风机倒塔事故反思「风力发电机事故集锦」

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2021年12月18日黑龙江某风电场18号风机发生倒塔事件分析报告公布。

报告称，2021年12月18日8时00分，远程集控中心值班人员监视发现，黑龙江某风电场一期18号机组报警。08时08分，就地消缺工作组到达18号风机机位，发现18号机组倒塔，风机基础环与第一级塔筒连接处螺栓全部脱开，机组整体跌落至半山坡。

8时14分，现场值班员调取风机SCADA数据，记录显示：18号风电机组报出“塔基紧急停机（首出）”、“安全链急停”、“主轴超速模块紧停”、“主轴软超速紧停”、“塔筒1、2级左右极限”、“传动链1、2级左右极限”等故障。

根据报告结果分析，“塔基紧急停机”系SCADA系统设置错误造成的误发信号，与本次风机倒塔事件无关联性。

同时，18号风机在不满足触发条件情况下报出“主轴超速模块紧停”引起安全链动作，是主轴超速保护误动作；风电机组主轴超速模块24V电压降低后抗干扰性差，误动作现象频发。

另外，桨叶1、3的接触器6K2主触头烧熔，造成刹车装置未通电，电机被抱死无法转动收桨；桨叶2接触器6K1部分线圈短路发热致使铁心变形凸出，接触器无法吸合，直流电机无法通电转动收桨。

最后，综合分析认为，超速模块电压小于最低工作电压，抗干扰性差，误动作概率较大；超速保护误动后，触发安全链动作，变桨系统未完成收桨，风机发生超速，塔架剧烈振动失稳倒塔。

事故分析报告如下：

1.倒塔事件

2021年12月18日，黑龙江某风电场18号风机发生倒塔事件。公司生产部、某公司、电科院、主机厂家迅速赶往现场，成立技术小组开展事件调查分析工作。倒塔第一现场拍照见图1-1和图1-2。

图1-118号风机倒塔后现场情况

图1-218号风机倒塔后第3节塔筒变形形貌情况

2.风电场简介

黑龙江某风电场总建设规模为99MW，分两期建设。一期安装33台单机容量1.5MW机组，总装机容量为49.5MW，2009年9月24日投产运行，2015年12月31日全部退出质保，场站内部维护、定检外包；二期安装单机容量1.5MW机组，总装机容量为49.5MW，2012年全部投产，2020年8月24日全部退出质保；两期工程均已接入远程集控平台，运检模式采用自主运维、检修外委方式；18号风机为黑龙江某风电场一期机组。

3.设备检测及改造概况

2020年7月，黑龙江某风电场一期风机对19、26号风电机组高强度螺栓进行100%无损探伤检测，检测结果合格。2021年6月，完成33台风电机组低电压穿越和超速主动偏航改造。2021年10月25日，完成18号风电机组定检工作，未发现异常。

2021年7月，黑龙江某风电场对二期35、59号风电机组高强度螺栓进行100%无损探伤检测，检测结果合格。

4.事件经过

12月18日事件前机组运行情况：天气晴，一期全场平均风速10m/s，负荷40MW，未限电；一期110kVⅠ母线运行正常，1号主变运行正常，35kVⅠ母线运行正常，1号接地变运行正常，1号无功补偿装置检修，35kV3501、3502、3503、3504、3505、3506、3507集电线路运行正常；一期风电机组运行31台，11号机组及20号机组故障停机，18号风电机组平均风速10.89m/s，瞬时风速9.06m/s，负荷1531kW。

12月18日8时00分，远程集控中心值班人员监视发现，黑龙江某风电场一期18号机组报警，查看18号机组故障信息时，1~18号机组失去通讯连接，立即通知现场人员排查处理。

8时00分，现场值班员在中控室听到SCADA报警，准备查看风电机组故障信息和运行数据，突然1~18号风电机组失去通讯连接，此时值班长接到远程集控中心排查指令，立即调阅历史数据，发现机组存在超速情况，马上汇报给场长并联系就地消缺工作组（正在处理11号机组变桨电机过流消缺）前往查看情况。

8时08分，就地消缺工作组到达18号风机机位，发现18号机组倒塔，风机基础环与第一级塔筒连接处螺栓全部脱开，机组整体跌落至半山坡（见图1-1、1-2）。

立即使用对讲机将此情况汇报风电场场长，风场场长询问现场情况后，安排值班长将18号风电机组所在的3号集电线路3503运行转检修（8时15分操作完成）。

安排安全员前往18号风电机组基础周围设立安全警戒线，现场安排人留守，防止无关人员误入危险区域。

8时14分，黑龙江某风电场场长向公司生产副总经理汇报。现场值班员调取风机SCADA数据，记录显示：18号风电机组报出“塔基紧急停机（首出）”、“安全链急停”、“主轴超速模块紧停”、“主轴软超速紧停”、“塔筒1、2级左右极限”、“传动链1、2级左右极限”等故障。

事件发生后，黑龙江省公司启动应急预案，直属单位成立事件调查组开展调查分析工作，同步开展倒塔风电机组拆除及修复等相关事宜。

5.现场检查情况

5.1文件查阅

电科院分析人员查阅了风电场生产管理、工作记录等资料，详见表5-1。

通过查阅，现场文件资料齐全。

表5-1现场文件

5.2SCADA数据收集

电科院事件分析人员收集了18号风电机组SCADA数据、临近风机SCADA数据，详见表5-2。

5.3数据分析

5.3.1时间修正

经现场勘查发现风电场电脑时钟功能显示不正确，根据时钟修正结果，超速故障实际开始时间为2021年12月18日08时00分08秒（系统记录时间是2021年12月18日07时27分50秒），本报告所有分析以修正后的时间为准，见图5-1。

图5-1机组故障后故障情况截图

5.3.2事件还原

12月18日08时00分前，18号风电机组处于额定功率运行状态，10分钟平均风速0.89m/s，瞬时风速9.06m/s，负荷1531kW，风速风向变化平稳。

12月18日08时00分08秒风电机组主断路器跳开，机组SCADA系统首发报出塔基紧急停机故障，同时报出主轴超速模块紧停、安全链紧停（见图5-1）。

主控执行紧急停机程序，此时桨叶未收桨，风机脱网后转速迅速上升，08时00分38秒时，发电机转速升至4480r/min。08时00分52秒至01分03秒报出传动链上下振幅2级超限、传动链左右振幅2级超限、塔筒左右振幅2级超限等振动超限故障，风机超速后偏航电机启动，由于转速过快，转矩过大，偏航电机过载，08时00分54秒偏航电机13热继跳闸，08时01分08秒报停机失效应急偏航故障，见图5-2、5-3。

图5-2SCADA系统18号风机执行紧急停机程序后桨叶、发电机转速变化情况

图5-3SCADA系统18号风机执行紧急停机程序传动链及振塔筒动情况

12月18日08时08分，就地消缺工作组到达18号风机机位，发现18号机组倒塔，风机基础环与第一级塔筒连接处螺栓全部脱开，机组整体跌落至半山坡，见图1-1、1-2。

查看28号风机就地视频监控回放（28号风机就地视频监控可以远处看见18号风大致运行状况，其他风机视频监控无法看到全貌），发现18号风机倒塔前叶轮转速逐渐上升，一叶片断裂，风机塔筒出现倾斜，最后完全倒塌，见图5-4、5-5、5-6。

图5-418号风机超速后已叶片断裂前

图5-518号风机超速后正在倒塔

图5-618号风机超速后完全倒塔前

5.3.3运行数据分析

12月22日14时03分，在电科院、风场人员及主机厂家共同见证下，就地取回塔基前置机。

5.3.3.1“塔基紧急停机”信号分析

查阅18号机组SCADA系统和塔基前置机数据，SCADA系统显示“塔基紧急停机”故障信息，但在风机PLC和塔基前置机中无此故障信息，见图5-7。抽取30号风机做主轴超速触发安全链动作试验，发现SCADA系统报“安全链紧停”、“主轴超速模块紧停”、“塔基紧急停机”故障信息，且显示塔基紧急停机为首发故障，但塔基前置机也并未报出“塔基紧急停机”故障信息，见图5-8、图5-9。

经现场查验，该故障信息为涉网改造过程中SCADA系统与风机PLC点表映射错误所致：“0”代表正常状态，“1”代表动作状态。“塔基急停机”信号状态应设置“0”，但实际设置的是“1”。当主轴超速模块动作启动安全链后，主轴超速信号状态变为“1”，此时塔基急停虽未真正动作，但因塔基急停信号设置的是“1”（见图5-10），当“主轴超速”等故障报出时，PLC最先接收到塔基急停机“1”信号，其后才相继接收到主轴超速动作等信号。故当超速模块等保护动作时，SCADA系统均会伴随报出“塔基紧急停机”信息且为首发故障。经检查确认，一期33台风机均存在此错误。

主机厂家技术人员将一期33台风机的SCADA系统改正升级后，再次现场测试30号风机主轴超速安全链，SCADA系统与就地前置机故障报送一致，未报塔基急停机故障信号，详见图5-11。抽取23号风机做超速试验，结果与30号风机相同。

结论：“塔基紧急停机”系SCADA系统设置错误造成的误发信号，与本次风机倒塔事件无关联性。

图5-7 18号风机SCADA系统与塔基前置机记录的机组故障差异

图5-83 0号风机超速安全链测试后SCADA系统故障日志情况

图5-9 30号风机超速安全链测试后机舱前置机故障显示情况

图5-10 18号风机超速安全链动作后塔基急停信号状态

图5-11SCADA系统升级后30号风机主轴超速安全链测试后SCADA与前置机故障显示情况

5.3.3.2主轴超速模块动作分析

根据2021年12月18日事件前后18号风机前置机快照数据绘制的主轴转速与主轴超速状态表变化曲线，发现“主轴超速模块紧停”故障触发时刻风机主轴实际转速为19.05rpm，见图5-12，并未达到厂家给出的“主轴超速模块急停（B200_7）”故障触发条件（转速超过23.1rpm触发），主轴保护动作值小于厂家给出的故障触发逻辑定值，见图5-13。

经与风电场现场人员交流，一期33台风电机组涉网改造后，除4、5号机组主轴转速被限制在18rpm未发生过主轴超速模块动作外，其他31台机组均发生过主轴超速模块动作，累计182台次，经黑龙江某风电场技术人员检查确认全部为误动作。调取部分运行记录故障，发现主轴超速模块动作均发生在满负荷，主轴转速均在19rpm左右。针对主轴超速报出故障，公司在2021年6月28日向主机厂家发函，主机厂家未对此问题作出回应。2021年8月20日在涉网改造验收会再次发函要求处理此故障，截至目前仍未作出回应，详见附件1、2。

图5-12塔基前置机故障日志存储情况

图5-13主轴软硬超速故障触发逻辑表

经分析认为，本次倒塔事件中，18号风机在不满足触发条件情况下报出“主轴超速模块紧停”引起安全链动作，是主轴超速保护误动作。

18号风机主轴超速模块出厂日期为2011年3月7日，查阅主轴超速模块DN2131脉冲继电器相关资料，DN2131说明书内技术参数，工作电压范围为24V±10%（21.6V~26.4V)。

现场分别选取报出“主轴超速模块紧停”故障较多的14号、故障数一般的17号、故障数较少的29号风机超速模块（DN2131）进行动作试验。首先利用DN2131转速监测保护模块组态显示软件读取超速模块设置值10Hz，可确定超速模块设置值与手动旋钮设置值一致，排除某企业提出的手动旋转设置值未被固化到模块内的可能。利用方波发生器模拟风机转速脉冲，每个模块做三次动作试验，9次试验结果显示，模块均能在设定值10Hz（相当于高速轴2400rpm）时准确动作。当测速探头的脉冲信号幅值低于17.6VDC时，模块对采集的频率值判断失效，无论频率高于10Hz还是低于10Hz，超速模块均不动作，因不是误动作，故不做进一步论述。

检查现场安全链供电模块设计图以及现场配置发现：现场供电系统中接入光端机和塔基前置机等附属装置，安全链电源未能实现独立供电；超速模块24V电源供电模块功率为120W，光端机功率24W，前置机功率23W。

现场选择28号风机对安全链供电模块及回路电压进行测量，测量仪器为万用表与示波器，示波器信号输入端测点选择主轴超速模块MS22.1电源接线端子2，见附件，万用表的测点为安全链各个节点处。测试发现：电源24V始端电压稳态值为23.8V，测试超速模块MS22.1电源接线端子2处电压稳态值为20.4V(小于最低工作电压21.6V)，干扰信号微弱，见图5-14；启动风电机组模拟正常运行状态，再次测试主轴超速模块MS22.1电源接线端子2处，示波器显示电压值在20.4V±2V内波动，表明现场客观存在干扰源，见图5-15、5-16；经多次模拟测试，超速模块在17-18V工作电压范围内有误动作现象，见图5-17；抽查风场内其余改造机组进行同样试验，发现超速模块工作电压均处于低压状态。

图5-14静态回路最低电压为20.4V与干扰情况

图5-15并网后24V电压波动图

图5-16并网瞬间24V电压波动图

图5-17超速模块测试试验

通过静态和动态运行测试数据可知，发电机系统电磁场是超速模块24V工作电压的干扰电源，风电机组在并网瞬间和并网后运行时产生的电磁场对超速模块24V电源干扰值达到±2V。因安全原因，现场未进行高转速的干扰电压测试，如在额定转数条件下测试干扰电压数值一定≥2V。18号风机最近的快照日志显示：

11月24日13：00超速误动作但收桨成功，此时主轴转速为19.0rpm，机为额定功率运行状态，说明发电机系统额定功率工况下的电磁场对超速模块24V电源干扰最大。抽查30号风机发现12月14日、12月15日超速保护模块各误动作一次，对应主轴转速分别为19.05rpm、19.01rpm。

结论：18号风机在不满足触发条件情况下报出“主轴超速模块紧停”引起安全链动作，是主轴超速保护误动作；风电机组主轴超速模块24V电压降低后抗干扰性差，误动作现象频发。

5.3.3.3桨叶未及时回桨分析

风机正常运行时变桨距或正常停机时的收桨电源采用驱动器供电，安全链启动时属于事故停机，收桨电源切换至蓄电池。12月25日上午，安全措施完成后，在公司、电科院、厂家共同见证下，进入18号风机轮毂内检查发现：桨叶1蓄电池出厂时间部分是2015年，部分是2016年，桨叶2、桨叶3蓄电池出厂时间均是2016年（主机厂家规定蓄电池更换周期为3.5年）；现场测量蓄电池电压，桨叶1、2、3电压分别为0V、10V、0V，说明蓄电池均已处于无容量状态。

查看图纸（见附录），蓄电池供电时6K1接触器、6K2接触器是关键电气元器件：6K1接触器为电池供电时收桨电机电气主回路元器件，只有其主触头接通，电机才能转动收桨；6K2接触器为电池供电时收桨电机轴承刹车装置的电气主回路元器件，只有其主触头接通，刹车装置才能释放，否则刹车装置会将收桨电机抱死使其无法转动收桨。

（1）1号桨叶未及时回桨分析

将1号桨叶塔基前置机存储数据绘制成曲线（图5-18）并分析可以发现：7:46:33（修正前时间）1号桨叶电机启动，启动电流约22安培，并平滑下降，桨叶角度未变化，一直处于0度位置，40秒后，电机电流下降至6安培左右，此时桨距角开始变化，并迅速到达70度位置（电池变桨速率最快20度/秒）。对6K2接触器进行试验，发现动作时主触头时而接通、时而不通，拆开解体后发现有主触头烧熔现象，见图5-19。

因此分析判断：当事故收桨信号发出后，6K1接触器吸合，1号电机有电流，但由于接触器6K2主触头烧熔造成接触不良导致此时不通电，刹车装置抱死，造成收桨电机无法转动，叶片角度不变；由于电池本身性能下降，40秒左右后电池电压跌落到80V（接触器脱扣动作电压）左右，6K1接触器释放，直流电机断电；停止供电后电池电压有所上升，6K1接触器又重新吸合，而此时6K2接触器处于吸合导通状态，刹车装置通电释放，叶片迅速收桨；待叶片收桨到70度左右后，因电池电量最终消耗殆尽而终止，事故收桨系统停止工作。6K2接触器烧熔的原因：直流电和交流电最大的不同点是交流电弧过零点而直流电弧不过零点，接触器开断时，直流电弧由于其不过零点，接触器频繁动作时导致其主触头易损坏。

查看18号风机收桨动作记录，4月19日-11月24日共发生收桨15次，见下图。

图5-18 1号桨叶电机电流和桨矩角曲线（右纵坐标单位为安培）

图5-19 18号风机桨叶1接触器6K2主触头烧熔

（2）2号桨叶未及时回桨分析

将2号桨叶塔基前置机存储数据绘制成曲线（图5-20，左纵坐标单位为安培）并分析可以发现：7:46:33（修正前时间）2号电机电流为零，收桨电机未通电转动，叶片角度维持在3.8度左右不动。拆开2号6K1接触器后发现线圈的铁心有凸出部分，导致其无法吸合，故主触头无法接通，收桨电机未通电转动；测量6K1接触器线圈，发现其直流电阻比其他两个桨叶未损坏的6K1接触器线圈少189欧姆，且铁心凸出部分的线圈已变色并有烧糊的气味（见图5-21），判断2号桨叶6K1接触器线圈短路过热造成变形凸出无法吸合，最终导致收桨电机未动作。

图5-20 2号桨叶电机电流和桨矩角曲线（左纵坐标单位为安培）

图5-21 18号风机桨叶2接触器6K1拆开后铁心凸出部分

（3）3号桨叶未及时回桨分析

将3号桨叶塔基前置机存储数据绘制成曲线（图5-22，左纵坐标单位为安培）并分析可以发现：7:46:33（修正前时间）3号桨叶电机启动，启动电流约27安培，并平滑下降，桨叶角度未变化，一直处于0度位置。从直流电机启动电流大小可知，3号桨叶电池容量比1号电池容量大些。对6K2接触器进行试验，发现动作时主触头时而接通、时而不通，拆开解体后发现有主触头烧熔现象，见图5-23。

因此分析判断：当事故收桨信号发出后，6K1接触器吸合，1号电机有电流，但由于接触器6K2主触头烧熔造成接触不良导致此时不通电，刹车装置抱死，造成收桨电机无法转动，叶片角度不变；如3号桨叶的电池容量也和1号桨叶电池容量一样，或者比1号桨电池容量略低，当电池电压跌落到只有80伏左右的时候，电池收桨主接触器6K1也会断开，电池电压上升再吸合，刹车装置接触器6K2吸合，刹车装置通电打开，电机通电转动收桨。因3号电池容量比1号电池容量大些，所以无断开又吸合的过程，刹车装置打不开，电机无法转动收桨。

图5-22 3号桨叶变桨电机电流和桨叶角度曲线（左纵坐标单位为安培）

图5-23 18号风机桨叶3接触器6K2主触头烧熔

结论：桨叶1、3的接触器6K2主触头烧熔，造成刹车装置未通电，电机被抱死无法转动收桨；桨叶2接触器6K1部分线圈短路发热致使铁心变形凸出，接触器无法吸合，直流电机无法通电转动收桨。

5.4综合分析

综合现场检查情况、数据分析以及现场检测试验情况，综合分析认为：超速模块电压小于最低工作电压，抗干扰性差，误动作概率较大；超速保护误动后，触发安全链动作，变桨系统未完成收桨，风机发生超速，塔架剧烈振动失稳倒塔。本次事件中，倒塔过程事件致因逻辑见图5-24：

图5-24倒塔过程事件致因逻辑图

6.暴露的主要问题

6.1集团公司设备事故防范技术措施落实不力。《风力发电机组安全技术措施》和《风电（光伏）设备技术防范重点要求》均明确要求“安全链的电源应独立设置，禁止其他用途电源并接”、黑龙江某风电场一期风电机组将通讯转换模块、人机交换界面、数据存储器接入安全链电源，不符合反措要求，也未及时进行整改，长期存在安全隐患。

6.2设备缺陷管理不规范。黑龙江某风电场一期33台风电机组近半年内共有31台机组频繁报主轴超速故障，数量达182台次，未引起足够重视，未及时分析查找原因，仅简单检查即复位启机，安全隐患未及时消除。

6.3定期检修管理不到位。未按要求在检修前对设备运行情况进行分析，机组主轴超速、变桨接触器拒动等频发故障未列入检修计划，相关安全隐患未得到及时处理。

6.4技术改造工作把关不严。2021年6月，风电场完成低电压穿越和偏航保护改造后，造成机组PLC和SCADA系统部分故障点表和时钟不对应，变桨后备电源自检参数设置错误，验收时未及时发现。

6.5其他问题

（1）技术防范措施要求“在变桨系统工作电源正常供电情况下，应优先使用工作电源执行变桨动作”。黑龙江某风电场一期风电机组在安全链触发后优先使用后备电源供电，不符合反措要求。

（2）黑龙江某风电场风电机组维护检修规程不完善，相关后备电源和安全链测试要求不明确。

（3）技术监督工作不全面不细致。未按要求每年至少测试一次变桨蓄电池（超级电容）的内阻（容量），仅对后备电源电压进行测量，未能及时掌握变桨蓄电池的运行状态。对存在的主控无法监测变桨蓄电池温度、塔基主控UPS电源容量不足等问题未能及时发现。

7.防范措施

7.1立即开展风电机组飞车隐患排查治理。严格按照要求对风电机组故障进行分级分类管理，高度重视并认真对待风电机组SCADA系统报出的每一个故障和报警。重点检查风电机组安全链是否完整、各节点是否能正确触发，变桨系统供电电源是否存在无后备供电保障的情况，变桨系统铅酸电池是否存在内阻、电压、容量、放电时间不满足要求的情况，变桨系统机械结构是否存在卡滞现象。

7.2加强检修管理。立即修订检修管理制度，完善检修项目及标准，将重要电气回路接触器、继电器、蓄电池加热系统检修列入定期检修计划。加强巡检维护人员培训，提高人员技能水平，确保巡检消缺工作落实到位，及时发现消除设备隐患。

7.3强化隐患排查整改力度。开展安全链供电回路整改，安全链回路必须独立供电，严禁混合供电。立即开展机组隐患排查工作，重点对风电机组安全链保护回路、电气保护、蓄电池电源、防雷性能等进行全面排查、试验，确保安全链、蓄电池电源动作准确可靠，设备安全可靠运行。针对不具备变桨电源切换功能和电池状态监测等问题，持续推进变桨系统直流改交流项目，实现保护功能。是否有无关负载接入机组控制系统UPS，符合要求仍然不满足，应对UPS进行升级增容。

7.4加强缺陷管理。风电机组安全链故障或频繁发生的故障，严禁简单处理就复位重启，要及时就地全面检查处理；及时分析查找根本原因，及时采取有效措施，杜绝发生因处理不及时、不正确导致的故障扩大；强化缺陷闭环管理，严格执行缺陷管理制度，杜绝缺陷长期不消除、风机长期带病运行情况的发生。

7.5深刻吸取本次事件教训。举一反三，对照以往发生的人身和设备事件，暴露问题和防范措施，立即组织排查，认真梳理设备本身和管理方面存在的问题，对发现的问题及时进行整改，避免类似事件发生，增加系统对时功能。

7.6规范风机技改工作管理，统一SCADA数据格式、风机故障编码。

（电力安全生产）

来源：国际能源网/风电头条