风电项目调试技术管理规定试行Word文件下载.docx

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2.10项目监理部应监督调试单位执行批准的调试方案和措施，对调试过程实施巡视、见证、检查，必要时旁站。

2.11项目监理部应检查发现和收集各参建单位发现的调试过程中的缺陷，由监理工程师进行分类整理，建立台账，确定缺陷性质和消缺责任单位，并发送到各有关责任单位进行消缺处理。

缺陷消除后，监理工程师应会同有关单位对处理结果进行验收，实行闭环管理。

对于影响风电场安全的重大缺陷，监理工程师应参与会商和确定消缺方案，并督促责任单位实施和落实。

2.12参加重大调试节点前的安全大检查，参加单位工程完工和整套启动调试各阶段的质量验收、签证工作，审核调试结果。

3.风电场电气设备调试

3.1调试准备

3.1.1风电场电气设备调试包括单体调试、分系统调试及系统联调。

各单体调试项目、分系统调试项目及系统联调项目在调试完成后均应编制现场调试报告。

3.1.2调试现场应配置220V与三相380V交流电源，并装设漏电保护装置。

3.1.3确认一次设备安装结束，盘柜安装就位，二次接线已完成，并经检验符合有关标准或规定的要求。

3.1.4主变压器、断路器、开关柜等主要电气设备的调试方案应符合电气设备相关的技术要求。

3.2单体调试。

风电场电气设备单体调试项目主要包括：

电力变压器调试；

电抗器及消弧线圈调试；

互感器调试；

断路器调试；

隔离开关、负荷开关及高压熔断器调试；

六氟化硫封闭式组合电器调试；

电力电缆线路调试；

电力架空线路调试；

套管调试；

绝缘子调试；

电容器调试；

绝缘油测试；

SF6气体测试；

避雷器测试；

二次回路试验；

母线测试；

接地装置测试；

继电保护及安全自动装置测试；

电能计量装置测试；

测量指示仪表测试；

变送器测试。

3.3厂用电系统调试及投运

3.3.1检测厂用电系统绝缘电阻值，明确绝缘电阻值无异常后，合上厂用电系统进线开关，进行380V母线合闸送电试验，检查相关指示仪表及计算机采样值是否正常。

3.3.2依次合上各供电回路开关，对厂用电系统相关保护进行带负荷校验。

3.3.3模拟系统主电源回路失电，检查厂用电系统能否迅速切换至后备电源，保证供电的连续性。

3.4直流系统调试及投运

3.4.1检测直流系统绝缘电阻值，明确绝缘电阻值无异常后，合上直流系统的交流电源进线开关，对直流母线送电，并检查整流器是否工作正常。

3.4.2合上直流系统的蓄电池回路进线开关，检查蓄电池是否工作正常，进行蓄电池组充放电试验。

3.4.3检查直流系统调压功能、各相关仪表及计算机采样值、直流母线绝缘巡检仪是否正常工作。

3.4.4模拟直流系统正常工作时交流电源回路失电，录取直流母线电压波形，直流系统应无波纹切换到蓄电池回路供电。

3.5事故照明系统调试及投运

3.5.1检测事故照明系统绝缘电阻值，明确绝缘电阻值无异常后，合上交流电源进线开关，对事故逆变照明系统交流母线送电，检查各供电回路是否正常。

3.5.2合上直流电源进线开关，检查逆变器工作是否正常；

检查各相关仪表及计算机采样值，并模拟事故照明系统交流电源失电，系统应迅速切换至直流电源供电。

3.6CT、PT二次回路通电试验

3.6.1检测PT二次回路电阻值，确定无短路后，PT二次回路小母线升至额定电压，检查各装置、仪表、监控系统采样无异常，检测并记录PT二次回路功率。

3.6.2检测CT二次回路绝缘值，确定无断路后，在CT二次回路中通过额定电流，检查各装置、仪表、监控系统采样无异常，检测并记录CT二次回路功率。

3.7主变冷却系统调试。

进行主变冷系统运行逻辑验证，双回路电源自动切换验证，同时验证与其他系统之间联动逻辑。

3.8保护自动化系统整组传动。

保护自动化系统与其他系统之间的信号联动试验，保护自动化装置带一次设备整组试验，并在装置80%额定电压运行状况下，再次进行保护自动化装置带一次设备整组试验，确保保护自动化系统正确动作，无误动、无拒动。

3.9调度进行四遥功能验证。

依照电网公司核准的四遥信号表，与各级电力调度部门进行遥信、遥测、遥调、遥控功能的验证。

3.10故障录波试验。

依次验证开关量、模拟量触发功能，并检查录波、波形打印、波形上传等功能。

3.11电气设备系统联调

3.11.1箱变冲击试验。

连续做三次箱变冲击试验，每次冲击试验间隔不少于5分钟，每次冲击试验时应派人在现场对变压器进行监视，同时检查变压器差动保护是否误动。

3.11.2线路充电试验。

对集电线路进行线路充电试验，检查一次设备无异常，保护装置无误动，并检查电流、电压等电气量。

3.11.3主变冲击试验。

连续做五次主变冲击试验，每次冲击试验间隔不少于5分钟，每次冲击试验时应派人在现场对变压器进行监视，同时检查变压器差动保护是否误动。

3.11.4主变有载调压试验。

用有载调压装置对主变高压侧电压进行调节，按照先升后降的顺序，对调压器各档位进行测试，检查一次设备无异常，保护装置无误动，并检查记录各档位下主变高压侧电压。

3.11.5断路器投切试验。

对集电线路、无功补偿等间隔的断路器进行投切试验，检查相关一次设备无异常，保护装置无误动，检查电压、电流等电气量。

3.11.6空载线路试验。

对风电场送出线路进行空载投切试验，检查相关一次设备无异常，保护装置无误动，检查电压、电流等电气量。

3.12电气设备离网调试结束。

风电场电气设备单体调试、分系统调试及系统联调完成后，调试单位应向风电场建设单位提供风电场电气设备调试文件包。

4.风电机组离网调试

4.1离网调试准备

4.1.1应确认被调试机组安装已完毕，经检验符合有关标准或规定的要求。

对作业环境进行全面检查，确认设备齐全无缺失、安全设施齐备，所有断路器及开关应处于分断位置，所有电气设备应处于关闭状态。

4.1.2被调试机组附带的技术文件应符合GB/T19069.9中规定，并对厂内调试报告进行检查。

确认控制器出厂前已调试完毕，各项参数符合相关机组控制与监测要求；

各类测量终端调整完毕，整定值应符合相关机组检测与保护要求。

4.1.3进行绝缘水平检查及接地检查。

4.2机组电气检查

4.2.1对机组防雷系统的连接情况进行检查以及检查主控系统、变桨系统、变流系统、发电机系统等的接线是否正确，确认电缆色标与相序规定是否一致。

4.2.2检查各控制柜之间动力和信号线缆的联接紧固程度是否满足要求。

4.2.3确认各金属构架、电气装置、通讯装置和外来的导体等电位连接与接地。

4.2.4检查母排等裸露金属导体间是否干净、清洁，动力电缆外观应完好无破损。

应对电气工艺进行检查确认。

4.2.5对现场连接及安装的动力回路进行绝缘检查。

4.3机组上电检查

4.3.1确定主控系统、变流系统、变桨系统等系统中的各电气元件已整定完毕。

4.3.2按照现场调试方案和电气原理图，依次合上各电压等级回路空开，测量各电压等级回路电压是否满足要求。

4.3.3应对备用电源进行检查，测查充电回路是否工作正常；

待充电完成后，检查备用电源电压检测回路是否正常。

4.4机组就地通讯系统

4.4.1主控制器启动。

对主控制系统的绝缘水平和接地连接情况进行检查；

机组通电，启动人机界面，检查各用户界面是否可正常调用；

建立人机界面与主控制器之间的通讯，进行主控制器参数设定，保证每台机组的地址或网络标识不相互冲突；

将控制回路不间断电源置于掉电保持状态，手动切断供电电源，不间断电源应可靠投入运行。

4.4.2子系统和测量终端。

检查主控制器和各个子系统通讯是否正常，包括主控制器与功能模块之间的通讯、主控制器与功率变流器之间的通讯、主控制器与变桨变流器之间的通讯、主控制器与偏航功率变流器之间的通讯等。

确认各个子系统通讯中断后，主控制器能发出有效的保护指令；

检查各测量终端、风向标、位置传感器及接触器等是否处于正常工作状态。

4.5安全链

4.5.1急停按钮触发。

按下紧急停机按钮，检查安全链是否断开及机组的故障报警状态。

4.5.2机舱过振动。

触发过振动传感器，检查安全链是否断开以及机组的故障报警状态。

4.5.3扭缆保护。

触发扭缆保护传感器，检查安全链是否断开以及机组的故障报警状态。

4.5.4过转速。

触发过转速保护开关，检查安全链是否断开以及机组的故障报警状态。

4.5.5变桨保护。

触发变桨保护开关，检查桨叶是否顺桨、安全链是否断开以及机组的故障报警状态。

4.6发电机系统

4.6.1对发电机的绝缘水平和接地连接情况进行检查。

4.6.2检查发电机滑环与碳刷安装是否牢固可靠，滑道是否光滑，碳刷与滑道接触是否紧密。

触发磨损信号，观察机组故障报警状态。

4.6.3应对发电机防雷系统进行检查，触发发电机避雷器，观察机组故障报警状态是否正确。

4.6.4测量发电机加热器阻值是否在规定范围内，启动加热器，测量加热器电流是否在规定范围内，确保发电机加热器正常工作。

4.6.5在有条件的情况下，应对发电机过热进行检查。

模拟发电机过热故障，观察机组动作及自复位情况。

4.6.6检查发电机冷却、加脂等系统的工作是否处于正常状态

4.7齿轮箱

4.7.1检查齿轮箱油位是否正常，调节齿轮箱油位传感器，观察齿轮箱油位传感器触发时的机组故障报警状态。

4.7.2检查齿轮箱防堵塞情况，调节压差传感器，观察压差信号触发时的机组故障报警状态。

4.7.3检查齿轮箱润滑系统各阀门是否在正常工作位置；

启动齿轮箱润滑油泵，观察齿轮箱润滑系统压力、噪声及漏油情况。

4.7.4手动启动齿轮箱冷却风扇，观察其是否正常启动，转向是否正常。

4.7.5测量齿轮箱加热器阻值是否在正常范围内，能否确保加热器正常运行。

4.8传动润滑系统

4.8.1传动润滑系统包括变桨润滑、发电机润滑、主轴集中润滑及偏航润滑等。

4.8.2检查传动润滑系统油位是否正常，启动传动润滑系统，观察润滑泵运行、噪音、漏油情况；

调节传动润滑系统，观察润滑故障信号触发时，机组故障报警状态。

4.9液压系统

4.9.1检查液压管路元件联接情况有无异常，调节各阀门至工作预定位置。

4.9.2检查液压油位是否正常，确认液压油清洁度满足工作要求。

模拟触发液压油位传感器，观察机组停机过程和故障报警状态。

4.9.3启动液压泵，观察液压泵旋转方向是否正确，检查系统压力、保压效果、噪音、渗油等情况。

检查液压站和管路衔接处，确保建压后回路无渗漏。

4.9.4触发液压压力传感器信号，检查机组停机过程和故障报警状态。

4.9.5检查制动块与制动盘之间的间隙是否满足要求。

进行机械刹车测试，观察机组停机过程和故障报警状态。

4.9.6手动操作叶轮刹车，叶轮电磁阀应迅速动作，对刹车回路建压，松闸后回路立即泄压。

4.10偏航系统

4.10.1检查偏航系统各部件安装是否正常，机舱内作业人员应注意安全，偏航时严禁靠近偏航齿轮等转动部分。

4.10.2应确定机舱偏航的初始零位置，调节机舱位置传感器与之对应；

调节机舱位置传感器，使其在要求的偏航位置能够有触发信号。

4.10.3顺时针、逆时针操作偏航，观察偏航速度、角度及方向、电机转向是否与程序设定一致，偏航过程应平稳、无异响。

4.10.4测试机组自动对风功能。

手动将风机偏离风向一定角度，进入自动偏航状态，观察风机是否能够自动对风。

4.11变桨系统

4.11.1一般规定

4.11.1.1变桨系统调试时，机组应切入到相应的调试模式。

调试人员必须操作锁定装置将叶轮锁定后方可进入轮毂进行调试。

4.11.1.2变桨系统调试必须由两名及以上调试人员配合完成，禁止单人进行操作。

调试过程中各作业人员必须始终处于安全位置。

轮毂外人员每次进入轮毂必须经轮毂内变桨调试人员许可。

4.11.1.3完成变桨调试后应将轮毂内清理干净，不得遗留任何杂物和工具，待所有人员离开轮毂后方可解除叶轮锁定。

4.11.1.4对变桨系统、变流系统的绝缘水平和接地连接情况进行检查。

4.11.2手动变桨

4.11.2.1在手动模式下，按照现场调试方案和电气原理图，依次合上变桨系统各电压等级回路空开，测量各电压等级回路电压是否正常。

4.11.2.2进行桨叶零位校准，使桨叶零刻度与轮毂零刻度线对齐，将编码器清零确定零位置。

4.11.2.3进行桨叶限位开关调整，调整接近开关、限位开关等传感器位置，保证反馈信号可靠。

4.11.2.4点动叶片变桨，应操作桨叶沿顺时针和逆时针方向各转一圈（操作桨叶沿0°

~90°

之间运行），观察桨叶的运行、噪音情况，运行过程应流畅、无异常触碰，并确认变桨电机转向、速率、桨叶位置与操作命令是否保持一致。

4.11.2.5断开主控制柜电源，检测备用电源能否使叶片顺桨。

4.11.2.6应按照上述步骤对每片桨叶分别进行测试。

4.11.3冷却与加热

4.11.3.1操作风扇启动，确认风扇动作可靠，旋向正确，无振动、异响。

4.11.3.2操作加热器启动，检查能否正常工作。

4.11.4变桨保护

4.11.4.1手动变桨至一定角度，触发叶片极限位置保护开关，检查叶片是否顺桨。

4.11.4.2任一变桨柜断电，检查其他两个叶片是否顺桨。

4.11.4.3断开任一变桨变流器通讯线，检查所有叶片是否顺桨。

4.11.4.4断开主控制器与变桨通讯，检查所有叶片是否顺桨。

4.11.4.5触发任一变桨限位开关，检查所有叶片是否顺桨。

4.11.4.6断开机舱控制柜电源，检查所有叶片是否顺桨。

4.11.5自动变桨

4.11.5.1手动变桨，观察风机是否能维持在额定转速，降低风机最高转速限值，观察风机是否能够自动收桨，降低转速。

4.11.5.2恢复自动变桨模式，监测叶片变桨速度、方向、同步等情况。

如发现动作异常，应立即停止变桨动作。

4.12温度控制系统调试

4.12.1设置所有温度开关、湿度开关定值，包括机舱开关柜、机舱控制柜、变流柜、塔基控制柜、变桨控制柜等。

4.12.2检查机组所有温度反馈是否正常，包括各控制柜内温度、发电机绕组及轴承温度、齿轮箱油温及轴温、水冷系统温度、环境温度、机舱温度等。

4.12.3调整温度限值，观察加热、冷却系统是否正常启、停。

4.12.4若机组具有机舱加热系统，应调整温度限值，观察加热系统是否正常启、停。

4.13离网调试结束

4.13.1进入主控系统故障报警菜单，就地复位后，机组故障应已全部排除，结合调试方案，核对调试项目清单，检查是否有遗漏的调试项目。

4.13.2与上电相反的顺序断电，清理作业现场，整理调试记录。

5.风电机组并网调试

5.1并网调试准备

5.1.1检查现场机组离网调试记录，核实调试结果是否达到并网调试的要求。

5.1.2确认变桨、变流、冷却等系统的运行方式，各系统参数是否按机组并网调试要求设定，叶轮锁定装置是否处于解除状态。

5.1.3气象条件应满足并网调试要求。

5.1.4应对风电机组箱变至机组的动力回路进行绝缘水平检查。

5.1.5向风电场提交并网调试申请，同意后方可开展机组并网调试。

5.2变流系统

5.2.1确认网侧断路器处于分断位置且锁定可靠。

按照现场调试方案和电气原理图，依次合上变流器各电压等级回路空开，测量各电压等级回路电压是否正常。

5.2.2将预设参数文件下载到变流器。

5.2.3将变流系统切入到调试模式，通过变流器控制面板的参数设置功能手动强制变流器预充电，母线电压应上升至规定值后解除预充电，母线电压应经放电电阻降至零。

5.2.4预充电测试成功后，解除网侧断路器锁定，通过变流器控制面板的参数设置功能强制操作网侧断路器吸合与分断，断路器应动作可靠，控制器应收到断路器的吸合与分断的反馈信号。

5.2.5操作柜内散热风扇运行，确认风扇旋转方向正确。

检查冷却系统工作是否正常。

5.2.6检查发电机转速、转向能否被变流系统正确读取。

5.3空转调试

5.3.1设置软、硬件并网限制，使机组处于待机状态。

观察主控制器初始化过程，是否有故障报警。

如机组报警故障未能进入待机状态，应立即对故障进行排查。

5.3.2启动机组空转，调节桨距角进行恒转速控制，转速从低至高，稳定在额定转速下。

5.3.3观察机组的运行情况，包括转速跟踪、三叶片之间的桨距角之差是否在合理的范围之内，偏航自动对风、噪音、电网电压、电流及变桨系统中各变量情况。

5.3.4空转调试应至少持续十分钟，确定机组无异常后，手动使机组停机，观察传动系统运行后的情况。

5.3.5在空转模式额定转速下运行，按下急停按钮来停止风机。

观察风机能否快速顺桨，制动器是否能够正常制动。

5.3.6在空转模式额定转速下运行，降低超速保护限值（低于额定转速），风机应报超速故障并快速停机。

测试完成后恢复保护限值。

5.4并网调试

5.4.1手动并网

5.4.1.1设置软、硬件并网限制，在机组空转状态下，启动网侧变流器和发电机侧变流器，使变流器空载运行，观察变流器各项监测指标是否在正常范围内。

检查变流器撬棍电路，启动预充电功能，检测直流母线电压是否正常。

5.4.1.2取消软、硬件并网限制，启动机组空转，当发电机转速保持在同步转速附近时，手动启动变流器测试发电机同步、并网，持续一段时间，观察机组运行状态是否正常。

5.4.1.3逐步关闭变流器，使叶片顺桨停机。

5.4.2自动并网

5.4.2.1启动机组，当发电机转速达到并网转速时，观察主控制器是否向变流器发出并网信号，变流器在收到并网信号后是否闭合并网开关，并网后变流器是否向主控制器反馈并网成功信号。

5.4.2.2观察水冷系统，确认主循环泵运转、水压及流量均达到规定要求。

5.4.2.3观察变桨系统，确认叶片的运行状态正常。

5.4.2.4并网过程应过渡平稳，发电机及叶轮运转平稳，冲击小，无异常振动；

如并网过程中系统出现异常噪音、异味、漏水等问题，应立即停机进行排查。

5.4.2.5启动风机，观察一段时间内的风机运行数据及状态是否正常。

5.4.2.6模拟电网断电故障，测试风机能否安全停机。

停机过程机组运行平稳，无异常声响和强烈振动。

5.5限功率调试

5.5.1风机在额定功率下运行，通过就地控制面板，将功率分别限定为额定功率的一定比例，观察风机功率是否下降并稳定在对应的限定值。

5.5.2限功率试运行时间规定为72小时，试运行结束后检查发电机滑环表面氧化膜形成情况，确保碳刷磨损状况良好及变桨系统齿面润滑情况正常。

5.6并网调试结束

5.6.1机组在待机、启动、并网、对风、偏航、停机等状态或过程中无故障发生，并通过预验收性能考核。

5.6.2整理调试记录，填写机组现场调试报告。

6.中央监控系统调试

6.1综合自动化系统调试。

综合自动化系统的调试应满足Q/GDW431中规定的要求。

6.2风电机组中央监控系统调试

6.2.1与风电机组就地控制系统的联合调试

6.2.1.1应对中央监控系统进行正确安装，并设置相应的权限。

6.2.1.2检查主控制器与中央监控系统的通讯状态是否正常。

观察主控制器与中央监控系统通讯中断后的保护指令和故障报警状态。

6.2.1.3在风电机组就地控制系统进行手动控制及自动控制，包括启动、关机、偏航等，观察中央监控系统监测的风电机组运行状态是否与实际相符。

6.2.1.4将机组切入到调试模式，观察中央监控系统远程操作功能是否被屏蔽。

6.2.1.5将机组切入到自动运行状态，通过中央监控系统远程操作机组，在机组就地控制系统观察机组对中央监控系统发出的控制指令响应的情况。

6.2.1.6使机组正常运转，通过中央监控系统查看机组的监控信息，包括基本数据显示、实时数据显示等。

6.2.2能量控制系统。

对机组进行有功功率调节测试、无功功率调节测试及功率因数调节范围测试。

6.2.3统计及报表系统

6.2.3.1观察中央监控系统获取累计值报表情况，查看报表内容是否满足要求。

6.2.3.2观察中央监控系统获取日报表情况，查看统计数据是否满足要求。

6.2.3.3应模拟机组故障情况，查看中央监控系统故障统计情况及报警状态。

6.3调试结束。

整理调试记录，编制综合自动化系统现场调试报告及风电机组中央监控系统现场调试报告。

7.风电场电气设备并网调试

7.1风电场并网及带初始负荷试验。

合风电场送出线路断路器，完成并网操作，并网后带少量无功及有功负荷，维持风电场安全稳定运行。

7.2风电场带负荷试运。

带初始负荷稳定运行一段时间后，逐渐增加无功及有功负荷至50%以上额定负荷。

注意监视电气主运行参数，并保持风电场安全稳定运行。

7.3保护带负荷校验。

在风电场带负荷试运时，对风电机组和升压站的保护自动化系统进行带负荷校验。

7.4相关相位核定。

风电机组及升压站保护、计量信号相关相位核定、电能质量测试，包括对风电场电压波动与闪变、频率、谐波、有功和无功等电能质量指标进行测量。

7.5风电场甩负荷试验。

断开风电场送出线路断路器，进行风电场甩负荷试验，检查并记录风电机组及风电场相关运行参数。

7.6调试结束。

整理调试记录，编制风场电气设备并网现场调试报告。