运行维护手册(共98页).docx

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1、精选优质文档-倾情为你奉上 最新资料，word文档，可以自由编辑！精品文档下载 【本页是封面，下载后可以删除!】风电机组运行维护手册 国电联合动力技术有限公司1 专心-专注-专业目 录1. 目的本手册为规范国电联合动力技术有限公司生产的，1.5MW风力发电机组的现场运行、维护工作而编制，主要包含了UP77(82)风力发电机组的简介、机组的运行指导以及机组的维护方法。为机组的现场运行维护提供指导。2. 适用范围本手册由国电风电设备调试所组织编制、审查、批准后生效，在风机运行现场执行。本手册适用于国电联合动力技术有限公司生产的1.5MW风力发电机组现场运行、维护工作指导，现场运行维护人员应按本手册

2、的规定对机组进行使用和维护。3. 职责现场运行维护人员负责风电机组的现场运行、维护工作的执行，并负责将维护、运行注意事项向业主说明，对业主进行指导。4.机组简介UP77（82）-1500风力发电机组是由国电联合动力技术有限公司与德国Aerodyn公司联合设计的，它采用三叶片、上风向、水平轴、双馈异步发电机、主动电变桨矩、变速恒频逆变器并网技术，具有通用性强、功率曲线先进、结构成熟、运行可靠等优点，同时在发电机、齿轮箱、轴承等关键部件上采用了最新设计，单机容量最适合中国目前的环境及安装使用条件。国电联合动力技术有限公司在设计之初就提出了差异化，系列化的设计思路，充分考虑中国实际风资源状况，在德方

3、设计的防风沙机型基础上，发挥联合设计优势，进行产品系列化设计。根据中国不同风场类型，设计了分别适用于IEC2A，IEC3A和IEC2A+,IEC3A+的冷态，常温，防风沙的系列风机，根据机组叶轮直径不同分为：UP77、UP82两种类型。4.1总体技术参数介绍序号描述单位规格1机组数据1.1制造商国电联合动力技术有限公司1.2型号UP77/821.3额定功率KW15001.4叶轮直径M77.36/82.71.5切入风速m/s31.6额定风速m/s11.11.7切出风速切出风速m/s25（10分钟均值）35（3秒均值）1.8重新切入风速m/s20（10分钟平均值）1.9抗最大风速m/s59.5（3

4、秒平均值）1.10设计寿命年202叶片2.1产品型号国电联合动力UP37.5/UP40.252.2叶片材料玻璃纤维增强树脂2.3叶片数量个32.4叶轮转速Rpm9.719.52.5额定转速Rpm17.42.6最优叶尖速比8.5/9.52.7扫风面积m24700.3/5089.62.8旋转方向（从上风向看）顺时针2.9风轮倾角度53齿轮箱3.1型号南高齿3.2齿轮箱结构两级行星一级平行轴圆柱3.3齿轮传动比率100.483.4额定功率KW16633.5润滑形式电动油压泵3.6润滑油型号Mobil Mobilgear SHC XMP 320或满足质量要求的同类型润滑油4发电机4.1类型湘潭电机厂/

5、VEM/南汽4.2额定功率KW15504.3额定电压V6904.4额定电流A12624.5额定转速rpm17504.6额定频率HZ504.7绝缘等级F4.8润滑脂型号Mobil SHC 100或通用油脂4.9防护等级IP54(发电机)5制动系统5.1型号高速轴及偏航制动均为Svendborg5.2主制动系统全顺桨独立制动5.3第二制动系统单盘式，失效安全，主动型（在电网断开期间可让传动系统停车）6偏航系统6.1型号天马（偏航轴承）/或满足质量要求的其他厂家南高齿（偏航驱动）/或满足质量要求的其他厂家6.2类型主动电驱动型/Aerodyn6.3偏航轴承形式4点接触双滚珠轴承，内齿6.4偏航速度度

6、/秒0.87控制系统7.1型号国电联合动力1.5MW7.2控制柜7.3软并网装置/类型变流器/IGBT逆变7.4额定出力的功率因数-0.950.95（可调节）8防雷保护8.1防雷设计标准按照IEC61024-I设计符合GL2003认证规范8.2防雷措施电气防雷、叶尖防雷等8.3风机接地电阻49塔架9.1类型钢制锥筒9.2高度米65/809.3表面防腐喷漆防腐10重量10.1机舱吨6110.2叶轮吨33.110.3塔底控制柜吨1.0210.4变流器柜吨1.4811适用范围11.1运行温度-30+4011.2生存温度-40+5011.3防沙尘mg/m31011.4是否考虑冰载是11.5地震烈度级1

7、1.6平均湿度70%11.7设计标准Germanish Lioyd 20034.2叶片介绍UP77（82）-1500风电机组所用的叶片基体材料是有高性能的低粘度环氧树脂加热固化而成，具有粘接强度高、韧性好、耐腐蚀、耐疲劳性好，断裂延伸率高的特点，能够与增强材料良好的匹配，满足叶片的耐疲劳性能要求。风轮叶根部采用加强设计，抗极限载荷能力大大提高，使得UP77（82）机组具有抗击50年一遇的强度为59.5m/s(3秒平均值)的极大风力的能力，保证UP77-1500风电机组的长期安全可靠运行。UP77（82）-1500风电机组采用37.5（40.25）米长叶片，扫风面积比现有进口或从国外引进许可证生

8、产的同类机型增大15%至20%，额定风速比常见的用于二类风场的40米叶片类型风机低，所以UP77-1500的年发电量可提高10%左右，可以显著降低风电场的发电成本。4.3轮毂及变桨系统简介UP77(82)-1500风力发电机组的风轮由3个叶片、叶片轴承及球墨铸铁轮毂构成。轮毂是风轮的骨架，也是风力发电机组最直接的动力来源。叶片通过球式轴承，安装在轮毂上，通过变桨控制系统以实现叶片桨距角可调。在高风速下，双馈发电机和变桨矩系统将风电机组的输出功率保持在额定功率,在低风速条件下，双馈发电机和变桨矩系统通过选择风轮转子的转速和叶片角度的最佳结合使风电机组的输出功率最大。通过对翼型参数进行优化设计，获

9、得了较高的风能效率。国电联合动力生产的风力发电机组，采用主动电变桨矩系统，该系统有1个主控柜、3个轴柜、3个电池柜和3个变桨驱动电机组成。主控柜是整个变桨系统的核心，用来和风力发电机组的主控系统通讯，并根据控制系统的要求向各个轴柜发送命令，使桨叶角度达到系统所要的最佳位置。轴柜接受主控柜的命令，根据需要驱动变桨电机，使桨叶角度适合机组的要求。电池柜用来在紧急情况下为系统提供电源，保证系统达到安全状态。4.4传动链系统传动链系统，是风力发电机组能量传输的路径，它把叶片采集的风能传递给发电机，转换为电能。UP77(82)-1500风力发电机组传动链为四点支撑。主轴安装在止推轴承和浮动轴承上。轴承座

10、通过螺栓与主机架连接。齿轮箱通过锁紧盘与主轴连接。力矩臂利用螺栓固定在安装于机架上的弹性支撑上。本系统采用长轴传动设计，低速轴采用双轴承支撑，轴系上传递扭矩，使得齿轮箱不承担转子重量和推力，只承担扭矩，可靠性大大提高。齿轮箱由两级行星一级平行轴圆柱齿轮传动。从齿轮箱通过万向联轴节柔性联结，将能量耦合到发电机。4.5偏航系统偏航系统由机座与偏航轴承连接，与偏航刹车系统、偏航驱动系统组成。本系统采用内齿轮传动，减小了外部环境对齿轮的影响。偏航刹车系统有十个液压刹车钳组成。偏航驱动系统由4套偏航电机和偏航减速齿箱组成的偏航驱动器组成。偏航电机带动的偏航齿箱作用在偏航齿盘上，可以带动机舱转动实现偏航、

11、解缆动作。偏航又称“自动对风”是指主控系统根据采集的风向与机舱位置的夹角，判断机舱需要调整的角度，从而控制偏航电机旋转，使机组与风向的夹角为0，以便机组能最大限度的捕获风能，提高机组的发电能力。正常偏航速度为0.8/s。“解缆”是为了避免电缆过度扭转产生撕裂，而采取的措施。计数器计算机舱的偏航圈数，当达到设定的初级解缆圈数后（2.5圈），根据风速情况，由主控制器发送信号进行解缆。如果第一次发出信号而解缆未动作，则往同一方向旋转达终级解缆圈数后（3圈），将执行紧急停机。解缆的运行及监控由控制系统自动执行。4.6液压系统简介液压站又称液压泵站，是独立的液压装置，它为高速主轴刹车卡钳和10个偏航刹车

12、卡钳提供动力。液压单元根据风电机组刹车系统的要求供油，并控制油流的方向、压力和流量，从而使得刹车系统的刹车钳执行刹车、松开的动作。液压站是由机泵组、集成块或阀组合、油箱、电气盒组合而成。各部件功用如下： 机泵组由电动机、联轴器、高压齿轮泵组成，它是液压站的动力源，将机械能转化为液压油的动力能。集成块或阀组合是由液压阀及通道体组合而成。它对液压油实行方向、压力、流量调节。油 箱由碳铜材质构成的半封闭式容器，上还装有加热器、空气滤清器、液位计、液位开关和温度开关等，它用来储油、油的加热及过滤、以及显示油位。 电器盒 设置外接引线的端子板。 具体组成见下图：序号位置产品说明序号位置产品说明115油滤

13、1527减压阀216系统安全阀1630过滤器317,20单向阀 174油泵电机420,21.1,28溢流阀185储油箱522,23,24手动泄压阀门195a液位计622,23,24,25电磁阀 205b过滤口722,23,24,25电磁阀电源插头215c水平/恒温器822,23,25换向电磁阀225f漏极插头922.1安全阀23A1,A3蓄能器1022,23双阀手柄24P2压力开关1124单向阀25HP手动泵1224.1,29单向阀26P1,P4,P7压力测试点1325阀门手柄27P6压力表3-100 BAR14P7压力表 0-250 BAR液压站的工作原理如下：电机带动油泵旋转，泵从油箱中吸

14、油后打油，将机械能转化为液压油的压力能，液压油通过集成块（或阀组合）被液压阀实现了方向、压力、流量调节后经外接管路传输到偏航刹车、转子刹车的刹车钳部分，从而实现刹车动作。在UP77(82)-1500机组中液压系统是确保机组安全运行必不可少的部分。4.7齿轮箱系统齿轮箱系统的功能是将转子的扭矩传至发电机，能量通过风轮叶片由风轮主轴传递至齿轮箱，然后通过柔性联轴器传递至发电机。同时齿箱还将转子转速增至发电机的同步转速，以满足发电机的需求。齿箱通过PT100对润滑油进行温度检测，当运行粘性过高而不能保证提供足够的润滑油时，需通过齿箱自带的加热系统对齿轮箱润滑油进行加热，当齿轮箱首次运行或较长时间停止

15、后，或在低温环境下运行时也需要对润滑油进行加热。当齿箱长时间运行，润滑油温度过高时，通过水冷或风冷系统对润滑油进行冷却以保证润滑油在合适的温度范围工作。齿箱组成及结构见下图： 润滑系统 可视液位计 电加热器 油池温度传感器 吸油口液位报警器 温度开关 放油口 轴承温度传感器 空气滤清器齿轮箱的设计考虑了如下技术要求，以保证齿轮箱满足设备的可靠性：（1）为了达到更大的啮合比，选用更适合的高齿齿形；（2）为了均衡每个齿通过螺线时的齿接触面，对螺线进行调整；（3）由于湍流和运行工况引起的齿轮啮合不平衡，采用更高强度的轴承；（4）基于对啮合损耗的仔细检查，选用更适合的润滑油供应系统；（5）对所有齿轮和

16、轮片进行 100的加工误差的工艺测试检查；（6）采用目前最先进的设备进行在线监控，执行更为严格的产品质量控制流程。4.8发电机系统本系统采用的是1.5MW双馈、绕线式异步风力发电机，他是整个发电机组最主要的功能部件，通过发电机的作用把风能转换成了电能。双馈异步发电机是一种转子滑环上连接着变频器的绕线式异步发电机，变频器系统 (back-to-back convertor) 是由中间有一个直流电路的两个PWM组成的。将定、转子三相绕组分别接入两个独立的三相对称电源，定子绕组接入工频电源；转子绕组接入频率、幅值、相位都可以按照要求进行调节的交流电源；调节时，必须保证在任何情况下，转子外加电压的频率

17、都要与转子感应电动势的频率保持一致，改变转子外加电压的相位和幅度，就可以调节发电机定子侧的有功功率和无功功率，从而使发电机组在较宽的风速范围内都能发出满足电网需要的电能。4.9滑环系统滑环又被称为电气旋转关节，用于要求无限制连续旋转时从固定结构到旋转结构传输电源和数据信号的电系统中。在风力发电机组中滑环负责机舱柜与轮毂内变桨系统的电器连接，一方面负责给变桨系统提供电源和发送控制命令，另一方面还接受变桨系统传回的各种信息，以便主控系统根据变桨系统的信息合理的发出控制命令。有关滑环的具体说明详见滑环说明书。4.10电气控制系统电气控制系统有塔底柜、机舱柜、SCADA控制系统等部分组成，是整个风力发

18、电机组的控制中枢，它负责控制整个机组的启动、停止、报警等一系列动作。机组的控制系统以Beckhoff的PLC系统为控制核心，通过穆勒公司生产的高品质的断路器、接触器等基本的控制电器元件，为机组的可靠、安全运行提供了保障，同时使用这些开放、标准化的软硬件，消除了由于兼容性所导致的问题。UP77-1500风电机组设计有两个控制柜，全部为我公司生产并拥有自主知识产权。其中主控制柜（塔底柜）位于塔架的底部，另一个控制柜（机舱柜）位于机舱。主控制柜（塔底柜）：l 提供机舱用的电源l 提供塔架照明用电源l 风机的中央控制单元机舱柜：l 提供机舱设备用的电源l 机舱设备和变桨的控制单元l 数据的采集塔底控制

19、柜指示灯说明：上排从左至右：红灯故障当故障发生时红灯亮起。绿灯待机当转子没有旋转和没有故障时灯亮。白灯运行当风机运行时灯亮。蓝灯维护当某一个钥匙开关（塔架底部或机舱）被转至1位置（维护）时灯亮。红灯安全链当安全链中某一节点发生故障时灯亮。红灯紧急停机当3个紧急停机开关的一个被按下时灯亮。红灯叶轮锁定当叶轮被机械锁定时灯亮。中排从左至右：白色按钮启动当所有条件满足时，按此按钮启动风机。黑色按钮停机手动正常停机。蓝色按钮重启如果风机静止或者处于维护模式，处理故障后，按下此按钮后可以清除故障状态。钥匙开关维护转到1位置，风机被切换至维护模式。绿灯预留绿灯并网并网后灯亮。白灯测试* 假如灯闪，表示CP

20、U工作正确。* 持续亮或者不亮意味着CPU故障。底排：红色按钮紧急停机手动急停。机舱控制柜指示灯说明：上排从左至右红灯故障当故障发生时红灯亮起。绿灯待机当没有转子旋转和没有故障时灯亮。蓝灯维护当某一个钥匙开关（塔架底部或机舱）被转至1位置（维护）时灯亮。红灯安全链当安全链中某一节点发生故障时灯亮。红灯紧急停机当3个紧急停机开关的一个被按下时灯亮。蓝灯叶轮锁定当叶轮被机械锁定时灯亮。白灯并网并网后灯亮。中排从左至右：黑色按钮变桨旁路黑色按钮停机手动正常停机。蓝色按钮重启如果风机静止或者处于维护模式，处理故障后，按下此按钮后可以清除故障状态。白色按钮左偏航手动左偏航。白色按钮右偏航手动右偏航。白色

21、按钮开桨手动开桨。白色按钮顺桨手动顺桨。底排：钥匙开关钥匙开关转到1位置，风机被切换至维护模式。红色按钮紧急停机手动急停。4.11变流器简介变流器是使电源系统的电压、频率、相数和其他电量或特性发生变化的电器设备，UP77(82)-1500风力发电机组采用ABB公司生产的1.5MW风电变流器，该产品主电路采用两个结构相同的三相PWM 整流器和逆变器，实现矢量控制和电能双向传输，并且针对中国电网特点，选用耐宽幅波动型的变流器，可以满足电网电压15%之间的变化；长寿命设计，器件选型和系统配置均按20 年使用寿命考虑。耐低温设计，适用于恶劣的使用环境，可以耐受高温，低温，高湿的环境。ACS800变流器

22、的组成根据功能可分网侧变流器、转子侧变流器两大部分：网侧变流器（ISU）将输入的三相交流电整流为传动单元中间直流电路所需要的直流电，中间直流电流向转子侧变流器供电。网侧滤波器用来抑制交流电压和电流谐波。网侧变流器是一个基于IGBT模块的变流器（ISU），它带有AC或DC熔断器及可选设备，并带有一个装有IGBT供电控制程序的RDCU-02控制单元。网侧变流器由转子侧变流器控制单元通过光纤进行控制。转子侧变流器包含两个IGBT的逆变器模块（INU），将直流电逆变为产生转子磁场所需频率和幅值的三项交流电，向转子绕组供电。转子侧变流器控制对象为转矩和无功功率，通过对转矩的控制实现对发电机发电有功功率的

23、控制，通过对无功功率的控制完成对发电机转子磁场的建立，实现对发电机无功功率的控制。变流器NDCU-33控制单元，负责与上位机的通讯和控制。有关变流器的详细介绍见ACS800 硬件手册和ACS800 固件手册。4.12气象站及防雷系统在机舱罩上面有一个气象站，他有两个风向标、两个风速仪、一个航标灯、一个避雷针及气象站支架组成。风向标用来测量风吹来的风向，它的箭尾受风面积比箭头大，若箭头及箭尾均受风，箭尾会被风推后，使箭头移往风的来源，即指向风向。风向标是偏航对风的指示传感器，对风机获得最佳迎风角度和最大出力起着重要作用，其工作环境温度为：-30度+70度。风速仪在风力的作用下，受到扭力矩开始旋转

24、，其转速与风速成一定的比例关系，并将转速信号变换为模拟电信号，由PLC根据算法计算得出风速。其工作环境温度为：-30度+70度。在UP77(82)-1500风力发电机组中，采用了两套风向标、风速仪，系统通过计算两套系统采集的信号，得出机组运行时的风向、风速信息，使所测得的值更加准确。航空标志灯是针对航空飞行物体的标志警示灯，是光感应自动频闪式的。白天自动熄灭，夜间闪亮。避雷针是防雷系统组成的一部分，它通过电缆直接接到机架底部的汇流铜牌上，然后通过接地电缆接到塔底的接地线上。同样在叶片也装有防雷装置，叫叶尖接闪器，雷电通过叶尖接闪器、叶片内部导线、轮毂、主轴滑动接触器到汇流铜牌。另外在机舱罩也有

25、相应的防雷装置，确保机组不受雷电的伤害。叶尖接闪器轮毂接地系统测风杆机舱罩叶片内部闪电导线滑动接触汇流铜牌塔筒机架机舱设备滑动接触发电机由上图可知，风电机组的机舱整体主要包括机舱罩、轮毂、齿轮箱、发电机、控制柜等主要部件。布置机舱的防雷接地系统，主要是建立正确合理的雷电流泄放通道，实现强弱电分开，使雷电流瞬间以最短路径导入大地，有效保护舱内的各个设备和电器元件。机舱罩由两个左右半主体和一个机舱顶盖组成。舱盖上安装有测风杆防雷支架和护栏，测风杆上装有风速仪、风向标各两个及航标灯一个。在机舱罩壳体内，等间距布置预埋铜地线，与机舱罩龙骨可靠连接，并留出适当引线接头进行短接，构成机舱环形避雷织带。按照

26、直击雷和感应雷的划分，将机舱整体分为外部和内部系统两个环节进行接地系统的实施。5.运行指导风力发电机组在安装调试完毕后，即可进入正常运行。机组的运行状态有待机、启动、加速、运行（并网）、维护、故障、停机几种状态，根据机组处于不同的运行状态，工作人员可以对机组采取不同的措施进行监控或者维护。5.1待机状态机组通过自检，没有故障且启动条件未满足时机组处于待机状态。该状态时叶轮转速小于2rpm，叶片角度为89度。5.1.1待机状态需满足的条件 机组进入待机状态需满足以下条件：a) 没有1级故障。b) 没有2级故障。c) 没有3级故障。d) 变桨叶片位置为89度。e) 叶轮刹车释放。f) 发电机没有并

27、网。g) 所有控制的辅助系统运行。h) 安全功能被激活。i) 自动偏航功能激活。5.1.2转为启动状态的因素 待机状态下，当系统满足以下条件机组进入启动状态：a) 系统控制程序中autostart_state_enable = TRUEb) 解缆程序未被激活。c) 维护模式未被激活。d) 变桨系统运行正常。e) 齿轮箱油温、发电机绕组温度等温度正常。5.1.3系统由待机转为停机的条件 系统由待机转为停机有以下几种情况：a) 待机状态下，当系统出现1级故障时转为正常停机状态。b) 待机状态下，当系统出现2级故障时转为快速停机状态。c) 待机状态下，当系统出现3级故障时转为紧急停机状态。5.2启动

28、状态风电机组运行首先要进入启动状态，启动状态指机组由待机状态进入旋转运行的一个过程。5.2.1机组进入启动状态的条件当系统处于待机状态时，启动按钮被按下或者有一个软件autostart信号，且满足以下条件时风机由待机状态转为启动状态：a) 没有1级故障。b) 没有2级故障。c) 没有3级故障。d) 叶轮刹车释放。e) 维护模式未被激活f) 电缆解缆信号未被激活g) 变桨系统运行正常h) 所有控制的辅助系统运行。i) 安全功能激活。j) 自动偏航激活。5.2.2转为停机的几个条件系统由待机转为停机有以下几种情况：a) 启动状态下，当系统出现1级故障时转为正常停机状态。b) 启动状态下，当系统出现

29、2级故障时转为快速停机状态。c) 启动状态下，当系统出现3级故障时转为紧急停机状态5.3加速状态机组启动过程中，当叶轮速度大于1.7rpm，并且偏航对风误差小于45度时，风机由启动状态转为加速状态。5.3.1机组进入加速状态的条件风电机组由启动状态转为加速状态必须满足以下条件：a) 没有1级故障。b) 没有2级故障。c) 没有3级故障。d) 叶轮刹车释放。e) 维护模式未被激活。f) 电缆解缆未被激活。g) 所有控制的辅助系统运行。h) 安全功能激活。i) 自动偏航激活。j) 变桨系统运行正常。5.3.2转为停机的几个条件系统在加速过程中转为停机有以下几种情况：a) 加速状态下，当系统出现1级

30、故障时转为正常停机状态。b) 加速状态下，当系统出现2级故障时转为快速停机状态。c) 加速状态下，当系统出现3级故障时转为紧急停机状态5.4运行（并网）发电状态风机在启动加速过程中，当叶轮转速达到9.7rpm时，发电机开始并网，如果并网成功，风机转为运行发电状态，也成为并网状态。5.4.1机组进入运行发电状态条件风力发电机组进入运行发电运行状态，必须满足以下条件：a) 没有1级故障。b) 没有2级故障。c) 没有3级故障。d) 叶轮刹车释放。e) 发电机并网成功。f) 没有外部停机或维护模式的切换操作；g) 所有控制的辅助系统运行；h) 安全功能激活；i) 自动偏航激活；j) 变桨控制系统运行

31、正常；k) 转矩控制激活；5.4.2转为停机的几个条件系统在运行发电过程中转为停机有以下几种情况：d) 运行发电状态下，当系统出现1级故障时转为正常停机状态。e) 运行发电状态下，当系统出现2级故障时转为快速停机状态。f) 运行发电状态下，当系统出现3级故障时转为紧急停机状态5.5停机状态当机组运行条件不满足或者得到停机命令后，系统即转入停机状态。停机状态按停机动作顺序不同可分正常停机、快速停机、紧急停机三种方式。5.5.1 正常停机如果人为从塔底柜或者SCADA控制系统中按下停机按钮，正常停机程序被激活，正常停机动作时系统状态如下：a) 变桨叶片位置为89度；b) 叶轮刹车解锁；c) 发生一

32、个1级故障或人为给出停机命令；d) 没有2级故障；e) 没有3级故障；f) 系统所有控制的辅助系统运行；g) 安全功能激活；h) 自动偏航激活。5.5.2 快速停机快速停机是系统发生2级故障时，为确保系统安全而进入的停机状态，它可以是机组较快的达到停止状态，以保护机组。快速停机动作时，系统状态如下：a) 变桨叶片位置为89度；b) 叶轮刹车解锁；c) 发生一个2级故障；d) 没有3级故障。e) 所有控制的辅助系统运行；f) 安全功能激活；g) 自动偏航激活；h) 远程或手动可以复位2级故障；i) 从控制面板可手动激活维护模式。5.5.3 紧急停机在系统发生3级故障时，系统会进入紧急停机状态，它

33、可以使系统迅速进入停机状态，以确保机组不受损害或减少机组损坏程度。在紧急停机动作时系统状态如下：a) 变桨叶片位置为89度；b) 如果叶轮转速小于5rpm时，将进行叶轮刹车；c) 变流器从电网脱网；d) 辅助电压被使用；e) 电压使用于风机主控制器和传感器；f) 出现3级故障，安全链打开。g) 所有安全功能激活；h) 处理故障后需要复位后才能启动风机；i) 从控制面板可手动激活维护模式；j) 紧急停机状态里自动偏航是被禁用的。5.6维护状态在塔底柜或机舱柜的控制面板上，将维护开关钥匙打至1位置后，风机进入维护状态。在运行状态下直接打维护，则先进入正常停机状态，再进入维护状态。风机在维护状态下需

34、满足以下条件：a) 风机脱离电网；b) 辅助电源可用；c) 风机主控制器和传感器电源可用；d) 手动复位后才能重启；e) 除通讯外，所有自动控制程序失效。在维护状态下，以下程序和功能被激活或者已经被激活：a) 手动偏航；b) 手动变桨；c) 叶轮刹车；d) 如果塔顶和塔底的维护开关都取消维护，则转为正常停机状态；e) 维护状态下自动偏航是被禁用的。5.7机组运行及注意事项风力发电机组调试完毕，机组满足运行条件后即可进入运行。运行前首先要给系统上电，在上电过程中，要严格遵守风机上电前检查规范中的注意事项。机组上电后，如果没有故障且没有打到维护状态，系统会自动进入待机状态。此时如外界条件符合运行要

35、求，按下“启动”按钮，机组即进入启动状态。机组运行过程中，对机组出现的报警、故障等信息一定要查明原因，彻底处理后再进行复位、启动。没有查明原因前不能随意复位。对运行中出现的故障可查看故障处理手册。进入机组工作一定要遵守风电机组现场安全作业规范中的要求，确保人身、设备的安全。对机组重要部件（如齿轮箱、滑环等）进行操作时，同样一定要遵守其操作要求。6.维护类型介绍为了保障风电机组的健康运行，延长使用寿命，对机组的检查和维护工作是必不可少的，因此我们应定期对机组进行维护。根据维护时间的不同，维护可分为试车首捡、500小时维护和定期维护几种，下面就根据维护周期不同具体说明。6.1试车首捡和500小时维

36、护在风电机组正常安装调试过程中，应在机组第一次试车一周后对风机塔筒进行检查，并在第一次试车四周后进行500小时维护。6.1.1 风机试车一周后首检风机试车一周后，应对风机塔筒做初次检查，内容包括：检查法兰连接处所有螺栓；检查接口焊缝是否有裂缝检查塔筒金属平台是否失稳。如果检查时发现有损坏，依据有关“塔筒”的内容做详细检查。如果没有，在检查文档中记录下来，风机没有出现损坏。6.1.2 500小时维护500小时维护指的是首检后，机组运行的500小时或1个月后，做试车后的第二次最终检查。它应对每一点、每一个设置以及第一次试车的工作，进行第二次最终检查。检查内容包括：按照螺栓力矩表检查所有的螺栓力矩并

37、将其打满；对油（齿轮油、液压油）进行过滤，滤出大于1/1000mm的微粒；检查液压回路是否泄漏；检查滚子轴承的润滑油是否正常；检查是否存在机舱或轮毂内松动和转动部件产生的噪音；检查冷却回路是否泄漏。6.2风机的定期维护风机正常投入运行后，经过相应的时间间隔应做定期保养维护，以检查机组运行过程中可能产生的潜在问题，并将之消除在萌芽状态，防止问题的继续扩大，对风机的运行和使用寿命造成影响。当维护人员进入风机时，有些维护是每次都要进行的，即对一些重要，易损坏的部件加强维护。在本手册中把这种不受时间限制的维护间隔称为日常维护。在特殊情况下进行的消缺维护也要记录在案，例如，雷击、更换旧零件等。之后必须遵

38、循正常的维护周期。如果有任何疑虑，可以选择更保守、更短的维护周期。本手册不包括特殊情况下的消缺工作内容。本手册在后面列出了定期维护的时间间隔。根据这种分类办法将机组维护工作分为日常维护、半年维护、一年维护、两年维护四种类型。日常维护：日常维护的间隔与时间无关，每次进入风机（无论什么原因）时，都要进行日常维护项目的检查。这些维护检查点列出了进入风机时必要的步骤（开门、开灯、停机、进入安全模式等等），还列出了离开风机时必要的步骤（运行测试、检查所有工具、清理工作地点、填写记录）。日常维护需要进行常规的肉眼检查和噪音检查。例如：油的颜色是否不正常、塔筒平台或机架上是否有油或冷却水泄漏的痕迹、是否有断

39、裂的螺栓、是否有闪电击中的迹象、是否有东西发出咔哒声或嘶嘶声等等。半年维护：两个维护期间隔半年。需要准确完成半年内的定期维护检查及维护工作项目。一年维护：每年维护要做彻底的检查和维护。每12个月一次，该项工作与机组运行小时数无关，即使上次维护后没有运行也要进行。两年维护：与一年的维护相似，在一些地方有补充。7.维护内容这里只介绍维护工作的类型、工作要点及注意事项，维护工作所需工具见附录维护工具列表。维护工作完成后，应及时填写维护记录表。7.1叶片维护7.1.1 叶片表面检查与维护维护类型：日常维护检查叶片表面是否有损伤等现象，特别注意在最大弦长位置附近处的后缘；检查叶片防雨罩与叶片壳体间密封是

40、否完好；检查叶片表面是否有腐蚀现象；检查叶片是否有裂纹。如有存在上述情况，应作如下记录：机组号、叶片号、长度、方向及可能的原因，在隐患处标记并进行拍照记录；如果在叶片根部或叶片承载部分发现裂纹或裂缝，机组必须立即停机并进行修复。 重要提示：如果环境温度在10以上时，叶片修补可当场进行，否则，修补工作延迟直到温度回升到10以上。当叶片修补完且修补部分完全固化后，风力发电机组方可运行。当修复叶片表面时，必须穿戴安全面具、手套等必要的劳保装备。7.1.2 叶片噪音检查维护类型：日常维护叶片的异常噪音通常是由于表面不平整或叶片边缘不平滑造成，也可能由于叶片内部存在脱落物。查找叶片噪音来源，并进行处理。

41、7.1.3雷电保护系统检查与维护a) 检查雷电保护系统线路是否完好维护类型：1年维护b) 检查叶片是否存在雷击损伤维护类型：日常维护雷击后的叶片可能存在如下现象：l 在叶尖附近可能产生小面积的损伤；l 叶片表面有火烧黑的痕迹，远距离看象油脂或油污点； l 叶尖或边缘裂开；l 在叶片表面有纵向裂纹； l 在外壳中间裂开；l 在叶片缓慢旋转时，叶片发出咔嗒声。 7.1.4 排水孔的检查与维护维护类型：1年维护检查排水孔是否堵塞，如堵塞进行清理。7.1.5 叶片根部盖板及配重的检查与维护维护类型：1年维护检查叶片根部盖板是否安装牢固；配重处是否完好。桨叶内是否存在脱落物，如有，进行清理。7.1.6

42、叶片螺栓的检查和维护维护类型：1年维护以规定力矩为标准，检查叶片安装螺栓力矩是否满足要求（参见螺栓力矩表）。7.1.7 叶片的修复叶片在使用过程中可能的损伤包括表面损伤（如擦伤、划槽、刻痕、刮痕等）和结构损伤（如裂纹、洞、分层、脱胶、化学腐蚀等）。对于表面损伤的修复方法：l 对需修复的表面先用丙酮进行清洗；l 用80目砂纸打磨破损区域的涂漆层，再用丙酮清洗，然后用干布擦拭干净；l 刮批腻子，待腻子固化后，再打磨平整；l 最后涂面漆。对于结构损伤的修复方法：l 先清理损伤表面，再用安装有36#（中粗）砂纸盘的角磨机打磨损伤区l 将损伤区域的玻璃钢打磨成阶梯形，每层扩大20mm，打磨完成后用丙酮清洗，再用等层数修补；l 根据叶片结构层破坏情况，用环氧树脂加固化剂，糊制与破损结构层层数相同的玻璃纤维布，固化后打磨平整，再用腻子刮批，砂磨光滑；l 涂面漆。7.2轮毂和变桨系统维护7.2.1 变桨整体外观检查与维护维护类型：1年维护检查表面涂层是否有损伤和腐蚀，特别是连接件，例如零件连接处，法兰等等是否有腐蚀的痕迹。检查轴承密封圈是否有磨损，裂缝和装配错位。如有以上现象，更换密封防止渗漏。检查轮毂内是否有雨水或凝结的露水。清理掉脏物和杂物。检查防雷电装置、轮毂内电缆是否完好，并修复损伤电缆。7.2.2 螺栓的检查与维护a) 螺栓外