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篇一：国内外风电标准情况报告

国内外风电标准情况报告

1国际风力发电机组标准、检测及认证发展和现状

1.1 国际风力发电机组标准、检测及认证发展情况

1.1.1 早期风电设备标准发展史

国际风电设备的检测认证已有30 多年的历史。 20 世纪 70 年代，丹麦基于当时的工业标准，

制定了本国的风电机组检测和认证制度， 1979 年得到正式批准，确定私人投资风电若想获得国

家补助需要通过 RIS?国家实验室的测试和资质认证 1。

1980 年至 1995 年间，风电在国际范围内广泛发展，为了保障风力发电机组的质量、安全，

推进风电机组国际贸易的发展，各风电先进国家相继出台了风力发电机组设计、质量及安全相关的标准 /指南草案。 1985 年，荷兰电工技术委员会（ NEC88 ）颁布了风力发电机组安全

设计指南，加拿大标准协会颁布了适用于本国的小型风电机组安全设计标准。1986 年，德国第三方认证机构德国劳埃德船级社（Germainscher Lloyd ，简称 GL ）提出了第一个适用于风电机组型式认证和项目认证的规范。1987 年，国际电工技术委员会（IEC ）成立了 88 技术委员会（ Technical Committee-88 ，简称 TC 88），同年 TC-88 基于 GL 规范发布了风力发

电机组安全要求标准2。 1988 年，丹麦、德国、荷兰和国际能源署（IEA ）又陆续公布了风电机组验收操作规范与指南。1992 年丹麦公布丹麦标准（ DS）DS 472。1994 年，美国能源部（ DOE）开始组织实施风力发电机组研究计划，计划通过项目实施初步形成美国风电产

业认可的基础标准协议。

早期风电设备的检测认证主要发生在欧洲，这与欧洲在风电技术与风电产业方面的发展密切

相关。一方面欧洲风电产业的发展促使了检测认证制度及标准的出台，使欧洲后来拥有世界上最完善的风电标准、检测及认证制度；另一方面检测认证的发展和完善又有力地推动了欧

洲风电产业的发展，使欧洲在风电技术与风电产业方面始终处于世界领先地位。作为风电设备认证史上的第一批认证标准与指南（表1-1），这些标准草案、规则、指南的颁布和试行

为后来国际风电认证体系的建立和完善提供了基础和指导。

表1-1 第一批风电设备认证标准与指南3

1.1.2 IEC 风电设备系列标准形成

随着风电在世界范围内的蓬勃发展，风力发电机组贸易也逐步由国内走向国际。面对各国

认证机构和各自不同的规则和要求，欲获得国际贸易权，风力发电机组往往需要得到各国认证

机构的认证。为避免重复认证，欧盟建议建立

IEC 标准，以便统一认证规则和要求。在风电机组标准化方面，国际标准化组织（ISO）与IEC 达成协议，由IEC 领导风能行业的标准化。

1995 年 IEC TC 88 开始风电机组认证程序国际标准化的研究，并最终由IEC 认证评估委员会于 2001 年发布了第一版《IEC WT01 风力发电机组合格认证-规则及程序》 4，随后 TC 88 逐步发布了IEC 61400 系列标准，并根据标准实施和风电行业发展情况不断修订原标准、开发新标准。目前IEC 61400 系列风电机组标准包括了风电机组设计要求、叶片测试、功率特

性测试、噪声、载荷测量等，具体相关标准见表1-2。

51.1.3 国际风电设备标准发展现状

IEC 61400 系列标准的发布，使各国在风电设备标准上逐步达成共识，一定程度上促进了

国际风电设备贸易的发展。20 世纪 90 年代，欧盟进入风电规模化发展阶段，随后美国、印

度、中国都先后进入了规模发展阶段。21 世纪可再生能源政策网络（REN21 ）数据显示6，1992 年以来，全球风电机组累计装机容量

①TS-Technical Specification ，技术规范

的年增长率一直高于15%，近六年（2005 年-2009 年）年均增长率更是高于27%。截至2009 年底，全球累计风电机组装机容量159GW ，其中2009 年新增装机38GW ，接近累计装机容量的1/4，创造了年新增装机容量的新记录。截至 2009 年底，全球已有超过 100 个国家涉足风电开发，其中有 17 个国家累计装机容量超过百万千瓦。

随着风电产业的迅速发展，越来越多发展风电的国家认识到对风电设备进行检测和认证的必

要性，包括丹麦、德国、荷兰、挪威、西班牙、瑞典、美国、印度在内的很多国家已经建

立风电设备检测和认证体系。

目前， IEC 61400 系列标准已成为各国进行风电设备认证的基础标准。各国的风电机组标

准、检测、认证规则围绕IEC 61400 系列标准建立，相互之间有较大的共性，这大大促进了

国家间风电机组认证的发展。例如荷兰、德国和丹麦承认彼此的检测结果。然而，由于地方法规和具体情况不同，各国在制定自己的风电机组标准、认证规则时，也会结合本国的实际

情况提出一些要求。例如，丹麦型式认证要求风电机组必须进行噪声测试、叶片反射特性测试，而德国认证则对风电机组塔基提出了专门的要求。除IEC 61400 系列标准外，国际上使

用较多的风电机组认证规范还有GL 的风力发电机组认证指南、DNV 的风力发电机组设计

指南等。

1.2 IEC WT 01 认证模式简介

IEC WT01 将风电机组认证分为型式认证、项目认证和部件认证。

1.2.1 型式认证

型式认证涉及风电机组的各个方面，包括塔架以及塔架和地基之间的连接型式，还包括风

电机组设计时对地基提出的要求，甚至可能包括一个或多个地基设计方案。型式认证的目的是确

认风电机组型式的设计和制造符合设计条件、指定标准和其他技术要求。必须有证据表明该风电

机组可以按照设计文件进行安装、运行和维修。型式认证适用于一系列具有相同设计和制造工艺

的风电机组。型式认证包括如下 4 项必选模块和 2 项可选模块：

图1-1 IEC WT 01 型式认证模块

1.2.2 项目认证

项目认证证书是针对一台或多台风电机组签发的，包括塔基以及对特定安装场地条件的评

估。项目认证证书的签发是在型式认证的基础上，通过场地评估和塔基设计评估完成的。项目认证的目的是评估确认已通过型式认证的风电机组和对应的塔基设计是否能满足特定风

电场的外界条件、适用的建筑和电力法规及其他相关要求。认证机构应评估确认场地的风况和

其他环境条件、电网条件以及土壤特性是否和拟安装风电机组的设计以及塔基设计一致。

对获得型式认证的风电机组，项目认证由如下图1-2 的必选模块和可选模块

组成。

图1-2 IEC WT 01 项目认证模块

1.2.3 部件认证

篇二：风电场事故总结与分析

风电场事故及分析

2009 年以来，我国一些风电公司在设备安装调试和运行过程中陆续发生了重大设备事故，

造成风电机组完全损毁，并危及到调试人员的生命安全。通过分析这些事故，我们发现主要原因

有三类：

1、风电场管理不严，对风电设备的保护参数监督失控；

2、风电机厂家管理混乱，调试人员培训不到位，产品设计中也存在安全链漏洞；

3、设备制造质量失控，存在不少隐患。

由于风电事故对厂家和风电开发商的负面影响较大，厂家和风电场业主往往严格保密，防

止消息泄漏后有不良影响。我们只能通过互联网和各种渠道尽可能收集多的信息，供大家了解，引以为戒，避免今后发生类似事故。

1、大唐左云项目的风机倒塌事故

其事故报告如下：2010 年 1 月 20 日，常轨维护人员进行“风机叶片主梁加强”工作，期

间因风大不能正常进入轮毂工作，直到 2010 年 1 月 27 日工作结束。 28 日 10:20 分，常轨维护人员就地启动风机，到 1 月 31 日 43#风机发出“桨叶 1 快速收桨太慢” 等多个报警， 2:27 分发“震动频带11 的震动值高”报警，并快速停机。8:00 风机缺陷管理人员通知常轨维护

负责人， 18:00 常轨维护人员处理缺陷完毕后就地复位并启动。直到 2 月 1 日 3:18 分，之前43#风机无任何报警信息，发生了倒塌事件。塔筒中段、上段、风机机舱、轮毂顺势平铺在

地面上，塔筒上段在中间部分发生扭曲变形。风力发电机摔落在地，且全部摔碎，齿轮箱与轮毂主轴轴套连接处断裂，齿轮箱连轴器破碎，叶片从边缘破裂大量填充物散落在地面上。

事故发生后，风电场将二期风机全停，并进行外观、内部的全面检查。 3 月 4 日，左云风电公司检查发现二期 61 号风机中下塔筒法兰连接螺栓断裂48 个（共 125 个），在螺栓未断裂部分的法兰与筒壁焊缝中有长度为 1.67 米的裂缝，其异常现象与倒塌的 43 号塔筒情况基本一致。事故原因很可能是塔架制造和螺栓质量不符合要求。

大唐左云项目风机倒塌事故

倒塌的风机通过了 240 小时的现场验收，风机运行时间才两个月左右，运行期间没有按照要

求进行塔筒螺栓的力矩检查和维护。原因主要有如下几个：

一、大唐委托山西的检测公司对塔筒的法兰材料进行了检测，检验的结果是法兰的低温冲

击韧性远远达不到国标的要求。

二、风场现场施工单位对螺栓力矩没有按照施工要求进行，机组的塔筒连接螺栓大部分存

在力矩不足，有些螺栓用手就可以拧动。

2、甘肃瓜州风机倒塌事故

2010 年 8 月下旬，甘肃瓜州北大桥地区连续大风，造成某在建风场的一个

1.5MW 机组发生倒塌事故。初步分析可能是安装时螺栓力矩出现问题，大风时螺栓承受剪

切力，且超过载荷极限发生断裂。同时不排除螺栓本身质量存在问题。所幸，此次事故未

造成人员伤亡。

瓜州风机倒塌

3、东方汽轮机有限公司风机倒塌事故

2010 年的系列倒机事故中，东汽独中三元。

2010 年 1 月 24 日，宁夏天净神州风力发电有限公司的一台东汽风机倒塌，被视为2010 年第一起风机事故。此后，华能通辽宝龙山风场的东汽风机、辽宁凌河风电场的华锐风机、大

唐山西左于风场的风机先后出现倒塌。 2010 年 5 月，中国广东核电有限公司在吉林大安风电场

的一台风机倾倒，症状、事故原因与前两起类似。

4、华锐风电风机倒塌、人员死亡事故

2010 年初在辽宁凌河风电场，华锐两台风机发生事故，造成风机倒塌；2010 年 8 月中旬，在酒泉又有一台华锐风机在调试中倒塌；华锐风电科技集团公司在张家口尚义县安装调试风

机时发生触电事故 3 人死亡； 2011 年 1 月 5 日 18 时 30 分，华锐风电科技集团股份有限公

司在张家口市尚义县南壕欠镇大坝沟村施工工地进行安装调试风机时，发生触电事故，造成1 人当场死亡， 2 人重伤，伤者立即被送往医院抢救。 2 名伤者经抢救无效相继死亡。

5、苏司兰公司风机机舱着火事故2010 年 4 月 17 日，内蒙古辉腾锡勒风电场，一台苏司

兰能源集团制造的风机由亍一个液压联动部件注油过多，引发机舱

篇三：风电机组重大事故案例分析

风电机组重大事故案例分析

据英国风能机构的不完全统计，截至2009 年 12 月 31 日，全球共发生风电机组重大事故715 起，其中火灾事故 138 起，占总数的19.3%，位列第二位。 2010 年欧美等国新增火灾事故 7 起，其中 2 起火灾对作业工人造成了严重烧伤。因此，火灾已成为继雷击后第二大毁灭

性机组灾害。

实际上，风电机组重大事故在国内外都有发生。有的重大事故可以预防，甚至完全可以避

免。然而，随着我国风电机组的不断增多，部分突发事故是不可避免的，例如部分因雷击而

造成的火灾事故，还有在运行过程中，部分因机组部件损坏造成剧烈摩擦起火而引发的火灾

事故等。在降低和避免重大事故发生的过程中，我们不仅要讲科学，还要综合考虑成本因素，不能采取过度的预防措施。把概率极低的事件当成必然事件加以考虑，将不利于机组度电成本的降低。

仅就完全可以预防、避免的机组烧毁与倒塌事故而言，它不仅与机组本身的质量、性能、

运行和维护有关，而且，还与箱变等附属设施有着密切的关系。本文主要介绍由箱变问题引发的机组故障与事故，通过对某风电场发生的一起机组烧毁事故进行分析，找出行之有效的预防措施，避免类似事故的再次发生。

事故简介

某风电场 1.5MW 双馈空冷风电机组，变频器布置在塔基，并网开关(断路器 )是 ABB 生产的。在机组起火大约一个小时后发现，然后对整条线路采取了断电措施。当人员到达现场时，整个机组如同一个巨大的“火炬” ，最后，机舱及轮毂罩壳完全烧毁，三支叶片也不同程度

地过火。从主控信息和事故现场两方面证实，最后一次停机是正常的低风切出，并且，收桨正常，也不存在超速问题。从事故现场来看，位于塔基变频器的并网开关仍处于合闸状态，

变频器功率柜严重烧毁 ;与事故机组配套的箱变高压侧断路器跳闸，且有两相高压侧保险熔

断。

事故分析

此次机组烧毁事故的原因有：变频器并网开关在停机时不能脱网是诱因，而箱变低压侧断

路器不具有自动跳闸功能是造成事故扩大的关键。变频器并网开关在脱网时不能分闸属于偶

发事件，本是一般的机组故障，且发生概率较低;而对该风电场来说，箱变的低压侧断路器

不具备自动跳闸功能，违背了关键设备的电路分级保护原则。也就是说，在该风电场机组配套时就已经埋下了事故隐患。

从安全方面来说，与此类风电机组相配的箱变，应具有多重自动跳闸功能，以保护机组与

人身安全 ;从现场实践来看，只要箱变低压侧断路器具有自动分闸的功能跳闸，就能避免事

故扩大，从而避免机组烧毁事故的发生;从系统设计来看，此类机组存在变频器并网开关无

法正常脱开的可能，需要箱变低压侧断路器具有自动分闸功能，以及时切断电网给机组的供电，避免恶性事故的发生。

一、监控数据分析

在事故之前，机组多次报低风切出，并在8 小时内几次报变频器故障，并均是变频器自动

复位，可能由并网开关机械故障引起。

在事故前的一次“低风切出”后，复位启机，机组的有功功率一直维持正值，说明此时机

组运行正常，处于发电状态;其后机组因风速降低有功功率逐渐下降，于12:37:04 触发“低风切出”停机，因变频器并网开关不能断开，随后触发“变频器错误”等一系列故障。该机组在触发“变频器错误”等故障后，叶片顺利收桨到92°，即叶片处于安全位置，主控

信息与现场的实际情况相符。首先，说明机组变桨系统正常，事故之前没有出现高级别刹车和电池检测，轮毂变桨电机及其供电接触器是交流供电收桨，且电流不大，机组起火的

原因不在轮毂。其次，说明机组的控制系统所报信息真实可靠;另外，在低风切出时，机组

高速轴转速不高，主控没有主轴刹车器的动作信息。所以，排除由于主轴刹车器动作，或其他部位由于转速过高导致摩擦起火的可能。

按照所报故障发生的时间顺序：变频器电网故障、暂态电网错误、相电压过低等。由于变

频器并网开关不能脱网，发电机定子线圈与电网直接相连，消耗电网功率不断转化为热能。

从后面触发的故障可以看出，发动机定子温度在短时间内急剧上升，耗电电流不断增大。

12:40:04 ，机组主控报“电网掉电” ，电网至少有一相断开;报“低风切出”的 3 分零 2 秒后，主控报“交流电源故障” ，即： 12:40:06 ，说明机组完全断电。

二、集电线路及箱变高压侧断路器跳闸分析

据现场人员反映，机组发生着火事故后，故障机组的箱变高压侧有两相保险熔断导致高压

侧跳闸。据了解，不少箱变的高压侧开关有保险熔断跳闸功能，而低压侧断路器没有自动跳

闸装置。因此，机组故障时，低压侧断路器不可能断开。从风电机组系统设计来看，箱变和

风电机组共同组成双重保护，按风电机组发电负荷从小到大的电流保护顺序是：变频器、箱变低压侧、箱变高压侧。在变频器断路器无法正常脱开的情况下，如果箱变低压侧不能及时

跳闸，很容易造成事故扩大。

另外，机组主控报“电网掉电”和“交流电源”故障，与箱变高压侧两个保险断开的时间

相对应，在后一个保险熔断时，箱变的高压侧开关跳闸，这与现场查看的箱变高压侧断路器

跳闸及箱变高压侧两相保险熔断的事实相符。从主控看这两个故障信息的时间差为2s(主控的最小计时单位为 s)。再从升压站的线路录波信息来看，事故机组所在线路发生了“三相电流不平衡”故障，时间为1s341ms，这再次与机组监控数据相吻合。

12:40:04 ，机组主控报“电网掉电” ，箱变高压侧第一个保险熔断;12:40:06 ，主控报“交流电源故障”，箱变高压侧的另外一个相保险熔断，同时高压侧跳闸，机组与电网分离。在事故发生时，事故机组同一线路的 8 台机组均处于低风速发电状态，发电功率不高，而事故机组耗电功率较大，单相耗电电流可能在机组的满负荷以上，当事故机组高压侧保险有一相熔

断后，另外两相仍处于耗电状态，因此，集电线路出现了三相电流不平衡故障。当事故机组

的箱变高压侧开关跳闸后，随着事故机组的切除线路恢复正常。

该风电场箱变高压侧电压为35kV ，使用保险的容量为50A ，由此核定出的箱变高压侧的容

量值在 3000kVA 以上。从保险的熔断状况来看，在事故发生时，机组发热耗电功率很高。

耗电产生的热量又主要集中在发电机定子上，发电机外壳的温升足以达到其附近可燃物，如：润滑系统、排气罩等的着火点，从而造成机组起火。

三、变频器并网开关不能分闸分析

变频器并网开关有失压脱扣功能，在失去外界供电时，并网开关就会断开，然而，当箱变

的高压侧跳闸后，并网开关还一直处于闭合状态，即：在并网开关完全失电的状态下，也不能使其分闸，变频器并网开关属机械卡死的可能性极大。后来对事故机组的变频器并网开关

进一步检查也证实不能分闸是由机械卡死所致。

究其原因，该风电场的所有机组是同一机型，与其他机组相比，事故机组地处凹地，处于

两山之间，此机位的风速和风向变化极为频繁，通过主控记录数据发现，在事故发生前，因

风速在切入风速附近频繁且大幅度地波动，导致机组并网频繁。平均每 4-8 分钟出现一次“低风切出”的触发与复位：当风大的时候，机组还在启机阶段，而并网之后，风速下降，风能

低于机组维持发正电时所需要的能量，机组又迅速“低风切出”，这不仅对机组发电不利，

而且，与同一风电场其他机组相比，在同样时间内变频器的并网次数增加，合闸后不能断开的概率大大增加，致使发生分闸脱扣线圈发热以及脱扣机械机构出现卡塞的概率增加，最终导致变频器并网开关无法正常分闸。在事故发生时，事故机组并网开关的动作次数为18645 次，而同期投入运行的其他机组一般在6000-7000 左右，也说明了该机组所在机位风

况变化的频繁程度。

按照事故机组变频器厂家对所用并网开关(ABB) 的使用说明，当并网开关的动作次数达到15000 次后要根据具体情况判定是否可以继续使用，而且，在工作到20000 次后，应当作报废处理。在事故发生时，并网开关工作的次数已达18645 次。另据现场了解，该机组在事故前的一次机组维护中，没有对并网开关进行维护。因此，并网开关维护和检修不当，是造成

此次并网开关不能分闸的重要原因，也是本次事故的原因之一。

四、事故还原

结合机组的相关数据及现场情况还原事故发生过程如下：

机组因风速降低，12:37:04 报“低风切出”脱网，此时变频器的并网开关不能脱网，机组

正常收桨，在主控的高速轴转速信息上了解到，尽管发电机定子产生的旋转磁场使叶轮有增

速的趋势，但是，顺桨角度不断增大，机组高速轴转速依然不断降低，随着定子旋转磁场与

转子的转差率不断增大，在发电机转子产生的感生电动势将IGBT 、低电压穿越的功率元件

等击穿短路，巨大的热量还使变频器转子接线的绝缘皮烧毁、融化，变频器IGBT 烧毁，直至变频器处的转子接线开路(事故后，在检查变频器时进一步得到证实)。当发电机的转子接

线开路以后，发电机定子的阻抗更小，定子流过电流更大，定子的发热状况进一步加剧，定

子温度迅速上升。

发电机定子绕组，先是触发“定子绕组温度偏高”温度为120℃，在 5s 之后主控报“定子绕组温度过高”。按照参数设置，此时的温度应大于140℃ ;定子温度继续升高，在20s 后，报“温度传感器故障” ，应为定子绕组中的 Pt100，或 Pt100 的接线被定子绕组产生的高温熔断

所致。随后发电机上的润滑油管、排气罩、润滑油泵着火，机组起火燃烧。

五、因箱变引发的故障与多起事故

风电机组要正常运行，减少故障，避免重大事故的发生，箱变质量、箱变保护功能的完备

状况、箱变与风电机组配套等有着重要的关系。

对于因电起火的火灾事故，首先要切断供电电源，避免事故的扩大和机组烧毁事故的发生。

风电机组火灾事故应以预防为主，全面考虑，预防和避免恶性事故。

如果变频器布置在机舱上面，由于机组与箱变之间的线路一直到机舱，如果箱变的保护功

能不完善，当电缆出现破损时，更容易造成机组烧毁事故，箱变对机组的保护作用显得更为

重要。

就此次风电机组烧毁事故来看，由于箱变的低压侧断路器不具有自动跳闸功能，当变频器

不能正常脱网时，箱变就不可能及时断电，从而致使发电机持续发热，达到机舱可燃物的着

火点而引发机组烧毁事故。从多个风电场的实践来看，如果箱变低压侧断路器具有自动跳闸

功能，一般只会使变频器的Crowbar( 低电压穿越 )烧毁，功率模块损毁，其损毁的严重程度

与箱变低压侧断路器跳闸及时程度有很大的关系;当箱变的低压侧断路器跳闸不及时，偶尔

也会导致发电机的损坏。

再如：某风电场的 1.5MW 风电机组， 2010 年 2 月 26 日，风电场值班人员发现59 号机组的轮毂、机舱顶部冒黑烟，16 时 9 分到达现场， 2 月 27 日凌晨 5 时 20 分，火焰熄灭，机组

全部烧毁。事故的起因在电控柜下部母排处，由于日常工作和维护时遗留下的短接线或其他

导体，引起690V 母排发生相间短路。如果机舱电缆线出现短路时，箱变及时跳闸也许能避

免烧毁事故的发生。该机组的变频器布置在机舱上，当机舱上供电线路出现短路、打火现象，而箱变的低压侧断路器又不能及时跳闸时，必然会造成风电机组烧毁事故的发生。2010 年2 月 26 日，某风电场在机组调试送电时，由于箱变问题，低压侧断路器不能合闸，加之操

作人员操作失误，致使送电人员遭到电击、截肢惨剧的发生;2008 年，某风电场在机组调试

之前，安装人员在塔筒内紧固变频器与箱变之间的连接螺钉时，安装人员被电击倒，此时，

虽然箱变的高压侧已经送电，但是，箱变的低压侧断路器并没有合闸，塔筒内不

应有电，在此事故发生之后，本应检查箱变存在的问题，及时排除箱变故障。然而，由于没

有造成人员伤亡，此事并没有引起业主人员的重视，当机组调试时发现该机组变频器并网柜

已经全部烧毁。像这样，因箱变故障而造成并网柜烧毁的事例曾在不少风电场发生过，所幸这些变频器都布置在塔基，没有引起事故的扩大。如果箱变布置在机舱，还可能造成机组的烧毁。

因箱变问题而造成风电机组故障的事例，在风电场时有发生。对于这种情况，机组一般都

能并网，但并网后会报电网故障停机，缺乏经验的维修人员很难判断。因故障产生的部位在箱变，而维修人员普遍只是考虑风电机组本身，因此，判断故障的时间经常长达几个月，大

大影响了机组的利用率和发电量。

总之，确保箱变质量，充分发挥箱变对风电机组的保护作用，是减少机组故障与事故、保

证人身安全中重要的一环。

经验与总结

一、机组参数按机位风况进行优化

同一风电场，不同机位的风电机组因其风况条件不完全一致。对于跟其他机组的风况条件

差别较大的机组，其参数的设置可以根据具体机位进行适当调整，即在不影响机组发电量的前提下，根据机位的风况条件对机组的切入、切出相关参数进行调整，以减少机组并网开关的动作次数。在不稳定的低风状况下频繁启停，不仅会增加机组并网开关动作次数，同时，

还会提高故障率。

二、注意变频器并网开关的维护

为了避免出现并网开关的机械卡死故障，在并网动作次数超过一定值时，尤其对并网开关

的机械部位进行检查和维护，以减少并网开关的故障几率。

在 ABB 并网开关维护时，需重点检查储能连杆两侧铆接、轴承销是否松动，销子是否变

形，结合半轴、分闸半轴、钩块以及其他传动部件，储能电机、齿轮、螺钉有没有过度磨损、过热、破损、松动的现象;给运动部件按要求添加润滑油等。

三、确保箱变低压侧断路器的自动保护功能完善

风电场业主在安装机组时，按照国家相关设备技术标准，与生产厂家提供的箱变技术规范

选配合适的箱式变压器，保证箱变的低压侧断路器具备相关的保护功能。另外，为了保证箱变在必要的时候及时分闸，应定期对箱变进行检查和维护，包活箱变低压侧断路器的自动分

闸功能进行试验与参数设置。

此项措施不仅有利保护风电机组与箱变本身，而且，也有利于保护现场人员的人身安全。

四、如何正确对待风电机组烧毁事故

风电机组烧毁事故，虽然损失很大，但不能逃避责任，敷衍了事，采取回避态度。事故发

生后，应追寻事故发生的根本原因，有的放矢，才会收到良好的效果。

从绝大部分风电机组烧毁事故来看，大都是由于雷击、电器、线路起火，或机组在运行过

程中，由旋转部件损坏而造成剧烈摩擦产生的火灾。从已发生的众多机组烧毁事故分析，如果采取每台机组上都添加一套功能完备的自动消防系统，对绝大部分的烧毁事故而言是无益的，而且在机组维修和维护时，还可能由于消防系统的误操作而引发人身伤害，即便是这些消防系统能对个别火灾事故起到预防作用，但这与所花的机组成本相比，可能得不偿失，增加了度电成本。在风电设备价格一路走低的情况下，如果把增加消防系统、在线监测等所花的费用，用到变桨系统、控制系统软件提升、关键部件质量和维护费用上，可能更有利于提高机组安全与降低度电成本。

当机组烧毁事故发生以后，如果采取的预防措施过度，甚至错误决策，必然是有害的。例

如：某个风电场领导听说机舱罩壳上的保温层可能引发火灾，为了避免火灾事故的发生，该业主把所有机组的保温层全部去掉。到了冬季，该风电场的机舱外温度一般都在零下20℃

至零下30℃之间，在极端天气下，该风电场的环境温度更低，在去掉保温层后的第一年冬

季，由于机舱没有保温材料，不能很好地保温，从而引发了不少因环境温度低而产生的故障，

这种做法未见对防火的作用，而增加机组故障却极其明显。

事故发生后，对风电机组的烧毁，倒塌事故所产生的原因还没有查清，或由于某种因素的

作用，事故分析人员在短时间内就匆忙地得出结论，甚至得出错误的结论。这样，投入了大量的人力、物力和财力，增加了不少的成本后，既不能解决问题，而且还隐藏了机组真实的安全隐患。由于事故的根本原因没有查清，所采取的措施不可能有准确的目标，结果，类似事故在必要的条件下将会再次发生。

结语

为了让风电机组能够正常运行，减少机组故障，避免重大事故发生，不能仅考虑风电机组

本身，应综合考虑各种因素，包括机组附属机构与设施，例如箱变、风况、电网、线路、升

压站等，以达到减少甚至避免极端事故发生的目的。风电机组的运行环境恶劣，是在主控设定的条件下自主运行，因此，我们要以预防为主，不仅要防止风电机组烧毁、倒塌事故的发生，还要考虑到机组的生产、运行和维护成本，最终达到机组在 20 年内是赢利的，甚至更长时间内达到度电成本最低。