中国华能集团企业单位风力发电场运行导则

中国华能集团公司企业标准

Q/HN—1—0000.08.012—2014

Q/HN 风力发电场运行导则

报批稿

2014 - XX- XX发布

2014 – XX - XX实施

中国华能集团公司 发布 .

目 次

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前言 .......................................................................................................................................................................... III 1 范围 ........................................................................................................................................................................2 2 规范性引用文件 ...................................................................................................................................................2 3 术语和定义 ...........................................................................................................................................................3 4 总则 ........................................................................................................................................................................7 4.1 运行人员基本要求 .......................................................................................................................................8 4.2 设备基本要求 ...............................................................................................................................................8 5 运行管理 ...............................................................................................................................................................9 5.1 运行调度 ........................................................................................................................................................9 5.2 运行计划与分析 ........................................................................................................................................ 10 5.3 安全运行 ..................................................................................................................................................... 10 5.4 经济环保运行 ............................................................................................................................................ 11 5.5 运行技术管理 ............................................................................................................................................ 12 5.6 运行培训 ..................................................................................................................................................... 13 6 风力发电场的运行 ............................................................................................................................................ 14 6.1 一般规定 ..................................................................................................................................................... 14 6.2 风电场监控 ................................................................................................................................................ 14 6.3 风力发电机组 ............................................................................................................................................ 17 6.4 箱式变电站 ................................................................................................................................................ 20 6.5 集电线路 ..................................................................................................................................................... 22 6.6 升压站 ......................................................................................................................................................... 22 7 风电场的巡视与检查 ....................................................................................................................................... 40 7.1 基本要求 ..................................................................................................................................................... 40 7.2 巡视分类和周期 ........................................................................................................................................ 41 7.3 风力发电机组的巡视 ................................................................................................................................ 44 7.4 升压站的巡视 ............................................................................................................................................ 46 7.5 集电线路和箱变的巡视 ............................................................................................................................ 58 8 风力发电场异常运行及事故的分析与处理 .................................................................................................. 62 8.1 基本要求 ..................................................................................................................................................... 62 8.2 风力发电机组异常运行与事故处理 ....................................................................................................... 63

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8.3 变压器异常运行和事故处理 ................................................................................................................... 66 8.4 高压配电设备异常运行和事故处理 ....................................................................................................... 69 8.5 公用系统异常运行与事故处理 ............................................................................................................... 75 8.6 二次设备异常运行与事故处理 ............................................................................................................... 77 8.7 无功补偿装置异常运行与事故处理 ....................................................................................................... 79 8.8 集电线路异常运行与事故处理 ............................................................................................................... 80 附 录 A风电机组定期巡视基本内容（规范性附录） .................................................................................. 82 附 录 B风电机组登机巡视基本内容（规范性附录） .................................................................................. 83

前 言

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本标准依据国家标准《标准化工作导则 第一部分：标准的结构和编写》（GB/T 1.1-2009）给出的规则编写。

本标准的制定和实施对提高中国华能集团公司所属风电场设备的安全性、经济性，加强风电场运行管理工作具有重要意义。

本导则是中国华能集团公司所属风力发电场运行工作的主要技术依据，是强制性企业标准。 本导则由中国华能集团公司安全监督与生产部提出。 本导则由中国华能集团公司安全监督与生产部归口并解释。

本导则起草单位：西安热工研究院、新能源公司、股份公司、北方公司、山东公司。 本导则主要起草人：王靖程、都劲松、王仁涛、顾宏宇、张水群、叶林、胡永强。

本导则主要审定人：张怀铭、杜灿勋、蒋宝平、李飞、马晋辉、胡斌华、杨勇、许青松、王利恩、张杰、马宏怡。

本导则批准人： 本导则首次发布。

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风力发电场运行导则

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1 范围

本标准规定了中国华能集团公司（以下简称集团公司）所属风电场正常运行、巡视检查的内容和方法及事故处理的原则。

本标准适用于集团公司所属并网型陆上风力发电场（以下简称风电场）。 各风电公司及风电场可根据本标准，结合本地区实际情况制定相应的运行规程。

2 规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T 18451.1 风力发电机组 设计要求 GB/T 18451.2 风力发电机组 功率特性测试 GB/T 19963 风电场接入电力系统技术规定 GB/T 20319 风力发电机组 验收规范 GB/T 25385 风力发电机组 运行及维护要求

GB/T 25386.1 风力发电机组 变速恒频控制系统 第1部分：技术条件 GB/T 25386.2 风力发电机组 变速恒频控制系统 第2部分：试验方法 DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程 DL/T 572 电力变压器运行规程 DL/T 666 风力发电场运行规程

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DL/T 741 架空输电线路运行规程 DL/T 796 风力发电场安全规程 DL/T 969 变电站运行导则 DL/T 1102 配电变压器运行规程

DL/T 5191 风力发电场项目建设工程验收规程

JB/T 10425.1 风力发电机组 偏航系统 第1部分：技术条件 JB/T 10425.2 风力发电机组 偏航系统 第2部分：试验方法 NB/T 31004 风力发电机组振动状态监测导则 NB/T 31017 双馈风力发电机组主控制系统技术规范 NB/T 31018 风力发电机组电动变桨控制系统技术规范 中国华能集团公司风力发电重点反事故措施 中国华能集团公司发电运行管理暂行规定

3 术语和定义

3.1

切入风速 cut-in wind speed

风力发电机组开始发电时，轮毂高度处最小无湍流稳态风速。

3.2

切出风速 cut-out wind speed

风力发电机组设计所允许的发电状态下，轮毂高度处最大无湍流稳态风速。

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3.3

最大功率跟踪 maximum power tracking

双馈风力发电机组在额定风速以下运行时，通过转速控制，跟踪最佳叶尖速比，保持风能利用系数最大，从而最大可能的从风中捕获能量。

3.4

恒功率运行控制 control of constant power operation

双馈风力发电机组在额定风速以上运行时，为了保证机组良好的动态性和稳定性，通过桨距控制、转矩控制，使机组运行在限定的功率范围内。

3.5

偏航系统 yawing system

使水平轴风力发电机组的风轮轴绕塔架垂直中心线旋转的机构。偏航系统包括偏航驱动机构、回转支撑、制动装置、位置传感器等。

3.6

功率曲线 power curve

描绘风力发电机组净电功率输出与风速的函数关系。

3.7

安全链 safe-chain

一种由风力发电机组若干关键保护节点串联组成的于控制系统的硬件保护回路。

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3.8

正常停机 normal shutdown

停机全过程都是在主控系统控制下进行的停机。

3.9

紧急停机 emergency shutdown 安全链触发使风力发电机组迅速停机。

3.10

顺桨 feathering

风轮叶片的几何攻角改变到风轮叶片趋近零升力的状态。通常顺桨分为正常顺桨和紧急顺桨。

3.11

上网电量 on-grid energy

是指统计周期内风电场与电网关口表计计量的风电场向电网输送的电能，单位：kWh。

3.12

购网电量 off-grid energy

是指统计周期内风电场与电网关口表计计量的电网向风电场输送的电能，单位：kWh。

3.13

场用电量 electricity consumption

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是指统计周期内除去基建、技改等用电量后的风电场生产、生活用电量，单位：kWh。

3.14

综合场用电率 integrated power consumption rate

是指统计周期内风电场的生产、生活和各类损耗等用电量占全场发电量的百分比。计算公式如下： 综合场用电率＝（全场发电量＋购网电量－上网电量）／全场发电量×100％

3.15

机组可利用率 wind turbine availability

即风力发电机可用系数，是指风力发电机在统计期间内其可用小时数与统计期间小时数的比率。计算公式如下：

可用小时 统计期间小时

运行小时+备用小时

统计期间小时

AF＝ ×100%＝ ×100%

a）可用小时（AH）——机组处于可用状态的小时数。

可用状态是指机组处于能够执行预定功能的状态，而不论其是否在运行，也不论其提供了多少出力。可用状态分为运行（S）和备用（R）。

b）统计期间小时（PH）——机组处于在使用状态的日历小时数。 c）运行小时（SH）——机组处于运行状态的小时数。

运行状态是指机组在电气上处于联接到电力系统的状态，或虽未联接到电力系统但在风速条件满足时，可以自动联接到电力系统的状态。机组在运行状态时，可以是带出力运行，也可以是因风速过高或过低没有出力。

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d）备用小时（RH）——机组处于备用状态的小时数。

备用状态是指机组处于可用，但不在运行状态。备用可分为调度停运备用（DR）、场内原因受累停运备用（PRI）和场外原因受累停运备用（PRO）。

1）调度停运备用（DR）——机组本身可用，但因电力系统需要，执行调度命令的停运状态。

2）场内原因受累停运备用（PRI）——机组本身可用，因机组以外的场内设备停运（如汇流

线路、箱变、主变等故障或计划检修）造成机组被迫退出运行的状态。

3）场外原因受累停运备用（PRO）——机组本身可用，因场外原因（如外部输电线路、电力系统故障等）造成机组被迫退出运行的状态。

3.16

风电场利用小时 utilization hours of wind power station

是指风电场统计周期内的发电量折算到该场全部装机满负荷运行条件下的发电小时数。计算公式如下：

统计期内风电场装机容量无变化时：

风电场利用小时＝风电场发电量／风电场装机总容量

统计期内机组有新增或减少时：

风电场利用小时=风电场发电量 / 发电设备平均容量

其中，发电设备平均容量=

组容量风电机本场发电设备的小时数统计期日历小时数统计期内该机组构成

4 总则

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4.1 运行人员基本要求

4.1.1 应经过安全培训并考试合格，熟练掌握触电现场急救及高空救援方法，掌握安全工器具、消防器材、逃生装置等使用方法；涉及特种作业的人员应按照规定持证上岗。

4.1.2 应经过岗前培训、考核合格，且健康状况符合上岗条件，方可正式上岗，新聘人员应经过至少3个月的实习期，实习期内不得工作；接受调度机构值班调度员调度指令的人员应参加电网调度部门组织的电力业务培训，取得电力业务联系资格证书方可上岗。

4.1.3 掌握生产设备的工作原理、基本结构和运行操作，具备必要的机械、电气及设备安装知识，并掌握本导则的要求。

4.1.4 掌握风电场数据采集与监控等系统的使用方法。

4.1.5 熟悉掌握生产设备各种状态信息、故障信号和故障类型，掌握判断一般故障原因和处理方法。

4.1.6 熟悉操作票、工作票的填写以及“规范性引用文件”中有关规程的基本内容。

4.1.7 能够完成风电场各项运行指标的统计、计算。

4.1.8 熟悉所在风电企业各项规章制度，了解其它有关标准、规程。

4.2 设备基本要求

4.2.1 风力发电机组

风力发电机组及其附属设备应满足风电场安全等级要求，机组选型应充分考虑所在电网的特点和要求，具备低电压穿越、无功补偿等能力，机组性能应满足场址区特殊环境、气候等条件要求。 4.2.2 电气一次设备

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升压站高压配电装置的选型应满足当地海拔高度、污秽等级、温度和湿度、振动等环境因素对设备性能的要求及场地布置条件，并满足所在电网技术要求。

断路器在正确的维护和调整条件下，应能耐受运行中发生的全部应力，只要这些应力不超过断路器的额定特性。 4.2.3 电气二次设备

保护、测控装置应通过相关主管部门认可的动态模拟试验，并具有一定年限的运行经验，保护回路设计、保护控制策略应能对保护范围内的电气设备起到保护和监控作用，满足所在电网技术要求，并符合相关反事故技术措施的规定。

4.2.4 风电场设备安装调试完成，并按照相关国家、行业和集团公司的技术标准、规范进行了现场交接试验，试验项目齐全，试验数据符合标准、规范要求，具备正式投入运行条件。

4.2.5 风电场项目建设工程按照DL/T 5191规定通过工程整套启动试运验收，正式移交生产。

4.2.6 风电场设备技术说明书、图纸、文件等技术资料归档完整，备品配件及专用工器具齐全完好。

4.2.7 风电场设备现场标示标志完整，安全、消防设施齐全良好。

5 运行管理

5.1 运行调度

5.1.1 风电企业及其所属风电场（包括风电区域公司集控中心）应建立健全发电运行调度系统，包括值长负责制的运行指挥系统，并明确各级岗位及人员的职责和权限。

5.1.2 重要设备的启、停及重大操作、试验和事故处理等实行全场统一调度指挥，主管生产的领导和专业技术人员应对运行操作进行现场指导和监督。

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5.1.3 涉网设备的调度和运行操作，值长应依据电网调度规程和本企业的授权，服从电网调度机构的统一调度管理，接受电网调度人员的调度和指挥。

5.1.4 任何人不得违规干预值长正常的运行指挥。当场内出现威胁人身或设备安全的情况时，值长应依据运行规程和事故处理原则先行处置，但事后必须在第一时间向上级汇报。

5.2 运行计划与分析

5.2.1 风电企业及其所属风电场（包括风电区域公司集控中心）运行工作应实行计划管理。运行工作计划是风电企业生产计划和其它组织技术措施计划的重要组成部分。运行工作计划应按年度、月度分别制订和实施。

5.2.2 运行工作计划应将指标和工作任务逐层分解落实到责任人，定期检查、考核、评比和统计、分析，及时发现和解决存在的问题，并注意总结和推广先进经验。

5.2.3 风电企业应每月召开一次公司级运行分析会议，主要总结分析上月安全、经济指标完成情况，对各风电场运行情况、技术监督指标、可靠性指标、节能环保指标、目前设备系统存在的问题、与机组设计值的偏差等进行分析比较，提出改进措施和建议，并跟踪落实。

5.2.4 运行技术人员应认真进行试验和运行数据比对，通过专业分析及时掌握设备状况；应有针对性地开展专题分析，对影响机组安全、经济和可靠性的问题提出改进运行操作的方法和加强运行管理的措施，并提出设备维修和改造建议。

5.2.5 运行人员应根据发电设备运行方式、运行参数的变化，及时进行优化调整，努力使发电设备处于安全、经济、环保、稳定运行状态。

5.3 安全运行

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5.3.1 运行管理应坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，坚持保人身、保电网、保设备的原则，以安全工作规程、运行规程和各项运行管理标准为准绳，严格执行“两票三制”，严格规范运行人员行为，杜绝违章，防止事故的发生。

5.3.2 严格执行国家、行业、上级公司和本企业有关安全规章制度、标准，认真制定、切实落实反事故措施和相关技术措施，定期开展反事故演习和事故预想，认真开展危险点分析预控工作，加强检查、监督与考核。

5.3.3 风电企业及其所属风电场（包括风电区域公司集控中心）应加强对运行人员和运行管理人员的安全教育、安全培训工作，保证安全学习时间和效果，切实提高自我防范意识和安全技能。

5.3.4 风电企业应按“四不放过”的原则，对发生的不安全事件及时进行事故分析，落实事故责任，制定防范措施。

5.4 经济环保运行

5.4.1 风电企业及其所属风电场（包括风电区域公司集控中心）应把经济运行管理工作放到突出位置，按照《中国华能集团公司节能管理办法（试行）》，积极开展对标工作，完善各项运行经济指标的管理与考核，充分调动运行人员的积极性，不断探索机组最佳经济运行方式，赶超先进机组水平，提高风电企业的市场竞争力。

5.4.2 风电企业应积极开展机组优化运行工作。风电企业及其所属风电场（包括风电区域公司集控中心）应开展机组效率试验，检查风机功率曲线是否合格，优化运行控制策略，提高风能利用率。

5.4.3 风电企业应加强天气预报及风资源情况的收集整理和风功率预测系统管理，提高风功率预测准确率，为风机优化功率控制及检修计划提供准确依据。

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5.4.4 风电企业应按照《中国华能集团公司环境保护管理办法（试行）》的要求，加强环保设施的运行管理工作，保证环保设施安全稳定运行，确保污染物达标排放。

5.5 运行技术管理

5.5.1 运行技术管理工作主要包括有关发电运行生产的各项规程、管理标准、规章制度、技术措施的制定与执行，以及其它基础工作。风电企业应根据上级公司的要求和运行管理的实践经验，建立、健全发电运行管理标准、规章制度和各项运行规程，使发电运行工作达到科学化、标准化、制度化、规范化的要求。

5.5.2 风电企业应结合实际情况，制定运行管理（包括运行调度、运行规程和系统图的管理、岗位培训、台帐与记录、定置管理、经济运行、运行分析、检查与考核等内容）、交管理、设备定期试验和轮换管理、发电设备巡回检查管理、水工建筑物管理、防洪防汛管理、防大风及强台风管理、防暴风雪及凝冻管理、防盐雾管理等相关标准。

5.5.3 运行规程应以国家和行业有关电力生产的技术管理法规、典型规程、制造厂设备说明书、设计说明书以及反事故措施的要求为依据进行编写。运行系统图应以现场设备实际布置情况和国家有关电力行业制图标准绘制。运行规程和系统图应经风电企业主管生产领导批准，报上级公司备案。

5.5.4 风电场应根据国家标准、行业标准和上级公司企业标准，结合现场设备实际情况对运行规程及系统图进行及时修订，每隔3～5年或设备系统有较大变化时，应对运行规程及系统图进行一次全面修编，并履行必要的审批手续。当运行设备系统发生变更时，应及时对运行规程及系统图进行补充或修订。在变更设备或系统投运前，应组织运行人员对修订后的规程及系统图进行学习。

5.5.5 风电场运行控制室（包括风电区域公司集控中心）现场应能及时查阅以下相关的技术文件和管理标准或规章制度：

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5.5.5.1 风电企业编制的运行规程、系统图、保护定值清单、消防规程、岗位工作标准、运行管理标准、运行交管理标准、发电设备巡回检查管理标准、设备定期试验和轮换管理标准、工作票和操作票管理标准、设备缺陷管理标准、设备异动管理标准、风力发电场技术监督标准、应急管理标准等。

5.5.5.2 集团公司印发的安全生产工作规定、安全生产监督工作管理办法、安全工作规程（电气部分、热力和机械部分）、事故调查规程、防止电力生产事故重点要求和风力发电重点反事故措施。

5.5.5.3 所在电网公司印发的电网调度规程和反事故措施。

5.5.5.4 国家标准、行业标准和上级公司企业标准，相关国家法律法规制度等。

5.5.6 运行日志及其它记录应实事求是、详细认真，按规定的要求填写。运行历史记录不得更改，运行日志和运行表单至少保存五年。

5.5.7 运行管理、维护人员应根据季节特点、设备特性、重要时段、事故教训、设备存在的重大隐患或缺陷等，及时有针对性地制定技术方案或反事故措施，并检查落实，保证发电生产安全。

5.6 运行培训

5.6.1 运行人员的培训是风电企业全员培训的重要组成部分，培训工作应有计划、检查、奖惩，应建立健全运行人员的“培训、考核、任用、待遇”相结合的机制。运行人员必须先培训，后上岗，进行持续培训、动态考核，建立能上能下的竞争上岗机制，促进运行人员技能的提高。

5.6.2 通过培训，运行人员应做到熟悉现场设备构造、性能、原理及运行要求，熟悉运行规程及有关规章制度，熟悉有关环保要求及消防规定，掌握设备的运行操作技能，提高事故处理能力。涉网运行人员还应熟悉电网调度规程。

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6 风力发电场的运行

6.1 一般规定

6.1.1 风电场运行按照DL/T 666的规定进行。

6.1.2 风电场场内输电线路的运行按照DL/T 741的规定进行。

6.1.3 风电场升压变电站的运行按照DL/T 969的规定进行。

6.1.4 维修后的风力发电机组工作终结后，应验收合格，符合启动条件。

6.1.5 新安装调试的风力发电机组在正式并网运行前，应通过验收，并满足并网运行要求。

6.2 风电场监控

6.2.1 设备要求

6.2.1.1 监控系统的软件操作权限应分级管理，未经授权不能越级操作。

6.2.1.2 变电站中属于电网直接调度管辖的设备，运行人员按照调度指令操作；属于电网调度许可范围内的设备，应提前向所属电网调度部门申请，得到同意后进行操作。

6.2.1.3 参照NB/T 31004的规定对风力发电机组的振动进行测量、监视和分析。

6.2.1.4 参照DL/T 516的规定和当地电网调度机构的要求，对已投运的调度自动化系统运行、缺陷及故障处理进行统计分析和上报。

6.2.1.5 参照GB/T 19963的规定和当地电网调度机构的要求，配置AGC、AVC等系统，并满足性能指标要求。

6.2.2 运行维护

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6.2.2.1 运行人员应定期对风电场监控系统数据备份进行检查，确保数据的准确、完整。

6.2.2.2 风电场数据采集与监控系统软件的操作权限应分级管理，未经授权不能越级操作。系统操作员应履行审批手续，方可进行系统的参数设定、数据库修改等；所有操作必须由两人完成，并作好相关修改记录。

6.2.2.3 对监控系统、风电场功率预测系统的运行状况进行监视，保持风力发电机组通讯畅通，机组监控系统运行正常，风功率预测系统性能指标满足当地电网调度要求，发现异常情况后应及时作出必要处理。

6.2.2.4 进行电压和无功功率的监视、检查和调整，防止风电场母线电压或吸收电网无功功率超出允许范围。

6.2.2.5 风力发电机组运行参数发生异常时，首先目视观察比较或在远程监控系统上确认风轮转速是否正常。如风轮转速正常，可通过监控系统遥控停机，风速不超过10m/s时也可在塔下操作停机，停机后进行检查。

6.2.2.6 应监控设备轴承、发电机、齿轮箱及机舱内环境温度曲线变化，发现异常升高现象，应立即停机进行检查。

6.2.2.7 定期对生产设备进行巡视，发现缺陷及时处理。做好设备运行中的故障和缺陷统计分析工作，对于可能导致事故的设备故障或缺陷，应立即停运处理。

6.2.2.8 遇有可能造成风电场停运的灾害性气候现象（如沙尘暴、台风等），应向电网调度及相关部门报告，并及时启动风电场应急预案。

6.2.3 运行记录

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6.2.3.1 应每天及时收集和记录当地天气预报，做好风电场安全运行的事故预想和对策。

6.2.3.2 通过监控系统监视风力发电机组、输电线路、升压变电站设备的各项参数变化情况，并做好相关运行记录。

6.2.3.3 应根据监控系统的风力发电机组运行参数，检查分析各项参数变化情况，发现异常情况应通过计算机屏幕对该机组进行连续监视，并根据变化趋势做出必要处理，同时在运行日志上写明原因。

6.2.3.4 应完成运行日志、运行日报、月报、年报、气象记录（风向、风速、气温等）、缺陷记录及消缺记录、设备定期试验记录、缺陷验收单等。

6.2.3.5 应定期统计风电场利用小时数，总发电量和上网电量、购网电量、场用电量，以及单台风机的停机时间、停运次数、平均风速功率特性。

6.2.3.6 应定期与历史数据进行对比，发现异常要及时汇报、分析、处理，并全部记录在案。

6.2.4 运行优化

6.2.4.1 变桨距机组在运行一段时间后应对发电量、缺陷类型、停机次数、偏航时间、场用电等进行全面统计分析，通过优化调整控制策略，并试验后使机组达到最佳运行效率。

6.2.4.2 试验调整的参数如下：切入风速、对风角度偏差值、偏航逻辑、风速整定修正等。

6.2.4.3 试验方法：

a) 切入风速：根据季节风密度试验，调整设定切入风速，以减少风力发电机组启停次数提高发电

量；

b) 对风角度、偏航逻辑：根据风电场风向、风速变化特点，反复试验调整对风角度偏差值和偏航

逻辑，减少偏航时间提高发电量；

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c) 风速整定修正：试验、修正每台风力发电机组风速，整定准确的实际风速；

d) 根据风电场风资源特点调整适合的风力发电机组功率曲线，提高发电效率和机组寿命，减少机

组的易损部件损耗，降低运行维护成本。

6.3 风力发电机组

6.3.1 风力发电机组启动

6.3.1.1 启动条件

长期停运和新投入的风力发电机组在投入运行前应检查发电机定子、转子绝缘，合格后才允许启动。 经维修的风力发电机组在启动前，设立的各种安全措施均已拆除，工作票已终结。 外界环境条件满足机组的运行条件，温度、风速等均应在机组设计参数范围内。 手动启动前叶轮表面应无覆冰、结霜现象。

机组动力电源、控制电源处于接通位置，电源相序正确，机组控制系统自检无故障信息。 各安全保护装置均在正常位置，无失效、短接及退出现象。 控制装置正确投入，且控制参数均与批准设定值相符。

机组各分系统的油压、油温、油位正常，系统中的蓄能装置工作正常。 偏航系统处于正常状态，风速仪和风向标正常运行。 远程通信装置工作正常，远程监控风机状态参数正确。

6.3.1.2 启动方式

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风力发电机组启动方式分为自动、手动两种，包括自动启动、机组底部人工启动、机舱人工启动和远程启动，各种启动方式的优先级由高到低依次为：机舱人工启动、机组底部人工启动、远程启动、自动启动。当存在高级别启动控制时，对较低级别启动控制应不予响应。

自动、手动模式可通过主控系统人机界面或远程监控系统切换，主控系统上电重启后，应默认为手动模式。

6.3.1.3 启动过程中注意事项

启动前不允许屏蔽、解除风力发电机组的任何保护和擅自改动保护定值。

如需在机舱内启动风力发电机组时，启机前人员应采取防范跌倒、坠落等意外的安全措施，可风机最高转速，人员站在可伸手触摸到急停按钮的位置。

启动后发现风力发电机组声音和振动明显异常，应立即停机对机组全面检查，未查明原因前或未采取可靠安全措施前，不得投入运行。

因风速小于切入风速导致自动脱网停机时，为避免发生频繁启、停机，平均风速应满足大于切入风速并持续一段设定的时间后，才能允许机组自动启动。

对于不可自恢复故障(如机械制动器磨损过度而失效、机械零部件故障等)，应人工排除故障后才可以重新启动机组。

6.3.2 风力发电机组停机

6.3.2.1 停机方式

风力发电机组停机方式分为正常停机和紧急停机两种。

正常停机程序在达到切出风速后自动执行，也可通过远程操作手动执行。

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紧急停机程序可通过人工操作手动执行，也可因保护动作执行。

6.3.2.2 停机后的注意事项

紧急停机后需检查正常方可人工手动复位。

因电网原因引起的停机，应将风力发电机组运行情况向调度部门汇报，并做出详细的记录。

因风力发电机组内部元器件或者是内部信号传输错误引发的停机，应结合运行维护资料，认真分析原因，找出故障点。

超出风力发电机组设计参数范围引起的停机，如大风、超发、因超发引起的温度故障（需确定其冷却和加热系统工作正常）、因恶劣天气引发的叶片结冰等，可暂时不进行处理，待外部条件恢复到机组的正常运行设定范围之内后，再复位机组。

6.3.2.3 长期停机的保养

风力发电机组长期停机时，应做好以下措施：

a) 在机组周边设立相关安全警示标志，机组电气柜前悬挂明显标志；

b) 机组内部设置相应的安全措施；

c) 定桨距机组退出运行时，机舱尽可能处于侧对风（90°对风）状态，有条件的应使设备处于自

动侧对风状态；

d) 定桨距机组应释放所有叶尖阻尼板，变桨距机组应使所有叶片处于顺桨状态；

e) 在保障机组安全的前提下，如可能，应将机组制动系统置于失效状态，使叶轮及传动系统处于

自由旋转状态；

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f) 在保障机组安全的前提下，关闭机组内各系统的后备电源装置，或断开蓄电池的连接；

g) 关闭远程控制装置，将机组的操作转入就地操作。 风力发电机组长期退出运行期间，应定期对设备进行巡视检查：

a) 定期对机组传动系统进行盘车，避免传动系统中主轴及齿轮箱内部轴承、齿轮的损伤；

b) 在寒冷和潮湿地区，做好设备的防潮措施，必要时定期对可能发生凝露、锈蚀的设备进行保养

维护；

c) 定期对风力发电机组内部蓄电池的性能进行检测，发现缺陷后进行记录，在机组重新启动前需

进行更换。

6.4 箱式变电站

6.4.1 变压器的运行

6.4.1.1 变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。

6.4.1.2 变压器上层油温不宜超过85℃，温升限值为60K。

6.4.1.3 变压器各绕组负荷不得超过额定值。

6.4.1.4 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷。

6.4.1.5 箱式变电站地网的接地电阻应小于4Ω，接地导体宜使用铜导体,其最小截面积不应小于30mm2；如果接地导体不是铜导体，则应满足等效的热的和机械的要求。

6.4.1.6 变压器允许的运行方式：

a) 变压器的外加一次电压可以较额定电压高，一般不超过该运行分接头额定电压的5%；

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a) 变压器运行时，重瓦斯保护应动作于跳闸，其余非电量保护出口方式由风电场根据现场情况规

定；

b) 变压器投运前，应确认在完好状态，具备带电运行条件；

c) 大修、事故抢修和换油后，变压器宜至少静止24小时，待消除油中气泡后方可投入运行。

6.4.1.7 变压器遇到如8.3.2条所列紧急情况时应立即停运。

6.4.2 断路器的运行

6.4.2.1 观察分、合闸位置是否正确无误，机构动作是否正常，并做好记录。

6.4.2.2 观察断路器内部有无异常响声，严重发热等异常现象，如发现问题，需查明原因，必要时应及时退出运行，进行清查和检修。

6.4.2.3 运行中的断路器机构箱不得擅自打开，利用停电机会进行清扫、检查及缺陷处理时，所进行的维护项目均应记入有关记录。

6.4.2.4 电动储能机构完成一次储能后，应将储能开关断开，此次储能只用于此次的合闸，下次合闸前再进行储能。当停电需要检修试验合闸时，可使用手动储能。

6.4.3 隔离开关的运行

6.4.3.1 观察隔离开关支持瓷瓶是否清洁、完整、无裂纹及破损、放电痕迹。

6.4.3.2 观察机械连锁装置是否完整可靠。

6.4.3.3 检查引线接头应无过热、无变色、无氧化、无断裂等现象。

6.4.3.4 隔离开关卡涩时，不可用强力拉合，以免隔离开关损伤或损坏接地连锁装置。

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6.5 集电线路

6.5.1 运行人员应清除可能影响供电安全的物体，如：修剪树枝、砍伐树木及清理建筑物等；修剪树木时应保证在修剪周期内树枝与导线的距离符合安全规定的要求。

6.5.2 运行人员对下列事项可先行处理，但事后应及时通知上级部门：

a) 为避免触电人身伤害及消除有可能造成严重后果的危急缺陷所采取的必要措施；

a) 为处理电力线路事故，砍伐林区个别树木；

b) 消除影响供电安全的脚手架或其它凸出物等。

6.5.3 在以下区域应按规定设置明显的警示标志：

a) 架空电力线路穿越人口密集、人员活动频繁的地区；

b) 车辆、机械频繁穿越架空电力线路的地段；

c) 临近道路的拉线；

d) 电力线路附近的鱼塘；

e) 杆塔脚钉、爬梯等。

6.6 升压站

6.6.1 一般规定

6.6.1.1 风电场应根据安全性和可靠性的要求，结合风电场变（配）电系统的一次主接线方式合理规定系统运行方式。

6.6.1.2 值班人员应严格执行调度指令，并根据风电场运行规程的规定进行相应的操作。

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6.6.1.3 值班人员在正常倒闸操作和事故处理中，应严格按照调度管辖范围执行指令。值班人员对调度指令产生疑问时，应及时向调度提出，确认无误后再进行操作。

6.6.1.4 运行设备发生异常或故障时，值班人员应立即报告调度或上级领导。若发生人身触电、设备爆炸起火时，值班人员可先切断电源进行抢救和处理，然后报告调度或上级领导。

6.6.1.5 110kV及以上系统一般为有效接地系统，中性点运行方式应按照调度具体要求执行。中性点接地方式的改变应由调度下令变更，具体由风电场运行人员执行。

6.6.1.6 正常运行时，母线电压应满足调度下达的电压曲线要求，系统频率变化应在50±0.2Hz内。

6.6.1.7 电气设备的四种状态：

a) 运行状态：设备的隔离开关及断路器均在合入位置，设备带电运行，相应保护投入运行。

b) 热备用状态：设备的隔离开关在合入位置，断路器在断开位置，相应保护投入运行。

c) 冷备用状态：设备的隔离开关及断路器均在断开位置，相应保护投入运行。

d) 检修状态：设备的隔离开关及断路器均在断开位置，在有可能来电端挂好接地线及安全标示牌，

相应保护退出运行（属省调、地调所辖调度范围的，保护按省调、地调令执行）。

6.6.1.8 倒闸操作的一般规定

6.6.1.8.1 倒闸操作应根据调度指令执行，无调度指令不得改变调度范围内运行设备的状态。

6.6.1.8.2 属于风电场内自行操作的设备，由当值值长下达操作指令。

6.6.1.8.3 倒闸操作应按规定填写操作票，填票人员应明确操作任务和操作顺序，掌握运行方式及设备状态，操作票应由具有审核资格的人员审核合格后执行。

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6.6.1.8.4 每项操作任务从布置、发令、监护到操作完成应有专人负责到底，相互对口衔接。中途不可换人，一人不应同时进行两项操作。

6.6.1.8.5 操作中若有外人联系工作，应给予拒绝，待操作结束后再办理。操作监护人在做好监护工作的前提下，可以协助进行操作。

6.6.1.8.6 操作过程中如发生有异常情况或疑问时，应立即停止操作，并汇报值长听候处理，运行人员不得擅自更改操作任务或颠倒操作顺序。

6.6.1.8.7 每执行完一个操作步骤，应通过设备指示灯、就地状态等确认是否执行到位。

6.6.1.8.8 每个操作过程中都应认真执行“一想，二看，三监护，四操作，五复查”的五个过程要领。

6.6.1.8.9 凡设备检修完工后，检修工作负责人应在设备检修记录本上通知注明设备是否符合运行条件，并签名。

6.6.1.8.10 设备送电前应终结所有工作票，拆除检修设备的安全措施，恢复固定遮栏和常设警告牌，对设备及所属回路和状态进行全面检查，同时应根据调度命令或现场有关规定检查或投入需要投入的保护压板。

6.6.1.8.11 设备停电转检修时，回路操作空气开关或熔断器应按检修工作票要求断开或取下，工作票结束时应及时恢复。

6.6.1.8.12 正常倒闸操作，应尽量避免在交、系统高峰负荷、事故处理及恶劣气候条件时进行（事故处理等操作应根据具体情况及时进行）。

6.6.1.8.13 严禁用隔离开关切断负荷电流、线路及变压器的空载电流。

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6.6.1.8.14 隔离开关和断路器操作一般应采用远方操作方式，当远方操作失灵需要进行就地手动操作时，应确认该项操作符合电气闭锁开放条件并征得当值值长同意。

6.6.1.9 倒闸操作的技术原则

6.6.1.9.1 拉、合隔离开关前，应检查断路器位置正确。

6.6.1.9.2 操作中不得随意解除五防闭锁装置。

6.6.1.9.3 隔离开关机构故障时，不得强行拉、合，误合或者误拉隔离开关后严禁将其再次拉开或合上。

6.6.1.9.4 停电操作应按断路器、负载侧隔离开关、电源侧隔离开关的顺序进行；送电时，顺序与此相反。

6.6.1.9.5 倒母线时，母联断路器应在合闸位置，拉开母联断路器控制电源，然后按“先合上、后拉开”的原则进行操作。

6.6.1.9.6 用母联断路器给母线充电前，应将充电保护投入；充电后，应退出充电保护。

6.6.1.9.7 倒闸操作中，严禁通过电压互感器、站用变压器的低压线圈向高压线圈送电。

6.6.1.9.8 拉、合电压互感器前，应考虑所带继电保护装置和安全自动装置的相应操作。

6.6.1.9.9 停母线电压互感器操作时，应先断开电压互感器二次空气开关或熔断器，再拉开一次隔离开关。

6.6.1.9.10 下列情况不得进行遥控操作：

a) 控制回路故障；

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b) 操动机构压力异常；

c) 监控信息与实际不符。

6.6.1.9.11 对仅有一条送出线路的风电场，进行线路停电操作时，应及时切换风电场备用电源，保证UPS、直流系统和监控系统的可靠运行，同时应检查风机的停运情况。

6.6.2 变压器

6.6.2.1 一般规定

6.6.2.1.1 变压器的分类：

a) 配电变压器：三相最大额定容量为2500kVA，单相最大容量为833kVA的电力变压器。

b) 中型变压器：三相额定容量不超过lOOMVA，单相最大容量为33.3MVA的电力变压器。

c) 大型变压器：超过上述b）项规定容量限值的电力变压器。

6.6.2.1.2 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。对于特殊的使用情况，允许在不超过110%的额定电压下运行，对电流与电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定电流的K (K≤1)倍时，按以下公式对电压U加以

U(%)=110-5K2

6.6.2.1.3 无励磁调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。

6.6.2.1.4 油浸式变压器顶层油温一般不超过表1的规定（制造厂有规定的按制造厂规定执行）。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。

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表1 油浸式变压器顶层油温的一般限值

冷却方式 自然循环自冷、风冷 强迫油循环风冷 冷却介质最高温度（℃） 40 40 最高顶层油温（℃） 95 85 6.6.2.1.5 干式变压器的温度限值应按GB 1094.11的规定，限值如表2所示

表2 绕组温升限值

绝缘系统温度等级（℃） 105 (A) 120 (E) 130 (B) 155 (F) 180 (H) 注：括号内字母为绝缘系统温度等级代号。 额定电流下的绕组平均温升限值（K） 60 75 80 100 125 6.6.2.1.6 变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流。

6.6.2.1.7 接地变压器在系统单相接地时的运行时间和顶层油温不应超过制造厂的规定。

6.6.2.1.8 强油循环冷却变压器运行时，应投入冷却器。空载和轻载时不应投入过多的冷却器（空载状态下允许短时不投）。各种负载下投入冷却器的相应台数应按制造厂的规定。按温度和（或）负载投切冷却器的自动装置应保持正常。

6.6.2.1.9 用熔断器保护变压器时，熔断器性能应满足系统短路容量、灵敏度和选择性的要求。

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6.6.2.1.10 一般变压器的非电量保护应将变压器本体重瓦斯、有载调压重瓦斯投跳闸，其余非电量保护如压力释放、绕组温度和油面温度过高等宜投信号。

6.6.2.2 变压器的并列运行

6.6.2.2.1 变压器并列运行的基本条件：

a) 联结组标号相同；

b) 电压比应相同，差值不得超过±0.5%；

c) 阻抗电压值偏差小于10%。

6.6.2.2.2 风电场变压器并列运行时，应防止一台变压器故障跳闸时造成其它变压器长时间严重超负荷运行。

6.6.2.2.3 新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前应核定相位。

6.6.2.3 变压器投运和停运

6.6.2.3.1 在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应防止呼吸器因结冰被堵。

6.6.2.3.2 运用中的备用变压器应随时可以投入运行。长期停运者应定期充电，同时投入冷却装置。如为强油循环变压器，充电后不带负载运行时，应轮流投入部分冷却器，其数量不应超过制造厂规定空载时的运行台数。

6.6.2.3.3 变压器投运和停运的操作程序应在风电场运行规程中规定，并须遵守下列各项：

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a） 强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数；

b） 变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负载侧，后停电源侧。 c） 在无断路器时，可用隔离开关投切110kV及以下且电流不超过2A的空载变压器；用于切断20kV及以上变压器的隔离开关，应三相联动且装有消弧角；装在室内的隔离开关应在各相之间安装耐弧的绝缘隔板。若不能满足上述规定，又必须用隔离开关操作时，须经风电场主管生产领导批准。

d） 允许用熔断器投切空载配电变压器和站用变压器。

6.6.2.3.4 新安装、大修后的变压器投入运行前，应在额定电压下做空载全电压冲击合闸试验。加压前应将变压器全部保护投入。新变压器冲击5次，大修后的变压器冲击3次。

6.6.2.3.5 新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于以下规定：

a） 110kV及以下24h； b） 220kV及以下48h； c） 500kV及以下72h。

6.6.2.3.6 在llOkV及以上中性点有效接地系统中，投运或停运变压器时，中性点应先接地。投入后可按系统需要或调度指令决定中性点是否断开。

6.6.2.3.7 变压器在受到近区短路冲击后，宜做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。风电场运行人员应记录近区短路发生的详细情况。

6.6.2.3.8 干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。

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6.6.2.3.9 安装在风电场内的变压器，应经常监视仪表的指示，及时掌握变压器运行情况，监视仪表的抄表次数由现场规程规定。

6.6.2.3.10 当变压器超过额定电流运行时，应作好记录。

6.6.2.4 变压器分接开关的运行

6.6.2.4.1 无励磁调压变压器在变换分接档位时，应作多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污。在确认变换分接档位正确并锁紧后，应测量绕组的直流电阻并记录。

6.6.2.4.2 变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定：

a） 应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；

b） 单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关，宜三相同步电动操作； c） 有载调压变压器并联运行时，其调压操作应同步进行；

d） 应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合相关的规定； e） 变压器过负荷运行时应禁止调压，或按制造厂规定执行；

f） 新装或大修后的有载调压开关，应在变压器空载运行时，在电压允许的范围内用电动操动机构

至少操作一个循环，确认各项指示正确、电压变动正常、极限位置电气闭锁可靠后方可调至调度指定的位置运行。

6.6.3 高压配电设备

6.6.3.1 高压断路器

6.6.3.1.1 断路器分、合闸指示器应指示清晰、正确。

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6.6.3.1.2 断路器应有动作次数计数器，计数器调零时应作记录并累计统计。

6.6.3.1.3 端子箱和机构箱内整洁，箱门平整，开启灵活，关闭严密，有防雨、防尘、防潮、防小动物措施。电缆孔洞封堵严密，箱内电气元件标志清晰、正确，螺栓无锈蚀、松动。

6.6.3.1.4 应具备远方和就地操作方式。

6.6.3.1.5 每年应对断路器安装地点的母线短路电流与断路器的额定短路开断电流进行一次校核。

6.6.3.1.6 应按制造厂规定投、退驱潮装置和保温装置。

6.6.3.1.7 定期对断路器的端子箱、操作箱、机构箱清扫及通风。

6.6.3.1.8 新投入或更换灭弧室的真空断路器应检测真空压力，已运行的断路器应配合预防性试验检测真空压力，不合格应及时更换；真空断路器允许开断次数按制造厂规定和设备实际情况确定，当触头磨损累计超过厂家规定，应通知维护人员安排更换。

6.6.3.1.9 定期检查断路器有无漏气点；按规程要求检测SF6气体含水量；依靠通风装置保持空气流通的SF6设备室内，必要时应在入口处人身高度位置安装SF6气体泄漏和氧气含量报警器。

6.6.3.1.10 长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查，在低温地区还应采取防寒措施和进行低温下的操作试验。

6.6.3.1.11 对操动机构的要求：

a） 气动操动机构在低温季节应采取保温措施，防止控制阀结冰；

b） 液压操动机构及采用差压原理的气动机构应具有防失压“慢分”装置并配有防“慢分”卡具： c） 电磁操动机构严禁用手力杠杆或千斤顶的办法带电进行合闸操作：

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d） 液压或气动机构，应有压力安全释放装置。

6.6.3.1.12 断路器的机械脱扣方法宜写入风电场运行规程。

6.6.3.2 气体绝缘金属封闭电器（GIS）

6.6.3.2.1 SF6泄露报警时，未采取安全措施前，不得在该场所停留。

6.6.3.2.2 运行人员出入装有SF6设备的场所前，应进行通风，通风时间应不少于15min。 6.6.3.2.3 进入电缆沟或低凹处工作时，应测量含氧量及SF6气体浓度，合格后方可进入。

6.6.3.2.4 运行人员应记录断路器切断故障电流的次数和电流数值，定期记录动作计数器的数值。 6.6.3.2.5 运行人员应定期记录各气室SF6气体压力值，达到报警值时应尽快进行补气工作。 6.6.3.2.6 设备气体管道应有符合规定的颜色标示，在现场应配置与实际相符的SF6系统模拟图和操作系统图，应标明气室分隔情况、气室编号，汇控柜上应有本间隔的主接线示意图，设备各阀门上应有接通或关断的标示。

6.6.3.3 高压开关柜

6.6.3.3.1 应具备五防功能，操作时应按照联锁条件进行。

6.6.3.3.2 柜体前后应标有设备名称和运行编号，柜内一次电气回路应有相色标识，电缆孔洞封堵应严密。

6.6.3.3.3 小车开关推入“运行”位置前应释放断路器操动机构的能量，推入“运行”位置后应检查是否已到位并锁定；小车开关拉出在“试验”位置应完全锁定：任何时候均不准将小车开关置于“试验”

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与 “运行”位置之间的自由位置上：小车开关拉出后，活门隔板应完全关闭：每次推入手推式开关柜之前，应检查相应断路器的位置，严禁在合闸位置推入手车。

6.6.3.3.4 当环境湿度大于设备允许运行湿度时，应开启驱潮装置；当环境温度低于设备允许运行温度时，应开启加热装置。

6.6.3.3.5 配合停电检查绝缘部件及灭弧室外壳、二次接线、机构箱辅助触点、活门隔板，二次插头应无氧化、变形现象。

6.6.3.4 隔离开关

6.6.3.4.1 隔离开关导电回路长期工作温度不宜超过80℃。

6.6.3.4.2 用隔离开关可以进行如下操作：

a） 拉、合系统无接地故障的消弧线圈：

b） 拉、合无故障的电压互感器、避雷器或空载母线； c） 拉、合系统无接地故障的变压器中性点的接地开关； d） 拉、合与运行断路器并联的旁路电流： e） 拉、合空载站用变压器；

f） 拉、合llOkV及以下且电流不超过2A的空载变压器和充电电流不超过5A的空载线路； g） 拉、合电压在lOkV及以下时，电流小于70A的环路均衡电流。

6.6.3.5 互感器

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6.6.3.5.1 电压互感器二次侧严禁短路，电流互感器二次侧严禁开路，备用的二次绕组应可靠短路接地。

6.6.3.5.2 互感器二次侧应有且仅有一个接地点。

6.6.3.5.3 中性点非有效接地系统，电压互感器一次中性点应接地，为防止谐振过电压，宜在一次中性点或二次回路中装设消谐装置。

6.6.3.5.4 电压互感器一次侧熔断器熔断时，应查明原因，不得擅自增大熔断器容量。

6.6.3.5.5 停用电压互感器前应注意下列事项：

a） 防止继电保护和安全稳定自动装置发生误动； b） 将二次回路主熔断器或空气开关断开，防止电压反送。

6.6.3.5.6 新更换或检修后互感器投运前，应进行下列检查：

a） 检查一、二次接线相序、极性是否正确； b） 测量一、二次线圈绝缘电阻； c） 测量保险器、消谐装置是否良好： d） 检查二次回路有无开路或短路。

6.6.3.5.7 分别接在两段母线上的电压互感器，二次侧并列前应先将一次侧并列。

6.6.3.5.8 长期停运的互感器应按DL/T 596的试验要求检查合格后，方可投运。

6.6.3.6 避雷器和接地引下线

6.6.3.6.1 应定期对设备接地引下线进行检查测试，满足动、热稳定和接地电阻要求。

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6.6.3.6.2 雷雨季节到来前，应完成预防性试验。

6.6.3.6.3 110kV及以上氧化锌避雷器应定期进行运行电压下的全电流和阻性电流测量并记录，检查放电动作情况。

6.6.3.6.4 变压器中性点应装有两根与地网不同处相连的接地引下线，重要设备及设备架构等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，每根接地引下线均应符合热稳定要求，应定期进行接地引下线导通性测试。

6.6.3.7 消弧线圈

6.6.3.7.1 非自动调节的消弧绒圈调整分接头后，应测量直阻。

6.6.3.7.2 消弧线圈二次电压回路应安装熔断器。

6.6.3.7.3 消弧线圈只有在系统无接地故障时方可进行拉、合操作，雷雨天气时禁止用隔离开关拉、合消弧线圈。

6.6.3.7.4 自动补偿的消弧线圈，当自动失灵时，应改为手动调整。

6.6.3.7.5 消弧线圈倒换分接头或有检修工作时，一次侧应有明显断开点并验电后接地。

6.6.3.7.6 消弧线圈分接头位置应在模拟图上予以指示，指示位置应与消弧线圈分头实际位置一致。

6.6.3.7.7 当系统发生接地时，消弧线圈允许运行2h或按设备铭牌规定的时间运行，小电流选线装置应能正确选线并迅速切除故障点。

6.6.3.7.8 带有消弧线圈运行的主变压器需要停电时，应先停消弧线圈，后停变压器；送电时先投入变压器再投入消弧线圈。

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6.6.3.7.9 为避免线路跳闸后发生串联谐振，宜采用过补偿方式运行。运行中，消弧线圈的端电压超过相电压15%时信号装置动作，应立即报告调度，查找接地点。

6.6.3.7.10 中性点位移电压超过50%额定相电压或35kV系统不对称电流超过10A时，禁止用隔离开关投、停消弧线圈。

6.6.3.8 小电阻接地装置

6.6.3.8.1 电阻柜应定期进行清扫检查、测量接地是否良好。

6.6.3.8.2 一套接地装置停运时，允许两段母线共用一套接地装置。

6.6.3.8.3 中性点接地装置投入前，应先投入相应的零序保护。

6.6.3.8.4 配合停电，应测量接地电阻的电阻值。

6.6.3.8.5 中性点分别经接地变压器接地的两段母线，在倒闸操作或故障异常运行方式下，允许短时并列运行。

6.6.3.8.6 中性点经接地变压器接地装置投入运行后，若要改为中性点不接地方式运行，应经上级部门同意。

6.6.4 公用系统

6.6.4.1 直流系统

6.6.4.1.1 直流母线电压允许在额定电压±10%范围内变化，直流母线对地的绝缘状态应保持良好。

6.6.4.1.2 正常运行时，蓄电池组以浮充方式自带本段直流母线运行，蓄电池组出口开关在合闸位置。

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6.6.4.1.3 防酸蓄电池组浮充电压值宜控制为(2.15V～2.17V)×N；阀控蓄电池组宜控制为(2.23V～2.28V)×N，均衡充电电压值宜控制为(2.30V～2.35V)×N。

6.6.4.1.4 直流回路不可环路运行，在环路中间应有明显断开点。

6.6.4.1.5 两组蓄电池的直流系统可短时间并列运行，并列前两侧母线电压应调整一致；由一组蓄电池通过并、解列接代另一组蓄电池的负载时，禁止在有接地故障的情况下进行。

6.6.4.1.6 蓄电池室应配置温、湿度仪，室内环境应保持干燥，应有良好的通风采暖措施，室内温度宜经常保持在5℃-30℃。

6.6.4.1.7 发生直流接地故障时应尽快处理，需停用继电保护和自动装置时，应经调度或风电场值长同意。

6.6.4.1.8 充电装置的精度、纹波系数、效率、噪声和均流不平衡度应满足运行要求。

6.6.4.1.9 充电装置应具有限流功能，限流值整定范围为直流输出额定值的50%—105%，当母线或出线支路发生短路时，应具有短路保护功能，其整定值为额定电流的115%。

6.6.4.1.10 正常运行时，直流系统各绝缘监察装置应投入运行。

6.6.5 二次设备

6.6.5.1 继电保护及自动装置

6.6.5.1.1 保护及自动装置的投入和退出，可通过运行方式开关或压板来实现，原则上不允许运行人员通过修改控制字的方式实现保护投退。

6.6.5.1.2 运行人员应根据运行方式的改变，及时对保护装置的部分保护功能进行投、退操作。

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6.6.5.1.3 保护装置投入前，应检查与保护装置相关的二次回路接线正常，操作及控制电源正常，核对压板投入正确。

6.6.5.1.4 保护出口压板投入前应确认压板状态，测量跳闸压板极性（正常一端呈负极，另一端无电压），确认保护未出口后方可投入跳闸压板。

6.6.5.1.5 保护功能压板投退前应确认压板状态，测量功能压板极性，投退后应确认功能压板开入量状态正常。

6.6.5.1.6 保护装置投入后，应观察模拟量采样正确，设备无任何报警信号。

6.6.5.1.7 若属保护装置本身停止运行，则需断开保护压板，切除保护装置电源直流，必要时还应短接电流回路，断开电压回路。

6.6.5.1.8 继电保护及自动装置的退出应有值长指令，属于调度管辖的设备应在调度指令下达后方可执行。

6.6.5.1.9 长期停运或需要检修的保护装置，除断开必要的功能压板和出口压板外，还应断开相应的控制电源和操作电源，必要时应解除与带电设备的跳闸接线。

6.6.5.1.10 任何保护装置或保护功能的投入和退出都应有相应的记录。

6.6.5.1.11 保护定值的运行管理

a） 接到继电保护定值单后，应一式三份分别由运行、检修、档案保管并及时登记；

b） 最新定值单执行并确认无误后应有“已执行”字样，已作废的定值单应有“作废”字样，新、

旧定值应分开保管；

c） 委托外委运行单位进行运行管理的，在收到新定值后应及时通知风电场人员并保管；

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d） 保护定值更改后，应与检修人员一起核对定值无误，并在未投运前与调度一起核对定值无误； e） 运行中随运行方式变更的定值，应有调度的命令。变更后要与调度核对无误，并作好书面记录； f） 属于风电场管理的保护定值的下发、审核、执行、回执应有专用的通知单，应保证保护定值的

闭环管理；

g） 定值修改、执行后宜打印装置定值，逐条核对，确认无误后应填写日期并签名，随同下发通知

单一并交由定值下发人保管。

6.6.5.2 远动装置

6.6.5.2.1 远动装置的双通道应相互。

6.6.5.2.2 远动装置投运后，应定期校核遥测的准确度及遥信的正确性；对运行不稳定的设备加强监视检查，不定期的进行检验。

6.6.5.2.3 应将监控系统不间断电源、逆变装置电源系统、操作员站、远动终端装置、电能量采集装置、光端机的运行注意事项编入风电场运行规程。

6.6.5.2.4 远动装置应采用双电源供电方式，应定期进行电源切换试验。

6.6.6 无功补偿装置

6.6.6.1 电容器

6.6.6.1.1 运行中的电容器组三相电流应基本平衡。电容器组应装设内部故障保护装置。每台电容器应有表示其安装位置的编号。

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6.6.6.1.2 单台容量大于1600kVar的集合式电容器应装有压力释放装置；较大容量的集合式电容器组应装设气体继电器。

6.6.6.1.3 新安装的电力电容器组应进行各种容量组合的谐波测试和投切试验，满足要求后方可投运。

6.6.6.1.4 电容器的连续运行电压不得大于1.05Un，长期运行过电压值不应超过1.1Un，最高过电压值不应超过1.3Un，持续时间不超过1min。

6.6.6.1.5 电容器室应符合防火要求，室外电容器组应配有专用消防器材。

6.6.6.1.6 在接触停运的电容器端子前，应进行放电处理。

6.6.6.2 电抗器

6.6.6.2.1 电抗器应满足安装地点的最大负载、工作电压等条件的要求。正常运行中，串联电抗器的工作电流不大于其1.3倍额定电流。

6.6.6.2.2 电抗器接地应良好，干式电抗器的上方架构和四周围栏应避免出现闭合环路。

6.6.6.2.3 油浸式电抗器的防火要求参照油浸式变压器的要求执行，室内油浸式电抗器应有单独间隔，应安装防火门并有良好通风设施。

7 风电场的巡视与检查

7.1 基本要求

7.1.1 风电场应结合设备运行状况和气候、环境变化情况以及上级生产管理部门的要求，制定切实可行的管理办法，编制计划并合理安排线路、设备的巡视和检查（以下简称巡视）工作，上级生产管理部门应对风电场开展的巡视工作进行监督与考核。

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7.1.2 运行工作委托其他单位管理的风电场，仍应定期在外委单位运行人员陪同下进行巡视工作，查看运行日志和运行记录，了解设备运行状态。

7.1.3 除日常巡视外，风电场还应按照DL/T 6《带电设备红外诊断应用规范》的要求定期开展风力发电机组及主要变（配）电设备的红外成像检测、数据收集及比对分析工作。

7.1.4 风电场应按照NB/T 31004《风力发电机组振动状态监测导则》的要求开展风力发电机组振动监视、检测和分析工作。

7.2 巡视分类和周期

7.2.1 巡视分类

a） 定期巡视：由运行人员进行，以掌握设备设施的运行状况、运行环境变化情况为目的，及时发

现设备缺陷和威胁风电场安全运行情况的巡视；

b） 特殊巡视：在有外力破坏可能、恶劣气象条件（如大风、暴雨、覆冰、高温、沙尘等）、重要

保电任务、设备带缺陷运行或其它特殊情况下由运行人员对设备进行的全部或部分巡视； c） 夜间巡视：在负荷高峰或雾天的夜间由运行人员进行，主要检查连接点处有无过热、打火现象，

绝缘子表面有无闪络等的巡视；

d） 故障巡视：由运行人员进行，以查明线路和设备发生故障的地点和原因为目的的巡视。 e） 监察巡视：由上级部门组织进行的巡视工作，了解线路及设备状况，检查、指导巡视人员的工

作。

7.2.2 巡视周期

7.2.2.1 定期巡视的周期如表3所示，架空线路或电缆线路的定期巡视周期不得延长。

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7.2.2.2 重负荷和Ⅲ级污秽及以上地区线路每周至少进行一次夜间巡视，其余视情况确定。

7.2.2.3 每年雷雨季节前、后应加强对防雷装置的检查，对比避雷器等动作次数变化情况，检查防雷装置是否完好。

表3 定期巡视周期

序号 1 2 3 4 5 6 巡视对象 风力发电机组（登机） 升压站内设备 箱式变电站 集电线路 防雷与接地装置 送出线路 至少每季度一次 日常巡视至少每天一次，夜间巡视至少每周一次 至少每月一次 至少每月一次 至少每月一次 至少每季度一次 周期 7.2.2.4 定期巡视的主要范围

a） 风力发电机组及相关配套设备； b） 升压站系统内的所有高压电气设备； c） 高压配电室电气设备；

d） 场内集电线路（电缆）和箱式变电站； e） 防雷与接地装置等设备； f） 公用系统设备；

g） 各类相关的运行、警示标识及相关设施。

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7.2.2.5 特殊巡视的主要范围

a） 存在外力破坏可能或在恶劣气象条件下影响安全运行的线路及设备； b） 设备状态异常维持运行的线路及设备； c） 重要保电任务期间的线路及设备；

d） 新投运、大修预试后、改造和长期停用后重新投入运行的线路及设备； e） 特殊运行方式下的线路及设备。

7.2.3 风电场红外成像检测

7.2.3.1 风电场需进行红外成像检测的范围至少应包括风力发电机、变压器、电抗器、电力电容器、断路器、隔离开关、互感器、套管、避雷器、电力电缆、母线、导线、绝缘子、组合电器及相关二次回路等。

7.2.3.2 一般检测前应根据事先选择的几个不同方向和角度，确定最佳成像检测位置并做标记，以供今后复测使用，提高互比性和工作效率。

7.2.3.3 精确测量前，风电场应对主要设备的主要诊断部位进行统一规定，保证数据的可比性；同时应记录大气温度、环境温度、运行电压、负荷电流和测量距离等，以便进行必要的修正。

7.2.3.4 正常运行变（配）电设备的红外成像检测应遵循检修和预试前普查、高温大负荷等情况下的特殊巡测相结合的原则，具体检查周期可按表4的规定执行。

表4 红外成像检测周期

序号 检测对象 周期

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1 2 3 4 5 6 7 新建、改扩建或大修后的电气设备 110kV及以下变（配）电设备 220kV及以上变（配）电设备 110kV及以上电缆终端 35kV及以下电缆终端 风力发电机组 二次回路 投运带负荷后不超过一个月内 每一年不少于1次 每半年不少于1次 每半年不少于1次 每半年不少于1次 每半年不少于1次 每季度不少于1次 7.2.3.5 对于运行环境差、陈旧或有缺陷的设备，在大负荷运行期间、重大节日或重要事件时应增加检测次数。

7.2.3.6 风电场应将测试数据和图像进行存档，按设备建立红外数据库，并进行动态管理。

7.2.3.7 风电场应将红外检测的设备过热缺陷纳入设备缺陷管理，及时进行测量数据分析和图像判断，并根据缺陷的严重程度按照缺陷管理流程处理。

7.3 风力发电机组的巡视

7.3.1 风力发电机组的巡视应按本导则的相关规定组织实施，做好各项安全防护措施。

7.3.2 风力发电机组的巡视应按本导则的相关规定制定定期巡视和登机巡视计划，并做好特殊巡视预案。

7.3.3 运行人员应定期对风力发电机组、风电场测风装置进行巡回检查，发现缺陷应及时处理并分类登记。

7.3.4 当气候异常、机组非正常运行或新设备投入运行时，需要增加巡回检查内容及次数。

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7.3.5 不登机巡视是运行人员对运行中的风力发电机组进行的定期检查，应每个运行周期巡视一次，也可根据具体情况适当调整，巡视范围为风电场内全部风力发电机组，巡检参考项目见附录A。

7.3.6 登机巡视是运行人员对风力发电机组设备情况的登机检查，至少每季度一次，也可根据具体情况适当调整，或与设备维护工作配合完成，巡视范围为风电场内的全部风力发电机组，巡检参考项目见附录B。

7.3.7 巡检人员在巡回检查时应针对性的携带相应的工器具，如望远镜、对讲机、手电筒、测温仪、红外成像仪等。

7.3.8 巡检内容包括：

a） 现场设备是否存在火灾隐患；

b） 现场设备是否存在不正常的泄漏、噪音、振动和异响； c） 按设备运行规程检查设备参数、状态是否正常；

d） 检查设备的防护措施（防雨、防火、防尘、防寒）是否完备并符合相关的措施要求； e） 检查现场的卫生和照明是否符合相关规定要求； f） 按要求进行巡检记录登记。

7.3.9 巡检人员应按规定把设备参数和运行状况准确无误地做好记录，若发现设备有异常或疑问，应加强监视，分析原因，并及时向值长汇报。

7.3.10 巡检人员在检查过程中遇设备发生紧急情况时，在确保人身和设备安全的情况下可以先进行处理，然后汇报上级部门。

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7.4 升压站的巡视

7.4.1 变压器的巡视

7.4.1.1 新投或大修后的变压器运行前的检查

a） 气体继电器或集气盒及各排气孔内无气体；

b） 附件完整安装正确，试验、检修、二次回路、继电保护验收合格、整定值正确； c） 各侧引线安装合格，接头接触良好，各安全距离满足规定； d） 变压器外壳接地可靠，钟罩式变压器上下体连接良好；

e） 强油风冷变压器的冷却装置油泵及油流指示、风扇电动机转动正确； f） 电容式套管的末屏端子、铁心、夹件、变压器中性线接地点接地可靠： g） 变压器消防设施齐全可靠，室内安装的变压器通风设备完好； h） 有载调压装置升、降操作灵活可靠，远方操作和就地操作正确一致； i） 油箱及附件无渗漏油现象，储油柜、套管油位正常，变压器各阀门位置正确； j） 防爆管的呼吸孔畅通，防爆隔膜完好，压力释放阀的信号触点和动作指示杆应复位； k） 核对有载调压或无励磁调压分接开关位置；检查冷却器及气体继电器的阀门应处于打开位置，

气体继电器的防雨罩应严密。

7.4.1.2 变压器的日常巡视检查

a） 变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度标界相对应，各部位无渗油、漏油，套

管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；

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b） 变压器的冷却装置运转正常，运行状态相同的冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，

油流继电器工作正常，指示正确；

c） 变压器导线、接头、母线上无异物，引线接头、电缆、母线无过热； d） 压力释放阀、安全气道及其防爆隔膜应完好无损； e） 有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；

f） 变压器室的门、窗、照明完好，通风良好，房屋不漏雨； g） 变压器声响正常，气体继电器或集气盒内应无气体：

h） 各控制箱和二次端子箱无受潮，驱潮装置正确投入；吸湿器完好，吸附剂干燥： i） 根据变压器的结构特点在风电场运行规程中补充检查的其它项目。

7.4.1.3 变压器的定期巡视检查

a） 消防设施应完好：

b） 各冷却器、散热器阀门开闭位置应正确； c） 进行冷却装置电源自动切换试验；

d） 各部位的接地完好，定期测量铁心和夹件的接地电流； e） 利用红外测温仪或红外成像仪检查高峰负载时的接头发热情况； f） 贮油池和排油设施应保持良好状态，无堵塞、无积水； g） 各种温度计在检定周期内，温度报警信号应正确可靠；

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h） 冷却装置电气回路各接头螺栓每年应进行检查。

7.4.1.4 变压器的特殊巡视

7.4.1.4.1 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查

a） 有严重缺陷时； b） 变压器过负载运行时： c） 高温季节、高峰负载期间；

d） 雷雨季节，特别是附近区域有雷电活动时； e） 新投入或经过大修、改造的变压器在投运72h内； f） 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。

7.4.1.4.2 异常天气时的巡视项目

a） 气温骤变时，应检查储油柜油位和瓷套管油位是否有明显变化，各侧连接引线是否有断股或接头处发红现象，各密封处有否渗漏油现象；

b） 雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其它杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象；记录和比对避雷器动作情况；

c） 浓雾、毛毛雨、下雪时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中和下雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况；

d） 大雾天气检查套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分；

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e） 下雪天气应根据积雪溶化情况检查接头发热部位。检查引线积雪情况，为防止套管因过度受力引起套管破裂和渗漏油等现象，应及时处理引线积雪过多和冰柱；

f） 高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常，必要时可启动备用冷却器。

7.4.2 高压配电设备的巡视检查

7.4.2.1 断路器

7.4.2.1.1 断路器巡视检查的内容：

a） 均压电容器无渗漏： b） 无异味、无异常响声：

c） 分、合闸位置与实际运行工况相符；

d） 引线应无松股、断股、过紧、过松等异常情况； e） 操作箱、机构箱内部整洁，箱门关闭严密；

f） 引线、端子接头等导电部位接触良好，红外测温无异常； g） 套管、绝缘子无裂痕，无闪络痕迹；

h） 防雨罩和断路器套管根部的围屏牢固，无锈蚀和损坏；

i） 真空断路器的绝缘支持物清洁无损，表面无放电、电晕等异常现象；

j） SF6断路器气体压力应正常；管道无漏气声；安装于室内的SF6断路器通风设施完好。

7.4.2.1.2 液压机构的检查：

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a） 机构箱内无异味、无积水、无凝露： b） 液压机构的压力在合格范围之内：

c） 油箱油位正常，工作缸储压筒及各阀门管道无渗漏油； d） 无打压频繁现象，油泵动作计数器指示无突增，驱潮装置正常。

7.4.2.1.3 弹簧机构的储能电动机电源应在合闸位置，“储能位置”信号显示正确；机械位置应正常；机构金属部分无锈蚀；储能电动机行程开关触点无卡涩和变形，分、合闸线圈无冒烟异味。

7.4.2.1.4 气动机构的空压机润滑油油色、油位正常，安全阀良好；空压机启动后运转应正常，无异常声响和过热现象；压缩空气系统气压正常，气泵动作计数器指示无突增，驱潮装置正常。

7.4.2.2 气体绝缘金属封闭电器

7.4.2.2.1 巡视检查的内容

a） 接地应完好； b） 无异常声响或异味；

c） 各种压力表、油位计的指示正确； d） 断路器、避雷器的动作计数器指示正确； e） 无漏气、漏油；

f） 现场控制盘上各种信号指示、控制开关的位置正确； g） 外壳、支架等无锈蚀、损伤；

h） 通风系统、断路器、隔离开关及接地开关的位置指示正确，并与实际运行工况相符；

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i） 各类配管及阀门无损伤、锈蚀，开、闭位置指示正确，管道的绝缘法兰与绝缘支架良好。

7.4.2.2.2 定期检查的内容

a） 检查接地装置；

b） 检查各种外露连杆的紧固情况； c） 断路器的最低动作压力与动作电压试验；

d） 清扫气体绝缘金属封闭开关外壳，对压缩空气系统排污； e） 检查或校验压力表、压力开关、密度继电器或密度压力表； f） 检查传动部位及齿轮等的磨损情况，对传动部件添加润滑剂； g） 对操动机构进行维修检查，处理漏油、漏气等缺陷。

7.4.2.3 隔离开关

隔离开关的巡视检查内容如：

a） 电气及机械联锁装置应完整可靠，隔离开关的辅助转换开关应完好； b） 构架底座应无变形、倾斜、变位，接地良好；

c） 支持绝缘子应清洁、完整、无破损、无裂纹和放电痕迹； d） 触头接触良好，各部分螺丝、边钉、销子齐全紧固；

e） 操动机构箱内无锈蚀，内部整洁，关闭严密，接地良好，机械传动部位润滑良好； f） 接头无过热、无变色、无氧化、无断裂、无变形。

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7.4.2.4 互感器

互感器的巡视检查内容如下：

a） 外绝缘表面应清洁、无裂纹及放电痕迹；

b） 油位、油色、SF6气体压力应正常，呼吸器应畅通，吸潮剂无潮解变色； c） 无异常震动、异常响声及异味，外壳、阀门和法兰无渗漏油、漏气； d） 二次引线接触良好，接头无过热，接地可靠； e） 底座、支架牢固，无倾斜变形，金属部分无严重锈蚀； f） 防爆阀、膨胀器应无渗漏油或异常变形；

g） 干式互感器表面应无裂纹和明显的老化、受潮现象。

7.4.2.5 避雷器和接地引下线

7.4.2.5.1 避雷器和接地引下线的巡视检查内容如下：

a） 接地引下线无锈蚀、无脱焊；

b） 避雷器一次连线良好，接头牢固，接地可靠；

c） 内部无放电响声，放电计数器和泄漏电流监测仪指示无异常，并比较前后数据变化； d） 避雷器外绝缘应清洁完整、无裂纹和放电、电晕及闪络痕迹，法兰无裂纹、锈蚀、进水。

7.4.2.5.2 遇有雷雨、大风、冰雹等特殊天气，应及时进行下列检查：

a） 引线摆动情况；

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b） 计数器动作情况； c） 计数器内部是否进水； d） 接地线有无烧断或开焊； e） 避雷器、放电间隙的覆冰情况。

7.4.2.6 消弧线圈

消弧线圈的巡视检查内容如下： a） 油温应正常； b） 内部无异响； c） 吸潮剂无潮解； d） 设各标志正确、清晰； e） 套管应清洁无破损和裂纹； f） 引线接触牢固，接地线良好； g） 油面正常，无渗油、漏油现象； h） 消弧线圈固定遮栏安全可靠，接地良好。

7.4.2.7 小电阻接地装置

7.4.2.7.1 接地变压器的巡视检查可参照变压器巡视检查项目进行。

7.4.2.7.2 电阻柜的巡视检查内容如下：

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a） 支柱绝缘子无闪络、无裂纹； b） 接地电阻连接良好，无异常： c） 电阻柜应无异声、异味及过热现象； d） 零序电流互感器一、二次接线正确；

e） 中性点及电阻柜外壳接地应良好，接地线无断开和锈蚀。

7.4.2.8 电缆的巡视

7.4.2.8.1 电缆通道的巡视检查内容如下：

a） 通道周边有无挖掘、打桩、拉管、顶管等施工迹象，检查路径沿线各种标识标志是否齐全； b） 电缆通道上方有无违章建筑物，是否堆置可燃物、杂物、重物、腐蚀物等； c） 地面是否存在沉降；

d） 电缆工作井盖是否丢失、破损或被掩埋； e） 电缆沟盖板是否齐全完整并排列紧密；

f） 隧道进出口设施是否完好，巡视和检修通道是否畅通，沿线通风口是否完好。

7.4.2.8.2 电缆终端头的巡视检查内容如下：

a） 连接部位是否良好，有无过热现象；

b） 电缆终端头和支持绝缘子的瓷件或硅橡胶伞裙套有无脏污、损伤、裂纹和闪络痕迹； c） 电缆终端头和避雷器固定是否牢固；

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d） 电缆上杆部分保护管及其封口是否完整； e） 电缆终端有无放电现象；

f） 充油终端瓷套管是否完整、有无渗漏油，交联电缆终端热缩、冷缩或预制件有无开裂、积灰、

电蚀或放电痕迹； g） 相色是否清晰齐全； h） 接地是否良好。

7.4.3 公用系统的巡视

7.4.3.1 直流系统的巡视检查内容如下：

a） 检查蓄电池是否渗液，接线柱是否有腐蚀痕迹； b） 检查蓄电池室温度、湿度是否正常，通风是否良好； c） 检查蓄电池电压是否正常，浮充电流是否正常；

d） 检查直流电源箱、直流屏各项指示灯信号是否正常，开关位置是否正确，液晶屏显是否正常； e） 检查各充电模块显示屏是否正常，工作状态指示灯是否正确；

f） 直流充电器显示屏主画面显示的直流系统母线电压、电流，蓄电池电压、电流，充电机电压、

电流是否正常，是否有故障及异常报警；

g） 智能高频开关电源模块充电装置各元件无过热现象；

h） 直流系统的绝缘检测装置运行是否正常，是否有异常报警信号； i） 绝缘检测装置显示屏直流母线正、负极对地电压是否基本一致；

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j） 绝缘检测装置显示屏各支路对地绝缘是否正常，是否有绝缘低报警。

7.4.3.2 不间断电源（UPS）的巡视检查内容如下：

a） 现场观察UPS显示控制操作面板，确认UPS电源显示单元都处于正常运行状态，所有电源的

运行参数都处于正常值范围内，在显示的记录内没有出现任何故障和报警信息； b） 检查是否有明显的过热痕迹；

c） 观察UPS所带负载量和电池后备时间是否有变化，如有变化检查有无增加负载、负载现在的

运行情况和负载是否有不明故障；

d） 注意倾听噪音是否有可疑的变化，特别注意听UPS的输入、输出隔离变压器的响声，当出现

异常的“吱吱声”时，则可能存在接触不良或匝间绕组绝缘不良；当出现有低频的“钹钹声”可能变压器有偏磁现象；

e） 确保位于机柜上风扇排空气的过滤网没有任何堵塞物；

f） 当发现UPS的输出电压异常升高时，应检查UPS的滤波电容是否完好。

7.4.3.3 变电站消防的检查内容如下：

a） 设备区内严禁存放可燃物和爆炸物品。 b） 站内防火警示牌齐全。

c） 主控室、配电室、变压器室、电缆夹层宜安装一定数量的烟感、温感报警装置，消防报警监控

装置运行正常，无报警信号。

d） 消防器材应定期检查校验，放置地点应固定、整齐、有明显标志，禁止挪作他用。

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7.4.4 二次设备的巡视

7.4.4.1 继电保护及安全自动装置的巡视检查内容如下：

a） 检查保护装置面板有无报警灯亮；

b） 检查保护装置电压、电流、功率等模拟量采样是否正确； c） 检查保护压板投退是否正确；

d） 检查并记录零序电流、开口三角电压是否正常，有无上升趋势； e） 检查保护定值与最新定值单是否一致，控制字是否正确； f） 检查柜内接线有无松动，照明是否良好。

7.4.4.2 微机监控系统的巡视检查内容如下：

a） 打印机工作情况： b） 装置自检信息正常； c） 不间断电源(UPS)工作正常； d） 装置上的各种信号指示灯正常；

e） 运行设备的环境温度、湿度符合设备要求； f） 显示屏、监控屏上的遥信、遥测信号正常；

g） 对音响及与五防闭锁等装置通信功能进行必要的测试。

7.4.5 无功补偿设备的巡视

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对无功补偿设备的巡视每周应至少进行一次，做好设备运行记录。巡视检查内容如下： a） 电容器箱体外部有无变形、漆层脱落或锈蚀现象； b） 电容器箱体连接处有无漏油现象； c） 电容器套管表面是否清洁无脏污；

d） 检查信号继电器及指示灯显示是否准确可靠；

e） 检查核对无功表和电流表与电容器组的容量与负荷是否一致； f） 电容、电抗器投退情况与实际保护动作是否一致； g） 测量电容器安装地点的温度；

h） 操动机构的机械位置与指示灯显示是否一致； i） 调压档位与实际位置是否相符； j） 电抗器绕组层间通风道是否通畅；

k） 设备连接点是否有发热、火花放电或电晕放电等现象； l） 油枕指示的油位、油色、油温是否正常，有无渗漏现象； m） 其它设备是否正常。

7.5 集电线路和箱变的巡视

7.5.1 集电线路的巡视

7.5.1.1 通道的巡视检查内容如下：

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a） 线路通道内有无易燃、易爆物品和腐蚀性液（气）体；

b） 导线对地，对道路、公路、铁路、索道、河流、建筑物等的距离应符合相关规定； c） 有无存在可能被风刮起危及线路安全的物体（如金属薄膜、广告牌、风筝等）；

d） 是否存在对线路安全构成威胁的工程设施（如施工机械、脚手架、拉线、开挖、地下采掘、打

桩等）；

e） 线路附近出现的高大机械、揽风索及可移动的设施等；

f） 线路附近河道、冲沟、山坡的变化，巡视、检修时使用的道路、桥梁是否损坏，是否存在江河

泛滥及山洪、泥石流对线路的影响； g） 线路附近修建的道路、码头、货物等；

h） 是否存在在建、已建违反《电力设施保护条例》及《电力设施保护条例实施细则》的建筑和构

筑物；

i） 其它可能影响线路安全的情况。

7.5.1.2 杆塔和基础的巡视检查内容如下：

a） 杆塔是否倾斜、位移，杆塔偏离线路中心不应大于 0.1m，砼杆倾斜不应大于 15/1000，转角

杆不应向内角倾斜，终端杆不应向导线侧倾斜，向拉线侧倾斜应小于 0.2m；

b） 砼杆不应有严重裂纹、铁锈水，保护层不应脱落、疏松、钢筋外露，砼杆不宜有纵向裂纹，横

向裂纹不宜超过 1/3 周长，且裂纹宽度不宜大于 0.5mm；焊接杆焊接处应无裂纹，无严重锈蚀；铁塔（钢杆）不应严重锈蚀，主材弯曲度不得超过 5/1000，混凝土基础不应有裂纹、疏松、露筋；

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c） 基础有无损坏、下沉、上拔，周围土壤有无挖掘或沉陷，杆塔埋深是否符合要求； d） 杆塔有无被水淹、水冲的可能，防洪设施有无损坏、坍塌；

e） 杆塔标志，如杆号牌、相位牌、警告牌、3m 线标记等是否齐全、清晰明显、规范统一、位置

合适、安装牢固；

f） 各部位螺丝应紧固，杆塔部件的固定处是否缺螺栓或螺母，螺栓是否松动等； g） 杆塔周围有无藤蔓类攀沿植物和其它附着物，有无危及安全的鸟巢、风筝及杂物； h） 塔材有无锈蚀、缺失。

7.5.1.3 金具、绝缘子的巡视检查内容如下：

a） 铁横担与金具有无严重锈蚀、变形、磨损、起皮或出现严重麻点，锈蚀表面积不应超过1/2，

特别要注意检查金具经常活动、转动的部位和绝缘子串悬挂点的金具； b） 横担上下倾斜、左右偏斜不应大于横担长度的 2%；

c） 螺栓是否紧固，有无缺螺帽、销子，开口销及弹簧销有无锈蚀、断裂、脱落；

d） 瓷质绝缘子有无损伤、裂纹和闪络痕迹，釉面剥落面积不应大于 100mm2，合成绝缘子的绝

缘介质是否龟裂、破损、脱落； e） 铁脚、铁帽有无锈蚀、松动、弯曲偏斜；

f） 绝缘子钢脚有无弯曲，铁件有无严重锈蚀，针式绝缘子是否歪斜； g） 在同一绝缘等级内，绝缘子装设是否保持一致；

h） 铝包带、预绞丝有无滑动、断股或烧伤，防振锤有无移位、脱落、偏斜。

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7.5.1.4 导线的巡视检查内容如下：

a） 导线有无断股、损伤、烧伤、腐蚀的痕迹，绑扎线有无脱落、开裂，连接线夹螺栓应紧固、无

跑线现象；

b） 三相弛度是否平衡，有无过紧、过松现象，三相导线弛度误差不得超过设计值的-5%或+10%，

一般档距内弛度相差不宜超过 50mm；

c） 导线连接部位是否良好，有无过热变色和严重腐蚀，连接线夹是否缺失； d） 跳（档）线、引线有无损伤、断股、弯扭；

e） 导线的线间距离，过引线、引下线与邻相的过引线、引下线、导线之间的净空距离以及导线与

拉线、电杆或构件的距离应符合相关标准的规定； f） 导线上有无抛扔物；

g） 架空绝缘导线有无过热、变形、起泡现象； h） 支持绝缘子绑扎线有无松驰和开断现象；

i） 与绝缘导线直接接触的金具绝缘罩是否齐全、有无开裂、发热变色变形，接地环设置是否满足

要求；

j） 线夹、连接器上有无锈蚀或过热现象（如：接头变色、熔化痕迹等），连接线夹弹簧垫是否齐

全，螺栓是否紧固；

k） 过引线有无损伤、断股、松股、歪扭，与杆塔、构件及其它引线间距离是否符合规定。

7.5.2 箱式变电站的巡视

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7.5.2.1 变压器本体的巡视检查内容如下：

a） 变压器各部件连接是否良好，有无过热变色、烧熔现象； b） 变压器套管是否清洁，有无裂纹、击穿、烧损和严重污秽；

c） 各部位密封圈（垫）有无老化、开裂，缝隙有无渗、漏油现象，配变外壳（箱式变电站箱体）

有无脱漆、锈蚀，焊口有无裂纹、渗油； d） 变压器有无异常的声音；

e） 变压器本体油温、本体及套管油位是否正常，有无异声、异味，在正常情况下，上层油温不超

过 85℃，最高不得超过 95℃；应核对就地与监控系统的变压器温度显示是否一致； f） 呼吸器是否正常、有无堵塞，硅胶有无变色现象； g） 本体和就地端子箱内接地是否松动，有无过热或烧损痕迹。

7.5.2.2 变压器周边的巡视检查内容如下：

a） 各种标志是否齐全、清晰，铭牌及其警告牌和编号等其它标识是否完好； b） 地面安装变压器的围栏是否完好。

8 风力发电场异常运行及事故的分析与处理

8.1 基本要求

8.1.1 当风电场设备在运行过程中出现异常时，当班负责人应立即组织人员查找异常原因，采取相应措施，及时处理设备缺陷，保障设备正常运行。

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8.1.2 当风电场设备在运行过程中发生故障时，运行人员应立即采取相应措施，防止故障扩大，并及时上报。若发生人身触电、设备爆炸起火时，运行人员可先切断电源进行抢救和处理，然后上报相关部门。

8.1.3 机组发生事故时，应立即停机，在保证人员安全的前提下，尽快采取切实有效的措施防止事故扩大化并及时向上级领导汇报，已查明事故原因且具备抢修条件的，应尽快组织进行抢修，不具备抢修条件或者原因未查明的，不准进行检修，保护好事故现场的损坏设备，保存事故发生前的机组运行数据，已备查询。

8.1.4 当事故发生在交过程中，应停止交，人员应坚守岗位，处理事故，人员应在值长的带领下协助事故处理，待设备和系统运行稳定后，方可进行交。

8.1.5 事故处理完毕后，当班值长应将事故发生的经过和处理情况，如实记录在交记录上。根据计算机记录（如SCADA监控系统、升压站监控系统，故障录波装置等）的运行数据，对保护、信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故原因，制定防范措施，并写出书面报告，汇报上级并存档。

8.2 风力发电机组异常运行与事故处理

8.2.1 风力发电机组有异常情况报警信号时，运行人员应根据报警信号反映的部位，参照厂家故障处理手册进行操作，并根据相关要求对故障部位进行现场检查和确认。

8.2.2 风力发电机组同类型故障在短时间内连续发生多次，应根据厂家故障处理要求，通知相关人员现场查明原因，确认无误后方可启动运行，未查清原因前不得进行远程复位操作。

8.2.3 电网发生系统故障造成风电场断电或线路故障导致线路开关跳闸时，应检查断电或跳闸原因（若逢夜间，应首先恢复中控室用电），待系统恢复正常后才能重新启动风力发电机组。

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8.2.4 因电网频率、电压等原因造成风力发电机组解列时，应按照风电并网相关要求执行。

8.2.5 当机组发生过速、火灾、叶片损坏、剧烈晃动、结冰等可能发生高空坠物的情况时，应远离机位，禁止就地操作，运行人员应通过风电场数据采集与监控系统进行遥控停机，并设立安全防护区域，禁止人员进入机组周边区域。

8.2.6 风力发电机组在运行中发现有异常声音振动过大，应查明异常部位，分析原因，并做出处理。

8.2.7 风力发电机组显示输出功率与对应风速有偏差时，检查风速仪、风向仪的传感器有无故障，如有故障则予以排除。

8.2.8 如遇桨叶结冰导致风轮不能平衡，应通过控制系统检测结冰情况，并使风力发电机停机，待冰完全融化后才可启动。若工作人员必须进入结冰的风机，应从背风侧小心接近，并在离风机100m范围内戴好安全帽。

8.2.9 出现刹车片磨损警告信息后，运行人员应检查刹车磨损传感器信号是否正常，刹车盘的厚度和刹车间隙是否合适。

8.2.10 若桨叶卡位、回收不到位导致转速不能降低或风力发电机组发生超速保护拒动事故时，不可盲目切断机组电源开关。在机组未脱网时采取应急远程进行偏航措施，使机组偏离主风向实现降低转速。

8.2.11 机组因偏航故障导致停机，运行人员应检查偏航电机的供电回路、偏航传感器信号、偏航限位开关的状态。

8.2.12 风力发电机组频繁切入切出时，应加强远程监控，必要时停止机组运行，避免因频繁启停机冲击导致一次测量元件损坏造成保护失灵。

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8.2.13 风力发电机组主断路器发生跳闸时，应先检查主回路中的部件及设备（如晶闸管、发电机、电容器、电抗器等）绝缘是否损坏，主断路器整定动作值是否正确等，确认无误后才能重合开关。

8.2.14 机组发生火灾时，值班人员应立即停机并断开连接此台机组的线路断路器，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延，并立即通知消防部门和有关领导。

a) 机组的机舱发生火险时，应立即报警，切断电源，火势较小时，合理利用灭火器灭火，火势较

大时，有序撤离现场，关闭塔架门，防止产生烟囱效应。

b) 在塔下发现机舱火灾，人员不要上塔，应停运机组，切断电源，关闭塔架门。当判断上部机舱

有焦糊味，断电后没有较大烟雾或者火情时，方可上塔检查处理。

c) 当塔下控制柜着火时，要立即灭火，柜内有电容器，应做好自身的保护，防止电容器爆炸伤人。 d) 风机失火时，风机内人员应立即关闭失火舱室的门，并在离开风机后关闭所有通道。如能将火

扑灭，应确保灭火剂的气体和烟灰能尽快排出和通风。

8.2.15 当风力发电机组发生飞车时，人员立即离开风力发电机，不能在附近地区滞留。若桨叶卡位、回收不到位导致转速不能降低或风力发电机组发生超速保护拒动事故时，不可盲目切断机组电源开关。在机组未脱网时，采取应急远程偏航措施，使机组偏离主风向实现降低转速。安全停机后，运行人员应及时通知检修人员检查，严禁立即重新启动。

8.2.16 一旦出现叶片折断、塔架裂纹或倒塌、齿轮箱箱体破碎或移位等情况，第一时间切断电源，在没有确定安全的情况下，不允许上塔检查，及时汇报上级领导，联系有关生产厂家进行处理。

8.2.17 发生雷击损坏事故时，要采取有效措施防止事故扩大，及时确认故障时刻，及时输出和保存故障录波图、保护装置动作情况、现场照片、风速风向及其它气象信息，注意收集当地雷电定位系统相关数据，并迅速形成报告上报上级公司。

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8.3 变压器异常运行和事故处理

8.3.1 值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应做好记录并及时上报，设法尽快消除。

8.3.2 变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运行中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行。

a) 套管有严重的破损和放电现象；

b) 防爆管或压力释放阀启动喷油，变压器冒烟着火；

c) 变压器声响明显增大，且可听见内部有爆裂或放电声；

d) 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；

e) 在正常负载和冷却的条件下，因非油温计故障引起的变压器上层油温异常且不断升高；

f) 干式变压器温度突升至120℃。

8.3.3 接地故障

8.3.3.1 铁心多点接地导致接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流在300mA左右，并加强监视。

8.3.3.2 系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。

8.3.4 油温和油位异常

8.3.4.1 变压器油温指示异常时，运行值班人员应按以下步骤检查处理：

a) 检查变压器的负荷电流和冷却介质的温度．与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；

b) 核对温度测量装置；

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c) 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况；

d) 若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理的，应将变压器停运修理，

若不能立即停运修理，值班人员应按现场运行规程的规定调整变压器负载至允许运行温度下的相应容量；

e) 在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并下断上升，应查明原因，必要时应立即将变压

器停运；

f) 变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负荷运行。

8.3.4.2 变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负荷，直至投入相应数量冷却器后转入正常运行。

8.3.4.3 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应遵守变压器厂家的规定，禁止从变压器下部补油。

8.3.4.4 变压器油位随温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，应放油并使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。

8.3.5 气体继电器动作

8.3.5.1 轻瓦斯保护动作发信时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。

a) 若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行。

b) 若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。

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8.3.5.2 瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行，为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：

a) 是否呼吸不畅或排气未尽；

b) 保护及直流等二次回路是否正常；

c) 变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；

d) 气体继电器中积集气体量，是否可燃；

e) 气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；

f) 必要的电气试验结果；

g) 变压器其它继电保护装置动作情况。

8.3.6 冷却装置故障

8.3.6.1 油浸（自然循环）风冷和干式风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定执行。油浸风冷变压器当冷却系统部分故障停风扇后，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。

8.3.6.2 强油循环风冷变压器，在运行中发生冷却系统故障切除全部冷却器时，变压器在额定负载下允许运行时间不大于20min；当油面温度尚未达到75℃时，允许上升到75℃，但冷却器全停时的最长运行时间不得超过lh。

8.3.7 有载调压装置失灵

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8.3.7.1 调压装置在电动调压过程中发生“连动”时应立即拉开调压装置电源，如分接开关在过渡状态，可手动摇至就近的分接开关档位。

8.3.7.2 在调压过程中发现分接指示器变化，而电压无变化时，禁止进行调压操作。

8.3.7.3 单相有载调压变压器其中有一相分接开关不同步时，应立即在分相调压箱上将该相分接开关调至所需位置，若该相分接开关拒动，则应将其它相调回原位。

8.3.8 变压器跳闸和着火

8.3.8.1 变压器跳闸后，应立即查明原因。如综台判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。若变压器有内部故障的迹象时，应作进一步检查。

8.3.8.2 装有潜油泵的变压器跳闸后，应立即停止油泵的运行。

8.3.8.3 变压器承受短路冲击跳闸后，应记录并上报保护动作信息、短路电流峰值、短路电流持续时间，必要时应开展绕组变形测试、直流电阻测量、油色谱分析等试验。

8.3.8.4 变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。

8.4 高压配电设备异常运行和事故处理

8.4.1 断路器

8.4.1.1 发生下列情况之一的，应报告调度并采取措施退出运行：

a) 引线接头过热；

b) 断路器内部有爆裂声；

c) 套管有严重破损和放电现象：

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d) 油断路器严重漏油，看不见油位；

e) 少油断路器灭弧室冒烟或内部有异常声响：

f) 空气、液压机构失压，弹簧机构储能弹簧损坏； g) SF6断路器本体漏气严重，发出操作闭锁信号。

8.4.1.2 SF6气体压力突然降低，发出分、合闸闭锁信号时，严禁对该断路器进行操作；进入开关室内应提前开启排风设备，必要时应佩戴防毒面具。

8.4.1.3 真空断路器合闸送电时，发生弹跳现象应停止操作，不得强行试送。

8.4.1.4 当断路器所配液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理，必须带电处理时，在未采取可靠防慢分措施前，严禁人为启动油泵。

8.4.2 气体绝缘金属封闭电器

8.4.2.1 有下列情况之一者，应立即报告调度，申请停运：

a) 设备外壳破裂或严重变形、过热、冒烟；

b) 防爆隔膜或压力释放器动作。

8.4.2.2 运行中发生SF6气体泄漏时，应进行如下处理：

a) 以发泡液法或气体检漏仪对管道接口、阀门、法兰罩、盆式绝缘子等进行漏气部位查找；

b) 确认有泄漏，将情况报告调度并加强监视；

c) 发出“压力异常”、“压力闭锁”信号时，应检查表计读数，判断是否属于误报；

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d) 如确认气体压力下降发出“压力异常”信号，应对漏气室及其相关连接的管道进行检查；在确

认泄漏气室后，关闭与该气室相连接的所有气室管道阀门，并监视该气室的压力变化，尽快采取措施处理。如确认气体压力下降发出“压力闭锁”信号且已闭锁操作回路，应将操作电源拉开，并锁定操动机构，立即上报。

8.4.2.3 SF6气体大量外泄，进行紧急处理时的注意事项：

a) 工作人员进入漏气设备室或户外设备lOm内，应穿防护服、戴防护手套及防毒面具；

b) 室内开启排风装置15min后方可进入；

c) 在室外时应站在上风处进行工作。

8.4.2.4 储能电动机有下列情况之一，应停用并检查处理：

a) 打压超时：

b) 压缩机超温；

c) 机体内有撞击异声：

d) 电动机过热，有异声、异味或转速不正常。

8.4.3 隔离开关

8.4.3.1 当隔离开关拉不开时，不得强行操作。

8.4.3.2 运行中隔离开关支柱绝缘子断裂时，严禁操作此隔离开关，应立即上报并等待停电处理。

8.4.3.3 操作配置接地开关的隔离开关，当发现接地开关或断路器的机械联锁卡涩不能操作时，应立即停止操作并查明原因。

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8.4.3.4 发现隔离开关触头过热、变色时，应立即上报。

8.4.3.5 隔离开关合上后，如发现触头接触不到位，应采取下列方法处理：

a) 属单相或差距不大时，可采用相应电压等级的绝缘棒调整处理；

b) 属三相或单相差距较大时，应停电处理。

8.4.3.6 隔离开关拉、合闸时如发现卡涩，应检查传动机构，找出原因并消除后方可进行操作。

8.4.3.7 隔离开关的电机电源应在拉、合操作完毕后断开，当电动操作不能进行拉、合时应停止操作，查明原因后再操作；如需要进行就地操作的，须经风电场值长同意后方可进行。

8.4.4 互感器

8.4.4.1 互感器发生下列情况之一者，应立即上报，进行停电处理：

a) 瓷套有裂纹及放电：

b) 油浸式互感器严重漏油；

c) 互感器有焦糊味并有烟冒出；

d) 压力释放装置、膨胀器动作；

e) 声音异常，内部有放电声响； f) SF6气体绝缘互感器严重漏气；

g) 干式互感器出现严重裂纹、放电；

h) 经红外测温检查发现内部有过热现象；

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i) 电压互感器一次侧熔断器连续熔断；

j) 电容式电压互感器分压电容器出现渗油。

8.4.4.2 当发现电流互感器二次侧开路时，应设法在该互感器附近的端子处将其短路，并进行分段检查。如开路点在电流互感器出口侧或二次感应电压过高，应立即停电处理。

8.4.4.3 互感器内部发生异响，大量漏油，冒烟起火时，应迅速撤离现场，及时上报后用断路器切断故障，严禁用拉开隔离开关将故障电压互感器停用。

8.4.4.4 非有效接地系统发生单相接地时，电压互感器的运行时间一般不得超过2h，且应监视电压互感器的发热程度。

8.4.4.5 系统发生单相接地或产生谐振时，严禁就地用隔离开关拉、合互感器。

8.4.4.6 因互感器故障可能造成相关保护误动作时，应将相关保护退出。

8.4.5 避雷器

避雷器有下列情况之一者，应立即上报，申请退出运行：

a) 绝缘瓷套有裂纹：

b) 发生爆炸或接地时；

c) 内部声响异常或有放电声；

d) 运行电压下泄漏电流严重超标。

8.4.6 消弧线圈

8.4.6.1 发现消弧线圈有下列异常现象时，应及时上报，申请将消弧线圈退出运行：

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a) 上层油温超过95℃；

b) 套管严重破损和闪络；

c) 内部有异响或放电声。

8.4.6.2 消弧线圈冒烟起火时，应将其退出运行并迅速进行灭火。

8.4.6.3 消弧线圈发出动作信号或发生谐振时，应记录动作时间，中性点电压、电流，三相电压的变化，观察小电流选线装置的动作情况，并及时上报。

8.4.7 小电阻接地装置

8.4.7.1 接地变压器异常运行和故障处理可参照8.3条的要求进行。

8.4.7.2 电阻接地装置发生故障应立即将其退出运行。

8.4.7.3 系统发生单相接地故障时，应检查接地变压器的一次接线和接头过热情况，电阻柜接线是否烧断。

8.4.7.4 运行中接地变压器出口断路器因零序保护动作跳闸后，应记录各种信号及保护动作情况，并分析、查明原因，及时进行处理。

8.4.8 电力电缆

8.4.8.1 发现下列情况应记录并上报，视具体情况决定是否停运：

a) 电缆过负载发热；

b) 电缆终端与母线连接点过热；

c) 充油电缆终端压力异常发出报警信号；

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d) 电缆终端接地线、护套损坏或其它外观异常；

e) 电缆终端外绝缘破损或充油电缆终端严重渗、漏油。

8.4.8.2 下列情况，应立即上报，申请停运处理：

a) 电缆出线与母线连接点严重过热；

b) 电缆出线与母线连接点套管严重破裂；

c) 电缆出线与母线连接点大量漏胶或冒烟；

d) 电缆绝缘损坏造成单相接地：

e) 电缆头内部有异响或严重放电；

f) 电缆着火或水淹至电缆终端头绝缘部分危及安全时；

g) llOkV、220kV充油电缆油压下降低于规定值时。

8.4.8.3 电缆着火或电缆终端爆炸

a) 立即切断电源；

b) 用干式灭火器进行灭火；

c) 室内电缆故障，应立即起动事故排风扇：

d) 进入发生事故的电缆层（室）应使用空气呼吸器。

8.5 公用系统异常运行与事故处理

8.5.1 直流系统

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8.5.1.1 直流接地故障处理

直流接地时，应禁止在直流回路上工作，首先检查是否由于人员误碰造成接地； 有直流接地选检装置的，直流接地应进行复验，确定接地回路，再进行重点查找。 按下列原则查找接地点：

a) 在直流回路上操作的同时发生直流系统接地，应首先在该回路查找接地点：

b) 先查找事故照明、信号回路、充电机回路，后查找其它回路：

c) 先查找一般回路，后查找重要回路；

d) 寻找直流接地故障点应与维护人员协调进行。试停有关保护装置电源时，应征得调度或主管领

导同意，试停时间尽可能要短；

e) 查找直流接地时，应断开直流熔断器或断开由专用端子到直流熔断器的联络点。在操作前，

先停用由该直流熔断器或该专用端子所控制的所有保护装置。在直流回路恢复良好后，再恢 复有关保护装置的运行。

8.5.1.2 充电装置的故障处理

a) 交流电源中断，若无自动调压装置，应进行手动调压，确保直流母线电压的稳定。交流电源恢

复后，应立即手动启动或自动启动充电装置，对蓄电池组按进行恒流限压充电一恒压充电一浮充电方式进行充电；

b) 充电装置控制板工作不正常，应在停机更换备用板后，启动充电装置，调整运行参数后投入运

行；

c) 充电装置内部故障跳闸，应及时启动备用充电装置，并及时调整好运行参数。

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8.6 二次设备异常运行与事故处理

8.6.1 继电保护及安全自动装置

8.6.1.1 继电保护装置和自动装置在运行中，发现下列情况之一，应及时上报运行值长，并通知维护人员处理：

a) 装置异常声响或冒烟；

b) 微机保护运行监视指示灯灭；

c) 装置异常告警，不能正常运行；

d) 电压回路断线，运行人员不能恢复；

e) 自动装置二次回路发生一点接地无法排除；

f) 继电保护和自动装置误动作。

8.6.1.2 保护动作后的处理：

a) 完整、准确记录报警信号及保护装置屏幕显示的信息；

b) 检查后台机（或打印机）的保护动作事件记录；

c) 打印故障录波器的故障波形，及时从保护装置及故障录波器中导出并保存故障录波数据文件；

d) 及时上报风电场主管领导或调度部门；

e) 详细记录保护动作情况；

f) 分析保护动作的原因，判断保护动作正确性；

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g) 积极查找故障点，如有明显设备故障点，应及时保存图片资料；

h) 整理保护动作分析报告，以速报形式上报技术监督管理部门和上级部门。

8.6.1.3 如保护不正确动作，应通知维护人员尽快开展调查及保护检验工作；工作完成后，应将动作分析、结论及相关检验报告及时上报有关部门。

8.6.1.4 定为原因不明的继电保护事故，应经风电场主管领导确定后，报上一级继电保护部门认可。在未定为原因不明前，不得中断检查、分析和检验工作。

8.6.2 远动装置

8.6.2.1 远动装置故障影响监控功能时，按危急缺陷处理。

8.6.2.2 双机监控系统单机运行时，不宜过长，应及时恢复双机运行。

8.6.2.3 当通信通道中断时，如有备用通道应立即投入运行，若无备用通道或短时无法恢复时，应增加巡视次数和巡视时间。

8.6.2.4 在远动装置上工作，若风电场升压站发生异常情况，不论与本工作有无关系，均应停止工作，保持现状。查明与远动工作及远动设备无关时，经值长同意后，方可继续工作。

8.6.2.5 在远动装置上工作，当有可能造成上传调度数据中断或数据跳变时，应经调度同意后工作。

8.6.3 故障录波器

8.6.3.1 微机故障录波器死机，应重点排查以下原因：

a) 电源故障；

b) 录波器内直流绝缘下降；

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c) 硬盘损坏；

d) 程序运行出错。

8.6.3.2 微机故障录波器频繁误起动应排查下列原因：

a) 接线错误；

b) 系统故障；

c) 定值整定错误。

8.7 无功补偿装置异常运行与事故处理

8.7.1 电容器

8.7.1.1 电容器组发现如下异常时，应停运并立即上报：

a) 电容器声响异常：

b) 瓷质部分破损、放电；

c) 三相电流不平衡度在10%以上：

d) 电容器外壳膨胀变形，严重漏油；

e) 电容器引线接头过热；

f) 集合式电容器已看不见油位，压力异常。

8.7.1.2 电容器组保护动作后，应对电容器进行检测，确认无故障后方可再投入运行。

8.7.1.3 电容器爆炸、起火而未跳闸时，应立即将电容器组退出运行。

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8.7.1.4 自动投切的电容器组，发现自动装置失灵时，应将其停用，改为手动并报告上级部门。

8.7.1.5 母线失压时，联切未动作或无联切装置时，应立即手动将电容器组退出运行。

8.7.1.6 电容器本身温度超过制造厂规定时，应将其退出运行。

8.7.2 电抗器

8.7.2.1 电抗器发现如下异常时，应立即上报，必要时应停运电抗器：

a) 电抗器保护动作跳闸；

b) 干式电抗器表面放电：

c) 电抗器倾斜严重，线圈膨胀变形或接地；

d) 电抗器内部有强烈的放电声，套管出现裂纹或电晕现象；

e) 油浸式电抗器轻瓦斯动作，油温超过最高允许温度，压力释放阀喷油冒烟：

f) 电抗器振动和噪声异常增大。

8.7.2.2 电抗器过负载时，应观察运行情况，定期记录电抗器电流、系统电压和顶层油温。

8.8 集电线路异常运行与事故处理

8.8.1 线路发生下列情况时，应停运并立即上报：

a) 负荷开关掉闸或熔断器跌落；

b) 发生永久性接地或频发性接地；

c) 一次或二次熔丝熔断；

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d) 线路倒杆、断线；

e) 发生火灾、触电等意外事件；

f) 电压异常。

8.8.2 应尽快查出事故地点和原因，消除事故根源，防止扩大事故。

8.8.3 采取措施防止行人接近故障导线和设备，避免发生人身事故。

8.8.4 尽量缩小事故停电范围和减少事故损失。

8.8.5 线路发生故障或异常现象，应迅速组织人员对该线路进行全面巡查，直至故障点查出为止。负荷开关或熔断器掉闸时，不应盲目试送，应详细检查线路和有关设备，确认无问题后，方可恢复送电。

8.8.6 运行巡查人员应将事故现场状况和事故经过做好记录（人身事故还应记录触电部位、原因、抢救情况等），并收集引起设备故障的一切部件，加以妥善保管，作为分析事故的依据。

8.8.7 事故发生后，运行人员应及时进行调查、分析，并按有关规定提供事故报告。

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附 录 A 风电机组定期巡视基本内容

（资料性附录）

部 件 名 称 整体检查 整体运行声音 周边有无影响机组运行的不安全因素 基础周边回填土检查 风电机组基础 混凝土基础表面检查 塔架基础环与混凝土结合情况检查 基础附件检查 塔架内外壁表面漆膜检查 内部照明检查 塔架 底部爬梯、防坠绳、助爬器及平台检查 底部焊缝目视检查 塔架与基础间接地连接检查 控制柜、电缆连接及照明检查 电气柜 操作面板检查 控制柜通风散热、加热、密封及控制柜接地检查 外观检查 叶片清洁度检查 叶片 有无裂缝检查 运行声音异常检查 表面覆冰、结霜检查 外观标识与卫生清洁情况 外观 安全提示、操作提示标识检查 塔筒底部清洁卫生检查 防雷系统 避雷器检查 接地引下线检查 标 准 项 目

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附 录 B 风电机组登机巡视基本内容

（资料性附录）

部 件 名 称 裂痕、锈蚀、损坏情况 总体检查 漏油、渗水 异常噪音 周边有无影响机组运行的不安全因素 是否有裂纹、变形、破损 风轮 叶片与轮毂的连接螺栓紧固检查 轮毂与主轴连接螺栓紧固检查 轮毂与导流罩的连接螺栓检查 叶片 轮毂 空气制动系统 叶片表面清洁度、防腐、裂纹、覆冰、结霜检查 引雷装置接线检查 表面清洁度、裂纹防腐、油污检查 定桨距叶片内液压缸、钢丝绳、叶尖扰流器检查 变桨距急停顺桨功能检查 轴承油脂检查 主轴 轴承温度和振动 紧固螺栓检查 外观检查 检查行星齿轮面和圆柱齿轮面磨损 齿轮箱 检查密封系统，清除渗漏的润滑油 检查弹性支承的磨损、变形情况及其连接螺栓紧固情况 齿轮箱噪声及振动情况 外观、护罩检查 紧固螺栓检查 钢垫片裂纹、变形检查 联轴器 绝缘管损坏、油污检查 橡胶缓冲部件、弹簧膜片裂纹检查 万向联轴器轴承、花键检查 刚性联轴器打滑检查 润滑油泵功能检查 齿轮箱润滑系统 检查油位、油质和油温 检查油过滤器(包括主回路和二次回路) 检查软管、管路和管接头的松动和漏油情况 齿轮箱冷却系统 制动系统 油冷风扇、加热器功能检查 制动盘厚度、均匀度、裂纹检查

标 准 项 目 风轮传动链 .

紧固螺栓力矩检查 制动盘和摩擦片间隙检查 摩擦片磨损程度检查 刹车卡钳和液压路连接检查 刹车液压压力检查 机舱罩 有无裂纹、损伤，是否漏雨 控制柜内接线检查 机舱控制箱 控制柜通风散热、加热、密封及控制柜接地检查 通信系统检查 弹性减震器检查 发电机与底座螺栓检查 绕组绝缘、直流电阻检查 绕组温度与电流检查 发电机 轴承油封、油脂检查 电缆及其紧固检查 通风及冷却系统检查 运行声音检查 轴承温度与振动检查 集电环 检查并清洁集电环表面、接触面、集电环外罩、电刷和刷架 清洁滑环隔板 检查定子、转子、箱变电缆与变频器的连接螺栓力矩 电源开关外观检查 变流器 电缆及其紧固检查 连接螺栓紧固检查 检查风扇，清洁变频器滤网、壳体等 主控系统、变频器时间矫正 变桨轴承裂纹检查 齿轮磨损、腐蚀检查 润滑油脂检查 变桨系统 液压变桨系统压力检查 电动变桨系统蓄电装置检查 变桨系统齿轮箱漏油检查 限位开关、传感器安装紧固检查 变桨电机温度检查 检查转速传感器及支架安装是否牢固 检查转速传感器端面与齿圈齿顶的间隙是否符合要求，测速盘是否变形 传感器 检查各温度、压力传感器是否工作正常 检查振动传感器是否安装牢固 检查偏航传感器安装是否牢固，插头是否紧固 检查变桨传感器示值是否一致 偏航系统 紧固件螺栓检查

机舱发电系统 .

驱动电机检查 减速器检查 小齿轮与回转齿圈外观及啮合情况检查 偏航制动器检查，制动摩擦片间隙或制动阻尼器检查 偏航计数装置（限位开关、接近开关）检查 偏航系统润滑装置检查 异常声音检查 对风及解缆功能检查 液压阀件检查 电气接线状况检查 控制阀件参数定值检查 液压系统 连接软管及液压缸泄露、磨损情况检查 液压油位、系统渗漏检查 油过滤器、空气过滤器检查 液压系统储能罐检查 油箱渗漏及清洁情况检查 有无裂纹，油漆是否脱落 底、中、顶部法兰及紧固件连接螺栓检查 爬梯、防坠绳、助爬器及平台检查 塔架 电缆固定夹板是否牢固 电缆扭曲是否在允许范围 电缆是否有裂纹、油污、磨损 内部照明检查 操作面板检查 控制柜内接线检查 塔底控制系统 控制柜通风散热、加热、密封及控制柜接地检查 各种测试功能检查 通信系统检查 监控系统 风速风向仪及警示灯 电缆 检查服务器及辅助设备的连接是否良好，网络运行是否正常，控制系统是否能够正常操作。 检查风速、风向传感器示值是否正确，安装是否松动，零位调整是否正确 电缆固定夹板是否牢固 电缆扭曲是否在允许范围 电缆是否有裂纹、油污、磨损 检查有无放电声音 检查高压室外观及盘柜温度 箱变 检查变压器油温、油位、室温及渗漏情况 检查低压室外观、盘柜温度、应急电源运行情况 检查电缆室封堵、积水、通风、接地情况 蓄电池 检查蓄电池外观是否有裂纹，接线柱是否有冒胶现象 检查接线柱的紧固情况

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蓄电池室温度情况 直流系统绝缘状态 电池组电压、电流、温度 避雷器检查 防雷系统 接地引下线检查 旋转导电单元检查 水冷系统渗漏检查 其它附属设施 水箱水位及水冷系统压力检查 各层平台灭火器与照明设备检查

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Q/HN－1－ 0000.08.012—2014 中国华能集团公司 风力发电场运行导则 Q/HN－1－0000.08.012—2014

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北京市西城区复兴门内大街6号

邮政编码：100031

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开本 880×1230 1/16 字数XX千字

2014年X月第一版