风电机组倒塔预防措施（精选6篇）

风电机组倒塔预防措施 第1篇

风电机组倒塔预防措施

2015年10月1日，国电和风风电开发有限公司凌海风场发生一起风机倒塔事故，这对我风场全体员工敲响警钟，现根据我风场制定以下防范措施：

1.运行监控方面

（1）风机投运前和出质保前，要求风机维保人员严格按照要求进行超速、安全链等保护传动试验，试验不合格，严禁风机并网和出质保。

（2）要加强运行监视管理。必须认真查看各类报警，风机脱网后必须监视风机的桨叶和转速，确认风机确实已经收桨停运；在风机脱网、停机、待机、并网过程必须勤翻画面，观察参数变化趋势，发现异常应立即通知检修人员确认，做到早发现、早汇报、早处理，发现桨叶没有收回和超速立即启动应急预案。

（3）应根据实际情况，制定风机的启停、复位规定，修编完善运行规程，明确风机保护控制逻辑，明确风机启停、复位规定和故障处理方法。

2.检修维护方面

（1）出质保风机检修人员应严格执行风机检修相关规定和工艺要求，检修完毕的风机应进行三级验收合格，验收项目应包含相关试验、保护传动，试验和保护传动情况应填入风机档案和台帐。（2）检修完毕的风机应进行性能指标的评价，修后指标应优于修前指标，重复缺陷必须进行重新修理，并对检修人员进行相应的考核，以提高检修消缺质量。

（3）巡视中发现风电机组声音和振动明显偏大时，必须立即停机并对机组进行检查，未查明原因前或未采取可靠安全措施前，不得投入运行。

（4）发生暴雨、台风、地震等灾害时，应立即开展风场边坡，基础道路等安全检查，发现隐患必须立即处理，确保风电机组的安全。

（5）变桨系统应定期维护和试验。变桨电池（超级电容）应定期测试和更换；变桨滑环到轮毂内的电缆应定期进行检查，发现有绝缘破损、扭结、通讯闪断、滑环磨损应及时查明原因进行处理或更换；变桨电源开关跳闸应查明原因，不得盲目送电；发生安全链动作停机的风机，应调取数据分析桨叶的收桨速度。

（6）液压站及管路检修完毕应做耐压试验、泄漏试验、打压泄压时间测试、半泄压测试。蓄能器应进行定期检查并补充氮气，液压油应进行检查分析，滤芯应定期进行更换。刹车片和刹车盘应定期进行磨损厚度测试、不合格的刹车片应进行更换，紧急停机后必须进行检查，刹车片厚度传感器应保证完好，报警信号正确。

（7）确保机组保护功能完好，对于超速保护，振动保护应对检测元件，逻辑元件，执行元件进行整体功能测试。加强保护管理严禁认为将保护定值提高，任何人不得擅自解除保护，屏蔽信号。

（8）叶轮或发电机转速不正常大于额定转速时，如果变桨通讯正常可以尝试手动收桨（此时应观察桨叶片角度，如果角度变化说明可以变桨正常）。叶轮转速大于20rpm 时，超速保护如未动作，应立即拍塔底急停按钮一次，启动安全链紧急停机。风机脱网后超速时，在拍塔底急停按钮无效后，可考虑立即切断PLC 电源以及400V、690V 主电源（限于SSB、能建变桨系统），断开变桨所有交流电源，让风机变桨系统切换到直流电源进行紧急收桨。华电天仁、LUST、MOOG 变桨系统应慎重采用断电方法收桨。

(9)设法偏航：偏航是限制叶轮转速的有效手段。目前风机不具备在安全链动作的情况下进行手动偏航的功能，建议风机厂家尽快完善此功能。采用高速轴刹车：如果发电机转速低于1000rpm，可以采取高速轴刹车的方式，让风机停下来，并立即设法将桨叶收回到停机角度，否则不得进行高速轴刹车，防止火灾发生。

(10)检修人员平时应做好应急措施，在现场处理超速故障时应立即携带好交通工具、安全防护及劳动保护用品、逃生装置、消防器材、检修工器具、停送电工器具、通讯器材和风机图纸赶赴异常机位，同时汇报异常风机实际情况，控制室人员应立即查看相关参数，综合判断异常原因及部位，指挥现场人员处理。

3.工作安排

（1）结合我风场出质保验收，对以上提出的防范措施进行落实和专项检查，并对检查不合格者进行整改。

（2）对风机基础进行检查，发现雨水冲刷严重的进行基础进行平填。

风电机组倒塔预防措施 第2篇

一、防止火灾措施

1.禁止风电机组机舱内壁粘贴海绵。对降噪或保温等有特殊要求的机组，机舱内所使用的降噪或保温材料必须采用阻燃材料。

2.机组检修工作结束后，应做到工完、料净、场地清，控制柜、机舱内部及塔筒平台处不得留有工具、废弃的备件、易耗品等杂物。

3.对风电机组机舱内及塔筒各层平台的渗漏油必须及时进行彻底清理，并查堵渗漏点；机组内部严禁存留易燃易爆物品及沾油废弃物。

4.风电机组内部严禁吸烟，火种不得带入风电机组；机组内动火必须开动火工作票，动火工作间断、终结时，现场人员必须停留观察至少15分钟，确认现场无火种残留后方可离开。

5.风电机组底部和机舱均应按照国家标准配臵出厂检验合格的干粉灭火器，单个灭火器容量不小于2公斤，按要求固定在容易发现和取到的位臵。新购买的干粉灭火器换充 1 / 14

粉期限为2年，自第一次换粉起以后每年换粉一次。灭火器在更换及检测期间，应保证留有备用。

6.禁止使用电感式镇流器的照明灯具，灯具外壳严禁采用可燃材料（可燃材料指GB 8624-2012《建筑材料及制品燃烧性能分级》规定的B2、B3类材料）。

7.风电机组照明电源回路必须安装漏电保护器，漏电保护器应按国家标准进行定期测试，做好记录，保护动作不可靠的要立即更换。

8.在定期维护和点检中必须检查机组内的电缆外套有无破损和绝缘老化，电气元件及控制柜内部有无积灰、污损腐蚀、过热变色、放电、异物进入等问题，发现异常立即处理。

9.风电机组所有电气回路电缆的走线应使用电缆支架或布臵在专用电缆槽内，并可靠固定；机舱内机械刹车、联轴器和滑环等旋转部件周边的各类电缆、油管，应根据条件在其周围增加隔离、阻燃措施。

10.风电机组内所有电缆的保护外套必须选用阻燃材料，对不符合要求的保护外套应进行更换，如保护外套出现绑扎松动、磨损和老化情况，应立即检查电缆绝缘并进行处理。

11.对于机舱至底部控制柜采用导电轨连接或采用中间接线盒连接的机组，每次登塔时必须对导电轨接线盒外观进行检查，发现异常应立即停机处理。每次定期维护必须检查 2 / 14 导电轨和接线盒内连接母排连接是否可靠，有无发热变色或放电痕迹。

12.每次登塔作业前后必须检查塔筒内电缆的扭缆情况，如发现扭缆严重，应及时手动解缆并对偏航计数器及扭缆开关进行测试检查和调整，保证机组解缆正常。

13.对于升压变压器布臵在机舱内的风电机组，定期维护中必须检查机舱内升压变压器室是否存在污闪、放电情况，检查和测试散热、防凝露、防盐雾腐蚀装臵是否正常工作。

14.更换变频器、发电机定转子主接触器、断路器后应校核相序，并按技术规范要求紧固扭矩；塔底环网柜、机舱升压变压器及变频器的电压、电流、弧光等保护动作后，未查明原因严禁恢复送电。

15.严格监测机舱内电气柜中大容量滤波电容和补偿电容的运行情况；机组定期维护及点检工作中应对电容器组进行外观目测检查，对存在过热、腐蚀、鼓包、漏液等问题的电容器组应立即开展性能测量，对性能不合格的电容器应立即更换。

16.机组刹车的维修或安装，必须经过严格验收，确保刹车间隙、刹车片和刹车盘厚度等在规定范围，各传感器信号动作正确（具体按厂家要求执行）；未恢复刹车系统防护罩的机组严禁投入运行。

17.在定期维护和点检中应对发电机、齿轮箱、变频器、3 / 14 变桨电池、刹车片等关键部件的温度传感器进行检查、测试，定期对各温度值进行对比分析，发现异常必须查明原因并及时处理。

18.未经批准，任何人不得解除或修改风电机组保护限值等参数，不得屏蔽故障告警信号和传感器信号；风电场中控室SCADA 系统必须具备音响报警功能。

19.风电机组故障停机原因未查明，禁止运行人员盲目远程复位风电机组。发现风电机组反复自动复位（3次以上）应立即手动停机，查明原因。

20.对于安装有烟雾报警器的风电机组，烟雾报警器应每半年进行一次模拟测试，保护动作不可靠的要及时处理。

21.新建项目的叶片吊装前必须对叶片防雷引下线的固定、有无悬空和松动等连接情况进行检查，测量引下线直流电阻，直流电阻值应不大于50mΩ。对多雷区、强雷区以及运行经验表明雷害严重的风电场，应至少每两年测量一次叶片防雷引下线的直流电阻。

22.新建项目的叶片吊装前必须对叶片接闪器进行外观检查；机组投运后应每年至少通过望远镜等专业工具进行一次叶片接闪器的视觉检查，发现叶片接闪器脱落或被污染，应及时停机处理。

23.每年雷雨季前必须检查风电机组机舱防雷接地线缆各连接点以及塔筒跨接线，确保连接可靠；检查各处防雷碳 4 / 14 刷的磨损情况，检查碳刷与旋转部件的接触面是否存在油污或漆面，及时进行清洁处理；检查各轴承处放电间隙的间隙距离是否超标。

24.定期检查风电机组电气系统中所有的等电位连接无异常，检查风电机组电气回路的防雷模块和浪涌抑制器工作状态，及时更换损坏的防雷模块和浪涌抑制器。

二、防止倒塔措施

1.风电机组塔筒的选型必须符合设计要求，在招标时应选择技术成熟、质保体系完善、业绩突出的制造厂商。

2.风电机组基础的物料质量和用料数量不得低于设计规范要求；基础施工时，应严格按照经审核批准的技术规范进行作业，规范执行绑筋、浇注、焊接等工艺标准。

3.风电机组机基础浇筑时，监理人员、风电场工程建设人员必须进行全过程旁站，对水泥标号、模板拼接、混凝土强度、钢筋规格、绑筋质量、接地连接等关键技术指标和工艺进行监督，确保基础施工质量满足设计要求。

4.风电机组基础的养护必须严格按照施工工艺执行，并做好养护记录，基础的回填应符合设计要求。

5.采用灌注桩锚杆（螺杆）式的风电机组基础，所有预埋锚杆（螺杆）必须进行防腐处理，锚杆（螺杆）紧固扭矩应该100%检验。

/ 14 6.风电机组基础混凝土强度、接地电阻及基础环法兰水平度检测中任何一项不合格，禁止进行机组塔筒吊装作业。

7.在定期维护和点检中必须检查基础混凝土表面有无裂纹，裂纹是否扩大，覆土有无松动，发现异常应立即停机处理，必要时应进行基础混凝土强度检测。

8.至少每年进行一次风电机组基础沉降观测（针对桩基础风电机组）和法兰水平度检测，检测结果应满足设计要求。

9.风电机组的塔筒必须由具备专业资质的第三方机构进行监造。禁止塔筒生产厂商将塔筒分包生产。

10.塔筒法兰、板材、焊料、底漆、面漆等关键物料必须由具备相应资质的供应商提供，并提供完整的质量证明文件。塔筒生产时，应严格按照经审核批准的技术规范进行作业，规范执行下料、切割、卷板、焊接、组对、喷砂、防腐涂层等工艺标准。

11.塔筒板材在进厂时，必须进行进厂复检。复检内容包括：牌号、几何尺寸、厚度、机械性能和无损检测（超声波探伤、磁粉探伤）等。

12.塔筒连接的高强螺栓必须由具备资质的第三方进行检验，复检合格后方可使用。

13.塔筒吊装作业必须由具备资质的专业吊、安装企业进行，特种作业人员（如：起重工、起重指挥等）必须持证 6 / 14 上岗。塔筒吊装前，应严格按照技术要求完成润滑剂的涂抹；吊装就位后，应及时完成螺栓的预紧和最终扭矩紧固，预紧和最终扭矩紧固的方法要严格按照厂家技术要求执行。

14.风电企业、监理、主机设备厂家在塔筒安装作业结束后，必须联合对塔筒的安装作业进行质量复检和验收。

15.至少每年进行一次塔筒法兰连接面缝隙和焊缝开裂情况的检查，发现问题应立即停机并严格依据公司技术监督有关要求开展无损检测。

16.巡视中发现风电机组噪音和振动明显偏大，必须立即停机并对机组进行全面检查，原因未查明或未采取可靠安全措施前，不得投入运行。

17.每次定期扭矩检查时必须对塔筒、偏航环、主轴、齿轮箱、发电机、叶片等关键部位的连接螺栓进行扭矩标识。

18.发现塔筒螺栓松动，必须对该法兰所有螺栓进行扭矩检查；当同一部位螺栓再次发生松动，须立即停机查明原因。

19.禁止将拆卸下的高强度螺栓重复使用。

20.应每年对各类扭矩扳手进行校验，确保紧固扭矩准确。

21.风电机组调试期间严禁通过信号模拟替代超速试验；风电机组维护期间超速试验等机组安全功能测试应严格按照厂家技术规范执行，严禁将程序、硬件接线回路中屏蔽安 7 / 14 全链的机组投入运行。

22.每次维护应进行风电机组液压系统各项压力测试及试验。定桨距机组每年必须进行一次叶尖收放试验。

23.每季度进行一次变桨系统后备电源带载顺桨测试工作；针对不具备变桨蓄电池或超级电容单体在线性能检测的风电机组，应至少每年进行一次变桨蓄电池或超级电容的单体性能检测，对检测不合格的蓄电池或超级电容应严格按照技术规范及时更换。

24.暴雨、台风、地震等恶劣自然灾害发生后，应立即对风电机组的基础、塔筒本体、塔筒连接螺栓、叶片、电缆、电气柜、控制柜等进行安全检查，发现隐患必须立即处理，确保风电机组安全。

三、防止叶轮整体坠落措施

1.叶片吊装前，必须检查并确认成套叶片的配重符合技术规范要求；风电机组安装和调试期间，必须检查叶片的安装位臵并进行叶片对零。

2.运行中的主轴应定期检查运行噪音及振动情况，发现异常应立即对主轴轴承润滑情况、轴承滚珠和滑道情况开展必要的拆解检查，原因未查明或未采取可靠安全措施前，机组不得投入运行。

3.定期检查主轴地脚螺栓、主轴与轮毂连接螺栓、叶 8 / 14 片与变桨轴承连接螺栓、变桨轴承与轮毂连接螺栓的紧固扭矩，并做好扭矩标识。

4.定期开展机组变桨系统测试工作；每半年检查一次变桨轴承和主轴轴承的润滑状况，并按规定对轴承进行润滑和废油清理。

5.至少每年进行一次主轴基座两侧与机舱底盘安装位臵或间隙的检查和检测。

6.机组如发生主轴轴承温度告警故障，必须停机进行登塔检查，严禁远程复位故障。

7.机组如发生主轴地脚螺栓断裂、轴承挡圈固定螺栓断裂或主轴位移等故障，应立即停机查明原因,并进行必要的螺栓送检。

8.定期检查轮毂表面是否存在腐蚀和裂纹，发现异常,必须查明原因,并进行必要的无损检测。发生裂纹的轮毂和主轴，原因未查明或未采取可靠安全措施前，机组不得投入运行。

9.定期检查和测试机组过速保护装臵、转速传感器、振动传感器的工作状态，并做好记录；大风天气后，应加强对叶轮的巡视。

10.更换主轴后的机组，投运前必须进行急停位移测试，检查和确认主轴与齿轮箱的连接状况。

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四、防止叶片断裂措施

1.风电机组叶片应由具备专业资质的第三方机构进行生产监造。叶片的树脂、粘结胶、固化剂、玻璃纤维、芯材等原材料必须由具备相应资质的供应商提供，并提供完整的质量证明文件。叶片生产时，应严格按照经审核批准的技术规范进行作业，规范执行铺层、加热、粘接、上漆等工艺标准，严禁发生材料不合格、大梁褶皱、粘结胶缺失及固化不良问题。

2.多雷区、强雷区风电场风电机组的叶片，必须装配雷电记录卡；强盐蚀、强风沙等气候区域风电场风电机组的叶片，必须具备前缘防腐措施。

3.风电机组叶片安装前，应对叶片整体情况进行检查，如存在裂纹、破损、防雷引下线固定不可靠、疏水孔堵塞等问题必须严格按工艺要求进行叶片修复处理，未经验收合格的叶片不得进行吊装作业。

4.加强风电机组叶片吊装过程监督，吊装过程中如发生碰撞等问题，必须停工检查，经维修复检合格后方可继续吊装，并做好记录。

5.在定期维护、点检及巡视过程中必须对叶片的运行噪音进行检查。当存在异常噪音，应立即停机检查，并做好记录。

6.每半年进行一次叶片的外观检查，重点检查叶片表 10 / 14

面是否清洁，有无裂纹、破损及雷击痕迹，清理叶片表面污染物并进行必要防腐。

7.叶片前后缘开裂、叶尖开裂时，应立即停机开展修复工作。在损伤修复之前，禁止机组投入运行。

8.基础施工结束后，必须测量一次机组的工频接地电阻，阻值不应大于4Ω。运行中的风电机组，应每年进行一次机组基础工频接地电阻检测，不合格或与往年相比明显变大时，要立即查明原因，并进行必要的整改。雷害严重的风电场在必要时应测量机组接地装臵的冲击接地电阻，电阻值应小于10Ω或不大于设计值。

9.大风、暴雪、冰冻等特殊天气后，应加强对叶片的巡视。雷雨过后，要及时检查机组的受雷情况（特别是山坡迎风面），叶片有无哨音，有无雷击痕迹；对于有雷击迹象的机组应检查叶片内部防雷引下线是否完好，检查接闪器附近的叶片是否有烧灼，并及时检查避雷器动作情况，记录放电数据。

10.叶片表面结冰后，应按照厂家技术规范采取停机、限功率运行或就地除冰等措施，在未采取可靠措施前，严禁覆冰机组投入运行。

五、防止齿轮箱严重损坏措施

1.风电机组齿轮箱的设计、零部件的选择、装配等应 11 / 14 符合国家标准及制造商的技术标准，并严格执行各级质量验收。

2.运行中的齿轮箱应定期检查运行噪音及振动情况，发现异常应立即开箱检查齿面、轴承及润滑油状况，并对齿轮油滤芯吸附的铁屑情况进行细致检查。

3.定期维护中必须严格检查齿轮箱弹性支撑固定螺栓、齿轮箱收缩盘固定螺栓等的紧固扭矩，并做好扭矩标识。

4.每年更换一次齿轮油滤芯、辅助滤油系统滤芯，并对滤芯吸附的铁屑情况进行检查。情况严重的齿轮箱应立即开展箱体内窥镜检查，在故障确认之前，禁止机组投入运行。

5.每年进行一次齿轮箱齿轮油的油样检测。如检测异常，应立即开展箱体内窥镜检查及必要的齿轮油更换。

6.严禁屏蔽齿轮箱油位、油压和温度信号；加强对机组急停故障的分析，减少机组急停对齿轮箱的冲击。

7.运行中的机组如发生齿轮油滤芯堵塞故障报警时，应立即停机检查滤芯吸附的铁屑情况，必要时及时更换滤芯，严禁远程复位故障。

8.冬季长时间停运的机组，投运前应检查齿轮箱齿轮油加热器的工作状况及循环、冷却回路的工作状况。

9.齿轮箱更换过程中，应严格按照厂家技术规范要求对齿轮箱收缩盘的位臵进行调整和测量；收缩盘螺栓的紧固方式必须按照厂家作业指导书要求执行。

/ 14 10.更换后的齿轮箱，必须进行齿轮箱对中，并做好记录。

六、防止发电机严重损坏措施

1.运行中的发电机应定期检查运行噪音及振动情况，发现异常必须查明原因并及时处理，必要时应进行振动监测。

2.在定期维护中应检查发电机地脚螺栓、弹性支撑固定螺栓、发电机定转子固定螺栓的紧固扭矩，并做好扭矩标识；定期检查发电机连接电缆有无破损、裂纹和绝缘老化现象。

3.在定期维护中应严格按技术要求润滑发电机前后轴承，清理废旧油脂。

4.发电机与齿轮箱的轴线应保证同心，其误差不得大于主机厂家技术要求的允许值。每年必须进行一次发电机轴对中检测，发现数据异常，应及时分析原因并进行对中调整。

5.每年进行一次发电机绕组的直流电阻和绝缘电阻测试工作。风电机组停运时间超过240小时或在发生暴雨、台风、冰冻等恶劣自然灾害后，投运行前，必须测量发电机定转子绝缘合格。

6.每年进行一次发电机集电环和发电机连接电缆的绝缘电阻测试工作。

7.发电机转子的电刷、刷握、压簧应满足设计要求。13 / 14 定期维护中必须检查发电机集电环和碳刷的磨损情况，测试磨损监测传感器，清扫刷架、滑环和碳刷，更换磨损严重的碳刷和调整压簧压力。

8.运行中的机组应重点对发电机转速、温度、电压、电流等主要参数进行监控，发现异常，立即停机登塔检查。严禁发电机非正常超发。

9.发电机维修中，严禁在定转子气隙或端部等各部件缝隙间遗留异物。

10.更换后的发电机，必须进行发电机轴对中，并做好记录；必须检查和校对发电机定转子相序。

风电机组模型建立 第3篇

1.1原动机模型

定速机组的原动机模型中假设桨距角是恒定的,风轮获取的机械功率可以用如下表示[2]:

其中,是空气密度,是扫风面积,是风速,Cp是风能转换系数(为风力机叶尖速比的非线性函数),Pw为风轮获取的机械功率。

风能利用系数Cp可以表示为:

1.2轴系模型

基于风电机组的轴系刚度较低,通常用双质块来模型,其表示为[3]:

式中:f为电网额定频率,为转轴角度偏移量,与分别表示风轮转子转速和发电机转子转速,Ht和Hm分别表示风轮转子与发电机转子的惯性时间常数,Ks为轴系刚度,Ht与Hm分别为风轮转子机械转矩和发电机转子机械转矩。

1.3发电机模型

定速机组发电机模型采用鼠笼型异步电机模型,其数学模型如下[4]:

公式(6)至公式(9)中:x'是暂态电抗,e'是暂态电势,下角标d和q分别对应直轴交轴分量。

2双馈感应电机

2.1原动机模型

速机组类似,DFIG的数学模型如下:

2.2发电机模型

DFIG的发电机采用绕线式异步电机,因此不能忽略转子侧电压,其数学模型如下[7]:

公式(11)至公式(14)中:xs、xr和xm分别为定子电抗、转子电抗、激磁电抗,下角标s、r、c代表定子侧、转子侧、换流器侧。

3结论

本文介绍了定速型风电机组和双馈风电机组的基本原理和数学模型,对风电场的建模首先就是要对风电场内机组进行建模,本文对定速型风电机组和双馈风电机组进行建模,为后续由定速风电机组构成的风电场和由双馈机组构成的风电场建模奠定了理论基础。

摘要：近几年风电领域迅速发展,风电容量占电网容量的比例不断提高,风电场的稳定性研究逐渐透彻,对大规模风电场的等值建模与动、暂态分析是风电领域的主要研究方向之一。对动、暂态分析前应对各种风机模型进行了解。风电机组可以通过叶轮转速分为定速机组和双馈机组。本文主要对两种机组运行原理和数学模型进行介绍。

关键词：定速风电机组,双馈机组,模型

参考文献

[1]Milano F.An open source power system analysis toolbox.IEEE Trans on Power Systems,2005,20(3):1199-1206.

[2]包能胜,徐军平,倪维斗等.大型风电场失速型机组等值建模的研究[J].太阳能学报,2007,21(11):1284-1289.

[3]苏勋文.风电场动态等值建模方法研究[D].保定:华北电力大学,2010.

[4]杨敏霞,解大,娄宇成等..定速异步机型风电场机网扭振建模及仿真[J].电网技术,2014,20(9):199-126.

[5]Bin Wu,Yongqiang Lang,Navid Zargari,Samir Kouro.Power Conversion and Control of Wind Energy Systems,2011,15(3):14-20

[6]R.Datta and V.T.Ranganathan,Variable-Speed Wind Power Generation Using Doubly Fed Wound Rotor Induction Machine:A Comparison With Alternative Schemes.IEEE Transactions on Energy Conversion,2002,17(3):414-420.

大型风电机组模糊控制 第4篇

【摘 要】文章对液压变桨风力发电系统的结构进行了分析，研究了变桨距机构模型并对其工作特性进行深入分析，在此基础上总结出了液压变桨距传递函数模型。基于常規PID 控制和模糊控制的原理，结合实际工况和控制目标提出模糊PID 控制，在MATLAB平台下进行仿真，结果表明模糊PID 能有效地对桨距角进行控制。

【关键词】风力发电；液压；模糊PID控制；变桨距

引言

风能作为一种清洁能源已被广泛利用，风力发电产业也得到了快速的发展。液压变桨距控制系统是大型风电机组设计的核心技术，对液压系统进行动态特性分析已经成为风电机组设计中非常必要的重要手段和必经程序，而传递函数法是液压系统建模仿真的一种有效的方式。本文在工程中常用的PID 控制的基础上，通过研究将模糊控制与PID结合的方法，实现了无须确定被控对象精确模型，只须将操作人员实践积累的经验知识用语言规则模型化，然后用模糊推理在线辨识对象特征参数，实时改变控制策略，便可对PID 参数实现最佳调整，从而达到桨距控制的目的[1]。

1 液压系统设计

大型风电机组液压变桨距系统本质上是一个阀控缸系统，其液压系统原理如图1所示。液压泵提供液压变桨距系统动力，调节方向阀就能实现变距控制系统的节距控制。根据功率送达控制器的电信号，控制比例阀输出流量的方向和大小，液压缸根据电液比例阀输出的方向和流量来操纵活塞的方向和速度，从而液压缸的位移由电液比例方向阀完全控制。活塞向左移动，叶片节距向减小方向移动；当电液比例阀通电到右位时，压力油进入油缸后端，活塞向右移动，相应的叶片节距向增大方向移动。

图一 变桨距液压系统原理图

2 变桨距系统传递函数

液压变桨距控制系统对桨距角β的控制是通过比例阀来实现的。为了提高整个变桨距系统的动态性能，在油缸内也装有位移传感器。变桨距液压系统数学模型需要比例电磁铁的传递函数、阀的开口方程、阀口的流量方程、液压缸的流量连续性方程、液压缸的力平衡方程和曲柄连杆机构位移方程[2]。

比例电磁铁传递函数和先导级力平衡方程

式中， i—比例电磁铁输入电流；Ki—比例电磁铁力电流放大系数；Ksf—比例方向先导阀反馈检测弹簧刚度；Kb—电流位移放大系数；Xv—比例方向阀阀芯位移。

阀口流量方程

（3）

式中，Q1—电液比例阀流量；Kq —流量放大系数；Kc—流量压力放大系数；Pc—负载压差。

液压缸流量连续性方程

（4）

式中，A c—液压缸活塞面积；Vc—液压缸总容积；βe—等效容积弹性模数；y—液压缸活塞位移；C1—总泄漏系数。

液压缸受力平衡方程

（5）

式中，M—活塞与负载折算到活塞上的总质量；Bc —活塞与负载运动的粘性阻尼系数；K—负载弹簧刚度。

整合并化简可得液压变桨机构对象传递函数：

（6）

3 模糊PID控制器

单纯的模糊控制难以满足高精度或高性能要求。首先，输入变化量为系统偏差和偏差变化量，相当于一个PD调节器，由于不含积分机制，控制结果会产生静差，影响控制精度；其次，当系统参数发生变化时，它不能对自己的控制规则和控制参数（比例及量化因子）进行有效和实时调节。结合PID控制的良好动态性能和在实际中的大量应用，本文设计了模糊PID 控制器对节距角进行控制[3]， 如图2所示。

图2 变桨距模糊PID控制原理

3.1 首先定义输入变量e，ec 和输出变量kp，ki，kd在模糊集上的论域，将其变化分为7个等级：

Kp={-0.6，-0.4，-0.2，0，0.2，0.4，0.6}

Ki={-0.06，-0.04，-0.02，0，0.02，0.04，0.06} （ 7）

Kd={-6，- 4，- 2，0， 2， 4， 6}

E，ec={-6，-4，-2，0，2，4，6} （ 8）

它们的模糊子集均为：

Kp，Ki，Kd，E，EC={NB，NM，NS，ZO，PS，PM，PB} （9）

子集中的元素分别代表负大，负中，负小，零，正小，正中，正大。

3.2 定义一个模糊子集，实际上就是要确定模糊子集的隶属函数。将确定的隶属函数曲线离散化，就得到了有限各点上的隶属度，便构成了一个相应的模糊变量的模糊子集。常用的隶属函数可分为三类：偏小型、偏大型、中间对称型，本文采用三角形型隶属度函数，这种隶属函数的形状和分布由三个参数表示：一般可描述为：

3.3模糊规则的设计，控制核心是模糊控制规则的设计，根据实践操作经验和技术知识，建立合适的模糊规则表“IF E=* AND EC=*，THEN KP，KI，KD=***”：

表一 Kp的模糊规则表

根据设定的模糊控制规则表，可以得到相应的模糊关系R，通过给定的如何E，EC和模糊合成运算，可以得出kp，ki，kd的调整后的表达式，即在第k个采样时刻kp的整定参数：

（11）

根据调整后的PID参数对桨距控制系统进行控制。

4 仿真结果

本文在传统PID控制变桨的基础上，加入了现代模糊控制理论，并在Matlab/ Simulink仿真环境下对大型风电机组变桨距系统进行仿真实验研究。给定输入角度，控制目标使输出跟踪输入变化。通过实时E、EC的值，通过模糊控制系统调取Kp（k） ，Ki（k），Kd（k）的值，计算出实时Kp，Ki，Kd值的大小，得到输出量以控制变桨机构桨距角，并由闭环负反馈达到控制要求。

本文简单分析了液压变桨风力发电的系统结构和特性，以及变桨距的功率控制方法，在对模糊控制理论和常规PID控制进行比较的基础上提出了模糊自适应PID 控制，并对基于模糊PID 的变桨距控制器进行设计和仿真，仿真结果表明，模糊PID 能有效地对风力机桨距角进行控制，响应时间更短，偏差量更小，为进一步研究风力发电系统的功率控制奠定了基础。

参考文献：

[1]何玉林，刘军.大型风力发电机组变桨距控制技术研究[J].计算机仿真，2010，27（7）

[2]孔屹刚，徐大林，顾浩，等.大型风力机液压变桨机构建模分析[J].太阳能学报，2010，31（2）：210-215.

[3]宁海峰.参数模糊自整定PID控制器的研制[D] . 福建省泉州市：华侨大学，2006：30-45

风电机组倒塔预防措施 第5篇

XXX公司企业标准

Q/XXX-XXXX-XXXX-011-2012

防止风力发电机组倒塔事故应急处置方案

2012-06-30发布 2012-07-01实施

XXX公司发布

目 录 总则...............................................................................................................错误！未定义书签。1 2 概况..............................................................................................................................................1 3 组织机构及职责............................................................................................................................41 3.1 成立应急救援指挥部...................................................................................................................1 3.2 指挥部人员职责..........................................................................................................................1 3.3 应急救援指挥部职责...................................................................................................................2 3.4 应急救援队组成及职责................................................................................................................2 3.5 应急通讯.....................................................................................................................................3 3.6 危急事件预防..............................................................................................................................3 4 应急处置.......................................................................................................................................4 4.1 应急处置方案启动.......................................................................................................................4 4.2 危急事件应对..............................................................................................................................5 5 生产、生活维持或恢复方案...........................................................................................................5

前 言

本应急处置方案由本企业突发事件管理领导小组提出。本应急处置方案的起草部门： 本应急处置方案的起草人：XXX 本应急处置方案的审定人:XXX 本应急处置方案的批准人：XXX 本应急处置方案由安全生产部归口并负责解释。本应急处置方案2010年首次发布。

防止风力发电机组倒塔事故应急处置方案 总则

1.1为及时、有效、迅速地处理风力发电机组倒塔事故，避免或降低风力发电机组倒塔事故对风电公司造成的重大经济损失和政治影响，避免和减轻因变压器着火可能造成的重大设备损坏事故，根据《XXX安全生产危机事件管理工作规定》的要求，制定本应急处置方案。

1.2本应急处置方案按照“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，以“保人身、保电网、保设备”为原则，结合《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》内容和有关实施细则，结合风电公司目前实际制定。

1.3风力发电机组是风电公司各风电场进行电力生产的主要设备。发生风力发电机组倒塔事故，必然影响变电站上网电量的输出，甚至危及人身安全。

1.4 风力发电机组倒塔事故的应急处理，需要动员全公司的力量，站长是变电站大型变压器着火事件管理工作的第一责任人，全面负责本站的风力发电机组倒塔事故管理工作。任何单位和个人都有参与风力发电机组倒塔事故处理的责任和义务。概况

XXX变电站，一期总容量48MW，安装湘电风能有限公司直驱式永磁风力发电机组，单机容量2MW共24台。二期装机规模为单机容量1.5MW的东气风力发电机组33台，总容量为49.5MW.本应急处置方案的中心内容是发生风力发电机组倒塔事故后的应急处理，重点是防止风力发电机组倒塔事故发生后的事故扩大。在发生风力发电机组倒塔事故后，必须按本应急处置方案要求迅速而有效地组织起事故抢修队伍，在应急救援指挥部的领导下，保障正常运行的高压母线系统的稳定性，将风力发电机组倒塔事故的经济损失控制在最小。组织机构及职责

3.1成立应急救援指挥部

总指挥： 成员：

3.2指挥部人员职责

总指挥的职责：全面指挥风力发电机组倒塔突发事件的应急救援工作。值长职责：汇报有关领导，组织现场人员进行先期处置。

现场工作人员职责：发现异常情况，及时汇报，做好风力发电机组倒塔事故的先期应急处置工作。

安监人员职责：监督安全措施落实和人员到位情况。

3.3应急救援指挥部职责：

3.3.1在风力发电机组倒塔事故发生后，立即按本应急处置方案规定的程序，组织全公司力量赶赴现场进行事故处理，使损失降到最低限，迅速恢复变压器送电和其它设备正常运行。

3.3.2 负责向XXX报告事故情况和事故处理进展情况。

3.3.3各应急救援队在变压器着火事故发生后，应立即按职责分工，赶赴现场组织事故处理，首先要按照“保人身、保电网、保设备”的原则，保障需要停运的风机安全停机，避免重大设备损坏事故；其次要立即与调度联系沟通，及时调整系统运行方式。

3.3.4事故处理期间，要求各岗位尽职尽责，联络渠道要明确畅通；联络用语规范，认真做好有关情况的记录工作。

3.3.5组织和提供事故恢复所需要的备品备件。组织事故恢复所必需的车辆。组织实施事故恢复所必须采取的临时性措施。

3.3.6完成风力发电机组倒塔事故(发生原因、处理经过、设备损坏和经济损失情况)调查报告的编写和上报工作。

3.3.7 负责宣布应急处置方案的启动和终止。

3.4应急救援队组成及职责：

3.4.1运行应急救援队：变电站运行人员即为应急救援队员，由当班负责人任队长，休班运行人员作为补充力量，根据运行应急救援队要求进入现场增援。

职责：熟悉掌握本应急处置方案危急事件的应对内容，事故发生时根据应急处置方案立即进行事故处理，确保不造成事故的扩大，保证设备的安全，恢复站用系统供电。保证消防设备正常完好，消防通道无堵塞，并做好的隔离措施。对现场存在的危险，组织运行和维护人员做好安全措施，保护好现场，事故处理结束后召集有关单位和人员进行事故分析。

3.4.2维护应急救援队：变电站维护人员即为应急救援队员，由当班负责人任队长。职责：接到启动应急处置方案的通知后，队长立即召集应急救援队成员进入现场，对电气设备进行检查，及时更换损坏或消除设备缺陷。了解保护装置动作情况，对继电保护设备进行检查和修复。保证通讯联系不间断。做好设备恢复过程中可能出现的异常情况的处理准备，对事故处理提供人力支援。设立警戒线，阻止无关人员进入事故现场，疏散人群，防止变压器着火后发生爆炸，危及人员生命。对事故现场进行保护。

3.4.3 后勤保障应急救援队

职责：接到启动应急处置方案的通知后，队长立即召集应急救援队成员进入现场，了解物资的需求情况，随时做好提供物资和设备备件的准备工作，保证物资的及时供应。联系对负伤人员进行救治，和运送伤员转院，组织车辆进入现场待命，抢修单位需要时，立即配合工作，直到事故处理结束。

3.5应急通讯

风电场管理人员： 变电站控制室： XX中心医院急诊： XX县医院：

3.6危急事件的预防

3．6.1按照二十五项反措要求,根据运行方式和天气变化等情况及时分析和预测事故发展可能带来的后果,预先采取有针对性的措施进行防范。

3.6.2风机塔筒及主机在设备选型时应符合设计要求，在招标时应选择技术成熟、厂商具有专业资质的设备；在施工时，应严格遵循安装作业指导要求进行安装，规范浇注、焊接等工艺，使用强度高于或等于设计要求水泥，拒绝使用强度低于设计要求的连接件，预紧力矩和最终力矩要按照要求的顺序和时间间隔完成；在维护时，须认真按照维护作业指导书要求进行力矩校准、油脂添加、定值核对及机械和电气试验等工作，定期开展技术、质量监督工作，以防止此类重大设备事故发生。

3.6.3风机设计必须由具备相关专业资质的机构进行,遵守〔发改委能源局1403号〕关于《风电场场址工程地质勘察技术规定》相关规定。同时要考虑塔筒防腐、覆冰等极端因素。

3.6.4风机塔筒在招标选型时要选择技术成熟、质保体系完整的制造厂。

3.6.5塔筒必须由具备专业资质的机构进行监造和监检，不得自行监理。禁止塔筒生产厂将塔筒分包加工，如有必要须经业主批准同意。

3.6.6在塔筒采购协议中母材、高强螺栓、焊料等关键部件必须由具备相应资质的供应商提供。塔筒钢板材料下料前进行无损检测（≥40mm厚的板必须进行100%超声波探伤），环锻法兰入厂应进行几何尺寸及100%超声波探伤及100%磁粉探伤检验（含法兰脖的坡口处），材料代用应办理代用手续，并经业主审批认可。

3.6.7焊接开始前制造厂要按标准要求做焊接工艺评定、塔筒加工制造的焊接工艺规程（WPS）及作业指导书，工艺评定应覆盖产品施焊范围；塔筒焊接材料进厂后要按标准进行理化复验（化学成分和机械性能）；焊接过程中按相应的技术要求对焊缝做无损探伤。

3.6.8油漆、热喷锌材料等防腐材料应从正规厂家购买，要有完整的质量证明文件。3.6.9风机基础浇筑时，施工监理应进行全过程旁站监督，确保风机基础施工工艺符合规范要求。风机基础回填必须严格按照设计手册的相关要求执行。风机基础的养护应严格按照规范执行，并做好养护记录。

3.6.10基础施工完毕后，当基础混凝土强度、接地电阻测试结果及基础环上法兰水平度均合格后方可进行机组吊装作业。

3.6.11塔筒进场后，详细检查设备防护罩、塔筒法兰、米字支撑固定情况。

3.6.12设备卸车位置的地面强度应平整坚实，有足够的承载力，不允许出现下沉等现象。设备卸车后，设备的包装应及时恢复，防止风沙雨雪、杂物等进入设备。

3.6.13安装作业必须由具备设备安装企业二级及以上资质的单位进行，特种作业人员必须持证上岗，如：起重工、起重指挥、焊工等。起重前对起重设备和锁具的规格、技术性能进行检查，吊点螺栓、卡环应定期更换。

3.6.14塔筒连接的高强度螺栓必须有第三方检验；风机的所有螺栓应严格按照风机制造厂提供的安装手册进行紧固，螺栓的紧固顺序与紧固力矩应严格遵照安装手册执行。

3.6.15塔筒吊装后的质量验收应根据风机安装作业指导书和相关标准对塔筒螺栓力矩、焊缝进行复查。

3.6.16风机吊装后1—3个月内必须对所有塔筒螺栓进行力矩校对，以后运行中风机至少每月对塔筒螺栓松紧情况进行一次检查。

3.6.17风机质保期内的定期检查工作，特别是3个月、6个月、12个月（检验周期根据风机厂家技术说明）等定期检验，应加强对螺栓力矩和塔筒探伤的检查；每次定期检验项目必须包括有关安全回路的测试和各塔筒连接部件的检查。

3.6.18风机调试必须完整有效的检测风机上的全部保护功能，特别是有关安全的重要环节，必须做到逐一验证其有效可靠；对于超速保护、振动保护应从检测元件、逻辑元件、执行元件进行整体功能测试，禁止只通过信号的测试代替整组试验.3.6.19任何情况下，禁止风机在重要保护功能退出时运行。

3.6.20每年对风机基础沉降、塔筒垂直度、塔筒螺栓力矩、塔筒焊缝进行检测。定期对塔筒外部进行检查，发现损伤及脱漆现象应及时处理。

3.6.21每次暴雨、台风、地震等恶劣自然灾害发生后，应立即开展风电场边坡、基础、道路等安全检查，发现隐患须立即进行处理，确保风机安全。应急处置

4.1应急处置方案启动

4.1.1本应急处置方案的启动条件：发现变电站内主变着火，值班人员立即汇报值班负责人并报火警，值班负责人立即汇报应急救援总指挥，同时汇报调度。

4.1.2应急救援总指挥根据现场设备情况，宣布启动本应急处置方案。

4.1.3各应急救援队在接到应急处置方案启动命令后按照自己职责分工进入生产现场进行应急处理。

4.1.4在大型变压器着火事故发生期间，要及时分析和预测事故发展可能带来的后果，预先采取有针对性地预防措施，保证正常运行设备和其它设备、设施安全。

4.1.5各部门各风场的领导和技术人员要群策群力，要顾全大局，积极支援。针对事故的蔓延要及时采取措施，防止事故扩大。

4.1.6运行应急救援队要把事故处理的重点放在保证变电站的稳定运行工作上，确保需要停运的风机安全停机。主变压器着火事故发生后，确保变电站的稳定运行和有关风机的安全停机至关重要。

4.1.7在事故发生后，值班人员立即将故障的变压器进行电气隔离，判明事故原因。值班负责人立即与调度联系，汇报故障情况和设备隔离情况，采取必要的消防手段避免设备损坏事故和抑制事故的进一步扩大。

4.2危急事件应对

4.2.1值班负责人应急处理要点:立即向中调汇报,根据风力发电机组倒塔事故的故障现象及时将故障设备隔离，指挥安全停电的操作，并调整其它运行中的风机负荷维持系统的频率和电压在正常范围内，同时通知其它应急救援队。加强其它主变压器运行的监视与巡视，确保正常的变压器及其它设备组稳定运行，保证站内用电安全。

4.2.2风力发电机组倒塔事故处理要点：

（1）风力发电机组倒塔事故发生时，首先断开箱变高低压侧电源（开关、刀闸）及跌落保险，迅速将故障风机电源切除，防止风电机组起火。

（2）如倒塔的风力发电机组已经起火，应报火警，通知消防应急救援队进现场灭火。把火灾区域和可能蔓延到的设备隔离开，防止波及到其它设备上；使用干式灭火器、泡沫灭火器，不得已时，可用干燥的沙子灭火；使用灭火器灭火时，应穿绝缘靴、带绝缘手套，注意液体不得喷至带电设备上。

（3）应急队到达现场后，对风力发电机组进行隔离，并检查风电机组损坏情况。生产、生活维持或恢复方案

5.1现场人员在风力发电机组倒塔事故发生后，在人身安全不受危害的情况下要坚守本职岗位，使生产、生活秩序保持正常。

5.2根据实际情况恢复设备对电网供电，现场负责人要利用好通信设备，及时与公司应急救援指挥部及电网调度进行联系，做好恢复工作，防止损坏设备，并注意操作中的安全。

风电机组倒塔预防措施 第6篇

风电机组的整机质量及性能与机组部件有关，也与现场管理和质量控制有关。在机组生产时，生产的各道工序如不严格把关可能会出现产品质量问题。对风电场机组改造时，如果设计方案考虑不够全面，或现场施工人员责任心不强，则更可能造成质量问题，使机组性能变差，故障几率增加，甚至还可能因机组改造而带来安全隐患，最终导致机组烧毁、倒塌等重大事故。本文将分析近期发生的一例因改造而引发的机组烧毁事故。

某风电场机组烧毁事故

一、事故简介

2016 年5 月，内蒙古某风电场发生了一起机组烧毁事故。该风电场于2006 年开始吊装兴建，于2007 年10 月，该风电场的33 台双馈1.5MW 风电机组全部投运并进入质保服务期，按照合同约定质保期为两年，应在2009 年年底全部出保。在2011 年，该风电场实施了主控和变频器的低电压穿越改造，2015 年5 月至7 月，又再次实施了变频器定子接触器改造。

事发时，主控报“变频器错误”停机，停机过后又报了一次“变频器错误”。在事故发生过程中，箱变低压侧断路器自动跳闸，最终机舱、轮毂、叶片等全部烧毁。事后勘察，塔筒内电缆未见电气打火及其他异常；轮毂也未找到起火的可能；变频器的断路器和定子接触器均处于断开状态，变频器功率模块和低电压穿越部分等未见异常和烧毁；箱变及箱变到变频器接线电缆也未见短路、打火及其他异常。

如图1 所示，事故机组发电机定子接线箱的右侧，与发电机定子接线相对应的三相接线铜排的右侧被击穿，出现了3 个孔。如图2 所示，发电机定子接线盒内部三相的接线电缆烧毁严重，3 相12 根其中有7 根电缆已经断裂，定子接线箱内部有烧熔物。

二、主控信息及事故简要分析 事发前一天，事故机组报“变频器错误”停机，其后手动停机。事发当天17 点54 分42 秒，手动复位后；17 点59 分44 秒，主控报“变频器错误”；18 点09 分47 秒，“变频器错误”自动复位，启机，在18 点14 分49 秒再次报“变频器错误”停机；在18 点19 分17 秒，主控报“机舱温度偏高”（主控设定的参数值为50℃）；18 点20 分01 秒，机组又报“变频器电网错误”；18 点20 分02 秒，报“变频器断路器断开”；18 点20 分06 秒，“机舱温度过高”（主控设置的参数值为55℃）。

主控在17 点59 分44 秒、18 点14 分49 秒和18 点20分01 秒，分别报过三次“变频器错误”，其对应的变频器信息为：17 点59 分44 秒，变频器报“机侧启动转子三相电流瞬时值过流”，并在励磁后因存在故障机组不能励磁并网；18 点14 分49 秒，变频器报“chopper 开通超时”，即：变频器网侧报故障，在此之前，机组处于正常并网状态；18点20 分01 秒，变频器报“15V 电源故障”，在1 秒之后，即：18 点20 分02 秒，变频器断路器断开。

由主控和事故勘察得到的信息可知：

第一，在报故障的次数和时间间隔上，主控所报的三次 “变频器错误”与变频器内的记录能完全对应。由此说明，主控所报相关信息是可信的。

第二，在18 点14 分49 秒，主控报“变频器错误”停机；但变频器断路器未断开，直至18 点20 分02 秒，主控报“变频器断路器断开”时才断开。

第三，由箱变低压侧断路器自动跳闸，以及发电机定子接线箱和箱内的电缆烧毁状况可知：发电机定子三相在接线箱处拉弧、打火，应是在变频器断路器和定子接触器均未断开时产生的。

第四，在机组定子接线箱严重打火、过流时，变频器的断路器和定子接触器未能断开，过流严重以至于箱变过流跳闸。

第五，机舱内着火问题：从故障信息看，18 点09 分47 秒“变频器错误”自动复位启机，到18 点14 分49 秒主控报“变频器错误”停机。现场勘察发现变频器功率模块和低电压穿越部分均未损坏或烧毁，说明在主控停机后，或停机后机组转速还很高时，定子接触器断开，变频器脱网。

在18 点14 分49 秒机组停机，其后不到5 分钟，主控报“机舱温度偏高（18 点19 分17 秒）”，又经历49 秒，“机舱温度过高（18 点20 分06 秒）”，其间温度升高5℃。由以上信息可知，在机组停机后，机舱温度不断升高。在变频器脱网后，定子接线箱不再拉弧、打火时，机舱温度还在不断上升，并且温度的上升速度较快，说明停机过后机舱已有明火产生，起火的时间应在机组停机之前，或停机之后不久产生。

三、事故分析解读出的安全隐患和疑问 机组改造后留下与本次事故相关的缺陷有：

第一，在定子接触器改造时，仅是通过变频器内部改线实现对定子接触器的控制，定子接触器改造厂家没有要求低电压穿越改造厂家修改变频器的控制程序，增加相应的定子接触器控制板件及控制电路。两个改造厂家之间未进行任何沟通和协调。

第二，对于保护措施完善的变频器来讲，当机组并网后，只要定子、转子电缆对地或相间出现较小电流的拉弧、打火，变频器就会迅速脱网，且变频器的断路器和定子接触器都会断开。因此，在正常情况下，定子、转子回路出现短路，通常很难成为起火点。而事故机组的变频器，在发电机定子回路出现严重打火、过流时，变频器的断路器和定子接触器没有及时断开，因其短路、打火还造成了箱变低压侧断路器跳闸，可见事发时发热消耗的功率很大。

第三，一般情况下，当变频器并网后，如果是因变频器报故障停机，那么变频器的断路器应

迅速断开。然而，在18 点14 分49 秒变频器报“chopper 开通超时”时，事故机组的断路器并没有断开，而是18 点20 分01 秒再次报“变频器故障”后，到18 点20 分02 秒，变频器断路器才得以断开。这也说明变频器的控制程序和保护措施不够完善，或事故机组变频器存在某种缺陷和安全隐患。本次事故调查留下的疑问有：

第一，按照事故机组的主控参数设定，当箱变与变频器三相之间的电流差超过70A，主控就应该报“三相电流不平衡”，然而，发电机定子接线箱处三相均出现了严重拉弧、打火，为何主控没有报“三相电流不平衡”故障？

第二，如果定子接线箱的拉弧、打火是本次事故的起火点，从发电机接线箱到机舱的其他有机可燃物还有相当的距离，火势又如何扩散蔓延到机舱的其他部位？是发电机润滑油管及润滑油泵受热起火扩散？而润滑油泵在定子接线箱的左侧，且距定子接线箱3 个打火孔的距离在1m 以上。第三，是否因发电机轴承内部的油脂受热蒸发导致火势迅速蔓延？还需进一步求证。如果成立，油脂蒸发的热量来自定子接线箱打火、变频器没有及时脱网定子线圈加热所致，还是在轴承处导电、电击加热，或其他原因造成？仍需进一步分析。

第四，是何种原因造成发电机定子接线箱内的拉弧、打火？打火的具体过程是怎样的呢？ 机组在经过风电场的擅自改造后，众多性能已经改变，仅变频器就涉及多个厂家，该机组及变频器已不单属于哪一个厂家的产品，因不了解其性能，又缺乏此类机组的运维经验，加之，在短时间所能收集的信息有限。因此，不能准确锁定此次事故定子接线箱打火的原因及火势得以扩散、蔓延的整个过程。

为避免事故的再次发生，该风电场机组首先应该尽快规范变频器“定子接触器改造”，重点检查变频器改造存在的安全隐患。该风电场机组的原配置状况及特点

该风电场的风电机组在国内投运较早，技术也很成熟。在技术引进时，根据与REpower 厂家签订的“Licence 协议”，机组如有任何改动，必须通知REpower 厂家确认，这既是对用户负责，同时又是质量管控不可或缺的环节。

该风电场机组的基本配置为：LUST 直流变桨轮毂系统，丹麦Mita 公司WP3100 主控，德国ALSTOM 公司生产的1.5MW 双馈变频器，通讯控制器为IC500，后台软件为Gateway，以上机组部件均为国外原装进口。这些配置和技术参数均由REpower 厂家确定。主控、变频器均能与通讯控制器的软硬件配套，主控和变频器数据可通过互联网实时地传到设备厂家的公司总部，主控的远程故障诊断工具也较为完善，因此，能便捷地实现“集中监控，区域维修”。

该机型虽然技术成熟、保护电路完善。也正因如此，在维修变频器及机组时，技术难度较大。如果运维人员技术水平不够高，往往会因机组故障判断困难造成备件消耗量大，停机次数多等问题；而经验丰富的维修人员严重缺乏；充分了解、运用和体会到该机型优点的从业人员更少。因此，该机型并不普遍被业主看好，这可能是业主实施机组改造的原因之一。机组改造的原因及隐患

一、机组改造的原因及问题

国家电监会于2012 年3 月1 日印发的《关于加强风电安全工作的意见》要求：“并网风电机组应具备低电压穿越能力，并具备一定的过电压能力。”

为了适应电网的要求，该风电场也实施了低电压穿越、数据上传和功率管理改造。于是，把Mita 公司WP3100 主控及面板（人机界面）全部更换、ALSTOM 变频器的控制板件全部更换，并增加低电压穿越部分。同时，因主控更换、数据上传和功率管理要求，通讯控制器IC500

与后台Gateway 软件也全部更换。

经过对变频器、主控和环网改造之后，尽管达到了部分目的，但改变了原机组的整体性能，更给现场机组维修、远程故障诊断和安全检查等带来了不便，机组运行安全和运行质量难以保证。

二、机组的现场改造其质量难以得到有效控制，可能带来安全隐患 机组改造的实施过程欠科学与严谨，应是此次事故产生的重要原因。机组在进行低电压穿越把原ALSTOM 变频器的控制板件全部更换，完全改变了原机的控制逻辑和安全保护，致使质量优异、保护措施完善的变频器性能和安全性大大降低。

此外，这些机组的大规模改造都是在现场进行，工作条件差，改造人员的技术水平和工作的严谨程度不能得到有效的保证，也没有严格的质量管控体系，改造的每一个环节都可能带来问题和安全隐患。

例如：某风电场在实施“轮毂电池更换”整改方案时，厂家派了专职人员到风电场更换轮毂电池，而这些人员因为没有机组维修经验，不会对机组进行检查。当更换了9 台轮毂电池后，设备厂家维修技术人员因处理机组故障来到现场，顺便对更换后的机组作了检查，结果发现：有2 台分别有一支叶片不能电池顺桨，还有一台有2 支叶片不能电池顺桨。从该事例可以看出，如没有专业人员的检查，从表面上看现场整改的实际效果，是为了机组安全；而实际情况则是更换电池之后，机组安全性降低。结语

在实施风电机组的技术革新与风电场机组改造时，需综合考虑各种影响因素。避免出现安全隐患和发生重大事故。