CN108105028A - 一种风电机组单叶片卡死故障收桨方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种风电机组单叶片卡死故障收桨方法，包括如下步骤：步骤1、判断风电机组是否发生单叶片卡死故障；步骤2、当判断所述风电机组发生单叶片卡死故障时，根据预设的恒定变桨速率预先计算偏航轴承载荷；步骤3、当所述预先计算的偏航轴承载荷小于预设的载荷阈值1时，采用预设的恒定变桨速率实现风电机组收桨动作；当所述预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值1时，采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作，所述非恒定变桨速率与实时的偏航轴承载荷负相关。当风电机组发生单叶片卡死故障时，采用本发明的收桨方法实现收桨动作时，风电机组偏航轴承载荷较小，偏航系统成本较低，可操作性较强。

Description

一种风电机组单叶片卡死故障收桨方法

技术领域

本发明涉及风电机组控制技术领域，特别是涉及一种风电机组单叶片卡死故障收桨方法。

背景技术

随着风力发电机组装机数量、单机容量及风轮直径的不断增大，对风力发电机组的适应性和可靠性提出了更高的要求。随着控制发展的精细化，通过控制策略可以更精细的控制风电机组，降低风机的运行载荷。风电机组触发故障停机容易产生极限载荷，因此风电机组设计的GL规范、IEC规范以及国标规范中都有大量的故障工况要求。

在风机实际运行中有一种单叶片桨角卡死故障，也是设计规范中要求的故障。单叶片桨角卡死故障指的是由于风轮的其中一个桨叶卡住，导致无法变桨，从而触发机组停机的一种故障工况。通常在此类故障下，机组控制器往往采用单一变桨速率的停机策略。然而，随着机组容量的增大和叶片轮直径的增长，机组载荷也在不断增大，特别是在该工况下，若沿用现有的恒速率停机策略，则该工况下的极值载荷会非常明显，特别是偏航轴承处的载荷，导致偏航系统成本较高。

因此，如何创设一种风电机组单叶片卡死故障收桨方法，使应用该方法的风电机组偏航轴承载荷较小、偏航系统成本较低，从而实现降低度电成本的目的，成为本领域技术人员亟待解决的问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种风电机组单叶片卡死故障收桨方法，使风电机组在遇到单叶片卡死故障时，应用该方法收桨偏航轴承载荷较小、偏航系统成本较低，以克服现有技术中当风电机组遇到单叶片卡死故障时，应用恒定变桨速率收桨偏航轴承载荷较大、偏航系统成本较高的不足。

为解决上述技术问题，本发明采用如下技术方案：

一种风电机组单叶片卡死故障收桨方法，包括如下步骤：步骤1、判断风电机组是否发生单叶片卡死故障；步骤2、当判断所述风电机组发生单叶片卡死故障时，根据预设的恒定变桨速率预先计算偏航轴承载荷；步骤3、当所述预先计算的偏航轴承载荷小于预设的载荷阈值1时，采用预设的恒定变桨速率实现风电机组收桨动作；当所述预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值1时，采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作，所述非恒定变桨速率与实时的偏航轴承载荷负相关。

作为本发明的一种改进，所述步骤2具体为当判断所述风电机组发生单叶片卡死故障时，根据实时的风速、机舱的振动加速度、振动幅值及振动相位、桨距角、叶轮转速和预设的恒定变桨速率预先计算偏航轴承载荷。

进一步改进，所述步骤3中采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作包括两个以上的阶段，每个阶段对应一个变桨速率，直至叶片完成收桨动作。

进一步改进，所述步骤3中采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作包括两个阶段，第一阶段和第二阶段分别采用变桨速率1和变桨速率2收桨，直至叶片完成收桨动作。

进一步改进，所述预设的恒定变桨速率为4.5度/秒，所述变桨速率1为3度/秒，所述变桨速率2为5.5度/秒。

进一步改进，所述步骤3中采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作包括三个阶段，第一阶段、第二阶段及第三阶段分别采用变桨速率1’、变桨速率2’及变桨速率3’收桨，直至叶片完成收桨动作。

进一步改进，所述步骤3中当所述预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值1时，采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作，具体为：当预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值1且小于预设的载荷阈值2时，所述收桨动作包括两个阶段，第一阶段和第二阶段分别采用变桨速率1和变桨速率2收桨，直至叶片完成收桨动作；当预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值2且小于预设的载荷阈值3时，所述收桨动作包括三个阶段，第一阶段、第二阶段及第三阶段分别采用变桨速率1’、变桨速率2’及变桨速率3’收桨，直至叶片完成收桨动作；当预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值3时，所述收桨动作包括多个阶段，每个阶段对应一个变桨速率，直至叶片完成收桨动作。

进一步改进，所述步骤3中非恒定变桨速率按照与实时的偏航轴承载荷呈负相关的连续曲线变化。

通过采用上述的设计后，本发明至少具有以下优点：

本发明的风电机组单叶片卡死故障收桨方法，当风电机组发生单叶片卡死故障时，首先根据预设的恒定变桨速率预先计算偏航轴承载荷，当预先计算的偏航轴承载荷较大时采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作，非恒定变桨速率与实时的偏航轴承载荷负相关，采用该收桨方法实现收桨动作时，风电机组偏航轴承载荷较小，偏航系统成本较低，可操作性较强。

附图说明

上述仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，以下结合附图与具体实施方式对本发明作进一步的详细说明。

图1是本发明风电机组单叶片卡死故障收桨方法的流程图；

图2是本发明风电机组单叶片卡死故障收桨方法一种具体实施方式收桨过程中的风电机组偏航轴承载荷、变桨速率及叶轮转速的时序变化图；

图3是采用现有技术中的恒定变桨速率收桨方法实现收桨过程中的风电机组偏航轴承载荷、变桨速率及叶轮转速的时序变化图。

具体实施方式

参见图1所示，本发明提供了一种风电机组单叶片卡死故障收桨方法，具体包括如下步骤：

步骤1、判断风电机组是否发生单叶片卡死故障，如果没有继续正常运行。

步骤2、当判断风电机组发生单叶片卡死故障时，根据实时的风速、机舱的振动加速度、振动幅值及振动相位、桨距角、叶轮转速和预设的恒定变桨速率预先计算偏航轴承载荷。

步骤3、当预先计算的偏航轴承载荷小于预设的载荷阈值1时，采用预设的恒定变桨速率实现风电机组收桨动作，即将其余两个叶片收桨至桨距角成90°；当预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值1时，采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作，该非恒定变桨速率与实时的偏航轴承载荷负相关。

作为优选方案，当预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值1时，采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作，具体可为：

当预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值1且小于预设的载荷阈值2时，该收桨动作可包括两个阶段，第一阶段和第二阶段分别采用变桨速率1和变桨速率2收桨，直至叶片完成收桨动作；

当预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值2且小于预设的载荷阈值3时，该收桨动作可包括三个阶段，第一阶段、第二阶段及第三阶段分别采用变桨速率1’、变桨速率2’及变桨速率3’收桨，直至叶片完成收桨动作；

当预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值3时，该收桨动作可包括多个阶段，每个阶段对应一个变桨速率，直至叶片完成收桨动作。

需要说明的是，该收桨动作也可仅包括两个阶段、三个阶段或多个阶段中的一种。该非恒定变浆速率可按照与实时的偏航轴承载荷呈负相关的连续曲线变化。

以下结合一种具体实施方式对本发明的风电机组单叶片卡死故障收桨方法进行说明，本实施例的风电机组单叶片卡死故障收桨方法，具体包括如下步骤：

步骤1、判断风电机组是否发生单叶片卡死故障，如果没有继续正常运行；

步骤2、当判断风电机组发生单叶片卡死故障时，根据实时的风速、机舱振动加速度、振动幅值及振动相位、桨距角、叶轮转速和预设的恒定变桨速率预先计算偏航轴承载荷，本实施例中预设的恒定变桨速率为4.5度/秒；

步骤3、根据比较，预先计算的偏航轴承载荷大于预设的载荷阈值1小于预设的载荷阈值2，因此，本实施中的收浆动作包括两个阶段，与第一阶段相对应的变桨速率1为3度/秒，与第二阶段相对应的变桨速率2为5.5度/秒。首先采用变桨速率1实施收桨动作，待风电机组偏航轴承载荷变小后，再采用变桨速率2收桨至桨距角成90°。

参见图2所示，为本实施例风电机组单叶片卡死故障收桨方法实现收桨过程中的风电机组偏航轴承载荷、变桨速率及叶轮转速的时序变化图。参见图3所示，为采用现有技术中恒定变浆速率收桨方法实现收桨过程中的风电机组偏航轴承载荷、变桨速率及叶轮转速的时序变化图，其中恒定变桨速率为4.5度/秒。在图2、图3中，A、B、C曲线分别为叶轮转速、变桨速率及偏航轴承载荷的时序变化曲线，通过图2和图3对比可知，当发生单叶片卡死故障时，相对于现有技术，采用本发明收桨方法实施风电机组收桨动作，风电机组偏航轴承载荷降低了20％，偏航系统成本能够降低20％，有益于降低度电成本。

综上所述，当风电机组发生单叶片卡死故障时，采用本发明的收桨方法实现收桨动作时，风电机组偏航轴承载荷较小，偏航系统成本较低，可操作性较强。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，本领域技术人员利用上述揭示的技术内容做出些许简单修改、等同变化或修饰，均落在本发明的保护范围内。

Claims (8)

1.一种风电机组单叶片卡死故障收桨方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤1、判断风电机组是否发生单叶片卡死故障；

步骤2、当判断所述风电机组发生单叶片卡死故障时，根据预设的恒定变桨速率预先计算偏航轴承载荷；

步骤3、当所述预先计算的偏航轴承载荷小于预设的载荷阈值1时，采用预设的恒定变桨速率实现风电机组收桨动作；当所述预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值1时，采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作，所述非恒定变桨速率与实时的偏航轴承载荷负相关。

2.根据权利要求1所述的风电机组单叶片卡死故障收桨方法，其特征在于，所述步骤2具体为当判断所述风电机组发生单叶片卡死故障时，根据实时的风速、机舱的振动加速度、振动幅值及振动相位、桨距角、叶轮转速和预设的恒定变桨速率预先计算偏航轴承载荷。

3.根据权利要求1所述的风电机组单叶片卡死故障收桨方法，其特征在于，所述步骤3中采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作包括两个以上的阶段，每个阶段对应一个变桨速率，直至叶片完成收桨动作。

4.根据权利要求3所述的风电机组单叶片卡死故障收桨方法，其特征在于，所述步骤3中采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作包括两个阶段，第一阶段和第二阶段分别采用变桨速率1和变桨速率2收桨，直至叶片完成收桨动作。

5.根据权利要求4所述的风电机组单叶片卡死故障收桨方法，其特征在于，所述预设的恒定变桨速率为4.5度/秒，所述变桨速率1为3度/秒，所述变桨速率2为5.5度/秒。

6.根据权利要求3所述的风电机组单叶片卡死故障收桨方法，其特征在于，所述步骤3中采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作包括三个阶段，第一阶段、第二阶段及第三阶段分别采用变桨速率1’、变桨速率2’及变桨速率3’收桨，直至叶片完成收桨动作。

7.根据权利要求1所述的风电机组单叶片卡死故障收桨方法，其特征在于，所述步骤3中当所述预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值1时，采用非恒定变桨速率实现风电机组收桨动作，具体为：

当预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值1且小于预设的载荷阈值2时，所述收桨动作包括两个阶段，第一阶段和第二阶段分别采用变桨速率1和变桨速率2收桨，直至叶片完成收桨动作；

当预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值2且小于预设的载荷阈值3时，所述收桨动作包括三个阶段，第一阶段、第二阶段及第三阶段分别采用变桨速率1’、变桨速率2’及变桨速率3’收桨，直至叶片完成收桨动作；

当预先计算的偏航轴承载荷达到预设的载荷阈值3时，所述收桨动作包括多个阶段，每个阶段对应一个变桨速率，直至叶片完成收桨动作。

8.根据权利要求1所述的风电机组单叶片卡死故障收桨方法，其特征在于，所述步骤3中非恒定变桨速率按照与实时的偏航轴承载荷呈负相关的连续曲线变化。