本发明实施例涉及风力发电技术领域，尤其涉及一种风力发电机集群变桨控制方法及系统。
背景技术：
当前，以煤、石油、天然气为主的常规能源不仅资源有限，而且造成了严重的大气污染。随着世界工业化进程的不断加快，使得能源消耗逐渐增加，全球工业有害物质的排放量与日俱增，从而造成了气候异常、灾害增多、恶性疾病多发等问题。因此，对可再生清洁能源的开发利用，特别是风能的开发利用，已经受到世界各国的高度重视。
随着风力发电机组容量的不断增大，如何保证风力发电机高效、稳定地运行，成为风力发电技术研究的重要内容，变桨距变速恒频控制策略是目前研究的热点。目前风力发电机的调桨控制主要为pid控制，即主控系统通过使风力发电机运行在恒定转速作为控制目标，计算出桨角值并传送给变桨系统，变桨系统根据最新的角度命令，进行调桨。这种方法能在一定程度上实现对风力发电机转速的恒定控制，但具有调节精度低、变桨滞后的缺点。
技术实现要素：
本发明实施例提供一种风力发电机集群变桨控制方法及系统，用以解决传统调桨方法调节精度低，变桨滞后的问题。
本发明实施例第一方面提供一种风力发电机集群变桨控制方法，该方法包括：
分别获取第一风力发电机和第二风力发电机在预设时间范围内的预设个数的桨角值，其中所述第一风力发电机和第二风力发电机位于目标风力发电机的上风方向上；
根据所述预设个数的桨角值，确定桨角的变化趋势，以及所述第一风力发电机的桨角变化趋势跟随所述第二风力发电机的桨角变化趋势变化时的延迟时间；
根据所述桨角的变化趋势和所述延迟时间对所述目标风力发电机进行调桨控制。
本发明实施例第二方面提供一种风力发电机集群变桨控制系统，该系统包括：
获取模块，用于分别获取第一风力发电机和第二风力发电机在预设时间范围内的预设个数的桨角值，其中所述第一风力发电机和第二风力发电机位于目标风力发电机的上风方向上；
确定模块，用于根据所述预设个数的桨角值，确定桨角的变化趋势，以及所述第一风力发电机的桨角变化趋势跟随所述第二风力发电机的桨角变化趋势变化时的延迟时间；
执行模块，用于根据所述桨角的变化趋势和所述延迟时间对所述目标风力发电机进行调桨控制。
本发明实施例，通过获取位于目标风力发电机上风方向上的第一风力发电机和第二风力发电机的预设个数的桨角值，并根据该预设个数的桨角值，确定桨角的变化趋势，以及第一风力发电机的桨角变化趋势跟随第二风力发电机的桨角变化趋势变化时的延迟时间，从而根据该桨角变化趋势和延迟时间，对目标风力发电机进行提前调桨，解决了传统调桨方法调节精度低，以及被动变桨导致的调桨滞后的问题，并且，本发明实施例提供的方法不需像传统调桨方法那样采集风速值，也不需要对风速值进行预测，解决了由于风速的瞬变导致的风力发电机转速不稳定的问题，同时也大幅降低了设备成本。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的风力发电机组运行区域示意图；
图2为本发明实施例一提供的风力发电机集群变桨控制方法的流程示意图；
图3为本发明实施例提供的风力发电机自动选择示意图；
图4为本发明实施例提供的第一风力发电机和第二风力发电机的桨角变化趋势示意图；
图5为本发明实施例二提供的风力发电机集群变桨控制方法的步骤s103的流程示意图；
图6a和图6b为本发明又一实施例提供的第一风力发电机的桨角变化曲线示意图；
图7为本发明实施例三提供的风力发电机集群变桨控制系统的结构示意图；
图8为本发明实施例四提供的风力发电机集群变桨控制系统的执行模块13的结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明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发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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，都属于本发明保护的范围。
本发明的说明书和权利要求书的术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤的过程或结构的装置不必限于清楚地列出的那些结构或步骤而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程或装置固有的其它步骤或结构。
图1为本发明实施例提供的风力发电机组运行区域示意图，如图1所示，变桨距风力发电机的运行区域一般分为启动区101、风能利用系数cp恒定区102、转速恒定区103、功率恒定区104共四个运行区域。本发明所涉及的风力发电机集群变桨控制方法，主要是对功率恒定区104，即图中c—d运行区域的运行进行提前调桨控制，从而解决当前风力发电机组面临的风速瞬变，pid调节精度低，被动变桨导致的调桨滞后，以及由于调桨滞后所引起的转速控制有一定波动、机组载荷变大的问题。
图2为本发明实施例一提供的风力发电机集群变桨控制方法的流程示意图，该方法可以由一风力发电机组来执行。如图1所示，本实施例提供的方法包括如下步骤。
步骤s101、分别获取第一风力发电机和第二风力发电机在预设时间范围内的预设个数的桨角值，其中所述第一风力发电机和第二风力发电机位于目标风力发电机的上风方向上。
本实施例中所涉及的“目标风力发电机”为待进行调桨控制的风力发电机，第一风力发电机、第二风力发电机和目标风力发电机处于一个风电场中，且第一风力发电机和第二风力发电机均位于目标风力发电机的上风方向上。
实际情况中，一个风场中小范围内的风速值为一致的，因此，在风力发电机组进入图1中所示的c—d运行区域后，桨角的变化规律也是一致的。根据这一规律，本实施例中，优选的，可以将第一风力发电机设置为与目标风力发电机相邻的风力发电机，第二风力发电机可以设置为与第一风力发电机相邻的风力发电机，进而使得本实施例可以根据上述规律实现风力发电机的提前调桨功能。
图3为本发明实施例提供的风力发电机自动选择示意图。图3中示出风向201、第二风力发电机202、第一风力发电机203、目标风力发电机204、风力发电机205。其中，风向201可以通过目标风力发电机204的朝向获得，比如目标风力发电机204的朝向为北偏东30度，则可以确定当前风场的风向为北偏东30度。
实际应用中，风力发电机组先从本地数据库中获得当前风电场的机位图，该机位图中包括风电场中风力发电机的位置排布信息。根据该机位图通过软件模拟等方法生成与机位图等比例的机位坐标图。进一步的，根据该机位坐标图，确定目标风力发电机在该机位坐标图中的位置，并根据当前风场的风向201选取目标风力发电机204的上风向的两个风力发电机，即第二风力发电机202和第一风力发电机203；同理，对风力发电机205而言，第二风力发电机为图3中所示的第一风力发电机203，第一风力发电机为图3中所示的目标风力发电机205。图3中对其余风力发电机而言，选取的第二风力发电机和第一风力发电机的方法相同，在这里不再赘述。
特别需要说明的是，在实际场景中，大多数风电场中相邻风力发电机之间的距离是相等的，并且对于同一风电场而言，相邻的两台风力发电机的风速值差别不大，可以近似为相等。所以在风力发电机组进入图1中所示的c—d运行区域后，风电场中各风力发电机的桨角的变化规律也是近似一致的，本实施例正是利用这一规律，实现风力发电机的提前调桨功能，且不需要采集实际的风速值，不需要对风速进行预测，所以实施成本低，不需要考虑不同的风速传感器对风速值测量的误差。此外，与风速值相比，桨角值的变化频率更趋于平缓，更容易对变化趋势做出判断。
进一步的，在确定第一风力发电机、第二风力发电机之后，风力发电机组按照预设的采样间隔，实时地对第一风力发电机和第二风力发电机的桨角值进行采集和存储，当对目标风力发电机执行调桨操作时，即可从数据库中分别获取第一风力发电机、第二风力发电机在某一时间范围内的预设个数的桨角值，或者在预设的时间范围内，按照预设的采样间隔对第一风力发电机和第二风力发电机的桨角值进行采集，获得预设个数的桨角值。
在图2中，还包括步骤s102，根据所述预设个数的桨角值，确定桨角的变化趋势，以及所述第一风力发电机的桨角变化趋势跟随所述第二风力发电机的桨角变化趋势变化时的延迟时间。
图4为本发明实施例提供的第一风力发电机和第二风力发电机的桨角变化趋势示意图，如图4所示，风力发电机组根据第一风力发电机的预设个数的桨角值，生成第一风力发电机的桨角变化曲线303，根据第二风力发电机的预设个数的桨角值，生成第二风力发电机的桨角变化曲线301。通过将曲线303与曲线301进行一致性分析，即可确定曲线303和曲线301中变化趋势一致的部分，该部分即为风力发电几组的桨角变化趋势。同时，通过将第一风力发电机的上述部分与第二风力发电机的上述部分进行时间上的对比，即可获得第一风力发电机的桨角变化值跟随第二风力发电机的桨角值变化时的时间延时。从图3的示例中可以看出，曲线303与曲线301变化趋势相同，滞后一定时间。该滞后的时间即为上述的延迟时间。
实际应用中，优选的，可以采用如下方法对曲线303和曲线301进行一致性分析：
当生成曲线303和曲线301后，将曲线301和曲线303的变化趋势存储到数组中，通过将存储于数组中的第一风力发电机的桨角值与第二风力发电机的桨角值进行对比分析，并采用数据索引的方式进行数据对比，查找数据吻合点，对桨角变化趋势进行一致性判断，并计算第一风力发电机的桨角值，与第二风力发电机的桨角值相比，延时滞后的时间。
以表1为例，表1为桨角存储数组演示，其中ang1～ang10(具体长度不限于10，例如可以为1024个，或2048个)表示桨角值按时间顺序由先到后的角度值；angx表示统一表示的其余的角度值；
其具体判断步骤如下文所述。
从数组序号1开始，读取第一风力发电机的桨角值，并依次与第二风力发电机的桨角值ang1～ang10进行对比，如果ang1～ang10中存在吻合的数据，则判断第一风力发电机桨角值的数组序号2对应的桨角值与第二风力发电机桨角值的数组序号为吻合数据的数组序号的下一个数组序号的桨角值；否则，将第一风力发电机桨角值的数组序号2对应的桨角值依次与第二风力发电机的桨角值ang1～ang10进行对比，确定ang1～ang10中是否存在吻合的数据，以此类推。
见表1中的示例，当判断到第一风力发电机桨角值的数组序号6对应的桨角值和第二风力发电机桨角值的数组序号为1的桨角值吻合时；则再次判断第一风力发电机桨角值的数组序号7对应的桨角值与第二风力发电机桨角值的数组序号2的桨角值，之后再判断第一风力发电机桨角值的数组序号8对应的桨角值与第二风力发电机桨角值的数组序号3的桨角值，以此类推。
第一风力发电机的桨角值与第二风力发电机的桨角值对比成功后，风力发电机组根据两个数组序号的差值进行时间判断，例如，第一风力发电机桨角值的数组序号为6的桨角值，与第二风力发电机桨角值的数组序号为1的桨角值对应，则第一风力发电机桨角值的数组序列6、第二风力发电机的数组序列1为数据吻合点；设桨角值采样间隔为t1，则第一风力发电机的桨角值变化趋势比第二风力发电机的桨角值变化趋势滞后t2＝(6-1)*t1的时间。
一般的，对于大多数风电场而言，沿风向方向上的各个风力发电机之间的距离是相等的。所以目标风力发电机与第一风力发电机的时间差值，也认为是t2＝(6-1)*t1的时间。对于时间运算而言，设第一风力发电机的数组序号为n的桨角值与第二风力发电机的数组序号为1的桨角值对应，则目标风力发电机与第一风力发电机相比，滞后时间t2＝(n-1)*t1。
表1桨角存储数组演示
在图2中，还包括步骤s103，根据所述桨角的变化趋势和所述延迟时间对所述目标风力发电机进行调桨控制。
实际应用中，在获得风力发电机组的桨角变化趋势和上述延迟时间后，首先将目标风力发电机与第一风力发电机之间进行时间上的关联同步，进一步的，在完成上述关联同步的操作后，风力发电机组在上述延迟时间后，根据步骤s102确定获得的桨角变化趋势，对目标风力发电机进行调桨。
本实施例通过获取位于目标风力发电机上风方向上的第一风力发电机和第二风力发电机的预设个数的桨角值，并根据该预设个数的桨角值，确定桨角的变化趋势，以及第一风力发电机的桨角变化趋势跟随第二风力发电机的桨角变化趋势变化时的延迟时间，从而根据该桨角变化趋势和延迟时间，对目标风力发电机进行提前调桨，解决了传统调桨方法调节精度低，以及被动变桨导致的调桨滞后的问题，并且，本实施例提供的方法不需像传统调桨方法那样采集风速值，也不需要对风速值进行预测，解决了由于风速的瞬变导致的风力发电机转速不稳定的问题，同时也大幅降低了设备成本。
本发明实施例二提供的风力发电机集群变桨控制方法的与实施例一的差别在于步骤s103。如图5所示，实施例二中控制方法的步骤s103可以包括以下子步骤。
步骤s1031：确定所述第一风力发电机在所述延迟时间内的转速变化趋势和桨角变化趋势。
假设，第一风力发电机的桨角变化趋势在t2时刻开始跟随第二风力发电机的桨角变化趋势变化，则获取第一风力发电机在t2时刻之前的所有桨角变化数据和转速变化数据，分别根据该些桨角变化数据和该些转速变化数据生成第一风力发电机在t2时刻之前的桨角变化曲线和转速变化曲线。
步骤s1032：根据延迟时间内的转速变化趋势和所述桨角变化趋势，确定目标风力发电机调桨时的起始桨角。
在获得第一风力发电机在t2时刻之前的桨角变化曲线和转速变化曲线之后，根据获得的桨角变化曲线和转速变化曲线，确定第一风力发电机在t2时刻之前的转速变化趋势和桨角变化趋势是上升的还是下降的。若第一风力发电机转速呈上升趋势，且桨角呈逐渐增大的趋势，则说明第一风力发电机调桨不及时，出现过速现象，此时将目标风力发电机调桨操作的起始桨角设置为t2时刻之后若干个采样间隔后的桨角值，以在第一风力发电机发生过速现象时，进行更为提前的提前调桨。
以图6a和图6b为例，为本发明又一实施例提供的第一风力发电机的桨角变化曲线示意图。在图6a和图6b中，横坐标代表时间，纵坐标代表桨角值，坐标系中所示的曲线为第一风力发电机的桨角变化曲线。
在图6a中，时间501对应的为上述时刻t2，如果此时第一风力发电机转速呈上升趋势，且桨角呈逐渐增大的趋势，则说明第一风力发电机发生了收桨不及时的现象，那么将目标风力发电机的桨角值直接调整到时间502对应的桨角值，从而实现提前调桨，防止当前风机因为调桨不及时而导致的转速上升，甚至过速的现象。例如，第一风力发电机的桨角变化趋势为逐渐增大，当前的桨角值为2度，但是出现转速上升的现象，那么可以将目标风力发电机的桨角值调整到2.5度或3度。当然，上述时间502的具体取值可以根据具体需要具体设定，本实施例中不做具体限定。
在图6b中，时间501对应的为上述时刻t2，若第一风力发电机转速呈现降低的趋势，且桨角呈逐渐减小的趋势，则说明当前风速在降低，第一风力发电机在开桨，且第一风力发电机的开桨速度较慢。可以将目标风力发电机调桨的起始桨角设置为t2时刻之后预定时刻的桨角值，例如，第一风力发电机的转速降低，桨角变化趋势为逐渐减小，则可以将目标风力发电机调桨的起始桨角设置为时间502的桨角值。其中，该预定时刻可以根据需要具体设定，本实施例中，不做具体限定。
步骤s1033：将所述目标风力发电机的桨角调整为所述起始桨角，并根据所述部分的桨角变化趋势和所述延迟时间对所述目标风力发电机进行调桨控制。
实际应用中，将目标风力发电机的桨角调整为上述起始桨角的同时，将目标风力发电机与第一风力发电机之间进行时间上的关联同步，再在上述延迟时间后，根据步骤s102确定获得的桨角变化趋势，对目标风力发电机进行调桨。
本实施例中，根据第一风力发电机在延迟时间内的桨角变化趋势和转速变化趋势，确定目标风力发电机调桨的起始桨角，并根据确定获得的风力发电机组的桨角变化趋势，以及目标风力发电机与第一风力发电机之间的延迟时间，对目标风力发电机进行调桨，实现了提前调桨的同时，还能够防止由于目标风力发电机调桨不及时而导致的转速上升甚至过速的现象。
图7为本发明实施例三提供的风力发电机集群变桨控制系统的结构示意图，如图7所示，本实施例提供的系统包括：
获取模块11，用于分别获取第一风力发电机和第二风力发电机在预设时间范围内的预设个数的桨角值，其中所述第一风力发电机和第二风力发电机位于目标风力发电机的上风方向上；
确定模块12，用于根据所述预设个数的桨角值，确定桨角的变化趋势，以及所述第一风力发电机的桨角变化趋势跟随所述第二风力发电机的桨角变化趋势变化时的延迟时间；
执行模块13，用于根据所述桨角的变化趋势和所述延迟时间对所述目标风力发电机进行调桨控制。
其中，所述第一风力发电机与所述目标风力发电机相邻，所述第二风力发电机与所述第一风力发电机相邻。
所述获取模块11，包括：
获取子模块111，用于获取风电场的机位图，以及当前的风向值，其中，所述机位图中包括所述风电场中风力发电机的位置排布信息；
第一确定子模块112，用于根据所述风向值和所述机位图，确定第一风力发电机和第二风力发电机；
采集子模块113，用于根据预设的采样间隔，在预设时间范围内分别采集获取所述第一风力发电机和所述第二风力发电机的预设个数的桨角值。
所述风向值是根据所述目标风力发电机的朝向获得的。
所述第一确定子模块112，具体用于：
确定所述目标风力发电机在所述机位图中的位置；
根据所述机位图和所述风向值，从所述位置的上风方向上确定第一风力发电机和第二风力发电机。
所述确定模块12，具体用于：
根据所述预设个数的桨角值，分别确定所述第一风力发电机的桨角变化趋势和所述第二风力发电机的桨角变化趋势；
确定所述第一风力发电机的桨角变化趋势和所述第二风力发电机的桨角变化趋势中，变化趋势一致的部分；
根据所述第一风力发电机对应的桨角变化趋势部分和所述第二风力发电机对应的桨角变化趋势部分，确定所述第一风力发电机的桨角变化趋势跟随所述第二风力发电机的桨角变化趋势变化时的延迟时间。
本实施例提供的系统能够用于执行图2实施例所示的方法，其执行方式和有益效果类似，在这里不再赘述。
本发明实施例四提供的风力发电机集群变桨控制系统与实施例三的差别在于执行模块13。图8为本发明实施例四提供执行模块13的结构示意图。执行模块13包括：
第二确定子模块131，用于确定所述第一风力发电机在所述延迟时间内的转速变化趋势和桨角变化趋势；
第三确定子模块132，用于根据延迟时间内的所述转速变化趋势和所述桨角变化趋势，确定所述目标风力发电机调桨时的起始桨角；
调整子模块133，用于将所述目标风力发电机的桨角调整为所述起始桨角，并根据所述部分的桨角变化趋势和所述延迟时间对所述目标风力发电机进行调桨控制。
本实施例提供的系统能够用于执行图5实施例所示的方法，其执行方式和有益效果类似，在这里不再赘述。
最后需要说明的是，本领域普通技术人员可以理解上述实施例方法中的全部或者部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可存储于一计算机可读存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，所述的存储介质可以为磁盘、光盘、只读存储记忆体(rom)或随机存储记忆体(ram)等。
本发明实施例中的各个功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以是各个单元单独的物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。所述集成的模块如果以软件功能模块的形式实现，并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读存储介质中。上述提到的存储介质可以是只读存储器、磁盘或光盘等。
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。