[0001] 本公开总体说来涉及风力发电技术领域，更具体地讲，涉及风力发电机组的变桨系统的变桨驱动器的故障预警方法和故障预警装置。

[0002] 随着风力发电机组规模的逐渐扩大和机组安全保护的日趋完善，风力发电机组的运行的发电性能，即提高风力发电机的发电量和可利用率，受到了越来越多的重视。另一方面，在追求发电效益的同时，又要严格保证风力发电机组的安全性。

[0003] 在风力发电机组中，变桨系统的一个主要功能是担当机组的气动刹车系统功能。电动变桨系统通过多种检测和控制手段、多重冗余设计保证风力发电机组安全稳定运行。
任何故障引起的停机都会使叶片顺桨到90度位置。由此可见，变桨系统对机组的稳定性、安全性，都起着至关重要的作用，尤其作为空气动力刹车，要求变桨系统必须具备很高的可靠和安全性。

[0004] 然而，在风力发电机组运行过程中，变桨系统的变桨驱动器、变桨电机、或后备电源，都有可能发生故障，而这种故障，很可能导致风力发电机组的叶片无法收回到安全位置(例如桨距角88度)。如果风力发电机组的叶片无法收回到安全位置，那么在风力的作用下，会使风力发电机组的转速无法下降，引发风力发电机组超速甚至发生飞车危险。尤其是随着风机数量的不断增加，批量性故障尤其涉及机组安全的故障，直接关系到风电企业的发展和命运，因此也受到越来越多的重视，研究并应用如卡桨检测、大部件可靠性检测、并网安全性检测等。

[0005] 对卡桨工况进行检测时，发现卡桨占比最多的是变桨驱动器故障。通过将“变桨驱动器OK信号丢失故障”与“叶片位置偏差大故障”两种故障的总占比进行线性回归计算，发现其线性相关系数为r＝0.98295，因此这两种故障的线性相关系数很高(当|r|＝1时，表示两个变量为完全线性相关)，即故障共因的相关度很高。变桨驱动器发生故障后，将不能再驱动变桨电机运行，从而使叶片无法收回，严重影响风力发电机组的安全。

[0006] 事实上，在风电企业中，风力发电机组运行好坏至关重要，风力发电机组故障对整个系统影响巨大。然而由于导致变桨驱动器故障的原因有多种(一般有十几种甚至几十种)，甚至还可能是多种因素叠加的结果，因此如果只分析外界因素的影响，如温度、风度、电容电压、载荷等，一方面特征提取困难，一方面难以适用于不同故障码的变桨驱动器故障。

[0007] 目前，对变桨驱动器故障，常用的方法是在变桨驱动器发生故障后，切换到电网电压直接为变桨电机供电，然而，这种方法具有一定的局限性。

[0008] 首先，因为电网是交流电，所以这种方法只适用于交流电机，不适用于直流电机；而交流电机的体积比直流电机要大很多，随着机组容量的不断增大，直流电机的优势也越来越明显，并得到越来越多的应用。

[0009] 第二，由于在运行时，电网供电线路需要由接触器控制、切换，所以接触器的失效，反而会导致风力发电机组因故障误触发而顺桨停机。

[0010] 第三，在此工况下，停机顺桨是断电使电机停止运行，随着机组容量的增大，电机骤然停止会引起机组较大的振动。

[0049] 提供下面的具体实施方式以帮助读者获得对在此描述的方法、设备和/或系统的全面理解。然而，在理解本申请的公开之后，在此描述的方法、设备和/或系统的各种改变、修改和等同物将是清楚的。例如，在此描述的操作的顺序仅是示例，并且不限于在此阐述的那些顺序，而是除了必须以特定的顺序发生的操作之外，可如在理解本申请的公开之后将是清楚的那样被改变。此外，为了更加清楚和简明，本领域已知的特征的描述可被省略。

[0050] 在此描述的特征可以以不同的形式来实现，而不应被解释为限于在此描述的示例。相反，已提供在此描述的示例，以仅示出实现在此描述的方法、设备和/或系统的许多可行方式中的一些可行方式，所述许多可行方式在理解本申请的公开之后将是清楚的。

[0051] 如在此使用的，术语“和/或”包括相关联的所列项中的任何一个以及任何两个或更多个的任何组合。

[0052] 尽管在此可使用诸如“第一”、“第二”和“第三”的术语来描述各种构件、组件、区域、层或部分，但是这些构件、组件、区域、层或部分不应被这些术语所限制。相反，这些术语仅用于将一个构件、组件、区域、层或部分与另一构件、组件、区域、层或部分进行区分。因此，在不脱离示例的教导的情况下，在此描述的示例中所称的第一构件、第一组件、第一区域、第一层或第一部分也可被称为第二构件、第二组件、第二区域、第二层或第二部分。

[0053] 在说明书中，当元件(诸如，层、区域或基底)被描述为“在”另一元件上、“连接到”或“结合到”另一元件时，该元件可直接“在”另一元件上、直接“连接到”或“结合到”另一元件，或者可存在介于其间的一个或多个其他元件。相反，当元件被描述为“直接在”另一元件上、“直接连接到”或“直接结合到”另一元件时，可不存在介于其间的其他元件。

[0054] 在此使用的术语仅用于描述各种示例，并不将用于限制公开。除非上下文另外清楚地指示，否则单数形式也意在包括复数形式。术语“包含”、“包括”和“具有”说明存在叙述的特征、数量、操作、构件、元件和/或它们的组合，但不排除存在或添加一个或多个其他特征、数量、操作、构件、元件和/或它们的组合。

[0055] 除非另有定义，否则在此使用的所有术语(包括技术术语和科学术语)具有与由本公开所属领域的普通技术人员在理解本公开之后通常理解的含义相同的含义。除非在此明确地如此定义，否则术语(诸如，在通用词典中定义的术语)应被解释为具有与它们在相关领域的上下文和本公开中的含义一致的含义，并且不应被理想化或过于形式化地解释。

[0056] 此外，在示例的描述中，当认为公知的相关结构或功能的详细描述将引起对本公开的模糊解释时，将省略这样的详细描述。

[0057] 故障预警系统(FPS)运用保存系统或设备中的原始运行数据，通过数据挖掘技术中的多元回归、主分量分析等技术，在相似理论支持下，转化成动态的设备在线模型。将动态设备模型计算生成的实时预估值和设备测点的实测值进行比较，并根据比较结果发布设备早期故障状态预警。基于以上原因，本公开设计了变桨驱动器的故障预警方法，用于对变桨驱动器故障进行预警。

[0058] 图1是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的变桨系统的示例的示图。

[0059] 参照图1，变桨系统可包括变桨电机101、超级电容102、控制器103、变桨驱动器104、使能开关(限位开关)105、刹车继电器106和编码器107。

[0060] 在变桨驱动器104正常运行时，使能开关(限位开关)105为闭合状态，变桨驱动器104得电。当控制器103接收到风力发电机组的主控制器的变桨速度指示之后，或者控制器
103检测到变桨系统发生故障而自主顺桨时，控制器103会向变桨驱动器104发送速度命令和使能信号。变桨驱动器104接收到速度命令和使能信号之后，会控制刹车继电器106松闸，并通过动力输出提供输出电压，驱动变桨电机101转动，实现调桨功能。

[0061] 编码器107可对风力发电机组的叶片的桨距角变化量进行编码，并将其数值提供给变桨驱动器104和/或控制器103。变桨驱动器104和/或控制器103可基于读取的编码器数值，来计算变桨电机101的转速。变桨驱动器104将计算的转速与控制器103发送给变桨驱动器104的速度命令的数值进行对比。如果计算的转速小于速度命令的数值，则变桨驱动器104可增大动力输出的电压，以增大变桨电机101的转速。如果计算的转速大于速度命令的数值，则变桨驱动器104会减小动力输出的电压，以调小变桨电机101的转速。这样，最终可以使变桨电机101的转速与给定的速度命令的数值一致。

[0062] 变桨控制器103可控制变桨系统的整体操作，并且可与风力发电机组的主控制进行通信，接收主控制器发送的控制指令和/或向主控制器发送变桨系统的状态信息。变桨控制器103可执行稍后将会描述的根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障预警方法和故障处理方法。

[0063] 变桨驱动器(也称变频器)的工作原理为：为了使变桨电机的磁通保持不变，在变频的同时还必须变压。变频器保持磁通不变的条件是：

[0064]

[0065] 其中，fx是变桨电机的运行频率，单位是Hz；Ex是运行频率为fx时，电机定子一相绕组的自感电动势，单位是V。

[0066] 然而，由于变桨电机运行效率等原因，实际上只能达到：

[0067]

[0068] 其中，Ux是运行频率为fx时，变桨驱动器输出给变桨电机的输出电压，单位是V。换言之，Ux/fx满足等式(2)，而没有真正地满足等式(1)。其原因可如等式(3)所示。

[0069] Tm＝KmΦ1i2cosφ2   (3)

[0070] 其中，Tm是变桨电机的电磁转矩，Km是变桨电机的转矩系数，Φ1是变桨电机每极的磁通，cosφ1是变桨电机转子侧的功率因数，i2是变桨电机的输出电流。

[0071] 在等式(3)中，i2不允许超过变桨电机的额定电流。于是，变桨电机带负载能力的大小，就主要取决于变桨电机的磁通了。在异步电动机定子绕组的电路里，Ux和Ex之间的差别，主要是定子绕组电阻的电压降，如等式(4)所示。

[0072] Ux＝-EX+I1r   (4)

[0073] I1是定子的相电流；r是定子一相绕组的电阻。因此，磁通的大小由等式(4)演变成等式(5)。

[0074]

[0075] 其中，Kφ是变桨电机的磁通系数。

[0076] 从等式(5)可以看出，因为反电动势和电压都是随频率而变的，而电阻压降ΔU＝I1r不随频率而变的，所以当变桨电机以频率fx运行时，磁通的大小和以下因素有关。

[0077] 第一，变桨驱动器的输出电压(变桨电机的电源电压)，Ux越大，磁通越大。第二，电动机的负载轻重。负载越重，电流越大，而磁通将减小。电阻压降在电源电压中占有的比例。因为当运行频率下降时，变桨驱动器的输出电压要跟着下降，但如果负载转矩不变的话，电阻压降是不变的，电阻压降在电源电压中占的比例将增大，也会导致磁通减小。

[0078] 因此，当变桨电机或变桨驱动器的运行状态出现异常时，负载加大，而磁通会减小。如果希望变桨驱动器在运行时能得到额定磁通，则只有加大变桨驱动器的输出电压。这种通过适当地补偿电压来增加磁通，从而增强变桨电机在低频时的带负载能力的方法，称为电压补偿，也叫转矩补偿。运行频率不同时，电压的补偿量也是不一样的。

[0079] 本公开利用变桨驱动器运行时的这种特征，对变桨系统的运行数据进行在线监控和分析，从而在变桨驱动器触发故障前，对变桨驱动器的故障进行预警。

[0080] 图2是示出变桨电机的现场运行数据的示例的示图。曲线201指示正常轴的变桨电机电压，曲线202指示异常轴的变桨电机电压，曲线203指示异常轴的驱动器ok信号状态。这里，轴可以对应于叶片。可选地，三个叶片分别对应于一个轴，每个轴均具有变桨控制器、变桨驱动器以及变桨电机。然而，本公开不限于此。

[0081] 参照图2，在-23s左右异常轴的变桨电机电压发生了明显升高，驱动器ok信号是正常的心跳信号(周期为100ms)；而在0s时刻，驱动器ok信号变为故障后的信号(周期约为500ms，间隔时间大于2s)。因此，通过对变桨驱动器运行机理的分析，可以在变桨驱动器的运行过程中，对变桨驱动器输出的变桨电机电压进行监控，从而对变桨驱动器故障进行预警。

[0082] 图3是示出根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障预警方法的流程图。

[0083] 根据本公开的实施例，所述故障预警方法可在各个变桨控制中运行。然而，本公开不限于此，所述故障预警方法还可在风力发电机组的主控制器或者在其他控制器中运行。可选择地，所述故障预警方法还可在风电场的控制器中运行或者其他任何能够与风力发电机组进行通信的控制器中运行。

[0084] 参照图3，在步骤S301中，基于变桨电机的运行数据，计算变桨电机的理论变桨电压。这里，变桨电机的运行数据可包括变桨电机的实际变桨速度和/或变桨电机的运行频率。可通过由变桨系统中的编码器提供的编码器数值来确定变桨电机的实际变桨速度和/或运行频率。然而，本公开不限于此，可通过任何方法来确定变桨电机的实际变桨速度和/或运行频率。

[0085] 具体地讲，在步骤S301中，可计算变桨电机的实际变桨速度与变桨电机的运行频率的乘积，作为变桨电机的理论变桨电压。即，U＝v*f，其中，U表示变桨电机的理论变桨电压，v表示变桨电机的实际变桨速度，f表示变桨电机的运行频率。

[0086] 可选择地，在步骤S301中，可根据变桨电机的实际变桨速度以及变桨电机的历史理论变桨电压与历史变桨速度拟合得到的线性关系，获取与实际变桨速度对应的理论变桨电压。例如，可通过实验方法对变桨电机的历史理论变桨电压与历史变桨速度进行曲线拟合，得到二者的线性关系如等式U＝A+B*X所示，其中，U表示变桨电机的历史理论变桨电压，X表示变桨电机的历史变桨速度，A和B分别为通过曲线拟合得到的第一系数与第二系数。然后，将实际变桨速度作为X代入以上等式，可计算得到与实际变桨速度对应的理论变桨电压U。

[0087] 在步骤S302中，可获取变桨电机的实际变桨电压。这里，可通过设置在变桨电机上的电压传感器来检测变桨电机的电压，或者可通过设置在变桨驱动器上的电压传感器来检测变桨电机的电压。然而，本公开不限于此，可通过各种方式来检测变桨电机的电压。可选择地，可在步骤S301之前执行步骤S302。

[0088] 在步骤S303中，可基于理论变桨电压与实际变桨电压确定变桨驱动器是否将会发生故障。

[0089] 具体地讲，在通过U＝v*f计算变桨电机的理论变桨电压的情况下，可基于理论变桨电压与实际变桨电压的大小关系以及变桨电机的实际变桨速度与给定变桨速度的大小关系，确定变桨驱动器是否将会发生故障。例如，此时可首先确定实际变桨电压大于N倍理论变桨电压(U1>N*U，U1表示实际变桨电压)是否持续阈值时间。这里，N可以是大于1的实数(例如但不限于N＝2)。阈值时间可以是例如但不限于5s。实际上，当U1>2U达到5s(即，变桨电机的实际变桨电压持续增大)时，可认为变桨驱动器的磁通减小。其后，当实际变桨电压大于N倍理论变桨电压持续阈值时间时，可确定变桨电机的实际变桨速度是否达到给定变桨速度。通过确定变桨电机的实际变桨速度是否达到给定变桨速度，可以判断变桨电机是否正常启动。如果实际变桨速度达到给定变桨速度，则可确定变桨驱动器将会发生故障。换言之，如果实际变桨速度达到给定变桨速度，则说明变桨电机正常启动。然而，由于此时变桨电机的实际变桨电压升高较多且持续升高，说明变桨驱动器的磁通已经减小，因此可最终认定变桨驱动器将会发生故障。更具体地讲，检测变桨速度的目的是提高变桨电机电压一致性判断以及变桨驱动器故障预警的准确度，其本质是为了检验变桨电机的磁通发生减小并使变桨驱动器输出的电压升高。

[0090] 可选择地，可以根据变桨电机的实际变桨速度，以及变桨电机的历史变桨电压与历史变桨速度拟合得到的线性关系，获取与实际变桨速度对应的理论变桨电压。例如，变桨电机的历史变桨电压与历史变桨速度拟合得到的线性关系可以为：U＝A+B*X，因此，将获取的变桨电机的实际变桨速度带入该线性等式，得到变桨电机在该实际变桨速度下的理论变桨电压，然后，再基于理论变桨电压与实际变桨电压的大小关系，确定变桨驱动器是否将会发生故障。例如，此时可首先确定实际变桨电压大于N倍理论变桨电压是否持续阈值时间。如上所述，N可以是大于1的实数(例如但不限于N＝2)。阈值时间可以是例如但不限于5s。其后，当实际变桨电压大于N倍理论变桨电压持续阈值时间时，可确定变桨驱动器将会发生故障。

[0091] 根据本公开的实施例，可在计算变桨电机的理论变桨电压之前，确定变桨驱动器的输出信息是否包含变桨电机磁通信息。如果变桨驱动器的输出信息中包含变桨电机磁通信息，则可确定变桨电机的磁通是否达到饱和，并且当变桨电机的磁通达到饱和时，可确定变桨驱动器将会发生故障。一般说来，φ超过110％，磁路就开始饱和，超过120％已经是过饱和了。磁路处于严重饱和状态时，其励磁电流峰值可以超过额定电流的若干倍，其输出电压也会升高，由此导致变桨驱动器过电流跳闸。

[0092] 此外，可在计算变桨电机的理论变桨电压之前，获取变桨驱动器的转矩提升量，并且当变桨驱动器的转矩提升量超过预设阈值时，可确定变桨驱动器将会发生故障。例如，转矩提升量的上限值一般是10％，但不限于此。

[0093] 此外，当确定变桨驱动器将会发生故障时，可将指示变桨驱动器将会发生故障的故障预警信息提供给风力发电机组的主控制器。然而，本公开不限于此。例如，可由变桨控制器直接处理故障预警信息。

[0094] 根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障预警方法，从变桨驱动器的工作原理(即，上述电压补偿/转矩补偿)出发，可以提前25～30s对变桨驱动器进行故障预警。在这段时间内，有足够的时间完成防卡桨的操作和控制。

[0095] 以下参照图4和图5描述根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障预警方法的示例。

[0096] 图4是示出根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障预警方法的示例的流程图。

[0097] 参照图4，在步骤S401中，可采集当前轴变桨电机电压(即，变桨电机的实际变桨电压)和叶片变桨速度(即，变桨电机的实际变桨速度)。如上所述，轴可以对应于叶片。可选地，三个叶片分别对应于一个轴，每个轴上设置有一个变桨柜，变桨柜内设置有变桨控制器。此外，每个轴上还设置有变桨驱动器和变桨电机。如上所述，可以由变桨控制器执行所述故障预警方法。

[0098] 在步骤S402中，可采集变桨驱动器的运行频率，并计算变桨电机的理论变桨电压U＝v*f；v是叶片变桨速度(即，变桨电机的实际变桨速度)，f是变桨驱动器的运行频率。下面的表1示出变桨电机的理论变桨电压与运行频率、变桨速度之间的对应关系。

[0099] 表1

[0100]

[0101]

[0102] 在步骤S403中，确定变桨电机的实际变桨电压U1是否大于N(例如，N＝2)倍U持续预定时间。如果U1>N*U，则可初步判断变桨驱动器磁通减小，并且将会发生故障。另一方面，如果U1≤N*U，或者U1>N*U未持续预定时间，则可认为变桨驱动器不会发生故障，并退出所述故障预警方法。

[0103] 当U1>N*U持续预定时间时，在步骤S404中，可确定变桨电机的实际变桨速度是否达到给定变桨速度。

[0104] 如果变桨电机的实际变桨速度达到给定变桨速度，则在步骤S405中，可确定变桨驱动器将会发生故障。如上所述，如果实际变桨速度达到给定变桨速度，则说明变桨电机正常启动。然而，由于已经确定变桨驱动器磁通减小，因此在实际变桨速度达到给定变桨速度情况下可最终认定变桨驱动器将会发生故障。另一方面，如果变桨电机的实际变桨速度未达到给定变桨速度，可最终认定变桨驱动器不会发生故障，并退出故障预警步骤。

[0105] 根据本公开的实施例，当在步骤S405中确定变桨驱动器将会发生故障时，可将故障预警信息提供给例如风力发电机组的主控制器，以对故障预警信息进行处理。然而，本公开不限于此。也可由变桨控制器直接对故障预警信息进行处理。

[0106] 图5是示出根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障预警方法的另一示例的流程图。

[0107] 参照图5，在步骤S501中，可采集当前轴变桨电机电压(即，变桨电机的实际变桨电压)和叶片变桨速度(即，变桨电机的实际变桨速度)。

[0108] 然后，在步骤S502中，可通过等式U＝A+B*X计算变桨电机的理论变桨电压，其中，U表示变桨电机的理论变桨电压，X表示变桨电机的实际变桨速度，B表示第一系数，A表示第二系数。这里，可通过实验方法对变桨电机的历史理论变桨电压与历史变桨速度进行曲线拟合，从而确定二者之间的线性关系，即，以上等式U＝A+B*X，其中，A和B分别为通过曲线拟合得到的第一系数与第二系数。例如，可以以表1中所示的给定变桨速度作为历史变桨速度，并且以表1中所示的理论变桨电压作为历史理论变桨电压来进行曲线拟合。在这种情况下，可选地，可得到A＝-35.33853004，B＝44.50517005。

[0109] 接下来，在步骤S503中，确定变桨电机的实际变桨电压U1是否大于N(例如，N＝2)倍U持续预定时间。如果U1>N*U，则在步骤S504中，可确定变桨驱动器将会发生故障。另一方面，如果U1≤N*U，或者U1>N*U未持续预定时间，则可认为变桨驱动器不会发生故障，并退出所述故障预警方法。

[0110] 如上所述，当在步骤S504中确定变桨驱动器将会发生故障时，可将故障预警信息提供给例如风力发电机组的主控制器，以对故障预警信息进行处理。然而，本公开不限于此。也可由变桨控制器直接对故障预警信息进行处理。

[0111] 以下参照图6至图8详细描述根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障处理方法。

[0112] 图6是示出根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障处理方法的流程图。

[0113] 根据本公开的实施例，所述故障处理方法可在可在风力发电机组的主控制器或者其他控制器中运行。然而，本公开不限于此，所述故障处理方法还可在风电场的控制器中运行或者在其他任何能够与风力发电机组进行通信的控制器中运行。

[0114] 参照图6，在步骤S601中，响应于通过如上所述的故障预警方法确定变桨驱动器将会发生故障，调整变桨驱动器的输出。例如，当接收到故障预警信息时，可调整变桨驱动器的输出。这里，调整变桨驱动器的输出可包括暂停变桨驱动器的输出以及通过降低提供给变桨驱动器的给定变桨速度来调整变桨驱动器的输出。

[0115] 然后，在步骤S602中，在调整变桨驱动器的输出过去预定时间之后，控制变桨驱动器的输出恢复正常。例如，所述预定时间可以设置为3s至10s，但不限于此。

[0116] 可选择地，所述故障处理方法还可包括如下步骤：响应于通过如上所述的故障预警方法确定变桨驱动器将会发生故障，确定风险是否可规避。当确定风险可规避时，调整变桨驱动器的输出。具体地讲，可首先检测风力发电机组的转速以及风力发电机组所处位置的风速，然后确定检测到的转速是否小于阈值转速，并且确定检测到的风速是否小于阈值风速。当确定检测到的转速小于阈值转速并且检测到的风速小于阈值风速，确定风险可规避。然而，如果确定风险不可规避，则可退出所述故障处理方法，以通过其他控制策略对风力发电机组进行控制(例如但不限于控制风力发电机组停机)。

[0117] 可选择地，所述故障处理方法还可包括如下步骤：响应于通过如上所述的故障预警方法确定变桨驱动器将会发生故障，控制风力发电机偏航预设角度；检测风力发电机组的转速是否下降；当检测到风力发电机组的转速下降时，调整变桨驱动器的输出。然而，如果检测到风力发电机组的转速没有下降，则可退出所述故障处理方法，以通过其他控制策略对风力发电机组进行控制(例如但不限于控制风力发电机组停机)。

[0118] 可选择地，所述故障处理方法还可包括如下步骤：响应于调整变桨驱动器的输出，在所述预定时间期间确定各个叶片的角度是否一致；响应于确定各个叶片的角度不一致，控制风力发电机组停机。具体地讲，可将确定变桨驱动器将会发生故障的时刻的第一叶片的角度设置为基准角度值，其中，第一叶片为与确定的将会发生故障的变桨驱动器所对应的叶片。接下来，可将基准角度值与附加角度值之和作为角度上限值，并将基准角度值与附加角度值之差作为角度下限值。随后，在所述预定时间期间监测其他叶片的角度是否超出由角度上限值和角度下限值限定的角度阈值范围。如果监测到任一叶片的角度超出角度阈值范围，则可确定各个叶片的角度不一致，从而退出所述故障处理方法，并控制风力发电机组停机。

[0119] 根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障处理方法，由于不需要进行断电重启变桨驱动器的操作，且调整变桨驱动器输出的时间可以设置，因此对风力发电机组安全影响较小，而且没有断电重启变桨驱动器导致的刹车抱闸磨损的问题。另一方面，通过在确定变桨驱动器将会发生故障之后进行侧风偏航，使得风力发电机组的叶片所受的风力减少，转速下降，之后对确定的将会发生故障的变桨驱动器进行调整其输出并随后恢复其正常输出等操作控制，可以更大限度地保护风力发电机组的安全。此外，通过判断各个叶片的角度是否一致，有助于减少在变桨驱动器触发故障之后，三个叶片角度不一致而导致的风力发电机组载荷的增大。此外，通过降低过降低提供给变桨驱动器的给定变桨速度来调整变桨驱动器的输出，而不是暂定变桨驱动器的输出，可以降低因断电重启变桨驱动器、或暂停变桨驱动器运行而导致的时间耽搁。

[0120] 以下参照图7和图8描述根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障处理方法的示例。

[0121] 图7是示出根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障处理方法的示例的流程图。

[0122] 参照图7，在步骤S701中，响应于接收到故障预警信息，检测风力发电机组的转速以及风力发电机组所处位置的风速。

[0123] 在步骤S702中，基于风力发电机组的转速以及风力发电机组所处位置的风速确定风险是否可规避。如上所述，当确定检测到的转速是否小于阈值转速并且检测到的风速是否小于阈值风速时，确定风险可规避。

[0124] 当确定风险可规避时，在步骤S703中，暂停变桨驱动器的输出。通过暂停确定的将会发生故障的变桨驱动器的输出，使变桨电机停止工作，以等待导致故障预警的条件消除。然而，如果确定风险不可规避，则可退出所述故障处理方法，以通过其他控制策略对风力发电机组进行控制(例如但不限于控制风力发电机组停机)。

[0125] 在步骤S704中，记录确定变桨驱动器将会发生故障的时刻的第一叶片的角度作为基准角度值。如上所述，第一叶片为与确定的将会发生故障的变桨驱动器所对应的叶片。

[0126] 在步骤S705中，在预定时间期间监测其他叶片的角度是否超出调桨角度阈值范围。这里，可将基准角度值与附加角度值之和作为角度上限值，并将基准角度值与附加角度值之差作为角度下限值，从而确定调桨角度范围阈值。附加角度值可以是例如但不限于3.5度。具体地讲，如果确定变桨驱动器将会发生故障的时刻的第一叶片的角度(即，基准角度值)为5.5度，则另外两支叶片的调桨角度上限值为5.5+3.5＝8度，调桨角度下限值为5.5-3.5＝2度。这样，另外两支叶片可以在2度至8度的调桨角度阈值范围内进行调桨，从而可保证风力发电机组转速不超速。

[0127] 如果未检测到任何叶片的角度超出调桨角度阈值范围，则在步骤S706中，恢复变桨驱动器的输出，从而重新启动相应叶片的调桨控制。然而，如果检测到任一叶片的角度超出角度阈值范围，则可退出所述故障处理方法，并控制风力发电机组停机。

[0128] 图8是示出根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障处理方法的另一示例的流程图。

[0129] 参照图8，在步骤S801中，响应于接收到故障预警信息，控制风力发电机偏航预设角度。

[0130] 在步骤S802中，检测风力发电机组的转速是否下降。

[0131] 当检测到风力发电机组的转速下降时，在步骤S803中，暂停变桨驱动器的输出。然而，如果检测到风力发电机组的转速没有下降，则可退出所述故障处理方法，以通过其他控制策略对风力发电机组进行控制(例如但不限于控制风力发电机组停机)。

[0132] 接下来，在步骤S804中，记录确定变桨驱动器将会发生故障的时刻的第一叶片的角度作为基准角度值。如上所述，第一叶片为与确定的将会发生故障的变桨驱动器所对应的叶片。

[0133] 在步骤S805中，在预定时间期间监测其他叶片的角度是否超出调桨角度阈值范围。如上所述，可将基准角度值与附加角度值之和作为角度上限值，并将基准角度值与附加角度值之差作为角度下限值，从而确定调桨角度范围阈值。

[0134] 如果未检测到任何叶片的角度超出调桨角度阈值范围，则在步骤S806中，恢复变桨驱动器的输出，从而重新启动相应叶片的调桨控制。然而，如果检测到任一叶片的角度超出角度阈值范围，则可退出所述故障处理方法，并控制风力发电机组停机。

[0135] 图9是示出根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障预警装置的框图。

[0136] 如上所述，风力发电机组的三个叶片分别对应于一个轴，每个轴均具有变桨控制器、变桨驱动器以及变桨电机。相应地，每个变桨控制器都可设置有根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障预警装置。然而，本公开不限于此，根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障预警装置可设置在风力发电机组的主控制器或者在其他控制器中。

[0137] 参照图9，故障预警装置900可包括电压计算单元910、电压获取单元920和故障预警单元930。电压计算单元910可基于变桨电机的运行数据，计算变桨电机的理论变桨电压。变桨电机的运行数据可包括变桨电机的实际变桨速度和/或变桨电机的运行频率。电压获取单元920可获取变桨电机的实际变桨电压。故障预警单元930可基于理论变桨电压与实际变桨电压确定变桨驱动器是否将会发生故障。

[0138] 具体地讲，电压计算单元910可计算变桨电机的实际变桨速度与变桨电机的运行频率的乘积，作为变桨电机的理论变桨电压。即，U＝v*f，其中，U表示变桨电机的理论变桨电压，v表示变桨电机的实际变桨速度，f表示变桨电机的运行频率。可选地，电压计算单元910可根据变桨电机的实际变桨速度以及变桨电机的历史变桨电压与历史变桨速度拟合得到的线性关系，获取与实际变桨速度对应的理论变桨电压。即，U＝A+B*X，其中，U表示变桨电机的理论变桨电压，X表示变桨电机的实际变桨速度，A和B是通过拟合得到的第一系数与第二系数。

[0139] 在通过U＝v*f计算变桨电机的理论变桨电压的情况下，故障预警单元930可基于理论变桨电压与实际变桨电压的大小关系以及变桨电机的实际变桨速度与给定变桨速度的大小关系，确定变桨驱动器是否将会发生故障。更具体地讲，故障预警单元930可确定实际变桨电压大于N倍理论变桨电压是否持续阈值时间，其中，N为大于1的实数。当实际变桨电压大于N倍理论变桨电压持续阈值时间时，故障预警单元930可确定变桨电机的实际变桨速度是否达到给定变桨速度。如果实际变桨速度达到给定变桨速度，则故障预警单元930可确定变桨驱动器将会发生故障，从而发出预警信息进行预警。

[0140] 可选择地，在通过U＝A+B*X计算变桨电机的理论变桨电压的情况下，故障预警单元930可基于理论变桨电压与实际变桨电压的大小关系，确定变桨驱动器是否将会发生故障。更具体地讲，故障预警单元930可确定实际变桨电压大于N倍理论变桨电压是否持续阈值时间，其中，N为大于1的实数。当实际变桨电压大于N倍理论变桨电压持续阈值时间时，故障预警单元930可确定变桨驱动器将会发生故障。

[0141] 根据本公开的实施例，故障预警单元930可在计算变桨电机的理论变桨电压之前，确定变桨驱动器的输出信息是否包含变桨电机磁通信息。如果变桨驱动器的输出信息中包含变桨电机磁通信息，则故障预警单元930可确定变桨电机的磁通是否达到饱和，并且当变桨电机的磁通达到饱和时，故障预警单元930可确定变桨驱动器将会发生故障。此外，故障预警单元930可在计算变桨电机的理论变桨电压之前，获取变桨驱动器的转矩提升量，并且当变桨驱动器的转矩提升量超过预设阈值时，故障预警单元930可确定变桨驱动器将会发生故障。此外，当确定变桨驱动器将会发生故障时，故障预警单元930可将指示变桨驱动器将会发生故障的故障预警信息提供给风力发电机组的主控制器。

[0142] 图10是示出根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障处理装置的框图。

[0143] 如上所述，风力发电机组的三个叶片分别对应于一个轴，每个轴均具有变桨控制器、变桨驱动器以及变桨电机。相应地，每个变桨控制器都可设置有根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障处理装置。然而，本公开不限于此，根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障处理装置可设置在风力发电机组的主控制器或者在其他控制器中。

[0144] 参照图10，根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障处理装置1000可包括输出调整单元1010和输出恢复单元1020。输出调整单元1010可响应于如上所述的故障预警装置确定变桨驱动器将会发生故障，调整变桨驱动器的输出。调整变桨驱动器的输出可包括暂停变桨驱动器的输出以及通过降低提供给变桨驱动器的给定变桨速度来调整变桨驱动器的输出。输出恢复单元1020可在预定时间之后，控制变桨驱动器的输出恢复正常。

[0145] 具体地讲，响应于通过如上所述的故障预警装置确定变桨驱动器将会发生故障，输出调整单元1010可确定风险是否可规避。当确定风险可规避时，输出调整单元1010可调整变桨驱动器的输出。更具体地讲，输出调整单元1010可首先检测风力发电机组的转速以及风力发电机组所处位置的风速，然后确定检测到的转速是否小于阈值转速，并且确定检测到的风速是否小于阈值风速。当确定检测到的转速小于阈值转速并且检测到的风速小于阈值风速，输出调整单元1010确定风险可规避。

[0146] 可选择地，响应于通过如上所述的故障预警装置确定变桨驱动器将会发生故障，输出调整单元1010可控制风力发电机偏航预设角度，检测风力发电机组的转速是否下降，并且当检测到风力发电机组的转速下降时，调整变桨驱动器的输出。

[0147] 可选择地，响应于调整变桨驱动器的输出，输出调整单元1010可在所述预定时间期间确定各个叶片的角度是否一致；响应于确定各个叶片的角度不一致，控制风力发电机组停机。进一步讲，输出调整单元1010可将确定变桨驱动器将会发生故障的时刻的第一叶片的角度设置为基准角度值，其中，第一叶片为与确定的将会发生故障的变桨驱动器所对应的叶片。接下来，输出调整单元1010可将基准角度值与附加角度值之和作为角度上限值，并将基准角度值与附加角度值之差作为角度下限值。随后，输出调整单元1010可在所述预定时间期间监测其他叶片的角度是否超出由角度上限值和角度下限值限定的角度阈值范围。如果监测到任一叶片的角度超出角度阈值范围，则输出调整单元1010可确定各个叶片的角度不一致，从而控制风力发电机组停机。

[0148] 图11是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的控制器的框图。

[0149] 参照图11，根据本公开的实施例的风力发电机组的控制器1100可以是但不限于变桨控制器、风力发电机组的主控制器等。如上所述，风力发电机组的三个叶片分别对应于一个轴，每个轴均具有变桨控制器、变桨驱动器以及变桨电机。根据本公开的实施例的风力发电机组的控制器1100可包括处理器1110和存储器1120。处理器1110可包括(但不限于)中央处理器(CPU)、数字信号处理器(DSP)、微型计算机、现场可编程门阵列(FPGA)、片上系统(SoC)、微处理器、专用集成电路(ASIC)等。存储器1120存储将由处理器1110执行的计算机程序。存储器1120包括高速随机存取存储器和/或非易失性计算机可读存储介质。当处理器1110执行存储器1120中存储的计算机程序时，可实现如上所述的变桨驱动器的故障预警方法或变桨驱动器的故障处理方法。

[0150] 可选择地，控制器1100可以以有线/无线通信方式与风力发电机组中的其他组件进行通信，还可以以有线/无线通信方式与风电场中的其他装置进行通信。此外，控制器1100可以以有线/无线通信方式与风电场外部的装置进行通信。

[0151] 根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障预警方法和变桨驱动器的故障处理方法可被编写为计算机程序并被存储在计算机可读存储介质上。当所述计算机程序被处理器执行时，可实现如上所述的变桨驱动器的故障预警方法或变桨驱动器的故障处理方法。计算机可读存储介质的示例包括：只读存储器(ROM)、随机存取可编程只读存储器(PROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、随机存取存储器(RAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、闪存、非易失性存储器、CD-ROM、CD-R、CD+R、CD-RW、CD+RW、DVD-ROM、DVD-R、DVD+R、DVD-RW、DVD+RW、DVD-RAM、BD-ROM、BD-R、BD-R LTH、BD-RE、蓝光或光盘存储器、硬盘驱动器(HDD)、固态硬盘(SSD)、卡式存储器(诸如，多媒体卡、安全数字(SD)卡或极速数字(XD)卡)、磁带、软盘、磁光数据存储装置、光学数据存储装置、硬盘、固态盘以及任何其他装置，所述任何其他装置被配置为以非暂时性方式存储计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构并将所述计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构提供给处理器或计算机使得处理器或计算机能执行所述计算机程序。在一个示例中，计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构分布在联网的计算机系统上，使得计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构通过一个或多个处理器或计算机以分布式方式存储、访问和执行。

[0152] 根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障预警方法和故障预警装置，从变桨驱动器的工作原理(即，上述电压补偿/转矩补偿)出发，可以提前25～30s对变桨驱动器进行故障预警。在这段时间内，有足够的时间完成防卡桨的操作和控制。

[0153] 另一方面，根据本公开的实施例的变桨驱动器的故障处理方法和故障处理装置，由于不需要进行断电重启变桨驱动器的操作，且调整变桨驱动器输出的时间可以设置，因此对风力发电机组安全影响较小，而且没有断电重启变桨驱动器导致的刹车抱闸磨损的问题。另一方面，通过在确定变桨驱动器将会发生故障之后进行侧风偏航，使得风力发电机组的叶片所受的风力减少，转速下降，之后对确定的将会发生故障的变桨驱动器进行调整其输出并随后恢复其正常输出等操作控制，可以更大限度地保护风力发电机组的安全。此外，通过判断各个叶片的角度是否一致，有助于减少在变桨驱动器触发故障之后，三个叶片角度不一致而导致的风力发电机组载荷的增大。此外，通过降低过降低提供给变桨驱动器的给定变桨速度来调整变桨驱动器的输出，而不是暂定变桨驱动器的输出，可以降低因断电重启变桨驱动器、或暂停变桨驱动器运行而导致的时间耽搁。

[0154] 虽然已表示和描述了本公开的一些实施例，但本领域技术人员应该理解，在不脱离由权利要求及其等同物限定其范围的本公开的原理和精神的情况下，可以对这些实施例进行修改。