风电汇报

风电汇报（共10篇）

1.风电汇报 篇一

风电场事件汇报流程管理办法

1、为规范风电场事件汇报程序及处理流程，及时有效地处置缺陷及事故，根据《xxxxx公司管理标准

（三）》、《风电场事故调查规程》、《安全生产危急事件管理规定》等有关规定，特制定本办法。

2、xxxx电场所发生的事故及缺陷处理及汇报流程均适用与本办法，本办法自下发之日起施行。

3、事故分类：

人身事故定义：

1）员工从事与电力生产有关工作过程中发生的人身伤亡（含生产性急性中毒造成的伤亡，下同）。员工在劳动过程中因病导致伤亡，经县级以上医院诊断和劳动安全生产监督管理部门调查，确认系员工本人疾病造成的，不按员工伤亡事故统计。生产性急性中毒系指生产性毒物中毒。食物中毒和职业病不属于本办法统计范围。

2）本公司聘用人员、本公司雇用或借用外公司员工、民工和代培工、实习生、短期参加劳动的其他人员，在本公司的车间、班组及作业现场，从事电力生产有关的工作过程中发生的人身伤亡。

3）员工在电力生产区域内，由于公司的劳动条件或作业环境不良，公司管理不善，设备或设施不安全，导致设备爆炸、火灾、生产建（构）筑物倒塌等造成的人身伤亡。

4）员工在电力生产区域内，由于他人（指本公司的其他员工以及参加本公司工作的非本公司人员）从事电力生产工作中的不安全行为造成的人身伤亡。

5）员工从事与电力生产有关的工作时，发生由本公司负有同等及以上责任的交通事故而造成的人身伤亡。

6）员工或非本公司的人员在事故抢险过程中发生的人身伤亡。

7）两个及以上公司在同一生产区域从事与电力生产有关工作时，发生由本公司负有同等及以上责任的本公司或非本公司人员的人身伤亡。

8）非本公司领导的具备法人资格公司（不论其经济形式如何）承包与电力生产有关的工作中，发生本公司负以下之一责任的人身伤亡： 资质审查不严，承包方不符合要求；

开工前未对承包方进行全面安全技术交底；

对危险性生产区域内作业未事先进行专门的安全交底，未对承包方的安全措施进行审核以及审查合格后未监督实施。

9）政府机关、上级管理部门组织有关人员进行检查或劳动时，在生产区域内发生本公司负有责任的上述人员的人身伤亡。

人身事故等级划分：

按国务院颁发的《公司员工伤亡事故报告和处理规定》及国务院归口管理部门现行的有关规定，在电力生产中构成的人身伤亡事故，根据伤害的严重程度分为特大人身事故、重大人身事故、一般人身事故。

1）特别重大人身事故：造成30人以上死亡，或者100人以上重伤（包括急性工业中毒，下同）。2）重大人身事故：造成10人以上30人以下死亡，或者50人以上100人以下重伤。

3）较大人身事故：造成3人以上10人以下死亡，或者10人以上50人以下重伤。

4）一般人身事故：造成3人以下死亡，或者10人以下重伤。

设备事故定义

电力企业发生设备、设施、施工机械、运输工具损坏，造成直接经济损失超过规定数额的，为电力生产设备事故。

设备事故等级划分：

1）特别重大设备事故：

A.1亿元以上直接经济损失的事故。直接经济损失包括更换的备品配件、材料、人工和运输费用。如设备不能再修复，则按同类型的设备重置金额计算损失费用。保险公司赔偿费不能充减直接经济损失费用。

B.其它性质特别严重事故，经京能集团公司认定为特别重大事故者。

2）重大设备事故：5000万元以上1亿元以下直接经济损失的事故。

3）较大设备事故：

未构成重大设备事故，符合下列条件之一者定为重大设备事故：

电力设备、施工机械损坏，直接经济损失达1000万元以上5000万元以下的事故；

风力发电机的机舱坠落或塔筒、塔架倒塌；

装机容量在49.5MW及以上的风电场，发生全场停电事故超过24小时，若送出线路故障时断路器跳闸者除外；

风电场设备或人为原因引发的重大电网事故；

其他性质严重事故，经竟能集团或新能源公司认定的重大事故。

4）一般设备事故：

未构成特、重大、较大设备事故，符合下列条件之一者定为一般设备事故：

A.35kV母线及35kV以上输变电主设备由于场内原因或由于人员的过失误操作（包括人员误动、误碰）被迫停运，时间超过24小时。

B.35kV及以上输变电主设备（包括35kV汇流线、母线）非计划检修、计划检修延期或停止备用，虽然提前提出申请并得到调度或新能源公司批准，停运时间超过168小时。

发供电设备发生下列情况之一： 80MW及以上变压器绝缘损坏；

110kV及以上断路器、电压互感器、电流互感器、避雷器爆炸； 3 110kV及以上线路倒杆塔。

C.1500kW及以上风机发生下列情况：

发电机烧毁，无返厂恢复性检修价值； 主轴损毁，无返厂恢复性检修价值； 桨叶折断；

主驱动轴弯曲或断裂。

D.单台风机故障停运，时间超过40天。

E.单台光伏逆变器停运，时间超过40天。

F.风机由于本身内部同类故障引起多台（**及以上）发电机组同时停运，并且持续时间超过15天。

G.由于自然灾害，如覆冰、暴风、水灾、火灾、雷击等原因，风电场单元汇流线路倒杆塔、断线、电缆头爆炸引起停运，停运时间超过10天。

H.发生下列恶性误操作：带负荷误拉（合）隔离开关，带电挂（合)接地线（接地刀闸），带接地线（接地刀闸）合断路器（隔离开关）。

I.风电场发生设备、设施等损坏，经济损失达到下列情况之一者： 因故障造成发变电设备、公用系统设备及施工机械损坏，直接经济损失达到50万元及以上；

设备、运输工具损坏，燃油、润滑油、绝缘油泄露等，经济损失达到10万元及以上；

J.其他经新能源公司认定为事故者。

5）设备一类障碍

未构成设备事故，符合下列条件之一者定为设备一类障碍：

A.风电场35kV母线及35kV以上输变电主设备被迫停运、非计划检修或停止备用；

B.风电场35~220kV断路器、电压互感器、电流互感器、避雷器爆炸，未造成少送电；

C.单台风机故障停运，时间超过15天；

D.单台光伏逆变器停运，时间超过15天；

E.风机由于本身内部同类故障引起多台（**及以上）发电机同时停运，并且持续时间超过7天；

F.由于人员的过失误操作（包括人员误动、误碰）引起35kV单元汇流线路被迫停止运行；

G.非人员过失引起的风电场单元汇流线路故障停运，停运时间超过72小时；

H.由箱变故障引起风机停运，时间超过72小时；

I.升压站监控系统失灵24小时内未恢复者；

J.风机集中监控系统失灵72小时内未恢复者；

K.风电场发生设备、设施等损坏，经济损失达到下列情况之一者： 因故障造成发供电设备、公用系统设备及施工机械损坏，直接经济损失超过10万元； 设备、运输工具损坏，燃油、润滑油、绝缘油泄露等，经济损失达到2万及以上；

L.其它经新能源公司认定为设备一类障碍的。

4、事故汇报及处理流程

调度设备事故汇报处理流程：

A.当调度设备事故发生、监控后台事故时，运维人员应注意后台报警并观察后台监控相应形状的闪烁及设备变位情况；

B.进一步检查监控故障报文及保护装置动作情况； C.若为调度管辖一类障碍，送出线路设备故障；

D.应向调度部门、分公司及公司分管领导汇报事故发生时间及现象；

E.运维值班负责人派运维人员检查现场一次、二次设备运行情况，确定故障点；

F.运维值班负责人汇总信息，分析判断故障点，制定处理措施；

G.向相应调度部门、公司分管生产领导及分公司领导汇报现场检查情况

I.按照调度命令进行事故处理，隔离故障点，做好安全措施；

J.组织联系运维人员处理事故；

K.故障处理完毕，汇报调度，申请恢复送电；

L.按公司要求做好相关记录报告。

自调设备事故汇报处理流程：

A.当调度设备事故发生、监控后台事故时，运维人员应注意后台报警并观察后台监控相应形状的闪烁及设备变位情况；

B.进一步检查监控故障报文及保护装置动作情况；

C.若为35kV设备故障风机大部分脱网，需向调度部门、分公司及公司分管领导汇报事故发生时间及现象，若为35kV设备故障个别风机脱网可不向调度部门、分公司及公司分管领导汇报事故发生时间及现象；

D.35kV设备故障，运维值班负责人派运维人员检查现场一次、二次设备运行情况，确定故障点；风机故障，运维值班负责人组织风机厂家、运维人员现场检查，确定故障点；

E.运维值班负责人汇总信息判断故障性质；

F.根据故障类型，汇报公司分管领导或分公司；

G.按照上级指示及现场情况制定故障处理措施，组织进行故障消除工作；

H.故障处理完毕，启机并网运行；

I.按公司要求做好相关记录报告。

5、缺陷汇报及处理流程

一类缺陷汇报及处理流程：

A.在巡视、操作、检修、预试、校验等过程中发现缺陷，发现缺陷的运行维护人员应打风电场值班电话汇报主控室，运行值班负责人汇报场长，并将缺陷记录至运行日志、缺陷记录本中；

B.场长将一类缺陷汇报给公司分管领导、公司安全生产部及分公司安全生产部，并制定检修计划、事故抢修；

C.汇报调度部门同意或公司主管生产领导、公司安生部、分公司同意；

D.场长向当班负责人安排消缺工作；

E.当班负责人组织消缺；

F.运行负责人与维护负责人共同进行设备验收；

G.验收后终结工作票，在检修交代及缺陷记录本上签字盖章确认；

H.运行负责人将缺陷处理结果记录至运行日志、缺陷记录本中，实现闭环管理。

二类缺陷汇报及处理流程：

在巡视、操作、检修、预试、校验等过程中发现缺陷，发现缺陷的运行维护人员应打风电场值班电话汇报主控室，运行值班负责人汇报场长，并将缺陷记录至运行日志、缺陷记录本中；

场长根据二类缺陷情况制定检修计划、事故抢修；

C.汇报调度部门同意或公司主管生产领导、公司安生部、分公司同意；

D.场长向当班负责人安排消缺工作；

E.当班负责人组织消缺；

F.运行负责人与维护负责人共同进行设备验收；

G.验收后终结工作票，在检修交代及缺陷记录本上签字盖章确认；

H.运行负责人将缺陷处理结果记录至运行日志、缺陷记录本中，实现闭环管理。

三类缺陷汇报及处理流程：

A.在巡视、操作、检修、预试、校验等过程中发现缺陷，发现缺陷的运行维护人员应打风电场值班电话汇报主控室，当班负责人汇报场长，并将缺陷记录至运行日志、缺陷记录本中；

B.场长根据汇报情况指挥当班负责人组织消缺；

C.运行负责人与维护负责人共同进行设备验收；

D.验收后终结工作票，在检修交代及缺陷记录本上签字盖章确认；

E.运行负责人将缺陷处理结果记录至运行日志、缺陷记录本中，实现闭环管理。

2.风电汇报 篇二

施 工 监 理 工 作 汇 报

山东华能建设项目管理有限公司

华能沂水风电项目监理部

二0一二年零九月

华能沂水风电场（一期）工程施工监理汇报

一、工程概况

华能沂水风力发电一期工程位于山东省沂水县马站镇。共安装33台单机容量为1500kW风机，总装机容量为49.5MW。风电场采用每台风电机组配备一台箱式变压器。本工程风机基础为板伐式扩展基础，设计使用年限为50年，基础设计等级为2级，结构安全等级为二级，抗震设防类别为丙类，抗震设防烈度为Ⅷ度。

风机塔架高度70m，按《高耸结构设计规范》（GBJ135-90），其安全等级为二级。

风机大件设备包括机舱和塔架，单台机舱重约57t，每台风机的塔架为三节，单台风机的叶片为3片。

二、监理工作范围、工作指导思想、工作原则(一)、工作范围

受华能沂水风力发电有限公司委托对华能沂水风电（一期）工程风机基础和道路工程施工、变电站土建施工和变电站机电设备安装工程施工、风机吊装工程的施工、场内线路施工、风机和箱变的接地工程施工、场外线路施工等施工阶段的管理工作。

(二)、工作指导思想

监理工作的指导思想是：监理工作要始终以取得工程建设的整体最高效益作为出发点和总体目标，并把工程质量和安全施工放在首位，有效控制整个风电场建设施工进度。

(三)、工作原则

监理工作的基本原则是：依照业主授予的权限，检查、监督承建单位严格履行工程建设承包合同。充分运用监理的职责和技能，做好工程质量、进度、安全和投资的控制，做好合同和信息管理，做好工程建设各方之间的关系协调，实现工程建设总目标。

(四)、监理组织机构设臵和人员配备

监理公司根据委托监理合同规定的服务内容，工程类别、规模、技术复杂程度、工程环境等因素分别及时组建了项目监理机构，监理公司为做好沂水风力发电（一期）工程共配备监理人员6人，驻地总监理工程师1人，总监代表1人。专业监理工程2人、监理员1人、材料见证员1人，为做好华能沂水风力发电工程各尽其责。

三、工程质量控制目标：

1、工程质量满足国家及行业标准及设计要求，工程验收规范、标准及质量检验评定标准要求。工程质量等级为优良，工程按期投产，无工程质量事故发生。

2、工程质量控制的方法及措施

按各工序不同特点，有重点地做好事前、事中、事后的质量控制。质量控制的方法一般采用试验、现场巡视、旁站、测量、专项检查、签发指示指令等多种方式进行。

四、工程安全控制目标

杜绝重大人身伤亡事故、重大设备事故和其他重大事故，减少轻伤事故。项目监理部及安全监理工程师每天不间断巡视施工现场、项目监理部会同工程部每周进行一次安全、质量检查，每月安委会进行一次工程安全、质量联合检查，并召开安全例会。在参建各单位的共同努力下，达到安全事故为零的管理目标。

五、监理过程

华能沂水风力发电（一期）工程监理部于2012年04月份正式进场开展工作，在监理过程中，积极协调各方面关系，按照监理合同要求，在严格控制质量、进度、投资同时，抓好安全、合同和信息管理，确保工程顺利实施。监理部进场以后便积极配合施工单位进行开工前的复测等准备工作，同时着手准备监理规划的起草，于5月初底将“监理规划”报送业主审批。根据工程进度我

方又编制了监理创优规划、监理实施细则、安全监理实施细则、分项工程监理旁站方案等重点工程监控措施，并分别在总监工程师审核后报送业主审批。

（一）、质量控制

1、事前控制

监理项目部把制度建设、施工技术措施的审批、原材料的检查、设计图纸的技术交底作为施工的首要任务来抓，从源头上控制施工质量。

（1）监理人员必须掌握和熟悉施工图纸和设计文件以及相应的规程、规范等技术依据。

（2）审查施工单位提交的施工组织设计或施工技术方案是否合理。（3）审查施工单位的质量保证体系是否健全、完善。

（4）审查施工单位进场的设备型号、性能、数量和质量是否与投标承诺一致，能否满足施工需要。

（5）审查施工单位进场的主要工程技术人员、管理人员、质检人员和生产指挥人员是否与合同承诺一致，能否满足施工需要。

（6）审查施工单位现场的质量检验、检测设施、仪器、仪表的精度是否满足工程施工，对测量控制点进行复测检查。

（7）检查进场的材料、半成品和设备的产品合格证是否齐全，对原材料要进行见证取样送检和跟踪使用情况。

2、事中控制

在整个施工过程中，事前控制做得好，都是要通过事中来实现的，所以事中控制尤为重要。

（1）严格控制工艺流程，要求施工单位按照施工组织设计中的工艺流程施工，强化执行施工规范、技术措施，控制每道工序的施工质量，重要工程部位重点检查、检测、验收，把每道工序影响质量的因素都纳入受控状态。

（2）坚持上道工序不经检查验收不准进行下一道工序施工的原则，上道工序完工后，首先由施工单位按“三检制”进行自检，认为合格后通知监理工程师到现场会同检验，检验合格签字认可方能进行下道工序施工。

（3）坚持工程变更必须是业主授权范围内进行，授权之外的变更须首先与业主商量，在取得业主会同设计后，经设计出具设计工程变更单后才可以变更。（4）在日常监理过程中，出现以下情况之一者，监理工程师有权指令施工单位停工整改。

①、未经检验即进行下道工序作业的；

②、工程质量下降，经指出后未采取有效改正措施或采取了一定措施，但效果不好继续作业的；

③、擅自采用未经认可或批准的材料施工的； ④、擅自变更设计图纸要求的；

⑤、擅自将工程转包给未经同意的分包单位进场作业的； ⑥、已经出现质量下降征兆，而不采取有效措施的； ⑦、其它必须停工的情况。

（5）凡单项工程开工或停工后复工，均应遵照开工申请核签程序，由施工单位出书面报告报监理部，经监理工程师审查确认具备开工条件后签署意见，下达开工令方可开工。

（6）严格工程质量、技术签证制度。凡质量、技术问题方面有法律效力的最后签证，只能由项目总监理工程师签署，专业质量监理工程师、现场质量检验员可在有关质量、技术方面的原始凭证上签字，最后由项目总监核签后方有效。

（7）施工单位工程进度款的支付，必须有质量监理方面的认证意见，如果工程质量达不到合格标准，监理工程师有权拒绝支付该工程进度款。

（8）现场监理工程师及质检人员的监理日志将质量动态及影响因素的情况记录在案，将工程施工全过程的质量情况纳入监控范围。

（9）根据情况，召开工程质量协调会或专题会议，及时解决施工中出现的质量问题。

（10）现场监理发现质量问题，随时向总监报告，重大质量问题，监理部要及时向业主报告，每个月的监理月报中，必须有关于工程质量情况的报告。

3、事后控制

（1）施工中如出现了质量事故或严重缺陷，视严重程度以书面形式责令施工单位停止质量缺陷部位以及与其相关部位和工序的施工，必要时指令施工单位采取紧急防护措施，同时立即向业主报告。按照事故处理程序进行处理，在质量缺陷处理完成后，监理组织设计、业主和有关人员，对处理的结果进行严格检查、鉴定和验收，并对事故的出现、调查分析和处理的全过程形成“质量事故处理报告”提交业主。

（2）做好单位、分部和分项工程的验收工作，把好工程质量的最后关，凡分部、分项工程完工后，施工单位经初步验收合格，向监理部提交验收申请，监理部会同有关单位对工程及其质检资料进行检查验收和审核，达到合格后进行相应的工程质量等级评定，签署中间验收签证。

（3）工程项目竣工后，监理将积极配合业主及有关单位对工程进行竣工验收。组织对竣工图和其它技术文件资料的审核。

（4）、督促和帮助施工单位建立和健全质量档案管理：根据监理部的工程信息管理实施细则，对已评定的单位工程进行归档，同时对试验资料和技术措施也进行归档。

（二）、进度控制

依据本工程的总进度计划，分析本工程进度控制的重点和难点，确定本工

程的关键线路，提出各标段的资源配臵，保证了本工程总目标的顺利实现。

1、发布开工令：根据业主和各施工单位的工程开工准备情况，发布开工令。

2、要求各施工单位编制工程总进度计划、年进度计划、季进度计划、月进度计划，报监理部审批后执行。

3、根据每月各施工单位的施工进度报表，要求施工单位每周报施工进度计划，并注明上周实际完成情况及下周施工进度计划，每月组织4次监理例会。对照计划与实际进度，对未完成目标的找出影响进度的原因，及时纠偏。

（三）、工程项目投资控制

项目建设期间，监理部严格按照设计图纸及具体施工情况，认真审核工程进度款，并根据合同文件扣除工程预付款及质保金。对于新增和变更的工程项目，监理部会同设计、业主以及施工单位对有关项目进行详细分析、讨论，争取在满足工程安全、可行和工程施工进度的同时，最大限度降低投资。

(四）、安全控制

安全生产是整个工程施工质量的前提，本工程安全生产目标为五无。即：无死亡、无重伤、无重大设备事故、无交通责任事故、无火灾事故。为了保障工程的安全文明施工，成立了以业主为首的安全委员会，每月召开一次安全委员会会议，并要求施工单位在施工过程中必须建立完整的安全生产施工领导小组，健全安全生产责任制和群防群治制度。监理部专门派员进行安全生产管理。积极主动地向施工单位人员宣传安全生产的重要性，组织施工单位技术人员学习有关安全生产的操作规程，提高全员安全意识。要求施工单位把各种标志牌设臵齐全。监理部定期对施工现场进行安全检查，对现场存在的隐患及时提出，并要求施工单位进行整改和防护，做到把安全隐患消除在萌芽状态。通过强化管理，风电场的整个建设过程中未发生任何安全事故，安全状态良好。

六、工程质量情况

工程质量目标为优良，监理部严格按既定的质量目标要求各施工单位控制各检验批、分项、分部、单位工程的质量。目前已施工完毕的施工项目经组织验收，质量保证资料齐全、施工资料基本齐全，观感质量好，各项结果均合格。

七、存在问题及改进措施

在风机基础预埋件（基础环）施工过程中，由于基础环的调平装臵位于基础环底部，在基础承台混凝土的浇筑过程中出现平整度偏差不易调整，且浇筑过程缺乏技术管理人员的实时观测，容易导致承台混凝土浇筑完成后基础环平整度出现偏差过大，甚至超出设计及规范要求。对此监理部建议基础环调后将调节部位用电焊焊死确保不变动，并要求混凝土均匀浇筑，并且在承台浇筑过程中自始至终对基础环平整度进行监测，发现问题及时采取措施进行调整。另外，风电建设工程验评标准和资料表式不成熟、不完备，项目监理部实时关注建设主管部门和专家协会发布的最新消息，积极向电建协会和质监站专家学习，力求使验评标准、资料表式齐全、完整，符合要求。

山东华能建设项目管理有限公司

沂水风电项目监理部

3.风电汇报 篇三

大唐华银城步新能源开发有限责任公司

2013年04月

南山风电场1期（49.5MW）工程创优汇报

一、工程概况

大唐华银城步新能源开发有限责任公司南山风电场一期工程位于湖南省邵阳市城步苗族自治县西南部的南山牧场内，总面积约152平方千米，有“南方呼伦贝尔大草原”之称。

南山风电场区域海拔高度1700~1900米，风能资源较丰富，总装机规模约200兆瓦，拟分四期开发。一期工程装机容量为49.5兆瓦，风机主机型号XE82-2000。（工程占地面积48.47公顷，其中永久占地2.40公顷，临时占地46.07公顷）。工程于2010年10月动工建设，2011年12月25日25台风机全部投产发电。项目完成总投资45799万元，较中国大唐集团公司批准的执行概算47989万元节省投资2190万元，较可研概算53484万元节省投资7685 万元。

南山风电场1期工程于2010年4月1日，由湖南省发改委以湘发改能交[2010]239号文件核准。

1期工程由湖南省电力勘测设计院勘测设计。

一期工程监理为湖南加力电力监理咨询有限公司，升压变电站施工单位是湖南湘乡电力建设有限公司，风机基础施工单位为邯郸市邯一建筑工程有限公司，吊装单位为葛洲坝集团电力建设有限公司，电缆敷设施工单位为常德湖南德力电力建设有限公司。

工程于2010年10月30日破土动工建设，2011年12月25日全部机组并网发电，年发电量约1.1亿度。

工程建设期间未发生安全及质量事故，未发生环境污染及水土流失事件。风电设备运行稳定，各种性能指标均满足设计和相关要求。其中，机组可利用小时超过2200小时，机组利用率达97%以上。本工程委托湖南电力建设质量监督中心站进行质量监督检查，通过了风电土建工程质量监督检查、升压站受电前及首批风机并网前质量监督检查，工程质量得到监检组专家的肯定及好评。

二、工程特点及施工难点

1.工程地质条件复杂，工程场地位于南山牧场内，平均海拔1800米以上，道路及风机平台基础施工难度大，设计、施工均有难度；

2．工程场址因在牧场内，属于国家风景名胜区，且当地奶牛牧民多，施工非常不便。3.风机塔筒、叶片、机舱等体积尺寸和质量均较大，对道路承载能力和转弯半径要求

较高；

4．混凝土一次性浇筑量较大，施工连续时间贯穿夏季高温到冬季低温期施工难度大； 5．工程施工点多、面广、线长，交叉作业量大，安全管理难度大。

三、新技术开发、推广应用

1、南山风电场场内道路施工

南山风电场地理位置特殊，现场情况千差万别，本着确保工程质量，降低施工造价、缩短工程工期的目的，大胆尝试，认真试验。根据当地实际情况，制定了一系列有针对性的措施，例如，及时修筑道路临时护坡，合理调整施工时间，从而节省了大量的施工投资，同时也缩短了施工工期。

2、基础环水平度调整模式创新

原先的设计图纸是将基础环水平度调整螺栓放置于支撑腿的下部，这样就存在一个问题，当承台混凝土浇筑高度到达支撑腿螺栓以后，如果基础环水平度不满足要求，就很难再进行调整了。因此，我们对此进行了改进，将调整螺栓置于支撑柱顶部，这样就可以在浇筑的同时，随时调整基础环的水平度，简单易行。

3、大体积混凝土施工技术

风机承台作为基础和上部塔筒的连接部分，质量要求高，需一次性浇筑，混凝土体积（约400立方米）较大，其施工质量的好坏直接关系到风机整体的安全。鉴于此，我们采取了诸多有效措施：优化混凝土的配比；在混凝土浇筑前预埋冷却水管；混凝土浇筑完成后覆盖塑料薄膜和保温棉被，做好保温保湿工作，取得了良好的效果。

4、南山地区绿化的模式

南山地区石方较大，对于施工后的环保绿化非常困难，经过多方咨询，采用挂网喷薄技术种草，效果显著。

以上技术得到了设计院、湖南电力建设质量监督中心站和监理的肯定，取得了良好的效果。并顺利的通过了水保及环保验收，得到了环保部门的极大肯定。

四、工程质量管理

工程开工伊始即成立工程创优工作领导小组，制定工程创优总体规划，明确了质量管理目标“高水平达标投产、建中国电力优质工程”，严格审查监理及施工单位编制工程创优实施细则，并在施工过程中监督实施。全面推行PDCA闭环管理，健全质量管理体系，严格执行强制性条文，规范质量检查验收。

主要采取了如下措施：

1、建立健全质量保证体系，制订质量保证措施，落实质量责任，并切实保证质保体系的正常运转，充分发挥创优小组的作用；

2、做好施工图纸会审工作，尤其是电气与土建专业间接口的图纸会审，将问题暴露在工程开工之前；

3、督促施工单位做好施工方案、预防措施、技术交底工作，工程施工进行质量跟踪；

4、加强对设备到货的检查验收，不合格产品不予验收；

5、针对易发生质量通病的混凝土外表工艺、电缆敷设与接线等工序制定预防措施，并监督执行；

6、土建施工与设备安装过程中严格执行电力行业现行验收规范及评定标准，强化“三级验收”制度，及时组织召开质量检查、分析专题会议，确保土建与电气设备安装质量验收全部达到合格；

7、针对主变附件安装、滤油、常规试验以及GIS设备安装及系统调试实行全过程旁站监督；

8、做好成品保护，避免被破坏和污染。

五、工程亮点

南山风电场从成立伊始就确立了绿色风电发展方针，明确了工程创优的总体质量目标，在实施过程中贯彻质量控制的原则和电力行业“可靠、指标、合规、创新、环保、工艺”的创优十二字方针。在实际工程管理中，从设计到施工，再到验收等各个环节都按设定的目标来进行工作,取得了良好效果，质量特色亮点有：

1、升压站采用弧形波浪屋面，与南山牧场地形地貌交相辉映，且使用了带绿豆沙SBS卷材，达到了工程建设与环境一致。

2、升压站设备安装工艺规范，安全警示规范、齐全、醒目；.3、楼地面与墙边交接严密，阴阳角收边方正。外墙饰面砖施工前，按设计要求和施工样板进行排砖，并弹出控制线，作出标记；外贴面砖分格均匀，灰缝密实、深浅一致。踏步侧面块材铺贴牢固，拼接严密。

4、安装了风机超声波气象站，增强风机气象站在冰冻季节可靠性、提高了发电能力。加上叶片涂抹憎水材料，可最大限度的减少冰冻对风机运行的影响，提高风机发电能力

5、升压变电站内道路硬化和绿化带布置美观。

6、为了降低对自然环境的破坏，我公司根据风机设备研发制造的发展趋势，使用25台

2MW机型；同时，通过合理的安排设备到货顺序、布置吊装机械等手段，将设备厂家要求的2500平方米的安装场地降低到1500平方米。仅通过优化设备选型和施工顺序这两个手段就将对生态环境的破坏降低一大半。

7、施工过程中未发生较大及以上安全质量事故，风机机组试运期间保护装置投入率100%，保护正确动作率100%，2012年风机可利用率达 97.05%。

8、施工现场道路按照永久道路和临时道路相结合的原则布置，施工现场内形成环形通路，尽量减少新建道路，利用原有道路，在原有道路上进行改造减少道路占用土地。

9、在大体积混凝土养护期间，定人定时进行测定混凝土温度，以保证混凝土内外温度不超过20℃。基础混凝土浇筑完成后，及时覆盖一层塑料薄膜和一层棉被进行防风、防裂、保温，较好的避免了混凝土收缩裂纹。

六、获奖情况

南山风电1期工程获得了省部级以上科技成果三等奖三项： 1.《超声波风速仪在风场冰冻期提高发电能力的研究与应用》； 2.《高土壤电阻率地区接地降阻措施的研究及应用》； 3.《升压站工程施工污水处理及循环利用工艺》； 获得QC成果三等奖三项：

1.《消除大面积楼面砼收缩产生的裂纹》；

2.《控制大面积外墙聚苯颗粒保温层的施工质量、消除通病》； 3.《提高风机气象站在冰冻季节可靠性》；

七、工程的社会影响

南山风电场一期工程2011年调试期完成发电量553.5万千瓦时，2012年完成发电量11062.075万千瓦时，完成利用小时2234.76小时，大大高于设计的1870小时。风机可利用率达97.05%，较设计值95%高2.05个百分点，南山风电场发电量、风机可利用率等生产指标均居湖南在役风电场首位。

风电是国家重点扶持的清洁可再生能源，南山一期风电场每年可为电网提供电量9271万千瓦时。相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化硫排放量约508吨，一氧化碳约7吨，碳氢化合物约2.87吨，氮氧化物约288吨，二氧化碳6.27吨、烟尘排放量0.82吨。风电场的生产过程是将风能转变为机械能、再转变为电能的过程，整个工艺流程中，不产生大气、水体、固体废物等方面的污染物，也不会产生大量的噪声污染。

南山风电场的建筑设计实现了工业建筑与自然景观的协调统一，升压站的建筑外形设计结合了景区自然特点，采用流线型设计,工程设计时最大限度的减小安装平台的面积，减少开挖量，施工过程采取措施防止滚石对植被的破坏；工程完工后，及时采取挂网喷播、人工种植等措施，对风机道路边坡、风机安装平台进行复绿恢复，工程完工一年后基本没有建设痕迹，实现了工程建设与环境保护的完美结合。

风电建设促进了景区旅游，景区内风机的安装，为南山单一的高山草垫旅游业增添了一道亮丽的风景，据统计，风电建设后一年内的旅游收入同比翻了一番。实现经济与环境的协调发展。

八、工程综合评价

在工程完工后，公司组织设计单位、监理、城步县住房和城乡建设局、湖南电力建设质量监督中心站、城步县消防局、湖南省环保厅、城步县档案局等对工程进行了联合验收，各单位一致认为：该工程建设总体质量目标明确，消防、环保措施到位，档案资料齐全完备，经过创优策划与实施，使工程建设的全过程从工程设计、施工、建筑安装以及监理和建设单位验收等全过程质量控制得到了有效管理，整体工程质量受控，投产后取得了良好的经济效益和社会效益。

一期工程于2013 年3月18日通过了湖南省电力建设监理咨询有限责任公司的质量评价，最终得分为92.08。

同时针对以前专家组验收中发现的问题和提出的建议，我公司积极组织相关单位和人员进行了认真细致的整改工作，所有整改工作现在已经基本整改完毕。

欢迎各位专家进行检查。

预祝各位专家在城步南山工作顺利、心情愉快！

大唐华银城步新能源开发有限责任公司

4.风电汇报 篇四

2.提高国产风电机组可利用率，达到国外同类产品水平。

3.各种类型、不同容量的垂直轴风力机，具有噪音低、成本低、维护方便的特点，应该大力发展。

4.应研发适于低风速、低温运行、抗风沙影响的大型风电机组，以适应我国的风资源状况。

5.在提高风电机组可利用率的前提下，进一步降低国产风电机组的制造成本。

6.我国是稀土资源丰富的国家，应大规模采用直驱、半直驱型永磁同步风力发电机组。

7.针对我国风电场大规模发展和现存的风电并网问题，应该全面提高各类风电机组电网适应性。

8.应提高各类同步发电机在风电机组中的比例，增强风电机组电网适应性，以适应中国大规模风电场建设的需要。

9.风电机组出于可靠、安全、长期发电减少维护成本的经济性考虑，应该实施整机与部件之间的智能化协调控制。

10.对于目前运行中的各种风电机组，应从可靠性、成本、效率及电网友好性等诸方面，根据运行数据进行综合量化评估，以确定适合我国风电场的最适宜机型。

11.应该开展陆地和海上试验风场的建设，并以此认证风电整机产品，能够促使我国风电设备质量和机组性能的不断提高。

12.应采用统一的协议以实现不同风电场、不同厂家和型号的风电机组之间的方便互联。

13.深入研究国外风电设备制造商的知识产权战略和专利布局，加大对我国风电整机及零部件研发机构实施知识产权战略的支持，是我国风电装备制造业发展的关键所在。

14.应大力支持专业的风电技术研发、设计与咨询性服务机构。

15.风电技术领域高等教育及相应的职业教育应大力发展，这是我国风电产业健康、快速发展的关键。

16.双馈型风电机组以其成本低、技术成熟、产业链齐备而在市场上占主导地位，但随着风电装机容量的增大，该机型可靠性差、电网适应性差的弱点急需“升级”型产品，如半直驱型的无刷双馈机组，继承其优点、克服其弱点。

17.开发3-5MW大型风电机组及关键零部件是我国海上风电场迫切需求的产品。

18.开发各种无变流器型风电机组，以适应大规模风电接入电网对风电电能质量、低电压穿越能力及无功调节的要求。

19.为了深入掌握风电机组整机设计技术，应掌握大型机风电机组结构动力学分析能力。

20.对各种形式引进的风电机组整机设计技术，应采用“官产学研”结合的方式，进行消化吸收、并结合国情进行再创新。

21.10-20MW海上风电机组技术和关键零部件技术，是海上风电机组降低成本、提高可靠性的关键，应该着手研发工作。

22.在消化吸收国外引进技术、跟踪国外风电机组技术发展动态的基础上，应把各类半直驱机型作为我国风电设备发展的重点。

23.并网和离网兼备的小型风电机组，在严格技术标准和并网规范基础上，应大力支持其发展。

5.风电场管理 篇五

风电场的运营管理是一个集成化的管理。从国内目前的现状来看，是由研发、制造、投资、生产等多个主体通过技术服务相互交叉、协作，共同围绕提高风场内风机的发电量，设备的可靠性及降低人员和设备维护成本等开展工作，最终保证风电投资建设的回报，为社会持续不断地提供绿色、环保、优质的清洁能源。

一、风电运营管理模式

中国近几年风力发电产业取得了突飞猛进的发展，风机功率等级达到兆瓦级，风电场的规模最小都是50MW，我国风电场分布的区域广，自然环境和工作条件恶劣，且风电场规模大。风电场的运营管理模式不能一味地模仿国外的经验，结合我们近几年的维护经验和不断探索，大唐甘肃发电有限公司采取了建设与运营分离的管理体制，较好的推动了风电项目开发建设和风电场运营管理向专业化、市场化方向的发展。

1.建设与运营分离的风电管理模式

大唐甘肃发电有限公司目前对所辖风电产业的管理依托两类管理实体，即负责投资建设的风电公司和负责风电生产管理的运营公司。风电公司将风电建设项目完成后移交风电运营公司实施运行和维护管理。这种管理模式是一种区域管理的探索和尝试，其目的是实现人力资源专业化管理和人员的集中管理、灵活调配，推进规范化管理平台建设，加快人员的调动和备件的流通，从而达到最大程度的降低人员和备件管理成本，为本公司风电产业提供专业化、标准化、规范化的服务。

2.风电运营公司的管理机制

2009年8月28日，由大唐甘肃发电有限公司控股成立了大唐酒泉风电运营有限责任公司(以下简称风电运营公司)。风电运营公司主营风力发电场的运营、维护、检修和外部市场的开拓，旨在创建一个市场化运作的具有一定盈利能力的专业化公司，做大做强风电运营产业。

(1)风电运营公司现负责大唐玉门风电场、大唐景泰风电场、大唐昌马风电场等三座大中型风电场的生产运行、维护检修和管理工作，风机总台数291台(V52-850风机58台、SL77-1500风机89台，SL82-1500风机134台，FD-1000风机10台)，总容量393.8兆瓦。

(2)风电运营公司现设综合管理部、设备技术部、工程管理部、财务部四个职能部室和三个风电场。现有员工97人，分管理人员、运行员工、检修人员三类。

(3)风电场的运营管理采取运检分离的模式。运行实行三班轮换运作，检修实行分组作业轮流值班，确保设备健康平稳运行。风电场设办公室、检修班、运行班三个部门。办公室设场长1名、检修专责1名、运行专责1名、物资兼后勤管理1名;检修班设检修班长1名、技术员1名、工作负责人3名、中级检修工3名、初级检修工3名;运行各班设班长1名、主值1名、副值1名。

二、风电场概况

甘肃省位于我国西北大陆腹地，地处青藏高原、内蒙古高原和黄土高原的交汇处，盛行风向稳定，风能资源蕴藏量丰富，地势平坦，适合开发建设大型并网型风力发电场。大唐甘肃公司在该地区现在拥有三座大中型风电场，截止2011年4月总装机容量393.8MW。2010年玉门、景泰两个风电场装机143.8MW的容量，实现年发电量29922万kwh(其中玉门19333万kwh、景泰10589万kwh)。

大唐甘肃公司所辖的风电场分布在景泰、玉门、昌马三个地域。风资源、装机和接入系统情况如下：

1.大唐甘肃公司风电装机情况

风电场总装机容量(MW)机型台数(台)投产日期 景泰一期45SL77-1500302008.12 二期49SL77-1500262010.12 FD60-1000102011.0

4玉门一期49.3V52-850582006.12 二期49.5SL77-1500332008.06 昌马

201SL82-***.12 合计393.829

12.风电场接入电网的模式

风电运营公司承担运营的大唐玉门风电场和大唐景泰风电场的电网接入模式均是由风机就地箱变将风机出口电压690伏升压至10千伏后经架空线路引入110千伏升压站，最后经110千伏出线送至当地电网。大唐昌马风电场是通过将风机出口电压升压至35千伏后引入330千伏变电站，通过330千伏出线送至当地电网。

3.风电场的风资源特征

通常情况下，景泰地区年内3～5月风速最大，9月～翌年1月风速较小，也就是说，春季风大，秋冬季风小。玉门地区11月～翌年4月风速较大，7～9月风速较小，即冬春季风大，夏季风小。玉门、景泰风速均为白天大，晚间小。在实际运行中各风电场的风资源情况都有所下降，玉门风电场实际年平均风速为6.80m/s，年有效风速(3.0m/s-20.0m/s)时数为7509h;景泰风电场年平均风速为4.99m/s，年有效风速(3.0m/s-20.0m/s)时数为5620h。

三、风电机组的维护管理(一)安全管理

人是安全生产中最关键的因素。我们始终把人员因素放在安全生产管理的首要位置来

抓，突出“三个抓好”，实现“一个塑造”，即抓好思想的重视和责任的明确、抓好技能的提升和意识的增强、抓好氛围的形成和文化的构筑，努力塑造“本质安全人”。

1.以创建本质安全型企业为抓手，不断完善安全生产管理体系。

一是开展大唐同心文化建设，大力营造同心文化、安全文化氛围。以指标达标、管控达标、文化达标为目标，以体系建设、风险管控、文化落地为抓手，同步实施、循序渐进、相互促进，努力实现“人员无伤害、系统无缺陷、管理无漏洞、设备无障碍、风险可控制、人机环境和谐统一”。

二是严格执行“两票三制”，推进现场作业标准化。两票：工作票、操作票；三制：交接班制、巡回检查制、设备定期试验轮换制。

三是持续深入开展“三讲一落实”活动，提高班组风险防控能力。四是认真做好风电技术监控工作，及时发现并消除设备隐患。

五是加强重大危险源管理和危急事件应急管理，做好季节性检查及专项检查，及时消除环境中的不安全因素。以“正在做的事情为中心”，从日常的“三会一活动”(安全分析会、安全监督网例会、班前班后会、安全日活动)做起，划清责任界面，落实各级人员的安全生产责任。六是明确目标、责任到人。公司与部门、部门与班组层层签订安全生产责任书，对安全责任进行细化分解，建立横向到边，纵向到底的安全目标责任体系，把安全责任落实到企业生产经营的各个环节和每一个岗位，做到思想、责任、压力、目标“四到位”，形成“公司控制事故、部门控制障碍、班组控制异常、个人控制差错”的四级控制格局。

2.实施全过程管理和超前控制，实现安全生产“可控、在控”

一是加强过程控制，确保安全工作落实到位。我们始终把安全生产放在一切工作的首要位置来抓，在班组中大力开展“三讲一落实”活动，坚持每天召开生产例会，每月召开公司安全分析例会，各级一把手亲自参加，共同研究分析安全生产工作，掌握安全生产现状，协调解决存在的问题，使生产系统各项工作高效运转、政令畅通。各部门安全生产第一责任人必须按时参加每周班组安全分析会，与职工一起查问题、找隐患，定措施，保证了安全部署的层层贯彻、安全信息的层层传递和安全措施的高效执行。

二是加大查评整改力度，树立超前防范意识。坚持安全大检查与重大危险源评估有机结合，从查安全管理、查事故隐患、查违章入手，开展春、秋季安全大检查工作，消除各类不安全因素。同时，加大防人身伤害工作力度，抓住防人身触电、防误操作、防高空坠落等关键环节，下大力气检查整改，落实防范措施，杜绝了人身事故的发生。在开展安全大检查的基础上，我们充分借助重大危险源评估这一有效手段，对公司安全生产现状进行全面自评，找出

安全生产中的薄弱环节和存在的问题。针对查出的问题，制定整改计划，逐条落实责任部门和责任人，并将各部门整改情况进行定期通报，有效保证了整改计划的落实。

三是加强执行力建设，突出规范化和制度化的引领和指导作用。加强制度建设，先后修订了《安全生产责任制管理办法》、《安全生产工作奖惩细则》《反违章管理规定》等19个安 全管理制度和25个应急预案，建立了较完备的安全管理制度体系。每年年初制定安全生产“一号文件”，明确全年安全生产目标和指标，要求各部门逐级落实，分解到人，使全体职工都有明确的安全责任和目标。坚持“奖惩并举，重奖重罚”的原则，健全完善安全生产激励机制，对违章、违规行为实行重罚，使责任人切实感受到安全问题带来的“切肤之痛”。

3.强化安全生产标准化建设，提升生产管理水平

一是以“专业化、标准化、信息化”为抓手，不断提高风电安全生产管理水平。在例行工作和定期工作标准化的基础上，推进管理工作标准化，并不断优化管理流程，突出风电特色。实施信息化管理，建立安全管理、检修理、运行管理、培训管理、生产物资管理等动态监控系统，及时纠正偏差，堵塞管理漏洞，实施智能化管理，持续推进电网友好型风电场建设。二是加强安全设施标准化建设，规范作业环境。我们从加强安全设施规范化建设着手，推动安全标准化建设。按照“本质安全型风电场”对安全设施的标准要求，对风机、箱变、变电站围栏等安全标识进行了清晰的规范，装设“止步!高压危险”、“禁止攀登，高压危险”、“必须戴安全帽”、“必须穿绝缘鞋”等安全标示牌，提高了安全设施规范化水平。

三是实行“两票三制”的标准化，筑牢现场安全防线。

严格执行生产现场任何工作必须坚持工作票制度，开展作业现场危险点分析与控制，不断加强作业现场的安全管理，实现“两票”做到三个百分之百，即现场作业除严重危及人身、设备安全的情况下可以不开票外，必须做到100%开票;票面安全措施、危险点分析与控制措施及票执行的环节必须100%落实;标准票的覆盖率要努力达到100%,即正常方式下的作业和操作都必须有标准的工作票和操作票。

四是实行检修作业指导书的标准化，确保检修作业规范有序。

我们大力推行检修作业的规范化、标准化，在风机定检维护中积极引入标准检修作业指导书，实现现场作业标准化。对每一项作业的工序、工艺、技术标准和安全措施在指导书中都做出具体规定以指导操作，实现“打勾作业”，保证检修质量和作业安全。在管理中，对人员分工、使用的工器具、需要的材料、检修记录、验收记录都做出具体规定，做到有据可查和责任落实。

4.实施对标一流管理，铸造精品项目

采用 “五确认一兑现”的方法(即确认目标、问题、对策、责任、效果，兑现奖惩)，对标管理、落实责任实现闭环管理。生产经营持续深入开展对标管理，采取发电量与工资总额挂钩的激励措施、全面深化对标工作。每个风场每天对同一区域、同一电网风电场的发电量、风机利用用小时数等关键技术指标区域对标，找出差距、制定措施，迎头赶上。

(二)风机故障类型、普遍存在的问题 1.风电机组的常见故障

(1)液压系统油位及齿轮箱油位偏低;

(2)风力发电机组液压控制系统压力异常自动停机;(3)风速仪、风向标发生故障;(4)偏航系统发生故障造成自动停机;(5)风力发电机组设备和部件超温而自动停机;(6)风力发电机组桨距调节机构发生故障;(7)发电机匝间短路故障;(8)控制系统的故障。

关于风机乃至风电场的设备故障和检修维护，由于各风电场风机设备投运时间相对较短，部分风机目前还由制造厂负责维护，目前暴露出来的设备问题还不具有代表性和规律性，有待于进一步收集、整理相关资料，分类分析，为下一步设计优化和现场消缺、改造积累第一手材料。下面引用一篇有关报道，以激发各方面的关注。

2.案例

近期,风机着火、倒塌事故时有发生,而风机的装机容量发展速度却在直线上升,单机容量也是越做越大。风机的质量问题已经引起产业链条上所有利益方的关注,这个产业需要增加一些忧患意识。具体内容参见附件1：《风机着火及倒塌事故接连发生 质量问题引关注》。

(三)风机检修现状

风电场投运后，我们每年都安排检修人员到风机装备制造厂学习。对现场投运的风机，我们与风机厂家的维护人员一起进行风机的维护、消缺工作，并请风机厂家的维护人员进行技术讲课和现场讲解，培养检修人员维护风机的技能和水平。从2009年开始，玉门一期V52风机(49.3MW)由我们自己的检修人员承担日常维护消缺和定检维护，景泰一期和玉门二期在年内由厂家完成两年维护后移交给我们承担日常维护消缺和定检维护、修，届时我们维护的风机将达到121台，容量为143.8MW。

1.风机日常维护保养

对风机的日常维护，我们也在不断探索、不断完善，注重抓好以下几个方面的工作： 一是严格按照日常维护制度的规定、风机维护手册中的要求，并结合季节气候条件完成设备消缺工作及临时出现的设备消缺工作。

二是台账记录的规范管理。工作完成后在设备台账及中控室的消缺记录本上做好详细准确记录，注明工作完成人、检查人及时间，以便用于分析问题、总结积累经验、找出规律及共性之处，为以后的工作提供帮助。

三是每天的巡检工作。风速小的时候登机检查，听声音、看颜色、看数据、看油位、检查运动状态、闻味道、摸温升等。风大时在风机底下巡视，去顺风方向听声音，看运行状态，及时发现故障隐患，防范于未然。

2.设备定检维护

6.风电年终维护总结 篇六

1、设备定检工作：利用春、秋检时机，对电气设备进行清扫检查，预防性试验，各专业工作同时进行，保证在规定时间内保质保量完成各项检修任务，不丢项，不落项。

继电保护专业主要工作包括线路保护、主变保护、母线保护、线路故障录波器、运动信息子站、35KV进线保护等共计20余项，参与人数4人，同时对各类低压控制系统及自动装置也进行了全面清扫检查。

高压专业：主变压器、220KV开关、避雷器、过电压保护器、高低压电缆、绝缘瓷瓶、绝缘油等共计30余项，设备高压试验130台次，绝缘油样75台，变电专业：1号主变压器、220KV线路、母线及避雷器，220KV线路开关及刀闸、主变开关、35KV线路开关及刀闸等共计30余项。全年共处理箱变缺陷15台次，35kv线路断线1处，风机跌落保险上口断线13处，清除35kv铁塔鸟巢26处，处理35kv螺栓松动26处。对避雷器、过电压保护器等设备，全面清扫检查，更换12台，清扫35kv开关柜10台，全面消除了设备隐患，为今冬明春设备的安全稳定运行，打下了坚实的基础。

仪表专业：电压变送器、电流变送器、功率变送器、交直流电压、电流表等共计50余块。日常各类指示仪表、远传设备等缺陷消除40余项。

2、日常维护工作

定期对现场设备运行工况进行排查，及时清除各类威胁设备安全运行的各类隐患，确认设备的各项基本运行指标正常。按照技术监督规程规定，定期对高压电器设备进行绝缘项目检查，对220KV刀闸、悬垂绝缘子、绝缘支柱、变压器套管等进行红外线成像，检查设备内部绝缘情况，对PT、箱变、主变绝缘油定期进行色谱及耐压试验，保证设备微小缺陷能够及时发现。配合上级技术监督部门，定期上报技术监督报表，配合相关部门开展反事故措施排查整改，并对发变组保护、自动励磁装置等涉网保护项目定期筛查，上报检查结果，并根据上级部门更改要求，对场内设备不符合项进行整改。

3、紧急事故抢修：全年重大抢修共计4项

3号发电机变压器一、二次电缆烧毁，需将油池进行排油清理，更换新油，故障电缆更换并进行绝缘处理。抢修工作进行了36个小时，总计投入各类专业技术人员8人，共计更换新电缆16根，制作中间接头16个，高压试验32项。

220KV母线C项 PT绝缘油色谱显示内部故障，需整体更换，将原故障PT拆除，新PT就位，测量引线恢复，高压试验检测等工作。抢修工作进行了40个小时，总计投入各类专业技术人员10人，直组、绝缘、油样等高压试验5项.35KV跌落开关绝缘故障，共计处理10处，更换开关机构，绝缘子等工作，保证供电线路及时投运。

35KV避雷器由于雷击，造成避雷器损坏，共计更换12台。

4、重大设备技改

PMU改造：根据调度发布的指导性文件，克服了无施工图纸的困难条件，对设备进行了全方位考察研究，并绘制出适合我厂的安装施工图纸，根据实际考察的结果，制定除了具体的施工方案及施工材料准备，为PMU改造工程的顺利进行打下良好基础。目前技术及物资准备工作已基本完成，待材料到齐后即开工。

5、安全文明生产工作

电气专业部全年安全形势良好，未发生一齐人身伤害事故。工作前进行安全危险点分析，对工作进行周密部署，制定详尽的安全技术措施，保证人员和设备的安全。对事故预想做到全面可靠及时，隐患排查认真仔细，确保设备检修中期内安全运行。同时对设备标牌进行全面排查，将缺损、松动

6、安全隐患排查

7.风电工作原理 篇七

机控制系统控制和检测每时每刻的工作情况。它将风机维持在正常工作的范围内，确保风机的各个工作参数位于允许的范围之内。

控制系统是由数字程序控制器组成的(PLC)。其中心单元位于塔架底部的开关柜内。在主机箱内也装有部分控制单元，它们用于传递各传感器发出的检测信号。例如：风速，主轴转速，高速轴转速，温度等。检测信号经PLC控制电路，在PLC里信号经过数字信号和模拟信号转换，然后经串联接口传输给中心控制电脑，中心控制电脑用于指令，记录错误信息，利用调制/解调器和远程检测系统连接。

在风机部分负载的情况下，风速低于标称风速时，发电机的转矩是通过电流变换器来调节的。输出功率的忧化是根据转矩-风速曲线来确定的。

风速如果超过额定值, 那么可以通过调整桨叶的角度来使发电机的输出功率保持平衡。利用这个原理, 可以使得发电机的转矩保持恒定。在风速突然加快的情况下，桨叶的转速通过变矩调整，可以基本保持恒速。

因为G56/850 风机具有60米高度的钢结构塔架，因此塔架的自然震荡频率范围应该是与桨叶的旋转频率范围相同，这样塔架的谐振检测是必要的。通过电脑的特殊程序，可以将塔架的特征谐振频率输入给控制单元。当这个频率到来时，可以通过变矩系统将桨叶的转动频率在+/-5% 的范围内予以主动地变换，以此避免谐振的发生。

当风机工作时，程序控制器的各分支部分将检测有关的数据如：桨叶变矩系统，和偏航系统，以及网络运行质量，测风系统的工作情况等等。如果，风机出现了异常的情况，各部的程序控制器将会更正这些异常的现象。如果出现的是某些意外的情况，那么风机将进入紧急停机状态，最终煞车停机。

8.风电评估总结作业 篇八

首先要进行概述，说明这块区域的位置地理位置和各项测量参数，再写出所采用的数据、资料。再对风电场所在地区气象站资料分析，其中有气象站基本资料、多年气象数据统计分析，然后是风电场测风资料分析，里面有测风塔概况、测风塔数据检验、风电场现场测风资料统计、现场测站数据长期代表性订正，资料统计中有测风塔与气象站相关性、风电场空气密度计算、风切变指数、湍流强度、50年一遇风速最大值和极大值、风速及风功率密度、风速及风功率密度年变化和日变化、测风塔风速及风能频率、测风塔风向风能玫瑰图。再做代表年风电场风能要素，这里有代表年平均风速和风功率密度统计、代表年风电场风资源分析，分析中要做代表年风速和风功率密度年变化和日变化曲线、测风塔代表年风速及风能频率、测风塔代表年风向频率及风能方向频率、Weibull曲线，最后 是风能资源评价。

接下来是工程地质的分析，勘察依据是一些资料，还有勘察手段。然后要看区域地质概况及场址稳定性，要考虑到自然条件、区域地质、区域构造稳定性评价。还有场址区地形地质条件，这其中包括地形地貌、地层岩性、水文地质条件，然后进行风电场场址工程地质条件评价。要有稳定性与适宜性评价；岩土的物理力学性质初步评价；水、土的腐蚀性初步评价；场地地基土冻结深度；地基方案初步建议，最后是写出结论与建议。

要确定项目任务和规模，其中包括地区经济发展现状、地区电力系统现状及发展规划、项目建设的必要性、项目规模。在地区电力系统现状及发展规划中有地区电力系统现状、电力系统规划、项目建设的必要性。

最后是风力发电机组选型及布置，要做地区电力系统现状、电力系统规划、项目建设的必要性，接着是风力发电机组的优化布置和风电场年上网电量计算。

中国风资源主要分布在新疆北部，内蒙古，甘肃北部，如新疆的达坂城风电场，还有阿拉山口地区。内蒙古面积辽阔，出去强大的蒙古高气压边缘，是高低气压的过渡带，所以风力很强。

一些特殊区域，比如峡谷、平原、山坡、海边等都有利于风的形成。在东南沿海也有很好的风资源分布，但在南方内陆地区可利用资源相当匮乏，这些地方没有开发潜力。

专业名词理解： 1.风场 wind site 拟进行风能资源开发利用的场地、区域或范围。2.风电场 wind farm 由一批风力发电机组或风力发电机组群组成的电站。3.风功率密度 wind power density 与风向垂直的单位面积中风所具有的功率。

设定时段的平均风功率密度表达式为：

Dwp1n3i()(v2i1)（W/m2）

式中：n——在设定时段内的记录数；

ρ——空气密度，kg/m3； vi3——第i记录的风速（m/s）值的立方。

平均风功率密度的计算应是设定时段内逐小时风功率密度的平均值，不可用年（或月）平均风速计算年（或月）平均风功率密度。

Dwp中的ρ必须是当地年平均计算值。它取决于温度和压力（海拔高度）。如果风场测风有压力和温度的记录，则空气密度按下式计算： PRT（kg/m3）

式中：P——年平均大气压力，Pa；

R——气体常数（287J/kg·K）；

T——年平均空气开氏温标绝对温度（℃+273）

如果没有风场大气压力的实测值，空气密度可以作为海拔高度（z）和温度（T）的函数，按照下式计算出估计值：

353.05/Te0.034z/T（kg/m3）

式中：z——风场的海拔高度，m；

T——年平均空气开氏温标绝对温度（℃+273）。

4.风能密度 wind energy density 在设定时段与风向垂直的单位面积中风所具有的能量。

风能密度表达式为：

DWE1m3j ()(v2j1)tj（W·h/m2）式中：m——风速区间数目；

ρ——空气密度，kg/m3； vj3——第j个风速区间的风速（m/s）值的立方；

tj——某扇区或全方位第j个风速区间的风速发生的时间，h。

5.风速 wind speed 空间特定点的风速为该点周围气体微团的移动速度。6.平均风速 average wind speed 给定时间内瞬时风速的平均值，给定时间从几秒到数年不等。vE=1/n(v1+v2+v3+…+vi+vn)=1/n∑vi n=1 式中，vE为平均风速；vi为时间点i对应的瞬间风速；n为所选取的样本点的总数

7.10min平均风速（目前测风数据的时间步长）

每秒采样一次，自动计算和记录每10min 的平均风速，m/s。8.小时平均风速

通过10min平均风速值获取每小时的平均风速，m/s。9.最大风速 maximum wind speed 10min平均风速的最大值。

10.极大风速 extreme wind speed 瞬时风速的最大值。

11.风速分布 wind speed distribution 用于描述连续时限内风速概率分布的分布函数。12.威布尔分布 Weibull distribution 经常用于风速的概率分布函数，分布函数取决于两个参数，控制分布宽度的形状参数和控制平均风速分布的尺度参数。13.瑞利分布 Rayleigh distribution 经常用于风速的概率分布函数，分布函数取决于一个调节参数，即控制平均风速分布的尺度参数。

注：瑞利分布是形状参数等于2的威布尔分布。14.日变化 diurnal variation 以日为基数发生的变化。月或年的风速（或风功率密度）日变化是求出一个月或一年内，每日同一钟点风速的月平均值或年平均值，得到0点到23点的风速（或风功率密度）变化。

15.年变化 annual variation 以年为基数发生的变化。风速（或风功率密度）年变化是从1月到12月的月平均风速（或风功率密度）变化。

16.年际变化 interannual variation 以30年为基数发生的变化。风速年际变化是从第1年到第30年的年平均风速变化。

17.风切变 wind shear 风速在垂直于风向平面内的变化。18.风切变幂律 power law for wind shear 表示风速随离地面高度以幂定律关系变化的数学式。风切变幂律公式如下：

z2v2v1z1 式中：α——风切变指数；

v2——高度z2的风速，m/s； v1——高度z1的风速，m/s。

19.风切变指数 wind shear exponent 通常用于描述风速剖面线形状的幂定律指数。风切变指数α用下式计算：

lgv2/v1lgz2/z1

式中v1与v2为实测值。

20.湍流强度 turbulence intensity 风速的标准偏差与平均风速的比率。用同一组测量数据和规定的周期进行计算。

10min湍流强度按下式计算：

V

式中：σ——10min风速标准偏差，m/s； V——10min平均风速，m/s。

21.轮毂高度 hub height 从地面到风轮扫掠面中心的高度。22.测量位置 measurement seat 在风场内进行风能资源测量时所选择的有代表性的具体位置。23.测量参数 measurement parameters 在风电场安装相关仪器，通过测量直接获取的风能资源评估所需要的参数。风向

24.风向采集

与风速同步采集的该风速的风向。25.风向区域

所记录的风向都是某一风速在该区域的瞬间采样值。风向区域分为16 等分时，每个扇形区域含22.5℃；也可以采用多少度来表示风向。26.风速标准偏差

以10min 为时段，每秒采集和记录瞬时风速的标准偏差，m/s。自动计算和记录每10min 的风速标准偏差。27.气温

现场采集风场的环境温度，℃； IT每小时采样一次并记录；

日平均温度应是每日逐小时连续采样数据的平均值。28.大气压

现场采集风场的大气压，kPa； 每小时采样一次并记录；

9.奉节风电项目工程简介 篇九

奉节风电项目工程是重庆市水利投资（集团）有限公司在奉节县拟建的重要电力工程，分为茅草坝风电场一、二期和金凤山风电场一、二期工程（以下简称“本工程”）。本工程建成后将直接接入重庆市电网系统，作为电力系统的补充，可满足地区用户的用电要求及该区电力系统用电负荷不断增长的需要，并有利于开发奉节的旅游资源，振兴地方经济，促进奉节县经济社会的可持续发展。现将工程基本情况汇报如下：

一、工程基本情况

本工程位于奉节县城南面约50～70km的茅草坝、金凤山一带的山上，机组海拔高程约1750～2100m。风电场年平均风速为5.5～5.6m/s，为Ⅳ类山地风电场。整个风电场拟安装115台1.5MW的风力发电机组，总装机容量172.5MW（其中茅草坝一期33台，装机49.5MW；茅草坝二期33台，装机49.5MW；金凤山一期33台装机49.5MW；金凤山二期16台，装机24MW），年利用小时数为1715～1828小时，年上网电量为30512万kW〃h。工程静态总投资194，869万元，可研测算上网电价为0.774～0.8072元/kw.h。

二、项目前期工作进度

我司根据《重庆市发展和改革委员会关于开展奉节县茅草坝和金凤山风电场前期工作的函》（渝发改能函„2007‟614号）和《全国风电建设前期工作成果（规划报告篇）重庆市风电场》、《重庆市风电建设前期工作成果（规划报告篇）奉节县风电场》，于2008年6月通过招标确定长江水利委员会长江勘测规划设计研究院和上海勘测设计研究院为茅草坝一期风电场项目设计单位，2008年9月起开展项目可研补测风工作。经过一年多的测风资料，2010年3月完成金凤山（一、二期）、茅草坝（一、二期）风电项目可行性研究报告和相关全部专题报告的编制。除接入系统专题正在报送市电力公司审查待批复外，其他各专题如环评、压覆、地灾等均已获得批文。

2010年5月24日，市发改委组织召开了重庆奉节金凤山和茅草坝风电场可行性研究报告和核准申请报告评审会。目前设计院正根据专家组意见对可研报告进行修编工作。

奉节风电项目

10.风电基础知识 篇十

风电场的风力机通常有２片或３片叶片，叶尖速度50～70ｍ／ｓ，具有这样的叶尖速度，3叶片叶轮通常能够提供最佳效率，然而2叶片叶轮仅降低2～3％效率。甚至可以使用单叶片叶轮，它带有平衡的重锤，其效率又降低一些，通常比2叶片叶轮低6％。尽管叶片少了，自然降低了叶片的费用，但这是有代价的。对于外形很均衡的叶片，叶片少的叶轮转速就要快些，这样就会导致叶尖噪声和腐蚀等问题。更多的人认为3叶片从审美的角度更令人满意。3叶片叶轮上的受力更平衡，轮毂可以简单些，然而2叶片、1叶片叶轮的轮毂通常比较复杂，因为叶片扫过风时，速度是变的，为了限制力的波动，轮毂具有翘翘板的特性。翘翘板的轮毂，叶轮链接在轮毂上，允许叶轮在旋转平面内向后或向前倾斜几度。叶片的摆动运动，在每周旋转中会明显的减少由于阵风和剪切在叶片上产生的载荷。

叶片是用加强玻璃塑料（GRP）、木头和木板、碳纤维强化塑料（CFRP）、钢和铝构成的。对于小型的风力发电机，如叶轮直径小于５米，选择材料通常关心的是效率而不是重量、硬度和叶片的其它特性。对于大型风机，叶片特性通常较难满足，所以对材料的选择更为重要。

世界上大多数大型风力机的叶片是由GRP制成的。这些叶片大部分是用手工把聚脂树脂敷层，和通常制造船壳、园艺、游戏设施及世界范围内消费品的方法一样。其过程需要很高的技术水平才能得到理想的结果，并且如果人们对重量不太关心的话，比如对于长度小于２０米的叶片，设计也不很复杂。不过有很多很先进的利用GRP的方法，可以减小重量，增加强度，在此就不赘述了。玻璃纤维要较精确的放置，如果把它放在预浸片材中，使用高性能树脂，如控制环氧树脂比例，并在高温下加工处理。当今，出现了简单的手工铺放聚脂，通过认真地选择和放置纤维，为GRP叶片提供了降低成本的途径。

偏航系统

风力机的偏航系统也称为对风装置，其作用在于当风速矢量的方向变化时，能够快速平稳地对准风向，以便风轮获得最大的风能。

小微型风力机常用尾舵对风，它主要有两部分组成，一是尾翼，装在尾杆上与风轮轴平行或成一定的角度。为了避免尾流的影响，也可将尾翼上翘，装在较高的位置。

中小型风机可用舵轮作为对风装置，其工作原理大致如下：当风向变化时，位于风轮后面两舵轮（其旋转平面与风轮旋转平面相垂直）旋转，并通过一套齿轮传动系统使风轮偏转，当风轮重新对准风向后，舵轮停止转动，对风过程结束。

大中型风力机一般采用电动的偏航系统来调整风轮并使其对准风向。偏航系统一般包括感应风向的风向标，偏航电机，偏航行星齿轮减速器，回转体大齿轮等。其工作原理如下：风向标作为感应元件将风向的变化用电信号传递到偏航电机的控制回路的处理器里，经过比较后处理器给偏航电机发出顺时针或逆时针的偏航命令，为了减少偏航时的陀螺力矩，电机转速将通过同轴联接的减速器减速后，将偏航力矩作用在回转体大齿轮上，带动风轮偏航对风，当对风完成后，风向标失去电信号，电机停止工作，偏航过程结束。

风机的发电机

所有并网型风力发电机通过三相交流（AC）电机将机械能转化为电能。发电机分为两个主要类型。同步发电机运行的频率与其所连电网的频率完全相同，同步发电机也被称为交流发电机。异步发电机运行时的频率比电网频率稍高，异步发电机常被称为感应发电机。

感应发电机与同步发电机都有一个不旋转的部件被称为定子，这两种电机的定子相似，两种电机的定子都与电网相连，而且都是由叠片铁芯上的三相绕组组成，通电后产生一个以恒定转速旋转的磁场。尽管两种电机有相似的定子，但它们的转子是完全不同的。同步电机中的转子有一个通直流电的绕组，称为励磁绕组，励磁绕组建立一个恒定的磁场锁定定子绕组建立的旋转磁场。因此，转子始终能以一个恒定的与定子磁场和电网频率同步的恒定转速上旋转。在某些设计中，转子磁场是由永磁机产生的，但这对大型发电机来说不常用。

感应电机的转子就不同例如，它是由一个两端都短接的鼠笼形绕组构成。转子与外界没有电的连接，转子电流由转子切割定子旋转磁场的相对运动而产生。如果转子速度完全等于定子转速磁场的速度（与同步发电机一样），这样就没有相对运动，也就没有转子感应电流。因此，感应发电机总的转速总是比定子旋转磁场速度稍高，其速度差叫滑差，在正常运行期间。它大概为1%。

同步发电机和异步发电机

将机械能转化为电能装置的发电机常用同步励磁发电机、永磁发电机和异步发电机。同步发电机应用非常广泛，在核电、水电、火电等常规电网中所使用的几乎都是同步发电机，在风力发电中同步发电机即可以独立供电又可以并网发电。然而同步发电机在并网时必须要有同期检测装置来比较发电机侧和系统侧的频率、电压、相位，对风力发电机进行调整，使发电机发出电能的频率与系统一致；操作自动电压调压器将发电机电压调整到与系统电压相一致；同时，微调风力机的转速从周期检测盘上监视，使发电机的电压与系统的电压相位相吻合，就在频率、电压、相位同时一臻的瞬间，合上断路器将风力发电机并入系统。同期装置可采用手动同期并网和自同期并网。但总体来说，由于同步发电机造价比较高，同时并网麻烦，故在并网风力发电机中很少采用。

控制监测系统

风力机的运行及保护需要一个全自动控制系统，它必须能控制自动启动，叶片桨距的机械调节装置（在变桨距风力机上）及在正常和非正常情况下停机。除了控制功能，系统也能用于监测以提供运行状态、风速、风向等信息。该系统是以计算机为基础，除了小的风力机，控制及监测还可以远程进行。控制系统具有及格主要功能：

1、顺序控制启动、停机以及报警和运行信号的监测

2、偏航系统的低速闭环控制

3、桨距装置(如果是变桨距风力机)快速闭环控制

4、与风电场控制器或远程计算机的通讯

风机传动系统

叶轮叶片产生的机械能有机舱里的传动系统传递给发电机，它包括一个齿轮箱、离合器和一个能使风力机在停止运行时的紧急情况下复位的刹车系统。齿轮箱用于增加叶轮转速，从20~50转/分到1000~1500转/分，后者是驱动大多数发电机所需的转速。齿轮箱可以是一个简单的平行轴齿轮箱，其中输出轴是不同轴的，或者它也可以是较昂贵的一种，允许输入、输出轴共线，使结构更紧凑。传动系统要按输出功率和最大动态扭矩载荷来设计。由于叶轮功率输出有波动，一些设计者试图通过增加机械适应性和缓冲驱动来控制动态载荷，这对大型的风力发电机来说是非常重要的，因其动态载荷很大，而且感应发电机的缓冲余地比小型风力机的小。

异步发电机

永磁发电机是一种将普通同步发电机的转子改变成永磁结构的发电机，常用的永磁材料有铁氧体（BaFeO）、钐钴5(SmCo)等，永磁发电机一般用于小型风力发电机组中。

异步发电机是指异步电机处于发电的工作状态，从其激励方式有电网电源励磁发电（他励）和并联电容自励发电（自励）两种情况。电网电源励磁发电：是将异步电机接到电网上，电机内的定子绕组产生以同步转速转动的旋转磁场，再用原动机拖动，使转子转速大于同步转速，电网提供的磁力矩的方向必定与转速方向相反，而机械力矩的方向则与转速方向相同，这时就将原动机的机械能转化为电能。在这种情况下，异步电机发出的有功功率向电网输送；同时又消耗电网的无功功率作励磁作用，并供应定子和转子漏磁所消耗的无功功率，因此异步发电机并网发电时，一般要求加无功补偿装置，通常用并列电容器补偿的方式。

２、并联电容器自励发电：并联电容器的连接方式分为星形和三角形两种。励磁电容的接入在发电机利用本身的剩磁发电的过程中，发电机周期性地向电容器充电；同时，电容器也周期性地通过异步电机的定子绕组放电。这种电容器与绕组组成的交替进行充放电的过程，不断地起到励磁的作用，从而使发电机正常发电。励磁电容分为主励磁电容和辅助励磁电容，主励磁电容是保证空载情况下建立电压所需要的电容，辅助电容则是为了保证接入负载后电压的恒定，防止电压崩溃而设的。

通过上述的分析，异步发电机的起动、并网很方便且便于自动控制、价格低、运行可靠、维修便利、运行效率也较高、因此在风力发电方面并网机组基本上都是采用异步发电机，而同步发电机则常用于独立运行方面。

偏航系统的设计

根据调向力矩的大小，可以进行齿轮传动部分的设计计算。当驱动回转体大齿轮的主动小齿轮的强度不能满足时，可选用两套偏航电机－－－行星齿轮减速器分置于风轮主轮的两侧对称布置，每个电机的容量为总容量的一半。齿轮传动计算可按开式齿轮传动计算，其主要的磨损形式是齿面磨损失效，如调向力矩较大，除按照弯曲强度计算之外，应计算齿面接触强度。

值得注意的是，大多数风机的发电机输出功率的同轴电缆在风力机偏航时一同旋转，为了防止偏航超出而引起的电缆旋转，应该设置解缆装置，并增加扭缆传感器以监视电缆的扭转状态。位于下风向布重的风轮，能够自动找正风向。在总体布置时应考虑塔架前面的重量略重一些，这样在风机运行时平衡就会好一些。

电机的切换

根据风速决定是选择小发电机并网发电，还是选择大发电机空转，若风速低于8米/秒，则小发电机并网运行且风机运行状态切换到“投入G2”。如果风速高于8米/秒，则选择“空转G1”运行状态。

投入G2：

小发电机接触器闭合，发电机并网电流由可控硅控制到350A。一旦投入过程完成，可控硅切除，风机切换到“运行G2”状态。

风电投入小发电机发电，如果平均输出功率在某一单位时间内太低，这是小发电机断开且风机切换到“等待重新支转”的状态。如果平均输出功率超过了限定值110KW，则小发电机切除，风机运行状态切换到“G1空转”。

G1空转：

风机等待风速达到投入大电机的风速，一旦达到这个风速则风机就切换到“投入G1”状态。

投入G1：

大发电机的接触接通。发电机的并网电流由可控硅将其限定在350A。投入过程一结束，可控硅切除，风机切换到“运行G1”状态。

运行G1

风机的大电机投入发电，如果功率输出在一定的时间内少于限定值80KW，大发电机切除，风机的运行状态切换到“切换G11-G12”状态。

切换G1-G2

大发电机的接触器切除小发电机的接触器接通，可控硅将发电机的电流限定到700A，一旦投入过程完成，可控硅切除，风机转为“运转G2”状态。

等待再投入

如果小发电机的出力小于限定值，则此运行状态动作。此状态下，小发电机的接触器被切除，如果风速有效，风机就切换到“投入G2”状态，如果风速低于限定值，风机将切换到“空转G2”状态。

风机工作状态之间转变

风机工作状态之间转变

说明各种工作状态之间是如何实现转换的。

提高工作状态层次只能一层一层地上升，而要降低工作状态层次可以是一层或多层。这种工作状态之间转变方法是基本的控制策略，它主要出发点是确保机组的安全运行。如果风力发电机组的工作状态要往更高层次转化，必须一层一层往上升，用这种过程确定系统的每个故障是否被检测。当系统在状态转变过程中检测到故障，则自动进入停机状态。

当系统在运行状态中检测到故障，并且这种故障是致命的，那么工作状态不得不从运行直接到紧停，这可以立即实现而不需要通过暂停和停止。

下面我们进一步说明当工作状态转换时，系统是如何动作的。

1．工作状态层次上升

紧停→停机

如果停机状态的条件满足，则：

1)关闭紧停电路；

2)建立液压工作压力；

3)松开机械刹车。

停机→暂停

如果暂停的条件满足，则，1)起动偏航系统；

2)对变桨距风力发电机组，接通变桨距系统压力阀。

暂停→运行

如果运行的条件满足，则：

1)核对风力发电机组是否处于上风向；

2)叶尖阻尼板回收或变桨距系统投入工作；

3)根据所测转速，发电机是否可以切人电网。

2．工作状态层次下降

工作状态层次下降包括3种情况：

(1)紧急停机。紧急停机也包含了3种情况，即：停止→紧停；暂停→紧停；运行→紧停。其主要控制指令为：

1)打开紧停电路；

2)置所有输出信号于无效；

3)机械刹车作用；

4)逻辑电路复位。

(2)停机。停机操作包含了两种情况，即：暂停→停机；运行→停机。

暂停→停机

1)停止自动调向；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)。

运行→停机

1)变桨距系统停止自动调节；

2)打开气动刹车或变桨距机构回油阀(使失压)；

3)发电机脱网。

(3)暂停。

1)如果发电机并网，调节功率降到。后通过晶闸管切出发电机；

2)如果发电机没有并入电网，则降低风轮转速至0。

(三)故障处理

工作状态转换过程实际上还包含着一个重要的内容：当故障发生时，风力发电机组将自动地从较高的工作状态转换到较低的工作状态。故障处理实际上是针对风力发电机组从某一工作状态转换到较低的状态层次可能产生的问题，因此检测的范围是限定的。

为了便于介绍安全措施和对发生的每个故障类型处理，我们给每个故障定义如下信息：

1)故障名称；

2)故障被检测的描述；

3)当故障存在或没有恢复时工作状态层次；

4)故障复位情况(能自动或手动复位，在机上或远程控制复位)。

(1)故障检测。控制系统设在顶部和地面的处理器都能够扫描传感器信号以检测故障，故障由故障处理器分类，每次只能有一个故障通过，只有能够引起机组从较高工作状态转入较低工作状态的故障才能通过。

(2)故障记录。故障处理器将故障存储在运行记录表和报警表中。

(3)对故障的反应。对故障的反应应是以下三种情况之一：

1)降为暂停状态；

2)降为停机状态；

3)降为紧急停机状态。

4)故障处理后的重新起动。在故障已被接受之前，工作状态层不可能任意上升。故障被接受的方式如下：

如果外部条件良好，一此外部原因引起的故障状态可能自动复位。一般故障可以通过远程控制复位，如果操作者发现该故障可接受并允许起动风力发电机组，他可以复位故障。有些故障是致命的，不允许自动复位或远程控制复位，必须有工作人员到机组工作现场检查，这些故障必须在风力发电机组内的控制面板上得到复位。故障状态被自动复位后10min将自动重新起动。但一天发生次数应有限定，并记录显示在控制面板上。