大兆瓦级海上风力发电机组超速分析及逻辑优化

摘要：对某海上风电场风机在风速波动情况下发生机组超速事故的原因进行分析，根据底层数据，外部气象条件，变桨系统、变流器系统等动作情况，发现该风机主控逻辑存在漏洞，提出了相应的逻辑优化措施及反事故措施等。

关键词：风电机组超速;控制算法;变桨系统;变流器;逻辑优化

中图分类号：TM614" " 文献标志码：A" " 文章编号：1671-0797（2024）24-0018-05

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2024.24.005

1" " 设备状况概述

某海风场对某风机变桨电池进行远程健康度测试，三个桨叶健康度已正常显示，分别为100%、99%、94%，之后健康度无变化，判断测试重新开始且卡在第二次的20%，现场人员取消测试使能按钮，测试完成后桨叶正常回到89°，机组取消维护状态，多次尝试启机，均未能正常并网运行，值班员误以为桨叶卡滞，远程对变桨系统进行旁通操作，变桨系统短时间处于Normal状态，桨叶开桨到0°，机组并网运行。

事件前风机正常运行，负荷风速在4.67～16.84 m/s间大幅切变，某海上风机变流器因变流器1机侧A相瞬时过流故障切出，但是桨叶在0°位置没有顺桨，其间触发变桨合理性检测故障，主控断开EFC信号，变桨系统紧急收桨，此时叶轮转速持续上升，达到13.93 r/min，触发发电机转速最大值1故障、叶轮超速（等级1）故障顺桨停机。

2" " 事件经过

2.1" " 变流器故障情况

风机SCADA显示变流器1机侧1、2回路模块电流A相瞬时过流故障停机，故障数据曲线如图1所示，故障状态代码如图2所示。根据故障数据可以看出，风机报出的故障是变流器1机侧1回路模块电流A相瞬时过流、变流器1机侧2回路模块电流A相瞬时过流，同样也是首触故障。根据图1，风速的波动很大，故障前1 min内，风速在4.67～16.84 m/s间大幅波动，由于风速变化大，变流器的功率也跟着大幅波动，查看变流器1机侧1、2回路A相电流波形有瞬时突变现象。

2.2" " 叶轮超速情况

根据相关风机安全规程，风机发电模式进入升速模式条件为：发电机转速低于99.70 r/min[1-4]。23：06：06.727，发电机转速为77.33 r/min，满足发电模式进入升速模式条件，风机从模式14变为模式13（发电模式变为升速模式），风机浆叶角度在0°未变化;随后主控先后报出变流器1故障、发电机转速故障（变流器故障）、变桨合理性检查故障，运行模式变为模式4，其间发电机转速由80.34 r/min上升到313.54 r/min，风机浆叶角度在0°未变化;42 s后，主控报出变流器转矩与设定值偏差大故障，发电机转速最大值1故障，叶轮超速（等级1）故障，此时运行模式变为3，发电机转速最高至320.47 r/min，风机浆叶角度在0°未变化;叶轮超速故障触发，风机收桨，浆叶角度由0°变为90°。

根据以上时间点主控的故障记录可以看出，风机从并网发电模式到故障模式（模式14→模式4）应停机，而且要进行顺桨，转速应降至自由旋转转速或0 r/min，但根据故障记录数据可知，当风机运行模式由14变为4时（查看当时变流器已故障切停），风机桨叶仍然处在0°位置，没有收桨，风机叶轮持续升速，经过大概41 s后发电机转速从80.34 r/min升至313.54 r/min，发电机转速超过311.60 r/min（软件超速定值），触发转速超限故障，此时风机开始顺桨停机。所以，最终导致风机故障停机顺桨的不是首触故障（变流器1机侧1、2回路模块电流A相瞬时过流故障），而是首触故障发生后变流器切机了，但没有顺桨，导致叶轮、发电机转速升至超速定值后才触发转速超限故障停机并顺桨。

3" " 原因分析

3.1" " 变流器故障原因分析

3.1.1" " SOE分析

由图3可以看出，2022-03-16T01：20主控控制变流器启机运行，持续运行约22 h后，主控给出变流器停机信号，停机过程中报出机侧模块过流故障。

3.1.2" " 故障录波分析

由故障录波（图4）可以看出，主控给出停机指令之前，一直给定接近100%的转矩，变流器机侧电流接近满功率电流，此时转速一直下降。主控给出停机指令之后，转速下降到约74 r/min，此时主控仍然给出接近100%的转矩，不符合正常机组的停机流程。变流器持续运行约30 ms后，突然电流异常，引起变流器过流停机。

3.1.3" " 检查与分析

从以上SOE和故障录波可以看出，在转速持续降低的工况下，主控给定接近100%的转矩指令，在主控给出停机指令后，由于电流发生异常突变，导致报出过流故障。

在机组变流器报过流故障前，由于全场AGC控制限功率导致机组转速设定值为111.1 r/min，当发电机转速大于设定值时，转矩控制器增加转矩以控制转速，直至转矩指令增加到最大转矩，当风速降低导致转速下降，转矩控制器饱和，致使当发电机转速低于111.1 r/min时，转矩指令仍维持最大转矩，直至发电机转速低于脱网转速，变流器脱网。

3.1.4" " 原因分析总结

1）机组在低转速下维持额定转矩运行使得机组定子侧电流维持在较高位置这种现象，应该是控制逻辑不完善导致转矩计算错误，这是变流器故障的最根本原因。

2）机组在大功率（机侧功率大约1 400 kW，网侧有功1 148 kW）时，变流器1机侧断路器动作，导致变流器机侧过流故障，这是变流器故障的次要原因。

3.2" " 叶轮超速原因分析

事件发生时变桨系统没有响应风机主控下发的收桨指令，分析发现变桨电池测试正在执行中（未完成测试），变桨系统无法正常响应主控下发的控制指令，最终造成叶轮超速。

1）在未进行变桨电池健康度测试时，风机主控与变桨系统之间的控制正常，变桨系统接收风机主控的命令调整桨叶角度。

2）变桨电池测试若成功则在变桨电池健康测试画面更正上次测试成功时间，若不成功（即变桨电池测试进度条卡住），值班人员在风机VNC变桨电池测试界面取消电池测试使能和电池测试，复位后测试进度仍然在进行中。在取消变桨电池健康度测试后，未重新冷启动PLC情况下，变桨电池健康度测试仍在进行，造成变桨系统无法正常响应主控下发的控制指令（图5），即只有主控控制变桨系统从待机模式（Standby）切换至正常模式（Normal）后才能响应角度和速度指令。

3）当按下主控界面的变桨旁通按钮，主控会在30 s时间内将发送给变桨系统的“正常模式指令”置1，当变桨系统无故障时，其在接收到“正常模式指令”后切换至正常模式，执行主控的桨叶角度指令。当变桨旁通有效时间结束，“正常模式指令”置0，变桨系统从正常模式切换到待机状态，即恢复待机状态（图6）。

4）2022-03-16T23：06，风机触发变流器1机侧A相瞬时过流故障，变流器切出。故障前，桨叶角度依然处于0°，未能响应主控的控制指令。此时触发变桨合理性故障，EFC信号断开，变桨系统紧急收桨，此时叶轮转速达到软件超速故障门限，同时触发发电机转速最大值1故障、叶轮超速（等级1）故障。

3.3" " 主要结论

1）机组主控程序存在漏洞是导致此次事故发生的根本原因。程序漏洞主要包括以下几个方面：

（1）在进行变桨系统测试后，变桨系统处于待机状态，主控未对变桨系统状态进行检测，就能满足机组启动条件。

（2）风机远程变桨电池健康度测试后，测试进度条卡在20%测试进度，导致变桨系统在待机模式下启机，不能正常响应主控动作指令。

（3）变桨系统远程旁通操作并未设置最高级别权限，在机组处于自动运行模式且现场技术员缺乏控制理论与经验的情况下，很容易造成严重的事故。

（4）在机组启动及并网运行中，并未对目标桨距角和实测桨距角差值进行检测，保护逻辑存在漏洞。

2）主控程序存在冲突，机组在低转速下由并网模式转换到升速模式，其在并网转速以下运行，低转速下持续施加额定转矩，这是机组变流器故障的主要原因。

3）机组在带大负载的工况下，断开变流器1机侧断路器，这是导致此次事故中变流器发生过流故障的次要原因。

4" " 逻辑优化及反事故措施

4.1" " 优化风机主控程序

4.1.1" " 增加“变桨电池未完成”故障

优化变桨电池测试功能，在启用变桨电池健康度测试时，触发“变桨电池未完成”故障，故障等级2，测试完成后（进度条结束），取消测试使能，故障自复位。

4.1.2" " 增加变桨电池健康度测试限制

将原程序“变桨电池完成测试后，若测试使能取消不及时会再次进行变桨电池测试”，优化为“在完成一次变桨电池测试后不会自动进行下次测试，需将测试使能按钮取消后再次激活方可再次进行变桨电池测试”[4]，避免因变桨电池测试未成功，系统自动循环开展电池测试。

4.1.3" " 增加变桨系统状态检测和旁通权限

优化主控自检功能，将变桨系统状态实时反馈至主控系统，避免待机情况下风机启动并网[5-6]。增加变桨、变流器等关键部件的旁通操作权限，防止随意复位启机。

4.2" " 反事故措施

1）全面排查梳理风机控制逻辑，结合风机定检，做好各项逻辑功能测试和验证。

2）加强风机旁通及保护投退功能的管理，严禁随意复位启机。

3）加强风机运行数据监盘，密切监视风机运行参数和状态，提高运维值班人员对风机故障过程的分析、判断及处理能力。

4）加强风机缺陷管理，对于风机出现的故障，应及时分析查找原因[7]，及时采取有效措施，必要时要终止操作、测试，做好记录。

5" " 结束语

本次针对大兆瓦级海上风力发电机组超速事故的深入分析，揭示了机组主控程序中存在的多个关键漏洞，这些漏洞在特定条件下可能导致严重的安全事故。通过详细的故障原因分析，不仅识别了变流器故障和叶轮超速的具体原因，还发现了主控逻辑中的设计缺陷，特别是在变桨系统的管理和控制方面。

为从根本上解决这些问题，本次研究提出了一系列逻辑优化措施和预防措施。这些措施包括增强主控程序的故障检测能力、设置更严格的控制权限以及加强运行数据的监视和分析。通过实施这些措施，期望能够显著提高风机的安全性和可靠性，减少未来发生类似事故的风险。

此外，本次研究还强调了定期测试和验证的重要性，确保所有优化措施能够有效运行，并在实际操作中得到验证。通过持续的监控和改进，可以确保海上风力发电机组能够在一个更加安全和稳定的环境中运行，为可持续能源的发展做出贡献。

总之，本次分析和优化工作是一个持续改进过程的开始，未来将继续关注风机的运行状态，不断学习和适应，以确保海上风电场的长期稳定、高效运行。

[参考文献]

[1] 风力发电机组 全功率变流器 第1部分：技术条件：GB/T 25387.1—2021[S].

[2] 风力发电机组 全功率变流器 第2部分：试验方法：GB/T 25387.2—2021[S].

[3] 风力发电机组 变桨距系统：GB/T 32077—2015[S].

[4] 风力发电场安全规程：DL/T 796—2012[S].

[5] 海上风力发电机组主控制系统技术规范：NB/T 31043—2019[S].

[6] 赵志刚，刘永吉.风机发电系统中变频器的故障诊断研究[J].科学技术创新，2018（36）：195-196.

[7] 单艳梅，王磊.风力发电系统中变频器的故障诊断研究[J].山东工业技术，2016（12）：189.