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风电场运行规程批准：审核：周捷 编写：王勇翔 崔润庆 吕晋杰前言本标准的编制原则和要求符合企业标准体系的国家标准（GB/T1549615498）、（GB/T1.1标准化工作导则 第一部分：标准的结构和编写规则、DL/T8002001电力企业标准编写规则、DL/T6002001电力行业标准编写基本规定。本标准的起草部门：安全生产部本标准的归口管理及解释部门：安全生产部本标准起草人：王勇翔 崔润庆 吕晋杰本标准审核人：周捷本标准批准人：石占山目录前言2目录31 范围52 引用标准53 职责64 风场概况65 电气系统运行方式75.1 正常运行方式75.2 非正常运行方式76 倒闸操作86.1 倒闸操作的一般规定86.2 倒闸操作的原则97 事故处理107.1 一般规定107.2 事故处理原则118 风电机组118.1 概况118.2 主要技术参数及功率曲线138.3 正常运行和维护158.4 异常运行和事故处理189 变压器运行规程209.1 变压器设备规范209.2 变压器的正常运行2310 配电装置运行规程3110.1 一般规定3110.2 断路器3210.3 隔离开关（刀闸）3910.4 电压、电流互感器（TV、TA）4210.5 避雷器4410.6 配电室4510.7 无功补偿4610.8 消弧消谐4911 电力电缆的运行5112 母线导线运行规程5312.1 母线导线的检查5312.2. 巡视检查5312.3 定期检查和试验5312.4 验收5313 35kV线路运行规程5413.1 一般规定5413.2正常运行时：5713.3巡视检查项目5713.4雨雪天气及夜间的检查项目5713.5巡视检查发现下列情况之一，应立即进行停电处理。5714 电动机运行规程5815 直流系统运行规程5915.1 蓄电池5915.2 直流系统6216 UPS系统6516.1 概述6516.2 UPS运行操作6616.3 UPS系统运行中的规定和检查6617 微机防误闭锁装置6818 继电保护装置6918.1 总则6918.2 南京南瑞RCS931BM数字式超高压线路成套快速保护7518.3 北京四方GXH103B150G/HB数字式超高压线路保护装置7919 生活水泵、反渗透、污水池运行规定8519.1反渗透纯水设备主要工艺流程说明85192反渗透纯水处理设备8719.3生活泵、反渗透、污水池运行检查8719.4、石英砂罐及活性碳罐的清洗8820 单轨吊车电动葫芦运行规定8920.1 结构特征89202电动葫芦技术性能和外形尺寸主要参数表9020.3.电动葫芦定期检查项目及措施911 范围本标准规定了国电中商苏尼特右旗朱日和风电场设备规范、特性及运行人员的操作原则。本标准适用于国电中商苏尼特右旗朱日和风电场全部生产管理人员及值班人员使用。2 引用标准下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，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标准，然而，鼓励根据本标准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标准。GB/T8002001电力行业标准编制规则DL/T6002001电力标准编写的基本规定DL408-91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL409-91 电业安全工作规程（电力线路部分）DL/T57295 电力变压器运行规程DL/t5961996 电力设备预防性试验规程DL/T6201997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL502793 电力设备典型消防规程SD29288 架空配电线路及设备运行规程电力工业部（79）电生字53号 电力电缆运行规程DL/T 724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程GB1425893 继电保护和安全自动装置技术规程DL/T-666 风力发电场运行规程DL/T-796 风力发电场安全规程DL/T-797 风力发电场检修规程中国国电集团公司安全生产工作规定中国国电集团公司发电企业操作票管理制度中国国电集团公司发电企业基础管理标准（火电）厂家提供的设备运行和维护说明书3 职责3.1 现场工作中如发现本规程未作规定的，或有漏编的，可暂按部颁标准执行。经修编后，报生产副总经理及总经理审批后做补充和更改。3.2 本规程适用于风电场所有工作人员。3.3 公司生产领导应严格执行并监督落实员工严格执行本规程。3.4 运行人员必须掌握本规程的全部内容，每年进行一次考试，如遇人员连续三个月脱产，上岗前须进行本规程考试。4 风场概况4.1国电中商苏尼特右旗49.5MW风力发电工程场地位于内蒙古自治区锡盟苏尼特右旗朱日和镇西南约9km,东临208国道。北侧紧邻中广核苏尼特右旗风场四期工程，场区内地势开阔，地形平坦，植被稀疏，海高度约为1165-1199m。风电场占地面积约为9k,风电场规划装置容量200MW 。4.2工程已建设容量为容量为100MVA主变压器1台，220kV出线1回，35kV出线3回。，线路起于国电中商苏尼特右旗朱日和风电场220kV升压站，止于朱日和220kV变电站；线路长度为28km。4.3220kV采用线-变组接线形式，35kV采用单母线接线，配置母线容性容量为27MVAR+感性容量为27MVAR的自动无功补偿装置。自动无功补偿装置。4.4升压站站用变电源取自35kV系统，站用备用变电源取自当地10kV农网。5 电气系统运行方式5.1 正常运行方式5.1.1 朱日和风电场一期工程共安装33台1.5MW，0.69kV,50Hz风力发电机组，风电机出口电压为0.69kV，每台风机配备一台箱式变压器，箱变高压侧为35kV。风力发电机一箱式变电组合采用单元接线，分别由11个单元接线组成3个联合单元，汇集成35kV集电架室线接入220kV变电站的35kV一段母线。35kV采用单母线接线方式，经主变压器升压后通过220kV一回线，送接至温都尔变电站电网。5.1.2 380V系统由二路电源供电一路由站内35kV系统经干式站用变变为380V，给380V母线供电，另一路取自当地10kV农网，经干式站备变变为380V,给380V母线供电。380V采用分段母线接线方式。5.13 220kV系统经主变220kV侧中性点201刀闸直接接地或间隙接地方式运行。5.14 35kV系统经主变35kV侧中性点301刀闸通过电阻接地方式运行。5.15 380V系统通过变压器低压侧中性点直接接地方式运行。5.16中性点接地方式按调度要求调整。5.1.7 无功补偿装置的调整按调度要求。5.2 非正常运行方式站用变与站用备用变分别取自不同电源系统，严禁并列，需要倒换时必须采用瞬停电的方法。6 倒闸操作6.1 倒闸操作的一般规定6.1.1 倒闸操作必须有值长的命令，并填写倒闸操作票，严禁无票操作。6.1.2 高压回路上的倒闸操作，在两项及以上者必须填写倒闸操作票。6.1.3 高压回路上单项操作可不填写倒闸操作票，但必须由两人执行（如拉合一组接地刀闸，拆装一组接地线等）。6.1.4 低压电气系统的操作，也应填写操作票。低压电机停送电可不填写操作票，但应使用停送电联系单。6.1.5 事故处理时，可不填写倒闸操作票，但要在运行日志中记录清楚。6.1.6 操作票要书写正确，字迹清晰，不得涂改，由操作人填写，监护人，值长审核无误签名，并在五防系统上模拟正确后方可执行。6.1.7 倒闸操作票应按顺序填写，其填写的内容包括：6.1.7.1.应拉合的开关和刀闸；6.1.7.2.检查开关和刀闸的位置；6.1.7.3.检查接地刀闸是否断开或接地线是否拆除；6.1.7.4.检查负荷分配；6.1.7.5.验电；6.1.7.6.拉合接地刀闸（或装拆接地线）；6.1.7.7.拉合控制回路或PT回路的小开关（或保险）；6.1.7.8.切换停投保护回路6.1.8 倒闸操作中途不得换人和交接班。6.1.9 倒闸操作前，必须在五防系统上模拟，无误后再进行实际操作。操作中，要精力集中，按顺序由监护人下达操作命令，不得跳项漏项，操作人复诵无误后执行，每操作完一项在票上划“”以示完成。6.1.10 在操作过程中，如发现操作票与实际情况不符时，应立即停止操作，并报告值长研究处理后方可执行。6.1.11 全部操作完毕后，在操作票上加盖“已执行”章，此票保存3个月备查。6.1.12 在正常情况下，能远方操作的开关，禁止就地机械脱扣跳闸（事故时，远方失灵或涉及人身及设备安全时除外），在短路事故后试送电，不允许就地合闸。6.1.13 非事故情况下，严禁强行解锁操作。6.2 倒闸操作的原则6.2.1 电压互感器停电操作：6.2.1.1.拉开TV二次空气小开关；6.2.1.2.拉开TV一次刀闸。6.2.2 电压互感器送电操作：6.2.2.1.合上TV一次刀闸；6.2.2.2.合上TV二次空气小开关；6.2.3 母线合环、解环的规定（防止TV反充电）：6.2.3.1.母线充电时，必须先停止被充电的母线TV二次小开关，然后再充电。充完后，再合上TV二次空气小开关。6.2.3.2.母线停电时，应先将需要停电的母线TV二次小开关断开，再拉开TV一次刀闸。6.2.4 线路停电顺序依次是：6.2.4.1.拉开开关；6.2.4.2.查开关在分位；6.2.4.3.拉开负荷侧刀闸；6.2.4.4.拉开电源侧刀闸；6.2.4.5.拉开控制电源小开关；6.2.5 线路送电顺序依次是：6.2.5.1.合上控制电源小开关；6.2.52. 查保护装置投入正确；6.2.5.3.查开关在分位；6.2.5.4.合上电源侧刀闸；6.2.5.5.合上负荷侧刀闸；6.2.5.6.合上开关。6.2.6 在正常情况下刀闸可以进行下列操作：6.2.6.1.拉合电压互感器和避雷器。6.2.6.2.拉合无故障的空母线。6.2.6.3.拉合变压器中性点的刀闸。6.2.6.4.倒闸操作中等电位操作。6.2.6.5.拉合电压6kV以下线路或变压器间70A以下的环路均衡电流。6.2.7 严禁带负荷拉合刀闸。6.2.8 严禁“约时”送电；严禁“约时”接地线；严禁“约时”开工检修。6.2.9 母线充电时，必须先将电容器组退出运行，待运行带负载后,根据调度要求投入电容器组。7 事故处理7.1 一般规定7.1.1 发生事故时，值长应立即组织全体运行人员迅速准确地进行处理，尽快消除事故，并做好事故记录，事后及时汇报领导。7.1.2 事故处理时，运行人员应对值长的命令立即执行，但当威胁人身设备安全时，可申 诉理由对错误命令拒绝执行。7.1.3 事故处理时，有关领导可以在值长统一指挥下，参加事故处理工作，并可以提出建议，通过值长或值班人员执行。7.2 事故处理原则7.2.2 迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁。7.2.3 迅速恢复站用变的连续供电。7.2.4 迅速对已停电的风机尽快恢复发电。7.2.5 调整运行方式，恢复系统正常运行。7.2.6 为了防止事故扩大，值班人员在下列紧急情况下，可以先进行处理后汇报：7.2.6.1 将直接威胁人身安全的设备停电。7.2.6.2 对运行中受损伤的设备进行处理。7.2.6.3 将已损坏的设备隔离。7.2.6.4 对已停电的站用变恢复送电。7.2.6.5 TV保险熔断或TV二次小开关跳闸时，短时间无法恢复者，应停用有关的保护。8 风电机组8.1 概况UP77/1500 风机是国电联合动力技术有限公司生产的具有完全自主知识产权的变速变桨恒频风力发电机组。UP77/1500采用三叶片、上风向、水平轴、双馈异步发电机、主动电动变桨距、变速恒频逆变器并网技术，运行安全、可靠、稳定，整机及零部件的设计寿命不小于20 年。UP77/1500 IIA LT 适应我国北方寒冷的IEC IIA 风场。风轮由3个叶片(全长控制)、叶片轴承及球墨铸铁轮毂构成。叶片全长37.5米。叶片通过球式轴承，安装在叶片轮毂上，以实现叶片的迎角可调。风力机可以根据发电量及产生的噪音调节叶片运行时的角度。在高风速下，双馈发电机和变浆距系统将风力机的输出功率保持在额定功率。在低风速条件下，双馈发电机和变浆距系统通过选择风轮转子的转速和叶片角度的最佳结合使风力机的输出功率最大。风力机通过主轴将机械功率由齿轮箱传输到发电机。齿轮箱由1级行星齿和2级螺旋齿轴传动。从齿轮箱通过万向联轴节柔性联结，将能量耦合到发电机。发电机是一台高效率的4极双馈式发电机，带有绕组转子和滑差线圈，采用绝缘轴承配置。双馈异步发电机，又称交流励磁发电机。其结构与绕线式异步电机类似，但转子上需要4个滑环。馈电方式则和双馈电机或异步电动机超同步串级调速系统相似，即定子绕组接电网，转子绕组由变频器提供频率、相位、幅值都可调节的电源，实现恒频输出，还可以通过改变励磁电流的幅值和相位实现发电机有功、无功功率的独立调节。由于这种变速恒频控制方案是在转子电路实现的，流过转子电路的功率是由交流励磁发电机的转速运行范围所决定的转差功率，该转差功率仅为额定功率的一部分，这样该变频器的成本以及控制难度大大降低。另外发电机运行时，既可超同步转速运行，也可亚同步转速运行，变速运行在1100-181Ormp之间，而定子输出电压和频率可以维持不变，既可调节电网的功率因数，又可以提高系统的稳定性。这种采用双馈异步发电机的控制方案除了可实现变速恒频控制、减小变频器的容量外，还可以实现有功、无功功率的灵活控制，对电网而言可起到无功补偿的作用。风力机的基本制动方法是全顺浆制动。高速轴的制动是紧急状态下的紧急制动，通过液压系统启动安装在齿轮箱高速主轴上的紧急碟式制动器。风力机的功能通过几台微处理器构成的控制单元监控。控制系统安装在机舱内。在风力机全工况的过程中调节控制系统可以使叶片的转动角度变化在0-90。控制系统根据安装在机舱顶部的风向仪提供的风向信息控制偏航系统转向。偏航系统是由回转支撑轴承、弹簧阻尼装置和四台电机驱动的齿轮传动机构组成的。机舱盖是由玻璃纤维强化聚脂材料制成，可以保护机舱内部的设备，防雨、雪、尘和阳光的照射。机舱内还安装了一台起重量为200千克的链式提升机，提升高度为80米。风力机的塔架是钢制圆锥型筒式结构。塔架为钢制锥筒式。塔架的内部带有攀登保护装置的安全爬梯、照明设备和休息平台等，另外电缆桥架和动力电缆也布置在塔筒内。塔筒筒体、法兰均采用耐低温钢板，焊缝及热影响区的性能达到母材的要求。8.2 主要技术参数及功率曲线8.2.1 主要技术参数序号描述单位技术参数与规格1机组数据1.1制造商国电联合动力技术有限公司1.2型 号UP771.3额定功率kW15001.4叶轮直径m77.361.5切入风速m/s31.6额定风速m/s11.11.7切出风速（10 分钟均值）切出风速 （3 秒平均值）m/s25351.8重新切入风速m/s20 (10分钟平均值)1.9抗最大风速（3 秒均值）m/s59.51.10设计寿命年202 叶 片2.1产品型号37.52.2叶片材料玻璃纤维增强树酯2.3叶片数量个32.4叶轮转速Rpm9.719.52.5额定转速Rpm17.42.6最优叶尖速比8.52.7扫风面积m247002.8旋转方向(从上风向看)顺时针2.9风轮倾角53齿轮箱3.1型 号Jake PPSC120或南高齿3.2齿轮箱结构两级行星一级平行轴圆柱3.3齿轮传动比率100.753.4额定功率kW16523.5润滑形式电动油压泵3.6润滑油型号Mobilgear SHC XMP 320 或满足质量要求的同类型润滑油4发电机4.1类型4极双馈异步发电机4.2额定功率kW15504.3额定电压V6904.4额定电流A12624.5额定转速rpm17504.6额定频率Hz504.7绝缘等级F4.8润滑脂型号Kluberplex bem41-132或通用油酯4.9防护等级IP54（发电机）5主轴制动系统5.1主制动系统全顺桨独立制动5.2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）6偏航系统6.1类型主动电驱动型6.2偏航轴承形式4点接触单滚珠轴承，内齿6.3偏航速度度/秒0.87控制系统7.1型号国电联合动力7.2控制柜7.3软并网装置/类型IGBT逆变7.5额定出力的功率因数-0.950.95（可调节）8防雷保护8.1防雷设计标准按照IEC61024-I 设计符合GL2003 认证规范8.2防雷措施电气防雷、叶尖防雷等8.3风机接地电阻49塔架9.1类 型钢制锥筒（内设爬梯、防跌落保护、照明等）9.2高度（塔底法兰至轮毂中心高）米659.3表面防腐喷漆防腐10重量10.1机舱吨6110.2叶轮吨33.110.3塔架吨101.341（不含约5吨内件）11基础地埋基础环钢砼结构12适用范围12.1运行温度-30+4012.2生存温度-40+508.2.2 现场空气密度下的功率曲线风速（m/s）标准空气密度1.225千克/立方米风场空气密度1.10千克/立方米UP77功率曲线功率（KW）功率（KW）313.510.8466.458.45149.9133.16268.5238.07432.8384.58647.5575.49900.8802.1101187.51050.0111488.71301.5121500.01500.0131500.01500.0141500.01500.0151500.01500.0161500.01500.0171500.01500.0181500.01500.0191500.01500.0201500.01500.0211500.01500.0221500.01500.02314970.07241509.20.06251508.70.058.3 正常运行和维护8.3.1 风电机组在投入运行前应具备的条件:8.3.1.1 电源相序正确，三相电压平衡。8.3.1.2 调向系统处于正常状态，风速仪和风向标处于正常运行的状态。8.3.1.3 制动和控制系统的液压装置的油压和油位在规定范围。8.3.1.4 齿轮箱油位和油温在正常范围。8.3.1.5 各项保护装置均在正确投入位置，且保护定值均与批准设定的值相符。8.3.1.6 控制电源处于接通位置。8.3.1.7 控制计算机显示处于正常运行状态。8.3.1.8 手动启动前叶轮上应无结冰现象。8.3.1.9 在寒冷和潮湿地区，长期停用和新投入的风电机组在投入运行前应检查绝缘，合格后才允许启动。8.3.1.10 经维修的风电机组在启动前，所有为检修设立的各种安全措施应已拆除。8.3.2 风电机组的启动和停机8.3.2.1 风电机组的启动和停机有手动和自动两种方式。8.3.2.2 风电机组应能自动启动和停机。a. 风电机组的自动启动：风电机组处于自动状态，当风速达到启动风速范围时，风电组按计算机程序自动启动并入电网。b . 风电机组的自动停机：风电机组处于自动状态，当风速超出正常运行范围时，风电机组按计算机程序自动与电网解列、停机。8.3.2.3 风电机组的手动启动和停机：a. 手动启动和停机的四种操作方式：(1)主控室操作：在主控室操作计算机启动键和停机键。(2) 就地操作：断开遥控操作开关，在风电机组的控制盘上，操作启动或停机按钮，操作后再合上遥控开关。(3) 远程操作：在远程终端操作启动键或停机键。(4) 机舱上操作：在机舱的控制盘上操作启动键或停机键，但机舱上操作仅限于调试时使用。b. 风电机组的手动启动：当风速达到启动风速范围时，手动操作启动键或按钮，风电机组按计算机启动程序启动和并网。c. 风电机组的手动停机：当风速超出正常运行范围时，手动操作停机键或按钮，风电机组按计算机停机程序与电网解列、停机。8.3.2.4 凡经手动停机操作后，须再按“启动”按钮，方能使风电机组进入自启状态。8.3.2.5 故障停机和紧急停机状态下的手动启动操作。风电机组在故障停机和紧急停机后，如故障已排除且具备启动的条件，重新启动前必须按“重置”或“复位”就地控制按钮，方能按正常启动操作方式进行启动。8.3.3 风电场运行监视8.3.3.1 风电场运行人员每天应按时收听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。8.3.3.2 运行人员每天应定时通过主控室计算机的屏幕监视风电机组各项参数变化情况。8.3.3.3 运行人员应根据计算机显示的风电机组参数，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，并根据变化情况做出必要处理，同时在运行日志上写明原因，进行故障记录与统计。8.3.4 风电场的定期巡视:运行人员应定期对风电机组、风电场测风装置、升压站、场内高压配电线路进行巡回检查，发现缺陷及时处理，并登记在缺陷记录本上。8.3.4.1 检查风电机组在运行中有无异常响声、叶片运行状态、调向系统动作是否正常，电缆有无绞缠情况。8.3.4.2 检查风电机组各部分是否漏油。8.3.4.3 当气候异常、机组非正常运行、或新设备投入运行时，需要增加巡回检查内容及次数。8.3.5 风电机组的检查维护8.3.5.1 风电机组的定期登塔检查维护应在手动“停机”状态下进行。8.3.5.2 运行人员登塔检查维护应不少于两人，但不能同时登塔。运行人员登塔要使用安全带、戴安全帽、穿安全鞋。零配件及工具必须单独放在工具袋内，工具袋必须与安全绳联结牢固，以防坠塔。8.3.5.3 检查风电机组液压系统和齿轮箱以及其他润滑系统有无泄漏，油位、油温是否正常，油位低于规定时要及时加油。8.3.5.4 对设备螺栓应定期检查、紧固。8.3.5.5 对液压系统、齿轮箱、润滑系统应定期取油样进行化验分析，对轴承润滑点定时注油。8.3.5.6 对爬梯、安全帽、照明设备等安全设施应定期检查。8.3.5.7 控制箱应保持清洁，定期进行清扫。8.3.5.8 对主控室计算机系统和通信设备应定期进行检查和维护。8.4 异常运行和事故处理8.4.1 风电场异常运行与事故处理基本要求8.4.1.1 当风电场设备出现异常运行或发生事故时，当班值长应组织运行人员尽快排除异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在运行日志上。8.4.1.2 事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大并及时向有关领导汇报，在事故原因查清前，运行人员应保护事故现场和损害的设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）。如需立即进行抢修的，必须经领导同意。8.4.1.3 当事故发生在交接班过程中，应停止接班，交班人员必须坚守岗位、处理事故，接班人员应在交班值长指挥下协助事故处理。事故处理告一段落后，交接双方值长决定是否继续交接班。8.4.1.4 事故处理完毕后，当班值长应将事故发生的经过和处理情况，如实记录在交班簿上。事故发生后应根据计算机记录，对保护、信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生的原因，并写出书面报告，汇报上级领导。8.4.2 风电机组异常运行及故障处理8.4.2.1 对于标志机组有异常情况的报警信号，运行人员要根据报警信号提供的部位进行现场检查和清理。a. 液压装置油位及齿轮箱油位偏低，应检查液压系统及齿轮箱有无泄漏，并及时加油恢复正常油位。b. 测风仪故障。风电机组显示输出功率与对应风速有偏差时，检查风速仪、风向仪的传感器有无故障，如有故障则予以排除。c. 风电机组在运行中发现有异常声音，应查明响声部位，分析原因，并做出处理。8.4.2.2 风电机组在运行中发电机温度、可控硅温度、控制箱温度、齿轮箱油温、机械制动刹车片温度超过规定值均会造成自动停机。运行人员应查明设备温度上升原因，如检查冷却系统、刹车片间隙、刹车片温度传感器及变送回路。待故障排除后，才能再启动风电机组。8.4.2.3 风电机组液压控制系统油压过低而自动停机的处理：运行人员应检查油泵工作是否正常。如油压不正常，应检查油泵、油压缸及有关阀门，待故障排除后再恢复机组自启动。8.4.2.4 风电机组因调向故障而造成自动停机的处理：运行人员应检查调向机构电气回路、偏航电动机与缠绕传感器工作是否正常，电动机损坏应予更换，对于因缠绕传感器故障致使电缆不能松线的应予以处理。待故障排除后再恢复自启动。8.4.2.5 风电机组转速超过极限或振动超过允许振幅而自动停机的处理：风电机组运行中，由于叶尖制动系统或变桨系统失灵会造成风电机组超速；机械不平衡，则造成风电机组振动超过极限值。以上情况发生均使风电机组安全停机，运行人员应检查超速、振动的原因，经处理后，才允许重新启动。8.4.2.6 当风电机组运行中发生系统断电或线路开关跳闸的处理：当电网发生系统故障造成断电或线路故障导致线路开关跳闸时，运行人员应检查线路断电或跳闸原因（若逢夜间应首先恢复主控室用电），待系统恢复正常，则重新启动机组并通过计算机并网。8.4.2.7 风电机组因异常需要立即进行停机操作的顺序：a. 利用主控室计算机进行遥控停机。b. 当遥控停机无效时，则就地按正常停机按钮停机。c. 当正常停机无效时，使用紧急停机按钮停机。d. 仍然无效时，拉开风电机组主开关或连接此台机组的线路断路器。8.4.3 风电场事故处理8.4.3.1 发生下列事故之一者，风电机组应立即停机处理：a. 叶片处于不正常位置或相互位置与正常运行状态不符时；b. 风电机组主要保护装置拒动或失灵时；c. 风电机组因雷击损坏时；d. 风电机组因发生叶片断裂等严重机械故障时；e. 制动系统故障时。8.4.3.2 当机组发生起火时，运行人员应立即停机并切断电源，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延；当机组发生危机人员和设备安全的故障时，值班人员应立即拉开该机组线路侧的断路器。8.4.3.3 风电机组主开关发生跳闸时，要先检查主回路可控硅、发电机绝缘是否击穿，主开关整定动作值是否正确，确定无误后才能重合开关，否则应退出运行进一步检查。8.4.3.4 机组出现振动故障时，要先检查保护回路，若不是误动，应立即停止运行做进一步检查。9 变压器运行规程9.1 变压器设备规范9.1.1 主变设备规范序号及名称项 目保证值1.额定值变压器型式或型号SFZ10-100000/220a. 额定电压（kV）高压绕组230低压绕组36.75b. 额定频率（Hz）50c. 额定容量(MVA)(绕组温升65K时)100d. 相数3e. 调压方式有载f. 调压范围81.25%g. 中性点接地方式直接接地/经电阻接地h. 主分接的阻抗电压和偏差（全容量下）阻抗电压（%）偏差（%）高压低压145i 冷却方式ONAN/ONAFj. 联结组标号YN,yn0+d112.绝缘水平a. 雷电全波冲击电压（kV，峰值）高压线端950低压线端200高压中性点端子400b. 雷电截波冲击电压（kV，峰值）高压线端1050低压线端220高压中性点端子400c. 短时工频耐受电压（kV，方均根值）高压线端395低压线端85高压中性点端子2003.温升限值(K）顶层油55绕组（平均）65油箱、铁心及金属结构件表面754.空载损耗（kW）额定频率额定电压时空载损耗3755.负载损耗（kW）额定频率额定电压时负载损耗686.总损耗额定频率额定电压时总损耗4437.空载电流（%）100%额定电压时0.48噪声水平dB（A）100%负载状态下759.局部放电水平（pC）在1.5倍最高相电压下10010无线电干扰水平在1.1倍最高相电压下无线电干扰水平（V）50011套管型号规格a. 高压套管油纸电容式b. 低压套管纯瓷式c. 高压中性点套管油纸电容式额定电流（A）a. 高压套管630b. 低压套管2500c. 高压中性点套管630绝缘水平（LI/AC）（kV）a. 高压套管1050/460*kdb. 低压套管230/95*kdc. 高压中性点套管440/230*kd绕组数3准确级5P20/5P20/0.2电流比（A）200-400/5额定输出（VA）30装设在高压中性点侧绕组数2准确级5P20/5P20电流比（A）150/5额定输出（VA）309.1.2 箱变技术规范名称箱式变压器型号S11- 1600/35额定容量1600kVA额定电压：高压36.75kV连接组标号Dyn11额定电压：低压0.69kV最高电压40.5kV电压分接范围36.752*2.5%相数三相频率50HZ阻抗电压Uk=6%冷却方式油浸自冷噪音水平50dB泄漏比距3.1cm/kV空载损耗1650负载损耗变压器励磁涌流360A系统中性点接地方式低压侧直接接地变压器高压侧工频耐压95kV冲击峰值耐压200kV变压器低压侧工频耐压5kV名称照明检修变压器型号SG10-90/0.69额定容量90kVA频率50HZ额定电压高压侧0.69kV额定电压低压侧0.4kV/0.22kV最高电压高压绕组 1kV高压分接范围0.692*2.5%相数三相连接组标号Dyn119.1.3 站用变技术规范名 称35kV站用变型 号SCB11-630/36.75额定容量630kVA短路阻抗6 % 联结组形式Y，yn0电压比（kV）36.7522.5%/0.4 额定电压高压侧（kV）36.75额定电流高压侧（A）36.37A低压侧（kV）0.4低压侧（A）909.35A冷却方式AN/AF（100%/150%）绝缘耐热等级F最高允许温升100K温度极限155空载损耗kW2.07负载损耗kW7.07总 重海拔不超过出厂序号制造厂家保定天威顺达出厂日期投产日期9.1.3 站用备用变技术规范名 称10kV站用备用变型 号SCB11-630/10额定容量630kVA短路阻抗6 % 联结组形式D,yn1电压比（kV）1022.5%/0.4 额定电压高压侧（kV）10额定电流高压侧（A）36.37A低压侧（kV）0.4低压侧（A）909.35A冷却方式AN/AF（100%/150%）绝缘耐热等级F最高允许温升100K温度极限155空载损耗kW1.46负载损耗kW6.43总 重海拔不超过出厂序号制造厂家保定天威顺达出厂日期投产日期9.2 变压器的正常运行9.2.1 变压器运行的一般规定9.2.1.1 正常情况下,变压器应按铭牌规定的技术数据和冷却条件运行，变压器一次电压可在各分头电压5%范围内连续运行，其容量不变。变压器运行中电流不应超过铭牌允许值。9.2.1.2 变压器上层油温最高不得超过95。为防止变压器绝缘老化，上层油温不得经常超过85，温度警报定在75。干式变压器按铭牌规定的技术数据规定执行，无铭牌规定时最大温升为65，最高允许温度不超过105。9.2.1.3 正常情况下，严禁变压器长期合环运行，在倒换站用电源操作过程中，允许短时并列运行，但应满足以下条件：接线组别相同变压比相等短路电压相等容量接近相序相同9.2.2 变压器过负荷运行规定9.2.2.1 存在较大缺陷、冷却系统有故障的变压器不允许过负荷运行。9.2.2.2 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。9.2.2.3 允许过负荷的变压器,在过负荷时间内,其上层油温和绕组温度不得超过规定值。9.2.2.4 变压器经过事故过负荷后，应将事故过负荷的大小和持续时间记入变压器的技术档案内。9.2.2.5 油浸自冷或风冷变压器，在昼夜负荷率小于1小时，其正常过负荷按表91执行。9.2.2.6 干式变压器事故过负荷允许时间见表92表9-1变压器正常允许过负荷时间过负荷倍数1.3Ie1.6 Ie1.75Ie2 Ie连续时间（min）6030157.5表9-2:干式变压器事故过负荷允许时间过 载 %2030405060允许时间（分）6045321859.2.3 主变压器有载调压的规定9.2.3.1 有载调压变压器进行分接头切换操作前,应经风场场长批准。9.2.3.2 变压器在满载、过载运行或系统发生短路时,禁止操作调压开关。9.2.3.3 应首先采用远方电动操作，远方操作失灵时可采用就地电动操作；当电动操作回路故障时，则可就地手动操作。9.2.3.4 操作后及时监视分接位置及电流电压的变化，检查三相电压平衡，并将调整后分接头位置记入运行日志本内。9.2.3.5 电动操作中发生异常现象时，应立即停止操作并切断电机电源，停止电动调节装置。9.2.3.6 有载调压开关操作时，值班人员应到现场观察指示位置是否正确，切换声响是否正常，切换后有无异常。9.2.4 变压器瓦斯保护投停的有关规定9.2.4.1 重瓦斯保护退出运行应经调度或风场场长批准。9.2.4.2 重瓦斯保护投入跳闸压板前，应检查瓦斯继电器内确无气体，验压板两端无电压。9.2.4.3 下列工作前应将重瓦斯改投信号，工作结束后，查明瓦斯继电器内确无气体投入重瓦斯保护跳闸压板： 变压器加油滤油（由油枕顶部补油除外）。 变压器放油（取油样除外）。 拆装散热器或倒换油枕截门。 打开各种放气门处理假油位（放瓦斯继电器内气体除外）。 清理呼吸器或更换硅胶。 变压器附近爆破施工。9.2.4.4 新装或大修后的变压器充电前应将重瓦斯投跳闸，带负荷前将重瓦斯投信号，24小时后检查瓦斯继电器内无气体后改投跳闸。9.2.4.5 发生地震或得到地震预报时, 请示调度,可退出重瓦斯保护跳闸压板。9.2.4.6 当油位计上指示的油面有异常升高应先退出重瓦斯保护跳闸压板，然后才能进行放气、放油、清理呼吸器孔眼及其它工作。9.2.5 变压器的运行和维护9.2.5.1 新装或大修后的变压器,投运前应具备以下条件 保护和开关传动良好。 变压器各侧线圈绝缘电阻、介损、直阻合格。 调压装置的操作回路试验良好。 测量变压器极性正确。 测量绕组所有分接头下的变压比，测量结果应与出厂值一致。9.2.5.2 变压器投运前应进行如下检查a. 所有工作票全部结束,检修工作所设安全措施全部拆除。b. 变压器本体清洁无杂物,各引线、电缆接头处接触良好。c. 散热器完好,各油路阀门在开启状态。d. 变压器油位、油色正常，各部无漏油、无渗油现象。e. 瓷瓶、套管清洁完好，无裂纹及损伤。f. 呼吸器完整,硅胶不潮解,不变色。g. 瓦斯继电器内充油正常、无气体,继电器与储油柜之间的阀门应打开。h. 变压器外壳接地良好。I .室内变压器门窗完好,照明充足,温度适宜。j. 各温度表完好,指示正确,其信号及温度报警值整定符合要求。k. 变压器保护投、停正确。l. 有载调压装置完好,并检查有载调压机械传动装置动作正常。m. 有载调压装置的气体保护应投入跳闸。n. 自动灭火装置及消防器材齐备完好。o. 设备标志齐全,常设遮栏、标示牌完善。9.2.5.3 变压器正常运行时，巡视检查项目如下：a. 变压器的油温正常，冷却装置运行正常。b. 变压器声音正常，无放电现象。c. 油位计指示正常，油色透明，无发黑状态。防爆阀完好无油迹。d. 变压器套管清洁，无裂纹及放电现象，引线接头无发热，变色 现象。e. 硅胶颜色正常，无严重受潮变色。f. 瓦斯继电器内充满油、无气体。g. 变压器的主、附设备不漏油，渗油及外壳接地线良好不松动。h. 检查潜油泵工作正常无异音、振动、过热、渗油现象。9.2.5.4 气候异常时，应增加检查次数，并根据当时天气条件进行下列检查。a. 大风天气，变压器上部各导线无剧烈摆动和松脱现象，且上盖无杂物。b. 雷雨天气，瓷瓶套管无破裂及放电闪络现象，并检查避雷器的放电记录器是否动作。c. 下雾天气，瓷瓶套管无闪络，放电现象。d . 下雪天气，根据积雪融化情况，检查接头发热部位，有无被冰雪短路的危险，及时处理冰溜。e. 气温急剧变化时应检查油位和温度变化情况。9.2.5.5 正常运行的变压器每班应按下列项目检查,当发生异常现象时,检查次数应适当增加。a. 变压器响声正常,元件无松动,无共振的响声及放电声。b. 瓷套管清洁完整,无裂纹,无闪络放电现象。c. 变压器温度指示正常,两侧油温差值不过大。d. 油位、油色正常，不漏油、不渗油。e. 压力释放器或防爆膜完整,无喷油现象。f. 呼吸器完整,硅胶不潮解,不变色。g. 瓦斯继电器内无气体。h. 各散热器完好。i. 引线、母线排上无杂物，不漏油，接头不过热。j. 外壳接地良好。k. 有载调压装置机械指示器与控制室指示器位置相一致。l. 室内变压器的门窗完整,照明充足,室内温度适宜,房顶不漏水。m. 自动灭火装置各管路阀门无渗、漏现象，其它消防器材齐全完好。n. 过负载时，检查油温和油位是否正常，各引线接头是否良好。o. 出口发生短路后，检查变压器引线接头及有关设备无异常。9.2.5.6 干式变压器运行中检查项目a. 检查干式变压器各侧开关计算机显示状态与实际运行状态和运行日志记录一致b. 检查干式变压器表计指示无大幅度摆动现象c. 检查干式变压器保护压板投停正确。d. 干式变压器线圈温度正常，温控仪工作正常。e. 检查干式变压器内部运行声音正常，无焦