查干湖、青山头风电场运行规程_免费下载.doc

成瑞投资东北区域新能源公司查干湖、青山头风电场电场运行规程（试行）前言本规程是以DL/T666-1999风电场运行规程作为指导，结合东北区域新能源公司查干湖、青山头风电场所使用的眀阳1.5MW双馈风力发电机组运行实际而编写的， 旨在指导现场运维人员能够更加快捷地了解和掌握眀阳1.5MW双馈风力发电机组的运行特性，掌握处理常见故障的方法，提高风机运行维护水平。 由于编者的水平有限 ，本规程还有待继续完善，恳请专家及同仁多 提宝贵意见，将本 规程中存在的不足之处及时提 出，以便使规程得到及时补充。 通过不断修订，力争使规程 具有较强的可操作性和较强的实用性， 真正满足现场生产实际需要。 本规程由成瑞投资东北区域新能源有限公司吉林分公司编写。 本规程由成瑞投资东北区域新能源有限公司生产部归口。 本规程由成瑞投资东北区域新能源有限公司长春分公司负责解释。 1、范 围本规程给出了对东北区域新能源公司查干湖、青山头风电场使用的眀阳1.5MW双馈风力发电机组设备和运维人员的要求 ，规定了风机正常运行操作的原则和方法。 本规程适用于东北区域新能源公司查干湖、青山头风电场使用的眀阳1.5MW双馈型风力发电机组的运行操作及应急处理。 下列人员应熟悉本规程： 1、分管生产副总经理、总工程师。 2、生产部有关领导、专业工程师。 3、风电场有关领导及所有现场运维技术人员。 2、引用 标准 GB/T1.1-2000 标准化工作导则 DL/T600-2001 电力标准编写的基本规定 DL/T666-1999 风力发电场运行规程 DL40891 电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分) 3、风机运维人员的基本要求 东北区域新能源公司查干湖、青山头风电场运维人员 ，只有在接受过本公司三级安全教育并接受相应风机厂家技术人员的专业技术培训后，才能操作和维护相应厂家的风力发电机组，风场 所有运维人员必须明确地知道自己的岗位职责，同时必须掌握风机的安全规程，了解风机现有的安全装置。 风场运维人员必须全部理解并遵守本规程的说明 。本规程中对风机运维人员提出如下几点基本要求： 3.1 风电场的运维人员必须经过岗位培训，考试合格，健康状况符合上岗条件。 3.2 熟练掌握触电现场急救方法和消防器材使用方法。 3.3 熟悉风电机组的工作原理及基本结构。 3.4 掌握计算机监控系统的使用方法。 3.5熟悉风电机组各种状态信息 ，故障信号及故障类型，掌握处理一般故障的方法。 3.6 掌握操作票、工作票的填写以及“引用标准”中有关规程的基本内容。 3.7 能统计机组可利用率、利用小时数、故障率等。 第1章 SVG运行方式 1#SVG1、 主要特点 1）能够提供从感性到容性的连续、平滑、动态、快速的无功功率补偿。2）输出电压谐波含量低，具备谐波补偿功能。3）响应速度快，SVG响应时间一般不大于10ms，闪变抑制效果好。 2、 工作原理 SVG输出电压通过连接电抗器接入系统，与系统侧电压保持同频、同相，迅速吸收或者发出所需要的无功功率，实现快速动态调节无功的目的。 动态无功补偿装置根据逆变器输出电压幅值与系统电压幅值的关系来确定输出功率的性质与容量，当其幅值大于系统侧电压幅值时输出容性无功，小于时输出感性无功。 作用：提高线路输电稳定性 维持受电端电压，加强系统电压稳定性 补偿系统无功功率，提高功率因数，降低线损，节能降耗 抑制电压波动和闪变 抑制三相不平衡 3、 启停顺序1、SVG送电顺序 1、1确认35KV断路器在断开状态。 1、2拉开连接变高压侧及低压侧接地刀闸，合上连接变高压侧及低压侧刀闸。 1、3合上35KV断路器。 1、4将控制屏自动-手动-停止搬把打到自动位置。 1、5等到35KV断路器合闸20秒后，合充电开关（QF51)。 2、SVG停电顺序 2、1将控制屏自动-手动-停止搬把打到停止位置。 2、2拉开充电柜开关（QF51）。 2、3拉开35KV断路器。 2、4拉开连接变低压侧刀闸、合上连接变低压侧接地刀闸；拉开连接变高压侧刀闸，合上连接变高压侧接地刀闸。四、故障原因及处理方法1. 过流保护情况1：按复位按钮解除此保护，检查电流传感器电压是否正常。解决方法：按复位按钮解除此保护，检查电流传感器电压是否正常。情况2：参数设置不正确。解决方法：重新设置参数。2. 功率单元故障情况：功率单元故障。解决方法：按复位按钮解除此保护，重新启动，若无法复位则切断高压检查功率单元。3. 功率单元欠压保护情况1：电网电压负向波动超过允许值。解决方法：检查电网电压是否过低。情况2：变压器异常。解决方法：用万用表检查变压器二次绕组输出是否正常。情况3：功率单元电路板有故障。解决方法：拆下电路板检查相关电路。4. 功率单元过压保护情况1：电网电压正向波动超过允许值。解决方法：检查电网电压是否过高。情况2：功率单元电路板有故障。解决方法：拆下电路板检查相关电路。5. 功率单元过温保护情况1:环境温度过高。解决方法：降低环境温度。情况2：风道堵塞。解决方法：清理风道。情况3：风机损坏。解决方法：检查风机。情况4：热管损坏。解决方法：检查热管。情况5：相关电路板故障。解决方法：检查相关过温电路。情况6：温度测量装置损坏。解决方法：更换温度测量装置。6. IGBT保护情况1：IGBT损坏。解决方法：检查逆变IGBT。情况2：IGBT驱动电路损坏。解决方法：检查IGBT驱动电路。情况3：其它相关电路板。解决方法：检查其它相关电路板。7. 通讯故障情况1：光纤未插牢固。解决方法：检查故障处光纤并重新连接。情况2：光纤损坏。解决方法：更换故障光纤。情况3：光纤接头损坏。解决方法：更换光纤接头。8. 事故解决案例1） SVG无法工作处理方法：检查充电接触器是否吸合，控制柜电源是否正常，连接电缆及螺钉是否松动。2） SVG运行中停机处理方法：检查电网侧是否停电，控制柜中电源是否正常，变压器是否正常，控制柜中各电路板输出信号是否正常。3） 功率单元无法工作处理方法：检查功率单元控制电源是否正常，控制柜输出信号是否正常。功率单元电路板上的指示灯全灭处理方法：检查功率单元控制电源是否正常，相关电路板是否正常。2#SVG 一、概述山东泰开电力电子有限公司生产的静止无功发生器（Static Var Generator，静止无功发生器，以下简称SVG装置）广泛应用于高压交直流输变电系统和冶金、电气化铁路等工业、交通配电网中，其主要作用是改善供电网运行条件、提高输配电系统的可靠性、抑制系统电压波动、减少谐波电流对电网造成的污染、提高系统的功率因数。无功功率的存在，使得电力输配电系统和重工业应用领域面临着各种各样的问题和挑战。电力输配电面临电压波动、低功率因数以及电压失稳等问题；重工业应用，特别是快速、冲击性负荷，可能导致供电网络的电压不平衡、电压波动和闪变等电能质量问题，动态无功功率的补偿能够解决这些问题。SVG动态无功补偿装置，又称STATCOM（Static Var Compensator）或SVC+，是目前无功功率控制领域内的最佳方案。相对于传统的调相机、电容器、电抗器、以晶闸管控制电抗器TCR为主要代表的传统SVC等方式，SVG有着无可比拟的优势：(1) 能够提供从感性到容性的连续、平滑、动态、快速的无功功率补偿；(2) 不仅不产生谐波，而且能在补偿无功功率的同时动态补偿谐波，而SVC中的TCR在补偿无功功率同时产生大量谐波；(3) 占地面积小，是同容量传统SVC的1/3到1/2，集成度高，移动方便；(4) 电流源特性，输出无功电流不受母线电压影响，SVC是阻抗型特性，输出电流随母线电压线性降低；(5) 对系统参数不敏感，安全性和稳定性好，而SVC易随系统或装置参数变化而发生谐振或谐波电压放大，影响系统安全；(6) 运行损耗为同容量SVC的一半左右，节能降耗效果显著；(7) 能够短时间补偿有功功率；SVG是新一代静止无功补偿产品，是无功补偿领域最新技术应用的代表。SVG并联于电网中，相当于一个可变的无功电流源，其无功电流可以灵活控制，自动补偿系统所需的无功功率，国际上又称作静止补偿器，由于功能强、占地面积小，安装方便，亦有公司相对传统SVC而言称作SVC-Light或SVC-Plus。二、使用化境a) 额定电压：6kV、10kV，35kV；b) 频率：50Hzc) 冷却方式：强迫风冷；d) 海拔高度：不超过1000m，如果海拔高度超过1000m，订货时需加以说明；e) 环境温度：- 4040；f) 地震烈度：8度；g) 安装场所应无腐蚀性或可燃性气体以及导电性或爆炸性尘埃； 三、型号含义TK SVG 额定容量 kvar额定电压 kV产品名称企业代号4、 工作原理及组成SVG的基本原理：将电压源型逆变器（Voltage Sourced Converter，简称VSC），经过电抗器或者变压器并联在电网上，通过调节逆变器交流侧输出电压的幅值和相位，或者直接控制其交流侧电流的幅值和相值，迅速吸收或发出所需要的无功功率，实现快速动态调节无功的目的。当采用直接电流控制时，直接对交流侧电流进行控制，不仅可以跟踪补偿冲击型负载冲击电流，而且可以对谐波电流也进行跟踪补偿。 SVG调节装置能够准确测量电力系统的电压、电流等参数，迅速计算出电力系统的无功，进而计算出逆变输出电压移相角。SVG同步装置采集系统母线电压信号，然后对此信号进行多阶滤波处理，虑除电压中的高次谐波和直流分量成分，然后对所剩基波进行方波交换，从而得到与母线电压基波相位一致的方波信号（同步信号）。监控装置负责监视SVG各链节。站控将SVG所有运行信息进行打包封装和存储，为操作人员提供一个直观的界面。SVG的启动柜主要由限流电阻和旁路接触器组成。SVG上级断路器合闸前，旁路接触器分闸，串联电抗、限流电阻和功率柜串联在一起。SVG正常运行时，旁路接触器合闸，限流电阻被接触器旁路。SVG功率柜由链节串联组成。链节采用优质进口IGBT模块组成单项H桥逆变电路，直流支撑电容采用优质薄膜直流电容器，电容器具有纹波电流大、耐压能力强，寿命长等特点。5、 控制系统使用说明 1. 概述山东泰开电力电子有限公司生产的静止无功发生器控制系统，适用于电压等级为66kV10kV的SVG装置的自动调节与监控。本系统采用组屏安装方式，可以完成对SVG的全面监控。该系统运用快速调节算法，实现对无功的快速补偿，可有效抑制电压波动、闪变，并可减少电力系统中的谐波、负序，提高功率因数。从而起到改善电能质量，提高生产效率的作用。a) 控制系统运行方式SVG控制系统共有3种工作方式，分别是：“投入”、“自检”、“退出”。工作方式切换通过SVG控制屏前板所设置转换开关完成。在“投入”模式下SVG控制系统所有装置均正常工作，能够实现链节的正常触发、监测和SOE记录。在“自检”模式下，SVG调节装置，SVG同步装置、SVG监控装置正常工作；SVG触发装置不发射触发信号。此模式不对链节进行触发，主要用于对链节的上电监测和SOE记录。在“退出”模式下，SVG同步装置、SVG调节装置正常工作；SVG触发装置停止工作，SVG监控装置只对链节进行检测，但不记录SOE。六、 SVG安装及使用1.SVG安装说明功率柜就位后，应首先安装风道，将风道固定后再对功率柜底座进行焊接。防止固定底座后造成风道无法安装到位的情况。链节进行安装时要撕掉外壳的塑料保护薄膜。链节在推入功率柜时要平稳用力，在进入轨道末端时要求试探用力，并观察后边的绝缘密封隔板是否能套进链节的散热口，如不能则对绝缘隔板进行修理整改，保证绝缘隔板不受力。功率柜在全部安装完毕后，要检测绝缘隔板的固定绝缘塑料螺栓是否齐全，如果出现断掉的情况，则需重新安装螺栓固定。功率柜后门及侧板用密封胶进行密封，最后将链节的连接铜排全部安装到位。a) SVG操作说明SVG上级断路器合闸前，应首先检查控制屏上各控制单元、站控工作是否正常，有无告警信息，其次检查SVG功率柜散热用的风机运转是否良好。如果存在故障，应排除故障后再将SVG上级断路器合闸。为了减小SVG上级断路器合闸时对系统的冲击，SVG上级断路器合闸前应保证旁路接触器分闸。SVG上级断路器合闸后，要通过监控装置观察SVG各相链节电压是否正常、各相链节间的电压是否平衡，如有异常应及时将断路器分闸。SVG投入运行详细操作顺序见表二。表二 SVG投入操作顺序操作顺序是否正常1、确认SVG隔离开关在合位，接地刀在分位；2、确认控制屏上各装置运行正常，面板指示灯无告警提示，在站控通讯图中确认所有通讯正常；3、确认启动柜内旁路接触器分闸；4、确认SVG转换开关处于“自检”状态；5、合SVG断路器，通过监控装置观察SVG链节电压，各相监控装置无警告提示；6、将SVG转换开关打到“投入”状态，通过监控装置观察SVG链节电压，运行5秒后将SVG转换开关打到“自检”状态，各相监控装置无警告提示；7、合启动柜内旁路接触器；8、打开启动柜内风机；9、将SVG转换开关达到“投入”状态； SVG退出运行时，首先将转换开关打到“自检”状态，然后再断开断路器。SVG退出运行详细操作顺序见表三。表三 SVG退出运行操作顺序操作顺序是否正常1、将SVG转换开关打到“自检”状态；2、断开SVG断路器；3、关闭SVG风机；4、确认启动柜内旁路接触器分闸；5、打开SVG隔离开关、合隔离开关接地刀 虽然SVG启动柜柜体、功率柜柜体接地处于低电位，但是SVG运行时，启动柜内的限流电阻和旁路接触器、功率柜内的各链节均为高电位。因此SVG运行时，严禁打开启动柜柜门以及功率柜柜门，避免发生事故。如需对启动柜、功率柜内的部件进行检修，须断开SVG上级断路器、拉开SVG上级隔离并将隔离开关接地后方可对SVG进行检修。SVG运行时，由于SVG风机抽风的原因导致容易将灰尘吸入SVG功率柜，因此应定期更换SVG功率柜门的防尘过滤棉以及定期清扫功率柜内链节上的灰尘。为了减少灰尘对SVG的影响，应经常打扫无功动态无功补偿室。注意：要使用链节上的把手搬运链节，不要直接搬链节的出线排，以免损坏链节内部的IGHT模块。第二章 直流系统1、设备概况及主要参数1.1 查干湖、青山头风电场直流系统主要由交流配电单元、充电模块、直流馈电、集中监控单元、绝缘监测单元和蓄电池组等部分组成。1.2 交流配电单元采用双供电回路，一路电源消失或故障时能自动切换。1.3 充电模块采用JZ-22010E型高频开关电源模块，共5组电源模块。1.4 系统JZ-MC-V型多功能监控装置主要功能1.4.1 显示及监测功能：(1) 对直流母线电流、电压、蓄电池的充放电电压、电流等进行监测并显示，并与设定值比较，在异常时发出报警；(2) 对各种开关量进行判断并显示，异常状态时发出报警；(3) 对绝缘监测装置采集的系统绝缘电阻、电压进行监测并显示；(4) 对系统设置参数进行查询显示或更改。1.4.2 对充电机的管理功能：(5) 对充电模块进行统一管理；(6) 对充电机的直流输出电压、电流进行手动或自动调节；(7) 对充电机进行手、自动开/关机，均/浮充转换控制；1.4.3 对蓄电池的管理功能：(8) 显示蓄电池电压和充、放电电流，当出现过、欠压时告警；(9) 当环境温度改变时，自动调节充电模块的输出电压，实现浮充电压的温度补偿；(10) 具有蓄电池浮充电流过流报警功能；1.5 系统安装有V型监控采集装置，其绝缘监测单元实时监测正负直流母线的对地电压和绝缘电阻，当绝缘电阻低于设定值时，自动启动支路巡检功能。1.6 V型监控采集装置蓄电池巡检单元实时检测蓄电池组的单节电池电压、环境温度，并传至集中监控器。1.7 充电柜设有JZ-ASL-1型防雷装置，可以有效地将雷电引入大地，将雷电危害降至最小。1.8 JZ-22010E型高频开关技术指标：1 工作环境温度：-10452 工作环境湿度：90PH无结露3 工作环境高度：2000m海拔4 交流输入电压:323475VAC5 交流输入频率:50106 整定输出电压:243VDC7 输出电压范围:198286VDC8 额定输出电流:10ADC9 输出电流范围:1.510ADC连续可调10 稳压精度:0.211 稳流精度:0.212 纹波系数:0.213 并机不均流度：3(单只模块电流大于0.5A)14 输入欠压保护：32310VAC15 输入过压保护：47510VAC16 输出过压保护：2955V17 输出限流保护：10.5A18 模块过热保护：85519 效率：921.9 GFM-200型阀控式铅酸蓄电池规格参数：型号额定电压(v)10H率容量(AH)外 型 尺 寸约重(kg)长(L)宽(W)高(H)总高(TH)GFM-200220011017533034015.02、直流系统运行一般规定2.1 充电模块前面板上的高亮度LED数码管指示模块的输出电压或电流。2.2 面板上的发光二极管分别指示模块输入电源、运行状态、故障等，模块故障包括模块输出过压。2.3 直流母线电压正常运行时应维持在23015V范围内。2.4 蓄电池室的温度应经常保持在50C350C之间，并保持良好的通风和照明。2.5 蓄电池在浮充电运行中，当一组电池中出现了个别电池的浮充电压低于2.2V应进行均衡充电。2.6 蓄电池在正常工作中，严禁过放电, 也不能长期处于过充或欠充状态。在最佳的浮充电压和1525温度下运行，蓄电池的浮充使用寿命为15年。2.7 蓄电池放电时电压不能低于其放电终止电压。2.8 蓄电池运行中，不得拆开电池间连线或更换蓄电池。2.9 不宜随意修改直流系统的运行参数、配置设置等，若设置不当会造成系统的不正常运行或不能在最隹状态下运行。2.10 蓄电池连接条脏污或连接不紧密均可能引起电池打火，所以要保持连接处的清洁，并连接紧密可靠。3、运行方式3.1 直流系统运行方式查干湖、青山头风电厂的直流系统是两套独立的直流系统，两套系统之间通过两组联络开关互为备用。正常时两套系统独立运行，事故时合上联络开关实现备用 ，保证电源不中断。直流系统采用浮充电方式运行，蓄电池与充电模块并列运行，正常负荷由充电模块供给，同时充电模块向电池浮充电。直流母线电压：正常情况下直流母线电压应保持高于额定电压3.5%，其变动范围：220伏直流系统为：220230伏。3.2 绝缘电阻的规定3.2.2.3直流系统的绝缘电阻，对每一电气连接回路不小于1兆欧，全部直流回路不小于0.5兆欧，直流小母线不小于10兆欧。蓄电池的绝缘电阻，当电压为220伏时不小于0.2兆欧。(用电压表测量法)4、直流系统图5、蓄电池充放电5.1 蓄电池正常运行时，每次交流掉电超过10分钟后重新来电时，直流系统启动都会自动进行一次均充浮充过程。5.2 浮充电状态5.2.1 蓄电池正常应按浮充充电方式运行，即把蓄电池与充电装置并联，充电装置除供给正常负荷电流外，还应对蓄电池充电以补偿蓄电池由于自放电而损失的能量。5.2.2 浮充使用的充电方式一般采用恒压限流方式，充电电压必须保持一个恒定值，在该电压下充入的容量应足以补偿蓄电池由于自放电而损失的容量，这样就可以使蓄电池长期处于充足电状态。5.2.3 在25时，蓄电池浮充充电压为2.23V/只。当环境温度高于25时，充电的电压应减小，以防止造成过充电。当环境温度低于25时，充电的电压应提高，以防止充电不足。通常，温度校正系数为-3mv/只。5.3 均衡充电5.3.1 均衡充电采用先恒流限压，后按每只2.35V恒压充电，充电时间取决于放电深度。5.3.2 定时均衡充电状态：在充电机不脱离负载的情况下，手动操作系统启动稳流、稳压定时均充后，系统启动定时器开始计时并以整定的充电电流进行稳流充电，当电压逐渐上升到均充电压整定值时，自动转为稳压充电，定时时间到转回浮充状态。5.3.3 自动均衡充电状态：恒压充电，蓄电池连续三个月浮充或交流掉电超过10分钟后，系统自动启动均充，5.4 放电运行：交流失压后，直流系统负荷由蓄电池供给，蓄电池放电终止电压单只电池电压不得低于下表规定值。放电电流（A）放电终止电压（V）备注不到0.1C或间歇放电1.90.1C或接近于此值1.80.16C或接近于此值1.750.23C或接近于此值1.70.6C或接近于此值1.6从0.6C到3C1.53C以上1.3注：C为整组电池容量，0.1C为放电率。5.5 正常运行时，蓄电池工作在浮充电状态。5.6 高频开关电源模块的运行方式：5.6.1 当模块与集中监控器通讯正常时，模块处于自动状态，其浮充电压、均充电压、输出限流整定值及均/浮充转换等由集中监控器控制；5.6.2 模块运行若与集中监控器中通讯中断后，模块回到手动控制状态，其浮充电压、均充电压为最后一次通讯后监控器设定的电压，均浮充转换、开/关机控制可通过面板按健操作；5.6.3 正常运行时为多模块并列运行，要求如下：(1) 每个模块的输出限流值整定一致（不大于0.1A）；(2) 每个模块的浮充电压值应整定一致（不大于0.05V）；(3) 每个模块的均充电压值应整定一致（不大于0.05V）；(4) 模块的通讯地址编码必须分别设定正确，不能出现重复设置。6、运行操作6.1 整柜上电操作（1） 合上交流总电源开关QF1、QF2。（2） 依次合上各模块开关，各模块送电开机正常。（3） 合上QF3，向直流母线充电。（4） 合上蓄电池输出开关QF4，检查充电机自动由均充转至浮充。（5） 再合上其他直流馈出开关。6.2 整柜退出操作（1） 关闭所有直流馈出开关。（2） 关闭蓄电池输出开关QF4，检查充电机自动由浮充转至均充。（3） 关闭QF3，停止向直流母线充电。（4） 依次关闭各模块开关，各模块关机正常。（5） 关闭交流总电源开关QF1、QF2。7、直流系统运行监视及检查维护7.1 直流系统运行中主要监视蓄电池的端电压值，浮充电压值， 每只蓄电池的电压值，蓄电池组及直流母线的对地电阻值和绝缘状态。7.1.1 绝缘状态监视：(1) 运行中的直流母线对地绝缘电阻值应不小于10M。(2) 值班员每天应检查正母线和负母线对地的绝缘值。(3) 如有接地现象，应立即寻找和处理。7.1.2 电压及电流监视：(1) 值班员对运行中的直流电源装置，主要监视交流输入电压值、充电装置输出的电压值和电流值。(2) 注意监视蓄电池组电压值、直流母线电压值、浮充电流值及绝缘电阻值等是否正常。7.1.3 信号报警监视：值班员每日应对直流电源装置上的各种信号灯，声响报警装置进行检查。7.1.4 自动装置监视：(1) 检查微机监控器工作状态是否正常 ，如不正常应退出运行，通知检修人员调试修复。(2) 微机监控器退出运行后，直流电源装置仍能正常工作，运行参数由值班员进行汇报后调整。7.1.5 直流断路器及熔断器监视(1) 在运行中，如直流断路器动作跳闸或熔断器熔断，运行人员应尽快找出事故点，立即进行处理和恢复运行。(2) 如需更换直流断路器或熔断器时，应按图纸设计的产品型号，额定电压值和额定电流值选用。7.2 直流系统正常巡视检查项目：(8) 直流屏所有设备均应保持清洁，无灰尘，不潮湿，周围介质温度不能超过040，绝缘良好；(9) 各直流表计应指示正确；(10) 直流系统各信号报警装置应完好；(11) 直流母线电压及浮充电压应保持在正常范围；(12) 直流系统正、负极绝缘应良好；(13) 直流设备各部接头无过热现象；(14) 直流系统出现异常情况时，值长应作好记录，并通知督促维护人员及时采取措施消除故障。7.3 蓄电池正常巡视检查项目：(1) 室内温度、通风和照明正常；(2) 容器应完好、清洁；(3) 电解液不应有溢出容器外的现象；(4) 各部连接点应严密，无氧化现象；(5) 室内清洁，无灰尘杂物；(6) 及时处理不合格的蓄电池；7.4 运行中，如发现以下异常情况，应及时查找故障原因，并更换故障的蓄电池：(1) 电压异常；(2) 物理性损伤（如壳、盖有裂纹或变形）；(3) 电池液泄漏；(4) 温度异常。7.5 直流系统定期工作：(1) 蓄电池在运行中，应保持完整的运行记录；(2) 完成初充电后，浮充电运行中每月测量记录单个电池电压，电池组端电压和环境温度；(3) 进行均衡充电时，同样记录上述数据；(4) 每年检查一次连接端子的紧固状况，松动的连接导线必须拧紧至规定的钮矩值；(5) 每年应定期校验充电装置一次，并对蓄电池进行一次核对放电试验，保证电池容量；(6) 根据设定参数，定期检查自动均充状况是否良好（每年操作一次，检查手动均衡充电功能是否正常）。7.6 蓄电池充、放电工作蓄电池在下列情况下应进行补充充电或均衡充电；(1) 安装结束后，投入使用前需补充充电；(2) 事故放电后需在短时间内再充电；(3) 部分单体电池的浮充电压小于2.2V时需进行均衡充电。7.7 蓄电池运行参数项 目 参 数项 目 参 数25时浮充电压2.23V/单格均浮充转换电流0.005CA-0.01CA均充充电限流0.1CA-0.15CA复电均充条件放出20%以上容量均充周期90天均充时间10小时均充电压2.32.35V/单格7.8 保护与报警序号项 目指标备 注1交流输入过压报警4653V声、光报警并关机，电网正常自动恢复2交流输入欠压报警3003V3直流输出过压报警260290V可设置4直流输出欠压报警180198V可设置5直流输出限压值290V可设置6直流输出限流值21A7输出短路保护输出限流直至关机报警故障排除后自动恢复8过热保护855关机报警温度正常后自动恢复9防雷保护有完善的雷击浪涌吸收电路8、直流系统不正常运行和处理8.1 直流系统接地故障处理8.1.1 首先利用微机绝缘监测仪查找接地支路，判别接地程度；（1） 在系统菜单中选择“状态信息”或在系统故障时在第一屏或第二屏按功能键“故障”可显示故障信息；（2） 在“故障”菜单中，反白显示为故障项，按下对应数字健可查看故障内容和绝缘情况；8.1.2 如果微机绝缘监测仪退出时，也可采用瞬时拉开负荷的方法寻找故障点。瞬时拉合负荷的原则是：先次要，后重要，先室外，后室内。可按下列顺序甄别故障：（1） 试验电源；（2） 事故照明电源；（3） 继电保护操作电源；（4） 通讯电源；8.1.3 在处理直流接地故障时应注意：（1） 拉开直流接地支路时应退出相应的保护装置。（2） 在拉开操作、控制、保护电源时，应采取必要措施，防止造成事故；（3） 若负荷回路绝缘全部良好，则应采用倒换负荷的方法检查母线、蓄电池及充电装置是否有接地；（4） 当故障点找出后，应迅速通知并配合维护人员作进一步检查处理。8.2 单个蓄电池缸破裂的处理（1） 立即联系并协同维护人员进行处理；（2） 立即将该组蓄电池退出运行；（3） 迅速清理地面上的电解液。8.3 过流保护动作处理：（1） 进行外部检查，若未发现异常，重新启动充电设备；（2） 若过流保护仍动作，则应将负荷倒至另一段母线供电，并协同维护人员进行处理。8.4 直流母线失压处理（1） 母线短路故障引起失压，应立即将故障母线所带负荷倒至正常母线。（2） 做好相应措施，消除短路点后，更换保险，恢复正常运行方式。（3） 充电装置如果发现模块电流严重不均情况，采用排除的方法，将造成不均流的模块更换。8.5 技术保障措施8.5.1 蓄电池柜工作的注意事项(1) 严禁吸烟和明火作业；8.5.2 主控室内一般不得进行焊接工作。必要时，应经场长批准且必须采取可靠安全措施，并遵守下列规定：（1） 至少须经2小时以上的连续通风，方可进行焊接工作；（2） 焊接时必须有可靠通风措施；（3） 应用石棉板将焊接地点与蓄电池柜隔开，并有可靠防火措施；（4） 焊接工作应由有经验的人进行；（5） 在蓄电池充电过程中，严禁在蓄电池柜内进行焊接极板的工作。（6） 严禁在蓄电池柜进行动火作业。8.5.3 在放置蓄电池的室内配备适量的消防器材。第三章 变压器1、设备技术规范1.11号主变压器技术规范，见下表产品型号SZ11-50000/66相数3额定容量50000kVA额定电压(6681.25%)/36.75 kV额定频率50 Hz联结组标号YNd11冷却方式ONAN产品代号1TKB.714.4491绝缘水平h.v.线路端子LI/AC325/140kV短路阻抗高压1分接8.70(高压-低压)h.v.中性点端子LI/AC325/140kV额定分接8.87(高压-低压)l.v.线路端子LI/AC200/85kV高压17分接gvgvuuuuuuuu9.34(高压-低压)顶层油温升55 K绕组温升65 K出厂编号12691出场日期2011年8月器身重31.1 t总重71.15 t上节油箱重5.72 t带油运输重51.13 t油重量18.23 t变压器油DB-45分接位置高压低压电压 V电流 A电压 V电流 A172600397.636750785.5271775402.2370950406.9470125411.7569300416.6668475421.6767650426.7866825432.09a66000437.49b9c1065175442.91164350448.61263525454.41362700460.41461875466.51561050472.91660225479.31759400486.0生产厂家泰开集团山东泰开变压器有限公司1.22号主变压器技术规范，见下表产品型号SZ11-31500/66相数3额定容量31500kVA额定电压(6681.25%)/36.75 kV额定频率50 Hz联结组标号YNd11冷却方式ONAN产品代号1TKB.714.4492绝缘水平h.v.线路端子LI/AC325/140kV短路阻抗高压1分接8.70(高压-低压)h.v.中性点端子325/140kV额定分接8.87(高压-低压)h.v.线路端子LI/AC200/85kV高压17分接gvgvuuuuuuuu9.34(高压-低压)顶层油温升55 K绕组温升65 K出厂编号12692出场日期2011年8月器身重23.06 t总重53.10 t上节油箱重5.97 t带油运输重40.01 t油重量13.39 t变压器油DB-45分接位置高压低压电压 V电流 A电压 V电流 A172600250.536750494.9271775253.4370950256.3470125259.4569300262.4668475265.6767650268.8866825272.29a66000275.69b9c1065175279.01164350282.61263525286.31362700290.11461875293.91561050297.91660225302.01759400 306.2生产厂家泰开集团山东泰开变压器有限公司1.3 1、2号SVG变压器技术规范，见下表产品型号S11-12000/35额定容量12000kvar额定电压35000/10000 V额定频率50 Hz 3相联结组标号Dyn11冷却方式ONAN户外装置绝缘水平(LI/AC)75/35 kV短路阻抗5.75%分接位置高压低压电压 V电流 A电压 V电流 A136750197.910000692.8235875335000434125533250器身重12150 kg油重6200 kg总重34300 kg生产日期2011年8月生产厂家丹东欣泰电气股份有限公司1.4 接地（站用）备用变压器技术规范，见下表1号接地（站用）变压器技术规范型号DKSC-500/35-315/0.4额定容量500KVA额定频率50HZ额定电压3522.5%/0.4kV额定电流8.2/721.7A联结组标号Dyn11相数3相冷却方式AN/AF短路阻抗4.07%投运日期2012年1月产品编号1861制造成厂家丹东欣泰电气股份有限公司2号接地变压器技术规范型号DKSC-200/35额定容量200KVA额定频率50HZ额定电压3522.5%/0.4kV额定电流3.3/288.7A联结组标号Dyn11相数3相冷却方式AN/AF短路阻抗4.07%投运日期2012年1月产品编号1862制造成厂家丹东欣泰电气股份有限公司站用备用变压器技术规范型号S11-315/10.5额定容量315kVA额定电压105005%/400额定电流18.2/454.7A额定频率50Hz联结组标号Y.yn0相数3相冷却方式ONAN分接范围10500 5/0.4kV短路阻抗41.5 风力发电机箱式变压器技术规范，见下表风力发电机箱式变压器技术规范产品型号S10-M-1600/35额定容量1600kVA额定电压35000/690 V额定频率50 Hz 3相联结组标号Dyn11冷却方式ONAN户外装置绝缘水平(LI/AC)75/35 kV短路阻抗5.75%分接位置高压低压电压 V电流 A电压 V电流 A13675026.46901490235875335000434125533250器身重2150 kg油重620 kg总重3430 kg生产日期2011年8月生产厂家白城镇赉电气股份有限公司2、运行方式2.1 接入系统吉林前郭查干湖、青山头风电场现装机容量79.5MW，设有66kV变电站一座，变电站两台主变容量分别为150MVA和131.5MVA（有载调压、中性点不接地），通过一回66kV线路（导线为LGJ400/35钢芯铝绞线）风长线（15.3km）接至松原市电网的220kV长山变，然后并入电网。2.1.1.1 主变压器中性点接地方式主变带电前先断开中性点接地刀闸，并一直保持分闸状态。主变断电后可以根据具体情况保留或合上中性点接地刀闸。2.1.1.2 正常运行方式下，母线、线路及主变压器的保护均按规定投入。2.1.1.3 66kV系统为单母线结线方式，电压互感器、风长线、1号、2号主变、皆联接在66kV母线上。2.1.1.4 35kV系统为单母线分段结线方式，1号主变带35KV一段，2号主变带35KV二段电压互感器、无功补偿装置SVG、接地变（站用变）、5条线路皆联接在35kV母线上。2.1.1.5 集电线路运行方式风力发电机采用一机一变的电气接线方式，由53台风力发电机经由整流、逆变，经箱变升压至35kV，通过35kV的集电线路接至风电场变电站35kV母线，本场共有35kv架空线路五回。集电线路一号线由CG11、CG13、CG15、CG20、CG22、CG23、CG24、CG25、CG28、CG29、CG33 十一台风机升压后汇集组成；二号线由CG5、CG6、CG8、CG9、CG12、CG14、CG16、CG19、CG27、CG31、CG32十一台风机升压后汇集组成； 三号线由CG1、CG2、CG3、CG4、CG7、CG10、CG17、CG18、CG21、CG26、CG30十一台风机升压后汇集组成； 四号线由QS3、QS4、QS5、QS6、QS7、QS8、QS9、QS10、QS11、QS12、QS14十一台风机升压后汇集组成； 五号线由QS1、QS2、QS13、QS15、QS16、QS17、QS18、QS19、QS20九台风机升压后汇集组成； 线路总长度30KM。2.1.1.6 站用电运行方式风场站用电配置为由一台35kv站用变压器(1号接地变)工作电源系统和由农电线路一台lOkv农用变备用电源（站用备用变）系统构成，降压后经401、402开关接至交流屏，通过交流屏将低压380/220V电源分配到各个用电负荷。正常运行方式下，站用电由工作电源供电，站用变是站用电的主电源，农用变为站内检修的备用电源，两路工作电源不允许并列运行。2.2 温度与温升2.2.1 变压器上层油的温度、温升允许变化范围，见下表变压器上层油的温度、温升允许变化范围冷却方式正常允许温度正常允许温升最高允许温度最高允许温升油浸自冷85 45 95 55 油浸风冷85 45 95 55 强油风冷75 35 85 45 冷却方式正常允许温度正常允许温升最高允许温度最高允许温升强油导向风冷75 35 85 45 2.2.2 干式变压器运行绕组温度不应超过绕组允许温度，最高温度为105 ，最高温升为65。2.2.3 变压器的电压应在铭牌规定的范围内进行调整，变压器二次的电流做相应调整，运2.2.4 当主变压器负荷电流超过额定值时（相应分接头对应的电流），应及时报告调度调整主变负荷，并将主变过载情况做好记录。 2.3 主变压器的有载调压开关按下列要求进行维护：2.3.1 每年在切换开关中取油样做试验，不低于标准要求。当运行时间满一年或变换数达4000次时应换油。2.3.2 新投入的调压开关，应在变压器空载状态下从1-17调到17-1，再从17-1调到1-17，调一个循环。2.3.3 电动操作机构应经常保持良好状态。2.3.4 记录好主变压器有载分接开关的位置及操作人。2.4 变压器负荷运行2.4.1 变压器可以在正常过负荷的情况下运行，正常过负荷可以经常使用，其允许值可根据变压器负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器的负荷来确定，事故过负荷只允许在事故情况下使用。变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体