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风力发电机组变桨控制方法和装置

阅读：994发布：2021-02-25

IPRDB可以提供风力发电机组变桨控制方法和装置专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本发明提供一种风力发电机组变桨控制方法和装置，方法包括：采集风电机组处来流风的风速，并形成风速时间序列；根据所述风速时间序列，计算所述来流风中所包含湍流的时间尺度和/或空间尺度；根据所述湍流的时间尺度和/或空间尺度对位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整。本发明的技术方案实现基于对来流风向湍流的分析，控制风电机组进行最大风能吸收，同时降低风电机组所承受的湍流载荷的影响。，下面是风力发电机组变桨控制方法和装置专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种风力发电机组变桨控制方法，其特征在于，包括：采集风电机组处来流风的风速，并形成风速时间序列；

根据所述风速时间序列，计算所述来流风中所包含湍流的时间尺度和/或空间尺度；

根据所述湍流的时间尺度和/或空间尺度对位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整，所述湍流的时间尺度决定湍流的影响时间，所述湍流的空间尺度决定湍流扩散的距离。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述风速时间序列，计算所述来流风中所包含湍流的时间尺度，包括：选取所述风速时间序列中任一时刻风速值作为延迟起始风速，顺次计算所述延迟起始风速与后续各风速值之间的相关系数；

如果所述相关系数小于预设值，则将相应的后续所述风速值对应时刻相对于延迟起始时刻的延迟量作为一个所述湍流的时间尺度。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：以所述相关系数小于预设值对应的所述后续风速值作为新的所述延迟起始风速，并顺次计算更新后的所述延迟起始风速与后续各风速值之间的相关系数。

4.根据权利要求2或3所述的方法，其特征在于，所述根据所述风速时间序列，计算所述来流风中所包含湍流的空间尺度，包括：对所述风速时间序列进行时间分仓，并计算各仓段的平均风速值；

将各所述湍流的时间尺度和与所述时间尺度对应的仓段的所述平均风速值的乘积定义为对应的所述湍流的空间尺度。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述根据所述湍流的时间尺度和空间尺度对位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整，包括：对所述湍流的时间尺度内风速值的平均值、所述湍流的时间尺度和所述湍流的空间尺度进行预定类别个数的聚类处理，得出相应个数的风况类别模式；

根据各所述风况类别模式，对位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述根据各所述风况类别模式，对位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整，包括：如果所述风况类别模式中，所述湍流的时间尺度、所述湍流的空间尺度和所述风速值的平均值分别大于各自的预设值，则增大位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角；

如果所述类别模式中，所述湍流的时间尺度、所述湍流的空间尺度和所述风速值的平均值分别不大于各自的所述预设值，则减小或不调整位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角。

7.一种风力发电机组变桨控制装置，其特征在于，所述装置包括：风速采集模块，用于采集风电机组处来流风的风速，并形成风速时间序列；

尺度计算模块，用于根据所述风速时间序列，计算所述来流风中所包含湍流的时间尺度和/或空间尺度；

桨距角调整模块，用于根据所述湍流的时间尺度和/或空间尺度对位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整，所述湍流的时间尺度决定湍流的影响时间，所述湍流的空间尺度决定湍流扩散的距离。

8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述尺度计算模块包括：相关计算单元，用于选取所述风速时间序列中任一时刻风速值作为延迟起始风速，顺次计算所述延迟起始风速与后续各风速值之间的相关系数；

时间尺度确定单元，用于如果所述相关系数小于预设值，则将相应的后续所述风速值对应时刻相对于延迟起始时刻的延迟量作为一个所述湍流的时间尺度。

9.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述相关计算单元还用于：以所述相关系数小于预设值对应的所述后续风速值作为新的所述延迟起始风速，并顺次计算更新后的所述延迟起始风速与后续各风速值之间的相关系数。

10.根据权利要求8或9所述的装置，其特征在于，所述尺度计算模块还包括：平均风速计算单元，用于对所述风速时间序列进行时间分仓，并计算各仓段的平均风速值；

空间尺度确定单元，用于将各所述湍流的时间尺度与对应仓段的所述平均风速值的乘积定义为对应的所述湍流的空间尺度。

11.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述桨距角调整模块包括：类别模式分类单元，用于对所述湍流的时间尺度内风速值的平均值、所述湍流的时间尺度和所述湍流的空间尺度进行预定类别个数的聚类处理，得出相应个数的风况类别模式；

桨距角调整单元，用于根据各所述风况类别模式，对位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整。

12.根据权利要求11所述的装置，其特征在于，所述桨距角调整单元具体用于：如果所述风况类别模式中，所述湍流的时间尺度、所述湍流的空间尺度和所述风速值的平均值分别大于各自的预设值，则增大位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角；

如果所述风况类别模式中，所述湍流的时间尺度、所述湍流的空间尺度和所述风速值的平均值分别不大于各自的所述预设值，则减小或不调整位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角。

说明书全文

风力发电机组变桨控制方法和装置

技术领域

[0001] 本发明涉及风电技术领域，尤其涉及一种风力发电机组变桨控制方法和装置。

背景技术

[0002] 风力发电机组(简称“风电机组”)主要吸收垂直于叶轮平面的风速来进行风力发电，而由于边界层效应，导致吹向叶轮平面的风中含有大量的湍流，湍流里边携带者大量的风能。不同尺度的湍流含有不同的风能量，为了使机组能够尽可能的吸收更多的风能，很有必要对来流风中的湍流尺度做出判别，并对风电机组进行适应性控制操作，以使风电机组最大程度吸收风能，同时不受湍流载荷的影响。

发明内容

[0003] 本发明提供一种风力发电机组变桨控制方法和装置，以实现基于对来流风向湍流的分析，控制风电机组进行最大风能吸收，同时降低风电机组所承受的湍流载荷的影响。

[0004] 为达到上述目的，本发明的实施例提供了一种风力发电机组变桨控制方法，包括：采集风电机组处来流风的风速，并形成风速时间序列；根据所述风速时间序列，计算所述来流风中所包含湍流的时间尺度和/或空间尺度；根据所述湍流的时间尺度和/或空间尺度对位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整。

[0005] 本发明的实施例还提供了一种风力发电机组变桨控制装置，所述装置包括：风速采集模块，用于采集风电机组处来流风的风速，并形成风速时间序列；尺度计算模块，用于根据所述风速时间序列，计算所述来流风中所包含湍流的时间尺度和/或空间尺度；桨距角调整模块，用于根据所述湍流的时间尺度和/或空间尺度对位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整。

[0006] 本发明实施例提供的风力发电机组变桨控制方法和装置，通过计算各风电机组处来流风中包含的湍流的时间尺度和/或空间尺度，并根据湍流的时间尺度和/或空间尺度对位于该风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整，从而控制风电机组进行最大风能吸收，同时降低风电机组所承受的湍流载荷的影响。

附图说明

[0007] 图1为本发明提供的风力发电机组变桨控制方法一个实施例的方法流程图；

[0008] 图2为本发明提供的风力发电机组变桨控制方法另一个实施例的方法流程图；

[0009] 图3为本发明提供的风力发电机组变桨控制装置一个实施例的结构框图；

[0010] 图4为本发明提供的尺度计算模块的结构框图；

[0011] 图5为本发明提供的桨距角调整模块的结构框图。

具体实施方式

[0012] 本发明的发明构思，是基于各风电机组处来流风中包含的湍流的时间尺度和/或空间尺度，分析湍流所影响的范围和影响的大小，然后根据湍流的时间尺度和/或空间尺度的具体值，对位于该风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整，从而控制风电机组进行最大风能吸收，同时降低风电机组所承受的湍流载荷的影响。

[0013] 实施例一

[0014] 图1为本发明提供的风力发电机组变桨控制方法一个实施例的方法流程图，该方法的执行主体可以为风电机组的变桨控制器。如图1所示，该风力发电机组变桨控制方法具体包括：

[0015] S110，采集风电机组处来流风的风速，并形成风速时间序列。

[0016] 具体地，设置在风电机组上的风速检测设备可检测风电机组处来流风的风速，由于风速检测设备通常安装在机舱外罩上，位于叶片平面的后方，因此检测到的风中包含由叶片的边界层效应导致的湍流。湍流里携带着大量的风能，且不同尺度的湍流包含的能量不同。为了使风电机组能够尽可能的吸收更多的风能，需要对湍流的尺度进行辨别。

[0017] 首先，通过风速检测设备周期性检测位于风电机组处的来流风的风速，并按时间顺序形成风速时间序列。

[0018] 在生成风速时间序列之后，可继续执行：

[0019] S120，根据风速时间序列，计算来流风中所包含湍流的时间尺度和/或空间尺度。

[0020] 湍流积分尺度是表征各种湍流涡旋中最经常出现，起主导作用的湍涡的大小，定义为湍流相关系数的无穷积分，可以用时间或者空间来量度。

[0021] 本实施例中，根据风速时间序列来计算来流风中包含的湍流的时间尺度和/或空间尺度。根据这两个积分尺度中的至少一种来衡量各风电机组处来流风中湍流的大小。

[0022] 具体地，可根据自相关函数：

[0023]

[0024] 求解风速的相关系数Rxx(τ)，即求解时间t时刻的风速x(t)与时间t+τ时刻风速x(t+τ)乘积的平均值，如表1所示，对采集到的7秒钟风速数据(采样周期为7秒)进行分析，以21秒做一次分仓，同时求解出21秒风速的平均风速首先令t＝0，对应风速x0，然后分别令τ＝0，7，14，21…，对应风速xt+τ，然后分别求解相关系数Rxx(τ)，同时对每次时延处求得的相关系数进行评判，从而评估得到湍流的时间尺度，对湍流的时间尺度内对速度进行积分，从而得到湍流的空间尺度。

[0025] 表1风数据样例

[0026]

[0027] S130，根据湍流的时间尺度和/或空间尺度对位于风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整。

[0028] 具体地，湍流的时间尺度决定了湍流的影响时间，而湍流的空间尺度决定了湍流扩散的距离。根据湍流的这两个积分尺度特性，即可辨别位于风电机组的后排风电机组是否受到前排风电机组处湍流的影响，以及影响的程度。然后，根据这一辨别结果适应性调整后排风电机组的桨距角从而控制风电机组捕获风能的多少。

[0029] 理论上，湍流的时间尺度和/或空间尺度越大，则该湍流对顺风方向环境的影响就越大。其中，湍流的时间尺度反应了湍流在顺风方向的影响时间长短；湍流的空间尺度反应了湍流在顺风方向的影响距离。

[0030] 在判断湍流的影响时，可以分别考虑湍流的时间尺度的影响以及空间尺度的影响，也可以将这两种尺度相结合来考虑湍流的影响。例如，在依据湍流的时间尺度和/或空间尺度判断前排风电机组处的湍流会影响到后排风电机组时，则可适应性减小后排风电机组的桨距角，以捕获更大的风能；但是如果湍流影响过大，会对后排风电机组造成严重的机械载荷，则此时应适当调大后排风电机组的桨距角，以降低湍流导致的机械载荷，达到延长风电机组寿命的目的；又或者，前排风电机组处的湍流不会扩散到后排风电机组时，则维持后排风电机组的正常控制。

[0031] 本实施例中，仅以上述两种调整方式进行举例说明，在具体应用场景中，本领域技术人员还可出于其他因素的考虑，基于前排风电机组处湍流的时间尺度和/或空间尺度对位于后排风电机组的桨距角进行调整，以适应不同控制需求。

[0032] 本发明实施例提供的风力发电机组变桨控制方法，通过计算各风电机组处来流风中包含的湍流的时间尺度和/或空间尺度，并根据湍流的时间尺度和/或空间尺度对位于该风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整，从而控制风电机组进行最大风能吸收，同时降低风电机组所承受的湍流载荷的影响。

[0033] 实施例二

[0034] 图2为本发明提供的风力发电机组变桨控制方法另一个实施例的方法流程图，可视为图1所示方法实施例的具体实现方式。如图2所示，该风力发电机组变桨控制方法具体包括：

[0035] S210，采集风电机组处来流风的风速，并形成风速时间序列。步骤S210与前述步骤S110内容相同。

[0036] 在步骤S210之后，可继续执行S120，根据风速时间序列，计算来流风中所包含湍流的时间尺度和/或空间尺度，具体地，以下分别给出了计算湍流的时间尺度和空间尺度的相应方式。其中：

[0037] 计算湍流的时间尺度的方式包括S220～S230。

[0038] S220，选取风速时间序列中任一时刻风速值作为延迟起始风速，顺次计算延迟起始风速与后续各风速值之间的相关系数。

[0039] 例如，以表1所示，对采集到的7秒钟风速数据(采样周期为7秒)进行分析，令t＝0时刻的风速x0为延迟起始风速，顺次计算该延迟起始风速与后续各风速值之间的相关系数；然后分别令τ＝0，7，14，21…，对应风速xt+τ，然后分别求解相关系数Rxx(τ)。

[0040] S230，如果相关系数小于预设值，则将相应的后续风速值对应时刻相对于延迟起始时刻的延迟量作为一个湍流的时间尺度。

[0041] 对于每次时延处求得的相关系数Rxx(τ)进行评判，当求解的相关系数小于预设值，如小于0.05时，记录此时的时延τ，并作为当前湍流的时间尺度。

[0042] 在此之后，以相关系数小于预设值时对应的后续风速值作为新的延迟起始风速，并顺次计算更新后的延迟起始风速与后续各风速值之间的相关系数。

[0043] 例如，以上述确定的时延τ时刻对应的风速xt+τ代替t＝0时的风速值，然后再次计算此风速值与时延τ分别等于0，7，14…处对应的风速值乘积的平均值，即相关系数，同时判别每次求得的相关系数是不是小于0.05，以此类推，每次记录下来的τ定义为对应湍流的时间尺度，单位为秒。

[0044] 在计算完成湍流的时间尺度后，以下介绍湍流的空间尺度的具体计算方式，包括S240～250：

[0045] S240，对风速时间序列进行时间分仓，并计算各仓段的平均风速值。

[0046] 具体地，如表1所示，可对风速时间序列采集到的7秒钟风速数据(采样周期为7秒)进行分析，以21秒做一次分仓(每个仓段对应的时间长度为21秒)，同时求解出21秒风速的平均风速

[0047] S250，将各湍流的时间尺度和与该时间尺度对应的仓段的平均风速值的乘积定义为对应的湍流的空间尺度。

[0048] 具体地，如表1所示，将求解出的各湍流的时间尺度，与该时间尺度所对应的仓段内的平均风速值，即21秒风速的平均风速的乘积作为湍流的空间尺度。

[0049] 在此基础上，以下示出了执行步骤S130，根据湍流的时间尺度和空间尺度对位于风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整的过程的具体实现方式，包括执行如下步骤S260～S270。

[0050] S260，对湍流的时间尺度内风速值的平均值、湍流的时间尺度和湍流的空间尺度进行预定类别个数的聚类处理，得出相应个数的风况类别模式。

[0051] 具体地，依据对应时间尺度内风速值的平均值、时间尺度和空间尺度三个变量利用聚类分析的算法，如分为划分法(Partitioning Methods)、层次法(Hierarchical Methods)、基于密度的方法(density-based methods)、基于网格的方法(grid-based methods)、基于模型的方法(Model-Based Methods)对其进行分类。

[0052] 较为简单的，本实施例采用Kmeans聚类算法对上述三个变量进行分类。如表1所示，聚类处理后得到预定个数的风况类别模式，即风况模式。每种风况模式均对应了一种风况表现形式。

[0053] S270，根据各风况类别模式，对位于风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整。

[0054] 具体地，偏航控制系统可根据风况类别做出相应的匹配和动作，比如若是风况1，从表1数据可以清晰的看出，其对应的时间尺度和空间尺度在对应风速段内都最大，这时后排风电机组应该根据与前一排风电机组的实际间距和该湍流的空间尺度做差，评判该湍流在到达后排风机叶轮之前是否扩散掉。若空间尺度大于前后风电机组间距，则说明该湍流会对后排风电机组产生很大作用，有必要提前变桨以应对载荷的过大对风电机组带来的破坏，暂时降低风电机组对风能的吸收能力。对于风况4，时间尺度和空间尺度都很小，说明都是小湍流，不会对后排风电机组产生太大影响，可以调整后排风电机组桨矩角，以获得最大风能为主。

[0055] 例如，如果风况类别模式中，湍流的时间尺度、湍流的空间尺度和风速值的平均值分别大于各自的预设值，则增大位于风电机组的后排风电机组的桨距角；以降低湍流对后排风电机组的载荷破坏。

[0056] 如果风况类别模式中，湍流的时间尺度、湍流的空间尺度和风速值的平均值分别不大于各自的预设值，则减小或不调整位于风电机组的后排风电机组的桨距角，以保证风电机组最大获取风能，稳定且高效率进行发电。

[0057] 这里需要说明的是，本实施例中涉及的各预设值，均可通过对历史数据的学习得出，或通过经验丰富的技术人员的工作经验确定。

[0058] 本发明提供的风力发电机组变桨控制方法，在图1所示方法实施例的基础上，示出了计算湍流的时间尺度以及空间尺度的具体方式。同时，还引用聚类算法通过对湍流的时间尺度和/或空间尺度以及平均风速等数据进行分类，并依据得到的具体类别，对位于风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整，提高了对变桨控制的准确度。

[0059] 以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。

[0060] 实施例三

[0061] 图3为本发明提供的风力发电机组变桨控制装置一个实施例的结构框图，可执行如图1所示方法步骤。如图3所示，该风力发电机组变桨控制装置包括：风速采集模块310、尺度计算模块320和桨距角调整模块330，其中：

[0062] 风速采集模块310，用于采集风电机组处来流风的风速，并形成风速时间序列；尺度计算模块320，用于根据风速时间序列，计算来流风中所包含湍流的时间尺度和/或空间尺度；桨距角调整模块330，用于根据湍流的时间尺度和/或空间尺度对位于风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整。

[0063] 进一步地，如图4所示，上述尺度计算模块320具体包括：相关计算单元321，用于选取风速时间序列中任一时刻风速值作为延迟起始风速，顺次计算所述延迟起始风速与后续各风速值之间的相关系数；时间尺度确定单元322，用于如果相关系数小于预设值，则将相应的后续风速值对应时刻相对于延迟起始时刻的延迟量作为一个湍流的时间尺度。

[0064] 进一步地，相关计算单元321还用于：以相关系数小于预设值对应的后续所述风速值作为新的所述延迟起始风速，并顺次计算更新后的延迟起始风速与后续各风速值之间的相关系数。

[0065] 进一步地，如图4所示，上述尺度计算模块320具体还包括：平均风速计算单元323，用于对风速时间序列进行时间分仓，并计算各仓段的平均风速值；空间尺度确定单元324，用于将各湍流的时间尺度与对应仓段的平均风速值的乘积定义为对应的湍流的空间尺度。

[0066] 进一步地，如图5所示，上述桨距角调整模块330包括：类别模式分类单元331，用于对湍流的时间尺度内风速值的平均值、湍流的时间尺度和湍流的空间尺度进行预定类别个数的聚类处理，得出相应个数的风况类别模式；桨距角调整单元332，用于根据各风况类别模式，对位于风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整。

[0067] 具体地，所述桨距角调整单元332具体用于，如果风况类别模式中，湍流的时间尺度、湍流的空间尺度和风速值的平均值分别大于各自的预设值，则增大位于所述风电机组的后排风电机组的桨距角；如果风况类别模式中，湍流的时间尺度、湍流的空间尺度和风速值的平均值分别不大于各自的预设值，则减小或不调整位于风电机组的后排风电机组的桨距角。

[0068] 本发明实施例提供的风力发电机组变桨控制装置，通过计算各风电机组处来流风中包含的湍流的时间尺度和/或空间尺度，并根据湍流的时间尺度和/或空间尺度对位于该风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整，从而控制风电机组进行最大风能吸收，同时降低风电机组所承受的湍流载荷的影响。

[0069] 进一步地，在图3所示装置实施例的基础上，图4示出了计算湍流的时间尺度以及空间尺度的具体结构。同时，图5所示功能结构还引用聚类算法通过对湍流的时间尺度和/或空间尺度以及平均风速等数据进行分类，并依据得到的具体类别，对位于风电机组的后排风电机组的桨距角进行调整，提高了对变桨控制的准确度。

[0070] 最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

标题	发布/更新时间	阅读量
风力发电机组-专利编号CN107420274A	2020-05-12	662
风力发电机组-专利编号CN107255065A	2020-05-12	646
风力发电机组-专利编号CN109944746A	2020-05-11	754
风力发电机组-专利编号CN106762465B	2020-05-11	74
风力发电机组-专利编号CN102889182B	2020-05-12	315
风力发电机组-专利编号CN103470453A	2020-05-13	215
风力发电机组-专利编号CN102619699A	2020-05-13	61
风力发电机组-专利编号CN103470453B	2020-05-13	208
风力发电机组-专利编号CN108005862A	2020-05-11	663
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风力发电机组变桨控制方法和装置

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