风力发电机组保护控制方法、装置、主控制器及介质与流程

1.本技术属于风力发电领域，尤其涉及一种风力发电机组保护控制方法、装置、主控制器及介质。


背景技术：

2.风力发电机组是能够将风能转换为电能的装置。风力发电机组的运行会受到实际风况的影响，如遇到超出风力发电机组标准设计的运行工况，使得风力发电机组出现运行风险。因此需要为风力发电机组提供保护控制策略。但现有保护控制策略对风险的识别容易受到干扰，出现风险判断错误，导致风力发电机组频繁停机，增加了风力发电机组发电量的损失。


技术实现要素：

3.本技术实施例提供一种风力发电机组保护控制方法、装置、主控制器及介质，能够减少风力发电机组发电量的损失。
4.第一方面，本技术实施例提供了一种风力发电机组保护控制方法，包括：根据设置于风力发电机组各个叶片的叶根的载荷传感器的叶根载荷信号，得到叶根最大载荷；在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，控制风力发电机组持续执行保护操作，以降低叶根载荷；在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若叶根最大载荷小于保护结束阈值，则控制风力发电机组保持当前的桨距角运行，其中，保护结束阈值小于保护触发阈值；在风力发电机组保持当前的桨距角运行的情况持续第二预设时长后，控制风力发电机组恢复正常运行状态。
5.在一些可能的实施例中，该方法还包括：在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若叶根最大载荷大于等于保护结束阈值的持续时长超出第三预设时长，则控制风力发电机组停机。
6.在一些可能的实施例中，该方法还包括：在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若叶根最大载荷大于危险阈值，则控制风力发电机组停机，其中，危险阈值大于保护触发阈值。
7.在一些可能的实施例中，保护操作包括变扭矩操作和收桨操作。
8.在一些可能的实施例中，在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，控制风力发电机组持续执行保护操作，包括：在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，向风力发电机组的变流器发送第一控制指令，并且向风力发电机组的变桨系统发送第二控制指令，第一控制指令用于控制变流器调节向风力发电机组的发电机的输出，以提升或降低风力发电机组的扭矩，第二控制指令用于控制变桨系统进行收桨。
9.在一些可能的实施例中，该方法还包括：根据风力发电机组正常运行的极限载荷与预设的偏置系数，确定保护触发阈值。
10.在一些可能的实施例中，根据设置于风力发电机组各个叶片的叶根的载荷传感器的叶根载荷信号，得到叶根最大载荷，包括：获取各个叶片的载荷传感器采集的叶根载荷信号；获取叶根载荷信号各自的信号值的最大绝对值，将最大绝对值确定为叶片的叶根最大载荷。
11.在一些可能的实施例中，控制风力发电机组保持当前的桨距角运行，包括：同步控制风力发电机组的各个叶片保持当前的桨距角运行。
12.第二方面，本技术实施例提供了一种风力发电机组保护控制装置，包括：信号处理模块，用于根据设置于风力发电机组各个叶片的叶根的载荷传感器的叶根载荷信号，得到叶根最大载荷；控制模块，用于：在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，控制风力发电机组持续执行保护操作，以降低叶根载荷；在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若叶根最大载荷小于保护结束阈值，则控制风力发电机组保持当前的桨距角运行，其中，保护结束阈值小于保护触发阈值；以及，在风力发电机组保持当前的桨距角运行的情况持续第二预设时长后，控制风力发电机组恢复正常运行状态。
13.第三方面，本技术实施例提供了一种风力发电机组主控制器，包括：处理器以及存储有计算机程序指令的存储器；处理器执行计算机程序指令时实现第一方面的风力发电机组保护控制方法。
14.第四方面，本技术实施例提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质上存储有计算机程序指令，计算机程序指令被处理器执行时实现第一方面的风力发电机组保护控制方法。
15.本技术实施例提供一种风力发电机组保护控制方法、装置、主控制器及介质，可根据从载荷传感器获取的风力发电机组各叶片的叶根载荷信号，得到叶片中的叶根最大载荷。在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，才控制风力发电机组持续执行保护操作降低叶根载荷，并不在叶根最大载荷大于保护触发阈值时立刻触发风力发电机组执行保护操作，以避免误判。在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，比对根据持续从载荷传感器获取叶根载荷信号得到的叶根最大载荷与保护结束阈值，若叶根最大载荷小于保护结束阈值，不立刻控制风力发电机组恢复正常运行状态，而是控制风力发电机组保持当前的桨距角运行，以稳定风力发电机组的叶片的叶根载荷，在风力发电机组保持当前的桨距角运行的情况持续第二预设时长后，即风力发电机组的叶片的叶根载荷稳定后，才控制风力发电机组恢复正常运行状态。在本技术实施例中，可避免风力发电机组风险误判造成的频繁停机，从而可在保护风力发电机组安全的基础上，减少风力发电机组发电量的损失。
附图说明
16.为了更清楚地说明本技术实施例的技术方案，下面将对本技术实施例中所需要使用的附图作简单的介绍，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
17.图1为本技术提供的风力发电机组保护控制方法的一实施例的流程图；
18.图2为本技术提供的风力发电机组保护控制方法的另一实施例的流程图；
19.图3为本技术提供的风力发电机组保护控制方法的又一实施例的流程图；
20.图4为本技术提供的风力发电机组保护控制装置的一实施例的结构示意图；
21.图5为本技术提供的风力发电机组保护控制装置的另一实施例的结构示意图；
22.图6为本技术提供的风力发电机组保护控制装置的又一实施例的结构示意图；
23.图7为本技术第三方面提供的风力发电机组的主控制器的一实施例的结构示意图。
具体实施方式
24.下面将详细描述本技术的各个方面的特征和示例性实施例，为了使本技术的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及具体实施例，对本技术进行进一步详细描述。应理解，此处所描述的具体实施例仅意在解释本技术，而不是限定本技术。对于本领域技术人员来说，本技术可以在不需要这些具体细节中的一些细节的情况下实施。下面对实施例的描述仅仅是为了通过示出本技术的示例来提供对本技术更好的理解。
25.风力发电机组是能够将风能转换为电能的一种装置。风力发电机组在运行过程中会受到实际风况的影响，如遇到超出风力发电机组标准设计的运行工况，从而使得风力发电机组出现运行风险。因此，为了提高风力发电机组的运行安全性，需要为风力发电机组提供保护控制策略。但现阶段的保护控制策略对风险的识别容易受到干扰，出现运行风险的误判，导致风力发电机组频繁停机，增加了风力发电机组发电量的损失。
26.本技术实施例提供一种风力发电机组保护控制方法、装置、主控制器及介质，能够对风力发电机组的运行风险进行更为准确的判断，减少误判，减少风力发电机组发电量的损失。
27.在本技术实施例中，风力发电机组具有多个叶片，可在每个叶片的叶根处设置载荷传感器，在此并不限定每个叶片的叶根处的载荷传感器的数量。载荷传感器可采集叶根处的载荷数据，并通过叶根载荷信号向风力发电机组的主控制器传输。载荷数据可表征叶根载荷，因此，根据叶根载荷信号即可获取叶根载荷。
28.本技术第一方面提供一种风力发电机组保护控制方法，可应用于风力发电机组保护控制装置或风力发电机组的主控制器，即该风力发电机组保护控制方法可由风力发电机组保护控制装置或风力发电机组的主控制器执行，在此并不限定。图1为本技术提供的风力发电机组保护控制方法的一实施例的流程图。如图1所示，该风力发电机组保护控制方法可包括步骤s101至步骤s104。
29.在步骤s101中，根据设置于风力发电机组各个叶片的叶根的载荷传感器的叶根载荷信号，得到叶根最大载荷。
30.载荷传感器的叶根载荷信号可表征该载荷传感器所在的叶根的叶根载荷。通过叶根载荷信号，可得到叶片的叶根载荷。风力发电机组具有多个叶片，多个叶片的叶根载荷可能不同。为了保证风力发电机组运行的安全性，需将多个叶片中的最大的叶根载荷作为用于判断风力发电机组是否存在运行风险的依据。叶根最大载荷即为多个叶片中的最大的叶根载荷。
31.在一些示例中，可获取各个叶片的载荷传感器采集的叶根载荷信号，获取叶根载荷信号各自的信号值的最大绝对值，将最大绝对值确定为叶片的叶根最大载荷。叶根载荷信号的信号值能够表征叶片的叶根载荷。信号值的最大绝对值即为信号值的绝对值的最大
值。为了进一步提高叶根最大载荷的准确性和稳定性，在获取叶根载荷信号各自信号的最大绝对值之前，可先对叶根载荷信号进行滤波，以去除叶根载荷信号的干扰波等。获取滤波后的叶根载荷信号的峰值的绝对值，将峰值的绝对值中的最大值确定为最大绝对值即叶根最大载荷。示例性地，为了便于计算取得叶根最大载荷，可对滤波后的叶根载荷信号取包络线，即将叶根载荷信号的峰值点连线可得到叶根载荷信号的包络线。将包络线上的点的最大的绝对值确定为最大绝对值即叶根最大载荷。
32.例如，风力发电机组具有三个叶片，每个叶片的叶根设置有一载荷传感器，可根据每个载荷传感器向风力发电机组保护控制装置或风力发电机组的主控制器传输的叶根载荷信号1、叶根载荷信号2和叶根载荷信号3，得到叶根载荷信号1的峰值的最大的绝对值m1、叶根载荷信号2的峰值的最大的绝对值m2和叶根载荷信号3的峰值的最大的绝对值m3，m1、m2和m3中的最大值即为叶根最大载荷。
33.在步骤s102中，在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，控制风力发电机组持续执行保护操作，以降低叶根载荷。
34.保护触发阈值为触发保护操作的叶根载荷的临界值，可根据场景、需求、经验等设定，在此并不限定。例如，保护触发阈值可为叶根扭矩值25000knm。叶根最大载荷大于保护触发阈值，表示叶根载荷过大存在一定风险。叶根最大载荷小于等于保护触发阈值，表示叶根载荷正常，基本无风险。在一些示例中，可预先根据风力发电机组正常运行的极限载荷与预设的偏置系数，确定保护触发阈值。风力发电机组正常运行的极限载荷为风力发电机组正常运行状态下能够承受的最大载荷，可根据风力发电机组的历史数据得到或根据对风力发电机组进行仿真的仿真结果得到，在此并不限定。风力发电机组正常运行的极限载荷与偏置系数的差值为保护触发阈值。偏置系数为一正数，可根据场景、需求、经验等设定，在此并不限定。通过偏置系数，使得保护触发阈值留有一定裕度，从而保证在叶根最大载荷超出保护触发阈值的情况下，就开始关注叶根载荷风险，避免直到叶根最大载荷超出风力发电机组正常运行的极限载荷才开始关注叶根载荷风险的情况，从而进一步提高风力发电机组运行的安全性。
35.在本技术实施例中，在叶根最大载荷大于保护触发阈值时，可以先不立刻触发风力发电机组执行保护操作，而是在叶根最大载荷大于保护阈值的情况持续一定时长时，再控制风力发电机组持续执行保护操作，以避免由于信号不稳定或短暂突变等引起的叶根最大载荷短暂变大可能会引起的误判。保护操作包括以降低叶根载荷为目的的操作。若叶根最大载荷大于保护阈值的情况并没有持续第一预设时长时，控制风力发电机组正常运行，不需执行保护操作。在一些实施例中，保护操作可包括变扭矩操作和收桨操作。变扭矩操作可用于提升或降低风力发电机组的扭矩。具体选择提升风力发电机组的扭矩还是降低风力发电机组的扭矩，可根据降低叶根载荷的方式来确定。例如，若采用降功率的方式降低叶根载荷，则变扭矩操作具体为降扭矩操作，通过降扭矩的方式降功率，从而降低叶根载荷。又例如，若采用降转速的方式降低叶根载荷，则变扭矩操作具体为升扭矩操作，通过升扭矩的方式降转速，从而降低叶根载荷。收桨操作可用于增加风力发电机组的叶片的最小桨距角，风力发电机组的叶片的桨距角需大于等于最小桨距角，也就是说，收桨操作用于增加风力发电机组的叶片的桨距角，通过增加桨距角的方式降低叶根载荷。
36.第一预设时长可根据场景、需求、经验等设定，在此并不限定。例如，第一预设时长
可为8秒。
37.在步骤s103中，在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若叶根最大载荷小于保护结束阈值，则控制风力发电机组保持当前的桨距角运行。
38.保护结束阈值为触发退出保护操作的叶根载荷的临界值。保护结束阈值小于保护触发阈值。保护结束阈值可根据场景、需求、经验等设定，在此并不限定。例如，保护结束阈值可为22000knm。
39.在风力发电机组继续持续执行保护操作的过程中，风力发电机组保护控制装置或风力发电机组的主控制器继续周期性获取叶根最大载荷，并比对叶根最大载荷和保护结束阈值。若叶根最大载荷小于保护结束阈值，表示风力发电机组叶根载荷基本已经恢复正常，风力发电机组可退出保护操作，但为了保证风力发电机组的叶根载荷能够稳定恢复正常，可先控制风力发电机组保持当前的桨距角运行，避免立刻恢复正常运行状态可能导致的叶根载荷再次上升的情况。当前的桨距角为风力发电机组执行保护操作的过程中叶根最大载荷下降至小于保护结束阈值时的桨距角。
40.在本技术实施例中，可采用统一变桨距控制(collective pitch control，cpc)来对风力发电机组的运行进行控制。具体地，可同步控制风力发电机组的各叶片保持当前的桨距角运行，即风力发电机组的多个叶片统一进行控制。
41.若叶根最大载荷大于等于保护结束阈值，表示风力发电机组叶根载荷还未恢复正常，风力发电机组仍需要继续执行保护操作，以降低叶根载荷。
42.在步骤s104中，在风力发电机组保持当前的桨距角运行的情况持续第二预设时长后，控制风力发电机组恢复正常运行状态。
43.为了进一步保证风力发电机组运行的安全性，在叶根最大载荷小于保护结束阈值时，可以不立刻控制风力发电机组正常运行状态，而是在风力发电机组保持步骤s103中当前的桨距角运行持续一定时长，使得风力发电机组的叶片的叶根载荷稳定后，再控制风力发电机组恢复正常运行状态。
44.第二预设时长可根据场景、需求、经验等设定，在此并不限定。例如，第二预设时长可为15秒。
45.在本技术实施例中，可根据从载荷传感器获取的风力发电机组各叶片的叶根载荷信号，得到叶片中的叶根最大载荷。在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，才控制风力发电机组持续执行保护操作降低叶根载荷，并不在叶根最大载荷大于保护触发阈值时立刻触发风力发电机组执行保护操作，以避免误判。在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，比对根据持续从载荷传感器获取叶根载荷信号得到的叶根最大载荷与保护结束阈值，若叶根最大载荷小于保护结束阈值，不立刻控制风力发电机组恢复正常运行状态，而是控制风力发电机组保持当前的桨距角运行，以稳定风力发电机组的叶片的叶根载荷，在风力发电机组保持当前的桨距角运行的情况持续第二预设时长后，即风力发电机组的叶片的叶根载荷稳定后，才控制风力发电机组恢复正常运行状态。在本技术实施例中，可避免风力发电机组风险误判造成的频繁停机，从而可在保护风力发电机组安全的基础上，减少风力发电机组发电量的损失。
46.在一些实施例中，若保护操作不能有效地降低叶根载荷，则需执行停机操作，以保证风力发电机组的安全。图2为本技术提供的风力发电机组保护控制方法的另一实施例的
流程图。图2与图1的不同之处在于，图2所示的风力发电机组保护控制方法还可包括步骤s105和步骤s106。图2中与图1中相同的步骤的具体内容可参见上述实施例中的相关说明，在此不再赘述。
47.在步骤s105中，在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若叶根最大载荷大于等于保护结束阈值的持续时长超出第三预设时长，则控制风力发电机组停机。
48.在风力发电机机组持续执行保护操作的过程中，风力发电机组保护控制装置或风力发电机组的主控制器可持续从载荷传感器获取叶根载荷信号，从而持续获取叶根最大载荷。在获取的叶根最大载荷在一定时长内持续未下降至小于保护结束阈值的情况下，表示风力发电机组的运行仍存在较大风险，为了保证风力发电机组的运行安全，控制风力发电机组停机。
49.第三预设时长可根据场景、需求、经验等设定，在此并不限定。例如，第三预设时长可为45秒。
50.在步骤s106中，在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若叶根最大载荷大于危险阈值，则控制风力发电机组停机。
51.危险阈值为用于判断风力发电机组的叶片的叶根载荷是否存在较大风险的临界值。危险阈值大于保护触发阈值，可根据场景、需求、经验设定，在此并不限定。例如，危险阈值可为27500knm。叶根最大载荷大于危险阈值，表示风力发电机组的叶片的叶根载荷存在较大风险，为了保证风力发电机组的运行安全，控制风力发电机组停机。叶根最大载荷小于等于危险阈值，表示风力发电机组的叶片的叶根载荷未存在较大风险，暂时不需控制风力发电机组停机。
52.在一些实施例中，风力发电机组保护控制装置或风力发发电机组的主控制器可向风力发电机组中与保护操作相关的部件发送控制指令，来实现保护操作的执行。图3为本技术提供的风力发电机组保护控制方法的又一实施例的流程图。图3与图1的不同之处在于，图1中的步骤s102可具体细化为图3中的步骤s1021。图3中与图1中相同的步骤的具体内容可参见上述实施例中的相关说明，在此不再赘述。
53.在步骤s1021中，在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，向风力发电机组的变流器发送第一控制指令，并且向风力发电机组的变桨系统发送第二控制指令。
54.第一控制指令用于控制变流器调节向风力发电机组的发电机的输出，以提升或降低风力发电机组的扭矩。具体地，第一控制指令可用于控制变流器调节向风力发电机组的发电机输出的电流或电压等，以提升或降低风力发电机组的扭矩。
55.第二控制指令用于控制变桨系统进行收桨，以增大风力发电机组的各叶片的桨距角。第二控制指令可控制变桨系统增大各叶片的最小桨距角，各叶片的桨距角大于等于该叶片的最小桨距角。也就是说，第二控制指令可增大风力发电机组的各叶片的桨距角。变桨系统响应于第二控制指令可统一控制各叶片的桨距角增大。
56.通过第一控制指令和第二控制指令，从变扭矩和变桨两个方面采取措施以降低叶根载荷，促使风力发电机组的叶根载荷降低。
57.本技术第二方面提供一种风力发电机组保护控制装置。图4为本技术提供的风力发电机组保护控制装置的一实施例的结构示意图。如图4所示，该风力发电机组保护控制装
置200可包括信号处理模块201和控制模块202。
58.信号处理模块201可用于根据设置于风力发电机组各个叶片的叶根的载荷传感器的叶根载荷信号，得到叶根最大载荷。
59.控制模块202可用于：在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，控制风力发电机组持续执行保护操作，以降低叶根载荷；在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若叶根最大载荷小于保护结束阈值，则控制风力发电机组保持当前的桨距角运行，其中，保护结束阈值小于保护触发阈值；以及，在风力发电机组保持当前的桨距角运行的情况持续第二预设时长后，控制风力发电机组恢复正常运行状态。
60.在一些示例中，保护操作可包括变扭矩操作和收桨操作。
61.在本技术实施例中，可根据从载荷传感器获取的风力发电机组各叶片的叶根载荷信号，得到叶片中的叶根最大载荷。在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，才控制风力发电机组持续执行保护操作降低叶根载荷，并不在叶根最大载荷大于保护触发阈值时立刻触发风力发电机组执行保护操作，以避免误判。在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，比对根据持续从载荷传感器获取叶根载荷信号得到的叶根最大载荷与保护结束阈值，若叶根最大载荷小于保护结束阈值，不立刻控制风力发电机组恢复正常运行状态，而是控制风力发电机组保持当前的桨距角运行，以稳定风力发电机组的叶片的叶根载荷，在风力发电机组保持当前的桨距角运行的情况持续第二预设时长后，即风力发电机组的叶片的叶根载荷稳定后，才控制风力发电机组恢复正常运行状态。在本技术实施例中，可避免风力发电机组风险误判造成的频繁停机，从而可在保护风力发电机组安全的基础上，减少风力发电机组发电量的损失。
62.在一些实施例中，上述控制模块202还可用于在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若叶根最大载荷大于等于保护结束阈值的持续时长超出第三预设时长，则控制风力发电机组停机。
63.在一些实施例中，上述控制模块202还可用于在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若叶根最大载荷大于危险阈值，则控制风力发电机组停机。其中，危险阈值大于保护触发阈值。
64.在一些实施例中，风力发电机组保护控制装置200可向与保护操作相关的部件发送控制指令，以控制风力发电机组执行保护操作。图5为本技术提供的风力发电机组保护控制装置的另一实施例的结构示意图。图5与图4的不同之处在于，图5所示的风力发电机组保护控制装置200还可包括发送模块203。图5中与图4中相同的结构的具体内容可参见上述实施例中的相关说明，在此不再赘述。
65.发送模块203可用于：在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，向风力发电机组的变流器发送第一控制指令，并且向风力发电机组的变桨系统发送第二控制指令。
66.第一控制指令用于控制变流器调节向风力发电机组的发电机的输出，以提升或降低风力发电机组的扭矩。第二控制指令用于控制变桨系统进行收桨。
67.在一些实施例中，风力发电机组保护控制装置200可预先生成保护触发阈值，以便于后续比对叶根最大载荷与保护触发阈值。图6为本技术提供的风力发电机组保护控制装置的又一实施例的结构示意图。图6与图4的不同之处在于，图6所示的风力发电机组保护控
制装置200还可包括阈值生成模块204。图6中与图4中相同的结构的具体内容可参见上述实施例中的相关说明，在此不再赘述。
68.阈值生成模块204可用于根据风力发电机组正常运行的极限载荷与预设的偏置系数，确定保护触发阈值。
69.在一些实施例中，上述信号处理模块201可用于：获取各个叶片的载荷传感器采集的叶根载荷信号；获取叶根载荷信号各自的信号值的最大绝对值，将最大绝对值确定为叶片的叶根最大载荷。
70.在一些实施例中，上述控制模块202可用于：同步控制风力发电机组的各个叶片保持当前的桨距角运行。
71.本技术第三方面还提供一种风力发电机组的主控制器。图7为本技术第三方面提供的风力发电机组的主控制器的一实施例的结构示意图。如图7所示，风力发电机组的主控制器300包括存储器301、处理器302及存储在存储器301上并可在处理器302上运行的计算机程序。
72.在一个示例中，上述处理器302可以包括中央处理器(cpu)，或者特定集成电路(application specific integrated circuit，asic)，或者可以被配置成实施本技术实施例的一个或多个集成电路。
73.存储器301可包括只读存储器(read-only memory，rom)，随机存取存储器(random access memory，ram)，磁盘存储介质设备，光存储介质设备，闪存设备，电气、光学或其他物理/有形的存储器存储设备。因此，通常，存储器包括一个或多个编码有包括计算机可执行指令的软件的有形(非暂态)计算机可读存储介质(例如，存储器设备)，并且当该软件被执行(例如，由一个或多个处理器)时，其可操作来执行参考根据本技术实施例中的风力发电机组保护控制方法所描述的操作。
74.处理器302通过读取存储器301中存储的可执行程序代码来运行与可执行程序代码对应的计算机程序，以用于实现上述实施例中的风力发电机组保护控制方法。
75.在一个示例中，风力发电机组的主控制器300还可包括通信接口303和总线304。其中，如图7所示，存储器301、处理器302、通信接口303通过总线304连接并完成相互间的通信。
76.通信接口303，主要用于实现本技术实施例中各模块、装置、单元和/或设备之间的通信。也可通过通信接口303接入输入设备和/或输出设备。
77.总线304包括硬件、软件或两者，将风力发电机组的主控制器300的部件彼此耦接在一起。举例来说而非限制，总线304可包括加速图形端口(accelerated graphics port，agp)或其他图形总线、增强工业标准架构(enhanced industry standard architecture，eisa)总线、前端总线(front side bus，fsb)、超传输(hyper transport，ht)互连、工业标准架构(industry standard architecture，isa)总线、无限带宽互连、低引脚数(low pin count，lpc)总线、存储器总线、微信道架构(micro channel architecture，mca)总线、外围组件互连(peripheral component interconnect，pci)总线、pci-express(pci-e)总线、串行高级技术附件(serial advanced technology attachment，sata)总线、视频电子标准协会局部(video electronics standards association local bus，vlb)总线或其他合适的总线或者两个或更多个以上这些的组合。在合适的情况下，总线304可包括一个或多个总
线。尽管本技术实施例描述和示出了特定的总线，但本技术考虑任何合适的总线或互连。
78.本技术第四方面还提供一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质上存储有计算机程序指令，该计算机程序指令被处理器执行时可实现上述实施例中的风力发电机组保护控制方法，且能达到相同的技术效果，为避免重复，这里不再赘述。其中，上述计算机可读存储介质可包括非暂态计算机可读存储介质，如只读存储器(read-only memory，简称rom)、随机存取存储器(random access memory，简称ram)、磁碟或者光盘等，在此并不限定。
79.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、主控制器实施例、计算机可读存储介质实施例而言，相关之处可以参见方法实施例的说明部分。本技术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技术的精神之后，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。
80.上面参考根据本技术的实施例的方法、装置(系统)和计算机程序产品的流程图和/或框图描述了本技术的各方面。应当理解，流程图和/或框图中的每个方框以及流程图和/或框图中各方框的组合可以由计算机程序指令实现。这些计算机程序指令可被提供给通用计算机、专用计算机、或其它可编程数据处理装置的处理器，以产生一种机器，使得经由计算机或其它可编程数据处理装置的处理器执行的这些指令使能对流程图和/或框图的一个或多个方框中指定的功能/动作的实现。这种处理器可以是但不限于是通用处理器、专用处理器、特殊应用处理器或者现场可编程逻辑电路。还可理解，框图和/或流程图中的每个方框以及框图和/或流程图中的方框的组合，也可以由执行指定的功能或动作的专用硬件来实现，或可由专用硬件和计算机指令的组合来实现。
81.本领域技术人员应能理解，上述实施例均是示例性而非限制性的。在不同实施例中出现的不同技术特征可以进行组合，以取得有益效果。本领域技术人员在研究附图、说明书及权利要求书的基础上，应能理解并实现所揭示的实施例的其他变化的实施例。在权利要求书中，术语“包括”并不排除其他装置或步骤；数量词“一个”不排除多个；术语“第一”、“第二”用于标示名称而非用于表示任何特定的顺序。权利要求中的任何附图标记均不应被理解为对保护范围的限制。权利要求中出现的多个部分的功能可以由一个单独的硬件或软件模块来实现。某些技术特征出现在不同的从属权利要求中并不意味着不能将这些技术特征进行组合以取得有益效果。

技术特征：
1.一种风力发电机组保护控制方法，其特征在于，包括：根据设置于风力发电机组各个叶片的叶根的载荷传感器的叶根载荷信号，得到叶根最大载荷；在所述叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，控制所述风力发电机组持续执行保护操作，以降低叶根载荷；在所述风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若所述叶根最大载荷小于保护结束阈值，则控制所述风力发电机组保持当前的桨距角运行，其中，所述保护结束阈值小于所述保护触发阈值；在所述风力发电机组保持当前的桨距角运行的情况持续第二预设时长后，控制所述风力发电机组恢复正常运行状态。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：在所述风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若所述叶根最大载荷大于等于所述保护结束阈值的持续时长超出第三预设时长，则控制所述风力发电机组停机。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：在所述风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若所述叶根最大载荷大于危险阈值，则控制所述风力发电机组停机，其中，所述危险阈值大于所述保护触发阈值。4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述保护操作包括变扭矩操作和收桨操作。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述在所述叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，控制所述风力发电机组持续执行保护操作，包括：在所述叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，向所述风力发电机组的变流器发送第一控制指令，并且向所述风力发电机组的变桨系统发送第二控制指令，所述第一控制指令用于控制所述变流器调节向所述风力发电机组的发电机的输出，以提升或降低所述风力发电机组的扭矩，所述第二控制指令用于控制所述变桨系统进行收桨。6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：根据所述风力发电机组正常运行的极限载荷与预设的偏置系数，确定所述保护触发阈值。7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据设置于风力发电机组各个叶片的叶根的载荷传感器的叶根载荷信号，得到叶根最大载荷，包括：获取各个叶片的所述载荷传感器采集的所述叶根载荷信号；获取所述叶根载荷信号各自的信号值的最大绝对值，将所述最大绝对值确定为叶片的所述叶根最大载荷。8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述控制所述风力发电机组保持当前的桨距角运行，包括：同步控制所述风力发电机组的各个叶片保持当前的桨距角运行。9.一种风力发电机组保护控制装置，其特征在于，包括：
信号处理模块，用于根据设置于风力发电机组各个叶片的叶根的载荷传感器的叶根载荷信号，得到叶根最大载荷；控制模块，用于：在所述叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，控制所述风力发电机组持续执行保护操作，以降低叶根载荷；在所述风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若所述叶根最大载荷小于保护结束阈值，则控制所述风力发电机组保持当前的桨距角运行，其中，所述保护结束阈值小于所述保护触发阈值；以及，在所述风力发电机组保持当前的桨距角运行的情况持续第二预设时长后，控制所述风力发电机组恢复正常运行状态。10.一种风力发电机组主控制器，其特征在于，包括：处理器以及存储有计算机程序指令的存储器；所述处理器执行所述计算机程序指令时实现如权利要求1至8中任意一项所述的风力发电机组保护控制方法。11.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令被处理器执行时实现如权利要求1至8中任意一项所述的风力发电机组保护控制方法。

技术总结
本申请公开了一种风力发电机组保护控制方法、装置、主控制器及介质，属于风力发电领域。该方法包括：根据设置于风力发电机组各个叶片的叶根的载荷传感器的叶根载荷信号，得到叶根最大载荷；在叶根最大载荷大于保护触发阈值的情况持续第一预设时长时，控制风力发电机组持续执行保护操作，以降低叶根载荷；在风力发电机组持续执行保护操作的过程中，若叶根最大载荷小于保护结束阈值，则控制风力发电机组保持当前的桨距角运行，其中，保护结束阈值小于保护触发阈值；在风力发电机组保持当前的桨距角运行的情况持续第二预设时长后，控制风力发电机组恢复正常运行状态。根据本申请实施例能够减少风力发电机组发电量的损失。能够减少风力发电机组发电量的损失。能够减少风力发电机组发电量的损失。


技术研发人员：侯春一
受保护的技术使用者：北京金风科创风电设备有限公司
技术研发日：2021.12.16
技术公布日：2023/6/20