河口风电场现场运行规程

河口风电场运行规程

1范围

本标准规定了新能源公司河口风电场所有电气设备运行的基本要求、运行方式、运行维护、不

正常运行状态和事故处理的有关方法和要求。

本标准适用于新能源公司河口风力发电场。

2引用标准

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后的

所有修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励研究使用这些文件的最

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。

DL4801-91电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）

DL/T572-95电力变压器运行规程

GB1094.1—1094.5电力变压器

GB1207-1997电压互感器

GB1208-1997电流互感器

GB2536变压器油

GB/7595-2000运行中变压器油质量标准

GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则

GBJ148-90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范

GB50150-1991电气装置安装工程电气设备交接试验标准

GB/T6451-1999三相油浸电力变压器技术参数和要求

DL/T596-1996电力设备预防性试验规程

DL/T574-95有载分接头开关运行维护导则

Q/CDT109001-2005中国集团公司电气倒闸操作票规范

SD29288架空配电线路及设备运行规程

2005（33）号集团电力生产事故调查规程

3变压器

3.1设备技术规范

3.1.1主变压器技术规范，见表1

表1主变压器技术规范

型号SZ11-120000/220额定容量120/120MVA

额定电压(220±8*l.25%)/35KV额定电流301.2/31979.5A

联结组别YNdll相数3

额定频率50HZ调压方式有载调压

使用条件户外冷却方式0NAN

空载损耗64.8KW

负载损耗(KW)高-低394.0

空载电流0.083%

h.v.线路端子SI/LI/AC750/950/395KV

绝缘水平h.v.中性点端子LI/AC400/200KV

1.V.线路端子LI/AC200/85KV

出厂序号A20104T47-1产品代号1TB.714.0142.1

生产厂家保定天威集团特变电气有限公司

GB1094.1-1996GB1094.2-1996GB1094.3-2003JB/T501-2006GB/T6451-2008

标准代号

1TB.714.0142.1JS

短路阻抗%(基于120MVA)

运行条件

高压1分接额定分接高压17分接

高-低14.5013.9413.99

分接位置高压侧电压(KV)低压侧电压(KV)

1253

2250.125

3247.25

4244.375

5241.5

35

6238.625

7235.75

8232.875

9230

10227.125

11224.25

12227.375

13218.5

14215.625

15212.75

16209.875

17207

3.1.2变压器绝缘等级，见表2

表2变压器绝缘等级规范

绝缘等级ABEFH

最高允许温度℃105130120155180

绕组温升限制。C608075100125

性能参考温度℃8010095120145

3.1.3站用变压器技术规范，见表3

表3河口站变压器技术规范（站用变）

型号S11-100/35产品代号TFB77

额定容量lOOkVA额定频率50HZ

额定电压（一次）35KV额定电流（一次）5.196A

额定电压（二次）400V额定电流（二次）454.7

联接组标号YynO阻抗电压6.5%

冷却方式ONAN使用条件户外

绝缘等级F总重量1380Kg

标准代号GB1094.1-1-5-85制造厂家本溪泰丰电力设备有限公司

3.1.4风力发电机箱式变压器技术规范，见表4

表4河口风力发电机箱式变压器技术规范表

产品型号规格YBM1-40.5/0.69(F.R)T-F1600

额定容量kVA1600kVA额定电流A1339.14/26.39

高压额定kV35高压额定kV0.69

连接组别YNdll制造年月2011.05

冷却方式ONAN产品序号61100233

制造厂家广东明珠电气

3.1.5风力发电机箱式变压器辅变技术规范，见表5

表5河口辅变技术规范

型式Sgl0-5000VA额定容量5000VA

额定电压690V/380V额定电流7.25A/13.16A

频率50Hz冷却方式自冷（干式）

联结组别△Ynll相数3相

产品编号11050473绝缘耐热等级B级

标准代号GB/1921.1-总重40KG

3.2变压器运行规定

3.2.1220kV运行方式

3.2.1.1220kV系统是我场#1主变的高压侧系统，经源太线与系统环网运行。

3.2.1.2220kV系统为中性点直接接地系统。正常时，应投入#1主变中性点刀闸运行，

以保护变压器。

3.2.1.3中性点刀闸的投停，由系统调度员确定。

3.2.1.4#1主变220KV侧中性点刀闸未投入的应将主变间隙保护投入。

3.2.235kV运行方式

3.2.2.1三回35KV集电线路分别接到35KV配电室母线，经#1主变低压侧断路器送入#1主变，升压

后并入系统。

3.2.2.2备用所用变压器不得与所用变压器并列运行，倒换场用电时应采用先切后投的方式。

3.2.3变压器绝缘电阻的规定

3.2.3.1变压器检修后或停运48小时后，送电前必须测定各部绝缘。

3.2.3.2变压器测量绝缘电阻，电压在lOKv及以上用1000V〜2500V摇表，电压在380V以下用500V

摇表测定。每千伏工作电压绝缘电阻值不低于1MQ；吸收比R//R/不得小于1.3倍；测量的电阻

与前一次同条件相比不应低于前次的70%,否则应查明原因，并汇报风电场。

3.2.4温度与温升

3.2.4.1变压器上层油的温度、温升允许变化范围，见表6

表6变压器上层油的温度、温升允许变化范围

冷却方式正常允许温度正常允许温升最高允许温度最高允许温升

油浸自冷85℃45℃95℃55℃

油浸风冷85℃45℃95℃55℃

3.2.4.2干式变压器运行绕组温度不应超过绕组允许温度，最高温度为105℃,最高温升为65℃。

3.2.5变压器的外加一次电压不应超过相应分接头电压的5%,此时变压器二次侧可带额定电流，三

相不平衡电流不应超过额定电流的10%»

3.2.6当主变压器负荷电流超过额定值时（相应分接头对应的电流），应及时报告调度调整主变负荷,

并将主变过载情况做好记录。

3.2.7主变压器的有载调压开关按下列要求进行维护：

3.2.7.1每年在切换开关中取油样做试验，不低于标准要求。当运行时间满一年或变换数达4000次

时应换油。

3.2.7.2新投入的调压开关，应在变压器空载状态下从01——17,再从17——01,调一个循环。

3.2.7.3电动操作机构应经常保持良好状态。

3.2.7.4记录好主变压器有载分接开关的位置及操作人。

3.2.8变压器可以在正常过负荷的情况下运行，正常过负荷可以经常使用，其允许值可根据变压器

负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器的负荷来确定，事故过负荷只允许在事故情况下使用。

变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异

常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行，如过负荷运行可参考下述规定：

3.2.8.1全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。

3.2.8.2变压器在低负荷期间，负荷系数小于1时，则在高峰负荷期间变压器允许的过负荷倍数和

持续时间应按《电力变压器运行规程》确定。

3.2.8.3夏季，根据变压器的典型负荷曲线，其最高负荷低于变压器的额定容量时，则每低1%,

可允许冬季过负荷1%,但以过负荷15%为限。

3.2.8.4上述2、3两项过负荷值对油浸自冷和油浸风冷的变压器不应超过变压器额定容量的30虬

3.2.9变压器事故过负荷

3.2.9.1油浸自然循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间（小时:分），见表7

表7油浸自然循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间（小时:分）

环境温度（℃）

过负荷倍数

010203040

1.124:0024:0024:0019:007:00

1.224:0024:0013:005:502:45

1.323:0010:005:303:001:30

1.48:305:103:101:450:55

1.54:453:102:001:100:35

1.63:002:051:200:450:18

1.72:051:250:550:250:09

1.81:301:000:330:130:06

1.91:000:350:180:090:05

2.00:400:220:110:06

3.2.9.2干式变压器事故过负荷允许运行时间（小时:分），见表8

表8干式变压器事故过负荷允许运行时间（小时:分）

过负荷倍数1.21.31.41.51.6

过负荷持续时间（min）604532185

3.2.10新安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。

3.2.11新安装的变压器正式投运前做5次冲击合闸试验，更换绕组后的变压器正式投运前做3次冲

击合闸试验。

3.2.12变压器瓦斯保护运行规定

3.2.12.1变压器重瓦斯保护正常应投入“跳闸”位置，轻瓦斯保护正常应投入“信号”位置。

3.2.12.2变压器运行中，瓦斯保护与差动保护不得同时退出。

3.2.12.3变压器运行中，瓦斯保护继电器上试验探针不得任意触动。

3.2.12.4变压器进行下列工作时，重瓦斯保护应由“跳闸”位置改投“信号”位置，工作结束后连

续1小时运行、经放气或检查无气体，方可投入“跳闸”位置。

a）变压器滤油、注油、更换硅胶。

b）处理呼吸器畅通。

3.2.12.5变压器进行下列工作时，重瓦斯保护应由“跳闸”位置改投“信号”位置，工作结束后即

可投入“跳闸”位置。

a）瓦斯保护及二次回路作业时。

b）变压器除采油样和瓦斯继电器上部放气阀放气外，在其它所有部件放气、放油时。

c）开、闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。

3.2.12.6新安装或大修后的变压器充电（包括零起升压）时，重瓦斯应投“跳闸”位置，送电良好后

重瓦斯应投“信号”位置，经1小时试运，对瓦斯继电器放气或检查无气体后，将重瓦斯改投“跳

闸”位置。

3.2.12.7小修后的变压器充电（包括零起升压）时，重瓦斯应投“跳闸”位置，送电良好后重瓦斯应

投“信号”位置，视变压器有无注油、滤油、更换硅胶、处理呼吸器畅通等工作，无上述工作时，

重瓦斯仍投“跳闸”位置。否则重瓦斯改投“信号”位置，经1小时试运，对瓦斯继电器放气或检

查无气体后，将重瓦斯改投“跳闸”位置。

3.2.12.8在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能确定重瓦斯保护的运

行方式。地震引起重瓦斯保护动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，

确认无异常后方可投入运行。

3.2.12.9正常运行中，变压器瓦斯继电器应不漏油、不渗油，阀门开启正确，油枕油位正常，变压

器呼吸器正常畅通。

3.2.12.10重瓦斯改投“跳闸”位置和重瓦斯改投“信号”位置必须请示总工程师批准。

3.2.13变压器调压的规定

3.2.13.1无载调压的变压器倒换接头的工作必须在停电后进行，直流电阻合格后方可投入运行。分

接头位置改变后，必须记入运行日记中。

3.2.13.2有载调压的变压器在运行中根据调度命令和电压情况需要进行随时调整，但应注意在变压

器满载或过载时，最好不进行调整或频繁调整。

3.2.13.3有载调压变压器在运行中进行调压时，应对其瓦斯继电器等设备进行全面检查，否则不允

许进行调整。

3.2.13.4有载调压变压器分接开关的操作

a）检查有载调压装置运行指示正常。

b）操作“升压”按键，分接头趋于XX位置时，厂用母线电压升高。

c）操作“降压”按键，分接头趋于XX位置时，厂用母线电压降低。

d）检查分接开关已调至需要位置。

e）当有载调压装置失去控制，调压连动的档位出现连动时，应立即按紧急按钮，并断开操

作电源，手动调到临近分接位置。

3.2.14备用的变压器在严寒季节为防止低温影响粘度、绝缘等，应采用充电空载备用方式运行。

3.3变压器的检查维护

3.3.1投运前的检查

3.3.1.1变压器本体清洁无杂物、无渗油、漏油、喷油现象。

3.3.1.2变压器油位、油色正常，各阀门开关位置正确。

3.3.1.3变压器外壳良好接地。

3.3.1.4变压器套管清洁，充油套管油位正常，无破损、裂纹及放电痕迹等现象。

3.3.1.5瓦斯继电器内充满油，内部无气体。

3.3.1.6变压器分接开关在规定位置，三相相同，三相直流电阻测试合格。

3.3.1.7变压器各部引线接头牢固。

3.3.1.8变压器防爆管隔膜完好，压力释放阀无漏油、渗油、破损现象。

3.3.1.9变压器温度计、测温回路完好。

3.3.1.10变压器呼吸器、干澡剂合格，潮解不超过2/3,无堵塞现象。

3.3.1.11变压器冷却系统完好，油位标示计指示位置正常，温度无显著差别，散热器无偏热、防爆

玻璃完整，压力释放阀门关闭，各冷却器净油器连接管及油枕等各部油门位置正确。

3.3.1.12变压器保护、测量、信号及控制回路接线正确，各种保护传动正确，定值及保护压板投入

正确。

3.3.2变压器运行中的检查

3.3.2.1变压器运行声音正常，无异味。

3.3.2.2变压器油位、油色、油温正常，无漏油、渗油现象。

3.3.2.3变压器各部引线、接头电缆无过热现象。

3.3.2.4变压器瓦斯继电器内充满油，油色透明，无气体，不漏油、渗油。

3.3.2.5变压器呼吸器畅通、干澡剂颜色正常。

3.3.2.6变压器防爆管隔膜完好，压力释放阀完整无破损。

3.3.2.7变压器冷却系统正常。

3.3.2.8变压器有载调压分接开关分接位置及指示正常。

3.3.2.9干式变压器的外壳表面应无积污。

3.3.3变压器特殊检查项目

3.3.3.1变压器过负荷时，监视负荷、油温和油位变化情况，对各部接头进行测温。

3.3.3.2大风天气，检查变压器引线有无剧烈抖动，上盖无杂物。

3.3.3.3雷雨、大雾天气，检查变压器瓷瓶、套管有无火花放电现象。

3.3.3.4大雪天气，根据积雪溶化情况判断变压器各接头是否过热，并及时处理结冰以防接地。

3.3.3.5气温剧冷、剧热，检查变压器油温、油位变化情况。

3.3.3.6系统短路故障后，检查变压器接头有无异状，主变压器中性点间隙有无烧损痕迹。

4配电装置

4.1技术规范

4.1.1六氟化硫开关技术规范，见表9

表9高压六氟化硫开关技术规范

型号LW10B-252(H)/4000-50额定电压252kV

额定电流4000A额定合闸时间65+10ms

额定频率50Hz额定分闸时间19+3ms

额定短时耐受电流

额定短路开断电流50kA50KA

3s

额定短路关合电流125A额定峰时耐受电流125A

机械寿命10000次额定操作顺序分-0.3s-合分T80s-合分

充入SF6气体重量30Kg断路器重量5800Kg

额定冲击耐受电压断口间1050+200KVImin工频耐受电压断口间460+145KV

（峰值）相对地1050KV（有效值）相对地460KV

生产厂家河南平高电气股份有限公司

4.1.2小车式开关技术规范，见表10

表1035kV真空断路器技术规范

额定雷电冲击>185kV

型号SF2-40.5/2500A-25kA

耐受电压

额定电压40.5KV额定电流2500/1250A

额定短路开断25kA额定热稳定4s

额定短路开断电流25KA

电流时间

额定短路开断25kA

额定短路关合电流80KA额定频率50HZ

电流

额定操作顺序0-0.3s-CO-180s-CO操作机构弹簧操作机构

4.1.3互感器技术规范，见表11〜12

表11220kV电压互感器技术规范

产品型号TYD220/V3-0.01H额定频率50HZ

额定一次电压220//KV二次电压100//V

温度类别-40—45℃相数3

额定绝缘水平460/1050kV总重840Kg

生产厂家西安西电

表12220kV电流互感器

产品型号LGBJ-220额定电压220KV

额定频率50HZ相数3

3s短路热稳定电流50KA额定短路动稳定电流125KA

绝缘水平220-460-1050生产厂家北京电科四维

4.1.4高压隔离开关技术规范，见表13

表13220kV交流高压隔离开关

型号GW4B-252DW额定短时耐受电流63kA

额定电压252kV额定雷击耐压1050KV

额定电流2000A出厂日期2010、5

制造厂家西安西电高压开关有限责任公司

4.1.5避雷器技术规范，见表14

表14220kV无间隙金属氧化锌避雷器技术参数

型号Y10W-204/532持续运行电压159kV

避雷器额定电压204kV直流1mA电压296kV

压力释放额定电流50kA阻性持续电流250uA

标称放电电流10kA线路放电等级3级

内部气体压力0.035-0.05MPa生产编号1762

生产日期2010.3制造厂家西安西电避雷器有限责任公司

4.1.6电容器技术规范，见表15

表1535kV电容器

滤波电容器型号AAM7.1-455-1W数量24台

滤波电容器型号AAM6.7-425-1W数量36台

滤波电容器型号AAM6.4-425-1W数量36台

额定电压35kV额定安装容量41520kvar

额定频率50Hz接线方式双星型

电容偏差0〜+5%

4.1.6其他无功自动补偿装置，见表16

表1635kV无功自动补偿装置其它设备

设备名称型号

TCR晶闸管阀组TCR-V-30/35-HP

避雷器Y5WR1-51/134

相控电抗器BKGKL-35-285.71A-2X111.75mH

放电线圈FDE-35

4.1.7熔断器技术规范，见表17

表17箱式变压器高压熔断器

名称高压插入式全范围保护熔断器

型号XRNT(G)-40.5/40-31.5额定电压40.5KV

额定短路开断电流31.5A制造厂家陕西希尔曼

4.1.8箱式变压器高压负荷开关技术规范，见表18

表18箱式变压器高压负荷开关

型号BYFI-40.5/630-20短路关合电流50kA

额定电压40.5KV额定电流630A

制造厂家台州超固电气有限公司

4.2开关规定

4.2.1开关运行规定

4.2.1.1正常情况下，开关按其铭牌参数可长期运行。

4.2.1.26kV以上开关本体绝缘用2500V摇表测定，其绝缘值不低于2500MQ；35kV开关本体绝缘

用2500V或1000V摇表测定，大修后其绝缘值不低于1000MQ；运用中不低于300MQ。

4.2.1.3新安装或检修后的开关应进行下列试验：

1)远方和就地拉、合试验良好；

2)继电保护及二次回路作业后，应做保护跳闸动作试验。

4.2.1.4六氟化硫(SFo)开关运行规定

1)SFe开关气体额定压力为0.4MPa,当气体下降至20℃时0.36MPa时，发出报警信号应进行

补气，当气体压力下降至20℃时0.32MPa时，断路器分、合闸闭锁。

2）当SFe开关气体压力低于0.4MPa时，应对照SFe气体温度压力特性曲线判断是否由外温引

起的，若外温无异常变化，应通知试验所进行检漏。

3）当外温低于-30℃,应加强对SFe开关的监视，防止出现液化现象。

4）SFe开关出现气体密度低报警时，仍可继续运行，但应及时补气，若因气体泄漏而闭锁时,

应立即退出运行。

5）新装的SFe开关其微水含量不大于150PPM,运行中的微水含量不大于300PPM。

6）SFe开关分、合闸指示器无论运行与否，检修人员均不得随意调整，开关机构JTK可调温

控器和DR加热器组成驱潮和保温系统，在高于环境温度5-10度范围内自行调整温度，在夏季驱潮

区电热必须经常投入运行。正常运行时SFe应储能良好；操作SFe开关前必须检查机构储能良好。

7）运行中的SFe需要补气时，应先检验使用的气体是否符合新气标准，只有合格的SFe气体才

能补充开关内。SFe气体中水份的检测应专人负责，微水检测同期相同，微水检测标准应符合我国暂

行标准和《SFe绝缘变电站运行维修导则》之规定。SFe开关的年泄漏率不大于l%o

8）SFe开关开断额定电流达到15次，总开断次数3000次时，应进行临时性检修。

9）SFe开关投入运行前，必须做一次远方拉、合试验，试验时开关两侧刀闸应在断开位置。

10）开关运行中，其各部及辅助设备应处于良好工作状态。

11）做开关慢分、慢合试验时，开关必须不承受电压。

4.2.1.5小车式开关运行规定

4.2.2开关送电前的检查项目

4.2.2.1检查工作票全部收回，安全措施全部拆除。

4.2.2.2开关各部清洁、完整，周围无杂物。

4.2.2.3开关及引线无接地线和短路线，各接头牢固。

4.2.2.4开关不漏油、渗油，油位正常、油色透明。

4.2.2.5瓷套管、绝缘拉杆应清洁、无裂纹，无破损，无烧伤，无严重脏污及放电现象，法兰无裂

纹，不渗油。

4.2.2.6机械分、合闸位置指示器及开关拐臂位置正确，且与开关就地及远方位置相符，操作机构

正常。

4.2.2.7支持瓷瓶、断口瓷瓶及并联电容瓷瓶应完整、无破损及电晕放电现象。导线弛度正常，无

烧伤、断股及搭挂杂物，电缆头清洁，无渗油，母线排不变形，各种接点无过热现象。

4.2.2.8开关操作机构箱、室内外交直流分线箱、各种接线盒均密封严密。机构箱内各电气元件应

正常，工作状态应与要求一致。

4.2.2.9手车开关的一、二次插头接触良好，开关柜内部良好。

4.2.2.10开关相间绝缘隔板应完好。

4.2.2.11开关油（气体）压力在规定范围内。

4.2.2.12开关投运前拉、合闸试验良好。

4.2.2.13开关设备标志齐全完整，明显正确。

4.2.3开关运行中的检查

4.2.3.1开关固定遮栏完整，设备附近无影响安全的异物。

4.2.3.2开关各连接部分无松动过热现象。

4.2.3.3开关瓷套管无放电闪络现象。

4.2.3.4开关各部不漏油、渗油、漏气，油位、油色、指示正常。

4.2.3.5开关位置指示器、灯光正确，电磁机构良好。

4.2.3.6开关相间绝缘隔板及操作机构完好。

4.2.3.7开关无异音、异味。

4.2.3.8开关室内无潮汽，以防开关结露。

4.2.4开关事故跳闸后的检查

4.2.4.1开关气压是否正常，有无烟火及焦味。

4.2.4.2开关各部有无变形、过热现象。

4.2.4.3开关套管有无裂纹及其它异常情况。

4.2.5特殊天气的检查

4.2.5.1大风天气：检查220kV开关引线无剧烈摆动，上部无挂落物，周围无可能被刮起的杂物。

4.2.5.2雾雨天气：检查220kV开关各部有无电晕、放电及闪络现象。

4.2.5.3雪天：检查220kV开关各接头积雪有无明显融化，有无冰柱及放电闪络现象。

4.3互感器规定

4.3.1互感器运行规定

4.3.1.1电压互感器的一次工作电压最高不准超过额定电压的1.15倍，并按规定容量及准确度运

行。

4.3.1.2电压互感器二次回路不允许短路。

4.3.1.3电流互感器按一次额定电压、电流、额定容量及准确度运行，不允许过负荷。

4.3.1.4电流互感器二次严禁开路运行和装设熔丝，导线连接应在端子排上进行。

4.3.1.5互感器二次必须保护性接地，且接地点只能一点。

4.3.1.6互感器无异音，无异味和冒烟，无过热现象，且温度正常。

4.3.1.7高压电流、电压互感器绝缘电阻，一次侧用1000〜2500V摇表测定，其绝缘值不低于每千

伏1MQ；二次侧用500V摇表测定，其绝缘值不低于0.5MQ。

4.3.1.9新投入或大修后可能变动相别的电压互感器必须定相。

4.3.1.1035kV电压互感器可实现二次并列，但必须在一次并列情况下进行。

4.3.1.11电压互感器停电时，注意退出可能误动的继电保护及自动装置。

4.3.1.12一次没有保险器的电压互感器，当内部故障时，禁止用刀闸从带电母线上断开。

4.3.2互感器的检查

4.3.2.1互感器瓷件部分无裂纹及放电现象。

4.3.2.2充油互感器无漏油、渗油，油位、油色正常。

4.3.2.3互感器内部无异音和放电声。

4.3.2.4互感器一、二次接线牢固，无松动现象。

4.3.2.5电流互感器二次接地良好。

4.3.2.6电压互感器保险丝无脱落的危险。

4.3.2.7电压互感器一次中性点接地良好。

4.4母线、刀闸规定

4.4.1母线、刀闸运行规定

4.4.1.1母线、刀闸的允许温度为70℃,封闭母线最高允许温度为90℃,外壳最高允许温度为60℃,

母线接头允许温度不大于100℃。

4.4.1.2母线、引线的弛度及对各部位的距离应符合有关规程规定，不得有过负荷和断股、破股现

象。导体的连接应用金具固定，不得缠绕连接,导电部分接点温度不得超过70℃,温升不得超过45℃o

4.4.1.3110kV及以上母线、刀闸的对地绝缘用1000〜2500V摇表测定，其绝缘值不低于每千伏工

作电压1MQ。

4.4.1.4380V及以下母线、刀闸的对地绝缘用500V摇表测定，其绝缘值不低于0.5MQ。

4.4.1.5绝缘子每层瓷件的绝缘用2500V摇表测定，不应低于200兆欧。

4.4.1.6不同金属的连接点，可采用过渡金属连接板或金具，或铜上镀锡并用导电膏涂抹。室外铝

与铝连接应用导电膏或中性凡士林油密封防腐。

4.4.1.7除倒母线外，拉合刀闸，必须在开关断开的情况下进行。

4.4.2母线、刀闸投入前的检查

4.4.2.1母线、刀闸各部位应清洁无杂物，各接头牢固。

4.4.2.2刀闸的操作机构及辅助接点完好，并与实际位置相符。

4.4.2.3母线、刀闸的瓷瓶应清洁、无裂纹、破损。

4.4.2.4刀闸拉、合传动正确，操作应灵活，三相应相同，开闸角度应符规定，刀闸断开时，应保

持全开位置，合闸应保持三相接触严密，有一定压力。机构闭锁程序完整好用，与接地刀闸闭锁良

好。

4.4.2.5设备编号、标志应齐全正确。

4.4.2.6封闭母线各接头坚固，密封件无老化、破损现象，接地完好。

4.4.3母线、刀闸运行中的检查

4.4.3.1母线、刀闸的瓷瓶应清洁、无裂纹、破损和放电现象。

4.4.3.2母线、刀闸各部接头无松动、脱落及振动和过热现象。

4.4.3.3刀闸接触良好，无过热、放电现象。

5.4.3.4各连杆销子无断裂、脱落现象。

4.4.3.5开关场母线、刀闸无搭挂杂物。

4.4.3.6封闭母线无过热、异音、放电现象。

5.4.3.7室内照明、通风良好，无漏水现象。

4.5避雷和接地装置规定

4.5.1避雷装置运行规定

4.5.1.1避雷器的特性应与安装处的要求相适应，与被保护设备的距离符合要求。避雷器应垂直于

地面安装，对地距离不够的，四周设固定遮栏。

4.5.1.2每相避雷器应装设在线监测装置，在线监测仪的电流表指示正确，毫安表无抖动，氧化锌

避雷器在运行时的泄漏电流与原始初值相比单节增长超过20%时应上报生产部并加强监视；单节增

长超过30%必须退出运行进行分析。

4.5.1.3避雷器的引线应有足够的弛度，防止产生单侧拉力；避雷器拉紧瓷瓶拉力应均匀。

4.5.1.4避雷器、避雷针应有独立的集中接地网。

4.5.1.5避雷针保护范围合格，对各部的空间距离不小于5米，地下部分不小于3米；避雷针安装

牢固，倾斜度不超过1/200。

4.5.1.6避雷器投入前，其绝缘值不做规定，根据高压试验结果的交待决定。

4.5.1.7避雷器投入前，应检查其外壳清洁、无裂纹，接地良好，均压环完整，动作记录器应在零

位。

4.5.1.8接地装置地上部分的连接线，圆钢直径不小于10毫米，扁钢截面不小于48平方毫米，地

下部分的连接线，圆钢直径不小于12毫米，扁钢截面不小于48平方毫米。

4.5.1.9每年对变电所接地引下线应进行导通试验，并根据检查结果对接地网进行开挖检查，主网

接地电阻WO.5Q、避雷针接地电阻W10Q。

4.5.2避雷装置的检查

4.5.2.1避雷器的瓷套管无裂纹和放电现象。

4.5.2.2避雷器的连接引线及接地线牢固完好，无松动脱落现象。

4.5.2.3掌握避雷器动作记录的数值，并做好记录。

4.5.2.4雷雨后检查各部有无损坏及放电痕迹，并记录动作情况。

4.5.2.5雷雨时禁止在避雷器的接地线上或遮栏内工作。

4.6电容器规定

4.6.1电容器运行规定

4.6.1.1XX电容器XXXXX并联可调电容器，供选择的最大容量为XXXXKvar（分接头在X档），另外X

个可选电容量分别为XXXKvar（分接头在X档）、XXXKvar（分接头在X档）。电容器应按额定电压、

电流和额定容量运行，正常工作电压不得超过其额定电压的105%,当其运行工作电压达到其工作电

压的110%应停止运行。

4.6.1.2电容器投入运行前必须经绝缘电阻测定合格。电容器绝缘电阻用2500V摇表测定，其对地

绝缘值不低于2000MQ。

4.6.1.3测量电容器绝缘电阻，必须戴好绝缘手套，测量前必须很好地对地放电，测量时一定要使

摇表在额定转数下，再将摇表的测量线触及和脱离设备，以免损坏摇表。测量时间不得低于1分钟。

4.6.1.4装拆电容器熔断器时，电容器刀闸必须在开位，且电容器已放电。

4.6.1.5电容器箱壁温度最高不得超过65℃,温升不超过25℃。

4.6.1.6电容器停电作业时，必须使用绝缘工具将电容器端子及外壳首先短路接地，进行人工放电，

经验电确认无电压后方可进行工作。

4.6.1.7电容器在运行中三相不平衡电流不超过5%o

4.6.1.8电容器开关跳闸后，不准进行强送电，如急需送电必须等5分钟后查明原因再送电。

4.6.1.9全所停电后必须将电容器开关拉开。

4.6.1.10备用的电容器组，视为带电设备，不得进入围栏内，以免触电。

4.6.1.11定期对集合式电容器油箱内的绝缘油进行耐压试验。

4.6.1.12严重漏油的电容器应停止使用。

4.7电缆规定

4.7.1电缆运行规定

4.7.1.1电力电缆的工作电压不应超过额定电压的1.15倍运行，负荷电流不得超过额定电流运行。

电缆原则上不允许过负荷运行，但在事故或紧急情况下允许连续过负荷15%运行1小时、10%运行2

小时，过负荷间隔时间不应低于12小时。

4.7.1.2电缆表面最高温度在气温15℃时不宜超过45℃。

4.7.1.3动力电缆与控制电缆不能在同一电缆沟内放置。

4.7.1.4电缆沟应清洁不应积水，无冻鼓、歪斜剥裂并无倾倒，端子箱、电缆层入口应封闭。

4.7.1.5电缆构架倾斜度不超过1/200,部件、螺丝完好。

4.7.1.6测量电缆绝缘时，工作前必须验明电缆确无电，并对电缆放电5分钟。10Kv及以上电缆绝

缘用1000~2500V摇表测定，其绝缘值不低于每千伏工作电压1MQ；380V及以下电缆绝缘用500V

摇表测定，其绝缘值不低于0.5MQ。电姆辘测理司不f奸1分钟。

4.7.2电缆的正常检查

4.7.2.1电缆外皮无损伤，接地良好。

4.7.2.2电缆及电缆头无漏油、过热现象。

4.7.2.3电缆沟无积水、积灰、无腐蚀电缆及易燃等杂物，盖板齐全。

4.7.2.4电缆支架完好，防火措施完善。

4.7.2.5电缆上无任何物体，无任何压、挤、砸、受热、受振动危险。

4.7.3电缆的特殊检查

4.7.3.1大雪天：检查室外电缆上的落雪不应溶化或结冰溜。

4.7.3.2过负荷：检查电缆头、铜鼻子接触紧固，无松动及过热、变色现象，外皮温度不超过规定

值。

4.7.3.3系统发生短路后，检查电缆外皮无膨胀现象。

4.7.3.4电缆接头箱密闭完好。

4.8熔断器规定

4.8.1熔断器应按照额定电压、电流和遮断容量使用，熔件应有绝缘套或罩并接触良好，熔断器容

量合格，接触良好，安装正确。

4.8.2变压器高压侧熔丝应按变压器高压侧额定电流的2-2.5倍选择。

4.8.3交流回路的熔丝电流按其保护设备额定电流的1.2倍、电动机按额定电流的2-2.5倍。

4.8.4开关合闸线圈的主直流回路熔丝为开关合闸电流的40%«

4.8.5直流盘总回路熔丝为开关最大合闸电流的1.2倍。

4.8.6电压互感器高压侧熔丝的额定电流一般为0.5A,低压侧熔断器的标称电流等于额定电流（最

大容量考虑）。

4.8.7仪表电压回路的熔丝为1〜3A。

4.8.8各种容量的熔断器应有足够的备品。

4.9直流设备规定

4.9.1直流设备运行规定

4.9.1.1两组蓄电池直流系统采用两段单母线接线。

4.9.1.2正常方式下，#1蓄电池及充电装置I带I段直流母线浮充电运行，#2蓄电池及充电装置H

带II段直流母线浮充电运行，两段母线间设有联络开关。

4.9.1.3蓄电池技术规范

表19蓄电池技术规范

型号容量额定电压单瓶电压组数瓶数

DJ200200Ah220V2V2104

4.9.1.4蓄电池应经常保持在10℃〜30℃之间温度,最高不应超过35℃,最低不得低于5℃,最佳

工作温度为15℃~25℃o

直流母线、小母线绝缘电阻用500V摇表测量不低于20MQ。

4.9.1.5全部直流系统（不包括蓄电池）绝缘电阻值不应低于0.5MQ。

4.9.1.6蓄电池绝缘电阻需要用高内阻表计测量，其值不应低于0.2MQ。

充电装置绝缘电阻用500V摇表测量不低于10MQo

4.9.2蓄电池的检查

4.9.2.1蓄电池温度正常，室内通风、照明良好，门窗严密完整，墙上无脱落物，消防器材齐全。

根据实际情况填写。

4.9.2.2蓄电池瓶各接头、连线无松动过热、腐蚀现象，瓶体和支持子完整、无裂纹。

4.9.2.3蓄电池电解液液面高于极板10mm〜15mm,沉淀物距极板下部10mm以上。

4.9.2.4蓄电池极板无弯曲、短路、硫化现象，隔板物完整、无脱落。

4.9.2.5蓄电池电压、比重、温度合格。

4.9.2.6蓄电池充电装置在浮充状态，运行正常。

4.9.2.7蓄电池充电流应正常。

4.9.3充电器装置的检查根据实际情况填写。

4.9.3.1充电器装置电流、电压指示正常，各信号灯指示正常。

4.9.3.2各调节装置使用灵活、方向正确。

4.9.3.3整流变压器声音正常，无异音，周围环境清洁。

4.9.3.4各电阻、电容运行正常，无过热烧损现象。

4.9.3.5各继电器及控制装置完好。

4.9.3.6整流元件表面温度正常，无过热烧损现象。

4.9.3.7各开关、刀闸、熔断器、母线、电缆、连接导线等接触良好，无松动过热现象。

4.9.3在蓄电池室内进行焊接或用火的工作，必须遵守下列各项：

4.9.3.1停止向蓄电池充电后，经两小时通风。

4.9.3.2火焊时室内必须连续通风。

4.9.3.3用石棉板将焊接处同其他设备隔离开。

4.9.3.4蓄电池在充放电过程中，严禁明火。

4.10电抗器规定

4.10.1电抗器的运行要求

4.10.1.1电抗器的运行应按铭牌规范的要求进行，运行中电压不得超过额定电压的10%,工作电流

不应大于额定电流，当环境温度超过35℃时，其工作电流应低于额定电流。

4.10.1.2夏天室温过高时，应加强通风或减少负荷。

4.10.1.3分裂电抗器一般不得单臂运行，为了保证母线电压质量，两臂中电流方向相反，大小尽量

一致。

4.10.2电抗器正常巡视检查项目

4.10.2.1电抗器个接头是否接触良好，有无过热现象。

4.10.2.2电抗器周围是否清洁无杂物，无磁性物体。

4.10.2.3电抗器支持瓷瓶是否清洁无裂纹，安装是否牢固。

4.10.2.4电抗器室内空气是否流通，有无漏水，门栅关闭是否良好。

4.10.2.5注意振动和噪声。

5防误装置

5.1防误装置功能

5.1.1防止误分、误合开关。

5.1.2防止带负荷拉合刀闸。

5.1.3防止带电挂地线或合接地刀闸。

5.1.4防止带接地线或接地刀闸送电。

5.1.5防止误入带电间隔。

5.2防误装置运行规定

5.2.1凡有可能引起误操作的高压电气设备均应装设防误装置，防误装置的性能应符合要求。

5.2.2HOKv开关场防误装置为XXX生产的“微机五防闭锁装置”系统；手车式开关在“工作位置”

时，与本单元接地刀闸有“机械闭锁”功能。

5.2.3程序锁闭锁装置必须安全可靠，必须正常投入运行。

5.2.4程序锁闭锁装置存在的缺陷，要由风电场防误闭锁专责人负责，限期整改。

5.2.5使用程序锁万能钥匙时，必须经值班长同意，场长（专工）批准，并做好记录。

5.3防误装置失灵处理

5.3.1运行人员在正常操作中，发现程序锁闭锁失灵，操作人和监护人应再次详细检查设备（含微机

操作系统），并核对设备位置、名称、标志是否正确无误。

5.3.2由监护人向值班长汇报，得到值班长许可后方可使用万用钥匙。

6设备巡视检查

6.1巡视检查周期

6.1.1风电机组及箱式变压器运行时，应每4天至少对设备巡视一次。

6.1.2HOKv开关场及低压室、35Kv配电室设备，每日10时、20时各巡视检查一次。

6.1.3HOKv开关场及低压室、35Kv配电室设备，在交接班前必须巡视检查一次。

6.1.4电缆沟、井、架及电缆段，每季第二个月20日前及“春、秋检”时全面检查一次。

6.2巡视检查要求

6.2.1巡视检查必须由能独立值班的值班人员担任。

6.2.2应按规定的时间、项目、内容及所定的巡视检查路线对设备进行巡视检查，特殊情况需做特

殊检查。

6.2.3巡视检查应做到“四到”即：看、听、摸、嗅。严格遵守《电业安全工作规程》的有关规定，

及时、细致地对所辖设备进行检查，掌握设备运行状况。

6.2.4巡视检查时不得从事检修维护工作。

6.2.5在巡视检查过程中，如设备发生异常，应立即按本岗位职责进行事故处理。

6.2.6在巡视检查过程中，如发现一般缺陷，可在检查任务完