运行规程修订稿

中 国 华 电 集 团 公 司CHINAHUADIANCORPORATION新疆华电雪湖风力发电有限公司QG/HDDBC-02 32-2011风力发电场运行规程（试行版） 2011 11 01 发布 2011 11 01实施新疆华电雪湖风力发电有限公司 发布前 言本标准是有关风力发电场运行方面的标准。为了对新疆华电雪湖风力发电场的实际运行具有指导性便于运行人员熟悉掌握所有设备的使用和运行维护，本标准除风力发电场运行管理以外还加进了有关主要设备要求及与风力发电场运行有关的设计方面的一些内容，力求使标准更全面更具有可操作性。 本标准由华电新能源发展有限公司新疆华电雪湖风力发电有限公司归口管理。 本标准起草部门： 达坂城项目部 本标准主要起草人： 吴广辉 杨晓辉 本标准审核人： 魏新杰 本标准审定人： 本标准批准人： 本标准于 2011 年 月 日发布。本标准由新疆华电雪湖风力发电有限公司负责解释目 录第一章 风力发电机组运行11.1 风力发电机整体技术参数 11.2 风电机组在投入运行前应具备的条件 31.3 运行状态 31.4 安全保护系统 41.5 风机运行的控制 41.6 停机的几种原因 51.7 标准空气密度静态功率表 51.8 风机维护时停机操作步骤 6第二章 变压器运行72.1变压器技术参数72.2变压器的正常运行方式102.3变压器事故过负荷的允许时间:102.4变压器的冷却装置102.5变压器的监视、检查、运行及维护102.6变压器的投运及停运112.7瓦斯继电器运行注意事项122.8变压器有载调压装置的检查及维护12 第三章 SVC高压电网e动态无功补偿装置运行14 3.1 静止型动态无功补偿装置额定参数143.2SVC工作用途143.3SVC控制系统组成143.4SVC操作流程143.5SVC设备的维护15第四章 配电装置运行164.1设备规范164.2正常运行中的规定174.3配电装置的检查项目及规定184.4运行方式的规定194.5开关操作的一般规定20第五章 直流系统运行215.1直流系统设备规范215.2直流系统的运行及维护215.3蓄电池的使用环境235.4蓄电池的使用条件235.5蓄电池的维护与检查235.6 蓄电池的一般规定及措施24第六章 继电保护及自动装置256.1总则256.2继电保护装置256.3ISA-387G微机变压器差动保护装置286.4ISA-361G微机变压器本体保护装置306.5ISA-351G馈线保护测控装置316.6运行与维护316.7故障录波器装置介绍32第七章 电力电缆的运行367.1电力电缆的运行367.2电缆温度的监视367.3电缆的检查：377.4绝缘电阻的测量37第八章 电气设备事故处理388.1事故处理的原则及基本要求388.2 处理事故时各级值班人员的相互关系388.3变压器异常运行及事故处理398.4配电装置的事故处理418.5直流系统事故处理428.6110kV电力系统解列的事故处理438.6风机的异常运行和事故处理44第一章 风力发电机组运行1.1风力发电机组整体技术参数 序号部件单 位规 格1机组数据1.1制造厂家新疆金风科技股份有限公司1.2型 号GW70/1500kW1.3安全等级IEC III A1.4额定功率kW15001.5叶轮直径m701.6轮毂高度m651.7切入风速m/s31.8额定风速m/s111.9切出风速（10分钟均值）m/s251.10功率调节方式变浆变速调节1.11设计使用寿命年201.12极大风速m/s52.5（GL a）1.13最大维护允许风速m/s111.14全场可利用率95%1.15运行环境温度范围-30至+401.16机组生存温度-40至+502叶 片2.1产品型号SINOMA40.25或类似叶片2.2叶片材料玻璃纤维增强树脂2.3叶尖线速度m/s38.374.582.4扫风面积m25324.93发电机3.1制造厂家/型号金风科技/直驱永磁同步发电机3.2额定功率kW15003.3额定电压V6203.4额定电流A14703.5防护等级IP233.6润滑方式加注润滑脂3.7润滑脂型号SKF LGEP 2SKF LGEP 23.8额定转速及其转速范围rpm17.3（917.3）3.9并网转速rpm93.10绝缘等级F级3.11电机极数883.12电机频率范围Hz6.612.74变流器4.1变流器型号FREQCON变流器4.2视在功率kVA15794.3额定输出电压V6204.4额定输出电流A12554.5输出频率变化范围Hz50±0.44.6防护等级IP544.7功率因数调节范围或采用定变浆矩风电机组的功率因数1/4额定功率容性0.95感性0.952/4额定功率容性0.95感性0.953/4额定功率容性0.95感性0.95额定功率容性0.95感性0.955主轴5.1制造厂家江阴吉鑫机械有限公司6主轴承SKF/NJ28/710ECMA/VR567SKF/BT2-8168/HA1VR602FAG/NJ28/710MIA.R300.380.H50VFAG/A.H50V6.1制造厂家/型号7制动系统7.1主制动系统3个叶片顺浆实现气动刹车7.2第二制动系统发电机刹车（用于维护过程）8偏航系统8.1类型/设计电动机驱动/四级行星减速8.2控制主动对风/计算机控制8.3偏航轴承形式外齿圈四点接触球轴承8.4偏航速度度/秒0.5（12分钟/圈）8.5制造厂家/风速仪型号（标配）THIES/4.3519.00.1418.6制造厂家/风向标型号（标配）THIES/4.3129.00.1418.7润滑方式自动加注润滑脂（fuchs gleitm 585k）9液压单元9.1制造厂家/型号Hawe/A4002M1010控制系统10.1控制单元类型PLC10.2主开关柜10.3额定频率Hz5010.4逆变器额定输出电流A125510.5软并网装置/类型IGBT逆变10.6额定出力的功率因数0.9811防雷保护11.1防雷设计标准IEC61312-1995 IEC61643-1995 IEC 61024、IEC1024-I设计，符合GL认证规范11.2防雷措施电气防雷、叶尖防雷等11.3风机接地电阻412塔架12.1类 型钢制锥筒（内设爬梯及防跌落保护）12.2轮毂高度米6512.3表面防腐喷漆防腐13重量13.1机舱（不包括叶轮和发电机）kg1180013.2发电机kg4360013.3叶片（每片）kg608513.4叶轮（包含叶片、轮毂）kg321051.2风电机组在投入运行前应具备的条件1.2.1电源相序正确，三相电压平衡。1.2.2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。1.2.3制动控制系统液压装置的油压和油位在正常范围。1.2.4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。1.2.5控制电源处于接通位置。1.2.6控制计算机显示处于正常运行状态。1.2.7手动启动前叶轮上应无结冰现象。1.2.8 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。1.3运行状态本机组具有自动运行功能，整个运行过程由控制系统控制。它能根据外部条件的变化自动做出反应，控制系统通过传感器获取外部所有的信息（风速，风向等），并获取有关的风机数据（功率，速度等），根据这些信息，控制系统调整风机的运行，保证风机一直在优化的、安全的环境里运行。在运行系统中有不同的逻辑状态，状态的选择取决于外部条件、风机运行的工况和系统自身的当前状况。这些状态有：a) 初始化；b) 待机；c) 启动；d) 增速；e) 并网；f) 停机、紧急停机。风机的当前状态可从风电场服务或远程监控系统上查看。对每种状态发生的条件和次数都有记录和说明。1.3.1初始化状态只在PIC掉电后发生，PIC系统重新启动，运行系统从初始化开始进行系统 检查，如有故障，进入“停机”状态，如无故障进入“待机”状态。1.3.2待机是无故障时风力发电机组慢速运转无功率输出的状态。叶片在顺浆位置，叶轮自 由空转。1.3.3启动是待机到风机运行的状态。满足启动的条件是达到启动风速，风机无故障，叶轮处于可运转状态。操作启动按钮后，叶片被调整到预设的角度（55°），如此时风轮的转速达到1r/min并持续一段时间，变浆系统将使叶片的浆距角变浆到一设定角度，此角度根据不同风区而定，叶轮转速将会增加，进入增速状态。1.3.4增速状态是风机从启动到进入并网发电的过渡过程，叶轮的转速不断增加。达到某一转速后（10.2r/min），风机并网，进入发电运行。1.3.5并网是指风机在发电状态运行。通过调整发电机输出、叶片浆距角和变浆系统，控制系统使风机保持在较优的运行状态。以下情况发生时，发电运行状态发生改变，进入其 它状态： a)风速过高或过低 待机或停机 b）发生故障 停机或紧急停机 c)运行人员手动停机 停机1.3.6 停机分为正常停机、快速停机和紧急停机，风机根据不同的情况选择不同的停机方式， 停机时叶片被调整到顺浆的位置，叶轮降速，叶轮转速降到4.5r/min时，变流器脱网， 风机进入“停机”状态。1.3.7一旦发生故障，停机使风机进入安全运行状态，通过安全系统，叶轮的转速能很快地 降低。当停机过程结束后，风机进入“停机”状态，只有将故障消除后，才能退出该状 态。1.4安全保护系统金风1.5兆瓦系列风力发电组是全天侯自动运行的设备，其整个运行过程都处于严密控制之中。安全保护系统可以分为三层结构：计算机系统，独立于计算机的安全链，器件本身的保护措施。在机组发生超常振动、过速、出现极限风速等故障时保护机组。机组采用两套相互独立的保护机构，一套是PLC软件控制的保护系统，由PLC对安全链的节点进行监控，任何一个节点发生故障后，主控程序都会向变浆系统发出急停请求；另一套为独立于计算机系统的安全链，将可能对风力机组造成致命伤害的故障节点串联成一个回路，其中任何一个节点被触发后也会引发系统紧急停机。这两套保护机构对风力发电机组构成双重保护。1.5兆瓦系列机组的安全保护措施是让系统执行紧急停机的动作，即让变浆系统以7度/秒的速度向90度顺浆。具体运行过程为：a) 当风速持续10min（可设置）超过3m/s,风机将自动启动。叶轮转速大于10.2r/min（701500）或 9r/min(82/1500)时并入电网；b) 随着风速的增加，发电机的出力随之增加，当风速大于11m/s时，达到额定出力，超出额定风速机组进行恒功率控制；c) 当风速高于22m/s (82/1500)持续10min，将实现顺浆正常停机（变浆系统控制叶片进行顺浆，转速低于切入转速时，风力发电机组脱网）；d) 当风速高于28m/s并持续10s时，实现顺浆正常停机；e) 当风速高于33m/s并持续1s时，实现顺浆正常停机；f) 当遇到一般故障时，实现顺浆正常停机。 当遇到特定故障时，实现紧急停机（叶片以7°/s的速度顺浆）。1.5风机运行的控制1.5.1概述风机发电机组的运行控制系统能够优化输出功率，并能限制设备的机械应力达到比较小的值。由于风力发电机组可以变速运行，因此就能保证设备在大多数时间里保持较好的效率值。风力发电机组的运行控制系统是依据功率曲线执行的，并保证风力发电机组在对应风速段内有较佳的输出功率。同时，该系统根据风速采用了不同的控制方式，如下： a）部分负荷； b）满负荷。1.5.2部分负荷风速低于额定风速时，风力发电机组的输出功率低于额定功率。风力发电机的控制主要为功率调节控制。通过增减输出功率保证叶轮转速在规定的速度曲线数据范围内。1.5.3满负荷风速高于额定风速时，输出功率超过额定功率。为防止该现象的发生，要限制叶轮吸收风能的能力。为保持发电机输出额定功率，调整叶片浆距角使输出功率保持在额定功率点上。调整范围是额定功率的±10%。1.6停机的几种原因下面给出了几种风机停机的原因和控制系统所作的相应的操作，遇到如下情况时，风机执行正常停机：a) 风速过高，伴随强阵风：10min后系统判断是否重启；b) 零部件过热：温度降低后自动重启；c) 环境温度低于-30：温度回升后自动重启；d) 液压系统故障：不自动重启；e) 理论和实际的功率曲线偏差太大：不自动重启f) 逆变系统故障：不自动重启g) 扭缆：解缆后，自动重启h) 偏航系统故障：根据不同的故障，系统判断是否重启；i) 速度检测故障（无紧急停机速度）：自动重启。1.7 标准空气密度静态功率表 （标准空气密度：1.225千克/立方米）风速m/s功率kW326.86490.065186.296323.067518.788779.3691086.98101415.55111500.00121500.00131500.00141500.00151500.00161500.00171500.00181500.00191500.00201500.00211500.00221500.001.8风机维护时停机操作步骤工作人员进入风机维护操作时，应先使风机处于维护状态。具体操作步骤如下：先按下红色按钮“stop”停机键，使风机停机，如果蓝灯“ready”灯亮，则停机程序完成;然后将主控柜正面的操作钥匙开关旋至“repair”位置，进入维护状态；当维护完毕后，先按下黑色按钮“reset”复位键，然后按下“start”启动键，启动风机，最后将操作钥匙开关旋至“operation”运行位置，进入运行状态,待风机正常运行后工作人员方可离开。警告：因机组可远程操作，可能给风机内工作人员或是在风机附近的人员带来潜在的危 险。对维护人员来说，让风机停机并断开远程控制功能特别重要。第二章 变压器运行2.1 变压器技术参数：2.1.1 主变技术参数表：项目技术参数设备名称1#主变产品名称三相两绕组油浸风冷有载调压升压型变压器型 号SFZ10-50000/W3标准代号GB094.1-2-1996GB1094.3-2003GB1094.5-2008产品代号1xtb.710.20158T额定容量 MVA50额定电压 kV110×(1+8×1.25%)/38.5额定电流 A262.43/749.81绝缘水平h.v. 线路端子L1/AC 480/200 kVh.v. 中性点端子L1/AC 325/140 kVl.v. 线路端子L1/AC 200/85 kV使用条件户外海拔1000 m 联结组标号YNd11额定频率 Hz50 相 数3 冷却方式ONAN/ONAF(67%/100%)噪声 dB 64绝缘温度等级A级上节油箱重 t9.94器身吊重 t36.04总油重 t16.15油号DB45运输重（充油） t61.04总重 t72.17空载损耗 kW32.2阻抗电压 %10.56空载电流 A0.3负载损耗 kW193调压方式有载调压调压位置高压中性点中性点接地方式不固定接地顶层油温升K54绕组温升K64注：S三相； F油浸风冷； Z有载调压。2.1.2 1主变分接头电压电流：分接位置高压低压电压V电流A电压 V电流 A1238.57 38500749.812241.313244.124246.995249.946252.957256.038259.199a262.439b9c10265.7511269.1612272.6613276.2414279.9315283.7116287.601799000291.592.1.3所用变压器技术参数表：项目技术参数设备名称#1所用变产品名称三相双绕组铜芯低损耗电力变压器额定容量 kVA250/250型 号SC9-250/35额定电压 kV38.5+2*2.5%/0.4 额定电流A3.7/360.8联结组标号DYn11额定频率 Hz50阻抗电压 %6.52.1.4 箱式变电站技术参数表：序号名称技术参数一变压器基本技术参数1型式及型号ZGS11-F-16002额定容量（kVA）（绕组温升65K）16003最高工作电压（kV）高压/低压40.42/0.624额定电压（kV）高压/低压38.5/0.625额定电流（A）高/低1490/246额定电压比62.107短路阻抗（%）U高-低6.73%8线圈联接组别Dyn119额定频率（Hz）5010绝缘耐热等级A11阻抗电压6.5%12空载损耗1500W13负载损耗15000W14绝缘液体#45变压器油二高、低压配电室主要电气设备1高压负荷开关a型号BYFI-40.5/630-20b额定电压（kV）40.5c最高工作电压(kV)40.5d额定电流A630e额定短路耐受电流（2s）(kA)20f额定峰值耐受电流(kA)50g操作方式手动h机械寿命3000i制造商台州超固2高压熔断器 a型号STR20(XRNT)-40.5/31.5b额定电压(kV)40.5c熔丝额定电流（A）40d额定短路开断电流(kA)31.5e制造商上陶335kV T型插接式避雷器a型号TCBLQ-51/134b额定电压51c持续运行电压（kV）40.8d系统标称电压（kV）35e制造商武汉科能4万能式断路器a型号KFW2-3200b额定电压(kV)AC0.4/AC0.69c额定电流A2000d额定分断能力(kA)80/65e分闸时间（s）0.30.5f极数3g制造商河南许继5金属氧化物避雷器a型号HY5WZ-51/134b额定电压（kV）51c持续运行电压（kV）40.8d制造商扬州中恒三箱变外形尺寸(mm)长×宽×高3200×2100×22002.2 变压器的正常运行方式2.2.1变压器运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105；2.2.2无励磁调压变压器在额定电压5范围内改接分接头位置运行时，其额定容量不变；2.2.3温度规定，主变、所用变及箱式变电站变压器运行中上层油温不得超过85，自然循 环冷却变压器顶层油温最高不得超过95。2.2.4所用变压器低压侧、箱式变电站变压器0.62kV侧中性点应接地运行,主变中性点接地 刀闸的位置应按照调度命令执行。2.2.5新装或变动过内、外连接线的变压器，并列运行前，必须核对相序；2.2.6变压器未投入冷却器时，不允许负载运行及长时间空载运行。2.2.7 对运行中的变压器每三个月应对其油样进行取样、化验，确保其合格。2.3 主变压器事故过负荷的允许时间 (可参照下表规定运行)过负荷倍数环境温度 0102030401.124：0024：0024；0019：007：001.224：0024：0013：005：502：451.323：0010：005：303：001：551.48：305：103：101：451：301.54：453：102：001：100：351.63：002：051：200：450：181.72：051：250：550：250：091.81：301：000：300：130：061.91：000：350：180：090：052.00：400：220：110：06+2.4 变压器的冷却装置2.4.1主变压器为风冷片式散热器，当变压器负载为60及以下时可不开启冷却装置。2.4.2主变压器安装8组风机，变压器主油箱或有载调压开关油箱油温达到55时4组风机启动，油温达到65启动另外4组风机启动。（低于上述温度自动停止）2.5 变压器的监视、检查、运行及维护2.5.1 变压器的监视2.5.1.1变压器在规定的冷却条件下可按铭牌规范运行。2.5.2 上层油温和上层油温升不得超过限额运行。夏季监视的重点是上层油温，冬季监视的 重点是上层油温升。2.5.3 变压器的运行电压允许比当时分接头所在档数的额定电压高5%，此时仍允许按相应 的额定电流运行。2.5.4 变压器的正常过负荷可以经常使用。其所带负荷是额定容量的1.2倍时，禁止分接头 调节操作。此时，上层油温不允许超过监视温度。2.5.5 变压器的事故过负荷只允许在事故情况下（例如：运行中若干台变压器中一台损坏， 又无备用变压器，则其余变压器运行按事故过负荷运行）使用，此时，上层油温不允 许超过最高运行温度。2.5.6 变压器存在较大的缺陷（例如：冷却系统不正常，严重漏油，色谱分析异常等）时不 准过负荷运行。2.5.7 变压器的检查和维护2.5.7.1 运行和备用的变压器本体、冷却系统，所用变及其附属设备应按巡回检查制度规定 详细检查。2.5.8 变压器在下列情况下应加强检查：2.5.8.1 大修后第一次带负荷的24小时内；2.5.8.2 严重的穿越性故障后；2.5.8.3 正常及事故过负荷期间；2.5.8.4 带重大缺陷运行期间；2.5.8.5 户外变压器在候变化时，如遇大雾、大雷雨、大雪、大风、严重冰冻等。2.5.9 变压器的检查项目：2.5.9.1变压器油位、油温是否正常，油色是否清晰，各部有无漏油、渗油；2.5.9.2运行声音正常，无异音，变压器温度和温升不超过规定值；2.5.9.3套管清洁、无破损、无裂纹、无放电现象；2.5.9.4引线连接良好，电缆、母线无过热变色，电缆无流胶；2.5.9.5冷却风扇无振动，无异音、转速正常 2.5.9.6瓦斯继电器内部应充满油，无气体、渗油现象，2.5.9.7压力释放阀完整无损，无喷油现象。2.5.9.8吸潮器的硅胶是否变色2.5.9.9变压器外壳接地良好，内部声音正常无异音。各部分温度正常，上层油温及油面温升不超过限额2.5.9.10 变压器在检修后恢复操作时，应检查分接头开关位置和运行方式要求相符合 2.6 变压器的投运及停运：2.6.1 变压器投运前的注意事项2.6.1.1变压器检修工作票全部注销，安全措施全部拆除。2.6.1.2测量变压器各绕组绝缘电阻符合规定。2.6.1.3变压器有载调压开关分接头位置应与控制室显示位置相同并符合运行要求。2.6.1.4 详细检查所恢复变压器的风冷系统。电接点温度计报警值符合要求，设备现场清洁 无杂物，名称齐全。2.6.2 变压器开关、保护、仪表正常。2.6.3 所用变压器低压侧、箱式变电站变压器0.62kV侧中性点接地应接好。2.6.4 110kV系统变压器，在拉、合断路器前，应先将中性点地刀合上，以防止操作过电压 损坏变压器，操作后可按调度命令决定是否拉开中性点地刀；2.6.5 变压器绝缘电阻的测量：2.6.5.1 电压在6kV以上的绕组，用10002500V兆欧表测量其绝缘电阻，所测得数据应于 同温度下比较，不得低于初始值的50，且吸收比不应小于1.3 ；2.6.5.2 电压在500V以下的绕组，用500V兆欧表测量，若绕组中性点接地时，需先将接地 点断开，再测量。绝缘电阻应大于0.5 M；2.6.5.3 变压器测量绝缘后，应对地放电；2.6.5.4 停运时间超过一周的变压器，投运前均应测量绝缘电阻。2.6.6 正常倒换变压器时，必须将两台变压器并列运行，然后将另一台停运。2.6.7 调节变压器电压分接头，必须经调度或专业领导同意，由电气值班人员进行调节并做 记录。2.7.瓦斯继电器运行注意事项2.7.1 变压器在运行中，轻瓦斯保护应投入“信号”位置，重瓦斯保护必须投入“跳闸”位 置。有载分接开关的瓦斯保护应投跳闸位置；2.7.2 变压器在运行中滤油、补油、或更换净油器吸附剂时，应将重瓦斯改投“信号”位置， 此时其它保护仍应投入“跳闸”位置2.7.3 当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常时，需要打开放气阀或放油阀门时，应将 重瓦斯保护改投“信号”位置；2.7.4 变压器的油回路经过检修工作后，在向该变压器充电前应将其重瓦斯保护投“跳闸”。 一经充电成功，重瓦斯保护不可退出或转投信号。2.7.4.1变压器并列运行应满足以下条件：2.7.4.1.1绕组接线组别相同；2.7.4.1.2电压比相等；2.7.4.1.3阻抗电压相同；2.7.4.2 电压比不同和阻抗电压不同的变压器，在任何一台都不过负荷的情况下，可以并列 运行。2.7.4.3 阻抗电压不同的变压器并列运行时，应适当提高阻抗电压大的变压器的二次电压， 以使并列运行的变压器的容量均能充分利用。2.7.4.4 新装或变动过内、外连接以及改变过结线组别的变压器，在并列运行之前必须核定 相位。2.8变压器有载调压装置的检查及维护2.8.1有载调压装置的检查项目：2.8.1.1 操作机构箱及传动轴完整良好，箱门关闭，手动传动轴接口盖位置正确2.8.1.2 有载调压机构箱分接头位置与控制室显示器指示一致。2.8.1.3 机构箱内各附件完整，接线牢固，无受潮霉变现象。电源小开关位置与实际状态相 符，控制熔丝良好，有载调压操作次数计数器动作正确。2.8.1.4 装置的油枕位置油位指示正常，油色透明，不漏油渗油。2.8.1.5 装置的瓦斯继电器内无气体，连通管上的阀门均在开启连通位置。2.8.2 变压器有载分接开关操作，应遵守如下规定：2.8.2.1 值班员根据调度命令进行有载调压时，应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电 流变化；2.8.2.2 两台有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行，不能在单台 变压器上连续进行两个分接变换操作。2.8.2.3 有载调压装置及其自动装置，应经常保持在良好运行状态。故障停用，应立即汇报， 同时通知检修消除。2.8.2.4 正常情况下，一般使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障、或 其它必要时，可使用就地电气控制或手摇操作。当分接开关必须手摇操作时，必须 确认操作方向无误后方可进行。2.8.2.5 分接开关调节操作必须在一个分接调节完成后，方可进行第二次分接调节。操作要 同时观察电压表和电流表的指示，不允许出现回零、突跳等异常情况，分接位置指 示器及动作计数器的指示等都应有相应变动。2.8.2.6 每次分接调节操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况及累计动作次数记录 在有载分接开关分接变换记录表上，每次投停、试验、维修、缺陷与故障处理，都 应作好记录。2.8.2.7 当变动分接开关操作电源后，在未确认电源相序是否正确前，禁止电气控制操作。2.8.3 分接开关调节操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检修。2.8.3.1 操作中发生连续动作时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立即使用紧急跳闸按 钮切断操作电源；2.8.3.2 远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相应变 化，应立即切断操作电源，中止操作；2.8.3.3 分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或传动机械故障； 分接位置远方与就地指示不一致；内部切换异常； 过压力的保护装置动作； 看不 见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其他异常情况时，应禁止 或中止操作，必要时立即切断操作电源。第三章 SVC高压电网动态无功补偿装置运行3.1 静止型动态无功补偿装置额定参数名 称单位参数名 称单位参数产品型号RXSVCTCR2035HP额定容量Mvar20额定电压kV35额定电流A200工作频率Hz50控制方式数控响应时间ms10SCR冷却方式热管自冷阀组结构框架制造日期20097产品序号RX580090953.2 SVC工作用途3.2.1 SVC称为“静止型动态无功补偿器” ，主要用于补偿用户母线上的无功功率，这是 通过连续调节其自身无功功率来实现的。3.3 SVC控制系统组成 3.3.1 SVC控制系统由控制柜、脉冲柜和功率单元三部分组成。3.3.1.1 控制柜采集现场的电压、电流信号，计算处理发出触发脉冲，同时监测晶闸管运行 状况。3.3.1.2 脉冲柜将触发脉冲转换为符合要求的脉冲信号，实现触发。3.3.1.3 功率单元由晶闸管、阻容吸收、热管散热器、脉冲变压器、BOD板和击穿检测板六 部分组成，串入电抗器回路，在脉冲信号控制下操纵晶闸管通断，使电抗器流过预 期的补偿电流。 3.4 SVC操作流程3.4.1 投运SVC设备操作步骤3.4.1.1 启动功率单元室空调，温度设定在19。3.4.1.2 确认高压开关处于分离状态。3.4.1.3 检查功率柜单元，确认无异常状况。3.4.1.4 功率柜室空调运行30分钟后，接通交流380V系统供电电源。3.4.1.5 确认同步电压和系统供电电源正确后，投入控制柜后的交流、直流进线空气开关。3.4.1.6 开启工控机电源，待工控机启动后，启动SVC监控系统软件。3.4.1.7 按下控制柜工控机面板上绿色按钮启动下位机，系统进入自检状态。3.4.1.8 自检结束后，检查上位机SVC监控系统软件，确认上位机与下位机通讯正常。3.4.1.9 系统运行正常后，投运TCR高压。（投高压后控制柜高压合指示灯亮，击穿插卡箱 的击穿板数码管显示“6”。在投运同时查看数字电流表，如有异常值，立即扭动急 停旋钮）3.4.1.10 启动脉冲。（点击上位机监控界面的启动按钮，发触发脉冲）3.4.1.11 由低次到高次依次投运电容器。（投电容器同时，检查数字电流表的值，如有异常 值出现，立即扭动急停旋钮）电容器都投运后，系统投运成功3.4.2 停运SVC设备操作步骤3.4.2.1 退出电容器。（由高次到低次依次拉开电容器高压开关，同时查看数字电流表，如有异常值，立即扭动急停旋钮）3.4.2.2 停触发脉冲。（点击上位机监控界面停止按钮，停触发脉冲）3.4.2.3 停TCR高压。3.4.2.4 关SVC监控软件。3.4.2.5 按下控制柜工控机面板上红色按钮停止下位机。断开控制柜后的交流进线开关。3.4.2.6 SVC设备停止完毕。 （如需再次投运SVC设备，需间隔15分钟，供电容器放电）3.5 SVC设备的维护 3.5.1 SVC设备运行时的维护3.5.1.1 SVC在运行中严禁分断SVC控制柜电源。3.5.1.2 严禁带载分断TCR及滤波器的高压隔离开关。3.5.1.3 出现SVC控制器保护动作后，应先记录SVC监控软件上的内容再记录控制插卡箱和击穿插卡箱上故障指示灯状态，后清除故障。3.5.1.4 SVC运行中应随时留意TCR控制器的工作状态，出现异常情况应及时记录和处理。3.5.1.5 空调运行良好，保证功率单元室内温度不超过40，温度过高应及时启动风机。3.5.1.6 检查导线接头，确认无打火，过热现象。3.5.1.7 每天进行一次夜间熄灯检查，查看系统中否有电晕产生及局部放电现象。3.5.1.8 供电系统不正常时要增加检查次数。第四章 配电装置运行4.1设备规范4.1.1 110kV断路器主要技术参数：项 目单位主要技术参数名 称高压交流SF6断路器型 号LW30126T额定频率Hz50/60额定电流A3150额定电压kV126额定短时持续电流（热稳定）kA40短时短路持续时间（热稳定）s4额定峰值耐受电流(动稳定)kA100额定短路开断电流kA40额定短路关合电流(峰值)kA1004.1.2 35kV户内断路器主要参数：项 目35 kV I期真空开关35 kV期真空开关型 号ZN91-40.51600 31.5KA额定频率 Hz50额定电压 kV 40.5额定电流 A16000控制电压 VDC2204S热稳定电流 kA31.5动稳定电流 KA80额定开断电流 kA31.5注：1号主变进线开关额定电流2000 A。4.1.3 六氟化硫开关控制与辅助回路的主要参数：项 目数 据CT26结构分合闸线圈电压 V DC220分闸线圈电流 A2.8合闸线圈电流 A2.3CT26结构电机额定工作电压 VDC220电机功率 W600正常工作电压范围85110额定工作电压额定工作电流 A2.8加热器电压 V220功率 W1004.1.4 六氟化硫开关气体压力参数：项 目数 据额定压力 MPa0.5SF6气体报警压力 MPa0.45SF6气体闭锁压力 MPa0.44.1.5 0.4 kV万能式断路器技术参数项目参数项目参数型号XJDW1-2000分励脱扣式电压AC220 V额定绝缘电压1000V 电操机构电压AC220 V额定频率50Hz释能电磁铁电压AC220 V额定工作电压400V脱扣式电源电压AC220 V额定短路极限分段能力80kA欠压脱扣器电压额定运行短路分断能力50kA额定电流630A额定短时耐受电流1S50kA4.2 正常运行中的规定4.2.1 开关运行的规定：4.2.1.1 正常情况下，真空开关和空气开关的工作电压、开断电流不得超过规定值。4.2.1.2 真空、空气开关为弹簧操作机构，当远方控制失灵时，在完成弹簧机构储能情况下， 可以手动合闸。空气开关装有手动合闸机构者，可以带负荷合闸，但操作必须果断， 手动跳闸只能在下列情况下使用4.2.1.2.1 电动机构拒动。4.2.1.2.2 发生人身或设备事故需紧急停用者。4.2.1.3 35kV配电室内采用开关，具备有“五防”功能。4.2.2 母线与刀闸的运行规定：4.2.2.1 母线与刀闸接头处的温度不得超过70，否则应汇报生产负责人采取降温措施。4.2.2.2 刀闸的投入或断开必须在其所属开关断开后，才能进行。严禁带负荷拉合刀闸，严 禁用刀闸拉合故障点的接地和短路电流。在母线倒闸操作时，母联开关应在合闸位 置，并投入母差保护。4.2.2.3 允许用刀闸拉合的电路如下：4.2.2.3.1拉合无故障的电压互感器和避雷器。4.2.2.3.2拉合与断路器并联的环路电流。4.2.2.3.3拉合不超过70A的10kV及以下的环路均衡电流以及不大于5A电容电流。4.2.2.3.4合上和拉开变压器中性点接地刀闸。4.2.3 刀闸、母线、 配电盘、互感器、在送电前应做好下列工作：4.2.3.1 检修工作全部结束，工作票全部注销；4.2.3.2 记录记数器的底码；4.2.3.3 拆除全部接地线拉开全部接地刀闸；4.2.3.4 恢复常设遮栏和标示牌；4.2.3.5 新投或大修后的配电装置投运，根据结构特点，应有必要的绝缘报告和油质分析报 告，电压互感器应有定相报告。4.2.4 35kV断路器的使用4.2.4.1 JSXGN-35型箱式柜用机械闭锁4.2.4.2 操作说明：当闭锁中无某种元件时，该程序省去，当带有旁路操作盘时，旁路合分 操作只能在“工作”位置进行4.2.4.3 停电操作和检修步骤4.2.4.4 分断路器手柄旋至“分断闭锁”位置分下隔离分上隔离合上（下）接地刀 （停电操作结束）手柄旋至“检修”位置开前门开后门（此时开关柜处于检修 状态）4.2.5 送电操作步骤4.2.5.1 关后门关前门手柄旋至“分断闭锁”位置分上（下）接地刀合上隔离 合下隔离手柄旋至“工作”位置合断路器4.2.6 刀闸的使用4.2.6.1 一切使用刀闸的操作，应按照操作管理制度的规定执行4.2.6.2 装有刀闸闭锁装置的刀闸应经闭锁操作，当闭锁装置失灵时，在得到总工同意，并 确认操作步骤正确，不会发生带负荷操作的情况下，方可机械解锁或破坏闭锁进行 操作4.2.6.3 装有刀闸闭锁装置的设备在停运时刀闸闭锁保险不取下，当检修人员需要时才取下， 检修工作结束仍放上4.2.6.4 电动操作刀闸在操作前需给上电动机操作电源，操作后应立即取下。所有电动操作 必须使用电动操作（事故情况例外）4.2.6.5 所有刀闸合上后必须检查接触良好，刀闸拉开后应有一定距离4.2.6.6 合上接地刀前，必须确知有关各侧电源断开，并在验明无电后进行4.2.7 SF6开关运行中如发现气压下降，出现报警信号，应对SF6开关全面检查，进行相应 处理；4.3 配电装置的检查项目及规定4.3.1 母线及刀闸检查项目：4.3.1.1 悬式瓷瓶、支持瓷瓶等各种瓷瓶绝缘物质应完好清洁无裂纹损伤，歪斜及放电痕迹4.3.1.2 母线伸缩节正常，各种线夹、线头鼻子螺丝无松动、脱落现象4.3.1.3 各连接头不发热，刀闸，母线，触头和接头的温度最高不得超过70。4.3.1.4 刀闸合上时应接触良好，不发热变色架空母线无散股或断股现象、各种金具无松动 和震动声，无严重锈蚀现象4.3.2 电压互感器、电流互感器检查项目：4.3.2.1 瓷套管应清洁，无损伤、无裂纹及放电痕迹4.3.2.2 油浸式电压互感器及电流互感器，其油位油色均应正常，小油枕油位正常，不漏油。4.3.2.3 互感器内应无焦味、放电声、电磁振动声，接头无发热现象4.3.2.4 电压互感器高压保险无熔断现象4.3.3 互感器有关规定：4.3.3.1 电压互感器，电流互感器只允许接仪表，保护和设计的负荷，不允许接其它负荷。电压互感器二次侧不允许短路，电流互感器二次侧不允许开路运行。4.3.3.2 电压互感器，电流互感器检修或长期停用后，在投运前测量电阻值有明显降低（与上一次测量的数值相比较）应通知检修查明原因。4.3.4 在下列情况下，可能引起有关继电保护和自动装置误动作，需事先慎重考虑并采取相 应措施：4.3.4.1 停用电压互感器或其二次回路4.3.4.2 短接运行中电流互感器的二次侧4.3.4.3 投入或退出保护的电流回路4.3.5 避雷器的检查项目： 4.3.5.1 避雷器安装应牢固，无倾斜情况，金具无锈蚀4.3.5.2 上下引线接头应牢固无松动、断股均丫环及铁帽应紧固4.3.5.3 瓷质设备完整、无破碎裂纹和放电痕迹4.3.5.4 接地良好，雷击计数器完好，指示与原纪录相符合4.3.5.5 保护间隙安装牢固，无电弧烧伤痕迹，接地良好4.3.5.6 雷击后或电气回路有过电压现象时应检查避雷器内部有无放电异常响声，外部元件 是否完整，计数器是否动作，如动作过应做好记录4.3.6 真空断路器的检查项目：4.3.6.1 断路器的分、合位置指示正确，并与当时实际运行工况相符4.3.6.2 主触头接触良好不