具体实施方式

下面结合实施例及附图对本发明作进一步详细的描述，但本发明的实施方式不限于此。

实施例1

如图1所示，本实施例提供了一种解决风力发电机组塔架净空问题的控制方法，该方法是通过监测塔架倾覆弯矩变化率以及机组的实时功率和桨距角，再分别与各自限定值进行对比，判断机组是否处于极端负剪切风况，若判断机组不处于极端负剪切风况下，则各叶片采用统一变桨控制策略，即采用机组的变桨控制器输出的原始变桨指令，一旦判断机组是处于极端负剪切风况下，则启动基于叶轮方位角的独立变桨IPC(Individual PitchControl)控制策略：根据叶片不同方位角来增加或减小桨距角，减小叶片受力不平衡，即在0度方位角，减小变桨角，增加叶片在0度方位角时的正向推力，而在180度方位角，增大变桨角，减小叶片在180度方位角时的正向推力，从而减小不平衡推力引入的塔架倾覆弯矩，减小叶片形变量，由于叶片净空问题仅在叶片靠近塔架处于180度方位角附近时出现，所以在某只叶片到达180度方位角之前提前变桨，减小叶片变形，但同时为了避免该提前变桨造成功率波动，需要对另外两只叶片的桨距角进行适当补偿达到功率恒定的目的，最终通过计算不同叶片所需的不同额外桨距角补偿到对应的叶片上，减小机组受力，即叶片受力，从而减小叶片形变量和位移，增大叶尖到塔架表面的最小距离，从而解决风力发电机组塔架净空问题，保障风力发电机组安全稳定运行；其包括以下步骤：

1)计算塔架倾覆弯矩变化率

测量塔架倾覆弯矩值，并经过二阶低通滤波器，计算出塔架倾覆弯矩变化率采用以下公式：

M_yf(k)＝M_y(k)*F(s)

M_yf(k-1)＝M_y(k-1)*F(s)

式中，F(s)为二阶低通滤波器传递函数，ξ为阻尼系数，ω为频率，s为拉普拉斯算子，k表示当前时刻，M_y(k)是当前时刻塔架倾覆弯矩值，M_yf(k)是当前时刻塔架倾覆弯矩经过滤波后的值，k-1表示前一时刻，M_y(k-1)是前一时刻塔架倾覆弯矩值，M_yf(k-1)是前一时刻塔架倾覆弯矩经过滤波后的值，T为采样时间，一般取0.01s。

2)测量机组的实时功率P_t和实时桨距角pitchangle。

3)判断是否启动独立变桨IPC控制策略

启动独立变桨IPC控制策略必须同时满足三个条件：①塔架倾覆弯矩变化率不小于塔架倾覆弯矩变化率限定值；②实时功率不小于功率限定值；③实时桨距角不大于桨距角限定值；具体如下：

式中，F是塔架倾覆弯矩变化率限定值，P_F是功率限定值，一般取0.7倍的额定功率，pitchangle_F是桨距角限定值，一般取4°，参数取值仅供参考，实际取值应按机组运行情况来设定；

若都满足上述三个条件，则启动独立变桨IPC控制策略，执行步骤4)-7)；若有其中任意一个条件未满足，则不启动独立变桨IPC控制策略，各叶片采用统一变桨控制策略，即采用变桨控制器输出的原始变桨指令。

4)测量计算叶轮方位角

测量叶片1的方位角，根据三叶片均匀分布在一个叶轮平面，计算出叶片2和叶片3的方位角，定义叶片垂直向上方位角为0°，通过传感器测量得到叶片1的方位角为α，则叶片2的方位角是在叶片1的方位角基础上加叶片3的方位角是在叶片1的方位角基础上加即：

RotorAzimuth1＝α

式中，RotorAzimuth1为叶片1的方位角，RotorAzimuth2为叶片2的方位角，RotorAzimuth3为叶片3的方位角。

5)计算各叶片额外桨距角补偿值

当机组处在极端负剪切风况下时，通过叶片在不同方位角下的受力分析可知，要想从根本上减小塔架倾覆弯矩载荷，减小叶片形变量，解决塔架净空问题，可以根据叶片不同方位角来增加或减小桨距角，减小叶片受力不平衡，即在0度方位角，减小变桨角，增加叶片在0度方位角时的正向推力，而在180度方位角，增大变桨角，减小叶片在180度方位角时的正向推力，从而减小不平衡推力引入的倾覆弯矩，减小叶片形变量；

由于叶片净空问题仅在叶片靠近塔架处于180度方位角附近时出现，因此可以在某支叶片到达180度方位角之前提前变桨，减小叶片变形，但同时为了避免该提前变桨造成功率波动，可以对另外两支叶片桨距角进行适当补偿达到功率基本恒定的目的；

基于叶轮方位角的独立变桨IPC控制策略，引入余弦函数，用于计算额外桨距角补偿值，并给定幅值AzimuthIPCAmplitude，幅值定义为A，同时考虑到机组的变桨系统的滞后性，将测量出的叶轮方位角附加一个角度RotorAzimuthAdvance，定义为β，达到提前动作的效果，即：

AzimuthIPCAmplitude＝A

RotorAzimuthAdvance＝β

Δpitchangle1＝-A*cos(α+β)

式中，Δpitchangle1为叶片1的额外桨距角补偿值，Δpitchangle2为叶片2的额外桨距角补偿值，Δpitchangle3为叶片3的额外桨距角补偿值。

6)计算各叶片桨距角给定值即变桨指令给定值

变桨指令给定值等于变桨控制器输出的原始变桨指令pitch_original叠加上额外桨距角补偿值，即：

pitch_demand1＝pitch_original+Δpitchangle1

pitch_demand2＝pitch_original+Δpitchangle2

pitch_demand3＝pitch_original+Δpitchangle3

式中，pitch_demand1为叶片1的变桨指令给定值，pitch_demand2为叶片2的变桨指令给定值，pitch_demand3为叶片3的变桨指令给定值；

变桨控制器根据各叶片的变桨指令给定值，得到最终变桨指令。

7)执行桨距角变桨

机组的变桨执行器根据变桨控制器发出的最终变桨指令调节各叶片桨距角，实现在降低叶片靠近塔架时叶片变形量的同时，也能够保障功率恒定，从而解决风力发电机组塔架净空问题。

实施例2

风力发电机组常规控制器，由转矩控制器和变桨控制器两部分组成：转矩控制器在额定风速以下时起作用，用于风能最大捕获；变桨控制器用于额定风速以上时，通过调节桨距角保持发电机转速在额定转速附近，保证机组正常运行的同时确保机组输出功率为额定功率。但是考虑到长叶片高塔架机组，在极端负剪切风况下，塔架净空问题严重，分析在极端负剪切风况下叶片在不同方位角下的受力情况，基于方位角，建立了一个新的控制模块，该模块主要是采用基于叶轮方位角的独立变桨IPC(Individual Pitch Control)控制策略，以防止塔架净空问题的出现，此控制策略只是在机组运行在极端负剪切风况下才起作用，同时考虑到独立变桨IPC控制策略如果在机组运行过程中一直起作用，可能会导致变桨动作频繁，从而造成变桨轴承载荷偏大的问题，因此基于功率和桨距角大小对此控制策略的启用也进行了限定。如图2所示，该模块是是通过监测塔架倾覆弯矩变化率以及机组的实时功率和桨距角，再分别与各自限定值进行对比，判断机组是否处于极端负剪切风况，若判断机组不处于极端负剪切风况下，则各叶片采用统一变桨控制策略，即采用机组的变桨控制器输出的原始变桨指令，一旦判断机组是处于极端负剪切风况下，则启动基于叶轮方位角的独立变桨IPC控制策略：根据叶片不同方位角来增加或减小桨距角，减小叶片受力不平衡，即在0度方位角，减小变桨角，增加叶片在0度方位角时的正向推力，而在180度方位角，增大变桨角，减小叶片在180度方位角时的正向推力，从而减小不平衡推力引入的塔架倾覆弯矩，减小叶片形变量，由于叶片净空问题仅在叶片靠近塔架处于180度方位角附近时出现，所以在某只叶片到达180度方位角之前提前变桨，减小叶片变形，但同时为了避免该提前变桨造成功率波动，需要对另外两只叶片的桨距角进行适当补偿达到功率恒定的目的，最终通过计算不同叶片所需的不同额外桨距角补偿到对应的叶片上，减小机组受力，即叶片受力，从而减小叶片形变量和位移，增大叶尖到塔架表面的最小距离，从而解决风力发电机组塔架净空问题，保障风力发电机组安全稳定运行。

如图3所示，本实施例所提供的解决风力发电机组塔架净空问题的控制模块，包括以下功能单元：

塔架倾覆弯矩变化率计算单元，通过测量塔架倾覆弯矩值，并经过二阶低通滤波器，计算出塔架倾覆弯矩变化率采用以下公式：

M_yf(k)＝M_y(k)*F(s)

M_yf(k-1)＝M_y(k-1)*F(s)

式中，F(s)为二阶低通滤波器传递函数，ξ为阻尼系数，ω为频率，s为拉普拉斯算子，k表示当前时刻，M_y(k)是当前时刻塔架倾覆弯矩值，M_yf(k)是当前时刻塔架倾覆弯矩经过滤波后的值，k-1表示前一时刻，M_y(k-1)是前一时刻塔架倾覆弯矩值，M_yf(k-1)是前一时刻塔架倾覆弯矩经过滤波后的值，T为采样时间，一般取0.01s。

实时功率和桨距角测量单元，用于测量机组的实时功率P_t和实时桨距角pitchangle。

判断单元，用于判断机组是否处于极端负剪切风况，若判断机组不处于极端负剪切风况下，则各叶片采用统一变桨控制策略，即采用机组的变桨控制器输出的原始变桨指令，一旦判断机组是处于极端负剪切风况下，则启动基于叶轮方位角的独立变桨IPC控制策略；其中，启动独立变桨IPC控制策略必须同时满足三个条件：①塔架倾覆弯矩变化率不小于塔架倾覆弯矩变化率限定值；②实时功率不小于功率限定值；③实时桨距角不大于桨距角限定值；具体如下：

式中，F是塔架倾覆弯矩变化率限定值，P_F是功率限定值，一般取0.7倍的额定功率，pitchangle_F是桨距角限定值，一般取4°，参数取值仅供参考，实际取值应按机组运行情况来设定；

若都满足上述三个条件，则启动独立变桨IPC控制策略，执行步骤4)-7)；若有其中任意一个条件未满足，则不启动独立变桨IPC控制策略，各叶片采用统一变桨控制策略，即采用变桨控制器输出的原始变桨指令。

独立变桨IPC控制策略执行单元，用于计算叶轮方位角和各叶片额外桨距角补偿值，进而计算出各叶片桨距角给定值，得到最终变桨指令，并经变桨控制器发送至机组的变桨执行器执行调节各叶片桨距角，实现在降低叶片靠近塔架时叶片变形量的同时，也能够保障功率恒定，从而解决风力发电机组塔架净空问题；其具体操作如下：

测量叶片1的方位角，根据三叶片均匀分布在一个叶轮平面，计算出叶片2和叶片3的方位角，定义叶片垂直向上方位角为0°，通过传感器测量得到叶片1的方位角为α，则叶片2的方位角是在叶片1的方位角基础上加叶片3的方位角是在叶片1的方位角基础上加即：

RotorAzimuth1＝α

式中，RotorAzimuth1为叶片1的方位角，RotorAzimuth2为叶片2的方位角，RotorAzimuth3为叶片3的方位角；

基于叶轮方位角的独立变桨IPC控制策略，引入余弦函数，用于计算额外桨距角补偿值，并给定幅值AzimuthIPCAmplitude，幅值定义为A，同时考虑到机组的变桨系统的滞后性，将测量出的叶轮方位角附加一个角度RotorAzimuthAdvance，定义为β，达到提前动作的效果，即：

AzimuthIPCAmplitude＝A

RotorAzimuthAdvance＝β

Δpitchangle1＝-A*cos(α+β)

式中，Δpitchangle1为叶片1的额外桨距角补偿值，Δpitchangle2为叶片2的额外桨距角补偿值，Δpitchangle3为叶片3的额外桨距角补偿值；

各叶片的桨距角给定值即变桨指令给定值，等于变桨控制器输出的原始变桨指令pitch_original叠加上各自额外桨距角补偿值，即：

pitch_demand1＝pitch_original+Δpitchangle1

pitch_demand2＝pitch_original+Δpitchangle2

pitch_demand3＝pitch_original+Δpitchangle3

式中，pitch_demand1为叶片1的变桨指令给定值，pitch_demand2为叶片2的变桨指令给定值，pitch_demand3为叶片3的变桨指令给定值；

变桨控制器根据各叶片的变桨指令给定值，得到最终变桨指令，并发送至变桨执行器执行。

上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。