中国华能集团公司风力发电场运行导则(马晋辉2014.1.13)

Q/HN Q/HN—1—0000.08.012—2014

中国华能集团公司企业标准

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 Q/HN－1－0000.08.012—2014

目 次

前言 ............................................................................... III 1 范围 ............................................................................... 1 2 规范性引用文件 ..................................................................... 1 3 术语和定义 ......................................................................... 1 4 总则 ............................................................................... 4 4.1 运行人员基本要求 ............................................................... 4 4.2 设备基本要求 ................................................................... 5 5 运行管理 ........................................................................... 5 5.1 运行调度 ....................................................................... 5 5.2 运行计划与分析 ................................................................. 6 5.3 安全运行 ....................................................................... 6 5.4 经济环保运行 ................................................................... 6 5.5 运行技术管理 ................................................................... 7 5.6 运行培训 ....................................................................... 8 6 风力发电场的运行 ................................................................... 8 6.1 一般规定 ....................................................................... 8 6.2 风电场监控 ..................................................................... 8 6.3 风力发电机组 .................................................................. 10 6.4 箱式变电站 .................................................................... 11 6.5 集电线路 ...................................................................... 12 6.6 升压站 ........................................................................ 13 7 风电场的巡视与检查 ................................................................ 23 7.1 基本要求 ...................................................................... 23 7.2 巡视分类和周期 ................................................................ 24 7.3 风力发电机组的巡视 ............................................................ 25 7.4 升压站的巡视 .................................................................. 26 7.5 集电线路和箱变的巡视 .......................................................... 34 8 风力发电场异常运行及事故的分析与处理 .............................................. 36 8.1 基本要求 ...................................................................... 36

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8.2 风力发电机组异常运行与事故处理 ................................................ 37 8.3 变压器异常运行和事故处理 ...................................................... 38 8.4 高压配电设备异常运行和事故处理 ................................................ 40 8.5 公用系统异常运行与事故处理 .................................................... 44 8.6 二次设备异常运行与事故处理 .................................................... 44 8.7 无功补偿装置异常运行与事故处理 ................................................ 46 8.8 集电线路异常运行与事故处理 .................................................... 46 附 录 A风电机组定期巡视基本内容（规范性附录） ....................................... 48 附 录 B风电机组登机巡视基本内容（规范性附录） ....................................... 49

II

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前 言

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。

III

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风力发电场运行导则

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 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

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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。

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）、交接班管理、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：

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、运行交接班管理标准、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8项技术监督标准、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。

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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。 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

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。

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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

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； 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；

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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

6.3.1.1.1 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。

6.3.1.1.2 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。 6.3.1.1.3 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。 6.3.1.1.4 手动启动前叶轮表面应无覆冰、结霜现象。

6.3.1.1.5 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。 6.3.1.1.6 各安全保护装置均在正常位置，无失效、短接及退出现象。 6.3.1.1.7 控制装置正确投入，且控制参数均与批准设定值相符。

6.3.1.1.8 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。 6.3.1.1.9 偏航系统处于正常状态，风速仪和风向标正常运行。 6.3.1.1.10 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

6.3.1.2.1 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。

6.3.1.2.2 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

6.3.1.3.1 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。

6.3.1.3.2 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，可限制风机最高转速，人员站在可伸手触摸到急停按钮的位置。

6.3.1.3.3 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。

6.3.1.3.4 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。

6.3.1.3.5 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。

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6.3.2 风力发电机组停机 6.3.2.1 停机方式

6.3.2.1.1 风力发电机组停机方式分为正常停机和紧急停机两种。

6.3.2.1.2 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。 6.3.2.1.3 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

6.3.2.2.1 紧急停机后需检查正常方可人工手动复位。

6.3.2.2.2 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。 6.3.2.2.3 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。

6.3.2.2.4 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

6.3.2.3.1 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； 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。

6.3.2.3.2 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

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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

2

30mm；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%； 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。 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：

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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。

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。

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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。

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，应尽量避免在交接班、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。

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。

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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； 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加以限制

U(%)=110-5K

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。

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 2

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（℃） 额定电流下的绕组平均温升限值（K） 15

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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。 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。 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：

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。

60 75 80 100 125 16

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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。 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； 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独立。

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。

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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。

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。

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 664《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。

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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。 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 1 2 3 4 5 6 7 检测对象 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 周期 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。

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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。 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。 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；

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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； 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

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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：

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； 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

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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

8.5.1.1 直流接地故障处理

8.5.1.1.1 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； 8.5.1.1.2 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。 8.5.1.1.3 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。 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；

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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；

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； c) 硬盘损坏；

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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。

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

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