风电机组检修维护工作经验总结与探索.docx
《风电机组检修维护工作经验总结与探索.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《风电机组检修维护工作经验总结与探索.docx(20页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
![风电机组检修维护工作经验总结与探索.docx](https://file1.bdocx.com/fileroot1/2022-11/28/85c74fda-6269-4a06-9507-ce227701738f/85c74fda-6269-4a06-9507-ce227701738f1.gif)
风电机组检修维护工作经验总结与探索
风电机组检修维护工作经验总结与探索
(中电投东北新能源发展有限公司)
非常感谢中电联科技中心为我们创造了这次学习和交
流机会。
中电投东北新能源发展有限公司隶属于中国电力投
资集团公司,成立于2008年1月,在集团公司和东北公司
的正确领导下,经过三年多的发展,目前有北票北塔子、大
连驼山、赤峰亿合公和煤窑山四个风电厂投产发电,装机台
数229台,运行容量29.74万千瓦,资产总额20.8亿元。
下面我就公司在风电厂运行维护等方面的一些经验和体会
汇报如下:
一、夯实安全生产基础积极推行标准化作业
由于风电行业规模发展时间较短,各项标准相对不够完
善,而且风电厂存在地理位置偏僻、机组分散、运行环境恶劣等不利因素,使风电机组检修维护作业存在很多困难。
为此,我们也在积极探索和实践适用于风电厂的检修维护模式和管理方法。
首先,我们从建章立制做起,编制并修订了符
合风电厂特点的21项安全管理制度和27项生产管理制度,制定了风电厂防雷、防汛、防暴风雪等安全生产应急预案和
反事故措施。
其次,做好风电厂安全生产基础管理工作。
认真贯彻落实安全生产管理的各项要求,完善安全生产监督体系和保障体系。
同时,参照中电投东北公司下发的《火电机
组检修标准化管理办法》,严格执行风电厂检修项目计划,提前做好检修的各项准备工作,认真执行检修文件包制度,严格执行风机半年检和全年检的项目清单,为提高风机设备维护、健康水平奠定基础。
二、加强风机运行指标分析和维护消缺管理
通过对发电量、可利用率、平均风速等统计指标的统计分析,并把风机频发的故障作为分析的重点,逐步积累风机运行维护经验。
其中,发电量的多少是衡量经济效益的主要指标,影响发电量的因素主要包括风资源情况、机组性能情况、电网情况等多种因素,风资源情况是最主要因素,但是一经选址,一个风场的风资源状况就将在一定时期内保持稳定,这就使得机组性能、机组可利用率、风电场运行维护水平成了决定一个风电场出力的主要因素。
1.各风厂年利用小时指标
2010年,北塔子风电厂利用小时为2409小时,亿合公
风电厂利用小时为2432小时,驼山风电厂利用小时为2434
小时,煤窑山风电厂利用小时为
497小时。
2.年度发电量指标分析(以北塔子风电厂为例)
发电量(kWh)
16000000
14000000
12000000
10000000
8000000
发电量(kWh)
6000000
4000000
2000000
0
月月
1月
2月
3月
4月
5月
6月
7月
8月9月月
年11年120年0年0年0年0年0年0年0年0年年10
2009
2009
201
201
201
201
201
201
201
201
201
2010
2009年11-2010
年10月份月度发电量统计图表
由上图可以看出北塔子风电厂
2009年11月和12月以及
2010年1月份的发电量较多,都接近或者超过
1200万度,
原因之一是风厂每年的
11、12月份以及来年的
1月份是秋、
冬季大风期,风力比较大,每月大风天数相比较其它几个月
份也要多,所以发电量自然较多。
原因之二是
11、12月天
气比较冷,空气密度大,风速一定的情况下发电量较多。
原
因三是11,12月以及10年1月基本没有定检定修任务耽误
发电量,所以发电量较多。
由发电量统计图我们还可以看出,
2010年2月份的发电量相对来说较少,原因是辽西的2月份
已经进入深冬,气温虽然很低,但是风力较小,大风天气也
较少,等到3月份的时候气温上升,开始换季,这个时候风
力才重新上去了。
从4月份开始各月份的发电量开始减少,
原因是项目现场大风期已过,而且
5月下旬开始变桨柜支架
改造和全年检修影响了部分发电量。
7、8
月份则降到最低,
夏天枯风季节,风机的发电量较少。
3.可利用率指标分析
机组的可利用率是反映机组日常运行情况和维护工作完
成情况的最基本的体现,它的高低基本不受风电厂外部气候
环境条件影响,在客观上反映机组的真实运行情况。
2010年风机可利用率指标为:
北塔子风电厂:
机组可利用率计划完成97%,实际完成
值为97.45%,比计划值高0.45%。
亿合公风电厂:
机组可利用率计划完成97%,实际完成
值为93.67%,比计划值低3.33%,主要原因为风机定检和变桨系统改造影响。
驼山风电厂:
机组可利用率计划完成97%,实际完成值
为94.76%,比计划值低2.24%,主要原因为年初机组调试、消缺影响。
下面我们以北塔子风厂2009年11月-2010年10月机组的可利用率情况进行分析。
可利用率(%)
99.5
99
98.5
98
97.5
可利用率(%)
97
96.5
96
95.5
95
11月12月
1月
2月
3月
4月
5月
6月
7月
8月
9月10月
9年9年10年10年10年10年10年10年10年10年10年0年
00
00
20
20
20
20
20
20
20
20
20
01
2
2
2
由图可以看出,全年可利用率都较高,都超过了96%,这与
现场维护人员处理故障及时、备件按时到货是分不开的,但
是仍然有几个月份可利用率偏低,原因分析如下:
8月可利用率偏低,主要原因在于:
一方面2月份机组连续
发生了几起螺栓断裂事故,因为取断裂螺栓是一个比较耗时
的工作,所以影响了风机的可利用率;另一方面3月份可利
用率低的主要原因是:
3月13日3号集电线路的通讯交换机
损坏,因为故障发生在晚上加上现场人员缺乏处理通讯故障
的经验,导致延误了故障处理的时间,造成可利用率较低。
5、6、7三个月份的可利用率较低的原因是:
一方面这三
个月份项目现场在进行全年检修和变桨柜支架改造,工作时
间比较长影响了机组的可利用率;另一方面夏季雷雨天气比
较多,影响了风机故障的及时处理。
三、通过备件消耗分析强化备品管理
1.大型零部件更换分析(以大连驼山风电厂为例)
大连驼山风电厂大型零部件更换统计表
机组号
更换时间
部件名称
数量
更换原因
12#
2010-3-7
变桨电机
1个
变桨电机损坏
32#、12#
2010-2-26、3-3
变桨电机
2个
变桨电机电磁刹车不松闸
16#
2010-3-18
变桨电机
1个
变桨电机电磁刹车不松闸
13#
2010.3.27
风向标
1个
损坏
6#
2010.3.29
风向标
1个
损坏
14#
2010.04.10
伺服驱动器
1个
散热风扇卡死,过温
26#
2010.04.11
伺服驱动器
1个
散热风扇卡死,过温
18#
2010.04.11
滑环
1个
机组报DP故障
12#
2010-4-20
变桨电机
1个
变桨电机电磁刹车不松闸
21#
2010-7-16
伺服驱动器
1个
散热风扇损坏
31#
2010-7-15
滑环
1个
机组报41号子站故障,判定该滑环损
坏
23#、24#
2010-7-14
滑环
2个
机组报41号子站故障,判定该滑环损
坏
报出41号子站丢失故障,可复位,过
21#
2010-6-20
滑环
1个
一段时间还是停机,怀疑是滑环的问
题。
。
6#
2010-6-23
AC500
1个
3号柜子瞬间电压为
329v。
6#
2010-6-28
超级电容
1组
3号柜子出现电压跳变320v-334.6v
9#、31#
2010-8-15
AC500
2个
电容电压达到检测值
15#
2010-8-27
滑环
1个
报41号子站总线故障,初步判断是他
的问题,更换后故障消除
3#变桨变频器故障,检查线路发现无
23#
2010-8-27
伺服控制器
1个
故障,初步判断伺服驱动器损坏,
更
换后机组恢复运行
。
32#
2010-9-3
水泵装置
1个
水泵声音异常,水泵坏掉
26#
2010-9-8
伺服驱动器
1个
变桨变频器故障,发现风扇被胶粒卡
死,判断此处是引发故障根源。
12#、32#
2010-09-22、
2
变桨电机不提闸
2010-10-05
变桨电机
2#、12#、2010-10-17
和
3
变桨变频器故障,发现风扇被胶粒卡
26#
2010-10-13
变桨电机
死,判断此处是引发故障根源。
7#
2010-10-14
滑环
1
41号子站总线故障,报故障频繁
比例图:
更换部件统计图
水泵装置,3%
AC500,10%
变流2U1,3%
变桨电机,35%
伺服驱动器,
17%
风向标,7%
滑环,25%
1
2
3
4
5
6
7
大型零部件更换分析:
根据更换的大部件及结果来看,
变桨电机和伺服驱动器、滑环更换较多。
其他大部件更换较
少。
(1)变桨电机更换数量较多,共10台,此故障主要
是LM叶片胶粒较多,LUST变桨系统内的4K5继电器由于胶粒卡住继电器,致变桨电机一直处于刹车状态运转,最终导
致其坏掉。
(2)滑环更换频率较高,对机组的影响比较大,机组主要是报41号子站总线故障,导致变桨通讯不通,怀疑滑环
质量存在一定问题,因此更换频率较高,这样一来对机组的可利用率造成了一定的影响。
(3)伺服驱动器更换较多,主要原因是LUST变桨系统的散热效果不够好,伺服驱动器常常因为其散热风扇坏掉
导致其报过温故障,其原因有二,一方面是胶粒卡死风扇,另一方面伺服驱动器的本身存在一定问题。
这样一来致机组频频报此故障。
2备品备件分析
大连驼山风电厂备品备件消耗统计表
机组号
部件名称
规格型号
数量
更换原因
12#
变桨电机
ZFG60S0/4DGF112M-4FL
1个
变桨电机损坏
32#、12#
变桨电机
ZFG60S0/4DGF112M-4FL
2个
变桨电机电磁刹车不松闸
16#
变桨电机
ZFG60S0/4DGF112M-4FL
1个
变桨电机电磁刹车不松闸
13#
风向标
4.3529.00.94(7760951)
1个
损坏
6#
风向标
4.3529.00.94(7760951)
1个
损坏
14#
伺服驱动
个
散热风扇卡死,过温
CDE54.070.D2.0(Pichmaster)1
器
26#
伺服驱动
个
散热风扇卡死,过温
CDE54.070.D2.0(Pichmaster)1
器
18#
滑环
2010.04.11
1个
机组报DP故障
12#
变桨电机
ZFG60S0/4DGF112M-4FL
1个
变桨电机电磁刹车不松闸
2#
变流器2U1
2010-5-9
1个
损坏
21#
伺服驱动CDE54.070.D2.0(Pichmaster)1
个
散热风扇损坏
器
14通道30A
机组报41
号子站故障,判定该
31#
滑环
Morgen:
F5730;
1个
滑环损坏
LTN:
SC105-10/05-K02
14通道30A
机组报41
号子站故障,判定该
23#、24#
滑环
Morgen:
F5730;
2个
滑环损坏
LTN:
SC105-10/05-K02
14通道30A
报出41号子站丢失故障,可复
21#
滑环
Morgen:
F5730;
1个位,过一段时间还是停机,怀疑
LTN:
SC105-10/05-K02
是滑环的问题。
。
6#
AC500
AC500
1个
3号柜子瞬间电压为329v。
6#
超级电容
BMOD0058E015B2
1组
3号柜子出现电压跳变
320v-334.6v
9#、31#
AC500
AC500
2个
电容电压达到检测值
14通道30A
报41号子站总线故障,初步判
15#
滑环
Morgen:
F5730;
1个
断是他的问题,更换后故障消除
LTN:
SC105-10/05-K02
3#变桨变频器故障,检查线路
23#
伺服控制
CDE54.070.D2.0(Pichmaster)1
个
发现无故障,初步判断伺服驱
器
动器损坏,
更换后机组恢复运
行。
32#
水泵装置
GRUNDFOSCRI15-3
1个
水泵声音异常,水泵坏掉
X-FGJ-I-EHQQE400V-3KW
伺服驱动
变桨变频器故障,发现风扇被胶
26#
CDE54.070.D2.0(Pichmaster)1
个粒卡死,判断此处是引发故障根
器
源。
12#、32#
变桨电机
ZFG60S0/4DGF112M-4FL
2
变桨电机不提闸
14通道30A
7#
滑环
Morgen:
F5730;
1
41号子站总线故障,报故障频繁
LTN:
SC105-10/05-K02
备品备件消耗统计图
水泵装置,3%
1
AC500,10%
变桨电机,35%
2
变流2U1,3%
3
伺服驱动器,
4
17%
5
风向标,7%
6
滑环,25%
7
3.做好下一阶段备件消耗量预测
根据以往备件消耗情况和机组的健康状况做备件的预
测,大部件的预测可以根据每台机组的运行情况分别预测后
汇总统计。
消耗量预测信息表
序号
备件名称
规格型号
数量
1
变桨电机
ZFG60S0/4DGF112M-4
1
FL
CDE
2
伺服控制器
54.070.D2.0(Pichma
3
ster)
3
三相电力测量模块
KL3403-00105A
3
4
AC500E230G216
1
电源直流充电器
(288)/1.6
5
冗余旋转编码器
GXMMW.ZXX10-30VDC
3
6
旋转编码器
GM401.Z28
2
四、几种典型故障的处理(金风1500型直驱机组)
1.变流器超温问题的处理:
将Switch变流器网侧额定线电压调至707V左右,网侧线电压在700V以下,进一步降
低并网电流,降低变流器升温;将所有Switch变流器网侧逆变单元(1U1)的开关调制频率从3.6HZ降至3.0HZ;检查水冷系统的户外散热器是否存在堵塞现象,如发现需及时进
行清理,同时将户外散热器使用的旧式密封性防盗房更换为钢丝网防盗装置;检查运行机组水冷压力,缺水状态机组及时补水,避免因流量不足造成过温。
2.液压油位低故障:
故障分析:
液压油位过低;油位计的常开辅助触点故障;信号贿赂的接线故障。
处理措施及结果:
(1)液压油位过低:
此情况下应认真检查各个液压油路,和轮毂内的叶尖油管,液压缸和四通接头等部位,找出漏油点,进行有效处理,并重新加注液压油。
(2)油位计的常开辅助触点故障:
油位计的辅助触点接触不
实,可更换液压油位计三.信号贿赂的接线故障;信号回路接线松动或者脱落,导致24V反馈信号丢失,此情况下,可以通过测量回路各个接点的电压情况来找断电情况。
3.PLC死机、PLC通讯故障、FTP无法登陆现象的处理措施:
检查1.5MW机组的防火墙是否启用,信任IP地址是否设置;当出现FTP无法访问、PLC死机及PLC通讯故障时,按照说明进行操作;在PLC中添加AMSLogger工具软件。
当出现FTP无法登陆和PLC死机、通讯故障时第一时间拷贝记录文件。
4.超级电容故障:
故障分析:
(1)超级电容本身坏掉;
(2)超级电容快容坏
掉;(3)三相电力测量模块坏掉;(4)直流充电器及其回路坏掉。
处理措施及结果:
(1)用万用表电容柜上面四组超级电
容电压,发现超级电容电压正常,超级电容没有问题。
(2)
检测KL3403-0010端子的电压发现电压正常,确定目前电压
检测没有问题。
(3)用万用表检测直流充电电源的输入于输
出,AC500没有问题。
(4)采用制表法对故障B文件进行绘图
会发现如下图所示的状态,很容易看出来电压有明显的跌落。
可以判断三相电力测量模块出现问题,更换此模块后机组恢复正常运转。
超级电容故障分析图
5.变桨位置比较故障:
故障分析:
(1)冗余旋转编码器齿轮打滑,未连接紧固;
(2)冗余旋转编码器内部电路损坏,线路接触不实。
处理措施及结果:
(1)检查冗余旋转编码器的齿轮,检查是否松动打滑;
(2)打开旋转编码器检查接线,检查是否有松动现象;(3)通过电脑利用表格对故障的位置进行绘图发现数据有跳变,若有则更换冗余旋转编码器后,机组恢复正常运转。
五、积极探索风电厂技术监督工作思路
在技术监督方面,我们健全了各项技术管理规章制度,建立了技术监督网络,并按技术监督规程的要求编制技术监督工作计划,积极与电科院进行沟通,积极探讨适用于风电厂技术监督工作的管理模式,各风厂已经定期开展了主变绝缘油色谱分析等日常监督工作,有效保证设备安全稳定运行。
六、存在的主要问题与解决措施
近期,国内风电企业因主机质量问题引起的事故时有发
生,甚至发生风机起火、倒塌事故。
比较国外风电机组的运
行经验,兆瓦级以上机组发生故障比例最高的时期是安装后
第二年和第三年,质保期结束后的运行维护工作将面临严峻
考验。
七、优化设计,选用成熟新技术,有效降低风电造价
今年我公司在北票二期项目中,经过反复论证和调研,
确定采用梁板式预应力锚栓基础和反向平衡法兰技术,此项
技术已在其它集团风电项目中成熟应用,虽对基础施工的施
工工艺将更加严格,但通过与传统基础的技术经济比较,每
基基础可节约投资6万元左右,仅此一项就可降低造价
200
万元。
同时,为降低征地成本,集电主干线路采用同塔双回
设计,由原来传统的每条线路
11台风机,改为16
台加17
台双线设计,即有效减少了集电线路与风场道路的交叉冲
突,又有效降低了征地和材料成本。
谢谢大家!