CN113847211A - 风力发电机组的净空监测系统、方法及控制器 - Google Patents

Abstract

提供一种风力发电机组的净空监测系统、方法及控制器。该风力发电机组的净空监测系统包括：控制器、风向标、风速仪和转速传感器，其中，控制器被配置为：基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值，其中，通过转速传感器测量的叶轮转速来计算叶片的叶尖线速度、通过风速计测量来流风速，并且通过风向标测量对风偏差；计算所述主特征值的统计指标；基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险，从而在监测到风力发电机组的净空低时，及时提高风力发电机组的净空，降低叶片扫塔风险。

Description

风力发电机组的净空监测系统、方法及控制器

技术领域

本公开涉及风力发电技术领域。更具体地，本公开涉及一种风力发电机组的净空监测方法、系统及控制器。

背景技术

近年来，风电市场变化导致了风力发电机组叶片设计逐步向长柔化发展，以捕捉更多风能、降低设计成本。同时，风机在风电场运行时所处的环境条件存在越来越凸显的不确定性，如复杂的山地地形与气象预警耦合形成的复杂风况条件。风机在风电场运行净空过小时会出现叶片扫塔问题，其直接后果是叶尖断裂，严重时引发叶片从根部折断及塔架损毁。

针对上述机组净空问题，现有技术基于从功率、偏航误差等单个运行变量做特征判断，作为抬升最小桨距角的触发条件，以提高机组净空，降低叶片扫塔风险。

发明内容

本公开的示例性实施例在于提供一种风力发电机组的净空监测系统、方法及控制器，以在监测到风力发电机组的净空低时，及时提高风力发电机组的净空，降低叶片扫塔风险。

根据本公开的示例性实施例，提供一种风力发电机组的净空监测系统，包括：控制器、风向标、风速仪和转速传感器，其中，控制器被配置为：于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值，其中，通过转速传感器测量的叶轮转速来计算叶片的叶尖线速度、通过风速计测量来流风速，并且通过风向标测量对风偏差；计算所述主特征值的统计指标；基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险。

可选地，控制器可被配置为：基于叶轮转速和叶轮半径计算叶尖线速度。

可选地，控制器可被配置为：基于来流风速和对风偏差计算来流风速在叶轮平面平行方向上的第一来流风速和来流风速在叶轮平面垂直方向上的第二来流风速；基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值。

可选地，控制器还可被配置为：计算叶尖线速度和第一来流风速的和值，作为第一和值；计算第一和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

可选地，所述净空监测系统还可包括：叶轮方位角传感器，用于测量叶片的方位角，其中，控制器还可被配置为：使用叶片的方位角计算第一夹角；计算所述第一夹角的正弦值；计算叶尖线速度与正弦值的乘积，并且计算所述乘积和第一来流风速的和值，作为第二和值；计算第二和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

可选地，统计指标可包括以下项中的至少一个：预设时间段内主特征值的最大值、主特征值的累计值、变化率最大的主特征值。

可选地，控制器还可被配置为：当所述统计指标大于预定阈值时，确定辅助特征是否满足触发条件；当辅助特征满足触发条件时，确定风力发电机组存在净空风险。

可选地，辅助特征是桨距角，其中，控制器还可被配置为：如果当前桨距角大于桨距角阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。

可选地，辅助特征是来流风速、风力发电机组的转速、若干桨距角之间的变化率或风速的变化率，其中，控制器还被配置为：如果来流风速在额定风速的预定范围内，或者风力发电机组的转速在额定转速的预定范围内，或者若干桨距角之间的变化率大于第一预定变化率阈值，或者风速的变化率大于预定变化率阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。

可选地，控制器还可被配置为：当确定风力发电机组存在净空风险时，使用预设的临时控制参数控制风力发电机组运行。

可选地，预设的临时控制参数可包括大于最小桨距角的预设桨距角，其中，控制器还可被配置为控制风力发电机组按照所述预设桨距角执行变桨动作。

可选地，预设的临时控制参数可包括低于风力发电机组的额定转速的预设转速、下压的限功率值和停机指示中的一个，其中，控制器还可被配置为控制风力发电机组执行以下动作中的一个：控制风力发电机组以所述预设转速运行，控制风力发电机组在下压的限功率值下运行，控制风力发电机组停机。

根据本公开的示例性实施例，提供一种风力发电机组的净空监测方法，包括：基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值；计算所述主特征值的统计指标；并且基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险。

可选地，所述净空监测方法还可包括：基于叶轮转速和叶轮半径计算叶尖线速度。

可选地，计算用于净空监测的主特征值的步骤可包括：基于来流风速和对风偏差计算来流风速在叶轮平面平行方向上的第一来流风速和来流风速在叶轮平面垂直方向上的第二来流风速；基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值。

可选地，基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值的步骤可包括：计算叶尖线速度和第一来流风速的和值，作为第一和值；计算第一和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

可选地，基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值的步骤可包括：使用叶片的方位角计算第一夹角；计算所述第一夹角的正弦值；计算叶尖线速度与正弦值的乘积，并且计算所述乘积和第一来流风速的和值，作为第二和值；计算第二和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

可选地，统计指标可包括以下项中的至少一个：预设时间段内主特征值的最大值、主特征值的累计值、变化率最大的主特征值。

可选地，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险的步骤可包括：当所述统计指标大于预定阈值时，确定辅助特征是否满足触发条件；当辅助特征满足触发条件时，确定风力发电机组存在净空风险。

可选地，确定风力发电机组存在净空风险的步骤可包括：如果当前桨距角大于桨距角阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。

可选地，辅助特征是来流风速、风力发电机组的转速、若干桨距角之间的变化率或风速的变化率，其中，确定风力发电机组存在净空风险的步骤可包括：如果来流风速在额定风速的预定范围内，或者风力发电机组的转速在额定转速的预定范围内，或者若干桨距角之间的变化率大于第一预定变化率阈值，或者风速的变化率大于预定变化率阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。

可选地，所述净空监测方法还可包括：当确定风力发电机组存在净空风险时，使用预设的临时控制参数控制风力发电机组运行。

可选地，预设的临时控制参数包括大于最小桨距角的预设桨距角，其中，所述净空监测方法还可包括：控制风力发电机组按照所述预设桨距角执行变桨动作。

可选地，预设的临时控制参数可包括低于风力发电机组的额定转速的预设转速、下压的限功率值和停机指示中的一个，其中，所述净空监测方法还可包括：控制风力发电机组以所述预设转速运行，控制风力发电机组在下压的限功率值下运行，控制风力发电机组停机。

根据本公开的示例性实施例，提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测方法。

根据本公开的示例性实施例，提供一种计算装置，包括：处理器；存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测方法。

根据本公开的示例性实施例，提供一种风力发电机组的控制器，被配置为：基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值；计算所述主特征值的统计指标；并且基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险。

根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测系统、方法及控制器，通过基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值；计算所述主特征值的统计指标；并且基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险，从而在监测到风力发电机组的净空低时，及时提高风力发电机组的净空，降低叶片扫塔风险。

将在接下来的描述中部分阐述本公开总体构思另外的方面和/或优点，还有一部分通过描述将是清楚的，或者可以经过本公开总体构思的实施而得知。

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描述，本公开的示例性实施例的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中：

图1示出一个典型的净空超低案例的曲线；

图2示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测方法的流程图；

图3示出风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差的示意图；

图4示出根据本公开的示例性实施例的叶尖线速度的示意图；

图5示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测系统与叶轮和发电机连接的示意图；

图6示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测系统的示意图；和

图7示出根据本公开的示例性实施例的计算装置的示意图。

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，相同的标号始终指的是相同的部件。以下将通过参照附图来说明所述实施例，以便解释本公开。

现有技术方案对仅从单一运行变量做简单判断，未抓住影响净空的更深层次的机理特征，这样会导致明显的发电量损失、在扫塔风险真正较大时并不一定能及时有效降低风险。例如，如果风速在额定风速平稳波动，机组自身可及时调整桨距角保证输出功率且无扫塔风险；偏航误差与净空并无一一对应的关系，仅对偏航误差及其累积做非此即彼的判定及抬升最小桨距角控制也无法保证净空，并且，偏航误差大时叶轮吸收风能异常，叠加抬升最小桨距角容易引起输出功率更大的损失，无法被客户接受。因此，亟需设计更有效的监测机组净空的方法。

在本公开的示例性实施例中，净空(Clearance)是指在风力发电机叶轮转动的过程中叶片扫过塔筒时叶尖部位距离塔筒的最小几何距离。对风偏差是指来流风速与叶轮面垂直方向的夹角。风从右侧吹来时对风偏差角度大于0deg，风从左侧吹来时对风偏差小于0deg。

机组通过变桨、扭矩控制平衡叶轮气动扭矩与电磁扭矩使得转速、功率等运行变量变化平稳。但当机组处于复杂工况条件下，变桨、扭矩控制无法跟踪风速、风向的剧烈变化，叶轮气动扭矩会出现异常突变，这种突变会引起对整机的不良影响，如叶轮转速超限、机舱加速度超限、叶根载荷超限、叶片受力(前后方向的推力)过大。其中，叶轮受力过大直接导致净空过小，严重时导致叶尖扫塔。

另外，机舱与风向间的对风偏差也与叶片受力有关，来流风速在叶轮平面的投影与叶尖线速度异向时，二者合成速度变大；反之变小。

图1示出一个典型的净空超低案例的曲线。在图1中，次坐标轴表示扭矩。如图1所示，净空在第500个点出现极小值。第500点前，风速曾出现18m/s快速下降至小于5m/s的过程。在该过程中，为维持叶轮转速在额定转速，变桨控制回路按最大变桨速度快速收桨至最小桨距角，电磁扭矩也相应减少。之后，风速上升至7m/s，桨距角在最小桨距角位置无法快速收桨降低气动扭矩，电磁扭矩较小也无法及时平衡气动扭矩，导致过大的气动扭矩引起叶片受力过大，净空出现极小值。

图2示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测方法的流程图。

参照图2，在步骤S201，基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值。

在本公开的示例性实施例中，在计算用于净空监测的主特征值之前，可基于叶轮转速和叶轮半径计算风力发电机组的叶片的叶尖线速度。

在本公开的示例性实施例中，在计算用于净空监测的主特征值时，可首先基于来流风速和对风偏差计算来流风速在叶轮平面平行方向上的第一来流风速和来流风速在叶轮平面垂直方向上的第二来流风速，然后基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值。

具体来说，图3示出风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差的示意图。在图3中，θ表示对风偏差，叶尖线速度表示从空中向机舱俯视低于轮毂高度的叶尖的线速度，记为tipspeed。可通过公式tipspeed＝2*π*(rs*R)/60来计算叶尖线速度。这里，rs为叶轮转速，R为叶轮半径。可通过公式

和ws2＝ws*cos(θ)来计算来流风速在叶轮平面平行方向上的第一来流风速和来流风速在叶轮平面垂直方向上的第二来流风速，这里，ws1表示第一来流风速，ws2表示第二来流风速。

在本公开的示例性实施例中，在基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值时，可首先计算叶尖线速度和第一来流风速的和值作为第一和值，然后计算第一和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

在本公开的示例性实施例中，在基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值时，可首先使用叶片的方位角计算第一夹角，计算所述第一夹角的正弦值，计算叶尖线速度与正弦值的乘积，并且计算所述乘积和第一来流风速的和值作为第二和值，然后计算第二和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

具体来说，可通过以下两种手段计算主特征值。

其一，仅考虑叶片掠过塔架时的受力变形。根据公式a＝(tipspeed+ws1)/ws2计算主特征值，这里，a表示主特征值，为无量纲的比值。明显的，如果来流风与机舱正对时，对风偏差角度θ为0deg，主特征值等于叶尖线速度与来流风速的比值tipspeed/ws；当风从右侧吹来时，对风偏差角度大于0deg，来流风速ws在叶轮平面平行方向的投影ws1与叶尖线速度tipspeed方向相反，合成速度(tipspeed+ws1)大于叶尖线速度tipspeed，同时来流风速ws在叶轮平面垂直方向的投影ws2较小，计算出的主特征值较来流风正对机舱时变大；反之变小。

其二，考虑叶片掠过塔架之前的受力变形，这样可以实现更超前的降低净空的控制，如图4所示，视角为从叶轮正前方往机舱方向观察。为方便起见，记每个叶片的方位角为α，α为叶尖及轮毂中心连线与竖直向上的直线的夹角。叶尖线速度可在水平及竖直方向上的投影为叶尖线速度1和叶尖线速度2。叶尖线速度1与叶尖线速度的夹角β(第一夹角)的计算公式为：β＝π-α。这里，根据公式a＝[tipspeed*sin(β)+ws1]/ws2计算主特征值。由于叶片顺时针旋转，因此叶片在图4中右侧区域时主特征值才可能存在掠过塔基时净空过小风险，因此计算主特征值时可仅考虑右侧区域情况，对应β的角度在0～π之间。

此外，也可基于tipspeed、ws1、ws2做差或求和得到其他的一个或多个主特征值，或者直接将tipspeed、ws1、ws2用于后续步骤判断。

在步骤S202，计算主特征值的统计指标。

由于净空变小的条件一个持续若干秒的受力过程，因此在步骤S202计算主特征值的统计指标。典型的统计指标可取仅5s内主特征值的最大值。

在本公开的示例性实施例中，统计指标可包括以下项中的至少一个：预设时间段内主特征值的最大值、主特征值的累计值、变化率最大的主特征值。例如，统计指标可以为3s内主特征值a的最大值、4s内主特征值a的累积值、变化率最大的主特征值a等。

在步骤S203，基于主特征值的统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险。例如，当主特征值的统计指标大于预定阈值时，可首先确定辅助特征是否满足触发条件。然后，当辅助特征满足触发条件时，确定风力发电机组存在风险。然而，本发明不限于此。例如，当主特征值的统计指标大于预定阈值时，可直接确定风力发电机组存在净空风险，而无需使用辅助特征。以下将对上述操作进行具体说明。

在本公开的示例性实施例中，在确定风力发电机组存在净空风险时，如果当前桨距角大于桨距角阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。

在本公开的示例性实施例中，辅助特征可以是来流风速、风力发电机组的转速、若干桨距角之间的变化率或风速的变化率。在确定风力发电机组存在净空风险时，如果来流风速在额定风速的预定范围内，或者风力发电机组的转速在额定转速的预定范围内，或者若干桨距角之间的变化率大于第一预定变化率阈值，或者风速的变化率大于预定变化率阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。这里，辅助特征还可以是与来流风速、风力发电机组的转速、若干桨距角之间的变化率和风速的变化率相关的各种参数，本公开对此不进行限制。

在本公开的示例性实施例中，当确定风力发电机组存在净空风险时，可使用预设的临时控制参数控制风力发电机组运行。可通过多种方式来使用预设的临时控制参数控制风力发电机组运行，例如，但不限于，降低额定转速、下压限功率值乃至直接停机等。

在本公开的示例性实施例中，预设的临时控制参数可包括大于最小桨距角的预设桨距角。在本公开的示例性实施例中，还可控制风力发电机组按照所述预设桨距角执行变桨动作。

在本公开的示例性实施例中，预设的临时控制参数可包括低于风力发电机组的额定转速的预设转速、下压的限功率值和停机指示中的一个。在本公开的示例性实施例中，还可控制风力发电机组以所述预设转速运行，控制风力发电机组在下压的限功率值下运行，控制风力发电机组停机。

具体来说，在步骤S203可判断主特征值的统计指标是否大于某阈值(例如，典型的阈值可取为10)，当主特征值的统计指标大于阈值10时，判断辅助特征是否满足执行解除净空风险操作的触发条件。例如，可设置典型的触发条件为桨距角小于某阈值(例如，典型的阈值可取为2deg)。当辅助特征满足执行解除净空风险操作的触发条件时，将表征叶片受力较大、净空较小的状态位置1并延时置0。延时置0的意义为即便某时刻辅助特征不满足执行解除净空风险操作的触发条件，状态位仍需经历一段时间的延时(例如，典型的延时时间可以为10min)才恢复为0。设定延时时间的目的是状态位为1后在一段时间里机组存在净空较小的风险。当辅助特征不满足执行解除净空风险操作的触发条件时或者主特征值的统计指标不大于某阈值时，仅等待状态位延时置0。之后，对状态位做是否为1的判断，如果状态位为1则执行临时参数，也就是说，当判断出净空较小的风险时，将临时的控制参数值赋值至控制参数(例如，将最小桨距角设置为较大值，如7deg)。这样，通过主动的控制调整改善叶轮受力，保障机组净空。如果状态位不为1，则执行默认参数。

以上已经结合图1至图4对根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测方法进行了描述。在下文中，将参照图5和图6对根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测装置及其单元进行描述。

图5示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测系统与叶轮和发电机连接的示意图。

参照图5，风力发电机组的净空监测系统50包括控制器51、风向标52、风速仪53和转速传感器54。如图5所示，叶轮可包括(叶轮)方位角传感器和变桨驱动器，发电机可与变流器连接。

控制器51可被配置为：基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值，其中，通过转速传感器测量的叶轮转速来计算叶片的叶尖线速度、通过风速计测量来流风速，并且通过风向标测量对风偏差；计算所述主特征值的统计指标；基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险。

在本公开的示例性实施例中，控制器51可被配置为：基于叶轮转速和叶轮半径计算叶尖线速度。

在本公开的示例性实施例中，控制器51可被配置为：基于来流风速和对风偏差计算来流风速在叶轮平面平行方向上的第一来流风速和来流风速在叶轮平面垂直方向上的第二来流风速；基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值。

在本公开的示例性实施例中，控制器51还可被配置为：计算叶尖线速度和第一来流风速的和值，作为第一和值；计算第一和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

在本公开的示例性实施例中，叶轮方位角传感器可用于测量叶片的方位角。控制器还可被配置为：使用叶片的方位角计算第一夹角；计算所述第一夹角的正弦值；计算叶尖线速度与正弦值的乘积，并且计算所述乘积和第一来流风速的和值，作为第二和值；计算第二和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

在本公开的示例性实施例中，统计指标可包括以下项中的至少一个：预设时间段内主特征值的最大值、主特征值的累计值、变化率最大的主特征值。

在本公开的示例性实施例中，控制器51还可被配置为：当所述统计指标大于预定阈值时，确定辅助特征是否满足触发条件；当辅助特征满足触发条件时，确定风力发电机组存在净空风险。

在本公开的示例性实施例中，辅助特征是桨距角。控制器还可被配置为：如果当前桨距角大于桨距角阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。

在本公开的示例性实施例中，辅助特征是来流风速、风力发电机组的转速、若干桨距角之间的变化率或风速的变化率。控制器还被配置为：如果来流风速在额定风速的预定范围内，或者风力发电机组的转速在额定转速的预定范围内，或者若干桨距角之间的变化率大于第一预定变化率阈值，或者风速的变化率大于预定变化率阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。

在本公开的示例性实施例中，控制器51还可被配置为：当确定风力发电机组存在净空风险时，使用预设的临时控制参数控制风力发电机组运行。

在本公开的示例性实施例中，预设的临时控制参数可包括大于最小桨距角的预设桨距角。控制器还可被配置为控制风力发电机组按照所述预设桨距角执行变桨动作。

在本公开的示例性实施例中，预设的临时控制参数可包括低于风力发电机组的额定转速的预设转速、下压的限功率值和停机指示中的一个。控制器还可被配置为控制风力发电机组执行以下动作中的一个：控制风力发电机组以所述预设转速运行，控制风力发电机组在下压的限功率值下运行，控制风力发电机组停机。

图6示出根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测系统的示意图。

参照图6，风力发电机组的净空监测系统60包括控制器61。控制器61被配置为：基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值；计算所述主特征值的统计指标；并且基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险。

此外，根据本公开的示例性实施例，还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，当所述计算机程序被执行时，实现根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测方法。

在本公开的示例性实施例中，所述计算机可读存储介质可承载有一个或者多个程序，当所述计算机程序被执行时可实现以下步骤：基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值，其中，通过转速传感器测量的叶轮转速来计算叶片的叶尖线速度、通过风速计测量来流风速，并且通过风向标测量对风偏差；计算所述主特征值的统计指标；基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险。

计算机可读存储介质例如可以是，但不限于，电、磁、光、电磁、红外线、或半导体的系统、装置或器件，或者任意以上的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子可以包括但不限于：具有一个或多个导线的电连接、便携式计算机磁盘、硬盘、随机访问存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦式可编程只读存储器(EPROM或闪存)、光纤、便携式紧凑磁盘只读存储器(CD-ROM)、光存储器件、磁存储器件、或者上述的任意合适的组合。在本公开的实施例中，计算机可读存储介质可以是任何包含或存储计算机程序的有形介质，该计算机程序可以被指令执行系统、装置或者器件使用或者与其结合使用。计算机可读存储介质上包含的计算机程序可以用任何适当的介质传输，包括但不限于：电线、光缆、RF(射频)等等，或者上述的任意合适的组合。计算机可读存储介质可以包含在任意装置中；也可以单独存在，而未装配入该装置中。

以上已经结合图5和图6对根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测装置进行了描述。接下来，结合图7对根据本公开的示例性实施例的计算装置进行描述。

图7示出根据本公开的示例性实施例的计算装置的示意图。

参照图7，根据本公开的示例性实施例的计算装置7，包括存储器71和处理器72，所述存储器71上存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器72执行时，实现根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测方法。

在本公开的示例性实施例中，当所述计算机程序被处理器72执行时，可实现以下步骤：基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值，其中，通过转速传感器测量的叶轮转速来计算叶片的叶尖线速度、通过风速计测量来流风速，并且通过风向标测量对风偏差；计算所述主特征值的统计指标；基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险。

图7示出的计算装置仅仅是一个示例，不应对本公开实施例的功能和使用范围带来任何限制。

以上已参照图1至图7描述了根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测系统、方法及控制器。然而，应该理解的是：图5至图6中所示的风力发电机组的净空监测装置及其单元可分别被配置为执行特定功能的软件、硬件、固件或上述项的任意组合，图7中所示的计算装置并不限于包括以上示出的组件，而是可根据需要增加或删除一些组件，并且以上组件也可被组合。

根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的净空监测系统、方法及控制器，通过基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值；计算所述主特征值的统计指标；并且基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险，从而在监测到风力发电机组的净空低时，及时提高风力发电机组的净空，降低叶片扫塔风险。

尽管已经参照其示例性实施例具体显示和描述了本公开，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公开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 (27)

1.一种风力发电机组的净空监测系统，包括：控制器、风向标、风速仪和转速传感器，

其特征在于，所述控制器被配置为：

基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值，其中，通过转速传感器测量的叶轮转速来计算叶片的叶尖线速度、通过风速计测量来流风速，并且通过风向标测量对风偏差；

计算所述主特征值的统计指标；

基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险。

2.根据权利要求1所述的净空监测系统，其特征在于，控制器被配置为：

基于叶轮转速和叶轮半径计算叶尖线速度。

3.根据权利要求1所述的净空监测系统，其特征在于，控制器被配置为：

基于来流风速和对风偏差计算来流风速在叶轮平面平行方向上的第一来流风速和来流风速在叶轮平面垂直方向上的第二来流风速；

基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值。

4.根据权利要求3所述的净空监测系统，其特征在于，控制器还被配置为：

计算叶尖线速度和第一来流风速的和值，作为第一和值；

计算第一和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

5.根据权利要求3所述的净空监测系统，其特征在于，所述净空监测系统还包括：叶轮方位角传感器，用于测量叶片的方位角，

其中，控制器还被配置为：

使用叶片的方位角计算第一夹角；

计算所述第一夹角的正弦值；

计算叶尖线速度与正弦值的乘积，并且计算所述乘积和第一来流风速的和值，作为第二和值；

计算第二和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

6.根据权利要求1所述的净空监测系统，其特征在于，统计指标包括以下项中的至少一个：预设时间段内主特征值的最大值、主特征值的累计值、变化率最大的主特征值。

7.根据权利要求1所述的净空监测系统，其特征在于，控制器还被配置为：

当所述统计指标大于预定阈值时，确定辅助特征是否满足触发条件；

当辅助特征满足触发条件时，确定风力发电机组存在净空风险。

8.根据权利要求7所述的净空监测系统，其特征在于，辅助特征是桨距角，

其中，控制器还被配置为：如果当前桨距角大于桨距角阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。

9.根据权利要求7所述的净空监测系统，其特征在于，辅助特征是来流风速、风力发电机组的转速、若干桨距角之间的变化率或风速的变化率，

其中，控制器还被配置为：如果来流风速在额定风速的预定范围内，或者风力发电机组的转速在额定转速的预定范围内，或者若干桨距角之间的变化率大于第一预定变化率阈值，或者风速的变化率大于预定变化率阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。

10.根据权利要求1所述的净空监测系统，其特征在于，控制器还被配置为：

当确定风力发电机组存在净空风险时，使用预设的临时控制参数控制风力发电机组运行。

11.根据权利要求10所述的净空监测系统，其特征在于，预设的临时控制参数包括大于最小桨距角的预设桨距角，

其中，控制器还被配置为控制风力发电机组按照所述预设桨距角执行变桨动作。

12.根据权利要求10所述的净空监测系统，其特征在于，预设的临时控制参数包括低于风力发电机组的额定转速的预设转速、下压的限功率值和停机指示中的一个，

其中，控制器还被配置为控制风力发电机组执行以下动作中的一个：

控制风力发电机组以所述预设转速运行，控制风力发电机组在下压的限功率值下运行，控制风力发电机组停机。

13.一种风力发电机组的净空监测方法，其特征在于，包括：

基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值；

计算所述主特征值的统计指标；并且

基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险。

14.根据权利要求13所述的净空监测方法，其特征在于，还包括：

基于叶轮转速和叶轮半径计算叶尖线速度。

15.根据权利要求13所述的净空监测方法，其特征在于，计算用于净空监测的主特征值的步骤包括：

基于来流风速和对风偏差计算来流风速在叶轮平面平行方向上的第一来流风速和来流风速在叶轮平面垂直方向上的第二来流风速；

基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值。

16.根据权利要求15所述的净空监测方法，其特征在于，基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值的步骤包括：

计算叶尖线速度和第一来流风速的和值，作为第一和值；

计算第一和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

17.根据权利要求15所述的净空监测方法，其特征在于，基于叶尖线速度、第一来流风速和第二来流风速计算用于净空监测的主特征值的步骤包括：

使用叶片的方位角计算第一夹角；

计算所述第一夹角的正弦值；

计算叶尖线速度与正弦值的乘积，并且计算所述乘积和第一来流风速的和值，作为第二和值；

计算第二和值与第二来流风速的比值作为主特征值。

18.根据权利要求13所述的净空监测方法，其特征在于，统计指标包括以下项中的至少一个：预设时间段内主特征值的最大值、主特征值的累计值、变化率最大的主特征值。

19.根据权利要求13所述的净空监测方法，其特征在于，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险的步骤包括：

当所述统计指标大于预定阈值时，确定辅助特征是否满足触发条件；

当辅助特征满足触发条件时，确定风力发电机组存在净空风险。

20.根据权利要求19所述的净空监测方法，其特征在于，确定风力发电机组存在净空风险的步骤包括：

如果当前桨距角大于桨距角阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。

21.根据权利要求19所述的净空监测方法，其特征在于，辅助特征是来流风速、风力发电机组的转速、若干桨距角之间的变化率或风速的变化率，

其中，确定风力发电机组存在净空风险的步骤包括：如果来流风速在额定风速的预定范围内，或者风力发电机组的转速在额定转速的预定范围内，或者若干桨距角之间的变化率大于第一预定变化率阈值，或者风速的变化率大于预定变化率阈值，则确定风力发电机组存在净空风险。

22.根据权利要求13所述的净空监测方法，其特征在于，还包括：

当确定风力发电机组存在净空风险时，使用预设的临时控制参数控制风力发电机组运行。

23.根据权利要求22所述的净空监测方法，其特征在于，预设的临时控制参数包括大于最小桨距角的预设桨距角，

其中，所述净空监测方法还包括：控制风力发电机组按照所述预设桨距角执行变桨动作。

24.根据权利要求22所述的净空监测方法，其特征在于，预设的临时控制参数包括低于风力发电机组的额定转速的预设转速、下压的限功率值和停机指示中的一个，

其中，所述净空监测方法还包括：控制风力发电机组以所述预设转速运行，控制风力发电机组在下压的限功率值下运行，控制风力发电机组停机。

25.一种风力发电机组的控制器，其特征在于，被配置为：

基于风力发电机组的叶片的叶尖线速度、来流风速、对风偏差计算用于净空监测的主特征值；

计算所述主特征值的统计指标；并且

基于所述统计指标，选择性地应用辅助特征来确定风力发电机组是否存在净空风险。

26.一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述计算机程序被处理器执行时，实现权利要求13至24中任一项所述的风力发电机组的净空监测方法。

27.一种计算装置，其特征在于，包括：

处理器；

存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现权利要求13至24中任一项所述的风力发电机组的净空监测方法。

Images