一种基于变桨信号标准差分析的风电机组叶片故障判别方法与流程

1.本发明属于风力发电技术领域，具体涉及一种基于变桨信号标准差分析的风电机组叶片故障判别方法。


背景技术：

2.风力发电机大型化趋势越来越明显，风电机组大尺寸长柔叶片复杂的气弹特性使得风电机组叶片在实际运行中的位移响应等难以通过商业化软件进行有效估计；大尺寸长柔叶片在生产制造过程中因为制造工艺不符合设计要求、原材料性能不达标等造成的缺陷难以有效排查。近年来，越来越多的风电机组在投运后出现了叶片扫塔、机组倒塔等恶性事故。其中叶片缺陷是造成扫塔的主要原因。
3.为了使得机组在叶片故障早期发现潜在故障信号，风电机组主控程序就需要利用先进算法对机组的运行数据进行处理，进而得到潜在的故障信号。然而，就风电机组叶片故障识别而言，大多数主控程序对叶片故障的判别还存在以下主要缺陷：
4.(1)大多数主控程序对叶片故障的判别仅仅停留在三支叶片桨距角不同步的判别上，且叶片桨距角不同步情况仅做简单差值对比，该种方法可靠性差，在因单支叶片故障导致整个风轮振动出现较大振动情况下，仅依靠桨距角不同步无法做出及时告警；
5.(2)部分主机厂还配备了叶片在线振动监测系统，但该系统与风电机组主控程序相互独立，叶片在线振动监测系统反馈的叶片故障信息往往因为人为因素导致告警不及时、告警信息滞后；
6.(3)近年来新安装的部分大型风电机组，并没有安装叶片在线振动监测系统；
7.(4)叶片在线振动监测系统昂贵，且还需要在风电机组轮毂内部安装单独的设备；
8.(5)部分已安装叶片在线振动监测系统的机组，照样发生了叶片扫塔、甚至倒塔事故。


技术实现要素：

9.本发明提供了一种设计难度小，能够有效检测风电机组叶片故障、变桨执行机构故障的基于变桨信号标准差分析的风电机组叶片故障判别方法。
10.本发明是通过以下技术方案来实现：
11.一种基于变桨信号标准差分析的风电机组叶片故障判别方法，包括如下步骤：
12.1)基于iec61311-3国际标准生成、能被plc调用的函数块为载体；
13.2)以变桨系统的实际测量数据作为载体的输入信号，该信号存在测量噪声干扰，因此对三支叶片的桨距角实测值进行滑动滤波算法处理，设定滑动滤波算法的时间周期为60ms，即当主控plc的任务周期为10ms时，对6个周期的测量值做滑动滤波处理，当任务周期为20ms时，对3个周期的测量值做滑动滤波处理；
14.3)依据对变桨系统实测桨距角信号进行滑动滤波处理后，分别得到经过滑动滤波后的三支叶片桨距角值，分别计算这三支叶片经滑动滤波后的桨距角值60ms内的桨距角标
准差；
15.4)如果任意两支叶片桨距角的标准差差值的绝对值与该两支叶片的标准差的比值相差超过10％，则判断叶片存在故障，否则叶片不存在故障。
16.本发明进一步的改进在于，对于变桨系统信号的采集，只采集plc实时测量的桨距角信息，该信号10ms刷新一次。
17.本发明进一步的改进在于，60ms的采样时长是针对2.0mw以上容量的机组确定。
18.本发明进一步的改进在于，当下大容量先进兆瓦级风电机组，对桨距角的测量有两种方式，分别用位于叶片根部的a编码器测量和位于变桨驱动器处的b编码器测量，其中b编码器的测量精度高于a编码器的测量精度，因此变桨系统桨距角测量值采用b编码器测量值。
19.本发明进一步的改进在于，针对叶片桨距角测量值的标准差计算，确定60ms的采样时间，且每次刷新10ms，则进行一次标准差的计算，即叶片桨距角测量与叶片桨距角标准差的计算是同步进行的。
20.本发明进一步的改进在于，针对依据叶片桨距角标准差的计算结果，实现对叶片故障的判别时：
21.分别记：
22.标准差偏差值a为：第一叶片的桨距角测量值标准差与第二叶片的桨距角测量值标准差的差值的绝对值，与第一叶片的桨距角测量值标准差或第二叶片的桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
23.标准差偏差值b为：第二叶片的桨距角测量值标准差与第二叶片的桨距角测量值标准差的差值的绝对值，与第二叶片的桨距角测量值标准差或第三叶片的桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
24.标准差偏差值c为：第三叶片的桨距角测量值标准差与第一叶片的桨距角测量值标准差的差值的绝对值，与第三叶片的桨距角测量值标准差或第一叶片的桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
25.如果标准差偏差值a大于或等于10％，且标准差偏差值b大于或等于10％，且标准差偏差值c小于10％，则判断第二叶片出现故障。
26.本发明进一步的改进在于，如果标准差偏差值b大于或等于10％，且标准差偏差值c大于或等于10％，且标准差偏差值a小于10％，则判断第三叶片出现故障。
27.本发明进一步的改进在于，如果标准差偏差值c大于或等于10％，且标准差偏差值a大于或等于10％，且标准差偏差值b小于10％，则判断第一叶片出现故障。
28.本发明至少具有如下有益的技术效果：
29.本发明以符合iec61311-3国际标准的函数块为载体，基于主控plc采集到的三支叶片的实际桨距角，经过滤波及函数块的算法处理，可以准确得到每支叶片的故障偏差，实现了风电机组叶片故障判别，克服了传统风电机组基于叶片在线监测系统来识别风电机组叶片潜在故障、运维人员利用望远镜、吊篮目视检查叶片故障等判别方法的高危险性、不准确难题，其具有如下优点：
30.第一：基于函数块的算法嵌入主控plc可以不再占用、添加任何机械结构；
31.第二：相较于业内现有的利用运维人员望远镜、吊篮目视检查的手段，该方法不具
有任何人身危险性，安全可靠；
32.第三：本发明中涉及到的对叶片的实际测量桨距角的滤波处理算法具有成熟、可靠、运算量小的优点，可对桨距角测量值信号的毛刺进行有效的剔除；
33.第四：本发明中涉及到的三支叶片桨距角的采样周期与采样时间的确定，是经过众多风电机组叶片故障事故分析案例获取的，具有丰富的工程实践基础；
34.第五：基于本发明的思路及算法，可以根据风电机组实际运行数据，对机组叶片的状态进行离线的评估，该方法实操性强、可靠性高，能够大量节省风电场运维成本。
附图说明
35.图1为本发明一种基于变桨信号标准差分析的风电机组叶片故障判别方法的流程图。
36.图2为本发明一种基于变桨信号标准差分析的风电机组叶片故障判别方法的核心步骤示意图。
37.图3为本发明一种基于变桨信号标准差分析的某发生断裂叶片在断裂前后的三支叶片桨距角实际测量值示意图。
38.图4为本发明一种基于变桨信号标准差分析的某发生断裂叶片在断裂前后的三支叶片桨距角实际测量值经过滑动滤波处理后的示意图。
39.图5为本发明一种基于变桨信号标准差分析的某发生断裂叶片在断裂前后的三支叶片桨距角标准差偏差对比示意图。
具体实施方式
40.下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
41.如图1所示，本发明提供的一种基于变桨信号标准差分析的风电机组叶片故障判别方法，包括如下步骤：
42.1)基于iec61311-3国际标准生成、能被plc调用的函数块为载体；
43.2)以变桨系统的实际测量数据作为载体的输入信号，该信号存在测量噪声干扰，因此对三支叶片的桨距角实测值进行滑动滤波算法处理，设定滑动滤波算法的时间周期为60ms，即当主控plc的任务周期为10ms时，对6个周期的测量值做滑动滤波处理，当任务周期为20ms时，对3个周期的测量值做滑动滤波处理。
44.3)依据对变桨系统实测桨距角信号进行滑动滤波处理后，分别得到经过滑动滤波后的三支叶片桨距角值，分别计算这三支叶片经滑动滤波后的桨距角值60ms内的桨距角标准差；
45.4)如果任意两支叶片桨距角的标准差差值的绝对值与该两支叶片的标准差的比值相差超过10％，则判断叶片存在故障，否则叶片不存在故障。
46.01：对于变桨系统信号的采集，只采集plc实时测量的桨距角信息，该信号10ms刷
新一次，采样精度高；
47.02：针对变桨系统的实际测量信号，能够采用的滤波函数非常多，本发明采用了滑动滤波平均值的计算方法，该方法计算量小、效果好；
48.03：针对不同时长的采样，计算效果会有不同的偏差，本发明针对2.0mw以上容量的机组确定了60ms的采样时长；
49.04：当下大容量先进兆瓦级风电机组，一般对桨距角的测量有两种方式，分别用位于叶片根部的a编码器测量和位于变桨驱动器处的b编码器测量，其中b编码器的测量精度要高于a编码器，因此变桨系统桨距角测量值采用b编码器测量值；
50.05：针对叶片桨距角测量值的标准差计算，确定60ms的采样时间，且程序每刷新10ms，则进行一次标准差的计算，即叶片桨距角测量与叶片桨距角标准差的计算是同步进行的。
51.06：针对依据叶片桨距角标准差的计算结果，实现对叶片故障的判别，更详细的步骤如下：
52.步骤一：分别记：
53.标准差偏差值a为：第一叶片的桨距角测量值标准差与第二叶片的桨距角测量值标准差的差值的绝对值，与第一叶片的桨距角测量值标准差或第二叶片的桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
54.标准差偏差值b为：第二叶片的桨距角测量值标准差与第二叶片的桨距角测量值标准差的差值的绝对值，与第二叶片的桨距角测量值标准差或第三叶片的桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
55.标准差偏差值c为：第三叶片的桨距角测量值标准差与第一叶片的桨距角测量值标准差的差值的绝对值，与第三叶片的桨距角测量值标准差或第一叶片的桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
56.步骤二：
57.如果标准差偏差值a大于或等于10％，且标准差偏差值b大于或等于10％，且标准差偏差值c小于10％，则可以判断第二叶片出现故障；
58.步骤三：如果标准差偏差值b大于或等于10％，且标准差偏差值c大于或等于10％，且标准差偏差值a小于10％，则可以判断第三叶片出现故障；
59.步骤四：如果标准差偏差值c大于或等于10％，且标准差偏差值a大于或等于10％，且标准差偏差值b小于10％，则可以判断第一叶片出现故障。
60.实施例
61.2021年某陆上3mw机组发生叶片断裂事故，取机组叶片故障后的运行数据做实施例分析。
62.步骤一：对某3.2mw机组的叶片桨距角进行测量，分别得到三支叶片的实际桨距角，如图所示3所示。
63.步骤二：对三支叶片的施加桨距角进行滑动滤波处理，剔除相对应的毛刺，如图4所示：
64.步骤三：分别计算三支叶片的桨距角标准差，并计算得到3个标准偏差值，其中：
65.标准差偏差值a为：第一叶片的桨距角测量值标准差与第二叶片的桨距角测量值
标准差的差值的绝对值，与第一叶片的桨距角测量值标准差或第二叶片的桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
66.标准差偏差值b为：第二叶片的桨距角测量值标准差与第三叶片的桨距角测量值标准差的差值的绝对值，与第二叶片的桨距角测量值标准差或第三叶片的桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
67.标准差偏差值c为：第三叶片的桨距角测量值标准差与第一叶片的桨距角测量值标准差的差值的绝对值，与第三叶片的桨距角测量值标准差或第一叶片的桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
68.得到，如图5、表1所示：
69.表1为本发明一种基于变桨信号标准差分析的某发生断裂叶片在断裂前后的三支叶片桨距角标准差偏差对比实际数据。
[0070][0071][0072]
其中，表1中cycle表示风电机组主控制器的任务周期，
[0073]
当，cycle为0时，表示叶片故障发生时刻；
[0074]
当，cycle小于0时，表示叶片未发生故障前；
[0075]
当，cycle大于0时，表示叶片发生故障后。
[0076]
即依据风电机组叶片断裂事故案例，即可判断出，3#叶片出现了故障。
[0077]
本发明所述的一种基于变桨信号标准差分析的叶片故障的判别方法。
[0078]
步骤一：以下三个变量，
[0079]
桨距角测量值1；
[0080]
桨距角测量值2；
[0081]
桨距角测量值3；
[0082]
分别为第一叶片～第三叶片的桨距角测量值。
[0083]
步骤二：对采集到的桨距角测量值，进行滑动滤波处理。在此规定滑动滤波时间为60ms，即当主控plc的任务周期为10ms时，对6个周期的测量值做滑动滤波处理，当任务周期为20ms时，对3个周期的测量值做滑动滤波处理。
[0084]
步骤三：记录得到的桨距角滤波值的平均值分别记为：
[0085]
桨距角滑动滤波值1；
[0086]
桨距角滑动滤波值2；
[0087]
桨距角滑动滤波值3；
[0088]
步骤四：对每支叶片的桨距角进行60ms内的标准差计算，每支叶片的桨距角标准差分别记为：
[0089]
第一叶片桨距角测量值标准差；
[0090]
第二叶片桨距角测量值标准差；
[0091]
第三叶片桨距角测量值标准差；
[0092]
在得到的每支叶片的桨距角标准差的基础上，分别计算标准差的偏差值：
[0093]
标准差偏差值a为：第一叶片桨距角测量值标准差与第二叶片桨距角测量值标准差的差值的绝对值，与第一叶片桨距角测量值标准差或第二叶片桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
[0094]
标准差偏差值b为：第二叶片桨距角测量值标准差与第二叶片桨距角测量值标准差的差值的绝对值，与第二叶片桨距角测量值标准差或第三叶片桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
[0095]
标准差偏差值c为：第三叶片桨距角测量值标准差与第一叶片桨距角测量值标准差的差值的绝对值，与第三叶片桨距角测量值标准差或第一叶片桨距角测量值标准差的比值，其中该值取较大值；
[0096]
步骤五：如果出现以下情况，则主控报出，叶片出现故障，否则不报故障。
[0097]
如果标准差偏差值a大于或等于10％，且标准差偏差值b大于或等于10％，且标准差偏差值c小于10％，则可以判断第二叶片出现故障；
[0098]
如果标准差偏差值b大于或等于10％，且标准差偏差值c大于或等于10％，且标准差偏差值a小于10％，则可以判断第三叶片出现故障；
[0099]
如果标准差偏差值c大于或等于10％，且标准差偏差值a大于或等于10％，且标准差偏差值b小于10％，则可以判断第一叶片出现故障。
[0100]
虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施方案对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。