CN111786415B - 一种考虑风电变流器故障的海上风电场可靠性评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种考虑风电变流器故障的海上风电场可靠性评估方法，包括：S1、建立计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型；S2、建立包括变流器故障模型的风电转换系统可靠性参数计算模型；S3、将风电机组的输出功率输入包括变流器故障模型的风电转换系统可靠性参数，计算模型得到海上风电场可靠性指标，海上风电场包括风电转换系统、集电系统及并网系统。本发明首先计算风电变流器故障率，再对海上风电场的可靠性进行评估，提高了海上风电场可靠性评估的准确性。

Description

一种考虑风电变流器故障的海上风电场可靠性评估方法

技术领域

本发明涉及到海上风电场可靠性评估技术领域，具体涉及一种考虑风电变流器故障的海上风电场可靠性评估方法。

背景技术

海上风电场不占用土地资源，基本不受地形地貌的影响，具有湍流强度低，年平均风速高的特点。因此，海上风电场的年利用小时数和发电效益显著高于陆上风电场。然而，相较于陆上风电场，海上风电场的运行环境更为恶劣，台风、大雾以及雷暴等恶劣气象条件既增加了风电场设备的故障率，也显著降低了故障维修的效率，增加了设备的修复时间。这严重影响了海上风电场的可靠性，降低了其运营效益。

风电机组变流器作为风电转换系统的关键部件，承担着功率的变换与控制、风电机组安全可靠性并网的重要功能，其故障会造成整个系统的停运。由于风电机组的为运行环境较为恶劣，波动性的风功率也使得变流器元件长期承受不均匀的电热应力而加速老化。因此，风电机组变流器的可靠性明显低于其他的工业用变流器，成为整个风电转换系统中最薄弱的环节之一，其可靠性的高低对整个风电转换系统甚至整个风电场的可靠性都有较大影响。

因此，本发明公开了一种考虑风电变流器故障的海上风电场可靠性评估方法，首先计算风电变流器故障率，再对海上风电场的可靠性进行评估，提高了海上风电场可靠性评估的准确性。

发明内容

本发明公开了一种考虑风电变流器故障的海上风电场可靠性评估方法，首先计算风电变流器故障率，再对海上风电场的可靠性进行评估，提高了海上风电场可靠性评估的准确性。

本发明采用了如下的技术方案：

一种考虑风电变流器故障的海上风电场可靠性评估方法，包括：

S1、建立计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型；

S2、建立包括变流器故障模型的风电转换系统可靠性参数计算模型；

S3、将风电机组的输出功率输入包括变流器故障模型的风电转换系统可靠性参数，计算模型得到海上风电场可靠性指标，海上风电场包括风电转换系统、集电系统及并网系统。

优选地，步骤S2包括：

S201、建立变流器中的电力电子元器件的结温计算模型；

S202、基于电力电子元器件的结温计算模型建立变流器故障模型，变流器故障模型包括变流器长时间尺度故障模型和短时间尺度故障模型；

S203、基于变流器故障模型建立风电转换系统可靠性参数计算模型。

优选地，步骤S3包括：

S301、获取海上风电场的年度风速和气温数据，基于计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型计算风电机组的输出功率，基于风电机组的输出功率及变流器故障模型计算变流器故障率；

S302、基于风电转换系统可靠性参数计算模型计算风电转换系统故障率和修复时间；

S303、基于海上风电场中每个元件的故障率和修复时间，采用马尔科夫链蒙特卡洛方法抽取海上风电场中每个元件在t时段的状态，得到t时段的海上风电场的系统状态；

对于故障后的风电机组变流器，采用的更换而非维修。因此，当风电机组变流器被更换，由故障状态转换为正常状态后，相应的故障率需要重新计算；

S304、基于计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型计算第t个时段每台风电机组的出力，得到第t个时段的海上风电场无故障出力P’_W(t)；

S305、对第t个时段的海上风电场的系统状态进行故障后果分析，得到第t个时段的海上风电场的实际出力P_W(t)；

S306、更新海上风电场的可靠性指标；

S307、更新风电转换系统的故障率和修复时间，判断新的风电转换系统的故障率和修复时间与旧的风电转换系统的故障率和修复时间是否收敛，若是，输出海上风电场的可靠性指标；若不是，t＝t+1，返回执行步骤S303。

综上所述，本发明公开了一种考虑风电变流器故障的海上风电场可靠性评估方法，包括：S1、建立计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型；S2、建立包括变流器故障模型的风电转换系统可靠性参数计算模型；S3、将风电机组的输出功率输入包括变流器故障模型的风电转换系统可靠性参数，计算模型得到海上风电场可靠性指标，海上风电场包括风电转换系统、集电系统及并网系统。本发明首先计算风电变流器故障率，再对海上风电场的可靠性进行评估，提高了海上风电场可靠性评估的准确性。

附图说明

为了使发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明作进一步的详细描述，其中：

图1是本发明公开的一种考虑风电变流器故障的海上风电场可靠性评估方法的流程图；

图2是风电转换系统的结构示意图；

图3为算例中的海上风电场拓扑结构；

图4为算例中的风电机组变流器故障率随年平均风速变化的趋势；

图5为算例中的年度风能损失系数随年平均风速变化的趋势；

图6为算例中的容量因子随年平均风速变化的趋势；

图7为算例中的风电机组变流器故障率随年平均气温变化的趋势；

图8为算例中的度风能损失系数随年平均气温变化的趋势；

图9为算例中的容量因子随年平均气温变化的趋势；

图10(a)、10(b)和图10(c)为算例中的风电机组变流器故障率随风电机组参数变化的趋势；

图11(a)和图11(b)为算例中的海上风电场可靠性指标随切入风速变化的趋势；

图12(a)和图12(b)为算例中的海上风电场可靠性指标随额定风速变化的趋势；

图13(a)和图13(b)海上风电场可靠性指标随切出风速变化的趋势；

图14为海上风电场可靠性评估流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步的详细说明。

如图1所示，一种考虑风电变流器故障的海上风电场可靠性评估方法，包括：

S1、建立计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型；

计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型为现有模型，在此不再赘述。

S2、建立包括变流器故障模型的风电转换系统可靠性参数计算模型；

S3、将风电机组的输出功率输入包括变流器故障模型的风电转换系统可靠性参数，计算模型得到海上风电场可靠性指标，海上风电场包括风电转换系统、集电系统及并网系统。

除变流器之外，其他元件及系统的故障率和修复时间的计算方法均为现有技术，在此不再赘述。

本发明首先计算风电变流器故障率，再对海上风电场的可靠性进行评估，提高了海上风电场可靠性评估的准确性。

具体实施时，步骤S2包括：

S201、建立变流器中的电力电子元器件的结温计算模型；

在计算风电机组变流器故障率之前，首先需要获取相应的电力电子元器件PN结和电路板的温度信息。但是，直接测量变流器电路板运行温度和封装于其中的电力电子元器件的PN结结温在技术上难以实现。因此，对于变流器各个组件的温度参数，通常采用等值热路法进行简化计算。

对于风电机组变流器中的电力电子元器件(二极管和IGBT)的PN结结温以及电路板的运行温度为：

T_board＝T_air+(R_bh+R_ha)×P_total-loss

T_{junction-IGBT}＝T_board+R_Ih×P_IGBT-loss

T_{junction-Diode}＝T_board+R_Dh×P_Diode-loss

式中，T_board为风电机组变流器电路板运行温度，T_{junction-IGBT}和T_{junction-Diode}则分别为IGBT和二极管的PN结结温。P_IGBT-loss和P_Diode-loss分别为的IGBT和二极管的功率损耗，P_total-loss为变流器总功率损耗。R_bh为电路板到散热器的热阻，R_ha为散热器到外界环境的热阻，R_Ih为IGBT的PN结到散热器的热阻，R_Dh为二极管的PN结到散热器的热阻。T_air为环境温度。

对于IGBT，相应的P_IGBT-loss包含导通损耗P_cd-IGBT和开关损耗P_sw-IGBT两个部分，相应的表达式为：

对于二极管，相应的P_Diode-loss亦包含导通损耗P_cd-Diode和开关损耗P_sw-Diode两个部分，相应的表达式为：

式中的V_CE0和V_D0分别为IGBT和二极管的导通电压；r_CE和r_D分别为IGBT和二极管的导通电阻；E_ON+E_OFF为IGBT的开通与关断损耗之和；E_rec-Diode为二极管的被动关断损耗；V_ref-IGBT、I_ref-IGBT和V_ref-Diode、I_ref-Diode分别为IGBT与二极管的额定工作电压与额定工作电流，这些参数可以从厂商提供的元器件手册中查询得到。f_sw为电力电子元器件开关频率；

为风电机组的功率因数；M为PWM调制系数，依赖于PWM变换器的控制策略；V_dc为变流器直流侧储能电容电压。其中式和中“±”和

使用规则是：若是计算发电机侧的电力电子元器件功率损耗P_{Gen-IGBT-loss}和P_{Gen-Diode-loss}，采用上标符号；若是计算电网侧的电力电子元器件功率损耗P_{Grid-IGBT-loss}和P_{Grid-Diode-loss}，采用下标符号。

由此，变流器的总功率损耗为：

P_total-loss＝6×(P_{Gen-IGBT-loss}+P_{Gen-Diode-loss})+6×(P_{Grid-IGBT-loss}+P_{Grid-Diode-loss})

I_om为变流器交流侧相电流峰值，与风功率有关，当采用基于运行状态分类的风电机组变流器故障率计算模型时，运行状态s_i下的变流器交流侧相电流峰值I_om(s_i)为：

式中，P_in(s_i)为运行状态s_i下的风功率；V_l(s_i)为运行状态s_i下的发电机侧或者电网侧的线电压幅值，在计算发电机侧PWM变换器的功率损耗时取发电机输出线电压的幅值，在计算电网侧PWM变换器功率损耗时区电网侧线电压幅值。

S202、基于电力电子元器件的结温计算模型建立变流器故障模型，变流器故障模型包括变流器长时间尺度故障模型和短时间尺度故障模型；

电力电子元器件(二极管和IGBT等)是整个风电机组变流器的核心组件。以应用范围较广的背靠背双PWM变流器为例，其构成为：两个背靠背的PWM变换器，发电机侧的变换器通常作为整流器，而电网侧的变换器则常作为逆变器使用；直流环节，通常为储能电容器；以及位于电网侧的无源滤波器构成。通常，电容器和滤波器的可靠性较高。因此，整个变流器的故障主要由电力电子元器件故障引起。

风电机组变流器中的电力电子元器件的故障率λ_sem的统一计算模型为：

式中的Pr(s_i)表示风电机组处于运行状态s_i的概率，其表达式为：

式中，t(s_i)表示风电机组在一个较长的时间尺度中处于运行状态s_i的累计时间，T_y表示一个较长的时间尺度。通常，风电机组的运行状态可以按照其风功率大小进行划分。

式中，Π_PR为电力电子元器件可靠性管理水平因子，表征电力电子元器件在工作过程中，相应的可靠性管控策略对其故障率的影响；Π_PM表示电力电子元器件制造水平因子，表征器件制造工艺对其故障率的影响。

Π_G为电力电子元器件的老化失效加速因子，其表达式为：

式中，β_G为老化增长常数；Y为电力电子元器件的出厂年份；Y_C为电力电子元件出厂后，正常运行的年份。

Π_In(s_i)表示运行状态s_i下的电力电子元器件的过应力故障加速因子。

Π_Th(s_i)和Π_TCy(s_i)则表示运行状态s_i下的电力电子元器件的热应力故障加速因子和温度循环故障加速因子，二者的表达式为：

式中，T_junction(s_i)为运行状态s_i下，电力电子元器件PN结的平均结温。N_annual-cy(s_i)表示运行状态s_i下，电力电子元器件PN结在一年之中的结温循环次数；ΔT_cycling(s_i)表示运行状态s_i下，电力电子元器件PN结结温循环的幅值；θ_cycling(s_i)表示运行状态s_i下，电力电子元器件PN结结温循环的循环时间；T_max-cycling(s_i)表示运行状态s_i下，电力电子元器件PN结结温循环所能达到的最大温度。N_annual-cy(s_i)、ΔT_cycling(s_i)、θ_cycling(s_i)和T_max-cycling(s_i)在风电机组的运行状态划分完毕后，可由雨流计数法得到。β_Th、γ_TCy和m₁、m₂为依赖于电力电子元器件类型与型号的常数。

对于变流器中的储能电容元件，相应的故障率λ_capacitor计算模型为：

式中的电容器温度循环故障加速因子Π_TCy(s_i)中，相应的N_annual-cy(s_i)、ΔT_cycling(s_i)、θ_cycling(s_i)和T_max-cycling(s_i)应替换为采用电路板温度的计算结果，常数γ_TCy和m₁、m₂也应替换为电容器的取值。Π_{Thermal-electric}(s_i)为电容器的电-热应力故障加速因子，其表达式为：

式T_board(s_i)表示运行状态s_i下，变流器电路板的温度。γ_Th-Ele和β_Th为依赖于储能电容器类型与型号的常数。

在计算得到变流器中电力电子元器件和储能储能电容器的故障率后，对于背靠背双PMW变流器，其内部的IGBT、二极管、储能电容器以及相应的滤波器和控制电路在可靠性上均为串联关系。因此，变流器整体故障率可以由式求得：

λ_converter＝6×(λ_{sem-Diode-Gen}+λ_sem-IGBT-Gen)+6×(λ_{sem-Diode-Grid}+λ_{sem-IGBT-Grid})+λ_capacitor+λ_filter+λ_control

式中的λ_filter和λ_control分别为滤波器和控制电路的故障率，一般视为常数。

上述公式仅能计算出风电机组变流器在一个较长时间尺度之中的故障率，无法计算出变流器在一个短时间尺度以内的故障率。对于正常运行了T小时变流器，该变流器在一个短时间尺度[T+Δt]以内的故障率λ_converter(Δt)计算公式为：

式中，λ_converter(T)为计算出的变流器在一个较长时间尺度[0,T]之内的故障率。

S203、基于变流器故障模型建立风电转换系统可靠性参数计算模型。

如图2所示，为风电转换系统的结构示意图，假设λ_j和r_j分别为风电转换系统中第j(j＝1,2,…,N_W)个单元的故障率和修复时间，则整个风电转换系统的故障率λ_W和修复时间r_W为：

在计算整个风电转换系统的故障率λ_W和修复时间r_W后，风电转换系统的强迫停运率U_W为：

如图14所示，具体实施时，步骤S3包括：

S301、获取海上风电场的年度风速和气温数据，基于计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型计算风电机组的输出功率，基于风电机组的输出功率及变流器故障模型计算变流器故障率；

本发明中，首先计算风电机组的输出功率，再由输出功率计算流过变流器的电流和变流器的温度，再由变流器的温度计算出变流器的可靠性参数。

S302、基于风电转换系统可靠性参数计算模型计算风电转换系统故障率和修复时间；

S303、基于海上风电场中每个元件的故障率和修复时间，采用马尔科夫链蒙特卡洛方法抽取海上风电场中每个元件在第t个时段的状态，得到第t个时段的海上风电场的系统状态；

对于故障后的风电机组变流器，采用的更换而非维修。因此，当风电机组变流器被更换，由故障状态转换为正常状态后，相应的故障率需要重新计算。变流器是封装好的模块，因此不能拆开维修，只能更换。变流器换新后，新安装的变流器的运行时长归零，因此故障率要重新计算。

对于故障后的风电机组变流器，采用的更换而非维修。因此，当风电机组变流器被更换，由故障状态转换为正常状态后，相应的故障率需要重新计算；

S304、基于计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型计算第t个时段每台风电机组的出力，得到第t个时段的海上风电场无故障出力P’_W(t)；

S305、对第t个时段的海上风电场的系统状态进行故障后果分析，得到第t个时段海上风电场的实际出力P_W(t)；

对于集电系统的故障后果分析，可以从风电场汇流母线开始，采用广度优先搜索算法(Bread First Search,BFS)，搜索出与汇流母线相连的连通图，连通图中所有正常运行的风电机组即为集电系统故障后能够正常向电网送出功率的风电机组。

S306、更新海上风电场的可靠性指标；

S307、更新风电转换系统的故障率和修复时间，判断新的风电转换系统的故障率和修复时间与旧的风电转换系统的故障率和修复时间是否收敛，若是，输出海上风电场的可靠性指标；若不是，t＝t+1，返回执行步骤S303。

下面采用算例进行分析：

如图3所示，对算例的海上风电场进行可靠性评估。海上风电场的年平均风速为：7.5m/s，年平均气温为：6.18℃，风电场总装机48MW。

算例系统中的风电机组参数如下所示：

表1为系统风电机组参数

算例系统中的风电转换系统可靠性参数如所示：

表2为风电转换系统中各环节的可靠性参数

集电系统元件可靠性参数如所示：

表3为海上风电场集电系统元件可靠性参数

变流器相关技术参数如所示：

表4为风电机组变流器技术参数

可靠性评估计算结果：

变流器中的滤波器为无源器件，其故障率基本为常数。本算例中，滤波器的故障率为0.0331。相应的风电机组变流器故障率计算结果如表5所示：

表5为变流器多状态模型状态数对应的变流器及其子系统故障率计算值

随着状态数目的增多，风电机组变流器故障率的计算值趋于稳定。当状态数目超过18后，故障率的计算值基本不再变化。因此，在后续的海上风电场可靠性评估计算中，风电机组变流器故障率取稳定后的计算值：1.1128次/年，这一数值显著高于风电转换系统中其他环节的故障率。

计及风电变流器故障与不计及风电变流器风电变流器故障的情形下的海上风电场可靠性指标计算结果如表6所示：

表6为计及风电变流器故障与不计及风电变流器故障的海上风电场可靠性指标对比

从表6的计算结果可以看到：风电机组变流器故障对海上风电场整体可靠性存在明显影响。在计及风电机组变流器故障后，海上风电场的容量因子下降6.01％，年度风能损失系数增大17.82％，海上风电场的可靠性明显降低。

如图4所示，由风电机组变流器的故障率随年平均气温的变化趋势可以看到，随着年平均气温的增加，风电机组变流器的故障率迅速增大。

如图5、6所示，在计及风电机组变流器故障后，同等年平均风速下，由于年平均风速增大使得风电变流器故障率显著增加，相较于不计及风电机组变流器故障的情形，年度风能损失系数明显增加，容量因子下降。

如图7所示，随着年平均气温的增加，风电机组变流器的故障率迅速增大。

如图8、9所示，在计及风电机组变流器故障后，由于年平均气温升高使得风电变流器故障率显著增加，海上风电场的可靠性将随着年平均气温的升高而降低。因此，同未计及风电机组变流器故障的情形相比，气温成为影响海上风电场整体可靠性的关键因素之一。

如图图10(a)、10(b)和图10(c)所示，切入风速和切出风速的变化对风电机组变流器的故障率影响很小。这是由于小于5m/s与大于20m/s的风速出现的概率较小，基本不会影响风电机组的输出功率和变流器内部元件的功率损耗，因此，切出风速和切出风速对变流器故障率基本没有影响。此外额定风速的变化对风电机组变流器故障率的影响很大，额定风速越小，风电机组变流器的故障率越高。这是由于额定风速会显著影响风电机组的输出功率，同样风速下，额定风速越小，风电机组输出功率越高，变流器内部元件的功率损耗也越大，导致变流器的故障率也越高。

如图11(a)、图11(b)、图12(a)、图12(b)、图13(a)和图13(b)所示，由于切入风速和切出风速的变化对风电机组变流器的故障率影响很小，因此，不论是否计及风电机组变流器的故障，海上风电场可靠性指标的变化趋势都大致相同。当额定风速的减小，会显著增加风电机组变流器的故障率。因此，相较于不计及风电机组变流器故障的情形，海上风电场的容量因子更低，年度风能损失系数更高。当额定风速从15m/s减少到12.5m/s时，在不计及风电机组变流器故障的情形下，容量因子提高3.5％，而在计入风电机组变流器故障后，容量因子仅提高2％。额定风速降低所带来的海上风电场发电量的提升被风电机组变流器可靠性下降所带来的风能损失部分抵消。

最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管通过参照本发明的优选实施例已经对本发明进行了描述，但本领域的普通技术人员应当理解，可以在形式上和细节上对其作出各种各样的改变，而不偏离所附权利要求书所限定的本发明的精神和范围。

Claims (1)

1.一种考虑风电变流器故障的海上风电场可靠性评估方法，其特征在于，包括：

S1、建立计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型；

S2、建立包括变流器故障模型的风电转换系统可靠性参数计算模型；步骤S2包括：

S201、建立变流器中的电力电子元器件的结温计算模型；

S202、基于电力电子元器件的结温计算模型建立变流器故障模型，变流器故障模型包括变流器长时间尺度故障模型和短时间尺度故障模型；

S203、基于变流器故障模型建立风电转换系统可靠性参数计算模型；

S3、将风电机组的输出功率输入包括变流器故障模型的风电转换系统可靠性参数，计算模型得到海上风电场可靠性指标，海上风电场包括风电转换系统、集电系统及并网系统；步骤S3包括：

S301、获取海上风电场的年度风速和气温数据，基于计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型计算风电机组的输出功率，基于风电机组的输出功率及变流器故障模型计算变流器故障率；

S302、基于风电转换系统可靠性参数计算模型计算风电转换系统故障率和修复时间；

S303、基于海上风电场中每个元件的故障率和修复时间，采用马尔科夫链蒙特卡洛方法抽取海上风电场中每个元件在第t个时段的状态，得到第t个时段的海上风电场的系统状态；

S304、基于计及尾流效应的海上风电场风电机组出力模型计算第t个时段每台风电机组的出力，得到第t个时段的海上风电场无故障出力P’_W(t)；

S305、对第t个时段的海上风电场的系统状态进行故障后果分析，得到第t个时段的海上风电场的实际出力P_W(t)；

S306、更新海上风电场的可靠性指标；

S307、更新风电转换系统的故障率和修复时间，判断新的风电转换系统的故障率和修复时间与旧的风电转换系统的故障率和修复时间是否收敛，若是，输出海上风电场的可靠性指标；若不是，t＝t+1，返回执行步骤S303。

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