风力发电机组出质保验收技术规范1.doc

CGC

北京鉴衡认证中心认证技术规范

CGC/GF 030:2013
CNCA/CTS XXXX-2013

风力发电机组出质保验收技术规范

2013-××-×× 发布 2013-××-×× 实施
北京鉴衡认证中心 发布

目 次
前 言 II
引 言 III
1 目的和范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语及定义 1
4 验收依据 2
5 验收过程 3
6 验收内容和方法 3
6.1 文档资料验收 3
6.2 单台机组验收 4
6.2.1 一致性检查 4
6.2.2 机组运行数据分析 5
6.2.3 机组及主要部件检查 6
6.2.4 附属设备 6
6.3 其他验收项目 7
6.3.1 应用软件 7
6.3.2 专用工具、备品备件及消耗品 7
7 验收结论与整改要求 7
7.1 验收结论 7
7.2 整改要求 8
7.3 遗留问题 8
8 验收报告 8
附录A 质保期满验收所需资料清单 9
附录B 功率曲线和发电量考核方法 10
附录C 可利用率考核方法 14
附录D 机组部件检查方法 17
D.1 整体情况检查 17
D.2 主要系统检查 17
D.3 主要部件检查 20

前 言

为规范风力发电机组出质保验收工作，特制订本技术规范。
本规范按照GB/T 1.1-2009《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。
本技术规范由北京鉴衡认证中心提出并归口。
本技术规范由北京鉴衡认证中心负责解释。
本技术规范主要起草单位：北京鉴衡认证中心有限公司、新疆金风科技股份公司、上海电气风电设备有限公司、中国明阳风电集团有限公司、中节能风力发电股份有限公司、中国风电集团有限公司
本技术规范主要起草人：王际广、叶吉强、左倜、张学祥、杨洪源、梁志静、李斌、田锋、张宇、关山、谷双陆、杜广平
引 言
由于目前整机厂商和业主对风力发电机组出质保验收时的内容、检验方法、考核指标等常常不能达成一致，因此本规范对机组买卖合同中的检验、验收要素进行了总结，提出对机组验收的一般要求，其中第6章为验收过程通常要求的内容。
各项检查的具体考核方法和判断指标可以按照合同、相关技术资料以及本规范。
本规范也可作为机组买卖合同中验收要求的参考。
风力发电机组出质保验收技术规范
1 目的和范围
本规范规定了风力发电机组（以下简称“机组”）质保期满后的验收方法，包括验收的主要内容和技术要求，主要从文档资料、工具软件、备件耗材、单台机组验收及其他验收项目等方面，对机组在质保期满时应完成的交接工作，以及机组性能和可靠性指标等进行综合评价，明确机组目前状况和未来运行风险。
本规范适用于水平轴并网型风力发电机组的质保期满验收。
2 规范性引用文件
下列标准所包含的条款，通过本规范的引用而构成本规范的条款。凡是标注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本技术规范，然而，鼓励根据本技术规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本技术规范。
GB 10060 电梯安装验收规范
GB/T 2900.53 电工术语 风力发电机组
GB/T 18451.1 风力发电机组 安全要求
GB/T 19072 风力发电机组 塔架
GB/T 19073 风力发电机组 齿轮箱
GB/T 19960.1 风力发电机组 第1部分：通用技术要求
GB/T 19960.2 风力发电机组 第2部分：通用试验方法
GB/T 20319 风力发电机组 验收规范
IEC 61400-1 风力发电机组 设计要求
IEC 61400-11 噪声测试 技术条件
IEC 61400-12-1 风力发电机组 性能测试
TSG T7001 电梯监督检验和定期检验规则
3 术语及定义
3.1 质保期
合同约定的设备预验收合格后的某一段时间，在此期间内卖方应承担一定的义务，保证合同设备的正常稳定运行并负责排除合同设备的任何缺陷。
3.2 出质保验收
质保期到期后风电场运营商在机组交接前对机组进行的验收，也叫质保期满验收。
3.3 可利用率
在某一期间内，除去风力发电机组因维修和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。其中，由于机组设计所不能控制的情况引起的运行时间损失不包括在内，如电网故障或由于限产原因而被要求停机等。通常以年度进行计算考核。
3.4 机组故障
由于机组的原因而导致监控系统出现“故障警告”的现象。可用故障发生频次、平均排除故障耗时、平均排除故障费用、平均故障间隔时间等指标衡量。
3.5 部件故障
由于设计、制造和部件维护的原因导致机组主要部件（如叶片、齿轮箱、发电机等）无法运行且无法现场排除，必须更换（或更换该设备子部件）或返厂维修的设备失效形式。
3.6 部件故障率
部件在质保期满前一年的故障率，计算公式为：

4 验收依据
风力发电机组质保期满验收的主要依据如下：
Ø 本规范的适用部分
Ø 风力发电机组相关标准和规范
Ø 买卖双方签订的合同（包括适用的补充及变更条款）
Ø 风力发电机组相关技术资料
5 验收过程
5.1 通常应在合同约定的机组质保期满前3个月启动质保期满验收工作，并由设备供应商、风电场运营商、第三方共同协商成立质保期满验收小组，负责验收工作；
5.2 质保期满验收所需资料清单见附件A，资料通常由设备供应商负责、风电场运营商协助进行整理；
5.3 在正式验收工作开始前验收小组应对机组是否具备验收条件进行初步评估，验收时机组应满足的条件如下：
a) 机组运行稳定
b) 质保期内发现的设备缺陷和故障已经全部消除或设备供应商和风电场运营商已达成一致方案；
c) 验收所需资料齐全；
d) 合同约定的其它验收前事宜，设备供应商和风电场运营商已达成一致方案。
5.4 经评估，机组满足验收条件后，验收小组应根据本技术规范编制质保期满验收大纲，明确验收内容；
5.5 验收过程中应遵守有关安全要求，对人员资质和设备标定情况应满足相关要求；
5.6 验收工作结束后出质保小组应编制验收报告，给出验收结论与整改要求，具体要求参加本规范第7～8节；
5.7 验收通过后验收小组可组织设备供应商和风电场运营商签署最终验收证书。
6 验收内容和方法
6.1 文档资料验收
在机组质保期满后，设备供应商应向风电场运营商交接风力发电机组安装、运行与维护所需的文件资料，通常包括以下文件：
a) 产品说明书；
b) 产品认证证书；
c) 安装、调试、运行、维护手册；
d) 产品运行工作原理图、结构图、接线图、电气图；
e) 主要部件更换技术方案；
f) 部件出厂合格证、检测报告；
g) 质保期内大部件更换记录；
h) 技术改造记录；
i) 维护记录等。
6.2 单台机组验收
6.2.1 一致性检查
6.2.1.1 质保期满验收机组应具备有效的认证证书或完整有效的技术资料；
6.2.1.2 机组配置检查内容包括各部件名称、型号、供应商；
6.2.1.3 机组实际配置应与认证证书、技术资料、合同约定一致，如不一致则需评估其对机组安全性的影响；
6.2.1.4 质保期内机组实际运行维护情况应符合相关运行维护要求，如有不符则需评估其对机组可能造成的影响；
6.2.1.5 机组实际动力学特性应与设计分析假定一致，必要时需对机组叶片、传动链和塔架固有频率进行测试，上述位置实测与设计分析假定的一阶固有频率相差应小于5％；
6.2.1.6 机组运行时的噪声特性应与设计及合同约定一致，并符合环境保护相关要求，必要时需按照IEC61400-11对机组进行测试；
6.2.1.7 机组并网特性应按行业主管部门有关规定执行，如不符合相关规定，则应由设备供应商和风电场运营商协商整改措施和时限。
6.2.2 机组运行数据分析
机组运行数据通常包括功率曲线、可利用率、故障率等。风力发电机组质保期满验收时应对机组运行数据进行考核，以验证机组质量及性能是否符合标准、规范、合同及设计要求。如有不符，则需评估其影响，如有必要则需进行必要的测试及分析，以确定不符的原因。
6.2.2.1 功率曲线考核
单台风电机组实际功率曲线应不低于标准功率曲线的95%，具体考核方法详见附录B。
6.2.2.2 可利用率计算
整个风电场机组平均可利用率应不低于95%，单台机组可利用率不低于90%，具体考核方法详见附录C。
6.2.2.3 机组故障统计及分析
应对质保期内机组的故障情况进行统计，如合同有约定，则质保期内机组故障发生情况应满足合同要求；如合同未约定，则质保期内机组故障发生情况应满足以下要求：
a) 单台机组在质保期满前一年内故障频次推荐应不大于100次。
b) 对于叶片、发电机、齿轮箱、变桨电机、主轴承、偏航电机、偏航轴承、变流器等主要部件，质保期内故障率应小于表61给出的推荐值。
表 61 主要部件故障率推荐值
部件
故障率推荐值
叶片
5％
发电机
8％
齿轮箱
5％
变桨电机
8％
主轴承
5％
偏航电机
8％
偏航轴承
5％
变流器
10％
注：表中数据主要针对该机型装机容量大于4.5万千瓦的风电场。
c) 如机组及部件故障率高于推荐值，应提供相应的原因分析和整改措施，并由设备供应商、风电场运营商代表和验收小组进行评估，评估通过后可以认为故障率满足要求。
6.2.3 机组及主要部件检查
机组的检查主要包括整体情况检查、主要系统检查和主要零部件检查，为了方便检查，本规范给出了这三方面检查的具体内容、评估标准、检查方法、抽检比例等，详见附录D。
对于结构表面裂纹检查，目视可疑部位可采用渗透、磁粉或超声检测等方法进行无损检测。
对于高强度连接螺栓拧紧力矩检查，可以采用抽检方式，每个部位按螺栓数量抽检10%，且不小于2个。
对于抽检部位，当检测发现不合格时，应加倍对同类部位进行抽查，如再次发现不合格，应全数检测。
为了提高检查效率，在编制验收大纲时应制定合理的检查路线，如按照由上而下、由前至后的顺序，沿变桨、机舱、塔顶、塔架、塔底进行检查。
6.2.4 附属设备
本节规定了风力发电机组常用附属设备出质保验收要求。如合同中有约定，并已安装使用，则出质保验收时相关附属设备应满足以下条款。
6.2.4.1 电梯
a) 电梯制造商应具有电梯制造许可证。
b) 电梯安装应符合电梯供应商安装维护手册或GB 10060-93《电梯安装验收规范》要求，并具有相应的验收报告。
c) 电梯应按照《特种设备安全监察条例》及TSG T7001-2009《电梯监督检验和定期检验规则》进行定期检验，并具有相应的检验证书。
6.2.4.2 消防设备
a) 消防设备应包含火灾探测监视报警装置和灭火装置等设备。
b) 消防设备应根据其类型，按照相应的国家标准进行验收和定期检验，并具有相应的验收报告和检验报告。
6.2.4.3 SCADA系统
应根据系统运行记录及必要的测试、检查，评估SCADA系统功能及性能与合同要求的的一致性。
6.3 其他验收项目
6.3.1 应用软件
应用软件主要包括机组所有的控制软件及调试软件，其权限、加密锁、专用数据线等应能满足机组调试、维护、检修、部件更换所必须。
6.3.2 专用工具、备品备件及消耗品
专用工器具、特殊工装、备品备件、消耗品，在移交前应按照合同里的实际型号及数量补充齐全。质保期内备品备件及消耗品的使用情况应进行记录。
7 验收结论与整改要求
7.1 验收结论
按照验收大纲完成验收工作，并收到相关检测报告后3-5个工作日验收小组应给出验收结论，如验收结果表明各项指标满足相关要求，则通过验收，验收小组应在5个工作日内提供验收报告。如有不符合要求的，则设备供应商和风电场运营商协商进行相应的整改。
7.2 整改要求
如需整改，由制造商和风电场运营商商定整改措施、期限和违约责任。整改完成后设备供应商应提供整改报告，整改措施经验收小组评估并认可后则通过验收，验收小组应在5个工作日内提供验收报告。
7.3 遗留问题
验收结束后，对于验收中发现的不影响机组安全的问题，如制造商和风电场运营商能够达成协议，可以作为遗留问题在机组通过验收后根据双方约定解决。
8 验收报告
验收通过后验收小组应编写完整的验收报告，验收报告包含项目概况、验收依据、验收内容、整改报告（如有）、验收结论、遗留问题、相关试验报告和记录等。
1.　 质保期满验收所需资料清单
本附录中给出的资料清单为正式验收工作启动前应具备的资料，如验收过程中验收小组认为需要其它相关资料，设备供应商及风电场开发商应配合提供。出质保验收所需资料清单如下：
01 设备采购合同（技术条款）
02 机组认证证书和评估报告（如有）
03 可行性研究报告
04 微观选址报告（含特定场址分析）
05 现场安装、调试记录
06 机组运行维护手册（含各部件维护要求）
07 质保期内机组定检维护记录
08 质保期内机组大修记录
09 质保期内机组故障统计表
10 质保期内机组备件及消耗品使用记录
11 质保期内机组所发现问题、整改消缺记录和报告
12 机组单机各月发电量
13 机组各月可利用率及计算方法
14 风电场各月可利用率及算法
15 中央监控系统记录数据（正式运行至出质保验收前，如机组实际功率曲线）
16 机组实际配置清单
17 240验收（预验收）记录或报告
18 备品备件交接清单
19 风电场现场测风塔数据或风频分布数据

2.　 功率曲线和发电量考核方法
功率曲线和发电量的考核计算方法可采用如下四种方法：
方法一：考核机组的实际功率曲线是否能达到标准功率曲线的95%。
考核计算步骤：
在已知风电场现场年均空气密度，一个完整运行年的机组功率曲线数据（数据来自中央监控系统），合同担保的标准空气密度下的功率曲线数据情况下：
（1）将现场中央监控的输出功率折算到标准空气密度（1.225kg/m3）下（按照IEC61400-12-1标准进行折算）。
（2）计算每个风速点数据的功率输出率：
（折算后的现场输出功率÷担保输出功率）×100% = 功率输出率
（3）计算性能值：
功率输出率之和÷数据套数（风速点和）= 功率性能值
要求：现场测试的数据值必须等于或超出标准功率曲线值的95%。
方法二：考核功率曲线保证值k。
定义：功率曲线保证值k=（统计发电量/保证发电量）×100%
统计发电量是机组运行过程中，一段时间内各个风速上的发电量之和。
公式如下：
统计发电量=∑ (风频分布值（小时数）×实测功率曲线对应的功率值)。
保证发电量是机组按合同担保的功率曲线计算的、一段时间内各个风速上的发电量之和。
公式如下：
保证发电量=∑（风频分布值（小时数）×风电场实际空气密度下功率曲线对应的功率值）。
风频分布值以风电场内现有测风塔的实测值为准，没有测风塔的现场可以采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据；实测功率曲线以风电场中央监控系统记录的每台机组的功率曲线为准；风电场实际平均空气密度按风电场内测风塔的气压和温度测试装置实测值计算，没有测风塔的现场可以采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据。
要求：每台风电机组保证值(k)应≥95%。

方法三：考核功率曲线保证值k。
定义：功率曲线保证值：k=（实测推算年发电量 / 保证推算年发电量）×100%
实测推算年发电量是机组1年的各个风速上的发电量之和。
公式如下：
实测推算年发电量=∑(风频分布值（小时数）×实测功率曲线值)
保证推算年发电量是机组按合同担保的功率曲线计算的1年各个风速上的发电量之和。
公式如下：
保证推算年发电量=∑（风频分布值（小时数）×保证功率曲线值） 
风频分布值以风电场内现有测风塔的实测值为准，没有测风塔的现场可以采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据；实测功率曲线以风电场中央监控系统记录的每台机组的功率曲线为准；风电场实际平均空气密度按风电场内测风塔的气压和温度测试装置实测值计算，没有测风塔的现场可以采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据。
要求：每台风电机组保证值(K)应≥95%。
注意：以上所述的实测发电量均是按照中央监控系统功率曲线数据为依据进行计算的推算数值，由于现场机组限电和限制机组功率的因素存在，所以实测机组功率不以机组真实的发电量为依据。
方法四：由双方认可的具有检测资质的第三方按照IEC61400-12-1标准进行机组功率曲线测试。为了对实测功率曲线和保证功率曲线对比，采用发电量考核的计算方法：
保证值=（折算发电量/保证发电量）×100%
折算发电量=
保证发电量=
风频分布值可采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据。
实测功率曲线获取的算法及测量要求参照IEC61400-12-1标准执行，无测风塔的机组现场风速数据可以采用激光雷达测风数据，实测功率曲线应折算成风电场空气密度下的功率曲线。风电场实际空气密度以风电场项目工程招标文件提供的风场空气密度为准。风电场实际空气密度下保证的功率曲线为制造商投标文件提供的功率曲线。机组功率曲线测试时间不宜超过3个月，并且夏季（6、7、8、9四个月）小风季节不建议进行机组功率曲线的测量。
机组功率曲线折算参考：
对于采用失速控制的、具有恒定桨距和转速的机组，其所测得的功率输出数据可以利用公式计算：

式中：
—折算后的功率输出；
—测得的10分钟的平均功率值；
—标准空气密度；
—所得到的10分钟的平均空气密度（风电场测量值）。
对于功率自动控制的风力发电机组应采用折算后风速数据，可按公式进行计算：

式中：
—折算后的风速值；
—测得的10分钟的平均风速值；
—标准空气密度；
—所得到的10分钟的平均空气密度（风电场测量值）。

3.　 可利用率考核方法
3.1.　 方法一
单台机组年可利用率计算公式如下：
A =（Tt-Tcm）/Tt 或 A = [Tt-(Tcum-Ts-Tpm-Tp-ALDT)]/Tt
式中：
Tt — 年小时数，8760（h）
Tcum — 累计停机时间（h）
Tcm — 非计划维修时间，即由风电机组故障引起的停机时间（h）
Ts — 停机时间（h），即V<Vin及 V≥Vout（切入、切出风速 m/s）
Tpm — 定期维修时间（h）
Tp — 因维护人员操作失误造成停机时间（h）
ALDT — 非维修时间（h），非维修时间包括电网故障、气候限制、不可抗力（如：覆冰、气温超过规定的运行极限温度）等造成的停机时间。

3.2.　 方法二
单台机组年可利用率=（1－A/8760）×100％
式中：A表示除以下情况外的停机小时数：
— ·电网故障（电网参数在风机技术规格范围之外）
— ·气象条件（如风况、环境温度等）超出风机技术规格规定的运行范围
— ·叶片结冰
— ·雷电引起停机
— ·不可抗力
注：以上情况有两种或两种以上同时发生时，计其中较长的一项。

3.3.　 方法三
3.3.1.　 单台机组可利用率计算公式
a) 当定期维护时间少于或等于48小时

b) 当定期维护小时数大于48小时

注：机组故障不包括以下情况：
Ø 电网故障（如：电压瞬时高、电压瞬时低、电压持续高、电压持续底、频率高、频率低）
Ø 环境故障（如：环境温度高、环境温度低、切出平均风速、切出瞬时风速）。
3.3.2.　 风电场机组平均可利用率计算公式

3.4.　 方法四
3.4.1.　 单台机组可利用率计算公式
a) 当定期维护时间少于48小时

b) 当定期维护小时数大于或等于48小时
注：机组故障不包括以下情况：
Ø 电网故障（如：电压瞬时高、电压瞬时低、电压持续高、电压持续底、频率高、频率低）；
Ø 环境故障（如：环境温度高、环境温度低、切出平均风速、切出瞬时风速）。
3.4.2.　 风电场机组平均可利用率计算公式

4.　 机组部件检查方法
4.1.　 整体情况检查
判别标准
检查方法
检查比例
检查结果
备注
机组状态正常，无非正常故障停机
目视、比对
100%

机组自由状态下，无异常噪音、振动及不安全因素
目视、耳听
100%

机组运行状态下，无异常噪音、振动及不安全因素
目视、耳听
100%

机组外观防腐，符合设计及规范要求
目视
100%

4.2.　 主要系统检查
系统
部件
判别标准
检查方法
检查比例
检查结果
备注
变浆系统
变桨轴承
变桨轴承外观整洁，接油瓶废油脂排出正常
目视
100%

变桨减速器
变桨减速器密封良好，无异常漏油
目视
100%

变桨减速器油位应符合设计及规范要求
目视
100%

变桨电机
变桨电机制动装置正常
目视
100%

线缆连接正常、接地连接良好
目视
100%

变桨柜
所有器件固定牢固，元器件无腐蚀
目视
100%

接线正确，布线规范，元器件无腐蚀
目视
100%

百叶窗滤网无破损，无堵塞
目视
100%

柜体散热风扇正常，无松动，滤网无堵塞
目视
10%

偏航系统
偏航轴承
偏航轴承偏航齿轮之间润滑正常，无锈蚀
目视
100%

刹车盘应无裂纹、损伤，表面油污清理干净
目视
100%

偏航小齿轮、偏航大齿，无异常磨损、裂纹
目视
100%

偏航轴承密封圈无脱落和破损
目视
100%

偏航减速器
偏航减速器密封良好，无异常漏油
目视
100%

偏航减速器油位应符合设计及规范要求
目视
100%

偏航制动器
偏航制动器及连接管路、接头，无渗漏
目视
100%

偏航刹车片摩擦材料厚度符合设计及规范要求
塞尺测量
100%

偏航电机
偏航电机制动装置正常
目视
100%

线缆连接正常、接地连接良好
目视
100%

液压系统
液压油位
油位应符合设计及规范要求
目视
100%

液压连接管路
连接管路、接头，无渗漏，橡胶管路无老化、开裂
目视
100%

液压站性能测试
测量偏航余压，压力值应符合技术要求，建压时间正常，未报建压超时故障
余压表实测
100%

液压油检测
对液压油中的水分含量、粘稠度、金属含量等性能进行检测
油品测试仪
选做

散热系统
水冷
水冷系统散热器
水冷管路无磨损，散热器及管路无渗漏
目视
100%

水冷散热器电机控制电缆有无磨损，老化
目视
100%

水冷系统压力表、温度表
水冷系统压力及温度符合技术要求
目视
100%

风冷
轴流风扇及支架、风道、防护网
全部螺栓紧固，连接件无损坏
目视
100%

IGBT散热片、散热风扇滤网
IGBT散热片、散热风扇滤网无堵塞
目视
100%

风冷散热风扇、动力线、外部接线盒
散热风扇运行状态无异常，接线端无松动，老化现象。
目视
100%

主控系统
柜体检查
外部无损伤；内部密封完好、清洁无杂物
目视
100%

电缆连接
连接部位无放电痕迹
目视
100%

控制电路板
电路控制板无污染，各插头连接紧固
目视
100%

柜内接线
接线牢固，布线美观，无线头裸露
目视
100%

端子排连接
无虚接过热，所有端子紧固，线鼻无损伤
目视
100%

继电器、接触器
无虚接过热，接线可靠，动作可靠
目视
100%

显示面板
功能正常
目视
100%

防雷系统
塔底接地扁铁
接地扁铁与接地耳板的搭接面焊缝处无虚焊和开裂现象
目视
100%

塔架间接地
镀锡铜编织带接线鼻和接地极、接地柱的连接牢固
力矩扳手
10%

叶片接闪器（叶尖、叶中部）
叶片接闪器无遗失、掉落，雷电记录卡无缺失
目视
100%

叶根处防雷引线连接
连接牢固无松动，电缆无断裂、老化现象
目视
100%

机组防雷保护器件
器件完好、无损坏
目视
100%

照明装置
塔架及机舱照明
照明功能正常
目视
100%

安全功能测试（抽检）
检查急停、振动、扭缆及变桨等安全链信号功能
人为触动安全链信号查看所对应的安全链继电器是否正常动作
动作试验
100%

螺栓连接
螺栓力矩
依据相应安装手册中《螺栓紧固力矩表》抽检项目力矩检查清单是否对施工过程力矩进行验收
力矩扳手、液压扳手、拉伸器、
倍增器
10%

螺栓防腐
表面无锈蚀、损伤
目视
100%

防松标识
防松标识无异常，符合设计及规范要求
目视
100%

加热系统
加热性能
电流是否正常
钳形电流表

4.3.　 主要部件检查
部件
检查项目
判别标准
检查方法
检查比例
检查结果
备注
塔架
塔筒接地电缆
连接良好，连接部位螺栓紧固
目视
100%

塔筒门
关闭紧密、无腐蚀、通风口防尘防土良好
目视
100%

塔筒扶梯
塔筒扶梯连接紧固，螺栓无松动
目视
100%

塔筒门锁
锁具功能正常
目视
100%

焊缝
目测无裂纹
目视
100%

平台
无杂物
目视
100%

塔筒法兰
法兰及连接螺栓螺母无油污、无裂纹、接触面良好
目视
100%

各节塔筒间连接螺栓
无缺失，无裂纹及断裂、防松标记无移位
目视
100%

塔内照明
照明灯具固定良好，照明功能正常
目视
100%

塔筒爬梯
固定牢固
目视
100%

塔筒节间接地线
连接紧固
目视
100%

安全防坠钢丝绳（滑轨）
安装可靠，无破损
目视
100%

齿轮箱
齿轮油压力
压力值应满足厂家提供技术指标（设计要求）
压力表测量
100%

齿轮油液位
油位传感器无报警信号，静止油位位置满足技术标准
目视
100%

齿轮箱与发电机对中
符合设计及规范要求
对中测试仪
选做

齿轮箱整体
正常无渗漏
目视
100%

连接管路、接头
无渗漏，橡胶管路无老化、开裂
目视
100%

齿轮箱弹性支撑
正常无窜动
目视
100%

润滑油检测
对润滑油中的水分含量、粘稠度、金属含量等性能进行检测
油品测试仪
选做

齿轮箱振动检测
符合设计及规范要求
振动检测仪
选做

主轴
外观检查
无异常裂纹移位，裂纹
目视
100%

动定轴
外观检查
无异常裂纹移位，裂纹
目视
100%

外观检查
无裂纹、缩松、冷隔、缩孔、夹渣等铸造缺陷
目视
100%

主轴承
外观检查
无异常裂纹移位，裂纹
目视
100%

噪声
轴承运行中无异常声响
听测
100%

发电机
轴承
轴承运行中无异常声响
目视、听测
100%

发电机绝缘
符合设计及规范要求
绝缘表、摇表
100%

温度传感器
电阻值符合设计及规范要求
数字式万用表
100%

发电机接线
电缆线路连接紧固，符合力矩要求，电缆无绞接，电缆防护层无开裂、老化损坏
目视
100%

转子制动器性能正常
刹车功能正常，管接头、本体无渗漏
目视
100%

转子制动器摩擦片厚度
摩擦片厚度符合设计及规范要求
塞尺
100%

转子锁定销
转子锁定销旋合、锁定功能正常
目视
100%

发电机振动检测
符合设计及规范要求
振动检测仪
选做

叶片
叶片零刻度线
叶片零度刻线与变桨轴承零刻度线应对齐
目视
100%

叶片整体
叶片本体表面无异常裂纹
目视、望远镜
100%

叶片表面胶衣或油漆
叶片本体表面胶衣完好，目视无异常裂纹
目视
100%

轮毂
外观检查
无异常裂纹、损伤
目视
100%

外观检查
无裂纹、缩松、冷隔、缩孔、夹渣等铸造缺陷
目视
100%

主机架
（机舱底座）
外观检查
无异常裂纹
目视
100%

外观检查
无裂纹、缩松、冷隔、缩孔、夹渣等铸造缺陷
目视
100%

提升机
提升机性能
起吊正常，相序无接反
目视
100%

提升机链条、链盒和提升机的固定支撑
检查提升机链条、链盒和提升机的固定支撑，检查护栏及电缆的固定连接情况,牢固无异常
目视
100%

吊钩、链条
无异常裂纹、损伤
目视
100%

变频器
柜体
柜体外部清洁无杂物；柜体内部密封完好、清洁无杂物；柜门百叶窗良好
目视
100%

控制电路板
电路控制板各插头连接紧密
目视
100%

IGBT模块和电容
固定良好，无放电痕迹
目视
100%

接线
线号清悉正确，与图纸相对应，柜内所有接线要求横平竖直，所有接线均布置到线槽内，不得有线头裸露
目视
100%

机舱罩、导流罩
整体检查
表面无异常裂纹
目视
100%

表面检查
表面胶衣完好，目视无异常裂纹
目视
100%

提升机吊物孔、机舱天窗
开启关闭灵活、无漏水
目视
100%

密封毛刷
安装牢固，无脱落
目视
100%

电缆
绝缘层
是否有破损、酥化
目视
100%

风速风向标
设备性能
信号是否正常
目视
100%