电厂运行规程.docx
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电厂运行规程
编制说明
本规范是按照***公司标准化管理的工作任务安排制定的。
为规范***风电场运行管理，保证设备安全健康运行，实现运行工作的标准化、规范化，特制定本规程。
本规范规定了***风电场机组启停、正常运行和事故处理的原则和方法。
本规范适用于***风电场。
第一章总则
一、引用标准
2.1《继电保护和安全自动装置技术规程》
2.2《DL/T572-1995电力变压器运行规程》
2.3《DL/T596-1996电力设备预防性试验规程》
2.4《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》
2.5《电力设备典型消防规程》
2.6《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》
2.7《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
2.8《电气装置安装工程施工及验收规范》
2.9《蓄电池运行规程》
2.10《继电保护及安全自动装置运行管理规程》
2.11《微机继电保护装置运行管理规程》
2.12《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》
2.13《35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》
2.14《GB50150－2006电气设备交接试验标准》
2.15《GB/T15164－1994油浸式电力变压器负载导则》
2.16《GB6451油浸式电力变压器技术参数和要求》
2.17《DL/T574-1995有载分接开关运行维修导则》
2.18厂家有关技术说明
第二章主要设备规范
一、风机技术规范
序号
部件
单位
数值
1
机组数据
1.1
制造厂家/型号
1.2
额定功率
kW
1.3
功率调节方式
1.4
风轮直径
m
1.5
轮毂高度
m
1.6
切入风速
m/s
1.7
额定风速
m/s
1.8
切出风速
m/s
1.9
极大风速（3s）
m/s
1.10
预期寿命
年
1.11
该机型已安装数量
台
2
叶片
2.1
制造厂家/型号
时代新材
2.2
叶片长度
m
2.3
叶片材料
2.4
叶片端线速度
m/s
3
发电机
3.1
制造厂家/型号
3.2
额定功率
kW
3.3
额定电压
V
3.4
额定转速/转速范围
rpm
3.5
功率因数调节范围或采用定、变桨矩风机机组的功率因数
1/4额定功率
2/4额定功率
3/4额定功率
额定功率
3.6
绝缘等级：
4.7
防护等级：
4.8
颤动等级：
N
5
变频器
5.1
变频器型号
台
5.2
线路侧标称功率
kW
5.3
额定线电压
V
5.4
线路侧标称电流
A
5.5
网侧频率
Hz
6
补偿电容
7
主轴承
7.1
制造厂家/型号
8
制动系统
8.1
主制动系统
8.2
第二制动系统
9
偏航系统
9.1
型号
9.2
控制
9.3
偏航速率
9.4
解缆回转角度
9.5
风速风向仪型号/制造厂家
10
液压单元
10.1
制造厂家/型号
11
就地控制系统
11.1
型号
12
防雷保护
12.1
防雷设计标准
12.2
机组接地电阻值
Ω
13
蓄电池组
14
重量
14.1
机舱
kg
14.2
发电机
kg
14.3
齿轮箱
kg
14.4
叶片
kg
14.5
轮毂
kg
15
风机环境温度
℃
15.1
风机运行温度
℃
15.2
风机生存温度
℃
二、箱变技术规范
1、主要技术参数：
型号：
额定容量：
额定电压：
kV
额定电流：
A
空载损耗：
kW
空载电流：
%
负载损耗（75℃）:
kW
短路阻抗（75℃）:
%
绝缘液体：
45#绝缘油（应满足环境温度及变压器过载能力的要求）
噪声水平：
≤55dB（距外壳0.3m处）
中性点接地方式：
35kV侧中性点不接地，0.62kV侧中性点直接接地。
中性点接地方式：
35kV侧中性点不接地，0.62kV侧中性点直接接地。
2、箱式变电站的总体要求
2.1箱体：
按照标准美变结构型式的要求制造，箱变外壳全封闭（无百叶窗，底部封堵，门框加密封条）。
箱体的高压室和低压室必须密封处理，所采用的密封条必须是长寿命（15年以上）、耐低温、高弹性产品，以确保箱体的防尘、防潮、防凝露。
变压器油箱材料厚度≥4.0mm，散热片材料厚度≥1.5mm，散热器不加防护罩。
高压柜、低压柜应分别为独立的全密封结构，柜底设计应考虑能方便人进入箱变基础电缆沟。
高压柜、低压柜主连接线均采用绝缘套密封铜母排，变压器进线套管采用ZCT-35/60-2KD干式复合套管。
2.2箱体应有足够的机械强度，在运输、安装中不发生变形。
应力求外型美观、色彩与环境协调。
外壳喷涂进口防紫外线面漆，抗暴晒、抗腐蚀，喷涂均匀，并有牢固的附着力。
2.3箱壳采用金属材料应具有抗暴晒、不易导热、抗风化腐蚀及抗机械冲击等特点。
箱体金属框架均应有良好的接地，至少设有2个接地端子，并标有接地符号。
接地端子直径为12mm的铜制螺栓。
箱变的金属骨架、高、低配电装置及变压器部分的金属支架均有符合技术条件的接地端子，并用符合接地规范要求的铜辫子可靠连接在一起。
2.4箱体不带操作走廊。
箱壳门应向外开，开启角度应大于90°，并设定位装置。
箱式变应装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈的暗锁。
2.5箱式变电站的噪音水平不应大于规定的变压器噪音水平。
2.6箱体顶盖的倾斜度不应小于3°，并装设防雨檐。
箱体顶盖采用双层结构。
2.7箱式变电站内部电气设备
（1）箱体门内侧应附有主回路线路图、控制线路图、操作程序及注意事项。
（2）母线宜采用绝缘母线，并设有安全防护措施。
（3）进出线应考虑电缆的安装位置和便于进行试验。
（4）箱式变电站内部电气设备的装设位置应易于观察、操作及安全地更换。
（5）变压器应装设温度计，以监测变压器的上层油温，变压器装设油位指示装置，监测变压器油位状态；变压器装设压力表计和压力释放阀，以监测油箱密封状况和维持油箱正常压力；变压器装设放油阀和取油样装置。
箱变应装设普通电流、电压表计。
（6）高压配电装置小室设五防联锁机械装置。
（7）高压电缆进线室门安装电磁锁，当35kV侧带电时，室门不能打开。
高低压室防护门上下均采用滑轨式防风钩。
（8）高低压室内均设置照明灯，高压室的照明开关按钮设置在外门上。
（9）箱式变电站内部电气设备的装设位置应易于观察、操作及安全地更换。
2.8柜体防护等级：
紧凑型箱变：
油箱IP68，低压室IP54，高压室IP54，高压室门打开后IP3X。
2.9变压器铁芯采用冷轧硅钢片。
2.10箱变外壳采用喷环氧富锌底漆防腐，箱变所有门轴采用不锈钢材料制作，金属材料经防腐处理后表面覆盖层有牢固的附着力，并均匀一致。
箱变底架附件由槽钢焊接而成，整体采用热浸（喷）锌处理，框架及门采用优质热浸（喷）锌钢板，框架钢板厚度不得小于2.5mm，箱体的内外表面经过严格处理，采用先进的静电喷粉工艺进行三次喷粉处理，漆层坚固耐磨防水，耐紫外线照射，保证在正常使用过程中30年不生锈。
2.11箱变使用寿命大于25年，正常使用寿命30年，箱式变内所有部件按运行寿命大于25年设计。
箱变的大修周期为5年。
2.12柜内二次配线：
采用聚氯乙稀绝缘电线、铜芯，可动部分过渡柔软，并能承受住挠曲而不致疲劳损伤，柜内所有配线两端均有打印的线号。
电流回路线芯不小于2.5mm2，其它回路1.5mm2。
2.13.箱变柜体内有除湿防潮装置，避免内部元件发生凝露。
2.14箱式变电站内所有设备均根据设备安装位置的实际海拔高度对设备外绝缘及温升进行修正。
2.15基础设计要能保证地面以上器件更换时无需重新构建整个建筑，要有适用于标准2100kVA变压器容量的油坑。
变压器油箱的设计要能满足当地环境变化的需求，避免出现温度变化出现油位过低或喷油现象。
2.16.箱变的外观应设有“止步，高压危险”的标志，合同设备包括的主要元件和操动机构均有耐久和字迹清晰的铭牌、不可拆卸的铭牌。
3、主要技术要求：
3.1绝缘水平
变压器绕组的额定耐受电压（35kV线端）：
额定雷电冲击耐受电压（峰值1.2/50ms）：
全波：
200kV
截波：
220kV
额定短时（1min）工频耐受电压（有效值）：
85kV
注：
应根据设备安装位置的实际海拔高度对设备外绝缘进行修正。
低压侧及中性点绝缘水平不低于相应国家标准。
3.2变压器绕组匝间工作场强不大于1kV/mm。
3.3在额定频率下，在正常条件下，变压器应能在105%的额定电压连续正常运行。
变压器空载时在110%的额定电压下应能连续运行，在变压器的端子上应能承受1.4倍的额定电压历时5s。
3.4温升
变压器的温升试验应符合GB1094.2—1996规定，其正常使用条件下运行时的温升限值不应超过下表标准规定。
部分
温升限值
线圈：
绝缘的耐热等级为A
（用电阻法测量的平均温升）
65K
顶层油（用温度计测量的温升）
55K
铁芯本体
油箱及结构件表面
应是使相邻绝缘材料不致损伤的温度
78K
注：
应根据设备安装位置的实际海拔高度对设备温升进行修正。
3.5测控及保护元件配置
油位信号计1套
油箱压力保护装置1套
油温信号计及测温电阻1套
3.6承受短路能力：
按现行国家标准执行，并提供承受短路能力的校核计算保证书。
35kV侧短路表观容量1500MVA，0.62kV侧发电机额定容量1500kW。
3.7高压配电室主要电气设备
3.7.1高压负荷开关的技术参数
型式：
两位置高压负荷开关（前操作）
型号：
额定电压：
额定电流：
额定短路耐受电流/2s：
额定短路耐受电流：
操作方式：
手动
机械寿命：
≥次
生产厂商：
台州超固电气有限公司
高压室在线路不停电情况下，可分接负荷开关，调整变压器分接头。
高压负荷开关应有低温试验报告（-40℃以下），其他技术特性应符合国标要求。
高压负荷开关带有2对辅助接点，并将其接点引到低压配电室的端子排供监控系统用。
3.7.2高压熔断器的技术参数
型式35kV插入式高压全范围保护熔断器
型号
熔丝额定电流
额定短路开断电流
生产厂商：
型式35kV插入式高压全范围保护熔断器
型号
额定电压
熔丝额定电流
额定最大开断电流
生产厂商：
变压器突然投入时的励磁涌流不损伤熔断器，变压器的励磁涌流通过熔断器产生的热效应可按10～20倍的变压器满载电流持续0.1s计算。
3.7.335kV过电压保护器技术参数
型式：
三相组合式过电压保护器
型号：
工频放电电流：
接线方式：
直流1mA参考电压：
标称放电电流：
标称放电电压：
雷击冲击下残压峰值（1.2/20µs、5kA）：
相-相：
≤119kV；
操作冲击次下残压峰值（操作500A）：
相-相：
≤105kV；
2ms方波通流容量：
生产厂商：
3.7.435kV电压互感器
为满足风机监控需要，应在箱变高压侧装设电压互感器，将35kV侧电压通过变送器转换为标准的4～20mA电流信号或0～10V电压信号后，再将变送器输出端子引到端子排，3只+3只备用。
然后通过控制电缆引至风机塔筒内的风机监控系统。
3.8高压配电室主要技术要求
（1）高压配电室内要求设有带电指示器。
（2）高压侧连接：
采用一根绝缘电缆（截面为3×70mm2）与35kV架空线路相连。
（3）高压设备的允许温升值满足GB/T11022的规定。
（4）高压配电室的空气间隙应满足国网十八项反措的要求，不小于360mm。
（5）高压侧测量装置
安装1台变压器温度指示控制器，每台控制器需要满足输出三副接点（两副温度过高跳闸，一副温度高报警），其中一副跳闸接点动作于跳低压侧断路器，另外一副跳闸接点及一副报警接点引至低压柜端子排供监控用。
安装1块变压器油位表，显示油位低信号，并将此信号接点引至低压柜端子排。
3.9低压配电室主要电气设备
3.9.1断路器的技术参数
名称：
有智能保护的框架式断路器（耐低温型）
型号：
额定电压：
额定电流：
极限分断能力：
过载保护整定电流：
Ie脱扣时间：
短路短延时整定电流：
3Ie脱扣时间：
短路瞬时保护整定电流：
5Ie
生产厂商：
低压断路器配置过载长延时及短路瞬时保护等保护功能。
其分合闸状态和故障跳闸状态应有信号上传，并提供1对常开、1对常闭无源接点及1对脱扣报警接点供监控系统用。
断路器脱扣线圈和合闸线圈应预留供远程控制用的接口，供监控系统控制用。
断路器应有无源加热低温试验报告，其他技术特性应符合国标要求。
断路器智能脱扣器使用的电源形式：
取自箱变交流电源。
3.9.2低压配电室设备主要技术要求
（1）低压接线
箱变低压侧进线为6根并联的铠装低压电缆，电缆截面为3×240mm2，1根截面为3×70+1×35mm2，另有2根截面为1×240mm2的接地电缆，低压接线采用铜母排，设计应充分考虑以上电缆进线的安装位置。
母排布置要求连接可靠安装方便，保证安全距离。
（2）低压室母线固定架加装侧封板，满足电气绝缘距离要求。
低压室门锁拉杆材料选用应有足够强度。
二次布线要合理、规范、牢固。
柜内应采用防凝露措施。
（3）低压设备的允许温升值满足GB7251的规定。
（4）低压室应配置供箱变检修、照明、加热、断路器操作、监测装置等箱变辅助用电电源。
柜内采用防凝露措施。
（5）低压室在门打开时导电体不能裸露，应加装绝缘防护板或内门。
（6）低压侧测量装置：
低压侧配置2000/5A电流互感器3只（如电流表能直接测量低压侧电流，则可取消）；配置电压互感器（如电压表能直接测量低压侧电压，则可取消）；配置普通电流表、电压表。
（7）低压侧应配置若干个额定电流为6A～100A的微型断路器供箱变及风机使用，其中塔筒照明电源回路、塔筒维修插座回路、风机机舱加热电源回路、风机控制系统回路、变频器水冷柜回路合并成一个回路，此回路配置额定电流为125A的断路器。
（8）风机逆变器中脉宽调制电压会传到变压器低压侧，包含有小量的直流成份，而这些变压器次级电压的小量直流成份将导致变压器显著次级电流直流成份，因为只有很小的绕组阻抗来抑制直流成份，而交流滤波器是不能减少直流分量的。
但是从经验上看，稍微减少磁通密度是适用的。
（9）低压配电室配置压力释放器、油温计、油位计、油注孔、放油阀等。
3.10风机辅助变压器
名称：
三相双绕组干式无载调压变压器
型号:
额定电压：
额定频率：
调压方式：
调压范围：
联结组别：
中性点接地方式：
3.11箱变监测
箱变中变压器油温过高、压力释放阀动作跳箱变低压侧断路器，并将高压负荷开关位置接点、低压断路器位置接点、变压器油温过高信号、变压器油位过低信号、变压器压力释放阀动作等信号的无源接点引上端子，然后通过控制电缆及计算机电缆引至风电机组的塔筒内，由风机监控系统实现箱变信号的采集和报警显示等功能。
3.12监测内容
（1）油温测量
变压器应装配油温测温装置，测温点1个，测温点配置一支Pt100电阻，应配置一个温度控制器，温度控制器带有最大允许温度指针和报警接点。
控制器应输出3副无源独立接点（温度过高跳闸接点两副，温度高报警接点一副），其中一副温度过高跳闸接点直接动作于跳箱变低压侧断路器，另一副温度过高跳闸接点及温度高报警接点引至低压柜端子排供引出送风电场监控系统用。
温度控制器的电源取自低压室箱变辅助电源。
（2）油位监测：
安装油位信号计，能现地显示并能发出油位过低信号，提供一对无源开接点供监测用。
（3）油箱压力监测及保护
提供一套油箱压力升高的保护装置，保护可选择动作于跳箱变低压侧断路器或发信号。
装置提供一对无源常开接点引至低压柜端子排供引出送风电场监控系统用。
（4）电量测量：
低压侧配置3只2000/5A指针式电流表和1只指针式电压表。
（5）引出至风机监控柜模拟量信号及开关量信号（开关信号设计为正常运行时闭合，断开报故障）
3.13监测量送出
（1）箱变送出至风机监控系统的信号
a）1个模拟量信号：
变压器顶部油温：
PT100输出，通过变送器转换为标准的4～20mA电流信号，再将变送器输出端子引到端子排，1只+1只备用。
b）4个状态信号：
箱变高压侧负荷开关合闸位置1点
箱变高压侧负荷开关分闸位置1点
低压侧断路器合闸位置1点
低压侧断路器分闸位置1点
c）3个报警信号:
压力释放阀动作1点（并跳低压侧断路器）
变压器油温过高1点（并跳低压侧断路器）
变压器油位过低1点
三、主变技术规范
1、主变技术参数
**升压站本期总共两台主变，三相双线圈铜绕组有载调压油浸式升压变压器。
其参数如下：
主变型号为
额定电压：
额定电流：
空载电流：
负载损耗：
CT变比：
短路阻抗：
分接开关处于1位置时为
分接开关处于9b位置时为
分接开关处于17位置时为
短路损耗：
分接开关处于1位置时为；
分接开关处于9b位置时为
分接开关处于17位置时为
接线方式：
2、主要技术要求
2.1温升
变压器的温升试验应符合GB1094.2规定，其正常使用条件下和连续额定容量下稳态运行时温升限值不应超过下表的规定，温升限值不允许有正偏差。
温升限值表
部位
测量方法
温升限值（K）
线圈：
绝缘的耐热等级为A
用电阻法测量的平均温升
顶层油（不与大气直接接触）
用温度计测量的温升
铁芯本体
应为相邻部件（绝缘）不致受到热损坏及不会使油过度老化的安全温度
油箱及结构件表面
80
2.2电气特性和性能
2.2．1效率和损耗
（1）变压器损耗保证值是运行考核的主要指标。
（2）变压器在额定电压、额定频率、额定容量和功率因数为1时的额定效率值应得到保证。
（3）变压器损耗应包括负载损耗和空载损耗。
负载损耗应包括杂散损耗。
计算负载损耗的基准温度为75℃。
（4）变压器损耗保证值不允许有正偏差。
2.2.2甩负载
在甩负载时,变压器的低压端子上，应承受1.4倍额定电压，历时5s。
2.2.3变压器的过负载能力
变压器的过负载能力应符合GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》的要求
2.2.4工频电压升高过激磁能力
（1）变压器应能在105%的额定电压和额定电流下连续正常运行。
（2）变压器空载时在110%的额定电压下应能连续运行。
（3）当电流为额定电流的K（0≦K≦1）倍时应保证能在下列公式确定的值下正常运行：
U（%）=110-5K2
（4）变压器在110±8×1.25%kV电压下，电压与频率之比超过额定电压与额定频率之比，但不超过5%的“过激磁”时，变压器应能连续运行而无损坏。
（5）对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合下表规定。
工频电压升高与持续时间关系表
工频电压
升高倍数
相—相
1.10
1.25
1.50
1.58
相—地
1.10
1.25
1.90
2.00
最长持续时间
20min
20s
1s
0.1s
2.2.5局部放电水平
（1）变压器的局部放电视在放电量测量应符合GB/T1094.3的要求。
（2）在1.5×121/3kV电压下，局部放电量不大于75pC。
2.2.6无线电干扰及电晕水平
在1.1倍最高工作相电压下的无线电干扰电压不大于2500μV，并在晴天夜晚无可见电晕。
2.3机械特性和性能
2.3.1强度和刚度
变压器机械结构设计应有足够的强度和刚度，在各种正常或非正常运行工况下，变压器各部件不应产生有害变形。
2.3.2变压器承受短路能力
（1）承受短路能力应符合GB1094.5规定。
（2）短路电流（有效值）：
高压侧母线40kA；低压侧31.5kA。
（3）变压器应能承受外部短路电流，短路热稳定的持续时间不得少于2s。
（4）变压器在任何分接头时应能承受外部短路的动、热稳定效应而无损伤。
（5）短路后线圈的最高平均温度不应超过250℃。
（6）随投标文件提供变压器抗短路能力动态计算成果及措施，110kV及以上电压等级变压器的突发短路试验报告。
2.3.3变压器相序
面对高压侧从左到右为A、B、C。
2.3.4噪音水平
（1）变压器的噪音水平是运行考核重要指标。
（2）变压器的噪音水平的测试应符合GB/T1094规定。
（3）当风扇全部投入运行时，距油箱2m处的噪音水平不大于70dB。
当风扇不投入运行时，距油箱0.3m处测量的噪音水平不大于65dB。
2.3.5变压器的寿命
（1）变压器在规定的使用条件和负载条件下运行,并按使用说明书进行安装和维护，预期寿命应不少于40年。
（2）保证变压器长期安全可靠运行和使用寿命，随投标文件应提供保障措施和对变压器运行的相关要求。
2.3.6真空度
变压器整体（包括所有充油附件）应具有承受真空度133Pa的能力。
2.4变压器结构及附属设备
2.4.1铁芯、线圈
（1）铁心应采用优质、低耗的新日铁矽钢片，用先进方法叠装和紧固，使变压器铁心不致因运输和运行中的振动而松动。
（2）铁芯和夹件应与油箱绝缘，分别通过装在油箱顶部的套管引出地线，并引至下部与油箱连接。
该套管及铁芯应能承受2000V工频电压（相对变压器外壳）1min。
油箱接地处应有明显的接地符号或“接地”字样。
接地极板应满足接地热稳定电流要求，并配有与接地线连接用的接地螺钉，螺钉的直径不小于12mm。
（3）全部绕组均应采用铜导线，优先采用半硬铜导线。
股线间应有合理的换位，使附加损耗降至最低，连续换位导线应采用自粘性换位导线。
绕组应有良好的冲击电压波分布，变压器内部不宜采用加装非线性电阻方式限制过电压。
许用场强应严格控制，采用耐热、高密度、灰份低的绝缘纸作为匝间绝缘，确保绕组内不发生局部放电和绝缘击穿。
应对绕组漏磁通进行控制，避免在绕组、引线、油箱壁和其他金属构件中产生局部过热。
（4）绕组绕制、套装、压紧应有严格的紧固工艺措施，引线应有足够的支撑，使器身形成紧固的整体，具有足够的抗短路能力。
（5）器身内部应有较均匀的油流分布，铁心级间迭片也应留有适当的冷却油道，并使油路通畅，避免绕组和铁心产生局部过热。
（6）变压器运输中当冲撞加速度不大于3g时，应无任何松动、位移和损坏。
为能使变压器耐受运输期间冲击而不损坏，在运输途中每台变压器上装设冲撞记录器，设备能耐受运输途中温度变化而不损坏或产生泄漏。
2.4.2储油柜
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