风电场试运行

风电场试运行（13篇）

1.风电场试运行 篇一

电气运行工作主要负责风场站内外设备的安全稳定运行，以及设备的管理、日常的报表统计、填写。通过并网后试运行的这几个月，在实际工作中发现了很多问题，经过近一个月的整改，目前有较大改变，但仍存在部分问题。

1、总了山项目目前邯郸兴宇共有人员17人，值长二人、电气专工一人、场长一人（女）。运行人员13人，男8人、女5人，其中5名女值班员中只有一人一直从事电气运行相关工作。其余均为邯郸电厂化学车间等非电气专业人员。现场男女比例、人员专业素质等需进行调整。

2、鉴于邯郸兴宇运行人员整体专业素质较低，现场多次要求组织进行相关培训，以提高人员专业素质，但均流于形式。至3月底邯郸方撤换现场负责人后，新任负责人加强了管理、培训力度，我方管理人员组织运行人员进行了三次考试，总体成绩有明显提高，但仍显不足。其中个别人员最基本的常识以及作为值班员应知应会的都不懂。按照行规运行人员应至少每人一本安规等书籍，但到目前为止只有极少部门人员有此类书籍。对于省调下发的文件通知等不积极主动组织人员学习。

3、现场台账管理较混乱，规定每周进行的熄灯检查工作流于形式，台账记录不规范、明确。

4、向业主汇报的周工作计划不认真，仅填写“进行升压站设备全面检查、风机箱变巡视检查”等固定内容。对各上级部门下发文件不归档、存档。

5、运行人员日常巡视检查不认真、不到位，对缺陷不管不问。如主变压器电缆槽盖板松动、SVG轴流风机百叶窗叶片脱落、避雷器接闪器断裂脱落等问题均未及时发现。

6、现场管理力度较差，人员自由散漫。部分不当班运行人员睡懒觉至9点，人员着装不整洁，穿拖鞋进集控室、上班期间不按要求穿绝缘鞋。

7、作为值班人员最重要的工作就是监盘。发现异常及时汇报，4月23日线路跳闸后不认真查看所报告警内容，对告警随意复归，以致跳闸后一个半小时后才发现。严重违反了运行值班员工作职责。

8、部分人员没有相应资格证书，尤其值长，存在长期冒用他人资格证件，从事相关调度联系业务。现场多次要求报备所有人员资质、基本信息等，一直没有报备。

9、设备发现异常，不积极处理，对于自己处理不了的故障，不能够积极主动的联系设备厂家进行处理。

10、食堂管理不到位，卫生较差，灶台清洗不干净、墙壁污渍不能做到每日擦拭。尤其蒸箱内的水，几周不更换一次，一直重复使用。

11、站内卫生虽经整改，但仍旧存在卫生死角，以及清

扫不及时。站内马路可见堆积的尘土，以及塑料袋、杂物等。洗衣间、公共浴室卫生不达标，尤其洗衣间，镜子从不擦拭。

12、员工宿舍卫生脏乱差、物品摆放不整齐。被褥叠放不整齐，甚至不叠。

13、按照合同要求，邯郸方需要配备两辆车，专职司机两人。目前专职司机只有一人。其中一辆车，车辆老旧存在安全隐患，要求更换一直未更换。

14、集控办公电脑，随意安装软件、游戏等，导致系统卡顿、冗余。

15、集控室卫生、物品摆放等经整改后有明显改善，但仍存在物品摆放不整齐，台账等不能做到随时取用，随时归位。

16、运行人员学习不积极、不主动，对于已经考试考过的内容仍不能熟练掌握。

17、人员对于场内主要设备参数等不清楚。不清楚一次设备都有什么保护以及保护动作原理。如不知道主变压器有什么主保护、后备保护、主变压器型号、额定电压、电流等。

18、不能主动积极的配合施工单位进行缺陷处理。如遇中午等时间，则让施工单位人员一直等待至下午两点半。不能做到24小时值班制。

19、厨房外排烟口未做有效措施，导致油污大面积污染墙壁。

20、运行人员巡检不认真，不仔细，巡检时不随身携带巡检卡，不随时做好记录，只是走马观花的流于形式。部分人员巡视设备时不知道应该巡视检查的内容以及注意事项。

21、值班人员对日常工作内容不熟悉，分不清什么工作需开什么工作票。不知道一种票、二种票都有哪些工作内容。需要做什么安全措施。

22、运行人员专业业务知识匮乏，上班两到三年的人员不能够独立、正确、完备的填写倒闸操作票。甚至部分人员作为运行人员不知道倒闸操作的基本顺序。

23、餐厅工作人员健康状况未知，现场一直要求邯郸方出具餐厅工作人员的健康证明、体检报告等，但至今未见。

24、值长未及时了解和掌握设备运行情况，设备缺陷情况及薄弱环节。未及时、认真的审核值班日志的记录，审核有关日、月、年度报表。导致几次业主打电话进行询问。并要求改正。

2.风电场试运行 篇二

关键词：风电场,高海拔,影响因素,措施,建议

1高海拔地区气候特点及影响

1.1高海拔下的气候变化

随着海拔增加, 气压、空气密度和环境温度变化较大, 并且伴随着紫外线强度等的变化。在标准状态下大气压力为1, 相对空气密度为1, 绝对湿度为11g/m3的条件下, 海拔高度每升高1 000m, 相对大气压力降低约12%, 空气密度降低约10%, 绝对湿度随海拔高度升高而降低。无遮蔽的自然流通空气的温度随海拔高度的升高而降低, 一般情况下, 海拔高度每升高1 000m, 空气最高温度降低5 ℃, 平均温度也降低5 ℃。

1.2 高海拔地区雷暴活动及特征

雷暴活动与地理位置、气候特点有着密不可分的关系, 内陆的雷暴主要是有锋面雷暴引起的, 伴有少量的气团雷暴和地形雷暴, 而高原地区的雷暴主要是由地形雷暴形成的。根据浙江地区气象站观测记录, 多年平均雷暴日数达到43.8 天。海拔较高的山脊属于雷暴易发区域;而在山脊上运行的风电机组为高耸带电设备, 属于易受雷暴影响建筑物 (设备) 。

1.3 高海拔地区覆冰的特征

海拔较高, 冬季较低的气温与相对湿润的气候条件, 加之潮雾、冻雨等, 在场区内易形成覆冰影响, 冰冻天气也会引起风机测风系统冻结而无法正常工作, 风机监控系统错误判断为小风—大功率或无风而被迫停机, 将造成不必要的风资源浪费。同时, 因设备停机进一步加剧了其他部位的冰冻, 会形成恶性循环, 最终使机组完全处于严重受冻状态。

2 风电场情况简介

2.1 风电场简介

酒隆风电场风机设备为定桨距失速型风力发电机组, 额定容量780 kW, 切入风速4 m/s, 共计14 台, 总装机容量10.92 MW。场内建设三条10kV集电线路, 并配套建设一座35kV升压站, 以一回35kV输电线路接入当地电网。

酒隆风电场设计年发电量1 962万kW·h, 利用小时数约为1 800h, 年平均风速6.6 m/s。风机沿山脊 “一字长蛇”式布置。

2.2 生产运行情况

山区植被茂盛、潮湿, 现场湿度较大, 2011年全年升压站内10kV开关室测得的年平均湿度在69% 以上, 2012 年度达72%。14台箱变现场放置的湿度仪测得的年平均湿度在86.45%左右。高压电气设备长期在此环境中运行, 锈蚀情况明显, 绝缘易受潮, 闪络现象时有发生。

夏季雷暴期时间较长, 场址所在地2010年1—6月雷暴日达101天, 最高出现一天2 000 多次的雷击 (当地气象统计数据) 。雷击是自然界中对风力发电机组安全运行危害最大的一种灾害。雷电释放的巨大能量会造成风力发电机组叶片损坏、绝缘击穿、控制元器件烧毁等。风电场历年因雷击引起故障, 造成的供电中断和设备损坏事故发生频繁, 带来了较大的经济损失。

本场区属于热带气旋影响区, 从近年来热带气旋移动路径图看, 对本场区影响较大的热带气旋为正面登陆及登陆北上东路两类, 说明热带气旋对本风电场工程的影响较严重。故而每年7—9月份为台风期, 平均风速较大。

3 影响电量指标的因素分析

3.1 风能资源对发电指标的影响

风能资源指标有三个:平均风速、有效风时数、平均空气密度, 现场瞬时风速由场内测风塔测得, 经计算机系统每30s记录一次。经统计、计算后求得平均风速;酒隆风电场的空气密度是根据大气气压与温度通过计算得出, 根据2010—2012 年度对平均风速和有效风时数的统计可知, 酒隆风电场所在地自3月起风速呈现上升趋势, 7—9月受强对流天气及台风影响月平均风速最高, 9 月后风速呈现下降趋势, 1、2 月风速数据较低, 实为测风装置受冰冻影响引起的误差, 实际经部分风机测风系统测得的风速要远远高于显示数值。但即使风速较高, 因覆冰等原因风机仍无法正常运行, 处于被迫停机状态。

冬季由于受覆冰影响而风资源较一般, 其余各季节均会形成一个小的大风季;同时, 根据风速风功率日变化曲线, 凌晨风速较大, 日出后风速开始减小, 至13—14时进入全天风速最小时段, 全日的风速变化较大。从测风数据的风速风功率密度变化情况看, 呈现明显的春季和夏末秋初两季大丰季。

下面根据统计数据, 按照风力发电机组每平方米扫风面积获得的功率公式进行计算, 并将结论与可研数据进行比较:

其中, Cp取风机理论效率0.593;ρ2010=1.14, ρ2011=1.12, ρ2012=1.11。

三年中的平均空气密度变化不大, 相互之间差值在0.01~0.03间, 与设计值1.086kg/m3的差异也不大, 对整个能量的影响在3%~5%左右。按照式 (1) 的计算方法, 因风电机组每平方米扫风面积获得的功率与风速成立方关系, 计算可知, 三年的扫风面积差值在12%~30%之间。

据了解, 风电场主要风向为N、NE、SW。而根据风机实际运行的偏航数据显示, 风向在一日中基本变化在210°~360°之间。总体而言, 风向变化较为频繁。

3.2 自然气候的影响

酒隆风电场地处浙江山区, 具有显著的亚热带季风湿润山地气候特征, 运行期间设备的正常运行受潮雾、雷暴、冻雨、冰冻等自然灾害的影响较为普遍。山区大雾和潮湿天气频繁, 且湿度较高, 增加了各类电气设备的安全隐患。在这些因素中又以雷暴、冰冻气候对设备的安全运行影响最大, 也直接影响了发电量指标的完成。

2010年初, 中国南方遭遇了罕见的低温冰雪天气, 酒隆风电场也受到了此次灾害的严重影响。2月3日, 山区开始雨夹雪气象, 并伴有大雾、“冻雨”过程, 此恶劣天气一直持续到2月5日夜, 2月6日8点后雨雪停止。在此期间, 山区气温均维持在0 ℃以下, 升压站内 (海拔900m) 最低气温为-6 ℃, 风机现场 (海拔1 000~1 500m) 最低气温约为-8~-12 ℃, 在此期间空气湿度一直在84%以上, 其中2月2日、3 日全天湿度达到90%以上。山区严重冰冻。 场内10kV线路上覆冰厚达100~150mm, 覆冰重量产生拉断力远超于设计最大值, 引起大量线杆倒杆、倾斜或折断, 部分光缆拉断。

高山地区在雷暴季节发生雷击事件较多, 这给输配电设备带来了极为不利的影响。在2009 年试运行期间发生的10 次异常情况中, 有7 次是雷击故障引起的, 在566 次场内10kV系统接地故障中, 有500多次发生在雷暴天气时;2010年度有统计的设备遭受雷击达1 495次, 其中11次造成场内10kV线路跳闸, 3次造成35kV线路跳闸。风电场于2010年完善了场内输配电设备防雷布置, 在箱变高压电缆终端、集电线路入站电缆处增加了1~2组金属氧化物避雷器, 通过将电杆与风机地网相互全部连接的方式, 降低接地电阻。同时改变集电线路在场内的走向布置, 从原来沿山脊布置调整为错开山脊布置。2011年度设备遭受雷击达735次, 比2010年下降了近一半, 4次造成场内10kV线路故障跳闸, 3次造成35kV线路跳闸, 与2010年相比10kV线路故障率大幅降低。经过再次对风电场内防雷设施的完善, 2012 年度统计累计次数下降为575 次。2010—2012年雷击统计情况如表1所示。

3.3 风机选型的影响

经过连续三年对风机效率进行分析发现, 风电场内风机均达不到设计功率曲线的要求, 原因除了风机本身质量问题外, 主要影响因素是风机的形式不能满足现场风速、风向的要求。酒隆风电场的风力发电机为定桨距失速型恒转形式, 因为这种形式风机桨叶固定, 运行中无法调节, 风机发电功率受初始安装角的影响很大, 安装角度若不符合现场风能资源的要求, 就会超发、欠发的现象, 从而无法达到设计功率曲线的要求。

根据制造厂给出的风机标准功率曲线, 一定的风速值对应相应的输出功率, 且风速达14~16m/s时, 应能有效失速。实际上当风速在5~14 m/s时 (该风速分布频率占总数的82.26%) , 所有风机功率均低于标准功率要求, 造成中低风速段风机带负荷不足;风速在14~16m/s时没有失速效果;而在17m/s及以上风速情况下, 叶片的失速性能仍未体现, 导致风机过负荷停机, 造成了高风速段风能资源的浪费。同时, 在过负荷过程中直接引起风机变的过负荷, 给输配电设备的安全运行带来了较大的隐患。

经分析, 酒隆风电场所有风机的功率特性一致性系数在7%~19%之间, 风机功率特性远未达到设计要求。2010 年对#1 风机、#11 风机进行叶片角度调整及试验, 但实际效果并不明显。2011年度再次在风机叶片上采用增加失速条的方法进行试验, 无论是运用折算发电量进行统计 (平均保证率为78.28%) , 还是运用实际发电量进行统计 (平均保证率为81.99%) , 除#1风机的功率曲线保证率达到和接近承诺保证值外, 其余风机的功率曲线保证率仍大大低于制造厂提供的保证值。同时, 功率曲线低于保证值与现场较低的空气密度也有较大关联。

各台风机在各风速段内的功率特性一致性系数存在着较大差异。特别是在6~15m/s风速间, 风机的功率特性一致性系数均远远高于5%的要求, 由此反映出风机在该风速段内的实际负荷远远低于制造厂提供的保证功率曲线下的保证负荷。而此风速段在风电场2011年度中出现的小时数占了切入风速至额定风速出现小时总数的70%左右。故由于功率特性的不一致而造成的风机实际运行中的电量缺失是十分巨大的。

4 高海拔地区风电场设计、运营建议

4.1 机型选用

从酒隆风电场三年的实际运行情况来看, 现场风速与风向变化较为频繁, 定桨距失速型风机受叶片翼型及制造质量、安装初始角度等制约, 难以达到标准功率曲线要求, 对风资源的捕捉能力十分有限, 不适合高海拔地区、山区环境条件。

经考察, 同类型风电场根据运行特性采用变桨变速式风机, 此类机型能通过桨叶角度的变化较好地利用风能资源, 对高海拔地区及山区有一定的适应能力。

从技术的角度出发, 建议采用直驱永磁发电机组。此类型机组省去了齿轮箱, 减少了重量, 缩小了机舱尺寸, 比较适合山区风电场的施工安装。同时采用同步发电机, 通过控制励磁电流调节功率因数, 对电网功率因数的影响较小。

最后, 在选择风机桨叶长度时, 应充分考虑高海拔地区空气密度较低的问题, 在同样的风速下, 高海拔地区比沿海地区的出力会大幅下降。为了弥补出力的不足, 除了选用变桨机型外, 增加叶片长度即增加了扫风面积, 对弥补空气密度的降低有显著的作用。

4.2 防雷设计

高海拔地区往往覆土薄, 接地电阻高, 所以除了常规防雷设计外, 应充分考虑结合地形等因素布置风机等设备。山地的架空线路能避开山脊布置的尽量避开, 以减小雷击次数。在箱变高压电缆终端、集电线路进站电缆终端等处输配电设备应适当增加1~2组避雷器, 以提高雷电释放能力。在覆土薄、接地电阻大的区域, 应将多个杆塔的接地网连接使用, 能与风机塔筒接地网相连的尽量连接, 以便增加分流点, 降低接地电阻。对于风机本体, 机舱应采用内嵌金属网络的结构, 并将金属网良好接地形成法拉第笼来保护。同时, 考虑到环境潮湿的情况, 建议在接地电缆端子连接完成后, 对连接面和焊接部位进行防锈覆盖处理。

4.3 防冻方面

4.3.1 输电线路

场内集电杆路必须避开电力设施, 并尽可能避开密集林区, 若实际条件不允许, 必须穿越林区的, 尽量以最短的直线距离穿越林区边缘, 并需加大钢绞线规格、拉线规格, 加多杆档以缩小杆距, 保持直线杆路减少或避免角杆角拉出现, 在条件允许的情况下适当砍青来保持隔离带。在冬季, 自然风口由于地理位置特殊, 气温更低, 风也较大, 更易在导线上形成积冰, 覆冰厚度较通常地段相对来说要厚得多, 因此是杆路光缆的薄弱地带。同时, 在有些树木覆冰或积雪时, 树木承受不住所受重量时, 就会倒向传输线路, 给线路运行带来严重的事故, 容易造成大面积倒杆断线。对于通讯光缆, 在实践中用25/30mm蓝色塑料子管保护, 采用破管套光缆的方法, 子管用35mm挂钩及红色扎线绑扎, 机房前终端用25/30mm白色塑料子管采用同样方式保护, 起到的效果比较明显。若经费不受限制, 可考虑改用电缆的方式彻底规避冰冻给输电线路带来的影响。

4.3.2 风机系统

风机测风系统是冰冻最早的受害者, 往往受冻停止工作后, 引起风机被迫停运, 从而进一步加重整个风机系统的受害程度。应在设计时就采用带自加热装置的风速仪/风向标 (或防冻控制型号) , 同时可在外部增设大功率制热设备 (酒隆风电场采用外部增加“小太阳”灯的方式) 延缓测风系统受冻的时间, 争抢发电量。但此方法仍需论证, 因为在测风系统受冻的同时, 整个风机风叶、叶轮等部件也在受冻, 叶片上结的冰厚度不同, 造成叶片间的负重也不同, 动平衡被破坏。若盲目启动风机, 存在传动系统受损的风险。所以风机系统受冻问题, 行业中至今仍然没有完美的解决方法。

4.3.3 运维方面

进入冰冻季节, 运维人员需要经常掌握气象信息, 及时掌握气候变化情况。根据日常积累的经验, 在安全的前提下, 及时组织力量开展人工除冰工作。在人力无法排除的情况下, 要尽早做好事故预想, 调整运行方式, 预防可能发生的事故。一旦事故发生, 也可将影响面降低到最小程度。

5 结语

随着环境问题日益严峻, 国家正逐渐使发电领域由传统能源向新能源技术转变, 而风力发电是新能源发电领域的重要组成部分。但是由于陆地资源的日益稀缺, 风力发电站逐渐由平原转向高海拔区域。尽管高海拔区域拥有发电利用小时数高、资源好等优势, 但也存在着气候变化无常、雷暴和冰冻天数较多、地形地貌较为复杂、运维难度较高等不利因素。相信随着风电技术的不断升级和发展, 在不久的将来, 上述问题终究会得到解决。

参考文献

[1]王承煦, 张源.风力发电[M].北京:中国电力出版社, 2003.

[2]宫靖远.风电场工程技术手册[M].北京:机械工业出版社, 2004.

[3]Thomas Ackermann.Wind Power in Power System (风力发电系统) [M].北京:中国水利电力出版社, 2010.

[4]邵平安.高海拔异步风力发电机设计解析[J].电机与控制应用, 2011, 38 (5) .

[5]许国东, 潘东浩, 斯建龙.高海拔山地环境下对风电机组的改进设计[J].电气制造, 2010 (3) .

[6]洪祖兰, 张云杰.山区风资源特点和对风电机组、风电场设计的建议[J].云南水力发电, 2008, 24 (3) .

[7]莫尔兵, 王为民.高寒地区低温型1.5 MW风力发电机组研发[J].电力设备, 2008, 9 (11) .

[8]苏绍禹.风力发电机设计与运行维护[M].北京:中国电力出版社, 2003.

3.风电机组运行维护现状研究与展望 篇三

关键词：风电机组；维护现状；展望

中图分类号：TM614 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）24-0127-02

风力发电作为一种环保发电方式，风力发作为一种成本低、安全、环保且储量大的可再生发电能源，具有较大的开发价值。据世界能源组织统计发现，我国陆地面积上的高层风力储备大约为7.5亿kW[1]。我國的风能储备比较丰富，其开发的前景相当广阔，但是我国的风力发电技术远比国外技术落后，因此发展风力发电的同时必须针对风电机组运行维护现状进行分析，为提升风电机组运维做出贡献。

1 国内风力发电发展现状以及相关技术

1.1 国内风力发电发展现状

我国地域辽阔，海岸强较长，沿海地区的风力资源相当丰富，我国的平均风功率密度为100 W/m2，我国的风能资源储量约为32.26亿kW。随着我国经济快速发展，各项建设对于能源需求越来越高。自从上个世纪90年代开始，我国风电产业快速发展，且发展的速度高于30.00%。我国风力发展技术不断进步，能够满足我国风力发电的基本需求，同时还将建设成为世界主要风力发电设备制造供应地。

根据我国风能协会发布的风电装机容量统计，截止2010年底，我国新增安装风电机组大约为13 000余台，装机的容量达到18 900 MW，比同时期增长37%。2015年累积安装风机组35 000台，装机容量45 000 MW，比同时期增长73.3%，由此可见风力发电在我国发展越来越高好[2]。

1.2 风电机组概述

风电机组主要由风力发电机、蓄电池充电控制器、支撑发电机组塔架、卸荷器、逆变器、蓄电池组、并网控制器等组成。风力发电机组一般包括风轮叶片、加固件、发电机以及风轮等组成。风力发电作为新能源，其与传统的发电技术相比而言存在着很大的差异，风电快速发展需要国家政策大力支持。

从国际风力发电情况来看，凡是风力发电发展速度迅速的国家，均有政府部门的政策支持。随着新能源的发展，国家给予了风力发电巨大的能源政策支持，国家政策为确保风电设备制造和风力技术的发展提供了巨大帮助。

随着我国电力市场不断扩大，对于风电设备需求日益增大，目前的风电设备市场供应能力不能够满足需求。随着风电设备整机安装的需求不断增大，大型轴承、齿轮箱、叶片、电控设备等供给能力已经不能够满足要求，因此风电设备的市场需求潜力不断增大。

我国风能资源储存丰富，风电产业迅速发展已经成为了全球风力发电比较活跃的地区。风能属于清洁可再生能源，其受到了世界各国的高度重视，世界风能市场以每年40%的速度增长，预计在未来的20年内将以每年25%的速度递增。

2 海上风电机组运维现状

2.1 海上风电机组运行可行率

近年来，随着风电产业的快速发展，世界风力发电技术也有了更大的进步。目前，风电行业中可用率是风电机组招标的重要门槛，同时也是质量保证期验收的重要标准。可用率主要指可用时间和不可用时间的比值，其反应出了设备在长期运行过程中处于正常运行状态的概率[3]。

因此海上风电机组运行实践中，反映出维修性，根据设备不可用时间所包含的内容，可将可用率进一步划分为固有可用率。电力系统可靠性作为电力系统可靠运行的重要指标，电力系统故障修复和不计预防性维护等其他因素均会引起停运。

目前，有很多参考文献对风电机组可用率进行统计研究，通常情况下使用可用率进行表示。海上风电机组的使用率在一定时间内有较大的波动，且通常会低于技术可用率水平，然而技术的可用率相对稳定。齿轮箱故障作为海上风电机组和陆上风电机组最主要的停运根源，据资料统计陆上风电机组中齿轮箱的平均修复时间为260 h，海上风电机组的齿轮箱修复时间可能花费360 h以上[4]。控制系统主要为海上风电机组和陆上风电机组，因此这两者属于停机频率较高的部件之一。

2.2 影响海上风电机组运维成本因素

2.2.1 风机各部件可靠性

从风机组的故障来看，机组停运的主要原因有故障停运、检修停运、保护停运以及电网停运等几个方面。故障停运和保护停运是海上风电机组停运的重要原因，致使保护停运的事发频率较高，故障停运的时间较长，引起电力系统停止运行时间较长。

2.2.2 天气因素

海上天气条件对于风机运维影响主要表现在下面三个方面：

其一，风速和浪高对于船只等交通工具运行的可行性影响很大；

其二，浪高对于海上风机登陆约束；

其三，风速、浪高、雨、雾以及夜晚等视觉影响情况，对于海上吊装、机舱外作业限制很大。风速在12 m/s以下、浪高2 m以下是海上风电运维船只出航的基本条件[5]。

不同海域风电场各个月份存在着很大的差异，不同的季节出航的时间长短不同。

2.2.3 运维人员配置和管理制度

虽然海上风电机组的运维已经开始了很长时间，但是其并未形成足够的标准，应该积极积累经验，对海上风电机组的维护必须要具备很高的专业性，以确保海上风电机组故障得以控制。

海上风电场可进入性相对较差，设备的检测状态和故障诊断不能够完全借助人力进行检测，那么在实际工作中如何专业配置维护人员将会对海上风电机组运维产生巨大影响。海上风电机组维护人员至少需要2个技术人员，部分部件的维护工作需要4人之多，因此维护人员多少与技术专业性与否直接会影响海上风机运维成效。

2.2.4 交通工具因素

海上风电机组运维离不开交通工具，而船只和飞机作为其主要的交通工具，在运维过程中除了承载维修人员和维护工具外，还用于重型设备、大型设备吊装。海上风机运维必须配备不同的运维工具，考虑到不同设备出现故障的情况不同，所使用到的工具也不一样，风电机组运维中应考虑到成本问题。

一般来说，小型船只的年租费用约200万元，大型起重船的单次出海费用可达1 000万元，可见船风电机组运维中成本消耗非常高，如何合理配置海上交通工具将成为风电机组运维必须解决的问题[6]。

3 风电机组运维展望

3.1 风电机组运维数据收集研究

风电机组运维数据、经济性统计以及可靠性等都是风电机组后续运行的重要基础。国内相关运行统计的数据较少，国内高校和科研机构等研究数据较少，并且难以开展。随着大数据时代的到来，大数据技术有助于挖掘风电机组电场累积信息。

3.2 风机容错运行研究

海上风电机组故障在所难免，海上风电机组维护时间较长，维护难度和成本相对较高。海上风电机组除了传统的冗余设计之外，容错控制是很多电机设备上容错运行的主要模式。容错控制主要指控制系统中某些元件发生故障，系统仍然能够按照期望的性能指标运行，还可以完成相应的任务。

3.3 风电机组多部件系统研究

近年来，随着海上風电盛行，风电机厂的规模越来越大，每个风电场包含数十台、数百台风电机组的风电场已经非常常见。但是当前对于风电机组的研究和运维仍然处于大部分单机单部件和单机多部件系统的研究，而单机多部件系统仍然是处于基础的经济相关性的研究之中。对海上风电机组进行故障相关性、结构性以及功能相关性分析，以此来实现对风电机组故障维护。

4 结 语

虽然近年来风电技术得到了快速发展，但是风电机组在实际运行过程中面临着各种各样的问题。风电机组在运行过程中如何保障运行的稳定性、可靠性以及高效性将成为近年来风电机组运维重点考虑问题。

本文通过对风电机组运维现状进行分析，针对相关技术进行详细介绍，为提升风电机组运行能力提供重要支持。本文选择海上风电机组运维现状及展望作为主要研究内容，探讨了风电机组在运维过程中的一些问题，为提升风电机组运维质量提供保障。

参考文献：

[1] 施鹏飞.风电长远可能占中国总电量的10%——电网是当前风电发 展的瓶颈[J].绿叶，2009，06：71-79.

[2] 黄国平.概述风力发电和风电齿轮箱[J].科技致富向导，2011，27：188.

[3] 李秀峰.关于风电机组出质保后运维方式的探讨[J].科技致富向导，

2015，15：150+278.

4.风电场试运行 篇四

安全方面:

1、安全大检查自查;

2、对市安监局检查发现的安全隐患进行整改;

3、班组安全活动——学习《中华人民共和国环境保护法》 生产方面:1、2、3、4、5、配合电气班处理调度数据刷新慢缺陷； 监护配合电气班及厂家对#1SVG进行检修、整改;督促配合厂家处理测风塔数据； 配合电气班处理#1风机线有功功率数据跳变缺陷； 太阳能装置故障处理；

教培方面：

5.风电场试运行 篇五

发布时间：2014-07-28 国家能源局

2014年上半年，全国风电新增并网容量632万千瓦，累计并网容量8277万千瓦，同比增长23%；风电上网电量767亿千瓦时，同比增长8.8%；全国风电弃风电量72亿千瓦时，同比下降35.8亿千瓦时；风电平均利用小时数979小时，同比下降113小时；全国平均弃风率8.5%，同比下降5.14个百分点。2014年上半年，新增并网容量较多的省份是新疆（139万千瓦）、山西（66万千瓦）、山东（60万千瓦）。风电平均利用小时数较高的省份是云南（1681小时）、天津（1332小时）、四川（1294小时），平均利用小时较低的省份是贵州（840小时）、黑龙江（832小时）、吉林（727小时）。

6.风电场试运行 篇六

简析我国风电产业发展新趋势

经历数年翻番式的迅猛增长后，我国风电产业进入“节奏调整、有序开发”阶段，随着国内、国际宏观经济环境和行业环境的变化，我国风电产业从风电场投资开发、风电整机制造、电网接入等方面呈现出新的发展趋势。

（一）风电场投资开发——热点悄然转移

（1）“三北”地区风电开发速度放缓，处于负荷中心的内陆地区弱风资源成为开发热点

从2007年酒泉获批建设第一个千万千瓦风电基地以来，我国陆续形成了哈密、酒泉、河北、吉林、江苏沿海、蒙东、蒙西、山东八大千万千瓦风电基地，“建设大基地，融入大电网”成为2010年以前我国风电开发的主导思想。随着我国风电装机超预期增长，大基地遭遇风电送出瓶颈，“三北”地区风电开发放缓，靠近用电负荷中心的内陆地区因并网优势逐渐成为开发热点。

国家能源局下发《分散式接入风电项目开发建设指导意见》以来，中东部地区一些省份已经开始着手当地风电开发规划，贵州、湖南、河南等地的风电开发规划初稿已基本成型。河南、安徽、陕西、山西、湖北、山东西部等区域，即将构成新兴的内陆风电市场。国内最大风电运营商国电龙源已经将业务从传统的风力资源大省向内陆发展，已在云南、贵州建成风电场，在安徽建成的25万千瓦风电场。（2）风电场开发向煤炭等常规能源丰富的地区倾斜 从重视程度上看，今后我国风电开发的战略是集中式开发与分散式开发并重，这一点毋庸置疑。但从开发规模的角度看，如果要完成2015年1亿千瓦的装机目标，风电发展仍将以集中式开发为主。风资源与负荷中心的逆向分布意味着，大规模的风电还是需要通过高等级电压电网进行远距离、大范围地消纳、配置，风火打捆外送模式决定了常规能源丰富地区必将成为开发热点，在国家能源局“十二五”第一批核准风电项目中，常规能源丰富大省新疆、山西、辽宁获批项目均超过百万千瓦。

（二）风电整机制造商——机遇与挑战并存

（1）风机制造商和风电场运营商的资本联姻成为趋势

为应对国内风电机组市场价格激烈竞争和市场增长瓶颈的问题，国内风电机组制造企业加快了与风电场开发商的战略合作和资本合作。在国内风电场运营商中排名第一的国电集团间接持有国电联合动力97%的股份，大唐集团间接持有华创风能70%的股份，中节能集团公司直接持有浙江运达风电20%的股份。

2011年，联合动力依托母公司国电集团，获得85%的装机容量增长率，浙江运达依托中节能及自身储备项目资源，2011年实现190%的装机容量增长率。风电投资商和风电机组制造商资本纽带加强，使得相关风电机组制造企业实现了跨越式发展。

（2）巨大的经营压力和中国风电市场诱惑，促使欧美风机制造业巨头向中国风机制造商伸出合作橄榄枝

随着金融环境的恶化，欧美风机制造商利润出现不同程度下滑，迫切希望在全球寻找新的合作伙伴和市场。以世界最大的风机制造商维斯塔斯为例，2011年该公司营业收入同比下滑16%，净亏损1.66亿欧元。

在中国风电市场庞大且尚有巨大未开发空间的诱惑下，欧美风电制造业巨头纷纷把目光投向中国。2011年12月，西门子与上海电气宣布建立战略联盟，成立两家新的合资公司以专注于国内风电市场。在更早时候的9月，跨国巨头美国通用电气公司决定改变在中国风电市场单打独斗的局面，选择央企哈尔滨电气集团公司相互持股，联手拓展庞大而复杂的中国风电市场。此外，阿尔斯通等国际电力装备制造业巨头也意向在中国寻找合作伙伴，共同开发中国市场。

（3）欧美债务危机加大欧美对低成本风机的需求，为避开国内市场竞争，我国风机制造商纷纷把海外战略视为新的利润增长点

随着“日核危机”影响的日益显现，德国、瑞士、意大利等欧洲国家纷纷宣布放弃或终止核电计划，受欧盟能源政策和国家可再生能源行动计划的要求，2020年，欧盟27国能源供应中将有20%以上来自可再生能源。但受欧债危机和美债危机影响，这些大规模发展新能源的国家难于提供更多的政府补贴，造成这些国家的风电投资者对低成本风电产品的需求加大。

国内风电整机企业为避开国内激烈的市场竞争和价格战，纷纷把进军海外市场视为新的市场方向，以国内行业龙头金风科技为例，该公司从2005年开始开拓美国、中欧以及非洲等市场，并宣称到2015年末时，海外风电机组销售将占其总营收的20-25%，若加上服务业务，其海外市场营收比重将达30%。

（三）电网接入——国家电网由被动接入到积极介入

（1）加强跨区电网建设，由被动接入风电转变为积极消纳风电 2011年4月国家电网公司发布《国家电网公司促进风电发展白皮书》表示，通过加强跨区电网建设、构建“三华”电网，大幅提高全国风电消纳能力，承诺到2015年，风电消纳规模将超过9000万千瓦，到2020年将达到1.5亿千瓦以上。对于未来风电行业的发展规划，国家电网权威人士还表示，国网公司将积极推进大型风电基地送出工程和相应跨区跨省输电工程前期工作，并已完成锡盟—南京、哈密南—郑州、哈密北—重庆等特高压输电工程可研工作，促进风电基地规模化开发和外送。

（2）积极参与风电行业国家标准和行业标准的编制，促进风电接入规范发展

2011年，国网公司在河北建成国家风电技术与检测研究中心，为国内风电整机提供低电压穿越检测工作，截至2011年年底，检测中心已完成29个机型低电压穿越能力检测工作。在并网技术标准方面，国网推进了风电并网企业标准体系的建设，并参与风电国家标准和行业标准的编制。此外，国网公司又颁布《风电功率预测系统功能规范》《风电场功率调节能力和电能质量测试规程》等2项标准；参与编制《风电场接入电力系统技术规定》等国家标准和《大型风电场并网设计技术规范》等行业标准；组织开展风电场电气系统典型设计研究和编制工作，引导风电场规范化设计和标准化建设，促进风电场与电网协调发展。

（3）建设张北风光储输国家示范工程，引导风电厂建设规范发展

7.风电场试运行 篇七

最近几年, 以煤炭和石油为代表的化石能源逐渐枯竭, 另外化石能源在生产过程中产生的污染性气体, 严重影响了人类赖以生存的生态环境, 为解决这一问题, 就要采取环保能源代替化石能源, 目前, 以风能和太阳能为代表的新能源逐渐应用到生产中, 风电是这几种新能源中技术比较成熟的具有商业价值的发电形式, 在风电运行中可能会对电网的电压造成一定的影响, 造成电能质量不高、电压不稳和供电可靠性低等问题, 本文结合该问题探讨风电场对电网电压的影响, 优化规划风电场电网的无功功率, 补偿无功功率, 分析电压越限指标和他的应用。

2 风电场对电网电压的影响

总所周知, 风是不可预测的, 不同地区和不同海拔高度, 风速存在着很大差异, 即使同一地点, 不同时间风速也存在很大差异, 并且与风电并网运行的配套设施不完善也是阻碍风电发展的一大难题。风电是一种间歇性和变化性较强的一种发电形式, 由于发电功率的不确切性, 难以准确计算风电场的功率, 影响电网系统的电压幅值偏移, 由于风电的间歇性和随机性, 随着电网功率的变化电压也将随之波动。

电网电压的幅值主要取决于电压降落的纵分量, 当增加有功功率和无功功率时, 均会导致电压的升高, 当有功功率和无功功率满足有功点负荷继续向系统送功时, 此时有功电压将大于系统的电压, 所以对变电站节点电压的影响主要是由风电场送入变电站的功率大小决定。

在单风电场接入情况下, 将风电场的装机容量由0增加到150MW时, 记录各节点的电压, 分析风电场容量和电压的关系可知, 当风电场的装机容量增加时, 风电线路中的各支点电压的最大值升高, 最小值降低, 距离风电场节点越近, 电压的最大值越大, 反之最小值越小。电压由于电损的增加, 电压最大值曲线上升的趋势越来越缓, 反之电压最小值曲线下降的趋势越来越陡, 说明风电场应当注意进相的程度, 防止电压崩溃。

在多风电场接入情况下, 随着风电场容量的增加, 风电支路各节点上的电压标准差越大, 即越靠近风电场的节点, 电压波动的情况越严重, 所以风电支路节点的电压波动往往大于中枢点的电压波动。多个风电场接入要高于单风电场接入的电压波动, 主要是由于其他风电场造成的, 在小于50MW容量时影响不大。不同片区对风电场接入的多少无影响, 其电压波动不大。

3 含风电场电网的无功优化规划

对含风电场电网的无功规划主要从输电的有功损耗、无功装置的安装费用和电压质量三个方面决定, 由于动态无功补偿装置设备的造价比较高、运行可靠性低, 所以含风电场电网的无功规划主要考虑电容器和电抗器, 设置无功补偿装置主要是根据电网负荷值决定, 在电网负荷最大值时采用电容器补偿容量, 在电网负荷最小值时取电抗器补偿。含风电场电网在进行无功优化时, 有功主要是由风速和控制系统调节, 无功是控制系统根据风电场的运行方式进行调节, 所以在电网负荷最大值时, 应使电压下降到最大风电场的有功功率和无功功率, 反之使电压上升至最大风电场的有功功率和无功功率。我国国标要求风电场尽量运用自身的无功调节能力, 必要情况下采取无功补偿装置。总结以上分析, 优化含风电场电网的无功步骤为: (1) 核实变电站的间隔数量, 确定变电站的电容器和电抗器数量, 并确定单机组的容量。 (2) 通过对电网负荷的预测以及风电场的极端功率方式, 最终确定电网的极端运行方式, 其中包括电压的最低和最高两种运行方式。最高运行方式主要运用到感性无功补偿装置, 最低运行方式主要运用到容性补偿装置。 (3) 结合变电站, 规划线路, 搭建年电压最轻和最重的电网网架。 (4) 根据两种网架的线路, 确定无功规划计算, 最终确定感性和容性无功补偿装置的方案。

4 电压越限概率指标及其应用

电压越限概率指标是反映节点的电压在风电的作用下发生越限的概率, 通过对节点进行优化计算, 最后使电压越限概率指标达到最低。风电场一般处于偏僻地区, 往往远离负荷中心, 通常是采取放射式接线进入电网, 由于受到传输线路的限制, 110KV以上的风电场的容量一般不能超过50MW, 这样运行的功率因素比较高, 使风电场范围内的功率变化比较小, 这样使风电场的功率与节点电压的增长呈近似规律。当进行无功优化后, 节点的电压位于区间之间, 不管风电场的功率大小, 状态怎样变化, 在无功补偿的一个周期内, 节点电压是不会发生越限的, 即越限的概率为0。当风电场的容量较大时, 斜线区域一般不存在, 即使存在, 因为无功调节的资源有限, 电压也不一定能调节到斜线区域内, 可能会落在灰色区域, 此时的节点电压会因风电场的影响受到一定概率的越限。

以2011年国内某风电网为例, 该电网包含运行风电场X和Y, 装机容量均为49.5MW, 分别采取传统的无功优化和改进的无功优化, 根据计算风机的参数, 对风电场进行采样, 采取Matlab仿真工具进行概率分布分析, 应用最小二乘法进行拟合, 得出理论参数。两种补偿形式都可以很好的控制当前时刻的电压, 但传统的无功补偿不能随风电的变化进行变化, 所以要适应风电的波动特性, 只控制当前潮流的电压是不够的, 通过优化无功补偿后的一段时间内只存在较高的节点, 可以更好的适应风电功率的变化, 另外无功优化后一定程度上可以达到降损的效果。

5 结语

本文主要分析了在单风电场接入和多风电场接入时对电网电压造成的影响, 根据电网的极端运行方式, 确定无功补偿装置的类型, 根据网架确定规划无功计算, 确定最终无功补偿方案。简单介绍了电压越限概率指标和其应用。

摘要：虽然风电场并网运行技术比较成熟, 但仍然存在着一些问题, 本文简单介绍风电场对电网电压造成的影响, 优化规划含风电场电网的无功功率, 开发控制含风电场电网的电压, 分析电压越限概率指标和其应用。

关键词：风电场,无功电压,规划

参考文献

[1]温步瀛, 江岳文, 陈冲.风电场并网运行的无功补偿优化问题[J].电力自动化设备, 2008, 28 (05) :42-46.

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8.风电场接入系统设计优化 篇八

【关键词】风能；链形；接入系统；

【中图分类号】TM761【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）02-0302-01

风能是一种无污染的可再生能源。随着各国对全球温室气体排放问题解决的紧迫性和传统化石能源供应的日趋紧张，风力发电作为一种清洁的可再生的发电方式，也是新能源发电技术中最成熟和最具规模的发电方式之一，已经越来越多受到世界各国的重视。在过去的几年间，风电发展规模不断超越其预期的发展速度，而且一直保持着世界增长最快能源的地位。截至2011年底全国风电装机容量已达到6200万千瓦，连续三年增长率超过100%。

一、风电场电气主接线的设计

风电场电气主接线的设计主要分以下几种：风力发电机组升压方式、风电场集电线路选择、风力发电机分组及连接方式、风电场无功补偿等。风力发电机组升压：现国内外风力发电机组出线电压多为690V/620 V，若直接汇总并接入风电场的总升压站，则电能损耗过大，且导体的截面过大，无法满足现场的安装要求，因此，须将电压升高至35kV或10kV才能接入总升压站。但从年运行费用上比较，在经济输送容量的范围内，35kV方案线损较小，且维护工作较少。因此，现国内外风力发电机组升压多采用35kV方案。国外也有实验将风机直接升压至110KV，不经过整个电厂的主变整合与电网相连接。但是这样的结果却是会导致风机的频繁脱网、并网，最终，会使电网不稳定，也使得风机的总发电量降低 ，风电上网困难。

二、风电场集电线路的选择

风电场接线集电线路结构共有5种常用方案，链形结构；单边环形结构；双边环形结构；复合环形结构；星形结构。链形是目前已建风电场中用的最多的一种连接方法，结构简单，成本不高，其基本思想是将一定数目的风力发电机（包括其附带升压变压器）连接在一条线路之上。此种连接方式的主要问题是每条链上的风机数目受到地理位置、线路长度、线路容量等参数的限制。环形设计比链形需要的线路规格更高、长度更长，因此成本较高，但因其能实现一定程度的冗余，可靠性较高。其中，单边环形结构是将链形中每串尾部的风力发电机通过线路接回汇流母线；双边环形结构是将链形中两相邻串的尾部风力发电机相连；复合环形结构是将单边和双边两种环形相结合并改进的一种结构。

风电场集电线路选择方面，一般采用架空线或电缆敷设两种。由于风电场年利用小时数较低，检修线路对发电量造成的损失较小，在考虑建设成本、施工难度、运行成本等诸多因素后，大多风电场集电线路均选用架空线路接线方案链形结构。但介于我国的相关规定及现状，现也有部分地区采用电缆敷设方案。风力发电机分组多为靠风机的排布位置、并结合现场施工的便捷性制定。大多数情况下，要尽量使风机均匀的分部到各个集电线路上，以免造成风场运转时由于各条支路电量不均而造成的冲击。合理的进行风机分组可以使风电场电缆或架空线等导体投资尽量节省，使主接线方案优化。

三、风电场无功补偿

在目前已经建成和在建的风电工程中，35kV母线无功补偿方式主要有，固定投切电容器组补偿方式及降压式动态无功补偿方式。目前国家相关技术规定都要求优先选用动态无功补偿装置方式。此种无功补偿装置主要是采集母线上的电压、电流，通过连续调节其自身无功功率来实现的，来补偿母线上的无功功率。比如一个容量为100风电场，升压站内主变容量为100MW，无功补偿的调节范围为（0—12000）kvar。

现设计的单个49.5MW风电场大多使用单机容量为1500kW的风力发电机组33台。升压站内新建63MVA主变压器一台、配套相关35kV高压配电装置、220kV/110 kV/66 kV配电装置、无功补偿装置；三回集电线路通过35kV架空线至升压站，线路总长约28km。电能输出采用220kV架空线路。电能由风电场升压站经红泥井变电站往九原中心变电所送出。介于风电场的容量较少，且配有一个主变的情况，宜选用单母线接线方。此方式有着接线简单清晰，设备少，操作简单和便于扩建的优点，适用于此电场的主接线设计方式。根据该风电场的现场情况及平均分组的原则，现将风机分为3组。每组为11台。风电场的风机分组及连接方式采用链形（放射形）。风机输出电压为690V，因此需要为风机提供箱式变压器以达到集电线路的额定电压，具体数据。

四、直埋电缆与架空电缆

风电场的风机至中心升压站之间的集电线路有直埋电缆和架空线路两种方案可供选择，下面将从经济和技术两个方面对这两种方案进行比较。架空线路由于采用架空导线，导线裸露在空气中，受周围环境影响较大，可靠性较低；架空线对地电容较小，发生单相接地故障时，电容电流较小，并且发生单相接地故障通常以瞬时故障为主，因此可以采用中性点不接地或采用消弧线圈接地方式，以减少机组无为跳闸的可能性；架空线相同截面导线载流量比电缆大得多，设计采用架空线则导线截面积可以选的较小。但是在一些地区如山脊风电场由于风速较大，采用架空线方案时对铁塔的要求较高，造价也增加较多，可靠性也相应下降。还有在一些地区涉及到横跨公路、铁路等，施工难度加大。

直埋电缆由于埋设在地下，不受周围环境影响，可靠性较高；电缆对地电容较大，发生单相接地故障时，电容电流较大，并且发生单线接地故障通常以永久故障为主，因此不可以采用中性点不接地方式，只能采用消弧线圈接地或电阻接地方式，无形中降低了可靠性；电缆相同截面导线载流量比架空线小得多，如采用电缆则导线截面积要大一些，且需选择三根电缆。

直埋方案远比架空线方案价格要高。因此，架空线方案经济上优越得多，技术上也可以达到要求，电缆方案需要较大投资。但在一些设计中则优先考虑电缆方案，如：沿海风场，海上风场及风力影响较大的地区。

五、结束语

针对风电场电气主接线进行设计和优化，通过对风机的分组和连接方式、风电场集电线路方案、目前风电场电气设计与传统发电厂设计的原理相同，但传统的设计方法不一定适合风电场运行需求。本文对风电场接入系统以下几个方面进行了优化：风电场短路电流计算及设备选取等的问题进行深入的计算与讨论，提出一套适用于风机分组连接、集电线路设计的可行方案。

参考文献

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9.风电场试运行 篇九

按照公司制定的检修规程的计划要求，某某风机检修班于2015年9月28日-10月18日进行某某风电场2015一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

10.风电场检修通讯稿 篇十

记祥天风电场预防性试验与安全防护围栏施工

2014年10月14日，祥天风电场预防性试验和加装安全防护围栏工作全面展开。本此工作是近来工作最艰难的一次。本次工作不仅要在一天内完成，且SVG设备、35kV室、变压器、继保室等地点同时施工，操作、监护、验收、准备工具等工作给有限的人员带来了极大地难度。

在有限的人员中合理安排，以保证工作顺利、安全、文明的完成此次工作，同时还保证了2#主变稳定、安全运行。

汗水湿透，衣帽脏污，虽然辛苦，但是值得的。不仅使我们得到了锻炼的机会，还增长了知识，培养了团结的协作能力，即使再辛苦，是值得的。

11.山区分散布置风电场土建施工技术 篇十一

关键词：山区；分散布置；风电场；土建施工

中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）26-0101-02

1 工程概况

江西都昌矶山湖风电场位于鄱阳湖水域旁边，由相距6km的南区、北区构成，在风场内布置1500kW的风力发电机组20台。场区属较复杂的山区，风力发电机组主要布置在都昌县西南的大矶山、王家山、万毛山、祠堂山等地区，另外有部分风力发电机组布置在都昌县北部的射山、横山、北山、大脑顶等地区，西南场区与北部场区距离约6km，风力发电机组布置区域海拔相对较高，约为120～180m。风场区地势局部区域起伏较大，场址内道路交通为盘山公路。风机基础的地基大部分为石方，需爆破开挖。根据设计图纸资料，每台风机基础平台的场地平整开挖量为3000～5500m3不等，风机基础埋深2.3m。土石方开挖的工程量较大，为本工程的关键工序。基础体形为直径15m的圆形轮廓，地面以上为I=6%的坡面独立承台基础。水泥采用强度不低于42.5MPa，垫层砼为C20，基础砼为C40，每座基础砼均为272m3，为保证砼质量，要求每座基础砼一次浇筑成型。

2 施工中存在的困难

由于风力发电机组都分散布置在不同的山顶，施工现场用水用电难以解决；场地平整和石方爆破工程量大；山区雨水多，道路情况复杂；砼需自行生产，砼运输距离长；风机施工场地狭小，吊装基础环难度大，基础环的安装精度要求高；由于风机基础的地基都为岩石，常规的接地施工难以达到设计要求的接地电阻标准。

3 解决困难的途径和施工技术

（1）本工程风力发电机组都分散布置在不同的山顶，施工战线长，无法引接固定电源。风机基础施工需要大量用水、用电，山顶上都无水源和电源点。本工程采用30kW和10kW的柴油发电机各一台解决了施工用电问题，施工用水则用汽车运送上山。

（2）由于风力发电机组都建在山顶上，需要将风机位置的山顶平整出基础平台来。每台风机基础平台的场地平整开挖土方量为3000～5500m3不等，大部分是石方开挖。本工程采用炮孔爆破法进行松动爆破。在岩石内钻深度4m以内的直孔，孔径50mm，然后装进长药包进行爆破。它具有操作简单方便、炸药消耗量少、岩石破碎均匀、飞石距离近、不易损坏附近建筑物等优点。采用塑料导爆管复式起爆网络，药包内选用高段别毫秒雷管，洞外网络用联通管和较低段别的毫秒雷管联结成微差起爆网络，中间药包先响，周围的药包后响，利于安全。

（3）针对山区气候多变、雨水多、道路蜿蜒曲折，一旦下雨道路便泥泞无法通行的特点，为了确保正常施工，上山道路都必须满铺碎石，做好排水沟，防止冲刷毁坏道路。

（4）砼生产和浇筑施工。矶山湖风电场所处地区很偏僻，无城市商品砼可利用，需自行建搅拌站。每座风机基础砼工程量272m3，属大体积砼，为保证砼质量，要求基础砼一次浇筑成型，不允许出现冷缝。结合本工程风机分散布置在离集控中心10km以内周围山区的情况，在集控中心设置两套0.75m3（带配料机）砼搅拌系统，配备7辆8m3砼搅拌运输车，确保了砼浇筑的连续性。在风机基础砼中預埋测温装置，进行大体积砼温度控制。浇筑后立即对混凝土进行保温保湿养护，以控制缓慢降温，在混凝土表面用保温棉严密覆盖保温，上面加盖塑料薄膜并设专人养护，养护时间不低

于14d。

（5）基础环吊装。风机塔筒为预埋地脚螺栓支撑架连接方式，基础环直埋于基础主体砼中，设计要求表面平整度误差小于2mm。为了确保精度，在混凝土垫层中预埋三块钢板件，其尺寸为300×300×20mm，钢板件上方焊接三个基础环支撑架，其支撑架上方焊有调整螺栓，基础环与支撑架之间用调整螺栓连接，调整螺栓可对基础环的平整度进行微调，以便实现基础环标高的准确控制。当钢筋绑扎及基础环安装工作全部结束后，对基础环进行复测，当各项指标均满足设计及规范要求后，对支撑及基础环进行相应的加固，并对调整螺栓点焊牢固，确保基础环位置的准确。

（6）风机接地施工。根据风机基础场地为岩石的实际地质情况，原设计采用的接地井达不到设备厂家的≤4Ω接地电阻要求。改用开挖接地沟、铺设物理降阻剂和安装扁铁、接地模块的方法。接地体、接地模块敷设完后，在接地体表面敷设降阻剂并取无腐蚀性的土壤进行回填，厚度约为15cm，回填土内不应夹有石块和建筑垃圾，在回填土时应分层夯实。

4 施工时注意事项

（1）为保证在浇筑砼过程中基础环不产生位移，本工程在按图施工的前提下，另增加了不少于6根直径大于φ22的钢筋对基础环底法兰周边加固，防止浇砼时变形。

（2）为了防止砼进入基础内的电缆埋管导致堵塞，在浇筑时对所有的埋管端头封堵住并采取措施进行固定保护，防止其在浇筑中折断。

（3）采用砼罐车直接放料进入基础的浇筑方式，节省了时间和费用，确保可以多个下料点同时浇筑，避免了砼冷缝发生。

（4）制定搅拌站的应急措施：配备搅拌系统两套。另外有柴油发电机组两台（KH30GF/30kW）。在JD750搅拌系统出现故障的情况下，可立即转用另外一台搅拌系统继续浇筑，并且立即组织现场机械抢修组对搅拌系统进行维修，保证基础混凝土浇筑的连续性。对于突发的停电等电力供应故障时，现场配备专用柴油发电机组发电，并组织电工对供电线路进行检查，在第一时间恢复供电。

（5）组织专业人员定期对搅拌系统、电力系统、机械设备、施工车辆进行检查、维修，做到早发现、早处理。

参考文献

[1] 宫靖远.风电场工程技术手册[M].北京：机械工业出版社，2010.

[2] 风力发电工程施工与验收编写组.风力发电工程施工与验收[M].北京：中国水利水电出版社，2009.

[3] 风力发电工程施工组织设计规范（DL/T5384-2007）[S].北京：中国电力出版社，2007.

作者简介：李小毛（1974-），男，江西新干人，江西省水电工程局工程师，研究方向：现场技术管理。

12.风电场试运行 篇十二

1 风电场机群的划分

1.1 尾流效应分群

在风电场中, 由于各台风力发电机位置不同, 沿主风向后面的风电机组风速的方向和大小会受到前面的风电机组的影响, 即后面的风电机组的迎面风速将小于前面机组的迎面风速, 这种现象被称为尾流效应。常见的风电场风速尾流模型有Jensen模型和Lissaman模型[3、4]。尾流效应Jensen模型如图1所示, X是两个风电机组之间的距离, 叶轮半径和尾流半径分别为R和Rw, v0为输入风速, vx为距离上风机的尾流风速。k为尾流衰减系数, k一般取0.075。CT为推力系数。

因此, 平坦地形的尾流风速的计算式为:

1.2 风电场等值前详细模型与等值模型

如图2所示所示, 风电场由三列异步风电机组构成, 每列有3台异步风电机组。机组编号1#到9#, 为方便计算等值参数, 假设各列都含有600KW, 850KW, 1500KW的风电机组。每台风力发电机轮毂高度50m、风轮直径49m、每列风力发电机组相距200m。T1为风电场内部升压变压器, T2为联网升压变压器, 分别通过内部集电线路和外部集电线路与电网相连。风向由西向东, 这里认为每一列机组风速相同。依据尾流效应对风电场进行分群, 则可以把风电场分成3个机群, 即每列为一个机群, 每个机群作为一台等值机, 即把9台机组并联简化成3台机组并联。第二列与第三列风电机组迎面风速利用尾流效应公式计算可得, 各机群风速见表1。等值模型如图3所示。

2 机群参数的等值

建立等值参数优化模型。

由异步发电机动态数学模型中可以看出, 等值机组有x, x';, T'0, J需要求解, 忽略定子电阻rs。常规方法是通过各机组的并联结构来求取等值参数, 然而这种方法没有考虑到风电场的运行工况, 等值结果无法准确反映风电场等值前的动态信息。由于并联求解的弊端, 本文引入风电场输出特性, 对等值参数进行优化, 此方法充分考虑到了各机组的运行工况, 提高了求取等值参数的精确度。在不同的有效风速下, 风电场出口输出信息的集合, 即为风电场输出特性[5]。

对于风电场输出特性, 关键信息包含并网点电压, 有功功率和无功功率。在实际工况下, 常采用实测方Á法获取风电场的输出特Á性, 本文将实测的风电Á场并网点电压记为UÁ, 风电场的有功记为PÁ, 风电场的无功记为ÁQ, 利用风电场模型在有效风速下进行N次采样, 以等值前后输出功率、电压偏差的平方和作为优化目标, 以风机方程, 系统潮流方程作为约束条件, 构建参数优化模型如下:

目标方程:

约束条件:

在已知风电场并网点电压, 有功功率, 无功功率的情况下, 利用遗传算法[6]求解该模型的4个等值参数。

3 算例分析

在PSCAD/EMTDC软件平台上分别建立风电场详细模型和等值模型。等值系统如图3所示, 每列风电机组作为一个机群, 即等值机1, 2, 3。由于每个机群都含有600kw, 850kw, 1500kw机组, 所以等值机1, 2, 3参数相同。风电场详细参数与等值参数见表2。这里等值机的功率为机群的机组功率之和。

3.1 风速扰动下的风电场动态特性比较

把遗传算法计算所得的参数输入到等值模型中去, 选取渐变风扰动进行仿真研究, 即假设第一列风电机群初始风速为7m/s, 在t=6s时风速开始渐变, 在t=10s时风速达到稳定达到9m/s。第二、三列风速为考虑尾流效应影响下的风速, 经计算得, 第二列初始风速为6.497m/s, 稳定后风速为8.353m/s。第三列初始风速为6.030m/s, 稳定后风速为7.753m/s。为验证等值模型的正确性, 图4给出了在风速扰动下风电场出口等值前与等值后的P, Q, U。

3.2 等值误差结果分析

以最大偏差[7]这个指标对仿真结果分析, 最大偏差分为最大正偏差和最大负偏差, 最大正偏差和最大负偏差如下:

式中Rf为风电场的动态响应;R为等值机的动态响应;K为动态响应按时间采样的点数。

仿真可见在风速扰动情况下, 有功最大偏差-0.9%~1.4%, 无功最大偏差-0.8%~4.1%, 电压最大偏差-0.25%~0.09%。误差分析和仿真曲线表明, 在对详细模型和等值模型进行仿真时, 在风速扰动的情况下, 建立的等值模型与详细模型的仿真结果基本一致。

4 结论

在风电场等值建模研究中, 既考虑了风电场的分群情况, 又考虑到了各机群的参数求解。在风电场分群方面, 依据尾流效应分群, 充分考虑到风电场内部的风速差异, 分群指标更有效。在等值参数优化方面, 建立了一种参数

优化模型, 利用遗传算法对该模型求解, 求出各机群的等值参数, 比传统的并联求取参数更有效。本文研究的等值模型具有较高的精度, 准确地反映了风电场的动态特性。

参考文献

[1]钱少锋, 林俐, 沈辉等.基于PSS/E Wind大型风电场并入输电网的动态特性研究[J].电力系统保护与控制, 2009, 37 (6) :11-16.

[2]苏勋文.风电场动态等值建模方法研究[D].保定:华北电力大学.

[3]Jensen N O.A note on wind generator interaction[R].Ris?National Laboratory, Denmark, 1983.

[4]Zambrano T G, Gyatt G W.Wake structure mea-surements at the MOD-2 cluster test facility at Goodnoe Hills[J].IEE Proceedings, 1983, 130 (9) :562-565.

[5]胡雅娟.基于实测运行数据的风电场整体模型的研究[D].吉林:东北电力大学, 2007.

[6]张慧群.基于遗传算法的风电场异步发电机动态等值研究[D].南京:河海大学, 2007.

13.风电场工程竣工报告 篇十三

竣 工 报 告

编写单位：XXX有限公司 编写日期：XXX年XXX月

批准：

审核：

编写：

前言

（X）

简要叙述工程前期工作情况和工程要点。

第一章 工程概况

（X）

1.建设依据：行政主管部门有关批复、核准、备案文件。注明文件文号、名称和时间等。

2.地理位置：概括描述相对位置并注明经纬度。3.自然条件：地形、地质、水文和气象等主要特征。4.批复、核准或备案的建设规模、标准、能力和总投资。5.项目法人，主要设计、施工（含设备制造、安装）、监理、质量监督等单位名称。

6.开、竣工日期。

第二章 土地征收及补偿

（X）

1.土地征收主要工作过程，主要批复（选址意见通知书及其附图、建设用地规划许可证、国有土地使用证书）。

2.应缴纳和实际缴纳的规费一览表。

3.拆迁工作过程和结果。包括防护距离内的拆迁数量、拆迁费用、缴纳情况，拆迁过程主要事件和解决办法，拆迁结果。

第三章 招投标及合同管理

（X）

概述招标、投标情况，招投标存在的问题和处理意见，合同的签订及执行情况。

1.招投标实施范围和执行情况

序号招标项目名称 招标内容招标代理机构（资 质）评标前三名单位中标单位 中标价格执行情况中，针对已完成的招标内容，逐一阐述以下内容：

招标书中对投标单位的资质要求、提出的主要技术性能要求、评标标准、投标保证金、履约担保3 投标单位3 评标委员会人员组成（姓名、工作单位、职称、主要负责内容）

中标单位商务报价、中标理由3 招投标过程中出现的问题和解决办法 采购的进口设备和材料的情况，包括采购内容、进口原因、进口过程、价格等。

2.工程合同签订及执行情况序号

合同名称 签订时间 合同主要内容 合同金额执行情况主要包括合同纠纷及其处理方法。

3.设计变更或者施工变更工作程序和管理制度

第四章 工程建设情况

（X）

详细叙述各单项工程的工程总量、开工和完工时间、主要设计变更内容、工程中采用的主要施工工艺等；工程事故的处理；对各单项工程中的主要单位工程应着重说明其结构特点、特殊使用要求和建设情况，同时附工程建设项目一览表。

单项工程建设情况的内容按初步设计文件编制的章节顺序编写。主体单项工程建设情况和质量保证体系单项工程建设情况的内容按初步设计文件编制的章节顺序编写。

结合竣工验收的内容和重点详细叙述各单项工程的工程总量、主要设计内容和变更内容（发生设计或施工变更，是否按规定程序办理报批手续。）、工程中采用的主要施工工艺等，对各单项工程中的主要单位工程应着重说明其主要设计参数、结构特点和施工建设情况，同时附工程建设项目一览表和主要机械设备一览表。附总平面布置图和工程形象照片。针对不同建设内容阐述其质量控制制度和采取的措施。

第五章 环保、劳动安全卫生、消防和档案

（X）

概述有关环境保护、劳动安全卫生、消防主要建设内容、工程档案资料归档的情况，以及相关主管部门的专项验收意见。

第六章 工程监理

（X）

概述监理工作情况以及监理过程中存在的问题和处理意见。

第七章 交工验收和工程质量

（X）

概述交工验收情况。根据工程质量监督报告，综述工程质量评定情况以及存在问题的处理情况。

第八章 工程建设标准强制性条文执行情况

（X）

概述工程建设、设计、施工、监理各方执行工程建设标准强制性条文的情况。

第九章 资金管理和竣工决算

（X）

概述不同渠道资金到位情况，制定的资金管理办法，实际投资额度与初步设计投资的对比和资金偏差分析，国债资金的主要投向，竣工决算情

况以及审计意见。

第十章

生产准备及试运行

（X）

概述建设项目生产准备工作情况和试运行情况。

第十一章

问题和建议

（X）

竣工验收时存在的主要问题如实反映并提出建议意见。附总平面布置图及能够反映工程特点的部分图片。

附：（X）

工程竣工验收应提供的资料 1 按 8.0.4的要求提供资料。8.0.4 验收应提供的资料。

提 供 全套按7.3.2的要求所列的资料。7.3.2 验收时应提供的资料。1 工 程 总结报告。

1)建设单位的建设总结。2)设计单位的设计报告。3)施工单位的施工总结。4)调试单位的设备调试报告。5)生产单位的生产准备报告。6)监理单位的监理报告。7)质监部门质量监督报告。2 备查文件、资料。

1)施工设计图纸、文件(包括设计更改联系单等)及有关资料。

2)施工记录及有关试验检测报告。3)监理、质监检查记录和签证文件。

4)各单位工程完工与单机启动调试试运验收记录、签证文件。5)历次验收所发现的问题整改消缺记录与报告。6)工程项目各阶段的设计与审批文件。

7)风力发电机组、变电站等设备产品技术说明书、使用手册、合格证件 等。

8)施工合同、设备订货合同中有关技术要求文件。

9)生产准备中的有关运行规程、制度及人员编制、人员培训情况等资 料。

10)有关传真、工程设计与施工协调会议纪要等资料。11)土地征用、环境保护等方面的有关文件资料。12)工程建设大事记。设 备、备品配件及专用工器具清单。风 力 发电机组实际输出功率曲线及其他性能指标参数。工 程 竣工决算报告及其审计报告。3 工 程 概预算执行情况报告。4 水 土 保持、环境保护方案执行报告。工程竣工报告。

1．建设单位工作报告

概述工程管理机构设置、招标投标情况、质量控制、进度控制、投资控制、科研和新技术应用情况、交工验收情况、管理措施及经验等。

2．主要设计单位工作报告

概述设计范围，工程建设标准强制性条文执行情况，技术创新与关键技术的处理，存在的主要问题，主要设计变更及变更理由，设计服务，总结设计经验与体会等。

3．主要施工单位工作报告

概述施工范围、主要施工工艺、施工管理措施、施工技术创新与关键技术的处理、工程建设标准强制性条文执行情况、施工中发生的主要问题及处理情况、质量管理体系及质量控制，总结施工经验与体会等。

4．主要监理单位工作报告

概述监理范围和内容、监理组织机构、监理依据、监理主要工作、监理平行检测结果、核验施工自检结果；是否达到设计要求（包括建设内容、技术要求、工程质量），存在哪些缺陷、施工中主要问题的处理情况；工程建设标准强制性条文执行情况；对工程质量、投资、进度的评价、对施工单位质量管理体系的评价；总结监理经验和体会。

5．工程质量监督报告