风力发电机组运行控制方法和装置、存储介质

摘要

本发明公开一种风力发电机组运行控制方法和装置、存储介质，该方法包括：分别检测设置于与风力发电机组各支叶片驱动连接的各变桨电机旋转轴上的编码器的工作状态；若一支叶片的编码器故障，且其他叶片的编码器正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行；若自一支叶片的编码器的故障时刻起的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值均满足预设编码器冗余运行条件，则使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。采用本发明实施例中的技术方案，能够实现对编码器故障工况的冗余控制，减少风力发电机组的发电量损失。

权利要求

1.一种风力发电机组运行控制方法，包括：分别检测设置于与风力发电机组各支叶片驱动连接的各变桨电机旋转轴上的编码器的工作状态；其特征在于，该方法还包括：若一支叶片的编码器故障，且其他叶片的编码器正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行；

若自所述一支叶片的编码器的故障时刻起的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值均满足预设编码器冗余运行条件，则使所述风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行之后，所述方法还包括：若自编码器故障时刻起的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值不满足所述预设编码器冗余运行条件，则控制所述风力发电机组执行停机操作。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行的同时，所述方法还包括：控制所述风力发电机组不执行与编码器故障相关的纠错功能，且利用除故障编码器所在叶片以外的、其它叶片的编码器的测量数据，替代所述故障编码器的测量数据。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述利用除故障编码器所在叶片以外的、其它叶片的编码器的测量数据，替代所述故障编码器的测量数据，包括：利用除所述故障编码器所在叶片以外的、其他所有叶片的编码器的测量数据的平均值，替代所述故障编码器的测量数据。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述使所述风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行之后，所述方法还包括：每隔一个叶轮旋转周期，判断所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值是否均满足所述预设编码器冗余运行条件；所述能量消耗值包括：所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在该叶轮旋转周期内的第一能量消耗值，或者/并且，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在自一支叶片的编码器的故障时刻起至当前时刻之间的第二能量消耗值；

若所述第一能量消耗值或者所述第二能量消耗值不满足所述预设编码器冗余运行条件，则控制所述风力发电机组执行停机操作。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，每支叶片变桨路径上的3°～5°桨距角位置处设置有接近开关，在所述使所述风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行之后，所述方法还包括：响应于所述接近开关的触发信号，对所述能量消耗值进行清零，且每隔一个叶轮旋转周期，判断所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在自清零时刻起至当前时刻之间的能量消耗值，是否均满足所述预设编码器冗余运行条件；

若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在自清零时刻起至当前时刻之间的能量消耗值，不满足所述预设编码器冗余运行条件，控制所述风力发电机组执行停机操作。

7.根据权利要求1-6任意一项所述的方法，其特征在于，所述能量消耗值包括电流积分值和/或电压积分值，所述预设编码器冗余运行条件包括：所述所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在所属周期内的电流积分值的差值均小于第一预设阈值；或者，所述所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在所属周期内的电压积分值的差值均小于第二预设阈值；或者，所述所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在所属周期内的电流积分值的差值均小于所述第一预设阈值，且所述所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在相同周期的电压积分值的差值均小于第二预设阈值。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述编码器的输出信号包括绝对值信号和增量信号；

所述若一支叶片的编码器故障，且其他叶片的编码器正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行，包括：若存在一支叶片的编码器发生绝对值信号故障而增量信号正常，且其他叶片的编码器的绝对值信号和增量信号均正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行。

9.一种风力发电机组运行控制装置，包括：检测模块，用于分别检测设置于与风力发电机组各支叶片驱动连接的各变桨电机旋转轴上的编码器的工作状态；其特征在于，该装置还包括：变桨电机控制模块，用于若一支叶片的编码器故障，且其他叶片的编码器正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行；

风机控制模块，用于若自所述一支叶片的编码器的故障时刻起，风力发电机组的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值均满足预设编码器冗余运行条件，则使所述风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。

10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述变桨电机控制模块还用于，控制所述风力发电机组不执行与编码器故障相关的纠错功能，且利用除故障编码器所在叶片以外的、其它叶片的编码器的测量数据，替代所述故障编码器的测量数据。

11.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述编码器的输出信号包括绝对值信号和增量信号，所述变桨电机控制模块设置于所述变桨控制器中；

所述变桨电机控制模块具体用于，若存在一支叶片的编码器发生绝对值信号故障而增量信号正常，且其他叶片的编码器的绝对值信号和增量信号均正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行。

12.一种风力发电机组运行控制装置，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1-8任意一项所述的风力发电机组运行控制方法。

13.一种计算机可读存储介质，其上存储有程序，其特征在于，所述程序被处理器执行时实现如权利要求1-8任意一项所述的风力发电机组运行控制方法。

说明书

风力发电机组运行控制方法和装置、存储介质

技术领域

[0001] 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、存储介质。

背景技术

[0002] 变桨系统的主要功能是，通过变桨电机控制叶片的桨距角调整发电机转速，进而控制风力发电机组的输出功率。变桨系统的控制方法具体为：接收风力发电机组主控制器发送的目标桨距角，并根据安装于变桨电机旋转轴上的编码器反馈的桨距角变化信号和目标桨距角，对变桨电机的转速和方向进行闭环控制。编码器在运行过程中会因旋转过热、脉冲干扰、接线松动和编码器自身质量和寿命等发生故障。

[0003] 现有技术中，与编码器故障相关的风力发电机组运行控制策略为：一旦检测到任意一支叶片的变桨电机的编码器故障就对风力发电机组执行顺桨停机，避免风力发电机组在运行过程中因编码器故障而引起的安全问题。

[0004] 但是，采用现有技术中的运行控制策略，虽然能够避免风力发电机组在运行过程中因编码器故障而引起的安全问题，但是频繁停机也会造成发电量损失，因此，如何对编码器故障工况进行冗余控制，减少发电量损失，成为亟需解决的技术问题。

发明内容

[0005] 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、存储介质，能够实现对编码器故障工况的冗余控制，减少发电量损失。

[0006] 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，该方法包括：

[0007] 分别检测设置于与风力发电机组各支叶片驱动连接的各变桨电机旋转轴上的编码器的工作状态；

[0008] 若一支叶片的编码器故障，且其他叶片的编码器正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行；

[0009] 若自一支叶片的编码器的故障时刻起的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值均满足预设编码器冗余运行条件，则使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。

[0010] 在第一方面的一种可能的实施方式中，在控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行之后，该方法还包括：若自编码器故障时刻起的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值不满足预设编码器冗余运行条件，则控制风力发电机组执行停机操作。

[0011] 在第一方面的一种可能的实施方式中，在控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行的同时，该方法还包括：控制风力发电机组不执行与编码器故障相关的纠错功能，且利用除故障编码器所在叶片以外的、其它叶片的编码器的测量数据，替代故障编码器的测量数据。

[0012] 在第一方面的一种可能的实施方式中，利用除故障编码器所在叶片以外的、其它叶片的编码器的测量数据，替代故障编码器的测量数据，包括：利用除故障编码器所在叶片以外的、其他所有叶片的编码器的测量数据的平均值，替代故障编码器的测量数据。

[0013] 在第一方面的一种可能的实施方式中，在使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行之后，该方法还包括：每隔一个叶轮旋转周期，判断所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在该叶轮旋转周期内的能量消耗值是否均满足预设编码器冗余运行条件；能量消耗值包括：所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在该叶轮旋转周期内的第一能量消耗值，或者/并且，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在自一支叶片的编码器的故障时刻起至当前时刻之间的第二能量消耗值；

[0014] 若第一能量消耗值或者第二能量消耗值不满足预设编码器冗余运行条件，则控制风力发电机组执行停机操作。

[0015] 在第一方面的一种可能的实施方式中，每支叶片变桨路径上的3°～5°桨距角位置处设置有接近开关，在使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行之后，该方法还包括：响应于接近开关的触发信号，对能量消耗值进行清零，且每隔一个叶轮旋转周期，判断所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在自清零时刻起至当前时刻之间的能量消耗值，是否均满足预设编码器冗余运行条件；若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在自清零时刻起至当前时刻之间的能量消耗值，不满足预设编码器冗余运行条件，控制风力发电机组执行停机操作。

[0016] 在第一方面的一种可能的实施方式中，能量消耗值包括电流积分值和/或电压积分值，预设编码器冗余运行条件包括：所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在所属周期内的电流积分值的差值均小于第一预设阈值；或者，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在所属周期内的电压积分值的差值均小于第二预设阈值；或者，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在所属周期内的电流积分值的差值均小于第一预设阈值，且所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在相同周期的电压积分值的差值均小于第二预设阈值。

[0017] 在第一方面的一种可能的实施方式中，编码器的输出信号包括绝对值信号和增量信号；若一支叶片的编码器故障，且其他叶片的编码器正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行，包括：若存在一支叶片的编码器发生绝对值信号故障而增量信号正常，且其他叶片的编码器的绝对值信号和增量信号均正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行。

[0018] 第二方面，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：

[0019] 检测模块，用于分别检测设置于与风力发电机组各支叶片驱动连接的各变桨电机旋转轴上的编码器的工作状态；

[0020] 变桨电机控制模块，用于若一支叶片的编码器故障，且其他叶片的编码器正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行；

[0021] 风机控制模块，用于若自一支叶片的编码器的故障时刻起，风力发电机组的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值均满足预设编码器冗余运行条件，则使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。

[0022] 在第二方面的一种可能的实施方式中，变桨电机控制模块还用于，控制风力发电机组不执行与编码器故障相关的纠错功能，且利用除故障编码器所在叶片以外的、其它叶片的编码器的测量数据，替代故障编码器的测量数据。

[0023] 在第二方面的一种可能的实施方式中，编码器的输出信号包括绝对值信号和增量信号，变桨电机控制模块设置于变桨控制器中；变桨电机控制模块具体用于，若存在一支叶片的编码器发生绝对值信号故障而增量信号正常，且其他叶片的编码器的绝对值信号和增量信号均正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行。

[0024] 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，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，处理器执行程序时实现如上所述的风力发电机组运行控制方法。

[0025] 第四方面，本发明实施例提供一种计算机可读存储介质，其上存储有程序，程序被处理器执行时实现如上所述的风力发电机组运行控制方法。

[0026] 如上所述，对于一支叶片的编码器故障，且其他叶片的编码器正常的情况，可以先控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行，然后自一支叶片的编码器的故障时刻起的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值满足预设编码器冗余运行条件，就可以使所述风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。与现有技术中的一旦检测到任意一支叶片的变桨电机的编码器故障就对风力发电机组执行顺桨停机相比，能够实现对编码器故障工况的冗余控制，减少因风力发电机组频繁停机造成的发电量损失。

附图说明

[0027] 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。

[0028] 图1为本发明实施例提供的变桨系统的结构示意图；

[0029] 图2为本发明实施例提供的变桨系统的控制原理图；

[0030] 图3为本发明实施例提供的风力发电机组叶片的质量分解示意图；

[0031] 图4为对图3中的叶片301进一步质量分解的示意图；

[0032] 图5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；

[0033] 图6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；

[0034] 图7为本发明又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；

[0035] 图8为本发明再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；

[0036] 图9为本发明实施例提供的风力发电机组运行控制装置的结构示意图。

[0037] 附图标记说明：

[0038] 101-轮毂；102、103-叶片；104-变桨电机；105-变桨控制器；

[0039] 106-变桨轴承；107-编码器；108-风机主轴；109-方位角传感器；

[0040] 201-风机主控制器；201-滑环；203-变桨驱动器；

[0041] 301、302、303-叶片。

具体实施方式

[0042] 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。

[0043] 图1为本发明实施例提供的变桨系统的结构示意图。

[0044] 图1示出了安装于轮毂101上的两支叶片102和103。其中，叶片102的变桨驱动结构包括：变桨电机104、变桨控制器105和变桨轴承106。变桨电机104的控制端与变桨控制器105连接，变桨电机104的旋转轴通过变桨轴承106与叶片102连接。变桨控制器105控制变桨电机104旋转，变桨电机104通过变桨轴承106带动叶片102转动，对叶片102执行变桨操作。
变桨控制器105同时与三支叶片的变桨电机连接。

[0045] 图1中还示出了位于变桨电机104旋转轴尾部的编码器107，编码器107与变桨电机104的旋转轴机械连接，用于测量变桨电机104的实际输出转速。变桨电机104工作过程中，编码器107会将表示变桨角度的绝对值信号发送至变桨控制器105，同时将表示变桨速度的增量信号发送至变桨驱动器(图中未示出)。

[0046] 图1中还示出了安装于风机主轴108上的方位角传感器109，用于测量轮毂101的方位角，轮毂101旋转一周，方位角传感器109的输出为360度。

[0047] 图2为本发明实施例提供的变桨系统的控制原理图。与图1相比，图2中还示出了风机主控制器201，滑环202和变桨驱动器203。

[0048] 其中，风机主控制器201与变桨控制器105之间通过滑环202进行通信，风机主控制器201用于根据机组型号特性设置目标转速，风机主控制器201内设置有反馈调节器，比如PI调节器。

[0049] 工作时，风机主控制器201内的PI调节器会将发电机实际转速与目标转速比较输出变桨需求速度，并通过滑环202将变桨需求速度发送给变桨控制器105。变桨控制器105将变桨需求速度发送给变桨驱动器203，同时向变桨驱动器203发送使能信号。变桨驱动器203接收到使能信号和变桨需求速度后，控制变桨电机104刹车松闸并输出三相电压(U，V，W)驱动变桨电机104运行，实现叶片调桨功能。

[0050] 图3为本发明实施例提供的风力发电机组叶片的质量分解示意图，图3中示出了三支叶片，三支叶片的编号分别为301、302和303，并详细展示了叶片301的质量分解示意。

[0051] 如图3所示，角度a为叶片301的方位角。m0为叶片安装于轮毂上转动时的等效质量。m1为质量m0垂直于叶片301方向的分量，即m1＝m0×sina。m2为质量m0平行旋转轴线的分量。m1和m2均位于三支叶片组成的旋转平面(也称为风轮平面)内。

[0052] 图4为对图3中的叶片301进一步质量分解的示意图，具体从叶片301的横截面角度对叶片301进行了质量分解示意。

[0053] 如图4所示，角度b为叶片301的桨距角，角度b可以由编码器107测量得到。P0为叶片301的质心位置，P1为叶片301的旋转轴线与风轮平面的交点。

[0054] m11为m1与叶片301转动所在圆形相切的分量，即m11＝m1×sinb，m11垂直于叶片侧翼表面，但不与旋转轴线垂直。

[0055] m12为分量m1与叶片301轴线垂直的分量，m12与旋转轴线垂直。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：

[0056] I＝I1+I2              (1)

[0057] 其中，I1为叶片等效质量m转动时的转动惯量，I2为及叶片转动时的附加转动惯量I2。其中：

[0058] I1＝m0×L2           (2)

[0059] I2＝m11×R2          (3)

[0060] 其中，m0和m1具有如上文所述的含义，L为叶片301的直径，R为质心半径，即从质心位置P0到P1之间的距离。

[0061] 结合图3，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302的方位角为0°；叶片302的方位角为120°，叶片303的方位角为240°进一步可以得到：a＝
180°-120°＝60°。

[0062] 结合图3和图4，假设叶片301的初始桨距角为90度，则：

[0063] 当叶片301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，叶片的附加转动惯量I2对变桨起阻力作用；

[0064] 当叶片301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，叶片的附加转动惯量I2对变桨起助力作用。

[0065] 当叶片301位于风轮平面的左半平面，如图3中叶片303所在位置，且变桨方向为向0度方向变桨时，叶片的附加转动惯量I2对变桨起助力作用。

[0066] 当叶片301位于风轮平面的左半平面，如图3中叶片303所在位置，且变桨方向为向180度方向变桨时，叶片的附加转动惯量I2对变桨起阻力作用。

[0067] 因此，可以得出叶片的附加转动惯量的大小为：

[0068]

[0069] 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。

[0070] 结合(1)-(4)，可以得到叶片的总转动惯量I为：

[0071]

[0072] 根据动能公式，可以得到叶片转动时的动能E为：

[0073] E＝0.5×I×ω2               (6)

[0074] 其中，ω为叶片转动的角速度。

[0075] 结合公式(4)和(5)可以看出，风力发电机组变桨系统在执行调桨操作时，三支叶片的方位角是呈周期性变化的，所以如果主控发送相同的速度命令，那么在每个叶轮旋转周期(比如360°)内，三支叶片的平均能耗或者转矩值是相同的，即变桨电机的电流是一样的。

[0076] 基于此，本发明实施例提供一种风力发电机组运行控制方法和装置、存储介质，利用三支叶片变桨的同步性和叶轮旋转的周期性，对编码器故障工况进行冗余控制，以减少因频繁停机引起的发电量损失。

[0077] 图5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。如图5所示，该运行控制方法包括步骤501至步骤503。

[0078] 在步骤501中，分别检测设置于与风力发电机组各支叶片驱动连接的各变桨电机旋转轴上的编码器的工作状态。

[0079] 结合图2，编码器107输出的信号包括绝对值信号S1和增量信号S2。

[0080] 其中，绝对值信号S1被反馈至变桨控制器105，由变桨控制器105根据绝对值信号S1，计算得到实际变桨角度。在一示例中，变桨控制器105中设置有编码器信号接收模块，当编码器信号接收模块未接收到编码器107反馈的绝对值信号S1时，可以确定编码器107发生绝对值信号S1故障。

[0081] 增量信号S2被反馈至变桨驱动器203，由变桨驱动器203根据增量信号S2，计算得到实际变桨速度。在一示例中，变桨驱动器203中设置有编码器信号接收模块，当编码器信号接收模块未接收到编码器反馈的增量信号S2时，可以确定编码器107发生增量信号S2故障。

[0082] 当编码器107处于故障状态时，可能是绝对值信号S1故障、增量信号S2故障，或者，绝对值信号S1故障和增量信号S2故障同时存在，此处不对编码器故障的类型进行限定。

[0083] 在步骤502中，若一支叶片的编码器故障，且其他叶片的编码器正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行。

[0084] 在步骤503中，若自一支叶片的编码器的故障时刻起的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值均满足预设编码器冗余运行条件，则使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。

[0085] 在一示例中，叶轮旋转周期可以利用设置于轮毂上的方位角测量器进行测量，也可以利用风力发电机组转速进行换算。比如，设风力发电机组转速为n/rpm(转/分)，则叶轮每旋转一周，所需时间为(1/n)分，换算成秒后为(60/n)，即每(60/n)秒，风力发电机组的叶轮旋转一周，对应三支叶片的方位角同步变化360度。

[0086] 结合图3和图4，以及公式(4)和(5)的结论，风力发电机组变桨系统在执行调桨操作时，三支叶片的方位角是呈周期性变化的，所以如果主控发送相同的速度命令，那么在每个叶轮旋转周期(比如360°)内，三支叶片的平均能耗或者转矩值是相同的，因此，可以通过三支叶片在叶轮旋转周期内的变桨电机的能量消耗值的对比结果，排除故障编码器的影响，从而使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。

[0087] 作为第一种表征方式，若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在所属周期内的电流积分值的差值均小于第一预设阈值，这里第一预设阈值是一个极小值，具体数值可以根据变桨电机的电流积分特性进行确定。若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在叶轮旋转周期内的电流积分值的差值均小于第一预设阈值，说明所有叶片的变桨电机在叶轮旋转周期内的变桨电机的平均耗能相同，可以排除故障编码器的影响，使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。

[0088] 作为第二种表征方式，若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在所属周期内的电压积分值的差值均小于第二预设阈值，这里第二预设阈值也是一个极小值，具体数值可以根据变桨电机的电压积分特性进行确定。若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在叶轮旋转周期内的电压积分值的差值均小于第一预设阈值，说明所有叶片的变桨电机在叶轮旋转周期内的变桨电机的平均耗能相同，可以排除故障编码器的影响，使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。

[0089] 作为第三种表征方式，若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在所属周期内的电流积分值小于第一预设阈值，且所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在相同周期的电压积分值小于第二预设阈值，与前两种表征方式不同，第三种表征方式将电流积分和电压积分的方式结合，再确定排除故障编码器的影响，使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行，提高了编码器故障排除的准确性，从而能够避免因编码器故障误排除而导致的风力发电机组的运行安全问题。

[0090] 如上所述，对于一支叶片的编码器故障，且其他叶片的编码器正常的情况，可以先控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行，然后自一支叶片的编码器的故障时刻起的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值均满足预设编码器冗余运行条件，就可以使所述风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。与现有技术中的一旦检测到任意一支叶片的变桨电机的编码器故障就对风力发电机组执行顺桨停机相比，能够实现对编码器故障工况的冗余控制，减少因风力发电机组频繁停机造成的发电量损失。

[0091] 此外，由于本发明实施例是利用三支叶片变桨的同步性和叶轮旋转的周期性，通过对各支叶片的在叶轮旋转周期的能量消耗值进行对比，来排除故障编码器的影响，使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行，因此，不需要对变桨系统内部结构进行重新设计，具有成本低和易于推广的优点。

[0092] 图6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与图5的不同之处在于，在图5中的步骤502之后，该运行控制方法还包括图6中的步骤504。

[0093] 在步骤504中，若自一支叶片的编码器的故障时刻起的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值不满足预设编码器冗余运行条件，则控制风力发电机组执行停机操作。

[0094] 结合图3和图4，以及公式(4)和(5)的结论，若自一支叶片的编码器的故障时刻起的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值不满足预设编码器冗余运行条件，说明各叶片的变桨电机在叶轮旋转周期内的变桨电机的平均耗能不同，无法排除故障编码器的影响，为避免因编码器故障而导致的风力发电机组的运行安全问题，需要控制风力发电机组执行停机操作。

[0095] 图7为本发明又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7与图5的不同之处在于，在执行图5中的步骤502的同时，还需要执行图7中的步骤505。

[0096] 在步骤505中，控制风力发电机组不执行与编码器故障相关的纠错功能，且利用除故障编码器所在叶片以外的、其它叶片的编码器的测量数据，替代故障编码器的测量数据。

[0097] 在一示例中，风力发电机组的与编码器故障相关的纠错功能包括：角度纠正功能，用于使各叶片的桨距角保持一致。

[0098] 在该步骤中，风力发电机组不执行上述角度纠正功能，而是利用除故障编码器所在叶片以外的、其它叶片的编码器的测量数据(比如基于增量信号S2得到的实际变桨角度)，去替代故障编码器的测量数据，从而为风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行提供数据支持。

[0099] 具体地，可以利用除故障编码器所在叶片以外的、其他所有叶片的编码器的测量数据的平均值，替代故障编码器的测量数据。

[0100] 图8为本发明再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8与图5的不同之处在于，在图5中的步骤503之后，该运行控制方法还包括图8中的步骤506和步骤507，用于对风力发电机组所有叶片的变桨电机的能量消耗值进行持续监测和对比，以确认基于编码器故障的冗余运行控制策略的有效性。

[0101] 在步骤506中，每隔一个叶轮旋转周期，判断所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值是否均满足预设编码器冗余运行条件。

[0102] 其中，能量消耗值包括：所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在该叶轮旋转周期内的第一能量消耗值，或者/并且，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在自一支叶片的编码器的故障时刻起至当前时刻之间的第二能量消耗值。

[0103] 在步骤507中，若第一能量消耗值或者第二能量消耗值不满足预设编码器冗余运行条件，则控制风力发电机组执行停机操作。

[0104] 需要说明的是，第一能量消耗值和第二能量消耗值的区别在于计算数据选取方式，前者选取的是变桨电机在一个叶轮旋转内的运行数据，比如，电流或者电压，用于表征变桨电机在一个叶轮旋转内的能量消耗值，不进行数据累加；而后者选取的是变桨电机自一支叶片的编码器的故障时刻起至当前时刻之间运行数据，用于表征变桨电机自一支叶片的编码器的故障时刻起至当前时刻之间能量消耗值，用于从能量累加值的角度确认基于编码器故障的冗余运行控制策略的有效性，本领域技术人员了可以根据实际需要选取合适的数据计算能量消耗值，此处不进行限定。

[0105] 作为第一种计算数据选取方式，以能量消耗值为电流积分值为例，若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在该叶轮旋转周期内的电流积分值之间的差值均小于第一预设阈值，说明所有叶片的变桨电机在当前叶轮旋转周期内的变桨电机的平均耗能相同，可以排除故障编码器的影响，使风力发电机组继续在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。

[0106] 而若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在该叶轮旋转周期内的电流积分值之间的差值不均小于第一预设阈值，说明各叶片的变桨电机在叶轮旋转周期内的变桨电机的平均耗能不同，无法排除故障编码器的影响，为避免因编码器故障而导致的风力发电机组的运行安全问题，需要控制风力发电机组执行停机操作。

[0107] 作为第二种计算数据选取方式，以能量消耗值为电流积分值为例，若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在自一支叶片的编码器的故障时刻起至当前时刻的电流积分值之间的差值均小于第一预设阈值，说明所有叶片的变桨电机在自编码器故障时刻起至当前时刻的变桨电机的平均耗能相同，可以排除故障编码器的影响，使风力发电机组继续在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。

[0108] 而若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在自一支叶片的编码器的故障时刻起至当前时刻之间的电流积分值之间的差值不均小于第一预设阈值，说明各叶片的变桨电机在叶轮旋转周期内的变桨电机的平均耗能不同，无法排除故障编码器的影响，为避免因编码器故障而导致的风力发电机组的运行安全问题，需要控制风力发电机组执行停机操作。

[0109] 在一个可选实施例中，为消除自一支叶片的编码器的故障时刻起至当前时刻的电流积分值引起的累积误差，可以利用设置于每支叶片变桨路径上的3°～5°桨距角位置处设置有接近开关对电流积分数据进清零。

[0110] 具体地，可以响应于接近开关的触发信号对能量消耗值进行清零，且每隔一个叶轮旋转周期，判断所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在自清零时刻起至当前时刻之间的能量消耗值，是否均满足预设编码器冗余运行条件。

[0111] 比如，若所有叶片中任意两支叶片的变桨电机在自清零时刻起至当前时刻之间的电流积分值之间的差值不均小于第一预设阈值，说明各叶片的变桨电机在叶轮旋转周期内的变桨电机的平均耗能不同，无法排除故障编码器的影响，为避免因编码器故障而导致的风力发电机组的运行安全问题，需要控制风力发电机组执行停机操作。

[0112] 如上所述，由于本发明实施例中的风力发电机组运行控制方法主要基于变桨电机电流的一致性对编码器故障工况进行冗余控制，故可以适用于电流未发生明显变化的故障工况，比如：编码器线路故障和编码器采集模块故障等。

[0113] 而对于一些引起电流明显变化的故障工况，比如，变桨电机堵转会导致变桨电机电流急剧增大；变桨刹车继电器异常会导致变桨电机堵转，变桨电机电流急剧增大；变桨驱动器故障会导致变桨电机电流为0；变桨驱动器参数错误变桨电机电流急剧增大；就需要风力发电机组自动退出冗余运行，以保证风力发电机组的安全运行。

[0114] 图9为本发明实施例提供的风力发电机组运行控制装置的结构示意图，如图9所示，该运行控制装置包括检测模块901、变桨电机控制模块902和风机控制模块903。

[0115] 其中，检测模块901用于分别检测设置于与风力发电机组各支叶片驱动连接的各变桨电机旋转轴上的编码器的工作状态。

[0116] 变桨电机控制模块902用于若一支叶片的编码器故障，且其他叶片的编码器正常，则控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行。

[0117] 在一个可选实施例中，变桨电机控制模块902还用于，控制风力发电机组不执行与编码器故障相关的纠错功能，且利用除故障编码器所在叶片以外的、其它叶片的编码器的测量数据，替代故障编码器的测量数据。

[0118] 风机控制模块903用于若自一支叶片的编码器的故障时刻起的一个叶轮旋转周期内，所有叶片中任意两支叶片的变桨电机的能量消耗值均满足预设编码器冗余运行条件，则使风力发电机组在一支叶片编码器故障的工况下正常运行。

[0119] 需要说明的是，结合图2，风力发电机组在实际运行时，编码器的输出信号包括绝对值信号S1和增量信号S2，绝对值信号S1被反馈至变桨控制器，增量信号S2被反馈至变桨驱动器。

[0120] 对于一支叶片的编码器发生绝对值信号S1故障而增量信号S2正常，且其他叶片的编码器的绝对值信号S1和增量信号S2均正常的情况，可以理解为：变桨控制器触发故障而变桨驱动器未触发故障，且变桨控制器的故障描述为“仅一支叶片的编码器的绝对值信号S1异常”。

[0121] 针对该情况，可以变桨电机控制模块902可以设置于变桨控制器中，由变桨控制器执行控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行的策略。

[0122] 而对于一支叶片的编码器发生增量信号S2故障而绝对值信号S1正常，且其他叶片的编码器的绝对值信号S1和增量信号S2均正常的情况，可以理解为：变桨控制器未触发故障为变桨驱动器触发故障，且变桨驱动器的故障描述为“仅一支叶片的编码器的增量信号异常”。

[0123] 针对该情况，可以将变桨电机控制模块902设置于变桨驱动器中，由变桨驱动器来执行控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行的策略。

[0124] 对于一支叶片的编码器发生增量信号S2故障以及绝对值信号S1故障，且其他叶片的编码器的绝对值信号S1和增量信号S2均正常的情况，可以理解为：变桨控制器和变桨驱动器均触发故障，变桨控制器的故障描述为“仅一支叶片的编码器的绝对值信号异常”变桨驱动器故障描述为“仅一支叶片的编码器的增量信号异常”。

[0125] 针对该情况，可以将变桨电机控制模块902分别设置于变桨控制器和变桨驱动器中，由变桨控制器和变桨驱动器一起控制风力发电机组中所有叶片的变桨电机按照同一变桨速度运行。

[0126] 本发明实施例还提供一种风力发电机组运行控制装置，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，处理器执行程序时实现如上所述的风力发电机组运行控制方法。

[0127] 本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有程序，程序被处理器执行时实现如上所述的风力发电机组运行控制方法。

[0128] 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。

[0129] 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。

[0130] 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。