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系列风电机组事故分析及防范措施风电场存在的问题

机组安全不仅与整机质量有关，而且与风电企业的管理体制、风电场管理与运维人员有着密不可分的关系。就中国目前大部分风电场的管理体制来看，风电场维护维修人员的技术水平和责任心，对保证机组正常运行及机组安全有着最为直接和关键性的作用。下面就现场人员、风电场管理、机组运维以及风电场现状等几个方面所存在的问题予以阐述和分析。

风电场存在的问题

一、现场人员的技术水平及运维质量堪忧目前，中国绝大部分风电场，主要依靠现场人员登机判断和处理机组故障，检查和排除安全隐患。公司总部和片区的技术人员不能通过远程直接参与风电场机组的故障判断和检查，难以给现场强有力的技术支持。设备厂家的公司总部、片区除了提供备件外，难以对现场机组管理、故障判断和处理起到直接的作用。风电场与公司总部、片区之间严重脱节。

中国大多数风电场地处偏远地区，条件艰苦，难以长期留住高水平的机组维护维修人才。再者，不少风电企业对风电场运维的重视度不够，促使现场人员大量流失，造成不少经验丰富的运维人员跳槽或改行。经验丰富、认真负责的现场服务技术人员严重匮乏，这也是中国风电场重大事故频发的重要原因之一。

如果说在质保期内不少风电场的现场服务存在人才和技术问题，那么，在机组出质保后，众多风电场的运维质量和现场人员的技术水平更令人担忧。尤其是保护措施完善、技术含量高的双馈机组，由于现场人员的技术水平有限，加之，众多风电场在机组出质保后备件供应不及时，要确保机组正常的维修和运行更加困难。为了完成上级下达的发电量指标，维修人员不按机组应有的安全保护和设计要求进行维修，不惜去掉冗余保护，采取短接线路、修改参

数等方法导致机组长期带病运行，人为制造安全隐患。

在机组出质保后，有些风电场业主以低价中标的方式，把机组维修和维护外包。而外包运维企业为了盈利，把现场人员的工资收入压得很低，难以留住实践经验丰富的现场人员，现场人员极不稳定，因此，确保机组的安全运行变得更加困难。

二、目前风电场开“工作票”所存在的问题

在风电场机组进入质保服务期以后，大部分风电场的机组故障处理流程通常是：在风电场监控室的业主运行人员对机组进行监控，当发现机组故障停机后，告诉设备厂家的现场服务人员；能复位的机组，在厂家现场人员的允许下，对机组复位；不能复位的，通知设备厂家人员对机组进行维修；在维修之前，厂家人员必须到升压站开工作票；只有经过风电场业主相关部门的审批同意后，厂家现场人员方可进行故障处理；机组维修后，厂家服务人员再次到升压站去完结工作票。

在风电合同中，通常把机组利用率作为出质保考核的重要指标，一些风电场开工作票的时间远远超过机组维修时间。因此，开工作票、结工作票等一系列工作流程直接会影响机组利用率，同时还会造成不必要的发电量损失。有的风电场还有这样的要求，如设备厂家的现场服务人员第一次到该风电场服务，则需先在风电场接受为期三天至一周的入场教育，方能入场登机处理现场问题。

然而，在质保期内，监控机组的运行状态及故障处理理应由设备厂家及现场人员完成，以上流程则会造成设备厂家的现场人员处于被动处理机组故障的状态，使得不少风电场的厂家现场人员对其机组运行状态难以进行长期、持续地监控和故障跟踪。由于缺乏对机组运行状态及故障产生过程的了解，还可能错过提前发现机组安全隐患的机会，最终导致重大事故的发生。从原则上讲，业主人员可以对厂家服务人员的日常维修和维护工作进行监督、提出异议，但不应过度参与其中，以免造成管理混乱，影响正常的机组维修和维护工作。

以上开“工作票”的方式，不仅增加了机组故障的处理时间，更重要的是造成了职责不清，责任不明，管理错位等问题。设备厂家现场人员的培训工作应由设备厂家进行，派遣到现场的每一位服务人员，无论是技术水平，还是安全知识都应符合相应的标准，满足现场要求。如存在问题，则应由设备厂家负责实施再次培训，或重新指派现场服务人员。

从风电场“工作票”执行效果来看，风电场的现实情况告诉我们，不少烧毁机组的风电场在这方面的管理还相当到位，然而，并没能阻止重大事故的发生。机组运维的工作流程在不断增多，但机组倒塌、烧毁事故并未减少，甚至有与日俱增的趋势。

究其原因，就是风电场的工作质量并未因管理流程的增加而得到提高。在质保期内，业主人员不负责机组维修维护的具体工作，也没有义务为厂家进行机组监控。通常业主人员也不能给故障处理者以指导，不能对故障做出客观的分析，且机组故障处理完毕后，也不能对机组是否仍然存在问题，或是否因故障处理而留下了某些安全隐患，做出合理判断。

因此，在质保服务期内的这种开“工作票”方式，不仅降低了工作效率，与风电场的具体情况不相适应，而且与职责权利相结合的基本管理原则相违背。在现场机组维护维修时，如需开据“工作票”，由设备厂家通过网络开出，并对其职工及工作过程进行管理，可能更符合管理原则，以及具有实际的意义和作用。

三、风电场维护的一些错误认识

由于兆瓦级风电机组的技术难度普遍较高，尤其是从国外引进、保护措施完善、设计先进的双馈机组，因其技术难度大，风电技术人员需具有相当雄厚的理论基础，并具有较长时间的风电场实践和深入学习经验，方能领会其关键技术，把握机组运维的关键点，有重点地检查和消除安全隐患。

在风电场机组的长期运行中，风电机组的整机性能以及风电企业的各项工作得到了充分的检验和验证。机组的设计、制造、配套、车间装配、现场安装、调试、维修、维护、整改和改造等都可能出现问题和产生安全隐患。机组如存在安全隐患，在现场运行时又未能及时发现和排除，则可能导致机组烧毁、倒塌事故的发生。

目前，中国的大部分风电场没能实现“集中监控，区域维修”。只有现场人员具备相当高的技术水平和责任心，才能保证机组故障判断和安全隐患排查的质量。因此，风电场日常运维对机组的正常运行、安全隐患排查、预防和避免重大事故起到了决定性的作用。

然而，不少风电企业却把风电场的机组维护工作，当成是一种“打螺钉、做清洁、给机器加油”等低技术含量工作，甚至被等同于一般的“民工”工作，例如：某出质保风电场，在风电场附近的当地居民中，找来一些没有经过任何培训的人员来实施机组维护。

还有人错误地认为，只要严格按“维护指导书”、单位规定和固定程序办事就定能保证机组运维质量和机组安全。殊不知，所谓“维护指导书”，其意思就已经说明，它仅仅是作为现场维护的“指导”，并不是机组运维的全部，很多现场具体的问题及处理办法，还需要根据实际情况自行进行判断和实施。在机组维护时，应根据机组前期运行出现的故障和问题对机组进行检查和调整。有的“维护指导书”则是在机组维修、维护经验严重不足条件下编制的，难以给现场以准确的“指导”，如果现场维护人员仅是严格按“维护指导书”进行，在维护过程中，可能会漏掉对机组关键部位的检查和安全隐患的排除。

四、某出质保两年以上风电场的机组调查情况

某风电场在机组出质保之前，业主从设备厂家的原留守维修人员中招聘了一名他们认为技术过硬的维修人员来充当出质保后该风电场的机组维修负责人。出质保两年后，机组运行状况很不理想，业主又再次请设备厂家的技术人员对其机组进行全面检查和评估。

其中两台故障机组的检查结果如下：

其中一台机组存在以下问题：主轴轴承润滑油泵缺油；液压站缺油；机舱主轴上方的天窗未

关；主轴刹车磨损/ 反馈传感器线未接，信号线短接；主轴刹车器罩壳未安装；发电机集碳盒上方的排碳管损坏；发电机冷却风扇排气罩未安装到位；机舱控制柜上维护开关的触点脱落；机组长时间没有运行而主齿轮箱的轴承1 温度高出轴承2 温度二十摄氏度以上；变桨电机温度保护参数设置错误；机组处于停机状态，但变桨电机一直还存在电流；机舱后端通风口未安装好；热风幕机不能运行；主齿轮箱和液压站油管有漏油现象等；塔基的环网通信接线盒标号、熔纤不规范，光纤接线、布置混乱。

另一台机组存在以下问题：马鞍处动力电缆保护胶皮脱落；液压站缺油；主轴轴承润滑油泵的参数设置错误；主轴轴承排出的废油脂颜色不正常；主齿轮箱高速轴机头侧轴承外圈跑圈；主齿轮箱高速轴小齿齿面有啮合黑线，轴的表面有锈蚀；发电机后轴承有严重异响；发电机排气罩脱落；风速传感器接线头损坏；刹车磨损信号短接；主轴刹车器罩壳未安装；变桨润滑油泵损坏；主控参数设置错误；变桨电池充电器损坏；在电池柜内，电池之间的连接线不规范；塔基的环网通讯接线盒插座以及接线尾纤没有按规定标号，光纤接线混乱等。

有个别问题可能在质保期内就存在，一直未得到解决。而更多的问题则是在机组出质保后出现的，究其原因：一方面，由于此类风电场机组维修的技术难度较大，业主运维人员的技术水平有限。当机组出现疑难故障时，没有技术水平更高、维修经验更丰富的技术人员到现场处理故障或进行技术指导；另一方面，没有机组部件厂家和设备厂家及时提供备件。因此，机组的运行状况很差，并存在安全隐患。

由这两台机组的抽查结果可知，出质保后的短期内，机组出现的新问题就相当多。在机组出

质保后，风电场的维修和维护工作基本在没有设备厂家参与和技术支持的条件下进行，风电场的日常维修维护主要依靠从设备厂商招聘来的现场维修人员和维护指导书，加之，不少风电场的管理方法及体制源于火电，与风电场实际情况不相适应，且部分相关领导（尤其是基层领导，如：场长、片区经理）来自火电或水电，未参与具体的机组运维，对风电场的具体业务不了解，做决策时，会出现偏差和错误。因此，这些风电场的安全隐患随处可见。如不采取有效措施，风电场发生机组烧毁、倒塌的概率极高。

应对措施

目前，中国的众多风电场，运维人员的技术水平和责任心对保证机组正常运行、排查机组的安全隐患、减少故障几率、产品改进都起着关键性的作用。下面仅就风电场的机组维修维护及运行管理谈一些看法及应对措施。

一、充分发挥风电场维护的作用，减少机组故障，避免重大事故的发生

加强风电场的机组维护及安全隐患的排除，以达到提高机组利用率、减少维修、避免重大事故发生的目的。

在中国，不同风电场间区别较大，在现场运维时，需要根据机组的具体情况进行维护，有时还需要针对现场的具体情况特殊处理。例如：在机组维护时，发现电缆的某个部位出现了严重磨损或损坏，需立即根据具体情况进行适当的处理。对于类似问题，有时还需根据现场状

况进行深入分析，以便从根本上消除隐患，方便后期机组的改进。

在机组维修的过程中，根据机组实际所报的故障状况，可能要对机组的某个部位进行重点维护；有时还需根据机位和机组的实际运行状况对主控参数进行适当地调整，以达到保护设备、降低机组报故障次数，把机组调至最佳状态的目的。每年，或半年一次的机组维护工作则是对机组的全面检查和再次调整，通过对机组的维护，防患于未然。当机组的设计和质量均不存在问题时，现场维护对减少故障、保护关键部件以及排除安全隐患起着决定性的作用。

另一方面，通过现场实践，现场人员可迅速学习和掌握风电技术，全面掌握风电场机组的特性及原理，有利于人才培养，机组维护维修水平的提高；在深入维修实践，熟练掌握机组特性的基础上，对机组的不足之处进行改进。在当今中国风电快速发展期，不少机型没有经过长时间的样机检验，在风电场运行的过程中，应尽早发现问题、及时改进，在风电场运行中完善和提高机组性能。

因此，机组维护工作不仅对保证机组的正常运行及排除安全隐患起着关键性的作用，而且，对培养人才、技术进步与持续改进也起着不可或缺的作用。

二、完善风电场管理，确保机组安全

在质保期内，设备厂家总部、片区通过网络对风电机组、现场工作及现场服务人员进行管理，采取多方面措施提高运维人员的思想和技术水平，提高现场的工作效率。每一次的机组维护

都是对机组的详细检查和调整，让运行机组处于最佳状态，达到消除隐患和减少机组故障的目的，并以实际行动和业绩取得业主的信任，打消业主顾虑，不再有出质保时进行“二次调试”之类的要求和提法。

在质保期内，机组维护维修“工作票”由设备厂家的总部或片区通过网络给厂家现场人员开出；真正实现“集中监控，区域维修”，公司总部、片区通过远程对机组及现场工作进行检查和监督，实时了解现场机组的运行状况，监督、检查现场人员的工作状况和效果。

在质保服务内，风电场业主人员给设备厂家的现场工作提供必要的便利与支持，例如：给机组送电、断电等；机组出质保后，营运企业应加强对现场维护维修工作的支持及机组管理，在互惠互利的基础上，密切保持与设备厂家的协作，保证机组的维护维修质量，避免重大事故的发生。

风电企业的公司总部、片区应从多方面给现场以支持。现场服务人员的待遇、个人生活及家庭问题等予以足够的关心和重视，以稳定现场运维队伍，提高现场人员的技术水平；及时派人到现场解决机组的疑难故障。对风电机组的日常故障、安全隐患实施多层次、多角度管理，避免出现流于形式、走过场的管理流程，保证机组运行及安全的具体措施落到实处。

结语

风电企业应结合风电场实际，建立适合风电场的运行模式和管理体系；片区、总部利用先进的技术手段从多方面给现场以支持；密切公司与风电场机组、运维人员的联系；充分发挥风电场运维的作用，避免重大事故的发生。

生产运营分析报告风电

生产运营分析报告风电文档编制序号：[KK8UY-LL9IO69-TTO6M3-MTOL89-FTT688]

2017年07月生产运营分析报告一、本月主要生产指标完成情况 1、发电量：当期风电计划为5833.34万kW·h，当期风电实际完成4586.93万kW·h，完成当期计划的78.63%，环比减少13.46%,同比增加59.00%，完成年计划的62.05% 。当期光伏计划为27万kW·h，当期光伏实际完成28.6万kW·h，完成当期计划的106.01%，环比减少6.15%，完成年计划的10.418%。 2、上网电量：当期风电计划5646.59万kW·h，当期风电实际完成为4451.72万kW·h，完成当期计划的78.84%，环比减少13.35% ，同比增长58.95%，完成年计划62.03%。当期光伏计划25.5万kW·h，当期光伏实际完成28.16万kW·h，完成当期计划的110.42%，环比减少6.15%，完成年计划的10.94%。本月实际完成发电量与当期计划发电量差值原因：风电方面： 1）拉马风电场本期可研风速为6.9m/s,同期风速为5.28m/s,上期平均风速为5.52m/s，本期实际测得风速为4.93m/s。鲁南风电场本期可研风速为6m/s,同期风速为5.42m/s,上期平均风速为6.19m/s，而本期实际测得风速为5.21m/s。鲁北风电场本期可研风速为7.15m/s, ,上期平均风速为6.7m/s，而本期实际测得风速为5.1m/s。大面山一期可研平均风速4.6m/s，上期平均风速4.4 m/s 实际平均风速4.21m/s上。大面山二期

风电行业事故案例

近期国内风电场事故报告 20PP年以来，我国一些风电公司在设备安装调试和运行过程中陆续发生了重大设备事故，造成风电机组完全损毁，并危及到调试人员的生命安全。通过分析这些事故，我们发现主要原因有三类：1、风电场管理不严，对风电设备的保护参数监督失控；2、风电机厂家管理混乱，调试人员培训不到位，产品设计中也存在安全链漏洞；3、设备制造质量失控，存在不少隐患。由于风电事故对厂家和风电开发商的负面影响较大，厂家和风电场业主往往严格保密，防止消息泄漏后有不良影响。我们只能通过互联网和各种渠道尽可能收集多的信息，供大家了解，引以为戒，避免今后发生类似事故。信息可能有失全面和准确，敬请谅解。 1、华锐风电机组火灾事故 20PP年5月，华能在通辽阜新风电场的一台华锐SL1500/77发生着火事故，机组完全烧毁，具体原因不明。 2、东汽风电机组火灾事故 20PP年7月14日上午10时，中广核位于内蒙古锡林浩特东45 公里的风电场，一台东汽FA 77的1.5兆瓦风电机组发生火灾。原因据说是维修过程中，在机舱烧电焊，引发机舱内的油脂起火。见附图。

3、东汽风电机组火灾事故 2opp年1月24日，位于通辽的华能宝龙山风电场30号机组, 1.5兆瓦的东汽F— 77机组发生飞车引发的火灾和倒塔事故。监控人员当时发现监控系统报“发电机超速，转速为2700转/分”（正常运行时应小于1700转/分），高速轴刹车未能抱死刹车盘。华能值班人员随即将集电线路停电，在短暂停机后，风轮再次转动（原因不明），随着转速的不断增大，高速轴上的刹车盘摩擦产生大量热量，出现火花导致机舱着火。现场查看风机时，发现第三节塔筒也发生折断。见下图。 4、新誉风电机组倒塔事故

风电场10月份运行分析报告文案

繁峙韩庄风电场10月运行分析报告一、发电量统计分析： 1、截止2015年10月31日繁峙韩庄风电场年累计发电量13732.69万千瓦时，完成年度计划的74.2%,同比增加55.12%。同比增加原因为：（1）繁峙韩庄风电场于2014年1月20日带电成功，一期运达风机1 月28日完成动态调试全部并网运行；二期华创风机调试进度缓慢，截止到 4月15日完成最后一台风机并网调试，因调试缓慢造成电量损失约为555.7 万千瓦时。（2）—期运达风机在2014年5月份出现惠腾桨叶大量开裂导致21台风机长时间停运，累计损失电量约为870.53万千瓦时。（3）二期风机并网运行后风机故障率较高，主要集中在变桨系统故障、及轮毂供电滑环故障。（4）2015年截止到10月31日年累计平均风速为 4.49m/s，较2014 年平均风速4.06m/s，同比增加10.59%。 2、2015年10月份累计发电量1616.06万千瓦时（一期发电量831.2 万kwh;二期发电量784.86万kwh），同比增加45.15%,环比增加57.38%, 完成月度计划的77.32%。上网电量1572.12万千瓦时，一期平均风速为 4.67m/s,可利用小时184.7h,风机可利用率99.62%；二期平均风速为5.07m/s，可利用小时174.4h，风机可利用率为98.08%,发电厂用电率1.5%。发电量增加原因:

(1) 2015年10月平均风速为 4.87m/s ，较2014年10月平均风速 3.98m/s ,同比增加22.36%,且二期风机经一年运行磨合及优化西门子控制系统，较2014年风机故障率有所下降。 (2) 较9月发电量增加主要原因为：10月平均风速4.87m/s 较9月份平均风速4.19m/s 高出0.68m/s 。二、本月故障情况：繁峙韩庄风电场2015年10月份风机累计故障37次较9月份累计故障 31次环比增加16.22%,故障率为56.06%,累计停机时间为401.57小时，环比增加75.43% 10月份累计故障损失电量为15.4万千瓦时较9月份故障损失电量5.552万千瓦时环比增加177.4%。繁峙韩庄风电场10月份故障主要集中在: 繁峙韩庄风电场发电量统计匸工4主旦空皂虽

风电场工程项目安全生产事故隐患排查治理制度正式样本

文件编号：TP-AR-L5093 There Are Certain Management Mechanisms And Methods In The Management Of Organizations, And The Provisions Are Binding On The Personnel Within The Jurisdiction, Which Should Be Observed By Each Party. （示范文本）编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 风电场工程项目安全生产事故隐患排查治理制度正式样本

风电场工程项目安全生产事故隐患排查治理制度正式样本使用注意：该管理制度资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的管理机制和管理原则、管理方法以及管理机构设置的规范，条款对管辖范围内人员具有约束力需各自遵守。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。为了加强xxx风电场工程项目的安全生产管理，确保xxx风电场安全生产工作的顺利进行，建立安全生产事故隐患排查治理的长效机制，强化安全生产主体责任，加强事故隐患监督管理，防止和减少事故，保障职工群众生命财产安全，根据xxx风电场、x局安监〔2008〕461号文件《水电x局有限公司安全生产事故隐患排查治理暂行办法》精神，特制定本制度如下：一、安全生产事故隐患是指在施工生产过程中违反安全生产法律、法规、规章、标准、规程和安全生

产管理制度的规定，或者因其他因素在施工生产活动中，存在可能导致事故发生的物的危险状态或人的不安全行为和管理上的缺陷。二、事故隐患分为一般事故隐患和重大事故隐患。一般事故隐患是指危害和整改难度较小，发现后能够立即整改排除的隐患。重大事故隐患是指危害和整改难度较大，应当全部或者局部停产停业，并经过一定时间整改治理方能排除的隐患，或者因外部因素影响致使在施工生产过程中都难以排除的隐患。三、发现一般事故隐患，项目部工程技术部门应立即制订切实可行的整改措施，并认真加以落实。同时安全监督管理部门建立事故隐患排查与整改治理台帐，按月上报安全生产隐患排查治理月报表。对短时

风电场电量损失统计管理办法

某公司风电场电量损失统计管理办法第一章总则第一条为做好风电场运行经济分析，更加科学准确统计风机因各种原因停运造成的电量损失，依据《发电公司风电场指标管理办法》、《风电场弃风电量统计方法》，结合某公司（以下简称公司）实际情况，制定本办法。第二条本管理办法适用于公司生产部门及各风电场。第二章职责范围划分第三条生产部的职责生产部负责指导和监督电量损失的统计工作。第四条风电场的职责各风电场为电量损失统计的管理部门。主要负责按照统计办法文件要求进行电量损失的统计以及分析工作，根据分析结果，调整运行方式，最大程度降低电量损失。第三章电量损失的分类第五条风电场电量损失主要包括：（一）风机设备故障停机损失。指由于风机本身设备故

障导致风机停止运行造成的电量损失。

（二）输变电设备故障停机损失。指由于场内变电设备故障导致风机停止运行造成的电量损失。（三）电网故障停机损失。指由于场外的变电设备故障导致风机停止运行造成的电量损失。（四）计划检修停机损失。指由于风机定检维护停机或输变电设备检修预试风机停止运行造成的电量损失。（五）气候原因停机损失。指由于风机所在地域气候条件超出风机设定运行条件导致的风机停止运行造成的电量损失，如暴风、低温、叶片覆冰等。（六）调度限电损失。指由于调度机构调峰导致的风机限出力运行造成的电量损失。（七）无备件停机损失。指风机故障点已查明，由于现场无备件不能使故障风机恢复运行期间造成的电量损失。第四章电量损失的统计及计算方法第六条运行人员应认真监盘，在风机日运行情况记录表上按监控显示的时间准确记录风机停机、开机时间，统计停运时间。第七条风机停运损失电量按照不同机型分类统计每日计算，由大夜班的运行人员依据风机日运行记录表和电量表将发电量、运行时间、停机时间等参数录入管控平台电量损失分析报表，损失电量、日统计由系统自动计算，电量单位

凌海风电场风机倒塔事故快报

凌海风电场风机倒塔事故快报 Modified by JACK on the afternoon of December 26, 2020

内部资料注意保存新能源事业部工作通报第四十二期国电电力发展股份有限公司新能源事业部2015年10月9日凌海风电场1A03风机倒塔事故快报 2015年10月1日7时38分，国电和风风电开发有限公司凌海（一期）风电场发生一起华锐风电机组倒塔事故，事故原因初步判断为超速导致飞车引起，目前具体原因正在核查。现将有关情况通报如下：一、事件经过 2015年10月1日7时38分，凌海风电场风机监控系统报1A03、1A07号风机通讯消失，运行值班员刘盛尉通知检修班长杨希明，班长杨希明汇报风电场专责廉永超，并组织人员到现场进行检查。7时50分检修人员到达现场，发现1A03号风机倒塌，下段塔筒法兰与基础环法兰128颗连接螺栓全部断裂。二、处理过程

1.启动应急预案。事件发生后，和风公司立即启动应急预案及现场处置方案，将1A03号风机箱变断电，拉开 1A03号风机35KV高压分接开关；封闭进场道路，现场加设围栏，并派人24小时保护现场，防止发生盗抢事件；强化舆情控制，防止造成不良社会影响;国电电力主要领导及新能源事业部、华锐公司技术人员、保险公司业务人员于当天赶赴现场。 2.查勘现场。经现场查勘，风机下段塔筒法兰与基础环法兰128颗连接螺栓全部断裂；倒塔方向（逆风向）向北偏东，塔筒倾倒过程中有约90度旋转，下段塔筒有局部弯曲变形，筒身圆形改变为椭圆形，基础环法兰有局部向上变形；机舱脱离塔顶距塔筒倒塔方向左侧10米左右，机舱本体外壳呈碎裂状态，机舱约三分之二陷入地下;叶片严重损坏，其中一支叶片距根部2-3米左右断裂飞出距塔基约187米，叶片断裂处呈撕裂状，另两只叶片虽未脱离轮毂但损坏严重；1A03至1A07风机35KV架空线A相断线。 3.提取风机运行数据。1A03风机在通讯消失前并未报故障，由于华锐风机数据信息上传服务器的方式是采取逐台读取风机PLC主站10分钟平均数据信息上传至风机服务器，每台风机信息读取时间约3分钟，93台风机数据信息全部读取存储周期约279分钟，因此1A03风机存储在服务器上的数据信息仅是6时29分48秒之前的10分钟

风电公司风电场运行管理分析报告(含解决方案与措施)

XX风电场运行管理分析报告 XX风电场自XXXX年年底建成投产以来，在各级领导的关怀下，在全体员工的努力下，截止XXXX年XX月底累计发电XXXXX万千瓦时，向XX电网输送绿色能源XXXXX万千瓦时，未发生任何安全生产事故。但随着时间的推移，风电发展整体环境的影响，XX风电场近期也表现出了整个行业环境的体征，即风机故障多发，厂家配件、人员配套服务跟不上，自身人员技术力量欠缺等诸多问题。从目前统计数据看，故障多集中于发电系统，故此，报告重点围绕风机系统进行总结和分析。一、风机运行情况 XX风电场共计安装XX SLXXXX风机XX台，由于风机关键部件配置组合不同，其运行表现也不相同，XX风电场所使用的XX SLXXXX 低温型机组主要配置见附件1：《XX风机关键设备配置表》，下面结合风机3年多运行故障统计进行分析。风场自运行以来截止XXXX年XX月XX日，共更换风机主要零配件XXX次，具体统计见附件2：《XX风电场截止XXXX年XX月XX日所更换重要备件统计表》。各类故障按源发部件分类统计如下：发电机相关故障更换部件XXX次，变频器相关故障更换部件XX次，变桨系统故障更换部件XX次，更换350A保险XX次，其余部件/系统故障更换部件XXX次。故障分布及频率见下表：

二、故障原因分析 XX风场所使用的是XX SLXXXX低温型风机，风场运行三年以来，出力基本保持平稳状态，但由于风机主要零部件损坏/更换次数过多，造成风机因故障停机时间较长。 1、机组自身设计/配件缺陷 XX SLXXXX机组设计原型为Wintec公司X MW模型机，后经XX引入国内生产制造，其主要缺陷有： 1.1 发电机系统据了解，XX公司在XXXX年前生产的XXXX机组大部分未包含发电机前轴承接地设计，轴电压导致发电机轴承损坏，造成发电机震动过大、连带损坏编码器等部件。投产之初，XX风场XX风机共涉及两家发电机厂产品，分别为：XX（15台）、XXX（18台）。经过3年多的运行，发电机均出现不同程度的故障，累计更换XX台，其中，故障率较高的为XXX公司产品，已累计更换XX台，由于XX发电机存在先天缺陷（XX电机有限公司的发电机轴承采用德国SKF生产，在SKF 产品扩大生产过程中，轴承存在问题，同时XX的技术不过关，滑环

沿海风电机组如何提高抗台风能力

沿海风电机组如何提高抗台风能力？北极星电力网新闻中心 2011-9-6 14:45:01 所属频道: 风力发电关键词: 风电机组六鳌风电场风电技术北极星风力发电网讯:近年来，风力发电成为福建省电力能源产业发展重点，截至2010年底，福建全省风电总装机容量55.77万千瓦。风力发电带动沿海经济发展的同时，也时常饱受台风侵扰之惑，给安全生产工作带来影响。本文以福建大唐漳州六鳌风电场设备事故为案例，从技术手段和管理措施两个层面，详细阐述沿海地区如何加强和提高风电机组抗击台风的能力。台风对风电场的影响特征包括极端风速、突变风向和非常湍流等，这些因素单独或共同作用往往使风电机组不同程度受损，如叶片因扭转刚度不够出现通透性裂纹或被撕裂;风向仪、尾翼被吹毁;偏航系统和变桨系统受损等，以及最严重的风电机组倒塔。六鳌风电场设备损坏事故分析六鳌风电场位于福建省漳浦县六鳌半岛东侧的海岸线地带，目前在役总装机容量为101.6兆瓦，总计85台风机。工程分三期开发，共用一个升压站集中控制。

2010年10月23日12时55分，强台风“鲇鱼”在福建漳浦县六鳌镇正面登陆，登陆时近中心最大风力13级(38米/秒)，中心最大气压为970百帕，是2010年最强台风。强台风“鲇鱼”的正面登陆造成六鳌风电场三期Z13号风机倒塔、Z10号风机叶片折断。造成一期两台箱变线圈短路烧损;二期两台风机轮毂进水，控制柜内元器件损坏;三期Z2、Z13号两台箱变绕组短路烧损。事故原因分析：1.台风造成的瞬时风速、湍流强度和入流角超过受损风机的设计制造标准，是事故的直接原因。依据相关设计制造标准，Z72-2000型风力发电机组可承受极端风速(50年一遇3秒平均)为70米/秒，最大湍流强度为0.16，最大入流角为8°。根据福建省气候中心的风速计算报告结果，在Z13号风机倒塔时段内瞬时计算风速(3秒钟平均)达70.2米/秒，湍流强度达0.3以上，超出了风机可承受的极端风速及湍流极大值;在Z10号风机叶片折断时段内湍流强度高达0.3以上，入流角20°以上，湍流强度和入流角均大大超出风机可承受的最大湍流强度和最大入流角。 2.台风造成箱变进水短路，导致风机失去电网电源，是事故扩大的原因。

风电场事故预想汇总精选.

变电站事故预想 1、变压器轻瓦斯动作的处理 2、变压器重瓦斯动作的处理 3、变压器差动保护动作的处理 4、变压器后备保护动作的处理 6、变压器压力释放保护动作的处理 7、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理 8、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？ 11、主变着火如何处理？ 12、主变套管严重跑油如何处理？？ 13、运行中发现液压机构压力降到零如何处理？ 14、检查中发现液压机构储压筒或工作缸、高压油管向外喷油，如何处理？ 16、液压机构油泵打压不能停止如何处理？ 18、液压机构发出“油泵运转”、“压力降低”、“压力异常”预告信号，如何处理？ 20、 35KV开关电磁机构合闸操作时，合闸接触器保持，如何处理？？ 23、油开关严重漏油，看不见油位，如何处理？ 27、 SF6断路器SF6低压力报警的判断处理 28、 SF6断路器SF6低压闭锁的判断处理 29、 SF6开关液压机构打压超时故障的判断处理

1、巡视检查中发现刀闸刀口发热、发红怎样处理？ 2、手动操作机构刀闸拒分，拒合怎样处理？ 1、电流互感器二次开路，如何处理？ 2、浠1#、2#主变并列运行中若浠互31PT有一相套管严重破裂放电接地，如何处理？ 3、本站35KVPT二次保险熔断有哪此现象？如何处理？ 4．巡视检查发现浠互02PT严重漏油看不见油位如何处理？ 5、巡视发现浠互30PT严重渗油，如何处理？ 6、浠互01PT二次回路故障如何处理？ 7、阀型避雷器故障如何分析判断处理 8、运行中发现浠互02避雷器瓷瓶有裂纹时怎样处理？ 10．浠03开关出线耦合电容器A相爆炸怎样处理？浠2＃所变高压侧浠38开关故障跳闸，如何处理？ 1、全站失压的判断处理 2、系统出现谐振过电压事故的处理 3、在进行１１０ＫＶ母线送电的操作中，当推上某一开关的两侧刀闸后，突然出现谐振现象，应如何判断处理？１＃主变保护动作，使全站失压，如何处理？１、中央信号盘“直流母线接地”光字牌亮如何处理？２、本站１＃整流屏出现故障后怎样处理？３、３５ＫＶ单相接地的故障处理

风电场设备运行分析会模板

XX公司 xx风电场月度故障缺陷分析报告报送单位：xxxxxxxx风电场报送日期：xx年xx月xx日

一、本月设备运行、缺陷、故障及处理情况 1、站内设备：本月站内设备故障累计发生次数x次，项目消缺x次。消缺项目： 1） 2) 2、箱变和集电线路（1）集电线路：本月集电线路故障累计发生次数x次，项目消缺x次，具体如下：故障情况： 1） 2) 消缺情况： 1） 2) 原因分析：（2）箱变：本月箱变故障累计发生次数x次，消缺项目x次，具体如下：故障情况： 1） 2) 消缺情况： 1） 2) 1

原因分析： 1) 2) 3、风电机组（1）风机利用率风机一期二期三期四期五期利用率（2）风机利用率低于98%原因分析: X期风机利用率低原因分析：（3）风机故障统计本月xx风电场风机故障发生次数共计xx台次，其中一期风机发生xx次，二期风机发生xx次；具体故障如下：一二期风机：序号故障类型停机次数占百分比故障同比故障环比 1 发电机系统故障 2 齿轮箱系统故障 3 控制系统故障 4 变频器系统故障 5 变桨系统故障 6 液压站系统故障 7 偏航系统故障 8 传感器故障 9 风向标故障 10 振动系统 11 叶片故障 12 主轴系统故障 13 通讯系统故障 14 其它故障合计 2

（4）主要故障及缺陷、故障分析（注：主要故障为引起风机停机24 小时以上或相同故障发生3次以上的故障，相同机型进行归类）序号故障机型故障名称故障停机时间（h）故障停机台次故障或缺陷分析故障消缺处理预防措施 1 2 （5）大部件更换情况及缺陷分析序号故障机型更换大部件投运时间型号厂家缺陷或故障分析（6）本月备件更换情况序号名称数量更换时间风机编号更换原因一二期风机 1 2 二、本月遗留故障或缺陷编号故障或缺陷名称故障或缺陷分析停运时间未处理原因 1 2 三、本月存在主要问题 1） 2）四、下月重点工作计划 1） 2） 3

方案--16风电场风机超速、倒塔事故现场处置方案

北京京能新能源有限公司企业标准 Q/XNY-216.10.01-16-2012 内蒙古分公司乌兰伊力更风电场风机超速、倒塔事故现场处置方案 20××-××-××发布 20××-××-××实施北京京能新能源有限公司发布

安全管理 Q/XNY-216.10.01-16-2012 目次前言............................................................................... III 1 总则.. (1) 1.1 编制目的 (1) 1.2 编制依据 (1) 1.3 适用范围 (1) 2 事件特征 (1) 2.1 事件可能发生的区域、地点 (1) 2.2 事件可能造成的危害程度 (1) 2.3 风机超速前可能出现的征兆 (1) 2.4 风机飞车前可能出现的征兆 (2) 2.5 倒塔前可能出现的征兆 (2) 3 应急组织及职责 (2) 3.1 应急救援指挥部 (2) 3.2 指挥部人员职责 (2) 4 应急处置 (2) 4.1 现场应急处置程序 (2) 4.2 现场应急处置措施 (2) 4.3 事件报告流程 (3) 5 注意事项 (3) 6 附则 (4) 6.1 应急部门、机构或人员的联系方式 (4) 6.2 应急设施、器材和物资清单 (4) 6.3 关键的路线、标识和图纸 .............................................. 错误！未定义书签。 6.4 应急救援指挥位置及救援队伍行动路线 .................................. 错误！未定义书签。 6.5 相关文件 (10) 6.6 其他附件 ............................................................ 错误！未定义书签。

输电线路风偏故障分析报告

输电线路风偏故障分析报告 1. 输电线路风速取值原则 1.1 主要技术原则根据《110~500kV架空送电线路设计技术规程》（DL/T 5092-1999）和《电力工程气象勘测技术规程》（DL/T 5158-2002），110~220kV线路气象条件根据沿线气象资料和附近已有线路的运行经验，按15年重现期确定；其中，确定最大设计风速时，按当地气象台站10min时距平均的年最大风速作样本，采用极值Ⅰ型分布作为概率模型，换算至地面15m高度确定。同时，还规定山区送电线路的最大设计风速，如无可靠资料，按附近平原地区的统计值提高10%选用。综上所述，影响最大风速取值的主要因素为重现期、风速时距；同时，站点位置也是影响取值的关键因素之一。2.3 风速时距的选取我国建筑荷载规范采用连续自记、时距为10min的平均风速作为计算建筑物的风荷载。在实际天气状况下，风速的幅值随时间和空间是变化的，从宏观上看风速时距越短，其平均风速越大，瞬时风速最大。据统计，2min时距瞬时最大风速是平均风速的1.29倍，10min时距瞬时最大风速达到平均风速的1.5倍（陆地）。我国采用10min平均风速的主要理由是认为建筑结构质量都比较大，因而其阻尼也较大，风压要对其产生破坏性的影响，时间较长时才能显出动力反应。实际建筑物大风灾害的统计结果也表明，仅瞬时风速大而10min平均风速不大时，很少造成建筑物受损的灾害。

但上述风速取值对于质量较小的导线尤其引流线明显不合理。通过国内多年输电线路运行经验证实，目前的风速时距选择对于杆塔结构影响不大，但对于导线尤其质量较小的引流会有较大影响，近年来沿海和公司输电线路引流风偏故障频发也证实了这一因素。同时，90年代以来，新疆也采用了连续自计方式，尤其2000年以来又新增了大量的自动观测站。因此，在输电线路设计中，要选用最近年限的观测风速，资料不全的区域还应比对“全国基本风压图” 进行测算，而不能简单套用以往工程的气象条件。 3. 输电线路导线风压计算原则根据《110~500kV 架空送电线路设计技术规程》（DL/T 5092-1999）规定，导、地线风压按照下述公式计算： Wx ＝α·Wo·μZ ·μSC ·d·L p ·sin 2θ Wx —垂直于导线及地线方向的水平风荷载标准值，kN ； Wo —基准风压，取值为21ρV 2，kN/m 2； ρ —空气密度，与大气压力、温度、空气湿度有关； α —风压不均匀系数； μZ —风压高度变化系数； μSC —导线或地线的体型系数； d —导线或地线的外径或覆冰时的计算外径，mm ； Lp —杆塔的水平档距，m ； θ —风向与导线或地线方向之间的夹角，度；通过上式，风压与风速取值为平方关系，因此风速的合理选取对风压影响很大；同时，影响风压值的关键参数还有

风电场二十六项反事故措施

风电场二十六项反事故措施实施细则批准: 审核：编制： 2020年01月01日

目录一、目的 ...................................................... - 3 - 二、适用范围................................................... - 3 - 三、编制依据................................................... - 3 - 四、具体措施................................................... - 5 - 1、防止人身伤亡事故措施........................................ - 5 - 2、防止交通事故措施........................................... - 15 - 3、防止误操作事故措施......................................... - 17 - 4、防止电气设备火灾事故措施................................... - 18 - 5、防止风电机组倒塔措施....................................... - 20 - 6、防止风电机组火灾措施....................................... - 24 - 7、防止机舱、风轮和叶片坠落事故措施........................... - 29 - 8、防止风电机组超速事故措施................................... - 30 - 9、防止风电机组雷击事故措施................................... - 32 - 10、防止风电机组大规模脱网事故措施............................ - 33 - 11、防止全场停电事故措施...................................... - 36 - 12、防止变压器（含箱式变压器）和互感器损坏事故措施............ - 40 - 13、防止开关设备事故措施...................................... - 43 - 14、防止电气设备雷击事故措施.................................. - 48 - 15、防止继电保护事故措施...................................... - 51 - 16、防止直流系统事故措施...................................... - 55 - 17、防止倒杆塔和断线事故措施.................................. - 58 - 18、防止风电机组电缆绞断事故措施.............................. - 59 - 19、防止接地网事故措施........................................ - 60 - 20、防止污闪事故措施.......................................... - 61 - 21、防汛事故措施.............................................. - 62 - 22、防暴风雪措施.............................................. - 64 - 23、防止风力机发电机损坏事故措施.............................. - 66 - 24、风电场防寒防冻措施........................................ - 68 -

风电机组可用率分析

风电机组可用率分析年月日

考核设备可用率的意义是什么？ ?为机组运行好坏比较提供依据 ?某种意义上说明设备可靠性的高低 ?反映出设备维护检修的水平 ?相同外部条件下，设备可用率与设备发电量正相关 ?设备可用率不是影响发电量的唯一相关因素 ?要求机组厂家索赔的主要依据参数之一

可用率定义 ?设备可用率表明设备处于正常可用状态时间占统计期间时间的比例 ?“3.1.1给定运行期间，其间风力发电机组在其设计参数范围内，执行了应尽服务的分数值”，摘译自IEC61400‐26‐1可用率定义 3.1.1 Fraction of a given operating period in which a WTGS is performing its intended services within the design specification. Source from IEC61400‐26‐1

可用率计算方法 ?运行性状态 –发电状态：满功率发电状态和部分功率发电状态 –非发电状态：待机如小风、大风；超出环境运行许可参数的待机(如极低、极高温度)；按要求停机(如限电)；电网故障停机 ?非运行性状态 –定期维护；计划性技术改造和升级等

各种可用率计算方法 ?监控系统可用率： –统计期间时间–无监控数据的时间/统计期间时间 ?电网可用率： –统计期间时间–无监控数据的时间–电网故障(极限范围)停机时间/统计期间时间 ?风电场可用率： –统计期间时间–无监控数据的时间–不可抗力时间–电网故障(极限范围)停机时间–环境温度停机–强制停机/统计期间时间 ?厂家可用率： –在线时间+风在极限允许范围内但不在线时间+风在极限允许范围之外不在线时间/统计期间时间–无监控数据的时间–不可抗力时间–电网故障(极限范围)停机时间–环境温度停机–强制停机–风在极限允许范围之外故障停机–风在极限允许范围之外维护停机–风在极限允许范围之外运行人员停机 ?风电场业主可用率： –在线时间+风在极限允许范围之外不在线时间/统计期间时间–无监控数据的时间–不可抗力时间–电网故障(极限范围)停机时间–环境温度停机–强制停机 ?风电机组+风电场可用率： –在线时间+风在极限允许范围之外不在线时间/统计期间时间

凌海风电场风机倒塔事故快报

预案及现场处置方案，将1A03号风机箱变断电，拉开1A03号风机35KV高压分接开关；封闭进场道路，现场加设围栏，并派人24小时保护现场，防止发生盗抢事件；强化舆情控制，防止造成不良社会影响;国电电力主要领导及新能源事业部、华锐公司技术人员、保险公司业务人员于当天赶赴现场。 2.查勘现场。经现场查勘，风机下段塔筒法兰与基础环法兰128颗连接螺栓全部断裂；倒塔方向（逆风向）向北偏东，塔筒倾倒过程中有约90度旋转，下段塔筒有局部弯曲变形，筒身圆形改变为椭圆形，基础环法兰有局部向上变形；机舱脱离塔顶距塔筒倒塔方向左侧10米左右，机舱本体外壳呈碎裂状态，机舱约三分之二陷入地下;叶片严重损坏，其中一支叶片距根部2-3米左右断裂飞出距塔基约187米，叶片断裂处呈撕裂状，另两只叶片虽未脱离轮毂但损坏严重；1A03至1A07风机35KV架空线A相断线。 3.提取风机运行数据。1A03风机在通讯消失前并未报故障，由于华锐风机数据信息上传服务器的方式是采取逐台读取风机PLC主站10分钟平均数据信息上传至风机服务器，每台风机信息读取时间约3分钟，93台风机数据信息全部读取存储周期约279分钟，因此1A03风机存储在服务器上的数据信息仅是6时29分48秒之前的10分钟平均数据，之后至通讯消失时间段的运行数据信息存储在PLC芯片中。调取1A03号风机6时29分48秒之前的10分钟平均数据，

近年国内外风电事故报告

近年国内外风电事故报告篇一：国内外风电标准情况报告国内外风电标准情况报告 1 国际风力发电机组标准、检测及认证发展和现状 1.1 国际风力发电机组标准、检测及认证发展情况 1.1.1 早期风电设备标准发展史国际风电设备的检测认证已有30多年的历史。20世纪70年代，丹麦基于当时的工业标准，制定了本国的风电机组检测和认证制度，1979年得到正式批准，确定私人投资风电若想获得国家补助需要通过RIS?国家实验室的测试和资质认证1。 1980年至1995年间，风电在国际范围内广泛发展，为了保障风力发电机组的质量、安全，推进风电机组国际贸易的发展，各风电先进国家相继出台了风力发电机组设计、质量及安全相关的标准/指南草案。1985年，荷兰电工技术委员会（NEC88）颁布了风力发电机组安全设计指南，加拿大标准协会颁布了适用于本国的小型风电机组安全设计标准。1986年，德国第三方认证机构德国劳埃德船级社（Germainscher Lloyd，简称GL）提出了第一个适用于风电机组型式认证和项目认证的规范。1987年，国际电工技术委员会（IEC）成立了88技术委员会（Technical Committee-88，简称TC 88），同年TC-88基于GL规范发布了风力发电机组安全要求标准2。1988年，丹麦、德国、荷兰和国际能源署（IEA）又陆续公布了风电机组验收操作规范与指南。1992年丹麦公布丹麦标准（DS）DS 472。1994年，美国能源部（DOE）开始组织实施风力发电机组研究计划，计划通过项目实施初步形成美国风电产业认可的基础标准协议。早期风电设备的检测认证主要发生在欧洲，这与欧洲在风电技术与风电产业方面的发展密切相关。一方面欧洲风电产业的发展促使了检测认证制度及标准的出台，使欧洲后来拥有世界上最完善的风电标准、检测及认证制度；另一方面检测认证的发展和完善又有力地推动了欧洲风电产业的发展，使欧洲在风电技术与风电产业方面始终处于世界领先地位。作为风电设备认证史上的第一批认证标准与指南（表1-1），这些标准草案、规则、指南的颁布和试行为后来国际风电认证体系的建立和完善提供了基础和指导。表1-1 第一批风电设备认证标准与指南3 1.1.2 IEC风电设备系列标准形成

风电场10月份运行分析报告记录

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繁峙韩庄风电场10月运行分析报告一、发电量统计分析： 1、截止2015年10月31日繁峙韩庄风电场年累计发电量13732.69万千瓦时，完成年度计划的74.2%，同比增加55.12%。同比增加原因为：（1）繁峙韩庄风电场于2014年1月20日带电成功，一期运达风机1月28日完成动态调试全部并网运行；二期华创风机调试进度缓慢，截止到4月15日完成最后一台风机并网调试，因调试缓慢造成电量损失约为555.7万千瓦时。（2）一期运达风机在2014年5月份出现惠腾桨叶大量开裂导致21台风机长时间停运，累计损失电量约为870.53万千瓦时。（3）二期风机并网运行后风机故障率较高，主要集中在变桨系统故障、及轮毂供电滑环故障。（4）2015年截止到10月31日年累计平均风速为4.49m/s，较2014年平均风速4.06m/s，同比增加10.59%。 2、2015年10月份累计发电量1616.06万千瓦时（一期发电量831.2万kwh；二期发电量784.86万kwh），同比增加45.15%，环比增加57.38%，完成月度计划的77.32%。上网电量1572.12万千瓦时，一期平均风速为 4.67m/s,可利用小时184.7h,风机可利用率99.62%；二期平均风速为 5.07m/s，可利用小时174.4h，风机可利用率为98.08%，发电厂用电率1.5%。发电量增加原因：

（1）2015年10月平均风速为4.87m/s，较2014年10月平均风速3.98m/s，同比增加22.36%，且二期风机经一年运行磨合及优化西门子控制系统，较2014年风机故障率有所下降。（2）较9月发电量增加主要原因为：10月平均风速4.87m/s较9月份平均风速4.19m/s高出0.68m/s。二、本月故障情况：繁峙韩庄风电场2015年10月份风机累计故障37次较9月份累计故障31次环比增加16.22%，故障率为56.06%，累计停机时间为401.57小时，环比增加75.43%，10月份累计故障损失电量为15.4万千瓦时较9月份故障损失电量5.552万千瓦时环比增加177.4%。繁峙韩庄风电场10月份故障主要集中在：

风电场风机超速、倒塔事故应急预案

风电场风机超速、倒塔事故应急预案安全管理 Q/XNY-216.10.01-16-2012 风机超速、倒塔事故现场处置方案 1 总则 1.1 编制目的高效、有序地处理本风电场风机超速、倒塔突发事件，避免或最大程度地减轻风机超速、倒塔造成的损失，保障员工生命和企业财产安全，维护社会稳定。 1.2 编制依据《电力企业现场处置方案编制导则》《北京京能新能源有限公司内蒙古分公司设备设施损坏事件处置应急预案》 1.3 适用范围适用于本风电场风机超速、倒塔事故后的现场应急处置和应急救援工作。 2 事件特征 2.1 事件可能发生的区域、地点风电场所有风机 2.2 事件可能造成的危害程度 2.2.1 风机超速可能导致风电机组制动系统损坏。 2.2.2 风机超速可能导致风电机组传动链部件损坏(叶片、轮毂、主轴、齿轮箱、联轴器等)、发电机轴承损坏、电气滑环(油滑环)损坏。 2.2.3 风机超速过程中突然脱网(包括转子回路开路)可能导致风电机组飞车事故。 2.2.4 风机飞车事故后可能导致叶片断裂、风电机组倒塔事故。 2.2.5 叶片断裂、倒塔事故可能造成周围设备报废、人身伤亡。 2.3 风机超速前可能出现的征兆

2.3.1 变桨系统故障电变桨风机变桨电池(损坏)容量不足、变桨电机损坏、变桨机械传动部分卡阻、液压变桨系统液压压力不足(蓄能器压力不足)、液压缸卡阻、定桨距风机叶尖扰流器不能正常打开、液压压力不足(蓄能器压力不足)。 2.3.2 电气设备故障 1 安全管理 Q/XNY-216.10.01-16-2012 因电气原因导致电磁抱闸失灵，叶片顺桨失败、变桨电机完全失电造成桨叶拒动，桨叶不能收桨、桨叶极限位置行程开关故障，到达预定位置而不能切断电源导致叶片继续旋转，电气滑环故障导致变桨控制系统不能接收正常顺桨信号等。双馈发电机转子回路开路(转子、滑环、变频器等原因)，发电机(失去励磁)空载运行，如果此时控制和保护单元不能及时使桨叶顺桨停机，也会造成风机超速。 2.4 风机飞车前可能出现的征兆变桨系统、制动系统失灵、偏航系统失灵，风机处于超速状态过程中突然脱网(包括转子回路开路)。 2.5 倒塔前可能出现的征兆风机振动极大、飞车、塔筒出现裂痕(焊缝开裂)、法兰连接螺栓(预紧力和预紧扭矩值没有达到要求)松动、断裂、混凝土基础沉降严重、裂纹、风化严重、塔基周边发现严重土壤流失，塌陷，松弛等情况。 3 应急组织及职责 3.1 应急救援指挥部总指挥:xxx风电场场长成员:xxx风电场场长助理、运维人员、专(兼)职安监人员、后勤保障人员 3.2 指挥部人员职责 3.2.1 总指挥的职责:全面指挥突发事件的应急救援工作，向保险公司报险。

系列风电机组事故分析及防范措施风电场存在的问题

生产运营分析报告风电

风电行业事故案例

风电场10月份运行分析报告文案

风电场工程项目安全生产事故隐患排查治理制度正式样本

风电场电量损失统计管理办法

凌海风电场风机倒塔事故快报

最新风电行业事故案例汇编

风电公司风电场运行管理分析报告(含解决方案与措施)

沿海风电机组如何提高抗台风能力

风电场事故预想汇总精选.

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方案--16风电场风机超速、倒塔事故现场处置方案

输电线路风偏故障分析报告

风电场二十六项反事故措施

风电机组可用率分析

凌海风电场风机倒塔事故快报

最新风电场事故总结与分析

近年国内外风电事故报告

风电场10月份运行分析报告记录

风电场风机超速、倒塔事故应急预案