CN119195976A - 风力发电机组的净空保护方法及风力发电机组 - Google Patents

Abstract

本公开提供一种风力发电机组的净空保护方法及风力发电机组，所述净空保护方法包括：基于测量得到的风速数据，确定在风力发电机组的叶轮的第一位置的第一风速和在所述叶轮的第二位置的第二风速；确定所述第一风速在到达所述叶轮之前的预设时间段内的第一累积量，并且确定所述第二风速在所述预设时间段内的第二累积量；基于所述第一累积量与所述第二累积量，确定所述第一位置与所述第二位置之间的在特定方向上的风剪切；基于所述风剪切进行净空保护。根据本公开的风力发电机组的净空保护方法及风力发电机组解决了现有的净空保护方案存在滞后性而无法及时有效控制叶片净空的问题，可以提前采取净空保护，使得净空保护控制更及时有效。

Description

风力发电机组的净空保护方法及风力发电机组

技术领域

本公开涉及风力发电领域，更具体地，涉及一种风力发电机组的净空保护方法及风力发电机组。

背景技术

随着风力发电机组的叶轮直径和整机容量的增大，整机成本制约较大，风力发电机组的净空问题成为叶片设计的主要制约因素之一，在相关的风力发电机组整机制造过程中，普遍采用净空测量模块来实时测量叶片净空值，进行净空保护。

然而，在实时测量净空值进行保护的方案中，通常是在测量到净空值低于一定值的情况下净空保护控制才做出响应，其响应速度可能较慢，存在一定的滞后性，在净空保护的要求较高或者机组所面对的风况较复杂的情况下，可能无法及时有效控制叶片净空，存在叶片扫塔风险。

发明内容

鉴于现有的净空保护方案存在滞后性而无法及时有效控制叶片净空的问题，本公开提供一种风力发电机组的净空保护方法及风力发电机组。

本公开的第一方面提供一种风力发电机组的净空保护方法，所述净空保护方法包括：基于测量得到的风速数据，确定在风力发电机组的叶轮的第一位置的第一风速和在所述叶轮的第二位置的第二风速；确定所述第一风速在到达所述叶轮之前的预设时间段内的第一累积量，并且确定所述第二风速在所述预设时间段内的第二累积量；基于所述第一累积量与所述第二累积量，确定所述第一位置与所述第二位置之间的在特定方向上的风剪切；基于所述风剪切进行净空保护。

可选地，通过以下方式确定所述第一风速和所述第二风速：基于测风设备获取由来风侧指向所述叶轮的多个路径上的多个点处的风速数据；根据所述风速数据、每个路径的指向、所述多个点中的每个点距所述叶轮的距离以及所述叶轮上在当前时刻的风速处理参数，确定每个路径上在当前时刻的合成风速；基于每个路径上在当前时刻的合成风速，确定在当前时刻的所述第一风速和所述第二风速。

可选地，针对每个路径，通过以下方式确定所述合成风速：基于所述叶轮上在当前时刻的风速处理参数以及所述多个点中的每个点距所述叶轮的距离，确定与每个点对应的目标时刻，其中，与每个点对应的目标时刻表示在当前时刻运动到最近测量点的风处于该点处的时刻，所述最近测量点为所述多个点中距叶轮最近的点；根据所述风速数据，确定每个点在对应的目标时刻的风速的测量数据；基于每个点在对应的目标时刻的风速的测量数据和每个路径的指向，确定所述合成风速。

可选地，所述叶轮上在当前时刻的风速处理参数基于在前一时刻的所述第一风速和前一时刻的所述第二风速来确定。

可选地，通过以下方式确定所述第一累积量和所述第二累积量：基于所述第一风速在所述预设时间段内的积分，确定所述第一累积量；基于所述第二风速在所述预设时间段内的积分，确定所述第二累积量。

可选地，所述第一位置为所述叶轮的上侧，所述第二位置为所述叶轮的下侧，其中，所述预设时间段小于最近测量时间，所述最近测量时间为基于所述风速数据中距所述叶轮的最近测量距离和所述叶轮上在当前时刻的风速处理参数所得到的时间。

可选地，基于所述风剪切进行净空保护，包括：响应于所述风剪切满足不同的预设条件，采取不同的变桨控制策略，其中，所述变桨控制策略包括以下中的至少一者：基于统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨；基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨；基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨，并且对所述风力发电机组的发电功率进行限制；控制所述风力发电机组停机。

可选地，所述响应于所述风剪切满足不同的预设条件，采取不同的变桨控制策略，包括：响应于所述风剪切与第一阈值满足第一预设条件，基于统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨；响应于所述风剪切处于所述第一阈值与第二阈值之间，基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨；响应于所述风剪切处于所述第二阈值与第三阈值之间，基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨，并且对所述风力发电机组的发电功率进行限制；响应于所述风剪切与所述第三阈值满足第二预设条件，控制所述风力发电机组停机，其中，所述第二阈值处于所述第一阈值与所述第三阈值之间。

可选地，所述基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨，包括：响应于所述风力发电机组的叶片处于预设方位角范围内，基于独立变桨控制，确定所述叶片的附加变桨角度参考值；基于统一变桨控制，确定所有叶片的统一变桨角度参考值；基于所述附加变桨角度参考值和所述统一变桨角度参考值，控制所述风力发电机组变桨。

本公开的第二方面提供一种计算机设备，所述计算机设备包括：至少一个处理器；至少一个存储计算机可执行指令的存储器，其中，所述计算机可执行指令在被所述至少一个处理器运行时，促使所述至少一个处理器执行根据本公开的示例性实施例所述的风力发电机组的净空保护方法。

本公开的第三方面提供一种风力发电机组，所述风力发电机组包括根据本公开的示例性实施例所述的计算机设备。

本公开的第四方面提供一种计算机可读存储介质，当所述计算机可读存储介质中的指令被至少一个处理器运行时，促使所述至少一个处理器执行根据本公开的示例性实施例所述的风力发电机组的净空保护方法。

根据本公开的风力发电机组的净空保护方法及风力发电机组，可以基于测量得到的风速数据，确定在叶轮的不同位置第一风速和第二风速，并且可以基于第一风速和第二风速确定在到达叶轮之前的一段时间内的第一累积量和第二累积量，从而可以基于第一累积量和第二累积量，确定风剪切，以进行净空保护，如此，通过基于风速在一段时间内的累积量来确定的风剪切可以反映出风的变化趋势和能量累积的情况，从而有利于预判叶片扫塔风险，提前采取净空保护，使得净空保护控制更及时有效。

附图说明

图1是示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空保护方法的示意性流程图。

图2是示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空保护方法中确定第一风速和第二风速的步骤的示意性流程图。

图3是示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空保护方法中获取风速数据的示意图。

图4是示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空保护方法中确定合成风速的步骤的示意性流程图。

图5是示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空保护方法中的第一风速和第二风速的变化示意图。

图6和图7是示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空保护方法中的第一累积量和第二累积量的示意图。

图8是示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空保护方法中的控制风力发电机组变桨的步骤的示意性流程图。

图9是示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空保护方法中风力发电机组变桨方位角和净空保护的示意图。

图10是示出采用根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空保护方法执行独立变桨控制前后叶片净空时序的示意图。

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。

鉴于前述问题，本公开的示例性实施例提供风力发电机组的净空保护方法、风力发电机组、计算机设备以及计算机可读存储介质，以解决或至少缓解相关技术中存在的问题。

根据本公开的示例性实施例的第一方面，提供一种风力发电机组的净空保护方法。该净空保护方法可以包括以下步骤：

如图1所示，在步骤S110，可以基于测量得到的风速数据，确定在风力发电机组的叶轮的第一位置的第一风速和在叶轮的第二位置的第二风速。

在该步骤中，风速数据可以是通过诸如激光测距雷达、视频相机和毫米波测距雷达等的测风设备测量得到的，然而本公开的实施例不限于此，也可以通过其他设备或方式获取。

第一位置和第二位置可以是叶轮上的不同位置，作为示例，第一位置可以为叶轮的上侧，第二位置可以为叶轮的下侧，然而其不限于此，例如，第一位置也可以为叶轮的上侧偏右的位置，第二位置可以为叶轮的下侧偏左的位置。

作为示例，第一风速和第二风速可以是对风速数据进行风速重构得到的。例如，可以通过以下方式确定第一风速和第二风速：

如图2所示，在步骤S210，可以基于测风设备获取由来风侧指向叶轮的多个路径上的多个点处的风速数据。

在风由来风侧吹到叶轮的过程中，风速可能是变化的，这里，可以获取指向叶轮的多个路径上的多个点处的风速，从而可以更立体、更准确地分析风速的变化趋势。多个路径可以具有不同的指向。

例如，如图3所示，以测风设备为四光束脉冲式激光雷达为例，可以同时测量多个距离门的风速数据，可以获取各光束在多个距离门处的风速，例如，可以选取四个光束形成的四个路径S1、S2、S3和S4，分别测量每个路径上在两个距离门处的风速，例如路径S1上的点P11和点P12、路径S2上的点P21和点P22、路径S3上的点P31和点P32以及路径S4上的点P41和点P42。如此，点P11、点P21、点P31和点P41可以在同一平面内，点P12、点P22、点P32和点P42可以在同一平面内。

需要说明的是，尽管上面以四个路径、每个路径上两个点为例获取风速数据，但是本公开的实施例不限于此，可以选取更多或更少的路径，和/或，每个路径上可以选取更多或更少的点。

在步骤S220，可以根据风速数据、每个路径的指向、多个点中的每个点距叶轮的距离以及叶轮上在当前时刻的风速处理参数，确定每个路径上在当前时刻的合成风速。

作为示例，每个路径的指向可以通过该路径与水平线之间的夹角表示，但是其不限于此，也可以通过其他方式表示，例如与竖直线之间的夹角、与另一路径之间的夹角、矢量坐标等。具体来说，路径的延伸方向可以是任意的，例如通过激光雷达发出的光束方向可以是发散的，在计算合成风速的情况下，可以将路径的延伸方向转换到垂直于叶轮面的方向，因此，可以通过通过该路径与垂直于叶轮面的水平线之间的夹角表示路径的指向。

每个点距叶轮的距离例如可以是该点所在的距离门到叶轮的距离，该距离例如可以在测风设备处读取。

风速处理参数例如可以是平均风速，然而其不限于此，也可以是能够表征叶轮处的风速情况的其他风速参数，例如叶轮整体的等效风速等。

在一示例中，风速处理参数可以通过安装在叶轮处或在叶轮附近的风速仪测量得到；在另一示例中，叶轮上在当前时刻的风速处理参数可以基于在前一时刻的第一风速和前一时刻的第二风速来确定，例如可以为前一时刻的第一风速和前一时刻的第二风速的平均风速。在基于第一风速和第二风速确定风速处理参数的示例中，可以建立风速在时序上的关联性，使得到的风速处理参数更符合实际风速的变化趋势，更能够反映出叶轮上的风速特点。

在该步骤S220中，基于风速数据、每个路径的指向、多个点中的每个点距叶轮的距离以及叶轮上在当前时刻的风速处理参数，可以对每个路径上各点的风速进行合成，得到路径上的合成风速，该合成风速例如可以表征该路径上的各点处的风运动到叶轮时的风速的平均值。

作为示例，针对每个路径，可以通过以下方式确定合成风速：

如图4所示，在步骤S410，可以基于叶轮上在当前时刻的风速处理参数以及多个点中的每个点距叶轮的距离，确定与每个点对应的目标时刻。

在该步骤中，与每个点对应的目标时刻表示在当前时刻运动到最近测量点的风处于该点处的时刻，这里，最近测量点为每个路径的多个点中距叶轮最近的点。具体来说，风是一直运动的，当前时刻吹到最近测量点的风在之前的目标时刻会经过上述路径上的点，该目标时刻与该点到最近测量点的距离以及风速有关。作为示例，最近测量点可以在距叶轮最近的距离门上，每个点与最近测量点之间的距离可以为该点所在的距离门与距叶轮最近的距离门之间的距离。

以风速处理参数为叶轮上在当前时刻的平均风速为例，可以利用每个点距最近测量点的距离除以该平均风速，得到风从该点运动到最近测量点的运动时间，从而可以基于当前时刻和该运动时间，计算得到目标时刻。

例如，以图3为例，基于点P12距叶轮的距离x_j、最近测量点的距离x₁以及叶轮的平均风速可以确定风从点P12运动到叶轮所需的时间Δt₁₂，即从而基于当前时刻t，则可以确定目标时刻为(t-Δt₁₂)。依次类推，可以确定每个路径上的每个点所对应的目标时刻。

在步骤S420，可以根据风速数据，确定每个点在对应的目标时刻的风速的测量数据。

在确定每个点所对应的目标时刻的情况下，可以从风速数据中提取该点在对应的目标时刻的风速，例如可以为RWS_ij(t-Δt_ij)。

在步骤S430，可以基于每个点在对应的目标时刻的风速的测量数据和每个路径的指向，确定合成风速。

作为示例，在获取路径上所有点在对应的目标时刻的风速的情况下，可以计算这些点在特定方向上的平均风速。

例如，可以通过下式(1)来表示第i个路径在当前时刻的合成风速U_Beami(t)：

其中，i表示路径的编号，例如对于四光束雷达而言，i的取值可以为1、2、3、4；j表示路径上的点的编号，例如可以为距离门的编号；θ_i表示第i个路径的指向，例如路径与水平线之间的夹角；t表示当前时刻；x_j表示第j个点的测量距离，例如第j个距离门的测量距离；x₁表示第1个点的测量距离；u表示当前时刻的风速处理参数，例如平均风速；RWS_ij(x)表示第i个路径的第j个点在x时刻的沿着路径方向的风速的测量值，n表示路径上的点的数量，例如距离门的数量。

这里，由于采用了测风设备实时测量叶轮前方的风速，并且可以将风速换算到第1个点的测量距离处，从而可以提前识别风险风况，以提前变桨，使得变桨净空保护控制更有效。

通过上述方式确定合成风速，可以综合考虑每个路径上的多个点的风速来确定该路径的总合成风速，从而可以反映出整条路径上风速状态，使得后续风速计算更准确。

在步骤S230，可以基于每个路径上在当前时刻的合成风速，确定在当前时刻的第一风速和第二风速。

在该步骤中，可以利用各路径的合成风速，确定第一风速和第二风速。具体来说，如上面所述，每个合成风速可以反映出对应路径上的风速状态，在得到多个路径的合成风速的情况下，则可以通过将这些合成风速进一步融合得到第一位置处的第一风速和第二位置处的第二风速。

在第一位置为叶轮的上侧、第二位置为叶轮的下侧的示例中，以图3为例，根据各路径的编号对应的测量方位，假定路径S1和路径S2表示叶轮上侧的两个路径，路径S3和路径S4表示叶轮下侧的两个路径，则可以获得例如为叶轮上侧等效风速的第一风速以及例如为叶轮下侧等效风速的第二风速。

具体地，可以通过下式(2)和(3)来表示第一风速U₁和第二风速U₂：

如此，可以基于风速数据重构得到期望位置的第一风速和第二风速，通过上述风速重构方法得到的第一风速和第二风速更能够反映出相应位置的风速状态，使得对风速的预判更加准确，从而提高净空控制效果。

尽管上面给出了风速重构的一示例，然而其不限于此，可以根据风速数据的测量位置、测量方式等不同，采用其他风速重构方法。

此外，尽管上面描述了通过风速重构的方式得到第一风速和第二风速，然而第一风速和第二风速的确定方式不限于此，例如风速数据中可以包括第一位置附近和第二位置附近的风速数据，从而可以利用第一位置附近和第二位置附近的风速数据通过差值、拟合等方式得到第一风速和第二风速。

在步骤S120，可以确定第一风速在到达叶轮之前的预设时间段内的第一累积量，并且确定第二风速在预设时间段内的第二累积量。

在该步骤中，由于测风设备测量的是叶轮前方的风速，使用风速在到达叶轮之前的预设时间段内的累积量来判断风况，可以确保提前识别存在叶片扫塔风险的风况并且及时进行机组控制。这里，叶片扫塔可以是指风力发电机组运行过程中出现的叶片撞击塔筒故障，可能发生在极端天气。

第一风速和第二风速例如可以是变化的，图5示出了第一风速和第二风速在时序上变化的趋势，如图5所示，第一风速可以先随时间逐渐减小，直至t₀时刻，然后可以随时间逐渐增大；第二风速可以先随时间逐渐增大，直至t₀时刻，然后可以随时间逐渐减小。在t₀时刻，第一风速处于其整个变化曲线中的最小值，第二风速处于其整个变化曲线中的最大值。这里，图5意在于示出风速的变化趋势，因此未给出具体的数值。

作为示例，累积量可以是风速在时间上的累积，例如可以基于第一风速在预设时间段内的积分，确定第一累积量，可以基于第二风速在预设时间段内的积分，确定第二累积量。

以图5的速度曲线为例，可以将速度曲线的包络面积作为风速的累积量，如图6和图7所示，第一累积量为第一风速曲线U₁(t)在预设时间段内的第一包络面积s₁，第二累积量为第二风速曲线U₂(t)在预设时间段内的第二包络面积s₂。第一包络面积s₁和第二包络面积s₂可以通过下式(4)和式(5)来表示：

其中，t_now表示当前时刻，Δt表示预设时间段，t_now-Δt表示在当前时刻之前预设时间段的时刻。

这里，作为示例，预设时间段可以是任意长度的一段时间。例如，预设时间段可以小于最近测量时间，最近测量时间可以为基于风速数据中距叶轮的最近测量距离和叶轮上在当前时刻的风速处理参数所得到的时间，例如但不限于最近测量距离除以当前时刻的风速处理参数得到的时间。

例如，预设时间段Δt可以满足下面的表达式(6)：

其中，x₁为风速数据中距叶轮的最近测量距离，为叶轮上在当前时刻的风速处理参数，例如可以为平均风速。

此外，通过使得预设时间段小于风速以当前风速处理参数从最近测量距离运动到叶轮所需的时间，可以进一步确保提前识别风险风况。

此外，作为示例，在确定第一累积量和第二累积量之前，还可以对第一风速和第二风速进行滤波处理。例如，可以对第一风速和第二风速进行一阶低通滤波处理，获得滤波后风速值，通过对风速进行滤波，可以提高控制的稳定性。然而，滤波处理的方式不限于上述示例，也可以采用其他滤波方式，本公开对此不作特别限制。

在步骤S130，可以基于第一累积量与第二累积量，确定第一位置与第二位置之间的在特定方向上的风剪切。

在该步骤中，特定方向例如可以是竖直方向，然而其不限于此，也可以是其他方向，例如与竖直方向呈一定角度。

风剪切(也称为风切变)是一种大气现象，其可以表示具有风向、风速的风矢量在空中水平和/或垂直等距离上的变化，风剪切可以包括正剪切和负剪切。例如，垂直风剪切可以是指风矢量在空中垂直距离上的变化，其可以包括正剪切和负剪切，其中，垂直负剪切可以表现为低距离风速值大于高距离风速值，垂直正剪切可以表现为高距离风速值大于低距离风速值。

在该步骤中，风剪切例如可以基于第一累积量与第二累积量之间的差异来确定，例如为第一累积量与第二累积量之差或者第二累积量与第一累积量之差。

例如，在第一位置为叶轮上侧、第二位置为叶轮下侧的示例中，以上述式(4)和式(5)为例，对于上风型风力发电机组(upwind wind turbine)而言，风剪切V_{shear_diff}可以通过下面的式(7)来表示：

V_{shear_diff}＝s₁-s₂(7)

在上面的示例中，上风型风力发电机组指的是叶轮在风的方向上安装在机舱的前方，风将先吹过叶轮后吹过机舱，本公开的实施例还可以应用于下风型风力发电机组(downwind wind turbine)，下风型风力发电机组的叶轮在风的方向上安装在机舱的后方，风将先吹过机舱后吹过叶轮，仍以上述式(4)和式(5)为例，对于下风型风力发电机组而言，风剪切V_{shear_diff}可以通过下面的式(8)来表示：

V_{shear_diff}＝s₂-s₁(8)

在本公开的实施例中，考虑到由于风的形成是因为太阳的辐射造成地球表面受热不均，引起大气层中压力分布不均空气沿水平方向运动，因为气流瞬息万变，因此风的脉动、日变化、季变化以至年际的变化都十分明显，波动很大，极不稳定。因此，本公开的实施例提出的基于风速的累积量来进行风剪切识别，由于统计了预设时间段内的风速变化，通过能量累计的角度更能体现风速的变化趋势，风的能量累积映射到风力发电机组上，对风力发电机组的影响更直观和直接，从而能够更准确地判断风剪切的情况，以及时、准确地进行净空保护。

此外，尽管上面描述了基于第一累积量和第二累积量计算风剪切的示例，但是其不限于此，也可以通过其他方式计算。

在步骤S140，可以基于风剪切进行净空保护。

在该步骤中，例如，可以基于风剪切，确定风力发电机组的变桨控制策略，以通过变桨控制缓解或抵消风剪切所带来的净空减小。

以上面的式(7)为例，在出现垂直负剪切风况时，风剪切V_{shear_diff}可以小于0；以上面的式(8)为例，在出现垂直正剪切风况时，风剪切V_{shear_diff}可以大于0。可以为风剪切设定阈值来识别垂直负剪切风况，在一示例中，可以通过比较风剪切和阈值来确定是否执行净空保护。

作为示例，可以为风剪切设置不同的预设条件，通过分析当前的风剪切和预设条件，采取不同的变桨控制策略。

具体来说，可以响应于风剪切满足不同的预设条件，采取不同的变桨控制策略，其中，变桨控制策略包括以下中的至少一者：基于统一变桨控制，控制风力发电机组变桨；基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制风力发电机组变桨；基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制风力发电机组变桨，并且对风力发电机组的发电功率进行限制；控制风力发电机组停机。

这里，独立变桨控制(individual pitch control，IPC)可以是用于单个叶片的变桨控制，可以针对机组的每个叶片分别确定独立变桨控制参考值。统一变桨控制(collective pitch control，CPC)可以是用于所有叶片的变桨控制，可以针对所有叶片统一确定统一变桨角度。

在一示例中，可以响应于风剪切与第一阈值V_{shear_diff}Thres1满足第一预设条件，基于统一变桨控制，控制风力发电机组变桨。

这里，第一预设条件例如可以是：在风剪切为负剪切的情况下，第一阈值为负，风剪切大于或等于第一阈值V_{shear_diff}Thres1；在风剪切为正剪切的情况下，第一阈值为正，风剪切小于或等于第一阈值V_{shear_diff}Thres1。在此情况下，可以认为当前无扫塔风险，可按照机组正常的控制模式来运行。

在一示例中，可以响应于风剪切处于第一阈值V_{shear_diff}Thres1与第二阈值V_{shear_diff}Thres2之间，基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制风力发电机组变桨。

这里，在第一阈值V_{shear_diff}Thres1为负的情况下，第二阈值V_{shear_diff}Thres2可以小于第一阈值V_{shear_diff}Thres1；在第一阈值为正的情况下，第二阈值V_{shear_diff}Thres2可以大于第一阈值V_{shear_diff}Thres1。在此情况下，风剪切可能会带来叶片扫塔风险，需要执行净空保护，可以在统一变桨控制的基础上引入独立变桨控制，从而通过独立变桨控制来调节不同位置的叶片的变桨角度不同，使得能够平衡风剪切所带来的叶片扫塔风险。

如此，可以在统一变桨控制的基础上引入独立变桨控制，从而通过独立变桨控制来调节不同位置的叶片的变桨角度不同，使得能够平衡风剪切所带来的叶片扫塔风险。

例如，如图8所示，可以通过以下方式基于独立变桨控制和统一变桨控制控制风力发电机组变桨：步骤S810、可以响应于风力发电机组的叶片处于预设方位角范围内，基于独立变桨控制，确定叶片的附加变桨角度参考值；步骤S820、可以基于统一变桨控制，确定所有叶片的统一变桨角度参考值；步骤S830、可以基于附加变桨角度参考值和统一变桨角度参考值，控制风力发电机组变桨。

在统一变桨角度参考值的基础上，可以针对各叶片计算附加变桨角度参考值，从而可以针对每个叶片，将统一变桨角度参考值与附加变桨角度参考值叠加，基于叠加后的参考值控制叶片变桨。

这里，叶轮方位角可以是叶轮沿旋转方向的绝对位置。叶轮方位角可以存在一个零点位置，在旋转过程中从0-360度变化。叶轮的方位角可以直接测量得到，或者也可以测量叶轮的转速，基于叶轮的转速来计算叶轮方位角。

预设方位角范围可以包括叶片指向竖直向下的位置。例如，在零点位置为叶片指向竖直向上的情况下，预设方位角范围可以是180°±30°的范围，在叶片处于该范围内，可以进行独立变桨控制，例如，当叶片处于180°±30°的范围时，可以控制叶片进行收桨动作。例如，如图9所示，可以在叶片处于150°方位角时进行收桨，使得在叶片转动到180°方位角时仍保持收桨的动作，从而减小叶片在经过塔筒前方时所承受的风推力，增大叶片与塔筒间的净空。

通过上述方式，可以直接根据叶轮方位角信息，进行周期性独立变桨，在预设方位角(例如180°)附近执行收桨动作，在实现净空保护的同时，尽可能少地损失发电量。此外，上述参照图8所述的独立变桨控制仅是示例，在该示例中，也可以直接采用三个叶片统一收桨的控制策略来实现净空保护，而无需判断叶轮的方位角。

需要说明的是，独立变桨控制和统一变桨控制可以采用任意方式来实现，图8所示的步骤意在于说明可以将独立变桨控制和统一变桨控制相结合，使得可以在进行净空保护的同时不损失或尽量少地损失发电量。

此外，根据本公开的示例性实施例，由于诸如激光雷达的测风设备通过测量大气中的气溶胶粒子来获得风速信息，因此在气溶胶极少(例如，空气极度干净)或气溶胶极多(例如，处于大雾、雨、雪的天气)环境下，存在测风数据无效的情况，会影响风剪切风况的识别精度，因此，响应于测风设备硬件失效，可以基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制风力发电机组变桨机组，从而一定程度上保护机组的净空安全。

在一示例中，可以响应于风剪切处于第二阈值V_{shear_diff}Thres2与第三阈值V_{shear_diff}Thres3之间，基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制风力发电机组变桨，并且对风力发电机组的发电功率进行限制。

这里，在第二阈值V_{shear_diff}Thres2为负的情况下，第三阈值V_{shear_diff}Thres3可以小于第二阈值V_{shear_diff}Thres2；在第二阈值V_{shear_diff}Thres2为正的情况下，第三阈值V_{shear_ diff}Thres3可以大于第二阈值V_{shear_diff}Thres2。在此情况下，风况恶劣程度可能较高，风剪切带来叶片扫塔风险的可能性较大，在执行净空保护的基础上，还可以对机组进行限功率，以尽可能地在执行独立变桨控制的基础上进一步确保净空安全。

在一示例中，可以响应于风剪切与第三阈值V_{shear_diff}Thres3满足第二预设条件，控制风力发电机组停机，这里，第二阈值V_{shear_diff}Thres2可以处于第一阈值V_{shear_diff}Thres1与第三阈值V_{shear_diff}Thres3之间。

这里，第二预设条件例如可以是：在风剪切为负剪切的情况下，第三阈值为负，风剪切大于或等于第三阈值V_{shear_diff}Thres3；在风剪切为正剪切的情况下，第三阈值为正，风剪切小于或等于第三阈值V_{shear_diff}Thres3。在此情况下，由于风况可能极度恶劣，应立刻触发停机保护。

在上述实例中，第一阈值、第二阈值和第三阈值可以根据实际需要来设定，例如可以通过现场试验或者设计仿真来确定适合的阈值，只要三者满足上述的关系，设置不同程度的阈值，以能够实现对净空的梯度保护即可。

根据上述示例，可以通过递增式的保护方案来进行净空保护，在保证风力发电机组发电量的基础上，完成风力发电机组的净空保护。

根据本公开的风力发电机组的净空保护方法，可以基于测量得到的风速数据，确定在叶轮的不同位置第一风速和第二风速，并且可以确定在到达叶轮之前的一段时间内的第一累积量和第二累积量，从而可以确定风剪切，以进行净空保护，如此，通过基于风速在一段时间内的累积量来确定的风剪切可以反映出风的变化趋势和能量累积的情况，从而有利于预判叶片扫塔风险，提前采取净空保护，使得净空保护控制更及时有效。

下面将参照图10描述采用根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空保护方法执行独立变桨控制的一示例。

以IEC-61400-1标准规定的极端风剪切(Extreme Wind Shear，EWS)下的极端负剪切风况举例，在采用独立变桨控制净空和未采用独立变桨控制净空的情况下，叶片净空在时序上的变化趋势如图10中的曲线所示。

由图10中的趋势可知，在采用独立变桨控制净空的情况下，即使在极端风况下，叶片净空也可以保持基本不变；而在未采用独立变桨控制净空的情况下，叶片净空将减小。这里，图10意在于示出净空的变化趋势，因此省略示出具体净空和时间的数值。

根据本公开的示例性实施例的净空保护方法，可以通过风速重构获得叶轮不同位置的合成风速，从而分析叶片扫塔风险，例如，当整机运行在负剪切风况时(叶轮下侧风速高于叶轮上侧风速)，会导致叶片净空较低，存在叶片扫塔风险。对此，本公开的示例性实施例可以通过基于重构获得的第一风速和第二风速，根据实际风剪切进行主动控制，实现叶片净空保护。

此外，根据本公开的示例性实施例的净空保护方法，可以基于测风设备测风进行风况识别，还可以结合叶轮方位角信息，基于实际风剪切，进行主动控制，例如独立变桨控制，特别是在垂直负剪切风况，进行整机净空保护，降低叶片扫塔风险。

根据本公开的第二方面，提供一种计算机设备，该计算机设备包括：至少一个处理器；至少一个存储计算机可执行指令的存储器，其中，计算机可执行指令在被至少一个处理器运行时，促使至少一个处理器执行根据本公开的示例性实施例所述的风力发电机组的净空保护方法。

作为示例，计算机设备可以是PC计算机、平板装置、个人数字助理、智能手机、或其他能够执行上述指令集合的装置。这里，计算机设备并非必须是单个的电子设备，还可以是任何能够单独或联合执行上述指令(或指令集)的装置或电路的集合体。计算机设备还可以是集成控制系统或系统管理器的一部分，或者可被配置为与本地或远程(例如，经由无线传输)以接口互联的便携式电子设备。

在计算机设备中，处理器可以包括中央处理器(CPU)、图形处理器(GPU)、可编程逻辑装置、专用处理器系统、微控制器或微处理器。作为示例而非限制，处理器还可包括模拟处理器、数字处理器、微处理器、多核处理器、处理器阵列、网络处理器等。

处理器可运行存储在存储器中的指令或代码，其中，存储器还可以存储数据。指令和数据还可经由网络接口装置而通过网络被发送和接收，其中，网络接口装置可采用任何已知的传输协议。

存储器可与处理器集成为一体，例如，将RAM或闪存布置在集成电路微处理器等之内。此外，存储器可包括独立的装置，诸如，外部盘驱动、存储阵列或任何数据库系统可使用的其他存储装置。存储器和处理器可在操作上进行耦合，或者可例如通过I/O端口、网络连接等互相通信，使得处理器能够读取存储在存储器中的文件。

此外，计算机设备还可包括视频显示器(诸如，液晶显示器)和用户交互接口(诸如，键盘、鼠标、触摸输入装置等)。计算机设备的所有组件可经由总线和/或网络而彼此连接。

根据本公开的第三方面，提供一种风力发电机组，该风力发电机组可以包括根据本公开的示例性实施例所述的计算机设备。

例如，该计算机设备可以设置在风力发电机组的控制系统中，以控制机组的变桨。

根据本公开的第四方面，提供一种计算机可读存储介质，当计算机可读存储介质中的指令被至少一个处理器运行时，促使至少一个处理器执行根据本公开的示例性实施例所述的风力发电机组的净空保护方法。

根据本公开的实施例的风力发电机组的净空保护方法可被编写为计算机程序并被存储在计算机可读存储介质上。计算机可读存储介质的示例包括：只读存储器(ROM)、随机存取可编程只读存储器(PROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、随机存取存储器(RAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、闪存、非易失性存储器、CD-ROM、CD-R、CD+R、CD-RW、CD+RW、DVD-ROM、DVD-R、DVD+R、DVD-RW、DVD+RW、DVD-RAM、BD-ROM、BD-R、BD-R LTH、BD-RE、蓝光或光盘存储器、硬盘驱动器(HDD)、固态硬盘(SSD)、卡式存储器(诸如，多媒体卡、安全数字(SD)卡或极速数字(XD)卡)、磁带、软盘、磁光数据存储装置、光学数据存储装置、硬盘、固态盘以及任何其他装置，所述任何其他装置被配置为以非暂时性方式存储计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构并将所述计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构提供给处理器或计算机使得处理器或计算机能执行所述计算机程序。在一个示例中，计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构分布在联网的计算机系统上，使得计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构通过一个或多个处理器或计算机以分布式方式存储、访问和执行。

以上对本公开的具体实施方式进行了详细描述，虽然已表示和描述了一些实施例，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，可对这些实施例进行修改和变型，这些修改和变型也应在本公开的权利要求的保护范围内。

Claims (12)

1.一种风力发电机组的净空保护方法，其特征在于，所述净空保护方法包括：

基于测量得到的风速数据，确定在风力发电机组的叶轮的第一位置的第一风速和在所述叶轮的第二位置的第二风速；

确定所述第一风速在到达所述叶轮之前的预设时间段内的第一累积量，并且确定所述第二风速在所述预设时间段内的第二累积量；

基于所述第一累积量与所述第二累积量，确定所述第一位置与所述第二位置之间的在特定方向上的风剪切；

基于所述风剪切进行净空保护。

2.根据权利要求1所述的净空保护方法，其特征在于，通过以下方式确定所述第一风速和所述第二风速：

基于测风设备获取由来风侧指向所述叶轮的多个路径上的多个点处的风速数据；

根据所述风速数据、每个路径的指向、所述多个点中的每个点距所述叶轮的距离以及所述叶轮上在当前时刻的风速处理参数，确定每个路径上在当前时刻的合成风速；

基于每个路径上在当前时刻的合成风速，确定在当前时刻的所述第一风速和所述第二风速。

3.根据权利要求2所述的净空保护方法，其特征在于，针对每个路径，通过以下方式确定所述合成风速：

基于所述叶轮上在当前时刻的风速处理参数以及所述多个点中的每个点距所述叶轮的距离，确定与每个点对应的目标时刻，其中，与每个点对应的目标时刻表示在当前时刻运动到最近测量点的风处于该点处的时刻，所述最近测量点为所述多个点中距叶轮最近的点；

根据所述风速数据，确定每个点在对应的目标时刻的风速的测量数据；

基于每个点在对应的目标时刻的风速的测量数据和每个路径的指向，确定所述合成风速。

4.根据权利要求2或3所述的净空保护方法，其特征在于，所述叶轮上在当前时刻的风速处理参数基于在前一时刻的所述第一风速和前一时刻的所述第二风速来确定。

5.根据权利要求1所述的净空保护方法，其特征在于，通过以下方式确定所述第一累积量和所述第二累积量：

基于所述第一风速在所述预设时间段内的积分，确定所述第一累积量；

基于所述第二风速在所述预设时间段内的积分，确定所述第二累积量。

6.根据权利要求1所述的净空保护方法，其特征在于，所述第一位置为所述叶轮的上侧，所述第二位置为所述叶轮的下侧，

其中，所述预设时间段小于最近测量时间，所述最近测量时间为基于所述风速数据中距所述叶轮的最近测量距离和所述叶轮上在当前时刻的风速处理参数所得到的时间。

7.根据权利要求1所述的净空保护方法，其特征在于，基于所述风剪切进行净空保护，包括：

响应于所述风剪切满足不同的预设条件，采取不同的变桨控制策略，

其中，所述变桨控制策略包括以下中的至少一者：

基于统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨；

基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨；

基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨，并且对所述风力发电机组的发电功率进行限制；

控制所述风力发电机组停机。

8.根据权利要求7所述的净空保护方法，其特征在于，所述响应于所述风剪切满足不同的预设条件，采取不同的变桨控制策略，包括：

响应于所述风剪切与第一阈值满足第一预设条件，基于统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨；

响应于所述风剪切处于所述第一阈值与第二阈值之间，基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨；

响应于所述风剪切处于所述第二阈值与第三阈值之间，基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨，并且对所述风力发电机组的发电功率进行限制；

响应于所述风剪切与所述第三阈值满足第二预设条件，控制所述风力发电机组停机，

其中，所述第二阈值处于所述第一阈值与所述第三阈值之间。

9.根据权利要求7或8所述的净空保护方法，其特征在于，所述基于独立变桨控制和统一变桨控制，控制所述风力发电机组变桨，包括：

响应于所述风力发电机组的叶片处于预设方位角范围内，基于独立变桨控制，确定所述叶片的附加变桨角度参考值；

基于统一变桨控制，确定所有叶片的统一变桨角度参考值；

基于所述附加变桨角度参考值和所述统一变桨角度参考值，控制所述风力发电机组变桨。

10.一种计算机设备，其特征在于，包括：

至少一个处理器；

至少一个存储计算机可执行指令的存储器，

其中，所述计算机可执行指令在被所述至少一个处理器运行时，促使所述至少一个处理器执行如权利要求1-9中的任一项所述的风力发电机组的净空保护方法。

11.一种风力发电机组，其特征在于，所述风力发电机组包括根据权利要求10所述的计算机设备。

12.一种计算机可读存储介质，其特征在于，当所述计算机可读存储介质中的指令被至少一个处理器运行时，促使所述至少一个处理器执行如权利要求1-9中的任一项所述的风力发电机组的净空保护方法。