CN108204342A - 风力发电机的叶片结冰识别方法和装置 - Google Patents

Abstract

提供一种风力发电机的叶片结冰识别方法和装置，所述识别方法包括：确定风力发电机当前的实际发电功率值；将所述实际发电功率值与第一预设值进行比较；如果所述实际发电功率值不小于第一预设值，则确定当前的桨距角；根据当前的桨距角确定叶片的结冰状态。采用本发明示例性实施例的上述风力发电机的叶片结冰识别方法和装置，能够基于风力发电机的实际发电功率值和桨距角来实现对叶片结冰状态的识别，有效提高了叶片结冰判断的准确性和可靠性。

Description

风力发电机的叶片结冰识别方法和装置

技术领域

本发明总体说来涉及风力发电技术领域，更具体地讲，涉及一种风力发电机的叶片结冰识别方法和装置。

背景技术

风力发电机一般工作在风资源比较丰富的地区，其面临的环境比较严酷，在低温或严寒的地区和季节，叶片往往会发生结冰的情况，叶片一旦覆冰，功率输出降低，叶片质量和气动均会出现不平衡导致叶片及整机载荷增加。所以叶片结冰一般情况下降低了机组的发电量和使用寿命，严重情况下将直接导致风力发电机的长时间停机，给风电场的正常发电造成影响。

发明内容

本发明的示例性实施例的目的在于提供一种风力发电机的叶片结冰识别方法和装置，以提高对风力发电机的叶片结冰状态判断的准确性和可靠性。

根据本发明示例性实施例的一方面，提供一种风力发电机的叶片结冰识别方法，所述识别方法包括：确定风力发电机当前的实际发电功率值；将所述实际发电功率值与第一预设值进行比较；如果所述实际发电功率值不小于第一预设值，则确定当前的桨距角；根据当前的桨距角确定叶片的结冰状态。

可选地，根据当前的桨距角确定叶片的结冰状态的步骤可包括：将确定的桨距角与第二预设值进行比较；如果所述桨距角小于第二预设值，则识别风力发电机的叶片为结冰状态；如果所述桨距角不小于第二预设值，则识别风力发电机的叶片为未结冰状态。

可选地，所述识别方法可还包括：如果所述实际发电功率值小于第一预设值，则识别风力发电机的叶片为结冰状态。

可选地，所述将所述实际发电功率值与第一预设值进行比较可包括：当在风力发电机处于限功率的状态下，所述第一预设值为限功率值。

可选地，所述将所述实际发电功率值与第一预设值进行比较可包括：当在风力发电机处于非限功率的状态下，第一预设值为理论发电功率值。

可选地，所述识别方法可还包括：检测当前的实际风速；确定风力发电机在当前的实际风速下的理论发电功率值；将所述理论发电功率值与限功率值进行比较；当所述理论发电功率值大于限功率值时，确定风力发电机组处于限功率的状态；当所述理论功率值不大于限功率值时，确定风力发电机组处于非限功率的状态。

可选地，所述识别方法可还包括：检测风力发电机所处的环境温度，其中，当所述环境温度小于等于预设温度时，检测风力发电机当前的实际风速。

根据本发明示例性实施例的另一方面，提供一种风力发电机的叶片结冰识别装置，所述识别装置包括：实际功率确定单元，确定风力发电机当前的实际发电功率值；第一比较单元，将所述实际发电功率值与第一预设值进行比较；桨距角确定单元，如果所述实际发电功率值不小于第一预设值，则确定当前的桨距角；结冰状态识别单元，根据当前的桨距角确定叶片的结冰状态。

可选地，结冰状态识别单元可将确定的桨距角与第二预设值进行比较，如果所述桨距角小于第二预设值，则识别风力发电机的叶片为结冰状态，如果所述桨距角不小于第二预设值，则识别风力发电机的叶片为未结冰状态。

可选地，如果所述实际发电功率值小于第一预设值，则结冰状态识别单元可识别风力发电机的叶片为结冰状态。

可选地，当在风力发电机处于限功率的状态下，所述第一预设值为限功率值。

可选地，当在风力发电机处于非限功率的状态下，第一预设值为理论发电功率值。

可选地，所述识别装置可还包括：风速检测单元，检测当前的实际风速；理论功率确定单元，确定风力发电机在当前的实际风速下的理论发电功率值；第二比较单元，将所述理论发电功率值与限功率值进行比较；状态确定单元，当所述理论发电功率值大于限功率值时，状态确定单元可确定风力发电机组处于限功率的状态，当所述理论功率值不大于限功率值时，状态确定单元可确定风力发电机组处于非限功率的状态。

可选地，所述识别装置可还包括：温度检测单元，检测风力发电机所处的环境温度，其中，当所述环境温度小于等于预设温度时，风速检测单元可检测风力发电机当前的实际风速。

采用本发明示例性实施例的上述风力发电机的叶片结冰识别方法和装置，能够基于风力发电机的实际发电功率值和桨距角来实现对叶片结冰状态的识别，有效提高了叶片结冰判断的准确性和可靠性。

附图说明

通过下面结合示例性地示出实施例的附图进行的详细描述，本发明示例性实施例的上述和其它目的、特点和优点将会变得更加清楚，其中：

图1示出根据本发明示例性实施例的风力发电机的叶片结冰识别方法的流程图；

图2示出根据本发明示例性实施例的用于确定风力发电机所处的状态的步骤的流程图；

图3示出根据本发明示例性实施例的在风力发电机处于非限功率的情况下确定叶片的结冰状态的步骤的流程图；

图4示出根据本发明示例性实施例的风力发电机的叶片结冰识别装置的框图；

图5示出根据本发明示例性实施例的用于确定风力发电机所处的状态的装置的框图。

具体实施方式

现在，将参照附图更充分地描述不同的示例实施例，其中，一些示例性实施例在附图中示出。

图1示出根据本发明示例性实施例的风力发电机的叶片结冰识别方法的流程图。

参照图1，在步骤S10中，确定风力发电机当前的实际发电功率值。这里，可利用现有的各种方法检测风力发电机当前的实际发电功率值。

在步骤S20中，将所述实际发电功率值与第一预设值进行比较，即，判断风力发电机当前的实际发电功率值是否小于第一预设值。

作为示例，第一预设值可为限功率值，优选地，第一预设值可为限功率值与第一预设系数的乘积。这里，所述限功率值可指预先设置的风力发电机的发电功率值，本领域技术人员可根据实际情况的需要来设置该限功率值。第一预设系数的取值范围可为0～1之间，这是考虑到电网存在波动，将第一预设值设置为限功率值与第一预设系数的乘积可有效避免由于电网波动而导致的结果误判。

如果所述实际发电功率值小于第一预设值，则识别风力发电机的叶片为结冰状态。

如果所述实际发电功率值不小于(即，大于等于)第一预设值，则执行步骤S30：确定当前的桨距角。这里，可利用现有的各种方法来获取风力发电机当前的桨距角。

此时，可根据当前的桨距角确定叶片的结冰状态，具体地，在步骤S40中，可将确定的桨距角与第二预设值进行比较，即，判断当前的桨距角是否小于第二预设值。

作为示例，第二预设值可为在当前的实际风速下的理论桨距角，优选地，第二预设值可为在当前的实际风速下的理论桨距角与第三预设系数的乘积。例如，可根据风力发电机的历史运行数据预先建立风速、理论发电功率值与理论桨距角的对应关系模型，在获得当前的实际风速后，根据预先建立的所述对应关系模型来确定与当前的实际风速对应的理论桨距角。第三预设系数的取值范围可为0～1之间，这里将第二预设值设置为理论桨距角与第三预设系数的乘积可有效减少误判断，提高判断的准确性。

如果当前的桨距角不小于(即，大于等于)第二预设值，则执行步骤S50：识别风力发电机的叶片为未结冰状态。

如果当前的桨距角小于第二预设值，则执行步骤S60：识别风力发电机的叶片为结冰状态。

应理解，优选地，在执行上述图1所示的风力发电机的叶片结冰识别方法之前，可先确定风力发电机所处的状态，再根据风力发电机所处的状态确定出对风力发电机的叶片结冰识别的具体方式。

图2示出根据本发明示例性实施例的用于确定风力发电机所处的状态的步骤的流程图。

参照图2，在步骤S201中，检测当前的实际风速。这里，可利用现有的各种方法来检测当前的实际风速，该实际风速可指风力发电机的外部风速。

应理解，在执行步骤S201之前，根据本发明示例性实施例的用于确定风力发电机所处的状态的步骤可还包括：检测风力发电机所处的环境温度，当所述环境温度小于等于预设温度时，执行步骤S201(即，检测风力发电机当前的实际风速)，当所述环境温度大于预设温度时，不检测风力发电机当前的实际风速。

作为示例，所述预设温度可为外界气象条件能够满足结冰条件的温度，应理解，在本发明示例性实施例中是以对环境温度的判断来确定外界气象条件是否满足结冰条件，然而，本发明不限于此，本领域技术人员来可通过检测其他参数来判断风力发电机是否满足结冰条件，以在外界气象条件满足结冰条件时执行步骤S201检测风力发电机当前的实际风速。

在步骤S202中，确定风力发电机在当前的实际风速下的理论发电功率值。

由上述分析可知，可根据风力发电机的历史运行数据预先建立风速与理论发电功率值的对应关系模型，在获得当前的实际风速后，根据预先建立的上述对应关系模型来确定与当前的实际风速对应的理论发电功率值。

在步骤S203中，将所述理论发电功率值与限功率值进行比较，即，判断所述理论发电功率值是否大于限功率值。

此时，可根据理论发电功率值与限功率值的比较结果来确定风力发电机所处的状态，具体如下：

如果所述理论发电功率值大于限功率值，则执行步骤S204：确定风力发电机处于限功率的状态。优选地，在风力发电机处于限功率的状态下，可执行步骤S10确定风力发电机当前的实际发电功率值。

如果所述理论发电功率值不大于(即，小于等于)限功率值，则执行步骤S205：确定风力发电机处于非限功率的状态，即，风力发电机为自由发电模式。

下面参照图3来详细介绍风力发电机处于非限功率的状态时，对风力发电机的叶片结冰识别的具体方式。

图3示出根据本发明示例性实施例的在风力发电机处于非限功率的情况下确定叶片的结冰状态的步骤的流程图。

参照图3，在步骤S301中，将风力发电机当前的实际风速与额定风速进行比较，即，判断风力发电机当前的实际风速是否小于额定风速。

如果当前的实际风速不小于(即，大于等于)额定风速，则表明此时风力发电机处于大风速环境下，可执行步骤S10确定风力发电机当前的实际发电功率值，从而确定叶片的结冰状态。在此情况下，第一预设值可为理论发电功率值，优选地，第一预设值可为理论发电功率值与第二预设系数的乘积。作为示例，第二预设系数的取值范围可为0～1之间，这里将第一预设值设置为理论发电功率值与第二预设系数的乘积可有效减少误判断，提高判断的准确性。

如果当前的实际风速小于额定风速，则表明此时风力发电机处于小风速环境下，可执行步骤S302：将风力发电机当前的实际发电功率值与理论发电功率值进行比较，即，判断当前的实际发电功率值是否小于理论发电功率值。优选地，可将理论发电功率值与第二预设系数的乘积与风力发电机当前的实际发电功率值进行比较。

如果当前的实际发电功率值小于理论发电功率值，则执行步骤S303：识别风力发电机的叶片为结冰状态。

如果当前的实际发电功率值不小于(即，大于等于)理论发电功率值，则执行步骤S304：则识别风力发电机的叶片为未结冰状态。

优选地，当外界气象条件满足结冰条件时可定时检测当前的实际风速，并执行上述识别方法以对风力发电机的叶片结冰状态进行判断，获得各时间点对风力发电机的叶片结冰状态的识别结果，统计预定时间段内的所有叶片结冰状态的识别结果，当叶片为结冰状态的识别结果占所有叶片结冰状态的识别结果的比例(例如，百分比)达到设定比例时，输出叶片为结冰状态的识别结果，当上述比例未达到设定比例时，输出叶片为未结冰状态的识别结果。这里，统计一段时间内连续的识别结果，是为提高对叶片结冰状态识别的准确性，以避免因为一两次数据采集的误判而导致最终识别结果出现偏差。优选地，可根据本领域技术人员的实际经验来确定所述设定比例的大小。

图4示出根据本发明示例性实施例的风力发电机的叶片结冰识别装置的框图。

如图4所示，根据本发明示例性实施例的风力发电机的叶片结冰识别装置包括：实际功率确定单元10、第一比较单元20、桨距角确定单元30和结冰状态识别单元40。

具体说来，实际功率确定单元10确定风力发电机当前的实际发电功率值。这里，可利用现有的各种装置检测风力发电机当前的实际发电功率值。

第一比较单元20将所述实际发电功率值与第一预设值进行比较，即，判断风力发电机当前的实际发电功率值是否小于第一预设值。

作为示例，第一预设值可为限功率值，优选地，第一预设值可为限功率值与第一预设系数的乘积。这里，所述限功率值可指预先设置的风力发电机的发电功率值，本领域技术人员可根据实际情况的需要来设置该限功率值。第一预设系数的取值范围可为0～1之间，这是考虑到电网存在波动，将第一预设值设置为限功率值与第一预设系数的乘积可有效避免由于电网波动而导致的结果误判。

如果所述实际发电功率值不小于(即，大于等于)第一预设值，则桨距角确定单元30确定当前的桨距角。这里，可利用现有的各种装置来获取风力发电机当前的桨距角。

如果所述实际发电功率值小于第一预设值，则结冰状态识别单元40可识别风力发电机的叶片为结冰状态。

结冰状态识别单元40根据当前的桨距角确定叶片的结冰状态。

例如，结冰状态识别单元40可将确定的桨距角与第二预设值进行比较，即，判断当前的桨距角是否小于第二预设值，如果所述桨距角小于第二预设值，则结冰状态识别单元40识别风力发电机的叶片为结冰状态，如果所述桨距角不小于(即，大于等于)第二预设值，则结冰状态识别单元40识别风力发电机的叶片为未结冰状态。

作为示例，第二预设值可为在当前的实际风速下的理论桨距角，优选地，第二预设值可为在当前的实际风速下的理论桨距角与第三预设系数的乘积。例如，根据本发明示例性实施例的风力发电机的叶片结冰识别装置可还包括：理论数据获取单元，可根据风力发电机的历史运行数据预先建立风速、理论发电功率值与理论桨距角的对应关系模型，在获得当前的实际风速后，根据预先建立的所述对应关系模型来确定与当前的实际风速对应的理论桨距角。第三预设系数的取值范围可为0～1之间，这里将第二预设值设置为理论桨距角与第三预设系数的乘积可有效减少误判断，提高判断的准确性。

应理解，优选地，在本发明示例性实施例中，可先确定风力发电机所处的状态，再根据风力发电机所处的状态确定出对风力发电机的叶片结冰识别的具体方式。

图5示出根据本发明示例性实施例的用于确定风力发电机所处的状态的装置的框图。

如图5所示，根据本发明示例性实施例的用于确定风力发电机所处的状态的装置可包括：风速检测单元501、理论功率确定单元502、第二比较单元503和状态确定单元504。

具体说来，风速检测单元501检测当前的实际风速。这里，可利用现有的各种装置来检测当前的实际风速，该实际风速可指风力发电机的外部风速。

优选地，根据本发明示例性实施例的用于确定风力发电机所处的状态的装置可还包括：环境温度检测单元，检测风力发电机所处的环境温度，当所述环境温度小于等于预设温度时，风速检测单元501检测当前的实际风速，当所述环境温度大于预设温度时，风速检测单元501不检测风力发电机当前的实际风速。

作为示例，所述预设温度可为外界气象条件能够满足结冰条件的温度，应理解，在本发明示例性实施例中是以对环境温度的判断来确定外界气象条件是否满足结冰条件，然而，本发明不限于此，本领域技术人员来可通过检测其他参数来判断风力发电机是否满足结冰条件，以在外界气象条件满足结冰条件时由风速检测单元501检测风力发电机当前的实际风速。

理论功率确定单元502确定风力发电机在当前的实际风速下的理论发电功率值。

由上述分析可知，理论功率确定单元502可根据风力发电机的历史运行数据预先建立风速与理论发电功率值的对应关系模型，在获得当前的实际风速后，根据预先建立的上述对应关系模型来确定与当前的实际风速对应的理论发电功率值。

第二比较单元503将所述理论发电功率值与限功率值进行比较，即，判断所述理论发电功率值是否大于限功率值。

状态确定单元504根据理论发电功率值与限功率值的比较结果来确定风力发电机所处的状态。

例如，如果所述理论发电功率值大于限功率值，则状态确定单元504确定风力发电机处于限功率的状态。优选地，实际功率确定单元10可在风力发电机处于限功率的状态下，确定风力发电机当前的实际发电功率值。

如果所述理论发电功率值不大于(即，小于等于)限功率值，则状态确定单元504可确定风力发电机处于非限功率的状态，即，风力发电机为自由发电模式。

下面介绍风力发电机处于非限功率的状态时，对状态确定单元504风力发电机的叶片结冰识别的具体方式。

具体地，根据本发明示例性实施例的风力发电机的叶片结冰识别装置可还包括：第四比较单元，将风力发电机当前的实际风速与额定风速进行比较，即，判断风力发电机当前的实际风速是否小于额定风速。

如果当前的实际风速不小于(即，大于等于)额定风速，则表明此时风力发电机处于大风速环境下，此时实际功率确定单元10可确定风力发电机当前的实际发电功率值。在此情况下，第一预设值可为理论发电功率值，优选地，第一预设值可为理论发电功率值与第二预设系数的乘积。作为示例，第二预设系数的取值范围可为0～1之间，这里将第一预设值设置为理论发电功率值与第二预设系数的乘积可有效减少误判断，提高判断的准确性。

根据本发明示例性实施例的风力发电机的叶片结冰识别装置可还包括：第三比较单元，如果当前的实际风速小于额定风速，则表明此时风力发电机处于小风速环境下，第三比较单元可将风力发电机当前的实际发电功率值与理论发电功率值进行比较，即，判断当前的实际发电功率值是否小于理论发电功率值。

如果当前的实际发电功率值小于理论发电功率值，则结冰状态识别单元40识别风力发电机的叶片为结冰状态。

如果当前的实际发电功率值不小于(即，大于等于)理论发电功率值，则结冰状态识别单元40则识别风力发电机的叶片为未结冰状态。

优选地，当外界气象条件满足结冰条件时风速检测单元501可定时检测当前的实际风速，并由上述识别装置对风力发电机的叶片结冰状态进行判断，以获得各时间点对风力发电机的叶片结冰状态的识别结果，结冰状态识别单元40统计预定时间段内的所有叶片结冰状态的识别结果，当叶片为结冰状态的识别结果占所有叶片结冰状态的识别结果的比例(例如，百分比)达到设定比例时，结冰状态识别单元40输出叶片为结冰状态的识别结果，当上述比例未达到设定比例时，结冰状态识别单元40输出叶片为未结冰状态的识别结果。这里，统计一段时间内连续的识别结果，是为提高对叶片结冰状态识别的准确性，以避免因为一两次数据采集的误判而导致最终识别结果出现偏差。这里，可根据本领域技术人员的实际经验来确定所述设定比例的大小。

采用本发明示例性实施例的上述风力发电机的叶片结冰识别方法和装置，能够基于风力发电机的实际发电功率值和桨距角来实现对叶片结冰状态的识别，有效提高了叶片结冰判断的准确性和可靠性，有利于工作人员及时有效地对风力发电机进行维护或者采用相应的处理策略，保证风力发电机安全、稳定运行，以延长风力发电机的使用寿命。

此外，根据本发明示例性实施例的上述风力发电机的叶片结冰识别方法和装置，可实现对风力发电机在限功率状态下的叶片结冰状态的识别。

此外，应该理解，根据本发明示例性实施例的风力发电机的叶片结冰识别装置中的各个单元可被实现硬件组件和/或软件组件。本领域技术人员根据限定的各个单元所执行的处理，可以例如使用现场可编程门阵列(FPGA)或专用集成电路(ASIC)来实现各个单元。

此外，根据本发明示例性实施例的风力发电机的叶片结冰识别方法可以被实现为计算机可读记录介质中的计算机代码。本领域技术人员可以根据对上述方法的描述来实现所述计算机代码。当所述计算机代码在计算机中被执行时实现本发明的上述方法。

尽管已经参照其示例性实施例具体显示和描述了本发明，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 (14)

1.一种风力发电机的叶片结冰识别方法，其特征在于，包括：

确定风力发电机当前的实际发电功率值；

将所述实际发电功率值与第一预设值进行比较；

如果所述实际发电功率值不小于第一预设值，则确定当前的桨距角；

根据当前的桨距角确定叶片的结冰状态。

2.如权利要求1所述的识别方法，其特征在于，根据当前的桨距角确定叶片的结冰状态的步骤包括：

将确定的桨距角与第二预设值进行比较；

如果所述桨距角小于第二预设值，则识别风力发电机的叶片为结冰状态；

如果所述桨距角不小于第二预设值，则识别风力发电机的叶片为未结冰状态。

3.如权利要求1所述的识别方法，其特征在于，还包括：如果所述实际发电功率值小于第一预设值，则识别风力发电机的叶片为结冰状态。

4.如权利要求1所述的识别方法，其特征在于，所述将所述实际发电功率值与第一预设值进行比较包括：

当在风力发电机处于限功率的状态下，所述第一预设值为限功率值。

5.如权利要求1所述的识别方法，其特征在于，所述将所述实际发电功率值与第一预设值进行比较包括：

当风力发电机处于非限功率的状态下，第一预设值为理论发电功率值。

6.如权利要求4或5所述的识别方法，其特征在于，还包括：

检测当前的实际风速；

确定风力发电机在当前的实际风速下的理论发电功率值；

将所述理论发电功率值与限功率值进行比较；

当所述理论发电功率值大于限功率值时，确定风力发电机组处于限功率的状态；

当所述理论功率值不大于限功率值时，确定风力发电机处于非限功率的状态。

7.如权利要求6所述的识别方法，其特征在于，还包括：检测风力发电机所处的环境温度，其中，当所述环境温度小于等于预设温度时，检测风力发电机当前的实际风速。

8.一种风力发电机的叶片结冰识别装置，其特征在于，包括：

实际功率确定单元，确定风力发电机当前的实际发电功率值；

第一比较单元，将所述实际发电功率值与第一预设值进行比较；

桨距角确定单元，如果所述实际发电功率值不小于第一预设值，则确定当前的桨距角；

结冰状态识别单元，根据当前的桨距角确定叶片的结冰状态。

9.如权利要求8所述的识别装置，其特征在于，结冰状态识别单元将确定的桨距角与第二预设值进行比较，如果所述桨距角小于第二预设值，则识别风力发电机的叶片为结冰状态，如果所述桨距角不小于第二预设值，则识别风力发电机的叶片为未结冰状态。

10.如权利要求8所述的识别装置，其特征在于，如果所述实际发电功率值小于第一预设值，则结冰状态识别单元识别风力发电机的叶片为结冰状态。

11.如权利要求8所述的识别装置，其特征在于，当在风力发电机处于限功率的状态下，所述第一预设值为限功率值。

12.如权利要求8所述的识别装置，其特征在于，当在风力发电机处于非限功率的状态下，第一预设值为理论发电功率值。

13.如权利要求11或12所述的识别装置，其特征在于，还包括：

风速检测单元，检测当前的实际风速；

理论功率确定单元，确定风力发电机在当前的实际风速下的理论发电功率值；

第二比较单元，将所述理论发电功率值与限功率值进行比较；

状态确定单元，当所述理论发电功率值大于限功率值时，状态确定单元确定风力发电机组处于限功率的状态，当所述理论功率值不大于限功率值时，状态确定单元确定风力发电机组处于非限功率的状态。

14.如权利要求13所述的识别装置，其特征在于，还包括：温度检测单元，检测风力发电机所处的环境温度，

其中，当所述环境温度小于等于预设温度时，风速检测单元检测风力发电机当前的实际风速。