风电机组振动监（精选3篇）
1.风电机组振动监 篇一
3＃机组大型油浸变压器器身检查、安装试验质量监督检查汇报材料
内蒙古上都发电有限责任公司二期2×600MW工程
3#机组大型油浸变压器器身检查、安装试验
监检汇报
各位领导、各位专家，你们好：
首先欢迎各位领导和专家的到来。内蒙古上都发电有限责任公司二期工程3#机组大型油浸变压器的安装即将开始，已经具备器身检查及安装试验的监督检查条件。
现就3#机组大型油浸变压器的工程情况、质量情况向各位领导、专家汇报如下：
一、工程概况
内蒙古上都发电有限责任公司二期工程3#机组安装江苏南通变压器有限公司生产的型号：SFS10-55000/22容量为：55000/41000/14000KVA的高厂变2台，江苏南通变压器有限公司生产的型号：SFS10-55000/110容量为：115±8×1.25%/105/3.15KV的启动/备用变压器2台和特变电工衡阳变压器有限公司生产的型号：DFP-240000/500容量为:240000KVA的主变压器3台。
二、主要工程进度情况
1、启动/备用变压器：2007年3月22日安装2007年5月18日完成
2、高压厂用变压器 ：2007年5月12日安装2007年5月19日完成
3、主 变 压 器 ：2007年5月30日安装2007年6月30日完成
三、质量管理情况
1、建立健全质量管理网络
东电四公司上都项目经理部对施工质量非常重视，建立了本工程
3＃机组大型油浸变压器器身检查、安装试验质量监督检查汇报材料
我们本着实现“建一座电站，树一座丰碑，交一方朋友”的诺言，始终如一的坚持“精心施工 保证质量 赢得顾客 持续改进”的质量方针，全面贯彻落实精品战略。在实施工程质量计划过程中，认真履行合同，保证施工质量。百年大计，质量第一。在工作中精益求精，一丝不苟。积极提出好的建议，并对施工过程中出现的问题及时进行处理，使工程质量达到合同的要求。
四、自检和整改情况
为保证3#机组大型油浸变压器器身检查、安装试验质量监督检查顺利进行，我公司上都项目部于2007年7月3日对3#机组大型油浸变压器现场实物质量及相关资料进行了自检。针对发现的问题我公司进行了认真整改和处理，并经验收合格，目前已基本具备监检条件。
虽然我们作了大量的工作，但也难免存在着纰漏，真诚地希望各位领导、专家多提宝贵意见，我们将虚心接受，认真整改，以便为以后受热面及其它设备安装创造良好的条件。我们相信，通过这次监检，将会促进我们的质量管理工作更加科学化、标准化、规范化，进一步提高我们的施工质量，为业主奉献精品工程。
东电四公司上都项目经理部
2007-7-3
2.风电机组振动监 篇二
随着风力发电的迅猛发展, 风电机组的安全运行日益受到重视, 风力发电机组振动监测系统应用也越来越广泛。国家已出台相关标准, 2 MW及以上机组要求安装风电振动故障监测系统, 风电振动故障监测系统在实际运行中遭受雷击损害的案例也越来越多, 防雷成了风电振动监测仪设计的一个重要方面。风电振动监测仪的防雷设计必须与风力发电机组本体的防雷系统相结合, 才能更有效地防止雷击的损害。
1 风电机组防雷系统简介
1.1 防雷保护区域划分
根据风电机组和风场各部分空间受雷击电磁脉冲的严重程度不同, 将需要保护的空间划分为不同的防雷区, 图1 为防雷区示意图, 通常防雷区序号越高, 其电磁环境参数越低。
LPZ0:本区内物体易受直接雷击, 必须传导全部的雷电流, 电磁场没有衰减。
LPZ1:本区内物体不易遭受直接雷击, 所有导电部件上的雷电流都比LPZ0小, 电磁场被衰减。
LPZ2:本区内物体所有导电部件的电流和电磁场进一步减少。
1.2 风电防雷方案
风电机组防雷系统包括叶片防雷、避雷针、轮毂与机架连接、齿轮箱与发电机绝缘、发电机与机架绝缘、各电气设备接地, 控制柜屏蔽、电气线路加装电涌保护器和接地系统等。
当叶片受雷击后, 将雷击电流从雷击点安全地传导到轮毂, 经由碳刷、偏航轴承、塔架至接地网 (图2) 。在雷电流通过主轴承的地方增加抵抗层或设置绝缘层, 齿轮箱和发电机组与支架绝缘, 齿轮箱和发电机组就不会有雷电流直接通过, 但会有较大雷击感应电磁场。
电气系统和控制系统处于LPZ2区, 主要的防护措施有等电位连接、电涌防护、屏蔽等。
2 风电振动监控系统防雷设计
风电振动监控系统由主机、传感器、通讯模块等组成。主机位于控制箱内, 属于LPZ2区。传感器安装于齿轮箱和发电机组上, 属于LPZ1区域。通讯模块由网线、光纤收发器、光纤组成。网线和光纤收发器均在控制箱内, 属于LPZ2区;光纤从控制箱内引出, 经由塔筒至塔底控制柜, 处于LPZ1区。
2.1 风电振动监测仪受雷击分析
风电振动监测仪受雷击损害主要通过以下几个途径: (1) 通过电源的地电位反击; (2) 通过雷电产生的电磁场对风电振动监测主机进行损害; (3) 通过雷电产生的电磁场影响传感器线路信号, 产生感应电流, 损害风电振动监测系统的主机。
2.2 风电振动监测系统的电源防护策略
风电振动故障监测仪电源端需防止地电位反击对主机造成的伤害。目前大多数风电振动监测主机采用220V供电, 在设备内部再进行交直流转换。这种做法直接把交流干扰引入设备内部, 另外交直转换会释放大量热能, 提升电路内部工作温度, 降低了安全性。
建议风电振动监测仪采用外部直流源供电。在电源进线处进行多级SPD防护。开关电源前端220V接入SPD, 开关电源选用内部配置有SPD的产品, 设备内部电源接口做电源限压分流电路。同时需做好开关电源、风电振动监测仪与风电机组电控系统的等电位连接, 这样就可以最大限度地降低地电位反击对风电振动故障监测主机的损害。
2.3 风电振动监测系统的雷电电磁干扰防护策略
目前的风电振动监测仪外壳一般是和电源地连接在一起的, 这种设计雷击时外壳产生的电流会直接影响到内部电路板, 容易对主机内部电路板造成损害。
本文介绍了一种特殊的设计来实现雷电电磁干扰的防护。图3为风电振动监测仪主机的结构简图, 电路板装在一个全铝机壳上, 电路板电源地与内层机壳相连, 内层机壳通过绝缘装置安装在一个全铝封闭机壳上。
首先采用双全铝机壳设计, 外层机壳厚度3mm, 内层机壳厚度4mm。雷电电磁脉冲为高频脉冲, 在通过金属时会严重衰减, 经过7mm的衰减, 可极大地减少雷电电磁干扰。
另外, 这种设计外层机壳连地, 内层机壳连接电路板电源地, 形成了机壳接地、其他悬浮的理想抗干扰状态。
2.4 风电振动监测仪的信号端防雷策略
风机用加速度传感器的有效电压一般是10V以内。目前大多数风电振动主机的采集系统量程一般设计为±10V, 超过10V, 就很容易烧坏内部采集电路。
本文介绍的风电振动监测系统采用±30V的大量程设计, 并在主机信号接口板上对信号做防浪涌电路, 如图4所示。第一级电路采用气体放电管作为高能量泄放元件, 能够泄放较大的浪涌电流。大部分的雷击浪涌首先在第一级电路上泄放, 但是第一级电路存在残压高、响应慢等缺陷。为了避免由此带来的影响, 图4中采用了逐级降低残压、逐级提高响应速度的复合浪涌抑制办法。
另外, 雷击对传感器线路的影响与线路长度有关。通过合理走线, 传感器至主机的距离控制在10 m以内。选择有屏蔽线的传感器, 屏蔽线接到主机机壳上。
3 结语
本文主要结合风电机组的整体防雷系统, 分析了雷击影响风电振动监测系统的三个主要途径———地电压反击、雷击电磁干扰、传感器信号接口, 并从这三个方面分析了现有防雷策略, 提出了不足之处和改进方案。风电振动监测仪的工作环境恶劣, 防雷措施必须结合现场实际情况来合理实施。
参考文献
[1]王莹, 赵燕峰, 袁乐.大型风电机组的防雷系统解析[J].风能, 2014 (3) .
[2]赵喜军, 邹伟华, 王小进.地电位反击的机理及继电保护产品的防雷设计[J].船电技术, 2010, 30 (3) .
[3]陈棋, 罗勇水, 刘伟江, 等.风电机组防雷保护和接地设计[J].能源工程, 2014 (2) .
3.风电机组振动监 篇三
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。
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。
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
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
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