Q/HN
Q/HN—1—0000.08.007—2012 中国华能集团公司企业标准
风力发电场监控自动化监督技术标准
2012 - 07 - 01发布 2012 - 07-01实施
目 次
前言 ................................................................................ II
1 范围 .............................................................................. 1
2 规范性引用文件 .................................................................... 1
3 总则 .............................................................................. 1
4 术语和定义 ........................................................................ 2
5 范围和内容 ........................................................................ 2
6 设计技术监督 ...................................................................... 3
7 安装与调试监督 .................................................................... 5
8 运行技术监督 ...................................................................... 6
9 检修技术监督 ...................................................................... 7
10 技术管理 ......................................................................... 8
附录A（规范性附录） 风电场监控自动化主要检测参数 ................................... 10
附录B（规范性附录） 风电场监控自动化装置检修项目 ................................... 11
附录C（规范性附录） 风电场监控自动化装置考核指标 ................................... 13
附录D（规范性附录） 风电场监控自动化系统基本要求 ................................... 14
前 言
本标准是根据风力发电场风机监控自动化设备系统相关设计、制造、安装、运行、检修维护方面的国家和行业技术标准、规范，以及中国华能集团公司风力发电的管理要求，并结合国内外风力发电的新技术和管理经验制定的。
本标准是中国华能集团公司所属风力发电场技术监督工作的主要技术依据。
本标准的附录A、附录B、附录C、附录D为规范性附录。
本标准由中国华能集团公司安全监督与生产部提出。
本标准由中国华能集团公司安全监督与生产部归口并解释。
本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、中国华能集团公司安生部、华能新能源股份有限公司、华能海南发电股份有限公司、国电南瑞科技股份有限公司、华锐风电科技（集团）股份有限公司、东方汽轮机有限公司、上海电气风电设备有限公司。
本标准主要起草人：任志文、马晋辉、周昭亮、赵文忠、王俊嵇、杨帆、陈玉兰、梁才银、潘海、魏光燏、王思铱。
本标准审定：中国华能集团公司技术工作管理委员会。
本标准批准人：胡式海。
风力发电场监控自动化监督技术标准
1 范围
本标准规定了中国华能集团公司（以下简称“集团公司”）所属风电场风机监控自动化监督相关的技术标准内容。
本标准适用于集团公司风力发电场的监控自动化技术监督工作。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期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。
GB 18451.1-2001 风力发电机组 安全要求
GB 19960.1-2005 风力发电机组 第1部分：通用技术条件
GB 19960.2-2005 风力发电机组 第2部分：通用试验方法
GB 19069-2003 风力发电机组 控制器 技术条件
GB 19070-2003 风力发电机组 控制器 试验方法
GB 19071.1-2003 风力发电机组 异步发电机 第1部分: 技术条件
GB 19071.2-2003 风力发电机组 异步发电机 第2部分: 试验方法
GB/Z 19963-2005 风电场接入电力系统技术规定
GB/T 20319-2006 风力发电机组 验收规范
GB 21150-2007 失速型风力发电机组
GB 21407-2008 双馈式变速恒频风力发电机组
JB 10425.1-2004 风力发电机组偏航系统 第1部分：技术条件
JB 10425.2-2004 风力发电机组偏航系统 第2部分：试验方法
JB 10426.1-2004 风力发电机组制动系统 第1部分：技术条件
JB 10426.2-2004 风力发电机组制动系统 第2部分：试验方法
JB 7143.1-1993 风力发电机组用逆变器: 技术条件
JB 7143.2-1993 风力发电机组用逆变器: 试验方法
JB/T 10300-2001 风力发电机组 设计要求
DL/T 666-1999 风力发电场运行规程
DL/T 796-2001 风力发电场安全规程
DL/T 797-2001 风力发电场检修规程
DL/T 2383-2007 风力发电场设计技术规范
NB/T 31004-2011 风力发电机组振动状态监测导则
3 术语和定义
下列术语、定义和缩略语适用于本标准。
3.1 本地控制系统 Local Control System
接收风机状态和（或）其环境条件信息，控制风机的各项参数使其保持在要求范围内的系统。
3.2 远程控制及通信系统 Remote Control and Communication System
远程控制及通信系统是采用计算机监控和通信技术，对风电场内的风机联合实施遥控、遥调、遥信、遥测等功能的综合自动化系统。
3.3 保护系统 Protection System
保证风力发电机组在设计限制内安全稳定运行的系统。
3.4 控制及检测设备 Control and Detecting Equipment
对发电设备及其系统的工艺过程进行调节、保护与联锁的装置称为控制设备；对发电设备及系统的运行参数进行检测的元件和仪表称为检测设备。以上统称为控制及检测设备或自动化元件（装置）。
3.5 紧急关机 Emergency Shutdown for Wind Turbine
安全保护系统触发或人工干预下使风机迅速停机。
3.6 正常停机 Normal Shutdown for Wind Turbine
一种通过控制系统按预定步骤实施的正常停机。
3.7 偏航 Yawing
风轮轴绕垂直轴转动（仅对水平轴风力机而言）。
3.8 变桨 Variable Pitch
通过调节装置使桨叶迎角减小（风力大时）或增大（风力小时），从而达到稳定功率输出的目的。
3.9 计划检修与非计划检修 Planned Maintenance and Non-planned Maintenance
根据制定的时间计划进行的预防性维修称为计划检修；不是根据制定的时间计划，而是在接到所关注的某一项目状态的通知后进行的维修称为非计划检修。
4 总则
4.1 根据国家和电力行业有关法律、法规、规程、规定及集团公司有关要求等，特制定本标准。
4.2 监控自动化技术监督的任务是通过对监控自动化元件、仪表或装置，以及计算机监控系统和通信系统等设备进行设计、选型、安装、调试、运行及维护，检修和技术改造全过程进行监督，使上述设备和系统处于完好、准确、可靠、稳定的运行状态。
4.3 监控自动化技术监督工作以质量为中心，以标准为依据，以计量为手段，建立质量、标准、计量三位一体的技术监督体系。
4.4 随着科学技术的发展，要不断采用和推广成熟、可靠、行之有效的新技术、新测试方法，以提高监控自动化技术监督水平。
4.5 从事监控自动化监督的人员，应熟悉和掌握本标准及相关标准和规程中的规定。
5 范围和内容
5.1 风电场风机监控自动化技术监督的对象为监视、控制风力发电机组的所有自动检测、控制、通讯装置及所属二次回路，范围包括：
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
m) 风机远程监控系统； 变桨控制系统； 保护制动系统； 偏航控制系统； 液压控制系统； 冷却加热控制系统； 变频控制系统； 润滑油控制系统； 振动监测系统； 消防报警系统； 箱式变压器远程监控系统； 风电场功率预测系统； 机组视频语音监控系统。
5.2 风机自动控制设备范围包括：
a) 检测元件，包括温度、压力、转速、振动、扭缆、烟雾、电流、电压、频率、风速、风向、油
位、位置等一次传感器；
b) 二次线路，包括导线、电缆、网线、光缆、电缆槽架、支架、二次接线盒及端子排等；
c) 显示、记录仪表及控制、执行、保护元件，包括指示、记录仪表、数据采集装置、继电器、接
触器、电磁阀、变频器、滤波器、IGBT、电子电路板、交换机通讯插件、电源等；
d) 过程监视控制单元，包括远程计算机、PLC和各种控制模块等。
5.3 风电场监控自动化技术监督的内容包括设计、施工、调试、运行、检修等全过程。
6 设计技术监督
6.1 设计原则
6.2 控制系统应设计成在规定的所有外部条件下都能使风力发电机组的安全、可靠运行，参数保持在它们的正常运行范围内。
6.3 控制系统通过输入的运行管理程序，对风力发电机组进行控制，使风力发电机组有效、安全地运行，尽可能避免故障，使机组运行最佳化。
6.4 控制系统应有自检功能。
6.5 控制系统从为风力发电机组配置的所有传感器获取信息，遇突发事件或故障，能够在有效时限内驱使风机安全停机。
6.6 安全保护系统优先于控制系统起作用。当保护系统启动时，控制系统应立即置于完全服从地位。
6.7 控制系统通过主动或被动方式控制风力发电机组的运行，并使运行参数保持在其正常范围内。当某些功能用数字控制时，应提供选择相应功能的数字码。
6.8 在下述情况下应启动风机安全链保护系统:
6.9 风机超速、振动超限、电缆缠绕、控制器故障等。
6.10 设计要求
6.11 设备选型和自动化水平应满足DL/T 796、JB/T 10300、DL/T 2383等国家、行业相关标准及规范要求，应选择运行安全稳定、响应速度快、技术先进、有成功应用业绩的控制系统和设备。
6.12 新建风电场风机自动控制装置的系统设计工作应贯彻先进可靠、且具备快速反应的方针。风电机组至少应具有两种不同原理的能独立有效制动的制动系统；风机的自动控制系统应能监测以下主要数据（见附录A)并设有报警：
a) 发电机温度、有功与无功功率、电流、电压、频率、转速、功率因数；电网电压、频率；升压
变温度、运行状态、故障等信息；
b) 风轮转速、变桨距角度、控制系统自检信号、变桨电池检测信号；
c) 齿轮箱油位与油温、油压（出口、入口压力）、转速（高速轴端、低速轴端）；
d) 液压装置油位与油压；
e) 刹车油压力；
f) 风速、风向、气温(机舱外部环境温度、机舱内部环境温度)；
g) 机舱温度、塔内控制箱温度；
h) 机组振动、超温和制动刹车片磨损报警；
i) 轴承温度；
j) 变频器电流、电压、频率、功率、功率因数；
k) 机组当前状态（待机、并网、停机等）。
6.13 在控制柜的面板上，应能显示和查询风力发电机组的运行状态及参数、显示故障状态、查询故障地点、设置运行参数等。通过面板上的功能键应能实现对风力发电机组的人工起停控制、功率控制、偏航控制、变桨控制、参数调整等操作，为运行人员提供简洁、易读的中文操作界面。
6.14 监控系统的硬件配置及其性能应符合设计技术条件规定，并满足当地气象及环境条件要求。系统软件的配置、文档及其载体，应符合设计技术规范要求。提供的有关技术文件，应完整、详尽、统一、有效，且文图工整清晰、印刷装订美观，并提供完整的电子版技术文件。
6.15 本地系统基本功能和操作须满足GB/T 19069技术标准要求。逻辑回路设计有基本防误操作功能，关键信号应设计有防干扰滤波功能。远程监控系统配置的工具软件使用方便、友好，支持用户二次开发，系统人机界面友好，计算机监控系统与风电场其他计算机系统之间的通信开放性高，宜配置有现场总线、串口、网络通信接口并预留足够的接口。通讯方式推荐采用OPC、Modbus通讯协议。
6.16 系统内部元器件安装及内部连线应正确、牢固无松动。键盘、开关、按钮和其他控制部件的操作应灵活可靠。接线端子的布置及内部布线应合理、美观、标志清晰。系统内部各设备之间接线应与设计、施工图纸保持一致。
6.17 系统出厂前应开展出厂检查测试工作并提供完整、合格的测试技术报告。检查项目至少应包括（但不限于）以下项目：模拟量数据采集与处理功能测试、数字量数据采集与处理功能测试、计算量数据采集与处理功能测试、数据输入、输出通道测试、系统时钟、时钟同步及不同现地控制单元间的事件分辨率、数据实时性测试、设备及回路冗余切换试验等。输入/输出设备的传输速率以及设备响应时间。
6.18 控制系统应具有故障处理功能，即在对风力发电机组运行过程中出现的故障进行实时检测的基础上，根据故障类型使相应等级的保护动作，分别进行正常停机、紧急停机或报警，同时显示已发生的故障名称及故障等级。
6.18.1 对于可自复位的故障（如齿轮箱油位低、变桨不同步、并网不同步、直流母排过压等），待这些故障自动复位后，可重新自动启动机组。对于不可自复位的故障（如机械制动器磨损过度而失效、发电机接地故障、电气、机械零部件故障等），则应在人工排除故障后方可重新启动。
6.18.2 后台监控服务器应自动保存历史数据，存储在就地/远方监控服务器内。历史数据存储周期不应少于2年，同时应具备运行信息追忆功能。
6.18.3 电气控制柜的设计应充分考虑系统设备安装地理位置的防雨、防尘、防腐和接地问题，应满足现场系统连续安全稳定运行要求。
6.18.4 控制系统应具有风力发电机组与中央控制室上位计算机的远程通讯功能，以便中央控制室实时监测风力发电机组的运行状态、运行数据和故障情况等。
6.18.5 系统的通信设计应满足GB/T 10300的要求，应保证远程控制各种通信信息的准确可靠和及时传输。网络交换设备、计算机主机及辅助设备硬件设计上应采用符合国家及行业标准的定型产品，未经鉴定合格的设备不得选用。风力发电机组与监控主机的数据通信，通信速率要满足实时监控的要求。
6.18.6 风力发电机组远方集中控制应具有远方操作风力发电机组的功能和一定的风力发电机组数据统计分析功能。
6.18.7 风力发电场风力发电机组远方集中控制计算机系统应通过通信电缆/光缆连接每台风力发电机组实现对每台风力发电机组的监视、控制，且符合冗余设计原则。监控系统采用分层、分布、开放模式。
6.18.8 数据网络信息采集和与其他计算机系统的连接中，应充分考虑网络安全问题，要严格执行《电力二次系统安全防护规定》，设置必要的安全防护隔离措施。
6.18.9 控制系统及通信设备的工作接地和保护接地，应可靠接在风力发电场的接地网上，并设有防雷端子。通信电缆的金属外皮和屏蔽层应可靠接地。接地技术指标满足CECS 81第4条的规定，接地电阻值不应大于4Ω。
6.18.10 风电场控制系统应具有全厂有功功率和无功功率调节功能，即风电场按照电网调度要求，在不停机的情况下，对整场风机在可调节范围内对有功功率和无功功率进行调节。
6.18.11 保护系统应具有低电压穿越功能，即在并网点电压跌至20%额定电压时能够保持并网运行625ms，且当并网点电压发生跌落后2s 内能够恢复到额定电压的90%时，各风电机组不应脱网。
6.18.12 测风塔宜设立在风电场外1至5公里范围内且不受风电场尾流效应影响，宜在风电场主导风向的上风向，位置应具有代表性。测风塔气象要素实时监测系统, 应能分层分梯度测量和采集风电场微气象环境场内的风力风向、温度、湿度、气压等气象信息。系统应具有多信道的远程数据传输能力，每隔5 min 或实时将采集计算得到的数据发送至数据接收平台并入库。
6.18.13 电场应具备风功率预测功能，即根据气候特点，采集天气预报以及测风塔数据，预测未来一段时间（24小时短期预测及4小时超短期预测） 的风电场负荷，预测精确度不应低于80%。
6.18.14 风电场应能够上传全场运行设备信息（包括：风电场站内一次设备、风机发电机的运行信息）、功率预测信息至电网（调度机构），并且接收电网（调度机构）下发的有功功率控制命令，经运行人员确认，风电场中央监控系统与风机远程监控系统（SCADA系统）配合，系统自动完成功率调节。
6.18.15 风电场各监控自动化系统的基本要求见附录D。
7 安装与调试监督
7.1 安装技术监督
7.1.1 设备安装应满足DL/T 5190[1].5、GB/T 20319等国家和行业的有关标准和规范要求。
7.1.2 工程应委托具备相应施工资质的施工单位进行施工，应委托具备相应监理资质的单位进行施工监理。工程主管部门应及时了解掌握工程进展情况，对设计错误、工程施工质量、违规等问题，应及时向设计、施工、监理等单位提出具体要求。
7.1.3 控制箱、台、柜的安装应在控制室、电子设备室装修施工完毕后进行，箱、台、柜安装固定支架施工验收合格，满足安装要求。搬运箱、台、柜设备时应采取防震、防潮、防框架变形、防漆面受损措施。安装完毕后应有设备厂家、施工方、业主方、监理方共同进行验收，确认无误后方可签字验收。
7.1.4 控制箱、台、柜安装允许偏差应满足DL/T 5190[1].5第6.1.9条指标要求，固定用的螺母、螺栓等应采取防锈处理。
7.1.5 机柜上的设备宜在空调投入运行后进行安装就位，对重要电子部件的安装应采取防静电措施，盘内配线应固定牢固、整齐、美观，相应的端子应标示清晰、准确。
7.1.6 进行计算机电缆敷设时，应满足CECS 81的第3条规定，计算机监控系统信号电缆与动力电缆应独立敷设，如不能独立敷设则应保持二者间有足够距离，避免互相产生干扰。
7.1.7 机舱至塔架底部控制柜的控制及电力电缆应按国家电力安装工艺中的有关要求安装，应采取必要的措施防止机组运行时振动引起的电缆摆动和机组偏航时引起的扭缆。
7.1.8 电缆敷设完毕后应进行防火、防尘处理，盘、台、柜底地板电缆孔洞应采用松软的耐火材料进行严密封堵。对于隐蔽工程应按规范进行施工验收，重要部位应进行拍照和专项纪录。
7.1.9 检测和控制设备在安装前应进行检查和校验，以达到检测和控制设备本身精确度等级的要求，并符合现场使用条件。仪表和报警装置安装前应进行调试，保证仪表和报警装置在安装前的性能指标满足要求。
7.1.10 仪表安装前应进行准确性校验，并应在醒目位置张贴检验合格证。
7.1.11 取源部件，仪表供电、供液系统，现场自动化设备及其附件，均按设计要求安装，电气回路接线正确，布线整齐、美观，端子固定牢固，性能良好，标志清楚，管路接头应紧固，垫圈合适。
7.1.12 电源的熔断器或开关的容量应符合使用设备的要求，并应有标志。备用电源应完好，具备投入条件。
7.1.13 安装检验后，由安装单位向用户提交安装检验报告并由用户主持验收。
7.2 调试技术监督
7.2.1 机组调试结束后，设计、施工、调试单位应按有关规定，按时移交有关的技术资料、专用工具、备品备件、图纸和施工校验、调试记录、调试总结等。
7.2.2 风力发电机组必须通过下列试验：
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h) 紧急停机试验； 振动停机试验； 超速保护试验； 主控制器功能试验； 有源/无源变桨试验； 变桨电池充放电试验； 低电压穿越试验（由具备资质的检测机构抽检）； 经调试后，风力发电机组安全无故障连续并网运行时间不得少于250h。
7.2.3 单台风电机组试运结束后，基建调试单位与生产单位必须严格履行交接验收手续。未经验收的设备严禁投入运行。验收主要项目如下：
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i) 风力发电机组的调试记录、安全保护试验记录、250h连续并网运行记录； 按照合同及技术说明书的要求，核查风力发电机组各项性能技术指标及参数设定； 风力发电机组自动、手动启停操作控制是否正常； 风力发电机组各部件温度有无超过产品技术条件的规定； 风力发电机组的滑环及电刷工作情况是否正常； 发电机、油泵电动机、齿轮箱、偏航电动机、风扇、变桨电机等运行正常、无异声； 控制系统中软件版本和控制功能、各种参数设置应符合运行设计要求； 各种信息参数显示应正常； 各连接部件螺栓的紧固程度。
8 运行技术监督
8.1 系统生产运行维护监督应满足DL/T 666、DL/T 796、GB/Z 19963等国家、行业相关标准及规范要求。
8.2 风机自动控制装置应随主设备准确可靠地投入运行，在机组运行期间不得无故停运，对自动控制设备应按计划定期巡检，发现异常应增加巡检次数，并对异常现象作出相应的检测，同时认真记录检测结果，重点对出现异常设备的工作情况、PLC等智能设备控制系统的处理器、模件、电源及通信回路的工作状态进行检查。
8.3 运行中的风机自动控制装置应符合下列要求：
8.3.1 应保持整洁、完好，标志正确、清晰、齐全。
8.3.2 仪表指示误差应符合精度等级要求，仪表反应灵敏，记录清晰。
8.3.3 操作开关、按钮、操作器等操作装置，应有明显的开、关方向标志，操作灵活可靠。
8.3.4 风机自动控制用交、直流电源及熔断器应标明电压、容量、用途，并不得作照明电源、动力设备电源及其他电源使用。
8.3.5 控制盘、柜内、外应保持整洁、完好，照明良好。
8.3.6 控制装置的电缆、管路和一次设备的标志应正确、清晰、齐全。
8.4 应制定有相应的系统故障应急处理措施，当风机自动控制仪表及控制装置在运行中发生威胁机组运行的异常情况或故障时，应按规定采取措施，加强对机组的监控，防止事态扩大，并及时通知检修人员处理并做好记录。对影响系统安全运行和监控参数完整性和正确性的缺陷和故障，应立即进行处理，
并及时上报相关部门技术管理人员，应详细记录事故现象、原因和处理过程，并编写相应的事故处理分析报告和防范措施。并做好相应的事故追忆记录。
8.5 系统的运行和维护应进行授权管理，并制定相应的系统管理制度，明确各级人员的职责和权限，进行运行设备的日常巡视检查、故障处理、运行日志记录，定期进行自动化信息准确性核对工作等。
8.6 系统投入运行后，运行中风机自动控制仪表及控制装置，非专业人员不得任意调整、拨弄或改动。检修人员对风机自动控制设备进行试验、检修、消缺处理时，应作好安全措施，对系统进行任何工作必须办理工作票；进行参数修改、限值设定、程序修改、屏蔽故障代码等工作时，必须办理审批手续，经相关部门审核批准，方可进行修改工作。修改完毕后应将修改后的参数及程序进行存档，并移交运行管理人员进行相应的存档。工作完毕应对工作票进行签收和归档管理；在进行监控画面、数据库修改等工作时，应对所有相关联的系统数据进行存档后，方可进行同步更新和检查工作。
8.7 对控制室应进行规范性管理，每季度至少对系统进行一次维护，对运行中主要运行数据和曲线定期自动进行保存，对软件、数据库及系统文件进行备份至独立位置，且永久保存，遇有反映设备重大缺陷或故障的记录，应及时、完整地收集并保存并做好备份；磁盘空间及垃圾文件清理，病毒扫描及防病毒软件升级工作也应定期开展，同时定期对控制室监控设备进行速度优化，保证监控系统的正常响应速率及处理速度。
8.8 当现场设备或厂站监控系统进行改动后，应及时对相应的上级系统的监控画面进行修改、数据库修改等工作，并进行系统联合调试工作，保证操作设备动作正确性和监控信息准确性，重大改动项目应编制技术方案和项目验收报告，改动后应对改动部分做出正式的报告，报生产运行管理人员进行相应的存档。
8.9 应建立严格的安全管理制度，指定专人负责网络安全管理，严禁使用非监控系统专用设备（包括移动存储设备）接入计算机监控系统网络和主机。
8.10 对承压部件及仪表管路进行巡检检查，及时发现和处理“跑、冒、滴、漏”缺陷，预防因“跑、冒、滴、漏”影响机组运行；高寒地区在冬季应对加热、保温装置进行检查，确保测量仪表正常；对执行机构重点检查连接部位是否牢固，防止插销脱销、断裂事故发生；对PLC 等智能设备控制系统的处理器、模件、电源的工作状态进行检查。
9 检修技术监督
9.1 系统检修过程监督应满足DL/T 796、DL/T 797、GB 19568、GB/T 20319等国家、行业相关标准及规范要求。
9.2 集团公司各风电场应结合实际确定风机自动控制设备的检修项目和检修周期并统计造册，应制定维护检修计划，并严格按检修计划检修，不得随意更改或取消，不得无故延期或漏检，不得漏项，切实做到按时实施。检修、校验均应按有关规程进行，并符合检修工作要求，并且安排专人定期对计划性检修及非计划性检修结果进行检查和统计分析。
9.3 针对自动控制系统和设备的运行情况、存在的缺陷、经常性维护核查结果，结合上次定期维护总结进行现场查对;根据查对结果及年度维护检修计划要求，确定自动控制装置维护检修的重点项目，制订符合实际情况的对策和措施，并做好有关设计、试验和技术鉴定工作，并做好相应的记录。
9.4 计划检修的系统设备，应在机组检修前半个月，按附录B 要求，制定完成计划检修项目统计和检修计划的编制。
9.5 检修前，应根据需要进行系统软件、数据库备份，进行涉及控制回路、控制参数等的修改工作应履行相应的审批手续，工作完毕后应恢复控制系统与数据库至检修前状态，作好原始记录和调试验收工作。
9.6 遇大风天气，雷雨天气等极端恶劣自然天气情况下，禁止登塔进行风力发电机组的维护。进入风机机组实施检修应两人以上。
9.7 调试、检修变桨控制系统时应锁紧风轮定位销方可进入轮毂工作。
9.8 维护检修中应使用生产厂家提供的或指定的配件及主要损耗材料，若使用代用品，应有足够的依据或经生产厂家许可。部件更换的周期，参照生产厂家规定的时间执行。 9.9 风机自动控制装置检修作业至少应包含如下内容：
9.9.1 检查所有硬件(包括微型计算机、调制解调器、通信设备及不间断电源等)是否正常； 9.9.2 检查所有接线是否牢固；
9.9.3 检查并测试监控系统的命令和功能是否正常，同时应对监控系统的传输速率以及设备的响应时间进行检测；
9.9.4 测试数据传输通道的有关参数是否符合要求；
9.9.5 检测及控制设备的检修应随机组检修同时进行，检修完毕的元件（或装置）安装就位后，应进行系统检查和试验，确认正确可靠后方可投入运行
9.9.6 测试风机自动控制系统接地、屏蔽电缆屏蔽层接地、电源中性线接地、机柜外壳安全接地等接地系统对地的绝缘电阻，测试数值应满足有关规程、规范技术要求。
9.10 系统检修项目应包含有硬件冗余切换测试内容，开展服务器相关检修项目工作时，前应做好数据库备份工作，进行通信冗余切换试验时，应做好通信中断应急处理措施。
9.11 自动控制及通信系统操作员站显示画面和数据格式应及时进行维护和更新，始终与各所控厂站的数据保持一致，保证上行数据和下行指令的正确性和及时性。对系统高级应用进行修改的部分，应进行功能性复核测试工作。
9.12 每次维护检修后应做好每台风电机的维护检修记录，并存档，对维护检修中发现的设备缺陷，故障隐患应详细记录并上报有关部门。
9.13 检修后在机组投入运行前应进行控制系统调试，调试后的控制系统应满足DL/T 797的检修技术要求。新建和改造后的系统，应按设计方案进行功能和性能的测试，测试项目参照GB/T 20319相关条款执行。
9.14 检修后，应严格按有关规程和规定进行分级验收，加强质量监督管理，并对检修质量作出评定。检修后的监控自动化装置技术指标应达到附录C 要求。
9.15 检修、校验和试验记录，更改的图纸和技术资料，应在检修工作结束后十天内整理完毕归档，同时交生产运行处备案。 10 技术管理
10.1 应严格贯彻执行国家及行业有关技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等，应结合本单位情况制定并执行相应的规程制度。
10.2 机构设置和人员配备符合定编并经上级核准，人员经培训、考核合格后方可上岗工作。 10.3 运行参数和经济技术指标统计齐全、准确、可靠，测取方法符合规定要求。 10.4 运行规程、系统图、记录表单、运行管理软件规范、齐全。 10.5 设备及工艺系统完善和优化项目有统计清单。 10.6 运行期间形成的资料按档案管理规定归档。 10.7 操作票、工作票、运行日志等运行台帐齐全。 10.8 设备缺陷、事故分析、处理记录及结论齐全。
10.9 认真贯彻执行技术监督的报告、签字验收、责任处理及告警制度。按规定格式和时间如实上报监控自动化技术监督指标完成情况，重要问题应及时上报；建立和健全监控自动化设备质量全过程监督的签字验收制度。
10.10 必须建立针对风机自动控制系统计算机的防病毒措施。
10.11 建立技术监督预警制度，对违反监督制度的单位，视情节的严重程度，由主管监督的职能部门向该单位发出预警。
附 录 A
（规范性附录）
风电场监控自动化主要检测参数
风电场监控自动化主要检测参数系指关系到机组安全、经济运行的监控仪表、调节和保护的测量数据。
主要检测参数： A.1 风机
叶轮转速、变桨角度、风速、风向、气温、机舱温度、塔内控制柜温度、风机振动、轴承温度、制动刹车片磨损、齿轮箱油位、油温、低速轴转速、高速轴转速、液压装置油位、油压等。
A.2 发电机
发电机绕组、轴承温度、有功与无功功率、电流、电压、频率、转速、功率因数、电网电压等。
附 录 B
（规范性附录）
风电场监控自动化装置检修项目 表B.1 风电场监控自动化装置检修项目
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
仪表 部件 风电 机组 保护 系统 外围 辅助 控制 系统 计 算 机 控 制 系 统 分类
设备卫生清扫
检查工作站（服务器）及其模块，必要时更换备件 检查工控机
检查报表打印系统与试验
检查专用电源系统、性能测试和切换试验，必要时更换设备及熔丝 检查、测试接地系统 冗余热备用配置设备切换试验
检查事故报警系统设备，报警信号定值的修改、校准、核对 检查同步时钟装置（GPS） 检查通信系统部件，必要时更换 检查、测试光纤、网线
检测通信网络并进行主备网络切换试验 进行数据库整理、备份 进行画面更新、完善 测试软件功能并备份 综合模拟试验控制、保护功能 控制、调节、操作权限切换测试
检测、试验I/O接点及元件动作特性，检测I/O控制回路 远控通道（中调等）数据校核 检查、巡检温度侧试仪
检查、测试自动化测量元件及执行元件 对重要的模拟量测点及重要保护功能进行测试 校验信号检测回路及元件，取样点确认 保护试验、定值确认 逻辑功能试验
检查、试验一次元件、开关
清扫、检查控制卡件、机柜、报警装置 清扫、检查电源装置，进行电缆测试 进行系统功能调试 报警信号及功能测试
检测仪表、元件、变送器、装置的检修、校准 计算、调节、控制单元及装置的检修、校准 电动执行机构清洁、减速箱油位检查及补油 所有操作开关、按钮检查和触点清洗 继电器动作及释放电压测试
检修项目内容
表B.1 (续)
36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46
隐蔽的检测元件检查、更换
接地系统可靠性检查，设备和线路绝缘测试，电缆和接线整理 紧固接线，手轻拉无松动；外露线消除 机柜、台盘、接线端子箱内部清洁 柜防尘滤网清理、柜门密封处理 测量管路严密性试验
取源部件的检修、清扫；测量管路、阀门吹扫及接头紧固 腐蚀、损坏的仪表管路、阀门和老化、损坏的电缆更换 检修工作结束后的屏、盘、台、柜、箱孔洞封堵
现场设备防火、防水、防灰堵、防振、防人为误动措施完善 测量设备计量标签：管路、阀门、电缆、设备挂牌和标志
盘台 柜及 测量 取样 回路 系统
附 录 C
（规范性附录）
风电场监控自动化装置考核指标
C.1 投入运行的风电机组的监控系统软件功能、操作响应指标、系统的可用率、自动实时报告功能等不存在设计、安装和制造遗留的质量问题，运行正常，并应满足以下质量标准：
C.1.1 本地控制系统应达到以下要求：
a) 主要监测参数合格率为100%；
b) 机组启机、停机、事故停机功能正常。保护投入率为100%（发电机过速等安全链保护在风机
运行时必须投入，不能人为屏蔽，否则根据投入保护的数量进行保护投入率统计）；
c) 自动控制系统投入率为100%（风机运行时叶片角度、偏航、功率、油冷却、发电机润滑油脂、
加热器等自动调节系统均应正常投入，若因人为软硬件更改等原因导致某项自动系统不能投入，则根据投入自动系统的数量进行自动投入率统计）； d) 监测表计、变送器指示正确并有有效的计量校验合格证。
C.1.2 风机远程监控系统完好，卫星、微波、光纤、移动等通信回路以及交换机等设计、安装和制造无遗留的质量问题，运行正常：
a) 通信系统畅通率>98%； b) 通讯系统可用率>90%；
c) 通信设备供电可用率100%。 C.2 监控及通信系统性能指标
系统性能指标主要是指自动控制系统的响应及控制指标，见下表：
表C.1 风电机组监控及通讯系统性能指标表 项目
状态和报警点采集周期 模拟量采集周期
调用新画面的响应时间 画面实时数据刷新时间 命令执行回答显示时间
报警或事件产生的显示和音响发出时间
MTBF CPU负载率 网络负载率 与上级调度联络控制 远程控制系统UPS电源供电时间
要求指标 ≤1s ≤ 2s ≤2s ＜5s ＜1～2s ＜ 2s
主控计算机： >8000h 现地控制单元：>16000h
≤ 60% ≤ 50%
响应时间满足当地调度规定
＞2h
备注
重载下最大负荷 正常情况下
正常载荷下
附 录 D
（规范性附录）
风电场监控自动化系统基本要求
D.1 风机远程监控系统
监控系统应具有对风力发电机组运行状态和运行参数的检测功能。检测参数包括风速、风向、风轮或发电机转速、电气参数（频率、电压、电流、功率、功率因数、发电量等）和温度（发电机绕组温度、轴承温度、齿轮箱油温、控制柜温度、外部环境温度）等；状态监测包括振动、电缆扭曲、电网失效、发电机短路、制动闸块的磨损、控制系统和偏航系统的运作情况以及机械零部件的故障和传感器的状态等。
系统应具有完善的单台风力发电机组与中央控制室上位计算机的远程通讯功能，以便中央控制室实时监测风力发电机组的运行状态、运行数据和故障情况等。
在方案设计阶段，应在总体框架内确定机组的运行管理和安全方案，以使其运行最佳化，并在发生故障时，仍能使风力发电机组保持于安全状态。
系统运行中应定期检查所有硬件(包括计算机、调制解调器、通信设备及不间断电源)是否正常，各部分接线是否牢固。
检修后应全面检查并测试监控系统的功能是否符合要求；测试数据传输通道是否正常。 D.2 变桨控制系统
启动时可对转速进行控制，并网后可对功率进行控制。
变桨系统日常检查：变桨电池运行状态、电机是否过热、电机绝缘电阻和轴承磨损变形情况、电机振动及噪音；转子笼条是否有断裂，开焊、安装是否紧固，是否有共振等；变桨齿轮箱润滑油；变桨电机冷却风扇清理时尽量保持抹布的干燥，防止水滴流进电机内部，造成绕组短路。至少应在2个月内对变桨电池进行一次容量测试。
另由于轮毂内工作区域狭小，日常维护时要防止对其它部件的损坏。 D.3 保护制动系统
由于风力发电机组的内部或外部发生故障，或监控的参数超过极限值而出现危险情况，或控制系统失效，风力发电机组不能保持在它的正常运行范围内，则应启动安全保护系统，使风力发电机组维持在安全状态。
安全保护系统的设计应以失效—安全（fail-safe）为原则。当安全保护系统内部发生任何部件单一失效或动力源故障时，安全保护系统应仍能对风力发电机组实施保护。
应调定安全保护系统的触发电平，使其不超过作为设计基础的极限值，以免风力发电机组发生危险，同时也应使控制系统不会受到安全保护系统不必要的干扰。
安全保护系统应能优先使用至少两套制动系统以及发电机的断网设备。一旦偏离正常运行值，安全保护系统即被触发并立即执行其任务，使风力发电机组保持在安全状态。通常安全保护系统利用所有的制动系统使风轮减速。
与电网脱离不必在安全保护系统的触发瞬间立即执行。在任何情况下应避免风力发电机组加速和作为电动机运行。
安全保护系统的软件设计中应采取适当措施防止由于用户或其它人的误操作引起风力发电机组误动作。在机组的任何状态下，非法的键盘及按键输入应不被承认。
下列情况下应启动安全保护系统： a) 超速；
b) 发电机过载或故障； c) 过度振动；
d) 在电网失效、脱网或负载丢失时关机失效； e) 由于机舱偏航转动造成电缆的过度扭曲； f) 控制系统功能失效或使用紧急关机开关时。 制动系统应满足下列要求：
a) 至少配置两套相互独立的制动系统，其在任何时候能使风轮减速或停车；
b) 在电网或负载丢失且一套制动系统失效时，其他制动系统必须能使风轮转速保持在最大转速
n max 以下，并应能将风轮制动到静止。最大转速n max 应在设计阶段根据系统的固有频率和可能的不稳定性确定。 试验测试项：
a) 将开关设定成“自动”，当安全链正常时，制动器应立即打开； b) 静态下按急停按钮，制动器立即闭合； c) 测试制动器故障功能； d) 测试制动盘警告； e) 测试制动器调节功能； f) 测试制动器的压力信号。 D.4 偏航控制系统
偏航控制包括风向标控制的自动偏航、面板人工控制偏航、顶部机舱人工控制偏航、远程控制偏航。各种偏航控制的优先级由高到低依次为:顶部机舱人工控制偏航、面板人工控制偏航、远程控制偏航、风向标控制的自动偏航对风。当存在高级别偏航控制时，对较低级别偏航控制应不予响应，并应清除原有的较低级别偏航控制。
对失速型机组，为保证在大风情况下的安全宜采用90º侧风控制。在90º侧风时，应根据风向标传感器信号确定机舱与主风向的相对位置，使机舱走最短路径，以最短时间偏离主风向。
偏航控制系统必须具有自动解缆功能。
运行中偏航系统动作时应检查是否有异常噪声,是否能精确对准风向；应经常检查电缆缠绕、绝缘皮磨损情况；检查偏航驱动电机外部表面是否油漆脱落或者腐蚀、电机有无异常噪声；偏航计数器（限位开关）接线是否牢固；检测偏航功率损耗是否在规定范围内；检查偏航制动系统是否正常等。
试验测试项：
a) 地理方位检测装置标定试验（安装调试阶段进行）； b) 顺逆时针偏航试验；
c) 偏航转速试验与偏航定位偏差试验； d) 偏航阻尼力矩试验； e) 偏航制动力矩试验； f) 偏航系统解缆试验； g) 偏航系统扭揽保护试验。 D.5 液压控制系统
液压系统应工作原理简单、成本低、运行安全可靠、维护方便、能耗小、满足设计寿命要求。 日常维护：液压系统无渗漏，运行无异音；过压保护装置及液压站蓄能器工作正常；油质定期检验合格。
D.6 变频控制系统
系统将风力发电机发出的电压和频率都在不断改变的电能，变成频率和电压都稳定的电能，以便与电网的电压及频率相匹配，使风电机组能并网可靠运行。
变频器的更换：更换前应断开所有连接的电源。由于变频器内部有一定的寄生电压，所以应该将直流端先短接，放电，以防发生危险。
变频器测试：测量每一个直流接线柱和交流接线柱之间的电阻，＋、－对调，阻值均应大于100kΩ。
变频器的设定数据及故障记录应完整保存。 D.7 振动状态监测系统 系统选择原则：
a) 海上风电机组应选择采用固定安装系统；
b) 陆上2MW 以上（含2MW）风电机组应选择采用固定安装系统； c) 陆上2MW 以下风电机组可选择半固定安装系统或便携式系统； d) 滚动轴承和齿轮箱的状态监测应选择加速度传感器；
e) 高温或强磁场环境振动状态监测应优先选择加速度传感器； f) 机舱和塔架的状态监测应选择加速度或速度传感器；
g) 主轴轴向位移的状态监测应选择位移传感器。
风电机组振动状态监测数据采集应同时记录转速、风速、功率等参数。振动越限时系统应准确报警或及时停机。
风电机组质保期满进行验收时，应出具振动状态监测系统提供的振动状态报告。 D.8 消防报警系统
设备安装牢固、整齐美观，工作状态良好，系统联动可靠。 每个季度进行各项功能测试。 D.9 箱式变压器远程监控系统
定期进行箱变温度、电流信号的比较，箱变各开关状态信号正确。 D.10 风电场功率预测系统
风电功率预测系统应具有风电场的工作环境下独立进行风电功率预测的能力。风电功率预测系统应具备并不限于以下功能：
a) 源数据采集与获取； b) 预测模型建立； c) 风电功率预测；
d) 统计分析等其他功能。
风电功率预测系统预测准确度应满足如下要求：
a) 单个风电场短期预测月均方根误差应小于 17％，平均绝对误差应小于14%； b) 超短期预测第 4小时预测值月均方根误差应小于 12%，平均绝对误差应小于10%；限电时段不
参与统计；
c) 月平均风电功率预测准确率大于等于80%，月平均风电功率预测合格率应大于等于80%。 风电功率预测系统性能要求：
a) 风电功率预测系统服务器应在任意10s 内，CPU平均负荷率小于70%；
b) 在任何情况下，在任意5分钟内，风电功率预测系统网络平均负载率小于50%； c) 单次风电功率预测时间小于5分钟。 维护与测试：检查与监控系统连接的数据通道是否完好。测试风资源分析软件的所有命令和功能是否正常。
D.11 机组视频语音监控系统
视频系统应具备变焦变监控角度功能。
定期（每天）在后台进行各台风机视频成像、语音提示及控制动作检查。
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Q/HN—1— 0000.08.007—2012
2102—700. 80. 0000 －1－N H /Q 中国华能集团公司
风力发电场监控自动化监督技术标准 Q/HN－1－ 0000.08.007—2012
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北京市西城区复兴门内大街6号
邮政编码：100031
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开本 880×1230 1/16 字数4千字
2012年6月第一版