第一篇：风电110kV受电方案

目 录 编制目的 2 编制依据 3 设备及系统简介 4 受电范围 5 组织分工 6 使用仪器设备 7 受电应具备的条件 8 受电步骤 9 安全注意事项

杜尚别500kV变电站送电方案 编制目的

为了疆庄风电一场110kV升压站工程的调试工作管理，明确此次升压站受电工作的任务和各方职责，规范程序，使受电工作有组织、有计划、有秩序地进行，确保升压站受电工作安全、可靠、顺利的完成，特制定本方案。2 编制依据

《电气设备安装工程电气设备交接试验标准》 《电力系统自动装置检验条例》

《继电保护和电网安全自动装置检验条例》

《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》 设计、制造技术文件 3 设备及系统简介

1)系统简介

疆庄风电一场110kV升压站工程，110kV设计为2条110kV出线间隔，2台主变间隔，2组110kVPT，1#、2#主变共10条35kV线路，1台所用变，2组35kV接地变，2组PT，2组SVG，2台35kV主变进线开关； 110kV系统采用的单母线接线方式，35kV采用的单母线接线方式。

本次启动范围：110kV出线间隔，110kVPT，1#、2#主变间隔，1#、2#主变35kV进线开关；35kV站用变，35kVPT，35kV出线、35kVSVG、35kV接地变，配置情况是：110kV每条母线配置一套母线保护，每回110kV线路配置一套微机保护装置；35kV每条母线配置一套母线保护，35kV每回线路配置一套微机线路保护测控装置； 35kV配置相应的SVG、电抗器、所用工作变保护；

监控系统配置的是综合自动化监控系统和微机五防装置，配置远动主机屏设备，该远动主机与微机保护、监控设备构成完整自动化监控系统，满足哈密地区国家电网调度中心要求。

2)系统特点

从保护到控制、信号及测量均采用微机装置，自动化程度高，操作方便，这样对运行人员的技术素质要求相应也高。4 受电范围

疆庄风电一场110kV升压站工程升压站的初次受电范围暂按如下考虑，最终杜尚别500kV变电站送电方案

以调度部门的调度措施为准。

升压站110kVⅠ母、Ⅱ母及其各自所带PT，110kV疆庄风一线带1#主变、110kV疆庄风二线带2#主变；35kVⅠ母、Ⅱ母及其各自所带PT，35kVI段母线，35kV疆能风一线，35kV疆能风二线、35kV疆能风三线、35kV疆能风四线，35kV疆能风五线，I段1号SVG、I段1号接地变，一台所用工作变；35kVII段母线，II段2号SVG、I段2号接地变，35kV疆能风六线，35kV疆能风七线，35kV疆能风八，35kV疆能风九线，35kV疆能风十线 5 组织分工

升压站站运行人员负责与调度部门的联系，负责受电过程中的设备操作，以及受电设备的代管和受电后的安全运行。

安装单位负责受电设备的安全隔离措施制作，负责受电现场的安全、消防、保卫等任务，并负责设备检修和临时措施的拆装工作。

调试单位负责编写与调度措施相配套的升压站受电方案，受电前对参加受电的有关单位人员进行技术交底，准备好试验仪器设备，作好试验记录，解决受电过程中出现的技术问题，服从调度人员的指挥。

疆庄风电一场110kV升压站工程升压站站受电操作由受电指挥部统一指挥，变电站运行人员进行操作。

所有参加受电工作人员必须佩戴标识证。6 使用仪器设备

调试单位应准备好如下仪器设备：

交流电压表； 数字万用表； 相序表； 相位表；

微机继电保护试验装置； 受电应具备的条件

(1)受电区域内的场地基本平整，消防、交通及人行道路畅通，网控室、集控室的土建装修工作全部结束，受电区域已设有明显标志和分界，危险区设有围栏和警告标志。

杜尚别500kV变电站送电方案

(2)受电区的施工脚手架已全部拆除并清扫干净（含电缆井、沟）。(3)受电区的梯子、平台、步道、栏杆、护板等已按设计安装完毕，并正式投入使用。

(4)受电范围内的生活用水系统和卫生、安全设施已投入正常使用，消防系统已投用。

(5)受电区域具有充足的正式照明，事故照明能及时自动投入。

(6)运行岗位已有正式的通讯装置，试运增设的临时岗位，已设有可靠的通讯联络设施。

(7)主控和网控的空调装置、采暖及通风设施已按设计能正常投入使用。(8)生产单位按规定已配备好相应的合格运行人员，并配备好相应的工具、图册、资料，运行人员已正式上岗。

(9)受电范围的安装工作结束并经验收签证，办理代管手续。(10)按《电气设备安装工程电气设备交接试验标准》完成以下一次设备的调整试验: a)全部高压断路器；

b)#

1、#2主变及#1所用工作变 c)电压互感器、电流互感器； d)避雷器、SVG、接地变； e)绝缘子； f)母线隔离开关； g)接地装置；

(11)送电范围内的线路保护、主变及所用电保护、母线保护、电抗器保护、电容器保护的静态调试工作结束，并完成带开关整组传动试验及保护的通道对调试验，经验收合格。

(12)110kV故障录波、35kV故障录波、主变故障录波装置调试结束并投运。(13)通讯及远动装置调试完毕并投运。

(14)受电范围的所有指示仪表、电度表、电气量变送器经校验合格。(15)微机五防系统调试完毕并投入使用。

杜尚别500kV变电站送电方案

(16)保护定值按调度要求整定完毕。(17)受电工作经有关质监部门检查同意。

8、工作方法：

一次系统的检查

1、检查本次受电所投入的设备一次连接部分完好，设备外壳接地良好，开关动作正常。

2、母线相色、标志齐全。

3、用2500V绝缘摇表检查主变对地绝缘良好，35kV系统对地及相间绝缘良好。

4、检查主变油路畅通，瓦斯继电器气体放净

5、检查110kV疆庄风一线1915开关在分闸位置、110kV疆庄风二线1916开关在分闸位置，1#主变高压侧1101开关在分闸位置，2#主变高压侧1102开关在分闸位置，所有隔离刀闸都在分位，所有接地刀闸都在分位，1#主变低压侧所有开关在分闸位置，2#主变低压侧所有开关在分闸位置。

二次系统的检查

1、检查端子螺丝紧固，无松动现象，端子头标号正确。

2、检查所有CT无开路，PT无短路，不用的CT应在端子排上短路接地。

3、检查保护定值无误，通电检查可靠动作，测量部分通电指示正确 受电步骤

注：变电站的受电步骤以调度部门的措施为准，此方案重点为配合调度部门的措施而需要现场测试的项目。

新能风电-疆润庄风一线线路充电

(1)检查变电站一次设备为如下状态：疆庄风电一场110kV升压站所有隔离开关、接地开关、断路器均在断开位置；所有电压互感器二次回路空开在断开位置。

2、联系疆润回庄子220kV汇集站：合上新能风电I-疆润庄风一线线路断路器对疆庄风电一场升压站疆润庄风一线1915集电线路进行三相冲击；

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3、检查正常后，汇报电网调度部门，听调度令监视表计； 110kV疆润庄风一线1915及110kVI母充电

1、检查110kV疆能庄风一线母线侧19151D接地刀闸在分闸位置，110kV疆能庄风一线断路器侧19153D1接地刀闸分闸位置，110kV疆能庄风一线出线侧19153D2接地刀闸分闸位置

2、合疆润庄风一线间隔19151隔离开关，合疆润庄风一线间隔19153隔离开关；

3、检查疆润庄风一线间隔1915保护定值确已按定值通知单正确输入，保护确已正确投入；

4、合I母电压互感器111Y隔离开关，投母线PT所属二次空开。

5、合疆润庄风一线间隔1915断路器，及本侧110kV母线及母线PT第一次充电，充电后检查本侧母线PT及线路PT电压幅值、相序、不平衡电压检查正常后本侧核相后断开本侧疆润庄风一线间隔1915断路器，进行下次充电，共三次，每次间隔10分钟。

1#主变充电

1、检查1号主变所有保护都投入，检查保护定制正确，投入1#主变全部风冷系统。

2、检查1号主变压器110kV母线侧11011D接地刀闸、1号主变压器110kV侧11013D接地刀闸在分闸位置，合上1号主变压器110kV侧11011隔离开关，合上1号主变中性点111D接地刀闸，合1号主变110kV侧1101断路器对变压器首次冲击合闸试验。

3、检查母线PT及主变带电情况，如有异常立即拉开，如无异常保持带电状态。

4、检查母线PT二次电压幅值、相序、零序不平衡电压，检查线路保护装置、主变保护装置，监控系统、，故障录波器电压正常后准备断开1号主变110kV侧1101断路器

5、合上1号主变110kV侧1101断路器对1号主变进行第二次冲击合闸试验1#主变共进行5次充电，每次间隔5分钟，第五次充电试验结束后，准备对 35kV系统充电。

杜尚别500kV变电站送电方案

35kV系统充电

1、检查1号主变低压侧保护及跳闸压板正常投入。

2、投母线PT351Y,投入消谐装置。

3、将3501开关送至工作位置。

4、送上3501断路器控制电源。

5、合3501开关。

6、检查35kV母线PT二次电压幅值、相序、零序不平衡电压。

7、主变运行正常后断开1号主变中性点111D接地刀闸 35kV1#站用变充电

1、投入35kV 1#站用变所有保护及相应的出口压板。

2、将35kV 1#站用变3581开关送至工作位置。

3、送上35kV 1#站用变3581断路器控制电源。

4、合上35kV 1#站用变进线3581断路器，给1#站用变第一次充电。

5、检查35kV1#站用变无异常

6、检查380V电压幅值、相序正确，检查1#站用变保护装置及监控系统工作正常，7、断开1#站用变进线3581断路器

8、#站用变共进行3次充电试验，每次间隔时间5分钟 35kV1#接地变充电

1、投入35kV1#接地变所有保护及相应的出口压板。2、35kV 1#接地变35X1断路器控制电源。

3、合上35kV1#接地变35X19D接地刀闸

4、将35kV 1#接地变35X1开关送至工作位置。

4、合上35kV 1#接地变35X1开关断路器，给35kV 1#接地变第一次充电。

5、检查35kV 1#接地变无异常

6、检查35V母线电压幅值、相序正确，检查35kV 1#接地变保护装置及监控系统工作正常。7、35kV 1#接地变共进行3次充电试验，每次间隔时间5分钟 35kV1#SVG充电

杜尚别500kV变电站送电方案

1、投入35kV1#SVG所有保护及相应的出口压板

2、检查35kV母线电压在允许范围内

3、检查35kV1#SVG35V18D接地刀闸在分闸，35kV1#SVG 35V1D接地刀闸在分闸位置。

4、将35kV1#35kV1#SVG35V1开关送至工作位置，合上35kV1#SVG35V18隔离开关

5、合上35kV 35kV1#SVG 35V1开关断路器，合上35kV1#SVG35V18G断路器，35kV 1#SVG第一次充电。

6、检查35kV 1#SVG无异常

7、检查35V母线电压幅值、相序正确，检查35kV 1#接地变保护装置及监控系统工作正常。8、35kV1#SVG共进行1次充电试验，35kV线路充电

1、投入35kV疆能风一线所有保护及相应的出口压板

2、合上35kV疆能风一线3511断路器控制电源。

3、检查35kV疆能风一线35111D接地刀闸在分闸位置

4、将35kV疆能风一线3511开关送至工作位置

5、合上35kV疆能风一线3511开关断路器，35kV疆能风一线3511集电线路第一次充电。

6、检查35kV疆能风一线3511集电线路无异常

7、检查35kV疆能风一线3511电压幅值、相序正确，检查35kV疆能风一线3511保护装置及监控系统工作正常。8、35kV疆能风一线3511集电线路共进行3次充电试验，每次间隔时间5分钟 新能风电II-疆润庄风二线线路充电，110kV疆润庄风二线1916及110kVII母充电，主变充电及35kV系统充电均以上充电方式一致。

系统受电后试运行

升压站受电结束后，试运24小时，按照调度要求恢复保护正常运行方式；调试单位应配合运行人员对受电设备进行观察和巡视，检查高压开关，主变运行状况，检查保护、测量、计量回路是否正确，运行过程中出现的问题应积极解决和处理。

杜尚别500kV变电站送电方案 安全注意事项

(1)严格执行操作票及操作票监护制度，监护人员必须熟悉操作的系统和任务。

(2)带电设备附近要有专人监护，发现异常情况及时汇报，危机时先处理后汇报。

(3)参加受电人员要明确分工，坚守岗位，服从指挥，无关人员不得进入现场。

(4)设备带电后，现场应悬挂有带电标志的警示牌。

杜尚别500kV变电站送电方案

第二篇：风电带电方案

35kV音西变电站带电方案

1.前言

为确保35kV音西变电站带电安全、特制定本措施。2.倒送电带电范围

35kV开音线间隔、35kV II 段母线、2#主变及10kV II段母线设备；

3.送电程序

3.1 35kV开音线冲击带电正常后，合35kV所用变跌落式熔断器，为所变带电，为全站提供交流电源，3.2 经线路侧35123隔离开关，母线侧35121隔离开关及断路器3512合闸向35kVII段母线冲击带电。

3.3 合上#2主变35kV母线侧35021隔离开关。#2主变经35kV母线侧35021隔离开关及断路器3502合闸对#2主变冲击3次，#2主变带电，3.3 经#2主变10kV侧断路器1002合闸对10kV II母冲击带电。4.组织分工及协调

4.1 倒送电期间，与调度联系、协调运行方式由建设单位负责。4.2 涉及到设备操作由厂家及运行单位负责，安装人员配合。5.倒送电应具备的条件

5.1 设备已按国标、部标准及厂家技术要求进行安装、调试、并经阿克苏电业局及拜城县电力公司检查验收合格。5.2 继电保护整定应按照定值单；

5.3 主变差动保护回路经一次通电流检查，二次回路接线应正确； 5.4所有带电设备隔离开关、断路器拉合及保护试验正常

5.5带电现场已清理干净，安装过程中使用的所有临时设施已拆除，带电设备绝缘瓷件表面应清洁，道路畅通，照明良好，盖板孔洞已盖好。6.6 带电现场有足够的消防器材。

6.7 带电现场，准备好联络工具及测量仪表。6.8完善设备全部标识，安全工器具齐全。7.倒送电前的检查

7.1 变压器的检查

7.1.1主变分接开关位置由调度通知决定分接开关位置。7.1.2 变压器各项试验应合格。7.1.3 呼吸器与大气连通，干燥剂良好。7.1.4 排尽变压器及瓦斯继电器内的气体。7.2 其它设备的检查

7.2.1 35kV开音线、2号主变高、低压侧、所用变、35kV母线电压互感器、10kV母线电压互感器接地刀闸均在断开位置，隔离开关及断路器均在断开位置。

7.2.2 确认35kV接地刀闸及10kV接地刀闸均在断开位置。8.倒送电操步骤

8.1 35kV开音线、35kV母线II段PT带电； 8.1.1投入35kV开音线断路器保护装置保护压板。8.1.2检查35kV开音线断路器3512确已拉开 8.1.3合上35kV开音线母线侧35121隔离开关

8.1.4 检查35kV开音线母线侧35121隔离开关确已合好 8.1.5合上35kV开音线线路侧35123隔离开关

8.1.6检查35kV开音线线路侧35123隔离开关确已合好 8.1.7合上35kV II段母线电压互感器352Y隔离开关 8.1.8检查35kV II段母线电压互感器352Y隔离开关确已合好 8.1.9合上35kV II段母线电压互感器二次小开关 8.1.10合上35kV开音线断路器操作电源小开关 8.1.11合上35kV开音线3512断路器

8.1.12检查35kVII段母线电压正常

8.1.13测量、核对35kVII段母线电压互感器二次电压、相序正确； 9.35kV#2主变带电

9.1投入#2主变所需保护至跳闸位置 9.2合上#2主变35V 侧断路器保护电源开关 9.3检查#2主变35V 侧断路器3502确已拉开 9.4合上#2主变35kV 母线侧35021隔离开关

9.5 检查#2主变35kV 母线侧35021隔离开关确已合好 9.6合上#2主变35V 侧断路器3502操作电源小开关 9.11检查#2主变35V 侧断路器3502确已拉开 9.12合上#2主变35V 侧断路器3502；

对#2主变进行充电试验，共3次，每次间隔时间5分种，并派人检查#1主变压力释放阀是否动作，套管有无放电现象，变压器内有无异音，油温是否有不正常升高。

10.#2主变10 kV 侧及10kV II段母线带电 10.1合上#2主变10 kV1002侧断路器控制电源开关 10.2合上10kV II段PT隔刀102Y；

10.3合上10kV II段母线电压互感器二次小开关 10.4合上#2主变10 kV1002侧断路器；

10.5测量、核对II段母线电压互感器二次电压、相序正确

10.6 10kV II段母线带点正常后，可以投入电容器核对主变差动二次回路的正确性：主变差动硬压板退出，投入电容器测量主变差动保护装置高低压侧电流相角，高压侧电流超前于低压侧电流150度，则差动二次回路正确，投入主变差动硬压板。11.10kV音音一线带电

11.1检查 10kV音音一线所需保护至跳闸位置 11.2合上10kV音音一线保护电源开关 11.3检查10kV音音一线断路器1012确已拉开 11.4合上10kV音音一线断路器控制电源开关

11.5合上10kV音音一线断路器1012； 12.10kV音音一线带电

12.1检查 10kV音音二线所需保护至跳闸位置 12.2合上10kV音音二线保护电源开关 12.3检查10kV音音二线断路器1014确已拉开 12.4合上10kV音音二线断路器控制电源开关

12.5合上10kV音音二线断路器1014； 安全注意事项

1、凡参与倒送电工作的人员应分工明确，坚守岗位，听从指挥，各负其责，熟悉本措施及倒送电方案步骤。

2、倒送电操作时，严格执行倒闸操作票。

3、严格按照指挥命令进行操作、测量，未得到命令，任何人不得进行工作。

4、操作中发生设备异常或异问时，应停止操作，问清楚后在进行操作，严防误操作事故的发生。

第三篇：变电所受电方案

某变电所受电方案

编制：

审核：

审定：

批准：

二00七年七月十八日

目录

1．概况...........32．主装臵变电所受电前应具备的条件和准备工作..........3

3．主装臵变电所10kv高压系统运行说明..........3

4.受电程序..............3

4.1 10KVⅠ（Ⅱ）段高压柜...............3

4.2 所用变压器受电..............44.3 变电所低压开关柜送电...............55．人员安排..............5

1．概况

主装臵变电所为某项目工程供配电核心变电所,它的安全受电及正常运行将为化工装臵的开车和运行提供动力保障。为主装臵变电所安全受电编制该方案。

2．主装臵变电所受电前应具备的条件和准备工作

⑴ 高低压电气各分项工程已通过三级中间验收（施工单位自检，监理单位初检，项目领导组组织的专业验收）。

⑵ 电气设备各项试验全部完成且合格，有关记录齐全完整，带电部分的接地线全部拆除。⑶ 所有微机保护、电气监控系统、自备投装臵及相应的辅助设施均安装齐全，调试整定合格。

⑷ 项目领导组组织的专业验收发现的缺陷已整改或已消除。

⑸ 现场设备卫生打扫干净，消防器具备齐，通讯畅通。

⑹ 高、低压二次回路保护调校已结束且动作准确、可靠。

⑺ 各类开关应跳合自如。

⑻ 盘上仪表已较验且应指示正确、可靠。

⑼ 配齐试验合格的安全工具，如验电器、绝缘手套、绝缘靴及临时接地线等，配电室的操作走廊必须铺设橡皮地毯。

⑽ 备好警告标志牌如“止步,高压危险”，“禁止合闸,有人工作”等。

⑾ 受电方案必须经启动试运行指挥组批准，并向参加次项工作的人员交底。

3．主装臵变电所10kv高压系统运行说明

主装臵变电所10kv高压系统,设计运行方式为单母线分Ⅰ、Ⅱ段，由Ⅰ、Ⅱ段进线开关两路分别供电，10kvⅠ、Ⅱ段母联开关，在正常情况下处于断开位臵，母联开关打至备自投自动投用状态。当任一段进线电源发生故障跳闸，母联备自投装臵自动合闸，从而保证本变电所能正常运行。现变电所实际运行方式为一路电源从变电站供电（Ⅰ段进线开关受电），在受电前，把Ⅱ段进线开关退出，母联开关合上，并把母联选择开关打至退出位臵。

4.受电程序

4.1 10KVⅠ（Ⅱ）段高压柜

4.1.1 受电前对所有开关柜及柜内母线均应进行外观检查如有无连接螺丝松动及碰铁现象。

4.1.2 检查所有高压开关馈线柜是否在分断位臵。

4.1.3.用2500V摇表检测柜内母线相间、对地绝缘应合格。检测全部断路器、小车相间、对地绝缘应合格。检测Ⅰ段进线电缆相间及对地绝缘应合格。

4.1.4 用500V摇表检测柜内二次回路绝缘应合格。

4.1.5 核对母线相序与进线相序是否一致。

4.1.6先送空载电缆线路。变电站在送电前应将送馈线的过流保护时限调整为0″。

4.1.7 高压Ⅰ段进线开关柜在首次送电前应将所有馈线开关柜拉至隔离位臵，但PT柜经检查合格后应推入运行位臵。且必须将进线柜过流时限调整为0″，其余柜子首次送电依次调整保护时限为0″进行，以防短路情况快速切除。

4.1.8 变压器保护首次送电仍按0″考虑，核实速断保护必须投入过流定值时限0″，如躲不过励磁涌流再作调整。

4.1.9 高压Ⅰ段带电后，应检查盘面仪表指示情况，一切指示应正常。3.3.1.10 高压Ⅰ段和Ⅱ段母线PT相序核对。用万用表测两组电压小母线的同名相（即a—a′,b—b′和c—c′）电压指示必须近似为零，而异名相（即a—b′, a—c′和b—c′，b—a′，c—a′，c—b′）电压指示必须近似为电压小母线的额定电压（一般为100V）。如相序不对，必须断开Ⅰ段进线开关，再在PT柜二次回路换接相序使其正确无误。

4.1.10 高压Ⅰ、Ⅱ段母线送电后，变电站送天河化工馈线过流时限恢复，Ⅰ段进线电缆过流时限恢复。

4.2 所用变压器受电

4.2.1变压器送电前的检查包括以下内容：

⑴各种交接验收单据齐全，数据符合要求。包括变压器的高压进线电缆相间、对地绝缘电阻和吸收比应合格。

⑵变压器应清理、擦拭干净，顶盖上无遗留杂物，本体及附件无缺损，且不渗油。⑶变压器一、二次引线相位正确，绝缘良好。

⑷接地线良好。

⑸通风设施安装完毕，工作正常，消防设施齐全。

⑹保护装臵整定值符合规定要求，操作及联动试验正常。

4.2.2送电试运行。变压器检查无误后，可以进行送电试运行，此时为空载运行，低压侧各开关均为开路状态。

⑴变压器第一次投入时，可全压冲击合闸，由高压侧投入。

⑵变压器第一次受电后，持续时间不少于lOmin，应无异常情况。

⑶变压器进行3次全压冲击合闸，应无异常情况，励磁涌流不应引起保护装臵误动作。⑷记录每次的冲击电流，空载电流，一、二次电压及温度值。

⑸因为本系统以后可能会出现变压器并联运行，所以应核对好两段母线的相位。⑹空载运行24h，如无异常情况，可投入负荷运行。

4.3 变电所低压开关柜送电

4.3.1 测量低压盘内母线对地、相间绝缘，应合格。

4.3.2 将所有低压抽屉柜拉至隔离位臵，并进行逐个外观检查如有无连接螺丝松动及碰铁现象。并用500V兆欧表检测一、二次相间、对地绝缘应合格，控制回路接线应准确，可靠。

4.3.3 将进线开关柜摇至运行位臵，合进线开关。

4.3.4 低压柜母线带电后，检查盘面仪表指示情况，并挂“盘面已带电”标志牌。

4.3.5 核对低压Ⅰ段和Ⅱ段的相序。

⑴在母联柜上进行。用万表750V交流挡，核对两路电源的相序。

⑵ 用万用表测两组电压母线的同名相（即a—a′,b—b′和c—c′）电压指示必须近似为零，而异名相（即a—b′, a—c′和b—c′，b—a′，c—a′，c—b′）电压指示必须近似为电压母线的额定电压（一般为380V）。如相序不对，必须断开进线开关电源和母联开关，再在母联回路换接相序使其正确无误。

4.3.6作低压母线开关自投试验。

把母联柜开关摇入运行位臵，母联备自投臵投入位。分别模拟过流和手动分低压Ⅰ段、Ⅱ段进线，闭锁母联备自投。

4.3.7 低压进线正常后，变压器高压柜过流时限保护恢复。

5．人员安排

5.1现场总指挥：

5.2技术负责人：

5.3现场操作人员：

5.4现场操作监护人：

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。