风力发电机组变桨刹车继电器失效问题探究

2021-07-07申能新能源青海有限公司侯海东

电力设备管理 2021年6期

申能新能源（青海）有限公司赵维王刚侯海东

现今国内风力发电机组陆地装机容量日趋饱满，海上机组也在快速发展中，然而机组如何持续安全稳定的运行成了业内共同努力的目标。在风力发电机组变桨系统中，大部分机组的变桨系统采用变桨距的控制方式。该控制方式信号经由变桨控制柜进行指令的发送与汇总，并将信息通过光纤、PROFIBUS-DP等通讯方式经由塔上机舱柜送至塔下主控柜PLC主站模块进行综合处理，因此变桨系统的故障均需进行登塔处理，造成变桨系统导致的故障处理时间长、安全隐患多、发电量损失大、体力劳动频繁等不利因素现状。为尽可能减少以上不利因素带来的影响，变桨系统的安全稳定运行显得尤为重要。在对机组运行维护中也常出现由于变桨刹车继电器失效，导致无法正常变桨。虽然问题发现与解决的较为及时，没有让事件进一步恶化发展，但这些问题的原因和改进措施值得我们去探究。

1 变桨刹车继电器失效问题探究

某南方多个运行的风电场出现多台机组变桨刹车继电器失效不执行变桨指令的故障，甚至有单独一个风场一个月内由此导致的故障多达50次，故障小时数高达216小时，严重影响该风场发电量指标的完成及日常工作的开展。

为更有效的对失效原因进行探究，对其中一个案例进行分析：2018年8月12日某南方风电场一台机组在正常运行情况下突然故障停机，其故障及故障值分别为“1#变桨逆变器OK信号丢失/1”、“变桨安全链触发/0”、“变桨位置比较偏差大/3.6”、“紧急！叶片未正常收回/1”。通过查看故障手册可知其触发逻辑为“三个叶片中任意两个叶片位置的差值最大值的绝对值持续20ms大于等于3.5度”。了解到触发逻辑后对故障数据进行分析。通过对故障文件检索、筛选发现如表1，可看出“桨位置比较偏差大”故障真实被触发，可将此故障作为四个故障中的主故障作为下一步分析的主要方向。

表1 故障触发表

由图1可看到1#叶片变桨位置数据在-10s到30s之间卡死，在故障后叶片位置始终保持在7.1度，且现场尝试复位操作及手动变桨叶片均不能正常动作，首先通过经验初步判断故障可能点如下：刹车回路有电气元器件损坏或线路开路；AC2损坏或缺相；充电器或超级电容损坏；旋转编码器损坏卡死；接发信号回路异常。结合以上可能问题点继续对故障文件进行深入分析。

图1 时间-叶片角度关系图

如图2可看出，当前变桨需求速度与电机接收变桨速度一致(由于变桨电机接收速度曲线（如图绿色所示）与变桨需求速度曲线（如图红色所示）完全一致，导致变桨需求速度曲线被变桨电机接收速度曲线覆盖（红色曲线被绿色曲线覆盖）)，可以判断“接发信号回路异常”可能点排除，通过对图三数据的观察可看出旋转编码器采集数据连续性较好未出现跳变情况，可以初步判断旋转编码器无异常。

图2 时间-变桨接收、需求速度及实际速度关系图

检测发现超级电容电压在79V～90V之间的正常范围内（图3），因此可排除可能点“充电器及超级电容损坏”。现场使用相序表对AC2相序进行测量发现相序表显示“R”说明AC2相序显示正常，由此排除可能点“AC2损坏或缺相”。至此仅有可能点“刹车回路有电气元器件损坏或线路开路”未进行排除。因此现场对叶片1进行手动变桨尝试观察其刹车继电器是否动作并松开叶片电磁刹车，在手动变桨尝试过程中发现随着手动变桨的进行，变桨电机的温度在跟随升高且未听到刹车继电器松开时的声响。因此怀疑刹车继电器损坏，对其进行更换后变桨恢复正常。

图3 时间-电容电压关系图

2 解决方案

由于该问题为普遍性问题，使用该继电器并出现同类问题的风场多在雨水较多或现场较潮湿的风场。因此对失效的继电器进行分析发现其内部线路均未出现损坏，但其触点部分多出现氧化以及锈蚀情况。因此判断为其触点部分在潮湿区域抗氧化性较差。那么解决方案有以下几点：

现场存储较多该型号的继电器备件。现场机组一旦发生类似问题，第一时间予以更换并定期对全场该型继电器进行更换（根据风场情况不同，每半年或3年进行一次全场更换）；对该型号继电器触点进行耐腐蚀改造，使其触点具备较强的耐腐蚀、抗氧化能力；进行研发设计新型的适合潮湿区域的专用继电器，要求该继电器具备较好的防腐蚀及抗氧化性能并要求其具备密封性能，将内部敏感器件与外界进行隔离，进一步对内部敏感器件及触点进行保护。

针对方案进行分析：方案一短期成本最低但长期需要承担额外工作量和成本支出；方案二成本居中，但其仅对抗氧化能力进行加强延长使用寿命并未从根本上解决。随着时间的推移很有可能再次出现批量爆发；方案成本最高，但其能最大程度的解决此类问题。针对方案进行分析后，考虑到该问题涉及范围较广、机组较多，因此决定同时采用方案二和方案三两种方式同时进行可行性挂机实验。

方案二：测试风电场环境。甘肃某湿度较低风电场（湿度低于40%），湖北某较湿润风电场（湿度在40%～80%之间），云南某湿度较大风电场（湿度大于80%）；测试机组数量为不同湿度区域风电场分别挂机30台；测试时长三个月。

方案三：测试风电场环境。甘肃某湿度较低风电场（湿度低于40%），湖北某较湿润风电场（湿度在40%～80%之间），云南某湿度较大风电场（湿度大于80%）；测试机组数量为不同湿度区域分别挂机30台；测试时长三个月。

按上述实验条件的约束下，分别对方案二与方案三挂机实验的风电场进行为期3个月的实验观察、记录，实验结果如下：30台挂机机组中，除方案二在湿度较大区域（湿度大于80%）损坏3组、损坏率为10%外，其余机组无损坏，损坏率为0。实验结果显示，对较潮湿区域以下区域（全年最大湿度低于80%）可采用方案二的方式，这样可保证解决该问题的同时成本支出较低。针对湿度较大区域需采用方案三的方式，使用新型的专用继电器解决此类问题。最终通过这两种技改方案，变桨刹车继电器失效问题得到解决。