2014121085852风力发电机组出质保期验收标准

1、 风力发电机组出质保期验收标准 大唐国际发电股份有限公司二一四年十月目 次前 言2风机出质保期验收标准21.目的及适用范围32.引用标准33.验收流程44.启动验收45.验收组织机构56.验收内容67.验收结论与整改要求88.验收报告89.附则9附录A 质保期满验收所需资料清单10附录B 功率曲线和发电量考核方法11附录C 可利用率考核方法12附录D 机组部件检查方法13D.1 整体情况检查13D.2 主要系统检查14D.3 主要部件检查16D.4 传动链振动检测和分析19D.5 齿轮箱内窥镜检测19D.6 传动链对中检测20D.7 油品检测分析20D.8 发电机三相不平衡检测22D.9 风机

2、整体防雷接地测试22D.10 发电机定、转子绝缘检测22D.11 发电机主轴接地检测23D.12 叶片防雷系统检测23D.13 叶片高空检查23D.14 叶轮动平衡检测24D.15 风力发电机对风偏差验证24D.16风速仪标定24D.17噪声测试24D.18 验证各电气元件功能检测24D.19 变桨电池及充电器测试25D.20风机自带保护功能测试25D.21 电磁阀接线检查及功能验证25前 言为规范出质保期的验收，确保机组出质保期验收工作科学有效的开展，根据GB/T20319-2006 风力发电机组验收规范、DL/T5191-2004 风力发电场项目建设工程验收规程等，特制订本标准作为风力发电

3、机组出质保期验收依据。由于目前设备供应商和风电公司对风力发电机组出质保验收时的内容、检验方法、考核指标等常常不能达成一致，因此本规范对机组买卖合同中的检验、验收要素进行了总结，提出对机组验收的一般要求。各项检查的具体考核方法和判断指标可以按照合同、相关技术资料以及本规范。本规范也可作为机组买卖合同中验收要求的参考。本标准由大唐国际发电股份有限公司生产部组织编写。本标准由大唐国际发电股份有限公司生产部负责解释。风力发电机组出质保期验收标准1. 目的及适用范围本规范规定了风力发电机组（以下简称“机组”）质保期满后的验收标准，包括验收的管理内容和技术要求，主要从文档资料、工具软件、备件耗材、单台机组

4、验收及其他验收项目等方面，对机组在质保期满时应完成的交接工作，以及机组性能和可靠性指标等进行综合评价，明确机组目前状况和未来运行风险。本标准适用于大唐国际下属新能源公司风机出质保验收管理。2. 引用标准下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。IEC 61400-22 风力发电机组 第1部分: 一致性测试和验证IEC 61400-12-1 风力发电机组-第12-1部分: 风力发电机组功

5、率特性试验GB/T 18451.2 风力发电机组 功率特性试验IEC TS 61400-13 风力发电机组-第13部分：机械载荷测量GB/Z 25426 风力发电机组 机械载荷测量IEC 61400-11 风力发电机组-第11部分: 噪声测量GB/T 22516 风力发电机组 噪声测量方法IEC TS 61400-14 风力发电机组-第14部分: 视在声功率级和音值声明GB/Z 25425 风力发电机组 公称视在声功率级和音值IEC 61400-21 风力发电机组-第21部分: 并网运行的风力发电机组电能质量测量和评估GB/T 20320 风力发电机组 电能质量测量和评估方法IEC 61400

6、-1 风力发电机组-第1部分: 设计要求GB/T 18451.1 风力发电机组 设计要求VDI 3834 陆上带齿轮箱风力发电机组及其组件机械振动测量与评估GB/T 19073 风力发电机组齿轮箱GB/T 19960.1 风力发电机组 第一部分：通用技术条件GB/T 19960. 风力发电机组 第二部分：通用试验方法GB/T 20319 风力发电机组 验收规范GB/T6404.2 齿轮装置的验收规范 JB 10425.1 风力发电机组 偏航系统 第一部分：技术条件DL/T 风力发电场运行规程DL/T 5191 风力发电场项目建设工程验收规程GL 风电机组规范3. 验收流程3.1 通常应在合同约

7、定的机组质保期满前3-6个月启动质保期满验收工作，并由设备供应商、风电场、公司生产部门或第三方专业公司共同协商成立质保期满验收小组，负责验收工作。3.2 质保期满验收所需资料清单见附件A，资料通常由设备供应商负责、风电场协助进行整理。3.3 在正式验收工作开始前验收小组应对机组是否具备验收条件进行初步评估，验收时机组条件应满足以下条件：3.3.1 机组运行稳定；3.3.2 质保期内发现的设备缺陷已经全部消除或设备供应商和发电企业已达成一致解决方案；3.3.3 验收所需资料齐全；3.3.4 合同约定的其它验收前事宜，设备供应商和发电企业已达成一致解决方案。3.4 经评估，机组满足验收条件后，验收

8、小组应根据本技术规范编制质保期满验收大纲，明确验收内容；3.5 验收过程中应遵守发电企业的安全规定和要求，对人员资质和设备标定情况应满足相关要求；3.6 验收工作结束后验收小组应编制验收报告，给出验收结论与整改要求；3.7 验收通过后验收小组可组织设备供应商和发电企业签署最终验收证书。4. 启动验收4.1 基本条件机组运行状况、质保期内管理及验收准备工作符合以下基本条件，可以申请验收。4.1.1 技术资料4.1.1.1 机组移交生产验收资料，包括图纸、 安装调试手册、运检维护手册、控制程序、安装调试报告、产品合格证、大部件更换指导书、定检作业指导书、保护定值清单及调整记录、240 小时试运行考

9、核报告等。4.1.1.2 质保期内风电机组运行日志，故障统计、消缺维护记录，故障分析报告、定检维护报告（含油液化验报告）、重大特殊检修记录、备件及消耗品使用记录。4.1.1.3 设备运行数据，包括单机各月发电量、各月可利用率、风电场各月可利用率及其计算方法、风机监控系统记录的机组历史数据、机组实际功率曲线。4.1.1.4 设备采购合同、备品备件清单及相关文件。4.1.2 仪器与工具齿轮箱内窥镜、激光对中仪、机组性能测试仪器、振动数据采集仪、力矩扳手、油液采样瓶等在整机采购合同中由厂家负责提供的维护工具仪器齐全、完好。4.1.3 风电机组工况4.1.3.1 风机运行稳定，无频发、共性、大型部件损

10、坏故障，内部接线无短接，故障信号无屏蔽，所有设备缺陷已经全部消除。4.1.3.2 厂家按机组维护标准已按时、保质保量完成了风机定期检查、维护工作。4.1.3.3 机组安全、消防设备齐全良好，且措施落实到位。4.1.4 其它4.1.4.1 厂家已对风电场生产人员进行过相关培训，能胜任机组运检工作。4.1.4.2 风机采购合同中规定的备品备件、消耗性材料齐全。4.2 启动验收4.2.1 应在机组出质保前3个月启动验收工作，以保证有足够的时间完成验收检测与检查工作。4.2.2 厂家提交出质保申请后，基层企业按本标准对应具备的技术资料、风机状态、仪器、工具、备品、培训等条件进行检查，在 15 个工作日

11、内完成审核。4.2.3 审核通过后，发电企业在 3个工作日内成立验收组，启动验收程序。4.2.4 根据验收组编制的验收大纲要求逐台逐项进行检测、检查并记录，对专业检测项目要求出具分析报告，所有记录及分析报告均作为验收文件的有效组成部分。4.2.5 需要在机组运行工况下进行的验收项目必须针对性地采取有效的安全措施。5. 验收组织机构5.1 验收组成员发电企业应成立风电机组出质保验收组（以下简称“验收组”），负责风电机组出质保验收工作的实施。验收组设组长1名，由发电企业主管生产的领导担任；根据需要可设副组长1-2名；验收组成员应当包括运行主管、检修主管、风电场专工、点检员、整机厂现场经理、整机厂售

12、后、技术部配合人员、工程人员以及外聘专家。验收工作可以由发电企业生产部门牵头，风电场主要配合来独立完成，也可以委托有能力的专业公司协助完成，被委托的专业公司不能和整机供货商有全资、控股、参股或其它有碍公正性的隶属关系，并且需具备ISO17025的检测机构。建议该测试机构也具备CMA风电检测资质，即具备国家有关法律、行政法规规定的基本条件和能力，可以向社会出具具有证明作用的数据和结果的检测机构。5.2 验收组职责5.2.1 根据本规范要求及风电机组技术要求编写验收大纲，明确验收内容。5.2.2 负责对验收大纲的验收项目进行检查、记录。5.2.3 负责审查机组验收文件，对遗留问题提出处理意见，并责

13、成有关单位限期整改。5.2.4 负责编写验收报告，并对在验收过程中所发现的问题提出整改建议。5.2.5 负责办理验收合格后的交接签证手续。6. 验收内容6.1 文档资料验收在机组质保期满后，设备供应商应向风电场交接风力发电机组安装、运行与维护所需的文件资料，所需资料清单见附件A，必要时，可以通过检测机构对检测报告、认证证书等方面的文档进行技术核实。6.2 单台机组验收6.2.1 质保期满验收机组应具备有效的认证证书或完整有效的技术资料；6.2.2 机组配置检查内容包括各部件名称、型号、供应商；6.2.3 机组实际配置应与认证证书、技术资料、合同约定一致，如不一致则需评估其对机组安全性的影响；6

14、.2.4 质保期内机组实际运行维护情况应符合双方对机组运行维护的要求，如有不符则需评估其对机组可能造成的影响；6.2.5 机组运行时的噪声特性应与设计及合同约定一致，并符合环境保护相关要求，必要时需按照IEC61400-11（风力发电噪声测试标准）对机组进行测试；6.2.6 机组并网特性应按区域或国家主管部门（电网公司、能源部门）下达有关规定执行，如不符合相关规定，则应由设备供应商和风电场运营商协商整改措施和时限。6.3 机组运行数据分析机组运行数据通常包括功率曲线、可利用率、故障率、缺陷损失电量比等。风力发电机组质保期满验收时应对机组运行数据进行考核，以验证机组质量及性能是否符合标准、规范、

15、合同及设计要求。如有不符，则需评估其影响，如有必要则需进行必要的测试及分析，以确定不符的原因。6.3.1 功率曲线考核按照比例不低于10%装机数量进行抽样检测，质保期满前一年，单台风电机组实际功率曲线应不低于标准功率曲线的95%，具体考核方法详见附录B。6.3.2 可利用率计算质保期内，整期机组平均可利用率应不低于97%，单台机组可利用率不低于90%，具体数值按照与风机供应商签订合同条款执行，计算公式详见附录C。当机组因自身缺陷需手动限负荷运行时，根据限制功率与额定功率比率，折算可用小时来计算等效可利用率。6.3.3 缺陷损失电量比考核整期机组缺陷损失电量比应小于2%，计算公式为：6.3.4

16、机组故障统计及分析应对质保期内机组的故障情况进行统计，如合同有约定，则质保期内机组故障发生情况应满足合同要求；如合同未约定，则质保期内机组故障发生情况应满足以下要求：6.3.4.1 单台机组在质保期满前一年内故障频次推荐应不大于100次。6.3.4.2 对于叶片、发电机、齿轮箱、变桨电机、主轴承、偏航电机、偏航轴承、变流器等主要部件，质保期内故障率应小于表A1给出的推荐值。部件在质保期满前一年的故障率，计算公式为：表 A1 主要部件故障率推荐值部件故障率推荐值叶片5发电机5齿轮箱5变桨电机8主轴承3偏航电机8偏航轴承3变频器（变流器）106.3.4.3 如机组及部件故障率高于推荐值，应提供相应

17、的原因分析和整改措施，并由设备供应商、风电场代表和验收小组进行评估，评估通过后可以认为故障率满足要求。6.3.4.4 机组及主要部件检查机组的检查主要包括整体情况检查、主要系统检查和主要零部件检查，为了方便检查，本规范给出了这三方面检查的具体内容、评估标准、检查方法等，详见附录D。6.3.4.5 对于结构表面裂纹检查，目视可疑部位可采用渗透、磁粉或超声检测等方法进行无损检测。6.3.4.6 对于高强度连接螺栓拧紧力矩检查，可以采用抽检方式，每个部位按螺栓数量抽检10%，且不少于2个。对于抽检部位，当检测发现不合格时，应加倍对同类部位进行抽查，如再次发现不合格，应全数检测。6.3.4.7 出现过

18、严重故障的部件，确认其使用性能和质量满足要求。对更换过的重要部件，建议质保期从更换之日起重新计算。6.3.5 消防设备消防设备包含火灾探测监视报警装置和灭火装置等设备，参考整机采购合同约定，保证所有功能投入，运行良好。消防设备应根据其类型，按照相应的国家标准进行验收和定期检验，并具有相应的验收报告和检验报告。6.3.6 SCADA系统应根据系统运行记录及必要的测试、检查，评估SCADA系统功能及性能要与合同要求和现场运行需求相结合考虑的一致性。6.3.7 其他验收项目6.3.7.1 应用软件应用软件主要包括机组所有的控制软件及调试软件，其权限、加密锁、专用数据线等应能满足机组调试、维护、检修、

19、部件更换所必须。6.3.7.2 专用工具、备品备件及消耗品专用工器具、特殊工装、备品备件、消耗品，在移交前应按照合同里的实际型号及数量补充齐全，或者也可以双方协商进行常用备件和工器具的数量型号调整。质保期内备品备件及消耗品的使用情况应进行记录。7. 验收结论与整改要求7.1 验收结论按照验收大纲完成验收工作，并收到相关检测报告后，验收小组应尽快给出验收结论，如验收结果表明各项指标满足相关要求，则通过验收，验收小组提供验收报告。如有不符合要求的，则设备供应商和发电企业协商进行相应的整改。7.2 整改要求如需整改，由制造商和生产部门商定整改措施、期限和违约责任。整改完成后设备供应商应提供整改报告，

20、整改措施经验收小组评估并认可后则通过验收，验收小组提供验收报告。7.3 遗留问题验收结束后，对于验收中发现的不影响机组安全的问题，如制造商和发电企业能够达成协议，可以作为遗留问题在机组通过验收后根据双方约定解决。8. 验收报告验收文件必须经验收组成员签字，对于委托验收的项目加盖委托单位公章。主要验收文件包括： （1） 分系统检查报告。 （2） 机组状态报告。 （3） 机组性能报告。 （4） 风电机组噪音测量报告。 （5） 风电机组电能质量测试报告。 （6） 验收中发现设备缺陷的处理方法、处理过程、处理结果记录及整改报告。 （7） 其它需要的资料、报告、证明及图片等。 验收通过后风机厂家和风电场

21、进行验收文件整理，验收小组应编写完整的验收报告， 所有验收项目及文件满足要求后风机厂家和发电企业签订出质保签证文件。 9. 附则附件A：质保期满验收所需资料清单附件B：功率曲线考核方法附件C：可利用率考核方法附件D：机组部件检查方法D1整体情况检查D12叶片防雷系统检测D2主要系统检查D13叶片高空检查D3主要部件检查D14叶轮动平衡检测D4传动链振动检测和分析D15风力发电机对风偏差验证D5齿轮箱内窥镜检测D16风力发电机机舱风速仪标定D6传动链对中检测D17风力发电机噪声测试D7油品检测分析D18验证各电气元件功能检测D8发电机三相不平衡检测D19变桨电池充电器测试D9风机整体接地防雷接地

22、测试D20验证风机自带保护（超速、振动、急停收桨等）功能D10发电机定、转子绝缘检测D21各电磁阀接线检查及功能验证D11发电机主轴接地检测附录A 质保期满验收所需资料清单本附录中给出的资料清单为正式验收工作启动前应具备的资料，如验收过程中验收小组认为需要其它相关资料，设备供应商及风电场应配合提供。出质保验收所需资料清单如下：01 设备采购合同（技术条款）；02 产品说明书（含塔筒、基础）；03 机组实际硬件、软件、保护配置清单（单台）；04 机组运行全套软件、用户和密码配置；05 机组认证证书（型式证书或者设计证书）和设计评估报告（如有）；06 机组型式测试报告，例如：功率曲线测试报告、机械

23、载荷测试报告、安全功能测试报告等；07 产品及关键部位的安装、调试、运行、维护手册、作业指导书（含各部件维护要求）；08 设备运行工作原理图、结构图、接线图、电气图；控制、保护逻辑原理图；09 主要部件更换技术方案；10 部件出厂合格证、检测报告；11 可行性研究报告；12 微观选址报告（含特定场址分析）；13 现场安装、调试记录；14 质保期内技术改造记录；15 质保期内机组定检维护记录；16 质保期内机组大修记录；17 质保期内大部件更换记录；18 质保期内机组故障统计表；19 质保期内机组备件及消耗品使用记录；20 质保期内机组所发现问题、整改消缺记录和报告；21 机组单机各月发电量；2

24、2 机组各月可利用率及计算方法；23 风电场各月可利用率及算法；24 中央监控系统记录数据（正式运行至出质保验收前，如机组实际功率曲线）；25 240验收（预验收）记录或报告；26 备品备件交接清单。附录B 功率曲线考核方法考核功率特性一致性系数。 定义：功率特性一致性系数×100%其中，i为取样点，n为取样点个数。根据风机所处位置风速和空气密度，观测风机输出功率与风机厂商提供的在相同噪声条件下的额定功率曲线规定功率进行比较，选取切入风速和额定风速间以1m/s为步长的若干个取样点进行计算功率特性一致性系数。小风季节不建议进行机组功率曲线的测量。曲线功率应折算成风电场空气密度下的曲线功

25、率。风电场实际空气密度以风电场项目工程招标文件提供的风场空气密度为准。风电场实际空气密度下保证的功率曲线为制造商投标文件提供的功率曲线。要求：每台风电机组保证值应95%。附录C 可利用率考核方法单台机组年可利用率计算公式如下： A =（Tt-Tcm）/Tt 或 A = Tt-(Tcum-Tpm-Tp-ALDT)/Tt 式中：Tt 年小时数，8760（h）Tcum 累计停机时间（h）Tcm 风电机组超出合理的例行维护时间或故障引起的停机时间（h）Tpm 定期维修时间（h，不超过80小时台年）Tp 因业主方运行维护人员操作失误造成停机时间（h）ALDT 非维修时间（h），非维修时间包括电网故障、气

26、象条件、不可抗力（如：覆冰、风速、外界气温超过规定的运行极限温度）等造成的停机时间。 整期机组平均可利用率计算公式如下：附录D 机组部件检查方法D.1 整体情况检查判别标准检查方法机组状态正常，无非正常故障停机目视、比对机组自由状态下，无异常噪音、振动及不安全因素目视、耳听机组运行状态下，无异常噪音、振动及不安全因素目视、耳听机组外观防腐，符合设计及规范要求目视D.2 主要系统检查系统部件判别标准检查方法变桨系统变桨轴承变桨轴承外观整洁，接油瓶废油脂排出正常目视变桨减速器变桨减速器密封良好，无异常漏油目视变桨减速器油位应符合设计及规范要求目视变桨电机电机转动声音正常、制动装置正常耳听冷却风扇固

27、定良好，旋转正常无杂音目视线缆连接正常、接地连接良好目视变桨柜所有器件固定牢固，元器件无腐蚀目视接线正确，布线规范，元器件无腐蚀目视柜体散热风扇正常，无松动，滤网无堵塞目视检查限位开关/编码器的紧固度，安装位置是否正确力矩扳手检查变桨驱动齿轮箱与变桨电机之间的连接紧固度检查接线盒/电缆夹的紧固度检查电池箱安装螺栓的紧固度检查轮毂控制柜安装螺栓的紧固度偏航系统偏航轴承偏航轴承偏航齿轮之间润滑正常，无锈蚀目视刹车盘应无裂纹、损伤，表面油污清理干净目视偏航小齿轮、偏航大齿，无异常磨损、裂纹目视偏航轴承密封圈无脱落和破损目视偏航减速器偏航减速器密封良好，无异常漏油目视偏航减速器油位应符合设计及规范要求

28、目视偏航制动器偏航制动器及连接管路、接头，无渗漏目视偏航刹车片摩擦材料厚度符合设计及规范要求塞尺测量偏航电机电机转动声音正常、制动装置正常耳听线缆连接正常、接地连接良好目视液压系统液压油位油位应符合设计及规范要求目视液压连接管路连接管路、接头，无渗漏，橡胶管路无老化、开裂目视液压站性能测试测量偏航余压，压力值应符合技术要求，建压时间正常，未报建压超时故障液压表液压油检测对液压油中的水分含量、粘稠度、金属含量等性能进行检测油品测试仪散热系统水冷水冷系统散热器水冷管路无磨损，散热器及管路无渗漏目视水冷散热器电机控制电缆无磨损，老化目视水冷系统表计水冷系统压力及温度符合技术要求目视风冷冷却系统连接轴

29、流风扇及支架、风道、防护网全部螺栓紧固，连接件无损坏目视通风系统IGBT散热片、散热风扇滤网无堵塞目视散热风扇散热风扇运行状态无异常，接线端无松动，老化现象目视主控系统柜体检查外部无损伤；内部密封完好、清洁无杂物目视电缆连接连接部位无放电痕迹目视控制电路板电路控制板无污染，各插头连接紧固目视柜内接线接线牢固，布线美观，无线头裸露目视端子排连接无虚接过热，所有端子紧固，线鼻无损伤目视电气连接继电器、接触器无虚接过热，接线可靠，动作可靠目视显示面板功能正常目视防雷系统塔底接地接地扁铁与接地耳板的搭接面焊缝处无虚焊和开裂现象目视塔架间接地镀锡铜编织带接线鼻和接地极、接地柱的接触良好、连接牢固 力矩扳

30、手叶片接闪器叶片接闪器（叶尖、叶中部）无遗失、掉落，雷电记录卡无缺失目视叶根处防雷防雷引线连接牢固无松动，电缆无断裂、老化现象目视机组防雷保护器件完好、无损坏目视照明照明塔架机舱照明功能正常目视安全功能测试（抽检）安全链功能急停、振动、扭缆及变桨等重点部位，人为触动安全链信号查看所对应的安全链继电器是否正常动作动作试验螺栓连接螺栓力矩依据相应安装手册中螺栓紧固力矩表进行力矩抽检验收力矩扳手、液压扳手、拉伸器、倍增器螺栓防腐表面无锈蚀、损伤目视防松标识防松标识无异常，符合设计及规范要求目视加热系统加热性能电流是否正常，电缆截面通流能力符合要求，加热电源开关带漏电保护功能钳形电流表D.3 主要部件

31、检查部件检查项目判别标准检查方法塔筒塔筒接地电缆连接良好，连接部位螺栓紧固目视塔筒门关闭紧密、无腐蚀、通风口防尘防土良好 目视塔筒扶梯塔筒扶梯连接紧固，螺栓无松动目视焊缝目测无裂纹目视塔筒法兰法兰及连接螺栓螺母无油污、无裂纹、接触面良好目视塔筒间连接螺栓无缺失，抽检取出螺栓无裂纹及断裂、防松标记无移位目视、力矩扳手塔内照明照明灯具固定良好，照明功能正常，照明电源开关带漏电保护功能目视塔筒爬梯固定牢固目视安全防坠钢丝绳（滑轨）安装可靠，无破损，无断股目视齿轮箱齿轮油压力压力值应满足厂家提供技术指标（设计要求）压力表测量齿轮油液位油位传感器无报警信号，冷态静止油位位置满足技术标准目视齿轮箱与发电机

32、对中符合设计及规范要求对中仪齿轮箱整体正常无渗漏目视连接管路、接头无渗漏，橡胶管路无老化、开裂目视齿轮箱弹性支撑正常无窜动目视润滑油检测对润滑油中的水分含量、粘稠度、金属含量等性能进行检测油测试仪齿轮箱振动检测符合设计及规范要求振动检测仪主轴外观检查无异常移位、裂纹目视联轴器外观检查无橡胶缓冲部件损坏；弹簧磨片无裂纹目视外观检查无万向联轴器花键磨损间隙增大、连接臂弯曲目视主轴承外观检查无异常移位、裂纹目视外观检查日常润滑的自动注油量应满足设计要求，接油瓶废油脂排出正常目视润滑油检测油脂化验合格油测试仪噪声轴承运行中无异常声响听测发电机轴承轴承运行中无异常声响目视、听测碳刷碳刷、刷架、满足要求，

33、碳刷室内干净无积碳粉现象目视发电机绝缘符合设计及规范要求摇表温度传感器电阻值符合设计及规范要求万用表发电机接线电缆线路连接紧固，符合力矩要求，电缆无绞接，电缆防护层无开裂、老化损坏目视转子制动器刹车功能正常，管接头、本体无渗漏目视制动摩擦片摩擦片厚度符合设计及规范要求塞尺滑环滑环及滑环间表面干净、无变色、无灼痕等异常现象，滑环室内干净无积尘现象目视发电机振动符合设计及规范要求振动检测仪叶片叶片零刻度叶片零度刻线与变桨轴承零刻度线应对齐目视叶片整体叶片本体表面无异常裂纹望远镜叶片表面叶片本体表面胶衣完好，目视无异常裂纹目视轮毂外观检查无异常裂纹、损伤目视外观检查无裂纹、缩松、冷隔、缩孔、夹渣等铸

34、造缺陷目视主机架（机舱底座）外观检查无异常裂纹目视外观检查无裂纹、缩松、冷隔、缩孔、夹渣等铸造缺陷目视提升机提升机性能起吊正常，限位开关保护正常，急停正常目视提升机固定检查提升机链条、链盒和提升机的固定支撑，检查护栏及电缆的固定连接情况,牢固无异常目视吊钩、链条无异常裂纹、损伤、钢丝无断股目视变频器柜体柜体内部密封完好、清洁无杂物；柜体防水防尘等级达标 目视控制电路板电路控制板各插头连接紧密目视IGBT模块和电容固定良好，无放电痕迹目视并网开关或接触器检查有无变形影响电气间隙情况，检查端子是否有拉弧放电情况的发生，检查连接铜排的固定螺栓是否松动，检查保护值设定是否正确，检查分断次数情况。目视接

35、线线号清悉正确，与图纸相对应，柜内所有接线要求横平竖直，所有接线均布置到线槽内，不得有线头裸露目视机舱罩、导流罩整体检查表面无异常裂纹目视表面检查表面胶衣完好，目视无异常裂纹目视提升机吊物孔、机舱天窗开启关闭灵活、无漏水目视电缆绝缘层是否有破损、脆化目视风速风向标设备性能信号是否正常目视D.4 传动链振动检测和分析1) 检测内容对每台风力发电机组传动链在运行过程中的振动状况进行在线式振动检测。机组传动链振动检测应在机组处于并网状态并且有功出力在不小于额定功率的20%工况下（或者不小于额定功率的50%工况下）对机组的主轴轴承、齿轮箱轴承（前轴承、后轴承、行星级传动、第一级平行传动和第二级平行传动

36、）、发电机轴承（前、后各一个）以及塔架进行振动数据采集，此过程需要人工手动变桨控制功率。传动链振动测试的时间和记录的数据将满足振动分析的需求，每台风电机组的振动数据需要记录和保存，测试结束后出具机组振动分析报告。2) 参考标准VDI 3834 陆上带齿轮箱风力发电机组及其组件机械振动测量与评估。D.5 齿轮箱内窥镜检测1) 齿轮检查检查各齿轮齿面啮合松紧程度、齿面光洁度、清洁度，有无接触压力过大或润滑油不充分导致的断齿现象；检查齿面疲劳损伤程度、有无滚道的疲劳开裂，有无接触斑点、干磨、过度磨损以及锈蚀、微点蚀、气蚀等情况；检查各级齿轮和箱体的安全裕度。2) 轴及轴承检查检查高速轴、高速中间轴、

37、低速中间轴、行星轮轴、低速轴在过盈配合间隙及运行过程中产生的内部游隙变化；检查轴系中有无保持架烧伤；检查轴系由于附加载荷而发生的轴线的变化、过度位移或非正常运转带来的磨损、灼伤、热膨胀等；检查各个轴系及轴承表面清洁度情况；检查轴系、轴承与箱体的配合情况。3) 键槽、紧固件、等部件检验检查键槽边缘有无毛刺，刻痕、细沟等任何可以产生应力集中的因素；检查连接件、紧固件有无松动，有无摩擦腐蚀现象。齿轮箱内窥镜检验开始前与检验结束后，需要打开与关闭齿轮箱观测盖。D.6 传动链对中检测1) 设备安装将两个激光探测器（S、M）利用轴固定器（或磁吸座）安装在需对中的轴上。“S”探测器固定在基准端 (齿轮箱)，

38、“M”探测器固定在调整端(发电机)；连接电缆；调整两个探测器水平尺处于水平状态。2) 测量方法固定测量单元；按下电源开关键开机；在测量程序菜单中选择相应功能；调整S，M单元激光互相打到靶心；输入各个距离数据；转动轴使仪器上显示的S和M的角度标记重合（或几乎重合），关上目标靶，调整激光束到靶心，打开目标靶，记录第一个测量值；顺时针或者逆时针转动轴至少超过60°。3) 显示测量结果并与原始设计数据的允许偏差进行比对。D.7 油品检测分析1) 清洁 取样前需要拆卸盖板或其它零件时，应先擦拭干净，避免污染油脂，应充分判断周围环境对油脂的影响，如：雨水、风沙、油漆及化学品等；要保证取样装置、样

39、品袋( 瓶) 等与样品直接接触物的清洁。取样过程中保持样品干净，不受外界的污染，不与外界物质直接接触； 取样软管及取样瓶均为一次性使用，不得重复使用。2) 取样时机润滑脂应尽量选取心部、颜色相对较深的润滑脂，挤压取样时刚开始流出样品不应取样。 油品应在系统运行至少30分钟后停机后立即取样。新油系统或新加注后在运行10小时后取样(清洁度取样除外)。最好在油品处于紊流的情况下取样。取样前，清洁取样口或放油冲洗取样口。3) 取样位置需要取油的部位：各偏航齿轮箱、各变桨齿轮箱、主齿轮箱、主轴轴承油脂、发电机前后轴承油脂。在系统合适的位置取样，该位置样品能真实代表整个系统油脂。确定取样位置后，每次在尽量

40、同一取样位置取样。油品取样位置最好选择在滤前，如有可能，安装取样阀。相同设备的取样位置需固定，取样软管伸入取样位置的深度也许固定。取样软管伸入取样位置时应避免取样软管与箱壁或者管壁接触。 4) 取样温度尽量保证取样时油样温度接近系统操作温度。5) 取样量油品取样不得少于90ml，油品装在专用的油样瓶中，样品量不得大于油样瓶体积的90%。脂类取样不少于50g，脂类装在封口塑料袋或干净的塑料瓶中。取好的样品应立即密封保存，保证不漏油，如有可能油样瓶密封后再用透明胶布固定。6) 标签每取一样品后立即按照一定规则（例如：油脂标签）进行标识，不得产生混淆，并保证标签与样品袋粘结牢固，如有可能在标签外面粘

41、贴透明胶布。 先装瓶后贴标签，以免标签上字迹遇油融化，影响系统识别。粘贴时需要注意保持塑胶瓶外壁的清洁与干燥，以免标签脱落。对液压系统和齿轮箱的油品以及轴承润滑脂进行化验，出具单台风机化验报告。对同一风电场同类型风机同批次送检的油品出具风电场油品报告。7) 检测项油品的检测项目包含但不限于以下项目：项目名称液压油测试项目齿轮油测试项目外观粘度，40度总酸值水份含量清洁度PQ指数元素分析润滑脂的检测项目包含但不限于以下项目：外观、工作锥入度 ¼尺寸 60次、滴点、PQ指数、铁谱分析。8) 参考标准ASTM D445动态粘度的计算、ASTM D664总酸值的测定、ASTM D6304水分

42、测定、ISO 4406清洁度、ASTM D5185元素分析、ASTM D217锥入度试验、ASTM D566润滑脂滴定的试验方法等标准。D.8 发电机三相不平衡检测采集发电机输出电压电流，并测量发电机绕组的电阻值及不平衡情况。D.9 风机整体接地防雷接地测试风机停机，并锁定叶轮锁，从发电机机身任意选择3点用一根导线连接至塔底，用接地电阻测试仪测量该导线与大地之间的电阻R1，R2，R3。D.10 发电机定、转子绝缘检测测试目的是检查发电机的定、转子绕组绝缘情况。测点选择在发电机接线盒内的定、转子接线端（排）。使用绝缘电阻测试仪器，对转子（定子）的接线端和电机外壳之间施加测试电压（如1000VAC），从而测量出定、转子绝缘电阻值。测试时需要将发电机停机、断电、轮毂锁紧，要确认发电机定、转子与变流器输出的连接情况，如必要（测试电压对变流器输出处部件有影响）则需要将发电机转子连接的电缆拆卸下来，再进行测试。D.11 发电机主轴接地检测测试目的是检查发电机的主轴承部件的实际接地情况，避免发生轴电流对