风力发电机组的控制方法、控制器及风力发电机组

技术领域

本公开总体说来涉及风力发电技术领域，更具体地讲，涉及一种风力发电机组的控制方法、控制器及风力发电机组。

背景技术

随着风电行业的快速发展，对于一些风能资源贫乏区而言，其中的山区的风能资源依然具有一定的开发价值。另一方面，山区多为电网薄弱地区，兴建山区风电场，将带动山区电力和交通建设。此外，在山区开发风力发电，具有占地问题相对简单等优势。

然而，风资源的分布具有区域性，山区地表任意不规则的地形均会改变风的流态。低空风除受大型天气系统影响之外，更受地形作用、热力作用的影响。山区风成因可归纳为以下几点。第一、山脊、山谷对流风，即在山脉地区存在的热循环系统。山谷风是由于山地附近山坡与周围空气受热不同造成的。白天山坡接受太阳能热多，被加热的暖空气不断上升，而谷底上空相对较冷的空气则下沉补充，形成山谷风环流。晚间山坡温降快，于是又形成了相反的环流。第二、当气流越过山脊时，气流被压缩并加速，称为伯努利效应。相对于风来说，山脊的展宽很长，当山脊走向与风向垂直时，过山脊时风速的理论提高量约为山脊前风速的2倍。第三、气流经过孤立的山峰时，受到山峰的阻挡，由于孤峰山体较小，气流向山峰两侧绕流，形成气流加速，称为绕流效应。第四、当气流经过迎风向山脊的哑口时，哑口两侧的气流受山脊的阻挡，气流向哑口运动，增加了哑口气流量，从而使风速增加，称为哑口效应。第五、当气流由开阔地带流入地形构成的峡谷时，由于空气质量不能大量堆积，于是加速流过峡谷，风速增大。当流出峡谷时，空气流速又会减缓。由狭管效应而增大的风，称为峡谷风。

由此可见，山地的风资源特性主要受地形、风速、大气温度等多方面的影响而变得复杂多变，对于平坦地形，可以通过上风侧风机的风速、风向值，直接预测下风侧风机的风速、风向值，而对于非平坦的高地、洼地、山脊、山谷、峡谷等，它们对风特性的影响十分明显，使得风速、风向分布情况十分复杂。简而言之，山地内每个区域的风速、风向均不同，使得对风特性的预测变得极为困难。

对于风力发电机组而言，风速、风向的快速变化，容易使作用在风力发电机组的叶片上的风力发生突变，导致变桨电机被反拖并触发故障停机。变桨电机反拖，一方面会引起叶片的不平衡，导致风力发电机组振动，一方面会对变桨系统的齿形带产生负面的影响。

然而，目前没有较好的检测风切变的方法，其原因在于：(1)风切变是由于风遇到山坡而产生的方向变化，然而风力发电机组现有的风速仪、风向标均为水平旋转方式，它们可以准确测量水平方向上的风速和风向，但无法准确测量垂直方向的风；(2)虽然激光雷达可以检测到风切变，但由于其成本较高，因此不适用于单机的配置和安装；(3)对变桨电机安装扭矩传感器，一方面受限于轮毂内的结构，导致扭矩传感器难以安装，一方面即使安装了扭矩传感器，也只能在变桨电机反拖之后进行控制，这具有很强的滞后性。由于风力发电机组在安装之后位置固定，不能再移动，因此如果风电场中出现风向突变的异常现象，则在一定时间之内会频繁地触发风力发电机组异常及故障。

发明内容

本公开的实施例提供一种风力发电机组的控制方法、控制器及风力发电机组，能够有效地检测风向突变的异常现象，并在发生风向突变的异常现象时及时地对风力发电机组实施降功率保护控制。

在一个总的方面，提供一种风力发电机组的控制方法，所述控制方法包括：在每个采样时刻，获取风力发电机组各叶片的迎风信息，其中，基于每个采样时刻的风向角与每个叶片的桨距角确定相应叶片的迎风信息；在每个采样时刻，针对每个叶片，响应于该叶片的迎风信息和桨距角满足第一预设条件，将该叶片的第一计数值加1；响应于在第一预定时间段内，每个叶片的第一计数值的变化满足第二预设条件，针对每个叶片设置目标桨距角来控制叶片变桨。

可选地，响应于风速大于第一预设风速阈值，在每个采样时刻获取风力发电机组各叶片的迎风信息。

可选地，在每个采样时刻，获取风力发电机组各叶片的迎风信息，包括：在每个采样时刻，针对任意一个叶片，计算该叶片的风向角差值，作为该叶片的迎风信息，其中，风向角差值表示每个采样时刻的风向角与该叶片桨距角的差异。

可选地，针对任意一个叶片，风向角差值为每个采样时刻的风向角与该叶片桨距角的差值的绝对值。

可选地，针对任意一个叶片，风向角差值为每个采样时刻的相对风向角与该叶片桨距角的差值的绝对值，其中，每个采样时刻的相对风向角为每个采样时刻的风向角与180度之差的绝对值。

可选地，每个采样时刻的风向角为该采样时刻之前的第二预定时间段内的每个采样时刻的风向角的平均值。

可选地，在每个采样时刻，针对任意一个叶片，响应于该叶片的风向角差值小于第一预设角度阈值并且桨距角落入预设角度范围，将该叶片的第一计数值加1。

可选地，响应于在第一预定时间段内每个叶片的第一计数值均大于预设计数阈值和/或每个叶片的第一计数值连续加1，针对每个叶片设置相应的目标桨距角。

可选地，所述控制方法还包括：在每个采样时刻，响应于任意两个叶片的桨距角之差的绝对值大于第二预设角度阈值，针对每个叶片设置相应的目标桨距角。

可选地，响应于在第一预定时间段期间，每个叶片的第一计数值的变化满足第二预设条件，针对每个叶片设置相应的目标桨距角，进一步包括：响应于在第一预定时间段内每个叶片的第一计数值均大于预设计数阈值和/或每个叶片的第一计数值连续加1，并且响应于任意一个叶片的桨距角偏差标志位为1，针对每个叶片设置相应的目标桨距角。

可选地，所述控制方法还包括：在针对每个叶片设置相应的目标桨距角之后，响应于连续预定数量的采样时刻的风速始终小于第二预设风速阈值，取消针对每个叶片设置的目标桨距角，从而退出目标桨距角控制。

可选地，所述控制方法还包括：在针对每个叶片设置相应的目标桨距角之后，针对每个叶片，响应于该叶片的迎风信息和桨距角不满足第一预设条件，将该叶片的第一计数值设置为零；响应于连续预定数量的采样时刻的每个叶片的第一计数值均被设置为零，取消针对每个叶片设置的目标桨距角，从而退出目标桨距角控制。

可选地，在针对每个叶片设置相应的目标桨距角之后，针对每个叶片，响应于该叶片的风向角差值小于或等于第一预设角度阈值并且桨距角超出预设角度范围，将该叶片的第一计数值设置为零。

在一个总的方面，提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序被处理器执行时，实现如上所述的异控制方法。

在一个总的方面，提供一种控制器，所述控制器包括：处理器；和存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现如上所述的异控制方法。

在一个总的方面，提供一种风力发电机组，所述风力发电机组包括如上所述的控制器。

根据本公开的实施例的风力发电机组的控制方法、控制器及风力发电机组，能够及时、有效地检测风向突变的异常现象，与检测三个叶片的桨距角偏差来确定变桨电机是否发生反拖的方法相比，准确性更高。其原因是：三个叶片的桨距角发生偏差，可能是各种原因导致的，如给定变桨速度波动、变桨驱动器本身执行偏差、增量信号短时异常、模拟量接地、刹车阀轻微磨损等。另一方面，由于风向变化是随机的，因此在风向变化时，三个叶片的桨距角并没有发生明显的偏差。另一方面，在正常风向变化、机组需要偏航的情况下，由于发电机转速降低，叶片桨距角会自动开桨到0度，因此桨距角落到5～20度检测范围内的概率很低，从而导致误检测的概率很低。

此外，根据本公开的实施例的风力发电机组的控制方法、控制器及风力发电机组，针对三个叶片均检测反映迎风信息的第一计数值，因此可以剔除风向偶然突变的对检测风向突变的异常现象的干扰影响。此外，由于风向角采用一定时间段内的平均值，因此可以消除短时间的风向变化不会对叶片产生作用力的可能性，减小正常偏航时的影响，并且消除风向测量装置受叶轮旋转时涡流的影响。

此外，根据本公开的实施例的风力发电机组的控制方法、控制器及风力发电机组，不需要额外设置激光雷达和变桨电机的扭矩传感器，就可以通过叶轮旋转特性实现对风向突变的异常现象的检测，从而可以降低成本，且易于实现。

附图说明

通过下面结合示出实施例的附图进行的描述，本公开的实施例的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中：

图1是示出风力发电机组的叶片桨距角的变化曲线的示图；

图2是示出风力发电机组的故障文件中的风速曲线的示图；

图3是示出风力发电机组的故障文件中的风向曲线的示图；

图4是示出风力发电机组的叶片受力的示意图；

图5是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的控制方法的流程图；

图6是示出变桨电机发生反拖时的迎风标志曲线的示图；

图7是示出变桨电机发生反拖时的桨距角曲线的示图；

图8是示出变桨电机正常运行时的迎风标志曲线的示图；

图9是示出变桨电机正常运行时的桨距角曲线的示图；

图10是示出根据本公开的实施例的控制器的框图。

具体实施方式

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。

以下首先描述风向突变现象的各种分析以及本公开的实现原理。

图1是示出风力发电机组的叶片桨距角的变化曲线的示图。

根据一般风电场的统计数据，可以发现，多个现场的单个风力发电机组报出变桨位置偏差大(桨距角偏差大)故障且变桨速度异常，这些故障均出现在大风且风速、风向变化快的工况下，而对齿形带、张紧轮、编码器等进行检查，并没有发现异常。参照图1，示出示出风力发电机组的三个叶片的桨距角的变化曲线，横坐标表示时刻值，纵坐标表示桨距角值。从图1所示的桨距角的变化曲线可以看出，第一叶片(叶片1)的第一次变桨速度突变对应的时间在-7.088s左右，第二次变桨速度突变时间在-2.198s左右。第三叶片(叶片3)的第一次变桨速度突变对应的时间在-5.574s左右，第二次变桨速度突变时间在-0.605s左右。两个叶片的两次变桨速度突变的时间差分别为(-0.605+5.574)＝4.969s和(-2.198+7.088)＝4.89s。根据统计数据，变桨速度突变时风力发电机组的转速为12.2rpm，4.9秒转过的方位角值约为12.2*360*4.9/60＝358.68度。由此可见，两次变桨速度突变的时间段内，叶轮正好转过了一圈，呈现出很强的周期性。

图2是示出风力发电机组的故障文件中的风速曲线的示图，图3是示出风力发电机组的故障文件中的风向曲线的示图。在图2中，横坐标表示时刻值，纵坐标表示风速值，在图3中，横坐标表示时刻值，纵坐标表示风向值。从图2和图3可以看出，风速的变化很快，且风向的变化也很大，尤其在0时刻之前，风向发生了大幅度的摆动。

图4是示出风力发电机组的叶片受力的示意图。

参照图4，a是风向偏移的角度，b是叶片的桨角，且叶片的迎风面有一定的倾斜弧度。当风从右侧吹向风力发电机组时，左边的叶片有一定的迎风角度且风从叶片后缘吹入，而右边的叶片相当于正对风向时的0度桨距角。因此，如果此时风向变化快、风速较大、且叶片的桨距角正好与风向垂直，则可能由于叶片受力突然变大而导致变桨电机反拖。

以下具体描述本公开的实施例。

图5是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的控制方法的流程图。所述控制方法可在风力发电机组的主控制器中实现，也可以在风力发电机组的其他专用控制器中实现。

参照图5，在步骤S501中，在每个采样时刻，获取风力发电机组各叶片的迎风信息。根据本公开的实施例，可基于每个采样时刻的风向角与每个叶片的桨距角确定相应叶片的迎风信息。具体地讲，在每个采样时刻，针对每个叶片中的任意一个叶片，可计算该叶片的风向角差值，作为该叶片的迎风信息。例如，在每个采样时刻，可针对第一叶片、第二叶片和第三叶片，分别计算各叶片的风向角差值，作为相应叶片的迎风信息。风向角差值可表示每个采样时刻的风向角与该叶片桨距角的差异。这里，可通过设置在风力发电机组中的风向标等风向测量装置获取风向角，并且可通过设置在风力发电机组中的各种传感器和/或使用各种计算方法获取各个叶片的桨距角。可以使用各种现有方法获取每个采样时刻的风向角以及每个叶片的桨距角，本公开对此不做任何限制。根据本公开的实施例，由于风向相对风力发电机组的机舱朝向而言，有偏左、偏右两个方向(如图4所示)，风向偏左时，左侧的叶片具有与风向垂直的条件，而风向偏右时，右侧的叶片具有与风向垂直的条件；因此需要要采集每个叶片的桨距角，以用于确定风力发电机组各叶片的迎风信息。此外，采样时刻可以基于风力发电机组的主控制器的采样周期(例如20ms、40ms等)确定。

针对任意一个叶片，风向角差值可以为每个采样时刻的风向角与该叶片桨距角的差值的绝对值。在这种情况下，风向测量装置的0度即表示0度对风角。可选择地，针对任意一个叶片，风向角差值可以为每个采样时刻的相对风向角与该叶片桨距角的差值的绝对值，每个采样时刻的相对风向角为每个采样时刻的风向角与180度之差的绝对值。在这种情况下，风向测量装置的180度表示0度对风角。可选择地，每个采样时刻的风向角可以为该采样时刻之前的一个预定时间段内的每个采样时刻的风向角的平均值。这里，获取预定时间段内的风向角的平均值作为一个采样时刻的风向角的原因在于：首先，风向是瞬变的，根据力的做功公式W＝Ft(F表示力，t表示时间)，短时间的风向变化不会对叶片产生作用力，而风向长时间垂直于叶片时，在叶片上才会发生较多的能量转移；其次，可以减小正常偏航时的影响；再次，可以消除风向测量装置受叶轮旋转时涡流的影响。

可选择地，只有当风速大于第一预设风速阈值时，才会执行步骤S501。换言之，响应于风速大于第一预设风速阈值，在每个采样时刻获取风力发电机组各叶片的迎风信息。这里，第一预设风速阈值可以是例如11米/秒。之所以判断风速是否大于第一预设风速阈值，其原因在于：风速较小时，风力发电机组的叶片桨距角为0度，未调桨且变桨电机处于抱闸状态，因此风向的变化不会对风力发电机组产生影响；此外，低风速时风的作用力较小，也不会对发生变桨电机反拖。

接下来，在步骤S502中，在每个采样时刻，针对每个叶片，响应于该叶片的迎风信息和桨距角满足第一预设条件，将该叶片的第一计数值加1。例如，各个叶片的第一计数值可以由风力发电机组的主控制器中的计数器来计数。根据本公开的实施例，在每个采样时刻，针对每个叶片中的任意一个叶片，响应于该叶片的风向角差值小于第一预设角度阈值并且桨距角落入预设角度范围，将该叶片的第一计数值加1。这里，第一预设角度阈值可以为例如2度，预设角度范围可以为例如5度至20度，但是本公开不限于此。第一预设角度阈值和预设角度范围可以根据需要来任意设置。

在步骤S503中，响应于在第一预定时间段内，每个叶片的第一计数值的变化满足第二预设条件，针对每个叶片设置目标桨距角来控制叶片变桨。根据本公开的实施例，响应于在第一预定时间段内每个叶片的第一计数值均大于预设计数阈值和/或每个叶片的第一计数值连续加1，针对每个叶片设置相应的目标桨距角。这样，可将风力发电机组的最小桨距角由0度改变为设置的目标桨距角，从而进入目标桨距角控制(即，最小桨距角控制)。这里，目标桨距角可以为10度，但不限于此。通过设置目标桨距角，可以使风力发电机组的变桨电机在最小桨距角下抱闸，从而防止变桨电机反拖。另一方面，第一预定时间段的时长可以为例如10秒至20秒，但不限于此。此外，预设计数阈值可以为例如50或100，但不限于此。例如，当采样周期为40ms时，预设计数阈值可以为50，当采样周期未20ms时，预设计数阈值可以为100。

可选择地，根据本公开的实施例的风力发电机组的控制方法还可包括如下步骤：在每个采样时刻，响应于任意两个叶片的桨距角之差的绝对值大于第二预设角度阈值，将每个叶片的桨距角偏差标志位置1。具体地讲，风力发电机组的主控制器可为每个叶片单独设置桨距角偏差标志位字段，在每个采样时刻，将三个叶片的桨距角两两比较，并且当任意两个叶片的桨距角之差的绝对值大于第二预设角度阈值时，将每个叶片的桨距角偏差标志位字段设置为1。这里，第二预设角度阈值可以为例如1度，但不限于此。这样，步骤S503可进一步包括：响应于在第一预定时间段内每个叶片的第一计数值均大于预设计数阈值和/或每个叶片的第一计数值连续加1，并且响应于任意一个叶片的桨距角偏差标志位为1，针对每个叶片设置相应的目标桨距角。

根据本公开的实施例，在针对每个叶片设置目标桨距角之后，响应于连续预定数量的采样时刻的风速始终小于第二预设风速阈值，取消针对每个叶片设置的目标桨距角，从而退出目标桨距角控制。例如，可将每个叶片的最小桨距角恢复为0度，这样，风力发电机组的变桨系统可以在例如0度至89度范围内执行调桨操作，从而实现最大功率点跟踪(MPPT)。这里，连续预定数量的采样时刻可以是一定时间段(例如但不限于30分钟)内的所有采样时刻，第二预设风速阈值可以与第一预设风速阈值相同或不同。

可选择地，在针对每个叶片设置目标桨距角之后，针对每个叶片，响应于该叶片的迎风信息和桨距角不满足第一预设条件，将该叶片的第一计数值设置为零，并且响应于连续预定数量的采样时刻的每个叶片的第一计数值均被设置为零，取消针对每个叶片设置的目标桨距角，从而退出目标桨距角控制。例如，在针对每个叶片设置目标桨距角之后，针对每个叶片，响应于该叶片的风向角差值小于或等于第一预设角度阈值并且桨距角超出预设角度范围，将该叶片的第一计数值设置为零。如上所述，连续预定数量的采样时刻可以是一定时间段(例如但不限于30分钟)内的所有采样时刻。

根据本公开的实施例的风力发电机组的控制方法，能够及时、有效地检测风向突变的异常现象，并对风力发电机组限制运行的最小桨距角，使得风力发电机组的变桨电机能够及时抱闸，以避免因风向突变导致作用在叶片上的力过大引起的变桨电机反拖。

表1是通过实验验证第一计数值与变桨电机反拖之间的关系的表。

表1

从表1中可以看出，在第一计数值超过预设值(例如，0)的实验中，变桨电机均发生了反拖的情况，其原因是：在风力发电机组的调桨过程中，变桨电机始终处于松闸状态，而风向突变、且风速较大时，由于此时叶片桨距角不为0值，就会导致风向与叶片的相对角度为0度，导致较大的风力突然作用在叶片上，从而引起变桨电机反拖。

图6是示出变桨电机发生反拖时的迎风标志曲线的示图，图7是示出变桨电机发生反拖时的桨距角曲线的示图。这里，每当第一计数值加1，迎风标志就会被设置为1。在图6中，横坐标表示时刻值，纵坐标表示迎风标志的值，在图7中，横坐标表示时刻值，纵坐标表示叶片桨距角值。如图6所示，迎风标志频繁地变为1，且持续时间较长。如图7所示，当迎风标志变为1时，尤其是迎风标志频变为1的频率较高时，叶片桨距角的变化趋势发生频繁改变，即，变桨电机发生反拖。

图8是示出变桨电机正常运行时的迎风标志曲线的示图，图9是示出变桨电机正常运行时的桨距角曲线的示图。在图8中，横坐标表示时刻值，纵坐标表示迎风标志的值，在图9中，横坐标表示时刻值，纵坐标表示叶片桨距角值。如图8和图9所示，迎风标志始终为0，并且叶片桨距角的变化趋势不会发生频繁改变，即，变桨电机没有发生反拖。

图10是示出根据本公开的实施例的控制器的框图。所述控制器可实现为风力发电机组的主控制器或其他专用控制器。

参照图10，根据本公开的实施例的控制器1000包括处理器1010和存储器1020。处理器1010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1020可存储将由处理器1010执行的计算机程序。存储器1020可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1010执行存储器1020中存储的计算机程序时，可实现如上所述的风力发电机组的控制方法。

可选择地，控制器1000可以以有线或者无线通信方式与风力发电机组中的其他各种组件进行通信，还可以以有线或者无线通信方式与风电场中的其他装置(例如，风电场的主控制器)进行通信。此外，控制器1000可以以有线或者无线通信方式与风电场外部的装置进行通信。

根据本公开的实施例，可以实现包括控制器1000的风力发电机组。

根据本公开的实施例的风力发电机组的控制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，可实现如上所述的风力发电机组的控制方法。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-RLTH、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。

根据本公开的实施例的风力发电机组的控制方法、控制器及风力发电机组，能够及时、有效地检测风向突变的异常现象，与检测三个叶片的桨距角偏差来确定变桨电机是否发生反拖的方法相比，准确性更高。其原因是：三个叶片的桨距角发生偏差，可能是各种原因导致的，如给定变桨速度波动、变桨驱动器本身执行偏差、增量信号短时异常、模拟量接地、刹车阀轻微磨损等。另一方面，由于风向变化是随机的，因此在风向变化时，三个叶片的桨距角并没有发生明显的偏差。另一方面，在正常风向变化、机组需要偏航的情况下，由于发电机转速降低，叶片桨距角会自动开桨到0度，因此桨距角落到5～20度检测范围内的概率很低，从而导致误检测的概率很低。

此外，根据本公开的实施例的风力发电机组的控制方法、控制器及风力发电机组，针对三个叶片均检测反映迎风信息的第一计数值，因此可以剔除风向偶然突变的对检测风向突变的异常现象的干扰影响。此外，由于风向角采用一定时间段内的平均值，因此可以消除短时间的风向变化不会对叶片产生作用力的可能性，减小正常偏航时的影响，并且消除风向测量装置受叶轮旋转时涡流的影响。

此外，根据本公开的实施例的风力发电机组的控制方法、控制器及风力发电机组，不需要额外设置激光雷达和变桨电机的扭矩传感器，就可以通过叶轮旋转特性实现对风向突变的异常现象的检测，从而可以降低成本，且易于实现。

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。