《风电场运行规程》doc版.docVIP

xx 风电场 运行规程 前 言 为规范风力发电生产，提高风力发电场运行的安全性、经济性和可靠性，在吸收国内 外风力发电场运行经验基础上，结合 xx 电力 xx 新能源公司 xx 风电场的实际情况、地理环 境等，同时为保证风电场及变电设备安全稳定运行，特制定本规程。 本规程综合考虑 xx 风电场运行的风力发电机组特性及技术参数，参考了设计院的有关 设计资料，依据国家有关风电相关标准编写而成。 本规程是运行人员监视、调整、操作、事故处理的技术依据，负责生产的有关领导及 部门人员、 风电场场长、值长、及各级值班员应熟悉本规程， 有关的维护调试、安装、 保养人员应熟悉本规程，有关的检修人员应熟悉本规程。 本规程由 xx 电力 xx 新能源开发有限公司 xx 风电场起草。 本规程由 xx 电力 xx 新能源开发有限公司安全生产部负责解释。 本规程主要起草人： 本规程审核人： 本规程批准人： 本规程版本号为：A/0 本规程修改时间：xx 年 11 月 xx 风电场 运行规程 目 录 第一部分第一部分 概概 述述1 1 升压站电气部分1 2 风力机组部分1 3 适用范围:1 4 引用标准：1 第二部分第二部分 设备规范设备规范2 1 风力发电机组技术规范2 2 升压站设备技术规范7 第三部分第三部分 电气运行规程电气运行规程27 1设备巡视检查.27 2变压器运行规范.27 3RG-NGRB 型变压器中性点接地电阻柜操作注意事项33 4GIS 设备运行规范33 5GIS 的操作规定37 6母线的运行规范.40 7线路及电力电缆运行规范.40 8互感器运行规范.41 9避雷器的运行规范.41 10无功补偿装置电容器运行规定.43 11无功补偿装置电抗器的运行规定.48 12母线及导线运行规定.49 13电力电缆的运行规定.51 14继电保护及自动装置运行规定.52 15主变压器保护的运行规定.54 16测控装置运行规定.59 17远动及表记计量系统运行规定.60 18微机五防闭锁系统运行规定.63 19微机监控系统与微机五防系统运行规定.63 20直流系统及直流绝缘监察装置的运行规定.66 21UPS 不间断电源装置的运行规定.69 22直流监控装置的运行规定.71 xx 风电场 运行规程 23站内消防系统的有关运行规定.76 24风电场生产运行有关规定和运行人员基本要求.77 25调度范围划分.78 26电气设备倒闸操作有关规定.78 27站用电及照明.81 28电气设备异常运行及事故处理.81 29事故处理的组织指挥.90 30事故处理中的注意事项.91 第四部分第四部分 风力发电机组风力发电机组91 1 1 风力风力发发电机组运行规定电机组运行规定.91 1.1 风电机组在投入运行前应具备的条件 .91 2. 1 风电机组的启动程序.92 2.5 风电机组停机.92 3 低电压穿越功能93 4 变频器运行规定95 5 风力发电机组变桨系统99 6 齿轮箱运行规定101 7 联轴器运行规定102 8 制动器运行技术102 9 偏航系统运行规定103 10 控制系统运行规定104 11 异步发电机的运行规定 106 12 风电机组异常运行与事故处理基本原则109 13 风力机组异常运行和事故处理110 xx 风电场 运行规程 0 第一部分 概 述 1 升压站电气部分 xx 电力 xx 风电场一期工程位于 xx 生产建设兵团农十三师。距离哈密地区巴里坤县城 约 70km，风电场距 xx 乡直线距离约 27km；与哈密市直线距离约 152km。 本风电场升压站高压侧为 110kV 单母线接线，低压侧为 35 kV 单母线接线。主变为合 肥天威保变变压器厂生产的 SFZ11-50000/11581.25%/36.5kV 型变压器。升压站一次设 备选用封闭式 GIS 系统，采用 SF6 气体灭弧。35kV 开关为平高集团有限公司生产的户内 式真空开关柜。110kV 送出线（源哈线）通过 10 公里架空线引入 220KVxx 龙源变电站，由 此站上网。35kV 集电线路采用架空和电缆相结合布置。380V 站用电系统采用双母线分段运 行方式，站用电备用电源为 35kV 外引自当地农电局，无备用电源自投装置，380V 电源切 换需手动就地切换。 2 风力机组部分 本风电场 I 期由 33 台双馈异步风力发电机，其中 22 台为联合动力有限公司生产的 UP82-1500 型风力机组，11 台为江苏九鼎公司生产的 TD83-1500 型风力机组。箱变为南通 恒炫电气有限公司生产的S11-1600/36.5 型变压器，选用日立变频器。 3 适用范围: 本规程规定了 xx 电力九鼎哈密风力发电有限公司所属风力发电场设备和运行人员的要 求、设备参数、巡视检查项目、正常运行和维护的内容和方法及事故处理的原则和方法等。 本规程适用于 xx 电力九鼎哈密风力发电有限公司所属的单机容量为 1500kW 变桨距水 平轴并网型风力发电机组成的风力发电场（以下简称风电场） 。 4 引用标准： 下列标准包含的条文，通过在本规程引用而成为构成本规程的条文，当下列标准变更 时，使用部门应探讨使用下列标准的最新版本。 2.1 GB142851993 继电保护和安全自动装置技术规程 2.2 DL4081991 电业安全工作规程 （发电厂和变电所电气部分） 2.3 DL4091991 电业安全工作规程 （电力线路部分） 2.4 DL/T5721995 电力变压器运行规程 2.5 DL/T5961996 电力设备预防性试验规程 2.6 DL/T6201997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 2.7 DL/T6661999 风力发电场运行规程 2.8 DL 7962001 风力发电场安全规程 2.9 GB 8116-1987 风力发电机组 型式与基本参数 2.10 DL50271993 电力设备典型消防规程 2.11 SD 2921988 架空配电线路及设备运行规程 （试行） 2.12 DL 55894 电力生产事故调查规程 2.13 xx 发（2000）589 号防止电力生产重大事故的二十九项重点要求 xx 风电场 运行规程 1 第二部分第二部分 设备规范设备规范 1 1 风力发电机组技术规范风力发电机组技术规范 1.1 联合动力风力发电机 1.1.1 联合动力风力发电机组技术据 参数技术数据单位备注 制造厂家xx 联合动力技术有限公司 型号 UP82/1500 额定功率 1500kw 叶轮直径 82.76m 切入风速 3m/s 额定风速 10.5m/s 切出风速（10 分钟均值） 切出风速 （3 秒平均值） 25 35 m/s 重新切入风速 20m/s 抗最大风速（3 秒平均值）59.5 m/s 设计寿命 20 年 1.1.2 风机叶片 参数技术数据单位备注 厂家型号 40.25 材料玻璃纤维增强树酯 数量 3 片 叶轮转速9.719.5 rpm 额定转速 17.4rpm 最优叶尖速比 8.5 扫风面积 5384m3 旋转方向(上风向看)顺时针从上风向看 风轮倾角 5 度 重量 33.1 吨 1.1.3 变桨系统 名称参数技术数据单位备注 速度 1638rpm 短时间扭矩 63Nm 速度与 扭矩的 限制10 分钟平均扭 21Nm 热能等效值 xx 风电场 运行规程 2 矩 速度规定限制 8000rpm/s 电机类型伺服电机3 台 额定功率 3.0kW 额定电压三相 400 V AC 防护等级 IP 55 最大扭矩限制 70 Nm 变桨电 动机 冷却自然冷却 1.1.4 齿轮箱 名称技术数据单位备注 型号ake PPSC1290 或南高齿（或 满足质量的其它厂家） 传动比 100.48 齿轮箱结构两级行星一级平行轴圆柱 额定驱动功率 1652kW 驱动端 润滑方式电动油压泵 旋转方向顺时针 (迎着风轮风向)驱动端 润滑油型号 Mobil Mobilgear SHC XMP 320 1.1.5 制动系统 主制动系统全顺桨独立制动 第二制动系统单盘式，失效安全，主动型（在电网断开期间可让传动系统停车） 1.1.5.1 盘式制动系统技术规范 参数技术数据单位备注 闸瓦数目 1 片 制动盘 1 片 最大制动扭矩, MB 制动机 25500Nm 最小制动扭矩, MB 制动机尽可能高，但至少 15000 Nm 理论制动时间 在最大制动扭矩时21A31A41A31A41A51A 输出过压 保护值 2955V1555V 限流值设 定范围 420A630A840A630A630A420A 直流负荷统计表直流负荷统计表 负荷电流（A）序号负荷名称额定 电流 （A） 额定 容量 （kW ） 经常事故冲击 放电持 续时间 事故放 电容量 1事故照明22.7522.7245.4 2断路器合闸54.61254.654.60.0554.6 3断路器电动机54.62090.00.0554.6 4保护用电22.7522.7245.4 5逆变电源34.097.534.09 合计188.6949.5113.654.654.6234.09 2.112.11 远方计量设备远方计量设备 xx 风电场 运行规程 24 标称电压交流 220V/50Hz，直流 220V 输入电压85V AC264VAC、50Hz； 110VDC370VDC 工作电压 5VDC5% 单电源 15W 输出功率 双电源15W x 2 设备功耗取决于产品配置形式，默认配置 6W，最大情况下9W 2.12 消防设备技术规范消防设备技术规范 序号设备名称型号数量生产厂家备注 气压罐1北京凯博威 含罐体、气囊、人孔、接管 等 变频控制柜1北京凯博威 柜体、进口变频器、PLC、 交流接触器、各种继电器、 按钮、开关等各种电气元件、 电气元件接线、压力变送器 等 消防主泵2北京凯博威 包括电动机、联轴器及护罩、 公共底座、配套泵体排气阀、 安全阀、配套地脚螺栓，随 机备品备件有铜合金叶轮、 机械密封各 1 套 2） 控制柜1北京凯博威 柜体、PLC、交流接触器、 时间继电器、中间继电器等 各种继电器、自藕变压器、 交流互感器、各钟按钮、开 关、电接点压力表、电气元 件的接线等 2.13 交流不停电电源交流不停电电源UPS系统技术规范系统技术规范 141 UPS 规范见表（许继） 技术指标 PBD-3 10/220 额定容(kVA) 10 输入额定电压(VDC) 220 直流 输入 输入直流电压允许范围 (VDC) 170280 额定交流输入电压220VAC（单相） 380VAC（三相四线） 输入交流允许范围 38015% 输入交流允许频率(HZ_) 4555 交流 输入 输出 功率因数0.8 xx 风电场 运行规程 25 输出额定电压及频率22VAC、50HZ 输出电压精度（V） 2202% 输出频率精度（HZ） 500.05 波形失真率（THD）（线性 负载） 3% 动态响应(负载 0100%) 2% 功率因数（PF）0.8 过载能力 120%，10 分钟、 150%，10 秒 逆变效率(80%阻性负载) 85% 转换直流供电时间（毫秒）0mS 转换电子旁路供电时间（毫 秒） 4mS 转换维修旁路供电时间（毫 秒） 0mS 绝缘强度 VAC(输入和输出) 2000 噪音（1 米） 50dB 使用环境温度 -10+50 湿度090%，不结露 工作 环境 使用海拔(m) 1000 保护功能 交直流输入欠压保护、输入过压保护；交流输入掉电保 护；交流输出过压、过载保护；交流输出短路保护；系 统过温保护。 2.14 电采暖设备技术规范电采暖设备技术规范 序号名称规格型号单位数量备注 1 壁挂电暖器 WJDM71/WJWW38 铝镁合金材质，表面金属氧 化处理，含特型、卫浴等型 号 2 中央温控系统 WJXZK-64-III 套 1 3 工控机 PC2000 研祥工控 机 台 1 含测控软件、含数据采集模 块、含进口数字传感器、含 数据处理模块、含输出控制 模块、含模数转换模块、含 开关电源、含手动备用系统 等。 4 中央温控控制 柜 2260*800*600 面 2 含双电源自动切换装置、含 空开、控制元器件等。 xx 风电场 运行规程 26 5 中央温控控制 箱 面 3 含空开、控制元器件等。 2.15 35kV中性点电阻柜技术规范中性点电阻柜技术规范 电阻材质镍镉合金短时允许温升小于等于 760K 额定电压 36.5/kV3 长期运行温升小于等于 385K 最高电压 40.5/kV3 电阻值 120 短时允许电流 176A 耐受电压（工频 1min） 85kV 短时通流时间 10s 熔点 1390 电流互感器型号LZZBJ9-10Q电流互感器变比200/1 5P20 20VA 第三部分第三部分 电气运行规程电气运行规程 1 1设备巡视检查设备巡视检查 1.1 正常运行时，变电站设备巡视检查一天 4 次(8、12、20、24 点)，夜间可适当放 宽检查间隔时间。 1.2 当气候异常、发生事故、非正常运行、新设备投入运行、设备过负荷等应进行特 殊巡视检查，巡视检查的内容及次数由值长确定。 1.3 各种表计指示是否正常，设备有无异音、异味。 1.4 设备的瓷件表面是否清洁，有无裂纹及放电声。 1.5 注油设备的油位、油色是否正常，有无渗油、漏油或喷油现象，呼吸器硅胶是否 正常。 1.6 电机和其他转动设备是否正常。 1.7 设备接点有无过热变色情况。 1.8 导线有无断股，硬母线有无裂纹，高压熔断器接触是否良好。 1.9 蓄电池接线有无松动、过热现象。 1.10 监视 SF6 气体压力是否正常。 1.11 雾天检查设备瓷件有无闪络现象，各部端子有无热气流。 1.12 雨天检查瓷瓶套管有无放电现象，电缆沟内有无积水。 1.13 雷电过后，应检查避雷器动作情况并做好记录。 1.14 雪天检查各引线端子有无积雪现象，瓷瓶套管有无结冰。 1.15 严寒天气检查注油设备的油位是否过低、引线驰度是否正常。 1.16 大风天气检查母线、引线摆动情况和有无杂物飘落在设备上。 1.17 设备负荷较高或过负荷时，应用红外线测温仪检查设备和接点有无过热现象。 1.18 春季开化时，检查设备基础有无下沉、倾斜现象。 1.19 开关故障跳闸后，应检查继电保护、开关各部及线路出口是否正常。 1.20 系统全停电或接地时，应检查所内设备（包括 35kV 电缆至箱变）有无故障及 保护有无动作。 xx 风电场 运行规程 27 2 2变压器运行规范变压器运行规范 2.1 变压器线圈的绝缘规定 2.1.1 变压器在新安装或大修及长期停用后,在送电前应测量绝缘电阻。 2.1.2 测量时应使用 相应电压等级的摇表,其绝缘阻值每千伏不低于 1 兆欧,并不得 低于前次值的 50%。比较电阻数值的公式如下:R2=R1(235+T2)/(235+T1) R1-温度 T1 时测得的电阻；R2-换算至温度 T2 时的电阻。 2.1.3 测量项目:各侧对地，相间应通路；层间绝缘电阻值不低于高压侧对地的绝缘 数值。 2.1.4 测量站用变及站备变绝缘时,应将低压侧中性线拆除。 2.1.5 如果变压器的绝缘电阻剧烈降低到很小时，禁止送电运行，应联系做耐压试验,并 汇报有关领导。 2.2 变压器投运前的准备工作。 2.2.1 所有安全措施全部拆除，恢复正常状态。 2.2.1.1 将接地线拆除收回，人员撤离。 2.2.1.2 工作票全部收回。 2.2.1.3 各常设遮拦及标示牌恢复。 2.2.1.4 检查拆除的线、打开的端子是否已经恢复，部件是否完整，试验是否合格。 2.2.1.5 检查相关的附属系统是否完整。 2.2.2 对变压器进行全面检查： 2.2.2.1 外观清洁，各法兰盘接合严密，各处无漏油现象。 2.2.2.2 温度计完好，外壳接地牢固。 2.2.2.3 高、低压引出线接线牢固、相序正确、并涂有明显相色。 2.2.2.4 分接头位置与运行要求相符，且三相分接头位置应一致。 2.2.2.5 变压器电缆头或母线无短路或临时接地线及其它杂物。 2.2.2.6 油位正常，油色正常，无渗、漏油现象。 2.2.2.7 本体检查 （1）油位计及套管油面正常，温度计指示正确，压力释放阀及安全膜完整。 （2）变压器及套管清洁、完整、不漏油。 （3）油枕及散热器本体的油阀门在开位。 （4）变压器及母线上无遗物。 2.2.2.8 套管、瓷瓶清洁、无破裂。 2.2.2.9 防爆筒玻璃完好，无存油。 2.2.2.10 呼吸器内硅胶应干燥，无吸湿现象。 2.2.2.11 瓦斯继电器、硅胶过滤器油门在开位。 2.2.2.12 冷却系统正常。 2.2.3 测定变压器绝缘电阻，只有绝缘数值符合规定才能投入运行，否则应查明原因。 2.2.4 各侧开关做分、合闸试验良好，二次回路作业后还应做保护跳闸试验。 2.2.5 变压器各种保护均应投入或按规定执行。 2.2.6 新安装或检修后的变压器在投入运行时，必须将重瓦斯保护投入跳闸。 2.3 新安装或大修后的变压器投入运行前应作下列试验。 2.3.1 变压器及套管绝缘油试验。 2.3.2 变压器线圈及套管介质损失测量。 2.3.3 泄漏电流试验。 xx 风电场 运行规程 28 2.3.4 工频耐压试验。 2.3.5 测量变压器直流电阻试验。 2.3.6 测量所有分接头的电压比。 2.3.7 检查变压器的接线组别和极性。 2.3.8 冲击合闸试验(新安装变压器必须合闸五次,换线圈及大修后必须合闸三次)。 2.3.9 定相试验。 2.3.10 油泵应投入运行。 2.4 变压器充电 2.4.1 变压器的投入或切断必须用断路器进行操作，严禁用隔离开关拉开空载变压器。 变压器充电应用高压侧电源开关进行，严禁变压器从低压侧向高压侧反充电。变压器停电 时应先停负载侧，后停电源侧。 2.4.2 变压器应从有保护侧充电，在两侧都有保护的情况下，应从高压侧充电。新投 入的变压器，应充电 5 次，第一次充电 10min，其余每次充电 5min，间隔 1min。大修后 的变压器，应充电 3 次。充电时应将变压器的所有保护全部投入。 2.4.3 变压器充电时的注意事项： 2.4.3.1 重瓦斯保护应投入跳闸位置。 2.4.3.2 充电时要严密监视表计变化,如果电流异常升高短时间内不能恢复时,应立即 断开开关。 2.4.3.3 发现变压器内部有放电声或异常现象后,应立即断开开关。 2.4.4.4 变压器投入后,温度应逐渐上升,不应阶跃变化。 2.5 变压器并列运行的条件及有关规定 2.5.1 变压器并列条件: 2.5.1.1 联接组别相同。 2.5.1.2 电压变比相等。 2.5.1.3 短路阻抗相等。 2.5.2 变压器并列运行的规定: 2.5.2.1 并列运行的变压器容量之比不得超过 3:1，短路阻抗的差值不应超过 10%， 以防小容量的变压器过负荷运行。 2.5.2.2 联接组别不同的变压器不能相互并列。 2.5.2.3 新安装、大修后或变动过内外联接线的变压器,并列前必须核定相位。 2.5.3 主变压器并列解列的特殊规定: 2.5.3.1 新安装、大修、事故检修或换油后的主变，在施加电压前静止时间不应少于 48 小时；若有特殊情况不能满足本规定，须经主管生产的副总经理批准。 2.5.3.2 新安装或大修后的主变在并列前，应做零起升压和冲击试验。 2.5.3.2.1 做零起升压试验，空载运行 30 分钟，检查有无异常。 2.5.3.2.2 做冲击试验，全电压下合、断闸 5 次，检查有无异常。 2.6 变压器运行有关规定 2.6.1 变压器在规定的冷却条件下可按铭牌规范运行。 2.6.2 正常情况下，一般不允许变压器过负荷运行，事故情况下，变压器过负荷时间 不得超过 30 分钟。变压器过负荷运行时，应投入包括备用在内的全部冷却器，并尽量降 低负载、减少过负荷时间，同时应加强对变压器的全面检查。 2.6.3 油浸自冷、风冷变压器正常运行时上层油温不得超过 95，一般不宜经常超 过 85运行；若油温达 80时，应加强监视；继续升高达 85时，应汇报有关领导，联 系减负荷直至空载；当温度达 95时应停电处理。 xx 风电场 运行规程 29 2.6.4 严禁将无保护的变压器投入运行。变压器差动保护和重瓦斯保护严禁同时退出 运行。 110kV 及以上电压等级的变压器投运或停运操作前应合上各侧中性点接地刀闸，操作 完毕再按调度命令调整中性点接地运行方式。110kV 及以上电压等级的变压器处于热备用 状态时，中性点接地刀闸应合上。 2.7 变压器有载调压 2.7.1 正常情况下，调压时应使用远方电气控制，当检修调试、远方电气控制回路故 障和必要时，可使用就地电气控制或手动操作, 手动操作时，必须确认有载调压箱内操作 电源开关在分位，操作方向无误后方可进行, 手动操作有载调压必须使用专用摇柄，不可 用其他手柄替代。 2.7.2 调压时，应逐级调压，同时监视分接头位置及电压电流变化（每次调压一档后 应间隔 1min 以上，才能进行下一档调节），分接位置指示器及动作计数器指示等都应有 相应的变动,不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况。每次分接变换操作完成后，必须 检查分接头变换指示器指示是否在规定区域内，档位指示器指示是否正确。 2.7.3 有载调压装置应在变压器充电前投入使用，投入前分接开关应在变压器额定电 压位置。 2.7.4 在调整分接头过程中，若发生过调现象，应停止调整，根据实际情况使被调电 压恢复正常，若分接开关已调到极限位置时，严禁再向极限位置侧进行调整。 2.7.5 有载调压装置在调整过程中，380V 电源故障或控制回路故障暂时不能恢复时 应检查调压装置是否到位，否则应手动调整到位。 2.7.6 有载调压变压器在过负荷 1.2 倍以上时，禁止进行分接开关变换操作。 2.7.7 远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表无相应 变化，应立即切断操作电源，终止操作。操作中发生连动时，应在指示盘上出现第二个分 接位置时立即切断操作电源，手摇操作到适当分接位置。 2.7.8 无论变压器电压分接头在什么位置，若所加的一次电压不超过其相应分接头额 定值的 105%，变压器的二次侧可带额定电流。有载调压的运行电压变化率在额定电压- 10%+10%以内时，额定容量不变。 2.8 变压器日常巡视检查 2.8.1 变压器正常运行时，每两小时进行全面检查一次，新安装或大修后的变压器投 入后，8 小时内每小时检查一次。 2.8.2 风电机组的箱式变压器，随风机塔下设备正常巡视检查一起进行。 2.8.3 变压器正常检查项目： 2.8.3.1 变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗 油、漏油。套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常 现象。 2.8.3.2 变压器运行声音正常。 2.8.3.3 各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常。 2.8.3.4 呼吸器完好，硅胶无变色。 2.8.3.5 引线接头、电缆、母线应无发热迹象。 2.8.3.6 压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损。 2.8.3.7 有载分接开关的分接位置及电源指示正常。 2.8.3.8 气体继电器内应无气体。 2.8.3.9 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。 2.8.3.10 干式变压器的外部表面应无积污。 xx 风电场 运行规程 30 2.8.3.11 现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其它项目。 2.8.4 变压器作定期检查，检查内容如下: 2.8.4.1 外壳及箱体应无异常发热。 2.8.4.2 各部位的接地应完好，必要时应测量铁芯和夹件的接地电流。 2.8.4.3 有载调压装置的动作情况应正常,计数器及档位指示正确. 2.8.4.4 各种标志应齐全明显。 2.8.4.5 各种保护装置运行良好。 2.8.4.6 各种温度计应在检验使用期内，超温信号应正确可靠。 2.8.4.7 消防设施应齐全完好。 2.8.4.8 事故排油池设施应保持良好状态。 2.9 每月应对变压器进行定期检查，检查内容： 2.9.1 外壳及箱体无异常发热。 2.9.2 各部件的接地完好。 2.9.3 有载调压装置的动作情况应正常。 2.9.4 各种标志齐全明显。 2.9.5 各种保护装置应齐全、良好。 2.9.6 各种温度计应在检验使用期内，超温信号应正确可靠。 2.9.7 消防设施齐全完好。 2.9.8 室内变压器通风设备应完好。 2.9.9 储油池和排油设施应保持良好状态。 2.9.10 进行控制箱和二次回路的检查。 2.9.11 变压器的铁芯泄漏电流测试不超过正常值或突升。 2.9.12 带有在线油气分析装置的变压器在线显示值在正常范围。 2.9.13 带有在线滤油装置的变压器，滤油装置应正常。 2.10 变压器特殊检查项目 2.10.1 新设备或经过检修、改造的变压器在投运 72h 内。 2.10.2 有严重缺陷时。 2.10.3 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。 2.10.4 雷雨季节特别是雷雨后。 2.10.5 高温季节、高峰负荷期间。 2.10.6 变压器急救负载运行时。 2.10.7 过负荷时，应监视负荷、油温和油位的变化，接头接触良好，无过热现象， 冷却系统运行正常。 2.10.8 大风天，检查引线有无剧烈摆动和松脱，有无搭挂杂物。 2.10.9 雷雨天，检查瓷套管有无放电及闪络现象，雷雨后检查避雷器及保护间隙的 动作情况。 2.10.10 大雾天，检查瓷套管有无放电现象。 2.10.11 雪天，根据溶化情况检查接头发热部位，并设法消除冰溜。 2.11 变压器的不正常运行和处理 2.11.1 值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽量消除，并报告上级 和做好记录。 2.11.2 变压器运行中发生下列情况之一，应立即停止运行，若有备用变压器，应尽 可能先将备用变压器投入运行： 2.11.2.1 变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声。 xx 风电场 运行规程 31 2.11.2.2 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。 2.11.2.3 套管有严重的破损、放电或端头熔化现象。 2.11.2.4 变压器冒烟着火。 2.11.2.5 当发生危及变压器安全的故障,而变压器的有关保护拒动时； 2.11.2.6 当变压器附近的设备着火,爆炸或发生其它情况,对变压器构成严重威胁时； 2.11.2.7 套管、接头、引线熔化、熔断。 2.11.3 变压器运行中发生下列情况之一，应停电处理: 2.11.3.1 在正常冷却条件下,变压器温度超过规定值并不断上升。 2.11.3.2 变压器噪音较正常大,声音异常。 2.11.3.3 由于气温下降或轻微渗油致使油面下降到低于油位计的指示限度。 2.11.3.4 油色变化明显,油内出现碳质。 2.11.3.5 套管破裂和接头发热及放电严重。 2.11.3.6 瓦斯继电器内有气体或轻瓦斯信号动作。 2.11.4 当发现变压器的油面较当时油温所对应的油位显著降低时，应查明原因。 2.11.5 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时， 则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。 2.11.7 轻瓦斯动作后，应对变压器进行下列检查： 2.11.7.1 油面指示器的油位； 2.11.7.2 变压器的油温； 2.11.7.3 变压器内部有无爆裂声和异音； 2.11.7.4 收集瓦斯继电器的气体进行可燃性鉴别； 2.11.7.5 轻瓦斯动作后，经气体鉴别是空气，则应放出气体，监视变压器运行情况 （电 压，电流，温度等）并注意再次动作时间，若动作间隔逐渐缩短或气体可燃应及时报 告 调度和有关领导。 2.11.8 变压器重瓦斯动作处理： 2.11.8.1 变压器重瓦斯动作一、二次开关跳闸，经外部检查正常，又收集不到气体， 或瓦斯信号不能复归，当时电压电流又无变化时，应报告调度和有关领导进行试验送电 （此时应将重瓦斯压板切至信号位置），试送良好，可能是瓦斯继电器有问题，应报告调 度及有关领导及时处理。 2.11.8.2 重瓦斯压板在信号位置运行时，重瓦斯动作，经鉴别气体可燃，立即停止变 压器运行，报告调度及有关领导进行处理。 2.12 变压器过负荷及短路电流和不平衡电流的规定 2.12.1 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行，正常过负荷可以经常 使用，而事故过负荷只允许在事故情况下使用，但不得超过下表定值： 过负荷倍数 1.31.41.51.6 过负荷时间 （min） 120806045 2.12.2 无论正常过负荷还是事故过负荷,上层油温均不得超过规定值。 2.12.3 变压器的允许短路电流不应超过线圈额定电流的 25 倍，短路电流的持续时间 不得超过下表规定： 短路电流倍数20 以上 20-15 15 以下 xx 风电场 运行规程 32 持续时间(S) 234 2.12.4 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷。 2.13 高压跌落开关保险更换步骤 2.13.1 操作时由两人进行(一人监护，一人操作)，但必须戴经试验合格的绝缘手套， 穿绝缘鞋、戴护目眼镜，使用电压等级相匹配的合格绝缘棒操作，在雷电或者大雨的气候 下禁止操作。 2.13. 2 在拉闸操作时，一般规定为先拉断中间相，再拉背风的边相，最后拉断迎风 的边相。这是因为配电变压器由三相运行改为两相运行，拉断中间相时所产生的电弧火花 最小，不致造成相间短路。其次是拉断背风边相，因为中间相已被拉开，背风边相与迎风 边相的距离增加了一倍，即使有过电压产生，造成相间短路的可能性也很小。最后拉断迎 风边相时，仅有对地的电容电流，产生的电火花则已很轻微。 2.13.3 合闸的时候操作顺序拉闸时相反，先合迎风边相，再合背风的边相，最后合上 中间相。 3 3RG-NGRBRG-NGRB 型变压器中性点接地电阻柜操作注意事项型变压器中性点接地电阻柜操作注意事项 3.1 操作注意事项： 3.1.1 设备隔离开关闭合，操作手柄处于合闸位置时，设备内有高压，非专业技术人 员不得靠近柜体，任何人不得开门进入柜内，以免造成触电事故。 3.1.2 设备隔离开关断开，操作手柄处于分闸位置时，并不代表设备内没有高压，任 何非专业技术人员不得开门进入柜内，以免造成触电事故。 3.1.3 设备隔离开关未设计开断大电流的功能，且设备为保护变压器而配备，因此任 何隔离开关的操作均应由调度安排，任何人未经允许不得随意操作隔离开关。 3.1.4 专业技术人员受调度操作隔离开关时要果断迅速，如有异常响动、无法操作、 操作无法使之到位等异常情况，应迅速上报检修，禁止带故障运行。 注：如变压器中性点接地电阻柜不带隔离开关以上 4 项注意事项可忽略。 3.1.5 专业技术人员可以查看设备运行状态，根据现场情况修改监测装置设置参数， 监测装置的操作由智能接地监测记录装置操作说明指导操作。 3.1.6 智能接地监测记录装置负责监测本设备的运行状况，任何未授权人员不得随意 改动设置参数，装置参数因非授权改动所造成的一切不良后果由修改者担全部责任。 3.1.7 设备检修时，应按照安全要求设置保护接地，以保证相关检修人员的安全。 3.1.8 设备内部部件比较紧凑，检修人员进入柜体时要小心，防止被刮伤，碰伤。端 子、铜排等不要直接踩踏，以防损坏设备影响正常运行。 3.1.9 设备检修时，可以更换必要的部件，未经授权不得私自改动设备内部结构、接 线等，任何未授权的改动所造成的不良影响由修改者承担全部责任。 3.1.10 设备检修后按要求做整体耐压试验，以保证设备的安全可靠运行。 4 4GISGIS 设备运行规范设备运行规范 4.1 六氟化硫气体泄露监测智能报警系统 4.1 功能要求 4.1.1环境中 SF6气体含量检测功能；超限报警泄漏时自动启动风机排风功能； 4.1.2环境中 O2含量检测功能；缺氧时自动报警，自动排风； 4.1.3大屏幕高亮度 TFT 真彩液晶动态中文显示，具有屏幕自动保护功能。界面友 好，刷新速度快； 4.1.4SF6、O2气体含量超标时，风机自动启动功能； 4.1.5定时手动两种模式任意排风功能； 4.1.6报警时启动强制排风功能； 4.1.7相关历史数据存储及检索功能； xx 风电场 运行规程 33 4.1.8温度、湿度检测及显示； 4.1.9红外检测，语音提示报警功能； 4.1.10后台远程上传功能，通过 RS485 上传报警数据及时显示开关室内相关状态， 可以集成到相关设备（提供相关协议文件） ； 4.2 主要技术参数 4.2.1SF6浓度超限报警点：1000ppm,精度5%FS； 4.2.2O2浓度检测范围 025%，缺 O2报警点：18%，精度1%； 4.2.3温度显示范围：-20+99，湿度显示范围：099%RH； 4.2.4输入电源：AC 220V20%； 4.2.5报警输出接点功率：AC220/7A； 4.2.6风机输出接点：380V/18A（三相）或 220V/18A； 4.2.7风机启动：O2含量19.6%或 SF6气体浓度1000ppm 时，自动启动风机，每 次启动时间按时段自动设置，可手动控制或强制启动风机； 4.2.8海量报警信息存储设计； 4.2.9SF6、O2变送器采用进口原装的传感器，寿命长； 4.2.10SF6气体检测报警误差10%，氧气报警误差0.5%； 4.3 现场交接试验 4.3.1GIS 安装之后，应进行现场交接试验，试验项目包括： 4.3.2主回路绝缘试验 4.3.3辅助回路绝缘试验 4.3.4主回路电阻测量 4.3.5气体密封性试验 4.3.6SF6气体湿度测量 4.3.7检查与核实 4.3.8局部放电和无线电干扰试验 4.3.9各元件的现场试验 4.3.10SF6气体验收 4.3.11气体密度继电器及压力表、安全阀的校验 4.3.12现场开合空载变压器试验（如需要） 4.3.13现场开合并联电抗器试验（如需要） 4.3.14现场开合空载线路充电电流试验（如需要） 2.现场开合空载电缆充电电流试验（如需要） 4.2 GIS 组合电器的日常检查项目 1） 检查断路器、隔离开关、接地开关、快速接地开关的位置指示器正常。 2） 检查闭锁装置是否正常。 3） 从人孔检查各隔离开关触头接触良好。 4） 检查各种指示灯、信号灯指示正常。 5） 检查 SF6 其它压力正常。 6） 检查 GIS 室内的声音正常； 7） 检查装置外壳有无发热、变色现象，有无异常气味。 8） 检查分、合闸指示器和动作计数器的指示应符合要求。 9） 检查其它联板、连杆有无脱落，空气压缩系统有无漏气以及导线绝缘是否完好。 10） GIS 周围环境温度为 40时，导体允许最高温升为 65，外壳允许最高温升为 30，GIS 外壳的一般温升为 15； 11） 检查汇控柜各指示与实际运行方式相符，操作电源良好； 4.3 GIS 组合电气运行维护注意事项： xx 风电场 运行规程 34 1） GIS 室及 SF6 断路器室巡视检查时必须先开启通风设备，按规定经一定时间通风 后方可进入室内检查。 2） 巡视检查时，发生 SF6 气体分解物逸入 GIS 室事故，运行人员应立即撤离现场并 立即投入全部通风设备，直到室内氧气浓度达到 18%以上时，才可开始进行处理； 事故发生 15min 内运行人员不得进入室内，在事故 30min4h 之内运行人员进入 现场一定要穿防护服及防毒面具，4h 之后进入室内进行维护时也须遵守上述安全 措施。 3） 在巡视中发现 SF6 气体压力下降，若有异声或严重异味，眼、口、鼻有刺激症状 运行人员应尽快离开现场。若因操作不能离开应戴防毒面具和防护手套，并报告 上级采取措施。 4） 巡视检查时，在 GIS 室内低凹处，运行人员在低凹处蹲下检查的时间不要过长， 防止低凹处因 SF6 分解物泄漏使人窒息事故的发生。 5） 用过的防毒面具、防护服、橡皮手套、鞋子及其它等物均须用小苏打溶液洗净后 再用，防止人员中毒。 4.4 GIS 电器 SF6 气体的运行规定（20表压力） 1） 断路器室的气体额定压力为 0.6MPa，当压力下降至 0.550.58MPa 时，发出 “SF6 气体压力低”报警信号，当压力上升至 0.58MPa 时报警信号解除；当 SF6 气体压力下降至 0.480.55MPa 时，发出“SF6 气体压力低闭锁”信号，此时闭 锁断路器操作，当压力上升至 0.55MPa 时， “SF6 气体压力低闭锁”信号解除； 2） 其它气室以及电压互感器、避雷器等的额定压力为 0.5MPa，当压力下降至 0.430.45MPa 时发出“压力降低”报警信号，当压力上升至 0.48MPa 时报警信 号解除； 3） SF6 其它内含有大量水就会在绝缘检表面凝结成水，使绝缘降低，因此要使充入 的 SF6 气体含水量在 150ppm（V/V）(断路器、隔离开关、接地开关室)以内，其 余气室控制在 500ppm（V/V）以内； 4） SF6 气体的年漏气量不大于 0.5%； 5） 新装或投运的断路器内的 SF6 气体严禁向大气排放，必须使用 SF6 气体回收装置 回收； 6） SF6 气体是一种稳定的惰性气体，它对生物的危害与氮气相似，仅因窒息而发生 危险，但在电弧作用下的分解物是有毒的，使用时注意以下几点：a)开断电流后， 灭弧室残留少量氟化物粉末对人体有害。因此检查灭弧室或更换触头时应戴上防 护口罩和手套；b)由于 SF6 气体密度远大于空气密度（约为空气的 5.5 倍） ，从而 可能形成气体“陷阱” ，因此在运行检查和维护时应注意通风，尽可能避免在封闭 的、不通风的坑道或室内检查、作业； 4.44.4 GISGIS 配电装置运行规定与维护配电装置运行规定与维护 4.4.1SF6 断路器的运行规定 1） 升压站所有 SF6 断路器的分、合闸操作，应在 NCS 网络监控系统中远方遥控操作， 2） 断路器的方式选择应在“远方”位置。一般情况下不允许带电压就地手动分、合 闸，仅在调试或事故处理时，经上级领导批准才允许就地操作。 3） 新装或大修后的断路器，投运前必须验收合格后才能施加运行电压； 4） 断路器在检修后，应在工作票全部收回，拆除安全措施，恢复常设安全措施后方 可投入运行； 5） 检修后或新投运的断路器在投运前，必须做一次远方分、合闸试验，应检查断路 xx 风电场 运行规程 35 器的分、合情况。分、合试验时应在断路器两侧刀闸都拉开的情况下进行，拒绝 分合闸的断路器禁止投入运行或备用； 6） 本断路器只有在上级领导或专业人员批准下才能进行慢分、慢合操作，一般情况 下不需进行慢分、慢合操作。 7） 断路器故障跳闸后，如发现断路器出现漏气、气压下降等异常情况时，无论是否 达到规定的事故跳闸次数，均应通知检修人员进行处理； 8） 断路器液压机构的油压应复合制造厂的规定。油压降低时油泵自动启动、自动停 止运行时间正常；油压降低，闭锁分、合闸应正常；各种信号发出应正常；油压 升高安全阀动作应正常。 9） 断路器在合闸运行状态时，若液压机构失压不得重新打压，应在断路器退出运行 后再打压，避免断路器失压后再打压时的慢分闸事故。 4.4.2 SF6 断路器正常运行的巡视检查项目 1） 每日定时检查 SF6 气体的压力值并做好记录，当压力低于正常值而未低于报警值 时应汇报值长，联系补充气体；如果 SF6 气体压力有明显变化，漏气速度已危及 到断路器的正常运行时，则应使断路器退出运行，找出漏气点联系检修处理；、 2） 检查断路器各种指信号是否正常，损坏的予以更换； 3） 检查机构是否处于正常工作状态，蝶形弹簧是否被压缩； 4） 检查各机构操作次数、避雷器动作次数并记录； 5） 检查机构中确无漏油； 6） 检查断路器各部分及管道无异声及异味，管道夹头正常、无裂痕无放电声和电晕； 7） 检查断路器、隔离开关分、合闸位置指示正确，并和当时实际工况相符； 8） 检查接地部分完好，接地外壳、底座无锈蚀和损坏； 4.4.3 隔离开关的运行规定 1） 110kV 隔离开关操作，正常均应采用 NCS 监控系统远方遥控操作，隔离刀闸的控 制方式应在“远方”位置，一般不允许就地电动分、合开关；当 NCS 系统故障时， 经值长同意方可进行就地电动操作； 2） 新安装或检修后的隔离开关，必须按部颁电气设备预防性试验标准的规定试 验合格，否则不得投入运行。 3） 隔离开关的分、合操作应在其串联的断路器断开的情况下进行，严禁用隔离开关 分、合设备负荷电流和故障电流； 4） 隔离开关的机构需要检修时，一定要使断路器、隔离开关在分闸位置，两个接地 开关均在合闸位置，才可进行检修； 5） 运行中要将机构箱上锁，运行时不得手动操作； 4.4.4隔离开关的正常检查项目 1） 检查隔离开关的动作次数并记录； 2） 检查各隔离开关的位置指示与实际运行方式相符，SF6 气体压力指示正常； 3） 检查隔离开关部分无异音、异味。 4.4.5 电压、电流互感器的运行规定 1） 新安装、更换或检修后的互感器应检查相关试验合格，并由继电保护人员核对变 比、相序、相位和保护定值正确，作好记录。 2） 互感器二次出现开路或（短路）时，应申请将有关保护装置退出，以防保护装置 误动，当危及人身安全和设备安全时可将互感器停运。 3） 运行中的电压互感器二次侧严禁短路，其一次侧运行电压不允许超过电压互感器 xx 风电场 运行规程 36 允许的最高工作电压。 4） 运行中的电流互感器二次侧严禁开路，其一次侧运行电压不允许超过电流互感器 允许的最高工作电压，电流不应超过电流互感器额定电流，最高不允许超过电流 互感器的最高工作电流； 5） 母线电压互感器应随母线一起投入或退出运行。 6） 电压互感器正常停运时，应取下其二次保险和断开二次小开关，送电时均应投入。 电压互感器严禁从低压侧反充电。 7） 220KV 某一段母线电压互感器因故停运时，应先进行 PT 二