徐丽秋，兰奕，孙晓婷,王家鹏

(1.中国石油大连润滑油研究开发中心，辽宁 大连 116032；2.中国石油济南润滑油销售分公司，山东 济南 250014)

0 引言

面对日益严峻的环境问题，大力发展可再生能源已经成为全球共识。风电行业在我国经济的发展中占据重要的位置，是我国重要的清洁能源之一，近年来，我国的风电装机容量和发电量快速增长，成为新能源中排名第一的能源，是仅次于水电的第二大非化石能源，也是仅次于火电、水电的第三大电源。

随着能源结构的调整，风电在我国能源结构中的地位将越来越重要。风电目前正处于由替代电源向主力电源过渡的时期，未来将会成为我国能源结构中的主力电源。能源替代是一个长期的过程，可以预计，未来风电保持较长时期的快速发展。

在我国，风电的成本目前尚高于火电，但如果考虑环境成本，风电则具有成本优势。考虑到未来几年我国风电能实现并网侧平价上网，届时风电也是比火电成本更低的能源，一旦解决了弃风限电的问题，风电成本将会下降，我国风电的成本优势将会显现出来。

风电的成本主要体现在建造费用和维护，而没有煤电的原料成本。风电的技术进步很快。单体风机的功率不断增大，适应低风速发电的风机已推广应用，发电成本也在快速下降。风电设备的价格，在过去的五年里下降幅度超过了20%。美国风电长期购电协议价格已与化石能源发电达到同等水平，德国新增的新能源电力基本实现与传统能源平价。我国部分地区新能源的价格已经与煤电价格相当，预计到2030年，风电发电成本达到0.22元/千瓦时，见图1。

图1 火电与风电发电成本预测

同时，风电开发采取集中式与分散式相结合,在人口稠密、土地资源紧张的地区，小规模、分散式的开发，而西北东北风电资源丰富以大规模集中式开发为主。甘肃、内蒙古的风电利用小时可达3000 h以上，西藏、青海的光电利用小时超过了2000 h，都高于东中部地区500～1000 h左右，发挥规模效益，实现资源的优化配置和高效利用，有效降低开发和运营成本，结合特高压输电技术，降低上网电价。以内蒙古赤峰地区为例，据测算到2020年，风电上网电价可以实现0.35元/千瓦时左右，送到京津冀地区，不需要补贴就可以与当地火电机组同网竞争。

随着技术进步和规模化带来的单位造价持续下降，用不了多久，新能源的使用价格将全面低于传统化石能源的价格。

我国风能资源丰富，可开发利用的风能储量约10亿千瓦，其中，陆地上风能储量约2.53亿千瓦(陆地上离地10 m高度资料计算)，海上可开发和利用的风能储量约7.5亿千瓦，共计10亿千瓦。

进入“十三五”尤其是2017年之后，风电行业的发展前景日趋明朗。为了推进风电行业的健康可持续发展，国家能源局制定出台的《风电发展“十三五”规划》中提到，到2020年底，风电累计并网装机容量将达到2.1亿千瓦以上，风电年发电量将达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。

1 全球风电行业发展现状及趋势[1]

2016 年全球风电和新增装机容量超过 54 GW， 其中 9 个国家的装机容量超过10 GW，累计容量达到 486.8 GW，累计装机容量增长12.6%，中国风电累计和新增装机容量均居全球第一。全球风能理事会的五年市场预测显示， 到2021年新增装机容量将增至75 GW， 使累计容量到2021年超过800 GW。

随着海上风电技术的进一步改善，在未来5～10年间海上风电的技术将不断进步，并将扩展到欧洲这一海上风电起源地之外更多的区域。见表1～表4。

表1 截至2016年底全球新增和累计风电装机容量 GW

表2 2016年累计及新增装机容量前十位国家

表3 全球装机容量区域分布 GW

表4 2017-2021年全球风电市场装机预测

2 中国风电行业装机规模发展现状

我国风电产业在相关激励政策指导下取得了极大的发展，自2009年至2016年，我国已连续8年成为全球装机规模最大的风电市场。我国风电产业将加速“市场化、规模化、国际化”的发展进程，进入持续稳定的发展模式。

2016年全年新增装机1930万千瓦，累计并网装机容量达到1.49亿千瓦，风电发电量2410亿千瓦时，占全部发电量的4%，风电继续保持第三大主力电源的位置。

2016年的主要指标显示，我国风电产业发展的基本面向好，在投资者趋于理性的情况下，装机容量和并网容量仍然保持较快增速，上网电量创下历史新高。与此同时，弃风电量的骤增则提示我们，体制机制弊端必须尽快破解。

2.1 截至2016年底中国风电装机量和并网发电量[2]

据中国可再生能源学会风能专业委员会统计，2016年，全国(除台湾地区外)新增装机容量2337万千瓦，同比下降24%；累计装机容量达到1.69亿千瓦。见表5。

表5 2011-2016年中国风电装机、并网和发电量统计

2016年，我国六大区域的风电新增装机容量所占比例分别为西北(26%)、华北(24%)、华东(20%)、西南(14%)、中南(13%)、东北(3%)。

由于受各种客观因素的影响，与装机容量相比，并网容量反映的市场状况会存在一定滞后性，但它是评判风电产业发展情况的核心指标之一。中国可再生能源学会风能专业委员会(CWEA)的统计数据显示：2016年，中国新增和累计并网装机容量分别达到1930万千瓦、14900万千瓦， 新增部分与2014 年基本持平。见表6。

表6 2011-2016年风电装机容量增速与电力总装机容量增速对比

在增速变化趋势上，风电与全国总电力大体一致，但前者的变化幅度要远远大于后者，从2012年至2015年持续上升。2015年达到峰值后，虽然2016年的风电装机容量增速出现较大幅度下滑，但仍超过全国电力总装机容量增速的一倍。风电装机增幅的下降，则反映出随着市场的逐步成熟，风电开发整体趋于理性。

风电上网电量的增幅一直远远高于全国总电量的增幅，表明前者在各类电源发电量中的占比在不断提升。2011年，风电占全国总发电量的1.7%，到2016年，这一比例上升为4%。

国家能源局发布2016年，全口径发电设备容量164575万千瓦，同比增长8.2%。其中并网风电达14864万千瓦，同比增长13.2%。

2.2 2016年国内风电企业排名

据中国可再生能源学会的风能专业委员会的(CWEA)统计报告显示统计显示：2016年全国新增装机2337万千瓦，累计装机容量达到1.69亿千瓦。风电企业排名见图2、图3。

图2 2016年风电企业新增装机量容量(万千瓦)

图3 2016年风电企业累计装机容量(万千瓦)

2.3 风电发展存在的问题

当前风电产业面临三大问题：一是风电产业内部结构不合理，分散式风电和海上风电仍然弱小，风电地域布局不合理南低北高，过分依赖“三北”大基地；二是风电发电量占全部发电量的比例仍然较低，不足4%；三是小时利用数低，弃风率、弃风量高，一直是困扰风电发展的问题,2016年弃风状况没有得到有效遏制，加之补贴资金不足、发放不及时、输变电线路配套不够问题，都影响着未来五年的产业发展。

目前我国风电发展的瓶颈是弃风问题，“三北”地区风力资源丰富，装机容量大，由于地区消纳能力有限，特高压外送通道不足，使得弃风现象严重。见表7。

表7 2011-2016年风电平均小时利用率、弃风率和弃风量统计

2016年，全国风电平均利用小时数为1742 h， 比2015 年的1728 h增加了14 h；比2014年的1893 h，则下降151 h。其中，平均利用小时数最高的省份是福建，达到2503 h；最低的为甘肃，为1088 h。

与2015 年相比， 2016 年全国平均弃风率17.1%，是自2010 年首次出现大规模弃风限电以来的最高位，比2015年的15% 高出2.1个百分点，更是超过2014年弃风率的2倍。其中，甘肃以43% 的弃风率高居各省首位，吉林、新疆、内蒙古的弃风率也都高于20%。在并网装机容量不断提高的情况下，弃风电量也在2016 年创下历史新高，高达497 亿千瓦时，比2015年增加了158亿千瓦时，是2014年的近4 倍。

2.4 未来风电发展趋势

国家政策倾向是有利于风电行业的发展，十三五规划大力发展风电行业，尤其是海上风电、分散式散风电，布局南移，大力发展输变电干路，同时促进技术升级，降低成本，试验零补贴入网等措施,国家发改委发布的《电力发展“十三五”规划(2016-2020)》，规划指出按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则优化风电布局，统筹开发与市场消纳，有序开发风光电，加快中东部及南方等消纳能力较强地区的风电开发力度，积极稳妥推进海上风电开发；调整“三北”风电消纳困难及弃风严重地区的风电建设节奏，提高风电就近消纳能力，解决弃风限电问题。加大消纳能力较强或负荷中心区风电开发力度，力争中东部及南方区域风电占全国新增规模的一半。在江苏、广东、福建等地因地制宜推进海上风电项目建设。

能源替代是一个长期的过程，风电目前正处于由替代电源向主力电源过渡的时期，随着能源结构的调整，对环境的日益重视，可以预计，风电保持较长时期的快速发展，未来将会成长我国能源结构中的主力电源[3]。

(1)发展：据国家能源局统计，2017年上半年，全国风电新增并网容量601万千瓦，继续保持稳步增长势头，到6月底累计并网容量达到1.54亿千瓦，同比增长12%；全国风电发电量1490亿千瓦时，同比增长21%；平均利用小时数984 h，同比增加67 h。

(2)降本：风电的成本主要可以分为机组成本、建设成本、运维成本、人员成本与材料成本等，其中，机组成本约占近一半，自2007年以来，国际市场上风机的价格持续下降，风电的整体成本下降明显，电的经济性逐步显现。我国风电的成本目前尚高于火电，但如果考虑环境成本，风电则具有成本优势。另外，我国风电成本较高，弃风率居高不下是主要原因，由于风电的边际成本接近于零，一旦解决了弃风限电的问题，风电成本将会下降，我国风电的成本优势将会显现出来。

国家能源局于2017年正式发布了《关于开展风电平价上网示范工作的通知》，要求各省市组织风电开发企业，于6月30日前，申报1～2个风电平价上网示范项目。示范项目不受年度规模指标的限制，上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，且无其他任何补贴。电网工程与风电项目同时推进，确保风电平价上网示范项目全额上网、不限电,开始推进风电零补贴试验。

(3)海上风电：海上风电技术远比陆地风电复杂，自然条件和环境条件恶劣,如盐雾腐蚀、海浪载荷、海冰冲撞、台风破坏等制约因素。铺设复杂，维修成本高，但也具有独特的优势，海上的风平稳，平均风速高，风机利用率更高，风机的发电功率与风速的三次方成正比，海上的风速比陆上高20%左右，因而同等发电容量下海上风机的年发电量能比陆上高70%。如果陆上风机的年发电利用小时数是2000 h，那海上风机就能达到3000多小时。设备运输方便，单机装机容量更大。不占地、不扰民，制约因素少，距离用电负荷近，不必建设特高压、超高压线路远距离输送。虽然海上风电正在起步阶段，尤其是我国，但总体来说各国都在向海上风电发展，未来的全球能源供应体系中，海上风电会比陆上风电前景更广阔，建设海上风场是发展趋势。

(4)弃风率：目前我国风电发展的瓶颈是弃风问题，“三北”地区风力资源丰富，装机容量大，由于地区消纳能力有限，特高压外送通道不足，使得弃风现象严重。2016年底，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，通知核定了“三北”地区风电最低保障收购年利用小时数在1800～2000 h之间，高于2016年全国平均水平1742 h，更远高于去年这些重点地区的风机利用小时数。规划要求“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求，若能达成目标，我国风电弃风问题将会明显好转。2017年上半年风电弃风电量235亿千瓦时，同比减少91亿千瓦时，弃风限电形势明显好转。

风电消纳能力增强。风电消纳分为就地消纳和风电外送两种途径。就地消纳方面，“三北”地区冬季寒冷，供暖期长，利用风电供暖是符合实际情况的就地消纳方式。风电供暖经过几年试点，逐步成熟，目前正处于推广阶段，在风电供暖大面积推开后，风电就地消纳能力将大大增强。

特高压电网建设稳步推进，截至2016年底，国家电网公司已建成“六交五直”共11条特高压输电线路，还有“一交六直”共7条特高压输电线路正在建设中。随着特高压电网的逐步完善，“三北”地区风电外送通道形成，风电外送电量将会逐步提升。

风电项目从开工建设到并网存在时间差，随着中东部、南方地区的风电并网装机容量在全国中的占比将会进一步上升，由于这些地区几乎没有弃风，因此，将会拉低全国平均弃风率。

(5)布局：装机向中东部、南部布局，加快开发中东部和南方地区陆上风能资源。到2020年，中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量达4200万千瓦以上，累计并网装机容量达到7000万千瓦以上。由于“三北”地区经济欠发达，难以就地消纳多余电量，因此，“十三五”期间，我国风电开发重点将由“三北”地区转向中东部、南部地区。在弃风压力下，我国西北、东北地区风电放缓，风电开发将逐步转移到华东、华中、南方区域，鉴于该区域风资源特点，2017年，低风速地区是我国陆上风电开发的主战场。

(6)输送：利用跨省跨区输电通道优化资源配置。国家能源局发布《2017年能源工作指导意见》明确，要优化风电建设开发布局，新增规模重心主要向中东部和南方地区倾斜，借助“三北”地区已开工建设和已规划的跨省跨区输电通道，统筹优化风、光、火等各类电源配置方案，有效扩大“三北”地区风电开发规模和消纳市场。“十三五”期间，有序推进“三北”地区风电跨省区消纳4000万千瓦(含存量项目)。

3 风机制造

我国近十年的风电高速发展，也带动了风电制造业的进步，从完全依赖进口，到风电制造业大国、风机出口大国，目前风电装备国产化率达90%以上。

3.1 2016年全球风机制造商

2016年Vestas全球陆上风电新增装机规模达8.7 GW，荣登全球最大风电整机制造商榜首，占当年全球新增总装机容量的16%。GE以6.5 GW的陆上风电新增装机规模位列第二，金风科技以6.4 GW的全球陆上风电新增装机规模位列第三。中国整机商有四家杀入前十，分别为金风科技第三、联合动力第七名、明阳风电和远景能源并列第九名。

中国风电整机制造商上海电气风电集团公司新增装机容量达489 MW成为2016年全球最大海上风机整机制造商。Siemens仅位列2016年海上风电整机制造商排名第二。中国整机商进入前十的有5家，分别为上海电气第一、金风科技和湘电风能并列第三、远景能源第四、海装风电第八名。

3.2 2016年国内风机制造商

2016年，中国风电有新增装机的整机制造商共25家，新增装机容量2337万千瓦，其中，金风科技新增装机容量达到634.3万千瓦，市场份额达到27.1%。远景能源、明阳风电、联合动力和重庆海装分列2至5名。见图4。

图4 2016年中国风电整机制造企业新增装机容量

全国累计装机容量1.69亿千瓦，截至2016年底，有五家整机制造企业的累计装机容量超过1000万千瓦，五家市场份额合计达到55.9%；其中金风科技累计装机容量达到3748万千瓦，占国内市场的22.2%。见图5。

图5 2016年中国风电制造企业累计装机容量

3.3 风电机组机型统计

2016年，我国新增装机的风电机组平均功率1955 kW，与2015年的1768 kW相比，增长6.4%；累计装机的风电机组平均功率为1608 kW，同比增长2.9%。2016年，我国新增风电机组中，2 MW风电机组装机占全国新增装机容量的60.9%，与2015年相比，2 MW机组所占市场份额上升11个百分点；1.5 MW机组市场份额下降了16个百分点至17.8%；1.5 MW机组和2.0 MW机组合计市场份额达到78.7%。2.1 MW至2.9 MW机组市场份额达到15.2%，3 MW至3.9 MW机组(3 MW和3.6 MW)市场份额达到2.6%，4 MW及以上机组(包括4 MW、4.2 MW、5 MW)占比达到1.9%。总的趋势是向大功率发电机组发展。见图6、图7。

图6 2016年中国不同功率风电机组新增装机容量比例

图7 2016年中国不同功率风电机组累计装机容量比例

4 风电场的运维

近年来，随着风电行业的发展，风电装机量的快速增长，已经逐渐传导至风电运维市场；风电场要不断提高发电量，降低成本，提高效益，就需确保风机能够长期稳定运转。降低修理维护成本，延长风电机组的运转周期，是风电行业可持续发展的重要保障之一。风电运维市场受到越来越多的关注。从业主的角度来看，风电设备的运行状态、设备寿命与风电场的运营效益、项目的回报率有着密切的联系。其次是出于对长期效益的考虑，风电场业主对于机组质量，以及出质保后风电场如何保持高效发电的能力更为关心。以1.5 MW风力发电机组的单位发电成本计算，每年的运行和维护成本约占18%。

风力发电机组属于大型高精度、高价值运转设备，风机的所有轴承、齿轮等部件均处于频繁启停、高负荷连续运转的工况条件下，且风力发电场又大多集中在拥有巨大风能资源的高山、荒野、海滩、海岛等偏远地区，其恶劣的自然环境对设备造成严重侵害，加之设备高度较高，维修保养十分不便，因此对其保养维护提出更高、更严格的要求非常必要，以确保风力发电机可靠稳定地长期运转。

风电设备投运后进行运行管理和设备维护，以保障风电设备稳定、健康、高效运行，其主要任务集中于检修与备品备件方面,目前，我国的风电运维仍以定期维修、事后维修相结合的方式为主。

风力发电机组机舱空间狭小，维护费时且昂贵，如齿轮箱轴承损坏这种在地面齿轮箱上并不太复杂的更换工作，发生在风力发电机组，则需要专门的吊具将齿轮箱吊至地面后才能更换，更换几千元的轴承所花的吊装等相关费用可能需要四五十万元，大型风力发电机组可能要耗费上百万元，耗时数天甚至更长的时间。因而延长风力发电机组相关零部件使用寿命，降低维修成本，保障风电机组正常工作十分重要。

目前我国在运行的风机主体已经逐步进入故障多发期，这一观点在一些研究机构得到了佐证。据MAKE预测，基于国内2010年之前以两年质保、之后以3～5年质保为主的趋势，2014年末应有47 GW风电装机容量已满质保合约，而受多种因素影响，预计成功出质保容量仅占55%。随着未来3～5年内更多政策陆续出台，风机技术与质量持续提升，出质保程序将日趋规范，2020年末成功出质保容量占比将大幅提升至94%。

从另一方面来看，运维也不再仅仅是简单地维修和排故，而应是以实现单台风机和整个风电场的价值最大化为目标，通过搭建完整的体系，去提升整个风电场的效率。

风电运维一般包括定时检修、日常运维工作、大部件的更换与特定部件检修三个部分。国内从事风电后市场运维服务的企业主要有三类：风电整机商运维服务、业主运维服务和第三方专业运维服务公司。

5 风电场润滑油脂

随着风电行业的快速发展，风电装机并网数量扩大，风机运维的市场也是前所未有的增长。润滑系统是风力发电机正常运转的重要部件，强化整个风力发电机组的润滑管理和状态监测，可减少备件的磨损和更换，提高装置运行的可靠性。提升润滑管理水平，有助于减少计划外停机时间，提高运维效率，延长设备寿命，降低成本，提高风电场的效益。润滑油作为风机运维的重要一环是确保风机能够长期稳定运转的重要保障。

在风机的实际运行中，与润滑相关的机械故障比例相当高，润滑对于风电设备可靠运行非常重要。据统计，因齿轮箱和轴承损害造成风电机组停机的原因约占其全部故障的40%～60%，约有1/3的风机故障是由润滑不良引起的，而且风电机组大多地处偏远又涉及高空作业，现场对主要部位进行拆卸维修十分困难，费用巨大，因此，加强对高性能润滑油脂的研究和分析，正确地选用、加注、维护、监测和管理风电油品，重视对设备润滑系统的维护和保养工作，对于风机尤其是大功率风机的可靠稳定长周期运转非常重要。

从目前各风电场的风电机组维护检修的现状来看，风电机组的润滑管理分为三种情况：

(1)风电机组处于质保期内，由厂家检修人员负责维护;

(2)风电机组结束质保期，由风场业主检修人员负责维护;

(3)无论处于哪个阶段，由第三方代维。

5.1 风机的润滑部位

根据风机型号不同，风系结构也略有不同。传统的双回馈风机有几个主要的润滑部位，包括主变速箱(齿轮箱)，变桨和偏航变速箱(减速箱)，制动液压控制和变桨控制，变桨、偏航和主轴承，以及发电机轴承等，使用的润滑油脂产品包括齿轮油、液压油、润滑脂等，其中齿轮油主要用在主变速箱(齿轮箱)，变桨和偏航变速箱(减速箱)，液压油主要用在制动液压控制和变桨控制，润滑脂主要用在变桨、偏航和主轴承以及发电机轴承等。直驱式风机则去掉了齿轮箱，结构和润滑部位相对简单。

在风机的这些润滑部位当中，最关键的是主变速箱(齿轮箱)。带动发电机运转的主变速箱可以说是齿轮传动型风机的心脏。因其对整个系统的正常运作至关重要，主变速箱的设计、制造通常都非常先进，造价不菲，一旦发生故障，更换主变速箱代价高昂。统计数据分析比较发现，在整个风机中，齿轮箱并不是最频发故障的部件，但却是导致停机时间最长的部件。风机齿轮箱故障与制造工艺、安装与维护等均密切相关，但胶合、点蚀、腐蚀及磨料磨损等造成的齿轮失效约占齿轮总失效比例的80%。

目前，适应低风速大功率兆瓦级的直驱式永磁风机逐步投入使用，其主要特点是去掉了齿轮箱，减少了传动损耗，提高了发电效率，尤其是在低风速环境下，效果更加显著。直驱技术省去了齿轮箱及其附件，简化了传动结构，提高了机组的可靠性，适应低转速下运行，避免齿轮箱油的定期更换，降低了运行维护成本。缺点是低速风轮直接与发电机相连接，对发电机要求很高，结构复杂，体积庞大，需要进行整机吊装维护。

5.2 风机设备对润滑油的性能要求

风机润滑油主要包括齿轮油、液压油、润滑脂等，齿轮油主要用在主齿轮箱和减速器等，液压油主要用在液压系统，润滑脂主要用在主轴承、发电机轴承、变桨轴承、偏航齿面、变桨齿面等。

目前，在风力发电机的润滑油需求中齿轮油约占 70%，由于延长换油周期的需求风电行业润滑油中，合成油占比高，在 2015 年超过了 80%。

(1)微点蚀保护。为了最大限度减少塔身上部重量，变速箱采用紧凑设计，包括齿轮的表面硬化设计。但经表面硬化处理(如渗碳、氮化、感应和火焰淬火 )后的齿轮在复杂的气候条件和运行负荷下极易受到微点蚀的影响。选用的齿轮润滑油脂必须具有防止此类磨损的功能。 专门用于防止微点蚀的齿轮润滑油其微点蚀保护功效高低是通过抗微点蚀性能测试进行测量的，润滑油对微点蚀的保护功效用数字和高/中/低耐久性来分级表示，一般要求不小于10级。

(2)润滑油抗磨损性能。当齿轮油的油膜厚度不足时，齿轮间的金属部件直接接触，磨损将一直持续以致不得不提早更换齿轮。常以FZG磨损测试方法测试润滑油的抗擦伤和抗磨损性能，以其失效级数(FLS)表示润滑油的抗磨损效能。风机变速箱中的齿轮润滑油要求失效级数大于12。

(3)润滑油黏温性能。风力发电机的运行环境非常恶劣，昼夜轮转，寒暑交替，环境温度或低至-45 ℃或高达80 ℃。经得住温度剧烈变化的润滑油必须具有相当的黏温性能,要求黏度指数为不小于110。由于合成润滑油较之矿物油基润滑油具有更为突出的黏温性能，且在多种温度环境下都有卓越的润滑能力，因此，风电设备的变速箱用油中大多采用合成油。

(4)润滑油过滤性能和清洁能力。保持齿轮油清洁可以大大延长零部件的使用寿命，因此，对主变速箱中的齿轮油有着严格的清洁度要求。齿轮油的过滤性是指在实际运行条件下，齿轮油通过过滤器并且不堵过滤器的能力。过滤性能是以微米等级来界定的。风电设备很多情况下是使用2～3 μm的肾形回路过滤器和5 μm主过滤器来清洁齿轮油和保护风机变速箱部件。

(5)润滑油抗乳化性能。变速箱中的油不允许混入水分。但由于风机本身的运行特点，要使风机里的油和水完全分离几乎是不可能的。当叶片在旋转时，变速箱运行温度高达80 ℃，而当叶片停止旋转时，变速箱冷却下来并从空气中吸取水分或湿气。由此，水分难免会进入变速箱。抗乳化性能差的齿轮油会因水分的进入产生油泥和水解，从而导致设备故障。

变速箱用的齿轮油必须不易吸水但在少量水存在的情况下仍能给设备提供充足的润滑保护，因而要求有好的抗乳化性能，油水分离性能，通常以抗乳化试验、抗乳化性能、泡沫性等试验进行测试。

5.3 风电机组的润滑系统日常维护

从风电机组各种润滑油的使用情况来看，所有润滑脂均为消耗型的，也就是定期在储罐中加入新的润滑脂，一般由自动加油机连续加脂，几小时加入一次，可以连续加脂几个月，日常运行的时候，旧油脂从排油口和转动设备的缝隙溢出。这部分润滑油脂一般情况下是不做检测分析的。而齿轮油和液压油是定期进行检测分析和更换的。齿轮油和液压油的检测周期是每年一次，更换周期是：齿轮油每3年一更换，液压油是每5年一更换，在正常使用周期内如有油位下降，须及时补充。

目前，风电集中润滑系统已经被逐渐开发应用到风电机组的日常维护中，包括监测、数据记录、采样、分析、油品过滤、更换、回收等环节，实现远程无线智能自动控制。未来随着技术的成熟将会越来越多地应用到风电润滑管理过程中。

5.4 风机润滑油生产企业

经过多年发展，中国已成为风电大国，装机容量已达1.69亿千瓦，风电设备制造业也取得了长足进展，风电装备国产化率达90%以上，从风机零部件到整机再到并网相关设备，已经形成一条中国制造的完整产业链。在这个几近完整的风电产业链中，风电润滑油却成为罕有的本土缺席环节。究其原因，我国风电发展之初，主要依靠引进技术，整机制造商对于风机润滑油的选择主要听取齿轮箱厂家的建议，国际润滑油品牌占领了最早的风机“初装”市场。美孚、壳牌、福斯、克鲁勃等，占据了风电润滑的大部分市场。目前这种状况没有大的改善，对最近半年的风电场润滑油招标项目采样分析发现，大部分还是指定上述品牌的油品。这就导致风电运营方在采购风机润滑油时，价格高昂，供货周期漫长等问题也逐渐凸显。

实际上，随着国内风电行业的快速发展，风电装机规模的扩大，风电润滑油脂的需求不断增长，国内润滑油企业已经重视风电润滑油的市场前景，从2006年开始投入研发，到目前中国石化、中国石油都相继开发了具有自主知识产权的风电配套系列产品，包括风电机组中的齿轮箱、液压系统、冷却系统、主轴系统、发电机等关键部位用油，油品性能完全可以满足风机设备的润滑要求，并已陆续通过多地风电企业OEM技术认可，逐步实现规模化应用。

2017年3月9日，中国颁布了适合我国风场环境特点的4项风电发电机组专用润滑剂国家标准(包括齿轮油、液压油、润滑脂)，于2017年10月1日实施，进一步填补了国内产品标准空白，有助于打破国外同类产品的技术垄断，让用户选油更有标准可依。

中国石油润滑油公司早在2006年就结合当时国内风力发电的行业市场开发了与之配套的具有自主知识产权的系列产品，相继在宁夏贺兰山风力发电厂Gamesa 850 kW发电机组、甘肃洁源风电Gamesa 850 kW发电机组、福建东山澳仔山风电BonusMK 600 kW发电机组、甘肃玉门风电等多种型号风机上进行了为期三年的使用试验，油品性能完全可以满足风机设备的润滑要求，得到上述OEM技术认可。

近年来，风机技术突飞猛进，风电机组从千瓦级向兆瓦级发展，对齿轮油的极压性、抗微点蚀性、轴承保护性能等提出了更苛刻要求。昆仑润滑油针对市场的变化，立足自主研发，对昆仑风电设备专用齿轮油进行了产品升级，借助中国石油天然气集团公司齿轮油重点实验室平台，引进多台套国际先进的性能评价试验机，建立了评价风电齿轮油国际最高规格要求的全套工业齿轮油台架，研发成功了与国外顶级产品性能相当的风电齿轮油产品—昆仑风电设备专用齿轮油，并获得中国授权专利1项，美国授权专利1项。该齿轮油产品，采用自主配方解决了抗磨和摩擦特性问题以及抗磨与抗氧的矛盾，并与北京京能新能源公司合作，首次在兆瓦级风机上使用国产风电齿轮箱油。以内蒙古自治区兴安盟境内的科右中风电场为试点，平均气温6.1 ℃，极端最高气温40.5 ℃，极端最低气温-30.9 ℃。对该风场1.5兆瓦的风机齿轮箱在同一时间段更换油品，其中8台风机选用了昆仑风电设备专用齿轮油FD3000N，通过对齿轮箱持续监测发现：采用昆仑润滑油的齿轮箱DE端/NDE端轴承温度和齿轮油平均温度，与采用国外竞品相当，甚至个别情况下低于竞品。并且通过第三方油品检测，油品的黏度、酸值、倾点、铜片腐蚀、光谱元素分析等数据，昆仑风电齿轮油与国外品牌油品性能相当，磨损金属含量低于竞品。风电齿轮箱润滑油国产化替代项目，对整个国内风电领域具有推动意义和示范效应。国产化风电齿轮油能给风场节约成本，促进风电企业国产化的发展，提高民族品牌的市场竞争力。

未来，国内润滑油企业应该更加重视风电配套润滑油脂的研究开发和宣传推广，利用润滑油研发优势，开发形成系列产品，关注并适应风电行业和风机设备的发展，配合风电企业进行认证推广，让更多的企业认可成本低质量可靠的国产油品。同时，要了解风电运维地特点，开展润滑系统研究，为风电企业量身定做润滑方案，参与润滑工程控制的设计，从风机初装、运营过程以及后续维护全过程参与，也是未来发展方向。