风电场检修规程（终） - 图文

GLZD

GLZD-2014-003

检 修 规 程

2014-09- 发布 2014-09- 实施

前 言

为统一*****风电场设备检修的质量工艺，规范检修质量的检验标准，保证机组安全经济运行，特编写本规程。制定本规程的依据是标准化系列法规、标准和与本规程相关的上级部门的技术标准，由于编写人员水平有限及缺乏相关资料支持，在编写过程中本规程难免存在一些问题，本版本为试行版，机组运行一年后，再版时给与修订完善。

本规程由*****风电有限责任公司工程部提出。

本规程从发布之日起，****风电有限责任公司 风电场及有关部门均应遵照执行。 本规程适用于****风电场设备检修工作，所有运维人员、专业技术人员、生产管理相关人员应熟悉并遵守本规程。

目 录

前言 ........................................................................ 2 1 适用范围 ............................................................ 2 2 规范性引用文件 ...................................................... 2 3 总则 ................................................................ 3 3.1总体要求 ................................................................ 3 3.2 对工器具和备品配件的要求 ........................................... 3 3.3 对检修维护人员的要求 ................................................ 3 3.4 对检修过程的要求 .................................................... 3 3.5 检修过程控制 ........................................................ 4 3.6 检修维护总结与评价 .................................................. 4 4 主变压器检修维护规程................................................. 4 4.1 主变概述 ............................................................ 4 4.2 箱式变电站及站用变压器检修维护规程 ................................. 9 4.3 电力电缆检修维护规程 ............................................... 13 4.4 GIS及室外配电系统检修维护规程 ..................................... 15 4.5 35KV配电系统检修维护规程 .......................................... 21 4.6 低压电器及二次回路接线检修维护规程 ................................ 25 4.7 直流及UPS系统检修维护规程 ........................................ 27 4.8 无功补偿（SVG）设备检修维护规程 ................................... 31 4.9 接地装置及防雷系统检修维护规程 .................................... 32 5 风机检修维护规程 ................................................... 34 5.1 风电场机组安全细则 ................................................. 34 5.2 风电机组的安全注意事项 ............................................ 34 5.3 其它安全事项 ....................................................... 36 5.4 维护周期和项目 ..................................................... 37 5.5 维检修计划和备品配件 ............................................... 37 5.6 维护检修和验收 ..................................................... 38

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1 适用范围

1.1 本规程适用于**** 风电场的电气维护人员，是检修工艺方法和质量的标准和验收依据，是编写检修计划、作业指导书、材料预算、备品配件等工作的依据。

2 规范性引用文件

2.1 下列文件中的条款通过本标

2.2 准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方，研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

2.3 风力发电机组第 1部分：通用技术条件 GB/T 19960.1-2005 2006.01.01 2.4 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 14285-2006 2006.11.0 2.5 风力发电机组风轮叶片 GB/T 25383-2010 2011.03.01 2.6 风力发电机组运行维护要求 GB/T25385 2.7 高压/低压预装式变电站 GB 17467—2010

2.8 风力发电机组全功率变流器第一部分：技术条件 GB/T25387.1 2.9 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 50150

2.10 电力工程直流系统设计技术规程 DL/T 5044-2004 2004.06.01 2.11 电力变压器检修导则 DL/T573 2.12 风力发电场检修规程 DL/T797 2.13 风力发电场安全规程 DL/T796 2.14 变电站运行规程 DL/T969

2.15 变压器分接开关运行维修导则 DL/T 574-2010 2010.10.01 2.16 输变电设备状态检修试验规程 DL/T393 2.17 输变电设备状态检修试验规程 DL/T393 2.18 发电企业设备检修导则 DL/T838 2.19 接地装置特性参数测量导则 DL/T475

2.20 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 DL/T593 2.21 交流电气装置过电压保护和绝缘配合 DL/T620 2.22 带电设备红外诊断应用规范 DL/T664

2.23 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T995 2.24 电流互感器试验导则 JB/T5356

2.25 风力发电机组一般液压系统 JB/T10427

2.26 中国华能集团公司检修标准化管理实施导则（试行） 2.27 中国华能集团公司电力检修管理办法（试行） 2.28 中国华能集团公司风力发电重点反事故措施

2.29 风力发电场继电保护监督技术标准 Q/HN—1—0000.08.002—2012 2.30 风力发电场检修与维护管理导则 Q/HN—1—0000.08.013—2014 2.31 风力发电场继电保护监督技术标准 Q/HN—1—0000.08.002—2012 2.32 风力发电场检修与维护技术导则（风力发电机组分册） Q/HN—1—00 2.33 00.08.014—2014

2.34 风力发电场检修与维护技术导则（电控分册）Q/HN—1—0000.08.015—2014

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3 总则

3.1总体要求

3.1.1 风电场检修、维护工作要坚持“应修必修、修必修好”的原则，要以消除重大隐患和缺陷为重点，以恢复设备性能和延长设备使用寿命为目标，在现在定期检修的基础上，运用有效的在线、离线检测手段，最终形成一套融定期检修、故障检修、状态检修为一体的综合检修模式。

3.1.2 风力发电机检修维护时应避开大风天气，雷雨天气严禁检修风力发电机。风电场的检修安全应符合DL/T796的要求。

3.1.3 生产管理部门应按照设备的技术文件、同类型机组的检修经验及设备状态评估结果等，合理安排设备检修。

3.1.4 生产管理部门应制定检修计划和检修文件包，开展设备检修、验收、管理和修后评估工作。

3.1.5 检修工作应做到全过程的管理。

3.2

对工器具和备品配件的要求

3.2.1 需要定期检验的工器具（施工机具、安全用具、测试仪器仪表等）应根据相关标准进行定期检验或校准。

3.2.2 特种设备应按规定经相关有资质的部门审验，有效期必须满足检修周期。 3.2.3 备品配件应可靠保管，备品配件的型号应与厂家要求一致，替代品应满足厂家总体性能要求。

3.2.4 备品配件要每个月进行盘库一次。

3.3 对检修维护人员的要求

3.3.1 应熟悉风力发电机的系统和设备构造、性能及原理，熟悉具体设备的检修工艺、工序、调试方法和质量标准。

3.3.2 应熟悉安全工作规程，掌握相关的专业技能。

3.3.3 应能正确使用相关工器具，应取得特殊设备相应的操作资质证书。 3.3.4 应有健康的身体，满足检修工作对人员的强度要求。 3.3.5 应具备登高作业证书。

3.4 对检修过程的要求

3.4.1 检修前准备

3.4.2 安全、技术整套措施。

3.4.3 为保证检修工作按计划完成，应事先准备好备件、检修工具、起吊设备、量器具、安全防护用品和所需材料。

3.4.4 施工现场应布置施工电源、照明电源和灯具。

3.4.5 清理现场，规划场地布置，安排好所需部件、拆卸件及主要部件的专修场所。 3.4.6 应准备齐全整套的检修文件包或检修记录表、卡等。

3.4.7 大型或范围较大的检修，现场应设安全警戒线，防止无关人员进入工作现场，完善各项完全措施。

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3.4.8 项目。

3.4.9

根据设备缺陷、定期检修前分析报告或技术改造方案进行现场查对，落实检修合理安排好检修进度。

3.5 检修过程控制

3.5.1 设备的检修和复装，应按照事先制定好的检修文件包或技术措施执行，满足质

量要求。

3.5.2 检修管理质量实行质检点检查和三级验收相结合的方式。 3.5.3 检修工作要在指定时间内完成，严格遵守工作票制度，确保安全及系统长期稳定运行。

3.5.4 所有更换的备品配件应检验合格后才可投入使用；检修工器具应在有效期内具备合格证。

3.5.5 设备检修后的整体验收、试运行按运行导则进行操作。

3.5.6 检修施工宜采用先进的工艺、技术和方法，推广使用新材料、新工具等，以提高工作效率，缩短检修周期及节约成本。

3.6 检修维护总结与评价

3.6.1 总体要求:检修维护总结与评价阶段的主要工作内容是：编写设备检修维护总结报告：整理归档检修维护资料；修订检修维护规程、图纸、检修文件包等检修文件。

3.6.2 检修维护总结与评价

3.6.3 定期检修结束后30天内，检修维护组织机构召开检修总结会，分析检修维护效果，说明设备遗留的主要问题和预控措施。参照附录F.10“检修维护总结”模板，编制风电场检修维护总结，检修维护总结包含的内容：

3.6.4 设备概况及检修维护前存在的主要问题、上次检修维护后到本次检修维护前设备重大问题处理情况：

3.6.5 本次检修维护主要项目、检修维护目标及完成情况、特殊项目执行情况、检修维护中发现的重大问题及采取的处理措施、安全管理情况；

3.6.6 检修维护后调试启动和运行情况、材料及费用完成情况分析、本次检修维护效果评价、检修维护后尚存在的问题及准备采取的对策、外包工作承包商评价。

3.6.7 检修维护后，风电场对所有检修设备的状态进行跟踪，并对设备发生的问题、原因进行分析，总结经验教训。

3.6.8 检修文件整理

3.6.9 检修结束后30天内，检修维护组织机构应根据验收、反馈和总结会的情况，组织对检修文件包进行修订和完善，按设备异动管理程序，完成图纸、规程、定值等技术资料的修改，经审批后发布并归档。

3.6.10 定期检修结束后30天内，应对检修中消耗的备品配件、材料及工具进行分析，不断完善备品配件、材料、工具定额。

3.6.11 定期检修结束后30天内，应按附录E.4“检修文件资料管理规定”的要求，完成检修记录及有关检修资料的整理、归档工作及台账录入工作。

3.6.12 电控部分检修维护规程

4 主变压器检修维护规程

4.1 主变概述

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4.1.1 **** 风电有限责任公司 风电场本期安装2台型号为SZ11-75000/110的升压主变压器，单台额定容量75MVA，共计150MVA。

4.1.2 技术参数 4.1.2.1 表4.1

4.1.2.2 主变技术参数 生产厂家 规格型号 型号 型式 频率 额定容量 绕组额定变比 系统最高运行电压 冷却方式 绕组联接及系统接地 接线组别 山东鲁能泰山电力设备有限公司 SZ11-75000/110（ONAN） 设备名称 设备类型 110kV主变 110kV设备 主要技术参数： SZ11-75000/110（ONAN） 户外、双绕组、油浸自冷三相电力变压器 50HZ 75MVA 115kV±831.25%（高压侧）/36.75kV(低压侧） 126kV（高压侧）/40.5kV（低压侧） ONAN 星形，中性点经隔离刀闸接地（高压侧）/三角形（低压侧） YN，d 11 电压等级kV 110 35 110kV中性点 型号 环烷基、低含硫量#25变压器油 ≦1470m 95t/70t (有油/无油) ≤60dB（距离油箱2m处） 雷电短时工最高冲击全波频（有效值，电压UmkV （峰值，kV） kV） 126 40.5 -- 200 85 140 480 200 325 雷电冲击截波（峰值，kV） 530 220 360 击穿电压（运行中/kV） ≥35 绝 缘 水 平 变压器油物理特性 击穿电压（投运前/kV） ≥40 海拔高度 变压器重量 噪音水平

4.1.3 检修项目及周期

4.1.3.1 表4.2 主变检修项目及周期 项目 内 容 5

检修 周

期 处理已发现的缺陷 放出储油器柜积污器中得污油 检修油位计，包括调整油位 检修冷却油泵、风扇，必要时清洗冷却器管束 检修安全保护装置 小修项目检修油保护装置（净油器、吸湿器） 检修测温装置 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试 检修全部阀门和放气塞，检查全部密封状态，处理渗漏油 清扫套管和检查导线电接头（包括套管将军帽） 检查接地系统 清扫油箱和附件，必要时进行补漆 紧固导管连接螺栓及法兰密封垫连接螺栓按有关规程规定进行测量和试验 绕组、引线装置的检修。 油箱、磁（电）屏蔽及升高座的解体检修；套管检修。 铁芯、铁芯紧固件（穿芯螺杆、夹件、拉带、绑带等）压钉连接片及接地连片的检修。 无励磁分接开关或有载分接开关的检修。 更换全部密封垫。 检查线圈,引线各部绝缘情况。 检查铁芯、夹件有无过热、放电现象。 一年 项目

大修项目安全保护装置的检修及校验，包括压力释放装置、气体继电器、控流阀等。 冷却系统的解体检修，包括冷却器、油泵、风扇、阀门及管道。 对器身绝缘进行干燥处理。 检查接地系统。 变压器油处理。 清理油箱并进行喷涂油漆 测温装置的校验，包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)等。 操作控制箱的检修和试验 油保护装置的解体检修，包括储油柜、吸湿器、净油器等。 全部阀门的和放气塞的检修 大修的试验和试运行。 4.1.4 检修程序

4.1.4.1 表4.3 主变检修程序 步骤 申请停电,办理工作票 十年 检修前准备工作制定检修工作的安全、组织、技术措施及统筹进度,开工前组织检修人员学习,做好技术交底工作 做好备品配件、消耗性材料、特殊材料的准备工作 做好各种检修设备(真空泵、滤油机、手压泵)、工具的准备 做好重大非标项目的准备工作 6

拆高、低压接头及本体接地线。 搬运程序保护装置、测温装置拆卸。 控制电缆、保护电缆拆卸。 将变压器现位置做好标记,拆除限位铁鞋,由起重机械将变压器移至可吊罩位置。 油枕拆除, 放在指定位置。 高、低压、中性点套管拆卸,高压、中性点套管如长期放置必需放置在套管架上立放,如短期放置可卧放。 拆除高、低压、中性点套管升高座,绝缘部件放在升高座内上好堵板注满合格变压器油。 将分接开关分接位置切换到1分接位置后,将分接开关操做机构及操做杆卸下放好, 操做杆放在合格变压器油中。 拆除上、下节油箱的接地连接片。 检查、清扫排油管路、齿轮泵并连接好,联系化学将油罐准备好。 项目

附件拆除排油将变压器下方放油门与管路、齿轮泵、化学油管路连接好后，进行排油，变压器油重约25吨。 排油时，必需将变压器的放气孔打开，放气孔接入干燥空气，以防潮气侵入。 所有附件都拆卸前的标记回装。 更换全部密封垫。 低压套管安装。 冷却器安装。 安装油枕、瓦斯。 各部联管安装。 附件安装工作程序4.1.5 器身各部件检修项目

4.1.5.1 表4.4 主变器身各部件检修项目

内容 器身检修的环境温度高于10℃-15℃。器身从放油时算起暴露在空气中的时间限制如下：空气相对湿度低于65%时，其时间限制为16h。空气相对湿度在65～75%时，其时间限制为12h。如超过上述规定，必需对器身进行干燥。 引线绝缘情况。 紧固线圈压板正、反钉。 紧固铁芯穿芯螺丝及方铁螺丝。 器身部分检修紧固各绝缘支架螺丝。 分接开关检修测量。 打开围屏,检查内层纸板上有无树枝状放电现象。 检查线圈垫块、撑条。 测量穿芯螺丝绝缘,测量线圈压板与夹件对铁芯及铁芯对地绝缘。 箱沿密封垫更换。 进入器身的人员必需穿干净的耐油服、耐油鞋，带入的工具必需用白布带绑牢，工具必需清洁并记录，以便带出时清点，防止其遗留在器身内。 上下器身要使用梯子,不得登踩引线及支架,严防碰伤绝缘。注：对于带有绝缘的引线不得随意弯曲，特别注意引线斜稍的位置，保持原状。 7

线圈及引线检修线圈表面清洁、无油垢、无变形、无杂质、无过热变色和脆裂等缺陷,整个绕组无倾斜、位移,导线辐向无明显弹出现象。 检查相间隔板和围屏(宜解开一相)有无破损、变形、变色、放电痕迹,如发现异常打开其它两相围屏进行检查。 围屏清洁无破损,绑扎紧固完整,分接引线出口处封闭良好,围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹。 围屏的起头放在绕组的垫块上,接头处一定要错开搭接,并防止油道堵塞。 检查支撑围屏的长垫块有无爬电痕迹。 检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭底部和下铁轭底部是否有油垢杂物，可用清洁的白布或泡沫塑料擦拭，若叠片有翘起或不规整之处，可用木锤或铜锤敲打平整。 检查铁芯上下夹件、方铁、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹。铁芯与上下夹件、方铁、压板和底脚板间均保持良好绝缘,用2500V摇表测量。绕组绝缘压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板保持完整，无破裂和裂纹，并有适当紧固程度。绕组压板不得构成闭合回路，同时有一点接地。 打开上夹件与铁芯间的连接片和绕组绝缘压板与上夹件的连接片后，测量铁芯与上下夹件间和绕组绝缘压板与铁芯间的绝缘电阻，与历次试验相比因无明显变化, 用2500V摇表测量。

铁芯检修检查压钉、绝缘垫圈的接触情况,用板手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。夹件上的正、反压钉、锁紧螺帽有无松动,与绝缘垫圈接触是否良好, 有无放电烧伤痕迹,压钉碗有无松动、裂痕和放电烧伤痕迹,反压钉与上夹件是否有足够距离。 紧固上下铁芯的穿芯螺栓,检查与测量绝缘情况, 用2500V摇表测量,与历次试验相比因无明显变化。 检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。油路畅通,油道垫块无脱落和堵塞,且排列整齐, 用2500V摇表测量油路间绝缘电阻, 与历次试验相比因无明显变化。 检查无孔接构铁芯的拉板和钢带。拉板和钢带紧固并有足够的机械强度,绝缘良好不构成环路,不与铁芯相接触。 检查铁芯接地片的连接及绝缘状况,用2500V摇表测量。接地片紧固并有足够的机械强度,绝缘良好不构成环路,不与铁芯相接触。 检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地情况。 检修开关各部件完整无缺损。 松开上方头部定位螺栓，转动操作手柄，检查动触头转动是否灵活，若转动不灵活进一步检查卡滞的原因；检查绕组实际分接是否与上部指示位置一致，否则进行调整。 检查动静触头间接触是否良好，触头表面是否清洁，有无氧化变色，镀层脱落及碰伤痕迹，弹簧有无松动。若发现氧化膜用碳化钼和白布带穿入触柱来回擦拭清除，触柱如有严重烧损时更换。 检查触头分接线是否紧固，发现松动拧紧，锁住。 有载调压分接开关检修8

检查分接开关绝缘件有无受潮，剥裂或变形，表面是否清洁。若发现表面赃污用无绒毛的白布擦拭干净，绝缘筒如有严重剥裂变形时更换，操作杆拆下后，放入油中或用塑料布包好。 检修的分接开关，拆前做好明显标记。 检修绝缘操作杆U型拨叉接触是否良好，如有接触不良或放电痕迹加装弹簧片。 更换分接开关操作机构密封垫。 打开油枕观察孔用手电观察油囊是否清洁、渗漏，如有渗漏更换。 用手拔动油表连杆，观察油表指针是否与油表连杆动作一致，如不一致进行检修。 打开集污盒、放水塞，将油枕内油污及隔膜上凝接水放出。 更换呼吸器中硅胶并清洗呼吸器内外。 将气体电气拆下，进行校验。 处理渗漏点，更换密封垫。(注：油枕检修与器身检修同步进行。) 油枕检修4.2.1 概述

我风场内有一台型号为GHT-SC11-400/36.75/0.4站用变压器，由保定天威恒通电气有限公司生产。75台型号为ZGSB10-Z2F-2200/35，油浸式三相自冷式箱式升压变压器，额定容量2200KVA。由明珠电气有限公司生产。

4.2.2 主要技术参数

4.2.2.1 表4.5 站用变压器主要设备技术参数 生产厂家 规格型号 生产厂家 额定容量 额定电压 高压 低压 额定频率 相数 联结组标号 短路阻抗% 空载损耗W（≤） 负载损耗W（≤） 绝缘方式 额定温度 9

主要技术参数： 保定天威恒通电气有限公司 400kVA 36.75kV 40.5kV 0.4 kV 50Hz 3 D，yn11 4 1530W 5700W 干式（F级） 125K 油箱及附件检修对油箱上的焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。 检查磁屏蔽，有无松动放电现象，固定是否牢固，接地点是否可靠，是否有多点接地等现象，如有进行处理。 检查压力释放阀是否有损伤或裂痕，如有对其更换。 压力释放阀校验。(注：与器身检修同时进行) 4.2 箱式变电站及站用变压器检修维护规程

保定天威恒通电气有限公司 GHT-SC11-400/36.75/0.4 设备名称 设备类型 站用变压器 35kV设备

最大耐受温度 系统的三相短路电流（35kV侧）（4S） 冷却方式 噪音水平dB（A） 局部放电量（pc） 中性点运行方式 套管泄露比距 变压器使用年限 保护等级 180℃ 350A 自冷（带温显、温控及远传功能） 离本体0.3米处≤55dB 10 低压侧中性点直接接地 ＞31mm/kV 35年 IP20 4.2.2.2 表4.6 箱式变压器设备参数 生产厂家 规格型号 主要技术参数 型号 系统电压kV 额定电压（最高运行电压） 高压分接范围 相数 冷却方式 噪音水平 绝缘温度等级 泄露比距 阻抗电压 连接组标号 绝缘水平 额定频率Hz 主母线额定电流（高/低压） 高压侧额定短时耐受电流 高压侧额定短时耐受时间 低压侧额定短时耐受电流 低压侧额定短时耐受时间 空载损耗 负载损耗 空载电流 1min工频耐受电压 雷电冲击耐受电压 低压侧工频耐受电压 防护等级 ZGSB10-Z2F-2200/35 35 40.5kV 36.75±232.5% 三相 油浸自冷 ≤ 50dB(距外壳0.3m处) F ≥3.1cm/kV UK=6.5% Dyn11 LI200AC85/LIOAC3 50 630/2500A 20KA 2S 50KA 1S 2.91KW 19.890KW 0.8% 95kV 200kV 5000V 油箱IP68,低压室IPM,高压室IP54 明珠电气有限公司 ZGSB10-Z2F-2200/35 设备名称 设备类型 箱式变压器 35KV设备 4.2.3 检修项目与周期

4.2.3.1 表4.7 箱变检修项目与周期 项目

内容 10

周期

处理已发现的缺陷 放出储油器柜积污器中得污油 检修油位计，包括调整油位 检修冷却装置 检修安全保护装置 检修油保护装置 小修项目 检修测温保护装置 检查接地系统 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油 清扫油箱和附件，必要时进行补漆 清扫外绝缘和检查导电接头 按有关规程规定进行测量和试验 检查、清扫箱式变电站高、低压侧开关等元件 检查、校验二次回路 检修绕组、引线及磁（电）屏蔽装置 检修铁芯、铁芯紧固件、压钉、连接片及接地片 检修油箱及附件，包括吸湿器 检修冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备 检修及校验安全保护装置 解体检修油保护装置 大修项目 校验测温装置 操作箱的检修和试验 检修无励磁分接开关 更换全部密封胶垫和组件试漏 对器身绝缘进行干燥处理 变压器油的处理或换油 清扫油箱并进行喷涂油漆 大修试验和试运行 箱式变电站高压主回路的试验 箱式变电站外壳大修 4.2.4 异常运行与故障处理

异常运行与处理的原则：加强监视、检查，做好事故预想，发现威胁变压器安全的异常情况，立即采取措施，必要时停电处理。

4.2.4.1 表4.8 箱变异常运行与故障处理 异常运行、故障项目 处理方法 对变压器负载和油温与此负载冷却条件应有的油温进行核对。 上层油温超过正常值 检查变压器室的通风情况及各冷却风扇运行情况。 核对温度表指示是否正确（可借助测温仪测量）。 11

每三年一次，制定滚动检修计划 无确定大修周期要求，经过预防性试验、变压器油化验分析并结合运行情况，如判定内部故障或本体严重渗漏油时，进行大修。

油温在正常负载和冷却条件下上升不超过10℃或上层油温不断上升，负载和温度表计均正常，且变压器室通风良好则认为变压器内部故障应将变压器停电检修。 发现油面较当时油温所应有的油位偏低时，查明原因补油。 如因大量漏油导致油位迅速下降，禁止将重瓦斯保护改投信号，迅速查明原因必要时停电处理，采取堵漏措施并加油。 油位因温度升高可能超过油位指示极限，经查明不是假油位所致时，放油使油位降至与当时油温所相对的高度，避免溢油。 气体不变色时，检查是否因漏油、渗油或温度下降造成油面过低所致，及时联系加油和处理漏油。 检查气体继电器内无气体时，应检查是否二次回路故障。 轻瓦斯保护动作 气体继电器内有气体时，应先进行初步检查，再放气并采取措施。 变压器内部故障，须将变压器停止运行。应记录气量，进行油色谱分析，测量绝缘电阻和绕组直流电阻，进行空载测量，并通知变压器厂家。 油位太低，通过视察玻璃观察不到油位，找出渗漏点并修补 重瓦斯动作跳闸（且非误动） 变压器有重大事故：如绝缘子断裂，电弧放电，短路，在完全检查、处理变压器之前不得通电 油位异常 变压器内部有较大异音或爆裂声 在正常负载和冷却条件下，变压器上层油温异常，上升速率较快 油枕、防爆门或压力释放阀喷油 严重漏油，油位计无油位显示 油色变化明显，油内出现碳质 套管有严重破损及放电 套管接头和引线过热发红、熔化或熔断 生危及变压器安全的故障，而变压器有关保护装置拒动 变压器冒烟着火 当变压器附近设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁 12

立即停电处理，查明原因

4.2.5 试验项目及周期

4.2.5.1 表4.9 箱变试验项目及周期 项目 红外成像 油中溶解气体色谱分析 3个月 2年 大修后 4年 无励磁调压变压器调整分接位置后 大修前后 交接时 出口或近区短路后 箱变2年站用变4年 绕组绝缘电阻、吸收比 大修前后 交流耐压试验 测量与铁芯绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻 绕组所有分接的电压比 测温装置 气体继电器 冷却装置及其二次回路 交接时 更换绕组后 6年 大修前、后 分接开关引线拆装后 更换绕组后 3年 大修后 3年 大修后 1年（夏季之前检修完成） 大修后 绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果比无明显变化 试验电压标准为出厂试验电压值的80% 绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别 各相应接头的电压比与铭牌值相比无明显差别，且符合规律 按厂家技术要求 按厂家技术要求 投运后，流向、温升和声响正常，无渗漏 与以前相同部位测得值比较，变化不大于2% 周期 要求 绕组直流电阻 4.3 电力电缆检修维护规程

4.3.1 概述

**** 风电场集电线路包括110千伏出线和35千伏集电线路。

110千伏出线采用JL/LB1A-240/40型铝包钢芯铝绞线，一根地线选用OPGW，型号为OPGW-2S1/24B1，安全系数k=5.0；根据短路电流分配原则，另一根地线选用JL/LB1A-50/30型铝包钢芯铝绞线，安全系数k=4.0。

**** 风电场35千伏集电线路全部采用YJV22-26/35kV铜芯交联电力电缆直埋敷设到110kV升压站，直埋敷设的埋深为800mm，沟底铺设细砂或筛过的土，且全长以砖或水泥板遮盖。

13

4.3.2 检修项目及周期

4.3.2.1 表4.10 电力电缆检修项目及周期 项目 类别 绝缘子表面清扫 电缆主绝缘电阻测量 常规性检查维护 小修 项目 电缆路线过电压保护检查及试验 护套及内衬层绝缘电阻测量 电缆外绝缘层修补 修复基础、护坡、防洪、防碰撞设备 带电处理线夹发热 更换接地装置 不停电状态下的带电测试、外观检查和维修 安装或修补附属设备 回流线修补 电缆附属设施接地连通性测量 红外测温 环流测温 在线或带电测量 电缆检查更换 整体性解体检查、维修、电缆附件检查更换 更换 更换少量电缆，更换部分电缆附件 大修 项目 其他部件批量更换及加装，更换回流线 局部性检修，部件解体检查、维修、更换 更换或修复电缆线路附属设备，修复电缆线路附属设施 诊断性试验 交直流耐压试验 每年一次 内容 周期 四年一次 14

4.3.3 检修要求

4.3.3.1 导线表面无过热，烧伤、扭接、断股、氧化、腐蚀现象。 4.3.3.2 导线的弛度符合设计要求，同一档内的三相母线弛度一致。

4.3.3.3 导线的金具、线夹、螺丝、开口销齐全可靠，各部位连接紧固无松动，导线与各类线夹接触面用铝包带包好，防止损伤导线。

4.3.3.4 导线的接触面，每次大修时打开，清除氧化膜，重新涂抹中性凡士林油或导电膏。

4.3.3.5 导线压接管表面不得有裂纹，否则重新压接，压接管的接触电阻，不得大于同等长度的导线接触电阻。

4.3.3.6 架构基础无洪水冲刷、倾斜、下沉现象。 4.3.3.7 架构的螺丝齐全，紧固，构件无弯曲、变形。 4.3.3.8 锌铁架构的镀锌层完好，无脱落，无锈蚀。 4.3.3.9 架构的接地良好，接地电阻符合设计要求。 4.3.3.10 绝缘子表面清洁，无灰尘，无油垢，并无裂纹，无破损及闪络痕迹。 4.3.3.11 升压站110KV悬式绝缘子3年测量一次绝缘，用2500V摇表测量，每片绝缘子绝缘电阻不小于1000MΩ。

4.3.3.12 升压站110KV悬式绝缘子3年一次盐密测量，以便掌握绝缘子表面积盐量，确定清扫周期。

4.3.3.13 绝缘子铁瓷胶合处填料无裂纹，无脱落。 4.3.3.14 悬式绝缘子组合时，开口销子，弹簧销子要齐全，可靠，穿向一致，耐强绝缘子串的碗口向上。

4.4 GIS及室外配电系统检修维护规程

4.4.1 概述

本风场110kV采用新东北电气集团高压开关有限公司气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）,所有部件都采用模件式结构设计，分设若干个独立的气室，并在各个气室中均配置气体密度监视器。

4.4.2 技术参数

4.4.2.1 表4.11 GIS室设备参数

生产厂家 设备型号 主要技术参数： 额定电压 最高工作电压 额定电流 额定短路开端电流 额定短路关合电流 额定峰值耐受电流 额定短路热稳定电流 额定频率 辅助与控制回路短时工频耐受电压 无线电干扰电压 控制回路电源 15

新东北电气集团高压开关有限公司 设备名称 设备类型 110kV 126kV 1250A 40kA 100kA 100kA 40kA 50Hz 2kV ≦500μV 220V DC GIS 110kV

辅助照明电源 电动机和加热器回路 防护等级 噪声水平 SF6气体压力 （20℃表压） 断路器室 其他隔室 单相220V 三相/单相380V/220V AC TP54 ≦90dB 0.6Mpa 0.5Mpa ≦0.5%/年 交接验收值 有电弧分解物隔室 长期运行允许值 ≦150 μL/L ≦300 μL/L ≦250 μL/L ≦500 μL/L 每个隔室SF6其他漏气率 SF6气体湿度 交接验收值 无电弧分解物隔室 长期运行允许值 试验电压 每个隔室 每单个绝缘件 局部放电 套管 电流互感器 电压互感器 避雷器 使用寿命 检修周期 SF6纯度 SF6湿度 安装形式 材质 试验电流 温升 可以接触部位 可能接触部位 不可接触部位 外壳耐烧穿 的能力 电流 时间 1.13126/3kV ≦5 pC ≦3 pC ≦5 pC ≦5 pC ≦10 pC ≦10 pC ≧30年 ≧20年 ≧99.8% 8 μg/g 立式 铝合金 1.1I ≦30 K ≦40 K ≦65 K 40kA 0.5s 表4.1235kV配电装置参数 生产厂家 规格型号 主要技术参数： 16

镇江大全伊顿电器有限公司 UR7/NVU40.5 设备名称 设备类型 开关柜 35kV设备

型号 系统电压 额定电压(最高运行电压) 额定电流 额定频率 额定短时开断电流 4s短时耐受电流 额定峰值耐受电流 温升 额定绝缘水平 工频耐受电压（1min，有效值） 雷电冲击耐受电压（峰值） 辅助回路和控制回路的工频耐受电压值（1min） 各元件及其支持绝缘件的外绝缘爬电比距 空气绝缘净距离 防护等级 4.4.3 电流互感器检修维护 4.4.3.1 表4.13 检查周期、项目

在互感器被移动以后上电以前 例行检查（大约每隔一年） 每运行10年后 出现电气过载或同一电力线路各相位上的膨胀器位置不同时 √ √ √ 可触及的外壳和盖板 不触及的外壳和盖板 UR7/NVU40.5 35kV 40.5kV 2000A 50Hz 31.5kA 31.5kA 80kA 20K 40K 95kV（一次隔离端口115V） 185kV（一次隔离端口215V） 2kV 20mm/kV ≧360mm IP41 检查时间 检查项目 在受到过度的机械力后（由于跌落、地震等） √ √ √ √ √ 在变换负荷连接件后，上电以前 对二次电流读数有质疑 检查接地情况 检查所有地连接端是否牢固 确保电流互感器二次绕阻没有开路 测量二次电流同规定值相比较 检查膨胀器的位置 查找油迹 检查二次接线盒的清洁和密封性 检查瓷套如需要清洗 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 17

对所有的金属零、部件的腐蚀状态全面检查 检查温度 检查油品质、对油样进行气体分析试验 √ √ √ √ 4.4.3.2

4.4.3.3 表4.14 电压互感器检修规定 项目 内容 电压互感器二次回路严禁短路，外壳和二次可靠接地。 电压互感器检修时,将其二次小开关全部断开,以防二次回路向一次回路倒送电。 当电压互感器二次回路失压时、首先检查电压互感器二次空气开关是否跳闸、如果跳闸、允许试合一次，如果再次跳开则查明原因及时处理，汇报值班调度员。 维护规定 电压互感器二次侧回路在运行中严禁短路。当发生短路时，电压互感器二次快速小开关能自动跳闸，如果人工断开电压互感器二次快速小开关或自动跳闸，将发相的信号至主控室监控机。 停用电压互感器先断开二次侧小开关，后断开一次侧隔离开关，送电时相反。 停用电压互感器，将二次回路主熔断器或自动开关断开，防止反送电 电压互感器停电时，将负荷转移到其他电压互感器上并将可能误动的保护停用。 两组电压互感器二次并列时，必须要先并后断的原则。 严禁用拉隔离开关或摘下熔断器的方法拉开有故障的电压互感器 试验项目齐全、合格、记录完整和结论清楚。 投运和检修的验收 电压互感器外形清洁，本体和瓷套完整无损，无锈蚀，无渗漏油。 引线、接点、接头和金具完整，连接牢固。 端子箱内端子连接正确，无异常。 电压互感器末端接地良好，本体设备接地正常。 电容式电压互感器的耦合电容器在完工后必须断开其接地隔离开关，以免影响高频通道。 4.4.4 隔离开关检修维护

4.4.4.1 表4.15 隔离开关维护周期、项目 项目 开关状态 内容 设备机械部件没有损坏 低压电缆和接地电缆的外壳没有损伤 简单开关运行 绝缘子没有损伤而且表面没有沉积污秽 检查 操动机构没有损伤 用温度计检查机构加热器加热情况 检查所有带电部件 测量主导电回路电阻 检修退出运行 开关 检查螺栓紧固程度 检查就地操作 18

周期 在现场检视过程中或每2年一次 每5年或每2000次操作

项目 开关状态 检查手动操作 检查主触头耦合情况 检查触头表面情况 内容 周期 检查所有机械和电气部件，电缆和接地连接是否有损伤 检查操动机构双蜗轮蜗杆减速箱工作情况 检查防凝露控制器和加热器 检查电机自动保护开关 检查电气联锁 按照开关检修中各项全面检查 开关检查主要部件的状况和磨损情况，绝缘子情况和安每10年或每5000退出运行 大修 装过程中进行的机械调整。发现任何偏差，立刻进次操作 行进行恢复。

4.4.4.2 表4.16 隔离开关故障判断及处理 故障类型 可能引起的原因 判断标准和检查方法 通过力矩扳手紧固 处理 检查 底座机构转未按照力矩要求紧固夹件传动动，产的两端紧固螺栓或中间防部位 品不动 松螺栓未上好 合闸到位触头接触不好 导电闸刀未合闸到位就发生翻转 两静侧高度不等 静触头上下触指受压变形距离有较大差异 调整两个静侧触头座安装螺栓 上导电部位 静触头合闸口位与闸刀不等高，合闸到位前，静触头合闸口或触指对动触头产生干涉阻挡 手动合闸，将导电闸刀旋转到即将发生翻转位置，检查动触头是否处于两触指中间位置 调整两个静侧触头座安装螺栓 单人手拉主拐翻转弹簧力不合格 臂费力，拉不动 触头接触不良，接触部位的氧化 引起发热 产品翻转时触刀与两静侧触子无卡滞，拉动主拐臂，更换翻转弹簧 操作力矩≥125N.m 清理表面污垢，有烧灼时进行更换 切换至远方 目测接触部位有无烧灼现象 检查远方/就地开关是否在远方位置 其他 仅远控不动 远方/就地开关在就地位置 19

故障类型 可能引起的原因 远控线路有故障 判断标准和检查方法 检查远控线路 检查隔离开关所配电动机构分合闸回路 与接线图核对辅助开关接线，用万用表检查线路 电机有“嗡嗡”声但不动作 处理 维修线路，更换故障元件 查出故障元件，更换 检查或更换辅助开关 消除缺相 远控近控均不动作 分合闸回路有元器件损坏 辅助开关接线不正确或辅助开关损坏 电源缺相 电动机构不动作 电动机损坏 行程开关损坏 电源正确，但电机不动作 更换电机 用万用表检查线路 更换行程开关 查出故障元件，更换 转换开 闭锁回路有元器件损坏，关打在 闭锁继电器不带电 手动，闭 锁挡板 无法拉闭锁继电器损坏 出 电动机构输出角度变化 机械定位损坏 检查闭锁回路 转换开关打在手动，继电器不动作 更换继电器 通过手摇进行目视检查 更换定位件 更换行程开关或调整其切换时间 行程开关损坏或断电过早 通过手摇进行目视检查 4.4.5 SF6断路器检修维护

4.4.5.1 小修（定期检修）周期：

断路器的年检每两年一次，运行中的例行维护和检查每周一次。 4.4.5.2 大修周期： 常规检查：运行8年或操作2000次之后（I≤I额定）。重点检查：运行15年或操作4000次之后（I≤I额定）。

4.4.5.3 检修规定

SF6断路器被称为不检修断路器，但对断路器每两年进行一次保养润滑，可以保证其在良好的状态下继续运行。保养需在断电情况下进行，通常需停电几个小时。维修人员可能涉及以下危险：高电压；处于弹簧压力下的操作机构；极柱内的气体压力； SF6气体分解的产物；落下或翻倒的部件以及移动件。

4.4.5.4 表4.17 SF6断路器检修维护 项目 检查瓷件表面并清洗。 保养 检查腐蚀情况，若有腐蚀需补漆；若紧固件有腐蚀需更换；(警告：紧固件需逐项目 个更换，因为极柱为气密性容器，同时更换会造成人身伤害或设备损坏。) 检查各紧固件是否松动，若有需紧固。 20

内容

项目 对机构的运动部件进行润滑。 测量主回路电阻并记录。 测量断路器的行程及超程并记录。 内容 检查一次线端子板是否有过热变色现象，若有需重新打磨接触面并紧 检查二次接线是否牢固，电气指令是否能可靠执行 安装、调试、试验完成后的最终检查 再次检查螺钉、螺栓、螺母是否紧固可靠。 再次检查轴销、挡圈安装是否正确可靠。 SF6气压是否在额定值。SF6阀门位置是否正确。 有关自动开关是否关合。就地—远方转换开关是否在所需位置。 机构箱内杂物是否清除，电缆孔是否已封好。 所有盖板是否已盖上并紧固，机构顶上杂物是否已清除。 分、合闸放动销是否已解除。 全面检查后封门，并做好有关的记录。 4.5 35KV配电系统检修维护规程

35kV配电装置采用镇江大全伊顿电器有限公司生产的35kV开关柜，断路器选用ABB断路器。35kV配电系统的不停电检查至少每月一次。停电检查根据实际情况确定检查周期。

4.5.1 检修项目及周期

表4.18 35kV配电系统检修项目及周期 项目 设备名称 内 容 外观检查与清扫，灭弧室真空度检查，导流回路检查，绝缘电阻与辅助触点检查，操动机构检查。 外观检查与清扫，紧固法兰及螺栓受力检查，基础支撑部件及引线的检查，本体接线盒油位、金属膨胀器的检查，变压器油试验。 支持绝缘子、触头检查清扫，基础、底架部件和引线的检查，不应超过3年 合、分闸位置的检查，操动机构部件的紧固及润滑，绝缘电阻测量。 本体与瓷套的检查与清扫，底架部件和引线的检查，接地导通性的检查，在线检测仪的检查。 本体与瓷套的检查与清扫，底架部件和引线的检查，接地导通性的检查。 21

周 期 断路器 互感器 小 修 项 目 隔离开关 避雷装置 过电压保护器

项目 设备名称 内 容 配电柜各部及相应装置的清扫与检查，端子箱内灯具、断路器、继电器及端子排等装置的检查。 各相触头开距超程检调、操动机构检修。 操动机构检修。 绝缘子、杆塔及构架的检修与清扫，导线（含引线）的检查，金具的检查 周 期 配电柜（端子箱） 断路器 大 修 项 目 隔离开关 高压母线 6-8年进行一次 4.5.2 断路器检修维护 4.5.2.1 断路器检修周期

具体维护工作的间隔时间和检修范围取决于工作环境的影响、操作次数、运行时间以及开断短路电流的次数等诸因数，维护工作用来维持开关设备的无故障运行并可获得最长的使用寿命。小修周期一般不超过3年，大修每6到8年一次

4.5.2.2 断路器检修项目及要求

4.5.2.3 表4.19 35kV断路器检修项目及要求

检修项目 要求 用干净的面纱或毛巾清扫断路器外壳及绝缘件，要求各部件清洁，无破损和裂纹，绝缘件无放电痕迹 接地装置完好，运行时本体接地良好 外 观 检 查 与 清 洁 铁件无锈蚀，低架无变形和扭曲，车轮转动灵活、无卡滞 电气连接牢固可靠，接触良好，紧固件齐全紧固 计数器本体无破损，计数正常，累计次数超过机械寿命应停止使用，进行大修更换 观察窗玻璃清洁，无破损 铭牌清晰 机构传动机关节润滑有油，保证活动灵活 所有二次线及端子排、端子头，要求排线整齐、标注清晰，转换开关转换可靠 灭弧室检查 倒流回路检查 灭弧室无放电痕迹，屏蔽罩无氧化，无变色，无水珠 电气连接接触良好，连接紧固 隔离触指指瓣及弹簧齐全、完好、清洁、弹性适当，接触面无烧伤痕迹 1） 整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定 2） 断口的绝缘电阻不应低于2500MΩ 绝缘电阻 合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈绝缘电阻不应小于2MΩ 的绝缘电阻和直流电阻 22

4.5.3 避雷器检修维护

4.5.3.1 表4.21 避雷器检修项目、周期及要求 序号 1 项目 绝缘电阻 周期 每年雷雨季节前； 测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，有明显变化时应加强监测，当阻性电流增加1倍时，硬停电检查 每年雷雨季前 每年雷雨季前 要求 不低于1000MΩ 应记录测量时的环境温度、相对湿度和运行电压。测量宜在瓷套表面干燥时进行。应注意相间干扰的影响 自行规定 测试3次—5次，均应正常动作，测试后计数器指示应调到“0” 2 运行电压下的交流泄露电流 3 4 底座绝缘电阻 检查放电计数器动作情况 4.5.4 电流互感器检修维护

4.5.4.1 表4.22 电流互感器的实验项目、周期及要求 序号 项目 绕组及末屏的绝缘 电阻 极性检查 各分接头的变化检查 效核励磁特性曲线 密封检查 一次绕组直流电阻测量 绝缘油击穿电压 周期 1）投运前 2）1年—3年 3）大修后 大修后 大修后 要求 1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化。 2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000 MΩ 与铭牌标志相符 与铭牌标志相符 与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别 应无渗漏油现象 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 1 2 3 4 5 6 7 大修后 大修后 大修后 4.5.5 电压互感器检修维护

表4.23 电压互感器的检修项目、周期及要求 序号 1 项目 绝缘电阻 周期 1）1年—3年 2）大修后 自行规定 1）在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别。 2）在下列试验电压下，空载电流不应大于最大允许电流。中性点非有效接地系统：1.9Un /；中性点接地系统：1.5Un / 23

要求 2 空载电流测量 大修后

3 密封检查 铁芯夹紧螺栓（可接触到的）绝缘电阻 联结组别和极性 电压比 绝缘油击穿电压 大修后 应无渗漏油现象 4 大修时 自行规定 5 6 7 1）更换绕组后 2）接线变动后 1）更换绕组后 2）接线变动后 大修后 与铭牌和端子标志相符 与铭牌标志相符 24

4.6 低压电器及二次回路接线检修维护规程

4.6.1 概述

低压电器及二次回路接线包括高压配电盘的控制回路的低压电气部分、继电保护柜、就地配电箱等低压电器及二次回路接线，以及附属设备装置电气部分的检修。

4.6.2 检修周期

4.6.2.1 定期检验应尽可能配合在一次设备停电检修期间进行。 4.6.2.2 新安装装置投运后一年内必须进行第一次全部检验。在装置第二次全部检验后，若发现装置运行情况较差或已暴漏出了需予以监督的缺陷，可考虑适当缩短部分检验周期，并有目的、有重点地选择检验项目

4.6.3 当新安装的一次设备投入运行或现有的一次设备投入新安装的装置时需进行验收检验。低压电器及二次回路接线检修、维护项目

4.6.3.1 柜门及附件检查（含操作手柄、标志） 4.6.3.2 插件座等一次导电元件检查 4.6.3.3 闸刀开关检查 4.6.3.4 自动开关检查 4.6.3.5 接触器检查 4.6.3.6 继电器检查

4.6.3.7 按钮、指示灯、端子及二次插件检查 4.6.3.8 一次导线检查 4.6.3.9 二次接线检查 4.6.3.10 二次电缆接头检查 4.6.3.11 远方操作元件及接线、端子检查 4.6.4 低压电器及二次回路接线检修

4.6.4.1 如有元件损坏，以同型、同参数元件更换为主。如更换型号，则必须满足电压等级、容量、线圈电压等参数要求。

4.6.4.2 抽屉、柜门、柜体及附件检查（含操作手柄、标志） 4.6.4.3 各部件清洁，无尘、油、锈蚀。

4.6.4.4 抽屉推拉灵活轻便，无卡阻现象、碰撞现象。

4.6.4.5 抽屉与母线、柜侧的动、静触头的中心线一致，触头接触紧密。 4.6.4.6 抽屉的机械联锁或电气联锁装置动作正确可靠，断路器分闸后，抽屉触头才能分开。

4.6.4.7 柜门灵活。门锁及附件齐全好用。

4.6.4.8 盘面的漆层完整、无损伤，颜色和谐一致。固定电器的支架等是防腐件，否则刷漆。

4.6.5 母线及附件检查

4.6.5.1 清扫母线及附件各部位，清洁无灰尘、油污。

4.6.5.2 各种相同布置的母线、引下线及设备连接线对称，母线排列整齐，对称一致，相色正确，整齐美观。相间及相对地电气距离（＞100mm）符合要求。

4.6.5.3 母线接头的接触面清洁、平整，无氧化膜。如需对静密接触的母线接头锉平、打光后立即涂电力复合脂。

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4.6.5.4 母线在运行中，无剧烈的振动声响及放电声响。 4.6.6 闸刀开关、熔断器检查

4.6.6.1 清扫各部位，清洁无灰尘、油污。

4.6.6.2 有消弧触头的刀开关，各相的分闸动作迅速一致。 4.6.6.3 机构、附件、手柄等齐全完好。安装牢固。 4.6.6.4 熔断器座完好，安装牢固。固定安装的熔断器熔芯的指示器方向装在便于安装处。

4.6.6.5 绝缘试验：用500V兆欧表测量。相对地、相间绝缘电阻不小于20MΩ。 4.6.7 自动开关

4.6.7.1 清扫开关各部位，清洁无灰尘、油污。

4.6.7.2 检查自动开关外观完整无损伤，可动部分机构动作灵活、无卡涩现象，分、合闸迅速可靠。

4.6.7.3 开关触头表面平整无伤痕，接触紧密，三相同期不大于0.5mm，分闸时动触头与静触头距离合格。

4.6.7.4 开关的动触头联接弹簧及软铜带螺丝紧固，不得有过热现象。 4.6.7.5 灭弧罩装置完整清洁，无裂纹、损坏现象。

4.6.7.6 保护装置齐全，动作可靠、准确，其规范符合要求。

4.6.7.7 绝缘试验：用500V兆欧表测量。相对地、相间绝缘电阻不小于20MΩ。 4.6.8 交流接触器

4.6.8.1 检查接触器外观完好。各部件清洁无尘。容量等参数满足负荷要求。

4.6.8.2 检查接触器各部零件有无损伤或缺少。活动部件动作灵活，无卡阻。分合闸迅速可靠。

4.6.8.3 接触器灭弧装置完整清洁，如有严重烟痕清除。

4.6.8.4 接触器线圈绝缘良好，表面无损伤，接线牢固正确。

4.6.8.5 主、辅触头接触面平整、清洁。触头弹簧良好，压力适当。 4.6.8.6 接线螺丝完好，无脱扣。接触片无锈蚀，与导线接触良好。 4.6.8.7 绝缘试验：用500V兆欧表测量。

4.6.8.8 主回路相对地、相间绝缘电阻不小于20MΩ。 4.6.8.9 辅助触点间及对地绝缘电阻不小于1MΩ。 4.6.8.10 线圈对地绝缘电阻不小于1MΩ。 4.6.9 二次设备小件检查

4.6.9.1 按钮操作灵活、可靠、无卡阻。颜色、标志正确、齐全。 4.6.9.2 指示灯外观完好，亮度正常。颜色、标志正确、齐全。 4.6.9.3 端子无损坏，固定牢固，绝缘良好。

26

4.6.9.4 端子排列整齐，标志清楚，无烧损碳化现象。

4.6.9.5 二次插件无损坏，插拔正常。正、反接触点良好。固定牢固，绝缘良好。 4.6.9.6 用万用表的二极管测量档检测二极管，正向导通，反向截止。否则更换。测量时注意排除外部回路的环接导通。

4.6.9.7 绝缘试验：用500V兆欧表测量。接点间、对地绝缘电阻不小于1MΩ。 4.6.10 一次及二次接线检查 4.6.10.1 接线排列整齐，接线正确、牢固，与图纸一致。 4.6.10.2 接线在两个端子之间不允许有接头及分支线，接线端部须套上绝缘标号头，并正确、清晰地写明编号。

4.6.10.3 接线成排成束，垂直或水平、有规律地布置。其长度超过200mm时，加可拆卸的扎带或线卡子。

4.6.10.4 对二次回路电缆截面的要求：控制回路和电压回路的铜芯截面不得小于22

1.5mm，电流回路的铜芯截面不得小于2.5mm。

4.6.10.5 多芯一次接线压接与接线材质相同的电缆鼻子。如接线与接线板材质不同，用铜铝过度接线鼻子或接线管压接。压接必须牢固，接触面积足够。必要时可挂锡。

4.6.10.6 绝缘试验：用500V兆欧表测量。二次接线对地绝缘电阻不小于1MΩ。一次接线相对地、相间绝缘电阻不小于0.5MΩ。

4.6.11 一次及二次电缆接头及插件座检查 4.6.11.1 所有进入盘内的电缆，排列整齐，避免交叉。固定牢固，无下沉。两固定点间距离不超过200mm。

4.6.11.2 所有进入盘内的电缆，标志正确、齐全，盘内电缆孔封死。 4.6.11.3 所有进入盘内的电缆，在与端子相连接前，都用电缆卡子固定在支架上，使端子不受任何机械力。

4.6.11.4 插件座完整、清洁。无灰尘、油污、无裂纹。 4.6.11.5 插件座安装牢固。导电体无烧痕、氧化、变形，与抽屉侧的三相动触头中心线一致。

4.6.11.6 绝缘试验：用500V兆欧表测量。一次回路相对地、相间绝缘电阻不小于0.5MΩ。二次电缆线芯间、线对地绝缘电阻不小于1MΩ。

4.7 直流及UPS系统检修维护规程

4.7.1 直流电源系统概述

风电场设置1套交直流一体化电源系统，将站用交流电源系统、直流系统、UPS电源系统及通信电源系统一体化设计、配置、监控，实现站内交直流电源统一管理。其运行工况和信息数据通过一体化监控器显示并以通讯方式传送至计算机监控系统，实现站用电源智能化管理。

直流系统电压为220V，将“UPS蓄电池+二次蓄电池+通信蓄电池”合并一体进行配置。蓄电池组的充电设备采用高频开关电源模块，按N+1备用配置，充电设备采用20A充电模块4个(3个20A整流模块和1个20A整流备用模块)。

4.7.2 技术参数 表4.24 蓄电池参数 序号 1 2 蓄电池个数 27

项目 直流系统电压 220V 104 技术指标

3 4 5 6 7 8 蓄电池型式 单体蓄电池容量 交流电源电压 交流电源频率 直流母线电压范围 蓄电池运行方式

4.7.2.1 表4.25 UPS电源屏参数

阀控式 300Ah 380/220V 50Hz 190～242 V 浮充电 生产厂家 规格型号 容量、台数 冗余方式 每台主电源输入 主要技术参数： 厦门拓宝 TD5310E-R 设备名称 设备类型 10kVA，一台 无 交流380V，50Hz 直流220V 交流220V 同步跟踪切换 0ms ≦4ms 电力专用 UPS电源屏 直流设备 每台备用电源输入 每台电子旁路电源输入 交流输出切换方式 交流异常转直流供电 静态旁路开关切换时间 过载能力 125%额定值时可维持10min,150%额定值时可维持1min,200%额定值时可维持20s 稳态,不大于±1%;动态过程中,负荷以0~100%变化,其偏差值小于±5%,恢复 时间小于20ms ±3% 正弦波 50(1± 0.1%) ≥ 85% (交流输入逆变输出),≥ 90%(直流输入逆变输出) 单一谐波含量≦1%,总谐波含量≦3% 0.9(超前),-0.7(滞后) ≦55dB > 100000h 满足规范要求 稳压精度 输出电压调节范围 输出波形 输出频率精度 效率 谐波含量 负载功率因数范围 噪声 可靠性MTBF 工频耐压、防电磁干扰、防雷击及防浪涌能力 4.7.3 检修周期

阀控蓄电池检修每年一次/UPS检修每年进行一次。 4.7.4 直流系统检修

4.7.4.1 表4.26 直流系统检修 项目 内容 维护进行电池使用和维护时，用绝缘工具。电池上面不可放置金属工具。 规定 勿使用任何有机溶剂清洗电池。 28

不可拆卸密封电池的安全阀或在电池中加入任何物质。 勿在电池组附近吸烟或使用明火。 电池放电后，在24h内对电池充足电，以免影响电池容量。 所有的维护工作必须由专业人员进行。 外观检查 直流屏清扫 检修内阻或电导测量 项目 充放电符合国家标准，电池容量满足要求 直流屏回路检查 充电装置回路检查 壳体外观清洁，无变形、损伤、密封良好；正、负极柱无变形，极性正确；连接条、螺栓及螺母完整，无锈蚀 检修内阻或电导测试阻值与设备参数偏差不小于±10％。 要求 厂家充放电符合国家标准，电池容量满足要求。 查清直流屏回路及充电装置回路接线，做好标记，必要时修正接线图使其与实际一致 保持电池房清洁卫生。 月度测量和记录电池房内环境温度，电池外壳温度和极柱温度。 保养 逐个检查电池的清洁度、端子的损伤及发热痕迹、外壳及盖的损坏或过热痕迹。 测量和记录电池系统的总电压、浮充电流。 季度保 养 重复各项月度检查。 测量和记录各在线电池的浮充电压。若经过温度校正有两只以上电池电压低于2.18V，则电池组需进行均衡充电，如问题仍然存在，继续进行电池年检乃至三年维护中的项目检查。以上方法均失效，需与设备厂家联系。 重复季度所有保养、检查。 年度每年检查连接部分是否有松动。 保养 每年电池组以实际负荷进行一次核对性放电试验，放出额定容量的30%～40%。 三年每三年进行一次容量试验（10h率），使用六年后每年做一次。若该组电池实放保养 容量低于额定容量的80%，则认为该电池组寿命终止。 4.7.5 蓄电池常见故障及处理方法 4.7.5.1 表4.27 蓄电池常见故障及处理方法 故障 端子 渗液 鼓壳 端子扭曲 过充电时，正极端子顶出 端子封装失败 过充电，正极板膨胀 安全阀失效 极板硫酸盐化 容量 不足 电解液干涸 安全阀失效 寿命终止

原因 处理方法 搬运、安装时不要扭曲端子 防止过充电 与供商配合处理 防止过充电 更换安全阀 严格按说明书使用，及时补充电 防止过充电 提高安全阀可靠性，安装前旋紧安全阀 更换新品 29

故障 电解液干涸 外壳破裂 原因 安全阀失效 浮充电压高 定期检查 防止过充电 处理方法 选择正确的浮充电压

4.7.6 UPS检修

4.7.6.1 表4.28 UPS检修 项目 电源开关、熔丝及插座 检修项目 紧固各接线，检查UPS电源参数 检查各接线端子连接牢固。 清扫检查各插件板，无开焊等异常。 将各插件恢复，保证插件位置正确，插入到位接触良好。 保持UPS清洁并且定期利用吸尘器清理灰尘。 使用软布擦拭。 定期检查设备螺丝是否有松动脱落情形。 切勿将UPS放置在不平坦的表面上。 UPS的保养 UPS后板离墙的距离至少30cm，以保持通风。 避免在阳光、雨水及高湿度的场所使用。 远离火气以及高温的地方。 切勿在UPS上方堆积物品。 尽量避免将设备暴露在含有腐蚀性的环境或空气之中。 UPS装置屏表面、母线及馈线柜清洁无灰，标志健全、准确、清楚。 验收标准 4.7.7 4.7.8

装置动作行为及信号正确无误，符合要求。 试验报告准确完整，字迹清晰，按规定格式填写，无漏项，及时上交存档。 UPS异常运行及处理 表4.29 UPS异常运行及处理 异常现象 市电开关置ON，面板无显示，系统不自检 UPS未报故障，但输出无电压 故障指示灯亮，LCD显示充电器故障 蜂鸣器长鸣，故障指示灯亮，LCD输出短路 处理方法 用电压表检查UPS输入电压是否符合规格要求 检查输出电源线连接是否牢固。 及时与厂家联系更换或维修充电器。 检查哪一条支路过载，切除过载支路重新启动 内容 检查UPS系统主机柜尘、污垢等，异常噪音 蜂鸣器长鸣，故障指示灯亮，LCD显示整流器故障、逆变器故障、辅助电源故障、立即联系厂家维修UPS 输出故障 机内发出异常响声或气味 立即关闭UPS，切断电源，联系厂家处理 30

4.8 无功补偿（SVG）设备检修维护规程

4.8.1 装置概述

**** 风电场110KV升压站35KV单母线装设总容量为30Mvar（单套设备容量为15Mvar，其中SVG补偿容量10Mvar，电容器支路5Mvar，共两套）的无功补偿设备。

4.8.2 检修周期

（1） SVG装置检修每年一次 （2） 判定内部故障时进行检修 4.8.3 检修项目

（1） 检修所有电力电缆、控制电缆油污损伤，电力电缆头是否松动 （2） 更换进气口虑棉 （3） 检查冷却装置正常

（4） 校验所有保护装置及二次接线 （5） 电气元件的试验

（6） 将变压器所有进出线电缆、功率单元进出线电缆紧固一遍，并用吸尘器清除尘柜里内灰尘

4.8.4 电容器的维护

（1） 电容器可以在额定电压的1.1 倍。额定电流的1.3 倍条件下长期运行。

（2） 当电容器所在的系统失电时，必须先将电容器的电源拉开，防止向母线反充电。 （3） 运行中的电容器三相平衡，电流差不得超过正负5%。

（4） 电容器安装熔丝保护时，熔丝容量为单台电容器额定电流的1.5-2.0 倍。 （5） 运行中的电容器无鼓肚，喷油及接点过热等现象。

（6） 单台电容器的熔丝无熔断，引线无断线，套管清洁，无裂纹，放电。 （7） 电容器需测量绝缘时，首先将电容器放电，然后将摇表摇至额定转速再测试电容器两极，记取读数后取下摇表线，再将摇表停止，防止电容器反充电烧坏摇表，然后将电容器放电，以防止人身触电。

（8） 电容器停电作业时需自由放电5 分钟，才能合接地刀闸。 （9） 当发现滤波电容器的外熔丝由于过电流或其它原因脱落后，需检测或更换电容器时，必须对电容器两极经电阻放电后方可工作。

（10） 检修完毕后，测试每相电容值，恢复原主接线，清理工作现场，特别注意对瓷瓶灰尘和油渍的清理，待所有运行检修人员退出现场后，方可按顺序恢复送电。

4.8.5 阀组件的维护

（1） 对每对晶闸管反并联对两端的正反向电阻进行测量，记录测量值，观察是否有突变或单方向改变的趋势；如出现须进一步判明出现原因并更换对元件。

（2） 对运行中出现晶闸管损坏或BOD 动作的晶闸管元件，首先测量晶闸管是否短路，如短路，则更换晶闸管，如晶闸管反并联对两端的正反向电阻正常，则更换TE 板。 （3） TE 板前光纤接口和TE 板后接线是否连接正常的检查；

（4） 电容器接线是否正常及是否有鼓肚、泄漏的现象，如出现须更换电容器； （5） 绝缘子表面保持洁净、干燥。 4.8.6 异常运行及处理

（1） SVG无法工作处理：检查充电接触器是否吸合，控制柜电源是否正常，连接电缆及螺丝是否松动。

（2） SVG运行中停机处理：检查网侧是否停电，控制柜电源是否正常，变压器是否正常，控制柜中各电路板输出信号是否正常。

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（3） 功率单元无法工作处理：检查功率单元控制电源是否正常，控制柜中发出驱动信号是否正常。

（4） 功率单元板上指示灯全熄处理：检查功率单元控制电源是否正常，功率单元板是否正常。

（5） 工控机显示器不显示或显示异常处理：检查工控机中电源是否正常，显示器驱动板是否正常。

（6） 功率单元光纤通信故障处理：检查功率单位控制电源是否正确，功率单元以及控制柜的光纤连接头是否脱落，光纤是否折断。

（7） 功率单元过压、过流故障处理：检查柜间连线是否断开，光纤接头是否脱落，光纤是否折断。

4.9 接地装置及防雷系统检修维护规程

接地装置检修根据其运行状况、巡视和检测结果以及反事故措施确定。一般在雷雨季节前完成，可结合主设备检修进行，检修工作应遵守相关规程规范中对检修工艺和质量标准的要求。

4.9.1.1 表4.30 防雷系统检修项目及周期

项目 内容 叶片防雷引下线 轮毂与机舱接地装置 塔筒间接地装置 风电机组防雷接地 塔筒与地网接地装置 接地引下线 主接地网 外漏接地极 接地标志 高压侧避雷器或防雷保护装置 箱变防雷接地 低压侧避雷器或防雷保护装置 接地引下线 接地标志 线路避雷器 集电线路接地 接地线 接地引下线 主接地网 设备构架接地引下线 气体绝缘全封闭组合电气接地端子 站内电气装置防雷接地 主变压器外壳、铁芯、中性点引下线 封闭母线外壳接地装置 电力电缆外皮接地 互感器二次接地 避雷器外观及接地引下线 32

周期 每季度一次 每月一次 每月一次 每月一次

项目 避雷针本体 避雷针防雷接地 接地引下线 地网 内容 周期 每月一次 避雷针及其接地装置 接地标志 4.9.1.2 表4.31 防雷系统试验项目及周期 项目 内容 风机地网接地电阻 风机等电位连接处过度电阻测试 风机防雷接地系统 风机地网电气完整性测试 抽样开挖检查接地装置的腐蚀情况 接地极抽样开挖检查 箱变防雷接地系统 试 集电线路防雷接地 抽样开挖检查接地装置的腐蚀情况 接地极抽样开挖检查 避雷器预防性试验 接地网的接地电阻 抽样开挖检查接地装置的腐蚀情站内电气防雷接地 况 接地极抽样开挖检查 避雷器预防性试验 有效接地系统接触电压和跨步电压 接地引下线和地网电气完整性测避雷针 试 抽样开挖检查接地装置的腐蚀情况 避雷器接地电阻试验 箱变接地装置电气完整性测试 避雷器预防性试验 接地引下线和地网电气完整性测周期 1年或故障、改造后 1年或故障、改造后 3或故障、改造后 10年 设计寿命内10年，设计寿命外5年 1年或故障、改造后 1年或故障、改造后 1年或故障、改造后 10年 设计寿命内10年，设计寿命外5年 1年或故障、改造后 1年或故障、改造后 10年 设计寿命内10年，设计寿命外5年 1年或故障、改造后 6年 1年或故障、改造后 10年 1年或故障、改造后 33

5 风机检修维护规程

5.1 风电场机组安全细则

5.1.1 责任与义务

（1） 经批准在风力发电机中进行工作的人员必须遵守《电力安全作业规程（电气部分）》、《电力安全作业规程（热力和机械部分）》的有关规定。

（2） 所有的安全和操作手册都必须存放在规定地点，并保持完好和随时可供阅读状态。 （3） 工作人员必须保证只在风力发电机及其外部设备安全的操作条件下进行工作。特别是所有与安全有关的保护装置和设备必须可操作。 （4） 只有真正的替换部件才能允许使用。没有经过厂商同意的增加物、对风机做的改动、部件的移动都是不允许的。由厂商设定的控制和检测参数不能改动。 （5） 在风力发电机投入使用之前，必须确定没有人会因为机器启动而受到安全威胁。当风机在工作时．禁止断开任何电力或机械的连接。

（6） 风机设备未经授权，不得接近，塔筒底部的门必须上锁。在进行维修和保养工作时．所有的危险区域必须保证禁止未经授权人员的接近。

（7） 风机设备必须容易让车接近，以便可以进行监测、保养和维修活动。 5.1.2 安全和防护设备 （1） 必备设备：

安全带、可调的系索、安全帽、安全手套、防护服、通讯设备、手电筒。 检查或维护工作之前，每个人至少应该理解其使用说明；使用前后都对安全设备进行检查，禁止使用任何有磨损或撕裂痕迹的设备或超过制造商建议的使用寿命的设备；上塔时，必须将身上的安全带系到救生索上。 （2） 用于特殊操作的设备： 用于紧急下降的设备：在需要撤离的紧急情况下，操作员必须对设备及其使用说明非常熟悉。紧急下降设备的使用说明书必须与设备放在一起，且在不打开设备的情况下可以查看说明。在机舱后门的上框架上有一吊环螺栓，可用于紧急下降设备的悬挂。

其它特殊设备：特殊或未预见到的操作，必须经过湘电同意决定是否需要使用到特殊的设备及这些设备的使用条件。

5.2 风电机组的安全注意事项

5.2.1 作业现场安全 机组安装运行后，对周边环境具有一定的影响，会对误闯入该区域的人员或不熟悉设备的人员造成危险。因此，我们有义务在机组周围安置额外的警告标示。

作业人员进入风场，必须遵守以下规定：

（3） 现场与部件上的任何标识禁止覆盖、涂抹、损坏、撕毁。

（4） 在作业过程中，必须注意现场与部件上出现的符号、标识出现的内容。 （5） 恶劣条件下，如出现风暴、大雪、地震等自然灾害，禁止进入现场。

（6） 天气状况不好时，如夜间、光线严重不足，尤其是在雷雨天气时，禁止进入风场。 （7） 如果需要在地面对运行的机组进行检查，不要在风轮平面下方停留，但可以从前方观察风轮。

（8） 在冬季，需要注意叶片上可能掉落的冰块。

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（9） 在机舱内部进行维护工作，务必保证电源被关闭，机械设备停止转动。机组中的工作人员严禁站在摆动的重物下工作。如果必须在设备运转时进入机组工作，必须注意旋转的机械部件如：主轴、齿轮箱、发电机等。

（10） 在轮毂内部进行维护工作，务必保证电源被关闭，机械设备处于停止状态。 5.2.2 塔体内的攀爬作业

所有要在塔简内楼梯攀爬或者在风机设备上长时间工作的人员必须无条件地使用防摔安全装置，包括：安全带、减震器、系索（两条装有安全扣的拖动系索）和绳圈。

在攀爬塔筒之前，每一个工作人员必须熟悉这些安全设备每一项功能的使用，特别注意指令和用户手册的有效期，以确保授权的公司已完成所有的必需的测试。

在使用安全传送装备之前，使用者必须进行视觉上的检查。绳圈中的救生索测验必须在接近地面进行。悬停检测也必须在近地面处进行，并确定安全带是否合身。

每节塔筒一次只能有一个人在楼梯上进行攀爬作业。在开始攀爬之前，必须确认前一个人己经离开楼梯到达顶部或者已经通过下一个平台的活门。

进入塔筒或者攀爬楼梯必须穿戴安全帽和安全鞋。较小工具或者小件物品允许由可靠背包运送，大件物品必须使用起吊设备传送。禁止在衣服、口袋中携带物品攀爬风机。

不论上升或者下降，在通过之后，平台的活门盖必须关闭。在到达防摔救生索的末端之后，如果顶端平台的活门盖没有关闭，那么安全系索就必须保持扣紧状态。

在楼梯结冰的时候一般禁止攀爬。 5.2.3 保养和维护工作

（1） 在开启风机设备中任何开关柜或者对任何带电部件进行操作，设备的电源必须断开，断开电源通过位于塔筒底的开关柜或者变压器的主开关进行操作。开关必须确保不会再次闭合。

（2） 被断电的零件必须验电确保确无电压，然后把零件接地。如果边上的部件仍然在工作则必须加以屏蔽。

（3） 带有高压的设备的检修门必须保持关闭，并且上锁，确保安全。 （4） 松动的连接和损坏的电缆必须马上校正和更换。 5.2.4 维修工作

（1） 保养和维修工作只能由“有权操作人员”和“合格电工”执行。 （2） 在风力发电机上工作的人员必须穿着安全帽、安全鞋和工作服。 （3） 在风力发电机工作的时候，必须由至少两人在现场，不允许工作人员单独在风机设备上进行工作。每一个人都必须清楚另一个人在风机中的具体位置，每一个人在离开或变换他自己的位置时，必须告诉另一个人，而且此信息在离开当前位置之前必须得到确认。 （4） 只有安全安全带和防摔绳索装备之后，才可以攀爬作业。在攀爬之前，风机必须停机，塔筒的照明灯必须打开。在开关柜必须有符号提示操作规程。

（5） 控制系统计算机必须选择“激活”状态，这可以阻止风机通过电话线被遥控。 （6） 当风机因为保养和维修而关闭，必须要防止风机自动启动和不知情的人为启动。 （7） 进入机舱轮毂作业，停止风机后，锁死风轮。 5.2.5 使用润滑剂和其他物质时的注意事项

（1） 润滑剂（机油、油脂等）的使用必须严格遵照材料使用安全手册的规定。 （2） 润滑剂或其他物质引起的任何污染和污染物，必须立即进行清除。

（3） 在每次进行攀爬前，应检查梯子、平台以及操纵室地板上是否粘附有机油、油脂或其他类似物质，粘附有这些物质的地方必须立刻清除干净，以免滑倒。 （4） 在打开任何有液压部件的子系统或者有任何液压管道之前，必须先对子系统进行泄压处理，并且要进行压力测量，以免压力泵自动开启。

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（5） 当在液压子系统下进行工作时，必须非常小心，注意清洁，避免水或其他脏物进入系统，造成损坏。

（6） 当用到机油、油脂或者其他化学物质时，必须时刻注意这些物质的温度。应按照这些物质的安全使用规则进行。

5.2.6 紧急求助

操作风机设备时，最好随身携带通讯设备，以便发生紧急情况时可以及时呼救。 为了确保紧急救助能及时到达，通往风机设备的道路上不能有障碍物，必须随时保持畅通无阻。

塔基和操纵室里备有急救箱，以对不严重的伤害进行处理。 5.2.7 防火安全

（1） 工作完成时，必须将所有垃圾、污染物、空的容器（尤其是有油的容器）以及其他易燃物废料运走。

（2） 当使用会产生热量的工具例如金属焊接等工作时，工作场所必须保证没有多余或溢出的机油或油脂．并且应该在工作场所附近提供合适的遮蔽物和保证适当的空气流通，在进行此类工作时，必须保证周围有马上可以投入使用的灭火器。 （3） 若风机设备发生起火．或火势蔓延至风机设备周围，工作人员必须立即从风机设备处转移。此时应通过电闸盒里的电源开关或变电站的开关尽快切断电源，如火势太大不允许，应立即通知相关电力公司的负责人，采取相应的措施切断电源。 （4） 操纵室和塔基里面备有灭火器以便随时灭火。

（5） 如果火势不能及时扑灭，应立即封锁风力发电机周围500米范围，同时立即报警，通知火警部门。

5.2.8 特殊紧急情况 （1） 转子非正常加速

转子非正常加速的可能性极小。这种情况只有当风速很高时，全部三个独立的调节系统同时出现故障时才可能发生。如果一旦发生，风力发电机周围500米范围内必须立即进行人员疏散和封锁。

（2） 有关冰雪的安全防范

若风轮位于距离道路和建筑250米以内的地方，如果转子有可能结冰，设备操作员必须立即关闭风机。当不论任何时候出现以下情况时，必须特别考虑转子结冰对风机设备附近人员的安全影响。

a. 冰：这种情况产生的原因是雨水落在经过寒冷天气后温度非常低的风机设备表面上。 b. 灰色的霜：来源于温度低于冰点时的薄雾或大雾（湿度较高）

5.3 其它安全事项

5.3.1 安全链

安全链主要就是一个安全继电器，然后把重要的监测点如转速、震动、急停等窜入控制回路，控制主电源的通断。

（3） 机舱紧急停机按钮（顶部主控制柜上的） （4） 塔基紧急停机按钮（塔底控制柜控制柜上的）

（5） 转速超速控制单元（包括转子的转速和变速箱的转速） （6） 摆动控制开关（顶部箱体附近） （7） 电源辅助开关。

（8） 电缆打结－4个旋转(两个方向上)

（9） 位于顶部箱体的钥匙开启的“服务”开关

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除了上述这些能够触发紧急停机以外，当发生重大事故时，控制系统电脑可以不遵守安全链的规则而直接执行紧急停机。

当安全链被破坏时，一个自锁继电器停止工作，风机立即停机。随后这个继电器必须用手动方式重新设定。在重新启动安全链之前，必须保证触发紧急停机的条件己经被修正正确。如果继电器停止工作的原因是电网暂时失去电力供应（电力公司的电力供应中断等）。那么这个继电器可以由控制系统通过脉冲继电器的方式自动重新设定。

5.3.2 紧急急救措施

紧急救护的基本原则是在现场采取积极措施保护伤员生命，减轻伤情，减少痛苦，并根据伤情需要，迅速联系医疗部门救治。急救的成功条件是动作快，操作正确。任何拖延和操作错误都会导致伤员伤情加重或死亡。

要认真观察伤员全身情况，防止伤情恶化。发现呼吸、心跳停止时，应立即在现场就地抢救，用心肺复苏法支持呼吸和循环，对脑、心重要脏器供氧。应当记住只有在心脏停止跳动后分秒必争地迅速抢救，救活的可能才较大。

现场工作人员都应定期进行培训，学会紧急救护法。会正确解脱电源、会心肺复苏法、会止血、会包扎、会转移搬运伤员、会处理急救外伤或中毒等。

生产现场和经常有人工作的场所应配备急救箱，存放急救用品，并应指定专人经常检查、补充或更换。

5.4 维护周期和项目

5.4.1 机组检修维护的周期

维护周期分为季度、半年、一年。 5.4.2 机组检修项目

（1） 经常性维护，包括检查、清理、调整、注油及临时故障的排除。

（2） 定期维护，按厂家所给的项目，根据生产厂家要求逐项进行，对所完成的维修项目应记入维修记录中，并整理存档，长期保存。此类维护必须进行较全面的检查、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。 （3） 特殊维护指技术复杂、工作量大、工期长、耗用器材多、费用高或系统设备结构有重大改变等的检修。

5.5 维检修计划和备品配件

5.5.1 维护检修计划

年度维护检修计划每年编制一次。应提前做好特殊材料、大宗材料、加工周期长的备品配件的订货以及内外生产、技术合作等准备工作

年度维护检修计划编制依据和内容：

依据：参照厂家提供年度检修项目进行，编制年度维护检修计划汇总表和进度表。 内容：年度维护检修计划的主要包括检修主要项目、特殊维护项目和列入计划的原因、主要技术措施、检修进度计划、工时和费用等。

5.5.2 维护检修材料和备品配件

（1） 年度维护检修计划中特殊维护检修项目所需的大宗材料、特殊材料、机电产品和备品配件，由风场编制计划，安生部物资专责组织供应。 （2） 为保证检修任务的顺利完成，特殊维护项目经批准并确定技术方案后，应及早联系备品配件和特殊材料的订货以及内外技术合作攻关等。 （3） 风电场应有专（兼）职人员负责备品配件的管理。

（4） 定期维护的检修项目应做好材料消耗品的统计，以便检查考核。

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5.6 维护检修和验收

5.6.1 定期维护开工前的准备

定期维护开工前，必须做好以下各项准备工作：

（1） 针对系统和设备的运行情况、存在的缺陷、经常性维护核查结果，结合上次定期维护总结进行现场查对：根据查对结果及年度维护检修计划要求，确定维护检修的重点项目，制定符合实际情况的对策和措施，并做好有关设计、试验和技术鉴定工作。

（2） 落实物资（材料、备品、安全用具、施工机具等）准备和维护检修施工场地布置。 （3） 制定施工技术措施、组织措施、安全措施。 （4） 准备好技术记录表格。

（5） 确定需测绘和校核的备品配件加工图。

（6） 制定实施定期维护计划的网络图或施工进度表。

（7） 组织维护检修人员学习、讨论维护检修计划、项目、进度、措施、质量要求及责任制等，并做好特殊工种和劳动力的安排，确定检修项目的施工和验收负责人。 （8） 做好定期维护项目的费用预算，报主管部门批准。

（9） 检修工作负责人应组织有关人员开工前全面复查上述工作，确保定期维护检修顺利进行。定期维护工程开工应具备下列条件：

（10） 维护的项目、进度、技术措施、安全措施、质量标准己组织维护人员学习，并已掌握。

（11） 劳动力、主要材料和备品配件以及生产、技术协作项目等均已落实，不会因此影响工期。

（12） 施工机具、专用工具、安全用具和试验器械已经检查、试验，并合格。

（13） 外包单位承包的检修任务，由风电场和外包单位按合同分别准备，密切配合。 5.6.2 定期维护施工阶段的组织管理

（1） 做好定期维护施工阶段应根据维护检修计划要求，做好下列组织工作：

（2） 按照DL794.7—200l《风力发电场安全规程》检查各项安全措施，确保人身和设备安全。

（3） 检查落实检修岗位责任制，严格执行各项质量标准、工艺措施、保证检修质量。 （4） 随时掌握施工进度，加强组织协调，确保如期竣工。在施工中，应着重抓好设备的解体、修理和回装过程的工作：

a) 解体重点设备或有严重问题的设备时，检修负责人和有关专业技术人员应在现场。 b) 设备检修要严格按检修工艺进行作业。设备解体后如发现新的缺陷，应及时补充检修项目，落实检修方法，并修改网络图和调配必要的工具和劳动力等，防止窝工。

c) 回装过程的重要工序，必须严格控制质量，把住质量验收关。

（5） 检修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、修理内容、系统和设备结构的改动、测量数据和试验结果等。所有记录应做到完整、正确、简明，实用。同时搞好工具、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；维护检修结束后，做好现场清理工作。

5.6.3 质量验收

（1） 严格执行质量验收管理制度，明确各级验收的职责范围。 （2） 质量检验实行检修人员自检与验收人员检验相结合。简单工序以自检为主。检修过程中严格执行维护工艺规程和质量标准。验收人员应随时掌握检修情况，坚持质量标准，做好验收工作。风场验收的项目，由检修人员自检后交值长检验，并由值长做好技术记录。验收时重点检查以下内容：

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1）检查编码器的故障情况； 2）断开控制柜电源开关、超级电容电源开关； 3）拆卸接线并检查插头接线有无损坏现象； 4）拆卸编码器。 变桨编码器更换 5）将新编码器插入变桨电机尾部，紧固编码器螺栓，装上编码器护罩，紧固护罩。 6）恢复接线，恢复供电 7）重新启动变桨程序，对编码器进行调零和限位校准。 8）恢复控制柜，人员撤出轮毂，将轮毂机械锁解除，解除手动刹车，恢复风机运行。 1）接线应无折断，绝缘良好，无过热、变色、变形、磨损和覆盖漆剥落现象。 2）核对编码器编号并抄录铭牌，将待拆动的部件做好对应的标记。 3）编码器调零时，手动变桨使桨叶调至实际零位，使用厂家专用工具，应满足厂家规定桨叶零位值。实际零位对准后，编码器手动复位，确保叶片实际零位与程序零位相吻合，不允许桨叶在其他位置校准。 4）限位开关校准应在规定范围内。 5）如果有双编码器，应对两个编码器进行相互校准。 （6）传动链的检修与维护 5.6.7.7 表5.6 传动链的定期检修 维护周期 序号 项目 内容 半年 1 年 3年以上 要求 1 连接部位 1.1 检查夹紧法兰与主机架连接螺栓 检查模块与夹紧法兰的连接螺栓 螺栓连接 检查模块与主机架连接螺栓 检查油泵电机与电机支架连接螺栓 检查油冷过滤器固定螺栓 检查避雷装置固定螺栓 检查叶轮锁定装置上的螺栓 √ 1.2 1.3 1.5 1.6 1.7 1.8 √ √ √ √ √ √ 1）过滤器工作正常，依制造厂维护手册定期更换，建议1年期更换 按照制造厂维护手册给定力矩、检修周期紧固螺栓 1.9 油过滤器 检查油过滤器，清洗滤芯底部收集器，更换滤芯 √ 2)滤芯的更换方法：打开放气螺栓释放过滤器的压力，通过安全塞打开盖板和空罐，垂直取出过滤器滤芯，更换新的过滤器滤芯 1.10 接地 碳刷 检查接地碳刷磨损及滑道锈蚀 检查接线盒内接线端子的紧线情况 √ 磨损程度满足要求、无锈蚀、无卡涩 接线端子牢固可靠 1.11 接线盒 √ 44

维护周期 序号 项目 内容 半年 1 年 3年以上 要求 1)检查风扇、排气通道及周围1.12 冷却 风扇 有无损坏、污物； 2)手动启动冷却风扇，检查风扇运行是否正常 制动盘距发1.13 电机锁紧盘距离 检查弹性联1.14 轴器弹性膜片 2 制动器 2.1 制动器螺栓 检查制动器螺栓 检查制动器本体是否渗漏，检查制动器液压管路并紧固。如有泄漏油，应处理并清洁油污 1)测量制动盘与刹车片之间间隙是否在正常工作范围内，如过大或过小，应进行调整； 2.3 刹车片 2)测量并记录刹车片厚度，如小于最小厚度，则需使用指定厂家及型号的刹车片进行更换 检查制动盘是否有磨损、变2.4 制动盘 形、开裂、油污、高点等现象，√ 如有则进行清洁、打磨或更换 2.5 制动器表面 检查制动器是否清洁 1)在机组停机状态下，手动触发刹车，检查制动器能否正常2.6 制动器功能 动作并使得机组转速为零； 2)检查制动器动作是否迅速。若动作时间过长，则应对刹车油管进行放气操作 3 主轴承 1)检查有无油脂溢出，清理主轴轴承处溢出油脂和集收盘3.1 油污 中的油脂； 2)排出油脂颜色检查，铁屑检查 3.2 主轴承防雷1)外观检查防雷碳刷长度和√ 45

1)碳刷最小长度20mm，4℃√ 排出油脂颜色正常，无铁屑 √ 1)制动器正常动作，且对应机组转速为零； 2)制动器动作迅速 √ 无变形、无开裂，无过度磨损 制动器洁净 √ 依据制造厂家维护手册规定值 √ √ 依据制造厂家维护手册规定值 制动器无渗漏油，制动器液压管路正常且紧固 检查弹性膜片变形或裂纹 √ 弹性膜片无变形或裂纹 检查测量制动盘距发电机锁紧盘距离是否在规定范围内 依据制造厂家维护手册规定值 √ 风扇无损坏、无污物，运行正常 √ 2.2 制动器液压系统渗漏

维护周期 序号 项目 内容 半年 1 年 3年以上 要求 装置 气隙，如有必要需更换碳刷： 2)检查防雷碳刷接触面和压簧弹力，检查碳刷支架在机架上的紧固情况； 3)检查防雷碳刷与接触面的清程度 检查轴承的密封是否完好，表隙距离不超过1.5mm； 2)碳刷安装牢固； 3)碳刷在刷握内活动自如 3.3 轴承 密封 面有没有渗漏，有无开裂、缺损及过度磨损的情况出现，若出现较大的裂纹或磨损，则需更换V形密封圈 1）检查润滑油泵并手动触发，检查油泵是否正常工作； 2)检查润滑油泵安全阀上的红色指针是否弹出，检查润滑管路是否堵塞、泄漏； 3)检查润滑系统润滑时间设置是否正确； 4)检查润滑油泵内油脂油位，加注润滑油脂至上限位置： 5)若油脂消耗量太少，则必须检查整个系统，查明原因并进行处理 1)检查锁紧装置工作是否正√ √ 密封无开裂、无缺损，无过度磨损等 主轴轴承润滑系统 3.4 如主轴轴承为自动注脂泵 1)润滑油泵正常工作； 2)无堵塞，无泄漏； 3)设置正确的润滑油润滑时间； 4)油位正确 3.5 锁紧装置 常； 2)检查锁紧装置润滑是否工作正常 √ 锁紧装置及其润滑系统工作正常 若主轴轴承座端盖废油脂泄油口堵塞，则必须及时处3.6 主轴轴承废检查主轴轴承废油脂泄油口理，直到废油脂能够从泄油√ 口顺利流出（注：若发现废油脂泄油口螺 栓或堵头还保留在端盖上，则立即取掉） 3.7 主轴承防腐检查 防腐检查 √ 防腐涂层无脱落现象 油脂泄油口 是否堵塞

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（7）液压系统的检修与维护

5.6.7.8 表5.7 液压系统的检修与维护 维护周期 序号 项 目 内 容 半13年以上 1)液压站油位正确； √ 2)油位传感器读数值与实际油位相符 测压点的压力在规定范围内并稳定 每年定期更换滤芯 要 求 年 年 液压油1)检查液压站油位，油窗型油位在指示器的合格位置即可： 2)检查油位传感器是否工作正常 启动液压系统，检查液压系统各测压点的压力是否在规定范围内，是否稳定 检查滤芯是否堵塞 √ 1 位、油位传感器 测压点压力值 滤芯 液压站、液压2 3 √ 检查液压站至偏航刹车器、主轴承外圈刹车器间的油管及油管接头是否漏油 √ 无渗漏 4 软管、油管、管接头密封 1)外观检查外部是否有损坏； 5 蓄能器氮气压力 2)检查蓄能器压力，可通过手动阀调节降低压力，读压力表油压力，当压力暂停突然下降时，此时读出的压力即为蓄能器的压力 液压站6 油泵启、停点 液压站7 油泵及其电机 安装 螺栓 1)液压站油泵启、停点正测试并记录表液压站油泵启、停点，检查液压站安装螺栓是否松动 √ 确，安装螺栓牢固； 2)保压时间是否满足厂家规定要求 启动液压系统，检查液压站油泵和电机运行是否有异响 检查液压站安装螺栓是否松动，确保液压站安装螺栓没有松动，如果松动则拧紧 液压变桨系统每年进行一次液压9 液压油 油化验检测。 按技术监督标准抽检。宜每五年定期更换液压油 √ 依据制造厂家维护手册规定值或依据 Q/HN-l-0000.08.006-2012的要求 √ 无松动 √ 蓄能器的压力设定值根据厂家要求，一般为120bar( lbar=10Pa)左右 5√ 无异响 8 （8）偏航系统的定期检修

5.6.7.9 表5.8 偏航系统的定期检修 周期 序号 项目 内容 半13年要求 年 年 以上 1 偏航轴承 47

周期 序号 项目 内容 半13年要求 年 年 以上 1.1 偏航轴承密封 偏航轴承润滑 齿轮表1.3 面：润滑情况、磨损等 检查偏航轴承密封情况是否良好，是否有裂纹、气孔和泄漏 手动注入润滑油或检查自 动润滑装置是否正常运行 1）检查齿轮表面润滑是否良好，齿面是否有裂纹、断裂、锈蚀和过度磨损等现象； 2）涂润滑油脂或检查自动润滑装置是否正常运行 1）检查碳刷外观、长度和气隙； 1.4 接地碳刷 2）检查接触面和弹簧弹力，安装是否牢固； 3）消除接触面油污 检查偏航轴承是否有异响，如果有异响的来源，分析判断原因 1）使用液压力矩扳手按规定要求检1.6 连接螺栓力矩 查偏航轴承与机架连接螺栓； 2)使用液压力矩扳手按规定要求检查偏航轴承与塔筒顶部连接螺栓 2 偏航制动系统 1）检查偏航刹车盘表面是否有裂2.1 偏航刹车盘外观 纹、擦伤和碎片。 2）检查刹车盘上是否有油污，如有则用清洗剂清洗，同时应找出污染的原因并处理 1）检查偏航刹车片表面无损伤。 偏航刹车2.2 片表面及厚度 2）检查测量并记录刹车片厚度。先卸除液压站的系统压力，再拆除刹车挡板，方可取下刹车片。如刹车片厚度小于最小厚度需更换刹车片 2.3 异响 检查机组偏航时是否有异响，如有必要，取下刹车垫片清洗修磨 使用合格的液压力矩扳手按规定要求检查偏航刹车器与机架连接螺栓力矩 √ √ 无异响 √ 表面良好，厚度符合厂家规定值要求 √ 刹车盘表面无油污、无裂纹、无擦伤和碎片等 √ 依据制造厂家维护手册规定值 √ 1）碳刷最小长度大于制造厂家规定值； 2）接触面和弹簧弹力正常，安装牢固； 3)接触面洁净 √ 无异响 √ 齿轮表面润滑良好，齿面无裂纹、无断裂、无锈蚀、无过度磨损等现象 √ 密封良好，无裂纹，无气孔和无泄漏 偏航轴承润滑良好，无污染 1.2 √ 1.5 异响 2.4 连接螺栓力矩 偏航制动依据制造厂家维护手册规定值 2.5 系统管道和壳体检查 检查偏航制动系统管道和壳体是否有开裂等渗漏油情况 √ 偏航制动系统管道和壳体无渗漏油现象 48

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