大型海上風力發電機組的可靠性設計

趙祥1,，范瑜1，夏靜，馬忠寶，張浩，張虓赫

(1北京交通大學電氣工程學院 ，北京 100044；2北京金風科創風電設備有限公司 ，北京 100176)

0 引言

海上風電具有資源豐富、發電小時數高、單機容量大、不占用陸地資源等優點，已成為可再生能源發展的重要領域之一[1]。目前歐洲海上風電占全球裝機容量的92%，在過去5年以31%的復合增長率增長，截至2015年累計裝機容量達到10GW。通過預測，到2030年歐洲海上風電將增加6倍，總計裝機容量達到66GW，屆時將占到歐洲電力裝機容量的7.2%[2]。

我國目前是全球第四大海上風電國，占據全球海上風電8.4%的市場份額。我國的海上風電資源較豐富，據中國氣象局測繪計算，我國近海水深5m到25m范圍內，50m高度風電可裝機容量約2億千瓦；5m到50m水深，70m高度風電可裝機容量約為5億千瓦[3]。

同時，由于海上風電面臨嚴苛的海洋環境、高工作負荷、極端氣候條件以及低可利用率和可靠性、高的運維成本、低可進入性等，使其發展面臨諸多挑戰[5～7]。據統計，運維成本已經占到海上風電全生命周期成本的25%～30%[8]。同時，國內東南區域海上風電所面臨的強臺風問題，也成為制約海上風電發展的重要因素。因此，大功率海上風力發電機組的可靠性已經成為海上風電是否能夠順利發展的條件。

目前，商業化的海上風力發電機組的不同概念中，變化相對最多的為傳動系統的結構，尤其是結合增速箱、發電機和變流器構成的機組機電傳動系統[5、7]；而不同的傳動系統也成為影響機組可靠性和可利用率的最主要的因素。因此本文主要結合不同的傳動系，從理論上對其可靠性和可利用率進行分析對比，并結合6.XMW海上風力發電機組電氣傳動系統的可靠性設計，對機組的可靠性指標和運行經濟指標進行具體分析。

1 大功率風力發電傳動系統可靠性對比

1.1 主流傳動系分類

目前，商業化的大功率海上風力發電機組，電氣傳動系統主要分為全功率變流系統和部分功率變流系統。

全功率變流系統的風力發電機組主要型式有：(1)直驅永磁全功率變流傳動系統。如我國金風科技股份有限公司的6.XMW、德國Siemens的G6和G7平臺、美國GE的Halide6.0MW、以及湘電風能的5.0MW等，圖1為該種傳動系統拓撲；(2)一級或兩級齒輪增速永磁發電機全功率變流系統，國際上稱為“Hybrid drive train”，國內簡稱“半直驅”，典型的產品有法國Adwen公司的5.0MW、MHI-Vestas的8.0MW、廣東明陽風電的6.5MW等；(3)三級齒輪增速永磁發電機全功率變流系統，典型的產品有重慶海裝的5.0MW，圖2為帶齒輪箱增速永磁全功率變流傳動系統拓撲；(4)三級齒輪箱增速鼠籠異步發電機全功率變流系統，典型產品有Siemens的D4平臺等，圖3為該種傳動系統拓撲。全功率變流系統由于更高的轉速調節范圍、省去了發電機滑環和并網友好性，在大功率海上風力發電機組中被普遍應用。

部分功率變流系統機組主要為雙饋風力發電機組，該機組約1/3的功率由發電機轉子通過變流器并網，2/3的功率由發電機定子直接并網，圖4為雙饋電機部分功率變流傳動系統。

圖1直驅永磁全功率變流傳動系統

圖2齒輪箱增速永磁發電機全功率變流傳動系統

圖3齒輪箱增速鼠籠異步發電機全功率變流系統

圖4雙饋傳動系統

本文主要針對直驅永磁全功率變流、齒輪箱增速永磁同步發電機、齒輪箱增速鼠籠異步發電機全功率變流系統以及齒輪箱增速雙饋發電機部分功率變流系統等四種主流傳動系統進行分析對比。在最近幾年，隨著單機容量的增加，為了降低機組的重量，提升海上風力發電機組的平準化度電成本，一些新的傳動系統概念被研究，比如采用高壓變流器而取消或減小變壓器的重量；采用直驅超導發電機降低機組的重量等，但這些概念仍處于概念設計階段而沒有工程化，因此不在本文對比范圍內。另外，直驅電勵磁全功率變流系統主要為德國Enercon公司應用，且單機功率已經做到了7.5MW，但是目前該機型沒有在海上風電應用的計劃，也不在本文的研究范圍之列。

1.2 不同傳動系的可靠性對比

該部分主要考察計算了不同電氣傳動模型的故障率，其中故障率的定義為每年每臺機組的故障次數，傳動系統故障率主要取決于齒輪箱、發電機和變流器的類型。

本文中，故障率的定義參考式(1)，該公式同文獻[9]的公式相同。

(1)

式中，λ—每臺機組每年的故障率；I—對應故障數據收集的間隔數；K—子部件號；ni,k—故障號；Ni—機組號；Ti—總時間周期，單位為小時。

文獻[6]通過大量的文獻查閱和調研，對不同傳動系統下的故障率和可利用率進行了分析計算。通過計算得出，直驅永磁全功率變流傳動系統同雙饋異步發電機部分功率變流系統具有相對低的故障率，但考慮實際運維的難度，直驅永磁全功率變流傳動系統具有最高的可利用率，較其它傳動方式的可利用率高出0.35%～0.73%，詳細數據見表1和表2。

表1 不同傳動系統的故障率

表2 不同傳動系統的可利用率

從表1可以看出，直驅永磁全功率變流系統的故障率為1.404，其中全功率變流器的故障率為0.1883，為雙饋部分功率變流器的2.2倍[10]，其余部分1.2157為發電機的故障率，該數據遠遠高于工業電機的行業水平0.0315～0.0707[12],與實際運行經驗偏差較大。

文獻[7]對雙饋發電機和永磁發電機故障進行了分類統計，統計得到雙饋發電機的故障率為0.1233，永磁發電機的故障率為0.077。該文中的永磁發電機為高速永磁發電機，對于直驅永磁發電機，由于電機同機組傳動共用軸承，因此為了保持各種傳動系統對比基準的統一性，直驅電機主軸承的故障率在此不做統計，因此也不存在軸承潤滑和對中等故障問題，僅剩下絕緣和冷卻故障，冷卻系統故障為0.018，考慮直驅永磁電機換熱量基本為高速永磁電機的兩倍，因此冷卻系統的故障調整2倍為0.036；雙饋發電機的絕緣故障率為0.0021，直驅發電機絕緣故障為雙饋電機的2倍[13]為0.0042，直驅永磁發電機總的故障率為0.0402，約為雙饋發電機的1/3。

通過對額定功率超過1.5MW的丹麥風機的典型故障進行了統計分析，根據統計結果發電機故障占總故障的5%，齒輪箱故障占總故障的12%，電氣故障占總故障的13%[14]。德國風能研究所(DEWI，www.dewi.de)和英國可再生能源協會(RenewableUK，www.bwea.com)的研究表明，變流器為海上風力發電機組中三個最為核心的部件之一，占據總故障率的17%～25%，和3%～8%的總運維成本[4]。根據Siemens的研究，可進行遠程復位的故障引起的可利用率的0.1%的損失，而由于海上風電運維較長的交通時間和有限的可達性，需要人員進入機組維護而不存在物理維修的故障類型，引起的可利用率的降低高達1.1%。因此對海上風電可靠性和可利用率損失的主要影響是小的電氣部件而非大的、重要的機械部件[5]。

GL在歐洲開展了Reliawind項目，該項目由2008年至2011年共歷時三年，有10個組織參與，對4個整機制造商的350臺機組，450個風場月的共3500條停機時間進行分析，分析結果同樣表明電力電子器件引起機組故障率和停機時間的主要因素[15]。

圖5故障率(所有停機事件)

圖6停機時間(所有停機事件)

文獻[16]兩個瑞典的獨立故障統計數據進行統計分析。統計結果表明齒輪箱為最核心的部件，主要因為其故障導致的停機時間較其它部件的長。該文獻針對2000年到2004年，期間平均624.5臺運行機組的故障進行分析表明，齒輪箱的故障率占到14.1%，由此引起的停機時間高達19.4%；而發電機的故障率為5.5%，引起的故障停機時間為8.9%。

文獻[7]對1822臺雙饋發電機部分功率變流傳動系統和400臺永磁電機全功率變流傳動系統的故障進行了分析。分析結果顯示，包括電機冷卻和潤滑系統在內，雙饋發電機的故障率為0.123，永磁發電機故障率為0.076。包含附屬冷卻設備在內，雙饋部分功率變流器的故障率為0.106，而永磁全功率變流器的故障率則高達0.593，這主要的原因是由于全功率變流器的功率器件為雙饋變流器的3倍，導致了更高的失效概率。文獻[17]統計永磁發電機和全功率變流器的故障率之和為0.669，而雙饋發電機和部分功率變流器的故障率之和僅有0.229，這主要歸因于全功率變流器較低的可靠性。同時從時間維度對故障率進行了分析，發現在運行3年后，永磁電機全功率變流系統的故障率會降低到較雙饋電機部分變流系統更低的故障率。作者對此進行了分析，認為一方面取決于全功率變流器由于技術原因導致的早期故障較高，更大的可能性是由于小的統計樣本導致的大的不確定性。

1.3 小結

綜上，對于直驅永磁全功率變流系統，雖然省去了齒輪箱、發電機高速運轉的軸承和滑環系統，但是增加了變流器的復雜性，這將對機組的整機可靠性造成較大的影響。因此，變流器的可靠性對整機的可靠性和可利用率的指標尤為重要。

總的來說，有兩種方法可以實現變流器的高可靠性或低的運維成本。一種是提升變流器本身的可靠性，這種方法相對較為復雜且需要通過高的成本來實現；而另一種方法則是通過變流器的并聯容錯運行，來實現機組的高能量可利用率和低的運維成本[4]。

通過對多變流器冗余設計對運維成本乃至度電成本的影響分析表明，如果變流器的運維成本占總運維成本的5%，那么采用雙變流器冗余系統，可以降低1.4%的運維成本，同時在度電成本方面更具優勢；對于額定功率為6.0MW的風力發電機組，采用4套變流器的設計是最優化的[4]。

2 6.XMW海上風力發電機組電氣傳動鏈設計

2.1 理論設計

某6.XMW高可靠海上風力發電機組的傳動系統由四部分獨立運行的系統構成，見圖7。

圖76.XMW海上風力發電機組傳動系統原理圖

如圖7所示，電機在結構上有4個定子鐵心繞組區域G1，G2，G3，G4，其中G1和G3、G2和G4在空間位置上是對稱的，每個區域內包含兩套三相交流繞組，如G1含三相交流繞組1和2，G2含三相交流繞組3和4，G3含三相交流繞組5和6，G4含三相交流繞組7和8。每個區域內的每兩套交流繞組可以同相位、相差30度相位、相差180度相位，這個根據電機整體性能的要求選取采用。從電氣結構上，每個定子鐵心繞組區域Gn含有兩套三相交流繞組且相互解耦。如圖7所示，G1含三相交流繞組1和2、1和2間可以同相位、相差30度相位、相差180度相位。其他區域類似。其中G1中的2與物理相對位置G3中6同相位組成一套三相交流繞組輸出到功率變換系統1。G1中的1和5同理。其他區域類似。即實現多個三相系統單元并聯并結合故障判斷和控制機制，形成了系統的容錯運行。在某個并聯支路中任意部件發生故障的時候，可以監控到并切出，而不影響其他支路，風力發電機組可降容繼續運行，由于發電機是對稱運行，可減小因某路切出的轉矩脈動，降低發電機的振動和噪聲，進一步提高系統的可靠性。

為了分析電機及其功率變換系統的容錯運行，利用電磁仿真軟件Magnet和商業數學軟件Matlab中的Simulink搭建了系統仿真模型，如圖8所示。

圖8Magnet及外圍線路仿真模型

在控制系統架構方面，由主控、變流、冷卻系統和中壓系統組成的風力發電機組控制系統。按照控制系統功能和信號流，控制系統的架構如圖9所示。

圖9控制系統框架

2.2 試驗驗證

從理論上分析，由于變流器故障引起的發電機部分單元運行對導磁電磁結構的不對稱性，從而誘發電機振動和噪聲的風險，因此對相類似結構的2.5MW發電機進行了現場的測試。圖10為金風2.5MW機組電氣拓撲圖。

圖10金風2.5MW機組電氣系統拓撲

通過對一套變流器停止運行，在發電機單套繞組運行工況下，經過測試得到如下結果和結論。

電氣特性

(1)通過分析比較發電機電氣數據可以看出，雙套繞組與單套繞組工況下，發電機的電流畸變率、電壓和電流的三相不平衡度均小于1%，滿足設計要求；

(2)單套繞組運行，對于6相發電機5次和7次諧波明顯高于雙繞組運行工況；

(3)通過對單套繞組運行注入5次,7次諧波，可以看出在給定合適的相位角度后，5次和7次諧波的含量均降低，見圖11。

圖11不同相位的5/7次諧波前/后，5/7次電流諧波幅值雷達圖

振動特性

(1)單套繞組運行，在原有控制程序下，發電機6倍頻振動較正常運行增大；

(2)通過優化變流器機側控制程序注入5次,7次諧波，當注入合適幅值及相位的諧波后可以使單套繞組運行時的振動大幅降低，見圖12，極波6倍頻得到有效的抑制。

圖12同時注入5次和7次諧波前/后振動頻譜

2.3 小結

因此，通過電機和控制的聯合仿真以及實際現場的測試表明，發電機非對稱運行情況下，對變流器機側控制器進行適當的優化和通過諧波補償，可以保證電機和機組的機械特性處于良好的工作狀態，不會對機組產生不利的影響。

3 6.XMW海上風力發電機組電氣傳動鏈可靠性

3.1 可靠性建模

6.XMW海上風力發電機組的電氣傳動鏈采用4套獨立的發電機繞組，4套獨立并聯的全功率變流器，以及兩個分裂式繞組變壓器。當任一套發電機繞組、任一套變流器發生故障，控制單元將故障單元快速切除隔離，剩余單元繼續運行發電。在電氣傳動鏈運行控制邏輯中，機組自動執行故障檢測、自復位等控制邏輯的故障與傳動鏈本身故障相比，對傳動鏈可靠性很小，在可靠性建模中不做考慮。電氣傳動鏈的可靠性模型如圖 13所示。

圖13電氣傳動鏈可靠性模型

3.2 可靠性分析

在電氣傳動鏈中，單個變流器的故障率為λ0，平均故障間隔時間為MTBF0，其它部件的故障率遠低于變流器的故障率。因此電氣傳動鏈系統的MTBF為

=2.1MTBF0

(2)

采用4套獨立的發電機繞組后MTBF為未采用的2.1倍。

3.3 可利用率分析

IEC61400—26—2規定了基于發電量的可利用率[18]，即能量可利用率

×100%

(3)

由于海上風力發電機的故障修復時間遠高于陸上風力發電機，采用冗余電氣傳動鏈可保證在一個到三個變流器或發電機繞組發生故障后，另外的變流器能夠降功率運行，機組能夠持續發電，增加實際發電量。發電損失電量計算如下：

如果單臺風力發電機平均每小時的發電量為PkWh，由傳動鏈故障導致的停機時間平均為t，變流器1/2/3/4的故障率為λ0次/年。

P=Q/8760

式中，Q—單臺機組年總的發電量，單位為kWh；以額定功率6MW風力發電機組為例，假設全年的標準小時數為4000h，則P=2740kWh。

以30萬kW(50臺)的風電場為例，傳動鏈一次故障導致的平均停機時間為9h，計算年發電量損失。

未采用冗余電氣傳動鏈的風力發電機每年的損失電量為

50pt(1-e-λ0)=1233(1-e-λ0)MW

(4)

采用四余度冗余設計的電氣傳動鏈的損失電量為

50[pt(1-e-λ0)e-3λ0+3pt(1-e-λ0)2e-2λ0+

3pt(1-e-λ0)3e-λ0+pt(1-e-λ0)4]

=1233[(1-e-λ0)e-3λ0+3(1-e-λ0)2e-2λ0+

3(1-e-λ0)3e-λ0+(1-e-λ0)4]MW

(5)

對比發電量損失和單個變流器的故障率λ0的變化，如圖14所示。

圖14發電量損失隨變流器故障率變化圖

2.2節中已說明，變流器故障占據總故障率的17%～25%，變流器導致的停機時間占所有停機時間的18%左右。

以永磁全功率變流器故障率0.593為基礎，。未采用冗余電氣傳動鏈的風力發電機每年的損失電量為552MW。采用四余度冗余設計的風力發電機每年的損失電量為279MW。四余度設計的電氣傳動鏈系統將會降低風力發電機8.9%的發電量損失。

3.4 小結

采用冗余電氣傳動鏈的風力發電機組能夠顯著提高風力發電機的平均故障間隔時間。

采用冗余電氣傳動鏈的風力發電機組的發電量損失隨電氣傳動鏈故障率的增加更為平緩，同時發電量損失也小于采用正常電氣傳動鏈的風力發電機組。

電氣傳動鏈的故障率越大，采用冗余電氣傳動鏈的風力發電機組提升發電量的程度優勢越大。但在電氣傳動鏈故障率較小的時刻需要考慮冗余帶來的經濟性問題，包括成本、維修等。

4 結語

海上風電由于高鹽蝕、高濕度、海浪和高溫等綜合環境因素的影響，以及較低的運維可達性，對設備的可靠性提出較高的要求。對于目前商業化風力發電機組，概念的不同主要集中在傳動系統選取。本文通過對主流的傳動系統的可靠性進行對比，得出直驅永磁同步發電機全功率變流系統由于沒有齒輪箱、發電機高速軸承和滑環碳刷等部件，具有最高的可靠性和可利用率，但是相比雙饋發電機部分功率變流系統，全功率變流器的故障率為雙饋變流器故障率的2.2～3倍，加上海上風電運維的可達性差，成為影響直驅機組可利用率的關鍵因素。金風科技6.XMW海上風力發電機組采用了4套獨立的電力傳動單元，并通過理論仿真和試驗證明該拓撲結構在部分單元停機的情況下，仍然能夠保證系統的可靠運行；同時結合可靠性理論，計算得出該傳動系統的可靠性提高了2.1倍，同時結合智能運維系統，大大降低風機的運維成本；在能量可利用率方面，結合實際現場的環境條件采取場群控制技術，可以做到不犧牲風場的發電量。