干式电抗器交接试验报告表格推荐下载.xlsx

干式电抗器交接试验报告表格推荐下载.xlsx

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9541:

"@#@一、填空@#@1、风力发电机组是实现＿＿＿到＿＿＿、＿＿＿到＿＿＿两个能量转换的装置。

@#@（风能到机械能，机械能到电能）@#@2、风力发电机组包括以下四个工作状态（按从高层次到低层次的顺序排列）：

@#@＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿。

@#@（运行，暂停，停机，紧急停机）@#@3、双馈异步风力发电系统是＿＿＿＿＿的主要形式之一。

@#@（变速恒频）@#@4、控制系统实时检测风能情况的两个外部传感器是＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿，编码器用于检测＿＿＿＿＿。

@#@（风速仪，风向标，速度与位置）@#@5、在大风情况下，当风速达到停机风速时，主控系统控制风机偏航到＿＿位置，正常运行时，偏航系统应工作在＿＿位置，偏航角度的定义是＿＿＿＿＿＿＿与＿＿＿＿＿之间的夹角。

@#@（90度，0度，机舱轴心线与风向）@#@6、在风机的功率控制曲线中，超过额定风速的部分被定义为为＿＿＿＿＿区，而低于额定风速的部分为＿＿＿＿＿区。

@#@（功率限制，功率优化）@#@7、PT100的阻值随着温度的增大而＿＿＿＿＿，当检测温度为0°@#@C时，PT100的阻值为＿＿＿＿＿。

@#@（增大，100欧）@#@8、风力发电机组上经常使用的传感器有＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿。

@#@（风向标，风速仪，位置传感器，接近式开关转速传感器）@#@9、风力发电机组桨叶的最大迎风角度为＿＿＿，针对风力发电机组的四个工作状态，当桨叶在最大迎风角度时风机应工作在＿＿＿状态。

@#@（0度，运行）@#@10、与变桨距风力发电机组相比，定桨距失速调节型风力发电机组的缺点是＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿。

@#@（叶片重量大，桨叶、轮毂、塔架等部件受力较大，机组的整体效率较低）@#@11、变桨距风力发电机组根据执行机构的类型可分为＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿两种类型。

@#@（液压变桨，电动变桨）@#@12、偏航系统一般由＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿等几个部分组成。

@#@（偏航轴承，偏航驱动装置，偏航制动器，偏航计数器，扭缆保护装置，偏航液压回路）@#@13、安全系统是由＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿组成的一个安全链。

@#@（许多继电器的常开触点）@#@14、列举安全系统被启动的条件（两个以上）＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿。

@#@（风轮超速，震动传感器动作，按下急停按钮，控制器看门狗超时等）@#@15、恒速恒频风力发电机的并网条件＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿、＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿。

@#@（转子转向与定子旋转磁场转向一致，发电机转速应尽可能接近同步转速）@#@二、判断@#@1、风力发电机叶轮在切入风速前开始旋转。

@#@（√）@#@2、失速调节用于小于额定风速的出力控制。

@#@（X）@#@3、风轮确定后它所吸收能量的多少主要取决于空气速度的变化情况。

@#@（√）@#@4、风力发电机组的平均功率和额定功率一样。

@#@（X）@#@5、恒速恒频风力发电机没有变流器装置。

@#@（√）@#@6、所有风力发电机组的调向系统均无自动解缆装置。

@#@（X）@#@7、风力发电机组一般都对发电机温度进行监控并设有警报信号。

@#@（√）@#@8、定桨距风力发电机功率调节多为失速调节。

@#@（√）@#@9、风力发电机组的风轮不必有防雷措施。

@#@（X）@#@10、变桨距风机在紧急收桨时由后备电源供电。

@#@（√）@#@11、风力发电机组在暂停状态时应保持自动调向。

@#@（√）@#@12、在阵风控制时，输入的瞬时功率会超过额定功率。

@#@（√）@#@13、变速恒频风力发电机组只在功率优化区内的变速区中实现最佳叶尖速比控制。

@#@（X）@#@14、阵风控制可以减少阵风对风电机组主传动链的冲击，但对变桨系统的响应速度没有任何帮助。

@#@（X）@#@15、系统接地电阻和防雷感应电压属于风机保护功能的参数指标。

@#@（√）@#@三、简答@#@1、解释双馈异步风力发电机组中“双馈”与“异步发电”的含义。

@#@@#@异步发电：

@#@电机转子处于同步转速上、下的一定转速范围内，电机皆可运行于发电状态；@#@@#@双馈：

@#@发电机定子绕组直接向电网送出电能；@#@转子绕组经变频器与电网联接，转子转速低于同步转速时，转子绕组从电网吸收电能；@#@转子转速高于同步转速时，转子绕组向电网送出电能，即转子功率双向流动。

@#@@#@2、变浆距风电机组液压系统的主要作用是什么？

@#@@#@答：

@#@在变浆距风电机组中，液压系统主要作用是控制变浆机构，实现风电机组的转速控制、功率控制，同时也控制机械刹车机构。

@#@@#@3、造成风力发电机组绕组绝缘电阻低的可能原因有哪些？

@#@@#@答：

@#@造成风力发电机绝缘电阻低的可能源应有：

@#@电机温度过高、机械性损伤、超市、灰尘、导电微粒或其他污染物污染侵蚀电机绕组等。

@#@@#@4、风力发电的基本工作原理是什么？

@#@@#@答：

@#@风力发电的基本工作原理就是利用风轮从风中吸收能量，通过传动机构转变为机械能，最终再转变为电能。

@#@@#@5、双馈异步发电机变频器由哪几部分组成？

@#@@#@答：

@#@由设备侧变频器、直流电压中间电路、电网侧变频器、IGBT模块、控制电子单元五部分组成。

@#@@#@6、风电厂运行管理工作的主要任务是什么？

@#@@#@答：

@#@风电厂运行管理工作的主要任务是：

@#@提高设备可利用率和供电的可靠性，保证风电厂的安全经济运行和工作人员的人身安全，降低各种损耗。

@#@@#@7、对某台风机来说，在吊装叶轮过程中，有时需调整机舱位置，针对偏航电机铭牌400V/690V，接线组别△/Y来说，现场只具备380V电源，问怎样改变偏航电机来满足现场需求，并且绘出接线组别？

@#@@#@答案：

@#@将星接改为角结@#@或@#@星接角结@#@8、风力机的偏航系统主要组成部分及其作用？

@#@@#@答:

@#@1）偏航支撑轴承：

@#@支撑机舱与偏航减速器一起来实现机舱的迎风转动。

@#@@#@2）偏航减速器:

@#@接受主机控制器的指令驱动偏航转动.@#@3）偏航制动器:

@#@在偏航转动结束后,让机舱可靠的定位同时还配合偏航减速器平稳地转动.@#@4）风向传感器:

@#@根据四象位四象限传动原理，跟风向标里面相应机构一起来控制机舱的方位,它传出的信号经主控制器判断对与错,会时时的对偏航减速器发出的指令。

@#@@#@9、常见齿轮箱故障及预防措施?

@#@@#@答:

@#@1）齿轮损伤@#@2）齿轮折断:

@#@在设计中应采取必要措施，充分考虑防过载因素，正确选用材料。

@#@@#@3）赤面疲劳@#@4）胶合@#@5）轴承损坏@#@6）断轴@#@7）油温高@#@10、简述风电机组液压系统的组成及作用。

@#@@#@答：

@#@液压系统一般由电动机、油泵、油箱、过滤器、管路及各种液压阀等组成。

@#@液压系统主要是为油缸和制动器提供必要的驱动压力，有的强制润滑型齿轮箱亦需要液压系统供油。

@#@油缸主要是用于驱动定浆距风轮的叶尖制动装置或变浆距风轮的变浆机构。

@#@@#@11、风电场主要有哪些电气设备？

@#@@#@答：

@#@主变、开关、闸刀（隔离开关）、电流互感器、电压互感器、保护装置、自动装置、箱变、场内线路（架空线、电缆）、风力发电机及其相关控制装置。

@#@@#@12、风机出现线路电压故障有哪些原因？

@#@@#@答：

@#@1）箱变低压熔丝熔断；@#@@#@2）箱变高压负荷开关跳闸；@#@@#@3）风机所接线路跳闸；@#@@#@4）风场变电站失电。

@#@@#@13、根据风机简图说明SL1500风力发电机的组成？

@#@@#@答案：

@#@

（1）轮毂罩

（2）叶片（3）轮毂（4）变桨机构@#@（5）增速箱（6）减噪装置（7）冷却风扇（8）主机架@#@（9）吊车机构（10）制动器（11）联轴器（12）机舱罩@#@（13）控制及变频柜支架（14）风向标（15）发电机水冷装置（16）发电机（17）偏航机构（18）增速箱油冷装置@#@14、风力发电机组因液压故障停机后应如何检查处理？

@#@@#@答：

@#@应检查油泵是否工作正常；@#@液压回路是否渗漏；@#@若油压异常，应检查液压泵电动机÷@#@液压管路、液压缸及有关阀体和压力开关等，必要时应进一步检查液压泵本体工作是否正常；@#@待故障排除后再恢复机组运行。

@#@@#@15、简述风力发电机组的组成部件以及各部分的功能作用。

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"柳埠街道办事处分布式光伏发电项目@#@（第一标段）@#@技@#@术@#@部@#@分@#@山东亿利丰泰建设工程有限公司@#@第一章项目概况@#@一、工程概况@#@1、项目名称：

@#@柳埠街道办事处分布式光伏发电项目@#@2、工程地点：

@#@济南历城区柳埠街道办事处所辖22个贫困村@#@3、工期：

@#@45日历天。

@#@@#@4、济南历城区柳埠街道办事处计划在22个贫困村建设光伏发电项目，本项目为第一标段，分别有如下11个村落：

@#@@#@①　绰沟村 （40kw 利用村委会屋顶400m2 ）@#@②　上海村 （20kw 利用村委会屋顶150m2 ）@#@③　涝峪村 （20kw 利用办公室及1户民房屋顶200m2）@#@④　北坡村 （30kw 利用村委办公室及1户民房屋顶300m2）@#@⑤　枣园村 （30kw 利用村委会及1户民房屋顶300m2）@#@⑥　唐家沟 （20kw 利用危房改造户屋顶180㎡）@#@⑦　川道村 （40kw 利用村委会和冷库屋顶480m2）@#@⑧　青水圈 （30kw 利用4户民房屋顶460m2）@#@⑨　蔡峪村 （30kw 利用2户有证民房屋顶330m2）@#@⑩　车子峪 （30kw 利用办公室和3户民房屋顶455m2）@#@⑪　长峪村 （20kw 利用民房屋顶250m2）@#@二、编制依据@#@本光伏发电系统施工方案根据招标文件要求、工程量清单、现行施工规范标准及相关强制性条文、建筑质量管理条例等编制而成。

@#@我公司将按照施工承包合同的要求，将根据有关部门资料，以本方案为依据，制定更加完善、详尽的光伏发电系统施工方案。

@#@@#@三、编制原则@#@1适用、经济、安全、合理。

@#@@#@2结合实际，突出重点，兼顾一般，周密部署，合理安排。

@#@@#@3平行流水、均衡作业，网络技术控制，保证工期。

@#@@#@4规划创优，方案切实，措施到位，确保质量。

@#@@#@5推广使用新技术、新工艺。

@#@@#@四、执行标准及规范总汇@#@①　《工程测量规范》@#@②　《钢结构设计规范》@#@③　《施工现场临时用电安全技术规范》@#@④　《钢结构工程施工质量验收规范》　 @#@⑤　《建筑机械使用安全技术规范》@#@⑥　《建筑施工安全检查标准》@#@⑦　《建筑安装工程质量检验评定统一标准》@#@⑧　《电气装置工程及验收标准》@#@⑨　《建筑装饰装修工程质量验收规范》@#@⑩　《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》@#@⑪　《铝合金建筑型材》@#@⑫　《碳素结构钢》@#@⑬　《建筑用硅酮结构密封胶》@#@第二章选材合理环保@#@在太阳能光伏发电系统中，我们会用到太阳能电池、逆变器、电池组件、支架、汇流箱、线缆、接头等。

@#@@#@一、光伏电池组件的选择@#@

（一）电池类型的选择@#@1.现在商用的光伏电池类型主要有：

@#@晶体硅电池和非晶硅电池，晶体硅电池有单晶硅电池、多晶硅电池；@#@非晶硅电池有硅基薄膜电池、铜铟镓硒薄膜电池、碲化镉薄膜电池砷化镓薄膜电池等。

@#@@#@2.晶体硅电池转换效率较高，一般为14～19%，其中单晶硅电池效率最高，而非晶硅薄膜电池的转换效率为6～12%左右。

@#@单晶硅、多晶硅光伏电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目，由于多晶硅在成本上有一定优势，因此本工程拟选用多晶硅光伏电池。

@#@@#@

（二）光伏组件的选择@#@1.光伏组件是光伏系统的主要发电来源。

@#@上海太阳能科技有限公司的太阳电池组件使用品质优良的原材料制造，采用高效率多晶硅太阳电池、高透光率钢化玻璃、EVA/Tedlar、抗腐蚀铝合金边框等材料，使用先进的真空层压工艺以及脉冲焊接工艺制造太阳能组件，确保产品在最严酷的环境中的长寿命和高可靠性。

@#@组件的背面安装有一个防水接线盒，通过接线盒可以方便的与外电路连接。

@#@本2.2Mwp项目拟选用HT60-156p-240多晶组件，太阳能电池组件的主要参数如下：

@#@@#@2.·@#@电池材料：

@#@多晶硅；@#@@#@3.·@#@电池组件尺寸：

@#@1640mm×@#@992mm×@#@40mm；@#@@#@4.·@#@封装结构：

@#@玻璃／EVA／电池／EVA／背膜；@#@@#@5.·@#@满足IEC61215标准@#@6.·@#@标称功率：

@#@240W；@#@@#@7.·@#@开路电压：

@#@37.5V；@#@@#@8.·@#@短路电流：

@#@8.49A；@#@@#@9.·@#@最大工作电压：

@#@30.5V；@#@@#@10.·@#@最大工作电流：

@#@7.87A；@#@@#@11.·@#@工作环境温度：

@#@－40℃～＋90℃@#@12.·@#@重量：

@#@19kg@#@13.·@#@太阳电池阵工作寿命：

@#@正常使用25年后组件输出功率衰减不超过初始值的20%@#@二、光伏逆变器的选择@#@3.逆变器主要技术指标还有：

@#@额定容量；@#@输出功率因数；@#@额定输入电压、电流；@#@电压调整率；@#@负载调整率；@#@谐波因数；@#@总谐波畸变率；@#@畸变因数；@#@峰值子数等。

@#@@#@4.本项目拟选用阳光电源股份有限公司生产的SG500KTL逆变器和250KW逆变器。

@#@SG500KTL（500kW）并网逆变器采用三菱公司第五代IPM模块，可实现多台逆变器并联组合运行。

@#@SG500KTL型国产并网逆变器为户内安装设计结构，需外带通风照明等系统，其待机自耗电功率小于50W，波形失真率小于3%。

@#@2台SG500KTL型并网逆变器外接1台升压变压器。

@#@SG500KTL型逆变器的主要技术参数如下表3-1所示：

@#@@#@表3-1逆变器主要技术参数@#@生产厂家@#@合肥阳光电源有限公司@#@逆变器型号@#@SG500KTL@#@输出额定功率@#@500KW@#@最大交流侧功率@#@520KW@#@最大交流电流@#@1070A@#@最高转换效率@#@98.5%@#@*欧洲效率@#@98.3%@#@最大输入直流侧电压@#@900@#@最大功率跟踪（MPP）范围@#@450Vdc～820Vdc@#@最大直流输入电流@#@1200A@#@交流输出电压范围@#@额定270VAC@#@输出频率范围@#@50Hz@#@要求的电网形式@#@IT系统@#@待机功耗/夜间功耗@#@<@#@50W@#@输出电流总谐波畸变率@#@<@#@3%（额定功率时）@#@功率因数@#@>@#@0.99@#@自动投运条件@#@直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行@#@断电后自动重启时间@#@5min（时间可调）@#@隔离变压器（有/无）@#@无@#@接地点故障检测（有/无）@#@有@#@过载保护（有/无）@#@有@#@反极性保护（有/无）@#@有@#@过电压保护（有/无）@#@有@#@其它保护（请说明）@#@极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地故障保护等@#@工作环境温度范围@#@－20℃～＋40℃@#@相对湿度@#@0～95%，不结露@#@满功率运行的最高海拔高度@#@≤2000米（超过2000米需降额使用）@#@防护类型/防护等级@#@IP20（室内）@#@散热方式@#@风冷@#@重量@#@2288kg@#@250KW逆变器技术参数@#@隔离方式@#@工频变压器@#@推荐最大太阳电池阵列功率@#@275KWP@#@最大阵列开路电压@#@880V@#@太阳电池最大功率点跟踪（MPPT）范围@#@450～820V@#@直流输入端子数@#@8@#@最大阵列输入电流@#@600A@#@额定交流输出功率@#@250KW@#@总电流波形畸变率@#@<@#@3%（额定功率时）@#@功率因数@#@>@#@0.99@#@最大效率@#@96.5%以上@#@欧洲效率@#@95.4%以上@#@额定电网电压@#@270VAC@#@允许电网频率范围@#@50Hz@#@夜间自耗电@#@<@#@100W@#@通讯接口@#@RS485@#@防护等级@#@IP20（室内）@#@使用环境温度@#@-20℃～+40℃@#@噪音@#@<@#@60dB@#@冷却@#@风冷@#@尺寸（宽x高x深）@#@2400mm×@#@2180mm×@#@850mm@#@重量@#@1700kg@#@3.SG500KTL光伏并网逆变器采用美国TI公司32位专用DSP（LF2407A）控制芯片，主电路采用日本最先进的智能功率IPM模块组装，运用电流控制型PWM有源逆变技术和优质进口高效隔离变压器，可靠性高，保护功能齐全，且具有电网侧高功率因数正弦波电流、无谐波污染供电等特点。

@#@该并网逆变器的主要技术性能特点如下：

@#@@#@

（1）采用美国TI公司32位DSP芯片进行控制；@#@@#@

（2）采用日本三菱公司第五代智能功率模块（IPM）；@#@@#@（3）光伏电池组件最大功率跟踪技术（MPPT）；@#@@#@（4）50Hz工频隔离变压器，实现光伏阵列和电网之间的相互隔离；@#@@#@（5）具有直流输入手动分断开关，交流电网手动分断开关，紧急停机操作开关；@#@有先进的孤岛效应检测方案；@#@有过载、短路、电网异常等故障保护及告警功能；@#@直流输入电压范围（480V～880V），整机效率高达94%；@#@@#@（9）人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏（LCD）可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据（大于50条），总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据；@#@@#@（10）逆变器支持按照群控模式运行，并具有完善的监控功能；@#@@#@（11）可提供包括RS485或Ethernet（以太网）远程通讯接口。

@#@其中RS485遵循Modbus通讯协议；@#@Ethernet（以太网）接口支持TCP/IP协议，支持动态（DHCP）或静态获取IP地址；@#@@#@（12）逆变器具有CE认证资质部门出具的CE安全证书。

@#@@#@三、光伏支架的选择@#@1、目前我国普遍使用的太阳能光伏支架系统从材质上分，主要有混凝土支架、钢支架和铝合金支架等三种。

@#@@#@2、混凝土支架主要应用在大型光伏电站上，因其自重大，只能安放于野外，且基础较好的地区，但稳定性高，可以支撑尺寸巨大的电池板。

@#@@#@3、钢支架性能稳定，制造工艺成熟，承载能力高，安装简便，防腐性能优良，外形美观独特的连接设计，安装方便快速，安装工具简单通用采用结构防腐材料的钢制及不锈钢零部件，使用寿命在20年以上。

@#@@#@4、铝合金支架一般用在民用建筑屋顶太阳能应用上，铝合金具有耐腐蚀、质量轻、美观耐用的特点，但其承载力低，无法应用在太阳能电站项目上。

@#@@#@5、综合性能对比@#@1）铝合金型材质量轻、外表美观、防腐蚀性能极佳，一般用于对承重有要求的屋顶电站、强腐蚀环境、化工厂电站等采用铝合金做支架则会有更好的效果。

@#@@#@2）钢材强度高、承受荷载时挠度变形小，一般用于普通情况下的电站或用于受力比较大的部件。

@#@在大风地区、跨度要求比较大则采用钢支架在经济上有明显的效益。

@#@@#@3）造价方面：

@#@一般情况下，基本风压在0.6kN/m2，跨度在2m以下，铝合金支架造价为钢结构支架的1.3-1.5倍。

@#@在小跨度体系中，（如彩钢板屋顶）铝合金支架与钢结构支架造价相差比较小，并且在重量方面铝合金比钢支架要轻很多，所以非常适合用于屋顶电站。

@#@@#@四、光伏汇流箱的选择@#@汇流箱选购需要注意哪些问题?

@#@需要考虑以下因素：

@#@@#@1、了解汇流箱的知识和确定要买的智能光伏汇流箱的配置。

@#@了解汇流箱的知识，包括外形、安全、技术、性能、配置、售后服务及产品品牌的口碑。

@#@另外，还要了解一点汇流箱市场的形势，因为光伏发电市场是不同于生活用品的，是属于耐用品，价格走势几乎是保持不变有时候会有上升趋势，不要因为一些低价产品的传言影响你购买的决心，需要注意了解的是产品价格浮动的周期以及配件价格的浮动周期，选择一个合理的质量、技术等都有保障的进行购买。

@#@@#@2、选择哪一款汇流箱和哪一个规格的汇流箱。

@#@汇流箱规格有：

@#@2路、4路、6路、8路、10路、12路、14路、16路、18路、20路、22路和24路，这些规格每种规格的价格都是不一样的。

@#@@#@3、不必刻意追求时尚或与众不同，要看制造工艺是否精良等，不同厂家往往在工艺精度上会有很大区别，从而也带来产品品质的巨大差异。

@#@@#@4、汇流箱的性能和技术，这是汇流箱的心脏，是需要比较的东西，是否实用是否节能是否智能就全看它了。

@#@不要误入单纯追求价格便宜的误区，高质量、高科技技术等才是产品的核心东西。

@#@@#@5、安全配置，安全用电最重要，因此安全是第一位的。

@#@发电系统的安全性更重要，直接决定着发电系统的安全系数。

@#@此外，安全配置也是越多越先进越好。

@#@@#@6、整体性能品质，包括制造工艺（箱体、油漆、环保等）、技术性能（技术参数）、整体质量（品牌的口碑———美誉度）。

@#@@#@五、光伏电缆的选择@#@光伏系统所用的电缆分为光伏直流线缆和交流线缆，在选择线缆时一方面要考虑线缆所能承载的最大电流，另一方面要考虑电缆线阻造成的电压损失。

@#@@#@1、直流线缆选型：

@#@@#@直流线缆多为户外铺设，需要防潮、防晒、防寒、防紫外线等，因此分布式光伏系统中的直流线缆一般选择光伏认证的专用线缆，考虑到直流插接件和光伏电池组件输出电流，目前常用的光伏直流电缆为PV1-F1*4mm⊃2;@#@。

@#@@#@2、交流电缆选型：

@#@@#@交流线缆主要用于逆变器交流侧至并网箱，需要考虑防潮、防晒、防寒、防紫外线，一般选用ZR-YJV型电缆。

@#@@#@由逆变器参数知，逆变器交流端的最大电流I=-23.8A，下表为YJV三芯电力电缆持续载流量数据表。

@#@@#@六、光伏连接器的选择@#@1、连接器类型：

@#@连接什么，用在哪里等这些问题是首先要考虑的，这就决定了所选工业连接器的类型。

@#@连接器被使用的地点（室内，室外，腐蚀环境，等等）会影响到是否要增强航空插头的密封性或在绝缘本体之外加遮蔽壳体。

@#@连接器的类型决定采用何种端子，以及要安排多少个导电端子。

@#@当然这其中也涉及到了一些端子技术方面的参考。

@#@@#@2、电性要求：

@#@在选择电连接器时，要考虑产品的电性要求。

@#@产品又怎样的电压与电流要求，连接器是否用能很好的应用于这样的电性中，这些关于电性要求的问题是需要我们去考虑的。

@#@此外，我们也需要考虑其他的一些电性条件：

@#@电阻，允许的电阻变化量，毫伏降，最大电流值，最大电压值，涌入电流值，特性阻抗，VSWR（电压驻波比），插拔损耗与EMI遮蔽效率。

@#@@#@3、环境要求：

@#@温度、湿度以及其它环境条件是由电连接器所处的位置决定的，因而应考虑位置及预期的环境。

@#@而其它相关贮存条件的适用期（shelflife）以及信息是什么。

@#@对环境的阐述中也应该涵盖有对冲击与震动的要求，包括出自于海运方面的要求，以及生产环境条件例如焊接温度与焊接周期持续时间的要求。

@#@连接器制造商表示，在连接器所导引的汇合型持续电流周围就是最高温度产生的区域。

@#@@#@4、机械性能要求：

@#@对于连接器而言，在选择电连接器时要考虑的，如：

@#@对于印刷电路板而言，确定电路板的公差是很重要的，它是卡缘连接器的临界值，以及达到临界的可行性。

@#@对于小功率电路，镀层与底层材料必须指明与信号标准与环境等级相一致。

@#@@#@5、规格：

@#@连接器制造商可采用大约25个测试机构（所制定的规格）作为其连接器全部或部分测试规格的来源。

@#@必须考虑到在特定的应用情况下采用适当的测试规格，其中包括国际通用的情况。

@#@@#@第三章设计方案@#@第一节并网设计技术方案@#@一、光伏发电系统设计@#@1.本光伏并网发电项目推荐采用分块发电、集中并网方案，最终实现将整个光伏并网发电系统接入高压交流电网进行并网发电。

@#@@#@2.每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个光伏电池阵列，光伏电池阵列所发的直流电能输入光伏方阵防雷汇流箱后接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜并入0.27KV、最终升压至10KV配电装置。

@#@@#@3.光伏发电系统原理构成@#@系统的基本原理：

@#@太阳能电池组件所发直流电通过光伏并网逆变器逆变成50Hz、270V的交流电，经交流配电箱与用户侧并网，向负载供电，或者经过升压变电，接入电网。

@#@本项目并网接入系统方案采用10KV高压并网。

@#@@#@图3-1光伏电站系统原理示意图@#@本工程光伏发电系统主要由光伏电池板（组件）、逆变器及并网系统（配电升压系统）三大部分组成。

@#@@#@二、电站直流逆变系统设计@#@1.为了更好地防雷和方便维护，可先将太阳电池子阵列单元通过直流防雷配电汇流箱后，再接入配电房的直流配电柜。

@#@光伏电站各区域的配置如表3-3所示：

@#@@#@表3-5各区设备配置表@#@编号@#@总容量@#@并联数@#@汇流箱@#@直流配电@#@柜及数量@#@逆变器型@#@号及数量@#@@#@备注@#@（KWp）@#@型号@#@数量@#@A区（1000KWp）@#@A@#@1003.2@#@220@#@PVS-12@#@19@#@500KW*@#@2台@#@500KW*@#@2台@#@此区域共建设1个配电室，每个配电室内放置2台500KW逆变器及升压变@#@B区（1000KWp）@#@B@#@1003.2@#@220@#@PVS-12@#@19@#@500KW*@#@2台@#@500KW*@#@2台@#@此区域共建设1个配电室，每个配电室内放置2台500KW逆变器及升压变@#@C区（750KWp）@#@C@#@752.4@#@165@#@PVS-12@#@14@#@500KW@#@1台@#@500KW@#@1台@#@此区域共建设1个配电室，每个配电室内放置1台500KW逆变器、1台250KW逆变器及升压变@#@250KW1台@#@250KW1台@#@2.系统电气接线图@#@图光伏电站1MWp单元电气构成图@#@3.电缆敷设方案@#@1）电缆敷设：

@#@@#@

（1）电池组串与汇流箱的连接电缆，垂直方向沿电池组件安装支架敷设，水平方向大棚预留通道电缆沟敷设至就近配电室内。

@#@@#@

（2）除火灾排烟风机、消防水泵等消防设施所需电缆采用耐火电缆外，其余均采用阻燃、凯装电缆。

@#@@#@2）电缆防火及阻燃措施：

@#@@#@

（1）在电缆主要通道上设置防火延燃分隔措施，设置耐火隔板、阻火包等。

@#@@#@

（2）墙洞、盘柜箱底部开孔处、电缆管两端、电缆沟进入建筑物入口处等采用防火封堵。

@#@@#@（3）电缆防紫外线照射措施：

@#@@#@本工程所有室外电缆敷设，将沿光伏电池板下、埋管、电缆槽盒或沿电缆勾敷设，以避免太阳直射，提高电缆使用寿命。

@#@@#@三、防雷接地设计@#@1.直击雷防护@#@

（1）光伏电池方阵区域直击雷防护：

@#@@#@根据项目场地的地形特征和地质特点，在光伏阵列区域不单独设置避雷针，仅在光伏发电组件支架顶部安装短小的避雷针进行直击雷防护。

@#@@#@

（2）其他区域直击雷防护：

@#@@#@在各逆变升压配电室、高低压配电室、综合楼等建筑物屋顶设置避雷带用于直击雷防护。

@#@交流侧的直击雷防护按照电力系统行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》进行。

@#@@#@2.感应雷防护：

@#@@#@采取接地、分流、屏蔽、均压等电位等方法对感应雷进行有效的防护，以保证人身和设备的安全。

@#@@#@

（1）光伏电池方阵接地措施：

@#@@#@对光伏电池方阵，拟设置水平接地带和垂直接地极相结合的接地网。

@#@将安全接地、工作接地统一为一个共用接地装置，接地电阻值按不大于4Ω考虑。

@#@@#@沿光伏电池方阵四周采用－40×@#@6热镀锌扁钢设置一圈水平接地带，接地体埋设深度不小于0.5～0.8米。

@#@光伏电池生产厂家在光伏电池板铝合金外框上留有用于安装接地线的螺栓孔位置，安装时用接地线将电池板铝合金外框和电池板支架可靠导通，所有支架采用等电位与水平接地带连通，并根据现场土壤情况，选择合适的位置，采用热镀锌角钢或其他导电性能良好的材料设置垂直接地极，垂直接地极埋设深度不小于2.5米。

@#@@#@接地装置的接地电阻、接触电压和跨步电压满足规程要求，尽可能使电气设备所在地点附近对地电压分布均匀。

@#@@#@

（2）其余设备的接地措施：

@#@@#@（a）逆变升压配电室的主筋与接地网可靠连通。

@#@@#@（b）对所有交、直流电力电缆的接头盒、终端头和可触及的电缆金属护层和穿线的钢管应可靠接地；@#@电缆槽盒、支架、桥架、给排水管道、各级直流汇流箱、高低压配电柜外壳等金属物用热镀锌扁钢接入接地网。

@#@@#@（c）低压配电柜、高压配电柜、UPS屏、主变压器、升压站交流侧的接地按照电力系统行业标准《交流电气装置的接地》进行。

@#@@#@（3）分流措施：

@#@@#@目前，在感应雷的防护中，电涌保护器的使用已日趋频繁，它能根据各种线路中出现的过电压、过电流及时做出反应，在最短时间内将线路上因感应雷产生的大量浪涌电流释放到地网，使设备各点之间电位差大致不变，从而达到保护电气设备的目的。

@#@针对感应雷瞬时能量较大的特点，根据IEC国际标准对能量逐级吸收的理论，需要做多级防护，应在供电线路的各部位（防雷区交接处）逐级安装电涌保护器，以消除雷击过电压。

@#@@#@对于沿直流输入线侵入的感应雷，在光伏电池方阵的各级直流汇流箱内，分别在正极对地、负极对地间安装电涌保护器；@#@在逆变器直流输入端的正极对地、负极对地、正极对负极之间安装电涌保护器，实现共模和差模保护；@#@@#@电站交流侧雷击感应过电流均采用避雷器的方式进行分流，在电站10kV出线侧均装设氧化锌避雷器。

@#@@#@（4）等电位连接：

@#@@#@等电位连接的目的，在于减少需要防雷的空间内各金属部件和各系统之间的电位差。

@#@穿过各防雷区交界的金属部件和系统，以及在一个防雷区内部的金属部件和系统，都应在防雷区交界处做等电位连接；@#@应采用等电位连接线、扁钢和螺栓紧固的线夹做等电位连接。

@#@@#@四、监控系统设计@#@①　对大型并网光伏发电系统而言，需要设置必要的数据监控系统，对光伏发电系统的设备运行状况、实时气象数据进行监测与控制，确保光伏电站在有效而便捷的监控下稳定可靠的运行。

@#@同时，还应对光伏发电设备系统的运行参数、状态及历史气象数据进行在线分析研究，不但确保日常维护简易、高效和低成本，还可对未来的系统发电能力进行预测、预报。

@#@@#@②　本监控系统的监控范围包括光伏电池方阵、并网逆变器、升压站及站用电等电气系统的监控，其主要监测参数包括：

@#@直流配电柜输入电流、逆变器进出口的电压、电流、功率、频率、逆变器机内温度、逆变器运行状态及内部参数、发电量、环境温度、风速、风向及辐照强度，以及0.4/10kV升压变电及站用电气系统的各种参数等，并实现对0.4/10kV升压变电及站用电气系统的常规控制、保护和报警等。

@#@@#@③　监控@#@1）监控水平：

@#@@#@

（1）本光伏电站监控采用集中控制方式，采用计算机网络监控系统（NCS）、微机保护自动化装置和就地检测仪表等设备来实现全站机电设备的数据采集与监视、控制、保护、测量、远动等全部功能，实现少人值班。

@#@@#@

（2）设置在站区综合楼内的领导及工程师客户机可通过网络监视并网光伏电站的重要运行参数。

@#@计算机监控系统还可实现与地调的遥测、遥信、遥调等功能，并可将光伏电站的运行参数上传到地调的远方监控计算机实现远方监控。

@#@光伏电站计算机监控系统的网络结构详见全站监控系统规划图。

@#@@#@（3）为了防止通讯线路出现故障或其他原因，导致主控室监控装置无法获取各分站每台逆变器的运行状态和工作数据，拟在每个逆变升压配电室内配置1套就地监控装置。

@#@该系统采用高性能工业控制PC机作为系统的监控主机，配置光伏并网系统多机版监控软件，采用RS485通讯方式，获取所有并网逆变器的运行状态和工作数据。

@#@@#@（4）整个光伏电站内设一个主控制室，主控制室布置在升压站区域的10kV配电室的建筑内。

@#@在主控室内的运行人员以大屏幕、操作员站LCD为主要监控手段，完成整个光伏发电系统（包括升压站）的运行监控。

@#@主控室还设有工业电视监视墙，墙上布置大屏幕、闭路电视监视屏、火灾报警控制盘等。

@#@@#@（5）在升压站及各逆变器房内拟设置一套火灾报警系统，火灾报警机柜布置在主控制室内。

@#@@#@2）太阳能光伏发电系统的监控@#@逆变器系统采用独立监测系统监测并网发电系统的运行状况，利用工控机采集数据，连续24小时不间断地监测和记录所有并网逆变器的运行数据和故障数据，主要监测功能有：

@#@@#@⑴监测光伏电站的运行参数——光伏电站的当前发电总功率、日总发电量累计、月总发量累计、年总发电量累计、总发电量累计，以及累计CO2总减排量；@#@@#@⑵监测环境参数——室内和室外温度、风向、风速和日照辐射的辐照量；@#@@#@⑶监测每台并网逆变器的运行参数，主要包括：

@#@@#@A、直流电压@#@B、直流电流@#@C、直流功率@#@D、交流电压@#@E、交流电流@#@F、逆变器机内温度";i:

2;s:

16723:

"@#@高炉大修项目@#@工业管道安装工程分包协议@#@总包单位：

@#@某某高炉项目部（以下简称甲方）@#@分包单位：

@#@某某设备安装分公司（以下简称乙方）@#@根据《中华人民共和国建筑法》、《中华人民共和国协议法》及《建筑安装工程承包协议条例》等有关规定，甲方将本工程项目分包给乙方施工。

@#@结合具体情况，双方本着公平合理的原则，经充分协商一致，签订本协议，以资共同遵照履行。

@#@@#@第一条工程概况@#@一、工程名称：

@#@张家港某某高炉大修项目工业管道安装工程@#@二、工程地址：

@#@江苏省张家港市沿江经济技术开发区某某集团北区@#@三、工程结构层次：

@#@钢砼结构@#@四、工程分包范围：

@#@1#、2#、3#高炉通风除尘系统、煤气净化系统、能源介质、液压及润滑系统的管道、支架及设备等工程项目（具体工程项目以甲方提供的施工图全部图示实物量为分包范围），乙方不得以任何理由拒不接受甲方发包的工程项目。

@#@@#@五、甲方提供现有施工条件，临时设施由乙方负责。

@#@@#@第二条工程期限@#@一、根据国家工期定额和建设单位对本工程项目的工期要求，甲乙双方商定总工期为：

@#@九十九日历天，即1#高炉从某某年七月十日开工至某某年八月三十日竣工、2#高炉从某某年八月二十日开工至某某年九月十七日竣工、3#高炉从某某年九月七日开工至某某年十月十六日竣工。

@#@根据施工总进度情况，具体开工日期甲方提前五天通知乙方。

@#@@#@二、如遇下列情况乙方用书面形式通知甲方，经甲方认可后，工期作相应顺延。

@#@@#@1、甲方提出重大设计变更，新增项目或工程量增加。

@#@@#@2、施工期间遇到不可抗力（台风、地震等自然灾害）。

@#@@#@3、甲方不能按时交接工序，以及不能按时提供设备和材料。

@#@@#@乙方在上述情况发生后三天内，将延误内容及时向甲方提交书面报告。

@#@@#@第三条分包方式@#@本工程项目采用包人工、包辅材、包机械、包工期、包质量、包安全及综合单价包干、竣工结算的分包方式。

@#@@#@第四条协议价款@#@一、协议总价：

@#@暂定为某某万元人民币（￥：

@#@300.00万元人民币）@#@二、项目管理费：

@#@叁拾万元整人民币（￥：

@#@30.00万元人民币）包干使用@#@三、综合单价：

@#@@#@1、通风管道及管件安装：

@#@每吨柒佰元整人民币（￥：

@#@700.00元／t人民币）@#@2、除尘管道及管件安装：

@#@每吨柒佰元整人民币（￥：

@#@700.00元／t人民币）@#@3、燃气管道及管件安装：

@#@每吨柒佰元整人民币（￥：

@#@700.00元／t人民币）@#@4、氧.氮.氩.空气.蒸汽管道安装：

@#@每吨壹仟陆佰元整人民币（￥：

@#@1600.00元／t）@#@5、管道支架及管托安装：

@#@每吨肆佰伍拾整人民币（￥：

@#@450.00元／t人民币）@#@6、管道设备：

@#@每吨陆佰柒拾元整人民币（￥：

@#@670.00元／t人民币）@#@7、液压润滑系统管道及管件：

@#@每吨玖仟捌佰元整人民币（￥：

@#@9800.00元／t人民币）@#@8、液压润滑系统管夹和支架：

@#@每吨贰仟元整人民币（￥：

@#@2000.00元／t人民币）@#@9、液压润滑系统设备：

@#@每吨壹仟元整人民币（￥：

@#@1000.00元／t人民币）@#@以上综合单价已包含管道制作监造、防腐涂装、吹扫试压和试车、保驾护航以及液压和润滑管道酸洗、冲洗、调试和试车等。

@#@@#@四、本分包工程项目采用综合单价一次包定，不受市场物价浮动和有关部门调价文件的影响。

@#@本综合单价已包含了本工程项目施工所要发生及所涉及到的所有工作内容及费用，分包工程项目范围内将不再发生其它费用支出。

@#@@#@五、本协议价款不含本工程应缴纳的税金和各种规费，由甲方代缴。

@#@个人所得税和承兑汇票贴息由乙方承担。

@#@@#@第五条材料供应与施工机械@#@一、甲方负责供应的材料：

@#@①通风除尘系统和燃气系统工程管材、管件、支架、油漆、设备及法兰，②氧、氮、氩、空气、蒸汽工程管材（工程要求酸洗的，甲方提供酸洗合格的素材管）、管件、管夹、支架、油漆、设备及法兰，③液压及润滑系统工程管材、管件、管夹、支架、油漆、设备及法兰由甲方供应，并负责送货到乙方指定地点，乙方负责卸车。

@#@乙方应设专人向甲方办理甲供材的限额领料手续，甲供钢材按乙方编制的材料预算经甲方审核后，作为供料依据（管材材损1％、型材材损2％）。

@#@超供用料甲方负责回收或按市场废钢价在乙方工程款中扣除；@#@如因乙方原因超领用料或浪费材料按同期市场价在乙方工程款中扣除，并加收5％的采管费。

@#@@#@二、技术措施用材料供应：

@#@本工程项目技术措施用料（含吹扫、酸洗、冲洗和试压的临时管道等）由乙方自行采购。

@#@乙方必须严格按经甲方审核后的施工方案组织施工。

@#@@#@三、乙方负责供应的材料：

@#@本工程项目所有工程材料（除甲供材料外）、施工用料均由乙方自行采购，采用甲控乙供形式。

@#@严格按照质量和材质要求施工。

@#@@#@四、乙方负责提供的施工机械：

@#@本工程项目所用施工机械由乙方自备，其进出场、安拆费由乙方自行承担。

@#@@#@五、双方供应的材料、构配件等应具有产品合格证或质量证明文件，没有合格证书，且未经鉴定或经过试验定为不合格的材料、构配件等，不得用于本工程项目。

@#@@#@六、具有合格证书的材料、构配件等如监理提出复验，应按规定复验，其检验费用由乙方承担，如属不合格产品，其不合格产品由供应方在48小时内清理出场。

@#@@#@七、材料代用，经甲方批准后，乙方方可使用代用材料；@#@因乙方原因使用时，由乙方承担发生的费用。

@#@@#@第六条工程质量与竣工验收@#@一、本工程质量根据设计施工图、修改图、变更通知及有关技术文件资料，遵照国家现行《建筑安装工程施工及验收规范》、《建设工程质量管理办法》和有关工程质量的规定，由乙方确保本工程项目质量。

@#@@#@二、工程质量等级：

@#@一次验收合格@#@三、工程保修期限：

@#@保修壹年@#@四、甲方提供本工程所需施工图三套及施工技术说明资料。

@#@@#@五、乙方应建立本工程的质量保证体系，严格按照设计要求、规范标准以及甲方根据质量管理要求发出的指令组织施工，随时接受甲方和业主的监督、检查、检验，并按甲方的要求返工、修改，承担由自身原因导致返工、修改的费用；@#@如工程质量低劣又无法挽救的，应由乙方负责赔偿全部损失。

@#@@#@六、工程完工验收，完工工程由乙方自检合格后，填写《工程报验申请表》，通知甲方检查验收，经甲方会同业主或质量监督机构认可签字后，乙方方可进行下一道工序施工。

@#@@#@七、工程竣工验收，乙方将已完工的单位工程验收日期书面通知甲方届时验收；@#@甲方以施工图、修改图、设计变更、施工验收规范、质量检验标准等为依据，按时参加验收，办理竣工验收移交手续，并保驾护航一个月。

@#@@#@第七条安全保卫与文明施工@#@一、乙方应严格遵守国家和地方有关施工安全、治安保卫和文明施工的各项规定，并制定相应的管理制度。

@#@@#@二、乙方应建立完善的安全管理制度，严格遵守安全操作规程，随时接受甲方和业主的监督检查。

@#@施工中如违反有关规定而发生的安全事故，乙方应在2小时内通知甲方。

@#@由甲方按照国家有关规定进行处罚、上报，其损失由乙方承担。

@#@@#@三、乙方的施工机具、材料、周转材料、临时设施均应放置在甲方划定的区域内，并自行承担消防保卫工作；@#@如发生公、私财物被盗及火灾均由乙方负责。

@#@@#@四、乙方施工现场应达到文明工地合格标准，若被有关部门评为不合格工地，乙方应在两天内按要求整改完毕，并承担经济处罚。

@#@@#@五、甲、乙双方签订的安全、治安协议是本协议的组成部分，具有同等效力。

@#@@#@六、工程完工后，乙方应在甲方限定期限内将设施、材料、周转材料全部清退出场，超过期限不作清理，甲方将按废弃物清理出场，所发生的清理费用由乙方承担。

@#@@#@第八条工程价款支付与结算@#@一、甲方在开工后一个月内支付给乙方10％的预付款：

@#@贰拾伍万元人民币（25.00万元）@#@二、工程进度款，乙方在每月18日前将当月完成的验收合格实物量，按工程项目付款签证单报送甲方审核确认后，按当月完成的验收合格实物量的60％支付工程进度款，并扣除有关款项，所余工程款于下月10日前支付给乙方。

@#@@#@三、工程竣工前，乙方收取的预付款和进度款总额，不超过本协议总价的70％。

@#@@#@四、协议价款的调整：

@#@本协议综合单价一次包定，不受任何市场物价及政策调价的影响。

@#@如遇设计变更、现场签证，则根据业主确认的设计变更及现场签证实际净重量，按综合单价计取工程费用，对协议价款进行调整（一次性变更小于1000.00元的双方均不作调整）。

@#@@#@五、乙方在单位工程完工验收后一个月内，将单位工程竣工结算资料送交甲方审核，甲方在收到结算资料的一个月内审核完毕，于次月支付余下的15％进度款和项目管理费叁拾万元整人民币（30.00万元）。

@#@@#@六、工程尾款结算，在全部工程竣工验收后的一个月内办理完毕；@#@根据本协议规定和补充协议规定，按照施工图、修改图、设计变更及现场签证的实际净重量结算；@#@并扣留分包工程结算总价的15％作为工程保修金，在保修期满一年后一次付清。

@#@@#@七、施工和生活用水、用电，由乙方支付水电费，甲方按与业主签订的水电费协议单价（水费1.5元/吨、电费0.7元/度）及实际发生量在乙方当月工程款中扣除。

@#@@#@第九条双方责任@#@一、甲方责任：

@#@@#@1、甲方指派岳振利为施工现场负责人，根据本协议有关规定做好施工现场平面、进度、质量、安全等全面管理和协调工作。

@#@@#@2、组织甲乙双方和设计单位及有关部门参加施工图纸交底会审，并做好会审纪要。

@#@@#@3、确定建筑物（构筑物）、道路的定位标桩水准点和座标控制点，并以书面形式提交乙方。

@#@提供有关隐蔽障碍物的资料。

@#@@#@4、负责编制总施工方案、总进度计划、总进场计划，及时解决设计和施工问题，为乙方创造必要的施工条件。

@#@@#@5、负责组织工程项目交工验收和移交，汇总上报一切有关的工程及经济资料。

@#@@#@6、将水源、电源提供到红线边缘，并保证乙方施工期间施工和生活用水、用电供应。

@#@@#@二、乙方责任：

@#@@#@1、乙方指派李政为施工现场液压和润滑系统施工的负责人，吕代兵为施工现场除尘管道、煤气管道和动力管网的施工负责人，共同履行本协议的各项规定。

@#@按照协议规定的分包范围，及时组织施工管理人员、材料、施工机械进场，服从甲方对现场平面、进度、质量、安全的管理和协调。

@#@@#@2、在整个施工阶段按总包单位的要求和有关规定，保证配置能满足所承担的工程项目所需的管理人员、施工机械、周转料具、工种齐全的施工作业人员。

@#@并做好材料采购供应和保管工作。

@#@@#@3、负责施工区域内（含生活大临）的用水、用电和临时设施的施工、管理和维修。

@#@@#@4、负责编制施工方案、技术措施施工方案、进度计划、进场计划、用电（用水）计划、验收资料及相关质保资料等，及时报送甲方。

@#@@#@5、严格执行甲方的质量管理制度，负责竣工验收资料的收集、整理和编制工作，并配合甲方作好整个施工过程的各项管理工作，@#@6、在每月18日前向甲方报送本月已完成工程量的统计报表和下月施工计划、季度施工计划。

@#@@#@7、做好乙方施工人员的安全教育工作，负责施工过程中的自身安全。

@#@由于安全措施不利造成安全事故的责任和因此发生的费用由乙方承担。

@#@@#@8、加强乙方人员治安保卫和防火教育，施工点应落实安全防范、防火措施。

@#@在施工过程中发生的治安案件和火灾事故由乙方负责，并自行承担造成的损失。

@#@@#@9、根据本工程所在地政府部门以及甲方和业主的各项管理规定，做到文明施工，工完场净、活完料清，保持现场整洁。

@#@@#@10、严格按照施工图、技术资料和现行规范标准要求以及施工网络进度组织施工，加强对每个施工节点的考核，在确保工程质量的前提下，按协议工期按时交工，并配合甲方作好交工验收、竣工结算工作。

@#@@#@11、已完工的建筑物、构筑物和安装的设备，在交工前应负责保护，并清理好现场，待分包工程竣工验收后全部撤离现场。

@#@@#@12、乙方承担其在分包工程中所产生的全部债务，未经甲方同意不得转包或以甲方名义对外联系业务，给甲方造成损失。

@#@@#@13、在协议规定的保修期内，对属于乙方责任的工程质量问题，由乙方无偿修理。

@#@@#@乙方不履行上述各项义务，造成工期延误和工程损失等，由乙方自行负责。

@#@@#@第十条违约与争议@#@一、协议签订后，未经双方协商一致同意，任何一方不得随意变更或解除。

@#@如乙方不经甲方同意，单方解除协议时，应由乙方赔偿甲方因影响施工安排造成的经济损失。

@#@@#@二、凡乙方出现或发生下列情况，甲方有权终止协议的继续履行。

@#@@#@1、乙方有转包或再分包本工程项目行为。

@#@@#@2、发生重大安全事故或现场管理混乱。

@#@@#@3、发生重大质量事故或在质量检查中被质监部门评为不合格。

@#@@#@4、工期达不到已确定的节点考核要求。

@#@@#@5、甲方依据上述情况的发生终止协议后，乙方有义务保护好已完工程移交甲方，并在三天内将人员、机具、周转材料撤出现场，逾期则按第七条中的第六款处理。

@#@@#@三、乙方分包的工程项目必须按照本协议有关规定达到甲方和业主的要求；@#@否则按甲方和业主的有关规定进行处罚。

@#@如属乙方原因造成工期延误，则工期每延期一天，应偿付给甲方按分包工程项目结算总价千分之一（1‰）的违约金。

@#@@#@四、本协议发生争议时，双方应及时协商解决，达成共示。

@#@@#@第十条附则@#@一、本协议未尽事宜，双方根据实际情况签订补充协议（或规定），作为本协议之附件，该附件与本协议具有同等效力。

@#@@#@二、本协议附件：

@#@@#@1、附件一：

@#@某某高炉大修项目工业管道安装分包工程安全管理协议@#@2、附件二：

@#@某某高炉大修项目工业管道安装分包工程治安防火协议@#@三、本协议正本二份，双方各执一份，副本二份，甲方执一份、乙方执一份。

@#@@#@四、本协议经双方代理人签字、单位盖章后即生效，至全部工程竣工验收合格，结清工程款项，保修期满后自动失效。

@#@@#@总包单位：

@#@某某高炉项目部分包单位：

@#@某某设备安装分公司@#@单位地址：

@#@单位地址：

@#@某某市@#@负责人：

@#@负责人：

@#@@#@电话号码：

@#@电话号码：

@#@@#@签订日期：

@#@某某年七月六日@#@第五页共五页@#@";i:

3;s:

13382:

"@#@哈电通用风能（江苏）有限公司@#@HE-GEWINDENERGY（JIANGSU）CO.LTD.@#@风力发电机塔筒顶部法兰的有限元分析@#@李杰@#@摘要:

@#@使用非线性有限元软件MSC.Marc/Mentat建立风力发电机塔筒顶部法兰联接的有限元模型,施加合理的边界条件和载荷后,通过非线性接触分析得到在预紧工况和极限工况下各组件的应力分布和变化情况,并对塔筒顶部法兰接触面进行安全性校核和塔筒顶部法兰与塔筒筒体焊缝处的疲劳寿命分析。

@#@分析结果表明,该塔筒顶部法兰的强度、安全性和焊缝处的疲劳寿命均满足设计要求,且结果为大型风力发电机法兰合理设计和性能强化提供了科学依据。

@#@@#@关键词:

@#@有限元法;@#@塔筒顶部法兰;@#@非线性接触;@#@风力发电机@#@Finiteelementanalysisofwindturbinetowertopflange@#@Abstract:

@#@UsingnonlinearfiniteelementsoftwareMSC.Marc/MentatestablishaFEAmodelofwindturbinetopflangeconnection.Basedonapplyingappropriateboundaryconditionandloads,thestressdistributionandthestressvariationofeachcomponentwereobtainedwiththemethodofnonlinearcontactanalysisunderthecaseofpre-tightenworkconditionandthelimitedcondition.Theanalysisresultsindicatethatthestrengthandsecurityofflangeandthefatiguelifefilletweldmeetdesignrequirements.Theresulthasaguidingroleforrationaldesignandperformanceimprovementoflarge-scalewindturbineflange.@#@Keywords:

@#@finiteelementmethod;@#@towertopflange;@#@nonlinearcontact;@#@windturbine@#@塔筒顶部法兰是风力发电机运行时的主要受力部件之一,它与偏航刹车盘、偏航轴承通过螺栓联接。

@#@在风力发电机组工作时,作用于叶轮和机舱的载荷将通过偏航轴承传递到塔架上。

@#@这些载荷包括叶轮所受到的气动载荷,如升力、阻力、轴向推力、气动弯矩和气动转矩等。

@#@由于风速风向的不稳定性,机组运行时塔筒顶部法兰承受的载荷是动态变化的,很容易遭到破坏。

@#@为提高风力发电机运行的可靠性,需要对塔筒顶部法兰联接部分进行结构强度分析。

@#@本文采用整体建模的思路,利用有限元理论分析塔筒顶部法兰面的接触应力,并且对塔筒顶部法兰与塔筒筒体的焊缝连接进行疲劳寿命分析。

@#@@#@1　整体模型的接触分析@#@1.1几何模型@#@几何模型在NX/UG中建立,本文重点分析塔筒顶部法兰的接触,所以简化轴承内圈,建立偏航轴承外圈与偏航刹车盘和塔筒顶部法兰的螺栓联接模型。

@#@如图1所示。

@#@@#@1.塔筒（塔顶连接法兰）　2.偏航刹车盘　3.偏航轴承外圈　4.螺栓@#@1.2有限元模型@#@在MSC.Marc/Mentat中建立塔筒顶部法兰接触的有限元模型,如图2所示。

@#@模型均采用六面体单元划分,为了减小结构的关键部位对计算结果的影响,在塔筒顶部法兰圆角处的网格适度加密,单元总数为76104,节点总数为113486。

@#@@#@模型包括偏航轴承外圈、偏航刹车盘、塔筒顶部法兰和84个螺栓等可变形接触体,各部件所用的材料均为低合金高强度结构钢,其弹性模量为2.06×@#@105MPa,泊松比为0.3,密度为7.85×@#@10-9t/mm3,根据实际的装配关系,建立如表1所示的接触关系。

@#@表1中:

@#@T为接触（touching）；@#@G为粘接（glue）；@#@括号中数值为接触对的摩擦因数。

@#@@#@螺栓与偏航轴承外圈在螺纹联接处有55mm的螺纹啮合,本模型中通过粘接（glue）关系来耦合接触双方的自由度,以模拟螺纹联接。

@#@@#@图2塔筒顶部法兰接触的有限元模型@#@1.3载荷设置和边界条件@#@接触分析所采用的载荷来自风力发电机极限工况载荷数据。

@#@分析分两种工况进行:

@#@第一种工况中给84个螺栓施加预紧力F0（preload_bolt）254kN,建立各部件间的接触关系；@#@第二种工况中撤掉预紧力,锁定螺栓的长度（lock_bolt）,然后施加偏航轴承极限载荷（load_bearing）和偏航刹车盘的极限载荷（load_brake）,分析各零/部件的应力分布情况。

@#@@#@为了准确模拟载荷的传递,在偏航刹车盘中心点处施加极限载荷报告中此处载荷MZ的最大值为-3285kN·@#@m,通过MSC.Marc/Mentat软件施加载荷单元RBE3,将载荷分布到偏航刹车盘上七个与刹车器接触的区域（如图3所示）,模拟偏航刹车。

@#@在轴承外圈中心点与轴承外圈内表面建立RBE3连接,施加偏航轴承处的极限载荷为:

@#@@#@FX=-444.2kN@#@FZ=-1350.8kN@#@MXY=-4570.7kN·@#@m@#@图3刹车盘的结构@#@约束塔筒底部端面所有节点X、Y、Z方向的平动自由度（fix_tower）,以消除接触分析时的刚体位移。

@#@同时考虑重力（gravity）的影响。

@#@所有载荷设置和边界条件的施加如图4所示。

@#@@#@图4载荷设置和边界条件（二分之一模型）@#@1.4接触分析结果@#@螺栓预紧后,各接触面接触良好,各零/部件应力值均在屈服强度之下。

@#@施加极限载荷后,各接触面间仍保持很好的接触状态,各零/部件的应力值稍有增大,下面给出只施加预紧力和极限载荷后的各零/部件接触应力云图。

@#@@#@偏航轴承外圈的最大应力值为191.2MPa,出现在螺栓联接的第一圈螺纹处（见图5）,小于轴承材料的屈服极限650MPa,轴承强度满足要求。

@#@@#@图5偏航轴承外圈的应力云图（极限载荷工况下）@#@由于接触面比较小,塔筒顶部法兰的最大应力值在预紧工况下为293.2MPa（见图6）；@#@施加极限载荷后为294.7MPa（见图7）,均出现在塔筒顶部法兰面与螺栓接触面周围,且都小于塔筒顶部法兰材料的屈服极限325MPa,塔筒顶部法兰强度满足要求。

@#@@#@图6塔筒顶部法兰的应力云图（预紧工况下）@#@图7塔筒顶部法兰的应力云图（极限载荷工况下）@#@塔筒顶部法兰联接螺栓的最大应力在预紧工况下为496.4MPa（见图8）,施加极限载荷后为499.9MPa（见图9）,均出现在螺栓的中段,且都小于螺栓的屈服极限900MPa（该螺栓为10.9级）,所以螺栓是安全的。

@#@@#@图8螺栓的应力云图（预紧工况下）@#@图9螺栓的应力云图（极限载荷工况下）@#@由于塔筒顶部法兰圆角处通常会出现应力集中,所以对圆角进行安全校核。

@#@塔筒顶部法兰圆角处最大等效应力值为102.8MPa,如图10所示。

@#@@#@图10塔筒顶部法兰圆角处的应力云图@#@塔筒顶部法兰圆角处安全裕度Msult为:

@#@@#@Msult=[σ]/σm-1

（1）@#@[σ]=σs/n

（2）@#@式中:

@#@σm为极限载荷下塔筒顶部法兰圆角处的等效应力,σm=102.8MPa；@#@σs为塔筒顶部法兰材料屈服极限,σs=325MPa；@#@n为安全系数,n取1.1。

@#@@#@则:

@#@Msult=1.8741@#@塔筒顶部法兰圆角处的安全裕度大于零,因此塔筒顶部法兰圆角处静强度符合要求。

@#@@#@2　塔筒顶部法兰接触面的安全性校核@#@由于受弯矩作用,除了要求静强度足够外,还应保证接合面间不出现缝隙和接触面不被压溃。

@#@@#@由于预紧力作用,接触面上产生的压应力σF0为:

@#@@#@σF0=zF0/A=84×@#@254/0.867×@#@10-3=24.62MPa@#@式中:

@#@z为螺栓个数；@#@A为接触面的面积；@#@F0为螺栓预紧力。

@#@@#@由于弯矩的作用,接触面上产生的弯应力σM为:

@#@@#@σM=MXY/W=4570.7/0.5997×@#@10-3=7.621MPa@#@式中:

@#@MXY为接触面处的弯矩；@#@W为抗弯截面系数。

@#@@#@压力FZ在接触面上产生的压应力σZ为:

@#@@#@σZ=FZ/A=-1350.8/0.867×@#@10-3=-1.559MPa@#@接触面受拉侧不出现缝隙的条件为:

@#@@#@σl=σF0-σM+σZ≥0（3）@#@式中:

@#@σl为接触面所受拉应力。

@#@@#@接触面受压侧不被压溃的条件为:

@#@@#@σY=σF0+σM+σZ≤[σp]（4）@#@式中:

@#@σY为接触面所受压应力；@#@[σp]为被连接材料的许用挤压应力,@#@[σp]=0.8σs=276MPa。

@#@@#@由此可得:

@#@@#@σl=15.44MPa@#@σY=30.68MPa<@#@[σp]@#@σl大于零,塔筒顶部法兰接触面不会产生缝隙。

@#@@#@σY小于被连接材料的许用挤压应力,所以塔筒顶部法兰不会被压溃。

@#@@#@3　塔筒顶部法兰焊缝疲劳寿命计算@#@塔筒顶部法兰和塔筒筒体通过焊接连接,是结构中比较薄弱的环节,焊接结构的耐久性很大程度上由焊缝的疲劳强度所决定。

@#@所以,如果能在设计初期对焊缝的疲劳寿命进行预测,以了解整个焊接结构上焊缝疲劳强度的分布情况,就可以对实际中焊缝的处理方式进行合理地调整,以提高产品的整体疲劳性能。

@#@@#@3.1焊缝等效疲劳应力计算@#@法兰与塔筒筒体之间采用等厚度焊接,因此计算时不考虑焊缝应力集中系数的影响。

@#@焊缝等效疲劳应力采用有限元方法通过加载相应位置的等效疲劳载荷而获得。

@#@具体有限元计算过程如下。

@#@@#@3.1.1模型描述@#@使用接触分析的模型。

@#@第二种工况（载荷施加工况）的载荷由极限载荷改为等效疲劳载荷Fx=-142.62kN,Fz=38kN,My=-1592kN·@#@m,Mz=1459kN·@#@m。

@#@@#@3.1.2有限元计算结果@#@计算得到法兰焊缝处最大等效应力为22.95MPa,如图11所示,最大等效应力位置的节点坐标为（-1460.95,-54.42,-190.324）。

@#@@#@图11塔筒顶部法兰焊缝处的应力云图@#@3.2确定焊缝材料的疲劳寿命S-N曲线@#@焊缝材料S-N曲线如图12所示。

@#@@#@图12S-N曲线@#@S-N曲线（以循环基数ND为界）:

@#@@#@N=ND（σD/σw）3（N<@#@ND,σw>@#@σD）（5）@#@N=ND（σD/σw）4（N≥ND,σw≤σD）（6）@#@式中:

@#@N为循环次数；@#@σD为循环基数ND对应的疲劳应力；@#@σw为计算所得应力。

@#@@#@3.3焊缝疲劳应力循环次数计算@#@有限元方法计算得到的焊逢处最大等效疲劳应力σph=22.95MPa。

@#@因此焊逢处等效疲劳应力σ′ph为:

@#@@#@σ′ph=γmσph（7）@#@式中:

@#@γm为材料偏安全系数,取1.1。

@#@@#@计算得:

@#@σ′ph为25.245MPa。

@#@@#@已知塔筒筒体材料的屈服极限σ′s=470MPa,强度极限σb=345MPa,故由疲劳极限估算公式得焊缝疲劳极限σA为:

@#@@#@σA=0.23（σb+σ′s）（8）@#@可求出焊缝疲劳极限σA=187MPa,对应的循环次数NA为1×@#@107。

@#@已知循环基数ND=5E6,循环次数大于ND时用式（9）计算σw为:

@#@@#@σw=σA（NA/N）1/4（9）@#@所以:

@#@@#@σD=σA（NA/ND）1/4=1.19σA@#@根据GL规范,存活率大于97.7%的S-N曲线需要进行修正,缩减为原来的2/3。

@#@@#@因此修正循环基数σ′D为:

@#@@#@σ′D=2/3σD=148MPa@#@由式（6）可得到σ′ph对应的循环次数N′ph=5.9×@#@109。

@#@可见塔筒顶部法兰焊缝处的循环次数能够满足风力发电机组循环107次的寿命要求。

@#@@#@4　结语@#@

（1）在接触分析中,施加极限载荷时,各零/部件的应力值比在预紧工况下稍有增大（如图6与图7,图8与图9所示）,说明极限载荷对接触应力的贡献不大,所以选用适当的预紧力可提高螺栓联接的可靠性以及被联接件的强度。

@#@@#@

（2）偏航轴承外圈的最大应力发生在螺栓联接的第一圈螺纹处,这与实际相符合；@#@螺纹联接受载时,螺纹间的载荷约有1/3集中在第一圈上。

@#@所以建议对偏航轴承螺孔的第一圈螺纹周围进行强化,或进行结构优化,如增加沉孔的倒角,如图13所示,从而减小应力集中。

@#@@#@（A）方法1（B）方法2@#@图13结构优化示意图@#@（3）塔筒顶部法兰联接有限元法的分析结果为塔筒顶部法兰的设计计算和校核提供了必要的依据。

@#@同时此分析思路可应用到其他结构的法兰联接中,具有实际指导意义。

@#@@#@参考文献:

@#@@#@[1]　托尼,伯顿.风能技术[M].武鑫译.北京:

@#@科学出版社,2007.@#@[2]　陈火红.新编Marc有限元实例教程[M].北京:

@#@机械工业出版社,2007.@#@[3]　彼得·@#@艾伯哈特,胡斌.现代接触动力学[M].南京:

@#@东南大学出版社,2003.@#@[4]　庄茁,张帆.Abaqus非线性有限元分析与实例[M].北京:

@#@科学出版社,2005.@#@[5]　才博.机械零部件设计中的非线性接触分析研究[D].乌鲁木齐:

@#@新疆农业大学,2005.@#@[6]　杨广雪,谢基龙,周素霞.4D轴货车焊接构架的疲劳强度分析方法[J].北京交通大学学报,2009,33

（1）.@#@[7]　朱涛,高峰,张步良,等.汽车结构中焊缝疲劳寿命预估[J].材料设备工艺,2006@#@[8]　徐灏.机械设计手册2———疲劳强度设计[M].北京:

@#@机械工业出版社,2003.@#@10@#@";i:

4;s:

7052:

"@#@风电场设备监造管理暂行办法@#@第一章总则@#@第一条为保证风电场项目设备的制造质量、落实制造进度、监控制造过程，加强设备监造管理工作，规范监造活动，根据公司有关质量管理办法，制定本办法。

@#@@#@第二条设备监造（含进度监造即催交）是指工程部门按照合同，选派人员对设备在生产过程中的工艺流程、制造质量、出厂试验及进度、包装储运等进行监督的活动。

@#@@#@第三条在合同约定的范围内，按照法律法规、规章和标准，对设备制造过程的质量实施监督管理。

@#@监造活动应当遵循独立、公正、诚信、科学、客观的原则，实现监造工作制度化、标准化、规范化。

@#@@#@第四条设备的制造质量由签订设备供应合同的中标厂家全面负责。

@#@监造并不减轻制造单位（供应商）的质量责任，不代替本公司相关部门对设备的最终质量验收。

@#@@#@第二章监造的依据@#@第五条设备监造工作由公司实行统一管理，各主管部门组织实施，协调监造过程中存在的问题。

@#@@#@第六条设备监造依据国家法律法规、相关行业规范标准和规定、设备供货合同、监造合同或协议、会议纪要等。

@#@一般包含：

@#@@#@

（一）国家质检联[2001]174号《设备监理管理暂行办法》。

@#@@#@

（二）GB/T19000idtTS09000《质量管理和质量保证》系列标准。

@#@@#@（三）招标文件所规定的并与该设备相关的国家、行业、公司标准；@#@@#@（四）设备合同及相关技术附件、以及其引用的标准、规范，有关经买卖双方代表签署的会议纪要、补充协议等。

@#@@#@（五）监造大纲、监造实施细则以及制造单位企业标准和制造方经审核的该设备的设计文件、工艺文件、检验试验规程、企业标准和质量体系文件。

@#@@#@（六）上述未涉及的地方，以国家相应的法律法规、标准、规范等为准。

@#@@#@（七）产品标准按供货合同、技术协议等规定执行，合同中无规定或不明确、不完整的，按下列原则处理：

@#@@#@a按国家标准；@#@@#@b国家标准无规定的，按行业标准；@#@@#@c国家和行业标准均无规定按企业标准；@#@@#@d引进国外技术生产的产品，按引进技术标准；@#@@#@e必要时，由买方、设计单位和制造厂家多方共同协商确定技术标准。

@#@@#@第三章监造职责@#@第七条派遣监造人员对主要、关键配套设备制造厂进行设备质量监督、检查，把设备质量问题解决在制造过程中，防止不合格设备出厂。

@#@监造人员应做到以下几点：

@#@@#@

（一）核查设备有关图纸、技术标准、制造工艺等文件；@#@@#@

（二）熟悉设备合同条款，核查被监造单位生产计划和有关质量体系；@#@@#@（三）核查被监造单位主要分包方的资质情况、实际生产能力和质量管理体系是否符合设备订货合同的要求；@#@@#@（四）查验主要零部件的生产工艺、操作规程和有关人员的上岗资质，以及设备制造和装配场所的环境条件；@#@@#@（五）查验设备用原材料、外购配套件、毛坯铸锻件的证明文件及检验报告和外协加工件、委托加工材料的质量证明以及被监造单位提交的检验资料；@#@@#@（六）对设备制造过程进行监督和质量抽查，深入生产场地对所监造设备进行巡回检查，对主要及关键零部件的制造质量和制造工序进行检查与确认；@#@@#@（七）参与重要部件的原材料、铸钢件的理化检验和元器件的筛选检验；@#@@#@（八）掌握重要部件的质量保证措施和执行情况，熟悉加工过程的中间检查和主要附件的组装情况；@#@@#@（九）核查被监造单位的检验计划和检验、试验要求，核查制造阶段的检验、试验的时间、内容、方法、标准以及检测手段；@#@@#@（十）参加见证合同及协议中规定的部套试验、联动试验、总装和出厂试验等，并履行现场见证和签证手续，此签证不代替合同设备到工地后的验收和投运后的验收试验；@#@@#@（十一）按被监造单位检验计划和相应标准、规范的要求，监督设备制造过程的检验工作，对检验结果进行确认。

@#@发现不符合规定的，应及时通知制造厂采取措施，进行整改；@#@对当场无法处理的质量问题，监造人员书面通知制造厂，要求暂停该部件转入下道工序或出厂，并要求制造厂处理；@#@@#@（十三）当发现重大质量问题时，立即向被监造单位出具书面停工通知，并立即向部门领导报告；@#@@#@（十四）监造过程中，监造人员意见如与制造厂不一致时，首先应本着实事求是的科学态度、主动协商的精神和制造厂商讨，争取取得一致认识。

@#@如多次商讨意见仍不能统一时，报告部门领导，由部门领导请相关协助解决；@#@@#@（十五）在设备制造过程中如需要对设备的原设计进行变更，应书面报呈设计院和部门领导审批，并审查因变更引起的费用增减和制造工期的变化；@#@@#@（十六）掌握合同设备出厂前的防护、入库保管和包装发货情况，检查设备制造单位对待运设备采取的防护和包装措施，并应检查是否符合运输、装卸、储存、安装的要求，以及相关的附件、随机文件、装箱单是否齐全；@#@@#@（十七）监造人员应严格遵守制造厂有关规定及劳动纪律，保护制造厂业务秘密；@#@@#@（十八）监造人员将每日工作情况填写设备监造日志（格式见表1），将现场检查测试情况填写设备监造测试记录（参照格式见表2）；@#@@#@（十九）监造人员应定期如实向部门领导汇报监造设备的质量状况、制造进度等情况。

@#@汇报周期不少于每周二次；@#@在公司以外地方监造的，可以通过电话或短信等方式汇报情况；@#@@#@（二十）设备监造工作结束后，编写设备监造工作总结，整理监造工作中的有关资料、记录等文件。

@#@@#@第四章附则@#@第八条本办法由风电场总承包项目部负责解释。

@#@@#@第九条本办法自发布之日起执行。

@#@@#@表1设备监造日志@#@监造人员姓名：

@#@@#@时间：

@#@@#@监造设备名称：

@#@@#@地点：

@#@@#@工作内容：

@#@@#@存在问题：

@#@@#@监造人员签名：

@#@@#@表2设备监造测试记录@#@监造人员姓名：

@#@@#@时间：

@#@@#@设备监造名称：

@#@@#@地点：

@#@@#@监检项目：

@#@@#@标准和依据：

@#@@#@检查测试结果：

@#@@#@存在问题：

@#@@#@处理结果：

@#@@#@监造人员签名：

@#@@#@注：

@#@质量监造并不代替制造厂质监部门的职能，也不能减轻制造厂对设备质量的责任。

@#@@#@@#@";i:

5;s:

25059:

"风烟系统@#@10．1启动前的检查@#@10．1．1预热器启动前的检查。

@#@@#@10．1．1．1检查转子冷、热端无杂物，检修工作结束，工作票已收回；@#@@#@10．1．1．2检查传动装置减速箱已注油，油质合格，油位正常；@#@@#@10．1．1．3检查转子所有密封无损坏，各间隙正常；@#@@#@10．1．1．4检查上、下轴承油系统正常，启动前油温应<@#@45℃；@#@@#@10．1．1．5检查电机和手动盘车的转向应与预热器的转向一致，就地手动盘车，检查转向正确，转子无卡涩；@#@@#@10．1．1．6检查水冲洗门关闭严密，吹灰器在停止位置；@#@@#@10．1．1．7检查投入上、下轴承油系统及变速箱油系统：

@#@@#@

（1）将过滤器手柄扳至工作位置上；@#@（两个过滤器任选一个）；@#@@#@

（2）开启轴承进、出口门，启动油泵；@#@@#@（3）开启冷油器冷却水进、出口水门；@#@@#@（4）空气预热器运行前，上、下轴承油系统至少运行1小时。

@#@@#@10．1．1．8热态应检查预热器温度正常，无再燃烧现象。

@#@@#@10．1．2送、引风机启动前的检查。

@#@@#@10．1．2．1检查工作票已终结，安全措施已拆除，所有地脚螺栓和联接螺栓都应紧固可靠；@#@@#@10．1．2．2电动机接线、接地良好，电动机绝缘良好。

@#@@#@10．1．2．3转动部分防护罩齐全、完整，靠背轮联接坚固，露天设备的防雨罩完整；@#@@#@10．1．2．4风机周围照明充足，无妨碍运行的杂物；@#@@#@10．1．2．5风机出口烟道保温层完整，人孔门关闭，烟道系统畅通；@#@@#@10．1．2．6检查调节机构动作灵活，刻度指示正确，就地与集控室开度指示相符；@#@@#@10．1．2．7监视仪表的指示，联锁装置及事故按钮的动作应正确无误，确认风机保护已投入。

@#@@#@10．1．2．8润滑油位正常，油质良好；@#@@#@10．1．2．9冷却水畅通，水量充足；@#@@#@10．1．2．10液力偶合器的检查@#@

（1）检查油系统确认油位正常；@#@@#@

（2）检查偶合器、冷却器管路系统正常；@#@@#@（3）检查各仪表良好；@#@@#@（4）检查联轴器及防护罩是否安装正确完好；@#@@#@（5）偶合器油箱油温正常；@#@@#@（6）偶合器勺管在最低转速位置。

@#@@#@注：

@#@当油温低于5℃时，应用电加热器将工作油加热（现电加热器未装）。

@#@@#@10．1．3火检冷却风机启动前的检查。

@#@@#@10．1．3．1法兰、地脚螺丝紧固，电机接地线良好；@#@@#@10．1．3．2轴承润滑油位正常；@#@@#@10．1．3．3检查电机转向正确；@#@@#@10．1．3．4手动盘车靠背轮，检查叶轮与机壳是否有异音；@#@@#@10．1．3．5控制开关、仪表完好。

@#@@#@10．1．4暖风器投入前的检查@#@10．1．4．1各表计齐全、指示正确。

@#@@#@10．1．4．2疏水泵电机接地线良好，安全罩牢固，地脚螺丝紧固；@#@@#@10．1．4．3检查暖风器、疏水箱、疏水泵正常，各阀门位置符合启动要求；@#@确认暖风器至除氧器门关闭、至定排门开启。

@#@@#@10．1．4．4系统按检查卡检查完毕。

@#@@#@10．2风烟系统的启动@#@10．2．1空预器的启动：

@#@@#@10．2．1．1确认空预器启动条件满足，上、下轴承油系统运行至少1h以上。

@#@@#@10．2．1．2启动A空预器：

@#@按下空预器A“启动”按钮，空预器A油泵电机启动，5min后空预器A主电机启动，2min后打开空预器A入口烟气挡板。

@#@@#@10．2．1．3检查A空预器运行正常，无异音、无漏油。

@#@@#@10．2．1．4用同样方法启动B空预器。

@#@@#@10．2．2风机的启动：

@#@@#@10．2．2．1确认引、送风机各挡板状态信号系统符合检查卡要求。

@#@@#@10．2．2．2启动引风机A@#@

（1）检查引风机A符合启动条件。

@#@@#@

（2）启动A引风机：

@#@关闭出、入口挡板，将入口门置“手动”、出口门置“自动”，启动A引风机，延时40s后A引风机出口挡板自动打开，入口挡板受MCS控制。

@#@@#@（3）检查引风机A运行正常。

@#@将入口门置“自动”。

@#@@#@10．2．2．3启动送风机A@#@

（1）检查送风机A符合启动条件。

@#@@#@

（2）启动A送风机：

@#@关闭出、入口挡板，将入口门置“手动”、出口门置“自动”，启动A送风机，延时40s后A送风机出口挡板自动打开，入口挡板受MCS控制。

@#@@#@（3）检查送风机A运行正常。

@#@将入口门置“自动”。

@#@@#@（4）调整炉膛负压正常。

@#@@#@10．2．2．4启动引风机B：

@#@同引风机A的启动。

@#@@#@10．2．2．5启动送风机B：

@#@同送风机B的启动。

@#@@#@10．2．2．6调整二次风门，并运两台送风机，调整总风量，投入引风机炉膛负压自动，注意炉膛负压。

@#@@#@10．2．2．7引风机、送风机启动也可先启动B侧后启动A侧。

@#@@#@10．2．2．8若一台引风机已运行，并列第二台引风机的步骤如下：

@#@@#@

（1）确认要并列的引风机出、入口门全关，启动条件满足；@#@@#@

（2）适当关小已运行引风机的风量；@#@@#@（3）启动要并列的引风机40s后出口门自动打开。

@#@@#@（4）缓慢增大要并列引风机的风量，减少运行引风机的风量，保持炉膛负压不变；@#@@#@（5）当两台引风机的负荷基本相同时并列完毕，并根据负荷要求调节引风量。

@#@@#@10．2．2．9当一台送风机正在运行时，启动第二台送风机并列方法如下：

@#@@#@

（1）确认准备启动的送风机出、入口门关闭，启动条件满足；@#@@#@

（2）启动要并列的送风机，40s后出口门自动打开；@#@@#@（3）缓慢增大要并列送风量的风量，相应减少原运行风机的风量，保持总风量基本不变；@#@@#@（4）当两台送风机负荷基本相同时，并列完毕。

@#@@#@10．2．3火检冷却风机的启动：

@#@@#@10．2．3．1启动火检冷却风机，开启火检各分门；@#@@#@10．2．3．2检查火检探头的冷却风压正常。

@#@@#@10．2．3．3火检风机运行后，备用火检冷却风机内部自动投“备用”。

@#@（当风压<@#@1.55KPa时,备用风机自启动,风压>@#@6KPa时,系统自动切除已联动的火检风机）。

@#@@#@10．2．4暖风器的启动：

@#@@#@10．2．4．1当锅炉低负荷运行时，或环境温度较低，根据空预器入口风温、排烟温度、烟气露点综合考虑，投入暖风器。

@#@@#@10．2．4．2母道疏水阀、疏水暖管，微开暖风器汽源阀；@#@@#@10．2．4．3暖管结束后关闭母管疏水阀，开大汽源阀；@#@@#@10．2．4．4开启暖风器入口电动调节阀前、后截阀，关闭旁路阀，开启管道各分支母管疏水阀，微开暖风器入口电动调节阀，疏水暖管，暖管结束后关闭各分支母管疏水阀，开大暖风器入口电动调节阀。

@#@开启各组疏水阀和疏水母管至疏水箱总阀，微开暖风器各组进口截阀，疏水暖管结束后，逐渐开大各组进口截阀，暖风器投入运行，将空预器入口温度投自动。

@#@@#@10．2．4．5开启暖风器疏水泵出、入口门，暖风器水位调节门及前、后截门，暖风器至定排截门，投暖入器疏水泵“自动备用：

@#@，暖风器水位调节门投自动，备用暖风器疏水泵根据疏水罐水位高低进行自启停，将疏水排至定排扩容器，待化学化验疏水品质合格，开启疏水至除氧器截门，关闭暖风器疏水至定排扩容器疏水阀，将疏水送至除氧器。

@#@@#@10．3风烟系统的停止@#@10．3．1暖风器@#@10．3．1．1关闭疏水泵出口至除氧器阀，开启疏水泵出口至定排的阀门。

@#@@#@10．3．1．2将暖风器出口风温调节装置切换为手动，缓慢关闭汽源入口电动调节阀及前后截阀；@#@@#@10．3．1．3开启入口蒸汽联箱的疏水阀，关闭暖风器入口蒸汽的各分阀；@#@@#@10．3．1．4待疏水罐水位降至低水位时，停止疏水泵；@#@@#@10．3．1．5将疏水罐排地沟的疏水阀开启，将疏水存水放净；@#@@#@10．3．1．6关闭暖风器出口疏水各分阀和总阀及疏水罐至定排扩容器的疏水阀。

@#@@#@10．3．2引、送风机的停止@#@10．3．2．1锅炉熄火，炉膛吹扫完毕后，方可停止送、引风机运行。

@#@注意锅炉熄火后，通风时间≯15min。

@#@@#@10．3．2．2逐渐降低引、送风机负荷至最小，直至关闭送、引风机入、出口挡板，维持炉膛负压不变；@#@@#@10．3．2．3依次停止某侧送、引风机后，再停另一侧送、引风机；@#@@#@10．3．2．4两侧引、送风机停止后，确认风机出、入口挡板关闭；@#@@#@10．3．3空预器的停止@#@10．3．3．1停炉前必须进行空预器吹灰，停炉后空预器要继续运行直到入口烟温<@#@100℃，方可停止空预器运行；@#@@#@10．3．3．2停止空预器；@#@检查空预器入口烟气挡板关闭；@#@@#@10．3．3．3停止油泵电机；@#@@#@10．3．3．4导向、支承轴承油泵允许停止的条件：

@#@上、下轴承油温<@#@45℃。

@#@@#@10．3．3．5在锅炉热备用情况下，空预器仍维持运行；@#@@#@10．3．4火检冷却风机的停止@#@10．3．4．1检查符合停止条件，炉膛出口烟温<@#@100℃。

@#@@#@10．3．4．2停止火检冷却风机。

@#@@#@10．4运行中的检查与维护@#@10．4．1空预器@#@10．4．1．1锅炉点火后要进行空预器的吹灰（用空预器备用吹灰汽源）；@#@@#@10．4．1．2检查空预器本体电机及传动装置在正常运行中无异音，无漏灰、漏烟现象；@#@@#@10．4．1．3就地检查上、下轴承润滑油系统油温、油压正常（系统最大工作压力0．49MPa）；@#@@#@10．4．1．4正常运行中若发现润滑油系统的压力逐渐上升，则过滤器有堵塞现象，必须及时处理；@#@@#@10．4．1．5润滑油系统正常值及上限值：

@#@@#@上轴承系统油温正常值：

@#@60～70℃,上限值：

@#@82℃报警。

@#@下轴承系统油温正常值：

@#@50～60℃,上限值：

@#@71℃报警。

@#@通过调节阀门开度调整进入冷却器油量及冷却水量来调节油温。

@#@@#@10．4．1．6减速箱在运行中不允许有渗漏现象，连续运行时，工作油温：

@#@50～60℃，不超过80℃。

@#@第一次加入油并运转2000h后应全部更换，以后更换期以4000h为准。

@#@@#@10．4．1．7空预器吹灰@#@

（1）在正常运行前，锅炉用油作燃料进行煮炉，锅炉点火时应立即投入吹灰器吹灰。

@#@@#@

（2）新装锅炉投运用油作燃料启动期间，吹灰器经连续运行直至负荷达25%MCR，这段时间一般不超过4～8h，当负荷达到25%MCR后，每隔4h吹灰一次，稳定运行后至少8小时吹灰一次。

@#@@#@（3）锅炉正常投产后，当锅炉处于热备用和还有蒸汽压力重新启动时，一旦点火，吹灰器就立即投运，后每隔8h吹灰一次。

@#@下列情况之一，应增加吹灰次数：

@#@@#@a送风机出口风压增大，空预器出口风压降低，烟气压差增大；@#@@#@b尾部受热面泄漏；@#@@#@c停炉前要进行吹灰，以防止燃烧沉积物沉积在受热面上。

@#@@#@10．4．1．8空预器水冲洗@#@

（1）空预器水冲洗应在停炉期间进行；@#@@#@

（2）在冲洗水进入空预器之前要确认所有疏放水阀全部打开，疏水管及喷嘴无阻塞；@#@@#@（3）冷、热端的水冲洗装置应同时进行，以便有效地除去沉积物；@#@@#@（4）空预器水冲洗时间由沉积物的形式和多少来确定，空预器一旦冲洗就要冲洗干净，否则残留的沉积物硬化，下一次冲洗很难除去；@#@@#@（5）当化学测定冲洗水已达所要求的标准时，则冲洗完毕；@#@@#@（6）水冲洗完成后，要确保进水阀关闭，无泄漏，全部疏水阀关闭，然后进行空预器的干燥。

@#@@#@10．4．2引风机@#@10．4．2．1运行中对润滑油、冷却水、轴承温度、风机电流、液力偶合器进、出口油温、出口油压等进行检查并定期记录；@#@@#@10．4．2．2轴承振动≤120um，并检查风机噪音。

@#@确保风机不发生共振；@#@@#@10．4．2．3监视轴承温度指示正常，轴承温度<@#@80℃；@#@@#@10．4．2．4检查风机风系统，液力偶合器系统、冷却水系统运行正常。

@#@@#@10．4．3送风机@#@10．4．3．1正常运行中，风机出口风压≯5.48KPa，如果由于空预器堵灰等原因不能维持风压时，应降低机组出力。

@#@@#@10．4．3．2运行中对润滑油、冷却水、轴承温度、风机电流液力偶合器进、出口油温、出口油压等进行检查并定期记录；@#@@#@10．4．3．3轴承振动≤100um/s；@#@@#@10．4．3．4监视轴承温度指示正常；@#@@#@10．4．3．5轴承温度<@#@80℃@#@10．4．3．6检查引风机烟系统，液力偶合器系统、冷却水系统运行正常。

@#@@#@10．4．4火检冷却风机；@#@@#@10．4．4．1在正常工况下，一台风机运行，当火检探头的冷却风压小于1.55KPa时，自动启动另一台风机；@#@当火检探头的冷却风压大于6KPa时，系统自动切除自启动的风机。

@#@@#@10．4．4．2检查轴承油位、温度正常；@#@@#@10．4．4．3检查风压正常，滤网，螺栓应完好；@#@@#@10．4．4．4检查振动正常，电机温度正常；@#@@#@10．4．4．5锅炉熄火后，应保持火检冷却风机运行，直至炉膛出口烟温降至100℃。

@#@@#@10．4．5送、引风机液力偶合器（最大速比1：

@#@5）@#@10．4．5．1导管位置接近零位时，可能会出现噪声，此时应将导管位置稍稍提高；@#@@#@10．4．5．2运行中应随时检查偶合器油温油压是否正常。

@#@发现异常应查找原因并及时排除。

@#@油温、油压的控制范围见下表：

@#@@#@数值分类@#@项目@#@正常范围值@#@最佳值@#@最高值@#@最低值@#@勺管排油油温（℃）@#@45-80@#@55--75@#@85（90停）@#@5@#@进口油温（℃）@#@≤50@#@45@#@出口油压（MPa）@#@0.35-0.05@#@0.4@#@0.03停@#@10．4．5．3定期检查油箱油位并及时补充加油；@#@@#@10．4．5．4新机首次运转500小时后应将吸油管滤油器拆下清洗；@#@@#@10．4．5．5定期清洗供油泵和滤油器；@#@@#@10．4．5．6定期检查油质，及时更换合格工作油；@#@@#@10．4．5．7调整冷油器冷却水门的开度，使偶合器出口油温稳定在55～75℃之间，通过调整此水门的开度可保证偶合器在任何工况下运行，当偶合器出口油压低于0.05Mpa时应紧急停该风机。

@#@@#@10．4．6暖风器@#@10．4．6．1暖风器入口蒸汽母管压力MPa；@#@@#@10．4．6．2疏水箱水质不合格时，禁止排向除氧器。

@#@@#@10．5异常运行方式和事故处理@#@10．5．1空预器的异常运行@#@10．5．1．1主电机过电流@#@原因：

@#@@#@

（1）电机过载和传动装置故障；@#@@#@

（2）密封过紧或卡涩；@#@@#@（3）外来物卡入；@#@@#@（4）导向轴承或支承轴承损坏；@#@@#@（5）预热器发生再燃烧。

@#@@#@处理：

@#@@#@

（1）检查原因并进行处理@#@

（2）如果电流过大，电机过热时，则停止预热器运行，进行人工盘车，联系检修处理。

@#@@#@10．5．1．2空预器跳闸@#@现象：

@#@@#@

（1）空预器跳闸声光信号报警；@#@@#@

（1）跳闸侧烟温升高，风温降低；@#@@#@

（2）同侧送、引风机跳闸；@#@@#@（3）锅炉可能灭火。

@#@@#@原因：

@#@@#@

（1）机械部分故障；@#@@#@

（2）电气部分故障。

@#@@#@处理：

@#@@#@

（1）立即投油助燃。

@#@如跳闸前无过电流现象，立即点击炉侧集中复归按钮抢合一次，成功则继续运行；@#@抢合不成功复置停止按钮，根据情况确定减负荷的速度及目标值，增加运行给粉机的出力或投备用给粉机动运行，通知灰水主值解列电除尘，投空预器蒸汽汽吹灰。

@#@@#@

（2）如对应侧引、送风机尚未联跳，应停止其运行，否则60s后对应侧引、送风机联跳。

@#@注意调整炉膛负压正常，保持运行风机最大出力运行。

@#@@#@（3）抢合不成功，立即进行人工盘车，并对跳闸空预器的电气及机械部分全面检查，查明原因并联系检修处理。

@#@如系误动，则按顺序启动空预器、引风机、送风机、排粉机，投入给粉机恢复负荷，停助燃油，通知灰水主值投电除尘，如原因不明，禁止启动。

@#@@#@（4）如人工盘车正常，跳闸空预器故障消除后，可将空预器连续运转，并投空预器吹灰。

@#@@#@（5）锅炉运行期间，如果某侧空预器故障，造成转子停转，只需空预器入口烟温不大于480℃且盘车正常，允许不降负荷。

@#@@#@（6）若单侧空预器故障不能恢复时，立即降负荷，并确认空预器入口烟气档板已关闭，同时联系检修尽快消除故障并进行人工盘车。

@#@@#@（7）若单侧空预器停止运行，同侧引、送风机运行时，需注意防止由于该侧二次风温降低，导致制粉风温不足，引起锅炉爆燃。

@#@@#@（8）若两台空预器故障停止、风机联跳时，MFT动作，机组跳闸，按紧急停机处理。

@#@@#@10．5．1．3空气预热器的二次燃烧@#@现象：

@#@@#@

（1）预热器出口烟温不正常的升高；@#@@#@

（2）预热器出口空气温度升高；@#@@#@（3）预热器电流摆动。

@#@@#@原因：

@#@@#@

（1）不完全燃烧物在预热器内沉积；@#@@#@

（2）长时间低负荷投油助燃运行；@#@@#@（3）燃油不稳定或突然改变煤种；@#@@#@（4）锅炉启停频繁；@#@@#@（5）一台预热器故障停止，锅炉继续运行时，由于烟气挡板不严导致二次燃烧。

@#@@#@预防：

@#@@#@

（1）经常监视烟气出口温度和空气出口温度；@#@@#@

（2）运行中加强吹灰，特别是试运行期间及低负荷长期运行时；@#@@#@（3）锅炉停炉热备用时，停炉前要进行吹灰。

@#@@#@处理：

@#@@#@

（1）当确认预热器内着火后应立即紧急停炉，并投入预热器蒸汽吹灰；@#@@#@

（2）保持预热器运行；@#@@#@（3）打开冲洗预热器的放水门，开启空预器冲洗泵，及烟气侧、空气侧冲灰水门；@#@或打开人孔门，用消除水进行灭火。

@#@@#@（4）停止暖风器运行；@#@@#@（5）灭火后停止吹灰器，停止灭火装置运行，检查转子和密封是否损坏。

@#@如果锅炉停运中发生预热器着火，应启动预热器，投入灭火装置，预热器灭火后进行清洗和干燥。

@#@@#@10．5．2引、送风机@#@10．5．2．1引风机跳闸@#@现象：

@#@@#@

（1）一台引风机跳闸同侧送、排、磨煤机、给粉机、给煤机均联动跳闸，电流到零，声光报警，炉膛负压变正。

@#@@#@

（2）若两台引风机跳闸，MFT动作，机组与系统解列，声光报警，运行的送风机、排粉、磨煤机、给粉机、给煤机全部跳闸，燃油速断阀关闭，汽温、汽压下降，汽包水位先低后高。

@#@（虚假水位）@#@（3）跳闸引风机出、入口门自动关闭。

@#@@#@处理：

@#@@#@

（1）若一台引风机跳闸，炉膛负压自动解手动，立即投油助燃，并调整炉膛负压正常，根据情况，确定减负荷的速度及目标值，调整风量，增加运行给粉机的出力，或投备用给粉机运行，保持运行风机的最大出力，解列电除尘，投空预器蒸汽吹灰。

@#@@#@（4）检查跳闸，引、送风机的出入口门，已自动关闭，否则应手动关闭，将风机勺管开度置0。

@#@@#@（5）跳闸后立即对跳闸的风机的电气及机械部分进行全面检查，查明原因并联系检修处理，如系人为或保护误动可顺序启动引、送排、磨运行，并逐渐恢复负荷，停油投电除尘，如原因不明禁止启动。

@#@@#@（6）若两台引风机跳闸，MFT动作，机组与系统解列，则按紧急停机处理。

@#@@#@10．5．2．2送风机跳闸@#@现象：

@#@@#@

（1）一台送风机跳闸，同侧的排粉机、给粉机、磨煤机、给煤机联跳，声、光报警，炉膛负压增大，二次风压降低，燃烧不稳，汽压汽温下降。

@#@@#@

（2）送风机跳闸延时10s，该侧引风机联跳。

@#@@#@（3）若两台送风机跳闸，MFT动作，机组与系统解列，所有排粉机、给粉机、磨煤机、给煤机全部跳闸，燃油速断阀关闭。

@#@@#@（4）跳闸送风机出、入口门自动关闭。

@#@@#@（5）跳闸送风机侧的空气预热器烟温升高。

@#@@#@处理：

@#@@#@

（1）若一对口送风机跳闸，氧量、炉膛负压自动切手动，立即调整正常，并投油助燃，根据情况确定减负荷的速度及目标值，调整风量，增加运行给粉机的出力或投备用给粉机运行，保持运行风机的最大出力，解列电除尘，投空预器蒸汽吹灰。

@#@@#@

（2）检查跳闸引、送风机的出入口门已自动关闭，否则应手动关闭，将风机勺管开度置0。

@#@@#@（3）联系热工解除送风机联跳排粉机联锁，启动跳闸排粉机，根据送风机出力决定，根据风量带负荷，调整炉膛负压正常后，根据情况停油枪，投电除尘。

@#@@#@（4）跳闸后立即对跳闸风机的电气及机械部分全面检查，查明原因并联系检修处理，如系人为或保护误动可顺序启动引、迸、排、磨运行，并逐渐恢复负荷，停油投电除尘，如原因不明禁止启动。

@#@@#@（5）如跳闸送风机故障消除后试转时，要联系热工将送风机联跳引风机、送风机联跳排粉机的联锁解除后方可启动，试转正常后联系热工将已解除的联锁恢复正常。

@#@@#@（6）若两台送风机的跳闸，NFT动作，机组与系统解列，按紧急停机处理。

@#@@#@10．5．2．3风机振动大@#@现象：

@#@@#@

（1）就地检查振动大；@#@@#@

（2）电流指示不正常晃动，轴承温度升高；@#@@#@（3）风机声音发生异常。

@#@@#@原因：

@#@@#@

（1）联轴器对中不合要求或联轴器损坏；@#@@#@

（2）动平衡未校好或叶片严重磨损、积灰；@#@@#@（3）轴承安装间隙过大或轴承损坏；@#@@#@（4）地脚螺丝松动或机械连接部分松动；@#@@#@（5）转子上有沉积物。

@#@@#@处理：

@#@@#@

（1）适当降低该风机的负荷，同时观察振动情况，进一步调整，并通知检修人员到现场检查和处理。

@#@@#@

（2）不管何种原因引起振动过大，经调整无效时，应向值长申请停运该风机。

@#@@#@（3）停止风机后，通知检修进行处理。

@#@@#@10．5．2．4偶合器过热@#@原因：

@#@@#@

（1）冷却器冷却水量不足；@#@@#@

（2）箱体存油过多或少；@#@@#@（3）油泵滤芯堵塞；@#@@#@（4）转子泵损坏打不出油；@#@@#@（5）安全阀溢流过多；@#@@#@（6）油路堵塞。

@#@@#@处理：

@#@@#@

（1）加水大量；@#@@#@

（2）调节油量主规定值；@#@@#@（3）清洗滤芯；@#@@#@（4）冲洗冷却器滤网；@#@@#@（5）若采取上述措施无效，联系检修处理。

@#@@#@10．5．2．5风机轴承温度高@#@现象：

@#@@#@

（1）轴承温度、油温上升；@#@@#@

（2）严重时风机轴承温度高报警。

@#@@#@原因：

@#@@#@

（1）油质不好；@#@@#@

（2）冷却水温高或中断；@#@@#@（3）环境温度太高；@#@@#@（4）轴承损坏或间隙调整不当。

@#@@#@处理：

@#@@#@

（1）检查润滑油及冷却水是否正常；@#@@#@

（2）联系检修检查处理；@#@@#@（3）超过最高允许值时应紧急停止该风机运行；@#@@#@10．5．2．6遇有下列情况之一，应紧急停止风机运行：

@#@@#@

（1）风机发生剧烈振动和撞击现象；@#@@#@

（2）严重危急设备及人身安全时；@#@@#@（3）风机轴承温升超过40℃，且采取措施，超过最高允许值时；@#@@#@（4）电动机或电缆头冒烟、着火时。

@#@@#@";i:

6;s:

12455:

"北京天源科创风电技术有限责任公司@#@兆瓦风机安全链学习@#@部门：

@#@技术服务中心@#@姓名：

@#@张某某@#@入职时间：

@#@2005年7月@#@目录@#@一、安全控制系统 3@#@二、继电器 4@#@

（一）继电器主要产品技术参数 4@#@

（二）继电器测试 5@#@三、安全继电器 5@#@四、金风兆瓦风机安全保护系统 6@#@

（一）振动开关 6@#@

（二）凸轮计数器 7@#@（三）过速保护 8@#@（四）安全继电器 9@#@（五）变桨安全链 9@#@五、总结 10@#@参考文献 11@#@内容提要@#@安全链对于风机是很重要的保护单元。

@#@学习安全链首先要掌握安全继电器和串在安全链上各个元器件的工作原理和故障表现，处理此类故障才能有的放矢、得心应手。

@#@兆瓦级风电机组安全链的设计采用失效—安全控制模式，这种控制模式的运行独立于运行控制系统的硬件线路保护系统，采用反逻辑设计，将可能对风力机组造成致命伤害的故障节点串联成一个回路：

@#@紧急停机按钮（控制柜）、主空开、叶轮过速开关、变频器系统失效/短路保护触点、紧急停机按钮（机舱）、凸轮计数器、振动开关。

@#@风电机组在运行过程中一旦发生安全链断开，就会有一个自锁安全继电器断开，该自锁安全继电器可以通过人工复位，但是不能远程复位。

@#@@#@关键词：

@#@安全链保护回路@#@兆瓦风机安全链学习@#@一、安全控制系统@#@安全系统是独立与风机正常控制系统外的状态监控系统。

@#@安装在风机上独立于正常控制系统外的传感器和执行机构。

@#@传感器和执行机构通过安全模块连成一个独立的系统，当这些传感器动作时，触发安全控制系统，安全系统一旦被触发风机立即会停机，并且切断偏航系统接触器，风机停止偏航或起机，此时风机脱离正常控制系统，从而最大程度上保障风机安全。

@#@安全控制系统结构图如图1。

@#@@#@图1安全控制系统结构图@#@从功能上分为：

@#@@#@1）扭揽保护功能。

@#@当机舱位置相对零度偏航位置大于900度时，急停风机。

@#@@#@2）过数保护功能。

@#@当风机转数大于额定转数的1.2倍时，急停风机。

@#@@#@3）振动保护功能。

@#@当风机振动开关动作，急停风机。

@#@@#@4）变桨故障保护功能。

@#@当风机变桨系统安全链系统动作，急停风机。

@#@@#@5）急停功能。

@#@当风机机舱或塔底急停开关动作时，急停风机。

@#@@#@6）PLC看门狗。

@#@当风机发生通讯故障或PLC系统失效时，安全系统动作，急停风机。

@#@@#@二、继电器@#@继电器是一种电子控制器件，它具有控制系统（又称输入回路）和被控制系统（又称输出回路），通常应用于自动控制电路中，它实际上是用较小的电流去控制较大电流的一种“自动开关”。

@#@故在电路中起着自动调节、安全保护、转换电路等作用。

@#@继电器可分为：

@#@电磁继电器、热敏干簧继电器和固态继电器。

@#@我们使用的安全继电器属于电磁继电器。

@#@@#@电磁继电器的工作原理和特性@#@电磁式继电器一般由铁芯、线圈、衔铁、触点簧片等组成的。

@#@只要在线圈两端加上一定的电压，线圈中就会流过一定的电流，从而产生电磁效应，衔铁就会在电磁力吸引的作用下克服返回弹簧的拉力吸向铁芯，从而带动衔铁的动触点与静触点（常开触点）吸合。

@#@当线圈断电后，电磁的吸力也随之消失，衔铁就会在弹簧的反作用力返回原来的位置，使动触点与原来的静触点（常闭触点）吸合。

@#@这样吸合、释放，从而达到了在电路中的导通、切断的目的。

@#@对于继电器的“常开、常闭”触点，可以这样来区分：

@#@继电器线圈未通电时处于断开状态的静触点，称为“常开触点”；@#@处于接通状态的静触点称为“常闭触点”。

@#@@#@

（一）继电器主要产品技术参数@#@1、额定工作电压@#@是指继电器正常工作时线圈所需要的电压。

@#@根据继电器的型号不同，可以是交流电压，也可以是直流电压。

@#@@#@2、直流电阻@#@是指继电器中线圈的直流电阻，可以通过万能表测量。

@#@@#@3、吸合电流@#@是指继电器能够产生吸合动作的最小电流。

@#@在正常使用时，给定的电流必须略大于吸合电流，这样继电器才能稳定地工作。

@#@而对于线圈所加的工作电压，一般不要超过额定工作电压的1.5倍，否则会产生较大的电流而把线圈烧毁。

@#@@#@4、释放电流@#@是指继电器产生释放动作的最大电流。

@#@当继电器吸合状态的电流减小到一定程度时，继电器就会恢复到未通电的释放状态。

@#@这时的电流远远小于吸合电流。

@#@@#@5、触点切换电压和电流@#@是指继电器允许加载的电压和电流。

@#@它决定了继电器能控制电压和电流的大小，使用时不能超过此值，否则很容易损坏继电器的触点。

@#@@#@

（二）继电器测试@#@1、测触点电阻@#@用万能表的电阻档，测量常闭触点与动点电阻，其阻值应为0；@#@而常开触点与动点的阻值就为无穷大。

@#@由此可以区别出那个是常闭触点，那个是常开触点。

@#@@#@2、测线圈电阻@#@可用万能表R×@#@10Ω档测量继电器线圈的阻值，从而判断该线圈是否存在着开路现象。

@#@@#@3、测量吸合电压和吸合电流@#@找来可调稳压电源和电流表，给继电器输入一组电压，且在供电回路中串入电流表进行监测。

@#@慢慢调高电源电压，听到继电器吸合声时，记下该吸合电压和吸合电流。

@#@为求准确，可以试多几次而求平均值。

@#@@#@4、测量释放电压和释放电流@#@也是像上述那样连接测试，当继电器发生吸合后，再逐渐降低供电电压，当听到继电器再次发生释放声音时，记下此时的电压和电流，亦可尝试多几次而取得平均的释放电压和释放电流。

@#@一般情况下，继电器的释放电压约在吸合电压的10～50％，如果释放电压太小（小于1/10的吸合电压），则不能正常使用了，这样会对电路的稳定性造成威胁，工作不可靠。

@#@@#@三、安全继电器@#@安全继电器是由数个继电器与电路组合而成，为的是要能互补彼此的异常缺陷，达到正确且低误动作的继电器完整功能，使其失误和失效值愈低，安全因素则愈高。

@#@“安全继电器”并不是“没有故障的继电器”，而是发生故障时做出有规律的动作，它具有强制导向接点机构，万一发生接点熔结时也能确保安全。

@#@这一点同一般继电器完全不同。

@#@@#@应用范围：

@#@它用在带有确认机器安全的输入，确认安全后，给接触器等的输入进行控制的安全电路的设计上。

@#@@#@安全继电器对安全电路的要求：

@#@@#@1、在紧急停止解除时，机器不能出现突然再启动@#@2、万一机器安全电路发生故障时，可以停止机器动力电源@#@3、安全电路发生故障时，机器不能再启动@#@金风兆瓦风机安全继电器（菲尼克斯）参数@#@图2安全继电器@#@型号：

@#@PSR-SCP-24UC/ESAM4/8×@#@1/1×@#@2@#@INPUT:

@#@24VAC/DC-15/+10%@#@OUTPUT:

@#@250VAC:

@#@6A@#@250VAC15:

@#@4A@#@24VDC13:

@#@4A@#@四、金风兆瓦风机安全保护系统@#@金风兆瓦风机安全保护系统分三层结构：

@#@计算机系统（控制器），独立于控制器的紧急停机链和个体硬件保护单元。

@#@微机保护涉及到风力机组整机及零部件的各个方面，紧急停机链保护用于整机严重故障及人为需要时，个体硬件保护则主要用于发电机和各电气负载的保护。

@#@@#@安全链是独立于计算机系统的硬件保护单元。

@#@采用反逻辑设计，将可能对风力机组造成致命伤害的故障节点串联成一个回路：

@#@紧急停机按钮（控制柜）、主空开、叶轮过速开关、紧急停机按钮（机舱）、凸轮计数器（扭缆保护）、振动开关，一旦其中一个动作，使控制回路中的接触器、继电器、电磁阀中间继电器（线圈）等失电，将引起紧急刹车过程，风力机组处于闭锁状态。

@#@@#@风电机组在运行过程中一旦发生安全链断开，就会有一个自锁安全继电器断开，该自锁安全继电器只能通过手动复位，但是不能远程复位。

@#@@#@

（一）振动开关@#@振动开关（图5-左）安装在机舱底板上。

@#@当机舱出现振动时，该装置会向机舱加速度传感器（图3）发出信号，由其转化成数值量向控制模块传送再由控制模块判断是否振动过大，当振动过大时由其向振动开关发出一个信号使安全链断开。

@#@如果没有安全链的这层保护，机舱可能就会由于振动过大而导致机舱元器件的损坏。

@#@@#@图3机舱加速度传感器@#@图4机舱加速度测量回路@#@

（二）凸轮计数器@#@凸轮计数器（图5-右）（正常状态下所有接线均有24VDC）安装在偏航齿圈上，电缆向同一方向累计扭转超过设定角度时凸轮计数器动作，使风机安全链断开。

@#@@#@图5振动开关和凸轮计数器器@#@（三）过速保护@#@运行过程中过速保护通过OVERSPEED和GSPEED计算得出的速度，即风机发电机的最大转数大于初始化文件中临界限制转数时，控制模块将输出一信号（叶轮过速开关中间继电器动作），使安全链断。

@#@如果没有这层安全链保护，风机就很有可能出现飞车现象，造成发电机轴承损坏。

@#@@#@图6叶轮速速检测模块@#@图7：

@#@叶轮转数检测回路@#@（四）安全继电器@#@观察三个指示灯，由上到下依次是安全继电器24VDC工作电源指示灯（power）、上触点指示灯（K1）、下触点指示灯（K2），K1控制左排触点，K2控制右排触点；@#@测量A1、A2是否有24VDC电源；@#@S10、S11、S12对地是否有24VDC。

@#@确定安全继电器的好坏（短接S10、S11、S12，观察K1、K2指示灯是否亮）。

@#@@#@（五）变桨安全链@#@在变桨系统中串联在安全链中的继电器有两个K4和K7。

@#@继电器K4是安全链控制继电器，由总线端子控制器BC3150检测变桨系统自身安全链信号是否正常只有变桨系统安全链正常时，继电器K4线圈导通。

@#@当变桨系统出现故障时，变桨柜内部安全链断开；@#@继电器K7是用于检测由机舱进入轮毂的安全链是否正常，继电器K7线圈得电，安全链正常，否则，安全链断开。

@#@@#@变桨故障时，例如，在冲限位故障中，当浆距角过大或桨叶位置检测不一致时，风机会采取冲限位作为保护，同时继电器K4线圈失电，变桨内部安全链断开，使风机无法起动。

@#@重而起到保护风机作用。

@#@@#@五、总结@#@安全系统的正常是保障风机正常运行的关键，也是风机在出现严重故障时对风机设备的有力保护。

@#@由于安全链中除了紧急停机按钮其他的都是串联在一起的，因此我们在处理安全链故障时，要检查安全链整个回路。

@#@基本原则是从塔下主控柜开始查起，到机舱，再到变桨柜。

@#@@#@从安全继电器工作电源起用万用表依次检测安全链回路各点是否有24VDC，如果前一点有24VDC而后一点没有24VDC，问题可能就是出在这两点之间，检查两点之间接线和所串联的元件。

@#@首先应检查安全继电器，也就是安全链的24VDC输入电源是否正常，其次检查安全继电器S11端子24VDC是否正常，如果安全链回路中的某个点断开了，则S10和S12肯定没有24VDC；@#@同时不要忽略一点，就是断电后检测S10端子和S12端子是否已断路，因为安全继电器要同时检测S10和S12端子的24VDC，当然也可以通过上电后观察安全继电器面板指示灯来判断。

@#@@#@参考文献@#@1．《S77/1500KW风力发电机组电控系统电气接线图》，2006.6.@#@2．《1500KW机组电控原理介绍》.@#@3．《1500KW机组运行维护知识手册》.@#@12@#@";i:

7;s:

22996:

"@#@云南电网公司@#@昆明供电局配网自动化通信网建设Ⅱ期工程@#@工业以太网交换机及综合网管系统@#@招标技术规范书@#@云南电网公司@#@20102012年1208月@#@43@#@目录@#@1 总则 1@#@1.1 适用范围 1@#@1.2 投标须知 1@#@1.3 投标要求 2@#@2 规范性引用文件 2@#@3 使用条件 3@#@3.1 环境条件 3@#@3.2 电气条件 4@#@4 一般要求 4@#@4.1 产品要求 4@#@4.2 网管系统要求 5@#@5 技术要求 5@#@5.1 基本功能要求 5@#@5.2 二层工业以太网交换机 6@#@5.3 三层工业以太网交换机 7@#@5.4 物理接口 8@#@5.5 硬件要求 9@#@5.6 软件要求 9@#@5.7 时间同步要求 9@#@6 以太网功能要求 9@#@6.1 基本要求 9@#@6.2 VLAN功能 11@#@6.3 VLAN堆叠功能 12@#@6.4 三层设备性能要求 13@#@6.5 二层设备性能要求 13@#@6.6 IP业务组网方案 14@#@7 电源要求 14@#@7.1 三层工业以太网交换机 14@#@7.2 二层工业以太网交换机 14@#@7.3 防雷要求 15@#@7.4 其他 15@#@8 综合网管系统 15@#@8.1 概况 15@#@8.2 系统功能要求 16@#@8.3 接口及要求 23@#@9 通信箱 24@#@9.1 概述 24@#@9.2 基本要求 25@#@9.3 综合要求 25@#@9.4 设备配置 25@#@9.5 设备安装要求 25@#@9.6 电磁兼容和抗电磁干扰 26@#@9.7 接地方式 26@#@10 质量保证 26@#@10.1 基本要求 26@#@10.2 质量保证体系要求 26@#@10.3 附加质量保证要求 26@#@10.4 达不到保证性能的处理 26@#@11 试验 27@#@11.1 基本要求 27@#@11.2 试验项目 27@#@12 测试和验收 28@#@12.1 基本要求 28@#@12.2 术语限定 28@#@12.3 型式检验 29@#@12.4 出厂检验 30@#@12.5 现场检验 30@#@12.6 竣工验收 31@#@12.7 判定规则 31@#@13 包装、运输和存储 31@#@13.1 产品交货标准 31@#@13.2 铭牌交货标准 32@#@13.3 测试报告要求 32@#@14 技术文件要求 32@#@14.1 基本要求 32@#@14.2 交付要求 32@#@14.3 其他 33@#@15 服务要求 33@#@15.1 检验和验收要求 33@#@15.2 质量保证及管理要求 34@#@15.3 技术服务要求 34@#@16 供货要求 36@#@16.1 基本要求 36@#@16.2 供货清单 36@#@16.3 交货时间 38@#@16.4 交货地点 38@#@17 其他事项 38@#@18 附件 39@#@1总则@#@1.1适用范围@#@本规范规定了云南电网公司昆明供电局配网自动化通信网建设Ⅱ期昆明供电局配网自动化改造工程工业以太网交换机和综合网管系统的招标技术标准和要求。

@#@云南电网公司昆明供电局配网自动化通信网建设Ⅱ期昆明供电局配网自动化改造工程的工业以太网交换机和综合网管系统的招标技术要求应参照本规范执行。

@#@@#@1.2投标须知@#@1.2.1对本规范中技术要求的所有条款必须逐条应答和说明，提供具体的技术数据，以表格形式给出设备技术参数保证值，如有偏差，应给出技术偏差表，否则视该条回答无效。

@#@如有异于技术规范书要求之处，应指出并论述其理由，投标差异按要求填写，差异表格式参照附件1：

@#@投标差异表。

@#@@#@1.2.2投标方提供的产品除应符合本技术规范书的要求外，还需符合国际最先进的制造和装配的需要，不能因本技术规范书的遗漏、疏忽和不明确而解脱投标方提供第一流材料、产品质量及服务的责任。

@#@倘若发现有任何疏漏和不明确之处，投标方应及时通知招标方，在问题未澄清之前仍进行的任何工作均由投标方负责。

@#@@#@1.2.3本技术规范书提出的技术规范为最低限度的要求，并未对技术要求作详细的规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方应提供符合本技术规范和相关工业标准的优质产品。

@#@@#@1.2.4投标方提供的产品必须是标准的，技术上是先进和成熟的，材料是崭新的。

@#@投标方必须保证产品的整体性能指标和所供产品的完整性，保证本规范所要求的各项功能业务的开通，如果存在缺陷，所发生的费用由投标方承担。

@#@@#@1.2.5本技术规范书对设备参数、性能、结构和试验等技术方面在投标阶段所提出要求，投标方应对设备按单价和总价进行投标。

@#@@#@1.2.6投标方设备投标价格中应包含技术服务费、厂验费、培训费等费用，并在投标技术文件中附清单说明；@#@投标方应详实注明投标产品的标配件及选配件，要求标出标配件及选配件的参数性能、价格，并且以后采购同类产品价格，均不得高于本次报价。

@#@@#@1.2.7本技术规范使用标准如遇与投标方所执行标准不一致时，按最高标准执行。

@#@@#@1.2.8本技术规范经招、投标双方确认后作为投标内容的技术附件，与投标文件正文具有同等法律效力。

@#@@#@1.2.9本技术规范未尽事宜，由招、投标双方协商解决。

@#@@#@1.2.10本文件的解释权属于招标方。

@#@@#@1.3投标要求@#@1.3.1投标方应具有独立法人资格，具有一定经营规模和专业经营资质，具有良好的信誉。

@#@投标方为代理商，必须提供原厂商针对本招标产品的授权，同一产品只能授权一家代理商；@#@法定代表人为同一个人的两个及两个以上法人单位，母公司、全资子公司及其控股公司，不得同时参与本项目投标。

@#@@#@1.3.2投标方或制造商应有设计、制造和提供同类产品的资质及经验，所提供的产品具有质检部门的质量认可文件（ISO-9000系列）、质量认证书、KEMA工业认证的检测报告，相关产品的技术要求不低于本规范的规定。

@#@@#@1.3.3投标方提供的产品必须具有3年以上的现场运行规模，具有3个或以上电力配电网自动化实际应用案例，需给出相应的业绩证明资料和业绩汇总表，业绩汇总表格式参照附件2：

@#@XX产品厂家状况调研表。

@#@@#@1.3.4本技术规范书可以作为投标方编制投标书的依据，对于本技术规范书的某些部分，投标方如不能满足要求，应在投标书中给出技术偏差表，否则，招标方即认为投标方提供的产品可以满足本技术规范书的要求。

@#@@#@1.3.5本技术规范书中未规定而GB、DL和YD等系列标准已经有建议的，按较高要求执行。

@#@@#@1.3.6投标方可以对本技术规范书提出修改意见供招标方参考，招标方有权对本技术规范书进行修改和补充。

@#@@#@1.3.7投标方必须提供所供产品的型号、生产厂家，给出产品的结构和技术参数；@#@应能根据工程的具体情况提供产品的配置方案、建议的运行条件和工程中所需的维护工具的清单。

@#@@#@1.3.8投标方投标报价时，需按单价和总价的形式进行报价，并提供主要配件的单价，便于招标方选择。

@#@@#@2规范性引用文件@#@下列标准所包含的条文，通过在本技术规范书中引用而构成本规范书的条文。

@#@下列标准出版时，所示版本均为有效。

@#@所有标准都会被修订，使用本技术规范书的各方应使用下列标准的最新版本。

@#@如标准间出现矛盾时，则按最高标准执行或按双方商定的标准执行。

@#@@#@GB/T4208-1993@#@外壳防护等级的分类@#@GB/T17618-1998@#@信息技术设备抗扰度限值和测量方法@#@DL/T814-2002@#@配电自动化系统功能规范@#@DL/T5157-2002@#@电力系统调度通信交换网设计技术规程@#@YD5084-2005@#@交换设备抗地震性能检测规范@#@YD/T778-2006@#@光纤配线架@#@YD/T944-2007@#@通信电源设备的防雷技术要求和测试方法@#@YD/T965-2006@#@电信终端设备的安全要求和试验方法@#@YD/T993-2006@#@电信终端设备防雷技术要求及试验方法@#@YD/T1099-2005@#@以太网交换机技术要求@#@YD/T1141-2007@#@以太网交换机测试方法@#@YD/T1240-2002@#@接入网设备测试方法—基于以太网技术的宽带接入网设备@#@YD/T1436-2006@#@室外型通信电源系统@#@YD/T1462-2006@#@光传送网（OTN）接口@#@YD/T1465-2006@#@10Gbit/s小型化可插拔光收发合一模块技术条件@#@YD/T1529-2006@#@光纤线路自动切换保护装置技术条件@#@YD/T1537-2006@#@通信系统用户外机柜一般要求@#@YD/T1617.1-2007@#@智能化光保护系统.第1部分:

@#@光线路保护系统@#@YD/T1627-2007@#@以太网交换机设备安全技术要求@#@YD/T1628-2007@#@以太网交换机设备安全测试方法@#@YD/T1634-2007@#@光传送网（OTN）物理层接口@#@YD/T5040-2005@#@通信电源设备安装工程设计规范@#@YD/T5058-2005@#@通信电源集中监控系统工程验收规范@#@Q/CSGXXXXX-2009@#@110kV及以下配电网技术装备导则@#@Q/CSGXXXXX-2010@#@南方电网配电网自动化系统技术规范@#@QG/YW-SC-05-2009@#@云南电网35kV及以下配电网设备装备技术原则（试行）@#@QB/YW110-01-2009@#@电气设备装备技术原则@#@3使用条件@#@3.1环境条件@#@本技术规范书所涉及的设备的相关运行环境要求如下：

@#@@#@a）环境温度：

@#@-40℃~+70℃；@#@@#@b）相对湿度：

@#@5%~95%无凝露，日平均相对湿度不大于95%，月平均相对湿度不大于90%；@#@@#@c）大气压力：

@#@70kPa～106kPa；@#@@#@d）海拔高度：

@#@2000m；@#@@#@e）环境温度最大变化率：

@#@1℃/min；@#@@#@f）最大日温差：

@#@不高于25℃；@#@@#@g）最大设计风速：

@#@不小于35m/s；@#@@#@h）地震烈度：

@#@8度；@#@@#@i）防污等级：

@#@Ⅳ级。

@#@@#@3.2电气条件@#@本技术规范书所涉及的设备的相关电气要求如下：

@#@@#@a）三层工业以太网交换机工作电源：

@#@直流48V；@#@@#@b）二层工业以太网交换机工作电源：

@#@与DTU配合的交换机，电源采用直流48V；@#@与FTU配合的交换机，电源采用直流24V；@#@@#@c）额定电压允许偏差：

@#@允许偏差为-20%～+20%；@#@@#@d）电源冗余：

@#@交换机按双电源冗余配置；@#@@#@e）功耗要求：

@#@三层交换设备满配置时功耗应小于50W，二层交换设备满配置时功耗应小于15W。

@#@@#@4一般要求@#@4.1产品要求@#@4.1.1产品必须满足电力行业和通信行业的相关要求，所用技术必须是行业内成熟的技术。

@#@@#@4.1.2同批次、同类型的产品应使用同一设计、相同材料和相同工艺制造出来的产品。

@#@@#@4.1.3产品应具有一定的适应性，接口可以根据实际需求进行配置，产品尺寸和安装方式可以满足技术规范提出的要求。

@#@@#@4.1.4产品应具备组网灵活、方便扩容的要求。

@#@@#@4.1.5产品表面不应有任何肉眼可见的缺陷，例如划痕、压印等。

@#@@#@4.1.6用于户外的通信设备，防护等级需满足现场运行的条件。

@#@@#@4.2网管系统要求@#@4.2.1所有通信设备必须是网管型设备。

@#@@#@4.2.2配电网自动化通信系统需具备综合网管系统能力。

@#@@#@4.2.3所有通信设备需纳入综合网管系统。

@#@@#@5技术要求@#@5.1基本功能要求@#@5.1.1可靠性要求@#@5.1.1.1参与投标的设备必须支持环路保护技术，环内最大可支持的交换机数量不得少于100个，且最大恢复时间小于300ms。

@#@@#@5.1.1.2所有参与投标的交换机必须是网管型交换机。

@#@@#@5.1.2可扩展性要求@#@参与投标的设备，可以灵活的组成星型网、树型网、环状网、相切环网、环间耦合网和环带链状网，且任意端口均可组成环或者链，单台交换设备可支持的冗余环数量不低于2个，方便扩容。

@#@@#@5.1.3VLAN功能要求@#@5.1.3.1设备必须完全支持IEEE802.1q协议；@#@能够根据需要支持依据端口或MAC地址划分的VLAN。

@#@@#@5.1.3.2设备支持标准VLAN的数量必须不少于64个。

@#@@#@5.1.4端口聚集@#@5.1.4.1设备在其以太网端口上支持端口聚集功能，即支持两台设备之间通过两个或多个端口并行连接同时传输数据以提供更高的带宽。

@#@@#@5.1.4.2设备实现该功能时必须支持IEEE802.3ad标准，并能与其他厂家支持该标准的设备互通。

@#@该功能的实现必须不对设备的其他功能（如VLAN功能）产生影响。

@#@@#@5.1.5流量控制@#@5.1.5.1设备支持全双工方式下的流量控制（IEEE802.3x）协议，半双工方式下的流量控制技术。

@#@@#@5.1.5.2设备能在不对整体性能产生影响的前提下，支持10/100M半双工、10/100M全双工和千兆端口的流量控制。

@#@@#@5.1.6优先级控制@#@设备支持IEEE802.1P协议、DSCP协议和TOS协议。

@#@@#@5.1.7端口镜像@#@设备必须支持端口镜像。

@#@@#@5.1.8生成树功能@#@设备必须支持标准的RapidSpanningTreeProtocol（802.1w）协议等。

@#@@#@5.1.9组播组的管理@#@设备支持组播功能及IGMPSNOOPING功能。

@#@@#@5.1.10带宽控制@#@5.1.10.1交换机能够在不影响自身转发性能的前提下，限制每端口上下行接入速率，具有基于vlan和特定数据流量的带宽控制。

@#@@#@5.1.10.2投标方需说明产品限速具体粒度、速率限制方向（Inbound/outbound）、范围，并请附加配置命令。

@#@@#@5.1.11防尘要求@#@交换机应进行密封性设计，具备良好的防尘效果，防护等级不低于IP40。

@#@@#@5.1.12网络安全@#@5.1.12.1地址绑定，交换机在地址学习完成后，启动该功能，可支持将交换机的端口与一个或多个MAC地址绑定。

@#@@#@5.1.12.2具有广播风暴抑制功能，自动检测并抑制广播风暴，有效限制广播报文的泛滥。

@#@@#@5.1.12.3具备回环闭锁功能，有效避免环网风暴。

@#@@#@5.1.13使用维护@#@5.1.13.1可以实现自动协商和自动极性反转。

@#@@#@5.1.13.2可以通过控制口，Telnet，Web，SNMP等多种方式进行网络管理。

@#@@#@5.2二层工业以太网交换机@#@5.2.1设备性能和交换容量@#@5.2.1.1配置≥2个100M单模光纤接口、≥3个10/100Mbit/s自适应以太网RJ45接口，100M光口支持大于10公里的远距离传输。

@#@@#@5.2.1.2任何一个电口或光口都可支持多种网络结构（总线形、星形、环形、网格网）。

@#@@#@5.2.1.3RJ45端口：

@#@10/100BaseTX自适应,全/半双工模式，自动极性转换。

@#@@#@5.2.1.4光纤接口：

@#@100BaseFX单模端口（ST口），必须有光功率自调节功能。

@#@@#@5.2.1.5采用光纤冗余环网方案，单环能连接100台以上交换机，当发生光纤断点时，采用公有协议时环网可以在300ms内自动恢复正常工作，投标方并应说明采用私有协议时发生光纤断点环网恢复时间。

@#@@#@5.2.1.6支持QOS（802.1p）优先级（4queues）。

@#@@#@5.2.1.7支持VLAN（802.1q）划分；@#@支持双重标签和GVRP；@#@支持链路聚合（802.3ad）；@#@支持IGMPSnooping功能；@#@端口镜像；@#@支持SNTP等协议；@#@端口速率限制，支持广播风暴限制；@#@支持MODBUSTCP协议采集交换机状态信息。

@#@@#@5.2.1.8安全性：

@#@多级用户密码；@#@支持VLAN隔离，支持SSH/SSL扩展密码保护功能，对网络上传输的密码和数据予以加密；@#@支持MAC地址、IP地址过滤，基于MAC地址的端口安全性；@#@保护交换机的端口，使其只能与特定的设备或MAC地址通信；@#@802.1x基于端口的网络访问控制，锁定交换机的端口使之只能与合法用户通信；@#@SNMPv3安全访问。

@#@@#@5.2.1.9网络管理：

@#@SNMPv1/v2c/v3,Telnet,WebClient,支持HTTPS、远程管理（RMON），可通过IE直接管理。

@#@@#@5.2.1.10电磁兼容性达到工业4级。

@#@@#@5.2.2吞吐量@#@5.2.2.1设备转发二层以太网帧时，单对端口间的稳态吞吐量必须达到线速。

@#@@#@5.2.2.2设备端口总吞吐量达到线速。

@#@@#@5.2.3安全可靠要求@#@5.2.3.1支持IEEE802.1x。

@#@@#@5.2.3.2提供电源热备份，增加系统可靠性。

@#@@#@5.3三层工业以太网交换机@#@5.3.1设备性能和交换容量@#@5.3.1.1配置≥4个1000M单模光纤接口、8个100M单模光纤接口、≥8个10/100Mbit/s自适应以太网RJ45接口，1000M光口支持大于40公里的远距离传输，100M光口支持大于10公里的远距离传输。

@#@@#@5.3.1.2任何一个电口或光口都可支持多种网络结构（总线形、星形、环形、网格网）。

@#@@#@5.3.1.3RJ45端口：

@#@10/100BaseTX自适应,全/半双工模式，自动极性转换。

@#@@#@5.3.1.4光纤接口：

@#@100BaseFX单模端口（ST口），必须有光功率自调节功能。

@#@@#@5.3.1.5采用光纤冗余环网方案，当发生光纤断点时，环网可以在300ms内自动恢复正常工作。

@#@@#@5.3.1.6支持QOS（802.1p）优先级（4queues）。

@#@@#@5.3.1.7支持VLAN（802.1q）划分；@#@支持双重标签和GVRP；@#@支持链路聚合（802.3ad）；@#@支持IGMPSnooping功能；@#@端口镜像；@#@支持SNTP等协议；@#@端口速率限制，支持广播风暴限制；@#@支持MODBUSTCP协议采集交换机状态信息。

@#@@#@5.3.1.8支持多级用户密码和VLAN隔离，支持SSH/SSL扩展密码保护功能。

@#@@#@5.3.1.9支持MAC地址、IP地址过滤，基于MAC地址的端口安全性；@#@保护交换机的端口，使其只能与特定的设备或MAC地址通信；@#@802.1x基于端口的网络访问控制，锁定交换机的端口使之只能与合法用户通信；@#@SNMPv3安全访问。

@#@@#@5.3.1.10网络管理：

@#@SNMPv1/v2c/v3,Telnet,WebClient,支持HTTPS、远程管理（RMON），可通过IE直接管理。

@#@@#@5.3.1.11设备的背板应支持线速三层完全无阻塞交换，应说明其设备的交换结构和包交换方式。

@#@@#@5.3.1.12电磁兼容性达到工业4级。

@#@@#@5.3.2吞吐量@#@5.3.2.1设备转发二层以太网帧时，单对端口间的稳态吞吐量必须达到线速。

@#@@#@5.3.2.2设备端口总吞吐量达到线速。

@#@@#@5.3.3安全可靠要求@#@5.3.3.1支持IEEE802.1x。

@#@@#@5.3.3.2提供电源热备份，增加系统可靠性。

@#@@#@5.4物理接口@#@5.4.1接口要求@#@1000M以太网接口符合IEEE802.3z/802.3ad标准，100M以太网接口符合IEEE802.3u标准。

@#@10/100M以太网接口符合IEEE802.3/IEEE802.3u标准。

@#@@#@5.4.2接口速率@#@10/100Mbps、10/100Mbps（自适应）、100BASE-FX、1000BASE-LX、1000BASE-SX。

@#@@#@5.4.3介质类型@#@介质可采用单模光纤、非屏蔽双绞线或者屏蔽双绞线。

@#@@#@5.4.4接口类型@#@电接口为RJ45口，光接口为ST口。

@#@@#@5.4.5接口说明@#@5.4.5.1应提供1000M和100M光口（单模）的平均发送光功率（1310nm、1550nm）、接收灵敏度、传输距离、时延、时延抖动、丢包率、误码率的具体指标。

@#@@#@5.4.5.2应详细说明交换机内部不同端口之间的具体交换方式。

@#@@#@5.4.5.3应详细说明1000M和100M光口与其他厂家产品和光纤收发器的互通情况。

@#@@#@5.5硬件要求@#@5.5.1.1投标设备必须选用高质量的工业级元器件，平均无故障时间（MTBF）大于10年。

@#@@#@5.5.1.2装置应采用外壳密封，能防尘、防水，防护等级不得低于规定的IP40的要求。

@#@@#@5.5.1.3三层交换机必须采用19英寸标准机架安装方式，二层交换机必须采用卡轨式安装。

@#@@#@5.5.1.4投标设备必须采用无风扇设计。

@#@@#@5.5.1.5设备的电磁兼容性及抗电磁干扰应满足IEC-801-2、IEC-801-3、IEC-802-4或EN61000系列中相应的4级标准要求，投标方应提供设备的具体电磁兼容指标、测试方法及测试数据。

@#@@#@5.6软件要求@#@5.6.1.1投标方须提供最新版本的软件，该软件必须是经过严格测试，可靠性和稳定性须得到充分验证。

@#@@#@5.6.1.2今后推出新软件版本时，投标方应承诺免费更新软件版本，并提供相应的新版本软件功能说明书及修改说明书。

@#@@#@5.6.1.3投标方应说明目前所使用软件的实际运行时间以及升级完善的计划进度表。

@#@@#@5.7时间同步要求@#@时间同步应满足NTP/SNTP协议要求，时间同步网络精度为ms级。

@#@@#@6以太网功能要求@#@6.1基本要求@#@6.1.1MAC地址交换功能@#@6.1.1.1三层工业以太网交换机@#@支持根据MAC地址进行交换，应支持MAC地址的动态学习，MAC地址学习能力不小于1000个/秒。

@#@@#@6.1.1.2二层工业以太网交换机@#@6.1.1.2.1对于具有多于一个以太网接口的二层以太网交换机应支持根据MAC地址进行交换。

@#@@#@6.1.1.2.2应支持MAC地址的动态学习，MAC地址学习能力不小于1000个/秒，单播MAC地址缓存能力每端口应不低于64个。

@#@@#@6.1.2二层转发能力@#@6.1.2.1三层工业以太网交换机应支持以太网业务二层交换功能，二层交换能力应确保上下行业务的线速转发。

@#@@#@6.1.2.2对于具有多于1个以太网接口的二层工业以太网交换机，应支持以太网业务二层交换功能，二层交换能力应确保上下行业务的线速转发。

@#@@#@6.1.3帧过滤功能@#@6.1.3.1三层工业以太网交换机应支持L2（Layer2）~L4（Layer4）包过滤功能，提供基于源MAC地址、目的MAC（MediumAccessControl）地址、源IP地址、目的IP地址、端口、协议、VLAN（VirtualLocalAreaNetwork）、VLAN范围、MAC地址范围和非法帧过滤。

@#@@#@6.1.3.2二层工业以太网交换机应支持基于物理端口、源和目的MAC地址、物理端口且源和目的MAC地址的以太网数据帧过滤，并且支持基于每个物理端口和MAC地址的以太网数据帧过滤功能的开启/关闭。

@#@@#@6.1.4二层隔离功能@#@6.1.4.1三层工业以太网交换机应实现对各二层以太网交换机之间的二层隔离；@#@三层工业以太网交换机应实现下行接口之间二层隔离。

@#@@#@6.1.4.2二层工业应支持对各以太网端口之间的二层隔离，二层工业以太网交换机应支持串口之间的二层隔离。

@#@@#@6.1.5生成树功能@#@6.1.5.1当三层工业以太网交换机的网络侧具有多个GE或10/100BASE-T接口时，应支持符合IEEE802.1w要求的快速生成树协议（RSTP）和802.1s多生成树协议（MSTP）。

@#@@#@6.1.5.2当二层工业以太网交换机侧具有2个以上以太网接口时，应支持符合IEEE802.1w要求的快速生成树协议（RSTP）。

@#@@#@6.1.6流量控制@#@6.1.6.1三层工业以太网交换机的网络侧接口应支持全双工方式下的IEEEStd802.3x流量控制协议，其相关功能应可配置。

@#@@#@6.1.6.2二层工业以太网交换机的用户侧以太网接口应支持全双工方式下的IEEEStd802.3x流量控制协议，其相关功能应可配置。

@#@@#@6.1.7网络侧本地汇聚功能@#@当交换机存在多个接口接入业务时，应支持对所有业务板的以太网业务汇聚功能。

@#@@#@6.1.8链路汇集@#@6.1.8.1当交换机的网络侧具有多个GE或10/100Base-T接口时，应支持IEEEStd8";i:

8;s:

13055:

"2017年福建省工程测量员初级试题@#@一、单项选择题（共25题，每题2分，每题的备选项中，只有1个事最符合题意）@#@1、下列关于观测误差的叙述，正确的有__。

@#@@#@A．经纬仪中心与测站不在同一铅垂线上所造成的误差称为对中误差@#@B．对中误差可以通过观测方法消除@#@C．瞄准点越高，目标偏心误差越大@#@D．观测时应尽量使标杆竖直，瞄准时尽可能瞄准标杆底部@#@E．测角精度要求较高时，应用垂球代替标杆@#@2、在比例尺为1:

@#@2000，等高距为2m的地形图上，如果按照指定坡度（%），从坡脚A到坡顶B来选择路线，其通过相邻等高线时在图上的长度为__。

@#@@#@A．10mm@#@B．20mm@#@C．25mm@#@D．30mm@#@3、进行水准测量时，同一测站，当后尺读数大于前尺读数时说明后尺点__。

@#@@#@A．高于前尺点@#@B．低于前尺点@#@C．高于测站点@#@D．与前尺点等高@#@4、经纬仪的视准轴应__。

@#@@#@A．垂直于竖轴@#@B．垂直于横轴@#@C．平行于照准部水准管轴@#@D．保持铅垂@#@5、下列选项不属于水准仪的操作步骤的是__。

@#@@#@A．粗平、精平@#@B．照准标尺@#@C．调整@#@D．读数@#@6、在水准测量时，下列选项属于测量员应遵守的要点的是__。

@#@@#@A．应力求前、后视的视线等长@#@B．不准用手扶在仪器或脚架上，也不准两脚跨在一支脚架腿上观测@#@C．搬动仪器时，无论迁移的距离远近，无论地面是否平坦，均不允许用手握住仪器下部的基座或脚架@#@D．立尺点要先放置尺垫，立尺必须力求竖直，不得前后、左右歪斜@#@E．用单面尺时，立尺人要经常检查尺子接头的卡口是否卡好，防止上节单面下滑@#@7、若全站仪使用南方公司生产的棱镜，其常数设置为__。

@#@@#@A．-10@#@B．-15@#@C．-20@#@D．-30@#@8、两个不同高程的点，其坡度应为两点__之比，再乘以100%。

@#@@#@A．高差与其平距@#@B．高差与其斜距@#@C．平距与其斜距@#@D．斜距与其高差@#@9、通过使用光电测距仪进行外业作业后，应对测距成果进行整理计算，下列选项中属于测距的改正参数的有__。

@#@@#@A．加常数改正@#@B．乘常数改正@#@C．气象改正@#@D．温度改正@#@E．折光改正@#@10、《全球定位系统城市测量技术规程》规定，二级GPS控制网的平均距离为（）。

@#@@#@A．3km@#@B．2km@#@C．1km@#@D．＜1km@#@11、某段距离丈量的平均值为100m，其往返距离之差为+4mm，其相对误差为__。

@#@@#@A．1/25000@#@B．1/25@#@C．1/2500@#@D．1/250@#@12、根据高斯投影的原则，我国领土6°@#@带是指__。

@#@@#@A．第8带～第15带@#@B．第10带～第20带@#@C．第13带～第23带@#@D．第15带～第23带@#@13、在距离丈量中，衡量丈量精度的标准是__。

@#@@#@A．相对误差@#@B．中误差@#@C．往返误差@#@D．真误差@#@14、下列选项中，属于测站计算的有__。

@#@@#@A．半测回归零差计算@#@B．两倍视准差2C@#@C．计算各方向平均读数@#@D．计算各测回归零后方向值的平均值@#@E．各测回平均角值@#@15、在进行高程控制测量时，对于地势比较平坦地区且精度要求高时，一般采用__。

@#@@#@A．水准测量@#@B．视距测量@#@C．三角高程测量@#@D．经纬仪测量@#@16、下列选项属于地貌的是__。

@#@@#@A．山脊、山谷@#@B．洼地、山头@#@C．峭壁、沙丘@#@D．草地、沼泽@#@E．鞍部、台地@#@17、某办公室有男职工5人，女职工4人，欲从中抽调3人支援其他工作，但至少有2位是男士，则抽调方案有__．@#@A．50种@#@B．40种@#@C．30种@#@D．20种@#@E．18种@#@18、在一系列等精度的观测误差中，绝对值大于一倍中误差的偶然误差，其出现的概率约为__。

@#@@#@A．10%@#@B．20%@#@C．30%@#@D．35%@#@19、下列关于测量学在建筑工程中作用的叙述，错误的是__。

@#@@#@A．对各建（构）筑物进行可行性研究、综合分析，进行初步设计、详细设计和施工图设计均离不开测量工作@#@B．地形图是由专门的测绘部门测绘而成，使用单位按需要去索取，建筑工程施工当地规划部门无权自行测绘@#@C．测量工作是建筑施工中的一道重要工序，起着关键的主导作用@#@D．在施工完成后，对重要建筑物或构筑物应在其建设后定期进行变形观测，了解建筑物的变形规律@#@20、在柱子的铅直校正时，为了提高校正的精度，要求视线与轴线的夹角不得大于（）。

@#@@#@A．5&@#@deg;@#@@#@B．10&@#@deg;@#@@#@C．15&@#@deg;@#@@#@D．20&@#@deg;@#@@#@21、下列关于测量学的叙述，错误的是__。

@#@@#@A．测量学是研究地球的形状、大小，以及确定地面点位置的科学@#@B．测量学的最终目的是为人们了解自然和改造自然服务@#@C．地形测量学研究的内容可以用文字和数字记录，但不能用图形表示@#@D．大地测量学可以分为常规大地测量与卫星大地测量两部分@#@22、从观察窗中看到符合水准气泡影像错动间距较大时，需__使符合水准气泡影像符合。

@#@@#@A．转动微倾螺旋@#@B．转动微动螺旋@#@C．转动三个螺旋@#@D．转动视准轴@#@23、欲选择一条纵向坡度不超过2%的路线，设图上等高距为2m，地形图的比例尺为1:

@#@1000，则路线通过相邻两条等高线的最短距离为__。

@#@@#@A．50m@#@B．100m@#@C．150m@#@D．200m@#@24、在全圆测回法的观测中，同一盘位起始方向的两次读数之差称__。

@#@@#@A．归零差@#@B．测回差@#@C．互差@#@D．指标差@#@25、下列关于地形图的分幅、编号的叙述，错误的是__。

@#@@#@A．地形图的分幅方法有两类：

@#@一类是按经纬线分幅的梯形分幅法，另一类是按坐标格网分幅的矩形分幅法@#@B．国家基本比例尺地形图的分幅和编号采用梯形分幅法@#@C．工程建设大比例尺地形图的分幅和编号采用矩形分幅法@#@D．矩形分幅法又称为国际分幅法@#@二、多项选择题（共25题，每题2分，每题的备选项中，有2个或2个以上符合题意，至少有1个错项。

@#@错选，本题不得分；@#@少选，所选的每个选项得0.5分）@#@1、测定一点竖直角时，若仪器高不同，但都瞄准目标同一位置，则所测竖直角__。

@#@@#@A．一定相同@#@B．一定不同@#@C．可能相同@#@D．可能不同@#@2、根据2005年7月1日实施的《民用建筑设计通则》（GB50325-2005）的规定，除住宅建筑之外的民用建筑高度不大于__者为单层和多层建筑。

@#@@#@A．20m@#@B．24m@#@C．26m@#@D．28m@#@3、为了使高斯平面直角坐标系的）y坐标恒大于零，将x轴自中央子午线西移__。

@#@@#@A．200km@#@B．300km@#@C．500km@#@D．600km@#@4、在一条水准路线上采用往返观测，可以消除__。

@#@@#@A．水准尺未竖直的误差@#@B．仪器升沉的误差@#@C．水准尺升沉的误差@#@D．两根水准尺零点不准确的误差@#@5、直线，AB的往测为213.41m，返测为213.35m，其相对误差为__。

@#@@#@A．1/3000@#@B．1/3500@#@C．1/4000@#@D．1/5000@#@6、导线坐标增量闭合差调整的方法是（）。

@#@@#@A．反符号按边长比例分配@#@B．反符号按边数平均分配@#@C．按边长比例分配@#@D．按边数平均分配@#@7、下列关于建筑施工测量技术资料管理原则的叙述，正确的有（）。

@#@@#@A．测量技术资料应进行科学规范化管理@#@B．对原始资料数据严禁涂改，且不得用其他纸张进行转抄@#@C．各种原始记录不得随意丢失，须由专人负责保管、销毁@#@D．外业工作起算数据必须正确可靠，计算过程科学有序@#@E．各种测量资料必须数据正确，符合表格规范@#@8、施工控制网的主要任务是用来放样各建筑工程的中心线和各建筑工程之间的连接轴线的，对于精度要求较高的建筑工程内部的安装测量，可采用__。

@#@@#@A．单独建立各系统工程的控制网@#@B．原施工控制网@#@C．在原控制网的基础上按“从高级到低级”的原则进行加密布网@#@D．国家控制网的等级形式布网@#@9、水平角测量时，角值β=b-a。

@#@现知读数a为82°@#@33’24”，读数6为102°@#@42’12”，则角值β是__。

@#@@#@A．20°@#@18’46”@#@B．20°@#@08’48”@#@C．20°@#@42’24”@#@D．20°@#@38’12”@#@10、当光学测微器的平行玻璃板竖直时（与视准轴垂直），水平视线不产生平移，测微尺上的读数为__。

@#@@#@A．4.00mm@#@B．5.00mm@#@C．6.00mm@#@D．8.00mm@#@11、盘左位置，视线水平时竖盘读数为90°@#@，望远镜往上仰时，__，则竖直角为αL=90°@#@-L。

@#@@#@A．读数减小@#@B．读数增加@#@C．读数不变@#@D．读数为零@#@12、下列关于全站仪使用时的注意事项叙述，正确的有__。

@#@@#@A．全站仪的物镜不能对着阳光或强光源，以免损坏物镜的光敏二极管@#@B．在阳光下使用全站仪时，需撑伞@#@C．全站仪在使用时应避免测线两侧及镜站后方有反光物体@#@D．全站仪在一天当中的最佳观测时间为：

@#@上午日出后一个小时至两个小时，下午日落前三小时至半小时@#@E．阴天、有微风时，全天都可观测@#@13、我国NGPSNA级网的边长相对精度为__。

@#@@#@A．＜2×@#@10-5@#@B．＜2×@#@10-6@#@C．＜2×@#@10-7@#@D．＜2×@#@10-8@#@14、如图7-2所示，已知直线A、B坐标方位角为&@#@alpha;@#@AB，B点处的转折角为&@#@beta;@#@。

@#@当&@#@beta;@#@为右角时，则直线BC的坐标方位角&@#@alpha;@#@BC为（）。

@#@@#@A．&@#@alpha;@#@BC=&@#@alpha;@#@AB+&@#@beta;@#@-180&@#@deg;@#@@#@B．&@#@alpha;@#@BC=&@#@alpha;@#@AB-&@#@beta;@#@+180&@#@deg;@#@@#@C．&@#@alpha;@#@BC=&@#@alpha;@#@AB-&@#@beta;@#@-180&@#@deg;@#@@#@D．&@#@alpha;@#@BC=&@#@alpha;@#@AB+&@#@beta;@#@+180&@#@deg;@#@@#@15、在相同的观测条件下进行一系列的观测，如果误差出现的符号和大小具有确定性的规律，这种误差称为__。

@#@@#@A．偶然误差@#@B．极限误差@#@C．相对误差@#@D．系统误差@#@16、下列关于工业厂房柱子安装测量中，柱子安装测量的相关叙述，错误的是（）。

@#@@#@A．柱中线对轴线位移不得大于5mm@#@B．柱顶对柱底的垂直度偏差，在柱高H&@#@le;@#@5m时，不得大于5mm@#@C．柱顶对柱底的垂直度偏差，在5m＜H&@#@le;@#@10m时，不得大于10mm@#@D．柱顶对柱底的垂直度偏差，在H＞10m时，不得大于H/1000，且不超过20mm@#@17、为方便钢尺量距工作，有时要将直线分成几段进行丈量，这种把多根标杆标定在直线上的工作，称为__。

@#@@#@A．定向@#@B．定线@#@C．定段@#@D．定标@#@18、已知地面实际水平距离为20m，两点间高差为0.4m，则地面坡度为__。

@#@@#@A．2%@#@B．50%@#@C．2@#@D．5@#@19、水准测量误差的来源主要有__。

@#@@#@A．仪器本身误差@#@B．仪器和标尺升沉误差@#@C．外界条件影响产生的误差@#@D．测量人员测量技术欠缺导致的误差@#@E．整平误差@#@20、对于一般中、小型工业厂房，在其基础的开挖线以外约（）左右，测设一个与厂房轴线平行的矩形控制网，即可满足放样的需要。

@#@@#@A．2m@#@B．3m@#@C．4m@#@D．5m@#@21、导线的前进方向为A→B→C，观测B点处的右角。

@#@盘左时A目标的读数180°@#@16’18”，C目标的读数为8°@#@16’30”；@#@盘右时A目标的读数为93°@#@11’54”，C目标的读数为273°@#@12’00”，则水平角的一测回角值为__。

@#@@#@A．180°@#@00’09”@#@B．170°@#@59’57”@#@C．179°@#@59’51”@#@D．180°@#@00’03”@#@22、从一个水准点BMA出发进行水准测量，最后又回到水准点BMA，称为__。

@#@@#@A．符合水准测量@#@B．闭合水准测量@#@C．支线水准测量@#@D．几何水准测量@#@23、下列误差中，利用前后视距相等的方法不能消减的是__。

@#@@#@A．对光透镜运行误差@#@B．标尺零点误差@#@C．地球曲率影响@#@D．大气折光影响@#@24、地形图注记不包括__。

@#@@#@A．名称注记@#@B．说明注记@#@C．数字注记@#@D．比例尺注记@#@25、某测量员，使用钢尺测量A、B两点，AB往测长为300.06m，返测长为299.96m，则相对误差为__。

@#@@#@A．1/3000.1@#@B．0.1/300.1@#@C．1/3000.6@#@D．0.1/300.06@#@";i:

9;s:

18680:

"@#@针对下列工作或案例查找违章现象并提出防范措施@#@一、变压器停电检修工作不按停电程序操作@#@某供电所线路班一小组进行变台检修工作，到现场后工作负责人安排一名成员去变台停电操作，该人接到任务后便拿起绝缘拉杆将变压器一次跌落开关拉开。

@#@因为拉开后有明显断开点，工作负责人便安排其他人员登杆作业。

@#@@#@@#@主要违章现象：

@#@@#@1、未办理台区工作票。

@#@@#@2、操作人没按规程规定，在配电变压器台架上进行工作，不论线路是否停电，必须先拉开低压刀闸，再拉开高压跌落熔断器，而是直接拉开高压跌落熔断器进行停电，且未带绝缘手套。

@#@@#@2、停电后未进行高低、压验电。

@#@@#@3、停电后因为直接可以看见断开点没有在停电的高、低压引线上装设接地线。

@#@　@#@4、未悬挂安全标示牌，未说明是否装设安全遮栏@#@5、操作跌落熔断器，工作负责人没有对操作人实行监护，由操作人单人进行。

@#@@#@6、未宣读工作票，未进行安全、技术交底，便开始进行登杆工作。

@#@@#@纠正措施：

@#@@#@供电所应经常开展对班组的安全规程培训和安全教育，增强执行《安规》自觉性，严格按《规程》规定在配电变压器台上的工作的停电程序操作和布置好安全措施后方可进行登杆作业。

@#@@#@二、撤线时采用突然剪断导线的做法松线@#@一工程队在冬季进行一条10千伏线路更换导线工作，在拆旧线时，作业人员上杆后用“断线剪子”分别将旧导线在终端杆上剪断。

@#@由于突然剪断导线，导线张力过大造成邻近杆突然折断，致使在杆上拆卸电线人员随杆倒下，头部摔成重伤。

@#@@#@主要违章现象：

@#@@#@撤线前未装设临时拉线，撤线时没有设专人统一指挥，统一信号，在作业过程中严重违反“严禁用突然剪断导、地线的做法松线”进行作业，受伤人员安全帽的帽带没有系好，失去保护造成头部重伤。

@#@@#@防范措施：

@#@@#@严肃作业纪律，统一组织，统一指挥，严格执行“安规”撤线的规定，“严禁用突然剪断导、地线的做法松线”。

@#@布置好安全措施，将旧导线用绳索缓慢放下逐项拆除旧线。

@#@作业施工现场应正确佩戴安全帽@#@三、误登带电变台造成触电死亡事故@#@某县供电公司进行两个配电台区JP柜进、出线更换和低压线路施工，根据当天工作内容，应拉开为两个配电台区供电的10kV分支线熔断器。

@#@但因该10kV分支线上一级唯一电源35kV线路上午曾出现故障，停电检修，而工作负责人误认为10kV线路没有电，没有采取拉开10kV分支线熔断器措施，只安排拉开装在变压器下层花架处配电台区跌落熔断器。

@#@作业人员用脚扣登配电台架上工作时，左肩部碰触避雷器边相10kV带电引线，导致其触电，经抢救无效死亡。

@#@@#@主要违章现象：

@#@@#@1、违章指挥。

@#@工作负责人违反《安规》“填用第一种工作票进行工作，工作负责人应在得到全部工作许可人的许可后，方可开始工作”的规定，而错误地借故障停电机会，未拉开10kV分支线熔断器，未履行工作许可手续，未采取安全措施的情况下，组织违章冒险作业。

@#@@#@2、违章作业。

@#@作业人员违反《安规》“各类作业人员有权拒绝违章指挥和强令冒险作业”的规定。

@#@明知线路没有设置任何安全措施，仍冒险登变台作业。

@#@@#@3、未执行保证安全的技术措施。

@#@作业人员违反《安规》“各工作班工作地段两端和有可能送电到停电线路的分支线都要验电、挂接地线”的规定，在作业地段没有采取验电、挂接地线的安全技术措施。

@#@@#@防范措施：

@#@@#@1、进行现场勘察。

@#@勘察现场作业需要停电的范围，保留的带电部分和作业现场的条件、环境及其他危险点等，根据现场勘察结果编制组织措施、技术措施和安全措施。

@#@@#@2、进行危险点分析及预控。

@#@作业前做好充分准备，召开班前会，进行危险点分析，有针对性地制订防范措施，且作业过程中的危险点及预控措施，让工作班的每一个人员都知晓，并在作业中注意和加以预防。

@#@@#@3、严格执行工作许可制度。

@#@停电作业必须履行许可手续，作业人员在得到许可人许可工作的命令后方可进行工作。

@#@@#@4、严格执行保证安全的技术措施。

@#@停电作业必须停电、验电、挂接地线。

@#@@#@四、无票作业盲目送电造成触电死亡事故@#@某供电局进行低压线路施工。

@#@工作负责人既没有填写工作票和操作票，也没有采取验电、挂接地线、挂标示牌等安全措施，拉开隔离开关后即安排开工。

@#@农电工甲某某完成1号杆接弓子线工作后，骑车遇到完成5号杆接弓子线工作的班组人员，便问其他人的情况，回答说：

@#@人都走了。

@#@甲某某说：

@#@“人走了，我去送电”。

@#@甲既不是工作负责人，又没有问清6#杆的工作情况，将电送上，造成正在6号杆上接弓子线的乙某某触电，经抢救无效死亡。

@#@@#@主要违章现象：

@#@@#@1、停、送电操作未履行许可手续。

@#@操作人员违反《安规》工作许可制度、工作终结和恢复送电制度的有关规定，未明确停、送电操作人、监护人，导致停、送电操作无序和失控。

@#@甲某某不是工作负责人，也没有问清6#杆的工作情况，就野蛮操作，盲目送电。

@#@@#@2、未布置安全措施。

@#@作业人员违反《安规》保证安全的技术措施的有关规定，没有在工作地段采取验电、挂接地线、挂标示牌等安全技术措施。

@#@@#@3、无票作业。

@#@违反《安规》工作票制度和倒闸操作有关规定，工作票签发人、工作负责人和操作人员严重违章，施工作业和停送电操作均无工作票和操作票。

@#@@#@4、工作班成员严重不负责任。

@#@5号杆接弓子线作业的人员在不了解其他工作班成员工作是否结束的情况下,就凭空断定作业人员已全部撤离现场。

@#@@#@防范措施：

@#@@#@1、开展现场勘察，制订施工方案，编制现场安全组织措施和技术措施。

@#@@#@2、根据施工作业任务填写并签发工作票，作业前工作地段挂好封闭地线。

@#@@#@3、停电作业必须履行许可手续，严格执行倒闸操作票和工作票。

@#@@#@4、工作完工后，对作业现场进行全面检查，确认作业线路无遗留工具材料和作业人员全部撤离现场，拆除现场全部接地线后，再向工作许可人汇报工作已终结，线路恢复送电。

@#@@#@五、工作未终结违章拆除接地线盲目送电造成触电死亡事故@#@某供电所在未履行相关报批手续的情况下，擅自组织为用户T接一台80kVA配变施工。

@#@在台架、配变、计量箱安装以及T接跌落式熔断器等工作基本完成后，工作负责人安排2名农电工准备送电事宜，并约定电话联系后再送电。

@#@此后，工作负责人在工作未完的情况下，违章擅自拆除了施工地点两侧接地线。

@#@负责送电的两名农电工看见接地线已拆除，误以为工作完毕，约10分钟后用手机与工作负责人联系送电事宜，但无人接听，便合闸送电。

@#@此时，另两名农电工正在配变台架上安装引线，其中一名农电工用左手去拉开A相熔断器，准备接A相引线时触电死亡。

@#@@#@主要违章现象：

@#@@#@1、误送电。

@#@负责送电的两名农电工在未得到工作负责人工作已终结报告的情况下，就盲目送电。

@#@@#@2、违章指挥。

@#@工作负责人违反《安规》“完工后，工作负责人应检查线路检修地段的状况，确认在杆塔上没有遗留的个人保安线、工具、材料等，查明全部工作人员确由杆塔上撤下后，再命令拆除工作地段所挂的接地线”的规定，在现场作业未终结的情况下，违章指挥拆除了作业地点两侧的接地线，使作业人员失去安全措施的保护。

@#@@#@3、无票擅自组织作业。

@#@该供电所在未履行报批和工作许可手续的情况下，安排此次工作任务，致使现场作业安全技术组织措施的落实把关不严，失去有效的安全和技术保障。

@#@@#@4、工作人员安全意识淡薄。

@#@没有严格执行《安规》和有关停送电等规章制度，违反《安规》规定的工作班成员的安全责任，没有及时制止班组内工作人员的不安全行为。

@#@@#@防范措施：

@#@@#@1、工作未终结，严禁拆除工作地段所挂的接地线。

@#@@#@2、接地线拆除后，应即认为线路带电，不准任何人再登杆进行作业。

@#@@#@3、工作终结后，工作负责人应及时报告工作许可人。

@#@@#@4、工作人员在接到工作许可人的明确允许送电指令后，方可向线路恢复送电。

@#@@#@5、杜绝无票工作@#@六、误登带电变台造成触电死亡事故@#@某县电力局所辖台区低压线因暴风雨断线，配电变压器熔断器熔丝熔断。

@#@供电所职工甲某某独自到现场处理事故。

@#@在未经任何人允许，没有履行工作票程序，也没有人监护的情况下，擅自工作，在恢复送电合跌落式熔断器操作过程中,由于使用自身携带的单段绝缘操作杆站在变压器台架上进行操作,未能保证与带电设备的安全距离,不慎触电死亡。

@#@@#@主要违章现象：

@#@@#@1、违章作业。

@#@甲某某1人到现场处理事故，在未经任何人许可、未采取任何安全措施、无票、无人监护的情况下，冒险登杆作业。

@#@@#@2、安全工具准备不充分,违反《安规》“现场使用的安全工器具应合格并符合有关要求的规定。

@#@@#@防范措施：

@#@@#@1、接到报修电话后，应及时向供电所负责人汇报，由供电所安排进行故障处理。

@#@@#@2、严格执行工作许可制度。

@#@停电作业必须履行许可手续，作业人员在得到许可人许可工作的命令后方可进行工作。

@#@@#@3、加强安全工器具管理，确保现场使用安全工器具合格并符合有关要求。

@#@@#@4、工作负责人交代现场安全技术措施、作业中的危险点和防范措施、注意事项等。

@#@@#@七、误碰高压引线造成触电死亡事故@#@某县电力公司职工甲某某未经请示，擅自到其管辖的村内1号变压器台架上安装电能表。

@#@甲某某在无人监护的情况下，拉开配变跌落式熔断器后，未采取其他相应安全措施，登上变台电杆作业。

@#@作业过程中甲某某头部不慎触及带电的10kV高压引线，造成人身触电死亡。

@#@@#@主要违章现象：

@#@@#@1、无人监护，冒险作业。

@#@甲某某未向本单位请示，擅自在无人监护、未采取任何安全措施的情况下，登变台杆作业；@#@登杆过程中又未保持与配电变压器10kV高压引线的安全距离。

@#@@#@2、无工作票作业。

@#@甲某某违反《安规》“在全部或部分停电的配电设备上的工作，应填用第一种工作票”的规定，未填用第一种工作票，致使工作票中所列安全措施不能严格落实。

@#@@#@3、未进行验电、挂接地线。

@#@甲某某违反《安规》“进行配电设备停电作业前，应断开可能送电到待检修设备、配变各侧的所有线路（包括用户线路）断路器（开关）、隔离开关（刀闸）和熔断器（保险），并验电、挂接地线”的规定，作业前未有进行验电、挂接地线。

@#@@#@防范措施：

@#@@#@1、根据工作任务办理电力线路第一种工作票。

@#@@#@2、进行危险点分析及预控。

@#@针对作业的危险点，制定预控措施，在作业前进行安全技术交底，并在作业中进行防范。

@#@@#@3、进行停电操作，在工作地段验电、装设接地线。

@#@@#@4、设立专责监护人，现场工作监护人应做到全过程监护。

@#@@#@八、带电更换计量表计造成触电死亡事故@#@某供电营业所进行台区低压计量总表更换工作。

@#@甲、乙2人到达工作地点后，乙某某未做好个人安全防护，便坐在检修平台上进行电能表更换工作，甲某某未对工作人员进行全过程监护。

@#@约10分钟后，甲某某听见台架上发出碰击声，发现计量表计的电压线裸露线头搭在乙某某左手虎口处，甲某某用绝缘棒将电线挑开，乙某某经抢救无效死亡。

@#@@#@主要违章现象：

@#@@#@1、违章作业。

@#@乙某某违反《安规》“工作时，应穿绝缘鞋和全棉长袖工作服,并戴手套、安全帽和护目镜，站在干燥的绝缘物上进行”的规定，未正确佩戴安全防护用品，违章冒险作业。

@#@@#@2、失去监护。

@#@违反《安规》“工作负责人、专责监护人应始终在工作现场，对工作班人员的安全进行认真监护，及时纠正不安全的行为”的规定，现场监护人未对工作人员进行全过程监护。

@#@@#@防范措施：

@#@@#@1、严格落实各项安全措施，检修平台设绝缘垫或设法将其绝缘。

@#@@#@2、正确着装，并按标准使用合格的安全防护用品。

@#@@#@3、严格执行现场工作监护制度，及时纠正不安全行为。

@#@@#@九、电杆埋深不足倾倒造成死亡事故@#@某县供电局进行新建用户线路架线施工。

@#@工作负责人甲某等人于20天前已将电杆竖立完毕，但由于6号杆坑深度不够，造成埋深不足，并未及时处理。

@#@当日进行5～8号耐张段放线、紧线工作，工作负责人仍为甲某。

@#@当放完5～8号耐张段的第一根导线尚未开始紧线时，由于6号杆埋深严重不足（仅0.65米），发生倒杆。

@#@工作班成员乙某随杆倒下，经抢救无效死亡。

@#@@#@主要违章现象：

@#@@#@1、电杆埋深严重不合格。

@#@新立电杆未按照技术标准进行施工，埋深仅0.65米，造成竖立的电杆倾覆稳定系数远不能达到技术规程要求，导致发生倒杆事故。

@#@@#@2、违章指挥。

@#@工作负责人甲某作为竖立电杆的工作负责人，缺乏工作责任心，在组织立杆时，明知杆坑深度不够，竟然还组织竖立电杆；@#@在进行放紧线工作时，在电杆埋深严重不足的情况下，不采取加固补强的防范措施，仍组织放线、紧线工作。

@#@@#@3、死者乙某安全意识极其淡薄，缺乏自我保护意识。

@#@乙某参与了竖立该电杆的工作，知晓该电杆埋设深度严重不够，登杆时未提出加固和补强措施，冒险登杆作业。

@#@@#@防范措施：

@#@@#@1、施工作业前编制施工方案，制订保证安全的组织措施、安全措施和技术措施，做到统一指挥、分工明确、责任落实。

@#@@#@2、建线路施工，在挖坑、立杆、放线、紧线等重要环节，要严格按照安规和有关技术要求进行。

@#@@#@3、紧线前要检查杆基、拉线是否牢固，必要时打临对拉线，确认无问题后方可进行紧线工作。

@#@@#@4、加强施工现场的安全监督检查，及时发现和纠正不安全行为和做法。

@#@@#@十、拉线脱落断杆造成死亡事故@#@某供电所工作负责人甲某带领乙某、丙某、丁某某等8人到某台区分歧杆处进行消缺工作，处理0.4kV线路对水面安全距离不够的缺陷。

@#@工作任务为：

@#@将该台区0.4kV某处原7米电杆更换为10米电杆。

@#@当10米电杆立好后，在未检查拉线是否牢固和未采取有效安全措施的情况下，工作负责人甲某安排乙某、丙某、丁某某先后上杆作业。

@#@3人在杆上进行紧线过程中，因张力过大，造成拉线抽签，电杆从离地面约0.3米处断裂。

@#@杆上作业的乙某、丙某、丁某某等3人随杆跌落，造成乙某死亡、丙某重伤、丁某某轻伤。

@#@@#@主要违章现象：

@#@@#@1、拉线脱落，造成倒杆。

@#@拉线施工工艺不合格，施工人员未按检修工艺规程检查拉线，拉线受力时抽签，导致电杆断裂。

@#@@#@2、违章作业。

@#@违反《安规》“紧线、撤线前，应检查拉线”的规定，紧线前未对拉线进行检查，未能及时发现拉线不合格的严重问题。

@#@@#@3、安全措施不到位。

@#@作业前未进行危险点分析，对作业中可能出现的危险点未采取有针对性的预防措施。

@#@@#@防范措施：

@#@@#@1、拉线制作必须严格按工艺标准进行施工，并且把住验收关。

@#@@#@2、紧线前对拉线的受力情况、工艺标准再进行一次检查，确认无问题后再紧线。

@#@@#@3、认真进行危险点分析和预控，制定有针对性防范措施。

@#@@#@十一、失去安全带保护造成高处坠落死亡事故@#@某供电公司根据用户的用电申请，按照工作程序，在完成了现场勘察、技术交底、办理工作票、填写危险点预控卡等工作后。

@#@派甲某某和乙某某到现场装表，甲某某任工作负责人。

@#@甲某某等2人到达工作地点，甲某某安排乙某某登杆工作，自己监护。

@#@工作中，甲某某觉得施工速度较慢，就亲自上杆一同作业。

@#@在固定好表箱上端，准备固定下端时，甲某某在解开横担上侧的安全带，移动到横担下侧的过程中，由于失去安全带保护，从杆上4.5米处坠落，经抢救无效死亡。

@#@@#@主要违章现象：

@#@@#@1、高处作业失去安全带保护。

@#@甲某某在杆塔上作业，移动安全带时失去安全带保护，同时又没有扶住牢固的构件。

@#@@#@2、失去监护。

@#@甲某某未认真执行监护制，工作随意性强，自己担任监护人却登杆作业,使其在杆上作业无人监护。

@#@@#@防范措施：

@#@@#@1、高处作业时，应使用有后备绳的双保险安全带。

@#@安全带和安全绳应分挂在杆塔不同的牢固构件上，应防止安全带从杆顶脱出和被锋利物伤害。

@#@人员在转位时，手扶的构件应牢固，且不得失去后备保护绳的保护。

@#@@#@2、工作负责人（监护人）应认真履行监护职责，不得登杆作业和脱离现场而使工作人员失去监护。

@#@@#@";i:

10;s:

26031:

"@#@CGC@#@北京鉴衡认证中心认证技术规范@#@CGC/GF030:

@#@2013@#@CNCA/CTSXXXX-2013@#@风力发电机组出质保验收技术规范@#@2013-×@#@×@#@-×@#@×@#@发布2013-×@#@×@#@-×@#@×@#@实施@#@北京鉴衡认证中心发布@#@I@#@目次@#@前言 II@#@引言 III@#@1 目的和范围 1@#@2 规范性引用文件 1@#@3 术语及定义 1@#@4 验收依据 2@#@5 验收过程 3@#@6 验收内容和方法 3@#@6.1 文档资料验收 3@#@6.2 单台机组验收 4@#@6.2.1 一致性检查 4@#@6.2.2 机组运行数据分析 5@#@6.2.3 机组及主要部件检查 6@#@6.2.4 附属设备 6@#@6.3 其他验收项目 7@#@6.3.1 应用软件 7@#@6.3.2 专用工具、备品备件及消耗品 7@#@7 验收结论与整改要求 7@#@7.1 验收结论 7@#@7.2 整改要求 8@#@7.3 遗留问题 8@#@8验收报告 8@#@附录A质保期满验收所需资料清单 9@#@附录B功率曲线和发电量考核方法 10@#@附录C可利用率考核方法 14@#@附录D机组部件检查方法 17@#@D.1整体情况检查 17@#@D.2主要系统检查 17@#@D.3主要部件检查 20@#@前言@#@为规范风力发电机组出质保验收工作，特制订本技术规范。

@#@@#@本规范按照GB/T1.1-2009《标准化工作导则第1部分：

@#@标准的结构和编写》给出的规则起草。

@#@@#@本技术规范由北京鉴衡认证中心提出并归口。

@#@@#@本技术规范由北京鉴衡认证中心负责解释。

@#@@#@本技术规范主要起草单位：

@#@北京鉴衡认证中心有限公司、新疆金风科技股份公司、上海电气风电设备有限公司、中国明阳风电集团有限公司、中节能风力发电股份有限公司、中国风电集团有限公司@#@本技术规范主要起草人：

@#@王际广、叶吉强、左倜、张学祥、杨洪源、梁志静、李斌、田锋、张宇、关山、谷双陆、杜广平@#@引言@#@由于目前整机厂商和业主对风力发电机组出质保验收时的内容、检验方法、考核指标等常常不能达成一致，因此本规范对机组买卖合同中的检验、验收要素进行了总结，提出对机组验收的一般要求，其中第6章为验收过程通常要求的内容。

@#@@#@各项检查的具体考核方法和判断指标可以按照合同、相关技术资料以及本规范。

@#@@#@本规范也可作为机组买卖合同中验收要求的参考。

@#@@#@III@#@风力发电机组出质保验收技术规范@#@1目的和范围@#@本规范规定了风力发电机组（以下简称“机组”）质保期满后的验收方法，包括验收的主要内容和技术要求，主要从文档资料、工具软件、备件耗材、单台机组验收及其他验收项目等方面，对机组在质保期满时应完成的交接工作，以及机组性能和可靠性指标等进行综合评价，明确机组目前状况和未来运行风险。

@#@@#@本规范适用于水平轴并网型风力发电机组的质保期满验收。

@#@@#@2规范性引用文件@#@下列标准所包含的条款，通过本规范的引用而构成本规范的条款。

@#@凡是标注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本技术规范，然而，鼓励根据本技术规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

@#@凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本技术规范。

@#@@#@GB10060电梯安装验收规范@#@GB/T2900.53电工术语风力发电机组@#@GB/T18451.1风力发电机组安全要求@#@GB/T19072风力发电机组塔架@#@GB/T19073风力发电机组齿轮箱@#@GB/T19960.1风力发电机组第1部分：

@#@通用技术要求@#@GB/T19960.2风力发电机组第2部分：

@#@通用试验方法@#@GB/T20319风力发电机组验收规范@#@IEC61400-1风力发电机组设计要求@#@IEC61400-11噪声测试技术条件@#@IEC61400-12-1风力发电机组性能测试@#@TSGT7001电梯监督检验和定期检验规则@#@3术语及定义@#@3.1质保期@#@合同约定的设备预验收合格后的某一段时间，在此期间内卖方应承担一定的义务，保证合同设备的正常稳定运行并负责排除合同设备的任何缺陷。

@#@@#@3.2出质保验收@#@质保期到期后风电场运营商在机组交接前对机组进行的验收，也叫质保期满验收。

@#@@#@3.3可利用率@#@在某一期间内，除去风力发电机组因维修和故障未工作的时数后余下的时数与这一期间内总时数的比值，用百分比表示。

@#@其中，由于机组设计所不能控制的情况引起的运行时间损失不包括在内，如电网故障或由于限产原因而被要求停机等。

@#@通常以年度进行计算考核。

@#@@#@3.4机组故障@#@由于机组的原因而导致监控系统出现“故障警告”的现象。

@#@可用故障发生频次、平均排除故障耗时、平均排除故障费用、平均故障间隔时间等指标衡量。

@#@@#@3.5部件故障@#@由于设计、制造和部件维护的原因导致机组主要部件（如叶片、齿轮箱、发电机等）无法运行且无法现场排除，必须更换（或更换该设备子部件）或返厂维修的设备失效形式。

@#@@#@3.6部件故障率@#@部件在质保期满前一年的故障率，计算公式为：

@#@@#@4验收依据@#@风力发电机组质保期满验收的主要依据如下：

@#@@#@Ø@#@本规范的适用部分@#@Ø@#@风力发电机组相关标准和规范@#@Ø@#@买卖双方签订的合同（包括适用的补充及变更条款）@#@Ø@#@风力发电机组相关技术资料@#@5验收过程@#@5.1通常应在合同约定的机组质保期满前3个月启动质保期满验收工作，并由设备供应商、风电场运营商、第三方共同协商成立质保期满验收小组，负责验收工作；@#@@#@5.2质保期满验收所需资料清单见附件A，资料通常由设备供应商负责、风电场运营商协助进行整理；@#@@#@5.3在正式验收工作开始前验收小组应对机组是否具备验收条件进行初步评估，验收时机组应满足的条件如下：

@#@@#@a）机组运行稳定@#@b）质保期内发现的设备缺陷和故障已经全部消除或设备供应商和风电场运营商已达成一致方案；@#@@#@c）验收所需资料齐全；@#@@#@d）合同约定的其它验收前事宜，设备供应商和风电场运营商已达成一致方案。

@#@@#@5.4经评估，机组满足验收条件后，验收小组应根据本技术规范编制质保期满验收大纲，明确验收内容；@#@@#@5.5验收过程中应遵守有关安全要求，对人员资质和设备标定情况应满足相关要求；@#@@#@5.6验收工作结束后出质保小组应编制验收报告，给出验收结论与整改要求，具体要求参加本规范第7～8节；@#@@#@5.7验收通过后验收小组可组织设备供应商和风电场运营商签署最终验收证书。

@#@@#@6验收内容和方法@#@6.1文档资料验收@#@在机组质保期满后，设备供应商应向风电场运营商交接风力发电机组安装、运行与维护所需的文件资料，通常包括以下文件：

@#@@#@a）产品说明书；@#@@#@b）产品认证证书；@#@@#@c）安装、调试、运行、维护手册；@#@@#@d）产品运行工作原理图、结构图、接线图、电气图；@#@@#@e）主要部件更换技术方案；@#@@#@f）部件出厂合格证、检测报告；@#@@#@g）质保期内大部件更换记录；@#@@#@h）技术改造记录；@#@@#@i）维护记录等。

@#@@#@6.2单台机组验收@#@6.2.1一致性检查@#@6.2.1.1质保期满验收机组应具备有效的认证证书或完整有效的技术资料；@#@@#@6.2.1.2机组配置检查内容包括各部件名称、型号、供应商；@#@@#@6.2.1.3机组实际配置应与认证证书、技术资料、合同约定一致，如不一致则需评估其对机组安全性的影响；@#@@#@6.2.1.4质保期内机组实际运行维护情况应符合相关运行维护要求，如有不符则需评估其对机组可能造成的影响；@#@@#@6.2.1.5机组实际动力学特性应与设计分析假定一致，必要时需对机组叶片、传动链和塔架固有频率进行测试，上述位置实测与设计分析假定的一阶固有频率相差应小于5％；@#@@#@6.2.1.6机组运行时的噪声特性应与设计及合同约定一致，并符合环境保护相关要求，必要时需按照IEC61400-11对机组进行测试；@#@@#@6.2.1.7机组并网特性应按行业主管部门有关规定执行，如不符合相关规定，则应由设备供应商和风电场运营商协商整改措施和时限。

@#@@#@6.2.2机组运行数据分析@#@机组运行数据通常包括功率曲线、可利用率、故障率等。

@#@风力发电机组质保期满验收时应对机组运行数据进行考核，以验证机组质量及性能是否符合标准、规范、合同及设计要求。

@#@如有不符，则需评估其影响，如有必要则需进行必要的测试及分析，以确定不符的原因。

@#@@#@6.2.2.1功率曲线考核@#@单台风电机组实际功率曲线应不低于标准功率曲线的95%，具体考核方法详见附录B。

@#@@#@6.2.2.2可利用率计算@#@整个风电场机组平均可利用率应不低于95%，单台机组可利用率不低于90%，具体考核方法详见附录C。

@#@@#@6.2.2.3机组故障统计及分析@#@应对质保期内机组的故障情况进行统计，如合同有约定，则质保期内机组故障发生情况应满足合同要求；@#@如合同未约定，则质保期内机组故障发生情况应满足以下要求：

@#@@#@a）单台机组在质保期满前一年内故障频次推荐应不大于100次。

@#@@#@b）对于叶片、发电机、齿轮箱、变桨电机、主轴承、偏航电机、偏航轴承、变流器等主要部件，质保期内故障率应小于表61给出的推荐值。

@#@@#@表61主要部件故障率推荐值@#@部件@#@故障率推荐值@#@叶片@#@5％@#@发电机@#@8％@#@齿轮箱@#@5％@#@变桨电机@#@8％@#@主轴承@#@5％@#@偏航电机@#@8％@#@偏航轴承@#@5％@#@变流器@#@10％@#@注：

@#@表中数据主要针对该机型装机容量大于4.5万千瓦的风电场。

@#@@#@c）如机组及部件故障率高于推荐值，应提供相应的原因分析和整改措施，并由设备供应商、风电场运营商代表和验收小组进行评估，评估通过后可以认为故障率满足要求。

@#@@#@6.2.3机组及主要部件检查@#@机组的检查主要包括整体情况检查、主要系统检查和主要零部件检查，为了方便检查，本规范给出了这三方面检查的具体内容、评估标准、检查方法、抽检比例等，详见附录D。

@#@@#@对于结构表面裂纹检查，目视可疑部位可采用渗透、磁粉或超声检测等方法进行无损检测。

@#@@#@对于高强度连接螺栓拧紧力矩检查，可以采用抽检方式，每个部位按螺栓数量抽检10%，且不小于2个。

@#@@#@对于抽检部位，当检测发现不合格时，应加倍对同类部位进行抽查，如再次发现不合格，应全数检测。

@#@@#@为了提高检查效率，在编制验收大纲时应制定合理的检查路线，如按照由上而下、由前至后的顺序，沿变桨、机舱、塔顶、塔架、塔底进行检查。

@#@@#@6.2.4附属设备@#@本节规定了风力发电机组常用附属设备出质保验收要求。

@#@如合同中有约定，并已安装使用，则出质保验收时相关附属设备应满足以下条款。

@#@@#@6.2.4.1电梯@#@a）电梯制造商应具有电梯制造许可证。

@#@@#@b）电梯安装应符合电梯供应商安装维护手册或GB10060-93《电梯安装验收规范》要求，并具有相应的验收报告。

@#@@#@c）电梯应按照《特种设备安全监察条例》及TSGT7001-2009《电梯监督检验和定期检验规则》进行定期检验，并具有相应的检验证书。

@#@@#@6.2.4.2消防设备@#@a）消防设备应包含火灾探测监视报警装置和灭火装置等设备。

@#@@#@b）消防设备应根据其类型，按照相应的国家标准进行验收和定期检验，并具有相应的验收报告和检验报告。

@#@@#@6.2.4.3SCADA系统@#@应根据系统运行记录及必要的测试、检查，评估SCADA系统功能及性能与合同要求的的一致性。

@#@@#@6.3其他验收项目@#@6.3.1应用软件@#@应用软件主要包括机组所有的控制软件及调试软件，其权限、加密锁、专用数据线等应能满足机组调试、维护、检修、部件更换所必须。

@#@@#@6.3.2专用工具、备品备件及消耗品@#@专用工器具、特殊工装、备品备件、消耗品，在移交前应按照合同里的实际型号及数量补充齐全。

@#@质保期内备品备件及消耗品的使用情况应进行记录。

@#@@#@7验收结论与整改要求@#@7.1验收结论@#@按照验收大纲完成验收工作，并收到相关检测报告后3-5个工作日验收小组应给出验收结论，如验收结果表明各项指标满足相关要求，则通过验收，验收小组应在5个工作日内提供验收报告。

@#@如有不符合要求的，则设备供应商和风电场运营商协商进行相应的整改。

@#@@#@7.2整改要求@#@如需整改，由制造商和风电场运营商商定整改措施、期限和违约责任。

@#@整改完成后设备供应商应提供整改报告，整改措施经验收小组评估并认可后则通过验收，验收小组应在5个工作日内提供验收报告。

@#@@#@7.3遗留问题@#@验收结束后，对于验收中发现的不影响机组安全的问题，如制造商和风电场运营商能够达成协议，可以作为遗留问题在机组通过验收后根据双方约定解决。

@#@@#@8验收报告@#@验收通过后验收小组应编写完整的验收报告，验收报告包含项目概况、验收依据、验收内容、整改报告（如有）、验收结论、遗留问题、相关试验报告和记录等。

@#@@#@22@#@附录A质保期满验收所需资料清单@#@本附录中给出的资料清单为正式验收工作启动前应具备的资料，如验收过程中验收小组认为需要其它相关资料，设备供应商及风电场开发商应配合提供。

@#@出质保验收所需资料清单如下：

@#@@#@01设备采购合同（技术条款）@#@02机组认证证书和评估报告（如有）@#@03可行性研究报告@#@04微观选址报告（含特定场址分析）@#@05现场安装、调试记录@#@06机组运行维护手册（含各部件维护要求）@#@07质保期内机组定检维护记录@#@08质保期内机组大修记录@#@09质保期内机组故障统计表@#@10质保期内机组备件及消耗品使用记录@#@11质保期内机组所发现问题、整改消缺记录和报告@#@12机组单机各月发电量@#@13机组各月可利用率及计算方法@#@14风电场各月可利用率及算法@#@15中央监控系统记录数据（正式运行至出质保验收前，如机组实际功率曲线）@#@16机组实际配置清单@#@17240验收（预验收）记录或报告@#@18备品备件交接清单@#@19风电场现场测风塔数据或风频分布数据@#@附录B功率曲线和发电量考核方法@#@功率曲线和发电量的考核计算方法可采用如下四种方法：

@#@@#@方法一：

@#@考核机组的实际功率曲线是否能达到标准功率曲线的95%。

@#@@#@考核计算步骤：

@#@@#@在已知风电场现场年均空气密度，一个完整运行年的机组功率曲线数据（数据来自中央监控系统），合同担保的标准空气密度下的功率曲线数据情况下：

@#@@#@

（1）将现场中央监控的输出功率折算到标准空气密度（1.225kg/m3）下（按照IEC61400-12-1标准进行折算）。

@#@@#@

（2）计算每个风速点数据的功率输出率：

@#@@#@（折算后的现场输出功率÷@#@担保输出功率）×@#@100%=功率输出率@#@（3）计算性能值：

@#@@#@功率输出率之和÷@#@数据套数（风速点和）=功率性能值@#@要求：

@#@现场测试的数据值必须等于或超出标准功率曲线值的95%。

@#@@#@方法二：

@#@考核功率曲线保证值k。

@#@@#@定义：

@#@功率曲线保证值k=（统计发电量/保证发电量）×@#@100%@#@统计发电量是机组运行过程中，一段时间内各个风速上的发电量之和。

@#@@#@公式如下：

@#@@#@统计发电量=∑（风频分布值（小时数）×@#@实测功率曲线对应的功率值）。

@#@@#@保证发电量是机组按合同担保的功率曲线计算的、一段时间内各个风速上的发电量之和。

@#@@#@公式如下：

@#@@#@保证发电量=∑（风频分布值（小时数）×@#@风电场实际空气密度下功率曲线对应的功率值）。

@#@@#@风频分布值以风电场内现有测风塔的实测值为准，没有测风塔的现场可以采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据；@#@实测功率曲线以风电场中央监控系统记录的每台机组的功率曲线为准；@#@风电场实际平均空气密度按风电场内测风塔的气压和温度测试装置实测值计算，没有测风塔的现场可以采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据。

@#@@#@要求：

@#@每台风电机组保证值（k）应≥95%。

@#@@#@方法三：

@#@考核功率曲线保证值k。

@#@@#@定义：

@#@功率曲线保证值：

@#@k=（实测推算年发电量/保证推算年发电量）×@#@100%@#@实测推算年发电量是机组1年的各个风速上的发电量之和。

@#@@#@公式如下：

@#@@#@实测推算年发电量=∑（风频分布值（小时数）×@#@实测功率曲线值）@#@保证推算年发电量是机组按合同担保的功率曲线计算的1年各个风速上的发电量之和。

@#@@#@公式如下：

@#@@#@保证推算年发电量=∑（风频分布值（小时数）×@#@保证功率曲线值） @#@@#@风频分布值以风电场内现有测风塔的实测值为准，没有测风塔的现场可以采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据；@#@实测功率曲线以风电场中央监控系统记录的每台机组的功率曲线为准；@#@风电场实际平均空气密度按风电场内测风塔的气压和温度测试装置实测值计算，没有测风塔的现场可以采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据。

@#@@#@要求：

@#@每台风电机组保证值（K）应≥95%。

@#@@#@注意：

@#@以上所述的实测发电量均是按照中央监控系统功率曲线数据为依据进行计算的推算数值，由于现场机组限电和限制机组功率的因素存在，所以实测机组功率不以机组真实的发电量为依据。

@#@@#@方法四：

@#@由双方认可的具有检测资质的第三方按照IEC61400-12-1标准进行机组功率曲线测试。

@#@为了对实测功率曲线和保证功率曲线对比，采用发电量考核的计算方法：

@#@@#@保证值=（折算发电量/保证发电量）×@#@100%@#@折算发电量=@#@保证发电量=@#@风频分布值可采用风电场项目工程招标文件提供的轮毂高度风资源数据。

@#@@#@实测功率曲线获取的算法及测量要求参照IEC61400-12-1标准执行，无测风塔的机组现场风速数据可以采用激光雷达测风数据，实测功率曲线应折算成风电场空气密度下的功率曲线。

@#@风电场实际空气密度以风电场项目工程招标文件提供的风场空气密度为准。

@#@风电场实际空气密度下保证的功率曲线为制造商投标文件提供的功率曲线。

@#@机组功率曲线测试时间不宜超过3个月，并且夏季（6、7、8、9四个月）小风季节不建议进行机组功率曲线的测量。

@#@@#@机组功率曲线折算参考：

@#@@#@对于采用失速控制的、具有恒定桨距和转速的机组，其所测得的功率输出数据可以利用公式计算：

@#@@#@式中：

@#@@#@—折算后的功率输出；@#@@#@—测得的10分钟的平均功率值；@#@@#@—标准空气密度；@#@@#@—所得到的10分钟的平均空气密度（风电场测量值）。

@#@@#@对于功率自动控制的风力发电机组应采用折算后风速数据，可按公式进行计算：

@#@@#@式中：

@#@@#@—折算后的风速值；@#@@#@—测得的10分钟的平均风速值；@#@@#@—标准空气密度；@#@@#@—所得到的10分钟的平均空气密度（风电场测量值）。

@#@@#@附录C可利用率考核方法@#@C.1　方法一@#@单台机组年可利用率计算公式如下：

@#@@#@A=（Tt-Tcm）/Tt或A=[Tt-（Tcum-Ts-Tpm-Tp-ALDT）]/Tt@#@式中：

@#@@#@Tt—年小时数，8760（h）@#@Tcum—累计停机时间（h）@#@Tcm—非计划维修时间，即由风电机组故障引起的停机时间（h）@#@Ts—停机时间（h），即V<@#@Vin及V≥Vout（切入、切出风速m/s）@#@Tpm—定期维修时间（h）@#@Tp—因维护人员操作失误造成停机时间（h）@#@ALDT—非维修时间（h），非维修时间包括电网故障、气候限制、不可抗力（如：

@#@覆冰、气温超过规定的运行极限温度）等造成的停机时间。

@#@@#@C.2　方法二@#@单台机组年可利用率=（1－A/8760）×@#@100％@#@式中：

@#@A表示除以下情况外的停机小时数：

@#@@#@—·@#@电网故障（电网参数在风机技术规格范围之外）@#@—·@#@气象条件（如风况、环境温度等）超出风机技术规格规定的运行范围@#@—·@#@叶片结冰@#@—·@#@雷电引起停机@#@—·@#@不可抗力@#@注：

@#@以上情况有两种或两种以上同时发生时，计其中较长的一项。

@#@@#@C.3　方法三@#@C.3.1　单台机组可利用率计算公式@#@a）当定期维护时间少于或等于48小时@#@b）当定期维护小时数大于48小时@#@注：

@#@机组故障不包括以下情况：

@#@@#@Ø@#@电网故障（如：

@#@电压瞬时高、电压瞬时低、电压持续高、电压持续底、频率高、频率低）@#@Ø@#@环境故障（如：

@#@环境温度高、环境温度低、切出平均风速、切出瞬时风速）。

@#@@#@C.3.2　风电场机组平均可利用率计算公式@#@C.4　方法四@#@C.4.1　单台机组可利用率计算公式@#@a）当定期维护时间少于48小时@#@b）当定期维护小时数大于或等于48小时@#@注：

@#@机组故障不包括以下情况：

@#@@#@Ø@#@电网故障（如：

@#@电压瞬时高、电压瞬时低、电压持续高、电压持续底、频率高、频率低）；@#@@#@Ø@#@环境故障（如：

@#@环境温度高、环境温度低、切出平均风速、切出瞬时风速）。

@#@@#@C.4.2　风电场机组平均可利用率计算公式@#@附录D机组部件检查方法@#@D.1　整体情况检查@#@判别标准@#@检查方法@#@检查比例@#@检查结果@#@备注@#@机组状态正常，无非正常故障停机@#@目视、比对@#@100%@#@机组自由状态下，无异常噪音、振动及不安全因素@#@目视、耳听@#@100%@#@机组运行状态下，无异常噪音、振动及不安全因素@#@目视、耳听@#@100%@#@机组外观防腐，符合设计及规范要求@#@目视@#@100%@#@D.2　主要系统检查@#@系统@#@部件@#@判别标准@#@检查方法@#@检查比例@#@检查结果@#@备注@#@变浆系统@#@变桨轴承@#@变桨轴承外观整洁，接油瓶废油脂排出正常@#@目视@#@100%@#@变桨减速器@#@变桨减速器密封良好，无异常漏油@#@目视@#@100%@#@变桨减速器油位应符合设计及规范要求@#@目视@#@100%@#@变桨电机@#@变桨电机制动装置正常@#@目视@#@100%@#@线缆连接正常、接地连接良好@#@目视@#@100%@#@变桨柜@#@所有器件固定牢固，元器件无腐蚀@#@目视@#@100%@#@接线正确，布线规范，元器件无腐蚀@#@目视@#@100%@#@百叶窗滤网无破损，无堵塞@#@目视@#@100%@#@柜体散热风扇正常，无松动，滤网无堵塞@#@目视@#@10%@#@偏航系统@#@偏航轴承@#@偏航轴承偏航齿轮之间润滑正常，无锈蚀@#@目视@#@100%@#@刹车盘应无裂纹、损伤，表面油污清理干净@#@目视@#@100%@#@偏航小齿轮、偏航大齿，无异常磨损、裂纹@#@目视@#@100%@#@偏航轴承密封圈无脱落和破损@#@目视@#@100%@#@偏航减速器@#@偏航减速器密封良好，无异常漏油@#@目视@#@100%@#@偏航减速器油位应符合设计及规范要求@#@目视@#@100%@#@偏航制动器@#@偏航制动器及连接管路、接头，无渗漏@#@目视@#@100%@#@偏航刹车片摩擦材料厚度符合设计及规范要求@#@塞尺测量@#@100%@#@偏航电机@#@偏航电机制动装置正常@#@目视@#@100%@#@线缆连接正常、接地连接良好@#@目视@#@100%@#@液压系统@#@液压油位@#@油位应符合设计及规范要求@#@目视@#@100%@#@液压连接管路@#@连接管路、接头，无渗漏，橡胶管路无老化、开裂@#@目视@#@100%@#@液压站性能测试@#@测量偏航余压，压力值应符合技术要求，建压时间正常，未报建压超时故障@#@余压表实测@#@100%@#@液压油检测@#@对液压油中的水分含量、粘稠度、金属含量等性能进行检测@#@油品测试仪@#@选做@#@散热系统@#@水冷@#@水冷系统散热器@#@水冷管路无磨损，散热器及管路无渗漏@#@目视@#@100%@#@水冷散热器电机控制电缆有无磨损，老化@#@目视@#@100%@#@水冷系统压力表、温度表@#@水冷系统压力及温度符合技术要求@#@目视@#@100%@#@风冷@#@轴流风扇及支架、风道、防护网@#@全部螺栓紧固，连接件无损坏@#@目视@#@100%@#@IGBT散热片、散热风扇滤网@#@IGBT散热片、散热风扇滤网无堵塞@#@目视@#@100%@#@风冷散热风扇、动力线、外部接线盒@#@散热风扇运行状态无异常";i:

11;s:

1407:

"干式电抗器交接试验报告设备名称干式铁芯串联电抗器1.设备参数型号CKSC-120/10-6产品编号K15013143额定功率额定容量（kVA）120kvar额定电压（kV）10kV额定电流（A）96.2制造厂家珠海蓝瑞盟电气有限公司绝缘等级额定电抗6%出厂日期2015.022.试验依据试验采用标准、设计技术参数及合同要求3.绕组连同套管的直流电阻测量绕组相别出厂值（）实测值折算至出厂温度变比误差（%）相间差（%）一次绕组A相（）40.7438.3940.740.39B相（）40.6838.3440.68C相（）40.5838.2440.58试验环境温度（）4湿度（%）50试验设备北京丰源FY-10直阻测试仪试验人员试验日期2015.12.104.绕组绝缘电阻及交流耐压试验测试绕组试前绝缘（M）试后绝缘（M）出厂耐压值（kV）试验电压（kV）试验频率（Hz）试验时间（min）A相100010004233501B相100010004233501C相100010004233501试验环境温度（）4湿度（%）50试验设备扬州双宝KZX-3kVA/0.2电源控制箱、扬州双宝YD-3/50试验变压器试验人员试验日期2015.12.105.额定电压下的冲击合闸试验冲击次数间隔时间（min）冲击情况备注A相B相C相第1页，共2页干式电抗器交接试验报告试验环境温度（）湿度（%）试验设备试验人员试验日期6.试验结论结论审核人员审核日期第2页，共2页";}