水电站设计论文范文

时间：2023-03-31 16:39:55

水电站设计论文

水电站设计论文范文第1篇

1中小河流水能规划设计定额

1.1编制说明

为了使中小河流水能开发规划满足国家和地方对开发、利用水能资源以及国土治理的要求，统一规定编制规划的原则、工作内容和技术要求，由水利部水电及农村电气化司主持，以水利部农村电气化研究所为主编单位制定了《中小河流水能开发规划导则》(SL221—98)。本导则分为10章，分别为总则、基本资料收集与分析、水能蕴藏量计算、地区社会经济发展预测、水能开发、多目标开发、环境影响评价、流域管理、经济评价与综合分析、规划实施意见等。本导则为中小河流水能开发规划报告提供了编制依据，同时也成为中小河流水能开发规划设计定额的制定依据和规划设计质量的检验标准。

1.2定额标准

中小河流水能规划设计定额内容见表1-2-1。

表1-2-1中小河流水能规划设计定额

章节

名称

工作内容

比例

备注

前言

流域概况、编制条件、编制依据、开发方案、工程特性表

基本资料收集与分析

气象水文、地形、地质、资源、电力系统现状、社会经济发展现状、其它等7个方面

其中气象水文3%、地质2%

水能蕴藏量计算

理论蕴藏量和可开发量

附河长-高程、流量、出力、电能图

地区社会经济发展预测

国民经济现状与发展、电力系统现状与发展、水利现状与发展、电网规划及投资估算

其中电网规划6%

水能开发

开发原则、开发方案与方案比较、控制性工程概况、非控制性工程概况

35%

附开发方案图。开发原则、开发方案与方案比较15%、工程概况20%

多目标开发

防洪、灌溉、供水、航运、其它等

环境影响评价

社会环境、自然环境、水质水量、移民和淹没损失、跨流域引水、其它

其中水质水量即水资源论证2%

流域管理

管理原则、管理模式、管理设施、管理制度

经济评价与综合分析

工程估算、效益计算、经济评价、综合评价

12%

含单项工程估算和经济评价

规划实施意见

近期开发项目、前期工作安排、其它

宜由项目经理(总工)完成

文字修改与校对(每遍2%，各部分修改由相关责任人负责，宜2遍以上)、图纸修改与校对(2%)，文字编辑2%

宜由项目经理(总工)和其它相关人员完成

1.3定额说明

(1)比例系指每章节工作内容(应得工资)所占整个规划设计内容(应得工资)的比例。项目经理和项目总工津贴（工资）另外按规定比例（分别为合同额的1%）计提.项目经理可兼任项目总工。

(2)规划设计质量按《中小河流水能开发规划导则》（SL221-98）和其它相关标准执行。

(3)文字排版与编辑依据《量和单位》（GB3100～3102-86）、《水利技术标准编写规定》（SL1-2002）、《水利水电工程技术术语标准》（SL26-92）。文字录入、排版与编辑工作量已计入各章节。

(4)制图依据《水利水电工程制图标准》（SL73-95）和《水力发电工程CAD制图技术规定》（DL/T5127-2001）。CAD制图、晒图与打印工作量已计入各章节。

(5)各章节可根据工程实际进行增减、合并，其工作量作适当调整。

2小型水电站初步设计定额

2.1编制说明

为了统一小型水电站初步设计报告的编制标准,提高编制质量，由水利部水电及农村电气化司主持，以福建省水利水电勘测设计研究院为主编单位制定了《小型水电站初步设计报告编制规程》(SL/T179—96),要求小型水电站初步设计报告分为15章，分别为综合说明、水文、工程地质、工程任务和规模、工程布置及建筑物、水力机械、电气工程、金属结构、消防、施工组织设计、水库淹没处理及工程永久占地、环境保护设计、工程管理、概算、经济评价等。本规程为小型水电站初步设计报告提供了编制依据，同时也成为小型水电站初步设计定额的制定依据和初步设计质量的检验标准。

2.2定额标准

小型水电站根据其调节性能,可分为径流式水电站和蓄水式水电站。其设计内容的区别主要在于取水枢纽设计的繁简。为此，将小型水电站初步设计定额分为径流式和蓄水式两大类别，其定额内容分别见表2-2-1、2-2-2。

表2-2-1小型水电站初步设计定额（径流式）

章节

名称

工作内容

比例

备注

综合说明

文字13节、附图2类、附表3类

根据各章节内容编写

水文

文字7节、附图8类、附表7类

工程地质

文字10节

根据《勘察报告》编写

工程任务和规模

文字11节、附图11类、附表按需要附列

5.1~5.3

设计依据；工程选址；坝型、坝线及工程总布置

文字3节、附图4类、附表按需要附列

宜由项目经理(总工)编写

5.4~5.5

取水枢纽

文字2节、附图8类、附表按需要附列

11%

包括挡水建筑物、泄水建筑物等

5.6

引水建筑物

文字1节、附图2类、附表按需要附列

18%

其中：压力管道12%

5.7

厂房及升压站

文字1节、附图4类、附表按需要附列

12%

5.8

综合利用及其它

文字1节、附图1类、附表按需要附列

水力机械

文字4节、附图4类、附表2类

电气工程

文字11节、附图12类、附表4类

金属结构

文字6节、附图3类、附表2类

消防

文字2节、附图3类、附表2类

施工组织设计

文字8节、附图2类、附表2类

工程永久占地

文字1节、附图3类、附表2类

环境保护设计

文字4节、附图2类、附表按需要附列

工程管理、劳动安全与工业卫生

文字3节、附图2类、附表按需要附列

概算

文字5节、附表33类

含概算书

经济评价

文字5节、附表8类

文字修改与校对(每遍1.5%，各部分修改由相关责任人负责，宜2遍以上)、图纸修改与校对(每遍1.5%，宜2遍以上)，文字编辑2%

宜由项目经理(总工)和其它相关人员进行

表2-2-2小型水电站初步设计定额（蓄水式）

章节

名称

工作内容

比例

备注

综合说明

文字13节、附图2类、附表3类

根据各章节内容编写

水文

文字7节、附图8类、附表7类

工程地质

文字10节

根据《勘察报告》编写

工程任务和规模

文字11节、附图11类、附表按需要附列

5.1~5.3

设计依据；工程选址；坝型、坝线及工程总布置

文字3节、附图4类、附表按需要附列

宜由项目经理(总工)编写

5.4

挡水建筑物

文字1节、附图5类、附表按需要附列

24%

3个比较方案各7%，推荐方案加3%(提供5种坝高的工程量)

5.5

泄水建筑物

文字1节、附图3类、附表按需要附列

5.6

引水建筑物

文字1节、附图2类、附表按需要附列

10%

含压力管道

5.7

厂房及升压站

文字1节、附图4类、附表按需要附列

5.8

工程观测、综合利用及其它

文字1节、附图1类、附表按需要附列

水力机械

文字4节、附图4类、附表2类

电气工程

文字11节、附图12类、附表4类

金属结构

文字6节、附图3类、附表2类

消防

文字2节、附图3类、附表2类

施工组织设计

文字8节、附图2类、附表2类

水库淹没处理及工程永久占地

文字1节、附图3类、附表2类

环境保护设计

文字4节、附图2类、附表按需要附列

含水保方案概述

工程管理、劳动安全与工业卫生

文字3节、附图2类、附表按需要附列

概算

文字5节、附表33类

含概算书

经济评价

文字5节、附表8类

文字修改与校对(每遍1.5%，各部分修改由相关责任人负责，宜2遍以上)、图纸修改与校对(每遍1.5%，宜2遍以上)，文字编辑2%

宜由项目经理(总工)和其它相关人员进行

2.3定额说明

(1)比例系指每章节工作内容(应得工资)所占整个设计内容(应得工资)的比例。项目经理和项目总工津贴（工资）另外按规定比例（分别为合同额的1%）计提.项目经理可兼任项目总工。

(2)设计质量按《小型水电站初步设计报告编制规程》（SL/T179-96）、《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）和其它相关标准执行。

设计过程中须进行多方案技术经济比较，力争推荐方案科学、安全、经济、实用。

(4)制图依据《水利水电工程制图标准》（SL73-95）和《水力发电工程CAD制图技术规定》（DL/T5127-2001）。CAD制图、晒图与打印工作量已计入各章节。

(5)各章节可根据工程实际进行增减、合并，其工作量作适当调整。

(6)本定额中厂房及升压站按卧式机组厂房考虑，立式机组厂房和贯流式机组厂房所占比例可根据实际情况在本定额基础上调增50-100%。

(7)小型水电站可行性研究报告编制可参照本定额执行。

3小型水电站施工图设计定额

3.1编制说明

小型水电站施工图设计主要根据初步设计审查意见和相关规范进行。施工图设计内容繁琐，本定额仅作参考，有待于进一步研究。

3.2定额标准

根据径流式水电站和蓄水式水电站各部分设计的繁简,将小型水电站施工图设计定额分为径流式和蓄水式两大类别，其定额内容分别见表3-2-1、3-2-2。

表3-2-1小型水电站施工图设计定额（径流式）

部分

单位工程名称

工作内容

比例

备注

一

建筑工程

取水枢纽

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

18%

包括挡水建筑物、泄水建筑物、导流建筑物等

引水工程

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

22%

含压力管道12%

发电厂工程

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

18%

升压变电站工程

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

其它工程

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

10%

二

机电设备

水力机械

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

电气工程

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

10%

三

金属结构

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

四

工程预算

预算及标底

表3-2-2小型水电站施工图设计定额（蓄水式）

部分

单位工程名称

工作内容

比例

备注

一

建筑工程

挡水建筑物

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

25%

包括导流建筑物等

泄水建筑物

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

14%

引水工程

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

仅含压力管道，增加有压隧洞和调压室为18%

发电厂工程

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

15%

升压变电站工程

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

其它工程

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

10%

二

机电设备

水力机械

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

电气工程

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

三

金属结构

1.设计、制图、交底、服务2.校核、审查

四

工程预算

预算、标底

3.3定额说明

(1)比例系指部分工作内容(应得工资)所占整个设计内容(应得工资)的比例。项目经理和项目总工津贴（工资）另外按规定比例（分别为合同额的1%）计提.项目经理可兼任项目总工。

(2)设计质量按《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）和其它相关标准执行。设计过程中须进一步进行技术经济比较，力争设计成果安全、实用、经济、美观。

(3)各部分设计应附详细的计算说明书,存档备查。排版与编辑依据《量和单位》（GB3100～3102-86）、《水利技术标准编写规定》（SL1-2002）、《水利水电工程技术术语标准》（SL26-92）。文字录入、排版与编辑工作量已计入各章节。

(4)制图依据《水利水电工程制图标准》（SL73-95）和《水力发电工程CAD制图技术规定》（DL/T5127-2001）。CAD制图、晒图与打印工作量已计入各章节。

(5)本定额中厂房及升压站按卧式机组厂房考虑，立式机组厂房和贯流式机组厂房所占比例可根据实际情况在本定额基础上调增50-100%。

(6)校核、审查工作占单项工作的20%。

(7)各部分可根据工程实际，其工作量作适当调整。

水电站设计论文范文第2篇

关键词：小水电站；设计；经验

1水轮机的选择

水轮机是水电站一个十分重要的设备，水流的动能和势能转换成机械能就是通过水轮机来实现的。水轮机选择合理与否，直接影响到机组的效率和运行的安全性、经济性。

1.1机组台数的选择

农村小水电站机组台数与电站的投资、运行维护费用、发电效益以及运行人员的组织管理等有着密切的关系。通过多年设计和运行经验表明：农村小水电站机组台数一般为1～4台，且型号应尽量相同，以利于零部件通用和维修管理方便，其中每座电站2台机组居多。

1.2水轮机型号的选择

水轮机型号的选择合理与否，直接影响到水轮机的运行效率、汽蚀和振动等。选择型号时，既要考虑水轮机生产厂家的技术水平和运输的方便程度，又要确保水轮机常处于较优的运行工况，即尽量处于水轮机运转特性曲线图的高效区。尤其是机组运行时，水头的变化不要超过水轮机性能表的水头范围，否则会加剧水轮机汽蚀和振动，降低水轮机效率。

1.3机组安装高程的确定

水轮机的安装高程不能超过水轮机允许的最大吸出高度，否则会引起水轮机转轮的汽蚀、振动等不良现象，因而缩短机组的运行寿命。

（1）卧式机组：安=Z下+hs-/900-D/2

（2）立式机组：安=Z下+hs-/900

式中Z下——尾水渠最低水位（m）；

hs——水轮机理论吸出高度（m），查水轮机应用

范围图及hs=f(H)曲线；

D——水轮机转轮直径（m）；

——水电站厂房所在地的海拔高程（m）。

为了消除或减轻水轮机汽蚀，可将计算出的安降低0.2～0.3m确定安装高程。

2电气主接线的拟定

小水电站的电气主接线是运行人员进行各种操作和事故处理的重要依据之一。农村小水电站装机容量往往有限，一般装机台数不超过4台，相应电站的电压等级和回路数以及主变的台数都应较少。考虑到小水电站（尤其是单机100kW以下的微型电站）的机电设备供应比较困难，运行和管理人员的文化、业务素质普遍较差，从进站到熟练掌握操作、检修、处理故障及优化运行等也有一个过程。因此，农村小水电站的电气主接线在满足基本要求的前提下，应力求采用简单、清晰而又符合实际需要的接线形式。

对于1台机组，宜采用发电机—变压器组单元接线；对于2～3台机组，宜采用单母线不分段接线，共用1台主变；对于4台机组，宜采用2台主变用隔离开关进行单母线分段，以提高运行的灵活性。

3电气测量及同期装置

并入电网运行的小水电站电气测量应包括：三相交流电流、三相交流电压（使用换相断路器和1只电压表测量三相电压）、有功功率、功率因数、频率、有功电能、无功电能、励磁电流和励磁电压等的监视和测量。发电机的测量、监视表计、断路器、互感器及保护装置等装在控制屏上（发电机控制屏）；电网的表计、断路器、同期装置等装在同期屏上（总屏）。

4保护装置

农村小水电站主保护装置的配置应在满足继电保护基本要求的前提下，力求简单可行、维护检修方便、造价低及运行人员容易掌握等。

4.1过电流保护

单机750kW以下的机组，可以采用自动空气断路器的过电流脱扣器作为过流及短路保护，其动作整定值可以通过调整衔铁弹簧拉力来整定，整定值一般为发电机额定电流的1.35～1.7倍。为了提高保护的可靠性，还可采用过流继电器配合空气断路器欠压脱扣器作过流及短路保护，继电器线圈电源取自发电机中性点的1组（3只）电流互感器，继电器动作值亦按发电机额定电流的1.35～1.7倍整定。

原理：当发电机出现短路故障时，通过过流继电器线圈的电流超过其动作值，过流继电器常闭接点断开，空气断路器失压线圈失电而释放，跳开空气断路器主触头，切除故障元件——发电机。

4.2欠压保护

当电网停电时，由于线路上的用电负荷大于发电机容量，此时电压大幅度降低，空气断路器欠压线圈欠压而释放，跳开空气断路器，以防电网来电造成非同期并列。

4.3水阻保护

当发电机因某种原因(如短路、长期过载、电网停电等)突然甩负荷后，机组转速会迅速升高，这种现象叫飞逸。如果不及时关闭调速器和励磁，可能造成事故。一般未采用电动调速的农村小水电站可利用三相水阻器作为该保护的负荷。

水阻器容量按被保护机组额定功率的70%～80%左右考虑。如果水阻容量过大，机组甩负荷瞬间，将对机组产生较大的冲击电流和制动力，影响机组的稳定，严重时可能造成机组基础松动。反之，如果水阻容量过小，达不到抑制机组飞逸转速的目的。水阻器采用角钢或钢板制成三相星型、三角型均可。

对于单机125kW及以下的电站，水阻池内空，以长为机组台数×（0.7～1）m，宽为（0.7～1）m，深为0.6～0.8m为宜，同时考虑机组容量大小，应在短时间内（如3～5min）不致于将池中的水煮沸。

在调试水阻负荷大小时，应在水中逐渐施加水阻剂，调试水阻负荷，直到达到要求为止。

4.4变压器过载、短路保护

变压器高压侧采用跌落式熔断器（或SN10-10型少油断路器）作过载、短路保护。运行经验表明，额定电压为6～10kV的跌落式熔断器只能用在560kVA及以下的变压器,额定电压为10kV的跌落式熔断器只能用在750kVA及以下的变压器。当变压器容量超过750kVA时，应采用油断路器。跌落式熔断器熔丝按下列公式选择：

当Se＜100kVA时，熔丝额定电流=（2～2.5）×高压侧额定电流；当Se≥100kVA时，熔丝额定电流=（1.5～2）×高压侧额定电流。

水电站设计论文范文第3篇

关键词：小水电站；设计；经验

1水轮机的选择

1.1机组台数的选择

1.2水轮机型号的选择

1.3机组安装高程的确定

水轮机的安装高程不能超过水轮机允许的最大吸出高度，否则会引起水轮机转轮的汽蚀、振动等不良现象，因而缩短机组的运行寿命。

（1）卧式机组：安=Z下+hs-/900-D/2

（2）立式机组：安=Z下+hs-/900

式中Z下——尾水渠最低水位（m）；

hs——水轮机理论吸出高度（m），查水轮机应用

范围图及hs=f(H)曲线；

D——水轮机转轮直径（m）；

——水电站厂房所在地的海拔高程（m）。

为了消除或减轻水轮机汽蚀，可将计算出的安降低0.2～0.3m确定安装高程。

2电气主接线的拟定

3电气测量及同期装置

保护装置

农村小水电站主保护装置的配置应在满足继电保护基本要求的前提下，力求简单可行、维护检修方便、造价低及运行人员容易掌握等。

4.1过电流保护

4.2欠压保护

4.3水阻保护

在调试水阻负荷大小时，应在水中逐渐施加水阻剂，调试水阻负荷，直到达到要求为止。

4.4变压器过载、短路保护

当Se＜100kVA时，熔丝额定电流=（2～2.5）×高压侧额定电流；当Se≥100kVA时，熔丝额定电流=（1.5～2）×高压侧额定电流。

4.5变压器的防雷保护

水电站设计论文范文第4篇

1.1引水发电系统

1.1.1取水口拦污栅及启闭设备

1)优化选型布置设计。发电引水隧洞喇叭口底槛678.50mm处设置1孔拦污栅，单孔孔口尺寸为7.5m×10.0m，检修平台高程717.00m，设计水头4.0m，最大引用流量为42.58m3/s，平均过栅流速为0.811m/s，拦污栅重量为26.0t，栅槽埋件重17.0t，型式为平面滑动式拦污栅。选用1台QPG2×250kN－38m高扬程卷扬式启闭机，安装高程726.20m，操作运行条件为静水启闭。2)蓄水安全复核计算。拦污栅主支承是增强四氟NL150CHI型滑块，最大线荷载为25kN/cm，反向支承是钢滑块。栅条间距50mm，栅体主材为Q235B，内力分析计算［2］成果为:主梁最大压应力为105.35N/mm2，发生在跨中处;最大剪力为21.01N/mm2，发生在支座处;最大挠度为9.5mm，发生在跨中处;栅条弯应力为53.1N/mm2，发生在跨中处。拦污栅重量为247kN，提栅清污时考虑污物重量为100kN，拦污栅启闭力为450.1kN，启闭机容量为2×250kN。

1.1.2取水口事故闸门及启闭设备

1)优化选型布置设计。在拦污栅的下游设置1扇事故闸门，孔口尺寸为4.5m×4.8m，底槛高程680.00m，检修平台高程717.00m，设计水头37.0m，闸门型式为平面定轮钢闸门。选用1台安装高程为726.20m上的QPG2×800kN－38m高扬程卷扬机控制闸门，操作运行条件为动闭静启。2)蓄水安全复核计算。闸门由门叶结构、水封装置、4个简支轮主支承(同时兼做反向支承)、4个侧向限位装置和充水阀装置等组成。受力计算采用假设平面体系，按照实际可能发生的最不利荷载组合情况，进行强度、刚度和稳定性验算。闸门在设计水头下动水操作会受到不同程度的动力荷载，动力系数取1.1。门体材料为Q235B，内力分析计算结果为:闸门承受的静水压力为7713.7kN，动水压力为8485.1kN;面板折算应力为157.03N/mm2;主梁最大压应力为128.1N/mm2，位于跨中处。最大剪力为49.2，位于支座处。最大挠度为2.71mm，位于跨中处;主轮与轨道的接触应力为844.06N/mm2;主轨颈部局部承压应力为173.36N/mm2;闸门闭门力为－659.1kN，启门力为479.6kN，持住力为1394.4kN;启闭机容量为2×800kN。

1.2泄水系统闸门及启闭设备

1.2.1溢洪道弧形工作闸门

1)优化选型布置设计。该闸门设置在溢洪道上，底槛设置在堰顶下游侧704.80m处，堰顶高程为717.00m，共设置3孔闸门，启闭机安装高程为719.50m。闸门运行方式为动水启闭，主要承担水库的泄洪任务。闸门的孔口尺寸为12.0m×8.5m(宽×高)，设计水头为8.2m。型式为露顶式弧形闸门，其面板曲率半径为10.0m，支铰高度为5.5m，其结构布置见图1。2)蓄水安全复核计算。闸门由门叶结构(焊接件)、水封装置、支臂、支铰和侧轮等所组成，支承为斜支臂。受力计算采用假设平面体系，并按照实际可能发生的最不利荷载组合情况，对闸门的设计条件和校核条件进行强度、刚度和稳定性验算。闸门在动水操作条件下各部件尚需承受的不同程度的动力荷载，故将设计水头作用在闸门部件上的静水压力乘以动力系数，考虑为最不利的荷载组合，动力系数取1.1。门体材料为Q235B，内力分析计算结果表明:闸门承受的静水压力为4218.0kN，动水压力为4639.8kN;面板折算应力为181.8N/mm2;主梁最大压应力为106.3N/mm2，位于跨中处。最大剪力为69.2，位于支座处。最大挠度为4.36mm，位于跨中处;支臂平面内应力为76.2N/mm2;主支臂平面外应力为66.3N/mm2;闸门启门力为441.7kN，闭门力为246.3kN;启闭机容量为2×250kN。

1.2.2放空底孔进口事故闸门

1)优化选型布置设计。在放空底孔进口设置一道事故闸门，孔口尺寸为2.5m×2.6m(宽×高)，设计水头52.0m。底槛高程为665.00m，检修平台高程为717.00m，启闭机安装平台高程为723.50m。闸门运行方式为动闭静启，由1套QPG800kN－53m高扬程卷扬机控制。当水库需要放空时小开度提门充水平压，待前后水压差小于4m时，再开启事故闸门。2)蓄水安全复核计算。闸门由门叶结构(焊接件)、水封装置、4个悬臂轮主支承(同时兼做反向支承)、4个侧向限位装置等所组成。受力计算采用假设平面体系，按照实际可能发生的最不利荷载组合情况，进行强度、刚度和稳定性验算。闸门在设计水头下动水操作会受到不同程度的动力荷载，动力系数取1.1。门体主材为Q235B，内力分析计算结果表明:闸门承受的静水压力为3491.5kN，淤沙压力为619.6kN，总压力为4111.1kN;面板折算应力为187.9N/mm2;主梁最大压应力为101.27N/mm2，位于跨中处。最大剪力为65.4，位于支座处。最大挠度为0.76mm，位于跨中处;主轮与轨道的接触应力为663.1N/mm2;闸门启门力为769.1kN，闭门力为－22.0kN，持住力为206.3kN;启闭机容量为800kN。

1.2.3放空底孔出口弧形工作闸门

1)优化选型布置设计。在放空底孔出口设置一道弧形工作闸门，孔口尺寸为2.5m×2.2m(宽×高)，承压水头为52.0m，型式为潜孔式弧形钢闸门，底槛高程为665.00m，检修平台高程为668.70m，启闭机安装平台高程为674.60m。闸门运行方式为动水启闭，选用1套QH-SY－500/150kN－4.0m弧门潜孔液压启闭机控制闸门，闸门长期处于闭门挡水状态。当水库需要放空时，动水开启该闸门锁定于检修平台上，待放空完毕，放下工作闸门封闭孔口蓄水。2)蓄水安全复核计算。闸门由门叶结构(焊接件)、水封装置、2个支铰支承和4个侧向限位装置等所组成。受力计算采用假设平面体系，按照实际可能发生的最不利荷载组合情况，进行强度、刚度和稳定性验算。闸门在实际操作中会受到不同程度的动力荷载，动力系数取1.1。门体主材为Q235B，内力分析计算结果为:闸门承受的静水压力为3329.7kN，动水压力为3662.7kN;面板折算应力为183.9N/mm2;主梁最大压应力为33.2N/mm2，位于跨中处。最大剪力为24.4，位于支座处。最大挠度为0.12mm，位于跨中处;支臂平面内应力为98.4N/mm2;闸门启门力为248.8kN，闭门力为122.7kN;启闭机容量为500/150kN。

1.2.4导流隧洞封堵闸门

1)优化选型布置设计。导流隧洞进口设置封堵工作闸门一扇，孔口尺寸为5.0m×6.5m(宽×高)，承压水头为44.3m，闭门水头:20m，型式为潜孔式平面钢闸门，底槛高程为647.70m，检修平台高程为659.00m，启闭机安装平台高程为667.50m。闸门运行方式为动水启闭，选用1套QPQ630kN－13m卷扬式启闭机控制闸门，闸门仅用于导流隧洞封堵时使用，导流隧洞在枯水季节封堵下闸门。因受启闭机平台高程的限制(启闭机平台高程为667.50m)，闭门时最不利水头工况为启闭高程，即水头为20m，因此整个闸门启闭按最不利的情况下水头20m计算。2)蓄水安全复核计算。闸门由门叶结构(焊接件)、水封装置、12个主滑块和8个反向滑块装置等所组成。受力计算采用假设平面体系，按照实际可能发生的最不利荷载组合情况，进行强度、刚度和稳定性验算。门体主材为Q235B，内力分析计算结果为:闸门承受的静水压力为13501.9kN，发生在设计水头44.3m处;材料容许应力(抗拉、抗压和抗弯)为142.5kN，容许应力(抗剪)为85.5kN;面板折算应力为138N/mm2;主梁最大压应力为84.6N/mm2，位于跨中处。最大剪力为71.92，位于支座处。最大挠度为3.78mm，位于跨中处;闸门闭门力为145kN;水柱压力为898.60kN;启闭机容量为630kN。

2结语

水电站设计论文范文第5篇

六百丈二级水电站位于安徽省石台县舒溪河上游的龙井河上，属于龙井河梯级开发项目，也是“十五”期间石台县农村水电电气化建设的骨干电源工程。该站是利用上游的六百丈一级水电站发电尾水，直接引入渠道至龙井河下游集中落差发电的引水式电站。六百丈一级站建有年调节水库，来水面积为18．1km2，总库容660万m3，兴利库容424万m3，装机容量2×800kW，具有不完全年调节性能，担任池州地区电网的调峰任务。

六百丈二级水电站的枢纽工程有：引水渠道、压力前池、压力钢管、厂房及升压站等。电站设计引用流量1．92m3?s，设计水头53．9m，总装机容量2×400kW，工程于2002年7月开工建设，2003年5月并网发电，总工期仅10个月。

2方案选择

六百丈二级水电站工程已于1997年经安徽省水利厅以皖水〔1997〕316号文批复了初设报告，同意兴建。但由于工程总投资较大，单位电能投资效益较差等原因，迟迟未能开工建设。

2001年11月，受石台县水务局委托，安徽省水电科技咨询中心水电技术咨询部会同石台县水务局勘测设计室，共同承担了该工程施工图的设计咨询任务。在本次设计的过程中，根据实际情况的变化以及从提高电站运行效益、降低工程造价、实现减员增效等方面的考虑，对原初步设计方案进行了一定的改进。

原初步设计文件中六百丈二级水电站是通过2910m渠道引至石台县七都镇查上桥附近，集中水头约61．39m，电站总装机为2×500kW，设计多年平均发电量341万kW·h。但通过实地勘察发现，该渠道后段占用较大范围的林场土地，设计征地赔偿较大，工程实施有一定的难度。故在本次设计中将渠道总长由原先的2910m，缩减至2081m，避开了林场土地，相应设计水头减少至53．9m，电站装机容量更改为2×400kW，设计多年平均发电量为240万kW·h。同时电站电气部分装置由高压改为低压，工程总投资由原先的718．86万元降至398．86万元，其中建筑工程总投资为169．12万元，机电设备及安装工程投资110．86万元（其中自动化监控系统投资20万元），金属结构安装工程投资38．55万元，临时工程、征地补偿费及其他费用80．33万元，主要设计参数比较（见表1）。

3渠道泥沙问题的解决

在我省山区小型水电站的建设过程中，尤其是低坝引水式电站，泥沙淤积问题非常严重，严重威胁小水电站的运行和使用效益。六百丈二级电站位于我省皖南山区，由于雨量丰富，常常有大量山坡上的泥沙被冲入渠道内，长期下去会影响渠道的输水能力，加快水轮机组的磨损和锈蚀，不利于电站的运行管理。

该工程引水渠道断面尺寸为2．0m×1．3m，且引水渠道较长，原先仅在压力前池设置拦沙坎和冲沙孔，根据类似经验，冲沙效果不太理想。后决定在渠道桩号1＋730处设置沉沙池1座，尺寸为长10．0m，宽4．0m，前后渐变段长为1．5m，深0．7m。同时在渠道与压力前池衔接处增设拦污栅1座，栅条间距较压力钢管进水口处拦污栅尺寸稍大，主要用于拦截落入渠道的树枝、石块、动物尸体等。通过运行发现对泥沙有较好的沉淀作用，大大减轻了前池的工作负担。

4区间来水的利用

六百丈二级水电站属于中高水头的发电站，因此增加流量对增加电站的发电量，提高电站的发电效益有很大帮助。因此在设计中，在引水渠道渠首处建小型浆砌石挡水坝1座，坝顶为开敞式溢流，坝高2．5m，长10．1m，工程总投资仅1．02万元。引用六百丈一级电站和二级电站之间的区间来水约0．1～0．2m3?s，主要补充六百丈二级电站枯水季节的发电来水，有效提高了电站的发电效益和运行稳定性。

5自动化监控系统的设置

六百丈二级水电站厂房为地面式，厂房内安装2台HLD46－WJ－50型水轮机和2台SFW400－6?850型发电机。电站建成后通过35kV线路T接于六百丈一级电站至池州地区6510变电所的35kV输电线路上。

水电站设计论文范文第6篇

1.输水系统布置方案选择

1.1地形、地质条件

输水系统沿线地形陡缓相间，冲沟较发育，高差大，基本无全风化带，风化裂隙较发育。输水系统自上而下依次通过中奥陶系上马家沟（O2S）组、下马家沟（O2X）组、下奥陶系亮甲山（O1L）组、冶里（O1Y）组、上寒武系凤山组（∈3f）、长山组（∈3c）、崮山组（∈3g）、中寒武系张夏组（∈2Z）的地层。岩性为灰岩、白云岩、页岩、砂岩等，平均饱和抗压强度为92.8～128.2MPa，根据《水利水电工程地下洞室围岩分类》围岩分类为Ⅱ～Ⅲb类围岩，构造发育部位为Ⅳ～Ⅴ类。

地下水以基岩裂隙水为主，局部有少量的岩溶裂隙水，主要接受大气降水的补给。∈2Z2、∈3c1、O1L2－1、O2x1、O2s1-1组岩层为区域性岩溶作用的相对隔水层，岩溶相对发育，其间为相对含水层，相对隔水层与相对含水层呈“互层”状，并且常在含水层底部形成少量上层滞水。上层滞水共有三层，即①上部为上、下马家沟上层滞水；②中部为冶里、凤山上层滞水；③下部为崮山上层滞水。

厂区及输水系统位于区域地下水分水岭，不利于地下水的赋存，地下水埋藏较深，且围岩属中等透水～弱透水，输水系统围岩渗透条件比较好。

输水系统位于西河～耿家庄宽缓背斜的NW翼，尾水隧洞段位于背斜的SE翼，岩层基本水平，倾角3～10°，工程区发育的主要构造有F112、F114、F118、F116、fp21、fp27、fp30等断层和P5张性断裂带等，构造发育的主要方向为NE30～NE60°。输水系统区域内主要发育有4组裂隙，产状为：①NE5～30°SE∠70～80°；②NE30～50°SE∠70～88°；③NE50～60°SE∠70～89°；④NW330～360°SE∠70～85°。以第②组裂隙最为发育。

1.2输水线路的选择

在进行输水系统线路选择时应尽可能布置成最短的直线，综合考虑地形、地质、枢纽布置等条件选择了3条线路布置方案进行比较，即东线、直线和西线三个方案，详见图1。

由于上、下水库在平面上呈NE54°左右方向展布，采用线路最短的直线布置方案时，管线走向为NE50°左右，与站址区主要构造线走向、区内最为发育的第2组主要裂隙及P5破碎带基本平行或成10～20°的小角度相交，且岩层层面与陡倾的构造、裂隙和开挖临空面很容易形成不稳定块体，对围岩稳定非常不利。所以对直线方案不做重点比较。

工程区大小冲沟较发育，地形比较破碎，适合线路布置的位置并不多。为合理确定输水系统线路，对东线和西线两个方案进行了比较。

(1)西线方案

西线方案在平面上沿山脊布置，输水系统走向从NE85°折向NE26°。高压管道部分位于由F112、F116、F118、F208、F209、F114等断层组成的断层密集带中，断层走向为NE20°～NE40°、倾角70°～80°，在满足地形条件下，高压管道难于避开这些断层。在平面和立面上都与高压管道基本平行或成小角度相交，且高压管道与工程发育的第1和第2组主要裂隙基本平行，围岩稳定问题比较突出。

输水系统的惯性时间常数Tw=2.0s左右，在立面布置上，可不设置调压井，但增加了高压管道长度，经过比较,设置上游调压井方案比不设调压井方案可节省投资1140.5万元，所以重点以设置调压井方案与东线方案进行综合技术经济比较。

(2)东线方案

东线方案线路走向从NE15.5°折向NE70°。高压管道部分走向NE70°与P5张性断裂带、F112等构造夹角皆大于30°，与工程区发育的裂隙夹角较大，围岩稳定条件较好。输水系统总长为1811.15m，Tw=2.0s左右，不需设置调压井。投资与与西线方案相当。

经棕合比较后，东线方案围岩稳定条件比较好，工程布置简单，投资与西线方案相当，所以推荐东线方案线路布置。

1.3电站开发方式选择

在输水系统线路确定后，对电站开发方式进行综合比较。根据本电站的特点即上、下水库距离比较短，电站设计水头较高，输水系统距高比较小，L/H在2.0左右，地下厂房可布置的范围不大等，在此仅就首部和尾部两种电站开发方式进行了综合比较。

(1)工程布置

首部布置方案输水系统是由上水库进/出水口、高压管道、尾水调压井、尾水隧洞和下水库进/出水口组成。输水系统总长为L=2123.77m。详见图2。首部布置方式,高压管道比较短，尾水隧洞大于临界长度，需增设尾水调压井。地下厂房可以布置在地质条件相对好的崮山组∈3g和张夏组∈3z2地层中,由于受地形所限,交通洞、通风兼安全洞、出线兼安全洞等附属洞室洞口位置与尾部布置基本相同。从而使附属洞室长度增加。

尾部方案输水系统由上水库进/出水口、高压管道、尾水隧洞、下水库进/出水口等组成。输水系统总长为1859.28m，详见图5。高压管道比较长，地下厂房布置在地质条件相对较差∈3z地层中,但是附属洞室及高压出线电缆较短，且可不设调压井。

(2)工期

首部方案与尾部方案施工组织设计基本相同，不会因厂房位置而改变工程的关键线路,也就是说2个方案总工期相同。因首部方案增设尾水调压井，导致施工支洞和通风洞长度的增加,使地下厂房施工工期比尾部方案增加3～5个月,地下厂房系统需提前安排施工。

(3)工程造价

首部、尾部方案输水系统和地下厂房系统工程静态投资分别为：68848.17、61883.86万元，动态投资为95203.24万元、85076.23万元。首部方案与尾部方案相比，静态投资增加6964.31万元,动态投资10127.01万元。

首部和尾部开发方式综合技术经济比较见表1。

表1电站开发方式比较表

方案

首部方案

尾部方案

工

程

特

性

输水系统总长

2123.77

1859．28

高压管道长度

1188.11

1424．62

发电工况水头损失

18.045

20.152

是否设置调压井

需设尾水调压井,尾水事故闸门室与尾水调压井结合。

否

输水及地下厂房系统主要工程量

洞挖

万m3

77.58

58.29

砼

万m3

23.22

20.80

钢筋

11333

10471

钢衬

9062

10064

厂房预应力锚索

根

918

1182

水道预应力锚索

根

6562

4477

地下厂房位置

崮山组∈3g和张夏组∈3z2地层，埋深450m左右

张夏组∈3z2地层,埋深230m左右

工期

年

首部方案厂房工期比尾部方案长3-5个月,总工期相同

静态投资

万元

68848.17

61883.86

动态投资

万元

95203.24

85076.23

主要优缺点

1.厂房围岩地质条件相对较好。

2.高压管道较短。

3.需增设尾水调压井和尾水事故闸门。

4.各附属洞室及高压出线电缆较长。

5.总工期相同,但厂房工期增长。

6.投资较大,静态比尾部方案多6964.31万元，动态多10127.01万元。

1.厂房围岩地质条件相对较差。

2.高压管道较长。

3.不需设置调压井和尾水事故闸门室。

4.各附属洞室及高压出线电缆较短，比首部方案减少465m。

5.工程投资小。

从地形条件、地质条件、工程布置、工期、工程投资等方面综合比较可以看出，尾部方案明显优于首部方案，所以推荐尾部布置方案。

1.4供水方式比较

1.4.1引水道供水方式比较

在保证电能损失基本相等基础上，对一管四机、一管二机、一管一机3个方案进行比较。

一管四机方案的投资最少，但管径大，输水系统最大PD＝5360m2，钢管最大厚度达83mm（HT-80,）。已超过世界最高水平，无论从加工制造和现场安装都是很困难的。技术可行性比较差，另外，电站运行灵活性差，也不利于提前发电；一管一机方案管径小，钢管最大厚度为44mm，比较薄，制造、安装容易，且不设岔管，运行灵活，但工程量大，工程造价高，较一管两机方案投资增加6596.6万元；一管两机方案最大PD＝3800m2左右，钢衬厚度为40～60mm。类比国外工程，如日本的今市和蛇尾川电站的最大钢衬厚度都已达到62～64mm。所以无论从制造加工、现场安装条件来说，一管两机方案在技术上是可行的；较一管一机方案工程量少，投资省，因此本阶段引水道供水方式推荐一管两机方案。

1.4.2尾水隧洞数量比较

电站采用尾部开发方式，尾水隧洞较短，不需设尾水调压井。尾水隧洞比较了一机一洞、两机一洞、四机一洞三个方案。一机一洞方案不需另设尾水事故闸门，及尾水岔管，工程量小和投资最少，布置简单，运行灵活。故选用一机一洞布置方式。

1.5竖井、斜井方案比较

相应于选定的尾部开发方式，输水系统在立面布置上受P5和F112等不利地质构造的控制，为将P5和F112等地质构造对输水系统围岩稳定的影响减少至最小，对上竖井下斜井、上斜井下竖井、斜井、竖井4个布置方案进行了综合比较。比较结果见表2。

表2竖斜井综合比较表

方案

上竖井下斜井

上斜井下竖井

斜井

竖井

输水系统总长(m)

2023.68

1952.21

1859.28

2121.07

高压管道长度(m)

1589.02

1517.55

1424.62

1686.41

惯性时间常数Tw(s)

2.30

2.15

2.07

2.40

3#机组引水系统主要工程量

洞挖(万m3)

6.44

6.06

5.46

7.24

砼(万m3)

2.84

2.62

2.36

3.14

钢衬（t）

10137.0

8550.4

8009.8

11320.6

投资（万元）

25704.4

21725.1

20433.9

28812.3

优

缺

点

比

较

地

质

条

件

P5和F112在下平段与高压管道相交，围岩稳定条件较好，

P5可能与高压管道中平段相交，但F112与下竖井以小角度相交，围岩稳定条件较差.

P5可能与中下平段相交，围岩稳定条件较好，F112与下斜井大角度相交，对围岩稳定影响不大。

P5和F112在下平段与高压管道相交，围岩稳定条件较好，

施工

条件

高压管道成洞条件较好，但钢衬厚度较大，最大为62mm

下竖井围岩稳定条件较差，施工难度较大。钢衬厚度较薄，为57mm

下斜井上段围岩稳定条件较差，施工难度较大,钢衬厚度较薄，为57mm

高压管道成洞条件较好，但钢衬厚度较大，为59mm

工程量及费用

工程量较大。投资比3方案高5270.2万元

工程量较小。投资比3方案高1291.2万元

工程量最小。投资为20433.9万元

工程量最大。投资比3方案高8378.4万元

综合比较

地质和施工条件都比较好，但工程量与投资比较大。惯性时间常数也较大。

虽然工程量比较小，但下竖井难于避开F112。围岩稳定条件较

差。

工程量与投资最少，P5与中平段相交，围岩稳定条件较好。惯性时间常数最小。

，但工程量与投资最大。惯性时虽然围岩稳定条件较好间常数也最大。

斜井方案明显优于其它3个方案。P5、F112等构造对输水系统围岩稳定的影响相对其它方案是比较小的，且工程量和工程投资也是最小的，惯性时间常数最小，电站运行稳定性较好,所以设计推荐斜井方案。

2输水系统衬砌型式选择

通过供水方式综合比较，确定引水系统采用一管两机的供水方式，高压管道最大PD值高达3500m2以上。输水系统衬砌型式的确定对其造价有着举足轻重的影响。对于高PD值高压管道，衬砌型式的选择尤为重要。目前大PD高压管道常采用的衬砌型式有：钢筋砼衬砌、预应力砼衬砌、钢板衬砌等。

2.1砼衬砌方案的布置与设计

从经济角度来讲，充分利用围岩的弹性抗力，不衬或采用砼衬砌是比较经济的，但是砼衬砌对围岩的地质条件要求比较高，要想使砼衬砌可行，必须同时满足应力条件和渗透条件。砼衬砌方案的布置详见图3。

2.1.1应力条件

应力条件是指沿管线各点的最大静水压力要小于围岩的最小主压应力。为便于确定管线的布置，首先根据挪威准则初步验算覆盖层的厚度，再根据地应力资料最终确定输水系统管线布置。

对输水系统各控制点覆盖层厚度分别进行计算，除部分高压支管外，其它部位均能够满足挪威准则的要求。

为了解输水系统压力管道范围内的地应力情况，对输水系统上平段ZK97-27、中平段位置ZK97-26、下平段附近的ZK97-21等钻孔进行了地应力测试。高压管道埋藏较深的部分，最小主压应力皆大于内水压力静水头，是能够满足应力条件的。通过三维地应力场回归结果可知，岔管部位的最小主压应力为9.0MPa左右，大于内水压力静水头，也能满足应力条件。从地形、地质条件来讲，具备了采用钢筋砼衬砌条件，而高压支管部分，经过P5张性断裂带、F112、fp38等地质构造，且不能满足应力条件，所以岔管后的高压支管采用钢板衬砌。

2.1.2渗漏条件

渗漏条件是指输水系统渗漏量应在设计允许范围之内。本工程上、下水库皆为人工库，无天然径流补给，且下水库为悬库，高于滹沱河床180m左右，补水费用比较高。鉴于本工程特点，对渗漏条件要求比较高。

输水系统沿线上马家沟组（O2S2）、下马家沟组（O2X1）、冶里组（O2Y）、凤山组（∈3f）、崮山组（∈3g）地层岩溶相对比较发育，属中等透水～弱透水，占高压管道砼衬砌段长度的77%左右，渗透系数为0.8×10-5～1.2×10-5cm/s。尾水隧洞及高压管道下平段，发育有P5、F112、fp38、fp28、fp30、F207、fp11、fp13、F118、F114、F116、F209等地质构造，容易形成集中渗流通道。

地下水类型以基岩裂隙水为主，局部有少量岩溶裂隙水，主要接受大气降水补给。工程区O2S1-1、O2X1、O1L2—1、∈3C1、∈2Z2为相对隔水层，其间为相对含水层，在含水层底部存在少量上层滞水。由于输水系统位于西河—耿家庄宽缓背斜的轴部附近，地下水位很低，通过厂房平洞PD95-1内各钻孔水位长期观测结果，张夏组岩层的地下水位为716.0～719.0m,崮山组岩层地下水位为768.0～769.0m。

输水系统沿线大部分岩层属中等透水～弱透水，且地下水位比较低，为减少渗漏量，输水系统钢筋砼衬砌采用限裂设计，最大裂缝开展宽度为0.2mm。

(1)钢筋砼衬砌结构设计

根据钢筋、砼、围岩的变形协调条件，计算围岩、钢筋砼承担内水压力的比例，其中钢筋砼承担的内水压力按限裂设计，不足部分通过高压灌浆使衬砌产生预压应力来承担。钢筋砼衬砌计算结果见表3。输水系统钢筋砼衬砌采用限裂设计，最大灌浆压力为9.8MPa。目前我国采用灌浆压力最高的为天荒坪抽水蓄能电站，最高值为9.0MPa。南非的德拉肯斯保抽水蓄能电站预应力砼管，最大灌浆压力为8.0MPa,因此从结构方面来说除下斜井下部灌浆压力比较大外，钢筋砼衬砌基本是可行的。

表3钢筋砼衬砌计算结果

部位

(m)

P(MPa)

E(MPa)

(MPa)

Pg(MPa)

(MPa)

中平段

2.35

2.95

2.29

6.45

8500

4.77

0.24

1.44

4.81

下斜井中下部

2.1

2.7

2.04

9.0

8000

6.30

0.28

2.42

8.00

下平段

2.1

2.7

2.04

10.1

6000

6.87

0.28

2.98

9.8

(2)输水系统渗漏量估算

采用钢筋砼衬砌还必须满足渗漏条件，按围岩与砼衬砌厚壁组合圆筒进行估算。输水系统沿线各段渗漏量估算结果见表4。从计算结果来看，整个输水系统渗漏量为6.064m3/s,单位管道长度平均渗漏流量为4.04×10-3m3/s.m。与站址选择补充报告中羊老蹄—李家庄方案输水系统三维有限元渗流计算结果（整个输水系统渗漏流量为10.484m3/s,单位管道长度平均渗漏流量为4.5×10-3m3/s.m）相当，说明渗漏量估算结果是基本可信的。

表4输水系统渗漏量估算结果

部位

围岩

渗透系数KR

10-6m/s

内径D

砼衬砌

厚度

各管段

长度L

单位管长

渗流量QC

m3/s.m

各段渗

漏流量

m3/s

上平段

4.7

0.6

318.12

0.000745

0.237×2

上竖井O2S1O2X2

4.7

0.6

140

0.00129

0.181×2

上竖井O2X1

0.004

4.7

0.6

120

0.0000169

0.002×2

上竖井O1L2

4.7

0.6

165.07

0.00297

0.490×2

中平段

4.7

0.6

92.98

0.00331

0.308×2

下斜井

4.2

0.6

349.63

0.00424

1.482×2

尾水隧洞

0.4

4.3

0.6

424.66

0.00039

0.166×4

合计

6.064

整个输水系统的渗漏流量是很大的，既使内水压力较低的上平段及尾水隧洞渗漏流量分别为0.474m3/s和0.664m3/s也是比较大的，整个输水系统每天渗漏量可达52万m3，占调节库容的12%,钢筋砼衬砌难以满足渗漏条件，应采用预应力砼或钢板等无渗漏衬砌型式。

2.2预应力砼衬砌

根据预应力的施加方法，预应砼衬砌可分为二种类型，一是依靠围岩约束，通过高压灌浆来施加预应力的高压灌浆法预应力砼衬砌；二是通过张拉预应力筋来实现预应力的后张法预应力砼衬砌，也称环形锚索预应力砼衬砌。

2.2.1高压灌浆法预应力砼衬砌

高压灌浆法预应力砼衬砌，能够利用围岩约束，充分发挥围岩的弹性抗力，利用高压灌浆在砼衬砌上产生的预压应力来抵消由内水压力产生的拉应力，使衬砌结构处于受压状态或拉应力不大于砼抗拉强度的状态。是一种比较经济的衬砌型式，但对围岩条件要求比较高。

高压灌浆法预应力砼衬砌计算结果见表5，通过计算可知，既使压力不太高的中平段，所需灌浆压力达11.72MPa，灌浆压力作用下，砼衬砌的压应力为51.3MPa，既使C60砼也不能满足强度要求。

表5高压灌浆法预应力砼衬砌灌浆压力计算成果

项目

单位

计算位置

引水隧洞

中平段

尾水隧洞

围岩单位弹性抗力系数K0

kN/cm3

2.5

2.8

1.0

设计内水压力P

MPa

1.18

6.45

1.16

洞径D

4.7

4.3

衬砌厚度

0.6

灌浆压力q0/设计内水压力p

1.88

1.82

2.23

灌浆压力q0

MPa

2.22

11.72

2.60

q0作用下砼衬砌的压应力σθ

MPa

15.31

51.3

10.7

备注

C30砼即可满足要求

既使C60砼也不能满足要求

C25砼即可满足要求

目前大规模灌浆所实现的压力为8～9MPa，11.72MPa以上的灌浆压力实现难度比较大，所以整个输水系统采用高压灌浆法预应力砼衬砌实现难度比较大，只有根据各段不同条件，采用不同的衬砌型式。

虽然上平段及尾水隧洞设计内水压力比较低，所需最大灌浆压力也不大，考虑到上平段位于上马家沟组地层，围岩分类属Ⅲb类，岩溶比较发育，高压灌浆难度比较大；尾水隧洞位于张夏组地层中，构造比较发育，围岩分类为Ⅲb类，构造发育部位为Ⅳ～Ⅴ类，围岩条件较差，且洞间距不大，所以对于上平段及尾水隧洞，也不推荐高压灌浆法预应力砼衬砌型式。

2.2.2环锚预应力砼衬砌

环锚预应力砼衬砌由于受锚具布置所限，能实现PD值不高，一般在1600m2以下，而本工程最大PD=3500m2以上，整个输水系统采用环锚预应力砼衬砌是难以实现的，只有PD值不高的部位可考虑。

环锚预应力砼衬砌是通过张拉预应力锚索来实现，内水压力基本由预应力锚索承担，对围岩条件要求比较低。上平段和尾水隧洞PD=510m2左右，据国内小浪底无粘结预应力混凝土衬砌及隔河岩有粘结预应力混凝土衬砌工程经验,预应力混凝土衬砌投资比钢板衬砌方案可节约30%左右。国外高压管道工程实践也证明了预应力混凝土衬砌比钢板衬砌方案可节省10%～30%的造价；经工程类比认为在此内水压力条件下进行后张预应力混凝土衬砌是可行的。从我国已完成的清江隔河岩、天生桥及正在施工的黄河小浪底排沙洞情况看，目前我国在设计、施工与材料方面均具备采用环锚预应力混凝土衬砌的条件，上平段及尾水隧洞PD值不高具各采用后张预应力混凝土衬砌的条件。技施阶段，考虑环锚衬砌施工工艺较复杂，而且需进行必要的试验，通过补充分析研究，上平段和尾水隧洞采用钢板衬砌。

2.3钢板衬砌

钢板衬砌也就是地下埋管，对围岩条件要求比砼衬砌方案低的多，钢衬方案布置见图5。地下埋管结构是按钢衬—砼—围岩联合作用，共同承担内水压力来设计。

通过过渡过程计算，压力管道末端的最大水击压力为944.47m水头。最大设计内水压力为10.15MPa高压管道最大PD=3553m2。经过计算，高压管道最大钢衬厚度为57mm（HT-80）。从国外工程实例可以看出，钢衬厚度大于57mm的工程实例比较多，最大的是日本的今市抽水蓄能电站钢衬厚度为77mm，且我国已建的十三陵抽水蓄能电站高压管道，已有较大规模采用80级钢材的经验，因此高压管道采用钢衬方案技术上是可行的。

2.4衬砌型式比较结论

(1)由于输水系统沿线围岩属中等透水～弱透水，且地下水位比较低，虽然采用钢筋砼衬砌在结构上是基本可行的，但渗漏比较严重。因此无论是从电能损失还是从运行期水量补给角度上看，钢筋砼衬衬都是不能满足要求的。

(2)为减少渗漏量，若输水系统全部采用高压灌浆法预应力砼衬砌，由于高压管道PD值比较大，即使压力不太高的中平段所需灌浆压力已将达11.72MPa，目前大规模灌浆所实现的压力一般最大为8～9MPa，整个输水系统采用高压灌浆法预应力砼衬砌实现难度比较大；且在灌浆压力作用下，砼衬砌的强度也难以满足要求。上平段及尾水隧洞设计内水压力比较低，所需最大灌浆压力也不大，但考虑到上平段岩溶比较发育，高压灌浆难度比较大；同时尾水隧洞围岩构造比较发育，围岩条件较差，且洞间距不大，所以对于上平段及尾水隧洞，也不推荐高压灌浆法预应力砼衬砌型式。

(3)高压管道采用钢板衬砌，所需最大钢衬厚度为57mm（HT-80），类比国外工程实例和我国设计、施工经验来看，这种规模的高压钢管技术上是可行的。

3经济管径比较

根据输水系统的具体情况，整个输水系统大至分为三段，即上斜井、下斜井和尾水隧洞。对上述各管段分别拟定三个管径方案，共组合成27个方案，采用费用现值最小法进行比较。从能量损失和电站运行稳定性考虑，6方案(上平段及上斜井为4.7m、中平段及下斜井为3.8m、高压支管为2.8m、尾水隧洞为4.3m)为较优方案。

由于高压管道的设计水头比较高，钢板衬砌厚度较大。为了降低PD值，减少钢板衬砌和钢岔管的设计、制造难度，在上述确定的输水系统管径方案的基础上，针对下斜井的洞径又作了进一步优化，将3.8m直径的下斜井分为2段，上段直径为4.2m，下段直径为3.5m，高压支管直径为2.5m。经对此方案经济分析与方案6相比，其费用现值减少了52万元；水头损失为20.15m，减少了2.28m；电站综合效率提高到0.75，明显较优。

最终确定输水系统管径为：上平段及上斜井为4.7m、中平段及下斜井上段为4.2m、下斜井下段及下平段为3.5m、高压支管为2.5m、尾水隧洞为4.3m。

4水力计算

输水系统水力计算主要包括水头损失和水力过渡过程分析两部分。计算的主要目的是预测整个输水系统发电、抽水工况的能量损失，过渡工况机组转速变化和输水系统压力变化及其极值，选定导水机构合理调节时间和启闭规律，使输水系统结构设计和机组参数的确定做到经济合理。

4.1水头损失计算

水头损失包括沿程水头损失和局部水头损失，水头损失计算结果见表6。

表6输水系统水头损失计算结果

工况

1#输水系统

2#输水系统

双机发电

双机抽水

双机发电

双机抽水

水头损失计算公式

1.6481×10-3Q2

1.7698×10-3Q2

1.6134×10-3Q2

1.7366×10-3Q2

流量(m3/s)

111.76

93.28

111.76

93.28

水头损失值(m)

20.585

15.400

20.152

15.110

注：Q为2台机组的相应引用流量。

4.2水力过渡过程计算

由于抽水蓄能电站具有一机多用，工况转换频繁的特点，复杂多变的工况转换产生的瞬变水力过程，因水体惯性的存在及系统中的能量不平衡，将造成输水系统内水压力急剧上升或下降和机组转速的急剧上升。为使输水系统的压力上升和机组转速上升保持在经济合理的范围内，选定导水机构合理调节时间和启闭规律，因此本阶段委托清华大学进行各工况的水力过渡过程计算。计算成果如下:

（1）输水系统最大水击压力为944.47m水头，发生在机组蜗壳进口管道中心线处。压力升高值为201.11m水头，相对升高为27.1%。高压管道上弯点中心线最小压力为11.81m水头，上弯点顶部的最小水头为9.46m，大于规范规定的不小于2.0m正压的要求。输水系统的最小水击压力为6.86m水头，发生在下水库进/出水口处。

（2）上游闸门井最高涌浪水位为1496.91m，低于闸门井顶高程（1499.5m）2.59m。下游闸门井最高涌浪水位为843.73m，低于闸门井顶高程(844.5m)0.77m；上游闸门井的最低涌浪水位为1438.65m，闸门井处隧洞顶最小正压力为25.3m。下游闸门井的最低涌浪水位为788.84m，闸门井处隧洞顶最小正压力为5.79m。上、下游闸门井的最低水位均满足规范规定的不小于2.0m正压的要求。

(3)机组最大转速为706.5rpm，最大转速上升率为41.3%。

(4)通过小波动稳定分析可知，在小负荷变化情况下，输水系统的过渡过程也是稳定的。

因此证明输水系统的布置是合理的。待下阶段取得水泵水轮机可靠的特性曲线后，将进一步核算水力过渡过程。

5进/出水口设计

上水库位于上马家组第2段O2s2地层中,由于O2s地层中O2s2-2、O2s2-4、O2s2-6为岩性较软的白云岩，而且存在软弱夹层，为使高压管道的上平段避开O2s2-4组地层，改善上平段围岩稳定条件，结合总体布置，上水库进/出水口采用井式。

为了对上水库进/出水口的设计体形的合理性进行验证和优化，委托天津大学水利工程科学研究所对上水库进/出水口进行1:39.17的水工模型试验，试验成果表明：上水库进/出水口在发电和抽水工况下，进/出水时的库水位均较平稳，未出现有害的吸气漩涡，各孔口的流量分配均匀，水头损失也较小，流速分布较均匀，均能满足抽水蓄能电站进/出水口水力学的要求。但是，经多次修改模型试验，均未能完全消除出水口底部的反向流速问题，虽然反向流速不大，仍有待下阶段进一步试验研究。

下水库对侧式和塔式进/出水口进行综合比较后，推荐侧式进/出水口。

6岔管设计

本阶段比较了钢筋混凝土岔管和钢岔管两种结构型式，详见专题报告之八《高压岔管型式研究报告》。推荐采用内加强月牙肋钢岔管。从输水系统总体布置（见图4）来看,岔管采用非对称Y型是比较顺畅的。在岔管体形设计时，初步选用不对称Y形岔管。岔管主管两支管轴线夹角为50°，设计内水压力为10.15Mpa，为减少岔管不对称性，在主锥前通过两节园锥过渡，将分岔角增大到72°。通过采用三维有限元进行优化，岔管主体最大壁厚为82mm，肋板最大厚度为180mm。在钝角区和肋板存在明显侧向弯曲。为改善受力状态，减少钢板厚度，对岔管布置进行调整，采用对称Y形布置形式，经多方案优化后，确定岔管主体最大壁厚为68mm，肋板最大厚度为150mm，两个岔管布置方案应力水平相当，而钢板厚度却大大减薄。减少了制造安装难度。

7输水系统结构设计

7.1高压管道结构设计

压力管道为地下埋藏式，最大PD=3500m2以上。按钢衬、砼、围岩三者联合受力设计，考虑三者之间存在初始缝隙，并假定砼只传递径向荷载，砼厚度均为57cm。根据《水电站压力钢管设计规范》（SDJ144-85）和参考已建抽水蓄能电站经验进行压力钢管设计。

水电站设计论文范文第7篇

地下厂房按2级建筑物设计，厂区地震基本烈度为6度，按规范规定，建筑物不进行地震设防。

1地下厂房位置选择

在选择地下厂房位置时，考虑了下面几个因素。

(1)厂房上游侧靠近水库处有F1断层，与厂房轴线基本平行。厂房应尽量远离F1，以确保厂房围岩稳定和减少渗水量。

(2)厂房靠山体侧的F3断层沿冲沟发育，F3影响范围内的不透水层埋藏很深，透水量较大。因此厂房应尽可能远离F3影响带。

(3)通过厂房的F7、F28、F29断层，与厂房轴线有较大的夹角，对厂房围岩稳定影响不大。而F12、F2断层与厂房轴线基本平行，F2断层靠河床侧正与厂房顶拱相切，对厂房围岩稳定不利，厂房应尽可能地避开。

综合以上因素，同时考虑主变室、尾水调压室及输水系统的布置，确定了主厂房位置。根据实际开挖揭露的地质情况来看，地下厂房位置选择是合理的。

2厂房纵轴线方向确定

2.1确定原则

(1)厂房纵轴线应尽可能垂直于岩体主要节理裂隙的走向或与其成较大的夹角，避免上下游边墙承受较大的侧向压力，以利于围岩稳定。

(2)轴线尽可能平行于初始地应力的最大主应力方向或与其成较小夹角。

2.2轴线方向确定

根据厂区节理玫瑰图及实测的三维地应力成果，在满足洞室稳定和输水发电系统总布置要求的前提下，厂房轴线方向确定为N40°E。理由如下。

(1)根据厂区节理玫瑰图分析，主要节理组方向为N15～30°W，次要节理组方向为N70～85°E。厂房纵轴线与主要节理组方向夹角为55～70°，与次要节理组方向夹角为30～45°。

(2)从实测的三维地应力成果看，最大主应力方向为N68.9°E，与厂房纵轴线方向夹角为28.9°，虽然夹角稍偏大，但其应力值为6.80MPa，属中低应力区，对厂房纵轴线方向选择影响不大。

3地下洞室群布置

除了开关站出线场和控制楼布置于地面外，主厂房、主变室、尾水调压室及其他洞室均布置于地下，形成了一个错综复杂的地下洞室群。

厂区枢纽布置采用主厂房、主变室、尾水调压室三大洞室平行布置的形式，因此，三大洞室的纵轴线方向与主要节理的夹角方向均较大，对顶拱和边墙稳定有利。主厂房与主变室间净距22m(1倍大洞室跨度)，主变室与尾水调压室间净距19.6m。主变室靠近主厂房布置，母线长度较短，可降低造价，提高运行的可靠性。

主厂房与主变室间布置有4条母线洞，每台机组母线通过各自的母线洞至主变室。主变室中布置有电缆电梯竖井，与高程180m的地面开关站和控制楼相连接，由于主变室与主厂房安装场高程相同，故布置了一条进厂交通洞，担负主厂房和主变室的交通运输。在主厂房和主变室四周设上下两层排水廊道，排水廊道内设D76＠3m排水孔形成排水帷幕，组成厂区排水系统，以减少主厂房和主变室的渗水量。

地下厂房安全通道除靠山体侧的进厂交通洞和电缆电梯竖井直接与地面相通外，靠河床侧还利用下层排水廊道经过2号排风竖井和调压室运输洞与左岸厂坝公路相接。

4厂房内部布置

主厂房洞室开挖尺寸为129.50m×21.90m×52.08m(长×宽×高)，布置有4台单机容量150MW的竖轴水轮发电机组，机组间距21m。水轮机安装高程为65.60m。廊道层、水轮机层、发电机层及厂房洞顶高程分别为59.00、69.80、76.60、100.58m,尾水管底板高程50.00m。廊道层布置有盘形阀、滤水设备等；水轮机层上游侧布置调速器、油压装置等水力机械设备及管路，下游侧布置母线出线、电缆等电器设备。发电机层下游侧布置有励磁盘、机旁盘等设备。每一个机组段设楼梯一部，作为连接发电机层和廊道层的垂直交通道。安装场布置在靠山体一侧，长39m,按1台机组大修时主要部件堆放的实际需要，同时考虑施工期的安装及卸车等要求确定。检修集水井和渗漏集水井布置于主厂房靠河床侧，为避免机组检修时下游水位倒灌，检修集水井顶部高程为76.60m，与发电机层高程相同。由于山体内渗透水量难以准确计算，为保证厂房安全运行，厂房内渗漏集水井仅考虑厂房围岩及机组渗漏水量；排水廊道内的山体渗水量流入排水廊道单独设置的集水井内。在主厂房两端各布置1个空调机室。

主厂房吊车梁采用岩壁吊车梁，省去了钢筋混凝土吊车柱，缩小了厂房跨度，同时厂房桥机可以提前安装运行，方便施工。主厂房顶部采用轻钢屋架，上设轻质防水屋面，下设轻质吊顶，中间布置通风管道等。

为了改善地下厂房的运行条件，副厂房采用分散布置方式，将中控室和电气辅助生产用房及办公用房布置于主变室顶部高程180m的地面控制楼内，其余房间分别布置于主厂房和主变室内。

主变室开挖尺寸为97.35m×16.00m×14.80m(长×宽×高)，内设两台220kV三相360MV·A双卷主变压器，底高程76.60m，与发电机层相同，主变压器可经进厂交通洞入安装场进行检修。主变室下部为高压电缆道和事故油池。主变室靠近进厂交通洞布置，电缆电梯竖井通向高程180m地面开关站和控制楼。在主变室两端各布置1个空调机室。

母线洞与主厂房纵轴线相垂直，开挖断面为8.00m×8.40m(宽×高)，底板高程69.80m，与主厂房水轮机层高程相同。母线洞内布置有电压互感器柜、发电机断路器、励磁变压器、电气制动柜等设备。地下厂房横剖面见图1。

5地下厂房支护设计

5.1支护设计原则

(1)根据厂房部位的地质条件，主厂房、主变室、母线洞、尾水调压室和进厂交通洞等均采用喷锚支护作为永久支护形式，对尾水管、输水隧洞及局部洞室交岔口采用钢筋混凝土衬砌作为永久支护。

(2)喷锚支护设计按招标设计阶段地勘报告提供的岩体参数进行，即按维持Ⅱ类围岩稳定所需的支护强度设计。

(3)喷锚支护设计按照新奥法原理，采用“设计施工监测修正设计”的方法，在施工中加强监测和观察，根据实际情况随时调整支护参数。

5.2系统喷锚支护设计

初期喷锚支护参数的选择主要采用围岩分类法、工程类比法、理论验算法，并辅以有限单元法计算成果进行验证。

围岩分类法采用N·Barton,Q系统分类法、Bieniawski地质力学分类法（RMR）、《GBJ86-85锚杆喷射混凝土支护技术规范》和《SD335-89水电站厂房设计规范》等；工程类比法采用国内外已建地下厂房的实例进行类比；理论验算法采用喷、锚、网联合支护的设计方法验算支护效果；有限单元法采用平面有限元和三维有限元法对地下洞室群的围岩稳定性、初选支护参数的合理性、地质参数的敏感性等进行分析、论证，选择了较为合理的支护参数。

6主厂房结构设计

主厂房主要结构有尾水管、蜗壳、机墩、风罩、发电机层楼板和岩壁吊车梁等。

6.1尾水管

尾水管为单孔钢筋混凝土结构，出口为8m×8m的方形断面，轴线与机组纵轴线垂直。尾水管结构由锥管段、弯管段和扩散段三部分组成。由于锥管段和弯管上段四周为大体积混凝土，并设有钢衬，所以设计中只对弯管下段和扩散段进行了结构计算，锥管段及弯管上段参照已建电站经验配置构造钢筋。

弯管下段结构计算中，在垂直水流方向切取一代表性剖面，按弹性地基上的箱形结构进行内力计算，由于尾水管杆件截面尺寸较大，跨高比小，故计算中考虑剪切变形和刚性节点影响。扩散段结构计算中，在垂直水流方向切取两个代表性剖面，按钢筋混凝土衬砌结构采用边值法进行结构分析、配筋，按有限元法进行校核。

6.2蜗壳

蜗壳采用金属蜗壳，进口直径为5.40m，顶板最小厚度1.50m。蜗壳上半部与钢筋混凝土之间铺设弹性垫层隔开，使蜗壳混凝土不承受内水压力作用。弹性垫层材料采用聚苯乙烯泡沫板，厚度为3cm。蜗壳钢筋混凝土结构为一空间整体结构，计算中简化为平面问题考虑，即沿蜗壳中心线0°、90°、180°径向切取3个计算断面，形成一变截面Γ形框架，不考虑各Γ形框架之间的约束作用。采用结构力学和平面有限元方法进行内力分析。考虑到弹性垫层材料具有一定的弹模，正常运行时蜗壳内水压力有可能部分传至混凝土结构，为安全计，结构计算中对上述情况进行了校核。

6.3机墩、风罩

机墩是水轮发电机组的支承结构，承受着巨大的动荷载和静荷载。本电站机墩形式为圆筒式，内径5.93m，下部最大壁厚4.035m，高3.145m，它具有刚度大、抗扭和抗振性能好的特点。机墩结构计算包括动力计算和静力计算两部分。动力计算中忽略机墩自重，用一个作用于圆筒顶的集中质量代替原有圆筒的质量，使在此集中质量作用下的单自由度体系的振动频率与原来的多自由度体系的最小频率接近；机墩的振动作为单自由度体系计算，在计算动力系数及自振频率中不计阻尼影响；机墩的振动为弹性限幅内的微幅振动，力和变位之间的关系服从虎克定律；结构振动时的弹性曲线与在静质量荷载作用下的弹性曲线形式相似，从而可用“动静法”进行动力计算。在静力计算中假定荷载沿圆周均匀分布，正应力取单宽直条按矩形截面偏心受压构件计算；扭矩产生的剪应力假定按两端自由的圆筒受扭公式计算；有人孔部位的扭矩剪应力假定按开口圆筒受扭公式计算；孔边应力集中（正应力）按圆筒展开后的无限大平板开孔公式计算。计算结果除进人孔部位因主拉应力超过混凝土允许拉应力需按计算配筋外，其余部位按构造配筋。

发电机风罩为一钢筋混凝土薄壁圆筒结构，内径13m，壁厚0.50m，高3.655m，其底部固结于机墩上，顶部与发电机层楼板整体连接。风罩内力按薄壁圆筒公式进行计算，计算时考虑温度应力的影响，外壁温度取20℃（冬天）、30℃（夏天）；内壁温度取40℃；混凝土浇筑温度根据当地的气温资料取12℃。计算结果表明，混凝土浇筑温度对风罩内力影响很大，因此在施工中要求严格控制混凝土的浇筑温度。

6.4楼板

发电机层楼板采用薄板、次梁、主梁和柱组成的常规板、梁、柱结构系统。设计活荷载发电机层为50kN/m2，安装场为160kN/m2。

6.5岩壁吊车梁

岩壁吊车梁是通过长锚杆将钢筋混凝土吊车梁固定在岩壁上的结构，吊车的全部荷载通过锚杆和钢筋混凝土吊车梁与岩石接触面上的摩擦力传到岩体上。岩壁吊车梁计算取纵向单米宽度，按刚体极限平衡计算，不考虑吊车梁纵向的影响。桥机设计最大轮压450kN，计算中对岩壁吊车梁的断面尺寸、岩壁壁座角和上排锚杆倾角进行了多种组合，最终确定的岩壁吊车梁岩壁壁座角α=20°，上排受拉锚杆(A、B锚杆)倾角分别为βA=25°、βB=20°，锚杆直径和间距均为φ36＠0.75m，锚杆计算安全系数K=2.24（设计），K′=2.11（校核）。

受拉锚杆锚入岩石的深度，一方面是为了吊车梁受力的需要，另一方面是加强岩壁支护和控制围岩变形，根据挪威专家推荐的经验公式L=0.15H+2(H为厂房边墙高度m)进行计算，受拉锚杆锚入岩石的深度为8m。受压锚杆主要起加固围岩和保证吊车梁混凝土与岩壁良好粘结的作用，其直径、间距及锚入岩石的深度，参照已建工程的经验选用φ32＠0.75m，L=6m。设计中要求锚杆靠岩壁表面2m范围涂上沥青，将拉力传至岩体深部以减小锚杆的初始应力(但由于种种原因施工中未被采用)。

水电站设计论文范文第8篇

由于大中型水电站许多电气设备状态的切换都必须由人去执行操作，使得电气设备的正常运行与切换不仅与设备的运行状态有关，也与操作人员的业务水平、心理情绪和现场设备熟悉程度有关。一旦发生电气误操作事故，既是人员责任事故，也是恶性事故，它将严重威胁人身和设备的安全。因此，如何采用可靠的防误系统是水电站设计必须高度重视的问题之一。现阶段，我国关于水电站的防误措施有如下类型：停电、验电、挂（合）接地线（接地开关）、悬挂标示牌等技术措施；工作票许可制度、工作间断转移变更制度、工作票终结制度等组织措施；“两票三制”等管理措施。如果合理配置和严格实施以上措施，并通过充分利用计算机技术，则可以实现电气与机械闭锁相结合的完善的防误系统。目前，大中型水电站主要使用三大类型的防误闭锁装置：机械闭锁装置、电气闭锁装置和独立微机防误装置。机械闭锁装置包括普通机械锁、开关柜机械锁、电磁锁等；电气闭锁装置主要针对电动操作机构采用电气闭锁，即用辅助接点在设备的控制回路进行程序闭锁；微机防误闭锁装置是基于微机一次模拟图的信息采集系统和防误逻辑程序，配有电脑钥匙和编码锁（包括电编码和机械编码）组成的系统来实现设备防误闭锁的装置。此外，微功耗无线网络防误系统、蓝牙防误系统在水电站中也得到广泛应用。这些防误装置发挥着不同的作用，并随着技术的发展，在不断更新和进步，笔者结合自身经验主要对微机防误系统、微功耗无线网络防误系统、蓝牙防误系统进行具体分析。

2大中型水电站电气防误系统设计

2.1微机防误系统

2.1.1微机五防技术原理

随着计算机技术的发展，微机五防技术开始应用于水电站设备防误中，在水电站的高压开关设备上应用比较广泛，主要用来防止发生电气误操作的装置设备。一般由主机、模拟屏、机械编码锁、电气编码锁、电脑钥匙等元器件所组成。现在的微机防误闭锁装置的设备大概可以分为四个大类：开关、闸刀、地刀、拦截网，这些设备都是通过了机械编码和电气编码来实现的闭锁，这些设备的闭锁程序需要专业的编程人员来进行编写。现代微机五防系统是在计算机以及网络技术上孕育而生的，它通过软件以五防为原则来管理在现场采集的大量适时数据，并联动发出相应的电气设备动作指令，从而实现数字化的防误闭锁，也可以实现从前很难实现甚至是无法实现的防误能力，这种技术的产生应该说是电气设备防误闭锁技术中的一次革命性的改革。

2.1.2微机设计方案

①对于水电站内所有的开关都置于实遥信，并且微机五防同水电站的监控系统共享一个数据库，并且可以取消设计电气回路的闭锁，所有的防误功能都让计算机来完成，这样就有效的防止了走空程。②对于站内的所有开关都置于虚遥信，并且微机五防同水电站的监控系统共享一个数据库，并且可以取消设计电气回路的闭锁，防止错误功能全部由微机五防系统同间隔电气闭锁回路来共同完成操作，这就要求微机五防系统必须要有防走空程的措施。

2.2微功耗无线网络防误系统

2.2.1系统组成

通过以上分析，微机防误系统还存在的不足，应用微功耗无线网络技术很好地弥补了这一点。基于微功耗无线网络的防误操作系统由站控层、间隔层、过程层3部分构成，包括防误闭锁主机、网络控制器、锁具及附件、通信接口等部分。整个系统以性能可靠的无线网络作为通信方式，网络控制器为防误闭锁主机、无线电脑钥匙、遥控闭锁装置在水电站内搭建了一个实时在线网络系统。

2.2.2基本原理

在微机防误闭锁系统的基础上，引入一种新技术，即微功耗无线传输模式，形成一种新的防误系统，其将无线电脑钥匙与五防主机实时连接起来，防误闭锁主机与无线电脑钥匙以及现场锁具之间可以实时通信，实现了操作任务执行状态的在线传输及跟踪监控，特别是实现了在线方式下的实时闭锁逻辑判断功能，即系统跟踪设备状态及遥测等信息的变化，实时进行闭锁逻辑判断，根据判断结果，实时控制无线电脑钥匙的操作过程，有效提高运行人员的工作准确性及效率。离线、在线2种运行模式互为冗余，系统更加安全可靠。整个系统具有定时自检和手动巡检功能，随时发现潜在的故障隐患而发出报警，便于工作人员快速处理，消除隐患。

2.2.3具体设计方案

微机防误闭锁系统是一种非常有效的防误系统，其具体设计方案如下：当操作时，无线电脑钥匙通过无线网络接收主机下达的操作指令，按照预演正确的顺序显示当前操作项，运行人员依照无线电脑钥匙提示的设备号依次解锁：对于遥控闭锁继电器，无线电脑钥匙通过无线网络发送解锁申请给五防主机，五防主机通过系统总线直接解锁相应的遥控闭锁继电器，遥控闭锁就地解锁，运行人员可直接进行操作；对于编码锁，将无线电脑钥匙插入相应的编码锁内，若实时闭锁逻辑正确，则开放其闭锁机构，运行人员可就地操作设备的倒闸操作；若锁码错误，系统禁止操作，并在主机界面弹出报警窗口，给出禁止操作的原因，同时通知无线电脑钥匙相关信息。若有控制室和现场交替操作时，运行人员无须返回控制室，在现场用无线电脑钥匙通过无线局域网回传给五防主机，五防主机自动将已经操作过的设备状态进行刷新，然后按原模拟顺序解锁下一步操作。运行人员在主控室操作完成后，五防主机再通过无线网络传输下一步的操作给现场的无线电脑钥匙，由等在现场的运行人员继续进行手动设备的操作。如此反复，避免了运行人员的来回跑动，同时控制室对现场手动操作设备的状态的实时性得到及时掌握。

2.3基于蓝牙技术的无线网络化防误系统

为了完成防误系统与监控系统的资源共享，实现网络化远程解锁监控操作，完善防误系统解锁监督机制，需设计独立的防误系统蓝牙无线网络，并与水电站原有监控系统实现连接，达到资源共享目的。一方面可以防误系统从保护测控获得系统，另一方面，保护测控也可由蓝牙防误系统获得信息量。

2.3.1匹克网的应用

①间隔层设备匹克网应用。为了实现蓝牙无线网络建立，为防误系统提供独立的可靠的信息通道，先在间隔层利用蓝牙技术进行无线通信。各蓝牙设备必须先组成匹克网，再由匹克网组成散射网。本系统设计为主变测控保护、母联测控保护、馈线测控保护、公用测控装置4个匹克网，以此类推，并补保护测控单元、动力变保护测控单元以及通用测控单元和交直流单元分别各自组成匹克网，然后这几个匹克网再组成散射网，与蓝牙主机控制器接口（HC）I进行通信。②蓝牙执行器的匹克网应用。对于现场执行单元，它是防误系统原始开关量（开关、刀闸位置）的采集端口，是现场实际设备解锁与闭锁操作的执行单元，同样需要有可靠的信息通道，因此，对本系统设计为开关、母线刀闸、线路刀闸、母线刀闸与开关间接地刀闸、线路刀闸与开关间接地刀闸5个匹克网（若设备较多，则还可扩充匹克网），这5个匹克网再组成一个大的散射网。

2.3.2硬件设计

蓝牙模块硬件结构：蓝牙技术中，主要有蓝牙芯片组和蓝牙模块两种形式，但最终都能实现蓝牙的无线通信和链路管理功能；蓝牙模块将射频、基带、链路管理器和HCI层集成到了一块芯片上，通过RS232、USB等总线接口实现HCI（主机控制器接口）指令交换。无论是蓝牙基带控制器还是蓝牙模块，都集成了HCI层，作为控制蓝牙芯片各种功能的唯一手段，高层应用也需要使用HCI层与蓝牙芯片进行通信。另外，水电站一个间隔内的各个防误锁具进行实时的控制（解锁或闭锁），是要用弱电控制强电，设计可采用（MOC3051M）可控硅来实现弱电对强电的控制，可靠性好、寿命长而且方便实用。

3结束语

水电站设计论文范文第9篇

甘溪三级水电站位于浙江省临安市甘溪中游，是甘溪梯级开发的第三级水电站，属典型的中水头引水式电站。工程枢纽主要由渠首枢纽、无压输水隧洞、前池、高压管道、发电厂房和尾水渠组成。电站装机容量2×400kW，设计水头34．6m，单机最大过流量1．5m3/s。多年平均发电量223万kW·h，年利用小时数2788h。电站出线T接至10kV甘溪线并网，输电线路长度为500m。

甘溪是天目溪的一条支流，上游建有甘溪一级水电站和甘溪二级水电站。甘溪一级水电站装机容量2×160kW，坝址控制流域面积19．6km2，水库总库容214万m3。甘溪二级水电站装机容量3×500kW，利用集雨面积33．5km2。甘溪流域内雨量充沛，多年平均降雨量1625mm。多年平均气温15．6℃，极端最高气温41．6℃，极端最低气温－13．2℃。

甘溪三级水电站渠首枢纽位于甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，坝址控制流域面积40．3km2，区间引水集雨面积2km2。多年平均流量1．18m3/s，年径流量3721万m3。坝址设计洪水流量386m3/s（P＝10％），校核洪水流量522m3/s（P＝3．33％）。工程区地质条件简单，出露基岩为奥陶系上统於潜组页岩和砂岩，河床处砂砾石覆盖层厚1～3m，山坡处覆盖层厚0．5～2m，两岸台地覆盖层较厚。河道中水质清澈，泥沙含量很少。

2方案选择

2．1坝址选择

甘溪三级水电站是甘溪二级水电站的下一个梯级电站，坝址选择的原则为：1）满足与上级电站尾水位的衔接；2）满足进水闸和溢流堰的布置要求；3）不淹没耕地和房屋；4）使渠首枢纽工程造价最低。根据地形地质条件，坝址选定在甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，该段河床宽约35m，坝型采用浆砌石溢流坝。

2．2厂址选择

厂址位于潘家村乌浪口，电站尾水排入支流乌浪溪中。设计中对上厂址方案和下厂址方案进行比选，下厂址方案与上厂址方案相比，水头增加3．6m，电能增加23万kW·h，效益增加9万元，投资增加25．2万元，差额投资经济内部收益率35．5％，故选用下厂址方案。

2．3无压输水系统方案选择

无压输水系统有隧洞方案和明渠结合隧洞方案两种布置形式，两方案的轴线长度基本相同。明渠结合隧洞方案是进水闸后接长度为425m的浆砌石明渠，其后仍为隧洞。经过比较，隧洞方案较明渠结合隧洞方案减少投资6．2万元，隧洞方案日常维护工作量少，且不占林地，故无压输水系统选用隧洞方案。

3主要建筑物

3．1渠首枢纽

渠首枢纽由拦河堰、进水闸和拦沙坎组成。拦河堰为折线型浆砌块石实用堰，溢流段长31．1m，堰顶高程224．63m，最大堰高2．23m，堰顶宽1．5m，上游面垂直，下游面坡度1∶2。堰体采用M7．5浆砌块石砌筑，外包30cm厚C20混凝土。由于上下游水位差小，溢流堰仅设置4m长的浆砌块石护坦来消能，堰体防渗采用混凝土防渗墙。

进水闸位于甘溪的左岸，紧邻甘溪二级水电站的进厂公路，采用侧向引水，引水角15°。设置1孔宽2m的闸孔，闸底板高程223．35m，后接无压隧洞。进水闸为胸墙式结构，闸室长4．46m，设1道拦污栅和1扇铸铁工作闸门，手动螺杆启闭机启闭，启闭机平台高程227．70m。由于河道中泥沙很少，且大部分淤积在上游的水库中，渠首枢纽不设置排沙设施，进水闸前设有拦沙坎，拦沙坎前考虑人工定期清沙。

3．2无压输水隧洞

进水闸至前池之间为无压隧洞段，长2354．947m。根据地形条件及施工要求，无压隧洞段由1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞和1号钢筋混凝土埋管、2号钢筋混凝土埋管组成，1号隧洞长124．100m，2号隧洞长855．485m，3号隧洞长1315．362m。1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞之间由钢筋混凝土埋管连接，1号钢筋混凝土埋管长50m，2号钢筋混凝土埋管长10m。隧洞沿线分布的岩性为奥陶系上统於潜组砂岩、页岩互层，上覆岩体厚度30～90m，整体性较好，属Ⅱ～Ⅲ类围岩。隧洞断面采用城门洞型，开挖断面宽2．4m，高2．65m（其中直墙高1．45m，矢高1．2m，半径1．2m），纵坡为1?2000，洞底采用10cm厚的C15素混凝土找平。隧洞进出口及断层地段采用钢筋混凝土衬砌，衬砌厚度30cm。连接段钢筋混凝土埋管采用箱型结构，净宽1．8m，高2．05m，壁厚0．3m。

在桩号2＋139．35处设置溢流支洞，把进入隧洞多余的来水排入支流乌浪溪中。溢流支洞长65m，断面呈城门洞型，开挖断面开挖宽2．4m，高2．65m。

3．3前池及压力管道

前池布置在厂房上游的山坡上，采用钢筋混凝土结构，总长21．2m。正常运行水位223．2m，最低运行水位221．9m，前池工作容积94．1m3，边墙顶高程224．7m。前池进水口前设拦污栅和事故钢闸门。

压力钢管布置在山坡中开挖出的管槽内，全长52．68m。因设计引用流量不大，压力钢管采用一管二机的供水方式，在厂房外45°卜形分岔成两支管。选定主管管径1．2m，钢板壁厚12mm。支管与蝶阀同直径，管径0．8m，钢板壁厚8mm。压力钢管在桩号管0＋021．44处设镇墩，每7米增设支墩，前池压力墙及镇墩后各设1个伸缩节。钢管槽底宽2．6m，左侧布置踏步，以便于压力钢管的日常维护。

3．4发电厂房

发电厂房位于潘家村山麓下，厂房基础全部座落在基岩上，根据机电设备的布置，采用地面式厂房。厂房内布置2台卧式水轮发电机组，机组轴线与厂房纵轴线平行，机组间距7．4m，上游侧布置蝴蝶阀和控制保护屏，安装间位于厂房的右端。发电机层地面高程188．64m，安装场地面高程189．60m。因发电机层与安装场之间存在高差，为便于设备的安装和检修，厂房内设1台5t的单轨手动葫芦，架设于屋面大梁下。厂房采用混凝土排架结构，砖墙围护，长22．0m，宽8．7m。

水电站设计论文范文第10篇

关键词：小水电，技术，改造，措施

随着社会主义建设事业的发展，小水电建设发展很快，已经成为地方经济的支柱产业。但是，早期的小水电站由于资料不足，设计不合理，设备选型不当，弃水多，闲置容量多。通过技术挖潜增加效益的可能性很大。本文就小水电站现状进行分析，提出挖潜增效的技改措施。

一、小水电建设现状

新疆境内的阿尔泰山、天山、昆仑山脉中分布着许多条小河流，拥有极其丰富的水力资源。自治区水能理论蕴藏量为3355万kW。兵团的水力资源主要分布在各师（局）所属垦区的独立河流区域内，有的师与地方处在一个水系内。小水电蕴藏量约为234万kW，可开发量78万kW，已开发16.5万kW，占21%。兵团的小水电事业是从无到有逐步发展起来的。十一届三中全会以后，各农业师及农牧团场大办农田水利事业，水电事业有了较大的发展。从巴里坤草原到伊犁河谷，从阿尔泰山到昆仑山，兵团13个农业师有小水电的师就有10个，以小水电供电为主的师有5个，水电对各农牧团场生产的发展起到了促进作用，经济、社会效益十分显著。新疆的小水电在政府扶助下通过艰苦奋斗逐步发展起来的，对加速小水电建设步伐起到巨大作用。但也造成了重建轻管的思想，存在的问题没有引起足够重视，以至安全隐患逐步增加，机组出力不足，效益下降，水力资源浪费严重。

二、小水电存在问题

初期建造的电站，装机大多在200kW以下，水库电站一般都是2×40kW，主要是解决附近村庄的照明用电，据目前水能分析计算，装机可成倍增加。水头没有充分合理利用，电站选址位置不合理，如早期隧洞开凿困难，就近在坝址附近建站，没有利用河床坡度；水库涵管后采用明渠引水，没有利用大坝高度的势能，尤其是低水头电站更加明显。部分梯级开发电站上下级发电流量不配套，下一级电站由于位置优越提前开发，且按原设计标准年利用小时都在3000h以上，在上游电站逐步开发后，发现上游发电流量大，下级电站流量偏小，弃水增加，甚至有的电站发电量不增反降。早期机组性能差，效率低，出力不足，设备老化、效率低，运行不稳定，易发生气蚀，有些机组已淘汰，目前零配件购置困难，个别电站仍在使用高能耗变压器等等，这些电站安全问题突出，必须实行技改，对设备进行更新。个别电站管理落后，设备长期在超负荷或低负荷下运行，承包者追求短平快，业主监督不力，无维修保养制度，机组损坏严重，长期带病运行，积劳成疾。

三、小电站技改的举措

随着可开发资源的逐渐减少及老电站安全问题的日益突出，逐步对老电站进行了技改，通过几年的探索，取得了较好的经济效益和社会效益，符合社会经济发展规律。

1、增容改造

当前，对有能量潜力和运行时间较长的电站，均可进行机组增容和更新改造，这是一种投资少、见效快，既利国又利民的好途径。在目前水电建设资金紧缺的形势下，这要比开发新电源点具有明显的优势。需要改造的电站都是早期兴建，水力条件较好，开发简单、设备简陋的电站。对无调节性能的电站原则上不列项，不再新建。但挖潜改造要有合理的规划，对小水电站进行普查，把需要改造的电站，摸底排队，根据当地经济发展，制定科学的切实可行的改造计划。对花钱少、效益好的改造项目应优先考虑，要查出问题的所在，确定改造内容，分析改造的可行性，防止盲目改造和改造不改效的情况发生。

2、技术更新

对部分机组通过更换转轮和导水机构，可使出力提高一档，从而大大节约技改投资。免费论文。首先是技术进步。早期电力工程，电网建设相对简单，运行中出现的问题似乎更多。随着科学技术的进步，近年来，新技术，新设备的积极的运用于建设中。免费论文。利用虹吸取水方案，利于冰、沙的排除，运行，使用分层分布式计算机综合自动化设备; 35kV模式化变电所模式一直在兵团推广，博尔塔拉、阿克苏垦区、小海子、五家渠、伊犁、额敏、北屯、石河子垦区已建成35kV以上变电所30多座;这些先进的技术和设备，提高电气化水平。

3、进行优化设计

中小型水电站改造，应针对每个水电站的具体情况，因地制宜，优化设计。免费论文。要选择最好的，先进的，成熟的技术和配套性能先进的发电机和辅助设备，紧密结合、妥善处理水电站的不可更改的限制条一个有限的投资尽可能在增加发电量，提高水电站的经济效益;充分考虑才能更好地实现先进，合理和经济。委托有资质的单位进行技术咨询并做到优化设计，一个好的设计，可以出水平、效益。

4 、跨流域引水

跨流域调水系统是一项涉及面广、影响因素多、工程结构复杂、规模庞大的复杂系统工程，跨流域调水工程的决策本质上是一类不完全信息下的非结构化冲突性大系统多目标群决策问题，需要从战略高度上，对工程的社会、经济、工程技术和生态环境等方面进行统一规划、综合评价和科学管理，才能取得工程本身所含有的巨大经济、社会和生态环境效益，促进水利文化的进步。为了提高跨流域调水规划管理决策研究的有效性，使工程实现社会、经济、生态环境效益最大、不利影响最小的目标，需要根据跨流域调水对工程水量调出区、调入区和通过区可能存在的不同影响，进行问题的决策研究。

5、提高人员技术素质

确保电站的效率，安全，可靠运行。任何工作的好坏，是与人的素质密切相关。为了提高发电站的经济效率，历来高度重视农村电站工作的业务培训，每年举办1至2次小水电培训班，努力提高技术和业务素质。他们可以提高运行的操作，及时发现问题和解决问题的技能，以确保电厂能高效，可靠运行。小水电采用网络运营，和供电部门举办供电部门“进网电工操作证”培训班，要求持“双证”上岗。

我们要提高认识，克服畏难情绪，采取更加有力的措施，以饱满的工作精神状态，依法将水电站改造到位，消除安全隐患，确保水能资源开发利用和水电建设科学、有序、可持续发展。

参考文献

1 周益,刘顺,钱有锐,赵子伦;小水电站机组制动用气量的计算方法[J];水力发电;1980年05期

2 叶志强;岩溶地区水电站通流表面碳酸钙结垢的特点及成因[J];水力发电;1981年08期

3 陈崇仁;提高已建小水电站经济效果的若干措施[J];水力发电;1981年12期

4 张法思;国外小水电的经济效益分析方法[J];中国农村水利水电;1981年06期

5 胡斌武;;提高小水电站经济效益的一些措施[J];中国农村水利水电;1981年04期

6 陈崇仁;;国内外小水电站建设经验的述评[J];水利水电科技进展;1981年04期

7 陈柏垣;;广东垦区建成小水电站二百四十座[J];中国农垦;1981年05期

8 骆文光;提高小水电站防洪能力的措施[J];水利水电技术;1982年06期

9 罗清浩;严寒地区引水式小水电站冬季安全运行的措施[J];水力发电;1982年01期

10 张继骞;小水电站的可行性设计[J];水力发电;1982年11期

水电站设计论文范文第11篇

关键词：《水电站电气一次部分安装检修与设计》教学改革问题解决方法

一、课程性质

水电站电气一次部分安装检修与设计是小型水电站及电力网专业的专业领域课程，为水电站电气一次部分安装检修与设计提供必备的理论知识和专业技能。本门课程教学采用项目教学法，要求学生熟练掌握水电站电气一次的工作原理、组成、安装、调试、检修与设计知识和技能。学生通过学习，能从事水电站电气一次的安装检修与设计工作。

本门课程以“做”为主体，所有理论知识都在技能训练过程中得以理解和掌握。课程以训练学生水电站电气一次安装检修与设计技能为目标，将水电站电气一次安装检修与设计知识，分解到电气一次系统的安装、检修和电气一次设计项目中。

二、实施过程

《水电站电气一次部分安装检修与设计》的实施过程分为四个环节。

1.资讯：项目相关理论知识的学习。

在资讯环节进行有关理论知识的讲解，基本上采用传统的教学方法，但是会辅助与其他的教学方法，例如断路器的灭弧过程以动画的形式播放给学生观看，这样就比较形象化。

2.决策与计划：拟订项目实施方案。

决策与计划环节是要求学生自主完成的，对具体项目的实施，要求学生分组拟订实施方案，教师只做引导。

3.实施：按照任务要求完成项目。

制订实施方案以后，各任务小组根据相关资料完成项目的实施。

4.检查与评价：检查项目完成情况，总结提高。

学生制作PPT，讲授任务完成过程。老师和学生就本次任务完成情况进行检查并评价，并就任务中的知识点进行提问。

《水电站电气一次部分安装检修与设计》课程改革实施进程表

三、实施过程中存在的问题及解决方法

在课程教学改革实施过程中也存在一些问题。

1.实训场地试验设备不能完全满足要求。

高压实验室设备少、使用频率高，学生人数较多，实验安排非常紧凑，学生需要更多的时间来巩固和加深理解。系部正在努力解决设备紧张的问题，准备购进一些设备模型供学生练习拆装。

2.有些设计或是其他项目只能让学生自主利用课余时间完成。

电气主接线的设计是在课程设计的同时完成的，电气设备的安装检修与设计和高低压设备安装检修实习联系起来，充分利用实验室设备。

3.教学团队建设不够完善。

《水电站电气一次部分安装检修与设计》任课老师大都是校内专任教师，建议多请些现场专家讲解操作规范与现场安全措施等。

21世纪初期是我国高职教育快速、健康发展的关键时期，高职高专院校必须与时俱进，更新观念，创新制度，深化改革，努力提高人才培养质量。《水电站电气一次部分安装检修与设计》课程教学改革正在探索中前进，我们正积极寻求更为有效的教学方式，努力地解决教学过程中存在的问题，力求真正实现教学做一体化。

参考文献：

［1］李付亮，周宏伟.水电站继电保护［M］.郑州：黄河水利出版社，2008.

［2］黄庆丰，金永琪.水电站电气设备［M］.郑州：黄河水利出版社，2009.

水电站设计论文范文第12篇

关键词：小水电，技术，改造，措施

一、小水电建设现状

二、小水电存在问题

三、小电站技改的举措

1、增容改造

2、技术更新

3、进行优化设计

4 、跨流域引水

5、提高人员技术素质

参考文献

1 周益,刘顺,钱有锐,赵子伦;小水电站机组制动用气量的计算方法[J];水力发电;1980年05期

2 叶志强;岩溶地区水电站通流表面碳酸钙结垢的特点及成因[J];水力发电;1981年08期

3 陈崇仁;提高已建小水电站经济效果的若干措施[J];水力发电;1981年12期

4 张法思;国外小水电的经济效益分析方法[J];中国农村水利水电;1981年06期

5 胡斌武;;提高小水电站经济效益的一些措施[J];中国农村水利水电;1981年04期

6 陈崇仁;;国内外小水电站建设经验的述评[J];水利水电科技进展;1981年04期

7 陈柏垣;;广东垦区建成小水电站二百四十座[J];中国农垦;1981年05期

8 骆文光;提高小水电站防洪能力的措施[J];水利水电技术;1982年06期

9 罗清浩;严寒地区引水式小水电站冬季安全运行的措施[J];水力发电;1982年01期

10 张继骞;小水电站的可行性设计[J];水力发电;1982年11期

水电站设计论文范文第13篇

关键词：排涝泵站；电气设计；继电保护

1 泵站概况

新建安栏排涝泵站，位于城市郊区地带，为新建雨洪利用工程的取水泵站，泵站设计主要以3台泵站电气设计为主，总装机容量为8200kW，单台电动机的额定功率为2600kW，厂房一共2层，分为主、副两个厂房，采用L型布置。本文主要就该泵站电气设计相关要点进行了论述。

2 泵站设计要点分析

2.1 主接线设计

当地的供电来源于泵站周围的220kV和110kV两座变电站，并与泵站保持一定的距离，220kV变电站与泵站相距32km，而110kV变电站与泵站相距20km。

为了提高泵站供电的稳定性，采用双电源的供电方式，分别从220kV变电站和110kV 变电站引入1回35kV线路，两个电源的导线截面型号都选用LGJ-185。

在进行电气主接线设计时，应结合项目建设规模及系统现状等条件对接线方案进行确定；同时，在电气主接线方案设计中应注意以下几点：一是提升电力系统的稳定性；二是合理选择泵站水泵的运行方式，三是要确保接线的简单化、供电的可靠性和检修的方便性，三是满足经济适用的要求。

（1）电气主接线方案

泵站主接线35kV侧和6kV侧的接线都采用单母线接线方式。另外，为了达到泵站分期建设的目标，除了在电机侧采用单母线接线，而且要设置电机额定电压为6kV。

（2）站用电电源的引接

为了提高供电的可靠性，泵站用电电压采用400V系统，其接线采用单母线接线方式，并分段进行连线，同时设置2台630kVA站用变压器。1台站用变压器接在电机母线侧（SC10-630/6kV，6±2×2.5%/0.4kV）；另一台变压器接在35kV母线侧（SC10-630/35kV，35±2×2.5%/0.4kV）。

2.2 电机起动方式

本泵站结合用水量和运行情况对泵组扬水流量进行调节，同时为了提高供水流量的稳定性和可靠性，以及离心泵组能够达到0～50%流量调节要求，泵站决定采用高压变频器起动方式。

另外，在进行泵站设备配置时，需要增加2台水泵和1台高压变频器，在确保水泵正常运行的情况下，水泵可以采用“一拖一”起动方式；然而，在起动水泵时，由于每台水泵不能直接起动，因此在检修高压变频器故障时，将会影响到全站泵组运行的稳定性，甚至会出现停止运行。

根据泵站前两期的建设现状分析，其供水率达到了97%，所以为了确保全站泵组的正常起动，应增加2台高压变频器，在进行电机起动接线时，要设置起动母线。在泵站一期运行中，采用2台泵组运行，一用一备；在泵站二期运行中，采用同一容量1台泵组，不需要增加高压变频器。同时，在选用泵站供电主接线时，采用电机起动分段母线，以达到设备互用的目的。

由于本泵站供电来源于城市电网负荷中心，为此，电网对用户电气设备的谐波干扰提出了更高的要求。在谐波干扰处理过程中，由于高压变频器DSP控制系统可以合理调制谐波的波形，因此在运行中减少消谐装置的配置，进而可以降低消谐装置的投资成本。

2.3 继电保护

（1）设计原则

在本泵站继电保护过程中，主要微机型继电保护装置，如主变设备、电动机等。同时，在进行设备组柜时，应坚持独立、方便维护的原则；而对于35kV线路来说，应采用综合测控保护模块，并将其安装在开关柜内，以达到集成的目的。

（2）电机保护

在泵站电机保护过程中，对#1、#2泵组电机进行合并，并设置1面发电机保护屏。

（3）变压器保护

在变压器保护过程中，对#1、#2泵组变压器进行合并。另外，将65kV线路微机和35kV线路微机安装在开关柜内。

（4）电能量计费系统

电能量计费装系统作为泵站电能量计费系统的重要环节，主要以2回35kV线路为计量对象，并在继保间布置电度表计柜。

2.4 厂房布置

本泵站厂房分为两层，由主、副厂房组成。主厂房总长43.450m、宽15.700m，副厂房总长47.230m、宽14.620m。

在进行厂房布置时，采用分层布置方式，布置形状为L型。副厂房布置在主厂房左侧。在厂房内部布置时，主要分为3层，即控制层、设备层和电缆层。控制层与安装间同高程。副厂房控制层的布置内容如下：中央控制室、通信室、6kV 和35kV 高压开关室、高压变频器室、低压开关室等。

由于本工程位于沿海地区，经常会出现雷电天气，因此在户外设备布置时，要充分考虑到环境影响。在布置方案选择时，选用高压开关户内布置方式，这种方式相对于户外敞开式来说，具有安装时间短、占地面积少等优势，同时也方便于运行维护，确保设备安全稳定运行，且户内布置方式还具有技术及经济方面的优势，因此，在进行35kV 和6kV的配电设备择时，应采用户内手车式开关柜。此外，为满足泵站分期建设要求，选用两台 8000kVA油浸式主变压器，（S10-8000/35kV8000kVA，35±5%/6kV，连接组别Yd11Ud%=7.5）。

2.5 照明设计

近年来，随着人们用电量的增多，泵站对供电可靠性提出了更高的要求，泵站照明主要分为两种，一种是工作照明，另一种是事故照明。工作照明采用 380/220V三相五线制的交流供电，而事故照明采用直流供电。

电源供应的可靠性是确保整个泵站照明正常运行的前提。因此，在泵站照明设计时，要确保电源接入的合理性，正确的做法是从厂内用电的两段母线接入，在设置工作照明时，应分为自然采光和无自然采光。泵站主要供电范围包括厂房的控制层、设备层、中控室等，同时要确保这些场所用电的独立性，减少相互之间的干扰。另外，结合泵站的负荷情况，直接从厂用配电屏引出，如果中间出现一些故障，也不会对其他照明供电造成影响。而在照明回路设计中，为了方便对场内照明灯具进行控制，需要设置独立的配电箱，以避免线路发生故障。

2.6 防雷接地

在进行泵站防雷接地工作时，在35kV线路进线段架设避雷线以及在开关柜内设置柜装避雷器，以起到直击雷的保护作用。在厂房直击雷保护时，在屋顶上设置-50×5扁铁接地网。泵站的接地系统为厂房接地网散流接地区和进、出水池水下接地体。泵站接地电阻要求R4。

3 结论

综上所述，通过对本泵站投入运行上看，其设计不断改善了流域内排水系统，有效防止了城市的内涝，在避免强降雨引发的涝灾对当地人们造成的生命和财产损失方面，发挥了重大的作用。通过本工程的实践，得出以下几个方面的结论：

（1）本泵站采用单母线接线方式，不仅可以提高接线的可靠性，而且还可以降低项目的投资成本；

（2）对泵站采用电压降损措施，使电机的转速起到调节流量的作用，满足了泵站的运行要求；

（3）在进行厂房布置时，应分两层进行布置，主要采用L型布置方式，这样能够避免对电气设备造成影响；

（4）在户外设备布置时，采用高压开关户内布置方式，此方式具有安装方便、占用空间少、方便维修等优势，从而确保电气设备的稳定运行。

参考文献

水电站设计论文范文第14篇

【关键词】水电站；技术改造

1.前言

金口河小河新村电站是大渡河支流小河梯级开发的最下游一级电站，属无调节引水式高水头电站。电站自文店建坝取水，经3280m隧洞及82m暗渠引水至大渡河与小河汇合口下游约200m处建厂发电，尾水泄入大渡河。

金口河小河新村电站始建于1987年年底，于1990年3月建成投产，电站共安装两台水轮发电机组，总装机容量2×3200kw，设计引用流量5.0m3/s，设计水头171.6m。多年平均年发电量3648万kw.h，多年平均年利用小时5702h。电站由底栏栅取水枢纽、无压引水系统及厂区枢纽组成。

金口河小河新村电站自1990年3月建成投产至1998年，年发电能力一直徘徊在3800万kw.h上下，统计1991年～1998年8年的发电情况，年平均发电量为3666万kw.h，与设计多年平均年发电量3648万kw.h相差无几。但随着1999年国家退耕还林，还林还草等宏观调控政策的实施，电站集雨面积内土壤保水能力增强了，电站水质、水量得到明显改善。突出反映在平水期、丰水期电站运行区间内，长期存在弃水，时间长达四、五个月。根据实际情况，新电公司在与原厂家重庆水轮机厂联系后，运用提高发电机运行功率因数的合理手段，在保证机组除有功功率以外的所有参数均在控制范围以内的前提下对原有机组进行了技术改造，通过尽可能多发有功、少发无功的方式，实现了机组实际有功功率达到2×3500kw的发电能力。具体反映在近几年（即2000年以来）发电量呈逐渐上升趋势，年发电量在4100kw.h上下，统计2000年～2005年6年的发电情况，多年平均发电量为4130kw.h，机组长期超发对设备危害很大。尽管如此，电站弃水时间年平均仍在100天以上，弃水量达1.0～1.5m3/s以上。因此，从电站来水情况来看，金口河小河新村电站具有进一步增容改造的先决条件。为了充分利用小河流域得天独厚的水资源，增加发电量，进一步提高电站的经济效益，同时为提升电站在区域电网中的占有量，提高自己的市场竞争力，在日益激烈的市场竞争中巩固自己应有的一席之地，尽快对电站进行全面增容改造已势在必行。

2.增容改造论证的总原则

根据业主的要求，本次增容改造确定的装机规模应能保证不对底栏栅坝、沉砂池、引水洞、渠、前池等水工建筑物进行大的改变；电站的压力管道、厂房基础等原则上不应有大的变化；电站的主要电气设备（如变压器等）原则上不更换。因此，在确定增容方案时，不改变已有建筑物的位置，仅在满足相关规范、规程要求的前提下对局部控制性部位进行加高改造，以满足增容改造后引水系统过流的要求。在拟定方案时，考虑了在原有机组基础上改造和新增一台小机组两种方式。金口河小河新村电站增容改造论证在上述原则的指导下提出增容改造方案，通过技术经济比较最终选择经济、合理的增容改造方案。

3.增容改造方案的拟定

根据《水工隧洞设计规范》（SL279-2002）对无压引水隧洞在恒定流情况下洞内水面线以上的空间不宜小于隧洞断面面积的15%，且高度不应小于40cm，在非恒定流条件下，若计算中已考虑涌浪时，上述数值允许适当减少的规定，对本电站引水系统过流能力起控制作用的江沟溢流堰最大可加高0.35m，即最大过水水深可达到2.16m。

根据不同发电负荷情况的实测流量及过流断面资料及引水隧洞竣工图，反算出江沟溢流堰下断面及与前池相接的暗渠末端断面的糙率分别为0.01744及0.01534，然后分别计算两断面过水水深达到2.16m时的几何参数，从而算出江沟溢流堰下断面及与前池相接的暗渠末端断面的最大过流流量分别为6.88m3/s及6.8m3/s，则本电站引水隧洞最大过流能力按6.8m3/s考虑。根据动能计算，在此流量下最大装机能达到8900kw，此为本电站增容改造方案装机容量考虑的上限，在此基础上，动能拟定了增容后总装机规模为7660kw、8000kw、8400kw、8900kw四个容量等级。根据新村电站原厂家重庆水轮机厂的承诺，对新村电站增容至8000kw以内的规模，可通过对水轮发电机组自身的改造达到增容的目的，且不会对厂房建筑结构造成大的变动，也不会对改造后的水轮发电机组产生严重的危害，也不需更换主变压器；而电站增容至8000kw以上时，若仍通过对水轮发电机组自身的改造达到增容的目的，由于吸出高程变化较大，将会对原厂房动力基础造成较大的变动，改造后的水轮发电机组效率降低，必须更换两台大容量主变，投资大，效果差。根据上述分析，拟定电站增容改造方案时，考虑增容后容量为8000kw及以下的方案通过对水轮发电机组自身的改造来达到增容的目的，增容后容量为8000kw及以上的容量方案考虑通过新增一台小机组达到增容的目的。

根据上述分析，拟定以下方案进行技术经济比较：

2×3830kw（方案一），2×4000kw（方案二），2×3200kw+1600kw（方案三），2×3200kw+2000kw（方案四），2×3200kw+2500kw（方案五）。

4.装机容量及增容容量的选择

新村电站为无调节电站，在系统中担负基荷，所占比重很小。本次装机容量复核论证中，装机容量范围由装机利用时数4000～5700h选择，机组台数除电站目前实际机组台数为2台以外，增容后容量在8000kw以内均考虑由原两台机单机增容，增容后容量在8000kw以上增容方案均按在原有2×3200kw装机方案的基础上增加一台机考虑，即为2+1台。

在装机方案论证中，增容改造机组仍采用混流式机型，增容改造机组效率按与原电站机组效率相近考虑，机组综合出力系数统一按7.6，但计算受阻出力和电量时则按机组汛期实际效率进行。考虑来水量及引水道过水能力的限制，选择增容方案2×3830kw（增容1260kw）、2×4000kw（增容1600kw）、2×3200kw+1600kw（增容1600kw）、2×3200kw+2000w（增容2000kw）、2×3200kw+2500kw（增容2500kw）重点进行动能经济比较。

通过技术经济的综合比较，得出如下结论：

①、从单位经济指标来看，机组增容至8000kw以上时单位kw.h投资随着装机的增大而增大；单位kw.h投资以增容1260kw和增容1600kw方案最低，为0.533元/kw.h和0.611元/kw.h。

②、从动能指标来看，增容1260kw方案补充装机利用时数高达2130h，虽然其它各项指标也较好，但由于新村电站水资源富余较多，水能资源未得到充分利用。增容1600kw则较为合适，补充年利用时数1960h，作为无调节能力的电站，一方面可多得部分电量，对原电站2×3200kw机组的影响也不会太大。同时本电站作为无调节电站，补充年利用时数已达1960h，重复容量也不应太大，以免造成电站投资上的浪费，系统也难于有效接收汛期电量。而增容2000kw方案和增容2500kw方案使受阻电量达到27.0万和34.0万kw.h，最小水头已低达167.9m和166.8m，继续增大容量对原电站（额定水头171.6m）正常运行影响较大。因此，增容2000kw和增容2500kw的方案装机明显太大。

③、新村电站为已建电站，投产已多年，其水工建筑物及机电设备均按装机2×3200kw规模设计。经复核，虽然电站引水隧洞过水能力有一定富余，但富余度不大。当采取各种措施后，最大过水能力仅6.8m3/s。尤其压力管道及电站尾水渠过水能力有限，此过水能力对电站增容容量的选择是一个重要的限制性条件。此外，过度增加增容电站的规模将导致额定水头的大幅下降，影响原有2×3200kw装机（额定水头171.6m）的正常运行条件，导致受阻电量的大幅增加。

综上所述，新村电站增容改造论证，在基本不影响原有2×3200kw电站运行工况的前提下，根据增容电站自身的动能经济指标比较，重点比较改造机组增容1260kw方案和增容1600kw方案，同时也比较了改进机组和新增一台小机组两种形式的增容1600kw方案。从充分利用水能资源、对原机组和原电站建筑物影响最小和综合经济效益最大几方面综合衡量，在水轮机生产厂家保证机组改进质量的前提下，以改造机组增容1600kw方案动能经济效益最好。因此，推荐增容改造方案为机组改造增容1600kw方案。改造后电站总装机容量达8000kw，总发电流量6.11 m3/s。

5.增容改造方案论证工作的体会

金口河小河新村电站根据方案论证的结果，于2008年按推荐方案完成了电站的增容改造，从增容改造后电站的运行情况看，电站运行良好，输水系统基本达到其最大过流能力，与推荐方案的结论相吻合。电站的经济效益得到明显的提高。通过金口河小河新村电站增容改造方案论证的工作实践，本人认为要做好水电站的技术改造方案论证工作，要重视以下几个方面的内容：

5.1重视基础资料的收集

技术改造的基础资料包括三个方面的内容，其一是电站各主要建筑物的竣工资料及设备的实际运行参数等；其二是电站设备及机组运行检修记录等；其三是水文资料（包括实测发电负荷和相应流量资料等）。如果上述资料不完全，对重要的部位一定要通过实地测量等工作来完善。对基础资料的收集、复核和分析总结十分重要，这是做好技术改造工作的前提。

5.2重视输水系统的核算

在小型水电站增容改造中，有一个关键环节需要慎重对待，即输水系统。一方面要保证增容后的过流能力，另一方面要保证增容后各主要建筑物的运行安全可靠。

金口河小河新村电站增容改造论证，针对各方案涉及的主要建筑物均进行了必要的工程复核。主要进行了以下几个方面的复核计算：

①引水隧洞最大过流能力的复核计算

引水隧洞最大过流能力的复核计算对确定增容改造的装机容量方案有重要意义，用以明确增容改造的工作范围。

②底栏栅廊道最大进流能力的复核计算

底栏栅廊道最大进流能力的复核计算是对取水可靠性的一个复核，以确定是否需要对底栏栅廊道进行加高。

③底栏栅坝坝前特征水位的复核计算

底栏栅坝坝前特征水位的复核计算包括二方面的内容：一是坝前正常水位的复核，这也是对取水可靠性的一个复核，以确定是否需要对溢流坝段进行加高；二是各频率洪水位的复核，这是对工程运行安全性的一个复核，用以确定是否需要对两坝肩非溢流段及坝前两岸护坡进行加高。

④正常发电情况无压输水系统水位推算

本部分工作内容是对输水可靠性的一个复核，主要是为无压输水系统各控制部位是否需要加高提供计算依据。无压输水系统的控制部位一般包括沉砂池、溢流侧堰、前池。

⑤引水渠道系统的侧堰水力计算及涌浪计算

引水渠道系统的侧堰水力计算及涌浪计算分别根据《水电站引水渠道及前池设计规范》（SL/T205-97）附录A及附录D进行计算。主要包括以下工作内容：

一是侧堰的水力计算，包括侧堰堰顶高程的确定和堰上平均水头的计算，这部分计算主要为引水系统最高涌浪水位的计算提供依据。

二是引水渠道系统的涌浪计算，包括前池最高涌浪水位的计算和前池最低涌浪水位的计算。前池最高涌浪水位的计算和前池最低涌浪水位的计算都是一个保证电站运行安全性的一个复核。前池最高涌浪水位的计算用以确定是否需要对前池墙顶进行加高；前池最低涌浪水位的计算用以确定前池进水室底板高程是否满足增容改造后电站进水时淹没深度的要求。

⑥压力管道水头损失计算

压力钢管水头损失包括局部水头损失和沿程水头损失两部分。

压力钢管水头损失计算即是对压力管道的过流量和水头损失的数值关系进行计算，并绘制水头损失与流量关系曲线Δh=f（Q），以分析选定最大允许的水轮机额定水头和设计引用流量。

⑦压力钢管镇墩稳定复核计算

根据《水电站压力钢管设计规范》（SL281-2003）附录A进行计算，这是对压力管道增容改造后运行安全性的一个复核。

⑧厂房设计尾水位复核计算

厂房设计尾水位是确定水轮机安装高程所用的尾水管出口断面处出现的水位。根据《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）第8.1.4条规定，装机1～2台时，机组安装高程应满足1台机组在各种水头下50%最大出力运行时的吸出高度和相应尾水位的要求。这部分的复核计算很重要，尾水位的变化对电站增容改造后机组的正常运行有很大影响，厂家在进行水轮发电机组的改造时，也应充分重视尾水位的变化。

5.3增容改造时必须分清主次

由于水轮机在水轮发电机组中处于原动机的地位，故水轮机运行效率高低对电站效益影响显著；水轮机的选型技术难度较大，影响参数也多，在水电站实际运行中出现的问题也比较多，这是符合客观规律的。因此，要求在小型水电站的增容改造中，必须分清主次，首先要抓住水轮机的改造，从而带动水轮发电机组和整个水电站机电设备及水工建筑物和金属结构的技术改造，这是应当遵循的原则。进行方案论证时要充分重视水轮机生产厂家的意见和建议，这样确定的增容改造方案才会更有技术可行性和经济合理性。

6.结语

金口河小河新村电站通过增容改造论证，认为在厂家确保机组改造质量的前提下，通过改造原有两台水轮发电机组，由2×3200kw增容至2×4000kw的方案最为合理可行。该方案设计水头171.6m，引用流量6.11m/s。该方案土建部分的改造内容包括底栏栅坝栅条更换、沉砂池溢流堰、江沟溢流堰的加高改造、1#隧洞部分洞段顶拱喷C20砼减糙和防风化处理、厂房动力基础局部改造等；水轮发电机组部分的改造内容主要包括更换改型转轮，更换发电机定、转子线圈，更换发电机空气冷却器，保护调整更换调速器等；电气部分的改造主要是将ZLQ20-3×185更换为YJV-3×240。由于按《小型水电站技术改造规程》（SL193-97）对方案进行了全面论证，使得实际增容改造取得了很好的效果。

水电站设计论文范文第15篇

【关键词】电气改造；小水电站；改造探讨

1.引言

据调查统计，我国的农村小水电站大部分是在60年代至80年代建成的，这样算来至今运行已约有30年之久。根据作者所了解，很多水电站发电机的定子绕组和转子绕组出现老化现象、绝缘等级降低、发热增加、滑环严重冒火；水轮机转轮等过流部件有较严重的磨损、变形，或虽然多次进行补焊但叶片变厚、变粗糙与原设计误差较大，机组的效率严重下降。有的是历史原因机组选型不配套，水量浪费、出力不足，效益低下，水电站还由于受以前的电价政策和设计思想的局限，选择装机容量时均偏小，现在的更新改造可以结合增容改造来进行。因此，对农村小水电站进行改造很有必要，本文主结合实例对水电站的电气改造技术进行阐述。

2.水电站电气自动化改造施工设计的原则

由于本文所讨论的电站改造主要是针对农村的中小型水电站。电气的改造是对水电站电气设备原有的控制系统进行改造，特别注意的是在运行中的水电站进行电气的自动化改造，既要充分考虑改造之后监控系统的安全可靠性问题，同时也需要注意安全施工与施工质量和工期。因为要引起注意的是水电站的的机组与供电设备是不可能完全停运来改造，我们在改造时只能分步利用电气设备轮流的检修机会来进行施工改造的实际情况。从而必须全面地分析掌握现场设备的实际状况，制定合理优化的改造设计以及施工方案，在满足系统安全性、可靠性的前提下充分利用系统原有设备，以优化改造的施工量、缩减改造工期、减小设备改造停运的影响，从而实现投资省、见效快的目的。

3.小水电站的电气改造技术分析

3.1 水电站的基本情况

阳山县秤架二级水电站工程位于阳山县秤架瑶族乡境内。电站开发利用河流属珠江流域北江水系二级支流的秤架河，秤架河长85km，流域面积1221 km2，发源于阳山县与乳源县及湖南省宜章县交界的锰坑石山，海拔高程1902m。设计年径流深为1428.9mm，多年平均流量为8.77m3 /s ，多年平均径流量为2.77亿m3。

秤架二级水电站始建于1981年，设计水头180.25m，其装机容量为4×2500kW。秤架二级水电站第一次增容技改于1991年6月，总装机容量为5×2500kW。第二次增容技改于1991年6月，总装机容量为16500（5×2500+1×4000kW），第三次扩容改造规划于2012年8月，总装机容量为20000（4×5000kW）。

该水电站的二次测量、控制和保护等设备原采用的是继电器逻辑控制。开关站自投产以来，由于发电任务繁重，高压电气设备无法按期进行正常的维护和检修，长期的超负荷运行加速了设备的严重老化。当时的高压设备在技术上和制造工艺上的落后造成电站开关站的运行可靠性不高，以上的这些因素都对开关站的安全运行带来隐患。由于该电站已经运行30多年，根据相关单位的安全鉴定电站的设备比较陈旧，保护方式落后，自动化水平低，电站的绝大多数元器件已经过时，并且因为是常规的继电器逻辑控制操作，从而使得其维护复杂，发生故障多，严重影响着水电站的正常安全运行。

为了提高本水电站的自动化水平，可以使电站达到高效、可靠运行，对电站的电气将要进行改造，改造的目标是达到一个较为先进的水平。经相关单位的仔细讨论，本电站电气改造的大体改造采用进口的Power-base国际新型水电站计算机监控系统。这个水电站的计算机监控系统采用分层分布式硬件结构，由可选的各个模块组成，采取模块化编程，实现对水电站的自动监测、控制、调节和保护，使电站运行高度自动化。该系统的“开放”设计原则，使系统扩展方便、组态灵活、适应性强，满足电站在不同时期的需要。对于该系统的具体性能参数可以参考其说明文献。

3.2 Powerbase计算机监控系统配置及主要功能

由于水电站的电气改造过程还是较为复杂的，而本文所讨论的电站的改造系统式从国外进口的，在此限于篇幅进对其功能做大概的介绍。系统上位机硬件包括工控计算机、显示器、打印机、语音报警器。下位机测量控制单元有：水轮机／发电机控制模块TCM—30、控制扩展模块EXP—30、现地操作显示模块GDI—20、发电机保护及测量模块GPM—30（包括10路温度巡检）、差动保护模块DPM-30、Optocom总线、LCM导叶测量变送器、ACC—007电子测速变送器、微机线路保护装置、主变微机保护装置、公用设备控制PLC等。

上位机主要完成全厂运行自动化及其管理，历史数据存档、归档、检索、报表生成，运行操作记录，故障报警，各种画面显示，与调度自动化系统联网等功能。机组控制保护单元是由可选的各个模块组成，用户根据需要选择模块，模块均是从加拿大引进。用较少的费用便可灵活提供特殊的控制性能。操作控制分为从保护控制到后备保护，每个模块包括一个高速的微处理机和容错安全回路，带必要的操作软件以控制某一操作功能，每台水轮机／发电机的控制模块都固定在一个标准的控制柜内。

微机线路保护装置主要完成以下功能：1）电流闭锁电压速断保护；2）过电流保护；3）自动重合闸；微机型变压器保护装置保护功能如下：1）主变差动保护；2）复合电压启动过电流保护；3）轻、重瓦斯保护；4）油温过高保护；5）压力释放保护；6）过负荷保护；7）过电压保护；8）零序电压保护；9）零序电流保护。

3.3 关于水电站的直流系统改造

本水电站改造后，为确保继电保护、微机监控系统、事故照明等直流电源的可靠性，对原有的老式直流系统予以更新，选用KZBT—220V新型成套直流装置。该装置由一组220V容量150Ah的免维护铅酸蓄电池（组装在盘柜内），一套浮充电整流装置，一块调压馈线屏共三面屏组成。

3.4 水电站机组自动化系统改造分析

机组改造后，取消原有性能较差的励磁机，采用微机控制的自并激静止可控硅励磁方式。由于电站为并网电站，采用高油压液压操作器，液压控制柜采用工作于脉冲状态并且同结构简单的直流电磁阀。同时采用气囊式蓄能器，不需要高压气系统，免去了维护。在每台发电机出口断路器设同期点，采用自动准同期方式，由TCM和GPM模块中的同期功能检查同期并合闸。考虑到电站的自动控制和无人值班的要求，主变高压侧断路器不设同期点，采用三相一次重合闸方式，设置检无压重合，检同期重合功能。

3.5 注意关于水电站的电气改造中可能的问题

水电站电气改造的施工和设计相关人员，要注意在水电站的电气改造中出现的相关问题，所出现的问题不只是针对本文所讨论的水电站。以下几个方面要引起注意：1）结合电站电气系统的实际情况，合理选配DPU数量。2）监控系统的回路问题；3）同期回路问题；4）跳、合闸监视回路问题；5）合理选用I/0卡件问题；6）合理选用扩展继电器。

结论

小水电站电气技术的更新改造，不仅是在原来的技术水平上以新换旧，而是一个再创造的过程，实际上牵涉到水力资源配置、电力市场需求以及环境保护等问题。本文讨论的秤架二级水电站改造后，提高了电站的自动化水平，其自动化得程度达到无人值班的要求，这明显提高了运行安全的可靠性并且减轻了运行强度。从而可以减低了水电站的投资和运行费用，无疑得到了显著的经济和社会效益，极大地促进了农村的中小水电站的发展。目前农村小水电站的电气改造还是处于发展中，笔者认为会有良好的势头。而本文所讨论的小水电站的电气技术改造也为小水电自动化技术的推广起到了很好的示范作用。

参考文献

[1] 刘安民.八甲水电厂技术改造探讨[J].甘肃水利水电技术,2006.

[2] 林顺,杨刚,郑玮.三门峡水电站电气改造中三卷变压器的选择[J].水利水电工程设计,2008.

[3] 李问勇,孙世勇.弯弯川电厂发电机增容改造分析.[J].吉林水利,2004.

水电站设计论文范文

精品推荐

扩展阅读

推荐期刊

西北水电

水电与抽水蓄能

小水电

广东水利水电