水电站3#机组启动阶段质量监督监理自检报告.doc

江边水电站3#机组启动阶段质量监督监理自检报告第一册共一册中国水利水电建设工程咨询西北公司江边电站监理中心二O一一年六月 审定：李镐审查：赵维志校核：李慧峰刘鸿远编写：李慧锋刘鸿远肖云峰 目录1工程概况42监理工作概况42.1监理工作机构42.2监理工作程序、方式及方法62.3监理质量管理体系72.4监理工作实施情况和效果93工程进度完成情况93.1水工专业形象面貌93.1.1C1标工程形象面貌93.1.2C2标工程形象面貌103.1.3C3标工程形象面貌113.2引水系统充排水试验情况113.2.1尾水汇水洞及1#尾水支洞充水123.2.21#蜗壳及斜井下平段反向充水143.2.3斜井段充水163.2.4引水洞充水173.2.52#尾水支洞充水183.2.62#机蜗壳充水203.2.73#机尾水及蜗壳充水前检查213.2.8引水系统监测情况213.31#、2#机组启动试运行情况213.43#机电安装形象面貌214主要机电设备安装情况224.1水轮机安装情况224.1.1尾水管安装情况244.1.2锥管安装情况244.1.3蜗壳座环安装情况254.1.4机坑里衬、接力器里衬安装情况274.1.5导水机构预、安装情况274.1.6主轴与转轮安装情况294.1.7机组轴的联接和盘车情况314.1.8主轴密封及水导轴承安装情况324.1.9接力器安装情况334.2发电机工程安装情况334.2.1定子安装情况344.2.2转子及上、下机架等安装情况394.3球阀及配套设备安装情况454.4调速器及油压装置安装情况46 4.4.1调整系统安装情况474.4.2调速系统调试情况474.5油、气、水、测量及消防系统安装情况484.5.1发电机水喷雾灭火系统安装情况484.5.2主变水喷雾灭火系统安装情况494.5.3技术供排水系统安装情况504.5.4厂内排水系统安装情况504.5.5厂内压缩空气系统安装情况504.5.6油系统安装情况514.5.7水力测量系统安装情况514.6通风空调系统安装情况524.7电气设备安装情况524.7.1电气主接线安装情况524.7.2电气一次回路安装情况524.8厂坝区配电系统安装情况564.8.1照明系统安装情况574.8.2过电压保护安装情况584.8.3接地安装情况584.8.4电工二次回路安装情况594.8.5继电保护和安全自动装置安装情况604.8.6音响信号系统安装情况624.8.7同期624.8.8直流控制电源安装情况624.8.9电工二次回路监理控制成果634.8.10电气试验检查项目及结果644.8.11设备安装情况665机电安装工程质量情况675.1质量控制依据675.2质量控制制度675.3单元工程质量验收评定情况676启动验收条件综合评价与结论676.1启动验收条件综合评价676.2结论68 1工程概况江边水电站枢纽工程主要由闸坝枢纽工程、引水隧洞工程、地下厂房工程（包括调压井、高压管道及机电设备安装工程）三大部分组成。中国水利水电建设工程咨询西北公司江边水电站工程建设监理中心（下称监理中心）受中电四川（江边）水电开发有限公司（下称业主）委托，承担江边水电站工程全部建设监理任务。截止2011年6月闸坝枢纽工程、引水隧洞工程、地下厂房工程（包括调压井和高压管道）、1#、2#水轮发电机组及其附属设备已安装完毕并通过了验收，4月28日17点40分厂房1#发电机组正式并网发电，2#水轮发电机组安装、调试已完成，于2011年5月31日通过启验收。3#水轮发电机组主体安装已基本完成，具备启动验收条件。2监理工作概况2.1监理工作机构按照监理合同要求派出常驻施工现场的监理机构—中国水利水电建设工程咨询西北公司江边水电站建设工程监理中心。监理中心在公司的领导下，对监理合同中规定的所有工程项目实施全过程的监理。监理中心内部实行总监负责制，副总监理工程师协助总监工作；聘任有丰富的工程设计、施工、管理经验的高级专家组成专家组，针对本工程建设监理过程中的重大技术问题向监理中心提出具体的指导意见或报告，帮助总监决策；监理中心内部设总监工作部、计划合同部、土建工程部和机电工程部。见下图。现场监理工作机构框图总监理工程师地质专业工程师监理工程师和监理员副总监理工程师总监工作部（信息、协调、综合）咨询专家组计划合同部机电工程部金结监理工程师机械监理工程师电气监理工程师土建工程部试验检测工程师水工施工工程师测量专业工程师合同管理工程师进度控制工程师安健环工程师投资控制工程师 2.2监理工作程序、方式及方法监理工作程序框图组建监理机构编制监理规划及监理实施细则监理工程师权限、监理程序、使用表格规定等送承包单位施工准备阶段监理施工阶段监理审查竣工资料组织竣工初验提出质量评估报告、参加工程竣工验收监理工作总结审批施工组织设计分包单位资格审查设计交底第一次工地例会审批开工报告签发开工指令质量控制进度控制投资控制合同管理信息管理组织协调江边监理中心在业主下发的各项管理程序的基础上，结合金属结构及机电安装相关特性和有关规定采取项目管理式监理，监理工作以施工单位自身质保体系的建立与完善以及有效运行的“三检制”为前提，对承包单位金属结构及机电安装施行全过程、全方位的巡查，抽检，监督和见证，监理工作的主要方法为沟通，主要方式为协调。 2.3监理质量管理体系1、设计文件、图纸会审制度监理工程师在收到设计文件、图纸后，会同施工及设计单位复查图纸，广泛吸取意见，避免图纸中差错、遗漏。2、材料、构件检验及复验制度分部工程施工之前，监理人员审核进场材料和构件出厂证明、材质证明、试验报告，对于主要材料进行抽样，并与业主、施工单位一起去有关部门进行检验合格后，方可使用。3、设计变更制度如设计图纸错漏，或实际情况与设计不符合时，由提议单位提出变更设计申请，由设计单位填写设计变更通知书，经监理工程师审核后，交由施工单位执行。4、隐蔽工程检查制度隐蔽前，施工单位根据有关工程质量评定验收标准进行自检，并将评定资料报监理工程师。并要求施工单位在隐蔽工程隐蔽前三日提出检查申请，监理工程师在施工单位陪同下进行隐蔽工程检查，重点部位通知设计、质检部门共同检查签认。5、工程质量监理制度监理工程师在检查工作中发现的工程质量缺陷，要求及时记入施工日志簿和监理日志簿，指明质量部位、问题及整改意见，限期纠正复查。对较严重质量问题或已形成隐患的问题，由监理工程师正式填写“不合格工程通知”，通知施工单位，同时抄报总监理工程师复验签认。如所发现工程质量问题已构成工程事故，则按照规定程序办理。6、工程质量检验制度监理工程师对施工单位的施工质量有监督管理的权利和责任。（1）监理工程师在检查工程中发现一般的质量问题，随时通知施工单位及时改正，并作好记录。检验不合格时可发出“不合格工程项目通知”，令其改正。（2）如施工单位不及时改正，情节较严重的，监理工程师在报请总监理工程师批准后，发出“工程部分暂停指令”，指令部分工程、单项工程或全部工程暂停施工。待施工单位改正后，报监理中心进行复验，合格后发出“复工指令”。（3）分部分项工程，单项工程或分段全部工程完工后，经自检合格，可填写各种工程报价单，经监理工程师现场查验后，发给“分项、分部工程检验认可”或“竣工证书”。 （1）施工单位应逐月填写“工程质量检验评定统计表”，监理填写“工程质量月报表”。（2）监理工程师需要施工单位执行的事项，除口头通知外，出具正式书面通知，催促施工单位执行。7、工程质量事故处理制度凡在建设过程中，由于设计或施工原因，造成工程质量不符合规范或设计要求，或者超出“验标”规定的偏差范围，需返工处理的统称工程质量事故。工程质量事故发生后，施工单位应及时上报监理单位和业主，不得掩饰、隐瞒或借拖延上报。监理工程师应批示施工单位，停止有质量缺陷部位和与其关联部位及下道工序施工，必要时，发布停工指令，在监理工程师的组织与参与下，尽快进行质量事故的调查，明确事故的范围、缺陷程度、性质、影响和原因，调查必须全面、详细、客观、准确。在事故调查的基础上，监理工程师应当组织设计、施工单位及建设单位等各方参加事故原因分析，正确判断事故原因，研究制定事故处理方案。监理工程师指令施工单位按既定的处理方案实施对质量缺陷的处理。质量缺陷处理完毕后，监理工程师应组织有关人员对处理的结果进行严格的检查、鉴定和验收。8、施工进行监督及报告制度（1）监理工程师应监督施工单位严格按照合同规定的计划进度组织实施，应定期以月报的形式向建设单位报告各项工程实际进度及计划的对比和形象进度情况。（2）监理工程师应审查施工单位编制的实施性施工组织计划，要突出重点，并使各单位、各工序进度密切衔接。9、投资监理制度（1）监理进驻后，立即督促施工单位报送与承包合同相适应的分段、分工点的概算台帐资料并随时补充变更设计资料。经常掌握投资变动情况，按期统计分析。（2）对重大变更设施或因采用新材料、新技术而增减较大投资的工程，监理应及时掌握交报建设单位，以便控制投资。10、监理报告制度监理中心定期编写“监理月报”，并于年末提出本部的年度报告和总结，报建设单位。年度报告或“监理月报”内容应以具体数字说明施工进度、施工质量、资金使用以及描述重大安全、质量事故、有价值的经验等。11、工程竣工验收制度（1） 竣工验收的依据是批准的设计文件（包括变更设计）、设计施工有关规范，工程质量评定及验收标准以及合同及协议文件等。（1）施工单位按规定编写并提交验收交接文件是申请竣工验收的必要条件，竣工文件不齐全、不正确、不清晰，不能验收交接。（2）施工单位应在验收前将编好的全部竣工文件和绘制好竣工图，提供给监理一份。审查确认完整后，报建设单位。交接竣工文件内容如下：1）全部设计文件一份（包括变更设计）；2）服务过程记录，包括开工令、监理通知、备忘录、会议纪要等；3）分项、分部工程及竣工验收记录一份；4）工程监理总结。12、监理日志和会议制度（1）监理工程师应逐日将所从事的监理工作写入监理日志，特别是涉及设计、施工单位的需返工、改正的事项，应详细作出记录。（2）总监每周定期召开监理内部会议，检查本周监理工作，沟通情况，相互交流，商讨难点问题，布置下周监理工作计划，总结经验，不断提高监理业务水平。2.4监理工作实施情况和效果监理工作以监理质量管理体系为基础开展监理工作。在业主、华东设代及承包商的共同努力下，克服了重重困难，金属结构及机电设备安装工程经过全面检查验收，具备了3#机启动试运行条件。3工程进度完成情况3.1水工专业形象面貌3.1.1C1标工程形象面貌截至合同工期2011年2月28日，C1标土建施工完成所有合同范围内的导流明渠工程、拦河闸坝基础处理工程、消能防冲工程、闸坝混凝土工程、粘土心墙堆石坝、进水口工程、坝顶工程及金属结构安装等8个单位工程的安装，并全部通过质量验收评定，验收合格率100%。 2010年12月16日通过下闸蓄水前的大坝安全鉴定，明确“九龙河江边水电站枢纽工程具备2010年12月底下闸蓄水条件”，并通过蓄水阶段移民专项验收，明确“从建设征地移民安置角度分析，江边水电站具备下闸蓄水条件”。2010年12月26日通过下闸蓄水验收委员会组织的下闸蓄水验收，“验收委员会认为四川省九龙河江边水电站工程具备蓄水条件，同意2010年12月底下闸蓄水”。根据业主单位下闸蓄水总体部署，C1标于2011年1月中旬组织完成了初次下闸蓄水及水库库容放空任务。蓄水及水库库容放空期间，库区边坡未发生垮塌、滑坡等地质灾害。通过2011年1月15日至2011年4月28日期间三次蓄水两次放空检查，闸坝各建筑物安全稳定，满足设计要求，各启闭机械、电器设备工况良好，根据监测系统数值的累计分析显示闸坝渗漏、位移、沉降在设计允许范围内。大坝畜水过程及1#、2#机组调试前检查情况如下表：序号部位结果1冲砂弧形闸门及液压启闭机动作情况闸门和启闭机动作灵活，无异常21#泄洪闸门及液压启闭机动作情况闸门和启闭机动作灵活，无异常32#泄洪闸门及液压启闭机动作情况闸门和启闭机动作灵活，无异常41000KN单向门机及检修闸门动作情况动作灵活，无异常52x400KN双向门机及栏污栅动作情况动作灵活，无异常6进水口闸门及800KN固定式启闭机动作情况动作灵活，无异常71#、2#柴油发电机运行情况运行正常810KV盘柜安装及调试情况安装、调试已完成910KV变压器安装及试验情况已完成10400V动力盘柜安装及调试情况已完成目前C1标已完成闸坝工程完工移交，工程进入运行、质保和缺陷处理期。且在1#、2#机组调试及运行期间，各闸门动作情况良好，没有出现异常现象，符合设计要求。3.1.2C2标工程形象面貌C2标压力引水隧洞长8568米，平底马蹄型断面，开完洞径开挖尺寸为7×8.4m，衬砌后洞径7.2m，喷护段混凝土厚度10—15㎝，衬砌段厚度60㎝，纵坡0.557%，主洞设计有5个施工支洞，其中在2号和3号支洞安装有检修进人门。其他3个支洞按照设计要求进行混凝土封堵灌浆处理。C2标于2011年3月10日完成单位工程验收，具备充水条件。 2011年4月13日至2011年4月15日，对引水隧洞进行充水稳压试验。充水范围高程1727.25m~1784.5m（上游充水水位），高差57.25m，充水量约52.1万m³。经巡视及检测，引水隧洞整体情况良好，满足设计要求。为更好的发挥效益，减少渗漏，并结合1#机调试工期，对隧洞局部洞段采取了进一步防渗工程处理，效果明显。目前3＃施工支洞检修进人门水封仍有漏水，对此，渗水已得到控制。参建各方召开专题会议研究认为，该部位漏水不影响引水隧洞运行安全，运行期间加强巡视、检测，枯水期择机处理。3.1.3C3标工程形象面貌江边水电站厂址位于九龙河出口下游5km的雅砻江左岸。C3标工程主要以地下厂房开挖和浇筑为主，以及各附属洞室的施工。地下厂房系统为“一洞三机”方案，由地下主副厂房、主变洞、母线洞、220kV电缆出线洞、进厂交通洞、排水廊道、通风兼安全洞等建筑物组成。2010年10月24日，GIS工具和试验间混凝土浇筑完成，标志着主变洞混凝土施工全部结束；2010年10月31日，厂房3#机混凝土浇筑至发电机层，标志着3#机混凝土浇筑全部完成；2010年11月15日，引水斜井滑模混凝土施工全部结束，共滑2个月，日均4.54米；目前C3标已完成所有土建合同项目，36个分部工程已全部完成验收评定，验收评定过程中，共发现缺陷总计15项，目前已全部完成。施工质量达到合格标准。3.1.4.闸坝监测评价混凝土闸坝坝顶最大水平位移值为0.240mm，土坝坝顶最大水平位移值为0.80mm，说明闸坝坝顶水平位移很小，在设计允许变化范围内。闸坝混凝土浇筑完成至今，基础最大沉降值为0.28mm，表明闸坝基础稳定。混凝土闸坝坝顶最大沉降值为9.18mm，土坝坝顶最大沉降值为13.99mm，说明闸坝坝顶沉降值在设计允许的范围内。 当坝前水位由1780m上升到1795m时，埋设在闸坝防渗帷幕后方的渗压计最大增量小于35KPa，测压管内的渗透压力最大增量小于77KPa，均小于坝前静水压力增量150KPa，说明闸坝防渗维幕的防渗效果较好，满足设计要求。3.2引水系统充排水试验情况根据《江边引水发电系统充排水试验技术要求》。江边电站于4月9日开始对尾水汇水洞、1#尾水支洞、1#蜗壳及斜井下平段、斜井、引水隧洞分五步进行充水试验。在整个充排水试验过程监理进行了全过程跟踪检查。3.2.1尾水汇水洞及1#尾水支洞充水尾水汇水洞及1#尾水支洞充水前首先检查并验收1#、2#、3#尾水支洞、汇水洞、尾水主洞及尾水出口的清理情况，尾水闸门安装质量复测及透光情况，检修集水井和渗漏集水井水泵调试情况，下层排水廊道备用水泵配置情况，经过检查具备充水条件，可以充水，具体检查项目见下表：序号工程项目检查内容完成情况检查时间11#尾水闸门门槽埋件回填浇筑后复测已完成2011年4月8日2闸门门体拼装及水封安装已完成2011年4月8日3闸门试验静水试验已完成2011年4月8日42#尾水闸门门槽埋件回填浇筑后复测已完成2011年4月8日5闸门门体拼装及水封安装已完成2011年4月8日6闸门试验静水试验已完成2011年4月8日73#尾水闸门门槽埋件回填浇筑后复测已完成2011年4月8日8闸门门体拼装及水封安装已完成 2011年4月8日9闸门试验静水试验已完成2011年4月8日10尾闸室台车尾水台车轨道安装已完成2011年4月8日11尾水台车安装已完成2011年4月8日12尾水台车负荷试验已完成2011年4月8日13尾水台车安全滑触线安装已完成2011年4月8日14闸门自动抓梁试验已完成2011年4月8日15闸门后渗漏排水管#1泵管路检查及清理已完成2011年4月8日16#2泵管路检查及清理已完成2011年4月8日17#3泵管路检查及清理已完成2011年4月8日18闸门后检修排水管#1泵管路检查及清理已完成2011年4月8日19#2泵管路检查及清理已完成2011年4月8日20水力量测系统管路尾水水位测量管路检查清理已完成2011年4月8日21管路取水口防浪板安装已完成2011年4月8日22全厂公用技术/消防供水#2闸门后取水管清扫检查已完成2011年4月8日23取水管拦污栅安装已完成2011年4月8日24#3闸门后取水管清扫检查已完成2011年4月8日25取水管拦污栅安装已完成2011年4月8日261#闸门前4#变压器冷却排水管清扫检查已完成2011年4月8日27尾闸室通风系统通风系统设备安装已完成2011年4月8日28通风系统管路安装已完成2011年4月8日29尾闸电气一次安装闸门后接地系统安装已完成2011年4月8日 30汇水洞及尾水洞接地系统安装已完成2011年4月8日31尾闸室接地安装已完成2011年4月8日32低压配电盘及电缆敷设安装已完成2011年4月8日33尾闸室照明设备安装已完成2011年4月8日34尾闸电气二次汇水洞尾水水位测量传感器已完成2011年4月8日35通风系统控制设备及电缆已完成2011年4月8日36自动电话设备及线路安装已完成2011年4月8日37火灾自动报警设备及线路已完成2011年4月8日38地下厂房排水系统（与闸门后充水相关部分）地下厂房渗漏集水井清理已完成2011年4月8日39地下厂房检修集水井清理已完成2011年4月8日40#1渗漏排水泵及管路附件安装已完成2011年4月8日41#2渗漏排水泵及管路附件安装已完成2011年4月8日42#3渗漏排水泵及管路附件安装已完成2011年4月8日43渗漏排水泵电气控制盘柜安装已完成2011年4月8日44渗漏排水系统电缆敷设安装已完成2011年4月8日45渗漏集水井水位计装置安装已完成2011年4月8日46#1检修排水泵及管路附件安装已完成2011年4月8日47#2检修排水泵及管路附件安装已完成2011年4月8日48检修排水泵电气控制盘柜安装已完成2011年4月8日49检修排水系统电缆敷设安装已完成2011年4月8日50检修集水井水位计装置安装已完成2011年4月8日51深井泵润滑水供水系统安装已完成 2011年4月8日52#4变冷却水排水管路及附件安装已完成2011年4月8日53地下厂房公用技术供水系统（与闸门后充水相关部分）#2闸门取水技术供水滤水器安装已完成2011年4月8日54#2技术供水管路阀门及附件安装已完成2011年4月8日55#2技术供水取水端隔断阀气吹扫阀已完成2011年4月8日56#3闸门取水技术供水滤水器安装已完成2011年4月8日57#3技术供水管路阀门及附件安装已完成2011年4月8日58#3技术供水取水端隔断阀气吹扫阀已完成2011年4月8日59DN200全厂技术供水总管及阀门安装已完成2011年4月8日60机组检修排水系统（与闸门后充水相关部分）#1机组尾水管检修排水管路安装已完成2011年4月8日61#1机尾水排水盘型阀安装及砼回填已完成2011年4月8日62机组检修排水总管安装已完成2011年4月8日63#2机组尾水管检修排水管路安装已完成2011年4月8日64#2机尾水排水盘型阀安装及砼回填已完成2011年4月8日65#3机组尾水管检修排水管路安装已完成2011年4月8日66#3机尾水排水盘型阀安装及砼回填已完成2011年4月8日2011年4月9日开始对尾水汇水洞充水，充水过程巡视尾水闸门、查看渗漏集水井的渗漏及排水情况，检查尾水闸门后的渗漏情况；在最高水位（同当时尾水江面高程）情况下，检查1#、2#及3#尾水门闸门渗漏情况及检修集水井排量均满足了设计要求（小于8m3/h）。充水过程监测仪器读数满足规范及设计要求。3.2.21#蜗壳及斜井下平段反向充水根据设计要求，高压管道下平段从尾水管向引水下平段反向充水，利用水轮机进水球阀上游侧的检修排水管（DN250）进行反向自流充水。 充水前检查并验收下弯段、下平段、岔管段、1#~3#压管混凝土段及钢衬段的缺陷处理及清理情况；检查1#机蜗壳缺陷处理及清理情况，经过检查验收，具备充水条件。充水前检查，1#～3#球阀、旁通阀以及蜗壳排水阀均处于关闭状态；球阀上游压力钢管排水阀开启，以便对斜井下平段反向充水；1#～3#尾水支管尾水检修闸门下闸关闭，闸门充水阀关闭；引水进水口事故闸门下闸挡水，闸门充水阀关闭；经过检查具备充水条件。具体检查项目如下：序号工程项目检查内容工程形象检查时间1.1#机组尾水管安装检查尾水管里衬支撑割除清理防腐等已完成2011年4月11日2.尾水管里衬内排水管拦污栅安装已安装3.里衬内机组技术供水管拦污栅安装已完成4.尾水管里衬内技术供水排水管上游引水水道排水管进水球阀排水管蜗壳排水管水力量测管路等清理已完成5.尾水锥管进人门检查清理封闭状态6.导水机构安装检查机组导水机构安装已完成2011年4月11日7.导叶动作检查动作灵活无异常8.蜗壳安装检查蜗壳内清理防腐及检查已完成2011年4月11日9.蜗壳内测压管路清理检查已完成10.蜗壳检修排水管及阀门等安装关闭状态11.蜗壳进人门检查及封堵封闭状态12.主轴密封机组主轴工作密封安装已完成2011年4月11日13.机组主轴检修密封安装已完成14.检修密封供气管路等安装已完成15.低压空气系统安装已完成16.低压供气总管及其他用户隔断阀安装关闭状态17.水轮机辅助设备顶盖排水泵及管路附件安装已完成2011年4月11日18.水力量测管路仪表阀门变送器安装已完成19.机组中心补气装置安装已完成20.1#、2#、3#机组进水球阀进水球阀及接力器安装已完成2011年4月11日21.球阀排水管路及阀门等安装关闭状态22.进水球阀上游延伸管及附件安装已完成 1.球阀上游管测压表阀门及管路安装关闭状态2.引水水道检修排水管路及阀门等安装关闭状态3.进水球阀下游伸缩节及附件安装已完成4.球阀下游管测压表阀门及管路安装已完成5.进水球阀上游下游密封安装已完成6.进水球阀上游密封手动换向阀安装已完成7.上游检修密封供水管路及阀门等安装已完成8.进水球阀下游密封液压换向阀安装已完成9.下游工作密封供水管路及阀门等安装已完成10.球阀密封供水水道取水滤水器安装已完成11.球阀密封水水道取水管路及阀门安装已完成12.球阀密封供水公用手动液压泵及与其他机组隔离阀门等安装已完成13.进水球阀旁通管路阀门及附件安装阀门关闭14.油压装置回油箱及油泵等设备安装已完成15.油压装置漏油箱及油泵等设备已完成16.油压装置压力油罐及附件安装已完成17.球压液压控制系统安装已完成18.球阀接力器液压管路及附件安装已完成19.球阀接力器液压锁定及管路等安装已完成20.球阀密封液压系统操作阀及管路安装已完成21.机组纯机械液压过速保护装置至球阀液压控制系统管路及附件安装已完成22.球阀旁通阀液压操作管路及附件安装已完成23.球阀压力油罐补气装置及管路安装已完成24.球阀液压装置电气控制柜等安装已完成25.液压装置电气系统电缆配线等安装已完成26.1#机组技术供水排水系统1#技术供水泵滤水器及阀门等安装阀门关闭2011年4月11日27.机组技术供水供水总管及阀门等安装阀门关闭28.机组技术供水排水总管及阀门等安装阀门关闭29.机组技术供水电气控制盘柜安装已完成30.技术供水电气系统电缆配线等安装已完成31.2#技术供水泵滤水器及阀门等安装阀门关闭 2#机组技术供水排水系统2011年4月11日1.机组技术供水供水总管及阀门等安装阀门关闭2.机组技术供水排水总管及阀门等安装阀门关闭3.机组技术供水电气控制盘柜安装已完成4.技术供水电气系统电缆配线等安装已完成2011年4月11日开始引水下平段反向充水，首先开启1#尾水检修闸门充水阀，尾水管通过充水阀完成充水平压后，闸门提起并锁定。并将球阀前排水阀关闭。在尾水管充水过程中检查水轮机导水机构、主轴密封、水导轴承、测压系统管路及尾水管进人门等处无漏水情况，各测压表计的读数准确，无异常现象，满足设计要求。3.2.3斜井段充水当高压管道下平段反向充水完成后，进行高压管道斜井部分的充水试验，充水时按设计要求的水位上升速率5～10m/h控制。高压管道斜井采用进水口事故检修闸门充水阀进行充水，是一种可控和可靠的充水方式。事故检修闸门充水阀共设2套，直径Φ300mm，可通过调节阀门开度控制充水流量。充水前检查斜井缺陷处理情况（主要检查资料），检查上弯段、上平段及调压井缺陷处理及清理情况，4#施工支洞封堵及灌浆已经完成，经过检查具备充水条件。2011年4月12日开始斜井充水，斜井充水高程范围为1497.0m～1727.25m，即充水至上平段末端隧洞底板高程，充水高度230.25m，分3级充水。第一级充水高程为1497.0m至1597.0m，水位升幅为100m，水位上升速率按10m/h控制,稳压24小时；第二级充水高程为1597.0m至1677.0m，水位升幅为80m，水位上升速率按8m/h控制，稳压24小时；第三级充水高程为1677.0m至1727.25m，水位升幅为50.25m，水位上升速率按5m/h控制，稳压48小时。斜井充水过程监理24小时值班巡视检查，每两小时巡视记录一次，检查部位为4#支洞、上中下排水廊道、渗漏集水井、检修集水井、主厂房各层上游墙、主厂房各层下游墙、副厂房各层、主变室、读取球阀前压力表数值并记录、询问大坝水位高程并记录；巡视山体岸坡等部位渗水情况。 斜井整个充水过程检查主副厂房边墙没有明显渗水处，中上层排水廊道没有明显渗水处，下层排水廊道渗漏量同充水前比较没有明显变化，4#施工支洞封堵段外围岩约15米范围内渗水，最大渗水量约为11.8m3/h,渗水原因主要为与4#施工支洞轴线成12度交角的一组裂隙造成，但渗水总量在设计允许范围之内。斜井充水稳压期间对渗压计及其它监测仪器观测，读数满足规范及设计要求。3.2.4引水洞充水在控制水位上升速率的前提下，为减少引水隧洞充水时间，按主，设计要求采用提进水口事故闸门方式充水。充水前检查，以2#支洞为界限，分两组检查，其主要检查内容如下表：序号部位处理情况12#支洞以上隧洞检查隧洞内的缺陷处理情况已完成2垃圾清理情况已完成32#进入门安装情况已完成42#支洞以上隧洞检查隧洞内的缺陷处理情况已完成5垃圾清理情况已完成6集石坑清理情况已完成73#进入门安装情况已完成8检查上平段痛苦个上弯段情况已完成9调压井调压井清理情况已完成10检查合格后并确认洞内所有人员已经撤离，关闭3#及2#进入门。引水隧洞充水试验按提门高度0.4m进行充水，此时充水流量为18.59m3/s，充水速率符合设计要求；当上游调压室大井内水位和进水口事故闸门上游水位持平时，停止充水，落下闸门，并确保门顶充水阀处于关闭状态，稳压48h。引水洞充水及稳压期间监理进行了全过程跟踪检查，对引水隧洞沿线山坡、业主营地后山坡堆积、施工支洞堵头及2#、3#进人门、上游调压室、3-Ⅱ施工支洞等进行了检查观测；同时对斜井充水厂房检查部位重复检查并记录，其主要渗漏情况如下：序号部位渗漏情况及渗漏量1引水隧洞沿线山坡无渗漏情况20#施工支洞渗漏较小，31#施工支洞支洞堵头外侧60米范围渗漏量23.0m3/h42#施工支洞及进人门16.0m3/h53#施工支洞堵头外侧F12断层及3#进人门55.0m3/h 63-Ⅱ施工支洞4.6m3/h7主副厂房边墙没有明显渗水处8中上层排水廊道没有明显渗水处9下层排水廊道同充水前比较没有明显变化104#施工支洞18m3/h引水隧洞充水并稳压完成后，一切正常的情况下提起进水口事故闸门并锁锭，引水隧洞和闸门上游水库连通，完成引水隧洞充水试验阶段工作。充水完成后，根据设计要求，对引水系统进行排水，放空后，参建各方进洞检查，根据渗水情况及设计通知对1#、3#支洞采取灌浆止水，4#支洞增加30m混凝土衬砌封堵。经处理并通过监理检查，情况良好。现各部位渗水情况及渗漏量为：序号部位渗漏情况及渗漏量1引水隧洞沿线山坡无渗漏情况20#施工支洞渗漏量很小，可以忽略31#施工支洞18.0m3/h42#施工支洞及进人门12.0m3/h53#施工支洞堵头外侧F12断层及3#进人门46.0m3/h63-Ⅱ施工支洞基本无渗漏7主副厂房边墙无渗漏情况8中上层排水廊道无渗漏情况9下层排水廊道和充水前无明显变化104#施工支洞12m3/h目前除3＃施工支洞进人门水封仍有漏水外，渗水已得到控制。参建各方会议研究认为，该部位漏水不影响引水隧洞安全和机组启动试运行，择机处理。3.2.52#尾水支洞充水2011年5月31日2#机组通过启委会专家组验收，同意2#机组启动试运行。2011年5月31日对2#尾支部分进行检查，其主要检查项目和结果如下表：序号检查项目检查内容检查结果检查时间1尾水管内检查1#尾水管里衬支撑割除、补焊、打磨清理、防腐等已完成2011年5月31日21#尾水管内盘型排水阀状态检查情况良好 31#尾水管内盘型排水阀拦污栅安装检查已完成41#尾水管内机组技术供水管拦污栅检查已完成51#尾水管内技术供水排水管口检查情况良好61#进水球阀前排水管口检查情况良好71#进水球阀后排水管口检查情况良好81#尾水管出口测压管测压头检查情况良好91#尾水肘管测压管测压头检查情况良好101#尾水管进口测压管测压头检查情况良好111#机组顶盖均压排水管头检查情况良好121#机组尾水管内杂物是否清理已清理13尾水管外检查1#尾水锥管进人门封闭封闭状态2011年5月31日141#尾水锥管试水阀处于关闭状态关闭状态151#尾水盘形排水阀处于关闭状态关闭状态2#尾水盘形排水阀处于开启状态开启状态3#尾水盘形排水阀处于开启状态开启状态16蜗壳检查1#蜗壳内支撑割除、补焊、打磨、清理、防腐检查情况良好2011年5月31日171#蜗壳内测压管测压头检查情况良好181#进水球阀后（蜗壳）检修排水管口检查情况良好191#进水球阀旁通管口检查关闭状态201#蜗壳进人门封堵封闭状态211#蜗壳进人门试水阀关闭状态关闭状态22水轮机部分检查1#机组主轴检修密封、工作密封检查情况良好2011年5月31日231#机组主轴检修密封供气管路检查情况良好241#机组主轴检修供气阀开启状态开启状态251#机组主轴密封检修排气阀关闭状态关闭状态26全厂低压空气系统检查情况良好27全厂低压气系统2#机隔断阀关闭关闭状态281#机组工作密封排水管路检查情况良好291#机组顶盖均压管路检查情况良好301#机组顶盖测压管路检查情况良好 311#机组水导冷却供、排水管路检查情况良好321#机组导水机构拐臂、连杆检查情况良好331#机组导水机构导叶全关全关状态341#机组接力器液压锁定装置投入锁定投入351#机组接力器机械锁定装置投入锁定投入361#机组顶盖水位液位计检查情况良好371#机组顶盖排水泵运行检查情况良好381#机组顶盖自流排水管口检查情况良好391#机组剪断销及信号器检查情况良好401#导水机构内清洁、无异物情况良好41水力机械辅助设备1#机组技术供水管路及自动化元件检查情况良好2011年5月31日421#机组技术供水管阀门处于关闭状态关闭状态431#机组技术供水管吹扫阀处于关闭状态关闭状态44蜗壳上层1#机组量测系统管路及自动化元件检查情况良好45蜗壳上层1#机组测压管路阀门处于开启状态开启状态46水轮机层1#机组测压管路及自动化元件检查情况良好47水轮机层1#机组测压管路阀门处于开启状态开启状态48水轮机层1#机组量测系统管路及自动化元件检查情况良好49进水球阀检查1#、2#、3#进水球阀前排水管路检查情况良好2011年5月31日501#、2#、进水球阀前管路阀门处于关闭状态关闭状态511#、2#、进水球阀后排水管路检查情况良好521#、2#、进水球阀后排水管路处于关闭状态关闭状态完成以上检查项目后，对2#尾水开始充水，历经三个小时，充水完成。充水过程查看检修集水井的排水，无异常情况，满足规范及设计要求。3.2.62#机蜗壳充水在2#尾水支洞充水完成后，利用2#进水球阀旁通阀及其前后两个检修球阀，对1#蜗壳进行充水，同时检查蜗壳各部位的水力量测管路及仪表，无异常情况。与此同时，2#机组对技术供水管路及设备进行有水调试。发电机定子空冷器供排水 管路、上导供排水管路、下导供排水管路以及水导供排水管路无渗水现象，仪表示数准确，通过调整技术供水节流阀，各管路温度显示正常，满足设计要求，具机组启动试运行条件。3.2.73#机尾水及蜗壳充水前检查3#机尾水及蜗壳充水检查项目同2#机一样，目前已检查完毕，技术供排水部分无水调试已完成，已具备充水条件。3.2.8引水系统监测情况在整个充排水试验及首台机组调试运行过程中，对引水系统所埋设的监测仪进行观测，从所测部位在充水后及首台机组过速试验时无异常情况，均在设计允许范围之内，整个水工建筑物稳定，满足设计要求。3.31#、2#机组启动试运行情况从4月16日开始，1#机组及相关设备开始进行相关调试试验，于4月28日顺利通过72小时试运行；2#机组于2011年5月31日通过启动验收，于6月8日顺利通过72小时试运行，转入商业运行。运行以来的相关试验和监测数据表明，1#、2#机组运行正常，水工建筑物稳定，符合设计要求。3.43#机电安装形象面貌根据合同要求的电站总进度目标，按水利水电建设项目划分办法进行工程项目划分，将总施工进度进行分解，制定工程项目施工进度计划，绘制网络、横道进度图，每月每周通过协调会对实际进度与进度计划进行对比分析，发现偏差及时调整，并落实相应的进度调整保证措施，从而保证了总工期目标的实现。3#机电安装工程主要工程项目开工与完工时间见下表。序号时间施工内容12011.3.113#机定子吊入机坑安装22011.4.193#转子中心体水平调整完成 32011.4.203#水轮机主轴与转轮在安装场组装完成42011.5.23#水轮机接力器吊入安装52011.4.253#水轮机机转轮与主轴、顶盖吊入机坑，机组开始正式回装62011.5.83#发电机转子电气试验顺利完成72011.3.203#发电机下机架吊入机坑安装82011.5.73#机定子整体耐压试验成功，定子下线工作全部结束92011.5.13#发电机转子吊入机坑102011.5.143#上机架吊入机坑回装112011.5.183#发电机轴与水轮机轴连接完成122011.5.163#发电机推力头及镜板热套完成132011.5.183#机组开始整体盘车142011.5.313#机中性点店互感器安装完成152011.5.213#机组整体盘车结束162011.5.243#机组转动部分中心确定完成172011.5.253#发电机下导轴承安装182011.5.253#水轮机主轴密封开始安装192011.5.263#发电机下导轴承间隙调整完成202011.5.273#发电机上导轴承间隙调整完成212011.5.273#水轮机主轴密封安装完成222011.4.143#主变安装完成232011.5.253#离相母线安装、调试完成242011.6.13#机水导轴承安装完成4主要机电设备安装情况4.1水轮机安装情况水轮机由埋入部分、转动部分、导水机构部分、水导轴承、主轴密封、油、水、气管路系统、中心补气装置等组成，监理方式：旁站+巡视。水轮机由东芝（杭州）水电设备有限公司制造，型号为HL(TF5008)-LJ-315.5；转轮进口直径D1=3155mm；转轮出口直径D2=2100mm；俯视旋转方向为顺时针；最大运行水头306.2m；额定水头272.0m；加权平均水头281.3m；最小运行水头255.4m；额定输 出功率112.5MW；最大输出功率125MW；额定流量45.2m3/s；额定转速333.3r/min；额定工况点效率93.43%；最高效率94.81%;最大飞逸转速590r/min；最大轴向水推力3334KN；机组安装高程1484.00m；设计尾水位（一台机组满发流量）1492.20m；吸出高度-8.2m。主要结构特点如下：埋入部分主要由肘管安装、锥管安装、座环蜗壳安装、基础环安装和机坑里衬安装。座环分两半在厂内制造，并与对应部分的蜗壳焊接；蜗壳进口部分在厂内单独组对焊接；共分三部分送到工地，现场组焊成整体吊入机坑就位安装，现场进行水压试验、保压浇筑混凝土。座环蜗壳为水轮机部分最重件,重量为：71.04T。转轮由上冠、下环及30片长短叶片组焊的整体结构，上冠设置泵板，通过泵板的作用将经过上冠止漏环的水压入顶盖排水平衡管。转轮与水轮机轴用键和螺栓进行联接。主轴由水轮机轴和中间轴组成，采用中空结构，外法兰型式。水机轴和中间轴两端设有联轴法兰，水机轴一端法兰与中间轴法兰相连，另一端与转轮相连；中间轴一端与电机轴相连，一端与水机轴相连。在水机轴法兰和中间轴法兰之间设有一个调整垫片，以便主轴的拆装。导水机构由24只活动导叶和导叶保护装置、顶盖、底环、导叶轴套及导叶操作机构、接力器等组成。导叶操作机构包括：导叶臂、连杆、控制环、剪断销和偏心销等，导叶保护装置为剪断销和摩擦环装置。水导轴承为可调整的分块瓦式、自循环油润滑、水冷式轴承，轴瓦采用巴氏合金材料，不需在工地研刮。主轴密封包括检修密封和工作密封两部分。主轴工作密封由迷宫环、泵板、间隙或轴套组成。间隙式轴套内衬巴氏合金，而在间隙对应部位的主轴上外包不锈板。不需密封供水根据《水轮发电机组安装技术规范》（GB／T8564-2003）和厂家提供的《尾水管以下部分安装作业指导书》、《蜗壳座环现场安装作业指导书》及《水轮机安装作业指导书》等资料，对承包商上报的《尾水管安装施工措施》、《座环蜗壳安装施工措施》、《水轮机导水机构预装措施》和《水轮机及其附属设备安装施工措施》进行审核、批复，提出修改建议，并严格按照“措施”内容进行监督管理，对单元工程进行验收，履行监理职责。施工及监理流程：准备工作→肘、锥管安装→座环、蜗壳、基础环安装→机坑里衬、接力器里衬安装→外围油、水、气管路埋设→蜗壳水压试验 及机墩混凝土浇筑→机坑清扫、测定→导水机构预装→导水机构吊出→转轮、主轴清扫检查→转轮、主轴联结→转轮测圆→转轮吊入机坑→导水机构正式安装→水、发联轴及轴线检查、调整→主轴密封安装→水导轴承安装→水轮机附件安装→辅助设备及基坑内管路安装→启动试运转。4.1.1尾水管安装情况尾水管型式为高窄弯肘型尾水管，最低底板高程为1474.35m，出口宽度为5.0m。肘管里衬扩散管上设有一套液压操作的Φ400盘形排水阀，排水阀进口设有拦污栅，以便检修时排掉尾水管内积水。尾水管里衬上设有灌浆孔和排气孔，灌浆完成后用管堵封焊并打磨光滑。尾水管上设有水力量测所需的不锈钢测压头。肘管分三节到货，现场组焊。安装前检查几何形状尺寸，对尾水肘管中心和高程放基准点，利用尾水管底部的楔子板和拉紧器来调整。调整完毕，根据技术规定设置拉筋，并牢固地焊接在混凝土的钢筋上。尾水肘管内装设足够的支撑，以防浇捣混凝土时变形。并及时通知土建施工人员在浇捣混凝土时，采取措施防止尾水管变形和位移，混凝土与尾水管的结合密实，没有空隙。安装质量参数见下表：3#肘管安装质量参数项目允许偏差设计值实测值（偏差）监理评价管口直径±0.0015DD=2850mm2852mm安装质量符合厂家、规范要求，满足机组可靠运行条件相邻管口内壁周长(L)差10mm/2-3mm上管口中心及方位6mm/x：+2mmy：+2mm上管口高程0～+12mm1478.535mx：1478.530my：1478.530m4.1.2锥管安装情况尾水管里衬：由直锥管里衬、肘管里衬组成。直锥管里衬用20mm厚钢板焊接，进口段长度900mm采用不锈钢板制作，在外壁焊有加强筋、拉筋、松紧螺栓及支撑等，浇于混凝土内。直锥管上设有一个直径为φ600mm的外开式进人门。锥管安装前检查几何形状和尺寸，锥管下管口实际周长比肘管上管口周长大约17mm，因厂家设计的锥管长度留有一定余量，在与基础环组对时进行调整。锥管的安装质量：锥管下段的上管口中心偏差为3mm。 尾水锥管上段的法兰与基础环把合并焊接，上段与下段接缝处按实际情况进行修割开坡口，外加围板，围板一端与锥管焊接，在混凝土浇筑固结后，再将锥管上、下两段对焊，焊接过程中适当锤击消应。锥管安装质量参数项目允许偏差设计值实测值（偏差）监理评价管口直径（D）±0.0015DD=2246mm2246mm安装质量符合厂家、规范要求，满足机组可靠运行条件上管口中心及方位6mm/x：+3mm上管口高程0～+12mm1482.1201482.121m-1482.123m4.1.3蜗壳座环安装情况座环采用平板式焊接结构，由上、下环板和固定导叶焊接而成，上、下环板由钢板焊接而成，并带有与蜗壳连接的过渡段。蜗壳为金属蜗壳，蜗壳由16MRnR钢板制成，包角为345°，设有进口延伸段，延伸段用法兰与进水球阀相连。座环蜗壳分2瓣运至工地，分瓣法兰用螺栓连接，蜗壳进口有三节分块到货，现场挂装、调整和焊接。座环蜗壳拼装时用0.04mm塞尺检查座环合缝间隙和错位满足设计要求，座环合缝螺栓加热伸长值（焊后）达到设计允差0.24±12%mm范围内；座环蜗壳焊接顺序为座环蜗壳合缝焊接（由内向外）、蜗壳环缝焊接、蜗壳碟形边焊接，焊接工艺采用焊前预热至100℃左右，采用“对称分段退步跳焊法”进行施焊，焊接过程中，每焊一道就用风铲进行敲击消应处理，并派专人监视座环法兰面和内径的变形，根据变形情况分析和调整焊接顺序；焊接完成打磨焊缝实施探伤工作。蜗壳现场焊缝进行了100%超声波探伤检查,并且用X射线进行抽检，符合规范要求。最后进行防腐处理。3#机座环安装质量：座环中心及方位规范为3mm，实测为1mm；高程规范为±3mm，实测为+2mm，符合规范要求。蜗壳现场拼装质量：蜗壳开口偏差允许值+2~+6mm，实测+2mm；对角线允许偏差±10，实测+2mm，符合规范要求。座环安装间验收记录序号检查项目质量标准检查记录(mm)监理评价1座环组合面间隙使用0.05mm塞尺，不能通过；允许有局部间隙，用0.01mm两条组合缝用0.05mm塞尺检查，不能通过。 塞尺检查，深度不应超过组合面宽度的1/3,总长度不应超过周长的20%，组合螺栓周围不应有间隙。安装质量符合厂家、规范要求，满足机组可靠运行条件。2座环组合面错牙组合缝处安装面错牙一般不超过0.10mm。上游：0.03，0.05下游：0.05，0.083座环水平（测量上法兰）≦0.05mm/m，允许局部≦0.10mm/m0.02,0.04,0.030.05,0.04,0.024座环圆度≦2mm(厂家设计要求)1.5座环组合螺栓拉伸记录螺栓规格M100热拉伸螺栓质量标准拉伸值：0.27mm（偏差：±12%）序号伸长值序号伸长值序号伸长值127427726226526827327626单位：mm在完成座环、蜗壳两半的焊接并吊入机坑后，进行蜗壳进口节的组对焊接。组对焊接时的控制要点，是保证蜗壳进口段的水平中心与蜗形部分的水平中心一致，保证蜗壳进口段中心线方位与设计一致，保证进口法兰面的垂直度和侧向偏斜度大于1mm。焊接的方法与蜗壳的蜗形部分相同。3#机座环蜗壳水压试验中，达到5.6Mpa设计要求。3#机座环水压试验记录序号项目检查情况1座环密封性所有灌浆孔、通气孔封堵完成。2试压筒安装密封条可靠安装，试压板安装完好。3水压试验(1.9MPa)保压20min，无明显渗漏；蜗壳膨胀量（mm）X:0.25;-X:0.12Y:0.35;-Y:0.204水压试验(1.9MPa)保压20min，无明显渗漏；蜗壳膨胀量（mm）X:0.49;-X:0.26Y:0.55;-Y:0.325水压试验(1.9MPa)保压30min，无明显渗漏；蜗壳膨胀量（mm）X:0.73;-X:0.38Y:0.85;-Y:0.50 对座环灌浆完成后安装基础环。按设计方位将基础环吊入机坑与座环装配，X、Y方位与座环的X、Y方向保持精确一致。基础环与座环的配合圆柱面为松动配合，装配后两者的同心度有微量的差别，且中环的圆度也会有一些偏差，必须实测基础环下止漏环的中环圆心X、Y轴线，并将此X、Y轴线反映到座环上，作为机组部件安装的基准中心线。4.1.4机坑里衬、接力器里衬安装情况按座环内圆调整机坑里衬的中心，按座环上法兰平面调整高程，根据图样要求对准X~Y线，然后按图样要求配割、焊接接力器里衬、锁锭支架孔座及机坑，进人门等。安装质量要求：对座环中心的同轴度偏差为5mm；机坑里衬上口直径的偏差为±5mm。接力器里衬调整合格后要牢固地固定，并焊接于机坑里衬连接处，安装接力器的支座的拉杆要与混凝土中的钢筋焊在一起，但不得焊于蜗壳上，然后复校一次法兰面垂直度、左右偏斜度、中心高程、至机组中心线距离。安装质量要求：接力器里衬法兰面的垂直度及左右偏斜度为0.3mm/m；接力器里衬中心及高程允许偏差为±lmm；接力器里衬的法兰面及中心线与机组座标基准线距离允许偏差为±3mm。导叶接力器基础板安装质量测定部位安装允许值实测值垂直度0.30mm/m左侧：0.03mm/m右侧：0.04mm/m中心及高程mm±1.5mm(距水轮机中心线2000±1.5mm)左侧：0.30mm右侧：0.20mm至机组坐标基准线平行度mm±1.5mm左侧：1mm右侧：0.5mm至机组坐标基准线距离mm±3mm（3200±2）左侧：X=3201Y=1465右侧：X=3201Y=14644.1.5导水机构预、安装情况2011年4月份开始进行导水机构预装。预装前先复查座环的高程、中心及水平，受混凝土浇筑等因素影响，水平度出现偏差，由测量人员配合，对座环法兰面和基础环法兰面进行打磨，直至满足技术要求。同时，保证座环法兰面与基础环法兰面的距离符合设计要求。然后清扫底环部件；以机组基准线为准，安装座环底环定位后， 吊入12个导叶，将导叶插入底环上的轴孔内。导叶基本上处于全关位置。清扫顶盖各组合面，按要求吊入顶盖。用内径千分尺测量并调整底环与顶盖同轴度不大于0.15mm，满足技术要求。并检查导叶端面总间隙不小于0.60mm，装入导叶套筒和中、上轴套后，要求导叶转动灵活。最后对顶盖和座环进行销钉配钻。座环、基础打磨数据环测量检查项目实测值（mm）设计值偏差（mm）允许偏差座环上法兰面至上至水口高差649.97～650.03650mm-0.03～0.03满足导叶端部总间隙0.60mm的要求上至水口至下至水口高差491.98～492.02492mm-0.02～0.02下至水口至基础环高差247.98～248.06248mm-0.02～0.06座环上法兰面至基础环高差1389.95～1390.101390mm-0.05～0.10座环法兰面水平度周向0.07～0.15mm/0.07～0.10mm≤0.20mm径向0.05～0.12mm/0.05～0.12mm≤0.18mm底环水平度周向0.04～0.13mm/0.04～0.11mm≤0.20mm径向0.02～0.10mm/0.02～0.10mm≤0.18mm底环中心调整结果（单位：mm）检查项目实测值+Y+X-Y-X基础环中心2.192.122.202.13底环中心23.5823.5723.5623.52同心度0.02预装结束后，吊出顶盖、导叶，进行导水机构正式安装。依次吊入导叶、转轮、顶盖，用专用工具进行螺栓的拉伸。然后吊入接力器、控制环、导叶传动机构等部件。安装拐臂及导叶端盖，用抗重螺钉正确分配导叶的上、下端面间隙。安装接力器，检查接力器与控制环的高程差，调整高差至0.5mm以内。导叶用钢丝绳捆紧，检查导叶立面间隙，调整至满足厂家技术要求。连接控制环至拐臂之间连杆。安装调整好控制环导叶锁锭装置高程和水平。检查导叶开度。 顶盖与座环连接螺栓拧紧要求螺栓尺寸数量拧紧力有效长度螺栓的伸长回转角实测值M80×472175MPa162mm0.118～0.15mm19.08°～24.28°0.12～0.15mm安装质量要求：a)导叶转动灵活。b)导叶的上、下端面间隙符合图纸要求。c)导叶在全关位置时，导叶立面允许的局部间隙，符合图纸要求。d)各止漏环间隙与实际平均间隙之差不应超过设计间隙值的±10％。导叶端面间隙测量单位：mm导叶号上部下部总间隙A+C/B+D大头A小头B大头C小头D10.400.400.200.150.60/0.5520.400.400.200.200.60/0.6030.400.400.150.150.60/0.5540.400.350.200.200.60/0.5550.400.350.200.200.60/0.5560.400.400.200.200.60/0.6070.400.350.200.200.60/0.5580.400.400.200.200.60/0.6090.400.350.200.200.60/0.55100.400.350.200.200.60/0.55110.400.350.200.200.60/0.55120.400.350.200.200.60/0.55130.400.400.200.200.60/0.60140.400.350.150.200.55/0.55150.400.350.200.200.60/0.55160.400.350.200.200.60/0.55170.450.400.200.200.65/0.60180.400.300.150.150.55/0.45190.400.400.200.200.60/0.60200.400.350.200.200.60/0.55210.350.300.150.150.50/0.45220.400.350.200.200.60/0.55230.400.350.150.150.55/0.50240.350.350.200.200.55/0.554.1.6主轴与转轮安装情况主轴和转轮在联接前，法兰面与螺栓孔清理干净，没有脏物及毛刺。主轴与转轮的联接螺栓对称拧紧，通过专用液压扳手来预紧螺栓，螺栓的伸缩长值为0.47～0.52mm。由于主轴与转轮间采用径向键和摩擦传递转矩，连接螺栓只受到拉力作用，对联接螺栓来说，其受力与转矩无关，不管该转矩是 零还是最大值，只要保持适当的拉应力，即保证其最大转矩下两摩擦面不打滑。彻底清洁摩擦表面非常重要，在联接水轮机轴与转轮前，监督承包商按下列步骤进行：为便于去除油污，摩擦表面加工刀痕必须清洗干净。法兰螺孔周围也要用细油石抛光。用稀释剂冲洗摩擦表面，同时彻底清除毛刺飞边。润滑螺母下端面及所有螺纹，同时必须避免摩擦表面被润滑剂损害。被润滑表面：a)螺栓的螺纹涂上一层二硫化铂润滑剂。b)在螺栓放入螺孔之前，转轮螺纹孔螺纹涂上一层稍厚的二硫化钼润滑剂。c)把螺栓拧到法兰之前，在螺栓与转轮接触面涂上一层薄二硫化铂润滑剂。用液压扳手打紧各螺柱，用百分表测量每个螺栓的伸长量，其拉伸记录见下表：主轴与转轮的连轴螺栓拧紧力螺栓数量拧紧应力有效长度有效伸长量回转角实测值M100×42175MPa355mm0.257～0.327mm41.63°～53°0.31～0.32mmM110×614175MPa278.5mm0.2～0.256mm21.7°～27.62°0.25～0.26mm水机轴与中间轴联轴螺栓拧紧力螺栓数量拧紧应力有效长度有效伸长量回转角实测值M110×616175MPa405mm0.308～0.392mm33.23°～42.3°0.36～0.40mm转轮与主轴联接后，安装联接螺栓固定板，其固定螺栓采用点焊方式。转轮吊入安装前，在基础环下环平面上放置4对楔子板，调整楔子板的顶面高程，使转轮放落后其高程低于运转状态的高程约13mm，吊入时缓慢轻放。用楔子板调整主轴的垂直度及主轴上法兰面的水平度，按基准中心线调整主轴和转轮的中心。安装质量要求：a)转轮上冠、下环外缘与顶盖、底环相对处的同轴度允许偏差为±0.10mm；b)转轮与顶盖、底环上、下止漏环相对处的同轴度允许偏差为±0.10mm；c)主轴垂直度偏差不大于0.02mm/m；d)主轴上法兰面的水平度偏差不大于0.02mm/m。主轴与转轮吊入就位后，应在转轮与底环之间的间隙打入铜片固定。转动部分间隙实测值（单位：mm）检查项目1(+Y)23(+X)45(－Y)67(－X)8设计值转轮与顶盖上梳齿密封间隙/1.10/1.20/1.15/1.101.2转轮上冠与顶盖间隙2.352.352.402.452.552.502.452.402.5转轮下环与底环间隙2.352.402.452.502.502.502.452.402.5 转轮下环与底环抗磨板高差0.6530.6500.6510.6540.6510.6500.6520.655/转轮下环与基础环高差20.4920.5020.5020.4720.5020.4920.4920.5020±0.504.1.7机组轴的联接和盘车情况联轴前已具备如下条件：发电机定子已安装完成，高程、中心符合要求，定子在机坑内下线，耐压试验已完成；下机架、制动器等安装调整满足图纸要求；转子吊入机坑，放置在制动器上，转子中心调整满足图纸要求；水轮机轴的中心与垂直度已找正合格；转轮止漏环处各间隙与实际平均间隙之差，不超过设计间隙的±10%。发电机已与水轮机轴精确对准中心，其准确度达到0.1mm。主轴垂度偏差不应大于0.02mm∕m。转轮与底环间隙中的铜片已经拔出。联轴前两法兰表面及联轴螺栓孔要清理干净。用联轴工具使水轮机转轮与主轴平稳上升，按要求预紧联轴螺栓，螺栓的伸长值或预紧力矩应符合要求。预紧联轴螺栓时，采用对称进行。预紧联轴螺栓后，检查法兰的组合面，组合面应无间隙，用0.03mm塞尺检查，不能塞入。联轴螺柱联接预紧采用液压扳手紧固，用盘车方法检查调整机组轴线摆度。机组轴线检查合格后，将联轴螺栓、螺母焊固和安装法兰螺栓保护罩。水轮机主轴与发电机主轴的连轴螺栓拧紧力（单位：mm）螺栓数量拧紧应力有效长度有效伸长量回转角实测值M110×P616175MPa405mm0.308～0.392mm33.23°～42.3°0.37～0.39mm安装质量：a)联轴螺柱要有足够的紧度，其测得的伸长量为0.70mm，相应螺柱预紧应力450~47OMPa。b)机组轴线调整完毕后，在水轮机导轴承颈处的相对摆度不超过0.04mm/m；绝对摆度不超过0.25mm。C)转轮安装高程以转轮水平中心线与导水机构导叶水平中心线相对齐为准，允许底环抗磨板平面比转轮下环高出0.5~1.5mm，但不允许转轮下环高出底环抗磨板平面。d)检查转轮上、下止漏环实际间隙，其实际间隙与实际平均间隙之差，不超过设计间隙的±10%。3＃水轮发电机组联轴盘车记录（单位：mm）测量部位12345678上导+Y0.0050.0150.0250.0250.0050.0150.0150.01上导+X-0.010.010.020.010.000.000.000.00 下导+Y-0.040.020.050.00-0.01-0.03-0.04-0.01下导+X0.070.080.070.050.020.030.020.02发电机法兰+Y0.010.030.090.030.0350.00-0.010.02发电机法兰+X0.0650.060.0650.050.030.040.020.01水轮机法兰+Y-0.060.050.110.020.00-0.02-0.020.03水轮机法兰+X0.0120.120.080.040.120.160.130.02水导+Y-0.030.040.100.0350.0550.030.020.04水导+X0.050.040.040.030.020.070.040.004.1.8主轴密封及水导轴承安装情况主轴密封的安装是在机组轴线己找正合格后，转动部件中心己确定情况下进行。安装时，需将转动部分加以固定。主轴检修密封座安装时要调整好中心位置，使空气围带密封件与主轴间的间隙均匀。无接触工作密封安装时径向间隙应符合图样设计要求。安装质量要求：a)检修密封的空气围带密封件与主轴密封轴套间隙均匀，间隙偏差不应超过设计间隙值的±20％。b)工作密封径向间隙均匀，偏差不超过设计间隙的±20％。工作密封间隙测量结果（单位：mm）测点1（+Y）23（+X）45（－Y）67（－X）8间隙值0.450.450.400.400.350.350.400.40水导轴承是在机组轴线已找正合格，主轴密封己经预先就位的情况下进行安装的。导轴承安装时，应根据主轴中心位置，并考虑盘车的摆度、方位和大小进行间隙调整，安装总间隙应符合图样设计要求。水导轴承安装后，按图纸要求安装好轴承冷却器及油循环管路的连接。安装质量要求：a)水导轴承间隙应符合图纸要求。允许偏差应在分配间隙值的±20%以内。b)水导轴承轴承座与转动油盆应进行煤油渗漏试验，不允许漏油。c)轴承冷却器应按图纸要求进行严密性耐压试验，检查合格后应无渗漏及裂纹等异常现象。d)油质应合格，油位高度应符合设计要求，偏差一般不超过±10mm。 水导轴瓦间隙调整值(单位：mm)瓦号1#2#3#4#5#6#7#8#9#10#计算应调间隙18181818181818181818实测间隙0.180.210.220.200.180.180.160.140.160.18设计允许单边间隙0.18±0.015mm（单侧间隙）4.1.9接力器安装情况接力器安装前，进行分解清洗，装配时仔细、动作轻缓，特别是对各密封件等。接力器安装后，各配合面间隙应符合设计要求，活塞移动应平稳灵活。接力器安装后按设计要求，进行耐压试验，检查其耐压渗漏情况。安装质量要求：a)接力器的水平偏差，在活塞处在中间位置时，活塞杆水平偏差不应大于0.1mm/m。b)接力器的压紧行程值为2~4mm。即撤去接力器油压时测量活塞返回的行程值。接力器压紧行程调整：接力器压紧行程在撤除接力器油压后，测量活塞返回的行程值，该值为3mm。(接力器的压紧行程按操作油压为0.5MPa时进行调整)，满足规范要求。4.2发电机工程安装情况发电机主机由定子、转子、上机架及推力轴承及上导轴承、下机架及下轴承、冷却和润滑系统、制动及顶起系统、灭火系统和自动化辅助系统等组成。监理方式：旁站。发电机技术特性如下：型式SF110-18/5400数量3台额定容量(MVA)122.2/110额定电压(KV)13.8额定电流(A)5113额定功率因数0.9(滞后)额定励磁电流(A)2000额定励磁电压(V)160（125℃）相数3相频率50Hz 额定转速(r/min)；旋转方向333.3；俯视顺时针飞逸转速(r/min)590飞轮力矩(t.m2)≥2400转子起吊重量(t)243冷却方式带空气冷却器的密闭循环冷却方式灭火方式手动和自动水喷雾灭火方式定子绕组接法双层条式绕组，Y形接线定子绕组绝缘等级F/F制动方式机械制动推力轴承冷却方式内循环冷却发电机安装措施以监理制定《江边水电站机电安装监理细则》对承包商上报的《发电机定子现场叠片施工措施》、《发电机现场定子下线施工措施》、《发电机转子施工措施》及《发电机转子吊装方案》等进行审批，并严格执行。4.2.1定子安装情况4.2.1.1定子组装情况江边电站定子由定子机座、定子铁心和定子绕组等部件组成，定子机座分两辨运输，每瓣重量14.1吨，定子铁心鸽尾筋焊接及加工在厂内完成，定子机座组装、镶筋、铁心叠装及定子绕组下线等工作均在现场由承包单位完成。定子最终装配后总重132吨。对边最大尺寸为6600mm，机座高3130mm。定子绕组采用双层条式绕组，Y型接线，绝缘等级为F级。定子安装质量及监理控制成果：1)测圆架中心柱垂直度不大于0.02mm/m，旋转一周测量任意点的径向误差不大于0.02mm，旋转一周测头的上下跳动不大于0.5mm。测圆架的调整在厂家的指导下进行。2)定子机座组合缝间隙，局部不超过0.10mm，螺栓周围不超过0.05mm。3)预埋基础板与定子机座基础板装配，螺栓要求把紧力矩为273N•M，然后用0.05mm塞尺检查合缝间隙，应符合技术规范的规定。4)调整测圆架以定子鸽尾键为基准，同心度不大于0.05mm,机座下压指周向水平偏差不大于2mm,径向水平偏差不大于0.5mm，相邻两块压板之间不大于0.3mm ，且内圆比外圆高。5)鸽尾键安装后，相邻两根鸽尾键在同一高度上的半径偏差＜0.10mm、各键在同一高度上的弦距偏差为±0.15mm，并做记录。6)定子组装圆度控制，要求各半径与设计半径之差不超过发电机设计空气间隙的士5%；铁心内径为空气间隙的士3%，即R=2310±0.62mm。7)控制铁芯上端槽口轭部的波浪度不大于10mm。8)前两段压紧利用高压油泵向18个液压千斤顶充压，给铁芯表面加压1.3Mpa(对应千斤顶油压为44.6Mpa~54.6Mpa)，9)最终测量铁心压紧后高度1980(+4.0/-2.0)mm，测点不少于16点。10)在定子组装叠片工程中要经常复测中心测圆架的垂直度，其垂直度不应大于0.02mm/m。11)铁损试验完成后，再次拧紧螺母6424～7851N.m，碟簧压紧前自由高度为61.2mm，碟形螺母最终压紧后高度为54.4mm。12)定子调整中心和高程时，应兼顾调整定子上平面水平，其偏差不应大于0.05mm/m。13)发电机基础螺杆安装要求高程不大于0~+3mm，弦距在±10mm以内，螺栓中心位置偏差在±5mm以内，并保证螺杆垂直度小于1.0mm/m。调整好后加固基础螺杆和套管。14)定子安装高程以座环(或底环)上平面高程EL.1484.900为基准调整，测量定子顶部上机架基础板高程EL.1494.585进行定子高程调整，高程偏差高程偏差不应超过0.5mm，并核对定子基础板上平面高程EL.1491.375和定子铁芯平均中心线安装高程为EL.1492.535，应高于转子中心、其高出值不应超过定子铁芯有效长度的0.4%，但最大不超过6mm。15)铁芯磁化试验：磁通密度取1T，持续时间至少90min，每间隔10min记录一次试验参数（励磁绕组电流/电压、测量绕组电压、电源频率、总功率及各测点温度）,最大温升不超过25℃，相互间最大温差不超过15℃。定子铁损试验结果：单位损耗1.35W/kg，小于厂家设计值1.43W/kg，满足规范要求。3#发电机定子铁损试验表计读数及试验数据记录时间（分）U1（V）U2（V）f(Hz)I(A)P（W）B’(T)P’(W)PT(w/kg) 036086.949.9600680.9515652801.341036086.950600.1690.9515652801.34203608750.1600690.9526652401.3530360.18750.1600680.9537652401.3540360.287.150600.1680.9537652401.3550360.18750600680.9526652401.3560360.187.150600680.9537652401.3570360.18750600690.9537652401.35803608750.1600690.9515652801.34903608750600690.9515652801.343#机定子组装质量数据项次检查项目允许偏差（mm）实测值（mm）结论合格优良1定子机座组合缝间隙局部不超过0.10,螺栓周围不超过0.05用0.05mm塞尺检查均不能通过合格2△定子铁芯合缝间隙加垫后无间隙,线槽底部径向错牙不超过0.50无错牙合格3机座与基础板组合缝符合“规范”第4.7条的要求组合面光洁无毛刺，组合面用0.05的塞尺塞不进合格4△定子圆度(各半径与平均半径之差)+5%～－5%设计空气间隙+4%～－4%设计空气间隙平均半径R=2310mm实测半径为：2309.58～2310.15mm合格5△定子铁芯中心高程（设计高程为1492.535m）0～+0.4%铁芯有效长度值,且不超过6.0（定子铁芯长度设计值1980mm）1492.535m优良 6△铁芯内圆半径（平均半径R=2310mm）+3%～－3%空气间隙+2.5%～－2.5%空气间隙2309.64～2310.38优良铁芯高度（设计高度为：1980mm）±5.01985m优良铁芯波浪度1089优良4.2.1.2定子下线情况定子绕组采用双层条式绕组，Y型接线，中性点经高电阻接地运行，绝缘等级为F级。发电机主引线布置在-Y轴，发电机中性点引线布置在+Y方向。引出线相序排列：面对发电机出线端，从左到右水平排列顺序为：U、V、W相。施工及监理工序：槽沟检查、喷漆——端箍装配——测温电阻安装——下层线棒嵌入——槽电位检查、下层线棒耐压试验——层间测温电阻安装、上层线棒嵌入——槽电位检查——打槽楔——上下层线棒耐压试验——上下层线棒引线头焊接——绝缘盒安装浇注——汇流母线装配——定子整体检查清扫——定子干燥——定子绕组整体交直流耐压试验。定子在安装场组装、叠片及完成铁损试验后吊入机坑下线，施工过程中严格按照安装规程规范进行，均匀嵌入标准线棒时线棒中心与铁芯中心线对齐，以保证线棒端部高度基本一致。按设计图纸要求从上齿压板到线棒上端头的高度是498mm,误差在1mm之内，满足规范要求。下层标准线棒上端部数据(单位：mm)槽号上端部实测值槽号上端部实测值34981064981249811649721497126497284971354983649814449746497156498 524981624986249817149770497180498764981894978549719749897498215497上、下层端部误差最大4mm，小于规范5mm之内。定子下线相关试验结果：1）下层线棒工频交流耐电压试验：2.5Un+2=36.5KV，持续1分钟无异常，槽电位测试：槽电位小于10V，符合厂家要求；2）上下层线棒工频交流耐电压试验：2.5Un+1=35.5KV，持续1分钟无异常，槽电位测试：槽电位小于10V，符合厂家要求；3）定子绕组整体试验①绝缘电阻：耐压前，U对V、W及地2.5GΩ；V对U、W及地2.8GΩ，W对U、V及地绝缘电阻为1.95GΩ，耐压后，U对V、W及地2.63GΩ,V对U、W及地2.83GΩ，W对U、V及地绝缘电阻为2.24GΩ，符合GB/T8564—2003中14.3的要求；②直流电阻：U—U1：6.819mΩ，V—V1：6.8239mΩ，W—W1：6.832mΩ，符合GB50150-2006中3.03的要求；③直流耐压及泄漏电流：直流耐压及泄漏电流直流电压(kv)71421283541允许范围泄漏电流(μA)A2.53.75.66.612.318.4不大于20μAB3.33.75.56.29.318.3C3.33.55.66.512.419.3耐压时间1min试验设备直流高压试验仪④工频交流耐压试验：试验电压为2.25Un+1.5=32.5KV，持续1分钟无异常，符合厂家要求。 4.2.2转子及上、下机架等安装情况4.2.2.1转子组装情况江边水电站转子由圆盘式转子中心体、叠片磁轭、磁极等构成。转子由主轴、转子支架、磁轭和磁极组成。转子中心体采用整轴结构，圆盘式转子支架与主轴整体在厂内焊接成整体后到货，主轴下端与水轮机轴法兰连接，发电机主轴与转子支架重量约39.2t：转子磁轭采用δ=4.5mm厚优质高强度钢板冲片叠压而成，转子磁轭现场叠片。磁极共计18个，整体到货。磁极使用专用吊装工具进行挂装。磁极与磁轭采用鸽尾连接固定；磁轭与转子支架通过周向均布的6个T型复合键传递扭矩。转子支架的下方设有可拆卸的分块制动环。共计18个。转子在厂房安装间组装工位进行转子磁轭叠片、分段及整体压紧、磁轭热打键、磁极挂装、引线连接、耐压试验等工序，最终使用专用吊装工具吊入机坑。5月1日转子吊入机坑，转子起吊总重量约为242t。转子安装质量及监理控制成果：1)将组装支墩按一期埋件位置布置，并使用水准仪调整其顶面水平，使各支墩水平差在±0.5mm以内。2)利用磁轭6个磁轭千斤顶，使用框式水平仪调整转子中心体的水平（共6处立筋）调整到0.1mm/m以内，然后在主轴法兰面和过渡法兰之间的插入相应厚度的调整垫片。3)“T”型键与打入键的组合厚度以扇形磁轭板的键槽宽度尺寸－0.1mm为标准，将磁轭键挡块和夹具安装好，夹具应保证两边对称，调整径向键，使磁轭键外立面到中心不大于1220mm，垂直度不大于0.15mm/m。4)磁轭冲片清洗检查,冲片除锈,冲片清洗,清除毛刺。擦干与检查，用清洁抹布将冲片表面彻底揩擦干净，检查各冲片应无残留锈迹、油垢，并应平整、无凸点和毛刺。5)按照图纸尺寸，在转子中心体一周布置管式千斤顶，共18处，调整千斤顶高度，使千斤顶垫块顶面距离主轴法兰为2133.5±1.5mm，千斤顶垫块顶面的水平应控制在整圆±0.5mm以内。同时在磁轭外圈搭设磁轭叠片用平台。6)按磁轭叠片工具图、磁轭装配图所示，调整磁轭片水平，使磁轭片外圈的比内圈高1～1.5mm。磁轭圆度小与空气间隙的2%叠压系数大与99%。磁轭最终高度2413.5mm，0～4mm范围之内。 7)磁轭螺杆安装，设计总扭矩为1186N.m～1441N.m，全部拧紧后，再以设计扭矩全部进行2次拧紧操作，确定全部螺母拧紧。前面10根螺杆全部拧紧后测量伸长量约1.9mm，其余的螺杆按此扭矩进行拧紧。8)磁轭热打键，磁轭键槽与中心体立筋槽底的相对膨胀量为0.5mm时，停止加热，计算径向键的打入长度，画标线，将6处径向键均匀打入，打键时按对称原则进行。9)制动环安装，利用调整垫片调整制动板高度，相邻制动板高度差小于0.3mm，整圆小于1mm，相邻制动块之间间隙为10±2。并保证前块制动板尾部，高于后块制动板首部（以机组旋转方向来看）制动板把合螺母拧紧力矩：1182N·m～1145N·m。10)完成扇形磁轭板叠装后，进行磁极的安装。磁极由磁极铁心、磁极线圈和绝缘法兰构成,转子磁极高程设计值与公差：3335.00±△h（±1.5mm）。11)打入磁极键之前，用铜线临时连接极间连接片，用500V高阻表分别测量各磁极分担电压及转子线圈总的绝缘电阻。各磁极的分担电压与各磁极分担电压测量值的平均值之差应在±10％以内转子线圈总的绝缘电阻值在5MΩ以上（参考值）12)极间连接片、阻尼条连接片与铜排固定部的螺栓使用高强度螺栓（8.8T）。但所用的拧紧力矩参照4.8T的联接螺栓拧紧力矩值：M12：32～44N·m（330～450kgf·cm）M16：78～108N·m（790～1100kgf·cm）M20：151～207N·m（1540～2110kgf·cm）13)线圈支撑用于防止运行中的转子变形，紧固扭矩：M30：168~187N·m（17.10～19.1kgf·m）14)现场耐压试验测量转子总绝缘电压（500V高阻表），转子总绝缘电阻在5MΩ以上（参考值），测量分担电压，各磁极的分担电压与测量值的平均值之差为平均值的±10％以内。耐电压试验：A.C.1600V（10E）/1min。3#机转子组装质量参数项次检查项目允许偏差（mm）实测值（mm）结论合格优良1支墩水平差±0.5mm以内0.8mm～0.35mm合格2中心体水平0.01mm／m以内0.00mm／m～0.01mm／m合格3磁轭键垂直度不大于0.15mm/m0.05mm／m～0.10mm／m合格 4千斤顶垫块顶面距离主轴法兰为2133.5高度±1.50mm水平≤0.50-0.65mm～0.21mm0.10mm～0.35mm优良5磁轭高度2413.5mm±0～4mm2414mm～2415.5mm合格6磁轭螺杆力矩设计总扭矩为1186N.m~1441N.m1400N.m优良7制动环安装相邻制动板高度差小于0.3mm，整圆小于1mm，相邻制动块之间间隙为10±20.02mm～0.25mm／0.03mm～0.50mm／9mm～10.20mm优良8磁极的安装3335.00±△h（±1.5mm）3334.90mm～3335.50mm优良4.2.2.2下机架安装下机架环形支臂与中心体为整体结构，整体运输到工地，清洗、去毛剌，将下机架连接板与基础板组装。然后将下机架吊入机坑与连接板组装把合螺栓，进行一次定中心工作。将下机架上刻印的对中心标记同水轮机的中心标记线对准。通过下机架与水机定中心后，将下机架与连接板同铰销孔12-φ36H7。连接板与基础板同铰销孔12-φ36H7。下机架一体装配时的水平标准：0.10mm/m，利用下油槽盖板支撑面来检查水平度。在下部连接板上按照图纸放调整垫，通过调整垫调整下机架水平。下机架与连接板及基础板的连接螺栓完全紧固，重新确认下机架的水平和楔子板的密合情况。测量下机架的安装高程，在中心校正时如有必要可再次调整楔子板。下机架安装质量及监理控制成果：1)下机架中心：允许偏差1.0mm，实测距Y基准为0.01mm，距X基准0.02mm；2)下机架水平：要求0.10mm/m，实测X为0.04mm/m，Y为0.01mm/m；3)下机架高程：设计高程1490.735m，允许偏差为±1.5mm，实测1490.73497～1490.73505m；4)下机架与基础板组合面光洁无毛刺，组合面用0.05mm塞尺塞不进。4.2.2.3上机架安装上机架为负荷机架，采用整体焊接结构，由中心体和6个支臂组成。上机架用销钉定位，并通过螺栓把合在定子机座上。 在安装场组装上机架的两个支臂，将上机架按支臂所作标记同定子机座相对位置进行预装。通过机组调中心完后，将上机架圆柱销孔与定子机座上法兰面同铰定位销孔6-φ30H7。因厂家钻好的销钉孔，太靠近支臂立筋板，磁力钻无法配钻，厂家同意稍靠外侧重新配钻销钉孔。在推力轴承安装面上检测上机架的水平，用框式水平仪(或水准仪)在x、y轴方向测量镜板水平，使其水平误差达到0.10mm/m。调整通过上机架腿与定子机座接触面间的调整垫片进行。安装质量及监理控制成果：1)上机架支臂与中心体组合缝组合面无毛刺，组合面用0.05mm塞尺检查塞不进去；2)上机架中心：允许偏差1.0mm，实测距Y基准0.025mm，距X基准0.01mm；3)上机架水平：水平要求控制在0.10mm/m以内，实测X为0.01mm/m，Y为0.02mm/m；4)上机架高程：设计高程为1495.785m，允许偏差±1.5mm，实测1495.78497～1495.78505m；5)上机架与基础板组合面光洁无毛刺，组合面用0.05mm塞尺检查塞不进。4.2.2.4发电机轴承安装发电机推力轴承推力负荷为708t，推力轴承共设8块瓦，推力瓦为弹性金属塑料瓦。推力轴承采用东芝型轴承结构，推力轴瓦由弹簧簇支撑，推力轴承冷却系统采用内循环冷却方式。推力头与主轴套装。上、下导轴承均为分块瓦，为油浸自润滑巴氏合金瓦，采用东芝型支撑结构。1)推力轴承安装a)4月12日2#机上机架正式回装后，油槽、推力头及镜板内部清扫干净，检查推力头的热套面和镜板安装面及卡环安装面上留有毛刺和突起。b)将推力支撑、弹簧支撑结构、推力瓦，按照制造厂的安装记号逐件吊装就位后，检查推力瓦装配高度尺寸偏差，使同一推力轴承内不超过0.02mm。c)将推力头与镜板组合成整体，使镜板螺孔和推力头的预紧螺孔配合。螺栓预紧力矩：　910～1230Nm　　（92.8～126kgf-m）d)推力头热套检查预装配卡环与轴的键槽和键配合时，确认轴向间隙大致为“0” ，在加热推力头前请用内径千分尺测量推力头内径并记录。由此计算出配合余量[（轴外径）—（推力头内径）]。另外，还要同时记录室温。在轴的推力头配合部涂上润滑剂，然后在推力头上装加热线圈，放置线圈时，请尽量使线圈和推力头间隔大致相同。放置测量推力头内径用的内径千分尺，并请确认加热后可能达到的尺寸。给加热线圈通电，感应加热推力头。使用电源：AC220V：440～484A配合部温度差：50～60°C膨胀量：+0.5mm以上加热时间（大致标准）：40～60分钟（因周围温度而不同），实际用了55分钟。推力头达到规定的温度，用内径千分尺（或是塞规）测量推力头内径，确认膨胀余量。预紧卡环后，用千斤顶放下已顶起的转子。全部拧紧卡环上的预紧螺栓，并用塞尺确认卡环上表面和轴的键槽部无间隙。5月16日按要求推力头套装完成。冷却一昼夜后，用规定的力矩拧紧卡环上的预紧螺栓。之后再次用塞尺确认卡环上表面与轴键槽部没有间隙。2)上导轴承安装上导轴承为12块扇形瓦组成。仔细清扫导轴承支撑及推力头与上导轴承的接触面，清扫和检查上导轴承各安装零件以及其相关部件。放置绝缘垫以防轴电流。在每个安装步骤之前和之后，用500V的摇表测量绝缘电阻。在上导轴承与推力头之间涂汽轮机润滑油。待上导轴承各部件安装完成后，通过调节螺栓调整上导瓦与推力头直径间隙为0.52～0.60mm（设计总间隙0.56mm）。上导瓦间隙调整数据（单位：mm）瓦号实测间隙瓦号实测间隙设计值1#0.287#0.28单侧间隙0.28±0.032#0.288#0.293#0.279#0.284#0.2810#0.275#0.2811#0.276#0.2812#0.28 3）下导轴承安装下导轴承采用8块扇形瓦，待下导轴承各部件安装完成后，通过调节螺栓调整下导瓦与大轴直径方向总间隙为0.29～0.35mm（设计总间隙0.32mm）。根据盘车摆度计算应调瓦间隙。下导瓦间隙调整数据（单位：mm）瓦号1#2#3#4#5#6#7#8#设计允许单边间隙计算应调间隙0.140.160.180.190.180.160.140.130.16±0.03mm（单侧间隙）实测间隙0.140.160.180.190.180.160.140.134）制动器安装旋松制动器的安装螺栓并用千斤顶向上顶制动闸板，在制动器与制动器座间加调整垫，使制动环板和制动闸板间的间隙尺寸达到指定的（10±0.5mm）范围内。实测值9.85mm～10.05mm。5)机组盘车轴线调整盘车轴线检查调整工作从5月18日开始，至5月21日结束。在镜板和推力头之间加垫片进行调整，最大点加垫厚度为0.13mm（位置在盘车点7#和8#点之间），2#机组盘车完成后，依据盘车数据综合计算得出下导摆度为0.033mm，法兰摆度为0.037mm，水导摆度为0.0425mm，相对摆度均小于国标0.02mm/m的要求，机组中心调整在0.10mm以内。4.2.2.4发电机其它辅助设备安装1、空气间隙测量当转子位于机组中心时，检查定、转子间上、下端空气间隙，各实测间隙与实测平均间隙之差不应超过平均间隙的±8%。设计空气间隙值为31mm。上部实测18点，最大间隙32.82mm，最小间隙31.1mm，平均间隙31.96mm；下部实测18点最大间隙32.70mm，最小间隙31.30mm，平均间隙32.00mm，按规范要求计算应满足±2.5mm，均符合要求。2、油槽盖板安装 仔细清扫油槽盖的安装面，将预先连接好的圆形橡胶密封圈放置密封槽内，做到密封完好，调好与大轴之间的间隙。安装质量及监理控制成果：上油槽盖板与推力头之间0.50mm塞尺均匀通过，0.60mm不能通过；下油槽上盖板与大轴之间0.40赛尺均匀通过0.50赛尺不能通过。通过渗漏试验,把透平油倒入油盆底经过72小时后检查无渗漏,密封完好。3、空冷却器安装安装前，先对全部的空冷器，用9kg/cm2的压力进行水压试验，试验结果均无渗漏。4、挡风板安装根据厂内预装配合标记，将上，下挡风板（由12块组成）把合成一体。在这个操作过程中，要高度注意上，下挡风板不可以碰到定子线圈。5、上、下导油冷却器安装和压力试验上导冷却器安装前要进行压力试验：上导冷却器共六祖，分别进行压力试验，试验压力1.05Mpa，持续60min，无渗漏。下导油冷却器安装前，两瓣冷却器进行预组后做一次水压试验，下导油冷却器与下导底板组装完后再做一次耐压试验，试验压力为0.75Mpa，两次试验结果均满足要求，保压持续60min，无渗漏现象。4.3球阀及配套设备安装情况进水阀型式：液压操作球阀名义直径：2100mm接力器数量：1接力器直径：460mm密封方式：工作密封(金属)＋检修密封(金属)密封操作介质：压力水操作系统工作油压：6.3MPa油压装置型号：HYZ-4.0-6.3回油箱容积：2.14m3压力油罐容积：4.0m3漏油装置容积：0.15m3油泵输油量：3.0L/s油泵及电机型号：3G60×3CY223S-4B537KW1450r/min油压装置工作介质：压缩空气和46号汽轮机油进水球阀总重76.24t，最高进水头不小于313m，最大工作压力不小于375KN ，进水球阀为横轴双面密封阀球阀，单个直缸接力器操作，并配置油压装置式油压操作系统，球阀密封采用水压操作，工作密封设在下游侧，检修密封设在上游侧，无需排空压力钢管和拆卸球阀主体便可以检修和更换工作密封。为方便进水球阀的安装、拆卸和检修，在球阀的下游侧，设有伸缩节，并在球阀上设置有DN250旁通阀和旁通管路。依据《江边电站机电安装监理细则》和对承包商上报的《球阀及其附属设备安装措施》进行审批，并严格执行。在安装间试起吊主阀，确认安全后，将主阀吊放在基础板上，调整其高程、轴线位置，临时加固；吊起伸缩节与主阀、蜗壳进口法兰组合，拧紧各组合螺栓；吊起延伸段与主阀组合，拧紧螺栓；整体调整，检查阀组合件与蜗壳进口段，压力钢管的轴线、高程、伸缩节轴向间隙、周向间隙；加固主阀。测量压力钢管管口与延伸段尺寸，配制凑合节，打磨好坡口，吊入装配，用千斤顶或压码调整，配对；按规定工艺技术要求进行焊接，伸缩节处应设百分表监测阀装配的轴向及横向位移，若位移过大，即时调整焊接方案；凑合节焊接完成后，按规范进行探伤和缺陷处理。安装接力器并与拐臂联接，装入销钉及锁定件；将接力器与其基础件连接，并调整至正确位置；全面检查，固定主阀及接力器基础螺栓。监理、厂方、业主、设计联合验收后，交付土建进行混凝土浇筑。3#机进水球阀安装质量记录项目允许偏差3#球阀监理评价阀座与基础板组合缝符合“规范”第2.0.6条要求符合要求安装质量优良，满足机组可靠运行条件△阀体中心±5上游侧:3472-2下游侧:3472+3阀体横向中心15厂左:7400+1厂右:7400+3△阀体水平度及垂直度每米不超过1.0水平度:横向0.04mm/m，纵向0.02mm/m,垂直度0.3mm/m.4.4调速器及油压装置安装情况调速器采用微机电液调速器，具有PID调节能力，3台，油压装置型号为HYZ-2.5-6.3，额定油压：6.3MPa，设计压力:7.2MPa，主配压阀直径：80mm，主配压阀最大行程：±10mm，调速器油压装置、调速器及其系统安装调试均严格按调整试验规程进行。 4.4.1调整系统安装情况在厂房一期混凝土施工时按图纸设计方位埋设调速器油压装置油箱及漏油装置基础。具备调速系统安装条件后，按设计要求制作各设备基础，用场内桥机将油压装置、漏油装置及调速器机械柜、电气柜等分别吊装到相应安装层，将其就位；按图纸方位、高程规定进行各设备的就位调整。合格后加固，浇筑基础二期混凝土。回油箱（调速器油箱）压力罐安装情况序号项目安装偏差说明1中心mm5测量设备上标记与机组X、Y基准的距离2高程mm±53水平度mm1测量回油箱（调速器油箱）四角高程4压力罐垂直度mm/m1X、Y方向挂线测量电液调速器机械柜、电气柜、事故配压阀安装情况序号项目安装偏差说明1中心mm5测量设备上标记与机组X、Y基准线距离2高程mm±5/3机械柜水平mm/m0.15测量电液转换装置底座4事故配压阀垂直度或水平mm/m0.15测量事故配压阀基础板5电气柜垂直度mm/m1X、Y方向挂线测量4.4.2调速系统调试情况压油罐使用前，进行严密性耐压试验。试验压力为7.87Mpa（工作油压的1.25倍，工作油压为6.3Mpa），保持30min，无渗漏现象；进行严密性试验时，试验压力为实际工作压力（6.3MPa），保持8h，无渗漏现象。油泵、电动机弹性连轴节安装找正，其偏心和倾斜值不应大于0.08mm，在油泵轴向电动机侧轴向窜动量为零的情况下，两靠背轮间应有1～3mm轴向间隙。全部柱销装入后，两靠背轮应能稍许转动。 油泵试运转应符合下列规定：电动机的检查试验应符合规范的相关要求；油泵一般空载运行1h，并分别在25%、50%、75%、100%的额定压力（6.3Mpa）下各运行15min，应无异常现象；运行时，油泵外壳振动不应大于0.05mm，轴承处外壳温度不应大于60℃。过速保护装置飞摆与过速阀之间间隙按设计值调整为3mm。齿盘测速装置两个探头与齿盘之间间隙按设计值调整为3mm。导叶接力器关闭时间设计第一段关闭时间1.52s第二段关闭时间11s，拐点位置在导叶开度的78%，导叶直线关闭时间6.9s。4.5油、气、水、测量及消防系统安装情况油、气、水、测量及消防系统安装主要注意事项如下：1、进行技术交底，这是技术措施及安装质量的首要保证。要求技术员、班长看懂图纸，在施工过程中严格按照图纸中的要求的出口、入口高程、方位、管径、数量等埋设。在不影响其他设备的安装时，管路埋设应走捷径，管路的弯尽量要少。在管道的两端管口必须加焊堵板，防止杂物掉入管中。2、管道焊缝的外观检查：不允许有气孔、砂眼、夹渣、裂纹、咬边等，焊缝余高要符合GBTJ235-82的要求。3、预埋中的管道必须加固可靠，焊接牢固。不得在钢筋网、钢模板、脚手架等临时设施上加固。4、埋设管道的管口，伸出模板的距离大于300mm。5、通风管的安装，按照设计图中的高程，平面位置要求进行安装，若玻璃钢管中的强度不够时，应在管中适当位置加支撑，增加其强度，防止在浇注砼时挤坏风管。每根风管连接处，加密封垫用螺钉上紧。4.5.1发电机水喷雾灭火系统安装情况江边电站发电机消防采用固定式水喷雾灭火方式，水喷雾灭火系统供水管接自DN150厂房消防给水环管。每台发电机灭火水量为57.6m3/h，喷头水压不小于0.3~0.5MPa。每台发电机消防供水支管上设置1只DN80雨淋阀，雨淋阀和仪表布置在主厂房发电机层（EL.1495.50m）上游侧墙边，在中控室接到火灾信号并经人工确认后，可现地或远方开启雨淋阀，实现发电机水喷雾灭火。发电机火灾延续灭火时间取10 min，一次灭火用水量约为10m3。现已全部安装完成，具备3#机组启动试运行条件。4.5.2主变水喷雾灭火系统安装情况全厂4台主变压器（包括新增的里铜4#主变）布置主变洞内。主变压器下设有事故储油坑，在储油坑内铺有粒径50～80mm厚度为250mm的卵石层，并设有DN250排油管通向事故油池。主变事故油池布置3#主变压器厂左侧，事故油池有效容积约为190m3，可容纳一台主变灭火时所需的灭火水量及一台主变的事故排油。主变压器采用固定式水喷雾灭火系统。主变压器水喷雾灭火采用水泵加压供水方式，水源取自DN250全厂公用供水总管，主变消防水泵设置两台(流量约75L/s，扬程86m)，一主一备。消防水泵布置在蜗壳上层（EL.1482.850m）下游侧墙边，2根DN200消防供水总管分别经过1#和3#母线洞引至主变。每台主变压器消防供水管上设置1只DN200雨淋阀，在中控室接到火灾信号，实现对主变自动水喷雾灭火，并可现地或远方手动开启雨淋阀进行水喷雾灭火。主变压器火灾延续灭火时间取20min，一次灭火用水量约90m3。雨淋阀布置在EL.1495.50m主变洞雨淋阀室内。全厂消防系统试验项目及完成情况如下：1、火灾探测器（包括手动报警按钮），进行模拟火灾响应试验，已完成；2、消防用电设备电源的自动切换装置，进行试验，已完成；3、火灾报警控制器按下行功能进行抽验：(1)消音、复位功能；(2)报警记忆功能，已完成；4、自动喷水灭火系统的抽验，已完成；5、对雨淋阀进行末端放水试验已完成；6、卤代烷、泡沫、二氧化碳、干粉等灭火系统抽检，已完成；7、其它消防系统设备的查看与验收。4.5.3技术供排水系统安装情况机组技术供排水的对象主要有发电机空冷却器、机组轴承油冷却器、主变冷却器等。主要包括机组技术供排水系统和主变空载供排水系统。 4.5.3.1机组技术供排水系统安装情况江边电站机组技术供水系统采用单元水泵供水方式，技术供水总管管径为DN250，水源取自每台机组的尾水管内，经水泵加压后供给厂内。每台机组设2台水泵(流量约500m3/h，扬程44m)、2套滤水器，1台工作，1台备用。技术供水泵和滤水器布置在蜗壳下层（1479.20m）下游侧墙边。已安装完成并通过验收。4.5.3.2主变空载供排水系统安装情况主变空载冷却供水系统采用4台水泵（流量约25m3/h，扬程34m）供给3台空载主变的联合供水方式，3台水泵为主用，1台为备用，水源取自DN250全厂公用供水总管，其取水口设在2#、3#机组尾水检修闸门后的下游尾水隧洞上，每个取水口后设1台全自动滤水器。新增4#主变的满载和空载技术供水取自全厂供水总管，并单独设置两台水泵（流量约93.5m3/h，扬程28m），一主一备，其排水引至靠近新增主变的1#机组尾水检修闸门后。1#~3#主变用4台空载冷却供水水泵布置在蜗壳上层（EL.1482.85m）下游侧墙边；2台4#主变满载、空载冷却供水水泵，布置在蜗壳下层（EL.1479.20m）下游侧墙边。1#~3#主变的冷却水管穿过对应的母线洞，引至主变；4#主变的冷却水管经过1#母线洞，引至主变。目前已全部安装完成。4.5.4厂内排水系统安装情况厂内排水系统包括机组检修排水和厂内渗漏排水系统两部分。该部分已于1#机启运前完成。3#机组排水系统主要包定子括空冷器、上导、下导和水导冷却排水管路，目前也已全部安装完成，具备3#机组启动试运行条件。4.5.5厂内压缩空气系统安装情况厂内压缩空气系统包括8.0MPa的中压压气系统和0.8MPa的低压压气系统。该部分已于1#机启运前完成。3#机组部分主要包括主轴密封空气围带用气和导水机构调速器油压装置用气，已全部完成安装并通过调试试验。 4.5.6油系统安装情况油系统的主要是接受新油、贮油、油的净化及各轴承、调速器和进水球阀油压装置供排油。本系统采用L-TSA46号汽轮机油(GB11120-89)。一台机组总用油量约17.45m3，配置20m3油罐3只，LY-150型压力滤油机1台，ZJCQ-6透平油过滤机1台，ZCY-5.0/3.3-1齿轮油泵2台。透平油罐室、油处理室布置在EL.1485.00m高程端副厂房内。现已全部安装完成。3台球阀已调试完成，3#机调速器正在进行无水调试工作。4.5.7水力测量系统安装情况4.5.7.1全厂性测量项目全厂性测量项目主要有：1、水库水温，2、上、下游水位，3、电站毛水头，4、拦污栅差压，5、上游调压井水位，6、厂房内水位异常升高监测等。上述量测项目中水库水温、上游水位、拦污栅差压量测项目的变送器布置在EL.1799.50m进水口平台的启闭机房内；下游水位量测项目的变送器布置在尾闸室内；上游调压井水位量测项目的变送器布置在调压室的隔墩EL.1809.00m平台上；厂房内水位异常升高量测项目的液位信号器布置在1#、3#机蜗壳下层（EL.1479.20m）上游侧的排水沟附近。其安装验收已于1#机发电前完成，具备3#机启动试运行条件。4.5.7.23#机组段测量系统安装情况机组水力监视测量系统设备随主机设备供货。测量项目包括：1、蜗壳进口压力；2、蜗壳进口压力脉动；3、水轮机流量；4、蜗壳末端压力；5、转轮与导叶间压力脉动；6、顶盖压力脉动；7、基础环与转轮间压力；8、尾水管进口真空压力；9、尾水管进口压力脉动；10、肘管压力脉动；11、水轮机工作水头；12、尾水管出口压力。机组段肘管压力量测和尾水管进出口测量项目的压力表及变送器布置在蜗壳上层（EL.1482.85m）机墩左侧，其余机组量测项目的压力表及变送器布置在水轮机层（EL.1486.50m）下游墙上的量测仪表盘坑内。 水力机械辅助设备埋管安装，隐蔽工程(埋管)约95%进度是随着砼回填的进度进行，受到土建制约。通常情况下，土建在第一层(底层)钢筋安装完成后，就可以按图样的高程、走向、位置进行管路的安装施工。厂房通风系统的玻璃钢矩形管的安装进度与土建的进度同步进行。目前已对上述测量管路进行吹风试验，管路通畅。仪表也已进行校核，具备3#机组启运试运行条件。4.6通风空调系统安装情况全厂通风空调系统主要包括以下各系统：主厂房通风、除湿系统；副厂房通风、空调系统；主变洞通风、空调系统；尾闸洞通风系统；110kV、220kV出线洞通风系统；总排风机房通风系统；地面各单体建筑通风系统。截止2#机组启运前，各系统设备安装已全部完成，目前正进行通风控制部分调试工作，不影响3#机组启运试运行。4.7电气设备安装情况4.7.1电气主接线安装情况本工程装设3台单机容量为110MW的发电机组，发电机回路额定电压为13.8kV，额定功率因数0.9。机--变组合方式为一机一变的单元接线。电站设3台升压变压器，220kV侧采用单母线接线方式。电站的电能通过1回220kV输电线路送入系统。由于三桠河梯级接入及石门坎补偿，电站新增一个220kVGIS间隔，220kV侧接线仍为单母线接线，四进一出、一个压变及避雷器间隔，110kV侧接线采用线路变压器组接线，石门坎补偿24kV侧采用扩大单元接线，35kV侧采用线路变压器组接线。厂用电源有3回，其中2回分别引自1#、2#发电机端，另一回为外来电源。该部分安装调试已与1#机发电前完成，具备3#机启动试运行条件。4.7.2电气一次回路安装情况江边电站首台机组已投产运行，3#机组启动试运行电气一次设备主要包括以下内容：1、3#发电机电压配电装置及配套设备，2、220kV升压站安装情况。1、3#发电机电压配电装置及配套设备安装情况 发电机电压母线采用离相封闭母线。发电机侧电压互感器柜、主变低压侧电压互感器和避雷器组合柜、厂变高压侧真空开关柜（仅作负荷开关用）等均由离相封闭母线厂配套生产。（1）离相封闭母线离相封闭母线参数：主回路分支回路额定电压15.8kV5.8kV额定电流6300A630A额定短时耐受电流(有效值)50kA(2s)80kA(2s)额定峰值耐受电流125kA200kA雷电冲击耐受电压(峰值)105kV105kV1min工频干耐受电压(有效值)57kV57kV1min工频湿耐受电压(有效值)40kV40kV导体外径300mm150mm外壳外径750mm650mm冷却方式自然冷却自然冷却外壳防护等级IP54IP54离相式封闭母线交流耐压试验：离相式封闭母线交流耐压试验试验结果：合格环境温度：23ºC湿度：43%一、绝缘电阻试验封闭母线序号相别耐压前绝缘（MΩ）耐压后绝缘（MΩ）2#发电机至断路器段封闭母线A15001600B18702000C190020002#主变至断路器段封闭母线A14001500B17001700C13001500试验设备2500V兆欧表二、交流耐压试验封闭母线序号相别耐受电压（KV）耐压时间（S）2#发电机至断路器段封闭母线A4260B4260C42602#主变至断路器段封闭母线A4260B4260 C4260试验设备工频耐压设备测试结果分析1、交流耐压值：根据GB50150—2006中附录A高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准得耐受电压为42（KV），耐压时间为1分钟；2、绝缘测试：根据国标GB50150-2006中17.0.2的规定，采用2500V兆欧表测量绝缘电阻，35kV及以下电压等级的支柱绝缘子的绝缘电阻值不应低于500MΩ；试验结论：经交流耐压试验，封闭母线绝缘合格备注：试验时间于2011年5月22日完成。（2）发电机断路器发电机断路器由法国AREVA开关有限公司生产。断路器由三相联动的三台单相断路器组成，采用六氟化硫气体作为绝缘介质和灭弧介质；断路器、隔离开关、接地开关封闭在同一壳体内。断路器采用弹簧操作机构，断路器控制柜与三相断路器同装在一个机架上。断路器两侧与离相封闭母线相连接。型号FKG2S最高电压24kV额定频率50Hz额定电流6600A交流分量有效值75kA直流分量有效值80%额定短路关合电流（峰值）210kA额定峰值耐受电流210kA额定短时耐受电流/持续时间63kA/3s（或75kA/2s）断路器动特性试验：断路器动特性试验产品编号合闸时间（ms）合闸同期（ms）弹跳时间（ms）A相8　0.2　0.1　B相120.6　0.2　C相110.7　0.1　产品编号分闸时间（ms）分闸同期（ms）弹跳时间（ms）A相13　0.40.3　B相14　　0.6　0.4　C相10　0.8　0.2　断路器回路电阻测试记录 产品编号断路器（μΩ）隔离开关及断路器（mΩ）A相　4.30　12.10　B相4.22　12.45　C相4.18　12.14　绝缘电阻测量产品编号断路器整体对地绝缘（MΩ）断路器断口绝缘（MΩ）A相1100015000B相1300012000C相1200014000试验设备2500V兆欧表　备注：试验时间于2011年5月22日完成2、220kV升压站安装情况220kV升压站布置在主变洞1495.50高程，共有3台主变压器及其附属设备。主变压器由特变电工新疆变压器厂生产。其主要参数如下：型式户内、三相、铜绕组、强迫油循环水冷却油浸式无励磁调压型升压电力变压器型号SSP10-125000/220额定容量125MVA额定电压242.2×2.5./13.8kV阻抗电压14%接线组别YN，d11冷却方式ODWF1#、2#主变已投入运行，3#主变其主要试验内容如下：主变本体试验包括直流电阻，变比误差，组别及绝缘试验。主变交接试验全部符合GB50150-2006要求，试验数据与厂家出厂值相符。主变高压侧绕组直流电阻试验记录档位相别直阻（Ω）档位相别直阻（Ω）1AO0.40934AO0.3762BO0.4111BO0.3764CO0.4248CO0.38302AO0.39855AO0.3727BO0.3945BO0.3664CO0.4025CO0.3657 3AO0.3871BO0.3877CO0.3891主变变比误差测试记录档位相别变比误差组别档位相别变比误差组别1挡AB0.13%112挡AB0.14%11BC0.08%11BC0.10%11CA0.10%11CA0.09%113挡AB0.07%114挡AB-0.08%11BC0.00%11BC-0.05%11CA0.04%11CA-0.07%115挡AB0.11%11　BC0.10%11CA0.15%11主变介质损耗记录表高压侧Cx=11.15nFtgδ=0.264%低压侧Cx=28.87nFtgδ=0.25%试验设备介质损耗测量仪主变绝缘电阻测试记录高压——低压及地2500MΩ低压——高压及地2500MΩ试验设备2500V兆欧表主变本体上各自动化元件经过效验，全部动作正常，表计显示准确，开关量及模拟量开出正确。4.8厂坝区配电系统安装情况本电站厂、坝区距离较远，采用分区供电方式。由于厂区用电负荷大，枢纽范围大，厂区用电采用10kV和0.4kV二级电压供电。坝区用电采用0.4kV 一级电压供电。厂区用电采用机组自用电和全厂公用电分开的供电方式，每台机组设置一台专用的机组自用电变压器，以保证机组自用电负荷的可靠供电；厂区公用电根据负荷分布情况分区供电。厂用电电源取自机端，1#、2#发电机端各引接一台高压厂用变压器降压至10kV，高压厂变容量为2000kVA；10kV高压厂用母线分两段，Ⅰ段10kV高压厂用母线接至1#机母线，Ⅱ段10kV高压厂用母线接至2#机母线。正常时分段运行，当一段母线失电时，自动投入母联开关，实现自动切换。为提高厂用电供电可靠性，从厂外引接一回10kV电源作为厂用电备用电源，接在10kV高压厂用Ⅰ段母线。全厂机组停运时，可通过主变从系统倒送厂用电或由外来电源供电。坝区10kV电源有两路，分别为厂区电源及地方外来电源，采用负荷开关柜接至两台坝区变压器。厂用电和坝区用电0.4kV侧采用单母线分段接线。为确保在紧急事故情况下厂区地下厂房的排水、消防、事故照明及控制电源，在厂区公用电400V母线上配置了一台柴油发电机组。为确保坝区溢洪门启闭机的可靠供电，控制水位变化对上游梯级电站的影响。4.8.1照明系统安装情况电站厂区设置2台专用照明变压器，照明电源取自2段不同的10kV高压厂用母线。0.4kV侧采用单母线分段接线，设有工作照明配电盘和事故照明配电盘，在事故照明配电盘内设有自动切换装置，事故情况下的照明电源来自直流蓄电池逆变电源。坝区照明电源由坝区配电盘引接，分区域设置照明分电箱。事故照明采用带蓄电池的灯具。上游调压室交通洞设置专用箱式变电站负责照明及动力配电，箱式变10kV电源引接自厂区至坝区的10kV供电线路。厂区照明场所：主机洞、主变洞、副厂房、装配场、母线洞、电缆交通洞、电缆出线洞、出线窑洞、进厂交通洞、排水廊道、通风及安全洞、主变排风洞、主变进风洞、排风支洞等，由厂内照明变供电。坝区照明场所：进水口、坝顶、坝顶配电房及柴油机房、启闭机房等，由各照明分电箱供电。全厂照明系统约由55个照明分电箱组成。照明分电箱内均采用低压断路器作操作与保护。 其中大部分照明系统设备安装已于1#机投运前完成，具备2#机组启动试运行条件。4.8.2过电压保护安装情况本电站升高电压侧为220kV，为中性点直接接地系统；机组、变压器、220kVGIS等主要电气设备布置在地下洞室内，不考虑防直击雷措施。地面出线场采用窑洞式布置，不考虑防直击雷措施。在厂区柴油机房、坝区配电室、坝区启闭机房等厂区和坝区建筑物的屋顶设置避雷带，作为建筑物防雷保护。主变中性点采用分级绝缘，为保护主变中性点绝缘，在3台主变中性点各设置1台避雷器保护；为保护发电机电压设备，在发电机电压母线侧装设避雷器，在发电机中性点装设接地变及接地电阻装置。4.8.3接地安装情况电站厂区和坝区距离较远，在厂区和坝区均设置接地网，作为两个独立的接地网。电站的接地电阻及接触电势、跨步电势应符合DL/T621-1997及DL/T5091-1999规程的要求。坝区的接地电阻应小于4Ω。电站以厂房地下各洞室及地面出线窑洞为主要人工接地体区域，并利用进水和尾水钢管、厂内构筑物的钢筋等作为自然接地体与人工接地网形成全厂接地系统。同时在厂内道路及到尾水的临时施工道路上设计了6孔60米深的深井接地极，接地深井内灌注长效物理降阻剂。厂区接地电阻计算值约1.08Ω，计算值大于大接地短路电流系统工频接地电阻值的要求，考虑到电站厂区处于高电阻率地区，按照满足《交流电气装置的接地》DL/T621-1997中的不大于5Ω的要求设计接地网，并尽可能采取措施，降低接地电阻。同时，根据入地短路电流和接地电阻值的估算结果，电站接地网地电位升高偏高，必须采取地电位升高隔离措施，防止电站高电位引出及电站外低电位引入。采取的隔离措施有：电站与外部通讯通道采用光纤连接，隔断了通讯回路地电位的传递。与外部供电线路的连接采用了10kV架空线，没有低压中性线的连接。坝区接地网在充分利用自然接地体的同时，在坝前库底敷设水下接地网，以加强散流，形成大面积效应。 4.8.4电工二次回路安装情况1、机组及附属设备安装情况机旁机组LCU柜上设有远方/现地、开机/停机、分/合闸、增/减有功、增/减无功、紧急事故停机按钮等控制开关或触模屏按钮。当远方/现地控制开关切换到现地时，通过机组现地控制单元上的操作开关或按钮可实现对机组的开机、停机、自准/手准同期合闸和分闸、调整负荷、投退制动、投退锁锭、紧急事故停机等现地手动操作；也可通过机组现地控制单元上的触模屏实现对机组的开机、停机、自准/手准同期合闸和分闸、调整负荷、投退制动、投退锁锭等操作以及对机组进行停机到发电、发电到停机、停机到空转、空转到空载、空载到发电、发电到空载、空载到空转、空转到停机的分步操作和工况转换操作。紧急事故停机按钮分别作用于LCU停机、紧急减负荷跳闸、动作紧急关闭进水球阀、动作调速器急停阀、动作事故配压阀。当远方/现地控制开关切换到远方时，在上位机上通过人机接口可对机组进行停机到发电、发电到停机以及开机、停机、负荷调整等自动操作；也可对机组进行从停机到空转、空转到空载、空载到发电、发电到空载、空载到空转、空转到停机的分步操作和工况转换操作。通过设在机旁机组LCU柜上的多功能交采表、电度表及变送器、温度采样模件和设在机旁机组测温制动柜上的温度信号器等对水轮发电机电气量、温度量等进行测量和监视。通过设在机组辅助设备控制柜上的PLC实现对机组辅助设备进行现地操作和监视。2、220kV、13.8kV、10kV、400V电气设备安装情况220kV、13.8kV、10kV、400V开关设备均可通过现地操作机构箱或开关柜进行手动控制。220kV、13.8kV、10kV断路器和隔离开关及400V进线及分段断路器的分、合闸操作均可通过计算机监控系统完成。3、公用设备安装情况通过各分布式I/O可对厂房渗漏排水泵、机组检修排水泵、压气机进行现地、远方操作和监视。通过设在其它公用设备各现地控制箱(屏)上的控制开关、按钮和信号灯对相关的公用设备进行现地操作和监视。4、闸门的控制系统安装情况泄洪闸弧形工作闸门、冲沙闸弧形工作闸门、进水口事故闸门等的控制有现地/远方两种方式。闸门现地起闭操作的顺序控制逻辑由闸门现地控制柜的PLC 实现，远方控制由计算机监控系统上位机通过坝顶LCU6实现。闸门现地控制柜与坝顶LCU6可进行通信。闸门的开度信号、状态信号以及故障信号以串口通信方式及硬布线I/O方式传送至坝顶LCU6，再由坝顶LCU6通过光纤传输设备传送至电站计算机监控系统。同时，闸门现地控制柜还可接受坝顶LCU6的开关量输出控制命令。5、生态流量阀的控制系统安装情况生态流量阀具有现地/远方两种控制模式，能够在现地和远方设定阀门的流量，控制阀门的开启和关闭。坝顶LCU根据环保流量泄放要求来设置流量阀的泄放流量，阀门开度的调节通过流量阀现地控制箱的闭环控制程序进行控制。同时，流量阀的开度信号数据实时传送至坝顶LCU。机组发电阶段，计算机监控系统设备同步投入运行，因而能对2#水轮发电机组、2#主变压器、2#13.8kV厂用变、220kV线路、2#13.8kV厂用变开关设备、2＃机组技术供水泵和10kV开关设备、全厂公用电气设备、中压与低压压气机、机组检修排水泵、厂内渗漏排水泵等公用设备进行自动控制，操作人员只要校验运行条件和进行某些关键的操作命令确认，如断路器和隔离开关的操作，水轮发电机组的开机和停机及负荷调整等。机组开机后，计算机监控系统通过自动准同期装置使机组自动并网和带上负荷，通过检同期装置使220kV断路器自动合闸。计算机监控系统实时接收及自动记录电气设备的运行状态、电气量和事故及故障性质，在彩色的屏幕上实时推出发生事故及故障电气设备画面及提示，同时发出语音报警。首台机组发电阶段，计算机监控系统设备同步投入运行，因此，调度需要的遥测及遥信量，由计算机监控系统的数据处理及通讯装置直接送给，不需设置另外的远动设备。4.8.5继电保护和安全自动装置安装情况1、水轮发电机组、主变压器、厂用变的继电保护是根据国标“GB/T14285-2006”《继电保护和安全自动装置技术规程》、（DL/T5177－2003）《水力发电厂继电保护设计导则》和江边水电站电气主接线的特点进行配置。继电保护装置选用微机型装置，2、220kV线路等继电保护及自动重合闸装置220kV线路保护配置：根据江边电站接入系统方案设计（系统二次部分）报告，江边220kV九龙线配置两套全线速动保护，即两套光纤分相电流差动保护，一套专用光芯，一套服用SDH2M 接口，每套具有三段式相间距离、接地距离及多段式零序电流保护作为后备保护，并独立组柜。屏柜型号分别为许继电气GXH803-121和北京四方GXH103B-103。220kV母线保护配置：根据江边电站接入系统方案设计（系统二次部分）报告，江边电站配置一套220kV母线保护装置。3、2台13.8kV厂用变各配置一套厂变差动保护装置RCS-9622CN，由于厂用变高压侧配置的是负荷开关，差动保护瞬时动作跳主变压器220kV断路器、发电机断路器和高压厂变低压侧10kV断路器。过电流保护第一时限跳高压厂变低压侧10kV断路器，第二时限跳主变压器220kV断路器、发电机断路器。厂变差动保护装置布置在负荷开关柜中。4、10kV高压配电系统采用集控制、保护、信号、测量及通信功能于一体的微机型保护测控装置（以下简称四合一装置）。该装置应采用一体化机箱，直接装在相应的10kV开关柜上。装置具有液晶显示屏，具有操作、调试功能，能指示装置工作状态、保护动作信息的LED指示。能自动记录保护整定、调试及投运情况。所有四合一装置将与10kV高压配电系统继电保护集中管理器通信，该继电保护集中管理器应能通过RS485串口和IEC60870-5-103规约与电站计算机监控系统进行信息交换。为了快速切除10kV厂用电开关柜母线或断路器故障，避免故障时产生的电弧光对人员和设备造成危害，10kV开关柜配置电弧光保护装置，共配置2套，其中10kVI段母线开关柜配置1套，10kVII段母线开关柜配置1套。电弧光母线保护装置应采用RIZNER-EagleEye产品。5、10kV断路器控制10kV断路器采用现地和远方两种操作方式，每面10kV断路器柜上装设就地/远方切换开关，远方操作方式下，可通过计算机监控系统输出无源接点来进行控制。就地操作方式下，可通过开关柜上的分合闸按键进行操作。10kV母线I，II段进线断路器、外来电源进线断路器和分段断路器之间采用硬布线实现电气闭锁。10kV高压配电装置设置一套备用电源自动投切入装置，与继电保护集中管理器一起单独组柜。首台机组发电阶段，两段10kV厂用电均投入运行，采用1台厂变或1回外来线带两段10kV厂用电或1台厂变和1回外来线分别带一段10kV厂用电运行。6、400V备用电源自投装置：采用专用的微机型备用电源自投装置RCB213。全厂共有机组自用电3套、厂内公用1套、全厂照明1套、坝区配电1套和中控楼配电1套，共7套。7、新增220kV变压器保护 新增220kV变压器的继电保护是根据国标“GB/T14285-2006”《继电保护和安全自动装置技术规程》、（DL/T5177－2003）《水力发电厂继电保护设计导则》和江边水电站电气主接线的特点进行配置。4.8.6音响信号系统安装情况音响信号系统由计算机监控系统的语音报警系统完成，不单独装设专用的音响信号系统装置。当电站的某一电气设备及某一被测量发生事故、故障及越限时，语音报警系统发出语音报警信号，并自动推出显示画面和报警光字牌。4.8.7同期江边水电站的发电机断路器和220kV线路断路器作为同期并列点，220kV主变断路器不作为同期并列点。首台机组发电阶段，计算机监控系统设备已同步投入运行，发电机断路器既可以采用手动准同期方式，也可以采用自动准同期方式。220kV线路断路器采用自动检查同期的方式。在每台发电机组机旁的LCU柜上装设手动同期装置，装置内设组合式同期表和手动同期投入/退出开关等，供发电机手动准同期用，为防止发电机断路器非同期合闸，在手动合闸回路上加有同期检查继电器闭锁。正常情况下，手动同期不在投入位置，发电机断路器采用自动准同期方式并网。在开关站LCU4柜上设有一台多对象同期装置，通过它可对220kV线路断路器进行同期合闸。新增220kV主变110kV侧线路断路器作为同步点，与原江边电站设置的一套开关站自动准同步装置合用，采用自动准同步方式进行同步并列。220kV侧断路器不作为同步点，在110kV断路器跳位闭锁条件下，可以直接合闸。4.8.8直流控制电源安装情况直流控制电源额定电压为220V。220V直流系统供全厂事故照明、机组起励、断路器控制、继电保护、操作等电源。220V直流系统设有2组阀控式铅酸蓄电池，容量为1000Ah、每组108只，装于专用的蓄电池室内，直流电源装置共有：2 面直流整流器柜、2面直流馈电柜、2面直流联络柜和2面事故照明逆变电源柜。蓄电池组正常按浮充电方式运行，事故放电后自动进行均衡充电。220V直流系统设置4面直流分配电柜，在1，2，3号机组机旁以及220kV开关站继保室分别设置1面。机旁直流分配电柜分别提供各机组、主变继电保护、断路器控制及操作电源，220kV开关站直流分配电柜提供220kV、110kV继电保护、断路器控制、操作等电源。220V直流系统设有硅连降压装置、微机监控装置及蓄电池巡检装置等。4.8.9电工二次回路监理控制成果检查、验收应按所规定的技术要求进行。检查记录及出厂合格证在移交时作为竣工资料移交业主。全部设备、器具及附件应于安装前在监理工程师参与下逐个进行试验、检查或调整，不并应达到国家、部颁标准及设计、制造单位的要求。对不符合质量要求的产品不得进行安装，因安装工作失误造成的设备损坏，应由承包人承担责任。承包人采购的安装材料、零部件或自制的零部件、装配件应经过检验并有质量检验的合格证明。代用品应经监理工程师批准后方可使用。全部隐蔽工程在混凝土浇注前应按有关设计图纸认真检查，发现错、漏之处，承包人应及时向提出处理意见。应采取措施保证安装现场的清洁，使各种设备在规定的温度、湿度和含尘量条件下进行安装。承包人应按规定的程序、设计施工详图及有关技术条件进行施工，安装工艺质量应符合有关标准、规范要求。承包人应提交检查试验计划，经监理工程师核准后实施。试验计划应规定各项试验的顺序、准备工作及操作步骤，试验过程中的各项数据的设计值或其它数据标准。通用检查项目：①设备本体安装位置正确、附件齐全、外表清洁、固定可靠；②操作机构、比索装置动作灵活，位置指示正确；③油漆完整、相色标志正确、接地可靠。 4.8.10电气试验检查项目及结果1、10KV箱式电力变压器检查试验项目：①测量绕组连同套管的直流电阻，符合技术要求；②检查所有分接头的变压比，符合技术要求；③检查变压器的三相接线组别和极性，符合技术要求；④测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比，符合技术要求；⑤测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ，符合技术要求；⑥测量绕组同套管的直流泄漏电流，符合技术要求；⑦绕组连同套管的交流耐压试验(在变压器制造厂试验工程师监督下，作感应耐压试验)，符合技术要求；⑧绕组连同套管的局部放电试验，符合技术要求；⑨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，符合技术要求；⑩额定电压下的冲击合闸试验，符合技术要求；⑪检查相位，符合技术要求；⑫测量噪音，符合技术要求；⑬控制保护设备试验，符合技术要求；⑭控制保护设备运行试验，符合技术要求；2、互感器检查试验项目：①测量绕组的绝缘电阻，符合技术要求；②绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，符合技术要求；③测量互感器一次绕组连同套管的介质损失角正切值tgδ，符合技术要求；④测量电压互感器一次绕组的直流电阻，符合技术要求；⑤测量1000V以上电压互感器的空载电流和励磁特性，符合技术要求；⑥测量电流互感器的励磁特性曲线，符合技术要求；⑦测量互感器的三相接线组别和单相互感器引出线的极性，符合技术要求；⑧检查互感器变比，符合技术要求；⑨测量铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻，符合技术要求；⑩局部放电试验，符合技术要求。 ①误差测量，符合技术要求。3、隔离开关和接地开关试验项目：①测量绝缘电阻，符合技术要求；②交流耐压试验，符合技术要求；③检查操动机构线圈的最低动作电压，符合技术要求；④主回路电阻测量，符合技术要求；⑤间隙和机械调整的检验与试验，符合技术要求；⑥操动机构试验，符合技术要求。4、SF6断路器试验项目：①测量绝缘拉杆的绝缘电阻，符合技术要求；②测量每相导电回路的电阻，符合技术要求；③断路器电容器的试验，符合技术要求；④耐压试验，符合技术要求；⑤测量断路器的分、合闸时间，符合技术要求；⑥测量断路器的分、合闸速度，符合技术要求；⑦测量断路器主、辅触头分、合闸的同期性及配合时间，符合技术要求；⑧测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻值及直流电阻，符合技术要求；⑨断路器操动机构的试验，符合技术要求；⑩测量断路器合闸电阻的投入时间及电阻值，符合技术要求；⑪套管式电流互感器的试验，符合技术要求；⑫测量断路器内SF6气体的微量水含量，符合技术要求；⑬密封性试验，符合技术要求；⑭气体密度继电器、压力表和压力动作阀的校验，符合技术要求。5、中低压开关柜试验项目：①主回路电阻测量，符合技术要求；②工频耐压试验，符合技术要求；③机械性能、机械操作及机械防误操作装置或电气连锁装置功能试验，符合技术要求；④使用中可互换的同样额定值组件的互换性检验，符合技术要求。6、低压电器试验项目： 低压电器包括电压60～1200V的刀开关、转换开关、溶断器、自动开关、接触器、控制器、启动器、电阻器、变阻器、主令电器及电磁铁等。其试验项目包括：①测量低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻；②电压线圈动作值校验；③低压电器动作情况校验；④低压电器采用的脱扣器的整定；⑤测量电阻器和变压器的直流电阻；⑥低压电器连同所连接的电缆及二次回路的交流耐压试验。7、绝缘子检查试验项目①测量绝缘电阻；②交流耐压试验。4.8.11设备安装情况序号质量控制点质量要求控制方法质量记录１基础安装不直度<1/1000，并<5mm/全长；水平度<1/1000，并<5mm/全长；位置误差及不平行度<5mm/全长；基础表面防腐层完整，符合规定。经纬仪、水准仪、水平尺测量控制、定位；按图纸设计尺寸施工。预埋件验收签证单２开关柜安装、试验屏柜的组立符合规范要求；柜内设备导电接触面满足要求；接线正确、牢固、整齐、标志清晰；开关、断路器操作动作部分动作灵活、可靠；屏柜的调试、试验结果符合规范要求吊线、尺量检查；塞尺检查；全部检查、调试；全部检查、操作；全部测量绝缘电阻及耐压试验。安装、调试和试验记录３母线安装绝缘电阻满足规范要求；安装位置准确，固定牢固；与电气设备接线端子的连接牢固，接触面满足规范要求，且与其连接的电气设备不受外力；表面干净、油漆完整全部测量绝缘电阻及耐压试验；塞尺检查；外观全部检查安装、调试及试验记录 5机电安装工程质量情况5.1质量控制依据依据设计和厂家文件、图纸、技术要求及说明、工程变更通知等；江边电站工程承包合同文件及其技术条件与技术规范；国家或国家部门颁发的技术规范和质量检验标准。5.2质量控制制度质量控制是监理工作的重点，江边监理中心牢固树立“安全生产，质量第一”的质量意识，坚持“事前控制为主，过程控制与事后控制相结合”的方针，严格把关，并积极协助施工单位，建立和完善质量保证体系，对工程进行全面管理，确保工程质量目标的实现。为规范监理工作程序，提高监理工作质量，根据监理委托合同要求，建立和健全了各种监理工作规章制度：监理工作规划、机电安装监理细则、江边电站竣工资料整编技术要求、工程文件管理细则、监理人员岗位责任制、监理工作守则、监理文明公约、安全监督管理细则等。以上制度的建立，使监理工作做到了制度化、正规化、程序化管理，有力地保证了监理工作的正常开展。5.3单元工程质量验收评定情况质量评定的基本程序是在施工单位自评的基础上，监理根据工程验收记录、施工记录及试验成果等情况进行复核，结合各项检查项目结果进行评审。截止2011年6月1日，3号发电机组安装部分共分33个单元,已评定33个单元，合格率达100%。6启动验收条件综合评价与结论6.1启动验收条件综合评价1、3#机组及其附属设备(包括调速系统设备等)已全部安装完成，经检查试验符合质量标准。 2、全厂机械辅助设备包括技术供水系统、高、低气系统、绝缘油系统、透平油系统、厂房、坝基及溢流坝段渗漏排水系统、机组检修排水系统等设备安装基本完成，经检查试验符合要求，可以满足1#机组启动试运行的需要。3、3#机组发电相关的电气一次设备已全部安装完毕，经检验符合质量标准；机组启动用电源10kV厂用备用变压器已投入运行，厂用电四段母线均已带电，备用电源自动投入装置已调试检验合格，模拟操作正确。4、3#机组发电相关的电气二次设备已全部安装完毕。2#发电机励磁系统、2#机组自动控制单元LCU、2#发电机变压器保护系统、220kV线路保护系统、220kV母线保护系统静态调试已基本完成，可以与计算机监控系统进行通信。5、考虑到永久照明设备暂未到货，电站照明采用施工临时照明。在主要工作场地及主要通道、楼梯口适当增加照明灯。电站事故照明配电盘已安装完毕，直流系统已投入运行，敷设临时线路安装适量事故照明灯，可以满足机组启动试运行期间的事故照明。6、电站的通信系统虽未完全形成，但电站与四川省调间的系统通信畅通，电站的中控室与投入设备处的电话保证畅通。7、电能计量的电流互感器和电压互感器已校验合格，电度表亦已校验合格。电能计量监控系统已调试完成，可投入使用。8、电站消防设施基本满足消防设计要求。9、机组启动验收应提供的文件、资料基本齐全，虽尚有部分资料因调试工作完成较晚未能报送，但不影响启动试运行前的分部工程阶段验收工作。综上所述，监理中心认为：①2#机组发电相关的机电设备安装试验已完成，安装试验过程中发生的问题已经处理，质量可以满足要求。②电气二次设备大部分调试工作可以完成，能满足机组启动试运行的要求。③工程遗留问题不影响机组启动试运行。④根据机电设备安装、调试及文件、资料提供的实际情况，监理中心已组织有业主、监理、设计和安装单位参加的分部工程阶段验收会议，通过现场检查和分析讨论，认为3#机组已基本具备充水启动条件。6.2结论3#机组发电相关的机电设备安装工作已全部完成，安装质量合格，机电设备试验、调试工作也已基本完成，可以满足机组启动试运行要求。因此，3 #机组现已基本具备机组启动试运行条件。