水电站机电安装达标投产自检报告

水电站机电安装达标投产自检报告1工程概况 2工程范围 23施工的主要依据 4主要施工程序 4.1水轮发电机组安装 44.2电气一次设备安装 4.3电气二次设备、220V直流设备及电缆安装 4.4水力机械辅助设备安装 4.5通风空调设备安装 4.6消防设备安装 4.7起重设备安装 4.8水轮发电机组的启动试运行 5工程质量评定情况 236主要存在问题和解决方案 6.1关于1#机水轮机转轮桨叶接力器行程未达到设计值的问题 246.2关于1#发电机转子个别磁极交流耐电压试验未通过的问题 246.31#发电机转子连轴螺栓拉断问题 246.4关于2＃机组受油器旋转轴存在刮痕的问题 256.52#机浆叶反馈杆旋出脱落问题 256.63#水轮机转轮漏油问题 267工程的施工管理 288施工质量管理 288.1管理体制及组织体系 288.2质量保证体系运行情况 309工程档案管理 9.1工程档案管理网络的建立 9.2工程档案的分类汇编 3110.达标投产工作的组织实施 11.达标投产自检情况及说明 1工程概况xx水电站位于xx区xx县与xx省册亨县交界的xx上，电站坝址右岸为xxxx县，左岸为xx省册亨县，坝址距xx县31km，距南宁448km。电站装设3台轴流转桨式水轮发电机组，总装机容量为3×135MW。发电机电压采用发变组单元接线，电站以220KV一级电压接入xx电网，220KV出线二回，预留第三回出线位置。电站采用计算机监控，按无人值班、少人值守设计。电站建成后主要向xx、广东两省（区）送电。本电站为日调节水电站，汛期带基荷运行，枯水期承担调峰任务。根据《xx水电站工程机电设备安装合同文件》（合同编号：PB/C-02）要求，我部主要承担xx水电站工程机电设备（不含金属结构、坝顶门机、尾水门机）的安装、调试、现场试验、验收、维护保养、移交和启动试运行。自2003年1月介入工程建设以来，我部在上级有关部门领导下，在设计单位、监理单位的大力协助下，精心组织、精心施工，经过近三年的艰苦奋斗，机电设备安装工作已全部完成。1#水轮发电机组在2004年12月4日正式并网发电，2#水轮发电机组在2005年3月31日移交试生产，3水轮发电机组在2005年8月23日也实现投产，进入商业运行。2工程范围（1）3台轴流转桨式水轮机及其附属设备（含调速系统设备（2）3台额定功率为135MW的立式水轮发电机及其附属设备（含励磁系统设备（3）电气设备a)3台容量为160MVA的主变压器及其配电装置；b)离相封闭母线及发电机电压配电装置；c)220kV全封闭组合电器（GIS）及户外配电装置；d)10kV交联聚乙烯绝缘电力电缆；e)400V厂用及坝区配电设备；f)过电压防护及接地装置（不含一期混凝土接地预埋部分g)全厂照明配电设备；h)全厂电缆及电缆支（桥）架；i)计算机监控、保护、表计测量屏（柜j)继电保护及自动装置设备；k)直流系统；l)厂内通信设备。（4）水力机械辅助设备；（5）厂房通风空调系统设备；（6）消防设备；（7）起重设备；（8）参加主体建筑物土建施工及金属结构安装标的竣工验收，若发现机电部分预埋件施工存在问题应及时向监理人提出，以确保今后机电设备安装的顺利进行；（9）自购设备、材料的采购、运输及保管；（10）发包人提供的设备自交接地点的保管和倒运，参加主要设备出厂验收。3施工的主要依据（1）xx电力设计院图纸和设计变更；（2）天津ALSTOM和上海VSS图纸；（3）xx水电站机电设备安装工程招标文件、投标文件和合同文件；（4）国家和电力行业相关规程规范：《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-2003《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2001《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995《水轮机通流部件技术条件》GB/T10969-1996《水轮发电机组启动试验规程》DL/T507-2002《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T9652.1-1997《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T9652.2-1997《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《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-1997《给水排水管道工程施工及验收规范》GB50268-1997《机械设备安装工程施工及验收通用规范》GB50231-1998《电力建设施工及验收规范》SDJ279-90《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91《电力建设安全工作规程》DL5002.1-92《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168-1992《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171-1992《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》GB50170-1992《低压电气施工及验收规范》GB50254-19964主要施工程序4.1水轮发电机组安装xx水电站装设3台单机容量为135MW、额定转速为107.14r/min轴流转桨式水轮机（ZZS486-LH-722转轮标称直径D＝7220mm，额定水头H＝34m，水轮机安装高程设计为393.25m，水轮机本体总重量为745.5t；xx水电站3台发电机型式为三相、立轴半伞式、密闭自循环空冷、同步发电机，推力轴承位于下机架上，上机架装设上导轴承。水轮机调速器系统设备是采用微机控制的具有并联PID调节规律的双调节电液调速器。调速器机械部分采用无油自复中型步进式电位移转换器，直接式结构，积木式安装，无杠杆，内置式油管。调速器具备机械手动操作、电手动操作和自动操作三种方式以及两段关闭、过速保护功能。机组安装从2003年8月份第一台（3#机）尾水管里衬开始，随着土建混凝土浇筑进行座环基础、座环、转轮室及底环、机坑里衬及接力器基础等水轮机埋件的安装工作，1#机组发电机层▽412.0m层于2004年7月土建正式交面给安装单位，标志着xx水电站1#机组机电设备正式进入安装阶段，1#机组定子组装于2004年5月份开始，1#机转子于2004年6月份开始组装。1#、2＃、3＃机组带负荷试运行后正式投入商业运行。目前机组运行正常。4.1.1水轮发电机组主要安装流程（1)水轮机安装：尾水管、固定导叶、座环、转轮室及底环等水轮机埋件预埋、导水机构预组装、转轮组装及与支持盖、导流锥整体吊装、操作油管安装、受油器安装、空气围带及主轴密封安装、水导轴承安装；（2)发电机安装：发电机定子及上、下机架基础预埋、定子组装、定子下线、定子吊装及机坑内耐压试验、下机架及推力轴承安装、转子组装及磁极耐压试验、转子吊装、上机架预组装及安装、水轮机与发电机联轴后轴线调整、上下导轴承安装、发电机附件安装。4.1.2水轮发电机组安装方法(1)水轮机安装：①埋件安装。按设计高程及中心预埋尾水肘管、尾水锥管、固定导叶、座环、机坑里衬及辅助设备系统管道；机组段土建交面后，重新复测座环、转轮室的高程、水平及中心，以实际安装转轮室中心为标准，按设计高程和规范有关规定预埋发电机定子、上下机架基础；②水机安装。当浇筑二期砼后，预装水轮机导水机构及水轮机支持盖、导流锥；转轮在副安装间组装，并进行耐压试验和桨叶动作试验、整体吊装转轮，安装控制环及导叶连接件，进行水轮机附件安装。(2)发电机安装：①组装下风罩、组装下机架、转轮吊入机坑后吊装下风罩、吊装下机架；②定子在主安装间组圆和焊接、定位筋安装、铁芯组圆、铁损及温升试验；③试验合格后进行下层线棒安装和耐压试验、上层线棒安装和耐压试验；④利用上机架作为吊装工具整体吊装定子；定子中心高程水平调整后进行二期砼浇筑；⑤按转轮室中心及高程预装发电机上机架；⑥吊装推力头，安装机组推力轴承，配制制动器管路及进行耐压试验；⑦吊装发电机转子；⑧安装发电机组合轴承油冷却器及管路，安装定子空气冷却器及管路；⑨进行水轮发电机组转动部件的联轴工作；⑩安装发电机上机架，安装上、下机架挡风板及盖板，安装上导轴承；安装发电机碳刷及过速保护装置；⑾安装受油器；⑿进行机组的电气盘车工作；⒀机组电气盘车合格后，进行2#水轮发电机组总装，安装发电机上导轴承、下导轴承、水轮机导轴承并调整导瓦间隙，安装测温电阻及轴承附件，配制油气水管路。(3)调速系统设备安装：①进行导叶接力器基础预埋，接力器耐压试验和安装定位，安装控制环的液压锁定装置；②安装油压装置回油箱和压力油罐，安装调速器机械柜，安装事故配压阀和两段关闭阀，油压装置与液压管路系统组装、清洗、耐压试验及调试；③安装导叶接力器位移传感器和桨叶接力器位移传感器、功率变送器及水位传感器；④调整模拟量及开关量输入，调整bp、Kp、Ki、Kd等调速系统参数，调整步进电机运行参数，进行电液联调，调整两段关闭阀拐点开度及导叶开关机时间，按协联关系曲线调整随动系统，作调速系统静态特性试验；⑤进行故障模拟手动自动开停机及事故停机及事故配压阀动作停机模拟试验。4.2电气一次设备安装xx水电站的发电机出口电压为15.75kV，主变高压侧电压为220kV；3台发电机与3台主变压器各接成单元接线，在▽406.8m层发电机出口设置出口断路器；主变低压侧采用QZFM型封闭母线，励磁系统设备接机端，3台厂用变压器分别接在3台主变压器低压侧；另设1台10kV、1600kVA厂用备用压器，引至xx10KV变电站，作为全厂备用电源；电站安装3台额定容量为160000kVA主变压器，220kV系统为GIS组合电器，其接线为双母线。220kV两回出线均送至xx220kV变电站。主要一次设备安装包括：主变及其中性点设备安装，220kv全封闭组合电器（GIS）安装，户外220kv配电装置安装，发电电压设备安装（包括发电机出口断路器、15.75kv离相母线、厂用变压器、励磁变压器等400V厂用电系统设备安装，动力电缆线路安装，接地装置安装。4.2.1主变及其中性点设备安装xx水电站共有三台主变压器及其中性点设备均安装在副厂房下游▽416.00高程尾水平台。1#主变2004年8月28日到货，现场按定货合同、出厂试验证明书核对铭牌，检查无误。检查冲击记录仪记录≤0.5。检查主体和组件无损伤。变压器本体氮气压力保持在规定范围内。2004年9月开始进行安装，过滤绝缘油并进行耐压试验；用自然排氮法进行排氮；在吊罩器身检查时，着重检查了各部位位移、螺栓紧固、铁心锈蚀、变形、接头连接、绝缘包扎、杂物等情况，器身检查情况良好；用合格油对器身清洗，检查无遗留杂物。在进行抽真空后，将经过滤油机过滤并加热的合格油注入，期间着重控制了油温和注油速度；注满后，继续抽真空8小时；在散热器安装、补油、静置后，用油压进行整体密封试验，试验24h，无渗漏；主变安装完成后，按照规范分别进行了感应耐压、局部放电、绕组变形、工频耐压、介质损耗、直流泄漏、绝缘电阻、相位检查等试验，试验结果符合规范要求。于2004年10月完成施工。2#主变于2005年1月开始现场安装，2005年2月完成施工。3#主变于2005年4月开始进行现场安装，2005年7月完成施工。2#、3#主变安装工艺和试验操作均严格按照规范施行，安装检验合格，各项试验结果符合规范要求。（1）轨道安装：配合土建进行轨道地脚螺栓的预埋，具备安装条件后，将轨道以及附件倒运至安装现场安装，调整轨道的中心坐标、轨距、水平偏差应符合施工图纸、规程规范及厂家技术资料的要求后，固定牢固，接地可靠；（2）主变倒运：将变压器沿主变运输轨道用卷扬机拖运至主变安装场地，拖运就位后，调整变压器的中心位置线以及低压套管与封闭母线、高压套管与GIS室母线筒接口的位置，符合设计图纸要求后，用卡轨器卡住；（3）主变油过滤和试验：根据安装计划，确定变压器油到场和滤油时间，安排真空滤油工作，过滤后绝缘油耐压值达到60kV以上，取油样化验各项指标合（4）套管及附件安装：散热器、贮油柜安装，排氮，升高座安装，高低压套管安装，变压器内部检查，气体继电器、压力释放装置、测温装置、吸湿器等安装；（5）抽真空注油：将真空泵连接到油枕，抽真空直到压力低于0.3kPa，进行变压器密封性检查，保持24h后注油，油从油罐经变压器下部的阀门由真空滤油机加热注入，油注满后进行静压试验和热油循环过滤；（6）交接试验：静置48小时后《电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB50150-91）》进行相关试验；（7）中性点设备安装：按设计图纸要求安装设备构架，再进行接地开关、避雷器、放电间隙等安装和连接跳线。4.2.2220kv全封闭组合电器（GIS）安装xx水电站220kV全封闭组合电器（GIS）采用双母线接线方式，布置在下游副厂房▽424.00高程GIS室内，管道母线布置在下游副厂房▽426.00高程，220kV出线设备布置在下游副厂GIS室房顶▽432.50高程。安装主要利用GIS室内5t电动葫芦吊装，GIS管母线以及220kV出线设备利用汽车吊吊装。主要工程量包220kV出线设备包括避雷器、电容式电压互感器以及设备引下线等。220kVGIS设备，由上海西门子高压开关公司设计制造。于2004年8月开始现场安装，2004年10月安装完成。在安装前检查各元件完整、无损，气室密封性符合要求；装配中严格检查装配程序和编号，组装的水平、垂直误差经检查符合技术规定，触点接触良好、动作可靠，接地线连接可靠。电气试验包括主回路直流电阻及绝缘电阻测试，分、合闸线圈试验，操作机构试验，分、合闸时间、速度，交流耐压试验等。试验依照规范进行，试验结果合格。（1）GIS间隔设备吊装就位：GIS设备就位吊装时应缓慢、平稳不得碰撞，对接GIS设备应平行不蹩劲；（2）按厂家装配图进行管母线和其它元件的组装，安装分支母线和户内外套（3）控制柜安装：将控制柜就位，调整控制柜的水平、垂直偏差符合规范要求后固定牢固。然后敷设电缆，按设计和厂家接线图完成控制柜的接配线工作；（4）接地母线安装：按厂家图纸要求完成设备间的接地母线，并按设计要求与接地网可靠连接；（5）抽真空和SF6充气：气室形成后可抽真空，抽真空度必须达到要求，保持真空的时间要够，设备检漏合格，充SF6气体时应缓慢充至规定气压，充气后气室应静置24h以上，方可测量气体中含水量并调整压力，定量检测漏气率，充气和检测合格后进行交接试验。4.2.3发电电压设备的安装发电机电压设备接线为发—变组单元接线，设置发电机出口断路器，励磁变压器及厂用变压器从发电机和变压器的封闭母线之间引接。（1）xx水电站15.75离相封闭母线采用全连式离相封闭母线（铝导体自然冷却，具有防凝露装置（热风保养装置布置在厂房水轮机层及下游副厂房母线竖井内，每层副厂房板顶预埋有吊钩，用手拉葫芦吊装封闭母线。母线设备由江苏长江沃特电器集团设计制造。安装时配合间隙均匀，各结合面连接、密封良好，导体焊接无缺陷，接地焊接牢靠，封母与设备连接良好、接触。电气试验按照规范进行，1#机、2#机和3#机段封母设备安装质量均达到规范要求。通过各项检测、试验及实际运行考验，电站离相封闭母线各项技术指标均达到设计及规范的要求，运行情况良好。（2）发电机出口断路器为户内封闭式、SF6气体绝缘（自然冷却）断路器，布置在下游副厂房▽406.80高程，板顶预埋有吊钩，用专用吊装工具安装。1#发电机出口断路器于2004年9月开始现场安装。工程量主要包括FKG2S发电机出口断路器一台，接地设备安装。检查设备齐全完好，SF6气体压力符合规定；安装位置、水平度、垂直度符合制造厂要求；断路器接地牢固；工频耐压、回路电阻试验合格；操作试验时，联锁与闭琐装置动作准确可靠；试验结果符合规范要求。2004年10月完成安装。2#、3#发电机出口断路器分别于2005年2月、4月开始安装，安装质量、试验结果符合规范要求。（3）励磁变压器为单相干式，额定容量680kVA/每相，布置在下游副厂房▽401.30高程。（4）厂用变压器为单相干式，额定容量535kVA/每相，布置在下游副厂房▽416.00高程；厂用备用变压器为三相干式，额定容量1600kVA，额定电压10kV，照明变压器为三相干式，额定容量200kVA，额定电压0.4kV，均布置在下游副厂房▽412.00高程400V厂用电室内。厂用变压器由海南金盘特种变压器厂设计制造。安装位置符合设计规定，各相中心、高程一致，水平端正；母排连接正确，连接，接触良好；电流互感器安装位置正确、牢固；外壳、温度控制箱安装符合产品技术要求，固定牢固；接地焊接牢固、可靠。试验严格按照规范要求进行，结果合格。（5）发电机中性点设备装于一个金属箱式柜内，柜内主要设备有中性点隔离开关和接地变压器，布置在主厂房▽406.80高程离相封闭主母线旁边。（6）发电机出口电压互感器柜为中置式单相金属柜，每相柜内装三台电压互感器，互感器前装设熔断器，两台互感器为发电机测量保护用；另一台为励磁用，与励磁变压器布置在付厂房▽401.30高程。（7）主变低压侧PT及避雷器柜为单相金属中置柜，每相柜内装一台电压互感器，一台氧化锌避雷器，电压互感器前装设熔断器，布置在下游副厂房▽421.00高程。（8）安装主要流程：施工准备→发电机出口断路器安装→构架安装→水平段主母线安装→垂直段主母线安装→分支母线安装→PT柜安装→励磁变柜安装→厂用变柜安装→PT、LA柜安装→封母与设备连接→热风保养装置安装→电气试验。4.2.4厂用400V配电系统安装电站厂用电400V系统设备大部分布置在副厂房▽412.00高程配电室内，其余布置在电站的公用系统部位及其它部位。厂用电400V系统分四段，三台机组自用电各一段和近区变电所引来备用电源一段，各段互为备投，以确保电站自用电正常不间断。厂用电400V系统设备安装主要包括厂用备用变、照明变、低压配电盘、动力配电箱、密集式插接母线槽以及厂房桥机、坝顶门机安全滑触线等设备的安装。（1）厂用电盘柜安装主要流程：基础制作安装→盘柜倒运就位→安装调整→盘柜母排连接→接线调试和试验。（2）密集式插接母线槽安装：支架制作、安装：在现场确定密集式母线槽走向，并放出支架的安装点。量取实际尺寸后，在现场加工制作好；安装时固定支架的膨胀螺栓应牢固可靠，支架安装应垂直端正，螺栓紧固良好。密集式母线槽安装：按厂家技术资料要求，密集式母线槽水平位置应安装水平，垂直部分位置应垂直，其水平、垂直偏差应符合规范要求；接头连接面应清洁干净，用力矩扳手连接，接触良好，螺栓紧固力矩值应符合规定要求；相序正确，用兆欧表测试绝缘应通过；与支架固定牢固，外壳接地可靠。密集式母线槽与低压配电盘及厂用变压器的连接：按现场实际情况配置母线，母线配置应规范，无扭曲变形、凹瘪裂纹，其绝缘距离应符合规范要求；导电接触面应除去表面氧化层，用溶剂清洗干净，薄涂一层电力复合脂后，用力矩扳手连接，导电接触面接触良好，其紧固力矩值应符合规定要求。（3）安全滑触线安装：按厂家技术资料对安全滑触线进行组装后与支架固定牢靠，导电接触面清洁干净，涂上电力复合脂后连接；滑触线安装应平直，滑动触头滑动平稳，接触可靠；滑触线用兆欧表测试绝缘应通过。4.3电气二次设备、220V直流设备及电缆安装xx电站的电气二次设备主要为全厂控制、保护、测量设备，包括计算机监控系统、继电保护、测量及自动装置、机组附属设备控制柜（箱）安装、全厂公用设备控制柜（箱）安装。电站的自动化采用开放式分层分布计算机监控系统，全厂元件保护及系统线路保护均采用微机型继电保护装置。电站直流系统采用微机控制高频开关直流电源及2组800Ah免维护蓄电池。电气二次设备2004年8月开始施工，至2005年8月全部完工。4.3.1控制、保护、测量设备安装全厂控制、保护、测量设备主要包括计算机监控系统、继电保护、测量及自动装置、机组附属设备控制柜（箱）安装、全厂公用设备控制柜（箱）安装。（1）计算机监控系统主要包括：主机2套、工程师站2套、操作员站2套、机组LCU柜12面、220KV开关站LCU柜4面、400V厂用电LCU柜2面、公用系统（2）主设备控制系统主要包括：励磁控制柜15面、调速器及压油装置柜9面、机组自动化柜（箱）84面、GIS现地柜8面、主变控制箱6面等；（3）全厂公用辅助设备控制系统：高低压气系统、绝缘油系统、透平油系统、通风空调系统、检修泵房、渗透泵房等控制箱（柜）、磁起共约72台套；（4）继电保护、计量系统主要包括：机组发变组保护柜9面、220KV线路保护4面、220KV母线保护4面、电压频率紧急控制柜1面、故障录波柜4面、保护通讯管理机柜1面、电能计量柜3面。主要安装程序：基础埋件检查验收→盘柜的开箱检查→盘柜的就位→盘柜安装调整→电气调整及试验电气调试主要包括：外部电缆的对线检查，各控制保护单元逻辑功能测试，自动化元件的调整试验，模拟量的调整试验，开入、开出量的对点检查，定值的输入及校验，装置联动试验，试运行等。4.3.2220V直流系统安装220V直流系统安装主要包括2面进线柜、2面直流充电柜、4面直流馈线柜及2组共计2×107个800AH免维护蓄电池。（1）在监理工程师主持下依据设计图纸对直流系统基础埋件进行检查验收，确保其符合设计和相关规范要求。（2）设备运到现场后，及时进行开箱检查，设备型号、规格应符合设计要求，外观无损坏，附件、备件、技术文件齐全。（3）直流盘柜的就位和调整。蓄电池屏用桥机经吊物孔吊至安装间，用手动液压叉车将盘柜运至安装位置。（4）蓄电池在运输、保管及安装过程中，应轻搬轻放，不得有强烈冲击和振动，不得倒置、重压。（5）盘柜间母线、电缆及蓄电池组的连接。蓄电池放置平稳，排列整齐，连线正确，螺栓应紧固，蓄电池组连接过程中采取绝缘保护措施防止正负极间短（6）直流系统电气元件的调整试验。（7）蓄电池的首次充放电。在整个充放电期间，按规定时间记录每个蓄电池的电压及温度，单体电池的端电压不得超过规定值。充放电结束后，绘制充放电特性曲线。（8）直流系统投运后按厂家技术要求作好维护工作。4.3.3电缆及其桥架安装电缆及其桥架安装工程主要包括全厂电力电缆32KM、控制电缆100KM、信号电缆20KM、计算机通讯电缆和光缆15KM，安装铝合金电缆桥架约60T、电缆支、吊架制安约20T。（1）电缆桥架安装：安装准备→支、吊架基础板安装→安装立柱→安装托臂→桥架安装及调整、加固→接地线连接→检查验收；（2）电缆安装：安装准备→电缆敷设→电缆配线或电缆头制作→校线和试验。4.4水力机械辅助设备安装水力机械辅助设备系统主要包括：高低压压缩空气系统安装、技术供水系统安装、检修及渗漏排水系统安装、水力测量系统安装、透平油系统安装、绝缘油系统安装。4.4.1高低压压缩空气系统安装高压空气系统供调速器油压装置用气，管道采用无缝钢管；低压空气系统供给机组制动、主轴密封以及检修吹扫用气。主要安装工程量：高压空压机3台，低压空压机4台，高压储气罐1个，（1）贮气罐安装：先按规范要求进行严密性试验，利用土建施工门机将贮气罐吊装就位，贮气罐安装时将螺栓穿入支座孔内拧上螺母，调整其高程、中心、水平符合规范要求；（2）空压机安装：按设计图纸进行基座预埋，按要求将空压机清扫、组装，就位后调整其高程、水平、中心；（3）管路及附件安装：待贮气罐、空压机安装完成后，进行管路配装、试压、管路及附件回装。管路试验压力为工作压力的1.25倍，试验结束用压缩空气将管内吹扫干净；（4）仪表、电气设备安装；（5）试运行：启动前先检查，再空负荷试运转和带负荷试运转。4.4.2供排水系统安装供排水系统主要包括技术供水系统、检修排水系统、厂房渗漏排水系统和生活给排水系统的设备及管道安装。技术供水采用自流供水方式，主水源蜗壳引水，备用水源坝前引水；机组检修排水设一套排水设备，布置于1#、2#机组之间379.6m高程的排水泵房内；厂房渗漏排水分为厂房渗漏排水和坝基渗漏排水，各设两套排水设备，分别布置在厂内2#、3#机组之间和副安装间上游侧。生活给排水系统包括厂内卫生间的给排水和生活污水处理系统以及厂外的供水系统，生活给排水系统管道采用UPVC硬塑管。主要工程量：各类泵26台，DN100以上的阀门约130个，各种管道若干米。（1）离心水泵安装：泵基础安装(泵清洗、装配)→泵就位→安装调整→泵与管路连接→试运转。（2）深井泵安装：埋件及水泵基础清理、埋设→水泵扬水管等部件安装→泵座安装→电动机安装→连接出口管道阀门→电气接线、试验、水位计安装→水泵试车。（3）排污泵安装：埋件清理、埋设及水泵基础安装→自动导向耦合装置埋件安装及基础二期砼浇筑→自动导向耦合装置安装→电泵安装→连接出口管道、阀门→电气接线、试验、水位计安装→电泵试车。（4）水系统管道安装：管道配制→编号、拆卸→焊接→试验→安装就位。（5）钢管刷漆：按施工图纸和规范规定的颜色进行油漆，涂漆前，除净管外壁的铁锈、焊渣、油垢和水分等，涂层厚度符合设计规定，涂层均匀、完整、无损坏和漏涂，漆膜附着牢固、无剥落、皱纹、气泡、针孔等缺陷。4.4.3水力监测系统安装水力监测系统安装主要包括：上、下游尾水位测量，拦污栅压差测量，蜗壳进口压力测量，水轮机流量测量，顶盖压力、支持盖压力、尾水管进口压力测量，尾水管压力脉动测量，尾水肘管压力脉动测量，尾水管出口压力测量等部分的仪器仪表及管道安装。主要工程量：各种变送器：46个，钢管2870米。（1）管道安装与供排水系统管道安装方法基本相同。测压管道直接采用焊接，尽可能曲率半径大和减少拐弯，并考虑排空，测压孔位置应符合设计要求。（2）自动化元件、仪器仪表逐个校验合格后方可进行安装。（3）按规范要求对测量管路进行通水试验。4.4.4油系统安装油系统分全厂透平油系统和全厂绝缘油系统。安装范围主要包括户内油罐室设备安装、油处理室设备安装、系统管路及管件安装。主要工程量：滤油机8台，油罐8个，齿轮油泵8台，滤纸烘箱8台，蝶阀48个，不锈钢管900米。（1）油罐安装：根据技术图纸中油罐支腿螺栓孔的实际位置，预埋锚钩板（或带有基础螺栓基础板在土建砼浇至▽409和▽398高程而上层楼板未封顶之前，利用土建施工高架门机将油罐吊装至安装位置并加以保护，待上层楼板封顶后就位、调整其中心、高程、水平，将油罐支腿底板直接焊于基础垫板上；油罐安装的垂直度不大于0.001H（H为容器高度且不超过10；相对设计高程（2）滤油机、油泵安装①按规程或厂家要求对设备进行清扫，对润滑部位加上润滑油或润滑脂后组装，仪器仪表进行试验、校验，对工作压力在1.0Mpa以上的阀件进行严密性耐压试验。②油泵、滤油机就位。（3）管路安装：管材采用不锈钢无缝钢管，管路安装按管路配制、预装→管路拆卸→管路脱脂→管路回装→系统油循环清洗的顺序进行。（4）油泵、滤油机的启动运转试验及系统充油试验①试运转前的检查a各连接部件应牢固、无松动，并无渗漏现象。b电动机的检查试验应符合GBJ232-88《电气装置安装工程施工及验收规范》的有关要求。②油泵调试油泵第一次启动时，应将油泵溢流阀全部打开，连续空转30～40min，油泵不应有异常现象。油泵空转正常后，在压力表监视的同时，将溢流阀逐渐旋紧使管路充油，充油时应排除空气，管路充满油后，调整油泵溢流阀，使油泵在其工作压力的25%、50%、75%、100%的情况下分别连续运转15min，应无振动、杂音和温升过高等现象。③系统充油试验。试验时逐步升至工作压力，应无渗漏现象。（5）管道油漆4.5通风空调设备安装全厂通风空调系统主要包括通风系统、空调系统、消防正压送风系统。系统是对检修廊道、检修泵房、渗漏泵房、坝基渗漏泵房、溢流坝段渗漏泵房、透平油罐室、绝缘油罐室、水轮机室、GIS室以及母线间等实现空气流通，使电站空气质量达到相关标准。主要工程量：各类风机70台、空调机24台套、排换气扇30台、防火阀120台、风口300个、风管约3500平方。（1）风机安装：机(底)座安装→通风机吊装→风机以及电动机的调整→浇注地脚螺栓基础砼→试运行。（2）空调机安装：基座安装→空调机吊装→调整→浇注地脚螺栓基础砼→试运（3）通风管安装：支架、吊架安装→风管及部件安装→风口的安装→防火阀及排烟阀安装→柔性短管连接→严密性检测→防腐及隔热。（4）系统调试。4.6消防设备安装消防系统安装范围包括消火栓系统和自动喷淋系统的设备及管道安装。主、副厂房消防水源取自上游水库，主、副厂房各层均设有室内消火栓；发电机、主变消防采用喷雾灭火方式。尾水平台处的室外消火栓供水水源取自上游水库。坝顶室外消火栓供水水源取自厂外高位生活水池。在主安装间下游回车场和尾水平台副安装间端头各设置消火栓供水系统和水喷雾供水系统的室外水泵接合器各两套。主要安装工程量：消防水泵4台，室内消火栓箱41套，消防供水设备1套，室外消火栓10套，消防水泵接合器4台，雨淋阀6套，喷头150个，各类钢管2460米。4.6.1消火栓系统安装（1）消防水泵安装：基础安装→设备就位→调整→设备泵与管路连接→试运（2）管道及附件安装：根据图纸标高和管线中心要求，安装管架，先安装干管，后安装支管，DN100以上的管路采用法兰连接，DN100以下钢管采用丝扣连接。穿墙、楼板处的管道安装完毕后，采用水泥砂浆封闭孔洞。室内消火栓给水管道系统配管顺序从进户管装起，由主管到支管。管路与泵连接后，不应再在其上进行焊接和气割，需焊接和气割时，应拆下管路和采取必要的措施，以防焊渣进入泵内和损坏泵的零件。（3）消防水泵接合器安装水泵接合器是用以连接消防车或机动泵向电站消防管网输送消防用水的设备。遇到火警而且管网的水压过低或无水的情况下，可利用消防车或机动泵向消防管网输送消防用水。水泵接合器的安装位置应有明显标志，阀门位置应便于操作，接合器附近不应有障碍物，检查安全阀、泄水阀符合消防系统要求。（4）室外消火栓安装室外消火栓是室外灭火的主要设备，安装前要认真进行检验，其接口应完好，启闭灵活。消火栓应垂直安装，接口应设置在便于操作的地方，下面接口中心距地面为450mm。（5）消火栓箱安装：消火栓箱安装时，先取下箱内的水枪、消防水带等部件，根据图纸位置安装消防箱，采用膨胀螺栓进行固定，安装时消火栓接口朝外，栓口中心距地面高度应符合设计规定。然后进行箱内部件的安装。（6）系统通水试验：根据设计要求和有关规程规范进行系统通水模拟试验。4.6.2自动喷淋系统安装（1）自动喷淋系统中消防水泵和消防水泵接口器的安装方法同消火栓系统。自动喷水系统的管道要固定牢固。（2）喷头、雨淋阀的安装：喷头安装在管道试压、冲洗合格后进行，安装喷头时不得对喷头进行拆装、改动，并严禁给喷头附加任何装饰性涂层。安装位置应符合设计或规范要求。雨淋阀的开启控制应安全可靠。（3）系统试压和冲洗自动喷淋系统管道安装完毕后，进行水压试验，水压试验合格后分段用干净水进行冲洗。水冲洗连续进行，水流速度不小于3m/s，水冲洗的水流方向与灭火时自动喷水系统管道水流方向一致，以出口处的水色、透明度与入口处基本一致为合格，冲洗合格后将管内存水排除干净。（4）系统调试：包括水源测试、消防水泵调试、阀组调试、联动试验。4.7起重设备安装厂房起重设备主要有1台2×250/50t双小车桥式起重机、1台50/10t单小车桥式起重机和GIS开关站5tLH型桥机。2×250/50t桥机总重为201.512t，主钩起升高度为35m，桥机工作级别为A3,桥机总重量为212t，满足xx水电站最大件转子的吊装；50/10t桥机总重为50.028t，主钩起升高度为40m，桥机工作级别为A3。厂房起重设备于2004年4月开始安装，至同年6月份底完成安装并通过各项电气、空载、负载等各项试验。4.7.1主厂房双小车电动双梁桥式起重机安装（1）轨道安装：桥机轨道型号为QU120，全长130对米，其中主安装间长31对米，3台机组段长82.5对米，副安装间长15对米；先根据图纸尺寸测量放样，利用已预埋在砼梁上的插筋，焊接调节螺杆，然后安装垫板，用25t汽车吊将轨道吊装就位，利用调节螺杆调整高程、中心；完成轨道二期砼浇筑，达到一定强度，复测桥机轨道中心、标高、轨距及检查螺栓紧固情况等。（2）主梁吊装：主梁共两根，单根主梁及附件运输重量为39.7T，现场用70t汽车吊机和90t汽车吊机抬吊主梁，起吊重量由两台设备平均分配。先试吊无异常后，两台吊机吊钩同时上升，要求上升速度一致，保证大梁水平上升，待大梁底部略高于桥机轨道高程5cm时，停止起升，70t汽车吊保持不动，然后利用90t汽车吊起拔杆、放钢丝绳，逐步使大梁回转到与轨道方向基本垂直，两台吊机同时向下游侧转拔杆使大梁移到指定位置，然后两台吊机同时下钩，使大梁落到轨道上。（3）端梁安装：将两组主梁在安装位置调整到一定的距离，利用70t汽车吊机将端梁吊装与之装配。（4）小车安装：小车共两台，单台最大起吊重量为32T，选用70t汽车吊机和90t汽车吊机抬吊小车，起吊重量由两台设备平均分配；先吊装靠上游侧小车，从桥架中间将小车吊至略高于轨道高程后，两台吊机同时顺时针慢慢旋转，当桥机小车车轮与其轨道平行时停止旋转，检查小车的四个车轮是否都在轨道的正上方，位置正确后两台吊机同时缓慢下降，将小车落到轨道上。（5）司机操作室安装：操作室吊装前，在安装间将室内控制设备及器具全部组装完好，整体吊装。吊装时在操作室底部装一“H”型托架并加固牢靠，在“H”型托架四个端面焊四个吊耳。利用70t吊机将操作室移到主梁相应位置的下面，用长钢丝绳从主梁上部跨越，吊机将“H”型托架同操作室一起吊装到位与主梁联接。（6）电动葫芦安装电动葫芦安装前先安装检修室，在检修室下面的主安装间地面上将电动葫芦组装成整体，利用70t汽车吊机在桥机左侧靠近主梁的位置起吊，在主梁的内侧挂手拉葫芦，当电动葫芦的轮子接近轨道时，用手拉葫芦将电动葫芦向主梁内侧拉，使电动葫芦的轮子在轨道的正下方，吊机慢慢起升，使电动葫芦的轮子跨过轨道，调整好轨道两侧轮子的距离并固定后即可松钩。（7）其他部件安装A滑触线安装；B电气盘柜及传动部分配线；C大车行走台车与驱动装置联轴调整；D滑轮组、钢丝绳、刹车装置等安装调整；E主、副钩起升高度限制机构、大车缓冲器、小车并车装置等部件安装调整；F桥机检修平台、大小车扶梯、栏杆安装完善。（8）桥机空载试验：目的是检验各运行机构的运转是否灵活，各位置或限位开头的动作是否准确；主要包括：起升机构空载试验、运行机构空载试验、小车同步试验、测量起升和下降速度、测量小车和大车运行速度、测量制动距离。（9）桥机静载试验：目的是检验主梁的强度和起升机构各部件的承载能力；依次采用额定负荷的50%、75%、100%，使双小车在主梁全行程上往返三次各部分应无异常现象；无冲击地起吊额定负荷的1.25倍（625T）检查主梁强度。（10）桥机动载试验：目的是检验起重机各机构和制动器的承载能力，试验最大载荷为起升载荷的1.1倍。按0.5倍、0.75倍、1倍、1.1倍的额定载荷分别加载做动载试验。各机构的动载试验应分别进行，而后进行联合动作的试验即同时开动两个机构；并对超载限限制器进行检测。4.7.2主厂房50t/10t低速双钩桥机安装安装方法基本同2×250T双小车电动双梁桥式起重机的安装。大车行走机构、大梁、小车采用70t汽车吊吊装。4.7.3GIS开关站5tLH型桥机安装桥机为单梁结构，在地面上组装成整体后，利用25t汽车吊就位。4.8水轮发电机组的启动试运行4.8.11＃水轮发电机组启动试运行4.8.1.11#机组启动试运行前的检查、尾水管充水试验（1）1#水轮发电机组启动验收委员会于2004年11月4日召开。（2）1＃机组启动试运行在11月13日至11月24日因上游工作门前杂物未清理原因暂停。（3）2004年11月25日，检查尾水管和蜗壳等机组过水部件及流道，检查尾水盘型阀处于关闭位置，检查水力测量系统各阀门位置正确；封闭尾水进人门；关闭蜗壳放空阀；做好充水准备工作。尾水管充水后各尾水管盘型阀、水轮机顶盖、渗漏集水井等部位无异常现象；蜗壳充水后各相应部位无渗漏现象；上下游水位分别为▽427.93m、▽402.75m。4.8.1.21#机组首次开停机试验、空载扰动试验及过速试验2004年11月26日，首台机组首次开停机试验、空载试验及空载扰动试验，空载试验时机组各部位震动值、机组稳定运行后各部位温度、机组各部位摆度、机组空载开度等试验结果符合规范规程要求。空载扰动试验中的上、下扰的扰动量、起调量、调节次数、调节时间均符合规程要求。2004年11月27、28日，1＃机组过速试验主要进行机组115％ne过速试验、机组150％ne过速试验、机组过速最高转速为75.6Hz。其过速试验过程中机组各部位震动值、各部位温度、机组各部位摆度均符合规程要求。4.8.1.3水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验2004年11月27、28、29日，1＃水轮发电机组启动试运行完成发电机短路试验、发电机带1-3＃主变短路升流试验、发电机带xxⅠ回、xxⅡ回出线设备短路升流试验；发电机升压试验及单相接地试验、励磁调节器空载试验、发电机带GIS升压试验。以上试验均符合相关规程规范。4.8.1.4机组并列及负荷试验2004年11月29、30日，1＃水轮发电机组启动试运行完成机组并网试验；主变冲击试验、电气故障停机试验、事故配压阀停机试验、发电机解并列试验、机组带负荷试验、机组甩负荷试验、调速器事故低油压试验。以上试验全部通过相关规程规范试验。4.8.1.5机组72h带负荷连续试运行2004年11月30日23：48分，1＃机组进入72h带负荷连续试运行，2004年12月3日完成72h带负荷连续试运行，经启委会批准12月4日正式投入商业运行。4.8.22＃水轮发电机组启动试运行4.8.2.12＃机组启动试运行前的检查、尾水管充水试验(1)2＃机组启动验收委员会于2005年3月22日召开。(2)2005年3月22日，检查尾水管和蜗壳等机组过水部件及流道，检查尾水盘型阀处于关闭位置，检查水力测量系统各阀门位置正确；封闭尾水进人门；关闭蜗壳放空阀；做好充水准备工作。尾水管充水后各尾水管盘型阀、水轮机顶盖、渗漏集水井等部位无异常现象；蜗壳充水后各相应部位无渗漏现象；上下游水位分别为▽434.4m、▽402.0m。4.8.2.22＃机组首次开停机试验、空载扰动试验及过速试验2005年3月23日，2＃机组首次开停机试验、空载试验及空载扰动试验，空载试验时机组各部位震动值、机组稳定运行后各部位温度、机组各部位摆度、机组空载开度等试验结果符合规范规程要求。空载扰动试验中的上、下扰的扰动量、起调量、调节次数、调节时间均符合规程要求。2005年3月24日，2#机组过速试验主要进行机组115％ne过速试验、机组150％ne过速试验、机组过速最高转速为75.6Hz。其过速试验过程中机组各部位震动值、各部位温度、机组各部位摆度均符合规程要求。4.8.2.32＃水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验2005年3月24、25日，2＃水轮发电机组启动试运行完成发电机短路升流试验、发电机带2＃主变短路升流试验、发电机升压试验及单相接地试验、励磁调节器空载试验、发电机带GIS升压试验。以上试验均符合相关规程规范。4.8.2.42＃机组并列及负荷试验2005年3月25日，2＃水轮发电机组启动试运行完成机组并网试验：主变冲击试验、电气故障停机试验、事故配压阀停机试验、发电机解并列试验、机组带负荷试验、机组甩负荷试验、调速器事故低油压试验。以上试验全部通过相关规程规范试验。4.8.2.52＃机组72h带负荷连续试运行2005年3月25日22：58分，2＃机组进入72h带负荷连续试运行。26日在72h试运行过程中发现水轮机桨叶反馈杆失灵，停机检修后于2005年3月27日23：38分重新进入机组72h带负荷连续试运行，2005年3月31日完成72h带负荷连续试运行后经启委会批准正式投入商业运行。4.8.33＃水轮发电机组启动试运行4.8.3.13＃机组启动试运行前的检查、尾水管充水试验(1)3＃机组启动验收委员会于2005年8月15日在xx县民族宾馆召开。(2)2005年8月16日，检查尾水管和蜗壳等机组过水部件及流道，检查尾水盘型阀处于关闭位置，检查水力测量系统各阀门位置正确；封闭尾水进人门；关闭蜗壳放空阀；做好充水准备工作。尾水管充水后各尾水管盘型阀、水轮机顶盖、渗漏集水井等部位无异常现象；蜗壳充水后各相应部位无渗漏现象；上下游水位分别为▽438.32m、▽402.65m。4.8.3.23＃机组首次开停机试验、空载扰动试验及过速试验2005年8月17日上午09：57分，3＃机组首次开停机试验、空载试验及空载扰动试验，空载试验时机组各部位震动值、机组稳定运行后各部位温度、机组各部位摆度、机组空载开度等试验结果符合规范规程要求。空载扰动试验中的上、下扰的扰动量、起调量、调节次数、调节时间均符合规程要求。中午15：00，3＃机组过速试验主要进行机组115％ne过速试验、机组150％ne过速试验，机组过速最高转速为80.1Hz。145％ne过速试验时，过速装置动作值为143％ne；148％ne电气过速动作值为148％ne。其过速试验过程中机组各部位震动值、各部位温度、机组各部位摆度均符合规程要求。4.8.3.33＃水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验2005年8月18至19日凌晨，3＃水轮发电机组启动试运行完成发电机短路升流试验、发电机带3＃主变短路升流试验、发电机升压试验及单相接地试验、励磁调节器空载试验、发电机带GIS升压试验。以上试验均符合相关规程规范。4.8.3.43＃机组并列及负荷试验2005年8月19日，3＃水轮发电机组启动试运行完成机组并网试验：主变冲击试验、电气故障停机试验、事故配压阀停机试验、发电机解并列试验、机组带负荷试验、机组甩负荷试验、调速器事故低油压试验。以上试验全部通过相关规程规范试验。4.8.3.53＃机组72h带负荷连续试运行2005年8月20日9：58分，3＃机组进入72h带负荷连续试运行，于2005年8月23日9：58分上午完成72h带负荷连续试运行，23日下午14：28经启委会批准,正式投入商业运行。5工程质量评定情况机电安装工程共分8个分部工程，150个单元工程，均已通过验收，质量评定如下：1#水轮发电机组安装：共有29项单元工程，其中主要单元工程17项，优良17项，综合优良率100%，一般单元工程12项，合格12项，优良12项。工程优良率100%，质量等级评定为优良；2#水轮发电机组安装：共有29项单元工程，其中主要单元工程17项，优良17项，综合优良率100%，一般单元工程12项，合优良率99.3%，质量等级评定为优良；3#水轮发电机组安装：共有29项单元工程，其中主要单元工程17项，优良17项，综合优良率100%，一般单元工程12项，合格12项，优良12项。工程优良率100%，质量等级评定为优良；电气一次设备安装：共有22项单元工程，其中主要单元工程7项，优良7项，优良率100%；一般单元工程15项，合格15项，优良15项。工程优良率100%，质量等级评定为优良；电气二次设备安装：共20项单元工程，其中主要单元工程12项，优良12项，优良率100%；一般单元工程8项，合格8项，优良8项。工100%，质量等级评定为优良；水力机械辅助设备和通风空调设备安装：共有12项单元工程，其中主要单元工程7项，优良7项，综合优良率90.4%；一般单元工程5项，合格5项，优良5项。工程优良率93.1%，质量等级评定为优良；消防系统安装：共包括3个单元工程，其中主要单元工程2个，优良2个；一般单元工程1个，优良1个。本分部工程质量等级评定为优良；起重设备安装：共6项单元工程，其中主要单元工程3项，优良3项，综合优良率99%；一般单元工程3项，合格3项，优良3项。工程优良率99%，质量等级评定为优良。6主要存在问题和解决方案6.1关于1#机水轮机转轮桨叶接力器行程未达到设计值的问题2004年8月29日对1#水轮机转轮桨叶进行动作试验时，发现桨叶接力器行程仅为302mm，未达到设计行程320mm。经现场检查并与VSS公司联系确认，由于某种原因致使叶片现在的实际型线比理论型线平行方向多出一定的量值。经过研究决定：VSS公司派人对桨叶现场修磨处理。1#水轮机叶片经过划线、碳刨、打磨、PT探伤、回装和严密性耐压试验合格。9月8日再次对转轮叶片进行操作试验和测量，桨叶接力器的实测最大行程为318mm，对应的桨叶开度为31.3度。比设计行程仍差2mm，经VSS公司认真研究后书面回复：根据xx水轮机真机运转特性曲线，桨叶的理论最大开度为28.1度。因此，行程为318mm的桨叶开度31.3度完全满足水力设计和真机出力的要求，并有11％的裕量，可以按此投入运行。根据1＃机组投入商业运行情况来看，此处理方案满足正常运行条件。6.2关于1#发电机转子个别磁极交流耐电压试验未通过的问题1#发电机转子56个磁极挂装前对单个磁极进行交流耐电压测试检查，其中46#、50#磁极不合格，经与厂家代表协商同意用2#机磁极替换。全部磁极挂装后并对112件阻尼环连接片φ30拉紧螺杆进行车削加工并用粉云母带及环氧树脂作了绝缘包扎处理。在交流耐电压试验时又有2个磁极被击穿，经厂家同意用2#机磁极替换，同时对48件拉紧螺杆重新进行拆卸、打磨、绝缘包扎处理和回装，保证了拉紧螺杆与磁极线圈之间的电气安全距离（不小于4mm）。9月25日转子整体耐电压试验通过，并于9月29日转子顺利吊入就位。用2#机磁极替换1#机磁极后出现直流电阻不平衡且超出规范的要求。后经TAH公司研究复函确认，同意投入使用。6.31#发电机转子连轴螺栓拉断问题2004年10月6日对1#发电机中心体与下端轴M150×8.L＝1025mm18根联轴螺栓进行预紧拉伸，在拉伸第6根（4#）螺栓时突然发生断裂。经过对2#、3#机和1#机转子中心体与下端联轴螺栓进行磁粉（MT）探伤检查，发现三台机组此种规格的联轴螺栓54根其中有裂纹不合格的有29根，占53.7%。初步认为，主要是由于螺栓存在裂纹缺陷造成的。现场协商决定采用经探伤检查表面无裂纹的联轴螺栓于10月11日重新进行安装和预紧拉伸，其伸长量按TAH公司最新传真提供0.7mm执行，相应的联轴螺栓预紧力达3800kN。6.4关于2＃机组受油器旋转轴存在刮痕的问题2005年2月19日，xx公司、监理中心、VSS驻工地代表、安装单位共同对2#机受油器进行开箱验收，21日清洗后发现旋转轴沿轴向表面存在两道长约1m的划痕，最深约有0.25mm。经过协调解决，厂家提出书面处理方案：采用乐泰超强金属修补剂对刮痕处进行修补。经过处理后，厂家同意投入使用并予书面承诺对2＃机组运行不会产生任何影响。6.52#机浆叶反馈杆旋出脱落问题2005年2月26日，2#水轮发电机组启动试运行72小时试运行中，浆叶反馈杆随着机组的转动被旋出脱落，浆叶反馈失灵，调速器无法正常协联，造成停机。6.5.1原因分析桨叶反馈杆脱落的原因是由于反馈杆与机组的转动部分是一起顺时针旋转的，节与节之间的联接螺纹是正螺纹联接，反馈杆与固定部分的受油器顶盖是摩擦接触，在机组运行过程当中，受油器的固定部分给带有一定摆度旋转的反馈杆一个逆时针方向的摩擦阻力，相当于把桨叶反馈杆朝松动方向旋转，桨叶反馈杆的节与节间的联接是用螺纹锁固济锁固的，可能螺纹锁固济已失效，如果反馈杆的相对摆度过大，受油器顶盖给予反馈杆的摩擦力就会更大，经过一定时间的运行反馈杆的螺纹就会脱落，反馈杆的长度与原长度不符是由于整个反馈杆浸泡在轮毂体的透平油中，反馈杆联接是公母螺纹的联接，在反馈杆的旋紧过程中母螺纹的透平油不能完全排出，导致反馈杆不能旋到底，即说明不能保证螺纹已经上紧，更不能确保在以后机组的运行过程中，反馈杆不再脱落，因为反馈杆联接螺纹安装在机组的整个转动部分里面没有办法采取措施锁固。唯一的办法就是采取措施防止反馈杆在运行的过程当中不再受逆向的磨察阻力，或者在有摩擦阻力的情况下，反馈杆不能逆向旋转（也就是采取锁固问题）。6.5.2处理方案为了防止反馈杆逆向旋转，即联接螺纹松动脱落，根据反馈杆与受油器的旋转轴之间的关系，在反馈杆上焊一个导向挡块，再作一个导向套用法兰固定在旋转轴上，并套住反馈杆，即要求反馈杆与旋转轴保持同步转动的同时反馈杆能沿导向套的导向槽上下运动，在受油器上盖板的磨察阻力作用下，挡块将反馈杆挡住，反馈杆不能反向运动，反馈杆就不能脱落，这样相当于把反馈杆锁固住不能朝松动方向运动，为了更进一步的确认究竟还有多长的螺纹没有上到底，经过查阅图纸，结果证明已经旋进的螺纹长度能保证反馈杆的联接强度。6.5.3处理结果经过24小时的连续抢修，2#机组重新投入72小时试运行，桨叶反馈杆工作情况良好，没有明显的异常，调速器协联正常，后请有关专家分析论证，经过详细的了解分析，并从最坏的可能探讨，大家一致认为这个措施方案切实可行，工艺可靠，很好的解决了设计上的不足，从机组投产近几个月以来反馈杆再无发现异常。6.5.4纠正预防分析反馈杆事故原因，主要是设计不合理、施工经验缺乏所导致的。应通过对施工质量的验收签证，设计变更控制及纠正施工中的发现的设计问题，防止类似问题发生。并且反馈杆修复措施已应用于1#、3#水轮发电机组。6.63#水轮机转轮漏油问题xx水电站3#水轮发电机组并网投产以后，8月25日运行人员发现其轮毂漏油量很大，在尾水上也发现相应漏油痕迹，经停机排水后检查，发现3#、4#桨叶密封处漏油，并且在轮毂体油压不高的时候，漏油量很大，并且后续发现1#、2#也有类似现象。6.6.1检查现象在转轮室把分别把五个桨叶密封压板拆除，结果发现如下现象：（1）五个桨叶的4层密封均有不同程度的损坏或者挪动现象。（2）五个桨叶的密封底部均有大量的磨损铁屑和铁瘤。检查每个桨叶的枢轴与密封挡环，密封挡环与轮毂体之间均有不同程度的磨损现象，尤为严重的都是桨叶背水偏左的半圆；密封挡环与桨叶枢轴咬死，在桨叶动作的过程当中，密封挡环跟着桨叶一起转动，说明密封挡环的定位销已经断裂。（3）测量数据还显示，桨叶枢轴与轮毂体之间的间隙都是背水侧比迎水侧小，最大的数据差达0.5mm；5个桨叶的枢轴与密封挡环、密封挡环与轮毂体之间的间隙也是背水侧比迎水侧小，大部分背水侧是没有间隙的。6.6.2原因分析根据检查结果分析，产生漏油的原因大概有以下几个方面：（1）转轮的密封挡环和桨叶枢轴桨的间隙小于叶枢轴和定位铜套的间隙，轮毂体桨叶枢轴在水推力的作用下与密封挡环产生磨擦，产生铁瘤以及大量铁屑，在桨叶的不断动作过程当中，铁瘤与铁屑把V型密封磨坏，在枢轴强大的偏心力的作用下，枢轴把密封挡环带动，在带动的过程当中，密封挡环的止动定位销被折断，密封挡环发生周向转动，从而把V型密封带动，破坏密封性能，导致漏（2）桨叶枢轴的两个定位铜套与枢轴的配合间隙过大，在强大的水推力作用下，桨叶朝背水侧倾斜与密封挡环相碰并且咬紧，在桨叶动作过程当中把密封挡环带动，从而破坏密封挡环的止动定位销，导致V型密封产生挪动，桨叶枢轴与密封挡环产生磨损的铁屑与铁瘤同样可以破坏密封性能。（3）根据桨叶枢轴与轮毂体之间的间隙测量数据，背水侧比迎水侧小，可能存在轮毂体密封挡环的安装孔与桨叶枢轴定位铜套孔的加工偏差，引起不同心造成桨叶与密封挡环相碰并且咬紧，把V型密封带动，破坏密封性能，导致漏油。6.6.3临时处理方案考虑到xx电网处于用电高峰、运行经济效益等多种因素，为了保证3#机处于投运状态，同时避免转轮进一步损坏，9月3日，VSS提出了3＃、4＃桨叶漏油的临时处理方案，决定采用临时措施，将密封挡环与轮毂体之间的间隙内注入高强度乐泰680，并分4个点段焊长度为20—25mm的焊缝，并经研究讨论后付诸实施。对3＃、4＃桨叶密封处理完成后进行充油试验，发现另外两片桨叶绝密封也存在不同程度的漏油，相关单位经过现场协调会研究决定：对3＃机组的其他桨叶密封全部进行处理，处理方法与3#、4#桨叶密封相同。经过对3#机组采取了桨叶密封全部进行更换（未拆除桨叶）、密封挡环固定在水轮机轮毂体上、机组在定桨式最优工况下（80～135MW）运行等一系列措施后，3＃机组重新投入并网运行。7工程的施工管理xxxx水电站工程是列入国家计划重点工程，对工程工期、工程质量要求都比较严格，因此，对施工项目管理的控制，特别是对工程进度、工程质量上都有硬性指标，对项目部而言，即是约束条件，又是奋斗目标，更是施工效益的象征。项目部在兼顾成本控制及安全控制的基础上，制定确实可靠的施工组织设计，合理发挥经济奖惩措施，在技术措施保障下抢进度，对项目部公布的施工目标，充分发挥个人能动性。及时编制月、周、天施工计划，做好月、周、天施工进度检查工作，采取科学措施保证月施工计划实施，向武警水电二总队、xxxx水电开发有限公司及其他上级主管部门报告施工进度。同时落实项目部内部“三检”制度，确保机电设备工程的安装质量。班排、中队、项目部各负其责，尤其是严格落实项目部终检制度。在施工中做到“尊重设计，服从监理”，特别是在重大问题上尊重监理部监理工程师意见，并对阶段性成果及时组织单元工程验收；尊重各有关部门的反馈意见，在机组安装过程中努力提高施工工艺水平。保证设备及材料质量，对采购设备、材料的品种、规格、数量及材料材质入库检查，对设备的合格证、出厂证及材料的材质证明存档，严把采购关，努力杜绝材料及机械设备的因素对工程的干扰。加强对工程成本的控制，项目部在施工组织实施前做好材料计划工作，在施工实施阶段减少设备材料浪费，提高设备材料的利用率。落实工程安全控制措施，加强现场的安全生产与文明施工管理，安全生产与文明施工一直是我部在施工生产中关注的焦点。项目部对安全生产高度重视，坚持“安全第一、质量第一”的方针，经常进行安全教育，提高全体人员的整体素质，在施工实施过程中要求施工工作面做到工前讲话、工中检查、工后讲评；对各个施工工作面采取安全防范措施，确保工程施工安全，在工程施工过程中未发生重大的质量和安全事故。8施工质量管理8.1管理体制及组织体系8.1.1管理体制武警水电第二总队1989年在全国水电施工行业中首家被国务院授予国家二级企业，1991年被建设部核定为水利水电建筑安装一级企业。1998年6月通过ISO9002质量保证体系认证，2002年10月通过ISO9001:2000质量管理体系认证。隶属于武警水电二总队的第八支队是一支专门从事大中型水电站机电设备安装、金属结构制造、安装和水利水电基建工程施工的专业化施工队伍，在机电设备安装、调试工程施工中建立健全了规范化的符合ISO9001：2000标准要求的质量管理体系。八支队在1997年～2001年连续四年被中国水电质协分别授予“质量效益型先进企业”、“全国电力行业用户满意企业”，支队在三峡永久船闸金结、机电安装工程、西藏羊湖电站、沃卡河一级水电站、满拉水利枢纽工程、xx天生桥二级电站等大中型水电站金结、机电安装工程施工中，严格按ISO9001：2000标准要求实施质量管理，提供了令业主满意的优质工程。在xxISO9001：2000质量管理体系标准要求实施质量管理，将质量活动自始至终处于受控状态，创建优质工程。8.1.2质量保证体系的建立（1）质量目标施工质量满足合同文件和国家、行业有关验收标准，单元工程合格率100%，单元工程优良率95%以上，建优质工程，创水电部队信誉。（2）质量标准3＃水轮发电机组安装工程主要施工依据：国家电力公司xx勘测设计研究院xx工程设计图纸和技术资料、VSS及ALSTOM公司的水轮发电机组设备设计、制造图纸和技术要求、《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88、《水利水电工程基本建设工程单元工程质量等级评定标准（试行）》SDJ249-88要求。设计修改通知、有关机组安装会议记要等。（3）三级质量管理机构队主机排辅机排电气排中队主机排辅机排电气排运输排8.2质量保证体系运行情况xx机电设备安装工程实行工程监理制度，由西北勘测设计研究院咨询公司xxxx水电站工程建设监理中心承担机电设备安装工程的质量监理任务，拥有质量一票否决权。为加强机电设备安装工程质量管理工作，我部积极建立健全内部质量保证体系。三年来，不断地加强参战人员的质量意识和生产技能的培训工作。使广大干战职工的质量意识得到很大提高，项目部内部严格实行三检制度，积极推行一票否决制度，杜绝了质量事故的发生。项目部严格按质量保证体系封闭运行，坚持百年大计、质量第一的标准，坚持武警水电二总队质量方针及质量目标，高标准、严要求，切实按设计要求、厂家图纸和有关规程规范要求，在现代监理制度下进行质量管理，制定和贯彻内部三级质量验收、技术方案报审、开工申请报告、工程验收申报、工程质量评定等一系列制度。9工程档案管理9.1工程档案管理网络的建立xx水电站工程档案管理工作归口中国大唐集团公司档案部门、xx区档案局及xx电力桂冠股份有限公司档案业务部门的领导和指导，接受监督和检查。xx水电站的归档原则是“谁形成、谁负责整理归档”，由施工单位负责其承包范围内工程档案的收集整理，监理单位负责自身监理工程所形成文件的收集整理以及负责施工单位交来竣工档案完整性、准确性的审核。xx水电站机电设备安装工程由武警水电二总队xx工程项目部组织实施施工。我部工程档案管理工作由项目部总工程师全面负责，工程技术科下辖资料室，资料室配备专职资料员，对施工过程中的来往文件进行及时收集整理，保证资料的完整、准确、系统。及时根据业主指示进行竣工资料整理和参加档案学习，及时要求上级单位对我局的档案管理工作进行了检查和指导，做到及时沟通，并制定了xx水电站档案管理标准、规定、分类大纲，归档范围，立卷要求，原则和方法以及归档的责任范围等一系列的规章制度，使档案管理工作基本上做到了有章可循。9.2工程档案的分类汇编xx水电站机电设备安装工程竣工文件分类属于水电厂企业档案分类的第8、9大类，工程代号：0300。xx水电站机电设备安装工程竣工文件的编制包括施工技术文件、进度文件、质量文件、安全文件、合同文件、竣工图和施工原始记录、质量评定、施工报告及设备出厂资料等。xx水电站机电设备安装工程竣工文件共计编制156套、每套3卷、468卷；其中8大类机电设备安装工程施工竣工文件共72套、每套3卷（声像材料2卷）、213卷；其中9大类设备类竣工文件共83套、每套3卷、249卷。xx水电站机电设备安装工程竣工文件的整编工作我部从2003年03月进场开始就非常注意竣工档案有关资料的收集和整理，经过2005年度的集中整理，至2006年05月除工程量和竣工验收文件外，其余资料通过审查。9.2.1整编原则及依据文件资料整编遵循工程文件的自然形成规律的原则进行。主要按照xxxx水电开发有限公司下发的“《xx水电站工程竣工文件整编补充规定及归档管理暂行办法》的通知(桂xx综[2003]22号)”的有关条款及相关的档案管理办法等进行编制。9.2.2文件资料汇编及分类编号㈠xx水电站机电设备安装工程竣工文件第8大类机电设备安装竣工文件的整编、分类与编号为：1、8040-01开工、技术要求文件1套、3卷。2、8041-01~05、07~09施工技术、进度、安全、质量、合同文件等8套、3、8043-01焊缝检验资料1套，3卷。4、8045-09~18设备管线单元工程、分部工程、单位工程、合同工程完工验收材料及中间交工证明资料10套、30卷。5、8046-01事故处理往来文件1套、3卷。6、8047-01竣工验收报告1套、3卷。7、8053-01~12电气试验报告12套、36卷。8、8054-01仪表、继电器等校验记录1套、3卷。9、8055-07~08电气一次、二次单元工程评定资料2套、6卷。10、807-01~031#~3#机组启动试运行文件及机组交接书3套、9卷。11、831-01~02油、水、气、消防系统设备、管路布置竣工图2卷、6套。12、837-01通风系统设备管路布置竣工图1卷、3套。13、8411-01主系统接线竣工图1套、3卷。14、8412-01~03主系统电气设备安装竣工图3套、9卷。15、8413-01~03厂用系统主接线图及电气设备安装竣工图3卷、9套。16、8418-01~05全厂电缆敷设安装竣工图5套、15卷。17、8419-01交、直流电源系统竣工图1套、3卷。18、8420-01电能计量系统竣工图1套、3卷。19、8421-01电气屏（柜）布置及基础安装竣工图1套、3卷。20、8422-01~02计算机监控系统竣工图2套、6卷。21、8423-01~03公用系统及1#~3#机发电机变压器控制、保护与测量系统竣工图3套、9卷。22、8424-01220KV线路及母线控制、保护与测量系统竣工图1套、3卷。23、8426-01~031#~3#机机组自动化系统竣工图3套、9卷。24、8428-01~04二次接线竣工图4套、12卷。㈡xx水电站机电设备安装工程竣工文件第9大类设备类竣工文件的整编、分类与编号为：1、9000-01设备总布置竣工图及机电设备清册1套、3卷。2、9003-01机组稳定性试验及进相运行试验报告1套、3卷。3、9010-01~07发电机设备开箱验收单、安装说明书及产品出厂质量证明4、9011-01~04发电机安装竣工图4套、12卷。5、9030-01~12水轮机安装说明书、启动程序、产品技术条件、设计说明书、调保计算书、模型试验报告、设备材料清单、开箱验收单及产品质量证明5、9