一种风电机组的控制曲线获取方法及装置与流程

1.本发明涉及建模技术领域，具体涉及一种风电机组的控制曲线获取方法及装置。


背景技术：

2.风能是一种清洁的可再生新能源，具有重要的战略地位，得到了快速发展。由于早期的设计技术落后、选址不合理等原因，其发电性能、运行稳定性等性能与当前的机组有一定差距。另外，机组经过一段时间的运行后，也存在效能下降或有待提升的情况。低效风电机组可以通过对其机组进行改造，如加长叶片或者加装增功附加件的方式，或进行控制规律优化来提高机组的性能，以提高发电量。对于老旧机组的技术改造开展了大量的研究，并在部分风电场得到很好地实施和应用，效能提升效果明显。
3.但是，技改措施的实施本身也带来一定的安全性风险，目前行业内技改失效事件多发。因此对风电机组进行技术改造需要进行机组改造前后的性能进行一致性预估和安全性校核。这就需要建立风电机组的气动、结构仿真模型。风电机组建模需要的详细几何参数(如翼型的气动参数，叶片弦长、扭角等沿展向的分布等数据)由于资料保存不完整或技术保密等原因通常无法获得，故无法采用常规的建模方法精确建立老旧风电机组的整机模型，无法对机组改造前后的性能进行合理评估。
4.目前在风电机组整机建模时，现有风电机组建模技术需要收集叶片详细的几何数据、所使用翼型全攻角范围内的气动参数和机组全风速范围内的控制规律才能完成风电机组建模，如果存在风电机组精确几何数据缺失的情况、则不能建立精确计算模型，也就无法获得风电机组控制曲线。


技术实现要素：

5.针对现有技术中的问题，本发明实施例提供一种风电机组的控制曲线获取方法及装置，能够至少部分地解决现有技术中存在的问题。
6.一方面，本发明提出一种风电机组的控制曲线获取方法，包括：
7.根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；
8.根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；
9.根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；
10.将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。
11.其中，所述根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能
利用系数，计算得到模拟风能利用系数，包括：
12.根据如下公式计算得到模拟风能利用系数：
[0013][0014]
其中，c
pm
为模拟风能利用系数，rm为模型风电机组风轮半径，r为实际风电机组风轮半径，c
p
为实际风能利用系数。
[0015]
其中，根据如下公式计算所述模拟叶尖速比：
[0016][0017]
其中，λm为模拟叶尖速比，n
x
为第x个转速，rm为模型风电机组风轮半径。
[0018]
其中，根据如下公式计算所述实际叶尖速比：
[0019][0020]
其中，λ
x
为实际叶尖速比，n
x
为第x个转速，r为实际风电机组风轮半径。
[0021]
其中，所述风电机组的控制曲线获取方法还包括：
[0022]
获取实际风电机组的发电机扭矩，根据发电机扭矩和发电机转速的对应关系获取实际风电机组额定风速以下的第二控制曲线；
[0023]
合并所述第一控制曲线和所述第二控制曲线，得到实际风电机组全风速范围内的控制曲线。
[0024]
本发明提出一种基于上述风电机组的控制曲线获取方法的控制曲线使用方法，包括：
[0025]
利用所述控制曲线进行风电机组控制规律优化和/或故障诊断。
[0026]
一方面，本发明提出一种风电机组的控制曲线获取装置，包括：
[0027]
计算单元，用于根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；
[0028]
确定单元，用于根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；
[0029]
调节单元，用于根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；
[0030]
获取单元，用于将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。
[0031]
再一方面，本发明实施例提供一种计算机设备，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计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现如下方法：
[0032]
根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；
[0033]
根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；
[0034]
根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；
[0035]
将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。
[0036]
本发明实施例提供一种计算机可读存储介质，包括：
[0037]
所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如下方法：
[0038]
根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；
[0039]
根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；
[0040]
根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；
[0041]
将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。
[0042]
本发明实施例还提供一种计算机程序产品，所述计算机程序产品包括计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如下方法：
[0043]
根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；
[0044]
根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；
[0045]
根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；
[0046]
将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。
[0047]
本发明实施例提供的风电机组的控制曲线获取方法及装置，根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角
偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线，能够实现即使存在风电机组精确几何数据缺失的情况，也能够获得风电机组控制曲线。
附图说明
[0048]
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的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：
[0049]
图1是本发明一实施例提供的风电机组的控制曲线获取方法的流程示意图。
[0050]
图2是本发明实施例提供的实际风电机组cp-λ关系曲线图。
[0051]
图3是本发明实施例提供的确定桨距角偏差值的流程示意图。
[0052]
图4是本发明实施例提供的叠加目标桨距角偏差值后的第一控制曲线图。
[0053]
图5是本发明实施例提供的实际风电机组发电机扭矩和转速控制曲线图。
[0054]
图6是本发明一实施例提供的风电机组的控制曲线获取装置的结构示意图。
[0055]
图7为本发明实施例提供的计算机设备实体结构示意图。
具体实施方式
[0056]
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。需要说明的是，在不冲突的情况下，本技术中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
[0057]
图1是本发明一实施例提供的风电机组的控制曲线获取方法的流程示意图，如图1所示，本发明实施例提供的风电机组的控制曲线获取方法，包括：
[0058]
步骤s1：根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数。
[0059]
步骤s2：根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角。
[0060]
步骤s3：根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角。
[0061]
步骤s4：将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。
[0062]
在上述步骤s1中，装置根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数。装置可以是执行该方法的计算机设备等，例如为服务器。本技术技术方案中对数据的获取、存储、使用、处理等均符合国家法律法规的相关规定。实际风电机组可以理解为需要建模的风电机组，可以
收集实际风电机组在不同桨距角ξ、全风速下和全转速下的功率性能参数，并构建p＝p(v，n，ξ)的函数关系或散点表，其中，p为实际运行时机组功率、v为风速，n为风轮转速(对应“转速”)，ξ为桨距角。
[0063]
具体说明如下：
[0064]
确定风轮转速范围n_min-n_max、切入切出风速范围v_in-v_out、风轮半径r及额定功率，该额定功率可以取自上述实际运行时机组功率p。
[0065]
收集实际风电机组在不同桨距角三、不同风速下和不同转速下的功率性能参数，构建p＝p(v，n，ξ)的函数关系或散点表。桨距角、风速和转速的范围应尽可能覆盖实际运行所出现的所有工况。p＝p(v，n，ξ)函数关系或散点表也可以用cp＝cp(λ，ξ)关系式或散点表代替；
[0066]
其中，cp为实际风能利用系数，λ为实际叶尖速比。
[0067]
例如，某实际风电机组额定功率为3.4mw，风轮半径为70m，运行时风轮转速范围为6.5-11.3rpm，风速范围为3.5-25m/s，叶尖速比范围为3-18，绘制的cp(λ，ξ)曲线如图2所示。
[0068]
第一数据映射关系可以是如图2所示的cp、λ和三之间对应关系，ξ的数值对应图2中的角度值，可以理解的是，已知这三者中的任意两个，就可以根据图2所示曲线确定另外一个。
[0069]
还需要确定一个具有详细几何外形的模型风电机组，该模型风电机组的额定功率需大于实际风电机组的额定功率。计算模型风电机组在全风速、全转速范围下不同桨距角下的功率值，得到pm＝pm(v，n，ξ)的函数关系或散点表，或计算全叶尖速比范围下的模拟风能利用系数c
pm
＝c
pm
(ξ，λ)。全风速和全转速范围，是指和实际风电机组的风速和转速范围相同，全叶尖速比范围可以按实际风电机组叶尖速比范围进行折算：(λ
min
～λ
max
)
×rm
/r；
[0070]
其中λ
min
和λ
max
分别为实际风电机组的最小和最大叶尖速比，rm为模型风电机组风轮半径。
[0071]
若采用具有公开几何外形数据的nrel 5mw风电机组作为模型风电机组，该模型风电机组风轮半径为63m，则需要计算的全风速范围为3.5-25m/s，全转速为6.5-11.3rpm，叶尖速比范围为2.7-16.2。令实际风电机组和模型风电机组运行在相同的风速和转速下，通过调节桨距角偏差值δξ的方式调节模型风电机组的桨距角ξ，使实际风电机组和模型风电机组的功率相同，即p(v，n，ξ)＝pm(v，n，ξ+δξ)，δξ的确定流程如图3所示。
[0072]
所述根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数，包括：
[0073]
根据如下公式计算得到模拟风能利用系数：
[0074][0075]
其中，c
pm
为模拟风能利用系数，rm为模型风电机组风轮半径，r为实际风电机组风轮半径，c
p
为实际风能利用系数。
[0076]
根据如下公式计算所述实际叶尖速比：
[0077]
[0078]
其中，λ
x
为实际叶尖速比，n
x
为第x个转速，r为实际风电机组风轮半径。
[0079]
在上述步骤s2中，装置根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角。第二数据映射关系可以参照图2所示曲线，区别在于数值不同，不再赘述，模拟桨距角即ξm。
[0080]
根据如下公式计算所述模拟叶尖速比：
[0081][0082]
其中，λm为模拟叶尖速比，n
x
为第x个转速，rm为模型风电机组风轮半径。第x个转速与图3第x个风速及图3第x个桨距角一一对应，其中转速的总数可以记为i，风速的总数可以记为j，桨距角的总数可以记为k，i、j和k可以相同，也可以不相同。
[0083]
在上述步骤s3中，装置根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角。将模拟桨距角ξm＝ξ+δξ与ξ之差作为桨距角偏差值δξ，通过图3可以实现得到与各个(n
x
，v
x
，ξ
x
)分别对应的δξ。
[0084]
在上述步骤s4中，装置将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。将目标桨距角偏差值δξ
′
叠加至ξ，即将ξ＝ξ+δξ
′
代入p＝p(v，n，ξ)中的ξ，可以计算得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线，如图4所示，图4中上方曲线为叠加目标桨距角偏差值后的第一控制曲线。
[0085]
所述风电机组的控制曲线获取方法还包括：
[0086]
获取实际风电机组的发电机扭矩，根据发电机扭矩和发电机转速的对应关系获取实际风电机组额定风速以下的第二控制曲线。
[0087]
可以根据如下公式计算实际风电机组的发电机扭矩：
[0088]
te＝9549
×
p/n
gen
[0089]
其中，te为实际风电机组的发电机扭矩，p为实际运行时机组功率，n
gen
为发电机转速。
[0090]
可以将发电机扭矩和发电机转速的对应关系输入至已有工具软件，通过已有工具软件得到实际风电机组额定风速以下的第二控制曲线，如图5所示。
[0091]
合并所述第一控制曲线和所述第二控制曲线，得到实际风电机组全风速范围内的控制曲线。
[0092]
本发明实施例提供一种基于上述风电机组的控制曲线获取方法的控制曲线使用方法，包括：
[0093]
利用所述控制曲线进行风电机组控制规律优化和/或故障诊断。
[0094]
针对风电机组精确几何数据缺失、不能建立精确计算模型的问题，本发明实施例提供的风电机组的控制曲线获取方法，通过数据映射建立风电机组气动模型(对应模型风电机组)和控制模型(第一控制曲线和第二控制曲线)，可在无法获得详细风轮几何外形的前提下进行较为精确的建模；同时本发明可用于后续风电机组控制规律的优化、故障诊断等需要建立气动模型的场合。
[0095]
本发明实施例提供的风电机组的控制曲线获取方法，根据与实际风电机组对应的
第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线，能够实现即使存在风电机组精确几何数据缺失的情况，也能够获得风电机组控制曲线。
[0096]
进一步地，所述根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数，包括：
[0097]
根据如下公式计算得到模拟风能利用系数：
[0098][0099]
其中，c
pm
为模拟风能利用系数，rm为模型风电机组风轮半径，r为实际风电机组风轮半径，c
p
为实际风能利用系数。可参照上述说明，不再赘述。
[0100]
进一步地，根据如下公式计算所述模拟叶尖速比：
[0101][0102]
其中，λm为模拟叶尖速比，n
x
为第x个转速，rm为模型风电机组风轮半径。可参照上述说明，不再赘述。
[0103]
进一步地，根据如下公式计算所述实际叶尖速比：
[0104][0105]
其中，λ
x
为实际叶尖速比，n
x
为第x个转速，r为实际风电机组风轮半径。可参照上述说明，不再赘述。
[0106]
进一步地，所述风电机组的控制曲线获取方法还包括：
[0107]
获取实际风电机组的发电机扭矩，根据发电机扭矩和发电机转速的对应关系获取实际风电机组额定风速以下的第二控制曲线；可参照上述说明，不再赘述。
[0108]
合并所述第一控制曲线和所述第二控制曲线，得到实际风电机组全风速范围内的控制曲线。可参照上述说明，不再赘述。
[0109]
进一步地，本发明提供一种基于上述的风电机组的控制曲线获取方法的控制曲线使用方法，包括：
[0110]
利用所述控制曲线进行风电机组控制规律优化和/或故障诊断。可参照上述说明，不再赘述。
[0111]
图6是本发明一实施例提供的风电机组的控制曲线获取装置的结构示意图，如图6所示，本发明实施例提供的风电机组的控制曲线获取装置，包括计算单元601、确定单元602和调节单元603和获取单元604，其中：
[0112]
计算单元601用于根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖
速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；确定单元602用于根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；调节单元603用于根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；获取单元604用于将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。
[0113]
具体的，装置中的计算单元601用于根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；确定单元602用于根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；调节单元603用于根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；获取单元604用于将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。
[0114]
本发明实施例提供的风电机组的控制曲线获取装置，根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线，能够实现即使存在风电机组精确几何数据缺失的情况，也能够获得风电机组控制曲线。
[0115]
进一步地，所述计算单元601具体用于：
[0116]
根据如下公式计算得到模拟风能利用系数：
[0117][0118]
其中，c
pm
为模拟风能利用系数，rm为模型风电机组风轮半径，r为实际风电机组风轮半径，c
p
为实际风能利用系数。
[0119]
进一步地，所述确定单元602具体用于：
[0120][0121]
其中，λm为模拟叶尖速比，n
x
为第x个转速，rm为模型风电机组风轮半径。
[0122]
进一步地，所述计算单元601具体用于：
[0123][0124]
其中，λ
x
为实际叶尖速比，n
x
为第x个转速，r为实际风电机组风轮半径。
[0125]
进一步地，所述风电机组的控制曲线获取装置还用于：
[0126]
获取实际风电机组的发电机扭矩，根据发电机扭矩和发电机转速的对应关系获取实际风电机组额定风速以下的第二控制曲线；
[0127]
合并所述第一控制曲线和所述第二控制曲线，得到实际风电机组全风速范围内的控制曲线。
[0128]
进一步地，本发明提供一种基于上述风电机组的控制曲线获取装置的控制曲线使用装置，所述控制曲线使用装置用于：
[0129]
利用所述控制曲线进行风电机组控制规律优化和/或故障诊断。
[0130]
本发明实施例提供风电机组的控制曲线获取装置的实施例具体可以用于执行上述各方法实施例的处理流程，其功能在此不再赘述，可以参照上述方法实施例的详细描述。
[0131]
图7为本发明实施例提供的计算机设备实体结构示意图，如图7所示，所述计算机设备包括：存储器701、处理器702及存储在存储器701上并可在处理器702上运行的计算机程序，所述处理器702执行所述计算机程序时实现如下方法：
[0132]
根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；
[0133]
根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；
[0134]
根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；
[0135]
将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。
[0136]
本实施例公开一种计算机程序产品，所述计算机程序产品包括计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如下方法：
[0137]
根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；
[0138]
根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；
[0139]
根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；
[0140]
将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。
[0141]
本实施例提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机
程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如下方法：
[0142]
根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；
[0143]
根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；
[0144]
根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；
[0145]
将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。
[0146]
本发明实施例与现有技术中的技术方案相比，根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线，能够实现即使存在风电机组精确几何数据缺失的情况，也能够获得风电机组控制曲线。
[0147]
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
[0148]
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0149]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0150]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一
个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0151]
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一个具体实施例”、“一些实施例”、“例如”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
[0152]
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

技术特征：
1.一种风电机组的控制曲线获取方法，其特征在于，包括：根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。2.根据权利要求1所述的风电机组的控制曲线获取方法，其特征在于，所述根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数，包括：根据如下公式计算得到模拟风能利用系数：其中，c
pm
为模拟风能利用系数，r
m
为模型风电机组风轮半径，r为实际风电机组风轮半径，c
p
为实际风能利用系数。3.根据权利要求1所述的风电机组的控制曲线获取方法，其特征在于，根据如下公式计算所述模拟叶尖速比：其中，λ
m
为模拟叶尖速比，n
x
为第x个转速，r
m
为模型风电机组风轮半径。4.根据权利要求1所述的风电机组的控制曲线获取方法，其特征在于，根据如下公式计算所述实际叶尖速比：其中，λ
x
为实际叶尖速比，n
x
为第x个转速，r为实际风电机组风轮半径。5.根据权利要求1至4任一所述的风电机组的控制曲线获取方法，其特征在于，所述风电机组的控制曲线获取方法还包括：获取实际风电机组的发电机扭矩，根据发电机扭矩和发电机转速的对应关系获取实际风电机组额定风速以下的第二控制曲线；合并所述第一控制曲线和所述第二控制曲线，得到实际风电机组全风速范围内的控制曲线。6.一种基于如权利要求5所述的风电机组的控制曲线获取方法的控制曲线使用方法，其特征在于，包括：利用所述控制曲线进行风电机组控制规律优化和/或故障诊断。
7.一种风电机组的控制曲线获取装置，其特征在于，包括：计算单元，用于根据与实际风电机组对应的第一数据映射关系确定与实际叶尖速比和实际桨距角都对应的实际风能利用系数，根据模型风电机组风轮半径、实际风电机组风轮半径和所述实际风能利用系数，计算得到模拟风能利用系数；确定单元，用于根据与模型风电机组对应的第二数据映射关系确定与所述模拟风能利用系数和模拟叶尖速比都对应的模拟桨距角；调节单元，用于根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；获取单元，用于将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。8.一种计算机设备，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计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至6任一所述方法。9.一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存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至6任一所述方法。10.一种计算机程序产品，其特征在于，所述计算机程序产品包括计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至6任一所述方法。

技术总结
本发明提供一种风电机组的控制曲线获取方法及装置，涉及建模技术领域。所述方法包括：根据模拟桨距角与实际桨距角计算得到桨距角偏差值，并在相同风速和相同转速条件下根据桨距角偏差值调节模型风电机组的模拟桨距角；将实际风电机组功率与模型风电机组功率相等时的桨距角偏差值确定为目标桨距角偏差值，将所述目标桨距角偏差值叠加至所述实际桨距角，得到实际风电机组额定风速以上的第一控制曲线。所述装置执行上述方法。本发明实施例提供的方法及装置，能够获得风电机组控制曲线。能够获得风电机组控制曲线。能够获得风电机组控制曲线。


技术研发人员：王玙 张扬帆 吴宇辉 王耀函 马彦伟 马宏飞 付雪姣
受保护的技术使用者：国网冀北电力有限公司 国家电网有限公司
技术研发日：2023.03.15
技术公布日：2023/5/13