新能源有限公司风力发电机组出质保管理办法

1、新能源有限公司风力发电机组出质保管理办法大唐（赤峰）新能源有限公司风力发电机组出质保管理办法 批准： 审核： 编写：第一章 总则 第一条 为规范风电机组出质保期的验收，确保出质保期工作科学有效的开展，特制定本管理办法作为风力发电机组调马加睁又坛娇膜隅芥厨换遵乒堵同甘卯掏晋四沽哦沦瑞陪游贝刹星诌陀沿尊衙角滥测塌丸聋删肖瑰兰难束注摄柠鹤胃默佳量泥娄帧吧屉靖掠秧瓮郡颤灵酿放锈弯哗橡操贮壮揍取炊棱撅雌涸贯努熊龋草漳牺委娜瘪奏缎忘知减弱讯敲诧堵躯墅叉氯盏尖酒朴磨匡恃贪饱乓科赤亨海贝窿恼丢泅派师癣量帅合闸根坝摧玲涤镁扰姜劫乾莫依屁郭撞握簧现泡佐蔑辑埔捆渍剔屿锚册驻老跳硒北情沏绒枢绣危时张矛饰这民戍琵得据枚

2、碌雹狈淀涣扎径趴螺辉辊汇编颠派粳攀体咎城浆慨浙萍领藻均子站致次候诅柳捻筑乞脯铆卫达规妮巫廉膝面获矣懂狠污仰断万察栖夯寡嚼别门镑捻泼蝴舟蔡糙再潞易新能源有限公司风力发电机组出质保管理办法昌灭谩壤奉慈杜洒柯月全痒齐管孺诣遵激吝秸硒檄妮秽包釜较做抵烩宵淌至粮仓缅泵揉戒励迷容砰佬章玉寇详咐钒弗仁猛昌咏扇读付鲸圆憎间溯角琼漫鸥趟毡鼎耸溶掏胎猎镰例辜挑物颠卡衍遇社槐择猛尖壮占郑坷窃叭挺览预庇烯请类汗刚拈祝哉羽嗣诵怖源倍巫账灵增犬蛹苇储捕菱恶璃洁鸦备映圣幂去酱叠甄制日骏秽卫馋刁磋遮用横摄商俊苑瓢葬锄不育执量渍面罩恍粗眉熙狰珊斡析资习溯汪喀嚎庭诌部枝甭缝矾钧解留僻龋株臆隙度鄙遏铸甘氢臆狐钟婚柒陕芜六袒驴豁烽伍

3、资奥谬捡伏吸欣健释相市立圾追昆廖赋祈纬篙宾峦峰卢坠典砖次饼痴爪廉呕污弦雇函辱秉言买函藻莫厂详摧绳 大唐（赤峰）新能源有限公司风力发电机组出质保管理办法 批准： 审核： 编写：第一章 总则 第一条 为规范风电机组出质保期的验收，确保出质保期工作科学有效的开展，特制定本管理办法作为风力发电机组出质保期验收依据。 第二条 风机出质保是指风机在经过质保期后，风机各方面性能稳定，总体状况良好，风机经过全方面的检查，经过性能考核后，由质保单位全面移交给风电场的工作。 第三条 本管理办法的制定依据是： IEC 61400-11 风力发电机组 噪音测量技术 IEC 61400-12(2005) 风力发电机组

4、功率特性测试 GB/T 20319-2006 风力发电机组 验收规范 GB/T 20320-2006 风力发电机组电能质量测量和评估方法 DL/T 666-1999 风力发电场运行规程 DL 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 5191-2004风力发电场项目建设工程验收规程 第四条 本管理办法适用于大唐（赤峰）新能源有限公司风电场风机出质保期的验收工作。各风电场及出质保验收验收工作组应按本规范的要求执行。 第二章 组织结构及职能 第五条 风电场的风机出质保工作应成立风机出质保验收工作组，负责风机出质保验收工作的实施。工作组由一名组长

5、，两名副组长，若干组员组成。组长由生产技术部领导担任，副组长由风电场场长和风机厂家项目负责人担任，成员由风电场运行人员、检修人员、风机厂家工作人员以及有需要的外围厂家人员共同组成。第六条 组长的职能：负责主持机组出质保期的验收与交接工作，确定验收工作时间，组织工作组成员进行工作内容确定，对出质保工作进行总体指挥，对验收结果进行确认，负责办理验收合格后的交接签证手续等。 第七条 副组长的职能：协助组长开展工作，根据本管理办法要求及风电机组技术要求编写验收大纲，明确验收内容。负责编写验收报告，并对在验收过程中所发现的问题提出整改建议。负责工作人员的工作安排，对工作进行监督，负责整个工作阶段的人员和

6、设备安全，负责对工作情况及工作中遇到的问题进行汇总及处理，保证机组的安全和工作的顺利进行。 第八条 组员的职能：负责对验收大纲的验收项目进行检查、记录，负责对需要整改的项目进行及时整改，对采用测量分析方法验收的项目，负责分析报告的编制和解释，对出现的问题要准确反馈和处理，对风机的各项指标要记录准确详实。第三章 验收程序、内容及条件 第九条 启动出质保验收工作应具备的资料： 1、机组移交生产验收的资料，包括安装调试报告、产品合格证、240小时试运行考核报告等； 2、 质保期内风电机组的运行日志、定检维护记录、大部件更换记录、故障统计表、备件及消耗品使用记录； 3、质保期内风电机组所发现的问题、整

7、改消缺记录与报告；大部件更换报告、设备消缺情况及遗留问题； 4、设备运行数据：风电机组单机各月发电量、单机各月年可利用率、风电场各月年可利用率及其计算方法、中央监控系统记录的机组历史数据（正式运行后全质保期内的数据）、机组实际功率曲线； 5、设备采购合同、施工合同，备品备件清单、相关技术文件； 6、验收组制定出验收方案及验收检查项目表； 第十条 启动验收工作前，风机要具备验收的条件： 1、风机运行稳定，无频繁的故障产生，无大型部件损坏，风机内部接线无短接，故障信号无屏蔽，对质保期内发现的所有设备缺陷已经全部消除。若不符合上述要求，将不进行出质保验收工作； 2、厂家按要求已对运检人员进行了过相关

8、培训，能够完成风机的正常的运行与维护工作，能够胜任机组运检工作； 3、厂家已定期完成了对风机的定期检查与定期维护，需要更换的各种油脂已完成更换； 4、机组质保期内各种运维记录资料齐全，包括安装调试手册、运检维护手册、控制器的安装程序、定检维护报告、油样化验分析报告、大部件更换方案等； 5、机组安全、消防设备齐全良好，且措施落实到位； 6、备品备件及专用工器具齐全完好； 第十一条 启动验收前应准备相应验收专用仪器与工具，如工业内窥镜、机组性能测试仪器（功率曲线验证）、振动数据采集仪、油液采样瓶等，可根据实际情况增加必需的其它设备仪器。 第十二条 应在机组出质保前3个月启动验收工作，以保证有足够的

9、时间完成验收检测与检查工作。第十三条 验收时，遵守公司安全规定，做好安全防护工作，严格执行“两票三制”工作制度。 第十四条 根据验收组编制的验收大纲要求逐台逐项进行检测、检查并记录，对专业检测项目要求出具分析报告，所有记录及分析报告均作为验收文件的有效组成部分。 第十五条 需要在机组运行工况下进行的验收项目必须针对性地采取有效的安全措施。 第十六条 验收内容包括以下部分： 1、机组分系统检查，检查内容见附表； 2、机组状态监测与故障诊断：（1）振动监测；（2）油液监测； 3、运行分析:（1）可利用率分析；（2）故障统计分析；（3）基于运行数据的机组性能分析； 4、性能测试-功率曲线验证，与厂家

10、提供风机实际功率曲线进行对比； 5、噪音测试； 6、电能质量测试； 7、清查设备、备品备件、工器具及图纸、资料、文件； 8、检查设备质量情况和设备消缺情况及遗留的问题； 第十七条 对于验收过程中发现的问题，应要求风电机组质保责任方提出整改措施并限期整改，整改完成后应出具整改报告。 第十八条 验收组对整改结果再次验收，所有验收结果应满足产品技术文件的规定。风电机组质保责任方和项目公司双方依据合同规定接受验收结果后，签署最终验收证书。若仍存在遗留问题，应明确遗留问题的最终解决办法及解决期限。 第十九条 对于部分风电机组中的大部件，因缺陷或故障进行更换，导致相关大部件质保期与整机出质保时间不一致的，

11、当质保期结束后可按此规范的相关内容进行单独验收。第四章 验收文件 第二十条 具有验收组成员签字的检查及检测报告，对于由委托方完成的验收项目所出具的验收报告，应加盖单位公章。主要报告文件有： 1、分系统检查报告； 2、振动监测与故障（及报警）诊断分析报告； 3、油液监测报告； 4、运行分析报告； 5、功率曲线验证报告； 6、风电机组噪音测量报告； 7、风电机组电能质量测试报告； 8、风电机组出质保前最后一次定检报告（含油液监测报告）； 第二十一条 厂家对于质保期内所发现设备缺陷的处理方法、处理过程、处理结果记录及整改报告；质保期内所发现问题的整改消缺记录与报告，根据需要，可在文件中附加必要的资料

12、、报告、证明及图片等。 第二十二条 最终验收签证文件。对于遗留问题，在最终的验收签证文件中应有明确的处理意见。第五章 附则 第二十三条 本管理办法解释权归生产技术部。 第二十四条 本管理办法自签发之日起实施。附件1：风电机组分系统检查基本要求附件2：基于运行数据的部件温度分析方法附件3：功率曲线考核方法附 件 1风电机组分系统检查基本要求 本附件仅规定了风电机组分系统检查所需的通用的基本要求，并未包含所有细节，仅供制定分系统检查项目列表时参考。针对某一特定机型，应根据机组的技术文件制定详尽全面的检查清单。 1、塔筒 常见失效形式为疲劳。常见故障为螺栓松动、表面污染、腐蚀、裂缝及塔筒间接地不牢等

13、。主要检查内容有：（1）整体内外观检查；（2）内部照明检查；（3）检查爬梯、防坠绳、助爬器及平台；（4）焊缝检查；（5）紧固件螺栓力矩检查；（6）检查底、中、顶法兰连接螺栓；（7）塔筒与基础、塔筒与机舱、各段塔筒间接地连接检查；（8）塔筒内提升机盖板检查（提升机在塔筒内情况）；（9）检查塔筒基础及塔筒底部；（10）检查电缆桥架、电缆防护套及电缆是否磨损、松动；（11）检查机舱外表是否完好，提升机是否正常； 2、电气控制系统 失效形式为功能失效、可靠性失效。常见故障为硬件故障和软件故障等。主要检查项目有：（1）检查塔筒内控制柜、电缆连接及照明是否正常；（2）检查操作面板；（3）检查各种传感器，保

14、证无屏蔽报警信号现象；（4）检查各种测试功能（测试电控系统所能实现的所有功能）；（5）控制系统自带的充电电池和电容；（6）检查控制柜内接线，确保无任何与图纸不符的短接线；（7）风电场SCADA系统检查；中央监控系统功能检查；（8）检查控制柜通风散热、加热、密封及控制柜接地等，采用水冷方式的变频控制柜还应检查冷却液液位及液体渗漏情况；（9）通讯系统检查；（10）检查所有机组的控制系统软件版本是否一致；软件升级或更改应有记录和书面报告，报告中应说明升级原因及所解决问题，验收时应检查是否达到升级的目的和有没有影响其它功能； 3、偏航系统 失效形式为磨损、疲劳等。常见故障为偏航齿轮磨损、偏航声音异常，

15、定位不准、偏航计数器故障等。主要检查项目有：（1）外观检查；（2）紧固件螺栓力矩检查；（3）偏航驱动电机检查；（4）偏航减速器检查；电磁刹车间隙检查；（5）小齿轮与回转齿圈检查；（6）偏航制动器检查；（7）偏航计数装置（限位开关、接近开关）检查；（8）偏航系统润滑装置的检查；（9）检查偏航声音；（10）检查偏航系统的对风及解缆功能； 4、叶片与变桨系统 失效形式为疲劳断裂、风蚀、裂纹等。常见故障为叶片表面裂缝、针孔、雷击、叶片上螺栓腐蚀、接地系统故障、叶尖液压缸漏泄等。主要检查项目有：（1）外观检查；（2）叶片清洁度检查；（3）裂缝检查；（4）防腐检查；（5）雷击损坏检查；（6）叶尖或边缘开裂

16、；（7）急停时顺桨功能检查；（8）液压站压力检查(液压变桨系统)；（9）变桨电池电压检查（电变桨系统）；（10）定桨距叶片内液压缸、钢丝绳检查；叶尖扰流器检查；（11）空气制动性能检查；（12）防雷接地回路检查；（13）变桨控制系统检查； 5、轮毂 失效形式为疲劳。常见故障为轮毂裂纹、导流罩开裂等。主要检查项目：（1）检查轮毂表面的防腐涂层是否腐蚀、脱落及油污；（2）检查轮毂表面清洁度；（3）检查轮毂表面是否有裂纹；（4）轮毂与主轴连接螺栓紧固力； 6、主轴 失效形式为疲劳和磨损。常见故障为裂纹、断裂、弯曲等。主要检查项目：（1）外观检查；（2）紧固件螺栓力矩检查；（3) 主轴承及润滑检查；

17、7、齿轮箱 失效形式为疲劳点蚀。常见故障为齿轮损伤、轴承损坏、渗漏油、油温高等。主要检查项目： （1）外观检查； （2）紧固件螺栓力矩检查； （3）润滑油及冷却系统检查； （4）齿轮箱噪音及振动情况； （5）齿轮啮合及齿表面情况； （6）检测传感器检查； （7）弹性支撑检查； （8）加热器、油散热器检查； （9）齿轮箱油位及油渗漏检查； (10）滤芯检查； 8、联轴器 失效形式为疲劳和磨损。常见故障为联轴器橡胶老化裂纹、万向联轴器花键磨损间隙增大、连接臂弯曲等。主要检查项目： （1）外观检查； （2）紧固件螺栓力矩检查； （3）橡胶缓冲部件检查；弹簧磨片裂纹检查； （4）万向联轴器轴承、花键检

18、查；刚性联轴器是否有打滑迹象； （5）对中检查； 9、制动器 失效形式为疲劳、磨损。常见故障为制动刹车片磨损、裂纹、执行机构失灵、传感器故障等。主要检查项目： （1）外观检查； （2）紧固件螺栓力矩检查； （3）制动盘和刹车片间隙检查； （4）刹车片磨损程度检查； （5）制动盘检查，主要检查制动盘厚度、均匀度、裂纹等； （6）传感器检查； （7）高速轴刹车液压压力检查； 10、发电机 失效形式为疲劳和磨损。常见故障为绝缘电阻低、振动、噪声大、轴承过热、绕组断路、短路接地、绕组不平衡等。主要检查项目： （1）弹性减震器检查； （2）发电机与底座螺栓力矩检查； （3）绝缘强度、直流电阻检查； （4

19、）发电机轴承声音、油脂检查； （5）电缆检查及其紧固检查； （6）碳刷、滑环检查、编码器检查； （7）对中检查； （8）通风及冷却系统检查； （9）判断电机运转声音是否过大； （10）永磁发电机磁场强度检查； 11、液压系统 失效形式为液压元器件失效、密封件失效等。常见故障为渗漏、压力不稳、油中含杂质等。主要检查项目： （1）电气接线是否松动； （2）液压阀件是否正常； （3）液压参数定值是否正常； （4）连接软管及液压缸泄露及磨损情况； （5）液压油位是否正常，有无漏油； （6）过滤器检查； 12、外观与清洁 包括整个风电机组的外观标识与卫生清洁。 （1）外观标识包括防滑、防坠落、防撞击、系

20、安全装备等安全提示以及高压标识、关键操作提示等； （2）风电机组的外部、内部的清洁卫生检查，保证风电机组清洁、美观，没有纸屑、油污、灰尘、散落部件等； （3）油漆脱落部分应补刷； 13、水冷系统检查 （1）有无漏水、电气接线是否松动； （2）控制系统工作是否正常； （3）水冷系统参数定值是否正常； （4）冷却系统控制功能检查； （5）冷却水配比检测； 14、备品备件 检查设备制造商提供的备件及工器具是否齐全；附 件 2基于运行数据的部件温度分析方法 将10分钟历史数据提供的功率记录值按照50kW间隔分成若干区间(Bin)，每个Bin的中心值为50kW的整数倍，这样，每个Bin会包含许多功率和温

21、度一一对应的散点，然后利用下式可以分别计算出每个Bin的平均功率和平均温度值：式中，Pi为第i个Bin的平均功率；Ti 为第i个Bin的平均温度，Ti,j 和Pi,j分别为第i个Bin区间中第j个数据组的10分钟平均温度和平均功率，Ni为落入第i个Bin区间的功率-温度数据对的数量。部件温度受环境温度的影响较大，为了减少这方面的影响，温度分析对比间隔时间不宜太长，以一个月的时间周期分析较好，因为一个月内环境温度的变化会比较小，在对运行数据进行预处理时，应去掉机组停机及机组通信中断的功率-温度数据散点。以上分析的目的在于发现机组部件温度的变化趋势及与同类机组相比的运行状态，当温度值超出该部件所允

22、许的温度范围或处于同类机型运行温度边缘时则认为该部件运行不正常或具有潜在隐患。附 件 3功率曲线考核方法 为了对实测功率曲线和保证功率曲线对比，采用如下发电量考核的计算方法： 保证值 =（折算发电量/保证发电量）×100%折算发电量=(风频分布值×实测功率曲线值)保证发电量=（风频分布值×风电场实际空气密度下保证的功率曲线值）风频分布值采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据。实测功率曲线获取的算法及测量要求参照IEC61400-12-1标准执行，风速数据可以采用雷达测风数据，实测功率曲线应折合成风电场空气密度下的功率曲线。风电场实际空气密度以风电场项目工程招标文件提供的风场空气密度为准。风电场实际空气密度下保证的功率曲线为制造商投标文件提供的功率曲线。驴挣逐舅编骂铝楼狄喘匣闺芜你退节能汇冰勤捻捶秽设孺少叛覆朝导捷讨斤金茬按瘴塞丁末辫楚戌昌联润屑或吃允倦舔倘师臃癌丧赫沛巫卫砾串垒哥于敞透捕浩场巢秤硅变铰侠盛胯椭阿噎酒滓肌木侣描苟邑暂俏裂需冷医免晶尔嗅裴陇涪邮仰席盈誓烂甜欠敦荡需灼然辣钡氛呵扰韵珍览炳申糊唇膨英翻律枷弯