D风电场#24风机变流器功率模块烧损原因分析

颜庭煜 张驭驹 鲁碧桐 吴晓龙

(国电东北新能源发展有限公司，123200)

2019年,全球风电新增装机容量达到60.4GW，风电是现阶段最具开发潜力得到可再生能源之一.[1]风电机组是在波动风场环境中,实现风能捕获、传递和转换的复杂机电液一体化装备,其运行工况复杂多变,面临高温、高海拔、强沙尘、台风等多种极端恶劣环境条件,涉及多学科交叉领域,技术难度极大.[2]风电机组变流器(变频器)作为风力发电机组将所发电能并入电网的核心系统，其可靠性、安全性直接决定了风电机组的安全性和稳定性.随着早期大面积开发的风电项目逐步进入故障高发期，而外环境对风电场、风电机组运行的经济性和可靠性往往还维持比较高的标准，而机组的设备可利用率直接决定上述指标.在机组运行年限逐渐增加的情况下，对某种机型，或者说对于某风场的某种特定机型的批量性故障、易发性故障、重复性故障和重大故障等进行分析与研究，以期查明真实故障点和故障原因，同时为后续减少重复性故障，避免重大故障等提供理论和事实依据.

D风电场总装机容量49.5MW，安装单机容量1.5MW的三叶片、上风向、永磁直驱、变速变桨风力发电机组33台，#24风机变频器采用Freqcon1.5MW(B)型全功率变流器，主控系统采用倍福基于PC的控制系统.

1 故障现象描述

某日上午09时09分，风机SCADA系统报警，提示D风电场#24风机报出变流器直流电压低故障；09时32分，风机SCADA系统再次报警，提示D风电场#24风机报出变流器直流电压低故障；5分钟后，SCADA系统显示D风电场#24风机机组通讯丢失.由于雷雨及大风天气，无法到达机位处理故障，待天气正常后，检修人员到达#24风机，检查发现变流器柜体及内部大面积烧损.

2 现场检查情况

现场检查发现变流器顶部冷却风扇熏黑，塔基平台至塔筒第一次平台间部分熏黑，检查塔上至塔下动力电缆、信号电缆等外观均无损伤，检查发现5个柜体均有不同程度的烧毁、熏黑的情况.

检查发现变流器IGBT1柜和IGBT2柜从下至上均大面积烧损但烧损严重程度不同.如图1控制柜上部电气运检烧损情况，控制柜上部PLC部分、电源模块、接触器和继电器等电气部件烧损严重，柜子上部已经熏黑.

测量制动电阻无阻值，电容柜上部接触器、线槽等烧损，低压配电柜上部轻微烧损，其余电容、刀熔开关等未见异常，如图2电容柜上部烧损情况.

检查开关动作情况发现变流器网侧断路器未断开，发电机侧断路器正常断开，检查箱变低压侧断路器为跳闸状态.

图1 控制柜上部电气运检烧损情况 图2 电容柜上部烧损情况

3 故障文件分析

根据机组报出故障的先后顺序，检查机组主控主控PLC生成了1个故障F文件和2个故障B文件.分别为“f***_0909_450.html”和B文件“b***_0909_450.txt，b***_0932_450.txt”.

图3 机组故障F文件变流器信号

如图3机组故障F文件变流器信号部分.可知，机组故障时刻变流器信号，检查发现机组erro_converter_signal_DC_link_min信号为on(触发)状态，表示故障时刻触发故障为变流器直流电压低，与机组SCADA系统显示的故障一致.

根据机组制造商给出的变流器直流电压低故障触发逻辑，该故障停机等级为7，触发变流器故障紧急停机，变桨系统回桨速度为6°/s，变流器调制和断路器同时断开.

图4 故障文件变频器部分模拟量信号

如图4故障文件变频器部分模拟量信号.可以看出故障时刻除4号IGBT为29.7℃外，其余9个IGBT温度均在40℃附近，但converter_DC_inductor_temperature显示温度为71℃.检查变流器冷却系统数据，发现IGNT冷却风扇1、2和塔基冷却风扇转速设定均为68%，电容冷却风扇转速设定为74.67%，判断故障时刻变流器冷却系统工作正常.

如图5机组故障B文件1(b***_0909_450.txt)功率、电压曲线图、图6机组故障B文件1(b***_0909_450.txt)转速、变流器状态信号图、图7机组故障B文件1(b***_0909_450.txt)停机无功、变流器状态信号图，分析可知：

显示故障时刻前,直流母线电压未出现电压波动等异常情况，电压始终稳定在1106VDC附近，而制动电阻启动电压值1220V，未达到触发值.数据上看，网侧电压稳定.而在故障时刻直流母线电压对称瞬降至780VDC(粉红色线).

IGBT4内部失效，造成正负母线间有轻微短路放电致母线电压瞬降，放电引起制动模块反并联二极管短时失效，投入制动电阻过流，Converter Chopper I电流值瞬间增大到750A曲线降低(蓝色线)，导致制动电阻损坏失效.

检查数据发现，故障后20s转速降到0时，系统测量记录仍有400kW的有功功率，判断为假值.此时profi_in_converter_IGBT_ok信号一直为1，无功功率维持在-90Kvar,故障后无功功率增加，说明故障后网侧始终在调制，网侧IGBT单元无故障.

图5 机组故障B文件1(b***_0909_450.txt)功率、电压曲线图

图6 机组故障B文件1(b***_0909_450.txt)转速、变流器状态信号图

图7 机组故障B文件1(b***_0909_450.txt)停机无功、变流器状态信号图

如图8机组故障B文件2(b***_0932_450.txt)变流器侧曲线图、图9机组故障B文件2(b***_0932_450.txt)变流器信号图.

图8 机组故障B文件2(b***_0932_450.txt)变流器侧曲线图

图9 机组故障B文件2(b***_0932_450.txt)变流器信号图

分析可知，此次触发为第二次触发b文件，机组已经处于停机状态.直流母线电压为+436V和-419V.母线电压偏低、不对称但未发生波动，判断此时母线还未发生短路故障，机组始终触发直流电压低故障.同时，变流器未触发使能和调制信号.

但变流器网侧断路器始终为合闸状态，机组有功功率始终维持在-120kW左右，判断机组始终在从电网吸收电能，结合机组整流电压为0，直流电流给定为0.说明机侧始终未工作，判断机侧正常，可以初步判断故障点在网侧或母线侧.

直流母线电压存在不对称偏低，可能原因是母排电容小范围失效导致母线电压不平衡.故障时刻，母线电压存在瞬间降低，可以判断母线存在非正常放电，可能原因是由于母线短路.

4 过程分析

母排电容小范围失效，进一步导致母线不平衡.故障时刻，母线正对负短路放电，加之变流器网侧断路器未正常跳闸，网侧始终与电网相连，进一步导致IGBT4反并联二极管失效，电网能量集中到IGBT，加剧IGBT电容大面积失效，进而导致IGBT本体失效.

因故障时刻母线正对负短路，结合制动电阻动作情况，可以判断制动电阻正常工作，但由于反向击穿电流导致制动模块被动失效，加之网侧断路器仍为合闸状态，导致故障现象进一步加剧，由于雷雨天气检修人员未能及时到达机位，导致故障现象进一步扩大，最终导致柜体烧损.

5 结 论

变流器系统作为直驱型风力发电机组最主要的系统之一，直驱型机组功率变流器系统是故障率最高的子系统.[3]其运行可靠性直接关系机组安全性.机组运行环境较为恶劣，且随着机组运行年限的增加，变流器功率模块、控制器等电力电子元器件均存在由于高低温运行、积灰等原因导致失效的可能，断路器机械结构等存在由于机械设备维护保养不到位导致断路器卡涩甚至卡死，断路器分合闸线圈、储能电机等也存在失效导致断路器不能正常工作的风险.

在对风电机组日常检修维护中，要以年度或季度为单位对变流器功率模块、电容、二极管单元、控制器等进行专项维护，主要完成电力电子元件电气性能检测，积灰清理等，对发现异常的设备及时进行更换，同时对断路器进行专项维护，确保断路器分合闸、保护功能等正常且满足机组运行要求.通过对变流器系统进行常规和专项维护，以期延长设备使用寿命，提高变流器系统运行的可靠性和安全性，避免重大事故的发生.同时通过自动消防、火灾报警、视频监控等技术手段有效降低事故扩大的可能性，提升风电机组运行的经济性.