NB∕T 10596-2021 风电场智能巡检技术导则

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处置方案报送值班人员及相关责任人，风电场依据相关数据判断批准启动应急预案后，大数 安照风电场制定的应急预案方案程序流程统筹组织启动，具体参与程度以风电场实际情况确定。

7.3预测与运行检修策略

7.3.1应对风力发电机组采集的实时运行数据与定值参数实时对比，发现对比偏差时依据偏差度对风 力发电机组进行功率限制或停机处理，并将风机的异常数据、处理结果报送值班人员或相关责任人分 析处理。 7.3.2风力发电机组功率异常时，应根据运行状态预测功率，结合风电场有功调整量及约束条件调整风 电场机组最优运行的功率、平稳输出功率，避免机组的频繁启停对电网产生的冲击。 7.3.3在设备进行定检定修等计划性检修工作准备阶段，依据设备台账、故障台账、周期性工作、缺陷 台账等相关技术档案，对常规性检修工作及专项检修工作制定工作计划。 7.3.4依据风电场检修规程要求，在设备周期性工作到期前提醒检修人员对该项周期性工作规划工作时 间，并根据工作内容提醒相应准备的工器具清单。 7.3.5依据大数据平台对设备状态、运行情况、运行周期、缺陷统计等数据分析，将场内设备进行检修 等级分级，分出I级（特别严重）、Ⅱ级（严重）、Ⅲ级（较重）、IV级（一般）GBT标准规范范本，并以红、橙、黄、蓝色 进行区分，其中I级为最高级，为检修人员提供开展检修工作计划的参考。 7.3.6检修过后，及时提醒检修人员更新检修记录、故障台账、设备台账等相关记录

A.1变压器（含电抗器

变压器（含电抗器）的巡检应符合表A.1的规定。

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表A.1变压器（含电抗器）

NB/T10596—2021表A.1（续）设备名称序号巡视内容巡视标准1.油位，应在上、下油位标志线之间。2.油位计内油位不容易看清楚时，可采用以下方法：a）多角度观察；1油位b）两个温差较大的时刻所观察的现象相比较；c）与其他设备的同类油位计相比较：d）比较油位计不同亮度下的底板颜色3.油位计应无破损和渗漏油，没有影响察看油位的油垢套管2油色套管油色正常，应为透明的淡黄色3套管应清洁，无破损、裂纹、无放电声，无脱釉和渗油情况4法兰应无裂纹和严重锈蚀110kV~220kV套管5接地良好末屏1.引线线夹压接牢固、接触良好，无变色、变形，铜铝过渡部位无裂纹；2.主导流接触部位，看有无变色、有无氧化加剧、有无热气流上升、变接触部位是否接触良好、有无发热现象色漆有无融化变色现象、夜间有无发红现象等；3.雷雨天气，检查主导流接触部位，看有无水蒸气现象；主导流4.以上检查，若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测部位引线有无断股、线夹1.引线无断股、无烧伤痕迹2.发现引线若有散股现象，应仔细辨认有无损伤、断股；有无损伤、接触是否良3.检查母线、导线弧垂变化是否明显，有无挂落异物，10kV母线桥无好振动异常等现象1风扇变压器风扇运转正常，无异常声音，风叶应无抖动、碰壳2散热器散热装置清洁，散热片不应有过多的积灰等附着脏物冷却系统1，冷却器投入、辅助、备用组数应符合制造厂和现场运行规程的规定，风冷系统运行方式位置正确，相应位置指示灯指示正确；2.记录冷却器运行组数及编号，保护投退1中性点接地开关位置符合电网运行要求，与变压器有关方式相对应1.引线完好，接触牢靠，线夹无裂纹；2中性点电流互感器2.套管无破损、裂纹，引线连接良好，无渗漏油现象接地装置1.完好、无松脱及脱焊；2.对变压器中性点接地泄漏电流在线监测、记录中性点设备1.清洁无损、无放电现象，法兰无裂纹锈蚀现象；2.内部应无响声，本体无倾斜；避雷器3.放电计数器是否完好，记录动作次数；4.检查泄漏电流值应在正常允许范围中心点放电间隙光滑无放电烧伤痕迹，无异常，棒间隙距离无明显变化，放电间隙中心应一致油色、油位正常油色为透明浅黄色，油位应正常，各部位无渗漏油有载调压1.硅胶颜色无受潮变色，硅胶不应自下而上变色，如硅胶变色，且变色装置呼吸器部分超过2/3，应更换硅胶；如硅胶受潮程度异常，应检查密封。22.呼吸器外部无油迹，呼吸器正常，油封油位正常。3.呼吸器无呼吸不畅通情况6

NB/T10596—2021表A.1（续）设备名称序号巡视内容巡视标准运行状态有载调压装置电源正常，远方指示应与就地指示一致有载调压装置机构1.箱门应关闭紧密，开启灵活，箱内加热器工作正常，无受潮现象；2.箱内各二次元件指示正常，指示位置正确箱体、箱门箱内清洁，箱门关闭严密1.检查电压指示灯亮，各运行冷却器指示灯亮，无其他异常信号：端子箱及2.电源接触器接触良好，各转换开关位置正常，无发热现象和异常响声；控制箱内部3.电源投入开关正常，投入指示位置正确；4.箱内各继电器运行正常，箱内加热器、照明均正常；5.箱内接线无松动、无脱落、无发热痕迹；6.孔洞封堵严密A.2高压断路器（含SF6、真空）高压断路器（含SF6、真空）的巡检应符合表A.2的规定。表A.2高压断路器（含SF6、真空）设备名称序号巡视内容巡视标准开关位置对设备各部位进行拍照，记录现场开关运行状态开关套管、支持绝缘子检查套管、支持绝缘子清洁、完好，无破损、裂纹、电晕放电声本体锈蚀外观、连接法兰、连接螺栓无锈蚀或油漆脱落现象振动和声响对现场进行实时录音并记录保存5接地连接接地连接无锈蚀、油漆脱落或松动等现象1.基础无破损、开裂、下沉或倾斜等现象：开关构架及基础2.钢支架无锈蚀、松动等情况，接地良好；3.混凝土沟道无破损现象断路器本体1.检查开关引线及线夹压接牢固、接触良好，无变色、铜铝过渡部位无及端子箱裂纹；开关引线连接线夹2.对设备远红外测温，测量设备接头、引出线的线夹实时温度并记录：3.雷雨天气，检查引线、线夹有无水蒸气现象，检查是否发热；4.以上检查，若需要鉴定，应使用测温仪对设备进行检测；5.检查高处的引线有无断股、烧伤痕迹，可使用望远镜1.SF。气体压力表、密度继电器外观完好，无破损或渗漏油。对现场SF6实时监测压力并定期记录，压力值应在规定范围内。压力值应与环境温度相对应，无异常报警信号。2.瓷套管、支持绝缘子应清洁，无异物附着，无破损、裂纹、放电闪络8SF。断路器痕迹或声音。3.开关本体及管道无异常声音（漏气声、振动声、放电声），无异味和刺激性气味。4.开关开断短路电流后，应记录开断短路电流发生日期，开关开断短路电流动作次数7

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隔离开关的巡检应符合表A.3的规定

NB/T10596—2021表A.3（续）设备名称序号巡视内容巡视标准2瓷质部分应完好、清洁，无破损、放电痕迹1.防误闭锁装置锁具完好，闭锁可靠；操动机构2.机械联锁装置应完整可靠；隔离开关3.机构箱门关闭严密：4.电动机构操作完成后，机构中各空气断路器应在断开位置传动机构连杆无弯曲变形、松动、锈蚀接地开关正常在“分”位，助力弹簧无断股，闭锁良好A.4电流、电压互感器电流、电压互感器的巡检应符合表A.4的规定。表A.4电流、电压互感器设备名称序号巡视内容巡视标准瓷套清洁、无损、无放电现象1.无渗漏油；2本体2.内部无异音、异味；3.对互感器进行整体拍照，辨别外观完整清洁程度并生成报告1.油标的油位指示，应和环境温度标志线相对应、无大偏差；油位、油色2.正常油色应为透明的淡黄色；33.油位计应无破损和渗漏油，没有影响察看油位的油垢；互感器4.干式（树脂）互感器外壳应无裂纹、无碳化脆皮、发热、熔化现象引线及接触部位检查引线线夹压接应牢固、接触良好，无变色、变形，无裂纹膨胀器无异常，指示正确1.开关柜外观检查无异常，柜门严密，柜体无倾斜，油漆无脱落：2.带电显示装置清晰，指示正确：开关柜3.检查开关柜温度正常，必要时应使用测温仪对设备进行检测；4.防误闭锁装置锁具完好，闭锁可靠；5.检查各指示仪表指示是否正常A.5母线母线的巡检应符合表A.5的规定。表A.5母线设备名称序号巡视内容巡视标准1.检查伸缩接头有无松动、断片；2.观察接头有无热气流、变色严重、氧化加剧，夜间熄灯察看有无发红，检查是否发热：母线3.雨雷天气，检查设备引线、线夹主导流接触部位、隔离开关主接触部硬母线及接头位，看有无水蒸气现象；4.以上检查，若需要鉴定，应使用红外测温仪对设备进行检测：5.检查母线固定部位有无窜动等应力现象；6.无挂落异物9

开关柜的巡检应符合表A.6的规定。

A.7避雷器、避雷针及接地装置

表A.7避雷器、避雷针及接地装置

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电缆的巡检应符合表A.8的规定，

蓄电池的巡检应符合表A.9的规定。

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A.10继电保护及自动保护装置

及自动保护装置的巡检应符合表A.10的规定。

表A.10继电保护及自动保护装置

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消防系统的巡检应符合表A.11的规定。

辅助设施的巡检应符合表A.12的规定。

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电气标准规范范本NB/T105962021

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铝合金标准规范范本NB/T105962021

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［1］GB26860电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分 [2] GB51096J 风力发电场设计规范 [3］GBT51308—2019海上风力发电场设计标准 [4]DL/T 572 电力变压器运行规程 [5] DL/T 724 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 [6] DL/T 741 架空输电线路运行规程 [7] DL/T 797 风力发电场检修规程 [8] DL/T 969 变电站运行导则 [9] DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程 [10] DL/T 1637 变电站机器人巡检技术导则 [111 DL/T 1722 架空输电线路机器人巡检技术导则