风力发电机组的调桨控制方法、装置、设备及存储介质与流程

本申请涉及风力发电机组的调桨技术领域，具体而言，本申请涉及一种风力发电机组的调桨控制方法、装置、设备及存储介质。

背景技术：

随着风力发电机组的发电容量的不断增大，机组类型和控制方式已从单一的定桨距失速控制向变桨距控制和变速控制发展。变桨距风力发电机组的主要控制目标是根据风速来调整桨距角，如何保证风力发电机组高效、稳定地运行，成为风力发电技术研究的重要内容。

目前风力发电机组的调桨控制主要为pid(proportion-integral-derivative，比例-积分-微分)控制，主控系统通过使风力发电机组运行在恒定转速作为控制目标，在检测当前风力发电机组的发电机转速变化后或检测到当前风力发电机组处的风速变化后，计算出可将转速保持恒定的桨距角值并传送给变桨系统，变桨系统计算出的桨距角值进行调桨。

上述方法能在一定程度上实现转速的恒定控制，但同时也具有以下缺点：检测当前风力发电机组的转速变化和风速变化后才开始进行计算并调桨，当调桨完成后风速早已发生新的变化，因此具有滞后性；由于现有技术的调桨控制相对于当前风力发电机组的风速变化具有滞后性，所以在风速骤然变大时，容易出现过速的现象，进而导致两种情况的发生：一是发电机转速过高，会增大了机组的疲劳载荷；二是容易触发过速故障而停机。

技术实现要素：

本申请针对现有方式的缺点，提出一种风力发电机组的调桨控制方法、装置、设备及存储介质，用以解决现有技术存在调桨相对于当前风力发电机组的风速变化具有滞后性以及由此引发的过速问题。

第一方面，本申请实施例提供了一种风力发电机组的调桨控制方法，包括：

获取当前风力发电机组的叶片方位角和上风侧风力发电机组的叶片方位角；

确定当前风力发电机组的叶片方位角和上风侧风力发电机组的叶片方位角的方位角差值的变化趋势；

根据方位角差值的变化趋势，调整当前风力发电机组的桨距角。

第二方面，本申请实施例提供了一种风力发电机组的调桨控制装置，包括：

数据获取模块，用于获取当前风力发电机组的叶片方位角和上风侧风力发电机组的叶片方位角；

参数确定模块，用于确定当前风力发电机组的叶片方位角和上风侧风力发电机组的叶片方位角的方位角差值的变化趋势；

调桨模块，用于根据方位角差值的变化趋势，调整当前风力发电机组的桨距角。

第三方面，本申请实施例提供了一种风力发电机组的调桨控制设备，包括：存储器和处理器，存储器存储有计算机程序，计算机程序由处理器执行以实现本申请实施例第一方面提供的风力发电机组的调桨控制方法。

第四方面，本申请实施例提供了一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现本申请实施例第一方面提供的风力发电机组的调桨控制方法。

本申请实施例提供的技术方案，至少具有如下有益效果：

1)两台风力发电机组的叶片方位角的差值发生变化后通常恢复较慢，在发电机转速降低后，通常也不会马上恢复，因此本申请实施例通过监测当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的叶片方位角及其差值的变化趋势，能够较为精确地预测当前风力发电机组处的风速变化，从而根据叶片方位角差值的变化趋势调整当前风力发电机组的桨距角，相对于现有技术而言，本申请实施例能够对当前风力发电机组进行提前调桨，使得当上风侧风力发电机组处的风到达当前风力发风电机组时，当前风力发电机组已提前或刚好对应调桨完毕，可提升风力发电机组捕捉风能的能力与来风之间的契合度。

2)由于风力发电机组的转速变化除了受风速的影响外，还受到其它因素的影响，本申请实施例通过监测当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的叶片方位角及其差值的变化趋势，相对于监测转速变化趋势而言，能够更精确的预测当前风力发电机组处的风速变化。

3)本申请实施例通过对当前风力发电机组进行提前调桨，使得当上风侧风力发电机组处的风到达当前风力发风电机组时，当前风力发电机组已提前或刚好对应调桨完毕，在风速骤然变大时，可减少或避免过速情况的发生，进而减轻风力发电机组的疲劳载荷，并减少或避免过速故障。

本申请附加的方面和优点将在下面的描述中部分给出，这些将从下面的描述中变得明显，或通过本申请的实践了解到。

附图说明

本申请上述的和/或附加的方面和优点从下面结合附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：

图1为本申请实施例中风力发电机组的控制系统的结构框架示意图；

图2为本申请实施例中风力发电机组的叶片位置和叶片方位角的示例性示意图；

图3为本申请实施例中风力发电机组的运行区域示意图；

图4为本申请实施例中风力发电机组的同一叶片先后两次采集的叶片方位角的示意图；

图5为本申请实施例提供的一种风力发电机组的调桨控制方法的流程示意图；

图6为本申请实施例提供的另一种风力发电机组的调桨控制方法的流程示意图；

图7为本申请实施例中反映当前风向和风力发电机组的位置关系的意图；

图8为本申请实施例提供的一种风力发电机组的调桨控制装置的结构框架示意图；

图9为本申请实施例提供的另一种风力发电机组的调桨控制装置的结构框架示意图；

图10为本申请实施例提供的一种风力发电机组的调桨控制设备的结构框架示意图。

具体实施方式

下面详细描述本申请，本申请实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的部件或具有相同或类似功能的部件。此外，如果已知技术的详细描述对于示出的本申请的特征是不必要的，则将其省略。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，仅用于解释本申请，而不能解释为对本申请的限制。

本技术领域技术人员可以理解，除非另外定义，这里使用的所有术语(包括技术术语和科学术语)，具有与本申请所属领域中的普通技术人员的一般理解相同的意义。还应该理解的是，诸如通用字典中定义的那些术语，应该被理解为具有与现有技术的上下文中的意义一致的意义，并且除非像这里一样被特定定义，否则不会用理想化或过于正式的含义来解释。

本技术领域技术人员可以理解，除非特意声明，这里使用的单数形式“一”、“一个”、“所述”和“该”也可包括复数形式。应该进一步理解的是，本申请的说明书中使用的措辞“包括”是指存在所述特征、整数、步骤、操作、元件和/或组件，但是并不排除存在或添加一个或多个其他特征、整数、步骤、操作、元件、组件和/或它们的组。应该理解，当我们称元件被“连接”或“耦接”到另一元件时，它可以直接连接或耦接到其他元件，或者也可以存在中间元件。此外，这里使用的“连接”或“耦接”可以包括无线连接或无线耦接。这里使用的措辞“和/或”包括一个或更多个相关联的列出项的全部或任一单元和全部组合。

首先对本申请涉及的风力发电机的控制系统和几个名词和进行介绍：

风力发电机组的控制系统结构如图1所示，该控制系统主要包括变桨轴承101、风速仪支架102、主控制器103、通信线路104、风速仪105、轮毂106、导线107、声传感器108、叶片109、滑环110以及机舱111。

在上述控制系统中，轮毂106内安装有变桨控制柜112，用于控制叶片变桨；叶片109通过叶片自带螺栓安装于变桨轴承101上，并随变桨轴承101同步转动；风速仪支架102安装于机舱111上，用于安装风速仪105、风向标等气象传感器，风速仪105用于测量当前的风速值，并将风速信号传给主控制器103；主控制器103采集风速仪105所测量的风速值，并控制风力发电机组及变桨系统运行，并与变桨系统进行数据交互。

桨距角(pitchangle)：也称节距角，指风力发电机组叶片109与风轮平面夹角；风力发电机组调节桨距角的目的主要是：1)启动时，在风力的作用下，获得比较大的启动扭矩，驱动风力发电机的叶轮旋转；2)收桨时，实现气动刹车，使叶轮的转速快速降低，避免机械刹车造成的惯性力太大而造成的伤害。

风速仪(anemometer)：测量空气流速的仪器；风速仪的种类较多，气象台站最常用的为风杯风速计，它由3个互成120°固定在支架上的抛物锥空杯组成感应部分，空杯的凹面都顺向一个方向，整个感应部分安装在一根垂直旋转轴上，在风力的作用下，风杯绕轴以正比于风速的转速旋转。

阵风(gustwind)：描述特殊的空气流动现象的气象术语，指在短暂时间内风速忽大忽小地变化的风，通常是指具有瞬间极大风速的风。

叶片方位角(bladeazimuth)：随着叶片的旋转在0～360度之间连续、周期性变化的角度值。如图2所示，风力发电机组一般有三个叶片109，当某一叶片109叶尖朝上时，叶片方位角为0度；叶片109转动一周后再次转到叶尖朝上的位置，叶片方位角为360度；同时，三个叶片109的角度差互为120度，例如，当第一叶片的方位角为0度时，第二叶片的方位角为120度，第三叶片的方位角为240度。

风能利用系数：风轮的输出功率与其扫掠面积对应的自由流束所具有的风功率之比，用cp来表示。

本申请的发明人进行研究发现：变桨距风力发电机组的运行区域一般分为启动区、cp恒定区、转速恒定区、功率恒定区共四个运行区域(如图3所示)。在启动区、cp恒定区、转速恒定区三个运行区域，主控系统会控制桨叶开到0度角，此时不需要进行调桨控制。在功率恒定区，为保持功率恒定及转速稳定，需要进行调桨控制，具体地，通常对风速进行检测，根据检测到的风速来对功率恒定区进行调桨。

假设风能w1是作用到叶片旋转方向的能量，并网后风能使发电机产生的旋转作用为w2，并网后发电机的电磁扭矩为w3，根据能量守恒原理，并网后发电机的能量守恒的表达式为：

w1＝w2+w3.........................................................(1)

设风力发电机组处的风速值为v，风力发电机组的转矩值为t，发电机转速(或叶轮转速)为n，则表达式(1)可表示为：

c×v＝a×t+b×n...................................................(2)

在表达式(2)中，a、b和c均为常数，转矩值t通常变化较慢，由此可知，在cp恒定区内，随着风速值v的升高，由于t上升较慢，发电机转速n会升高。

本申请的发明人还发现，发电机转速与叶片方位角之间具有一定的对应关系，图4示出了变桨系统两次采集到的风轮(或称叶轮)中同一个叶片的叶片方位角示意图，下面参考图4对该关系进行介绍：

变桨系统第一次采集到的叶片方位角如图3中的角度a2所示，第二次采集到的叶片方位角如图3中的角度b2所示，两次采集到的叶片方位角的差值(设为c2)为：

c2＝b2-a2.........................................................(3)

叶轮每转一圈，转过的角度数为360度，当叶片109转过c2角度时，叶片109转过的圈数(设为n0)为：

n0＝c2/360........................................................(4)

设第一次采集时刻与第二次采集时刻的时间差为t，单位为ms(毫秒)，将时间t内，叶轮转过的圈数n0转换为标准转速单位rpm(转/分钟)的转速值n，由于t的单位为ms，1秒为1000ms，1分钟为60秒，则有：

n＝60×1000×n0/t.................................................(5)

由表达式(3)至(5)可知，发电机转速n与叶片方位角之间具有对应关系，当发电机转速n升高时，不同时刻采集的方位角的差值c2也相应的升高，由此可知叶片方位角也相应发生了变化。

由表达式(1)至(5)可知，随着风速值v的升高，发电机转速n相应地升高，叶片方位角相应地发生变化，也即叶片方位角可反映风速值的大小。

基于上述原理，本申请提供了一种风力发电机组的调桨控制方法、装置、设备及存储介质，通过检测叶片方位角控制对风力发电机组的桨距角进行调整。

下面以具体地实施例对本申请的技术方案以及本申请的技术方案如何解决上述技术问题进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例中不再赘述。下面将结合附图，对本申请的实施例进行描述。

实施例一

如图5所示，本申请实施例提供了一种风力发电机组的调桨控制方法，该方法包括：

s501，获取当前风力发电机组的叶片方位角和上风侧风力发电机组的叶片方位角。

可选地，获取当前风力发电机组(即待控制的下风侧风力发电机组)在至少两个时刻的叶片方位角，以及上风侧风力发电机组在至少两个时刻的叶片方位角。

由于风速是瞬变的且无规律的，因此获取叶片方位角，与监测短期风速相比，更容易获得真实数据，从而保证本申请实施例调桨控制的准确性。

s502，确定当前风力发电机组的叶片方位角和上风侧风力发电机组的叶片方位角的方位角差值的变化趋势。

可选地，确定至少两个时刻下当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的叶片方位角的方位角差值；根据至少两个时刻的方位角差值的大小关系，确定方位角差值的变化趋势。

可选地，根据至少两个时刻的方位角差值的大小关系，判断方位角差值是否发生变化；当方位角差值发生变化时，确定方位角差值的变化值，并判断方位角差值的变化值是否超过预设的变化阈值。

s503，根据方位角差值的变化趋势，调整当前风力发电机组的桨距角。

可选地，当方位角差值发生变化且方位角差值的变化值超过变化阈值时，调整当前风力发电机组的桨距角。

应用本申请的实施例一，至少可以实现如下有益效果：

1)两台风力发电机组的叶片方位角的差值发生变化后通常恢复较慢，在发电机转速降低后，通常也不会马上恢复，因此本申请实施例通过监测当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的叶片方位角及其差值的变化趋势，能够较为精确地预测当前风力发电机组处的风速变化和阵风，从而根据叶片方位角差值的变化趋势调整当前风力发电机组的桨距角，相对于现有技术而言，本申请实施例能够对当前风力发电机组进行提前调桨，使得当上风侧风力发电机组处的风到达当前风力发风电机组时，当前风力发电机组已提前或刚好对应调桨完毕，可提升风力发电机组捕捉风能的能力与来风之间的契合度。

2)由于风力发电机组的转速变化除了受风速的影响外，还受到其它因素的影响，本申请实施例通过监测当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的叶片方位角及其差值的变化趋势，相对于监测转速变化趋势而言，能够更精确的预测当前风力发电机组处的风速变化。

3)本申请实施例通过对当前风力发电机组进行提前调桨，使得当上风侧风力发电机组处的风到达当前风力发风电机组时，当前风力发电机组已提前或刚好对应调桨完毕，在风速骤然变大时，可减少或避免过速情况的发生，进而减轻风力发电机组的疲劳载荷，并减少或避免过速故障。

4)本申请实施例在方位角差值发生变化且变化值超过阈值时，即风速变化达到一定的程度时，调整当前风力发电机组的桨距角，而非每次风速发生变化均进行调桨，可减少当前风力发电机组的不必要功耗，提升效率。

实施例二

基于同一发明构思，如图6所示，在实施例一的基础上，本申请实施例提供了另一种风力发电机组的调桨控制方法，该方法包括：

s601，获取当前风力发电机组在至少两个时刻的叶片方位角，以及上风侧风力发电机组在至少两个时刻的叶片方位角。

可选地，获取中央监控系统根据当前风向确定出的上风侧风力发电机组在至少两个时刻的叶片方位角。

由于叶片方位角的差值在变化后恢复较慢，因此通过获取风力发电机组的叶片方位角，可以准确的反映阵风和风速的变化情况，基于该原因，本申请实施例对中央监控系统scada(supervisorycontrolanddataacquisition，数据采集与监视控制系统)与每台风力发电机组之间的通信周期要求不高，适用范围广。

本申请实施例中的当前风力发电机组为有待进行调桨控制的任意一台风力发电机组；上风侧风力发电机组为当前风力发电机组的上风向上的任意一台风力发电机组。

可选地，上风侧风力发电机组可通过如下方式确定：

风力发电场中央监控系统根据风力发电机组的朝向及位置，自动选择上风侧风力发电机组和下风侧风力发电机组；其中，自动选择的方法为：按比例在风电场中央监控系统中输入风力发电机组坐标，然后依据当前风向的风向值，得出与该当前风向垂直的直线方程斜率，根据该斜率确定各个风力发电机组的直线方程，并对各个风力发电机组的直线方程进行对比，从而确定上风侧风力发电机组，具体地，有两种可选的实施方式。

在一个可选的实施方式中，将与当前风向垂直的方向用直线方程y＝kx+b来表示，参数k为根据当前风向的风向值确定出的参数；将各个风力发电机组的坐标待入到y＝kx+b中，可得到对应的参数b的值；根据得到的各个参数b的值的大小，可判断出各个风力发电机组相对于其它风力发电机组是上风侧风力发电机组、下风侧风力发电机组、同侧风力发电机组中的哪一种。

具体地，b值较大的风力发电机组相对于b值较小的风力发电机组通常为上风侧风力发电机组，对应地，b值较小的风力发电机组为下风侧风力发电机组，b值相同的风力发电机组为同侧风力发电机组。

在另一个可选地实施方式中，风力发电场的中央监控系统统计出的当前风向，根据当前风向构建如图7所示的反映风向方向以及风力发电机组位置关系的坐标系。其中，当前风向如图7中的黑色箭头所示，箭头所示的方向为下风侧方向，相反的方向为上风侧方向；风力发电机组如图6中的黑色圆点所示。

与当前风向垂直的方向，可用直线方程y＝kx+b来表示。参数k为根据当前风向的风向值确定出的参数；将各个风力发电机组的坐标待入到y＝kx+b中，可得到对应的参数b的值，根据得到的b的值可得到对应的各个直线方程，并在图7所示的坐标系统中形成与各个直线方程对应的直线(如图7中的虚线所示)；通过观察图7中的各个风力发电机组位于哪一条直线上，可判断出各个风力发电机组相对于其它风力发电机组是上风侧风力发电机组、下风侧风力发电机组、同侧风力发电机组中的哪一种

具体地，当第一风力发电机组所在直线在第二风力发电机组的上风侧方向时，该第一风力发电机组相对于该第二风力发电机组为上风侧风力发电机组，对应地，该第二风力发电机为下风侧风力发电机组；当两个风力发电机组位于同一直线上时，则两个风力发电机组为同侧风力发电机组。

在一个示例中，将图7中风力发电机组701和702坐标均代入到y＝kx+b中，可得到参数b的值均为b1，对应的直线方程为y＝kx+b1，由图5可以看出，风力发电机组701和风力发电机组702都位于y＝kx+b1的直线上，为同侧风力发电机组；将图5中风力发电机组503的坐标代入到直线方程y＝kx+b中，可得到参数b的值为b2，对应的直线方程为y＝kx+b2，由图7可以看出，风力发电机组703位于y＝kx+b2的直线上，相对于风力发电机组701和702，处于下风侧风向，因此风力发电机组相对于风力发电机组701和702为下风侧风力发电机组。

以图7所示为例，对于与当前风向垂直的同一直线上的风力发电机组701和702，设风力发电机组701的风速传感器的精度系数为p1，两次测到的风速值分别为v1和v11，风力发电机组702的风速传感器的精度系数为p2，两次测到的风速值分别为v2和v22；则两次风速值的平均值为：

ave1＝(p1×v1+p2×v2)/2...........................................(6)

ave2＝(p1×v11+p2×v22)/2........................................(7)

由于风力发电机组701、风力发电机组702位于与当前风向垂直的同一直线上，所以两个风力发电机组的风速变化规律相同，满足如下表达式：

(p1×v1)/(p1×v11)＝(p2×v2)/(p2×v22)........................(8)

由表达式(6)至(8)可得：

(p1×v1+p2×v2)/(p1×v11+p2×v22)＝

(p1×v1)/(p1×v11)＝(p2×v2)/(p2×v22)............................(9)

由表达式(9)可看出，求平均值后的风速变化规律，与风力发电机组701、风力发电机组702所测风速的变化规律相同，即在本申请实施例提供的调桨控制方法中，在确定上风侧风力发电机组时，可选取位于同一直线上的任意一个上风侧风力发电机组。

s602，确定至少两个时刻下当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的叶片方位角的方位角差值。

本申请实施例的叶片方位角可以是三个叶片109中任意一个叶片109的叶片方位角，若设风力发电机组的三个叶片109分别为第一叶片、第二叶片和第三叶片，可确定至少两个时刻下当前风力发电机组的第一叶片的叶片方位角，对应地，确定至少两个时刻下上风侧风力发电机组的第一叶片的叶片方位角，其它情况同理。

可选地，确定第一时刻下当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的叶片方位角的方位角差值，以及第二时刻下当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的叶片方位角的方位角差值。其中，第二时刻在第一时刻之后。

在一个示例中，设第一时刻下当前风力发电机组的叶片方位角为d当前1，上风侧风力发电机组的叶片方位角d上风侧1，可确定出第一时刻下当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的叶片方位角的方位角差值为：

d1＝d当前1-d上风侧1....................................................(10)

设第二时刻下当前风力发电机组的叶片方位角为d当前2，上风侧风力发电机组的叶片方位角d上风侧2，可确定出第二时刻下当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的叶片方位角的方位角差值为:

d2＝d当前2-d上风侧2....................................................(11)

s603，根据至少两个时刻的方位角差值的大小关系，判断方位角差值是否发生变化；若是，则执行s604，若否，则执行s601。

可选地，根据第一时刻和第二时刻的方位角差值的大小关系，判断方位角差值是否发生变化。

在上述示例中，若确定出的d1和d2的大小不同，则表示方位角差值发生变化；若确定出的d1和d2的大小相同，则表示方位角差值未发生变化。

s604，确定方位角差值的变化值，判断方位角差值的变化值是否超过预设的变化阈值；若是，则执行s605，若否，则执行s601。

在一个示例中，可根据如下表达式确定方位角差值的变化值δd：δd＝d2-d1；判断δd是否大于预设的变化阈值。根据δd相对于变化阈值的大小，可确定出上风侧风力发电机组处的风速值的变化程度。

在一个示例中，设方位角差值发生变化后上风侧风力发电机组的发电机转速值为n2，当前风力发电机组的发电机转速值为n3，且方位角差值发生变化的起始时刻和完成时刻的时间差值为t差值，则有：

n2-n3＝60×1000×δd/t差值........................................(12)

当δd大于变化阈值时，由表达式(12)可知，上风侧风力发电机组的发电机转速值与当前风力发电机组的发电机转速的差值n2-n3也大于对应的差值阈值；由于通常情况下，上风侧风力发电机组感应风速变化比当前风力发电机组要早，上风侧风力发电机组的发电机转速变化也比当前风力发电机组早；由此可知，n2-n3大于对应的差值阈值主要源于上风侧风力发电机组的发电机转速n2上升程度较大；进而可知，上风侧风力发电机组处的风速值的变化程度较大，以致上风侧风力发电机组当前的桨距角在该变化程度下无法满足变化后捕获风能的需求，需要进行调桨。

当δd小于变化阈值时，由表达式(12)可知，上风侧风力发电机组的发电机转速值与当前风力发电机组的发电机转速的差值n2-n3也小于对应的差值阈值，由此可知，上风侧风力发电机组的发电机转速n2上升程度较小；进而可知，上风侧风力发电机组处的风速值的变化程度较小，上风侧风力发电机组当前的桨距角在该变化程度下可满足变化后捕获风能的需求，无需进行调桨。

可选地，预设的变化阈值以及对应的差值阈值可根据实际情况设置。

s605，调整当前风力发电机组的桨距角。

可选地，在指定时间段内调整当前风力发电机组的桨距角，指定时间段的终点时刻在确定出当前风力发电机组处的风速值发生变化之前。

在本申请实施例中，指定时间段的起点时刻可以是确定出方位角差值的变化值大于变化阈值的时刻，也可以是确定出方位角差值的变化值大于变化阈值的时刻之后一个时刻。

如前所述，在指定时间段的起点时刻，上风侧风力发电机组当前的桨距角无法满足变化后捕获风能的需求，需要进行调桨；为避免当前在上风侧风力发电机组处的风到达当前风力发电机组后，当前风力发电机组遇到同样的问题，需要提前对当前风力发电机组进行调桨处理。

本申请实施例通过步骤s605，在指定时间段的起点时刻开始调整当前风力发电机组的桨距角，在指定时间段的终点时刻或终点时刻之前完成对桨距角的调整，以使得使得当上风侧风力发电机组处的风到达当前风力发风电机组时，当前风力发电机组已提前或刚好对应调桨完毕，可提升当前风力发电机组捕捉风能的能力与来风之间的契合度，从而满足风速变化后的当前风力发电机组的风能捕获需求。

本申请实施例中的指定时间段可根据实际情况进行设置，例如，可根据风力发电机组的实际使用过程中完成一次调桨通常所需要的时间来设置，保证在指定时间段内可完成一次调桨操作即可。

本申请实施例中所述的“提前”或“提前调桨”是相对于现有技术中当上风侧风力发电机组处的到达当前风力发电机组才开始调桨的滞后调桨而言。

应用本申请的实施例二，除了本申请实施例一中的技术效果外，还可以实现如下有益效果：

1)本申请实施例通过当前风向的风向值可确定出与当前风向垂直的、能够反映上风侧和下风侧相对位置关系的直线方程，根据风力发电机组的坐标所属的直线，可较为准确地确定出风力发电机组是否为上风侧风力发电机组或下风侧风力发电机组，从而使后续的参数监测更加准确。

2)根据当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的方位角差值的变化值以及变化持续的时间，可较为准确地确定出上风侧风力发电机组的发电机转速变化，从而可根据上风侧风力发电机组的发电机转速变化对上风侧风力发电机组处的风速变化进行辅助性估算，以实现对风速变化更加准确的估算。

3)在保证对当前风力发电机组的调桨在确定出当前风力发电机组处的风速值发生变化之前完成的前提下，本申请实施例可在任意指定时间段对当前风力发电机组的桨距角进行调整，例如，可以在通过方位角差值检测出上风侧风力发电机组的风速变化超过一定的程度时，便开启调桨，也可以在通过方位角差值检测出上风侧风力发电机组的风速变化超过一定的程度之后的某一时刻开启调桨，提高了调桨控制的灵活性。

实施例三

基于同一发明构思，如图8所示，本申请实施例提供了一种风力发电机组的调桨控制装置800，该装置包括：数据获取模块810、参数确定模块820以及调桨模块830。

数据获取模块810，用于获取当前风力发电机组的叶片方位角和上风侧风力发电机组的叶片方位角。

参数确定模块820，用于确定数据获取模块810获取的当前风力发电机组的叶片方位角和上风侧风力发电机组的叶片方位角的方位角差值的变化趋势。

调桨模块830，用于根据参数确定模块820确定出的方位角差值的变化趋势，调整当前风力发电机组的桨距角。

可选地，数据获取模块810还用于获取当前风力发电机组在至少两个时刻的叶片方位角，以及上风侧风力发电机组在至少两个时刻的叶片方位角。

可选地，数据获取模块810具体用于获取中央监控系统根据当前风向确定出的上风侧风力发电机组在至少两个时刻的叶片方位角。

可选地，如图9所示，参数确定模块820包括：差值确定单元821和差值变化确定单元822。

可选地，差值确定单元821，用于确定数据获取模块810获取的至少两个时刻下当前风力发电机组和上风侧风力发电机组的叶片方位角的方位角差值。

以及，差值变化确定单元822，用于根据差值确定单元821确定出的至少两个时刻的方位角差值的大小关系，确定方位角差值的变化趋势。

可选地，差值变化确定单元822具体用于判断方位角差值是否发生变化；当方位角差值发生变化时，确定方位角差值的变化值，并判断方位角差值的变化值是否超过预设的变化阈值。

以及，调桨模块830具体用于当差值变化确定单元822确定出方位角差值发生变化且方位角差值的变化值超过变化阈值时，调整当前风力发电机组的桨距角。

可选地，调桨模块830具体用于当差值变化确定单元822确定出方位角差值发生变化且方位角差值的变化值超过变化阈值时，在指定时间段内调整当前风力发电机组的桨距角，指定时间段的终点时刻在确定出当前风力发电机组处的风速值发生变化之前。

可选地，本申请实施例三提供的风力发电机组的调桨控制装置800设置在风力发电机组的变桨控制器或者主控制器103中。

本申请实施例三中的调桨控制装置800可执行本申请前述实施例提供的调桨控制方法(包括本申请实施例三未示出的其它方法步骤)，其实现原理相类似，此处不再赘述。

实施例四

基于同一发明构思，如图10所示，本申请实施例提供了一种风力发电机组的调桨控制设备1000，该调桨控制设备包括：存储器1001和处理器1002，存储器1001与处理器1002电连接。

本申请实施例中的存储器1001上存储有计算机程序，该计算机程序由处理器1002执行以实现本申请实施例一或二提供的风力发电机组的调桨控制方法。

本申请实施例中的存储器1001可以是rom(read-onlymemory，只读存储器)或可存储静态信息和指令的其他类型的静态存储设备，可以是ram(randomaccessmemory，随机存取存储器)或者可存储信息和指令的其他类型的动态存储设备，也可以是eeprom(electricallyerasableprogrammablereadonlymemory，电可擦可编程只读存储器)、cd-rom(compactdiscread-onlymemory，只读光盘)或其他光盘存储、光碟存储(包括压缩光碟、激光碟、光碟、数字通用光碟、蓝光光碟等)、磁盘存储介质或者其他磁存储设备、或者能够用于携带或存储具有指令或数据结构形式的期望的程序代码并能够由计算机存取的任何其他介质，但不限于此。

本申请实施例中的处理器1002可以是cpu(centralprocessingunit，中央处理器)、通用处理器、dsp(digitalsignalprocessor，数据信号处理器)、asic(applicationspecificintegratedcircuit，专用集成电路)、fpga(field－programmablegatearray，现场可编程门阵列)或者其他可编程逻辑器件、晶体管逻辑器件、硬件部件或者其任意组合。其可以实现或执行结合本申请公开内容所描述的各种示例性的逻辑方框，模块和电路。处理器1002也可以是实现计算功能的组合，例如包含一个或多个微处理器组合，dsp和微处理器的组合等。

本技术领域技术人员可以理解，本申请实施例提供的调桨控制设备可以为所需的目的而专门设计和制造，或者也可以包括通用计算机中的已知设备。这些设备具有存储在其内的计算机程序，这些计算机程序选择性地激活或重构。这样的计算机程序可以被存储在设备(例如，计算机)可读介质中或者存储在适于存储电子指令并分别耦联到总线的任何类型的介质中。

本申请实施例提供的调桨控制设备，与前面所述的各实施例具有相同的发明构思及相同的有益效果，在此不再赘述。

实施例五

基于同一发明构思，本申请实施例提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现本申请实施例一或二提供的风力发电机组的调桨控制方法。

计算机可读介质包括但不限于任何类型的盘(包括软盘、硬盘、光盘、cd-rom、和磁光盘)、rom、ram、eprom(erasableprogrammableread-onlymemory，可擦写可编程只读存储器)、eeprom、闪存、磁性卡片或光线卡片。也就是，可读介质包括由设备(例如，计算机)以能够读的形式存储或传输信息的任何介质。

本申请实施例提供的计算机可读存储介质，与前面的各实施例具有相同的发明构思及相同的有益效果，在此不再赘述。

本技术领域技术人员可以理解，本申请中已经讨论过的各种操作、方法、流程中的步骤、措施、方案可以被交替、更改、组合或删除。进一步地，具有本申请中已经讨论过的各种操作、方法、流程中的其他步骤、措施、方案也可以被交替、更改、重排、分解、组合或删除。进一步地，现有技术中的具有与本申请中公开的各种操作、方法、流程中的步骤、措施、方案也可以被交替、更改、重排、分解、组合或删除。

应该理解的是，虽然附图的流程图中的各个步骤按照箭头的指示依次显示，但是这些步骤并不是必然按照箭头指示的顺序依次执行。除非本文中有明确的说明，这些步骤的执行并没有严格的顺序限制，其可以以其他的顺序执行。而且，附图的流程图中的至少一部分步骤可以包括多个子步骤或者多个阶段，这些子步骤或者阶段并不必然是在同一时刻执行完成，而是可以在不同的时刻执行，其执行顺序也不必然是依次进行，而是可以与其他步骤或者其他步骤的子步骤或者阶段的至少一部分轮流或者交替地执行。

以上所述仅是本申请的部分实施方式，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，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本申请的保护范围。