华能集团公司风力发电场运行导则(马晋辉2014[1].1.13).doc

Q/HN中国华能集团公司企业标准Q/HN10000.08.00601220132014风力发电场运行导则征求意见终审报批稿2013 2014 - XX- XX发布2013 2014 XX - XX实施中国华能集团公司发布Q/HN10000.08.00601220132014目次前言III风力发电场运行导则11 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 总则44.1 运行人员基本要求44.2 设备基本要求45 运行管理55.1 运行调度55.2 运行计划与分析55.3 安全运行55.4 经济环保运行65.5 运行技术管理65.6 运行培训76 风力发电场的运行76.1 一般规定76.2 风电场监控76.3 风力发电机组96.4 箱式变电站116.5 集电线路126.6 升压站127 风电场的巡视与检查227.1 基本要求237.2 巡视分类和周期237.3 风力发电机组的巡视257.4 升压站的巡视257.5 集电线路和箱变的巡视338 风力发电场异常运行及事故的分析与处理358.1 基本要求358.2 风力发电机组异常运行与事故处理368.3 变压器异常运行和事故处理378.4 高压配电设备异常运行和事故处理398.5 公用系统异常运行与事故处理438.6 二次设备异常运行与事故处理438.7 无功补偿装置异常运行与事故处理458.8 集电线路异常运行与事故处理46附 录 A风电机组定期巡视基本内容（规范性附录）47附 录 B风电机组登机巡视基本内容（规范性附录）48前 言IIIII1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 总则44.1 运行人员基本要求44.2 设备基本要求45 运行管理55.1 运行调度55.2 运行计划与分析565.3 安全运行565.4 经济环保运行65.5 运行技术管理675.6 运行培训786 风力发电场的运行786.1 一般规定786.2 风电场监控886.3 风力发电机组9106.4 箱式变电站116.5 集电线路12136.6 升压站12137 风电场的巡视与检查22237.1 基本要求22237.2 巡视分类和周期23247.3 风力发电机组的巡视25267.4 升压站的巡视25267.5 集电线路和箱变的巡视33348 风力发电场异常运行及事故的分析与处理35368.1 基本要求35368.2 风力发电机组异常运行与事故处理36378.3 变压器异常运行和事故处理37388.4 高压电气设备异常运行和事故处理39408.5 公用系统异常运行与事故处理43448.6 二次设备异常运行与事故处理43448.7 无功补偿装置异常运行与事故处理45468.8 集电线路异常运行与事故处理4546前言本标准依据国家标准标准化工作导则 第一部分：标准的结构和编写（GB/T1.1-2009）给出的规则编写。本标准的制定和实施对提高中国华能集团公司所属风电场设备的安全性、经济性，加强风电场运行管理工作具有重要意义。本导则是中国华能集团公司所属风力发电场运行工作的主要技术依据，是强制性企业标准。本导则由中国华能集团公司安全监督与生产部提出。本导则由中国华能集团公司安全监督与生产部归口并解释。本导则起草单位：西安热工研究院、新能源公司、股份公司、北方公司、山东公司。本导则主要起草人：王靖程、都劲松、王仁涛、顾宏宇、张水群、叶林、胡永强。本导则主要审定人：张怀铭、杜灿勋、蒋宝平、李飞、马晋辉、胡斌华、杨勇、许青松、王利恩、张杰、马宏怡。 本导则批准人： 本导则首次发布。IVQ/HN-1-0000.08.00601220132014风力发电场运行导则1 范围本标准规定了中国华能集团公司（以下简称集团公司）所属风电场正常运行、巡视检查的内容和方法及事故处理的原则。本标准适用于集团公司所属并网型陆上风力发电场（以下简称风电场）。各风电公司及风电场可根据本标准，结合本地区实际情况制定相应的运行规程。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是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 18451.1 风力发电机组 设计要求GB/T 18451.2 风力发电机组 功率特性测试GB/T 19963 风电场接入电力系统技术规定GB/T 20319 风力发电机组 验收规范GB/T 25385 风力发电机组 运行及维护要求GB/T 25386.1 风力发电机组 变速恒频控制系统 第1部分：技术条件GB/T 25386.2 风力发电机组 变速恒频控制系统 第2部分：试验方法DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程DL/T 572 电力变压器运行规程DL/T 666 风力发电场运行规程DL/T 741 架空输电线路运行规程DL/T 796 风力发电场安全规程DL/T 969 变电站运行导则DL/T 1102 配电变压器运行规程DL/T 5191 风力发电场项目建设工程验收规程JB/T 10425.1 风力发电机组 偏航系统 第1部分：技术条件JB/T 10425.2 风力发电机组 偏航系统 第2部分：试验方法NB/T 31004 风力发电机组振动状态监测导则NB/T 31017 双馈风力发电机组主控制系统技术规范NB/T 31018 风力发电机组电动变桨控制系统技术规范中国华能集团公司风力发电重点反事故措施中国华能集团公司发电运行管理暂行规定3 术语和定义3.13.2 切入风速 cut-in wind speed风力发电机组开始发电时，轮毂高度处最小无湍流稳态风速。3.33.4 切出风速 cut-out wind speed风力发电机组设计所允许的发电状态下，轮毂高度处最大无湍流稳态风速。3.53.6 最大功率跟踪 maximum power tracking双馈风力发电机组在额定风速以下运行时，通过转速控制，跟踪最佳叶尖速比，保持风能利用系数最大，从而最大可能的从风中捕获能量。3.73.8 恒功率运行控制 control of constant power operation双馈风力发电机组在额定风速以上运行时，为了保证机组良好的动态性和稳定性，通过桨距控制、转矩控制，使机组运行在限定的功率范围内。3.93.10 偏航系统 yawing system使水平轴风力发电机组的风轮轴绕塔架垂直中心线旋转的机构。偏航系统包括偏航驱动机构、回转支撑、制动装置、位置传感器等。3.113.12 功率曲线 power curve描绘风力发电机组净电功率输出与风速的函数关系。3.133.14 安全链 safe-chain一种由风力发电机组若干关键保护节点串联组成的独立于控制系统的硬件保护回路。3.153.16 正常停机 normal shutdown停机全过程都是在主控系统控制下进行的停机。3.173.18 紧急停机 emergency shutdown安全链触发使风力发电机组迅速停机。3.193.20 顺桨 feathering风轮叶片的几何攻角改变到风轮叶片趋近零升力的状态。通常顺桨分为正常顺桨和紧急顺桨。3.213.22 上网电量 on-grid energy是指统计周期内风电场与电网关口表计计量的风电场向电网输送的电能，单位：kWh。3.233.24 购网电量 off-grid energy是指统计周期内风电场与电网关口表计计量的电网向风电场输送的电能，单位：kWh。3.253.26 场用电量 electricity consumption是指统计周期内除去基建、技改等用电量后的风电场生产、生活用电量，单位：kWh。3.273.28 综合场用电率 integrated power consumption rate是指统计周期内风电场的生产、生活和各类损耗等用电量占全场发电量的百分比。计算公式如下：综合场用电率（全场发电量购网电量上网电量）全场发电量1003.293.30 机组可利用率 wind turbine availability可用小时统计期间小时即风力发电机可用系数，是指风力发电机在统计期间内其可用小时数与统计期间小时数的比率。计算公式如下：运行小时+备用小时统计期间小时 AF 100% 100% a）可用小时（AH）机组处于可用状态的小时数。可用状态是指机组处于能够执行预定功能的状态，而不论其是否在运行，也不论其提供了多少出力。可用状态分为运行（S）和备用（R）。b）统计期间小时（PH）机组处于在使用状态的日历小时数。c）运行小时（SH）机组处于运行状态的小时数。运行状态是指机组在电气上处于联接到电力系统的状态，或虽未联接到电力系统但在风速条件满足时，可以自动联接到电力系统的状态。机组在运行状态时，可以是带出力运行，也可以是因风速过高或过低没有出力。d）备用小时（RH）机组处于备用状态的小时数。备用状态是指机组处于可用，但不在运行状态。备用可分为调度停运备用（DR）、场内原因受累停运备用（PRI）和场外原因受累停运备用（PRO）。 1）调度停运备用（DR）机组本身可用，但因电力系统需要，执行调度命令的停运状态。2）场内原因受累停运备用（PRI）机组本身可用，因机组以外的场内设备停运（如汇流线路、箱变、主变等故障或计划检修）造成机组被迫退出运行的状态。 3）场外原因受累停运备用（PRO）机组本身可用，因场外原因（如外部输电线路、电力系统故障等）造成机组被迫退出运行的状态。3.313.32 风电场利用小时 utilization hours of wind power station是指风电场统计周期内的发电量折算到该场全部装机满负荷运行条件下的发电小时数。计算公式如下：统计期内风电场装机容量无变化时：风电场利用小时风电场发电量风电场装机总容量统计期内机组有新增或减少时：风电场利用小时=风电场发电量 / 发电设备平均容量其中，发电设备平均容量=4 总则4.1 运行人员基本要求4.1.1 应经过安全培训并考试合格，熟练掌握触电现场急救及高空救援方法，掌握安全工器具、消防器材、逃生装置的使用方法装置等使用方法；涉及特种作业的人员应按照规定持证上岗。4.1.2 应经过岗前培训、考核合格，且健康状况符合上岗条件，方可正式上岗，新聘人员应经过至少3个月的实习期，实习期内不得独立工作；接受调度机构值班调度员调度指令的人员应参加电网调度部门组织的电力业务培训，取得电力业务联系资格证书方可上岗。4.1.3 掌握生产设备的工作原理、基本结构和运行操作，具备必要的机械、电气及设备安装知识，并掌握本导则的要求。4.1.4 掌握风电场数据采集与监控等系统的使用方法。4.1.5 熟悉掌握生产设备各种状态信息、故障信号和故障类型，掌握判断一般故障原因和处理方法。4.1.6 熟悉操作票、工作票的填写以及“规范性引用文件”中有关规程的基本内容。4.1.7 能够完成风电场各项运行指标的统计、计算。4.1.8 熟悉所在风电企业各项规章制度，了解其它有关标准、规程。4.2 设备基本要求4.2.1 风力发电机组风力发电机组及其附属设备应满足风电场安全等级要求，机组选型应充分考虑所在电网的特点和要求，具备低电压穿越、无功补偿等能力，机组性能应满足场址区特殊环境、气候等条件要求。4.2.2 电气一次设备升压站高压配电装置的选型应满足当地海拔高度、污秽等级、温度和湿度、振动等环境因素对设备性能的要求及场地布置条件限制，并满足所在电网技术要求。断路器在正确的维护和调整条件下，应能耐受运行中发生的全部应力，只要这些应力不超过断路器的额定特性。4.2.3 电气二次设备保护、测控装置应通过相关主管部门认可的动态模拟试验，并具有一定年限的运行经验，保护回路设计、保护控制策略应能对保护范围内的电气设备起到保护和监控作用，满足所在电网技术要求，并符合相关反事故技术措施的规定。4.2.4 风电场设备安装调试完成，并按照相关国家、行业和集团公司的技术标准、规范进行了现场交接试验，试验项目齐全，试验数据符合标准、规范要求，具备正式投入运行条件。4.2.5 风电场项目建设工程按照DL/T 5191规定通过工程整套启动试运验收，正式移交生产。4.2.6 风电场设备技术说明书、图纸、文件等技术资料归档完整，备品配件及专用工器具齐全完好。4.2.7 风电场设备现场标示标志完整，安全、消防设施齐全良好。5 运行管理5.1 运行调度5.1.1 风电企业及其所属风电场（包括风电区域公司集控中心）应建立健全发电运行调度系统，包括值长负责制的运行指挥系统，并明确各级岗位及人员的职责和权限。5.1.2 重要设备的启、停及重大操作、试验和事故处理等实行全场统一调度指挥，主管生产的领导和专业技术人员应对运行操作进行现场指导和监督。5.1.3 涉网设备的调度和运行操作，值长应依据电网调度规程和本企业的授权，服从电网调度机构的统一调度管理，接受电网调度人员的调度和指挥。5.1.4 任何人不得违规干预值长正常的运行指挥。当场内出现威胁人身或设备安全的情况时，值长应依据运行规程和事故处理原则先行处置，但事后必须在第一时间向上级汇报。5.2 运行计划与分析5.2.1 风电企业及其所属风电场（包括风电区域公司集控中心）运行工作应实行计划管理。运行工作计划是风电企业生产计划和其它组织技术措施计划的重要组成部分。运行工作计划应按年度、月度分别制订和实施。5.2.2 运行工作计划应将指标和工作任务逐层分解落实到责任人，定期检查、考核、评比和统计、分析，及时发现和解决存在的问题，并注意总结和推广先进经验。5.2.3 风电企业应每月召开一次公司级运行分析会议，主要总结分析上月安全、经济指标完成情况，对各风电场运行情况、技术监督指标、可靠性指标、节能环保指标、目前设备系统存在的问题、与机组设计值的偏差等进行分析比较，提出改进措施和建议，并跟踪落实。5.2.4 运行技术人员应认真进行试验和运行数据比对，通过专业分析及时掌握设备状况；应有针对性地开展专题分析，对影响机组安全、经济和可靠性的问题提出改进运行操作的方法和加强运行管理的措施，并提出设备维修和改造建议。5.2.5 运行人员应根据发电设备运行方式、运行参数的变化，及时进行优化调整，努力使发电设备处于安全、经济、环保、稳定运行状态。5.3 安全运行5.3.1 运行管理应坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，坚持保人身、保电网、保设备的原则，以安全工作规程、运行规程和各项运行管理标准为准绳，严格执行“两票三制”，严格规范运行人员行为，杜绝违章，防止事故的发生。5.3.2 严格执行国家、行业、上级公司和本企业有关安全规章制度、标准，认真制定、切实落实反事故措施和相关技术措施，定期开展反事故演习和事故预想做好事故预想和反事故演习，认真开展危险点分析预控工作，加强检查、监督与考核。5.3.3 风电企业及其所属风电场（包括风电区域公司集控中心）应加强对运行人员和运行管理人员的安全教育、安全培训工作，保证安全学习时间和效果，切实提高自我防范意识和安全技能。5.3.4 风电企业应按“四不放过”的原则，对发生的不安全事件及时进行事故分析，落实事故责任，制定防范措施。5.4 经济环保运行5.4.1 风电企业及其所属风电场（包括风电区域公司集控中心）应把经济运行管理工作放到突出位置，按照中国华能集团公司节能管理办法（试行），积极开展对标工作和小指标竞赛活动，完善各项运行经济指标的管理与考核，充分调动运行人员的积极性，不断探索机组最佳经济运行方式，赶超先进机组水平，提高风电企业的市场竞争力。5.4.2 风电企业应积极开展机组优化运行工作。风电企业及其所属风电场（包括风电区域公司集控中心）应定期开展机组效率试验，检查风机功率曲线是否合格，优化运行控制策略，提高风能利用率。5.4.3 风电企业应加强天气预报及风资源情况的收集整理和风功率预测系统管理，提高风功率预测准确率，为风机优化功率控制及检修计划提供准确依据。5.4.4 风电企业应按照中国华能集团公司环境保护管理办法（试行）的要求，加强环保设施的运行管理工作，保证环保设施安全稳定运行，确保污染物达标排放。5.5 运行技术管理5.5.1 运行技术管理工作主要包括有关发电运行生产的各项规程、管理标准、规章制度、技术措施的制定与执行，以及其它基础工作。风电企业应根据上级公司的要求和运行管理的实践经验，建立、健全发电运行管理标准、规章制度和各项运行规程，使发电运行工作达到科学化、标准化、制度化、规范化的要求。5.5.2 风电企业应结合实际情况，制定运行管理（包括运行调度、运行规程和系统图的管理、岗位培训、台帐与记录、定置管理、经济运行、运行分析、检查与考核等内容）、交接班管理、设备定期试验和轮换管理、发电设备巡回检查管理、水工建筑物管理、防洪防汛管理、防大风及强台风管理、防暴风雪及凝冻管理、防盐雾管理等相关标准。5.5.3 运行规程应以国家和行业有关电力生产的技术管理法规、典型规程、制造厂设备说明书、设计说明书以及反事故措施的要求为依据进行编写。运行系统图应以现场设备实际布置情况和国家有关电力行业制图标准绘制。运行规程和系统图应经风电企业主管生产领导批准，报上级公司备案。5.5.4 风电场应视具体情况根据国家标准、行业标准和上级公司企业标准，结合现场设备实际情况对运行规程及系统图进行及时修订每年应对运行规程及系统图进行一次修订，每隔35年或设备系统有较大变化时，应对运行规程及系统图进行一次全面修编订，并履行必要的审批手续。当运行设备系统发生变更时，应及时对运行规程及系统图进行补充或修订。在变更设备或系统投运前，应组织运行人员对修订后的规程及系统图进行学习。5.5.5 风电场运行控制室（包括风电区域公司集控中心）现场应能及时查阅以下相关的技术文件和管理标准或规章制度：5.5.5.1 风电企业编制的运行规程、系统图、保护定值清单、消防规程、岗位工作标准、运行管理标准、运行交接班管理标准、发电设备巡回检查管理标准、设备定期试验和轮换管理标准、工作票和操作票管理标准、设备缺陷管理标准、设备异动管理标准、风力发电场8项技术监督标准、应急管理标准等。5.5.5.2 集团公司印发的安全生产工作规定、安全生产监督工作管理办法、安全工作规程（电气部分、热力和机械部分）、事故调查规程、防止电力生产事故重点要求和风力发电重点反事故措施。5.5.5.3 所在电网公司印发的电网调度规程和反事故措施。5.5.5.4 国家标准、行业标准和上级公司企业标准，相关国家法律法规制度等。5.5.5.55.5.5.65.5.6 运行日志及其它记录应实事求是、详细认真，按规定的要求填写。运行历史记录不得更改，运行日志和运行表单至少保存五年。5.5.7 运行管理、维护人员应根据季节特点、设备特性、重要时段、事故教训、设备存在的重大隐患或缺陷等，及时有针对性地制定技术方案或反事故措施，并检查落实，保证发电生产安全。5.6 运行培训5.6.1 运行人员的培训是风电企业全员培训的重要组成部分，培训工作应有计划、检查、奖惩，应建立健全运行人员的“培训、考核、任用、待遇”相结合的机制。运行人员必须先培训，后上岗，进行持续培训、动态考核，建立能上能下的竞争上岗机制，促进运行人员技能的提高。5.6.2 通过培训，运行人员应做到熟悉现场设备构造、性能、原理及运行要求，熟悉运行规程及有关规章制度，熟悉有关环保要求及消防规定，掌握设备的运行操作技能，提高事故处理能力。涉网运行人员还应熟悉电网调度规程。6 风力发电场的运行6.1 一般规定6.1.1 风电场运行按照DL/T 666的规定进行。6.1.2 风电场场内输电线路的运行按照DL/T 741的规定进行。6.1.3 风电场升压变电站的运行按照DL/T 969的规定进行。6.1.4 维修后的风力发电机组工作终结后，应验收合格，符合启动条件。6.1.5 新安装调试的风力发电机组在正式并网运行前，应通过验收，并满足并网运行要求。6.2 风电场监控6.2.1 设备要求6.2.1.1 监控系统的软件操作权限应分级管理，未经授权不能越级操作。6.2.1.2 变电站中属于电网直接调度管辖的设备，运行人员按照调度指令操作；属于电网调度许可范围内的设备，应提前向所属电网调度部门申请，得到同意后进行操作。6.2.1.3 参照NB/T 31004的规定对风力发电机组的振动进行测量、监视和分析。6.2.1.4 参照DL/T 516的规定和当地电网调度机构的要求，对已投运的调度自动化系统运行、缺陷及故障处理进行统计分析和上报。6.2.1.5 参照GB/T 19963的规定和当地电网调度机构的要求，配置AGC、AVC等系统，并满足性能指标要求。6.2.2 运行维护6.2.2.1 运行人员应定期对风电场监控系统数据备份进行检查，确保数据的准确、完整。6.2.2.2 风电场数据采集与监控系统软件的操作权限应分级管理，未经授权不能越级操作。系统操作员应履行审批手续，方可进行对系统的参数设定、数据库修改等重要工作进行操作；所有操作必须由两人完成，并作好相关修改记录。6.2.2.3 对监控系统、风电场功率预测系统的运行状况进行监视，保持风力发电机组通讯畅通，机组监控系统运行正常，风功率预测系统性能指标满足当地电网调度要求，发现异常情况后应及时作出必要处理。6.2.2.4 进行电压和无功功率的监视、检查和调整，防止风电场母线电压或吸收电网无功功率超出允许范围。6.2.2.5 风力发电机组运行参数发生异常时，首先目视观察比较或在远程监控系统上确认风轮转速是否正常。如风轮转速正常，可通过监控系统遥控停机，风速不超过10m/s时也可在塔下操作停机，停机后进行检查。6.2.2.6 应监控设备轴承、发电机、齿轮箱及机舱内环境温度曲线变化，发现异常升高现象，应立即停机进行检查。6.2.2.7 定期对生产设备进行巡视，发现缺陷及时处理。做好设备运行中的故障和缺陷统计分析工作，对于可能导致事故的设备故障或缺陷，应立即停运处理。6.2.2.8 遇有可能造成风电场停运的灾害性气候现象（如沙尘暴、台风等），应向电网调度及相关部门报告，并及时启动风电场应急预案。6.2.3 运行记录6.2.3.1 应每天及时收集和记录当地天气预报，做好风电场安全运行的事故预想和对策。6.2.3.2 通过监控系统监视风力发电机组、输电线路、升压变电站设备的各项参数变化情况，并做好相关运行记录。6.2.3.3 应根据监控系统的风力发电机组运行参数，检查分析各项参数变化情况，发现异常情况应通过计算机屏幕对该机组进行连续监视，并根据变化趋势做出必要处理，同时在运行日志上写明原因。6.2.3.4 应完成运行日志、运行日报、月报、年报、气象记录（风向、风速、气温等）、缺陷记录及消缺记录、设备定期试验记录、缺陷验收单等。6.2.3.5 应定期统计风电场利用小时数，总发电量和上网电量、购网电量、场用电量，以及单台风机的停机时间、停运次数、平均风速功率特性。6.2.3.6 应定期与历史数据进行对比，发现异常要及时汇报、分析、处理，并全部记录在案。6.2.4 运行优化6.2.4.1 变桨距机组在运行一段时间后应对发电量、缺陷类型、停机次数、偏航时间、场用电等进行全面统计分析，通过优化调整控制策略，并试验后使机组达到最佳运行效率。6.2.4.2 试验调整的参数如下：切入风速、对风角度偏差值、偏航逻辑、风速整定修正等。6.2.4.3 试验方法：a) 切入风速：根据季节风密度试验，调整设定切入风速，以减少风力发电机组启停次数提高发电量；b) 对风角度、偏航逻辑：根据风电场风向、风速变化特点，反复试验调整对风角度偏差值和偏航逻辑，减少偏航时间提高发电量；c) 风速整定修正：试验、修正每台风力发电机组风速，整定准确的实际风速；d) 根据风电场风资源特点调整适合的风力发电机组功率曲线，提高发电效率和机组寿命，减少机组的易损部件损耗，降低运行维护成本。6.3 风力发电机组6.3.1 风力发电机组启动6.3.1.1 启动条件6.3.1.1.1 长期停运和新投入的风力发电机组在投入运行前应检查发电机定子、转子绝缘，合格后才允许启动。6.3.1.1.2 经维修的风力发电机组在启动前，设立的各种安全措施均已拆除，工作票已终结。6.3.1.1.3 外界环境条件满足机组的运行条件，温度、风速等均应在机组设计参数范围内。6.3.1.1.4 手动启动前叶轮表面应无覆冰、结霜现象。6.3.1.1.5 机组动力电源、控制电源处于接通位置，电源相序正确，机组控制系统自检无故障信息。6.3.1.1.6 各安全保护装置均在正常位置，无失效、短接及退出现象。6.3.1.1.7 控制装置正确投入，且控制参数均与批准设定值相符。6.3.1.1.8 机组各分系统的油压、油温、油位正常，系统中的蓄能装置工作正常。6.3.1.1.9 偏航系统处于正常状态，风速仪和风向标正常运行。6.3.1.1.10 远程通信装置工作正常，远程监控风机状态参数正确。6.3.1.2 启动方式6.3.1.2.1 风力发电机组启动方式分为自动、手动两种，包括自动启动、机组底部人工启动、机舱人工启动和远程启动，各种启动方式的优先级由高到低依次为：机舱人工启动、机组底部人工启动、远程启动、自动启动。当存在高级别启动控制时，对较低级别启动控制应不予响应。6.3.1.2.2 自动、手动模式可通过主控系统人机界面或远程监控系统切换，主控系统上电重启后，应默认为手动模式。6.3.1.3 启动过程中注意事项6.3.1.3.1 启动前不允许屏蔽、解除风力发电机组的任何保护和擅自改动保护定值。6.3.1.3.2 如需在机舱内启动风力发电机组时，启机前人员应采取防范跌倒、坠落等意外的安全措施，可限制风机最高转速，人员站在可伸手触摸到急停按钮的位置。6.3.1.3.3 启动后发现风力发电机组声音和振动明显异常，应立即停机对机组全面检查，未查明原因前或未采取可靠安全措施前，不得投入运行。6.3.1.3.4 因风速小于切入风速导致自动脱网停机时，为避免发生频繁启、停机，平均风速应满足大于切入风速并持续一段设定的时间后，才能允许机组自动启动。6.3.1.3.5 对于不可自恢复故障(如机械制动器磨损过度而失效、机械零部件故障等)，应人工排除故障后才可以重新启动机组。6.3.2 风力发电机组停机6.3.2.1 停机方式6.3.2.1.1 风力发电机组停机方式分为正常停机和紧急停机两种。6.3.2.1.2 正常停机程序在达到切出风速后自动执行，也可通过远程操作手动执行。6.3.2.1.3 紧急停机程序可通过人工操作手动执行，也可因保护动作执行。6.3.2.2 停机后的注意事项6.3.2.2.1 紧急停机后需检查正常方可人工手动复位。6.3.2.2.2 因电网原因引起的停机，应将风力发电机组运行情况向调度部门汇报，并做出详细的记录。6.3.2.2.3 因风力发电机组内部元器件或者是内部信号传输错误引发的停机，应结合运行维护资料，认真分析原因，找出故障点。6.3.2.2.4 超出风力发电机组设计参数范围引起的停机，如大风、超发、因超发引起的温度故障（需确定其冷却和加热系统工作正常）、因恶劣天气引发的叶片结冰等，可暂时不进行处理，待外部条件恢复到机组的正常运行设定范围之内后，再复位机组。6.3.2.3 长期停机的保养6.3.2.3.1 风力发电机组长期停机时，应做好以下措施：a) 在机组周边设立相关安全警示标志，机组电气柜前悬挂明显标志；b) 机组内部设置相应的安全措施；c) 定桨距机组退出运行时，机舱尽可能处于侧对风（90对风）状态，有条件的应使设备处于自动侧对风状态；d) 定桨距机组应释放所有叶尖阻尼板，变桨距机组应使所有叶片处于顺桨状态；e) 在保障机组安全的前提下，如可能，应将机组制动系统置于失效状态，使叶轮及传动系统处于自由旋转状态；f) 在保障机组安全的前提下，关闭机组内各系统的后备电源装置，或断开蓄电池的连接；g) 关闭远程控制装置，将机组的操作转入就地操作。6.3.2.3.2 风力发电机组长期退出运行期间，应定期对设备进行巡视检查：a) 定期对机组传动系统进行盘车，避免传动系统中主轴及齿轮箱内部轴承、齿轮的损伤；b) 在寒冷和潮湿地区，做好设备的防潮措施，必要时定期对可能发生凝露、锈蚀的设备进行保养维护；c) 定期对风力发电机组内部蓄电池的性能进行检测，发现缺陷后进行记录，在机组重新启动前需进行更换。6.4 箱式变电站6.4.1 变压器的运行6.4.1.1 变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。6.4.1.2 变压器上层油温不宜超过85，温升限值为60K。6.4.1.3 变压器各绕组负荷不得超过额定值。6.4.1.4 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷。6.4.1.5 箱式变电站地网的接地电阻应小于4，接地导体应使用铜导体接地导体宜使用铜导体,其最小截面积不应小于30mm2；如果接地导体不是铜导体，则应满足等效的热的和机械的要求。6.4.1.6 变压器允许的运行方式：a) 变压器的外加一次电压可以较额定电压高，一般不超过该运行分接头额定电压的5%；a) 变压器运行时，重瓦斯保护应动作于跳闸，其余非电量保护出口方式由风电场根据现场情况规定；b) 变压器投运前，应确认在完好状态，具备带电运行条件；c) 大修、事故抢修和换油后，变压器宜至少静止24小时，待消除油中气泡后方可投入运行。6.4.1.7 变压器遇到如8.3.2条所列紧急情况时应立即停运。6.4.2 断路器的运行6.4.2.1 观察分、合闸位置是否正确无误，机构动作是否正常，并做好记录。6.4.2.2 观察断路器内部有无异常响声，严重发热等异常现象，如发现问题，需查明原因，必要时应及时退出运行，进行清查和检修。6.4.2.3 运行中的断路器机构箱不得擅自打开，利用停电机会进行清扫、检查及缺陷处理时，所进行的维护项目均应记入有关记录。6.4.2.4 电动储能机构完成一次储能后，应将储能开关断开，此次储能只用于此次的合闸，下次合闸前再进行储能。当停电需要检修试验合闸时，可使用手动储能。6.4.3 隔离开关的运行6.4.3.1 观察隔离开关支持瓷瓶是否清洁、完整、无裂纹及破损、放电痕迹。6.4.3.2 观察机械连锁装置是否完整可靠。6.4.3.3 检查引线接头应无过热、无变色、无氧化、无断裂等现象。6.4.3.4 隔离开关卡涩时，不可用强力拉合，以免隔离开关损伤或损坏接地连锁装置。6.5 集电线路6.5.1 运行人员应清除可能影响供电安全的物体，如：修剪树枝、砍伐树木及清理建筑物等；修剪树木时应保证在修剪周期内树枝与导线的距离符合安全规定的要求。6.5.2 运行人员对下列事项可先行处理，但事后应及时通知上级部门：a) 为避免触电人身伤害及消除有可能造成严重后果的危急缺陷所采取的必要措施；a) 为处理电力线路事故，砍伐林区个别树木；b) 消除影响供电安全的脚手架或其它凸出物等。6.5.3 在以下区域应按规定设置明显的警示标志：a) 架空电力线路穿越人口密集、人员活动频繁的地区；b) 车辆、机械频繁穿越架空电力线路的地段；c) 临近道路的拉线；d) 电力线路附近的鱼塘；e) 杆塔脚钉、爬梯等。6.6 升压站6.6.1 一般规定6.6.1.1 风电场应根据安全性和可靠性的要求，结合风电场变（配）电系统的一次主接线方式合理规定系统运行方式。6.6.1.2 值班人员应严格执行调度指令，并根据风电场运行规程的规定进行相应的操作。6.6.1.3 值班人员在正常倒闸操作和事故处理中，应严格按照调度管辖范围执行指令。值班人员对调度指令产生疑问时，应及时向调度提出，确认无误后再进行操作。6.6.1.4 运行设备发生异常或故障时，值班人员应立即报告调度或上级领导。若发生人身触电、设备爆炸起火时，值班人员可先切断电源进行抢救和处理，然后报告调度或上级领导。6.6.1.5 110kV及以上系统一般为有效接地系统，中性点运行方式应按照调度具体要求执行。中性点接地方式的改变应由调度下令变更，具体由风电场运行人员执行。6.6.1.6 正常运行时，母线电压应满足调度下达的电压曲线要求，系统频率变化应在500.2Hz内。6.6.1.7 电气设备的四种状态：a) 运行状态：设备的隔离开关及断路器均在合入位置，设备带电运行，相应保护投入运行。b) 热备用状态：设备的隔离开关在合入位置，断路器在断开位置，相应保护投入运行。c) 冷备用状态：设备的隔离开关及断路器均在断开位置，相应保护投入运行。d) 检修状态：设备的隔离开关及断路器均在断开位置，在有可能来电端挂好接地线及安全标示牌，相应保护退出运行（属省调、地调所辖调度范围的，保护按省调、地调令执行）。6.6.1.8 倒闸操作的一般规定6.6.1.8.1 倒闸操作应根据调度指令执行，无调度指令不得改变调度范围内运行设备的状态。6.6.1.8.2 属于风电场内自行操作的设备，由当值值长下达操作指令。6.6.1.8.3 倒闸操作应按规定填写操作票，填票人员应明确操作任务和操作顺序，掌握运行方式及设备状态，操作票应由具有审核资格的人员审核合格后执行。6.6.1.8.4 每项操作任务从布置、发令、监护到操作完成应有专人负责到底，相互对口衔接。中途不可换人，一人不应同时进行两项操作。6.6.1.8.5 操作中若有外人联系工作，应给予拒绝，待操作结束后再办理。操作监护人在做好监护工作的前提下，可以协助进行操作。6.6.1.8.6 操作过程中如发生有异常情况或疑问时，应立即停止操作，并汇报值长听候处理，运行人员不得擅自更改操作任务或颠倒操作顺序。6.6.1.8.7 每执行完一个操作步骤，应通过设备指示灯、就地状态等确认是否执行到位。6.6.1.8.8 每个操作过程中都应认真执行“一想，二看，三监护，四操作，五复查”的五个过程要领。6.6.1.8.9 凡设备检修完工后，检修工作负责人应在设备检修记录本上通知注明设备是否符合运行条件，并签名。6.6.1.8.10 设备送电前应终结所有工作票，拆除检修设备的安全措施，恢复固定遮栏和常设警告牌，对设备及所属回路和状态进行全面检查，同时应根据调度命令或现场有关规定检查或投入需要投入的保护压板。6.6.1.8.11 设备停电转检修时，回路操作空气开关或熔断器应按检修工作票要求断开或取下，工作票结束时应及时恢复。6.6.1.8.12 正常倒闸操作，应尽量避免在交接班、系统高峰负荷、事故处理及恶劣气候条件时进行（事故处理等操作应根据具体情况及时进行）。6.6.1.8.13 严禁用隔离开关切断负荷电流、线路及变压器的空载电流。6.6.1.8.14 隔离开关和断路器操作一般应采用远方操作方式，当远方操作失灵需要进行就地手动操作时，应确认该项操作符合电气闭锁开放条件并征得当值值长同意。6.6.1.9 倒闸操作的技术原则6.6.1.9.1 拉、合隔离开关前，应检查断路器位置正确。6.6.1.9.2 操作中不得随意解除五防闭锁装置。6.6.1.9.3 隔离开关机构故障时，不得强行拉、合，误合或者误拉隔离开关后严禁将其再次拉开或合上。6.6.1.9.4 停电操作应按断路器、负载侧隔离开关、电源侧隔离开关的顺序进行；送电时，顺序与此相反。6.6.1.9.5 倒母线时，母联断路器应在合闸位置，拉开母联断路器控制电源，然后按“先合上、后拉开”的原则进行操作。6.6.1.9.6 用母联断路器给母线充电前，应将充电保护投入；充电后，应退出充电保护。6.6.1.9.7 倒闸操作中，严禁通过电压互感器、站用变压器的低压线圈向高压线圈送电。6.6.1.9.8 拉、合电压互感器前，应考虑所带继电保护装置和安全自动装置的相应操作。6.6.1.9.9 停母线电压互感器操作时，应先断开电压互感器二次空气开关或熔断器，再拉开一次隔离开关。6.6.1.9.10 下列情况不得进行遥控操作：a) 控制回路故障；b) 操动机构压力异常；c) 监控信息与实际不符。6.6.1.9.11 对仅有一条送出线路的风电场，进行线路停电操作时，应及时切换风电场备用电源，保证UPS、直流系统和监控系统的可靠运行，同时应检查风机的停运情况。6.6.2 变压器6.6.2.1 一般规定6.6.2.1.1 变压器的分类：a) 配电变压器：三相最大额定容量为2500kVA，单相最大容量为833kVA的电力变压器。b) 中型变压器：三相额定容量不超过lOOMVA，单相最大容量为33.3MVA的电力变压器。c) 大型变压器：超过上述b）项规定容量限值的电力变压器。6.6.2.1.2 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。对于特殊的使用情况，允许在不超过110%的额定电压下运行，对电流与电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定电流的K (K1)倍时，按以下公式对电压U加以限制U(%)=110-5K26.6.2.1.3 无励磁调压变压器在额定电压5%范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。6.6.2.1.4 油浸式变压器顶层油温一般不超过表1的规定（制造厂有规定的按制造厂规定执行）。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。表1 油浸式变压器顶层油温的一般限值冷却方式冷却介质最高温度（）最高顶层油温（）自然循环自冷、风冷4095强迫油循环风冷40856.6.2.1.5 干式变压器的温度限值应按GB 1094.11的规定，限值如表2所示表2 绕组温升限值绝缘系统温度等级（）额定电流下的绕组平均温升限值（K）105 (A)60120 (E)75130 (B)80155 (F)100180 (H)125注：括号内字母为绝缘系统温度等级代号。6.6.2.1.6 变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流。6.6.2.1.7 接地变压器在系统单相接地时的运行时间和顶层油温不应超过制造厂的规定。6.6.2.1.8 强油循环冷却变压器运行时，应投入冷却器。空载和轻载时不应投入过多的冷却器（空载状态下允许短时不投）。各种负载下投入冷却器的相应台数应按制造厂的规定。按温度和（或）负载投切冷却器的自动装置应保持正常。6.6.2.1.9 用熔断器保护变压器时，熔断器性能应满足系统短路容量、灵敏度和选择性的要求。6.6.2.1.10 一般变压器的非电量保护应将变压器本体重瓦斯、有载调压重瓦斯投跳闸，其余非电量保护如压力释放、绕组温度和油面温度过高等宜投信号。6.6.2.2 变压器的并列运行6.6.2.2.1 变压器并列运行的基本条件：a) 联结组标号相同；b) 电压比应相同，差值不得超过0.5%；c) 阻抗电压值偏差小于10%。6.6.2.2.2 风电场变压器并列运行时，应防止一台变压器故障跳闸时造成其它变压器长时间严重超负荷运行。6.6.2.2.3 新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前应核定相位。6.6.2.3 变压器投运和停运6.6.2.3.1 在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应防止呼吸器因结冰被堵。6.6.2.3.2 运用中的备用变压器应随时可以投入运行。长期停运者应定期充电，同时投入冷却装置。如为强油循环变压器，充电后不带负载运行时，应轮流投入部分冷却器，其数量不应超过制造厂规定空载时的运行台数。6.6.2.3.3 变压器投运和停运的操作程序应在风电场运行规程中规定，并须遵守下列各项：a） 强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数；b） 变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负载侧，后停电源侧。c） 在无断路器时，可用隔离开关投切110kV及以下且电流不超过2A的空载变压器；用于切断20kV及以上变压器的隔离开关，应三相联动且装有消弧角；装在室内的隔离开关应在各相之间安装