水电维修范文第1篇
关键词：广源水电公司;中小水电站大坝;安全管理
1 引言
广源水电公司于2009年2月注册成立，管理着原来从民营企业收购过来的17座水电站大坝，总装机容量701.76MW·h。这些水电站分布在广西11个县市及贵州荔波县;按照库容大小分类有大型4座、中型11座、小型2座;坝的式样有混凝土坝、砼双曲拱坝、砼面板堆石坝、砼连拱坝、浆砌石坝等，坝型多、数量多。收购前这些水电站由于管理体制的原因，大坝安全管理或多或少地存在一些问题，本文试图结合公司中小水电站大坝的特点，探讨适合公司水电站大坝安全管理的方法。
2 公司水电站大坝安全管理现状分析
2.1 中小水电大坝防洪标准低，存在安全隐患
公司所属水电站多数属于中小型水电站，特点是地处山区，地形、地质情况复杂，基础薄弱，普遍存在设计标准偏低、难以应对流域局地暴雨和大洪水的情况，部分水电站引水系统受地质条件复杂、局部暴水、山体滑坡影响非常大。公司所属电站曾发生过超标洪水导致水淹厂房、引水渠道被淹埋等事件，过去一系列事件表明，水进厂房、引水渠道被堵等安全隐患仍没有彻底消除，大坝存在一定安全隐患。
2.2 水工建筑物缺陷、隐患较多
公司所属部分水电站大坝存在一定缺陷和隐患。如公司下六甲水电站引水发电洞施工支洞堵头于2012年2月由于设计缺陷曾发生漏水事件，引水系统被迫排水抢修，2台机组全停。在2011年完成的山秀、金鸡滩、金牛坪、下六甲、宝坛陇或、坡甲等6座大坝安全定期检查工作中，发现了7条必须处理的问题与意见：山秀溢流坝堰面、消力池、消力坎、下游导墙的冲淘，山秀船闸上闸首防洪检修闸门门叶高度不够，金牛坪坝基扬压力孔扫孔及定期观测，下六甲导流洞放空阀漏水，下六甲坝趾量水堰增设，宝坛陇或坝趾量水堰增设和宝坛坡甲大坝坝顶不够等。这些说明了公司所属大坝安全形势不容乐观。
2.3 管理制度不健全，水工管理人员素质偏低
各水电站大坝安全管理制度也不是非常完善，各种规章制度、应急措施不齐全、不完善，对有关制度、行业标准掌握不深，很多基础工作仍需进一步加强和完善。目前我公司的多数电站水工人员专业知识良莠不齐，无法完全胜任水电站大坝的安全管理工作，各电站水工专业人员少，其余的检修员工都缺乏掌握相关专业知识，也没有接受过系统专业的相关培训。而且大多数电站管理人员还没有系统的水电站大坝的安全管理概念，他们对水电站大坝安全的认识还仅仅停留在重建轻管层面。
2.4 绝大多数大坝未依法取得安全注册证
由于收购前管理体制的原因，公司所属的17座大坝还有10座没有进行安全定期检查，16座未开展安全注册取证。而按照《水库大坝安全管理条例》(中华人民共和国国务院78号令)有关规定、国家电力监管委员会电力安全生产标准化达标有关要求，这些大坝必须进行安全注册工作，公司所属水电站大坝注册工作尚需时日。
3 公司水电站大坝安全管理的措施
3.1 建立健全大坝管理制度，落实大坝安全责任
制度建设是大坝安全管理的基础，因此公司必须根据自身特点编制和完善一套适合中小水电站管理的有关大坝管理制度和考核制度，并连同国家、上级有关制度不打折扣地执行，确保公司大坝安全管理工作上水平。责任落实是大坝安全管理的重点，各水电站要积极落实水电站的安全责任制，要明确具体职责和责任追究制度;要把水电站大坝安全管理工作作为公司的重中之重，要制定大坝安全岗位责任，要在水电站大坝安全管理方面进行长期规划，要平衡和处理好各种矛盾和问题，并且要解决水电站大坝安全管理工作中出现的重大问题;要建立健全公司大坝安全三级责任主体责任制，将大坝安全责任落实到公司、子公司以及电厂的每一个部门、每一个岗位、每一个人，确保大坝安全工作到位做实。
3.2 规范大坝日常监测工作
大坝日常监测是大坝安全管理的耳目，是大坝安全管理极其重要的一环。各水电站要加强大坝安全监测工作，针对公司水工专业人员缺少问题，充分利用广源公司这一平台，统一协调包括人力、仪器在内的内部资源，统一计划、统一安排，由西津运维对公司系统13座电站大坝按规范要求定期开展大坝观测工作，并及时对监测数据、资料进行整编分析，及时了解大坝运行工况。巡回检查是及时发现问题的有效手段，各水电站针对本站水工建筑物特点，组织编制的水工建筑物日常巡回检查表和检查制度，明确各电站水工建筑物日常检查的频次、项目、内容、检查要点，落实责任部门，组织开展水工建筑物日常巡回检查工作，完成检查报告和意见，并及时上报公司，公司组织人员对检查表进行分析，以掌握水工建筑物运行工况。
3.3 加强对水电站大坝等水工建筑物维护与加固
各电站要加强对水工建筑物隐患和水毁工程的排查，并根据项目轻重缓急程度开展整治和处理，广源公司在技改、检修项目经费的安排上，要加大资金投入，进行大坝除险加固，排除安全隐患，积极推进水工设施的技改、检修工作，进一步提高水工建筑物健康水平。通过对大坝等水工建筑物的检查、处理及加固工作，消除安全隐患。
3.4 加强防汛工作及应急预案管理
防汛工作是大坝安全管理的中心环节，公司要始终把所属各水电站防洪度汛工作作为重头戏。每年按照集团公司、分公司有关防汛工作的规定内容与要求，认真组织开展“汛前”、“汛中”和“汛后”专项安全检查，认真检查以防汛准备工作、防汛措施落实情况、防汛值班为重点的防汛工作开展情况，发现涉及到防汛工作和发电设备安全运行的缺陷，应立刻列入问题库进行管理，认真制定整改措施计划，落实负责人、监督人，限期整改。公司要在汛期前全面部署安全度汛工作，建立健全防汛度汛安全管理体制，并且要设立专门的防汛机构，要在政府的统一领导和部署下，做好水电站大坝的防汛工作。根据水电站大坝的特点，各水电站制定水库度汛方案，并且要制定和完善防汛抢险和人员转移预案，并逐项落实相关措施。公司要加强对大坝突发事件以及应急预案的管理。各电站要编制水库大坝防洪应急预案、垮坝(溃坝)应急预案等，第一时间组织广大干部和职工认真学习应急预案，并加强演练，熟知这些预案并运用到实践当中，使得员工在遇到重大事件的时候可以做到不慌不忙，有统筹有目的地进行工作，确保水库大坝安全管理落到实处。
3.5 稳步推进大坝安全定期检查、注册工作
大坝安全定期检查是《水电站大坝安全定期检查办法》要求的大坝安全管理中的一项重要制度，是掌握和认定水库大坝安全状况的重要手段;安全注册是依据《水电站大坝安全注册办法》，对大坝安全管理体制和机制管理层面的考核;定期检查、安全注册是水电站管理单位的基本职责，也是政府安全监管的重要内容。公司要重视大坝安全定期检查和注册工作，全力配合大坝中心、有关主管部门制订计划，做好各专项检查，2012年完成山秀、金鸡滩、金牛坪、下六甲、宝坛陇或、坡甲大坝等6座大坝安全注册取证工作，持续推进10座大坝的定检、注册工作，逐步达到依法经营、依法管理的
要求。
3.6 加强人员培训
公司要加强对水工专业人员的培训工作，针对中小水电人员少、专业水平良莠不齐等特点，开展以提高专业基础知识、有关法规、制度落实为重点的培训，提高员工业务水平和实际操作能力。公司还要鼓励员工进行职业技术培训，从业人员考取职业技能鉴定资格证，以提高全体水工人员整体技能水平。
4 结语
大坝的安全管理不仅关系到公司的自身利益，而且关系到地区的经济建设和社会稳定，所以水电站大坝的安全管理是任重而道远的。对于从事水电站大坝安全监督和安全管理工作的所有人来说，责任重于泰山。在实际工作中，管理体制不健全、安全基础薄弱、安全管理意识淡薄等问题仍普遍存在。所以我们要总结经验教训，进一步落实水电站大坝安全管理责任制，不断提高安全管理水平，为确保工程安全和为公司、社会发挥更大效益作出我们的贡献。
参考文献
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[6] 杨光，王秘学，秦明海.美国水库大坝安全管理及思考[J].人民长江，2011，(12)：19-23.
作者简介：黄志伟(1975-)，男，广西大新人，横县江南发电有限公司工程师，研究方向：大坝安全与水库调度管理。
(责任编辑：文 森)
水电维修范文第2篇
关键词：水利水电;工程管理;建设水平;提升
引言
在进行水利水电工程管理的过程中，需要能够对自然灾害进行一定的抵御，有效地对水资源利用效率进行提升，更好的保护人民的利益。随着我国综合国力的不断提升，建设项目在不断的增加，水利水电建设项目也在不斷的增加。通过对水利水电工程进行建设，不仅能够有效地提升人们的生活水平，同时还可以更好的推动社会发展，为国家经济的健康发展提供有利条件。因此，需要高度重视对水利水电工程的管理，有效 的提升水利水电的建设水平，通过对水利水电管理工作中存在的问题，制定相应的解决方案，从而对水利水电工程质量进行提升。
一、水利水电工程管理的特点
1、施工范围广泛。水利水电的工程管理包含水资源管理、矿业、城市规划以及环境保护等领域，相关的管理知识也非常丰富。施工管理包括气象、园艺、管理等学科。
2、施工包括许多法律法规。设施建设管理还包括水利、电力、交通、土地、矿业等方面的法律法规，城市建设等。有些法例和附属法例更为详尽，有些则更为粗疏、执行和运作。工程纠纷发生时，相关法规之间产生交叉关系。
3、施工不确定。施工管理受到两个主要因素的影响，首先，人的因素主要是体现在政治背景、人员的专业能力、工作的态度、施工人员的协调能力等方面。其次是自然因素。其中，主要包含水文、气象、地形、地质以及土壤等多种因素，其中水文是非常重要的自然因素，可以决定工作的成败。
4、施工管理领域的区域情绪大不相同。即使在同一个县、村，社会经济的发展情况也是不一样的。
二、做好水利水电工程管理提升水利水电建设水平的策略
1、构建完善的管理体系
构建完善的管理体系是提高水利水电建设项目管理水平的主要措施之一。一是施工前要建立完善的施工管理体系，明确管理目标，明确管理领域，具体责任给人，避免了推卸责任的现象。二是要确保施工过程中遵守相关规章制度，必须制定严格的监督管理制度，明确施工监督的目标，保证相关领导职能的充分发挥。改进技术组织管理，及时交流技术，交流经验，并鼓励相关技术人员积极提出合理化技术创新的建议。
2、做好对技术管理
在工作时间和施工过程中，技术管理起着非常重要的作用，能够有效地减少事故的发生。水利水电站建设项目的特殊性决定了在项目建设中引进先进的、合理、科学的技术管理体系，保证设施的正常建设。技术主管应将施工现场的所有要素结合起来，在施工过程中规范工作方法。
3、安全施工管理
安全施工管理是工程安全生产的前提和保证，安全是水利水电工程建设的重中之重。管理层应向建筑工人解释安全的重要性，并提供防范其他风险因素的保护。要建立严格的安全生产制度，严格执行，管理层加强技术管理，在施工前对施工风险问题进行讲解和指导，提高施工人员的安全意识，迫使他们自觉遵守施工要求，降低安全隐患。以安全生产管理系统为依据，以安全和以人为本的标准为基础，规定工作人员的责任。定期收集技术资料，并在此基础上建立事故分析反馈系统，从经验交流中吸取教训，并提出合理化建议。必须对建筑工人进行技术评估。水利水电建设项目是劳动密集型项目，建筑工人必须具备电气、机械和维修方面的知识。
4、提高水利水电工程质量监管水平
对于水利水电工程，质量控制对于水利输电工程的质量监督非常重要，因为质量控制发生在施工的各个环节。一是要认识到质量监管的重要性，参照水利水电工程的相关标准，确保施工顺利有序。同时，质量监督的发展需要全体员工的集体努力，提高全体员工的质量管理意识，重视施工现场的质量管理，才能提前预防质量事故的发生。
5、加强经营者和管理者的综合能力
从人力资源的角度来看，水利水电项目的管理需要提高经营者以及管理者的专业能力，水利水电工程的资质要求比较高，经营者必须具备较高的专业技术素质。特别是施工方邀请具有新施工技术的专业工程师和专业人员，教育企业人员认识新技术建设的重点和难点，使施工管理更加容易。此外，为了更有效地实施水利水电工程建设的创新方法，必须提高管理人员的专业能力，以及进行现代信息技术培训。更好地利用先进的设备，如计算机，进行施工管理方法的创新，管理人员还需要更多地交流建筑技能管理方面的经验，并从中学教育中受益。此外，亦须培养管理人员的专业技能和专业操守，以及具备丰富经验、专业精神和专业操守的管理人员，更好的开展水利水电工程建设工作。
6、加强水利水电工程水资源管理和工期管理
水利水电项目进行施工是需要按照既定的计划以及进度表进行的。在进行施工之前，需要结合水利水电工程的实际要求，对各个施工阶段进行合理的规划。在不同的施工阶段，管理人员需要对施工进度以及人力、物力进做好相应的安排，协调好各方之间的关系，确保工程能够及时、高质量地完成。安全检查是水利水电公司安全管理中必须长期坚持的一项重要工作。对工作条件、隐蔽风险管理、员工入职培训和教育等进行定期和不定期检查，对各种有害物质和风险源进行有效管理，对危急情况进行调查，追究法律责任。必须对安全专业人员进行系统急救以及设备和设备使用方面的培训。
结语：
水利水电工程也是推动我国经济健康发展、提升我国人民生活质量的基础性工程。为了更好的推动我国水利水电工程的健康发展，有关工作人员必须对建设问题给予应有的重视，根据施工实际，采取合理措施对施工问题进行解决。为了人民的利益，加快国民经济的发展，保护水资源，保证水电工程的顺利实施，要发现自身发展中的不足，切实制定相应的解决方案和解决方案。
参考文献
[1]杨天明.浅论水利水电工程建设管理中存在的问题及应对措施[J].商品与质量，2016，(19).
[2]马立嵩.水利水电工程建设管理中存在的问题及应对措施分析[J].科技创新与应用，2017，(9).
[3]郑国.浅论水利水电工程建设管理中存在的问题及应对措施[J].中国高新技术企业，2015(12).
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水电维修范文第3篇
水电工程施工项目管理是水电施工企业管理的基点、效益主体和信誉的窗口，追求利润最大化和追求价值最大化是企业的永恒主题和最终目的，而搞好项目前期策划工作对于加强项目管理、寻求合理的投入产出比、提高管理水平和盈利水平都有着重大意义。成本策划的主要目的有两点;一是降低项目施工成本，二是实现战略利益目标。
项目策划的主要意义基本原则
项目前期策划是一种具有建设性、逻辑性的思维过程，在此过程中，总的目的就是把所有可能影响决策的决定因素总结起来，对未来的项目管理起到指导和控制作用，最终借以达到方案目标。
项目前期策划是在工程项目施工之前或施工前期对其施工组织方案和措施、经营管理目标和方案的总体筹划，也就是对项目经营模式、项目机构及人员组织等进行策划，并根据上述各种策划方案测算出项目施工的各细分成本、总成本和利润，通过分析比较揭示出影响项目成本的主要和关键因素，确定成本管理的重点，并通过对施工组织设计和项目配置的多次优化，获得最优的策划结果，明确项目成本控制目标，从而制定项目各项预算指标，研究积极有效的成本控制措施，指导项目各项生产经营活动。
项目策划的基本原则，应以“事前策划、目标清晰，过程控制、执行有力，事后总结、不断规范”为总体思路，遵循“以合同条件为基础、以施工组织优化为重点和以收定支为成本控制手段”的基本原则。
项目策划的目标控制
主要内容有以下几个方面：
经营效益目标：就是项目施工前期应根据合同条件详细分析，并确定项目成本目标和各项费用指标。
安全、质量目标：就是结合施工承包合同、国家安检局和上级部门要求所确定的安全事故控制指标和工程质量指标。
文明、环保及职业健康目标：就是在文明施工、环境保护和职业健康等方面需达到的目标或控制指标。
技术管理目标：就是针对工程施工中存在的技术难点所确定的项目需要重点解决的技术问题、科研攻关项目及施工技术总体水平。
项目管理及信息管理目标：就是在工程项目施工中的项目管理的创新项目和目标，以及利用计算机、网络等先进科技进行的信息管理目标。
人才培养目标：即项目实施中的人才培养计划和目标，企业通过项目的实施必须有目的有针对性地培养出一支懂科学施工、会经营管理的一流施工队伍，培养出一批施工生产、技术经营和项目管理方面的骨干人才。
项目策划的程序和方法
项目策划能对未来的项目管理起到指导和控制作用，一般来讲，项目前期策划工作主要需做好以下几方面：
学习和钻研招投标文件和合同条款。项目施工前，项目领导和相关的技术、经营、生产、物资、质量、安全、财务等管理人员应熟悉和掌握招投标文件和合同条款，只有熟悉招投标文件和合同条款才能良好履约，才能制定出各项生产经营目标和各项成本控制指标，才能从中发现变更索赔线索，为提高项目的经济效益提供有力的保障。
项目施工组织和技术方案的再设计。施工组织技术方案设计是项目前期策划最根本和最基础的工作，它的重点是对项目整体施工方案进行多次优化，力求达到技术最优、成本最低。通过对施工强度的调整、平衡，对各工程项目和工作面施工组织的科学设计，通过对关键线路上各关键和重点项目施工方法和工艺的优化，通过对工程重点和难点研究制定出经济可行的对策和措施，达到较优的进度计划和资源配置，从而使项目成本奠定坚实的基础。
项目经营管理模式的策划。主要是在对合同进行初步分析的基础上，根据工程规模、工程特点、项目构成、工期长短及施工强度、合同价格水平、劳动力和机械设备等各种资源条件，并综合其他相关因素，由项目领导班子召开专题会议进行研究，确定项目的经营模式是管理型、自营型、或是以管理为主兼有自营型、还是以自营为主兼有分包型。对兼有自营和分包的经营模式，则应初步划分自营和分包工程的范围，并确定主要的分包方式、外协队伍的组织和选择形式等。
项目组织机构和人员的策划。项目策划是一个系统工程，它涉及项目的各个方面，要求项目部决策层、管理层及相关责任单位全员积极参与。为保证项目前期策划工作的顺利开展，一般需要成立项目策划工作领导小组来领导、组织项目策划工作的实施，同时还需制订出各责任单位的职责、工作目标、工作内容以及相应的奖罚措施。
项目经营核算模式的策划。这是项目成本管理中较为重要的一个环节，通过策划应建立起项目部对内对外的整体经营核算体系，并制订相应的经营核算管理办法，达到理顺和规范项目对内对外的各种经济关系的目的。
项目营业总收入的策划。主要根据合同总价、可预见的变更和索赔、合同规定的各种奖励进行计算，同时根据实施性进度计划细划分年度的营业收入。
项目施工总成本的策划。施工项目應根据各自的施工组织和经营模式对施工总成本进行划分，再分别对细分成本进行策划。施工总成本一般由直接费成本(包括分包工程成本、自营工程成本)、间接费成本(上缴费用、项目部管理费)和税金构成。
项目资金流的策划
资金收入策划。由财务部根据施工进度计划和分期产值计划、合同有关预付款支付和扣回、质保金扣留、业主供材款扣除的规定、工程完工后设备折现和材料回收等情况进行策划(需筹资时还要考虑通过业主借款、银行贷款等渠道的资金预算)。
资金支出策划。根据分年度产值计划、现场直接费用(内部厂队人工费、材料配件采购款、外协队伍分包工程款等)和管理费用开支、上级机构费用等进行策划。
项目风险规避方案的策划。通过前面的策划工作，可基本分析出项目管理过程中可能存在的风险(例如合同条款风险、材料价格风险、人身财产安全风险、技术难度风险、超挖超填风险等)，应根据国家和当地的法律法规、招标文件规定应由项目部承担的风险、合同价格的初步分析、市场材料价格的初步了解、当地劳务和设备租赁市场的行情、市场风险的预测、当地税务等有关规定进行认真分析研究，制订出规避、转移和降低风险的方案、措施和办法(例如材料采购采用固定价格合同、购买保险、在分包合同条款中转移风险、通过工程变更和优化及索赔弥补损失增加收益、改进施工方法或工艺等)。
项目策划成果的利用。通过以上策划可得出项目预期的成本的盈亏结果，把各细分成本与相对应的合同分解项目费用进行对比，可以分析计算出每一细项的盈亏情况，找出影响成本或成本亏损的主要环节、关键因素及其原因，为有针对性地进行项目策划的修正和进一步优化指出明确的方向。
项目策划的优化和修正。通过对策划结果的分析研究，应返回来对其进行多次优化和修正，不断缩小差距直至达到既定的总体经营目标。
重点对施工组织设计中各项施工方案进行反复优化和细化，从而优化资源配置，有效降低各种资源在单位工程上的投入。
对施工进度计划进行反复优化。通过压缩和提前工期，从根本上减少各种资源的总体消耗，直接降低项目成本。
对影响成本或成本亏损的主要环节和关键因素进行反复优化或找出降低成本的措施和方法。
以上内容为项目前期策划的程序和方法，为水电施工项目全面实行预算管理，明确项目成本控制目标，制定项目各项预算指标，研究积极有效的成本控制措施，为项目各项生产经营活动的顺利开展，起到指导作用。
(作者单位：中国水利水电第十四工程局有限公司)
水电维修范文第4篇
四川米易县小三峡水电站
机组设备试运行
操作规程
水电五局小三峡机电安装项目部
二OO六年十二月
审定：赵书春
审查：李 俊
校核：范长江
编写：王甲荣 尹志强 牟学芬 何祖红
水电五局小三峡机电安装项目部
二OO六年十二月
目
录
一 机组充水试验操作 ......................................................... 4 二 机组空载试运行操作 ................................................... 16 三 发电机短路升流试验操作 ........................................... 24 四 发电机升压试验操作 ................................................... 26 五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作 ...... 28 六 机组并网及负荷试验操作 ........................................... 32
小三峡电站机组试运行操作规程
一 机组充水试验操作 1充水前的检查
目的：确认机组是否具备充水条件。 1.1 流道的检查
1.1.1 坝前进水口1#机组拦污栅已施工完毕验收合格，拦污栅周围已清理干净验收合格。
1.1.2 进水口1#机组用工作闸门、启闭装置已安装完工，门槽已清理干净并验收合格。工作闸门在无水情况下调试合格，启闭时间符合设计要求并处于关闭状态。
1.1.3 1#机组进水流道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已安装完工，清理干净并检验合格。灌浆孔已封堵，测压头已装好，测压管阀门、测量表计、压力开关均已安装完工，调试合格整定值符合设计要求。所有过水流道进入孔的盖板均已严密封闭，封水盖板已安装完工，且所有螺栓均已紧固。
1.1.4 蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板、临时支座、转轮检测平台均已拆除。
1.1.5 蜗壳排水阀及尾水排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。全厂渗漏检修排水系统已安装完工，调试完毕，其手动、自动均能可靠运行。
1.1.6 尾水闸门槽极其周围已清理干净，尾水闸门已安装完工检验合格，启闭情况良好，尾水闸门处于关闭状态。 1.1.7 上、下游水位测量装置已安装完工，调试合格。 1.1.8 非本期试运行的2#、3#机工作闸门及尾水闸门处于关闭状态，并已采取安全措施防止误动。 1.2 水轮机部分检查
1.2.1 水轮机转轮及所有部件已安装完工，检验合格，记录完整，转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，已无遗留物。 1.2.2 导水机构已安装完工、检验合格，并处于关闭状态，接力器锁定投入。导叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求，轮叶全关。
1.2.3 真空破坏阀已安装完工，经严密性试验及设计压力下的动作试验合格。
1.2.4 主轴工作密封与空气围带已安装完工、检验合格，密封自流排水管道畅通。密封水压力开关和空气围带压力开关已调整至设计值。
充水前投入检修密封：关130
1、130
2、1305阀，开130
7、1309阀，空气围带充气。
1.2.5 顶盖排水泵已安装完工，检验合格，手动、自动工作均正常，投入运行，并切至“自动”，12
28、1232阀全开。 1.2.6 受油器已安装完毕，符合规范规定要求。
1.2.7 水导轴承润滑冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试合格，各整定值符合设计要求。 1.2.8 水轮机各测压表计、示流器、均已安装完工调试合格，整定值已调整至设计参考值。振动和摆度传感器均已安装完工调试合格。
1.3 调速系统的检查
1.3.1 调速系统及其设备已安装完工，调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。各部表计、压力开关、安全阀、自动化元件均已整定符合设计要求，管道检查和压力试验完毕。 1.3.2 压力油罐安全阀按规范要求已调整合格，且动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。回油箱油位继电器动作正常，高压补气装置手、自动操作动作均正确。漏油装置调试合格，手动、自动工作均正常。
1.3.3 调速系统各油压管路、阀门、接头及部件等经充油检查，额定压力下无渗漏现象。
1.3.4 调速器机电柜已安装完工并调试合格，各电磁阀、电气/液压转换装置工作正常。
1.3.5 手动操作进行调速系统的联动调试，检查调速器、接力器、及导水机构操作的灵活性、可靠性和全行程内动作的平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器三者的一致性，并录制导叶和接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。 1.3.6 手动操作检查浆叶动作的平稳性，浆叶开度和调速器柜的浆叶开度指示器的一致性，调整好导叶和桨叶的协联关系。 1.3.7 事故配压阀、两段关闭和机械过速保护装置均已安装完毕调试合格，动作试验正确，特性参数已按制造商的设计数据整定完毕。紧急关闭时导叶全开到全关所需的时间符合设计要求。 1.3.8 锁定装置调试合格，信号指示正确并处于投入位置。 1.3.9 调速器静态调试已完成，手动模拟开、停机试验合格，由计算机监控系统进行自动操作模拟开、停机试验和电气、机械事故停机试验，各部位动作准确可靠，关机时间调整完毕，符合设计要求。
1.3.10 机组测速装置已安装完毕并调试合格，动作接点已按要求整定完毕。 1.4 发电机的检查
1.4.1 发电机整体已全部安装完工，试验检验合格，记录完整，发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。 1.4.2 推力轴承及轴承油位、温度传感器、冷却水压已调试，整定值符合设计要求。
1.4.3 推力轴承高压油顶起装置已安装完毕，检验合格，阀门及管路均无渗油现象。
1.4.4 机组用空气冷却器已安装完工检验合格，水路风路畅通，阀门、管路无渗漏，冷却水压力已调整至设计值。风罩内其它所有阀门、管路、接头、变送器、电磁阀等均已检查合格，处于正常工作状态。
1.4.5 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，制动系统压力符合设计要求。 充水前制动系统置“手动”复归位置：关1
319、1
327、1
321、1
329、1304阀，开1
315、1
317、13
33、1331阀。
1.4.6 测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器，测温系统均已安装完工，调试合格，整定值符合设计要求。 1.4.7 发电机转子集电环、碳刷、碳架已安装完毕，检验合格。 1.4.8 发电机风罩内所有电缆、导线、辅助接线端子板均已检查正确无误，牢固可靠。
1.4.9 发电机内灭火管路已安装完工，检验合格。 1.5 励磁系统检验
1.5.1 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。
1.5.2 励磁系统屏柜已安装完工检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好，功率柜风冷却系统安装完工，检验合格。阳极开关断开。 1.5.3 灭磁开关接触良好，试验合格，动作灵活可靠。灭磁开关断开。
1.5.4 励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠。 1.5.5 励磁操作、保护及信号回路接线正确，动作可靠，表计校验合格。
1.6 油、风、水系统的检查
1.6.1 全厂透平、绝缘油系统已能满足1#机单元及其他零星用油设备的供油、用油和排油的需要。油质经化验合格，且与2#、3#机可靠隔离。 1.6.2 机组推力轴承及各导轴承润油有温度、压力、油位检测装置已安装调试合格，整定值符合设计要求。
1.6.3 油压装置回油箱、漏油箱及所有管路、阀门、接头、单向阀、油压装置油泵、漏油泵及所属自动化元件、各液位信号器及压力变送器等已安装完工，试验合格且已投入运行。油压装置油泵、漏油泵已投入运行，并置“自动”。
1.6.4 全厂技术供水系统包括蜗壳取水口、滤水器、供水泵、供水环管等已安装完工，调试合格，记录完整。供水泵手、自动状态均可正常工作，各管路、阀门、滤水器、接头等已试压合格、清洗干净，无渗漏现象。并做好与2#、3#机的隔离保护措施。 1.6.5 厂内渗漏检修排水系统已安装完毕，并经全面检查合格。排水泵、排水阀手动、自动工作正常，已投入运行，并置“自动”。水位传感器已调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。各排水系统的排水量应满足机组正常运行和检修的需要。
1.6.6 全厂两台高压空压机、两台低压空压机均已调试合格，贮气罐及管路无漏气，管路畅通。各测压表计、温度计、安全阀及减压阀工作正常，整定值符合设计要求。高低压气系统已经投运，处于正常状态。
1.6.7 1#机组单元所用的高、低压空气管路已分别通入压缩空气进行漏气检查合格，能随时可供1#机组使用，并且与2#、3#机可靠隔离。 1.6.8 各管路、附属设备已按规定刷漆，阀门已挂牌编号。 1.6.9 1#机组段和副厂房、主变等部位的消防供水系统安装调试完毕，并与其他部位有效隔离。 1.7 电气一次设备的检查
1.7.1 发电机主引出线、中性点引出线处的电流互感器已安装完工试验合格。
1.7.2 发电机断路器、隔离开关、高压开关柜、避雷器已全部安装完工，试验合格，具备带电试验条件。发电机断路器DL
1、隔离开关G
11、G9
11、G912处于断开位置。
1.7.3 发电机电压母线及其设备已全部安装完工检验试验合格，具备带电条件。
1.7.4 1#主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的位置，绝缘油化验合格，油冷却系统调试合格，事故排油系统以及保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。
1.7.5 110KV系统已安装完工，所有试验合格，具备投运条件。110KV出线已安装完工，已具备投运条件。
1.7.6 厂房、开关站接地网已完成，全厂总接地网接地电阻值已测试，符合设计要求。
1.7.7 厂用电10KV系统包括1#、3#厂变等电气设备已安装完工，调试合格。备用电源已经形成且为3#厂用变送电，作为机组试验时期的电源。机组试验完毕投入运行后，由1#厂变为全厂提供电源，3#厂变的外来电源作为备用电源。 1.7.8 厂用400V系统电气设备已安装完毕，调试合格。1#机组调试及试运行期间400V系统Ⅰ段、Ⅱ段母线并列运行，由1#、3#厂变互为备用提供电源。
1.7.9 做好与未投运2#厂变的安全隔离措施，将2#厂变低压侧断路器402ZKK断开并悬挂“禁止合闸”标识牌。 1.7.10 备自投装置已检验合格，工作正常。
1.7.11 厂房相关照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检验合格。 1.8 电气二次系统及回路的检查
1.8.1 机组电气控制和保护设备及盘柜均已安装完工，通电调试工作完成，机组现地LCU监控系统和回路、机组辅助控制系统及回路均已安装完工，并调试合格。所有电缆接线正确、可靠。 1.8.2 1#机组LCU、公用LCU、进水口工作闸门控制系统已安装完毕，与被控设备联调完成，各控制流程满足设计要求。全厂集中监控设备、UPS等已安装完工，检验合格。
1.8.3 计算机监控上位机系统已建立，整个网络通讯已形成。现地1#机组LCU、公用LCU监控系统与上位机已能正常实现通讯。 1.8.4 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。
1.8.5 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。
1.8.6 LCU与各被控设备、厂用电及油压装置、高低压气系统、渗漏检修排水泵、断路器、隔离开关的模拟传动试验已完成，动作正确可靠。
1.8.7 LCU与励磁、调速系统间的控制流程的模拟传动试验已完成。
1.8.8 机组电气控制和所属设备相关的保护系统和安全自动装置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，电气保护装置已按定值单进行整定，具备投运条件。
1.8.9 下列电气操作回路已检查并模拟试验，其动作正确、可靠、准确：
1) 进水口工作闸门自动操作回路。
2) 机组自动操作与水力机械保护回路。 3) 机组调速器系统操作回路; 4) 发电机励磁系统操作回路; 5) 发电机断路器操作回路; 6) 直流系统及信号回路; 7) 全厂公用设备操作回路;
8) 1#机组、主变及110KV线路的同期操作回路; 9) 厂用400V系统备用电源自动投入回路;
10) 110KV断路器、隔离开关和接地开关的操作回路和安全闭锁回路;
11) 火灾报警信号及操作回路。 1.8.10 以下电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查，继电保护回路已进行模拟试验，动作正确、灵敏、可靠。
1) 1#发电机继电保护与故障录波回路。 2) 主变压器继电保护与故障录波回路。 3) 110KV线路继电保护与故障录波回路。
4) 10KV系统继电保护回路，400V系统继电保护回路。 5) 仪表测量回路。
1.8.11 厂内通讯、系统通讯及对外通讯等设施已安装调试完毕，检验合格，回路畅通，准确可靠能够满足电网调度、厂内生产调度的需要。
1.9 消防系统的检查
1.9.1 与启动试验机组有关的主副厂房等部位的消防设施已安装完工，符合消防设计与规程要求，并通过消防部门的验收。 1.9.2发电机内灭火管路、灭火喷嘴、感温感烟探测器已安装完毕，检验合格。
1.9.3 全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
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。 2.1 充水条件
2.1.1 确认坝前水位已蓄水至最低发电水位。 2.1.2 确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。
2.1.3 指定专人确认蜗壳进入门、尾水进入门已关闭牢靠，蜗壳取水阀、蜗壳排水阀、尾水排水阀处于关闭状态。 2.1.4 确认尾水已充水。
2.1.5 指定专人确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。
2.1.6 指定专人确认空气围带、处于投入状态。
2.1.7 确认厂内渗漏排水现处于自动控制位置：020
5、020
1、020
7、0
213、020
9、0215阀全关，020
8、0204阀全开。 2.1.8 确认厂内检修排水现处于自动控制位置：02
25、02
29、02
31、0
217、02
21、0223阀全关，0
216、0212阀全开。 2.2 尾水流道充水试验
2.2.1 打开有关排气阀，限度开启尾水检修门(开度100㎜)向尾水流道充水，在充水过程随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表记读数。
2.2.2 如在充水过程中一旦发现渗水异常现象，应立即停止充水并及时进行处理。
2.2.3 待充水与尾水平压后，提起尾水闸门，并锁定在门槽口上。 2.3 进水流道充水试验
2.3.1 限度开启工作闸门(开度100㎜)向进水流道及蜗壳充水，监视蜗壳压力上升情况。在充水过程中随时检查水轮机顶盖、导水机构、主轴密封、测压系统管路、蜗壳进人门等处的漏水情况，发现异常应立即停止充水，并及时进行处理。
2.3.2 在充水过程中需指派专人观察各测压仪表及仪表接头有无漏水情况，并监视水力测量系统各压力表计的读数。 2.3.3 充水过程中，检查流道排气是否畅通。
2.3.4 充水过程中，观察厂内渗漏水情况及渗漏排水水泵排水能力和运转可靠性。
2.3.5 进水口工作门充水平压后记录充水时间，并将工作门提至全开位置。
2.4 充水后的检查和试验
2.4.1 进行工作闸门静水启闭试验，调整闸门启闭时间符合设计要求。进行远方闸门启闭操作试验，闸门启闭应可靠，位置指示准确。
2.4.2 观察厂内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。
2.4.3 打开技术供水阀门启动技术供水设备向机组技术供水系统充水，并调整水压至工作压力，检查滤水器、各部位管路、阀门、接头工作情况，有无渗漏。
二 机组空载试运行操作
1 起动前的检查及操作
1.1 主机周围场地已清扫干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，无关人员退出1#机工作现场，通讯系统布置就绪，各部位运行人员已进入岗位。振动、摆度测量装置调试完毕，检验合格，已投入运行。
1.2 确认充水试验中出现的问题已处理合格。
1.3 起动机组冷却水泵，调节各冷却用水流量和水压至设计值。 1.4 厂房渗漏排水系统、高低压气系统已投入自动运行。 1.5 记录上下游水位、各部位原始温度、水压等已记录。 1.6 油压装置处于自动运行状态。 1.7 漏油装置处于自动运行状态。
1.8 机组启动前用高压油泵顶起转子一次：检查并操作：13
33、1
319、1
327、1
312、1
321、1
329、130
4、1130阀全关，1
314、1131全开，检查顶转子情况。油压解除后检查发电机制动器，确认已全部复归。
1.9 水轮机主轴密封水投入：关12
51、12
47、12
59、12
55、1261阀，开126
3、1253阀，并控制1253阀开度，调整主轴密封水水压至规定值。
检修密封排气：关130
1、130
5、1307阀，开1302阀。检查围带排气情况。 1.10 调速器处于以下状态：
1)油压装置主供油阀1111阀门开启，调速器油压指示正常。 2)调速器滤油器位于工作位置。 3)调速器处于手动工作位置。 4)调速器控制导叶、轮叶于全关位置。 1.11 与机组有关的设备：
1)断开发电机出口断路器DL1，断开G
11、G9
11、G912隔离开关。
2)拔出发电机转子集电环碳刷，断开励磁阳极开关，断开灭磁开关。
3)投入水力机械保护和测温装置。 4)拆除所有试验用的短接线和接地线。
5)从发电机出口母线A、B、C三相引线，接标准频率表监视发电机转速。
6)机组现LCU已处于工作状态，并具有安全监测、记录、打印报警机组各部位主要运行参数的功能。 2 机组首次手动启动试验
2.1 机组轴承油位正常，符合设计要求。 2.2 拔除锁定。
2.3 制动闸处于复归位置。
2.4 水轮发电机组的第一次启动采用手动开机。将调速器切换到手动位置，手动缓慢打开导叶开度，当机组开始转动时再将导叶关回闭，记录导叶启动开度，在转速上升和下降过程中由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间无摩擦或碰撞情况。
2.5 确定各部位无异常后，再次采用手动开机，机组转速升至额定转速的50%时暂停升速，观察各部运行情况。检查无异后继续增大导叶开度，使转速升至额定值。转速稳定后，测量机组转动部分的摆度和固定部分的振动。记录当时水头下机组空载的开度。
2.6 在机组升速过程中，检查电气转速信号装置相应接点的正确性。
2.7 根据机组空转的振动情况，确定发电机转子是否需做动平衡试验。
2.8 在机组升速过程中应指派专人监视并记录推力瓦的各导轴瓦的温度，不应有剧烈突变现象。机组达到额定转速后，在1小时内，每隔10min测量一次各部轴承的温度，1小时后，每隔30分钟记录一次。观察并记录各轴承的油位、油温的变化，应符合设计要求，待温度稳定后，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。
2.9 机组启动过程中，密切监视各部位的运转情况，如发现金属碰撞或摩擦、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，则立即停机检查。
2.10 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。
2.11 记录全部水力测量系统计表读数，记录机组的振动、摆度值应符合厂家设计规定值。
2.12 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。 3 机组空载运行下调速系统的调整试验
3.1 检查调速器测频信号，其波形正确，幅值符合要求。 3.2 检查调速器机械部分的工作应正常。 3.3 频率给定的调整范围应符合要求。
3.4 手、自动切换试验，接力器应无明显摆动，机组转速摆动值应不大于规程规范要求。
3.5 进行调速器的空载试验及扰动试验，
1)找出空载运行调节参数，在该组参数下机组转速相对摆动值不超过+0.25%。
2)扰动量为±8%额定转速，转速最大超调量小于扰动量的30%、3)超调次数不超过2次、调节时间均符合规程规定。 3.6 记录油压装置油泵的运转时间及工作周期。
3.7 调速器自动运行时记录接力器活塞摆动值及摆动周期。 4 手动停机及停机后的检查
4.1 机组稳定运行至各部瓦温稳定后，可手动停机。
4.2 手动关闭导叶开度，当机组转速降至30%ne时，手动投入机械制动至机组停止转动，解除制动装置使机组制动器复归，此时注意监视机组不应有蠕动。同时记录机组投入制动到到转速小于5%ne需要的时间。
4.3 停机过程中同时检测转速信号装置95%ne、30%ne、5%ne各接点的动作情况应正确。
4.4 停机后投入导叶接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封水，根据具体情况确定是否关闭工作闸门。 4.5 停机后的检查和调整：
(1)检查各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动或脱落。 (2)检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。
(3)检查发电机上下挡风板、风叶是否有松动或断裂。 (4)检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。 (5)在相应水头下，整定调速器空载开度。 (6)调整油槽油位继电器的位置接点。 5 机组过速试验及检查
5.1 将测速装置115%ne和140%ne的接点从水机保护回路中断开，用临时方法监视并检验其动作情况。将机械换向阀等机械过速保护装置切除。
5.2 投入导叶与浆叶的自动协联装置。
5.3 以手动方式开机，待机组达到额定转速运转正常后，将导叶开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%ne，观察测速装置的动作情况。
5.4 如果机组运行无异常，继续将机组转速升至设计规定的过速保护整定。同时监视电气与机械过速保护装置的动作情况。 5.5 过速试验过程中应密切监视并记录各部位摆渡和振动值，记录各部位轴承的温升情况，并注意是否有异常响声。 5.6 过速试验停机后进行如下检查：
(1)全面检查发电机转动部分，如转子磁轭键、磁极健、阻尼环磁极引线、磁轭压紧螺杆等有无松动或移位。 (2)检查发电机定子基础及上机架千斤顶状态。 (3)检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落。 (4)检查转动部位的焊缝是否有开裂现象。
(5)检查发电机上下挡风板、导风叶是否有松动或断裂。 (6)检查制动闸的摩擦情况及动作的灵活性。 6 机组无励磁自动开停机试验 6.1 自动开停机前检查与操作
(1)调速器切至“自动”，油压装置和漏压泵切至“自动”; (2)制动闸系统切自动运行：关1
319、1
321、1
312、1
314、11
31、1130阀，开13
33、1
327、1329阀。
(3)空气围带投自动：关130
2、1307阀，130
1、1305阀。 (4)主轴密封水投自动：关1253阀，开12
51、1247阀。 (5)确认所有水力机械保护回路已投入，且自动开机条件已具备。
(6)首次自动启动前应确认接力器锁定及制动器实际位置与自动回路信号是相符的。
6.2 检查具备自动开机的条件后，按试验确定的空载运行参数，分别在现地LCU及中控室上位机部位操作自动开机。机组由“静止”—“空转”，检查计算机监控程序各部位的执行情况，直到机组升至额定转速。
6.3 自动开机，做好以下各项试验记录：
(1)检查机组自动开机顺序是否正确，检查技术供水等辅助设备的自动投入情况。
(2)检查调速器的动作情况。
(3)记录自发出开机脉冲至机组开始转动的时间。 (4)记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。 (5)检查测速装置的工作是否正常。 6.4 机组自动停机试验
检查机组完全具备自动停机条件后，机组在额定转速空转状态，分别现地LCU及远方上位机方式操作自动停机，机组由“空转”—“停止”
6.5自动停机做好以下各项的检查记录：
(1)检查自动停机顺序是否正确，各自动化元件的动作是否正确可靠。
(2)记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动所需的时间。 (3)检查制动器自动投入与复位是否正确，记录制动后机组停机的时间。
(4)检查测速装置，调速器及自动化元件的动作是否正确。 7 事故停机与紧急事故停机试验 7.1 自动开机，模拟发电机保护事故、励磁事故、水机事故，作用于事故停机，检查事故停机回路与LCU事故停机流程的正确性与可靠性，检查事故配压的动作情况应正确。
7.2 手动操作紧急停机按钮，作用与紧急停机，检查LCU紧急事故停机流程的正确性与可靠性，检查紧急事故电磁阀的动作情况正确。
三 发电机短路升流试验操作
1 发电机升流试验前做好以下准备：
(1)在发电机出口断路器内侧设置可靠的三相短路接线。 (2)用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。 (3)投入水机保护。
(4)切除发电机事故引出联动水机保护的(软、硬)压板。 (5)从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器一机频信号以维持机组的稳定。
(6)励磁调节器切换至“手动”(电流反馈控制)。
(7)测量定子绕组绝缘电阻、吸收比，如不满足GB8564-2003标准的要求则进行短路干燥。
2 手动开机至额定转速，检查各部位运行正常。手动合灭磁开关，手动启动，并操作励磁装置，使定子电流升至25%额定值。检查发电机各电流回路的正确性和对称性。
3 检查发电机差动保护回路的极性和相位，检查发电机后备保护电流回路的极性和相位，各表计的电流回路是否正确。 4 在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。
5 在发电机额定电流下跳开灭磁开关，检验灭磁情况是否正常。 6 每隔10%额定定子电流，记录定子电流与转子电流，做出发电机上升段和下降段的短路特性曲线。 7 发电机短路干燥
7.1 机组短路干燥时短路电流的大小，按每小时升温不超过5～8℃的上升速率控制，绕组的最高温度不超过80℃，每8h测量一次绕组的绝缘和吸收比。
7.2 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，并拆除短路线。
四 发电机升压试验操作
1 投入发电机保护装置，水机械保护及自动控制装置;投入发电机振动、摆度测量装置;断开1#发电机出口断路器DL1，断开G11隔离开关，合G9
11、G912隔离开关。解除10KV励磁临时用电源电缆(包括厂变侧)，恢复励磁变高压侧接线。解出“从发电机出口母线A、B、C三相引线至调速器”的导线。机组励磁采用自并励手动递升加压。
2 自动开机至额定转速，机组各部运行正常后，手动启励，并升至25%额定电压值，进行以下项目的检查：
1) 发电机及引出母线、发电机断路器、各分支回路带电是否正常;
2) 振动、摆度是否正常;
3) 电压回路二次测相序、相位和电压值是否正确。 3 以上检查无问题后，继续升压至50%额定电压，检查无问题后跳开灭磁开关，检查灭弧情况。
4 继续升压至发电机额定电压值，检查一次带电设备运行是否正常;检查电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确;测量机组振动与摆度值，测量轴电压。
5 额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况。
6 进行零起升压，每隔10%额定电压记录一次定子电压、转子电流与机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。 7 续续升压，当发电机空载励磁电流升到额定值时，测量定子最高电压，注意此时定子电压不应超过1.3倍额定电压，并在该电压下持续5分钟。
8 手动操作由额定电压开始降压，每隔10%额定电压记录一次定子电压，转子电流和机组频率，录制发电机空载特性的下降曲线。
9 发电机空载下励磁装置的调整试验
9.1 额定转速下，检查励磁调节器手动单元的调节范围检查; 9.2 励磁调节器自动起励试验;
9.3 自动电压调整范围检查应符合设计要求;
9.4 在发电机额定转速下，分别检查励磁调节器投入、手/自动切换、通道切换、带励磁装置自动开停机等情况下的稳定性。发电机在95%—100%额定转速范围内，投入励磁系统，使发电机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数小于2次，调节时间小于5秒。 9.5 进行励磁装置10%阶跃试验。
9.6 空载电压下进行逆变灭磁试验和跳灭磁开关灭磁力试验。 9.7 测定发电机电压频率曲线。
9.8 进行低励、过励、PT断线、过电压等保护调整及模拟动作试验。
9.9 励磁装置本体的试验由制造单位完成并提供试验报告。
五 发电机带主变与110KV高压配电装置试验操作
1 发电机对主变及110KV高压配电装置短路升流试验 1.1 投入发电机继电保护、水力机械保护装置，主变瓦斯保护，中性点接地开关主变冷却器系统及其控制信号回路。
1.2 在110KV出线隔离开关内侧侧设置三相短路点，升流前断开发电机及主变高压侧断路器所有的跳闸回路; 1.3 用厂用10KV并接于励磁变高压侧提供主励磁装置电源。1.4 断开2#主变高压侧隔离开关G1021及断路器DL102，并采取防止误合的安全措施。
1.5 断开线路隔离开关G1
516、接地开关G1120，断开母线PT接地隔离开关G1
110、G1180，断开1#主变高压侧接地开关G10130。
1.6 合1#主变高压侧断路器DL10
1、隔离开关G10
11、中性点接地隔离开关G1019。
1.7 合1#机出口断路器DL
1、隔离开关G11，合1#机出口母线隔离开关G9
12、G911，合10KV母线I段隔离开关G918，断开41T 高压侧断路器DL90
1、隔离开关G9011。
1.8 开机后递升加流，检查各电流回路是否正确，检查主变、线路保护的电流极性和相位是否正确。
1.9 继续升流至发电机50%、75%、100%的额定电流观察主变与高压配电装置的工作情况。 1.10 升流结束电流降回零后模拟主变保护动作，检查跳闸回路是否正确。拆除主变高压侧及高压配电装置的各短路点的短路线。
2 发电机对主变及110KV高压配电装置的递升加压试验 2.1 投入发电机主变继电保护、110KV线路保护等继电保护装置自动装置控制回路。 2.2 发电机对主变的递升加压
(1)断开1#主变高压侧断路器DL10
1、隔离开关G1011，确认2#主变高压侧高压隔离开关G1021和断路器DL102处于断开位置。机组励磁采用自并励手动递升加压。
(2)手动递升加压，分别升至发电机额定电压的25%，50%，75%，100%。
(3)1#机出口与10KV母线间的定相检查。 2.3 发电机对开关站投运设备的递升加压
(1)合上1#主变高压侧断路器DL101与隔离开关G1011，检查确认2#主变高压侧隔离开关G10
21、线路隔离开关G1516处于断开位置。
(2)分别在25%，50%，75%，100%的额定电压下检查开关站一次设备的工作情况。
(3)检查110KV母线电压回路的正确性。
(4)检查10KV母线PT与110KV母线PT间定相正确，检查主变高压侧断路器同期回路的正确性。 2.4 手动零起升压后，分别在50%、100%额定电压下检查主变和110KV系统一次投运设备的工作情况。
2.5 检查110KV母线二次电压回路的电压、相序和相位应正确。 3 电力系统对110KV母线充电
3.1 充电前：检查并断开主变高压侧断路器DL10
1、DL10
2、隔离开关G10
11、G1021，检查并断开线路接地开关G15160、母线接地开关G1120，检查并断开母线接地开关G1
110、PT接地开关G1180，检查并合PT隔离开关G118。合线路隔离开关G1516，对110KV母线充电。
3.2 用系统电压检查母线PT电压、相序、相位应正确。 3.3 系统电源送至110KV母线后，在110KV线路PT与110KV母线PT间定相正确。检查线路DL同期回路应正确。 3.4 检查系统相序于电站高压母线相序相同。 4 系统对主变冲击合闸试验
4.1 对1#主变进行冲击试验前，检查并断开1#发电机出口断路器DL
1、隔离开关G11，检查并断开厂变41T高压侧断路器DL90
1、隔离开关G9011。检查并断开1#主变高压侧断路器DL10
1、接地开关G10130，合1#主变高压侧隔离开关G10
11、中性点接地刀闸G1019.
4.2 投入主变继电保护和冷却系统、110KV线路保护、自动装置控制回路。
4.3 合1#主变高压侧断路器DL101，对主变进行冲击5次，每次时间间隔10min，检查主变有无异常，并检查主变差动保护及瓦斯保护的工作情况。
4.4 用系统电压检查10KV母线PT电压、相序和同期回路应正确。
4.5 再次检查6KV母线PT与110KV母线PT间的相序应正确。
六 机组并网及负荷试验操作
1 机组并网试验
1.1 对每个同期点先做假同期并网试验。
1.2 在正式并网试验前，断开发电机出口隔离开关G11，模拟手动和自动准同期装置进行机组并网试验并由厂家调整自动准同期装置参数，确定自动准同期装置工作的准确性。 1.3 正式进行机组的手动与自动准同期并网试验。 1.4 进行其它同期点的手动与自动准同期并网试验。 2 机组带负荷试验
2.1 并网后手动方式逐渐增加负荷，检查机组各部位运行情况，观察并记录机组在各种负荷下的振动值。记录不同负荷时导叶开度、轮叶开度、有功功率、励磁电流、机组定子电压、功率因数、轴承温度等，然后手动降至空载。最后进行自动增减负荷试验。应快速越过机组振动区。
2.2 在带负荷情况下，观察1#发电机机组、主变、110KV系统一次设备的工作情况。
2.3 进行带负荷下调速器系统试验。检查调速器系统得协联关系是否正确。
2.4 进行带负荷下励磁装置试验。
2.5 分别在调速器、励磁装置以及计算机监控上进行发电机有功、无功功率从零到额定值的调节实验，调节应平稳无跳动。 3机组甩负荷试验
3.1 机组甩负荷试验应在额定有功负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，根据要求记录有关数据。
3.2 在额定功率因数下，突甩负荷时及甩负荷后励磁系统的工作运行情况及稳定性。
3.3 检查调速器在甩负荷时及甩后的动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率、机组转速上升率等，均应符合设计规定。
3.4 机组甩负荷后，进行全面检查。
3.5 机组带额定负荷下调速器低油压关闭导水叶试验。 3.6 事故配压阀动作关闭导叶试验。
3.7 根据设计要求和电厂具体情况进行动水关闭工作闸门试验。
水电维修范文第5篇
经过大学三年的磨砺，我已经具备了作为财会人员的基本素质。三年的专业学习中，我主修了《会计学基础》、《中级财务会计》、《财务管理》、《审计学》、《中国税制》、《成本会计》等课程，通过这些课程的学习，奠定了我在财务会计方面的理论基础，让我对财务会计的专业有了一个比较系统的认识。在具备了理论知识的同时，我还更加努力的学习了《会计模拟实训》这门课程，把自己学到的理论知识运用于实践，真正做到了理论与实践相结合。通过会计的模拟实训，使我对企业的账务处理流程有了一个更加全面的认识，在学习和实践探索的过程中，我觉得自己已经具备了财会人员应有的基本素质，能够独立完成全盘账务的记账工作。另外，通过《会计电算化》的学习，我还可以熟练操作金碟账务软件，对用友等会计核算软件也有一定的了解。
在努力学习的同时，我不忘自己综合素质的提升。三年的大学生活，我在各方面都取得了令自己比较满意成绩，目前已经取得了会计资格证书，计算机一级证书和英语B级证书，熟悉Word、Excel等办公软件的操作，可以进行简单的英语会话。在学校的考评中，我连续两年荣获“校优秀学习奖”和“国家励志奖学金”。
为了提高自己的组织沟通能力，我积极参与学校的各项集体活动，配合学校老师完成班级的各项工作，一直担任班里的团支书职务。在工作的过程中，我享受到了与同学和老师相处的乐处，从他们的身上，我学会了如何与人相处，学会了如何合理的安排自己学习与工作的时间。在学习之余的假期里，我还经常参加各种社会实践活动，在学校与老师的帮助下，××年××月，我有幸进入××会计师事务所实习，再一次增加了我把知识用于实践的经验。
水电维修范文第6篇
湖南省建筑施工创建 安全质量标准化示范工地
申 报 资 料
湖南东方红建设集团有限公司
二O一二年十一月
目
录
1、湖南省建筑施工创建安全质量标准化示范工地申报表(一式三份)
2、工程项目开工安全条件审查表
3、施工许可证复印件
4、2012年上半年获得示范工地文件(湘建建[2012]136号)
5、企业检查自评表(按JGJ59-2011)
6、达标验收阶段性动态评定表(基础、主体、装饰)
7、建设工程质量监督机构工程质量监督意见
8、音像资料(含农民工学校)
谷山庭苑二期廉租房8#、9#栋工程
湖南省建筑施工创建 安全质量标准化示范工地
申 报 资 料
湖南东方红建设集团有限公司
二O一二年四月
目
录
1、湖南省建筑施工创建安全质量标准化示范工地申报表(一式三份)
2、工程项目开工安全条件审查表
3、施工许可证复印件
4、企业检查自评表
5、达标验收阶段性动态评定表
6、建设工程质量监督机构工程质量监督意见
7、创建湖南省建筑施工安全质量标准化示范工程申请表
8、创建建筑施工安全质量标准化示范工程工作方案