CN110761945A - 风力发电机组的叶片失速控制方法及装置 - Google Patents

风力发电机组的叶片失速控制方法及装置 Download PDF

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Abstract

本公开提供了一种风力发电机组的叶片失速控制方法及其装置。所述叶片失速控制方法包括：获取风力发电机组的运行状态数据和运行环境数据；当获取的运行状态数据和运行环境数据满足预设条件时，通过改变风力发电机组叶片的桨距角来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态；当确定风力发电机组叶片处于失速状态时，通过对连续的两个预设时间段内的输出功率均值与功率设计均值的第一差值百分比进行比较来确定叶片处于失速状态下的最优桨距角。

Description

风力发电机组的叶片失速控制方法及装置
技术领域
本发明涉及风力发电技术领域，更具体地讲，涉及一种用于风力发电机组的叶片失速控制的方法及其装置。
背景技术
风力发电机的叶片是吸收风能的重要部件，叶片性能的好坏直接影响到风力发电机对风能的吸收，进而影响风力发电机组的整体出力情况。风力发电机组在实际运行过程中，在一定工况下，可能存在叶片失速的情况，其中，叶片失速造成叶片的升力变小、阻力变大，叶片吸收风能的能力急剧下降，从而使得风力发电机组的输出功率与功率设计值相差很大。对于风电场来说，叶片失速发生后，将导致发电量大量损失。
在现阶段，当确定叶片发生失速现象时，可以在叶片的叶尖部分安装涡流发生器来处理叶片失速，或者可以将叶片的桨距角提前变桨到一定角度来减少叶片各个截面处的攻角，进而可能降低叶片失速的影响。
然而，当使用在叶尖部分安装涡流发生器的方法时，涡流发生器的安装方案设计以及安装情况均会直接影响最终效果，并且还需要投入大量的人力、物力；当使用将叶片桨距角提前变桨到一定角度的方法时，没有考虑到叶片在不同工况下失速程度不同并且在不同时间段内失速程度可能会发生变化的情况，在这种情况下，如果将叶片的桨距角提前变桨到某一固定角度，则可能会导致攻角太大，进而不足以使叶片脱离失速，或者可能会导致攻角太小(这是由于提前变桨的固定角度过大而造成的)，进而带来额外的功率输出损失；或者在某一时间段，叶片不处于失速状态，但是叶片处于所述固定角度运行亦会带来功率输出损失。
发明内容
本发明的示例性实施例提供了一种用于风力发电机组的叶片失速控制的方法及其装置，至少解决上述技术问题和上文未提及的其它技术问题，并且提供下述的有益效果。
本发明的一方面在于提供一种风力发电机组的叶片失速控制方法，所述方法包括：获取风力发电机组的运行状态数据和运行环境数据；当获取的运行状态数据和运行环境数据满足预设条件时，通过改变风力发电机组叶片的桨距角来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态；当确定风力发电机组叶片处于失速状态时，通过对连续的两个预设时间段内的输出功率均值与功率设计均值的第一差值百分比进行比较来确定叶片处于失速状态下的最优桨距角。
本发明的另一方面在于提供一种风力发电机组的叶片失速控制装置，所述装置包括：数据获取模块，用于获取风力发电机组的运行状态数据和运行环境数据；叶片失速确定模块，用于确定获取的运行状态数据和运行环境数据是否满足预设条件，并且当获取的运行状态数据和运行环境数据满足预设条件时，通过改变风力发电机组叶片的桨距角来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态；叶片失速控制模块，用于当确定风力发电机组叶片处于失速状态时，通过对连续的两个预设时间段内的输出功率均值与功率设计均值的第一差值百分比进行比较来确定叶片处于失速状态下的最优桨距角。
本发明的一方面在于提供一种计算机可读存储介质，存储有程序，其特征在于，所述程序可包括用于执行以上所述的用于风力发电机组的叶片失速控制的方法的指令。
本发明的一方面在于提供一种计算机，包括存储有计算机程序的可读介质，其特征在于，所述计算机程序包括用于执行以上所述的用于风力发电机组的叶片失速控制的方法的指令。
基于以上描述的用于风力发电机组的叶片失速控制的方法及其装置，能够在准确地诊断出叶片处于失速状态下，提供叶片失速问题的解决方案，通过叶片桨距角自寻优的控制方案来提高风力发电机组的发电量，本公开的叶片失速控制方法不需要额外硬件(例如，涡流发生器)的资金投入，后期维护成本低、经济效益高，而且具有简单高效、适应性好的特定。
附图说明
下面，将结合附图进行本发明的详细描述，本发明的上述特征和其他目的、特点和优点将会变得更加清楚，其中：
图1是根据本公开的示例性实施例的叶片失速控制方法的流程图；
图2是根据本公开的示例性实施例的风力发电机组实际输出功率与设计功率进行比较的示图；
图3是根据本公开的示例性实施例的风力发电机组叶片攻角和桨距角之间的关系的示图；
图4是根据本公开的示例性实施例的叶片失速控制方法的具体流程图；
图5是根据本公开的示例性实施例的叶片失速控制装置的框图。
具体实施方式
现将详细参照本公开的示例性实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中，相同的标号始终指示相同的部件。以下将通过参照附图来说明所述实施例，以便于解释本发明。显然，所描述的实施例仅是本公开一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本公开的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
在本公开中，包括诸如“第一”、“第二”等序数的术语可以被用于描述各种元素，但是这些元素不应被理解为受限于这些术语。这些术语仅被用于将一个元素与其他元素区分开来。例如，在不脱离本公开的范围的情况下，第一元素可以被称为第二元素，反之亦然。
在阐述本公开的发明构思之前，对本公开中采用的术语进行相关说明。在本公开的示例性实施例中，第一差值百分比被用于叶片失速控制中以确定在叶片处于失速状态下的最优桨距角，第二差值百分比被用于功率曲线比较中以确定实际功率曲线是否满足一定的叶片失速条件，第三差值百分比被用于叶片失速诊断中以确定叶片是否处于失速状态。设计功率曲线指的是风力发电机组在设计过程中，在理想情况(叶片实际翼型与设计翼型一致，且叶片表面干净)和一定外界风资源条件(空气密度、湍流强度以及入流角)下，风力发电机组在每个风速段(从切入风速到切出风速，每0.5m/s划分为一个仓)的风速和输出功率的关系曲线。叶片失速指的是风力发电机组在运行过程中，在叶轮转速达到最大转速并且输出功率尚未达到额定功率时，叶片升力随着风速的增大而急剧减少，进而风力发电机组的输出功率随之降低的现象。
图1是根据本公开的示例性实施例的叶片失速控制方法的流程图。
参照图1，在步骤S101，获取风力发电机组的运行状态数据和运行环境数据。风力发电机组的运行状态数据可以包括叶轮转速、风速、输出功率等，并且风力发电机组的运行环境数据可以包括环境温度、空气密度、海拔高度等。诸如叶轮转速、风速、输出功率、环境温度、海拔高度等数据可以从测风塔数据中被直接获取或在风力发电机组运行过程中被直接获取。然而，由于一般的风力发电机组不会安装气压计或者空气密度传感器，因此一般误差直接获取空气密度，但是本申请可以利用环境温度以及海拔高度间接地获取空气密度。
在步骤S102，确定获取的运行状态数据和运行环境数据是否满足预设条件。在风力发电机组运行在低空气密度条件下，风力发电机组的额定风速会变大，因而当风力发电机组的转速达到最大转速时，风力发电机组仍然尚未满发，在这种情况下，随着风速的增加，可能导致叶片发生失速现象。因此，需要首先确定风力发电机组的运行环境数据和运行状态数据是否满足叶片失速的条件。
根据本公开的实施例，所述预设条件可以包括第一预设条件和第二预设条件。首先确定运行状态数据和运行环境数据是否满足第一预设条件，其中，第一预设条件包括获取的空气密度小于或等于在理想状况下叶片处于失速状态的空气密度与特定空气密度裕量之和以及获取的叶轮转速大于或等于风力发电机组叶轮的最大转速与特定发电机转速系数之积。这里，在理想状况下叶片处于失速状态的空气密度可以使用仿真软件(例如，Bladed)来获得，即：将叶片的模型数据及风力发电机组的其他部件模型数据输入到Bladed后，在逐步调低仿真条件下的空气密度的同时调高环境温度，在此过程中观察叶片是否失速，由于对于一定叶片而言，存在一个空气密度临界值使得叶片失速，而该空气密度临界值就是理想状况下叶片处于失速状态的空气密度。
当获取的运行状态数据和运行环境数据满足第一预设条件时，利用风力发电机组的设计功率曲线和实际功率曲线来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件。在此过程中，首先需要通过对获取的风速进行转化来获得与所述设计功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线，然后将转化后的实际功率曲线与所述设计功率曲线进行比较以确定出用于确定实际功率曲线是否满足第二预测条件的风速段。下面可以参照图2来说明如何比较实际功率曲线与设计功率曲线。
图2是根据本公开的示例性实施例的风力发电机组实际输出功率与设计功率进行对比的示图。
应注意的是，在本公开的实施例中，在对风力发电机组的实际输出功率与设计功率曲线进行比较前，需要首先将实际风速折算到设计功率曲线下的风速，以保证实际输出功率曲线与设计功率曲线在相同空气密度条件下的相同风速段内进行比较。图2中示出的实际功率曲线是已经将通过对获取的风速进行转化所获得与所述设计功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线。
如图2所示，在叶片失速的情况下，当风速低于8m/s时，风力发电机组的实际输出功率曲线与设计功率曲线基本吻合，说明风力发电机组的发电量基本达到设计要求，当风速大于8m/s时，特别是在9-13m/s风速段内，风力发电机组的实际输出功率远低于设计功率曲线的设计值，即表现为风力发电机组的实际输出功率曲线出现“塌陷”现象。
根据上述比较的结果可选取风速段来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件，其中，所述风速段是在相同风速段内所述设计功率曲线的功率设计值与实际功率值之间的差值大于或等于预设值的风速段，例如，所述风速段可以是图2中出现“塌陷”现象的风速段(9-13m/s)。其中，可以根据设计人员的经验来设置所述预设值，例如，该预设值可以是设计功率曲线的功率设计值的10％或者更大，然而，本公开不限于此。
在选取了所述风速段之后，可以以预定风速为步长，将选取的风速段划分为多个子风速段。例如，可以以0.5m/s为步长，将选取的风速段划分为多个子风速段。按照预定风速步长划分完选取的整个风速段后，分别计算每个子风速段的实际功率均值与相应的功率设计均值的第二差值百分比。第二差值百分比是指功率设计均值减去实际功率均值的差值与功率设计均值的比值。可以使用每个子风速段的功率设计均值和实际输出功率均值来计算第二差值百分比。
根据每个子风速段中的第二差值百分比来计算选取的风速段的差值百分比均值，并通过对计算出的差值百分比均值与第一预设阈值进行比较来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件。这里，第一预设阈值可以根据设计人员的经验来进行设置，例如，可以将第一预设阈值设置为一个定常值与特定裕量值之和，例如，定常值可以设置为0.1，特定裕量值可以设置为0.05，然而，本公开不限于此。
当计算出的差值百分比均值大于或等于第一预设阈值时，可以确定出实际功率曲线满足第二预设条件，然而，当计算出的差值百分比均值小于第一预设阈值时，可以进行到步骤S105，确定出风力发电机组的叶片未处于失速状态。
在确定出获取的运行状态数据和运行环境数据满足预设条件时，在步骤S103，通过改变风力发电机组叶片的桨距角来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态。首先，可以参照图3来解释风力发电机组叶片攻角和桨距角之间的关系。
图3是根据本公开的示例性实施例的风力发电机组叶片攻角和桨距角之间的关系的示图。
如图3所示，附图标号1表示作用于叶片的相对风速方向，附图标号2表示叶片截面的弦线，附图标号3表示叶轮旋转平面。风力发电机组的叶片入流角Φ是叶片的相对风速方向与叶轮旋转平面之间的夹角。其中，Φ＝α+β，α表示叶片截面的攻角，即叶片的相对风速方向与叶片截面的弦线之间的夹角，β表示最优桨距角。一般来说，风力发电机组在满发前，叶片最优桨距角β是固定的。在同一风场中，由于风机的排布位置各异，在同一时刻，各个风机机位点处的风速、湍流强度以及叶片入流角存在一定程度的差异。
当叶片失速时，可以通过增大叶片的最优桨距角β并减小叶片的攻角α来使叶片脱离失速状态，从而提高叶片的气动性能。图3中的b表示需要调整的叶片桨距角。
下面将详细描述步骤S103。具体地讲，在改变叶片桨距角时，按照预定周期以预定角度为步长将风力发电机组叶片的桨距角从理论最优桨距角逐步改变到使叶片摆脱失速状态的理论最大桨距角。
在每次改变叶片桨距角时，通过将所述预定周期内的输出功率均值和相应的所述预定周期内的功率设计均值的第三差值百分比与第二预设阈值进行比较来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态。这里，第三差值百分比是指预定周期内的功率设计均值减去预定周期内的输出功率均值的差值与所述功率设计均值的比值。如果计算出的第三差值百分比小于第二预设阈值，则确定风力发电机组叶片处于失速状态，如果直到将叶片桨距角改变为所述最大桨距角时计算出的第三差值百分比仍大于或等于第二预设阈值，则进行到步骤S105，确定风力发电机组叶片未处于失速状态。
在确定出风力发电机组叶片处于失速状态时，从步骤S103进行到步骤S104。在步骤S104，通过对连续的两个预设时间段内的输出功率均值与功率设计均值的第一差值百分比进行比较来确定叶片处于失速状态下的最优桨距角。
当叶片失速时，一般风力发电机组的运行工况比较复杂(例如，包括环境温度、湿度和叶片表面污染情况等)，通过提前变桨操作将叶片桨距角增大到何种角度还无法通过仿真或者模拟方法来获取，只能通过现场采用“试凑法”来确定叶片失速状态下的最优桨距角，同时，当风力发电机组的现场运行工况发生变化时，叶片的失速程度也可能会发生变化，此时，需要在此寻找最优桨距角进行调整以适应此时风力发电机组的叶片失速情况，否则，在叶片失速程度变小或者脱离失速状态时，叶片桨距角过大可能会导致叶片气动性能进一步降低，风力发电机组的输出功率随之降低。
为此，本申请以特定角度为步长，将叶片的桨距角从理论最优桨距角逐步向最大桨距角进行调整，每调整一次叶片的桨距角，将调整后的桨距角保持预定时间段以计算该预定时间段内的输出功率均值以及平均风速，将计算出的平均风速转化为所述设计功率曲线下的风速，根据计算出的输出功率均值和与转化后的风速相应的功率设计均值来计算以获得第一差值百分比，通过对当前的预设时间段的第一差值百分比与前一个所述预设时间段的第一差值百分比进行比较来确定叶片在失速状态下的最优桨距角。
具体地讲，当当前的所述预设时间段的第一差值百分比小于前一个所述预设时间段的第一差值百分比时，计算下一个所述预设时间段的第一差值百分比，对当前的所述预设时间段的第一差值百分比与下一个所述预设时间段的第一差值百分比进行比较，当当前的所述预设时间段的第一差值百分比大于或等于前一个所述预设时间段的第一差值百分比时，将前一个所述预设时间段的桨距角确定为叶片处于失速状态下的最优桨距角。下面将参照图4来详细说明如何确定叶片在失速状态下的最优桨距角。
图4是根据本公开的示例性实施例的叶片失速控制方法的具体流程图。
参照图4，在步骤S401，获取风力发电机组的运行状态数据和运行环境数据。具体地讲，运行状态数据可包括叶轮转速、风速、输出功率等，运行环境数据可包括环境温度、空气密度、海拔高度等数据，其中，叶轮转速、风速、输出功率、环境温度、海拔高度等数据可以从测风塔数据中被直接获取或在风力发电机组的运行过程中被直接获取。如果风力发电机组上未安装气压计或空气密度测量仪，可以使用等式(1)来获取风力发电机组的空气密度：
其中，ρ表示空气密度，T表示环境温度，H表示风力发电机组所在地的海拔高度。在计算空气密度时，可以使用10分钟的环境温度平均值来进行计算，然而，本公开不限于此。
根据本公开的实施例，获取的叶轮转速、风速、输出功率值都是采用短时间周期(例如，30秒或60秒)内的均值。
在步骤S402，确定获取的运行状态数据和运行环境数据是否满足第一预设条件。具体地讲，确定获取的空气密度以及叶片转速是否满足第一预设条件，即获取的空气密度是否小于或等于在理想状况下叶片处于失速状态的空气密度与特定空气密度裕量之和，并且获取的叶轮转速是否大于或等于风力发电机组叶轮的最大转速与特定发电机转速系数之积。
例如，可以根据不等式(2)和(3)来确定获取的数据是否满足第一预设条件：
ρ≤ρ0+Δρ (2)
其中，ρ0表示仿真出的叶片失速时的空气密度临界值，称为理想状况下的叶片失速的空气密度，Δρ表示空气密度裕量。等式(2)可以确保ρ<1.225，即在叶片失速时的空气密度小于标准空气密度。
根据本公开的实施例，ρ0可以由仿真软件(例如，Bladed)来获得。例如，将叶片的模型数据及风力发电机组其他部件模型数据输入Blade仿真软件后，在逐步降低空气密度的同时调高环境温度，在此过程中在软件中观察叶片是否失速，对于特定叶片而言，存在一个空气密度临界值，使得叶片失速，也就是说，在将空气密度降低到ρ0时，叶片处于失速状态而该空气密度临界值就是理想状况下叶片处于失速状态的空气密度。
ω≥δ*ωmax (3)
其中，δ表示发电机转速系数，取值范围为0.9-1.0，ωmax表示叶轮最大转速(对于直驱风力发电机，亦为发电机最大转速或者额定转速)。
当获取的数据满足第一预设条件时，则说明风力发电机组具备进行功率曲线对比分析的条件，可以进行到步骤S403，否则进行到步骤S416，确定风力发电机组叶片未处于失速状态。
在步骤S403，通过对获取的风速进行转化来获得与所述设计功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线。根据IEC61400-12-1规范，可以根据等式(4)对获取的风速进行换算：
Figure BDA0001746443970000091
其中，V0表示预设时间段内的平均风速，ρ0表示参考空气密度，ρ表示预设时间段内的平均空气密度。这里，预设时间段可以设置为10分钟，也就是说，可以选取十分钟内的风速数据和空气密度数据来计算该时间段内的平均风速和平均空气密度。然而，预设时间段不限于此。利用等式(4)将实际风速转化为设计功率曲线下的风速以使实际输出功率曲线和设计功率曲线在相同空气密度条件下相同风速段内进行比较。
在对获取的风速进行转化后，进行到步骤S404，将转化后的实际功率曲线与设计功率曲线进行比较，以观察实际功率曲线是否出现“塌陷”现象。
在步骤S405，根据比较结果选取在相同风速段内设计功率曲线的功率设计值与实际功率值之间的差大于或等于预设值的风速段，并且以预定风速为步长，将选取的风速段划分为多个子风速段。例如，如图2所示，在9-13m/s风速段内的实际功率值明显小于功率设计值，可以选取该风速段作为研究对象，然后以0.5m/s为步长，将该风速分段，划分为多个子风速段。
在步骤S406，分别计算多个子风速段中的每个子风速段的实际功率均值与相应的功率设计均值的第二差值百分比，并且基于每个子风速段中的第二差值百分比来计算选取的风速段的差值百分比均值。可以根据等式(5)来计算选取的风速段的差值百分比均值M：
Figure BDA0001746443970000092
其中，p0(vn，ρ0)表示在参考空气密度为ρ0、风速为vn时的第n设计功率均值，p(vn，ρ0)表示第n实际输出功率均值，k表示截取的风速段按照预定步长划分成子风速段的数量。
在步骤S407，通过对计算出的差值百分比均值M与第一预设阈值进行比较来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件。可以根据不等式(6)来确定差值百分比均值M是否大于或等于第一预设阈值：
M≥ε0+Δε (6)
其中，ε0表示常数，可以根据设计人员经验来设置ε0大小，一般取值为0.1，Δε表示裕量，可以根据设计人员经验来设置Δε大小，一般取值为0-0.05。
当满足不等式(6)即计算出的差值百分比均值M大于或等于第一预设阈值时，确定出实际功率曲线满足第二预设条件，此时进行到步骤S408。当不满足等式(6)，即计算出的差值百分比均值小于第一预设阈值时，确定出实际功率曲线不满足第二预设条件，此时进行到步骤S416，可以直接确定风力发电机组的叶片未处于失速状态。
在步骤S408，按照预定周期以预定角度为步长来改变叶片桨距角。例如，可以以10分钟为一个预定周期，以0.5度为一个步长来逐步增大叶片桨距角。
在步骤S409，在每次改变叶片桨距角时，计算预定周期内的输出功率均值和相应的预定周期内的功率设计均值的第三差值百分比。可以使用等式(7)来计算第三差值百分比Q：
Figure BDA0001746443970000101
其中，p'0(v'm,ρ0')表示在参考空气密度为ρ0'、风速为v'm时的第m设计输出功率均值，p'(v'm,ρ0')表示第m实际输出功率均值。
在步骤S410，每改变一次叶片桨距角，将计算出的第三差值百分比与第二预设阈值进行比较，可以根据不等式(8)来确定第三差值百分比是否小于第二预设阈值：
Q＜ε0 (8)
其中，ε0表示常数，可以根据设计人员经验来设置ε0大小，一般取值为0.1。
在满足不等式(8)的条件下，表明风力发电机组通过提前变桨改变叶片的桨距角，使风力发电机组的发电性能得到了明显地提升，可以确定风力发电机组叶片在提前变桨前处于失速状态，如果不满足不等式(8)，则进行到步骤S411以确定当前叶片桨距角是否达到使叶片摆脱失速状态的理论最大桨距角。
当计算出的第三差值百分比大于或等于第二预设阈值(即不满足不等式(8))时，进行到步骤S411，确定当前叶片桨距角是否达到使叶片摆脱失速状态的理论最大桨距角。其中，可以通过仿真软件(例如，Bladed)来获得使叶片摆脱失速状态的理论最大桨距角，即，通过设置叶片表面粗糙度、空气密度等参数来仿真出使叶片摆脱失速状态的理论最大桨距角。
如果当前桨距角已经达到所述最大桨距角，则说明直到将叶片桨距角改变为所述最大桨距角时计算出的第三差值百分比仍大于或等于第二预设阈值，此时进行到步骤S416，可以确定叶片未处于失速状态。如果当前桨距角未达到所述最大桨距角，则返回到步骤S408，继续按照预定周期以预定角度为步长来改变叶片桨距角。
根据本公开的实施例，在叶片桨距角增大到仿真出的最大桨距角之前，每改变一次叶片桨距角，计算一次第三差值百分比，然后将计算出的第三差值百分比与第二预设阈值进行比较，如果不满足等式(8)，则返回到步骤S408，即重复步骤S408至S410。
在步骤S410，如果计算出的第三差值百分比小于第二预设阈值，则在步骤S412，确定风力发电机组叶片处于失速状态，如果直到将叶片桨距角改变为所述最大桨距角时计算出的第三差值百分比仍大于或等于第二预设阈值，则确定风力发电机组叶片未处于失速状态。
在确定出叶片处于失速状态下，在步骤S413，以特定角度为步长，将叶片的桨距角从理论最优桨距角逐步向最大桨距角进行调整。在对叶片桨距角调整的过程中，每次调整叶片桨距角后，需要在调整后的叶片桨距角下运行预定时间段，例如，可以以0.5度为步长，在改变叶片桨距角后在调整后的叶片桨距角下运行预定时间段(例如10分钟)。上述示例仅是示例性的，本公开不限于此。
在步骤S414，计算所述预定时间段内的输出功率均值与功率设计均值的第一差值百分比。具体来说，每调整一次叶片的桨距角，将调整后的桨距角保持所述预定时间段以计算所述预定时间段内的输出功率均值以及平均风速，然后将计算出的平均风速转化为设计功率曲线下的风速。通过查表法查出风力发电机组在该风速条件下的设计功率输出，计算出相应的所述预定时间段内的设计功率均值。根据设计功率均值和输出功率均值来计算第一差值百分比。但第一差值百分比越大时，表明实际功率输出越低于设计功率输出。
在步骤S415，通过对当前的所述预设时间段的第一差值百分比与前一个所述预设时间段的第一差值百分比进行比较来确定叶片在失速状态下的最优桨距角。例如，当当前的所述预设时间段的第一差值百分比小于前一个所述预设时间段的第一差值百分比时，计算下一个所述预设时间段的第一差值百分比，即再次按照所述特定角度(例如，0.5度)为步长来增大叶片桨距角，然后在增大后的叶片桨距角下运行所述预定时间段(例如，10分钟)来计算所述预定时间段内的第一差值百分比，然后对当前的所述预设时间段的第一差值百分比与下一个所述预设时间段的第一差值百分比进行比较，当当前的所述预设时间段的第一差值百分比大于或等于前一个所述预设时间段的第一差值百分比时，将前一个所述预设时间段的桨距角确定为叶片处于失速状态下的最优桨距角。
通过上述过程能够找到叶片处于失速状态下的最优桨距角，在找到该最优桨距角后，风力发电机组叶片可以在一定时间(例如，2个小时)内保持该最优桨距角运行，待时间到达后，风力发电机组将再次寻找最优桨距角。确定叶片处于失速状态下的桨距角的过程相当于一个桨距角自寻优的过程，即寻找一个第一差值百分比的最小值，以确保风力发电机组在当前周期内输出的功率既大于上一周期输出的功率又大于下一周期输出的功率。
图5是根据本公开的示例性实施例的叶片失速控制装置的框图。
参照图5，根据本公开的风力发电机组的叶片失速控制装置可以包括数据获取模块501、叶片失速确定模块502以及叶片失速控制模块503。根据本公开的叶片失速控制装置500的每个模块可以由一个或多个模块来实现，并且对应模块的名称可根据装置的类型而变化。在各种实施例中，叶片失速控制装置500可以从该装置中省略，或者还可包括另外的模块。此外，根据本公开的各种实施例的模块可以被组合以形成单个实体，并且因此可等效地执行相应模块在组合之前的功能。
数据获取模块501可以获取风力发电机组的运行状态数据和运行环境数据。风力发电机组的运行状态数据可以包括叶轮转速、风速、输出功率，并且风力发电机组的运行环境数据可以包括环境温度、空气密度、海拔高度。数据获取模块501可以执行步骤S401中的处理。
在获取风力发电机组的运行状态数据和运行环境数据后，可以使用叶片失速确定模块502来确定获取的运行状态数据和运行环境数据是否满足预设条件。所述预设条件包括第一预设条件和第二预设条件，其中，当获取的运行状态数据和运行环境数据满足第一预设条件时，叶片失速确定模块502利用风力发电机组的设计功率曲线和实际功率曲线来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件，当实际功率曲线满足第二预设条件时，叶片失速确定模块502通过改变风力发电机组叶片的桨距角来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态。
作为示例，第一预设条件可以包括获取的空气密度小于或等于在理想状况下叶片处于失速状态的空气密度与特定空气密度裕量之和并且获取的叶轮转速大于或等于风力发电机组叶轮的最大转速与特定发电机转速系数之积。这里，叶片失速确定模块502确定获取的数据是否满足第一预设条件的过程与步骤S402的处理相同，这里不再赘述。
当获取的运行状态数据和运行环境数据满足第一预设条件时，叶片失速确定模块502对风力发电机组的设计功率曲线和实际功率曲线进行比较来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件。当获取的运行状态数据和运行环境数据不满足第一预设条件时，叶片失速确定模块502可以确定出风力发电机组的叶片未处于失速状态。
在确定实际功率曲线是否满足第二预设条件中，叶片失速确定模块502可以通过对获取的风速进行转化来获得与设计功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线。例如，叶片失速确定模块502可以利用等式(4)来转化获取的风速以使实际功率曲线与设计功率曲线在相同空气密度条件下进行比较。
叶片失速确定模块502将转化后的实际功率曲线与设计功率曲线进行比较，并且根据比较结果选取风速段来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件，其中，所述风速段是在相同风速段内所述设计功率曲线的功率设计值与实际功率值之间的差值大于预设值的风速段。叶片失速确定模块502可以以预定风速为步长，将选取的风速段划分为多个子风速段，并且分别计算所述多个风速段中的每个子风速段的实际功率均值与相应的功率设计均值的第二差值百分比。叶片失速确定模块502可以根据每个子风速段中的第二差值百分比来计算选取的风速段的差值百分比均值。这里，计算选取的风速段的差值百分比均值的过程与步骤S406相同，这里不再赘述。
通过对计算出的差值百分比均值与第一预设阈值进行比较，当计算出的差值百分比均值大于或等于第一预设阈值时，叶片失速确定模块502确定出实际功率曲线满足第二预设条件，并且当计算出的差值百分比均值小于第一预设阈值时，叶片失速确定模块502确定出风力发电机组的叶片未处于失速状态。
在确定出实际功率曲线满足第二预设条件后，叶片失速确定模块502可以通过改变风力发电机组叶片的桨距角来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态。
作为示例，叶片失速确定模块502可以按照预定周期以预定角度为步长将风力发电机组叶片的桨距角从理论最优桨距角逐步改变到使叶片摆脱失速状态的理论最大桨距角。在每次改变叶片桨距角时，叶片失速确定模块502可以通过将所述预定周期内的输出功率均值和相应的所述预定周期内的功率设计均值的第三差值百分比与第二预设阈值进行比较来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态。
叶片失速确定模块502对计算出的第三差值百分比与第二预设阈值进行比较。如果计算出的第三差值百分比小于第二预设阈值，则叶片失速确定模块502可以确定风力发电机组叶片处于失速状态，如果直到将叶片桨距角改变为所述最大桨距角时计算出的第三差值百分比仍大于或等于第二预设阈值，则叶片失速确定模块502可以确定风力发电机组叶片未处于失速状态。这里，通过改变叶片桨距角来确定叶片是否处于失速状态的过程与步骤S410的处理相同，这里不再赘述。
在确定出叶片处于失速状态时，叶片失速控制模块503可以通过对连续的两个预设时间段内的输出功率均值与功率设计均值的第一差值百分比进行比较来确定叶片处于失速状态下的最优桨距角。
叶片失速控制模块503可以以特定角度为步长，将叶片的桨距角从所述理论最优桨距角逐步向所述最大桨距角进行调整，每调整一次叶片的桨距角，将调整后的桨距角保持所述预定时间段以计算所述预定时间段内的输出功率均值以及平均风速。叶片失速控制模块503调整叶片桨距角的过程与步骤S413的处理相同，这里不再赘述。
叶片失速控制模块503可以将计算出的平均风速转化为所述设计功率曲线下的风速，根据计算出的输出功率均值和与转化后的风速相应的功率设计均值来计算以获得第一差值百分比，通过对当前的所述预设时间段的第一差值百分比与前一个所述预设时间段的第一差值百分比进行比较来确定叶片在失速状态下的最优桨距角。
当当前的所述预设时间段的第一差值百分比小于前一个所述预设时间段的第一差值百分比时，叶片失速控制模块503计算下一个所述预设时间段的第一差值百分比，并对当前的所述预设时间段的第以差值百分比与下一个所述预设时间段的第一差值百分比进行比较。
当当前的所述预设时间段的第一差值百分比大于或等于前一个所述预设时间段的第一差值百分比时，叶片失速控制模块503将前一个所述预设时间段的桨距角确定为叶片处于失速状态下的最优桨距角。在确定叶片处于失速状态下的最优桨距角的过程与步骤S415的处理相同，这里不再赘述。
根据本公开的实施例，在叶片失速条件下，通过综合分析一段时间(例如，10分钟)内运行工况(例如，环境温度、风向、空气密度等)，在一定的范围内，通过一定的步长(例如，0.5度)调整叶片桨距角，并获取风力发电机组的实际出力表现，通过“冒泡法”来确定风力发电机组出力最大时所对应的叶片桨距角，并保持该角度运行，当环境条件发生变化后，可以重新搜索最优桨距角。
根据本发明公开的示例实施例的用于风力发电机组的叶片失速控制的方法可被实现为计算机可读记录介质上的计算机可读指令，或者可通过传输介质被发送。计算机可读记录介质是可存储此后可由计算机系统读取的数据的任意数据存储装置。计算机可读记录介质的示例包括只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、光盘(CD-ROM)、数字多功能盘(DVD)、磁带、软盘、光学数据存储装置，但不限于此。传输介质可包括通过网络或各种类型的通信信道发送的载波。计算机可读记录介质也可分布于连接网络的计算机系统，从而计算机可读指令以分布方式被存储和执行。
根据本公开的用于风力发电机组的叶片失速控制的方法以及装置，在充分地考虑了风力发电机组的运行状态以及外部运行环境的情况下，对风力发电机组在不同环境和工况下的实际输出功率曲线与设计功率曲线进行比较，通过假设验证的方法来诊断叶片是否处于失速状态。此外，在诊断出叶片处于失速状态的情况下，通过逐步改变叶片桨距角来确定出叶片处于失速状态下的最优桨距角来提高风力发电机组的发电量。
尽管已经参照其示例性实施例，具体示出和描述了本发明，但是本领域的技术人员应该理解，在不脱离权利要求所限定的本发明的精神和范围的情况下，可以对其进行形式和细节上的各种改变。

Claims (26)

1.一种风力发电机组的叶片失速控制方法，所述方法包括：
获取风力发电机组的运行状态数据和运行环境数据；
当获取的运行状态数据和运行环境数据满足预设条件时，通过改变风力发电机组叶片的桨距角来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态；
当确定风力发电机组叶片处于失速状态时，通过对连续的两个预设时间段内的输出功率均值与功率设计均值的第一差值百分比进行比较来确定叶片处于失速状态下的最优桨距角。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，风力发电机组的运行状态数据包括叶轮转速和风速，并且风力发电机组的运行环境数据包括空气密度。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述预设条件包括第一预设条件和第二预设条件，
其中，当获取的运行状态数据和运行环境数据满足第一预设条件时，利用风力发电机组的设计功率曲线和实际功率曲线来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件，
当实际功率曲线满足第二预设条件时，通过改变风力发电机组叶片的桨距角来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，第一预设条件包括获取的空气密度小于或等于在理想状况下叶片处于失速状态的空气密度与特定空气密度裕量之和以及获取的叶轮转速大于或等于风力发电机组叶轮的最大转速与特定发电机转速系数之积，
其中，当获取的运行状态数据和运行环境数据不满足第一预设条件时，则确定风力发电机组的叶片未处于失速状态。
5.如权利要求3所述的方法，其特征在于，利用风力发电机组的设计功率曲线和实际功率曲线来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件的步骤包括：
通过对获取的风速进行转化来获得与所述设计功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线；
将转化后的实际功率曲线与所述设计功率曲线进行比较；
根据比较结果选取风速段来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件，其中，所述风速段是在相同风速段内所述设计功率曲线的功率设计值与实际功率值之间的差值大于或等于预设值的风速段。
6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，确定实际功率曲线是否满足第二预设条件的步骤还包括：
以预定风速为步长，将选取的风速段划分为多个子风速段；
分别计算所述多个子风速段中的每个子风速段的实际功率均值与相应的功率设计均值的第二差值百分比；
根据每个子风速段中的第二差值百分比来计算选取的风速段的差值百分比均值；
通过对计算出的差值百分比均值与第一预设阈值进行比较来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件。
7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，确定实际功率曲线是否满足第二预设条件的步骤包括：
当计算出的差值百分比均值大于或等于第一预设阈值时，确定出实际功率曲线满足第二预设条件；
当计算出的差值百分比均值小于第一预设阈值时，确定出风力发电机组的叶片未处于失速状态。
8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，通过改变风力发电机组叶片的桨距角来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态的步骤包括：
按照预定周期以预定角度为步长将风力发电机组叶片的桨距角从理论最优桨距角逐步改变到使叶片摆脱失速状态的理论最大桨距角；
在每次改变叶片桨距角时，通过将所述预定周期内的输出功率均值和相应的所述预定周期内的功率设计均值的第三差值百分比与第二预设阈值进行比较来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态。
9.如权利要求8所述的方法，其特征在于，通过将第三差值百分比与第二预设阈值进行比较来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态的步骤包括：
如果计算出的第三差值百分比小于第二预设阈值，则确定风力发电机组叶片处于失速状态；
如果直到将叶片桨距角改变为所述最大桨距角时计算出的第三差值百分比仍大于或等于第二预设阈值，则确定风力发电机组叶片未处于失速状态。
10.如权利要求1所述的方法，其特征在于，确定叶片处于失速状态下的最优桨距角步骤包括：
以特定角度为步长，将叶片的桨距角从所述理论最优桨距角逐步向所述最大桨距角进行调整；
每调整一次叶片的桨距角，将调整后的桨距角保持所述预定时间段以计算所述预定时间段内的输出功率均值以及平均风速。
11.如权利要求10所述的方法，其特征在于，确定叶片处于失速状态下的最优桨距角的步骤包括：
将计算出的平均风速转化为所述设计功率曲线下的风速；
根据计算出的输出功率均值和与转化后的风速相应的功率设计均值来计算以获得第一差值百分比；
通过对当前的所述预设时间段的第一差值百分比与前一个所述预设时间段的第一差值百分比进行比较来确定叶片在失速状态下的最优桨距角。
12.如权利要求11所述的方法，其特征在于，确定叶片处于失速状态下的最优桨距角的步骤还包括：
当当前的所述预设时间段的第一差值百分比小于前一个所述预设时间段的第一差值百分比时，计算下一个所述预设时间段的第一差值百分比，对当前的所述预设时间段的第一差值百分比与下一个所述预设时间段的第一差值百分比进行比较；
当当前的所述预设时间段的第一差值百分比大于或等于前一个所述预设时间段的第一差值百分比时，将前一个所述预设时间段的桨距角确定为叶片处于失速状态下的最优桨距角。
13.一种风力发电机组的叶片失速控制装置，所述装置包括：
数据获取模块，用于获取风力发电机组的运行状态数据和运行环境数据；
叶片失速确定模块，用于确定获取的运行状态数据和运行环境数据是否满足预设条件，并且当获取的运行状态数据和运行环境数据满足预设条件时，通过改变风力发电机组叶片的桨距角来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态；
叶片失速控制模块，用于当确定风力发电机组叶片处于失速状态时，通过对连续的两个预设时间段内的输出功率均值与功率设计均值的第一差值百分比进行比较来确定叶片处于失速状态下的最优桨距角。
14.如权利要求13所述的装置，其特征在于，风力发电机组的运行状态数据包括叶轮转速和风速，并且风力发电机组的运行环境数据包括空气密度。
15.如权利要求14所述的装置，其特征在于，所述预设条件包括第一预设条件和第二预设条件，
其中，当获取的运行状态数据和运行环境数据满足第一预设条件时，叶片失速确定模块利用风力发电机组的设计功率曲线和实际功率曲线来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件，
当实际功率曲线满足第二预设条件时，叶片失速确定模块通过改变风力发电机组叶片的桨距角来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态。
16.如权利要求15所述的装置，其特征在于，第一预设条件包括获取的空气密度小于或等于在理想状况下叶片处于失速状态的空气密度与特定空气密度裕量之和以及获取的叶轮转速大于或等于风力发电机组叶轮的最大转速与特定发电机转速系数之积，
其中，当获取的运行状态数据和运行环境数据不满足第一预设条件时，则叶片失速确定模块确定风力发电机组的叶片未处于失速状态。
17.如权利要求3所述的装置，其特征在于，叶片失速确定模块用于：
通过对获取的风速进行转化来获得与所述设计功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线；
将转化后的实际功率曲线与所述设计功率曲线进行比较；
根据比较结果选取风速段来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件，其中，所述风速段是在相同风速段内所述设计功率曲线的功率设计值与实际功率值之间的差值大于或等于预设值的风速段。
18.如权利要求17所述的装置，其特征在于，叶片失速确定模块还用于：
以预定风速为步长，将选取的风速段划分为多个子风速段；
分别计算所述多个风速段中的每个子风速段的实际功率均值与相应的功率设计均值的第二差值百分比；
根据每个子风速段中的第二差值百分比来计算选取的风速段的差值百分比均值；
通过对计算出的差值百分比均值与第一预设阈值进行比较来确定实际功率曲线是否满足第二预设条件。
19.如权利要求18所述的装置，其特征在于，叶片失速确定模块还用于：
当计算出的差值百分比均值大于或等于第一预设阈值时，确定出实际功率曲线满足第二预设条件；
当计算出的差值百分比均值小于第一预设阈值时，确定出风力发电机组的叶片未处于失速状态。
20.如权利要求13所述的装置，其特征在于，叶片失速确定模块还用于：
按照预定周期以预定角度为步长将风力发电机组叶片的桨距角从理论最优桨距角逐步改变到使叶片摆脱失速状态的理论最大桨距角；
在每次改变叶片桨距角时，通过将所述预定周期内的输出功率均值和相应的所述预定周期内的功率设计均值的第三差值百分比与第二预设阈值进行比较来确定风力发电机组叶片是否处于失速状态。
21.如权利要求20所述的装置，其特征在于，
如果计算出的第三差值百分比小于第二预设阈值，则叶片失速确定模块确定风力发电机组叶片处于失速状态，
如果直到将叶片桨距角改变为所述最大桨距角时计算出的第三差值百分比仍大于或等于第二预设阈值，则叶片失速确定模块确定风力发电机组叶片未处于失速状态。
22.如权利要求13所述的装置，其特征在于，叶片失速控制模块用于：
以特定角度为步长，将叶片的桨距角从所述理论最优桨距角逐步向所述最大桨距角进行调整；
每调整一次叶片的桨距角，将调整后的桨距角保持所述预定时间段以计算所述预定时间段内的输出功率均值以及平均风速。
23.如权利要求22所述的装置，其特征在于，叶片失速控制模块还用于：
将计算出的平均风速转化为所述设计功率曲线下的风速；
根据计算出的输出功率均值和与转化后的风速相应的功率设计均值来计算以获得第一差值百分比；
通过对当前的所述预设时间段的第一差值百分比与前一个所述预设时间段的第一差值百分比进行比较来确定叶片在失速状态下的最优桨距角。
24.如权利要求23所述的装置，其特征在于，叶片失速控制模块还用于：
当当前的所述预设时间段的第一差值百分比小于前一个所述预设时间段的第一差值百分比时，计算下一个所述预设时间段的第一差值百分比，对当前的所述预设时间段的第一差值百分比与下一个所述预设时间段的第一差值百分比进行比较；
当当前的所述预设时间段的第一差值百分比大于或等于前一个所述预设时间段的第一差值百分比时，将前一个所述预设时间段的桨距角确定为叶片处于失速状态下的最优桨距角。
25.一种计算机可读存储介质，存储有程序，其特征在于，所述程序包括用于执行如权利要求1-12中的任一项所述方法的指令。
26.一种计算机，包括存储有计算机程序的可读介质，其特征在于，所述计算机程序包括用于执行如权利要求1-12中的任一项所述方法的指令。
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