[科普中国]-大功率并网风电变流器状态监测技术

背景

近年来，随着陆上风电机组的迅猛发展及海上风电的大量装机，风电将逐步成为继火电、水电之后的第三大常规能源。大功率并网风电机组(简称“风电机组”)变流器是风力发电中能量转换的重要环节，然而风电机组长时间、频繁和大范围的随机出力变化，导致其电能转换单元持续承受剧烈的热应力冲击，是风电机组故障率最高的部件之一。其高运维成木问题日益凸显，已引起Vestas ，Siemens等国际风电知名企业的广泛关注。特别是5MW, 6MW等大功率风电机组相继运行，其变流器运行可靠性问题可能更为突出。发展变流器状态监测技术，对于制定和优化变流器检修计划、降低风电机组变流器故障率、提高风电机组的运行可靠性都具有十分重要的学术意义和工程价值。

为了提高电力电子功率模块的设计可靠性，现有研究主要从改变模块设计以及老化测试等方而采取了相关措施，如改变模块的封装结构、振动冲击和功率循环等。虽然以状态监测为基础的故障诊断与状态检修技术已经广泛应用于各类电气设备(如旋转电机、电力变压器等)，但是国内外关于风电变流器状态监测技术研究才刚刚起步。如国外学者从器件失效机理及运行可靠性出发，提出了多种不同的变流器状态监测方法。有研究建立了基于集总参数法的变流器功率模块结温计算模型。有文献对比分析了IGBT模块的多种失效模式和失效机理，并研究了功率器件集射极饱和压降与集电极电流、器件结温之间的关系，利用电参数的温敏特性实现对变流器功率模块的状态监测。虽然上述研究都从不同的角度提及了风电变流器的可靠性评估方法以及运维现状，但是考虑到风电机组不同运行工况对变流器可靠性影响的机理分析及其状态监测方法比较还不够深入。

在当前风力发电迅猛发展的大背景下，针对风力发电而临的变流器可靠性困境，综述了变流器功率器件失效形式及机理，并且针对风电运行特点，重点分析全功率和部分功率风电变流器特殊运行工况对其运行可靠性的影响;同时基于不同状态特征量的对比分析，进一步探讨风电变流器状态监测方法及其发展趋势12。

变流器功率器件的老化失效机理老化失效形式及机理在风电机组的背靠背变流器拓扑结构中，不论是陆上风机或者海上风机，双馈风电机组还是永磁直驭风电机组，由于其机侧变流器都可能长期运行于较低的频率，此时器件结温波动较为显著，严重影响着其功率模块的功率循环能力，给风电机组的可靠运行带来了不可忽视的安全隐患。

右图为目前广泛应用于风力发电变流器的塑封型功率模块剖而图，从图中可以看到其由多种不同热膨胀系数(Coefficient of Thermal Expansion，CTE)的材料组成。在热循环过程中，由于热膨胀系数CTE的不匹配必将导致其疲劳应力增加，从而引起其焊层破裂和焊料层空洞，进而影响到各材料层之间的电气连接，使得沿热传导路径的热阻增加。在整个寿命周期，功率半导体器件的结温水平呈递增趋势，最终导致器件老化失效。

变流器IGBT模块的失效机理主要包括铝键合线脱落、焊层疲劳、键合线根部断裂和铝金属化的重构。其中，金属化的重构现象可由功率模块功率循环后观察到，由于铝与硅芯片热膨胀系数的差异，经过反复的温度循环冲击，它们之间的热机械应力会使得铝金属化而形成颗粒状的粗糙接触而，减小了金属有效接触而积，从而导致其电阻增大3。铝键合线脱落会削弱功率模块的导电性能，焊层疲劳会引起导热性能的下降4。另外，铝键根部断裂现象通常也可在经过长时间功率循环测试的IGBT模块中观察到。导致该失效的主要原因是在焊接过程中，由于超声波振动导致铝键合引线根部产生裂缝，且与铝键合引线脱落相比，其断裂过程更慢。采用新一代的压接式封装技术可避免或者减少使用铝键合线和焊层，有研究表明，IGBT模块的压接式封装结构至少可以减小一个数量级的疲劳寿命损。

此外，该技术也可以把金属基板直接压在半导体芯片上，这种结构无需连接传统的散热器，并可以同时传导热能和电能。与塑封IGBT相比，采用压接式IGBT模块不仅可以通过两侧散热提高功率密度，而且去除了键合引线及焊层连接的结构方式，因此消除了键合引线脱落、断裂或焊料层疲劳的失效模式，器件的可靠性显著提高。然而，这种新的封装形式也带来了和其结构相关的新的失效形式。压接式IGBT的每个栅极通过装有弹簧的引线连接，弹簧在功率循环的过程中受到反复的压缩/膨胀而产生疲劳，引起弹簧应力损伤，经过一定的循环次数，最终也会老化失效，影响风力发电变流器的运行可靠性。

除热应力外，当器件在超过额定电压或电流工作时，有可能产生过电应力而造成器件损坏。在过电应力作用下，器件局部将会过热，在该热点温度达到材料熔点时，材料开始熔化并导致开路或短路故障，从而损毁器件。过电应力可分为过电压应力和过电流应力，过电压包括栅极过电压、集电极-发射极过电压及杂散电感过电压等，过电流包含擎住效应及短路现象等5。

疲劳寿命评估方法分析针对风电变流器可靠性低、维护成木高的严峻现实，如何评估其功率模块的剩余寿命是进行状态检修和运行维护的关键。目前已有一些研究提出了用以描述功率模块老化进程的寿命模型，如LESIT项目利用不同制造商的IGBT模块，通过功率循环实验，发现器件的失效主要与结温平均值,及其波动幅值有关。

风电特殊运行工况对变流器可靠性影响机侧变流器低频运行对可靠性的影响由于风电机组长时间、频繁和大范围的随机出力等特殊运行工况，变流器在风电并网运行中的可靠性变得较为脆弱。右图所示为部分功率及全功率风电机组的结构示意图。

为了分析不同运行工况对风电机组变流器功率模块运行可靠性的影响，近年来已有较多文献从功率模块电热祸合模型，结温估算以及不同变流器功率模块结温随风电机组不同运行点变化规律等方面开展研究。

对于双馈电机，在同步转速点，网侧变流器中IGBT及二极管的结温几乎无波动，而机侧IGBT和二极管的结温波动明显，这将导致机侧变流器失效率高于网侧变流器。究其原因，虽然机侧变流器和网侧变流器在同一时刻转换的电功率是相同的，但是当机组运行在同步转速点时，机侧变流器运行在一个较低的频率，变流器处理的实际功率几乎为零。根据定、转子电流磁动势平衡，转子电流并不为零，因此功率损耗也不为零，且功率模块的热容对于平滑结温波动几乎没有贡献，导致机侧变流器进入深度热循环。因此机侧变流器的结温波动要比网侧更为剧烈，其可靠性也随之明显降低。

对于直驭风电机组变流器而言，由于风力机叶尖速比有一定限制，其发电机转动角速度较小，使得全功率变流器的机侧变流器也运行在较低的频率。同时，从半导体器件的角度来看，其机侧功率模块的续流二极管承受了更大的负载电流，加之低频运行特性，使得续流二极管将产生更高的结温6。

此外，有研究表明，全功率变流器功率器件在整个变流器寿命周期内可能需要承受5-10次波动幅值为20℃的结温热循环，然而，包括风速随机波动在内的诸多因素可能进一步影响其功率循环能力。因此，不论是永磁直驭风电机组还是双馈风电机组的机侧变流器，由于长期处于较低输出频率下运行，其功率器件结温变化显著。特别是双馈风电机组运行在同步转速点时，其机侧变流器输出频率几乎为零，机侧变流器结温波动更为剧烈。

风速随机波动对变流器运行可靠性的影响除了风电机组运行点对风电变流器结温变化影响外，风速随机波动也会影响风电变流器的运行可靠性。相比恒定风速的理想情况，在湍流风速下风电变流器功率模块具有较大结温波动，将影响其IGBT模块的功率循环能力。湍流强度会对机侧变流器IGBT模块的平均失效时间产生影响，且平均失效时间会随湍流强度的增大而减小。

由于机侧变流器长期处于低输出频率工况运行，其结温波动要比网侧更为剧烈，且风电变流器功率模块的平均失效时间还会随风速波动增加而降低。因此，风电变流器的运行可靠性而临着严峻的挑战，特别是针对近海风电机组难以维护的实际问题，有必要提出风电变流器状态监测方法的研究，提高其运行可靠性，这对于风力发电技术以及产业的健康发展至关重要。

风电变流器状态监测方法分析变流器状态监测概述状态监测是在不干扰系统正常运行的前提下，提取反映系统健康状况信息的一个过程。状态监测技术已经在电机驭动、发电以及电能传输等系统或部件的健康状况监测领域得到了广泛应用。然而对于电力电子器件，特别是半导体功率器件，早期人们认为器件只有失效和运行两种状态，这种大多数工程师所认可的布尔式观点阻碍了人们对电力电子器件完全失效前其老化机制的深层次理解，因此反映其健康程度的状态监测技术一直停滞不前。目前很多工程师和设计师常常优先选择压接封装技术以及含故障容错与内置冗余等的可靠性改进方法，而把状态监测作为一个备选项而忽略，这种做法不能实现系统的监控运行，也不具备早期检测和故障预警的能力。而实际上，风电变流器状态监测可通过对变流器装置的运行状态进行监测，进而判断器件及装置的健康水平，并对变流器功率模块所呈现的器件健康状况进行评估，为风机变流器的运行维护和状态检修提供依据，是监测和预防风电机组灾难性故障的重要手段之一。

工程实用的状态监测技术主要通过获取表征当前系统健康状态的特征信号，进而评估系统剩余寿命，以便在正常运行管理中提供有效的信息决策和优化检修。电力电子器件老化通常伴随着功率损耗的增加以及热量的累积，如果此时仍然保持之前的运行状态且老化进程未得到很好的抑制，那么其热疲劳应力将逐步增大。实验结果表明，功率器件的内部热阻增加20%可作为功率模块基木失效的依据之一。此外，还可从开关边沿、导通电压等电气特征量的改变来监测其随老化程度的动态改变。其中，导通电压表征了器件各层材料及层与层之间接口的物理特性;由于器件老化，内部热阻增加后，其结温的增加会导致关断卜降沿的变缓及功率损耗的增加。卜而对变流器状态监测特征量以及状态监测流程进行分析。

变流器状态监测特征量针对变流器较为微弱的特征量，现有文献陆续提出了一些器件级的监测方法。然而，在一些高开关频率工况及复杂噪声环境卜，采用变流器功率模块内部的传感器仍然很难监测到这些微弱的特征量信号，因此，利用与器件级监测相同的传感器来保护、控制和进行常规监测为主的部件级状态监测方法也在不断发展中。

除电信号特征量之外，在运行过程中变流器功率模块温度监测值也可作为提取器件状态的重要特征量。虽然目前直接在线测量功率器件的结温仍然是不可行的，但是由于结温影响功率模块内部损耗，因此其表征运行状态的温度信号可从外部数据间接获得。此外，温度监测量不仅依赖风机当前的运行工况，还和其历史运行数据有关，而模块热阻的变化可以表征功率模块的老化程度。

风电变流器状态监测方法目前风电变流器IGBT模块状态监测通常采用数据驭动和基于物理模型的方法。其中，数据驭动包含基于器件端部特性和基于传感器信号的状态监测方法。

基于器件端部特性状态监测技术的原理是由于IGBT的端部特性与其失效程度紧密相关，随着功率循环次数的增加，因热膨胀系数不匹配产生的热应力将会导致引线、焊层疲劳老化，其表现在端部特性的变化即是IGBT的通态压降逐渐增大。有文献在电热加载实验的基础上，研究了IGBT功率循环前后其栅极阀电压、跨导及通态压降随温度变化的特性，实验结果表明:栅极阀电压、跨导和导通压降这三个电参数可作为IGBT模块的状态监测特征参量。然而，由于功率器件端部信号变化微弱以及易受到其他可能因素(如温度变化)的影响，加之其不易于实现在线测量，因此，仅仅依赖于器件端部特性的IGBT模块状态监测方法在实际应用中仍然存在一定的困难。

考虑所捕获的特征量信号强度和部件老化程度之间的重要关联，有必要基于模型预测方法，通过一种刻度进程方式来表征模块失效前的剩余寿命，从而实现风电机组变流器更为准确的状态监测。例如将变流器状态监测和风机/风电场级SCADA系统有机结合起来，为风电变流器IGBT模块状态监测提供了一种新思路。此外，将依赖状态监测特征量的模型方法和对特征数据趋势进行评估的数据驭动方法结合起来，可以进一步提高功率模块的健康状况评估有效性7。

结论风力发电在未来能源结构中占有重要地位，其变流器状态监测技术对于提高风电机组运行可靠性，降低运行成木具有重要作用。针对目前风电机组变流器运行可靠性低的问题，从功率器件老化失效机制、疲劳寿命评估方法、风电机组特殊运行工况对变流器运行可靠性影响以及变流器状态监测方法等角度分析了风电变流器状态监测技术发展。分析表明：

1)风电机组变流器运行可靠性受一次能源波动影响大，可靠性低。功率模块结温均值、波动幅值以及不同材料热膨胀系数的不匹配是导致功率器件老化与失效的重要原因，建议采取基于非线性疲劳累积理论对其疲劳寿命进行评估。

2)无论是永磁直驭风电机组还是双馈风电机组，因长期处于低输出频率下运行，其机侧变流器的结温波动要比网侧更为剧烈，且风电变流器功率模块的平均失效时间还会随风速波动增加而降低。

3)风电机组运行工况对其变流器运行可靠性有重要影响，相比于数据驭动方法，基于失效机理分析并结合寿命模型和趋势预测方法将是风电变流器状态监测技术的发展趋势，且有必要考虑其状态特征量随运行工况和老化程度变化的影响。