CN113572148A - 变流器系统、变流器功率模组的健康状态评估方法和装置 - Google Patents

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Abstract

本发明公开一种变流器系统、变流器功率模组的健康状态评估方法和装置，该变流器系统包括：至少一个功率模组，与功率模组对应设置的冷却支路及热计量模块，以及冷却循环主路；其中，冷却支路并联于冷却循环主路，每条冷却支路中的冷却液用于吸收对应功率模组工作产生的热损耗量；热计量模块设置于对应冷却支路的端口处，用于测量冷却液在流经对应冷却支路时吸收的热损耗量。采用本发明实施例能够准确评估变流器功率模组的健康状态。

Description

变流器系统、变流器功率模组的健康状态评估方法和装置
技术领域
本发明涉及风力发电技术领域，尤其涉及一种变流器系统、变流器功率模组的健康状态评估方法和装置。
背景技术
风力发电机组的变流器采用功率模组并联的方式构成，每个功率模组包括一个或者多个功率半导体器件IGBT(Insulated Gate Bipolar Transistor，绝缘栅双极型晶体管)模块。功率模组在使用过程中会逐渐老化(即健康状态变差)，当功率模组模块在较差的健康状态下运行时会降低变流器运行的可靠性，目前，没有针对变流器功率模组健康状态的评估方法。
发明内容
本发明实施例提供了一种变流器系统、变流器功率模组的健康状态评估方法和装置，能够准确评估变流器功率模组的健康状态。
第一方面，本发明实施例提供一种变流器系统，该变流器系统包括：至少一个功率模组，与功率模组对应设置的冷却支路及热计量模块，以及冷却循环主路；其中，冷却支路并联于冷却循环主路，每条冷却支路中的冷却液用于吸收对应功率模组工作产生的热损耗量；热计量模块设置于对应冷却支路的端口处，用于测量冷却液在流经对应冷却支路时吸收的热损耗量。
第二方面，本发明实施例提供一种变流器功率模组的健康状态评估方法，用于对上述变流器系统中的功率模组的健康状态进行评估，其特征在于，该方法包括：获取待测风力发电机组的运行状态参数，及待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的热损耗测量值；根据待测风力发电机组的运行状态参数，确定参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值；根据各功率模组的热损耗测量值与参考风力发电机组的变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值，确定待测风力发电机组变流器系统中各功率模组的健康状态。
第三方面，本发明实施例提供一种变流器功率模组的健康状态评估装置，用于对上述变流器系统中的功率模组的健康状态进行评估，其特征在于，该装置包括：获取模块，用于获取待测风力发电机组运行状态参数，及待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的热损耗测量值；第一确定模块，用于根据待测风力发电机组的运行状态参数，确定参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值；第二确定模块，用于根据各功率模组的热损耗测量值与参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值，确定待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的健康状态。
第四方面，本发明实施例提供一种风力发电机组，该风力发电机组包括：如上所述的变流器功率模组的健康状态评估装置。
第五方面，本发明实施例提供一种包括至少一个计算装置和至少一个存储指令的存储装置的系统，其特征在于，所述指令在被所述至少一个计算装置运行时，促使所述至少一个计算装置执行所述的变流器功率模组的健康状态评估方法。
第六方面，本发明实施例提供一种存储指令的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述指令被至少一个计算装置运行时，促使所述至少一个计算装置执行所述的变流器功率模组的健康状态评估方法。
本发明实施例中，待测风力发电机组的变流器可以理解为已运行一段时间后的旧变流器，参考风力发电机组的变流器可以理解为新变流器，将旧变流器作为待测变流器，新变流器作为参考变流器，并使新、旧变流器对应的风力发电机组在相同运行状态参数下运行，如此，新变流器的功率模组的热损耗值就能够作为旧变流器的功率模组的热损耗值的参考标准。由于功率模组工作产生的热损耗量与其键合线老化状态关系密切，键合线老化越严重，功率模组工作产生的热损耗量越高，功率模组的健康状态越差，功率模组的热损耗测量值和对应功率模组的热损耗参考值之间的差值也就越大，因此，根据待测风力发电机组的变流器系统的各功率模组的热损耗测量值与参考风力发电机组的变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值，能够确定待测风力发电机组变流器系统中各功率模组的健康状态。
附图说明
图1为根据本发明实施例提供的风力发电机组输出功率随环境风速的波动曲线示意图；
图2为根据本发明实施例提供的风力发电机组所处的环境风速和环境温度的波动曲线示意图；
图3为根据本发明实施例提供的IGBT模块的层结构以及各层材料对应的热膨胀系数的示意图；
图4为根据本发明实施例提供的键合线的受力分析图；
图5为根据本发明实施例提供的键合线断裂的示意图；
图6为根据本发明实施例提供的键合线脱落的示意图；
图7为根据本发明实施例提供的IGBT模块的内部结构示意图；
图8为根据本发明实施例提供的IGBT模块的内部布局示意图；
图9为根据本发明实施例提供的IGBT模块的等效电路图；
图10为根据本发明实施例提供的IGBT模块热损耗随门极电阻的变化图；
图11为根据本发明实施例提供的IGBT模块集中冷却的结构示意图；
图12为根据本发明实施例提供的IGBT模块独立冷却的结构示意图；
图13为根据本发明实施例提供的变流器冷却结构示意图；
图14为根据本发明实施例提供的IGBT模块内部的传热示意图；
图15为根据本发明实施例提供的变流器系统的结构示意图；
图16为根据本发明实施例提供的传感器接线示意图；
图17为根据本发明实施例提供的传感器安装示意图；
图18为根据本发明实施例提供的IGBT模块集中冷却的测量结构示意图；
图19为根据本发明实施例提供的IGBT模块独立冷却的测量结构示意图；
图20为根据本发明实施例提供的变流器功率模组的健康状态评估方法的流程示意图；
图21为根据本发明实施例提供的变流器功率模组的健康状态评估装置的结构示意图。
具体实施方式
下面将详细描述本发明的各个方面的特征和示例性实施例。在下面的详细描述中，提出了许多具体细节，以便提供对本发明的全面理解。
风力发电机组的变流器需要长时间在频繁、大范围的随机出力条件下运行，图1示出了风力发电机组输出功率随环境风速的波动曲线，从图1可以看出，随着环境风速(Windspeed)的随机变化，风力发电机组的输出功率(Output power)呈循环波动，其中，最小输出功率约为0.4p.u，最大输出功率约为1p.u，这使得变流器成为整个风电系统中最容易失效的装置之一。
此外，风电场一般处在山区、海上等气候条件恶劣的地方，使得风力发电机组处于高海拔、高温、潮湿、尘埃等环境下，进一步降低了风力发电机组变流器的可靠性和使用寿命。图2示出了风力发电机组所处的环境风速和环境温度的波动曲线，从图2可以看出，风力发电机组所处的环境风速(Wind speed)的波动范围达到0～28m/s，风力发电机组所处的环境温度(Ambitent Temp.)的波动范围达到-2.5～18℃。
风力发电机组的变流器采用功率模组并联的方式构成，每个功率模组包括一个或者多个功率半导体器件IGBT(Insulated Gate Bipolar Transistor，绝缘栅双极型晶体管)模块，IGBT模块是变流器中的核心元件，同时也是变流器中最薄弱的元件之一，IGBT模块的性能决定了风力发电机组的正常可靠运行。
图3示出了IGBT模块的层结构以及各层材料对应的热膨胀系数，从图3可以看出，IGBT模块的最上层为硅芯片，硅芯片包括IGBT芯片和二极管芯片，IGBT芯片和二极管芯片之间通过铝键合线连接，硅芯片和焊料层之间也通过铝键合线连接，其中，硅芯片和铝键合线的热膨胀系数分别为3×10-6/℃和22×10-6/℃。
随着环境风速的随机变化，风力发电机组的输出功率及变流器的损耗也相应变化，导致IGBT模块的结温也发生随机波动，在IGBT模块内部温度波动的作用下，因层间材料热膨胀系数不匹配产生的交变热应力造成IGBT模块内部出现疲劳损伤。参看图4，由于硅芯片和铝键合线的热膨胀系数相差较大，在交变热应力的作用下，两者接触的位置很容易产生裂纹，最终导致铝键合线脱落或者断裂，参看图5，501区域和502区域中的部分键合线发生脱落，以及参看图6，601区域中的部分键合线发生断裂。根据疲劳累积损伤原理，随着IGBT模块运行时间的增长，其内部缺陷将会越来越严重，健康水平越来越低，当功率模组模块在较差的健康状态下运行时会降低变流器运行的可靠性，最终造成变流器功率模块老化失效。
图7中示出了IGBT模块的内部结构，图8中示出了IGBT模块的内部布局，从图7和图8可以看出，键合线在IGBT模块内部是多根并联的，用于实现IGBT芯片与二极管芯片FWD之间，以及内部芯片与外部电路之间的电气连接，由于键合线在功率热循环中键合线极易脱落，恶化芯片工作状态，因此，键合线成为IGBT模块失效的主要研究对象之一。
研究发现，随着风力发电机组的长期运行，在风特性的影响下变流器一直处于功率循环状态，其核心器件IGBT模块的结温波动幅值较大，加上环境温度波动的影响，使得IGBT模块内部容易受损，导致IGBT模块的电热参数发生改变。
参看图9的IGBT模块等效电路图，以及图10的IGBT模块热损耗E随门极电阻RG的变化图，其中，IGBT模块热损耗E包括开通能耗Eon和关断能耗Eoff。当有一根键合线发生故障脱落时，其它键合线上的载流会增大，承受的电热应力也相继增大，并且寄生参数发生变化，主要表现为键合线等效电阻和通态电阻的变化等，因此，键合线的断裂会加速功率模块老化失效。研究表明，在IGBT模块老化进程中，与模块数据手册中的试验测量值相比，IGBT模块的饱和压降、门极电压、开通能耗Eon、关断能耗Eoff、导通能耗以及热阻较初始值等特征参量较都有所增大，其中，开通能耗Eon和关断能耗Eoff增幅较大。
因此，可以通过监测变流器IGBT模块特征量的变化对变流器的健康进行评估，及时发现问题，采取相应措施，将损失降到最低，来提高变流器系统的可靠性。
在一些实施例中，可以通过外部设备采集IGBT模块的结温、壳温、饱和压降、等效热阻、纹波电流等在线监测数据与器件特征量的关系，确定IGBT模块的健康状态，但是，由于风的随机性和运行工况的改变而引起的交变电热应力，使得IGBT模块的电热参数发生了变化，基于初始运行特性对IGBT模块的健康状态的监测结果不够准确。并且许多特征参量状态多为纳秒级、变化量小，易受外因素干扰，精确测量IGBT模块的健康状态比较困难，对测量硬件电路要求非常高。此外，现场变流器模块的封装不可轻易拆卸，或者被其他器件遮挡，将外部设备安装至变流器中的相应位置实施起来非常困难。
在一些实施例中，也可以基于实验室，对一些小功率的IGBT模块加装外围检测设备，如传感器、检测电路和信号线等，在设定的环境温度里(保温箱内)上位机给待测IGBT模块下发工作指令，检测设备采集特征量数据，然后再分析数据进行老化评估。但是，这些方法需要高精度的检测仪器，以及在IGBT模块上接入大量的信号线，只适用于环境较好、条件充足的实验室，而风力发电机组变流器安装在塔筒或者机舱内，所处环境条件差、剩余空间狭小，不便于搭建这种检测平台。并且，变流器的IGBT模块接线密集，几乎没有加装检测仪器和接线的空间，实施起来比较困难。如果额外加装检测设备和连接线路，可能会影响变流器的EMC，互相产生电磁干扰，使得检测设备采集的数据不够准确，不仅不能很好的评估IGBT模块内部老化程度，检测设备还可能会影响变流器的正常运行。并且，上述检测方法是在特定的条件下设定失效门槛值对IGBT模块进行测试，受环境和IGBT模块老化进程影响较大，不能较好的反映出IGBT模块内部缺陷状态。另外，这些检测方法需要高精密测试设备和专业的检测人员，对技术人员要求高，其可靠性评估系统需要进一步改善，操作过于复杂、难度大，不适合工程应用，难以大规模应用于风电变流器的健康状态检测。
根据风力发电机组维护经验所知，由于风电场处于偏僻、遥远的山区、戈壁滩或者海上，各种条件受限，机组维护不便、成本高，一旦IGBT模块发生失效，将会造成严重的经济损失，甚至引发重大安全事故。因此，保证IGBT模块工作过程中的可靠性，有效评估IGBT模块健康状态至关重要，所以风电场急需一种简便可行、适用于现场就地检测IGBT模块的方法。
目前，为了满足标准化、通用性、可扩充性以及开发周期短等要求，大型风力发电机组变流器的结构设计都采用了功率模组并联的方式，无论网侧变流器还是机侧变流器都是由多个功率模组并联而成，每个功率模组由多个IGBT模块构成。IGBT模块工作过程中会产生热量，IGBT模块的冷却可以分为集中冷却和独立冷却两种方式。
参看图11，集中冷却为同一功率模组的多个IGBT模块安装在一个水冷板(散热器)111上，水冷板111固定于背板112上，即多个IGBT模块共用一个水冷板111冷却，每个水冷板111具有一个进液口1111和一个出液口1112。
参看图12，独立冷却为功率模组的每个IGBT模块分别安装在各自的水冷板111上，多个水冷板111固定于同一背板112上，即每个IGBT模块独立使用一个水冷板111进行冷却。图12中还示出了独立冷却的IGBT模块的外形。
图13示出了变流器系统的11个功率模组，其中，功率模组M1、M2、M6、M7组成机侧功率模组，功率模组M3-M5以及M8-M10组成网侧功率模组，功率模组M11组成制动功率模组，每个功率模组对应一条冷却支路131，所有的冷却支路131并联于冷却循环主路132。功率模组中IGBT模块产生的热量通过热传导的方式先传递给水冷板散热器(参看图14)，水冷板散热器再以对流的方式将热量传递给冷却液，冷却液携带热量经管路再传递给外界散热器，最终耗散到环境中。
如果功率模组中的IGBT模块存在键合线断裂的现象，IGBT模块的损耗将增大，从而使该功率模组所在冷却支路的液体吸收的热量增加，与正常功率模组的冷却液吸收热量进行对比，即可分析出热损耗增大的功率模组。因此，在开关频率、输出电流、环境温度和驱动系统均不变的情况下，热损耗变化特征可以作为监测键合线状态的重要依据。
基于此，本发明实施例提供一种变流器系统，参看图15，该变流器系统包括：至少一个功率模组，与功率模组对应设置的冷却支路131及热计量模块150，以及冷却循环主路132；其中，冷却支路131并联于冷却循环主路132，每条冷却支路131中的冷却液用于吸收对应功率模组工作产生的热损耗量；热计量模块150设置于对应冷却支路131的端口处，用于测量冷却液在流经对应冷却支路131时吸收的热损耗量。
在本发明实施例中的变流器系统中，每条冷却支路131中的冷却液能够吸收对应功率模组工作产生的热损耗量，由于功率模组工作产生的热损耗量与其键合线老化状态关系密切，键合线老化越严重，功率模组工作产生的热损耗高，即功率模组的健康状态越差，因此，利用热计量模块150测量冷却液在流经对应冷却支路131时吸收的热损耗量，能够得到变流器系统中功率模组的健康状态。
也就是说，本发明实施例在测量功率模组的热损耗时，以冷却液作为热量传导媒介，利用冷却液流经功率模组吸收的热量来表征功率模组的热损耗量，如此，不需要在变流器内引入复杂的外接电路，比如在功率模组上接线和安装传感器，从而不会破坏变流器内部EMC环境，不产生电磁干扰，不影响功率模组的工作电路，也不影响模块的正常运行，硬件系统简单、精度高和可靠。此外，也不需要专业测试仪器、操作简单，现场的普通技术人员即可完成检测，不受变流器所处环境和条件制约，可以随时随地对变流器内IGBT模块的老化进程进行检测及其健康状况评估，从而优化指导风电变流器的检修维护工作。
具体地，流经每条冷却支路的冷却液的热损耗量可以由每条冷却支路中冷却液在进液口处的流速、进液口处的温度、出液口处的流速及出液口处的温度确定。对应地，热计量模块可以包括：进液口流速传感器、进液口温度传感器、出液口流速传感器和出液口温度传感器，其中，进液口流速传感器可以置于每条冷却支路的进液口，以测量每条冷却支路中冷却液在进液口处的流速；进液口温度传感器可以设置于每条冷却支路的进液口，以测量每条冷却支路中冷却液在进液口处的温度；出液口流速传感器可以设置于每条冷却支路的出液口，以测量每条冷却支路中冷却液在出液口处的流速；出液口温度传感器可以设置于每条冷却支路的出液口，以测量每条冷却支路中冷却液在出液口处的温度。
参看图16，进液口流速传感器、进液口温度传感器、出液口流速传感器和出液口温度传感器可以安装在每个功率模组对应冷却支路的水管上，各传感器的信号线161可以接入测量主机162，主机162可以根据管径、流速和温度等参数，计算出每条冷却支路的热损耗量并就地存储数据，或者远程上传数据，主机162也可以有多个通道，以同时测量多条冷却支路的热损耗量。
示例性地，流速传感器可以安装在类似于三通的一种测量接头上。流速传感器可以为非接触型，比如，超声波流速传感器。参看图17，可以将超声波流速传感器172紧贴于冷却支路的水管管壁，然后在超声波流速传感器172与管壁之间涂抹耦合剂，使用卡箍173将超声波流速传感器172固定在测量接头171上。流速传感器也可以为接触型，接触型流速传感器和温度传感器174类似，可以安装在测量接头171内部，通过接触冷却液进行测量。
具体实施时，可以先拆卸功率模组的进出水管，再将安装有上述传感器的测量接头171以串入的方式安装在冷却支路131的进液管路和出液管路中，最后把传感器信号161线接入主机162。
参看图18，三个功率模组(M1、M2和M3)中，每个功率模组包括多个IGBT模块，每个功率模组中的IGBT模块是集中冷却的，使用时可以在每个功率模组对应的冷却支路131的进液口和出液口安装两套测量接头，图18示出了独立冷却方式下出液口传感器和进液口传感器的安装位置(见虚线框)。
参看图19，三个功率模组(M1、M2和M3)中，每个功率模组包括一个IGBT模块，每个功率模组中的一个IGBT模块是独立冷却的，使用时可以在每个IGBT模块对应的冷却支路的进液口和出液口安装两套测量接头，图19也示出了独立冷却方式下出液口传感器和进液口传感器的安装位置。
本发明实施例还提供一种变流器功率模组的健康状态评估方法，用于对上文所述的变流器系统中的功率模组的健康状态进行评估。参看图20，变流器功率模组的健康状态评估方法包括：
步骤201，获取待测风力发电机组的运行状态参数，及待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的热损耗测量值。
步骤202，根据待测风力发电机组的运行状态参数，确定参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值。
具体地，可以先确定与待测风力发电机的设备参数完全相同的参考风力发电机组，然后将参考风力发电机组在待测风力发电机组的运行状态参数下运行时，参考风力发电机组的变流器系统中对应功率模组的热损耗测量值，确定为参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值。这里，设备参数完全相同可以理解为待测风力发电机组和参考风力发电机组的型号和生产批次相同，对应地，待测风力发电机组和参考风力发电机组的组成结构和工作参数也相同。
步骤203，根据各功率模组的热损耗测量值与参考风力发电机组的变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值，确定待测风力发电机组变流器系统中各功率模组的健康状态。
其中，待测风力发电机组的变流器可以理解为已运行一段时间后的旧变流器，参考风力发电机组的变流器可以理解为新变流器。
本发明实施例将旧变流器作为待测变流器，新变流器作为参考变流器，并使新、旧变流器对应的风力发电机组在相同运行状态参数下运行，如此，新变流器的功率模组的热损耗值就能够作为旧变流器的功率模组的热损耗值的参考标准。由于功率模组工作产生的热损耗量与其键合线老化状态关系密切，键合线老化越严重，功率模组工作产生的热损耗量越高，功率模组的健康状态越差，功率模组的热损耗测量值和对应功率模组的热损耗参考值之间的差值也就越大，因此，根据待测风力发电机组的变流器系统的各功率模组的热损耗测量值与参考风力发电机组的变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值，能够确定待测风力发电机组变流器系统中各功率模组的健康状态。
具体地，可以先确定待测风力发电机组变流器系统中各功率模块的热损耗测量值和参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值所处的误差区间；然后根据预设的误差区间和健康等级之间的对应关系，确定各差值对应的健康状态等级；最后根据各差值对应的健康状态等级，确定待测风力发电机组变流器系统中各功率模组的健康状态。
在一些实施例中，也可以根据预设的误差区间和维护等级之间的对应关系，确定各差值对应的维护等级；根据各差值对应的维护等级，确定对待测风力发电机组变流器系统中各功率模组的维护操作。
比如，利用Et表示热损耗测量值，Er表示热损耗参考值，则热损耗测量值和对应热损耗参考值的差值△E等于Et-Er，当0＜△E＜n时，△E对应的功率模块被评估为轻微△E对应的功率模块被评估为中度老化，建议变流器降额运行一段时间；当m＜△E＜l时，△E对应的功率模块被评估为重度老化，建议变流器立即更换模组或模块。其中，误差区间的范围，即n、m、l的取值可以通过IGBT模块键合线故障分析和工程经验的综合研究确定，此处不做限定。
在一些实施例中，可以将待测风力发电机组变流器系统中各功率模组对应的冷却支路中冷却液吸收的热量，确定为该功率模组的热损耗测量值。也就是说，本发明实施例在测量功率模组的热损耗时，以冷却液作为热量传导媒介，利用冷却液流经功率模组吸收的热量来表征功率模组的热损耗量，如此，不需要在变流器内引入复杂的外接电路，比如在功率模组上接线和安装传感器，从而不会破坏变流器内部EMC环境，不产生电磁干扰，不影响功率模组的工作电路，也不影响模块的正常运行，硬件系统简单、精度高和可靠。此外，也不需要专业测试仪器、操作简单，现场的普通技术人员即可完成检测，不受变流器所处环境和条件制约，可以随时随地对变流器内IGBT模块的老化进程进行检测及其健康状况评估，从而优化指导风电变流器的检修维护工作。
具体地，获取待测风力发电机组在运行状态参数下运行时，待测风力发电机组变流器系统中各功率模组对应的冷却支路中冷却液在进液口处的温度、进液口处的流速、出液口处的温度以及出液口处的流速；根据各功率模组对应的冷却支路中冷却液在进液口处的温度和进液口处的流速，计算各功率模组对应的冷却支路中冷却液在进液口处的热量；根据各功率模组对应的冷却支路中冷却液在出液口处的温度和出液口处的流速，计算各功率模组对应的冷却支路中冷却液在出液口处的热量；计算各功率模组对应的冷却支路中冷却液在出液口处的热量和在进液口处的热量的差值，得到各功率模组对应的冷却支路中冷却液吸收的热量。
下面对风力发电机组的运行状态参数的选取过程进行说明。
考虑到功率模组的热损耗测量值易受环境风速变化的影响，运行状态参数可以包括环境风速，环境风速的随机变化会使得风力发电机组的功率也随机变化，因此，运行状态参数还可以包括功率模式和功率。
示例性地，在对待测风力发电机组的变流器系统中的功率模组的健康状态进行评估时，可以限定环境风速不小于额定风速，功率模式为限功率模式，即在大于额定风速的条件下将待测风力发电机组和参考风力发电机组限功率运行，测量各自的变流器在不同功率情况下的热损耗值，如此设置，变流器在检测过程中始终处于恒功率状态运行，不存在热循环的现象，不能够避免风的随机性带来的功率波动对功率模组健康状态评估结果的影响。
如果一个功率模组内的IGBT模块键合线断裂根数较多，那么，这个功率模组在小功率时的热损耗值会大于其他正常功率模组的热损耗值，在大功率或者满功率情况下的热损耗值会远大于正常功率模组的热损耗值，也就是说，随着功率的增大，待测功率模组和正常功率模组的热损耗值的差异会更明显。因此，运行状态参数还可以包括预设功率集合中的一个功率值，预设功率集合包括多个功率值，这些功率值可以是呈等差数列。
示例性地，每次可以测量得到一个功率值下功率模块的热损耗值，多次测量可以得到多个功率值下功率模块的热损耗值，通过对多个功率值下待测功率模块和参考功率模块的热损耗值做差，能够分析出不同功率值下IGBT模块的键合线老化程度，从而提高功率模组健康状态评估结果的准确度。
在利用冷却支路中冷却液吸收的热量表征对应该功率模组的热损耗测量值时，考虑到环境温度对冷却过程的影响，运行状态参数还可以包括预设环境温度集合中的一个温度值，预设温度集合包括多个温度值，这些温度值可以是呈等差数列。
示例性地，每次可以测量得到一个温度值下温度模块的热损耗值，多次测量可以得到多个温度值下温度模块的热损耗值，通过对多个温度值下待测温度模块和参考温度模块的热损耗值做差，能够分析出不同温度值下IGBT模块的键合线老化程度，从而更全面地反映功率模组的健康状态。
需要说明，风力发电机组的运行状态参数可以包括环境风速、功率模式、功率值和温度值中的一个或者多个，此处不做限定。为便于理解，下面以3.0MW机组为例对本发明实施例的变流器系统中的功率模组的健康状态评估方法进行说明。
首先，在变流器恒功率运行状态以及相同的环境温度下，测量待测风力发电机组和参考风力发电机组中各功率模组的热损耗值，每次测量时设定一次机组功率，每次测量时间间隔为T(比如20min)，从500kw开始测量，每测完一次功率值增加△P，即步长为△P(比如500kw)，连续测量6次，将每个功率模组测量的热损耗值进行汇总。
然后，将待测变流器的损耗数据与参考变流器的数据进行比对，根据本次测得待测变流器的某个功率模组的热损耗值与参考变流器相应功率模组的热损耗值的差值，判定这个功率模组的IGBT模块键合线老化程度，即这个功率模组的健康状态。
上述方法可以理解为对变流器功率模组的手动检测，随着大型风力发电机组正趋于智能化发展，变流器功率模组的健康状态也可以由变流器的控制系统进行辨识，即在变流器的控制策略中变流器功率模组的热损耗计算、对比分析和故障判断功能，即实现变流器功率模组健康状态的自动检测，自动检测时，可以将冷却液的温度传感器和流速传感器信号线接入变流器的控制系统，变流器控制器(如PLC)实时采集温度数据和流速数据，计算每种功率情况下功率模组的热损耗增加量△E，读取热损耗参考值，并根据设定的故障值(触发条件)判断变流器功率模组是否正常或报出相应的故障。
具体实施时，可以根据分析需要，设计一种矩阵表(参看表1)，记录每次测量的每个功率模组的热损耗值，然后用大数据、统计学、损坏模块的拆解和工程试验等方法进行综合分析，能够直接辨识出功率模组内IGBT模块的老化程度以及功率模组的健康状态，并能够基于热损耗量增大趋势预测功率模组的寿命。
表1
Figure BDA0002473379920000141
表1中第一行为功率值(用Pr表示)，第一列为环境温度值(用Ta表示)，Er1、K1、△E1表示功率值为1000kw，环境温度值为10℃时，编号为1的功率模块的热损耗参考值、触发条件(比如误差阈值)、热损耗增加量△E。
此外，如果变流器IGBT模块的驱动系统(驱动板)存在问题，可能也会造成IGBT模块热损耗增大，因此。在获取待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的热损耗测量值之前，还可以先判断待测风力发电机组变流器系统的驱动板是否故障；如果待测风力发电机组变流器系统的驱动板正常，再获取待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的热损耗测量值，以提高变流器功率模组的健康状态评估的准确度。
本发明实施例还提供一种变流器功率模组的健康状态评估装置，用于对上述变流器系统中的功率模组的健康状态进行评估，参看图21，该变流器功率模组的健康状态评估装置包括：
获取模块211，用于获取待测风力发电机组运行状态参数，及待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的热损耗测量值；
第一确定模块212，用于根据待测风力发电机组的运行状态参数，确定参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值；
第二确定模块213，用于根据各功率模组的热损耗测量值与参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值，确定待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的健康状态。
本发明实施例中，待测风力发电机组的变流器可以理解为已运行一段时间后的旧变流器，参考风力发电机组的变流器可以理解为新变流器，将旧变流器作为待测变流器，新变流器作为参考变流器，并使新、旧变流器对应的风力发电机组在相同运行状态参数下运行，如此，新变流器的功率模组的热损耗值就能够作为旧变流器的功率模组的热损耗值的参考标准。由于功率模组工作产生的热损耗量与其键合线老化状态关系密切，键合线老化越严重，功率模组工作产生的热损耗量越高，功率模组的健康状态越差，功率模组的热损耗测量值和对应功率模组的热损耗参考值之间的差值也就越大，因此，根据待测风力发电机组的变流器系统的各功率模组的热损耗测量值与参考风力发电机组的变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值，能够确定待测风力发电机组变流器系统中各功率模组的健康状态。
本发明实施例还提供一种风力发电机组，该风力发电机组包括：如上所述的变流器功率模组的健康状态评估装置。
本发明实施例还提供一种包括至少一个计算装置和至少一个存储指令的存储装置的系统，所述指令在被所述至少一个计算装置运行时，促使所述至少一个计算装置执行如图20所述的变流器功率模组的健康状态评估方法。
另外，本发明实施例还提供了一种存储指令的计算机可读存储介质，当所述指令被至少一个计算装置运行时，可促使所述至少一个计算装置执行如图20所述的变流器功率模组的健康状态评估方法。
需要明确的是，本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。对于装置实施例而言，相关之处可以参见方法实施例的说明部分。本发明实施例并不局限于上文所描述并在图中示出的特定步骤和结构。本领域的技术人员可以在领会本发明实施例的精神之后，作出各种改变、修改和添加，或者改变步骤之间的顺序。并且，为了简明起见，这里省略对已知方法技术的详细描述。
以上所述的结构框图中所示的功能块可以实现为硬件、软件、固件或者它们的组合。当以硬件方式实现时，其可以例如是电子电路、专用集成电路(ASIC)、适当的固件、插件、功能卡等等。当以软件方式实现时，本发明实施例的元素是被用于执行所需任务的程序或者代码段。程序或者代码段可以存储在机器可读介质中，或者通过载波中携带的数据信号在传输介质或者通信链路上传送。“机器可读介质”可以包括能够存储或传输信息的任何介质。机器可读介质的例子包括电子电路、半导体存储器设备、ROM、闪存、可擦除ROM(EROM)、软盘、CD-ROM、光盘、硬盘、光纤介质、射频(RF)链路，等等。代码段可以经由诸如因特网、内联网等的计算机网络被下载。
本发明实施例可以以其他的具体形式实现，而不脱离其精神和本质特征。例如，特定实施例中所描述的算法可以被修改，而系统体系结构并不脱离本发明实施例的基本精神。因此，当前的实施例在所有方面都被看作是示例性的而非限定性的，本发明实施例的范围由所附权利要求而非上述描述定义，并且，落入权利要求的含义和等同物的范围内的全部改变从而都被包括在本发明实施例的范围之中。

Claims (16)

1.一种变流器系统，其特征在于，所述变流器系统包括：至少一个功率模组，与所述功率模组对应设置的冷却支路及热计量模块，以及冷却循环主路；其中，
所述冷却支路并联于所述冷却循环主路，每条冷却支路中的冷却液用于吸收对应功率模组工作产生的热损耗量；
所述热计量模块设置于对应冷却支路的端口处，用于测量冷却液在流经对应冷却支路时吸收的热损耗量。
2.根据权利要求1所述的变流器系统，其特征在于，所述热计量模块包括：进液口流速传感器、进液口温度传感器、出液口流速传感器和出液口温度传感器，其中，
所述进液口流速传感器设置于每条冷却支路的进液口，用于测量每条冷却支路中冷却液在进液口处的流速；
所述进液口温度传感器设置于每条冷却支路的进液口，用于测量每条冷却支路中冷却液在进液口处的温度；
所述出液口流速传感器设置于每条冷却支路的出液口，用于测量每条冷却支路中冷却液在出液口处的流速；
所述出液口温度传感器设置于每条冷却支路的出液口，用于测量每条冷却支路中冷却液在出液口处的温度；
其中，流经每条冷却支路的冷却液的热损耗量，由每条冷却支路中冷却液在进液口处的流速、进液口处的温度、出液口处的流速及出液口处的温度确定。
3.一种变流器功率模组的健康状态评估方法，用于对权利要求1中的变流器系统中的功率模组的健康状态进行评估，其特征在于，所述方法包括：
获取待测风力发电机组的运行状态参数，及所述待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的热损耗测量值；
根据待测风力发电机组的运行状态参数，确定参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值；
根据各功率模组的热损耗测量值与参考风力发电机组的变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值，确定所述待测风力发电机组变流器系统中各功率模组的健康状态。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，在所述获取待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的热损耗测量值之前，所述方法还包括：
判断所述待测风力发电机组变流器系统的驱动板是否故障；
如果所述待测风力发电机组变流器系统的驱动板正常，获取待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的热损耗测量值。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据待测风力发电机组的运行状态参数，确定参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值，包括：
确定与待测风力发电机的设备参数完全相同的参考风力发电机组；
将所述参考风力发电机组在所述待测风力发电机组的所述运行状态参数下运行时，所述参考风力发电机组的变流器系统中对应功率模组的热损耗测量值，确定为参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值。
6.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述运行状态参数包括环境风速，所述环境风速不小于额定风速。
7.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述运行状态参数包括功率模式，所述功率模式采用限功率模式。
8.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述运行状态参数包括预设功率集合中的一个功率值，和/或预设环境温度集合中的一个环境温度值。
9.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述获取所述待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的热损耗测量值，包括：
获取所述待测风力发电机组变流器系统中各功率模组对应的冷却支路中冷却液吸收的热量；
将所述待测风力发电机组变流器系统中各功率模组对应的冷却支路中冷却液吸收的热量，确定为该功率模组的热损耗测量值。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，获取所述待测风力发电机组变流器系统中各功率模组对应的冷却支路中冷却液吸收的热量，包括：
获取待测风力发电机组在所述运行状态参数下运行时，所述待测风力发电机组变流器系统中各功率模组对应的冷却支路中冷却液在进液口处的温度、进液口处的流速、出液口处的温度以及出液口处的流速；
根据各功率模组对应的冷却支路中冷却液在进液口处的温度和进液口处的流速，计算各功率模组对应的冷却支路中冷却液在进液口处的热量；
根据各功率模组对应的冷却支路中冷却液在出液口处的温度和出液口处的流速，计算各功率模组对应的冷却支路中冷却液在出液口处的热量；
计算各功率模组对应的冷却支路中冷却液在出液口处的热量和在进液口处的热量的差值，得到各功率模组对应的冷却支路中冷却液吸收的热量。
11.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据各功率模组的热损耗测量值与参考风力发电机组的变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值，确定所述待测风力发电机组变流器系统中各功率模组的健康状态，包括：
确定所述待测风力发电机组变流器系统中各功率模块的热损耗测量值和所述参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值所处的误差区间；
根据预设的误差区间和健康等级之间的对应关系，确定各所述差值对应的健康状态等级；
根据各所述差值对应的健康状态等级，确定所述待测风力发电机组变流器系统中各功率模组的健康状态。
12.根据权利要求11所述的方法，其特征在于，在确定所述待测风力发电机组变流器系统中各功率模块的热损耗测量值和所述参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值所处的误差区间之后，所述方法还包括：
根据预设的误差区间和维护等级之间的对应关系，确定各所述差值对应的维护等级；
根据各所述差值对应的维护等级，确定对所述待测风力发电机组变流器系统中各功率模组的维护操作。
13.一种变流器功率模组的健康状态评估装置，用于对权利要求1中的变流器系统中的功率模组的健康状态进行评估，其特征在于，所述装置包括：
获取模块，用于获取待测风力发电机组运行状态参数，及所述待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的热损耗测量值；
第一确定模块，用于根据待测风力发电机组的运行状态参数，确定参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值；
第二确定模块，用于根据各功率模组的热损耗测量值与参考风力发电机组变流器系统中各对应功率模组的热损耗参考值之间的差值，确定所述待测风力发电机组的变流器系统中各功率模组的健康状态。
14.一种风力发电机组，其特征在于，包括：如权利要求13所述的变流器功率模组的健康状态评估装置。
15.一种包括至少一个计算装置和至少一个存储指令的存储装置的系统，其特征在于，所述指令在被所述至少一个计算装置运行时，促使所述至少一个计算装置执行如权利要求3到12中的任一权利要求所述的变流器功率模组的健康状态评估方法。
16.一种存储指令的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述指令被至少一个计算装置运行时，促使所述至少一个计算装置执行如权利要求3到12中的任一权利要求所述的变流器功率模组的健康状态评估方法。
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