风力发电机变桨系统的控制方法和装置与流程

本发明实施例涉及风力发电机的控制技术领域，尤其涉及一种风力发电机变桨系统的控制方法和装置。

背景技术：

风力发电机是将风能转换成电能的设备，风能通过叶轮带动主轴、增速箱、发电机组转换成电能，并通过并网控制，将风力发电机发出的电能输送到电网中。其中，变桨系统是风力发电机的重要组成部分，变桨系统主要具有两种功能，一个是进行最大功率跟踪，将桨距角开桨到零度位置，吸收最大风能。另一个是当风力发电机进入恒转速运行区或功率运行区后，主控系统根据目标转速值和实际转速值，进行pid运算，获得变桨速度值，控制变桨系统根据变桨速度值调节桨距角，达到风力发电机最大功率跟踪及稳定转速的目的。

目前风力发电机变桨系统的控制方法为：由主控系统检测发电机的实际转速值，并设置目标转速值，根据实际转速值和目标转速值进行关于转速与桨角的pid运算，输出变桨速度值，然后通过滑环向变桨系统发送桨角控制指令，桨角控制指令中包含变桨速度值。变桨系统根据桨角控制指令中的变桨速度值执行变桨操作，实现调桨的功能。

但是目前的风力发电机变桨系统的控制方法，变桨控制指令及变桨速度值是通过滑环进行传输的。滑环在风力发电机运行过程中需要传输几十种不同的电信号，其中有高频的交流电信号、高电压的交流电信号、大电流的交流电信号以及弱小的直流电信号等。并且滑环间的距离很近，所以各种电信号在传输过程中互相产生干扰。各种干扰严重影响数据传输的稳定性和可靠性。并常常出现滑环受干扰而导致通信闪断的现象。

所以，目前的风力发电机变桨系统的控制方法在滑环干扰导致传输的数据受到干扰后，导致变桨系统接收桨角控制指令中错误的数据，进一步导致了变桨系统的误操作，增加了风力发电机组的故障率。或者若在滑环受到干扰导致通信闪断后，数据无法进行有效的传输，只能通过停机保证风力发电机组的安全，减低了风力发电机组的可利用率减少了风电场的整体发电量。

技术实现要素：

本发明实施例提供一种风力发电机变桨系统的控制方法和装置，解决了现有技术中主控系统通过滑环将控制数据发送给变桨系统时，由于滑环受到干扰导致变桨系统接收错误的控制数据，导致风力发电机进行故障停机的问题。所述方法可以在滑环通信受到干扰的情况下，通过变桨系统自身的转速—桨角pid运算进行冗余运行，从而保证风力发电机在滑环通信闪断的情况下不停机，减少风力发电机组的故障率，提高风力发电机组的可利用率，提高风电场的整体发电量。

本发明实施例提供一种风力发电机变桨系统的控制方法，包括：

获取风力发电机叶轮的当前实际转速值；

根据所述当前实际转速值和当前目标转速值，进行pid运算，以获得当前第一变桨速度值；

判断当前第二变桨速度值是否为异常变桨速度值，其中，所述当前第二变桨速度值为当前周期接收到的主控系统通过滑环发送的变桨速度值；

若确定所述当前第二变桨速度值为异常变桨速度值，则控制变桨系统按照所述当前第一变桨速度值执行变桨操作。

本发明实施例提供一种风力发电机变桨系统的控制装置，包括：

实际转速值获取单元，用于获取风力发电机叶轮的当前实际转速值；

第一变桨速度值计算单元，用于根据所述当前实际转速值和当前目标转速值，进行关于转速与桨角的pid运算，以获得当前第一变桨速度值；

异常变桨速度值判断单元，用于判断当前第二变桨速度值是否为异常变桨速度值，其中，所述当前第二变桨速度值为当前周期接收到的主控系统通过滑环发送的变桨速度值；

控制单元，用于若确定所述当前第二变桨速度值为异常变桨速度值，则控制变桨系统按照所述当前第一变桨速度值执行变桨操作。

本发明实施例提供一种风力发电机变桨系统的控制方法和装置，通过获取风力发电机叶轮的当前实际转速值；根据当前实际转速值和当前目标转速值，进行关于转速与桨角的pid运算，以获得当前第一变桨速度值；判断当前第二变桨速度值是否为异常变桨速度值，其中，当前第二变桨速度值为当前周期接收到的主控系统通过滑环发送的变桨速度值；若确定当前第二变桨速度值为异常变桨速度值，则控制变桨系统按照当前第一变桨速度值执行变桨操作。由于当前第一变桨速度值为控制装置计算出的变桨速度值，该当前第一变桨速度值的计算和传输过程中，均未经过滑环，所以不会受到滑环干扰的影响，可以保证数据的正确性，所以在当前周期接收到的主控系统通过滑环发送的当前第二变桨速度值为异常变桨速度值时，按照当前第一变桨速度值控制变桨系统执行变桨操作，能够保证当前变桨系统的变桨操作为准确操作，减少了风力发电机组的故障率。并且进行延时冗余运行，增加了风力发电机组的可利用率，提高了风电场的整体发电量。

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一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图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为本发明风力发电机变桨系统的控制方法的可选应用场景示意图；

图2为本发明风力发电机变桨系统的控制方法实施例一的流程图；

图3为本发明实施例一的步骤201中气压高度传感器所处的状态示意图；

图4为本发明实施例一中的第一变桨速度值和第二变桨速度值的第一对比结果示意图；

图5为本发明实施例一中的第一变桨速度值和第二变桨速度值的第二对比结果示意图；

图6为本发明风力发电机变桨系统的控制方法实施例二的流程图；

图7为本发明风力发电机的变桨变化趋势示意图；

图8为本发明风力发电机变桨系统的控制装置实施例一的结构示意图；

图9为本发明风力发电机变桨系统的控制装置实施例二的结构示意图。

附图标记：

1-轮毂2-控制装置21-气压高度传感器22-第一叶片23-第二叶片24-0度位置3-变桨系统4-滑环5-主控系统71-正常第二变桨速度值的下限72-零度桨角位置73-桨角限幅区81-实际转速值获取单元82-第一变桨速度值计算单元83-异常变桨速度值判断单元84-控制单元91-差值绝对值计算单元92-预设时间判断单元93-正常停机速度值判断单元94-当前桨角值判断单元

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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。

应当理解，本文中使用的术语“和/或”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，a和/或b，可以表示：单独存在a，同时存在a和b，单独存在b这三种情况。另外，本文中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。

取决于语境，如在此所使用的词语“如果”可以被解释成为“在……时”或“当……时”或“响应于确定”或“响应于检测”。类似地，取决于语境，短语“如果确定”或“如果检测(陈述的条件或事件)”可以被解释成为“当确定时”或“响应于确定”或“当检测(陈述的条件或事件)时”或“响应于检测(陈述的条件或事件)”。

为了清楚起见，首先说明本发明使用的特定词或短语的定义。

滑环：负责为旋转体连通、输送能源与信号的电器部件。根据传输介质来区分，滑环分为电滑环、流体滑环、光滑环，也可通俗统称为“旋转连通”或“旋通”。本发明中所涉及的滑环是指风力发电机主控系统与变桨系统进行电压传输和通信数据交互的电滑环。滑环通常安装在设备的旋转中心，主要由旋转部分和静止部分组成。旋转部分连接设备的旋转结构并随之旋转运动，称为“转子”，静止部分连接设备的固定结构，称为“定子”。

闪断：指在通信过程中，由于电磁干扰等因素的影响，通信链路传输在短时间内发生中断现象，导致接收方收不到数据帧，或数据帧发生异常，而短时间内又重新恢复正常的现象。

pid运算：比例-积分-微分运算，英文全称为：proportional-integral-differential。

pid控制器：称为比例-积分-微分控制器，是一个在工业控制应用中常见的反馈回路部件，由比例单元p、积分单元i和微分单元d组成。pid控制的基础是比例控制；积分控制可消除稳态误差，但可能增加超调；微分控制可加快大惯性系统响应速度以及减弱超调趋势。

图1为本发明风力发电机变桨系统的控制方法的可选应用场景示意图，如图1所示，本发明提供的风力发电机变桨系统的控制方法由风力发电机变桨系统的控制装置执行，该控制装置可集成在变桨系统中，或与变桨系统直接通过传输线进行通信连接，其中不经过任何器件。风力发电机变桨系统的控制装置，用于对变桨系统的变桨操作进行控制，在风力发电变桨系统的控制装置中具有气压高度传感器，或者该风力发电变桨系统的控制装置与气压高度传感器直接通过传输线进行通信连接。该气压高度传感器设置在靠近叶轮的叶片的根部位置。该变桨系统还与主控系统通过滑环进行通信连接。通常，风力发电机变桨系统的控制装置、变桨系统和滑环设置在轮毂内，主控系统设置在轮毂外部的机舱内，或者设置在塔底。本发明中，风力发电机变桨系统的控制装置对变桨系统进行控制，并周期性发送变桨速度值。

图2为风力发电机变桨系统的控制方法实施例一的流程图，如图2所示，本实施例提供的执行主体为风力发电机变桨系统的控制装置，该风力发电机变桨系统的控制装置可以集成在变桨系统中，或与变桨系统直接通过传输线相连。则本实施例提供的风力发电机变桨系统的控制方法包括以下几个步骤。

步骤201，获取风力发电机叶轮的当前实际转速值。

具体地，本实施例中，对获取风力发电机叶轮的当前实际转速值的方式不做限定。如可以为该风力发电机变桨系统的控制装置与转速测量模块相连，通过转速测量模块获取当前实际转速值。

优选地，本实施例中，获取风力发电机叶轮的当前实际转速值具体包括：

根据气压高度传感器采集自身的当前高度计算叶轮的三个叶片的方位角，根据叶轮的三个叶片的当前方位角变化计算风力发电机叶轮的当前实际转速值。

具体地，本实施例中，根据气压高度传感器采集自身的当前高度，计算叶轮的三个叶片的当前方位角，并根据前一次采集的自身高度计算并存储的叶轮的三个叶片的方位角，分别计算叶轮的三个叶片的当前方位角变化，并根据叶轮的三个叶片的当前方位角变化，计算叶轮的当前转速。

需要说明的是，本实施例提供的获取风力发电机叶轮的当前实际转速值的方法，能够用于双馈型或者直驱型风力发电机组。

对于双馈型风力发电机组而言，根据叶轮的三个叶片的当前方位角变化计算低速轴的当前转速，获取低速轴的当前转速值，低速轴的当前转速值为风力发电机叶轮的当前实际转速值；对于直驱型风力发电机组而言，根据叶轮的三个叶片的当前方位角变化，计算叶轮的当前转速，也就是发电机主轴的转速。

下文以双馈型风力发电机组为例说明利用气压高度传感器计算叶轮当前转速的具体过程。

具体地，如图1所示，可气压高度传感器21固定设置于轮毂内，并靠近叶轮的叶片的根部位置；气压高度传感器21采集自身的当前高度，根据气压高度传感器21采集自身的当前高度，采用圆周三角函数，计算叶轮的三个叶片的当前方位角，并根据气压高度传感器21前一次采集的自身高度分别计算的叶轮的三个叶片的方位角，分别计算叶轮三个叶片的当前方位角的变化，根据叶轮的三个叶片的当前方位角的变化，分别计算叶轮的转速；求解三个叶轮的转速的平均值，该三个叶轮的转速的平均值为风力发电机低速轴的当前转速。

其中，低速轴的当前转速即为当前实际转速值。

本实施例中，气压高度传感器21的个数可以为一个、两个或三个。本实施例中，根据气压高度传感器21采集自身的当前高度，采用圆周三角函数，计算叶轮的三个叶片的当前方位角的具体方法不做限定。

若气压高度传感器21的个数为一个，则根据气压高度传感器21采集自身的当前高度，采用圆周三角函数，计算叶轮的三个叶片的当前方位角的方法可以为：根据气压高度传感器21采集的当前高度和轮毂中心高度的大小关系与气压高度传感器21临近的第一叶片22的当前方位角所处的范围，按照相应的圆周三角函数表达式计算第一叶片22的当前方位角θ1；然后根据第一叶片22的当前方位角θ1，计算第二叶片23和第三叶片的当前方位角，以完成叶轮方位角的测量。

若气压高度传感器21的个数为两个或三个，则根据气压高度传感器21采集自身的当前高度，采用圆周三角函数，计算叶轮的三个叶片的当前方位角的方法可以为：首先根据至少两个气压高度传感器21采集的当前高度，采用圆周三角函数，对应计算至少两个气压高度传感器21临近的两个叶片待定方位角θ1min及θ2min；待定方位角θ1min及θ2min小于或等于π；然后根据两个叶片的待定方位角θ1min及θ2min的数值大小，以及两个叶片中的一个叶片的当前方位角所处的范围，确定两个叶片的当前方位角θ1和θ2；最后根据两个叶片的当前方位角θ1或θ2，计算另一个叶片的当前方位角θ3。

或者，若气压高度传感器21的个数为两个或三个，根据气压高度传感器21采集自身的当前高度，采用圆周三角函数，计算叶轮的三个叶片的当前方位角的方法可以为：首先根据至少两个气压高度传感器21采集的当前高度，采用圆周三角函数，对应计算至少两个气压高度传感器21临近的两个叶片待定方位角θ1min及θ2min；待定方位角θ1min及θ2min小于或等于π；然后根据两个叶片的待定方位角θ1min及θ2min的数值大小与两个叶片的预设角度关系，确定两个叶片的当前方位角θ1和θ2；最后根据两个叶片的当前方位角θ1或θ2，计算另一个叶片的当前方位角θ3。

具体地，本实施例中，由于叶轮的叶片有三个，所以首先根据三个叶片的方位角，分别计算叶轮转速，获得三个叶轮的转速。

以第一叶片21的方位角计算叶轮的转速为例进行说明。图3为本发明实施例一的步骤201中气压高度传感器所处的状态示意图，如图3所示，0度位置24为当前第一叶片21的0度位置，也为当前叶轮方位角的0度位置，前一次测量的第一叶片21的方位角为a1，则该叶轮方位角为a1，本次测量的第一叶片21的方位角为b1，则该叶轮方位角为b1，计算前一次测量的叶轮方位角与本次测量的方位角的差值c1，表示为式(1)所示。

c1＝b1-a1(1)

计算针对每次测量的时间间隔t，叶轮转过的圈数n0，可表示为式(2)所示。

n0＝c1/2π(2)

将时间间隔t内，叶轮转过的圈数n0转换为标准转速单位(转/分)的转速值n1，由于t的单位为ms，1秒为1000ms，一分钟为60s，所以n1表示为式(3)所示。

n1＝60*1000*n0/t(3)

同理，根据另外两个叶片的方位角计算的叶轮的转速分别为n1和n2。

然后，求解三个叶轮的转速的平均值，以获得低速轴的当前转速。

具体地，可根据式(4)计算低速轴的转速n4。

n4＝(n1+n2+n3)/3(4)

需要说明的是，由于叶轮方位角转动2π时，又会重新变为0度，所以继续按式(1)进行计算，会造成溢出错误，所以对叶轮的转速进行计算时采用最大值补偿算法，防止计算时的溢出错误。若检测到前一次测量的叶轮方位角与本次测量的方位角的差值c1为一负值且大于预设阈值时，则将采用式(5)计算前一次测量的叶轮方位角与本次测量的方位角的差值c1，式(5)表示为：

c1＝(b1-a1)+2π(5)

步骤202，根据当前实际转速值和当前目标转速值，进行关于转速与桨角的pid运算，以获得当前第一变桨速度值。

其中，当前目标转速值为风力发电机的额定转速值。可进行预先存储。

本实施例中，将当前实际转速值和当前目标转速值输入到pid控制器中，进行关于转速与桨角的pid运算，运算结果为当前第一变桨速度值。

本实施例中，关于转速与桨角的pid运算的方法为现有技术，本实施例中不再赘述。

步骤203，判断当前第二变桨速度值是否为异常变桨速度值。

其中，当前第二变桨速度值为当前周期接收到的主控系统通过滑环发送的变桨速度值。

本实施例中，当前第二变桨速度值，是主控系统获取当前实际转速值和当前目标转速值，然后进行关于转速与桨角的pid运算获得的变桨速度值。

其中，主控系统获得的当前实际转速值可根据转速测量模块获得的，当前目标转速值为风力发电机的额定转速值，也进行预先存储。

具体地，本实施例中，可通过将当前第一变桨速度值和当前第二变桨速度值进行对比，根据对比结果判断当前第二变桨速度值是否为异常变桨速度值。若当前第一变桨速度值和当前第二变桨速度值的偏差较大，则确定当前第二变桨速度值为异常变桨速度值；若当前第一变桨速度值和当前第二变桨速度值相同或偏差较小，则确定当前第二变桨速度值为正常变桨速度值。其中的偏差可以为当前第一变桨速度值和当前第二变桨速度值的差值的绝对值。偏差较大的含义可以为差值的绝对值大于最大变桨速度限幅值。偏差较小的含义为差值的绝对值不大于最大变桨速度限幅值。

图4为本发明实施例一中的第一变桨速度值和第二变桨速度值的第一对比结果示意图。如图4所示，图4中具有两条曲线，虚线表示的曲线为第一变桨速度值曲线，当前第一变桨速度值可以为横坐标中的某一时刻的第一变桨速度值，实线表示的曲线为第二变桨速度值曲线，当前第二变桨速度值可以为横坐标中的对应时刻的第二变桨速度值。横坐标表示为时间，纵坐标仅表示两种曲线的变化趋势，并不表示彼此的数值大小关系。从图4中可以看出，在t1～t2时刻之间，以及t3～t4时刻之间，第一变桨速度值和第二变桨速度值的偏差较大。则说明t1～t2时刻之间，以及t3～t4时刻之间，滑环受到的干扰较大，导致传输的第二变桨速度值发生错误，为异常变桨速度值。在t1时刻之前、t4时刻之后，第一变桨速度值和第二变桨速度值相同或偏差较小，则说明滑环受到的干扰较小，传输的第二变桨速度值为正常值。

而对于滑环发生闪断的现象，通过上述方法也可判断出当前第二变桨速度值为异常变桨速度值。图5为本发明实施例一中的第一变桨速度值和第二变桨速度值的第二对比结果示意图，如图5所示，同理，虚线表示的曲线为第一变桨速度值曲线，当前第一变桨速度值可以为横坐标中的某一时刻的第一变桨速度值，实线表示的曲线为第二变桨速度值曲线，当前第二变桨速度值可以为横坐标中的对应时刻的第二变桨速度值。横坐标表示为时间，纵坐标仅表示两种曲线的变化趋势，并不表示彼此的数值大小关系。从图5中可以看出，在t11～t22时刻之间，第一变桨速度值和第二变桨速度值的偏差较大，则说明在t11～t22时刻之间的第二变桨速度值为异常变桨速度值。并且由于第二变桨速度值曲线为一条直线，该直线对应的第二变桨速度值不等于最大变桨速度限幅值。则说明在t11～t22时刻之间，发生了滑环闪断的现象。使得t11～t22时刻之间的第二变桨速度值均为t11时刻接收到的第二变桨速度值。

步骤204，若确定当前第二变桨速度值为异常变桨速度值，则控制变桨系统按照当前第一变桨速度值执行变桨操作。

具体地，本实施例中，若确定当前第二变桨速度值为异常变桨速度值，为了防止变桨系统的误操作，增加风力发电机组的故障率，则不能按照当前第二变桨速度值控制变桨系统执行变桨操作，由于该当前第一变桨速度值的计算和传输过程中，均未经过滑环，所以不会受到滑环干扰的影响可以保证数据的准确性，所以控制变桨系统按照当前第一变桨速度值执行变桨操作。

本实施例提供的风力发电机变桨系统的控制方法，获取当前实际转速值；根据当前实际转速值和当前目标转速值，进行关于转速与桨角的pid运算，以获得当前第一变桨速度值；判断当前第二变桨速度值是否为异常变桨速度值，其中，当前第二变桨速度值为当前周期接收到的主控系统通过滑环发送的变桨速度值；若确定当前第二变桨速度值为异常变桨速度值，则控制变桨系统按照当前第一变桨速度值执行变桨操作。由于当前第一变桨速度值为控制装置计算出的变桨速度值，该当前第一变桨速度值的计算和传输过程中，均未经过滑环，所以不会受到滑环干扰的影响，可以保证数据的正确性，所以在当前周期接收到的主控系统通过滑环发送的当前第二变桨速度值为异常变桨速度值时，按照当前第一变桨速度值控制变桨系统执行变桨操作，能够保证当前变桨系统的变桨操作为准确操作，减少了风力发电机组的故障率。并且不进行延时冗余运行，增加了风力发电机组的可利用率，提高了风电场的整体发电量。

图6为本发明风力发电机变桨系统的控制方法实施例二的流程图。如图6所示，本实施例提供的风力发电机变桨系统的控制方法，相较于本发明风力发电机变桨系统的控制方法实施例一，为一个更为优选的实施例。则本实施例提供的风力发电机变桨系统的控制方法包括以下步骤。

步骤601，获取风力发电机叶轮的当前实际转速值。

本实施例中，步骤601的实现方式与本发明风力发电机变桨系统的控制方法实施例一中的步骤201的实现方式相同，在此不再一一赘述。

步骤602，判断风力发电机叶轮的当前实际转速值是否正常，若是，则执行步骤603，否则，执行步骤613。

本实施例中，判断当前实际转速是否正常的方法可以为判断当前实际转速值是否在预设的正常转速范围内，若是，则说明当前实际转速值正常，否则，则说明当前实际转速值异常。

步骤603，根据当前实际转速值和当前目标转速值，进行关于转速与桨角的pid运算，以获得当前第一变桨速度值。

本实施例中，步骤603的实现方式与本发明风力发电机变桨系统的控制方法实施例一中的步骤步骤202的实现方式相同，在此不再一一赘述。

步骤604，判断当前第二变桨速度值是否为正常停机速度值，若是，则执行步骤613，否则，执行步骤605。

其中，正常停机速度值是主控系统通过滑环发送给变桨系统的。该正常停机速度值可携带在主控系统发送的停机指令中。是由主控系统触发故障，而此时的变桨系统并无故障，主控系统向变桨系统发送停机指令以控制变桨系统停机。

进一步地，本实施例中，判断当前第二变桨速度值是否为正常停机速度值的方法为：判断当前第二变桨速度值是否等于最大变桨速度限幅值，若当前第二变桨速度值等于最大变桨速度限幅值，则确定当前第二变桨速度值为正常停机速度值，否则不为正常停机速度值，而为正常的变桨速度值或异常变桨速度值。

本实施例中，判断当前第二变桨速度值是否为正常停机速度值，若是，则控制变桨系统执行收桨操作，可有效保证风力发电机组的安全。

其中，最大变桨速度限幅值可以为5度/秒，或其他设定数值，本实施例中对此不做限定。

步骤605，判断变桨系统的当前桨角值是否为零，若是，则执行步骤606，否则，执行步骤607。

进一步地，本实施例中，若确定当前第二变桨速度值不为正常停机速度值，则确定当前第二变桨速度值为正常变桨速度值或异常变桨速度值。需要控制变桨系统执行变桨操作。在控制变桨系统执行变桨操作前，还需要判断变桨系统的当前桨角值是否为零，若为零，则说明进入了桨角限幅区，为了防止变桨系统向负角度方向开桨，则控制变桨系统不执行变桨操作。

步骤606，控制变桨系统不执行变桨操作。

本实施例中，控制变桨系统不执行变桨操作，直到桨角值不为零，不再桨角限幅区为止。即执行完步骤606后，循环执行步骤605。

举例说明为：图7为本发明风力发电机的变桨变化趋势示意图，如图7所示，在图7中，横坐标为时间，纵坐标仅表示两种曲线的变化趋势。在上部的曲线为第二变桨速度值变化曲线，下部的曲线为桨角变化曲线。在第二变桨速度值变化曲线中的虚线为正常第二变桨速度值的下限71，在桨角变化曲线中的虚线为零度桨角位置72。其中，桨角变化曲线与对应虚线重合的区域为桨角限幅区73。其中，对桨角变化曲线而言，纵轴为桨角值；对第二变桨速度值曲线而言，纵轴为第二变桨速度值。不表示彼此的数值大小关系。从图7中可以看出，在t111时刻，确定变桨系统的当前桨角值为零，即进入桨角限幅区，则控制变桨系统不执行变桨操作以防止变桨系统向负角度方向开桨。到t222时刻后，确定变桨系统的当前桨角值不为零，控制变桨系统按照当前第一变桨速度值或当前第二变桨速度值执行变桨操作。

本实施例中，判断变桨系统的当前桨角值是否为零，若是，则控制变桨控制系统不执行变桨操作，防止变桨系统向负角度方向开桨，有效保证风力发电机组的安全。

步骤607，计算当前第一变桨速度值和当前第二变桨速度值的差值绝对值。

步骤608，判断当前第二变桨速度值是否为异常变桨速度值，若是，则执行步骤609，否则，执行步骤610。

若确定变桨系统的当前桨角值不为零，则控制变桨系统按照当前第一变桨速度值或当前第二变桨速度值执行变桨操作。所以需要判断当前第二变桨速度值是否为异常变桨速度值。

进一步地，本实施例中，判断当前第二变桨速度值是否为异常变桨速度值具体包括：

判断差值绝对值是否大于最大变桨速度限幅值；若确定差值绝对值大于最大变桨速度限幅值，则确定当前第二变桨速度值为异常变桨速度值，否则，确定当前第二变桨速度值为正常变桨速度值。

步骤609，控制变桨系统按照当前第一变桨速度值执行变桨操作。

本实施例中，由于当前第二变桨速度值为异常变桨速度值，当前第一变桨速度值没有经过滑环进行传输，不会受到干扰，所以当前第一变桨速度值为当前周期的准确的变桨速度值，所以控制变桨系统按照当前第一变桨速度值执行变桨操作。

执行步骤609后，执行步骤611。

步骤610，控制变桨系统按照当前第二变桨速度值执行变桨操作。

进一步地，本实施例中，若当前第二变桨速度值为正常变桨速度值，当前第二变桨速度值与当前第一变桨速度值相同或偏差较小，所以按照当前第二变桨速度值执行变桨操作。

执行完步骤610后，执行步骤604。即在下一周期跳转至执行步骤604。

步骤611，判断变桨操作的持续时间是否达到预设时间，若是，则执行步骤612，否则执行步骤609。

本实施例中，可设置定时器，从控制变桨系统执行变桨操作开始进行计时，判断变桨操作的持续时间是否达到预设时间。其中，预设时间可以为5s，也可以为其他数值。

进一步地，本实施例中，控制变桨系统按照当前第一变桨速度值执行变桨操作后，由于当前第二变桨速度值为异常变桨速度值，该异常变桨速度值可以是由于滑环受干扰或滑环闪断故障引起的，也可能是由于主控系统或与之相连的其它器件出现故障引起的，所以可判断预设时间后滑环通信是否恢复正常。

步骤612，判断当前第二变桨速度值是否仍为异常变桨速度值，若是，则执行步骤613，否则执行步骤610。

进一步地，判断当前第二变桨速度值是否仍为异常变桨速度值的方法与步骤608的方法相同，在此不再一一赘述。

需要说明的是，由于主控系统通过滑环向变桨系统发送当前第二变桨速度值和本发明实施例的控制装置计算当前第一变桨速度值，以对变桨系统进行控制均是周期性地。所以当前第一变桨速度值和当前第二变桨速度值是可以根据周期的不同发生变化的。所以预设时间后的当前第二变桨速度值与预设时间前的当前第二变桨速度值可以有不同的值。

步骤613，控制变桨系统执行收桨操作。

进一步地，若在预设时间后，当前第二变桨速度值仍为异常变桨速度值，则很大概率上异常变桨速度值不是由于滑环受干扰或滑环闪断故障引起的，而是由于主控系统或与之相连的其它器件出现故障引起的，为了保证风力发电机组的安全，控制变桨系统执行收桨操作。

综上，本实施例中，控制变桨系统执行收桨操作的情形包括：

确定当前实际转速值不是正常转速值的情形，确定第二变桨速度值为正常停机速度值的情形；在预设时间后，确定当前第二变桨速度值仍为异常变桨速度值的情形。在多种情形下控制变桨系统执行收桨操作均是为了保证风力发电机组的安全。

本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：rom、ram、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

图8为本发明风力发电机变桨系统的控制装置实施例一的结构示意图，如图8所示，本实施例提供的风力发电机变桨系统的控制装置包括：实际转速值获取单元81、第一变桨速度值计算单元82、异常变桨速度值判断单元83和控制单元84。

其中，实际转速值获取单元81，用于获取风力发电机叶轮的当前实际转速值。具体而言，实际转速值获取单元81，根据气压高度传感器采集自身的当前高度计算叶轮的三个叶片的方位角，根据叶轮的三个叶片的当前方位角变化计算风力发电机叶轮的当前实际转速值。

第一变桨速度值计算单元82，与实际转速值获取单元81相连，用于根据当前实际转速值和当前目标转速值，进行关于转速与桨角的pid运算，以获得当前第一变桨速度值。异常变桨速度值判断单元83，与第一变桨速度值计算单元82相连，用于判断当前第二变桨速度值是否为异常变桨速度值，其中，当前第二变桨速度值为当前周期接收到的主控系统通过滑环发送的变桨速度值。控制单元84，分别与第一变桨速度值计算单元82和异常变桨速度值判断单元83相连，用于若确定当前第二变桨速度值为异常变桨速度值，则控制变桨系统按照当前第一变桨速度值执行变桨操作。

本实施例提供的风力发电机变桨系统的控制装置可以执行图1所示方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。

图9为本发明风力发电机变桨系统的控制装置实施例二的结构示意图，如图9所示，本实施例提供的风力发电机变桨系统的控制装置相较于本发明风力发电机变桨系统的控制装置实施例一，为一个更为优选的实施例。则本实施例提供的风力发电机变桨系统的控制装置在本发明风力发电机变桨系统的控制装置实施例一的基础上，还包括：

差值绝对值计算单元91、预设时间判断单元92、正常停机速度值判断单元93、当前桨角值判断单元94。

进一步地，控制单元84，还用于：若确定当前第二变桨速度值为正常变桨速度值，则控制变桨系统按照当前第二变桨速度值执行变桨操作。

进一步地，差值绝对值计算单元91分别与第一变桨速度值计算单元82和异常变桨速度值判断单元83相连，用于计算当前第一变桨速度值和当前第二变桨速度值的差值绝对值。相应的，异常变桨速度值判断单元83具体用于：判断差值绝对值是否大于最大变桨速度限幅值；若确定差值绝对值大于最大变桨速度限幅值，则确定当前第二变桨速度值为异常变桨速度值，否则，确定当前第二变桨速度值为正常变桨速度值。

进一步地，预设时间判断单元92与异常变桨速度值判断单元83相连，用于判断变桨操作的持续时间是否达到预设时间。异常变桨速度值判断单元83，还用于若确定变桨操作的持续时间达到预设时间，则跳转至执行判断当前第二变桨速度值是否仍为异常变桨速度值的步骤；控制单元84，还用于若确定当前第二变桨速度值仍为异常变桨速度值，则控制变桨系统执行收桨操作，否则，执行控制变桨系统按照当前第二变桨速度值执行变桨操作。

进一步地，正常停机速度值判断单元93，与控制单元84相连，用于判断当前第二变桨速度值是否为正常停机速度值。控制单元84，还用于若确定当前第二变桨速度值为正常停机速度值，则控制变桨系统执行收桨操作。

进一步地，当前桨角值判断单元94，与控制单元84相连，用于判断变桨系统的当前桨角值是否为零；相应的，控制单元84具体用于：若确定变桨系统的当前桨角值不为零，则控制变桨系统按照当前第一变桨速度值或当前第二变桨速度值执行变桨操作。

本实施例提供的风力发电机变桨系统的控制装置可以执行图6所示方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。

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。