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一、运行人员基本要求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、消防器材的使用方法；涉及特种作业的人员应按照规定持证上岗。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，实习期内不得独立工作。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．掌握风电场数据采集与监控等系统的使用方法。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。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。7．能够完成风电场各项运行指标的统计、计算。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。二、运行记录该怎么写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。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。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。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。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．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。三、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％风电场利用小时＝风电场发电量／风电场装机总容量四、变压器本体的巡视检查内容如下：1．变压器各部件连接是否良好，有无过热变色、烧熔现象；2．变压器套管是否清洁，有无裂纹、击穿、烧损和严重污秽；3．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；4．变压器有无异常的声音；5．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；6．呼吸器是否正常、有无堵塞，硅胶有无变色现象；7．本体和就地端子箱内接地是否松动，有无过热或烧损痕迹。五、风力发电机组启动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。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。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。4．手动启动前叶轮表面应无覆冰、结霜现象。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．各安全保护装置均在正常位置，无失效、短接及退出现象。7．控制装置正确投入，且控制参数均与批准设定值相符。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。9．偏航系统处于正常状态，风速仪和风向标正常运行。10．远程通信装置工作正常，远程监控风机状态参数正确。六、继电保护及安全自动装置的巡视检查内容如下：1．检查保护装置面板有无报警灯亮；2．检查保护装置电压、电流、功率等模拟量采样是否正确；3．检查保护压板投退是否正确；4．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；5．检查保护定值与最新定值单是否一致，控制字是否正确；6．检查柜内接线有无松动，照明是否良好。七、变压器着火处理：1．变压器着火时，应迅速断开变压器各侧开关，拉开刀闸。2．变压器上盖或套管着火，将起火变压器停电，进行变压器灭火；如有可能，进行放油使变压器油面低于着火处；3．干式变压器着火时，应用四氯化碳或二氧化碳灭火器灭火；4．油浸式变压器着火时，可用泡沫灭火器或消防水灭火，如溢出的变压器油向地面扩散着火时，应用沙土扑灭，严防火灾向附近蔓延；八、1、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。2、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。九、不间断电源（UPS）的巡视检查内容如下：1．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；2．检查是否有明显的过热痕迹；3．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；4．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；5．确保位于机柜上风扇排空气的过滤网没有任何堵塞物；6．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。9、无功补偿设备的巡视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）其他设备是否正常。8、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；a)核对温度测量装置；b)检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况；c)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曲负载至允许运行温度下的相应容量；d)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；e)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。7、冷却装置故障1.1.1.1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。1.1.1.2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。6、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；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。5、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)变压器其他继电保护装置动作情况。4、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；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。3、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。2、风电场红外成像检测1.1.1.3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。1、倒闸操作的一般规定1.1.1.3.1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。1.1.1.3.2属于风电场内自行操作的设备，由当值值长下达操作指令。1.1.1.3.3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。1.1.1.3.4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。1.1.1.3.5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。1.1.1.3.6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。1.1.1.3.7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。1.1.1.3.8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。1.1.1.3.9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。1.1.1.3.10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。1.1.1.3.11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。1.1.1.3.12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）。1.1.1.3.13严禁用隔离开关切断负荷电流、线路及变压器的空载电流。1.1.1.3.14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。