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系列风电机组事故分析及防范措施(五)——风电场运维与安全隐患

北极星风力发电网  来源:《风能》  作者:高原生 王明军  2017/2/13 14:05:02  我要投稿  

北极星风力发电网讯:机组安全不仅与整机质量有关,而且与风电企业的管理体制、风电场管理与运维人员有着密不可分的关系。就中国目前大部分风电场的管理体制来看,风电场维护维修人员的技术水平和责任心,对保证机组正常运行及机组安全有着最为直接和关键性的作用。下面就现场人员、风电场管理、机组运维以及风电场现状等几个方面所存在的问题予以阐述和分析。

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风电场存在的问题

一、现场人员的技术水平及运维质量堪忧目前,中国绝大部分风电场,主要依靠现场人员登机判断和处理机组故障,检查和排除安全隐患。公司总部和片区的技术人员不能通过远程直接参与风电场机组的故障判断和检查,难以给现场强有力的技术支持。设备厂家的公司总部、片区除了提供备件外,难以对现场机组管理、故障判断和处理起到直接的作用。风电场与公司总部、片区之间严重脱节。

中国大多数风电场地处偏远地区,条件艰苦,难以长期留住高水平的机组维护维修人才。再者,不少风电企业对风电场运维的重视度不够,促使现场人员大量流失,造成不少经验丰富的运维人员跳槽或改行。经验丰富、认真负责的现场服务技术人员严重匮乏,这也是中国风电场重大事故频发的重要原因之一。

如果说在质保期内不少风电场的现场服务存在人才和技术问题,那么,在机组出质保后,众多风电场的运维质量和现场人员的技术水平更令人担忧。尤其是保护措施完善、技术含量高的双馈机组,由于现场人员的技术水平有限,加之,众多风电场在机组出质保后备件供应不及时,要确保机组正常的维修和运行更加困难。为了完成上级下达的发电量指标,维修人员不按机组应有的安全保护和设计要求进行维修,不惜去掉冗余保护,采取短接线路、修改参数等方法导致机组长期带病运行,人为制造安全隐患。

在机组出质保后,有些风电场业主以低价中标的方式,把机组维修和维护外包。而外包运维企业为了盈利,把现场人员的工资收入压得很低,难以留住实践经验丰富的现场人员,现场人员极不稳定,因此,确保机组的安全运行变得更加困难。

二、目前风电场开“工作票”所存在的问题

在风电场机组进入质保服务期以后,大部分风电场的机组故障处理流程通常是:在风电场监控室的业主运行人员对机组进行监控,当发现机组故障停机后,告诉设备厂家的现场服务人员;能复位的机组,在厂家现场人员的允许下,对机组复位;不能复位的,通知设备厂家人员对机组进行维修;在维修之前,厂家人员必须到升压站开工作票;只有经过风电场业主相关部门的审批同意后,厂家现场人员方可进行故障处理;机组维修后,厂家服务人员再次到升压站去完结工作票。

在风电合同中,通常把机组利用率作为出质保考核的重要指标,一些风电场开工作票的时间远远超过机组维修时间。因此,开工作票、结工作票等一系列工作流程直接会影响机组利用率,同时还会造成不必要的发电量损失。有的风电场还有这样的要求,如设备厂家的现场服务人员第一次到该风电场服务,则需先在风电场接受为期三天至一周的入场教育,方能入场登机处理现场问题。

然而,在质保期内,监控机组的运行状态及故障处理理应由设备厂家及现场人员完成,以上流程则会造成设备厂家的现场人员处于被动处理机组故障的状态,使得不少风电场的厂家现场人员对其机组运行状态难以进行长期、持续地监控和故障跟踪。由于缺乏对机组运行状态及故障产生过程的了解,还可能错过提前发现机组安全隐患的机会,最终导致重大事故的发生。从原则上讲,业主人员可以对厂家服务人员的日常维修和维护工作进行监督、提出异议,但不应过度参与其中,以免造成管理混乱,影响正常的机组维修和维护工作。

以上开“工作票”的方式,不仅增加了机组故障的处理时间,更重要的是造成了职责不清,责任不明,管理错位等问题。设备厂家现场人员的培训工作应由设备厂家进行,派遣到现场的每一位服务人员,无论是技术水平,还是安全知识都应符合相应的标准,满足现场要求。如存在问题,则应由设备厂家负责实施再次培训,或重新指派现场服务人员。

从风电场“工作票”执行效果来看,风电场的现实情况告诉我们,不少烧毁机组的风电场在这方面的管理还相当到位,然而,并没能阻止重大事故的发生。机组运维的工作流程在不断增多,但机组倒塌、烧毁事故并未减少,甚至有与日俱增的趋势。

究其原因,就是风电场的工作质量并未因管理流程的增加而得到提高。在质保期内,业主人员不负责机组维修维护的具体工作,也没有义务为厂家进行机组监控。通常业主人员也不能给故障处理者以指导,不能对故障做出客观的分析,且机组故障处理完毕后,也不能对机组是否仍然存在问题,或是否因故障处理而留下了某些安全隐患,做出合理判断。

因此,在质保服务期内的这种开“工作票”方式,不仅降低了工作效率,与风电场的具体情况不相适应,而且与职责权利相结合的基本管理原则相违背。在现场机组维护维修时,如需开据“工作票”,由设备厂家通过网络开出,并对其职工及工作过程进行管理,可能更符合管理原则,以及具有实际的意义和作用。

三、风电场维护的一些错误认识

由于兆瓦级风电机组的技术难度普遍较高,尤其是从国外引进、保护措施完善、设计先进的双馈机组,因其技术难度大,风电技术人员需具有相当雄厚的理论基础,并具有较长时间的风电场实践和深入学习经验,方能领会其关键技术,把握机组运维的关键点,有重点地检查和消除安全隐患。

在风电场机组的长期运行中,风电机组的整机性能以及风电企业的各项工作得到了充分的检验和验证。机组的设计、制造、配套、车间装配、现场安装、调试、维修、维护、整改和改造等都可能出现问题和产生安全隐患。机组如存在安全隐患,在现场运行时又未能及时发现和排除,则可能导致机组烧毁、倒塌事故的发生。

目前,中国的大部分风电场没能实现“集中监控,区域维修”。只有现场人员具备相当高的技术水平和责任心,才能保证机组故障判断和安全隐患排查的质量。因此,风电场日常运维对机组的正常运行、安全隐患排查、预防和避免重大事故起到了决定性的作用。

然而,不少风电企业却把风电场的机组维护工作,当成是一种“打螺钉、做清洁、给机器加油”等低技术含量工作,甚至被等同于一般的“民工”工作,例如:某出质保风电场,在风电场附近的当地居民中,找来一些没有经过任何培训的人员来实施机组维护。

还有人错误地认为,只要严格按“维护指导书”、单位规定和固定程序办事就定能保证机组运维质量和机组安全。殊不知,所谓“维护指导书”,其意思就已经说明,它仅仅是作为现场维护的“指导”,并不是机组运维的全部,很多现场具体的问题及处理办法,还需要根据实际情况自行进行判断和实施。在机组维护时,应根据机组前期运行出现的故障和问题对机组进行检查和调整。有的“维护指导书”则是在机组维修、维护经验严重不足条件下编制的,难以给现场以准确的“指导”,如果现场维护人员仅是严格按“维护指导书”进行,在维护过程中,可能会漏掉对机组关键部位的检查和安全隐患的排除。

四、某出质保两年以上风电场的机组调查情况

某风电场在机组出质保之前,业主从设备厂家的原留守维修人员中招聘了一名他们认为技术过硬的维修人员来充当出质保后该风电场的机组维修负责人。出质保两年后,机组运行状况很不理想,业主又再次请设备厂家的技术人员对其机组进行全面检查和评估。

其中两台故障机组的检查结果如下:

其中一台机组存在以下问题:主轴轴承润滑油泵缺油;液压站缺油;机舱主轴上方的天窗未关;主轴刹车磨损/ 反馈传感器线未接,信号线短接;主轴刹车器罩壳未安装;发电机集碳盒上方的排碳管损坏;发电机冷却风扇排气罩未安装到位;机舱控制柜上维护开关的触点脱落;机组长时间没有运行而主齿轮箱的轴承1 温度高出轴承2 温度二十摄氏度以上;变桨电机温度保护参数设置错误;机组处于停机状态,但变桨电机一直还存在电流;机舱后端通风口未安装好;热风幕机不能运行;主齿轮箱和液压站油管有漏油现象等;塔基的环网通信接线盒标号、熔纤不规范,光纤接线、布置混乱。

另一台机组存在以下问题:马鞍处动力电缆保护胶皮脱落;液压站缺油;主轴轴承润滑油泵的参数设置错误;主轴轴承排出的废油脂颜色不正常;主齿轮箱高速轴机头侧轴承外圈跑圈;主齿轮箱高速轴小齿齿面有啮合黑线,轴的表面有锈蚀;发电机后轴承有严重异响;发电机排气罩脱落;风速传感器接线头损坏;刹车磨损信号短接;主轴刹车器罩壳未安装;变桨润滑油泵损坏;主控参数设置错误;变桨电池充电器损坏;在电池柜内,电池之间的连接线不规范;塔基的环网通讯接线盒插座以及接线尾纤没有按规定标号,光纤接线混乱等。

有个别问题可能在质保期内就存在,一直未得到解决。而更多的问题则是在机组出质保后出现的,究其原因:一方面,由于此类风电场机组维修的技术难度较大,业主运维人员的技术水平有限。当机组出现疑难故障时,没有技术水平更高、维修经验更丰富的技术人员到现场处理故障或进行技术指导;另一方面,没有机组部件厂家和设备厂家及时提供备件。因此,机组的运行状况很差,并存在安全隐患。

由这两台机组的抽查结果可知,出质保后的短期内,机组出现的新问题就相当多。在机组出质保后,风电场的维修和维护工作基本在没有设备厂家参与和技术支持的条件下进行,风电场的日常维修维护主要依靠从设备厂商招聘来的现场维修人员和维护指导书,加之,不少风电场的管理方法及体制源于火电,与风电场实际情况不相适应,且部分相关领导(尤其是基层领导,如:场长、片区经理)来自火电或水电,未参与具体的机组运维,对风电场的具体业务不了解,做决策时,会出现偏差和错误。因此,这些风电场的安全隐患随处可见。如不采取有效措施,风电场发生机组烧毁、倒塌的概率极高。

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