风力发电机组叶片失速监测方法及系统与流程

1.本发明主要涉及风力发电技术领域，具体涉及一种风力发电机组叶片失速监测方法及系统。


背景技术：

2.随着山区风场和高海拔区风场的开发，在高海拔区域，空气密度比较稀薄，风电发电机组在低空气密度下容易产生失速现象，失速后风电机组功率达不到设计要求，并伴随叶片失速颤振，带来叶片损伤。
3.目前的现有技术中，多为根据截面的气动参数，确定截面对应的失速攻角临界值；或者获取风力发电机组运行状态数据和保证功率曲线数据，基于边缘数据进行失速边界初步求解；或者通过采集振动数据和振动频率来判定风电机组是否处于失速状态，并通过调节桨距角以保障风机的安全运行。但是上述技术实现的失速监测并不准确，也不可靠。


技术实现要素：

4.本发明要解决的技术问题就在于：针对现有技术存在的技术问题，本发明提供一种监测准确可靠的风力发电机组叶片失速监测方法及系统。
5.为解决上述技术问题，本发明提出的技术方案为：
6.一种风力发电机组叶片失速监测方法，包括步骤：
7.s1、获取风力发电机组的运行数据和叶片的实时气动扭角；
8.s2、根据风力发电机组的运行数据和叶片的实时气动扭角，得到叶片截面实时运行攻角；
9.s3、将所述实时运行攻角与预设临界攻角进行对比；当所述实时运行攻角大于预设临界攻角，则判断风力发电机组叶片失速。
10.优选地，在步骤s1中，对应的运行数据包括发电机转速、发电机转矩、桨距角、变桨速率、发电功率、空气密度、叶片运行参数和轴向诱导因子中的一种或多种。
11.优选地，在步骤s1中，通过获取叶片实时状态下的扭矩变形量来得到为叶片的实时气动扭角。
12.优选地，扭矩变形量包括叶片1/2*l截面处和2/3*l截面处的扭矩变形量。
13.优选地，步骤s2中叶片截面实时运行攻角的计算公式为：
[0014][0015]
其中α为实时运行攻角，a为轴向诱导因子，v为风速，r为叶片截面处距离叶根的长度，θ为固定扭角，β为桨距角，η为实时气动扭角。
[0016]
优选地，在步骤s3之后，还包括：
[0017]
s4、通过实时运行攻角得到相对应的仿真桨距角；
[0018]
s5、根据所述仿真桨距角来调整风电机组的变桨量。
[0019]
优选地，根据所述仿真桨距角得到给定桨距角，再根据给定桨距角调整变桨量。
[0020]
优选地，给定桨距角的计算公式为：
[0021][0022]
其中为给定的桨距角，α为实时运行攻角，βin为实时运行攻角对应的仿真桨距角，an为叶片2/3*l截面处的临界攻角，其中l为叶片长度。
[0023]
优选地，通过仿真得到实时运行攻角与预设临界攻角以及仿真桨距角之间的对应关系。
[0024]
本发明还公开了一种风力发电机组叶片失速监测系统，包括存储器和处理器，所述存储器上存储有计算机程序，所述计算机程序在被处理器运行时执行如上所述方法的步骤。
[0025]
与现有技术相比，本发明的优点在于：
[0026]
本发明通过叶片的实时气动扭角测算出叶片实时运行攻角，再根据实时运行攻角与预设临界攻角进行对比来判定叶片是否出现失速状态，从而保障机组安全运行；同时通过实时的桨距角调整保证机组功率输出，使得发电量损失低于失速带来的发电量损失；相较于通过截面气动参数、功率曲线、振动频率来监测风电机组失速，该方法更加准确可靠。
附图说明
[0027]
图1为本发明的监测方法在实施例的流程图。
具体实施方式
[0028]
以下结合说明书附图和具体实施例对本发明作进一步描述。
[0029]
如图1所示，本发明实施例的风力发电机组叶片失速监测方法，包括步骤：
[0030]
s1、获取风力发电机组的运行数据和叶片的实时气动扭角；
[0031]
s2、根据风力发电机组的运行数据和叶片的实时气动扭角，得到叶片截面实时运行攻角；
[0032]
s3、将所述实时运行攻角与预设临界攻角进行对比；当所述实时运行攻角大于预设临界攻角，则判断风力发电机组叶片失速。
[0033]
本发明通过叶片的实时气动扭角测算出叶片实时运行攻角，再根据实时运行攻角与预设临界攻角进行对比来判定叶片是否出现失速状态，从而保障机组安全运行；相较于通过截面气动参数、功率曲线、振动频率来监测风电机组失速，该方法更加准确可靠。具体分析为：通过截面气动参数、功率曲线、振动频率来监测风电机组是否失速，容易存在误测，如功率曲线在额定状态达不到额定需求有可能是叶片结冰造成叶片气动性能下降导致，也有可能叶片前缘腐蚀等原因造成；通过振动频率来监测有可能是叶片其他方式造成的如颤振、涡激振动等；而通过实时气动扭角测算出叶片的实时运行攻角比较直接，实时运行攻角与失速之间存在唯一对应关系，故该方法更加准确可靠。
[0034]
在一具体实施例中，步骤s1中的风机运行数据包括发电机转速、发电机转矩、桨距角、变桨速率、发电功率、空气密度、叶片运行参数、轴向诱导因子等。上述运行数据属于风机的常规数据，可直接在风机控制系统中得到。
[0035]
在一具体实施例中，在步骤s1中，通过获取叶片实时状态下的扭矩变形量来得到
为叶片的实时气动扭角。具体地，在叶片的(1/2)*l截面处、(2/3)*l截面处安装扭矩传感器，其中l为叶片长度，通过扭矩传感器测量叶片实时状态下的扭矩变形量，转化为叶片实时气动扭角。通过上述两点合理位置处的扭矩变形量来得到叶片实时气动扭角，在保证数据准确度的同时也扭矩传感器的数量最少，成本低。
[0036]
在一具体实施例中，在步骤s3之后，还包括步骤：
[0037]
s4、通过实时运行攻角得到相对应的仿真桨距角；
[0038]
s5、根据所述仿真桨距角来调整风电机组的变桨量。
[0039]
具体地，在步骤s5中，根据仿真桨距角得到给定桨距角，再根据给定桨距角调整变桨量；其中给定桨距角的计算公式为：
[0040][0041]
其中为给定的桨距角，α为实时运行攻角，βin为实时运行攻角对应的仿真桨距角，an为叶片2/3*l截面处的临界攻角，其中l为叶片长度。
[0042]
在叶片失速时，通过上述的变桨控制进而保障机组的安全运行。上述变桨过程根据实时运行攻角来进行调整，其调整精度高。
[0043]
本发明还公开了一种风力发电机组叶片失速监测系统，包括存储器和处理器，所述存储器上存储有计算机程序，所述计算机程序在被处理器运行时执行如上所述方法的步骤。当然，上述监测系统也可以划分为多个与方法步骤相对应的模块，具体如图1所示，包括攻角转化模块、数据查询模块、数据比对模块、数据识别模块和桨距角转化模块，各模块具体执行的步骤可以参见如下的具体实施例。
[0044]
下面再根据一个完整的具体实施例来对本发明的方法作进一步说明：
[0045]
在风电机组运行过程中，获取风机运行数据，包括发电机转速、发电机转矩、桨距角、变桨速率、发电功率、空气密度、叶片运行参数、轴向诱导因子等；
[0046]
在叶片的(1/2)*l截面处、(2/3)*l截面处安装扭矩传感器(其中l为叶片长度)，通过扭矩传感器测量叶片实时状态下的扭矩变形量，转化为叶片实时气动扭角η；
[0047]
在攻角转化模块：通过上述所测算的数据，计算叶片截面实时运行攻角，转化公式如下：
[0048][0049]
其中α为攻角，a为轴向诱导因子，v为风速，r为叶片截面处距离叶根的长度，θ为固定扭角，β为桨距角，η为测算得到的叶片扭角。
[0050]
在一预先设置的大数据库中，包含叶片各个截面翼型临界攻角；不同风速和空气密度下叶片(1/2)*l截面处至(2/3)*l截面处的仿真运行攻角平均值 1.28倍标准偏差，如p11＝p1mean 1.28*δ1，通过判定p11与临界攻角的大小确定仿真条件下的失速风险，风速为vx条件下数据库如下表1所示：
[0051]
表1
[0052][0053]
通过数据查询模块，查找出机组的临界攻角，再通过数据比对模块与上述攻角转化得到的实时运行攻角进行比较。如果实时运行攻角小于临界攻角，判定为没有失速，机组继续运行；如果实时运行攻角大于临界攻角，判断为失速。
[0054]
进一步地，通过数据识别模块识别出实时运行攻角与数据库中仿真攻角值对等关系，找到相对应的仿真桨距角，如α＝pin，对应的桨距为βin；
[0055]
通过桨距角转化模块在仿真桨距角的基础上调整桨距角度，调整原则见如下公式：
[0056][0057]
通过给定的桨距角调整变桨量，保证机组安全运行。
[0058]
本发明通过对机组叶片的实时气动扭角进行实时测量，实时转化得到实时运行攻角，再与临界攻角进行对比判别，如果失速，通过仿真数据库查找识别仿真桨距角，实时调整桨距角以保证机组安全运行；同时通过实时的桨距角调整保证机组功率输出，使得发电量损失低于失速带来的发电量损失。
[0059]
如本公开和权利要求书中所示，除非上下文明确提示例外情形，“一”、“一个”、“一种”和/或“该”等词并非特指单数，也可包括复数。本公开中使用的“第一”、“第二”以及类似的词语并不表示任何顺序、数量或者重要性，而只是用来区分不同的组成部分。同样，“包括”或者“包含”等类似的词语意指出现该词前面的元件或者物件涵盖出现在该词后面列举的元件或者物件及其等同，而不排除其他元件或者物件。“连接”或者“相连”等类似的词语并非限定于物理的或者机械的连接，而是可以包括电性的连接，不管是直接的还是间接的。
[0060]
以上仅是本发明的优选实施方式，本发明的保护范围并不仅局限于上述实施例，凡属于本发明思路下的技术方案均属于本发明的保护范围。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理前提下的若干改进和润饰，应视为本发明的保护范围。