大兆瓦級海上風力發電機組超速分析及邏輯優化

摘要：對某海上風電場風機在風速波動情況下發生機組超速事故的原因進行分析，根據底層數據，外部氣象條件，變槳系統、變流器系統等動作情況，發現該風機主控邏輯存在漏洞，提出了相應的邏輯優化措施及反事故措施等。

關鍵詞：風電機組超速;控制算法;變槳系統;變流器;邏輯優化

中圖分類號：TM614" " 文獻標志碼：A" " 文章編號：1671-0797（2024）24-0018-05

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

1" " 設備狀況概述

某海風場對某風機變槳電池進行遠程健康度測試，三個槳葉健康度已正常顯示，分別為100%、99%、94%，之后健康度無變化，判斷測試重新開始且卡在第二次的20%，現場人員取消測試使能按鈕，測試完成后槳葉正常回到89°，機組取消維護狀態，多次嘗試啟機，均未能正常并網運行，值班員誤以為槳葉卡滯，遠程對變槳系統進行旁通操作，變槳系統短時間處于Normal狀態，槳葉開槳到0°，機組并網運行。

事件前風機正常運行，負荷風速在4.67～16.84 m/s間大幅切變，某海上風機變流器因變流器1機側A相瞬時過流故障切出，但是槳葉在0°位置沒有順槳，其間觸發變槳合理性檢測故障，主控斷開EFC信號，變槳系統緊急收槳，此時葉輪轉速持續上升，達到13.93 r/min，觸發發電機轉速最大值1故障、葉輪超速（等級1）故障順槳停機。

2" " 事件經過

2.1" " 變流器故障情況

風機SCADA顯示變流器1機側1、2回路模塊電流A相瞬時過流故障停機，故障數據曲線如圖1所示，故障狀態代碼如圖2所示。根據故障數據可以看出，風機報出的故障是變流器1機側1回路模塊電流A相瞬時過流、變流器1機側2回路模塊電流A相瞬時過流，同樣也是首觸故障。根據圖1，風速的波動很大，故障前1 min內，風速在4.67～16.84 m/s間大幅波動，由于風速變化大，變流器的功率也跟著大幅波動，查看變流器1機側1、2回路A相電流波形有瞬時突變現象。

2.2" " 葉輪超速情況

根據相關風機安全規程，風機發電模式進入升速模式條件為：發電機轉速低于99.70 r/min[1-4]。23：06：06.727，發電機轉速為77.33 r/min，滿足發電模式進入升速模式條件，風機從模式14變為模式13（發電模式變為升速模式），風機漿葉角度在0°未變化;隨后主控先后報出變流器1故障、發電機轉速故障（變流器故障）、變槳合理性檢查故障，運行模式變為模式4，其間發電機轉速由80.34 r/min上升到313.54 r/min，風機漿葉角度在0°未變化;42 s后，主控報出變流器轉矩與設定值偏差大故障，發電機轉速最大值1故障，葉輪超速（等級1）故障，此時運行模式變為3，發電機轉速最高至320.47 r/min，風機漿葉角度在0°未變化;葉輪超速故障觸發，風機收槳，漿葉角度由0°變為90°。

根據以上時間點主控的故障記錄可以看出，風機從并網發電模式到故障模式（模式14→模式4）應停機，而且要進行順槳，轉速應降至自由旋轉轉速或0 r/min，但根據故障記錄數據可知，當風機運行模式由14變為4時（查看當時變流器已故障切停），風機槳葉仍然處在0°位置，沒有收槳，風機葉輪持續升速，經過大概41 s后發電機轉速從80.34 r/min升至313.54 r/min，發電機轉速超過311.60 r/min（軟件超速定值），觸發轉速超限故障，此時風機開始順槳停機。所以，最終導致風機故障停機順槳的不是首觸故障（變流器1機側1、2回路模塊電流A相瞬時過流故障），而是首觸故障發生后變流器切機了，但沒有順槳，導致葉輪、發電機轉速升至超速定值后才觸發轉速超限故障停機并順槳。

3" " 原因分析

3.1" " 變流器故障原因分析

3.1.1" " SOE分析

由圖3可以看出，2022-03-16T01：20主控控制變流器啟機運行，持續運行約22 h后，主控給出變流器停機信號，停機過程中報出機側模塊過流故障。

3.1.2" " 故障錄波分析

由故障錄波（圖4）可以看出，主控給出停機指令之前，一直給定接近100%的轉矩，變流器機側電流接近滿功率電流，此時轉速一直下降。主控給出停機指令之后，轉速下降到約74 r/min，此時主控仍然給出接近100%的轉矩，不符合正常機組的停機流程。變流器持續運行約30 ms后，突然電流異常，引起變流器過流停機。

3.1.3" " 檢查與分析

從以上SOE和故障錄波可以看出，在轉速持續降低的工況下，主控給定接近100%的轉矩指令，在主控給出停機指令后，由于電流發生異常突變，導致報出過流故障。

在機組變流器報過流故障前，由于全場AGC控制限功率導致機組轉速設定值為111.1 r/min，當發電機轉速大于設定值時，轉矩控制器增加轉矩以控制轉速，直至轉矩指令增加到最大轉矩，當風速降低導致轉速下降，轉矩控制器飽和，致使當發電機轉速低于111.1 r/min時，轉矩指令仍維持最大轉矩，直至發電機轉速低于脫網轉速，變流器脫網。

3.1.4" " 原因分析總結

1）機組在低轉速下維持額定轉矩運行使得機組定子側電流維持在較高位置這種現象，應該是控制邏輯不完善導致轉矩計算錯誤，這是變流器故障的最根本原因。

2）機組在大功率（機側功率大約1 400 kW，網側有功1 148 kW）時，變流器1機側斷路器動作，導致變流器機側過流故障，這是變流器故障的次要原因。

3.2" " 葉輪超速原因分析

事件發生時變槳系統沒有響應風機主控下發的收槳指令，分析發現變槳電池測試正在執行中（未完成測試），變槳系統無法正常響應主控下發的控制指令，最終造成葉輪超速。

1）在未進行變槳電池健康度測試時，風機主控與變槳系統之間的控制正常，變槳系統接收風機主控的命令調整槳葉角度。

2）變槳電池測試若成功則在變槳電池健康測試畫面更正上次測試成功時間，若不成功（即變槳電池測試進度條卡住），值班人員在風機VNC變槳電池測試界面取消電池測試使能和電池測試，復位后測試進度仍然在進行中。在取消變槳電池健康度測試后，未重新冷啟動PLC情況下，變槳電池健康度測試仍在進行，造成變槳系統無法正常響應主控下發的控制指令（圖5），即只有主控控制變槳系統從待機模式（Standby）切換至正常模式（Normal）后才能響應角度和速度指令。

3）當按下主控界面的變槳旁通按鈕，主控會在30 s時間內將發送給變槳系統的“正常模式指令”置1，當變槳系統無故障時，其在接收到“正常模式指令”后切換至正常模式，執行主控的槳葉角度指令。當變槳旁通有效時間結束，“正常模式指令”置0，變槳系統從正常模式切換到待機狀態，即恢復待機狀態（圖6）。

4）2022-03-16T23：06，風機觸發變流器1機側A相瞬時過流故障，變流器切出。故障前，槳葉角度依然處于0°，未能響應主控的控制指令。此時觸發變槳合理性故障，EFC信號斷開，變槳系統緊急收槳，此時葉輪轉速達到軟件超速故障門限，同時觸發發電機轉速最大值1故障、葉輪超速（等級1）故障。

3.3" " 主要結論

1）機組主控程序存在漏洞是導致此次事故發生的根本原因。程序漏洞主要包括以下幾個方面：

（1）在進行變槳系統測試后，變槳系統處于待機狀態，主控未對變槳系統狀態進行檢測，就能滿足機組啟動條件。

（2）風機遠程變槳電池健康度測試后，測試進度條卡在20%測試進度，導致變槳系統在待機模式下啟機，不能正常響應主控動作指令。

（3）變槳系統遠程旁通操作并未設置最高級別權限，在機組處于自動運行模式且現場技術員缺乏控制理論與經驗的情況下，很容易造成嚴重的事故。

（4）在機組啟動及并網運行中，并未對目標槳距角和實測槳距角差值進行檢測，保護邏輯存在漏洞。

2）主控程序存在沖突，機組在低轉速下由并網模式轉換到升速模式，其在并網轉速以下運行，低轉速下持續施加額定轉矩，這是機組變流器故障的主要原因。

3）機組在帶大負載的工況下，斷開變流器1機側斷路器，這是導致此次事故中變流器發生過流故障的次要原因。

4" " 邏輯優化及反事故措施

4.1" " 優化風機主控程序

4.1.1" " 增加“變槳電池未完成”故障

優化變槳電池測試功能，在啟用變槳電池健康度測試時，觸發“變槳電池未完成”故障，故障等級2，測試完成后（進度條結束），取消測試使能，故障自復位。

4.1.2" " 增加變槳電池健康度測試限制

將原程序“變槳電池完成測試后，若測試使能取消不及時會再次進行變槳電池測試”，優化為“在完成一次變槳電池測試后不會自動進行下次測試，需將測試使能按鈕取消后再次激活方可再次進行變槳電池測試”[4]，避免因變槳電池測試未成功，系統自動循環開展電池測試。

4.1.3" " 增加變槳系統狀態檢測和旁通權限

優化主控自檢功能，將變槳系統狀態實時反饋至主控系統，避免待機情況下風機啟動并網[5-6]。增加變槳、變流器等關鍵部件的旁通操作權限，防止隨意復位啟機。

4.2" " 反事故措施

1）全面排查梳理風機控制邏輯，結合風機定檢，做好各項邏輯功能測試和驗證。

2）加強風機旁通及保護投退功能的管理，嚴禁隨意復位啟機。

3）加強風機運行數據監盤，密切監視風機運行參數和狀態，提高運維值班人員對風機故障過程的分析、判斷及處理能力。

4）加強風機缺陷管理，對于風機出現的故障，應及時分析查找原因[7]，及時采取有效措施，必要時要終止操作、測試，做好記錄。

5" " 結束語

本次針對大兆瓦級海上風力發電機組超速事故的深入分析，揭示了機組主控程序中存在的多個關鍵漏洞，這些漏洞在特定條件下可能導致嚴重的安全事故。通過詳細的故障原因分析，不僅識別了變流器故障和葉輪超速的具體原因，還發現了主控邏輯中的設計缺陷，特別是在變槳系統的管理和控制方面。

為從根本上解決這些問題，本次研究提出了一系列邏輯優化措施和預防措施。這些措施包括增強主控程序的故障檢測能力、設置更嚴格的控制權限以及加強運行數據的監視和分析。通過實施這些措施，期望能夠顯著提高風機的安全性和可靠性，減少未來發生類似事故的風險。

此外，本次研究還強調了定期測試和驗證的重要性，確保所有優化措施能夠有效運行，并在實際操作中得到驗證。通過持續的監控和改進，可以確保海上風力發電機組能夠在一個更加安全和穩定的環境中運行，為可持續能源的發展做出貢獻。

總之，本次分析和優化工作是一個持續改進過程的開始，未來將繼續關注風機的運行狀態，不斷學習和適應，以確保海上風電場的長期穩定、高效運行。

[參考文獻]

[1] 風力發電機組 全功率變流器 第1部分：技術條件：GB/T 25387.1—2021[S].

[2] 風力發電機組 全功率變流器 第2部分：試驗方法：GB/T 25387.2—2021[S].

[3] 風力發電機組 變槳距系統：GB/T 32077—2015[S].

[4] 風力發電場安全規程：DL/T 796—2012[S].

[5] 海上風力發電機組主控制系統技術規范：NB/T 31043—2019[S].

[6] 趙志剛，劉永吉.風機發電系統中變頻器的故障診斷研究[J].科學技術創新，2018（36）：195-196.

[7] 單艷梅，王磊.風力發電系統中變頻器的故障診斷研究[J].山東工業技術，2016（12）：189.