风力发电场调试规程.docx

1、风力发电场调试规程电力行业标准风力发电场调试规程1范围2规范性引用文件3术语和定义英文翻译待术语确定后进行4总则4. 1一般规定5. 2环境条件6. 3安全要求6.4 技术文件要求6.5 调试人员要求4. 6仪器设备要求5风场电气设备离网调试5. 1调试准备7. 2单体调试7.4 电气分系统调试7.5 电气设备系统联调7.6 电气设备离网调试结束6风电机组离网调试8. 1离网调试准备9. 2机组就地通讯系统10. 3安全链6.4发电机系统6.5主齿轮箱6.6传动润滑系统1.7 液压系统1.8 偏航系统1.9 变桨系统6. 10温度控制系统调试7. 11离网调试结束7风电机组并网调试1.1 并网

2、调试准备1.2 变流系统1.3 空转调试1.4 并网调试1.5 限功率调试1.6 并网调试结束8中央监控系统调试8. 1综合自动化系统调试8.2风电机组中央监控系统调试9风场电气设备并网调试9. 1风电场并网及带初始负荷试验9. 2风电场带负荷试运9.3保护带负荷校验9. 4相关相位核定9.5风电场甩负荷试验9.6调试结束刖S本标准是根据国家能源局下达的2009年第一批能源领域行业标准制修订计划国能科20091163制定的。本标准根据GB/T1.1中的相关规定起草主要内容包括一一风场电气设备离网调试风电机组离网调试风电机组并网调试中央监控系统调试风场电气设备并网调试。1范围本标准规定了风电场调

3、试的工作内容、技术要求与方法。本标准适用于由1MW及以上的变桨距水平轴风电机组组成的且并网运行的陆上风力发电场。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件其最新版本包括所有的修改单适用于本文件。GBT1032三相异步电动机试验方法GB/T3859半导体变流器包括直接直流变流器的半导体自换相变流器GB12022工业六氟化硫GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T15945电能质量电力系统频率偏

4、差GB/T16935低压系统内设备的绝缘配合GB/T17627低压电气设备的高电压试验技术GB/T17949接地电阻测量导则GB/T19069风力发电机组控制器技术条件GB50150电气设备交接试验标准DL410电工测量变送器运行管理规程DL/T666风力发电厂运行规程DL796风力发电厂安全规程JB/T10425风力发电机组偏航系统第2部分试验方法Q/GDW431智能变电站自动化系统现场调试导则SD109电能计量装置检验规程SD110电测量指示仪表检验规程3术语和定义3.1离网调试off-gridadjustment&testing在发电设备的输电线路和电网断开的状态下利用临时电源或备用电源

5、按设计和设备技术文件规定对设备进行调整、整定和一系列试验工作的过程。3.2并网调试on-gridadjustment&testing在发电设备的输电线路和电网联接的状态下按设计和设备技术文件规定对设备进行调整、整定和一系列试验工作的过程。3.3测量终端measuringterminal用于检测机组运行状态的数据采集器及传感器包括电量采集模块、温度传感器、压力传感器、风速仪、加速度传感器、转速传感器、编码器等。3.4安全链safetychain在机组的整体软、硬件控制系统中是独立于程序控制系统之外的一套紧急停机控制回路属于机组的最后一级停机保护一旦触发不允许远程复位只能在风机就地且排除故障后复位

6、包括急停保护、过振动保护、超速保护、变桨保护、扭缆保护等。3.5风场电气设备siteelectricalfacilities风电机组电网连接点与电网间所有相关电气设备。4总则4.1一般规定1.1.1 1.1为指导和规范风电场项目建设工程的调试工作确保质量和安全促进技术进步提高经济效益应执行本标准。1.1.2 风电场调试应坚持“安全第一、预防为主”方针。风电场建设单位应制订调试管理细则及调试安全管理制度并对调试单位人员进行调试安全管理培训。1.1.3 风电场建设单位应对调试单位的调试方案、安全措施、组织措施等进行严格审查并指定调试安全负责人负责调试工作的协调、管理与监督。1.1.4 调试前风电机

7、组安装工程、升压站设备安装工程、场内电力与通讯线路敷设工程等主体工程应已完工并通过单位工程验收。调试前调试单位应向风电场建设单位提出申请。1.1.5 风电场调试应按照先离网调试后并网调试的顺序进行其中风场电气设备离网调试与风电机组离网调试可并行进行。4.1.6依据本标准编制调试方案时调试单位应根据风电机组的结构形式特点选择相应的调试步骤与方法。4.2环境条件4.2.1气候条件4. 2.1.1气候条件a）环境温度宜在-25C35c之间、相对湿度不大于95%b）无大雨、大雪、大雾、雷电、冰雹等恶劣气象条件c）风速应符合安全条件超过10m/s不得在机舱外或轮毂作业超过18m/s不得进入机组。4.2.

8、 1.2机组调试作业中若遇天气突变如雷电、大风等应中断调试及时撤离。4.2.2电网条件4.2.2.1电网应满足以下条件a）公共连接点的谐波电压和总谐波电流分量应符合GB/T14549中的相关规定b）接入点的电压偏差应符合GB/T12325中的相关规定c）接入点的电压波动应符合GB/T12326中的相关规定d）接入点的电压不平衡度应符合GB/T15543中的相关规定e）接入点的频率偏差应符合GB/T15945中的相关规定。4.2.2.2若要在电网条件达不到规定要求的情况下开展调试工作机组厂家应进行充分论证。4.3安全要求4.3.1基本要求4.3.1.1现场调试人员应严格遵守风电场的各项安全规章制

9、度有权拒绝违章指挥和强令冒险作业。4.3.1.2在开展调试工作之前调试单位应告知风电场建设单位相关工作内容接受风电场调试安全负责人的管理与监督。4.3.1.3现场调试应由专业人员进行调度指挥其它调试人员服从指挥调试过程应严格按照经审查通过的调试规程进行。4.3.1.4调试现场应设置警示性标牌、围栏等安全设施应对作业危险源进行监护。4.3.2操作安全4.3.2.1调试人员应遵守电气安全、事故预防、火灾和环境等规程操作过程中和危险区域应保持符合规范的安全距离临近的带电部件应有防护措施、封闭危险区域。4.3.2.2电气操作员必须具有资质严禁无资质人员操作。电气操作员应严格遵守国家、行业相关电气操作的

10、安全规范及规定。4.3.2.3应对电源进行安全监控特别要避免由于无意送电或者未授权人员送电所造成的严重安全事故。4.3.3紧急情况处理4.3.3.1调试人员应熟悉当地的紧急事件处理程序。发生直接危及人身、电网和设备安全的紧急情况时有权停止作业并在采取可能的紧急措施后撤离作业场所并立即报告。4.3.3.2发生事故时在保证自身安全的情况下应采取防护措施并组织救护防止事故扩大。4.3.3.3发生各类事故都要保护好现场待事故调查分析与处理。4.4 技术文件要求4.4.1 调试前应具备以下技术文件a）设备制造商提供的技术规范和运行操作说明书、出厂试验记录以及有关图纸和系统图b）设备订货合同及技术条件、设

11、备安装记录、监理报告以及其他图纸和资料c）经审查通过的现场调试方案、安全措施及风电场建设单位制订的各项规章制度。4.4.2在风场电气设备离网调试、机组离网调试、机组并网调试、风场电气设备并网调试及中央监控系统调试前调试单位应向风电场建设单位提交相应阶段的调试申请表调试申请表的样式见附录Bo4.4.3 调试项目完成后应提交现场调试报告现场调试报告的格式见附录Ao4.5 调试人员要求4.5. 1应身体健康符合调试工作需要。4.5.2应熟悉设备的工作原理及基本结构掌握必要的机械、电气、检测、安全防护等知识和方法能够正确使用调试工具和安全防护设备能够判断常见故障的原因并握相应处理方法具备发现危险和察觉

12、潜伏危险并排出危险的能力。4. 5.3应定期参加专业技术培训和安全培训经考核合格后方可上岗。4.6仪器设备要求4.6.1 仪器仪表应定期检查并在计量部门检定的有效期内使用允许有一个二次校验源（制造厂或标准计量单位）进行校验。4.6.2 应实测调试临时供电设备的输出电压和频率确认满足调试要求。5风场电气设备离网调试5. 1调试准备5.1.1 风场电气设备离网调试包括单体调试、分系统调试及系统联调。各单体调试项目、分系统调试项目及系统联调项目在调试完成后均应编制现场调试报告。5.1.2 调试现场应配置220V与三相380V交流电源并装设漏电保护装置。5. 1.3确认一次设备安装结束盘轨安装就位二次

13、接线已完成并经检验符合有关标准或规定的要求。5. 1.4主变压器、断路器、开关柜等主要电气设备的调试方案应符合电气设备相关的技术要求。5. 2单体调试风场电气设备单体调试项目主要包括a）电力变压器调试b）电抗器及消弧线圈调试c）互感器调试d）断路器调试e）隔离开关、负荷开关及高压熔断器调试f）六氟化硫封闭式组合电器调试g）电力电缆线路调试h）电力架空线路调试i）套管调试j）绝缘子调试k）电容器调试1）绝缘油测试m）SF6气体测试n）避雷器测试o）二次回路试验P）母线测试q）接地装置测试r）继电保护及安全自动装置测试s）电能计量装置测试t）电测量指示仪表测试u）变送器测试。以上调试项目中项目a）

14、q）应满足GB50150中规定的要求、项目r）应满足GB12022中规定的要求、项目s）应满足SD109中规定的要求、项目t）应满足SD110中规定的要求、项目u）应满足DL410中规定的要求。5.3电气分系统调试5.3.1厂用电系统调试及投运5.3.1.1检测厂用电系统绝缘电阻值，明确绝缘电阻值无异常后，合上厂用电系统进线开关，进行380V母线合闸送电试验，检查相关指示仪表及计算机采样值是否正常。5.3.1.2依次合上各供电回路开关，对厂用电系统相关保护进行带负荷校验。5.3.1.3模拟系统主电源回路失电，检查厂用电系统能否迅速切换至后备电源，保证供电的连续性。5.3.2直流系统调试及投运5

15、.3.2.1检测直流系统绝缘电阻值，明确绝缘电阻值无异常后，合上直流系统的交流电源进线开关，对直流母线送电，并检查整流器是否工作正常。5.3.2.2合上直流系统的蓄电回路进线开关，检查蓄电池是否工作正常，进行蓄电池组充放电试验。5.3.2.3检查直流系统调压功能、各相关仪表及计算机采样值、直流母线绝缘巡检仪是否能正常工作。5.3.2.4模拟直流系统正常工作时交流电源回路失电，录取直流母线电压波形，直流系统应无波纹切换到蓄电回路供电。5.3.3事故照明系统调试及投运5.3.3.1检测事故照明系统绝缘电阻值，明确绝缘电阻值无异常后，合上交流电源进线开关，对事故逆变照明系统交流母线送电，检查各供电回

16、路是否正常。5.3.3.2合上直流电源进线开关，检查逆变器工作是否正常，检查各相关仪表及计算机采样值，并模拟事故照明系统交流电源失电，系统应迅速切换至直流电源供电。5.3.4CT、PT二次回路通电试验5.3.4.1检测PT二次回路电阻值，确定无短路后，PT二次回路小母线升至额定电压检查各装置、仪表、监控系统采样无异常检测并记录PT二次回路功率。5.3.4.1检测CT二次回路绝缘值，确定无断路后，在CT二次回路中通过额定电流检查各装置、仪表、监控系统采样无异常，检测并记录CT二次回路功率。5.3.5主变冷却系统调试进行主变冷系统运行逻辑验证，双回路电源自动切换验证，同时验证与其他系统之间联动逻辑

17、。5.3.6保护自动化系统整组传动进行保护自动化系统与其他系统之间的信号联动试验，保护自动化装置带一次设备整组试验，并在装置80%额定电压运行状况下，再次进行保护自动化装置带一次设备整组试验，确保保护自动化系统正确动作、无误动、无据动。5.3.7调度进行四遥功能验证依照电网公司核准的四遥信号表，与各级电力调度部门进行遥信、遥测、遥调、遥控功能的验证。5. 3.8故障录波试验依次验证开关量、模拟量触发功能并检查录波、波形打印、波形上传等功能。5.4电气设备系统联调5. 4.1箱变冲击试验连续做三次箱变冲击试验，每次冲击试验间隔不少于5分钟，每次冲击试验时应派人在现场对变压器进行监视，同时检查变压

18、器差动保护是否误动。6. 4.2线路充电试验对集电线路进行线路充电试验，检查一次设备无异常，保护装置无误动，并检查电流、电压等电气量。7. 4.3主变冲击试验连续做五次主变冲击试验，每次冲击试验间隔不少于5分钟，每次冲击试验时应派人在现场对变压器进行监视，同时检查变压器差动保护是否误动。8. 4.4主变有载调压试验用有载调压装置对主变高压测电压进行调节按照先升后降的顺序对调压器各档位进行测试，检查一次设备无异常，保护装置无误动，并检查记录各档位下主变高压测电压。9. 4.5断路器投切试验对集电线路、无功补偿等间隔的断路器进行投切试验检查相关一次设备无异常保护装置无误动，检查电压、电流等电气量。

19、10. 4.6空载线路试验对风电场送出线路进行空载投切试验检查相关一次设备无异常保护装置无误动，检查电压、电流等电气量。5.5电气设备离网调试结束风场电气设备单体调试、分系统调试及系统联调完成后，调试单位应向风电场建设单位提供风场电气设备调试文件包。6风电机组离网调试11. 1离网调试准备6. 1.1一般规定6.1. 1.1应确认被调试机组安装已完毕，经检验符合有关标准或规定的要求。对作业环境进行全面检查确认设备齐全无缺失、安全设施齐备，所有断路器及开关应处于分断位置，所有电气设备应处于关闭状态。6.1.1.2被调试机组附带中的技术文件应符合GB/T19069.9中规定；并对厂内调试报告进行检

20、查。确认控制器出厂前已调试完毕；各项参数符合相关机组控制与监测要求各类测量终端调整完毕；整定值应符合相关机组检测与保护要求。6.1.1.3进行绝缘水平检查及接地检查时，试验应满足GBT1032.GB/T3859.1、GB/T16935.1、GB/T17949.1、GB/T17627.1和GB/T17627.2中规定的要求。6.1.2机组电气检查6.1.2.1对机组防雷系统的连接情况进行检查以及检查主控系统、变桨系统、变流系统、发电机系统等的接线是否正确确认电缆色标与相序规定是否一致。6.1.2.2检查各控制柜之间动力和信号线缆的联接紧固程度是否满足要求。6.1.2.3确认各金属构架、电气装置、

21、通讯装置和外来的导体做等电位连接与接地。6. 1.2.4检查母排等裸露金属导体间是否干净、清洁、动力电缆外观应完好无破损。应对电气工艺进行检查确认。6.1. 2.5对现场连接及安装的动力回路进行绝缘检查。6.1.3机组上电检查6.1.3.1确定主控系统、变流系统、变桨系统等系统中的各电气元件已整定完毕。6.1.3.2按照现场调试方案和电气原理图，依次合上各电压等级回路空开，测量各电压等级回路电压是否满足要求。6.1.3.3应对备用电源进行检查，测查充电回路是否工作正常，待充电完成后，检查备用电源电压检测回路是否正常。6.2机组就地通讯系统6.2.1主控制器启动6. 2.1.1对主控制系统的绝缘

22、水平和接地连接情况进行检查。6.2. 1.2机组通电，启动人机界面，检查各用户界面是否可正常调用。6.2.1.3建立人机界面与主控制器之间的通讯，进行主控制器参数设定，保证每台机组的地址或网络标识不相互冲突。6.2.1.4将控制回路不间断电源置于掉电保持状态，手动切断供电电源，不间断电源应可靠投入运行。6.2.2子系统和测量终端6.2.2.1检查主控制器和各个子系统通讯是否正常，包括主控制器与功能模块之间的通讯、主控制器与功率变流器之间的通讯、主控制器与变桨变流器之间的通讯、主控制器与偏航功率变流器之间的通讯等。确认各个子系统通讯中断后主控制器能发出有效的保护指令。6. 2.2.2检查各测量终

23、端、风向标、位置传感器及接触器等是否处于正常工作状态。6.3安全链6.3.1急停按钮触发按下紧急停机按钮，检查安全链是否断开以及机组的故障报警状态。6.3.2机舱过振动触发过振动传感器，检查安全链是否断开以及机组的故障报警状态。6.3.3扭缆保护触发扭缆保护传感器，检查安全链是否断开以及机组的故障报警状态。6. 3.4过转速触发过转速保护开关，检查安全链是否断开以及机组的故障报警状态。7. 3.5变桨保护触变桨保护开关，检查桨叶是否顺桨、安全链是否断开以及机组的故障报警状态。8. 4发电机系统8.1.1 对发电机的绝缘水平和接地连接情况进行检查。8.1.2 检查发电机滑环与碳刷安装是否牢固可靠

24、，滑道是否光滑，碳刷与滑道接触是否紧密。触发磨损信号观察机组故障报警状态。8.1.3 应对发电机防雷系统进行检查，触发电机避雷器，观察机组故障报警状态是否正确。8.1.4 测量发电机加热器阻值是否在规定范围内，启动加热器，测量加热器电流是否在规定范围内确保发电机加热器正常工作。8.1.5 在有条件的情况下应对发电机过热进行检查。模拟发电机过热故障观察机组动作及自复位情况。8.1.6 检查发电机冷却、加脂等系统的工作是否处于正常状态。6.5主齿轮箱6.5.1检查齿箱油位是否正常，调节齿箱油位传感器，观察齿箱油位传感器触发时的机组故障报警状态。6.5.2检查齿轮箱防堵塞情况，调节压差传感器，观察压

25、差信号触发时的机组故障报警状态。6.5.3检查齿箱润滑系统各阀门是否在正常工作位置，启动齿箱润滑油泵，观察齿箱润滑系统压力、噪声及漏油情况。6.5.4手动启动齿轮箱冷却风扇，观察其是否正常启动，转向是否正常。6.5.5测量齿轮箱加热器阻值是否在正常范围内，能否确保加热器正常运行。6.6传动润滑系统6.6.1传动润滑系统包括变桨润滑、发电机润滑、主轴集中润滑及偏航润滑等。6.6.2检查传动润滑系统油位是否正常，启动传动润滑系统，观察润滑泵运行、噪音、漏油情况，调节传动润滑系统，观察润滑故障信号触发时，机组故障报警状态。6.7液压系统6.7.1检查液压管路元件联接情况有无异常，调节各阀门至工作预定

26、位置。6.7.2检查液压油位是否正常，确认液压油清洁度满足工作要求。模拟触发液压油位传感器观察机组停机过程和故障报警状态。6.7.3启动液压泵，观察液压泵旋转方向是否正确，检查系统压力、保压效果、噪音、渗油等情况。检查液压站和管路衔接处，确保建压后回路无渗漏。6.7.4触发液压压力传感器信号，检查机组停机过程和故障报警状态。6.7.5检查制动块与制动盘之间的间隙是否满足要求。进行机械刹车测试，观察机组停机过程和故障报警状态。6.7.6手动操作叶轮刹车，叶轮电磁阀应迅速动作对刹车回路建压，松闸后回路立即泄压。6.8偏航系统1.1.1 1检查偏航系统各部件安装是否正常，机舱内作业人员应注意安全，偏

27、航时严禁靠近偏航齿轮等转动部分。1.1.2 应确定机舱偏航的初始零位置，调节机舱位置传感器与之对应，调节机舱位置传感器使其在要求的偏航位置能够有触发信号。1.1.3 顺时针、逆时针操作偏航，观察偏航速度、角度及方向、电机转向是否与程序设定一致偏航过程应平稳、无异响。1.1.4 测试机组自动对风功能。手动将风机偏离风向一定角度，进入自动偏航状态，观察风机是否能够自动对风。6.9变桨系统6.9.1一般规定6.9.1.1变桨系统调试时，机组应切入到相应的调试模式。调试人员必须操作锁定装置将叶轮锁定后方可进入轮毂进行调试。6.9.1.2变桨系统调试必须由两名及以上调试人员配合完成，禁止单人进行操作。调

28、试过程中各作业人员必须始终处于安全位置。轮毂外人员每次进入轮毂必须经轮毂内变桨调试人员许可。6.9.1.3完成变桨调试后应将轮毂内清理干净，不得遗留任何杂物和工具，待所有人员离开轮毂后方可解除叶轮锁定。6.9.1.4对变桨系统、变流系统的绝缘水平和接地连接情况进行检查。6.9.2手动变桨6.9.2.1在手动模式下，按照现场调试方案和电气原理图，依次合上变桨系统各电压等级回路空开，测量各电压等级回路电压是否正常。6.9.2.2进行桨叶零位校准，使桨叶零刻度与轮毂零刻度线对齐，将编码器清零确定零位置。6.9.2.3进行桨叶限位开关调整，调整接近开关、限位开关等传感器位置，保证反馈信号可靠。6.9.

29、2.4点动叶片变桨，应操作桨叶沿顺时针和逆时针方向各转一圈，操作桨叶沿090之间运行，观察桨叶的运行、噪音情况，运行过程应流畅、无异常触碰，并确认变桨电机转向、速率、桨叶位置与操作命令是否保持一致。6.9.2.5断开主控制柜电源检测备用电源能否使叶片顺桨。6.9.2.6应按照上述步骤对每片桨叶分别进行测试。6.9.3冷却与加热6. 9.3.1操作风扇启动，确认风扇动作可靠，旋向正确，无振动、异响。6.9. 3.2操作加热器启动，检查能否正常工作。6.9.4变桨保护6.9.4.1手动变桨至一定角度，触发叶片极限位置保护开关，检查叶片是否顺桨。6.9.4.2任一变桨柜断电，检查其他两个叶片是否顺桨

30、。6.9.4.3断开任一变桨变流器通讯线，检查所有叶片是否顺桨。6.9.4.4断开主控制器与变桨通讯，检查所有叶片是否顺桨。6.9.4.5触发任一变桨限位开关，检查所有叶片是否顺桨。6.9.4.6断开机舱控制柜电源，检查所有叶片是否顺桨。6.9.5自动变桨6.9.5.1手动变桨，观察风机是否能维持在额定转速，降低风机最高转速限值，观察风机是否能够自动收桨，降低转速。6.9.5.2恢复自动变桨模式，监测叶片变桨速度、方向、同步等情况。如发现动作异常应立即停止变桨动作。6.10温度控制系统调试6 .10.1设置所有温度开关，湿度开关定值，包括机舱开关柜、机舱控制柜、变流柜、塔基控制柜、变桨控制柜等

31、。7 .10.2检查机组所有温度反馈是否正常，包括各控制柜内温度、发电机绕组及轴承温度、齿轮箱油温及轴温、水冷系统温度、环境温度、机舱温度等。6.10.3调整温度限值，观察加热、冷却系统是否正常启、停。6.10.4若机组具有机舱加热系统应调整温度限值观察加热系统是否正常启、停。6.11离网调试结束6.11.1 进入主控系统故障报警菜单就地复位后，机组故障应已全部排除结合调试方案核对调试项目清单，检查是否有遗漏的调试项目。6. 11.2与上电相反的顺序断电清理作业现场，整理调试记录。7风电机组并网调试6.1 并网调试准备6.1.1 检查现场机组离网调试记录，核实调试结果是否达到并网调试的要求。6

32、.1.2 1.2确认变桨、变流、冷却等系统的运行方式各系统参数是否按机组并网调试要求设定，叶轮锁定装置是否处于解除状态。6.1.3 气象条件应满足并网调试要求。7. 1.4应对风电机组箱变至机组的动力回路进行绝缘水平检查。8. 1.5向风电场提交并网调试申请同意后方可开展机组并网调试。7.2变流系统1.1.1 2.1确认网侧断路器处于分断位置且锁定可靠。按照现场调试方案和电气原理图依次合上变流器各电压等级回路空开测量各电压等级回路电压是否正常。1.1.2 将预设参数文件下载到变流器。1.1.3 将变流系统切入到调试模式，通过变流器控制面板的参数设置功能手动强制变流器预充电，母线电压应上升至规定

33、值后解除预充电，母线电压应经放电电阻降至零。1.1.4 预充电测试成功后解除网侧断路器锁定，通过变流器控制面板的参数设置功能强制操作网侧断路器吸合与分断，断路器应动作可靠，控制器应收到断路器的吸合与分断的反馈信号。1.1.5 操作柜内散热风扇运行，确认风扇旋转方向正确。检查冷却系统工作是否正常。7. 2.6检查发电机转速、转向能否被变流系统正确读取。7.3. 转调试7.3.1设置软、硬件并网限制使机组处于待机状态。观察主控制器初始化过程，是否有故障报警。如机组报故障未能进入待机状态，应立即对故障进行排查。7.3.2启动机组空转，调节桨距角进行恒转速控制，转速从低至高，稳定在额定转速下。7.3.

34、3观察机组的运行情况，包括转速跟踪、三叶片之间的桨距角之差是否在合理的范围之内偏航自动对风、噪音、电网电压、电流及变桨系统中各变量情况。7.3.4空转调试应至少持续十分钟，确定机组无异常后，手动使机组停机，观察传动系统运行后的情况。7.3.5在空转模式额定转速下运行，按下急停按钮来停止风机。观察风机能否快速顺桨制动器是否能够正常制动。7.3.6在空转模式额定转速下运行，降低超速保护限值（低于额定转速），风机应报超速故障并快速停机。测试完成后恢复保护限值。7.4. 网调试7.5. 1手动并网7.6. 1.1设置软、硬件并网限制，在机组空转状态下，启动网侧变流器和发电机侧变流器，使变流器空载运行，

35、观察变流器各项监测指标是否在正常范围内。检查变流器撬棍电路，启动预充电功能，检测直流母线电压是否正常。7.7. 1.2取消软、硬件并网限制，启动机组空转当发电机转速度保持在同步速附近时手动启动变流器测试发电机同步、并网，持续一段时间，观察机组运行状态是否工作正常。7.8. 1.3逐步关闭变流器，使叶片顺桨停机。7.4.2自动并网7.4.2.1启动机组当发电机转速达到并网转速时，观察主控制器是否向变流器发出并网信号变流器在收到并网信号后是否闭合并网开关，并网后变流器是否向主控制器反馈并网成功信号。7.4.2.2观察水冷系统，确认主循环泵运转、水压及流量均达到规定要求。7.4.2.3观察变桨系统，

36、确认叶片的运行状态正常。7.4.2.4并网过程应过渡平稳，发电机及叶轮运转平稳，冲击小，无异常振动，如并网过程中系统出现异常噪音、异味、漏水等问题，应立即停机进行排查。7.4.2.5启动风机，观察一段时间内的风机运行数据及状态是否正常。7.4.2.6模拟电网断电故障，测试风机能否安全停机。停机过程机组运行平稳无异常声响和强烈振动。7.5限功率调试7.5.1风机在额定功率下运行，通过就地控制面板，将功率分别限定为额定功率的一定比例，观察风机功率是否下降并稳定在对应的限定值。7.5.2限功率试运行时间规定为72小时，试运行结束后检查发电机滑环表面氧化膜形成情况，确保碳刷磨损状况良好及变桨系统齿面润

37、滑情况正常。7.6并网调试结束7.6.1 机组在待机、启动、并网、对风、偏航、停机等状态或过程中无故障发生并通过预验收性能考核。7.6.2 整理调试记录填写机组现场调试报告。8中央监控系统调试8.1 综合自动化系统调试综合自动化系统的调试应满足Q/GDW431中规定的要求。8.2 风电机组中央监控系统调试8.2.1与风电机组就地控制系统的联合调试8. 2.1.1应对中央监控系统进行正确安装并设置相应的权限。8.2. 1.2检查主控制器与中央监控系统的通讯状态是否正常。观察主控制器与中央监控系统通讯中断后的保护指令和故障报警状态。8.2.1.3在风电机组就地控制系统进行手动控制及自动控制包括启动

38、、关机、偏航等观察中央监控系统监测的风电机组运行状态是否与实际相符。8.2.1.4将机组切入到调试模式，观察中央监控系统远程操作功能是否被屏蔽。8.2.1.5将机组切入到自动运行状态，通过中央监控系统远程操作机组，在机组就地控制系统观察机组对中央监控系统发出的控制指令响应的情况。8.2.1.6使机组正常运转，通过中央监控系统查看机组的监控信息，包括基本数据显示、实时数据显示等。8.2.2能量控制系统对机组进行有功功率调节测试、无功功率调节测试及功率因数调节范围测试。8.2.3统计及报表系统8.2.3.1观察中央监控系统获取累计值报表情况查看报表内容是否满足要求。8.2.3.2观察中央监控系统获

39、取日报表情况查看统计数据是否满足要求。8. 2.3.3应模拟机组故障情况查看中央监控系统故障统计情况及报警状态。9. 2.4调试结束整理调试记录，编制综合自动化系统现场调试报告及风电机组中央监控系统现场调试报告。9风场电气设备并网调试9.1 风电场并网及带初始负荷试验合风电场送出线路断路器，完成并网操作并网后带少量无功及有功负荷维持风电场安全稳定运行。10. 2风电场带负荷试运带初始负荷稳定运行一段时间后逐渐增加无功及有功负荷至50%以上额定负荷。注意监视电气主运行参数并保持风电场安全稳定运行。10.1 护带负荷校验在风电场带负荷试运时对风电机组和升压站的保护自动化系统进行带负荷校验。10.2 关相位核定风电机组及生压站保护、计量信号相关相位核定。电能质量测试。包括对风电场电压波动与闪变、频率、谐波、有功和无功等电能质量指标进行测量。9. 5风电场甩负荷试验断开风电场送出线路断路器进行风电场甩负荷试验检查并记录风电机组及风电场相关运行参数。9.6调试结束整理调试记录编制风场电气设备并网现场调试报告。