风力发电机变流器故障的分析与改进

□ 王丽敏

上海之恒新能源有限公司 上海 200241

1 研究背景

当前，风力发电规模不断发展壮大，风力发电市场不断细分，低风速带不断开发，风力发电与火力发电同价、平价上网，集中式与分布式风力发电并存，市场竞争日益激烈，由此，风力发电机组全生命周期的可靠性需要重点关注。风力发电机组可利用率考核结果是业主的重要指导，高故障率风力发电机组会带来后期高昂的维护费用和巨大的发电量损失，低可靠性的风力发电机组则将被市场所淘汰。作为风力发电机组核心关键部件之一的变流器，不仅控制发电机的转矩，而且对风力发电机组电网的接入性能起决定性作用。变流器主要由功率模块、电抗器、电路板等电力电子器件组成，产品可靠性要求高。笔者对风力发电机变流器的故障现状进行分析，采用故障树方法提出改进方案，以供技术人员参考。

2 故障现状

不同的供应商，其变流器产品的故障模式差异较大，因此考虑从装机占比、故障占比等方面确定需要改进的供应商对象。截至2017年12月31日，2 MW变流器装机情况如图1所示。其中，供应商1的占比约为45%，供应商2的占比约为28%，供应商3的占比约为27%。

对故障较多的供应商1和供应商3变流器产品故2017年12月25日至2018年6月4日，笔者公司供应商1变流器故障数量总计为267次，故障数量较多的故障模式见表1。

对变流器部件故障情况进行分析，风扇损坏占比较高，包括侧门风扇、离心风扇、循环风扇。统计2018年3月至6月12个风电场的数据，总计116台风扇损坏。从分布情况看，风电场3风扇损坏数量较多。从数据统计看，风电场3同时有三种风扇发生损坏，并且损坏占比较高。因此，选取风电场3作为需要进行改进的风电场对象，改进目标为从2018年7月起的1 a内，风电场3内2 MW变流器风扇损坏月平均故障率下降50%。

表1 供应商1变流器故障统计

3 拆解检查

针对变流器风扇损坏故障，将故障风扇按通电是否转动、轴承转动情况、绕组阻值进行分类，选取代表性样品进行拆解，查找故障原因。

观察从风电场3现场返回的变流器故障风扇R2E225，发现外观着灰现象明显，如图2所示。

变流器故障风扇通电不转，叶轮可拨动，L相与N相之间电压为50 Ω，L相与Z相之间电压为70 Ω，P相与L相及P相与N相之间电压为40.7 MΩ，属于断路。变流器故障风扇定子铁心附着灰尘，轴承端盖内有黑色粉末和灰尘，轴承室内基本无灰。定子侧轴承保持架损坏，油脂全干。转子侧轴承保持架轻微变形，油脂有损耗，并结为黑色块状。线圈无明显异常。

通过拆解发现，损坏主要来自于轴承部位。定子侧轴承损坏相对严重，保持架变形断裂，滚珠局部错位，轴承发生径向窜动。转子侧轴承保持架轻微变形，滚珠位置及轴承机械尺寸未发生变化，轴承损坏程度较轻。定子轴承内油脂完全干涸。定子轴承端盖外产生较多黑色粉末，转子轴承靠近定子轴承侧端盖有黑色粉末。转子轴承内虽有部分油脂，但已成凝结状，并已发黑。分析判断油脂在高温状态下稀释、挥发、固化、碳化产生黑色粉末，主要产生于定子轴承端盖，并通过轴承室扩散至转子轴承端盖。定子轴承油脂过度消耗与灰尘有关，观察发现定子轴承相比转子轴承更易进灰。

风扇处于热风端，轴承与绕组的基础环境温度较高，如滤网堵塞严重，则流经风扇电机的风量减小，绕组会出现较高的工作温度。另一方面，随着轴承油脂的消耗，摩擦增大，电机负载增大，也会使电机绕组温度过高，出现长期过热现象。

4 故障树分析

确定顶事件为风机损坏。故障树分析中，外边界决定了分析的广度，内边界决定了分析的深度。通过对风扇损坏故障机理进行深入分析，明确各影响因素间的关系，完成故障树。

对于轴承不转，主要有几方面原因：轴承油脂在高温环境挥发及粉尘影响引起摩擦因数增大，导致摩擦力增大；叶轮动平衡破坏引起轴承受力变形,运行异常，进而造成压力增大，导致摩擦力增大。对于叶轮卡滞，主要由异物进入风机或叶轮引起。在纵向展开的基础上梳理故障树各事件之间的逻辑，构建完成变流器风扇损坏故障树，如图3所示。

通过简化故障树、建立故障树数学模型和求最小割集的方法，进行故障树的定性分析。通过计算顶事件概率、重要度分析和灵敏度分析，进行故障树的定量分析。在分析的基础上识别设计中的薄弱环节，采取相应措施。

基于故障树，分析风扇损坏故障的最小割集。列出最小割集中的底事件，优先挑选出单点事件及重复事件作为重要底事件，见表2。

表2 最小割集重要底事件

5 改进方案

根据各底事件在最小割集中出现的频次及事件阶数等指标，对重要底事件进行评分，进而制订相应的改进方案，见表3。

表3 改进方案

根据改进方案形成变流器风扇安装指导书，明确先将风机用M4×8不锈钢组合螺栓安装至轴流风机外壳上，安装完成后再将轴流风机外壳安装至侧门板上。进行变流器通信板合格性检测，输出文件为厂家提供的合格报告及本公司的验收报告。在实验室对变流器与主控通信进行测试，输出文件为变流器与主控通信测试指导书。进行电缆线供应商合格性检测，检测对象包括通信线和电源线，输出文件为厂家提供的合格报告及本公司的验收报告。在现场维护手册中增加一项检查项目，定期检查电缆线是否出现松动，是否存在线头露出等问题，输出文件为更新版维护手册。提高主控的抗干扰能力，增加电磁环，改进接地方式，输出文件为改进技术说明。

6 改进效果

以风电场3内2 MW变流器风扇损坏月平均故障率下降50%，运行周期为1 a进行计算，改进前平均每月更换20台风扇，预估改进后每年可节约因更换风扇而造成的损失12 000元。以单次维修时间3 h、维修工时100元/h、车辆损耗费100元、油费100元、服务人员差旅费3 000元、物料邮寄费100元计，改进后每年可节约维修成本39 300元。以发电收益700元/h计，改进后每年可增加发电收益252 000元。改进后每年人工成本为36 000元，差旅成本为9 000元，则最终每年可增加收益258 300元。

7 结束语

产品的可靠性是业界关注的重点，提高产品的可靠性，可以体现以预防为主的质量理念，降低产品总成本，缩短停机时间，并提高产品的可利用率。对于企业而言，提高产品的可靠性，可以增强企业的竞争力，并且提高企业的经济效益。利用故障树方法来进行产品质量改进，对于企业而言具有指导意义，是一种值得推广的改进模式。笔者对风力发电机变流器风扇损坏故障进行了故障树分析，提出了改进方案，并取得了良好的效果。