风电场运行维护分析f由于我国风电场多数处于偏远地区，气候和环境条件恶劣，风电场设备检修操作常常在高空进行，在这样的条件下，需要提高风电场运行管理水平，否则将影响风电场安全生产以及风电场的运行稳定和经济效益。近几年我国风电场发展十分迅速，新风电场不断涌现。多数运行维护人员是新员工，需要加强风电场运行安全培训管理和业务技能提高，建立健全风电场安全运行检修制度和标准体系。在风电设备维护检修方面，应积极推进预防性检修技术，通过设备状态监视，及时发现设备故障隐患以及故障产生原因，及时消除缺陷于萌芽中。建立集中监视、Call-Center在线远程运行故障技术支持服务系统和专家分析系统，以及移动检修作业平台。通过运行数据分析，必要时利用仪器检测，借助专家分析，提出技术改造方案，对设备有问题部分进行改造，提高设备性能和可靠性，最终提高风电场经济效益。
关键词：运行 检修 设备 技术
1. 我国风电场运行维护特点
1.1 气候特征
我国风电场所处地区为三北地区和东南沿海地区。北方风电场多为高原地区，相当一部分风电场海拔高度高于1800米，冬季最低温度低于-30℃，偶然发生沙尘暴且极端风速高于30m/s的天气条件。个别地区风电场机组在冬季运行时会发生叶片结冰现象，包括南方个别山顶风电场，有些冰冻发生在风速传感器上，造成机组停机影响发电。我国长江以南地区雷暴、台风、盐雾(海上/滩涂/潮间带)，给风电场运行维护带来困难。对于恶劣气象特征可能给风电场带来的影响，应认真采取应对措施，做好应急预案并事先进行演练。
1.2 地理特点
我国风电场在气候特征上有其特殊的地方，同时地理位置、周围环境也较为复杂，如山区、森林、悬崖、海滨滩涂(潮间带)等。复杂地形、障碍物会引起气流畸变，造成湍流、切变以及尾流发生复杂变化，进而影响风电机组的输出性能，更严重的是湍流、切变以及尾流会造成设备损坏，甚至影响设备寿命。
1.3 复杂地形对风电场机组运行的影响
对于地形复杂、邻近森林以及其他障碍物的风电场，运行中应对气流畸变可能对风电设备造成的影响给予充分的重视。
· 应加大对机械传动系统的检查，如齿轮表面、轴承、力矩限位器等，重点检查是否有表面微点蚀、润滑油中金属微粒有无变化。
· 应加强对机组功率特性输出曲线的检查分析，如下原因影响功率曲线形状，最终影响发电量：
摘 要：由于我国风电场多数处于偏远地区，气候和环境条件恶劣，风电场设备检修操作常常在高空进行，在这样的条件下，需要提高风电场运行管理水平，否则将影响风电场安全生产以及风电场的运行稳定和经济效益。近几年我国风电场发展十分迅速，新风电场不断涌现。多数运行维护人员是新员工，需要加强风电场运行安全培训管理和业务技能提高，建立健全风电场安全运行检修制度和标准体系。在风电设备维护检修方面，应积极推进预防性检修技术，通过设备状态监视，及时发现设备故障隐患以及故障产生原因，及时消除缺陷于萌芽中。建立集中监视、Call-Center在线远程运行故障技术支持服务系统和专家分析系统，以及移动检修作业平台。通过运行数据分析，必要时利用仪器检测，借助专家分析，提出技术改造方案，对设备有问题部分进行改造，提高设备性能和可靠性，最终提高风电场经济效益。
关键词：运行 检修 设备 技术
1. 我国风电场运行维护特点
1.1 气候特征
我国风电场所处地区为三北地区和东南沿海地区。北方风电场多为高原地区，相当一部分风电场海拔高度高于1800米，冬季最低温度低于-30℃，偶然发生沙尘暴且极端风速高于30m/s的天气条件。个别地区风电场机组在冬季运行时会发生叶片结冰现象，包括南方个别山顶风电场，有些冰冻发生在风速传感器上，造成机组停机影响发电。我国长江以南地区雷暴、台风、盐雾(海上/滩涂/潮间带)，给风电场运行维护带来困难。对于恶劣气象特征可能给风电场带来的影响，应认真采取应对措施，做好应急预案并事先进行演练。
1.2 地理特点
我国风电场在气候特征上有其特殊的地方，同时地理位置、周围环境也较为复杂，如山区、森林、悬崖、海滨滩涂(潮间带)等。复杂地形、障碍物会引起气流畸变，造成湍流、切变以及尾流发生复杂变化，进而影响风电机组的输出性能，更严重的是湍流、切变以及尾流会造成设备损坏，甚至影响设备寿命。
1.3 复杂地形对风电场机组运行的影响
对于地形复杂、邻近森林以及其他障碍物的风电场，运行中应对气流畸变可能对风电设备造成的影响给予充分的重视。
· 应加大对机械传动系统的检查，如齿轮表面、轴承、力矩限位器等，重点检查是否有表面微点蚀、润滑油中金属微粒有无变化。
· 应加强对机组功率特性输出曲线的检查分析，如下原因影响功率曲线形状，最终影响发电量：
-阵风过大，风轮响应滞后
-气流紊乱，造成风轮上气流来流方向改变，对风响应不够敏感，可以在对风策略中适当调整
-不同气流来流扇区尾流影响不同，不同直径、实度、风轮转速影响尾流程度(是否可以在控制策略中加以考虑)
-复杂地形和地面粗糙度变化影响风切变，温度变化对风切变也会有影响，应采用更先进手段进行测试，分析切变对机组运行的影响程度
2. 部分气候影响因素应对措施
2.1 高原低空气密度对风电设备材料、散热、元件的影响
高原由于海拔高度高，空气密度较低，风电场中风电设备运行会受到材料老化、表面疲劳影响。夏季以及长时间大负荷运行，机舱散热在高原条件下与低海拔地区不同，因此应加强机舱散热能力。对电控元件(如开关)在高原空气稀薄条件下所产生影响认真考虑采取措施。
2.2 高原低空气密度对发电影响
由于夏季和冬季空气密度的较大差异，风能密度发生变化，机组功率输出受到影响。建议采取叶片安装角度定期调节以及控制策略优化、失速点调整等措施，在保证不会发生经常性超发的前提下，尽可能做到发电性能的优化。
2.3 抗低温措施
· 低温油品影响
在最低气温低于-30℃地区，应考虑流动性高的抗低温型油品，避免由于油品流动性差导致部分旋转部件缺少润滑。
· 材料低温脆性
气温低于-30℃地区运行，要考虑主轴、塔筒钢材抗低温脆性问题。
· 叶片固有频率变化
气温低于-30℃地区运行，叶片固有频率会发生变化，应采用低温型叶片。
· 元器件耐低温
部分控制元器件，在低温环境中可能误动作，有可能损坏，因此应对电控元器件采取加热措施。
· 增加场用电问题
为避免机组在低温环境中运行出现问题，系统需加热包括如下部件：风速计、机舱、齿轮箱和齿轮油、冷却器和管路、控制柜(必要时包括轮毂)等，因此机组用电功率加大，将增加客户场用电量。因此在机组设计中，在考虑机舱操作空间的基础上，应尽可能考虑紧凑结构以及机舱的密封，避免过大的场用电。
2.4 抗冰冻措施
个别风电场在冬季特定气候特征条件下会发生叶片结霜和冰冻现象。风速计由于冰冻而不工作，造成误报而长时间停机。可能需要采取以下措施：
· 加热除冰
通过加热器、管道将热风送到叶片根部进入到叶片内部
· 除冰剂除冰
通过高空作业设备将不破坏叶片表面材料的除冰剂喷射到冰面，但必须事先得到厂家确认。
· 采取带加热器的风速计
欧洲20%的新装风电机组面临冰冻问题，而且10%的机组需要在这种恶劣天气条件下加装如叶片加热的装置[1]。
图1：某欧洲机组冰冻情况
2.5 抗台风措施
台风是我国东南沿海风电场必须要认真面对的自然气象灾害。2006年的“桑美”台风给人们留下了难以忘却的回忆。因此东南沿海经常有台风登陆的各风电场应建立应急预案，根据实时预报，实时掌握台风路径，提前采取应对措施包括机组防台技术措施，将台风的影响降到最低。以下几点机组防台技术措施可能有效降低台风影响。
· 应急电源
· 刹车松开
· 采用抗台风设计机组
· 加强地基和塔筒强度设计，并确保施工质量
3. 风电机组性能下降问题应对措施
经过一定时期运行后，部分机组由于各种问题导致机组性能下降，如不采取措施将导致发电量的下降、部件损坏，影响机组寿命。通过对机组运行数据分析，包括功率曲线分析可以发现机组可能存在的问题，在风电场运行检修时，采取措施解决发现的问题。
图2：某台900kW机组不同时期功率曲线
反映机组问题[9]：
① 失速效果不理想
② 偏航对风策略不是最佳
③ 风向计磨损或松动
④ 过功率、低温停机、尾流影响等
应对措施:
① 经常检查风速计和风向计等传感器，如损坏应及时更换和修理
② 叶片污染进行清洗
③ 叶片安装角度等进行调整
④ 控制部件损坏应及时更换和修理
⑤ 与厂家协商优化控制策略，实现发电与风资源特性匹配
⑥ 如果发现某机组位置严重错误，可以考虑移到合理地点
4. 风电场运行管理
4.1 安全生产
风电场运行与其他发电厂运行有一定的区别，机组台数多且分散、有些机组可能要走很远的路，需要登高作业，还要面对各种恶劣的天气，因此风电场的安全生产管理十分重要。
要做好风电场安全生产管理工作，首先要落实安全责任制、安全检查评价和奖惩制度。要制度到位、责任到人，始终坚持“安全第一，预防为主”的方针不动摇，加强安全检查以及落实安全措施，制定应急预案，加强安全学习和培训以及预案演练，使安全隐患消除在萌芽中。
4.2 运行维护模式
由于近几年来风电行业发展十分迅猛，多数风电机组制造厂是新加入的厂家，一些风电场也是完全由新的人员进行运行维护。与电力体制改革前有所不同，风电场运行维护的方式(质保期以及质保期以外)，除业主自主运行维护外，委托厂家和第三方运行维护方式逐渐增加[3]。但无论那种方式，需要技术服务方在运行维护方面具备专业的技术装备和技术团队以及丰富的经验。
4.3 运行设备管理
在风电场运行过程中，应做好设备档案管理、设备评级、设备责任到人管理体系建设。应定期进行运行分析、运行报表和技术经济分析，找出运行维护中设备存在隐患，进行消除和技术改造。
5. 运行维护标准体系建设
目前国内外有关标准机构如ISO、IEC以及欧洲标准化机构，国内标准化机构，包括GB国家标准、DL电力行业标准以及机械行业标准等，在风电场、风电机组运行维护方面发布了很多标准，如风力发电机组保护性措施-设计、运行和维护要求(DIN EN 50308)，电力行业标准如风力发电场安全规程(DL796-2001)、风力发电场运行规程(DL/T666-1997)、电业安全工作规程 (DL408—1991)、风电场事故调查规程、风力发电场检修规程(DL/T797-2001)等。
6. 风电设备维护检修
风电场中风电设备维护检修可以分为日常维护检修、定期维护、事故检修和状态检修。由于风电场分散的特点，风电设备检修的单一风电场运检合一模式逐步在改变。风电设备检修装备和技术方法也在不断技术进步。
图3：风电场运行检修内容
（1）检修模式
a) 集中检修
b) 区域性检修
c) 专业性检修
（2）技术装备
d) 检测仪器
e) 检修设备
（3）方法
a) 专业检修队伍
b) 自主运行检修
c) 厂家维护检修
7. 风电设备维护检修技术
过去我国风电场维护检修主要是每年2次的定期维护，以及机组出现故障时进行的修理。我们称之为“被动式检修”，缺点是当发现故障时，部件已经损坏甚至已严重损坏。由此将造成风电场严重经济损失，特别随着机组容量增加，这种损失会越来越大。
因此应提倡主动式维护检修，早期发现事故隐患，根据部件运行的状态，合理安排设备检修时间，以减小故障引起的损失。
7.1 主动型预防性检修
应采用状态监控，进行风电机组运行状态趋势分析。在设备各关键部位安装传感器，同时数据传输，经计算分析，与设定值比对后决定是否报警或停机。有关监控的参数如下：
· 各关键部位温度变化
· 功率(有功、无功)变化
· 振动(RMS)变化
· 偏航对风变化
· 变桨角度
· 润滑油品污染在线检测
各种数据应实时记录并建立运行数据库，供今后数据分析。定期发布各机组状态、故障分析报告，供决策部门使用。
7.2 风电机组故障诊断
风电机组常常出现各种故障，如何准确及时判断故障原因，是保证机组发电量的关键。风电机组各部件来自不同厂家，往往运行检修人员没有部件的详细资料，机组一旦出现故障就会束手无策。除逐步提高现场人员技术水平和经验外，以下系统有助于故障分析诊断。
· 技术专家分析系统
· 专项技术分析
· Call-Center远程在线技术支持体系
现场人员也可以采取一些简单方法判断故障：
· 借助各种手段迅速找到故障部位
如听、闻、看、摸等，仪器点检：温度、压力、状态等
· 排除法、比对法分析故障
风电设备故障类型
· 机械类、电气类、通讯类、计算机
故障原因分析
一旦找到故障点，就需要对故障原因做出基本判断：
· 对中出现问题
· 间隙过大
· 缺少润滑
· 密封破坏
· 油脂失效
· 冷却或加热系统故障
· 经常过功率
· 雷电损坏
7.3 故障处理方法：
（1）故障性质：故障出现可能是偶然的，不是批次性的，可能是这个部件加工、运输、安装、调试中质量问题，不是普遍问题；但有的故障是批次性的，应改进后整批更换。因此故障处理有些需厂家处理，有些风电场可以修复，有些需专业厂的专业人员解决。
但无论如何风电场做好运行维护工作的目标是能够将绝大多数故障自行修复。因此建立备品备件库十分必要。
（2）备品备件：通过备件仓储和物流平台迅速获得备件支持，及时更换，恢复运行。解决备件问题有下列几种方法：
· 修理
配备修理设备、仪器，常用零件，图纸资料
· 替代
国内部件厂家认证、质量保证、试验、检测
· 物流
备件库团购、网络虚拟库、门对门服务
· 服务和培训
（3）现场修理和机舱上更换
为避免大吊车巨额费用，应尽可能在机舱上修理，有可能的情况下，在现场修理。可以采用如下装备：
· 机舱内维修吊车[2]
· 移动检修作业平台
7.4 大部件(特殊)修理
风电机组中叶片、齿轮箱、发电机等大部件损坏，停机影响时间长，经济损失大。这些损坏部件需要送到专业厂家修理，经过修理后，应进行出厂检测，回装时应进行调整和重新试车。
图4：部件检修内容示意图
（1）发电机故障
发电机主要出现的故障是短路、轴承损坏等。下列问题是导致发电机损坏的主要原因：
· 转子断条
· 放电造成轴承表面微点蚀
· 局部过热
· 绝缘破坏
（2）齿轮箱故障
齿轮箱是风电机组中最常出现故障的部件。主要故障有轴承损坏、齿面微点蚀、断齿等。损坏原因除设计、制造质量原因外，齿轮油失效、润滑不当等是齿轮箱故障最常见的原因。
齿轮箱故障早期故障诊断：齿轮箱故障早期可能仅仅发生在齿轮或轴承表面。表面材料的疲劳损伤，会引起运转噪音，以及温度的变化。因此，经常巡视检查和连续观察温度、噪音的变化，有助于早期发现齿轮箱故障。有条件应采取振动状态检测[2]，通过频谱分析确认是否已产生疲劳破坏。
金属表面疲劳破坏：如果疲劳破坏已发生，多数情况下，由于表面材料的脱落，润滑油中就会发现金属微粒。如果总不注意油中杂质，甚至有可能杂质阻塞油标尺，使检查人员在已缺油情况下误以为不缺油。因此通过不断检查润滑油中金属微粒的变化，也可以有助于早期发现齿轮箱损坏，这时风电场人员应尽快安排检修，尽可能在机舱内不拆卸齿轮箱的前提下，处理损伤表面或更换已损坏的部件。
齿轮箱漏油：齿轮箱漏油常常是风电场运行维护中令人头痛的事情。有可能齿轮箱漏油落到其他电气控制元件内导致电气短路而引起停机。由于经常漏油，齿轮箱内如果油量减少会影响润滑效果，也会引发故障，因此需经常检查，必要时进行加油。
8. 数据管理
数据库对于风电场运行检修管理十分重要。数据库包含机组运行数据库、检修数据库、设备参数数据库、电能统计数据库、备件数据库、工具材料数据库等。
8.1 现场数据采集和报送
· 数据构成和采集存储
风电场运行数据主要包括风资源、风电机组机械和电气参数、变电系统数据等组成。风电机组一般由实时(毫秒或秒级)、平均值(2分钟或10分钟)数据构成。为了避免存储空间过大，多数厂家采取将实时高速采集的数据只显示不存储的策略。经过对实时高速采集数据平均计算后的数据(预处理)，倒入数据库存储在当地存储器上。
· 数据传送
风电机组(群)多数采用串口通讯(RS485)、以太网方式进行数据传送。数据被传送到风场服务器上，再将数据传输到集团服务器上。
8.2 SCADA系统
SCADA系统包括现场风电机组(群)集中监视和控制系统，以及远方风电场数据监视(控制)系统和数据统计、处理、报表、分析系统。
SCADA系统的优劣对于提高风电场运行维护管理水平至关重要。SCADA系统不仅仅显示风电场中机组运行实时数据和统计数据以及控制机组启停等操作，同时可以根据运行维护数据反映风电场管理水平、设备的状态以及设备可能存在的缺陷等问题。
对于风电场来说，除风电机组运行监控外，应包括电气系统运行和控制。变电系统中的运行控制内容、风资源数据应和机组监控整合在一起，包括测风塔风资源数据、变电系统运行参数监视、SVC系统、变压器有载调压控制、场内外电能系统计量等，以及关口表计量远方数据采集。
· 数据报送体系
风电场风电机组、变电系统的运行维护数据通过通讯系统实时上传到集团公司。
· 数据后期分析
上传的数据应形成各类报表，如日报、月报、年报、检修报表、电能及损耗报表、可靠性报表等。为提高设备可靠性和经济性，检验前期设计的正确性，运行数据的后期分析十分重要。通过数据对比分析，可以分析设备选型是否正确，如风轮直径、塔架高度、机组性能，以及风场微观选址的正确性，如尾流、地形等影响。
· 数据趋势分析
通过运行数据分析，可以得到机组趋势分析，例如：关键部位温度变化趋势、振动参数变化趋势。可以通过专家分析，或软件分析，确定设备是否需要检修。
不同机组、不同位置机组功率曲线趋势分析，可以了解机组是否存在传感器故障、安装角不当、过功率控制、偏航控制策略问题等。
电能损耗分析可以得到不同时期、不同风速下电厂损耗规律，指导节能降耗措施制定，提高风电场功率因数、降低无关损耗包括有关损耗，提高风电场经济效益。
· 其他管理手段
MIS系统：
MIS系统核心是采用基于Web的BS架构，是实现风电场办公、财务、备件、人事、安全监察、计划统计、生产技术、实时运行、设备维护检修、基建等信息化管理、供业主决策的现代化手段之一。
GPS：通过卫星定位系统与Call-Center客户服务中心系统，迅速确定故障机组位置，指挥移动检修车辆赶赴现场抢修(险)，并连接GIS地理信息系统以及GPS安防系统，保证风电场安全稳定运行。
9. 风电场人员运行检修技术能力提高
针对目前风电场新员工较多的情况，应加强员工的技术、安全、管理制度方面的培训。根据风电场野外、高空作业的特殊条件，进行专项培训，如登高作业培训、逃生训练、急救培训，应对风电设备、电气设备的原理、结构、操作方面的知识进行培训，使员工在正式参加风电场工作之前就具备最基本的电业安全知识、电力法律法规、技术基础知识、动手操作能力等方面的知识和基本技能，避免工作中发生人身和设备事故。
9.1 岗前培训：
· 基本原理学习
· 安全培训
· 登高训练
9.2专业培训：
· 机械部分理论及动手操作培训
· 电气系统理论及操作培训
· 仿真培训
· 经验积累(现场实习)
9.3 考核：
风电场应定期组织员工进行安全、技术考核，如安全规程、技术理论和技术操作，并根据考核结果竞争上岗。
10. 结论
我国风电场运行维护检修工作面临很多新问题，需要通过不断提高风电场运行检修人员的技术水平，采用专业化的技术手段，建立良好的风电场运行维护技术管理体系，才能有效解决目前存在的问题，保证风电场良好发电稳定性，确保整个风电行业健康发展。
图5：风电场运行检修网络图
