风电场主设备反事故措施

风电场主设备反事故措施
二〇二二年十一月
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二〇二二年十一月
目录
前言 (1)
一、目的 (2)
二、编制依据 (2)
1.防止大型变压器和互感器损坏事故措施 (3)
2.防止开关设备事故措施 (11)
3.防止塔架倒塌 (16)
4.防止机舱火灾 (18)
前言
为实现xxx公司安全管理目标，坚持安全管理坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的方针。

严格贯彻执行国家关于《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，根据国家电力公司反事故技术措施汇编要求，结合我公司实际，特制订整套反事故技术措施，以提高防范事故意识，增强防范事故能力，把各项要求落到实处，确保我公司机组安全运行。

Xxx有限公司
二〇二一年十一月
一、目的
本反事故措施根据有关行业标准和国家标准进行编制，部分规定、规程内容参照国家强制性标准编制。

为了规范对风力发电场统一规定而编制，在吸收火电安全管理经验的基础上，结合全国各地区其他风电实际进行整体编制。

目的是对风电的安全生产管理有统一的标准。

以便指导风电的安全管理和风电设备或系统事故处理及反事故措施有据可行，以臻完善。

二、设备简介
1.变压器、互感器设备简介
xxx风电场1号主变压器设备为油浸式变压器，生产厂家为xxx 公司，型号为SZ11-xxx,电压组合（115±8×1.25%）/36.5+10.5，额定容量50000kVA 。

变压器的冷却方式为油浸自冷ONAN；变压器系统由线圈、铁芯、主变油箱、变压器油、调压装置、瓦斯继电器、油枕及油位计、压力释放器、测温装置、冷却系统等组成。

xxx风电场互感器设备分为两大类：电压互感器和电流互感器，均为xxx有限责任公司。

电压互感器型号为IYD110/√3-0.01H，额定电压比为（100/√3）/（100/√3）/（100/√3）/100V，级次组合为0.2/(0.5/3P)/(0.5/3P)/6P，额定输出为10/50/100/100VA。

电流互感器型号为LB6-110W，级次组合为5P30/5P30/0.2S/0.5/5P30/5P30，额定输出为30/30/30/30/30/30VA (5A)。

2.高压开关设备简介
xxx风电场高压断路器使用的是xxx公司生产的xxx型高压六氟化硫断路器，额定电压为126kV,额定电流为3150A，额定短路开断电流40kA。

该高压断路器采用自能式灭弧室，每极为单柱单断口，呈I 型布置，每台断路器由三个单极和一个框架组成，三个单极装在一个框架上，由一台弹簧机构操动。

断路器上部为灭弧室，中间为支柱瓷套及框架，弹簧操动系统装在框架的中间位置。

3.高压开关设备简介
xxx风电场采用20台xxx型风电机组，塔筒高为xxxm，为可变桨调节、可变速恒频运行的风机，采用柔性钢塔结构。

三、编制依据
本反事故措施制定时，均参照和引用以下规程、标准、措施等有关文件，并以此作为依据。

在引用以下规程、标准中如有新版或变更均以新版或变更中内容为准。

DL 408—1991 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）；
DL 409—1991 电业安全工作规程（电力线路部分）；
DL/T 666—1999 风力发电场运行规程；
DL/T 572—1995 电力变压器运行规程；
GB 50150--2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》；
DL／T596-2021《电力设备预防性试验规程》；
电国家电网公司二项电网重大反事故措施；
DL-5027 电力设备典型消防规程；
1.防止大型变压器和互感器损坏事故措施
1.1 加强对变压器、互感器设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工作，使之熟悉和掌握所辖范围内变压器、互感器设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。

1.2 按巡回周期及巡检工艺工序卡要求切实做好巡回检查工作，发现异常及时汇报并处理。

1.3 按维护周期、检修规程要求切实做好变压器、互感器设备的检修维护、预试工作，消除设备缺陷。

1.3.1 110kV变压器检查项目为：油枕油位、中性点套管油位检查，法兰、阀门、本体渗漏情况检查，压力表及冷却器冷却管路检查，潜油泵及油流电磁信号器检查，电气连接、外壳接地状况检查，高低压套管、中性点套管检查，温度计状况检查，法兰、阀门连接螺栓检查，瓦斯继电器检查，呼吸器检查，压力释放阀检查，分接开关检查，线圈、铁芯、绝缘材料检查，设备环境检查。

预试项目为：绝缘油色谱分析，绕组直流电阻测量，绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数测量，绕组的介质损耗因数测量，电容型套管的介质损耗因数和电容值测量，铁芯绝缘电阻测量，绕组泄漏电流测量，绕组所有分接的变比测量，套管中的电流互感器绝缘电阻试验，交流耐压试验，局部放电测量。

1.3.2 树脂绝缘干式变压器检查项目为：铁芯及其接地检查，线圈检查，分接头检查，绝缘检查，垫块检查，电流互感器检查，绝缘子检查，电气连接螺栓检查，铁芯夹件检查，外壳检查，设备环境检查。

预试项目为：绕组直流电阻测量，绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数测量，铁芯绝缘电阻测量，绕组所有分接的变比测量，交流
耐压试验。

1.3.3 互感器检查项目：互感器一次和二次引线连接件检查紧固，互感器接地引线检查，互感器铁芯及夹件检查，互感器外绝缘检查，电容式电压互感器瓷瓶及电容器连接件检查，电容式电压互感器电磁单元及油箱检查。

预试项目为：绝缘电阻测量，交流耐压试验，局部放电测量，极性检查，介质损耗因数及电容值测量。

1.4 定期完善设备台账、检修履历，做好记录。

1.5 预防变压器绝缘击穿事故
1.5.1 防止水分及空气进入变压器由于有相当数量的变压器绝缘事故是因进水进气造成的，对此必须引起足够重视。

1.5.1.1 保证变压器本体及冷却系统各部位密封良好，各法兰面密封圈应安装正确，保持完好。

对使用性能不明的胶垫材料应取样进行耐油试验。

1.5.1.2 呼吸器油杯油位应保持在红色刻度线上并保持畅通，硅胶应保持干燥，若变色超过三分之二则应及时更换，保证吸湿效果良好。

1.5.1.3 定期检查变压器压力释压阀，防止变压器油与空气直接连通，造成变压器油中水份、含气量增大，使油的绝缘性能变坏。

1.5.1.4 变压器投入运行前应启动全部潜油泵，使油循环较长时间，检查有无漏气或残留空气。

1.5.1.5 变压器应采用真空注油，当需要带电补油或带电滤油时应防止将空气带入内部。

1.5.2 防止焊渣、铜丝网及其他金属杂物进入变压器
1.5.
2.1 变压器组装、安装及开孔检查时，应实行严格的进出变压器物品登记制度，防止物品遗留在变压器内。

1.5.
2.2 变压器滤油时滤油机及油管路应用变压器油清洗干净。

滤油机应定期进行检查维护，防止过滤器中滤网或其他物体进入变压器中。

1.5.3 防止线圈温度过高，绝缘劣化
1.5.3.1 严格监视运行中变压器的温升情况，变压器上层油温温升超过55K，线圈温升超过65K，应主动采取降温方式，例如降低风机出力等。

1.5.3.2 对变压器油温及绕组温度计定期进行校验。

1.5.4 定期进行绝缘油色谱分析、简化分析，发现异常要及时分析并采取有效措施。

当轻瓦斯保护动作后，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色谱分析，查明原因，及时排除故障。

1.5.5 要严格按照预防性试验规程的要求对变压器进行高压试验。

1.5.6 对于改造或新造的变压器，应根据设计、制造、运行等方面的经验，合理地选定匝绝缘厚度及纵绝缘油道布局。

要认真检验导线焊接质量、光洁度及绝缘状况，保证各加工工序的质量，并进行试验。

对于全部或局部更换线圈的变压器，要积极创造条件进行感应耐压试验。

1.6 预防变压器铁芯多点接地及短路故障
1.6.1 检修时防止焊条头、铁屑及其他金属杂物掉入变压器内，发现后应彻底清除。

1.6.2 器身检修和安装后，应要用兆欧表检测铁芯与紧固件、外壳之
间的绝缘电阻状况，同时检查接地片安装位置和方法是否合理。

1.6.3 穿芯螺栓的绝缘应良好，注意检查铁芯穿芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。

1.6.4 线圈压钉应紧固，防止螺母和座套松动掉落。

1.7 预防变压器套管闪络或爆炸事故
1.7.1 定期对套管进行清扫，保持清洁，防止积垢闪络。

1.7.2 套管安装前应核对出厂试验结果，认真检查套管各部位的密封情况，防止进水、吸潮，引起爆炸。

1.7.3 运行、检修中应注意检查变压器高、低压套管引出线端子的发热情况，防止因接触不良或引线开焊、过热引起套管碎裂或爆炸。

1.7.4 对变压器电容型套管定期做介质损耗因数及电容值测量。

分析所测数据的变化趋势，发现问题及时处理。

1.7.5 定期检查套管末屏的绝缘状况和连接情况，保证变压器带电时末屏可靠接地。

1.8 预防变压器引线事故
1.8.1 各引线接头应焊接良好。

运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻，及时发现接头过热故障。

检修后应做检查试验，保证焊接质量。

1.8.2 在安装套管时，应注意引线长度及位置是否合适。

防止引线受力绝缘损伤或位置不正确绝缘距离不够。

1.9 预防分接开关事故
1.9.1 变压器安装后投入运行前，必须测量各分接位置的直流电阻，并应核对箱外的分接指示位置与内部分接连接情况是否一致。

在调至
所需的分接位置后，仍要测量该分接位置时的直路电阻，以保证接触良好。

1.9.2 安装及检修中，应对分接开关进行认真检查，对有载分接开关应按出厂说明书对操作机构、选切开关及过度电阻等进行全面检查和调试。

对无载开关应注意检查操作杆安装位置是否正确，弹簧状态、触头表面镀层及接触情况是否正常，分接引线是否断裂及紧固件是否松动。

1.10 预防变压器保护装置误动、拒动
1.10.1 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器高低压侧设备无保护投入运行。

1.10.2 瓦斯继电器应安装调整正确，定期校验，消除因接点短接等造成的误动因素。

1.10.3 压力释放阀的动作接点应接入信号回路，并且动作正确可靠。

1.10.4 线圈温度计和上层油温度计接入的接点用来启动潜油泵和接入报警和跳闸信号回路，接点应正确可靠，定期进行校验。

1.10.5 变压器的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，经总工程师批准，并限期恢复。

1.11 预防变压器火灾事故
1.11.1 加强变压器的防火工作，特别应注意对套管的质量检查和运行监视，防止运行中发生爆炸喷油，引起变压器火灾。

运行中应有事故预想，变压器周围消防设施应保持良好，一旦发生事故，能尽量缩小事故范围。

1.11.2 在变压器器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。

1.11.3 进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，周围放置足够的消防器材，并防止加热系统故障或线圈过热烧损变压器。

1.11.4 变压器放油后，进行电气试验时，严防因感应高电压打火或通电时发热而引燃油纸等绝缘物。

1.11.5 变压器事故贮油坑的鹅卵石大小和厚度应符合要求，要保持贮油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。

1.12 变压器、互感器改造更新时的技术措施
1.1
2.1 加强对变压器、互感器设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理。

1.1
2.2 严格按有关规定对新购变压器、互感器设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。

1.1
2.2.1 订购前，应向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。

1.1
2.2.2 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。

1.1
2.2.3 大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户
三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。

1.1
2.2.4 认真执行交接试验规程；对 110kV 及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。

110kV及以上电压等级和 120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验；变压器空载电流和空载损耗试验值与出厂值相比应无明显变化。

1.1
2.3 对于电容式电压互感器，应要求制造厂将铁磁谐振试验项目列为出厂例行试验，试验电压取 0.8U1N及1.2U1N（U1N 指额定一次相电压），同时厂家不宜采用中压端避雷器的方式来限制谐振过电压。

1.1
2.4 SF6气体绝缘互感器头部支撑固定要稳定可靠，防止运输中发生故障。

外绝缘采用硅橡胶时要确保浇注质量，避免事故发生。

1.12.5 固体绝缘互感器，要求制造厂保证树脂渗透到一次绕组层间内部，以防事故发生。

户内产品应选用通过污秽凝露试验的产品，以满足环境条件要求。

1.1
2.6对小电流比的互感器应特别注意动稳定问题。

1.13 其他预防措施
1.13.1 变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。

1.13.2 干式电压互感器空载电流测量应从二次侧加压，感应耐压前后均应进行空载电流测量，关注耐压前后的变化量和历次试验的变化量。

1.13.3 110kV 及以上的变压器未做绕组变形试验的，必须利用停电
机会进行此项试验。

1.13.4 对运行10年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量测试。

1.13.5 电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即退出运行，SF6气体绝缘互感器气体压力下降到报警压力时要及时补充气体，一般不应在带电情况下补气，防止发生事故。

1.13.6 对确认存在严重缺陷的互感器应及时处理或更换。

对介损上升或怀疑存在缺陷时应缩短试验周期，进行跟踪检测。

当绝缘油中的溶解气体中有乙炔存在时，应尽快查明原因 ,尽快处理，未处理前，必须加强监视。

1.13.7 对电容式电压互感器应注意可能出现自身铁磁谐振，安装验收时对速饱和阻尼方式要严格把关，运行中应注意对电磁单元进行认真检查，如发现阻尼器未接入或出现异常时，互感器不得投入运行。

1.13.8 积极开展红外测温等带电监测工作，及时发现运行中的变压器、互感器设备的缺陷，减少事故发生。

2.防止开关设备事故措施
2.1 断路器运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，SF6断路器气体压力异常、液压（气动）操动机构压力异常导致断路器分合闸闭锁时，严禁对断路器进行操作。

严禁油断路器在严重缺油情况下运行。

油断路器开断故障电流后，应检查其喷油及油位变化情况，当发现喷油时，应查明原因并及时处理。

2.2 断路器在开断故障电流后，值班人员应对其进行巡视检查。

在对故障跳闸线路实施强送后，无论成功与否，均应对实施强送的断路器
进行仔细检查。

2.3 断路器发生拒分时，应立即采取措施将其停用，待查明拒动原因并消除缺陷后方可投入。

2.5 室外SF6开关设备发生爆炸或严重漏气等故障时，值班人员应穿戴防毒面具和穿防护服，从上风侧接近设备。

2.6 在运行巡视时，应注意隔离开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰有无裂纹，夜间巡视时应注意瓷件有无异常电晕现象。

2.7 在隔离开关倒闸操作过程中，应严格监视隔离开关动作情况，如发现卡滞，应停止操作并进行处理，严禁强行操作。

2.8 运行中当高压开关发出闭锁信号时，应及时查清原因，如气压、液压压力低等原因，不能冒然操作，应立刻断开控制电源，缺陷消除后再操作。

2.9 分相操作的断路器发生非全相合闸或分闸时，应立即将已合相拉开，断开控制电源，查明原因处理好后，试验跳合闸正常后，再投入运行。

2.10 为防止运行断路器绝缘拉杆断裂造成拒动，应定期检查分合闸缓冲器，防止由于缓冲器性能不良使绝缘拉杆在传动过程中受冲击，同时应加强监视分合闸指示器与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，并定期做断路器机械特性试验，以及时发现问题。

2.11 断路器在投运前、检修后及运行中，应定期检查操动机构分合闸脱扣器的低电压动作特性，防止低电压动作特性不合格造成拒动或误动。

在操作断路器时，如控制回路电源电缆压降过大，不能满足规
定的操作电压，应将其更换为截面更大的电缆以减少压降，防止由于电源电缆压降过大造成断路器拒动。

在设计阶段亦应考虑电缆所造成的线路压降。

2.12 当断路器大修时，应检查液压（气动）机构分、合闸阀的阀针是否松动或变形，防止由于阀针松动或变形造成断路器拒动。

2.13 按照DL/T 596—2021《电力设备预防性试验规程》规定，每年应对高压开关的跳合闸线圈的直阻、跳合闸电压、回路绝缘进行测试，达不到标准者或达不到厂家要求的数值，应进行处理解决。

2.14 加强操动机构的维护检查，保证机构箱密封良好，防雨、防尘、通风、防潮及防小动物进入等性能良好，并保持内部干燥清洁。

2.15 加强辅助开关的检查维护，防止由于松动变位、节点转换不灵活、切换不可靠等原因造成开关设备拒动。

2.16 液压（气动）各级机构的压力开关，应定期进行整定值检查，应采取涂厌氧胶等有效措施，防止因定值变化引起开关误动或拒动。

2.17 在保护装置定检时，维护人员应对防跳、非全相等继电器的接点、底座、接线进行检查，防止因继电器接触不良造成开关误动或拒动。

2.18 当断路器液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。

在设备停电前，严禁人为启动油泵，防止因慢分使灭弧室爆炸。

2.19 按照DL/T 596—2021《电力设备预防性试验规程》的要求，对真空断路器真空度测试一至两年进行一次，预防由于真空度下降引发的事故。

2.20 根据设备现场的污秽程度，采取有针对性的防污闪措施，防止套管、支持瓷瓶和绝缘提升杆闪络、爆炸。

2.21 断路器设备特别是联络用断路器断口外绝缘应满足不小于1.15倍（252kv）或1.2倍（363kv及550kv）相对地外绝缘爬电距离的要求，否则应加强清扫工作或采用防污涂料等措施。

2.22 新装、大修的71.5kV及以上电压等级断路器，绝缘拉杆在安装前必须进行外观检查，不得有开裂起皱、接头松动和超过允许限度的变形。

如发现运行断路器绝缘拉杆受潮，应及时烘干处理，不合格者应予更换。

2.23 在交接和预防性试验中，应严格按照有关标准和测量方法检查接触电阻。

2.24 在每年的预试中，应对各高压开关、隔离开关的触头接触电阻进行测试。

2.25 定期用红外线测温设备检查开关设备的接头部、隔离开关的导电部分（重点部位：触头、出线座等），特别是在重负荷或高温期间，加强对运行设备温升的监视，发现问题应及时采取措施。

2.26 认真对开关设备的各连接拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。

2.27 断路器的缓冲器应调整适当，性能良好，防止由于缓冲器失效造成开关设备损坏。

2.28 各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不低于标准要求。

对于电磁操动机构合闸线圈的端子电压，当
关合电流小于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的80％；当关合电流等于或大于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的85％，并均不高于额定操作电压值的110％，以确保合闸和重合闸的动作可靠性。

不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。

2.29 新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试，另外应积极开展瓷绝缘子探伤和触指压力测试。

2.30 加强对隔离开关导电部分、转动部分、操动机构、瓷绝缘子等的检查与润滑，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等故障的发生。

隔离开关各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的锂基润滑脂。

2.31 应在绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂以性能良好的防水密封胶。

2.32 为预防GW6型隔离开关运行中“自动脱落分闸”，在检修中应检查操动机构蜗轮、蜗杆的啮合情况，确认没有倒转现象；检查并确认刀闸主拐臂调整是否过死点；检查平衡弹簧的张力是否合适。

2.33 开关柜配电室应配置通风、防潮设备和湿度计，并在梅雨、多雨季节或运行需要时启动，防止凝露导致绝缘事故。

2.34 为防止开关柜火灾蔓延，在开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其它功能隔室之间应采取有效的封堵隔离措施。

2.35 手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位和隔离插头接触良好，防止由于隔离插头接触不良、过热引发开关柜内部故障。

2.36 高压开关柜内母线及各支引线宜采用可靠的绝缘材料包封，以防止小动物或异物造成母线短路。

2.37 SF6开关设备应定期进行微水含量和泄漏检测，如发现不合格情况应及时进行处理在处理过程中，设备内的SF6气体应予回收，不得随意向大气排放以防止污染环境及造成人员中毒事故。

2.38 室内安装运行的SF6开关设备，应设置一定数量的氧量仪和SF6浓度报警仪。

2.39 做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析。

基建、生产用SF6气体必须经SF6气体质量监督管理中心检测合格，并出据检测报告后方可使用。

2.40 SF6压力表和密度继电器应定期进行校验。

2.41 做好SF6开关机构箱防潮、防冻工作，防潮、防冻加热电阻正常投入。

3.防止塔架倒塌
3.1 塔架安装时，应使用符合标准的螺栓并严格按照工艺要求进行紧固，螺栓力矩值应按照风电机厂家规定的力矩值进行紧固，禁止超规定力矩值紧固螺栓；
3.2 应定期检查塔架螺栓有无松动,断裂, 严格按照厂家规定的维护周期进行力矩检查；
3.3 检查和维护时发现螺栓松动，要全部对该机组所有塔架螺栓进行紧固；发现松动的螺栓紧固后一个月内应增加一次螺栓力矩检查,同一机组同一法兰面螺栓重复发生松动三次以上的机组，要立即停机分析原因，不能再次紧固螺栓，原因分析清楚后方可投入运行。

3.4 同一法兰面发现有一颗及以上螺栓断裂,应更换该法兰面所有螺。