1、三峡右岸电站16号机组安装与调试工程监理报告目 录1 16号机组及相关机电设备安装与调试工程概况11.1 监理工程概述11.2 主要机电设备布置与技术参数11.3 监理工作概况52 16号机组及相关机电设备安装62.1 水轮机及调速系统安装62.2 发电机及励磁系统安装142.3 主变压器、封闭母线设备安装242.4 机组自动控制及保护设备安装282.5 16#机组安装过程中的改进项目及问题处理343 公用系统设备安装353.1 压缩空气系统353.2 厂内油系统363.3 给排水系统363.4 采暖通风及空气调节系统363.5 上下游水位计井363.6 厂内消防及消防报警系统363.7 厂用2、电、照明系统373.8 右段500kV敞开式设备及出线电抗器373.9 计算机监控系统及直流系统374 右I段GIS设备安装375 工程的控制、管理与协调385.1 质量控制385.2 进度控制405.3 成本控制425.4 合同管理425.5 信息管理435.6 现场协调435.7 安全和现场文明生产446 工程完工情况及遗留问题457 监理工作综合评价45附件1：机电安装监理部机构设置46附件2：工程建设监理大事记471 16号机组及相关机电设备安装与调试工程概况1.1 监理工程概述 右岸电站16#机组及相关机电设备安装与调试工程合同工作范围包括水轮机及其附属设备、调速系统、发电机及其附属3、设备、励磁系统、技术供水系统、封闭母线(IPB)及相关设备、500kV升压变压器及中性点设备、机组自用电设备、厂用变压器、发变组保护及故障录波、机组现地监控及测量设备等的安装与调试，其中水轮发电机组及其附属设备由东方电机厂(以下简称“东电”) 供货，调速器及压油装置由哈尔滨电机厂(以下简称“哈电”)供货，葛洲坝集团机电安装公司承担设备的安装与调试工作。右岸电站公用系统设备安装与调试包括压缩空气系统、透平油系统、500kV GIS及敞开式设备、厂用电系统、消防水系统、消防报警系统、通风及空调系统等，由水利水电八局承担设备的安装与调试工作。长江三峡技术经济发展有限公司三峡右岸电站机电安装监理部受中4、国长江三峡工程开发总公司委托，承担了上述机电设备安装与调试工程的建设监理工作。1.2 主要机电设备布置与技术参数1.2.1 水轮发电机组主厂房发电机层高程为75.3m；水轮机层高程为67.0m；水轮机安装高程为57.0m(以固定导叶中心线计)。 东电水轮机主要参数见表1.2-1，发电机主要技术参数见表1.2-2。表1.2-1 东电水轮机主要技术参数表名称单位东电水轮机参数型式混流式转轮名义直径(出口直径)mm9880运行水头最大水头m113.00额定水头m85最小水头m71.00额定出力MW710.0额定流量m3/s941.27最大连续运行出力MW767.0相应发电机COS=1时的水轮机最大出5、力MW852.0额定转速r/min75.0比转速m.kW261.7比速系数2349.0吸出高度m-5表1.2-2 东电发电机主要技术参数表项目东电发电机参数型式SFS70080/19310额定容量(MVA) / 额定功率(MW)778 / 700最大容量(MVA) / 功率(MW)840 / 840额定电压(kV)额定电流(A)2022452额定功率因数额定效率(%)0.998.75额定容量时XdXd(不饱和值)0.30.241额定容量时短路比1.2GD2 (t-m2)450000定子槽数绕组型式并联支路数510波绕5定子绕组额定电流密度(A/mm2)5.21定子绕组单相对地电容(mF)1.36、5额定转速(rpm) 飞逸转速(rpm)75150允许飞逸时间(min)5发电机冷却方式定子水冷1.2.2 调速系统调速系统设备布置在机组段67.0m水轮机层，调速器及油压装置主要技术参数见表1.2-3。表1.2-3 调速器及油压装置主要技术参数表名称单位参数调速器型号MicroNET TMR主配压阀直径mmDN250单个压力油罐容积油罐数量m3个162操作系统额定油压MPa6.3永态转差系数010%(转速控制模式)转差率010%(功率控制模式)比例增益kp0.0120(转速控制模式)0.0120(功率控制模式)积分增益ki1/s0.0110微分增益kds0.0110人工失灵区01.5%范围内7、可调频率调整范围Hz4555功率给定范围0120%Pr导叶开度给定范围-1%120%1.2.3 离相封闭母线主回路封闭母线从发电机机坑围墙处引出，以三相水平排列穿越主厂房上游侧承重墙，沿墙向上垂直穿越至约86.45m高程，再向上游侧水平延伸与主变压器低压端子相接。离相封闭母线主要技术参数见表1.2-4。表1.2-4 离相封闭母线主要技术参数表名 称单 位主回路参数分支回路参数额定电压最高电压kV20242024额定电流kA180.5(12)三相短路电流(r.m.s)kA160300额定峰值耐受电流kA440820额定短时耐受电流(r.m.s)kA160300额定短时持续时间秒22额定冲击耐受电8、压(峰值)kV1251251分钟工频耐受电压(有效值)湿试干试kV55685568相间距离(mm)25002500(2000)冷却方式自然冷却自然冷却1.2.4 励磁系统励磁变压器(单相) 布置在机组段67.0m层，励磁变压器通过分支回路母线与主回路离相封闭母线连接，励磁设备布置于上游副厂房75.3m单元控制室内。励磁系统主要技术参数见表1.2-5。表1.2-5 励磁系统主要技术参数表名称参数空载励磁电压电流274V2154A840MVA，功率因数为0.9时的励磁电压509V(转子130时)840MVA，功率因数为0.9时励磁电流3948A励磁顶值电压电流1591V7896A允许强励时间(励磁9、顶值电流下)励磁系统退出一个整流桥时，在励磁顶值电流下，允许工作时间不小于20秒励磁系统电压响应时间上升不大于0.03秒下降不大于0.03秒机组在任何运行状态下(包括电网故障扰动，发变组断路器或磁场断路器跳闸)，励磁绕组过电压的瞬时值不超过出厂试验时绕组对地耐压试验电压幅值的50%。1.2.5 500kV升压变压器 500kV升压变压器布置于机组段82.0m高程上游副厂房的13.3m结构段内，其低压侧与封闭母线连接，高压侧采用油/SF6套管与500kV GIS连接。500kV升压变压器主要技术参数见表1.2-6。表1.2-6 500kV升压变压器主要技术参数表名 称参 数额定容量高压(在各种分10、接头下) 低压840MVA840MVA相数联接组别三相YNd11额定电压高压侧低压侧550-22.5%kV20kV阻抗电压(以额定容量为基准，额定电流、额定频率下，绕组温度为75)的实测值16.5%中性点接地方式经小电抗接地1.2.6 500kV GIS500kV GIS布置在右岸电站上游副厂房93.6m高程的GIS室内。500kV GIS主要技术参数见表1.2-7。表1.2-7 500kV GIS主要技术参数表名 称参 数类型户内额定电压550kV额定电流联合单元接线回路4000A一倍半接线回路4000A主母线回路和母线分段开关设备回路4000A额定耐受电流峰值171kA额定短时耐受电流6311、 kA额定短路持续时间2秒1.3 监理工作概况根据三峡工程建设监理管理的经验，结合机电设备安装的特点及国内其它电站机电设备安装监理管理的实际情况，右岸电站监理管理仍采用以三峡总公司内部机电管理人员为主，将项目管理与监理管理合二为一的方式进行，机电安装监理人员从招标文件编制、招标、开工前准备、安装调试过程直至机组试运行，全过程参与工作。机电安装监理部本着精简、高效、求实的原则，设置了监理部管理体系(见附件1)，并根据监理合同的规定，在右岸电站机电设备安装质量控制、进度控制、投资控制、合同管理、现场协调、信息管理等方面开展了全方位的监理工作。监理工作方式与方法：(1)明确监理工作范围和内容，确定监12、理工作目标，建立健全监理组织，明确职责分工，制定相关制度，落实“三控制”责任制。对监理项目实施全过程进行动态控制，通过有效的组织协调、合同管理和信息管理来实施工程项目的监理工作目标。(2)总监和其它各级监理负责人实行现场轮流值班制度，并定期检查现场监理工程师和监理员的工作，按监理部的规章制度进行考核评比。(3)监理项目在开工前都要制定监理工作细则或计划，使监理人员对监理工作内容、目标、工作程序、依据、方法、手段和措施等情况做到心中有数，按程序规范化地开展监理工作。正确划分工程项目和确定质量、进度和投资控制点，有的放矢地做好“三控制”工作。(4)加强主动控制(事前控制)的力度，认真细致审查施工组13、织设计、施工技术方案、施工进度计划和质量保证体系(措施)；注意开工前设计交底和施工中技术交底工作；对整个施工过程实施动态控制，及时比较和分析质量、进度和投资控制情况，采取相应组织、技术、经济和合同等多方面措施，及时纠正施工过程中质量、进度和投资所出现的偏差，经常对监理工作细则(计划)进行必要的调整。(5)强化工序质量控制。除通过审核有关报表资料，进行巡视检查外，对关键项目和部位、隐蔽工程、重要工序的质量，还要进行平行检验、复查复验和旁站监理，通过量测、试验等手段对施工质量进行必要的复核。(6)严格质量检查、签证和验收控制，坚持执行质量“三检”制度(施工作业班组自检及互检，施工单位专检和监理工程14、师终检)；行使好监理工程师对施工质量的监督权(施工单位对施工质量问题，不按监理工程师要求采取整改措施或措施不力，监理工程师可下达停工令或返工令)和否决权(未通过检查签证或验收的单元、分项和分部工程，监理工程师拒签工程进度付款签证)。(7)加快各类工程信息的收集整理、加工分析和反馈传递速度。协调会议纪要、监理指令、监理转发的文件等要在三日内送达各相关单位。注重文字和书面工作，完善监理工作日志和各种现场监理(原始)记录，监理工程师在现场的口头指令，最终都要转化成书面形式。(8)注重用事实和数据说话，以科学的态度，公正、公平地处理各方关系。2 16号机组及相关机电设备安装2.1 水轮机及调速系统安装15、水轮机及调速系统安装主要包括导水机构及附件，转轮及转动部件，水导轴承、主轴密封及附件，调速系统（机械液压部分）、油压装置及附件等11个单元工程，共检查验收158项。另外4项超标，东电书面表示可以接受：1、顶盖与底环间高度（2803mm)：东电标准（-0.15+0.35mm），实测值： 0.390.60mm，对此结果东电书面表示可以接受。2、导叶立面间隙，无压状态下测量，东电标准（上：1.0 mm，下：0），实测值：上：0.92 1.05 mm，下：0 0.06 mm，对此结果东电书面表示可以接受。3、上止漏环间隙：东电标准（2.53.3mm），实测值：2.252.60mm，对此结果东电书面表示16、可以接受。4、下止漏环间隙：东电标准（4.55.4mm），实测值：4.004.25mm，对此结果东电书面表示可以接受。2.1.1 机组中心、高程和方位的确定此项工作经检测，质量达到东电的质量标准的要求。表2.1.-1 16#机机坑测量结果检查项目东电标准三峡标准实测值合格优良固定导叶中心高程E0=3mmE0=2mmE0=(-1.95+1.25)mm2.1.2 基础环和座环现场加工此项工作经检测，各项质量指标达到合同和东电的质量标准的要求。表2.1-2 16#机基础环和座环现场加工后测量值序号检查项目东电标准三峡标准实测值合格优良1座环上镗口中心(mm)120.972座环下镗口中心(mm)12017、.933座环上镗口半径(6120mm)0.510.490.484座环下镗口半径(6115mm)0.56-0.440.495座环上下镗口同轴度10.32.1.3 导水机构安装顶盖和底环为分瓣焊接结构，共2瓣，由螺栓把合成整体。顶盖上对应与转轮上腔部位设有8根DN300的泄压管，汇总至2根DN800总管(已埋入混凝土内)后连接到尾水管里衬上。顶盖上还预留了压缩空气补气管道。导叶采用不锈钢制造，共计24个。每个导叶设有3个自润滑导轴承。由各部件(包括自润滑轴承、销、拐臂、连杆、控制环和推拉杆)组成的导叶操作机构把导叶与接力器相连接，并设有剪断销、挡块等。东电16#机导水机构安装最终测量结果见表2.118、-3。表2.1-3 16#机导水机构安装最终测量结果检查项目东电标准三峡标准实测值合格优良底环与座环径向间隙(mm)5(-1+1)5(-1+1)4.055.90顶盖与座环径向间隙(mm)5(-0.5+1)5(-0.5+1)4.555.60底环安装方位：X、Y刻线偏差(mm)1.010.80.4下止漏环半径偏差(5004.5)(mm)0+0.50+0.50.14止漏环与机组中心线的同轴度(mm)0.20.20.10底环上表面周向波浪度(mm)0.400.40.250.20导叶轴套孔同轴度0.400.250.060.36底环安装螺栓预紧值(16980Nm)偏差01010%16980Nm上止漏环半径19、偏差(4217.5mm)0+0.50+0.50.19上、下止漏环同轴度(mm)0.150.150.055顶盖与底环间高度(2803)偏差(mm)-0.15+0.3500.500.40.390.6顶盖安装螺栓预紧值(22230Nm)偏差22230Nm1022230Nm导叶端部总间隙(mm)1.52.21.51.8小头1.752.00大头1.852.00侧抗磨瓦径向间隙(mm)0.631.050.631.050.651.05顶抗磨瓦轴向间隙(mm)0.450.800.450.800.600.80拐臂与止推块轴向间隙(mm)0.050.200.050.200.070.19连接板拉紧螺栓预紧值偏差(m20、m)0.760.076100.700.80抗重螺栓预紧值偏差750KN10750KN导叶端部间隙分配(mm)上40%50%下50%60%设计要求上端0.901.20下端0.650.90导叶立面间隙(mm)，无压状态下测量上：1.0下0设计要求上：0.92 1.05下:0 0.06导叶最大开度(800.67)(mm)178048092.1.4 转轮安装为降低压力脉动，改善水轮机运行稳定性，转轮为全新设计。与左岸转轮相比，上冠出水段长度增加约600mm，下环高度降低约800mm，并增加了叶片厚度，转轮重量为473.3t，较左岸增加约57 t。转轮为不锈钢铸焊结构，其上冠、叶片和下环分别制造。转轮全21、部采用抗空蚀、抗磨损并具有良好焊接性能的ASTMA743CA-6NM材料。上冠采用铸焊结构。转轮有13个叶片。转轮叶片采用铸造，并采用五轴数控机床加工。转轮下环也为铸造结构。经有水调试及带负荷试验，各项质量指标达到合同和东电的质量标准的要求。主要数据见表2.1-4 东电16#机转轮安装最终测量结果。表2.1-4 16#机转轮安装最终测量结果序号检查项目东电标准三峡标准实测值合格优良1主轴与转轮联接螺栓预紧值(伸长值1.30mm)1.301.500.101.351.502下止漏环间隙对称点间隙差(mm)平均值100.150.050.153主轴上法兰面水平(mm/m)0.020.020.0184主22、轴垂直度(mm/m)0.020.020.0195水轮机与发电机轴联接后主轴垂直度(mm/m)0.020.020.012.1.5 转动部件安装此项工作经检测，各项质量指标达到合同和东电的质量标准的要求。转动部件主要数据见表2.1-5 东电16#机转动部件安装最终测量结果。表2.1-5 16#机转动部件安装最终测量结果序号检查项目东电标准三峡标准实测值合格优良1上止漏环间隙(mm)2.53.32.53.32.252.602下止漏环间隙(mm)4.55.44.55.44.004.253上止漏环同心度(mm)0.150.134下止漏环同心度(mm)0.150.072.1.6 水导轴承及主轴密封安装及调23、试水轮机导轴承为24块具有巴氏合金表面的分块瓦、稀油润滑轴承。导轴承由分块轴瓦、轴瓦支承、带油槽的轴承箱、箱盖和附件组成。导轴承置于油槽箱内。根椐最终盘车实测结果，水导摆度为0.037mm。轴密封系统分为工作密封和检修密封两部分。在主轴通过顶盖的部位设置工作密封。密封采用水润滑和冷却，主水源来自电站清洁水系统，水压为0.20.5MPa。工作密封能在不拆卸主轴、水轮机导轴承、导水机构、管路系统和顶盖排水设施的情况下进行检查、调整和更换密封元件。其密封型式为轴向结构。水导轴承及主轴密封安装调试工作经检测，各项质量指标达到合同和东电的质量标准的要求，主要数据见表2.1-6 东电16#机水导轴承及主轴24、密封安装结果。表2.1-6 16#机水导轴承及主轴密封安装调试最终结果序号检查项目东电标准三峡标准实测值合格优良1检修密封压力试验0.8Mpa，12h1.5倍额定压力,3h0.8Mpa,12h 2密封座与密封环间距离偏差(mm)213水箱盖与主轴径向间隙偏差(mm)0.51.01.00.654水导油箱充油试验(h)4h12h24h无渗漏5轴瓦单侧间隙(mm) 0.500.02按制造厂要求0.490.526油箱盖径向间隙偏差(mm)0.51.05.577工作密封固紧环与密封环间隙0.250.530.250.402.1.7 主轴补气装置安装及调试为了满足水轮机在部分负荷工况下稳定运行的需要，设置了25、通过发电机上端轴从主轴向转轮下方补入自然空气的补气系统。补气系统包括阀门、管道、控制装置及补气腔排水管路等。补气系统进气管为公称直径为DN800的管路1根。大轴中心补气管为DN800。此外，在顶盖、底环、基础环和尾水管锥管上预留有补压缩空气的管道，所有管道均已引至61.24m高程的下游副厂房。此部分埋管的安装已包含在土建合同中。顶盖强制补气管道系统的安装及试验工作完成，经验收合格。应业主的要求，增加了顶盖强制补气系统，在顶盖外园一圈加装DN100的不锈钢管，在顶盖强制补气的8根支管上加装DN32截止阀一个，(东电原设计没有)验收合格。主轴补气管及补气装置安装调试工作完成，满足东电的质量标准要求26、及合同要求，经机组试运行工作正常。表2.1-7 16#机主轴补气装置安装调试最终结果序号检查项目东电标准三峡标准实测值合格优良1补气阀与补气阀罩同轴度(mm)0.500.500.350.502补气管摆度(mm)0.300.500.1582.1.8 水轮机室环形吊车安装此项工作经检测，各项质量指标达到合同和东电的质量标准的要求。2.1.9 附件及管道安装及试验 此项工作经检测，各项质量指标达到合同和东电的质量标准的要求。2.1.10 接力器安装机坑内设有2个油压操作、双作用、液压直缸接力器，用于通过导叶操作机构来操作导叶。接力器设置于水轮机室的接力器坑衬内，操作接力器的压力油由调速系统的油压装置27、供给，其额定工作油压为6.3MPa。根据合同的要求，东电同意，对16#机组接力器现场进行分解，解体后对接力器做全面检查清扫。解体后接力器内部干净，未发现其它杂质，表面粗糙度满足合同的要求。同时对接力器前后腔按1.5倍压力试验、和动作试验，各项质量指标达到合同和东电的质量标准的要求。根据东电的要求，对接力器自动锁锭进行了分解检查及测量，发现锁锭间隙小于设计值1.20mm，因此对自动锁锭闸板进行了加工，现场实测1.15mm1.20mm，各项质量指标达到合同和东电的质量标准的要求。接力器安装调试工作，经检测，压紧行程按东电标准：4.25bar压力下，左侧压紧量11.60mm、右侧压紧量11.92mm28、，各项质量指标达到合同和东电质量标准要求。主要数据见表2.1-10东电16#机接力器安装调试最终结果。表2.1-10 16#机接力器安装调试最终结果序号检查项目东电标准三峡标准实测值合格优良1接力器安装螺栓预紧值(3640Nm)偏差1.501.5110%1.501.512活塞杆在全关与全开位置杆端高程之差(mm)0.100.100.073接力器活塞杆与调速环连接面高程差(全开与全关)(mm)1.51.51.0-1.154接力器在全行程范围内的中心线偏差(mm)3305接力器压紧行程(mm)2020左侧：11.6右侧：11.922.1.11 油压装置及其系统安装调速系统油压装置设有3台相同的油泵29、，2台油泵根据压力油罐的油压控制信号运行，其中1台工作泵作为增压泵连续运行。油泵为螺旋型，在最大油压下能自吸。每台油泵设有卸荷阀、安全阀、止回阀、截止阀和电磁阀等。在每台油泵出口配备可切换的油过滤器，过滤精度为20mm油压装置及其系统安装调试工作完成，经检测回油箱、压力油/气罐、压力油泵组、组合阀组、各种表计阀门、压力传感器、液位计、冷却器、油循环过滤装置，各项质量指标达到合同和哈电质量标准要求。油压装置3台压力油泵组按空载运行1小时、负载25%、50%、75%、各运行15分钟，100%压力下运行1小时。卸载时间为35秒，卸载压力为0.700.80mpa，安全阀动作压力为6.7mpa，各项质量30、指标达到合同和哈电机厂质量标准要求。2.1.12 调速器安装及调试调速系统安装和机械液压部分的调试工作完成，各项指标达到合同和哈电质量标准要求 。目前16#机组无水调试三段关闭规律安装调试完成。总时间为 20秒左右，开启时间为 16 秒左右，满足东电修改后的三段关闭规律的要求。同时对事故配压阀及机械过速装置进行了安装及调试，各项指标达到合同和东电质量标准要求 。具体数据如下：无水试验：手动停机三段关闭开度：100%70%，时间：2.5秒开度：70%10%， 时间：10.4秒开度：10%0% ， 时间：7.5秒总时间为20.4秒，满足合同和东电提供三段关闭规律的要求。2.1.13 调速系统整体调31、试及模拟试验调速系统整体调试及模拟试验设置了以下质量控制点：(1) 双比例阀切换；(2) 开停机电磁阀(安全阀)；(3) 比例阀切换阀；(4) 接力器位置传感器；(5) 主配位置传感器；(6) 齿盘测速传感器；(7) 锁锭位置传感器；(8) 压油罐油位传感器；(9) 压油罐位置接点；(10) 回油箱位置接点；(11) 各电磁阀以及各位置接点和堵塞信号检查；(12) 各盘柜通电试验检查；(13) 油压装置数据整定；(14) 主配压阀反馈装置整定；(15) 导叶开度与接力器行程曲线检查；(16) 转速装置已经按照要求进行整定；(17) 液压系统自动启动停止试验；(18) 油泵循环试验；(19) P32、LC与CSCS切换试验；(20) 低油压试验；(21) 低油位试验；(22) 监控系统开停液压系统试验；(23) 监控系统开停调速系统试验。2.1.14 技术供水机组技术供水的主要供水用户包括水轮机导轴承冷却器、发电机空气冷却器、推力及下导轴承冷却器、上导轴承冷却器、发电机定子纯水冷却二次供水以及主变压器冷却器等。机组技术供水为单机单元供水，采用自流减压供水方式，预流射流泵供水系统作为备用(备用，不安装)。每台机组设有2台射流泵和2台减压阀，射流泵工作水和减压阀进水取自本机组蜗壳，2台机组取水口用管道连通互为备用，射流泵吸水取自下游尾水。在射流泵工作水进水口前设有全自动排污滤水器，共2台。在减33、压阀进水口前总管上设有3台全自动排污滤水器，其中2台工作，1台备用。向机组各用户供水采用双向供水方式，可以正反向运行切换。主变冷却器采用单机供水方式，主变冷却器排水管直接排至厂坝之间的排水沟。主轴密封以电站清洁水系统取水作为主用水源，从机组技术供水系统取水做为备用水源。设备布置在下游副厂房内。其中下游副厂房高程49.72m高程内布置蜗壳取水阀和蜗壳连通管；下游副厂房高程55.48m高程内布置三台滤水器；下游副厂房高程61.24m高程内布置两台减压阀和主要操作阀门；下游副厂房67m高程内布置纯水供水设备和主轴密封加压装置。技术供水的水源取自水轮机蜗壳，经减压阀后得到稳定的水压，向机组冷却设备供水34、，在冷却设备内水流方向可以正反切换，经冷却设备后的水通过总排水阀排向下游。16#机组技术供水系统电气部分已安装调试完毕，电动阀进行了现地手动、联控柜及模拟LCU远方的开启，关闭操作，阀门动作正常，对16#机技术供水系统压力传感器、电磁流量计进行了校验，3台滤水器调试工作正常，主变双向供水阀现地、远方控制动作正常。2.2 发电机及励磁系统安装发电机及励磁系统安装包括定子、转子、下机架、推力及导轴承、上机架、机组轴线调整、励磁变及制动变、励磁系统、定子纯水设备、发电机引出线及中性点设备等设备的组装、安装及调试工作。共22个单元工程，全部检查验收项目满足合同及设计要求。2.2.1 下机架组装及安装下35、机架为辐射形焊接结构，由中心体合6条盒形支臂组成，推力轴承油槽和下机架中心体为整体焊接结构，整体发运，下机架在工地组装焊接成整体，组焊处设有成对的定位块，确保准确定位。推力轴承采用弹簧束多点支撑方式，具有良好的自调节性能，能够均衡瓦间推力负荷，以保证轴瓦受力均匀，降低瓦间温差，运行平稳。推力轴承采用巴氏合金推力瓦，共28块。轴承润滑油冷却采用外加泵外循环冷却方式，最大允许工作压力外0.6Mpa。 下机架支臂焊接UT检查一次合格率为 98.2 %，返修后全部合格。 推力轴承各部位紧固螺丝力矩满足设计规范要求。注油前推导轴承清扫合格。下机架各支臂焊后弦长合格。主要安装数据见表2.2-1 东方电机 36、16#机下机架最终安装结果。表2.2-1 16#机下机架最终安装结果部件名称三峡标准实测记录备注合格优良下机架安装中心0.50mm0.35mm0.24mm下机架安装高程0.50mm0.50mm0.25mm下机架安装水平0.12mm0.10.06mm下导瓦与推力环径向间隙单面间隙0.880.90（设计修改）单面间隙0.880.89下导瓦周向间隙150.8mm14.515.4mm油槽盖板与推力环间隙20.5mm1.82.4mm2.2.2 上机架组装及安装上机架为非承重式机架，最大外径22870mm，高约792.5mm，支架总重约120T。上机架由8个三角型支撑梁、8个支撑横梁、16条支臂与1个中心37、体在现场组焊而成。三角支撑处最大半径为11435mm，支臂处最大半径为10675mm。为了使中心体与支臂箱形梁内部焊接方便，在支臂与中心体焊缝的顶部设计有一个盖板，在支臂与中心体焊接完成后，焊接在设计位置。 上机架轴向通过16个安装在定子上环板处的垂直支撑与定子相连(现场进行调整、焊接)，径向通过8个上机架基础板与混凝土相连，支臂与基础利用键固定传力。上导轴承为8套导轴瓦，盘车结束后，通过支柱螺丝调整导轴瓦间隙。上导油槽内均匀布设8套冷却器装置，在运行时，通过外循环冷水对油槽内热油进行冷却。上导油槽盖板上部设计有油雾吸收装置。 上机架底部布设有定子上灭火系统和定子上挡风板系统，在上机架组装、焊38、接后，按照图纸尺寸进行预装。上机架现场焊接一次合格率为98.89%，返修后全部合格。主要安装数据见表2.2-2 东方电机 16#机上机架最终安装结果。表2.2-2 16#机上机架最终安装结果部件名称三峡标准实测记录备注合格优良上机架安装中心0.50mm0.35mm0.19mm上机架安装高程1801.0mm180mm上机架中心体水平0.02mm/m0.10mm挡油圈与上导支撑环的同心度1.0mm0.4 mm0.09上导轴瓦单面间隙0.260.30mm（设计修改）0.280.29mm上导轴承密封环间隙0.40mm(设计修改)0.500.55mm上挡风板工字梁与转子挡风板间隙27.5(-4+8)mm39、3033mm上挡风板空气密封转子挡风板间隙51mm5mm下挡风板工字梁与转子档风板间隙27.5(-4+8)mm2833mm下挡风板空气密封转子档风板间隙51mm5mm2.2.3 定子安装发电机定子主要由定子机座、铁芯和绕组组成。定子机座由8瓣组成，机座外径21450mm，机座净高3306.5mm，上下共8层环板；16套基础板，定子机座与基础板靠“T”型楔子板定位、调整，并用螺栓把合，基础板底部靠顶丝调整。在现场进行机座组圆、合缝焊接，定子整体重约1009t。定子铁芯内径为18500mm，外径19310mm，高度3130mm，下端为大环板和下压指支撑，上端为分块式上齿压板压紧，铁芯背部由170根40、拉紧螺杆与碟簧进行压紧，并通过170根浮动式双鸽尾定位筋与定子机座连接。铁芯由56小段组成，中间有55层通风槽片。其中两端分别有2段24mm高的短齿片，中间是52段高度为52mm的小段。单张硅钢片厚0.5mm，单张通风槽片厚6mm。短齿片按槽深分成5种，在制造厂内每6张短齿片粘接成1张粘接片。粘胶段由56张9槽粘接片和1张6槽粘接片组成整圆，整圆共计510个槽。除粘胶段外，其余叠片均采用错1/3定子冲片的螺旋法堆积，每层为56张9槽冲片和1张6槽冲片。定子线棒为双层布置嵌入定子铁芯的槽中，所有的线棒接头连接采用银铜焊。定子铁芯的叠装和压紧以及铁损试验均在现场进行。发电机定子绕组为条式波绕组，“41、Y”形连接，5支路并联，共1020根线棒。绕组绝缘为IEC34.1中规定的F级绝缘。整个定子绕组包括线棒、跨接线及端部铜环引线均采用风冷方式。线棒带电接头运至工地现场，在定子铁芯叠片完成和铁损试验后进行嵌线和电接头的连接。线棒之间电接头连接采用焊接方式均在工地进行。定子机座外围布置有16套空冷设施，对定子机座整体进行冷却；定子线棒还设有一套单独的纯水冷却系统；定子上下部均设有消防灭火装置。测量铁芯温度的测温电阻埋设在铁芯轭部，在冲片轭部剪出测温电阻槽并涂相应的绝缘漆后，将测温电阻埋入槽中。定子组装工作主要包括定子机座组焊；定位筋安装调整、焊接；下压指调整、焊接；定子铁芯叠装、压紧；定子铁芯铁损42、试验；定子线棒安装及试验；定子整体调整及其它辅助设备安装等。定子现场一类焊缝UT检查一次合格率达98.55%，返修后全部合格。东方电机16#机定子主要安装数据见表2.2-3 东方电机 16#机定子最终安装结果。表2.2-3 16#机定子最终安装结果部件名称三峡标准实测记录备注合格优良定子铁芯半径9250.70mm9250.56mm-0.39+0.69铁芯高度3130(0+8)mm31333136mm铁芯波浪度7mm周向3mm，径向1mm定子铁芯中心线高程69.6753.4mm69.6752.4mm2.1mm16点平均高程与设计比较根据现场实际和合同要求，定子磁化试验的有关参数选择如表2.2.-43、4 。表2.2-4 16#机定子铁芯磁化试验参数选择参数名称数据备注励磁电压U(kV)5.94计算用电压计算磁通量(T)1.2单位长度励磁电流(A/cm)1.9单匝电压(V)194励磁线圈匝数(匝)36试验电源容量(kVA)3820三相容量16#机定子铁芯磁化试验结果见表2.2.-5。表2.2.-5 16#机定子磁化试验结果温度测量结果序号测量部位与名称三峡标准值试验测量值换算至1T时的值1铁芯最高温度()NA27942铁芯最大温升(K)2515.64313.6383铁芯最大温差(K)15 4.476 3.9024铁芯与压板最大温差(K)NA9.895铁芯与机座最大温差(K)1510.173844、.8696环境温度()14.37湿度(%)68.3电气测量结果(90min)序号参数名称三峡标准值试验测量值换算至1T时的值1试验磁通密度(T)1.01.21.07102铁芯总损耗(kW)4593铁芯单位最大损耗(W/kg)1.4001.2214噪声测量(dB)96结果计算时，铁芯叠压系数取0.95。16#机定子下线的有关质量检查和试验情况见表2.2.-6。表2.2.-6 16#机定子下线情况说明表序号检 验 项 目三峡质 量 标 准实测数据备注1定子铁芯线槽表面线槽光洁、无凸出片、毛刺及任何杂物符合要求定子铁芯线槽宽度符合设计要求符合要求2定子线棒开箱及试验外观检查绝缘完好，无破损、裂纹、老45、化符合要求防晕层检查无皱褶,松绕现象符合要求铜线表面检查铜线表面光洁，无损伤、灰尘等符合要求线棒直线段断面宽度、高度检查宽度35.45(-0.300.20)高度61.17(-0.300.30)符合要求符合要求线棒总数5的抽样检查57.5kV工频交流耐压1min，在30kV下不起晕耐压通过电接头检查电接头光亮，干净，无毛刺及锈蚀符合要求线棒标高检查标示清晰，准确，误差小于1mm符合要求线棒端头水帽检查密封完好，无裂纹凹瘪等现象符合要求3测温元件安装安装前检查测温电阻应经校验合格，编号、数量符合图纸要求合格RTD及引线交流耐压试验安装前AC 2500V,1min；通过安装后并打完槽楔1500V，146、min；通过最终验收1500V，1min。通过RTD绝缘电阻检查安装前测量元件及引线绝缘电阻2500VDC，2000M以上。 100000M安装并打完槽楔，测元件及引线绝缘电阻1000VDC，2000M以上。M最终验收试验用500V兆欧表测量元件及引线对地绝缘电阻值应不小于100M100 M4定子下层线棒安装垫条按图放置，线线棒直线部分应紧贴槽底符合要求各线棒的下部标高一致。线棒与铁芯的中心偏差不大于2mm 02mm 线棒防晕层包扎及涂胶厚度应根据线槽和线棒实测宽度确定。线棒安装后清除槽内和端部多余的胶符合要求最后绑好的垫块、绑带、端箍以及线棒上下端部漆层受损处及绑带应涂防晕漆，表面无毛刺尖角47、。符合要求5定子下层线棒耐压下层线棒嵌入后，工频交流耐压52kV，试验历时1min通过6定子上层线棒安装垫条按图放置，线棒直线段应贴紧符合要求各线棒的下部标高一致。线棒与铁芯的中心偏差不大于2mm0.61.8mm 线棒防晕层包扎及涂胶厚度应根据线槽和线棒实测宽度确定。线棒安装后清除槽内和端部多余的胶符合要求最后绑好的垫块、绑带、端箍以及线棒上下端部漆层受损处及绑带应涂防晕漆，表面无毛刺尖角。符合要求7槽楔安装半导体垫条、保护垫条、波纹弹簧及楔板安装符合要求符合要求槽楔的打紧度应使波纹弹簧被压缩至85符合要求槽楔伸出槽口长度应符合设计要求，相互高差一般不大于5mm。槽楔下垫条及反向槽楔伸出槽口的48、长度不得超过槽楔符合要求8线棒接头焊接检查铜接头洁净度无灰尘、杂物、氧化物符合要求电接头接触面检查上下层线棒电接头铜块间最大间隙1.5mm，最大允许切向偏差3mm，轴向偏差4mm。符合要求线棒绝缘防护检查用湿石棉布做好绝缘隔热防护符合要求接头焊接检查接头接触面焊料填允饱满，无气孔、裂缝、毛刺及尖锐棱角符合要求焊接部位附近绝缘检查绝缘无灼伤无损坏符合要求10定子绕组耐压试验定子铁芯、绕组清洁无杂物。所有RTD接地良好符合要求Rm(40)41M50、50、50吸收比R60”/R15” 1.612、12、12极化指数4.4、4.5、4.6试验电压60KV时各相泄漏电流值之差不大于最小泄漏电流的50，49、且值不随时间延长而增大通过试验电压AC43KV，时间1min通过2.2.4 转子安装转子主要由圆盘支架、磁轭和磁极组成，转子中心体上部通过螺栓与上端轴相连，转子中心体下部通过螺栓与发电机轴及推力头相连。圆盘式转子支架由1个中心体和10瓣扇形支臂在工地组焊成整体，支臂下部设有80块制动环板。转子支架安装切向键处半径为8000.9mm，中心体上下法兰高度为2755mm，转子中心体下法兰面至转子支架制动环板把合面之间的轴向距离为614.2mm。磁轭由3mm厚的高强度冲片在现场叠装而成，热套于转子支架外侧，并用弹性键、切向扭矩键进行固定。磁轭分上、下两段，每段高1609.2mm，段间用80个间隔块隔开50、，采用扭矩键将两段连成整体。磁轭外圆处半径为8905.4mm，总高度为3282.4mm。磁轭的外侧利用挡块和磁极键固定80个磁极。磁极外圆部铁心高度为3040mm，外圆处半径为9215.4mm。转子现场一类焊缝UT检查一次合格率达99.56 %，返修后全部合格。东方电机16#机转子有关安装测量数据见表2.2-7 东方电机 16#机转子安装测量结果表2.2-7 16#机转子安装测量结果部件名称三峡标准实测记录备注合格优良转子支架半径8000.901.2080008002mm焊后磁轭垂直度1.04mm0.76mm0.58mm热套后磁轭圆度1.73mm1.3mm0.65mm热套后磁轭高差3282.451、(0/+6)mm2.65.6mm磁轭同心度0.25mm0.20mm0.03mm热套后磁极中心线偏差1072.53.46mm1071.51072.7mm磁极圆度1.73mm1.4mm0.71mm磁极同心度0.25mm0.20mm0.08mm磁极垂直度1.38mm0.97mm0.62mm空气间隙34.6mm2.0834.6mm1.56-0.280.40盘车阶段测量转子圆度数据上下部最大最小值2.2.5 压力设备试验压力设备试验结果见表2.2-9 东方电机 16#机组压力设备试验结果。表2.2-9 16#机组压力设备试验结果部件名称三峡标准实测记录备注空气冷却器压力试验0.76MPa/60min0.52、76Mpa/60min上导油冷却器及供水管道压力试验0.8MPa/30min0.8MPa/30min推力油外循环冷却器压力试验1.25 MPa/60min1.25MPa/60min制动器严密性压力试验21Mpa/30min21Mpa/30min制动器管道油路部分压力试验21Mpa/30min21Mpa/30min制动器管路气路部分压力试验1.2Mpa/30min1.2Mpa/30min高压油减载装置压力试验21Mpa/30min21MPa/30min高压油管路压力试验20Mpa/30min30Mpa/30min2.2.6 机组轴线调整东方电机16#机组轴线调整结果见表2.2-10。表2.2-153、0 16#机组轴线调整结果项目三峡标准实测记录备注合格优良主轴垂直度0.20mm0.14mm0.10mm上导摆度0.10mm0.07mm0.031mm下导摆度0.07 mm0.05 mm0mm水导摆度0.10mm0.07mm0.037mm集电环摆度0.50mm0.35mm0.094mm2.2.7 定子冷却水及附件安装纯水系统由德国Delmas公司生产，纯水系统本体在工厂组装完成整体运至现场。现场主要工作是膨胀水箱安装固定及与系统管路及电气连接；发电机内纯水环管、软管及与系统管路连接。纯水系统5bar气密试验12小时泄漏量为 0.001797bar，满足小于0.01bar的要求，1.5MPa水压54、实验顺利通过，每条支路流量值及误差符合要求。2.2.8 励磁系统和制动变安装16#机组励磁变由广东顺德特种变压器厂生产，励磁系统设备由南京南瑞集团公司负责二次设计和制造。励磁系统盘柜布置于上游副厂房高程75.3m单元控制室内，励磁变布置于上游副厂房高程67.0m励磁变室内，电制动变压器布置于上游副厂房高程75.3m电制动变压器室内。励磁变和制动变安装试验已完成：其基础水平度小于/1000，各附件安装位置正确，布局合理，直流电阻，变比，绝缘电阻等各项测试满足要求，励磁变通过43KV交流耐压，制动变通过1000V 交流耐压。安装质量见表2.2.10 。表2.2.10 16#制动变压器安装结果检查项55、目检查结果基础安装基础槽钢安装检查水平度小于1/1000；槽钢中心线与变压器轮距中心线偏差10mm,位置误差3mm;基础表面防腐层完整，符合规定。电缆埋管的检查位置适当、数量满足要求接地体及焊接检查接地体截面积满足要求，焊接位置适当变压器的吊装、就位吊装设备的检查安全可靠水平度、垂直度的检查符合图纸设计尺寸和说明书要求安装位置检查位置偏满差应足与封闭母线接口要求固定件的检查应牢固可靠附件的安装瓷瓶、套管的安装检查方位正确、安装牢固，外表无损伤温控装置及保护网安装位置正确，布局合理铁芯外壳接地检查接地牢靠，铁芯一点接地发电机励磁系统采用自并励静止可控硅励磁系统。励磁系统设备主要由励磁变压器、可控56、硅整流装置、灭磁装置、励磁调节器、起励、保护与信号设备等组成。励磁系统共设置了如下质量控制点，各项试验和检查结果均满足设计要求。1) 励磁系统电源回路绝缘强度测量；2) 励磁变压器绝缘电阻测量；3) 励磁系统电源回路绝缘电阻测量；4) 发电机出口PT、CT试验，励磁变PT、CT试验；5) 开入检查；6) 开出检查；7) 模出检查；8) 励磁变二次回路检查；9) 励磁调节器内部功能检查；10) 跳闸和报警回路检查；11) 过电压保护试验；12) 外部电源试验；13) 小电流试验；14) 大电流实验；15) 电气制动试验；16) 与监控系统联调。2.3 主变压器、封闭母线设备安装2.3.1 主变压57、器安装主变压器、封闭母线设备安装包括封闭母线、分支母线、主变压器、发电机制动开关装置等设备的安装调试工作。16#主变于2008年1月运抵工地3月开始安装，至2007年5月结束。主变压器安装主要为主变就位调整、升高座、套管、冷却装置、油枕、管道等部件安装及整体密封试验、现场试验等。现场检查、试验中，主变绝缘油含气量为0.49%，满足合同含气要求，其它项目全部合格 。其中对主变铁芯位移，主变局放在现场进行了测量，满足合同要求。16#机主变安装试验结果见表2.3-1 。表2.3.-1 16#主变安装试验结果序号检 验 项 目三峡 质 量 标 准实测数据备注1轨道及基础轨道中心及高层与安装图纸要求一致58、符合要求水平度检查水平度小于1/1000符合要求2变压器吊装及就位变压器吊装起吊时保证各吊索的长度匹配，受力均匀，且吊索与铅垂线的夹角不大于30o符合要求拖运就位拖运转向千斤顶在指定部位顶起，所有千斤顶同时升降。符合要求3变压器现场外观检查器身检查外观无损伤，变压器油箱内为正压，气压力为0.02Mpa0.03Mpa ，检查冲击记录仪数字以验证变压器在运输途中受冲击情况情况良好附件检查附件是否完备，是否有缺陷情况良好4升高座安装升高座的安装角度正确，密封严，连接牢固符合要求绝缘筒装配紧密、不影响套管穿入符合要求法兰连接紧密符合要求5套管安装套管外观检查磁裙完好，铀面光亮无损伤情况良好绝缘电阻的测59、量2500V,大于1000M100000M介损角测量与出厂值相符符合要求详见报告电容值测量与出厂值相符符合要求套管的装配套管的油位计向外。固定法兰受力均匀，密封良好；引线固定牢固，接触紧密符合要求法兰连接螺栓齐全、紧固，用力矩扳手检查符合要求引出线安装顺直、不扭曲符合要求6冷却装置安装冷却装置的密封性检查压力试验合格合格冷却装置的清洗残油排净，用合格的油冲洗符合要求冷却装置的装配密封良好，固定牢固。关闭蝶阀，注满油符合要求7储油柜及其导管的安装储油柜内胶囊查胶囊密封良好符合要求瓦斯继电器检查瓦斯继电器的开口杯及挡板活动灵活，接点可靠，符合要求油位表检查动作灵活，信号接点位置正确。符合要求8真空60、注油绝缘油试验合格符合要求油温50符合要求器身温度20符合要求真空度66.7pa符合要求注油前真空度保持时间60h符合要求注油过程检查按制造厂规定符合要求真空保持时间2h符合要求9油位调整静止补油储油柜由面略高于正常值符合要求静置不小于72小时，符合要求排气通过附件排气孔将残汽排尽符合要求10整体密封试验0.03Mpa 压力，持续24小时变压器本体及附件无渗漏符合要求11现场试验绕组连同套管的直流电阻测量与同温下出厂值比较变化小于2符合要求详见试验报告检查所有分接头的电压比与名牌值基本相同并符合变压比规律相符测量套管连通绕组的绝缘电阻、吸收比、极化指数绝缘电阻值不低于出厂值的70，吸收比与极化61、指数应与出厂值无明显区别符合要求测量绕组连同套管的介质损耗因数其值不大于出厂值的130符合要求测量绕组连同套管的直流泄漏电流高压绕组加60kV，低压绕组加20kV，分别测量高低压绕组之间及各自对地1min的泄漏电流与出厂值无明显变化符合要求局部放电试验放电量不大于100Pc符合要求绝缘油试验电气强度不低于60kV；含水量不大于10ppm；介损角tg&不大于0.5。符合要求相序检查正确正确铁芯绝缘测量断开铁芯与外壳的连接点，用2500V摇表摇铁芯绝缘符合要求符合要求冷却装置检查试验通水试验，流量及前后压力正常符合要求2.3.2 变压器中性点设备安装中性点设备包括中性接地电抗器、接地开关、避雷器、62、穿墙套管等，其电压等级为66kV。有关安装情况见表2.3.-2。表2.3.-2 16#机变压器中性点设备安装情况序号工序名称开始时间完成时间备注1中性点电抗器安装及试验2008.42008.5耐压试验按低压侧电压等级进行2中性点接地开关安装、调试2008.42008.5合格3中性点避雷器安装及试验2008.42008.5合格4中性点穿墙套管安装及试验2008.42008.5合格2.3.3封闭母线安装16#机封闭母线安装情况见表2.3.-3。表2.3.-3 16#机封闭母线安装情况检 验 项 目三峡 质 量 标 准实测数据构架安装位置确定按图纸要求根据已定好的基准桩号和高程确定每个构架的安装位置63、。构架面高程偏差不超过5mm ；构架中心偏差不超过5mm5mm焊接美观牢固符合要求母线调整相邻两相母线间外壳中心线的调整其上下、左右的偏差不大于5mm 5mm封闭母线与设备端子间纵向尺寸调整纵向尺寸偏差小于510mm+510mm母线自身各端口间间距调整偏差在规定范围内符合要求母线导体与外壳的同心度偏差不超过5mm 符合要求封闭母线焊接焊缝清理清除焊缝及周围氧化膜和铀垢符合要求焊缝加温在距焊缝150mm位置环绕母线对焊缝加温并保持在要求温度内符合要求焊接防护用特制护板和石棉布将导体与外壳间隙封堵，以防焊渣烧坏瓷瓶符合要求焊缝检查外观检查呈细致的鱼鳞状，宽度、厚度均匀一致，不允许有裂纹、烧穿、焊坑64、焊瘤、气孔等符合要求焊缝截面及电阻检查焊缝截面是被焊截面的1.2倍左右，接头电阻不大于同截面的导体电阻符合要求环缝无损检查导体环缝15x射线探伤和85超声波探伤；外壳环缝10x射线探伤和90超声波探伤符合要求现场试验测量母线绝缘电阻使用2500V摇表，绝缘电阻值不低于1000M符合要求交流耐压试验60kV历时1min无异常通过淋水试验符合要求现场无法做2.3.4 制动开关安装及发电机断路器安装制动开关和发电机断路器的安装有支架安装及本体就位，短路板焊接及连接，控制柜安装，开关调试。各项工作已按期完成。2.4 机组自动控制及保护设备安装机组自动控制及保护设备安装包括机组LCU、发变组继电保护装65、置、机组故障录波装置3个单元工程的安装与调试工作，各单元工程的安装与调试符合合同及相关技术标准要求。2.4.1 盘柜安装质量要求2.4.1.1基础型钢允许偏差：不直度： 1mm/m， 5mm/全长；水平度： 1mm/m， 5mm/全长；位置误差及不平行度： 5mm/全长。盘柜及盘柜内设备与各构件间连接应固定，电调柜不宜与基础型钢焊死；2.4.1.2盘间允许偏差：垂直度：1.5mm/m；相邻盘顶部偏差：5mm；盘面偏差：5mm；盘间接缝：2mm2.4.1.3 装有电器的可开启门，应用软铜线与接地的金属构架可靠接地；2.4.1.4柜内照明齐全；2.4.1.5盘柜的漆层应无损伤。2.4.2 电气设备66、安装质量要求(1) 电气元件质量、型号和规格应符合设计要求；(2) 发热元件安装应符合设计要求；(3) 熔断器的规格型号应符合设计要求；(4) 信号灯应显示正确、工作可靠；(5) 盘上有接地要求的设备应接地可靠；(6) 端子排应无损坏，固定牢固，绝缘良好；(7) 端子排距离盘顶和盘底应符合规程的要求；(8) 端子排应标示醒目，不同电压等级的端子排应分开布置，并用隔板隔开；(9) 电源端子应用一个空端子隔开；(10) 试验端子应接触良好。2.4.3 配线质量要求(1) 按图安装，接线正确，配线应牢固；(2) 盘柜内配线不应有接头；(3) 号头醒目，应符合有关号头标号规定；(4) 每个端子配线不得67、超过两根；(5) 电流回路截面不小于2.5mm2，控制回路不小于1.5mm2 ，信号、弱电回路不小于0.5mm2；(6) 配线应排列整齐美观，配线时长度应留有余量；(7) 走线槽应固定平整，槽内配线量应符合设计规定；(8) 不同电压等级的配线，应分开走线；(9) 不同电压等级的配线，不应排列在同一电缆内；(10) 电缆穿盘、固定可靠；(11) 电缆屏蔽层接地可靠；(12) 电缆洞应按规定使用耐火材料封堵；(13) 工完场清；(14) 盘柜设备编号标示正确醒目。2.4.4 机组现地控制设备安装、调试16#机组现地控制设备采用东方电气股份有限公司生产的设备。水轮机仪表柜、发电机仪表柜、发电机动力柜68、发电机照明柜、机组振动柜、发电机控制柜均布置在主厂房高程67.0m机坑外围；水轮机动力照明柜布置在高程61.24m水车室内；发电机自动化元件及水轮机自动化元件均布置在机组相应位置。主要质量控制点如下：(1) LCU装置绝缘检查；(2) LCU装置通电检查；(3) LCU与励磁设备对开入信号；(4) LCU对励磁设备对开出执行；(5) LCU对励磁设备进行模拟量校核；(6) LCU对励磁设备进行通信调试；(7) LCU与保护设备对开入信号；(8) LCU对保护设备进行模拟量校核；(9) LCU对保护设备进行通信调试；(10) LCU与调速器对开入信号；(11) LCU对调速器对开出执行；(1269、) LCU对调速器进行模拟量校核；(13) LCU对调速器进行通信调试；(14) LCU与高压油系统对开入信号；(15) LCU对高压油系统对开出执行；(16) LCU对高压油系统进行模拟量校核；(17) LCU与推导油外循环系统对开入信号；(18) LCU对推导油外循环系统对开出执行；(19) LCU对推导油外循环系统进行模拟量校核；(20) LCU与粉尘吸收系统对开入信号；(21) LCU对粉尘吸收系统对开出执行；(22) LCU对粉尘吸收系统进行模拟量校核；(23) LCU与油雾吸收系统对开入信号；(24) LCU对油雾吸收系统对开出执行；(25) LCU对油雾吸收系统进行模拟量校核；(70、26) LCU与制动风闸系统对开入信号；(27) LCU对制动风闸系统对开出执行；(28) LCU对制动风闸系统进行模拟量校核；(29) LCU对定子测温校核温度量；(30) LCU对推导轴承测温校核油温、瓦温；(31) LCU对水导轴承测温校核油温、瓦温；(32) LCU与远程I/O进行通讯调试；(33) LCU与顶盖泵控制对开入信号；(34) LCU对顶盖泵控制对开出执行；(35) LCU对顶盖泵控制进行模拟量校核；(36) LCU与大轴密封水加压控制设备对开入信号；(37) LCU对大轴密封水加压控制设备对开出执行；(38) LCU对大轴密封水加压控制设备进行模拟量校核；(39) LCU71、与水导油循环控制设备对开入信号；(40) LCU对水导油循环控制设备对开出执行；(41) LCU对水导油循环控制设备进行模拟量校核；(42) LCU与技术供水各滤水器、减压阀和电动阀控制设备对开入信号；(43) LCU对各滤水器、减压阀和电动阀控制设备对开出执行；(44) LCU对各滤水器、减压阀和电动阀控制设备进行模拟量校核；(45) LCU与主变现地控制设备对开入信号；(46) LCU对主变现地控制设备对开出执行；(47) LCU对主变现地控制设备进行模拟量校核；(48) LCU与主变PLC通讯设备调试；(49) LCU与快速闸门对开入信号；(50) LCU对快速闸门对开出执行；(51) 72、LCU对快速闸门进行模拟量校核；(52) LCU与主变PLC通讯设备调试；(53) LCU与自用电系统各开关对开入信号；(54) LCU对自用电系统各开关对开出执行；(55) LCU对自用电系统各开关模拟量校核；(56) LCU与机组励磁系统联动试验；(57) LCU 与保护设备联动试验；(58) LCU与电调设备联动试验；(59) LCU与高压油系统联动试验；(60) LCU与油雾吸收装置联动试验；(61) LCU与粉尘吸收装置联动试验；(62) LCU与推导轴承外循环系统联动试验；(63) LCU与顶盖控制设备联动试验；(64) LCU与大轴密封系统控制设备联动试验；(65) LCU与水导73、轴承循环系统控制设备联动试验；(66) LCU与机组消防系统联动试验；(67) LCU与快速闸门联动试验；(68) LCU与主变现地控制设备联动试验；(69) 开机流程模拟试验；(70) 停机流程模拟试验；(71) 事故停机流程模拟试验；(72) 画面检查。2.4.5 保护装置安装 16#机组发电机变压器组保护系统采用许继电气股份有限公司生产的设备，分别装于5块保护盘内，均布置于上游副厂房高程75.3m单元控制室内。其安装质量控制点如下：(1) 外观检查及器件、配线检查；(2) 耐压及绝缘电阻测量；(3) 模拟量测量、校正；(4) 保护动作逻辑检查；(5) 负序滤过器特性试验；(6) 各次谐波74、滤过比测试；(7) 保护装置间的弱电连接线应采用屏敝措施检查；(8) 各种抗干扰试验；(9) 中间继电器、出口继电器特性试验；(10)继电保护与励磁系统、调速系统及监控系统的联动试验；(11)保护各种数据报告测试;2.4.6 故障录波系统安装及调试16号机组故障录波设备由武汉中元华电科技有限公司负责二次设计和制造，1块故障录波盘布置在上游副厂房高程75.3m单元控制室内。主要调试包括：(1) 启动特性试验；(2) 分析软件检查和测试；(3) 采集单元与录波分析站联调试验。2.4.7 高压油系统质量控制点(1) 工作泵现地启动、停止试验；(2) 工作泵远方启动、停止试验；(3) 备用泵现地启动、75、停止试验；(4) 备用泵远方启动、停止试验；(5) 工作泵、备用泵切换试验；(6) 高压油压力检查；(7) 高压油流量检查；2.4.8 推导轴承油外循环设备质量控制点(1) 3台工作泵现地启动、停止试验；(2) 3台工作泵远方启动、停止试验；(3) 浮子继电器检查；(4) 压力检查；(5) 流量检查；2.4.9 油雾吸收、粉尘吸收装置质量控制点工作电机现地启动、停止试验；2.4.10 制动风闸系统质量控制点根据LCU开停机流程控制。2.4.11 顶盖泵、主轴密封加压泵质量控制点(1) 工作泵现地启动、停止试验；(2) 工作泵远方启动、停止试验；(3) 备用泵现地启动、停止试验；(4) 备用泵远76、方启动、停止试验；(5) 工作泵、备用泵切换试验；(6) 压力检查；(7) 流量检查；2.4.12 纯水系统质量控制点(1) 工作泵现地启动、停止试验；(2) 工作泵远方启动、停止试验；(3) 备用泵现地启动、停止试验；(4) 备用泵远方启动、停止试验；(5) 工作泵、备用泵切换试验；(6) 压力检查；(7) 温度检查；(8) 流量检查；2.5 16#机组安装过程中的改进项目及问题处理机电工程部工程管理部组织设计、监理、设备厂家及施工单位对左、右岸机组安装及调试过程中发现的问题进行了全面汇总及分析讨论，要求务必避免同类问题在后续机组中再次发生，举一反三，全面查找处理机组安装与调试质量隐患，并拟77、定了在后续机组中实施的改进项目，16#机组主要改进情况如下：机械部分改进项目：（1）上机架盖板由分块小盖板改为分块大盖板（2）将下挡风板支撑铝板割去30mm，降低下挡风板安装高度,并将下挡风板上胶皮拆掉。（3）推导系统外循环滤油器改造，原方式18、17#机过速后更换滤芯较困难，改造后更便于检修。问题处理：（1）16#机转子与推力头连接螺栓孔有一个错位如图所示，转子与推力头之间用M24螺栓连接，圆周均布10个，16#机在转子吊装后与推力头连接过程中，发现转子上有一孔与推力头连接螺栓孔错位，错位约100mm，为避免影响总装进度，推力头与转子暂时通过其余9个螺栓连接，厂家后续派人现场在推力头上重新钻78、铰螺孔。（2）16#转子与大轴连接螺栓螺母无法锁定到位16#机转子与大轴连接螺栓拉伸后，螺母无法锁定到位，螺母与螺栓配合间隙偏小，导致螺栓拉伸后螺母无法锁定到位，对所有螺母丝扣牙距外送加工0.20mm左右,加工后螺母正常锁定到位。 电气部分改进项目（1）对于18#、17#机组振动问题，东电分析认为低频（转频、2倍频、3倍频）振动可以通过控制或调整定、转子圆度、下机架水平、增加轴系刚度等措施来降低（在17#机组实施后机组振动及噪音情况较18#机组有所改善，但问题没有完全解决）；100Hz振动的主要原因是机组设计时所选用的定转子间的每极每相槽数不当所引起的定子次谐波振动，其振幅主要与定子槽数Z、定79、子绕组接线方式及相带分布、铁芯叠片后的弹性模量E1等因素有关。在目前铁芯结构、定子槽数无法改变的情况下，厂家提出对定子绕组由10+7改为12+5的大小相带布置以减小铁芯振动幅值，由于绕组引线位置及跨接线长度的改变，绕组汇流环、电接头、跨接线、绝缘引水管、纯水环管、绝缘支撑件等均已重新设计、制造。16#机组投入运行后，低频振动明显减小，尤其是三倍频振幅大幅下降，定子机架、定子铁芯振动相比18#、17#机组有较大减弱，优于合同及相关标准要求；100Hz振动减弱了80%90%，计算结果更理想。机组运行平稳且无明显噪音，表明改接线是成功的。（2）绕组循环数由22231322改为31323131。（3）80、普通跨接线（小桥）的跨距由原来的5槽变为19槽。大跨接线（X1、X2、X3）的跨距由原来的96槽变为121槽。（4）普通跨接线原安装方式全为侧方位安装，改接线后增加了一种顶上安装方式。顶上安装方式跨接线的水支路通过铜管与相应的线棒连接，其余跨接线的水路连接方式不变。（5）引出线连接绝缘引水管的最大跨距有688mm增加到2568.3mm，现场安装时为了保证机组运行时管路的稳定性在其中间增加了两个绝缘支撑进行固定。（6）448至468槽的顶上跨接线现场安装时与此处的引出线间的安全距离不能满足要求，现场将其改为侧方布置。3 公用系统设备安装公用系统主要包括油、气、水系统，空调、通风系统，照明系统，181、0kV厂用电系统、400V厂用电系统，火灾、图像监控，桥架等。各系统安装调试结果满足设计和规范要求。 3.1 压缩空气系统机组气系统的主要供气用户包括调速器的油压装置、机组制动用气、机组工业用气、机组强迫补气和微正压补气等。压缩空气系统中的低压机系统、中压机系统和机组强制补气系统均已安装完成，水轮机调速器油压装置供气、机组制动供气、电站工业供气、机组起动补气及发电机封闭母线微正压装置供气已安装调试完毕，符合规范要求。3.2 厂内油系统厂内油系统全部安装完成，与16#机组的连接已全部完成且符合要求。安段油库透平油处理动力分电箱已安装送电，透平油过滤机、油泵、净油机等设备调试完毕，符合规范要求。382、.3 给排水系统16机组给排水系统已完成并投入使用。电站清洁水及消防水系统16#机以右部分已经形成，水源可靠，满足机组运行及消防要求。3.4 采暖通风及空气调节系统1号、2号中央空调系统、厂房通风空调系统、单独排风系统、单独排风系统事故排烟系统、厂内除湿系统、右厂大坝暖通空调系统已全部完成并投入使用，上、下游副厂房组合式空气处理机组、送排风机已经全部投入运行。2号中央空调系统于2007年7月05日移交三峡电厂运行。3.5 上下游水位计井上游水位计井位于右岸26号坝段上游、右厂排坝段上游各设有1个水位计井。每个水位计井布置有1台套8191型浮子式水位信号计；下游水位计井位于右纵坝段下游、下游尾水83、渠右岸边坡各设有1个水位计井。每个水位计井布置有1台套8191型浮子式水位信号计。上、下游水位计井设备的安装与调试包括2台套浮子式水位计、照明装置的安装与调试，还包括各水位计与电站监控系统的电缆连接。上述工作已全部完成，质量符合设计规范要求。3.6 厂内消防及消防报警系统厂内消防系统冲洗完成，打压合格，防腐油漆已做。质量符合设计规范要求。16#机组主变压器及成组电抗器消防已安装调试完成，现场喷淋试验已做，管道镀锌符合设计规范要求。消防外环管道及设备带水运行。17#26#机消防内环管路及设备带水运行。透平油库至消防内环管之间的连通管安装，并进行整体验收合格，质量符合设计规范要求。16#机组段主厂84、房、上下游副厂房消防报警系统均已安装调试完成，符合国标要求。 3.7 厂用电、照明系统厂用电系统10kV设备4G、5G、6G、7G已安装调试完毕，一次送电合格，符合安装规范，质量合格。厂用电系统0.4kV中1号、2号、3号、4号公用供电点，1号、2号照明供电点及16#机组相关部位照明设备安装与调试已完成，符合安装规范，质量合格。3.8 右段500kV敞开式设备及出线电抗器右段500KV敞开式出线设备包括避雷器、电压互感器，上述设备已在17#机组启动试运行前安装调试完毕，移交三峡电厂运行。 3.9 计算机监控系统及直流系统16#机组监控系统采用北京中水科水电科技开发有限公司生产的设备。3块LCU85、盘柜布置在上游副厂房高程75.3m单元控制室内；5块发电机远程I/O柜布置在主厂房高程67.0m高程机坑外围第二象限；1块技术供水远程I/O柜布置在下游副厂房高程61.24m。15#，16#和17#机组共用一套直流系统由深圳奥特讯电力设备有限公司负责二次设计和制造。该直流系统蓄电池布置在上游副厂房16#机组段高程75.3m高程机组直流蓄电池室内，充电屏和馈电屏布置在上游副厂房16#机组段高程75.3m高程自用电室内，交流分电屏和直流分电屏布置在上游副厂房17#机组段高程75.3m高程单元控制室内。以上设备均已安装、调试完成，符合安装规范及厂家要求。4 右I段GIS设备安装右岸电厂500kV G86、IS布置在右岸电站上游副厂房93.6m高程的GIS室内，右一段GIS 550KV主母线接有6台机，4回550kV出线，共有3个联合单元(发电机和变压器组合方式采用一机一变单元接线，变压器高压侧设550kV断路器，两个单元接线组成联合单元接线进入550kV一倍半接线)的进线和3回出线组成3 串一倍半接线；另一回为双开关接线出线，右一的出线送电方向为华中荆州和宋家坝换流站。右一段GIS安装过程中主要处理了导体镀银层磨损、灭弧室气体微水含量超标(按新国标)等问题等，无质量隐患，全部设备安装满足相关规范要求，耐压试验及现场雷电冲击试验顺利通过，安装与调试质量满足要求。右一段GIS设备已在2007年9月87、移交三峡电厂运行管理。5 工程的控制、管理与协调5.1 质量控制5.1.1 质量控制措施左岸电站机电安装实践表明左岸电站质量管理体系有效保证了机电设备安装质量始终处于受控状态，右岸机组安装继续按照左岸电站质量管理体系对安装过程实施监控，根据左岸经验及右岸电站实际情况，重点监理机电设备制造、现场安装及厂家技术服务环节，争取将设计、制造、安装单位、监造、监理等各方面形成质量管理有机整体，促进右岸电站设备制造及安装质量的全面提升。在机电安装重要技术、质量问题方面继续接受质量总监办对监理部的指导和把关。同时，监理部还利用总公司金结检测中心和测量中心对焊接及探伤、测量、试验等工作进行检测并提供决策建议。88、继续坚持专家会议制度，在机组安装的不同阶段组织国内机电专家有针对性地召开专题会议。为保证设备安装质量，充分吸收国内安装单位在大型机组安装方面的技术经验，监理部还组织召开机组安装专题技术研讨会，邀请国内水轮发电机组安装和制造专家分别就发电机定子组装和转子安装及定子下线等工艺提出了许多有益的建议和质量控制要求，有利于相关设备制造厂家协商制定详尽的安装工艺措施和质量标准，指导现场安装工作。针对18、17机组在安装及运行中出现的振摆、噪音过大等问题，东电提出了在16机组进行发电机定子出线改造。对此，监理部及时调整，积极组织东电和施工单位进行技术交流，并对设备到货严格监控，会同各方制定出周密的进度计划，89、使整个工程处于严格的可控状态，并且对机组总装质量标准在17机组的基础上更加严格要求，确保了16#机组按期顺利高质量的进入试运行。按照项目质量保证体系，通过对安装单位项目部、设备制造厂家现场机构、监理部自身三个主体的规范组织和协调，使机组安装质量得到有效控制。在组织和程序上事先编制监理细则，讨论拟订了三峡右岸机电安装标准，并据此明确每一工序的质量控制要点，严格要求施工工艺措施和作风，认真进行安装准备，开工前的资源检查确认，组织技术交底，加强过程管理，坚持旁站监理与巡检，对存在的安装及设备问题及时研究处理，并建立完善了设备质量缺陷快速响应机制，以简化手续，加快缺陷处理速度，确保设备的安装质量和进度90、，切实执行施工单位三检制和监理复查制，狠抓一检合格率，确保各安装项目在通过施工单位内部三级检查后由监理进行复检时一检合格率达到100%(焊接项目控制在98以上)，争取实现总公司“零质量缺陷，零安全违章”的新双零目标。右岸安装现场存在土建与安装工作大量交叉作业、三种机型的安装工作同时展开、现场协调工作量大等特点，这些都增加了质量控制难度。为此，在继续坚持以往行之有效的质量控制措施的基础上，在右岸现场质量控制方面采取了如下措施：(1)针对不同设备厂家设备特性及供货现状，制定相应的质量控制对策。正确认识设备现状，根据左岸安装技术标准及各厂家设备特性修改完善右岸安装技术标准；加强与招标公司、设备公司等91、相关单位的联系，加大催货力度，保证及时供货；同时合理编排现场安装进度计划，优化工序及安装资源分配。(2)针对右岸机电安装与左岸的不同点制定对策。右岸电站三种机型同时施工的局面将会存在很长时间，由此出现了安装质量标准多、施工场地紧张、桥机使用紧张及施工单位多的局面，加大了质量控制难度，为此加强了按不同厂家设备质量标准施工、验收的监控力度、制订并实施增加临时工作面的施工计划、加强桥机使用协调专项工作组的动态调度、及时调整监理人员的专业结构配置加强质量监督等。(3)针对右岸电站安装的所处特殊时期制定相应的对策。目前是全国装机的高峰期，施工单位人力资源短缺矛盾较左岸更为突出。针对要求施工单位严格按照合92、同相关要求并根据现场实际施工情况，配备足够的专业技术人员以保证安装质量与进度，监理人员加大对施工单位安装资源到位情况的检查力度。(4)围绕正确处理质量与进度的关系制定措施。 正确理解质量与进度的统一性、矛盾性，遵循总公司“又好又快”的原则要求，根据施工质量状况拟订并及时调整施工计划，在质量与进度发生矛盾时，坚持质量优先的基本原则。(5)围绕加强工作的前瞻性制定措施。为提高工作的前瞻性，在积极总结左岸机电安装中所出现问题的处理经验的基础上，加强右岸机电安装工作的预控力度，大到对关键线路关键步骤的施工方案提前审查，做好相应施工预案，小到到对每一个部件安装前均应尽可能提前检查、提前准备，争取提前发现93、问题并提前处理，对现场出现的质量问题及时汇总分析，及时反馈给制造厂家与监造等相关部门，避免同一类质量问题重复发生。5.1.2 质量控制成果三峡右岸电站安装的质量验收工作与安装同步进行，从目前已经验收的单元工程和工作项目来看，安装质量良好，总体质量水平较左岸有所提高，机电设备安装质量处于受控状态，基本达到了预期的质量目标和总公司的要求，下一步将不断完善质量管理体系，继续加强现场检验的力度，加强对单元工程的验收与评定的控制。按长江三峡工程质量标准，评定单元工程51个，合格率100%；评定分项工程6个，优良率100%。分部工程质量评定为优良。其中磁化试验一次合格，线棒耐压试验一次通过；主要部件安装的94、几何尺寸均满足设计要求，焊缝一检合格率均在98%以上；机组轴线盘车数据结果均达到优良标准，整体安装质量符合国家和行业有关规范、规程及三峡工程质量标准，满足设计和运行安全要求。5.2 进度控制5.2.1 进度控制体系自三峡右岸电站机电设备安装与调试工程开工以来，机电安装监理部根据监理工程师的职责，把做好“三控制、两管理、一协调”作为主要工作，为了保证三峡三期工程全面竣工，机组应全部投产发电目标的实现，按照进度服从质量的原则，机电安装监理部采取了以下的进度管理措施。(1)按照合同及监理细则要求，对安装单位上报的年度、季度、月度计划及安装组织设计进行认真的研究审批。监理部根据总公司确定的发电目标和现95、场条件，要求安装单位对2008年度计划进行细化，提出可按周进行控制的年度计划，在监理审批后以此为基础进行进度控制。周计划的控制和落实主要采取了现场实时监控，每周对计划实施情况进行检查，每月对计划进行调整三种方式。在计划确定后，监理部首先要求现场机械、电气项目部对现场计划控制任务进行分配，务必要求每道工序责任到人。在每周现场协调例会中，机械、电气项目部的主要负责人和各专业组的组长均参加会议对安装单位提交的安装周报中反映的上周工程完成情况和下周计划安排进行审查并提出相关要求。在保证关键节点不变的情况下，安装单位根据本月工程完工情况，对安装计划进行修改，制定相应的进度控制措施；(2)通过监理月报、周96、报、每季度的监理自查报告等形式从工程量和工程形象的角度及时的对工程的实际进展情况进行分析跟踪，利用P3软件及Project2003软件对工程的进度计划进行跟踪、分析、预测，及时纠正偏差，提出对策。为了确保安装单位上报季度、月计划和周报的格式、内容符合监理部的要求并便于进行周计划检查，监理部以文件的形式对季度、月计划和周报中应反映的主要内容和格式和WBS代码进行了详细的规定保证了计划的质量；(3)加强协调力度，为承包商安装创造良好的外部环境。为了尽可能减少设备、技术资料对现场进度的影响，监理部一方面加强与有关部门的联系与合作，加快信息的沟通与传递；另一方面，监理部要求安装单位在月计划中提出设备、97、资料的需求计划，以便及早开始有关协调准备工作。(4)对关键线路及影响进度较大的安装方案进行进度专题研究分析，完成各专项计划。在完成总体安装计划的同时，监理部还根据现场实际进一步细化16#机总装计划和二次设备调试计划等专题计划用于指导现场工作；5.2.2 进度控制成果总公司提出要实现今年三峡三期工程全面竣工，机组应全部投产发电。监理部根据此项要求，细化出16#机主要控制节点和各安装工序的典型工期进行控制，现将监理计划情况和现场实际控制情况对比如下：项目名称计划施工日期计划工期实际施工日期实际工期发电机安装定子组装叠片2007.6.52007.10.2 120 2007.07.182007.11.98、18125定子安装下线2007.10.32008.2.29150 2007.11.192008.5.4168转子组焊2007.8.32007.10.1602007.8.232007.10.2968转子磁轭叠装与磁极挂装2007.10.32008.1.301202007.11.182008.4.26161下机架组装与安装2007.11.122008.1.3080 2007.12.26.2008.4.20117转子吊装2008.3.112008.05.051水轮机安装基础环加工与底环安装2007.8.292007.10.12452007.12.18.2008.2.1661导水机构预装与座环加工2099、07.10.132007.12.1160 2008.2.172007.3.1932机组总装及无水调试2008.3.22008.5.1777 2008.5.52008.6.1946 机组有水调试及试运行2008.5.182008.6.16302008.6.202008.6.301016#机基本上没有影响工期的设备制造缺陷，在18#、17#机组安装运行中所出现的问题的基础上进行了部分改进。针对这种情况，监理部协调东电及时提供改进方案，要求葛局按照“进度服从质量”的原则，认真处理好每一个改进项目及缺陷，做到不留任何隐患。同时根据左岸及18#、17#机组安装及调试经验，对工序(或试验程序)进行了优化，100、并加强了在各个阶段的质量检查工作，故加快了在机组总装及无水联调，充水试运行等阶段的进度，为实现机组又好又快发电创造了条件，最终16#机组安装及调试进度达到合同要求。5.3 成本控制三峡右岸电站机电设备安装与调试工程自开工以来，采用安装、监理、业主三位一体的成本控制体系，主要内容及措施如下：(1)把合同变更补偿、索赔以及委托安装单位的设备采购作为成本控制的重点，以降低工程成本、提高工程质量、加快工程进度为成本控制的目的；(2)依据机电设备安装合同，规范变更提报程序和申报依据，严格审查。对确为合同外的项目，积极为安装单位办理经济补偿，保证安装单位利益。对安装单位提出的不合理要求，则坚决不予审批。(101、3)对于委托安装单位采购的设备(合同中的B类设备)，采用业主、安装单位联合招标的方式控制设备质量和价格，对设备使用数量由现场监理工程师依据安装图纸严格审查，防止挪为它用。(4)对处理设备制造缺陷发生的费用，在厂商、监理、业主认可的基础上，采用制造厂商直接委托安装单位处理的方式，降低业主成本。合同变更和经济补偿作为成本控制的重要内容，机电安装监理部严格依据安装合同的规定，核实合同变更和补偿依据，按照有关合同变更手续和补偿的办法，提出处理意见，经与业主合同主管部门取得共识后予以确认，并按照现场监理工程师认证的工程量和相关资料，严格审核工程数量和价款，从而有效的控制了工程成本。5.4 合同管理合同管102、理作为监理工作的重要内容，机电安装监理部结合三峡工程的特点，对合同管理主要做了以下几个方面的工作：(1)积极做好准备工作。在机电安装合同签订后，依照合同条款，结合机电安装采用按工程形象进行合同支付的特点，编制了各标段合同支付手册和相关的管理表格，使合同进度款的支付做到清晰明了，防止了超支、漏支现象的发生。(2)加强基础管理工作。在合同管理工作过程中，严格执行合同中规定的支付条款，规范合同进度款、合同变更的支付处理程序，建立健全合同进度款支付台帐、合同变更台帐。(3)充分利用TGPMS合同管理系统。TGPMS合同管理子系统的应用为合同的支付、台帐的建立、合同查询提供了极大的便利条件，使合同的管理103、更加规范、高效。5.5 信息管理(1)做好月、周、日报工作。为及时准确的反映工程进展情况，机电安装监理部定期编制机电安装监理月报、周报、日报。(2)加强信息沟通，实现资源共享。为提高信息传输效率，加快信息传递速度，实现信息资源共享，在为安装单位开通了三峡总公司局域网和TGPMS查询系统的基础上，又在三峡总公司信息中心的帮助下，开通并完善了机电安装信息内部查询系统，为及时沟通掌握动态安装信息提供了便利条件。(3)争取全面实现设备网上查询、调拨。经过三峡总公司机电管理以及信息中心等各部门的努力，目前正逐步实现机组的网上设备到货信息查询、调拨，规范了机电的物流管理，提高了工作效率。5.6 现场协调现104、场协调工作主要集中在右岸厂房安装交面，桥机调度，机电各标段之间的安装协调等几个方面。在安装工程开工初期协调工作主要对16#机组要求土建方及时向机电方交面，现场环境清理以及安装用电、用水协凋。为此，机电项目部与监理、土建、机电安装各方召开专题会议确定各工作面的移交时间，对于现场问题，则由有关各方在现场共同商议解决。机电安装工程开工后，由于三峡右岸电站只有安一个进场通道，桥机的协调日益重要，主要包括桥机运行单位和机电安装单位之间协调。同时由于土建的施工，厂房内土建设备、工器具的吊装也必须由厂房桥机承担。桥机使用协调实际是右岸厂房内所有安装单位使用申请协调，随着后续机组安装工作的相继开工桥机使用日益105、繁重，协调工作量增大，根据安装计划和现场实际情况合理安排桥机使用，协调工作每日一次进行，最大程度满足安装单位吊装要求。安装中重点进行交叉面的协调，及时组织工作面交面，特别是机电安装各标段之间及各标段与土建之间的交面协调。同时克服各种不利因素，充分利用有效时间完成机电安装各标段和土建工作。5.7 安全和现场文明生产安装现场的安全文明生产必须与一流的管理、一流的质量相适应。监理部为了确保现场文明安装，继续实施安全文明施工实施细则并贯彻始终，并针对右岸机电安装施工场地紧张，施工机械布置密集，施工强度高等特点，加大管理力度，特别是到了年底，加强对安全文明生产综合整治力度，使现场安装环境得到了较大的改善106、。严格按照总公司提出的新“双零”目标，即零质量缺陷、零安全违章的要求，狠抓安全制度及各项措施的落实，要求现场施工人员树立高度的安全意识，克服习惯性违章并加大处罚力度，同时追究现场相关领导安全管理的连带责任，对新进场人员即使是有左岸施工经验的也要进行三级安全培训，对重要施工部位只要有条件的尽可能进行封闭式管理。具体管理办法为在现场划分管理责任区，分区管理，责任到人，并每日对责任管理区进行检查和整改；坚持开展危险源辨识、整改活动和“三工”活动，对重大施工项目，联合安全监督机构进行全方位、全天候检查；全面深入开展“安全文明施工样板工程”等活动，在安装部位设立规范的防护栏杆和悬挂标示牌，随时清除积水和107、杂物，并将其纳入日常的清扫管理范围，保证不留卫生死角；为避免安装现场出现鼠患，在厂房内不得用餐；为杜绝火灾，施工区域内除相关规定地点外不得抽烟。为了尽可能的减少现场的粉尘，采取了相应的防尘和清扫措施。右岸机电安装安全工作的重点在消防安全、交叉作业面施工安全、设备吊装及用电安全等方面。监理部明确提出了进度服从质量，质量服从安全的原则。机电安装监理部在要求全员实施安全监督职责的同时，还特设了专责安全监理，另聘请武警部队专职消防安全人员每天在现场进行拉网式巡视检查，发现任何不安全隐患都立即要求安装单位整改，直到满足安全规定为止。同时定期、不定期地组织安全检查，建立安全周报，及时通报安全隐患检查及整改108、情况以及安全管理信息。为了预控各类事故的发生，安装单位在上报安装方案中必须包含相应的安全组织措施和安全技术措施。随着安装工程的进展，部分设备逐步投入带电运行，还邀请了三峡电厂讲解操作票的申请和审批制度，在现场严格执行杜绝因误操作而引发的安全事故。监理部在加强对现场安全文明生产管理同时，还与总公司安全总监办、保险公司等单位进行了密切合作，邀请专业人员对安装单位进行安全培训，并在每周的现场协调会中传达总公司安全生产例会的有关精神，认真落实上级各项要求，不断地提高全员安全意识。对于国内外先进的安全管理措施和理念，认真加以学习和借鉴，通过这些措施保证安装和调试期间的安全。目前基本达到了以安全、有序、整109、洁的环境保证施工质量的目标。6 工程完工情况及遗留问题16#机组本体安装完成，未留质量隐患。遗留问题有：空气围带安装后充气试验无法有效保压，此问题需东电进一步研究，提出合理地方案，在机组冬修时更换。7 监理工作综合评价三峡右岸电站机电安装与调试工程自开工以来，经过各方的协作和努力，完成了16#机组的安装调试工作，监理部对相关工程控制结果评价如下：(1)质量控制是监理部工作的重中之重，监理部对抓好质量控制工作投入了大量的人力、物力，取得了较好的成果。监理部认为16#发电单元及相关机电设备安装调试结果满足设计要求，安装质量全面达到了合同要求及三峡标准要求；(2)在进度管理方面16#发电单元及相关机110、电设备安装调试工作基本上按预定计划进行，从全局角度看满足2008年三峡右岸电站总体进度计划；(3)由于监理部建立完善了严格的工程量签认、审核制度，16#发电单元及相关机电设备投资在合同控制范围内。 45附件1：机电安装监理部机构设置总监（副总监）专家组综合管理部公用部电气部合同组现场协调组计划、信息、设备组综合组电气一次组机械部发电机组埋件组水轮机组电气二次组辅机组公用电气组46附件2：工程建设监理大事记1、2007年07月18日定子机座进场组装；2、2007年08月03日定子基座组焊；3、2007年08月16日定子基座组焊完成；4、2007年08月29日转子支臂挂装完成；5、2007年09月111、18日定子定位筋组焊；6、2007年10月08日定子叠片开始；7、2007年10月25日转子组焊完成；8、2007年11月05日定子叠片完成；9、2007年11月16日定子磁化试验；10、2008年02月24日下机架组焊完成；11、2008年03月20日转轮吊装；12、2008年03月24日转子磁极挂装；13、2008年04月03日顶盖吊装；14、2008年04月20日下机架吊装；15、2008年04月23日定子气密实验完成；16、2008年04月28日定子无水耐压完成；17、2008年12月06日主变局放实验完成；18、2008年05月05日转子吊装；19、2008年05月18日上机架吊装；20、2008年05月27日主变局放试验；21、2008年06月20日机组首次启动；