风场运行面试题及答案

风场运行面试题及答案一、基础理论与设备认知类1.请简述双馈式风力发电机组的主要组成部件及其核心功能。答：双馈式风力发电机组（WTG）主要由风轮系统、传动系统、发电系统、变流系统、偏航系统、液压系统、控制系统及塔架等部分组成。-风轮系统：包括叶片、轮毂，负责捕获风能并转化为旋转机械能，叶片通过变桨机构调整角度以优化风能捕获效率。-传动系统：由主轴、齿轮箱（增速箱）组成，主轴将风轮扭矩传递至齿轮箱，齿轮箱通过多级增速将低转速（约10-20rpm）提升至发电机所需的高转速（约1500rpm）。-发电系统：双馈异步发电机，其定子绕组直接接入电网，转子绕组通过变流器与电网连接，实现变速恒频发电。-变流系统：由机侧变流器和网侧变流器组成，机侧变流器控制发电机转子电流以调节转速和无功，网侧变流器稳定直流母线电压并实现能量双向流动。-偏航系统：包括偏航电机、偏航减速器、偏航轴承及风向标/风速仪，通过驱动机舱旋转使风轮正对来风方向，提升发电效率。-液压系统：为变桨机构、机械刹车提供动力，紧急情况下通过液压刹车实现机组停机。-控制系统：以PLC或DCS为核心，集成SCADA（监控与数据采集）系统，负责机组启停、故障保护、功率调节及数据上传。2.风电场电气一次系统主要包含哪些设备？请说明35kV集电线路的典型拓扑结构及选择依据。答：风电场电气一次系统设备包括：风力发电机组（含箱变）、35kV集电线路、35kV/110kV（或220kV）升压站（含主变、GIS/开关柜、母线、接地变等）、SVG（静止无功发生器）、站用变及接地系统等。35kV集电线路典型拓扑结构有放射式、树干式（链式）和环网式。选择依据如下：-放射式：每回线路独立连接1-2台箱变，可靠性高但线路投资大，适用于机组分布分散或对供电可靠性要求高的风场。-树干式（链式）：多台箱变串联接入同一线路，投资低但故障影响范围大（下游机组全部停电），适用于机组集中、地形平坦的风场（如平原或滩涂）。-环网式：线路首尾闭合形成环网，故障时可通过分段开关隔离故障段，可靠性最高但接线复杂、保护配置难度大，适用于高海拔、低温等检修难度大的区域（如山地风场）。二、设备运维与故障处理类3.风力发电机组日常巡检的重点项目有哪些？请列举至少5项并说明异常判断标准。答：日常巡检重点及异常判断标准：（1）齿轮箱：检查油位（需在油标1/2-2/3范围内）、油温（正常运行50-80℃，超过90℃报警）、油质（无乳化、杂质，颗粒度≤NAS16389级）；听诊是否有异常异响（如周期性金属摩擦声可能为轴承损坏）。（2）发电机：测量绕组温度（定子≤120℃，转子≤110℃），检查碳刷磨损（剩余长度＜15mm需更换）、滑环表面（无烧蚀、氧化层厚度＜0.1mm）。（3）变流器：观察IGBT模块温度（≤85℃），检查电容外观（无鼓包、漏液），母线电压（直流侧690V机型应稳定在1100-1200V），冷却风扇是否正常运转（转速≥2800rpm，无堵转报警）。（4）偏航系统：检查偏航齿面润滑（油脂覆盖均匀，无干磨痕迹），制动卡钳压力（正常3-5MPa，低于2.5MPa报警），偏航电机电流（单台电机电流≤额定值的80%）。（5）塔基柜：查看各接触器触点（无烧蚀、熔焊），防雷模块状态（指示窗变红需更换），接地电阻（≤4Ω，高土壤电阻率区域≤10Ω）。4.某台机组报“齿轮箱油温高”故障停机，作为运行人员应如何排查处理？请列出详细步骤。答：处理步骤如下：（1）初步确认：通过SCADA系统查看故障前后油温趋势（是否短时间骤升或缓慢爬升）、冷却系统状态（冷却风扇是否启动、水冷机组需检查水泵运行及散热器脏堵）、齿轮箱负载（是否因高风速长时间满发导致热量累积）。（2）现场检查：-冷却系统：检查风冷机组风扇是否正常运转（用红外测温仪测风扇电机温度≤70℃），散热片是否积灰（清洁后散热效率应提升15%-20%）；水冷机组检查水泵扬程（≥0.3MPa）、管路是否堵塞（手摸进回水管温差应≤15℃）、膨胀水箱水位（≥2/3）。-齿轮油油位：停机后静置30分钟，检查油标是否在正常范围（过低需补油至标准位，过高可能因油乳化导致假油位）。-油质分析：取样检测油液颗粒度（超过NAS10级需过滤）、水分（＞500ppm需更换）、酸值（＞1.0mgKOH/g需换油）。-负载与润滑：检查机组是否频繁起停（导致齿轮箱冲击载荷过大），确认润滑泵工作周期（每小时启动1-2次，每次5-10秒），油脂分配器是否堵塞（各润滑点出油量应均匀）。（3）处理措施：-若冷却系统故障，清理散热片或更换风扇；水冷机组清洗管路或更换水泵。-若油质劣化，进行滤油或换油（换油后需空载运行2小时再带载，避免新油与旧油混合）。-若因负载过高，联系检修调整变桨曲线（降低高风速段桨距角，减少输入扭矩）。（4）验证：故障处理后，空载运行30分钟观察油温变化（每10分钟记录一次，温升应≤5℃/h），带载运行2小时后油温稳定在75℃以下则视为恢复正常。三、安全管理与应急处置类5.风电场有限空间作业（如塔筒底部电缆井、箱变低压室）的安全管控措施有哪些？请说明“先通风、再检测、后作业”的具体要求。答：有限空间作业安全管控措施及“三步骤”要求：（1）作业前准备：-办理《有限空间作业票》，确认作业内容、时间、人员（至少2人，1人作业1人监护），配备正压式呼吸器、气体检测仪、防爆照明（≤12V）等装备。-隔绝能量：断开箱变低压侧断路器并挂“禁止合闸”牌，塔筒电缆井关闭通风口并封堵与其他空间的连通孔洞。（2）通风与检测：-先通风：使用轴流风机强制通风30分钟以上（换气次数≥5次/h），确保空气流动（检测入口风速≥0.8m/s）。-再检测：使用多功能气体检测仪（检测O₂、H₂S、CO、CH₄），检测点包括上、中、下三层（距离底部0.5m、中部、顶部0.5m），检测频次每30分钟一次（作业中断超过30分钟需重新检测）。-标准：氧气浓度19.5%-23.5%（低于19.5%禁止进入），有毒气体（H₂S≤10ppm、CO≤24ppm），可燃气体（CH₄≤10%LEL）。（3）作业中监护：-监护人全程值守，与作业人员保持语音通讯（每5分钟联络一次），禁止离岗；作业人员佩戴全身式安全带（安全绳固定在有限空间外牢固点）。（4）作业后验收：清理工具、材料，恢复设备状态，关闭作业票并归档。6.风电场突发全场停电（站用变失电），作为当值主值应如何组织应急处置？请列出关键步骤。答：应急处置关键步骤：（1）信息确认：-检查升压站监控系统，确认35kV母线失压（所有线路、主变无电流），站用变低压侧电压（0V），直流系统电压（220V蓄电池供电，需确认剩余容量≥80%）。-联系调度确认停电原因（线路跳闸、主变故障或电网侧失压），获取复电时间。（2）设备保护：-远程检查所有机组状态（应处于停机模式，机械刹车已动作），若有机组未停机（如变流器故障导致无法脱网），立即手动触发急停（通过塔基柜急停按钮或SCADA系统强制停机）。-检查箱变低压侧断路器状态（应断开），避免来电时冲击。（3）关键负荷保障：-投入备用站用变（若有）或启动柴油发电机（容量需满足监控系统、直流系统、消防系统供电，优先保障主控室、继保室、消防水泵）。-确认消防系统（烟感、温感、气体灭火）供电正常，手动检查各配电室、主控室无起火隐患。（4）人员安全：-通知所有在外巡检人员返回主控室，禁止攀爬塔筒（无照明、无通讯风险高）。-检查应急照明（备用电源应持续供电≥2小时），疏散通道标识清晰。（5）复电准备：-电网恢复供电后，优先恢复站用变（检查母线绝缘电阻≥100MΩ），再逐段恢复35kV集电线路（先送空载线路，确认无短路后带载）。-按“先重要后次要”原则恢复机组供电：先启动SVG（稳定电压），再逐台唤醒机组（间隔≥5分钟，避免同时启动导致电压波动）。（6）总结记录：记录停电时间、影响范围、处置步骤及设备异常（如蓄电池放电深度、柴油发电机启动时间），形成《应急处置报告》提交生产部门。四、数据分析与优化类7.如何通过SCADA系统数据判断风力发电机组存在性能异常？请结合具体参数说明分析方法。答：通过SCADA系统判断机组性能异常的方法如下：（1）功率曲线对比：-提取机组近30天的“风速-有功功率”散点数据，与理论功率曲线（设计值）拟合，计算偏差率（实际功率/理论功率）。-若偏差率＜90%（低风速段）或＜95%（额定风速段），可能存在叶片污染（叶根积灰导致气动效率下降）、变桨卡滞（桨距角与理论值偏差＞2°）或发电机效率降低（定子电流与功率不匹配）。（2）可利用率分析：-统计月可利用率（（总时间-故障时间-计划停机时间）/总时间×100%），若低于97%（行业优秀值），需排查频繁故障类型（如变流器过流、齿轮箱油温高），分析是否因维护周期不合理（如润滑间隔过长）或部件老化（如电容寿命到期）。（3）振动数据监测：-查看齿轮箱、发电机轴承的振动加速度（垂直/水平方向），正常值应≤4.5mm/s（ISO10816-3标准）。若某方向振动值＞7.1mm/s且伴随1倍频（轴承外圈故障）或3-5倍频（齿轮啮合不良），需联系检修进行动平衡测试或更换轴承。（4）电能质量分析：-监测并网点电压偏差（≤±5%）、频率偏差（≤±0.2Hz）、谐波畸变率（THD＜5%）。若THD＞8%，可能是变流器IGBT模块故障（如驱动信号丢失导致波形畸变），需检查变流器输出滤波器（电感、电容是否损坏）。8.风电场年等效利用小时数低于设计值，作为运行人员可从哪些方面提出优化建议？答：优化建议可从设备性能、运行策略、环境因素三方面展开：（1）设备性能提升：-叶片维护：定期清洗叶片（每半年1次，污染严重区域每季度1次），修复前缘磨损（用专用胶填补，厚度≤2mm），加装涡流发生器（提升低风速段效率3%-5%）。-变桨系统校准：每年进行一次变桨角度标定（实际角度与主控给定值偏差≤0.5°），检查变桨电机刹车间隙（0.3-0.5mm），避免桨叶角度偏差导致风能捕获损失。-齿轮箱优化：更换高粘度润滑油（如ISOVG320升级为VG460）以降低高负载下的磨损，加装在线油液监测装置（实时监控颗粒度，提前预警故障）。（2）运行策略调整：-功率曲线优化：根据季节风况调整控制参数（冬季低温时提高切入风速至3.5m/s，减少低风速空转损耗；夏季高温时降低切出风速至25m/s，延长满发时间）。-群控优化：对链式集电线路的机组，采用“错峰启动”策略（间隔8-10分钟），避免同时启动导致电压骤降（降幅≤3%）；对山地风场，利用前机尾流预测模型（如WAsP软件）调整后机偏航角度（偏移5-8°），减少尾流损失（可提升后机效率2%-4%）。（3）环境因素应对：-防结冰处理：在易结冰区域（如高海拔、湿度＞80%）加装叶片加热系统（电加热功率3-5kW/叶），或使用防冰涂层（降低冰层附着力30%-50%）。-障碍物清理：移除机组周边500m内的树木、建筑物（高度超过塔筒高度1/3时），减少湍流影响（湍流强度从0.15降至0.12可提升发电量1.5%）。五、团队协作与职业素养类9.当检修人员提出“未经调度批准，临时修改机组功率限制值”的要求时，作为运行主值应如何处理？答：处理原则为“安全优先、合规操作”，具体步骤如下：（1）明确拒绝：告知检修人员“修改功率限制需经调度批准”是《电网调度管理条例》的强制要求（第17条：未经调度许可，不得擅自改变设备运行状态），擅自调整可能导致电网频率波动（偏差＞0.5Hz触发保护跳闸），影响全场送电。（2）了解需求：询问修改原因（如测试变流器带载能力、验证控制逻辑），评估是否可通过其他方式实现（如停机状态下模拟负载测试、使用厂用电进行低压试验）。（3）协调解决：若确需调整，协助检修人员填写《调度申请单》（注明修改原因、时间、范围及恢复计划），通过电话/自动化系统向调度申报（提前30分钟），获得许可后监督执行（修改后实时监测并网点电压、频率，每10分钟记录一次数据）。（4）闭环管理：修改结束后立即恢复原定值，向调度汇报执行情况，将操作记录、调度指令归档保存（保存期≥2年）。10.请结合风场运行岗位，谈谈你对“主动运维”理念的理解及具体实践方法。答：“主动运维”是指通过数据预判、提前干预，将故障消除在萌芽状态，而非被动处理已发生的问题。具体实践方法如下：（1）数据驱动的状态监测：-建立关键部件“健康档案”（如齿轮箱：油液颗粒度趋势、振动值历史曲线），设置三级预警（黄色预警：颗粒度≥NAS9级；橙色预警：振动值≥5.6mm/s；红色预警：颗粒度≥NAS11级或振动值≥7.1mm/s）。-利用AI算法分析SCADA数据（如变流器IGBT温度与有功功率的相关性），识别异常模式（如温度每增加10℃，故障率上升20%），提前安排检修（如清洁散热片或更换老化电容）。（2）预防性维护优化：-基于设备实际运行状况调整维护周期（如原