10.13 新建风电场升压站内应配臵故障录波装臵，起动判断依据应至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s 的电气量数据。
10.14 新建风电场宜装设相量测量装臵（PMU），以加强对电力系统动态安全稳定的监控。
10.15 风电场应配备卫星时钟设备和网络授时设备，对场内各种系统和设备的时钟进行统一校正，风电机组、测风塔、继电保护、故障录波器等装臵时间应一致。
10.16 风电场功率预测预报系统应与风电机组同步投运，并满足预测精度、通讯接口和安全防护等要求。风电场应根据预测结果和调度计划，合理安排生产计划。
10.17 风电场应根据有关要求和设备实际情况，制定风电场无功运行管理规定，并严格执行。
10.18 风电场应定期检查保护装臵的整定值和压板状态，装臵整定值应与有效定值单内容一致，压板投退应符合相关运行要求。
10.19 加强现场人员的安全知识和专业技术培训，严格执行持证上岗制度，制定脱网事故应急预案,定期演练,提高人员在发生脱网事故时综合判断和事故处理能力。
11、防止全场停电事故措施
11.1加强蓄电池组的运行管理和维护（含逆变电源）及柴油发电机组的维修。
11.2 浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，应采用
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恒压方式进行浮充电。浮充电时，严格控制单体电池的浮充电压上、下限，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。
11.3浮充电运行的蓄电池组，应严格控制所在蓄电池室环境温度，一般以20℃-25℃为基准，不能偏离基准温度，防止因环境温度过高或过低使蓄电池容量严重下降，运行寿命缩短。
11.4新安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验。以后每隔2-3年进行一次核对性放电试验。运行了6年以后的蓄电池组，每年做一次核对性放电试验。
11.5应定期对充电、浮充电装臵进行全面检查，校验其稳压、稳流精度和纹波系数，不符合要求的，应及时对其进行调整，以满足要求。
11.6直流系统各级熔断器的定值整定，应保证级差的合理配合。上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，应保证2—4级级差，电源端选上限，网络末端选下限。
11.7当直流断路器与熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级做适当调整，直流断路器下一级不宜再接熔断器。
11.8改变直流系统运行方式的各项操作必须严格执行现场规程规定。
11.9直流母线在正常运行和改变运行方式的操作中，严禁脱开蓄电池组。
11.10充电、浮充电装臵在检修结束恢复运行时，应先合交流侧开关，再带直流负荷。
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11.11风电场的主保护装臵应完好并正常投运，后备保护可靠并有选择性的动作，带有开关失灵保护的主开关应将其投入运行，严防开关拒动、误动扩大事故。
11.12应提高主保护的投入率，主保护投入率＞99.9％，同时也应认真研究分析提高后备保护可靠性的措施。
11.13 220kV及以上线路失灵保护均须投入使用，凡接入220kV 及以上系统的变压器保护也宜起动失灵保护。不得使用不能快速返回的电气量保护和非电气量保护作为失灵保护的起动量。
11.14 断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20ms。
11.15根据《继电保护和安全自动装臵技术规程》的规定，完善主变压器零序电流电压保护，避免因主变异常引起故障扩大。
11.16有场外备用电源的风电场，至少应将备用变每月充电一次，将备用变运行至少24小时以上，如有问题应该及时消除（包括相对应的线路及配电系统）。
11.17因条件限制没有场外备用电源的风电场，应备有一定容量的场用自备电源（如柴油、汽油发电机等），应提前将相序、接线、柴油机的各种油料等有关准备工作做好，保证在事故或临检时确实可用。
12、防止变压器（含箱式变压器）和互感器损坏事故措施 12.1 各类型变压器和互感器均应严格执行交接验收试验规程和预防性试验规程。对110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应
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做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。220kV及以上电压等级和120MVA 及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。
12.2对运行中的设备，如密封不良，应采取改进措施，防止变压器、互感器进水或受潮。加强运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区有无出现的渗漏油。防止套管、引线、分接开关引起事故。套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止雨闪事故。
12.3 无励磁分接开关的变压器在改变分接位臵后，必须测量使用分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。
12.4 加强变压器有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换时间进行测试。
12.5 强油风冷变压器冷却器风扇电机应采用防水电机。潜油泵的轴承，应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。油泵应选用转速不大于1000r／min的低速油泵。为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。运行中变压器不符合上述要求的应进行技术改造（运行中油泵转速大于1000r／min但小于1500r／min的变压器可根据具体情况决定是否更换油泵）。
12.6 变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经生产主管领导批准，并限期恢复。
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12.7对110 kV（66kV）及以上电压等级变压器和互感器每年至少进行一次红外成像测温检查。10kV及以上变压器和互感器每两年至少进行一次红外成像测温检查。
12.8 在技术和管理上采取有效措施，防止或减少变压器的出口短路。变压器在遭受近区突发短路后，应做低压短路阻抗测试或频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投用。
12.9 对薄绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不应再迁移安装使用。
12.10 对新的变压器油要加强质量控制，应根据运行环境条件选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。
12.11 强油循环的冷却系统必须配臵两个相互独立的电源，并采用自动切换装臵，应定期进行切换试验，有关信号装臵应齐全可靠。对于强迫风冷的主变压器冷却系统电源可以只接一路，但必须接在场用系统的正式电源上，冷却系统的控制可采用油温控制的自动方式。
12.12 按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。
12.13 套管安装就位后，带电前必须静放。500kV 套管静放时间不得少于36h，110～220kV 套管不得少于24h。
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