风力发电技术监督培训课件.ppt

1、风电场技术监督培训鄯善风电场 马开科,课程内容： 1、电力技术监督的定义 2、电力技术监督的内容 3、风电场各技术监督专业内容,电力技术监督的定义,电力技术监督，就是对电力系统内部的发供电设备及其运行状况进行监测和管理，掌握其运行性能和变化规律，进而指导生产，并反馈到设计、制造部门，以提高产品质量。在电力生产的全过程中，严格执行技术监督制度是保障电厂、电网安全经济运行、向用户提供优质电能的基础。反之，任何细节上的差池或疏忽都可能导致违背技术标准及操作规程，酿成大祸。不但造成电力生产人员或设备的损失，还有可能殃及社会。另外，通过对电力技术监督报告的分析，还能为电力管理、生产、营销部门的科学决策提

2、供重要依据。,电力技术监督的内容,随着电力事业的不断发展和电力技术水平的日益提高，对电力设备技术监督的范围、内容和工作要求越来越多、越来越高。国家已将电力技术监督的范围扩大为电能质量、金属、化学、绝缘、热工、电测、环保、继电保护、节能等9个方面，并且要求实行从工程设计、设备选型、监造、安装、调试、试生产及运行、检修、停(备)用，技术改造等电力建设与电力生产全过程的技术监督。根据电网技术水平和运行状况的实际，根据新技术、新设备的使用，为不断适应电网的发展，适应现代化安全生产管理的要求，实现安全生产要求与技术监督内容动态管理的有机结合，一些省级技术监督部门又陆续把励磁技术监督、锅炉技术监督和汽机技

3、术监督加了进来，形成了现在比较规范的12项技术监督。,电力技术监督的内容,根据中电投风力发电场技术监督规程规定：风电场技术监督共分为绝缘监督、继电保护监督、电测监督、电能质量监督、节能监督、金属监督、化学监督、监控自动化监督、风力发电机组技术监督、风机发电场基础监督、风电场环保技术监督11个方面的内容,风电场各技术监督专业内容,一、绝缘技术监督 绝缘监督内容包括：风力发电机组、变压器、互感器、 高压开关设备、气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)、无功补偿装置、氧化物避雷器、设备外绝缘防污闪接地装置、电力电缆、架空线路、母线；绝缘监督人员作业时应使用满足安全要求的防护设备及工具，绝缘监督试验设备应

4、完好，相关仪器仪表校验需在有效期内，监督结果记录要齐全完善,风电场各技术监督专业内容,相关要求： 1.风力发电机组的绝缘技术监督人员针对运行中的风力发电机组应重点监督检查是否存在异常噪音、异常温度、异常气味、电缆损坏或破裂或绝缘老化等现象，若存在上述现象应及时处理，另外应组织或参与事故分析工作，制定反事故措施，并做好统计上报工作。 2.发电机预防性试验项目、周期、要求应符合DL/T 596要求，其中定子绕组的绝缘电阻不小于正常测试值的1/3、定子绕组直流电阻与初次测量值比较，相差不得大于最小值的1.5%、转子绕组绝缘电阻常温下不小于0.5M、转子绕组直流电阻与初次测量值比较，相差不超过2%、变

5、流器绝缘电阻不小于1M、环境监测设备和集电环绝缘电阻不小于0.5M。,风电场各技术监督专业内容,3.运行中的变压器应重点监督检查是否存在接地电流超过规定值（100mA）、油色谱分析结果异常、瓦斯保护信号动作、瓦斯保护动作跳闸、变压器异常声音及异常振动、油温超过规定值、遭受近区突发短路跳闸，若存在上述现象应及时处理，另外应组织或参与事故分析工作，制定反事故措施，并做好统计上报工作。 4.运行中的互感器应重点监督检查是否存在套管表面存在放电现象、互感器渗漏油、膨胀器变形或漏油、内部异常声音及异味、互感器本体或引线端子严重过热、高压熔断器熔断等现象，若存在上述现象应及时处理，另外应组织或参与事故分析

6、工作，制定反事故措施，并做好统计上报工作。,风电场各技术监督专业内容,5.高压开关设备应重点监督检查是否存在SF6断路器分合闸位置异常、SF6断路器灭弧室触头存在碎裂、SF6断路器液压（气动）机构分合闸的阀针松动或变形、隔离开关绝缘子存在裂痕及放电异声、隔离开关法兰开裂及锈蚀等现象；隔离开关主接触面无过热、烧伤痕迹，镀银层无脱落现象，弹簧无锈蚀、分流现象，导电臂无锈蚀起层现象，接线板应无变形、无开裂、镀层完好；接线座、转动灵活、接触可靠，传动部件应无变形、无锈蚀、无严重磨损，水平连杆端应密封，内部无积水。 6.GIS应重点监督检查是否存在异常声音、异常气味、套管损伤或出现裂纹、套管存在放电、断

7、路器动作计数器指示异常、避雷器在线检测仪指示异常、外部接线端子过热、存在漏油等现象,风电场各技术监督专业内容,7.无功补偿装置应重点监督检查是否存在瓷绝缘破损或裂纹、母线及引线设备连接处温度过热、接地引线腐蚀、油电抗器存在渗漏油、避雷器损坏等。 8.氧化物避雷器应重点监督检查是否存在绝缘瓷绝缘破损、裂纹或电蚀痕迹、泄露电流及放电计数数值指示异常等。 9.设备外绝缘防污闪应重点监督检查是否存在外绝缘破损或裂纹、外绝缘存在放电痕迹、RTV涂层出现起皮、龟裂或脱落等。 10.接地装置应重点监督检查是否存在接地网开断、松脱、腐蚀等。 11.与架空线连接的电缆和终端头不完整、备用排管（如有）无断裂现象、

8、外护套破损，压力箱失压等现象塔桶内的电缆，要仔细检查其受扭端以及其他固定（绑扎）处，确保外观无开裂以及严重变形等异常情况；运行期间，可以用红外等手段来测试电缆不同部位的温度，有明显温度异常的要进行记录；5.10.1.3 电缆沟内敷设电缆的标识应清晰、完整，露出地面的电缆终端应完好。,风电场各技术监督专业内容,12.场内架空线路是否存在导线、地线锈蚀、断股、损伤或灼伤、线路弧垂及交叉跨越距离变化、架空线路绝缘子钢帽及钢脚腐蚀、锁紧销锈蚀或脱位或脱落、绝缘子硫化硅橡胶涂层龟裂、粉化、脱落、塔杆基础裂纹及防洪措施出现坍塌或损坏等现象。金具有无变形、裂纹、锌层脱落、磨损严重情况，若需要可进行更换；检查

9、金具间隔棒线夹紧固件应连接牢固，橡胶垫应无明显外观磨损损伤。如需要，可以用红外线热像仪检查导线接续金具和耐张线夹的温升，当温度达到90或温升超过40K时，需查明原因并现场进行处理。5.11.1.5 检查架空线路塔杆无倾斜、横担无弯扭，架空线路塔杆的紧固部件应无松动，外露部件应无锈蚀、无损坏，塔杆部件无缺件现象；检查架空线路塔杆基础无裂纹、防洪措施无坍塌和损坏，接地连接牢固；架空线路塔杆上应无危及运行的鸟巢和异物。,风电场各技术监督专业内容,13.母线应重点监督检查是否存在封闭金属母线温度及温升超标、绝缘子不密封、绝缘子上出现积灰等现象，若存在上述现象应及时处理，另外应组织或参与事故分析工作，制

10、定反事故措施，并做好统计上报工作。,风电场各技术监督专业内容,二、继电保护监督 继电保护监督包括继电保护运行阶段的监督、继电保护装置检验周期及内容、继电保护现场检验技术监督、继电保护定值和程序管理技术监督、继电保护监督技术文件、风力发电机组继电保护技术监督，检验结果记录要齐全完善。 相关要求： 1.对继电保护装置整定值和压板应每年核查一次。 2。核查设备母线运行日常记录，记录应完整、清晰且至少具有2级以上人员签名确认。 3.核查数字式继电保护装置室内最大相对湿度不应超过75%，应防止灰尘和不良气体侵入。数字式继电保护装置室内环境温度应在530范围内，若超过此范围应装设空调。,风电场各技术监督专

11、业内容,4.核查数字式保护等设备软件版本的管理工作记录，记录中应至少包括防止因各类计算机病毒危及设备而造成数字式保护不正确动作和误整定、误试验要求及具体记录内容，记录应清晰、完整且至少有2级以上人员签名确认。 5.核查继电保护的微机试验装置的检验、管理与防病毒工作记录，若出现因试验设备性能、特性不良而引起对保护装置的误整定、误试验情况需有详细说明记录，记录应清晰、完整且至少有2级以上人员签名确认。 6.核查光纤通道或阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度文件，文件中至少应说明责任制及如何消除消除检修管理的死区的管理办法。,风电场各技术监督专业内容,7.核查本单位继电保护接地系统和抗

12、干扰措施应处于良好状态。 8.核查气体继电器的整定动作情况。现场大型变压器气体继电器备品记录，记录应清晰、完整且至少有2级以上人员签名确认。 9.母线差动保护停用时，应尽量避免倒闸操作，母线差动保护检修时，应充分考虑异常气象条件的影响，在保证质量的前提下，合理安排检修作业程序，尽可能缩短母线差动保护的检修时间。 10.核查新投产的风力发电机组的发电机、变压器、母线、线路等保护应编写启动方案呈报有关主管部门审批，做好事故预想，并采取防止保护不正确动作的有效措施的记录。 11.检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施恢复情况，防止电压二次回路（特别是开口三角形回路）短路、电流二次回路（特别是备用的

13、二次回路）开路和不符合运行要求的接地点的现象。,风电场各技术监督专业内容,12.核查对运行中的保护装置及自动装置的外部接线改动程序的记录，改动程序应满足以下要求： 1) 先在原图上作好修改，经主管技术领导批准。 2) 按图施工，不允许凭记忆工作；拆动二次回路时必须逐一作好记录，恢复时严格核对。 3) 改完后，应作相应的逻辑回路整组试验，确认回路、极性及整定值完全正确，然后交由值班运行人员确认后再申请投入运行。 4) 完成工作后，应立即通知现场与主管继电保护部门修改图纸，工作负责人在现场修改图上签字，没有修改的原图应要求作废。,风电场各技术监督专业内容,13.在一次设备进行操作或电压互感器并列时

14、，应采取防止距离保护失压，以及变压器差动保护和低阻抗保护误动的有效措施。 14.在运行发电机、母线、变压器和线路的保护上进行定值修改前，应认真考虑防止保护不正确动作的有效措施，并做好事故预想和防范措施。在实施过程中要特别注意现场设备的安全性。 15.核查保护信息远传的管理，禁止远程修改数字式保护的软件、整定值和配置文件。同时还应注意防止干扰经由数字式保护的通讯接口侵入措施的记录文件，文件应清晰、完整且至少有2级以上人员签名确认；现场核查发电机出口电压互感器一次侧的熔断器定期更换记录，记录应清晰完整且至少有2级以上人员签名确认。,风电场各技术监督专业内容,16.核查数字式保护装置的电源板（或模件

15、）更换记录，记录应清晰、完整且至少有2级以上人员签名确认。 17.核查蓄电池组的运行管理和维护记录，记录中应详细说明如何严格控制浮充电控制方法和运行参数及如何进行定期校核对性放电试验，记录应清晰、完整且至少有2级以上人员签名确认。 18.检验前应确认相关资料齐全准确，资料至少应包括： （1）装置的原理接线图(设计图)及与之相符合的二次回路安装图； （2）电缆敷设图，电缆编号图，断路器操作机构图； （3）电流、电压互感器端子箱图及二次回路分线箱图等全部图纸； （4）成套保护装置的技术说明及开关操作机构说明，电流、电压互感 器的出厂试验书。,风电场各技术监督专业内容,19.继电保护周期应按照DL/

16、T 995规定的周期、项目及各级主管部门批准的标准化作业指导书的内容进行。 20.应对保护装置作拉合直流电源的试验，在此过程中不得出现有误动作或误发信号的情况。 21.对于新投入、大修后或改动了二次回路的差动保护，投运前应测六角图及差回路的不平衡电流，以确认二次极性及接线正确无误。变压器由第一侧投入系统时，必须将差动保护投入跳闸，变压器充电良好后停用，然后变压器带上部分负荷，测六角图，同时测差回路的不平衡电流，证实二次接线及极性正确无误后，才再将保护投入跳闸，在上述各种情况中，变压器的重瓦斯保护均应投人跳闸。 22.所有试验仪表、测试仪器等均应按使用说明书的要求做好相应的接地(在被测保护屏的接

17、地点)，之后才能接通电源；注意与引入被测电流电压的接地关系，避免将输入的被测电流或电压短路；只有当所有电源断开后，才能将接地点断开。,风电场各技术监督专业内容,23.多套保护回路共用一组电流互感器，停用其中一套保护进行试验时，或者与其它保护有关联的某一套进行试验时，应特别注意做好其它保护的安全措施，例如将相关的电流回路短接、将接到外部的触点全部断开等。 24.继电保护的定值整定记录及根据所在电网定期提供的系统阻抗值及时校核定值记录，记录应完整且必须有2级以上人员签字确认,核对检验报告与定值单一致、核对定值单与设备设定值一致、核对设备参数设定值符合现场实际运行情况。 25.风力发电场对本场装置软

18、件版本统一管理文件及微机继电保护装置档案，档案中应记录各装置的软件版本、校验码和程序形成时间，并网风力发电场涉及电网安全的母线、线路和断路器失灵等微机保护装置的软件版本；一条线路两端的同一型号微机纵联保护的软件版本需相同。,风电场各技术监督专业内容,26.风电场内定值通知单应符合以下要求： （1）现场数字式继电保护装置定值的变更记录，应按风电场内定值通 知单的要求执行，并依照规定日期完成； （2）旁路与被代线路的电流互感器变比相同时，旁路数字式继电保护 装置各段定值与被代线路保护装置各段定值应相同； （3）风电场内定值通知单记录中的控制字是否按要求给出具体 数值； （4）风电场内定值通知单需有

19、计算人、审核人和批准人签字。核 查风电场内定值通知单记录应按年度编号，注明签发日期、限定执行日期和作废的定值通知单号等，核查无效的定值通知单上加盖“作废”章；,风电场各技术监督专业内容,（5）风电场内定值通知单需一式4 份，其中下发定值通知单的继电 保护机构自存1份、调度1份、风电场2份(现场及继电保护专业各1份)； （6）线路保护的定值变更单应由调度人员和现场运行人员应在 各自的定值通知单上签字和注明执行时间； （7）微机继电保护软件版本、定值回执单日期应在微机继电保护装置 投产1周内，下发各单位。,风电场各技术监督专业内容,27.继电保护监督技术文件至少应包括： （1）竣工原理图、安装图、

20、设计说明、电缆清册等设计资料； （2）制造商提供的装置说明书、保护柜（屏）电路原理图、装置电路原理 图、故障检测手册、合格证明和出厂试验报告等技术文件； （3）新安装检验报告和验收报告； （4）微机继电保护装置定值通知单； （5）制造商提供的软件逻辑框图和有效软件版本说明； （6）微机继电保护装置的专用检验规程或制造商保护装置调试大纲。 28.风力发电机组继电保护记录文件，针对异常情况应详细记录其产生的原因、处理办法、预防措施，记录应清晰、完整且至少有2级以上人员签字确认。,风电场各技术监督专业内容,三、电测技术监督 电测技术监督范围主要包括： （1）电工测量直流仪器 （2）电测量指示仪器仪表

21、 （3）电测量数字仪器仪表 （4）电测量记录仪器仪表 （5）电能表 （6）电能计量装置； （7）电流互感器、电压互感器 （8）电测量变送器 （9）交流采样测量装置 （10）电测量系统二次回路 （11）电测计量标准装置 （12）电能量计量系统 （13）电试类测量仪器,风电场各技术监督专业内容,相关要求： 1.贸易结算用关口电能表、关口计量用电压互感器、电流互感器应经由法定或授权计量机构提供的计量合格证书，计量合格证书应在有效期。 2.电力互感器的检定证书有效期，应满足电磁式电压互感器、电流互感器的检定/校准证书在有效期内，且证书有效期不能超过10年，电容式电压互感器检定证书在有效期内，且证书有效

22、期不能超过4年。 3.电能表的检定证书应在有效期内，且证书有效期不能超过5年。 4.电测量变送器检定/校准证书应在有效期内，且证书有效期不能超过3年。 5.交流采样测量装置的检定/校准证书应在有效期内，且证书有效期不能超过3年6.安装式交直流模拟指示或数字显示电测量仪器检定证书应在有效期内，温度、发电量的模拟指示或数字显示电测量表检定证书有效期不能超过1年，其余检定证书有效期不能超过4年。,风电场各技术监督专业内容,7.风力发电机组附属相关电测仪表应结合机组检修进行周期检验。绝缘电阻表、接地电阻表、万用表、钳形表以及电能质量检测设备等的检定/校准证书应在有效期内。 8.所有计量证书及原始测试数

23、据（报告）至少应保存两个以上完整周期，所有计量合格标签应完整、清晰。 9.出现贸易结算用关口电能计量装置不符合涉及规程的技术要求或现场检验结果不满足规程要求，电能表不能满足风力发电场内技术经济指标核算和电量平衡计算要求时应进行技术改造。,风电场各技术监督专业内容,四、电能质量监督 电能质量技术监督内容包括：电网适应性、有功功率(频率)和无功功率(电压)控制、电能质量检测设备、电压波动和闪变、风电场电压谐波和谐波电流等。 相关要求： 1.当风电场并网点电压在标称电压的90110之间时，风力发电机组应能正常运行；当风电场并网点电压超过标称电压的110时，需对风电场的运行状态进行记录，记录应清晰完整

24、且至少有2级以上人员签名确认。 2.风电场并网点的闪变值、谐波值、三相电压不平衡度数据监测记录应符合要求，对于不符合要求的应详细记录，记录中应有针对发生此类问题的原因分析及类似问题防控管理办法。,风电场各技术监督专业内容,3.风电场运行频率范围应符合规定要求（49.5Hz50.2Hz）对于异常频率情况应有详细记录，记录中应含有引起异常的原因及处理办法，相关记录应清晰、完整且有2级以上人员签字确认。 4.风电场应具有低电压穿越测试报告，若出现风力发电机组更换情况应重新提交低电压穿越测试报告。 5.风电场应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力；能够接收并自动执行调度部门下达的有功功率控制指令

25、，实现有功功率的连续平滑调节。 6.风电场有功功率变化记录文件，记录文件中有功功率变化至少应包括1min有功功率变化和10min有功功率变化。对于30150MW的风电场，10min有功功率变化最大限值为装机容量/3，1min有功功率变化最大限值为装机容量/10。,风电场各技术监督专业内容,7.在电网紧急情况下，风电场应根据电网调度部门的指令来控制其输出的有功功率记录，记录应清晰、完整，应详细记录发生时间及相关波形图。 8.风电场应配置风电功率预测系统，预测系统记录应具有072h短期风电功率预测以及15min4h超短期风电功率预测功能。 9.风电场无功功率调节装置应包括风力发电机组（变流器）和无

26、功补偿装置，风电场安装的风力发电机组应满足功率因数在超前0.95滞后0.95的范围内动态可调；仅靠风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应加装适量无功补偿装置。 10.对于直接接入公共电网的风电场容性无功容量除能够补偿风电场满发时汇集线路、主变压器的感性无功损耗外，还要能够补偿风电场满发时送出线路一半的感性无功损耗；感性无功容量能够补偿风电场送出线路一半的充电无功功率；,风电场各技术监督专业内容,11.风电场在并网点引起的电压变动d（%），应满足下表要求,风电场各技术监督专业内容,12.与风力发电场连接侧的电压谐波应参照下表谐波允许值的50,风电场各技术监督专业内容,13.具备电能双向

27、流动的能力，对电网的安全性不应造成影响，向电网注入的电流谐波应小于下列两表谐波允许值的50,风电场各技术监督专业内容,风电场各技术监督专业内容,五、节能监督 节能监督内容包括发电设备电能量损失、线路电能量损失、变电设备电能量损失。 相关要求： 1.针对风力发电场全年发电量及入网电量进行统计后计算出风力发电机组自身设备能量损耗率，相关计算如公式(1)所示： A=（W1-E1）/W1*100% A能量损失百分比 W1风力发电机组输出功率（年发电量） E1风力发电机组入网口输出功率（集电线路的电路表测的）入电网的电量） 发电设备能量损失数据应完整记录在监督报告中。,风电场各技术监督专业内容,2.针对

28、风力发电场线路电能量损失，计算公式参照以下公式进行： RS送出线损率 Eg统计周期内风电场出口处的电量，从风电场升压器高压侧电能表读取，如上网关口电能表装设在风电场出口处，则Eg同上网电量Eout，此时Rs=0 Eout统计周期内风电场的上网电量 Ep统计周期内风电场的发电量电能量损失,风电场各技术监督专业内容,3.变电设备电能量损失 从收集到的变压器输入/输出数据分析计算变压器的效率。一年春、夏、秋、冬四季中4个典型日的变压器全天输入/输出曲线，记录参见下表所示：,风电场各技术监督专业内容,根据数据，绘制变压器4个典型日的全功率范围效率曲线，并计算4个典型日变压器的效率现场测试变压器的加权效

29、率：从早到晚在不同负载率时测试变压器的输入/输出功率，同时测试风速、温度。计算变压器的效率，最后将数据与厂家标称值对比,风电场各技术监督专业内容,六、金属监督 金属监督内容包括：风电设备材料及焊接质量技术监督、风电场运行维护金属技术监督，技术监督档案，记录。 相关要求： 1.风电设备材料及焊接质量技术监督方面，金属部件（备品、备件）应有相应的材料质量保证书（或合格证书）和检验报告，保证书应标明相应标准规定的材料牌号、化学成分、力学性能、冲击吸收功、弯曲性能和金相等相关要求，检验报告应包含材料的化学成分、力学性能、冲击吸收功、弯曲性能和金相等相关数据。对有热处理和无损检测要求的部件，应随产品提供

30、热处理和无损检测报告。 2.若发生材料代用情况则应当选择与原材料性能相当或优者，并履行相应的审批手续。对代用情况应做好记录并存档，同时应在相应的图纸、资料上注明。,风电场各技术监督专业内容,3.风电场应建立严格的金属备品备件、焊接材料质量验收、保管和领用制度，并应设置专人负责此项工作，现场记录应清晰、完整且至少有2级以上签字确认。 4.备品、备件入库前外观、尺寸和质量验收记录，外观和尺寸验收不合格时不准入库，并退货；无材料质量保证书（或合格证书）时，材料质量保证书（或合格证书）有问题（或检验项目不全）时，对材料质量有怀疑时，应进行资料补充或补充检验合格后，方可入库。 5.受监范围内的金属备品、

31、备件应分类挂牌明确标识存放，并防止发生腐蚀、变形、损伤。 6.风力发电机组运行（包括试运行）记录，听到异常响声、异常噪声、或发生叶片断裂等情况时，应具有立即停机检查记录，记录中应有异常情况原因分析和处理办法及后续预防措施，记录应清晰、完整，且至少有2级以上人员签名确认。,风电场各技术监督专业内容,7.高强螺栓力矩检查人员资质证书，资质证书应在有效期内。 8.应按规定周期，重点加强对塔架、机舱重要螺栓预紧力矩的检查记录；风电场在风机经历设计极限风速80%工况后，或在风力机遭受其它非正常受力工况（例如：地震等）后，应检查风电场中所有的风力发电机组，对基础环焊缝进行100%的目视检查无裂纹，对基础环

32、螺栓抽查10%进行紧固力矩检查记录，记录应清晰、完整且至少有2级以上人员签字确认。 9.风力发电机组金属监督范围内的部件，在运行期间应做好定期检查和维护工作的记录。 10.对于主要零部件需要定期进行疲劳裂纹检验，防止发生疲劳断裂等恶性事故，金属疲劳检验周期为半年一次。采用目视的方法检查主要零部件和焊缝的疲劳裂纹，如有可疑裂纹，可采用磁粉、超声波探伤方法检测。对于检查出的裂纹应及时进行裂纹修复工作，防止裂纹扩展。,风电场各技术监督专业内容,七、化学监督 化学监督内容包括：绝缘油监督、齿轮箱润滑油监督、液压油监督、轴承润滑油脂监督、冷却液监督、六氟化硫监督、基础管理监督。 相关要求： 1.绝缘油运

33、输和贮存容器应清洁并适于防止任何污染。每一批交付的油品应附有一份生产商提供的文件，文件至少包括：生产商名称、油品类别、合格证。如有要求，生产商应说明所添加的任何添加剂的类型和含量。 2.运行中的变压器绝缘油及断路器绝缘油应满足DL/T 596规定要求。变压器绝缘油常规检验周期及检验项目参见DL/T 596 条款13.1要求的变压器油中溶解气体分析和判断。110kV及以上主变压器及高抗投运1年后、大修滤油前应进行糠醛含量分析；当设备异常，怀疑伤及固体绝缘时，应进行油中糠醛含量分析。,风电场各技术监督专业内容,3.风力发电机组设计、生产和齿轮箱生产厂家应向风力发电场用户提供齿轮箱系统正常工作的润滑

34、油品质要求及其维护、监督内容等资料，资料应清晰、完整。 4.新油应按GB 5903标准或风力发电场与选定油品供应商协商的技术指标进行复检验收。验收指标至少包括：外观、黏度指数、清洁度、水分、酸值指标。 5.齿轮油运行阶段监督主要任务是进行机组运行期间油的定期检验、监督，报告异常检测数据并跟踪检测，组织、参加化学监督网络会议，对有关问题进行分析讨论，协助电气、机务进行油的数据异常及其设备、系统的处理并记录处理结果 6.新建、检修后润滑油系统中的各部位进行彻底的清洗记录，记录中至少包括对油系统进行大面积的油循环清洗，在大流量清洗过程中，应按一定时间间隔从系统取油样进行油的洁净度（颗粒污染度）分析，

35、直到冲洗油的洁净度达到NAS1638分级标准中的6级要求，记录应清晰完整且具有2级以上人员签名确认。,风电场各技术监督专业内容,7.新油加入齿轮箱前应进行过滤、注油、补充油、循环过滤、清除杂质、清洗滤芯记录，记录应清晰完整且具有2级以上人员签名确认。 8.齿轮箱油的温度检查记录记录中应包括当油池温度在1小时连续运行中超过运行规程规定温度达10min时，应停机检查，在寒冷工况下，油池油温必须高出润滑油点5以上，油液才能自循环，才允许启动润滑油泵。 9.日常运行监督记录，监督记录中至少应包括齿轮油温、齿轮油压、齿轮油位、外观颜色等指标。在进行润滑油抽样检测指标中，至少应包括外观、水分、清洁度等指标

36、。日常运行监督记录和抽样检测结果记录中对于不合格指标应有详细的原因分析、处理办法及预防措施，记录需完整、清晰且至少有2级以上人员签名确认；当风力发电机组安装有油品在线监测系统，则在日常运行监督记录中至少应包括为外观、水分、机械杂质等指标,风电场各技术监督专业内容,10.取油样记录中应具有定期规定项目的检测取样时，取样点,取样条件应相对固定，以便进行各次数据的对比、分析。风机停运、检修期和油质异常时的取样记录，记录中应写明取样步骤应遵从以下要求：现将风力发电机组停运，等待一段时间，使油温降下来（如油温50），按照风机厂家提供的作业指导书要求提取油样。 11.润滑油系统维护记录，针对维护过程中发现

37、的异常问题应记录产生的原因、处理方法及采取的预防措施，记录应完整、清晰且至少有2级以上人员签名确认12.液压油选用依据及标准一致性核查，另外核查风机设计、生产和液压油生产商应向风电场用户提供满足液压系统正常工作的液压油品质量要求极其维护、监督内容。油品供应商应提供产品合格证、出厂检测分析报告和使用说明书。,风电场各技术监督专业内容,13.液压油新油验收应按照GB 11118.1的要求，验收报告中至少有包括：密度、运动黏度、色度、外观、清洁度、水分、酸值等。 14.液压系统循环冲洗记录中冲洗应符合以下要求： （1） 滤油精度高于系统设计要求； （2） 冲洗液应与系统工作油液和接触到的液压装置材质

38、相适应； （3） 冲洗液的黏度宜低，流动应成紊流状态； （4） 冲洗液的温度：水溶液不超过50，液压油不超过60； （5） 伺服阀和比例阀应拆掉，换上冲洗板； （6） 冲洗清洁度应达到NAS1638 6级。,风电场各技术监督专业内容,15.当油品外观不透明或混浊时，更换液压油。液压油抽检记录抽检周期不能超过下表中要求项目的最长时间，每次抽检液压油的风机数量不得少于风力发电场每种型号风机数量的20%。液压油的检测项目和周期参见下表所示,风电场各技术监督专业内容,16.液压油系统系统维护记录，记录中应至少包含下列检修、维修过程的记录： （1）滤油 1）为了消除液压油中的有害杂质，系统装有滤油器时，

39、滤油器的过滤精度应符合元件及系统的设计和使用要求； 2）在滤油器需要清洗或更换滤芯时，应及时更换； 3）需要不停车更换滤芯时，应向制造商征询意见； 4）使用滤油器时，其额定流量不得小于实际的过滤油液的流量。 （2）换油注意事项，不同类型的液压油不应互相调和，不同制造商的相同牌号液压油，也不能混合使用，若要混合使用时，应进行小样混合试验，检查是否有油泥析出，必要时与油品制造商协商解决。 （3）使用过的油，从充油设备中放出的用过的液压油，应按照有关标准进行搜集、储存，并采取适当的处置方式进行处理，严禁排入下水道、自然水体、地下水源中，不应泄露、泼散和在自然环境中存放蒸发，避免环境和造成人身、设备伤

40、害。,风电场各技术监督专业内容,17.润滑油脂供应商提供的检测报告，油脂应在有效期内，报告中至少包括外观、蒸发量、杂质、工作锥入度、滴点、基础油黏度和腐蚀试验数据，作为验收依据，试验项目的检测应在风力发电场指定的具有实验室国家或电力行业资质认证的检测机构进行运行监督： （1）润滑油脂的添加和补充记录，在每半年检查并补充油脂（对于自动加脂，则需对加脂设备进行检查）记录应完整、清晰且至少有2级以上人员签名确认 （2）用过油脂的处理记录，记录应完整、清晰且至少有2级以上人员签名确认 18.冷却液供应商应提供至少包括以下项目的检测报告：冰点、pH值试验项目数据，作为验收依据。试验项目的检测应在风力发电

41、场指定的具有实验室国家或电力行业资质认证的检测机构进行，技术指标、检测周期及检测项目应符合下表要求：,风电场各技术监督专业内容,风电场各技术监督专业内容,19.设计有过滤装置的冷却液系统，应定期检查过滤器压差，并及时更换或清洗滤芯，以保证过滤效果。根据机组运行期间系统冷却效果和定期检修过程对冷却系统的检查结果，确定是否需要对冷却系统进行除垢清洗。停机时间较长，必须放出系统内部冷却液，然后应先用满足上述要求的除盐水对系统进行彻底的冲洗，冲洗到进出水质基本一致，对于沿海盐雾、南方空气湿度大的风力发电场，建议用纯度为99.0%高纯氮气充入系统内，并维持0.02MPa0.05MPa压力进行保护。从冷却

42、系统中放出的用过的冷却液，应按照有关标准进行收集、集中储存，并采取适当的处理方式进行处理，避免污染环境和造成人身、设备伤害。,风电场各技术监督专业内容,20.验收合格后的气瓶转移到阴凉干燥的专门场所，直立存放。未经检验的新气不能同检验合格的气体存放一室，以免混淆。六氟化硫新气到货后30天内进行抽检，抽检率为十分之三。 21.六氟化硫运行设备的检漏，一般根据其设备压力的变化情况来确定检漏次数，设备的年漏气率应不大于总气量的0.1%。 22.对于充气压力低于0.35MPa,且用气量较小的设备（如35kV以下的断 路器），只要不漏气，交接时其水分含量合格，运行中可不测水分，在发生异常时再进行测试。

43、23.补气记录，记录中应体现运行设备经过连续两次补加气体或单次补加气体超过设备气体总量10%时，补气后应对气室内气体水分、空气含量和六氟化硫纯度检测记录，检测记录应完整、清晰且至少有2级以上人员签名确认。,风电场各技术监督专业内容,24.所有六氟化硫废气应进行回收处理，禁止向大气排放。应对六氟化硫废气进行分类回收，回收标签上标明回收气体所属设备名称、废气类型（如电弧故障后气体、空气含量超标等）、回收数量、回收时间等信息。回收气体一般应充入钢瓶储存。钢瓶设计压力为7MPa时，充装系数不大于1.04kg/L；钢瓶设计压力为8MPa时，充装系数不大1.17kg/L；钢瓶设计压力为12.5MPa时，充

44、装系数不大于1.33kg/L。六氟化硫废气经回收净化处理后，各项指标达到新气质量标准，方可再利用。 25.建立与化学技术监督有关的图表，至少具有以下图表： （1）绝缘油、齿轮油、液压油、润滑油脂、冷却液和六氟化硫气体使用设备名称、数量、地点以及使用油、气、液数量一览表； （2）各种型号风力发电机齿轮油、液压油、润滑油脂、绝缘油、冷却液、六氟化硫气体系统图，并标明加注点、取样点、排污点、液位、温度等巡检位置； （3）变压器和主要断路器的安装地点、容量、电压、油（气）量、油种等图表，升压站主接线图； （4）各种油品和六氟化硫气体储存库平面图、检测设备、安全防护措施布置图； （5）各种油、气在线处理

45、装置系统图； （6）可用六氟化硫存放置图。,风电场各技术监督专业内容,26.建立下列技术资料记录、报告、台帐，至少具有以下资料： （1）各种用油、气、液设备台帐以及维护、检修、检查记录； （2）各种油品台账（种类、型号、数量）、出厂合格证、分析化验报告、验收报告； （3）油、气检测试验报告台账，异常情况跟踪与处理结果记录； （4）旧油、废油、冷却液回收和再生处理记录，库存备用油油质检验台账； （5）六氟化硫废弃回收记录、库存备用新气记录及检验台账。 27.建立有关化学监督制度，至少应包括以下制度： （1）化学监督制度； （2）化学监督实施规则； （3）油、气、液验收制度； （4）油、气、液化学

46、监督检测制度； （5）油、气、液处理、净化细则。,风电场各技术监督专业内容,八、监控自动化监督 监控自动化技术监督包括监控自动化运行技术监督、监控自动化检修技术监督、技术管理。 相关要求： 1.子站数据采集记录范围至少应包括升压站设备、风力发电机组、电能计量、风功率预测、测风塔、微机五防、无功补偿系统的信息，信息种类为模拟量、状态量、电能量等，数据就地采集就地存储，并将数据备份。 2.各子站向主站应上送记录至少以下运行参数： （1） 风力发电机组运行参数（2） 升压站运行参数 （3） 电计量系统参数 （4） 风功率预测与测风塔系统参数,风电场各技术监督专业内容,3.监控系统应具有图元编辑、图形

47、制作和显示功能，并与实时数据库相关联，可动态显示系统采集的开关量和模拟量、系统计算量和设备技术参数等；显示内容包括实时采集、计算、系统估计和人工置入的各种动态及静态运行参数。可通过模拟图、趋势图、棒图、饼图和参数分类表等多种方式实时监视风电场主要运行参数和设备状态； 4.要求相关设备具有故障录波功能、报警功能、事件顺序记录及事故追忆功能、报表处理功能、系统自诊断与自恢复功能、扩展应用功能、功率预测功能、远程控制功能。 5.电压控制监控要求应满足当公共电网电压处于正常范围内时，风力发电场应能够控制其并网点电压在标称电压的97%107%范围内；具体控制目标值可为并网点电压值或风力发电场无功功率值，

48、该控制值由电网调度机构下发。风力发电场内动态无功（包括风力发电机组及动态无功补偿装置）响应时间应不大于30ms。动态无功补偿装置应具有自动调节功能，且其电容器、电抗器支路在紧急情况下能被快速正确投切；电压控制误差绝对值不超过0.5%，无功功率控制误差绝对值不超过5%,风电场各技术监督专业内容,6.技术管理要求：应严格按照国家及行业有关技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等应结合本单位情况制定出相应的规程制度、必须建立针对风机自动控制系统计算机的防病毒措施、设备及工艺系统完善和优化项目有统计清单、运行规程、系统图、记录表单、运行管理软件规范、齐全、建立技术监督预警制度，对违反监督制度的单

49、位，视情节的严重程度，由主管监督的职能部门向该单位发出预警、运行期间形成的资料安档案规定存档、操作票、工作票、运行日志等运行台账齐全、设备缺陷、事故分析、处理记录及结论齐全、运行参数和经济技术指标统计齐全、准确、可靠，测取方法符合规定要求。,风电场各技术监督专业内容,九、风力发电机组技术监督 内容包括：运行监督及定检监督 相关要求： 1.风力机组因偏航故障而造成自动停机时，应具有运行人员检查偏航机构电气回路、偏航电动机与缠绕传感器工作是否正常的记录，若电动机损坏应有电动机更换记录，对于因缠绕传感器故障致使电缆不能松线的应予处理，待故障排除后再恢复自启动； 2.风力机组运行中，由于叶尖制动系统或

50、变桨系统失灵造成风力发 电机组超速，机械不平衡则造成风力发电机组振动超过极限值时应有风力发电机组停机记录，记录中至少包含运行人员应检查超速、振动的原因、处理办法及预防措施，记录需完整、清晰且至少有2级以上签字确认；,风电场各技术监督专业内容,3.风力机组运行阶段中机组出现振动故障时，应具有先检查保护回路的记录，记录中应说明是否为误动，若不是误动则应立即停止运行做进一步检查，振动超过预先设定的规定值时，则安全保护系统应做出相应处理，对于由于设备损坏、故障、叶片结冰引起的振动超限问题应及时停机检修处理，对振动异常情况和检查结果应建立记录档案，记录中应说明产生的原因、处理办法及预防措施，记录需完整、清晰且至少有2级以上人员签名确认； 4.当风力机组显示输出功率与对应风速有偏差时（有故障记录就可以），应具有检查风速仪和风向仪的传感器有