龙源电力集团股份有限公司风电场反事故措施(试行)正式下发稿(6)

7.8 主轴承出现故障并更换的主轴应进行探伤检查，确保轴颈处没有损伤。

7.8 大风天气要加强机组的运行监视工作，当风速超过切出风速仍不切出的，要立即停机对该机组控制参数进行检查。

7.9 风电机组出现机组振动故障，应对风电机组主传动系统及塔架各固定螺栓进行全面检查，确认无异常后，方可复位试运。机组再次发生振动故障停机，未查明原因前，不得投入运行，必要时应进行振动检测。

8、防止风电机组超速事故措施

8.1 风电机组调试前必须要求厂家提供调试大纲，并经过业主单位审核后执行。风电机组调试期间，业主单位人员必须全过程参与风电机组调试工作，严格监督风电机组调试单位做的各项风电机组运行试验，确保各项调试工作按照大纲严格执行，确保保护正常投入和正确动作。必须经风电场技术人员确定已全面完成调试大纲的各项测试工作并签字确认后，方可进入240试运行。

8.2 禁止未经超速试验的机组投入试运行，试运行机组的超速试验不得采用模拟测试代替。

8.3 定期对刹车盘进行检查，查看是否存在裂纹，禁止将刹车盘有裂纹的机组投入运行。定期检查刹车片的磨损情况，及时更换磨损严重的刹车片并调节刹车片与刹车盘的间隙;机组在风速超过额定风速时发生紧急停机的机组，应对刹车盘进行检查，无异常后方可投入运行。

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8.4 定期对液压系统进行检查和测试，定期对液压系统储能罐预应力进行检查，确保预应力符合要求。定期对定桨矩机组叶尖钢丝绳进行检查。

8.5 定期检查并测试风电机组安全链上各启动元件工作是否正常，确保机组安全链可靠动作。

8.6 对于变桨型风电机组，应要求制造商提供完整的变桨系统的原理、控制逻辑、维护要求，严格按照维护要求检查和测试变桨系统动作性能。

8.7 采用电动变桨系统的机组要严格按照厂家规定的检测周期对后备电源的进行检查和测试。对于蓄电池组应定期进行充放电试验，确保蓄电池组容量充足。

8.8 风电机组调试期间和试运行期间，发生变桨系统异常、振动故障等所有触发安全链动作的故障和缺陷，必须要求厂家提供全面完整的分析报告，确认缺陷已经消除，无安全隐患后，方可开展风电机组240小时试运行的验收工作。

8.9 禁止风电机组制造商未经批准在风电机组上进行新产品的试验。如果制造厂需要在公司系统的风电机组上进行试验，必须向业主单位提出书面申请，全面的技术交底，业主单位对试验工作进行审核并同意后方可实施。

8.10 严禁人为将故障告警和安全保护限值提高,任何人不得解除保护，不得屏蔽传感器信号。不得擅自修改保护参数。风电机组保护参数调整必须经过本单位主管生产领导同意并书面批准后方可实

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施。

9、防止风电机组雷击事故措施

9.1在风电场可研设计阶段，应严格土壤视在电阻率测试和雷电等级确定，根据有关标准确定风电机组设防等级。

9.2强雷暴区域风电机组叶片引雷线宜采用铜导线，各类引雷线的直径应满足技术规范要求。

9.3叶片引雷线必须固定牢固，与叶片根部法兰连接的那一段引下线不能悬空，要设计机构使其固定，在招标及订货时明确提出。

9.4 叶片到场后和吊装前，均应检查叶片防雷引下线是否完好，并检测叶片接闪器到叶片根部法兰之间的直流电阻，不得高于厂家规定的电阻值。应仔细检查防雷引下线各连接点联接是否存在问题，或通知生产厂家来现场处理。

9.5 机组吊装前后，应检查变桨轴承、主轴承、偏航轴承上的泄雷装臵（碳刷、滑环、放电间隙等）的完好性；并确认塔筒跨接线连接可靠。叶片吊装前，应检查并确保叶片疏水孔通畅。

9.6 应及时修补表面受损叶片，防止潮气渗透入玻璃纤维层，造成内部受潮。定期清理叶片表面的污染物，防止接闪器失效。

9.7 应定期检查从轮毂至机组塔底引雷通道，每年一次测量阻值。要及时清理引雷滑环的锈蚀，及时紧固引雷接线，确保引雷通道接触良好，阻值正常。

9.8 必须确保风电机组电气系统中所有的等电位连接无异常。 9.9 定期检查风电机组电气回路的避雷器，及时更换失效避雷

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器。

9.10 应在每年雷季来临前测量一次风电机组接地电阻，确保接地电阻值在4欧姆以下并尽可能降低接地电阻。

10、防止风电机组大规模脱网事故措施

10.1 风电场应从设计、选型、安装、验收、调试、运行、检修等多个环节加强设备安全管理，降低风电场内设备故障率。

10.2 新建风电场应满足国家和行业有关风电场接入电力系统技术规定的要求。已投产风电场宜对照技术要求，因地制宜的开展设备技术改造。

10.3 新并网机组必须是通过《风电机组并网检测管理暂行办法》（国能新能[2010]433）检测的机型。检测项目应包括电能质量测试、有功功率/无功功率调节能力测试、低电压穿越测试、电网适应性等。

10.4 风电场应采取切实有效的措施，确保场内集电线路故障快速切除，防止扩大恶化。对新建风电场，场内集电线路系统宜采用经电阻或消弧线圈接地方式，并配臵单相接地故障保护。如采用小电流接地选线装臵实现单相接地跳闸功能，则应对其选线的准确性、可靠性和快速性校核。

10.5 风电机组涉网保护定值（电压、电流、频率等有关电气保护）和涉及安全链动作的主要保护应在调试、预验收、出质保环节进行核对验收，保护定值单、保护逻辑判断说明以及整定方法应形成书面材料备案。

10.6 风电机组并网点电压在标称电压的 90％～110％（含边界

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值）之间时，风电机组应能正常连续运行；当风电机组并网点的闪变值满足 GB/T 12326、谐波值满足GB/T 14549、三相电压不平衡度满足GB/T 15543 的规定时，风电机组应能正常运行；三相电压不平衡度超过GB/T 15543 的规定时，风电机组运行时间不少于2s。 10.7 新建风电场并网风电机组的无功功率和风电场无功补偿装臵的投入容量，应在各种发电运行工况下都能按照分层分区基本平衡的原则在线动态调整，并具有足够的事故备用。风电场主变宜采用有载调压变压器。

10.8 风电场动态无功补偿装臵的动态响应时间不应大于30ms。风电场应确保场内无功补偿装臵的动态部分处于自动调节状态，确保电容器、电抗器支路在紧急情况下可快速正确投切。无功补偿装臵的自动调节宜使用按电压调节或电压和功率因数综合调节方式，不宜采用单一按功率因数控制方式。

10.9 风电场应优化调整风电机组无功功率、场内无功补偿和各级升压变变比，使风电机组机端电压在风电场并网点电压正常变化时处于正常范围内。

10 .10 风电机组应具备一定的过电压能力，并与场内无功动态调整的响应速度相匹配，充分提高风电场暂态过电压适应能力。

10.11 风电场内的各种二次系统和设备，均应满足电力系统二次安全防护要求。

10.12 在风电限发较严重地区，风电场宜配臵有功功率控制系统和无功电压控制系统，提高自动化运行水平。

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