首台机组启动阶段质量监督报告

第一篇：首台机组启动阶段质量监督报告

红水河桥巩水电站工程首台机组启动阶段

质量监督报告

广西水电建设工程质量监督中心站

二ОО八年六月

工程建设概况 1.1 工程概况

红水河桥巩水电站位于广西来宾市境内红水河上，是红水河规划十级开发的第九个梯级，上游与乐滩水电站尾水位衔接，两电站之间河段长75.2km，下游与大藤峡水电站正常蓄水位衔接。电站坝址距来宾市迁江镇约1km，距来宾市40km，距南宁市180km。

电站坝址以上流域面积128564 km2，多年平均流量2130 m3／s，多年平均年径流量671.7亿m3。本电站是一座以发电为主、兼有航运、灌溉等综合利用效益的大型水电枢纽工程。电站厂房安装8台57MW灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量456MW，多年平均发电量24.01亿kw.h，水库正常蓄水位84.0m，正常蓄水位以下库容1.91亿m3，水库总库容9.03亿m3，水库具有日调节性能。船闸通航规模按500t铁驳进行设计，设计过船货运量250万t/年，单向通过能力200万t/年。

坝址枢纽从左至右分别布置有左岸接头土坝、左岸混凝土重力坝、船闸、发电厂房、泄水闸、右岸重力坝及右岸接头土坝,开关站布置在左岸下游侧。

本工程属二等工程，水工建筑物按二级设计。工程概算总投资约41亿元人民币。1.2 工程建设情况

2003年8月1日水电水利规划设计总院审查通过《红水河恶滩至桥巩河段补充规划报告》。

2004年5月水电水利规划设计总院审查通过《红水河桥巩水电站预可行性研究报告》。

2004年6月11日水电水利规划设计总院审查通过《广西红水河桥巩水电站预可行性研究报告》（水电规划[2004]0055号）。

2004年12月国土资源部审查通过《广西桥巩水电站工程建设用地预审》（国土资厅函[2004]717号）。

2005年获水利部珠江水利委员会《关于红水河桥巩水电站工程建设规划意见的函》(珠水规计函[2005]177号)文, 工程规划通过审批。

2005年5月15日，获国家环保总局《关于红水河桥巩水电站环境影响报告书审查意见的复函》(环审[2005]383号)文和国家水利部《关于红水河桥巩水电站水土保持方案的复函》(水保函[2005]177号)文,工程的环评报告和水保方案通过了国家有关部门批复。

2005年10月18日水电水利规划设计总院以《关于印发<广西红水河桥巩水电站可行性研究报告审查意见>的函》(水电规水工[2005]0068号)文通过电站可研报告审查。

2006年11月22日，国家发改委以《国家发展改革委关于广西红水河桥巩水电站项目核准的批复》（发改能源〔2006〕2609号）文正式核准桥巩水电站工程建设。

根据工程施工总进度安排，工程开工至船闸通航时间为2年10个月，计划于2008年7月第一台机组投产发电，总工期为5年2个月。

桥巩水电站工程业主为广西方元电力股份有限公司, 负责该电站 3 的工程建设、生产运行管理。

设计单位为广西电力工业勘察设计研究院，具有水电甲级勘察设计资质。

监理单位为武汉长科建设监理公司，具有水电甲级监理资质。主体工程主要施工单位广西水电工程局（水利水电工程施工总承包一级资质）、中国水利水电第十三工程局（水利水电工程施工总承包一级资质）、机组安装由中国水利水电第七工程局（水利水电工程施工总承包特级资质）承担。

水轮发电机组制造商为东方电机厂和天津阿尔斯通水电设备有限公司。工程建设质量监督实施情况

根据广西方元电力股份有限公司桥巩水电站分公司《关于桥巩水电站工程质量监督的请示》（桥电〔2005〕38号）的申请，广西水电建设工程质量监督中心站于2005年11月受理桥巩水电站工程质量监督。其质量监督范围为大坝工程、发电系统及厂房工程、泄洪工程、船闸工程、金结和机电设备安装及其主要附属工程等。

广西水电建设工程质量监督中心站于2006年5月开始进行第一次质量监督现场巡视，截止目前共组织质量监督专家巡视组进行了5次现场巡视。巡视组通过检查工地现场，阅读建设各方提交的工作报告，与各参建单位座谈并抽查工程原始记录及档案资料，提交了现场巡视报告或质量监督报告，对建设工程质量管理体系及工程质量提出意见 4 和建议。工程建设各方重视质量监督现场巡视组提出的意见和建议，并认真组织实施整改，提高了工程建设质量，对工程建设起到了促进作用。相关工程面貌及与续建工程关系

桥巩水电站首台机组启动并投产发电标志着该工程进入初期运行阶段。该阶段拦河坝的面貌动态为：一期泄水闸下闸。二期围堰和已建的厂坝挡水（水库水位77.5m或78.0m），进行初期发电和通航，到二期泄水闸下闸蓄水，水库水位提高到正常蓄水位84.0m为止。3.1相关工程形象面貌

3.1.1 I、II标工程（截至2008年4月20日）

开挖工作基本完成，仅剩尾水渠水下清渣约1万m3，下引航道出口水下清渣约2.5万m3。

坝顶启闭机排架混凝土浇筑全部完成。

安装间四周边墙和1#～8#机上游墙混凝土浇筑至101.6m设计高程。

1#～8#机下游墙及尾水排架柱混凝土浇筑到98.0m设计高程，后浇带已浇到64.0m高程。

1#～6#机副厂房已浇筑到顶98.0m高程，7#～8#副厂房浇至94.45m高程。中控楼楼梯至4月29日浇筑至105.9m。

回车场平台还差一层梁柱板混凝土。进、尾水渠护岸混凝土基本浇筑完毕。3.1.2 III标工程 左岸上坝公路，混凝土重力坝工程，上闸首等“挡水线”的土建已基本完成。3.1.3 金结安装工程

厂房（1#～8#）机进水检修闸门和尾水事故闸门门叶于2007年6月10日安装完成，实现了下闸挡水目标。进水口拦污栅栅槽已安装完成。坝顶2×1600kN/2×800kN双向门机全部安装完成。尾水2×1600kN双向台车安装完成。8台机组尾水管全部安装完成。

8#～11#孔泄水闸工作闸门门槽及门叶全部安装完成。启闭机（4套）安装完成。

船闸上游和下游拦洪闸门（检修门）已下闸，上游卧倒门、下游人字门、输水廊道进口和出口的工作门及检修门已全部下闸。3.1.4 机电安装工程

1#～3#机管形座安装完成。

1#机主机导水机构除转轮叶片与转轮室间隙需进一步调整处理外均已完成；调速系统接力器、压力油缸、回油箱、低位油箱，高位油箱安装完成；发电机轴承安装完成；转子吊装完成；灯泡头组装完成并与锥体连接，整体吊入机坑；定子完成整体试验并安装完成。

厂房250t桥机安装完成并取得使用合格证。

厂房辅助设备安装包括低压空压机、渗漏及检修泵、技术供水系统、机组润滑油系统、调速器设备及管路安装等工作已基本结束，正在进行收尾工作，机组内部油水气系统及管路随主机进度进行施工。

220kV开关站户外敞开式配电装置安装调试工作基本结束，现厂 家正在调试。

主厂房电气设备安装截至5月15日主要完成厂房继电保护室电气盘柜安装、厂房中控室电气设备安装、1#主变压器安装、厂房10kv厂用电系统安装、厂房400v厂用电系统安装、厂房直流系统安装、1#离相封闭母线安装。电缆敷设工作已基本完成。3.1.5 右岸二期工程

二期上游过水围堰子坝已加高至78.0m高程；上游围堰橡胶坝安装工作已完成；下游纵向围堰加固锚筋桩已完成；原设计的29束预应力锚索只完成了17束下索和9束张拉；二期基坑内泄洪闸堰体碾压混凝土施工完成，消力池混凝土尚余1万余m3，各闸墩混凝土浇至64.0m～86m高程。3.1.6 安全监测

自开工到2008年5月10日共安装埋设各类内部观测仪器295支，已完成的安装监测仪器，除损坏的11支以外均测得了初始值并进行了施工期正常观测。3.2 未完主要工程项目

对照设计院2008年3月编制的初期运行设计报告，尚有下列主要项目需要完成：

3.2.1左岸连接土石回填段的旋喷防渗墙及帷幕灌浆。3.2.2右岸连接土石回填段的旋喷防渗墙及帷幕灌浆。3.2.3右岸二期上、下游过水围堰的抗冲保护工程。3.2.4二期基坑下游纵向围堰加固的预应力锚索。3.2.5下游航道出口和电站尾水的水下清渣工作。3.2.6主厂房上游防潮墙和厂房右端防潮墙的施工。3.2.7 8#～11#泄水闸坝顶启闭机房。

综上所述，当完成上述主要未完施工项目（或设计认可的替代方案）并验收合格后，桥巩水电站工程面貌具备下闸初始蓄水和首台机启动试运行的条件，首台机投产后不影响续建项目的施工。4 工程建设各方质量管理状况及评价 4.1 建设单位

广西方元电力股份有限公司桥巩水电站分公司（以下简称业主）重视质量管理工作，在工程动工伊始，就明确提出贯彻“百年大计，质量第一”的方针，建立健全工程质量管理体系，成立了工程质量管理委员会和质量管理机构，制定《桥巩水电站工程质量管理办法》等多项质量管理制度，业主的质量管理部门设在工程部, 其它部门配合质量工作，工程部设质量管理专责岗位。在加强质量管理方面采取了以下措施：加强设计文件签发、技术交底，严格参建单位、主要原材料和设备制造商的准入管理，加强原材料和混凝土的现场抽样检查，严格施工组织设计和施工技术措施的审查以及工程质量巡查等。业主较好发挥了在工程建设中的主导作用，进行大量组织、协调工作，各项施工有序展开，工程建设进展基本顺利。为了加强质量抽检工作，委托广西水电工程质量检测中心开展独立的第三方试验检测工作。

业主要进一步发挥在建设中的核心、主导作用，进一步增强参建单位的质量意识和创优意识，明确将业主的质量目标，变成参建单位 的共同目标；对工程建设可能出现的重大问题应具前瞻性，并谋略预案；要结合工程建设情况，不断完善质量管理制度和办法，加大贯彻落实的力度；规范质量管理委员会活动，发挥在重大工程质量问题的指导、协调职责；加大对参建单位和项目经理的考核和奖罚，建立优良和不良业绩记录。4.2 设计单位

广西电力工业勘察设计研究院（以下简称广西院）设代处贯彻设计院的质量管理体系文件，结合工程工期紧、任务重的特点，加强设计过程的质量控制。除了由院长统一领导外，还指定一名副院长分管桥巩水电站工程勘察设计工作，协调人员，资源的配备；目前工程设总由院副总工程师担任，一名主任工程师和一名专业科长分别担任副设总；各专业生产部门的科长或副科长担任本专业主设人，各专业安排相对固定的设计人员担任设代工作。设代处根据施工情况配备有关专业人员，基本保证1名设代处主任常驻工地，解决工程施工中出现的问题。由于工程特殊性和地质情况复杂，工程动工以来，设计做了多次修改(优化)，为满足施工进度，设计采取了一系列措施，加快了供图，目前供图基本满足施工需要。

目前工程正值施工、安装高峰、汛期安全度汛以及首台机组投产，广西院应进一步加强设计力量、精心设计、加强设计过程质量控制，减少设计错误和缺陷，提高设计质量；由于工程特殊性和地质条件复杂，设计院要更加关注工程重大技术问题，加快科学决策。克服困难，确保工程设计供图满足工程施工需要，继续做好现场设代服务工作。4.3 监理单位

武汉长科建设监理公司项目监理部（以下简称监理部），按照监理合同要求，基本履行“四控制、两管理、一协调”的职责。监理部实行总监负责制，配备相应专业监理工程师。结合工程实际，监理部制定有“监理规划”、“监理工作大纲”、“监理实施细则”等。

监理部对工程施工质量进行巡视、旁站检查，对原材料、混凝土进行见证检验，对重要工程、关键工序和隐蔽工程进行旁站监理，对已完工程进行质量评定验收。

监理部应加强监理力量，加强队伍的教育培训，增强监理人员责任心和专业素质，提高监理工作质量和工作标准；认真履行监理合同赋予的监理职责，独立、客观地开展监理工作；加强旁站监理，规范监理记录；进一步加大对施工质量的监理力度，对质量缺陷制定纠正措施，并实施跟踪验证。4.4 施工单位

参加本工程主要施工单位有：广西水电工程局（负责Ⅰ、Ⅱ、IV标）、中国水利水电第十三工程局（负责Ⅲ标）、中国水利水电第七工程局（负责机电设备安装）、南京南瑞集团公司（负责安全监测）等。

广西水电工程局项目经理部建立了以项目经理、各部室主任和各专业施工队队长、各班组长为第一责任人的三级质量保证管理体系，制定了相应的质量管理规章制度，对主要工程和重要工序还制定了专门的质量措施，施工质量实行“三检制”等。

中国水利水电第十三工程局项目部质量保证体系基本健全，运行 基本正常。建立了各级质量管理责任制和相应的质量管理办法，在工程质量管理中，隐蔽工程联检制、施工质量“三检制”比较落实，施工过程质量控制逐步完善。

中国水利水电第七工程局项目部建立健全了质量管理体系，配备了相关的专业技术管理人员，在施工过程中按照规范和设计要求，严格执行“三检”制度。

南京南瑞集团公司通过ISO 9001:2000版质量管理体系认证, 同时获得上海质量审核中心SAC、荷兰RVA、美国RAB证书。项目部建立了质量保证体系，落实人员配置，落实现场质量保证措施。为保证仪器埋设质量，从仪器采购、仪器率定检查到安装埋设、电缆保护，均制定了严格的质量保证措施。根据仪器型号不同，制定了各类型仪器埋设规程，并在施工过程中严格落实。目前已埋设内观仪器290支，尚有内、外观仪器各43支未埋设。从已埋设的仪器情况来看，所有监测仪器读数连续无突变，仪器运行正常。

施工单位要提高质量意识和创优意识，严格施工质量过程控制和施工方法，加强精细化管理。在工程质量管理上倡导“第一次就把正确的事情做好”，讲求工艺质量，克服存在的工艺粗糙、工作不认真的陋习；要加强对外协队伍和民工的管理，加强质量意识和专业技能培训，提高民工素质；对长期存在的质量问题，要举一反三，采取纠正措施，分析原因，防止以后再发生。

综上所述：工程建设各方均建立了质量管理体系，体系运行总体有效，各项管理制度基本得到贯彻落实，已完工程质量基本处于受控 状态。相关工程质量状况及评价 5.1 土建工程

5.1.1 原材料

工地使用的钢筋、水泥、粉煤灰和外加剂，除广西局施工的I标段由业主指定厂家、施工单位采购外，其余Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ标段均由业主采购供应。施工单位按进场批次取样进行了性能试验（以下简称自检），检测中心进行了抽样检验（以下简称抽检，作为监理的平行检测结果）。5.1.1.1 钢筋

有4种强度等级钢筋，即螺纹钢HRB335和HRB400以及圆钢Q235和盘条钢Q235B。对钢筋材质施工单位自检1314组（广西局1010组、13局304组），抽检815组（广西局669组、13局146组），其屈服强度、抗拉强度和延伸率（广西局自检的Q235和Q235B有12组延伸率低于规定值）的测试值均满足国家标准的规定数值；对钢筋连接（焊接和机械套筒）自检647组（广西局295组、13局352组），抽检91组，断裂值均大于上述国标中的抗拉强度。5.1.1.2 水泥

使用了3个厂家生产的4种42.5号水泥，自检取样394组（广西局273组、13局121组），抽检217组（广西局161组、13局56组），对其细度、标准稠度用水量、凝结时间、安定性、抗折和抗压强度等项目进行了测试，测试结果均满足国标规定数值。5.1.1.3 粉煤灰 使用来宾火电B厂生产的Ⅱ、Ⅲ级粉煤灰和部分田东电厂生产的Ⅱ级粉煤灰，除Ⅲ级粉煤灰用于一期围堰外，其余Ⅱ级粉煤灰均用于主体工程，自检394组（广西局306组、13局88组），抽检210组（广西局178组，13局32组），对其细度、含水量、需水量比和烧失量等项目进行了测试，检测结果满足国标或部标的规定数值。5.1.1.4 混凝土外加剂

使用了2个厂家生产的2种高效减水剂和一种引气剂，抽检40组（广西局33组、13局7组），对其减水率、泌水率比、含气量、收缩率比、凝结时间、抗压强度和对钢筋有无锈蚀等项目进行了检测，检测结果满足部标规定值。5.1.1.5 砂石骨料

除Ⅲ标段（13局施工的船闸）锚杆用的细砂为宾阳邹圩生产外，其余工程上使用的砂石骨料均来自广西水电工程局的人工砂石料生产系统，出具的人工砂测试项目和组数为：石粉含量、细度模数测试246组，含水率测试1108组；粗骨料的测试项目为超逊径量、针片状含量、含泥量和泥块含量，视不同级别粒径（小石、中石、大石）的测试组数分别为140组，137组（其中2007年12月份泥块含量测试项目少4组）和133组（其中2007年12月份泥块含量少7组，2008年2月份少1组）。施工单位自检人工砂2271组（不含含水率检测项目和邹圩的3组细砂，广西局2026组、13局245组）；粗骨料6650组（广西局6093组、13局557组）。抽检人工砂169组（除上述检测项目外增加了饱和面干密度值，广西局122组、13局47组），粗骨料168组（除 上述测试项目外增加了压碎指标值项目，广西局122组、13局46组）。检测结果表明人工砂偏粗（检测中心测定的细度模数平均值大于2.9，最大值3.37，超过规范规定的2.4～2.8），石粉含量偏大（平均值12.9％～14.2％，最大时达24％，少数测试值超过规范6％～18％的规定）和含水率控制不严（最大含水率10.8％，超出规范≤6％的规定）；粗骨料的超逊径含量偏大（测试的最大值超过允许范围）。5.1.1.6 小结

综上所述，除人工骨料各种测试项目测试结果超过规范推荐值外，其余各测试项目和工地使用的水泥、钢筋、粉煤灰、外加剂经施工单位自检和监理抽检，其测试结果均满足国标或部标的有关规定。5.1.2 左岸部分

以厂房右边墙为界划分的左岸部分水工建筑物包括（从左到右）左岸接头粘土心墙土石坝、左岸混凝土重力坝、船闸和厂房。5.1.2.1 基础开挖

建基面没有欠挖，受岩层面影响，局部超挖较多，8#机基础受溶槽影响，最大超挖为4.09m。建基面以下岩层声波检测12组，最小波速平均值为4610m/s，与爆破前波速4800m/s相比较，声波衰减率小于规范10％的规定。5.1.2.2基础处理

基础处理为固结灌浆、帷幕灌浆、高压旋喷和预应力锚索。固结灌浆间排距3.0×3.0m，呈梅花型布置，深入岩石6～9m，分Ⅱ序孔。Ⅰ标段一期围堰162孔单位耗灰量212.05kg/m，Ⅱ标段厂房170 孔，单位耗灰量184.8kg/m，Ⅲ标段船闸等建筑物114孔，单位耗灰量67.45kg/m。灌后打检查孔作压水试验，检查灌浆数据，其中厂房8孔（为总数170个孔的4.7％）平均透水率1.17Lu，船闸5孔（为总数114孔的4.4％），平均透水率2.4Lu。检查孔数略小于规范5％的规定，透水率值满足设计小于5Lu的要求。

帷幕灌浆分Ⅲ序孔进行，垂直孔、自上而下钻灌。Ⅰ标段一期围堰366个孔，平均耗灰量155.29kg/m，Ⅱ标段厂房238个孔，单位耗灰量60.91kg/m，Ⅲ标段船闸、左岸重力坝和接头土石坝共79个孔，除左岸混凝土重力坝15#坝段和接头土石坝的Ⅰ序孔单位耗灰量大于100kg/m外，其余均小于100kg/m。打检查孔作压水试验检查帷幕灌浆效果：2＃坝段厂房23个孔为总数238个孔的9.7％，作128段压水试验，除有3段透水率（分别为3.7、3.8和4.3Lu）大于设计3Lu外，其余125段透水率均小于3Lu，3段大于3Lu的透水率值满足规范不超过设计值150％的规定；3＃坝段检查孔7个，为总数79个孔的8.9％，小于规范10％的规定，压水试验透水率均小于3Lu，满足设计要求。左岸接头土石坝70.00～79.00m高程为高压旋喷防渗，设计200个旋喷桩，已施工177个，打检查孔17个，压水试验测得渗透系数为0.434×10－8cm/s～0.695×10－6cm/s，小于设计值1×10－5cm/s，满足设计要求。

船闸预应力锚索还未完工。5.1.2.3 左岸接头土石坝填筑

粘土心墙的粘土料有2种，击实试验测得最大干密度值为1.47g/cm3 和1.82g/cm3，相应的最优含水率分别为30.4％和15.5％，分别用于95.40m高程以下和以上的心墙部位。设计将压实度修改为85％，相应的现场施工干密度控制值是94.50m高程以下为1.25g/cm3和94.5m高程以上为1.547g/cm3。现场取土样133组自检，反算的最小压实度为85.3％，满足设计85％的要求。抽检2组，最小压实度为95.3％，满足设计要求。但施工自检资料的含水率在95.40m高程以下为20.81％～41.58％，相当于最优含水率30.4％以上11.18％和以下9.59％；在95.40m高程以上含水率为21.85％～25.62％均在最优含水率15.5％以上6.35％～10.12％，远远超过设计规范2％和3％的范围。从最优含水率变化幅度和含水率之高，怀疑是富含铁铅氧化物的红粘土。心墙内侧堆石体还未达到设计断面。5.1.2.4 左岸混凝土重力坝

施工单位28d抗压强度自检取样160组，均高于设计强度值，测试组数超过30组的C15和C20，标准差为2.361Mpa和3.425Mpa；对C20混凝土自检取样3组作抗渗试验，均满足设计W6的要求。检测中心抽检9组（其中C15三组，C20六组）均高于设计强度值。5.1.2.5 船闸

对于设计龄期28d的C15、C20、C25、C30、C35混凝土，施工单位自检取样1990组，均高于设计强度值，标准差在1.676～3.216Mpa；对90d龄期的C20混凝土，自检取样172组，其中28d试样78组，90d试样94组，除28d试样最小的抗压强度19.4Mpa小于设计值外，其余均高于设计值。检测中心曾有10组抽检结果表明，28d抗压强度低于0.85倍或0.90倍设计强度，按规范规定属不合格混凝土。受施工单位委托，在监理现场见证下，检测中心对这些部位进行了混凝土抗拉强度回弹和钻芯取样试样，根据测试结果，认为符合要求，出具了报告，并对这10组不合格的测试结果权值，不再参与船闸工程的混凝土质量检测结果统计，但设计单位对此似有保留意见。检测中心抽检189组，其中35组测抗拉强度，34组测抗渗标号，23组作抗冻试验，97组作抗压强度试验，抗渗和抗冻测试结果均满足设计要求，抗压强度测试值不低于设计值的百分率很高。5.1.2.6 厂房混凝土

厂房混凝土C10～C40共有7个强度等级，施工单位取样1929组作28d抗压强度测试，最小测试值也大于设计值，均高于设计强度值，标准差＜3.0Mpa；另对90d设计龄期的混凝土自检取样624组，测试强度均高于设计强度值。施工单位还自检取样85组作抗拉强度、21组作抗渗、21组作抗冻试验，还取2组分别作90d龄期的抗渗、抗冻试验，抗渗、抗冻测试结果均满足设计要求。检测中心抽检的28d抗压强度测试值中，有31组低于设计值，属不合格。在监理的督促下，施工单位对一些偏低的部位进行了混凝土芯样抗压强度检测，这31组测试值也不参与相应的混凝土质量检测结果统计，对此设计似有不同意见。检测中心抽检了321组作28d抗压强度，有一些强度小于设计值，但能满足规范要求，其中测试组数大于30组，不低于设计值百分率在80～90％范围，检测中心还抽检了41组抗拉强度，39组抗渗标 号和27组抗冻标号，其抗渗、抗冻测试结果均满足设计要求。5.1.2.7 对船闸、厂房混凝土质量统计分析的评价意见

检测中心以正规的书面材料提交了检测统计结果，以表格列出了船闸和厂房混凝土抽检试样不合格的测试结果，又提出经对不合格部位进行强度回弹和取芯检测后将这些数据不纳入分析，按此处理后，抽检数据统计分析结果是测试强度不低于设计强度的百分率较高，依此进行混凝土生产质量水平等级评定，与施工单位的数据比较符合，但与本报告说反映的混凝土质量水平反差太大，就此提出以下意见：（1）按《水工混凝土施工规范》（以下简称“规范”）第11.5.8条规定，检测结果未满足强度检验评定合格标准时，可取芯或用无损检验方法对结构物的强度进行检测。对此做法无可非议。检测中心的报告中讲到这些试验测试结果有附件报告，但检查未见到该附件。

（2）《规范》第11.5.12规定试验系统误差的盘内混凝土强度变异系数大于5％时，应查明原因并采取改进措施。试验室的测试结果可信度应很高。《规范》第11.5.2条也规定只有一组试讲的大、小值与中间值之差均超过15％时，该组试件的强度才不作为评定的依据。现检测中心将船闸、厂房的41组不合格试件测试结果不参与统计分析的做法缺乏科学依据。

（3）对于不合格部位，经论证和处理后不影响正常使用的，按常规单元工程只能评为合格，并应对论证、处理过程以书面材料准备齐全归档。能否不影响正常使用的结论意见，在我国目前的现状还是应主要参考设计单位的意见。5.1.3 厂房右边墙以右部分

厂房右边墙以右部分包括一期基坑内已基本完成的4孔泄水闸和二期基坑所有土建工程。5.1.3.1基础开挖

基坑开挖检查无欠挖，个别地方因岩石构造影响超挖1.0m以上，开挖后声波测试最大为5300～6110m/s，最小为4500～4940m/s大于设计要求的不小于3500m/s，爆破前后声波变化率3.8％～9％小于10％，满足规范要求。

根据基坑验收资料反映，各开挖单元满足设计要求，无欠挖，虽然由于岩石构造影响有较多的超挖，发现的构造已按设计要求处理，该部分评定31个单元，全部合格。5.1.3.2基础处理

开挖基坑除溶蚀沟槽作回填处理外，大的节理、裂隙一般也作扩宽深挖处理并回填高一级混凝土，节理裂隙较发育的作固结灌浆，一期基坑4孔泄水闸作278个固结灌浆孔，孔深6～9m，总罐浆长度1930m，耗灰457t，单位耗灰量195kg/m。按Ⅰ、Ⅱ序孔造孔灌浆，经14个检查孔压水，最大透水率4.12Lu，最小0.3Lu，平均透水率1.71Lu，满足设计要求，对孔作固结灌浆前后声波测试，声波变化不大。该部分泄水闸作1620m帷幕灌浆，钻孔50个，总耗灰量262.3t，平均单位耗灰140kg/m，分Ⅲ序孔钻灌。Ⅰ序孔平均耗灰168.7kg/m，Ⅱ序孔平均耗灰98.9kg/m，Ⅲ序孔平均耗灰103.4kg/m，Ⅱ、Ⅲ序孔耗灰变化不大，还略有增加，主要受11#泄水坝Ⅲ序孔耗灰量增大影响，但5个检查孔分31段压水检查，小于3Lu的30段，占96.8％，大于3Lu小于5Lu的仅1段，为3.2％，基本满足≤3Lu的设计防渗要求，基础处理已评定单元3个，全部合格。

预应力锚索施工，由于开挖后发现不利于安全的夹泥缓倾角，增加107束3000kN预应力锚索，已施工105束满足设计要求，目前因预应力损失较大，加之防汛标准提高再增加38束锚索和16根锚筋桩，目前还未施工完成。5.1.3.3混凝土

二期基坑已施工6.9万m3碾压混凝土，由长皮带送料入仓，振动碾压，完成规定碾压遍数后用核子密度仪测定压实容重，共检查714点，最大值2650kg/m3，最小2450kg/m3，平均值2483kg/m3，无小于设计要求2450kg/m3的情况，全部合格。其vc值检查130次，最大7.6s，最小1.8s，平均约6.0s，基本满足设计要求，合格率达95％。

4个泄水孔已基本完成，完成混凝土量10.7万m3，钢筋制安2971t，该部分混凝土有10个等级，共检测310组，试件最低抗压强度未出现低于设计标号的情况，其平均强度最少超过5.6％，一般均超过15％，最高超过46％，其强度保证率最低93.3％，最大标准差为启闭机排架C30混凝土，为3.33Mpa，最大离差系数为11#泄水闸C15混凝土，Cv＝0.13，抽检C20共21组，有一组低于标准约3％，但平均值高于标准值56.5％，强度保证率为98％，因统计组数较少，标准差达5.25Mpa，消能防冲建筑C30混凝土抽检2组，最大45Mpa，最低28Mpa，其最小值低于标准值6.7％，但平均值与最小值满足强度评定的合格 率，已评定单元工程223个，全部合格。

二期基坑常态混凝土10.8万m3，有5个强度等级的混凝土，共取样83组，最低强度未出现小于标准值情况，监理抽检橡胶坝底板C20有一组28d强度为18.7Mpa,是标准值的93.5％，按强度评定仍属于合格。该部分重力坝C20混凝土平均强度24.3Mpa，其标准差1.98Mpa,保证率98.5％。评定单元工程104个，全部合格。

厂房右端墙以右主体工程外观质量仍存在麻面、错台、漏浆等缺陷，但混凝土强度满足设计要求。混凝土强度受细骨料含水量影响较大，其强度值波动也较大，还偶有低强度现象发生。应进一步加强施工质量管理，提高混凝土施工质量。5.2金结及机电安装工程 5.2.1金属结构安装 5.2.1.1船闸

(1)机电管路及接地网埋件安装

截至2008年4月30日，已完成安装埋件，其质量符合设计要求，全部合格。

(2)闸(阀)门及埋件安装

已完成安装和质量评定的单元工程有上闸首挡洪检修闸门埋件一孔及闸门1扇、上闸首工作闸门埋件1孔及闸门1扇、上闸首输水廊道检修闸门埋件2孔及闸门2扇、下闸首输水廊道检修闸门埋件3孔及阀门3扇，共计闸（阀）门埋件及闸（阀）门安装单元工程各11个。闸(阀)门防腐蚀处理达到设计要求,试槽及密封透光检查均合格。质量 全部合格。

(3)闸(阀)门启闭机安装

已完成安装和质量评定的单元工程有上闸首输水廊道检修闸门埋件固定启闭机2台、上闸首输水廊道工作闸门液压启闭机2台、船闸L型门机1台，共5个单元工程,安装质量全部合格。

制动轮无负荷下电机运行平稳，三相电流平衡、发热正常，开关、限位装置、高度指示器动作准确可靠，钢丝绳无卡碰刮卡阻现象，制动瓦开合正常，1.25倍额定负荷升降制动器动作平稳可靠，启闭阀门正常。

上闸首输水廊道工作阀门液压启闭机在额定工作压力试压无渗油，油泵空转30～40min无异常现象，工作压力下运行平稳无异常振动和杂音，起动阀动作准确，手动和自动启闭阀门灵活，开度仪位置正确。

L型双向门式启闭机空载运行电机三相电流平衡，无异常，限位保护、联锁装置动作正确可靠，大小车行走平稳，1.25倍静额定负荷试验，升降正常，制动器制动正确，额定负荷（300t）时，主梁下挠4mm，卸载后恢复原位，动负荷试验时升降机构和行走机构制动器动作正确可靠。

(4)船闸浮式船柱埋件及系船柱安装

已完成12孔系船柱及埋件安装，系船柱安装试升降灵活，安装质量全部合格。

船闸其余的金结安装工程，已基本完成，查阅资料其质量合格，尚待进行单元工程质量评定。(5)8#～11＃泄水闸埋件及闸门安装

已完成泄水闸工作闸门埋件4套，检修闸门埋件4套及工作闸门4套安装，闸门焊缝外观质量符合一、二类焊缝质量要求，焊缝内部质量，一类焊缝一次探伤合格率89.5﹪～95﹪，二类焊缝一次探伤合格率99.7﹪，闸门防腐蚀表面处理达到设计要求。闸门启闭无卡阻，密封良好。共8个单元工程质量全部合格。(6)泄水闸门固定式启闭机安装。

完成8#~11#孔泄水闸门启闭机安装，启闭机试验，无负荷电动机运行平稳，三相电流平衡，电气设备无异常发热现象，限位开关，高度指示器正确可靠，制动器开合可靠正确，机械部件部冲击振动，钢丝绳无卡阻碰刮，静负荷1.25倍额定负荷运行机电部分正常，制动器1.25倍额定负荷的升降，动作平稳可靠。

厂房工程金属结构安装（包括坝顶门机、尾水台车进水口闸门、尾水闸门等）在第四次质量巡视过程已进行了资料查阅，其安装质量均达到规范要求。5.2.2 电气安装

5.2.2.1 主变压器型号SF10-130000/220，额定电压242（＋

1、－3）kV/10.5kV，上海AREVA变压器厂制造。一号主变压器本体安装就位并固定，已安装套管、冷却器、油枕等附件，并按规范要求进行真空注油和热油循环滤油，通过了安装后的油质试验和电气交接试验，按规范进行局部放电试验，已得的试验结果是局放A相105pc、B相 100pc、C相110pc，局放前后的色谱分析无异常。低压线圈通过28kV一分钟耐压，中性点通过160kV一分钟耐压。油箱已可靠接地，变压器中性点接地线已可靠连接。变压器本体安装质量合格。喷雾灭火系统还在安装中，事故排油池的卵石还没有铺设。

5.2.2.2 220kV开关站为敞开式，双母线接线。共有四条进线、三条出线，共九个间隔，8组220kV单断口瓷柱式SF6断路器、8组SF6电流互感器、6台电压互感器、25组隔离开关，2组接地闸刀，2条220kV母线设备以及两组出线的电容式电压互感器、避雷器等全部安装完成，并通过了电气交接试验，SF6气体测试合格，设备接地线已可靠连接。安装质量合格。但尚未完成“五防”工作站的调试。

1、2号主变至开关站的铁塔和架空线路已安装完成。

5.2.2.3 10.5kV采用两机一变的扩大单元，封闭母线从机组到发电机断路器为共箱母线，从发电机断路器到主变及分支为离相母线，1号机的全部母线及2号机发电机断路器至主变的母线等设备已按设计要求安装完成，并按规范要求通过交流耐压试验和密封试验。

1、2号机发电机断路器、1号厂用变压器、励磁变压器、互感器等发电机电压设备也已完成安装，盘柜均已可靠接地，并通过电气交接试验。安装质量合格。1号机中性点设备已经安装就位。

5.2.2.4 10.5kV四段厂用母线的开关柜，1号机及公共设备的400V厂用配电柜等已安装就位，并通过电气交接试验，盘柜已可靠接地。安装质量合格。1号机及公共设备相关的照明设施已安装完成。5.2.2.5 220kV线路保护、220kV母线保护、1号主变保护、1号机保 护、故障录波器等盘柜已安装就位，盘柜已可靠接地，并进行盘内继电器的模拟，线路保护正在与对侧联调，其他保护正在进行调试中。5.2.2.6 计算机监控系统中控室工作站、上位机、1号机及公共LCU及有关的自动化设备等盘柜已安装完成，并已可靠接地，远动设备在联调，LCU在调试中。通讯设备已完成安装，并正在调试中。自动化元件和仪表应按规定进行校核、标定。

5.2.2.7 1号机励磁采用自并激、调速器电气柜为微机型。盘柜已安装就位，并可靠接地，调试正在进行中。

5.2.2.8 220V直流盘柜及免维护蓄电池设备已安装就位，盘柜已可靠接地，蓄电池已完成充放电，安装质量合格。现已向二次盘柜提供直流电源。

5.2.2.9 1号机及公共设备的电缆桥架已安装完成，有关的动力电缆、控制电缆等已按设计要求基本敷设完成，并已整理挂牌。但桥架和支架需要接地，电缆防火封堵应在启动前完成。

5.2.2.10 通风空调系统、火灾报警系统不能在1号机启动前全部安装完成。建议复核电气设备运行环境的温度和温升。并尽快完善启动投运区域的消防报警系统。

5.2.2.11 220kV开关站的接地电阻测试值为0.81Ω，优于设计值0.9Ω。全厂接地电阻设计要求0.18Ω，但尚未完成测试。设计应提出1号机投产时要求的全厂接地电阻值和对开关站、升压站、坝顶等处的接触电势和跨步电势的要求，对坝顶尚未全部完工的泄洪闸门处的防雷保护应进行复核。5.2.3 水轮发电机组安装 5.2.3.1 慨述

桥巩水电站安装8台灯泡贯流机组，单机容量57MW，为国内单机容量最大、世界第二的灯泡贯流机组。机组采用两支点结构，由东方电机和天津阿尔斯通供货，东电负责1＃、2＃、5＃、6＃机，天阿负责3＃、4＃、7＃、8＃机。1＃机组为本电站首台机组。5.2.3.2 机组分部安装情况（1）尾水管和管型座安装

1＃机尾水管安装检测了6项指标，管型座安装检测了7项指标，全部合格，多项指标优于质量标准。（2）导水机构安装

外环和内环组合成整体后，插入导叶，调整测量导叶端面间隙，符合要求后，吊入机坑，与管型座连接，调整导叶立面间隙，局部最大值为0.20mm，局部最小值为0.10mm，符合设计要求。

1＃导水机构安装，导水机构各部尺寸、中心、方位及法兰垂直度、平面度，符合设计及规范要求。（3）转轮组装与安装

1＃机转轮在安装间进行转轮体组装，吊入机坑后挂装转轮叶片，待转轮室上盖安装后，测量转轮叶片与转轮室间隙，设计间隙4.9～5.6mm，实测间隙3#叶片最小，只有0.5mm。经磨削后间隙增大至4.1mm，其余叶片间隙约4mm左右，与设计间隙比偏小。

转轮密封试验和动作试验尚为进行。（4）主轴与轴承安装

主轴水平度及轴瓦间隙，符合设计与规范要求。正向推力瓦与镜板间隙为0，反向推力瓦与镜板间隙为0.6～0.8mm，符合要求。（5）发电机转子组装与安装

转子支架由制造厂供货，现场安装主要是挂装磁极。磁极圆度检查合格，磁极72个连接螺孔中心高程偏差较大，一般为5～6mm，45＃磁极下部偏差－11.2mm，11＃磁极上部偏差＋6.5mm，制造厂答复：只控制弦距偏差<0.5mm,保证磁极垂直度，中心高程无法处理。转子支架系东电分包外厂供货，每个磁极6个连接螺孔，共有432个孔，如返工重钻，工程量确实太大，目前按东电办法处理，对机组运行会带来影响，有待观察。

转子吊入与主轴连接后，测量了主轴端部挠度，由原来的0.02mm/m,增大为0.07mm/m，经计算挠度绝对值为0.14mm，偏于安全。（6）灯泡头组装与锥体安装

灯泡头组装完成后与锥体连接整体吊入机坑，安装质量合格。（7）定子安装

定子由制造厂整体供货。

对1＃机定子绕组进行耐压试验时，发现B相绝缘电阻太低，后采用直流电压法击穿，故障点在线棒端部，更换线棒后，交流耐压试验三相全部通过。

调整发电机定、转子空气间隙，平均空气间隙为9.8mm，与设计值9.5～10mm相一致。但当定子外壳调整力拆除后又回复到原来数值，超出规范要求，尚待处理。

定子与管型座连接处密封试验尚未进行。（8）受油器安装

尚未完成。（9）机组盘车

尚未开始。

5.2.3.3 厂房250t桥机安装

安装质量合格，已通过验收。2＃、1＃桥机均完成负荷试验，并取得来宾市特监局颁发的使用合格证。5.2.3.4 调速器安装

1＃机调速系统安装，包括接力器、压力油罐、回油箱、低位油箱、高位油箱等设备的安装已完成，并验收合格。调速系统尚未充油，整体联动试验及调试还未开始。5.2.3.5 1＃机组安装质量状况及评价

1＃机组安装工作已基本完成，有待充油后进行各项试验和调试，进行机组盘车，检查轴承线摆度及轴瓦间隙，最终测定转轮叶片与转轮间隙，发电机空气间隙。

调速器系统完成无水调试和有水调试合格后，首台机组（1＃机组）即可启动试运行。

由于设备供货原因，灯泡贯流机组几个主要部件，除了导水机构和主轴较正常外，发电机定子、转子和转轮均存在不同程度的质量缺陷，经处理后有的已解决，有的与质量标准尚有差距。应认真对待，采取切实可行措施，确保机组能安全稳定运行。5.2.3.7 建议

(1)接力器锁定装置因尺寸偏差，目前无法安装，为不影响首台机组启动和发电，制造厂提出暂不安装。锁定不安装对机组发电影响不大，但对机组停机检修或检查，锁定不投入极不安全。这只能作为权宜方案并有专项代替措施才行。制造厂应尽快提供新的锁定方案，以完善机组保护设施。

（2）转轮叶片与转轮室间隙偏小问题，待转轮动作试验完成，并经机组盘车测定水导摆度后，根据转轮全开位置的各部间隙值（考虑转轮室椭圆度和转轮叶片轴向串动量）再作最终决策。

（3）发电机转子磁极中心高程偏差超标，有待运行时验证振动等参数；发电机空气间隙超标也会加大振动量。机组试运行时，应重点观察。

发电机定子与管型座法兰接合部位的密封试验，必须严格按设计要求进行，此次承受电站全水头压力，必须安全可靠。

（4）发电机引线（软铜线）制造厂尚未生产发货，已严重影响首台机组投产，应赶紧落实催交。5.2.4 辅机设备安装

厂房排水系统、技术供排水系统、中低压空气系统、消防水系统、油系统等的水泵、阀、中低空气压缩机、自动化元件、安全保护元件、油罐、油处理设备、中低压气罐及与1＃机组启动投运相关的管路大部分已完成安装，其中油系统、中低压空气系统已进行了试运行或调试，要抓紧对尚未进行调试的设备及元件的调试工作，补齐管路、管件及消防喷头等设备的安装，并及时完成安装质量验收和评定工作。5.3 安全监测

为了解枢纽建筑物在施工期和运行后的工作状态，在主要建筑物控制部位布置有内外观测设备，内观仪器总计335支、引张线4条、静力水准45支、双管标孔3套、倒垂孔4个，为加强对一期围堰安全监测，在围堰上布置30个观测标点。

内观设备已埋设290支，进场设备都有合格证，埋前检查不存在质量问题，并经监理审核率定出具率定报告，埋设过程中，自然破坏11支，仪器埋设完好率96.2％。施工中因锚喷、开挖损坏4支，最终完好率为94.8％，基本满足招标要求完好率不低于95％的要求。

温度观测：厂房部分混凝土最高温度37.2℃，最低16.8℃。船闸部分混凝土最高温度25℃，最低20.5℃，基岩温度最高为23.9℃。目前混凝土温度基本趋于稳定，基岩温度变化不大，比较稳定。初期形成的水库水温略低于气温值，属正常情况。

渗透压力观测，各点渗透压力与上游水位关系密切，厂房部位最大渗透压力0.27Mpa，泄水闸段最大渗透压力为0.128Mpa，船闸部位为0.085Mpa，根据其埋设高程推算上游水位厂房为60.7m，泄水闸段59.8m，船闸段为58.4m，都在水位60m左右，变化基本正常。混凝土应力应变观测：厂房部分最大拉应变93.25×10－6 ,最大压应 变89.1×10－6，船闸部分均为拉应变，最大压应变149.19×10－6，该应变主要受混凝土自重、温度和施工荷载影响，尤其与温度变化关系紧密，目前尚未出现异常现象。

钢筋计应力观测：安装间均为拉应力，最大值为45.7Mpa；船闸部位最大拉应力39.5Mpa，最大压应力为20.3Mpa；主厂房2#机高程62.013m出现最大拉应力108.59Mpa，在7#机高程60.0m处出现最大压应力16.67Mpa，除2#机出现的拉应力稍大外，其余的拉压应力不大，其变化与温度关系密切，变化基本正常。

基岩变形观测：其开合度最大张开0.66mm，最大闭合0.7mm，分别产生在2#机和7#机39.7m高程，变化虽然与温度关系密切但变化不大。

测缝计观测：观测点缝张合变化不大，最大张开度0.74mm，观测记录目前较稳定，无继续增大的趋势。

11#坝段锚索测力计观测：为检测11#坝块107束预应力锚索应力损失，两侧各安装3台3500kN振弦式测力计。张拉后20天之内损失较大，一般均超过10％，最大为21.5％，设计根据此情况增加了锚索。从资料反映，其应力已稳定在2500kN左右，为设计值3000kN的83.3％，为锁定值的72.5％，预应力损失较大。

围堰变形观测：其垂直位移变化与气温变化相关，但其累积变位均为上抬，至2008年5月15日止，最大上台量12.01mm，为GD22点，最小上抬量为2.56mm，多数上抬均在4～7mm之间，上抬量不大，其水平变位与温度和天气相关密切，与水位变化有一定关系，但累计

变位均向左岸，最大为GD10点，累计变位23mm，最小为GD22点，累计变位0.7mm。有50％的观测累计位移均超过10mm，由于采用全站仪观测，观测距离较近400m，观测值有一定误差，还未发现观测值不收敛的突变。

总体来看，所有观测仪器读数连续无突变，运行正常。6意见及建议

6.1业主应进一步发挥主导和核心作用，统筹兼顾，正确处理好进度、质量、安全之间的关系。要做好管理、协调工作，努力营造建设各方的和谐氛围，加强沟通，共同努力搞好工程的建设工作。

6.2 设计院应进一步发挥技术参谋作用，本着为业主服务，为工程负责的原则，面对当前桥巩水电站下闸蓄水、发电、度汛安全诸方面做好技术服务工作。

6.3监理单位应进一步增强责任心，善始善终把好质量关，要及时组织进行单元、分部、单位工程验收工作。

6.4 施工单位应进一步树立质量意识和履约意识，认识到自己是工程质量的创造者，严格施工工艺，把保证质量工作贯彻到工程施工的始终。右岸二期工程的进度严重滞后，要根据现在的实际情况，及时调整施工方案和措施，落实资源投入，做好生产的组织工作，确保下闸蓄水、安全度汛目标的实现。

6.5 船闸和厂房工程曾经出现的混凝土低强问题，参建各方应该进一步做好分析论证工作，对是否需要做进一步的测试、是否需要处理等问题务必在下闸蓄水前有一个明确的结论。

6.6 目前已进入红水河的汛期，右岸准备在六月份继续施工，度汛安全问题十分突出，应认真做好水情预报工作，制定安全应急预案，确保人员、设备的安全。

6.7电站即将进入初期运行阶段，设计院已提出了《初期运行设计报告》，业主应组织有关施工和运行单位人员，认真研究落实该报告所提出的技术要求，确保初期运行的安全。

6.8 本次巡视工地现场情况，安全文明施工状况令人不满意，应做彻底的整改。

6.9 右岸上游土石过水围堰既是二期基坑施工期间的围堰，属大型临建工程；又是电站初期运行阶段挡水建筑物的一部分，具有永久建筑物的性质，其功能十分特殊。设计院应进一步分析论证该构筑物的安全稳定性；另外，该围堰原来的渗流量就比较大，5月18日渗漏量骤然增加，致使二期基坑被淹，要分析渗流通道进一步扩大形成管涌造成围堰破坏的可能性。

6.10 针对上游围堰渗流量大并有随上游水位上升渗流量进一步加大的趋势，为了保证下游纵向围堰的安全和稳定，建议下闸蓄水工作应选择在下游纵向围堰加固预应力锚索和消力池剩余混凝土完成以后的时段进行。

6.11 11＃坝段锚索关系到二期基坑纵向围堰的安全，由于二期基坑开挖已损坏二台（套）监测测力计，这对百余束预应力锚索工作状态监测不利，要加强对剩下的监测仪器的保护，并按设计要求做好剩余锚索的施工，保证施工质量。建议设计院根据目前预应力锚索稳定值作

参考，核算11＃坝的安全性。

6.12 厂房内部观测设备较多，目前对观测电缆保护措施不力，堆放混乱，应加强对这些观测电缆的保护，提高观测设备的完好率。6.13应抓紧完成220kV送电和1号机启动调试前的剩余安装调试工作，按设计要求认真做好启动前的电气一次、二次及包括油、水、风系统的安全隔离工作。要做好运行区域的整理和盘柜及操作设备的命名、挂牌，保证道路畅通和足够的照明。

6.14 对于57MW灯泡贯流式机组，国内系首次设计、制造和安装，为了能及时检测机组运行工况，尤其是机组的振动和摆度，以便采取相应对策确保机组安全稳定运行。安装在线检测装置是十分必要的，建议尽快实施。

6.15 首台机组试运行期间，建议增加动平衡试验项目。7 结论

桥巩水电站工程建设符合国家基本建设程序，工程建设实行项目法人负责制、招标投标制、建设监理制和合同管理制。工程设计单位和经招标选择的监理单位及施工单位的资质均满足国家有关资质要求。

工程建设过程中，参建各方均建立了质量管理体系，并在施工过程中不断改进，制定的质量管理制度得到了贯彻落实，体系运行正常，工程质量处于受控状态。已完的工程质量基本满足设计和规范要求。

相关工程目前的形象面貌，从大的方面看基本满足下闸蓄水和首 34 台机组启动的要求，但尚有部分未完项目。待剩余的未完项目完成并经验收合格、并对右岸上游围堰的安全稳定性经进一步分析论证有足够把握的前提下，桥巩水电站具备下闸初期蓄水和首台机组启动的条件。

第二篇：#5机组整套启动后质量监督检查报告

华能沁北电厂三期工程#5机组

整套启动后质量监督检查汇报

浙江省火电建设公司 华能沁北电厂工程项目经理部

2012.04.25 浙江火电华能沁北电厂三期工程

整套启动后监督检查汇报材料

各位领导、各位专家：你们好！

首先，热忱欢迎你们对华能沁北电厂三期工程进行#5机组整套启动前质量监督检查。自2009年11月18日#5炉钢结开始吊装以来，经过浙江火电广大员工的努力，在业主、监理、厂家代表的指导和支持下，#5机组于2012年3月6日顺利通过168小时试运行,现将有关情况汇报如下：

一、工程概况(一)施工范围

我公司承担的是#8标段合同施工内容，即#5机组安装工程。主要内容是：#5机组主厂房机、炉、电、控设备安装，机组排水槽设备安装，工业水泵房设备安装，全厂通讯安装等项目。(二)概述

华能沁北电厂三期2×1000MW工程#5机组为超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊п型结构，锅炉最大连续蒸发量(B-MCR)3110 t/h，额定蒸发量(BRL)2943.7 t/h。锅炉钢结构由东方锅炉厂设计，由青岛三联制作和供货。钢架连接采用高强螺栓的方式，主要构件材料采用抗腐蚀性能好的高强度低合金钢。炉顶共布置5根大板梁（分别在K1、K2、K3、K4、K5排），均为叠梁，叠合面采用焊接加高强螺栓连接。本锅炉与常规机组相比，焊接工程量大大增加，锅炉受监焊口数约55800多只。锅炉安装焊接部分工程量大、技术要求高、难度大，涉及钢种多，常见的钢种有SA-210C、SA-106C、20G、SA-213T2、SA-213T22、SA-213T23、SA-335P12、15CrMo、12Cr1MoV、WB36、1Cr18Ni9Ti、TP316、SA-213T91、SA-213T92、SA-335P91、SA-335P92等，其中SA-213T92、SA-335P92钢种在国内机组中属于新钢种，焊接难度较大。而且中大口径管道的壁厚普遍明显增大；其中高温过热器集箱壁厚达到140mm，同时由于壁厚增大，导致热处理难度明显增大，热处理时，管道内外壁温差要控制要求高。由于省煤器、过热器、再热器管排之间，及管排与水冷壁之间的间距很小，导致焊接、返修的难度相当大。高温高压管道基本上都采用了T/P91、T/P92及其他耐热不锈钢，相应的测温测压的仪表管也采用了T91、T92及其他耐热不锈钢，对接焊口焊接时焊缝背面需充氩保护，这些仪表管管径较小、壁厚较厚，充氩和热处理工作难度很大，施工时，必须对焊接过程严格管理。

汽轮机哈尔滨汽轮机厂有限公司与日本东芝公司联合设计和生产的CCLN1000-25/600/600型超超临界1000MW汽轮机，本机组为单轴、四缸、四排汽、浙江省火电建设公司

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凝汽再热式汽轮机。本机的轴系由汽轮机高压转子、中压转子、低压转子A、低压转子B及发电机转子所组成，各转子间用刚性联轴器连接，除低-发联轴器其他联轴器间都有垫片。发电机采用哈尔滨电机厂有限责任公司生产，型号为：QFSN-1000-2。型式为：三相同步汽轮发电机，额定容量：1112MVA，额定功率：1000MW，最大连续输出功率：1222.2MVA，额定电压：27kV，额定功率因数：0.9(滞后)，频率：50Hz，冷却方式：定子绕组水冷，转子绕组及铁芯氢冷，励磁方式：静态励磁，效率（保证值）：≥99%。

#5机组以发电机—变压器单元接线分别接入500kV配电装置；发电机出口装设断路器； 每台机组设2台分裂高压厂变, 电源从主变低压侧与发电机出口断路器之间引接。机组启动电源设1台有载调压分裂高压备用变，备用电源由濠江220kV变电站110kV系统引接。主变压器由保定天威电气股份有限公司提供，其型号为DEP-390000/500kV, 采用单相双绕组强油风冷无激磁调压变压器，容量为390MVA，电压比(525kV/3)2×2.5%/ 27kV，接法为 Ynd11，主变高压侧为无载调压。主厂房厂用电采用6kV及380V电压等级，6kV母线分A、B、C、D四段，机炉工作负荷分接在B、D两段母线上。主厂房低压厂用电系统每台机或炉分别设由2台低压厂用变压器供电的2个低压段（即动力中心），每个低压段下设机或炉电动机控制中心，公用负荷（照明、检修）设控制中心，电源分别从机组6kV的一段引接。6kV开关柜由镇江伊顿公司提供。380V由汕头正超提供,变压器采用天威公司提供的干式变。电气控制纳入DCS，实现全CRT监控。

#5机组采用机、炉、电集中控制方式，集控室按二机一控方式布置。集控室位于#5机组汽机房固定端集控楼内。

二、工程进度 1、2009 年11月18日：锅炉钢架开始吊装 2、2010 年 11月18日：发电机定子就位 3、2011年07月07日：锅炉水压试验 4、2011年08月08日：汽轮机扣盖 5、2011年09月10日：厂用电系统受电 6、2011年 09月 08日：汽机油循环开始 7、2011年11月03日：锅炉酸洗完 8、2011年12月13日：点火吹管完

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整套启动后监督检查汇报材料 9、2012年2月15日：首次并网 10、2012年3月6日：168小时试运行完 三、质量管理

（一）、体系运行

浙江省火电建设公司沁北电厂项目部全面贯彻执行公司的管理体系，并按标准、合同及业主的要求建立完善的质量管理体系。项目根据公司的工作目标，并结合沁北三期工程项目实际情况，制定了项目工作目标并予以颁布实施。项目通过体系化手段使得质量管理活动更为规范，其内容涉及质量管理制度、技术管理制度、计量管理制度、物资管理制度等内容。为有效运行管理体系，项目一方面通过内部培训提高员工对程序文件的熟知程度，另一方面各职能部门加强监督力度，增加检查的频度和深度，及时发现各类不符合项，并予以纠正。项目还特别注意与工程建设各相关方的沟通，及时处理他们提出的意见和建议，使得管理活动持续改进。

（二）、过程质量控制

沁北项目建立了完整的质量管理网络。由项目总工全面负责质量工作，项目设质量控制部，具体负责项目的质量工作。质量控制部配有质检专工，各专业工区设有兼职质检员。各级质量人员随着工程进展进行调整和充实，以满足工程需要。

1、为使各项作业活动安全有序、质量受控，我们及早作了施工策划，项目部编制了各专业施工组织设计，作为施工及质量保证的大纲，项目部各级人员严格执行该文件，使各项作业活动开展有序、受控。

2、针对具体作业，即有效控制施工质量，项目部在施工前编制了各专业施工方案、作业指导书以及各专业工程质量检验划分表共200余份，使作业人员、技术员等相关人员对所做作业了然于胸。

3、施工前项目部组织技术人员对施工图纸进行会审，及时发现图纸中的错误，避免事后返工。同时并对作业人员进行安全技术交底，使作业人员知道该做什么，应达到什么结果。并对安装过程中将出现了问题进行预控，以提高安装一次合格率。

4、项目部对于特种作业人员进行专项管理，如焊工、无损探伤、热处理人员。所有参加施工的焊接人员均须持证上岗，其合格证须审核登记，并经焊接上岗考核后才准参加焊接工作。

5、对于现场施工活动，我们除了加强员工的质量意识和施工工艺培训外，还注重过程质量控制，现场施工严格执行管理程序和工作程序，使得安装活动有序进行。项目质检人员除了必要的管理工作外，把重点放在施工现场，准确、及时掌握施工浙江省火电建设公司

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动态，了解质量状况，以便质量控制。各级质检人员深入现场，及时处理施工中存在的问题，以使产品一次成优。

6、对于施工过程中产生的不符合，我们及时通知作业人员整改，并予以封闭。对于现场发现的设备问题，我们及时与监理、业主沟通，并按商定的方案进行处理，予以封闭。到目前为止，共办理设备缺陷单116份，目前已封闭116份。收到的监理单我们也及时作了处理和关闭。我们通过合理的检验和检测手段，保证不让不合格产品转入下道工序，并在施工中预防不合格品产生，同时将检验中所获得的质量信息及时进行整理分析，制定对策、措施，使其持续改进。这些都有效地控制了实物的安装质量，并使整个过程的质量始终处于受控状态。

（三）、成品防护

为加强成品防护，沁北项目部编制了《成品保护管理规定》等文件。各专业工区在施工过程中精心组织、具体落实。设备进现场后及时挂设备标识牌，对于已安装且易受损的设备挂设各类警告标识牌，易受水淋及灰尘污染的设备用编织布和塑料布包裹，对已安装的辅机设备用帆布包裹或搭设防护架进行保护，就地热控盘柜用塑料布整体覆盖保护，在汽轮机施工现场用隔离围墙与其他区域隔开。

（四）、加强强制性条文的学习并贯彻落实。

为使强制性条文在施工过程中得到很好实施，我们编制了强制性条文实施计划及各专业的实施细则，对强制性条文在生产过程中的贯彻落实做了详细的规划。根据人员调动情况编制培训计划，对新进人员进行专业知识、强制性条文等内容进行培训，使每一位职工的质量意识和操作技能都得到有效提高。我们把强制性条文落实于施工的全过程，项目部编制施工组织设计和专业组织设计时，把强制性条文内容写入编制依据。技术员编制施工方案或作业指导书时，把相关的强制性条文单独列出，施工过程中逐条检查是否已执行。项目部对强制性条文执行情况进行阶段检查，确保强制性条文在沁北项目得到很好实施。

四、安全管理

项目部始终贯彻华能“二个没有意义”（没有安全的进度没有意义，没有进度的安全没有意义），正确处理好安全与进度、效益的关系，坚持“永远将安全工作作为工作的重中之重，永远将安全视为工作的薄弱环节”的理念，坚持公司安全工作“五抓”要求，秉承公司多年积淀的安全文化和“高起点、高标准、高要求”及“四全”（全面、全员、全过程、全方位）管理的思想和安全文明施工做法，结合业主方的安全文明施工要求，倡导和形成项目特色的安全文化，积极采取有效措施，加强策划和过程监控浙江省火电建设公司

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工作，确保了安全生产局面处于可控、在控和能控状态。

1、落实各级安全责任制，层层传递安全生产责任与压力。

2、注重预测预控，加强安全管理、安全技术策划与实施。

3、加强现场安全监控，确保安全措施的落实，及时排查、消除隐患，遏制和纠正“三违”现象。

4、严格把好特殊性工种作业的安全关。

5、坚持全天候安全管理常态化，实施领导值班制度。

6、以等同安全风险的观念，严抓文明施工管理。

五、调试及整套启动消缺情况

自2011年9月10日#5机厂用电受电，#5机组就进入分部试运状态，项目部及时布署，根据调试计划编制了系统验收计划，明确了每个系统的验收和调试时间。同时召开系统验收协调会，明确各单位的分工及职责。这些都保证了分部试运的有序进行。项目部质检人员根据计划，提早介入系统自查，发现缺陷，及时安排处理；同时列出未完项及消缺项，跟踪检查,积极配合由监理组织的系统联合检查验收，对联合验收检查出问题及时进行消缺闭环。保证在施工单位完成系统自查后能快速进入系统验收流程，提高工作效率。在调试期间，质量部及时参加调试协调会，负责缺陷的处理验证。转动机械试转时，进行现场监督，保证转动机械都经过足够时间的试转，这些都保证了分部试运的顺利进行。分部调试期间，共完成各类辅机试转170多台套，全部合格。目前剩余未完成试运的项目为脱硝系统及石子煤系统设备。

在整个整套启动试运期间，我们积极配合总调单位完成整套启动试运的各项工作以及调试发现的各类设计、设备、施工缺陷。我们专门编制了调试消缺流程及管理制度，成立了缺陷处理小组，有专人值班跟随运行人员，每发现一条缺陷，就马上分发落实给施工班组，做到第一时间完成消缺，有效的保证了整套启动试运行的顺利进行

六、工程质量指

（一）、#5机组共有40个单位工程，204个分部工程，758个分项工程，检验批1237个，目前已经完成738个分项工程，其中四级验收679项，结果均为合格。二）、#5炉受监焊口已完成54675余只，焊接一次合格率 99.58%；汽机侧受监焊口已完成8879余只，焊接一次合格率 99.78%。

七、自检和整改情况

浙江火电沁北项目按照《火电工程整套启动试运后质量监督检查典型大纲》的要求进行了自查，并对发现的问题进行了认真的整改，同时对质监站预检查的问题浙江省火电建设公司

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均进行了整改关闭，对个别未完项也制定了完成计划。我们认为#5机组整套启动后的消缺情况良好，竣工资料已经基本齐全，基本具备移交条件，工程质量处于受控状态，具备了机组整套启动后的监督检查条件。我们恳切希望在座的各位专家提出宝贵意见和建议，我们将虚心接受，认真整改，确保华能沁北电厂三期工程#5机组后续的安全优质高效的生产运行!再次谢谢各位！

浙江省火电建设公司

浙江火电沁北工程项目部

2012年4月25日

第三篇：电厂机组整组启动前质量监督检查情况报告

电厂机组整组启动前质量监督检查情况报告

1．工程质量监督情况说明

现有在建工程为电厂2×600MW油改煤工程，按属地管理原则，本工程的质量监督机构应是属地质量监督中心站。我司曾专门就该改造工程的质量监督事宜与中心站协商，但因该工程属改造工程，且与电网连接部分不改动，属地质量监督中心站明确表示不再对本工程进行质量监督。因此，公司于2010年3月成立了专门的工程质量监督小组，在工程期间依据国家有关法规对整个工程质量进行监督，其工作重点是《电力建设工程质量监督检查典型大纲》与港口、码头建设相关规范中有工程质量监督的内容。2．整组启动前质量监督检查的内容及安排

为加强工程质量管理，保证工程质量，确保电网及机组设备的安全，结合#1机组的工程进展情况，为了实现#1机组整组启动安全、顺利完成，业主方XX有限公司组织火电安装公司、电力设计院、监理公司、电科完等各参建单位依照《火电工程机组整套启动试运前质量监督检查典型大纲》（以下简称“《大纲》”）的要求进行了本次机组整组启动前的质量监督检查。

根据《大纲》的要求，本次检查设了质量行为、技术文件和资料、土建工程和试运环境、锅炉专业、汽机及化学专业、电气专业、热控专业、燃料专业等8个专业组对机组整组启动应具备的技术条

件、工程建设各责任主体的质量行为、技术文件和的准备情况和工程实体的质量等方面进行了详细的检查。3．检查情况

3.1 整组启动应具备条件和工程建设各责任主体质量行为的检查情况

经查，油改煤工程建设、设计、施工、监理、调试单位在本工程中，均能规范地执行项目法人制、合同管理制、招标投标制、工程监理制和资本金制等工程建设五项制度； 建设单位对设计、施工、调试、监理和设备监造各单位以及设备定货等方面工作均实施了招标投标制度。各类招标、投标文件和合同齐全；质量体系健全并运转有效，工程质量处于有效控制状态；各项工程管理、质量管理制度齐全，实施有效；各单位质量管理体系健全，运行有效。按规定组织设计交底和图纸会检。

勘察设计、施工单位、监理、调试单位资质与承担本工程项目相符合。各单位均任命了设总、项目经理、总监等，其执业资格与承担的工作相符，并经法人代表授权。监理人员资格证书齐全、有效，并与其承担任务相符。责权明确、落实。对各类试验室和试验人员、特殊工种其资质、资格符合规定,均持证上岗

调试工作的组织健全，各专业的工作内容、分工界限明确，人员配备能满足机组调试工作的需要。

生产单位运行管理的组织机构健全，符合上级主管单位的规定；满足生产运行管理工作的需要；各级运行人员依据本单位和电网调

度部门的规定，按其岗位分别培训、考试合格，取得上岗资格；生产管理、运行操作、检修维护等项管理制度编制完毕，并正式出版；运行规程、事故处理规程和系统图册等编绘完成，并正式出版；运行操作和检修维护所用的各种日志、记录、台帐和表单均已齐备；具备整套启动的基本条件。与电网管理部门有关机组上网、调度的合同和协议等已在会签当中。3.2技术文件和资料的检查情况

工程的各类技术图纸和其它有关的会议纪要、施工记录、审批文件等资料基本按要求进行管理和归档；原材料、零部件、半成品和加工配件有出厂检验合格证及调试报告；特种设备操作人员做到持证上岗；压力容器和金属检测按要求进行了检测，质量良好，资料齐全；建筑、安装各项施工、隐蔽工程、分部试运等均按要求记录并进行签证；对主要建(构)筑物进行了沉降观测，数据齐全；主要设备出厂进行了监造，相关资料、记录齐全。机组分部试运和整组启动都制定了计划、方案，相关资料齐全、制度完善；各级监理人员证书齐全、监理制度完善。

总体来说各类工程技术文件资料和质量保证资料等基本齐全，有对计量器具建台帐管理并能在检定有效期内使用，工程施工质量处于受控状态。

3.3工程实体质量的检查情况

工程实体质量的检查分土建工程和试运环境、锅炉专业、汽机及化学专业、电气专业、热控专业、燃料专业等6个专业小组进行

检查。检查组查阅了#1锅炉本体、附属机械及辅助系统设备、燃料系统设备和电气、热控设备等的安装施工记录和质量验收记录等项目基本齐全，检验批、分项和分部工程的报验单基本齐全；辅机分部试运记录和签证齐全，已完成分部试运的设备状态良好，施工单位分部试运后验收签证记录基本齐全。

工程实体质量的主要问题是现场还是存有部分项工程末完工，如含煤废水处理系统、脱硫废水处理系统、消防系统等还没有完全完工，部分设备缺陷还末有处理好，需加紧处理。4．存在问题

本工程各责任主体质量行为、技术文件、资料和实体质量等方面基本情况较好，但还存在部分问题需处理。如项目审批文件未批准；并网协议未正式签署；缺陷通知单、监理工作联系单等有部分未实现闭环管理；现场还有部分项工程未完工，如含煤废水处理系统、脱硫废水处理系统、消防系统等还没有完全完工；部分设备缺陷还末有处理好，需加紧处理。

各检查组检查发现的需整改问题具体见附表一《#1机组整组启动前质量监督检查需整改问题汇总表》。

第四篇：4机组启动验收阶段主要工作报告内容格式

启动验收主要工作报告内容格式电排站机组启动验收阶段建设管理工作报告

1.1工程概况

1.2机电项目建设简况

1机电项目施工准备

2机电项目分标情况及设备制造（供应）商 3机电项目的开工、完工日期

4主要机电项目施工过程

5主要机电项目设计变更

6机电项目重大技术问题处理

1.3机电项目管理

1机电项目管理的人员安排及工作情况

2主要机电项目采购过程

3机电项目合同管理

4机电项目施工的管理情况

1.4机电项目质量

1机电项目质量管理体系和质量监督

2机电项目质量控制和检测

3机电项目质量事故处理情况

4机电项目质量评定情况

1.5机电项目遗留问题处理

1.6机电项目的经验与建议

1.7电排站规章制度落实和机组运行管理人员安排情况

1.8附件：机组运行人员情况表

2电排站规章制度电排站机组启动验收阶段施工管理工作报告

2.1 工程概况

2.2 主要机电设备到货情况

2.3 机电项目施工总体布置、进度管理

2.4 主要机电设备的施工方法（安装流程）

2.5 机电项目的施工质量管理

2.6 机电项目的文明施工与安全生产

2.7 机电项目的合同管理

2.8 机电项目经验与建议

2.9 附件：施工管理机构设置及主要工作人员情况表 2机电项目施工管理大事记技术标准电排站机组启动验收阶段监理工作报告

3.1 工程概况

3.2 机电项目监理规划

3.3 机电项目监理过程

3.4 机电项目监理效果

3.5 机电项目评价

3.6 附件：监理机构的设置与主要工作人员情况表 2 机电项目监理大事记

第五篇：仁宗海首台机组试运行程序

仁宗海水电站1#、2#水轮发电机组启动试运行程序

１ 前言

仁宗海水电站位于石棉县和康定县交界处，工程为混合式开发。电站龙头水库坝址位于仁宗海口上游约400m处，水库正常蓄水位2930m，总库容1.09亿m3，调节库容0.91亿m3，水库具有年调节性能；引水隧洞长约7.5km；地下厂房厂址位于界碑石下游约650m，距田湾河河口约30km。

引水系统由首部枢纽、引水隧洞、调压室、竖井、蝶阀室和压力钢管等组成。地下厂房系统由主厂房、副厂房、主变室及GIS楼、尾水廊道、汇水池、进厂公路及回车场等组成。

仁宗海水电站为单一发电工程，无供水、灌溉、航运、防洪等综合利用要求。整个梯级电站按照“无人值班”原则设计，电站均采用全计算机监视控制，由整个梯级集控中心集中控制运行。在电力系统中丰水期担任部分基荷及腰荷，枯水期调峰及担任事故备用运行。

仁宗海水电站共安装2台同型号的六喷嘴冲击式水轮发电机组，发电机型号为SF120-16/5800，水轮机型号为CJ610-L-255/6×23.1，单机额定功率为120MW，额定电压13.8kV，额定电流5702A，额定功率因数0.90（滞后），机组额定水头560m，额定转速375r/min，飞逸转速685r/min。

仁宗海电站发电机电压接线采用两台机组和两台主变组成两组单元接线，发电机出口装设发电机断路器、励磁变压器柜、电压互感器柜等设备；发电机中性点装设中性点接地柜。主变高压侧采用220kV一级电压等级，220kV侧为单母线接线，进出线共4回，其中2回引自仁宗海水库电站，1回引自金窝电站，1回引出送至大发电站。220kV设备采用户内GIS设备，主变高压侧与220kVGIS间采用电缆连接。

本试运行程序大纲依据以下国家和部颁技术标准，并结合仁宗海水电站水工建筑、金属结构、电气主接线图和设备制造商相关技术文件编制而成，经启动委员会批准后作为仁宗海水电站机组启动试运行的技术依据。

1）GB50150-2006《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》 2）GB/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》 3）DL507-2002《水轮发电机组起动试验规程》

4）GB/T9652.2-1997《水轮机调速器与油压装臵试验验收规程》 5）DL489-92《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装臵试验规程》

仁宗海水电站1#、2#水轮发电机组启动试运行程序

现象。

3.3.4 进行调速器无水手动模拟动作试验。检查调速器各喷针操作的灵活性、可靠性和全行程内动作平稳性，检查喷针行程、折向器开启与关闭、反馈系统三者的一致性。并测定和调整喷针和折向器的启闭时间，使之符合设计要求。录制喷针行程与开度的关系曲线，符合设计要求。

3.3.5 用紧急关闭方法检查调整喷针从全开到全关所需时间，符合设计要求。3.3.6 齿盘测速和机械过速保护装臵均已安装调试完毕，检查合格，装臵输出各接点已按设计要求校验整定。

3.3.7 调速器模拟自动开、停机试验。检查自动开、停机和事故停机各部件动作的准确性和可靠性。

3.4 发电机部分的检查

3.4.1 发电机整体已全部安装完工，检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物。

3.4.2 上、下导油槽、推力油槽已充油，油位、温度传感器及冷却水压和流量开关已安装调试，整定值符合设计要求。

3.4.3 发电机内所有阀门、管路、接头、电磁阀及变送器等均已检查合格，处于正常工作状态。

3.4.4 发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已安装完毕，碳刷与集电环接触良好并调试合格。

3.4.5 发电机风罩内所有电缆、导线、端子均已检查正确无误，固定牢靠。3.4.6 发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正确，压力开关已整定符合设计要求，充水前风闸处于投入制动状态，风闸吸尘装臵已安装完成并调试合格，动作准确。

3.4.7 发电机的空气冷却器已检验合格，风路、水路畅通无阻。阀门及管路无渗漏水现象。

3.4.8 测量发电机工作状态的各种表计，振动和摆度传感器等均已安装完工，调试、整定合格。

3.4.9 发电机内消防管路及各种消防设备已安装完工，检验合格。

3.5 励磁系统及电制动检查

3.5.1 励磁变已安装完工试验合格，高、低压端连线与电缆已检验合格。

仁宗海水电站1#、2#水轮发电机组启动试运行程序

3.7.3 220kV1＃、2#主变压器已安装完工试验合格，分接开关臵于系统要求的位臵，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统，灭火消防系统以及安全保护措施符合设计要求，具备带电条件。

3.7.4 220 kV GIS母线及其控制系统安装完成，试验合格，具备带电条件。3.7.5 厂房接地网已完成，全厂总接地网接地电阻值已测试，符合设计要求。3.7.6 厂用电设备已安装完成，并试验合格，已接入外来电源，投入运行正常。备自投装臵已检验合格，工作正常。

3.7.7 厂用相关照明已安装，1＃、2#机组及主要工作场所、楼梯间照明和疏散指示灯已检查合格。事故照明已检查合格。油库、蓄电池室等防爆灯已安装检查合格，已投入正常使用。

3.7.8 仁宗海首部临时电源已投入正常运行。

3.7.9 电气一次设备已按运行要求编号挂牌和悬挂相应标示牌。

3.8 电气二次设备的检查

3.8.1 1＃、2#机组电气控制和保护设备盘柜均已安装完工，电缆接线正确无误，连接可靠，通电调试合格。

3.8.2 1＃、2#机组LCU、公用LCU、闸首LCU、开关站LCU、球阀控制系统、蝶阀控制系统、公用设备控制系统等均已安装完毕，各控制流程已满足设计要求。

3.8.3 计算机监控系统上位机系统已建立，与1＃、2#机组LCU、开关站LCU、公用LCU、金窝闸首LCU通信正常。

3.8.4 各LCU的输入回路逐一检查输入信号的正确性和输入数据的准确性已全面完成且正确。

3.8.5 各LCU开出点逐一动作至现场设备，检查动作的正确性已完成，结果正确。各操作流程均经模拟试验和实际操作，流程正确可靠，具备投运条件。

3.8.6 LCU与各被控设备的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。3.8.7 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。3.8.8 1＃、2#机组发变组保护、220kV线路和母线保护、故障录波装臵、继电保护信息管理系统、厂用电保护设备等电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装臵设备已安装完工，检验合格，电气操作回路已检查并作模拟试验，已验证动作正确性，电气保护装臵已按定值单进行整定，具备投运条件。

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6）各备自投回路。

3.8.12 1＃、2#机组测振测摆系统已安装调试完毕，并已投入运行。3.8.13 厂内通信、系统通信及对外通信设施均已按设计形成，并检查合格，回路畅通，准确可靠，能满足电网调度、数字远动、继电保护、厂内生产调度和行政管理的需要。

3.8.14 电量采集及能量计费装臵、发电申报价系统、同步相量装臵（PMU）、调度数据专网、水情水调系统等已按省调要求安装完毕，调试合格。

3.8.15 电气二次设备已按运行要求编号挂牌和悬挂相应标示牌。

3.9 消防与通风系统及设备的检查

3.9.1 与1＃、2#机组有关的主副厂房等部位的消防设施均已安装完毕，符合消防设计及规程要求，全厂消防系统通过消防部门专项验收。

3.9.2 1＃、2#发电机内灭火管路、灭火喷嘴、火灾探测器、报警系统等已安装检验合格。

3.9.3 1＃、2#主变压器水喷雾系统已安装调试合格，应经实际喷射试验合格。油池与事故排油系统符合设计要求，排油通畅。

3.9.4 全厂火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头动作准确，联动控制动作正确，并通过消防部门验收。

3.9.5 全厂消防供水水源可靠，管路畅通，压力满足设计要求。

3.9.6 电缆防火堵料、涂料、防火隔板等安装完工，电缆孔洞及管口已可靠封堵。

3.9.7 按消防安全要求，消防车、消防人员及临时性灭火器具已按要求配臵完成。

3.9.8 全厂通风系统能满足1＃、2#机组启动试运行要求。仁宗海水电站1＃、2#机组充水试验

目的：检查机组过水通流部件的渗漏情况，并根据现场情况确定各密封部位压力开关的实际整定值。

电站引水系统已充水，球阀静水试验完毕，处于关闭状态，各部位运行正常。仁宗海水电站1＃、2#机组空转启动试验

目的：对1＃、2#机组空载运行进行机械和电气部分的调试，检查机组空载运行情况。

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监测、记录、打印、报警机组各部主要运行参数功能。

5.2 机组首次手动起动试验

5.2.1 准备工作完成后，手动开启1＃（2#）机组进口球阀。

5.2.2 手动操作调速器，打开折向器，缓慢打开喷针，当机组开始转动后立刻关闭喷针停机，并记录对应的喷针开度（起动开度），由各部观察人员检查和确认在转速上升和下降过程中机组转动和静止部件之间有无机械磨擦及碰撞情况。

5.2.3 确认机组各部位正常后，手动启动机组，机组升速至50%额定转速，检查机组的振动、摆度、无异常后，继续缓慢开启喷针，使机组转速升至额定转速，机组进入空转运行，测量机组的振动、摆度、轴承温度等应无异常。机组达到额定转速时，校验电气表的指示是否正确，并记录当前水头下的空转开度。

5.2.4 监视机组在额定转速时各部位水温、水压应正常，记录各部水力量测系统表计读数和机组监测装臵的表计读数。

5.2.5 检查转速的稳定性，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位臵。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

5.2.6 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。

5.2.7 机组稳定时间视轴承温度稳定而定，并记录稳定运行的温度值，此值不应该超过设计值，当温度稳定后手动停机。

5.2.8 动平衡试验。（视空转启动情况而定）。

5.3 机组空转运行下调速系统的调整试验

目的：选择调速器自动运行的最优参数组合。

5.3.1 检查调速器电气部分和机械部分各部件工作正常。5.3.2 调速器特性参数已按设计和制造商的要求初步整定完成。

5.3.3 检查调速器测频信号，应波形正确，幅值及其摆动值符合设计要求。5.3.4 “现地手动”、“现地自动”切换试验，喷针应无明显摆动，机组转速摆动值应符合设计要求。

5.3.5 空转扰动试验。

1）扰动量取±8％，转速最大超调量不应超过转速扰动量的30％。2）超调次数不超过2次。

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向器、喷针和球阀。

5.5.1 检查过速试验各项准备工作已完成，各部位监测人员已就位。5.5.2 将130％电气过速保护改仅投信号。

5.5.3 以手动开机方式使机组达到额定转速，待机组运转正常后，继续缓慢开启喷针开度，将转速升至设计规定值135%的机械过速保护整定值后机械过速保护停机，校验机械过速保护装臵的动作情况、检查在130％时的电气过速保护接点动作情况和球阀事故动水关闭情况。

5.5.4 测量并记录机组各部振动和摆度。5.5.6 记录各部轴承的温升情况。5.5.7 检查发电机空气间隙的变化。5.5.8 监视是否有异常响声。5.5.9 停机后应做如下检查：

1)全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、阻尼环、磁极键及磁极引线、磁轭压紧螺杆等。

2)检查发电机定子基础及上机架千斤顶的状态。3)检查各部螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。4)检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。

5)检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。6)检查风闸的磨损情况及动作的灵活性。

5.5.10恢复电气过速保护接点，必要时调整过速保护装臵。

5.6 机组自动开停机试验（结合其它试验项目进行）

目的：检查机组LCU自动开停机程序及监控系统的动作是否正确。5.6.1 机组自动开机试验

5.6.1.1 计算机监控系统自动开机条件具备。确认制动闸等实际位臵与自动回路信号相符。

5.6.1.2 将调速器切至“远方自动”运行位臵。5.6.1.3 发电机灭磁开关断开，励磁装臵退出备用。

5.6.1.4 机组计算机监控系统、继电保护系统、水机保护等控制和保护设备运行正常。

5.6.1.5 在计算机监控系统上位机和下位机分别执行“停机－空转”操作。机

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5.7.1.3 拆除励磁变压器高压侧进线，从厂用电10KV系统一备用10KV开关引一临时电缆接至励磁变压器高压侧。

5.7.1.4 投入水机保护、过速保护和转子一点接地高定值保护（转子一点接地低定值退出），退出另外的所有电气保护。

5.7.1.5 插入发电机转子集电环碳刷。

5.7.2

手动开机至额定转速，检查机组各部位运转正常。

5.7.3

手动合励磁操作电源、合励磁电源和灭磁开关，通过励磁装臵手动升流至25%定子额定电流时，检查发电机各电流回路的正确性和对称性。

5.7.4 分别检查所有继电保护电流回路的极性和相位，测量表计的接线及指示的正确性，并绘制保护向量图。

5.7.5 在发电机额定电流下，测量机组振动和摆度，并检查碳刷及集电环工作情况。

5.7.6 录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流，记录定子电流与转子电流。

5.7.7 在定子额定电流50%和100%时跳灭磁开关，检查灭磁消弧情况，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图并计算灭磁时间常数。

5.7.8 升流试验合格后，模拟水机事故停机，拆除主变低压侧的短路线。5.7.9 在1#厂用高压变压器11B低压侧的接线触头上设臵可靠的三相短路线，定义为短路点为D2（D6），按5.7.2-5.7.4进行短路试验，但所加电流值为厂用高压变压器高压侧的额定电流的25%。试验合格后，模拟水机事故停机，拆除1 #厂用高压变压器低压侧的短路线。

5.7.10 发电机短路试验做完后，拆开发电机引出线及中性点接线，测量发电机定子绕组对地绝缘电阻、吸收比。如测得值不满足规程的要求，则进行发电机短路干燥。

5.8 发电机短路干燥（必要时进行）

5.8.1 利用D1（D5）短路点进行发电机短路干燥，机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时温升不超过5～8℃的上升速率控制。绕组的最高温度不超过制造厂的设计要求。

5.8.2 当发电机定子绕组和转子绕组绝缘、吸收比符合要求后，应停止干燥，停止干燥降温时以每小时10℃的速率进行，当温度降至40℃时可以停机。

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5.9.10.2 进行励磁调节器的自动起励试验。

5.9.10.3 检查励磁调节系统的电压调整范围，自动励磁调节器应能在发电机空载励磁电压的70%-110%范围内进行稳定平滑的调节。

5.9.10.4 测量励磁调节器的开环放大倍数，录制和观察励磁调节器各部特性；在额定空载励磁电流下，检查功率整流桥的均流和均压系数，不应低于0.9。

5.9.10.5 在发电机空载状态下，分别检查励磁调节器投入、手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开停机等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转速在95%-100%额定范围内，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过2次，调节时间不大于5秒。

5.9.10.6 在空载额定转速下进行10%阶跃试验，检查自动励磁调节器的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。

5.9.10.7 录制带自动励磁调节器的发电机电压-频率特性曲线，在发电机空载状态下，使发电机转速在90%-110%额定值范围内改变，测定发电机机端电压变化值，录制发电机电压-频率特性曲线。

5.9.10.8 进行低励磁、过励磁、PT断线、过压、过流等保护的调整及模拟动作试验，动作应正确。

5.9.10.9 进行逆变灭磁试验，应符合设计要求。

5.9.11 进行机组电制动试验，投入电制动变压器、转速和电制动开关臵“自动”位臵，停机时测试空载至电制动投入的时间、电制动投入至机械制动投入的时间、机械制动投入至机组零转速的时间。

5.10 发电机定子单相接地试验

5.10.1 在机端设臵单相接地点，断开中性点接地变压器，手动升压至50%定子额定电压，测量定子绕组单相接地时的电容电流，根据保护要求选择中性点接地变压器的分接头的位臵。

5.10.2 投入中性点接地变压器，手动升压至100%额定电压，分别测量补偿电流和残余电流，并检查单相接地保护信号。

5.11 主变及高压配电装臵短路试验

目的：判定每组电流互感器的接线是否正确，回路连线是否可靠。判定各组电流回路的相对极性关系及变比是否正确。

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接地电流保护回路动作应正确可靠，动作值应与整定值一致。

5.12.3 在220kV仁田线出线侧设臵单相接地点，递升单相接地电流至保护动作值，检查220kV金田线单相接地电流保护回路动作应正确可靠，动作值应与整定值一致。

5.13 主变压器及高压配电装臵递升加压试验

目的：检查一、二次设备在加压过程中的动作情况，确保新的电气设备能在最高电压下安全运行，并对电压回路和同期回路的接线进行检查。

5.13.1 所有短路点的短路接地线已全部折除，投入1 #（2#）主变继电保护、220kV母线保护、220kV线路保护、自动装臵和主变压器冷却系统及控制回路。

5.13.2 先合上19QS、11QS、2019QS、2011QS（29QS、21QS、2029QS、2021QS）、218QS，再合上201QF、1QF（202QF、2QF），拉开另外的所有断路器、隔离开关和接地开关。手动零起升压后，分别在25%、50%、75%、100%额定电压下检查1#主变和220kV GIS系统一次设备的工作情况。

5.13.3 分别检查220kVGIS母线二次电压回路的电压、相序和相位应正确。5.13.4 电压回路检查完毕后，模拟母线保护动作，检查跳闸回路的正确性和可靠性。电力系统对仁宗海水电站220KV线路、GIS母线和1#（2#）主变充电

6.1 田湾河水电站对220KV仁田线冲击合闸

6.1.1 将田湾河220KV II母上所有开关倒至I母，220KV II母及母联开关212DL转热备用。

6.1.2 停用田湾河220KV 1号、2号母差保护，投入线路保护和母联充电保护，停用线路重合闸。

6.1.3 合上仁田线（田湾河侧）262DL，对台戏20KV仁田线进行充击合闸。6.1.4 检查仁田线（田湾河侧）线路PT和220KV母线PT电压、相位应正确。6.1.5 检查仁田线（田湾河侧）262DL同期回路正确。

6.2 仁宗海电站对220kVI母线充电试验

6.2.1 启用220KV仁田线线路保护和220KV母差保护及失灵保护，停用220KV线路重合闸。

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6.6.3 断开1#（2#）发电机出口断路器1QF（2QF）和隔离开关11QS（21QS）。6.6.4 断开1#（2#）厂高变低压侧断路器。

6.6.5利用1#（2#）主变压器高压侧断路器201QF（202QF），对主变压器和厂高变进行5次冲击合闸试验，每次冲击合闸后5min跳开主变压器高压侧断路器，间隔10min。检查主变压器和厂高变有无异常。

6.6.6检查主变压器差动保护及瓦斯保护的工作情况，录制主变压器冲击时的激磁涌流示波图。

6.6.7五次冲击试验完毕后，不再跳开主变压器高压侧断路器，利用系统电压检查13.8KV电压应与1#（2#）发电机组相位一致，并检查1#主变压器低压侧同期回路的电压、相序和相位应正确。

6.6.8断开10 kV备用电源开关及一、二段联络开关，利用1 #厂高变低压侧断路器对厂用电10 kVⅠ段母线进行冲击试验，待10kVⅠ段母线带电后，检查电压回路的电压、相序应正确。

6.6.9利用系统电源带厂用电，并进行厂用电的切换试验。仁宗海水电站1＃（2#）机组并列及负荷试验

7.1 机组并列试验

目的：检查同期回路的正确性

7.1.1 机组所有试验空载试验均已按规范要求做完并合格，机械、电气保护全部启用投运，励磁系统和调速器系统均投入“自动”运行方式。

7.1.2 采用发电机出口断路器1QF（2QF）并网。在正式并列试验前，断开发电机出口隔离开关11QS（21QS），以自动和手动准同期方式进行模拟并列试验，并调整同期装臵参数，确定自动同期装臵工作的准确性，录制发电机电压、系统电压、断路器合闸脉冲示波图。

7.1.3 合上发电机出口隔离开关11QS（21QS），利用发电机出口断路器1QF（2QF）分别以手动和自动准同期方式正式进行并列试验，录制示波图。

7.1.4 按上述方法对251QF和252QF进行并列试验并录制示波图。

7.2 机组带负荷试验

7.2.1 并网后在现地以手动方式逐渐增加负荷到额定负荷的25％、50％、75％、100％运行，检查机组运行及温度变化情况，观察并检查机组在加负荷时有无振动区。记录在各种运行工况时的上游水位、喷针开度、有功功率、无功功率、9 仁宗海水电站1#、2#水轮发电机组启动试运行程序

7.3.4 分别检查调速器在甩负荷时的动态调节性能。校核喷针、折向器紧急关闭时间，配水环管水压上升率和机组转速上升率等应符合设计规定。

7.3.5 机组甩负荷后调速器的动态品质应达到如下要求：

7.3.5.1 甩100% 负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过2次。

7.3.6 机组带100% 负荷下调速器低油压试验。

缓慢打开调速器油压装臵排油阀，逐渐降低油压装臵压力至事故低油压整定值，立即关闭排油阀，作事故低油压停机试验，记录油压装臵动作油位高度。

7.3.7 低油压事故停机后，对机组各部位进行全面检查，应无异常。仁宗海水电站1＃（2#）机组带负荷72h试运行

8.1 完成以上试验后，根据情况进行缺陷处理，机组即具备带额定负荷连续72h运行条件。

8.2 在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或者其它原因引起运行中断，经检查处理合格后，重新开始72h连续试运行。中断前后的时间不得累加计算。仁宗海水电站1＃（2#）机组交接验收

9.1 机组72小时试运行完成后，停机进行全面检查。必要时，将引水系统内的水排空，对机组过流部分及水工建筑物进行检查。

9.2 处理并消除72h试运行中所发现的所有缺陷。

9.3 机组通过72h试运行及停机检查和缺陷处理后，已经具备了向生产管理部门移交的条件，安装承包商应会同有关各方签署机组设备的初步验收证书，并及时进行机组设备及相关机电设备的移交。按合同规定，开始商业运行，同时开始计算机组设备的保证期。

仁宗海水电站1#、2#水轮发电机组启动试运行程序

1#（2#）机组试运行组织机构

田湾河流域仁宗海水电站工程机组启动验收委员会试运行指挥组： 指挥长： 卢建奎

副指挥长：曾献华 王清恺 付佾修 唐建虹 何廷刚 王耀辉 孔凡斌 何志亮 刘 勇 张宝安 吴细平

机电设备运行调试组：

组 长：王振成

副组长：马平周 璟 吴建斌 王 勇（检修部）卢剑虹 赖 杰 刘 峻 骆恩蓉

运行组：

组 长：康文君

副组长: 方东 张雷 马海军 范学民 运行一值：

值 长：康文君 副值长：方 东

成 员：李 明 张占斌 郝建军 张 雷 熊小庆

魏永帅 王 增 白超锋 谢航航

运行二值：

值 长：余振杰 副值长：李海燕

成 员：马兰东 王新文 方永红 顾红林 曾忠胜 张军

李永亮 刘春会 及监理、电厂各值值班人员

试验组：

组 长：马平

副组长: 周璟 王 勇（技安部）

成 员：康文君 余振杰 张占斌 李海燕 张继祥 及厂家调试人员及电厂检修相关专业人员

检修组：

鑫