风力发电机组叶片结冰的监测方法和装置与流程

本发明实施例涉及风力发电技术领域，尤其涉及一种风力发电机组叶片结冰的监测方法和装置。

背景技术：

随着寒冷气候地区风电场建设规模的不断扩大，风力发电机组叶片结冰的问题日益突出。在叶片结冰严重时会导致叶片断裂，威胁风电场人员安全，同时叶片结冰会造成风力发电机组的工作效率低下，发电量将损失1％～10％，恶劣地区为20％～50％。因此在风力发电机组发电过程中需要检测叶片是否结冰，若检测到叶片结冰，则需要在停机后对叶片进行去冰处理。

现有技术中检测风力发电机组的叶片是否结冰的方法为在风力发电机组的叶片上安装结冰传感器，通过结冰传感器来探测叶片的信号变化，以判断叶片是否结冰。

现有技术检测风力发电机的叶片是否结冰的方法，由于需要外部安装结冰传感器，增加了风力发电机组的成本。并且增加了风力发电机组处理信号的复杂度，使风力发电机组的可靠性降低。

技术实现要素：

本发明实施例提供一种风力发电机组叶片结冰的监测方法，该方法解决了现有技术中的检测风力发电机的叶片是否结冰的方法由于需要外部安装结冰传感器，增加了风力发电机组的成本，并且增加了风力发电机组处理信号的复杂度，使风力发电机组的可靠性降低的技术问题。

本发明实施例提供一种风力发电机组叶片结冰的监测方法，包括：

判断风力发电机组的当前发电工况是否为额定功率发电工况或限功率发电工况；

若风力发电机组的当前发电工况为额定功率发电工况或限功率发电工况，则计算当前叶片的实际气动系数；

根据叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系，获取当前叶片的桨距角对应的标准气动系数；

若所述当前叶片的标准气动系数与所述当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设报警阈值，则确定所述叶片结冰。

本发明实施例提供一种风力发电机组叶片结冰的监测装置，包括：

发电工况判断单元，用于判断风力发电机组的当前发电工况是否为额定功率发电工况或限功率发电工况；

实际气动系数计算单元，用于若风力发电机组的当前发电工况为额定功率发电工况或限功率发电工况，则计算当前叶片的实际气动系数；

标准气动系数获取单元，用于根据叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系，获取当前叶片的桨距角对应的标准气动系数；

叶片结冰确定单元，用于若所述当前叶片的标准气动系数与所述当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设报警阈值，则确定所述叶片结冰。

本发明实施例提供一种风力发电机组叶片结冰的监测方法和装置，通过判断风力发电机组的当前发电工况是否为额定功率发电工况或限功率发电工况；若风力发电机组的当前发电工况为额定功率发电工况或限功率发电工况，则计算当前叶片的实际气动系数；根据叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系，获取当前叶片的桨距角对应的标准气动系数；若当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设报警阈值，则确定叶片结冰。实现了在额定功率发电工况或限功率发电工况下对叶片是否结冰的检测，由于未采用结冰传感器而是利用风力发电机组原有的数据对叶片是否结冰进行判断，所以降低了风力发电机组的成本，减少了风力发电机组处理信号的复杂度，提高了风力发电机组的可靠性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明风力发电机组叶片结冰的监测方法实施例一的流程图；

图2为本发明风力发电机组叶片结冰的监测方法实施例二的流程图；

图3为本发明实施例二中叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的映射关系示意图；

图4为本发明风力发电机组叶片结冰的监测装置实施例一的结构示意图；

图5为本发明风力发电机组叶片结冰的监测装置实施例二的结构示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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，都属于本发明保护的范围。

应当理解，本文中使用的术语“和/或”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本文中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。

取决于语境，如在此所使用的词语“如果”可以被解释成为“在……时”或“当……时”或“响应于确定”或“响应于检测”。类似地，取决于语境，短语“如果确定”或“如果检测(陈述的条件或事件)”可以被解释成为“当确定时”或“响应于确定”或“当检测(陈述的条件或事件)时”或“响应于检测(陈述的条件或事件)”。

图1为本发明风力发电机组叶片结冰的监测方法实施例一的流程图，如图1所示，本实施例的执行主体为风力发电机组叶片结冰的监测装置，则本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测方法包括以下几个步骤。

步骤101，判断风力发电机组的当前发电工况是否为额定功率发电工况或限功率发电工况。

需要说明的是，本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测方法适用于在额定功率发电工况或限功率发电工况，所以首先判断风力发电机组的当前发电工况是否为额定功率发电工况或限功率发电工况。

具体地，本实施例中，判断风力发电机组的当前发电工况是否为额定功率发电工况或限功率发电工况的方法可以为：通过当前叶片的桨距角的值与最小桨距角设定值的大小关系来判断。其中，当前叶片的桨距角的值为当前预设时间段内桨距角的平均值。具体地。获取当前叶片的桨距角的值，判断当前叶片桨距角的值是否等于最小桨距角设定值，若当前叶片的桨距角的值等于最小桨距角设定值，则说明风力发电机组的功率未达到额定功率或限功率发电所限制的功率，即当前的发电工况为非额定功率发电工况或非限功率发电工况。若当前叶片的桨距角的值大于最小桨距角设定值，则说明风力发电机组的功率达到额定功率或限功率发电所限制的功率，即确定当前的发电工况为额定功率发电工况或限功率发电工况。

步骤102，若风力发电机组的当前发电工况为额定功率发电工况或限功率发电工况，则计算当前叶片的实际气动系数。

具体地，本实施例中，当前叶片的实际气动系数的计算方法可以为根据当前实际发电功率和当前风速计算出的。还可以采用其他方法来计算当前叶片的实际气动系数，本实施例里中对此不做限定。

步骤103，根据叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系，获取当前叶片的桨距角对应的标准气动系数。

具体地，本实施例中，当前叶片的标准气动系数为在叶片未结冰状态的叶片的气动系数。叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系即为在额定功率发电工况或限功率发电工况下并在叶片未结冰状态的叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系。

本实施例中，叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系可在获知风力发电机组的叶片长度和形状后查表获得，也可根据风力发电机组在实际的发电过程中统计获得，本实施例对此不做限定。

本实施例中，当前叶片的桨距角为在当前预设时间段桨距角的平均值。

当前预设时间段可以为1分钟，5分钟或10分钟等，或其他适宜的数值，本实施例对此不做限定。

步骤104，若当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设报警阈值，则确定叶片结冰。

具体地，本实施例中，当前叶片的标准气动系数是风力发电机组的叶片在未结冰状态下的气动系数，若当前叶片未结冰，则当前叶片的实际气动系数与当前叶片的标准气动系数相等或很接近。若当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设报警阈值，则确定叶片结冰。

其中，第一预设报警阈值可通过多次试验后确定。如第一预设报警阈值的取值可以在0.3～0.4之间，包括0.3和0.4，也可以为其他适宜数值，本实施例中对此不做限定。

需要说明的是，在确定叶片结冰后，可向风力发电机组发送叶片结冰报警信号，控制风力发电机组进行停机处理，以对叶片上的结冰进行处理后，继续进行发电，减少由于叶片结冰造成的发电量降低。

本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测方法，通过判断风力发电机组的当前发电工况是否为额定功率发电工况或限功率发电工况；若风力发电机组的当前发电工况为额定功率发电工况或限功率发电工况，则计算当前叶片的实际气动系数；根据叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系，获取当前叶片的桨距角对应的标准气动系数；若当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设报警阈值，则确定叶片结冰。实现了在额定功率发电工况或限功率发电工况下对叶片是否结冰的检测，由于未采用结冰传感器而是利用风力发电机组原有的数据对叶片是否结冰进行判断，所以降低了风力发电机组的成本，减少了风力发电机组处理信号的复杂度，提高了风力发电机组的可靠性。

图2为本发明风力发电机组叶片结冰的监测方法实施例二的流程图，如图2所示，本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测方法，是在本发明风力发电机组叶片结冰的监测方法实施例一的基础上，对步骤102-步骤103的进一步细化，并且包括了发送叶片结冰报警信号的步骤，还有在非额定功率发电工况或非限功率发电工况下判断风力发电机组的叶片是否结冰的步骤，则本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测方法包括以下步骤。

步骤201，判断风力发电机组的当前发电工况是否为额定功率发电工况或限功率发电工况，若是，则执行步骤202，否则，执行步骤211。

本实施例中，步骤201的实现方式与本发明风力发电机组叶片结冰的监测方法实施例一中的步骤101的实现方式相同，在此不再一一赘述。

步骤202，计算当前叶片的实际气动系数。

进一步地，本实施例中，计算当前叶片的实际气动系数具体为：

根据当前的实际发电功率和当前的风速计算当前叶片的实际气动系数。

其中，当前的实际发电功率为当前时间段的实际发电功率的平均值，当前的风速为当前时间段的风速平均值。

具体地，本实施例中，首先分别获取当前时间段的实际发电功率和当前时间段的风速，然后分别计算当前时间段的实际发电功率的平均值和当前时间段的风速平均值。最后根据当前时间段的实际发电功率的平均值和当前时间段的风速平均值计算当前叶片的实际气动系数可表示为式(1)所示。

其中，a为当前叶片的实际气动系数，p为当前的实际发电功率，v为当前的风速。

步骤203，统计当前发电工况下在第二预设时间段内叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的取值。

步骤204，根据统计得到的叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的取值，确定叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的映射关系。

结合步骤203和步骤204对本实施例进行说明。具体地，图3为本发明实施例二中叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的映射关系示意图，如图3所示，本实施例中，在风力发电机组处于额定功率发电工况或限功率发电工况下统计第二预设时间段内的叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的取值。图3中的横坐标表示叶片的桨距角，纵坐标表示叶片的标准气动系数。图3中的圆点表示叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的取值的关系，从图3中可看出叶片的桨距角和叶片的标准气动系数具有一定的映射关系，根据当前发电工况下第二预设时间段内叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的取值，进行曲线拟合，形成当前发电工况下叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的拟合曲线，该拟合曲线构成了叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的映射关系。

其中，第二预设时间段可以为一天、一周、一个月或其他适宜时间段，本实施例中，第二预设时间段的时间越长，确定的叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的映射关系越准确。

本实施例中，叶片未结冰状态下叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的映射关系是通过统计当前发电工况下在第二预设时间段内叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的取值获得的，能够使该映射关系更满足风力发电机组的现场运行情况，所以该映射关系更加准确，进而能够对风力发电机组的叶片是否结冰进行更为准确判断。

需要说明的是，本实施例中，步骤203-步骤204与步骤202之间没有严格的时序限制。

步骤205，根据叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系，获取当前叶片的桨距角对应的标准气动系数。

进一步地，本实施例中，当前叶片的桨距角为当前时间段内的桨距角的平均值。

具体地，本实施例中，根据叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系，获取的当前叶片的桨距角对应的标准气动系数为叶片未结冰状态下的气动系数。

步骤206，判断当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值是否大于第一预设报警阈值，若是，则执行步骤207，否则，执行步骤210。

具体地，本实施例中，判断当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值是否大于第一预设报警阈值，若当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设报警阈值，则说明很大概率上风力发电机组的叶片出现了结冰现象，若当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值小于或等于第一预设报警阈值，则说明当前叶片的实际气动系数接近于当前叶片的标准气动系数，风力发电机组的叶片未出现结冰现象。如图3所示，在图3中的三角点表示在不同时间段叶片的标准气动系数与对应时间段叶片的实际气动系数的差值大于第一预设报警阈值的点。若当前叶片的桨距角为7度，从图3中可以看出，当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设报警阈值。

步骤207，确定叶片结冰。

步骤208，判断第一预设时间段内第一风力发电机组的数量是否达到预设数量阈值，若是，则执行步骤209，否则，返回继续执行步骤208。

其中，第一风力发电机组为当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设阈值的风力发电机组。

其中，第一预设数量阈值可根据多次试验后的确定，如可以为2或3，或其他适宜的数值等。

进一步地，本实施例中，由于处于同一风电场的风力发电机组有多台，在同一风电场中，各个风力发电机组所处的气温和风况类似，所以若有一台风力发电机组的叶片结冰了，则其他风力发电机组叶片结冰的概率也很大。所以对在确定一个风力发电机组的叶片结冰后，对第一风力发电机组进行标记，判断第一预设时间段内第一风力发电机组的数量是否达到预设数量阈值，若第一预设时间段内第一风力发电机组的数量达到预设数量阈值，则说明风力发电机组发生叶片结冰的概率进一步上升，需要发送叶片结冰报警信号。若第一预设时间段内第一风力发电机组的数量未达到预设数量阈值，则说明该风力发电机组中的当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设报警阈值有可能是由于该风力发电机组发生故障引起的，不需要发送叶片结冰的报警信号。

步骤209，向第一风力发电机组发送叶片结冰报警信号。

本实施例中，向第一风力发电机组发送叶片结冰报警信号，控制风力发电机组进行停机处理，以在去除风力发电机组的叶片结冰后，继续进行发电。

执行完步骤209后结束。

步骤210，控制风力发电机组按照当前状态运行。

进一步地，本实施例中，若当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值不大于第一预设报警阈值，则说明当前叶片的实际气动系数接近于当前叶片的标准气动系数，说明风力发电机组的叶片没有结冰，则控制风力发电机组按照当前状态运行。

执行完步骤210后结束。

步骤211，获取当前风力发电机组的实际发电功率和标准发电功率；判断当前风力发电机组的实际发电功率与标准发电功率的差值是否大于第二预设报警阈值；若当前风力发电机组的实际发电功率与标准发电功率的差值大于第二预设报警阈值，则确定叶片结冰。

进一步地，本实施例中，若风力发电机组的当前发电工况不为额定功率发电工况或限功率发电工况，则说明风力发电机组的当前发电工况为非额定功率发电工况或非限功率发电工况，在该种发电工况下通过判断当前风力发电机组的实际发电功率与标准发电功率的差值是否大于第二预设报警阈值来判断风力发电机组的叶片是否结冰。若当前风力发电机组的实际发电功率与标准发电功率的差值大于第二预设报警阈值，则说明叶片结冰，则向风力发电机组发送叶片结冰报警信号，以控制风力发电机组进行停机，在去除风力大电机组的叶片上的结冰后，再继续控制风力发电机组进行发电。

其中，当前标准发电功率为风力发电机组的叶片在未结冰状态下的发电功率。该当前标准发电功率可为对风力发电机组运行过程中统计得出的。

其中，第二预设报警阈值可通过多次试验后确定的。

本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测方法，叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系是通过统计当前发电工况下在第二预设时间段内叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的取值；根据统计得到的叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的取值，确定叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的映射关系。能够使该映射关系更满足风力发电机组的现场运行情况，使该映射关系更加准确，进而能够对风力发电机组的叶片是否结冰进行更为准确地判断。

本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测方法，在确定叶片结冰后，判断第一预设时间段内第一风力发电机组的数量是否达到预设数量阈值；其中，第一风力发电机组为当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设阈值的风力发电机组；若第一风力发电机组的数量达到预设数量阈值，则向第一风力发电机组发送叶片结冰报警信号。依据风电场叶片结冰的特点，当第一风力发电机组的数量达到预设数量阈值后，才向第一风力发电机组发送叶片结冰报警信号，进一步地提高了检测风力发电机组叶片结冰并控制进行停机的准确性。

本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测方法，若风力发电机组的当前发电工况为非额定功率发电工况或非限功率发电工况，则还包括：获取当前风力发电机组的实际发电功率和标准发电功率；判断当前风力发电机组的实际发电功率与标准发电功率的差值是否大于第二预设报警阈值；若当前风力发电机组的实际发电功率与标准发电功率的差值大于第二预设报警阈值，则确定叶片结冰。不仅能够在额定功率发电工况或限功率发电工况下判断风力发电机组的叶片是否结冰，而且能够在非额定功率发电工况或非限功率发电工况下判断风力发电机组的叶片是否结冰，对风力发电机组的叶片是否结冰进行了更为全面的判断。

本领域普通技术人员可以理解：实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一可读取存储介质中。该程序在执行时，执行包括上述各方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

图4为本发明风力发电机组叶片结冰的监测装置实施例一的结构示意图，如图4所示，本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测装置包括：发电工况判断单元41，实际气动系数计算单元42，标准气动系数获取单元43和叶片结冰确定单元44。

其中，发电工况判断单元41，用于判断风力发电机组的当前发电工况是否为额定功率发电工况或限功率发电工况。实际气动系数计算单元42，用于若风力发电机组的当前发电工况为额定功率发电工况或限功率发电工况，则计算当前叶片的实际气动系数。标准气动系数获取单元43，用于根据叶片的桨距角和标准气动系数的映射关系，获取当前叶片的桨距角对应的标准气动系数。叶片结冰确定单元44，用于若当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设报警阈值，则确定叶片结冰。

本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测装置可以执行图1所示方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。

图5为本发明风力发电机组叶片结冰的监测装置实施例二的结构示意图，如图5所示，本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测装置在本发明实施例一提供的风力发电机组叶片结冰的监测装置的基础上，进一步地，还包括：第一风机数量判断单元51，报警信号发送单元52，参数取值统计单元53，映射关系确定单元54，发电功率获取单元55和发电功率差值判断单元56。

进一步地，第一风机数量判断单元51，用于判断第一预设时间段内第一风力发电机组的数量是否达到预设数量阈值；其中，第一风力发电机组为当前叶片的标准气动系数与当前叶片的实际气动系数的差值大于第一预设阈值的风力发电机组。报警信号发送单元52，用于若第一风力发电机组的数量达到预设数量阈值，则向第一风力发电机组发送叶片结冰报警信号。

进一步地，参数取值统计单元53，用于统计当前发电工况下在第二预设时间段内叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的取值。映射关系确定单元54，用于根据统计得到的叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的取值，确定叶片的桨距角和叶片的标准气动系数的映射关系。

进一步地，实际气动系数计算单元42，具体用于：根据当前的实际发电功率和当前的风速计算当前叶片的实际气动系数。

进一步地，发电功率获取单元55，用于在风力发电机组的当前发电工况为非额定功率发电工况或非限功率发电工况时，获取当前风力发电机组的实际发电功率和标准发电功率。发电功率差值判断单元56，用于判断当前风力发电机组的实际发电功率与标准发电功率的差值是否大于第二预设报警阈值。叶片结冰确定单元44，还用于若当前风力发电机组的实际发电功率与标准发电功率的差值大于第二预设报警阈值，则确定叶片结冰。

本实施例提供的风力发电机组叶片结冰的监测装置可以执行图2所示方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。