甘肃卓尼小河口水电站机电设备安装施工技术方案 - 副本.doc

甘肃卓尼小河口水电站机电设备安装施工技术方案一、安装部分1、混流式水轮机安装工艺流程图施工准备尾水管里衬拼装座环、基础环组装及安装蜗壳挂装及安装机坑里衬、接力器里衬安装机坑测定与座环、基础环加工导水机构予装转轮与主轴整体吊入机坑导水机构安装机组联轴、轴线调整主轴密封及水导轴承安装辅助设备及管路安装起动试运行尾水管里衬砼浇筑座环、基础环支墩砼浇筑蜗壳支墩砼浇筑机组二期砼浇筑尾水管里衬安装蜗壳拼装2、作业方法及要求2.1施工准备2.1.1熟悉图纸及制造厂的技术资料，了解设备的结构特点、技术要求及工艺要求。2.1.2根据工程特点，结合现场的具体情况，编制施工技术措施。2.1.3对施工人员进行技术交底。2.1.4临时工装、器具制作，施工工器具准备。2.2尾水管里衬拼装与安装2.2.1作业方法2.2.1.1根据尾水管到货设备的具体情况（若为分块到货），在尾水肘管拼装平台上将各分瓣件组焊成吊装单元。2.2.1.2按照安装顺序将组焊成的各吊装单元拖运至施工现场吊装就位，并控制调整各断面尺寸和整体位置，然后加固定位。2.2.1.3焊接各吊装单元环缝，焊后复查进水口断面尺寸和位置。2.2.1.4若锥管进人门为现场安装，则待尾水管吊装焊接后再进行安装。2.2.1.5尾水管全部安装完毕，整体验收合格后，交付土建进行砼浇筑。2.2.2质量检验2.2.2.1检验依据：设计图纸、制造厂资料、GB8564-88中的相关内容。2.2.2.2检验方法及器具尾水管里衬各单元环节进、出口尺寸：用卷尺测量。尾水管里衬各单元环节安装高程：用水准仪测量。断面垂直度：吊线坠配合钢板尺测量。管口中心及方位：由测量单位测出基准中心位置，并在X、Y方向悬挂钢琴线进行测量。各单元进出口断面平面度检查可用拉线的方法检查线条间的间隙。各焊缝按要求进行探伤检查。2.3座环、基础环组装及安装2.3.1作业方法2.3.1.1尾水锥管里衬上口断面复查。（尾水管里衬砼浇筑完毕，座环、基础环、蜗壳支墩混凝土均已浇筑完毕）。2.3.1.2基础环吊装就位2.3.1.3基础环中心、标高、水平、圆度调整、加固（其中高程一般应比理论高程稍低，待座环安装完毕后，再与座环一同进行调整）。2.3.1.4基础环组合缝焊接。2.3.1.5基础环中心、标高、水平、圆度复查。2.3.1.6座环吊装就位、组合。2.3.1.7基础环、座环中心、水平、圆度调整、加固。2.3.1.8座环组合缝焊接。2.3.1.9基础环、座环间法兰接合面封焊。2.3.1.10基础环、座环整体尺寸和位置复查。2.3.1.11验收合格加固后，方可进行蜗壳挂装。2.3.1.12基础环与锥管上管口间补偿节焊接（可根据工程进度安排时间施工）。2.3.2质量检验2.3.2.1检验依据设计图纸、制造厂资料、GB8564-88中的相关内容2.3.2.2检验方法及器具检查基础环、座环组合缝间隙应符合“GB8564-88”中第2.0.6条之规定。中心及方位的测量：在测量单位预先测放出的基准中心上悬挂钢琴线（X向、Y向），再吊线锤，用钢板尺测量埋件上X、Y标记与机组X、Y基准轴线间的距离，应符合要求。基础环、座环高程：用水准仪测量。机组中心线至镗口半径：悬挂钢琴线，用内径千分尺测量，使基础环、座环圆度（包含同轴度）符合要求。基础环、座环水平度：可在其上表面（同一平面上）架设水平梁，配合框式水平仪对其水平度进行测量。焊缝：外观检查，一二类焊缝按要求进行探伤。过流面处各焊缝：外观检查、手摸。2.4蜗壳的拼装、挂装及焊接2.4.1作业方法2.4.1.1熟悉技术人员编写的施工技术措施及安全措施，严格按照措施进行施工。2.4.1.2在蜗壳拼装平台上将各瓦片拼装，焊接成单环节或安装单元。2.4.1.3蜗壳支墩混凝土已浇筑完毕，测量单位测放出定位节断面的方位及高程，吊装调整定位节应确保准确。2.4.1.4根据各电站蜗壳的具体情况并考虑其它因素，分成若干工作面，按照安装顺序将组焊成的各单环节蜗壳（或单元蜗壳）拖运至施工现场吊装就位，从定位节开始安装，并控制调整各断面尺寸及位置，然后加固定位。附注：每个工作面均从定位节的安装单元开始安装2.4.1.5焊接各单节间蜗壳环缝。2.4.1.6安装各凑合节的蜗壳瓦块，并焊接其纵缝和两侧的环缝，最后焊接上、下蝶形边焊缝。2.4.1.7蜗壳进人门安装。附注：对于分叉供水式水轮发电机组，需进行伸缩节及蝶阀的安装。蜗壳直管段挂装，应在蜗壳伸缩节和压力钢管之间铺设轨道，用于伸缩节就位。在蜗壳焊接、加固工作完成后，安装伸缩节。2.4.2质量检验2.4.2.1检验依据设计图纸、制造厂资料、GB8564-88中的相关内容2.4.2.2检验方法及器具（1）蜗壳拼装时检查项目1）用卷尺测量各节进出口边周长应符合检验依据中的各项相关要求。2）用卷尺测量各节开口尺寸。3）用卷尺测量各节开口处对角线长度。4）用卷尺测量各节断面直径。5）用拉线方法检查各断面的平面度。6）用弦距样板检查各瓦块焊缝间的圆弧过渡情况。7）过流面处各焊缝应打磨平滑8）各焊缝应按照相应的焊接工艺措施进行焊接及检验。（2）蜗壳挂装时检查项目1）用钢板尺检查各环缝间错牙情况应符合检验依据中的相关要求。2）挂钢琴线确定出机组轴线后，用卷尺测量直管段中心与机组Y轴线之距离；用水平仪测量其中心高程，二者均应符合要求。3）挂装时，用水准仪测量蜗壳各单节最远点的高程应符合要求。4）定位节管口倾斜值测量时应挂线锤，配合钢板尺进行测量，其结果应符合要求。5）用直尺测量定位节管口与基准线间的距离应符合要求。6）用卷尺测量各节最远点半径应符合要求。7）蜗壳焊接应符合制造厂工艺要求及GB8564规范中规定。8）蜗壳工地水压试验，按设计要求进行。9）混凝土蜗壳护壁，一般需作煤油渗透试验检查，焊缝应无贯穿性缺陷。10）设有弹性层的蜗壳，应确保弹性层部位干净。2.5机坑里衬及接力器里衬安装2.5.1作业方法2.5.1.1熟悉技术人员编写的施工技术措施及安全措施，严格按照措施进行施工。2.5.1.2在拼装平台上将机坑里衬进行拼焊（现场允许情况下），整体吊装就位，并按要求进行调整。2.5.1.3焊接机坑里衬与座环结合缝2.5.1.4按照接力器布置方位在机坑里衬上进行配割，再分别将机坑里衬吊装就位进行调整。2.5.1.5复测机坑里衬及接力器里衬各项质量指标，符合要求并经验收合格后交付土建浇筑混凝土。2.5.2质量检验2.5.2.1检验依据设计图纸、制造厂资料、GB8564-88中的相关内容2.5.2.2检验方法及器具（1）机坑里衬安装测量机坑里衬法兰与座环上部法兰镗口间距离，确定其中心应符合要求。将机坑里衬等分八点测量，其各部位处直径应符合要求。（2）接力器里衬安装用框式水平仪测量接力器里衬法兰垂直度应符合要求。根据座环上法兰面所确定的机组中心线及轴线，挂线吊线锤用卷尺测量接力器里衬基础垫板中心线到y轴线距离与平行度，该基础板到x轴线距离与平行度，使其符合要求。用水准仪测量两个接力器里衬基础垫板中心处的高程应符合要求。2.6机坑测定2.6.1作业方法2.6.1.1清除机坑内杂物；2.6.1.2将事先确定好的测量点清扫、打磨干净，并做好相应的标记；2.6.1.3确定机组中心，复核高程基准点。中心:用内径千分尺测量座环上镗口圆度，选定互成90的、并符合圆度要求的4等分点作为机组中心测点，记录好数据，并在测点处作出标记，要求标记清楚、牢靠，不可随便擦拭。高程:复核座环基准面实际高程，并以此高程面为基准，分别复核在水轮机层、发电机下风洞、发电机上风洞内壁上的基准高程点，并做出明显标记。水平:用精密水准仪（精度0.01）测量座环及基础环基准面的平面度，若超出规范及设计要求，需要研磨，使结果符合要求。2.6.2质量检验2.6.2.1检验依据设计图纸、测量单位测放的基准轴线及高程点2.6.2.2检验方法及器具（1）用内径千分尺复测座环上的测量点，要求两次测量结果相差不大于0.02mm。（2）用水准仪配合卷尺测量高程点高程，两次测量结果相差不大于1mm。（3）用清密水准仪测量座环及基础环基准面的平面度使之符合要求。2.7导水机构予装2.7.1作业方法2.7.1.1熟悉技术人员编写的施工技术措施及安全措施，严格按照措施进行施工。2.7.1.2导水机构予装前，复测座环上平面高程、水平、镗口圆度应符合设计及规范要求。2.7.1.3将底环各分瓣件按图纸要求进行组合，检查合缝间隙。2.7.1.4将底环整体吊入机坑，调整其圆度中心及水平，钻铰定位销孔，打入定位销。2.7.1.5吊入50%数量的导叶进行予装。2.7.1.6将顶盖在指定的拼装场地按设计及规范要求进行组合，检查合缝间隙。2.7.1.7将顶盖整体吊入，再将轴套吊入组装后，检查导叶端部间隙。2.7.1.8调整上、下止漏环同轴度，调整导叶轴承孔同轴度，钻铰定位销孔，打入定位销，检查导叶端部间隙。2.7.1.9大轴密封装置底座予装。2.7.1.10顶盖吊出。导水机构予装后，钻铰相应的定位销钉，再将其按照由上至下，由外至里的顺序吊出，待转轮与主轴吊入机坑后，再进行正式安装。2.7.2质量检验2.7.2.1检验依据设计图纸、制造厂资料、GB8564-88中的相关内容2.7.2.2检验方法及器具（1）用塞尺对各组合缝间隙进行检查，结果应符合规范规定。（2）各部位组合螺栓的伸长值应符合厂家设计要求。（3）分别在X、Y轴线上，按照机组安装方位标记拉线检查底环、顶盖的安装方位与标记线间的偏差应符合规范要求。（4）用塞尺检查导叶端面间隙应符合设计间隙的要求。（5）在机组中心挂钢琴线，利用耳机电测法测量调整座环中心与圆度；测量调整底环止漏环与顶盖止漏环同轴度；测量调整顶盖导叶轴孔同轴度应符合要求。（6）用内径千分尺测量底环与顶盖的轴向距离，应符合图纸要求。2.8转轮与主轴联接及吊入2.8.1作业方法2.8.1.1熟悉技术人员编写的施工技术措施及安全措施，严格按照措施进行施工。2.8.1.2分瓣转轮装配（1）将分瓣转轮在指定位置进行组装和刚度试验。（2）将已组装好的转轮根据专门制定的焊接工艺规范进行焊接及热处理。（3）转轮焊接成整体后应对转轮进行加工，并安装上止漏环，其圆度及各部位的同轴度符合设计及规范要求。（4）对转轮进行静平衡试验。2.8.1.3主轴与整体转轮联接、吊入（1）将泄水锥与转轮进行予装，完成后将泄水锥吊至机坑内事先搭设的平台上；（2）将装配好的转轮放置在支墩上，调平。（3）竖立主轴，将主轴吊至转轮上法兰面进行联接；（4）拧紧组合螺栓，检查组合面合缝间隙，符合要求后，吊入机坑进行安装；（5）在机坑内进行泄水锥的正式安装。2.8.2质量检验2.8.2.1检验依据设计图纸、制造厂资料、GB8564-88中的相关内容2.8.2.2检验方法及器具（1）用测圆装置（测圆架等）测量转轮上、下止漏环圆度及同轴度应符合设计及规范要求。（2）焊接及热处理情况应符合规范GB8564之规定。（3）转轮静平衡试验应符合制造厂或规范GB8564之规定。（4）用塞尺检查主轴与转轮、泄水锥与转轮组合缝之间应符合GB8564之规定。（5）检查各部位联接螺栓伸长值或对应的力矩值应符合设计要求。（6）在主轴与转轮连接预紧对称的4个螺栓后，将主轴与转轮调整水平，在轴内挂钢琴线，用电测法测量主轴上、下内镗口与转轮连接法兰内镗口的中心偏移（同轴度）（7）用水准仪检查转轮安装的最终高程应符合设计及规范要求。（8）用塞尺检查上、下止漏环间隙（或桨叶与转轮室间隙）其偏差应符合要求。（9）安装高程、中心和水平检查:在主轴和转轮吊装到位，调整中心和水平后，用精密水准仪在主轴上法兰面上均布48点，测量法兰面相对于机组的安装基准的高程。水平采用合像水平仪或精密水准仪在主轴上法兰面上均布48点测量其水平。在主轴四周挂4根均布的钢琴线，采用电测法在主轴上、下测量检查与调整垂直度。2.9导水机构安装（导叶及导叶操作机构安装）2.9.1作业方法2.9.1.1熟悉技术人员编写的施工技术措施及安全措施，严格按照措施进行施工。2.9.1.2导叶应按照厂家的设计要求进行安装，即导水机构予装后吊出放置在机坑周围空地，其它导叶和轴套等在安装场地或基地拼装场进行清扫检查，各部件按照由下至上的顺序安装，不得漏装。2.9.1.3导叶全部对号吊装就位后，吊装顶盖，检查并调整导叶端部间隙应符合厂家设计要求。2.9.1.4接力器安装前应在安装基地进行分解清扫和打压试验，合格后吊入机坑内安装。2.9.1.5调速环安装时先在安装场进行清扫组合，螺栓紧力符合要求后用专用吊具吊入机坑，对好方位落于顶盖上；待调速器调试时与接力器导叶相连，进行相关试验。2.9.1.6导叶端部间隙调整和立面间隙研磨及导叶轴密封安装，均采用传统施工方法，如立面间隙研磨采用钢丝绳、导链捆绑导叶，塞尺检查间隙，必要时打磨的方法。2.9.1.7在水轮机与调速器机电联调后安装导叶密封。2.9.2质量检验2.9.2.1检验依据：设计图纸、制造厂资料、GB8564-88中的相关内容2.9.2.2检验方法及器具（1）逐步、分阶段检查导水机构各部件安装是否正确，有无漏装。（2）检查各部位间隙应符合设计及规范要求。（3）检查接力器各部件是否清扫干净，打压试验是否合格。（4）调整环安装后，检查螺栓紧力是否符合要求。（5）检查导叶端面间隙、导叶止推环轴向间隙是否符合设计及规范规定，导叶转动是否灵活。（6）检查导叶立面间隙，在用钢丝绳捆紧或接力器油压压紧的情况下，用0.05mm塞尺检查，不能通过，局部间隙及有间隙的总长度均不应超过规范及设计中的要求。2.10机组联轴及轴线调整2.10.1作业方法（1）水轮机转轮已处于中心位置，上下止漏环间隙均已符合要求。（2）清扫水轮机主轴法兰面、发电机主轴法兰面；将发电机大轴吊入机坑落于水轮机主轴上。（3）将联轴螺栓按对称方向逐个分次拧紧，使其伸长值达到设计值要求；（4）配合发电机进行机组轴线检查，按照技术人员提供的调整方案进行调整。2.10.2质量检验2.10.2.1检验依据（1）设计图纸；（2）制造厂设计资料；2.10.2.2检验方法及器具（1）用塞尺复测上、下止漏环间隙；（2）用专用工具测量联轴螺栓伸长值或拧紧力矩应符合设计要求；（3）检测水导处的摆度。2.11水导轴承及主轴密封的安装2.11.1作业方法2.11.1.1熟悉技术人员编写的施工技术措施和安全措施，严格按措施进行。2.11.1.2部件清扫、试验（1）将水导轴承及主轴密封各零部件进行分解、清洗。（2）轴承冷却器进行充水耐压试验。（3）油质进行化验。（4）主轴检修密封在安装前应通压缩空气，作漏气试验。（此工作也可在机坑内进行）2.11.1.3水导轴承安装：按图纸组装水导轴承各组件，按技术人员提供的要求分配调整轴瓦间隙。2.11.1.4主轴工作密封、检修密封安装（1）检修密封安装:先将检修密封座在顶盖内重新组合；按照在导水机构予装中装配的方位安装底座，检查其与转动部分的间隙，必要时进行调整；进行空气围带的充气试验；将工作密封的浮动环和检修密封座提起，安装空气围带，将检修密封座落到位，检查调整其与转动部分的间隙，应符合要求；安装气管路并充气试验。（2）工作密封安装:按图纸组装工作密封各组件，测量记录数据应符合设计要求。2.11.2质量检验2.11.2.1检验依据设计图纸、制造厂资料、GB8564-88中的相关内容2.11.2.2检验方法及器具(1)水导轴承安装目测检查水导瓦和轴颈表面。巴氏合金表面应无气孔、裂纹、硬点及脱壳等缺陷，瓦面粗糙度应达到设计要求。轴颈表面应光滑、无划痕、锈迹等，表面粗糙度应达到设计要求。水导瓦间隙分配应符合要求，并应定位牢靠，防止间隙变化。目检油槽内无异物、灰尘等，用干净白布擦拭，应无污迹。轴承装配后封盖注油前向油槽注入煤油，做渗漏试验，应满足技术规范的要求。轴承冷却器在安装前按照设备工作压力进行1.5倍的水压试验，持续30min应无渗漏，管路安装后与冷却器一起进行整体耐压试验。油质化验结果应符合标准要求。注油后从观察孔用卷尺检查油面高度（或刻度线）(2)主轴工作密封及检修密封密封座中心在予装时应以顶盖内镗口为基准，用钢琴线电测法测4点半径值。空气围带安装前，通以符合要求的压缩空气，在水中作检漏试验，应无漏气。分4点测量密封座与转动部分的间隙或距离。分4点测量密封与转动部分的径向间隙或轴向距离。检查调整密封件螺栓的力矩及各部件上、下动作灵活情况。2.12辅助设备及管路安装:水轮机本体部分安装完成后，可根据现场实际情况配制相应的油、气、水管路，安装辅助设备。2.13起动试运行:全面检查各部位安装情况，验收后，可进入试运行阶段。二、安装调试及试运行1.机组启动试运行作业流程图尾水充水压力钢管及蜗壳充水机组起动过速试验发电机升压试验机组起动试运行前的检查检修、开机移交解并列试验带负荷试验甩负荷试验低油压关机试验事故配压阀动作关机试验动水关闭蝴蝶阀试验2.作业方法及要求2.1机组起动试运行前的检查2.1.1作业方法在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的验收检查组对以下项目进行验收检查。2.1.1.1引水系统的验收检查；2.1.1.2水轮机部分的验收检查；2.1.1.3调速系统的验收检查；2.1.1.4发电机部分的验收检查；2.1.1.5励磁系统的验收检查；2.1.1.6油、气、水系统的验收检查；2.1.1.7电气一次设备的验收检查；2.1.1.8电气二次设备的验收检查；2.1.2质量检验2.1.2.1检验依据有关厂家技术说明书和设计图纸水轮机基本技术条件GB/T15468-1995水轮发电机组安装技术规范GB8564-88水轮机调速器与油压装置技术条件GB/T8652.1-1997水轮机调速器与油压装置试验验收规程GB/T8562.2-1997同步电机励磁系统 大中型同步发电机励磁系统技术要求GB7409.3-1997电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-91大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL489-92水轮发电机基本技术条件GB7894-2000三相同步电机试验方法GB1029-1993电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB50171-92电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147-90进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范DL/T730-20002.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录 2.2尾水充水 2.2.1作业方法2.2.1.1全关机组蜗壳进人门及尾水进人门。2.2.1.2全关机组蜗壳放空阀，锁锭投入。2.2.1.3投入空气围带2.2.1.4关闭蜗壳取水阀2.2.1.5关闭尾水盘形阀，且关闭严密，锁锭装置已投入。2.2.1.6顶盖排水泵及其电源处于完好状态。2.2.1.7水机室用于顶盖紧急备用排水的潜水泵已准备就绪。2.2.1.8手动操作调速器将机组导叶打开3%-5%开度。2.2.1.9打开尾水充水阀，向尾水充水。2.2.1.10充水过程中，观察尾水管进口测压表、顶盖及蜗壳测压表。2.2.1.11充水过程中，观察顶盖自流排水情况。2.2.1.12待平压后，用尾水门机提起尾水门，并进行静水下的起落试验。试验完后，将尾水门全开并锁定在门槽上。2.2.1.13进行顶盖排水泵排水调试。2.2.1.14充水结束后关闭导叶，投入接力器锁锭。2.2.1.15关闭尾水充水阀。2.2.2质量检验2.2.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第3.1条、第3.2条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-882.1.2.2检验方法和器具1）.充水过程中，用目测方法，监视检查尾水盘形阀、尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。2）.在水机室，检查空气围带、顶盖密封及导叶轴密封的漏水情况。顶盖自流排水应通畅。 3）.在充水过程中，检查顶盖排水泵排水运行情况。4）.检查自动抓梁在静水工况下对位、穿销的准确性。2.3压力钢管及蜗壳充水2.3.1作业方法2.3.1.1检查压力钢管排气孔应通畅。2.3.1.2投入主轴检修密封（空气围带），检查气压值应正常。2.3.1.3检查调速器油压装置处于正常工作状态，压力油罐压力及油位正常。手动操作调速器，使导叶全行程开、关数次无异常情况。检查完成后将导叶全关，并投入接力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。2.3.1.4全关蝶阀，并投入锁定。2.3.1.5用压力油泵经风闸，将转子顶起一次，然后撤除油压，落下转子。2.3.1.6投入发电机制动风闸、使机组处于制动状态。2.3.1.7打开检修闸门充水阀。向检修闸门和工作闸门间充水。注意观察水位上升和工作闸门下游侧漏水情况2.3.1.8平压后，用门机提进水口检修闸门，并锁定在门槽内或置于门库中。2.3.1.9缓慢打开工作门充水阀，向压力钢管充水。注意监视压力钢管水压力表读数，检查压力钢管充水情况。对于引水式水电站，则可开启调压井工作闸门充水阀和蝴蝶阀（或球阀）的旁通阀向压力钢管和蜗壳充水2.3.1.10如蜗壳前有蝴蝶阀（或球阀），则应先检查蝴蝶阀（球阀）的漏水情况，然后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充水，记录蜗壳充水时间。2.3.1.11待平压后，以手动和自动方式使工作闸门在静水中启闭试验3次，调整、记录闸门启闭时间及表计读数。在机旁及中控室作远方操作试验，闸门应启闭正确可靠。在试验完成后，置于全开位置，并进行锁定。2.3.1.12蜗壳平压后，打开蝴蝶阀（球阀），进行静水下的开关试验，检查阀体启闭动作，记录阀体开启和关闭时间，在手动操作合格后，进行自动操作的启闭动作试验，分别进行现地 和远方操作试验。试验完后，全开蝴蝶阀（球阀），关闭旁通阀。2.3.2质量检验2.3.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第3.1条、第3.2条 2.3.2.2检验方法和器具1).记录上游水位，在水轮机层目测检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。2).从蜗壳进人门处，目测检查检查蝴蝶阀（球阀）的漏水情况。3).目测检查蜗壳取水阀、蜗壳进人门、蜗壳放空阀的漏水情况。4).在水车室，检查顶盖、导水机构和主轴密封漏水情况，以及顶盖排水泵工作情况。5).检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。6).在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。7).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。2.4技术供水调试2.4.1作业方法2.4.1.1关闭各支路供水阀门，打开蜗壳供水总阀，向技术供水系统总管充水。注意监视减压阀进出口水压力。2.4.1.2调节减压阀，使减压阀出水压力达到设计值 2.4.1.3机组技术供水总管充水运行稳定后，依次进行下列各支路充水：1).发电机空气冷却器冷却水供排水系统。2).机组水导冷却水供排水系统。3).机组上、下导轴承冷却水供排水系统。4).机组推力轴承冷却水供排水系统。5).水轮机主轴密封水供排水系统。2.4.1.4调节各支路供排水压力值至制造厂要求值。2.4.1.5充水过程中，应检查以下项目：1）.整个技术供水系统中各管道、阀门、接头不应有漏水现象。2）.整个技术供水系统中各压力表、温度计、示流信号器指示正确，压力开关、压差变送器、电磁阀、电磁流量计等自动化元件的运行情况应正常。3）.各支路水压应符合制造厂和设计要求。2.4.2质量检验2.4.2.1检验依据水利水电基本建设工程单元工程质量等级评定标准 水力机械辅助设备安装工程SDJ249.4-882.4.2.2检验方法和器具现场各部位目测检查。2.5首次起动2.5.1作业方法2.5.1.1确认机组充水过程中发现的问题已处理完毕。2.5.1.2发电机定转子空气间隙已用白布带拉过，并确认间隙中及其周围无杂物。2.5.1.3测量机组振动及摆度的表计已架设完毕。2.5.1.4发电机转子集电环上的碳刷已全部从刷握中拔出。2.5.1.5检查发电机出口断路器及刀闸已断开。2.5.1.6投入机组测温装置及瓦温保护。2.5.1.7用高压油顶转子油泵将转子顶起一次，使推力瓦建立油膜。2.5.1.8将调速器油压装置及机组漏油装置切至自动运行位置。2.5.1.9将顶盖排水泵控制切至自动运行位置。2.5.1.10将厂房渗漏排水泵控制切至自动运行位置。2.5.1.11将调速器电气开度限制置于零位后，打开油压装置至调速器机械柜的主供油阀。2.5.1.12在调速器柜旁接入标准频率表，用于监视机组启动及运行转速。2.5.1.13手动操作，投入机组冷却水系统，并检查各部位水压正常，临时关闭发电机空冷器进水总阀。2.5.1.14拆除机组启动前各项试验用接地线和短接线。2.5.1.15手动撤制动闸，确认发电机制动闸已全部下落到位。2.5.1.16手动撤除空气围带气压，主轴密封水投入。2.5.1.17手动操作拔出接力器锁锭。2.5.1.18手动开机操作：手动操作调速器，缓慢打开导水叶，将机组转速升至25%nN左右，经检查无异常情况后，再将机组转速逐级升至50%、75%直至100%nN。每级作适当停留（对于使用金属瓦的机组低转速不宜停留时间过长），检查有无异常情况。2.5.1.19机组起动升速过程中，如遇下列情况应立即停机：1）.机组内部出现异常响声（如金属撞击声等）；2）.机组推力轴承温度突然急剧上升；3）.推力轴承或导轴承油槽大量甩油；4）.机组振动、摆度值过大（或严重超标）；5）.危及机组安全运行的其它异常情况。2.5.1.20机组首次起动及空载运行中的监测与记录：1）.记录电站上、下游水位及导水叶的启动开度和空载开度。2）.记录机组各部轴承的运行温度：最初5min一次，半小时后每10min一次，1小时后每30min一次。3）.测量并记录机组各测点的振动与摆度值，校验振动摆度记录仪的接线正确性。4）.记录机组额定转速下的耗水量及水力测量系统各表计数值。5）.在机组额定转速下，测量发电机一次残压及相序。6）.用细砂布打磨转子集电环表面，清除表面污秽。7）.机组空载运行中，调节主轴密封水压，使之处于最佳运行状态。8）.记录各轴承瓦温稳定后的油槽油位变化情况。9）.记录顶盖排水泵启动周期。2.5.1.21待瓦温稳定后，进行机组空转运行下调速系统的调整试验。2.5.1.22调速器的空载扰动试验：1）.将调速器切至自动运行状态，分别选择几组PID参数，做扰动量为8%（即4HZ）的扰动试验。2）.空载扰动试验中，录取扰动调节波形，使其调节最大超调量，摆动次数及调节时间符合调速器运行规范要求，从中选择最佳PID参数。3）.在选定PID参数下，机组空载运行转速相对变化率不应超过额定转速0.15%（大型调速器）、0.25%（中小型调速器）。 2.5.1.23在机组额定转速下，做调速器手、自动切换试验，接力器应无明显摆动。2.5.1.24调速器频率调节范围试验：在选定的PID参数下，人为改变调速器频率给定，验证调速器的频率调节范围应符合设计要求。2.5.1.25在油压装置自动方式运行过程中，记录油压装置油泵向压力油罐的送油时间及油泵工作周期。2.5.1.26在调速器调整试验做完后，手动停机，手动停机程序如下：1）.手动操作调速器，将导水叶逐步关至全关位置。2）.当机组转速降至15%nN-20%nN时，手动投入制动闸和吸尘装置。3）.机组全停后，先投检修密封，然后切除主轴工作密封。4）.投入接力器锁锭。5）.机组全停后手动操作解除风闸，使机械制动闸下落。6）. 如机组停机时间较长，应手动操作关闭蝶阀，并投入发电机机坑内的电加热器及除湿。2.5.1.27机组首次停机后的检查与调整：1）.机组停机降速过程中，校核转速装置各定值的准确性，必要时应重新整定。2）.记录机组自额定转速降至15%nN及加闸至全停的时间。3）.停机后，监视各部轴承的油位变化。4）.检查上导及推力轴承油槽上、下端防油雾装置的工作性能。5）.检查机组各部位螺栓、销钉、锁片及键有否松动、脱落。6）.检查机组转动部分的焊缝有否开裂。7）.检查发电机上下挡风板、风圈、导风叶有否松动、断裂。8）.检查风闸闸板磨损情况及除尘装置工作性能。9）.检查机组导叶的漏水量。10）.必要时调整各个轴承油槽液位开关的油位接点。11）.根据机组首次启动运行试验中振动与摆度情况，决定转子是否应进行动平衡试验。2.5.3质量检验2.5.3.1检验依据：水轮发电机组起动试验规程DL507-93第4.2条、第4.4条、第4.5条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-88水轮机调速器与油压装置技术条件GB9652-88水轮机电液调节系统及装置技术规程SD-295-88水轮机电液调节系统及装置调整试验导则DL496-922.5.3.2检验方法及器具瓦温：察看机组测温盘振动、摆度：察看机组测振、测摆盘和人工架百分表。调速器：调速器电调盘、专用调试软件、笔记本电脑。漏水量：超声波测流量屏转速：频率表残压：PT柜、万用表2.6过速试验2.6.1作业方法2.6.1.1机组过速试验应在机组振动、摆度符合制造厂设计规定后进行，否则，应先进行动平衡试验。2.6.1.2将转速继电器115%和140%（或按设计值）接点从水机保护回路中断开，只作用于信号。2.6.1.3做好测量过速前、过速时、过速后机组振动与摆度的准备。2.6.1.4设专人监视机械与电气过速装置动作情况。2.6.1.5手动开机至额定转速，使机组在额定转速下运行至瓦温稳定。2.6.1.6做115%额定转速试验：手动方式操作调速器，使机组转速升至115% nN，然后迅速降回至额定转速。2.6.1.7记录过速115% nN时及机组瓦温稳定后的机组振动摆度值，并与过速前的测量值进 行比较。2.6.1.8做140%（或设计规定值）额定转速试验：1）记录过速前机组瓦温及振动与摆度值。2）改变相关参数设定，手动操作调速器开度限制，较快使机组转速升至140% nN（或设计规定值）。当机组转速达140% nN（或设计规定值）时，立即反向操作将机组转速降至额定值。3）当机组转速达140% nN（或设计规定值）时，检查机械及电气过速装置的动作情况。如过速装置未按整定值动作，则应手动方式停机。4）重做140% nN（或设计规定值）过速试验；如过速装置未能按整定值动作，应在停机后重调过速装置，然后重做该项试验。2.6.1.9机组过速试验中的监测与记录：1）手动开机升速过程中，监测机组转速信号装置，校核其整定值。2）记录电站上、下游水位及过速115% nN和140% nN（或设计规定值）时的导叶开度。3）记录过速115% nN和140% nN（或设计规定值）时的机组流量。4）记录过速前后及过速时的机组振动与摆度值。5）记录过速前后各部轴承的瓦温及油位变化。6）将以上各记录填写入机组过速记录表中。2.6.1.10机组过速试验停机后的检查：a.检查发电机定子基础板及上机架支撑架的状态有无变化。b.重点全面检查发电机转动部分的转子磁极键、磁轭键、阻尼环、磁极引线及磁极压紧螺杆等有无异常情况。c.按机组首次启动停机后的检查项目（2.4.2.9）对机组做全面检查。2.6.2质量检验2.6.2.1检验依据：水轮发电机组起动试验规程DL507-93第4.5条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-882.6.2.2检验方法及器具瓦温：机组测温盘振动、摆度：机组测振、测摆盘和人工架百分表。转速：调速器电调柜、机调柜和LCU上的转速表或频率计，测速装置2.7自动开停机试验2.7.1作业方法2.7.1.1将机组各附属设备控制切至自动位置，投用水力机械保护，2.7.1.2断开发电机出口断路器及隔离刀闸。2.7.1.3将调速器置于自动位置，功率给定置于空载位置，频率给定置于额定值。2.7.1.4由机组LCU发开机令，机组自动起动至空载运行。2.7.1.5由机组LCU发停机令，机组自动完成停机。2.7.1.6机组自动开、停机试验应在机旁（LCU）及远方（监控系统上位机）分别进行。2.7.1.7机组自动开停机试验中的检查及记录：1）检查各自动化元件动作的正确性，必要时进行调整。2）在中控室（上位机）及机旁（LCU）检查机组自动开停机顺序控制编程的正确性及开停机完成情况。3）记录开、停机令发出至机组完成开、停机所需时间。4）记录停机过程中从制动闸投入至机组全停的时间。2.7.1.8本项试验还应与以后各项试验交叉进行，包括给励磁及并网等。2.7.2质量检验2.7.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第4.6条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-88水电厂计算机监控系统基本技术条件报批稿大型水电机组自动化元件及其系统基本技术条件GB11805-892.7.2.2检验方法和器具机组LCU、上位机、调试软件和笔记本电脑。2.8水轮发电机短路试验2.8.1作业方法2.8.1.1拆开励磁变与发电机主母线的联接，根据现场电源情况，选择合适的电源点，用高压电缆将电源引至励磁变高压侧，作为他励电源，并接好在励磁盘远跳电源的按钮。2.8.1.2在封闭母线短路试验装置处，设置三相短路点，断开发电机出口断路器及刀闸。2.8.1.3断开发电机中性点消弧线圈隔离刀闸2.8.1.4在励磁屏旁增设三相定子电流表、转子电流、电压表，用于监测发电机短路升流情况。2.8.1.5将发电机短路范围内暂不用的CT二次侧可靠短路并接地。2.8.1.6机组起动前投入机组冷却水系统，稍给发电机空冷器冷却水，投入水力机械保护装置。2.8.1.7退出所有发电机保护。2.8.1.8手动方式开机，并使机组运行至各部瓦温稳定。2.8.1.9将励磁装置切手动调节方式，手动给定置于最低位，投他励电源，在FMK断开的情况下，检查短路范围内各CT二次侧应有电流。2.8.1.10合灭磁开关（FMK）后，操作手动给定将定子电流缓慢升至20%，普测CT二次侧通流情况，检查二次接线相互相位及三相电流平衡情况；核对各CT极性、检查各组接线中性点应无电流。2.8.1.11核对励磁变CT极性，及其差动保护接线的正确性。2.8.1.12再将定子电流逐步升高（75%左右），复核（2.6.2.3）检查的正确性；检查发电机完全及不完全差动动作整定值，失磁、负序过电流、过负荷等保护CT二次侧相互相位及接线的正确性；检查变压器差动动作整定值；检查各测量、指示表计电流回路的正确性。2.8.1.13升流试验完成后，减磁降流，跳灭磁开关（FMK）。2.8.1.14发电机短路特性的录制：合灭磁开关（FMK）后，逐级将定子电流升至额定值，在逐级升流过程中，同时读取三相定子电流和转子电流。降流分级应在10点以上，绘制发电机短路特性曲线。2.8.1.15试验过程中严密监视转子集电环及碳刷运行情况。2.8.1.16发电机定子电流达到额定值时，检查轴电流保护装置二次侧输出电流值。2.8.1.17上述检测试验完成后，在发电机额定电流下，跳灭磁开关（FMK），录制发电机额定电流下的灭磁特性。2.8.1.18发电机短路干燥1）干燥前用2500V兆欧表测定子绕组及转子绕组对地绝缘电阻和吸收比或极化指数。2）按水轮发电机组安装技术规范（GB8564-88）要求，确定发电机定子绕组是否需要干燥。3）手动启动机组至空载运行稳定后投他励电源，合发电机灭磁开关，逐步升发电机电流（开始电流控制在50%IN以下），升温速度控制在5-80C/h。升温过程中，发电机空冷器冷风温度不超过400C，定子绕组温度控制在60-650C，不应超过800C4）干燥过程中，当定子绕组电流升至控制值后，即可进入保持阶段，保温时间约8h。此过程中可用冷却水调节温度。5）保持8h后，即可降流降温，降温速度应控制在10/h。当定子绕组温度降至40以下时，即可跳灭磁开关停机。6）短路干燥过程中，发电机空冷器稍给冷却水，必要时可用冷却水调节冷风温度。2.8.1.19发电机定子绕组的直流耐压试验：1）停机后，拆除设在机端的三相短路点（K1）。2）拆开发电机出口及中性点的连接，并使三相绕组间保持足够电气距离。3）耐压前分相测量三相定子绕组的绝缘电阻及吸收比（或极化指数）。4）接好耐压试验设备，按A、B、C三相分别进行耐压。耐压标准为3.0UN5）进行一相绕组耐压时，非被试两相绕组应短接并可靠接地。6）升压试验按0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0UN逐级加压，每级停留1min，测量每级泄漏电流。7）每相绕组耐压后，应充分放电，然后测量其绝缘电阻及吸收比（或极化指数）。8）发电机直流耐压试验完成后，恢复发电机出口及中性点接线。2.8.2质量检验2.8.2.1检验依据水轮发电机组起动试验规程DL507-93第4.7条 水轮发电机组安装技术规范GB8564-88电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-91大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程DL490-92大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL489-92大中型同步发电机静止整流励磁系统基本技术条件GB7409-87大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件SD299-882.8.3.2检验方法及器具测温：机旁测温盘电流：CT、励磁盘、电流表电压：励磁盘、电压表绝缘电阻：2500V兆欧表直流耐压：直流耐压仪2.9水轮发电机升压试验2.9.1作业方法2.9.1.1断开发电机出口断路器及其隔离刀闸，合上发电机中性点隔离开关。2.9.1.2投用发电机保护及水力机械保护。将发电机过压保护暂改为1.3UN，0.5秒。2.9.1.3投入机组振动摆度测量装置。2.9.1.4将调速器和其它辅机控制装置切至自动控制方式。2.9.1.5机组升压仍采用他励方式。将励磁装置切手动位置，励磁调节器给定置于最低位置。2.9.1.6机组升压操作：1）在机旁用LCU实现自动开机，并使机组运行至瓦温稳定。2）投他励电源，合发电机灭磁开关，手动操作电压给定缓慢升压。按25%、50%、75%、100%Un分级。各级做相应检查。2.9.1.7机组升压试验中的检测：1）检查各带电设备的运行情况。2）检查机端各电压互感器二次回路三相电压应平衡及相序正确。测量PT开口三角形电压输出值，在各PT间定相。3）测量PT二次回路各端子电压及电压表计指示的正确性。4）在100%UN时，测发电机轴电压及机组的振动、摆度值。2.9.1.8发电机空载特性曲线录制程序：1）手动操作励磁调节器，将发电机电压降至最低值。2）手动操作励磁给定缓升发电机电压，同时读取定子三相电压及转子励磁电流，及机组频率值。3）在10%-60%UN范围内按10%UN分级升压；在60%-100%UN范围内，按5%UN分级升压，在100%-120%UN范围内至少读取两点（UF、IL值）。升压限制在1.3UN和额定励磁电流之内。当达到其中之一时，即停止升压，升压过程中，同时读取各点定子电压，转子电流和机组频率值。4）再升压至最高电压时，迅速读数后应快速返回额定值。5）手动操作励磁给定缓降发电机电压，同时读取各点定子三相电压及转子励磁电流，及机组频率值。6）绘制发电机空载特性曲线。2.9.1.9发电机单相接地试验及消弧线圈挡位整定：1）发电机升压完成后，减磁降流，跳开发电机灭磁开关（FMK），使机组在空转状态下运行（调速器自动）。2）在