风电设备检测中控制系统逻辑功能的测试案例与常见问题

风电设备的控制系统是机组运行的核心中枢，承担着风速监测、偏航对准、变桨调节、发电机并网及故障应急处理等关键功能，其逻辑功能的可靠性直接决定了机组的安全稳定与发电效率。逻辑功能测试作为风电设备检测的重要环节，需通过模拟实际工况验证逻辑规则的正确性、响应的及时性及边界条件的处理能力。本文结合行业实际检测经验，梳理控制系统逻辑功能的典型测试案例，并分析常见问题及解决思路，为机组调试与运维提供参考。

测试案例的设计原则

测试案例的合理性直接影响结果的有效性，设计时需遵循四大核心原则。首先是“贴合实际运行场景”——需模拟机组真实面临的风速变化、电网波动、部件状态波动等情况，避免脱离实际的“实验室式”测试；其次是“覆盖边界条件”——要针对风速切出切入、电网参数阈值等边界值设计测试，比如风速3m/s（切入下限）、25m/s（切出上限）、电网电压90%额定值（偏差边界）等；第三是“模拟极端工况”——需考虑电网电压骤降、台风级风速（30m/s）、部件突发故障等极端情况，验证逻辑的抗干扰能力；最后是“可重复性”——测试步骤和输入条件需标准化，确保不同时间、不同人员执行时结果一致，避免偶然因素影响。

比如某风电场在设计启动逻辑测试时，不仅模拟了风速从2m/s上升到4m/s的正常场景，还加入了“风速达到3.5m/s但电网频率偏差0.5Hz”的边界场景，以及“风速5m/s但齿轮箱温度超温”的异常场景，确保覆盖所有可能的启动条件。

典型测试案例——启动逻辑测试

启动逻辑是机组从待机到运行的关键环节，核心是验证“满足所有启动条件时触发启动，任一条件不满足时禁止启动”。启动的基本条件包括：风速在切入范围（通常3-25m/s）、电网电压/频率在额定范围（电压偏差≤5%、频率偏差≤0.2Hz）、变桨系统处于“可用”状态、偏航系统已对准风向（偏差≤5°）。

测试步骤通常分为三步：第一步，模拟“正常启动场景”——将风速从2m/s缓慢提升至4m/s，同时保持电网参数正常、各部件状态良好，观察控制系统是否依次发出“偏航对准风向→变桨到启动角度（通常0-5°）→发电机并网”的指令，且各步骤的间隔时间符合设计要求（比如偏航对准后10s内变桨到位）；第二步，模拟“条件不满足场景”——比如风速达到3.5m/s但电网电压低于额定值的90%，验证控制系统是否拒绝启动，并发出“电网异常”的报警信号；第三步，模拟“条件恢复场景”——在禁止启动后，将电网电压恢复至正常范围，看是否重新触发启动流程。

某案例中，一台1.5MW风电机组的启动逻辑测试发现：当风速达到3.2m/s且持续5s，但变桨角度仅到8°（未达到启动角度5°以下）时，控制系统仍发出了并网指令，导致发电机并网后功率波动过大。经排查，是逻辑中“变桨角度达到启动值”的判断条件被错误设置为“≤10°”（应为≤5°），调整后问题解决。

典型测试案例——停机逻辑测试

停机逻辑分为“正常停机”与“紧急停机”两类，前者用于风速超限、电网调度等常规场景，后者用于叶片故障、电网电压骤降等危险场景，核心是验证“停机指令的优先级与响应时序”。

正常停机的测试场景包括：模拟风速从24m/s上升至26m/s（超过切出风速），观察控制系统是否依次执行“变桨到顺桨角度（通常85-90°）→发电机脱网→机械刹车制动”，且整个过程的时间≤60s；模拟电网调度发出“减载停机”指令，看是否先降低发电机功率至0，再执行脱网与刹车。

紧急停机的测试场景包括：模拟叶片振动加速度超过阈值（比如0.5g），验证控制系统是否在≤2s内触发紧急停机指令，且优先切断变桨系统的“正常控制回路”，直接切换至“紧急顺桨”模式；模拟电网电压骤降至额定值的20%（LVRT场景），看是否立即停止功率输出，同时保持机组与电网连接，避免脱网。

某案例中，一台海上风电机组在紧急停机测试时，变桨系统的响应时间达到了3.5s（要求≤2s），导致叶片转速超过安全阈值（20rpm）。经分析，是逻辑中“紧急停机指令”的优先级低于“变桨系统温度保护指令”，导致指令被延迟发送，将紧急停机优先级调整为“最高级”后，响应时间缩短至1.8s。

典型测试案例——故障穿越（LVRT）逻辑测试

故障穿越（尤其是低电压穿越LVRT）是电网对风电机组的强制要求，逻辑功能需保证“电网电压骤降时，机组保持并网并稳定运行”。测试的核心是模拟电网电压骤降的极端场景，验证逻辑对功率、转矩、变桨角度的调整能力。

测试步骤通常为：第一步，设置测试条件——电网电压降至额定值的20%，持续时间0.15s（符合GB/T 36995-2018标准）；第二步，模拟电压骤降，实时监测发电机转矩、变桨角度、电网电流等参数，看是否在100ms内调整发电机转矩至0，同时将变桨角度从10°调整至20°（减少风轮捕获的风能）；第三步，电压恢复后，观察是否在30s内重新提升发电机功率至额定值，且电网电流无超调。

某2MW风电机组的LVRT测试中，电压骤降时发电机转矩仅下降至额定值的30%（要求降至0），导致电网电流超过额定值的120%，触发保护脱网。经排查，是逻辑中“转矩调整系数”被错误设置为“0.5”（应为“0”），调整后电流波动控制在允许范围内。

常见问题——逻辑条件冲突

逻辑条件冲突是最常见的问题，通常因“多条件的优先级未明确”导致。比如，当“风速达到切出值（25m/s）”与“电网要求减载”两个条件同时满足时，逻辑应优先执行“停机”还是“减载”？若未明确优先级，可能出现控制系统同时发出两个指令，导致变桨系统或发电机卡滞。

某案例中，一台风电机组在风速25.2m/s时收到电网“减载至50%”的指令，控制系统同时执行了“变桨到顺桨角度”和“降低发电机功率”，导致变桨电机因负载过大报错。经分析，逻辑中未设置“停机指令优先级高于减载指令”，添加优先级判断后，问题解决。

常见问题——信号时序错误

信号时序错误指逻辑中各部件的动作顺序颠倒，比如“先并网再调整变桨角度”而非“先变桨到启动角度再并网”，会导致发电机并网后电流过大，触发保护跳闸。

某案例中，一台1MW风电机组在启动时，控制系统先发出了“发电机并网”指令，再发出“变桨到5°”指令，导致并网瞬间发电机电流达到额定值的150%，触发过流保护。经排查，是逻辑中“并网条件”的判断遗漏了“变桨角度≤5°”，仅包含了“风速≥3m/s”与“电网正常”，补充条件后，启动时序恢复正常。

常见问题——边界值处理不当

边界值处理不当指逻辑未考虑参数在阈值附近的波动，比如风速在3m/s（切入下限）附近反复变化（2.9m/s→3.1m/s→2.8m/s），导致控制系统频繁触发启动与停止指令，加速部件损耗。

某风电场的机组在春季风速波动期（3-4m/s）频繁启停，每月启停次数达到了50次（正常应为≤20次），导致齿轮箱的润滑系统过早老化。经分析，逻辑中“启动条件”仅设置为“风速≥3m/s”，未添加“持续时间”要求，将条件修改为“风速≥3m/s且持续10s”后，启停次数降至每月15次。

常见问题——冗余设计失效

冗余设计（如双PLC、双变桨控制器）是保证控制系统可靠性的关键，但逻辑中若冗余切换条件设置错误，会导致备用系统无法及时接管。

某案例中，一台3MW风电机组的主PLC发生通信故障（未断电），但备用PLC的触发条件被设置为“主PLC断电”，导致备用系统未启动，机组停机2小时。经调整，将触发条件改为“主PLC通信中断超过2s”，此后类似故障发生时，备用PLC在3s内接管了控制，避免了停机。