风电电气运行中故障原因及应对措施

第一篇：风电电气运行中故障原因及应对措施

风电电气运行中故障原因及应对措施

【摘要】近年来我国的风力电器的使用越来越广泛，就是因为风力电器越来越多的给我们带来许许多多的便利，让我们的国家社会从中看到了良好的发展前景。我们都在希望风力电器的技术发展能够跟上国家经济发展的步伐，能够快速的获得长远的进步。本文就风力电器的系统的主要组成，做了一个简要的介绍，也就风力系统设备常见的故障和主要设备故障的诊断方法和主要设备的维修方法做了简要的介绍。

【关键词】风力电器；故障，应对措施

一、前言

二、风电电气系统组成

1、发电机。按类型分为同步和异步发电机；励磁和永磁发电机；直流和交流发电机。按运行方式又分为内转子和外转子。现有国产离网型风力发电机多采用同步三相永磁式交流发电机，而且是直接驱动的低转速、内转子运行方式。这种发电机为永磁体转子，无励磁电流损耗，它比同容量电励磁发电机效率高、重量轻、体积小、制造工艺简便、无输电滑环，运转时安全可靠，容易实现免维护运行。它的缺点是电压调节性能差。

一种爪极无刷自励磁交流发电机，具备励磁电流自动调节功能。在为独立运行的小型风力发电机配套时，可以有效的避免因风速变化，发电机转速变化而引起的端电压波动，使发电机的电压和电流输出保持平稳

2、控制器。功率容量几千瓦的离网型风电系统常配置简易的控制器。它包括三相全桥整流、电压限制、分流卸载电阻箱、对蓄电池充电时的充放保护和容量10kVA以下逆变电源。逆变电源输出的交流电波形分正弦波和方波，感性负载宜采用正弦波形的逆变电源。

电系统对配套控制系统的基本要求如下：

（一）整流器件的耐电压、耐电流的高限值要有充足的裕度，推荐3倍以上；

（二）向蓄电池充电的控制系统，以充电电流为主控元素，控制蓄电池的均充、浮充转换，以均充电流、浮充电压、充电时间作为控制条件，按蓄电池的充电、放电技术规范进行充、放电；

（三）向逆变器供电的控制系统应满足逆变电源所需直流电压和容量的要求；

（四）卸荷分流要兼容电压调控分流和防止风力机超转速加载两项控制；

（五）检测风力机转速、输出电压、输出电流、机组振动等状态超过限定值或允许范围时，控制系统自动给风力机加载，同时实施制动；

（六）应具备短路、直流电压“+”、“-”反接、蓄电池过放电、防雷击等安全保护功能。

3、蓄电池组 风能是随机性的能源，高峰和低谷落差甚大，且具有间歇性，极不稳定。为有效地利用风能必须配备蓄能装置。当前风力发电系统可选择的蓄能方式有：蓄电池蓄能、飞轮蓄能、提水蓄能、压缩空气蓄能、电解水制氢蓄能等几种。离网风力发电系统广泛采用蓄电池作为蓄能装置。蓄电池的作用是当风力强劲、风力机发电量大，或用电负荷少时，将电能存入蓄电池；当风力较弱，或用电负荷较大时，蓄电池中的电能向负荷供电，以补充风电的不足，保持风力发电系统持续稳定供电的运行状态。

三、常见故障和机理分析

风电机组多安装在高山、荒野、海滩、海岛等风口处，常年经受无规律的变向变负荷的风力作用以及强阵风的冲击和酷暑严寒极端温差的影响，从而导致其故障频发。可见，电气系统是机组中最常发生故障的部件，其次是传感器和叶片、变桨装置。以下仅分析几种常见的主要故障。

1、齿轮箱故障

齿轮箱是升速型风电机的重要组成部件，其作用是将风轮在风力作用下所产生的动力传递给发电机并使其得到相应的转速。根据风轮和发电机的特点，机组的质量、刚度以及传动轴的耦合、润滑等情况，齿轮箱在使用过程中将承受静态和动态载荷，从而可能产生各种类型的故障。由于制造安装、操作维护、润滑、承载大小等方面的条件不同，故障发生的时间和程度有很大差异。

2、电气系统故障

风电机组的电气系统通过变频器等电气设备与电网连接，向电网输送电能，同时控制电能参数。现代设计通过变频器等电气设备来控制功率和频率，实现风电机组的软并网。在大功率并网型风力发电系统中，双馈型电机转子侧变频调速恒频发电系统性价比较高，近年来被广泛应用。电气系统部件较多，故障种类也较多，主要有短路、过电流、过载、过电压、欠电压、过温、接地、无法启动变频器等故障。

3、发电机故障

发电机的作用将旋转的机械能转化为电能，其型式较多，目前国内外采用最多的是双馈式异步发电机。风机中最容易发生故障的部件是轴承、定子和转子。定子和转子故障主要包括匝间绕组开路、单个或多个绕组短路、定子绕组连接异常、转子导条和端环断裂（笼型转子）、静态或动态气隙偏心等。异步电机出现故障时可能出现以下现象：内部电气不对称，气隙磁通和相电流谐波分量增加，转矩波动增强、均值下降，电机损耗增加、效率降低，绕组过热等。

四、常见故障诊断法

1、部件交换法。所谓部件交换法就是在分析出故障大致起因的情况下，维修人员可以利用备用的印刷电路板、模块、传感器、继电器、集成电路等替换有疑点的部分，甚至用控制系统中已有的相同类型的部件来直接替换，从而把故障范围缩小到印刷线路板单元或芯片一级某一元件。这实际上也是在验证分析的正确性。

2、接口状态检查法。现代电控系统都将 PLC 集成于其中，而电控系统与 PLC 之间则以一系列接口信号形式以某一特定协议相互通讯联接。有些故障是与接口信号错误或丢失相关的，这些接口信号有的可以在相应的接口板和输入输出 PLC 上有指示灯显示，有的可以通过简单操作在 LCD、CRT 等人机界面上显示，而所有的接口信号都可以用厂家专用的诊断软件或编程器调出。

3、参数调整法。风力发电机的电控系统的 PLC 及伺服驱动系统都设臵了许多可以修改的参数，以适应不同的运行工况和功能状态要求。这些参数不仅使电气系统与具体风机相匹配，而且更是使风机各项功能达到最佳化所必需的。

4、快照分析法。现代风力发电机无一例外都设计有计算机自动化控制系统，故障诊断软件的使用非常有效，风机正常运行时各种动态参数和故障前后的参数变化都是被实时记录的，故障事件数据或事故现场状态重放还具有计算机系统特有的不可抵赖性（数据真实）。风机故障数据快照功能给我们维修处理工作带来很大的方便。

五、设备的维修

1、风电设备维修方法： 风力发电机剧烈抖动时有发生，多数是因主要工作部件螺栓松动引起的。若螺栓松动，将松动的螺栓拧紧即可；若定桨距风轮叶片变形，需要卸下修复或更换新叶片，若变桨距风轮出现卡滞，此时应卸下风轮，取下叶片，并用汽油清洗变桨距的滑槽、滑块和弹簧等零件，然后再重新装回原位。

2、在风电设备维修时，风机调向不灵故障的解决方法如下：卸下回转体，清洗后，若没有安装轴承，则需要补装压力轴承，若长期没有保养，使油泥过多或根本没有加油，则需认真清洗后，再涂新黄油即可。

3、在风电设备维修时，异常杂音的排除方法：发现风机运转工作时有异常杂音，应立即停机检查。若紧固件螺丝松动，加好弹簧垫拧紧即可，若风轮与其他部件摩擦，找出故障点，调整或检修排除。若不属以上原因，则异常杂音可能出在发电机前，后轴承部位，此时应打开发电机前，后轴承盖，检查轴承，对轴承部件清洗或更换新轴承，并加好黄油，将发电机前、后轴承盖装回原位即可。

六、结束语

参考文献

[1]《风力发电机组原理与应用》机械工业出版社 2011年6月 姚兴佳 宋俊编著

[2]王运金.电厂电气设备故障分析及管理[J].科技传播.2010(07)[3]高向东,孙兆凤.浅析发电机组异常振动的原因及解决办法[J].黑龙江科技信息.2009(24)

第二篇：故障及其应对措施小结

不同设备常见故障及其应对措施

1、喷淋塔

1.1常见故障及其产生原因 1.1.1喷淋液量不足

提升泵在使用过程中会磨损，不仅造成供液量不足，还会造成机组噪声及振动。1.1.2填料堵塞

废气处理过程中填料容易受到气体中体积较大的杂物堵塞，并且在运行过程中会产生结晶，进一步加剧填料堵塞现象，造成风阻增大，处理效果降低的影响。1.2常用应对措施 1.2.1水泵维护

定期对提升泵进行维护保养，通过拆机检查各部件损坏情况以便及时更换；电机轴承应一年更换一次。保证进口管道在运行期间充满液体，禁止泵在气蚀的状态下运行。1.2.2填料堵塞

定期清洗、更换滤料；定期更换滤液。

2、酸雾喷淋塔

2.1常见故障及其产生原因 2.1.1设备壳体壁厚减薄

设备长时间经受酸性气体和液体的冲刷，壳体壁厚会逐渐变薄，当壁厚大量变薄后设备会存在安全隐患，失去利用价值。2.1.2设备壳体产生裂缝

此类故障主要发生在焊缝两侧或铆钉孔附近，没穿透的裂缝会对设备造成隐患；穿透了的裂缝会导致泄露，造成壳体外部损坏。2.2常用应对措施 2.2.1壳体减薄

常用的方法是钻孔测量法。当检查工作量很大时可以使用如超声波无损测厚仪等的仪器进行测量，了解实际测量的壁厚确定该设备是否应该继续使用，或者进行维修更换。2.2.2壳体裂缝

对于未穿透的裂缝，修理时先沿裂缝铲出50°~60°的坡口，坡口深度应比裂缝稍深一点，然后采用分段倒退法进行堆焊，堆焊高度应高出壳体外壁少许。

对于穿透的裂缝，可用氧-乙炔火焰切割掉包含裂缝的一块钢板，被切割的钢板长度应比裂缝长50mm~100mm，宽度应在250mm以上，然后在切口边沿加工出坡口并按照切口形状和大小制作补板，最后将补板与壳体上的切口对接并用电弧焊焊接。

3、碱雾喷淋塔

3.1常见故障及其产生原因 3.1.1塔内壁工作表面积垢

塔内壁积垢会使塔内部有效容积和孔道流通截面积减小，使流体流动阻力增加、流量降低。此类积垢的产生与喷淋液中含有的微溶物质有关，当其含量较高，经过较长时间的冲刷后会附着在塔壁或管道壁上，影响处理效率。3.1.2介质泄露

此类喷淋塔在设备进出口管道会设有法兰，当其密封性被破坏时，设备自身会造成泄露，不仅污染周边环境，还降低生产效率。如果当中处理的物质或使用的介质具有毒害作用，将会引起严重事故。3.2常用应对措施 3.2.1积垢

机械除垢：利用刷、铲等工具进行人工除垢，此类方法适用于无毒害作用的化学积垢。水力除垢：利用高压水枪产生的冲击力对积垢进行冲刷从而除去积垢，处理效率高。化学除垢：利用化学溶液与积垢产生化学反应，对附着物进行清除，达到清理的目的，此方法适用于机械除垢无法处理的场合，如管内、管间的水垢。3.2.2介质泄露

根据法兰连接处失去密封能力的不同原因，修理方法可分为：①对于松动的螺栓，拧紧即可；②密封垫损坏或变质时，应更换新的密封垫；③法兰密封面发生翘曲时，应将其打平或更换新法兰。

4、脱硫除尘塔

4.1常见故障及其产生原因 4.1.1磨损

由于流体中粉尘和SiO2含量过高造成风机叶片或水泵叶轮磨损。容易发生磨损的部位：风机或提升泵、吸收塔、管道。4.1.2腐蚀

由于流体中存在氯离子、硫酸根离子等强氧化性物质的存在，防腐层较为薄弱的区域遭受缓慢的电化学腐蚀。容易发生腐蚀的部位：吸收塔、入口管道等。4.1.3增压风机跳闸

风机跳闸主要由两种原因造成：①由于系统联锁原因跳闸；②由于风机本体组成部件原因跳闸，如轴承温度过高、润滑油压低、震动故障、失速、冷却风机故障等。4.1.4烟气换热器

烟气换热器常见故障为积灰堵塞导致机械卡塞或电机故障。4.1.5循环泵

循环泵故障主要有：①系统联锁原因故障如吸收塔液位过高、滤网堵塞等；②本体原因导致故障如温度过高、叶轮磨损等。4.1.6喷嘴

喷嘴堵塞、脱落或损坏。导致故障发生的原因主要是喷嘴出水水压较低、长期被喷淋层冲刷等。4.1.7除雾器

除雾器常见故障为堵塞。常见原因为①除雾器冲洗时间间隔太长；②除雾器冲洗水量不够；③除雾器冲洗水压低，冲洗效果差。4.2常用应对措施 4.2.1磨损

先确定固体杂质的来源，能否治理，如过滤、除沙等。对无法改变介质品质的，要找到最容易出现磨损的部位，如增压泵出口弯头的背弯处，提升局部的耐磨损能力，换材质或增厚度。4.2.2腐蚀

采取防腐蚀措施，如利用玻璃树脂鳞片进行防腐，其特点是抗渗透能力强、易修复、附着能力强、表面硬度高，但耐磨性较差；增加橡胶内衬进行防腐，特点是耐磨性好、具有良好的弹性，但容易老化；换用耐腐蚀的合金材料，特点是抗腐蚀性能强，但价格较为昂贵。4.2.3烟气换热器

解决换热器堵塞的方法常用有利用压缩空气、高压蒸汽或高压冲洗水进行冲扫。4.2.4喷嘴

对喷嘴堵塞的处理方法为定时对其进行清理；对喷嘴损坏或脱落的处理方法为更换；对于喷淋层对吸收塔主梁的冲刷造成磨损可用pp板对其进行包裹，防止进一步腐蚀。4.2.5除雾器

对除雾器堵塞故障的处理为利用高压冲洗泵对除雾器叶片之间的硬垢进行正反面反复冲洗或对长时间使用的除雾器进行整体更换。

5、低温等离子废气净化器

5.1常见故障及其产生原因 5.1.1废气通道内不见蓝紫色放电

正常工作的低温等离子净化器在其给其处理通道上会充满由高频放电所产生的低温等离子体，此类等离子体在黑暗环境下可发出肉眼可见蓝紫色光芒，如果此种光晕不可见或呈线、点分布，有可能是由于离子发生器输出功率不足或已损坏。5.1.2设备外壳带电

低温等离子体技术处理废气的原理是：等离子发生器在外加电场的作用下介质放电产生大量电子轰击破坏污染物的分子结构，使其分解为无害小分子。因设备存在高频放电机组，所以存在一定的安全隐患，如今大部分等离子器采用金属外壳，外壳带电有可能是设备内部绝缘体老化或发生漏电故障。5.2常用应对措施 5.2.1设备功率不足

开机检查设备电路以及等离子发生器，发现已经损坏的零件及时进行更换。5.2.2设备漏电

检查电路及零件，及时排查存在的安全情况。

6、微生物废气净化器

6.1常见故障及其产生原因 6.1.1产生臭味

利用微生物对废气进行净化的时候，为避免产生的异味气体扩散，一般将装置进行全封闭并加微负压。产生臭味的原因有可能是装置密封性不好，或者减压设备没正常运行。6.1.2处理效果下降

系统运行期间生物不停生长，伴随着填料上的生物膜脱落，除了需要对微生物提供水外还要适当对微生物补充化学元素供其生长。如果废气中有机物浓度不高，同时没有额外添加养分和水分，生物就会大量死亡，最终令处理效果下降。6.2常用应对措施 6.2.1处理异味

定期对装置的密封程度进行检查，定时对减压设备进行检查，有问题尽快处理。6.2.2处理效果下降

根据微生物生长附着情况供给或停止输送水分和额外养料。

7、静电式油烟净化器

7.1常见故障及其产生原因 7.1.1电场内有啪啪异响

电场与壳板之间距离太近会导致高压电场击穿空气，从而产生啪啪的声响；电场中有异物时候也会发出此类声音。7.1.2处理效果低下

供气不足导致净化器长期处于高浓度油烟中，会导致电极板表面附着较厚油层，降低电极板对废气中油滴的吸附效果；电极系统损坏；净化器滤网被油垢淤积堵塞。7.2常用应对措施

及时清理电极板、加大供给风量，降低油烟浓度、定时清理滤网、定期检查电极系统，排查存在的故障风险。

8、蓄热式催化燃烧装置 8.1常见故障及其产生原因 8.1.1蓄热室堵塞

蓄热室会出现堵塞、板结的故障，直接影响加热能力的发挥，严重时甚至导致停机。导致故障发生的原因主要有：①蓄热室渗入水；②蓄热体材料理化性质差；③操作中排烟超温导致在蓄热室的二次燃烧。8.1.2蓄热室烧坏

蓄热室因超温会导致烧坏，严重时会影响管道。8.2常用应对措施 8.2.1蓄热室堵塞

应对蓄热室堵塞问题，可利用改变蓄热室和喷口结构，进行防水防渣处理；采用最优操作法，避免蓄热室超温和二次燃烧；优化耐热材料，选用耐高温耐腐蚀性良好、热震稳定性好的蓄热体。8.2.2蓄热室烧坏

通过定期对蓄热室进行维护检查，排除因结块导致气流分布不均、局部气压较大导致蓄热体被破坏，最终导致局部超温的现象。同时根据实际情况调整供气与排烟调节等相关操作，控制蓄热体尺寸和堆积高度等。

9、吸附浓缩-催化燃烧装置

9.1常见故障及其产生原因 9.1.1阀门漏气

由于装置运行时程开关控制阀出现频繁开关，导致阀门填料磨损，最终会造成气体泄漏。9.1.2吸附塔出口滤网损坏

阀门可能存在开关不到位情况，引起吸附塔吸附、顺放不正常，吸附塔内压力过高会导致出口滤网损坏，没固定好的额催化剂随着气体流动进入管道及程控阀门内，进一步导致程控阀门出现堵塞异常，最终可能影响最终处理效果。9.1.3催化剂中毒

催化剂中毒的直观表现是净化效率下降，它是由于催化剂在使用过程中与气体中某些组分发生化学反应从而失去原有催化特性。气体预处理不达标会导致催化剂中毒。9.2常用应对措施 9.2.1阀门漏气

更换阀门

9.2.2吸附塔出口滤网损坏

定期维护出口滤网，定时更换、清扫脱落、破碎的吸附剂等。9.2.3催化剂中毒

添加催化剂保护床，利用成本较低的保护剂吸收气体中对催化剂有毒性的成分；通过更换抗毒性能更好的催化剂。

第三篇：中国风电调度运行管理现状、挑战及应对措施

-中国风电调度运行管理现状、挑战及应对措施

裴哲义，董存，辛耀中

（国家电力调度通信中心

100031 北京）

摘要：中国具有非常丰富的风能资源，陆上和近海区域10m高度可开发和利用的风能储量约为10亿kW，风能对调整中国能源结构意义重大。随着《可再生能源法》的通过，中国风电进入快速发展阶段。2008 年底，中国风电机组并网运行容量已超过1000万千瓦，连续四年增长超过100%。风电装机比例的快速增加使电网调度运行管理的难度加大，风电输出功率的不确定性使系统调峰、调频、调压和稳定控制已面临越来越大的压力和困难。关键词: 可再生能源、风电并网、风电调度、调峰、稳定控制 中图分类号：TM614 1引言

中国具有非常丰富的风能资源，据气象部门最新风能资源普查成果统计，中国陆上和近海区域10m高度可开发和利用的风能储量约为10亿kW。发展风电等可再生能源是国家的重大战略决策，对调整我国能源结构意义重大，是我国能源工业的重大战略部署。随着国家支持绿色可再生能源相关政策的陆续出台，“十一五”期间我国风电将呈现出高速发展的势头。

由于输出功率的间歇性和随机性，风电机组难以象火电机组、水电机组那样可以预先调度，因此，其并网容量的不断增加已给电网的安全和经济运行造成诸多不利影响。目前，国内外专家对风电机组联网运行特性和调度管理做了有益的研究，获得了一些有价值的成果[1-9]。但我国风电发展具有自身的独特性，如，单个风电场容量大、分布高度集中，风电需要长距离、高电压输送等。风电装机比例的快速增加意味着电网调度运行管理的难度加大，系统调峰、调频、调压和稳定控制已面临越来越大的压力和困难。

2.中国风电发展概况及调度运行管理现状

根据统计，2005年至2008年，中国风电发展迅猛，连续四年以翻番的速度增长（见图1）。2008年我国新增风电装机容量626万千瓦，排全球第二，占全球新增装机容量的22%。其中，国家电网公司经营区域内新增风电装机容量507万千瓦，占我国新增装机容量的80%，占全球新增装机容量的18%，已经成为全球风电发展最快的区域之一，风电主要分布地区参见图2。

目前，东北和西北部分电网内风电的装机容量已接近或超过其直调容量的5%。若考虑电网实际最小负荷，风电最大出力已超过其电网最小负荷的10%。其中，吉林和黑龙江的风电最大出力已超过

或接近其最小负荷的20%。风电装机比例的快速增加增加了系统调峰、调频、调压和稳定控制的难度。

Fig.1 Accumulated installed capacity each year,1997～2008 根据规划，未来几年，中国风电装机容量还将迅猛增加。2009年底，风电装机容量将达到2000万千瓦左右，2010年达到3000万千瓦。未来，还将建设包括新疆、甘肃、吉林、内蒙古、河北、江苏等在内的7个“千万千瓦级的风电基地”（见图3），其中，甘肃陆地三峡一期516万千瓦风电将于2010年陆续投入运行。大可再生能源基地的建成投产已指日可待。风电的快速发展使得电网风电装机比例快速上升，2009年底，部分电网（如内蒙电网）风电最大出力将可能超过电网最小负荷的25%。

Fig.2 Distribution of installed capacity of wind farms

国家电网公司高度重视风电快速发展给电网带来的挑战，采取积极有效措施适应和引导风电并网。目前，已在风电场接入电网技术规定、风资源集中地区的风电接纳能力分析等方面做了卓有成效的工作。同时，有关风电调度运行管理规范、风电运行控制技术规定、风电功率预测系统建设等方面的工作也已陆续开展。这些工作在保证系统安全稳定运行的前提下，为风电并网创造了有利条件。

Fig.3 Wind farms with capacity over 10 million kW 目前，国家电网公司对已投运的风电场有三种调度管理模式；即省调直接调度管理、委托地调调度管理和省地两级调度联合调度管理。各网省调度根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《可再生能源法》和各公司有关规定，制定了针对风电场并网的相关管理办法，保证已投运风电场的安全稳定运行。

Fig.4 Characteristics of wind power output 3.大规模风电并网引发的挑战

风力发电受自然条件影响较大，具有随机性、间歇性和反调峰等特性，对电力系统调峰、调压和稳定运行影响较大，特别是大规模、集中开发和远距离高电压输送，国内外尚没有成熟的经验和理论可借鉴，将给电网的调度运行和管理带来前所未有的挑战。

3.1电力电量平衡和调峰的矛盾日益突出

随着国民经济产业结构的优化调整，人民生活水平的提高，社会用电结构发生了较大变化，电网峰谷差逐步加大。现有以煤电为主的电源结构，调峰能力较差，电网调峰矛盾日益突出。而风电的超常规发展，使电网调峰的矛盾进一步加剧，特别是风电出力的间歇性、不确定性和反调峰特性，要求有大量的发电旋转备用与之相匹配。现有的电源结构不能无条件地满足风电接入和发电的要求，电力电量平衡和调峰的矛盾日益突出。

例如，风电的大规模并网使得东北各电网冬季供热期调峰能力不足的问题逐渐突出。由于相当一部分火电机组承担供热任务，实行“以热定电”的原则。为保证供热温度，低谷期间机组无法减到最低技术出力，高峰时段也无法加到额定出力，机组调峰能力降低。特别是在冬季夜间低负荷、大风时段，风电出力快速增加（见图4），其它非供热机组调峰压力较大。需要说明的是，与欧美等发达国家电源结构不同，中国缺乏可快速调节的燃气、燃油机组（见图5），因而调峰相当困难。

Fig.5 Components of power source in U.S and Germany

3.2电网运行控制难度进一步增加

3.2.1 风电集中开发恶化了局部电网运行环境

风电电源建设布局不合理，多分布在偏远、落后且网架薄弱的地区，市场容量有限，调峰调压手段不足。风电的大规模并网恶化了局部电网运行环境，如甘肃酒泉地区，在“N-1”方式下，引发了输变电设备过载问题，运行控制难度增加，严重影响电网安全稳定性和可靠供电。

受风电出力的随机性和间歇性影响，大容量风电机组接入电网后，易产生区域间联络线潮流超稳定极限运行等问题。此外，大规模风电接入还会给系统带来谐波，引发电能质量问题。

3.2.2无功电压和安全稳定问题突出

目前投运的风电机组基本不具备无功调节能力，大规模风电并网后需要电网配置足够的无功补偿装置，并且需要根据风电机组的出力进行同步调整，增加了运行调度的复杂性。由于风电场无功补偿容量不足且缺乏动态无功补偿装置。正常运行时，电压调整较为困难，容易产生高峰负荷电压偏低和低谷负荷电压偏高的现象。上述问题已陆续在吉林、黑龙江、新疆等多家电网出现。

此外，由于绝大部分并网风电机组不具备故障穿越能力，系统故障导致的电压降低和升高都将引发大量风电机组跳闸，从而造成该地区电压的很大波动。同时，大规模风电退出运行，将带来系统频率和电压的稳定问题，若系统无功储备不足，甚至可能引起局部电压崩溃。

4．对策和重点工作

针对风电迅猛发展，尤其是中国东北、西北电网风电机组大规模投产，应着重做好以下几个方面的工作：

4.1强化专业管理，推进标准化建设

一是加强风电机组入网管理。依照相关规定和准则，规范大规模风电接入系统审批及工程前期审查等环节的工作管理流程，对风电机组涉网参数及运行技术指标，提出统一要求。二是加强调度运行管理。制定调度运行管理规程规定，规范风电场计划、运行和检修管理等调度运行工作，推进风电调度管理的规范化、制度化和标准化建设。三是加强队伍建设，完善组织机构。成立风电调度运行管理的专门机构并充实风电专业管理人员队伍。健全工作制度和业务规范，促进风电调度管理队伍健康发展；四是加强人员培训和技术交流。着眼于培养适应大可再生能源调度需要的运行人才和技术人才，不断提高风电管理专业人员的工作能力和业务素质，开展不同层次和不同范围的技术合作。4.2深入研究风电运行规律，确保电网安全稳定运行 一是建立风电运行信息指标体系，规范运行工作，深化运行分析工作；二是加大风电科研课题研究的深度和力度，探索和掌握风电运行规律。

目前，东北网调和中国电科院结合中国风电调度管理现状，已着手开展风电调度管理模式研究；西北网调配合中国电科院研究进行大规模风电并网运行控制技术研究；吉林省调配合中国电科院开展

大功率风电预报预测技术研究。上述工作将陆续于年底前完成。此外，中国电科院和国网电科院正在加快风电和太阳能发电研究与检测中心的建设，上述工作的开展将有力的促进风电调度管理工作的规范化和标准化。

4.3加强沟通，获得政府部门和发电商支持 风电的超常规发展使得风电全额收购的难度越来越大，电网调度面临的压力不断增加，各级调度机构应加强与政府等有关部门的沟通。

一是要与政府部门和发电商在新能源建设、入网以及调度管理运行方面建立长期、有效的沟通机制，以争取各方的理解、认同和支持；二是应加大宣传和服务力度，建立有效的沟通平台，主动为政府有关部门建言献策，规范风电并网运行工作，为发电企业出谋划策，为电网安全运行和充分利用风能资源营造和谐风电调度氛围。

5．结论

针对中风电发展现状，本文详细分析了大规模风电并网带来的技术和管理上的挑战并提出了下一步需要重点解决的问题。基于本文分析总结，在风电的调度运行管理上的结论如下：

1)加快发展风电等新能源开发是国家基本的能源政策，未来风电等新能源还将以较快的速度发展，电网调度运行将面临更加严峻的形势和挑战。

2)技术上，要加快风电并网运行控制技术和风电功率预报预测技术的研究并制定相关规定。

3)管理上，要加快进行风电调度管理模式研究，加强规章制度建设。

4)政策上，要与各级政府部门、电力监管部门、发电商加强沟通，共同努力，营造和谐风电调度氛围。

5)最终目标是要实现风电与电网的和谐发展，确保电网稳定运行，充分利用风能资源。

参考文献

[1] 戴慧珠,陈默子,王伟胜,等.中国风电发展现状及有关

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system studies[J]．IEEE Transactions on Power Systems，2002，14(4)：l132-1l39

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董

存(1973-)男，高级工程师，主要研究方向为电力系统安全性和稳定性、电网调度等

辛耀中(1959-)男，副主任，主要研究方向为电力系统运行分析与控制、电网调度等

第四篇：关于风电机组火灾原因和管理措施

关于风电机组火灾原因与管理措施探讨

一、概述

风力发电机组（简称风电机组）的作用是将风能合理转化为电能。通过风力的作用，实现叶片的转动，通过增速设备将叶轮旋转的频率加大，带动发电机发电。

1.风电机组的结构

风电机组的主要组成部分包括：叶轮、机舱、塔筒以及传动系统、控制系统、发电系统等。叶轮和机舱构成了一个横向的分区，这一区域的封闭性较强；塔筒与机舱共同构成了一个纵向的分区，这一分区也具有较强的封闭性。塔筒一般有3-4层平台，构成了上部与下部互不连通的纵向分区。

2.风电火灾事故情况

风电行业事故主要以叶片损坏、倒塔、火灾、雷击等为主。风电火灾事故影响很大，除了造成设备损失，影响生产效益和人员伤亡外，还会降低风电作为先进的、可持续绿色能源行业的社会形象。

由于事故较敏感，各开发商或厂家不愿意公开统计数据，但风机着火已经是行业内较突出的风电事故之一。而且风电场一般地处偏远地区，发生事故后容易遮掩。据英国风能机构的不完全统计，截至2009年12月31日，全球共发生风电机组重大事故715起，其中火灾事故138起，占总数的19.3%，位列第二位。另，据2014年其中一期《火灾科学》杂志上，有研究人员在对全球20多万台风机进行了评估之后，甚至认为风机发电机的火灾发生率要比业内普遍认为的平均每年11.7起的几率高出10倍，即认为每年至少有超过117起风机着火事故发生。在我国也发生了不少风机火灾事故，造成了重大设备损失，甚至专业技术人员伤亡。我国是风电容量第一大国，截止到2016年底，我国风电装机容量达1.69亿千瓦，意味着国内竖立的风电单机超过11万台。因此，对如此巨量设备的火灾管控必须得到有关部门和单位的重视。

3.风电机组火灾的特征

火灾扑救难度大。一旦发生就造成极大的直接损失（当前单台风电机组设备价格约600-800万元）和间接损失（发电量减少），且外部救援可能性近乎为零。火灾隐患点多。风电机组从上到下都存在发生火灾可能，且火灾环境恶劣（机舱外部空气流动大，塔筒内部容易形成空气对流等）。

火灾类型复杂。电气火灾、固体火灾和液体火灾均有可能发生（涉及到的可燃物的种类很多，包括：不同种类和用途的润滑油脂、液压油、电器设备、电线电缆、叶片、机舱罩及其保温层等）。

二、风电机组火灾隐患和特征分析

1.叶轮

叶轮的组成部分包括叶片、轮毂、变桨机构（电机或液压）、控制装置以及整流罩。叶片的材质以及整流罩的材质多为玻璃钢复合材料，叶片内部夹芯结构由玻璃钢表层中间加泡沫（PET）芯材或巴沙轻木（BALTEK）芯材构成，本身不易燃，但叶片容易遭受雷击，从而引起火灾。在设备较长时间的运行中，尤其是叶片变桨电机超负荷运行以及控制装置由于过热老化而导致电气击穿，控制箱通风不良也会导致过热发生，如果不能及时处理，会导致火灾。因此，主要隐患部位在于叶片、变桨电机以及变桨系统的电池柜和电容柜。

2.机舱

机舱的支撑结构主要是塔筒，被机舱罩所包围，形成一个独立性较强的空间，机舱中包括主轴、齿轮箱、发电机、刹车系统、散热系统、连轴装置、控制柜、变频柜以及风向标、测速装置、底板、照明系统等。机舱中由于通风不良，舱内温度往往较高（夏天能达50度），电气设备、线缆等材料容易出现过热、老化。机舱内主要设备长时间处于高速旋转的状态，所产生的振动容易使电气短路或连接接头、插件以及电缆接口发生松动，加大接触电阻而导致局部温度过高。多起风机火灾事故也表明，电气火灾是主要形式之一，机舱内因控制柜着火而引燃整个机舱的事故并不少见。机舱内各组件的润滑油、液压油如果出现泄漏，也会对机舱中的设备以及底座造成较为严重的污染，促使火灾产生，并助长火势蔓延。刹车系统制动过于剧烈，会导致设备瞬时温升，同时产生火花，非常容易引发火灾。机舱的封闭结构和空气强烈流动的外部环境，使得火势一旦产生就会快速扩大而不会自动熄灭。可见，机舱的主要火灾隐患在于控制柜、并网柜、变频器、刹车盘、发电机、油污等。

3.塔筒

塔筒对风机叶轮和机舱起到支撑的作用。形状为中空式的圆柱形，一般塔筒还会设置多个休息平台，实现上部与下部相对独立的空间，在塔筒中设置了爬梯、照明系统以及多条用于传输的动力电缆以及用于发挥控制作用的控制电缆。一些风机设备厂家将变频柜和控制柜等装置设置在塔筒的下层平台中。基于其较小的空间，很难实现良好的通风，所以各种电气元件很容易由于老化而被击穿。另外，由于设备连接插件以及电缆连接处接触不好，由于其他设备事故导致的电缆过流或者绝缘层老化，十分容易引起控制柜内部的元件发生火灾或者电气线缆发生火灾。值得一提的是，塔筒内部一旦发生火灾，原本密闭的塔筒门被破坏后与塔筒顶部出口如果形成空气对流，会加速火势蔓延，产生严重后果。总之，塔筒内火灾隐患主要在于各种动力电缆和控制电缆、部分机型位于塔基的控制柜、变频柜。

三、风电机组火灾原因分析

近年来国内发生了多起风机火灾事故，典型事故列举如下：

2009年7月14日，内蒙古锡林浩特某风电场一台1.5兆瓦风电机组发生火灾。原因怀疑为维修过程中，在机舱烧电焊，引发机舱内的油脂起火； 2010年1月24日，通辽宝龙山某风电场一台1.5兆瓦的机组发生飞车引发火灾和倒塔事故；

2010年4月17日，内蒙古辉腾锡勒风电场一台风机由于液力联轴器故障发生溢油，引发机舱起火；

2016年12月，内蒙古通辽朱日河某风电场一台投运了五年的1.5兆瓦风机着火烧毁，原因怀疑与定期维护遗留问题有关。

从绝大部分风电机组烧毁事故来看，大都是由于雷击、电器、线路起火，或机组在运行过程中，由旋转部件损坏而造成剧烈摩擦发热产生的火灾。根据已知实际发生的风电机组火灾事故进行统计与总结，造成风电机组火灾的原因主要有十种，可分为非人为因素和人为因素区别分析。非人为因素有：

1.发电机电缆与接线盒原因。风机发电机定转子出口电缆在相间或单项对地绝缘降低或短路的情况下放电引燃电缆。此外，部分风机设计的机舱内加热器距离发电机出口电缆较近，机舱加热器保护失灵等使得加热器持续工作易引燃电缆。部分风机由于设计或出厂质量等原因，接线盒端子排间隙较小，方形螺丝垫片易发生尖端放电。

2.发电机轴承过热：发电机轴承自动注油系统故障(如发电机加脂机损坏或油路堵塞)，润滑油脂劣化、轴承摩擦大的情况下，导致轴承过热，引燃附近易燃物，如油污、遗落布条等。另外，发电机轴承冷却风扇不工作也会导致轴承温度过高。

3.刹车系统形成高温：在机组报安全链故障或人为手动紧急停机的情况下，机组会紧急停机，此时刹车瞬间投入，如机组在高速运转，刹车片和高速旋转的刹车盘之间摩擦产生大量火花，可能引燃周围易燃物。另外，在沿海地区，台风期间如风机没有正常切出停机，叶片没有处于顺桨状态而在30m/s以上风速仍然受力，也会导致刹车盘发热严重。

4.雷击：雷击是引发风机发生火灾的重要原因之一。虽然风电机组都配备了从叶尖-轮毂-机舱-塔筒-基础的避雷系统，但一旦避雷设施维护不当，70米以上高空中的风机遭受雷击并发生火灾的风险就大大提高。进入夏季5-8月期间，雷雨日增加，由于机组长时间处于振动状态或日常检查不到位，可能出现接地系统导通不良，或者遭遇超强雷电超出风电防雷设计标准等情况时，就会造成雷电无法顺利导入大地，局部连接点过热放电引起机组火灾。按照目前风电设备的发展趋势，为了进一步开发中低速风区，风电机组在向高塔筒和长叶片的方向发展，而高塔筒和长叶片使得风机遭受雷击的可能性进一步增大。

5.发电机绕组短路：由于发电机绕组加热装置出现故障或控制回路出现异常，会持续对绕组进行加热，导致绕组绝缘老化引起短路。6.控制柜、变频柜短路：风机控制柜和变频柜等盘柜内各电源、控制回路接线端子松动造成接触不良或短路，将会同时引发火花。电弧放电温度将会达到2000℃-3000℃，极其容易引发火灾。

7.有关标准执行不充分。风电行业由于竞争激烈，设备厂家采取各项措施降低生产成本，国家能源局等有关行业部门对于有关风电设备防火的要求没有充分执行，业主单位在风电场建设时也仍然存在有关防止风机着火要求执行不到位的情况，如电缆防火封堵、防火涂料等仍然存在诸多不合格情况。这既有行业共性特点，也有行业认识不到位的问题，因此列为非人为因素。

人为因素有：

1.维护工作质量。根据以上分析，风机内部尤其是机舱内部空间狭窄且火灾隐患多，维护工作质量的高低对隐患因素有一定影响。如维护后对漏油油污、酒精、抹布、指条、手套等物品的清理至关重要。如维护人员在进行日常维护、定期检修、卫生打扫等工作时违反规定在机舱内抽烟，易引发火灾。

2.工器具使用不当：工作人员在使用电焊机、电动扳手等大功率电动工器具时，随意接入电源或者在防护措施不当，造成线路过热引发火灾，电焊机火花引燃周围易燃物等。

3.管理不当。设备厂家为保证机组可利用率而掩盖部分问题故障，如屏蔽安全链告警信息，为此国内已发生过数起风机火灾事故。设备保护定值设置不当也会导致事故。风机设备保护定值与电网设备（如机组变）保护定值由不同部门出具，风电场管理人员如没有认真审核，箱变低压侧断路器自动跳闸功能形同虚设也会导致火灾事故产生和蔓延。近年来因此类原因导致风机烧损的例子也不少。

四、风电机组火灾管理措施探讨

国内风机火灾事故向接线盒着火、刹车盘引起火灾（齿轮箱漏油）、变流柜着火、主控制柜电气元件着火等多样性发展，且随着风机服务年限的增加，近两年此类事故发生的频率越来越高。事故原因的多样性发展，对事故的预防管理措施也应从多个方面着手。

1.尽可能通过设备本身和消防设施消除火灾隐患。安全管理优先考虑设备保安，其次是管理（制度、流程）保安，最后才是行为管控。目前国内风电行业对风电机组的消防管理基本上“标配”为机舱和塔筒底部平台各配备2个手提灭火器，这些配置离行业要求有一定差距。为了促进风电行业管控机组火灾事故水平，应将重点放在设备上。提高风电机组主要部件的质量，尤其是齿轮箱润滑油系统、刹车系统、发电机出线和接线盒、变频柜和控制柜等部件的生产和安装质量。此外，风电场业主严格要求风机厂家按照行业主管部门的有关要求生产设备，包括：风机叶片、机舱保温层和隔热吸音棉应选用不燃、难燃或经阻燃处理的材料，机舱内涂刷防火涂料；机舱和塔筒电缆采用阻燃电缆；风机机舱、塔筒内应装设火灾报警系统。按照《电力设备典型消防规程》要求“750kW以上的风机机舱内应设置无源型悬挂式超细干粉灭火装置或气溶胶灭火装置，采用自身热敏元件探测 并自动启动”等，但要探讨避免灭火装置误报和误动的措施，否则也会造成设备损害，甚至人员伤亡。另外，直驱型风机由于机舱设备少，结构简单，火灾隐患较非直驱型风机大大降低。

2.细化管理制度，促成良好的运行维护习惯。加强运行维护人员和厂家维护队伍的安全教育，提高防火意识，进入风机内的所有人员严禁吸烟，严禁携带挥发性液体进入机舱。可实行维护班组责任制，工作负责人对工作区域(特别是塔筒和机舱内)的作业前、中、后负全责，不遗留油污、手套、抹布、纸张等易燃物。严格限制在塔筒和机舱内部开展动火作业。

3.定期检查与专项检查相结合。结合近年发生的风机火灾事故原因，针对风机的定期检查工作除了维护质量、叶片检查（重点接闪点）、消防检查等以外，增加对发电机出口电缆绝缘测试、机舱内部（如刹车盘周围、自动注油系统）周围卫生状况、各盘柜内端子连接情况等检查。专项检查工作应结合地区环境和季节特点明确开展内容，如设备发热观测，风机接地导通性检查、风机基础防雷检测等。定期检查与专项检查内容和频率均通过表样控制，达到检查工作有条不紊地开展的目的。

4.加强验收。风电场从开工到正式运营会经历多个节点验收。对风电设备防火安全而言，设备带电前验收和基建转生产验收是最关键的节点。验收应侧重于消防设施数量和摆放位置、电气设备生产质量、电气设备（接线）安装质量、风电机组和箱变的保护定值配置、电缆防火涂料、电缆出线和塔筒平台的防火封堵、消防隐患的整改、应急预案编制等内容。验收中如发现上述消防问题，建议作为验收的否决性条目。

5.行业标准的整合提升。关于风机防火，电缆的阻燃性能要求是比较关键的内容。国家能源局发布的要求和《电力设备典型消防规程》中，关于风机机舱和塔筒内动力电缆均要求为阻燃电缆。经实际调研发现，适用风电的阻燃动力电缆分A、B、C三类，外观上无任何区别，价格会由于阻燃配方不同而产生差异。由于每个风电项目的电缆供货量大，项目建设周期短，业主对电缆阻燃性能的把关往往形同虚设。即便是符合试验标准的阻燃电缆，仅是对电缆本身按照标准要求的排布方式的阻燃性能，而风机电缆的排布方式与试验标准并非完全一致，塔筒内空气供给状况也与实验条件不完全一致；加上塔筒内产生火灾的火源与试验标准也不一，可能存在多处持续着火点，例如，控制电缆着火。风电行业没有对控制电缆等细节有明确阻燃要求。因此，需要有行业协会或主管部门牵头对风电用电缆（动力电缆、控制电缆及各种线缆）细化阻燃标准要求，必要时针对风电塔筒和机舱的着火特点研发制定专用的电缆阻燃等级，以有效地控制因电缆着火而形成的火灾事故。

综上所述，我国风电发电机组在发电方面具有极大的优势，是一种利用可再生资源进行的绿色清洁的发电手段。但是由于单机数量庞大，运行内外部条件恶劣，发生火灾的几率越来越高。管理人员需要全面总结以往发生火灾的经验，找到引发火灾的各项因素，并针对每一项因素进行全面的分析，制定出相应的管理措施和手段。风电机组火灾防控，应优先考虑通过设备管控，从行业标准要求执行和提升、加强重要节点验收、加强检查手段等总体提高管控能力。

第五篇：风电运行规程

风力发电运行规程 范围

本规程规定了风力发电场设备和运行人员的要求，正常运行、维护的内容和方法及事故处理的原则和方法等。本规程适用于并网风力发电机组（以下简称风电机组）组成的总容量在1000kW及以上的、单机容量为100kW及以上定桨距或变桨距水平轴风电机组组成的风力发电场（以下简称风电场）。垂直轴式风电机组组成的风电场或容量在1000kW以下的风电场可参照执行。2 引用标准及参考文件

《 GB/T1.1-2000 标准化工作导则》、《 GB/T15498-1995 企业标准体系》、《管理标准和工作标准的构成和要求 GL/T800-2001》、《电力行业标准编制规则 DL/T600-2001》、《电力标准编写的基本规定 GB14285—1993》、《继电保护和安全自动装置技术规程 DL408—1991》、《电业安全工作规程 DL/T572—1995》、《电力变压器运行规程 DL/T596—1996》、《电力设备预防性试验规程 DL/T620—1997》、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL5027—1993》、《电力设备典型消防规程 SD 292—1988 架空配电线路及设备运行规程（试行）》 3 职责

3.1 运行管理部门是本规程的归口管理部门。3.2 运行管理部门负责规程的制订、修订等工作。4 管理内容与要求 4.1 对设备的基本要求 4.1.1 风电机组: 4.1.1.1 风电机组及其附属设备:风电机组及其附属设备均应有设备制造厂的金属铭牌，应有风电场自己的名称和编号，并标示在明显位置。4.1.1.2 塔架和机舱:塔架应设攀登设施，中间应设休息平台，攀登设施应有可靠的防止坠落的保护设施，以保证人身安全。机舱内部应有消音设施，并应有良好的通风条件，塔架和机舱内部照明设备齐全，亮度满足工作要求。塔架和机舱应满足到防盐雾腐蚀、防沙尘暴的要求，机舱、控制

箱和筒式塔架均应有防小动物进入的措施。

4.1.1.3 风轮:风轮应具有承受沙暴、烟雾侵袭的能力，并有防雷措施。4.1.1.4 制动系统:风电机组至少应具有两种不同原理的能独立有效制动的制动系统。

4.1.1.5 调向系统:调向系统应设有自动解缆和扭缆保护装置。在寒冷地区，测风装置必须有防冰冻措施。

4.1.1.6 控制系统:风电机组的控制系统应能监测以下主要数据并设有主要报警信号：

1）发电机温度、有功与无功功率、电流、电压、频率、转速、功率因数。2）风轮转速、变桨距角度。3）齿轮箱油位与油温。4）液压装置油位与油压。5）风速、风向、气温、气压。6）机舱温度、塔内控制箱温度。

7）机组振动超温和控制刹车片磨损报警。

4.1.1.7 发电机:发电机防护等级应能满足防盐雾、防沙尘暴的要求。湿度较大的地区应设有加热装置以防结露。发电机应装有定子绕组测温装置和转子测速装置。

4.1.1.8 齿轮箱:齿轮箱应有油位指示器和油温传感器，寒冷地区应有加热油的装置。4.1.2 其他要求: 4.1.2.1 风电场的控制系统应由两部分组成：一部分为就地计算机控制系统；另一部分为主控室计算机控制系统。主控制室计算机应备有不间断电源，主控制室与风电机组现场应有可靠的通信设备。4.1.2.2 风电场必须备有可靠的事故照明。

4.1.2.3 处在雷区的风电场应有特殊的防雷保护措施。4.1.2.4 风电场与电网调度之间应保证有可靠的通信联系。

4.1.2.5 风电场内的架空配电线路、电力电缆、变压器及其附属设备、升压变电站及防雷接地装置等的要求应按“引用标准”中相应的标准执行。

4.2 应具备的主要技术文件

4.2.1 风电场每台风电机组应有的技术档案

4.2.1.1 制造厂提供的设备技术规范和运行操作说明书、出厂试验纪录以及有关图纸和系统图。

4.2.1.2 风电机组安装记录、现场调试记录和验收记录以及竣工图纸和资料。

4.2.1.3 风电机组输出功率与风速关系曲线（实际运行测试记录）。4.2.1.4 风电机组事故和异常运行记录。4.2.1.5 风电机组检修和重大改进记录。

4.2.1.6 风电机组运行记录的主要内容有发电量、运行小时、故障停机时间、正常停机时间、维修停机时间等。4.3 对运行人员的基本要求

4.3.1 风电场的运行人员必须经过岗位培训，考核合格，健康状况符合上岗条件。

4.3.2 熟悉风电机组的工作原理及基本结构。4.3.3 掌握计算机监控系统的使用方法。

4.3.4 熟悉风电机组各种状态信息，故障信号及故障类型，掌握判断一般故障的原因和处理的方法。

4.3.5 熟悉操作票、工作票的填写以及“引用标准”中有关规程的基本内容。

4.3.6 能统计计算利用时数、故障率等。4.4 正常运行和维护

4.4.1 风电机组在投入运行前应具备的条件: 4.4.1.1 电源相序正确，三相电压平衡。

4.4.1.2 调向系统处于正常状态，风速仪和风向标处于正常运行的状态。4.4.1.3 制动和控制系统的液压装置的油压和油位在规定范围。4.4.1.4 齿轮箱油位和油温在正常范围。

4.4.1.5 各项保护装置均在正确投入位置，且保护定值均与批准设定的值相符。

4.4.1.6 控制电源处于接通位置。

4.4.1.7 控制计算机显示处于正常运行状态。4.4.1.8 手动启动前叶轮上应无结冰现象。

4.4.1.9 在寒冷和潮湿地区，长期停用和新投入的风电机组在投入运行前应检查绝缘，合格后才允许启动。

4.4.1.10 经维修的风电机组在启动前，所有为检修设立的各种安全措施应已拆除。

4.4.2 风电机组的启动和停机

4.4.2.1 风电机组的启动和停机有手动和自动两种方式。4.4.2.2 风电机组应能自动启动和停机。

1）风电机组的自动启动：风电机组处于自动状态，当风速达到启动风速范围时，风电组按计算机程序自动启动并入电网。

2）风电机组的自动停机：风电机组处于自动状态，当风速超出正常运行范围时，风电机组按计算机程序自动停机。4.4.2.3 风电机组的手动启动和停机： 1）手动启动和停机的四种操作方式：

a)主控室操作：在主控室操作计算机启动键和停机键。

b)就地操作：断开遥控操作开关，在风电机组的控制盘上，操作启动或停机按钮，操作后再合上遥控开关。

c)远程操作：在远程终端操作启动键或停机键。

d)机舱上操作：在机舱的控制盘上操作启动键或停机键，但机舱上操作仅限于调试时使用。

2）风电机组的手动启动：当风速达到启动风速范围时，手动操作启动键或按钮，风电机组按计算机启动程序启动和并网。

3）风电机组的手动停机：当风速超出正常运行范围时，手动操作停机键或按钮，风电机组按计算机停机程序与电网解列、停机。

4.4.2.4 凡经手动停机操作后，须再按“启动”按钮，方能使风电机组进入自启状态。

4.4.2.5 故障停机和紧急停机状态下的手动启动操作。

风电机组在故障停机和紧急停机后，如故障已排除且具备启动的条件，重新启动前必须按“重置”或“复位”就地控制按钮，方能按正常启动操作方式进行启动。4.4.3 风电场运行监视

4.4.3.1 风电场运行人员每天应按时收听和记录当地天气预报，做好风电场安全运行的事故预想和对策。

4.4.3.2 运行人员每天应定时通过主控室计算机的屏幕监视风电机组各项参数变化情况。

4.4.3.3 运行人员应根据计算机显示的风电机组参数，检查分析各项参数变化情况，发现异常情况应通过计算机屏幕对该机组进行连续监视,并根据变化情况做出必要处理，同时在运行日志上写明原因，进行故障记录与统计。

4.4.4 风电场的定期巡视:运行人员应定期对风电机组、风电场测风装置、升压站、场内高压配电线路进行巡回检查，发现缺陷及时处理，并登记在缺陷记录本上。

4.4.4.1 检查风电机组在运行中有无异常响声、叶片运行状态、调向系统动作是否正常，电缆有无绞缠情况。4.4.4.2 检查风电机组各部分是否漏油。

4.4.4.3 当气候异常、机组非正常运行、或新设备投入运行时，需要增加巡回检查内容及次数。4.4.5 风电机组的检查维护

4.4.5.1 风电机组的定期登塔检查维护应在手动“停机”状态下进行。4.4.5.2 运行人员登塔检查维护应不少于两人，但不能同时登塔。运行人员登塔要使用安全带、戴安全帽、穿安全鞋。零配件及工具必须单独放在工具袋内，工具袋必须与安全绳联结牢固，以防坠塔。

4.4.5.3 检查风电机组液压系统和齿轮箱以及其他润滑系统有无泄漏，油面、油温是否正常，油面低于规定时要及时加油。4.4.5.4 对设备螺栓应定期检查、紧固。

4.4.5.5 对液压系统、齿轮箱、润滑系统应定期取油样进行化验分析，对

轴承润滑点定时注油。

4.4.5.6 对爬梯、安全帽、照明设备等安全设施应定期检查。4.4.5.7 控制箱应保持清洁，定期进行清扫。

4.4.5.8 对主控室计算机系统和通信设备应定期进行检查和维护。4.5 异常运行和事故处理

4.5.1 风电场异常运行与事故处理基本要求

4.5.1.1 当风电场设备出现异常运行或发生事故时，当班值长应组织运行人员尽快排除异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在运行日志上。4.5.1.2 事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大并及时向有关领导汇报，在事故原因查清前，运行人员应保护事故现场和损害的设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）。如需立即进行抢修的，必须经领导同意。4.5.1.3 当事故发生在交接班过程中，应停止接班，交班人员必须坚守岗位、处理事故，接班人员应在交班值长指挥下协助事故处理。事故处理告一段落后，交接双方值长决定是否继续交接班。

4.5.1.4 事故处理完毕后，当班值长应将事故发生的经过和处理情况，如实记录在交班簿上。事故发生后应根据计算机记录，对保护、信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生的原因，并写出书面报告，汇报上级领导。

4.5.2 风电机组异常运行及故障处理

4.5.2.1 对于标志机组有异常情况的报警信号，运行人员要根据报警信号提供的部位进行现场检查和清理。

1）液压装置油位及齿轮箱油位偏低，应检查液压系统及齿轮箱有无泄漏，并及时加油恢复正常油面。

2）测风仪故障。风电机组显示输出功率与对应风速有偏差时，检查风速仪、风向仪的传感器有无故障，如有故障则予以排除。

3）风电机组在运行中发现有异常声音，应查明响声部位，分析原因，并做出处理。

4.5.2.2 风电机组在运行中发电机温度、可控硅温度、控制箱温度、齿轮箱油温、机械制动刹车片温度超过规定值均会造成自动停机。运行人员应

查明设备温度上升原因，如检查冷却系统、刹车片间隙、刹车片温度传感器及变送回路。待故障排除后，才能再启动风电机组。4.5.2.3 风电机组液压控制系统油压过低而自动停机的处理：

运行人员应检查油泵工作是否正常。如油压不正常，应检查油泵、油压缸及有关阀门，待故障排除后再恢复机组自启动。4.5.2.4 风电机组因调向故障而造成自动停机的处理：

运行人员应检查调向机构电气回路、偏航电动机与缠绕传感器工作是否正常，电动机损坏应予更换，对于因缠绕传感器故障致使电缆不能松线的应予以处理。待故障排除后再恢复自启动。

4.5.2.5 风电机组转速超过极限或振动超过允许振幅而自动停机的处理： 风电机组运行中，由于叶尖制动系统或变桨系统失灵会造成风电机组超速；机械不平衡，则造成风电机组振动超过极限值。以上情况发生均使风电机组安全停机，运行人员应检查超速、振动的原因，经处理后，才允许重新启动。

4.5.2.6 当风电机组运行中发生系统断电或线路开关跳闸的处理： 当电网发生系统故障造成断电或线路故障导致线路开关跳闸时，运行人员应检查线路断电或跳闸原因（若逢夜间应首先恢复主控室用电），待系统恢复正常，则重新启动机组并通过计算机并网。

4.5.2.7 风电机组因异常需要立即进行停机操作的顺序： a）利用主控室计算机进行遥控停机。

b）当遥控停机无效时，则就地按正常停机按钮停机。c）当正常停机无效时，使用紧急停机按钮停机。

d）仍然无效时，拉开风电机组主开关或连接此台机组的线路断路器。4.5.3 风电场事故处理

4.5.3.1 发生下列事故之一者，风电机组应立即停机处理： a）叶片处于不正常位置或相互位置与正常运行状态不符时； b）风电机组主要保护装置拒动或失灵时； c）风电机组因雷击损坏时；

d）风电机组因发生叶片断裂等严重机械故障时；

e）制动系统故障时。

4.5.3.2 当机组发生起火时，运行人员应立即停机并切断电源，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延；当机组发生危机人员和设备安全的故障时，值班人员应立即拉开该机组线路侧的断路器。

4.5.3.3 风电机组主开关发生跳闸时，要先检查主回路可控硅、发电机绝缘是否击穿，主开关整定动作值是否正确，确定无误后才能重合开关，否则应退出运行进一步检查。

4.5.3.4 机组出现振动故障时，要先检查保护回路，若不是误动，应立即停止运行做进一步检查。

4.5.3.5 风电场内电气设备的事故处理可参照本标准所列“引用标准”中相应标准的规定处理。

1）升压站的事故处理参照DL/T572、GB14285、《电力电缆运行规程》、DL5027和DL408进行处理。

2）风电机组的升压变事故处理参照DL/572的规定处理。3）风电场内架空线路事故参照SD292的规定处理。

4）风电场内电力电缆事故处理参照《电力电缆运行规程》的规定处理。5 检查与考核

5.1 本规程的执行情况由生产技术部门负责检查与考核。5.2 依据本规程和企业经济责任制相关规定进行考核。