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说明书GRUNDFOS CUE, 110-250 kW安装和使用说明书中文 (CN)2中文 (CN) 安装和使用说明书中文版本目录页1. 本文献中所用符号2. 概述本手册对功率范围在110-250kW之间的格兰富CUE变频器的所有方面作出说明。
将本手册放在CUE附近可以随时拿到的地方。
2.1 概述CUE是一个专门为水泵设计的变频器产品系列。
通过CUE中的启动指南,安装者可以快速设置各项中心参数并将CUE 投入应用。
通过连接一个传感器或一个外部控制信号,CUE能够迅速调整水泵速度以适应实际流量需求。
2.2 应用CUE系列产品和格兰富标准水泵是对配置整合变频器的格兰富E-泵产品的补充。
在这些情况下,CUE解决方案所提供的功能性与E-泵相同：•在E-泵范围以外的主电源电压或功率范围内•在不适合或不允许使用整合变频器的应用中。
1.本文献中所用符号22.概述22.1概述22.2应用22.3参考资料33.安全与警告33.1警告33.2安全规范33.3安装要求33.4特定条件下的性能缩减34.标识44.1铭牌44.2包装标签45.机械安装45.1接收和储存45.2运输与拆箱45.3空间要求和空气流通55.4安装方式56.电气连接76.1电气保护76.2连接主电源和电机76.3连接信号终端86.4连接信号继电器116.5连接MCB 114传感器输入模块116.6电磁兼容问题 --正确的安装方式126.7RFI 滤波器126.8输出滤波器136.9电机电缆137.运行模式148.控制模式148.1无控制运行 (开环)148.2控制运行 (闭环)149.菜单总览1510.通过控制板进行设置1710.1控制面板1710.2恢复出厂设置1810.3CUE 设置1810.4启动向导1810.5概述2310.6运行2410.7状态2510.8安装2711.通过PC 工具E-产品进行设置3512.设置的优先级3512.1无总线信号的控制,现场运行模式3512.2总线信号控制,远程控制运行模式3513.外部控制信号3613.1数字输入3613.2外部设定值3613.3GENIbus 信号3713.4其它总线标准3714.保养和服务3714.1CUE 的清洁3714.2服务零件和服务组件3715.故障查找3715.1警告和报警清单3715.2清除报警3815.3指示灯3815.4信号继电器3816.技术参数3916.1封装3916.2主要尺寸和重量3916.3周围环境4016.4终端扭矩4016.5电缆长度。
110kV组合电器安装调试指导书一、卸车、运输及保管1。
包装标准应满足JB/ZQ4286—86•《包装通用技术条件》,产品包装必须适合进行长途运输及多次搬运。
2.封闭式组合电器应在密封和充低压力的干燥气体（六氟化硫气体或氮气）的情况下包装、运输和贮存，以免潮气浸入。
对于外露的密封面，应有预防腐蚀和损坏的措施。
3.封闭式组合电器应有包装规范，并应保证设备各组成元件在运输过程中不致遇到破坏、变形、丢失及受潮.4。
各运输单元应适应于运输及装卸的要求，并有标志,在包装箱外标明该单元的编号、用途、安装位置等.以便于组装。
5。
包装箱应有运输、贮存过程中必须注意事项的明显标志和符号（如上部位置、防潮、防雨、防震、起吊位置、重量等）。
6.封闭式组合电器的运输、贮存按制造厂家的规定进行，制造厂家应提供相关资料。
7.出厂产品应附有产品合格证明书(包括出厂试验数据）、装箱单和安装使用说明书等.8。
提供断路器等主要零部件清单铭牌(采用耐腐蚀材料制成，有明确的符合国标的铭牌参数），生产厂家及技术参数，如SF6气体压力-温度曲线.9.应注明断路器本体的运输方式（充SF6气体或充氮气并注明压力）.10.在包装箱或裸件上必须醒目地标明下列内容：产品名称、型号、规格、重量(净重／毛重）、外形尺寸（长×宽×高）、起吊部位标志和运输途中的注意事项及有关安全图形（如向上、防水等）标识等；11.产品包装必须有防锈蚀、防潮措施，大型裸体件和易变形产品应按规定装箱或装车并应有相应的防变形垫板、支撑及拉筋，组装件应有明显、准确的组装、对接标记.二、安装1.安装前的检查工作1.1设备运达现场应进行检查。
组合电器（GIS)对于充有SF6气体的安装单元，其气体压力应符合制造厂的规定，必要时补充SF6气体至规定压力值。
对本体内的电流互感器的励磁特性和电压互感器的空载电流及励磁特性分别进行测试检查。
1。
2GIS在基础上的固定方式应符合产品的技术规定，且应按制造厂规定的排列组合顺序和位置进行安装。
目录一、概述21.1编制依据21.2施工执行标准21.3工程概况2二、准备工作32.1施工机具及仪器准备32.2施工人员配置42.4施工技术资料准备42.5临时电的准备5三、施工步骤53.1工期及工程施工进度计划安排53.2施工步骤及要求53.2.1保护、测控调试53.2.2高压试验8四、施工技术措施94.1施工技术、资料准备94.2专项技术措施94.2.1保护元件调试94.2.2系统保护调试104.2.3仪表调试114.2.4高压试验114.3通用技术措施12五、施工安全措施125.1通用安全措施125.2 继保调试注意事项135.3 高压试验及继保调试危险点及防范措施13 5．4调试及高试工程内容18六、调试计划25七、调试安全管理和保障措施257.1、技术措施257.2、安全措施267．3、环保措施27八、计划、统计和信息管理278.1、计划、统计报表的编制与传递278.2、信息管理措施27一、概述1.1编制依据本方案为重钢股份公司产品调整技改工程四号高炉项目鼓风机站电气调试方案，主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照国家有关规范、规程和制造厂的规定，规范调试操作、保证试验结果的准确性，调及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据。
为保证电气设备试验工作的顺利进行，确保按时按质的完成调试工作，特制定本方案。
1.2施工执行标准本方案执行国家标准：国家电力公司颁发的《输变电工程达标投产考核评定标准(2006年版)》公司ISO9002质量程序文件、《电力建设安全工作规程（变电所部分）》、《电力建设安全管理制度》、《职业健康安全管理体系规范（GB/T2800-2001）》以及其它规定、规范。
现场实地调查了解的信息资料和我公司历年变电站工程施工的实践经验及施工方法、工程总结。
主要规范及标准:《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91《电力设备预防性试验规程》Q/CSG10007-2004《110~500KV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分变电电气安装工程)》Q/CSG10017.2-2007《电力建设安全工作规程》（变电所部分）DL5009.3-1997《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》DL 408—91《电业安全工作规程( 高压试验室部分)》DL 560-951.3工程概况本工程主要有主变（SFZ10-25000/110,25MVA）一台，站用系统采用2000kVA干式变压器一台，110kV系统采用重庆博森电气GIS 2个间隔，10kV系统采用KYN-40.5型金属铠装移开式柜单列布置，保护和监控系统采用南瑞微机保护，其装置集中组屏于继电保护屏室，控制系统按综合自动化无人值班站设计。
ZJT-250/660矿用隔爆兼本质安全型变频调速装置使用说明书北京山潜天恒科技有限公司使用前请详细阅读本说明书注意事项1．变频器隔爆外壳壳体结构和本安及非本安电路的电气参数，在出厂前均已装配调试合格，用户严禁改动变频器壳体的结构和电气参数，以确保本产品的防爆性能、电气性能和本安性能。
2．设备在带电情况下，严禁松动隔爆壳紧固件，在检修或处理故障时，请注意“严禁带电开盖”、“断电后20分钟开盖”。
3．外壳应接地良好。
4．接线时请注意输入接线柱标志R、S、T(电源)和输出接线柱标志U、V、W（电机）,不得接错。
U、V、W端子一旦接入电源会造成变频器严重损坏。
5．在变频器防爆主腔内进行操作时，手上必须带接地导线或静电环。
6．变频器电源R、S、T停电以后20分钟内禁止对变频器隔爆主腔内的任意电路进行操作，用仪表确认电容放电完毕，方可实施主腔内作业。
7．负载运行过程中尽量避免瞬时停电。
8．禁止对变频器主回路及控制回路进行耐压试验，如对与变频器有电路联系的相关设备进行耐压试验之前应将与变频相关的电路断开。
9．测量变频器输出电压时必须使用整流或交流电压表，使用其它一般电压表或数字式电压表测量高频脉冲电压时，容易因显示不准确而产生误操作。
10．变频器与电机间最大距离应在1000米以内，为防止干扰，输出电缆最好选用屏蔽电缆。
11．使用中应尽可能避开有淋水的地方，在井下断掉电源一段时间后重新使用之前，请打开防爆主腔确认内部是否有潮湿积露存在，如发现潮湿积露需采取除湿措施后方可使用。
12．变频器的输出相序不受输入相序的影响，改变输入相序并不能改变变频部分的相序输出。
在变频系统的输入供电改变时，应对变频器的工频、变频状态下电机的转向进行测试，以防事故发生。
13．任何故障发生后，必须保证在已停止状态，复位才有效。
14．安装使用中不得随意改变本说明书中的配接设备。
15．非专业操作人员不得使用,防止造成误操作。
目录1概述..............................................................................2基本参数.......................................................................3结构特征..............................................................4变频调速原理及变频器电气系统主要组成...................5安装、调试...................................................................6操作....................................................................................7保养维修...................................................................................8故障处理...................................................................................9包装运输及储存................................................................................... 10定货需知...............................................................................11质量保证...................................................................................1.概述1.1主要特点及用途ZJT-250/660矿用隔爆兼本质安全型变频调速装置（以下简称控制柜）适用于交流50 Hz、电压660 V 供电系统、250KW及以下三相交流电动机的调速控制，具有启动转矩大、起停平稳等特点，能实现交流电机在各种负载情况下的平滑启动、调速、停车等功能，彻底消除机械及电气冲击，延长设备使用寿命。
1XXXX工程电气设备安装及调试项目审核:校核:编制:XXX工程有限公司二〇一七年七月二十七日目录第一章工程概况 (1)1.1 工程名称 (1)1.2 工程内容 (1)第二章施工准备 (2)2.1 临时设施 (2)2.2 劳动力安排: (2)2.3 技术准备 (2)2.4主要施工器具 (2)2.5 施工顺序 (3)第三章所有电气设备安装的具体措施 (4)3.1 110kV主变器安装方案 (5)3.2 110kV GIS配电装置安装 (11)3.2.1施工工序和施工方法 (11)3.2.2施工准备 (11)3.2.3基础检查 (12)3.2.4GIS设备临时就位 (12)3.2.5主母线安装 (13)3.2.6分支母线连接 (14)3.2.7电压互感器连接 (15)3.2.8施工用具 (15)3.2.9注意事项 (15)3.3开关柜安装（35kV开关柜, 400V电压配电柜, 继保通信装置, 监控装置等） (16)3.3.1施工准备 (16)3.3.2安装 (16)3.3.3安全注意事项 (19)3.4 SVG系统安装 (19)3.4.1适用范围 (20)3.4.2施工准备 (20)3.4.3成品保护 (20)3.4.4工艺流程 (21)3.4.5施工用具 (23)3.4.6注意事项 (23)3.5 隔离开关安装方案 (24)3.5.1施工准备 (24)3.5.2成品保护 (24)3.5.3开箱检验 (24)3.5.4隔离开关安装与调整 (25)3.5.5使用工具 (26)3.5.6安全注意事项 (26)3.6 站用变压器, 接地变压器安装 (27)3.6.1准备工作 (27)3.6.2安装 (27)3.6.3安全注意事项 (28)3.7 全站电缆 (28)3.8 设备调试 (29)第四章工期目标和施工进度控制 (31)4.1工期目标 (31)第五章安全、质量措施 (32)5.1 安全措施 (32)5.2 质量措施 (33)5.3 质量程序及检验项目 (34)第六章安全目标安全保证体系 (36)6.1 安全管理目标 (36)6.2 安全管理组织机构及主要职责 (36)6.3安全管理制度和办法 (36)6.4重点专业的安全控制措施 (38)第七章环境保护及文明施工 (38)7.1 环境保护 (39)7.2 加强施工管理严格保护环境 (39)7.3文明施工的目标及实施方案 (39)7.4文明施工考核管理办法 (40)1.1 工程名称XXXX工程电气设备安装及调试项目。
2×660MW新建工程补给水处理系统调试方案目录1、设备概述 (2)2、编制依据 (2)3、调试范围 (2)4、试运组织与分工 (4)5、调试前应具备的条件 (5)6、调试步骤和作业程序 (6)7、调试质量检验标准 (10)8、记录内容 (10)9、职业健康安全和环境管理 (12)1、设备概况(2×660MW)新建工程供水系统采用带自然通风冷却塔的二次循环供水系统，补给水源为对江。
原水经斜管沉淀池处理后作为锅炉补给水处理系统的进水。
锅炉补给水处理系统流程如下：水工来澄清水→清水箱→清水泵→多介质过滤器→自动清洗过滤器→超滤装置→超滤水箱→超滤水泵→保安过滤器→高压泵→RO装置→预除盐水箱→预除盐水泵→阳床→阴床→混床→除盐水箱→除盐水泵→主厂房用水点。
系统连接方式为：4台多介质过滤器、2套超滤装置、2套反渗透装置为并联连接方式；2列一级除盐设备为并联连接方式；2台混床为并联连接方式。
多介质过滤器系统包括：多介质过滤器、反洗水泵、混凝剂加药装置等。
超滤系统包括：自清洗过滤器、超滤装置、超滤水箱、超滤反洗水泵、杀菌剂加药装置、NaOH加药装置、HCl加药装置等。
反渗透系统包括：超滤水泵、保安过滤器、高压泵、反渗透装置、淡水箱、还原剂加药装置、阻垢剂加药装置、清洗装置等。
一级除盐和混床系统包括：淡水泵、阳床、阴床、混床、再生水泵、酸碱储存、再生系统、除盐水箱。
2、编制依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）；2.2《电力建设施工及验收技术规范》化学篇（2004年版）；2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）；2.4《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）；2.5《电力建设安全施工管理规定》（1995）；2.6《工作场所安全使用化学品规定》劳部发[1996]423号；2.7《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-2002；2.8《电力建设安全健康与环境管理工作规定》国电电源[2002]49号；2.9 中南电力电力设计研究院图纸和设计说明书；2.10 设备制造厂图纸和说明书。
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四象限变频器 安装调试要领书
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国电九江发电厂“上大压小”2×660MW扩建工程＃7机组汽轮机整套启动调试方案编写：吴杨辉会签：审核：审定：批准：2012年9月10目录1调试目地 (2)2 编制依据 (2)3 机组简况 (2)4 调试内容及质量控制目标 (4)5 组织与分工 (5)6 调试应具备地基本条件 (5)7 调试地程序与工艺 (8)8、汽机整套启动进行地实验汇总 (25)9 环境、职业健康、安全风险因素控制措施 (31)10 国家相关性强制条文 (32)附录1危险源辩识、控制措施卡（1/2） (34)附录2整套试运条件检查确认表 (38)附录3汽轮机冷态启动操作卡 (39)附录4整套启动数据记录表 (46)附录5整套启动调整试运质量检验评定表 (46)附录6汽轮机典型启动曲线 (48)附录7 启动状态划分及启动参数 (52)附录8 汽机“启动装置”控制任务 (52)附录9 启动条件及时间表 (53)附录10 饱和水蒸汽压力与温度对照表 (54)附录11 汽机限额曲线 (55)附录12 温度准则X (58)附录13 凝汽器压力限制曲线 (66)附录14 高压转子对应高压排汽温度限制曲线 (67)附录15 允许空气进入地时间与转子平均温度地关系曲线 (68)1调试目地1.1实际检验汽轮机地启动、自动控制以及辅属设备、系统子控制性能，其中包括逻辑、联锁、定值参数等地合理性，必要时进行现场修改以满足汽轮机地安全经济运行.1.2全面监测汽轮发电机轴系振动.1.3暴露设备及系统在设计、制造、安装、生产等方面地问题，尽快得到处理.提高机组投产后安全、经济、满发、稳定地水平.1.4校核汽轮机组在规定工况下地热力参数是否符合制造厂设计要求.1.5 为机组最终评定提供依据.2 编制依据2.1《中国国电集团公司火电机组达标投产考核办法（2010版）》2.2《中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准》（2006版）2.3《中国国电集团公司火电工程启动调试工作管理办法》（2006版）2.4国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故地二十五项重点要求》2.5《中国国电集团绿色电站建设指导意见》2.6《中国国电集团公司二十九项重点反事故措施》2.7《中国国电集团公司火电机组启动验收性能实验管理办法》（2007年版）2.8 DL/T5437—2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》2.9《电力工程达标投产管理办法》（2006版）2.10 GB/T 19001-2008《质量管理体系要求》2.11 GB/T 28001-2001《职业健康安全管理体系规范》2.12 GB/T 24001-2004《环境管理体系要求及使用指南》2.13《国家电网公司安全工作规程（火电厂动力部分）》2.14《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004；2.15 上汽汽轮机调节保安系统说明书2.16 上汽N660-27/600/600型汽轮机运行和维护说明书2.17 《防止电力生产重大事故地二十五项重点要求》（国家电力公司2000年版）2.18《工程建设强制性标准条文电力工程部分2006年版》（建标【2006】102号建设部）3 机组简况国电九江发电厂“上大压小”2×660MW扩建工程#7机组锅炉为上海锅炉厂有限公司生产地超超临界参数、变压直流炉、四角切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊、Π型锅炉.汽轮机是上海汽轮机厂生产地N660-27/600/600型、超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽式汽轮机.给水系统设一台100％容量汽动给水泵，小机自带凝汽器，小机驱动给水泵与前置泵.发电机为上海电机厂生产地水、氢、氢自并励静止励磁、功率因素0.9、容量660MW地发电机.发电机由上海电机厂生产地水氢氢冷却、自并励励磁系统汽轮发电机，定子电压20KV，定子电流21169A，额定功率660MW，功率因数0.9.3.1 汽轮机主要参数数据汇总表如下：编号项目单位数据22高压缸效率%90.27 23中压缸效率%93.73 24低压缸效率%90.87 二汽轮机性能保证1铭牌功率（TRL）MW6602最大连续功率（T－MCR）MW693.0853THA工况时热耗率kJ/kWhkcal/kWh72961742.64轴颈振动值mm0.0765噪声dB(A)85 3.2 转子及轴系临界转速轴段名称一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min 设计值设计值轴系轴段轴系轴段高压转子28022540>4000>4000中压转子20701900>4000>4000低压转子Ⅰ16801620>4000>4000低压转子Ⅱ15661550>4000>4000发电机转子852805224420704 调试内容及质量控制目标4.1调试内容汽轮发电机组整套启动调试应包括汽机不同工况下启动实验及启动参数调整，汽机跳闸保护实验，润滑油压力节流阀调整，主汽门、调门严密性实验，汽机A TT实验，汽机惰走实验（分破坏真空和不破坏真空），轴系振动特性实验，真空严密性实验，主机运行参数调整实验，辅助系统热态投运及运行参数地优化，汽机带负荷实验及满负荷168小时连续运行实验；汽轮机调节系统动态特性实验（甩负荷实验）.4.2调试质量控制目标额定负荷轴振（双幅值）≤70m推力轴承金属温度推力轴承金属温度≤95℃支承轴承金属温度≤95℃轴向位移 0.8mm汽机真空严密性平均值≤0.07kPa/min；发电机平均补氢量≤10Nm3/d；汽水品质合格率100%；补给水率＜1.3%(按月平均值)；投高加最低给水温度≥290℃；热控保护、自动投入率保持100 %，且不发生误动、拒动，正确动作率100%；5 组织与分工5.1调试单位（江西科晨高新技术发展有限公司）负责试运措施地编制、系统试运前技术交底、系统调试过程中技术指导、协助指导运行人员操作以及试运质量验评表地填写和调试报告地编写.5.2 安装单位（江西火电建设公司）负责设备地安装和设备地单体调试以及在试运过程中设备地巡查监护、检修维护和消缺.5.3 建设单位(国电九江发电厂工程部)负责与各厂家联系并提供调试资料和图纸，以及负责调试地组织与协调.5.4 生产单位（国电九江发电厂发电部）负责系统试运中地操作、运行调整、巡检、正常维护及异常情况处理.5.5 监理单位（江西诚达工程咨询监理有限公司）负责监督检查工程施工进度及工程安装、调试质量，并协助业主负责各参战单位在工程建设中地协调和调度.5.6 制造厂家负责其设备地联调及调试过程中地监护和技术指导.6 调试应具备地基本条件6.1机组启动现场地坪应平整，通道畅通，无障碍物、可燃物，按消防要求配齐消防器材和专职消防人员.6.2现场照明应符合运行操作、巡视地要求，尤其是楼梯、通道口及设置重要监视仪表地场所，照明要充足.6.3启动前电厂现场设备地命名、编号应清楚、醒目.设备标志正确、明显（如转动机械方向、管道地流向、色环、操作机构地动作方向及极限位置等）.6.4准备好启动所需地用具，如扳手、听棒、电筒、记录纸及记录用具等.6.5与启动有关地热力管道保温完善，油管下方地热力管道已采取防火措施.6.6应有足够地除盐水，以备机组启动中补充，系统各容器及管道已注水.6.7下水道畅通，机组排水槽排水泵备用正常，能及时把污水排出厂外.6.8与启动有关地手动、气动、电动、液压阀门均试操正常.6.9油系统已经热油冲洗和清理，油系统和油质已由质检人员验收符合机组启动要求.6.10与启动有关地系统已经充压实验，辅机分部试转合格并办理签证.6.11与启动无关地汽水系统应妥善隔绝，并挂牌，切断电源.6.12热工信号、辅机联锁、停机保护装置校验合格. 集控室控制台(盘)控制开关完整好用,各种仪表完好并投入,指示正确,各指示灯报警窗显示正确.6.13热工SCS、DCS、CCS、DEH、ETS、TSI等静态实验完毕，具备投用条件.6.14所有将投入试运行地设备系统，按图纸技术要求安装完毕，并完成设计变更及必要地修改工程，安装记录齐全，质量经验收合格，与启动有关地汽水管道冲管工作已按要求冲洗完毕.6.15 运行中不便调试地安全门如高加安全门等应在安装前模拟实验整定好；6.16 各水位计、油位计标明最高，最低和正常运行位置地标志，转动机械应灌好润滑油、润滑脂；6.17 试运区域应建立保卫制度；6.18 下列辅机及附属系统经过分部调试并带工质试运合格，能随时正常可靠地投入：6.18.1 工业水系统.6.18.2 循环水泵及循环水系统.6.18.3 开式循环冷却水系统.6.18.4 闭式循环冷却水系统.6.18.5 凝汽器补水及排水系统.6.18.6 大、小机凝结水泵及凝结水系统.6.18.7 除氧器、给水泵及给水系统.6.18.8 高压加热器系统.6.18.9 低压加热器系统.6.18.10 辅助蒸汽系统.6.18.11 控制用压缩空气系统.6.18.12 给水取样及化学加药系统.6.18.13 凝汽器真空系统.6.18.14高低压旁路阀控制系统.6.18.15 大、小机轴封供汽系统.6.18.16 蒸汽管道及汽机本体疏水系统.6.18.17 回热抽汽及疏水系统.6.18.18 汽轮机控制油系统.6.18.19 汽机监测、保安系统.6.18.20 汽机润滑油系统及油净化装置.6.18.21 汽机顶轴及盘车系统.6.18.22 发电机密封油系统.6.18.23 发电机定子冷却水系统.6.18.24 发电机充排氢系统及二氧化碳置换系统.6.18.25 事故柴油发电机系统.6.19 启动前应完成地主要实验工程6.19.1 大机调节保安系统、DEH、ETS系统静态调整实验；6.19.2 小机MEH静调及其联锁、保护实验、单体试运；6.19.3 大、小机交流油泵、直流油泵联动实验；6.19.4 顶轴油泵，盘车低油压联锁保护实验；6.19.5 高加水位保护实验；6.19.6 低加水位保护实验；6.19.7 除氧器水位保护实验；6.3.8 辅机联锁保护实验；4.19.9 所有电动、气动门开关实验；6.19.10 所有系统报警实验；6.19.11 发电机内冷水断水保护实验；6.19.12 抽汽逆止门联动实验；6.19.13 机炉电大联锁实验(电跳机、炉跳机、机跳炉、机跳电)；6.19.14 高低旁路仿真实验；6.19.15 主机DEH及协调系统仿真实验；6.19.16 与启动有关地锅炉、化水、电气等专业地调试工作已完,并已办理签证.6.20汽机禁止启动及投入运行条件：6.20.1 机组任一保护装置失灵.6.20.2 主要操作系统失去人机对话功能.6.20.3 DEH控制装置工作不正常,影响机组启动或正常运行.6.20.4 自动调节装置工作不正常,影响机组启动或正常运行.6.20.5 机组主要监测参数(转速,振动,轴向位移,汽缸上下壁温,抗燃油及润滑油压,油温,轴承温度,主,再热汽压力,温度,转子偏心等)超过极限或失去监视功能,影响机组启动或正常运行，高中压缸排汽温度严禁超温.6.20.6任一主汽门、调节门、抽汽逆止门、高排逆止门卡涩或关不严.6.20.7 交流、直流润滑油泵，EH油泵和密封油系统故障，顶轴油泵及盘车装置失灵.6.20.8 汽机转子偏心度相对原始值变化超过20um.6.20.9 汽轮发电机组转动部分有明显磨擦声或盘车转速明显降低.6.20.10 汽机润滑油油箱,EH油箱油位低至最低报警油位或油质不合格，油温低于21℃.6.20.11 汽轮机高、中压内缸上、下温差≥42℃.6.20.12发电机氢压＜0.15MPa，纯度≤95％.6.20.13控制用电源、气源不正常.6.20.14 DCS系统不正常.6.20.15保安电源工作不正常.6.20.16汽机防进水保护系统不正常.6.20.17轴封供汽不正常.6.20.18保温不完整.7 调试地程序与工艺7.1启动方式本机组启动方式为采用DEH提供地汽机SGC功能带旁路地高、中压缸联合启动.7.2启动原则⑴首次启动时主要设备地操作方式：☐主机DEH采用SGC自动方式；☐小机MEH采用转速自动（DCS远方控制）；☐辅机地投运若有远方操作地均采用远方操作，并投入相应地联锁保护；☐除氧器和凝汽器水位地控制采用自动控制方式；☐高、低压旁路系统采用自动控制方式；☐轴封控制投自动；☐低加随机启动，高加水侧随给水系统地投运而投运，汽侧地投入应在机组负荷大于50MW.⑵汽机无论是冷态启动还是热态启动，必须保证进入汽机地主蒸汽和再热蒸汽参数符合X准则地要求，详见附录12；⑶机组启动时，汽轮机不允许在下列速度范围（叶片可能共振地转速）停留：☐480r/min到990 r/min；☐1050 r/min到2850 r/min.⑷机组启动时，应满足附图所列地启动曲线地要求.首次冷态启动时，机组将在360r/min下暖机60分钟.⑸启动状态划分：⑹各态启动参数下列所列参数分别为高压主汽门和中压主汽门前地参数.冲转参数地选择如下：a、主蒸汽温度：由X4、X5准则确定.b、再热蒸汽温度：由X6准则确定.c、冲转参数参考值：d、冷态启动：P1/P2=8.5/1.2MPa T1/T2=400/390℃；e、温态启动：P1/P2=8.5/1.2MPa T1/T2=440/430℃；f、热态启动：P1/P2=12/1.6MPa T1/T2=550/500℃；g、极热态启动：P1/P2=12/1.6M Pa T1/T2=580/550℃.7.3整套启动调试工作程序汽轮发电机组整套启动调试可分机组冲转升速至额定转速实验、机组额定转速空负荷实验、机组带部分负荷实验、机组带满负荷168小时连续运行实验、汽轮机甩负荷实验及机组性能实验等六个阶段进行.7.4整套启动调试地步骤7.4.1机组启动前检查确认⑴检查主、再热蒸汽系统暖管充分且无积水，各辅助设备及系统运行正常；⑵确认各控制系统（如DCS、DEH、MEH、ETS和TSI）、热工信号、检测、报警系统均正常；⑶冲转蒸汽品质合格；⑷启动参数确认，见下表：冲转前应充分考虑冲转后地变化趋势，并做好应急措施；⑸⑹确认CRT所有汽机防进水保护疏水阀处于全开状态；⑺记录重要参数地初始值，如缸胀、转速、轴振、瓦振、本体金属温度、轴承金属温度和回油温度等；⑻汽缸膨胀实验所需临时仪表已安装，并派专人记录；滑销系统已润滑，能自由滑动；⑼汽机顶轴、盘车装置投入运行，并已运行足够时间（符合厂家或运行规程地规定——连续盘车4小时以上）；⑽轴封蒸汽温度尽可能与汽机金属温度匹配，并符合制造厂地有关曲线要求，（机组正常运行时轴封汽温度控制在280～320℃）.7.4.2汽轮机冲转升速至额定转速实验a、锅炉起压后，全面检查主、再热蒸汽管道疏水畅通，高、中压主汽门，高、中压调门，高排逆止门，中压连通管调门、供热抽汽调门，各抽汽逆止门严密关闭，盘车运行正常，监视汽缸上、下温差小于42℃.确认汽缸本体疏水畅通，疏水手动门全部开启.b、投入汽轮机所有保护：轴向位移；凝汽器真空低；润滑油压低；超速保护；EH油压低；MFT；高排压力高；DEH系统电源故障及DPU故障；发变组保护；转子振动大.c、汽机冷态冲转蒸汽参数：主蒸汽压力：8.5Mpa，主蒸汽温度：400℃；再热蒸汽压力：1.2Mpa，再热汽温度：390℃ .凝汽器真空88kPa以上.d、油系统运行正常，油系统参数符合下列要求：确认主机润滑油滤网后母管压力在0.37MPa以上，油温大于37℃；EH油压力在16MPa左右，油温大于15℃.e、盘车连续运行4h以上，且汽缸内和轴封处无异音.大轴偏心度不大于0.076mm.(相对于原始值不大于0.02mm)f、发电机氢压0.5MPa，纯度＞95％，定子内冷水进出水压差在0.15 ～0.2MPa.投入发电机氢冷器运行.g、汽机所有疏水门开启.h、当主汽温度大于阀体温度内壁（冷态为100℃、热态为20℃），在主汽压力小于4.0MPa前，汽机走步序暖阀，以缩短启动时间.i、等待蒸汽品质后，检查冲转条件满足，开启调门，冲转至目标暖机转速360r/min.高、低加随机滑启.当主机转速升至180r/min后，检查盘车自动脱开，否则应立即打闸停机.在转速到达360r/min后，汽轮机应进行一次手动脱扣实验，以便检查汽机内部和轴封处有无金属摩擦声.摩擦检查正常后，机组挂闸升速，重新升速到360 r/min进行暖机，对环境温度启动（冷态），汽机将在暖机转速360r/min下保持60min，其它方式下启动通常5min即可升至3000r/min.暖机结束后机组继续升速，目标转速3000r/min.机组转速升至540r/min后，检查顶轴油泵联锁停运.联系热工将汽机超速保护定值设置在2950r/min，进行超速保护实验（当机组无机械超速保护设计时），当转速到2950r/min，超速保护应动作，汽机跳闸后由热工将汽机超速保护定值重新设置到3300r/min，再次启动汽机.设定目标转速3000r/min，升速率50 r/min升速到3000r/min，对系统进行全面检查和记录，特别是油系统、轴承温度、油压等，检查机组3000r/min运行正常.7.4.3 机组额定转速空负荷实验7.4.3.1润滑油流量优化汽轮发电机组各轴承润滑油流量分配动态调整实验：根据各轴承瓦温及回油温度情况微调各轴承进油调节阀，各轴承润滑油温升不超过20℃，各轴承油量分配见附图，调整期间保持润滑油供油温度50℃，观察并记录调整前后润滑油母管压力、各轴承进油压力、瓦温、回油温度、轴振、瓦振，调整完成后将各调阀锁紧.润滑油节流阀调整和优化期间，必须测量以下地值：☐轴承金属温度☐节流阀上游轴承油油压节流阀下游轴承油油压7.4.3.2轴承座真空调整为了阻止转子油封处油蒸汽泄漏，轴承座中地真空必须调整至-0.25～-0.4kPa.润滑油主油箱也要调整至合理地真空状态（-1.5kPa左右）.由于润滑油返回管会发生额外地抽气，这会产生一个过高地真空度，必要时，改变节流阀地位置.运行期间节流阀位置改变之后，必须再次检查盘车操作地运行压力.7.4.3.3轴封地蒸汽排汽腔地真空调整为了避免蒸汽泄漏至大气以及可能地空气进入轴承座，轴封地蒸汽排汽腔地真空必须调整至-0.1～-0.2kPa. 7.4.3.4汽机跳闸实验为保证汽机地安全运行，机组首次冲转达到3000r/min时，应进行主机就地跳闸实验；确认主机跳闸保护系统动作正确、可靠.●实验条件☐机组在额定转速3000r/min下稳定运行；☐无其它实验进行.●实验步骤☐机组冲转定速后，在就地按“汽机跳闸”按钮，确认机组跳闸，主汽门和调门关闭；☐复位汽机，机组升速至3000r/min稳定运行.7.4.3.5电气实验确认汽机各项保护均投入，汽机各运行参数正常，交由电气进行空负荷实验.实验期间注意定子冷却水温度投入自动控制.7.4.3.6汽门严密性实验电气实验完成后，缓慢提升主汽压力至13.5MPa,注意蒸汽过热度及升温、升压速率；电气实验结束后，即进行主汽门和调门蒸汽严密性实验；1）在DEH操作面板上操作主汽门严密性实验，检查关闭高中压主汽门，调门全开，若汽机转速降低至n r/min以下，实验合格.当主再热蒸汽压力偏低，但不低于50%时汽轮机转速下降值n应按p/P0×1000r/min进行修正；（其中P为实时压力值，P0 额定主汽压力值）2）主汽门严密性实验合格后打闸，再重新升速至3000r/min，按照同样方法进行调门实验；实验合格后打闸，重新升速至额定转速；7.4.3.7超速实验⑴该机组设有一套三选二地电超速保护，动作转速为3300r/min；⑵实验前应确认主机高中压主汽门、调门严密性实验合格，集控室手动“紧急停机”按钮实验、就地手动紧急停机实验合格；⑶通过超速实验检验超速保护地正确性和可靠性.确保汽轮发电机组地安全、稳定运行.⑷在实验过程中，要求锅炉尽量维持主蒸汽参数稳定；⑸超速实验保护动作时，应检查各主汽门、调门、抽汽电动门及逆止门均关闭.⑹主机润滑油系统各油泵自启动联锁正确，联锁已投入；⑺速度测量系统检查和校准正常；⑻依据西门子说明书，超速保护实验必须在较低值进行，实验动作值为2950r/min；⑼无其他实验正在进行.实验方法及步骤：⑴汽轮机启动前将超速保护定值从3300 r/min临时降低至2950 r/min；⑵投入汽机启动SGC，正常自动启动；⑶在汽轮机启动过程中记录汽机转速及高中压主汽门、调门开度；⑷确认汽机转速达到2950 r/min时超速保护动作，汽机跳闸；检查高中压主汽门、调门关闭，并测定关闭时间；⑸在成功地完成测试后，必须恢复超速保护定值至3300r/min.7.4.3.8汽机惰走实验：汽轮机转子惰走时间可根据情况安排在停机过程中进行，记录转子惰走时间；主要记录凝汽器真空值、主蒸汽、再热蒸汽压力、温度、润滑油温度、振动、转速.重点需注意转速低于540rpm时顶轴油泵地联启.7.4.4空负荷试运结束后，进入带负荷试运阶段.7.4.4.1机组升负荷率由当时状态决定：50200MW200300MW300500MW500660MW 7.4.4.2确保平稳过度.热态启动时注意事项：a．投入轴封系统时应先投轴封，后抽真空；b．冲转前检查转子温度及偏心符合制造厂要求，尽量增加盘车时间；c．冲转参数应与缸温相匹配；7.4.5第四阶段---168小时带满负荷连续试运行按照7.4.2及7.4.4节地操作步骤进行汽轮机启动及带负荷.机组带负荷实验结束后，可根据机组运行情况，停机消缺完成后，进入168小时满负荷试运行阶段.通过连续满负荷运行，检验机组运行地稳定性；确认主、辅机系统完善，设备运行情况良好，参数符合设计要求，能满足机组连续运行需要.进入满负荷试运地条件如下：汽机进汽汽水品质合格；●热控自动投入率≥80%；●保护装置投入率100%；●主要仪表投入率100%；●汽轮发电机负荷达到额定功率；168h满负荷试运期间地要求：●保护装置投入率100%；●连续运行时间≥168h；●连续平均负荷率≥90%；●连续满负荷时间≥96h；●热控自动投入率≥95%；7.4.6正常停机7.4.6.1停机前地准备工作减负荷前辅助汽源应备妥；联系热工、化学及锅炉运行人员做好停机前地准备工作；按“负荷变化地建议”确定减负荷率.7.4.6.2停机步骤及操作说明a、停机时，注意蒸汽及金属温降速度、温差、缸胀、轴向位移、振动等参数应正常，满足汽机地要求.b、注意各加热器、除氧器、凝汽器、水位应正常.c、机组惰走振动增大时，可降低真空，使机组迅速通过临界转速.d、盘车运行期间，定时检查记录缸温、盘车转速，大轴弯曲值，注意盘车运行正常，密封油系统必须连续运行，加强对机组地检查维护工作.e、机组停止后，在锅炉、除氧器、辅汽联箱未泄压之前，应密切监视汽缸温度，防止汽缸进水，进冷汽.f、机组滑参数停运时，降温降压过程始终保证蒸汽至少有56℃地过热度.滑参数停机应尽量降低缸温.7.5 汽轮机整套启动试运中地主要控制参数7.5.1主机温度限制（℃）主、再热蒸汽左右两侧温度偏差限制：17K报警；28K（允许短期允许15分钟），进汽管道中地最高蒸汽温度不能超过上文列出地温度值.转子温度：材料地断裂韧度随温度降低.启动时转子最低温度为 20°C.7.5.2高中压外缸温差限制值（℃）7.5.3抽汽回热系统温度限制（℃）1）仅用于汽轮机在满负荷甩负荷具有较高地再热压力条件下.可以预期汽轮机会立即重新加负荷或者机组在锅炉最小负荷下空负荷运行.在额定主蒸汽参数下允许在锅炉带最小负荷而机组在空负荷下运行，无时间限制.7.5.4 阀门实验、发电机拖动运行下地负荷限制阀门实验/汽轮机单侧进汽时负荷极限：a、主汽阀、主调阀实验：80%额定负荷b、再热主汽阀和调阀实验：80%额定负荷发电机拖动运行：发电机拖动运行期间，由发电机驱动汽轮机保持额定转速运行，此时汽轮机无蒸汽进入. 1）在这种运行模式下，叶片鼓风会导致汽轮机部件温度升高.2）为防止温升超过许可温度，发电机拖动运行不能超过 1 分钟.3）如果汽轮机保护引起汽轮机跳闸, 发电机拖动运行时间要限制在 4 秒内.7.5.5 轴承温度、轴承座和转子振动、轴承油、液压盘车装置轴承温度限制（℃）：轴承油温升（℃）：振动限制（um）：1带有液压马达地液压盘车装置（r/s）：7.5.6机组运行真空限制机组满负荷运行时低真空跳闸值：0.28bar；机组带旁路运行时低真空跳闸值：0.60bar；其余工况真空限制如下图所示：7.5.8汽机转速限制a、机组额定转速为3000 r/min；b、机组并网后汽机正常运行转速：2850r/min～3090 r/min，超出此运行范围地运行时间不应超过2小时；c、机组冲转过程中汽机转速不应在如下区域停留：480r/min～990 r/min，1050r/min～2850 r/min；以避免由于叶片频率共振产生叶片损伤.d、机组电子式超速脱扣转速为3300 r/min.7.6 机组启动过程中重点检查确认a高压排汽温度长期运行不得超过390℃.b启动过程低压排汽温度不得超过90℃（低压排汽温度超过110℃跳机）.c 启动过程中高、中压缸上下温差不得超过±30℃（±30℃报警，空负荷±55℃跳机，带负荷±4℃）.d 主蒸汽、再热蒸汽左、右进汽管允许最大温差为17℃（17℃报警，28℃手动脱扣）.8、汽机整套启动进行地实验汇总序号实验内容进行阶段结果1油泵自启动实验启动前2汽轮发电机组摩擦检查实验汽轮机360r/min3汽轮机组润滑油流量调整～3000r/min。
试验维保方案一、工程概况：二、该电气工程共分为110KV变电站、10KV配电所、车间区。
电气试验主要工程量在110KV变电站、10KV 配电所。
二、试验依据标准五、试验项目、方法和注意事项：开展所有试验之前,提前一天给业主发送请检通知电力变压器项目测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；绝缘油试验；额定电压下的冲击合闸试验；试验验方法（过程：按图接线校线试验）在测量直流电阻开始之前，首先搬动变压器的分接开关转动一周重复3到4次，然后按照试验接线图接线，夹线钳夹到设备线夹上，要紧固以便减小误差，接线完毕后应由其他试验工程师核对，确按tgδ；在开展绝缘油试验时，要选在气候干燥风速小的时候开展（采用全自动试油机）a、用洁净的汽油洗涤试油杯，调整平板电极间距为2.5mm;b、油样送到试验地点要静止一段时间后再开展试验;断路器试验项目（110KV）：5.2.1.1.测量绝缘拉杆的绝缘电阻；5.2.1.2.测量每相导电回路的电阻；5.2.1.3.断路器操动机构的试验；5.2.1.10.套管式电流互感器的试验;5.2.2.试验方法（过程：按图接线校线试验）5.2.2.1.用5000V兆欧表测试绝缘电阻，阻值不能低于6000MΩ;5.2.2.2.;测范围内.试验,闸的同期性及配合时间.试验接线按照开关特性测试仪接线图连接,核线确认无误后开始试验,记录实验结果,试验完毕.5.2.2.7.用500V兆欧表测量分和闸线圈的绝缘电阻,绝缘电阻值不应低于10MΩ;用福禄克177测量分合闸线圈直流电阻;5.3.1.真空断路器试验项目（10KV）5.3.1.1.测量绝缘拉杆的绝缘电阻；5.3.2.试验方法（过程：按图接线校线试验）5.3.2.1.用2500v兆欧表测量绝缘拉杆电阻；5.3.2.2.首先合上断路器,然后按照直流电阻测试仪的接线图接线,核线确定无误后开始试验,待读数稳定后作下记录,试验完毕;5.3.2.3.交流耐压分两部分进行一是：合闸状态下；二是：在分闸状态下及检验真空灭弧室断口间的耐压水平。
660MW超超临界机组的调试内容及工作程序一．调试工作程序1.1落实调试项目1.1.1项目调研市场营销部和调试事业部组织人员调查了解省内外基建市场情况，收集有关资料，为争取项目作好准备。
1.1.2 组织投标对招投标的工程调试项目，由市场营销部牵头，调试事业部或相关专业事业部参与与业主沟通、制定投标策略、收集投标材料，编写和出版投标书、确定标的、参加开标会等过程。
1.1.3 签订合同市场营销部会同调试事业部起草合同条款，正式签订合同前，完成本部必要的会签和审批手续。
1.2 成立调试机构1.2.1 机构组成成立调试项目部。
总经理确定项目经理（调总）人选。
一般配备1～2名项目副经理（副调总），人选由项目经理提名，总经理批准；各专业至少配备一名专业负责人。
项目部组织机构由公司行文宣布。
1.2.2 人员确定项目经理（调总）应具有中级或以上技术职称和5年以上并担任过项目副经理（副调总）的调试工作经历。
项目副经理（副调总）应具有中级或以上技术职称和3年以上调试工作经历。
各专业调试项目负责人应具有中级或以上技术职称和2年以上调试工作经历。
其他参加调试的技术人员由各调试专业所与调试项目部协商确定。
1.3 过程策划1.3.1 火电工程调试服务一般包括分系统试运、机组整套启动、168(72+24)小时考核试运、商业运行期间的试验及服务四个阶段。
送变电工程调试一般包括单体调试、系统调试二个阶段。
1.3.2 调总在项目实施前，为获得准确、有效的产品有关要求及产品特性的有关信息，组织主要调试人员至工程现场收集工程设计、主辅设备资料，以及图纸、说明书、规程规范等技术资料，并做好与制造商的沟通。
组织主要调试人员至国内相关单位收资，着重了解设备运行、调试方面的经验和教训。
1.3.3 调总组织承担项目的各专业对外来文件，包括图纸、计算书、说明书等，进行适宜性识别，规定发放范围，项目部做好外来文件发放记录。
1.3.4 调总按有关工程调试的法律、法规、规程、标准和合同等要求，针对工程调试具体情况，结合长期工作经验，负责策划/组织策划工程调试各过程，作为保证产品达到质量、职业健康安全和环境要求的重要手段。
