前言..............................................................................................................................Il

1 范围.............................................................................................. 1

2规范性引用文件.................................. 1

3术语和定义..................................................................................................................3

4总体要求.....................................................................................................................4

5 必备项目"...................................................................................................................4

6评价项目...........................................................-..........................................................6

6.1风力发电场发电设备及系统.......................................................................................6

6.2电气一次设备…......................................................................................................8

6.3电气二次设备......................................................................................................11

6.4安全管理..............................................................................................................15

附录A （资料性）安全性评价查评报告参考格式..................................................................18

附录B （资料性）安全性评价问题整改计划参考格式................ 23

本文件按照GB/T 1.1-2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

本文件由中国电力企业联合会提出。

本文件由全国电网运行与控制标准化技术委员会(SACHC 446)归口并解释。

本文件主要起草单位：国家电力调度控制中心、国网冀北电力有限公司、国网冀北电力有限公司电力科学研究院、国网浙江省电力有限公司、南方电网广东电网有限责任公司、国网山东省电力公司电力科学研究院、国网陕西省电力有限公司、国网福建省电力有限公司、国网福建省电力有限公司电力科学研究院、国网吉林省电力有限公司、国家电网有限公司华北分部、国家电网有限公司华中分部、国家电网有限公司西北分部、国网江苏省电力有限公司、国网四川省电力公司、国网安徽省电力有限公司、国网重庆市电力公司、国网重庆市电力公司电力科学研究院、国网天津市电力公司、中国电力科学研究院有限公司、国网浙江省电力有限公司电力科学研究院、国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院、国网河北省电力有限公司电力科学研究院、国网新疆电力有限公司电力科学研究院、中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司、中国长江三峡集团有限公司、浙江数智交院科技股份有限公司、中广核新能源渐江分公司、中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司、北京京能清洁能源电力股份有限公司、许继集团有限公司、南方电网电力科技股份有限公司、广东粤电阳江海上风电有限公司。

本文件主要起草人：王玉林、吴宇辉、张岩、冷喜武、王凯、伦涛、梁志峰、马迎新、刘赫、李志刚、谢晓頓、陈文进、陈晓峰、张俊、杨银国、彭琰、王士柏、张浩、杨建军、戚岳、段寒硕、崔云生、倪鸣、张蕾、刘华坤、王靖然、王清凉、李宝聚、李新鹏、叶海峰、胡文平、关万琳、付鲁川、黄政、宋鹏、郝雨辰、柳玉、林少真、周朝晖、何晓宇、李楠、霍超、郭永超、原博、王莉丽、李琰、刘育明、万天虎、李智、刘京波、张扬帆、张同尊、刘军娜、马钢、于永军、郭小江、安克、刘路路、盛超、丘翊仙、公方涛。

本文件为首次发布。

本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心(北京市白广路二条一号,100761) o

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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 1094.18电力变压器第18部分：频率响应测量

GB" 1985高压交流隔离开关和接地开关

GB 2893安全色

GB 2894安全标志及其使用导则

GB 5768.2道路交通标志和标线第2部分：道路交通标志

GBZT 12326电能质量电压波动和闪变

GB" 13409船舶起居处所空气调节与通风设计参数和计算方法

GB" 14285继电保护和安全自动装置技术规程

GBrrl4549电能质量公用电网谐波

GBZT 15543电能质量三相电压不平衡

GB 15630消防安全标志设置要求

GB/T 19072风力发电机组塔架

GB/T 19826电力工程直流电源设备通用技术条件及安全要求

GB/T 19960.1风力发电机组第1部分：通用技术条件

GBrTl9963风电场接入电力系统技术规定

GB" 20319风力发电机组验收规范

GBZT20996.1采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第1部分：稳态

GB"26218.1污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分：定义、信息和一般原则

GB/T 26218.2污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第2部分：交流系统用瓷和玻璃绝缘子

GBZT 26218.3污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第3部分：交流系统用复合绝缘子

GBΛΓ 31464电网运行准则

GB"32346.1额定电压22OkV (U_fn=252kV)交联聚乙烯绝缘大长度交流海底电缆及附件第1 部分：试验方法和要求

GB/T 35703柔性直流输电系统成套设计规范

GBfT 35745柔性直流输电控制与保护设备技术要求

GBb 36490风力发电机组防雷装置检测技术规范

GB/T 36572电力监控系统网络安全防护导则

GB/T 40594电力系统网源协调技术导则

GB/T 40595并网电源一次调频技术规定及试验导则

GB "50065交流电气装置的接地设计规范

GB 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准

GB 50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准

GB 50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范

GB/T 50976继电保护及二次回路安装及验收规范

GB 51096风力发电场设计规范

GB/T 51190海底电力电缆输电工程设计规范

GB/T51308海上风力发电场设计标准

JJG 1021电力互感器检定规程

DL/T280电力系统同步相量测量装置通用技术条件

DL/T317继电保护设备标准化设计规范

DI/Γ402高压交流断路器

DL/T448电能计量装置技术管理规程

DL/T544电力通信运行管理规程

DL/T547电力系统光纤通信运行管理规程

DL/T 548电力系统通信站过电压防护规程

DL/T 559 220 kV〜75OkV电网继电保护装置运行整定规程

DL/Γ572电力变压器运行规程

DL/T 584 3 kV〜IIOkV电网继电保护装置运行整定规程

DL "587继电保护和安全自动装置运行管理规程

DL/Γ596电力设备预防性试验规程

DL/T 664带电设备红外诊断应用规范

DL/Γ 722变压器油中溶解气体分析和判断导则

DL/T724电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程

DL/T 866电流互感器和电压互感器选择及计算规程

DL/T 969变电站运行导则

DLb 995继电保护和电网安全自动装置检验规程

DL/T 1051电力技术监督导则

DL/T 1053电能质量技术监督规程

DLfT 1054高压电气设备绝缘技术监督规程

DLaI253电力电缆线路运行规程

DLZT 1392直流电源系统绝缘监测装置技术条件

DLfT 1631并网风电场继电保护配置及整定技术规范

DL/Γ 1710电力通信站运行维护技术规范

DL/T 1778柔性直流保护和控制设备技术条件

DLfT 5003电力系统调度自动化设计规程

DL" 5044电力工程直流电源系统设计技术规程

DLZT 5149变电站监控系统设计规程

NB/T 10316	风电场动态无功补偿装置并网性能测试规范
NB/T 10321	风电场监控系统技术规范
NB/T 31003	大型风电场并网设计技术规范
NBZT 31046	风电功率预测系统功能规范
NB/T 31088	风电场安全标识设置设计规范
NB/T 31099	风力发电场无功配置及电压控制技术规定
NB/T 31110	风电场有功功率调节与控制技术规定
NB/T 31115	风电场工程110 kV〜220 kV海上升压变电站设计规范
NB"31H7	海上风电场交流海底电缆选型敷设技术导则

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

风力发电场 wind farm; wind power plant

由一批风力发电机组（3.2）或风力发电机组群（包括机组单元变压器）、汇集线路、主升压变压器及其他设备组成的发电站。

3.2

风力发电机组 wind turbine generator system; WTGS

将风的动能转换为电能的系统。

3.3

连接 connect

发电厂（机组）与电网之间或电力用户的用电设备与电网之间的物理连接。用连接表述指不包括或不需要双方建立调度管理关系。

3.4

并网 grid connection

从技术上指风力发电场（3.1）与电网之间的物理连接。从管理上指与电网调度机构建立调度关系。 3.5

并网调度协议 power dispatching agreement

电网企业与电网使用者就电网调度运行管理所签订的协议。在协议中规定双方应承担的基本责任和义务以及双方应满足的技术条件和行为规范。

3.6

风力发电场并网安全性评价 security evaluation for grid-connected wind farm

以实现风力发电场（3.D并网（3.4）安全运行为目的，依据风力发电场并网安全评价相关标准，应用安全系统工程风险评价原理和方法，辨识与分析风力发电场及涉网安全运行设备、设施、装置、技术管理及安全管理工作中影响电网和风力发电场安全稳定运行的危险因素，预测其发生事故的可能性及其严重程度，提出科学、合理、可行的安全对策和措施建议，并做出评价结论的活动。

3.7

风力发电场并网点 point of connection of wind farm

陆上风力发电场并网点指风力发电场升压站高压侧母线或节点，海上风力发电场并网点指与公共电

NB/T 10996—2022

网直接连接的海上风力发电场陆上开关站高压侧母线或节点。

3.8

必备项目 necessary item

风力发电场（3.1）并网（3.4）运行的最基本要求，主要包含对电网和并网风力发电场的安全运行可能造成严重影响的技术和管理内容。

3.9

评价项目 evaluation item

除必备项目外（3.8）,风力发电场（3.1）并网（3.4）运行应满足的安全要求，主要用于评价并网风力发电场设备、系统、安全管理工作中影响电网和并网风力发电场安全稳定运行的危险因素的严重程度。

4总体要求

4.1风力发电场并网安全性评价工作应遵循公正、客观、科学的原则，依法依规全面进行查评诊断和评估。

4.2风力发电场和所辖调度机构应依据本文件对并网风力发电场进行安全性评价。

4.3新建、改建和扩建的风力发电场应通过并网安全性评价，运行的风力发电场应定期进行并网安全性评价，风力发电场自查评周期不超过2年，专家查评周期不超过5年。

4.4风力发电场涉及并网安全的主要设备或系统经过改造的、发生对电力系统稳定运行构成威胁的电力安全事件或设备事故的，应再次进行并网安全性评价。

4.5风力发电场并网安全性评价工作宜采用自査评和专家査评相结合的方式，查评报告格式见附录A。

4.6对于评价发现的问题应立即整改，对于无法立即整改的问题应制定整改计划、安全防范和应急措施。整改计划格式见附录B。

4.7评价结论应用于并网安全管理，对査评发现的问题及整改措施的落实情况进行反馈和跟踪。

5必备项目

5.1风力发电场应具有政府有关部门出具的审批、核准文件，风力发电场接入系统方案，质监验收报告等立项审批文件。

5.2风力发电场应按照调度机构的要求报送相关资料，并与具有调度管辖权的调度机构按有关规定幾订并网调度协议。

5.3风力发电场应完成规定的并网运行试验项目。试验项目应涵盖GB" 19963、GB/T 40594规定的试验项目。规定的试验项目至少包括：

a）变压器冲击试验；

b）继电保护和安全自动装置及其二次回路的各组成部分及整组试验，继电保护整定试验，纵联保护双端联合试验，稳控装置单装置试验及稳控系统联合调试试验，故障录波装置、保护及故障信息管理系统单装置试验及主、子站联合调试试验；

c）电力系统通信设备及电路调试试验；

d）调度自动化系统及设备的场内联调试验和与调度主站传动试验；

e）风力发电机组高/低电压穿越能力、有功功率/无功功率控制能力、电能质量、电网适应性检测、电气模型验证等型式试验；

f）电力调度机构和发电企业认为保障电力系统安全所必需的专项测试试验。

5.4风力发电场应完成电能质量评估，报告应包括并网点电压波动和闪变、谐波、三相不平衡等电能质量指标，并符合GB/T 12326、GB/T 14549、GB" 15543的规定。

5.5对于因新能源送出引发次/超同步振荡风险的风力发电场，应开展次/超同步振荡计算分析并符合

GB/T 40594的规定，主要包括以下内容:

a）在场站投运前开展次∕超同步振荡风险研究，并向电力调度机构提交研究结论和相关技术资料； b）对于存在次/超同歩振荡风险的风力发电场，应根据评估结果采取抑制、保护和监测措施。

5.6风力发电场应配置自动发电控制系统（AGC）和自动电压控制系统（AVC）,具备有功功率调节能力和无功功率调节及电压控制能力_（I

5.7风力发电机组的自动控制及保护应符合GB 51096、DITT 5383的规定，具备对功率、风速、重要部件的温度、叶轮和发电机转速等信号进行检测判断的功能。出现异常情况（故障）相应保护动作停机。

5.8涉网变压器（含电抗器、消弧线圈）、高压断路器、隔离开关、组合电器、电压互感器、电流互感器、避雷器、高压架空集电线路、汇流电力电缆应开展交接试验，试验结果应符合GB 50150的规定。

5,9变电站电气设备、母线外绝缘以及场区绝缘子的外绝缘配置应满足安装点环境污区分级的外绝缘选择标准要求，并符合GB/T 2 6218」、GB/T 26218.2、GB/T 26218.3的规定_（J

5.10陆上凤力发电机组和升压站应开展接地装置测试，测试结果应符合GB 50150的规定。海上风力发电机组和海上升压站仅测试接地网的电气完整性，应符合GB 50150的规定。

5.11海上风力发电场高压送出线路和集电线路海底电缆出厂、交接试验和敷设后现场试验项目应符合 GBZT 32346.1和JB/T 11167.1的规定，试验结果应合格。风力发电场应配置专用的海底电缆在线监测装置，实现电缆运行情况的实时监测。

5.12风力发电场无功容量配置和无功补偿装置（含滤波装置）选型配置应符合GB/T 19963的规定。拟投运新无功补偿装置应开展交接试验，试验结果应符合GB 50150、NB/T 10316的规定。

5.13继电保护及安全自动装置的配置应齐全，并满足以下要求：

a）应选用经电力行业认可的具备资质检测机构检测合格的产品。

b）装置及二次回路应符合GB红14285、DIZT 1631的规定和继电保护反事故措施要求。

C）升压站内应配置故障录波装置，故障录波装置配置及其模拟量、开关量信息采集应符合DL/T 1631的规定；IIokV（66kV）及以上风力发电场升压站应按照GB/T 19963的要求配置继电保护在线监视与智能诊断设备，汇集风力发电场保护及故障录波信息；故障录波装置、继电保护在线监视与智能诊断设备的信息应能正常传送至调度端相应主站。

5.14继电保护定值整定计算应符合DL/T 1631、DLn' 559、DL" 584的规定，并满足以下要求： a）风力发电场应在并网前按规定时间向电力调度机构提供继电保护及安全自动装置整定计算所需的资料；

b） 66 kV及以上系统整定计算所需的电力主设备及线路的参数，应使用实测参数，不应使用设计参数下发正式定值通知单；

c）涉网保护应严格执行电力调度机构的涉网保护定值限额要求，与电网保护定值相配合； d）涉网保护定值应报送至电力调度机构备案。

5.15风力发电场应配备计算机监控系统、电能量远方终端、时间同步系统、网络安全防护设备、调度数据网接入设备等，符合GBZT 19963、NBΓΓ3I003的规定。各设备与调度主站接口方式、信息采集和信息传输应满足电力调度机构要求。

5.16风力发电场至电力调度机构之间应具备两条及以上独立路由的光缆通信通道，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力系统通信的要求，符合GBfT31464的规定。

5.17风力发电场应完成电力监控系统安全防护评估、等级保护测评及备案，电力监控系统安全防护方案应通过电力调度机构审查和验收。风力发电场电力监控系统应按要求进行安全分区，并在边界配置横向隔离装置、防火墙、纵向加密认证装置等必要设备。

5.18新投运凤力发电场应在整站投运6个月内，组织具有电力调度机构技术管理要求资质的电力试验单位完成电能质量检测、有功/无功功率控制能力检测、一次调频能力检测、高/低电压穿越能力验证、

6.1风力发电场发电设备及系统

6.1.1风力发电机组

6.1.1.1风力发电机组制造方提供的正式技术文件、图纸、试验报告、调试报告应完整、齐全，应符合 GB/T 20319规定。

6.1.1.2风力发电机组塔架应具有足够的强度，承受作用在风轮、机舱和塔架上的静载荷和动载荷，设计寿命应符合GB/T 19072的规定。风力发电机组在所有设计运行工况下和给定使用寿命期内，不发生任何机械及气动弹性不稳定现象，也不产生有害的或过度的振动。机组在正常运行范围内塔架振动量不应超过20mm∕s,应符合GB/T 19960.1的规定G

a）传统刚性塔架固有频率的设计应避开风轮旋转频率、通过频率及叶片固有频率，应符合GBZT 19072的规定;

b）柔性高塔筒的固有频率和风轮旋转频率、通过频率及叶片固有频率产生交点时，应具有足够的刚度，不产生有害或过度的振动。

6.1.1.3风力发电机组应开展控制∕安全保护功能试验，试验项目应符合GB"20319的规定。具体试验项目包括：

a）自动对风；

b）自动变桨；

c）自动启动/并网/停止；

d）低风速下自动解缆；

e）高风速下自动解缆；

f）扭缆开关保护；

g）振动超限报警；

h）液压系统转子刹车；

i）液压系统偏航刹车；

j）叶片变桨系统；

k）风力发电机组安全链；

1）故障停机/急停；

m）超温报警；

n）超速保护；

0）监控系统显示与控制。

6.1.1,4海上风力发电机组防腐等级和外壳防护应满足以下要求：

a）舱外区防腐等级不应低于C5-M;

b）舱内区防腐等级不应低于C4；

c）干洁区防腐等级不应低于C3；

d）舱外区电气设备外壳防护等级不应低于IP65。

6.1.1.5海上风力发电机组应对基础沉降、结构应力、振动进行民期监测，并对支撑结构的焊接部位疲

劳损伤进行定期检查。

6.1.1.6海上风力发电机组应定期测试与基础间的导通电阻，导通电阻应小于0.05 C。引雷通道宜每年检测一次，对于雷电特殊地区的机组可适当调整检测周期，应符合GB/T 36490的规定。

6.1.2风力发电场控制系统

6.1.2.1风力发电场应配置风电功率预测系统，系统具有中期、短期和超短期风电功率预测功能，应符合GBZT 19963、NB/T 31046的规定，并向电力调度机构报送功率预测结果。

a）中期风电功率预测应能预测次日零时起24Oh的风电输出功率，时间分辨率不低于15 min,预测启动时间及次数应符合GB/T 19963的规定。

b）短期风电功率预测应能预测次日零时起72 h的风电输出功率，时间分辨率不低于15 min；预测启动时间及次数应符合GB" 19963的规定。

c）超短期风电功率预测应能预测未来15 min〜4 h的风电输出功率，时间分辨率不低于15 min, 每15 min自动执行一次。

d）风电功率预测单次计算时间应小于5 min。

e）单个风力发电场功率非受控时段的短期预测月均方根误差应小于0∙2,超短期预测第4 h预测月均方根误差应小于0.15；短期预测月合格率应大于83%,超短期预测月合格率应大于87%。

6.1.2.2风力发电场应配置有功功率控制系统，有功功率调节能力应符合GBal9963、NB“31110的规定。主要包括以下内容：

a）风力发电场有功功率在额定总出力的20%以上时，场内所有运行机组应能够实现有功功率的连续平滑调节，并能够参与系统有功功率控制；

b）风力发电场Imin和IOmin有功功率变化应满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电力系统频率的调节特性由电力调度机构确定；

c）在电力系统事故或紧急情况下，风力发电场应根据电力调度机构的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低风力发电场有功功率或切除风力发电场；

d）风力发电场应具备自动发电控制（AGC）功能；

e）风力发电场应对AGC性能进行定期复核性试验，复核周期一般不超过5年，并向电力调度机构提供试验报告。

6.1.2.3风力发电场应配置无功电压控制系统，无功功率调节及电压控制能力应符合GBC 19963、 NB/T31099的规定。主要包括以下内容：

a）风力发电场应根据电力调度机构实时下达（或预先设定）的指令，自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制风力发电场并网点电压或无功功率在要求的运行范围内，实现对风力发电场并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。

b）风力发电场应具备自动电压控制（AVC）功能。

c）风力发电场应对AVC性能进行定期复核性试验，复核周期一般不超过5年，并向电力调度机构提供试验报告。如试验结果不满足相关标准要求或与上次试验结果差异较大，应重新试验，调整参数或对设备进行全面检查。

6.1.2.4风力发电场宜具备惯量响应功能，相关性能指标应符合GB/T 19963的规定，并满足以下要求： a）并网运行期间惯量响应功能满足调度机构要求，投入期间风力发电场确保惯量响应功能正常运行；

b）惯量响应的死区宜设定为土（0.03〜0.1） Hz （可根据各区域电网实际情况确定），有功功率变化量上升时间不大于】s,控制偏差应控制在额定出力的±1%以内，风力发电场对惯量响应能力进行定期复核性试验，复核周期一般不超过5年，并向电力调度机构提供试验报告。

6.1.2.5风力发电场应具备一次调频功能，相关性能指标应符合GB/T 19963、GB/T40595的规定。

NB/T 10996—2022

a）并网运行期间一次调频功能满足调度机构要求，投入期间风力发电场确保一次调频功能正常运行；

b）一次调频功能应与有功控制系统相协调，响应滞后时间不应大于2 s, 一次调频上升时间不大于9s, 一次调频调节时间不大于15 s,控制偏差应控制在额定出力的土 1%以内；

c）一次调频死区、调差率设定值应满足所属区域电网要求；

d）风力发电场应对频率调节性能进行定期复核性试验，复核周期一般不超过5年，并向电力调度机构提供试验报告。

6.1.2.6测风塔实时测风数据应符合NB/T 31046的规定，主要包括以下内容：

a）测风数据应通过电力专网由风力发电场上传，采集量至少包括IO m、50 m及轮毂高度的风速和风向以及气温、气压等信息；

b）测风塔实时测风数据时间延迟不应大于5 min。

6.1.2.7风力发电场向调度机构报送相关资料，应符合GB/T40594的规定，主要包括以下内容：

a）风力发电场及其升压站内主要涉网设备、无功补偿装置的设备台账及参数、说明书、图纸，以及风力发电机组分布图；

b）可用于电磁暂态和机电暂态仿真计算的风力发电机组、风力发电场汇集线路、无功补偿装置、风力发电场控制系统模型及参数；

c）电气一次系统图、现场运行规程；

d）风力发电机组、无功补偿装置的高/低电压穿越、电网适应性型式试验报告，电压、频率耐受能力定值单；

e）通过柔性直流输电系统并网的大型海上风力发电场，还应提供有资质单位出具的柔性直流系统、无功补偿设备等系统模型及参数。

6.1.2.8风力发电场主要设备、相关控制系统发生重大改变或增容改造，应重新进行相应的试验，并在规定时间内向电力调度机构提交试验报告。

6.2电气一次设备

6.2.1变压器（含电抗器、消弧线圈）

6.2.1.1变压器油和气体继电器应定期开展试验，试验周期应符合DLZT 596的规定，并满足以下要求: a）油中溶解气体含气量、气体增长率检测方法及结果应符合DL/T 722的规定；

b）变压器油的水分和油中含气量应符合DLZT 596的规定；

c）变压器油的击穿电压和介质损耗因数（90。C）应符合DL/T596的规定。

6.2.1.2运行中变压器的温度计及远方测温装置应准确、齐全，测温装置应定期校验，校验周期应符合 DL/T596的规定，顶层油温应符合DL" 572的规定。

6.2.1.3 35 kV〜66 kV的8 MVA及以上变压器和IIOkV及以上变压器应保持正常运行状态，并满足以下要求：

a）储油柜中应采用胶囊、隔膜、金属波纹管式等油与空气隔离措施；

b）变压器高压套管及储油柜的油位应正常；

c）变压器净油器应正常投人，并维护良好；

d）吸湿器完好，吸附剂干燥；

e）各部位应无渗油、漏油现象；

f）变压器高、低压套管接头无明显发热现象，油箱各部位温度正常。

6.2.1.4强迫油循环变压器冷却装置的投人与退出应符合DL/T 572的规定，并满足以下要求：

a）冷却系统应有两个独立电源并定期进行自动切换试验；

b）变压器的冷却系统（自动投切装置、潜油泵、风扇等）不应存在缺陷。

6.2.1.5变压器的铁芯、夹件不应存在多点接地现象，铁芯、夹件接地有外引端子的变压器应定期检测铁芯、夹件在运行中的接地电流，应符合DL/T596的规定。

6.2.1.6变压器的分接开关应接触良好、操作机构无缺陷，有载分接开关应定期开展试验，试验周期与结果应符合DL/T 596的规定。

6.2.2高压配电装置

6.2.2.1断路器或组合电器应按DL/T 969的规定进行巡视检查，并填写缺陷记录。

62.2.2隔离开关应具备开断母线电容电流能力，并符合GB/T 1985的规定。

62.2.3各类引线接头和隔离开关等连接部位应按照DLJT 664的要求定期开展红外测温，应无明显发热现象。

6.2.2.4变电站户外35 kV及以上高压配电装置应具备防误闭锁功能，户内高压开关柜应具备联锁和防误功能。

6.2.2.5避雷器配置和选型应正确、可靠，放电计数器动作应可靠，监视电流表指示应正确。涉网高压配电设备中的避雷器运行中持续电流检测，宜在每年雷雨季节前进行。

6.2.3互感器

6.2.3.1电压互感器、电流互感器应定期开展试验，试验项目和结果应符合DuT 596的规定。

6.2.3.2电能计量用互感器应按照DL/T448、JJGIO21的相关规定，定期进行现场误差检验。

6.2.4过电压防护及接地装置

6.2.4.1变电站IIOkV〜220 kV变压器中性点过电压保护应完善、可靠。

624.2变电站高压配电装置应具有防止谐振过电压措施。

624.3接地网应按周期（宜每年1次）进行电气完整性测试，应测量同一接地网的各相邻设备接地线之间的电气导通情况，直流电阻值不应大于0.05 12。

62.4.4接地装置接地导体（线）的截面，应按接地故障（短路）电流进行热稳定校验，校验结果应符合GBb 50065的规定。

6.2.4.5变电站接地网运行一定年限后（沿海、盐碱等腐蚀较严重的地区及采用降阻剂的接地网不超过 6年，其他地区不超过12年），应进行抽样开挖，检查接地网的腐蚀和连接情况，不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象；铜质材料接地体的接地网不必定期开挖。对于较难实施开挖抽查的接地网，可采用成熟的接地网腐蚀诊断技术及相应的专家系统与开挖抽查相结合的方法。

6.2.4.6变电站应按周期（宜5年〜6年）进行接地装置接地阻抗测试，测试结果应符合GB" 50065的规定。当接地网接地阻抗不满足要求时，应测量场区地表电位梯度、接触电位差、跨步电压。

6.2.47海上风力发电场输变电系统（包括海上升压站和海底电缆）应配置过电压保护，按照海底电缆长度及充电功率大小配置高压并联电抗器，海底电缆两端应装设避雷器。

6.2.5母线、架构及设备外绝缘

6.2.5.1加强零值、低值瓷绝缘子的检测，及时更换自爆玻璃绝缘子及零、低值瓷绝缘子。

6.252绝缘配置应满足污区分布图及防覆冰（雪）闪络、大（暴）雨闪络要求，中重污区的防污闪改造应优先采用硅橡胶类防污闪产品。

NB/T 10996—2022

a）电缆线路额定电压、型号规格、敷设安装、路径选择、电缆附件附属设施设备应符合设计要求。

b） 10 kV及以上高压电缆终端与接头制作人员应经过专业培训。

C）电缆终端和接头的制作应符合施工和验收规定。

d）电缆通过零序电流互感器时，电缆金属保护层和接地线应对地绝缘；电缆接地点在互感器以下时，接地线应直接接地；电缆接地点在互感器以上时，接地线应穿过互感器接地。

6.2.6.2风力发电场应定期开展巡视检查，检查项目与周期应符合DL/T 1253的规定。电缆终端接头和非直埋式中间接头应定期开展红外测温，多条并联的电缆应分别进行测量。直埋式电缆沿线应装设永久标识并设立明显的警示标志，防止外力破坏。

6.2.6.3电力电缆应定期开展试验，确认电缆绝缘状况良好，试验项目与周期应符合DLzT 596的规定。

6.2.6.4海底电缆铅套、铠装应在端部或锚固处集中接地并连接良好，海底电缆和陆地电缆的转换接头应布置在检修、保护用的专用接头井或同类设施中。海底电缆的接地应符合NB" 31117、GB/T 51190 的规定。

6.2.7无功补偿装置

6.2.7.1风力发电场应根据实际接入电网的情况，集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。无功补偿配置的类型和容量池围可通过专题研究确定。

6.27.2无功补偿装置应具备一定的高∕低电压穿越能力、频率穿越能力，事故情况下不应先于风力发电机组脱网。

6.2.8海上交流升压站和海底电缆

6.2.8.1海上升压站通风空调设备、风管材料及附件应能够在高温、高湿和高盐雾的海洋环境下正常运行，应符合GB/T 51308和GBrrl 3409的规定。

6.2.8.2海上升压站平台在海上运输、吊装就位后应对升压变压器（高压并联电抗器）进行检查。防冲击记录仪记录数据超标时，应再次进行频率响应测试，测试结果应符合GB/T 1094.18的规定。海上升压站平台上布置的高压并联电抗器应避免与钢结构发生共振现象。

6.2.8.3海上升压站的组合电器（GlS）在海上运输、吊装就位并补充完SR气体后，应检查并保证所有密封面完好。

6.2.8.4海底电缆（包括集电线路和高压送电线路）两端断路器应具有长海底电缆充电电流开合能力，应选用C2级断路器；高压送电海底电缆线路两端配电装置应配置快速接地开关，其开断能力应符合 DL/T 402的规定。

6.2.8.5海上升压站户外的通信天线、升压变压器（高压并联电抗器）的外置冷却器以及柴油发电机组外置油箱，应处于直击雷保护范围内。外置冷却器以及柴油发电机组外置油箱宜加装金属网罩或隔栅进行保护。

6.2.8.6海上升压站内电缆应采用阻燃电缆，其中消防、应急系统应采用耐火电缆，海底电缆站内段应加设绝缘隔离及阻燃措施。

6.2.87高压送出线路的海底电缆应至少配置分布式光纤测温装置和船舶自动识别系统（AIS）,并正常运行。

6.2.8.8海底电缆投运前应完成现场绝缘耐压试验，试验项目及结果应符合GB/T 32346.1和JB/T 11167.1的规定_（I施加电压及时间要求如下：

a）高压送出线路的海底电缆通过陆上侧场地施加试验电压：IIOkV （66kV）海底电缆，2UJlh; 22OkV 海底电缆，1.7 Wl h。

b）集电线路海底电缆通过系统倒送电施加电压来完成绝缘耐压试验：">∕24h。

6.2.8.9海上升压站主要设备防腐等级和外壳防护应满足以下要求：

a）海上升压站户外主要设备防腐等级不应低于C5-M；

b）海上升压站户内主要设备防腐等级不应低于C4；

C）户外设备外壳防护等级不应低于IP56。

6.2,9海上柔性直流系统

6.2.9.1海上风电柔性直流系统的交流电压控制、负序电流抑制、频率适应性、电能质量应满足以下要求：

a）海上风电柔性直流换流阀在所设计的功率运行区间的交流电压允许变化范围内，应能满足系统有功传输与无功调节能力并保持柔性直流系统稳定，且柔性直流系统的稳态电压范围应给予海上升压站自动调节的区间。

b）海上风电柔性直流系统对交流电流的负序分量应具有抑制能力，在交流系统发生不对称故障时柔性直流系统控制换流器输出的负序电流不应影响交流保护正确动作。

c）海上风电柔性直流系统对交流系统频率适应性应符合GB/T2C996.1和GBzT 35703的规定，且柔性直流系统的稳态频率范围应给予海上升压站自动调节的区间。

d）海上风电柔性直流系统的交流并网点电能质量应符合GBfT 19963的规定。

G.2.9.2海上风电柔性直流输电系统应具备交流系统故障穿越能力；海上风电柔性直流换流阀应具备一定的过电流能力，必要时换流阀可采取暂时性闭锁措施满足故障穿越要求。应包括以下内容：

a）在一定的电压跌落范围和时间间隔内，应确保海上风力发电场及海上风电柔性直流系统连续不脱网运行;交流故障穿越过程的故障恢复期间不允许出现柔性直流系统直流电流和直流电压的持续振荡。

b）海上风电柔性直流系统并网点交流系统单相接地故障，无论其电压跌落程度大小及持续时间长短，应保证海上风电柔性直流系统可长期稳定运行。

c）对于任何交流系统故障，海上风电柔性直流系统不得先于海上风力发电场脱网运行。

6.2.9.3海上风电柔性直流输电系统阀基控制设备应具备监控与录波功能，实现对全部子模块单元的直流电容电压、旁路开关状态和故障状态等信息的监测，应满足换流阀及阀墓控制设备故障分析及异常情况指示等要求；应具备对模拟量、接口信号和故障信号的录波和输出功能，采样周期不小于50 μs、录波时长不小于1 s_o

6.3电气二次设备

6.3.1继电保护及安全自动装置

6.3.1.1继电保护及安全自动装置技术文件资料应齐全，符合DL/T587的规定。现场运行规程内容应全面、港确并经审核、批准，应包含装置及二次回路的运行监视和操作要求，以及异常信息的含义、影响情况和处理方法。

6.3.1.2风力发电场并网后应根据调度机构下发的系统侧等值参数，定期对自行整定的装置定值进行全面复算和校核。

6.3.1.3继电保护及安全自动装置的运行维护和缺陷处理应符合DL/T 587的规定及电力调度机构消缺管理规定。装置运行状态应正常、无异常缺陷；装置与场站监控系统通信应正常；继电保护在线监视与智能诊断设备和继电保护及故障信息管理系统通信应正常；故障录波装置与故障录波主站系统通信应正常；装置对时应正常。装置功能及压板的投退应按定值通知单、电网调度管理规程及现场运行规程执行，投退状态应正确。

6.3.1.4继电保护及安全自动装置应定期开展检验，检验项目、周期应符合DI/T 995的规定。检验应至

NB/T 10996—2022

少包括以下内容：

a）二次回路检验；

b）屏柜及保护装置检验；

c）整定值的整定及检验；

d）纵联保护通道检验；

e）操作箱检验；

f）整组试验；

g）与厂站自动化系统、继电保护及故障信息管理系统配合检验等；

h）针对安全稳定控制装置还应包括信息传动和启动判据检查等；

i）针对回路有较大变动等情况，应包括装置投运检验。

6.3.1.5风力发电场应结合继电保护及安全自动装置的运行情况、运行年限、备品备件供应状况等因索，及时改造不满足技术规程和运行要求的装置。

6.3.1.6继电保护及安全自动装置所取用电流互感器、电压互感器绕组的容量、变比、特性应符合 GB" 14285、DI/T866、DL/T 317的规定，主要包括以下内容：

a）线路各侧或主设备差动保护各侧的电流互感器的相关特性宜一致；

b）电流互感器的配置及二次绕组的分配应避免主保护存在死区；

C）母线保护各支路电流互感器变比差不宜大于4倍；

d）电流互感器、电压互感器安装竣工后应按DL" 995的要求进行检验，应用一次电流及工作电压检验电流、电压回路二次接线、相位及极性的正确性。

6.3.1.7升压站继电保护及安全自动装置及其二次回路的屏蔽与接地应符合GBZT 50976的规定及反事故措施相关要求，主要包括以下内容：

a）电流互感器或电压互感器的二次回路接地应满足要求，必须且只能有一个接地点，接地应可靠、有效；

b）保护室和开关场应按要求敷设继电保护等电位接地网及电缆沟专业接地铜排（缆），抗干扰措施应完备；

c）装置、控制电缆屏蔽层及屏柜门体应按要求可靠接地。

6.3.1.8继电保护及二次回路安装应符合GBZT50976的规定。保护屏柜（端子箱、汇控箱）内装置及压板、端子排、空气开关、按钮、继电器等元器件标识应齐全、清晰、正确；控制电缆等二次回路标识应齐全、清晰、正确；屏柜（箱体）封堵应严密、整洁。

6.3.2调度自动化

6.3.2.1风力发电场计算机监控系统具备完整的技术资料及远动信息参数表等，远动信息应满足调度端有关信息传输方式、通信规约及接口方面的要求，符合GB/T31464、GB/T 19963、DL/T5003的规定。

6.3.2.2风力发电场应配置电能量远方终端，并按调度端主站要求传送数据，符合NBzT31003、DL/T 5202的规定。

6.3.2.3风力发电场调度管辖设备供电电源应采用不间断电源（UPS）或站内直流电源系统供电，UPS 负载应均衡。

6.3.2.4风力发电场应配置一套时间同步系统，其所用时间同步装置应冗余配置，每台装置应能接收双路时钟源，优先采用北斗系统授时信号。时间同步系统应能准确对二次设备或系统对时，满足对时精度要求。

6.3.2.5风力发电场调度自动化数据通道应采用双通道通信方式，直送电力调度机构，符合GB" 19963、NB" 31003 的规定。

6.3.2.6调度自动化系统及设备（含电力监控系统安全防护设备、调度数据网接入设备〉的防雷与接地

应符合NB/T 10321、DL∕T5149的规定。

a）自动化屏柜上应有接地端子，并按要求与接地网相连；

b）自动化屏柜应按要求设置专用的、与柜体绝缘的接地铜排母线；

c）自动化屏柜、设备应可靠接地，屏柜底部应密封。

6.3.27调度自动化设备应按要求进行冗余配置和双路电源供电，符合NBblO321、DL/T 5003的规定* 并满足以下要求：

a）计算机监控系统的服务器、数据通信网关等关键设备应冗余配置；

b）具备双电源模块的自动化设备应采用两路不同电源供电，其他自动化设备宜配置双电源模块，或采用静态切换装置实现双路供电。

6.3.2.8配备相量测量装置的风力发电场，相量测量装置应具备同步测量、动态数据记录、通信、人机接口、时间状态标识、异常告警等功能，其准确度、守时能力应符合GB/T 19963、DL/T5OO3、DLfT 280的规定。海上风力发电场的相量测量装置测点应同时包括海上升压站测点和陆上升压站测点。

6.3.2.9风力发电场应具备向电力调度机构报送每台风力发电机组信息的功能，包括有功功率、无功功率、机舱风速、运行状态等遥测和遥信数据，时间分辨率、报送频次应满足电力调度机构相关要求。

6.3.3电力系统通信

6.3.3.1风力发电场应对有缺陷的通信设备及时进行消缺，继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务通道应保持畅通，符合DL" 544、DL/T1710的规定。

6.3,3.2风力发电场通信设备、电源设备的告警信号应传送到24 h有人值班场所，并纳入实时监控，告警信号应真实、可靠，符合GBZT 31464的规定。

6.3.3.3风力发电场通信接地应符合GB 50169、DL/T548、DL/T5383的规定，并满足以下要求：

a）通信屏柜、设备、配线架及二次线缆的屏蔽层应可靠接地，每年雷雨季节前应对通信屏柜和通信设备接地设施进行检查，接地阻抗测试结果应合格；

b）通信机房应敷设环形接地母线，环形接地母线及设备接地线截面积应符合要求，机房中所有设备均应接地良好。

6.3.3.4风力发电场应定期对通信设备和站内导引光缆进行维护和检修，设备及光缆检测数据应满足相关技术标准要求，符合DL/T544、DLrr 547的规定。

6.3.3.5风力发电场通信设备的运行环境应满足密闭防尘和温度、湿度要求，定期开展机房和设备除尘工作，符合DL" 544的规定。

6.3.3.6风力发电场应具有与现场实际相符的电源供电示意图、通信光缆路由图、配线图等资料及通信运行相关规程，符合DL/T544的规定。

6.3.37风力发电场通信电源系统配置及运行维护应符合GB/T 31464、DuT 724、DLrr 544的规定，并满足以下要求：

a） 220 kV及以上风力发电场应设置两套独立可靠的电源系统给通信设备供电。

b）配置通信专用电源的风力发电场，通信专用电源系统应具有两路交流输入电源，高频开关电源应定期进行交流输入切换试睑。通信专用蓄电池组应定期进行核对性充放电试验，并测试单只电池端电压，保证运行可靠。通信专用电源系统配置的蓄电池组为通信设备的单独供电时间不应小于4 h_o

6.3.4电力监控系统安全防护

6.3.4.1风力发电场电力监控系统应划分为生产控制大区和管理信息大区。生产控制大区可分为控制区（安全区I）和非控制区（安全区U）；管理信息大区内部可根据具体安全要求划分安全区。应避免形成不同安全区的纵向交叉连接。

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6.3.4.2风力发电场电力监控系统生产控制大区与管理信息大区之间应设置经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置。生产控制大区内部的安全区之间应采用具有访问控制功能的网络设备、防火墙或者相当功能的设施，实现逻辑隔离，符合GB/T36572的规定。

6.3.4.3风力发电场电力监控系统生产控制大区与广域网的纵向连接处应设置经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置或者加密认证网美及相应设施，符合GB/T 36572的规定。海上风力发电场的海上升压站与陆上集控中心的通信数据应经过纵向加密装置加密后传输。

6.3.4.4风力发电场电力调度数据网应使用独立的网络设备组网，在物理层面上实现与电力企业其他数据网及外部公用数据网的安全隔离，符合GB" 36572的规定。

6.3.4.5风力发电场电力监控系统相关设备及系统应采用安全可靠的软硬件产品，不选用经国家相关管理部门检测认定并经国家能源局通报存在漏洞和风险的系统及设备，符合GB/T36572的规定。生产控制大区除安全接入区外，不应选用具有无线通信功能的设备。

6.3.4.6风力发电场电力监控系统生产控制大区应部署网络安全监测装置，实时监测电力监控系统的计算机、网络及安全设备运行状态，及时发现非法外联、外部入侵等安全事件并告警。

6.3.47风力发电场电力监控系统不应存在任何穿越生产控制大区和管理信息大区之间边界的通用网络服务。生产控制大区中的业务系统不应采用E-mail、FTP、Web、Telnet等安全风险高的通用网络服务功能。电力监控系统主机不应直接连接外部网络。

6.3.4.8风力发电场电力监控系统涉网主机及网络设备应进行安全加固，并满足以下要求：

a）关键应用系统的服务器，以及网络边界处的通信网关机、服务器等，应使用安全加固的操作系统。加固方式包括安全配置、安全补丁、采用专用软件强化操作系统访问控制能力以及配置安全的应用程序等。其中配置的更改和补丁的安装应经过测试。

b）电力调度数据网设备安全配置应包括关闭或限定网络服务、避免使用默认路由、关闭网络边界 OSPF路由功能、采用安全增强的SNMPV2及以上版本的网管协议、设置受信任的网络地址范围、记录设备日志、设置高强度的密码、开启访问控制列表、封闭空闲的网络端口等。

6.3.4.9风力发电场投运后应按要求定期开展电力监控系统安全防护评估、等级保护测评工作。

6.3.4.10风力发电场投运后，电力监控系统发生重大变更时，安全防护方案应通过相应电力调度机构的复审及验收。

6.3.4.11风力发电场电力监控系统应采取恶意代码防护措施，及时更新特征码，查看查杀记录。生产控制大区的特征码以离线方式更新，更新前应进行充分的测试。生产控制大区与管理信息大区不应共用一套防恶意代码管理服务器。

6.3.5直流电源系统

6.3.5.1直流电源系统蓄电池组、充电装置、直流母线配置应符合DUT 5044、NB/T31115的规定，图纸资料及技术文件应完整。蓄电池容量应满足场站交流电源事故全停时带直流负荷运行的时间不低于 2 ho

6.3.5.2依据国家和行业标准，制定直流电源系统现场运行规程并严格执行。

6.3.5.3蓄电池组、充电装置等直流电源设备的运行及维护应符合DL/T724的规定，蓄电池组的单只电池端电压应进行在线监测或定期测量检查；蓄电池应定期进行核对性充放电试验，容量应在规定范围内。

6.3.5.4直流母线电压应保持在规定的范围内；直流电源系统应配置绝缘监测装置，定值应设置合理, 不应采用交流注入法测量直流电源系统绝缘状态，应具备检测蓄电池组和单体蓄电池绝缘状态的功能, 应具备交流窜直流故障的测量记录和报警功能，应满足DLrr 5044、DL/T 1392的规定。

6.3.5,5充电装置应具备自动和手动浮充电、均衡充电和稳流、限流充电功能；浮充运行的蓄电池组浮充电压、电流的调节应适当。充电装置的稳压精度、稳流精度、纹波系数、直流电流及电压输出误差等

主要技术参数应符合GB/T 19826、DLfr 5044的规定。

6.3.5.6蓄电池不应存在极板弯曲、脱落、硫化、极柱腐蚀、连接片松动等现象，壳体无渗漏和变形，极柱与安全阀周围无酸雾溢出，碱性蓄电池无爬碱现象；包含蓄电池的直流电源成套装置柜布置的房间，室内通风应满足要求。

6.3.57直流回路各级熔断器、直流断路器应满足级差配合关系。直流断路器应具备自动脱扣功能。

6.3.6海上风电柔性直流控制保护

6.3.6.1海上风电经柔性直流输电接人电网系统应具备参与电力系统调频、调峰和备用的能力，应符合 GB/T 31464 的规定。

6.3.6.2柔性直流控制设备应具备自诊断功能，能够完整覆盖测量回路、输入输出回路、通信回路、主机和所有相关设备，并根据故障严重情况采取报警、系统切换等措施。

6.3.6.3保护设备与直流控制系统的功能和参数应能正确地协调配合。保护的动作时间应与控制系统调节参数相配合。

6.3.6.4保护设备的保护配置应具有冗余功能，应符合GB/T35745、DL/T 1778的规定。

6.3.6.5柔性直流控制设备站控系统应具有对全站谐波的自动监视和分析功能，监视内容至少包含交直流电压和电流中的1次〜50次各次谐波含量、交流电压和交流电流的总谐波畸变率。

6.3.6.6柔性直流控制系统应采用可靠冗余配置。分布式I/O宜应采用模块化结构，易维护和更换，任何一个模块故障不应影响其他模块的正常工作。

6.4安全管理

6.4.1规章制度

6.4.1.1风力发电场应具备并严格执行满足电力安全运行需要的与并网设备、装置、系统运行、检修相关的工作票制度、操作票制度、交接班制度、设备巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度、消防制度、缺陷管理制度等。应有风力发电机组事故、异常运行记录，以及设备定期试验记录、巡回检查记录、运行日志、缺陷记录等。

6.4.1.2风力发电场应具备所在电力调度机构的调度管理规程、调度值班人员名单等资料。

6.4.1.3风力发电场应具备且严格执行满足安全运行需要的与电网调度规程、规范相一致的现场运行规程，满足现场安全生产的检修规程和安全生产规章制度。

6.4.1.4风力风电场应制定和完善防误闭锁装置的运行规程及检修规程，包括电气防误装置的维护检修、定期检测、人员培训等管理内容；加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保防误闭锁装置正常运行。

641.5风力发电场应建立安全风险分级管控和隐患排查双重预防机制，对存在的风险进行辨识、评价和分级管控，并按实际情况制定隐患的管理办法。风力发电场应建立事故隐患信息档案，定期对隐患排查治理情况进行统计分析。

6.4.1.6风力发电场的风力发电机组、变压器、断路器、组合电器（GlS）等主要电气设备的管理制度、设备档案应齐全，运行和捡修记录应完整。

6.4.2调度运行

6.4.2.1风力发电场应按照电力调度机构制定的运行方式组织电力生产。应严格执行调度指令，并具备相关记录（包括运行日志、调度指令记录、负荷曲线记录、电话录音记录等），记录应保存完整。

6.4.2.2风力发电场应严格执行与调度机构确定的检修计划；变更检修计划，应重新履行手续。

6.4.2.3风力发电场因安全自动装置动作，电压、频率等电气保护动作导致风力发电机组集群故障脱网

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后不得自行并网，故障脱网的风力发电机组应经过电网调度部门许可后才能并网。

6.4.2.4风力发电场继电保护、电力监控系统、通信机房所处建筑应采取有效防水、防潮、防火、防静电、防雷击、防盗窃、防破坏措施，应配置电子门禁系统以加强物理访问控制，必要时应安排专人值守，并对关键区域实施电磁屏蔽。

6.4.2.5集控中心因故障失去所控风力发电场监控条件时，风力发电场应具备立即承担运行监控职责的能力。

6.4.3安全监督

6.4.3.1应建立健全安全生产责任制和电力安全生产相关的岗位机构，按规定设置安全生产管理机构（岗位），配备专（兼）职安全生产管理人员。

6.4.3.2应建立从业人员职业技术、安全生产、消防等教育培训档案，完整记录教育培训时间、内容、参加人员以及考核结果等情况。

6.4.3.3风力发电场配置的安全设施、安全工器具和检修工器具等应经检验合格且符合国家和行业标准的规定。

6.4.3.4风力发电场内设置的安全标志包括禁止标志、警告标志、指令标志、提示标志、消防安全标志、道路交通标志和安全警示线。安全标志的设置应满足以下要求：

a）风力发电机组塔架、机组变压器、集电线路、升压站、施工现场应设置禁止标志、警告标志、指令标志、提示标志、消防安全标志及安全警示线，安全标志的类型、图形符号及设置范围和地点应符合GB 2894、NB/T31088的规定。风力发电场内道路交通标志的类型、图形符号及设置范围和地点应符合GB 5768.2的规定；各类安全标志的安全色使用应符合GB 2893的规定。

b）安全标志牌分为禁止标志、警告标志、指令标志、提示标志四类。安全标志牌和消防安全标志牌应设置在与安全和消防有关场所的醒目位置，不应设置在影响认读的可移动物体上，标志牌前不应放置妨碍认读的障碍物，应设置在明亮的环境中。多个安全标志牌设置在一起时，应按照警告标志、禁止标志、指令标志和提示标志的顺序，先左后右、先上后下排列。

c）安全标志牌和消防安全标志牌采用附着式和悬挂式的固定方式应稳固不倾斜，柱式的标志牌和支架应连接牢固，临时标志牌应采取防止脱落、移位措施，室外悬挂的临时标志牌宜做成双面，并悬挂牢固。

d）安全标志牌设置的高度应与视线高度相一致，悬挂式和柱式的环境信息标志牌的下缘距离地面高度不宜小于2m。消防安全标志牌的设置高度应符合GB 15630的规定。风力发电场专用道路上悬臂式的道路交通标志牌下缘距路面的高度，应满足风力发电场大件运输净空的要求。

e）标志牌遗失、破损、变形、褪色等不符合要求时，应及时修整或更换，修整或更换处应设置临时标志牌。

6.4.3.5并网设备的名称、编号应符合调度机构的要求。风力发电场内风力发电机组及其附属设备均应有规范的铭牌、唯一的设备名称和设备编号，并标示在明显位置。

6.4.4应急管理

6.4.4.1应建立健全风力发电场应急管理体系，编制符合实际的现场处置方案，有明确的应急组织、程序、资源和措施。

6.4.4.2针对应急预案应制定演练计划，定期组织培训、演练、评估、整改。

6.4.4.3风力发电场备品、备件应配置充足、完好可用，满足消缺需要；仪器、仪表应经定期检测合格，满足检修试验要求。

6.4.4.4覆冰区的风力发电场宜配备风力发电机组及送出线路防、融冰装置和相关管理、操作规范。

6.4.4.5现场有关职业健康、人身安全和生产安全的安全设备设施应按规定投入，且相关的监控、报

6.4.5.1风力发电场并网后应按照GB/T 31464的规定和要求制定并落实相应的反事故措施，主要包括：防止人身伤亡事故措施、防止火灾事故措施、防止电气误操作事故措施、防止系统稳定破坏事故措施、防止机网协调及风电大面积脱网事故措施、防止大型变压器损坏和互感器事故措施、防止继电保护事故措施、防止电力调度自动化系统、电力通信网及信息系统事故措施、防止风力发电场全停事故措施、处在雷电多发区的风力发电场应有特殊防雷保护措施等。

6.4.5.2风力发电场应按照DurlO51、DL/T 1053, DL/T 1054的规定建立技术监督组织机构，应设有专（兼）职技术监督人员进行全过程管理，明确各级监督职责，健全技术监督工作制度和流程，落实技术监督岗位责任制，开展专业监督（电能质量、绝缘、电测、继电保护、调度自动化、金属等）和设备设施监督［电气设备性能、风轮机、建（构）筑物］,技术监督内容全面、管理规范。对发现的问题，应及时发布技术监督工作预（告）警单，并跟踪整改落实情况。

6.4.5.3风力发电场重点消防部位的消防设备应配备齐全，电缆沟、箱、柜、屏的防火封堵应符合DL 5027的要求。

6.4.6海上风力发电场

6.4.6.1海上风力发电场应具备海上设备平台消防系统，并完成相关调试，确保系统可用、可靠。

6.4.6.2海上设备平台的应急电源宜选择柴油发电机，并应满足：

a）通信电源、监控电源、应急照明、事故通风、消防系统、火灾报警系统、逃生设备、导航设备和设备操作电源的供电需求；

b）消防水泵组启动的需求。

6.4.6.3海上风力发电场应制定安全工作规程，规程应至少包含海上升压站巡回检查、风力发电机组巡回检查、潮间带海底电缆巡视、海上升压站设备维护、电力监控系统安全防护、海上作业安全管控、调度安全、运行管理、消防管理等。

6.4.6.4海上风力发电场应编制应急预案。预案体系应至少包含船舶遇险应急预案、防台风应急预案、应对强对流天气应急预案、全场停电应急预案、人员落水应急预案、火灾事故应急预案。相关预案中应明确海上升压站的应急设备设施和物资的配备标准，应满足海上滞留避险人员逃生使用要求。海上设备平台应配置应急通信系统。

6.4.6.5海上风力发电场的陆上开关站、海上升压站、风机平台的有关设施和设备上应设置明显、齐全、清晰规范的安全警示标志，设备均应有明显的名称和编号，并标识在明显位置。标识标志应符合 GB 2894的要求。

6.4.6.6应根据风力发电场安全生产的特点，认真开展隐患排查治理工作，建立事故隐患信息档案，定期对隐患排查治理情况进行统计分析。重大事故隐患还应按有关规定编制治理方案，并到政府和上级有关部门备案。

序号	评价项目序号	评价项目名称	专业分类	发现问题	整改措施（建议）	是否立查立改（是：J）	问题类型
1	5	必备项目
2	6.L1	风力发电机组
3	6.1.2	风力发电场控制
4	621	高压变压器
5		• ••
6	6.3.1	继电保护及安全自动装置
7	…	…
8	6.4.1	规章制度
—	…

序号	评价项目序号	评价项目名称	专业分类	发现问题	整改措施（建议）	是否立査立改（是：√）	问题类型
1	5	必备项目
2	6.1.1	风力发电机组
3	6.1.1.1	组塔架
4		—
5	6.1.2	风力发电场控制
6	6.1.2.1	风电功率预测系统
7		•••

序号	评价项目序号	评价项目名称	专业分类	发现问题	整改措施	计划完成整改时间	安全防范及应急措施	问题类型	整改责任人
1	5	必备项目
2	6.1.1	风力发电机组
3	6.1.2	风力发电场控制
4	6.2.1	高压变压器
5	…	…
6	63.1	继电保护及安全自动装置
7	…
8	6A1	规章制度
…		—

项目	组长	职务/岗位
必备项目
风力发电机组与风力发电场控制
电气一次设备
电气二次设备
安全管理

项目	姓名	职务/岗位
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审核
批准