2023风力发电机组延寿评估技术规范

2风力发电机组延寿评估技术规范风力发电机组延寿评估技术规范目次TOC\o"1-2"\h\u7958前言 2275691范围 377222规范性引用文件 38973术语和定义 4236684通用要求 491405技术资料要求 4151936现场检测技术要求 5194387评估方法 5298447.1健康状态评估 522117.2寿命评估 827917.3延寿及退役评估 920341附录A（资料性）资料收集要求 1019373附录B（规范性）现场检查项目要求 1313711附录C（资料性）风力发电机组典型失效模式 1526548附录D（规范性）失效模式的严酷度、发生率和难检度评分的原则 218083附录E（规范性）可靠性薄弱环节辨识方法与流程 2329696附录F（规范性）可靠性评估方法与流程 263532附录G（资料性）疲劳工况选取 286554附录H（资料性）不确定度分析 2920301附录I（规范性）风力发电机组延寿运维建议 30风力发电机组延寿评估技术规范范围本文件规定了陆上风力发电机组延寿评估的通用要求、技术资料要求、现场检测技术要求、评估方法等内容。本文件适用于水平轴陆上风力发电机组（以下简称“风力发电机组”）延寿评估。海上机型的风力发电机组延寿评估可参考本文件。规范性引用文件下列文件中的内容通过文件的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB51008-2016高耸与复杂钢结构检测与鉴定标准GB51367-2019钢结构加固设计标准GB7829故障树分析程序GB/T18451.1风力发电机组设计要求GB/T18451.2风力发电机组功率特性测试GB/T18710风电场风能资源评估方法GB/T19799.1无损检测超声检测1号校准试块GB/Z25458风力发电机组雷电防护GB/T27894.2-2020天然气用气相色谱法测定组成和计算相关不确定度第2部分：不确定度计算GB/T35204-2017风力发电机组安全手册GB/T33540.3风力发电机组专用润滑剂第3部分：变速箱齿轮油GB/Z6113.404-2007无线电骚扰和抗扰度测量设备和测量方法规范第4-4部分：不确定度、统计学和限值建模抱怨的统计和限值的计算模型GB/T7826系统可靠性分析技术失效模式和影响分析（FMEA）程序NB/T47013.3-2015承压设备无损检测第三部分超声检测JB/T10061-1999A型脉冲反射式超声波探伤仪通用技术条件JB/T10062-1999超声探伤用探头性能测试方法DL/T694-2012高温紧固螺栓超声检测技术导则EN10228-3-2016钢锻件的无损检测第3部分：铁素体或马氏体钢锻件的超声波检测T/CSEE0269风力发电机组机械振动测量与评估技术规程术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1严酷度severity指故障模式发生时对机组可靠性、安全性的影响程度。3.2难检度detectability指故障模式发生时被检测出的难易程度。3.3危害度criticality采用失效模式与影响分析方法，对故障的严酷度、发生率和难检度进行综合分析得到的故障对机组的危害性。3.4健康状态healthstatus根据设备特征状态参数确定的设备健康程度，分为正常状态、注意状态、异常状态和危险状态。3.5健康度degreeofhealth描述风力发电机组健康状态程度的指标，通过健康状态分析获得，取值范围为0~1，健康度值越大代表风力发电机组的健康状态越好。通用要求4.1当风力发电机组运行年限达到设计年限的80%时，应对风力发电机组的健康状态、剩余寿命、运行经济性进行评估，确定其是否满足延寿运行条件。若评估认为风力发电机组满足延寿运行条件，应给出后续运维建议。4.2风力发电机组延寿评估流程包括收集数据资料、开展现场检测、进行延寿评估等步骤。4.3机组寿命评估应选用一款成熟、可靠、得到业内广泛认可的风力发电机组气弹仿真软件。4.4检测及评估工作应遵守GB/T35204-2017的规定。技术资料要求5.1开展风力发电机组延寿评估，应收集待评估机组的设计资料、运行资料、检修资料以及风资源微观选址数据。5.2设计资料应至少收集待评估风力发电机组的技术资料、场址信息、设计文件以及详细建模信息等，所收集的设计资料应满足风力发电机组气弹仿真软件建模需要，需收集的设计资料可参考附录A-1。5.3运行资料应至少收集延寿评估前5年内风力发电机组的预警数据以及机组在正常发电、停机、启动、空转等状态下的SCADA数据，需收集的运行资料可参考附录A-2。5.4检修资料应收集延寿评估前5年内风力发电机组的运维记录或手册、机组主要部件损坏记录或报告、软件升级或变更记录、硬件更换或升级记录、备件消耗记录、机组进行技改的相关记录或报告、部件更换记录或报告、故障检修报告、部件维修记录或报告等。5.5风资源微观选址数据应收集风力发电机组安装前的风电场可行性研究报告，以及风电场自投运以来各台机组的机舱风速风向仪数据、测风塔数据、激光雷达测风数据以及其他风资源相关数据，并根据GB/T18710对历史经历的风资源情况进行分析，得到各台风电机组气弹仿真软件计算中用到的年平均风速、风切变、空气密度、有效湍流强度等风资源相关数据。5.6各类技术资料收集时应保持客观、公正、全面，且尽可能收集到更多的数据资料。现场检测技术要求开展风力发电机组延寿评估，应对塔架、叶片、变桨系统、偏航齿轮及轴承、基础、过渡连接件、机舱架/坐板、轮毂、螺栓连接、安全系统、主轴承、主轴、齿轮箱、发电机、偏航驱动、机舱状态等部件或系统开展现场检查并如实记录检查结果。具体的检查项目及要求详见附录B。评估方法7.1健康状态评估健康状态评估用于评估风力发电机组的健康状态是否满足延寿条件，包括可靠性评估、发电性能评估和健康状态综合评估。7.1.1可靠性评估可靠性评估用于评估风力发电机组当前可靠性状态，包括可靠性薄弱环节辨识、可靠性薄弱环节现场检测和可靠性评估。7.1.1.1可靠性薄弱环节辨识a）根据收集的设计资料和运行资料，参照GB/T7826、GB7829规定的程序辨识风力发电机组的典型失效模式，风电机组常见失效模式详见附录C。b）根据风电场各典型失效模式的发生频次、停机损失、维修费用、维修难度等数据，对辨识出的各典型失效模式的严酷度（S）、发生率（O）和难检度（D）进行评分，评分的原则详见附录D。c）根据各典型失效模式的评分结果，对失效模式的危害度进行分析，评估各失效模式的危害度等级，辨识出对风力发电机组可靠性影响较大的失效模式，找出风力发电机组的可靠性薄弱环节，具体分析方法与流程详见附录E。7.1.1.2可靠性薄弱环节现场检测根据各失效模式的危害度分析结果，应至少对排名前50%的失效模式进行现场检测。7.1.1.3可靠性评估a）根据风力发电机组的可靠性薄弱环节现场检测结果，对检测结果进行评分，评分的原则如下：每个检查大类总分为100分，每检测出一起一般缺陷问题扣10分，每检测出一起中等缺陷问题扣30分，每检测出一起严重缺陷问题扣50分，最低得分为0分。b）将风力发电机组的可靠性等级划分为A、B、C、D、E五个等级，划分的原则可参考表1。表1可靠性等级划分原则可靠性等级可靠性等级定义分值范围A不存在影响机组性能、可靠性、安全性的缺陷问题，机组运行正常，各项功能、性能指标正常。90-100B不存在明显影响机组性能、可靠性、安全性的缺陷问题，不影响机组正常运行，但对辅助性功能、检修、故障排查与处理等产生影响或不便。76-89C存在影响机组性能、可靠性、安全性的缺陷问题，不处理将影响机组寿命。60-75D存在对机组性能、可靠性、安全性产生较大影响的缺陷问题，存在明显缺陷，不处理可能引发事故。40-59E存在对机组性能、可靠性、安全性产生重大影响的缺陷问题，直接威胁机组安全运行，不处理将引发重大安全事故。0-39c）根据风力发电机组现场检测结果的评分数据，对风力发电机组的可靠性状态进行评估，获得风力发电机组关于各可靠性等级的隶属度，并确定其可靠性等级。具体分析方法与流程详见附录F。7.1.2发电性能评估7.2.1从SCADA系统内提取待分析风力发电机组近5年内的10min级运行数据。所提取的数据应包含：平均风速、平均有功功率、平均风向角偏差、平均桨叶角、平均发电机转速、平均叶轮转速、平均发电机转速设定值、平均扭矩、平均扭矩设定值、限电位标识；数据提取过程应保证真实客观，并注明有无数据缺失。7.2.2对于提取到的SCADA系统数据，应进行数据清洗，剔除停机、故障、限功率及不合规数据。7.2.3剔除后的数据，应以年为单位根据GB/T18451.2标准中“测试功率曲线确定”的方法进行处理，得到近5年现场空气密度下年发电量保证值（K值）的平均值，K值平均值以百分比形式给出。7.2.4以计算得到的近5年现场空气密度下K值的平均值为指标对风力发电机组的发电性能进行评估，评分机制可参考表2。表2发电性能评分机制序号K值平均值范围评分195%至105%1002105%至115%105%基础上K值每升高A%,减A分（100分为满分）3115%以上115%基础上K值每升高A%,减2A分（90分为满分）490%-95%95%基础上K值每降低A%,减2A分（90分为满分）590%以下90%基础上K值每降低A%,减3A分（80分为满分）7.1.3健康状态综合评估根据风力发电机组的可靠性评估结果和发电性能评估结果，评估风力发电机组的整体健康状态。7.1.3.1确定风力发电机组健康状态评估的对标标准a）可靠性对标标准①以可靠性评估结果为对A等级隶属度为1作为上限对标标准。②以可靠性评估结果为对E等级隶属度为1作为下限对标标准。b）发电性能对标标准①以K值评分为100分作为上限对标标准。②以K值评分为0分作为下限对标标准。7.1.3.2风力发电机组健康状态综合评估a）确定可靠性评估结果与可靠性对标上限间的归一化距离，计算公式见公式（1）：（1）式中：—第i台风力发电机组的可靠性评估结果—可靠性对标上限—可靠性对标下限b）确定发电性能评估结果与发电性能对标上限间的归一化距离，计算公式见公式（2）：（2）式中：—第i台风力发电机组的K值评分结果—发电性能对标上限—发电性能对标下限c）评估风力发电机组的综合健康状态，计算公式见（3）-（5）（3）（4）（5）式中：—第i台机组健康状态评估结果d）根据值的大小，将风力发电机组的健康状态等级划分为健康、亚健康和停运三个状态，划分的原则可参考表3。表3风力发电机组健康状态划分原则序号Q值范围健康状态10.8~1健康20.5~0.8亚健康30~0.5停运7.2寿命评估寿命评估通过仿真方法对比分析风力发电机组设计条件和现场条件下的损伤情况进行。7.2.1疲劳工况选取用于风力发电机组寿命预测的仿真疲劳工况应至少包含GB/T18451.1标准7.4设计状态和载荷工况中发电、停机、空转状态下的疲劳载荷分析类型，疲劳工况选取可参考附录G。7.2.2疲劳损伤分析7.2.2.1采用风力发电机组气弹仿真软件，并按照GB/T18451.1标准7.5条载荷计算要求，分别对设计条件和现场条件风资源数据下所选取的疲劳工况进行仿真，获得设计条件和现场条件下的载荷时域序列。7.2.2.2设计条件下，以107的循环数作为20年的许用循环周期，则1年的许用循环周数ncert为500000循环；7.2.2.3根据GB/T18451.1标准7.6.3条疲劳失效分析方法进行疲劳分析，获得500000循环次数下风力发电机组在设计条件下各结构承载部件的累积损伤Dd；7.2.2.4根据GB/T18451.1标准7.6.3条疲劳失效分析方法进行疲劳分析，获得现场条件下累积损伤达到Dd时各结构承载部件实际循环周数nsite；7.2.3.5疲劳分析对象应至少叶片、轮毂、低速轴、主机架、塔架等主要结构承载部件及其载荷。疲劳损伤分析中各结构承载部件、载荷以及对应的S-N曲线斜率m取值可参考表4。表4结构承载部件、载荷及m部件载荷m叶根复合材料叶根挥舞/摆向弯矩10叶根连接处叶根连接挥舞/摆向弯矩5轮毂轮毂叶根处挥舞/摆向弯矩8轮毂主轴连接处轮毂主轴连接低速轴旋转弯矩5低速轴低速轴旋转弯矩8主机架铸件旋转坐标系塔顶/偏航轴承仰俯力矩8主机架焊接件旋转坐标系塔顶/偏航轴承仰俯力矩5主机架塔架连接处旋转坐标系塔顶/偏航轴承仰俯力矩5塔顶旋转坐标系塔顶/偏航轴承仰俯力矩5塔底塔底仰俯力矩57.2.3寿命分析计算7.2.3.1通过设计条件下的许用循环周数ncert与现场条件下的实际循环周数nsite的比值计算得到各结构承载部件的延寿因子，如式（6）所示。（6）7.2.3.2通过延寿因子与机组20年设计寿命的乘积计算得到结构承载部件的平均可用寿命T0.5，如式（7）所示。(7)7.2.3.3在结构承载部件的平均可用寿命T0.5基础上，通过不确定度u(Y)计算风力发电机组实际寿命的结果偏差，获得结构承载部件可靠寿命T，如式（8）所示）。不确定度u(Y)计算过程参考附录H。(8)式中，P-1(0.9,T0.5,β)表示生成概率为0.9、均值为T0.5、标准差为β分布的累计分布函数的反函数。7.2.3.4整台风力发电机组的预测寿命为各结构承载部件可靠寿命T的最小值。7.3延寿及退役评估7.3.1当风力发电机组健康度达到亚健康及以上且预测寿命大于其设计寿命时，认为机组具备延寿运行潜力，其理论可延寿时间为预测寿命与设计寿命的差值。7.3.2风力发电机组延寿评估应开展风电场延寿经济性评估，从现金流入、现金流出、度电成本等多方面评估风电场延寿运行的资金收益率。7.3.3当风力发电机组具备延寿运行潜力且风电场延寿运行的资金收益率较高时，风力发电机组应确定延寿运行。对于确定延寿运行的风力发电机组，应按照附录I提供的检测项目和巡检间隔进行运维。7.3.4在风力发电机组延寿运行期间，根据机组实际运行状态，宜开展后续延寿评估。

附录A

（资料性）

资料收集要求附录A-1：设计资料所收集的设计资料应满足所采用的风力发电机组气弹分析软件仿真需要，具体资料类型和名称根据风力发电机组气弹分析软件的名称、版本确定，下表给出了一些常规的风力发电机组设计资料作为参考。资料类型资料名称机组技术资料生产商和机型风级设计寿命场址信息风场布局测风塔的位置与配置临近风力发电机组位置临近风力发电机组调试设计文件设计规范和方法设计计算分布示意图设计图设计功率直方图功率曲线推力系数曲线载荷分析报告转速与风速关系变桨角度与风度关系系统及部件性能规范原始设备制造商对场址的适应性评估设计失效模式与影响分析第三方设计评估报告概率性分析报告详细建模信息叶片：叶片特征（几何外形、质量刚度分布、气动特性等）、叶片自振频率（挥舞/摆振）、叶片阻尼、设计载荷报告设计风况：切入风速、切出风速、风剪切指数、湍流风模型、空气密度等轮毂：尺寸、重心位置、重量、惯性矩等机舱：尺寸、重心位置、重量、惯性矩等主轴：尺寸、重量、刚度等齿轮箱（若有）：重量、转动惯量、传动比等发电机：重量、惯量、短路力矩曲线等传动链：刚度、阻尼和频率机组损失：主轴损失、齿轮箱损失、发电机损失、变流器损失、自耗电等塔架：塔架结构、尺寸、质量刚度分布、几何特性、固有频率偏航系统：额定偏航速率、最大偏航速率等变桨系统：变桨驱动器参数、最大变桨速率、变桨轴承性能参数、变桨传动系统参数等基础结构和几何特性控制系统：额定转速、N4转速、NA转速、额定功率、切出风速、转速转矩表、故障列表、停机策略、安全链、控制策略等设计参数

附录A-2：运行资料所收集的风力发电机组运行资料应包含近5年内风力发电机组在各种运行状态下的运行数据，具体需满足下表的要求。资料类型选项正常发电状态数据正常发电状态下风速转速曲线M正常发电状态下风速功率曲线M正常发电状态下转速转矩曲线O正常发电状态下风速振动加速度曲线O正常发电状态下风速偏航误差曲线O停机数据紧急停机次数O紧急停机对应的风速、功率及发电机转速O紧急停机原因O控制系统停机次数O控制系统停机对应的风速、功率及发电机转速O控制系统停机原因O机组启动数据启动次数O启动对应的风速、偏航误差O控制系统停机原因O大偏航运行数据大偏航运行对应的风速、偏航误差O大偏偏航运行的时间分布O大偏航运行对应的风速、偏航误差O电力生产数据正常发电时间及其时间分布O机组及风电场限电数据O空转数据空转时间及其实践分布O空转状态下的风速分布O空转状态下的并网状态O预警数据预警次数M预警原因M预警等级M现场电网数据风电场断网次数OIGBT温度O发电机前、后轴承温度O发电机绕组温度O三台变桨电机温度O齿轮箱高速轴承温度O齿轮箱油池温度O三台变桨电机电流、电压O发电机电流、电压O偏航电机电流、电压O注：选项栏中，M为必选，O为可选。

附录B

（规范性）

现场检查项目要求现场检查手段需按照GB/T19799.1、GB/Z25458、GB/T33540.3、NB/T47013.3-2015、JB/T10061-1999A、JB/T10062-1999、DL/T694-2012、EN10228-3-2016、T/CSEE0269等标准执行，本附录给出了用于延寿评估的风力发电机组现场检查项目要求。部件或系统检查项目选项塔架结构焊缝目检M结构焊缝无损检测O腐蚀程度O垂直度检测O塔架模态检测O挠度检测（如果预埋罐式基础）O叶片叶片表面的目检M叶根区域检测O叶片模态检测O叶片内部目检M变桨系统叶片轴承高受载区域的目检M无损检测O油品分析O紧急功能测试O偏航齿轮及轴承轮齿目检M轴承目检M油品分析O基础水泥目检O螺栓目检M对基础其他部分的详细目检M检查预埋罐以确认是否进水，检查混凝土的磨损O过渡连接件所有可见部分进行目检M重要的焊接接头进行无损检测O检查电缆密封情况O测定腐蚀速率O机舱架/坐板所有可视区域目检M结构性焊接点目检M结构性焊接点无损检测O轮毂轮毂结构所有可视区域目检M对已存在铸造缺陷的无损检测O对已安装辅助部件完整性的目检M螺栓连接取出螺栓样品检查腐蚀状态O目检螺栓位置是否变化O敲击测试O安全系统机组安全系统功能性检查O主轴承主轴承目检M检查密封完整性M油品分析O主轴承座目检M轴承座无损检测O主轴轴的目检M原始锻件缺陷无损检测O齿轮箱内窥镜检查O磁粉探伤O油品分析O发电机螺栓连接点/安装点的检查M传动链对中O润滑油目检M气隙检查-是否有污垢或异物进入O检查滑环和电刷O其他相关组件的目检M偏航驱动小齿轮和齿轮箱目检M功能性检查O机舱状态对机舱内部件目检，至少应包括玻璃钢结构、连接点、舱门以及固定件M注：选项栏中，M为必选，O为可选。

附录C

（资料性）

风力发电机组典型失效模式系统/部件名称典型故障失效模式1.叶轮系统1.1叶片叶片失效或损伤叶片缺陷（缺陷包括风损、开裂、褶皱、发白、分层、缺胶、掉漆、排水孔错位等）连接螺栓失效螺栓裂纹或断裂螺栓松动防雷系统失效直流电阻值不符合要求防雷元件（雷电计数卡、接闪器等）缺失叶轮不平衡故障质量不平衡气动不平衡1.2轮毂轮毂本体失效或损伤轮毂本体缺陷（缺陷包括裂纹、剥落、掉漆等）轮毂罩壳失效或损伤轮毂罩壳缺陷（缺陷包括开裂、变形、与机舱干涉等）1.3变桨系统变桨轴承失效或损伤轴承元件（内环、外环、保持架、滚动体和齿圈）失效或损伤与轮毂连接螺栓裂纹或断裂变桨齿轮箱失效或损伤齿轮失效或损伤轴承失效或损伤漏油变桨电机失效或损伤绕组短路和断路轴承失效或损伤制动器失效风扇失效接线和接口出现问题电机过载液压变桨故障液压缸故障液压油温度异常变桨转杆故障润滑系统故障润滑管路堵塞润滑泵故障润滑油脂油位低后备动力故障后备电池或电容故障充电器故障液压储能装置故障编码器与限位开关故障桨距角A/B编码器故障桨距角限位开关故障桨叶角度故障控制模块故障控制器模块硬件故障（PLC）电源转换模块故障柜内各类开关/接触器/继电器损坏柜内加热器、冷却风扇损坏输入输出线路故障通讯故障IGBT损坏变桨电机速度传感器损坏变桨安全链模块故障滑环故障滑环磨损/接触不良滑环线路短路或断路滑道脏污或杂质滑环支架或螺栓松动滑环支撑断裂编码器故障软件故障软件程序故障2.主轴和主轴承2.1主轴主轴失效或故障主轴裂纹或断裂2.2主轴承主轴承失效或损伤轴承元件（内环、外环、保持架、滚动体）失效或损伤引起的振动或高温主轴和轴承配合不足引起后窜主轴润滑系统失效或故障润滑泵损坏润滑管路堵塞2.3附属设施传感器故障温度和振动传感器故障传感器接线故障主轴锁故障机械式主轴锁故障液压式主轴锁故障主轴锁传感器故障3.齿轮箱3.1箱体箱体失效或损伤箱体开裂箱体连接螺栓断裂3.2齿轮齿轮传动系统故障齿轮及齿圈失效或损伤轴和轴承损伤轴承跑圈花键损坏或更换3.3附属设施润滑与冷却系统故障机械泵故障或损坏油泵电机故障或损坏油泵泵体故障或损坏油过滤器阻塞或损坏散热器（风扇）堵塞、冷却电机故障或损坏油管/油管接口损坏、漏油和油位低电机、油泵、滤芯等密封圈损坏水冷系统泄漏或渗漏齿轮箱油品质量问题齿轮箱加热器故障齿轮油过滤系统故障支承系统故障弹性支承老化和后窜传感器故障温度传感器故障压力或压差传感器故障振动传感器故障油位传感器故障传感器接线故障4.发电机4.1轴承轴承失效或损伤轴承元件（内环、外环、保持架和滚动体）失效或损伤轴承跑圈轴承润滑不良、缺油、漏油等问题发电机轴承电蚀4.2本体内部或外部损伤失效发电机与齿轮箱不对中发电机扫膛发电机壳体开裂4.3绕组绕组或集电环损伤故障定、转子绕组三相不平衡定子绕组接地/短路（开路）/绝缘破坏/过流转子绕组短路/开路（断路）/绝缘破坏/过流定、转子接线盒/接线排等电气接口连接松动或损坏故障4.4附属设施加热、润滑与冷却系统故障加热器或加热回路故障润滑泵或油管系统故障润滑油脂油位低冷却电机故障散热器或冷却风扇堵塞或损坏水冷系统泄漏或渗漏传感器故障转速编码器故障温度传感器故障振动传感器故障接线和接口出现问题5.变频器5.1模块、元件及线路模块、元件或线路故障IGBT模块故障IGBT驱动板损坏并网断路器故障定、转子并网接触器故障熔断器故障机侧/网侧滤波器与电感/电抗/电容故障浪涌保护器故障防雷器故障控制板/检测板与外围接口板（DI/DO、AI/AO）/通讯板故障冷却风扇/散热系统故障加热器或加热回路故障Crowbar/Chopper故障UPS故障或损坏柜内各类开关/接触器/继电器接线不良与损坏直流母线充电系统故障控制电源模块故障/电源板故障接线线路问题变频器湿度高烟雾报警器故障温度、电流、电压检测传感器等失效5.2软件软件程序故障软件程序故障5.3通讯通讯故障通讯故障6.主控系统6.1模块、元件及线路硬件问题PLC模块或集成控制器故障安全链模块/回路故障各类空气开关/继电器/接触器故障浪涌保护器故障主控UPS模块故障散热系统故障加热除湿系统故障机舱振动传感器故障塔筒振动传感器故障机舱内外温度传感器故障人机交换界面（HMI）模块故障接线问题6.2软件软件问题主控软件故障通讯系统故障6.3控制程序机组控制程序故障状态字数据记录出错风速与功率不匹配参数设置错误导致的异常7.偏航系统7.1轴承偏航轴承故障轴承元件（内环、外环、保持架、滚动体和齿圈）失效或损伤润滑脂泄漏或不足7.2齿轮箱偏航齿轮箱故障箱体开裂齿轮失效或损伤轴承失效或损伤漏油与油位不足螺栓连接问题7.3电机偏航电机故障绕组损坏、短路/断路/绝缘损坏电机过载电机制动器故障热敏开关故障线路、接线与接口问题偏航电机整流桥故障偏航电机变频器故障7.4传感器偏航位置传感器故障偏航计数器损坏纽缆保护装置损坏偏航残余压力传感器损坏传感器线路接线问题7.5润滑系统润滑系统故障润滑管路堵塞润滑泵故障润滑油脂油位低7.6刹车偏航刹车系统故障刹车片漏油/磨损/损坏油管漏油或损坏偏航变频器功率不足/故障/损坏8.主刹车系统8.1刹车片/盘刹车片磨损/裂纹刹车片磨损/裂纹刹车片间隙不当刹车片间隙不当刹车弹簧损坏刹车弹簧损坏刹车片密封圈损坏刹车片密封圈损坏刹车片盘磨损/变形刹车片盘磨损/变形8.2液压系统液压泵站故障电机或泵体损坏油位低或漏油液压站内部堵塞油路故障液压油路压力不足油管破裂与漏油控制与检测元件失效液压阀/溢流阀/电磁阀/蓄能器/滤芯故障传感器故障（压力传感器、液位传感器等）8.3盘车电机盘车电机故障盘车电机故障9.塔筒9.1高强连接螺栓螺栓松动/紧固不规范问题螺栓松动/紧固不规范问题螺栓失效或损伤螺栓失效或损伤9.2表面塔筒防腐问题塔筒防腐问题10.变压器10.1变压器油变压器油检测异常油位高/低油温高/低油压高/低传感器失效变压器油检测不合格10.2高压开关柜断路器故障断路器失效SF6气体压力异常SF6气体压力异常10.3变压器绕组变压器绕组温度异常变压器绕组温度异常绝缘失效绝缘失效10.4负荷开关/接地开关负荷开关/接地开关故障负荷开关/接地开关故障10.5附属设施冷却装置故障冷却装置故障10.6控制系统硬件故障硬件故障11.防腐系统11.1表面可溶性氯化物含量异常可溶性氯化物含量不符合要求表面处理等级问题处理等级不符合要求粗糙度异常粗糙度不符合要求表面灰尘问题表面灰尘含量不符合要求11.2涂层保护涂层外观问题涂层外观存在异常涂层干膜厚度异常涂层干膜厚度不符合要求涂层附着力异常涂层附着力不符合要求11.3热喷涂金属保护热喷涂涂层外观问题涂层外观存在异常热喷涂涂层厚度热喷涂涂层厚度不符合要求热喷涂涂层结合强度热喷涂涂层结合强度不符合要求11.4阴极保护电连接问题电连接接点表面问题电连接电阻值不符合要求阴极保护单元问题阴极保护电位不符合要求牺牲阳极系统问题化学成分不符合要求电化学成分不符合要求接触电阻不符合要求表面质量、外形尺寸和重量不符合要求焊缝长度、高度及连续性不符合要去强制电流系统问题仪器设备的规格、型号、基本功能等不符合压球电缆规格、敷设线路和固定方式不符合要求参比电极的安装位置和固定方式不符合要求辅助阳极不符合要求12.其他12.1联轴器联轴器失效或损伤联轴器失效或损伤12.2气象系统风速风向仪故障风速风向仪损坏风速仪结冰线路松动与紧固安装问题环境温湿度传感器故障环境温度/湿度传感器失效或接线错误12.3航空灯航空灯异常航空灯损坏接线问题12.4自动消防烟雾检测装置失效烟雾探测器故障烟雾探测器检测到异常自动灭火装置失效自动灭火装置故障12.5电能表电能表失效电能表失效12.6电缆接头故障接头处存在鼓包、损伤、污浊等问题电缆磨损电缆磨损（J型管处）电缆磨损（其他位置）

附录D

（规范性）

失效模式的严酷度、发生率和难检度评分的原则严酷度是指失效模式发生时对机组可靠性、安全性的影响程度，将严酷度分为6个等级，等级越高表示失效模式发生时产生的危害越大，对机组可靠性、安全性的影响越大，评分值越高。失效模式的严酷度评分原则如表D-1所示。表D-1严酷度评分原则严酷度等级严酷度描述维修费用（万元）评分值一级分系统级别的严重失效，失效引起分系统整体报废，并导致严重事故的发生，如：叶片断裂、齿轮箱暴箱、倒塔等。>2010二级分系统级别的失效，失效严重影响分系统的安全运行，随时可能导致分系统的失效，如：叶片开裂、齿轮断齿等。5-107三级部件级别的严重失效，失效引起部件失效，需要停机更换或维修，如齿轮磨损、轴承损伤等。1-55四级部件级别的失效，失效严重影响部件的继续运行，随时可能引起部件失效，需要尽快处理。<13五级对部件使用寿命或机组出力有一定影响，但尚允许短期内继续运行的失效，需要对失效进行跟踪分析。<12六级运行参数超出允许值，对设备安全运行影响较小，允许列入月、季（年）度检修计划中安排处理的缺陷<11发生率是指失效模式在一段时间内发生的次数，是对失效模式发生频度的定性度量，失效模式的发生率越高评分值越大。失效模式的发生率评分原则如表D-2所示。表D-2失效模式的发生率评分原则发生率等级发生可能性发生概率(ppm)评分值一级很高，失效几乎是不可避免的。500000101000009二级高，失效反复发生。500008100007三级中等，偶尔发生的失效。5000610005四级低，相对很少发生的失效。50041003五级极低，失效不太可能发生。50211注：发生概率，其中n为统计时间内失效模式的发生次数，T为统计时间内的小时数难检度是指失效模式发生时被检测出的难易程度，即当失效模式发生时，根据现有的控制手段及检测方法，能将其准确检出的可能性。难检度越大，说明失效越不容易被检测出，评分值越高。失效模式难检度的评分原则如表D-3所示。表D-3失效模式的难检度评分原则难检度等级评分准则检查方式评分值ABC一级无法检测√10现行检测方法几乎不可能检测出√9二级现行检测方法只有微小的机会去检测出√8现行检测方法只有很小的机会去检测出√7三级现行检测方法可以检测√√6现行检测方法基本上可以检测出√5四级现行检测方法有较多机会可以检测出√√4现行检测方法很可能检测出√√3五级现行检测方法几乎肯定可以检测出√√2现行检测方法肯定可以检测出√1注：检查方式：A-目视检查；B-简单仪器测量；C-无损检测。

附录E

（规范性）

可靠性薄弱环节辨识方法与流程E.1典型失效模式评分建立由K个专家组成的评分团队，每位专家对典型失效模式的严酷度、发生率和难检度进行评分，获得各个专家的评分矩阵：（E-1）式（1）中：为第k个专家给出的评分矩阵；，为第i个典型失效模式的严酷度评分值；，为第i个典型失效模式的发生率评分值；，为第i个典型失效模式的难检度评分值；N为典型失效模式的个数。E.2专家评分信息融合采用粗糙数方法融合各专家给出的评分信息，包括：E.2.1确定各评分值的下边界与上边界：（E-2）（E-3）（E-4）式中：为第k个专家给出的第i个失效模式关于第r个风险因素的评分值的上边界，其中；为第k个专家给出的第i个失效模式关于第r个风险因素的评分值的下边界；为第k个专家给出的第i个失效模式关于第r个风险因素的评分值；为所有专家给出的第i个失效模式关于第r个风险因素的评分值集合；为中评分值不小于的元素的个数；为中评分值不大于的元素的个数；E.2.2根据获得的各评分值的下边界与上边界，计算各评分值的粗糙数：（E-5）式中：第k个专家给出的第i个失效模式关于第r个风险因素的评分值的粗糙数；E.2.3根据粗糙数的融合规则，对获得的各专家评分值的粗糙数进行融合：（E-6）（E-7）（E-8）式中：为融合后的第i个失效模式关于第r个风险因素的评分值的粗糙数；E.3典型失效模式危害度分析与排序E.3.1根据获得的融合后的评分值粗糙数，对各评分值粗糙数进行集成化处理，建立风力发电机组失效模式危害度分析的决策矩阵：（E-9）（E-10）（E-11）（E-12）式中：为对评分值粗糙数进行集成化处理后的评分值；为失效模式危害度分析的决策矩阵；E.3.2根据获得的决策矩阵，对决策矩阵进行归一化和加权处理：（E-13）（E-14）式中：为归一化和加权处理后的第i个失效模式关于第r个风险因素的评分值；为第r个风险因素的权重，由专家评分给出；X为归一化和加权处理后的决策矩阵；E.3.3获得各风险因素下的最优值与最差值：（E-15）（E-16）其中：为风险因素的最优值集合；为风险因素的最差值集合；为第r个风险因素的最优值；为第r个风险因素的最差值；E.3.4计算各失效模式归一化和加权处理后的评分值距离最优值与最差值的距离：（E-17）（E-18）式中：为第i个失效模式归一化和加权处理后的评分值距离最优值的距离；为第i个失效模式归一化和加权处理后的评分值距离最差值的距离；E.3.5计算失效模式的危害度排序指标：（E-19）其中：为第i个失效模式的最优值贴近系数，也即第i个失效模式的危害度排序指标；E.3.6根据获得的各失效模式的危害度排序指标，按升序规则对失效模式的危害度进行排序，即失效模式的最优值贴近系数越大，失效模式的危害度越大。风力发电机组可靠性薄弱环节即为排名前50%的失效模式。

附录F

（规范性）

可靠性评估方法与流程F.1定义各可靠性等级的白化权函数根据可靠性等级的划分，每一个划分类为一个灰类，定义每个灰类的白化权函数：（F-1）（F-2）（F-3）（F-4）（F-5）式中：为A可靠性等级的白化权函数；B可靠性等级的白化权函数；为C可靠性等级的白化权函数；为D可靠性等级的白化权函数；为E可靠性等级的白化权函数；v为现场检测结果的评分值；在灰色系统理论中，白化权函数常用来描述某个待评估样本值隶属于某个灰类程度；F.2根据风力发电机组各检测结果的评分值，计算各评分值的白化权函数值；F.3将所求得的各检测结果的白化权函数值和各检测项目的权重带入灰色聚类公式，计算各部件在各可靠性等级下的灰色聚类系数：（F-6）其中：为第i个部件关于第l个灰类的灰色聚类系数，它表征了第i个部件隶属于A、B、C、D、E可靠性等级的程度；，为第i个部件的第j个检测结果的评分值关于第l个白化权函数的函数值；为第i个部件的第j个检测项目的权重。F.4根据各部件的灰色聚类结果，获得风力发电机组各部件可靠性等级的模糊评判矩阵，即灰色聚类系数矩阵：（F-7）其中：为第k台机组的灰色聚类系数矩阵；，为第i个部件关于第l个灰类的灰色聚类系数，也即模糊评判值；F.5利用模糊综合评判公式计算风力发电机组关于各可靠性等级的隶属度：（F-8）式中：B为风力发电机组各部件的权重；·表示模糊评判算子；F.6根据风力发电机组的隶属度向量，确定风力发电机组的可靠性等级。风力发电机组的可靠性等级即为具有最大隶属度的可靠性等