机组启动调试报告

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第一篇：机组启动调试报告

余热发电工程7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案

珠江水泥有限公司余热发电工程

7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案

1 简要概述

1.1 工程简要概述

珠江水泥余热电厂，设备简介

2 整套启动调试的目的和任务

2.1 调试目的

整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。

2.2 启动调试的任务

2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。

2.2.2 检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。

2.2.3 监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。

2.2.4 考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5 记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。

2.2.6 试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。

2.2.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。

2.2.8 进行50%及100%B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性;

3 主要设备技术范围

3.1 汽轮机

型号： NZ7.5-1.05/0.2

型式： 双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。

额定出力： 7.5 MW 调节方式 DEH 控制系统

主蒸汽压力： 1.05 MPa 主蒸汽温度： 320 ℃

主蒸汽流量： 37.2 t/h

额定工况下汽耗： 5.51 kg/(kW.h) 额定工况下热耗： 15811 kJ/(kW.h)

制造厂： 南京汽轮电机(集团)有限责任公司

3.2 发电机

额定功率： MW 定子额定电压： kV 定子额定电流： A 冷却方式： 全空冷

功率因数：

满载效率：

励磁方式

制造厂家：

4 编制依据及标准

本措施的编制参考以下有关资料：

《 7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用说明书》 ;

《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》部颁;

《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇(1992年版)》部颁;

《火电工程启动调试工作规定》部颁;

《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》部颁;

《电力建设工程调试定额(1996年版)》部颁;

设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。

5 整套启动应具备条件

5.1 整套启动除应达到有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：

5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活;各调节阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。

5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。

5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。

5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。

5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。

5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。

5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。速关阀、调节汽门动作正常。

5.1.8 汽机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。

5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。

5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。

5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。

5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览：

循环水泵和循环水系统

凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。

发电机空冷却系统。

真空泵及凝汽器真空系统。 汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却等。

主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。

除氧系统。

辅助蒸汽及轴封汽系统

电动给水泵及系统。

5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：

5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。

5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。

5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。

5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志(如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等)均应正确明显。

5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。

6 机组整套启动主要原则方式

6.1 空负荷试运行 机组通过首次冲转、启动升速直至3000转/分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：

6.1.1 进行各项原始记录(包括膨胀、差胀等)，绘制机组冷态启动曲线(或结合DCS、DEH等系统采集数据)，测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。

6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。

6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。

6.1.4 做主汽门严密性试验。

6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。

6.2 汽机超速试验

6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。

6.2.2 机组并网带负荷，1.5～3MW负荷左右稳定运行4～6小时，然后减负荷解列，做汽机电超速(3270r/min)和机械超速试验。

6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0%～100%额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。

6.3 机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷≥80%额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。

6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。

6.4.1 机组就地手动启动方式要领：

6.4.2 就地手动启动： 6.4.3 汽压、汽温及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择“就地启动” 6.4.4 置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整电动主汽门的旁通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800r.p.m，高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持2800r.p.m。

6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。

6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10%左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保持汽温、汽压稳定。

6.4.7 在带10%负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80%负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。

6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式(高调门手动启动、高调门曲线启动)。

7 汽轮机冷态启动

7.1 冷态启动前的准备工作：

7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。

7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。

7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。

7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。 7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。

7.2 锅炉已供汽至分汽缸：

7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。

7.2.2 投入润滑油系统。

7.2.3 投用盘车装置。

7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温37～45℃。

7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。

7.2.6 除氧器上水至正常水位。

7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。

7.2.8 投用除氧器。

7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启

7.2.10 发电机空冷系统投用，

7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。

7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。

7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。

7.3 汽轮机冷态启动程序

7.3.1 冲转

汽轮机冷态启动参数和控制指标：

主蒸汽压力： 0.6～1.0MPa 主蒸汽温度： 250℃以上

凝汽器压力： -0.04～-0.053MPa 润滑油压力： 0.08～0.145MPa 润滑油温度： 35～45℃

高压油压： 0.885MPa 高压缸差胀 +3.0～-2.0mm 35℃汽缸上、下温差

注意：在汽轮机冲转、满速直至带10%负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50℃的过热度。

(1) 冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。

(2) 遥控脱扣一次，结果正常。

(3) 就地脱扣一次，结果正常。

(4) 投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa，缓慢开启高低轴封阀。

(5) 真空达到-0.06MPa。

(6) 投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯80℃，短时间内也≯120℃。

(7) 控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在38～45℃，油压在0.08±0.145MPa。

(8) DEH系统进入就地手动启动方式。

(9) 真空达到 -0.07Mpa及以上。

(10) 要求锅炉将主汽参数调整到0.8～1.0 MPa / 250℃，并确认。(通过分汽缸疏水、热力管道疏水对汽温汽压调整)

(11) 冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。

(12) 确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态，主汽门、调节汽门全开。汽轮机挂闸。

(13) 在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。

(14) 联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。

(15) 缓慢开启电动主汽门旁通门。

(16) 汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。

(17) 适当开启旁通门，确认转速上升。

(18) 冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。

(19) 进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。

(20) 转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。

(21) 重新作7.3.1 1～19 项检查，确认正常。

(22) 联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目标转速800 r/min暖机时间30分钟。

(23) 缓慢开启旁通门继续升速。

(24) 当转速升至1200r/min时，全面检查，暖机30分钟(暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整)。

(25) 在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度。

(26) 中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在90℃以上，汽缸整体膨胀大于1.8mm，继续冲转。

(27) 设置目标转速2350 r/min，按下“确认”开始升速。

(28) 通过临界转速时，使机组平稳而快速地通过临界转速。(临界转速约1600r/min)。

(29) 升速到3000 r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min,此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通;观察排汽温度。

(30) 满速后，继续暖机30分钟，待高压内缸下缸温度达150℃以上，汽缸整体膨胀在2-4mm时，可进行满速后的试验工作。

(31) 升速过程中的注意事项

a) 随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。

b) 注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。

c) 新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。

d) 注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。

e) 汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。

7.3.2 首次满速后的工作

(1) 远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。重新启动。

(2) 确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在“连锁”状态。

(3) 通知值长，进行电气专业有关试验。

7.3.3 并网和带负荷暖机

(1) 机组转速稳定在3000 rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。 (2) 全面进行热力系统检查。

(3) 通知锅炉控制负荷，调整汽包水位;一切就绪后即可以并网。

(4) 并网后，立即接带负荷0.6～1.5MW暖机。

(5) 当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。

(6) 增加负荷时，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。

(7) 在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油箱油位等。

(8) 经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压力温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。

(9) 维持2～3MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行4～6小时后解列。

7.3.4 解列后完成下列试验

(1) 电气超速试验

(2) 机械超速试验

(3) 超速试验的检查、注意事项：

a) 试验由专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。

b) 试验前确认润滑油泵，高压启动油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将高压启动油泵手动开启。

c) 超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、调节门和主汽门位置等参数。

d) 试验中应派专人监视润滑油压。 7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行

(1) 机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求

(2) 超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带1～2MW负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。

(3) 当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。

(4) 设置目标负荷4MW，升负荷率0.1MW/min，开始升负荷。

(5) 负荷达到2.5MW后，投入补汽。开启补汽电动门，设定补汽阀前后压差略低于表显压差值，补汽阀缓慢开启，压差设定值必须≥0.03Mpa。

(6) 负荷达4MW后，稳定60min。通知化水化验凝结水。凝结水合格后回收除氧器。

(7) 联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。

(8) 设置目标负荷6MW，升负荷率0.1MW/min，继续升负荷。

(9) 到达6KW负荷后，在DEH上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。

(10) 升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。

(11) 负荷到达6MW时，参数应达到额定参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。

(12) 负荷到达7MW后，参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认自动投入后各参数是否稳定。

(13) 注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。

8 汽轮机热态启动

8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，汽轮机再启动称为热态，其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动。

8.2 热态启动冲转参数

8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50℃，升速时的最大速率为500r/min。

8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度。

8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项

8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30℃，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。

8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40℃。

8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却，故在锅炉投用后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。

8.3.4 在锅炉尚有余压的情况下，在锅炉投用前必须投入抽气系统建立凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。

8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时 应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。 8.3.6 在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。

8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。

8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。

8.3.9 达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束

8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。

8.3.11 要求尽快并网。

8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。

8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。

8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。

9 减负荷及停机操作

9.1 根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。

9.2 每降低20%负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。

9.3 停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在自动状态。

9.4 汽轮机正常停机程序

9.4.1 确认停机命令。

9.4.2 停机步骤开始前，开供汽管道疏水。 9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，结果正常。

9.4.4 切除功率自动控制回路。

9.4.5 联系锅炉减负荷，在DEH上设置目标负荷5MW，减负荷率0.2MW/min 。

9.4.6 负荷3MW，联系锅炉。

9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水开启。

9.4.8 降负荷到1MW。

9.4.9 联系值长，发电机解列。

9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。

9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。

9.4.12 手动脱扣停机，观察所有汽门应关闭，转速下降，将盘车切到自动位置。

9.4.13 转速400r/min，盘车齿轮喷阀打开。

9.4.14 转速200r/min，检查各瓦顶轴油压正常。

9.4.15 转速到0，记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘车电流。

9.4.16 盘车时注意维持润滑油温21～35℃;若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°，不允许强行连续盘车。

9.4.17 临时中断盘车必须经调试单位、生产单位、安装公司领导批准。

9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。

9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽，停轴加风机。 9.4.20 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。

9.4.21 排汽温度低于50℃时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。

150℃方可停用盘车。9.4.22 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度

9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机

9.4.24 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。

9.4.25 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。

9.4.26 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。

10 满负荷(72+24小时)试运行注意事项

10.1 并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列。

10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。

10.3 在满负荷下，应特别注意除氧器水位自动，确保其水位正常。

10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。

10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。 10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。

11 故障停机

汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。

11.1 汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时。

11.2 机组发生强烈振动。

11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。

11.4 水冲击。

11.5 轴封内发生火花。

11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到75℃。

11.7 轴承油压突然降低到0.02Mpa以下时，虽然已启动事故油泵无效时。

11.8 发电机内冒烟或爆炸。

11.9 转子轴向位移超过+1.3或-0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到110℃。

11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。

12 安全注意事项

12.1 整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行，以确保各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完成。

12.2 整套调试过程中如发生异常情况，应迅速查明原因，由电厂运行人员按事故处理规程进行处理。 12.3 调试人员在调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠的进行。

12.4 参加调试人员应服从命令听指挥，不得擅自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。

13 调试组织分工

按照部颁新启规要求：整套启动调试时由调试单位下达操作指令，电厂运行人员负责操作，安装单位负责销缺和维护。另外，电厂运行人员负责设备的运行检查，安装单位予以协助。本措施仅列出7.5MW新机启动调试的程序步骤和注意事项，对未提及的内容及事故情况下的处理按照电厂运行规程执行。对特殊方式的启动、运行、试验以及考核试验等，可按指挥部决定另行编制措施或按有关规程和规范进行。

第二篇：机组启动运行工作报告

安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站

机组启动试运行

工 作 报 告

安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程机组启动试运行工作组

二〇一六年十二月八日 三级泵站机组启动试运行工作报告

1试运行工作概况

根据《水利水电建设工程验收规程》(SL223-2008)和《泵站安装和验收规范》(SL317-2015)的有关规定，经请示平坝区水务局同意，2016年12月5日至7日，安顺市平坝区水利工程管理处主持进行了安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站工程试运行工作。安顺市平坝区水利工程管理处组织有关参建单位成立安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站机组启动试运行工作组，全权负责机组试运行工作。机组启动验收工作组委派部分专家指导机组试运行工作;机组试运行工作组设立机组试运行小组，负责试运行的具体操作。试运行现场工作结束后，工作组审查了施工单位关于机组运行情况的报告，并形成试运行工作报告。 2.泵站试运行的要求、启动程序和步骤 2.1 泵站试运行的要求

(一)设备安装单位认真做好试运行前一切准备工作;试运行人员需熟悉相应设备状况，严格执行操作规程、安全规程及操作程序。

(二)试运行中要服从统一指挥，统一调度，发扬协同作战精神，任何单位或个人不得自行其事。

(三)试运行中要做好各种数据的检测、记录工作，记录要准确真实，应尽可能的将试运行过程中的各种数据记录完整保存下来。各安装单位在试运行前要将需检测记录的项目、内容等制成表格，试运行记录每半小时记录一次，待运行基本稳定后，每小时记录1次。 2.2 启动程序和步骤

机组启动试运行由机组启动试运行工作组下达中间机组启动试运行开、停机命令。

(一)机组试运行程序

(1)机组试运行小组按《操作规程》对设备进行全面检查; (2)机组试运行小组向试运行工作组汇报设备检查情况及人员准备情况;

(3)机组试运行人员全部到位;

(4)试运行工作组组长向机组试运行小组签发开机令;总值班长按运行方案组织人员开机;

(5)机组试运行小组对开机过程中的设备运行工况进行观测，运行数据进行记录;

(6)若运行过程中设备出现一般异常情况，及时向工作组汇报，由工作组确定采取相应措施;若情况较严重应立刻采取措施、停机检修;

(7)按有关要求机组运行满足时间要求后，由机组试运行小组向工作组汇报，由组长向机组试运行小组发出停机令;

(8)机组试运行工作组组织机组试运行验收并形成试运行工作报告。

(二)运行方案

(1)运行方式：根据《泵站安装及验收规范》(SL 317—2015)“机组验收要求单台机组带负荷连续运行24小时(含无故障开停机三次)或7天内累计负载试运行时间48小时，在此期间开、停机不少于三次”的要求，结合三级泵站的情况，采用单机连续运行24小时的方式进行机组试运行。

(2)泵站试运行开机顺序为1#水泵组、2#水泵组，试运行时间安排见试运行记录表，临时调整根据现场情况，由泵站试运行现场工作组技术负责人决定。泵站试运行具体要求如下：

(1) 机组启动阶段：1#机组启动时间为2016年12月5日10时，第一台机组试运行结束后，进行2#机组试运行。

(2) 无故障停机阶段：机组进入正常运行后，即可进入无故障停机阶段。无故障停机和重新启动的间隔时间应不少于15分钟，但最大间隔时间应不大于1小时。

(3) 扫尾阶段：12月6日10点以后，连续运行时间满24小时的机组即可停机，遂进行2#机组运行。

(四)试运行操作

详见《机组启动运行操作规程》。 (五)事故停机

下列各种情况发生，必须紧急停机 当发生以下情况之一者，应紧急停机：

(1)电气设备发生火灾或严重设备事故、人身事故; (2)主机组运转声音异常;

(3)主机组突然发生强烈震动或主泵内有清脆的金属撞击声; (4)主机组温度急剧上升并超过规定值; (5)液压系统有故障，危及安全运行; (6)上、下游河道发生人身事故或险情。 3本次验收范围及设备情况

主机泵：一用一备，共二台。型号：D46-50×4，额定流量：46m3/h，额定扬程：200m。

变压器：主变1台，型号S11-80-10/0.4kV，额定容量80KVA干式变压器,。

开关柜1台，型号：GGD1; 配电箱1台，型号：PZ30;

水泵软启动控制柜1台，型号：K-45-2B-R;

水处理设备(二氧化氯发生器)1台，型号：YYZ-200; 远程控制系统1套。 4泵站试运行

4.1试运行工作组会议

2016年12月5日8时，试运行工作组联合专家组召开了会议，听取了安顺市平坝区水利工程管理处关于试运行开机准备的情况汇报，并按《水利水电建设工程验收规程》(SL223-2008)和《泵站安装和验收规范》(SL317-2015)的要求，对机组启动试运行条件进行了严格审查，部署了开机的相关内容和要求，审查了有关资料，会议认为：

(1)与机组启动运行有关的建筑物已全部完成，并已通过分部工程验收;

(2)与机组启动运行有关的金属结构安装完成，并经过试运行; (3)机组和附属设备安装完成，经调整试验分部试运行，满足机组启动运行要求 ;

(4)必须的输配电设备安装完成，送(供)电准备工作已就绪，通信系统满足机组启动运行要求;

(5)机组启动运行的测量、监视、控制和保护等电气设备及自动化控制系统已安装完成并调试合格;

(6)有关机组启动运行的安全防护和厂房消防措施已落实，并准备就绪;

(7)按设计要求配备的仪器、仪表、工具及其它机电设备已能满足机组启动运行的需要;

(8)运行操作规程已经编制;

(9)运行人员的组织配备可满足启动运行要求; (10)水位和引水量满足机组运行要求。

试运行工作组一致认为三级泵站已具备试运行条件，同意安顺市平坝区水利工程管理处上报的泵站试运行方案，并确定12月5日10时，机组可正式启动。

4.2 试运行过程

4.2.1本次试运行进行了单机运行，按正常开机和无故障停机的规范要求，结合本工程特点，机组启动运行全过程为手动操作。

4.2.2 主机泵开停机过程 本次启动工作于2016年12月5日正式开始，由机组启动试运行工作组发布启动命令，开机次序为31#、2#。机组试运行具体开、停机情况分述如下：

1#主机泵于2016年12月5日10：00开机至12月6日10：30试运行结束停机，期间主动开、停机3次，1#机连续运行时间为24小时30分;

2#主机泵于2016年12月6日10：40开机至12月7日10：50试运行结束停机，期间主动开、停机3次，2#机连续运行时间为24小时10分;

2台机组泵单机连续运行时间均满足规范要求，试运行期间水泵组运行平稳，设备主要技术参数均符合规范要求，现场测试水泵机组单机流量均大于设计流量46m3/h，并达到按装置模型试验成果换算的原型机组相应的扬程下的流量和装置效率值，达到了招投标文件的要求。

机组试运行过程及运行时间见附件。 5系统运行情况

5.1电气设备运行情况

试运行期间，变压器、10KV高压输电线路、低压开关柜、配电箱、水处理设备(二氧化氯发生器)、水泵软启动柜运行正常。

5.2 建筑物工程观测

试运行期间通过对泵房、调节前池、输配水管道进行观测，未发现异常情况。 6试运行结论 6.1 本次泵站机组启动试运行严格按照有关规程、规范进行。组织机构健全，人员分工明确，责任到位。开停机严格执行操作票制度，发令、受令、操作、监护均明确到人，保证了试运行规范、有序进行。

6.2 试运行过程中，二台主机泵均一次启动成功，启动平稳，运行期间设备运转稳定、正常，各仪表指示基本正确，机组各部位运行正常，运转过程中振动值、噪音均满足规范和标书要求;泵房内噪音较大。单机运行时间满足规范规程要求;泵站远程控制系统界面清晰，操作简便、可靠，数据显示正确。主要设备技术性能指标及主要技术参数达到合同的要求;土建部分能满足设计要求，运行过程中未发现异常情况。

6.3 根据试运行情况及对参建各方提供资料的审查，试运行工作组认为抽水站机组已具备运行使用条件。 7存在的问题

无 8附件

8.1机组试运行工作组名单 8.2机组试运行小组人员名单 8.3机组试运行记录表

第三篇：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

1 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》。

2 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。

2 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。

3 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

5 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

6 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。

7 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

8 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。

9 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

10 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

11 状态。

5 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

12 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

13 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

14 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

15 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C

15、C20、C

25、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。

16 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

17 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。

18 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，

19 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

20 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

21 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，

22 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

23 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

24 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。

25 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。

26 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。

27

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。

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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、

29 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

30 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

31 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。

32 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

33 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。

35

第四篇：机组锅炉蒸汽吹管调试方案

湖南湘潭发电有限责任公司二期工程2×600MW超临界机组 #3机组锅炉蒸汽吹管调试方案

中国大唐集团湘潭电厂二期扩建工程2×600MW燃煤机组锅炉系东方锅炉集团有限公司生产的DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉，一次再热，单炉膛，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，露天布置。 锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在过、再热器系统及蒸汽管道中的各种杂物(例如：砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等)，防止机组运行中过、再热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。 锅炉拟采用过热器再热器一阶段联合稳压冲洗方案，以实现在确保吹管质量的前提下缩短整个工程工期、降低整个调试阶段的燃油耗量的目标。 1技术标准和规程规范

1.1《电力建设施工及验收技术规范(管道篇)》

1.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范》 1.3《火电工程启动调试工作规定》

1.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.5《电力建设安全工作规程》

1.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 1.7大唐湘潭电厂二期工程有关文件、图纸 2蒸汽冲管的目的

由于制造、运输、贮存、安装等原因，在汽水系统管道里可能会遗留一些氧化皮、焊渣或其它施工杂物。根据《电力建设施工及验收技术规范(管道篇)》的要求，在机组整套启动前必须进行蒸汽冲管，以保障以后汽轮机设备的安全。 3调试对象

锅炉为超临界参数变压运行本生直流锅炉，采用单炉膛、π型布置，前后墙对冲燃烧方式，24只HT-NR3燃烧器分三层布置在炉膛前后墙上。锅炉设计煤种为贫煤。锅炉主要设计参数：

名

称 单位 BMCR THA BRL 过热蒸汽流量 t/h 1913 1664.1 1810.6 过热器出口蒸汽压力 MPa(g) 25.4 25.0 25.3 过热器出口蒸汽温度 ℃ 571 571 571 再热蒸汽流量 t/h 1582.1 1388.2 1493.5 再热器进口蒸汽压力 MPa(g) 4.336 3.802 4.087 再热器出口蒸汽压力 MPa(g) 4.146 3.632 3.907 再热器进口蒸汽温度 ℃ 311 299 305 再热器出口蒸汽温度 ℃ 569 569 569 省煤器进口给水温度 ℃ 281 272 277 制粉系统：采用双进双出钢球磨冷一次风机正压直吹系统，每炉配6台磨煤机(5台运行，一台备用)，设计煤种煤粉细度按200目筛通过量为80%。

给水调节：机组配置2台50%B-MCR汽动给水泵和一台30% B-MCR容量的电动调速给水泵。

汽轮机旁路系统：采用30%B-MCR容量高、低压串联旁路。 4蒸汽冲管的范围及方法 4.1冲管范围

锅炉受热面管束(蒸汽部分)及其联络管; 主蒸汽管道;

冷段再热蒸汽管道; 热段再热蒸汽管道; 高压旁路系统。 4.2冲管方法

本次冲管采用稳压冲管。 主系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽联箱→主蒸汽管道→高压主汽阀门室→临时管→临冲阀→临时管→低温再热管路(集粒器)→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。在进入消音器前安装考核靶板装置，冲管至靶板考核合格为止。

高压旁路系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽集箱→主蒸汽管道→高压旁路管→高旁截止门→临冲门→低温再热管路→低温再热管路(集粒器)→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。其中高压旁路调整阀缓装用临冲阀代替，高旁回路不作靶板考核。

主系统吹洗大约持续30～60分钟(试化学制水情况而定)后打开高压旁路并关闭主系统临冲阀，高压旁路系统吹洗大约5分钟。在此之后打开主系统临冲阀同时关闭高旁临冲门;之后熄火停炉使之冷却。 4.3冲管参数的选择

冲管参数的选择必须要保证在蒸汽冲管时所产生的动量大于额定负荷时的动量; 根据锅炉分离器至汽机的各管道及各受热面的额定参数，临时管道的材质的要求，在保证冲管系数的前提下，所取的稳压冲管压力要合适。稳压冲管汽水分离器压力5.5MPa～5.8MPa，在此过程中要严格控制主汽温度在427℃范围内，主蒸汽温度通过过热器蒸汽减温器减温至427℃以内，再热蒸汽温度通过再热器减温器和烟气挡板调至500℃以内。按照以上参数吹管，动量系数约为1.30～1.50，给水流量850t/h左右。

4.4 冲管中至少要保证停炉大冷却一次，停炉冷却时间24h以上。 5冲管条件

5.1锅炉酸洗合格，系统恢复完成; 5.2锅炉各疏水管道恢复完毕;

5.3分离器及贮水箱水位计装好可投用;

5.4燃油管道经试压、吹扫，验收合格，所有油枪能正常投入运行; 5.5六套制粉系统具备投用条件;

5.6空气预热器蒸汽吹灰器、清洗系统已能正常投用; 5.7锅炉本体所有膨胀指示器安装完毕，校好零位; 5.8压缩空气系统能正常投用，工业冷却水系统能投用; 5.9汽机电动给水泵试转完毕能正常投用; 5.10主汽减温水管路、再热蒸汽减温水管路蒸汽冲洗完毕并恢复，调整门、流量孔板已安装;(考虑到吹管期间要投减温水，故过热器、再热器减温水管道需提前用辅汽吹扫干净，锅炉吹管前系统应恢复。)

5.11给水除氧加热系统正常投用;

5.12汽机盘车和真空系统投用，与汽机本体有关的管道应全部隔离; 5.13电除尘、除灰除渣系统必须再次正常投运; 5.14按冲管系统图将与冲管无关的系统隔绝完毕; 5.15冲管系统安装、验收完毕;

5.16各路压力仪表管、蒸汽取样管接好;

5.17化学备足除盐水，制水设备、给水加药、精处理系统能正常投用。给水、炉水、过热蒸汽、再热蒸汽、凝水取样分析能正常进行;

5.18与冲管有关的本体及辅助设备系统必须全面验收合格，包括汽机、热控、电气、仪表等有关部分;

5.19 BMS系统调试完毕。数据采集系统能投用，数据准确可信。相关的联锁保护试验合格; 5.20准备足够的燃油供冲管使用; 5.21厂内照明、通讯系统能投用;

5.22冲管现场配备足够数量的消防器材，消防系统能正常投用; 5.23临时防护设施、临时照明、临时系统的挂牌等均已完成。 6吹管的临时系统及处理措施

6.1高压主汽门、中压主汽门的处理

主汽门及中压主汽门取出阀芯、阀杆等部件，安装假门芯，再在主汽门门盖处用专用法兰连接临时管。中压主汽门的处理同高主门的处理一样; 6.2临冲阀

6.2.1临冲阀分主系统临冲阀和高压旁路临冲阀两种规格;

6.2.2临冲阀所能承受的压力不低于10MPa，温度不低于450℃，并能承受开启或关闭时产生的差压作用力;

6.2.3临冲阀全开全关时间在60秒左右;

6.2.4临冲阀控制按钮接至集控室，可实现点动操作;

6.2.5在主系统临时阀处加装Φ76×8的旁路管，并装设手动截止阀，用以系统暖管，阀门型号为：DN50、PN10MPa。 6.3临时管道系统

6.3.1根据吹管的流程，在高压主汽门、中压主汽门后部接临时管，临冲阀后临时管道接至高压缸排汽逆止门后，低压旁路管道暂时不连接，加堵板隔离。(见吹管临时系统示意图)。 6.3.2所有临时管的截面积应大于或等于被吹洗管的截面积，临时管应尽量短，以减少阻力。 6.3.3临时管道的架设应牢固，表面要作保温，临时支架应同永久管道上的支架设计标准一样，支吊架的装设要考虑到膨胀及冲管时的反推力，临时支架的装设只允许临时管沿汽流方向膨胀，不允许反方向移动;

6.3.4靶板前的临时管段必须经过除垢处理，所有临时管的焊接要采用氩弧焊打底，切割时的渣物应清理干净;

6.3.5在可能积水的地方应设置疏水点，冲管系统的所有疏水一律放地沟，高低压疏水管道分开，疏水管道及阀门的设计要求不低于Pg60;

6.3.6冲管完成后，系统恢复时，立式管道严禁气体切割，并采取措施。水平管道切割时，一定要将渣物清理干净; 6.4消音器

要求消音器放置在浇铸好的基础上，基础上预埋件位置与消音器支撑相一致，保证消音器滑动正常。 6.5集粒器

集粒器尽量布置在靠再热器进口的冷再管道上，应符合以下要求：网孔径不大于12mm;阻力小于0.1MPa;强度满足蒸汽参数;收集杂物性能好。建议采用外进内出结构。 6.6靶板

靶板装在中主门后的临时管段上，为保证打靶的质量，靶板离弯头至少有5倍管径的距离，防止携带杂质的蒸汽通过弯头时与杂质分离，影响吹管质量的检验。

靶板的材质为铝制靶板，其宽度约为排汽管内径的8%，长度纵贯管子内径;

6.7本次没有经过冲管的管道，如低压旁路管道、高排逆止门连接管道、高中压主汽门后导汽管等，电建公司进行机械处理，并用内窥镜检查，经验收后方可安装，有条件的话在冲管结束后应进行清理。 7质量控制点

7.1吹管过程中,调试人员对自己班组所有调试工作负责,认真填写各阶段的原始记录,并在记录上签字,锅炉专业调试负责人对各项记录进行核对并签字;

7.2质量控制点:检验吹洗效果的靶板经有关部门按有关规定检查认可后才能结束锅炉蒸汽吹洗工作;

7.3冲管考核标准：

冲管系数△P冲/△P额>1;

靶板上最大击痕不大于0.8mm直径，整条靶板上肉眼可见斑痕少于8点; 靶板表面呈现金属本色;

在冲管系数大于1的前提下，两次靶板达到上述三条标准方为合格。

7.4吹管过程中发现设备问题，调试人员应填写检修通知单，并由相关单位反馈检修结果。 8人员分工

8.1锅炉调试技术人员参加运行倒班，并分别负责整个吹管阶段中每班的指挥与协调，提供对设备操作的要求及试验的技术指导，同时完成整个吹管过程的测试、记录工作;全部参加试验的调试人员都持有相应的资格证。 8.2化学监督人员随运行倒班。

8.3吹管期间运行人员根据吹管方案和调试人员要求负责设备的运行操作。 8.4安装单位负责吹管工作所要求的临时设施安装和处理、集粒器的清理，并负责维护设备。 9危险点/危险源分析与控制措施和安全注意事项

9.1防止膨胀受阻：冲管前要对所有的冲管系统进行检查，确认临时管路的支撑、吊杆满足要求，无影响膨胀之处，疏水管布置合理，否则在冲管前必须加以整改;

9.2防止发生水冲击：冲管前应隔离所有无关的阀门、管路，并对要冲的管路进行充分的暖管，加强疏水;

9.3避免超温：锅炉点火后，应全关再热器侧烟气挡板，使绝大部分烟气流经低温过热器，这既可保护再热器又可，缩短启动时间;吹管期间，高温再热器入口烟道烟温不得超过540℃，再热器入口蒸汽温度不得超过427℃，应避免超温; 9.4制粉系统及火嘴投运应注意事项： 吹管期间进行制粉系统的启动，应严格认真执行有关操作规程，逐渐摸索和积累相关的数据，及时总结经验;

在本次制粉系统试运后，制粉系统将有较长时间停运期，停磨之前必须将磨煤机内煤粉抽空，以免发生煤粉自燃;

制粉系统运行中如发生受热面超温、燃烧不稳、积粉、煤粉自燃等现象应立即停止制粉系统运行，并采取相应的处理措施;

应监视、调整炉内煤粉着火及燃烧工况，防止灭火打炮，灭火后应注意炉内通风清扫。 9.5防止空预器着火：由于吹管过程中较长时间燃油运行，尤其制粉和投粉时，容易导致空气预热器积油和积粉，应尽可能地投入空预器连续吹灰，同时密切监视空预器出口烟温，发现异常升高应及时处理;

9.6防止汽缸进汽：为防止蒸汽漏入汽轮机，应将逆止门的阀芯压紧，门后疏水门处于常开位置;将汽缸壁温测点投入，以便监视;汽机盘车装置投入，以防万一;

9.7排汽口的布置：吹管的排汽口不能对准任何有可能危及设备或人身安全的地方，且排汽口设有专人监视;

9.8在运行过程中，当发生危及人身和设备安全的紧急情况时，运行人员应按照《运行规程》及《安全规程》处理，并于事后及时通知调试当班人员; 9.9人身安全及防护：

在冲管期间有较大噪音，需在排汽口加装消音器，降低噪音;同时参加冲管人员配备耳塞防护;

在高处作业(离地面2米及以上)容易发生坠落，应检查确认脚手架符合要求，正确使用安全带;

安全保卫人员、消防人员、医护人员及设备检修人员到现场值班，医护人员应根据吹管工作的特点备足急救药品。

第五篇：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》。