F20中國電力設備管理協會發布Ⅰ 2規范性引用文件 3術語和定義 4總則 5狀態量信息分類 6設備狀態監測及標準 7狀態量獲取及量化標準 8部件（系統）及整體扣分方法 9狀態檢修策略 10狀態檢修內容和類別 11狀態檢修效果評估 Ⅱ本導則按照GB/T1.1-2020《標準化工作導則第1部分:標準的結構和編寫》給出的規則起草。本導則由中國華能集團有限公司提出，由中國電力設備管理協會歸口。本導則起草單位:中國華能集團有限公司、中國華能集團清潔能源技術研究院有限公司、華能新能源股份有限公司、華能新能源股份有限公司遼寧分公司、中國電力設備管理協會。本導則主要起草人:郭新昱、解育才、郭小江、沙德生、劉庭、葉林、張慶、吳國民、李芊、鄒歆、丁春興、杜寶剛、于洋、王瀚晨、馬斌、劉東海、劉瀟波、徐美嬌、趙巖、安留明、張鑫赟、林航冰、浦永卿、程施霖、楊家興、梅小明、黃志豪、汪帥、田起良、朱敏榮、劉春文。本導則為首次發布。本導則在執行過程中的意見和建議反饋至中國電力設備管理協會標準化管理中心(北京市西城區廣安門外大街8號樓A-1103)。1風力發電機組狀態檢修導則本標準規定了風力發電機組狀態檢修的基本流程及方法。本標準適用于并網型風力發電場。2規范性引用文件下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T2900.53-2001電工術語-風力發電機組GB/T18451.1-2022風力發電機組設計要求NB/T31013-2011雙饋風力發電機制造技術規范NB/T31072-2015風電機組風輪系統技術監督規程DL/T838-2018發電企業設備檢修導則Q/HN-1-0000.08.008-2018風力發電場風力機監督標準GB/T19073-2018風力發電機組齒輪箱設計要求NB/T31004-2011風力發電機組振動狀態監測導則NB/T31122-2017風力發電機組在線狀態監測系統技術規范DL/T694-2012高溫緊固螺栓超聲檢測技術導則GB/T29712-2013焊縫無損檢測超聲檢測驗收等級GB/T4756-2015石油液體手工取樣法SH/T0229-1992固體和半固體石油產品取樣法GB/T7597-2007電力用油（變壓器油、汽輪機油）取樣方法3術語和定義下列術語和定義適用于本文件。風力發電機組windturbinegeneratorsystem;WTGS(abbreviation)將風的動能轉換為電能的系統。風電場windpowerplant；windfarm一批風力發電機組或風力發電機組群組成的電站。輪轂(風力機)hub(forwindturbines)將葉片或葉片組固定到轉軸上的裝置機艙nacelle設在水平軸風力機頂部,包容電機、傳動系統和其他裝置的部件。2齒輪箱gearbox齒輪箱是機械傳動系統的核心組件，位于主軸上。其作用是將葉片低速旋轉的軸的速度增加到發電機所需的高速。發電機generator發電機是將機械能轉化為電能的關鍵組件。在風力發電機組中，常見的發電機類型包括永磁同步發電機和異步發電機。其性能和效率直接影響風電機組的發電能力。變流器inverter變流器是將風力發電機產生的頻率和電壓不穩定的電能轉換為電網所需頻率電壓穩定電能的關鍵設備。控制系統controlsystem控制系統是整個風力發電機組的大腦，它監測機組狀態，調整葉片角度、風向控制等，以保證最佳運行。液壓系統hydraulicsystem液壓系統在調整葉片角度、剎車系統和塔架方向控制中發揮重要作用。它確保機組各部分的平穩運行。3.10電氣系統electricalsystem電氣系統是指負責將發電機產生的電能傳輸至變流器和電網的網絡。3.11制動系統brakingsystem制動系統是用于停止葉片旋轉的關鍵系統。常見的剎車類型包括機械制動和液壓制動。3.12軸承bearings軸承在機械傳動系統中起關鍵作用，支撐葉片軸和發電機轉子。其設計和性能直接影響機組的穩定性和壽命。3.13監測系統monitoringsystem監測系統實時監測機組狀態，幫助預測維護需求，提高可用性和性能。先進的SCADA系統通常用于實時監控和遠程控制。3.14振動監測vibrationmonitoring以系統在某種激勵下的振動響應或實際工況下的振動情況作為診斷信息的來源，通過對所測的振動參量(振動位移、速度、加速度)進行處理和分析，從而對機械設備運行狀況的正常與否做出判斷,進而判明故障發生的部位、程度及原因。3.15油品檢測oilqualityinspection油品檢測是指通過一系列檢測方法，根據油品的質量指標和使用性能，分析油品的內在質量和理化性能，評價油品質量優劣。3.163超聲檢測ultrasonictesting超聲檢測(UT)是一系列基于超聲波在被測物體或材料中傳播的無損檢測技術。3.17無損檢測nondestructivetesting無損檢測是在不損壞工件或原材料工作狀態的前提下，對被檢驗部件的表面和內部質量進行檢查的一種檢測手段。3.18狀態監測conditionmonitoring檢測與收集反映設備狀態的信息和數據，分為在線監測與離線監測。a）在線監測on-linemonitoring：實時自動監測主要發電設備各種運行狀態信息的技術手段。b）離線監測off-linemonitoring：使用儀器和測試裝置等對設備進行測試獲取設備數據信息的過程，包括設備巡檢、檢測試驗、性能試驗、技術監督測試、帶電檢測等。3.19設備狀態equipmentcondition設備運行中所呈現的一種形態或者態勢。設備狀態分為正常、注意、異常和嚴重四種狀態。3.20狀態評價conditionevaluation參照設備技術標準，根據運行數據、狀態檢測數據等對設備進行診斷分析，確定設備各狀態的過程，分為部件狀態評價和整體狀態評價。3.21故障檢修correctivemaintenance故障檢修是指設備在發生故障或其他失效時進行的檢查、隔離和修理等的非計劃檢修方3.22維護scheduledmaintenance根據設計要求、機組狀態、數據分析結果，為確保機組正常運行而開展的檢修和保養活動,包括首次維護、半年維護、全年維護。3.23狀態檢修condition-basedmaintenance（CBM）通過狀態監測所獲得的各種設備信息，運用綜合診斷技術，對設備的真實狀態進行完整評估;然后再根據狀態評估的結論，采取相應的檢修策略，在設備出現劣化或故障發生前實施檢修。3.24風力發電機組SCADA系統supervisorycontrolanddataacquisitionSCADA系統，即數據采集與監視控制系統。SCADA系統是以計算機為基礎的生產過程控制與調度自動化系統。它可以對現場的運行設備進行監視和控制，以實現數據采集、設備控制、測量、參數調節以及各類信號報警等各項功能。3.25可利用率(風力發電機組)availability(forWTGS)在某一期間內,除去風力發電機組因檢修或故障未工作的時數后余下的時數與這一期間內總時數的比值，用百分比表示。3.264運行系數servicefactor（SF）運行系數是反映發電設備運行可靠性的基本指標，計算公式為：%式中，SH-運行小時數，PH-統計期間小時數。3.27故障停運率failureoutagerate（FOR）故障停運率反映發電設備因故障導致的停運時間占計劃使用總時間的比值，計算公式%式中，FOH-故障停運小時數，SH-運行小時數。3.28計劃停運小時plannedoutagehours設備處于計劃停運狀態的小時數。3.29非計劃停運小時unplannedoutagehours設備處于非計劃停運狀態的小時數。3.30計劃停運系數（plannedoutagefactor）%計劃停運系數指機組處于計劃檢修或維護狀態的時間與總時間的比值。3.31非計劃停運系數（unplannedoutagefactor）=籌xUOF100%=籌x這是一個衡量設備因非計劃停機而無法運行的時間與總時間的比值。UOF越低，說明設備的運行穩定性越好。3.32劣化degradaion設備在使用過程中，由于零部件磨損、疲勞或環境造成的變形、腐蝕、老化等原因，使原有性能逐漸降低的現象。通常這是正常磨損到急劇磨損的臨界過程。3.33灰塵粒子濃度dustparticleconcentration灰塵粒子（也稱為粉塵）是指在空氣中懸浮的固體微粒。國際標準化組織（ISO）將粒徑小于75μm的固體懸浮物定義為粉塵。灰塵粒子濃度又稱為粉塵濃度，即單位體積所含粉塵的量。3.34事后檢修breakdownmaintenance5也稱為故障檢修，是在設備出現故障或故障停機后進行的維修和修復工作。該模式是一種非計劃性的檢修策略，主要目標是盡快恢復設備的正常運行，以最小化生產中斷和損失。3.35預防性檢修preventivemaintenance預防性檢修是按照一定的時間間隔或計劃周期性進行的維護和檢修，旨在預防設備故障的發生。該模式通過定期維護和更換零部件，以延長設備的壽命并降低故障率。3.36預知性檢修predictivemaintenance預知性檢修是通過監測和分析設備狀態和性能數據，提前預測設備故障的發生，并在故障發生前采取檢修措施。該模式基于設備狀態監測，旨在減少計劃外停機時間和檢修成本，提高設備的可靠性。3.37改進性檢修proactivemaintenance改進型檢修是指對設備先天性缺陷或頻發故障，按照當前設備技術水平和發展趨勢進行開展，從根本上消除設備缺陷，以提高設備的技術性和可用率。4總則4.1總體要求狀態檢修應遵循“安全經濟，綜合評估，優化檢修，持續改進”的原則，持續開展設備狀態跟蹤監視和趨勢分析，準確評價和掌握設備運行狀態，并依據設備狀態綜合評價的結果，同時考慮設備風險因素和經濟因素，動態制定設備的檢修計劃，合理安排檢修時機和內容，力求以最小的經濟代價及時發現并消除風力發電機組存在的風險與安全隱患，確保其服役期內的性能、健康狀態保持最佳。4.2基本原則4.2.1開展風電設備狀態檢修必須在保證安全的前提下，綜合考慮設備狀態、運行可靠性、經濟性以及環境影響等因素。4.2.2實施狀態檢修必須依據相應的管理體系、技術體系，明確狀態檢修工作對設備狀態評估、檢修決策制定、檢修工藝控制、檢修績效評價等環節的基本要求，確保設備運行安全和檢修質量。4.2.3狀態檢修應體現設備全壽命周期管理思想，對風電設備的全生命周期進行優化管理，并指導設備狀態檢修策略的制定。4.2.4持續加強風力發電機組運行過程中的狀態監測和評價工作，不斷探索及應用狀態檢修新技術、新工藝、新方法。4.3組織機構應成立專門的組織機構，如狀態檢修工作小組，負責對風電機組進行狀態監測、評價，并依據評價結果制定有針對的檢修策略進而實施。成員應當至少包含相關專業的檢修、運行、技術監督專業人員，并且應當明確成員工作職責。4.4基本流程狀態檢修的基本工作流程包括設備信息收集、設備狀態評價、檢修策略制訂、檢修質量管理及檢修效果評價等環節。4.5工作內容本導則提出狀態檢修工作中對風力發電機組狀態評價和檢修策劃的基本方法。包含以下內6a）風力發電機組狀態監測的主要參數、內容和評價方法，通過狀態監測和故障診斷對風力發電機組運行的安全和性能劣化風險進行評價。b）制定合理的檢修策略，確定和優化風力發電機組檢修內容及周期。4.6狀態評價基本要求狀態評價基本要求如下：a）開展設備狀態評價，應保證設備資料信息完整、準確。b）應綜合考慮風力發電機組設備在設計、制造、運輸、安裝、交接試驗等投運前環節存在的問題，合理確定風力發電機組設備狀態量的初值。c）運行中發現風力發電機組在線監測數據異常時，宜采用或加強離線監測、在線試驗或停機檢測等手段進行診斷確認，再進行狀態評價。4.7狀態評價分類4.7.1定期評價為制定風電機組設備狀態檢修計劃，應綜合運行巡檢、在線及離線監測、各項試驗、技術監督和其他信息及手段，定期開展風力發電機組狀態評價，規定每年不應少于一次。具體要求如下：a）每季度對所轄的風力發電機組設備狀態進行評價總結；b）每年對所轄風力發電機組設備狀態進行綜合評價；c）當達到下列條件之一時，宜對風力發電機組運行狀態進行綜合評價。1)風電機組多個系統存在缺陷或整機故障率上升；2)新投運風電機組在12個月以內；3)風電機組運行中可利用率低于90%；4)風力發電機組可利用率呈現逐年下降的趨勢；5）風力發電機組運行年限接近制造廠建議值。4.7.2動態評價按照《中國華能集團有限公司發電設備狀態檢修管理實施辦法（試行）》要求，開展設備動態評價，包括新設備首次評價、缺陷評價、不良（異常）工況評價、檢修評價、隱患評價及特殊時期專項評價等。4.8評價范圍風力發電機組設備狀態監測和評價僅針對風力發電機組的安全狀態和性能狀態，并綜合考慮安全、經濟環保等因素。風力發電機組安全狀態監測和評價對象主要是葉輪、主軸、齒輪箱、發電機、塔筒、基礎等重要部件或設施。風力發電機組性能狀態監測和評價主要是運行系數、可利用率、故障停運率等經濟性能指標。5狀態量信息分類5.1投運前信息主要包括設備銘牌參數、設計說明書、訂貨技術協議、設備技術說明書、設備監造報告、型式試驗報告、出廠試驗報告、運輸記錄、到貨驗收記錄、交接試驗報告、安裝驗收記錄、安裝調試報告、新（改、擴）建工程有關圖紙等紙質和電子版資料信息。5.2運行信息主要包括設備運行屬性（如設備歸屬、運行編號等）、實時運行數據、設備巡視記錄、維護記錄、運行分析記錄、故障跳閘記錄、缺陷和消缺記錄、設備異動記錄、啟停記錄、在線監測和帶電檢測數據以及不良工況等信息。5.3檢修試驗信息7主要包括考核性試驗報告、例行性試驗報告（修前、修后試驗報告）、診斷性試驗報告、缺陷及故障記錄、檢修報告、部件更換情況、設備停機檢查記錄、設備檢測報告及設備技術改造等信息。5.4其它信息主要包括同廠家、同型號、同批次設備（含主要元器件）由于制造廠設計、材質、工藝等同一共性因素導致的設備缺陷或隱患信息等家族性缺陷，設備狀態數據庫、設備臺賬，相關反事故措施未執行情況、電網運行環境信息、技術監督情況及整改措施等信息。6設備狀態監測及標準6.1設備狀態監測風電機組狀態監測應以在線監測系統為主，離線及其它監測手段為輔的原則。各發電企業應根據實際需要，逐步完善或配置必要的風力發電機組設備離線、在線狀態監測裝置（儀器）與分析預警或狀態檢修決策支持系統。6.2狀態監測標準風電機組狀態監測包括振動、溫度、油品、聲紋、超聲監測等。對于電氣系統、液壓系統、制動系統和控制系統等也宜補充狀態監測。6.2.1振動監測6.2.1.1在線振動監測風力發電機組及其組件的機械振動測量和評估采用規定的測量參數、測量位置和測量方向。振動測量參數通常包括振動加速度和振動速度兩類。在線振動監測測點個數及位置選擇應根據風電機組的傳動鏈結構而定，推薦測點個數見表1。表1風電機組在線狀態監測系統所需的測點個數（括號中內容為可選）風電機組部件傳感器數量測量方向頻率范圍主軸承1（+1）徑向（+軸向）0.1Hz~≥10000Hz齒輪箱4（+1）徑向（+軸向）輸入軸：0.1Hz~≥10000Hz其他：0.5Hz~≥10000Hz發電機2a)轉子軸的方向b)轉子軸的橫截方向0.5Hz~≥10000Hz塔筒（機艙機架）徑向（+軸向）0.1Hz~≥100Hz6.2.1.2離線振動監測當在線振動監測無法滿足風電機組運行時的振動監測要求，宜補充離線振動監測。離線振動監測推薦測點個數及位置選擇見表2和表3。表2帶齒輪箱風力發電機組各部件機械振動測量序號設備測量參數測量位置測量方向頻率范圍數量1主軸振動加速度主軸軸承軸向水平方向垂直方向頻響范圍0.1~10Hz32振動加速度主軸軸承座頻響范圍0.1~10Hz23齒輪箱振動加速度齒輪箱低速軸承頻響范圍0.1~2000Hz34振動加速度齒輪箱行星級頻響范圍0.1~2000Hz35振動加速度齒輪箱中間級前端頻響范圍0.1~2000Hz36振動加速度齒輪箱中間級后端頻響范圍0.1~2000Hz387振動加速度齒輪箱高速級前端頻響范圍0.1~2000Hz38振動加速度齒輪箱高速級后端頻響范圍0.1~2000Hz39振動加速度風機齒輪箱支撐底座頻響范圍0.1~2000Hz4發電機振動加速度發電機驅動端頻響范圍10~5000Hz3振動加速度發電機非驅動端頻響范圍10~15000Hz3振動加速度發電機支撐底座頻響范圍0.1~5000Hz4機艙支撐結構振動加速度前底座頻響范圍10~5000Hz3振動加速度后底座頻響范圍0.1~10Hz3振動加速度左側梁頻響范圍0.1~10Hz3振動加速度右側梁頻響范圍0.1~10Hz3振動加速度葉片根部水平方向垂直方向頻響范圍0.1~5000Hz3表3不帶齒輪箱風力發電機組各部件機械振動測量序號設備測量參數測量位置測量方向頻率范圍數量1主軸振動加速度主軸軸承軸向水平方向垂直方向頻響范圍0.1~500Hz32振動加速度主軸軸承座頻響范圍0.1~500Hz23發電機振動加速度發電機驅動端頻響范圍10~5000Hz34振動加速度發電機非驅動端頻響范圍10~5000Hz35振動加速度發電機支撐底座頻響范圍10~5000Hz46機艙支撐結構振動加速度前底座頻響范圍0.1~10Hz37振動加速度后底座頻響范圍0.1~10Hz38振動加速度左側梁頻響范圍0.1~10Hz39振動加速度右側梁頻響范圍0.1~10Hz3振動加速度葉片根部水平方向垂直方向頻響范圍0.1~5000Hz36.2.1.3振動評估限制風電機組機械故障信號振動分析方法包括頻譜分析法、趨勢分析法、時域分析法和包絡解調法等，通過對比區域邊界值，判斷風力發電機組傳動系統振動是否到達限值。表4中區域邊界值是對超過1000臺陸上風力發電機組振動測量值統計、分析得到的,所用數據來自規定的正常運行條件下長年運行的風力發電機組。海上帶齒輪箱風力發電機組缺少足夠的數據,可參考表4。表4陸上帶齒輪箱風力發電機組區域邊界值統計表組件加速度有效值速度有效值位移有效值頻率范圍區域邊界B/C邊界C/D頻率范圍區域邊界B/C區域邊界C/D頻率范圍邊界B/C邊界C/D機艙和塔0.1HZ-10HZ0.3m/s20.5m/20.1HZ-60.0mm/s100.0mm/s0.1Hz-1500mm2500mm9架主軸0.1HZ-1000HZ0.3m/s20.5m/210HZ-1000HZ2.0mm/s3.2mm/s齒輪（低轉速軸）10HZ-250HZ1.5m/s22.4m/2齒輪（高轉速軸）10HZ-4000HZ8.5m/s213.6m/s2發電機10HZ-5000HZ12m/s219.2m/s210HZ-1000HZ7.5mm/s12mm/s注：區域邊界A、B、C、D定義見6.2.1.3，其中區域邊界A，由于沒有足夠的現場數據，因此沒有在表中體現。基于制造商和維護公司對陸上不帶齒輪箱風力發電機組實測振動數據的統計分析,提出適用于不帶齒輪箱風力發電機組及其組件機械振動評估限值，見表5。由于海上不帶齒輪箱風力發電機組缺少足夠的數據,可參考表5。表5陸上不帶齒輪箱風力發電機組區域邊界值統計表組件加速度有效值速度有效值位移有效值頻率范圍區域邊界B/C區域邊界C/D頻率范圍區域邊界B/C區域邊界C/D頻率范圍區域邊界B/C區域邊界C/D機艙和塔架0.1Hz-10Hz0.3m/s20.5m/s20.1Hz-10Hz60.0mm/s100.0mm/s0.1Hz-10Hz1500mm2500mm主軸0.1Hz-1000Hz0.3m/s20.5m/s210Hz-1000Hz2.0mm/s3.2mm/s發電機10Hz-5000Hz12m/s219.2m/210Hz-1000Hz7.5mm/s12mm/s注：區域邊界A、B、C、D定義見6.2.1.3，其中區域邊界A，由于沒有足夠的現場數據，因此沒有在表中體現。6.2.1.3特征量的值區域A:在穩定工況和較少湍流條件下,新服役風力發電機組的振動水平位于該區域。區域B:振動值處于該區域,風力發電機組及其組件可長期連續運行。區域C:振動值處于該區域,通常視為風力發電機組及其組件不適合長期連續運行,應盡快調查振動源、復核風力發電機組的設計與運行條件,確認當前振動水平是否允許長期連續運行。區域D:振動值處于該區域,一般視為非常危險,可能導致風力發電機組及其組件損壞,建議立即調查振動源。在某些情況下，一些特定的結構會導致風力發電機組產生特殊的振動特性,因此需要更高或更低的區域邊界值,但需設備制造商確認并負責，保證該風力發電機組及其組件能在更高的振動幅值下安全運行。區域邊界值可幫助排除一些嚴重的操作錯誤或不切實際的生產要求,但設備制造商與使用客戶雙方達成一致后,可不接受區域邊界值。6.2.1.4振動幅值變化評價標準振動幅值變化的監測可采用報警值和停機值：a)報警值應相對于基準值確定，等于基準值加上BC邊界值的25%，但不應超過BC邊界值的1.25倍；b)停機值應相對于基準值確定，等于基準值加上CD邊界值的25%，但不應超過CD邊界值的1.25倍；c)若沒有建立基準值時，報警值和停機值應根據經驗確認。當基準值建立或發生變化后，應調整報警值和停機值設置。基準值應在風力發電機組穩定運行狀態下測量:a)新投運和大修后的風力發電機組在磨合期后測量，磨合期宜選擇3個月。b)基準值數據應滿足風力發電機組測量數據要求，可采取連續或周期監測，當振動數據達到穩定后確定此運行狀態為基準狀態。6.2.2溫度監測6.2.2.1在線溫度監測風力發電機組在線溫度監測系統包括發電機、主軸、齒輪箱和機艙環境溫度監測。溫度監測推薦測量位置及測點數量見表6。表6風力發電機組各部件溫度測量序號設備測量位置監測參數傳感器數量1發電機發電機驅動端軸承溫度溫度PT10012發電機非驅動端軸承溫度溫度PT10013發電機定子繞組溫度PT10014發電機轉子繞組溫度PT10015主軸主軸前軸承溫度溫度PT10016主軸后軸承溫度溫度PT10017齒輪箱進油管路溫度溫度PT10018回油管路溫度溫度PT10019齒輪箱高速軸軸承溫度PT1001齒輪箱潤滑油油溫溫度PT1001機艙環境溫度機艙溫度PT1001當在線溫度監測無法滿足風電機組運行時的溫度監測要求時，宜補充離線溫度監測。離線溫度監測推薦測點個數及位置選擇見表7。風力發電機組離線溫度監測系統包括發電機、主軸、齒輪箱和機艙環境溫度監測。表7風力發電機組各部件溫度測量序號設備測量位置傳感器數量1發電機發電機驅動端軸承溫度22發電機非驅動端軸承溫度23主軸主軸前軸承溫度24主軸后軸承溫度25齒輪箱進油管路溫度無線溫度26回油管路溫度無線溫度27機艙環境溫度機艙前端無線溫度18機艙后端無線溫度16.2.2.1溫度限值標準風力發電機組各部位的溫度監測與狀態評價標準宜按廠家或運行手冊提供的標準執行。一般制造廠家都提出風力發電機組運行中關鍵部位的溫度要求，實際運行中，隨著環境溫度的變化或地域差別，一些轉動支撐部件的軸承溫度變化也非常明顯，如果使用同樣的標準，對判斷設備正常狀態及異常或危險標準會產生很大的偏差。通過實施精密診斷，可提高溫度正常與否判斷的準確性，宜對設備進行長期的溫度趨勢跟蹤，通過具體的統計分析，總結出重要部件溫度與環境溫度、功率、轉速等工況變化的規律。以某1.5MW風機為例，風力發電機組各重點設備的溫度評價標準可參考表8。表8溫度評價限值參考標準序號設備溫度正常標準(℃)環境溫升標準(℃)報警標準停機標準(℃)1齒輪60-7020-3585-105>1052液壓系統40-5020-35853變壓器40-5020-3585954主軸軸承40-5520-35855發電機軸承60-7020-3580906.2.2.2溫升速度及評價參考標準設備溫升速度嚴格上無統一標準，但溫升速度是反應設備運行狀況很重要的一項參數與指標，根據常規經驗，最快的溫升速度接近但不會超過1℃/分鐘，如表4所示。因此，確定的溫升速度標準和計算方法為：每3分鐘計算出一個溫升速度計時停止溫度－計時開始溫度）/時間跨度（3分鐘），見表9。表9溫升速度評價序號狀態基于事件標準(℃/分鐘）基于環境溫度標準(℃)備注1正常35-40應結合現場實測溫度進行判斷，首先要排除熱工儀表顯示異常問題2異常1.0-1.23危險>1.26.2.3油品監測油品檢測包括油液理化性能分析技術、鐵譜分析技術、光譜分析技術、顆粒計數技術等,實現對油樣中所含磨粒的數量、大小、形態、成分及其變化,油品的劣化變質程度等的分析。通過油品檢測,可以準確掌握設備主要摩擦部件的磨損狀態、磨損趨勢,預測和診斷設備因磨損而引發的故障；掌握潤滑油品質衰敗的狀況,確定合理的換油周期；綜合掌握設備技術狀態,指導使用、管理和預防檢修,達到科學管理,延長機器的使用壽命,降低設備維修費用的目的。在風電機組上，可通過采集齒輪箱潤滑油液、發電機潤滑油脂、主軸潤滑油脂，檢測油液、油脂中金屬顆粒的含量反映齒輪箱、發電機、主軸的健康狀況。每年至少取齒輪油、液壓油、主軸油脂及發電機油脂樣品檢測一次，如有損壞的齒輪箱、主軸及發電機等，應提高油品檢測的頻率。齒輪油、液壓油取樣按照GB/T4756進行，發電機軸承、主軸軸承油脂取樣按SH/T0229進行，取樣數量應滿足檢驗所需數量。風力發電機組齒輪油油品評價指標見表10。表10風力發電機組齒輪油評價指標項目質量指標檢驗周期試驗方法外觀均勻、透明、無可見懸浮物每3個月外觀目視運動粘度（40℃)288~352每年GB/T265顆粒污染度/GB/T14039等級≤—/19/16每年DL/T432酸值增加值低于新油的50%每年GB/T7304水分≤500每年GB/T7600鐵含量mg/kg每年ASTMD6595銅含量mg/kg硅含量mg/kg磷含量mg/kg報告硫含量mg/kg報告油泥析出試驗無每年DL/T429.7泡沫特性24℃≤500/10每兩年GB/T1257.993.5℃≤500/10后24℃≤500/10燒結負荷(PD)N(kgf)必要時GB/T3142傾點(℃)與新油原始值比不高于5℃必要時GB/T3535值比不低于5℃必要時GB/T3536級必要時GB/T5096液相銹蝕(海水)無銹必要時GB/T11143“必要時”:是指油的顏色、外觀異常，補油后，用油時間在三年以上等情況。風力發電機組主軸、發電機軸承油脂評價指標見表11。表11風力發電機組主軸、發電機軸承油脂評價指標項目質量指標檢驗周期試驗方法外觀均勻油膏，無發白、無變硬或析油現象，觸摸無硬質顆粒每半年外觀目視鐵含量mg/kg≤1000每年ASTMD6595銅含量mg/kg≤600每年硅含量mg/kg≤400每年6.2.4聲紋監測針對風力發電機組設備早期故障的識別，宜補充聲紋監測。風力發電機組聲紋監測系統分為機艙聲音監測系統和葉片聲音監測系統。通過監測發電機、齒輪箱、主軸、葉片聲音，對聲音信號進行分析處理，識別風機各部件的運行狀態，提供故障預警，實現對風機運行狀態的監測、故障診斷、實時預警等功能。風力發電機組聲紋監測測量位置及測點數量可參考表12執行。表12風力發電機組各部件聲紋監測序號需監測設備監測參數傳感器參數數量1機艙聲音頻率響應20-20kHz12齒輪箱聲音頻率響應20-20kHz33發電機聲音頻率響應20-20kHz24聲音頻率響應20Hz~20kHz4利用傅里葉變換等方法將聲音信號進行頻譜分析，通過識別特征頻段與已知故障聲音進行比較，判斷風機設備故障類型。相比于正常工作狀態，故障設備運行時聲信號的頻譜必然會發生周期性變化，提取出能夠反映健康狀態信息的頻譜特征，可實現齒輪箱、發電機和葉片的故障診斷。6.2.5超聲監測無損探傷檢測是利用物質的聲、光、磁和電等特性,在不損害或不影響被檢測對象使用性能的前提下,檢測被檢對象中是否存在缺陷或不均勻性,給出缺陷大小、位置、性質和數量等信采用超聲探傷設備對塔筒、輪轂、主軸、葉片、機艙等部件進行無損探傷,查找隱藏缺陷。超聲波是設備缺陷部位經摩擦碰撞等發出的高頻信號，不易受到周圍低頻環境噪聲的影響，可將超聲頻率信號以音頻、波形和數值多種形式保存。對風力發電機組螺栓、塔筒焊縫及葉輪裂紋等應采用接觸式超聲脈沖反射法檢驗。超聲狀態監測部位、周期、方法、參考標準見表13。表13超聲狀態監測部位、周期、方法、參考標準監測內容部位周期方法標準超聲塔筒螺栓每年超聲離線監測、趨勢分析縱波監測：凡缺陷最大反射波幅不小于基準靈敏度，且指示長度不小于10mm，應判定為裂紋；橫波檢測：凡缺陷最大反射波幅不小于基準靈敏度，且指示長度不小于10mm，應判定為裂紋；凡判定為裂紋的螺栓應判廢。葉片連結螺栓每年超聲離線監測、趨勢分析輪轂與主軸連結螺栓每年超聲離線監測、趨勢分析6.2.6電氣系統風電機組電氣系統包括發電機、變頻器和變壓器，發電機的狀態監測包含在6.2.1-6.2.3中，下面介紹電氣系統中變頻器和變壓器的狀態監測。6.2.6.1變頻器監測風電機組變頻器主要由功率器件、電感、電容、控制電路等部件組成，各部件的可靠性綜合影響變頻器的可靠性，根據功率變頻器中各部件的失效比重統計結果，風力發電機組變頻器故障基本分為過電壓故障、過電流故障、短路故障和超溫故障。過壓故障主要受電網波動引起，短路故障主要原因是電子元器件老化，過電流和超溫故障主要原因是散熱不良或環境溫度過高。其中過電流和超溫故障為變頻器故障的主要原因。通過在線監測變頻器網側和機側電抗器溫度、冷卻系統的溫度和冷卻液液位可對變頻器過電流和超溫故障實現提前預警，變頻器各部件監測參見表14。表14變頻器各部件監測序號需監測部位測量參數1網側IGBT溫度2機側IGBT溫度3溫度4變頻器柜溫度5變頻器柜濕度6變頻器母線三相電流7變頻器冷卻液溫度8變頻器冷卻液液位6.2.6.2變壓器監測風力發電機組箱式變壓器通常為油浸式變壓器，變壓器狀態監測指通過對變壓器運行參數的實時監測和分析，及時發現和預測變壓器的運行狀態，以保證其安全運行和延長使用壽命。通過監測變壓器的溫度、電流、電壓、振動、氣體、局放等參數，可以及時發現變壓器潛在問題，避免事故的發生。油浸變壓器的在線監測包括以下部分：1.溫度監測:安裝溫度傳感器，對變壓器油溫、繞組溫度等進行實時監測，及時發現溫度異常情況。可以采用紅外熱像儀等設備進行非接觸式溫度測量。2.電流監測:安裝電流傳感器，對變壓器的輸入輸出電流進行監測，判斷電流是否穩定，是否存在過載等問題。3.電壓監測:對變壓器的輸入輸出電壓進行監測，確保電壓在合理范圍內，避免因電壓異常引起的問題。4.振動監測:安裝振動傳感器，對變壓器的振動情況進行監測，判斷是否存在機械故障或外力干擾。5.氣體檢測：安裝氣體繼電器（瓦斯繼電器）對變壓器的滲漏進行探測，變壓器如果有滲漏，外界會有氣體進入油箱，氣體繼電器通過探測進入油箱內的氣體量，輸出相應信號。當變壓器內部發生嚴重的故障，產生大量的氣體累積，氣體繼電器將觸發重瓦斯保護進而切出變壓器。6.局部放電監測：局放監測方法較多，可利用超聲波探測變壓器內部局部放電信號的方法，當變壓器內部發生局部放電時，會產生一定的聲波信號，超聲波探頭可以探測到這些信號，并以此來判斷變壓器是否存在局部放電現象。變壓器油取樣容器及方法按照GB/T7597的規定執行。風力發電機組變壓器油品評價指標見表15。表15變壓器油評價指標序號項目質量指標檢驗方法1形狀透明、無雜質或懸浮物外觀目視2水溶性酸（PH值）GB/T75983酸值，mgKOH/g≤0.1NB/SH/T08364閃點（閉口），℃GB/T2615水分a，mg/LGB/T76016mN/mGB/T65417介質損耗因數（90℃)≤0.04GB/T56548擊穿電壓，kVDL/T429.9C9體積電阻率（90℃)≥5＊109GB/T5654或DL/T421油中含氣量，%（體積分數）DL/T703油泥沉淀物，%（質量分數）＜0.02GB/T511析氣性報告GB/T11142帶電傾性報告DL/T1095腐蝕性硫非腐蝕性SH/T0804油中顆粒度100mL油中，大于5μm顆粒數小于或等于3000個DL/T432注:由供需雙方協商確定是否采用該方法進行檢測。a:水分取樣的油溫為40℃-60℃;b:擊穿電壓測定:DL/T429.9方法是采用平板電極；GB/T507是采用圓球、球蓋形兩種形狀電極。三種電極所測的擊穿電壓值不同(GB/T7595附錄B)，其質量指標為平板電極測定值。6.2.7液壓系統在線監測液壓系統的主要監測手段是油液監測和診斷，該方法是對機組工作時的液壓油性能數據進行記錄和對比分析，以此來診斷設備的潤滑和磨損情況。監測分析液壓油的質量指標,診斷油品狀態與劣化程度,綜合研究風機液壓油理化性質、劣化程度、衰變時間與液壓設備運行狀態的相關性,評估在用液壓油和液壓系統的性能。風力發電機組液壓油油品評價指標見表16。表16液壓油評價指標序號檢測項目a指標檢測周期試驗方法1液位、外觀、色度運行設定值1-3個月記錄2溫度運行設定值1-3個月記錄3壓力運行設定值1-3個月記錄4液壓油管路滲透外觀檢查1-3個月記錄5液壓油濾清器按照規定檢查1-3個月記錄640℃運動粘度變化率，%<±103-6個月GB/T2657色度變化（比新油/號）3-6個月、必要GB/T65408酸值，mgKOH/g≤0.33-6個月、必要GB/T49459水分，%＜0.083-6個月、必要GB/T260清潔度（NAS），級b≤7（16/13）3-6個月、必要DL/T432級3-6個月、必要GB/T5096a:在試運行72h內進行首檢，試運行1000h后進行復檢，運行3個月后進行第三次檢查，之后按液壓油監督規定的時間間隔進行例行檢查。b:正常運行后，應對液壓油的理化指標和清潔度進行定期檢驗，確定液壓油是否可以繼續使用。一般3個月檢查一次，最長不能超過6個月。c:必要時，如油色異常、補油后、機組啟動前等。6.2.8制動系統在線監測目前，風力發電機制動器的檢測，主要是通過定期檢修來實現，無法對制動器的磨損度、未來趨勢和使用壽命進行分析預測。如果機械剎車裝置的剎車襯片過度磨損，則應提供磨損指示器對磨損程度進行監測，以保證風電機組能正常停機。通過在線監測制動器剎車襯片的磨損情況及時發現剎車片的過度磨損，避免剎車盤損壞導致的制動器漏油、制動器螺栓斷裂等問題的產生，有助于機組的安全高效運行及生產成本的降低。制動器磨損程度見表17。表17制動器磨損程度序號監測部位測量參數1偏航制動器閘瓦磨損制動盤磨損2盤式制動器閘瓦磨損制動盤磨損6.2.9控制系統在線監測控制系統應完成風力發電機組運行參數的檢測和運行狀態的監測功能,如:電量參數、環境參數等。當監測的參數或狀態超過極限值或者發生故障時,則安全保護系統啟動和(或)通過控制系統作安全處理。控制系統應能實現風力發電機組的正常運行控制。控制系統功能包括:啟動控制、并網控制、無功補償控制、偏航控制、扭纜限制與自動解纜控制、停機控制等。風電發電機組的控制系統的結構復雜，但其故障原因和分類卻是相對固定的。其主要原因包括硬件故障、軟件故障、通訊故障等。硬件故障是導致控制系統異常的最為普遍的原因之一。硬件故障通常由外部環境和其他因素導致設備損壞，例如高溫、濕度及灰塵粒子濃度等。軟件故障指的是控制系統中軟件程序出現的錯誤或異常情況。軟件故障一般包括程序死循環、程序崩潰、程序邏輯錯誤等。通訊故障則指的是控制系統內的通訊模塊或通訊接口出現的錯誤或異常情況，一般包括通訊線路故障、通訊協議異常、通訊接口損壞等。可通過監測風機運行時控制柜的溫度、濕度及灰塵粒子濃度實現對控制系統的在線監測，控制柜監測見表18。表18控制柜監測序號監測部位測量參數1控制柜溫度2控制柜濕度3控制柜灰塵粒子濃度7狀態量獲取及量化標準7.1狀態量及初值獲取7.1.1狀態量獲取風力發電機組狀態量可從設備的投運前信息、運行信息、檢修試驗信息和其它信息獲取，獲取方式包括：在線監測、離線檢測、試驗檢驗以及技術監督獲得的信息等。7.1.2初值獲取與確定風力發電機組設計工藝參數是各部件評價的先決條件，監測風力發電機組自身工藝參數是風力發電機組狀態檢修技術應用的最直接的方式，也是最基礎的手段，包括溫度、速度、壓力、位置等。7.2狀態量的重要程度狀態量的重要程度，從輕到重分為四個等級，分別為1級、2級、3級、4級，其影響因子為1、2、3、4，見表19。其中，1級、2級與一般狀態量對應，3級、4級與重要狀態量對應。表19狀態量影響程度的分級重要程度2級4級影響因子12347.3狀態量的劣化程度狀態量的劣化程度從輕到重分為四個等級，分別為Ⅰ級、Ⅱ級、Ⅲ級和Ⅳ級，對應的基本扣分值為2、4、8、10分，見表20。表20狀態量劣化程度的分級劣化程度Ⅲ級Ⅳ級基本扣分值248定量狀態量的劣化程度還可根據狀態量的大小取區間級，基本扣分值采用線性插值方法確定。具體計算方法如下：已知某狀態量為x0、x1時的基本扣分值分別為y0、y1，當該狀態量為兩者之間的x時，其基本扣分值y按式（1）計算，此計算方法比定量狀態量劣化程度扣分法準確，實施過程中推薦采用線性插值方法計算。.............................7.4狀態量的扣分風力發電機組部件包含的狀態量見附錄A，具體扣分方法如下:a)當狀態量（尤其是多個狀態量）變化，且不能確定其變化原因或具體部件時，應進行分析診斷，判斷狀態量異常的原因，確定扣分部件及扣分值。b)經過診斷仍無法確定狀態量異常原因時，應根據最嚴重情況確定扣分部件及扣分值。c)狀態評價時，如有狀態量缺失，可默認為其不扣分。7.4.1狀態量扣分規則狀態量應扣分值由狀態量重要程度和劣化程度共同決定，即狀態量的扣分值等于該狀態量的基本扣分值乘以影響因子，見式（2）。狀態量的扣分值=基本扣分值×影響因子..................（2）狀態量的劣化程度推薦根據狀態量的大小取區間級，基本扣分值采用線性插值方法計算，所有狀態量扣分均以此為標準，參見表21。表21狀態量扣分值計算表1234Ⅰ2468Ⅱ48Ⅲ8Ⅳ407.4.2風力發電機組振動狀態量扣分風力發電機組振動狀態值與劣化程度對應關系見表22、表23、表24和表25。表22風力發電機組機艙、塔架和主軸振動狀態值與劣化程度對應關系表設振動限值劣化程度基本分值區域邊界A0.1m/s22區域邊界B0.3m/s24區域邊界C0.5m/s28區域邊界D0.7m/s2表23風力發電機組齒輪箱低速軸振動狀態值與劣化程度對應關系表設振動限值劣化程度基本分值區域邊界A0.5m/s22區域邊界B1.5m/s24區域邊界C2.4m/s28區域邊界D3.5m/s2表24風力發電機組齒輪箱高速軸振動狀態值與劣化程度對應關系表設振動限值劣化程度基本分值區域邊界A4.5m/s22區域邊界B8.5m/s24區域邊界C13.6m/s28區域邊界D18.5m/s2表25風力發電機組發電機振動狀態值與劣化程度對應關系表設振動限值劣化程度基本分值區域邊界A4.5m/s22區域邊界B12m/s24區域邊界C19.2m/s28區域邊界D29.4m/s2風力發電機組振動狀態量扣分按插值法計算參照表26。表26風力發電機組機艙、塔架和主軸振動狀態量扣分值當前振動值劣化程度分值影響因子扣分值0.4647.4.3風力發電機組溫度狀態量扣分風力發電機組溫度狀態值與劣化程度對應關系見表27。表27風力發電機組溫度狀態值與劣化程度對應關系表設溫度限值劣化程度基本分值所處狀態設備初值402正常狀態正常標準值4注意狀態報警值8異常狀態停機值危險狀態風力發電機組溫度狀態量扣分按插值法計算參照表28。表28風力發電機組溫度狀態量扣分值當前溫度值劣化程度分值影響因子扣分值453397.4.4風力發電機組超聲狀態量扣分風力發電機組超聲狀態值與劣化程度對應關系見表29。表29風力發電機組超聲狀態值與劣化程度對應關系表設裂紋限制劣化程度基本分值正常標準值02預警值14報警值28停機值3風力發電機組超聲狀態量扣分按插值法計算參照表30。表30風力發電機組超聲狀態量扣分值當前裂紋數劣化程度分值影響因子扣分值3827.4.5風力發電機組油品狀態量扣分風力發電機組油品狀態值與劣化程度對應關系見表31。表31風力發電機組油品狀態值與劣化程度對應關系表設異常指標數限制劣化程度基本分值正常標準值02預警值14報警值28停機值3風力發電機組油品狀態量扣分值按插值法計算參照表32。表32風力發電機組油品狀態量扣分值當前異常值標數劣化程度分值影響因子扣分值2437.4.6風力發電機組聲紋狀態量扣分風力發電機組聲紋狀態值與劣化程度對應關系見表33。表33風力發電機組聲紋狀態值與劣化程度對應關系表設測量聲紋趨勢變化量（%）劣化程度扣分值正常標準值52預警值4報警值8停機值風力發電機組聲紋狀態量扣分值按插值法計算參照表34。表34風力發電機組聲紋狀態量扣分值當前趨勢變化量劣化程度分值影響因子扣分值2.812.87.4.7風電機組剎車片磨損狀態量扣分風力發電機組剎車片磨損狀態值與劣化程度對應關系見表35。表35風力發電機組剎車片磨損狀態值與劣化程度對應關系表設測量磨損厚度趨勢變化量（mm）劣化程度扣分值正常標準值0.52預警值14報警值8停機值2風力發電機組剎車片磨損狀態量扣分值按插值法計算參照表36。表36風力發電機組剎車片磨損狀態量扣分值當前趨勢變化量劣化程度分值影響因子扣分值2.517.4.8風力發電機組控制柜濕度狀態量扣分風力發電機組控制柜濕度狀態值與劣化程度對應關系見表37。表37風力發電機組控制柜濕度狀態值與劣化程度對應關系表設控制柜濕度限值（%）劣化程度扣分值正常標準值402預警值604報警值808停機值風力發電機組控制柜濕度狀態量扣分值按插值法計算參照表38。表38風力發電機組控制柜濕度狀態量扣分值當前趨勢變化量劣化程度分值影響因子扣分值909197.4.9風力發電機組控制柜灰塵粒子濃度狀態量扣分風力發電機組控制柜灰塵粒子濃度與劣化程度對應關系見表39。表39風力發電機組控制柜灰塵粒子濃度與劣化程度對應關系表設控制柜灰塵粒子濃度限值劣化程度扣分值正常標準值直徑大于0.5μm的灰塵粒子濃度≤350粒/L2直徑大于5μm的灰塵粒子濃度≤3粒/L預警值直徑大于0.5μm的灰塵粒子濃度≤3500粒/L4直徑大于5μm的灰塵粒子濃度≤30粒/L報警值直徑大于0.5μm的灰塵粒子濃度≤18000粒/L8直徑大于5μm的灰塵粒子濃度≤300粒/L停機值直徑大于0.5μm的灰塵粒子濃度＞18000粒/L直徑大于5μm的灰塵粒子濃度＞300粒/L風力發電機組控制柜灰塵粒子濃度狀態量扣分值按插值法計算參照表40。表40風力發電機組控制柜灰塵粒子濃度狀態量扣分值當前趨勢變化量劣化程度分值影響因子扣分值直徑大于5μm的灰塵粒子濃度165粒/L6168部件（系統）及整體扣分方法8.1部件（系統）扣分方法風力發電機組各部件（系統）包含的狀態量評價標準具體扣分方法如下：a）當風力發電機組各部件（系統）包含的狀態量（尤其是多個狀態量）變化，若無法確定狀態量變化原因或具體部件時，應判斷狀態量異常的原因，確定扣分部件及扣分值。b）經過分析診斷后，若仍無法確定狀態量異常原因，應根據最嚴重情況確定扣分部件及扣分值。c）狀態評價時，如某部件或系統有狀態量缺失，可默認為該部件或系統不扣分。8.2部件（系統）評價方法部件（系統）評價應同時考慮單項狀態量的扣分和部件（系統）合計扣分情況，部件（系統）評價標準見表41。當任一狀態量單項扣分和部件合計扣分同時滿足表41規定時，視為正常狀態。當任一狀態量單項扣分或部件合計扣分滿足表41規定時，視為注意狀態。當任一狀態量單項扣分或部件合計扣分滿足表41規定時，視為異常狀態。當任一狀態量單項扣分或部件合計扣分滿足表41規定時，視為嚴重狀態。表41各部件（系統）評價標準部件部件（系統）狀態評價標準正常狀態注意狀態異常狀態嚴重狀態合計扣分單項扣分合計扣分單項扣分合計扣分單項扣分合計扣分單項扣分主軸[24，32)[32，40)齒輪箱[24，32)[32，40)發電機[24，32)[32，40)[18，24)[24，32)機艙支撐結構[12，18)[18，24)變流器[24，32)[32，40)變壓器[24，32)[32，40)液壓系統////制動系統[12，18)[18，24)控制柜[12，18)[18，24)8.3整體評價整體評價結果應綜合其部件的評價結果。當所有部件評價為正常狀態時，整體評價為正常狀態。當任一部件狀態為非正常狀態時，整體評價應為其中最嚴重的狀態。9狀態檢修策略9.1風險度等級劃分通常設備狀態的風險度等級（潛在危害度）分為4級，見表42。表42設備風險度等級劃分表風險度等級狀態描述描述1正常狀態各狀態量均處于穩定且良好的范圍內，設備可以正常運行。2注意狀態單項(或多項)狀態量變化趨勢向接近標準低限（報警）值方向發展，但未超過低限值，或部分一般狀態量超過低限值，仍可以繼續運行，但應加強運行中的監視。3異常狀態單項重要狀態量變化較大，已接近或略微超過低限值，應加強監視運行，進行趨勢分析，并適時安排檢修。4嚴重狀態單項重要狀態量變化趨勢向接近標準高限（停機）值方向發展，但未超過高限值，或部分一般狀態量超過標準高限值，影響機組安全運行，需要盡快安排檢修。9.2狀態檢修策略風電機組的狀態檢修策略是以風電機組運行狀態為依據，通過狀態監測和狀態評估，對照風電機組運行規范進行分析，并經過檢修周期的技術經濟評價而進行的。通過風電機組狀態監測（包括在線監測）所獲得的數據資料存放在數據庫中供隨時調用，通過檢修周期經濟技術分析，對不同的檢修周期進行優化，最終確定最佳的檢修周期與檢修實施時間。狀態檢修策略既包括年度檢修計