s)和600s湍流强度(V_WCF_tur_600s)需要引入存储数列用以动态更新存储等效风速WCF_V，存储数列为V_WCF_list[600]，则需要通过公式计算600s平均风速(V_WCF_mean_600s)和600s湍流强度(V_WCF_tur_600s)，计算公式如下：

本实施例在确定平均风速和湍流强度后需要计算预变桨调节系数(RP_factor_WCF)，根据预变桨调节系数可以调整功率预变桨的作用曲线，如图2中步骤S24、S25，风电场本地智能控制平台根据载荷与发电量的需求，计算获取预变桨调节系数，并将计算得出的预变桨调节系数RP_factor_WCF传输至主控PLC。图3为本申请实施例提供的确定预变桨调节系数的流程图；如图3所示，计算预变桨调节系数的具体步骤包括S30-S37，根据调整插值曲线，对不同需求进行优化，获得factor1与factor2，且将factor1与factor2的乘积作为预变桨调节系数RP_factor_WCF。

S13：通过所确定的预变桨调节系数调节功率预变桨曲线。

本步骤根据所计算出的预变桨调节系数RP_factor_WCF动态调节功率预变桨曲线，RP_factor_WCF表征当前的湍流水平，其取值范围为[0，1.0]，RP_factor_WCF越大，表示湍流水平越高，所需的预变桨就越大。由于目前的功率预变桨曲线是固定的，在小湍流的情况下，会直接影响到风力发电机组的发电量，无法很好地平衡成本和发电量的关系，因此，通过实时运行数据所确定的预变桨调节系数去调节功率预变桨曲线，相较于传统的功率预变桨，能够在小湍流情况下，减小预变桨的作用，实现在满足整机安全的前提下，提升机组的发电量。

本申请所提供的一种预变桨方法，通过获取机组的实时运行数据，根据实时运行数据确定等效风速后，进而确定平均风速和湍流强度和预变桨调节系数，根据预变桨调节系数动态调节功率预变桨曲线，通过该方法能够实时更新功率预变桨曲线以便于根据功率预变桨曲线去调节预变桨的参数，能够平衡功率和风机发电机组发电量之间的关系，在保证机组安全的基础上提升发电量。

上述实施例根据所获取的实时运行数据计算等效速度、平均速度、湍流强度以及预变桨调节系数RP_factor_WCF，且对预变桨调节方法做了详细介绍，在上述实施例的基础上，作为一种优选的实施例，如图3所示，根据等效风速确定平均风速和湍流强度以便确定预变桨调节系数包括：

步骤S33-S36：根据600s平均风速和600s平均湍流强度的插值确定第一因子与第二因子，确定第一因子与第二因子的乘积为预变桨调节系数。

其中，根据600s平均风速和600s平均湍流强度的插值确定第一因子与第二因子包括：步骤S30-S36：首先，输入600s平均风速和600s平均湍流强度，获取风速与第一因子的插值线以便于确定风速对应的插值，根据600s平均风速插值确定第一因子，获取与600s平均风速插值相关的湍流上限曲线与湍流下限曲线，根据600s平均湍流强度插值确定第二因子。

需要说明的是，本实施例中的第一因子factor1对应的插值图为载荷需求的预变桨工作的风速区间，第二因子factor2对应的插值曲线是根据TPC等低湍流工况和DLC1.3等高湍流工况统计获得的，其中，第二因子factor2对应的插值曲线为湍流上限曲线和湍流下限曲线。

具体实施中，RP_factor_WCF三维插值矩阵示意见表2，表2中的Tur_down_WCF_List为湍流下限曲线上的点，Tur_up_WCF_List为湍流上限曲线上的点，所涉及到的不连续的点采取线性插值。根据风速与factor1的插值线可以确定factor1的取值，而factor2则根据湍流上限曲线和湍流下限曲线确定插值，如果factor2在湍流上限曲线上，则对应的factor2的值为1，同样的，如果factor2在湍流下限曲线上，则对应的factor2的值为0，如果factor2在湍流上限曲线和湍流下限曲线之间，则对应的factor2的值在区间[0,1]。

需要说明的是，所有插值的过程中，若出现超出边界的插值，则维持边界点的数值，不进行外推插值。

表2

风速(m/s)	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
											factor1	0	1	1	1	1	1	1	1	1	0
Tur_down_WCF_List(％)	7	6.5	6	5.5	5	4.5	4	4	4	4
											湍流下限对应的factor2	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Tur_up_WCF_List(％)	13	12.5	12	11.5	11	10.5	10	10	10	10
											湍流上限对应的factor2	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1

本实施例提供插值的方法确定factor1与factor2，通过所确定的factor2的插值与factor1的插值相乘得到的乘积作为预变桨调节系数，由插值的方法能够很好地确定预变桨调节系数，为确定预变桨调节系数提供了计算方式。

上述实施例对计算预变桨调节系数的过程做了详细描述，在上述实施例的基础上，作为一种优选的实施例，在获取机组的实时运行数据之后，还包括：判断实时运行数据是否丢失，若是，则确定预变桨调节系数等于1.0，若否，则进入根据实时运行数据确定等效风速步骤。

本实施例在实际应用中，风电场本地智能控制平台根据所获取的实时运行数据计算得出的预变桨调节系数，预变桨调节系数RP_factor_WCF传入主控PLC用于动态预变桨计算，风电场本地智能控制平台其输入的机组运行数据首先由机组采集，再通过SCADA接入平台，这就有可能在采集过程中出现丢包情况，从而导致本申请提出的基于湍流识别的风电机组动态预变桨策略(TurIdDynPreP)的计算过程出现异常。因此，为保障风电机组的安全性，需要对数据传输的完整性进行判断，比如，判断SCADA所采集的连续数据是否丢失，若出现连续数据丢失，则代表在采集过程中出现丢包情况，风力发电机组将启动动态预变桨保护策略，即RP_factor_WCF＝1.0，预变桨设置为最高的预变桨曲线。

图4为本申请另一实施例提供的风电场本地智能控制平台数据传输与判断的流程图；如图4中步骤S40-S48所示，判断采集过程中是否存在丢包具体为：对机组实时采集的变桨角度、机组出口功率、发电机转矩和发电机转速的每个单个变量进行判断Loss_Ptime_flag是否等于0.0，若是，则接着判断持续数据丢失是否大于10，如果持续数据丢失大于10，将Loss_Ptime_flag和RP_factor_WCF均设置为1.0，并判断持续时间Loss_Ptime是否大于60s。可以理解的是，根据数据传输稳定性的保护策略，如果出现连续10s的数据丢失，机组将启动动态预变桨保护策略，将RP_factor_WCF设置为1.0，预变桨设置为最高的预变桨曲线，且该动作至少持续60s。

需要说明的是，本实施例对于判断采集是否存在丢包现象的方式不作具体限定，且本实施例在判断出连续数据丢失时，将RP_factor_WCF设置为1.0仅仅是作为一种优选的实施例。

本实施例对采集是否存在丢包做出判断，通过判断连续数据是否丢失来确定采集是否存在丢包的情况，因此，避免了由于机组采集的丢包情况导致TurIdDynPreP的计算出现异常。

上述实施例讲述了若采集风力发电机组的实时运行数据中存在丢包的情况，将会导致TurIdDynPreP的计算出现异常，为保障风力发电机组的安全性，需要判断所采集的连续数据是否丢失。在上述实施例的基础上，作为一种优选的实施例，在根据平均风速和湍流强度确定预变桨调节系数之后，还包括：当出现信号标志位异常时，则确定通讯过程异常，确定预变桨调节系数等于1.0。

如图2所示，确定平均风速和湍流强度以便于确定预变桨调节系数RP_factor_WCF之后，还需要将预变桨调节系数RP_factor_WCF传输至主控PLC，主控PLC根据预变桨调节系数进行预变桨计算。因此，主控PLC需要做通讯正常的保护。本实施例在具体实施中，利用信号标志位(AIPlat_ConnectNo)进行判断主控PLC中是否出现信号标志位异常，图5为本申请另一实施例提供的主控平台的通讯连接与判断的流程图；具体判断主控通讯是否出现异常的步骤如图5中步骤S50-S58所示，当出现信号标志位异常时，判定主控PLC的通讯异常，风力风电机组将启动动态预变桨保护策略，RP_factor_WCF设置为1.0，预变桨设置为最高的预变桨曲线，且该动作至少持续60s。

本实施例对主控PLC的通讯是否正常做出判断，便于在主控PLC的通讯异常时，及时发现并对通讯做出保护，避免主控PLC由于出现通讯异常，从而导致主控PLC无法根据预变桨调节系数RP_factor_WCF去调整功率大小以及叶片变桨角度。

上述实施例分别对预变桨调节系数的确定以及在主控PLC和SCADA采集中出现异常情况如何处理做出了详细描述。在上述实施例的基础上，作为一种优选的实施例，在根据等效风速、平均风速和湍流强度计算出预变桨调节系数RP_factor_WCF之后，需要对功率预变桨进行动态调整，当湍流较大时，比如RP_factor_WCF＝1.0，将按常规功率预变桨的大预变桨角度执行；当湍流变小时，例如，RP_factor_WCF小于1.0，将根据湍流的变化调节预变桨系数，从而减小预变桨的作用效果。

具体实施中，根据预变桨调节系数RP_factor_WCF动态调节有两种实施方式，分别为抛物线功率预变桨动态调节方式和线性插值的功率预变桨调节方式。图6为本申请另一实施例提供的抛物线动态预变桨示意图；图7为本申请另一实施例提供的线性动态预变桨示意图；如图6、图7所示，第一种实施方式为抛物线功率预变桨动态调节方式，图8为本申请另一实施例提供的计算抛物线功率预变桨的流程图；抛物线功率预变桨的计算方式如图8所示，最终输出功率预变桨PitchDem_t，且引入2个参数如表3所示：

表3

参数	说明	单位
			fore_Pitch_detA	预变桨开启的功率点	Kw
fore_Pitch_K	抛物线预变桨的开口系数	-

根据预变桨调节系数RP_factor_WCF对表3中的参数进行调节，可以使预变桨开启的功率大小和抛物线预变桨的开口系数随着RP_factor_WCF的大小而改变。正如图6所示，对于不同值的RP_factor_WCF，相对应的抛物线动态预变桨曲线也发生变化，例如，在相同的条件下，RP_factor_WCF＝0.4的曲线就比RP_factor_WCF＝0.2的曲线相对较陡，表明在RP_factor_WCF不同的情况下，预变桨参数做出的调整也不相同。

第二种实施方式为线性插值的功率预变桨调节方式，线性插值的功率预变桨为常见的功率预变桨方式，通过3点插值的方式完成，其参数如表4所示：

表4

参数	说明
		PreP_PitchAngleAngleSetpoint1	功率预变桨-变桨点1(°)
PreP_PitchAngleAngleSetpoint2	功率预变桨-变桨点2(°)
		PreP_PitchAngleAngleSetpoint3	功率预变桨-变桨点3(°)
PreP_PitchAnglePowerSetpoint1	功率预变桨—功率点1(kW)
		PreP_PitchAnglePowerSetpoint2	功率预变桨—功率点2(kW)
PreP_PitchAnglePowerSetpoint3	功率预变桨—功率点3(kW)

根据预变桨调节系数RP_factor_WCF动态调节相关参数，可以得到图7所示的线性插值动态预变桨调节方法示意图。正常情况下，可动态调节的参数为PreP_PitchAngleAngleSetpoint3、PreP_PitchAnglePowerSetpoint2。本实施例介绍了两种预变桨的动态调节方式，分别为抛物线动态预变桨调节和线性插值动态预变桨调节，从而能够根据预变桨调节系数RP_factor_WCF，调整预变桨的相关参数，比如，起始功率值和变桨角度。

上述实施例对预变桨方法做出了详细描述，减少了常规功率预变桨导致的发电量损失，能够利用机组自身的实时运行数据计算得到动态预变桨的湍流因子，最终实现动态预变桨，提升发电量。现以某4.0MW风电机组为例，将常规的功率预变桨和本申请提出的预变桨方法相对比。由于风速在较大湍流的情况下，动态预变桨使用的变桨参数将设置为最大预变桨参数，两种预变桨的差异主要体现在湍流小于湍流上限曲线Tur_up_WCF_List时。仿真设置参数如表5所示：

表5

风电机组	某4.0MW机组
		V<sub>wind</sub>	8-13m/s
Yaw<sub>error</sub>	0°
		Timestep	0.01s
Power_Gain	1.076
		Power_Rated	4000kW
常规固定预变桨开启功率	3300Kw
		常规固定预变桨最大变桨角度	3.5°

图9为本申请另一实施例提供两种预变桨叶片合弯矩曲线图；图10为本申请另一实施例提供两种预变桨变桨角度曲线图；图11为本申请另一实施例提供的两种预变桨功率曲线图；其中，图中“old”表示为常规功率预变桨，“new”为动态预变桨，如图9所示，本申请提供的预变桨调节方式的叶片合弯矩相较于传统的预变桨方式没有较大差异，但如图10所示，动态预变桨整体变桨角度低于常规预变桨角度，预变桨角度的变化将引起功率改变，由图11中的对比曲线所示，动态预变桨功率表现明显优于常规功率预变桨，本实施例作为一种优选的实施例，仅仅统计了预变桨开启至满发阶段的功率，可以得知动态预变桨方式的功率提升约3％。

其中，预变桨的重要作用为叶根载荷控制，图12为本申请另一实施例提供的常规预变桨三支叶片叶根合弯矩曲线图；图13为本申请另一实施例提供的动态预变桨三支叶片叶根合弯矩曲线图；可以理解的是，如图12、图13所示，相较于常规功率预变桨，动态预变桨在此仿真工况下，叶根合弯矩极大值增加较小，具体统计至见表6：

表6

基于湍流识别的动态预变桨方案可以在一定程度上减少常规功率预变桨带来的发电量损失，使得使用动态预变桨方案的功率提升约3％，同时，如表6所示，由于在小湍流时，动态预变桨的参数调整对载荷的影响较小，约为0.65％。

在上述实施例中，对于预变桨方法进行了详细描述，本申请还提供预变桨装置对应的实施例。需要说明的是，本申请从两个角度对装置部分的实施例进行描述，一种是基于功能模块的角度，另一种是基于硬件的角度。

基于功能的角度，本申请还提供了一种预变桨装置，图14为本申请另一实施例提供的预变桨装置的结构图；如图14所示，该装置包括：

获取模块10，用于获取机组的实时运行数据。

第一确定模块11，用于确定与实时运行数据对应的等效风速。

第二确定模块12，用于根据等效风速确定平均风速和湍流强度以便确定预变桨调节系数。

调节模块13，用于通过所确定的预变桨调节系数调节功率预变桨曲线。

由于装置部分的实施例与方法部分的实施例相互对应，因此装置部分的实施例请参见方法部分的实施例的描述，这里暂不赘述。

本申请所提供的一种预变桨装置，通过获取模块10获取机组的实时运行数据，第一确定模块11根据实时运行数据确定等效风速后，进而由第二确定模块12确定平均风速和湍流强度和预变桨调节系数，调节模块13根据预变桨调节系数动态调节功率预变桨曲线，通过该方法能够实时更新功率预变桨曲线以便于根据功率预变桨曲线去调节预变桨的参数，能够平衡功率和风机发电机组发电量之间的关系，在保证机组安全的基础上提升发电量。

图15为本申请另一实施例提供的预变桨设备的结构图；如图15所示，预变桨设备包括：存储器20，用于存储计算机程序；

处理器21，用于执行计算机程序时实现如上述实施例中所提到的预变桨方法的步骤。

其中，处理器21可以包括一个或多个处理核心，比如4核心处理器、8核心处理器等。处理器21可以采用数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、现场可编程门阵列(Field－Programmable Gate Array，FPGA)、可编程逻辑阵列(Programmable LogicArray，PLA)中的至少一种硬件形式来实现。处理器21也可以包括主处理器和协处理器，主处理器是用于对在唤醒状态下的数据进行处理的处理器，也称中央处理器(CentralProcessing Unit，CPU)；协处理器是用于对在待机状态下的数据进行处理的低功耗处理器。在一些实施例中，处理器21可以集成有图像处理器(Graphics Processing Unit，GPU)，GPU用于负责显示屏所需要显示的内容的渲染和绘制。一些实施例中，处理器21还可以包括人工智能(Artificial Intelligence，AI)处理器，该AI处理器用于处理有关机器学习的计算操作。

存储器20可以包括一个或多个计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质可以是非暂态的。存储器20还可包括高速随机存取存储器，以及非易失性存储器，比如一个或多个磁盘存储设备、闪存存储设备。本实施例中，存储器20至少用于存储以下计算机程序201，其中，该计算机程序被处理器21加载并执行之后，能够实现前述任一实施例公开的预变桨方法的相关步骤。另外，存储器20所存储的资源还可以包括操作系统202和数据203等，存储方式可以是短暂存储或者永久存储。其中，操作系统202可以包括Windows、Unix、Linux等。数据203可以包括但不限于预变桨方法中涉及到的数据等。

在一些实施例中，预变桨设备还可包括有显示屏22、输入输出接口23、通信接口24、电源25以及通信总线26。

本领域技术人员可以理解，图15中示出的结构并不构成对预变桨设备的限定，可以包括比图示更多或更少的组件。

本申请实施例提供的预变桨设备，包括存储器和处理器，处理器在执行存储器存储的程序时，能够实现如下方法：

通过获取机组的实时运行数据，根据实时运行数据确定等效风速后，进而确定平均风速和湍流强度和预变桨调节系数，根据预变桨调节系数动态调节功率预变桨曲线，通过该方法能够实时更新功率预变桨曲线以便于根据功率预变桨曲线去调节预变桨的参数，能够平衡功率和风机发电机组发电量之间的关系，在保证机组安全的基础上提升发电量。

最后，本申请还提供一种计算机可读存储介质对应的实施例。计算机可读存储介质上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现如上述方法实施例中记载的步骤。

可以理解的是，如果上述实施例中的方法以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(Read-Only Memory，ROM)、随机存取存储器(Random Access Memory，RAM)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

以上对本申请所提供的一种预变桨方法、装置、设备及介质进行了详细介绍。说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的装置而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本申请原理的前提下，还可以对本申请进行若干改进和修饰，这些改进和修饰也落入本申请权利要求的保护范围内。

还需要说明的是，在本说明书中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

Claims (10)

1.一种预变桨方法，其特征在于，包括：

获取机组的实时运行数据；

确定与所述实时运行数据对应的等效风速；

根据所述等效风速确定平均风速和湍流强度以便确定预变桨调节系数；

通过所确定的所述预变桨调节系数调节功率预变桨曲线。

2.根据权利要求1所述的预变桨方法，其特征在于，所述根据所述等效风速确定平均风速和湍流强度包括：

引入存储数列以存储所述等效风速；

根据计算公式确定所述平均风速和所述湍流强度；

所述计算公式如下：

其中，V_WCF_list[]为所述存储数列，V_WCF_mean_600s为600s平均风速，V_WCF_tur_600s为600s平均湍流强度。

3.根据权利要求2所述的预变桨方法，其特征在于，所述根据所述等效风速确定平均风速和湍流强度以便确定预变桨调节系数包括：

根据所述600s平均风速和所述600s平均湍流强度的插值确定第一因子与第二因子；

确定所述第一因子与所述第二因子的乘积为所述预变桨调节系数。

4.根据权利要求3所述的预变桨方法，其特征在于，所述根据所述600s平均风速和所述600s平均湍流强度的插值确定第一因子与第二因子包括：

获取风速与第一因子的插值线以便于确定所述风速对应的插值；

根据所述600s平均风速插值确定所述第一因子；

获取与所述600s平均风速插值相关的湍流上限曲线与湍流下限曲线；

根据所述600s平均湍流强度插值确定第二因子。

5.根据权利要求1所述的预变桨方法，其特征在于，在所述获取机组的实时运行数据之后，还包括：

判断所述实时运行数据是否丢失；

若是，则确定所述预变桨调节系数等于1.0；

若否，则进入所述根据所述实时运行数据确定等效风速步骤。

6.根据权利要求5所述的预变桨方法，其特征在于，在所述根据所述平均风速和所述湍流强度确定预变桨调节系数之后，还包括：

当出现信号标志位异常时，则确定通讯过程异常，确定所述预变桨调节系数等于1.0。

7.根据权利要求1至6任意一项所述的预变桨方法，其特征在于，所述根据所述预变桨调节系数动态调节功率预变桨曲线包括：

根据所述预变桨调节系数调节预变桨参数以调节功率预变桨曲线；

其中，所述调节功率预变桨曲线的方式包括：抛物线功率预变桨的动态调节方式或线性插值的功率预变桨的动态调节方式。

8.一种预变桨装置，其特征在于，包括：

获取模块，用于获取机组的实时运行数据；

第一确定模块，用于确定与所述实时运行数据对应的等效风速；

第二确定模块，用于根据所述等效风速确定平均风速和湍流强度以便确定预变桨调节系数；

调节模块，用于通过所确定的所述预变桨调节系数调节功率预变桨曲线。

9.一种预变桨设备，其特征在于，包括存储器，用于存储计算机程序；

处理器，用于执行所述计算机程序时实现如权利要求1至7任一项所述的预变桨方法的步骤。

10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1至7任一项所述的预变桨方法的步骤。

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