风电场运行规程 - 图文

中国三峡新能源公司

三峡新能源新疆达坂城 风电场运行规程

2012- - 发布 2013- - 实施

中国三峡新能源公司

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目 录

1 范围 ········································································································································· 1 2 规范性引用文件 ························································································································· 1 3 术语与定义 ······························································································································· 2 3.1 设备状态定义 ································································································································ 2 3.2 操作术语 ······································································································································· 2 3.3 操作指令 ······································································································································· 3 3.4 风电场维护工作 ···························································································································· 4 4 总则 ········································································································································· 5 4.1电站投运前的基本要求 ·················································································································· 5 4.2电站运行工作的基本内容 ··············································································································· 6 5 风电机组 ·································································································································· 9 5.1 运行规定 ······································································································································· 9 5.2风电机组的巡视 ····························································································································· 9 5.3风机监控系统的工作 ···················································································································· 11 5.4运行操作 ····································································································································· 12 5.5风电机组的维护 ··························································································································· 12 5.6风电机组异常运行及故障处理 ······································································································ 15 5.7 设备规范 ····································································································································· 16 6 电站主系统 ····························································································································· 21 6.1概述 ············································································································································ 21 6.2运行方式 ····································································································································· 21 6.3运行规定 ····································································································································· 21 6.4巡视检查 ····································································································································· 22 6.5运行操作 ····································································································································· 23 6.6事故处理 ····································································································································· 24 6.7 设备规范 ····································································································································· 25 7 变压器 ···································································································································· 31

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7.1概述 ············································································································································ 31 7.2运行方式 ····································································································································· 31 7.3运行规定 ····································································································································· 31 7.4变压器巡视检查 ··························································································································· 33 7.5运行操作 ····································································································································· 34 7.6故障及事故处理 ··························································································································· 35 7.7设备规范 ····································································································································· 37 8 无功补偿装置 ·························································································································· 40 8.1概述 ············································································································································ 40 8.2运行方式 ····································································································································· 40 8.3 运行规定 ····································································································································· 40 8.4巡视检查 ····································································································································· 41 8.5运行操作 ····································································································································· 41 8.6事故处理 ····································································································································· 43 8.7设备规范 ····································································································································· 43 9 升压站监控系统 ······················································································································· 45 9.1概述 ············································································································································ 45 9.2运行规定 ····································································································································· 45 9.3 巡视检查 ····································································································································· 45 9.4 运行操作 ····································································································································· 45 9.5故障处理 ····································································································································· 46 9.6设备规范 ····································································································································· 46 10 集电设备 ······························································································································· 49 10.1概述 ··········································································································································· 49 10.2运行规定 ···································································································································· 49 10.3巡视检查 ···································································································································· 50 10.4 运行操作 ··································································································································· 51 10.5事故处理 ···································································································································· 52

II

10.6集电设备规范 ····························································································································· 55 11站用电系统 ···························································································································· 59 11.1概述 ··········································································································································· 59 11.2运行方式 ···································································································································· 59 11.3运行规定 ···································································································································· 59 11.4巡视检查 ···································································································································· 59 11.5运行操作 ···································································································································· 60 11.6事故处理 ···································································································································· 60 11.7设备规范 ···································································································································· 61 12 直流系统 ······························································································································· 62 12.1概述 ··········································································································································· 62 12.2运行方式 ···································································································································· 62 12.3 运行规定 ··································································································································· 62 12.4 巡视检查 ··································································································································· 62 12.5直流系统的维护 ························································································································· 63 12.6事故处理 ···································································································································· 64 12.7设备规范 ···································································································································· 65 13 消防与安保设施 ····················································································································· 72 13.1概述 ··········································································································································· 72 13.2运行方式 ···································································································································· 72 13.3 运行规定 ··································································································································· 72 13.4巡视检查 ···································································································································· 73 13.5事故处理 ···································································································································· 73 13.6设备规范 ···································································································································· 73 14 附录 ····································································································································· 76 附录一：三峡新能源达坂城风电场110kV升压站主接线图 ································································· 76 附录二：三峡新能源达坂城风电场0.4kV接线图 ················································································ 77 附录三：三峡新能源达坂城风电场风机分布图 ··················································································· 78

III

IV

4.1.4.7 “五防”装置正常投入运行。 4.1.5对工器具的基本要求

4.1.5.1 所有工器具均已经登记造册。

4.1.5.2 所有工器具均已检验合格，检验证书、报告均已存档。 4.1.5.3 工器具种类、数量完全能够满足电站运行工作的需要。 4.1.5.4 所有运行人员的工器具使用培训合格。 4.1.5.5 所有工器具应定期校验。

4.1.6 对电站内生产设备巡视道路的基本要求

4.1.6.1场内交通道路宽度满足运行维护车辆行驶需求。

4.1.6.2中控室和电站内的适当地区应设立交通路线图和交通标志。

4.1.6.3 电站内应根据道路实际情况设立机动车限速、限高、陡坡、坠落等警示标志。 4.1.7 对风资源观测装置的要求

4.1.7.1安装地点应能代表该电站的风能资源特征，尽可能选择周边没有突变地形、树木和建筑物地点。

4.1.7. 2 应最少观测以下气象要素：风速、风向、温度和大气压力。

4.1.7. 3 每个观测装置上应装风速传感器、风向传感器，数量按需要配置，至少在10米、50米高度和电站运行机型轮毂高度安装风速传感器、风向传感器。选择安装适合当地环境的气压计、温度计。

4.1.7.4风资源数据记录仪应具备通信接口，可将各气象要素的测量数据传送至电站数据采集与监控系统。

4.1.7.5电站占地面积较大或地形复杂的，应视情况安装多个观测装置，应有一套装置为主装置，全要素观测；其他为辅助装置，至少应观测风速、风向两要素。 4.1.7.6 风资源观测装置各传感器应定期校验。 4.1.8 对监控系统的基本要求

4.1.8.1监控系统软件应有合适的对外数据接口，可允许其他软件获得系统内的实时运行数据。

4.1.8.2运行数据库有合适的对外数据调用接口，可被直接调用进行运行分析。 4.1.8.3监控系统软件具备数据自动备份能力，自动备份的时间间隔可人工设定。 4.1.8.4监控系统软件的操作权限分级管理，未经授权不能越级操作。

4.1.8.5系统操作员可对系统的参数设定、数据库修改等重要工作进行操作。 4.1.8.6监控系统调试工作结束，调试报告已经存档，具备投运条件。 4.1.9 对保障设施及物资储备的基本要求

4.1.9.1按设计安装消防系统设备并通过验收。

4.1.9.2视屏监控、围墙、电子围栏等设施通过验收。

4.1.9.3电站地理位置偏远，或位于高山、海岛、荒漠等由于自然原因（台风、洪水、大雪、沙尘暴等）可能导致与外界联系中断的，电站内应有相应设施保障人员安全，同时有相应的应急通讯方式、车辆和物资储备。

4.2电站运行工作的基本内容

4.2.1监屏：通过监控系统监视电站所有设备的运行情况，并做好运行记录。 4.2.2设备维护

4.2.2.1 按照规定对生产生活设施进行巡检。

4.2.2.2按照规定进行设备定期送检、设备定期切换、定期试验工作。 4.2. 3维护管理

4.2. 3.1日常维护管理

4.2. 3.1.1日常维护要做好工器具和备件、人员和车辆等准备工作；维护前做好安全措施，

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严格按照工艺要求、质量标准、技术措施进行工作；维护完成后应做到工完场清，认真填写好检修交待。

4.2. 3.1.2日常维护工作应合资源情况安排。

4.2. 3.1.3日常维护可结合定期维护、年度定检完成。 4.2. 3.2定期维护管理：

4.2. 3.2.1项目公司应制定设备(设施)定期维护项目并逐年完善；定期项目应逐项进行，对所完成的维护检修项目应记入维修记录中，并存档管理，长期保存；定期维护必须进行较全面（对已掌握规律的老机组可以有重点地进行）的检查、清扫、试验、测量、检验、注油润滑和修理，清除设备和系统的缺陷，更换已到期的需定期更换的部件。

4.2. 3.2.2定期维护具有固定周期，一般为半年、一年，一些特殊项目为三年、五年。 4.2. 3.2.3定期维护开工前，必须做好各项准备工作，并进行复查。

4.2. 3.2.4定期维护施工阶段应根据检修计划要求，做好以下各项组织工作：检查各项安全措施，确保人身和设备安全；严格执行各项质量标准、工艺措施、保证检修质量；随时掌握施工进度，加强组织协调，确保如期竣工。

4.2. 3.2.5严格执行维护的有关规程与规定。各种维护技术文件齐全、正确、清晰，定期维护现场整洁。

4.2. 3.2.6定期维护过程中，应及时做好记录。记录的主要内容包括设备技术状况、维护内容、测量数据和试验结果等。所有记录应做到完整、正确。 4.2. 3.2.7定期维护完成后应编制定期维护报告。 4.2. 3.3年度定检管理：

4.2. 3.3.1包括一、二次设备和绝缘工具定检及计量表计的校验。 4.2. 3.3.2按照电力行业规程规范及时定检。 4.2. 3.3.3可委托当地电力公司完成。 4.2. 3.3.4做好的台账管理工作。 4.2.4设备操作

4.2.4.1电气操作原则

4.2.4.1.1调度管辖设备的电气操作应根据相应调度机构下达的调度指令进行。在紧急情况下，为了迅速消除电气设备对人身和设备安全的直接威胁，或为了迅速处理事故、防止事故扩大、实施紧急避险等，允许现场运行人员不经调度许可进行操作，但事后应尽快向调度汇报，并说明操作的经过及原因。

4.2.4.1.2接受操作任务时，必须互报单位名称、姓名，使用规范术语、设备双重名称，严格执行复诵制，并做记录，双方录音。

4.2.4.1.3下级值班人员接受上级调度机构值班调度员的调度指令，并对执行调度指令的正确性负责。禁止不具备资格的人员进行电气操作。

4.2.4.1.4 操作预令不具备操作效力，现场操作仍应以值班调度员正式下达操作指令为准。 4.2.4.1.5任何情况下都严禁“约时”停、送电；严禁“约时”开始或结束检修工作。 4.2.4.1.6电气设备转入热备用前，继电保护及安全自动装置必须按规定投入。 4.2.4.2 根据电网调度指令进行设备操作。

4.2.4.3 根据维护电站设备正常运行的需要进行的设备操作。 4.2.5 事故处理的原则

4.2.5.1应在调度机构和值班长的统一指挥下，运行人员相互协调联系，按照规程规定主动进行处理。

4.2.5.2事故处理应遵循保人身、保电网、保主设备、保场用电、防止事故扩大的原则。 4.2.5.3事故处理过程中必须下级服从上级、顾全大局、冷静果断。

4.2.5.4看清故障现象和保护信号，准确判断，尽快限制事故影响范围，消除事故根源，迅速解除对设备和人身的危害，必要时必须立即停止发生事故的设备。

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4.2.5.5在保证电网的安全运行的情况下,尽可能保证正常设备的运行。

4.2.5.6设法保证场用电源，如果场用电源消失应尽快的首先恢复场用电源。 4.2.5.7调整运行方式，使其恢复正常运行方式。

4.2.5.8要详细记录事故当时的现象、断路器跳闸的先后顺序、事故时的主要参数，特别是有关保护动作光字牌、保护掉牌和各项操作的执行情况及时间。 4.2.6设备台账管理

4.2.6.1按照《中国三峡新能源公司发电单位设备台账管理办法》建立并完善设备台账。 4.2.6.2设备台账采用计算机信息系统等手段实现设备档案的管理。 4.2.6.3设备台账在设备全寿命过程中随时更新，保管期限与设备共存。

4.2.6.4设备台账中应包括设备竣工验收资料、使用说明等技术文档和设备运行维护记录。 4.2.7填写运行记录

4.2.7.1按照《中国三峡新能源公司电力生产运行值班记录管理办法》建立并完善设备台账 4.2.7.2运行记录由当班运行人员按照规定及时填写。 4.2.8安全管理：执行公司各项安全管理规定。 4.2.9电站运行分析

4.2.9.1 根据能源分类，分析风资源情况。

4.2.9.2 分析发电量和发电设备运行情况，其中包括但不限于：有功电量、无功电量、发电设备运行情况等。

4.2.9.3 月发电情况细化分析。 4.2.9.4 场（站）用电消耗分析。 4.2.9.5 安全生产工作情况。 4.2.9.6 设备故障及处理情况。

4.2.10应急处理：可能遭遇或者遭遇灾害性气候现象（ 沙尘暴、台风、低温冰冻等）、外力破坏等突发事件时，及时向上级公司、电网调度及政府相关部门报告，并及时启动电站应急预案。

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5 风电机组

5.1 运行规定

5.1.1风电机组运行、维护及检修工作由项目公司负责；风电机组调度运行根据并网调度协议执行。

5.1.2风电机组双重编号描述：应包括风电机组名称、编号（详见5.7.5），1号风机A1-01至16号风机A1-16接入35kVⅡ号集电线路，17号风机A2-17至33号风机A2-33接入35kVⅠ号集电线路。

5.1.3 风电机组在投入运行前应具备的条件。 5.1.3.1新投运风电机组应有验收报告。

5.1.3.2停运超过十天的风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。

5.1.3.3按照厂家规定对风电机组进行必要的盘车检查。

5.1.3.4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均已拆除。

5.1.3.5外界环境条件符合风电机组的运行条件，温度、风速在机组设计参数范围内。启动前叶轮上应无覆冰、结霜现象。

5.1.3.6 机组动力电源、控制电源处于正常工作状态。

5.1.3.7 各安全装置均在正常位置，无失效、短接及退出现象。

5.1.3.8 控制装置正确投入，机组控制系统自检无故障信息，且控制参数均与批准设定值相符。

5.1.3.9 机组各分系统的油温、油位正常，系统中的蓄能装置工作正常。 5.1.3.10 远程通信装置处于正常状态。 5.1.4 风电机组的并网和解列

5.1.4.1 风电机组在无人监控的情况下可自动并网和解列，也可由运行人员手动完成。 5.1.4.2 自动并网：风电机组自检无故障信息，处于自动运行状态，当外界环境条件符合机组的运行条件，风速达到切入风速时，按照设定的控制程序机组自动并入电网。

5.1.4.3自动解列：风电机组处于自动运行状态，当外界环境条件超出机组的运行条件，风速达到切除风速或机组自检出现故障信息时，按照设定的控制程序机组自动脱离电网。 5.1.4.4 手动并网：机组符合投入运行条件，风速在可并网风速范围内，在中控室远方或者机组就地控制器上（包括在机组底部和机舱，以下同）手动操作，使机组按照设定程序并入电网。

5.1.4.5 手动解列：因设备检查、维护等需要，在中控室远方或者就地控制界面上或者手动操作，使机组按照设定程序脱离电网。 5.1.4.6 手动并网和解列的三种操作方式：

5.1.4.6.1 机组就地操作：断开远程通信装置，将机组的操作权限转入就地，在机组的就地控制界面上，完成单台机组的并网和与电网解列。机舱内操作仅限于调试、维护和故障处理时使用。

5.1.4.6.2 中控室操作：在中控室通过中央监控系统操作，完成单台或多台机组的并网和与电网解列。

5.1.4.6.3 远程操作：通过远程监控系统完成单台或多台机组的并网和与电网解列。 5.2风电机组的巡视：风电机组的巡视是为了准确掌握机组的运行状态，及时发现设备存在的隐患或缺陷，防止或减少设备故障的发生。 5.2.2 巡视种类

5.2.2.1 定期巡视：定期对运行中的风电机组进行检查，及时发现设备缺陷和危及机组安全运行的隐患。定期巡视周期由项目公司安排，巡视范围为电站内的全部风电机组。

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5.2.2.2 登机巡视：对风电机组设备情况进行登机检查，及时发现设备缺陷和危及机组安全运行的隐患。登机巡视范围为电站内的全部风电机组，一般每季度一次，可根据具体情况做适当调整，也可与设备维护工作配合完成。登机巡视检查应不少于两人，在攀爬塔架过程中要使用安全带及防坠落装置，戴安全帽、穿安全鞋、戴防滑手套。工具及仪器、仪表必须放在工具袋内，工具袋必须与安全绳连接牢固，以防掉落。

5.2.2.3 特殊巡视：在气候剧烈变化、自然灾害、外力影响和其他特殊情况时对运行中的风电机组运行情况进行检查，及时发现设备异常现象和危及机组安全运行的情况。特殊巡视根据需要及时进行。

5.2.2.4当机组非正常运行、风电机组大修后或新设备投入运行时，需要增加对该部分设备的巡视检查内容及次数。

5.2.3风电机组巡视的主要内容 5.2.3.1风电机组基础巡视内容 5.2.3.1.1基础周边回填土检查。 5.2.3.1.2混凝土基础表面检查。

5.2.3.1.3塔架基础环与混凝土结合情况检查。 5.2.3.1.4基础附件检查。 5.2.3.2 塔架巡视内容

5.2.3.2.1塔架内外壁表面漆膜检查。 5.2.3.2.2内部照明检查。

5.2.3.2.3检查爬梯、防坠绳、助爬器及平台。 5.2.3.2.4焊缝检查。

5.2.3.2.5底、中、顶法兰及紧固件连接螺栓力矩检查。

5.2.3.2.6塔架与基础、塔架与机舱、各段塔架间接地连接检查。 5.2.3.2.7塔架倾斜度检查。

5.2.3.2.8塔架内提升机盖板检查（提升机在塔架内情况）。 5.2.3.2.9电缆桥架、电缆防护套及电缆是否磨损、松动检查。 5.2.3.3电气控制系统巡视内容

5.2.3.3.1检查电气控制系统电源正常。

5.2.3.3.2检查塔架内控制柜、电缆连接及照明。 5.2.3.3.3检查各种传感器工作状况。 5.2.3.3.4检查控制柜内接线正常。

5.2.3.3.5检查控制柜通风散热、加热、密封及控制柜接地等。 5.2.3.4偏航系统巡视内容 5.2.3.4.1外观检查。

5.2.3.4.2偏航驱动电机检查、液压偏航漏油检查。

5.2.3.4.3偏航减速器检查；偏航制动器检查、摩擦片间隙检查；阻尼器力矩检查。 5.2.3.4.4小齿轮与回转齿圈检查。

5.2.3.4.5偏航计数装置（限位断路器、接近断路器）检查。 5.2.3.4.6偏航系统润滑装置的检查。 5.2.3.4.7检查偏航有无异常声音。

5.2.3.4.8检查偏航系统的对风及解缆功能。 5.2.3.5叶片与变桨系统巡视内容 5.2.3.5.1外观检查。

5.2.3.5.2检查叶片清洁度。

5.2.3.5.3检查叶片有无裂缝、异常弯曲等。 5.2.3.5.4叶片防腐检查。

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5.2.3.5.5检查叶片引雷装置。 5.2.3.5.6检查急停顺桨功能。

5.2.3.5.7检查变桨系统的蓄电装置（电变桨系统）。 5.2.3.5.8变桨控制系统检查 5.2.3.6轮毂巡视内容

5.2.3.6.1检查轮毂表面的防腐涂层是否腐蚀、脱落及油污。 5.2.3.6.2检查轮毂表面清洁度。

5.2.3.6.3检查轮毂、导流罩表面是否有裂纹。 5.2.3.7主轴巡视内容 5.2.3.7.1外观检查。

5.2.3.7.2紧固件螺栓力矩标记检查。 5.2.3.7.3主轴承及润滑检查。 5.2.3.8制动器巡视内容 5.2.3.8.1外观检查。

5.2.3.8.2紧固件螺栓力矩标记检查。

5.2.3.8.3摩擦片磨损程度检查和摩擦片间隙检查：a)制动盘检查，主要检查制动盘厚度、均匀度、裂纹等，b)检查刹车液压压力。 5.2.3.9发电机巡视内容

5.2.3.9.1发电机润滑系统检查。 5.2.3.9.2发电机运转声音检查。 5.2.3.9.3电缆及其紧固检查。 5.2.3.9.4检查碳刷、滑环等附件。 5.2.3.10液压系统巡视内容

5.2.3.10.1检查液压系统动力、控制电源情况；

5.2.3.10.2检查连接软管及液压缸泄漏及磨损等情况； 5.2.3.10.3检查液压系统油位、油压及渗漏情况； 5.2.3.10.4检查油过滤器、空气过滤器； 5.2.3.10.5检查液压系统储能罐。 5.2.3.11提升装置巡视内容 5.2.3.11.1提升装置外观检查。

5.2.3.11.2吊链或钢丝绳的磨损、润滑情况检查。 5.2.3.11.3电气控制功能检查。 5.2.3.11.4机械自锁功能检查。 5.2.3.12避雷、接地系统巡视内容 5.2.3.12.1接地导流线的检查。 5.2.3.12.2旋转导电单元的检查。 5.2.3.12.3避雷器检查。

5.3风机监控系统的工作

5.3.1运行人员应定期对系统数据备份情况进行检查，确保数据的准确、完整。 5.3.2运行人员每班应对监控系统做正常巡视检查，巡视检查的主要内容 5.3.2.1装置自检信息正常。

5.3.2.2 不间断电源（UPS）工作正常。 5.3.2.3装置上的各种信号指示等正常。

5.3.2.4 运行设备的环境温度、湿度符合设备要求。 5.3.2.5 系统显示的各信号、数据正常。

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5.3.2.6报警音响等辅助设备工作情况，必要时进行测试。

5.4运行操作

5.4.1 风电机组运行工况查询操作

5.4.1.1远程查询：进入风机远程控制平台，双击要查询的风机编号进行查询。

5.4.1.2就地查询：进入风机就地操作面板，点击F1查询机组主要信息；点击F2查询机组变桨数据；点击F3查询机组变流数据；点击F4查询机组点击数据；点击F5查询偏航液压数据；点击F6查询设备数据；点击F7查询实时故障记录;点击F8查询历史故障记录。 5.4.2 风电机组故障查询操作

5.4.2.1远程查询1：进入风机远程控制平台，双击故障机组查看故障内容；点击“统计查询”后弹出对话框，点击对话框内历史故障统计或历史故障日志进行历史故障查询。 5.4.2. 2远程查询2：双击《我的电脑》在地址栏内输入192.168.151.X（X：表示任何一台机），就会显示出故障机组的F\\B\\M文件。进入F\\B\\M进行机组具体故障原因的查询和分析.

5.4.2.3就地查询：进入风机就地操作面板，点击F7查询实时故障记录;点击F8查询历史故障记录。

5.4.3 风电机组启动操作

5.4.3.1远程启动：进入风机远程控制平台，双击要启动机组进入该机组控制命令选项，此时弹出一个对话框，输入“密码”进入后点击启动进行启机。

5.4.3.2就地启动：在风机主控柜操作面板上按下“reser”键进行复位，按下“start”键启动机组。

5.4.4 风电机组停机操作

5.4.4.1远程停机：进入风机远程控制平台，双击要停机机组进入该机组控制命令选项，此时弹出一个对话框，输入“密码”进入后点击停机。

5.4.4.2就地停机：在风机主控柜操作面板上按下“stop”键进行停机。

5.5风电机组的维护

5.5.1 风电机组的日常维护包括检查、清理、调整、注油及临时故障的排除。

5.5.2 风电机组的定期维护必须进行较全面的检查、清扫、试验、注油润滑和修理，对运行稳定，已经掌握其运行规律的机组可以有重点地进行。清除设备和系统的缺陷，更换已到期的、需定期更换的部件。定期维护项目应逐项进行并记入维修记录中，整理归档，长期保存。

5.5.2.1发电机定期维护

5.5.2.1.1检查发电机电缆有无损坏、破裂和绝缘老化等情况。 5.5.2.1.2检查空气入口、通风装置和外壳冷却散热系统。 5.5.2.1.3检查冷却系统并按厂家规定进行处理。

5.5.2.1.4紧固电缆接线端子，按厂家规定力矩标准执行。 5.5.2.1.5直观检查发电机消音。

5.5.2.1.6轴承注油，检查油质。注油型号和用量按厂家标准执行。 5.5.2.1.7检查发电机绝缘、直流电阻等有关电气参数。 5.5.2.1.8按力矩表紧固螺栓。 5.5.2.1.9检查发电机编码器。 5.5.2.2叶片定期维护

5.5.2.2.1检查叶片的表面、根部和边缘有无损坏以及装配区域有无裂缝。 5.5.2.2.2根据力矩表抽样紧固叶片螺栓。

5.5.2.2.3检查风电机叶片初始安装角是否改变。 5.5.2.2.4检查叶片表面附翼有无损坏。

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5.5.2.2.5检查叶片的接地系统是否正常。 5.5.2.3轮毂定期维护

5.5.2.3.1检查轮毂表面有无腐蚀。

5.5.2.3.2根据力矩表抽样紧固主轴法兰与轮毂装配螺栓。 5.5.2.3.3如需要，按设备生产厂家要求进行螺栓更换。

5.5.2.3.4检查电动式变桨距系统，变桨电机、变桨控制柜等是否正常，轴承注油，检查油质。

5.5.2.4导流罩定期维护

5.5.2.4.1检查导流罩本体有无损坏。

5.5.2.4.2检查安装螺栓有无松动，按力矩表紧固螺栓。 5.5.2.4.3检查工作窗螺栓有无松动。 5.5.2.5主轴定期维护

5.5.2.5.1检查主轴部件有无破损、磨损、腐蚀，螺栓有无松动、裂纹等现象。 5.5.2.5.2检查主轴运转时有无异常声音。

5.5.2.5.3检查轴封有无泄露，轴承两端轴封润滑情况。 5.5.2.5.4根据力矩表紧固主轴螺栓、轴套与机座螺栓。 5.5.2.5.5检查主轴的轴承支撑有无异常。

5.5.2.5.6检查主轴润滑系统有无异常并按要求进行注油。 5.5.2.5.7检查注油罐油位是否正常。 5.5.2.6机械制动系统定期维护

5.5.2.6.1检查制动系统接线端子有无松动。

5.5.2.6.2 检查制动盘和制动块间隙，间隙不能超过厂家规定数值。 5.5.2.6.3 检查制动块磨损程度。

5.5.2.6.4 检查制动盘是否松动，有无磨损和裂缝。 5.5.2.6.5 检查液压站各测点压力是否正常。

5.5.2.6.6 检查液压连接软管和液压缸的泄露与磨损情况。 5.5.2.6.7 根据力矩表紧固机械制动器相应螺栓。 5.5.2.6.8 检查液压油位是否正常。 5.5.2.6.9 按规定更换过滤器。

5.5.2.6.10 测量制动时间，并按规定进行调整。 5.5.2.7传感器定期维护 5.5.2.7.1 检查位置传感器。 5.5.2.7.2 检查转速传感器。 5.5.2.7.3 检查位移传感器。 5.5.2.7.4 检查温度传感器。 5.5.2.7.5 检查压力传感器。 5.5.2.7.6 检查振动传感器。 5.5.2.7.7 检查风向传感器。 5.5.2.7.8 叶轮锁定传感器 5.5.2.7.9 检查风速传感器 5.5.2.8偏航系统定期维护

5.5.2.8.1 检查偏航减速器齿轮箱有无泄露。

5.5.2.8.2 根据力矩表对塔顶法兰螺栓进行抽样紧固。 5.5.2.8.3 根据力矩表对偏航系统螺栓紧固。

5.5.2.8.4 对偏航系统进行注油，油型、油量及间隔时间按厂家规定执行。 5.5.2.8.5 检查齿轮的轮齿有无损坏，转动是否自如。

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5.5.2.8.6 检查偏航齿圈，必要时需做均衡调整。

5.5.2.8.7 检查偏航电动机或偏航液压站功能是否正常。

5.5.2.8.8 检查液压站本体有无漏油、液压管有无磨损，电气接线端子有无松动。

5.5.2.8.9 监测偏航功率损耗是否在规定范围之内。此项还应根据气温变化做相应调整。 5.5.2.8.10 检查偏航制动系统是否正常。 5.5.2.9机舱顶部控制柜定期维护

5.5.2.9.1 检查控制柜内的控制器是否完好，工作正常。

5.5.2.9.2检查控制柜所有开关、继电器、熔断器、变压器、指示灯等部件是否完好。 5.5.2.9.3 测试面板上的按钮功能是否正常。 5.5.2.9.4 根据力矩表紧固接线端子。 5.5.2.9.5 检查所有插件接触是否良好。 5.5.2.9.6 检查控制柜安装是否牢固。

5.5.2.9.7 检查控制柜通风散热系统是否正常，并清理滤网。 5.5.2.10塔架定期维护

5.5.2.10.1 根据力矩表对法兰的螺栓进行抽样紧固。 5.5.2.10.2 检查电缆表面有无磨损和损坏。

5.5.2.10.3 检查梯子、平台、电缆支架、防风挂钩、门、锁、灯、应急灯等有无异常。 5.5.2.10.4 检查塔门和塔壁焊接有无裂纹。

5.5.2.10.5 检查塔身有无脱漆、腐蚀，密封是否良好。 5.5.2.10.6 检查安全装置是否良好。 5.5.2.10.7 检查塔架垂直度。 5.5.2.11风机底部控制柜定期维护

5.5.2.11.1 检查控制柜内的控制器是否完好，工作正常。

5.5.2.11.2 检查控制柜所有开关、继电器、熔断器、变压器、不间断电源、指示灯等部件是否完好。

5.5.2.11.3 测试面板上的按钮功能是否正常。 5.5.2.11.4 检查电气回路性能及绝缘情况。 5.5.2.11.5 根据力矩表紧固接线端子。 5.5.2.11.6 检查所有插件接触是否良好。 5.5.2.11.7 检查控制柜电缆有无损坏和破损。

5.5.2.11.8 检查电容器、避雷器、可控硅外观形态有无异常。 5.5.2.11.9 检查控制柜安装是否牢固。

5.5.2.11.10 检查控制柜内通风散热系统是否正常。 5.5.2.11.11 检查操作机构是否良好。

5.5.2.11.12 检查控制柜密封、防水、防潮、防小动物情况。 5.5.2.12加热系统定期维护

5.5.2.12.1 检查电机加热装置是否正常。 5.5.2.12.2 检查控制柜加热装置是否正常。

5.5.2.12.3检查风速仪风向标加热装置是否正常。 5.5.2.12.4检查机舱加热装置是否正常。 5.5.2.13气象站及风资源分析系统

5.5.2.13.1 检查风资源采集系统（风向标和风速仪）是否正常。 5.5.2.13.2 检查与监控系统连接的数据通道是否完好。 5.5.2.13.3 检查风资源分析系统是否良好。

5.5.2.13.4 测试风资源分析软件的所有命令和功能是否符合要求。 5.5.2.14监控系统定期维护

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5.5.2.14.1 检查所有硬件（包括计算机、调制解调器、通信设备及不间断电源）是否正常。 5.5.2.14.2 检查所有接线是否牢固。

5.5.2.14.3 检查并测试监控系统的命令和功能是否正常。 5.5.2.14.4 测试数据传输通道的有关参数是否符合要求。 5.5.2.15风电机组整体定期维护 5.5.2.15.1 检查法兰间隙。

5.5.2.15.2 检查风电机防水、防尘、防沙暴、防腐蚀情况。 5.5.2.15.3 一年一次检查风电机组防雷系统。 5.5.2.15.4 一年一次测量风电机组接地电阻。

5.5.2.15.5 检查并测试系统的命令和功能是否正常。 5.5.2.15.6 检查电动吊车。

5.5.2.15.7 根据需要进行超速试验、飞车试验、正常停机试验、安全停机、事故停机试验。 5.5.2.15.8 检查风电机组内外卫生情况。 5.5.2.16 定期维护开工前的准备

5.5.2.16.1 针对系统和设备的运行情况、存在的缺陷、日常维护核查结果，结合上次定期维护报告进行现场查对，根据查对结果及年度维护检修计划要求，确定维护的重点项目，制订符合实际情况的对策和措施。

5.5.2.16.2 落实物资(包括材料、备品配件、安全用具、施工机具等)准备。 5.5.2.16.3 制订施工技术措施、组织措施、安全措施。 5.5.2.16.4 准备好技术记录表格。

5.5.2.16.5制订实施定期维护计划的施工进度表。

5.5.2.16.6组织维护人员熟悉本次工作内容、方案及要求等。 5.5.2.17定期维护施工阶段的组织管理

5.5.2.17.1 检查各项安全措施，确保人身和设备安全。

5.5.2.17.2 检查落实岗位责任制，严格执行各项质量标准、工艺措施，保证工作质量。 5.5.2.17.3 随时掌握施工进度，加强组织协调，确保如期竣工。

5.5.2.17.4 定期维护过程中，应及时做好记录。记录的主要内容应包括设备技术状况、定期维护内容、测量数据和试验结果等。所有记录应做到完整、正确。

5.5.2.17.5 搞好工具、仪表管理，严防工具、机件或其他物体遗留在设备或机舱、塔筒内；重视消防、保卫工作；维护结束后，做好现场清理工作。 5.5.3质量验收

5.5.3. 1执行质量验收管理制度。

5.5.3. 2定期维护过程中严格执行维护工艺规程和质量标准。质量检验实行维护人员自检与验收人员检验相结合。简单工序以自检为主。

5.5. 3.3设备维护之后应及时编制维护报告，作为技术档案保存。

5.5.3. 3在试运行前，定期维护人员应向运行人员交代设备和系统的变动情况以及注意事项，并做好各种台账记录。

5.5. 4定期维护应达到的基本目标：

5.5.4.1 施工中严格执行安全规程，做到文明施工、安全作业、不发生人身轻伤以上事故和设备严重损坏事故。

5.5.4.2 定期维护后，应做到消除设备缺陷，达到各项质量标准。

5.5.4.3 完成全部规定的标准项目和特殊项目，且停用时间不超过规定。

5.5.4.4严格执行维护的有关规程与规定。各种维护技术文件齐全、正确、清晰，现场整洁。 5.6风电机组异常运行及故障处理

5.6.1 对于标志机组有异常情况的报警信号，当班负责人要安排运行人员进行初步判断和

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8.3.4.5高电压、高温时段应特别注意电容器组的运行情况。 8.3.4.6投入电容器组前，应先将SVC设备投入。 8.3.4.7母线停电时，应首先退出电容器组； 8.3.4.8母线恢复运行时，电容器组应最后投入。

8.4巡视检查

8.4.1无功补偿设备巡视检查安排

8.4.1.1对无功补偿设备每班至少检查一次。

8.4.1.2新投入或检修后的无功补偿设备，第一次带负荷时，应进行机动性检查。 8.4.1.3站用电系统操作、电网电压出现较大波动后，应检查SVC的运行情况。 8.4.1.4对电容器组的巡检时间应安排在最高温、电网电压最高时进行。

8.4.1.5当电容器组发生断路器跳闸、保护熔丝熔断后，应立即进行特殊巡视。对室外电容器组，遇雷、雨、风、雪等恶劣天气时也应进行特殊巡视。 8.4.2 SVC设备巡检内容

8.4.2.1 SVC设备室无异常声响、无异常气味。现地监控画面设备状态查询正常。 8.4.2.2 SVC设备所有柜门均关闭良好。 8.4.2.3 冷却装置运行正常、室内通风良好。

8.4.2.4 运行设备的环境温度、湿度符合设备要求。 8.4.2.5 检查SVC设备各接地点接地良好。

8.4.2.6 检查SVC设备的各个运行参数正常、无报警信号。 8.4.2.7 查询有无新增历史故障记录。 8.4.3电力电容器组巡检内容

8.4.3.1从外观上检查电容器组是否有膨胀、喷油、渗漏油现象。 8.4.3.2检查瓷质部分是否清洁，有无放电痕迹。 8.4.3.3检查接地线是否牢固。 8.4.3.4检查串联电抗器是否完好。 8.4.3.5检查电容器室内温度，冬季最低允许温度和夏季最高允许温度均应符合制造厂家的规定。

8.4.3.6检查放电设备是否完好。 8.4.3.7电容器组熔丝有无熔断。 8.4.3.8示温蜡片有无熔化。

8.4.3.9检查其附属避雷器有无异常。

8.5运行操作

8.5.1 电容器组投入操作顺序 8.5.1.1获得电网调度操作许可。 8.5.1.2 SVC设备已经正常投入。 8.5.1.3检查母线电压无异常。 8.5.1.4检查环境温度正常。

8.5.1.5检查电容器组外观无异常。 8.5.1.6检查电容器组已经放电完毕。 8.5.1.7检查电容器组保护投入正常。 8.5.1.8合上电容器组断路器。 8.5.1.9检查母线电压无异常。

8.5.1.10检查电容器组运行电压、电流、温度均正常。 8.5.2 电容器组人工放电操作顺序 8.5.2.1获得电网调度操作许可。

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8.5.2.2确认电容器组断路器已经断开、隔离刀闸已经拉开、熔断器已经取下。 8.5.2.3将临时接地线与接地网连接好。

8.5.2.4戴绝缘手套，用接地棒对电容器组反复放电，直至无火花、无放电声。 8.5.3 电容器组退出运行操作顺序 8.5.3.1获得电网调度操作许可。

8.5.3.2母线停电时，应首先断开电容器组断路器。

8.5.3.3断开电容器组断路器后，检查母线电压是否正常。 8.5.3.4检查放电装置是否正常投入。

8.5.3.5检查电容器组断路器、熔断器是否正常。 8.5.4 35kV 1号组合电容器35V1由运行转为冷备用 8.5.4.1接调度令。

8.5.4.2全面检查运行方式。 8.5.4.3模拟操作。

8.5.4.4拉开35kV 1号组合电容器35V1断路器。

8.5.4.5检查35kV 1号组合电容器35V1断路器确已拉开。

8.5.4.6将35kV 1号组合电容器35V1断路器小车由“工作位置”摇至“试验位置”。

8.5.4.7检查35kV 1号组合电容器35V1断路器小车确已由“工作位置”摇至“试验位置”。 8.5.4.8拉开35kV 1号组合电容器35V1C4隔离开关。

8.5.4.9检查35kV 1号组合电容器35V1C4隔离开关确已拉开。 8.5.4.10拉开35kV 1号组合电容器35V1K4隔离开关。

8.5.4.11检查35kV 1号组合电容器35V1K4隔离开关确已拉开。 8.5.5 35KV 1号独立电容器35V1R由运行转为冷备用 8.5.5.1接调度令。

8.5.5.2全面检查运行方式。 8.5.5.3模拟操作。

8.5.5.4拉开35KV 1号独立电容器35V1R断路器。

8.5.5.5检查35KV 1号独立电容器35V1R断路器确已拉开。

8.5.5.6将35KV 1号独立电容器35V1R断路器小车由“工作位置”摇至“试验位置”。 8.5.5.7检查35KV 1号独立电容器35V1R断路器小车确已由“工作位置”摇至“试验位置”。 8.5.5.8拉开35KV 1号独立电容器35V1R4隔离开关。

8.5.5.9检查35KV 1号独立电容器35V1R4隔离开关确已拉开。 8.5.6 SVC设备投入操作顺序 8.5.6.1获得电网调度操作许可。 8.5.6.2需要检查的内容

8.5.6.2.1 SVC监控软件运行正常，运行方式及参数设置正常，无报警。 8.5.6.2.2冷却空调运行正常。

8.5.6.2.3 SVC主断路器、隔离刀闸、接地刀闸的位置正常。 8.5.6.2.4 SVC保护装置运行正常。 8.5.6.2.5母线电压正常。

8.5.6.3拉开接地刀闸、推上SVC侧隔离刀闸并确认。

8.5.6.4按照SVC操作手册的规定执行SVC设备投入操作。 8.5.6.5需要检查的内容 8.5.6.5.1母线电压正常。 8.5.6.5.2冷却空调运行正常。

8.5.6.5.3检查SVC室环境温度、湿度、通风正常。 8.5.6.5.4SVC运行平稳，输出无功功率、电流正常。

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8.5.7 SVC设备退出操作顺序 8.5.7.1获得电网调度操作许可。

8.5.7.2检查SVC主断路器运行正常。

8.5.7.3在SVC主界面上点击“停止”按钮，停止系统运行。如果电容器也需要退出，应先完成电容器退出操作。

8.5.7.4远方断开SVC主断路器并确认。

8.5.7.5拉开SVC室变压器高压侧隔离刀闸并确认。 8.5.7.6断开SVC室变压器高压侧断路器操作电源开关。 8.5.7.7检查SVC室内无异常

8.6事故处理

8.6.1电容器组应立即退出运行的故障 8.6.1.1电容器组漏油。

8.6.1.2电容器组出现异常声响。 8.6.1.3电容器组发生爆炸。 8.6.1.4电容器组外壳膨胀。

8.6.2电容器组断路器跳闸或者熔断器熔断 8.6.2.1现象

8.6.2.1.1监控系统出现语音报警。

8.6.2.1.2电容器组电压、电流下降明显或者为零。 8.6.2.2处理

8.6.2.2.1采取措施将电容器组与母线可靠隔离。 8.6.2.2.2向电网调度汇报。

8.6.2.2.3按照厂家规定对电容器组进行充分放电，确认放电完毕后查找电容器组断路器跳闸原因或者熔断器熔断原因。

8.6.2.2.4若确认是外部原因导致电容器组断路器跳闸或者熔断器熔断，可以试投电容器组一次。

8.6.2.2.5原因未查明不得试投电容器组。

8.6.2.2.6若电容器组断路器再次跳闸或者熔断器再次熔断，不允许再投，联系电容器组检修事宜。

8.6.3电容器组温度过高 8.6.3.1现象

8.6.3.1.1监控系统出现语音报警。

8.6.3.1.2现场检查电容器温度高、示温蜡片熔化。 8.6.3.1.3保护可能动作。

8.6.3.2处理：若由环境温度过高、母线电压过高、高次谐波电流、电容器组介质老化等引起，则向电网调度申请电容器组退出运行。 8.7设备规范

35kV SVC设备规范 序号 1 2 3 4 名称 相控电抗器 金属氧化避雷器 3次滤波电容器组 3次滤波电抗器 规格及主要参数 额定电压：35kV；额定输出容量：0-15MVA HY5WR-51/134 系统额定电压：35kV； 额定输出容量：5Mvar 系统额定电压：35kV； 干式空芯电抗器 43

单位 套 套 组（3相） 组（3相） 数量 1 1 1 1

5 6 5次滤波电容器组 5次滤波电抗器 系统额定电压：35kV； 额定输出容量：5Mvar 系统额定电压：35kV； 干式空芯电抗器 组（3相） 组（3相） 1 1 44

9 升压站监控系统

9.1概述

9.1.1描述监控系统包含有安全稳定控制装置、综合自动化装置、110kV升压站图像监控系统、故障滤波装置、高频开关电源直流成套装置。 9.1.2 管辖范围:由电站自行管理。

9.2运行规定

9.2.1用计算机监控系统对电站机电设备进行监视、控制，是运行人员对设备进行监控的首选方式，现场监控作为辅助方式。

9.2.2监控系统两套主机不允许同时退出运行，若确有必要退出运行时，应经主管领导批准。

9.2.3运行值班人员应使用规定的帐户及密码在指定工作站进行登陆。

9.2.4值班人员不允许修改监控系统参数和限值，不得无故投、退各种测点。若确认某测点数据坏，在不影响系统正常运行时可退出该测点，并做好记录，通知维护人员处理好后及时恢复。

9.2.5监控系统两路交流电源不允许同时停电，当任一交流电源消失时，应尽快恢复送电；UPS电源必须一直正常投入。

9.2.6当监控系统语音或简报窗报设备故障时，值班人员应立即调出相关画面对有关信息进行检查，并作出判断和处理。

9.2.7设备或系统发生事故后，当班人员应及时调用、打印出相关设备的事故、故障、状变、越复限一览表、事故追忆表等记录，供处理和分析事故使用。

9.2.8事故时，对监控系统光字应做好记录，事故光字复归应经值班长同意。 9.2.9值班人员接班后应对语音报警进行试验。

9.2.10运行值班人员不得无故将报警画面及语音报警装置关掉或将报警音量调得过小。 9.2.11严禁非监控系统用便携计算机、非专用移动存储介质接入计算机监控系统网络。 9.3 巡视检查

9.3.1 每次交班前，当班值班长应指派有经验的值班人员对监控系统进行巡检。 9.3.2 运行值班人员对监控系统的巡视检查内容

9.3.2.1主画面设备实时数据检查：检查设备的遥测值、遥信量的变化。

9.3.2.2站用电系统运行方式检查:检查遥测值得变化及信号列表中的信号报警情况。 9.3.2.3事件报警一览表检查：检查告警信息发生的时间、内容和等级。

9.3.2.4故障报警一览表检查：检查故障报警的发生时间、内容和等级，并做好记录。 9.3.2.5监控系统电源检查：检查电源是否安全可靠，UPS电源柜是否运行正常。

9.4 运行操作

9.4.1监控系统操作：进入RCS-9700厂站监控系统后，输入用户名及密码。 9.4.1.1操作员帐户“登录”描述:进入主画面后，点击下方“系统未登陆”输入用户名及密码。 9.4.1.2调用画面操作描述：点击所要操作的具体设备间隔名称进入分画面操作，选中所需拉开的断路器或隔离开关、选择遥控后，输入控制编号，点击遥控选择输入操作人用户名及密码，等待五防验证通过后，选择执行。

9.4.1.3在线机切换操作描述：点击开始栏中，前置切换字样，输入用户名及密码。 9.4.1.4重启系统操作描述：点击开始栏中退出后，在进行重启系统。

9.4.1.5工作站语音报警功能测试操作描述：点击主画面右上角事故音响测试字样，在点击音响测试结束。

9.4.1.6光字查询及确认操作描述：进入所需查询的设备分画面，查看信号列表中具体光字

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表1：SF6开关技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 项目 生产厂家 型式 额定电压 额定频率 额定电流 主回路电阻 温升试验电流 断口 对地 断口 额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2/50μs） 对地 断口 额定操作冲击耐受电压峰值（250/2500μs） 对地 交流分量有效值 额定短路开断电流 直流分量 开断次数 首开极系数 额定短路关合电流 额定短时耐受电流及持续时间 额定峰值耐受电流 开段时间 合分时间 分闸时间 合闸时间 重合闸无电流间隙时间 机械稳定性 无线电干扰电压 噪音水平 SF6最高气体压力（20°c） SF6额定气体压力（20°c） SF6最低气体压力（20°c） SF6 报警压力 SF6闭锁压力 检修周期 额定工频1min耐受电压 弹簧储能机构 CT26 220 额定电压 220 额定电压 220 额定电压 三峡新能源新疆达坂城风电场 中华人民共江苏省如高高压电器有限公司 LW36-126(W)/T3150-40H 126kV 50HZ 3150A ≤35μ? 1.1Ir A 300kV 230 kV 692 kV 583 kV - - 40kA 50% 22次 1.5 100 kA 40/4 kA/s 100 kA ≤60ms 35-50(ms) ≤38ms 70±8ms ≥300 可调 6000次 500μv 110dB 0.52 Mpa 0.5 Mpa 0.40 Mpa 0.45 Mpa 0.40 Mpa 20年 110kV LW36-126W/T3135-40H断路器操作机构 形式 型号 合闸线圈 分闸线圈 电动机 名称 220V 220V 220V 额定电流 额定电流 额定功率 2.3A 2.8A 600W 表2：110kV 隔离开关技术规范 型式 26

安装位置 额定电压 额定电流 操作机构

110kV隔离开关 无功补偿装置隔离开关 绝缘等级 允许最高温度℃ GW4A-126 GW4-40.5/630A,GW4-40.5/1250A(三相) 峡盐风一线断路器两侧 无功补偿装置用 126 35 1250 25、63 电动或手动 手动 表3：电气设备绝缘等级 Y 90 A 105 E 120 B 130 F 155 H 180 C 180以上 表4：110kV出线侧电容式电压互感器额定参数表 TYD110/√3-0.02W3电容式电压互感器 GB/T4703-2007 2000m 标准代号 海拔 额定一次电压 110/√3kV 1.2连续，1.5倍30s 126/230/550kV 50Hz 额定绝缘水平 -1.125 上节电容编号 温度 类别 41103189 710kg 下节电容编号 总重 电容单元数量 制造 2011年9月 日期 中华人民共和国江苏思源赫兹互感器有限公司 产品编号 1a-1n 100/√3V 0.2 100VA 10808 2a-2n 100/√3V 0.5 100VA da-dn 100V 3P 100VA 表5 电压、电流互感器技术规范 电流互感器 LVB-110W3 产品型号 标准代号 GB1208-2006 额定 绝缘水平 124kA 总重 准确级 0.2s 0.2s 0.5 0.5 FS/ALF 5 5 5 5 126/230/550kV 海户外 拔 430kg 油重 额定输出，VA 频率 20 40 20 出40 厂 序号 50 日期 3000m 3s短时热电流Ith 50kA 二次端子标额定电流比，A 志 1S1-1S2 2*200/1 1S1-1S3 2*400/1 2S1-1S2 2*200/1 2S1-2S3 2*400/1 额定动稳定电流 86kg 50Hz 11116783 （3-6）S1-S2 2*400/1 10P 30 2011.8 中华人民共和国江苏思源赫兹互感器有限公司 电压互感器 安装地点 PT及消弧消谐柜ABC三相各一个 110KV母线电压互感器 型号 TYD110/√3-0.02W3 TYD110/√3-0.02W3 变比 35/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1/3 110000/√3/100/√3/100/√3/100 制造厂 江苏思源赫兹互感器有限公司 江苏思源赫兹互感器有限公司 出厂年月 2008年8月 2008年8月 型式 干式 干式 表6 110kV避雷器

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金属氧化物避雷器 产品型号 额定电压 持续运行电压 标称放电电流 持续电流（阻性） 内部气体压力 生产编号 Y10W5-100/260W 110kV 78kV 10kA 250uA 0.035~0.05Mpa No.6175 直流1mA参考电压 压力释放额定大电流 线路放电等级 元件节数 介质 生产日期 145kV 50kA 2级 1节 N2 2010年8月 西安西电避雷器有限责任公司 6.7.2主系统保护

表1：主系统保护配置 设备名称 110kV主变 110kV母线 110kV线路 35kV母线 35kV开关柜 35kV电抗 35kV电容

保护配置 主变差动保护 母差保护 纵差保护 母差保护（未投） 过流一段 过流一段 过压保护 高后备、低后备 过流二段 过流二段 低压保护 非电量 零序保护 零序保护 零序保护 28

表2：110kV达坂城风电场变电站二次设备配置 安装位置 110KV达坂城支线线路测控柜 110KV线路保护柜 110KV母线保护柜 公共测控柜 公共测控柜 公共测控柜 变压器保护测控柜 变压器保护测控柜 变压器保护测控柜 变压器保护测控柜 变压器保护测控柜 35KV 1、2段1#主变低压侧进线柜 35KV 1段集电线路 35KV 2段集电线路 35KV占用变 35KC 1段TCR电容器 35KC 1段TCR(MCR)电容器 35KV 1段PT 35KV 1段PT 直流充电屏1#、2# 直流1#馈线柜 GZDW联络柜 UPS电源柜 UPS电源柜 远动控制接口柜 远动控制接口柜 远动控制接口柜 电力故障录波柜 电度表柜 载波室 保护（装置）型号 达坂城支线测控装置RSC-9705C 达坂城支线线路保护WXH-813A/P 达坂城支线线路保护RCS-915 35KV测控RCS-9706C 低压室测控RCS-9709C 继保室测控RCS-9709C 变压器差动保护装置RCS-9671C 变压器非电量保护装置RCS-9661C 变压器高后备保护装置RCS-9681C 变压器低后备保护装置RCS-9681C 变压器测控装置RCS-9703C 网关RCS-9882 集电线路保护装置RCS-9611C 集电线路保护装置RCS-9611C 保护装置RCS-9621C 电容器保护装置RCS-9633C 电容器保护装置RCS-9633C 电流接地保护装置HY-ML2000 微机消弧消谐控制器KWX-C 充电模块ATC230M20III 绝缘监测仪WJY3000A 集中监控器JKQ3000BM UPS监控器UJK2003B1 UPS逆变电源ATCDU-II GPS时钟同步装置RCS-9785D 远动通信装置RCS-9698H 远动通讯装置RCS9794A 故障录波测距装置SH2000C-CRU 电能数据采集器WFET-3000 数字电力线载波机ESB9W 29

制造厂家 南瑞继保电气有限公司 许继电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 华星恒业电气设备有限公司 合肥南南电力保护设备有限公司 深圳奥特迅电力设备股份有限公司 深圳奥特迅电力设备股份有限公司 深圳奥特迅电力设备股份有限公司 深圳奥特迅电力设备股份有限公司 深圳奥特迅电力设备股份有限公司 深圳奥特迅电力设备股份有限公司 深圳奥特迅电力设备股份有限公司 深圳奥特迅电力设备股份有限公司 深圳市双河电脑系统股份有限公司 长沙威胜有限公司 河南许继集团 投运日期 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11 2012.7.11

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7 变压器

7.1概述

7.1.1描述电站运行中的变压器的数量、编号、功能等，包括主变、箱变、站用变、接地变。三峡新能源新疆达坂城风电场共有110kV Ⅰ号主变1台，35kV351S所用变1台，35kV接地变351JS 1台，10kV备用线路变压器1台，35kV箱变33台(XB01号—XB33号)。

7.1.2明确电网调度管理范围：110kVⅠ号主变属新疆乌鲁木齐地调调管，35kV1号所用变351S 1台，35kV1号接地变351JS 1台，备用线路变压器1台，35kV箱变33台，属风电场自行管理。

7.1.3明确主要运行参数：Ⅰ号主变：SZ11-50000/110 容量：5WKVA，电压等级：110±8×1.25/36.5kV，自冷式变压器，由三变科技公司生产。

7.2运行方式

7.2.1变压器运行方式：110kV峡盐风一线1450带110kVI母、1号主变运行。

7.2.2中性点运行方式：110kV1号主变中性点按乌鲁木齐地调命令执行（目前为经间隙接地）。35kV1号接地变351JS，35kV1号所用变351S,10kV备用变压器及35kV箱变中性点都是直接接地。

7.3运行规定 7.3.1一般规定

7.3.1.1投运变压器之前，应做如下检查，并确定变压器在完好状态，且具备带电运行条件。 7.3.1.2 变压器本体无缺陷，外观整洁无遗物。 7.3.1.3 油位、油色正常，无渗油、漏油现象。 7.3.1.4 变压器电器试验应有记录，并合格。 7.3.1.5 冷却装置正常，油管通道阀门均应打开。

7.3.1.6 套管清洁，无裂纹，油位、油色正常，引线无松动现象。

7.3.1.7 各种螺丝应紧固，变压器外壳应有可靠接地，接地电阻应合格。 7.3.1.8 瓦斯继电器内无充气、卡涩现象。

7.3.1.9 有载调压分接开关位置指示正确，手动、电动调压无卡涩现象。

7.3.1.10 热呼吸不应吸潮，正常应位于天蓝色条位置，管道阀门应打开，无堵塞现象。 7.3.1.11 压力释放器试验应符合安规要求。 7.3.1.12 继电保护定值及压板位置应符合要求。

7.3.1.13变压器运行中发现有任何不正常现象（如漏油、油枕内油面过高或过低、发热、声音异常等），应及时报告值班长并加强观察，做好应急处理准备。 7.3.2变压器分接头的相关规定

7.3.2.1对主变压器调整分接头、检修、操作及试验应经调度批准，如有变动应作好记录。 7.3.2.2最高运行电压不得超出整定分接头电压5%。

7.3.2.3除有载调压变压器外，禁止在运行中切换变压器分接头。

7.3.2.4带有有载调压装置的变压器进行调压时，应逐档调压，每一档调压操作后应注意检查电压的变化和分接断路器的位置以防过调。无异常后方能进行下一档的调压操作。 7.3.2.5主变分接头位置变更后，要检查厂用电压变化，必要时适当调整厂用变压器的分接头。

7.3.3变压器进行试验、结构更改或改变继电保护、自动装置原理接线，均应有正式批准的方案和图纸。否则不允许进行。 7.3.4对变压器运行温度的规定

7.3.4.1 油浸式变压器上层油温运行极限值（85℃）为厂家设备手册的规定，在运行中应

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监视其上层油温不得超过此规定值，同时应监视变压器各部温升不超过制造厂技术规范所规定的数值。

7.3.4.2 干式变压器线圈外表最高温度极限值（105℃）为厂家设备手册的规定，当负荷达到额定值厂家设备手册的规定时，或室温达厂家设备手册的规定时，应启动通风装置。 7.3.5变压器过负荷告警运行规定

7.3.5.1过负荷前和过负荷终了都要记录变压器上层油温，环境温度和时间。

7.3.5.2在过负荷时间内10分钟记录一次上层油温和过负荷电流，每小时记录一次环境温度。 当上层油温和各部温升已达到厂家设备手册的规定时，不论负荷和时间是否达到厂家设备手册的规定，均应停止过负荷。

7.3.5.3在过负荷期间应对变压器低压侧母线（或电缆及接头）温度加强监视，母线温度不得超过厂家设备手册的规定。

7.3.5.4干式变压器过负荷运行时应加强变压器冷却，其冷却器应全部投入运行。 7.3.5.5必要时应减少变压器负荷。

7.3.5.6主变压器、厂用变压器、箱变（台变）、接地变过负荷运行期间的温度、电流等运行参数应严格执行厂家设备手册的规定。 7.3.6变压器绝缘电阻的相关规定

7.3.6.1凡额定电压在1000V级以上的线圈用2500V摇表测量绝缘电阻，凡额定电压在1000V以下的线圈用1000V摇表测量绝缘电阻。

7.3.6.2检修前、后及备用超过20天的主变压器投运前应测量绝缘，并应记录测量时的主变压器上层油温。

7.3.6.3变压器绝缘电阻值最低不得小于厂家设备手册的规定。

7.3.6.4绝缘电阻低于规定值时，变压器需经运行部门经理批准后方可投入运行。 7.3.6.5每次测量结果必须进行登记。 7.3.7其它规定

7.3.7.1 新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位。

7.3.7.2 新装、大修、事故检修或换油后的主变压器应先静置48小时，再开启全部冷却器将油循环一定时间，并排除残存空气后方能施加电压。

7.3.7.3 备用中的变压器应和运行中的变压器同等对待，按规定进行巡视检查。

7.3.7.4 停电备用变压器应将其操作电源和保护装置全部投入，绝缘电阻测量合格。强迫油冷却器系统处于备用状态。

7.3.7.5 主变停电操作时，先断开所有低压侧断路器，后断开高压侧断路器停电。 7.3.7.6 主变压器正常停、送电操作时，其中性点地刀应推上。 7.3.7.7 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。

7.3.7.8 对瓦斯继电器进行检查或排气时，严禁动重瓦斯试验用的撞针，以防重瓦斯保护误动。

7.3.7.9 变压器运行中不允许滤油、补油。

7.3.7.10对于强迫油循环冷却方式的变压器，变压器事故跳闸后要尽快切除冷却器油泵，避免游离碳和金属微粒进入非故障部分。

7.3.7.11巡视运行中的主变压器时，不允许登高检查。 7.3.8箱变（台变）特殊规定

7.3.8.1箱变（台变）受电起，应移交电力运行部管理，箱变（台变）所有设备资料，特别是所有解锁钥匙均应移交给运行部门。

7.3.8.2箱变上的所有工作严格执行电业安全规程的相关规定。

7.3.8.3 箱变断电后开展工作前，必须戴绝缘手套使用合格的验电工具进行验电，同时应仔细观察箱变带电显示装置的状态，和验电结果相互验证。 7.3.9变压器保护装置的规定

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7.3.9.1 维修后的保护装置投运前必须有维修人员的详细检修交待，保护定值必须正确，保护的加用与停用必须经调度批准。

7.3.9.2 变压器投运前必须确认变压器保护装置已经投运且运行正常。

7.3.9.3 正常运行时检查各微机保护装置面板指示正常，无告警、启动、动作信号，运行监视灯或程序运行灯应正常闪亮。

7.3.9.4 微机保护装置正常运行时显示画面应在正常主画面，无异常、故障信息显示。 7.3.9.5 除打印保护动作报告外，运行人员一般不进行保护装置操作面板上的菜单操作。 7.3.9.6 在保护装置操作面板上进行改变保护定值和其他调试操作时，应有依据并按规定办理工作许可手续。

7.3.9.7 装置告警、异常时应做好记录并进行检查处理。装置动作后，应根据信号指示和动作报告作出相应处理，并检查装置动作情况。

7.3.9.8 经当班值班长同意后方能复归信号，并做好记录。 7.3.10变压器瓦斯保护运行规定

7.3.10.1 变压器充电时对重瓦斯保护的规定

7.3.10.1.1变压器在充电时重瓦斯保护应投入跳闸位置。 7.3.10.1.2 新投产、长期备用和大修后的变压器充电时，须将重瓦斯保护投入“跳闸”位置，充电正常后，切换到“信号”位置（差动或其它主保护应投入），经48小时后，检查无气体，再投入跳闸位置，若还有气体则每隔2小时检查一次，直到无气体时再投入跳闸位置。 7.3.10.2变压器备用时重瓦斯保护也应投入“跳闸”位置。 7.3.10.3 对变压器重瓦斯保护改投发“信号”压板的规定

7.3.10.3.1 变压器在运行中更换呼吸器干燥胶囊、变压器油路处理缺陷、开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时，运行中的变压器重瓦斯保护应经电网调度允许后由“跳闸”位置切换为“信号”位置。

7.3.10.3.2 有可能进入空气的，工作完后经过8小时无信号发出后再投入“跳闸”位置。 7.4变压器巡视检查

7.4.1 变压器巡检工作安排

7.4.1.1每班对变压器至少检查一次。

7.4.1.2对运行或备用中的变压器，应进行定期和机动性的巡视检查。

7.4.1.3 每天晚上进行一次熄灯检查，主要检查各部有无火花放电，电晕及过热烧红现象。 7.4.1.4 每次短路故障后，应进行外部检查。

7.4.1.5 新投入或检修、改造后的变压器在投运72小时内，应进行机动性检查。 7.4.1.6 有严重缺陷时，应进行变压器机动性检查。

7.4.1.7 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时，应进行变压器机动性检查。 7.4.1.8 雷雨季节特别是雷雨后应进行机动性巡查。

7.4.1.9 高温季节、高峰负载运行期间，应进行变压器机动性检查。 7.4.2 变压器巡检内容

7.4.2.1变压器异常声音、振动检查。

7.4.2.2充油设备油色、油温、油标、油位、渗油漏油检查。 7.4.2.3消防感温电缆检查。

7.4.2.4母线、支持瓷瓶、各连接处及过流部件检查。

7.4.2.5压力释放阀、安全气道、事故排油阀、事故油池排水阀等阀门位置检查。 7.4.2.6呼吸器检查。

7.4.2.7吸湿器完好，吸附剂干燥 7.4.2.8变压器各部标志检查。 7.4.2.9变压器通风检查。

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7.4.2.10变压器有载分接开关的分接位置及电源指示检查。 7.4.2.11变压器中性点设备检查。 7.4.2.12变压器鹅卵石坑积水检查。 7.4.2.13变压器保护装置检查。

7.4.2.14各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮，温控装置工作正常。 7.4.2.15下雪天，检查套管及母线瓷瓶有无冰溜子。

7.4.2.16雷雨及雾霜天，检查套管及母线瓷瓶有无火花放电现象。 7.4.2.17现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目。

7.5运行操作

7.5.1 110kVⅠ号主变充电操作顺序

7.5.1.1Ⅰ号主变高、低压侧安全措施拆除。 7.5.1.2摇测主变高、低压侧绕组绝缘合格。 7.5.1.3主变中性点地刀合上。 7.5.1.4主变的全部保护正常加用。

7.5.1.5合上主变高压侧开关后应立即检查现场有无异常。

7.5.1.6新安装或更换线圈大修后的变压器应按行业规范进行相关试验合格后才能进行充电试验。

7.5.1.7操作结束后向调度汇报操作情况。 7.5.2 Ⅰ#主变由运行转为检修操作票 7.5.2.1接调度令。

7.5.2.2全面检查运行方式。 7.5.2.3模拟操作。

7.5.2.4合上1#主变中性点111D接地刀闸。

7.5.2.5检查1#主变中性点111D接地刀闸确已合上。 7.5.2.5拉开1#主变35kV侧3501断路器。

7.5.2.6检查1#主变35kV侧3501断路器确已拉开。 7.5.2.7拉开1#主变110kV侧1101断路器。

7.5.2.8检查1#主变110kV侧1101断路器确已拉开。

7.5.2.9将1#主变35kV侧 3501断路器小车由“工作位置”摇至“试验位置”。

7.5.2.10检查1#主变35kV侧3501断路器小车确已由“工作位置”摇至“试验位置”。 7.5.2.11拉开1#主变110kV侧11011隔离开关。

7.5.2.12检查1#主变110kV侧11011隔离开关确已拉开。

7.5.2.13验明1#主变110kV侧11011隔离开关母线侧引线三相确无电压。 7.5.2.14合上1#主变110kV侧11011D接地刀闸。

7.5.2.15检查1#主变110kV侧11011D接地刀闸确已合上。 7.5.2.16验明1#主变35kV侧低压穿墙套管处三相确无电压。 7.5.2.17在1#主变35kV侧低压穿墙套管处装设01号接地线。 7.5.2.18拉开1#主变中性点111D接地刀闸。

7.5.2.19检查1#主变中性点111D接地刀闸确已拉开。 7.5.2.20在1#主变110kV侧1101断路器、11011隔离开关、1#主变35kV侧3501断路器上悬挂“禁止合闸，有人工作”标识牌。 7.5.3 1#主变由检修转运行操作票 7.5.3.1接调度令。

7.5.3.2全面检查运行方式。 7.5.3.3模拟操作。

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7.5.3.4取下1#主变110kV侧1101断路器、11011隔离开关、1#主变35kV侧3501断路器上“禁止合闸，有人工作”标识牌。

7.5.3.5合上1#主变110kV侧中性点111D接地刀闸。

7.5.3.6检查1#主变110kV侧中性点111D接地刀闸确已合上。 7.5.3.7拉开1#主变110kV侧11011D接地刀闸。

7.5.3.8检查1#主变110kV侧11011D接地刀闸确已拉开。 7.5.3.9拆除1#主变35kV侧低压穿墙套管处01号接地线。 7.5.3.10检查1#主变35kV侧低压穿墙套管处确无短路接地。

7.5.3.11检查1#主变110kV侧1101断路器分合位置指示器确在分位。 7.5.3.12检查1#主变35kV侧3501断路器分合位置指示器确在分位。 7.5.3.13检查1#主变110kV侧1101断路器保护压板确已按规定投入。 7.5.3.14检查1#主变110kV侧1101断路器保护装置确已按规定投入。 7.5.3.15检查1#主变35kV侧3501断路器保护压板确已按规定投入。 7.5.3.16检查1#主变35kV侧3501断路器保护装置确已按规定投入。 7.5.3.17合上1#主变110kV侧11011隔离开关。

7.5.3.18检查1#主变110kV侧11011隔离开关确已合上。 7.5.3.19合上1#主变110kV侧1101断路器。

7.5.3.20检查1#主变110kV侧1101断路器确已合上。

7.5.3.21将1#主变35kV 侧3501断路器小车由试验位置摇至工作位置。

7.5.3.22检查1#主变35kV侧 3501断路器小车确已由试验位置摇至工作位置。 7.5.3.23合上1#主变35kV侧3501断路器。

7.5.3.24检查1#主变35kV侧3501断路器确已合上。 7.5.3.25拉开1#主变中性点111D接地刀闸。

7.5.3.26检查1#主变中性点111D接地刀闸确已拉开

7.6故障及事故处理

7.6.1应立即停电处理的缺陷

7.6.1.1变压器本体及分接断路器油箱破裂并大量漏油。

7.6.1.2压力释放阀或防爆安全膜破裂，向外喷油、喷火或喷烟。 7.6.1.3套管发生连续闪络、炸裂、端头熔断等严重破坏。 7.6.1.4因漏油使贮油器油面降至油面计的最低极限。 7.6.1.5变压器内部声音很大、很不均匀，有炸裂声。 7.6.1.6变压器冒烟着火。

7.6.1.7 发生危及变压器安全的故障且有关保护装置拒动。 7.6.2应申请停电处理的缺陷 7.6.2.1内部声音异常。

7.6.2.2变压器套管有裂纹、破损和闪络放电痕迹。

7.6.2.3变压器油位急速下降且无法制止，套管油面过低或油色变化过甚并化验不合格。 7.6.2.4变压器压力释放伐漏油或安全膜破裂但未喷油、喷烟。 7.6.2.5变压器上盖掉落杂物，危及安全运行。

7.6.2.6变压器套管上接线头接触不良，发热、烧红变色。 7.6.2.7主变轻瓦斯动作。

7.6.3变压器温度异常升高的处理 7.6.3.1现象

变压器油温超出正常运行值。

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7.6.3.2处理

7.6.3.2.1检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对。

7.6.3.2.2检查温度测量装置是否正常，是否与实际温度相符。 7.6.3.2.3 检查三相负荷是否平衡、是否过负荷运行。 7.6.3.2.4 检查负荷及变压器周围的环境温度。 7.6.3.2.5 检查油面是否过高。

7.6.3.2.6 检查变压器的冷却装置或变压器室通风情况，判明散热器有无堵塞现象，备用冷却器是否开启等。

7.6.3.2.7若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量运行，观察其变化情况。

7.6.3.2.8 如上述检查均未发现问题，而且温度不正常且继续上升，油面也不断上升，应查明原因，必要时应联系调度停止变压器运行。

7.6.3.2.9 变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。

7.6.4变压器油位异常处理

7.6.4.1现象：变压器磁针式油位计报警。 7.6.4.2处理

7.6.4.2.1油面缓慢下降时，应查明油面下降原因，全面检查是否漏油或气温低使油面下降，尽快制止，并做维修处理。

7.6.4.2.2因漏油所致，使油面急速下降，禁止将重瓦斯保护停用，应立即设法制止漏油；当油面降至低限仍不能制止漏油时，应立即汇报调度将变压器停运。

7.6.4.2.3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。 7.6.4.2.4油位因温度上升超过高限时，应停电处理 7.6.5变压器轻瓦斯保护动作处理

7.6.5.1现象：出现变压器轻瓦斯保护动作信号。 7.6.5.2处理

7.6.5.2.1检查变压器外部有无异常，是否漏油、进入空气或二次回路故障等引起。

7.6.5.2.2检查瓦斯继电器内是否有气体，若有气体应停电记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。 7.6.5.2.3若判断为空气，应排除气体，并分析进气原因，设法消除故障。 7.6.5.2.4如为可燃气体，不得再送电。 7.6.6变压器重瓦斯保护动作处理

7.6.6.1现象：出现变压器重瓦斯保护动作信号、变压器跳闸。 7.6.6.2处理

7.6.6.2.1在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。

7.6.6.2.2检查变压器有无爆裂、变形、喷油、喷烟、喷火及严重漏油等明显故障。 7.6.6.2.3取瓦斯并判断瓦斯性质。 7.6.6.2.4测量绝缘电阻。

7.6.6.2.5进行油质化验，分析故障性质。 7.6.6.2.6检查二次回路及瓦斯继电器。

7.6.6.2.7如仍未发现任何问题，应请示主管领导同意后，对变压器试充电（充电前投入变压器所有保护）。

7.6.6.2.8如判明为可燃性气体，不得送电。

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7.6.6.2.9如确认为瓦斯保护误动，应停用该保护恢复送电，但其它保护必须加用。 7.6.7调压轻瓦斯保护动作处理参照7.6.5条执行。 7.6.8调压重瓦斯保护动作处理参照7.6.6条执行。 7.6.9变压器差动保护动作处理

7.6.9.1现象：出现变压器差动保护动作信号、变压器跳闸。 7.6.9.2处理

7.6.9.2.1对保护范围内的一次设备进行检查，检查是否有明显故障点，检查变压器是否有喷油、短路烧伤痕迹等异常现象。 7.6.9.2.2 测量变压器绝缘电阻。 7.6.9.2.3 判明差动保护是否误动。

7.6.9.2.4 如确系差动保护误动，而不能很快处理时，经主管领导同意后，退出该保护将变压器投入运行，但此时变压器必须有速动的主保护（主变压器重瓦斯保护必须加用，负序过流保护亦必须加用）。

7.6.9.2.5 变压器差动保护和瓦斯保护同时动作，表明故障在变压器内部，应将变压器退出运行并作好安全措施，测量变压器绝缘电阻并做好记录，向主管领导汇报。 7.6.10主变压器零序保护动作处理

7.6.10.1 现象：出现变压器零序保护动作信号、变压器跳闸。 7.6.10.2处理

7.6.10.2.1对主变引出线、中性点设备进行全面检查。 7.6.10.2.2 查看送出线路保护动作情况。 7.6.10.2.3 检查变压器对地绝缘情况。

7.6.10.2.4 如未发现异常，可对变压器试送电。 7.6.11变压器着火处理

7.6.11.1现象：变压器本体出现持续火焰。 7.6.11.2处理

7.6.11.2.1停电：如未自动跳闸，应将变压器停电，断开各侧断路器、刀闸。如危及邻近设备的安全运行，也应及时停止邻近设备的运行。将变压器冷却装置停运，并将有关的通风设备停止运行。

7.6.11.2.2 排油：若在变压器顶部上盖或套管着火，应打开变压器下部排油阀，将油排至事故油池，使变压器油面低于着火面；若是变压器内部故障引起着火时，则不能排油以防发生爆炸。

7.6.11.2.3 及时拨打119，同时启动消防水泵，打开消防水阀门向变压器喷雾灭火；或按照消防规程使用消防器具进行灭火。

7.6.11.2.4 灭火时必须有专人指挥，防止扩大事故或引起人员中毒、烧伤、触电等。 7.7设备规范

7.7.1 变压器瓦斯故障对照表 表1：变压器瓦斯故障对照表 气 体 颜 色 无色、不可燃 黄色不易燃烧 淡黄色带强烈臭味可燃的 灰色和黑色易燃的

故 障 性 质 空 气 木 质 故 障 纸或纸板故障 油 故 障 7.7.2 变压器及其配套设备规范 表2： 主变压器

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名称 铭牌 型号 标准代号 产品代号 额定容量（kVA） 额定电压（kV） 额定电流（A） 联接组别 额定频率HZ 冷却方式 制造厂 出厂年月 空载电流 空载损耗kW 负载损耗kW 短路阻抗 油号 上节油箱质量（t） 油质量(t) 器身质量（t） 总质量（t） 投运日期 1#主变 SZ11-50000/110 GB1094.1~2-1996 GB1094.3 -2003 GB1094.5 -2003 11.7160.5195.05 50000 115 251 YNd11 50 ONAN/ONAF;67%/100%自冷 中华人民共和国三变科技股份有限公司 2011-8 0.12％ 100%额定电压时：≤0.3；110%额定电压时：≤0.42 29.040 额定频率额定电压时：≤32.2 182.208 10.51% 45 5.41 19.7 32.65 73.72 2012-7-26

表3 箱变 风力发电用组合变压器 型号 ZGS-ZF-1600/36.5 额定容量 1600 额定频率 50 相数 3 联接组别 Dyn11 额定电压 38500+/-2*2.25/620 分接开关位置 高压 电压 1 38320 2 37410 3 36500 4 35590 5 34680

冷却方式 使用条件 阻抗电压 器身重 总重 电流 25.31 ONAN 户外 6.51% 2200 7400 低压 电压 620 电流 1489.94 7.7.3 变压器继电保护配置一览表 1 2 变压器保护测控柜 变压器保护测控柜 变压器差动保护装置RCS-9671C 变压器非电量保护装置RCS-9661C 38

南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司

3 4 5 变压器保护测控柜 变压器保护测控柜 变压器保护测控柜 变压器高后备保护装置RCS-9671C 变压器低后备保护装置RCS-9681C 变压器测控装置RCS-9703C 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 南瑞继保电气有限公司 7.7.4 主变事故排油安装位置（事故排油池）位于主变朝东方向20M。 39

8 无功补偿装置

8.1概述

8.1.1满足电站无功需求、维持站内电压稳定的装置称为无功补偿设备。

8.1.2无功补偿设备包括35kV 1#SVC独立电容器35V1R、35kV 1#SVC独立电容器35V1、SVC功率柜、降压变压器、冷却设备、监控系统、配电装置、保护装置等设备组成。 8.1.3明确电网调度管理范围：35kV 1#SVC组合电容器35V1、35kV 1#SVC独立电容器35V1R由新疆乌鲁木齐地调调管。 8.1.4明确主要运行参数

8.1.4.1 35kV 1#SVC组合电容器35V1额定电压35kV，额定输出容量5Mvar。 8.1.4..2 35kV 1#SVC独立电容器35V1R额定电压35kV，额定输出容量5Mvar。

8.1.4.3 35kV 1#SVC组合电容器35V1 断路器型号为SF2-40.5，额定电压35kV，最高工作电压40.5kV，额定电流为1250A,最大开断电流为31.5KA，热稳定电流（4s）80kA。 8.1.4.4 35kV 1#SVC独立电容器35V1R 断路器型号为SF2-40.5，额定电压35kV，最高工作电压40.5kV，额定电流为1250A,最大开断电流为31.5KA，热稳定电流（4s）80kA。 8.2运行方式:根据电网调度要求投切无功补偿装置。

8.3 运行规定

8.3.1对检修后无功补偿设备的投运规定 8.3.1.1所属设备调试、试验工作全部结束。

8.3.1.2检修交待清楚明确，工作负责人已经签署“可以投运”意见。 8.3.1.3工作票已经注销。

8.3.1.4检修安全措施（地线、标示牌、遮拦等）已经拆除。 8.3.1.5常设安全措施已经恢复。 8.3.2 对运行人员的要求

8.3.2.1接受并完成设备厂家的培训，培训成绩合格。

8.3.2.2熟悉设备手册中所有的安全说明和有关安装、操作和维护的规定。 8.3.3 SVC设备的规定

8.3.3.1巡检SVC设备时严禁打开任何柜门。

8.3.3.2 SVC设备高压进线断路器断开时间满足设备手册的规定时间后，才允许打开其柜门，且禁止触碰功率单元的直流侧电容及相关链接铜排。

8.3.3.3 当控制系统断电时间满足设备手册的规定时间后，才允许检查和维护控制系统。 8.3.3.4 在打开SVC柜门进行维修之前，一定要先断开高压侧断路器、再断开控制电源；应至少要等设备断电时间满足设备手册的规定时间，确保功率单元内直流侧电容残余电能放完，才能打开柜门进行维修。

8.3.3.5 即使高压静止无功发生器处于不工作状态，高压电源输入端子、柜体内部直流母排及相连的直流电容仍然可能带有危险电压，严禁触碰。 8.3.3.6 必须确保SVC设备接地良好。

8.3.3.7 对SVC设备的相关工作必须严格遵守电业安全规程的规定及本规程的规定。 8.3.4 电力电容器设备的规定

8.3.4.1对新投入运行的电容器组应按照厂家规定进行额定电压下的冲击合闸试验，24小时试运行期间，应加强巡视检查。

8.3.4.2若母线因故停电，必须将电容器组的断路器断开。

8.3.4.3电容器组切除后必须立即放电，待电荷消失后方可再次合闸。放电时间按照厂家规定执行。

8.3.4.4运行人员接触电容器组前，除自动放电外，必须进行人工放电并悬挂临时接地线。

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