风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法及其装置
阅读：827发布：2020-05-12
专利汇可以提供风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法及其装置专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本公开提供了一种 风 力 发 电机 组 叶片 桨距 角 自寻优的方法及其装置。所述方法包括：获取 风力 发电机组 的运行状态数据；基于获取的运行状态数据来确定 风力发电机组 是否处于过渡段；当确定风力发电机组处于所述过渡段时，通过改变风力发电机组的叶片桨距角并基于基准功率曲线来确定风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角，其中，所述过渡段为风力发电机组的发电机转速达到最大转速时输出功率未达到额定功率的时段。本公开通过确定风力发电机组处于过渡段时的最优桨距角来有效地提高风力发电机组的发电量。，下面是风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法及其装置专利的具体信息内容。
1.一种风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法，所述方法包括：
获取风力发电机组的运行状态数据；
基于获取的运行状态数据来确定风力发电机组是否处于过渡段；
当确定风力发电机组处于所述过渡段时，通过改变风力发电机组的叶片桨距角并基于基准功率曲线来确定风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角，
其中，所述过渡段为风力发电机组的发电机转速达到最大转速时输出功率未达到额定功率的时段。
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发电机转速和输出功率，
其中，当满足以下条件时，确定风力发电机组处于所述过渡段：获取的发电机转速大于或等于风力发电机组发电机的最大转速与预设的转速系数之积，获取的输出功率小于风力发电机组的额定功率与预设的功率裕度之和，并且风力发电机组处于发电状态，同时处于非限电状态。
3.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的叶片桨距角并基于基准功率曲线来确定风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角的步骤包括：
设置改变叶片桨距角的预设步长、变桨最小桨距角和变桨最大桨距角；
按照所述预设步长将叶片桨距角从所述变桨最小桨距角开始逐步改变至所述变桨最大桨距角；
在每次改变叶片桨距角时，风力发电机组以当前改变的叶片桨距角运行预定时间段。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，通过改变风力发电机组的叶片桨距角并基于基准功率曲线来确定风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角的步骤还包括：
计算每个预定时间段内的差值百分比；
从计算出的每个预定时间段的差值百分比中选取最小差值百分比；
将最小差值百分比下的叶片桨距角确定为风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，计算每个预定时间段内的差值百分比的步骤包括：
在每次改变叶片桨距角的预定时间段内，获取风力发电机组在每个预定时间段内的运行环境数据；
基于获取的运行环境数据来获得与所述基准功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线；
基于获取的实际功率曲线和所述基准功率曲线，分别计算每个预定时间段的输出功率值和基准功率值；
根据每个预定时间段的输出功率值和基准功率值来分别计算每个预定时间段的差值百分比。
6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，风力发电机组的运行环境数据包括风速和空气密度，
其中，基于获取的运行环境数据来获得与所述基准功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线的步骤包括：
使用获取的空气密度，将获取的每个预定时间段的风速分别转化为所述基准功率曲线下的风速。
7.一种风力发电机组叶片桨距角自寻优的装置，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；
桨距角自寻优模块，用于基于获取的运行状态数据来确定风力发电机组是否处于过渡段，当确定风力发电机组处于所述过渡段时，通过改变风力发电机组的叶片桨距角并基于基准功率曲线来确定风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角，
其中，所述过渡段为风力发电机组的发电机转速达到最大转速时输出功率未达到额定功率的时段。
8.如权利要求7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发电机转速和输出功率，
其中，当满足以下条件时，桨距角自寻优模块确定风力发电机组处于所述过渡段：获取的发电机转速大于或等于风力发电机组发电机的最大转速与预设的转速系数之积，获取的输出功率小于风力发电机组的额定功率与预设的功率裕度之和，并且风力发电机组处于发电状态，同时处于非限电状态。
9.如权利要求7所述的装置，其特征在于，桨距角自寻优模块还用于：
设置改变叶片桨距角的预设步长、变桨最小桨距角和变桨最大桨距角；
按照所述预设步长将叶片桨距角从所述变桨最小桨距角开始逐步改变至所述变桨最大桨距角；
在每次改变叶片桨距角时，风力发电机组以当前改变的叶片桨距角运行预定时间段。
10.如权利要求9所述的装置，其特征在于，在每次改变叶片桨距角的预定时间段内，数据获取模块获取风力发电机组在每个预定时间段内的运行环境数据，
其中，风力发电机组的运行环境数据包括风速和空气密度。
11.如权利要求10所述的装置，其特征在于，桨距角自寻优模块还用于：
基于获取的运行环境数据来获得与所述基准功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线；
基于获取的实际功率曲线和所述基准功率曲线，分别计算每个预定时间段的输出功率值和基准功率值；
根据每个预定时间段的输出功率值和基准功率值来分别计算每个预定时间段的差值百分比。
12.如权利要求11所述的装置，其特征在于，桨距角自寻优模块还用于使用获取的空气密度，将获取的每个预定时间段的风速分别转化为所述基准功率曲线下的风速。
13.如权利要求11所述的装置，其特征在于，桨距角自寻优模块还用于：
从计算出的每个预定时间段的差值百分比中选取最小差值百分比；
将最小差值百分比下的叶片桨距角确定为风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角。
14.一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1-6中的任一项所述方法的指令。
15.一种计算机，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1-6中的任一项所述方法的指令。
风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法及其装置
技术领域
背景技术
[0002] 风力发电机组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组对风能的吸收，进而影响风力发电机组的整体出力情况。现代大型风力发电机组一般使用变转速、变桨控制的风力发电机，在风力发电机组满发之前将叶片桨距角保持不变，即固定在设计的最优桨距角(即最小桨距角)，风力发电机通过扭矩控制来控制叶轮转速，使叶片工作在最优的叶尖速比上，从而实现叶片的风能吸收系数(Cp)最大。
[0003] 在风力发电机组达到满发(即额定功率)前，可以将风力发电机组的运行划分为3个区段，即最小转速段、最大风能捕获段以及过渡段。在最小转速段时，风力发电机组以并网后运行的最小转速(一般高于风力发电机组的并网转速)运行，该最小转速为风力发电机组运行在小风速段时的叶轮转速，该叶轮转速作为设定转速，由PI控制器进行控制，以确保风力发电机组在小风段时的转速稳定。随着风速的增加，风力发电机组将运行在最大风能捕获段，通过控制发电机电磁扭矩来与作用在叶片上的气动扭矩(也即叶片吸收的风能)进行适配，并且控制叶片的旋转速度，使得叶片一直工作在最优叶尖速比，也使得叶片的Cp最大。然而，风力发电机组运行在过渡段(一般地，将叶轮转速达到设计最大转速，同时输出功率尚未达到额定功率称之为过渡段)时，由于叶轮转速已经达到最大，随着风速的增加，叶尖速比将显著降低，叶片的Cp也随之降低。同时，根据目前的控制策略设计，风力发电机组在满发前叶片桨距角固定不变，因此，当风力发电机组处于过渡段时，固定的桨距角下的叶片Cp并非最优。
发明内容
[0004] 本发明的示例性实施例提供了一风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法及其装置，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。
[0005] 本发明的一方面在于提供一种风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法，所述方法可以包括：获取风力发电机组的运行状态数据；基于获取的运行状态数据来确定风力发电机组是否处于过渡段；当确定风力发电机组处于所述过渡段时，通过改变风力发电机组的叶片桨距角并基于基准功率曲线来确定风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角，其中，所述过渡段为风力发电机组的发电机转速达到最大转速时输出功率未达到额定功率的时段。
[0006] 风力发电机组的运行状态数据可以包括发电机转速和输出功率，其中，当满足以下条件时，可以确定风力发电机组处于所述过渡段：获取的发电机转速大于或等于风力发电机组发电机的最大转速与预设的转速系数之积，获取的输出功率小于风力发电机组的额定功率与预设的功率裕度之和，并且风力发电机组处于发电状态，同时处于非限电状态。
[0007] 通过改变风力发电机组的叶片桨距角并基于基准功率曲线来确定风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角可以包括：设置改变叶片桨距角的预设步长、变桨最小桨距角和变桨最大桨距角；按照所述预设步长将叶片桨距角从所述变桨最小桨距角开始逐步改变为所述变桨最大桨距角；在每次改变叶片桨距角时，风力发电机组以当前改变的叶片桨距角运行预定时间段。
[0008] 通过改变风力发电机组的叶片桨距角并基于基准功率曲线来确定风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角的步骤还可以包括：计算每个预定时间段内的差值百分比；从计算出的每个预定时间段的差值百分比中选取最小差值百分比；将最小差值百分比下的叶片桨距角确定为风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角。
[0009] 计算每个预定时间段内的差值百分比的步骤可以包括：在每次改变叶片桨距角的预定时间段内，获取风力发电机组在每个预定时间段内的运行环境数据；基于获取的运行环境数据来获得与所述基准功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线；基于获取的实际功率曲线和所述基准功率曲线，分别计算每个预定时间段的输出功率值和基准功率值；根据每个预定时间段的输出功率值和基准功率值来分别计算每个预定时间段的差值百分比。
[0010] 风力发电机组的运行环境数据可以包括风速和空气密度，其中，基于获取的运行环境数据来获得与所述基准功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线的步骤可以包括使用获取的空气密度，将获取的每个预定时间段的风速分别转化为所述基准功率曲线下的风速。
[0011] 本发明的另一方面在于提供一种风力发电机组叶片桨距角自寻优的装置，所述装置可以包括数据获取模块和桨距角自寻优模块，其中，数据获取模可以用于获取风力发电机组的运行状态数据。桨距角自寻优模块可以用于基于获取的运行状态数据来确定风力发电机组是否处于过渡段，当确定风力发电机组处于所述过渡段时，通过改变风力发电机组的叶片桨距角并基于基准功率曲线来确定风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角，其中，所述过渡段为风力发电机组的发电机转速达到最大转速时输出功率未达到额定功率的时段。
[0012] 风力发电机组的运行状态数据可以包括发电机转速和输出功率，其中，当满足以下条件时，桨距角自寻优模块可以确定风力发电机组处于所述过渡段：获取的发电机转速大于或等于风力发电机组发电机的最大转速与预设的转速系数之积，获取的输出功率小于风力发电机组的额定功率与预设的功率裕度之和，并且风力发电机组处于发电状态，同时处于非限电状态。
[0013] 桨距角自寻优模块还可以设置改变叶片桨距角的预设步长、变桨最小桨距角和变桨最大桨距角，按照所述预设步长将叶片桨距角从所述变桨最小桨距角开始逐步改变为所述变桨最大桨距角，在每次改变叶片桨距角时，风力发电机组以当前改变的叶片桨距角运行预定时间段。
[0014] 在每次改变叶片桨距角的预定时间段内，数据获取模块可以获取风力发电机组在每个预定时间段内的运行环境数据，其中，风力发电机组的运行环境数据可以包括风速和空气密度。
[0015] 桨距角自寻优模块还可以基于获取的运行环境数据来获得与所述基准功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线，其中，桨距角自寻优模块可以使用获取的空气密度，将获取的每个预定时间段的风速分别转化为所述基准功率曲线下的风速。
[0016] 桨距角自寻优模块还可以基于获取的实际功率曲线和所述基准功率曲线，分别计算每个预定时间段的输出功率值和基准功率值，并且根据每个预定时间段的输出功率值和基准功率值来分别计算每个预定时间段的差值百分比。
[0017] 桨距角自寻优模块还可以从计算出的每个预定时间段的差值百分比中选取最小差值百分比，并且将最小差值百分比下的叶片桨距角确定为风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角。
[0018] 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风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法的指令。
[0019] 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风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法的指令。
[0020] 基于以上描述的风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法及其装置，能够确定风力发电机组是否处于过渡段，并且通过叶片桨距角自寻优的过程更加快速地找到过渡段时的最优桨距角以确保叶片的风能吸收系数最大。此外，本公开的方法具有易实施、效率高、适应性好的特点。附图说明
[0021] 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：
[0022] 图1是根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的风能利用系数与叶尖速比关系的曲线图；
[0023] 图2是根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的发电机转速与输出功率的散点图；
[0024] 图3是根据本公开的示例性实施例的风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法的流程图；
[0025] 图4是根据本公开的另一示例性实施例的风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法的流程图；
[0026] 图5是根据本公开的示例性实施例的风力发电机组叶片桨距角自寻优的装置的框图。
具体实施方式
[0027] 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。
[0028] 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，风能利用系数(用Cp表示)是指作用在叶片上的风能与叶片吸收的风能之间的比值，如果风能利用系数越高，则表面叶片的气动性能越好。Cp值的大小与叶片的翼型设计有关。风能利用系数Cp可以由如下等式(1)来表示：
[0029]
[0030] 其中，Pout表示风力发电机组的输出功率，ρ表示空气密度，A表示叶轮扫风面积，V表示风速。
[0031] 叶尖速比(用λ表示)是指叶片在旋转过程中叶尖的线速度与风速的比值。叶尖速比λ可以由如下等式(2)来表示：
[0032]
[0033] 其中，R表示叶轮半径，ω表示叶轮旋转角速度，V表示风速。
[0034] 基准功率曲线是在一定参考空气密度条件下的风速与功率的关系曲线，根据本公开的实施例，可以将风力发电机组的设计功率曲线或现场的担保功率曲线作为基准功率曲线。设计功率曲线是指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，风力发电机组的风速和输出功率的关系曲线。
[0035] 在风力发电机组的设计过程中，风力发电机组叶片桨距角在风力发电机组的输出功率达到满发之前被固定为一个特定的角度，风力发电机组以该固定的叶片桨距角运行，该桨距角可以被称为最小桨距角或者最优桨距角。下面，参照图1来说明如何确定所述最小桨距角或最优桨距角。
[0036] 图1是根据本公开的示例性实施例的风力发电机组的风能利用系数与叶尖速比关系的曲线图。风能利用系数与叶尖速比关系的曲线图可以使用仿真软件来获得，例如，可以将风力发电机组的整机模型(包括叶片翼型模型等)输入到Bladed软件中，在Bladed软件中手动将叶片桨距角设置为一个固定值，一般地，叶片桨距角的取值范围为-2度至+2度之间。在设置完叶片桨距角后，运行Bladed软件以获得风能利用系数与叶尖速比关系的曲线图，即Cp-λ曲线图。在图1中，以0.5度为一个步长来设置不同的叶片桨距角，然后使用Bladed软件以不同的叶片桨距角来进行仿真以获得不同的Cp-λ曲线，并呈现在同一个曲线图中。在获得Cp-λ曲线图后，在多个Cp-λ曲线中，找出Cp值较大同时顶部较平坦的曲线，将该曲线所对应的桨距角确定为所述的最小桨矩角或最优桨距角。
[0037] 如图1所示，当风力发电机组运行在图1中的区段2时，为了确保叶片工作在Cp值最大的工作点上(该工作点上的叶尖速比也最优)，通过扭矩控制来控制叶轮转速以确保最优的叶尖速比。当风力发电机组运行在图1中的区段2时，发电机转速与输出功率的关系如图2中的区段2所示，因此，可以将图1或图2中的区段2称之为最大功率追踪段。
[0038] 当风力发电机组运行在图1中的区段3时，发电机转速达到最大转速但是风力发电机组的输出功率低于额定功率，发电机转速与输出功率的关系如图2中的区段3所示，可以将区段3称为过渡段。风力发电机组运行在过渡段时，由于发电机转速已经达到最大值，根据等式(2)可知，叶片的叶尖速比λ将随着风速的增大而降低，此时，如果风力发电机组以在图1的区段2中确定的最优桨距角运行在区段3时，则Cp值并非最大，这表明叶片此时获得的能量也并非最多。从图1可以看出，风力发电机组运行在区段2时，随着风速的增大，叶片的叶尖速比逐渐降低，在降低到最优叶尖速比前，根据理论设计，叶片桨距角越大，叶片Cp越大；相应地，当叶尖速比低于最优叶尖速比后，叶片桨距角越小，叶片Cp越大。
[0039] 当风力发电机组运行在图1中的区段1时，风力发电机组以在区段2中的最优桨距角运行，发电机转速与输出功率的关系如图2中的区段1所示，由于区段1的风速较小，风力发电机组的输出功率较小，因此叶片Cp的大小对于功率输出影响较小，但是实际上，叶片桨距角亦并非此区段的最优桨距角。
[0040] 图3是根据本公开的示例性实施例的风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法的流程图。
[0041] 参照图3，在步骤S301，获取风力发电机组的运行状态数据。风力发电机组的运行状态数据可以包括叶轮转速、发电机转速、输出功率、叶片桨距角、电磁扭矩等。可以在风力发电机组运行过程中直接获取所述运行状态数据。
[0042] 应注意的，对于永磁同步直驱发电机，发电机转速等于叶轮转速，对于双馈异步发电机，发电机转速为叶轮转速与齿轮箱传动比的乘积。在本公开的实施例中，以发电机转速等于叶轮转速的发电机作为示例进行说明，然而，本公开不限于此。
[0043] 在步骤S302，基于获取的运行状态数据来确定风力发电机组是否处于过渡段。其中，所述过渡段为风力发电机组的发电机转速达到最大转速时输出功率未达到额定功率的时段。在确定风力发电机组是否处于过渡段中，需要在风力发电机组处于并网同时未限功率的情况下进行的。根据本公开的实施例，可以根据以下条件来确定风力发电机组是否处于所述过渡段：获取的发电机转速大于或等于风力发电机组发电机的最大转速与预设的转速系数之积，获取的输出功率小于风力发电机组的额定功率与预设的功率裕度之和，并且风力发电机组处于发电状态，同时处于非限电状态。当不满足上述条件时，则风力发电机组继续以当前叶片桨距角运行。
[0044] 当确定风力发电机组处于所述过渡段时，在步骤S303，通过改变风力发电机组的叶片桨距角并基于基准功率曲线来确定风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角。在改变叶片桨距角中，首先设置改变叶片桨距角的预设步长、变桨最小桨距角和变桨最大桨距角，然后按照所述预设步长将叶片桨距角从所述变桨最小桨距角开始逐步改变至所述变桨最大桨距角。在设置变桨最小桨距角和变桨最大桨距角时，应将初始设计的最优桨距角包括在变桨最小桨距角和变桨最大桨距角之间。
[0045] 在每次改变叶片桨距角时，风力发电机组以当前改变的叶片桨距角运行预定时间段，例如，可以将预定时间段设置为10分钟。
[0046] 在每次改变叶片桨距角的预定时间段内，需要获取风力发电机组在每个预定时间段内的运行环境数据，其中，风力发电机组的运行环境数据可以包括风速、风向、环境温度以及空气密度等。在满足一定条件(例如，扇区条件)下，可以从测风塔获取风力发电机组运行时的风资源数据。例如，风速，风向、环境温度和湍流强度等，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，一般不能直接获取空气密度，因此可以利用环境温度以及海拔高度间接地获取空气密度。
[0047] 接下来，将获取的每个预定时间段的风速分别转化为基准功率曲线下的风速，以使得实际功率曲线与基准功率曲线在相同的空气密度条件下进行比较。这里，可以使用设计功率曲线或者担保功率曲线作为基准功率曲线，例如，使用获取的每个预定时间段的平均风速折算到与设计功率曲线相应的空气密度下的风速。然后，基于转化后的实际功率曲线和基准功率曲线来计算每个预定时间段的与转化后的风速相应的输出功率值和基准功率值。根据每个预定时间段的输出功率值和基准功率值来分别计算每个预定时间段的差值百分比。
[0048] 在获得每个预定时间段的差值百分比后，从这些差值百分比中选取最小差值百分比，将最小差值百分比下的叶片桨距角确定为风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角。
[0049] 在风力发电机组处于过渡段时寻找最优桨距角的过程中，通过使用基准功率曲线，能够将桨距角自寻优的过程更加快速地收敛，以达到快速寻优的目的。
[0050] 下面，将参照图4来详细地说明风力发电机组叶片桨距角自寻优的处理过程。
[0051] 图4是根据本公开的另一示例性实施例的风力发电机组叶片桨距角自寻优的方法的流程图。
[0052] 参照图4，在步骤S401，获取风力发电机组的运行状态数据。例如，可以在风力发电机组运行过程中直接获取叶轮转速、发电机转速、输出功率、叶片桨距角、电磁扭矩等运行状态数据。
[0053] 在步骤S402，基于获取的运行状态数据来确定风力发电机组是否处于过渡段。根据本公开的实施例，确定风力发电机组是否处于过渡段的操作是在在风力发电机组处于并网状态下，同时确保在未限制功率的条件下进行的。具体地，可以根据以下条件来确定风力发电机组是否处于所述过渡段：获取的发电机转速大于或等于风力发电机组发电机的最大转速与预设的转速系数之积，获取的输出功率小于风力发电机组的额定功率与预设的功率裕度之和，并且风力发电机组处于发电状态，同时处于非限电状态。
[0054] 具体地，可以根据等式(3)、等式(4)以及等式(5)来确定风力发电机组是否处于过渡段：
[0055] ω≥δ*ωmax (3)
[0056] 其中，ω表示叶轮在一个时间段内的平均转速，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)。
[0057] 这里，由于风力发电机组的发电机转速和功率输出受风速影响很大，并且风速一般不稳定，如果从瞬时角度来看，发电机转速和上网功率输出一直处于波动状态，在某些工况下(如大湍流情况下)，会在过渡段和其他区段来回波动，因此，仅用发电机转速的瞬态值来判断风力发电机组是否处于过渡段是不现实的。因此，在本公开中，发电机转速和输出功率可以选取一个时间段内的滑动平均值，例如，可以选取10分钟的滑动平均值。
[0058] pout＜pe+Δ (4)
[0059] 其中，pout表示风力发电机组在一个时间段内的平均输出功率，pe表示风力发电机组的额定功率，Δ表示功率裕度，一般取值范围为0-10kw。
[0060] 在满足等式(3)和(4)后，需要确保风力发电机组处于发电状态，同时风力发电机组处于非限电状态，即如下所示的条件(5)：
[0061] generation_state＝1&power_limit＝0 (5)
[0062] 其中，generation_state表示风力发电机组的发电状态，power_limit表示风力发电机组的限电状态。
[0063] 当获取的运行状态数据不满足上述条件时，则风力发电机组继续保持当前桨距角运行，当获取的运行状态数据满足上述条件时，则确定风力发电机组处于过渡段，进行到步骤S403。
[0064] 在步骤S403，设置改变叶片桨距角的预设步长、变桨最小桨距角和变桨最大桨距角。例如，可以将预设步长设置为0.5度，即在后续改变叶片桨距角时，按照0.5度为步长逐步地改变叶片桨距角。在设置变桨最小桨距角的值和变桨最大桨距角的值时，需要满足以下不等式(6)：
[0065] βmin≤β0≤βmax (6)
[0066] 其中，βmin表示变桨最小桨距角，βmax表示变桨最大桨距角，β0表示初始设计的最优桨距角，即将初始设计的最优桨距角包括在变桨最小桨距角和变桨最大桨距角之间。
[0067] 例如，当初始设计的最优桨距角为1度时，可以将变桨最小桨距角设置为-2度，将变桨最大桨距角设置为+2度。然而，上述示例仅是示例性的，本公开不限于此，可以根据设计人员经验来设置不同的预设步长、变桨最小桨距角和变桨最大桨距角。
[0068] 在设置完预设步长、变桨最小桨距角和变桨最大桨距角后，可以根据等式(7)来获得改变叶片桨矩角的总步长数：
[0069]
[0070] 其中，βmin表示变桨最小桨距角，βmax表示变桨最大桨距角，βstep表示预设步长。获得的总步长数即为需要改变叶片桨距角的次数。
[0071] 在步骤S404，按照所述预设步长来改变叶片桨距角。在第一次改变叶片桨距角时，将叶片桨距角从变桨最小桨距角开始进行改变。在后续的改变叶片桨距角中，按照预设步长将叶片桨距角从上一次改变的叶片桨距角进行改变，逐步地改变至变桨最大桨距角，即改变叶片桨距角Nstep次为止。应注意的，在步骤S404每改变完一次叶片桨距角后，则执行一次步骤S405至S409的操作。
[0072] 在步骤S405，在每次改变叶片桨距角时，风力发电机组以当前改变的叶片桨距角运行预定时间段。例如，可以将预定时间段设置为10分钟。
[0073] 在步骤S406，在每次改变叶片桨距角的预定时间段内，获取风力发电机组在每个预定时间段内的运行环境数据，其中，风力发电机组的运行环境数据可以包括风速、风向、环境温度、空气密度等。例如，在满足一定条件(扇区条件)下，风速、风向以及环境温度等可以根据测风塔数据直接获取，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(8)来获取风力发电机组的空气密度：
[0074]
[0075] 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。
[0076] 在步骤S407，将获取的每个预定时间段的风速分别转化为基准功率曲线下的风速，以获得与基准功率曲线具有相同空气密度的实际功率曲线。具体地，可以将设计功率曲线或担保功率曲线作为基准功率曲线。根据本公开实施例，可以通过对获取的每个预定时间段内的平均风速进行转化来获得与基准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(9)对获取的平均风速进行折算：
[0077]
[0078] 其中，V0表示预定时间段内的平均风速，ρ0表示参考空气密度，ρ表示预定时间段内的平均空气密度。这里，选取预定时间段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。利用等式(9)将实际风速转化为基准功率曲线下的风速以使实际输出功率曲线和基准功率曲线在相同空气密度条件下进行比较。
[0079] 在步骤S408，基于获得的实际功率曲线和基准功率曲线，计算每个预定时间段的与转化后的风速相应的输出功率值和基准功率值。例如，使用在步骤S407中计算出的每个预定时间段内的转化后的风速，可以根据转化后的实际功率曲线和基准功率曲线找到每个转化后的风速下的实际输出功率值和相应的基准功率值。
[0080] 在步骤S409，根据每个预定时间段的输出功率值和基准功率值来分别计算每个预定时间段的差值百分比。例如，可以根据等式(10)来计算每个预定时间段内的差值百分比：
[0081]
[0082] 其中，p0(vn，ρ0)表示在参考空气密度为ρ0、风速为vn时的第n基准功率值，p(vn，ρ0)表示风速为vn时的第n实际输出功率值。
[0083] 在步骤S410，确定当前叶片桨距角是否达到设置的变桨最大桨距角。在每改变一次叶片桨距角后，需要确定改变后的叶片桨距角是否达到了设置的变桨最大桨距角，即是否已经改变了Nstep次叶片桨距角。
[0084] 如果当前叶片桨距角不是设置的变桨最大桨距角，则返回到步骤S404，继续以预设步长来改变当前叶片桨距角，重复步骤S405至S409。如果当前叶片桨距角是设置的变桨最大桨距角，则进行到步骤S411。
[0085] 在步骤S411，根据计算出的每个预定时间段的差值百分比来获取风力发电机组处于过渡段时的最优桨距角。具体地，每调整一次叶片桨距角，可以获得相应预定时间段的差值百分比，从计算出的每个预定时间段的差值百分比中选取最小差值百分比，将最小差值百分比下的叶片桨距角确定为风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角，风力发电机组以该最优桨距角运行。例如。在获得叶片桨距角从变桨最小桨距角改变至变桨最大桨距角的过程中的每个预定时间段内的差值百分比后，使用取最小值函数argmin来获取最优桨距角βopt，如下面的等式(11)所示：
[0086] βopt＝arg minf(εn) (11)
[0087] 当外界风速发生变化后，例如，风速降低，发电机转速可能降低，如果发电机转速不满足等式(3)，则叶片桨距角将恢复初始设计的最优桨距角，风力发电机组以初始设计的最优桨距角运行。通过将叶片桨距角改变到针对过渡段的最优桨距角，确保叶片的叶尖速比最优，使得叶片运行在最大Cp的工作点上，以提高风力发电机组的发电量。
[0088] 图5是根据本公开的示例性实施例的风力发电机组叶片桨距角自寻优的装置的框图。
[0089] 参照图5，根据本公开的风力发电机组叶片桨距角自寻优的装置500可以包括数据获取模块501和桨距角自寻优模块502。根据本公开的装置500中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，可以省略装置500中的一些模块，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。
[0090] 数据获取模块501可以获取风力发电机组的运行状态数据。风力发电机组的运行状态数据可以包括叶轮转速、发电机转速、输出功率、叶片桨距角、电磁扭矩等。
[0091] 在获取风力发电机组的运行状态数据后，桨距角自寻优模块502可以基于获取的运行状态数据来确定风力发电机组是否处于过渡段。所述过渡段为风力发电机组的发电机转速达到最大转速时输出功率未达到额定功率的时段。在确定风力发电机组是否处于过渡段中，需要在风力发电机组并网下并且在未限制功率的情况下进行操作。
[0092] 具体地，桨距角自寻优模块502可以根据以下条件来确定风力发电机组是否处于所述过渡段。当获取的发电机转速大于或等于风力发电机组发电机的最大转速与预设的转速系数之积，获取的输出功率小于风力发电机组的额定功率与预设的功率裕度之和，并且风力发电机组处于发电状态，同时处于非限电状态时，可以确定风力发电机组处于过渡段。当获取的运行状态数据不满足上述条件时，风力发电机组继续以当前叶片桨距角运行。这里，确定风力发电机组是否处于过渡段的过程与步骤S402的处理相同，这里不再赘述。
[0093] 当确定出风力发电机组处于过渡段时，桨距角自寻优模块502可以通过改变叶片桨距角并且使用基准功率曲线来确定风力发电机组处于过渡段时的最优桨距角。在改变叶片桨距角的过程中，桨距角自寻优模块502首先设置改变叶片桨距角的预设步长、变桨最小桨距角和变桨最大桨距角，并且根据设置的预设步长、变桨最小桨距角和变桨最大桨距角来计算改变叶片桨距角的总步长数。这里，设置预设步长、变桨最小桨距角和变桨最大桨距角以及计算总步长数的过程与步骤S403相同，这里不再赘述。
[0094] 然后，桨距角自寻优模块502按照所述预设步长将叶片桨距角从所述变桨最小桨距角开始逐步改变为所述变桨最大桨距角，在每次改变叶片桨距角时，风力发电机组以当前改变的叶片桨距角运行预定时间段，例如，桨距角自寻优模块502可以将预定时间段设置为10分钟，然而，本公开不限于此。
[0095] 在每次改变叶片桨距角的预定时间段内，数据获取模块501可以获取风力发电机组的运行环境数据。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。当风力发电机组上未安装气压计或空气密度测量仪时，数据获取模块501可以根据等式(8)来计算空气密度。
[0096] 在获取每个预定时间段内的风力发电机组的运行环境数据后，桨距角自寻优模块502可以将获取的每个预定时间段的平均风速分别转化为基准功率曲线下的风速以获取转化后的实际功率曲线，基于转化后的实际功率曲线和基准功率曲线来计算每个预定时间段的与转化后的风速相应的输出功率值和基准功率值，并且根据每个预定时间段的输出功率值和基准功率值来分别计算每个预定时间段的差值百分比。这里，计算每个预定时间段的差值百分比与步骤S409的处理相同，这里不再赘述。
[0097] 在叶片桨距角从变桨最小桨距角改变到变桨最大桨距角的过程中，桨距角自寻优模块502可以获得每改变一次叶片桨距角后的预定时间段内的差值百分比。桨距角自寻优模块502从计算出的每个预定时间段的差值百分比中选取最小差值百分比，然后将最小差值百分比下的叶片桨距角确定为风力发电机组处于所述过渡段时的最优桨距角。例如，桨距角自寻优模块502可以使用等式(11)来确定出风力发电机组处于过渡段时的最优桨距角。风力发电机组以确定的过渡段的最优桨距角运行以保证风力发电机组在该最优桨距角下运行时的Cp最大。
[0098] 本公开根据叶片的Cp-λ曲线的分析，研究出了一种风力发电机组处于过渡段时的实现叶片桨距角自寻优的方法，通过该方法可以使风力发电机组在最优的桨距角下运行，使得叶片Cp最大，以提高风力发电机组的发电量。
[0099] 根据本发明公开的示例实施例的风力发电机组叶片桨距角自寻优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。
[0100] 风力发电机组在实际运行过程中，由于其实际翼型受制造精度以及运行外部条件(例如，叶片表面污染)的影响，因此，风力发电机组处于过渡段时的最优桨距角存在不确定性，本发明通过桨距角自寻优方式，确定出处于过渡段时的最优桨距角，而且充分考虑了不同环境和工况条件下的实际功率曲线表现出的不确定度，以确保叶片桨距角始终保持最优并且叶片Cp最大，提高了风力发电机组的发电量。
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