风电场运维检修技能比赛试题及答案简答题

风电场运维检修技能比赛试题及答案简答题1.简述风力发电机组变流器常见的三种故障类型及对应的排查处理方法。答：变流器常见故障类型及处理方法如下：（1）直流母线过压/欠压故障：过压可能由电网电压波动、制动单元故障或回馈能量无法释放导致，需检查电网电压、制动电阻是否开路或接触不良，测试制动单元IGBT模块导通性；欠压多因网侧变流器整流异常或直流电容老化，需测量网侧输入电压、检查整流桥二极管是否击穿，测试直流电容容值是否低于额定值的80%。（2）IGBT模块损坏故障：表现为变流器报“功率模块故障”，可能因过流、过温或驱动信号异常引起。排查时需检查模块表面是否有烧蚀痕迹，用万用表测量各桥臂IGBT的C-E极正反向电阻（正常应正向约几欧、反向无穷大），同时检测驱动板供电电压（通常±15V）及驱动信号波形是否正常，必要时更换损坏模块并清理散热片积灰。（3）通讯故障（如CAN总线中断）：可能因通讯线接触不良、节点地址冲突或干扰导致。需检查通讯线端子是否松动氧化，用示波器测量CAN_H/CAN_L线电压（正常差分电压约2V），排查附近是否有强电磁干扰源（如大电流电缆未屏蔽），重新配置各从机节点地址并测试通讯波特率是否匹配。2.风力发电机组齿轮箱运行中出现异常噪音时，应从哪些方面进行排查？答：齿轮箱异常噪音排查需从机械、润滑、安装三方面展开：（1）机械部件检查：首先确认噪音类型（如周期性敲击声多为齿轮啮合问题，连续高频声可能是轴承故障）。检查齿轮齿面是否存在点蚀、胶合或断齿（可通过内窥镜观察），测量齿侧间隙（圆柱齿轮正常间隙为模数×0.04~0.08）；检查滚动轴承内外圈、滚动体是否有磨损、剥落或保持架变形（可通过振动传感器频谱分析，典型特征频率为轴承阶次频率）。（2）润滑系统检测：测量润滑油品粘度（需符合ISOVG320或VG460标准）、水分含量（应＜200ppm）及颗粒度（ISO4406等级应≤18/16/13），检查油滤压差（正常应＜0.3MPa），确认油泵工作压力（一般0.3~0.6MPa）及各润滑点油量是否充足，避免因缺油导致干摩擦噪音。（3）安装与对中校验：使用激光对中仪检测高速轴与发电机轴的对中偏差（径向≤0.1mm，角度≤0.5mrad），检查齿轮箱地脚螺栓是否松动（力矩需符合厂家要求，如M30螺栓力矩通常为2500~3000N·m），确认弹性支撑是否老化（橡胶硬度应保持在邵氏60~70度）。3.简述风力发电机组叶片防雷系统的组成及日常检修要点。答：叶片防雷系统通常由接闪器（叶尖金属接闪器或碳纤维层）、引下线（铜缆或金属网）、接地端子及轮毂接地装置组成。日常检修要点包括：（1）接闪器检查：目视或通过无人机观察叶尖接闪器是否有烧蚀、裂纹（烧蚀面积超过50%需更换），测量接闪器与引下线的连接电阻（应≤0.1Ω），检查碳纤维叶片防雷层是否有分层或断裂（可用红外热成像仪检测局部温度异常）。（2）引下线检测：沿叶片内部检查引下铜缆是否有磨损、断裂（单股断丝超过10%需更换），铜缆与金属接头压接处是否松动（拉拔力应≥500N），绝缘层是否破损（用500V兆欧表测量绝缘电阻应＞100MΩ）。（3）接地连接验证：测量叶片根部接地端子与轮毂接地环的接触电阻（应≤0.5Ω），检查接地环碳刷磨损量（剩余长度＜5mm需更换），测试整个防雷系统的接地电阻（机组接地网整体电阻应≤4Ω）。4.风力发电机组偏航系统无法自动对风时，可能的故障原因及处理步骤是什么？答：偏航系统无法自动对风的常见原因及处理步骤如下：（1）传感器故障：风向传感器信号异常（如风速＞12m/s时仍频繁偏航）。检查风向仪电缆是否断路（用万用表测信号端电压，4~20mA或0~5V信号应随风向变化线性波动），清洁传感器风标转轴（避免卡滞），校准风向仪角度（通过手动旋转风标对比PLC采集值，偏差＞5°需重新标定）。（2）偏航驱动故障：偏航电机不启动或扭矩不足。检查电机三相电压（380V±10%）、电流（额定电流±10%）是否正常，测试制动器松闸电压（DC24V时制动器应完全松开，间隙≥0.5mm），测量偏航减速器油位（油标中线以上）及齿轮油粘度（符合GL5-220标准），检查偏航齿圈与驱动小齿轮啮合间隙（正常0.2~0.4mm，可用塞尺测量）。（3）控制逻辑异常：PLC程序中偏航条件未满足（如“偏航允许”信号未置位）。查看监控系统报警记录（如“偏航过流”“制动器故障”），检查偏航限位开关（机械/电子限位）是否误动作（手动旋转偏航到中间位置，限位信号应恢复），测试偏航接触器吸合情况（用万用表测线圈电压DC24V，触点导通电阻≤0.1Ω）。5.风力发电机组液压系统压力无法维持的可能原因及排查方法有哪些？答：液压系统压力无法维持的原因及排查方法：（1）泄漏故障：检查油缸密封件（活塞杆处油膜厚度应均匀，滴油频率＞1滴/分钟需更换O型圈）、油管接头（用肥皂水检测是否冒泡，特别是高压胶管与硬管连接处）、集成阀块密封面（法兰密封垫是否老化，螺栓力矩是否达标，如M12螺栓力矩40~50N·m）。（2）油泵故障：齿轮泵或柱塞泵内泄过大。测量油泵出口压力（额定压力下，如变桨系统8~10MPa），关闭所有执行机构，观察压力下降速率（正常10分钟内下降≤0.5MPa）；拆检油泵齿轮/柱塞磨损量（齿轮泵齿顶间隙＞0.15mm需更换），检查油泵吸油过滤器（堵塞时压差＞0.2MPa，滤芯污染等级＞ISO440620/18/15需更换）。（3）阀组失效：溢流阀设定压力过低或主阀内泄。调整溢流阀压力（逐步升压至额定值，观察压力是否稳定），用替换法测试电磁换向阀（断电时应处于中位，导通压力油口与回油口），检查单向阀密封性能（反向压力下泄漏量应＜5mL/min）。6.简述风力发电机组发电机轴承温度过高的常见原因及处理措施。答：发电机轴承温度过高（通常报警值为90℃，停机值为100℃）的原因及处理：（1）润滑不良：润滑脂型号错误（应使用厂家指定的锂基脂，如SKFLGHP2）、加注量过多/过少（一般为轴承腔体积的1/3~1/2）或老化（滴点＜180℃需更换）。处理时需清理旧脂，按标准量加注，运行2小时后检查温度是否下降（正常应降低5~10℃）。（2）轴承磨损：滚动体或滚道出现点蚀、剥落（振动速度有效值＞4.5mm/s，加速度峰值＞20m/s²）。用振动分析仪检测轴承特征频率（如内圈故障频率f_i=z/2×(1+d/D×cosα)×n，z为滚动体数，d为滚动体直径，D为轴承节径，α为接触角），必要时更换轴承并检查端盖安装间隙（轴向间隙0.1~0.3mm，径向间隙≤0.05mm）。（3）冷却不足：空冷发电机风道堵塞（滤网压差＞500Pa需清洁），水冷发电机冷却水流量不足（额定流量8~12L/min，可用流量计测量）或水温过高（进水温度应＜35℃）。清理风道积灰，检查冷却风扇转速（额定转速±5%），水冷系统需排查水泵扬程（≥30m）及散热器效率（进出口温差应＞5℃）。7.风力发电机组变桨系统单只叶片卡桨时，应如何进行紧急手动收桨操作？答：单只叶片卡桨的紧急手动收桨步骤如下：（1）确认安全：将机组切换至“维护模式”，断开变流器并网开关，锁定高速轴制动器（机械锁销插入），悬挂“禁止合闸”警示牌。（2）手动泵操作：找到该叶片变桨柜内的手动液压泵（或电动应急泵），确认蓄能器压力（应≥7MPa），打开手动截止阀（顺时针关闭，逆时针打开），缓慢操作泵手柄（液压系统）或按下应急收桨按钮（电动变桨），观察叶片角度变化（用角度编码器或激光测距仪监测）。（3）故障隔离：若手动收桨仍无动作，检查变桨电机是否堵转（测量三相绕组电阻，正常应平衡且＜1Ω），测试变桨驱动器输出电压（DC24V控制信号是否正常），排查限位开关是否误触发（短接限位信号后尝试收桨）。（4）复位与检查：叶片收至90°后，关闭手动截止阀，恢复变桨系统供电，测试自动变桨功能（0°~90°往返3次，角度偏差≤0.5°），记录故障代码（如“变桨电机过流”“编码器断线”）并分析根本原因。8.简述风力发电机组主轴承振动值超标的检测方法及处理措施。答：主轴承振动超标（通常报警值为振动速度有效值＞4.5mm/s）的检测与处理：（1）检测方法：使用便携式振动分析仪（如CSI2140）在主轴承前/后轴承座安装加速度传感器（垂直、水平、轴向三向测量），采集振动信号并进行频谱分析（采样频率≥10kHz，分析带宽0~5kHz）。重点关注主轴承特征频率（如滚子通过内圈频率BPFI=z/2×(1+d/D×cosα)×n，通过外圈频率BPFO=z/2×(1-d/D×cosα)×n），同时检查1倍频（转频）、2倍频（不对中）成分是否突出。（2）处理措施：若频谱显示轴承特征频率能量集中（超过基频的3倍），需拆检轴承滚道是否有压痕、裂纹（用磁粉探伤检测），测量游隙（调心滚子轴承径向游隙正常0.15~0.30mm，超过0.4mm需更换）；若1倍频振动大，检查主轴与齿轮箱输入轴对中（激光对中仪测量，径向偏差≤0.2mm，角度偏差≤1mrad）；若振动含高频噪声，可能是润滑脂不足或污染（补充清洁润滑脂，用量为轴承腔的1/3）。9.风力发电机组塔架法兰螺栓力矩衰减的主要原因及预防措施是什么？答：塔架法兰螺栓力矩衰减的原因及预防：（1）原因分析：①安装时预紧力不足（未达到设计力矩的100%，如M36螺栓设计力矩7500N·m）；②螺栓塑性变形（超过材料屈服强度，42CrMo螺栓屈服强度≥930MPa）；③法兰面不平整（平面度＞0.5mm/m²，导致接触应力集中）；④环境因素（温度变化引起热胀冷缩，或长期振动导致松脱）。（2）预防措施：①采用液压扭矩扳手分三次紧固（初次30%、二次60%、最终100%），紧固顺序按对角交叉进行；②安装防松垫片（如碟簧垫片，压缩量应≥1mm）或使用双螺母（副螺母预紧力矩为主螺母的50%）；③定期（每6个月）用扭矩扳手复紧（允许偏差±10%），对衰减超过20%的螺栓进行标记（用色漆划线观察位移）；④检查法兰面清洁度（无油污、氧化层），安装前用塞尺检测间隙（局部间隙＞0.3mm时需加铜皮垫片）。10.风力发电机组控制系统PLC程序丢失时，应如何进行恢复及验证？答：PLC程序丢失的恢复与验证步骤：（1）程序备份调取：从工程师站或远程服务器获取最新版本的程序备份（需确认版本号与机组实际配置一致，如变流器型号、叶片类型），通过编程软件（如TIAPortal）连接PLC（使用专用编程电缆，波特率115200bps）。（2）程序下载：在PLC处于“STOP”模式下，选择“上传/下载”功能，将备份程序下载至CPU（下载完成后检查“程序校验和”是否匹配，避免传输错误）。（3）硬件配置验证：进入硬件组态界面，检查各模块型号（如DI/DO模块6ES7223-1BL22-0XA8）、地址分配（输入模块从I0.0开始，输出模块从Q0.0开始）是否与实际接线一致，测试数字量输入（短接DI端子，PLC指示灯应点亮）、模拟量输入（输入4~20mA信号，PLC采集值应线性变化）。（4）功能测试：将PLC切换至“RUN”模式，测试关键控制逻辑（如变桨允许条件：风速＞3m/s、无紧急停机信号）、保护功能（如超速保护：转速＞19rpm时触发变桨），观察HMI界面参数刷新是否正常（数据更新周期≤1s），记录30分钟运行数据（如各传感器信号、接触器动作时间）确认程序有效性。11.风力发电机组齿轮箱油液铁谱分析中，发现大量片状磨粒时，可能反映哪些故障？应采取哪些应对措施？答：铁谱分析中出现大量片状磨粒（尺寸5~50μm，厚度＜1μm）通常提示以下故障：（1）齿轮啮合异常：片状磨粒多由齿轮齿面滑动摩擦产生，可能因齿侧间隙过小（小于模数×0.04）导致边界润滑失效，或齿面硬度不足（渗碳齿轮表面硬度应≥58HRC）引起粘着磨损。（2）轴承滚子与滚道磨损：圆柱滚子轴承滚子端面与挡边接触不良（轴向游隙过大，＞0.3mm）时，会产生片状磨粒，同时可能伴随黑色氧化物颗粒（氧化磨损）。应对措施：①立即采集油样进行光谱分析（铁元素含量应＜50ppm，若＞100ppm需停机）；②用内窥镜检查齿轮齿面（是否有胶合痕迹，胶合面积超过齿面的10%需修磨）；③测量齿轮啮合侧隙（用铅丝法，压后铅丝厚度即为侧隙）；④检查轴承游隙（用塞尺测量滚子与内/外圈的间隙），必要时更换磨损部件；⑤更换齿轮油并清理油滤（过滤精度需≤10μm），缩短油液监测周期（从3个月改为1个月）。12.简述风力发电机组叶片涂层损伤的类型及现场修复工艺。答：叶片涂层损伤类型及修复工艺：（1）损伤类型：①微裂纹（长度＜50mm，深度＜0.1mm，多因紫外线老化或冷热循环引起）；②剥离（涂层与基材分离，面积＞100cm²，可能因底涂处理不彻底）；③磨损（叶尖前缘涂层厚度减薄＞50%，由风沙冲蚀导致）；④划痕（深度达玻璃纤维层，宽度＞2mm，多为外物撞击所致）。（2）修复工艺：①表面处理：用砂纸（P80~P120）打磨损伤区域（超出损伤边缘50mm），清除浮灰（压缩空气吹扫，压力0.3MPa），丙酮清洗（确保无油污）；②底涂施工：涂刷环氧底漆（膜厚50~80μm，23℃下表干时间2小时），检查是否有漏涂（用湿膜卡测量）；③中涂填补：对深度＞0.5mm的损伤，使用环氧腻子刮涂（分2~3层，每层厚度≤1mm，层间打磨至P240）；④面涂喷涂：选择聚氨酯面漆（颜色与原涂层一致，膜厚80~120μm，分2道喷涂，间隔时间4小时），喷涂压力0.4~0.5MPa，距离叶片表面300~400mm；⑤固化养护：常温（20~25℃）下养护24小时，测试涂层硬度（邵氏D≥60）及附着力（划格法，0级为无脱落）。13.风力发电机组偏航齿圈润滑不良会导致哪些后果？如何进行针对性维护？答：偏航齿圈润滑不良的后果及维护措施：（1）后果：①齿面磨损加剧（齿厚减薄＞10%时需更换），导致啮合噪音增大（声压级＞85dB）；②点蚀或胶合（点蚀面积超过齿面的30%会引发断齿）；③齿圈与驱动小齿轮间隙增大（超过0.6mm时偏航精度下降，对风误差＞3°）；④润滑脂泄漏污染塔架（影响外观及后续维护）。（2）维护措施：①选择专用润滑脂（滴点＞220℃，锥入度265~295，如ShellGadusS2V220），润滑周期为每3个月（或偏航累计运行50小时）；②采用自动润滑系统时，检查泵体压力（≥10MPa）及分配器出油量（每个喷嘴出油量0.5~1mL/次），手动润滑时用毛刷均匀涂抹（覆盖齿面宽度的80%，厚度1~2mm）；③定期清理齿圈表面旧脂（用煤油清洗），检查齿面是否有铁屑（铁屑量＞5g需排查齿轮磨损）；④测量齿圈跳动（径向跳动≤2mm，端面跳动≤1.5mm），调整偏航驱动小齿轮啮合位置（齿顶间隙0.2~0.4mm，接触斑痕占齿长的70%以上）。14.风力发电机组发电机定子绕组绝缘电阻下降的可能原因及处理方法是什么？答：定子绕组绝缘电阻下降（常温下＜100MΩ，500V兆欧表测量）的原因及处理：（1）受潮：发电机密封不良（端盖密封圈老化，压缩量＜1mm）导致水汽进入，或长期停机后未干燥。处理时用热风干燥（进风温度60~70℃，出风温度＜80℃），每小时测量绝缘电阻（上升至100MΩ以上且稳定2小时）。（2）绕组污染：碳粉（集电环磨损）或油污（轴承漏油）附着在绕组表面。用无水乙醇擦拭绕组（避免溶剂腐蚀绝缘漆），清理集电环碳刷架（碳粉堆积厚度＞2mm需清扫），检查轴承密封（甩油环间隙≤0.5mm，避免润滑油飞溅）。（3）绝缘老化：长期高温（定子温度＞130℃）或电晕放电（绕组端部出现蓝色光晕）导致绝缘层开裂。用红外热像仪检测绕组温度分布（各相温差应＜5℃），观察端部绝缘是否有爬电痕迹（碳化路径长度＞10mm需更换绕组），必要时进行耐压试验（1.5倍额定电压，1分钟无击穿）。15.风力发电机组液压站油温过高（＞60℃）的常见原因及冷却系统优化措施有哪些？答：液压站油温过高的原因及优化：（1）原因：①液压泵内泄过大（容积效率＜85%，输出流量下降20%），机械能转化为热能；②溢流阀设定压力过高（超过系统额定压力10%），导致高压油长期溢流；③冷却器效率低（水冷器结垢厚度＞0.5mm，风冷器散热片积灰厚度＞2mm）；④环境温度高（夏季塔内温度＞40℃，散热条件差）。（2）优化措施：①检测油泵容积效率（额定压力下，实际流量/理论流量≥90%），磨损严重时更换油泵；②调整溢流阀压力（比系统最高工作压力高0.5~1MPa），避免频繁溢流；③清理水冷器管道（用柠檬酸溶液酸洗，pH值3~4，循环30分钟），风冷器用压缩空气吹扫散热片（压力0.4MPa）；④增加塔内通风（安装轴流风机，风量＞5000m³/h），或在液压站附近加装隔热板（减少阳光直射）；⑤更换高粘度指数液压油（VI≥140，如ISOVG46，避免高温下粘度下降过快）。16.简述风力发电机组变流器网侧滤波器的作用及故障时的检测方法。答：网侧滤波器的作用及检测方法：（1）作用：抑制变流器产生的高次谐波（5次、7次、11次等，THD需＜5%），减少对电网的污染；滤除电网电压波动（如电压骤降、浪涌）对变流器的影响，提高系统稳定性；改善功率因数（≥0.95），避免电网侧无功罚款。（2）检测方法：①谐波测试：使用电能质量分析仪（如Fluke435）测量网侧电流谐波含量（各次谐波电流应＜额定电流的3%）；②阻抗测量：用LCR电桥测量滤波器电感值（额定电感±5%，如5mH允许4.75~5.25mH）、电容值（额定电容±10%，如300μF允许270~330μF）；③温升检查：运行中滤波器表面温度应＜80℃（红外测温），超过时可能因电感磁饱和或电容介质损耗过大；④绝缘检测：用1000V兆欧表测量滤波器对地绝缘电阻（应＞100MΩ），低于时检查接线端子是否受潮或绝缘垫老化。17.风力发电机组主传动链不对中会导致哪些异常现象？如何进行精确对中调整？答：主传动链不对中（主轴与齿轮箱输入轴、齿轮箱输出轴与发电机轴）的异常现象及调整：（1）异常现象：①振动增大（1倍频、2倍频成分突出，振动速度有效值＞5mm/s）；②轴承温度升高（因附加径向/轴向载荷，温度比正常高10~15℃）；③齿轮箱油位波动（不对中导致箱体变形，密封处漏油）；④联轴器磨损（弹性块撕裂或金属片断裂，寿命缩短50%以上）。（2）精确对中调整：①使用激光对中仪（如PrüftechnikOptalign），将发射器安装在齿轮箱输出轴，接收器安装在发电机输入轴，测量径向（X/Y向）和角度（α/β向）偏差；②调整发电机底脚垫片（厚度误差≤0.05mm），通过顶丝移动发电机（水平移动精度0.01mm），使径向偏差≤0.1mm，角度偏差≤0.5mrad；③紧固发电机地脚螺栓（分三次按对角顺序，力矩达到设计值的100%），再次测量确认偏差在允许范围内；④盘车360°，观察各位置偏差是否一致（变化量≤0.02mm），避免软脚现象（底座局部变形）。18.风力发电机组叶片气动性能下降的主要表现及检测方法有哪些？答：叶片气动性能下降的表现及检测：（1）主要表现：①机组功率曲线偏移（相同风速下，实际功率比设计值低5%以上）；②叶尖速比异常（最佳叶尖速比为7~8，实际偏离＞1）；③叶片表面粗糙（前缘粗糙度＞100μm，导致边界层提前分离）；④运行噪音增大（气动噪声级＞90dB，比正常高5~10dB）。（2）检测方法：①功率曲线验证：采集连续10天的风速-功率数据（风速范围3~12m/s），与设计曲线对比（偏差超过3%需排查）；②表面粗糙度测量：使用粗糙度仪（如MitutoyoSJ-210）在叶尖、1/2半径、叶根处测量（每个位置测5点，取平均值）；③翼型截面扫描：用三维激光扫描仪（精度0.1mm）获取叶片表面点云数据，与设计模型对比（最大偏差＞20mm需修复）；④流动显示试验：在叶片表面粘贴荧光丝线，机组运行时用高速摄像机拍摄（1000fps），观察丝线飘动状态（紊乱区域即为分离