T-CEEMA 0203-2024 风力发电机组状态检修导则

F20中国电力设备管理协会发布Ⅰ 2规范性引用文件 3术语和定义 4总则 5状态量信息分类 6设备状态监测及标准 7状态量获取及量化标准 8部件（系统）及整体扣分方法 9状态检修策略 10状态检修内容和类别 11状态检修效果评估 Ⅱ本导则按照GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分:标准的结构和编写》给出的规则起草。本导则由中国华能集团有限公司提出，由中国电力设备管理协会归口。本导则起草单位:中国华能集团有限公司、中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司、华能新能源股份有限公司、华能新能源股份有限公司辽宁分公司、中国电力设备管理协会。本导则主要起草人:郭新昱、解育才、郭小江、沙德生、刘庭、叶林、张庆、吴国民、李芊、邹歆、丁春兴、杜宝刚、于洋、王瀚晨、马斌、刘东海、刘潇波、徐美娇、赵岩、安留明、张鑫赟、林航冰、浦永卿、程施霖、杨家兴、梅小明、黄志豪、汪帅、田起良、朱敏荣、刘春文。本导则为首次发布。本导则在执行过程中的意见和建议反馈至中国电力设备管理协会标准化管理中心(北京市西城区广安门外大街8号楼A-1103)。1风力发电机组状态检修导则本标准规定了风力发电机组状态检修的基本流程及方法。本标准适用于并网型风力发电场。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中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；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。GB/T2900.53-2001电工术语-风力发电机组GB/T18451.1-2022风力发电机组设计要求NB/T31013-2011双馈风力发电机制造技术规范NB/T31072-2015风电机组风轮系统技术监督规程DL/T838-2018发电企业设备检修导则Q/HN-1-0000.08.008-2018风力发电场风力机监督标准GB/T19073-2018风力发电机组齿轮箱设计要求NB/T31004-2011风力发电机组振动状态监测导则NB/T31122-2017风力发电机组在线状态监测系统技术规范DL/T694-2012高温紧固螺栓超声检测技术导则GB/T29712-2013焊缝无损检测超声检测验收等级GB/T4756-2015石油液体手工取样法SH/T0229-1992固体和半固体石油产品取样法GB/T7597-2007电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。风力发电机组windturbinegeneratorsystem;WTGS(abbreviation)将风的动能转换为电能的系统。风电场windpowerplant；windfarm一批风力发电机组或风力发电机组群组成的电站。轮毂(风力机)hub(forwindturbines)将叶片或叶片组固定到转轴上的装置机舱nacelle设在水平轴风力机顶部,包容电机、传动系统和其他装置的部件。2齿轮箱gearbox齿轮箱是机械传动系统的核心组件，位于主轴上。其作用是将叶片低速旋转的轴的速度增加到发电机所需的高速。发电机generator发电机是将机械能转化为电能的关键组件。在风力发电机组中，常见的发电机类型包括永磁同步发电机和异步发电机。其性能和效率直接影响风电机组的发电能力。变流器inverter变流器是将风力发电机产生的频率和电压不稳定的电能转换为电网所需频率电压稳定电能的关键设备。控制系统controlsystem控制系统是整个风力发电机组的大脑，它监测机组状态，调整叶片角度、风向控制等，以保证最佳运行。液压系统hydraulicsystem液压系统在调整叶片角度、刹车系统和塔架方向控制中发挥重要作用。它确保机组各部分的平稳运行。3.10电气系统electricalsystem电气系统是指负责将发电机产生的电能传输至变流器和电网的网络。3.11制动系统brakingsystem制动系统是用于停止叶片旋转的关键系统。常见的刹车类型包括机械制动和液压制动。3.12轴承bearings轴承在机械传动系统中起关键作用，支撑叶片轴和发电机转子。其设计和性能直接影响机组的稳定性和寿命。3.13监测系统monitoringsystem监测系统实时监测机组状态，帮助预测维护需求，提高可用性和性能。先进的SCADA系统通常用于实时监控和远程控制。3.14振动监测vibrationmonitoring以系统在某种激励下的振动响应或实际工况下的振动情况作为诊断信息的来源，通过对所测的振动参量(振动位移、速度、加速度)进行处理和分析，从而对机械设备运行状况的正常与否做出判断,进而判明故障发生的部位、程度及原因。3.15油品检测oilqualityinspection油品检测是指通过一系列检测方法，根据油品的质量指标和使用性能，分析油品的内在质量和理化性能，评价油品质量优劣。3.163超声检测ultrasonictesting超声检测(UT)是一系列基于超声波在被测物体或材料中传播的无损检测技术。3.17无损检测nondestructivetesting无损检测是在不损坏工件或原材料工作状态的前提下，对被检验部件的表面和内部质量进行检查的一种检测手段。3.18状态监测conditionmonitoring检测与收集反映设备状态的信息和数据，分为在线监测与离线监测。a）在线监测on-linemonitoring：实时自动监测主要发电设备各种运行状态信息的技术手段。b）离线监测off-linemonitoring：使用仪器和测试装置等对设备进行测试获取设备数据信息的过程，包括设备巡检、检测试验、性能试验、技术监督测试、带电检测等。3.19设备状态equipmentcondition设备运行中所呈现的一种形态或者态势。设备状态分为正常、注意、异常和严重四种状态。3.20状态评价conditionevaluation参照设备技术标准，根据运行数据、状态检测数据等对设备进行诊断分析，确定设备各状态的过程，分为部件状态评价和整体状态评价。3.21故障检修correctivemaintenance故障检修是指设备在发生故障或其他失效时进行的检查、隔离和修理等的非计划检修方3.22维护scheduledmaintenance根据设计要求、机组状态、数据分析结果，为确保机组正常运行而开展的检修和保养活动,包括首次维护、半年维护、全年维护。3.23状态检修condition-basedmaintenance（CBM）通过状态监测所获得的各种设备信息，运用综合诊断技术，对设备的真实状态进行完整评估;然后再根据状态评估的结论，采取相应的检修策略，在设备出现劣化或故障发生前实施检修。3.24风力发电机组SCADA系统supervisorycontrolanddataacquisitionSCADA系统，即数据采集与监视控制系统。SCADA系统是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统。它可以对现场的运行设备进行监视和控制，以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等各项功能。3.25可利用率(风力发电机组)availability(forWTGS)在某一期间内,除去风力发电机组因检修或故障未工作的时数后余下的时数与这一期间内总时数的比值，用百分比表示。3.264运行系数servicefactor（SF）运行系数是反映发电设备运行可靠性的基本指标，计算公式为：%式中，SH-运行小时数，PH-统计期间小时数。3.27故障停运率failureoutagerate（FOR）故障停运率反映发电设备因故障导致的停运时间占计划使用总时间的比值，计算公式%式中，FOH-故障停运小时数，SH-运行小时数。3.28计划停运小时plannedoutagehours设备处于计划停运状态的小时数。3.29非计划停运小时unplannedoutagehours设备处于非计划停运状态的小时数。3.30计划停运系数（plannedoutagefactor）%计划停运系数指机组处于计划检修或维护状态的时间与总时间的比值。3.31非计划停运系数（unplannedoutagefactor）=筹xUOF100%=筹x这是一个衡量设备因非计划停机而无法运行的时间与总时间的比值。UOF越低，说明设备的运行稳定性越好。3.32劣化degradaion设备在使用过程中，由于零部件磨损、疲劳或环境造成的变形、腐蚀、老化等原因，使原有性能逐渐降低的现象。通常这是正常磨损到急剧磨损的临界过程。3.33灰尘粒子浓度dustparticleconcentration灰尘粒子（也称为粉尘）是指在空气中悬浮的固体微粒。国际标准化组织（ISO）将粒径小于75μm的固体悬浮物定义为粉尘。灰尘粒子浓度又称为粉尘浓度，即单位体积所含粉尘的量。3.34事后检修breakdownmaintenance5也称为故障检修，是在设备出现故障或故障停机后进行的维修和修复工作。该模式是一种非计划性的检修策略，主要目标是尽快恢复设备的正常运行，以最小化生产中断和损失。3.35预防性检修preventivemaintenance预防性检修是按照一定的时间间隔或计划周期性进行的维护和检修，旨在预防设备故障的发生。该模式通过定期维护和更换零部件，以延长设备的寿命并降低故障率。3.36预知性检修predictivemaintenance预知性检修是通过监测和分析设备状态和性能数据，提前预测设备故障的发生，并在故障发生前采取检修措施。该模式基于设备状态监测，旨在减少计划外停机时间和检修成本，提高设备的可靠性。3.37改进性检修proactivemaintenance改进型检修是指对设备先天性缺陷或频发故障，按照当前设备技术水平和发展趋势进行开展，从根本上消除设备缺陷，以提高设备的技术性和可用率。4总则4.1总体要求状态检修应遵循“安全经济，综合评估，优化检修，持续改进”的原则，持续开展设备状态跟踪监视和趋势分析，准确评价和掌握设备运行状态，并依据设备状态综合评价的结果，同时考虑设备风险因素和经济因素，动态制定设备的检修计划，合理安排检修时机和内容，力求以最小的经济代价及时发现并消除风力发电机组存在的风险与安全隐患，确保其服役期内的性能、健康状态保持最佳。4.2基本原则4.2.1开展风电设备状态检修必须在保证安全的前提下，综合考虑设备状态、运行可靠性、经济性以及环境影响等因素。4.2.2实施状态检修必须依据相应的管理体系、技术体系，明确状态检修工作对设备状态评估、检修决策制定、检修工艺控制、检修绩效评价等环节的基本要求，确保设备运行安全和检修质量。4.2.3状态检修应体现设备全寿命周期管理思想，对风电设备的全生命周期进行优化管理，并指导设备状态检修策略的制定。4.2.4持续加强风力发电机组运行过程中的状态监测和评价工作，不断探索及应用状态检修新技术、新工艺、新方法。4.3组织机构应成立专门的组织机构，如状态检修工作小组，负责对风电机组进行状态监测、评价，并依据评价结果制定有针对的检修策略进而实施。成员应当至少包含相关专业的检修、运行、技术监督专业人员，并且应当明确成员工作职责。4.4基本流程状态检修的基本工作流程包括设备信息收集、设备状态评价、检修策略制订、检修质量管理及检修效果评价等环节。4.5工作内容本导则提出状态检修工作中对风力发电机组状态评价和检修策划的基本方法。包含以下内6a）风力发电机组状态监测的主要参数、内容和评价方法，通过状态监测和故障诊断对风力发电机组运行的安全和性能劣化风险进行评价。b）制定合理的检修策略，确定和优化风力发电机组检修内容及周期。4.6状态评价基本要求状态评价基本要求如下：a）开展设备状态评价，应保证设备资料信息完整、准确。b）应综合考虑风力发电机组设备在设计、制造、运输、安装、交接试验等投运前环节存在的问题，合理确定风力发电机组设备状态量的初值。c）运行中发现风力发电机组在线监测数据异常时，宜采用或加强离线监测、在线试验或停机检测等手段进行诊断确认，再进行状态评价。4.7状态评价分类4.7.1定期评价为制定风电机组设备状态检修计划，应综合运行巡检、在线及离线监测、各项试验、技术监督和其他信息及手段，定期开展风力发电机组状态评价，规定每年不应少于一次。具体要求如下：a）每季度对所辖的风力发电机组设备状态进行评价总结；b）每年对所辖风力发电机组设备状态进行综合评价；c）当达到下列条件之一时，宜对风力发电机组运行状态进行综合评价。1)风电机组多个系统存在缺陷或整机故障率上升；2)新投运风电机组在12个月以内；3)风电机组运行中可利用率低于90%；4)风力发电机组可利用率呈现逐年下降的趋势；5）风力发电机组运行年限接近制造厂建议值。4.7.2动态评价按照《中国华能集团有限公司发电设备状态检修管理实施办法（试行）》要求，开展设备动态评价，包括新设备首次评价、缺陷评价、不良（异常）工况评价、检修评价、隐患评价及特殊时期专项评价等。4.8评价范围风力发电机组设备状态监测和评价仅针对风力发电机组的安全状态和性能状态，并综合考虑安全、经济环保等因素。风力发电机组安全状态监测和评价对象主要是叶轮、主轴、齿轮箱、发电机、塔筒、基础等重要部件或设施。风力发电机组性能状态监测和评价主要是运行系数、可利用率、故障停运率等经济性能指标。5状态量信息分类5.1投运前信息主要包括设备铭牌参数、设计说明书、订货技术协议、设备技术说明书、设备监造报告、型式试验报告、出厂试验报告、运输记录、到货验收记录、交接试验报告、安装验收记录、安装调试报告、新（改、扩）建工程有关图纸等纸质和电子版资料信息。5.2运行信息主要包括设备运行属性（如设备归属、运行编号等）、实时运行数据、设备巡视记录、维护记录、运行分析记录、故障跳闸记录、缺陷和消缺记录、设备异动记录、启停记录、在线监测和带电检测数据以及不良工况等信息。5.3检修试验信息7主要包括考核性试验报告、例行性试验报告（修前、修后试验报告）、诊断性试验报告、缺陷及故障记录、检修报告、部件更换情况、设备停机检查记录、设备检测报告及设备技术改造等信息。5.4其它信息主要包括同厂家、同型号、同批次设备（含主要元器件）由于制造厂设计、材质、工艺等同一共性因素导致的设备缺陷或隐患信息等家族性缺陷，设备状态数据库、设备台账，相关反事故措施未执行情况、电网运行环境信息、技术监督情况及整改措施等信息。6设备状态监测及标准6.1设备状态监测风电机组状态监测应以在线监测系统为主，离线及其它监测手段为辅的原则。各发电企业应根据实际需要，逐步完善或配置必要的风力发电机组设备离线、在线状态监测装置（仪器）与分析预警或状态检修决策支持系统。6.2状态监测标准风电机组状态监测包括振动、温度、油品、声纹、超声监测等。对于电气系统、液压系统、制动系统和控制系统等也宜补充状态监测。6.2.1振动监测6.2.1.1在线振动监测风力发电机组及其组件的机械振动测量和评估采用规定的测量参数、测量位置和测量方向。振动测量参数通常包括振动加速度和振动速度两类。在线振动监测测点个数及位置选择应根据风电机组的传动链结构而定，推荐测点个数见表1。表1风电机组在线状态监测系统所需的测点个数（括号中内容为可选）风电机组部件传感器数量测量方向频率范围主轴承1（+1）径向（+轴向）0.1Hz~≥10000Hz齿轮箱4（+1）径向（+轴向）输入轴：0.1Hz~≥10000Hz其他：0.5Hz~≥10000Hz发电机2a)转子轴的方向b)转子轴的横截方向0.5Hz~≥10000Hz塔筒（机舱机架）径向（+轴向）0.1Hz~≥100Hz6.2.1.2离线振动监测当在线振动监测无法满足风电机组运行时的振动监测要求，宜补充离线振动监测。离线振动监测推荐测点个数及位置选择见表2和表3。表2带齿轮箱风力发电机组各部件机械振动测量序号设备测量参数测量位置测量方向频率范围数量1主轴振动加速度主轴轴承轴向水平方向垂直方向频响范围0.1~10Hz32振动加速度主轴轴承座频响范围0.1~10Hz23齿轮箱振动加速度齿轮箱低速轴承频响范围0.1~2000Hz34振动加速度齿轮箱行星级频响范围0.1~2000Hz35振动加速度齿轮箱中间级前端频响范围0.1~2000Hz36振动加速度齿轮箱中间级后端频响范围0.1~2000Hz387振动加速度齿轮箱高速级前端频响范围0.1~2000Hz38振动加速度齿轮箱高速级后端频响范围0.1~2000Hz39振动加速度风机齿轮箱支撑底座频响范围0.1~2000Hz4发电机振动加速度发电机驱动端频响范围10~5000Hz3振动加速度发电机非驱动端频响范围10~15000Hz3振动加速度发电机支撑底座频响范围0.1~5000Hz4机舱支撑结构振动加速度前底座频响范围10~5000Hz3振动加速度后底座频响范围0.1~10Hz3振动加速度左侧梁频响范围0.1~10Hz3振动加速度右侧梁频响范围0.1~10Hz3振动加速度叶片根部水平方向垂直方向频响范围0.1~5000Hz3表3不带齿轮箱风力发电机组各部件机械振动测量序号设备测量参数测量位置测量方向频率范围数量1主轴振动加速度主轴轴承轴向水平方向垂直方向频响范围0.1~500Hz32振动加速度主轴轴承座频响范围0.1~500Hz23发电机振动加速度发电机驱动端频响范围10~5000Hz34振动加速度发电机非驱动端频响范围10~5000Hz35振动加速度发电机支撑底座频响范围10~5000Hz46机舱支撑结构振动加速度前底座频响范围0.1~10Hz37振动加速度后底座频响范围0.1~10Hz38振动加速度左侧梁频响范围0.1~10Hz39振动加速度右侧梁频响范围0.1~10Hz3振动加速度叶片根部水平方向垂直方向频响范围0.1~5000Hz36.2.1.3振动评估限制风电机组机械故障信号振动分析方法包括频谱分析法、趋势分析法、时域分析法和包络解调法等，通过对比区域边界值，判断风力发电机组传动系统振动是否到达限值。表4中区域边界值是对超过1000台陆上风力发电机组振动测量值统计、分析得到的,所用数据来自规定的正常运行条件下长年运行的风力发电机组。海上带齿轮箱风力发电机组缺少足够的数据,可参考表4。表4陆上带齿轮箱风力发电机组区域边界值统计表组件加速度有效值速度有效值位移有效值频率范围区域边界B/C边界C/D频率范围区域边界B/C区域边界C/D频率范围边界B/C边界C/D机舱和塔0.1HZ-10HZ0.3m/s20.5m/20.1HZ-60.0mm/s100.0mm/s0.1Hz-1500mm2500mm9架主轴0.1HZ-1000HZ0.3m/s20.5m/210HZ-1000HZ2.0mm/s3.2mm/s齿轮（低转速轴）10HZ-250HZ1.5m/s22.4m/2齿轮（高转速轴）10HZ-4000HZ8.5m/s213.6m/s2发电机10HZ-5000HZ12m/s219.2m/s210HZ-1000HZ7.5mm/s12mm/s注：区域边界A、B、C、D定义见6.2.1.3，其中区域边界A，由于没有足够的现场数据，因此没有在表中体现。基于制造商和维护公司对陆上不带齿轮箱风力发电机组实测振动数据的统计分析,提出适用于不带齿轮箱风力发电机组及其组件机械振动评估限值，见表5。由于海上不带齿轮箱风力发电机组缺少足够的数据,可参考表5。表5陆上不带齿轮箱风力发电机组区域边界值统计表组件加速度有效值速度有效值位移有效值频率范围区域边界B/C区域边界C/D频率范围区域边界B/C区域边界C/D频率范围区域边界B/C区域边界C/D机舱和塔架0.1Hz-10Hz0.3m/s20.5m/s20.1Hz-10Hz60.0mm/s100.0mm/s0.1Hz-10Hz1500mm2500mm主轴0.1Hz-1000Hz0.3m/s20.5m/s210Hz-1000Hz2.0mm/s3.2mm/s发电机10Hz-5000Hz12m/s219.2m/210Hz-1000Hz7.5mm/s12mm/s注：区域边界A、B、C、D定义见6.2.1.3，其中区域边界A，由于没有足够的现场数据，因此没有在表中体现。6.2.1.3特征量的值区域A:在稳定工况和较少湍流条件下,新服役风力发电机组的振动水平位于该区域。区域B:振动值处于该区域,风力发电机组及其组件可长期连续运行。区域C:振动值处于该区域,通常视为风力发电机组及其组件不适合长期连续运行,应尽快调查振动源、复核风力发电机组的设计与运行条件,确认当前振动水平是否允许长期连续运行。区域D:振动值处于该区域,一般视为非常危险,可能导致风力发电机组及其组件损坏,建议立即调查振动源。在某些情况下，一些特定的结构会导致风力发电机组产生特殊的振动特性,因此需要更高或更低的区域边界值,但需设备制造商确认并负责，保证该风力发电机组及其组件能在更高的振动幅值下安全运行。区域边界值可帮助排除一些严重的操作错误或不切实际的生产要求,但设备制造商与使用客户双方达成一致后,可不接受区域边界值。6.2.1.4振动幅值变化评价标准振动幅值变化的监测可采用报警值和停机值：a)报警值应相对于基准值确定，等于基准值加上BC边界值的25%，但不应超过BC边界值的1.25倍；b)停机值应相对于基准值确定，等于基准值加上CD边界值的25%，但不应超过CD边界值的1.25倍；c)若没有建立基准值时，报警值和停机值应根据经验确认。当基准值建立或发生变化后，应调整报警值和停机值设置。基准值应在风力发电机组稳定运行状态下测量:a)新投运和大修后的风力发电机组在磨合期后测量，磨合期宜选择3个月。b)基准值数据应满足风力发电机组测量数据要求，可采取连续或周期监测，当振动数据达到稳定后确定此运行状态为基准状态。6.2.2温度监测6.2.2.1在线温度监测风力发电机组在线温度监测系统包括发电机、主轴、齿轮箱和机舱环境温度监测。温度监测推荐测量位置及测点数量见表6。表6风力发电机组各部件温度测量序号设备测量位置监测参数传感器数量1发电机发电机驱动端轴承温度温度PT10012发电机非驱动端轴承温度温度PT10013发电机定子绕组温度PT10014发电机转子绕组温度PT10015主轴主轴前轴承温度温度PT10016主轴后轴承温度温度PT10017齿轮箱进油管路温度温度PT10018回油管路温度温度PT10019齿轮箱高速轴轴承温度PT1001齿轮箱润滑油油温温度PT1001机舱环境温度机舱温度PT1001当在线温度监测无法满足风电机组运行时的温度监测要求时，宜补充离线温度监测。离线温度监测推荐测点个数及位置选择见表7。风力发电机组离线温度监测系统包括发电机、主轴、齿轮箱和机舱环境温度监测。表7风力发电机组各部件温度测量序号设备测量位置传感器数量1发电机发电机驱动端轴承温度22发电机非驱动端轴承温度23主轴主轴前轴承温度24主轴后轴承温度25齿轮箱进油管路温度无线温度26回油管路温度无线温度27机舱环境温度机舱前端无线温度18机舱后端无线温度16.2.2.1温度限值标准风力发电机组各部位的温度监测与状态评价标准宜按厂家或运行手册提供的标准执行。一般制造厂家都提出风力发电机组运行中关键部位的温度要求，实际运行中，随着环境温度的变化或地域差别，一些转动支撑部件的轴承温度变化也非常明显，如果使用同样的标准，对判断设备正常状态及异常或危险标准会产生很大的偏差。通过实施精密诊断，可提高温度正常与否判断的准确性，宜对设备进行长期的温度趋势跟踪，通过具体的统计分析，总结出重要部件温度与环境温度、功率、转速等工况变化的规律。以某1.5MW风机为例，风力发电机组各重点设备的温度评价标准可参考表8。表8温度评价限值参考标准序号设备温度正常标准(℃)环境温升标准(℃)报警标准停机标准(℃)1齿轮60-7020-3585-105>1052液压系统40-5020-35853变压器40-5020-3585954主轴轴承40-5520-35855发电机轴承60-7020-3580906.2.2.2温升速度及评价参考标准设备温升速度严格上无统一标准，但温升速度是反应设备运行状况很重要的一项参数与指标，根据常规经验，最快的温升速度接近但不会超过1℃/分钟，如表4所示。因此，确定的温升速度标准和计算方法为：每3分钟计算出一个温升速度计时停止温度－计时开始温度）/时间跨度（3分钟），见表9。表9温升速度评价序号状态基于事件标准(℃/分钟）基于环境温度标准(℃)备注1正常35-40应结合现场实测温度进行判断，首先要排除热工仪表显示异常问题2异常1.0-1.23危险>1.26.2.3油品监测油品检测包括油液理化性能分析技术、铁谱分析技术、光谱分析技术、颗粒计数技术等,实现对油样中所含磨粒的数量、大小、形态、成分及其变化,油品的劣化变质程度等的分析。通过油品检测,可以准确掌握设备主要摩擦部件的磨损状态、磨损趋势,预测和诊断设备因磨损而引发的故障；掌握润滑油品质衰败的状况,确定合理的换油周期；综合掌握设备技术状态,指导使用、管理和预防检修,达到科学管理,延长机器的使用寿命,降低设备维修费用的目的。在风电机组上，可通过采集齿轮箱润滑油液、发电机润滑油脂、主轴润滑油脂，检测油液、油脂中金属颗粒的含量反映齿轮箱、发电机、主轴的健康状况。每年至少取齿轮油、液压油、主轴油脂及发电机油脂样品检测一次，如有损坏的齿轮箱、主轴及发电机等，应提高油品检测的频率。齿轮油、液压油取样按照GB/T4756进行，发电机轴承、主轴轴承油脂取样按SH/T0229进行，取样数量应满足检验所需数量。风力发电机组齿轮油油品评价指标见表10。表10风力发电机组齿轮油评价指标项目质量指标检验周期试验方法外观均匀、透明、无可见悬浮物每3个月外观目视运动粘度（40℃)288~352每年GB/T265颗粒污染度/GB/T14039等级≤—/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铁含量mg/kg每年ASTMD6595铜含量mg/kg硅含量mg/kg磷含量mg/kg报告硫含量mg/kg报告油泥析出试验无每年DL/T429.7泡沫特性24℃≤500/10每两年GB/T1257.993.5℃≤500/10后24℃≤500/10烧结负荷(PD)N(kgf)必要时GB/T3142倾点(℃)与新油原始值比不高于5℃必要时GB/T3535值比不低于5℃必要时GB/T3536级必要时GB/T5096液相锈蚀(海水)无锈必要时GB/T11143“必要时”:是指油的颜色、外观异常，补油后，用油时间在三年以上等情况。风力发电机组主轴、发电机轴承油脂评价指标见表11。表11风力发电机组主轴、发电机轴承油脂评价指标项目质量指标检验周期试验方法外观均匀油膏，无发白、无变硬或析油现象，触摸无硬质颗粒每半年外观目视铁含量mg/kg≤1000每年ASTMD6595铜含量mg/kg≤600每年硅含量mg/kg≤400每年6.2.4声纹监测针对风力发电机组设备早期故障的识别，宜补充声纹监测。风力发电机组声纹监测系统分为机舱声音监测系统和叶片声音监测系统。通过监测发电机、齿轮箱、主轴、叶片声音，对声音信号进行分析处理，识别风机各部件的运行状态，提供故障预警，实现对风机运行状态的监测、故障诊断、实时预警等功能。风力发电机组声纹监测测量位置及测点数量可参考表12执行。表12风力发电机组各部件声纹监测序号需监测设备监测参数传感器参数数量1机舱声音频率响应20-20kHz12齿轮箱声音频率响应20-20kHz33发电机声音频率响应20-20kHz24声音频率响应20Hz~20kHz4利用傅里叶变换等方法将声音信号进行频谱分析，通过识别特征频段与已知故障声音进行比较，判断风机设备故障类型。相比于正常工作状态，故障设备运行时声信号的频谱必然会发生周期性变化，提取出能够反映健康状态信息的频谱特征，可实现齿轮箱、发电机和叶片的故障诊断。6.2.5超声监测无损探伤检测是利用物质的声、光、磁和电等特性,在不损害或不影响被检测对象使用性能的前提下,检测被检对象中是否存在缺陷或不均匀性,给出缺陷大小、位置、性质和数量等信采用超声探伤设备对塔筒、轮毂、主轴、叶片、机舱等部件进行无损探伤,查找隐藏缺陷。超声波是设备缺陷部位经摩擦碰撞等发出的高频信号，不易受到周围低频环境噪声的影响，可将超声频率信号以音频、波形和数值多种形式保存。对风力发电机组螺栓、塔筒焊缝及叶轮裂纹等应采用接触式超声脉冲反射法检验。超声状态监测部位、周期、方法、参考标准见表13。表13超声状态监测部位、周期、方法、参考标准监测内容部位周期方法标准超声塔筒螺栓每年超声离线监测、趋势分析纵波监测：凡缺陷最大反射波幅不小于基准灵敏度，且指示长度不小于10mm，应判定为裂纹；横波检测：凡缺陷最大反射波幅不小于基准灵敏度，且指示长度不小于10mm，应判定为裂纹；凡判定为裂纹的螺栓应判废。叶片连结螺栓每年超声离线监测、趋势分析轮毂与主轴连结螺栓每年超声离线监测、趋势分析6.2.6电气系统风电机组电气系统包括发电机、变频器和变压器，发电机的状态监测包含在6.2.1-6.2.3中，下面介绍电气系统中变频器和变压器的状态监测。6.2.6.1变频器监测风电机组变频器主要由功率器件、电感、电容、控制电路等部件组成，各部件的可靠性综合影响变频器的可靠性，根据功率变频器中各部件的失效比重统计结果，风力发电机组变频器故障基本分为过电压故障、过电流故障、短路故障和超温故障。过压故障主要受电网波动引起，短路故障主要原因是电子元器件老化，过电流和超温故障主要原因是散热不良或环境温度过高。其中过电流和超温故障为变频器故障的主要原因。通过在线监测变频器网侧和机侧电抗器温度、冷却系统的温度和冷却液液位可对变频器过电流和超温故障实现提前预警，变频器各部件监测参见表14。表14变频器各部件监测序号需监测部位测量参数1网侧IGBT温度2机侧IGBT温度3温度4变频器柜温度5变频器柜湿度6变频器母线三相电流7变频器冷却液温度8变频器冷却液液位6.2.6.2变压器监测风力发电机组箱式变压器通常为油浸式变压器，变压器状态监测指通过对变压器运行参数的实时监测和分析，及时发现和预测变压器的运行状态，以保证其安全运行和延长使用寿命。通过监测变压器的温度、电流、电压、振动、气体、局放等参数，可以及时发现变压器潜在问题，避免事故的发生。油浸变压器的在线监测包括以下部分：1.温度监测:安装温度传感器，对变压器油温、绕组温度等进行实时监测，及时发现温度异常情况。可以采用红外热像仪等设备进行非接触式温度测量。2.电流监测:安装电流传感器，对变压器的输入输出电流进行监测，判断电流是否稳定，是否存在过载等问题。3.电压监测:对变压器的输入输出电压进行监测，确保电压在合理范围内，避免因电压异常引起的问题。4.振动监测:安装振动传感器，对变压器的振动情况进行监测，判断是否存在机械故障或外力干扰。5.气体检测：安装气体继电器（瓦斯继电器）对变压器的渗漏进行探测，变压器如果有渗漏，外界会有气体进入油箱，气体继电器通过探测进入油箱内的气体量，输出相应信号。当变压器内部发生严重的故障，产生大量的气体累积，气体继电器将触发重瓦斯保护进而切出变压器。6.局部放电监测：局放监测方法较多，可利用超声波探测变压器内部局部放电信号的方法，当变压器内部发生局部放电时，会产生一定的声波信号，超声波探头可以探测到这些信号，并以此来判断变压器是否存在局部放电现象。变压器油取样容器及方法按照GB/T7597的规定执行。风力发电机组变压器油品评价指标见表15。表15变压器油评价指标序号项目质量指标检验方法1形状透明、无杂质或悬浮物外观目视2水溶性酸（PH值）GB/T75983酸值，mgKOH/g≤0.1NB/SH/T08364闪点（闭口），℃GB/T2615水分a，mg/LGB/T76016mN/mGB/T65417介质损耗因数（90℃)≤0.04GB/T56548击穿电压，kVDL/T429.9C9体积电阻率（90℃)≥5＊109GB/T5654或DL/T421油中含气量，%（体积分数）DL/T703油泥沉淀物，%（质量分数）＜0.02GB/T511析气性报告GB/T11142带电倾性报告DL/T1095腐蚀性硫非腐蚀性SH/T0804油中颗粒度100mL油中，大于5μm颗粒数小于或等于3000个DL/T432注:由供需双方协商确定是否采用该方法进行检测。a:水分取样的油温为40℃-60℃;b:击穿电压测定:DL/T429.9方法是采用平板电极；GB/T507是采用圆球、球盖形两种形状电极。三种电极所测的击穿电压值不同(GB/T7595附录B)，其质量指标为平板电极测定值。6.2.7液压系统在线监测液压系统的主要监测手段是油液监测和诊断，该方法是对机组工作时的液压油性能数据进行记录和对比分析，以此来诊断设备的润滑和磨损情况。监测分析液压油的质量指标,诊断油品状态与劣化程度,综合研究风机液压油理化性质、劣化程度、衰变时间与液压设备运行状态的相关性,评估在用液压油和液压系统的性能。风力发电机组液压油油品评价指标见表16。表16液压油评价指标序号检测项目a指标检测周期试验方法1液位、外观、色度运行设定值1-3个月记录2温度运行设定值1-3个月记录3压力运行设定值1-3个月记录4液压油管路渗透外观检查1-3个月记录5液压油滤清器按照规定检查1-3个月记录640℃运动粘度变化率，%<±103-6个月GB/T2657色度变化（比新油/号）3-6个月、必要GB/T65408酸值，mgKOH/g≤0.33-6个月、必要GB/T49459水分，%＜0.083-6个月、必要GB/T260清洁度（NAS），级b≤7（16/13）3-6个月、必要DL/T432级3-6个月、必要GB/T5096a:在试运行72h内进行首检，试运行1000h后进行复检，运行3个月后进行第三次检查，之后按液压油监督规定的时间间隔进行例行检查。b:正常运行后，应对液压油的理化指标和清洁度进行定期检验，确定液压油是否可以继续使用。一般3个月检查一次，最长不能超过6个月。c:必要时，如油色异常、补油后、机组启动前等。6.2.8制动系统在线监测目前，风力发电机制动器的检测，主要是通过定期检修来实现，无法对制动器的磨损度、未来趋势和使用寿命进行分析预测。如果机械刹车装置的刹车衬片过度磨损，则应提供磨损指示器对磨损程度进行监测，以保证风电机组能正常停机。通过在线监测制动器刹车衬片的磨损情况及时发现刹车片的过度磨损，避免刹车盘损坏导致的制动器漏油、制动器螺栓断裂等问题的产生，有助于机组的安全高效运行及生产成本的降低。制动器磨损程度见表17。表17制动器磨损程度序号监测部位测量参数1偏航制动器闸瓦磨损制动盘磨损2盘式制动器闸瓦磨损制动盘磨损6.2.9控制系统在线监测控制系统应完成风力发电机组运行参数的检测和运行状态的监测功能,如:电量参数、环境参数等。当监测的参数或状态超过极限值或者发生故障时,则安全保护系统启动和(或)通过控制系统作安全处理。控制系统应能实现风力发电机组的正常运行控制。控制系统功能包括:启动控制、并网控制、无功补偿控制、偏航控制、扭缆限制与自动解缆控制、停机控制等。风电发电机组的控制系统的结构复杂，但其故障原因和分类却是相对固定的。其主要原因包括硬件故障、软件故障、通讯故障等。硬件故障是导致控制系统异常的最为普遍的原因之一。硬件故障通常由外部环境和其他因素导致设备损坏，例如高温、湿度及灰尘粒子浓度等。软件故障指的是控制系统中软件程序出现的错误或异常情况。软件故障一般包括程序死循环、程序崩溃、程序逻辑错误等。通讯故障则指的是控制系统内的通讯模块或通讯接口出现的错误或异常情况，一般包括通讯线路故障、通讯协议异常、通讯接口损坏等。可通过监测风机运行时控制柜的温度、湿度及灰尘粒子浓度实现对控制系统的在线监测，控制柜监测见表18。表18控制柜监测序号监测部位测量参数1控制柜温度2控制柜湿度3控制柜灰尘粒子浓度7状态量获取及量化标准7.1状态量及初值获取7.1.1状态量获取风力发电机组状态量可从设备的投运前信息、运行信息、检修试验信息和其它信息获取，获取方式包括：在线监测、离线检测、试验检验以及技术监督获得的信息等。7.1.2初值获取与确定风力发电机组设计工艺参数是各部件评价的先决条件，监测风力发电机组自身工艺参数是风力发电机组状态检修技术应用的最直接的方式，也是最基础的手段，包括温度、速度、压力、位置等。7.2状态量的重要程度状态量的重要程度，从轻到重分为四个等级，分别为1级、2级、3级、4级，其影响因子为1、2、3、4，见表19。其中，1级、2级与一般状态量对应，3级、4级与重要状态量对应。表19状态量影响程度的分级重要程度2级4级影响因子12347.3状态量的劣化程度状态量的劣化程度从轻到重分为四个等级，分别为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级，对应的基本扣分值为2、4、8、10分，见表20。表20状态量劣化程度的分级劣化程度Ⅲ级Ⅳ级基本扣分值248定量状态量的劣化程度还可根据状态量的大小取区间级，基本扣分值采用线性插值方法确定。具体计算方法如下：已知某状态量为x0、x1时的基本扣分值分别为y0、y1，当该状态量为两者之间的x时，其基本扣分值y按式（1）计算，此计算方法比定量状态量劣化程度扣分法准确，实施过程中推荐采用线性插值方法计算。.............................7.4状态量的扣分风力发电机组部件包含的状态量见附录A，具体扣分方法如下:a)当状态量（尤其是多个状态量）变化，且不能确定其变化原因或具体部件时，应进行分析诊断，判断状态量异常的原因，确定扣分部件及扣分值。b)经过诊断仍无法确定状态量异常原因时，应根据最严重情况确定扣分部件及扣分值。c)状态评价时，如有状态量缺失，可默认为其不扣分。7.4.1状态量扣分规则状态量应扣分值由状态量重要程度和劣化程度共同决定，即状态量的扣分值等于该状态量的基本扣分值乘以影响因子，见式（2）。状态量的扣分值=基本扣分值×影响因子..................（2）状态量的劣化程度推荐根据状态量的大小取区间级，基本扣分值采用线性插值方法计算，所有状态量扣分均以此为标准，参见表21。表21状态量扣分值计算表1234Ⅰ2468Ⅱ48Ⅲ8Ⅳ407.4.2风力发电机组振动状态量扣分风力发电机组振动状态值与劣化程度对应关系见表22、表23、表24和表25。表22风力发电机组机舱、塔架和主轴振动状态值与劣化程度对应关系表设振动限值劣化程度基本分值区域边界A0.1m/s22区域边界B0.3m/s24区域边界C0.5m/s28区域边界D0.7m/s2表23风力发电机组齿轮箱低速轴振动状态值与劣化程度对应关系表设振动限值劣化程度基本分值区域边界A0.5m/s22区域边界B1.5m/s24区域边界C2.4m/s28区域边界D3.5m/s2表24风力发电机组齿轮箱高速轴振动状态值与劣化程度对应关系表设振动限值劣化程度基本分值区域边界A4.5m/s22区域边界B8.5m/s24区域边界C13.6m/s28区域边界D18.5m/s2表25风力发电机组发电机振动状态值与劣化程度对应关系表设振动限值劣化程度基本分值区域边界A4.5m/s22区域边界B12m/s24区域边界C19.2m/s28区域边界D29.4m/s2风力发电机组振动状态量扣分按插值法计算参照表26。表26风力发电机组机舱、塔架和主轴振动状态量扣分值当前振动值劣化程度分值影响因子扣分值0.4647.4.3风力发电机组温度状态量扣分风力发电机组温度状态值与劣化程度对应关系见表27。表27风力发电机组温度状态值与劣化程度对应关系表设温度限值劣化程度基本分值所处状态设备初值402正常状态正常标准值4注意状态报警值8异常状态停机值危险状态风力发电机组温度状态量扣分按插值法计算参照表28。表28风力发电机组温度状态量扣分值当前温度值劣化程度分值影响因子扣分值453397.4.4风力发电机组超声状态量扣分风力发电机组超声状态值与劣化程度对应关系见表29。表29风力发电机组超声状态值与劣化程度对应关系表设裂纹限制劣化程度基本分值正常标准值02预警值14报警值28停机值3风力发电机组超声状态量扣分按插值法计算参照表30。表30风力发电机组超声状态量扣分值当前裂纹数劣化程度分值影响因子扣分值3827.4.5风力发电机组油品状态量扣分风力发电机组油品状态值与劣化程度对应关系见表31。表31风力发电机组油品状态值与劣化程度对应关系表设异常指标数限制劣化程度基本分值正常标准值02预警值14报警值28停机值3风力发电机组油品状态量扣分值按插值法计算参照表32。表32风力发电机组油品状态量扣分值当前异常值标数劣化程度分值影响因子扣分值2437.4.6风力发电机组声纹状态量扣分风力发电机组声纹状态值与劣化程度对应关系见表33。表33风力发电机组声纹状态值与劣化程度对应关系表设测量声纹趋势变化量（%）劣化程度扣分值正常标准值52预警值4报警值8停机值风力发电机组声纹状态量扣分值按插值法计算参照表34。表34风力发电机组声纹状态量扣分值当前趋势变化量劣化程度分值影响因子扣分值2.812.87.4.7风电机组刹车片磨损状态量扣分风力发电机组刹车片磨损状态值与劣化程度对应关系见表35。表35风力发电机组刹车片磨损状态值与劣化程度对应关系表设测量磨损厚度趋势变化量（mm）劣化程度扣分值正常标准值0.52预警值14报警值8停机值2风力发电机组刹车片磨损状态量扣分值按插值法计算参照表36。表36风力发电机组刹车片磨损状态量扣分值当前趋势变化量劣化程度分值影响因子扣分值2.517.4.8风力发电机组控制柜湿度状态量扣分风力发电机组控制柜湿度状态值与劣化程度对应关系见表37。表37风力发电机组控制柜湿度状态值与劣化程度对应关系表设控制柜湿度限值（%）劣化程度扣分值正常标准值402预警值604报警值808停机值风力发电机组控制柜湿度状态量扣分值按插值法计算参照表38。表38风力发电机组控制柜湿度状态量扣分值当前趋势变化量劣化程度分值影响因子扣分值909197.4.9风力发电机组控制柜灰尘粒子浓度状态量扣分风力发电机组控制柜灰尘粒子浓度与劣化程度对应关系见表39。表39风力发电机组控制柜灰尘粒子浓度与劣化程度对应关系表设控制柜灰尘粒子浓度限值劣化程度扣分值正常标准值直径大于0.5μm的灰尘粒子浓度≤350粒/L2直径大于5μm的灰尘粒子浓度≤3粒/L预警值直径大于0.5μm的灰尘粒子浓度≤3500粒/L4直径大于5μm的灰尘粒子浓度≤30粒/L报警值直径大于0.5μm的灰尘粒子浓度≤18000粒/L8直径大于5μm的灰尘粒子浓度≤300粒/L停机值直径大于0.5μm的灰尘粒子浓度＞18000粒/L直径大于5μm的灰尘粒子浓度＞300粒/L风力发电机组控制柜灰尘粒子浓度状态量扣分值按插值法计算参照表40。表40风力发电机组控制柜灰尘粒子浓度状态量扣分值当前趋势变化量劣化程度分值影响因子扣分值直径大于5μm的灰尘粒子浓度165粒/L6168部件（系统）及整体扣分方法8.1部件（系统）扣分方法风力发电机组各部件（系统）包含的状态量评价标准具体扣分方法如下：a）当风力发电机组各部件（系统）包含的状态量（尤其是多个状态量）变化，若无法确定状态量变化原因或具体部件时，应判断状态量异常的原因，确定扣分部件及扣分值。b）经过分析诊断后，若仍无法确定状态量异常原因，应根据最严重情况确定扣分部件及扣分值。c）状态评价时，如某部件或系统有状态量缺失，可默认为该部件或系统不扣分。8.2部件（系统）评价方法部件（系统）评价应同时考虑单项状态量的扣分和部件（系统）合计扣分情况，部件（系统）评价标准见表41。当任一状态量单项扣分和部件合计扣分同时满足表41规定时，视为正常状态。当任一状态量单项扣分或部件合计扣分满足表41规定时，视为注意状态。当任一状态量单项扣分或部件合计扣分满足表41规定时，视为异常状态。当任一状态量单项扣分或部件合计扣分满足表41规定时，视为严重状态。表41各部件（系统）评价标准部件部件（系统）状态评价标准正常状态注意状态异常状态严重状态合计扣分单项扣分合计扣分单项扣分合计扣分单项扣分合计扣分单项扣分主轴[24，32)[32，40)齿轮箱[24，32)[32，40)发电机[24，32)[32，40)[18，24)[24，32)机舱支撑结构[12，18)[18，24)变流器[24，32)[32，40)变压器[24，32)[32，40)液压系统////制动系统[12，18)[18，24)控制柜[12，18)[18，24)8.3整体评价整体评价结果应综合其部件的评价结果。当所有部件评价为正常状态时，整体评价为正常状态。当任一部件状态为非正常状态时，整体评价应为其中最严重的状态。9状态检修策略9.1风险度等级划分通常设备状态的风险度等级（潜在危害度）分为4级，见表42。表42设备风险度等级划分表风险度等级状态描述描述1正常状态各状态量均处于稳定且良好的范围内，设备可以正常运行。2注意状态单项(或多项)状态量变化趋势向接近标准低限（报警）值方向发展，但未超过低限值，或部分一般状态量超过低限值，仍可以继续运行，但应加强运行中的监视。3异常状态单项重要状态量变化较大，已接近或略微超过低限值，应加强监视运行，进行趋势分析，并适时安排检修。4严重状态单项重要状态量变化趋势向接近标准高限（停机）值方向发展，但未超过高限值，或部分一般状态量超过标准高限值，影响机组安全运行，需要尽快安排检修。9.2状态检修策略风电机组的状态检修策略是以风电机组运行状态为依据，通过状态监测和状态评估，对照风电机组运行规范进行分析，并经过检修周期的技术经济评价而进行的。通过风电机组状态监测（包括在线监测）所获得的数据资料存放在数据库中供随时调用，通过检修周期经济技术分析，对不同的检修周期进行优化，最终确定最佳的检修周期与检修实施时间。状态检修策略既包括年度检修计