某集团公司风力发电技术监督管理办法.docx

Q/HN中国华能集团公司企业标准Q/HN10000.08.0092012风力发电技术监督管理办法（出版稿）2013 - 01 - 30发布2013 - 01 - 30实施中国华能集团公司发布Q/HN10000.08.0092012目次目次I前言II1 范围12 规范性引用文件13 总则14 机构与职责15 监督范围与内容45.1 绝缘监督45.2 电测监督75.3 继电保护监督85.4 金属监督95.5 化学监督115.6 监控自动化监督135.7 电能质量监督165.8 风力机监督176 技术监督管理197 评价与考核22附 录 A（规范性附录）中国华能集团公司风力发电技术监督预警管理实施细则23附 录 B（规范性附录）中国华能集团公司风力发电技术监督动态检查实施细则31附 录 C（规范性附录）风力发电技术监督季报格式125附 录 D（规范性附录）风电企业技术监督信息速报128附 录 E（规范性附录）风力发电技术监督资料档案129I前言电力技术监督是提高发电设备可靠性，保证风电场安全、经济运行的重要基础。为了加强中国华能集团公司风力发电技术监督工作，建立、健全风力发电技术监督管理体系，确保国家、行业、集团公司相关风力发电技术标准、规范的落实和执行，进一步促进集团公司风力发电设备运行安全、可靠性的提高，预防重大事故的发生。根据国家发改委电力技术监督导则（DL/T 1051-2007）、集团公司电力技术监督管理办法，以及集团公司风力发电建设、生产管理和风力发电设备的特点，制定本办法。本办法是中国华能集团公司风力发电技术监督工作的主要依据，是强制性企业标准。本办法由中国华能集团公司安全监督与生产部提出。本办法由中国华能集团公司安全监督与生产部归口并解释。本办法起草单位：中国华能集团公司安全监督与生产部。本办法批准人： 。II风力发电技术监督管理办法1 范围本办法规定了中国华能集团公司（以下简称“集团公司”）风力发电技术监督（以下简称“技术监督”）管理工作的机构职责、工作范围、管理要求。本办法适用于集团公司、产业（区域）公司、风电企业的技术监督管理工作。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是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。DL/T 1051 电力技术监督导则中国华能集团公司电力技术监督管理办法Q/HN-1-0000.08.001 风力发电场绝缘监督技术标准Q/HN-1-0000.08.002 风力发电场继电保护监督技术标准Q/HN-1-0000.08.003 风力发电场电测监督技术标准Q/HN-1-0000.08.004 风力发电场电能质量监督技术标准Q/HN-1-0000.08.005 风力发电场金属监督技术标准Q/HN-1-0000.08.006 风力发电场化学监督技术标准Q/HN-1-0000.08.007 风力发电场监控自动化监督技术标准Q/HN-1-0000.08.008 风力发电场风力机监督技术标准3 总则3.1 风力发电技术监督管理的目的是通过建立高效、通畅、快速反应的技术监督管理体系，确保国家及行业有关技术法规的贯彻实施，确保集团公司有关技术监督管理指令畅通，通过有效的手段，及时发现问题，采取相应措施尽快解决问题，提高发电设备的安全可靠性，最终保证集团公司风电设备及相关电网安全、可靠、经济、环保运行。3.2 风力发电技术监督工作要贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，按照“超前预控、闭环管理”的原则，建立以质量为中心，以相关的法律法规、标准、规程为依据，以计量、检验、试验、监测为手段的技术监督管理体系，对风力发电场规划、建设和生产实施全过程技术监督管理。3.3 集团公司、产业（区域）公司、风电企业应按照国家、行业和集团公司标准开展电力技术监督工作，履行相应的技术监督职责。3.4 本办法适用于集团公司、产业（区域）公司、风电企业（含新、扩建项目）。各产业（区域）公司及风电企业，应根据本办法，结合各自的实际情况，制订相应的技术监督实施细则。4 机构与职责4.1 集团公司风力发电技术监督工作实行三级管理。第一级为集团公司，第二级为产业（区域）公司，第三级为风电企业。集团公司委托西安热工研究院有限公司（以下简称“西安热工研究院”）对集团公司系统风力发电技术监督工作开展情况进行监督管理，并提供技术监督管理技术支持服务。4.2 集团公司技术监督管理委员会是集团公司风力发电技术监督工作的领导机构，设立在集团公司安全监督与生产部（以下简称“安生部”）的技术监督管理办公室，负责归口管理集团公司风力发电技术监督工作。集团公司安生部负责已投产风力发电场运行、检修、技术改造等方面的技术监督管理工作，基本建设部负责新、扩建风力发电场的设计审查、设备监造、安装调试以及试运行阶段的技术监督管理工作。4.3 各产业（区域）公司应成立以主管生产的副总经理或总工程师为组长的技术监督领导小组，由生产管理部门归口管理风力发电场技术监督工作。生产管理部门负责已投产风力发电场的技术监督管理工作，基建管理部门负责新、扩建风力发电场技术监督管理工作。4.4 各风力发电场是设备的直接管理者，也是实施技术监督的执行者，对技术监督工作负直接责任。应成立以主管生产（基建）的领导或总工程师为组长的技术监督领导小组，建立完善的技术监督网络，设置各专业技术监督专责，负责日常技术监督工作的开展，包括本企业技术监督工作计划、报表、总结等的收集上报、信息的传递、协调各方关系等。已投产风力发电场技术监督工作由生产管理部门归口管理，新建项目的技术监督工作由工程管理部门归口管理。4.5 集团公司技术监督管理委员会主要职责4.5.1 贯彻执行国家和行业有关风力发电技术监督管理制度、规程、标准，制定、修订华能集团公司风力发电相关技术监督规章制度、标准；4.5.2 建立集团公司风力发电技术监督管理工作体系，落实技术监督管理岗位责任制，协调解决技术监督管理工作各方面的关系；4.5.3 负责监督与指导产业（区域）公司风力发电技术监督工作，按照风力发电技术监督动态检查管理制度的规定，对产业（区域）公司技术监督工作进行检查和考核；4.5.4 开展风力发电技术监督目标管理，负责制定集团公司风力发电技术监督工作规划和年度计划，定期组织召开集团公司风力发电技术监督工作会议，总结、研究技术监督工作；4.5.5 负责集团公司风力发电技术监督信息收集、审核、分析，将技术监督管理中反映的突出问题及时反馈给规划、设计、制造、发电、基建等相关单位和部门，形成技术监督管理闭环工作机制；4.5.6 参与在建和已投产风力发电场发生的重大、特大事故的分析调查工作，制订反事故技术措施，组织解决重大技术问题；4.5.7 签发技术监督三级预警通知单，对技术监督三级预警的严重问题进行督办；4.5.8 按照集团公司的工作规划，根据风电企业的实际情况，推广先进、成熟、可靠、实用、有效的技术监督和故障诊断技术；4.5.9 组织开展集团公司系统风力发电重点技术问题的培训，解决共性和难点问题。4.6 产业（区域）公司技术监督的主要职责4.6.1 贯彻执行国家及行业颁发的有关风力发电技术监督的方针政策、法规、标准、规程，以及集团公司有关制度。行使对下属风电企业技术监督的领导职能；4.6.2 根据产业（区域）公司实际情况，制定风电企业技术监督工作实施细则、考核细则及相关制度，审查所属风电企业的技术监督制度，并对风电企业的技术监督工作进行检查和监督；4.6.3 建立健全产业（区域）公司风力发电技术监督管理工作体系，落实技术监督管理岗位责任制；4.6.4 开展技术监督的目标管理，负责制定产业（区域）公司风力发电技术监督工作规划和年度计划，组织召开各专业技术监督工作会议；监督、检查、考核所属风电企业技术监督管理工作和指标完成情况；4.6.5 集团公司委托西安热工研究院作为风力发电技术监督管理的技术支持服务单位，负责对集团公司系统风力发电技术监督工作的开展情况进行监督、检查服务，各产业（区域）公司应与西安热工研究院签订技术监督管理支持服务合同；4.6.6 审定所属风电企业的技术监督服务单位，并监督风电企业与技术监督服务单位所签合同的执行情况，确保技术监督工作的正常开展；4.6.7 负责所属风力发电场的技术监督数据收集、审核、分析和上报工作，并保证数据的准确性、完整性和及时性，定期向集团公司报送技术监督报表、年度工作计划和总结，报告重大异常情况和分析处理报告；4.6.8 组织有关专业技术人员，参加新、扩建工程在设计审查、主要设备的监造验收以及安装、调试、生产过程中的技术监督和质量验收工作；4.6.9 参与并组织在建和投产风力发电场发生的重大、特大事故的分析调查工作，制订反事故技术措施；4.6.10 签发技术监督二级预警通知单，对技术监督二级预警的重要问题进行督办；4.6.11 定期组织召开技术监督工作会议，研究、总结技术监督工作，推广运用技术监督成果；4.6.12 开展并参加上级举办的技术监督业务培训和技术交流活动。4.7 风电企业技术监督的主要职责4.7.1 贯彻执行国家、行业、上级有关风力发电技术监督的各项规程、规定、制度、导则和技术措施，根据本单位的具体情况制定技术监督实施细则、考核细则；4.7.2 开展全过程技术监督，要保证基建工程和设备检修质量，认真执行反事故措施，努力消除设备隐患。根据实际生产情况和各项生产指标，研究拓展技术监督工作的范围和内容，并在具体技术监督工作中实施。建立健全各种技术监督档案；4.7.3 掌握本单位设备的运行情况、事故和缺陷情况；对于发现的设备缺陷要及时消除；达不到监督指标的，要提出具体改进措施。对于技术监督动态检查和技术监督预警提出的问题，应按要求及时制定整改计划，明确整改时间和人员，实现整改的闭环管理；4.7.4 制定本单位年度技术监督工作计划。按时报送技术监督工作计划、报表、监督工作总结，确保监督数据真实、可靠。在监督工作中发现设备出现重大异常或事故，应及时向上级公司有关部门、技术监督主管部门报告；4.7.5 与技术监督服务单位签订技术监督服务合同，并确保合同的顺利执行；4.7.6 组织或参与本单位事故、重大设备隐患的技术分析工作，提出反事故措施并督促落实；4.7.7 组织或参与本单位新建工程的设计审查、设备选型、监造、安装、调试阶段的技术监督管理和质量验收工作；4.7.8 配置必需的检测仪器设备，做好量值传递工作，保证计量量值的统一、准确、可靠；4.7.9 做好专业技术培训工作，不断提高技术监督人员的业务水平，使之适应监督工作的要求；4.7.10 建立健全本单位的各项技术监督档案；4.7.11 推广和采用技术监督新技术、新方法。4.8 西安热工研究院技术监督的主要职责4.8.1 协助集团公司对集团所属产业（区域）公司及风电企业的技术监督工作进行监督，开展技术监督动态检查工作，并提出整改意见；4.8.2 协助集团公司建立和完善风力发电技术监督管理制度和技术标准，定期收集、宣贯国家、行业有关风力发电技术监督新标准；4.8.3 收集风力发电技术监督信息并审核、分析，对发现的重大隐患及时向集团公司报告，并提出预防措施和方案，有效地预防重大恶性事故的发生；每季度编辑出版集团公司技术监督通讯；4.8.4 参加新、扩建风力发电场的设计审查，重要设备的监造验收以及安装调试、生产等过程中的技术监督；4.8.5 编写集团公司季度、年度风力发电技术监督工作分析总结报告并出版，全面、准确地反映集团公司所属各产业（区域）公司及风电企业的技术监督工作开展情况和设备问题，提出技术监督工作建议；4.8.6 协助集团公司制定风力发电技术监督人员培训计划，并负责对有关人员进行定期技术培训、考核和发证；4.8.7 协助集团公司制定年度风力发电技术监督计划；4.8.8 组织开展集团公司系统风力发电重点技术问题分析，解决共性和难点问题；4.8.9 研究和推广风力发电新技术，组织开展专业技术交流会议；4.8.10 协助集团公司组织召开风力发电技术监督工作会议；4.8.11 完成集团公司委托的其它任务。4.9 技术监督服务单位的主要职责4.9.1 贯彻执行国家、行业、集团公司、产业（区域）公司有关风力发电技术监督的方针、政策、法规、制度、规程、规定、标准等；4.9.2 根据本地区风电企业实际情况，制定具体开展技术监督工作的实施细则，依据技术监督制度、规程、规定、标准等的要求，开展具体技术监督服务工作；4.9.3 与产业（区域）公司及风电企业共同制定技术监督工作计划与规划；每年对所服务的风电企业进行12次技术监督现场动态检查，检查工作应按照附录B中国华能集团公司风力发电场技术监督动态检查实施细则执行，对存在的问题进行研究并提出对策；4.9.4 根据技术监督工作开展情况和新工艺、新技术应用情况，研究有效拓展风力发电技术监督工作的范围和内容；4.9.5 了解和掌握风电企业的技术状况，建立、健全主要受监设备的技术档案，发现问题及时提出建议和措施；4.9.6 参加所服务风电企业重大设备事故的调查，对有关技术问题提出反事故措施；4.9.7 发现有违反制度、规程、标准及反措的行为，发现有可能造成人身伤亡、设备损坏的事故隐患时，应立即按照附录A中国华能集团公司风力发电场技术监督预警管理实施细则的规定提出预警，并提出整改建议和措施；签发技术监督一级预警通知单，对技术监督一级预警的一般问题进行督办；4.9.8 组织对所服务风电企业的技术监督管理人员进行标准规范、专业技术的培训和考核；4.9.9 组织召开所服务风电企业技术监督工作会议，总结交流和推广风力发电技术监督管理的先进经验和技术；参加集团公司、产业（区域）公司组织召开的风力发电技术监督工作会议；4.9.10 依靠科技进步，不断完善和更新测试手段，提高服务质量；加强风力发电技术监督信息的交流和服务工作；4.9.11 对风力发电技术监督关键技术难题，组织科技攻关，积极推广新技术、新方法；4.9.12 对于技术监督服务合同履约情况，应接受集团公司、产业（区域）公司、发电企业的监督检查。5 监督范围与内容5.1 绝缘监督5.1.1 监督范围绝缘监督的高压电气设备范围主要包括：a） 发电机；b） 箱式变电站：包括变压器、配电设备；c） 场内升压站：升压变压器、场用变压器、高压开关设备、GIS组合电器、互感器、消弧线圈、穿墙套管、无功补偿装置、避雷器；d） 接地装置；e） 集电线路设备：电力电缆线路、场内架空线路、母线，以及风电场管理的送出线路；f） 场用电系统的电气设备由风电场参照本办法自行管理。5.1.2 监督内容5.1.2.1 设计选型阶段5.1.2.1.1 高压电气设备的设计选型应依据国家标准、行业标准、反事故措施等的有关规定和设备实际运行条件进行；5.1.2.1.2 高压电气设备设计选型应优先考虑设备的安全可靠性，同时应注意技术是否先进，工艺是否成熟，运行业绩是否良好，其技术性能应适应本工程现在和将来安全经济运行的需要。上述要求应落实到订货合同中；5.1.2.1.3 发电机的设计应符合GB 19017.1、GB 23479.1、NB/T 31012和 NB/T 31013的要求，应注意考虑发电机与原动机的容量配合、机组的进相运行能力、低电压穿越能力、耐压等问题，以及环境条件，如高湿度对绝缘性能和寿命的不良影响；5.1.2.1.4 变压器的设计应符合GB/T 17468、GB/T 13499等标准的要求；箱式变电站升压变压器的技术参数、技术要求应符合GB/T 6451规定的要求，应注意变压器型式与箱式变电站型式的配合。5.1.2.1.5 互感器的设计选型应符合DL/T 725、DL/T 726等标准和反事故措施的有关规定。母线电压互感器尽量使用电容式电压互感器，站内35kV、10kV电压互感器和电流互感器选用真空浇注式，其容量及精度应满足工程需要；5.1.2.1.6 高压开关设备的设计选型应符合DL/T 402、DL/T 486、DL/T 615、DL/T 593、GB 1984等标准和相关反事故措施的规定。断路器参数选择应留有适当裕度，尤其是涉及设备安全运行的性能，包括：开断性能、绝缘性能、动热稳定性能、载流性能、电寿命、机械寿命、外绝缘配置等；5.1.2.1.7 GIS的设计选型应符合DL/T 617、DL/T 728和GB 7674等标准和相关反事故的要求。站内220（330）kV、110（66）kV高压开关设备可根据当地环境条件及结合电网要求采用AIS和GIS设备；5.1.2.1.8 无功补偿装置的设计选型应符合DL/T 604等标准的规定，原则要求选用动态无功补偿装置。在规定的工程设计条件下，考虑无功补偿装置的技术性能，合理地确定容量、主接线方式和主要参数；5.1.2.1.9 金属氧化物避雷器的设计选型应符合DL/T 804和GB 11032的要求。有关参数选择应考虑电网发展需要，留有适当裕度；5.1.2.1.10 设备外绝缘防污闪设计应符合GB/T 26218.1 GB/T 26218.3、DL/T 5092的有关要求，外绝缘爬距配置应依据经审定的污秽区分布图为基础，并综合考虑环境污染变化因素，在留有裕度的前提下选取绝缘子的种类、伞型和爬距。对污染等级严重的地区，应采取必要的防污闪措施；5.1.2.1.11 接地装置的设计选型应符合DL/T 621和其它设计规程的要求。审查地表电位梯度分布、跨步电势、接触电势、接地阻抗等指标的安全性和合理性，以及防腐、防盗措施的有效性； 5.1.2.1.12 电力电缆的选型应满足DL/T 401和GB 11033、GB/T 11017、GB/Z 18890等各电压等级的电缆产品标准的要求。审查电缆的绝缘、截面、金属护套、外护套、敷设方式等及电缆附件的选择是否安全、经济合理。审查电缆敷设路径是否合理；5.1.2.1.13 场内架空线路的设计执行DL/T 5092等有关标准的规定、并应充分考虑气象和环境因素，如覆冰、鸟害等，采取必要的防范措施。封闭母线的设计选型应符合GB/T 8349的规定；5.1.2.2 制造阶段5.1.2.2.1 应按照DL/T 1054的规定，在制造阶段对下列电气设备的制造质量和出厂验收工作进行监督：a） 220kV及以上电压等级的变压器、电抗器；b） 220kV及以上电压等级的高压开关设备和GIS成套设备；c） 220kV及以上电压等级的电力电缆及附件；d） 220kV及以上电压等级的气体绝缘和干式互感器；e） 330kV及以上电压等级的避雷器；f） 批量购入设备（如：发电机、箱式变电站）或有特殊要求的设备；g） 首次进入电网运行的重要电气设备；5.1.2.2.2 制造阶段的监督工作应符合集团公司风电工程设备制造监理大纲的规定，并全面落实订货技术协议和联络设计文件要求；5.1.2.2.3 依据具体的监造设备，明确重点监造的关键部件和关键工序。监造方式和项目应在订货合同中明确。制造中出现质量问题应及时消除，并作见证；5.1.2.2.4 出厂试验按相关标准及规程进行，并完成订货合同或协议中明确增加的试验项目，且试验合格；5.1.2.2.5 监造工作结束后监造人员应及时出具监造报告。监造报告应包括产品结构描述、监造内容及方式、质量要求和结果，以及产品制造中出现的质量问题及处理方法和结果等。5.1.2.3 安装阶段5.1.2.3.1 高压电气设备运输至现场后，应按合同规定进行验收并形成验收报告。重点检查有可能影响绝缘性能的冲击记录、密封（渗漏或压力变化）等情况；5.1.2.3.2 应严格按照GB 147、GB 148、GB 149、GB 50168、GB 50169、GB 50170、GB 50233等相关标准、规程、反事故措施和制造厂的相关要求，对高压电气设备进行安装施工，确保设备安装质量。对于竣工后无法验证的项目和重要的工艺环节应进行现场监督和抽查；5.1.2.3.3 安装结束后，高压电气设备应按照GB 50150、订货技术要求、调试大纲及其它相关规程和反事故措施的要求进行交接验收试验。交接试验标准中所列的特殊试验项目，应由具备相应资质和试验能力的单位进行试验；5.1.2.3.4 投产验收时应进行现场实地查看，发现安装施工及调试不规范、交接试验方法不正确、项目不全或结果不合格、设备达不到相关技术要求、基础资料不全等不符合绝缘监督要求的问题时，应要求立即整改，直至合格。5.1.2.4 运行阶段5.1.2.4.1 预防性试验a） 根据DL/T 596及DL/T 393规定的项目和周期制定预试滚动计划，试验项目应落实到年度预试计划。当规程中预试周期存在上、下限时，应根据设备实际情况明确执行的具体周期；b） 根据风电场的规模和管理模式，预防性试验可由风电场自主进行或外委有资质的试验单位进行；c） 对于试验中使用的有准确度等级的试验仪器仪表，必须定期送到有检验资质的单位检定，保证测试结果的不确定度符合要求。新购置的仪器仪表检验合格方可使用；d） 对于外委的现场试验应进行试验监督，查验使用有准确度等级的试验仪器仪表检验报告的复印件，并见证试验过程；e） 试验报告应按试验报告审核制度进行审核。外委试验报告应经试验单位审批，由绝缘监督工程师验收；f） 当试验数据出现异常时，应立即组织相关人员进行分析，必要时对设备进一步检查、检测和试验；当检查表明可能存在缺陷时，应及时消除；带缺陷的运行设备应加强运行监控，重要设备应制定应急预案，必要时停运。g） 定期对电气设备进行红外成像检测。5.1.2.4.2 运行过程a） 根据国家和行业有关的电气设备运行规程和制造厂的技术条件，结合风电场的实际制定本企业的电气设备运行规程，并按规定要求进行运行中的监督；b） 应每天定时通过主控室计算机屏幕监视发电机、变压器等电气设备各项参数，监视仪表的抄表次数由现场规程规定。发现异常情况应通过计算机屏幕进行连续监视，并根据变化情况作出必要处理，同时在运行日志上作故障记录；c） 依据DL/T 572、DL/T 603、电力电缆运行规程（79）电生字第53号、DL/T 727、DL/T 741等及现场规程规定，定期对主变压器、箱式变压站、高压配电装置、集电线路设备进行巡回检查。发现缺陷及时处理，并作缺陷记录。5.1.2.4.3 检修维护a） 根据国家和行业有关的电气设备检修规程和制造厂的技术条件，结合风电场的实际，制定本企业的电气设备检修规程，并按规定要求进行检修质量监督；b） 高压电气设备要贯彻预防为主的方针，做到应修必修，修必修好。各类设备应根据实际运行状况、绝缘状况和相关规程、反事故措施，确定检修周期和项目；c） 发电机应根据DL/T 797规定、华能风电场检修管理制度，结合发电机的定期检修周期、项目确定检修计划；同时特殊检修项目应制定三年滚动规划及年度维护检修计划；d） 变压器和电抗器的检修应符合DL/T 573的有关规定。采用计划检修与状态检修相结合的检修策略，根据运行情况和状态评价结果确定检修周期和项目；e） 电气设备的检修关键工序必须指定人员签字验收。检修后按DL/T 596等相关规程和各项反事故措施的要求进行验收试验，试验合格方可投入运行；f） 及时编写检修报告，并履行审批手续，有关检修资料应整理归档。5.2 电测监督5.2.1 监督范围电测监督范围主要包括：a） 电工测量直流仪器；b） 电测量指示仪器仪表；c） 电测量数字仪器仪表；d） 电测量记录仪器仪表；e） 电能表；f） 电能计量装置；g） 电流、电压互感器；h） 电测量变送器；i） 交流采样测量装置；j） 电测量系统二次回路；k） 电测计量标准装置；l） 电能量计量系统；m） 电试类测量仪器。5.2.2 监督内容5.2.2.1 设计阶段新建、扩建风力发电场电测量及电能计量装置的设计应满足DL/T 5137、DL/T 448等相关技术要求，设计方案应经相关专业技术人员审查。5.2.2.2 安装阶段a） 新购进的电测量及电能计量装置应经相关专业技术人员进行验收，验收的内容包括：装箱单、出厂检验报告（合格证）、使用说明书、铭牌、外观结构、辅助部件、功能和技术指标等，均应符合订货合同的要求；b） 电测量及电能计量装置安装前或投入使用前应经有资质的单位检验合格。5.2.2.3 周期检验a） 风电企业电测量值传递应符合量值溯源体系；风电企业应结合本企业实际情况确定电测仪表检验管理模式，若外委电测仪表检验工作，应对外委单位加强监督；b） 使用中的电测量及电能计量装置应按相关规程、规范进行周期检定/校准（含现场检验）。周期检定/校准（含现场检验）证书或原始记录应至少妥善保存两个检定/校准周期；c） 贸易结算用电能计量装置，包括关口电能表、计量用电流互感器、电压互感器及其二次回路，以及CDM项目涉及的重要电能计量装置，应按照DL/T 448的规定认真开展计量检定和现场检验工作。5.3 继电保护监督5.3.1 监督范围继电保护监督范围主要包括：a） 继电保护装置：发电机、变压器、母线、电抗器、电容器、线路(含电缆）、断路器的继电保护装置等；b） 安全自动装置：自动重合闸、备用设备及备用电源自动投入装置、故障录波器及其它保证系统稳定的自动装置等；c） 控制屏、信号屏与继电保护有关的继电器和元件；d） 连接保护装置的二次回路；e） 继电保护专用的通道设备；f） 直流系统和蓄电池。5.3.2 监督内容5.3.2.1 设计阶段继电保护设计中，保护屏、保护装置本体、保护原理、保护装置用直流中间继电器、跳(合）闸出口继电器及相关回路、信号回路、跳闸压板等的设计应符合GB/T 14285、DL/T 769、GB/T 19069 、DL/T 5383、电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点（电安生1994191号）、“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则（国电调2002138号）、Q/HN-1-0000.08.002华能集团公司企业标准风力发电场继电保护监督技术标准等相关要求。规划、设计部门在编制系统发展规划，进行系统设计和确定一次接线时，应听取继电保护专业管理部门的意见，统筹考虑继电保护装置的技术性能和使用条件，对导致微机继电保护装置不能保证电力系统安全运行的电力网结构形式、场站主接线形式、变压器接线方式和运行方式，应限制使用。5.3.2.2 安装、技改阶段继电保护对于基建安装、技改工程，应以保证设计、调试和验收质量为前提，合理制定工期，严格执行相关技术标准、规程、规定和反事故措施，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。对新安装的继电保护装置进行验收时，应以订货合同、技术协议、设计图样和技术说明书及GB/T 20319、DL/T 5191等有关验收规范等有关规定为依据，按DL/T 995、Q/HN-1-0000.08.002及有关规程和规定进行调试，并按定值通知单进行整定。新建工程投入时，全部设计并已安装的继电保护和自动装置应同时投入，以保证新建工程的安全投产。5.3.2.3 运行阶段5.3.2.3.1 继电保护运行阶段，应按照DL/T 587、DL/T 666、Q/HN-1-0000.08.002及制造厂提供的资料等及时编制、修订继电保护运行规程，在工作中必须严格执行各项规章制度及反事故措施和安全技术措施。通过有秩序的工作和严格的技术监督，杜绝继电保护人员因人为责任造成的“误碰、误整定、误接线”事故。应加强变压器主保护、母线差动保护、断路器失灵保护、线路快速保护等重要保护的运行维护，重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作。应将备品备件的配备，以及母差等快速主保护因缺陷超时停役纳入技术监督的工作考核之中；5.3.2.3.2 微机继电保护装置检验，应认真执行DL/T 995、Q/HN-1-0000.08.002及有关微机继电保护装置检验规程、反事故措施和现场工作保安规定。对微机继电保护装置进行计划性检验前，应编制继电保护标准化作业指导书，检验期间认真执行继电保护标准化作业指导书，不应为赶工期减少检验项目和简化安全措施。在进行微机继电保护装置的新安装、全部和部分检验项目时，应充分利用其自检功能，主要检验自检功能无法检测的项目，将重点放在微机继电保护装置的外部接线和二次回路；5.3.2.3.3 继电保护定值和程序管理，应按照DL/T 559、DL/T 584、Q/HN-1-0000.08.002相关要求对变压器保护的定值进行整定，并根据所在电网定期提供的系统阻抗值及时校核定值。对本场继电保护及安全装置软件版本应进行统一管理，建立微机继电保护装置档案，记录各装置的软件版本、校验码和程序形成时间。并网风力发电场涉及电网安全的母线、线路和断路器失灵等微机保护装置的软件版本应同时归相应电网调度机构继电保护部门统一管理。 5.4 金属监督5.4.1 监督范围金属监督范围主要包括：a） 塔架及附件。包括：塔筒，连接法兰，连接高强度紧固件，焊缝，爬梯，电缆固定支架；b） 机舱底盘及其连接用高强度紧固件；c） 旋转部件。包括：传动系统的增速齿轮箱，低速轴和高速轴，低速轴和高速轴轴承，风力机轮毂、叶片，刹车装置，偏航制动装置，联轴器，以及连接用高强度紧固件；d） 液压装置。包括风力发电机液压站的油箱、管道和管件；e） 风电场架空输电线路铁塔。5.4.2 监督内容5.4.2.1 金属材料5.4.2.1.1 应严格按照国家、行业标准和规范，集团公司Q/HN10000.08.0052012风力发电场金属技术监督标准的规定和要求，加强金属材料、焊接材料、金属备品备件的管理工作，并应设置专人负责此项工作。5.4.2.1.2 材料选择和质量应符合相应的国家、行业标准，进口部件的材料选择和性能应符合合同规定的有关技术标准要求。5.4.2.1.3 受监范围内金属部件（备品、备件）应有相应的材料质量保证书（或合格证书），保证书应标明相应标准规定的材料牌号、化学成分、机械性能等相关数据。对有热处理和无损检测要求的部件，应随产品提供热处理和无损检测报告。5.4.2.1.4 监督范围部件发生材料代用情况时，原则上应选择性能相当或优者，并履行相应的审批手续。对代用情况应做好记录并存档，同时应在相应的图纸、资料上注明。5.4.2.1.5 各风电企业应建立严格的金属备品备件、焊接材料质量验收、保管和领用制度，并应设置专人负责此项工作。5.4.2.1.6 备品、备件入库前应进行外观、尺寸和质量验收，并建立验收记录存档。外观和尺寸验收不合格时不准入库，并退货；无材料质量保证书（或合格证书）时，材料质量保证书（或合格证书）有问题（或检验项目不全）时，对材料质量有怀疑时，应进行资料补充或补充检验合格后，方可入库。5.4.2.1.7 受监范围内的金属备品、备件应分类挂牌明确标识存放，并防止发生腐蚀、变形、损伤。5.4.2.2 焊接质量5.4.2.2.1 应严格按照国家、行业标准和规范，集团公司Q/HN10000.08.0052012风力发电场金属技术监督标准的规定和要求，加强塔筒、机舱底盘焊接质量的监督工作，并应设置专人负责此项工作。5.4.2.2.2 风力机塔筒及附件、底盘、架空输电线路铁塔、特种设备等的焊接工作，必须由取得国家授权的相关部门颁发的资格证书的人员担任，并且焊工焊接的钢材种类、焊接方法和焊接位置等均应与焊工本人考试合格的项目相符。5.4.2.2.3 监督范围内金属部件焊接用的焊条、焊丝和焊剂、气体，必须有符合国家、行业相应标准要求的质量保证书或合格证。5.4.2.2.4 制造阶段、试运行质保期满时、运行阶段，应按规定和要求对受监范围内金属部件焊缝进行外观质量检验，检验不合格时，不允许进行其它项目的检验。5.4.2.2.5 焊缝及母材表面缺陷应按工艺要求进行修复，焊缝内部超标缺陷应按照评定合格的焊接返修工艺执行，同一部位返修次数不允许超过两次。5.4.2.3 制造阶段5.4.2.3.1 应严格按照国家、行业标准和规范，集团公司电力工程建设设备监理管理办法、风电工程设备监理大纲、Q/HN10000.08.0052012风力发电场金属技术监督标准的规定和要求，对监督范围内金属部件的制造质量进行监督检查。5.4.2.3.2 应按照5.4.2.1和5.4.2.2条的规定，加强对金属材料和焊接质质量的监督。5.4.2.3.3 对制造阶段发现的材料、焊接超标缺陷等质量问题，应按规定及时进行更换或修复处理，并做好记录。5.4.2.3.4 应对受监金属部件制造质量监理单位的工作进行监督，对监理报告进行审核。5.4.2.4 安装阶段5.4.2.4.1 应按照国家、行业标准和规范，集团公司电力工程建设设备监理管理办法、集团公司Q/HN10000.08.0052012风力发电场金属技术监督标准的规定和要求，对监督范围内金属部件的制造质量和安装质量进行监督检查。5.4.2.4.2 检查连接紧固件应有质量保证书、热处理报告和检验报告，塔筒、机舱底部构架、底板等制造焊缝应有质量保证书和无损检验报告，齿轮箱、叶片等部件应有质量保证书或合格证书，并符合相关标准要求。5.4.2.4.3 塔筒、机舱底部构架、底板、爬梯等可见焊缝应进行100%的目视检测，检测结果应焊接牢靠、无宏观裂纹；塔筒外表面、机舱金属构件外表面防腐层应进行100%的目视检查合格；轮毂外表面应进行100%的宏观检查无表面裂纹等缺陷。5.4.2.4.4 所有连接螺栓、螺母安装前应经宏观检查无裂纹、机械损伤，安装后应无严重的表面机械损伤；有预紧力矩要求的紧固件，应按安装说明书规定的方法和力矩紧固；未规定预紧力矩的紧固件在装配时也要严格控制和进行力矩检查。5.4.2.4.5 对安装前和安装过程中检查发现的母材缺陷、焊缝缺陷、螺栓缺陷，防腐层缺陷或脱落等质量问题，应及时按规定进行处理合格，并做好记录。5.4.2.4.6 安装过程中检查发现的塔筒、机舱底板焊缝裂纹，以及螺栓裂纹或断裂问题，应组织进行原因分析和处理。5.4.2.4.7 塔筒、机舱底盘焊缝检查发现裂纹时，应对所有焊缝进行100%的目视、磁粉、超声探伤检测，探伤检测依据标准和质量要求，按照Q/HN10000.08.0052012风力发电场金属技术监督