1.2 风电场运行与维护的主要内容

风电场运行主要包括两个部分：一是风电场电气系统的运行及风力发电机组的运行和场区内升压变电站及相关输变电设施的运行；二是对风电场运行的管理，包括风电场安全运行保障制度的建立、对风电场电力系统运行的常规检测、风电场异常运行和事故的处理。

风电场的维护主要是对风力发电机组和场区内输变电设备的维护。维护形式包括常规巡检和故障处理、常规维护检修及非常规维护检修等。风电场的常规维护包括日常维护和定期维护两种。

风电场的日常维护是指风电场运行人员每日进行的电气设备的检查、调整、注油、清理及临时发生故障的检查、分析和处理。在日常运行维护检修的工作中，维护人员应根据风电场运行维护规程的有关要求并结合风电场运行的实际状况，有针对性地进行巡检工作。为便于工作和管理，应把日常巡检工作内容、巡检标准等项目制成表格，工作内容叙述简单明了、目的明确，以便于指导维护人员的现场巡视工作。通过巡检工作力争及时发现故障隐患，防患于未然，有效地提高设备运行的可靠性。

风电场的定期维护是风电场电气设备安全可靠运行的关键，是风电场达到或提高发电量、实现预期经济效益的重要保证。风电场应坚持“预防为主，计划检修”的维护原则，根据电气设备定期例行维护内容并结合设备运行的实际情况，制定出切实可行的定期维护计划，并严格按照计划工作。做到定期维护、检修到位，使设备处于正常的运行状态。

1.2.1 风力发电机组运行与维护

风力发电机组的运行过程就是把风能转换为电能的过程。风以一定的速度和攻角作用在桨叶上，使桨叶产生旋转力矩而转动，并通过传动装置带动发电机旋转发电，进而将风能转变成为电能，将风力发电机组发出的电能送入电网，即实现了风力发电机组的并网运行。

机组维护检修工作一般包括日常维护检修、定期维护检修和临时维护检修三种形式。

1．日常维护检修

风力发电机组的日常维护检修工作主要包括正常运行巡查时对机组进行巡视、检查、清理、调整、注油及临时故障的排除等。

（1）通过风力发电机组监控计算机实时监视并分析风力发电机组各项参数的变化情况，发现异常应通过计算机对该机组进行连续监视，并根据变化情况作出必要处理，并在运行日志上写明原因，进行故障记录与统计。

（2）对风力发电机组进行巡回检查，发现缺陷及时处理，并登记在缺陷簿上。

（3）检查风力发电机组在运行中有无异常响声，叶片运行状态，变桨距系统、偏航系统动作是否正常，电缆有无绞缠情况。

（4）检查风力发电机组各执行机构的液压系统是否渗油、漏油，齿轮箱润滑油、冷却油是否渗漏，并及时补充；检查液压站的压力表显示是否正常。

（5）检查各紧固部件是否松动以及各转动部件、轴承的润滑状况，查看其有无磨损。

（6）对有刷励磁交流发电机的集电环和电刷进行清洗或更换电刷。

（7）检查记录水冷系统运行时的温度范围、发电机及变频器的最高进水温度和最高压力。

当气候异常、机组非正常运行或新设备投入运行时，需要增加巡回检查的内容及次数。

2．定期维护检修

风力发电机组的定期维护检修是指在确定的时间内，对机组易磨、易损零件的小修和维护，一般分一个月、半年、一年不等，主要根据维护项目而定。

风力发电机组的定期维护内容应按照厂家的要求对维护项目进行全面检查维护，包括更换需定期更换的部件。定期维护检修应严格遵守维护检修计划，不得擅自更改维护周期和内容。

3．临时维护检修

风力发电机组的临时维护检修是指在突发的故障或灾害损害后，对机组进行的维护检修活动。

风力发电机组的运行环境要求重视临时维护工作。如极端的低温会造成风力发电机组轴承润滑脂凝固；长时间的大风恶劣气候可能会动摇塔架，导致地基受损及相关附件松动；恶劣气候还可能造成传输电缆、充电控制器以及相关熔断器和开关的损坏等，如果发现设备出现以上故障，则应及时维修并做全面保养。

风力发电机组的临时维护除了机组突发故障及恶劣天气对机组的损害之外，也包括机组部件的某些功能试验，如超速试验、叶片顺桨、正常停机、安全停机和紧急停机等对机组的损害。

1.2.2 变电站电气设备运行与维护

变电站电气设备的运行与维护主要包括变压器、开关设备、电抗器和电容器、互感器和绝缘油的运行与维护。

1.2.2.1 变压器运行与维护

变压器是利用电磁感应现象实现一个电压等级的交流电能转换到另一个电压等级的交流电能，是改变交流电压的装置。变压器的核心构件是铁芯和绕组，其中铁芯用于提供磁路，缠绕于铁芯上的绕组构成电路。此外还有调压装置即分接开关、油箱及冷却装置、保护装置，包括储油柜、安全气道、吸湿器、气体继电器、净油器和测温装置及绝缘套筒等。

变压器投运时，全电压冲击合闸，有高压侧投入，且中性点直接接地。变压器应进行5次空载全电压冲击合闸，均无异常的情况下方可投运。变压器第一次受电后持续时间不应少于10min，励磁电流不应引起保护装置的误动。变压器的投运和停运应使用断路器进行控制，严禁使用隔离开关拉合变压器。

1.2.2.2 开关设备运行与维护

开关设备主要用于风电场电力系统的控制和保护，既可以根据电网运行需要将一部分电力设备或线路投入或退出运行，也可以在电力设备或线路发生故障时将故障部分从电网快速切除，从而保证电网中无故障部分的正常运行及设备、运行维修人员的安全。因此，开关设备是非常重要的输配电设备，其安全、可靠运行对电力系统的安全、有效运行具有十分重要的意义。

1．断路器的维护检修

（1）每1～2年检查维护一次的项目。

1）外观检查。检查并清扫瓷管套、外壳和接线端子，紧固松动螺栓；检查SF6气体的压力。

2）液压机构检查维护项目。

a．检查液压机构模块对接处有无渗漏油、元器件有无损坏，根据不同情况分别进行擦拭、拧紧、更换密封圈或修理。

b．检查并紧固压力表及各密封部位。

c．检查操动机构，在传动及摩擦部位加润滑油，紧固螺栓。

d．油箱油位应符合规定，如果油量低于运行时的最低油位，应补充液压油。

e．检查储压器预压力。

f．检查清理辅助开关触点。

g．检查紧固电气控制电路的端子。

h．检查油泵启动、停止油压值，分闸、合闸闭锁油压值，安全阀开启、关闭油压值。

3）电气试验。检查电气控制部分动作是否正常；检查分闸、合闸操作油压降；测量主电路电阻。电气试验项目和标准按相关内容执行。

（2）每5年检查维护一次的项目。

1）电气试验参照（1）中项目，并按相关要求进行。

2）检查指针式密度控制器的动作值，取下指针式密度控制器罩，把密度控制器从多通体上取下（多通体上带自封接头），进行充气、放气来检查其第一报警值及第二报警值。如指针式密度控制器有问题，应更换新品。

3）将液压油全部放出，拆下油箱进行清理。液压系统处于零表压时，历时24h应无渗漏现象；油压为26MPa时，液压系统分别处于分闸和合闸位置12h，压力下降不应大于1.0MPa。测此压力降时应考虑温度的影响。由于存在温度变化、渗漏和安全阀泄压的可能，系统工作时每天补压3～5次是正常的。

4）在额定SF6气体压力、额定油压、额定操作电压下进行20次单分、单合操作和2次0.3s合、分操作，每次操作之间要有1～1.5min的时间间隔。

5）测量断路器动作时间，同期性及分闸、合闸速度，结果应符合技术参数的要求。

6）对弧触头的烧损程度进行测量：用300mm长的钢板尺在机构内连接座中断路器的分闸位置上的一个测量基准点，使断路器慢合至刚合点（利用万用表的欧姆挡接至灭弧室进出线端，刚合时，万用表的表针动作），量出基准点与刚合点位置处测量点之间的距离，计算出超程，判断弧触头的烧损程度。弧触头允许烧去10mm，即超程不小于30mm。如果弧触头烧损严重，应对灭弧室进行大修。

2．隔离开关的维护与检修

（1）隔离开关验收及投运前的检查项目。

1）操动机构、辅助触点及闭锁装置安装牢固，动作灵活可靠。

2）相间距离及分闸时触头分开角度或距离符合规定。

3）触头应接触紧密良好。

4）瓷绝缘子清洁，完好无裂纹。

5）电动操作动作正常。

（2）隔离开关的巡视检查项目。

1）瓷绝缘子是否清洁。

2）隔离开关接触良好，动触头应完全进入静触头，并接触紧密，触头无发热现象。

3）引线无松动或摆动，无断股或烧股现象。

4）辅助触点接触良好，连动机构完好，外罩密封性好。

5）操动机构连杆及其他机构各部分无变形、锈蚀。

6）处于断开位置的隔离开关、触头分开角度符合厂家规定，防误闭锁机构良好。

1.2.2.3 电抗器和电容器运行与维护

1．电抗器

电抗器在电路中具有限流、稳流、无功补偿及移相等功能。电力网中所采用的电抗器实际上是一个无导磁材料的空心线圈，它可以根据需要布置为垂直、水平和品字形三种装配形式。

（1）干式电抗器的正常巡视检查项目。

1）电抗器接头良好，无松动、发热现象。

2）绝缘子清洁、完整，无裂纹及放电现象。

3）线圈绝缘无损坏、流胶。

4）接地良好、无松动。

5）对于故障电抗器，在切断故障后，应检查电抗器接头有无发热及损坏，外壳有无变形及其他异常情况。

（2）电抗器的常见故障及判断。在通常情况下，电抗器除了与变压器具有相同的绝缘问题外，还存在振动和局部过热的问题。电抗器事故及故障情况基本上可以分为以下几类：

1）油色谱分析异常。通过对电抗器进行油色谱分析，可以发现许多早期故障及事故隐患，对预防电抗器事故起重要作用。

2）振动噪声异常。引起振动的主要原因是磁回路有故障、制造时铁芯未压紧或夹件松动。此外，器件固定不好、安装质量不高等均可造成振动和噪声异常。

3）电抗器烧坏。电抗器匝间短路，导致电抗器烧毁。

4）过热性故障。电抗器绝缘层材质老化；内部导线电流密度超标。

5）磁回路故障引起内部放电。磁回路出现故障的原因是多方面的，如漏磁通过于集中引起局部过热；铁芯接地引起环流及铁芯与夹件之间的绝缘破坏；接地片松动与熔断导致悬浮放电及地脚绝缘故障等。

2．电容器

电容器是储存电能的装置，是电子、电气领域中不可缺少的电子元件，主要用于电源滤波、信号滤波、信号耦合、谐振、隔直流等电路中。电容器具有充电快、容量大等优点。

电力电容器的维护项目如下：

（1）外观检查。电容器套筒表面、外壳、铁架子要保持清洁，如发现箱壳膨胀应停止使用，以免故障发生。

（2）负荷检查。用无功电能表检查电容器组每相的负荷。

（3）温度检查。电容器投入时本身温度不得低于-40℃，运行时环境上限温度（A类40℃, B类45℃）,24h平均温度不得超过规定值（A类30℃, B类35℃），一年平均温度不得超过规定值（A类20℃, B类25℃），如超过时，应采用人工冷却或将电容器与网络断开。安装地点和电容器外壳上最热点的温度检查可以通过水银温度计等进行，需做好温度记录（特别是在夏季）。

（4）电压检查。电容器允许在不超过1.1倍额定电压下运行，在1.15倍额定电压下每昼夜运行不超过30min，电容器允许在由于电压升高而引起的不超过1.3倍额定电流下长期运行。接上电容器后将引起网络电压的升高，当电容器端子间电压超过1.1倍额定电压时，应将部分电容器或全部电容器从网络断开。

（5）电气连接检查。检查接有电容器组的电气线路上所有接触处的接触可靠性；检查连接螺母的紧固度。

（6）电容和熔断器的检查。对电容器电容和熔断器的检查，每个月1次，在一年内要测3次电容器的损耗角正切值，目的是检查电容器的可靠情况，这些测量都在额定值下或近似额定值的条件下进行。

（7）耐压试验。电容器在运行一段时间后，需要进行耐压试验。

1.2.2.4 互感器运行与维护

互感器是按比例变换电压或电流的设备，其作用就是将交流电压和大电流按比例降到可以用仪表直接测量的数值，便于仪表直接测量，同时为继电保护和自动装置提供电源。

1．互感器运行注意事项

（1）运行中的电压互感器二次侧不得短路，电流互感器二次侧不得开路。

（2）电压互感器允许高于1.1倍额定电压连续运行，电流互感器允许高于1.1倍额定电流连续运行。

2．电压互感器投入前及运行中的检查项目

（1）油浸式电压互感器套管瓷绝缘子整洁无破裂，无放电痕迹。

（2）油位计的油位在标志线内，油色透明，无渗油、漏油现象。

（3）一次接线完整，外壳接地良好，无异常响声，引线接头紧固无过热现象。

（4）一次、二次熔断器（快速开关）完好，击穿熔断器无损坏。

（5）电容式互感器电容及下部的电磁装置无放电现象。

3．电流互感器投运前及运行中的检查项目

（1）外壳清洁，套管无裂纹、放电痕迹，油位正常，无渗油、漏油现象。

（2）一次引线接触良好，无过热现象，二次接线不开路。

（3）外壳接地良好，内部无异常声响。

1.2.2.5 绝缘油维护与处理

绝缘油通常由深度精制的润滑油基础油加入抗氧化剂调制而成。它主要用作变压器、油开关、电容器、互感器和电缆设备的电介质。

1．绝缘油的检修维护

运行设备中的绝缘油，每隔6个月应化验一次。当绝缘油化验不合格时，应将设备立即退出运行，同时根据化验结果决定是否对绝缘油进行更换处理。

2．绝缘油的更换及处理

准备一个干净的空油罐、真空滤油机及相关管路，按要求连接；启动滤油机，打开设备排油阀，将设备中的绝缘油抽到空油罐中；待油全部抽完后，关闭排油阀；等待30min后打开排油阀，排尽设备中的残油，再次关闭排油阀；将滤油机进油管与油罐连接，出油管连接设备，使绝缘油从油罐注入设备。如此循环，直到油质合格。

1.2.3 继电保护系统运行与维护

1．保护装置投运前的检查项目

（1）投入直流电源，检查电源指示灯、信号指示灯指示是否正常。

（2）新投运或运行中的微机保护装置直流电源恢复后，应校对时钟。

（3）将打印机与保护装置连接好，合上打印机电源，检查打印机的电源开关是否投至“ON”位置。

（4）各保护压板应投入。

（5）检查装置电源、电压、控制断路器是否在合好位置。

2．运行中的继电保护和自动装置的巡视检查项目

（1）继电保护及自动装置各继电器外壳是否清洁完整，继电器铅封是否完好。

（2）各保护装置运行是否正常，有无破损、异常噪声、冒烟、脱轴及振动现象，各端子有无过热、变色现象。

（3）继电保护或自动装置压板及转换开关位置与运行要求是否一致，是否在应投位置。

（4）各类运行监视灯、液晶显示内容是否正常，有无告警灯亮，有无告警信息发生。

（5）各保护装置电源是否工作正常；直流系统双电源供电是否正常，蓄电池是否处于浮充状态。

（6）控制、信号、电源断路器位置是否符合运行要求。

（7）检查保护装置、故障录波器显示时间是否与GPS时间一致。

（8）电压切换灯与实际隔离开关位置是否相符。

（9）打印机工作是否正常，打印纸是否足够，打印机的打印色带应及时更换。

3．事故情况下的检查项目

（1）检查负荷分配情况，是否过负荷。

（2）检查电流、电压情况。

（3）检查光字牌、信号灯、保护装置动作情况。

（4）检查信号动作和开关跳闸情况。

（5）检查继电器、保护装置有无异常情况。

1.2.4 无功补偿的运行与维护

一般来说，风电场的无功功率需求来自于风力发电机组与变压器。单是风力异步发电机，其在运行时需要吸收的无功功率就为额定功率的20%～30%。根据感性电机的基础知识，当风速较小时，电机的转差率会增大，模拟负载的阻值就会减小，定子绕组的电流也会增加，功率因数也会相应减小。大型的风电场一般都是有几十台这样的发电机存在，当所有发电机全部均处于并网状态时，该风电场从电网吸收的无功功率需要几兆乏，如此大的无功吸取，如不进行无功功率补偿，势必造成电网电压的大幅度下降。变压器的无功损耗又分为正常运行时的绕组损耗和空载运行时的铁芯损耗。无论是否运行，只要变压器与主网连接，铁芯的励磁无功损耗总是存在。因此，必须加入无功补偿装置，以维持系统接入点的电压水平，提高风电场的稳定性。

根据风力发电系统的特点，风电场一般需要加装无功补偿装置。根据风电场的特点及《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，风电场对其无功补偿装置的具体需求如下：

（1）补偿风电系统无功功率，高压侧功率因数能够达到0.95左右。

（2）补偿装置的无功输出具有动态平滑调节能力，调节速度快，满足风电系统启动、停机、风速变化时的动态无功补偿能力。

（3）补偿装置具有电能质量的调节能力，能够抑制电压波动和闪变。

（4）补偿装置具有风电场电压的稳态调节支撑能力，能够保证风电场在额定电压偏差下的正常运行。

（5）补偿装置具有风电场电压的暂态调节支撑能力，能够满足风电场的低压维持能力。

风电场的无功损耗应计算箱式变压器、集电线路和升压站升压变压器的损耗，风电场升压站无功补偿容量应为箱式变压器、集电线路和升压站升压变压器的无功损耗减去风力发电机组本身可发的无功容量。风电送出线路的无功损耗是否需要补偿应具体情况具体分析，需要根据计算得出。