ICS 27.100
F20
团
体 标 准
T/CEEMA—0203－2024
风力发电机组状态检修导则
Code on operation of wind farm
2024-08-26 发布 2024 -08-26 实施
中国电力设备管理协会 发 布
目
次
1 范围 .............................................................................. 1
2 规范性引用文件 .................................................................... 1
3 术语和定义 ........................................................................ 1
4 总则 .............................................................................. 5
5 状态量信息分类 .................................................................... 6
6 设备状态监测及标准 ................................................................ 7
7 状态量获取及量化标准 ............................................................. 17
8 部件（系统）及整体扣分方法 ....................................................... 21
9 状态检修策略 ..................................................................... 22
10 状态检修内容和类别 .............................................................. 23
11 状态检修效果评估 ................................................................ 23
附录 A .............................................................................. 25
Ⅰ
前
言
本导则按照 GB/T 1.1-2020《标准化工作导则 第 1 部分:标准的结构和编写》给出的规则起草。
本导则由中国华能集团有限公司提出，由中国电力设备管理协会归口。
本导则起草单位:中国华能集团有限公司、中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司、华能新
能源股份有限公司、华能新能源股份有限公司辽宁分公司、中国电力设备管理协会。
本导则主要起草人:郭新昱、解育才、郭小江、沙德生、刘庭、叶林、张庆、吴国民、李芊、邹
歆、丁春兴、杜宝刚、于洋、王瀚晨、马斌、刘东海、刘潇波、徐美娇、赵岩、安留明、张鑫赟、
林航冰、浦永卿、程施霖、杨家兴、梅小明、黄志豪、汪帅、田起良、朱敏荣、刘春文。
本导则为首次发布。
本导则在执行过程中的意见和建议反馈至中国电力设备管理协会标准化管理中心(北京市西城
区广安门外大街 8 号楼 A-1103)。
Ⅱ
T/CEEMA—0202－2024
风力发电机组状态检修导则
1
范围
本标准规定了风力发电机组状态检修的基本流程及方法。
本标准适用于并网型风力发电场。
2
规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期
的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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。
GB/T 2900.53-2001
电工术语-风力发电机组
GB/T 18451.1-2022
风力发电机组设计要求
NB/T 31013-2011
双馈风力发电机制造技术规范
NB/T 31072-2015
风电机组风轮系统技术监督规程
DL/T 838-2018
发电企业设备检修导则
Q/HN-1-0000.08.008-2018
风力发电场风力机监督标准
GB/T 19073-2018
风力发电机组齿轮箱设计要求
NB/T 31004-2011
风力发电机组振动状态监测导则
NB/T 31122-2017
风力发电机组在线状态监测系统技术规范
DL/T 694-2012
高温紧固螺栓超声检测技术导则
GB/T 29712-2013
焊缝无损检测 超声检测 验收等级
GB/T 4756-2015
石油液体手工取样法
SH/T 0229-1992
固体和半固体石油产品取样法
GB/T 7597-2007
电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法
3
术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
风力发电机组
wind turbine generator system;WTGS (abbreviation)
将风的动能转换为电能的系统。
3.2
风电场 wind power plant；wind farm
一批风力发电机组或风力发电机组群组成的电站。
3.3
轮毂(风力机) hub(for wind turbines)
将叶片或叶片组固定到转轴上的装置
3.4
机舱 nacelle
设在水平轴风力机顶部,包容电机、传动系统和其他装置的部件。
1
T/CEEMA—0202－2024
3.5
齿轮箱 gearbox
齿轮箱是机械传动系统的核心组件，位于主轴上。其作用是将叶片低速旋转的轴的速度
增加到发电机所需的高速。
3.6
发电机 generator
发电机是将机械能转化为电能的关键组件。在风力发电机组中，常见的发电机类型包括
永磁同步发电机和异步发电机。其性能和效率直接影响风电机组的发电能力。
3.7
变流器 inverter
变流器是将风力发电机产生的频率和电压不稳定的电能转换为电网所需频率电压稳定
电能的关键设备。
3.8
控制系统 control system
控制系统是整个风力发电机组的大脑，它监测机组状态，调整叶片角度、风向控制等，
以保证最佳运行。
3.9
液压系统 hydraulic system
液压系统在调整叶片角度、刹车系统和塔架方向控制中发挥重要作用。它确保机组各部
分的平稳运行。
3.10
电气系统 electrical system
电气系统是指负责将发电机产生的电能传输至变流器和电网的网络。
3.11
制动系统 braking system
制动系统是用于停止叶片旋转的关键系统。常见的刹车类型包括机械制动和液压制动。
3.12
轴承 bearings
轴承在机械传动系统中起关键作用，支撑叶片轴和发电机转子。其设计和性能直接影响
机组的稳定性和寿命。
3.13
监测系统 monitoring system
监测系统实时监测机组状态，帮助预测维护需求，提高可用性和性能。先进的SCADA系
统通常用于实时监控和远程控制。
3.14
振动监测 vibration monitoring
以系统在某种激励下的振动响应或实际工况下的振动情况作为诊断信息的来源，通过对
所测的振动参量(振动位移、速度、加速度)进行处理和分析，从而对机械设备运行状况的正
常与否做出判断,进而判明故障发生的部位、程度及原因。
3.15
油品检测 oil quality inspection
油品检测是指通过一系列检测方法，根据油品的质量指标和使用性能，分析油品的内在
质量和理化性能，评价油品质量优劣。
3.16
2
T/CEEMA—0202－2024
超声检测 ultrasonic testing
超声检测(UT)是一系列基于超声波在被测物体或材料中传播的无损检测技术。
3.17
无损检测 nondestructive testing
无损检测是在不损坏工件或原材料工作状态的前提下，对被检验部件的表面和内部质量
进行检查的一种检测手段。
3.18
状态监测 condition monitoring
检测与收集反映设备状态的信息和数据，分为在线监测与离线监测。
a） 在线监测 on-line monitoring：实时自动监测主要发电设备各种运行状态信息的
技术手段。
b） 离线监测 off-line monitoring：使用仪器和测试装置等对设备进行测试获取设备
数据信息的过程，包括设备巡检、检测试验、性能试验、技术监督测试、带电检测等。
3.19
设备状态 equipment condition
设备运行中所呈现的一种形态或者态势。设备状态分为正常、注意、异常和严重四种状
态。
3.20
状态评价 condition evaluation
参照设备技术标准，根据运行数据、状态检测数据等对设备进行诊断分析，确定设备各
状态的过程，分为部件状态评价和整体状态评价。
3.21
故障检修 corrective maintenance
故障检修是指设备在发生故障或其他失效时进行的检查、隔离和修理等的非计划检修方
式。
3.22
维护 scheduled maintenance
根据设计要求、机组状态、数据分析结果，为确保机组正常运行而开展的检修和保养活
动,包括首次维护、半年维护、全年维护。
3.23
状态检修 condition-based maintenance（CBM）
通过状态监测所获得的各种设备信息，运用综合诊断技术，对设备的真实状态进行完整
评估;然后再根据状态评估的结论，采取相应的检修策略，在设备出现劣化或故障发生前实
施检修。
3.24
风力发电机组 SCADA 系统 supervisory control and data acquisition
SCADA系统，即数据采集与监视控制系统。SCADA系统是以计算机为基础的生产过程控制
与调度自动化系统。它可以对现场的运行设备进行监视和控制，以实现数据采集、设备控制、
测量、参数调节以及各类信号报警等各项功能。
3.25
可利用率(风力发电机组) availability (for WTGS)
在某一期间内,除去风力发电机组因检修或故障未工作的时数后余下的时数与这一期间
内总时数的比值，用百分比表示。
3.26
3
T/CEEMA—0202－2024
运行系数 service factor（SF）
运行系数是反映发电设备运行可靠性的基本指标，计算公式为：
%
式中，SH-运行小时数，PH-统计期间小时数。
3.27
故障停运率 failure outage rate（FOR）
故障停运率反映发电设备因故障导致的停运时间占计划使用总时间的比值，计算公式
为：
%
式中，FOH-故障停运小时数，SH-运行小时数。
3.28
计划停运小时 planned outage hours
设备处于计划停运状态的小时数。
3.29
非计划停运小时 unplanned outage hours
设备处于非计划停运状态的小时数。
3.30
计划停运系数（planned outage factor）
%
计划停运系数指机组处于计划检修或维护状态的时间与总时间的比值。
3.31
非计划停运系数（unplanned outage factor）
UOF
100%
这是一个衡量设备因非计划停机而无法运行的时间与总时间的比值。UOF 越低，说明设
备的运行稳定性越好。
3.32
劣化 degradaion
设备在使用过程中，由于零部件磨损、疲劳或环境造成的变形、腐蚀、老化等原因，使
原有性能逐渐降低的现象。通常这是正常磨损到急剧磨损的临界过程。
3.33
灰尘粒子浓度 dust particle concentration
灰尘粒子（也称为粉尘）是指在空气中悬浮的固体微粒。国际标准化组织（ISO）将粒
径小于 75μm 的固体悬浮物定义为粉尘。灰尘粒子浓度又称为粉尘浓度，即单位体积所含粉
尘的量。
3.34
事后检修 breakdown maintenance
4
T/CEEMA—0202－2024
也称为故障检修，是在设备出现故障或故障停机后进行的维修和修复工作。该模式是一
种非计划性的检修策略，主要目标是尽快恢复设备的正常运行，以最小化生产中断和损失。
3.35
预防性检修 preventive maintenance
预防性检修是按照一定的时间间隔或计划周期性进行的维护和检修，旨在预防设备故障
的发生。该模式通过定期维护和更换零部件，以延长设备的寿命并降低故障率。
3.36
预知性检修 predictive maintenance
预知性检修是通过监测和分析设备状态和性能数据，提前预测设备故障的发生，并在故
障发生前采取检修措施。该模式基于设备状态监测，旨在减少计划外停机时间和检修成本，
提高设备的可靠性。
3.37
改进性检修 proactive maintenance
改进型检修是指对设备先天性缺陷或频发故障，按照当前设备技术水平和发展趋势进行
开展，从根本上消除设备缺陷，以提高设备的技术性和可用率。
4
总则
4.1 总体要求
状态检修应遵循“安全经济，综合评估，优化检修，持续改进”的原则，持续开展设备状态
跟踪监视和趋势分析，准确评价和掌握设备运行状态，并依据设备状态综合评价的结果，同
时考虑设备风险因素和经济因素，动态制定设备的检修计划，合理安排检修时机和内容，力
求以最小的经济代价及时发现并消除风力发电机组存在的风险与安全隐患，确保其服役期内
的性能、健康状态保持最佳。
4.2 基本原则
4.2.1 开展风电设备状态检修必须在保证安全的前提下，综合考虑设备状态、运行可靠性、
经济性以及环境影响等因素。
4.2.2 实施状态检修必须依据相应的管理体系、技术体系，明确状态检修工作对设备状态评
估、检修决策制定、检修工艺控制、检修绩效评价等环节的基本要求，确保设备运行安全和
检修质量。
4.2.3 状态检修应体现设备全寿命周期管理思想，对风电设备的全生命周期进行优化管理，
并指导设备状态检修策略的制定。
4.2.4 持续加强风力发电机组运行过程中的状态监测和评价工作，不断探索及应用状态检修
新技术、新工艺、新方法。
4.3 组织机构
应成立专门的组织机构，如状态检修工作小组，负责对风电机组进行状态监测、评价，并依
据评价结果制定有针对的检修策略进而实施。成员应当至少包含相关专业的检修、运行、技
术监督专业人员，并且应当明确成员工作职责。
4.4 基本流程
状态检修的基本工作流程包括设备信息收集、设备状态评价、检修策略制订、检修质量管理
及检修效果评价等环节。
4.5 工作内容
本导则提出状态检修工作中对风力发电机组状态评价和检修策划的基本方法。包含以下内
容：
5
T/CEEMA—0202－2024
a）风力发电机组状态监测的主要参数、内容和评价方法，通过状态监测和故障诊断对风力
发电机组运行的安全和性能劣化风险进行评价。
b）制定合理的检修策略，确定和优化风力发电机组检修内容及周期。
4.6 状态评价基本要求
状态评价基本要求如下：
a）开展设备状态评价，应保证设备资料信息完整、准确。
b）应综合考虑风力发电机组设备在设计、制造、运输、安装、交接试验等投运前环节存在
的问题，合理确定风力发电机组设备状态量的初值。
c）运行中发现风力发电机组在线监测数据异常时，宜采用或加强离线监测、在线试验或停
机检测等手段进行诊断确认，再进行状态评价。
4.7 状态评价分类
4.7.1 定期评价
为制定风电机组设备状态检修计划，应综合运行巡检、在线及离线监测、各项试验、技术监
督和其他信息及手段，定期开展风力发电机组状态评价，规定每年不应少于一次。具体要求
如下：
a）每季度对所辖的风力发电机组设备状态进行评价总结；
b）每年对所辖风力发电机组设备状态进行综合评价；
c）当达到下列条件之一时，宜对风力发电机组运行状态进行综合评价。
1) 风电机组多个系统存在缺陷或整机故障率上升；
2) 新投运风电机组在 12 个月以内；
3) 风电机组运行中可利用率低于90%；
4) 风力发电机组可利用率呈现逐年下降的趋势；
5）风力发电机组运行年限接近制造厂建议值。
4.7.2 动态评价
按照《中国华能集团有限公司发电设备状态检修管理实施办法（试行）》要求，开展设备动
态评价，包括新设备首次评价、缺陷评价、不良（异常）工况评价、检修评价、隐患评价及
特殊时期专项评价等。
4.8 评价范围
风力发电机组设备状态监测和评价仅针对风力发电机组的安全状态和性能状态，并综合考虑
安全、经济环保等因素。风力发电机组安全状态监测和评价对象主要是叶轮、主轴、齿轮箱、
发电机、塔筒、基础等重要部件或设施。风力发电机组性能状态监测和评价主要是运行系数、
可利用率、故障停运率等经济性能指标。
5
状态量信息分类
5.1 投运前信息
主要包括设备铭牌参数、设计说明书、订货技术协议、设备技术说明书、设备监造报告、型
式试验报告、出厂试验报告、运输记录、到货验收记录、交接试验报告、安装验收记录、安
装调试报告、新（改、扩）建工程有关图纸等纸质和电子版资料信息。
5.2 运行信息
主要包括设备运行属性（如设备归属、运行编号等）、实时运行数据、设备巡视记录、维护
记录、运行分析记录、故障跳闸记录、缺陷和消缺记录、设备异动记录、启停记录、在线监
测和带电检测数据以及不良工况等信息。
5.3 检修试验信息
6
T/CEEMA—0202－2024
主要包括考核性试验报告、例行性试验报告（修前、修后试验报告）、诊断性试验报告、缺
陷及故障记录、检修报告、部件更换情况、设备停机检查记录、设备检测报告及设备技术改
造等信息。
5.4 其它信息
主要包括同厂家、同型号、同批次设备（含主要元器件）由于制造厂设计、材质、工艺等同
一共性因素导致的设备缺陷或隐患信息等家族性缺陷，设备状态数据库、设备台账，相关反
事故措施未执行情况、电网运行环境信息、技术监督情况及整改措施等信息。
6
设备状态监测及标准
6.1 设备状态监测
风电机组状态监测应以在线监测系统为主，离线及其它监测手段为辅的原则。各发电企业应
根据实际需要，逐步完善或配置必要的风力发电机组设备离线、在线状态监测装置（仪器）
与分析预警或状态检修决策支持系统。
6.2 状态监测标准
风电机组状态监测包括振动、温度、油品、声纹、超声监测等。对于电气系统、液压系统、
制动系统和控制系统等也宜补充状态监测。
6.2.1 振动监测
6.2.1.1 在线振动监测
风力发电机组及其组件的机械振动测量和评估采用规定的测量参数、测量位置和测量方向。
振动测量参数通常包括振动加速度和振动速度两类。
在线振动监测测点个数及位置选择应根据风电机组的传动链结构而定，推荐测点个数见表1。
表1 风电机组在线状态监测系统所需的测点个数（括号中内容为可选）
风电机组部件 传感器数量 测量方向 频率范围
主轴承 1（+1） 径向（+轴向） 0.1Hz～≥10000Hz
齿轮箱 4（+1） 径向（+轴向） 输入轴：0.1Hz～≥ 10000Hz其他： 0.5Hz～≥10000Hz
发电机 2 a)转子轴的方向 b)转子轴的横截方向 0.5Hz～≥10000Hz
塔筒（机舱机架） （2） 径向（+轴向） 0.1Hz～≥100Hz
6.2.1.2 离线振动监测
当在线振动监测无法满足风电机组运行时的振动监测要求，宜补充离线振动监测。离线振动
监测推荐测点个数及位置选择见表2和表3。
表2 带齿轮箱风力发电机组各部件机械振动测量
序号 设备 测量参数 测量位置 测量方向 频率范围 数量
1 主轴 振动加速度 主轴轴承 轴向 水平方向 垂直方向 频响范围 0.1~10Hz 3
2 振动加速度 主轴轴承座 频响范围 0.1~10Hz 2
3 齿轮箱 振动加速度 齿轮箱低速轴承 频响范围 0.1~2000Hz 3
4 振动加速度 齿轮箱行星级 频响范围 0.1~2000Hz 3
5 振动加速度 齿轮箱中间级前端 频响范围 0.1~2000Hz 3
6 振动加速度 齿轮箱中间级后端 频响范围 0.1~2000Hz 3
7
T/CEEMA—0202－2024
7 振动加速度 齿轮箱高速级前端 频响范围 0.1~2000Hz 3
8 振动加速度 齿轮箱高速级后端 频响范围 0.1~2000Hz 3
9 振动加速度 风机齿轮箱支撑底座 频响范围 0.1~2000Hz 4
10 发电机 振动加速度 发电机驱动端 频响范围 10~5000Hz 3
11 振动加速度 发电机非驱动端 频响范围 10~15000Hz 3
12 振动加速度 发电机支撑底座 频响范围 0.1~5000Hz 4
13 机舱支撑结构 振动加速度 前底座 频响范围 10~5000Hz 3
14 振动加速度 后底座 频响范围 0.1~10Hz 3
15 振动加速度 左侧梁 频响范围 0.1~10Hz 3
16 振动加速度 右侧梁 频响范围 0.1~10Hz 3
17 叶片 振动加速度 叶片根部 水平方向 垂直方向 频响范围 0.1~5000Hz 3
表3 不带齿轮箱风力发电机组各部件机械振动测量
序号 设备 测量参数 测量位置 测量方向 频率范围 数量
1 主轴 振动加速度 主轴轴承 轴向 水平方向 垂直方向 频响范围 0.1~500Hz 3
2 振动加速度 主轴轴承座 频响范围 0.1~500Hz 2
3 发电机 振动加速度 发电机驱动端 频响范围 10~5000Hz 3
4 振动加速度 发电机非驱动端 频响范围 10~5000Hz 3
5 振动加速度 发电机支撑底座 频响范围 10~5000Hz 4
6 机舱支撑结构 振动加速度 前底座 频响范围 0.1~10Hz 3
7 振动加速度 后底座 频响范围 0.1~10Hz 3
8 振动加速度 左侧梁 频响范围 0.1~10Hz 3
9 振动加速度 右侧梁 频响范围 0.1~10Hz 3
10 叶片 振动加速度 叶片根部 水平方向 垂直方向 频响范围 0.1~5000Hz 3
6.2.1.3 振动评估限制
风电机组机械故障信号振动分析方法包括频谱分析法、趋势分析法、时域分析法和包络解调
法等，通过对比区域边界值，判断风力发电机组传动系统振动是否到达限值。
表4中区域边界值是对超过 1000 台陆上风力发电机组振动测量值统计、分析得到的,所用数
据来自规定的正常运行条件下长年运行的风力发电机组。海上带齿轮箱风力发电机组缺少足
够的数据,可参考表4。
表4 陆上带齿轮箱风力发电机组区域边界值统计表
组件 加速度有效值 速度有效值 位移有效值
频率 范围 区域边 界B/C 区域 边界 C/D 频率范 围 区域边 界B/C 区域边 界C/D 频率范 围 区域 边界 B/C 区域 边界 C/D
机舱 和塔 0.1HZ -10HZ 2 0.3m/s 0.5m/ s 2
0.1HZ- 10HZ 60.0mm/ s 100.0m m/s 0.1Hz- 10Hz 1500m m 2500m m
8
T/CEEMA—0202－2024
架
主轴 0.1HZ -1000 HZ 2 0.3m/s 0.5m/ s 2
10HZ-1 000HZ 2.0mm/s 3.2mm/ s
齿轮 箱 （低 转速 轴） 10HZ- 250HZ 2 1.5m/s 2.4m/ s 2

齿轮 箱 （高 转速 轴） 10HZ- 4000H Z 2 8.5m/s 13.6m 2 /s
发电 机 10HZ- 5000H Z 2 12m/s 19.2m 2 /s 10HZ-1 000HZ 7.5mm/s 12mm/s
注：区域边界A、B、C、D定义见6.2.1.3，其中区域边界A，由于没有足够的现场数据，因此 没有在表中体现。
基于制造商和维护公司对陆上不带齿轮箱风力发电机组实测振动数据的统计分析,提出适用
于不带齿轮箱风力发电机组及其组件机械振动评估限值，见表5。由于海上不带齿轮箱风力
发电机组缺少足够的数据,可参考表5。
表5 陆上不带齿轮箱风力发电机组区域边界值统计表
组件 加速度有效值 速度有效值 位移有效值
频率范 围 区域边 界B/C 区域边 界C/D 频率范 围 区域边界 B/C 区域边 界C/D 频率范 围 区域边 界B/C 区域边 界C/D
机舱 和塔 架 0.1Hz-1 0Hz 2 0.3m/s 2 0.5m/s 0.1Hz-1 0Hz 60.0mm/s 100.0mm /s 0.1Hz-1 0Hz 1500mm 2500mm
主轴 0.1Hz-1 000Hz 2 0.3m/s 2 0.5m/s 10Hz-10 00Hz 2.0mm/s 3.2mm/s
发电 机 10Hz-50 00Hz 12m/s 2
19.2m/ s 2
10Hz-10 00Hz 7.5mm/s 12mm/s
注：区域边界A、B、C、D定义见6.2.1.3，其中区域边界A，由于没有足够的现场数据，因此没有在表中 体现。
6.2.1.3 特征量的值
区域 A:在稳定工况和较少湍流条件下,新服役风力发电机组的振动水平位于该区域。
区域 B:振动值处于该区域,风力发电机组及其组件可长期连续运行。
区域 C:振动值处于该区域,通常视为风力发电机组及其组件不适合长期连续运行,应尽快调
查振动源、复核风力发电机组的设计与运行条件,确认当前振动水平是否允许长期连续运行。
区域 D:振动值处于该区域,一般视为非常危险,可能导致风力发电机组及其组件损坏,建议
立即调查振动源。
9
T/CEEMA—0202－2024
在某些情况下，一些特定的结构会导致风力发电机组产生特殊的振动特性,因此需要更高或
更低的区域边界值,但需设备制造商确认并负责，保证该风力发电机组及其组件能在更高的
振动幅值下安全运行。
区域边界值可帮助排除一些严重的操作错误或不切实际的生产要求,但设备制造商与使用客
户双方达成
一致后,可不接受区域边界值。
6.2.1.4 振动幅值变化评价标准
振动幅值变化的监测可采用报警值和停机值：
a) 报警值应相对于基准值确定，等于基准值加上BC边界值的25%，但不应超过BC边界值的
1.25倍；
b) 停机值应相对于基准值确定，等于基准值加上CD边界值的25%，但不应超过CD边界值的
1.25倍；
c) 若没有建立基准值时，报警值和停机值应根据经验确认。当基准值建立或发生变化后，
应调整报警值和停机值设置。
基准值应在风力发电机组稳定运行状态下测量:
a)新投运和大修后的风力发电机组在磨合期后测量，磨合期宜选择3个月。
b)基准值数据应满足风力发电机组测量数据要求，可采取连续或周期监测，当振动数据达到
稳定后确定此运行状态为基准状态。
6.2.2 温度监测
6.2.2.1 在线温度监测
风力发电机组在线温度监测系统包括发电机、主轴、齿轮箱和机舱环境温度监测。温度监测
推荐测量位置及测点数量见表6。
表6 风力发电机组各部件温度测量
序号 设备 测量位置 监测参数 传感器 数量
1 发电机 发电机驱动端轴承温度 温度 PT100 1
2 发电机非驱动端轴承温度 温度 PT100 1
3 发电机定子绕组 温度 PT100 1
4 发电机转子绕组 温度 PT100 1
5 主轴 主轴前轴承温度 温度 PT100 1
6 主轴后轴承温度 温度 PT100 1
7 齿轮箱 进油管路温度 温度 PT100 1
8 回油管路温度 温度 PT100 1
9 齿轮箱高速轴轴承 温度 PT100 1
10 齿轮箱润滑油油温 温度 PT100 1
11 机舱环境温度 机舱 温度 PT100 1
当在线温度监测无法满足风电机组运行时的温度监测要求时，宜补充离线温度监测。离线温
度监测推荐测点个数及位置选择见表7。风力发电机组离线温度监测系统包括发电机、主轴、
齿轮箱和机舱环境温度监测。
表7 风力发电机组各部件温度测量
序号 设备 测量位置 传感器 数量
10
T/CEEMA—0202－2024
1 发电机 发电机驱动端轴承温度 双光红外摄像头 2
2 发电机非驱动端轴承温度 双光红外摄像头 2
3 主轴 主轴前轴承温度 双光红外摄像头 2
4 主轴后轴承温度 双光红外摄像头 2
5 齿轮箱 进油管路温度 无线温度 2
6 回油管路温度 无线温度 2
7 机舱环境温度 机舱前端 无线温度 1
8 机舱后端 无线温度 1
6.2.2.1 温度限值标准
风力发电机组各部位的温度监测与状态评价标准宜按厂家或运行手册提供的标准执行。一般
制造厂家都提出风力发电机组运行中关键部位的温度要求，实际运行中，随着环境温度的变
化或地域差别，一些转动支撑部件的轴承温度变化也非常明显，如果使用同样的标准，对判
断设备正常状态及异常或危险标准会产生很大的偏差。
通过实施精密诊断，可提高温度正常与否判断的准确性，宜对设备进行长期的温度趋势跟踪，
通过具体的统计分析，总结出重要部件温度与环境温度、功率、转速等工况变化的规律。以
某1.5MW风机为例，风力发电机组各重点设备的温度评价标准可参考表8。
表8 温度评价限值参考标准
序号 设备 温度正常标 准（℃） 环境温升标 准（℃） 报警标准 （℃） 停机标准 （℃）
1 齿轮 60-70 20-35 85-105 ＞105
2 液压系统 40-50 20-35 70 85
3 变压器 40-50 20-35 85 95
4 主轴轴承 40-55 20-35 70 85
5 发电机轴承 60-70 20-35 80 90
6.2.2.2 温升速度及评价参考标准
设备温升速度严格上无统一标准，但温升速度是反应设备运行状况很重要的一项参数与指
标，根据常规经验，最快的温升速度接近但不会超过 1℃/分钟，如表4所示。因此，确定的
温升速度标准和计算方法为：每3分钟计算出一个温升速度，（计时停止温度－计时开始温
度）/时间跨度（3 分钟），见表9。
表9 温升速度评价
序号 状态 基于事件标准 （℃/分钟） 基于环境温度标 准（℃） 备注
1 正常 <1 35-40 应结合现场实测 温度进行判断， 首先要排除热工 仪表显示异常问 题
2 异常 1.0-1.2
3 危险 >1.2
6.2.3 油品监测
油品检测包括油液理化性能分析技术、铁谱分析技术、光谱分析技术、颗粒计数技术等,实
现对油样中所含磨粒的数量、大小、形态、成分及其变化,油品的劣化变质程度等的分析。
通过油品检测,可以准确掌握设备主要摩擦部件的磨损状态、磨损趋势,预测和诊断设备因磨
损而引发的故障；掌握润滑油品质衰败的状况,确定合理的换油周期；综合掌握设备技术状