第一篇：系列风电机组事故分析及防范措施风电场存在的问题

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机组安全不仅与整机质量有关，而且与风电企业的管理体制、风电场管理与运维人员有着密不可分的关系。就中国目前大部分风电场的管理体制来看，风电场维护维修人员的技术水平和责任心，对保证机组正常运行及机组安全有着最为直接和关键性的作用。下面就现场人员、风电场管理、机组运维以及风电场现状等几个方面所存在的问题予以阐述和分析。

风电场存在的问题

一、现场人员的技术水平及运维质量堪忧目前，中国绝大部分风电场，主要依靠现场人员登机判断和处理机组故障，检查和排除安全隐患。公司总部和片区的技术人员不能通过远程直接参与风电场机组的故障判断和检查，难以给现场强有力的技术支持。设备厂家的公司总部、片区除了提供备件外，难以对现场机组管理、故障判断和处理起到直接的作用。风电场与公司总部、片区之间严重脱节。

中国大多数风电场地处偏远地区，条件艰苦，难以长期留住高水平的机组维护维修人才。再者，不少风电企业对风电场运维的重视度不够，促使现场人员大量流失，造成不少经验丰富的运维人员跳槽或改行。经验丰富、认真负责的现场服务技术人员严重匮乏，这也是中国风电场重大事故频发的重要原因之一。

如果说在质保期内不少风电场的现场服务存在人才和技术问题，那么，在机组出质保后，众多风电场的运维质量和现场人员的技术水平更令人担忧。尤其是保护措施完善、技术含量高的双馈机组，由于现场人员的技术水平有限，加之，众多风电场在机组出质保后备件供应不及时，要确保机组正常的维修和运行更加困难。为了完成上级下达的发电量指标，维修人员不按机组应有的安全保护和设计要求进行维修，不惜去掉冗余保护，采取短接线路、修改参数等方法导致机组长期带病运行，人为制造安全隐患。

在机组出质保后，有些风电场业主以低价中标的方式，把机组维修和维护外包。而外包运维企业为了盈利，把现场人员的工资收入压得很低，难以留住实践经验丰富的现场人员，现场人员极不稳定，因此，确保机组的安全运行变得更加困难。

二、目前风电场开“工作票”所存在的问题

在风电场机组进入质保服务期以后，大部分风电场的机组故障处理流程通常是：在风电场监控室的业主运行人员对机组进行监控，当发现机组故障停机后，告诉设备厂家的现场服务人员；能复位的机组，在厂家现场人员的允许下，对机组复位；不能复位的，通知设备厂家人员对机组进行维修；在维修之前，厂家人员必须到升压站开工作票；只有经过风电场业主相关部门的审批同意后，厂家现场人员方可进行故障处理；机组维修后，厂家服务人员再次到升压站去完结工作票。

在风电合同中，通常把机组利用率作为出质保考核的重要指标，一些风电场开工作票的时间远远超过机组维修时间。因此，开工作票、结工作票等一系列工作流程直接会影响机组利用率，同时还会造成不必要的发电量损失。有的风电场还有这样的要求，如设备厂家的现场服务人员第一次到该风电场服务，则需先在风电场接受为期三天至一周的入场教育，方能入场登机处理现场问题。

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然而，在质保期内，监控机组的运行状态及故障处理理应由设备厂家及现场人员完成，以上流程则会造成设备厂家的现场人员处于被动处理机组故障的状态，使得不少风电场的厂家现场人员对其机组运行状态难以进行长期、持续地监控和故障跟踪。由于缺乏对机组运行状态及故障产生过程的了解，还可能错过提前发现机组安全隐患的机会，最终导致重大事故的发生。从原则上讲，业主人员可以对厂家服务人员的日常维修和维护工作进行监督、提出异议，但不应过度参与其中，以免造成管理混乱，影响正常的机组维修和维护工作。

以上开“工作票”的方式，不仅增加了机组故障的处理时间，更重要的是造成了职责不清，责任不明，管理错位等问题。设备厂家现场人员的培训工作应由设备厂家进行，派遣到现场的每一位服务人员，无论是技术水平，还是安全知识都应符合相应的标准，满足现场要求。如存在问题，则应由设备厂家负责实施再次培训，或重新指派现场服务人员。

从风电场“工作票”执行效果来看，风电场的现实情况告诉我们，不少烧毁机组的风电场在这方面的管理还相当到位，然而，并没能阻止重大事故的发生。机组运维的工作流程在不断增多，但机组倒塌、烧毁事故并未减少，甚至有与日俱增的趋势。

究其原因，就是风电场的工作质量并未因管理流程的增加而得到提高。在质保期内，业主人员不负责机组维修维护的具体工作，也没有义务为厂家进行机组监控。通常业主人员也不能给故障处理者以指导，不能对故障做出客观的分析，且机组故障处理完毕后，也不能对机组是否仍然存在问题，或是否因故障处理而留下了某些安全隐患，做出合理判断。

因此，在质保服务期内的这种开“工作票”方式，不仅降低了工作效率，与风电场的具体情况不相适应，而且与职责权利相结合的基本管理原则相违背。在现场机组维护维修时，如需开据“工作票”，由设备厂家通过网络开出，并对其职工及工作过程进行管理，可能更符合管理原则，以及具有实际的意义和作用。

三、风电场维护的一些错误认识

由于兆瓦级风电机组的技术难度普遍较高，尤其是从国外引进、保护措施完善、设计先进的双馈机组，因其技术难度大，风电技术人员需具有相当雄厚的理论基础，并具有较长时间的风电场实践和深入学习经验，方能领会其关键技术，把握机组运维的关键点，有重点地检查和消除安全隐患。

在风电场机组的长期运行中，风电机组的整机性能以及风电企业的各项工作得到了充分的检验和验证。机组的设计、制造、配套、车间装配、现场安装、调试、维修、维护、整改和改造等都可能出现问题和产生安全隐患。机组如存在安全隐患，在现场运行时又未能及时发现和排除，则可能导致机组烧毁、倒塌事故的发生。

目前，中国的大部分风电场没能实现“集中监控，区域维修”。只有现场人员具备相当高的技术水平和责任心，才能保证机组故障判断和安全隐患排查的质量。因此，风电场日常运维对机组的正常运行、安全隐患排查、预防和避免重大事故起到了决定性的作用。

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然而，不少风电企业却把风电场的机组维护工作，当成是一种“打螺钉、做清洁、给机器加油”等低技术含量工作，甚至被等同于一般的“民工”工作，例如：某出质保风电场，在风电场附近的当地居民中，找来一些没有经过任何培训的人员来实施机组维护。

还有人错误地认为，只要严格按“维护指导书”、单位规定和固定程序办事就定能保证机组运维质量和机组安全。殊不知，所谓“维护指导书”，其意思就已经说明，它仅仅是作为现场维护的“指导”，并不是机组运维的全部，很多现场具体的问题及处理办法，还需要根据实际情况自行进行判断和实施。在机组维护时，应根据机组前期运行出现的故障和问题对机组进行检查和调整。有的“维护指导书”则是在机组维修、维护经验严重不足条件下编制的，难以给现场以准确的“指导”，如果现场维护人员仅是严格按“维护指导书”进行，在维护过程中，可能会漏掉对机组关键部位的检查和安全隐患的排除。

四、某出质保两年以上风电场的机组调查情况

某风电场在机组出质保之前，业主从设备厂家的原留守维修人员中招聘了一名他们认为技术过硬的维修人员来充当出质保后该风电场的机组维修负责人。出质保两年后，机组运行状况很不理想，业主又再次请设备厂家的技术人员对其机组进行全面检查和评估。

其中两台故障机组的检查结果如下：

其中一台机组存在以下问题：主轴轴承润滑油泵缺油；液压站缺油；机舱主轴上方的天窗未关；主轴刹车磨损/ 反馈传感器线未接，信号线短接；主轴刹车器罩壳未安装；发电机集碳盒上方的排碳管损坏；发电机冷却风扇排气罩未安装到位；机舱控制柜上维护开关的触点脱落；机组长时间没有运行而主齿轮箱的轴承1 温度高出轴承2 温度二十摄氏度以上；变桨电机温度保护参数设置错误；机组处于停机状态，但变桨电机一直还存在电流；机舱后端通风口未安装好；热风幕机不能运行；主齿轮箱和液压站油管有漏油现象等；塔基的环网通信接线盒标号、熔纤不规范，光纤接线、布置混乱。

另一台机组存在以下问题：马鞍处动力电缆保护胶皮脱落；液压站缺油；主轴轴承润滑油泵的参数设置错误；主轴轴承排出的废油脂颜色不正常；主齿轮箱高速轴机头侧轴承外圈跑圈；主齿轮箱高速轴小齿齿面有啮合黑线，轴的表面有锈蚀；发电机后轴承有严重异响；发电机排气罩脱落；风速传感器接线头损坏；刹车磨损信号短接；主轴刹车器罩壳未安装；变桨润滑油泵损坏；主控参数设置错误；变桨电池充电器损坏；在电池柜内，电池之间的连接线不规范；塔基的环网通讯接线盒插座以及接线尾纤没有按规定标号，光纤接线混乱等。

有个别问题可能在质保期内就存在，一直未得到解决。而更多的问题则是在机组出质保后出现的，究其原因：一方面，由于此类风电场机组维修的技术难度较大，业主运维人员的技术水平有限。当机组出现疑难故障时，没有技术水平更高、维修经验更丰富的技术人员到现场处理故障或进行技术指导；另一方面，没有机组部件厂家和设备厂家及时提供备件。因此，机组的运行状况很差，并存在安全隐患。

由这两台机组的抽查结果可知，出质保后的短期内，机组出现的新问题就相当多。在机组出质保后，风电场的维修和维护工作基本在没有设备厂家参与和技术支持的条件下进行，风电

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场的日常维修维护主要依靠从设备厂商招聘来的现场维修人员和维护指导书，加之，不少风电场的管理方法及体制源于火电，与风电场实际情况不相适应，且部分相关领导（尤其是基层领导，如：场长、片区经理）来自火电或水电，未参与具体的机组运维，对风电场的具体业务不了解，做决策时，会出现偏差和错误。因此，这些风电场的安全隐患随处可见。如不采取有效措施，风电场发生机组烧毁、倒塌的概率极高。

应对措施

目前，中国的众多风电场，运维人员的技术水平和责任心对保证机组正常运行、排查机组的安全隐患、减少故障几率、产品改进都起着关键性的作用。下面仅就风电场的机组维修维护及运行管理谈一些看法及应对措施。

一、充分发挥风电场维护的作用，减少机组故障，避免重大事故的发生

加强风电场的机组维护及安全隐患的排除，以达到提高机组利用率、减少维修、避免重大事故发生的目的。

在中国，不同风电场间区别较大，在现场运维时，需要根据机组的具体情况进行维护，有时还需要针对现场的具体情况特殊处理。例如：在机组维护时，发现电缆的某个部位出现了严重磨损或损坏，需立即根据具体情况进行适当的处理。对于类似问题，有时还需根据现场状况进行深入分析，以便从根本上消除隐患，方便后期机组的改进。

在机组维修的过程中，根据机组实际所报的故障状况，可能要对机组的某个部位进行重点维护；有时还需根据机位和机组的实际运行状况对主控参数进行适当地调整，以达到保护设备、降低机组报故障次数，把机组调至最佳状态的目的。每年，或半年一次的机组维护工作则是对机组的全面检查和再次调整，通过对机组的维护，防患于未然。当机组的设计和质量均不存在问题时，现场维护对减少故障、保护关键部件以及排除安全隐患起着决定性的作用。

另一方面，通过现场实践，现场人员可迅速学习和掌握风电技术，全面掌握风电场机组的特性及原理，有利于人才培养，机组维护维修水平的提高；在深入维修实践，熟练掌握机组特性的基础上，对机组的不足之处进行改进。在当今中国风电快速发展期，不少机型没有经过长时间的样机检验，在风电场运行的过程中，应尽早发现问题、及时改进，在风电场运行中完善和提高机组性能。

因此，机组维护工作不仅对保证机组的正常运行及排除安全隐患起着关键性的作用，而且，对培养人才、技术进步与持续改进也起着不可或缺的作用。

二、完善风电场管理，确保机组安全

在质保期内，设备厂家总部、片区通过网络对风电机组、现场工作及现场服务人员进行管理，采取多方面措施提高运维人员的思想和技术水平，提高现场的工作效率。每一次的机组维护都是对机组的详细检查和调整，让运行机组处于最佳状态，达到消除隐患和减少机组故障的目的，并以实际行动和业绩取得业主的信任，打消业主顾虑，不再有出质保时进行“二次调

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试”之类的要求和提法。

在质保期内，机组维护维修“工作票”由设备厂家的总部或片区通过网络给厂家现场人员开出；真正实现“集中监控，区域维修”，公司总部、片区通过远程对机组及现场工作进行检查和监督，实时了解现场机组的运行状况，监督、检查现场人员的工作状况和效果。

在质保服务内，风电场业主人员给设备厂家的现场工作提供必要的便利与支持，例如：给机组送电、断电等；机组出质保后，营运企业应加强对现场维护维修工作的支持及机组管理，在互惠互利的基础上，密切保持与设备厂家的协作，保证机组的维护维修质量，避免重大事故的发生。

风电企业的公司总部、片区应从多方面给现场以支持。现场服务人员的待遇、个人生活及家庭问题等予以足够的关心和重视，以稳定现场运维队伍，提高现场人员的技术水平；及时派人到现场解决机组的疑难故障。对风电机组的日常故障、安全隐患实施多层次、多角度管理，避免出现流于形式、走过场的管理流程，保证机组运行及安全的具体措施落到实处。

结语

风电企业应结合风电场实际，建立适合风电场的运行模式和管理体系；片区、总部利用先进的技术手段从多方面给现场以支持；密切公司与风电场机组、运维人员的联系；充分发挥风电场运维的作用，避免重大事故的发生。

第二篇：系列风电机组事故分析及防范措施(四)——机组改造带来的问题和安全隐患

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风电机组的整机质量及性能与机组部件有关，也与现场管理和质量控制有关。在机组生产时，生产的各道工序如不严格把关可能会出现产品质量问题。对风电场机组改造时，如果设计方案考虑不够全面，或现场施工人员责任心不强，则更可能造成质量问题，使机组性能变差，故障几率增加，甚至还可能因机组改造而带来安全隐患，最终导致机组烧毁、倒塌等重大事故。本文将分析近期发生的一例因改造而引发的机组烧毁事故。

某风电场机组烧毁事故

一、事故简介

202_ 年5 月，内蒙古某风电场发生了一起机组烧毁事故。该风电场于202_ 年开始吊装兴建，于202_ 年10 月，该风电场的33 台双馈1.5MW 风电机组全部投运并进入质保服务期，按照合同约定质保期为两年，应在202_ 年年底全部出保。在202_ 年，该风电场实施了主控和变频器的低电压穿越改造，202_ 年5 月至7 月，又再次实施了变频器定子接触器改造。

事发时，主控报“变频器错误”停机，停机过后又报了一次“变频器错误”。在事故发生过程中，箱变低压侧断路器自动跳闸，最终机舱、轮毂、叶片等全部烧毁。事后勘察，塔筒内电缆未见电气打火及其他异常；轮毂也未找到起火的可能；变频器的断路器和定子接触器均处于断开状态，变频器功率模块和低电压穿越部分等未见异常和烧毁；箱变及箱变到变频器接线电缆也未见短路、打火及其他异常。

如图1 所示，事故机组发电机定子接线箱的右侧，与发电机定子接线相对应的三相接线铜排的右侧被击穿，出现了3 个孔。如图2 所示，发电机定子接线盒内部三相的接线电缆烧毁严重，3 相12 根其中有7 根电缆已经断裂，定子接线箱内部有烧熔物。

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二、主控信息及事故简要分析 事发前一天，事故机组报“变频器错误”停机，其后手动停机。事发当天17 点54 分42 秒，手动复位后；17 点59 分44 秒，主控报“变频器错误”；18 点09 分47 秒，“变频器错误”自动复位，启机，在18 点14 分49 秒再次报“变频器错误”停机；在18 点19 分17 秒，主控报“机舱温度偏高”（主控设定的参数值为50℃）；18 点20 分01 秒，机组又报“变频器电网错误”；18 点20 分02 秒，报“变频器断路器断开”；18 点20 分06 秒，“机舱温度过高”（主控设置的参数值为55℃）。

主控在17 点59 分44 秒、18 点14 分49 秒和18 点20分01 秒，分别报过三次“变频器错误”，其对应的变频器信息为：17 点59 分44 秒，变频器报“机侧启动转子三相电流瞬时值过流”，并在励磁后因存在故障机组不能励磁并网；18 点14 分49 秒，变频器报“chopper 开通超时”，即：变频器网侧报故障，在此之前，机组处于正常并网状态；18点20 分01 秒，变频器报“15V 电源故障”，在1 秒之后，即：18 点20 分02 秒，变频器断路器断开。

由主控和事故勘察得到的信息可知：

第一，在报故障的次数和时间间隔上，主控所报的三次 “变频器错误”与变频器内的记录能完全对应。由此说明，主控所报相关信息是可信的。

第二，在18 点14 分49 秒，主控报“变频器错误”停机；但变频器断路器未断开，直至18 点20 分02 秒，主控报“变频器断路器断开”时才断开。

第三，由箱变低压侧断路器自动跳闸，以及发电机定子接线箱和箱内的电缆烧毁状况可知：发电机定子三相在接线箱处拉弧、打火，应是在变频器断路器和定子接触器均未断开时产生的。

第四，在机组定子接线箱严重打火、过流时，变频器的断路器和定子接触器未能断开，过流严重以至于箱变过流跳闸。

第五，机舱内着火问题：从故障信息看，18 点09 分47 秒“变频器错误”自动复位启机，到18 点14 分49 秒主控报“变频器错误”停机。现场勘察发现变频器功率模块和低电压穿越部分均未损坏或烧毁，说明在主控停机后，或停机后机组转速还很高时，定子接触器断开，变频器脱网。

在18 点14 分49 秒机组停机，其后不到5 分钟，主控报“机舱温度偏高（18 点19 分17 秒）”，又经历49 秒，“机舱温度过高（18 点20 分06 秒）”，其间温度升高5℃。由以上信息可知，在机组停机后，机舱温度不断升高。在变频器脱网后，定子接线箱不再拉弧、打火时，机舱温度还在不断上升，并且温度的上升速度较快，说明停机过后机舱已有明火产生，起火的时间应在机组停机之前，或停机之后不久产生。

三、事故分析解读出的安全隐患和疑问 机组改造后留下与本次事故相关的缺陷有：

第一，在定子接触器改造时，仅是通过变频器内部改线实现对定子接触器的控制，定子接触器改造厂家没有要求低电压穿越改造厂家修改变频器的控制程序，增加相应的定子接触器控制板件及控制电路。两个改造厂家之间未进行任何沟通和协调。

第二，对于保护措施完善的变频器来讲，当机组并网后，只要定子、转子电缆对地或相间出现较小电流的拉弧、打火，变频器就会迅速脱网，且变频器的断路器和定子接触器都会断开。因此，在正常情况下，定子、转子回路出现短路，通常很难成为起火点。而事故机组的变频器，在发电机定子回路出现严重打火、过流时，变频器的断路器和定子接触器没有及时断开，因其短路、打火还造成了箱变低压侧断路器跳闸，可见事发时发热消耗的功率很大。

第三，一般情况下，当变频器并网后，如果是因变频器报故障停机，那么变频器的断路器应

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迅速断开。然而，在18 点14 分49 秒变频器报“chopper 开通超时”时，事故机组的断路器并没有断开，而是18 点20 分01 秒再次报“变频器故障”后，到18 点20 分02 秒，变频器断路器才得以断开。这也说明变频器的控制程序和保护措施不够完善，或事故机组变频器存在某种缺陷和安全隐患。本次事故调查留下的疑问有：

第一，按照事故机组的主控参数设定，当箱变与变频器三相之间的电流差超过70A，主控就应该报“三相电流不平衡”，然而，发电机定子接线箱处三相均出现了严重拉弧、打火，为何主控没有报“三相电流不平衡”故障？

第二，如果定子接线箱的拉弧、打火是本次事故的起火点，从发电机接线箱到机舱的其他有机可燃物还有相当的距离，火势又如何扩散蔓延到机舱的其他部位？是发电机润滑油管及润滑油泵受热起火扩散？而润滑油泵在定子接线箱的左侧，且距定子接线箱3 个打火孔的距离在1m 以上。第三，是否因发电机轴承内部的油脂受热蒸发导致火势迅速蔓延？还需进一步求证。如果成立，油脂蒸发的热量来自定子接线箱打火、变频器没有及时脱网定子线圈加热所致，还是在轴承处导电、电击加热，或其他原因造成？仍需进一步分析。

第四，是何种原因造成发电机定子接线箱内的拉弧、打火？打火的具体过程是怎样的呢？ 机组在经过风电场的擅自改造后，众多性能已经改变，仅变频器就涉及多个厂家，该机组及变频器已不单属于哪一个厂家的产品，因不了解其性能，又缺乏此类机组的运维经验，加之，在短时间所能收集的信息有限。因此，不能准确锁定此次事故定子接线箱打火的原因及火势得以扩散、蔓延的整个过程。

为避免事故的再次发生，该风电场机组首先应该尽快规范变频器“定子接触器改造”，重点检查变频器改造存在的安全隐患。该风电场机组的原配置状况及特点

该风电场的风电机组在国内投运较早，技术也很成熟。在技术引进时，根据与REpower 厂家签订的“Licence 协议”，机组如有任何改动，必须通知REpower 厂家确认，这既是对用户负责，同时又是质量管控不可或缺的环节。

该风电场机组的基本配置为：LUST 直流变桨轮毂系统，丹麦Mita 公司WP3100 主控，德国ALSTOM 公司生产的1.5MW 双馈变频器，通讯控制器为IC500，后台软件为Gateway，以上机组部件均为国外原装进口。这些配置和技术参数均由REpower 厂家确定。主控、变频器均能与通讯控制器的软硬件配套，主控和变频器数据可通过互联网实时地传到设备厂家的公司总部，主控的远程故障诊断工具也较为完善，因此，能便捷地实现“集中监控，区域维修”。

该机型虽然技术成熟、保护电路完善。也正因如此，在维修变频器及机组时，技术难度较大。如果运维人员技术水平不够高，往往会因机组故障判断困难造成备件消耗量大，停机次数多等问题；而经验丰富的维修人员严重缺乏；充分了解、运用和体会到该机型优点的从业人员更少。因此，该机型并不普遍被业主看好，这可能是业主实施机组改造的原因之一。机组改造的原因及隐患

一、机组改造的原因及问题

国家电监会于202_ 年3 月1 日印发的《关于加强风电安全工作的意见》要求：“并网风电机组应具备低电压穿越能力，并具备一定的过电压能力。”

为了适应电网的要求，该风电场也实施了低电压穿越、数据上传和功率管理改造。于是，把Mita 公司WP3100 主控及面板（人机界面）全部更换、ALSTOM 变频器的控制板件全部更换，并增加低电压穿越部分。同时，因主控更换、数据上传和功率管理要求，通讯控制器IC500

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与后台Gateway 软件也全部更换。

经过对变频器、主控和环网改造之后，尽管达到了部分目的，但改变了原机组的整体性能，更给现场机组维修、远程故障诊断和安全检查等带来了不便，机组运行安全和运行质量难以保证。

二、机组的现场改造其质量难以得到有效控制，可能带来安全隐患 机组改造的实施过程欠科学与严谨，应是此次事故产生的重要原因。机组在进行低电压穿越把原ALSTOM 变频器的控制板件全部更换，完全改变了原机的控制逻辑和安全保护，致使质量优异、保护措施完善的变频器性能和安全性大大降低。

此外，这些机组的大规模改造都是在现场进行，工作条件差，改造人员的技术水平和工作的严谨程度不能得到有效的保证，也没有严格的质量管控体系，改造的每一个环节都可能带来问题和安全隐患。

例如：某风电场在实施“轮毂电池更换”整改方案时，厂家派了专职人员到风电场更换轮毂电池，而这些人员因为没有机组维修经验，不会对机组进行检查。当更换了9 台轮毂电池后，设备厂家维修技术人员因处理机组故障来到现场，顺便对更换后的机组作了检查，结果发现：有2 台分别有一支叶片不能电池顺桨，还有一台有2 支叶片不能电池顺桨。从该事例可以看出，如没有专业人员的检查，从表面上看现场整改的实际效果，是为了机组安全；而实际情况则是更换电池之后，机组安全性降低。结语

在实施风电机组的技术革新与风电场机组改造时，需综合考虑各种影响因素。避免出现安全隐患和发生重大事故。

该风电场的机组烧毁事故与机组改造有着密切的联系。在增加低电压穿越功能，实施数据上传和风电场功率管理时，把技术成熟、质量优异的ALSTOM 变频器主板、WP3100 主控及与之配套的IC500 通讯控制器和后台Gateway 软件全部更换，这不仅是对社会资源的极大浪费，而且，机组改造使质量优异的风电产品沦为带有安全隐患的劣质产品，这值得深思。在实施低电压穿越等机组改造时，如能选择技术、质量可靠，风电场业绩优异的厂商，或由原部件生产厂家进行改造，可能会取得更好的效果。或者，国家相关部门在制定政策时，能根据我国的实际情况，采取较为灵活的政策、措施，例如：对于安装较早的风电机组适当降低功率管理的传输速率要求等。这样不仅可以避免社会资源的巨大浪费，节约成本，还可以避免风电机组的整体性能因改造而出现风险。

第三篇：风电机组事故分析及防范措施(三)——部件质量所引发的事故

系列风电机组事故分析及防范措施

（三）——部件质量所引发的事故

风电机组火灾事故在国内外时有发生。对众多机组烧毁事故认真分析，找出事故的确切起因，并采取有效预防措施，有利于避免类似事故的再次发生。本文简要分析几例因部件质量而引发的机组事故，并探讨风电机组重大事故分析的基本方法。事故案例

一、发电机前轴承损坏引发的事故

（一）事故经过

某风电场在后台发现，事故机组报“发电机超速”停机，其后触发了“发电机轴承1 温度偏高”“发电机轴承1 温度过高”等多个故障。事故后，联轴器及联轴器罩壳完全烧毁，该事故机组的发电机轴承采用自动注油润滑方式。此类事故的共同特征是：在发电机前轴承端盖上会出现V 字形的黑色印记。图1 为某风电场事故机组的发电机前轴承端盖状况，图2 为同一厂家发电机发生在另一风电场的联轴器烧毁事故，此厂家发电机因前轴承抱死而引发联轴器烧毁事故的次数相对较多，因此还出现过机组烧毁事故。此类事故与发电机前轴承的润滑结构与润滑方式有关。

在通常情况下，当出现发电机前轴承抱死时，不会发生联轴器及机组烧毁事故，有时仅在前轴承端盖上出现一个V字形的黑色印记。个别品牌的发电机则出现联轴器及机组烧毁事故的概率却很高。

（二）事故原因及分析

事故的起因是发电机前轴承损坏，当轴承保持架损坏后，发电机轴承内外圈之间以及轴承内圈与发电机轴之间的摩擦，短时间内剧烈发热，大量的油脂会受热蒸发，当蒸发的油脂从发电机轴承前端喷出后，温度超过燃点就会燃烧。

润滑脂的填充量，以填充轴承和轴承壳体空间的三分之一和二分之一为宜，用于高速旋转的轴承应仅填充至三分之一或更少。采取有效措施严格控制轴承内部的油脂量，并防止油脂在发电机轴承内大量沉积是避免此类火灾事故的根本方法。对于已投运此类发电机，建议取消自动注油润滑方式，通过人工方式准确地控制注油量和油脂位置，按时清理轴承内部废油；对于未出厂的发电机，建议对发电机前轴承的注油位置和排油方式进行改进，以避免过多的废油在轴承内部沉积。

二、轮毂重要元器件故障引发的机组烧毁事故

（一）事故经过

某风电场事故机组在故障停机时，触发电池顺桨，并一直处于停机状态，机组顺桨到92°，其后有人发现机组出现浓烟，大约在1 小时后，轮毂上面和机舱下面均有明火出现。机组在燃烧过程中，一直处于对风位置，风向未变，最后机舱、轮毂罩壳全部烧毁，叶片根部烧毁。吊下事故机组后发现，有一个轮毂轴柜处于打开状态，内部仅剩铜芯和轮毂驱动器，其他两个轴控柜处于盖住状态，并保持完好。

（二）事故原因分析

事故机组采用的是直流变桨系统，备用电源为电池，从理论上讲，该变桨系统安全性极高。由于国内机组的低价竞争，机组价格不断降低。轮毂的采购价大幅度降低。在紧急顺桨时直接导通电池与轮毂变桨电机的接触器，其采购成本也急剧降低。采用此批次轮毂的机组，在调试中发现，此接触器烧毁出现的频次较高，轮毂轴柜完全烧毁也时有发生。

该直流变桨系统，在正常紧急顺桨时，通过接触器吸合直接将备用电源与变桨电机接通，在变桨电机刚启动时，该接触器通过的电流很大，并只有当叶片撞到限位开关时，此接触器才会断开。此接触器的控制供电和执行送电，均取自轮毂备用电源。如该接触器容量过小或质量不佳，在执行紧急顺桨过程中，可能造成接触器吸合后因接触电阻过大，而产生严重打火，并引起备用电源电压降低，使接触器断开；断开后，接触器的控制电压（后备电源电压）立即升高，接触器又再次吸合打火，这样循环往复，可造成该接触器及相应部件烧毁。

当变桨电机电池供电接触器出现质量问题时，可能带来以下三个方面的问题： 第一，在紧急顺桨时，如变桨电机的后备电源供电接触器持续打火，轻则可使该接触器、轮毂轴柜烧毁。因接触器在密闭的轴柜中打火，打火燃烧时柜内气体迅速膨胀，可能顶开轴柜，如轮毂轴柜打开，在无人灭火的情况下，必然会导致机组烧毁事故的发生。

第二，在顺桨时，当轮毂电机或轮毂电机刹车的供电接触器出现卡塞、烧毁时，还可能导致不能顺桨，引发机组飞车事故。

第三，因接触器质量问题导致接触器漏电，则会使电池持续放电。当轮毂较长时间储存或机组较长时间处于断电状态时，则会造成电池的寿命缩短和损坏，或引发飞车事故的发生。

从原理上讲，直流变桨系统的安全性很高，但在轮毂生产过程中，如果其关键部件的选型或质量存在问题，则可能导致机组飞车、烧毁及倒塌事故。

三、主控控制逻辑错误引发的机组烧毁事故

（一）事故简介

某风电场2MW 机组，发电功率为300kW 左右出现故障停机，三支叶片均在0°位置不能顺桨，机组转速超过硬件设定值，报刹车BP200 停机，主轴刹车器制动，断安全链，不久机组转速降至0rpm，即机组完全停下。其后，运行人员对事故机组进行了多次“复位启机”，随后刹车BP200 和安全链被远程复位，此时由于三支叶片均在0°位置，机组转速迅速上升，再次超过硬件设定值，主轴刹车器制动，机组起火，大约在事发后一个小时机组轰然倒塌，倒塌后机舱、轮毂、叶片依然剧烈燃烧。事故机组主轴刹车器的刹车盘状况，如图3 所示。

二）事故分析

事故机组因安全隐患致使三支叶片均在0°位置不能顺桨。当机组硬件超速后，主轴刹车器制动，机组已经安全停下，如到现场采取合理措施，原本可以避免事故的发生。

按照正常的主控控制逻辑，当机组因故障停机，安全链断开，不能远程复位，须到现场对机组进行硬件复位。然而，主控程序由于不够完善，可以“远程复位安全链”。

在我国风电发展初期，少有国产主控。现如今，能自主研发和生产主控的国内厂家有几十家之多，其质量却是良莠不齐。有的国产主控硬件是从国外进口，且主要关注控制器的处理能力, 而硬件更新速度很快, 硬件更新他们的主控程序也随之而彻底改变, 这样，主控程序始终处于初级开发阶段, 存在诸多不足。例如：控制逻辑错误、报故障不准确、维修不便、权限管理不完善、不能满足机组的远程故障诊断和安全检查需要等一系列问题，有的甚至还可能存在安全隐患，需在实践中尽快完善。

在开发之初，不少国产主控仅满足于现场机组的基本运行，因缺乏现场经验丰富技术人员的参与和指导，主控编程人员又缺乏运维知识和先进主控的使用经验，仅凭某些世界知名厂家的主控说明书进行仿制。每当现场人员对其主控的控制逻辑和缺陷提出异议时，却又缺乏相应的判断和识别能力，这种局面如不转变，随着时间的推移，其主控程序很难有实质性的改进。

在我国风电的快速发展时期，相当短的时间内，绝大部分的风电机组部件均实现了国产化，但因急功近利和低价竞争，存在问题的机组部件不在少数。因此，在机组部件国产化时，新开发的机组部件需先在样机上或小规模使用，在风电场实践中完善、成熟后再进行批量生产，以免造成大的失误和损失。

事故分析的基本方法

当风电事故发生后，只有分析正确，才可能采取行之有效的预防和改进措施。如事故分析人员缺乏现场维修经验，仅从理论上进行分析，不能结合同类型机组的维修、维护实践，在事故分析时，往往可能把在实践上不可能发生的事件，或可能发生的偶然事件当成是大概率或必然事件，因其考虑不够全面导致分析结论错误，不能采取行之有效的预防措施。

如“事故案例”中“

二、轮毂重要元器件故障引发的机组烧毁事故”所述，机组燃烧实际的起火点是紧急顺桨的直流供电接触器，机组烧毁先是由轮毂起火。然而，在现场勘查中发现，发电机接线盒上的定、转子螺钉有松动现象，于是就下结论，起火原因是发电机定、转子螺钉松动造成。由此得出的整改措施必然是既费工费时，又无法解决问题，甚至在适当的条件下，类似事故必然还会再次发生。

一、确定事故分析基本思路

当机组事故发生后，首先需要确定的是事故发生的基本方向。即：在分析机组烧毁事故时，首先要确定起火的大致位置，在机舱、轮毂、变频器、U 形电缆处，还是箱变到变频器的接线，然后根据起火点位置和基本事实在现场找证据。确定起火点位置时，可根据事后勘察，并结合事发时的机组燃烧现象。如“事故案例”中的“

二、轮毂重要元器件故障引发的机组烧毁事故”中“

（一）事故经过”所述，事发时，事故机组一直处于对风状态，机组燃烧时，很快在轮毂上方出现了明火，并且，事故勘察发现，轮毂轴柜处于打开状态。如事故方向和起火原因确定在发电机的定子、转子接线松动，则不能解释“很快在轮毂上方出现了明火”等一系列现象，可能对“轮毂轴柜处于打开状态”等重要证据视而不见。另外，该结论不能与该类型机组调试、维修过程中出现的“特殊故障（轮毂电机直流供电接触器、轮毂轴柜烧毁）”紧密联系。

因此，进行事故分析时，首先要根据事发现象、现场状况、机组运行原理，机组故障的处理经验及主控信息等尽可能多地假设事故产生的可能方向，然后根据所收集的信息，迅速排除不可能的事发方向，以缩小范围找出最大可能方向，最后根据相关证据和事实锁定事发方向。同时，仔细进行现场勘察，为锁定事故方向寻找证据。并根据所收集的信息，结合相关知识，解释事发时及事发后的诸多现象，以验证分析结论是否正确。

如在现场不能锁定事故发生的基本方向，现场收集证据就可能陷入盲目的境地，可能失去收集关键证据的机会，也难以得到具有说服力的结论。

二、形成事故证据链，实施整改措施

事故机组的安全隐患会在烧毁、倒塌机组中出现，在机组维护、维修时，这些故障隐患也必然会在相同型号、配置的故障机组中出现。因此，当事故发生后，如果没有分析出事故的原因，或对事故还存在诸多疑点，当机组维修和维护时，只要留心观察同类型机组发生的故障，就可能找到事发的原因。例如：在《系列风电机组事故分析及防范措施

（二）》一文中，因存在紧急顺桨控制回路被强行提供24V 直流的安全隐患，从而造成了机组飞车事故。在事故发生之后，找出机组倒塌、烧毁的真实原因之前，机组维修过程中发现的此类安全隐患不在少数。

事故分析应紧扣事发时的现象和风电场机组的运行维修实践，并能根据风电机组运行的基本原理或相关知识解释相关现象，使现象与结论之间能顺理成章地构成因果关系，相关现象和主控记录能相互印证形成完备的证据链，分析得到的结论不应与事发时的现象及勘察结果有任何矛盾。

与同类型机组维修实践不符的分析和结论，则不应是事故发生的原因。例如：某机组烧毁事故发生之后，事故调查的结论是因电池造成三支叶片同时不能顺桨。从现场机组维修实践来看是根本不可能的。因为，在当时投运的同类型机组中，其轮毂大都是来自同一厂家同一型号和批次，而众多的轮毂故障中，当时还没有遇到过因为电池容量或电池电压问题造成一支桨叶在零度位置不能顺桨，而因电池问题造成两支桨叶均在零度位置的情况更未曾发生，从机组的维修实践有理由相信：因电池问题造成三支桨叶同时在0°位置不能顺桨，在实践上是不可能的情况。

因此，在分析事发时的诸多现象和问题时，充分利用机组运行原理；要能还原出事发时的关键情景；现象之间要能相互印证，不能孤立地看问题。例如：当机组烧毁事件发生后，不经周密分析就下结论是机组质量问题造成，并在机舱上布置自动消防系统完事的做法；机组因超速飞车倒塌就认为超速参数设置有问题，于是实施降低机组超速参数设置的整改措施和设计方案，这显然是把复杂问题过于简单化，不利于有效地解决问题。

三、通常情况下，手动复位不能成为事故原因

当事故发生之后，我们不仅要分析事故发生的原因，而且，还需确定有效的预防措施。需要澄清的是，在一般情况下，“复位启机”不能成为事故的原因。在通常情况下，“复位启机”后如发生了机组烧毁、倒塌事故，则应是机组的设计、制造、安装、改造、维护、维修等环节存在缺陷和安全隐患。这也是由风电机组的运行特点所决定的，手动复位应是风电机组正常运行基本操作，在通常情况下，不应是事故产生的原因。

例如：本文“事故案例”中 “

三、主控控制逻辑错误引发的机组烧毁事故”所述，在事故发生过程中，多次远程复位后造成安全链被复位，机组烧毁、倒塌事故的发生，究其原因是主控程序存在缺陷。

结语

风电机组烧毁、倒塌事故发生后，应通过事发现象、机组的现场状况、运行原理，运维实践及主控信息等各方面信息相互印证，分析得出导致事故发生的真实原因。并通过完善设计、提高产品质量、提高运维水平、增强现场人员的技术水平和责任意识等，采取积极主动的预防措施避免风电机组重大事故的发生。

第四篇：风电场雷击事故的分析及防范措施

风电场雷击事故的分析及防范措施

摘要：风电场经常发生雷击跳闸事故，通过对事故的分析，提出在多雷山区应采取的一些防雷措施。

关键词：风电场 雷击 防雷分析 防雷措施

一、引言

架空输电线路是电力网及电力系统的重要组成部分，由于它暴露在大自然中，易受到外界的影响和损害。而雷击是其中最主要的一个方面。架空输电线路所经之处大都为旷野或丘陵、高山，输电线路长，遭遇雷击的机率较大。雷击放电引起很高的雷电过电压，是造成线路跳闸事故的主要原因。据统计，雷击引起的跳闸事故占电力系统事故的50%～70%。

二、典型故障

就拿某风电场为例，某风电场地处丘陵地带，依山傍水，雷电活动较为活跃。当地气象部门统计资料表明该地区落雷较多且强度较大，是典型的多雷地带。进入春夏季节后，该风电场35kV集电线路发生多次雷击事故。最严重的一次雷击发生在六月中旬，四条35kV集电线路过流保护动作跳闸，两条线路35kV开关柜内过压保护器炸裂。巡线后发现线路杆塔及箱式变压器高压侧多处避雷器被击毁，多处瓷瓶炸裂。风机内多个交换机和网关损坏,严重影响了风电场的安全生产运行。

三、雷电事故的判别及特征

架空电力线路由雷电产生的过电压有2种：一种是雷击于线路或杆塔引起的直击雷过电压；另一种是雷电产生电磁感应所引起的感应雷过电压。其中，感应雷过电压是引起线路故障的主要原因。经分析该风电场易遭受雷击的杆塔大都是：

（1）山顶的高位杆塔或向阳半坡的高位杆塔。（2）临水域地段的杆塔。

（3）山谷迎风口处杆塔。而雷电反击是引起箱式变压器内避雷器以及风机内交换机和网关损坏的主要原因。

四、雷击故障产生的原因分析

(1)该地区属于多雷区，气象统计数据表明其年均雷暴日在60d 以上，分布在此区段的35kV架空线路受雷击率较高。而该风场线路设计时没有考虑其环境特殊性，基本按常规设计。

(2)35kV线路上没有安装避雷线，防雷主要靠安装在线路上的避雷器，而避雷器只安装在变电站的出线侧和配电变压器的终端杆，这样造成线路中间缺少保护。

(3)杆塔及避雷器接地存在缺陷。部分杆塔接地电阻较大，致使泄流能力降低，雷击电流不能快速流入大地。另外接地引下线的截面为8mm圆钢，不满足12mm的设计标准。

(4)直线杆塔采用P-20 针式绝缘子。此类绝缘子质量存在缺陷，曾多次发生雷击绝缘子引起的接地故障或短路故障。

五、防雷措施

根据以上分析，可采取如下防雷措施：

(1)35kV集电线路架设避雷线，虽然雷击于避雷线时，由于线路绝缘水平低会引起反击闪络，但避雷线对间接雷击感应过电压的幅值可以减少30%左右，能有效降低线路跳闸率。

(2)提高线路耐雷水平，采用比线路电压等级更高一级的绝缘。如：采用陶瓷横担替代原镀锌铁横担；将原P-20 针式绝缘子更换为防雷绝缘子。都能大大提高线路绝缘水平。

(3)改善杆塔接地网，降低接地电阻对提高架空线路耐雷水平、减少反击概率是非常有效的。对于部分位于山顶地势较高处杆塔或高土壤电阻率无避雷器的杆塔，可采用连续伸长接地体将每根杆塔的接地装置连接起来的措施，以形成一条低电阻通道，防止杆塔顶部的雷电场强发生畸变，即防止线路遭受雷击。也可以通过填充降阻剂或置换接地体附近小范围内高电阻率土石以降低接地电阻。

(4)重新测量接地电阻，发现不符合规定的及时整改。检查接地引下线与接地装置的连接是否符合要求，安装是否规范、可靠。(5)完善避雷装置，定期进行避雷器预试验。雷雨季节前加强对线路的巡视。并抽取易受雷击杆塔上的绝缘子进行耐压试验。有不符合规定值的及时更换。

六、结束语

影响架空输电线路雷击跳闸率的因素很多，有一定的复杂性。解决线路的雷害问题，要从实际出发，因地制宜，综合治理。对处于多雷地区的配电线路，除在设计之初就应考虑其防雷特殊性外，还应充分了解地理、气象及线路运行等各方面的情况，核算线路的耐雷水平，研究采用措施的可行性、工作量、难度、经济效益及效果等，然后采取相应的一种或几种防雷措施。在平时运行维护工作中，也应加强防雷装置和接地装置的运行维护，定期检查和测量，才能保证配电线路正常运行。

第五篇：某风电场风电机组定期检修工作总结

S48/750风机半年检修工作总结

按照公司制定的检修规程的计划要求，某某风机检修班于202_年9月28日-10月18日进行某某风电场202_一期风机半年检修工作。这是某某风机检修班第四年独立检修一期S48/750风机。检修班组在检修之前，首先将安全作业做为头等大事来抓，坚持“安全第一，预防为主”的原则，深入开展安全教育学习，保障人身和设备的绝对安全。并认真学习检修方案中的安全组织技术措施，实行小组分工，将各项工作落实到人，实行责任制，建立分工明细表，细化检修的各项环节。还根据本年及往年的风机运行状态和检修实际情况，对风力机组进行综合评估，确定检修的增加项目，检修前夕检修班组密集召开会议，商讨检修最优方案，根据风机现阶段存在的缺陷，着重解决风力发电机组最实际问题，消除隐患，预防设备事故发生。在公司各级领导和风电场关怀及风机检修班成员共同的努力和运行班组的支持下，本着保证质量完成既定任务，消除设备缺陷、使风机能够安全高效运行为目的，顺利的完成了一期66台风机20155半检修工作。检修工作中，检修班检修登高432余人次，处理故障登高20余人次，检修66台风机，未发生一起安全事故，并且保质保量的完成了检修计划。机组在例行检修后运行正常，机组故障率显著下降，风机一直处于高利用率水平。风机经检修后运行良好，故障明显下降，有效的提高了风机的可利用率，现将本次工作情况做以下总结。

一、风机半年检的主要工作

在半年检修工作中，严格按照某某风电场S48/750风机安全规程及风机检修规程执行，参考金风科技有限公司风机技术部门提供的半年检修清单的要求，根据现场风机实际情况作出部分调整，得出符

合我风电场风机检修清单的要求，半年检修主要工作是对风机进行保养润滑，检查风机的缺陷并进行修正、消缺，并对风机进行预防性的检查。按规定对每台风机分别对主轴、发电机、偏航轴承、偏航齿轮加注油脂；高速闸片磨损检查，发现闸片磨损超差的进行更换；对偏航电缆检查，解缆调整；检查防雷接地装置，更换碳刷、卡簧；出机舱检查轮毂、叶片，并补漆；检查液压系统，渗漏情况，并根据班组要求对部分风机做了对中工作；齿轮箱外观检查渗漏情况；机舱清洁；塔筒内的电缆夹板检查紧固；爬梯安全装置检查紧固；加装一二平台插座；检查风向标S极是否正对机头。风速仪风向标有无松动；偏航系统检查、偏航电机有异常声响进行调整，偏航刹车盘清理；偏航刹车片挡块固定螺栓有无松动，电容柜检查等工作。通过这次半年检修，风机的故障明显下降，提高了风机的可利用率。

在这次检修中也发现了一些以前从未遇见到的问题，大家能够积极的思考，想办法进行处理和修复。例如：313风机的偏航计数器故障，大家通过参阅维护手册学习和以往典型故障的分析，现场拍照记录接线方式等方法第一次自行完成了32芯线的备用线倒换工作；在对514风机的偏航系统检查中发现了偏航小齿轮断齿的故障，大家集思共想共同确定拆卸、更换安装方案，使用自制的工装，克服了在狭小空间内更换大体积、大重量零件的困难，安全顺利把偏航小齿轮进行了更换，恢复了风机正常运行。

二、风机检修班组人员得到锻炼

全体检修人员能吃苦耐劳，不怕脏、不怕累，服从安排，做好本职工作，员工们能够起到积极的带头作用，每位员工都有对工作的积极态度如许育同志在参加风电场组织的篮球比赛时把脚扭伤了，他只休息4天就主动提出继续参加检修工作，班组领导能够主动克服一些自身的困难，执行工作安排放弃休假，带领班组员工努力把工作做好。每位小组成员都能够积极主动的工作、学习，及时对每台风机的缺陷

和消耗的物资进行记录。特别是一些脏活、累活都抢着干。检修人员每天在做半年检的同时，对风机出现的故障及时地进行处理，有时连续工作十余小时，在近21天内每人每天平均攀爬风机3到4次，付出相当大的体力，做了大量的工作，完成了机组的检修任务，同时在半年检修过程中也提高了发现故障和处理故障的能力，整个团队都得到了锻炼和提高。

总结：风机检修班连续四年独立完成风机检修工作，通过历次检修积累的经验和不足，虽然检修班整体技术力量同去年相比已经有了不小提高，目前班组仍处于学习型的班组，班组计划性的开展学习工作，通过组织学习提高班组整体技术力量，培养班组成员善于发现问题并能解决的能力。检修工作中还有一些暂时不能完成的工作，为此检修班会查阅资料，咨询风机厂家得出具体的行之有效的解决方案，风机检修工作虽然很辛苦，时有挑战恶劣的气候和个人的意志，检修班成员会克服困难保证机组正常运行，时时待命，力争每一度电，并为下一年的检修工作时刻准备。

某某风电场检修班

二〇一五年十一月九日