第一篇：风电启动验收报告

1工程概况.............................................................................................................2 2工程施工总进度和已完成工程形象................................................................2 3施工质量管理....................................................................................................3 3.1施工质量管理机构、人员及质量保证体系...................................................................3 3.1.1项目部管理机构和质量保证体系...........................................................................3 3.2施工质量控制程序及管理措施.......................................................................................4 3.2.1 施工质量控制程序..................................................................................................4 3.2.2 质量管理保证措施..................................................................................................5 4单元工程质量施工工艺、质量控制程序及管理措施....................................6 4.1单元工程的施工工艺.......................................................................................................6 4.1.1 施工工艺流程..........................................................................................................6 4.1.2基础施工工艺...........................................................................................................7 4.1.3组塔施工工艺...........................................................................................................7 4.1.4架线施工工艺...........................................................................................................8 4.1.6电缆敷设施工工艺...................................................................................................9 4.1.7电缆终端头制作工艺...............................................................................................9 4.2单元工程质量控制程序和管理办法.............................................................................10 5施工质量问题及处理措施..............................................................................11 6原始检验记录的各项检验成果分析、结论..................................................11 7工程验收情况及遗留的问题和对工程产生的影响......................................11 8工程质量综合自评.........................................................................................12 9质量控制检测记录.........................................................................................12 1工程概况

三峡新能源利川汪营风电场35kv集电线路工程分为架空线路部分和直埋电缆、光缆及箱式变压器安装两个子单位工程

架空线路全长为5.597km，其中同塔双回架设长度803米，单回架设长度4.794km，全线共有铁塔32基，双回塔4基，单回塔28基，其中直线塔14基，耐张塔18基。本工程全塔接地，单回路架设一根gj-50避雷线，双回路架设两根gj-50避雷线，adss光缆挂在塔身下导线横担4-8.5米处。

直埋电缆、光缆及箱式变压器安装工程起点始于风电场升压站35kv出线开关柜，止于风电场24台风机的出口断路器；光缆起始于风电场升压站中控室，止于24台风机控制柜。35kv直埋电缆选用 zr-yjy23-3*50、zr-yjy23-3*70、zr-yjy23-3*95、zr-yjy23-3*120、zr-yjy23-3*150、zr-yjy23-3*300阻燃铜芯交联聚乙烯绝缘聚乙烯护套铠装电力电缆。

本工程线路路径分为2回单回线路，导线分为主干线及分支线。线路路径靠近风机位，架空线通过电缆与风机箱变连接。路径详细叙述如下：

（1）1号（12台）:1#-12#风机组成一个联合单元，风机箱变与风机箱变之间用电缆相连，电缆汇集于a11与a12风机中间的电缆分支箱，然后电缆上塔通过架空线接入升压站。架空线部分4.6km，电缆部分9.68km。

（2）2号（12台）：13#-24#风机组成一个联合单元,风机与风机之间通过电缆连接汇集至风机a21箱变，然后通过电缆爬塔通过架空线送至升压站；电缆长度约8.65km，架空线长度1.2km，其中约800m为双回线路，与1号回路共用一组双回塔，约400m线路为单回线路，线路平均档距约180m。

2工程施工总进度和已完成工程形象

按照合同控制性工期要求，202_年12月10日完成进架空线路部分施工，202_年5月30日完成直埋部分施工。现已完成的工程进度及形象是：架空线路工程于202_年10 月16日开始混凝土浇筑，202_年11月10日铁塔基础全部完工并进行铁塔组立及架空线路电气安装转序，于202_年12月10日完成除光缆展放外的所有施工任务，到202_年6月28日为止，架空线路已经具备了倒送电条件；直埋部分于202_年10月20日开始电缆沟开挖作业，202_年5月26日开始直埋电缆及光缆敷设施工，202_年6月15日开始电气试验。3施工质量管理 3.1施工质量管理机构、人员及质量保证体系

按照iso9001—202_标准及环境保护与职业安全健康体系的要求，把我公司质量管理体系与职业安全健康体系文件中关于集电线路专业的程序文件和作业指导书，作为工程项目质量管理体系的程序文件执行。

3.1.1项目部管理机构和质量保证体系 葛洲坝集团电力有限责任公司利川汪营风电场35kv集电线路工程施工项目部成立了质量管理领导小组，由项目经理担任质量管理领导小组组长（质量第一责任人），常务副经理（质量主管责任人）和总工程师（技术责任人）担任副组长，其他各部室主要负责人为领导小组成员。技术部负责本标段有关技术措施的制订，解决现场有关施工技术问题及施工计划的组织实现，保障现场文明施工。质安部负责本标段施工质量的监督检查，促进提高施工质量。

我公司通过了gb/t 19001-202_ / iso 9001:202_质量管理体系认证，202_年8月28日起在公司范围内实施质量、环境与职业健康安全管理体系的一体化管理，并在202_年4月进行了更新，进一步完善了公司质量管理体系。经过几年运行情况的检查认证，工程质量优良率达100%，取得了良好的经济效益和社会效益。在本工程中严格执行公司体系控制程序要求，具体如下表： 3.2施工质量控制程序及管理措施 3.2.1 施工质量控制程序

施工质量控制程序图详见下图。3.2.2 质量管理保证措施

（1）严格执行 “三检制”。即施工队自检、项目部复检和公司专检，在“三级”检查合格的基础上，再提请监理工程师验收。各级质检人员按技术标准要求认真对各道工序施工质量进行检验，填写检查记录表，并经监理工程师签认检验合格后，进行下道 篇二：吉林某风电220kv升压站工程启动验收汇报 ***风电220kv升压站一期工程

启 动 验 收 工 作 汇 报

***集团***风电项目部

吉林省电力工程质量监督中心站： 各位领导、专家你们好：

衷心的感谢你们在百忙之中来到长岭，对***风电220kv升压站进行监检验收，希望你们多提宝贵意见。

由***集团承建的***风电220千伏升压站一期工程，在中国***集团投资有限责任公司***风电分公司领导的大力支持下、在吉林省吉能电力建设监理有限公司的认真监督指导下、在设计单位的积极配合下，经过施工人员的努力工作，于202_年1月6日已基本完成施工。在施工现场通过对“电力建设工程质量监督检查典型大纲”的贯标学习后，组织了有施工项目经理、工程管理及技术人员参加的宣贯学习讨论。对第一次监检提出的整改问题作了落实；并得到了建设单位的确认。下面，我从以下几个方面对***风电220kv升压站一期工程完成情况及质量管理情况向各位领导及专家作如下汇报： 一.工程概况

吉林***风电场位于吉林省松辽平原的西部，长岭县境内，距长岭县城12公里。风场范围位于203国道的西侧。220kv升压

站位于一期场区东北角。二.工程完成情况 2.1截止到202_.1.6日，***风电220kv升压站一期工程，工

程量完成情况如下： 土建部分：

电气部分： 2.2分部分项工程验评情况 土建部分： 1）场内回填土工程：压实度检测和试验记录 1 份，符合设计要求； 2）围墙工程评定 32个分项，合格率 100 %； 3）中控楼工程评定59个分项，合格率100%。

4）220kv构架基础工程评定168个分项，合格率100 %。6）主变构架及主变基础工程评定26个分项合格率100 %。

电气部分：根据《电气装置安装工程质量检验及评定规程》dl/t5161.1～5161.17-202_将电气部分分为7个单位工程，优良率100 %；18个分部工程和44个分项工程合格率均为100 %。2.3资料的形成情况：

本升压站严格按照《建设工程文件归档整理规范》（gb/t50328-202_）以及国家电网公司202_.4月“关于输变电工程达标投产考核条件”的要求及有关规定进行填写，现已经全

部完成。

2.4工程质量情况：

在***风电220kv升压站施工中，项目部对工程质量严格要求。我们的工程目标是：达标投产；工程的质量目标是分部、分项工程合格率100%、单位工程：优良级。

项目部的质量管理主要从以下三方面体现： 2.4.1施工准备阶段的质量控制 2.4.1.1项目部技术人员依据设计文件和设计技术交底的工程控制点进行复测，当发现问题时，及时与设计人员联系，将质量事故控制在萌芽状态。2.4.2工程施工阶段的质量控制： 技术交底必须符合下列规定，才能开工：

（1）单位工程、分部工程和分项工程开工前，项目技术负责

人应向承担施工的负责人进行书面技术交底,技术交底资料办理签字手续后并归档。

（2）在施工过程中，项目技术负责人对发包人或监理工程师

提出的有关施工方案、技术措施及设计变更的要求，在执行前向执行人员进行书面技术交底。

2.5***风电220kv升压站质量与进度情况是与上级领导对升压站的关心是分不开的。中国***集团投资有限责任公司***风电分公司的张总和梁总曾多次来到施工现场检查指导工作。分公司的张嘉文经理和范工坚持每天来到施工现场，解决施工中出现的问题，在此表示深深的谢意。监理部的监理工程师每一天都不辞辛苦的严格把好每一个分部分项工程的检验及评定工作，做好分部分项以及单位工程的质量验收。真正做到了对业主负责对工程负责的目的。2.6材料的质量控制：

未经检验和已经检验为不合格的材料、半成品、构配件和工程设备等，一律不得进入现场和投入使用。2.7机械设备的质量控制必须符合下列规定：

（1）所有设备应按设备进场计划进行施工设备的调配。（2）现场的施工机械必须满足施工需要，否则不得使用。（3）对机械设备操作人员的资格进行审查，无证或资格不 符合者，严禁上岗。工序控制必须符合下列规定：（1）施工作业人员应按规定经考核后持证上岗。（2）施工管理人员及作业人员应按操作规程、作业指导书

和技术交底文件规定进行施工。

（3）工序检验和试验应符合过程检验和试验的规定，对查 出的质量缺陷应按不合格控制程序及时处置。特殊过程控制必须符合下列规定：

对特殊过程的控制，除应执行一般过程控制的规定外，还应由专业技术人员编制专门的作业指导书，经项目技术负责人审批后执行。工程变更应严格执行工程变更程序，经有关单位批准后方可实施。

三、施工管理情况：篇三：风电场整套启动试运行前验收质检活动汇报材料

连江北茭风电场

整套启动试运行前质检汇报 福建省东风建筑工程有限公司北茭风电场工程项目经理部 202_年5月28日

目 录 1．工程概况? 3 2.质量控制措施??? ? ??4 4．施工资料管理??? ???5 5.强制性条文实施措施??? 5 6.总结?? ???8 7.工程施工项目形象进度表?? ?9

1、工程概况： 1.1工程概况

连江北茭风电场位于连江县苔菉镇与黄岐镇之间结合部的山地上，距连江县约 55km。新建一座110kv升压站及24台单机容量2.0mw风力发电机组；

我司负责施工范围：风机机组吊装场地平整；风机基础施工、箱变基础施工；全场防雷接地网安装；浇筑风机基础混凝土17100m3，接地深井41口，接地扁铁约39000m； 升压站区主控配电楼、附属楼及站区附属工程施工；总建筑面积2160m2；

本工程于202_年04月29日由闽投（连江）风电有限公司组织各参建单位及地方各级领导在北茭风电施工现场举行了隆重的主体工程开工仪式。本工程地处连江县黄岐镇与苔箓镇之间结合部的山地上；地形条件复杂，气候条件恶劣；我部发扬艰苦奋斗的优良作风，在保证安全第一的前提下加大人力、物力与资金的投入，克服了因地形、天气及缺水等种种不利因素的影响；于7月5日浇筑第一台风机基础；8月15日完成了预定首批机组10#～17#风机基础的混凝土浇筑任务,至202_年3月13日完成了全部24台风机基础、箱变基础的混凝土浇筑；于6月22日浇筑主控配电楼基础混凝土，8月16日完成了主控配电楼主体工程结构封顶，至12月28日完成中控区单位工程的施工任务。2.质量控制措施

根据本工程的总体工作量划分，土建部分划分25个单位工程（中控区单位工程、24个风机机组基础子单位工程），其中中控区划分3个子单位工程，30个分部（子分部）工程；140个分项工程；322个检验批；风机基础划分24个子单位工程；72个分部，384个分项 ；528个检验批；从项目开工，项目部就制定了详细的创优计划及质量控制目标，在施工中，项目部认真执行我司制定的质量管理体系程序，严格按施工方案及作业指导书要求施工，施工过程实行四级验收制度，并积极配合监理、业主对工程质量、安全的管理，实现以过程精品保证结果精品，达到“优质等级，并符合达标投产、优质工程”的总体质量目标。3.施工过程控制措施 3.1.土石方施工控制：

土建工程土石方项目主要包括升压站区、风机吊装场地平整，基础开挖等；项目部根据图纸设计及施工规范要求，编制了《土石方工程专项施工方案》，《风机机位、基础控制爆破施工方案》及《风机机位、基础控制爆破应急预案》等；施工前给作业人员做好安全技术交底。本工程山高坡陡，紧临居住区。我方在机位平整及基坑开挖中采用松动爆破与机械凿击相结合，在保证安全施工，质量第一的前提下，又提高施工进度；取得很好的效果。3.2.大体积混凝土施工控制: 风机基础混凝土标号为c35普通混凝土，基础底径 19.20 m，面径 8.00 m，高 3.30 m，单机基础混凝土浇筑体积约 600 m3。项目部参照国内相类似工程有关文献及我司以往工程施工经验,编制了《大体积混凝土专项施工方案》,《风机基础混凝土裂缝防治方案》及《冬季施工防雨雪方案》等;施工前给相关作业人员做好安全技术交底,贯彻施工要领;在施工前做好⑴进场原材料控制,严把质量关;⑵优化配合比设计,选用优质掺合料与外

加剂,降低混凝土水化热;⑶混凝土制备及运输采用全自动专用机械,从而保证混凝土的搅拌与入模质量;⑷对作业工人进行专业培训,逐级进行技术交底。严格采用二次振捣工艺与二次抹压处理；⑸安排专业混凝土养护人员与测温人员，保温保湿养护严格按施工方案执行；经检测，送检的24台风机基础试块168组全部合格，合格率达100%。安装的24个基础环经监理、安装单位复检，全部控制在2mm以内，合格率达100%。4.施工资料管理

主控配电楼建筑面积1307平方米，建筑层数为地上3层，建筑总高

度12.3米；附属楼总建筑面积757平方米，建筑层数为地上3层，建筑总高度11.1米；用于本工程的原材料、构配件出厂合格证及检验报告248份；各类试验报告风机基础 113 份；中控区 36 份；验收记录风机基础120 份；中控区 28 份；其他技术资料 80 份；混凝土标养试件报告：224组；混凝土结构实体检验记录：26 份；合格率100％，混凝土施工质量及管理水平达优良。沉降观测：主控配电楼共设10个沉降观测点，于202_年7月18日开始观测，共观测5次，最大沉降量2mm，均匀沉降,符合要求；附属楼设5个沉降观测点，于202_年9月28日开始观测，观测5次，最大沉降量 1.5mm，均匀沉降,符合要求； 每台风机基础共设4个沉降观测点，于202_年7月6日开始观测，每台共观测6次, 24台风机基础累计沉降量0mm，没有沉降，符合要求。

5、强制性条文实施措施 5.1 总则

制定执行《强制性条文》组织机构、培训、执行计划、资金支撑计划和组织监督检查。制定执行《强制性条文》组织机构、培训、执行计划、资金支撑计划和组织监督检查形成记录并定期审阅签字。加强强制性条文培训，负责制定本专篇四：风电机组现场安装验收报告

工程

风电机组现场安装验收报告

注意：

◆风机安装检查根据德国劳埃德规程规范-风能转换系统验证规范进行。◆风机安装必须遵守风机的安全要求。

◆安装检查记录应由负责安装技术人员和负责验收人员填写。◆有关安装检查清单所列项目中更多的信息请参照“风机安装手册”。

业主方验收负责人： 日期：

供货方项目负责人： 日期：

安装方技术负责人： 日期：

安装监理工程师： 日期：篇五：风电场工程竣工报告(模板)xxx风电场工程

竣 工 报 告

编写单位：xxx有限公司 编写日期：xxx年xxx月 批准： 审核： 编写：

前 言（x）

简要叙述工程前期工作情况和工程要点。

第一章 工程概况

（x）1.建设依据：行政主管部门有关批复、核准、备案文件。注明文件文号、名称和时间等。2.地理位置：概括描述相对位置并注明经纬度。3.自然条件：地形、地质、水文和气象等主要特征。4.批复、核准或备案的建设规模、标准、能力和总投资。5.项目法人，主要设计、施工（含设备制造、安装）、监理、质量监督等单位名称。6.开、竣工日期。

第二章 土地征收及补偿

（x）1.土地征收主要工作过程，主要批复（选址意见通知书及其附图、建设用地规划许可证、国有土地使用证书）。2.应缴纳和实际缴纳的规费一览表。3.拆迁工作过程和结果。包括防护距离内的拆迁数量、拆迁费用、缴纳情况，拆迁过程主要事件和解决办法，拆迁结果。

第三章 招投标及合同管理

（x）

概述招标、投标情况，招投标存在的问题和处理意见，合同的签订及执行情况。1.招投标实施范围和执行情况 序号招标项目名称 招标内容招标代理机构（资 质）评标前三名单位中标单位 中标价格执行情况中，针对已完成的招标内容，逐一阐述以下内容：

招标书中对投标单位的资质要求、提出的主要技术性能要求、评标标准、投标保证金、履约担保3 投标单位3 评标委员会人员组成（姓名、工作单位、职称、主要负责内容）

中标单位商务报价、中标理由3 招投标过程中出现的问题和解决办法 采购的进口设备和材料的情况，包括采购内容、进口原因、进口过程、价格等。2.工程合同签订及执行情况序号

合同名称 签订时间 合同主要内容 合同金额执行情况主要包括合同纠纷及其处理方法。3.设计变更或者施工变更工作程序和管理制度

第四章 工程建设情况

（x）

详细叙述各单项工程的工程总量、开工和完工时间、主要设计变更内容、工程中采用的主要施工工艺等；工程事故的处理；对各单项工程中的主要单位工程应着重说明其结构特点、特殊使用要求和建设情况，同时附工程建设项目一览表。

单项工程建设情况的内容按初步设计文件编制的章节顺序编写。主体单项工程建设情况和质量保证体系单项工程建设情况的内容按初步设计文件编制的章节顺序编写。

结合竣工验收的内容和重点详细叙述各单项工程的工程总量、主要设计内容和变更内容（发生设计或施工变更，是否按规定程序办理报批手续。）、工程中采用的主要施工工艺等，对各单项工程中的主要单位工程应着重说明其主要设计参数、结构特点和施工建设情况，同时附工程建设项目一览表和主要机械设备一览表。附总平面布置图和工程形象照片。针对不同建设内容阐述其质量控制制度和采取的措施。

第五章 环保、劳动安全卫生、消防和档案

（x）

概述有关环境保护、劳动安全卫生、消防主要建设内容、工程档案资料归档的情况，以及相关主管部门的专项验收意见。

第二篇：工程启动验收报告

长甸电站改造工程 4#机组启动预验收

施工报告

（机电设备安装工程）

中国水利水电第六工程局有限公司长甸改造工程机电安装项目部 202_年6月23日

审定: 审查: 校核: 编写: 目 录 1 工程概述 1.1 电站简介 1.2 电站参数 1.3 施工工程简介 2 施工组织机构 3 主要设备参数 3.1 主变压器 3.2 gis 开关站 4 机电设备安装控制 4.1 工程形象 4.2 安装控制 5 施工质量控制 6 工程质量评定统计 7 施工安全控制 8 施工大事记 9 结束语 1.工程概况 1.1 电站简介

太平湾发电厂长甸改造工程位于辽宁省宽甸县长甸镇境内，工程距下游太平湾电站42km，距宽甸县48km，至下游丹东市距离为82km。改造工程为引水式水电站，电站总装机容量为200mw，安装两台竖轴混流式水轮发电机组，单机容量为100mw。本工程的任务为在水丰水库处在中、低水位时替代原长甸电站发电运行，同时为电网承担一定的调峰、事故备用等任务。

电站以220kv一级电压接入电力系统。电站安装两台机组，单机额定/最大容量为100/120mw，一台机组与一台变压器组成一个单元，共两组单元接线。220kv gis侧二进一出采用双母线接线，并通过母线与老长甸开关站连接。1.2 电站参数(1)水库水位

校核洪水位(p=0.1%)：129.12m 设计洪水位(p=1.0%)：127.11m 正常蓄水位：123.30m 正常发电最高水位：115.00m 死水位：95.00m 正常发电最低水位 ：80m 极端最低发电水位 ：75.00m(2)尾水位

校核洪水位（p=0.5%）：43.80m 设计洪水位（p=1.0%）：43.10m 2台机最大发电流量时尾水位 ： ~29.41m 半台机流量尾水位：~28.54m(3)净水头 最大水头：83.6m 额定水头：68.0m 最小水头：47.5m 极端运行最大毛水头：94.64m 一台机极端最大发电水头：92.9m 极端最小发电水头：42.8m 1.3 施工工程简介

根据《太平湾发电厂长甸改造工程机电设备安装工程施工合同（合同编号：长建202_-06）》，我方承担的主要工作项目及工程量如下：（1）3#机组安装工程 a.发电机断路器安装 b.机组状态检测 c.机组保护 d.变压器及附属设备安装 e.离相封闭母线安装（2）4#机组安装工程 a.发电机断路器安装 b.机组状态检测 c.机组保护 d.变压器及附属设备安装 e.离相封闭母线安装（3）gis设备安装 a.gis设备安装 b.gis附属设备安装（4）220kv电缆安装 a.3号机220kv电缆安装 b.4号机220kv电缆安装（5）高、低压开关柜 a.高压开关柜、低压开关柜安装 b.高压开关柜、低压开关柜电缆敷设（6）高低压厂用变压设备 a.高、低压厂用开关柜设备安装 b.高、低压厂用开关柜设备电缆敷设（7）

柴油发电机篇二：施工管理工作报告(启动验收)克拉玛依天华新能源电力有限公司

新建100mw光伏并网发电项目（二期30mw）工程

启动验收

施工管理工作报告

上海斯耐迪工程咨询监理有限公司

克拉玛依项目部 202_年12月

1、工程概况

克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100mw光伏并网发电项目（二期30mw）工程项目在七师五五工业园。该项目的进一步扩建推进了七师能源开发及其相关产业向着多元化、多层次的发展，改善了七师的能源结构，开启了七师绿色能源的新篇章。

克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100mw光伏并网发电项目（二期30mw）工程项目装机容量30兆瓦，占地面积约1200亩。本电站二期建成后预计每年均可为电网提供电量4125万千瓦时，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤 11850吨(以平均标准煤煤耗为320克/千瓦时计)，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化碳(c02)约3.1万吨，二氧化硫(so2)约100.73吨，氮氧化物(nox)约87.69吨。这将极大地减少对周围环境的污染，并起到利用清洁可再生资源、节约不可再生的化石能源、保护生态环境的作用，具有明显的社会效益和环境效益。

本期工程由光伏发电系统、电气公用系统、接入系统组成，每1mw规模设计为一个方阵，共30个方阵；每个方阵配2台500kw的逆变器，配套建设一个分站房。每个方阵配1台1000kva的箱式变压器。项目电池板采用固定倾角的安装方式，倾角为35°；同一方阵电池板间南北向间距8.7米。晶体硅光伏组件作为光电转换设备，将光能转换为800v左右的直流电，通过逆变器将直流电转换为315v的交流电，再经箱变升压至35kv经过高压输电线路并入天华新能源电

力有限公司110kv变电站。

1.4机组启动阶段验收主要设计任务及指标

项目启动验收阶段必须完成的建设范围有：①升压站110kv配电装置新增一回间隔设备： 35kv/100kv变压器1台、110kv电流互感器1组、110kv隔离开关1组、110kv管母及各种金具线路等；②35kv开关室新增i段母线及配电系统设备：35kv高压开关柜12面、35kv接地变压器及小电阻成套装置1套、35kv/10kv无功补偿变压器1台、10kv无功补偿电抗器1组、svg无功补偿装置1套等；③后台二次保护及控制设备：主变保护屏1面、主变测控屏1面、35kv母线保护屏1面、站控层通讯屏1面等。④光伏区发电系统设备：1000kva箱变30台、mw房30台（500kw逆变60台、通讯屏30面）、组件121000块、直流防雷汇流箱360台、35kv高压集电线路6回等。25年运营周期中总发电量1002177.592mwh，年平均发电量40087.1mwh，按照装机容量33mwp计算的年平均等效利用小时数约为：1214.8小时。1.5工程投资

本工程计划投资2.58亿元。

2、工程建设简况 2.1工程开工时间

克拉玛依天华新能源电力有限公司新建100mw光伏并网发电项目（二期30mw）工程于202_年9月5日开始进行“三通一平”的施工，epc合同中标单位为上海斯耐迪工程咨询监理有限公司，计划工

期为90天。

2.3工程开工报告及批复

本二期工程前期占地补偿、审批手续、管理机构组建等开工前准备工作基本完成后，相关部门批准于202_年9月5日正式开工。2.4阶段验收主要工程开完工日期 2.5主要工程施工过程 2.5.1土建施工顺序

1、光伏厂区平整

按设计指标控制好平整边线及场地高差线。

2、钻孔浇筑桩

控制好桩基成孔点坐标，用钻孔机人工配合钻孔成型。

3、钢筋绑扎 钢筋进场后经检验合格方可使用，表面浮锈用钢丝刷干净，绑扎时严格按技术规范和施工图纸施工，经监理验收合格后进行下一步工程施工。

4、立模板

（1）模板安装必须按设计图纸测量放样，对主要结构应多设控制点，以利检查校正。且应经常保持足够的固定设施，以防模板倾覆。

（2）支架必须支撑在稳固的地基或已凝固的混凝土面上并有足够的支撑面积，防止滑动。支架的立柱必须在两个垂直的方向上，用撑拉杆固定，以确保稳定。

（3）对于光伏区箱变基础、逆变基础、升压站主变基础、svg电抗器基础的大体积混凝土浇筑块，成型后的偏差，应不超过模板安装允许偏差的50%-100%。

5、混凝土浇筑

（1）混凝土入仓铺料时，整个仓面铺满一层振捣密实后，再铺筑下一层，逐层铺筑。（2）在混凝土浇筑前，必须用高压水枪或凿子将老混凝土表面游离石灰的水泥膜清除，并使表层混凝土石子半露，形成有利于层间结合的麻面。

（3）控制好分块尺寸和铺层厚度、铺料间隔时间。（4）混凝土入仓后进行平仓与振捣。

（5）及时洒水养护，混凝土应连续养护，养护期内始终使混凝土表面保持湿润。2.5.2金属结构及电气设备安装

1、组件支架安装

固定式支架的安装作为本工程施工的关键环节，其安装质量直接涉及工程的可靠度。本工程特点为钢构件直接与独立基础预埋件螺栓连接，根据太阳光直射要求，光伏阵列支架倾斜角度35度，抗震放烈度设计为7度，一套支架按照2×22布置电池组件，工程建设地处篇三：工程启动验收申请表

附件4：工程启动验收申请表

召开工程启动验收申请表 工程名称： 表号：yz-19 篇四：高跳蹬启动验收工作报告

附件1（装机容量2500kw以下水电站验收资料）

幸福堰、高跳蹬、朱家河、下高洞水电站增

效扩容工程

机组启动验收工作报告

（高跳蹬水电站）

荣县幸福堰管理站

一、建设管理工作

（一）工程概况

高跳蹬水电站位于四川省自贡市荣县双古镇境内，是利用当地的水力资源开发建设的小型水电站。同属荣县幸福堰管理站，距荣县县城约30km，距成都约260km，电站坝、厂址有乡村公路连接，电站对外交通方便。幸福堰电站三台机组，2×250kw+1×75kw；高跳蹬电站三台机组，1×160 kw +2×55 kw，朱家河电站1×160 kw +1×55 kw；下高洞电站1×160 kw。由于机组运行时间较长、缺乏正常运行维护、机组漏水量大、转轮磨损严重的原因，不能达到额定出力，其中有的机组已完全报废，不能运行。各电站首部取水口淤积严重，引水渠局部地段出现渗漏、垮塌，无法满足电站取水、引水要求，电站对开发河段的水力资源利用极不充分。

通过20多年的运行，电站机电设备陈旧老化，设计不合理，效率低下、无消防设施，运行安全隐患较多。电站在操作、控制、保护等方面跟不上时代发展对农村水电站管理的要求。采用的水机机型性能落后，水轮机调速器为手动调速器，危险系数大。电站以上主要机电设备均属过时强制淘汰机电产品，性能落后，结构复杂，维护麻烦，效率低下，需更新换代。因此急需对本电站进行技术改造升级。202_年对高跳蹬水电站进行增效扩容改造。

1、立项、初设文件批复：

1、工程立项审批情况 202_年5月 24日，自贡市水务、自贡市财政局以自水务发〔202_〕94号批复了《荣县高跳蹬水电站增效扩容工程初步设计报告》。四川省水利厅、四川省财政厅以川水函（202_）1248号批复了本次改造实施方案。

2、工程主要建设内容：

（1）对电站3台机组增效扩容。将原1×160 kw +2×55 kw机组换新改为1×160kw+2×75kw；

（2）变压器及电气开关柜，控制、保护柜，励磁设备，电缆等更新；

（3）电站辅助设备及计算机监控系统更新；

（4）改造和装修电站厂房。

（二）机组主要技术指标：

额定水头：3.7米

发电机组出力：2×75kw+1×160kw 厂用电： 230v/50hz 直流电源 220v

（三）工程建设简况：

1、工程参建单位

项目法人：荣县幸福堰管理站

设计单位：四川省连城工程设计有限公司

监理单位：四川众信建设工程监理有限公司

施工单位(总承包)：四川省机械研究设计院

主要设备制造商：四川省金堂水电设备制造股份公司

水轮机制造商:四川大邑水轮机厂

发电机制造商：四川省金堂水电设备制造股份公司

设备安装单位：四川长和建筑工程有限公司

运行管理单位：荣县幸福堰管理站

2、机组安装情况及与机组启动有关的工程形象面貌 202_年9月20日开始电站水轮发电机组安装,至202_年3月初3台机组安装完成。202_年5月25日完成机组调试、甩负荷试验。

工程土建施工已完成，3台机组均安装调试完成；机电辅助设备安装调试完成；金属结构制作及安装调试完成；升压站安装已完成；送出工程于202_年8月通过荣县幸福堰管理站主持的验收。202_年9月20日完成机组72小时试运行，运行正常。

二、已完工部分工程质量监督意见

本次验收涉及的水电站1个单位工程中的6个分部工程质量已由荣县水利水电工程质量监督站核定：单位工程 6个分部工程全部合格，已具备启动试运行条件。

三、工程设计工作

本技改工程无重大设计变更，已完成启动前的设计任务，具备启动试运行条件。

四、工程施工（安装）管理工作

（一）施工进度和质量管理

为确保高跳蹬水电站增效扩容工程的施工进度和施工质量，根据高跳蹬电站提出的发电目标和实际安装工程量，安装单位配备了机电技术人员和各工种的安装施工人员。项目经理部根据现场安装任务，划分安装作业组，分工负责，将安全、质量责任落实到班组及个人。对主要安装工序实行“三检制”，质检人员严格把关，积极配合相关单位进行检查。

同时，严格执行国家和部颁的标准、规程、规范，项目经理定期召开质量安全会议，强调安装质量和安全施工的重要性，增强全体安装人员的质量和安全意识，对施工中出现的事故隐患及时整改，并采取有效措施，防范和杜绝一切安全和质量事故发生，已按照设计要求完成启动试运行前施工任务，工程具备启动试运行条件。

（二）文明施工与安全生产

在工程建设中，始终坚持“安全第一、预防为主”的方针，层层落实安全生产责任制。项目部配备专职安全员，定期、不定期进行安全检查，以消除隐患。针对工程特点部署安全生产工作，施工用电安全、施工机械设备的安全、特殊部位的安全生产等，做到制度明确，措施落实。对特殊部位制定具体的安全措施，定期进行检查，在工程建设过程中，始终坚持文明施工，严格执行水利部颁布的规程规范，特别是《工程建设标准强制性条文》（水利工程部分），现场文明施工是保证工程质量和施工安全的重要前题，树立文明施工的观念，当安全质量与进度发生矛盾时，必须服从安全和安装质量，在确保安全和质量的同时，还应重视周围环境的保护，清洗设备后的污油不随处乱倒，各种施工垃圾在指定位置倒放，施工现场堆放的机件，材料经常清理整齐，提倡和坚持文明施工，施工现场保持整洁，有序，各工作面做到工完场清，活完料清。

为确保安装质量和施工安全，在重大部件安装或关键性安装工序前，都提前编制安装施工方案或措施，做好技术资料的管理和整理工作，各项安装原始数据、测量记录都随工作进度及时填写，填写内容完整、齐全、真实。由于安全生产重点明确，措施得力，工程没有发生重大的安全事故。

五、工程建设监理工作

（一）监理过程

根据监理单位与业主签订的《荣县工程建设监理合同》，成立了高跳蹬增效扩容工程监理部。监理部成立后，根据合同及有关工程文件，编写了“高跳蹬水电站工程监理实施细则”，作为在工程施工过程中监理工作开展的操作性文件。在工程建设过程中，监理人员以“守法、公正、科学、服务”为指导思想，围绕“三控制、两管理、一协调”主要职责，按监理规范和有关技术标准认真开展监理工作，对工程建设进行有效控制。

在施工中做好隐蔽工程验收、砼开浇前验收，做到材料（水泥、钢材、骨科等）抽查试验、工地材料分类堆放、施工现场设备和场地布置合理有序、工地上安全标志醒目。施工过程中的质量控制是监理最经常、最繁重的日常工作，也就是说工程质量控制，必须利用各种有效手段控制好每道工序的施工质量。工程质量目标的实现，是以单元工程质量控制为基础，而对单元工程的质量控制又必须通过科学、严密、顺畅的质量控制体系来保证。在监理大纲的基础上，结合工程实际情况，依据《水电工程建设监理规定》、和《水利水电工程施工监理规范》等国家行业规程、规范和标准以及工程建设施工合同文件，编制了监理规划、监理细则、监理表格格式以及监理工作制度等文件，制定了确保总目标实现的质量控制体系和措施，监理部在每项工程、每个部位、每道工序施工中，坚持督促承建单位严格遵守合同技术条件、施工技术规程规范和工程设计质量标准，按施工组织设计中确定的施工工艺、措施和施工程序，对承建单位的施工工序严格做到事前审批、事中监督、事后把关，按章作业，文明施工。

（二）监理经验与建议

1、实行工序交接的检查验收制度。即工序交接时必须严格通过质量“三检”合格，否则工序不准许交接和进入下道工序施工。

2、针对施工中存在的问题，及时召开有关施工人员参加的质量专题会议，把质量标准和正确的施工工艺、方法、措施进行详细交底，并明确提出要求，受到了很好的效果。

（三）监理结论

本工程已按照设计内容完建，各项指标符合设计要求，并已经机组72小时篇五：水电站机组启动验收工作报告

工程施工管理工作报告 1 工程概况 1.1 工程概况 **水库工程位于灵江流域永安溪干流上，本标段为iii标段，是**水库引水发电系统的一部分，桩号为1+800～3+010。由浙江省隧道工程公司中标承建，主要工程内容有引水隧洞（桩号为1+800～3+010）、2#施工支洞及调压井的土建工程，以及相关的金属结构制作安装。1.1.1 引水隧洞

本标段引水隧洞总长为1210 m，隧洞开挖洞径为5.5 m，纵坡i=0.004，其中衬砌段长262 m（202m采用c15砼，60m采用c20砼），衬后洞径为4.5 m，锚喷段长220 m，素喷段长278 m。

1.1.2 调压井

调压井为带上室的圆筒型，井高57.6 m，顶高程为225.5 m，▽225.5～▽200.0段开挖洞径为10.5 m，衬后洞径为8.5 m，▽200.0～▽172.25段开挖洞径为10 m，衬后洞径为8.5 m，▽172.25～▽167.90段开挖洞径为5.5 m，衬后洞径为4.5 m。1.1.3 2#施工支洞 2#施工支洞断面为3.5×4.0m，城门洞型，支洞长200.00 m，与主洞交叉点桩号为2+967。1.2 工程地质

隧洞沿线基岩裸露，均为侏罗系上统磨石山群火山碎屑岩和沉

积岩，为九里坪组，以块状-厚层状紫红色、青灰色流纹质晶屑熔积凝灰岩、流纹质角砾凝灰岩、晶屑玻熔结凝灰岩为主，偶夹薄层状凝灰质页岩，岩石坚硬—较坚硬。调压井有f23断层通过。

1.3 施工概况

本工程于202_年8月28日正式开工，至202_年4月14日全面完工，历时960天。其中政策处理未到位影响施工52天，等待衬砌图纸影响102天，累计停电时间481小时（20天），实际工作日为786天。

本工程的调压井施工从道路修建—明挖—砼浇筑施工，除村民干扰影响外，与相邻标段（厂房标）的施工相互也存在较大影响，导致调压井施工工期远远超出计划工期。其它作业线路施工均为正常。

此外，本标段在完成合同施工项目的同时，根据业主、监理部门的要求，完成厂房（后）上方调压井弃碴挡墙工程项目施工，计货币量为16万元。2 施工依据、规范、规程 2.1 施工图纸

施工图纸见表2.1。

表2.1 2.2 施工规范、规程

施工规范主要有： ?、《水工建筑物岩石基础开挖工程施工技术规范sl47-94》。?、《水工建筑物岩石基础开挖工程施工技术规范sl47-94条文说明》。?、《水工建筑物地下开挖工程施工技术规范sd-j212-93》。?、《水利水电工程施工测量规范sl52-93》。?、《水利水电工程施工测量规范sl52-93条文说明》。?、《水工混凝土施工规范sdj-207-82》。?、《水工混凝土施工规范sd105-82》。?、《水工混凝土外加剂技术标准sd108-83》。?、《水利水电基本建设工程质量等级评定标准

（一）sdj249-88》。?、《水电站基本建设工程验收规范sdj275-88》。

⑴、《水工建筑物水泥灌浆施工技术规范dl/t 5148-202_》。

⑵、《水工建筑物水泥灌浆施工技术规范dl/t 5148-202_条文说明》。⑶、《水利水电工程施工质量评定规范实施办法（试行）征求意见稿》。⑷、《水工建筑物金属结构制造、安装及验收规范》。⑸、《爆破安全规程》。

第三篇：风电项目启动前工作指引

华润新能源华南分公司 风电项目启动前工作指引

第一章 总则

第一条

为规范分公司风电项目的启动，规范风电场生产准备阶段各项工作，特制第二条第一条第二条第三条订本指引。

本指引使用于华润新能源控股有限公司华南分公司各项目、风电场。

第二章 具体工作开展指引

建设期项目岗位应设置生产准备负责人，全面负责风电场生产运营的各项准备工作：包括电网公司洽谈并网调度协议、购售电合同、供用电合同、生产运行人员配备计划、人员培训、管理制度及现场规程的编写、安健环设施的配置、资料整理收集、物资购买等具体工作安排。

项目公司应该根据建设施工进度，提前将风电场运行管理需求人员人数、资历要求、培训计划安排、进场时间上报公司，由公司统一进行招聘。人员到位时间最好能在设备正式安装前进入，参与设备安装。从生产人员知识层次、专业工作经验和专业分工出发，其中要求有

名继电保护专业人员，生产值班人员宜采取以老带新配置（50MW风电场配置6名运行人员基本满足生产准备启动要求）。

风电场核准文件下发后，应开展以下工作：

1、派一名现场负责人，负责开展供电局前期工作；

2、供电局前期工作如下：

1）、接入系统批复文件（对口部门：供电局计划部）2）、并网意向协议签订（对口部门：供电局计划部）

3）、电能质量报告评审（对口部门：供电局计划部；电能质量报告编写单位、分公司商务），需提供资料：

风机机组铭牌参数、低电压穿越报告（中国电科院出具为准）、升压站电气一次设备参数（主变、接地变、站用变、开关、刀闸、CT、PT）、SVG设备参数及出厂报告

4）、并网协议签订（对口部门：供电局计划部），需提供资料：

电能质量报告、并网意向协议、接入系统批复

5）、电价批复文件（对口部门：市物价局、省物价局），需准备资料： 110KV线路施工合同、上网电价申请函、立项核准文件、营业执照、税务登记证、接入系统批复。

6）、电监局允许风电机组试运行函，需提供资料： a、项目公司所在项目的核准文件； b、项目公司所在项目的环评批复； c，项目公司所在项目的启动并网会议纪要； d，项目公司所在项目的风机预调试报告； e，项目公司的营业执照副本； f、法人代表身份证复印件；

g，提交报告办理人员的身份证复印件； h，授权委托书。G、申请函 K、低电压穿越报告

7）、购售电合同及供用电合同签订（对口部门：供电局市场营销部）需准备资料：

电价批复文件、项目核准文件、发电许可证（暂以电监局出具的允许发电机组试运行的函递交）

8）调度并网协议（对口部门：供电局调通中心），需提供资料： a、经供电局确认的一次接线图（包含电气设备双重编号）； b、主变及发电机组铭牌参数 c、并入电网的线路名称 d、并入电网电压等级：110kV。E、110KV线路长度：

F、110KV线路导线型号：

G、110KV线路两侧CT变比（保护用）：

H、110KV线路两侧CT变比（计量用）：

9）保护定值计算（对口部门：供电局调通中心保护班），准备资料： A、场内35KV各条集电线路长度、导线型号、导线面积、场内地埋每条第四条第五条电缆型号及走向图；

B、风机机组铭牌参数、箱变参数或干式变参数； C、升压站系统阻抗图；

D、主变、接地变、站用变、无功补偿设备铭牌参数及试验报告； F、110KV系统、35KV系统所有CT变比及参数，包括计量、保护 G、保护装置型号、厂家说明书及保护厂家现场负责人电话。

10）启动方案及启动委员会名单（对口部门：供电局市场营销部或生技部）根据以往模板进行修编，先送交供电局调度中心运行方式审核后，提交供电局归口负责部门。

风电场升压站电气设备安装、调试期间，应开展以下工作：

1、设备安装开始，到位运行人员3名。一名负责电气一次安装、一名负责电气二次安装、电缆布防、一名负责资料管理；

2、设备调试开始，到位运行人员达到5名。主要负责电气一次、二次设备试验、传动及五防调试等所有工作。

3、设备安装完成，调试期间应完成以下工作： A、一次设备双重编号定做、悬挂；

B、二次设备及保护压板双重编号核对、粘贴； C、各控制柜双重编号、安健环标识定制、悬挂； D、遥测、遥信测点上报供电局通讯班

4、线路安装完成应开展以下工作：

A、调度电话安装、调试开展； B、线路遥测、遥信开展； C、线路联跳开展； D、线路实测开展； E、线路送电公告开展。

启动前2个月，应按照《生产准备管理标准》及《物资购买指引》，启动以下工作：

1、安全工器具、空调、工具柜等签报、招标、合同签订工作；

2、办公家具、生活用品、热水器等签报、招标、合同签订工作；

3、待升压站启动时（根据生活区建设情况），应具备办公、生活、入住 条件。

第六条

省质检站或供电局质检中心验收时，必须具有以下文件或设施：

1、系统接入批复

2、并网意向协议

3、并网协议

4、并网调度协议

5、物价局电价批复文件

6、购售电合同

7、供用电合同

8、调度下发保护定值通知单

9、启动方案批复文件

10、继保厂家与调度通讯班联调遥测、遥信正确：综合自动化扩容。

11、与供电局计量部核对关口表主副表底

12、风电场运行规程

13、启动委员会名单

14、各类运行报表

15、两票、巡视记录表

16、一次接线图

17、运行人员名单、岗位、联系方式报调度备案（启动前需经过调度培训并考试合格）

18、消防设施齐全

19、主控室操作台、监控设备、值班椅子等具备运行条件 20、直流系统调试完成，运行正常

21、风电场应上墙的制度

1）、控制室各项值班制度、岗位责任制、巡回检查制度、交接班制度、安全责任制； 2）、变电站一次接线图

22、风电场应粘贴的标示牌、警示牌

1）、升压站一次设备按照调度规程正确悬挂设备双重编号

2）、变电站各高低压配电柜、线路、开关、接地刀闸等正确粘贴双重命名

3）、按照南网要求粘贴各类警示牌 4）、备用4盘警示带

23、风电场应具备的物资 1）、2组对讲机已购买 2）、调度录音电话已接通 3）、调度行政电话已接通

4）、110KV（35KV）绝缘手套、绝缘鞋两双、110KV（35KV）验电器各1套、110KV（35KV）接地线2组、万用表1块、2500V兆欧表1块（备用）

5）、绝缘工器具应具备并检验合格；

24、高压室、升压站设备区、主控室、保护室、低压配电室、通讯室、生产楼等卫生清洁

第七条

风电场启动前一天应开展工作

1、由项目部召集监理、施工单位、设备厂家、调试人员、业主、运行人员举行内部协调会，明确启动当天人员分工；

2、启动方案应至少打印6份放置于主控室备用；

3、做好启动当天各人员分工，建议如下：

1）主控室人员：供电局现场调度员、风电场监护人、风电场操作人、继保厂家；职责：主要负责启动操作及设备逻辑或五防异常事件处理；留启动方案一份。

2）继保室人员：风电场二次负责人（2人）、施工单位调试人员、项目电气二次经理（1人）；留启动方案及保护定值各一份。

职责：风电场两位运行人员主要对继保室钥匙、保护定值核对、软硬压板核对、保护定值更改、硬压板投退等负责，并根据主控室监护人员指令完成保护定值修改、硬压板投退监督及汇报工作；

技能要求：两位运行人员其中一位应对二次设备及继电保护较为熟悉，能基本掌握保护定值、软硬压板变动操作，并由该员工负责继保室钥匙、安全管理以及向主控室汇报二次设备操作、变动执行情况。

3）升压站电气设备、35KV高压室及站用变电气设备人员：风电场一次负责人（2人）、各电气设备厂家、项目电气一次经理（1人）。留启动方案一份。

职责：风电场两位运行人员主要完成启动前绝缘遥测监督与记录、母线检查核对、110KV线路核相监督与记录、开关位置确认及现场安全措施；并根据主控室监护人员指令完成开关运行状态操作及汇报工作。

技能要求：两位运行人员其中一位应对一次设备安装、调试、性能较为熟悉，能基本掌握设备运行状态操作及动作基本原理，并由该员工负责向主控室汇报和各设备区钥匙、安全管理。

4）其他相关人员全部集中在会议室，并不得高声喧哗和四处走动。5）所有设备厂家资料、一次、二次图纸应由施工单位全部集中在会议室，备用（制定专人跟踪落实）。

4、根据启动方案，严格设备操作至少3次；

5、根据保护定值单，核对保护定值及保护压板投退，打印保护定值作为原始记录保存；

6、升压站临时安全围栏悬挂

7、高压室、升压站设备区、主控室、保护室、低压配电室、通讯室、生产楼等卫生清洁

8、启动所用物资如对讲机、绝缘鞋、绝缘手套、接地棒、验电器等准备到位。

第七条

风电场启动当天应具备：

1、启动方案已完成审批；

2、操作票已完成

3、设备双重编号已完成

4、启动委员会成立、分工明确并各就各位

5、各类通讯设施已具备并正常

6、监护、操作人已明确

7、运行规程已完成

8、与供电局签订的各类协议、合同已签署完毕

9、设备厂家、施工单位、监理、调试单位已到位

10、已完成各类一次设备至少两次远程、就地模拟操作（以启动方案为准）

11、启动范围内的各开关、刀闸在启动方案的规定状态

12、各类上墙文件已完成

13、变电站各类警示牌已完成

14、安全临时围栏已装设

15、升压站一、二次系统已完成全面核对检查（风电场专人重点核查）

16、施工单位、监理、电气经理、调度四方参加的送出线路核相工作已完成并签字确认

17、施工单位、监理、电气经理、运行人员对升压站待启动设备绝缘遥测合格，具备启动条件

18、升压站影响启动的缺陷已整改完毕并检查确认（风电场专人核查）

19、各类安全工器具已配置完毕

20、保护定值输入、核对、校验工作已结束并签字确认（风电场、项目、试验单位重点核对）

21、线路运行送电公告已完成粘贴。

第八条 启动当天操作前应开展的主要工作 1、110KV线路核相、绝缘遥测并记录；

2、主变高低压侧、35KV母线绝缘遥测并记录；

3、按照启动方案做好启动期间的核相、六角图等工作需要的检测仪表到位且正确.第四章 启动期间注意事项

第一条 启动期间各责任人严格按照启动委员会小组责任分工进行。

第二条 中控室由运行监护、操作人员、继保厂家、供电局调度人员外，其它人员不得进入现场。

第三条 二次设备组在继电保护室待命，做好设备相关信号的对测，并处理启动过程中由二次回路引起的相关问题。

第四条 一次设备组在升压站设备围栏外待命，配合处理一次设备相关问题。第五条 安全警戒组负责现场启动阶段的后勤生活保障工作、保卫工作、各种生产必备物资准备及购买；协调好与当地电网各级机构的关系、协调与相邻变电站风电场的关系、协调与当地政府及居民的关系。

第五章 附 则

第一条 本指引由分公司运营部负责解释。第二条

本指引自颁布之日起执行。附件1：启动检查小组

启动检查小组成员名单： 启动检查小组组长：

启动检查小组副组长： 启动检查小组成员： 土建组：

电气组： 施工单位： 监理单位：

项目部各专业负责人分别为各专业组成员

附件2

启动委员会名单

XXX风电场110KVXXX升压站工程经过全面施工、安装调试完毕，并经验收合格，具备投运条件，为了尽早发挥其效益和配合风机的调试，启动委员会决定将该变电站进行投运；

一、启动委员会组成人员名单：

主任委员（分公司总经理、供电局局长）：

副主任委员（调度中心主任、分公司分管总经理）：

委员（供电局各部门负责人、分公司主要领导、相关施工队负责人）： 启动调试总指挥：调度中心调度总班长 现场调度组（调度当值值班员）： 启动操作指挥（项目负责人）： 启动运行组

组长（生产准备负责人）： 监护人（运行值班长）： 操作人（运行值班员）： 调试试验班组

组长（设备调试负责人）： 副组长（设备调试组组长）： 组员：继保厂家 一次设备检查组：

组长（项目电气经理）： 副组长（施工队一次负责人）： 组员：运行人员 二次设备检查组: 组长（项目电气经理）： 副组长（施工队二次负责人）： 组员：运行人员 现场安全警戒组：

组长（项目行政助理）： 组员：运行人员

附件3：

110kVxxx风电场 变电站启动前的检查项目

1、本次待投产的基建设备全部竣工，经质检验收签证，具备投运条件。（）

2、启动范围内场地平整、通道畅通、电缆盖板齐全，临时工棚、脚手架、接地线已拆除，启动设备双重编号已标示清楚、正确，需锁部分已上锁。所有关于本次待启动设备的工作票已结束。（）

3、站内消防设施配置符合要求，并可随时投入使用，绝缘工具齐全。

4、即将投产线路完成线路参数测试工作，线路一次核相正确，调度通讯通道正常。110KVxxx线路施工已完成，沿线巡视线路外观无异常，无任何悬挂遗留工具。（）

5、与市调、县调通讯顺畅。（）

6、xxx变电站110KV设备全部在冷备用状态、35KV配电室所有开关刀闸及接地刀闸在断开位置。（）

7、安装调试人员会同值班人员进行设备安装情况交底。（）

8、启动范围内所有的交直流、直流电源均已正常投入，备用发电机供电正常。（）

9、站内所有的一、二次图纸、资料和设备的运行规程及技术使用说明书齐全。站内监控系统和模拟屏主接线图符合现场实际情况。站内通信畅通，综合自动化系统运行正常，远动信息传送正常。完成电能采集装置的安装与调试。（）

10、110KVxxx线xxx开关线路保护调试完毕，调度信号对调完毕，满足投运要求。（）

11、110KVxxx线线路本次不带电线路部分已装设临时接地线。（）

12、110KVxxx线xxx接地刀闸在合闸位置；110KVxxx线线路已装设临时接地线。（）

13、启动范围各种设备金属外壳接地良好，设备上无遗留杂物，瓷套、瓷瓶清洁无损，机械操作灵活可靠，接头接触良好。（）

14、检查各充油设备的油位指示应正常，无漏油、渗油现象，各充气设备无漏气，气压表指示正常。（）

15、六氟化硫断路器的气体压力指示正常，无泄漏，压力值为：（），110KVxxx线xxx开关机构和储能电机起动正常。断路器、隔离开关、接地开关位置指示与监控系统对应正确。（）

16、110KV主变瓦斯继电器内无气体，有气体时必须充分放掉，并对主变套管升高座放气，各连接油阀是否打开，散热器阀门应放在开启位置，防爆膜完好，上下调节主变分接头应正常，将＃1 主变抽头置于

档位（中间档），电压为

/

kV。主变温度表指示正常，油温保护整定正确；（）

17、110KV主变各侧CT已做通流试验，确认回路正常，相关保护工作正常、传动试验正常。（）

18、记录各开关、避雷器、调压机构等动作计数器的读数。（）

19、抄录好线路各侧电能计量表读数。（）20、检查五防装置齐全及五防系统正常、各项操作试验正确。()

21、摇测启动范围内设备(包括线路、主变、母线等)的绝缘电阻合格： 110KVxxx线线路： 110KV#1主变： 110KV#2主变：

110KV母线： 35KvI段母线： 35KvII段母线： 35KV待送电线路： #1站用变： #2站用变：

22、检查开关刀闸、保护定值：

 本次待启动设备的保护装置直流电源、直流操作电源、储能电机电源、测量用PT电源、保护用PT电源、计量用PT电源、TYD二次保险均在合上位置。

 本次待启动设备远方/就地选择开关均由“就地”旋至“远方”位置。

 110kV xxx线开关在冷备用状态，即：xxx开关、xxx刀闸及 xxx接地刀闸均在断开位置。

 110kV xxx线线路在检修状态，即：xxx开关、xxx刀闸在断开位置；xxx接地刀闸在合上位置。

 按继保定值通知单要求投入 110kV xxx线全部保护，停用重合闸，投入故障录波。

 按继保定值通知单要求投入110KVxxx线、110KV母线、110KV主变全部保护，并根据启动方案完成对需要调整的保护进行正确调整，投入故障录波。

 检查35kV #1M、#2M母线上所有馈线开关小车均在试验位置。 按继保定值通知单要求投入 35kV 馈线全部保护，退出重合闸。 按继保定值通知单要求投入 35kV＃1 电容器组 3C1、＃2电容器组3C2、＃

1、#2 站用变3Z1、3Z2全部保护。

23、负责设备启动操作任务的人员为变电站值班人员，操作第一监护人为工程基建单位人员，操作第二监护人为变电站值班人员。操作人、监护人必须一同仔细检查上述各项工作并做好记录并签名确认。

运行单位检查人：

运行单位负责人：

施工单位检查人：

施工单位负责人：

监理部门负责人：

第四篇：风电

1、国家关于风电产业的宏观规划：

截至202_年底，我国风电装机1760万千瓦，其中“三北”地区风电装机1418万千瓦，沿海地区风电装机315万千瓦。

根据中国气象局普查成果，全国陆地离地面10米高度的风能资源总储量为43.5亿千瓦，技术可开发量约为3亿千瓦，海上可开发利用的风能约7.5亿千瓦。我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”（华北北部、东北、西北）及东南沿海地区。其中，“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆等省区近200公里宽的地带，具有建设大型风电基地的资源条件；东部沿海风能资源丰富带主要包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省（区、市）沿海近10公里宽的地带；此外，在我国内陆如河南、湖北、湖南、重庆、江西、云南、贵州等省份的一些河谷、山区、湖区存在一些孤岛式分布的风能资源丰富区域，适合建设零星小型风电场。

风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力。在“三北”(西北、华北北部和东北)地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，要同步开展开发、外送、消纳研究，统一规划。

规划202_年和202_年风电规划容量分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。在202_年前，结合大规模开发，着力构建较为完善的风电产业化体系，全面掌握风力资源详查与评估技术、风电整体设计技术、变流器及控制系统、叶片设计制造技术、风电并网技术、风电与其他发电方式互补技术、分布式开发利用技术等，力争使风电产业真正处于世界先进水平，开发成本得到大幅度降低，为202_年后大发展创造良好基础。到202_年风电规划装机容量达到3亿千瓦以上。

风电解读：

为充分利用风力资源，结合不同地区的风力特性和负荷特性以及我国风电发展的现状，规划提出了大中小、分散与集中、陆地与海上相结合的开发方式。

截至202_年底，我国已有86家风电整机生产企业，其中能批量生产整机的企业10余家，这10余家的产能已超过1500万千瓦，仅华锐风电、金风科技和东方汽轮机三家企业的产能就已接近1000万千瓦。风电设备制造业无序竞争，设备质量良莠不齐。规划提出202_年要力争使风电产业真正处于世界先进水平。为此当前要加强风机生产的行业管理，遏制风机设备制造投资过热、重复引进和低水平重复建设的现象，促进风电制造国产化和新技术研发，提高风电设备质量。

在风能资源丰富的“三北”地区，电网对风电的输送与市场消纳能力是制约风电开发的主要问题，规划提出了同步开展风电开发、消纳市场和送电方案等研究，以确保风电能够被电网尽可能消纳。为增强风电大规模外送的技术可行性和经济可行性，规划提出风电和火电“打捆”外送。

“十二五”时期我国风电仍将保持年均新增1500万千瓦左右的发展速度，市场需求潜力巨大。在我国风电标杆电价不变的情况下，随着风机单位造价的下降，风电开发商的利润仍然十分丰厚。初步测算，风电场单位千瓦静态投资下降1500-200元/千瓦，度电成本下降0.05-0.1元/千瓦时。而国家能源局近期启动的风电分散开发的试点，一旦有所突破，将极大地刺激中东部地区小型风电的开发。基于以上分析，未来中国风电行业发展空间依然广阔。

风力发电是世界范围内发展速度最快的新能源，海上风力发电则代表了当今风能发电技术的最高水平，要求设备高可靠、易安装、易维护，市场规模极大，风险也极高，备受各国关注，正在掀起投资热潮。目前已有100多个国家和地区开始发展风能发电，主要市场集中在欧洲、亚洲和北美洲。

根据“十二五”可再生能源规划，风力发电将作为可再生能源的重要新生力量继续获得大力发展，规划202_年中国海上风力电装机500万千瓦，规划到202_年海上风电装机3000万千瓦。

海上风电发展最快的英国202_年实现新增装机容量30.6万千瓦，累计装机容量89.4万千瓦，202_年英国海上风电装机突破100万千瓦。而截至202_年底，中国海上风电装机容量仅为14.25万千瓦，在202_年世界海上风电装机350万千瓦中只占4%左右。

中国已建和在建的海上风电项目有上海东海大桥10万千瓦项目、江苏大丰潮间带30万千瓦示范项目以及去年政府首轮100万千瓦海上风电招标项目。国内外相关专业人士相信，至202_年，我国将是欧洲之外惟一一个快速发展的海上风电市场，特别是未来5年，我国海上风电将进入加速发展期。

据悉，100万千瓦海上风电招标项目的开发将在4年内完成，为我国今后大规模发展海上风电、制定电价政策及管理机制进行有益探索。

据了解，明年上半年国家能源局还可能启动第二轮海上风电特许权招标项目，招标规模拟为200万千瓦左右，较首轮招标翻一番。有专家断言，随着海上风电的加速发展，风电将成为沿海一带省市未来能源供给的主要来源。

据水电水利规划设计总院副总工程师易跃春介绍，国家能源局正在组织各省、区、市开展海上风电规划，推进海上风电示范项目建设，重点开发建设江苏、山东海上风电基地，推进河北、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省区市海上风电建设。

国家能源局还将组织有关单位在汇总各省区市海上风电规划成果基础上，综合考虑风电场项目前期工作进展情况、建设条件及电力消纳市场等因素，有效安排前期工作方案，落实风电规划目标。

中国海上风资源储量丰富，东部沿海特别是江苏沿海滩涂及近海具有开发风电非常好的条件，规模化开发的基本条件已经具备。根据中国气象局风能资源详查初步成果，测得我国5米到25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度风电可装机容量约2亿千瓦，70米以上可装机容量约5亿千瓦。

此外，我国已初步具备了海上风电设计、施工及设备制造的能力，开发建设了一批海上风电示范项目，华锐、金风、上海电气等8家厂共54台机组有海上风电运行业绩，为今后大规模发展海上风电积累了经验，培养了一支专业队伍，如中交第三航务局、南通海洋水建等10多家介入海上风电施工的企业，为开发建设海上风力发电打下了较为坚实的基础。

2、各风电集团发展形式分析：

近日，国家能源局下达《关于“十二五”第一批拟核准风电项目计划安排的通知》，安排全国拟核准风电项目总计2883万千瓦。

国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏表示，能源局首批拟核准的2683万千瓦风电项目，是从申报的4000万到5000万项目中遴选出来的。原则上，只要能落实电网接入的项目就能获得批准。

政策、市场双重影响

据了解，由于此前缺乏相关规范文件，地方大量上马5万千瓦以内的风电场项目，或将大项目化整为零规避审批，导致地方风电场项目与国家新能源开发整体规划冲突，进而造成大量风电机组无法接入电网的浪费现象。

市场人士指出，在国家统筹风电产业发展的情况下，近几年高速发展的风电产业将来个“急刹车”。事实上，这个“急刹车”不仅来自于国家对于风电项目规模的控制，还来自于国家对于风电补贴的取消。

为鼓励新能源产业发展，我国曾针对风电产业制定了相应补贴政策。风电行业过去几年的高速增长得益于政策补贴。以金风科技为例，202_年风电专项补助资金为3550万元，占净利润1.66%。湘电股份中风电专项资金补助占净利润1.60%。

但随着新能源行业产业技术的快速发展，风电设备的成本下降迅速，各国逐渐取消了对新能源行业的补贴政策。我国也从今年开始取消了风电采购补贴政策，这将进一步加大风机企业的压力。

祸不单行。来自风电市场的信息也不容乐观。根据中国电力企业联合会的调查，7月份，五大发电集团的风电业务利润亏损1.4亿元，为今年以来首次亏损，利润环比6月降低8.2亿元。而8月底，两大风电巨头华锐风电(601558,股吧)和金风科技发出的半年报均远低于预期。今年上半年，华锐风电实现收入53.25亿元，同比下降29.45%，净利润6.59亿元，同比下降48.3%;金风科技营业收入51.94亿元，同比下降17.61%，实现净利润4.25亿元，同比下降45.05%。

目前，风电市场的“寒流”已蔓延至风电零部件产业。中材科技上半年的营业利润、利润总额同比分别下降了59.63%和47.95%；鑫茂科技上半年净利亏损4982万元，对于下半年，该公司预计今年1~9月净利润将亏损5800万元，其中7~9月净利润亏损约902万元。

由于塔架产品市场竞争激烈，价格下降，泰胜风能预计其上半年净利同比下降58%至61%，天顺风能的塔架及相关产品等主营业务的收入同比增长45.48%，但其主营业务毛利率同比还是减少了6.73%。

风电市场步入有序时代

据测算，中国陆上风电可开发总量为2亿千瓦左右，而截至202_年年底，累计装机容量已达到可开发总量的22%，按照202_年我国风电装机目标1.5亿千瓦计算，届时风力资源开发比例将达到75%，风电年均新增装机容量仅为1000万千瓦，远低于202_年新增1600万千瓦的装机容量，而未来风电发展的增速，也将远低于202_年37%的增速。

受政策、市场的双重挤兑，风电市场寒意阵阵。但在缺少第三方独立检测机构的市场环境中，价格战仍然是市场竞争的主要手段。据了解，整机制造商的价格战却依然在继续。风机设备的销售价格几年来一路走低，已经从202_年的6500元/千瓦，降至如今的3500元/千瓦，较三年前几乎腰斩。

“目前，1.5兆瓦主流机型的价格已跌破3500元，使企业的盈利水平大幅下降。再加上风机厂商对安全管理能力和运营管理能力要求的提高，以及原材料成本上行的压力，都对风电行业的盈利水平产生了影响。”一家风机制造商对《中国联合商报》记者表示。

“残酷的市场竞争面前，整机制造商不得不纷纷降低成本，化解价格压力。预计在目前行业增速放缓和成本不断上升的背景下，价格恶性竞争造成的收入和毛利率压力仍将继续。”上述风机制造商表示，一部分不具备资金周转实力及科技研发能力的中小企业将在此轮整合中被淘汰，大的风机制造商将脱颖而出，“大鱼吃小鱼”的现象将会再次上演。

日前，国家能源局正式印发《风电开发建设管理暂行办法》，该办法明确了地方上马风电项目须经能源局批复。中国风能协会副理事长施鹏飞在接受媒体采访时表示，随着该办法的公布，未能与国家规划和电网规划协调的地方风电项目，将被挡在国家可再生能源发展基金的电价补贴之外，这将使原本已经捉襟见肘的基金在使用上变得更有效率，同时将进一步放缓地方风电过热发展的脚步。

3、我公司将要对接工程；（描述）

我公司对接的风电工程主要是神华国华集团开发的风电工程，我公司与其对接的主要工程有国华通辽风电场300MWC标段工程和国华东台风电二期200MW南、北风场风机基础。其中通辽风电场施工风机基础个数为50台，东台风电场南、北风场施工风机基础总数为76台。

第五篇：风电

随着科技的进步，风电事业的不断发展，风机也由原来的引进进口设备，发展到了如今自己设计、生产的国产化风机。伴随着风机种类和数量的增加，新机组的不断投运，旧机组的不断老化，风机的日常运行维护也是越来越重要。现在就风机的运行维护作一下探讨。一 运行

风力发电机组的控制系统是采用工业微处理器进行控制，一般都由多个CPU并列运行，其自身的抗干扰能力强，并且通过通信线路与计算机相连，可进行远程控制，这大大降低了运行的工作量。所以风机的运行工作就是进行远程故障排除和运行数据统计分析及故障原因分析。远程故障排除

风机的大部分故障都可以进行远程复位控制和自动复位控制。风机的运行和电网质量好坏是息息相关的，为了进行双向保护，风机设置了多重保护故障，如电网电压高、低，电网频率高、低等，这些故障是可自动复位的。由于风能的不可控制性，所以过风速的极限值也可自动复位。还有温度的限定值也可自动复位，如发电机温度高，齿轮箱温度高、低，环境温度低等。风机的过负荷故障也是可自动复位的。

除了自动复位的故障以外，其它可远程复位控制故障引起的原因有以下几种：（1）风机控制器误报故障；（2）各检测传感器误动作；

（3）控制器认为风机运行不可靠。

2．运行数据统计分析

对风电场设备在运行中发生的情况进行详细的统计分析是风电场管理的一项重要内容。通过运行数据的统计分析，可对运行维护工作进行考核量化，也可对风电场的设计，风资源的评估，设备选型提供有效的理论依据。每个月的发电量统计报表，是运行工作的重要内容之一，其真实可靠性直接和经济效益挂钩。其主要内容有：风机的月发电量，场用电量，风机的设备正常工作时间，故障时间，标准利用小时，电网停电，故障时间等。

风机的功率曲线数据统计与分析，可对风机在提高出力和提高风能利用率上提供实践依据。例如，在对国产化风机的功率曲线分析后，我们对后三台风机的安装角进行了调节，降低了高风速区的出力，提高了低风速区的利用率，减少了过发故障和发电机温度过高故障，提高了设备的可利用率。通过对风况数据的统计和分析，我们掌握了各型风机随季节变化的出力规律，并以此可制定合理的定期维护工作时间表，以减少风资源的浪费。3．故障原因分析

我们通过对风机各种故障深入的分析，可以减少排除故障的时间或防止多发性故障的发生次数，减少停机时间，提高设备完好率和可利用率。如对150kW风机偏航电机过负荷这一故障的分析，我们得知有以下多种原因导致该故障的发生，首先机械上有电机输出轴及键块磨损导致过负荷，偏航滑靴间隙的变化引起过负荷，偏航大齿盘断齿发生偏航电机过负荷，在电气上引起过负荷的原因有软偏模块损坏，软偏触发板损坏，偏航接触器损坏，偏航电磁刹车工作不正常等。又如，在对Jacobs系列风机控制电压消失故障分析中，我们采用排除实验法，将安全链当中有可能引起该故障的测量信号元件用信号继电器和短接线进行电路改造，最终将故障原因定位在过速压力开关的整定上，将该故障的发生次数减少，提高了设备使用率，减少了闸垫的更换次数，降低了运行成本。

风机运行维护（相当有指导意义）二．维护 风力发电机是集电气、机械、空气动力学等各学科于一体的综合产品，各部分紧密联系，息息相关。风力机维护的好坏直接影响到发电量的多少和经济效益的高低；风力机本身性能的好坏，也要通过维护检修来保持，维护工作及时有效可以发现故障隐患，减少故障的发生，提高风机效率。

风机维护可分为定期检修和日常排故维护两种方式。1．风机的定期检修维护

定期的维护保养可以让设备保持最佳期的状态，并延长风机的使用寿命。定期检修维护工作的主要内容有：风机联接件之间的螺栓力矩检查（包括电气连接），各传动部件之间的润滑和各项功能测试。

风机在正常运行中时，各联接部件的螺栓长期运行在各种振动的合力当中，极易使其松动，为了不使其在松动后导致局部螺栓受力不均被剪切，我们必须定期对其进行螺栓力矩的检查。在环境温度低于-5℃时，应使其力矩下降到额定力矩的80%进行紧固，并在温度高于-5℃后进行复查。我们一般对螺栓的紧固检查都安排在无风或风小的夏季，以避开风机的高出力季节。

风机的润滑系统主要有稀油润滑（或称矿物油润滑）和干油润滑（或称润滑脂润滑）两种方式。风机的齿轮箱和偏航减速齿轮箱采用的是稀油润滑方式，其维护方法是补加和采样化验，若化验结果表明该润滑油已无法再使用，则进行更换。干油润滑部件有发电机轴承，偏航轴承，偏航齿等。这些部件由于运行温度较高，极易变质，导致轴承磨损，定期维护时，必须每次都对其进行补加。另外，发电机轴承的补加剂量一定要按要求数量加入，不可过多，防止太多后挤入电机绕组，使电机烧坏。

定期维护的功能测试主要有过速测试，紧急停机测试，液压系统各元件定值测试，振动开关测试，扭缆开关测试。还可以对控制器的极限定值进行一些常规测试。

定期维护除以上三大项以外，还要检查液压油位，各传感器有无损坏，传感器的电源是否可靠工作，闸片及闸盘的磨损情况等方面。2．日常排故维护 风机在运行当中，也会出现一些故障必须到现场去处理，这样我们就可顺便进行一下常规维护。首先要仔细观察风机内的安全平台和梯子是否牢固，有无连接螺栓松动，控制柜内有无糊味，电缆线有无位移，夹板是否松动，扭缆传感器拉环是否磨损破裂，偏航齿的润滑是否干枯变质，偏航齿轮箱、液压油及齿轮箱油位是否正常，液压站的表计压力是否正常，转动部件与旋转部件之间有无磨损，看各油管接头有无渗漏，齿轮油及液压油的滤清器的指示是否在正常位置等。第二是听，听一下控制柜里是否有放电的声音，有声音就可能是有接线端子松动，或接触不良，须仔细检查，听偏航时的声音是否正常，有无干磨的声响，听发电机轴承有无异响，听齿轮箱有无异响，听闸盘与闸垫之间有无异响，听叶片的切风声音是否正常。第三，清理干净自己的工作现场，并将液压站各元件及管接头擦净，以便于今后观察有无泄漏。

虽然上述的常规维护项目并不是很完全，但我们只要每次都能做到认真、仔细，一定能防止出现故障隐患，提高设备的完好率和可利用率。要想运行维护好风力发电机组，在平时还要对风机相关理论知识进行深入地研究和学习，认真做好各种维护记录并存档，对库存的备件进行定时清点，对各类风机的多发性故障进行深入细致分析，并力求对其做出有效预防。只有防患于未然，才是我们运行维护的最高境界。3 风力发电生产必须坚持“安全第一、预防为主”方针。风电场应建立、健全风电安全生产网络，全面落实第一责任人的安全生产责任制。

任何工作人员发现有违反本标准规定，并足以危及人身和设备安全者必须予以制止。

风电场应按照DL/T666、DL/T797及本标准制定实施细则、工作票制度、操作票制度、交接班制度、巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度、消防制度等。

工作人员对本规程每年考试一次。因故间断工作三个月以上者，必须重新学习本规程。调动到新的工作岗位人员，在开始工作前必须学习规程有关部分，并经过考试合格才能上岗。新参加工作人员必须进行三级安全教育，经考试合格后才能进入生产现场工作。外来临时工作和培训人员，在开始工作前必须向其进行必要的安全教育和培训。外来人员参观考察风电场，必须有专人陪同。

风电场内电气设备的事故处理应按本标准所列“引用标准”中相应的标准执行。

风电场升压站的事故处理参照DL/T572的规定处理。

风电场内架空线路事故处理参照SD292的规定处理。

风电场电力电缆事故处理参照有关的规定处理。4 风电场工作人员基本要求

经检查鉴定，没有妨碍工作的病症。

具备必要的机械、电气、安装知识，并掌握本标准的要求。

熟悉风电机组的工作原理及基本结构，掌握判断一般故障的产生原因及处理方法。掌握计算机监控系统的使用方法。

生产人员应认真学习风力发电技术，提高专业水平。风电场至少每年一次组织员工系统的专业技术培训。每要对员工进行专业技术考试，合格者继续上岗。

新聘人员应有3个月实习期，实习期满后经考核合格方能上岗。实习期内不得独立工作。

所有生产人员必须熟练掌握触电现场急救方法，所有职工必须掌握消防器材使用方法。风电机安全运行 风电机组在投入运行前应具备以下条件：

风电机主断路器出线侧相序必须与并联电网相序一致，电压标称值相等，三相电压平衡。

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。

制动和控制系统液压装置的油压和油位在规定范围内。

齿轮箱油位和油温在正常范围。

各项保护装置均在正确位置，且保护值均与批准设定的值相符。

控制电源处于接通位置。

控制计算机显示处于正常运行状态。

手动启动前叶轮上应无结冰现象。

在寒冷和潮湿地区，停止运行一个月以上的风电机组在投入运行前应检查绝缘，合格后才允许启动。

经维修的风电机组在启动前，应办理工作票终结手续。

风电机组的启动、停机有自动和手动两种方式。一般情况下风电机组应设置成自动方式。如果需要手动方式，应按照DL/T666要求操作。如需要用远程终端操作启停风电机组，应通知相关人员做好准备。

风电场应按照DL/T666要求，建立风电机定期巡视制度，并做好巡视记录。

运行人员对于监视风电场安全稳定运行负有直接责任。运行人员应及时发现问题，查明原因，防止事故扩大，减少经济损失。

当风电场设备出现异常运行或发生事故时，当班值长应组织运行人员尽快排除异常，恢复设备正常运行，处理情况记录在运行日志上。

事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大并及时向有关领导汇报。在事故原因未查清前，运行人员应保护事故现场和防止损坏设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）等。如需要立即进行抢修时，必须经风电场主管生产领导同意。

当事故发生在交接班过程中，应停止交接班，交班人员必须坚守岗位，处理事故。接班人员应在交班值长指挥下协助事故处理。事故处理告一段落后，由交接双方值长决定，是否继续交接班。

事故处理完毕后，当班值长应将事故发生经过和处理情况，如实记录在交接班簿上。事故发生后应根据计算机记录，对保护信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生原因，制定防范措施，并写出书面报告，向风电场主管生产领导汇报。

发生事故应立即调查，调查、分析事故必须实事求是、尊重科学、严肃认真，做到事故原因不清楚不放过、事故责任者和应受教育者没受到教育不放过、没有采取防范措施不放过。

风电机控制系统参数及远程监控系统实行分级管理，未经授权不准越级操作。系统操作员设在监控系统中心。系统操作员对于保证系统安全使用和运行负有直接责任。

风电场应设立气象站。气象数据要定期采集、分析、贮存。

风电场应建立风力发电技术档案，并做好技术档案保管工作。

并网运行风电场与调度之间应保持可靠的通信联系。

外来参观人员不得操作风电机，实习人员不得独立操作风电机。

在有雷雨天气时不要停留在风电机内或靠近风电机。风电机遭雷击后1h内不得接近风电机。

风电场要做到消防组织健全，消防责任制落实，消防器材、设施完好，保管存放消防器材符合消防规程要求并定期检验，风电机内应配备消防器材。

当风电机组发生火灾时，运行人员应立即停机并切断电源，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延；当火灾危及人员和设备安全时，值班人员应立即拉开该机组线路侧的断路器。7 风电力维护检修安全措施

风电机检修人员应按照DL797要求，定期对风电机巡视。进行风电机巡视、维护检修、安装时，工作人员必须戴安全帽。电气设备检修，风电机定期维护和特殊项目的检修应填写工作票和检修报告。事故抢修工作可不用工作票，但应通知当班值长，并记入操作记录簿内。在开始工作前必面按本规程做好安全措施，并专人负责。所有维护检修工作都要按照有关维护检修规程要求进行。

维护检修必须实行监护制。现场检修人员对安全作业负有直接责任，检修负责人负有监督责任。

不得一个人在维护检修现场作业。转移工作位置时，应经过工作负责人许可。

登塔维护检修时，不得两个人在同一段塔筒内同时登塔。登塔应使用安全带、戴安全帽、穿安全鞋。零配件及工具应单独放在工具袋内。工具袋应背在肩上或与安全绳相连。工作结束之后，所有平台窗口应关闭。

检修人员如身体不适、情绪不稳定，不得登塔作业。

塔上作业时风电机必须停止运行。带有远程控制系统的风电机，登塔前应将远程控制系统锁定并挂警示牌。

维护检修前，应由工作负责人检查现场，核对安全措施。

打开机舱前，机舱内人员应系好安全带。安全带应挂在牢固构件上，或安全带专用挂钩上。

检查机舱外风速仪、风向仪、叶片、轮毂等，应使用加长安全带。

风速超过12m/s不得打开机舱盖，风速超过14m/s应关闭机舱盖。

吊运零件、工具、应绑扎牢固，需要时宜加导向绳。

进行风电机维护检修工作时，风电机零部件、检修工具必须传递，不得空中抛接。零部件、工具必须摆放有序，检修结束后应清点。

塔上作业时，应挂警示标牌，并将控制箱上锁，检修结束后立即恢复。

在电感、电容性设备上作业前或进入其围栏内工作时，应将设备充分接地放电后方可进行。

重要带电设备必须悬挂醒目警示牌。箱式变电站必须有门锁，门锁应至少有两把钥匙。一把值班人员使用，一把专供紧急时使用，升压站等重要场所应有事故照明。

检修工作地点应有充足照明，升压站等重要现场应有事故照明。

进行风电机特殊维护时应使用专用工具。

更换风电机零部件，应符合相应技术规范。

添加油品时必须与原油品型号相一致。更换油品时应通过试验，满足风电机技术要求。

雷雨天气不得检修风电机。

风电机在保修期内，检修人员对风电机更改应经过保修单位同意。

拆装叶轮、齿轮箱、主轴等大的风电机部件时，应制定安全措施，设专人指挥。

维护检修发电机前必须停电并验明三相确无电压。

维护检修后的偏航系统螺栓扭矩和功率消耗应符合标准值。

拆除制动装置应先切断液压、机械与电气连接。安装制动装置应最后连接液压、机械与电气连接。

拆除能够造成叶轮失去制动的部件前，应首先锁定风轮。

检修液压系统前，必须用手动泄压阀对液压栈泄压。

每半年对塔筒内安全钢丝绳、爬梯、工作平台、门防风挂钩检查一次，发现问题及时处理。

风电场电器设备应定期做预防性试验。

避雷系统应每年检测一次。

风电机组加热和冷却装置应每年检测一次。

电气绝缘工具和登高安全工具应定期检验。

风电机安全试验要挂醒目警示性标牌。

风电机重要安全控制系统，要定期检测试验。检测试验只限于熟悉设备和操作的专责人员操作。

风电机接地电阻每年测试一次，要考虑季节因素影响，保证不大于规定的接地电阻值。