考试题100

1升压站电气主接线图 2、35KV配电装置接线图 3、风机一次系统图

4、35KV SVC无功自动补偿装置系统图 5、箱式变压器接线图

6、直流系统交流电源原理图 7、#1直流馈线接线图 8、UPS系统图

9、事故照明箱接线图

10、35KV接地变一次系统图 11、风机组技术规范

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 项目 型号 功率控制 额定功率 风轮直径 轮毂中心高度 切入风速 额定风速 切出风速 额定风轮转速 风轮转速范围 极端（生存）风速 设计使用寿命 机组类型 项目 运行方式 叶片数量 叶片长度 叶片重量 扫风面积 防雷装置 材料 工作温度 最大弦长 制造厂家 项目 制造厂家 发电机形式 额定功率（定子+转子） 单 位 kW m m m/s m/s m/s rpm rpm m/s 年 单 位 个 m t ㎡ ℃ m 单 位 kW 规 格 SL-1500/77 叶片变桨控制 1500 77 65 3.0 11 20 17.4 9.8～19 51 20 陆上IEC III 规 格 叶片变桨控制 3 37.5 6 4657 叶片标准防雷装置 玻璃纤维增强环氧树脂 －45℃～+50℃ 3.2 中复 规 格 永济电机厂 天元电机厂 4 极双馈异步感应电机 1520 12、轮毂与变桨系统技术规范 13、发电机技术规范 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 额定电压 额定电流 频率 额定功率因数 接线组别 转子电流 转子电压 额定转速 转数范围 超速测试速度 绝缘等级 防护等级 冷却方式 电机中心高度 环境温度 旋转方向 V A Hz A V rpm rpm rpm mm 690 1255 50±1% COSφ=1 △/Y 344 452 1800 1000-2000 H IP54 水内冷 永济电机500、天元电机450 -30℃～+45℃ 从发电机驱动轴往电机方向看为逆时针旋转 规 格 美国超导 PM3000 空间矢量脉宽调制 IGBT 四象限运行 感性0.9容性0.95 3 交-直-交变频器机侧网侧合为一体 500 20 690VAC, ±10% 50±2 Hz 220±8×1.25/35 315/1979 120000 kvA 14、风机变频器PM3000技术规范 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 项目 厂家 型号 调制方式 运行模式 功率因数 脉冲频率 型式 转子侧变频器功率 使用寿命 额定电压 电源频率 SFZ10-120000/220 220/35 242/35 (kV) 额定频率 使用条件 空载损耗 50HZ 户外 70.3KW 65K) 调压方式 冷却方式 负载损耗 有载调压 ONAN/ONAF 303.0KW 单 位 kHz kVA 年 额定电压比(kV) 额定电流（A） 额定容量(绕组温升15、主变技术规范 型号 额定电压(kV) 最高工作电压短路阻抗 空载电流 12%±7.5% 0.13％ 高 压 侧 ： 950/395KV 连接组别 绝缘耐热等级 YN,d11 A 73 绝缘水平 中 性 点 ：400/200kv 低 压侧： 200/85KV 损耗 325 22 效率(%) 局部放电量 99.6 % ≤100 PC 器身重 82500Kg 无线电干扰电压 噪音水平(dB) 油重 ＜500μV ＜75 dB 40000kg ITT.710.20284 特变电工沈阳变压重量 充氮运输重量 101500kg 产品代号 总重 163600kg 出厂序号 生产厂家 制造日期 高压侧 指示位置 1 2 3 4 5 6 7 8 9A 9B 9C 10 11 12 13 2009、10 器集团有限公司 范围开关位置 选择开关联结 X1-Y1-Z1 X2-Y2-Z2 X3-Y3-Z3 X4-Y4-Z4 X5-Y5-Z5 X6-Y6-Z6 X7-Y7-Z7 X8-Y8-Z8 X9-Y9-Z9 AK-BK-CK X1-Y1-Z1 X2-Y2-Z2 X3-Y3-Z3 X4-Y4-Z4 X5-Y5-Z5 电压（KV） 242 239.25 236.5 233.75 231 228.25 225.5 222.75 220 220 220 217.25 214.5 211.75 209 电流（A） 286.3 289.6 292.9 296.4 299.9 303.5 307.2 311.0 314.9 314.9 314.9 318.9 323.0 327.2 331.5 14 15 16 17 变压器套管 套管外绝缘爬距 高压(mm) 低压(mm) 中性点(mm) ≥6930 ≥1010 ≥3150 X6-Y6-Z6 X7-Y7-Z7 X8-Y8-Z8 X9-Y9-Z9 206.25 203.5 200.75 198. 335.9 340.5 345.1 349.9 套管端子允许荷载（高压/低压） 纵向(N) 横向(N) 垂直拉力(N) 2000 1000 1000 高压侧套管式电流互感器 高压套管型号 BRDLW-252/630 中性点套管 BRLW-126/630 变比：600/5A 准确级：5P20 额定输出(VA)30VA 低压套管型号 BJW-40/3000 16、220KV开关（SF6开关）技术规范 LW10B-252(H)W/4000型号 -50瓷柱式单断口 额定电压 额定电流 额定频率 252kv 4000A 50Hz 125KA 125A 电流 额定操作油压 油泵启动油压 油泵停止油压 报警油压 额定操作顺序 额定雷电冲击耐压 相对地 950kv 33 MPa 32 MPa 33 MPa 断口间 1050kv 额定短路关合电流 额定线路充电开断29±0.5 O-03.s-CO-180s-CO 主回路电阻 开断时间 合分时间 分闸时间 合闸时间 报警气压 ≤45Ω ≤40 ms ≤50 ms 20±3 ms 60±5 ms 0.35±0.015 MPa 油泵电动机电压 操动机构型式/型号 分闸平均速度 合闸平均速度 SF6气体压力（20℃） 闭锁气压 DC220V 瑞士贝林格阀系统 液压机构 9±1 m∕s 4.6±0.5 m∕s 0.4MPa 0.33±0.015 MPa SF6气体漏气率 ≤0.5％/年 SF6气体纯度 ≥99.8% 500W(保温)80W(驱加热器 潮)/AC220V 整机重量 5700KG 出厂日期 2009年11月11号 生产厂家 河北平高电气公司 17、220KV母线侧和线路侧高压隔离开关技术规范

母线侧220Kv交流高压隔离开

GW16B-252DW 型号 受电流 额定电压 额定电流 制造厂家 司 线路侧220Kv交流高压隔离开关 GW27-252DW 型号 受电流 额定电压 额定电流 制造厂家 司 252kv 额定雷击耐压 2000A 河南平高电气股份有限公出厂日期 2009、10 对地和相间 950kv 3s额定短路耐50kA 252kv 额定雷击耐压 2000A 河南平高电气股份有限公出厂日期 2009、10 对地和相间 1050kv 3s额定短路耐40kA 18、220KV干式电流互感器和电容器电压互感器技术规范

220Kv干式电流互感器 产品型号 额定频率 一次接线方式 最大工作电压 LGBJ-220 50HZ 额定电压 额定电流比 220kv 600/5 3 生产厂家 北京电科四维 并联（P1.C1.C2.P2） 相数 250kv 220Kv电容器电压互感器技术规范 产品型号 额定一次电压 温度类别 额定绝缘水平 生产厂家 WVB220-10H 220/3 -40 460/1100 kv 额定频率 二次电压 防污等级 总重 50HZ 100/3 Ⅲ 880Kg 无锡日新电机有限公司 19、35KV VD4开关技术规范

额定电压 额定短路开断电流 制造厂家 40.5kv 63kA 额定电流 合闸时间 1250A 55-67ms 额定频率 分闸时间 50HZ 33-45ms 厦门ABB开关有限公司 20、风力发电机箱变技术规范 型式 额定电压 频率 联结组别 阻抗电压 负载损耗 额定电流 高压线圈温升 低压线圈温升 ZGS-Z.F-1600/35 35±2*2.5%/0.69KV 50HZ Dyn11 6.26% 16395w 26.39/1338.78A 65℃ 65℃ 额定容量 相数 调压方式 冷却方式 空载损耗 绝缘液体 绝缘等级 顶层油温 制造厂家 1600kvA 3 无载调压 ONAN (油侵自冷) 1752w 45号绝缘油 A 95℃ 宁波天安 21、设备巡视检查周期的规定

21.1 箱式变压器运行时，应每周至少对设备巡视一次。 21.2 风电机组运行时，应每每月至少对设备巡视一次。

21.3 20Kv开关场设备、35Kv配电室设备、SVC装置、生活水泵房和综控楼内配电装置及电源配电箱、通讯机房、蓄电池室，每日8时、17时交接班前各巡视检查一次。 21.4 继电保护室，在每个交接班前必须巡视检查一次。

21.5 电缆沟、井、架及电缆段，每个月20日前及“春、秋检”时全面检查一次。

22、设备巡视检查的要求

22.1 巡视检查必须由能独立值班的值班人员担任。

22.2 应按规定的时间、项目、内容及所定的巡视检查路线对设备进行巡视检查，特殊情况需做特殊检查。

22.3 巡视检查应做到“四到”即：看、听、摸、嗅。严格遵守《电业安全工作规程》的有关规定，及时、细致地对所辖设备进行检查，掌握设备运行状况。 22.4 巡视检查时不得从事检修维护工作。

22.5 在巡视检查过程中，如设备发生异常，应立即按本岗位职责进行事故处理。 22.6 在巡视检查过程中，如发现一般缺陷，可在检查任务完成后汇报，并登录设备缺陷。如发现有威胁机组安全运行及人身安全的重大缺陷，应立即汇报值班长进行处理。

22.7 在巡视检查过程中，如遇高压设备接地，室内不得接近故障点4米以内，室外不得接近8米以内；不论高压设备是否带电，巡视检查时不得移开或越过遮栏，要随时保持与高压设备的安全距离。

22.8 检查高压设备接地时，必须穿绝缘靴，如接触设备外壳时必须戴好绝缘手套。 22.9 设备巡视检查后，应将巡视检查结果、巡视人员姓名、时间记录在运行记录上，必须重点记录主变温度、有关设备异常情况及设备缺陷等。

23、风机巡视检查项目

23.1风电机组的塔下巡视

23.1.1 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。

23.1.2 检查风电机组各部分是否渗油。

23.1.3 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。

23.1.4 叶轮、风向标、风速仪上应无结冰现象。 23.2 风电机组的检查维护（登塔检查）

23.2.1风机运行时，每月至少上塔对每台风机进行例行检查一次，上塔检查应选择低风速且天气状况较好的时间进行。

23.2. 2 登塔作业时，首先应使风机安全停机，待机械刹车动作，刹住风机后，再行登塔。不允许风机在自由旋转状态下登塔作业。

23.2. 3 登塔作业时塔筒内应保持有两人，但不能同时登塔，并且相互之间传达信息畅通。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，以防坠落。 23.2.4 例行检查维护项目 1）各元件的外部机械检查； 2) 液压油位，系统有无泄漏； 3) 齿轮箱油位，系统有无泄漏； 4) 沙尘污染，是否需要清理； 5) 偏航齿轮润滑状况； 6) 电缆接头状况； 7) 电缆扭曲状况；

8) 加热或冷却装置工作状况； 9) 各部润滑状况；

10) 刹车盘的外部检查、刹车蹄片的磨损状况检查； 11) 雷雨季节应对桨叶避雷装置进行检查； 12）对设备螺栓应定期检查、紧固；

13) 对液压系统、齿轮箱、润滑系统应定期取油样进行化验分析； 14) 对爬梯、安全绳、照明设备等安全设施应定期检查； 15) 控制箱应保持清洁，定期进行清扫；

16) 对主控计算机系统和通信设备应定期进行检查和维护。

24、箱变的巡视检查项目

1、箱变本体无异音，均匀的电磁声，无渗漏油现象。 2、散热片有无渗漏油现象，平台有无漏油痕迹。 3、高压室进、出线电缆与变压器引线端子连接是否牢固。

4、电缆头有无过热、破损放电痕迹，过电压保护装置有无动作，接线牢固，接地线安 装良好，接地紧固。

5、变压器高压套管、支持瓷瓶本体无裂痕，无放电现象。 6、防凝露装置完好

7、电缆封堵严密，电缆外皮无破损

8、检查箱变温度，油位正常，真空指示正确。 9、无载调压开关位置正确 10、机构室内无渗漏水

11、低压690v开关运行正常，无异味，无过热现象 12、变压器低压侧690V引出线端子无过热现象

13、电压表、转换开关及二次端子排线连接线是否松动。 14、跌落式开关接触良好，保险无熔断现象。

15、开关位置指示正确，弹簧储能正常，面板显示正常，电压监视回路。开关无过热现象。

16、开关风机侧硬母排，电缆接线紧固，无过热现象，电缆封堵严密。

25、主变投入前的检查项目

(1) 各接触点良好，引线、母线桥完好，相序标志正确清楚。

(2) 油枕、散热器及瓦斯继电器阀门全部在打开位置,瓦斯继电器内无气体。 (3) 分接开关位置与调度通知相符合,有载调压开关的就地指示位置同远方指示器指示一致。

(4) 远方测温装置与就地温度计正常，指示相符。 (5) 主变本体无遗留物，安全措施完全拆除。 (6) 变压器基础没有下沉或裂纹现象。 (7) 外壳应两点接地，且接地可靠。

(8）主变压器本体无缺陷，油漆完整，无渗漏油现象。 (9）相应的图纸资料齐全，各种检修、试验项目合格。 (10）变压器油位、油色正常，各阀门开、关位置正确。

(11）变压器防爆管隔膜完好，压力释放阀无漏油、渗油、破损现象。 (12) 检查变压器各试验记录合格。

(1) 各接触点良好，引线、母线桥完好，相序标志正确清楚。

(2) 油枕、散热器及瓦斯继电器阀门全部在打开位置,瓦斯继电器内无气体。 (3) 分接开关位置与调度通知相符合,有载调压开关的就地指示位置同远方指示器指示一致。

(4) 远方测温装置与就地温度计正常，指示相符。 (5) 主变本体无遗留物，安全措施完全拆除。 (6) 变压器基础没有下沉或裂纹现象。 (7) 外壳应两点接地，且接地可靠。

(8）主变压器本体无缺陷，油漆完整，无渗漏油现象。 (9）相应的图纸资料齐全，各种检修、试验项目合格。 (10）变压器油位、油色正常，各阀门开、关位置正确。

(11）变压器防爆管隔膜完好，压力释放阀无漏油、渗油、破损现象。 (12) 检查变压器各试验记录合格。

26、主变的运行中巡视检查项目

26.1 变压器本体运行声音正常，无异味。

26.2 变压器油位、油色、油温正常，无漏油、渗油现象。 26.3 变压器各部引线、接头电缆无过热现象。

26.4 变压器瓦斯继电器内充满油，油色透明，无气体，不漏油、渗油。

26.5 变压器呼吸器畅通、干澡剂颜色正常。

26.6 变压器防爆管隔膜完好，压力释放阀完整无破损。

26.7 变压器冷却系统正常，冷却电机无异音，叶片无破损转向正确。 26.8 变压器有载调压分接开关分接位置及指示正确。 26.9 干式变压器的外壳表面应无积污。 26.10 各控制箱和二次端子箱应关严、无受潮。

27、主变的特殊检查项目

27.1 变压器过负荷时，应加强巡视，监视负荷、油温和油位变化情况，对各部接头进行测温。

27.2 大风天气时，检查引线摆动情况及变压器上是否有悬挂物。

27.3 雷雨天气后，检查套管是否有闪络放电现象，避雷器放电计数器是否动作。 27.4 暴雨天气时，检查站内外排水情况，周围是否有洪水、滑坡、泥石流、塌陷等自然灾害的隐患。

27.5 大雾天气时，检查瓷瓶、套管有无放电现象，并应重点监视污秽瓷质部分有无放电现象。

27.6 下雪天气时，根据积雪溶化情况判断变压器各接头是否过热，并及时处理积雪和冰柱。

27.7 发生近距离短路故障后，检查变压器各侧套管接头有无异常。 27.8 气温剧冷、剧热，检查变压器油温、油位变化情况。

28、220KV开关（SF6开关）的巡视检查项目

a) 对于有SF6压力表的断路器，每日定时检查SF6气体压力，并和对应温度下的水平比较，判断是否正常；对于装SF6密度继电器的断路器，应监视密度继电器动作及闭锁情况；禁止在SF6气体不足时，分、合断路器。

b) 断路器各部份及管道无异声（漏气声、振动声）及异味，管道夹头正常。 c) 套管无裂痕，无放电声和电晕。 d) 引线连接部位无过热，引线弛度适中。

e) 断路器分、合闸位置指示正确，并和当时实际运行工况相符。 f) 巡视环境条件，附近无杂物。 g) 机构箱门平整，开启灵活，关闭紧密。 h) 检查油箱油位正常，无渗漏油。 i) 高压油的油压在允许范围内。

j) 每天记录油泵启动次数。 k) 机构箱内无异味。

29、母线、刀闸的巡视检查项目

29.1 母线、刀闸的瓷瓶应清洁、无裂纹、破损和放电现象。 29.2 母线、刀闸各部接头无松动、脱落及振动和过热现象。 29.3 刀闸接触良好，无过热、放电现象。 29.4 各连杆销子无断裂、脱落现象。 29.5 开关场母线、刀闸无搭挂杂物。 29.6 封闭母线无过热、异音、放电现象。 29.7 室内照明、通风良好，无漏水现象。

30、母线、刀闸投入前的检查项目

30.1 母线、刀闸各部位应清洁无杂物，各接头牢固。 30.2 刀闸的操作机构及辅助接点完好，并与实际位置相符。 30.3 母线、刀闸的瓷瓶应清洁、无裂纹、破损。

30.4 刀闸拉、合传动正确，操作应灵活，三相应相同，开闸角度应符规定，刀闸断开时，应保持全开位置，合闸应保持三相接触严密，有一定压力。机构闭锁程序完整好用，与接地刀闸闭锁良好。

30.5 设备编号、标志应齐全正确。

30.6 封闭母线各接头坚固，密封件无老化、破损现象，接地完好。

31、电流互感器的巡视检查项目

31.1 互感器瓷件部分无裂纹及放电现象。 31.2 互感器内部无异音和放电声。

31.3 互感器一、二次接线牢固，无松动现象。 31.4 电流互感器二次接地良好。

32、电压互感器的巡视检查项目

32.1 互感器瓷件部分无裂纹及放电现象。 32.2 互感器内部无异音和放电声。

32.3 互感器一、二次接线牢固，无松动现象。 32.4 电压互感器保险丝无脱落的危险。 32.5 电压互感器一次中性点接地良好。

33、220KV避雷器的巡视检查项目

33.1 避雷器的复合绝缘套管无破损和放电现象。

33.2 避雷器的连接引线及接地线牢固完好，无松动脱落现象。 33.3 掌握避雷器动作记录的数值，并做好记录。

33.4 雷雨后检查各部有无损坏及放电痕迹，并记录动作情况。 33.5 雷雨时禁止在避雷器的接地线上或遮栏内工作。

34、接地变及其接地电阻的检查项目

34.1接地变检查项目：

34.1.1外壳内有无共振音，铁板有无振音； 34.1.2有无接地不良引起的放电声； 34.1.3附件有无异常声音及异常振动；

34.1.4根据示温涂料变色和油漆判断引线接头和电缆母线有无过热现象； 34.1.5浇注线圈是否附着赃物，铁心套管上是否有污染； 34.1.6温度异常高时，附着的脏物或绝缘件是否烧焦发生臭味；

34.1.7绝缘套管、支持瓷瓶和绕注线圈表面有无碳和放电痕迹、是否有龟裂； 34.1.6变压器柜门窗、照明是否完好，温度是否正常； 34.2接地电阻检查项目：

34.1.1、接地电阻绝缘良好，无熔断放电痕迹。 34.1.2、接地电阻外观完整，外形完好，无变型。

34.1.3、各引线连接紧固，安装正确，接地端接地良好。

35、干式变压器的巡视检查项目

1）外壳内有无共振音，铁板有无振音； 2）有无接地不良引起的放电声； 3）附件有无异常声音及异常振动；

4）根据示温涂料变色和油漆判断引线接头和电缆母线有无过热现象； 5）浇注线圈是否附着赃物，铁心套管上是否有污染； 6）温度异常高时，附着的脏物或绝缘件是否烧焦发生臭味； 7）绝缘件和绕注线圈表面有无碳和放电痕迹是否有龟裂； 8）变压器室门窗、照明是否完好，温度是否正常；

9）分别记录温控器和温显器的温度显示值，温度通常从铁心和低压线圈测定，还需要参考制造厂试验记录。

36、35KV VD4开关的巡视检查项目

a) 分合闸位置指示正确，并与当时实际运行工况相符。 b) 支持绝缘子无裂痕及放电异常。 c) 真空灭弧室无异常。

d) 接地装置完好，位置指示正确。 e) 引线接触部位无过热,引线弛度适中。 f) 机构箱门平整、开启灵活，关闭紧密。

g) 检查分、合闸线圈及合闸接触器线圈无冒烟异味。 h) 直流电源回路线端子无松脱，无铜绿或锈蚀。 i) 定期测试合闸保险完好。

37、开关送电前的检查项目

a) 检查工作票全部收回，安全措施全部拆除。 b) 检查开关各部清洁、完整，周围无杂物。 c) 检查开关及引线无接地线和短路线，各接头牢固。 d) 检查接地装置完好，位置指示正确。

e) 检查瓷套管、绝缘拉杆应清洁、无裂纹，无破损，无烧伤，无严重脏污及放电现象，法兰无裂纹。

f) 检查机械分、合闸位置指示器及开关拐臂位置正确，且与开关就地及远方位置相符，操作机构正常，开关储能正常。

g) 检查支持瓷瓶、断口瓷瓶无烧伤、断股及搭挂杂物，电缆头清洁，无渗油，母线排不变形，各种接点无过热现象。

h) 检查开关操作机构箱、室内外交直流分线箱、各种接线盒均密封严密。机构箱内各电气元件应正常，工作状态应与要求一致。 i) 手车开关的一、二次插头接触良好，开关柜内部良好。 j) 开关相间绝缘隔板应完好。 k) 开关投运前拉、合闸试验良好。 l) 开关设备标志齐全完整，明显正确。 m) 检查开关的气体压力、油压正常。

38、开关事故跳闸后的检查项目

1) 开关气压油压是否正常，有无烟火及焦味。 2) 开关各部有无变形、过热现象。 3) 开关套管有无裂纹及其它异常情况。

39、断路器合闸后的检查项目

1）红灯亮，机械指示应在合闸位置；

2）变电站控制后台机屏幕画面显示合闸状态，送电回路的电流表、功率表及计量表是否指示正确；

3）断路器合闸后应该有油泵打压和停止过程，油泵停止后检查油压在33MP左右（因室外环境温度而定）；

4）弹簧操动机构，在合闸后应检查弹簧是否储能； 5）检查断路器SF6压力正常；

40、35KV SVC电容器巡视检查项目

a) 电容器外壳无渗油现象。 b) 套管无渗油，破裂及放电现象。

c) 电容器有无鼓肚，焊缝是否裂开，内部有无杂音。 d) 电源刀闸，电容器接头有无过热发红现象。

41、电缆的正常检查项目

41.1 电缆外皮无损伤，接地良好。 41.2 电缆及电缆头无漏油、过热现象。

41.3 电缆沟无积水、积灰、无腐蚀电缆及易燃等杂物，盖板齐全。 41.4 电缆支架完好，防火措施完善。

41.5 电缆上无任何物体，无任何压、挤、砸、受热、受振动危险

42、电缆的特殊检查项目

42.1 大雪天：检查室外电缆上的落雪不应溶化或结冰溜。

42.2 过负荷：检查电缆头、铜鼻子接触紧固，无松动及过热、变色现象，外皮温度不超过规定值。

42.3 系统发生短路后，检查电缆外皮无膨胀现象。 42.4 电缆接头箱密闭完好。

43、蓄电池的检查项目

43.1 蓄电池温度正常，室内通风、照明良好，门窗严密完整，墙上无脱落物，消防器材齐全。根据实际情况填写。

43.2 蓄电池瓶各接头、连线无松动过热、腐蚀现象，瓶体和支持子完整、无裂纹。 43.3 蓄电池电解液液面高于极板10mm～15mm，沉淀物距极板下部10mm以上。 43.4 蓄电池极板无弯曲、短路、硫化现象，隔板物完整、无脱落。 43.5 蓄电池电压、比重、温度合格。

43.6 蓄电池充电装置在浮充状态，运行正常。 43.7 蓄电池充电流应正常。

44、直流充电装置的检查项目

44.1 充电器装置电流、电压指示正常，各信号灯指示正常。 44.2 各调节装置使用灵活、方向正确。

44.3 整流变压器声音正常，无异音，周围环境清洁。 44.4 各电阻、电容运行正常，无过热烧损现象。 44.5 各继电器及控制装置完好。

44.6 整流元件表面温度正常，无过热烧损现象。

44.7 各开关、刀闸、熔断器、母线、电缆、连接导线等接触良好，无松动过热现象。

45、箱变停、送电操作票

45.1箱变停电操作票 1 2 3 4 5 6 检查风机已停止运行 检查箱变690V侧开关储能良好 拉开箱变690V侧开关 检查箱变690V侧开关确在开位 将箱变690V侧开关摇至检修位 检查箱变690V侧1开关确在检修位 45.2箱变送电操作票 1 2 3 4 5 6 7 检查风机具备送电条件 检查箱变690V侧开关确在开位 将箱变690V侧开关摇至工作位 检查箱变690V侧开关在工作位 检查箱变690V侧开关储能良好 合上箱变690V侧开关 检查箱变690V侧开关合闸良好 46、机群线停、送电操作票 46.1机群线停电操作票

46.1.1、检查机群线、风机已全部停止运行

46.1.2、拉开箱变低压侧开关，并在开关本体上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌 46.1.3、拉开箱变高压侧开关，并在开关本体上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌 46.1.4、视表计拉开35KV机群线开关

46.1.5、检查35KV机群线所有表计确无指示

46.1.6、检查35KV机群线开关确在开位 46.1.7、拉开35KV机群线开关操作直流开关 46.1.8、拉开35KV机群线开关动力直流开关 46.1.9、将35KV机群线开关摇至“试验”位 46.1.10、拉开35KV机群线开关二次插件 46.1.11、将35KV机群线开关拉至“检修”位 46.1.12、检查35KV机群线开关确在“检修”位 46.1.13、拉开35KV机群线开关二次交流开关

46.1.14、在35KV机群线开关柜后面电缆头处验电三相确无电压 46.1.15、合上35KV机群线接地刀闸

46.1.16、检查35KV机群线接地刀闸三相确在合位

46.1.17、在35KV机群线开关本体上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌 46.1.18、在箱变高压侧开关上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌 46.1.19、在35KV机群线箱变高压侧电缆头处验电三相确无电压 46.2机群线送电操作票

46.2.1检查机群线所有检修工作已全部结束 46.2.2拉开35KV机群线3接地刀闸

46.2.3检查35KV机群线接地刀闸三相确在分位

46.2.4取回35KV机群线开关本体上“禁止合闸，有人工作”标示牌 46.2.5拆除35KV机群线箱变高压侧电缆头处（ ）三相短路接地线 46.2.6取回箱变高压侧开关上“禁止合闸，有人工作”标示牌 46.2.7测量机群线绝缘合格

46.2.8检查机群线箱变低压侧690V开关在开位 46.2.9投入机群线保护跳闸出口压板LP 46.2.10检查机群线保护投入正确 46.2.11检查35KV机群开关在开位 46.2.12将35KV机群线开关摇至试验位 46.2.13合上35KV机群线开关二次插件 46.2.14将35KV#5机群线开关摇至工作位 46.2.15合上35KV机群线开关二次交流开关 46.2.16合上35KV机群线开关动力直流开关 46.2.17检查35KV机群线开关储能良好 46.2.18合上35KV机群线开关操作直流开关

46.2.19将35KV机群线开关方式选择开关切至“远方”位 46.2.20合上35KV机群线开关

46.2.21检查35KV机群线开关在合位

47、建街线停、送电操作票

47.1建街线停电操作票

47.1.1得调度令: 220kv建街线8511开关停电

47.1.2检查220kv建街线8511开关SF6气体压力正常 47.1.3检查220kv建街线8511开关操作油压正常 47.1.4视表计拉开220kv建街线8511开关

47.1.5检查220kv建街线8511开关三相确在开位 47.1.6检查220kv建街线所有表计确无指示

47.1.7拉开220kv建街线8511开关第一、第二套操作直流空气开关 47.1.8合上220kv建街线8511乙刀闸动力刀闸 47.1.9拉开220kv建街线8511乙刀闸

47.1.10检查220kv建街线8511乙刀闸在开位 47.1.11拉开220kv建街线8511乙刀闸动力刀闸 47.1.12合上220kv建街线8511甲刀闸动力刀闸 47.1.13拉开220kv建街线8511甲刀闸

47.1.14检查220kv建街线8511甲刀闸确在开位 47.1.15拉开220kv建街线8511甲刀闸动力刀闸 47.1.16检查220kv母线所有表计确无指示 47.1.17拉开220kv母线PT二次小空气开关 47.1.18合上220kv母线PT8508刀闸动力刀闸 47.1.19拉开220kv母线PT8508刀闸

47.1.20检查220kv母线PT8508刀闸确在开位 47.1.21拉开220kv母线PT8508刀闸动力刀闸 47.2建街线送电操作票

47.2.1得调度令：220KV建街线送电

47.2.2拉开220KV建街线8511乙D2接地刀闸

47.2.3检查220KV建街线8511乙D2接地刀闸三相确在开位

47.2.4取回220KV建街线8511乙刀闸操作把手上“禁止合闸，线路有人工作”标示牌 47.2.5检查220KV建街线8511乙D1接地刀闸三相确在开位 47.2.6检查220KV建街线8511甲D接地刀闸三相确在开位 47.2.7检查220KV母线8517D接地刀闸三相确在开位 47.2.8检查220KV母线PT8508D接地刀闸三相确在开位 47.2.9检查#1主变220KV侧8501乙刀闸三相确在开位 47.2.10检查220KV建街线8511开关在开位

47.2.11合上220KV建街线8511甲刀闸动力电源开关 47.2.12合上220KV建街线8511甲刀闸

47.2.13检查220KV建街线8511甲刀闸三相合闸良好 47.2.14拉开220KV建街线8511甲刀闸动力电源开关 47.2.15合上220KV建街线8511乙刀闸动力电源开关 47.2.16合上220KV建街线8511乙刀闸

47.2.17检查220KV建街线8511乙刀闸三相合闸良好 47.2.18拉开220KV建街线8511乙刀闸动力电源开关 47.2.19检查220KV建街线8511开关SF6气体压力正常 47.2.20检查220KV建街线8511开关机构箱油压正常 47.2.21检查220KV母线保护A屏所有保护投入正确 47.2.22检查220KV母线保护B屏所有保护投入正确

47.2.23合上220KV建街线8511开关第一套操作直流开关 47.2.24合上220KV建街线8511开关第二套操作直流开关 47.2.25得调度令：合上220KV建街线8511开关 47.2.26检查220KV建街线表计指示正确 47.2.27检查220KV建街线8511开关在合位 47.2.28检查220KV母线充电良好

47.2.29汇报调度：220KV建街线8511开关送电完毕

48、主变停、送电操作票

48.1主变停电操作票

48.1.1得调度令: 220kv#1主变由运行转检修

48.1.2检查220kv #1主变低压侧3500开关确在开位 48.1.3合上#1主变中性点001接地刀闸

48.1.4检查#1主变中性点001接地刀闸确在合位

48.1.5检查220kv #1主变高压侧8501开关SF6气体压力正常 48.1.6检查220kv #1主变8501开关液压机构油压正常 48.1.7拉开220kv #1主变8501开关

48.1.8检查220kv #1主变8501开关确在开位 48.1.9检查220kv #1主变所有表计确无指示

48.1.10拉开220kv #1主变8501开关第一、第二套操作直流开关48.1.11合上220kv #1主变8501乙刀闸动力电源开关 48.1.12拉开220kv #1主变8501乙刀闸

48.1.13检查220kv #1主变8501乙刀闸三相确在开位 48.1.14拉开220kv #1主变8501乙刀闸动力电源开关

48.1.15在220KV#1主变8501乙刀闸开关侧验电三相确无电压 48.1.16合上220KV#1主变8501乙D1接地刀闸 48.1.17检查220KV8501乙D1接地刀闸确在合位

48.1.18在35KV3500开关柜后面进线电缆头处挂临时地线一组（ 48.2主变送电电操作票

48.2.1检查#1主变工作已结束，安全措施已拆除，具备送电条件 48.2.2验明#1主变220KV侧套管引线处A、B、C三相确无电压 48.2.3验明#1主变35KV侧套管引线处A、B、C三相确无电压 48.2.4测#1主变绝缘合格

48.2.5合上#1主变220KV侧中性点001接地刀闸

48.2.6检查#1主变220KV侧中性点001接地刀闸在合位 48.2.7检查#1主变220KV侧有载调压分接头档位在“7”档 48.2.8检查#1主变220KV侧8501甲D接地刀闸确在开位 48.2.9检查#1主变220KV侧8501乙D1接地刀闸确在开位 48.2.10检查#1主变220KV侧8501乙D2接地刀闸确在开位 48.2.11检查#1主变220KV侧8501开关在开位

48.2.12合上#1主变220KV侧8501甲刀闸动力电源开关 48.2.13合上#1主变220KV侧8501甲刀闸

48.2.14检查#1主变220KV侧8501甲刀闸合闸良好 48.2.15拉开#1主变220KV侧8501甲刀闸动力电源开关 48.2.16合上#1主变220KV侧8501乙刀闸动力电源开关 48.2.17合上#1主变220KV侧8501乙刀闸

48.2.18检查#1主变220KV侧8501乙刀闸合闸良好 48.2.19拉开#1主变220KV侧8501乙刀闸动力电源开关 48.2.20检查#1主变220KV侧8501开关SF6气体压力正常 48.2.21检查#1主变220KV侧8501开关液压机构油压正常 48.2.22检查#1主变35KV侧3500开关在开位

） 48.2.23合上#1主变35KV侧3500开关二次插件 48.2.24将#1主变35KV侧3500开关摇至工作位

48.2.25合上#1主变35KV侧3500开关二次交流空气开关 48.2.26合上#1主变35KV侧3500开关二次直流空气开关 48.2.27检查#1主变35KV侧3500开关储能良好

48.2.28检查#1主变35KV侧3500开关方式选择开关在“远方”位 48.2.29检查#1主变保护投入正确

48.2.30合上#1主变220KV侧8501开关第一套操作直流开关 48.2.31合上#1主变220KV侧8501开关第二套操作直流开关 48.2.32合上#1主变35KV侧3500开关操作直流空气开关 48.2.33合上#1主变220KV侧8501开关

48.2.34检查#1主变220KV侧8501开关表计指示正确 48.2.35检查#1主变220KV侧8501开关确在合位 48.2.36合上#1主变35KV侧3500开关 48.2.37检查35KV母线电压表计指示正常

48.2.38检查#1主变35KV侧3500开关确在合位 48.2.39拉开#1主变220KV侧中性点001接地刀闸

48.2.40检查#1主变220KV侧中性点001接地刀闸确在分位 48.2.41检查#1主变运行正常

48.2.42汇报省调：#1主变送电完毕

49、风电场 防止电气污闪事故应采取哪些措施？

1、雾天应增加对变电所设备的检查，各绝缘子不应存在闪络现象。

2、大雪天应增加变电所设备的检查次数，各瓷瓶不应积雪严重，积雪严重时应及时清除，防止污闪事故。

3、积雪融化时，应检查各瓷瓶结冰情况，及时清除瓷瓶上的冰溜。

50、SVC停、送电操作票

50.1 SVC停电操作票

50.1.1检查35KV SVC装置所有保护投入正确 50.1.2拉开35KV SVC装置3536开关

50.1.3检查35KV SVC装置3536开关确在开位 50.1.4拉开35KV SVC装置3536开关操作直流开关 50.1.5拉开35KV SVC装置3536开关动力直流开关 50.1.6将35KV SVC装置3536开关摇至“试验”位 50.1.7拉开35KV SVC装置3536开关二次插件

50.1.8拉开35KV SVC装置3536开关二次侧交流空气开关 50.1.9将35KV SVC装置3536开关拉至“检修”位 50.1.10检查35KV SVC装置3536开关在“检修”位

50.1.11在35KV SVC装置就地控制柜上点击“触发脉冲” 50.1.12检查35KV SVC装置就地控制柜上触发脉冲红灯灭 50.1.13 15分钟后合上35KV SVC装置H3接地刀闸003D 50.1.14检查35KV SVC装置H3接地刀闸003D合闸良好 50.1.15合上35KV SVC装置H5接地刀闸005D

50.1.16检查35KV SVC装置H5接地刀闸005D合闸良好

50.1.17拉开35KV SVC装置H5 3536丙刀闸

50.1.18检查35KV SVC装置H5 3536丙刀闸三相确在开位 50.1.19拉开35KV SVC装置H3 3536乙刀闸

50.1.20检查35KV SVC装置H3 3536乙刀闸三相确在开位 50.1.21拉开35KV SVC装置TCR 3536甲刀闸

50.1.22检查35KV SVC装置TCR 3536甲刀闸三相确在开位 50.1.23在35KV SVC装置TCR 3536甲刀闸处验明三相确无电压 50.1.24合上35KV SVC装置TCR 3536甲D接地刀闸

50.1.25检查35KV SVC装置TCR 3536甲D接地刀闸三相合闸良好 50.1.26在35KV SVC装置H3 3536乙刀闸处验明三相确无电压 50.1.27合上35KV SVC装置H33536乙D接地刀闸

50.1.28检查35KV SVC装置H3 3536乙D接地刀闸三相合闸良好 50.1.29在35KV SVC装置H5 3536丙刀闸处验明三相确无电压 50.1.30合上35KV SVC装置H5 3536丙D接地刀闸

50.1.31检查35KV SVC装置H5 3536丙D接地刀闸三相合闸良好

50.1.32检查3536甲D、3536乙D、3536丙D、003D、005D共（5）组接地刀闸确在合位

50.1.33在35KV SVC装置电源开关本体及操作把手上分别挂“禁止合闸有人工作”标示牌

50.1.34在35KV SVC装置TCR 3536甲刀闸操作杆上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌

50.1.35在35KV SVC装置H3 3536乙刀闸操作杆上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌 50.1.36在35KV SVC装置H5 3536丙刀闸操作杆上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌 50.1.37在35KV SVC装置围栏内挂“在此工作”标示牌 50.2 SVC送电操作票

50.2.1检查SVC装置具备送电条件 50.2.2测SVC装置绝缘合格

50.2.3检查35KV SVC装置各保护投入正确

50.2.4检查35KV SVC装置电源3536开关在开位

50.2.5将35KV SVC装置电源3536开关摇至‘试验’位 50.2.6合上35KV SVC装置电源3536开关二次插件 50.2.7将35KV SVC装置电源3536开关摇至‘工作’位 50.2.8合上35KV SVC装置电源3536开关交流空气开关 50.2.9合上35KV SVC装置电源3536开关动力直流开关 50.2.10检查SVC装置电源3536开关储能良好

50.2.11将35KV SVC装置电源3536开关方式选择开关切至‘远方’位 50.2.12合上35KV SVC装置3536甲刀闸 50.2.13合上35KV SVC装置3536乙刀闸

50.2.14检查35KV SVC装置3536丙刀闸在开位

50.2.15合上35KV SVC装置电源3536开关操作直流开关 50.2.16合上35KV SVC装置电源3536开关

50.2.17检查35KV SVC装置电源3536开关表计指示正确 50.2.18检查35KV SVC装置电源3536开关在合位 50.2.19全面检查35KV SVC装置无异常

51、怎样选用兆欧表测量电气设备的绝缘？

兆欧表的选用，主要是选择其电压及测量范围，高压电气设备需使用电压高的兆欧表。低压电气设备需使用电压低的兆欧表。一般选择原则是： 500 伏以下的电气设备选用 500~1000 伏的兆欧表；瓷瓶、母线、刀闸应选用 2500 伏以上的兆欧表。

兆欧表测量范围的选择原则是：要使测量范围适应被测绝缘电阻的数值避免读数时产生较大的误差。如有些兆欧表的读数不是从零开始，而是从 1 兆欧或 2 兆欧开始。这种表就不适宜用于测定处在潮湿环境中的低压电气设备的绝缘电阻。因为这种设备的绝缘电阻有有可能小于 1 兆欧，使仪表得不到读数，容易误认为绝缘电阻为零，而得出错误结论。

52、事故处理的一般原则

52.1 尽快限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备的危险。 52.2 首先保证厂用电的电源。

52.3 采取一切可能的方法，使非故障系统继续运行，保证对用户正常供电。 52.4 切除故障点，尽快对已停电用户恢复供电。

53五防装置的功能

53.1防止带负荷拉刀闸 53.2防止误分、合开关

53.3防止带接地线或接地刀闸送电 53.4防止带电挂地线或合接地刀闸 53.5防止误入带电间隔

54、SF6开关立即停止的故障都有哪些？应如何处理？

54.1 SF6开关立即停止的故障 54.1.1 SF6气体泄漏、开关闭锁。 54.1.2 微水检测严重超标准。

54.1.3 端子断线或拐臂折断，一相或两相无电时。 54.1.4 机构故障不能正常分、合闸。 54.1.5 内部有强烈放电异音。 54.2 SF6开关立即停止的故障处理

54.2.1 用机械闭锁销子将开关卡在合闸位置。 54.2.2 用上级开关断开负荷电流。 54.2.3 拉开故障开关的两侧刀闸。

54.2.4 SF6开关爆炸或气体严重泄露时，工作人员无防护设施不得立即接近开关。

55、互感器立即停止的故障都有哪些？应如何处理？

55.1 互感器立即停止的故障

55.1.1 10Kv电压互感器高压侧熔丝熔断，须查明原因后，再进行更换运行； 55.1.2 电压、电流互感器内部有异音和放电声。

55.1.3 电压、电流互感器发生强烈臭味或冒烟、着火。 55.1.4 瓷套裂纹、漏油，并有严重放电。 55.2 互感器立即停止的故障处理

55.2.1 有接地故障时，应用开关切除故障点。

55.2.2 电压互感器故障，应立即停用有关保护，根据现场情况采用拉刀闸，倒母线、拉开上级有关开关。

55.2.3 互感器着火时，在停电后用干式灭火器或沙子灭火。

56、电容器立即停止的故障都有哪些？应如何处理？

56.1 电容器立即停止的故障

56.1.1 电容器、放电线圈的外壳破裂或喷油冒烟。 56.1.2 套管、支持绝缘子破裂，并有严重放电现象。 56.1.3 电容器内部有放电声。 56.1.4 由于外界原因引起弧光。 56.1.5 电容器着火。 56.2 电容器立即停止故障的处理 56.2.1 立即拉开电容器开关和刀闸。 56.2.2 进行人工放电，做好安全措施。 56.2.3 着火时，可用干式灭火器灭火。

57、箱变低压开关跳闸现象、故障原因及如何处理？

现象：风机报警停止运行，显示电网断电，就地检查箱变发现低压开关跳闸，IR1-IR4故

障灯亮（有一个或几个灯亮），液晶显示面板显示故障电流及时间。箱变低压侧电压表指示正确。

故障原因：风机过载、瞬时故障、接地故障 处理方法：A、联系华锐人员进行登机检查

B、将低压开关摇至检修位，测量其风机电缆绝缘，如发现异常，及时进行处

理，处理完毕后方可送电。

C、如绝缘良好，华锐检查风机无异常后，复归开关复位按钮，对风机送电，

启动风机后如开关再次跳闸，禁止再次送电，应彻底找到故障点，处理完成后方可送电。

58、箱变低压开关跳闸，控制电源消失的现象、故障原因及如何处理？

故障现象：风机报警停止运行，显示电网断电，就地检查箱变发现低压开关跳闸，控制

面板及分、合闸指示灯无指示。箱变低压侧电压表指示正确。

故障原因：控制电源消失

处理方法：A、检查箱变附变690V电源开关接触良好，保险是否熔断，如熔断应停电及

时更换，如更换后再熔断，禁止再次更换送电 ，应查明故障原因。

B、检查箱变附变低压侧电压正常，检查箱变内照明是否正常，电源回路保险是

否熔断，如是如熔断应停电及时更换，如更换后再熔断，禁止再次更换送电 ，应查明故障原因。

C、检查开关上部二次接线插件是否连接紧固，有无松动。如接触不好，应将开

关有工作位摇出在送到工作位。

59、箱变低压开关跳闸，低电压表显示电压不正常的现象、故障原因及如何处理？

现象：风机报警停止运行，显示电网断电，就地检查箱变发现低压开关跳闸，IR1-IR4故

障灯亮（有一个或几个灯亮），液晶显示面板显示故障电流及时间。箱变低压侧电压表指示不正确。

故障原因：风机过载、瞬时故障、接地故障、高压保险熔断 处理方法：A、联系华锐人员进行登机检查

B、将低压开关摇至检修位，拉开箱变高压侧开关，更换高压保险，

C、测量其风机电缆绝缘，如发现异常，及时进行处理，处理完毕后方可送电。

D、如绝缘良好，华锐检查风机无异常后，复归开关复位按钮，对风机送电，

启动风机后如开关再次跳闸，禁止再次送电，应彻底找到故障点，处理完成后方可送电。

60、油浸变压器有哪些主要部件?

变压器的主要部件有：铁芯、绕组、油箱、油枕、呼吸器、防爆管、散热器、绝缘套管、分接开关、气体继电器、温度计、净油器等。

61、风机无风速如何处理？

1、 去华锐后台电脑配置风速，若因下雪将风速仪覆盖配置不出风速，应根据其他风机

的叶轮位置手动对风，设定风速运行风机。待雪融化后重新配置风速。 2、 检查风速仪24V保险。 3、 风速仪故障应更换风速仪。

62、风机电网断电如何处理？

1、 根据风机WPM监控系统电压指示，若电压三相都接近零，则箱变低压侧开关跳闸，

检查箱变保护动作情况，测量箱变至风机电缆绝缘，对风机690V定、转子回路进行检查。

2、 检查箱变高压侧保险是否烧损，若烧损测量箱变绝缘合格后更换箱变高压侧保险 3、 检查预充电回路8A保险是否烧损，若烧损检查预充电电阻，整流桥是否也烧损，

烧损应进行更换，并检查预充电回路绝缘合格，检查变频器无问题，重新启机

63、风机报“变频器复位超时”如何处理？

检查直流母线电压若降不下来，应到塔基按下急停按钮，直流母线电压降下来后就可重新启机。

64、风机报“环境温度高”如何处理？

1、 检查环境温度测点PT100若损坏应进行更换，测点松动进行紧固。 2、 若故障发生在夜间，且风机内其他温度显示正常，可去华锐后台电脑将该测点屏蔽。

然后白天去处理。

65、更换#57箱变如何做检修措施

1、 停止#53-#58风机运行，并打至“服务位”

2、 拉开#53-#58箱变低压侧开关，将开关摇至“检修位”，并在开关上挂“禁止合闸，

有人工作”标示牌。

3、 拉开#7机群线3507开关，将开关摇至“检修位”，并在开关上挂“禁止合闸，有人

工作”标示牌。

4、 合上#7机群线3507D接地刀闸

5、 在#57箱变高压侧电缆处挂一组“三相短路接地线” 6、 在#57箱变本体上挂“在此工作”标示牌

66、WPM画面显示风机无通讯的原因及如何处理？

1、 检查塔基控制柜温控继电器是否工作正常。温控继电器不工作短接2、3接线端。 2、 检查塔基光电交换机是否损坏，及接线是否松动。更换新光电交换机，紧固连接线。 3、 检查塔基PLC电源空开是否跳开。保险是否熔断。如熔断更换保险。 4、 检查塔基PLC的电源模块和通讯模块是否损坏。更换新模块。

67风机报“变频器与CANbus”通讯中断如何处理：

1、 断电重启PLC

2、 检查变频器及变频器大、小控制板是否损坏。

68风机报“预充电过程中直流母线电压高于网侧电压150V”如何处理？

1、 检查预充电电阻及整流桥是否损坏，更换时应均匀涂抹硅脂 2、 检查预充电回路正常，做变频器测试合格，启动风机

69、风机报“滤波板温度高”如何处理？

1、 检查滤波板温度PT100测点正常

2、 检查发电机水压是否正常，若水压低应进行打水压 3、 刚打水压的风机应进行排气。

70、风机报“叶轮转速相对于发电机转速过小”故障如何处理。

1、 检查发电机转速，若转速为零，则是发电机编码器故障或接线松动。

2、 若启机过程中发电机转速与叶轮转速相差很大，则滑环编码器故障，可去华锐后台

电脑修改程序。 3、 做好记录

71、箱变保护定值有哪些？

1、 接地故障保护：Ir4 1600最大（即取消） 2、 过载保护：Ir1 1500A，延时30S 3、 选择性短路保护：Ir2 2500A，延时0.5S 4、 短路瞬时保护：Ir3 7000A

73、箱变高压保险烧损如何更换？

1、 拉开箱变低压侧开关，并摇至检修位 2、 拉开箱变高压侧开关。

3、 拧开箱变高压保险端盖，拉开保险进行测量，更换烧损的保险。

74、箱变高压保险烧损有哪些现象？

1、 风机WPM监控画面显示电网电压三相不平衡 2、 风机报“水泵断路器断开”“变频器检测电网脱网”等故障。 3、 检查箱变三相电压不平衡 4、 测量高压保险烧损

75、简述风机塔基控制柜如何手动变桨？

答:登陆塔基控制柜面板，按下面板上的带有钥匙标识的按键，然后在右侧数字键盘上输入登录密码2589。面板进入主菜单，将风机打至服务位，按下显示屏下面的右方向键，按到hub菜单，（此菜单即为变桨菜单），进入hub，???第几行???显示为off，按下main，此时off变成on,按下方向键，看到叶片角度，此时大约为86°，然后按out，叶片角度开始减小，按in增加角度按，此过程就是手动变桨过程。

76、如何更换电池及注意事项？

答：首先将风机打至服务位，然后将310控制柜的ups直流电源调到sev????，打开风机直流电池组柜（发电机转子侧下方），用十号机轮打开电池组上盖，将该电池组串联的六块电池连接线取下，更换六块额定电压12v以上的新电池，注意：电池正负极不要不要按反，把电池连接线按上??线号??，用万用表测量电池组出线出电压确在72v左右，盖上电池上盖，拧紧螺丝。依次更换其余四组电池组。

77、发电机的检查项目

答：检查发电机是否有漏油、渗油。油脂灌油位是否大于2/3,发电机碳刷磨损过度，碳刷限位开关是否良好。检查定转子接线盒接线正确。冷却水压压力值正常。手动变桨使叶片达到30°左右，此时听发电机的声音有无异音，检查发电机集电环有无火花，编码器震动是否过大。

78、齿轮箱的油温应该在什么范围之内

15~75

79、怎样更换滤波电阻

将风机打至服务位，关闭400V电源，按下急停按钮，将320柜中的滤波电阻螺丝拧

开，将滤波电阻拆下，把滤波板上残留的硅胶擦净，把新的滤波电阻底部均匀的涂满硅胶固定到滤波板上并用螺丝拧紧。

80、怎么换滑环、需要什么工具及注意事项

16、30扳子、偏口钳、绑扎带

先把插头拔出，绑线的绑扎带的剪断，用30开口卸掉连接滑环与滑环支撑杆的螺母，再用16开口卸掉固定滑环的4个螺母（安装滑环按拆除的反步骤安装）。并用绑扎带固定滑环线到轮毂400柜插头的线，防止甩动。

注意事项：卸滑环与滑环支撑杆连接的30螺母时要注意不能用蛮力，注意MOOG滑环耳朵为塑料制品易损坏，斯德曼为钢制品。

81、更换发电机编码器步骤。

81.1、风机上先拍310柜上的急停按钮，防止发电机转动。关掉310柜 300柜主电源开关和备用电源开关。

81.2、将编码器连接线拔下。

81.3、用活板子将编码器外罩拆下。 81.4、用十字螺丝刀将编码器外壳拆下。 81.5、用扳手将发电机外罩拆下。

81.6、用内六角将编码器内螺丝拆下，编码器就能卸下。 81.7、将新编码器外罩拆下。

81.8、将新编码器装上，用内六角将编码器内螺丝装上。 81.9、用扳手将发电机外罩装上。

81.10、用十字螺丝刀编码器外壳装上。 81.11、用扳手将编码器外罩装上。 81.12、将编码器连接线插上。

81.13、打开310柜 300柜主电源开关盒备用电源开关，紧急按钮松开复位。更换发电机编码器工作完成。

82、更换发电机碳刷

先拍310柜上的急停按钮，防止发电机转动。找到需要更换的碳刷，用内六角卸下刷辨

上的紧固螺丝，将碳刷和弹簧铁片取下。将同型号新碳刷与弹簧铁片装入刷槽内，压好弹簧

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