山风电场运行规程1.30

麒麟山风电场运行规程

2009年

麒麟山风电场运行规程

麒麟山风电场运行规程

批 准：杜 杰 审 定：蒋 华 审 核：董建须

编 写：张秋华 刘洋 周慧强 穆晓峰

龙源（张家口）风力发电有限公司

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麒麟山风电场运行规程

前 言

为了规范风力发电生产，提高风力发电运行的安全性、经济性和可靠性，在吸收国内外风力发电运行经验基础上，结合龙源（张家口）风力发电有限公司的实际情况，地理环境，为保证风电电场及变电设备安全稳定运行，特制定本规程。

本规程综合考虑到我公司运行的风力发电机组特性及技术参数，依据国家有关风电的相关标准编写而成。

风电场运行规程是运行人员监视、调整、操作、事故处理的技术依据，风电场场长、值长、及各级值班员应熟悉掌握，负责生产的有关领导及部门人员应熟悉，有关的维护调试、安装人员及有关的检修人员应熟悉本规程。 引用标准

下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版。所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

DL408---91 电业安全工作规程 DL/T572—95 电力变压器运行规程 DL/t596—1996 电力设备预防性试验规程

DL/T620—1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL5027—93 电力设备典型消防规程

SD292—88 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 东电生部[1994]60号文 蓄电池运行规程 <80>技生第205号文 电力工业技术管理法规

GB14258—93 继电保护和安全自动装置技术规程

DL/T666-1999 中华人民共和国电力行业标准《风力发电场运行规程》 厂家提供的设备运行和维护说明书

麒麟山风电场运行规程由龙源（张家口）风力发电有限公司安全生产部负责解解释。

由龙源（张家口）风力发电有限公司安全生产部起草。

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目 录

风机部分

1 概述???????????????????????????????????????...?6 2设备规范????????????????????????????????????.?....6 3 SL1500风机的特性??????????????????????????????..?.?..7 4 风力发电机组运行规定.................................................................8 4.1风电机组在投入运行前应具备的条件 ....................................................8 4.2 风电机组的启动和停机.................................................................9 4.2.4 SL1500风电机组的自动操作..................................................................................................................10 4.2.5 SL1500风电机组停止模式…………………………………………………………………..…………12 4.3 显示错误和报警……………………………………………………………………………………………13 5 风电机组的巡视检查...................................................................13 5.1 叶片的外观检查.......................................................................13 5.2 齿轮箱外表检查…………………………………………………………………………………….……….14 5.3 制动器外表检查与维护……………………………………………………………………………………..15 6 发电机常见故障……………………………………………………………………………………………….15

电气部分

1．设备概况??????????????????????????????????????..15 2 变压器????????????????????????????????????????15 3 断路器???????????????????????????????????????..24 3.1 SF6断路器????????????????????????????????????..?.24 3.2 真空断路器???????????????????????????????????...?26 4 母线、隔离开关????????????????????????????????????.27

4.1 220kv母线的设备规范?????????????????????????????????27 4.2 隔离开关的设备规范??????????????????????????????????28 4.3 母线与隔离开关运行中的规定?????????????????????????????..28 4.4 电抗器及电容器????????????????????????????????????29

4.5避雷器?????????????????????????????????????..??30 5 直流系统……………………………………………………………………………………………………….32 6 配电柜仪表及二次线…………………………………………………………………………………………..37

系统运行部分

1.1 系统运行方式………………………………………………………………………………………………….41 1.2 调度范围的划分???????????????????????????????????..41 1.3 倒闸操作………………………………………………………………………………………………………41 1.4 系统异常运行中事故处理规定………………………………………………………………………………43

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风 机 部 5

分

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1 概述

本风电场采用华锐风电科技有限公司生产的SL1500风力发电机组，共100台。该风机具有三个风轮叶片，主动变桨，主动偏航系统，变速，额定功率1520KW。风力发电机机组转速可变，风速范围在从3.0m/s到11m/s之间以最佳效率运行，当风速达到11m/s时，达到其额定输出1,500kW，在11m/s到20m/s范围内风力发电机组达到恒定的输出功率。风力发电机经箱变后由690V升压到35KV，由集电线路送向电网。 2设备规范

2.1机组的总体数据 序号 部 件 1 机组数据 2 3 4 5 6 7 制造商 型 号 额定功率 叶轮直径 切入风速 额定风速 切出风速（10分钟均值） 极端（生存）风速（3秒最大值） 生存环境温度 运行环境温度 设计寿命 风电场设备可利用率 单位 kW m m/s m/s m/s m/s ℃ ℃ 年 % 数值 华锐风电科技有限公司 SL1500/77 1500 77.4 3 11 20 59.5 -45℃～+45℃ -30℃～+45℃ 20 ≥95 8 9 10 11 12 13 2.1叶片 序号 1 2 3 4 5 产品型号 叶片材料 叶片数量 叶轮转速 扫风面积 旋转方向(从上风向看) 个 rpm m2 保定／中复/上玻院37.5 GRP(玻璃钢) 3 9．7~19 4657 顺时针

2.2 齿轮箱 序号 制造厂家/型号 1 传动级数 2 3 4 齿轮传动比率 额定功率 润滑形式 kW 大连重工减速机厂 3 1/104.1 1,700 （输出端） 強制润滑

2.3 发电机 序号 制造厂家/型号 1 2 3 4 5 6

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天元电机厂/永济电机 kW V rpm 1520 690 1800/1000～2000 容性0.95～感性0.9 F IP54 额定功率 额定电压 额定转速及转速范围 功率因数 绝缘等级 防护等级

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2.4变频器 1 2 3 4 制造厂家 容量 输入/输出电压 输入/输出电流 KVA V/V A/A Hz 进口部件国内组装 500 690±10%/0～700VAC 200/500 50±2/0～17 5 输入/输出频率变化范围 2.5制动系统 序号 1 2 主制动系统 第二制动系统 制动液型号 空气制动 机械制动 Shell Tellus ARCTIC 32

2.6偏航系统 1 型号/设计 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

°/min Ω 吨 吨 控制 偏航控制速度 风速风向仪型号 就地控制系统 型号/设计 防雷保护 防雷设计标准 机组接地电阻值 重量 机舱 叶轮 主动 变频异步电机驱动的多级行星齿轮 18.3-23.2 2D Windtec IEC61024以及当地环境 小于4 55.614 16.462 3 SL1500风机的特性

3.1变桨系统带蓄电池，在电网掉电下能够实现机组保护功能。

保证机组在电网脱离时，仍能实现桨叶调节，保证了风机的安全。蓄电池安装在机舱内，维修方便。 3.2周全的防雷击措施

叶片前端部采用金属制结构，以保护叶尖不受损坏。在各可动部分都装设电刷，迅速泄放电流。机舱顶部还设置避雷针。

3.3采用高性能的发电系统

通过双馈异步发电机和IGBT控制器，可以做到功率控制和抑制冲击电流的发生，风速变化引起的转矩变化小，变速运行，发电量大，并网时不产生突入电流。由于采用了ＩＧＢＴ的变速控制，正常运行以功率因数为1运行，同时功率因素具有容性0.95~感性0.9范围运行能力，在必要时可以向电网补偿无功功率。 3.4变速恒频及磁链解耦控制

变速恒频技术大幅延长了核心部件的使用寿命，同时显著提高系统的发电品质和发电量，并具有相当大的抗电网跌落能力。

3.4.1风机的转速随风速得到最优控制，可以高效运行。

3.4.2改变转速可以避免瞬间的风速变动引起转矩的波动、 吸收阵风或紊流引起的受力载荷变化，提高关键部件寿命和电力品质。

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3.4.3控制系统采用ABB公司高端的CPU WT98和WT97为中央处理器控制整台风机的控制和数据采样，实现风机的全自动控制和远程监控。 3.5 电动变桨控制

电动变桨具有更为快速的响应速度、更为准确地控制桨距，三个桨距系统互相独立，即使其中之一出故障，也能安全停机，电动变桨，没有漏油隐患，可靠性更强，维护量更少。 3.6滑动式偏航系统

在偏航齿圈、主机架，侧面轴承的连接处分别布置了滑动衬垫，以实现机舱相对于塔架的转动。滑动衬垫能够提供一定的摩擦阻尼，不需要油压偏航制动器。 3.7独特的紧凑型主轴

风机转子轴内置于齿轮箱内，同外伸主轴相比，机舱重心可以更加靠近塔架中心，大大减少了由于风载荷及设备自重对偏航系统、塔架基础的倾覆力矩，提高部件和整机的承载能力。 3.8变频器置于机舱内

SL1500将变频器及控制器都置于机舱内，因而变频器输出与发电机距离更近，避免了长线引起的分布电感、分布电容的影响。 3.9 制动系统

SL1500风力发电设备具有两个独立的制动系统，即空气制动和机械制动，在正常工作过程中和紧急情况下，任何一种制动都可以使风机安全停机。 3.10防盐雾措施

SL1500按照海岛的环境条件进行设计，适用于沿海地区；机组外部按照ISO12944 C5，内部接照C4等级要求；电气元件接照三防要求采购，电缆采用船用电缆。 3.11安全停机措施

为保证风电机组在沿海滩涂地区停机期间的安全，SL1500风机的叶片始终处于顺桨状态，制动器始终处于制动状态。风机从设计上保证了机组在极限风况下安全停机的可靠性。 3.12防止机内振动的措施.SL1500风机采取了下列措施来防止机内振动：

3.12.1齿轮箱与主机架连接处安装了两层减振块，在发电机底座，电控柜与主机架、机舱罩与主机架的连接处都设置了减振块，从而有效的防止和减少了机舱内的振动。

3.12.2 SL1500风机采用了弹性联轴器，弹性联轴器除传递扭矩外还可以吸收水平方向及垂直方向上的振动。 3.12.3 SL1500风机的塔筒、机舱、叶片的固有频率各不相同，避免了风机格部件的共振现象。 3.13 防沙尘措施:

3.13.1叶片与轮毂的连接处增加毛刷密封； 3.13.2机舱与塔架之间用玻璃钢盖板密封。 6 风力发电机组运行规定

4.1风电机组在投入运行前应具备的条件 4.1.1 电源相序正确三相电压平衡

4.1.2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 4.1.3制动和控制系统的液压装置的油压和油位在规定范围

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4.1.4 齿轮箱油位和油温在正常范围

4.1.5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 4.1.6 控制电源处于接通位置

4.1.7 控制计算机显示处于正常运行状态 4.1.8手动启动前叶轮上应无结冰现象

4.1.9在寒冷和潮湿地区长期停用和新投运的风电机组在投入运行前应检查绝缘合格后才允许启动 4.1.10 经维修的风电机组在启动前所有为检修而设立的各种安全措施应已拆除 4.2 风电机组的启动和停机

4.2.1 风电机组的启动和停机有自动和手动两种方式 4.2.2 风电机组能自动启动和停机

4.2.2.1 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机组按计算机程序自动启动并入电网

4.2.2.2 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

4.2.3 SL1500风电机组的手动操作

SL1500风力发电机组可以通过以下两种方式操作 风机上，使用 ? ? ?

机舱电控柜的控制面板 塔架基础控制柜的控制面板 可选SINOVEL可视化系统

远程操作，使用 ? ?

虚拟控制面板

可选SINOVEL可视化系统

SL1500风力发电机组上的四个紧急按钮的功能完全相同，并且只能从机上机舱电控柜或者塔架基础控制柜复位。

4.2.3.1 在塔架基础柜和机舱变频器柜处均有控制装置。另外，塔架基础柜处有一个按键开关，在服务或维护时这个开关可以使远程控制功能停止。 4.2.3.1.1 总开关400VAC

调试，维护时，可以通过此开关断开400VAC线。由400VAC，230VAC或者24VDC供电的装置将会停止供电。注意：只有在WEC停止的状态下才可以断开400VAC线！ 4.2.3.1.2总开关蓄电池

调试，维护时，可以用此开关断开蓄电池。注意：只有在WEC停止的状态下才可以断开蓄电池！ 4.2.3.1.3 轮毂通道允许（绿色灯）

ON：如果风速低于10米/秒，允许进入轮毂任意移动叶片位置。

闪烁：如果风速低于10米/秒，允许进入轮毂，但是叶片必须处于顺桨位置。 4.2.3.1.4 轮毂通道不允许（红色灯）

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ON：如果风速超过10米/秒，禁止进入轮毂。

OFF：如果绿色灯轮毂通道允许没有ON或闪烁，其中的一个灯不工作。 4.2.3.1.4自动模式（绿色灯）

ON：自动模式下，灯ON。 闪烁：按控制面板上的启动按钮，激活自动模式。 4.2.3.1.4 服务模式（黄色灯）ON：服务模式已激活。 4.2.3.1.5紧急停止（红色按钮）

在紧急情况下，按紧急按钮停止WEC。 调试，维护或服务过程中也可以按紧急停止按钮，防止WEC意外启动。

4.2.3.1.6 故障（红色灯）机组处于故障状态。 4.2.3.1.7 复位紧急停止（蓝色按钮/灯）

灯：紧急线路打开（一个或多个紧急按钮被按住）或/紧急继电器没有复位。 灯：复位紧急线路。成功，如果不再按紧急按钮。 4.2.3.1.8 按键开关 机上/远程

机上：不能远程写访问，但是读访问仍有效。远程：远程写访问有效。 4.2.3.1.9 锁闭开关 锁闭/自动

锁闭：制动器始终是闭合的。自动：制动器由PLC和安全链控制。

4.2.3.1.10塔底控制面板显示功能包括风能变频器(WEC)操作整个范围.SINOVEL WEC能够通过按红色”开始”和”停止”按钮来开始和停止.通过按红色”复位”按钮能够使故障手动复位.要想进入维护模式,必须按红色”维护”按钮.在写数据之前操作者必须注册 4.2.4 SL1500风电机组的自动操作 WEC的自动操作

如果一旦启动机组，则它在正常操作模式下运转。实际状态取决于风况。 4.2.4.1 机组状况：

- S0 WEC 可以被启动。 - S1 错误 - S2 保留

- S3 在启动前初始化。 - S4 就绪，等待风。 - S5 WEC 正在加速。 - S6 保留 - S7 发电 - S8 保留 - S9 保留

- S10 设置偏航和电池 - S11 正常检查

- S12 风速超过切断风速

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- S13 维护模式 - S14 慢速停止 - S15 复位急停按钮 4.2.4.2 状态 S0

在状态S0中，WEC等待被启动。在此状态下，执行启动WEC的所有的操作。 4.2.4.3 状态 S1

在状态S1中，WEC被停止，读出来自发电机的错误编号，WEC等待复位。错误和其发生的时间被存储。功率变频器错误被存储。如果在偏航系统控制装置中没有出现错误并且风速> 10 m/s，则自动偏航系统控制装置将被激活。风能转换器将被停止。 4.2.4.4 状态 S3

在此状态下，所有的初始化功能将被执行。检查所有的装置并准备启动。初始化步骤如下： ? ? ? ?

功率变频器和变桨变频器复位。 安全链复位。

当转子叶片在顺桨位置时，机舱复位。 机械制动器打开。

状态 S4

当没有足够的风进行发电时，WEC被停止。然后轮毂和发电机关断。转子叶片转到顺桨位置。功率变频器关断。自动偏航系统控制装置关断。 4.2.4.6 状态 S5

在所有装置初始化后，执行启动功能。首先轮毂被启动，当达到一定速度时，变频器启动。转子叶片转到工作位置。功率变频器启动。 4.2.4.7 状态 S7

在此状态下，变频器和电网成功同步，发电机和电网相连。WEC发电。 4.2.4.8 状态 S10

在S10状态下，WEC创造启动所需的所有条件。通常需要等待，直到偏航就位，电池充电并且齿轮箱已经加热。当所有装置准备好进行启动时，设置状态完成。转子叶片转到顺桨位置。功率变频器关断。电池充电。齿轮箱加热（如果温度过低）。电池每周检测一次。自动偏航控制系统调整机舱对着风向。 4.2.4.9 状态 S11

在正常检查状态，要检查重要的WEC部件。每次当WEC不在维护模式并且在自动模式启动时，都要激活正常检查。同时，正常检查也要在规定的时间间隔内定期进行。 4.2.4.10 状态 S12

当风速超过切断风速时，WEC被停止，WEC等等状态12中的发电风速。转子叶片转到顺桨位置。功率变频器关断。自动偏航系统控制装置激活。

4.2.4.11 状态 S13

在维护模式下，所有的WEC功能都可以通过控制面板或远程被手动启动和停止。在此章节中，维护模式被预置。WEC维护模式只能用于维护工作。在PLC维护模式下，所有的安全装置都不能激活，安全链除外。为此，

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不允许将WEC设置在维护模式下。只有在特殊情况下，如：紧急状态，WEC才可以设置在维护模式下。风能转换器的单个部件可以通过控制面板来操作。 4.2.4.12 状态 S14

通过控制面板或远程来停止WEC。在WEC停止后，可以通过控制面板或远程重新启动。转子叶片慢慢的转到顺桨位置。自动偏航控制系统关断。当发电机低于1050rpm时，发电机断开和电网的连接。 4.2.4.13状态 S15

在此状态下，复位机舱内的紧急停止系统。

4.2.4.14 停止 WEC，可以通过按任一控制面板上的“stop”按钮来停止SINOVEL WEC。 下面有几种停止风能转换器的方法： 4.2.4.14.1 监控系统自动停止风能转换器。 4.2.4.14.2 手动停止风能转换器： ? ?按任一控制面板上的 “stop”按钮 ? ?远程按 “stop” 按钮 ?

?在紧急情况下按任一急停按钮。

注意：在急停按钮没有复位时，WEC不能自动复位，但是所有装置都有电。 4.2.5 SL1500风电机组停止模式 4.2.5.1 快速停止

在 \快速停止\模式下，不使用机械盘式制动器。转子叶片以9°/s或2.6°/s的速度转回到顺桨位置。速度取决于发电机的状态和发电机的速度。当发电机断开和电网的连接并且发电机的实际速度超过1750rpm时，变桨速度为9°/s，否则变桨速度为2.6 °/s。当发电机的实际速度低于1200rpm并且功率小于30kW或者发电机的速度小于1000rpm时，发电机断开和电网的连接。 4.2.5.2 正常停止

在 \正常停止\模式下，不使用机械盘式制动器。 转子叶片以2.6°/s或1°/s的速度转回到顺桨位置。速度取决于发电机的状态。当发电机断开和电网时，变桨速度为2.6°/s；当发电机和电网连接时，变桨速度为1°/s 。当发电机的速度低于1100rpm并且功率小于30kW或者发电机的速度大约为1000rpm时，发电机断开和电网的连接。

4.2.5.3 安全链停止

在 \安全链停止\模式下，不使用机械盘式制动器。转子叶片以9°/s的速度转回到顺桨位置。当发电机的实际速度低于1200rpm并且功率小于30kW或者发电机的速度小于1000rpm时，发电机断开和电网的连接。 4.2.5.4 急停按钮停止

在 \急停按钮停止\模式下，使用机械盘式制动器。转子叶片以9°/s的速度转回到顺桨位置。 发电机立即断开和电网的连接。急停按钮只能在WEC上复位。 4.2.5.5 完全停止

在 \完全停止\模式下，不使用机械盘式制动器。转子叶片以9°/s的速度转回到顺桨位置。当发电机的实际速度低于1200rpm并且功率小于30kW或者发电机的速度小于1000rpm时，发电机断开和电网的连接。 4.2.5.6 制动链停止

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在 \制动链停止\模式下，使用机械盘式制动器。转子叶片以9°/s的速度转回到顺桨位置。当发电机的实际速度低于1200rpm并且功率小于30kW或者发电机的速度小于1000rpm时，发电机断开和电网的连接。 4.2.5.7 无功率变频器的快速停止

在 \无功率变频器的快速停止\模式下，不使用机械盘式制动器。转子叶片以9°/s或2.6°/s的速度转回到顺桨位置。速度取决于发电机的速度。当发电机的实际速度超过1750rpm时，变桨速度为9°/s，否则变桨速度为2.6 °/s。发电机立即断开和电网的连接。 4.3 显示错误和报警

4.3.1错误信息和报警显示如下： ? ?

机舱变频器柜和塔筒底座柜上的故障灯泡闪烁。 在两个控制面板的错误菜单中显示错误编号和说明。

4.3.2 故障处理程序

当故障出现时，处置程序如下： ? ? ? ?

清除故障。

按机舱变频器柜或塔筒底座柜上的控制面板上的复位按钮。

如果指示灯熄灭，故障清除。如果指示灯仍然发亮，故障没有清除。 核实是否认真清除故障。?

4.4 报警处理程序

当报警出现时，处置程序如下： ? ? ? ? ?

按机舱变频器柜或塔筒底座柜上的控制面板上的报警按钮来查找当前的报警。 如果当前没有实际报警，则清单为空的。否则，会显示报警号和说明。If 清除报警。

一些报警可以自动复位，其他的要随故障复位进行复位。 核实是否认真清除报警。

7 风电机组的巡视检查 5.1 叶片的外观检查

5.1.1叶片表面应该检查是否有裂纹、损害和脱胶现象。在最大弦长位置附近处的后缘应该给予格外的注意。 5.1.2叶片清洁.

通常情况下，用变桨来调节功率的风力机不是特别脏时，不推荐清洁叶片。污垢经常周期性发生在叶片边缘，在前缘处或多或少会有一些污物,但是，在雨季期间，它将再一次消失。 取决于局部的条件，过多的污物可以影响叶片的性能和噪音等级。在这些情况下清洁是很必要的。 5.1.3裂纹检查

5.1.3.1找到的所有裂纹必须记录：风力机号、叶片号、叶片角度、长度、方向及如果可能的故障类型。 5.1.3.2仅出现在外表面的裂纹必须记录并报告，如果可能，必须在裂纹末端做标记和写下日期并且进行拍照记录。在下一次检查中必须检查此裂纹，如果裂纹未发展，就无须更深一步检查。

5.1.3.3裂缝的检查可通过敲击表面，可能的裂缝处必须用防水记号笔做记号，且裂缝处必须记录、拍照。 如果在叶片根部或叶片承载部分找到裂纹或裂缝，风力机必须停机。如果上述两处在叶片外壳处有裂开，风

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力机也必须停机。

轮毂外表检查项

检查轮毂表面的防腐涂层是否有脱落现象。

检查轮毂表面清洁度。如有污物，用无纤维抹布和清洗剂清理干净。 检查轮毂表面是否有裂纹，如果有,做好标记并拍照,并进行汇报。

5.2 齿轮箱外表检查

5.2.1 检查齿轮箱表面的防腐涂层是否有脱落现象。

5.2.2 检查齿轮箱表面清洁度。如有污物，用无纤维抹布和清洗剂清理干净。

5.2.3 检查齿轮箱低速端、高速端、各联结处是否有漏油、渗油现象。严重的渗漏意味着有油从齿轮箱里滴出。这类渗漏表明油的损耗达到了一个需要修理程度。 5.2.4 检查管路连接情况

检查冷却系统所有管路的接头连接情况，查看各接头处是否有漏油、松动、损坏现象。如有问题，进行更换检修处理.

5.2.5检查热交换器

5.2.5.1检查主机架上部的热交换器，检查热交换器上电动机的接线情况是否正常。 5.2.5.2检查热交换器的风扇部分是否有过多的污垢，如有，及时清理。

5.2.5.3检查热交换器与其支架的各连接部位的连接情况，如果连接部位有松动或损坏现象，应立即进行把紧或更换处理。

5.2.5.4检查热交换器的整体运转情况是否正常，是否存在震动、噪音过大等现象。如果有立即查找原因、进行检修处理。 5.2.6 检查过滤器

本系统有两级滤网，通过压力继电器系统可以监测滤网两侧的压力。如果滤网堵塞,两侧的压差会增加。当超过系统设定值时，系统自动报警或采取安全措施。如果需要人工检查时，可按照如下步骤: 5.2.6.1确认风机已处于安全状态，检查润滑与冷却系统是否已完全卸压。 5.2.6.2用抹布清洁过滤器后部及尾冒四周。 5.2.6.3逆时针旋转尾冒，将其卸下。

5.2.6.4用力提升滤网后部的横梁，将滤网慢慢提起。

5.2.6.5将滤网放入事先准备好的、可以接油的装置内。目测滤网的堵塞情况及滤网上是否有损坏现象。如滤网堵塞，用相同型号的洁净润滑油对滤网进行冲洗。如滤网已损坏，则更换新的滤网。 5.2.6.6将滤网安装到过滤器内。 5.2.6.7 安装过滤器的尾冒。 5.2.7

检查润滑泵

5.2.7.1检查油泵的接线情况。 5.2.7.2检查油泵表面的清洁度。

5.2.7.3检查油泵与过滤器的连接处是否漏油。 5.2.8 检查手动阀

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检查两个手动阀，检查其工作是否正确，有无漏油现象。 5.3 制动器外表检查与维护

5.3.1检查制动器表面的防腐涂层是否有脱落现象。

5.3.2检查制动器表面清洁度。如有污物，用无纤维抹布和清洗剂清理干净。检查制动器和制动泵之间的液压管路、各联结处、液压泵的各个阀口处是的损耗达到了一个需要修理程度。 6 发电机常见故障

风力发电机常见的故障有绝缘电阻低，振动噪声大，轴承过热失效和绕组断路、短路接地等。下面详细介绍故障及原因。

故障 绝缘地租低 原因 电机温度过高、机械性能损伤、潮湿、灰尘、导电微粒或其他污染物污染侵蚀电机绕组等。 振动、噪声大 转子系统动不平衡、转子笼条有断裂、开焊、假焊、缩孔，轴径不圆、轴变形、弯曲，齿轮箱与发电机系统轴线未校准、安装不紧固、基础不好或有共振、转子与定子相擦等。 轴承过热、失效 不适合的润滑油、润滑脂过多、过少或失效、有异物、轴电流电蚀滚道、轴承磨损、轴弯曲、变形、轴承套不圆或变形、电机底脚平面与相应的安装基础支撑平面不是自然完全接触、电机承受额外轴向力和径向力、齿轮箱与发电机的系统轴线未对准、轴的热膨胀不能释放，轴承跑外圈、轴承跑内圈等。 绕组断路、短路接地 绕组机械性拉断、损伤、小头子和极间连结线焊接不良、电缆绝缘破损、接线头脱落、匝间短路、潮湿、灰尘、导电颗粒或其他污染物污染、侵蚀绕组、相序反、长时间过载导致电机过热、绝缘老化开裂、其他电气元器件短路、过电压过电流引起的绕组局部绝缘损坏、短路、雷击损坏等。

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电 气 部 16

分

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1．设备概况

1.1 概况：

麒麟山风电场220kV电气主接线采用单母线分段接线，变压器 2 × 100 MVA，35kV主接线为单母线分段，

出线8回。中性点接地方式：220kV中性点采用直接接地，主变压器220kV中性点与接地隔离开关并接了放电间隙、35kV经消弧线圈接地方式。 2 变压器

2.1 变压器的正常运行 1号、#2主变规范 名 称 型 号 额定容量 额定电压 额定电流 额定频率 联接组别 负载损耗 空载损耗 空载电流% 符合标准

1号、#2主变分接开关规范 型号 分头 位置 出厂日期 高压侧 电压 1 2 3 4 253000V 250125V 247250V 244375V 电流 228.2A 230.8A 233.5A 236.3A 17

内 容 SFZ11-100000/220 100000KVA 230/36.75kV 251/1571A 50Hz YN d11 286.2KW 63.9kW `0.0948% GB1094 油重/总重 带油运输重量 220kV套管型式 阻抗电压 调压范围 冷却方式 出厂号 出厂日期 制造厂家 39.3t/138.1t 114.8ｔ BRLW-252/630-4 14% ±8×1.25% ONAN/ONAF（70％/100％） 200911T06-1 2009年11月 保定天威集团特变电气有限公司 厂家 上海华明电力设备制造有限公司 低压侧 电压 电流

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5 6 7 8 9a 9b 9c 10 11 12 13 14 15 16 17 型 式 出厂编号 241500V 238625V 235750V 232875V 239.1A 241.9A 244.9A 247.9A 230000V 227125V 224250V 221375V 218500V 215625V 212750V 209875V 207000V CMDⅢ-600Y/123C-10193W CMD09-173 251A 254.2A 257.5A 260.8A 264.2A 267.8A 271.4A 275.1A 278.9A 出厂日期 额定级电压 36750V 生产厂家 额定通过电流 15713A 上海华明电力设备制造有限公司 238.6A 18

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2.1.1 变压器运行的一般规定

2.2.1.1主变运行电压不应高于该运行分接额定电压的105％， 站用变不超过相应分接电压的5％，站用变可安全运行。

2.2.1.2 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℃。上层油温55℃时冷却风扇停运；上层油温55℃时或达到70%负荷时应开启风扇运行。若冷却电源故障，允许的负荷为其额定容量的70%，上层温度警报定在85℃，上层温度97℃跳闸。 2.2.2变压器并列运行条件应满足下列条件： 2.2.2.1接线组别相同 2.2.2.2变比相等 2.2.2.3短路电压相等 2.2.2.4容量接近 2.2.2.5相序相同

2.2.3变压器投运的操作规定

2.2.3.1变压器的投入运行，应根据值长的命令执行。

2.2.3.2厂用变压器应由高压侧向低压侧充电，任何情况下，严禁变压器由低压侧向高压侧全电压充电。投运时应观察励磁涌流的冲击情况，若发生异常，应立即拉闸，使变压器脱离电源。

2.2.3.3高压变压器投运前，必须先合入其系统相连一侧的中性点接地刀闸，正常运行中按调度命令执行。 2.2.3.4变压器充电时，重瓦斯保护必须投入跳闸位置，投运后，可根据有关的命令和规定，投入相应的位置。 2.2.3.5新投运的变压器，其冲击合闸次数为5次；更换绕组后的变压器其冲击合闸次数为3次。 2.2.3.6长期停电备用的变压器3个月进行一次充电，充电时间为1小时。

2.2.3.7无载调压变压器，切换分接开关位置工作，必须在停电后由检修人员进行，且经试验三相直流电阻合格后，方可投入运行。分接开关的切换应记录在专用记录本上。 2.2.4变压器绝缘电阻的規定

2.2.4.1新安装或检修后及停运过的变压器投前均应测量其绕组的绝緣电阻。测得的结果应记录在专用的记录内。

2.2.4.2 主变压器的绝缘电阻吸收比R60″/ R15″≥70%，吸收比R60″/R15″≥1.3（2500V摇表） 2.2.4.3干式变压器的绝缘规定：在15℃～30℃时，干燥环境下测得的绝缘电阻值；

用2500V摇表测量，高压对低压及地≥600MΩ，低压对地≥100MΩ,铁心、穿心螺栓对地≥20MΩ； 如果测绝缘状况达不到要求,需经干燥处理.干燥处理的方法视现场条件而定,最简单的方法可以用热风干燥或红外线灯烘烤或两者兼用,加温不可急骤、要缓慢,保持变压器周围的环境温度在60℃～80℃,干燥处理一段时间后,待绝缘满足要求时,变压器可以投入运行

如果测绝缘状况达不到要求,需经干燥处理.干燥处理的方法视现场条件而定,最简单的方法可以用热风干燥或红外线灯烘烤或两者兼用,加温不可急骤、要缓慢,保持变压器周围的环境温度在60℃～80℃,干燥处理一段时间后,待绝缘满足要求时,变压器可以投入运行

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2.2.5 变压器过负荷运行规定

2.2.5.1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。 2.2.5.2全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。

2.2.5.3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。 2.2.5.4变压器经过事故过负荷后，应及时记录事故过负荷的大小及运行时间。

2.2.5.5油浸风冷的变压器最大过负荷不得超过额定容量的30％，变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器 2.2.5.6在事故过负荷运行时，应投入所有冷却器并尽量减少负载，减少时间（一般不超过0.5h）： 表3－1充油变压器的事故过负荷倍数

变压器允许短时间过载能力应满足下表要求（正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃）。 过负荷电流/额定电流 过负荷持续时间min 1.2 480 1.3 120 1.45 60 1.6 45 1.7 20 2 10 表3－2 干式变压器的事故过负荷倍数 过负荷电流/额定电流 过负荷持续时间min 1.2 60 1.3 45 1.4 32 1.5 18 1.6 5 2.2.6主变压器有载调压的规定

2.2.6.1 有载调压变压器进行分接头切换操作前,应经风场厂长批准。 2.2.6.2 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。

2.2.6.3 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。

2.2.6.4 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记录内。 2.2.6.5 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。

2.2.6.6 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。

2.2.6.7 当电压过低或过高，需要有载分接开关调节几个分接头才能达到要求时，应一档一档地调节，即每按

一下\或\按钮，中间停顿1min，待档位指示器上出现新的数字时，再按一下按钮。依次重复上面的过程，一直达到最终目标。

2.2.6.8 当电动操作出现\连动\即操作一次，会出现调整一个以上分接头，俗称\滑档\现象时，应在主变控

制屏的档位指示器上出现第二个分接头位置后，立即按\紧急跳闸\按钮，切断驱动电动机的电源，然后在操作箱处手动操作到符合要求的分接头位置，并及时检查处理。

2.2.7变压器瓦斯保护投停的有关规定

2.2.7.1 重瓦斯保护退出运行应经调度和公司总工批准。

2.2.7.2 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。

2.2.7.3 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：

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2.2.7.3.1变压器加油滤油（由油枕顶部补油除外）。 2.2.7.3.2变压器放油（取油样除外）。 2.2.7.3.3拆装散热器或倒换油枕截门。

2.2.7.3.4开闭瓦斯继电器连接管道上的阀门时。 2.2.7.3.5瓦斯保护及其二次回路上进行工作时。

2.2.7.3.6打开各种放气门处理假油位（放瓦斯继电器内气体除外）。 2.2.7.3.7清理呼吸器或更换硅胶。 2.2.7.3.8变压器附近爆破施工。

2.2.7.4 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。

2.2.7.5 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。

2.2.7.6 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。

2.2.8 变压器的运行和维护

2.2.8.1 新装或大修后的变压器,投运前应具备以下条件 2.2.8.1.1 保护和断路器传动良好。

2.2.8.1.2 变压器各侧线圈绝缘电阻、介损、直阻合格。 2.2.8.1.3 调压装置的操作回路试验良好。 2.2.8.1.4 测量变压器极性正确。

2.2.8.1.5 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。 2.2.9 变压器投运前应进行如下检查

2.2.9.1 所有工作票全部结束,检修工作所设安全措施全部拆除。 2.2.9.2 变压器本体清洁无杂物,各引线、电缆接头处接触良好。 2.2.9.3 散热器完好,各油路阀门在开启状态。

2.2.9.4 变压器油位、油色正常，各部无漏油、无渗油现象。 2.2.9.5 瓷瓶、套管清洁完好，无裂纹及损伤。 2.2.9.6 呼吸器完整,硅胶不潮解,不变色。

2.2.9.7 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。 2.2.9.8 变压器外壳接地良好。

2.2.9.9 室内变压器门窗完好,照明充足,温度适宜。

2.2.9.10 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。 2.2.9.11 变压器保护投、停正确。

2.2.9.12 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。 2.2.9.13 有载调压装置的气体保护应投入跳闸。

2.2.9.14 消防器材齐备完好,设备标志齐全,常设遮栏、标示牌完善。 2.2.10 变压器正常运行时，巡视检查项目如下：

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2.2.10.1 变压器的油温正常,两侧油温差值不过大，冷却装置运行正常。 2.2.10.2 变压器声音正常，无放电现象。

2.2.10.3 油位计指示正常，油色透明，无发黑状态。压力释放器或防爆膜完整,无喷油现象。 2.2.10.4 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。 2.2.10.5 呼吸器完整,硅胶颜色正常，无严重受潮变色。 2.2.10.6 瓦斯继电器内充满油、无气体。

2.2.10.7 变压器的主、附设备不漏油，渗油及外壳接地线良好不松动。 2.2.11

下列情况应对变压器进行特殊检查，增加巡视检查次数：

2.2.11.1 新设备或经检修、改造过的变压器在投运72h内； 2.2.11.2 有严重缺陷时。

2.2.11.3 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）。 2.2.11.4 雷雨季节特别是雷雨后。 2.2.11.5 高温季节、高峰负荷期间。 2.2.11.6 变压器过负荷运行时。 2.2.12

当气候等异常情况时,应对室外变压器进行下列检查

2.2.12.1 大风时,变压器上部引线有无剧烈摆动和松脱现象。 2.2.12.2 冬季雪后瓷瓶上是否有冰柱生成。 2.2.12.3 大雾天套管是否有放电及电晕现象。

2.2.12.4 天气剧冷,剧热时,应注意监视油温、油位的变化。

2.2.12.5 过负荷时，检查油温和油位是否正常，各引线接头是否良好。 2.2.12.6 出口发生短路后，检查变压器引线接头及有关设备无异常。

2.2.12.7 雷雨天气过后，检查套管是否有放电闪络，避雷器的放电记数器是否动作。

2.2.13 变压器出现以下可能危及主变安全的异常情况时,运行人员经过判断,应不经请示上级调度和公司总

工,立即将其退出运行,迅速解除对该变压器的威胁。但事后应立即将异常情况及处理过程向上级调度机构和领导汇报。

2.2.13.1 变压器内部响声很大，很不均匀，有爆裂声。

2.2.13.2 在同样的冷却条件下，变压器油温不断上升,且无法控制。 2.2.13.3 油枕或防爆膜、释压阀向外喷油。 2.2.13.4 油色变化过甚，油内出现明显碳质。

2.2.13.5 变压器严重漏油，至使油面低于油位计量低限度。 2.2.13.6 套管有严重破损和放电，端头熔断现象。 2.2.13.7 对人身安全构成威胁。

2.2.13.8 主变本体及辅助设备设施着火、爆炸。

2.2.13.9 反映主变故障的保护装置动作出口，开关应跳闸而未跳开。 2.2.13.10 2.2.13.11

相关表计指示异常，反映主变内部的保护装置应动作而未动作。 发生严重自然灾害危及主变安全。

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2.2.13.12 2.2.13.13

主变过载且采取减载措施无效，超过规程规定的时限。 值班人员认为可能威胁主变安全的其它情况。

2.2.14 检查及试验项目：

2.2.14.1 检查记录变压器各测量仪表的读数，测量变压器外部结构件的温升。 2.2.14.2 检查变压器的密封情况，发现渗漏油情况应及时处理。

2.2.14.3 取油样化验，化验项目包括测定耐压、含水量、含气量、介质tgδ、色谱分析等。 如有异常情况，

应与制造厂联系，共同协商及时处理。

2.3 变压器异常事故处理 2.3.1 变压器温度异常升高

处理：

2.3.1.1 检查冷却系统运行是否正常，风扇和散热器上下部阀门是否全开，变压器周围的温度是否过高（指室

内的厂用变压器）。

2.3.1.2 检查变压器负荷是否超过额定值。

2.3.1.3 如发现油温较平时同样负荷及冷却条件下高出10℃以上，且不断上升检查后未发现其它任何异常，

汇报领导，进行检查处理。

2.3.2 变压器油面显著降低的处理：

2.3.2.1 详细检查变压器本体是否有漏油处，如因大量漏油使油位下降，应汇报领导，安排人员处理。 2.3.2.2 在处理漏油时禁止将瓦斯脱离跳闸，必须迅速采取停止漏油的措施，立即加油。

2.3.2.3 严重漏油使油位迅速下降，瓦斯继电器窗口内已不见油位，并处理无效停止变压器运行。

2.3.2.4 经检查无漏油处，则说明变压器缺油，应通知检修人员添油，补油时先将瓦斯保护投入信号位置。 2.3.3 变压器着火 现象：

2.3.3.1 变压器冒出烟火。 2.3.3.2 各参数显示不正常。 2.3.3.3 瓦斯、差动保护可能动作。 处理：

2.3.3.4 此时变压器各侧断路器经瓦斯保护或差动保护自动切除，变压器停电。如果保护未动应立即将变压器

停电，拉开变压器各侧断路器，拉开冷却装置电源然后进行灭火。

2.3.3.5 报告值长及领导，通知消防队。

2.3.3.6 变压器的油溢在变压器顶盖上着火，应打开变压器下部的放油门放油使油面低于着火处。

2.3.3.7 变压器铁壳爆裂着火时，应将油全部放出，但应注意不使油流到电缆沟和其它设备上，并注意周围有

无火灾蔓延危险。

2.3.3.8 用干式灭火器进行灭火，当火焰可能危及其它设备时。应用防火沙打断火道。 2.3.3.9 不允许用水向着火的油上浇，以免火势蔓延。 2.3.3.10 灭火人员应戴防毒面具，防止瓦斯气体中毒。 2.3.4 变压器轻瓦斯保护动作：

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现象：

2.3.4.1 “瓦斯动作”信号发出。 2.3.4.2 予告信号警铃响。 产生原因：

2.3.4.3 进行滤油、加油时，或因冷却系统不严密，致使空气进入变压器。 2.3.4.4 温度下降和漏油致使油位缓慢降低。

2.3.4.5 变压器故障而产生少量气体。发生穿越性短路故障引起。 2.3.4.6 保护装置的二次回路故障所引起。 处理：

2.3.4.7 对变压器进行外部检查是否有漏油处，倾听变压器声音是否正常。

2.3.4.8 检查油面计及瓦斯继电器的油位指示是否过低，如因油位低使瓦斯动作于信号，应立即通知检修补油，

此时可将瓦斯脱离跳闸位置，但差动保护必须作用于跳闸位置。

2.3.4.9 汇报领导，待处理。 2.3.5 变压器瓦斯动作跳闸 原因：

2.3.5.1 变压器内部发生严重故障。 2.3.5.2 变压器油位急剧下降。

2.3.5.3 检修后变压器投入运行时，油中的空气分离出来得太快。 2.3.5.4 保护装置的二次回路有故障。 现象：

2.3.5.5 “瓦斯保护动作”，信号发出。 2.3.5.6 事故警报发出，跳闸的开关绿灯闪。 2.3.5.7 装置上的告警灯亮 处理：

2.3.5.7.1 采集瓦斯继电器内积聚的气体，迅速分析化验并做色谱分析。

2.3.5.7.2 变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，避免故障时产生游离碳金属微粒等杂物进入变压器非故

障部分。

2.3.5.7.3 检查储油柜和瓦斯继电器内的油位。

2.3.5.7.4 检查变压器本体，注意观察油枕、安全阀、散热器法兰盘和导油管等处是否已喷油，外壳及顶盖的

盘根是否因油膨胀而损坏造成顺外壳流油，各焊缝是否裂开，变压器外壳是否鼓起。

2.3.5.7.5 以上的检查中发现任何一种外部异常现象，无论其轻重，变压器都不准再重新并入系统，而应该进

行试验和解体检查。因为有时变压器的内部损坏得已很严重，但外部的征象也可能不太明显。

2.3.5.7.6 如果经过检查变压器外部无异常，瓦斯气体又无色、无味、不可燃，而且变压器跳闸时系统也没有

短路冲击现象，测变压器绝缘电阻也合格，则可能为瓦斯继电器误动作。经调度和总工程师批准方可将变压器重新投入运行。

2.3.5.7.7 瓦斯保护误动作跳闸的变压器在重新投入时，可以将瓦斯保护脱离跳闸投入在信号位置上。

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2.3.5.7.8 应及时通知试验人员查找瓦斯误动的原因，当查出和将故障处理好后，应及时将瓦斯保护重新投入

在跳闸位置。

2.3.6 变压器瓦斯继电器误动作可能有以下原因： 2.3.6.1 保护直流回路接地，端子短路。 2.3.6.2 瓦斯继电器有强烈的空气侵入。 2.3.6.3 瓦斯继电器接点受外部振动、干扰。 2.3.7 变压器差动保护动作开关跳闸的处理：

2.3.7.1 检查差动保护范围内所有电气设备有无短路，闪络及损伤痕迹。

2.3.7.2 检查变压器防爆阀是否动作、喷油、各套管有无破裂、漏油，引起油短路。 2.3.7.3 拉开各侧刀闸，测量变压器绝缘电阻及由检修测量直流电阻。 2.3.7.4 检查、测量未发现异常时，应对继电保护及二次回路进行检查。

2.3.7.5 若经以上检查均无问题，确定为差动保护误动后，经上级批准可对变压器进行充电正常后投入运行。

主变可用发电机从零起升压法送电。

2.3.7.6 检查发现变压器内部有损坏症状时，不许将变压器重新投入系统。 2.3.8 变压器有载调压装置动作失灵的原因： 2.3.8.1 操作电源电压消失或过低。

2.3.8.2 电机线圈断线烧毁，起动电机失压。 2.3.8.3 联锁触点，接触不良。 2.3.8.4 转动机构脱扣及销子脱落。 2.3.9 变压器分接开关故障 现象：

2.3.9.1 变压器油箱上部有吱吱放电声，电流表随着响声发生摆动。 2.3.9.2 瓦斯信号可能发出。 处理：

2.3.9.2.1 严密监视变压器电流、温度、油位、油色和声音的变化，以观察其发展趋势。 2.3.9.2.2 由试验人员立即取油样进行色谱分析，检查油的闪光点，以鉴定故障的性质。

2.3.9.2.3 经试验变压器油内溶解气体成份中氢和烃气体已大于0.1%，且其中乙炔含量大时，说明已发生裸金

属过热故障，应及时汇报领导，安排停电检查处理。

3. 断路器 3.1 SF6断路器 3.1.1 断路器设备规范

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型 号 额定电压 分闸线圈电压/ 电流 合闸线圈电压/ 电流 LW30-252 252KV DC220V/2.8A DC220V/2.3A SF6气体气压闭锁压力（20℃ 额定雷电冲击电压/(断口/对额定操作顺序 额定短路开断电流 储能电动机电压/功率 制造厂家 公司 编号 操作机构型号 额定热稳定时间 3.1.2 新投或大修后的SF6断路器送电前,应具备以下条件 3.1.2.1 断路器保护传动良好。 3.1.2.2 有绝缘合格证。

3.1.2.3 断路器跳、合闸三相同期试验良好。 3.1.2.4 断路器各项试验报告合格、齐全。

3.1.3 新投或大修后的SF6断路器投运前,应按下列项目进行检查

3.1.3.1 SF6开关及其连接设备上的工作票已全部收回，短路接地线、工作标示牌等安全措施已全部拆除，恢

复固定遮栏和警告牌；

3.1.3.2 断路器本体清洁无杂物及遗留工具。 3.1.3.3 各引线接头紧固，无松脱现象。 3.1.3.4 绝缘套管及支持瓷瓶无裂纹及损伤。

3.1.3.5 检查SF6气体压力值在正常范围, (0.6±0.02)。 3.1.3.6 近、远操作把手设在“远方”位置。

3.1.3.7 操作机构应清洁，手动跳闸装置正常，各传动联杆灵活，销子及联杆不断裂； 3.1.3.8 操作箱加热器电源空气小开关在规定位置。 3.1.3.9 检查合闸闭锁销已经取下。

3.1.3.10 正式送电前，必须进行电动跳、合闸试验各一次。 3.1.4 SF6断路器在运行中,巡视检查的项目如下

3.1.4.1 检查SF6气体压力表指示压力值在正常范围(0.6±0.02)。

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额定工作电流 SF6气体重量（单相） SF6气体额定压力（20℃） 4000A 13Kg 0.6MPa±0.02 SF6气体气压报警压力（20℃） 0.53MPa±0.01 0.5MPa±0.01 1050KV/1050+200 125A 1600Kg 2009年10月 460KV -40℃~+40℃ GB1984-2003 0-0.3s-co-180s-co 50KA AC220/600W 山东泰开高压开关有限地) 额定线路充电开断电流 断路器总重量 （单相） 制造日期 090047 CT26 4s 额定绝缘水平 温度等级 符合标准

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3.1.4.2 各引线接头无过热、变色现象。

3.1.4.3 绝缘套管和支持瓷瓶无裂纹和闪络现象。

3.1.4.4 断路器分、合闸位置指示器指示正确，与断路器运行状态相符。

3.1.4.5 观察断路器内部有无异常声响，严重发热等异常现象；引线接触部分无过热、引线温度适中，检查紧

固螺母有无松动现象。

3.1.4.6 引线连接部分无过热，引线驰度适中巡视检查环境，断路器周围应无杂物。

3.1.4.7 断路器机构箱及端子箱内的各种开关分、合指示位置应正确，符合开关运行工况的要求。

3.1.4.8 机构箱内的加热驱潮开关在正常运行时应投入。应定期检查温控器的运行情况是否正常。机构箱及端

子箱应密封良好。

3.1.4.9 机构箱内的近控、远控转换开关，在运行中必须置于“远控”位置，不允许置于“近控”位置。转换

开关在“近控”位置时，不经过闭锁装置控制。

3.1.4.10 SF6断路器带电运行时，如需打开机构箱门应有专人监护。

3.1.5 SF6断路器故障跳闸后,应遵照下列规定进行处理

3.1.5.1 对断路器本体外部进行详细检查,将故障现象及保护动作情况记入专用记录本上。

3.1.5.2 断路器故障分闸时发生拒动，造成超级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器脱离系统并

保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。

3.1.5.3 对开关进行空试跳合闸，检查机构动作情况。

3.1.5.4 如有SF6断路器气体压力低等异常现象，严禁将SF6开关投入运行，应将开关转入检修。 3.1.5.5 在未查明故障原因前，不得将开关合闸送电。

3.1.6 遇有下列情况时，应立即停止SF6断路器的运行 3.1.6.1 发生危及人身和设备的紧急情况。 3.1.6.2 断路器着火。 3.1.6.3 断路器爆炸。

3.1.6.4 套管脏污、破裂，放电严重，极有可能造成闪络。 3.1.6.5 断路器接头处发热熔化。 3.1.7 异常处理

3.1.7.1 运行中由于某种原因造成SF6气体压力异常（P≤0.5±0.01MPa），发出操作闭锁信号时处理

3.1.7.1.1 严禁对断路器进行停、送电操作。

3.1.7.1.2 应立即断开故障断路器的控制电源及时采取措施。 3.1.7.1.3 无法倒运行方式时，应将负荷转移或拉开上一级断路器。 3.1.7.1.4 故障断路器只能在没有负荷电流的情况下断开，然后停电处理。

3.1.7.1.5 运行人员要及时汇报区调及风场场长，不允许擅自手动跳合断路器并做好可能倒运行方式的准备。

3.1.7.2 SF6断路器在运行状态发出“SF6 气体压力低（P≤0.53±0.01MPa）”或“SF6低气压闭锁”报警信号时

3.1.7.2.1 值班人员应立即对断路器本体及密度继电器压力值进行检查。

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3.1.7.2.2 严格按照区调的命令进行处理。

3.1.7.2.3 修人员在运行状态下对断路器进行补气（新SF6 气体的纯度不小于99.8%，充入后不应小于97%。补气时可用充气小车进行。充气后使气压稍高于要求值）时，必须要有专人监护。

3.1.7.2.4 SF6断路器发生意外爆炸或严重漏气等事故，值班人员接近设备时要谨慎，尽量选择从“上风”处接近设备，必要时要戴防毒面具，穿防护服。

3.1.7.2.5 SF6断路器在运行中发生其它异常现象（如气压下降或有异音、分合闸位置指示不正确等），应及时报告区调及生产部门经理，并将缺陷及时记入缺陷记录和运行日志中。 3.1.7.3断路器的操作

3.1.7.3.1断路器的充气（结合图一）

将六氟化硫气瓶横倒放置，接上氧气减压阀，并将充气管与减压阀连接好。 打开气瓶阀门1，开启氧气减压阀3，注意压力不要开启过大，冲洗管道5～10S 取下传动箱侧面自封阀上面的保护螺母。

将充气管接头5旋到自封阀7上，然后缓慢开启氧气减压阀，即可对开关进行充气，充气时不要一下把氧气减压阀开的过大，使其高于内部气压0.1Mpa即可，在压力将要充到表压为0.6Mpa或0.4Mpa时将氧气减压阀3关闭一会，待压力值稳定以后，再缓缓充气至额定压力。

关闭减压阀3，先把充气管接头5旋下，将保护螺母旋到自封阀上。

关闭气瓶阀门，卸下减压阀，将减压阀和充气接头包好放到干燥的地方存放，以备下次使用，充气结束。 3.1.7.3.2检漏

用灵敏度不低于106六氟化硫检漏仪检测各法兰连接面及连接管接头和焊缝处，检漏不得有漏点，检漏应在充气24小时后进行。 3.1.7.3.3微水测量

在自封阀上接上锥形针式减压阀，以控制气体流量，用微水测试仪进行水分测量，测得数据应根据环境温度并对照。在验收时不应超过150x106(V/V)(20℃)在运行中不应超过300x106(V/V)(20℃) 3.1.7.3.4 主回路电阻测量

主回路电阻测量应用直流减压法，在合闸状态下通以100A直流电流。用毫伏表测量上下接线板间回路电阻应不大于70μΩ，（或用回路电阻测试仪）。 3.1.7.3.4绝缘检查

a.对主回路施加工频电压460KV的80%1min，应无外闪及异常声响。

b.对二次回路施加工频电压2000V，1 min（继电器线圈和电机除外）应无击穿、闪络等异常现象。

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1 3 4 2 7 5 6

1气瓶阀门 2减压阀门接头 3减压阀门开关 4充气管 5充气管接头 6保护螺母 7充气阀门

图一

3.1.7.4 35KV断路器的操作方法

3.1.7.4.1操作断路器前检查电缆和接地刀位置。 3.1.7.4.2摇测电缆绝缘电阻合格。 3.1.7.4.3测完绝缘后将后门关好。 3.1.7.4.4插好二次航空插头

3.1.7.4.5合上储能操作装置电压保护电源 3.1.7.4.6检测以上电压是否正常。 3.1.7.4.7观测仪表的状态

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3.1.7.4.8插上解码锁

3.1.7.4.9让小车在实验位置分合闸各一次，分合闸成功代表控制回路正常。 3.1.7.4.10此时具备摇车送电条件。 3.1.7.5摇车方法：

3.1.7.5.1先解锁，用摇车把手将锁解开。 3.1.7.5.2摇小车断路器至运行位置。 3.1.7.5.3看断路器状态显示装置显示正确。 3.1.7.5.4打开检修压板 3.1.7.6送电方法：

3.1.7.6.1分两种方法，通讯正常时在值班室后台电脑上远方操作（把开关柜上的远方／就地转换开关打到远方），通讯中断不能远方操作时就地操作（把开关柜上的远方／就地转换开关打到就地） 3.1.7.6.2将小车断路器摇出。

3.1.7.6.3将小车断路器摇出时，二次插头拔下，放回原处。

3.1.7.6.3关好断路器柜门，并上锁。 注意：闭锁需要摇到位。

3.2 真空断路器 3.2.1 断路器设备规范

型 号 生产编号 额定电流 额定雷电冲击电压 额定操作顺序 分闸装置额定电源电压 3.2.2 真空断路器运行检查内容 KYN66-40.5 090889 0.5A 额定电压 制造日期 额定短路开断电流 额定短时持续时间 合闸装置额定电源电压 制造厂 40.5kv 2009.9 沈阳高压成套开关股份有限公司 3.2.2.1 每次将开关小车推入(或拉出)工作位置时,检查真空包的表面是否有裂纹，有细微的裂纹也应将其更

换。检查真空包外壳应无变形。

3.2.2.2 支持绝缘子应无裂痕及放电异声。

3.2.2.3 运行中的真空包应无放电声。?一旦出现放电异声,应汇报上级,停止该断路器的运行操作,进行检修。 3.2.2.4 引线接触部分无过热,引线驰度适中。 3.2.2.5 检查各部位螺钉有无松动,弹簧有无损坏。

3.2.2.6 定期检查辅助开关触点, ?若烧损严重及时通知检修人员。 3.2.2.7 记录断路器的动作次数。

3.2.2.8 当断路器在热备用状态,“有电显示”装置的“有电”灯亮,?应迅速汇报,并检查有关设备。 3.2.2.9 开关故障跳闸后，应将故障跳闸次数记入专用簿内，通知检修。 3.2.3 断路器位置检查

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断路器手车在柜内有三个位置：断开位置/试验位置，工作位置，中间位置，其中，手车处于断开位置/试验位置或工作位置时，底盘上的插销应可靠地插在柜体可抽出式水平隔板16上相应的孔内，状态是锁定的，必需通过解锁的操作，即：把插锁抬起，才能使手车离开这两个位置。

手车在从断开位置/试验位置向工作位置推进的过程中，要确认断路器分闸并未储能，同时接地开关处于分闸状态，离开断开位置/试验位置时，左手将解锁手柄插进底盘车左侧的解锁孔，按门上的操作指示逆时针旋转60度，此时右手可将进出车摇把插入操作孔，顺时针旋转两圈，放开左手的手柄，右手继续操作直到底盘车左侧的指示显示“锁定”，此时手车在工作位置，手车上的插销插入柜体的相应孔。

3.2.4 一次隔离插头插入检查

由于开关柜一次隔离插头在工作位置时被遮档在触头盒内，不能直接观查一次隔离插头的插入情况，采用间接检查一次隔离插头的插入，手车推进过程中，当动、静一次隔离插头开始接触时，操作摇把的操作力矩突然增大，从这时起，继续转动操作摇把约2圈的手车底盘上插销应插入柜底盘上对应于工作位置的孔内。在小车断路器从断开位置/试验位置摇到工作位置的的过程中，小车断路器的位置指示灯灭，只有在小车断路器确在试验位置或工作位置时，小车断路器位置指示灯才亮。

3.2.5 断开位置/试验位置联锁的检查

手车锁定在断开位置/试验位置时，遮挡手车进出车摇把插入孔的挡板应把插入孔完全挡住，如果断路器处于合闸状态，由于与合闸大轴相连的连杆阻挡插销的运动，此时解锁手柄不能解锁，也不能打开进出车操作孔的挡板，只有断路器处于分闸状态，才能解锁抬起车底盘上的插销，同时打开遮挡手车进出车摇把插入孔的挡板进车

3.2.6 合、分接地开关

接地开关操作轴端在柜体右前下部，接地开关的操作应使用专用操作手把。

进行接地开关合闸操作前应首先确认手车已退到试验位置或移出柜外，查看带电显示器的指示确认电缆不带电，确认开关在断开位置，确认小车开关在检修位置，确认柜体的后盖板没有打开，确认接地开关处于分闸状态，将专用操作手把插入接地开关的操作轴轴端，逆时针转动操作手把约180度，就可完成接地开关的合闸操作，接地开关合闸后，操作孔的挡板被锁住不复归。进行接地开关分闸操作前应首先确认柜体的后盖板已经完全盖好，确认接地开关处于合闸状态，将专用操作手把插入接地开关的操作轴轴端，顺时针转动操作手把约180度，就可完成接地开关的分闸操作，此时操作孔的挡板复归挡住操作孔。 4 母线、隔离开关 4.1隔离开关的设备规范 运行编号 单型 式 接地,型号额定电流 2000A 最高电压 252KV GW22A-252D(D)III 双接地，型号GW7F-252DD(W) 额定热稳定电流（有效额定电压 1min工频耐受电对地 220KV 值） 460 额定热稳定时间 40KA(3S) 31

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压 断口 （有效值） 雷电冲击耐受电压 （峰值） 断口 1050+200 2000N 1500N 0.4g 无线电干扰水平 开断容性小电流 开断感性小电流 接地刀 ≦500UV 2 1 CS31手动操作机构 对地 1050 460+145 值） 额定频率 50 额定动稳定电流（峰100KA 接线端子额定静纵向 拉力 横向 水平加速抗地震能力 垂直加速度 主刀闸及接地刀三相联动 度 0.2g 泄漏比距 2.5cm/KV 山东泰安隔离开关有限主刀闸电动操作机构CJTKA 厂家 公司 举例说明：G W 22A -252 D(W) Ⅲ /J 3150 -50

G：隔离开关 W户外 22A设计序号 252额定电压 D带接地开关 (W)防污型 Ⅲ改进设计序号 J 电动机操动机构 3150额定电流3150A 50 额定短时耐受电流50KA 4.2母线与隔离开关运行中的规定

4.2.1 220千伏主[母线包括厂用母线]在检修后，投入运行之前，运行人员应用 5000伏摇表测量母线相间及

三相对地的绝缘电阻，绝缘电阻值与过去记录进行比较，如果有显著降低，则可能有个别支持瓷瓶损坏或母线上遗留杂物，应进行详细检查，必要时通知检修人员处理。

4.2.2 母线和隔离开关在运行中应不过热，色漆不应变色。最高允许温度为75℃，最高温度升为45℃ 4.2.3 在手动合隔离开关时，必须迅速果断，但在合闸行程终了时不得有冲击，以防合过头或损坏支持瓷瓶，

在合闸操作中如错合隔离开关或合闸时发生弧光，应将隔离开关迅速合上。不准将其拉开。因为此时带负荷拉开隔离开关，会使弧光扩大，造成设备更大的损坏，只能用断路器切开该回路后，才允许将误合的隔离开关再拉开。

4.2.4 在手动拉开隔离开关时，应缓慢而谨慎，特别是隔离开关动触头刚离开静触头时，若发生电弧，应立即

合上，便可熄灭电弧，避免事故，若隔离开关已全部拉开，则不许将误拉的隔离开关再合上，查明原因后再进行操作。

4.2.5 在操作隔离开关后，必须检查隔离开关的实际开合位置，因为有时可能由于操作机构有毛病或调整得不

好，经操作后实际上未合好或未拉开。对机构过紧的隔离开关应停止操作。以免造成设备损坏及短路事故。

4.2.6 线路停、送电操作的规定：停电操作必须按照断路器、负荷侧隔离开关、母线侧隔离开关的顺序依次操

作，送电的顺序与此相反。

4.2.7 配好隔离开关转动主轴与机构输出轴之间的连接管，用接头连接。用手操作机构，再次检查隔离开关（或

接地隔离开关）转动主轴与机构输出轴是否同心，有无卡滞现象，然后使隔离开关（或接地隔离开关）和机构都处于合闸终点位置，然后将接头紧固，再操作几次，确保隔离开关（或接地隔离开关）和机构分、合正常。

32

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4.2.8 按相应的接线图连接控制线，检查无误后接通电源进行电动试操作。

在电动操作前，应先将机构手摇至分合闸中间位置，并将正常测试旋钮旋至测试位，拉下手动闭锁滑板，再按分合闸按钮检查电动机旋转方向是否正确，若发现隔离开关（或接地隔离开关）运动方向与指令不符，则切断控制电源，将三相电源任意二相互换一下，再重复以上过程。转向正确后将正常测试旋钮至正常位。 4. 注意事项

1 当进行手动操作时，先将手动闭锁滑板拨至上方，将手柄插入；拨出手柄将手动闭锁滑板拨回下方闭锁孔时方可进行电动（或远动）操作。移动手动闭锁滑板时注意要先拨后拨闭锁螺钉，不必旋转。 2 除调试及检查电动机操动机构外，严禁内门未关闭时操作电动机操动机构； 3 未防止意外，现场在正门把手处必须加挂明锁。

主轴转角 输出转矩（N.m） 电动机电压 控制电压 额定电机电流 分合闸时间（S） 重量 4.2.9 可以使用隔离开关或隔离插头进行下列操作： 4.2.9.1 拉合电压互感器和避雷器。 4.2.9.2 拉合无故障的空母线。

4.2.9.3 拉合变压器中性点的隔离开关。 4.2.9.4 倒闸操作中等电位操作。 4.2.10

90° 700—1200 AC380V 180° AC220V DC220V DC110V 1.6A 2.5±1 60kg 5±1 正常运行中的检查项目：

4.2.10.1 母线各螺丝应无松动，脱落及振动现象。 4.2.10.2 母线接头牢固无过热及放电现象。 4.2.10.3 刀闸接触应紧密无过热及放电现象。 4.2.10.4 瓷瓶应无裂纹及放电痕迹。

4.2.10.5 操作机构指示应正确，机构闭锁销子应良好。

4.2.10.6 配电室门窗照明应良好，无漏雨漏电现象，室内消防用具、通风设备、接地网应完整无缺。 4.2.10.7 母线清洁无杂物，隔离开关间隔门应关闭。 4.2.11

母线与隔离开关的事故处理：

4.2.11.1 母线或隔离开关过热。

现象：

4.2.11.2 发热处变为褐色或深红。 4.2.11.3 有明显的火花放电。

处理：

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4.2.11.4 如果温度超过允许值应设法降低电流如无法降低时，应倒换另一段母线运行，将故障母线或隔离开关

停下。

4.2.11.5 如不能倒换另一段母线运行，应加强监视，如情况严重威胁安全时，则应停电处理。 4.4.11

电抗器及电容器

4.4.11.1电抗器的规范

型 号 标准代号 额定容量 额定电压 额定电流 额定电抗 重量 联结组标号 冷却方式 最高运行电压 制造厂家 4.4.11.2电容器的规范

BISMC-8500/35 1TKB.717.0524 8500Kvar 35KV 433Ω 23000Kg ONAF 40.5KV 山东泰开变压器有限公司 相序 相数 安装场所 冷却方式 耐热系数 额定频率 烧组温升 顶层油温升 绝缘水平 出厂序号 运行日期 3相 户外 ONAF 50HZ 57K 52K 线路端子LI/AC 200/85KV 8227 型 号 实测电容 额定频率 绝缘水平 产品编号 出厂日期 制造厂家 AAM13.3-355-1W 6.631μF 50HZ 55/105KV 092696 2009.09 额定电压 额定容量 温度类别 内部熔丝 相数 运行日期 13.3KV 355Kavr -40/40℃ 有 山东泰开电力电子有限公司 4.4.11.3正常运行时，电抗器长期工作电流应不大于电抗器的额定电流。 4.4.12

检修后投入运行前及正常运行检查：

4.4.12.1 底座接地应完好。

4.4.12.2 电抗器清洁，周围无杂物，特别应无铁磁性物质。 4.4.12.3 电抗器混凝土柱子应无破裂情况。

4.4.12.4 支持瓷瓶应清洁，无破损现象，安装牢固。线圈与引线接合处应严密，不变形。 4.4.12.5 应无放电声及焦味。

4.4.12.6 电抗器室温不得超过35℃否则应加强通风。

4.4.12.7 线圈无断裂及短路，端子接头牢固无松动断裂及过热现象。

34

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4.4.13

电抗器发生下列情况必须切断电源：

4.4.13.1 电抗器有焦味或冒烟。

4.4.13.2 电抗器声音异常，有火花放电声。 4.4.14

电容器的检查项目：

4.4.14.1 电容器外壳无渗油现象. 4.4.14.2 套管无渗油,破裂及放电现象。

4.4.14.3 电容器有无鼓肚,焊缝是否裂开,内部有无杂音。 4.4.14.4 电容器接头有无过热发红现象。 4.4.15

电容器有下列情况应停止运行：

4.4.15.1 电压超过电容器额定电压的1.1倍。 4.4.15.2 电容器有鼓肚,内部有异音。 4.4.15.3 接头严重过热或熔化。 4.4.15.4 外壳破裂,大量漏油。 4.4.15.5 电容器冒烟着火。 4.5 避雷器

4.5.1 220KV避雷器的规范

型号

持续运行电压

Y10W-204/532W 159KV

额定电压

陡波冲击电流残压不大于

532KV

204KV

厂家 中能电力科技开发有限公司 直流１mA电流≥296KV

4.5.1.1 35 KV避雷器的规范

型号 厂家 额定电压 出厂编号

HY5WZ-42/134

西安宝发电气有限公司 42kv 0818

4.5.1.2 避雷器投入前应测量绝缘电阻，其值应与前次测得的值相比较，如绝缘电阻值过高或过低都认为不合

格。测量绝缘时,测前必须将避雷器对地放电,否则禁止测量.

4.5.1.3 避雷器各相均设有放电记录器，投入前应记录其读数。雷雨或故障后应观察运行情况并记录。 4.5.2 正常运行中的检查：

4.5.2.1 连接线和接地线应牢固，无松动脱落现象。 4.5.2.2 各部应清洁，无破裂及放电痕迹。 4.5.2.3 各部无放电声音。

4.5.2.4 避雷器记数器应齐全良好，记数器数码是否增加。 4.5.2.5 雷雨过后应特别注意对避雷器的检查。

4.5.2.6 雷雨时不得走近避雷器或避雷针,至少要离开3米距离,不得在雷雨时操作避雷器.

35

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4.5.2.7 雷雨后检查避雷器外部情况及记录是否动作,套管是否有放电痕迹.

4.5.2.8 检查记录器的毫安表指示是否基本一致,发现毫安表指示异常,记录器红色发光管发亮,应及时通知检

修处理。

4.5.2.9 在雨天或大雾天,瓷外套的泄漏电流增加引起毫安表指示普遍增大,红色发光管全部发亮为正常,但毫

安表指针在粉红色范围说明污秽加重应通知检修人员。

4.5.2.10记录器中计数器动作后应通知电气检修进行复位。 4.5.2.11记录器观察孔上的玻璃内有水珠通知电气检修进行更换。 4.5.3 避雷器发生下列故障需用油开关切断电源。 4.5.3.1 瓷瓶套管爆炸及冒烟、起火。

4.5.3.2 瓷瓶套管破裂严重放电、造成接地。内部有火花放电声。

处理:

4.5.3.3 立即报告值长。

4.5.3.4 必须用油开关断开故障避雷器。 4.5.3.5 拉开故障避雷器刀闸。 4.5.4 避雷器击穿接地故障

现象：

4.5.4.1 落雷后不能恢复，经常接地。 4.5.4.2 避雷器本体破裂，内部有放电声。 4.5.4.3 避雷器冒烟、流胶。

处理:

4.5.4.4 值班人员不准走近避雷器，以防炸裂发生人身事故。 4.5.4.5 进行母线倒闸操作，用母联开关将其切断电源。 4.5.4.6 不能使用隔离开关切断故障避雷器。 4.6 互感器

4.6.1 投入前应进行如下项目检查：

4.6.1.1 各部螺丝及一、二次结线应牢固无松动现象。 4.6.1.2 套管瓷瓶应清洁，无破损裂纹及放电痕迹。 4.6.1.3 油位在标准线以上，油色透明，无漏油渗油现象。 4.6.1.4 接地线应良好，端子不松动。 4.6.1.5 一、二次保险接触良好。

4.6.1.6 电压互感器投入时刀闸应无火花或火花应很小,表计指示正常,保险应不熔断,有异常现象时应查明原

因.

4.6.2 需要立即停用互感器的故障。

现象：

4.6.2.1 高压侧保险接连熔断二、三次。 4.6.2.2 互感器发热过高。

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4.6.2.3 互感器内部有劈拍声或其它噪声。 4.6.2.4 在互感器内或引线出口处有流油的现象。 4.6.2.5 从互感器内发出臭味或冒烟着火。

4.6.2.6 线圈与外壳之间或引线与外壳之间有火花放电。 4.6.3 互感器着火

现象：

4.6.3.1 高压侧绝缘有损伤现象。 4.6.3.2 互感器冒烟着火。 4.6.3.3 表计指示波动。

处理：

4.6.3.4 立即用油开关将故障的互感器切断。

4.6.3.5 拉开电源隔离开关，然后用干式灭火器或沙子进行灭火。 4.6.3.6 禁止使用隔离开关或取下熔断器等方法拉开有故障的互感器。

5直流系统 5.1 蓄电池

5.1.1 蓄电池的规范 蓄电池型号2V/300Ah 蓄电池标称电压: 2V 蓄电池组电压: 220V 蓄电池浮充电压: 2.25V

蓄电池只数: 蓄电池为2组，104只/组。 蓄电池容量:300Ah 5.1.2 蓄电池运行中规定

5.1.2.1 蓄电池按浮充运行方式运行,不许脱离浮充电充电状态。

5.1.2.2 蓄电池浮充电压设定为2.25V（25℃），充电最大电流设定为0.1C10 A.(C10为电池的标称容量)，若电池

工作环境温度偏移25℃时应对浮充电压作相应修正，修正电压为V修正=V25℃-0.003V/℃×(T实际-25℃)，即温度每升高1℃，浮充电压降低3mV,温度每降低1℃，浮充电压升高3mV。

5.1.2.3 蓄电池均充电压一般设定为2.25V（25℃时蓄电池正负端子测定的平均值），充电最大电流为0.1C10 A，

均充时间按下列情况进行设定： 5.1.3直流系统概述

5.1.3.1直流系统由蓄电池组、高频模块充电装置、直流配电装置及用电设备组成。直流标称电压：220V 直流额定电压：230V。

5.1.3.2直流电压、绝缘及接地选线装置

两段直流母线各设置一套直流系统绝缘及接地故障定位选线装置。当直流母线电压超出规定值时应发出声光报警信号；当直流系统发生接地或绝缘电阻小于规定值时应能发出声光报警信号，并应显示正、负极母线对地的电压值、绝缘电阻值和接地回路编号。报警电压和绝缘电阻值应可调整。每面分电柜上具备直流绝缘监察功

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能，与直流屏上绝缘监察装置通信，完成每面分电柜上两段直流母线及馈线的直流绝缘监视及接地故障定位选线功能。

5.1.4 直流系统运行方式

5.1.4.1直流系统正常均采用浮充电运行方式。

5.1.4.2直流I、II母线均采用单母线运行方式，正常时两段母线分段运行，直流I、II母线分别由＃1、＃2硅整流供电。采用单母线分段接线，两组整流器各接于一段母线上。单母线之间应设联络刀闸。

每台整流器配置1套微机控制装置，每套整流器和绝缘及接地选线装置均应有RS485通信接口，并应以一个接口与站内监控系统通讯。通信规约为DL/T667-1999继电保护设备信息接口配套标准（IEC870-5-103）。 5.1 .4.3通过隔离开关可以实现两直流母线之间的倒闸操作。 5.1.4.4微机高频开关交流侧电源(380V)取自380V馈线柜。

5.1.5直流系统正常运行的一般规定

5.1.5.1 一般情况下不允许充电器单独向直流负荷供电，也不允许在升压站系统有操作的情况下直流进行方式的倒换。

5.1.5.2 当风电机组正常运行时，直流系统的任何操作均不应使直流母线瞬时停电。 5.1.5.3 直流母线并列操作前，必须检查两段母线均无接地故障，否则不得并列。 5.1.5.4 环网供电的直流负荷，正常情况下应按规定的断开点开环运行。 5.1.5.5 单回路供电的直流负荷，正常情况下不得停电。

5.1.5.6 不在同一组母线上的环路供电负荷，不允许在负荷侧合环运行，倒电源操作时，可短时合环运行。 5.1.5.7 两套直流母线互相转带时如需并列倒换，应注意以下事项： a. 两母线必须绝缘良好。（禁止在不同极接地时并列）。 b. 退出一组直流母线的充电柜和绝缘监察装置。 c. 在并列隔离开关两侧验明极性相同。 d. 调整两系统的电压相等。

5.1.6直流系统的运行与维护

5.1.6.1 微机高频开关电源型充电机投运前的检查

a. 充电机及有关设备的工作票全部结束，并恢复全部安全措施。 b. 检查充电器内部及周围清洁无杂物。 c. 表计及一、二次回路完好，各接头紧固。 d. 测定交流侧、直流侧绝缘合格。 e. 交直流侧的保险、小开关都已合好。 5.1.6.2 微机高频开关电源型充电机的投运步骤

a. 将充电柜交流侧电源送电。

b. 合上充电柜上蓄电池至母线直流输出隔离开关。

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c. 合上交流电源进线开关，交流电源指示灯点亮。 d. 启动微机高频开关电源型充电机。

e. 合上直流输出开关，屏上的电压表及电流表能正确显示各部件各部位的电压及电流。 5.1.6.3 微机高频开关电源型充电机柜运行检查项目

a. 各部清洁良好。

b. 充电器柜上的液晶显示屏与实际相符，各显示值正确。 c. 各发光二极管指示正确。 d. 直流输出电流不超过额定值。 e. 充电器柜各元件运行良好不发热。 f. 直流系统无接地。 5.1.6.4 蓄电池正常检查项目

a. 外部完整无破裂，电解液面不低于规定线，各接头连接牢固，无松动发热、无溢酸现象。 b. 极板无弯曲、膨胀、裂开和短路现象，出线桩头无腐蚀。 c. 各蓄电池无发热和大量冒汽现象。

d. 蓄电池屏内清洁，电池及台架无污损，室温应经常保持 e. 蓄电池屏内照明充足，通风良好，无酸味。

f. 安全阀动作蓄电池在使用期间安全阀应自动开启闭合。

5.1.6.5 运行中当蓄电池组因故需退出运行时，应按下列顺序进行倒换（并列倒换方式）

a. 查两组直流系统绝缘良好（禁止在不同极接地时并列）。 b. 退出一组直流母线的浮充电装置和绝缘监察装置。 c. 在并列刀闸两侧验明极性相同。 d. 调整两系统的电压相等。 e. 合上母线联络隔离开关。

f. 检查母线电压正常后拉开该蓄电池出口刀闸。

5.1.6.6 当蓄电池组重新投入运行时，应按下列顺序操作（并列倒换）

a. 查该直流系统的绝缘良好。

b. 验明蓄电池组出口与直流母线极性相同。 c. 调整系统电压与蓄电池电压相同。 d. 合上蓄电池组出口隔离开关。 e. 拉开该蓄电池母线联络刀闸。 f. 投入浮充电装置及绝缘监察装置。

5.1.6.7 直流系统正常运行中,应按下列项目进行检查:

a. b. c. d.

系统绝缘良好,无接地现象。 各直流母线电压在允许范围内。 直流柜上各表计指示正常。

各接头紧牢，隔离开关合入良好，不过热，无焦臭味及冒烟现象。

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e. f. g. h. i.

各熔断器、控制保险、指示灯和信号装置齐全完好。

充电装置运行正常，各元件工作良好，表计及信号指示正常。 蓄电池室门窗严密，通风良好。

电瓶各部清洁完好，各接头无过热、腐蚀、损伤等现象。 电瓶内隔板不浮起，不下落，不弯曲。

5.1.6.8 绝缘监测

a. 当电源系统选用绝缘监测仪时，可同时检测到两段母线的对地绝缘电阻，并显示接地电阻值，当监测

到的接地电阻值小于设定值时，发出接地故障告警信号。

b. 当电源系统选用带支路检测的接地仪时，接地仪通过RS485数字通信接口将测量到的数据送监控器，有接地故障时，发出接地故障告警信号并显示接地支路号和接地电阻值。

5.1.7直流系统异常及事故处理 5.1.7.1 直流母线电压过高或过低

a. 现象:

? 警铃响,出“母线电压异常”光字牌。 ? 母线电压表指示高于或低于规定值。 b. 处理：

? 了解直流负荷情况。

? 调整浮充电装置，维持母线电压在允许范围内。

? 若该直流母线充电柜装置故障，应进行直流母线倒换转带。 5.1.7.2直流系统接地 a. 现象:

? 警铃响,出“母线绝缘降低”光字牌。 ? 测直流母线正极或负极对地电压报警值。 ? 微机直流巡检装置报警。 b. 处理：

? 了解是否有人员在有关设备上工作引起。

? 检查微机直流监察装置判断接地情况（根据测装置显示的结果及正负极接地电压，判断出接地极。另外

或者用高内阻万用表分别测量正对地、负对地电压，在正常运行时各为母线电压的一半，如所测一极电压降低，另一极电压升高，则电压降低一极为接地极）。

? 微机直流巡检装置判断不出时，取得同意后方可试拉，并要通知运行做好事故预想，要做好安全措施，

防止事故扩大。

? 拉路中应尽量缩短设备断电时间。

? 拉路时，应先拉室外设备，后拉室内设备；先拉次要设备，后拉重要设备。当某段负荷断开时，接地消

失，则说明该段负荷接地。

? 若查出一路电源接地，若该电源有分路时，应继续试拉分路，以寻找故障设备。 ? 如使用万用表测量母线对地电压时，要注意表档位置，并防止造成第二点接地。

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麒麟山风电场运行规程

? 确定故障点后，应尽快通知检修处理。

? 如果找不到接地点，应考虑蓄电池本身有无接地。对直流接地，应作为严重缺陷及时上报，尽快处理。 5.1.7.3高频开关整流器异常及处理 5.1.7.3.1 现象：

? “工作”灯不亮，数码管无显示，无直流输出 原因：

? 交流输入电源故障。包括无交流输入电源、交流输入电源特低严重超出使用范围、交流输入电源的熔断

器断路。 处理：

? 检查整流器的交流输入电源是否正常

? 检查整流器 内部的辅助电源有没有正常工作。辅助电源若有输入无输出，说明辅助电源有故障，更换。 5.1.7.3.2 现象：

“工作”灯和“异常”灯时亮时灭，整流器内部有继电器无动作声音。始终无直流输出 原因：

交流输入电源故障。包括交流输入电源特别低严重超出使用范围、交流输入电源缺相且其余线电压低 处理：

? 检查整流器的交流输入电源是否正常

? 检查整流器的交流输入电源的熔断器是否断路。或断路进行更换。 ? 若交流输入电源正常，说明输助电源有故障，进行更换。 5.1.7.3.3 现象：

“工作”灯亮，“异常”灯亮，数码管有显示，如终无直流输出 原因：

? 交流输入电源故障。包括交流输入欠压、交流输入过压、交流输入缺相。 ? 整流器内部过温保护 处理：

? 检查整流器的交流输入电源是否正常

? 检查整流器是否因过热而引起的过温保护。若是，等待整流器自然冷却。整流器恢复到正常温度时，会

自动启动，并进入正常工作状态。

5.1.7.3.4

现象：“工作”灯亮，“异常”灯－亮－灭交替变化，数码管的电压显示时有时无，直流输出时有时无 原因：直流输出过压保护，整流器内部过流保护 处理：

? 检查整流器的直流输出线及控制信号线的连接是否正确，接触是否可靠。

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? 检查整流器的控制信号电压是否超出正常范围 ? 检查整流器的设定电压值是否正确 ? 检查整流器的输出是否短路

? 若均无上述原因，请联系厂家，送回厂家检修。 6 配电柜仪表及二次线 6.1 运行规定

6.1.1配电柜更换仪表及二次线工作，值班人员应记入运行日志中。工作结束后由检修人员填写“检修记录”。 6.1.2配电柜正面及背面应分别标明各种仪表、指示灯、切换开关等元件的名称。相别、编号、标志应明显正确。

6.1.3表计规范与互感器变比应相配合。所有指针仪表红线标明其极限值。 6.1.4临近配电柜不准堆放杂物，特别不准堆放易燃爆物品。

6.1.5在导线和电缆的绝缘可能受到油浸蚀的地方，应采用耐油绝缘导线和电缆。 6.1.6室外接线箱、操作箱应严密，二次线应清洁，并采取防潮措施。

6.1.7配电柜及二次线改进工作应按图纸进行施工，在拆动接线头时先做好标记。工作结束后，施工单位将符合实际的图纸交给值班人员。值班人员应主动向施工人员了解变动情况。 6.1.8长期停用的设备，与运行无关的二次线应拆除，并断开电源。

6.1.9直流回路熔断器应满足最大工作电流的要求。保险额定电流应逐级配合。应注明熔丝规范。 6.1.10操作手柄拉、合切换应灵活。

6.1.11配电柜前后，应有足够的照明，并配置足够事故照明设施。

6.1.12非保护人员（如远动、仪表人员）在保护回路有工作时，应有生产经理部门的安排，并制订防止保护误动措施，值班人员应了解其措施，并做记录。 6.2运行前检查

6.2.1二次线及电缆均应摇测绝缘，并合格。控制及信号回路传动应正确。 6.2.2检查项目：

a. 配电柜面颜色应一致、协调，盘的两端应有边盘。

b. 盘上设备，二次线及电缆，小母线标号，名称应用色漆标全，并与实际相符。 c. 熔断器应完好，熔丝规范合理，接触牢固可靠。 d. 配电柜接地良好，并与接地网相连接。 e. 二次线端子排接头接触应牢固、良好。 f. 二次线应清洁，配线整齐。 g. 二次线导线及电缆应无损伤。

h. 二次电缆及导线截面，应符合设计的规定。

6.3 异常处理

6.3.1 发现指示灯不正常应迅速查明原因，进行处理（在使用万用表查找异常时注意防止开关误动）。 6.3.2 仪表无指示或指示不正常时，应查看同一回路其它仪表有无指示，如有指示，证明仪表本身有故障。

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如同一回路仪表也无指示或指示不正常，证明PT二次回路有断相，或CT回路有开路现象。若PT回路保险熔断应立即更换，再次熔断应查明原因。若CT开路应及时联系处理。 6.3.3 仪表发热或冒烟应取下PT保险或短接CT端子。

6.3.4 设备异常运行及发生事故时，值班人员应认真监视各种仪表指示情况，并做好记录。 6.4 继电保护及自动装置

6.4.1 继电保护及自动装置投运前应检查

6.4.2 装置外观完好无损伤及变形，盘面标志应齐全醒目。

6.4.3 各端子接线牢固，端子排固定整齐，电缆标签齐全，备用芯固定良好。 6.4.4 各压板投、停应与设备运行方式相符。

6.4.5 新投或改进后的装置投运，其图纸资料应齐全。 6.5 继电保护及自动装置在运行中的检查项目 6.5.1 各压板投、停正确，装置工作指示灯正常。 6.5.2 装置外壳、铅封、玻璃完整。 6.5.3 装置无过热、发黑及焦臭味。

6.5.4 继电器接点闭合良好，不变形，不振动。 6.5.5 各端子接头牢固，无松动、开路或放电现象。 6.5.6 装置无异响及强烈振动。

6.5.7 打印机清洁，连机工作正常，不缺纸。 6.6继电保护及自动装置在运行中的规定

6.6.1 继电保护及自动装置的投、停应按值班负责人命令执行。

6.6.2保护装置更改定值及变动接线应有设备异动通知单，并作详细记录。

6.6.3保护压板投、停工作应由两人进行，投入前应在压板两端验明无电压后，方可投入。否则，应查明原因，进行处理。

6.6.4运行中的设备其保护必须投入。特殊情况下，可停运部分保护，但主保护不允许同时停运，属调度管辖的设备保护停运应先征得调度同意。

6.6.5在保护装置回路进行工作，应办理工作票，并采取防止误动运行设备的措施后方可进行工作。工作完毕后，应由继电保护人员将工作情况填入继电保护工作记录本上，严禁非专业人员在 PT、CT 回路上工作。 6.6.6运行中的继电保护及自动装置出现异常情况时，应立即汇报值班负责人，并通知保护人员进行检查处理。必要时，可请示调度退出有关保护装置。

6.6.7微机保护的直流电源一般不得停用，如查找直流接地需停直流时，则应在本侧出口压板断开及两侧光纤保护停用后，才允许停电。停直流时，应先将微机保护装置的电源开关断开。重新恢复时，应在给上直流电源后，再打开微机保护装置的电源开关，并及时校对装置的时钟。

6.6.8继电保护及自动装置动作后，应对报警、信号指示灯、掉牌及开关动作情况作详细记录，复制各CPU事故报告。

6.6.9现场值班人员应掌握装置的对时，打印定值清单，复制故障报告，保护的投停及使用打印机等操作，并能看懂打印报告和定值清单。

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6.6.10运行值班员应保证打印机打印故障及事故报告的连续性，严禁乱撕纸。无打印操作时，应将打印机防尘盖盖好并推入盘内。

6.6.11微机保护运行中，运行值班人员不得在控制面板上进行与对时、打印事故报告无关的其他操作。 6.6.12微机保护运行中，严禁运行值班人员触动各CPU插件上的RST复位按钮。 6.6.13继电保护间内严禁使用无线通讯设备，防止保护装置受到干扰误动。 6.6.14白班校对装置时钟。 6.7光纤保护运行规定

6.7.1 线路两侧的光纤保护必须同步的投入或停用。其投、停应按区调令执行。 6.7.2 装置运行中，严禁在光纤保护通道上进行工作。

6.7.3 为及时发现问题，确保保护装置正常运行，运行值班员应定时进行通道检查。当出现交流电流回路故障，直流电压消失，收发讯电压异常等情况时，应汇报调度，申请退出保护，及时联系保护人员检查处理。 6.8继电保护及自动装置在下列情况下应申请调度退出运行 6.8.1 保护装置异常报警灯亮，无法复归。

6.8.2 光纤保护通道故障。保护或自动装置误动、拒动。 6.8.3 PT 或CT 断线时，应退出其所带的保护及自动装置。 6.9其它设备保护

6.9.1 熔断器：熔断器串联在电路中，当电路发生过负荷或短路时，因过负荷电流或短路电流的加热作用下，容件在被保护设备的温度未达到破坏其绝缘前熔断，电路断开，设备得到保护。

6.9.2热继电器：热继电器串联在电路中，当电路发生过负荷时，热继电器动作跳开电路，保护设备过热烧毁。热继电器有手动复归和自动复归两种方式，投自动复归（箭头指向A ）时，热继电器动作后，经过一定时间后自动接通电路。投手动复归（箭头指向H ）时，热继电器动作后，需要手动复归，复归时用手按下复归按钮，即可接通电路。

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系统运行部分

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1.1 系统运行方式

1.1.1 系统运行方式的概况

麒麟山风电场220kV升压站分为220kV和35kV两个电压等级。35kV终期主接线为单母线四分段，最终出线（16）回，本期主接线单母线分段接线 ，出线（ 8 ）回。中性点接地方式：220kV中性点采用直接接地，但为适应主变压器220kV中性点不接地运行方式，在主变压器220kV中性点与接地隔离开关并接了放电间隙、35kV经消弧线圈接地方式。 1.1.1.2 0.4kV系统采用中性点直接接地方式。 1.1.1.3 站用电的正常运行方式

正常情况下，#1、#2站用变运行，两路电源同时供电，#1站用电经进线1QF及1ATS切换开关供0.38kVⅠM母线，选择工作模式为自动电源I；#2站用电经进线4QF及2ATS切换开关供0.38kVⅡM母线，选择工作模式为自动电源II，进线2QF、3QF空气开关合上（见下图）。

TS自动转换开关的切换动作是根据电压监视模块的信号作为判断依据的，

只有当#1站用电异常同时#2站用电正常时才会切换。为避免ATS自动转换开关带有故障的母线切换使故障扩大，在进线的电压监视模块取样点取在进线开关上端（电源端），用于自投切换装置。

以1ATS为例，#1站用变电压监视位置在1QF空气开关上端，#2站用变电压监视位置在2QF空气开关上端，ATS置Ⅰ位置。若1ATS所带0.38kVⅠM母线上发生故障，则1QF保护动作，其动作时间远远小于设定的ATS动作时间，因1QF跳闸后故障切除，站用电电源端的电压很快恢复正常，所以ATS不会转换到Ⅱ位置上，此时0.38kVⅠM母线失压。若#1站用电变压器出现故障使两侧开关跳闸或其它原因失压，则电源端的电压监视模块检测异常后，ATS动作合至Ⅱ位置上，由#2站用电供电ⅠM母线。若此时0.38kVⅠM母线出现故障，则2QF保护动作跳闸，由于#1站用电失压，ATS不会再动作，此时0.38kVⅠM母线失压。

1.2 调度范围的划分

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系统中与电网环网的区域变电站的220kV主变压器间隔及以上设备、线路，原则上归网调调度。 1.3 倒闸操作

1.3.1 倒闸操作的一般规定：

1.3.1.1 倒闸操作应根据值班负责人的指令，受令人复诵无误后执行。发布指令应准确、清晰，使用规范的调度术语和设备双重名称，即设备名称和编号。操作人员（包括监护人）应了解操作任务和操作顺序。

1.3.1.2 倒闸操作可以通过就地操作、遥控操作、程序操作完成。遥控操作、程序操作的设备应满足有关技术条件。

1.3.1.3 倒闸操作必须由两人进行，一人操作，一人监护（对设备较为熟悉者监护；特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的运行人员操作，运行值班负责人监护）并按值班负责人命令由操作人填写操作票，履行签字手续，方能进行操作。

1.3.1.4 正式操作前，先进行模拟操作，核对无误后，按操作票顺序，逐项进行操作。严格执行“模拟、唱票、复诵、执行”的步骤进行倒闸操作，每完成一项操作时在操作票标记栏内划√。记录操作开始和终了及间断操作时间。全部操作完后加盖“已执行”章，并向区调（地调）或者向风场场长汇报。

1.3.1.5 操作过程必须使用电气闭锁，严禁手动打开或用备用钥匙解锁操作，特殊情况下，必须经值班负责人批准并核对无误后，方能进行解锁操作。联系检修尽快处理恢复投入正常使用。

1.3.1.6 设备停电应先断开关，再断负荷侧刀闸，后断母线侧刀闸。送电操作顺序与停电相反。 1.3.1.7 装设接地线或合接地刀闸前，应先验明确无电压。

1. 3.1.8 新投或大修后的设备投运前，应作保护动作和开关传动试验。

1.3.1.9 刀闸误合后，严禁立即拉开；误拉后，禁止立即合入。必须判明误操作刀闸的回路开关断开后，才能拉、合纠正错误操作。

1.3.1.10 倒闸操作过程中发生事故时，应立即停止操作，先进行事故处理，采取安全措施后，征得值班负责人同意后继续或终止原操作。但事后应立即报区调或公司领导汇报。

1.3.1.11 紧急事故处理可不填写操作票，但应严格执行监护制，事后详细记入运行记录簿并补填操作票。 1.3.1.12 值班人员不许同时接受两个操作令（区调或者风场场长的命令），一张操作票上只许填写一个操作令。值班负责人审查操作票，除应对操作项目，操作顺序的正确性负责外，还应对监护人，操作人指出操作中应注意的问题。

1.3.1.13 在任何情况下严禁约时停送电、约时拆接地线和约时开工；接受操作命令时应进行录音。 1.3.2 倒闸操作应考虑的问题：

1.3.2.1 风电场站用电源、UPS电源及220V直流电源的可靠性。 1.3.2.2 系统运行方式,负荷分配,保护定值的配合及压板的投停。 1.3.2.3 风电场内各系统的同期点及系统间的同期性。 1.3.2.4 事故影响面小，并有利于事故处理。 1.3.3 下列项目应填入操作票内

1.3.3.1 应拉合的设备[断路器（开关）、隔离开关（刀闸）、接地刀闸等]，验电，装拆接地线，安装或拆除控制回路或电压互感器回路的断路器，切换保护回路和自动化装置及检验是否确无电压等； 1.3.3.2 拉和设备[断路器（开关）、隔离开关（刀闸）、接地刀闸等]后检查设备的位置；

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1.3.3.3 进行停、送电操作时，在拉、合隔离开关（刀闸）、手车式开关拉出、推入前，检查断路器（开关）确在分闸位置；

1.3.3.4 在进行倒负荷或解、并列操作前后，检查相关电源运行及负荷分配情况； 1.3.3.5 设备检修后合闸送电前，检查送电范围内接地刀闸已拉开，接地线已拆除。 1.3.4 下列工作可以不用操作票： 1.3.4.1 事故应急处理。

1.3.4.2 拉合断路器（开关）的单一操作。

1.3.4.3上述操作在完成后应做好记录，事故应急处理应保存原始记录。 1.3.5 允许用刀闸进行的操作。 1.3.5.1 拉合空载母线的电容电流。 1.3.5.2 拉合与开关并联的旁路电流。 1.3.5.3 拉合正常运行的电压互感器。 1.3.5.4 拉合无雷电时的避雷器。

1.3.5.5 拉合系统无接地时的变压器中性点。 1.3.5.6 拉合励磁电流不超2安培的空载变压器。

1.3.5.7 拉合电容电流不超5安培的空载线路，电压在20千伏以上的应用三联隔离开关。 1.3.6 变压器倒闸操作原则：

1.3.6.1变压器充电前，合入变压器中性点接地隔离开关。

1.3.6.2 变压器充电应用保护装置齐全的电源侧进行，停电时应先拉开负荷侧开关，再拉开电源侧开关。 1.3.6.3 变压器的并列应考虑环流，满足并列条件。

1.3.6.4新投或大修后变压器投运前应检查接线组别，并有绝缘报告、油质分析报告、定相报告、保护校验及传动报告。

1.3.6.5新投变压器应在额定电压下冲击合闸五次，更换线圈或大修后的变压器，应在额定电压下冲击合闸三次。 1.3.6.6 变压器并联倒换,应确证并入变压器带上负荷后,方能将原变压器退出运行。 1.3.7 电压互感器停送电规定

1.3.7.1 运行中的电压互感器停电时,应考虑对继电保护和低电压保护及自投装置的影响。 1.3.7.2 电压互感器停电顺序： 应先断开二次空气开关或熔断器。 再断开一次隔离开关。 送电顺序相反

1.4 系统异常运行中事故处理规定 1.4.1 事故处理的主要任务:

1.4.1.1 首先解除对人身和设备的威胁,尽快限制事故的发展,消除事故的根源。 1.4.1.2 设法保证风电场站用电源的安全运行。 1.4.1.3 用一切可能的方法维持设备继续运行。 1.4.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常。

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麒麟山风电场运行规程

1.4.2 事故处理的一般顺序

1.4.2.1 根据参数、报警显示和设备外部象征,判明事故的全面情况。 1.4.2.2 解除对人身和设备的威胁，隔离故障设备，保证其它设备正常运行。 1.4.2.3 迅速进行检查和试验，判明故障的性质，地点及其范围。 1.4.2.4 对正常设备，保持运行。

1.4.2.5 对故障设备做好安全措施，通知维护人员抢修。 1.4.3 事故处理的原则

1.4.3.1 事故处理过程中，防止非同期并列 。 1.4.3.2 发生事故时，听从值班负责人统一指挥。

1.4.3.2.1迅速限制事故发展和避免事故扩大，消除事故根源并解除对人身和设备的危险。 1.4.3.2.2尽力保护和尽快恢复站用电。 1.4.3.2.3准确判断事故原因。

1.4.3.2.4及时汇报公司领导、必要时保护好事故现场，以便事故分析。 1.3.3.3 发生事故时，记录与事故有关的现象和各项操作的执行时间。

1.3.3.4 派人外出检查和查找故障点时，在未取得联系前，不得对设备强行送电。 1.3.3.5 如果事故中发生通讯中断，应按下述方法处理：

1.3.3.5.1解除对人身和设备的威胁，隔离故障点，首先恢复场站用电源。 1.3.3.5.2升压站发生事故时应迅速用行政电话与调度联系，听从调度指挥。 1.3.3.5.3保证完好设备的正常运行。

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