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1、 风电机组检修维护工作经验总结与探索 （中电投东北新能源发展有限公司） 非常感谢中电联科技中心为我们创造了这次学习和交流机会。中电投东北新能源发展有限公司隶属于中国电力投资集团公司，成立于2008年1月，在集团公司和东北公司的正确领导下，经过三年多的发展，目前有北票北塔子、大连驼山、赤峰亿合公和煤窑山四个风电厂投产发电，装机台数229台，运行容量29.74万千瓦，资产总额20.8亿元。下面我就公司在风电厂运行维护等方面的一些经验和体会汇报如下： 一、夯实安全生产基础 积极推行标准化作业 由于风电行业规模发展时间较短，各项标准相对不够完善，而且风电厂存在地理位置偏僻、机组分散、运
2、行环境恶劣等不利因素，使风电机组检修维护作业存在很多困难。为此，我们也在积极探索和实践适用于风电厂的检修维护模式和管理方法。首先，我们从建章立制做起，编制并修订了符合风电厂特点的21项安全管理制度和27项生产管理制度，制定了风电厂防雷、防汛、防暴风雪等安全生产应急预案和反事故措施。其次，做好风电厂安全生产基础管理工作。认真贯彻落实安全生产管理的各项要求，完善安全生产监督体系和保障体系。同时，参照中电投东北公司下发的《火电机组检修标准化管理办法》，严格执行风电厂检修项目计划，提前做好检修的各项准备工作，认真执行检修文件包制度，严格执行风机半年检和全年检的项目清单，为提高风机设备维护、健康水平奠定
3、基础。 二、加强风机运行指标分析和维护消缺管理 通过对发电量、可利用率、平均风速等统计指标的统计分析，并把风机频发的故障作为分析的重点，逐步积累风机运行维护经验。其中，发电量的多少是衡量经济效益的主要指标，影响发电量的因素主要包括风资源情况、机组性能情况、电网情况等多种因素，风资源情况是最主要因素，但是一经选址，一个风场的风资源状况就将在一定时期内保持稳定，这就使得机组性能、机组可利用率、风电场运行维护水平成了决定一个风电场出力的主要因素。 1. 各风厂年利用小时指标 2010年，北塔子风电厂利用小时为2409小时，亿合公风电厂利用小时为2432小时，驼山风电厂利用小时为2434小时，
4、煤窑山风电厂利用小时为497小时。 2. 年度发电量指标分析（以北塔子风电厂为例） 2009年11-2010年10月份月度发电量统计图表 由上图可以看出北塔子风电厂2009年11月和12月以及2010年1月份的发电量较多，都接近或者超过1200万度，原因之一是风厂每年的11、12月份以及来年的1月份是秋、冬季大风期，风力比较大，每月大风天数相比较其它几个月份也要多，所以发电量自然较多。原因之二是11、12月天气比较冷，空气密度大，风速一定的情况下发电量较多。原因三是11，12月以及10年1月基本没有定检定修任务耽误发电量，所以发电量较多。由发电量统计图我们还可以看出，2010年2月
5、份的发电量相对来说较少，原因是辽西的2月份已经进入深冬，气温虽然很低，但是风力较小，大风天气也较少，等到3月份的时候气温上升，开始换季，这个时候风力才重新上去了。从4月份开始各月份的发电量开始减少，原因是项目现场大风期已过，而且5月下旬开始变桨柜支架改造和全年检修影响了部分发电量。7、8月份则降到最低，夏天枯风季节，风机的发电量较少。 3.可利用率指标分析 机组的可利用率是反映机组日常运行情况和维护工作完成情况的最基本的体现，它的高低基本不受风电厂外部气候环境条件影响，在客观上反映机组的真实运行情况。 2010年风机可利用率指标为： 北塔子风电厂：机组可利用率计划完成97%，实际完成值
6、为97.45%，比计划值高0.45%。 亿合公风电厂：机组可利用率计划完成97%，实际完成值为93.67%，比计划值低3.33%，主要原因为风机定检和变桨系统改造影响。 驼山风电厂：机组可利用率计划完成97%，实际完成值为94.76%，比计划值低2.24%，主要原因为年初机组调试、消缺影响。 下面我们以北塔子风厂2009年11月-2010年10月机组的可利用率情况进行分析。 由图可以看出,全年可利用率都较高,都超过了96%，这与现场维护人员处理故障及时、备件按时到货是分不开的，但是仍然有几个月份可利用率偏低，原因分析如下： 8月可利用率偏低,主要原因在于:一方面2月份机组连续发生
7、了几起螺栓断裂事故，因为取断裂螺栓是一个比较耗时的工作，所以影响了风机的可利用率；另一方面3月份可利用率低的主要原因是：3月13日3号集电线路的通讯交换机损坏，因为故障发生在晚上加上现场人员缺乏处理通讯故障的经验，导致延误了故障处理的时间，造成可利用率较低。 5、6、7三个月份的可利用率较低的原因是：一方面这三个月份项目现场在进行全年检修和变桨柜支架改造，工作时间比较长影响了机组的可利用率；另一方面夏季雷雨天气比较多，影响了风机故障的及时处理。 三、通过备件消耗分析 强化备品管理 1.大型零部件更换分析（以大连驼山风电厂为例） 大连驼山风电厂大型零部件
8、更换统计表 机组号 更换时间 部件名称 数量 更换原因 12# 2010-3-7 变桨电机 1个 变桨电机损坏 32#、12# 2010-2-26、3-3 变桨电机 2个 变桨电机电磁刹车不松闸 16# 2010-3-18 变桨电机 1个 变桨电机电磁刹车不松闸 13# 2010.3.27 风向标 1个 损坏 6# 2010.3.29 风向标 1个 损坏 14# 2010.04.10 伺服驱动器 1个 散热风扇卡死，过温 26# 2010.04.11 伺服驱动器 1个 散热风扇卡死，过温 18# 2010.04
9、11 滑环 1个 机组报DP故障 12# 2010-4-20 变桨电机 1个 变桨电机电磁刹车不松闸 21# 2010-7-16 伺服驱动器 1个 散热风扇损坏 31# 2010-7-15 滑环 1个 机组报41号子站故障，判定该滑环损坏 23#、24# 2010-7-14 滑环 2个 机组报41号子站故障，判定该滑环损坏 21# 2010-6-20 滑环 1个 报出41号子站丢失故障，可复位，过一段时间还是停机，怀疑是滑环的问题。。 6# 2010-6-23 AC500 1个 3号柜子瞬间电压为329v。 6# 2010
10、6-28 超级电容 1组 3号柜子出现电压跳变320v-334.6v 9#、31# 2010-8-15 AC500 2个 电容电压达到检测值 15# 2010-8-27 滑环 1个 报41号子站总线故障，初步判断是他的问题，更换后故障消除 23# 2010-8-27 伺服控制器 1个 3#变桨变频器故障 ，检查线路发现无故障， 初步判断伺服驱动器损坏， 更换后机组恢复运行 。 32# 2010-9-3 水泵装置 1个 水泵声音异常，水泵坏掉 26# 2010-9-8 伺服驱动器 1个 变桨变频器故障，发现风扇被胶粒卡死，判断此处是引发故
11、障根源。 12#、32# 2010-09-22、2010-10-05 变桨电机 2 变桨电机不提闸 2#、12#、26# 2010-10-17和2010-10-13 变桨电机 3 变桨变频器故障，发现风扇被胶粒卡死，判断此处是引发故障根源。 7# 2010-10-14 滑环 1 41号子站总线故障，报故障频繁 比例图: 大型零部件更换分析：根据更换的大部件及结果来看,变桨电机和伺服驱动器、滑环更换较多。其他大部件更换较少。 （1）变桨电机更换数量较多，共10台， 此故障主要是LM叶片胶粒较多，LUST变桨系统内的4K5继电器由于胶粒卡住继电器，致变桨电机
12、一直处于刹车状态运转，最终导致其坏掉。 （2）滑环更换频率较高,对机组的影响比较大，机组主要是报41号子站总线故障，导致变桨通讯不通，怀疑滑环质量存在一定问题，因此更换频率较高，这样一来对机组的可利用率造成了一定的影响。 （3）伺服驱动器更换较多，主要原因是LUST变桨系统的散热效果不够好，伺服驱动器常常因为其散热风扇坏掉导致其报过温故障，其原因有二,一方面是胶粒卡死风扇，另一方面伺服驱动器的本身存在一定问题。这样一来致机组频频报此故障。 2 备品备件分析 大连驼山风电厂备品备件消耗统计表 机组号 部件名称 规格型号 数量 更换原因 12# 变桨电机
13、 ZFG60S0/4DGF112M-4FL 1个 变桨电机损坏 32#、12# 变桨电机 ZFG60S0/4DGF112M-4FL 2个 变桨电机电磁刹车不松闸 16# 变桨电机 ZFG60S0/4DGF112M-4FL 1个 变桨电机电磁刹车不松闸 13# 风向标 4.3529.00.94（7760951） 1个 损坏 6# 风向标 4.3529.00.94（7760951） 1个 损坏 14# 伺服驱动器 CDE54.070.D2.0(Pichmaster) 1个 散热风扇卡死，过温 26# 伺服驱动器 CDE54.070.D2
14、0(Pichmaster) 1个 散热风扇卡死，过温 18# 滑环 2010.04.11 1个 机组报DP故障 12# 变桨电机 ZFG60S0/4DGF112M-4FL 1个 变桨电机电磁刹车不松闸 2# 变流器2U1 2010-5-9 1个 损坏 21# 伺服驱动器 CDE54.070.D2.0(Pichmaster) 1个 散热风扇损坏 31# 滑环 14通道 30A Morgen:F5730; LTN:SC105-10/05-K02 1个 机组报41号子站故障，判定该滑环损坏 23#、24# 滑环 14通道 30A
15、Morgen:F5730; LTN:SC105-10/05-K02 2个 机组报41号子站故障，判定该滑环损坏 21# 滑环 14通道 30A Morgen:F5730; LTN:SC105-10/05-K02 1个 报出41号子站丢失故障，可复位，过一段时间还是停机，怀疑是滑环的问题。。 6# AC500 AC500 1个 3号柜子瞬间电压为329v。 6# 超级电容 BMOD0058 E015 B2 1组 3号柜子出现电压跳变320v-334.6v 9#、31# AC500 AC500 2个 电容电压达到检测值 15# 滑环 14通道
16、30A Morgen:F5730; LTN:SC105-10/05-K02 1个 报41号子站总线故障，初步判断是他的问题，更换后故障消除 23# 伺服控制器 CDE54.070.D2.0(Pichmaster) 1个 3#变桨变频器故障 ，检查线路发现无故障， 初步判断伺服驱动器损坏， 更换后机组恢复运行 。 32# 水泵装置 GRUNDFOS CRI 15-3 X-FGJ-I-E HQQE400V-3KW 1个 水泵声音异常，水泵坏掉 26# 伺服驱动器 CDE54.070.D2.0(Pichmaster) 1个 变桨变频器故障，发现风扇被胶粒卡死，判
17、断此处是引发故障根源。 12#、32# 变桨电机 ZFG60S0/4DGF112M-4FL 2 变桨电机不提闸 7# 滑环 14通道 30A Morgen:F5730; LTN:SC105-10/05-K02 1 41号子站总线故障，报故障频繁 3.做好下一阶段备件消耗量预测 根据以往备件消耗情况和机组的健康状况做备件的预测，大部件的预测可以根据每台机组的运行情况分别预测后汇总统计。 消耗量预测信息表 序号 备件名称 规格型号 数量 1 变桨电机 ZFG60S0/4DGF112M-4 FL 1 2 伺服控制器 CDE 54.070.D
18、2.0(Pichmaster) 3 3 三相电力测量模块 KL3403-0010 5A 3 4 电源直流充电器 AC500 E230 G216 （288）/1.6 1 5 冗余旋转编码器 GXMMW.ZXX 10-30V DC 3 6 旋转编码器 GM401.Z28 2 四、几种典型故障的处理（金风1500型直驱机组） 1. 变流器超温问题的处理：将Switch变流器网侧额定线电压调至707V左右，网侧线电压在700V以下，进一步降低并网电流，降低变流器升温；将所有Switch变流器网侧逆变单元（1U1）的开关调制频率从3.6HZ降至3.0HZ；检查水冷系
19、统的户外散热器是否存在堵塞现象，如发现需及时进行清理，同时将户外散热器使用的旧式密封性防盗房更换为钢丝网防盗装置；检查运行机组水冷压力，缺水状态机组及时补水，避免因流量不足造成过温。 2. 液压油位低故障： 故障分析：液压油位过低；油位计的常开辅助触点故障；信号贿赂的接线故障。 处理措施及结果: (1)液压油位过低：此情况下应认真检查各个液压油路,和轮毂内的叶尖油管,液压缸和四通接头等部位,找出漏油点,进行有效处理,并重新加注液压油。(2)油位计的常开辅助触点故障：油位计的辅助触点接触不实,可更换液压油位计三.信号贿赂的接线故障;信号回路接线松动或者脱落,导致24V反馈信号丢失,此情况下
20、可以通过测量回路各个接点的电压情况来找断电情况。 3. PLC死机、PLC通讯故障、FTP无法登陆现象的处理措施：检查1.5MW机组的防火墙是否启用，信任IP地址是否设置；当出现FTP无法访问、PLC死机及PLC通讯故障时，按照说明进行操作；在PLC中添加AMS Logger工具软件。当出现FTP无法登陆和PLC死机、通讯故障时第一时间拷贝记录文件。 4. 超级电容故障： 故障分析：(1)超级电容本身坏掉；(2)超级电容快容坏掉;(3)三相电力测量模块坏掉;(4)直流充电器及其回路坏掉。 处理措施及结果：(1)用万用表电容柜上面四组超级电容电压，发现超级电容电压正常，超级电容没有问题
21、2)检测KL3403-0010端子的电压发现电压正常，确定目前电压检测没有问题。(3)用万用表检测直流充电电源的输入于输出，AC500没有问题。(4)采用制表法对故障B文件进行绘图会发现如下图所示的状态，很容易看出来电压有明显的跌落。可以判断三相电力测量模块出现问题，更换此模块后机组恢复正常运转。 超级电容故障分析图 5. 变桨位置比较故障： 故障分析：(1)冗余旋转编码器齿轮打滑，未连接紧固; (2)冗余旋转编码器内部电路损坏，线路接触不实。 处理措施及结果：(1)检查冗余旋转编码器的齿轮，检查是否松动打滑；(2)打开旋转编码器检查接线，检查是否有松动现象；(3)通过电脑利用
22、表格对故障的位置进行绘图发现数据有跳变，若有则更换冗余旋转编码器后，机组恢复正常运转。 五、积极探索风电厂技术监督工作思路 在技术监督方面，我们健全了各项技术管理规章制度，建立了技术监督网络，并按技术监督规程的要求编制技术监督工作计划，积极与电科院进行沟通，积极探讨适用于风电厂技术监督工作的管理模式，各风厂已经定期开展了主变绝缘油色谱分析等日常监督工作，有效保证设备安全稳定运行。 六、存在的主要问题与解决措施 近期，国内风电企业因主机质量问题引起的事故时有发生，甚至发生风机起火、倒塌事故。比较国外风电机组的运行经验，兆瓦级以上机组发生故障比例最高的时期是安装后第二年和第三年，质保期结束
23、后的运行维护工作将面临严峻考验。 七、优化设计，选用成熟新技术，有效降低风电造价 今年我公司在北票二期项目中，经过反复论证和调研，确定采用梁板式预应力锚栓基础和反向平衡法兰技术，此项技术已在其它集团风电项目中成熟应用，虽对基础施工的施工工艺将更加严格，但通过与传统基础的技术经济比较，每基基础可节约投资6万元左右，仅此一项就可降低造价200万元。同时，为降低征地成本，集电主干线路采用同塔双回设计，由原来传统的每条线路11台风机，改为16台加17台双线设计，即有效减少了集电线路与风场道路的交叉冲突，又有效降低了征地和材料成本。 谢谢大家！ THANKS !!! 致力为企业和个人提供合同协议，策划案计划书，学习课件等等 打造全网一站式需求 欢迎您的下载，资料仅供参考 -可编辑修改-
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