双馈风力发电机匝间短路故障诊断方法及故障监测方法与流程

本发明涉及双馈型异步风力发电机故障检测技术领域，尤其涉及一种双馈风力发电机匝间短路故障诊断方法及故障监测方法。

背景技术：

双馈型异步风力发电机(简称双馈风力发电机)采用双馈式感应发电机(Doubly-Fed Induction Generator,DFIG)，是目前国际主流风电机组产品，在风电机组总装机量中占比超过50％，其具有有功功率、无功功率均可独立调节、调速范围宽以及所需励磁变流器容量较小等优点。双馈型风电机组在运行一段时间后，机械与电气部件将会逐渐暴露一些故障，因而为确保风电机组稳定高效运行，对风电机组关键部件的故障及时诊断预警和维护具有非常重要的意义。

绕组短路故障是风力发电机中较为容易出现的一类故障，主要是由绝缘老化失效造成的。发电机主要有三种短路故障：即匝间短路，相间短路和接地故障，其中匝间短路是最易出现的一种故障。实际运行过程中，转子绕组匝间短路是更为常见的转子绕组故障，当发生轻微的匝间短路时，发电机虽然可以继续予以运行，但转子绕组匝间短路将引起转子受力不平衡、转子电流谐波分量增大，使得短路回路中产生大量涡流，产生的局部发热会大大缩短故障线圈周围绝缘寿命，因而如果不及时发现而任由故障发展，可能会引发更大范围的短路故障，甚至造成火灾等严重事故，这种情况下只能返厂检修或者进行发电机更换处理，因而转子绕组发生轻微匝间短路时即应当重视。相对于在运行时一直处于变速运行状态的转子绕组，双馈发电机中固定不动的定子绕组因不受离心力的作用，故障的可能性要小很多，但定子绕组匝间短路时与转子匝间短路相同的会造成严重后果，因而仍是不可忽视的重要故障。因此，对双馈发电机中早期的绕组匝间短路故障进行诊断预警，可以在故障初期及时发现并切除故障点。

目前针对双馈发电机的匝间短路故障检测，通常是借鉴同步电机或普通异步感应电机的电气故障诊断方法，分为离线检测诊断和在线检测诊断两种方式，其中离线检测诊断方式较为常用，例如采用浪涌实验(即匝间耐压实验)，其是通过对绕组施加高压，再由各级衰减电压波形的比较来分析匝间短路的存在；这类检测诊断方式因为需要施加电压，会对电机整体的绝缘特性产生一定的伤害，从而大大降低电机的使用寿命。另外一种离线检测诊断方法是采用专门的电机故障检测仪器进行检测，例如基于发电机静态电路分析测试技术，将电机看成一个包含电阻、电感和电容的复杂电路，通过停电状态下电机的电磁特性进行高频电流相位测试分析，从而发现电机电路中存在的缺陷。

上述离线检测诊断方式基于电机不带载运行的离线情况，需要配置笨重的仪器设备且操作复杂，而风电机组通常现场环境恶劣，每台风电机组是通过风电场管理中心实现集中远程监控，且风力发电机都是安装在离地近百米高的机舱内，因而若按照上述方式对发电机进行检测诊断，则需要测试人员攀爬近百米进机舱，拆开发电机外接电缆以实现检测，实现非常不便利，同时也难以实现及时检测诊断到故障发生，因而上述检测诊断方式并不适用于应用于风场环境。

在线检测诊断方式则通常是利用双馈电机的匝间短路出现时的超温特征、振动信号的异常变化特征以及电气信号频域变化特征等实现匝间短路故障诊断，如对于双馈发电机转子绕组，由发生匝间短路故障时，转子基频振动与二倍频振动会增大的特性检测出是否发生匝间短路故障；对于双馈发电机定子绕组匝间短路，以负序电流等作为故障特征量进行故障诊断。上述在线检测诊断方法实现较复杂，通常需要使用快速傅里叶变换、小波变换、模糊神经网络等分析技术，计算量大且不易及时地诊断出故障；另外，由于双馈发电机的定子绕组直接连接电网，在风场应用中存在电网电压三相不平衡、谐波含量过大或电压波动或跌落等问题，这都会严重影响在线诊断的准确性。

技术实现要素：

本发明要解决的技术问题就在于：针对现有技术存在的技术问题，本发明提供一种能够及时诊断、监测出双馈风力发电机中早期单绕组匝间短路故障的双馈风力发电机匝间短路故障诊断方法及故障监测方法，实现方法简单、无需辅助诊断设备及复杂运算且诊断结果准确。

为解决上述技术问题，本发明提出的技术方案为：

一种双馈风力发电机匝间短路故障诊断方法，步骤包括：

1)当目标发电机的定子与电网隔离、转子保持静止状态时，通过与目标发电机配套安装的风电变流器向目标发电机中转子三相绕组施加三相对称的测试电压；

2)获取目标发电机在所述测试电压作用下定子绕组与转子绕组之间的等效匝数比状态、转子绕组的阻抗状态，并根据检测到的所述等效匝数比状态、阻抗状态诊断目标发电机发生单绕组匝间短路故障的状态。

作为本发明诊断方法的进一步改进：所述步骤2)的具体步骤为：

2.1)检测目标发电机在测试电压作用下定子的三相感应电压、转子的线电压，并计算得到当前定子三相绕组分别与转子绕组之间的等效匝数比值；

2.2)判断所述步骤2.1)计算得到的各相等效匝数比值是否偏离正常状态下定子绕组与转子绕组之间的匝数比值，如果是，则诊断为发生单绕组匝间短路故障，且根据所述等效匝数比值的偏离状态诊断是定子或转子发生故障；其中当诊断为定子发生故障时，由为偏离状态的等效匝数比值所对应的定子绕组定位故障绕组，当诊断为转子发生故障时，转入执行步骤2.3)；

2.3)检测目标发电机在测试电压作用下转子三相绕组的电流值，并由检测到的电流值是否偏离正常状态下转子的电流值得到当前转子三相绕组的阻抗状态，根据得到的当前阻抗状态定位转子绕组中故障绕组。

作为本发明诊断方法的进一步改进：目标发电机的定子绕组为三角形接法，所述步骤2.2)的具体步骤包括：分别判断所述步骤2.1)计算得到的各相等效匝数比值是否均等于k，其中k为正常状态下定子绕组与转子绕组之间的匝数比，如果不是则诊断发生匝间短路故障，且如果存在等效匝数比值小于k且满足第一判断条件，则诊断为定子发生故障且定位等效匝数比值小于k所对应的绕组为故障绕组，如果存在等效匝数比值大于k且满足第二判断条件，则诊断为转子发生故障，转入执行步骤2.3)。

作为本发明诊断方法的进一步改进：目标发电机的定子绕组为星形接法，所述步骤2.2)的具体步骤包括：分别判断所述步骤2.1)计算得到的各相等效匝数比值是否均等于k，其中k为正常状态下定子绕组与转子绕组之间的匝数比，如果不是则诊断发生匝间短路故障；且如果存在两相等效匝数比值小于k且满足第一判断条件，则诊断为定子发生故障且定位两相等效匝数比值小于k所对应的共有接线端连接的绕组为故障绕组，如果存在等效匝数比值大于k且满足第二判断条件，则诊断为转子发生故障，转入执行步骤2.3)。

作为本发明诊断方法的进一步改进：所述第一判断条件为小于k(1-η)，其中η为第一校正偏差；所述第二判断条件为大于k(1+δ)，δ为第二校正偏差。

作为本发明诊断方法的进一步改进，所述步骤2.3)中定位转子绕组中故障绕组的具体步骤为：

2.3.1)获取检测到的转子三相绕组的电流值中最大电流值；

2.3.2)判断所述步骤2.3.1)获取的最大电流值是否大于I且满足第三判断条件，其中I为正常状态下转子电流，如果是，则判定所述最大电流值所对应的绕组的阻抗状态异常，且定位转子中所述最大电流值对应的绕组为故障绕组。

作为本发明诊断方法的进一步改进：所述第三判断条件为大于(1+β)I，其中β为第三校正偏差。

作为本发明诊断方法的进一步改进：所述步骤2.1)中转子的线电压具体通过获取风电变流器输出的测试电压的电压值得到；所述步骤2.3)中正常状态下转子电流值的具体获取步骤为：预先在目标发电机正常状态下，通过风电变流器将与所述测试电压相同的电压施加在转子绕组上时，获取风电变流器输出的电流值作为正常状态下转子电流值。

作为本发明诊断方法的进一步改进：所述步骤1)中具体通过正弦脉宽调制方法控制风电变流器输出恒定的三相对称交流电压作为测试电压。

本发明进一步提供一种双馈风力发电机匝间短路故障监测方法，所述监测方法包括：每次当与目标发电机配套安装的风电变流器完成自检过程后、目标发电机启动前，按照上述诊断方法执行匝间短路故障诊断，若诊断到出现匝间短路故障，向监测中心发出故障警报。

作为本发明监测方法的进一步改进：所述监测方法还包括预先将具有实现所述匝间短路故障诊断方法功能的故障诊断模块加载至风电变流器的自检程序中，通过调用所述故障诊断诊断模块执行匝间短路故障诊断。

与现有技术相比，本发明双馈风力发电机匝间短路故障诊断方法的优点在于：

1)本发明双馈风力发电机匝间短路故障诊断方法，通过风电变流器施加测试电压，再获取测试电压作用下定子绕组与转子绕组之间的等效匝数比状态、转子绕组的阻抗状态，利用定子绕组、转子绕组发生匝间短路故障时匝数比变化特性、阻抗变化特性即可诊断出发电机的匝间短路故障状态，实现方式简单，无需进行复杂的运算，且诊断结果准确度高；

2)本发明双馈风力发电机匝间短路故障诊断方法，目标发电机启动前，通过与双馈发电机配套安装的风电变流器作为辅助诊断工具，整个诊断过程中无需增加其他辅助诊断设备，可有效降低检测诊断所需成本，诊断过程通过远程操控即可实现，无需测试人员在现场执行，因而便于应用于风场环境实施；

3)本发明双馈风力发电机匝间短路故障诊断方法，通过对双馈发电机中单个绕组发生匝间短路故障的状况进行诊断，可以及时检测出早期的单个绕组轻微匝间短路现象，从而可以在故障早期及时诊断以做出故障处理，避免故障扩大；

4)本发明双馈风力发电机匝间短路故障诊断方法，进一步通过检测测试电压作用下定子三相绕组与转子绕组的各相等效匝数比值，根据各相等效匝数比值是否偏离正常状态下匝数比值来诊断出是否发生匝间短路故障，同时由匝数比值的偏离状态利用匝间短路故障时匝数比变化特性即可诊断出是故障类型；当为定子故障时，再利用定子故障时匝数比变化特性即可定位具体故障绕组；当诊断为转子故障时，再由测试电压作用下阻抗状态，结合转子故障时阻抗变化特性即可定位具体故障绕组，从而可以实现故障类型的准确诊断以及具体故障点的定位。

与现有技术相比，本发明双馈风力发电机匝间短路故障监测方法的优点在于：

1)本发明双馈风力发电机匝间短路故障监测方法，结合风电变流器的自检过程，在每次风电变流器执行自检后即启动匝间短路故障诊断，因而当出现单绕组故障时即可及时诊断出，诊断发生故障时通过远程风场集中监控中心预警提示，可以指导人工及时处理，避免事态扩大，从而实现双馈风力发电机匝间短路故障的及时监控；

2)本发明双馈风力发电机匝间短路故障监测方法，进一步通过预先将具有匝间短路故障诊断方法功能的故障诊断模块加载至风电变流器的自检程序中，通过调用故障诊断诊断模块执行匝间短路故障诊断，使得故障诊断在风电变流器的自检过程中即可自动完成，实现匝间短路的有效监测。

附图说明

图1是本实施例双馈风力发电机匝间短路故障诊断方法的实现流程示意图。

图2是风电机组中风电变流器与风力发电机构成的系统的结构原理示意图。

图3是本实施例中定子绕组为三角形接法时匝间短路故障诊断具体实现流程示意图。

图4是定子绕组三角形接法的结构原理示意图。

图5是本实施例中定子绕组为星形接法时匝间短路故障诊断的具体实现流程示意图。

图6是定子绕组星形接法的结构原理示意图。

图7是本实施例双馈风力发电机匝间短路故障监测方法的实现流程示意图。

具体实施方式

以下结合说明书附图和具体优选的实施例对本发明作进一步描述，但并不因此而限制本发明的保护范围。

如图1所示，本实施例双馈风力发电机匝间短路故障诊断方法，步骤包括：

1)当目标发电机的定子与电网隔离、转子保持静止状态时，通过与目标发电机配套安装的风电变流器向目标发电机中转子三相绕组施加三相对称的测试电压；

2)获取目标发电机在测试电压作用下定子绕组与转子绕组之间的等效匝数比状态、转子绕组的阻抗状态，并根据检测到的匝数比状态、阻抗状态诊断目标发电机发生单绕组匝间短路故障的状态。

风电机组机舱内与双馈发电机配套安装有双馈风电变流器，如图2所示，风电机组中风电变流器与双馈发电机DFIG构成的系统如图2所示，风电变流器内部由电网侧变流器和发电机侧变流器构成，其中电网侧变流器连接三相交流电网，用于实现PWM整流以及稳定直流侧电压；发电机侧变流器连接双馈发电机的转子绕组，用于为双馈发电机提供励磁电流，并将双馈发电机发出的部分电能变送到直流侧，经电网侧变流器送到电网。

由于在匝间短路故障发生早期，多个绕组同时出现匝间短路的情况较少，本实施例具体通过对双馈发电机中单个绕组发生匝间短路故障的状况进行诊断，可以及时检测出早期的单个绕组轻微匝间短路现象，以在故障早期及时做出处理，避免故障扩大。

当双馈风力发电机的定子与电网隔离，且转子轴保持机械静止状态时，若向转子绕组施加电压，则转子绕组中会产生励磁电流，同时在定子绕组上感应出电压，本实施例首先对双馈风力发电机内单个定子绕组或单个转子绕组发生匝间短路故障时的参数变化特性进行分析：①当定子某相绕组出现匝间短路故障时，故障相的等效匝数减少，则定子绕组与转子绕组之间的等效匝数比值会变小，定子绕组该故障相感应的电压会变小，对应为定子绕组故障时匝数比变化特性；②当转子某相绕组出现匝间短路故障时，故障相的等效匝数会减少，则定子绕组对转子绕组等效匝数比值会变大，在定子绕组上的感应电压会增大，对应为转子绕组故障时匝数比变化特性；另外，由于转子某相绕组出现匝间短路时，故障相电抗会减小，则在转子绕组上施加三相相同幅值和频率的交流电压时，故障相的电流会变大，对应为转子绕组故障时阻抗变化特性。

本实施例利用上述特性，通过目标发电机的定子与电网隔离，且双馈发电机转子轴保持机械静止状态时向转子绕组施加三相对称的测试电压，获取到测试电压作用下定子绕组与转子绕组之间的等效匝数比状态、转子绕组的阻抗状态后，利用上述定子绕组故障时匝数比变化特性、转子绕组故障时匝数比变化特性以及阻抗变化特性即可诊断出发电机的匝间短路故障状态，实现方式简单，无需进行复杂的运算，且诊断结果准确度高。

本实施例目标发电机启动前，即发电机的定子与电网隔离、转子保持静止状态时，通过与双馈发电机配套安装的风电变流器作为辅助诊断工具，整个诊断过程中无需增加其他辅助诊断设备，可有效降低检测诊断所需成本，诊断过程通过远程操控即可实现，无需测试人员在现场执行，因而便于应用于风场环境的实施。

本实施例中，步骤1)中具体通过正弦脉宽调制方法控制风电变流器中发电机侧变流器输出恒定的三相对称交流电压作为测试电压，当然也可以根据实际需求采用其他控制方法控制输出测试电压。发电机侧变流器的输出电压为正弦脉宽调制电压时，由于其基波大小完全取决于直流母线电压和发电机侧变流器控制的调制比，即该基波电压的幅值大小、相位和频率是受控的，使得可以根据需求控制输出测试电压，且测试电压的幅值、频率等可以确定得到。

本实施例中，步骤2)的具体步骤为：

2.1)检测目标发电机在测试电压作用下定子的三相感应电压、转子的线电压，并计算得到当前定子三相绕组分别与转子绕组之间的等效匝数比值；

2.2)判断步骤2.1)计算得到的各相等效匝数比值是否偏离正常状态下定子绕组与转子绕组之间的匝数比值，如果是，则诊断为发生单绕组匝间短路故障，且根据等效匝数比值的偏离状态诊断是定子或转子发生故障；其中当诊断为定子发生故障时，由为偏离状态的等效匝数比值所对应的定子绕组定位故障绕组，当诊断为转子发生故障时，转入执行步骤2.3)；

2.3)检测目标发电机在测试电压作用下转子三相绕组的电流值，并由检测到的电流值是否偏离正常状态下转子的电流值得到当前转子三相绕组的阻抗状态，根据得到的当前阻抗状态定位转子绕组中故障绕组。

本实施例以正常状态下定子绕组与转子绕组之间的匝数比作为基准值，通过检测定子三相感应电压得到测试电压作用下定子三相绕组与转子绕组的各相等效匝数比值，由各相等效匝数比值是否偏离正常状态下匝数比值来诊断出是否发生匝间短路故障，再由匝数比值的偏离状态利用上述定子绕组、转子绕组故障时匝数比变化特性即可诊断出是定子绕组或是转子绕组发生匝间短路故障；当诊断为定子绕组发生故障时，再利用上述定子绕组时匝数比变化特性即可定位具体哪个定子绕组出现匝间短路故障；当诊断为转子绕组发生故障时，再由测试电压作用下转子三相绕组的电流的偏离状态得到当前阻抗状态，结合上述转子绕组故障时阻抗变化特性即可诊断出具体哪个转子绕组出现匝间短路故障，实现故障类型的准确诊断以及具体故障点的定位。

本实施例中，步骤2.1)中转子的线电压具体通过获取风电变流器输出的测试电压的电压值得到。由于发电机侧变流器输出电抗器及传输电缆的电抗值相比于转子绕组的电抗值小的多，则可以认为发电机侧变流器的输出电压即等于转子端子上的线电压，本实施例通过取可以直接确定的测试电压来得到转子的线电压，由检测得到的定子三相感应电压即可计算得到测试电压作用下定子绕组与转子绕组的等效匝数比值，不需要重新检测转子端子上的电压，使得诊断实现更为简单，且不影响诊断精度。本实施例具体将测试电压的幅值U作为转子线电压值储存在参数表中以用于后续计算测试电压作用下定子绕组与转子绕组的等效匝数比值。

双馈发电机的转子绕组一般为星形接法，而定子绕组大多数为三角形接法，也有少数为星形接法。当转子绕组为星形接法、定子绕组为三角形接法时，正常状态下定子绕组与转子绕组之间的匝数比为而当转子绕组为星形接法、定子绕组为星形接法时，正常状态下定子绕组与转子绕组之间的匝数比为k＝U_n/U_k，其中U_n为额定线电压，U_k为在转子轴静止不动时定子在额定线电压下转子感应出的开路线电压，U_n、U_k具体可通过双馈发电机的技术指标获得。

本实施例中，目标发电机的定子绕组为三角形接法时，步骤2.2)的具体步骤包括：分别判断步骤2.1)计算得到的各相等效匝数比值是否均等于k，其中k为正常状态下定子绕组与转子绕组之间的匝数比，如果不是，则诊断发生匝间短路故障；且如果存在等效匝数比值小于k且满足第一判断条件，则诊断为定子发生故障且定位等效匝数比值小于k所对应的绕组为故障绕组，如果存在等效匝数比值大于k且满足第二判断条件，则诊断为转子发生故障，转入执行步骤2.3)。

本实施例中，目标发电机的定子绕组为星形接法，步骤2.2)的具体步骤包括：分别判断所述步骤2.1)计算得到的各相等效匝数比值是否均等于k，其中k为正常状态下定子绕组与转子绕组之间的匝数比值，如果不是，则诊断发生匝间短路故障；且如果存在两相等效匝数比值小于k且满足第一判断条件，则诊断为定子发生故障且定位两相等效匝数比值小于k所对应的共有接线端连接的定子绕组为故障绕组，如果存在等效匝数比值大于k且满足第二判断条件，则诊断为转子发生故障，转入执行步骤2.3)。当定子绕组为星形接法时，检测定子的三相感应电压时具体是检测的定子线电压，其是跨相邻两个定子相绕组，因此要定位出哪个定子相绕组为匝间故障短路绕组，需要结合相邻两线电压的情况综合判断。

本实施例中，考虑到采样值误差及滤波时间常数等的影响，对比较基准值k设置校正偏差，则第一判断条件为小于k(1-η)，其中η为第一校正偏差，即当存在定子绕组与转子绕组之间的匝数比小于k(1-η)时，诊断发生定子绕组匝间短路故障；第二判断条件为大于k(1+δ)，δ为第二校正偏差，即当存在定子绕组与转子绕组之间的匝数比大于k(1+δ)时，诊断发生转子绕组匝间短路故障。本实施例η具体取为5％内、δ取为10％内，η、δ可根据实际需求进行设置。

本实施例中，步骤2.3)中定位转子绕组中故障绕组的具体步骤为：

2.3.1)获取检测到的转子三相绕组的电流值中最大电流值；

2.3.2)判断步骤2.3.1)获取的最大电流值是否大于I且满足第三判断条件，其中I为正常状态下转子电流，如果是，则判定最大电流值所对应的绕组的阻抗状态异常，且定位转子中最大电流值对应的绕组为故障绕组。

本实施例以正常状态下转子电流I作为基准值判断转子的阻抗状态，由阻抗状态利用上述阻抗变化特性即可定位具体的故障点。考虑到采样值误差及滤波时间常数等的影响，对比较基准值I设置校正偏差，则第三判断条件为大于(1+β)I，其中β为第三校正偏差，即当最大的电流值大于(1+β)I时，定位转子电流最大的绕组为故障绕组。本实施例β具体取10％内，可根据实际需求进行设置。

本实施例中，步骤2.3)中正常状态下转子电流值的具体获取步骤为：预先在目标发电机正常状态下，通过风电变流器将与测试电压相同的电压施加在转子绕组上时，获取风电变流器输出的电流值作为正常状态下转子电流值。本实施例具体预先在风电机组安装且正常调试完时，由发电机侧变流器输出与测试电压同样幅值和频率的电压加在转子绕组上时，检测变流器输出的电流的有效值I作为正常状态下转子电流值，并储存在参数表中以用于后续作为比较的电流基准值。

本实施例上述检测的电压、电流取值时具体均取有效值，当然也可以根据实际需求取幅值等。

如图3、4所示，本实施例对转子绕组以及定子绕组均为星形接法时执行匝间短路故障诊断，具体首先通过发电机侧变流器按一定幅值(有效值为U)和频率f大小输出三相对称交流电压；检测目标发电机的定子端子上的电压U_AB、U_BC和U_CA，分别判断U_AB、U_BC和U_CA是否小于k(1-η)，如果存在小于k(1-η)的，则诊断对应的定子绕组发生匝间短路故障并输出故障信息；如果U_AB、U_BC和U_CA均不小于k(1-η)，则分别判断U_AB、U_BC或U_CA是否大于k(1+δ)，如果存在大于k(1+δ)的，则获取转子三相电流中最大的电流值判断是否大于(1+β)I，如果是，则诊断最大电流值所对应的转子绕组发生匝间短路故障。如图5、6所示，当转子绕组为星形接法、定子绕组为三角形接法时，匝间短路故障诊断过程与上述定子绕组为星形时基本一致，不同之处在于需要结合相邻两相感应电压对应的等效匝数比值均小于k(1-η)定位具体的故障绕组，由均小于k(1-η)对应的两相感应电压的公共接线端子(如U_AB与U_BC相邻线电压的共有接线端子为B)连接的定子绕组定位为发生匝间短路故障。

如图7所示，本实施例双馈风力发电机匝间短路故障监测方法包括：每次当与目标发电机配套安装的风电变流器完成自检过程后、目标发电机启动前，按照上述故障诊断方法执行匝间短路故障诊断，若诊断到出现匝间短路故障，向监测中心发出故障警报。

为避免风电变流器中途出现了故障在启动后酿成不良严重后果，风电机组每次重启时都会要求风电变流器先完成自检过程，即风电变流器每次启动运行前，在不外加任何检测设备或仪器的情况下，由其内部的控制系统自动运行测试程序对变流器的重要电气组成部件进行故障检测，如果发现错误，将给出信息提示或警告，禁止后续运行过程。风电变流器执行自检时，双馈发电机的定子与电网是隔离的、转子保持静止状态，本实施例结合风电变流器的自检过程，在每次风电变流器执行自检后即启动上述匝间短路故障诊断，当出现单绕组故障时即可及时诊断出，诊断发生故障时通过远程风场集中监控中心预警提示，指导人工及时处理，避免事态扩大，从而实现双馈风力发电机匝间短路故障的及时监控。

本实施例中，还包括预先将具有匝间短路故障诊断方法功能的故障诊断模块加载至风电变流器的自检程序中，通过调用故障诊断诊断模块执行匝间短路故障诊断，从而使得故障诊断在风电变流器的自检过程中完成，以自动在风电变流器自检时进行匝间短路故障诊断，实现匝间短路的有效监测，同时由于上述匝间短路故障诊断方法无需复杂的计算过程，通过风电变流器的控制器即可控制实现。

本实施例上述双馈风力发电机匝间短路故障监测方法需要风电变流器自身没有电气故障，因而风电变流器自检未通过时，需要先排除风电变流器自身故障。风电变流器启动进入正常工作前，通过自检一般能检测出自身大部分电气故障，然而由于风电变流器输出直接通过长传输电缆与双馈发电机转子端子相连，中间没有开关器件将二者隔离，因此在其自检过程中，如果发电机侧变流器出现异常输出的情况，如不能正常输出三相对称交流电压，此时需要判断是发电机侧变流器部分出现了硬件故障，还是双馈发电机出现了电气故障。由于风电变流器安装在塔基，因而上述变流器自检未通过的情况下，可以通过停机断电通过人工检测方式可以方便的辨别是否是变流器自身硬件出现了故障。

需要说明的是，本发明双馈风力发电机可以是有刷双馈风力发电机，也可以是无刷双馈风力发电机，其工作原理与上述一致。

上述只是本发明的较佳实施例，并非对本发明作任何形式上的限制。虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明。因此，凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明技术实质对以上实施例所做的任何简单修改、等同变化及修饰，均应落在本发明技术方案保护的范围内。