本发明涉及风力发电技术领域，尤其涉及一种变桨控制方法和装置、计算机可读存储介质。
背景技术：
变桨系统是风力发电机组的重要部件，用于通过调节叶片的桨距角以改变叶片捕获风能的大小，使得风力发电机组的输出功率保持稳定。但是，由于变桨系统中存在通信延时以及变桨电机松闸延时等问题，使得桨距角调节过程中存在桨距角跟随误差，比如，若给定变桨速度为3度/秒，桨距角跟随误差可能达到1.5度，导致桨距角调节存在一定滞后性，大约滞后500毫秒～1秒。而桨距角调节滞后则会引起桨距角位置超调和响应时间慢等问题，不仅使得叶片无法最大限度捕获风能，而且容易导致风力发电机组转速过速，影响风力发电机组的安全稳定运行。
技术实现要素：
本发明实施例提供了一种变桨控制方法和装置、计算机可读存储介质，能够对桨距角跟随误差进行有效补偿，避免因桨距角调节滞后而影响到风力发电机组的安全稳定运行。
第一方面，本发明实施例提供一种变桨控制方法，该方法包括：
根据变桨过程中的变桨工况数据，判断是否需要对风力发电机组执行变桨速度补偿操作；
根据判断结果，确定执行变桨速度补偿操作，变桨速度补偿操作包括：根据变桨工况数据对桨距角反馈调节器输出的给定变桨速度进行速度补偿，使实际桨距角与给定桨距角之间的角度差处于第一预设角度误差允许范围内；
控制风力发电机组根据补偿后的给定变桨速度执行变桨操作。
在第一方面的一种可能的实施方式中，根据变桨过程中的变桨工况数据，判断是否需要对风力发电机组执行变桨速度补偿操作，包括：判断变桨过程中实际变桨速度与给定变桨速度之间的速度差是否处于预设速度误差允许范围且变桨方向在预设时间段内保持不变；若速度差处于预设速度误差允许范围且变桨方向在预设时间段内保持不变，则判断实际桨距角与给定桨距角之间的角度差是否超出第二预设角度误差允许范围；若角度差超出第二预设角度误差允许范围，则需要对给定变桨速度执行变桨速度补偿操作。
在第一方面的一种可能的实施方式中，第二预设角度误差允许范围大于第一预设角度误差允许范围。
在第一方面的一种可能的实施方式中，根据变桨工况数据对桨距角反馈调节器输出的给定变桨速度进行速度补偿，包括：将给定桨距角和实际桨距角之间的角度差与预设补偿时间段的比值作为附加速度差；或者，将给定变桨速度和预设补偿因子的乘积作为附加速度差，预设补偿因子小于1。
在第一方面的一种可能的实施方式中，在控制风力发电机组根据补偿后的给定变桨速度执行变桨操作之后，该方法还包括：若实际桨距角与给定桨距角之间的角度差处于第一预设角度误差允许范围内，则退出变桨速度补偿操作并控制风力发电机组根据未经补偿的给定变桨速度执行变桨操作。
第二方面，本发明实施例提供一种变桨控制装置，该装置包括：
判断模块，用于根据变桨过程中的变桨工况数据，判断是否需要对风力发电机组执行变桨速度补偿操作；
补偿模块，用于根据判断结果，确定执行变桨速度补偿操作，所述变桨速度补偿操作包括：根据所述变桨工况数据对桨距角反馈调节器输出的给定变桨速度进行速度补偿，使实际桨距角与给定桨距角之间的角度差处于第一预设角度误差允许范围内；
变桨模块，用于控制风力发电机组根据补偿后的给定变桨速度执行变桨操作。
在第二方面的一种可能的实施方式中，补偿模块包括：计算单元，用于将所述给定桨距角和所述实际桨距角之间的角度差与预设补偿时间段的比值作为附加速度差；或者，将所述给定变桨速度和预设补偿因子的乘积作为附加速度差，所述预设补偿因子小于1；补偿单元，用于根据所述附加速度差对所述给定变桨速度进行速度补偿。
在第二方面的一种可能的实施方式中，该装置设置在风力发电机组的主控制器或者变桨控制器中。
第三方面，本发明实施例提供一种变桨控制装置，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，处理器执行程序时实现如上所述的变桨控制方法。
第四方面，本发明实施例提供一种计算机可读存储介质，其上存储有程序，程序被处理器执行时实现如上所述的变桨控制方法。
如上所述，本发明实施例从PID调节特性角度出发，结合变桨工况数据对桨距角反馈调节器输出的给定速度进行调节，以使实际桨距角和给定桨距角之间的差值处于第一预设角度误差允许范围内，从而能够减小变桨系统的桨距角跟随误差，避免因桨距角调节滞后而影响到风力发电机组的安全稳定运行。
附图说明
从下面结合附图对本发明的具体实施方式的描述中可以更好地理解本发明其中，相同或相似的附图标记表示相同或相似的特征。
图1是本发明一个实施例提供的桨距角位置与时间的调节示意图；
图2为本发明另一实施例提供的桨距角位置与时间的调节示意图；
图3为本发明一个实施例提供的变桨控制方法的流程示意图；
图4为本发明另一实施例提供的变桨控制方法的流程示意图；
图5为本发明又一实施例提供的桨距角位置与时间的调节示意图；
图6为本发明又一实施例提供的变桨控制方法的流程示意图；
图7为本发明再一实施例提供的变桨控制方法的流程示意图；
图8为本发明一个实施例提供的变桨控制装置的结构示意图；
图9为本发明另一实施例提供的变桨控制装置的结构示意图。
具体实施方式
下面将详细描述本发明的各个方面的特征和示例性实施例。在下面的详细描述中，提出了许多具体细节，以便提供对本发明的全面理解。
目前，变桨系统主要通过桨距角反馈调节器来调节叶片桨距角。反馈调节也称为闭环调节，反馈调节的三要素包括测量、比较和执行。具体包括测量被控变量的实际值，然后与期望值相比较，用这个偏差来纠正系统的响应，执行调节控制。
通常，用于变桨系统的桨距角反馈调节器包括PI调节器和PID调节器等。PID调节器因控制精度高而得到广泛应用，其调节参数包括比例调节参数Kp、积分调节参数Ki和微分调节参数Kd。
其中，比例调节作用指的是按比例反应系统偏差，系统一旦出现了偏差，比例调节立即产生调节作用以减少偏差。比例较大时可以加快调节，但是过大比例，容易使系统的稳定性下降，甚至造成系统的振荡。
积分调节作用指的是使系统消除稳态误差，有误差时积分调节作用，直至无差时积分调节停止。加入积分调节能够使系统稳定性下降，但动态响应会变慢，所以积分调节往往会引起系统超调。
微分调节作用能够反映系统偏差信号的变化率，具有预见性，在偏差还没有形成之前就进行消除，从而改善系统的动态性能。
图1是本发明一个实施例提供的桨距角位置与时间的调节示意图，用于说明变桨过程中的桨距角超调现象。其中，横坐标表示时间，纵坐标表示桨距角位置。
如图1所示，虚线11表示调桨最终要达到的目标桨距角。曲线12表示调桨过程中叶片的实际桨距角。曲线13表示调桨过程中变桨控制器输出的逐次变化的命令，即叶片的给定桨距角。
从图1中可以看出，t1时刻实际桨距角达到目标桨距角，而t1时刻之后，实际桨距角继续升高，超出给定桨距角之后又回到小于给定桨距角，这种现象称为桨距角超调。实际控制中，由于通信数据传输、系统响应快慢、变桨电机松闸都需要一定的时间，使得桨距角调节必然具有一定的滞后性，一般滞后约500ms-1s，该现象很难通过调整PID调节参数来解决。
图2为本发明另一实施例提供的桨距角位置与时间的调节示意图，用于说明正常变桨过程中的桨距角调节情况。其中，横坐标表示时间，纵坐标表示桨距角。
如图2所示，虚线21指示调桨最终要达到的目标桨距角。曲线22表示调桨过程中叶片的实际桨距角。曲线23表示调桨过程中变桨控制器输出的逐次变化的命令，即叶片的给定桨距角。
从图2可以看出，t2时刻变桨系统开始发出给定桨距角的控制命令，t3时刻实际桨距角开始动作并跟随给定命令。整个调节过程中，由于t3与t2之间存在时间差，使得给定桨距角和实际桨距角始终存在偏差d1，而d1的存在会使得变桨系统存在跟随误差，影响风力发电机组的安全稳定运行。
转速与桨距角的反馈调节器的调节原理为：根据风力发电机的转速值，进行转速与桨距角的PID运算，PID运算的输入值是风力发电机组的目标转速和实际转速，PID运算的输出值为变桨速度值。
结合图2，由于在每一个较短的时间段内，转速与桨距角均近似无变化，所以转速与桨距角的反馈调节器输出的变桨速度值也为恒定值；同时由于实际变桨速度严格按照给变桨速度执行，直到风力发电机组的实际转速值与目标转速值的差值小于预设阈值时，输出的变桨速度值才会变化为0，使实际桨距角和给定桨距角一直存在偏差d1。
由此，本发明实施例提供了一种变桨控制方法和装置、计算机可读存储介质。采用本发明实施例中的技术方案，能够对桨距角跟随误差进行有效补偿，避免因桨距角调节滞后而影响到风力发电机组的安全稳定运行。
图3为本发明一个实施例提供的变桨控制方法的流程示意图。如图3所示，该变桨控制方法包括步骤301至步骤303。
在步骤301中，根据变桨过程中的变桨工况数据，判断是否需要对风力发电机组执行变桨速度补偿操作。
变桨工况数据指的是变桨过程中的运行工况数据，包括给定桨距角、实际桨距角、给定变桨速度和实际变桨速度等。其中，给定桨距角指的是变桨控制器输出的逐次变化的桨距角位置，实际桨距角指的是桨距角的实际测量值，给定变桨速度指的是桨距角反馈调节器输出的变桨速度，实际变桨速度指的是变桨速度的实际测量值。
在步骤302中，根据判断结果，确定执行变桨速度补偿操作。变桨速度补偿操作包括：根据变桨工况数据对桨距角反馈调节器输出的给定变桨速度进行速度补偿，使实际桨距角与给定桨距角之间的角度差处于第一预设角度误差允许范围内。
其中，第一预设角度误差范围是一个极小的角度范围，比如±0.2度或者±0.3度，本领域技术人员可以根据实际需要进行设定，此处不进行限定。
在步骤303中，控制风力发电机组根据补偿后的给定变桨速度执行变桨操作。
结合图2中示出的PID调节特性，可以通过变桨工况数据，包括给定桨距角、实际桨距角、给定变桨速度或者实际变桨速度之间的数据组合，判断是否需要对风力发电机组执行变桨速度补偿操作，当需要对风力发电机组执行变桨速度补偿操作时，可以根据变桨工况数据对桨距角反馈调节器输出的给定变桨速度进行速度补偿，使实际桨距角和给定桨距角之间的差值处于第一预设角度误差允许范围内，消除实际桨距角和给定桨距角之间的位置偏差。
如上所述，本发明实施例能够从PID调节特性角度出发，结合变桨工况数据对桨距角反馈调节器输出的给定速度进行调节，以使实际桨距角和给定桨距角之间的差值处于第一预设角度误差允许范围内，从而减小变桨系统的桨距角跟随误差，避免因桨距角调节滞后而影响到风力发电机组的安全稳定运行。
此外，由于本发明实施例能够减小变桨系统的桨距角跟随误差，从而能够加快变桨系统的调桨速度，进而能够有效防止阵风风况下风力发电机组过速的问题。
另外，本发明实施例中的变桨控制方法原理简单，能够对各种变桨速度下的桨距角跟随误差进行速度补偿，且同样适用于其他动态响应比较高的控制系统，十分适合推广使用。
图4为本发明另一实施例提供的变桨控制方法的流程示意图，图4与图3的不同之处在于，图3中的步骤301可细化为图4中的步骤3011至步骤3013。
在步骤3011中，判断变桨过程中的实际变桨速度与给定变桨速度之间的差值是否处于预设速度误差允许范围且变桨方向在预设时间段内保持不变。
其中，预设速度误差允许范围是一个极小速度范围，比如±0.1度/秒，本领域技术人员可以根据实际需要进行设定，此处不进行限定。在该步骤中，若实际变桨速度与给定变桨速度之间的差值处于预设速度误差允许范围，说明实际变桨速度已达到最大，这样就能够排除因桨距角跳变、桨距角无变化、编码器故障等情况而引起的变桨速度误补偿操作。
参阅图5，图5为本发明又一实施例提供的桨距角位置与时间的调节示意图。其中，横坐标表示时间，纵坐标表示桨距角。曲线51表示调桨过程中叶片的实际桨距角位置。曲线52表示调桨过程中变桨控制器输出的逐次变化的位置命令，即叶片的给定桨距角位置。
如图5所示，由于调桨过程中风速存在波动，使得给定桨距角和实际桨距角，以及给定桨距角和实际桨距角之间的偏差d2均实时波动。以曲线52为例：t4时刻之前，给定桨距角逐渐增大到t4时刻达到最大，t4时刻之后，给定桨距角又逐渐减小，说明t4时刻前后变桨系统的变桨方向发生了变化，而变桨方向变化必然会使得变桨电机减速反转，从而不适合展开变桨速度补偿操作。在该步骤中，可以通过确定变桨方向在预设时间段内保持不变，来排除因变桨电机减速反转而导致的不适合变桨速度补偿的情况，提高变桨速度补偿的效率。
在步骤3012中，若实际变桨速度与给定变桨速度之间的差值处于预设速度误差允许范围且变桨方向在预设时间段内保持不变，则判断变桨过程中的实际桨距角与给定桨距角之间的差值是否超出第二预设角度误差允许范围。
需要说明的是，第二预设角度误差允许范围也是一个极小角度范围，第二预设角度误差允许范围和第一预设角度误差允许范围可以相等，也可以不等。在一示例中，第二预设角度误差允许范围大于第一预设角度误差允许范围，以适当放宽执行变桨速补补偿操作的条件。
在步骤3013中，若实际桨距角与给定桨距角之间的差值超出第一预设角度误差允许范围，则需要对给定变桨速度执行变桨速度补偿操作。
根据本发明实施例，基于变桨工况数据的类型不同，可以从多个角度出发对桨距角反馈调节器输出的给定变桨速度进行速度补偿，使实际桨距角和给定桨距角之间的差值处于第一预设角度误差允许范围内。
图6为本发明又一实施例提供的变桨控制方法的流程示意图。图6与图3的不同之处在于，图3中的步骤302可细化为图6中的步骤3021和步骤3022，作为第一种变桨速度补偿方式。
在步骤3021中，将变桨过程中实际桨距角和给定桨距角之间的角度差与预设补偿时间段之间的比值作为附加速度差。
其中，预设补偿时间段指的是实际桨距角位置与给定桨距角位置达到一致时所需要的时间，本领域技术人员可以根据工作经验进行设定。
实际运行时，风力发电机组的启动开桨过程需要将叶片的桨距角从90度变化到0度，停机收桨过程需要将叶片的桨距角从0度变化到90度，因此启动开桨或者停机收桨时，预设补偿时间段可以适量增大，比如30～50秒。而如果需要加快风力发电机组的启动时间，预设补偿时间段也可以适量缩短，比如设置为1秒、2秒等。
在步骤3022中，根据附加速度差对给定变桨速度进行速度补偿。
具体地，结合图2可以从PID调节器机理出发得到下面公式：
△V×T＝△S (1)
其中，△S为给定桨距角位置和实际桨距角之间的角度差，△V为给定变桨速度和实际变桨速度的差值，T为预设补偿时间段。
根据公式(1)，如果已知给定桨距角位置、实际桨距角位置和预设补偿时间段T，就可以得到附加速度差△V。然后利用附加速度差△V对给定速度进行补偿，就可以得到新的给定速度，只要以新的给定速度控制变桨系统运行，就能够减小变桨系统的桨距角跟随误差，加快桨距角调节速度，从而避免因桨距角调节滞后而影响到风力发电机组的安全稳定运行。
进一步地，若实际桨距角与给定桨距角之间的差值重新处于第一预设角度误差允许范围内，或者变桨操作的执行时长达到预设补偿时间段，则可以退出速度补偿操作并控制风力发电机组根据未经补偿的给定变桨速度执行变桨操作，以避免发生桨距角超调现象。
图7为本发明再一实施例提供的变桨控制方法的流程示意图。图7与图3的不同之处在于，图3中的步骤302可细化为图7中的步骤3023和步骤3024，作为第二种变桨速度补偿方式。
在步骤3023中，将给定变桨速度和预设补偿因子的乘积作为附加速度差。
在步骤3024中，根据附加速度差对给定变桨速度进行速度补偿。
结合图5，在给定桨距角出现波动的情况下，无法确定预设补偿时间段T，此时可以将附加速度差设置为给定变桨速度和预设补偿因子的乘积。其中，预设补偿因子小于1。
为防止变桨系统因变桨速度补偿过大而超调，实际运行时，预设补偿因子不宜设置过大。比如设置为给定变桨速度的0.2倍或者0.3倍。
接下来，只需要利用附加速度差对给定速度进行补偿，就可以得到新的给定速度。此时以新的给定速度控制变桨系统运行，能够减小变桨系统的桨距角跟随误差，加快桨距角调节速度，从而避免因桨距角调节滞后而影响到风力发电机组的安全稳定运行。
进一步地，若实际桨距角与给定桨距角之间的差值重新处于第一预设角度误差允许范围内，则退出速度补偿操作并控制风力发电机组根据未经补偿的给定变桨速度执行变桨操作，以避免发生桨距角超调现象。
图8为本发明一个实施例提供的变桨控制装置的结构示意图。如图8所示，该变桨控制装置包括判断模块801、补偿模块802和变桨模块803。
其中，判断模块801用于根据变桨过程中的变桨工况数据，判断是否需要对风力发电机组执行变桨速度补偿操作。
补偿模块802用于根据判断结果，确定执行变桨速度补偿操作，变桨速度补偿操作包括：根据变桨工况数据对桨距角反馈调节器输出的给定变桨速度进行速度补偿，使实际桨距角与给定桨距角之间的角度差处于第一预设角度误差允许范围内。
变桨模块803用于控制风力发电机组根据补偿后的给定变桨速度执行变桨操作。
图9为本发明另一实施例提供的变桨控制装置的结构示意图。图9与图8的不同之处在于，图8中的补偿模块802包括图9中的计算单元8021和补偿单元8022。
其中，计算单元8021用于将给定桨距角和实际桨距角之间的角度差与预设补偿时间段的比值作为附加速度差；或者，将给定变桨速度和预设补偿因子的乘积作为附加速度差，预设补偿因子小于1。
补偿单元8022用于根据附加速度差对给定变桨速度进行速度补偿。
在一个可选实施例中，上述变桨控制装置可以是具有逻辑运算功能的独立器件。此外，从避免对现有硬件结构改造的方面考虑，上述变桨控制装置也可以设置在风力发电机组的主控制器或者变桨控制器中，只需要进行简单的修改，就能实现所述功能，具有开发时间很短、工作量小的优点。
本发明实施例还提供一种变桨控制装置，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，处理器执行程序时实现如上所述的变桨控制方法。
本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有程序，其特征在于，程序被处理器执行时实现如上所述的变桨控制方法。
需要明确的是，本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。对于装置实施例而言，相关之处可以参见方法实施例的说明部分。本发明实施例并不局限于上文所描述并在图中示出的特定步骤和结构。本领域的技术人员可以在领会本发明实施例的精神之后，作出各种改变、修改和添加，或者改变步骤之间的顺序。并且，为了简明起见，这里省略对已知方法技术的详细描述。
以上所述的结构框图中所示的功能块可以实现为硬件、软件、固件或者它们的组合。当以硬件方式实现时，其可以例如是电子电路、专用集成电路(ASIC)、适当的固件、插件、功能卡等等。当以软件方式实现时，本发明实施例的元素是被用于执行所需任务的程序或者代码段。程序或者代码段可以存储在机器可读介质中，或者通过载波中携带的数据信号在传输介质或者通信链路上传送。“机器可读介质”可以包括能够存储或传输信息的任何介质。机器可读介质的例子包括电子电路、半导体存储器设备、ROM、闪存、可擦除ROM(EROM)、软盘、CD-ROM、光盘、硬盘、光纤介质、射频(RF)链路，等等。代码段可以经由诸如因特网、内联网等的计算机网络被下载。
本发明实施例可以以其他的具体形式实现，而不脱离其精神和本质特征。例如，特定实施例中所描述的算法可以被修改，而系统体系结构并不脱离本发明实施例的基本精神。因此，当前的实施例在所有方面都被看作是示例性的而非限定性的，本发明实施例的范围由所附权利要求而非上述描述定义，并且，落入权利要求的含义和等同物的范围内的全部改变从而都被包括在本发明实施例的范围之中。