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2025年风电运行实操题目及答案

一、风电机组启动并网操作实操题

题目：某海上风电场12MW半直驱式风电机组（额定风速11m/s，切入风速3m/s）当前处于待机状态（变桨角度87°，发电机转速3.2rpm，变流器处于预充电完成状态），需执行启动并网操作。请简述完整操作流程，包含各阶段关键参数监测点、允许并网条件及特殊注意事项。

答案：

1.启动前条件核查（3分钟内完成）

-环境参数：通过机舱外气象站确认10分钟平均风速≥3.5m/s（高于切入风速0.5m/s，避免频繁启停），风向与叶轮夹角≤45°（偏航系统自动调整至对风状态）；

-设备状态：检查齿轮箱油温≥35℃（低于此值需启动电加热），液压站压力12-14MPa（满足变桨驱动要求），发电机轴承温度≤70℃（报警阈值90℃），变流器柜内温度25-30℃（IGBT模块最佳工作温度）；

-保护系统：确认“超速保护”“振动超限”“变流器过压”等硬压板均在投入状态，SCADA系统无未复归的故障报警（如“变桨电池电压低”“机舱柜门关紧”信号需为“正常”）。

2.变桨角度调节阶段（约5分钟）

-主控系统发送“启动”指令，变桨系统以3°/s速率将桨叶从87°逐步收至15°（叶根角度传感器实时反馈，误差需≤0.5°）；

-监测叶轮转速：当桨叶角度≤30°时，叶轮转速应开始缓慢上升（目标增速0.2rpm/s），若30秒内转速无变化，立即触发“变桨卡滞”故障排查（检查变桨电机电流、编码器信号）；

-齿轮箱油流监测：通过齿轮箱供油管路的流量计确认油流量≥12L/min（低于此值可能导致润滑不足），同时观察回油温度上升速率≤2℃/min（异常升温提示内部摩擦增大）。

3.增速至同步转速阶段（约8分钟）

-当叶轮转速达到8rpm（对应发电机转速1200rpm，双馈发电机同步转速1500rpm），变流器进入“转速跟踪”模式，通过调节转子侧变流器输出电流，控制发电机转速以0.5rpm/s速率升至1480rpm（接近同步转速）；

-关键参数监测：发电机定子绕组温度≤100℃（报警阈值130℃），转子电流≤1200A（额定值1500A），变流器直流母线电压650-700V（正常范围600-750V）；

-若转速超过1520rpm（超速保护阈值1550rpm），主控系统应立即触发紧急顺桨（桨叶90°），同时检查变流器转速控制模块PID参数是否漂移（需对比历史正常参数）。

4.同期并网操作（约2分钟）

-当发电机转速稳定在1495-1505rpm，电压690V±5%（定子电压传感器测量），频率50Hz±0.1Hz，相位与电网同步（通过同期装置检测相位差≤5°）；

-操作并网开关：先合变流器网侧断路器（确认合闸反馈信号），再合发电机出口断路器（需在SCADA系统中查看“并网”状态灯亮）；

-并网后5分钟内监测：有功功率应从0逐步爬坡至2MW（爬坡速率≤0.5MW/min，避免对电网冲击），无功功率控制在-0.5~+0.5Mvar（满足电网功率因数≥0.95要求），变流器各IGBT模块温度≤85℃（报警阈值100℃）。

注意事项：

-若并网过程中出现“同期失败”报警（连续3次尝试失败），需检查电网侧电压是否波动（调用电网监控系统数据）、发电机出口PT/CT是否断线（用万用表测量二次侧电压/电流）；

-海上机组需额外检查海缆接头温度（通过在线测温装置，阈值80℃），避免高湿度环境下绝缘老化导致的并网异常；

-操作过程中必须保持与中控室实时通讯，每阶段参数变化需记录在《风机操作日志》中（包括时间、参数值、操作人签名）。

二、发电机轴承温度异常故障处理实操题

题目：某陆上10MW双馈式风电机组（发电机型号：SDF-10000/1500，轴承为SKF23260CC/W33）在额定风速（12m/s）下运行时，SCADA系统报“发电机驱动端轴承温度高”故障（阈值95℃，当前显示102℃），现场用红外测温仪实测轴承端盖表面温度78℃（环境温度25℃）。请分析可能原因并列出详细排查处理步骤。

答案：

可能原因分析

1.温度传感器故障：PT100热电阻老化（电阻值漂移）、接线端子虚接（接触电阻增大导致测量值偏高）；

2.信号传输干扰：轴承箱至主控柜的屏蔽电缆破损（电磁干扰导致信号异常）、PLC输入模块通道故障（模数转换错误）；

3.轴承内部异常：润滑脂失效（高温碳化导致散热不良）、滚动体/滚道磨损（局部摩擦生热但未传导至端盖）、轴承游隙过小（安装过紧导致运行温升）；

4.冷却系统异常：发电机空冷器