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水电站设计论文大全11篇

时间:2023-03-23 15:11:35

水电站设计论文

水电站设计论文篇(1)

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)。

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。

水电站设计论文篇(2)

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:

水电站设计论文篇(3)

2.水文地质条件

坝址河谷较宽呈“U”型。岩性为侏罗统南圆组第三段流纹质晶屑凝灰熔岩。两岸山坡残积土夹碎石厚约2~5m。左岸风化程度较右岸深,尤其左岸河边一带风化较深。河床及漫滩阶地有卵石覆盖,厚约7~10m。

坝址控制流域面积为1701km2,坝区气候温和。坝址多年年平均流量59.9m3/s,10月~4月为枯水期。施工洪水特性如下表。

时段

P(%)

10~12

11~1

10~3

10~4

11~4

全年

5

245

151

265

280

238

4900

10

197

133

242

244

213

3990

20

153

115

224

204

187

3360

33.3

123

103

155

179

167

2240

50

103

94

132

156

149

2180

3.导流标准、流量及导流方式

工程坝址处河床天然常水位为23.5m,相应的水面宽为90m。河道右侧有近60m宽的大片滩地,两岸岸边较缓,故具备分期导流条件。控制工期的关键项目为厂房工程,同时大部分施工辅助企业设在左岸,因此一期导流先围左岸2孔水闸和发电厂房,洪水由右岸明渠通过;二期围右岸2孔水闸及重力坝,洪水由已建的左侧2孔水闸通过。坝址处河床洪枯流量比约为10,汛期洪水较大,而上游山仔水电站系季调节水库,调节性能好,为减少施工难度,降低导流工程造价,施工导流时段采用枯水期10~4月。工程属Ⅳ等工程,主要永久建筑物为4级,相应的临时建筑物为5级。施工洪水导流标准为:洪水重现期10~5年(土石围堰)或5~3年(混凝土围堰)。坝址附近有大量的土料可用于围堰填筑,采用粘土围堰可降低导流造价,围堰结构采用土石围堰。由于厂房工程结构复杂,一期工程量大,施工期长,围堰过水对工期及经济都影响较大,故一期导流标准选为洪水重现期10年;二期拦河坝结构相对较为简单,工程规模小,在一个枯水期可完成,故二期导流标准选为洪水重现期5年。一期导流流量为244m3/s,二期导流流量为204m3/s。一期厂房施工采用拦砂坎加高围堰或厂房进尾水闸门下闸渡汛。导流平面布置见图3-1。

4.导流建筑物

4.1导流明渠

导流明渠布置在右岸滩地上,长169.78m,梯形过水断面,左边坡为垂直坡,右边坡为1:1,明渠底宽为20.0m,上游首部底板高程为22.50m,下游尾部底板高程为22.00m。明渠桩号坝上0+020上游段右转27°后与河道相接,明渠桩号坝上0+020至坝下0+040与坝轴线平行,明渠桩号坝下0+040下游段左转14°后直线与河道顺接。明渠上游首部左侧设一长15.7m的竹笼导墙,改善进口水力条件。明渠底板采

用150#竹筋砼,厚300mm,竹筋间距为200X200mm。明渠左侧为一期纵向砼围堰,右侧为浆砌块石护坡挡墙。

4.2一期围堰

一期纵向围堰布置在3#闸墩右侧25m处(坝0+095.3),长169.78m,围堰顶高程从27.0m渐变到26.5m,围堰顶宽2.0m,最大堰高11m,纵向围堰桩号坝上0+020以上段两侧边坡1:0.3,其余段迎水面垂直,背水面1:0.6,采用150#混合料砼。一期纵向围堰子堰采用土石围堰,利用纵向围堰外侧原状砂卵石,在右侧增加防渗结构,防渗结构采用粘土心墙结合土工膜形式。一期纵向围堰及子堰断面见图4-1。

一期上游围堰采用土石围堰,堰项高程为27.0m,堰顶宽6.0m,两侧边坡为1:2.0,最大堰高约为9.0m,围堰基础采用粘土心墙结合土工膜防渗,上下游采用填筑石料护面。一期下游围堰采用土石围堰,堰项高程为26.0m,最大堰高约为8.0m,围堰结构形式同上游围堰。一期上游围堰断面见图4-2。

4.3二期围堰

二期纵向围堰利用拦河闸2#中墩并向上游延伸到坝上0+030.965,向下游延伸至坝下0+073.97。纵向围堰上游段堰顶高程27.0m,采用75#浆砌石堰身,宽600mm的150#砼心墙防渗结构,堰顶宽2.0m,最大堰高8.0m,迎水面垂直,背水面1:0.6。纵向围堰下游段堰顶高程26.0m,采用150#砼心墙两侧夯填砂卵石结构,堰顶宽700mm,最大堰高6.4m。砼心墙迎水面上部垂直,下部边坡1:0.25,背水面成阶梯状,台阶宽700mm,高2.0m。二期纵向围堰下游断面见图4-3。

二期上游围堰采用土石围堰,堰项高程为27.0m,堰顶宽5.5m,迎水面边坡为1:2.5,背水面边坡为1:1.5,最大堰高约为4.5m,围堰基础采用粘土斜墙结合铺盖防渗。二期下游围堰采用土石围堰,堰项高程为26.0m,最大堰高约为4.0m,围堰结构形式同上游围堰。

4.4围堰防渗形式

一期纵向围堰布置在3#闸墩右侧25m处(坝0+095.3),提高建基面高程,覆盖层较浅。纵向围堰基础开挖和渗水量较小,在纵向围堰左侧填筑子堰,防渗结构采用粘土心墙结合土工膜形式。在纵向子堰的左侧依次填筑袋装砂、土工布、土工膜、土工布和粘土,防渗效果良好。

一期上下游围堰基础防渗形式在招标阶段选用旋喷砼防渗墙。这种防渗体防渗效果较有保证,基坑渗流小,但施工时间长,且其施工期内要求防渗墙两侧不能形成较大的水位差,导致基坑排水和开挖时间滞后,影响施工工期。在施工图阶段经多方面比较论证,一期上下游横向围堰采用粘土心墙结合土工膜复合防渗。这种防渗形式具有施工时段较短,不占用截流后的关键线路工期,为主体工程施工争取较多的施工时间,但需要解决防渗体水中施工的技术问题。通过调查分析,上游的山仔水库为季调节水库,冬季库水位较低,一般不泄流。塘坂坝址来水主要为山仔水库的发电泄水。因此考虑山仔水库短时间停机,降低塘坂坝址水位,为堰基防渗体沟槽开挖施工创造条件。防渗体沟槽采用长臂反铲挖掘机开挖,倒退法施工。长臂反铲挖掘机挖深可达6~7m,基本能将覆盖层挖除。粘土填筑采取端进法施工。由于防渗土料系在水中抛填,无法压实,无法完全达到抗渗要求,故拟在粘土之后铺设一道土工膜,粘土和土工膜共同防渗,基本解决堰基渗流问题。通过几个月的观察和量测,其渗流基本控制在30m3/h之内,达到预期效果。

二期上下游围堰在导流明渠上,基础为砼底板,主要是堰体的防渗,由于堰高较小,采用粘土斜墙加铺盖的防渗形式。上游部分围堰和纵向围堰采用浆砌石加砼心墙结构防渗。

5.截流

水电站设计论文篇(4)

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

输水系统总长

m

2123.77

1859.28

高压管道长度

m

1188.11

1424.62

发电工况水头损失

m

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。

输水及地下厂房系统主要工程量

洞挖

万m3

77.58

58.29

万m3

23.22

20.80

钢筋

t

11333

10471

钢衬

t

9062

10064

厂房预应力锚索

918

1182

水道预应力锚索

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

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

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

R

(m)

Rr

(m)

Rs

(m)

P(MPa)

E(MPa)

Pr

(MPa)

Ps

(MPa)

Pg(MPa)

P0

(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

m

砼衬砌

厚度

m

各管段

长度L

m

单位管长

渗流量QC

m3/s.m

各段渗

漏流量

m3/s

上平段

10

4.7

0.6

318.12

0.000745

0.237×2

上竖井O2S1O2X2

10

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

10

4.7

0.6

165.07

0.00297

0.490×2

中平段

10

4.7

0.6

92.98

0.00331

0.308×2

下斜井

8

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

m

4.7

4.7

4.3

衬砌厚度

m

0.6

0.6

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

水电站设计论文篇(5)

2二级水电站存在的问题

(1)电站自建成投运以来,引水渠道长4.56km,基本沿山坡布置,临外坡为悬空状态,采用填方渠道,其中2.5km渠道渗漏严重,每年都要大、小维修多次,维护费用较大,发电效率低。(2)电站压力钢管为覆土埋设,内径1.2m,长186m,受当时技术、工艺水平的制约,防腐处理措施不够,锈蚀严重,经现场实测局部厚度仅为8mm,比原设计12mm锈蚀3~5mm。由于年久失修,在20世纪90年代,3、4号机组压力管道曾出现过爆管现象,给电站的安全运行带来了一定的隐患。(3)尾水渠采用T型,长度为300m。由于多年疏于维护,尾水渠产生了淤积,致使电站运行尾水位抬高,降低了有效使用水头,影响了机组出力。(4)原水轮机型号为HL220—WJ—50,套用定型产品,不能满足电站水工设计要求,存在机型老化、运行工况严重偏离、制造工艺落后等(机组实际出力700kW)一系列问题,造成水轮机气蚀严重、效率低下、振动噪音大、出力不足。(5)由于地域关系,河道泥沙含量较大,水轮机蜗壳、导叶、顶盖、底环等过流部件磨损严重,经测量蜗壳局部厚度仅8~9mm,比原设计少4~5mm。密封结构未考虑多泥沙河流运行的实际情况,漏水量大,无法正常使用。(6)机组制动方式为老式单侧人工手动操作,无法满足安全运行的需求。(7)原电机设计、工艺水平落后,机组绝缘等级为B级,电机绝缘等部件已接近使用年限,存在较大的安全隐患。

3二级水电站技术方案设计的选择

根据水工建筑目前现状和河道来水量水文资料以及上、下游流量变化情况,经复核计算,确定对水轮机、发电机等部件进行系统改造,使原机组单机容量从700kW提高到900kW,发电量提高29%左右。

3.1机组参数的选

根据电站实测参数,阿勒泰二级电站毛水头为52.4m。考虑到本次改造水工部分的改进,水头与流量均有一定的富余,新机组设计水头按51m、引用流量按2.5m3/s进行设计计算。改造时充分考虑了电站吸出高度、引用流量、结构尺寸、布置形式、水力参数等各项技术指标的匹配性(见表1)。

3.2水轮机改造

根据电站现有水力参数,适合本次电站改造用的转轮有D74、A551、D41、A616等。通过对比,A616机组具有效率高、气蚀性能好、超发能力强、运行范围大等特点,故推荐采用A616转轮。(1)电站水工建筑前期改造升级完后,水头及流量均比以前有所增加,本次新转轮制造在满足现有结构尺寸空间的前提下,通过选用性能优良的模型转轮达到了增容增效的目的;新转轮在选型上留有较大的余量,没有过于追求水轮机效率,采用效率修正-2%,可保证增容出力要求。(2)针对电站泥沙含量较大的问题,转轮叶片及下环采用性能优良的0Cr13Ni5Mo不锈钢材料制作,并在转轮上冠处开设减压孔以减小推力轴承所承担的水推力。(3)机组尾水部分采用无尾水接管结构,通过变径尾水弯管直接与尾水锥管进行连接,减少了电站的改造费用。(4)蜗壳、导水机构、密封等部件重新进行制作。顶盖、底环及导叶配合部位加设不锈钢抗磨板,提高其抗磨蚀能力。导叶轴承套采用新型高分子材料制作,该轴承使用温度为-50~110℃之间,老化寿命大于50a,最大静载荷可达70MPa,具有耐磨程度高、承载能力大、拆装方便等特点。(5)由于电站泥沙含量较大,密封磨损严重,本次改造密封采用间隙、迷宫加盘根的多密封结构,有效地控制了机组漏水量(见图1)图1密封改造示意(6)刹车装置采用油刹方式,通过制动器与调速器之间的管路连接,实现对机组的制动。

3.3发电机改造

(1)更换定、转子线圈。线圈按F级制作,原B级允许温升80K,F级为105K。另外,通过更换绝缘材料,提高发电机绝缘耐热温度,达到增容改造的目的。(2)定子线圈双层叠绕组结构,F级绝缘,导线采用单丝双膜优质薄膜自粘性铜扁线(原机组采用玻璃丝线),对地绝缘为环氧云母带连续绝缘,并经热模压成型,再经防电晕工艺处理;整体机械强度好,绝缘性能优良,增加了定子线圈匝间可靠性,满足了电站的使用要求。(3)原发电机型号为SFW118/44—6,通过计算定子线规可放大8%,转子线规可放大9%,如此一来,可有效降低电机温度,以达到增加容量的目的。(4)转子线圈重新制作时,采用F级绝缘材料,线圈用扁铜带绕制而成,匝间用环氧坯布绝缘,首末匝用云母带及无碱带加强绝缘,然后与上下绝缘板热压成一个整体。(5)通过更换电机定、转子线圈后,发电机可在原出力基础上增加10%~15%左右。

水电站设计论文篇(6)

2电站设计方案

2.1装机容量和发电量

南伟水电站采用3台单机容量1600kW的立式轴流机组,最大运行水头20.13m,最小运行水头17.43m,水轮机额定水头19.0m,额定流量10.6m3/s,多年平均年发电量911.52万kW·h,装机年利用小时1899h。

2.2枢纽总布置

南伟水电站为坝后式开发,工程枢纽由拦河坝、输水隧洞、承压箱、厂房和升压站组成。拦河坝为已建,有压输水隧洞位于左岸,进水口在左坝肩上游95m处,出口位于大坝下游300m处的岸边,隧洞总长309m,出口接承压箱和发电厂房。

2.3主要建筑物

(1)水库大坝南伟水库大坝于60年代建成,为砌石重力坝,最大坝高24.02m,坝顶高程239.10m,坝顶宽3.0m,坝顶长139.6m;溢流堰堰顶高程229.5m,堰顶长80m,采用挑流消能方式;非溢流坝坝顶高程239.1m。灌溉放水涵布置在左非溢流坝段,放水涵后接灌溉明渠。(2)输水隧洞发电输水隧洞进水口为岸边式,进口底板高程为223.00m,进口闸门为平板钢闸门,孔口尺寸为4.0m×4.0m。输水隧洞长309m,开挖断面为5.5m×5.5m的城门断面,出口底板高程为208.00m。隧洞中间段不衬砌,进出口段采用厚0.5m的钢筋混凝土衬砌。隧洞出口与承压箱连接,承压箱的作用是将水均匀地分配给3台机组。承压箱长18m,宽11~4.3m,高3.6m,为钢筋混凝土箱形结构,壁厚0.5m,底板高程为208.00m。每台水轮机蜗壳进口设有1扇铸铁闸门,闸门孔口尺寸4.3m×4.22m,采用螺杆式启闭机启闭,尾水管出口也各设1扇尾水钢闸门,孔口尺寸4.4m×2.6m,采用螺杆式启闭机启闭。(3)发电厂房及升压站发电厂房位于左岸大坝下游300m处的河边滩地,为钢筋混凝土框架结构,主厂房长26m,宽9.6m,厂内装有3台轴流立式水轮发电机组。发电机层地面高程215.77m,水轮机层地面高程211.32m。安装场布置在主厂房右侧,与发电机层地面同高,与进厂公路连接。厂内设有16t电动桥式起重机1台。副厂房位于主厂房上游侧,即承压箱的顶部,为钢筋混凝土框架结构,长18.00m,宽4.3m,分上下2层。升压站采用户外中型布置,布置在进厂公路左侧,即厂房的右后侧,长20m,宽10m,地面高程227.50m,布置2台主变。厂区沿河边(大门口)还布置有高6m的防洪墙。

3设计点评

3.1装机规模及年发电量点评

南伟水电站装机容量为4800kW,年发电量911.52万kW·h,装机年利用小时1899h,与当地目前平均约3000h的利用小时相比,装机容量明显偏大。鉴于水库具有日调节作用,南伟水电站合理的装机容量为2500~3200kW,如选用2台机组,可获得较大的经济效益。扣除灌溉水量后,如水量全部利用,可发电1600万kW·h,按计算的年发电量911.52万kW·h分析,发电水量利用率不足57%,明显偏小。如果灌溉制度执行得好,实际发电量比计算值可能增加10%以上。

3.2枢纽总布置点评

枢纽总布置的问题主要是隧洞出口到混凝土蜗壳进口之间采用承压箱过渡,由此带来2个问题:一是隧洞出口布置了承压箱,将主厂房推向主河道,挤占了河道的行洪断面,造成上游洪水位壅高。二是机组进口工作闸门难布置,如采用常规快速闸门,其启闭机操作平台要高出主厂房屋面。设计采用了铸铁闸门,采用螺杆式启闭机,闸门井采用承压结构,启闭机拉杆设止水,造成闸门没有快速关闭保护作用,且闸门检修困难。南伟水电站的开发条件很好,输水系统如采用隧洞+压力前池+钢筋混凝土箱涵的布置方式,投资会更低,运行管理更方便。

3.3承压箱和蜗壳进口设计点评

承压箱实际上就是将常规的压力前池底板高程降到蜗壳进口底板高程,然后用钢筋混凝土盖板将压力前池盖住,形成有压的箱形结构。承压箱长18m,宽11~4.3m,高3.6m,壁厚0.5m。边墙和顶板双层钢筋,受力筋为直径16mm的螺纹钢筋,间距0.25m,分布筋直径8mm,间距0.25m。蜗壳进口顶板厚度也只有0.5m,跨度有4.35m,顶板和中墩双层钢筋,受力筋为直径16mm的螺纹钢筋,间距0.25m,分布筋直径8mm,间距0.25m。经计算,3台机组同时甩负荷,调速器关闭时间7s,蜗壳进口处水击压力上升48%,承压箱顶板承受水压力为28t/m2,顶板在水流方向1m宽度将承受210t的水压力,扣除顶板结构自重,有195t向上的水压力需要边墙拉住。边墙的受力是大偏心受拉,如仅按轴心受拉计算,195t水压力就需要32根直径16mm的螺纹钢筋,按大偏心受拉计算钢筋还要多。而实际上边墙每米只有8根直径16mm的螺纹钢筋,而且只锚入基础0.2m(底板浇筑后,钻孔深0.2m,插上受力筋);所以在充水试验时,承压箱顶板连同水轮机层上游边墙被整体抬起,边墙在顶板下方1m处形成贯穿性水平裂缝,顶板在跨中处也出现裂缝,上部的副厂房墙体多处开裂。同样,蜗壳进口顶板和中墩的强度也严重不足。

3.4主厂房设计点评

主厂房布置图上没有将调速器、机旁屏布置上去,只能由安装单位见缝插针。

3.5厂区防洪墙设计点评

厂区布置了高出地面6m以上的浆砌石防洪墙,其基础为河滩的砂卵石层,起不到防洪作用。3.6机电设计没有油、气、水系统的设计,没有电气一次和二次图纸设计,这些工作都是由相关设备厂家和安装单位现场完成。

4缺陷处理

机电设计的缺陷均由相关设备厂家和安装单位在现场处理,问题都已解决,需要处理的主要是承压箱和蜗壳进口的结构缺陷。承压箱加固处理的基本思路是在承压箱内部加隔墙,减小箱涵的跨度,同时将原边墙和顶板加厚,并按计算配筋。蜗壳进口加固处理的基本思路是增加原边墙和顶板的厚度,并按计算配筋。承压箱内的隔墙是从原蜗壳进口隔墩延长而成,将承压箱分隔成3孔,隔墩分流顶点的布置应满足流量均分的原则,隔墩形态为流线型,分流点处为直径0.5m的半圆,过渡到原隔墩的厚1.7m。承压箱边墙内侧加厚0.3m,左侧边墙外侧也加厚0.3m;承压箱顶板上下各加厚0.3m。蜗壳进口段两侧各加厚0.1m,顶板上下各加厚0.2m;水轮机层上游侧排架柱间的边墙整体拆除后重新浇筑。设计采用C25商品混凝土,施工时业主提高到C30。为了确保新老混凝土的结合和整体性,受力钢筋需要锚入原混凝土结构中(采用砂浆锚筋或树脂锚筋),接触面要凿毛和冲洗。由于施工受原建筑物影响较大,要合理安排施工工序和混凝土入仓方式。对于不易振捣的部位,建议采用免振捣混凝土。由于业主对加固处理工作高度重视,还委托监理进行施工管理,业主管理人员的管理也很到位,施工单位在关键部位的处理也很到位。2014年4月20日开始充水试验,承压箱和蜗壳进口没有出现漏水和明显变形,刚充水时在门槽顶部出现有一处渗水点,但2天后自行消失。6月份的甩负荷试验表明,甩满负荷时蜗壳进口压力和转速上升值均在正常范围,承压箱和蜗壳进口没有出现异常情况,加固处理取得完美成功。

水电站设计论文篇(7)

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

水电站设计论文篇(8)

中图分类号:T V213 文献标识码:A

水资源论证是指依据江河流域或者区域综合规划以及水资源专项规划,对新建、改建、扩建的建设项目的取水、用水、退水的合理性以及对水环境和他人合法权益的影响进行综合分析论证的专业活动。山区小型水电站工程水资源论证有其特有的特点,与平原地区相比,对建设项目取水地点、取水量、用水环节、取水和退水可能给区域水环境带来的影响等方面有着不同的特点。

1 工程背景

2 建设项目所在区域水资源状况及其开发利用分析

2.1 水文

干峡河以上无水文测站。由于本次设计收集到巫溪站水文测站的基本资料,因此,选用巫溪站作为本工程水文计算的参证站。经计算,巫溪站径流深为1042mm。

2.2 水资源量

2.3 水质状况

根据《重庆市水功能区划报告》,干峡河流域水质较好,为Ⅰ-Ⅱ类。瓦淌河水库电站工程所在干峡河范围内,其水质满足电站工程取水水质要求。

2.4 水资源开发利用情况

巫溪县水力资源十分丰富,流域面积大于100km2的干支流共12条,水量充沛,落差集中,开发利用条件优越。全县水能资源理论蕴藏量46.2万kW,可开发量42.6万kW,己开发26.8kW,占可开发量的62.9‰。

3 取水水源论证

3.1 地表取水水源论证

根据巫溪县相关规划,瓦淌河水库电站工程规划装机规模5000kW。经计算,巫溪站径流深为1042mm。

3.2 用水量分析

3.2.1 设计保证率

重庆市巫溪县瓦淌河水库电站工程是分水河水能资源梯级开发规划的电站,具有调节能力。

3.2.2 发电水头的确定

水电站的装机容量与工程的发电引用流量、发电水头密切相关。由于瓦淌河水库电站工程属于高水头的混合式电站。经计算,本电站年加权平均水头为64.4m,根据相关规定,本电站额定水头取年加权平均水头的90%,即H净=58.00m。

3.2.3 装机容量的确定

根据本工程所处地区社会经济发展状况及用电负荷增长情况,本电站装机容量以装机年利用小数宜在3500h左右拟定。径流调节计算时,发电可用水量需扣除灌溉用水及居民生活用水,以及下游生态用水量。经计算,本电站装机规模确定为5000kW。

3.3 可供水量分析

3.4 水资源质量评价

工程地处为分水河左岸一级支流。根据《巫溪县水功能区划报告》,该河段现状水质为Ⅱ类,水质管理目标为Ⅱ类。取水水源水质是可靠的,加之水力发电对水质没有特殊要求,因此,取水水源水质能够满足拟建工程取水的要求。

3.5 取水口位置合理性分析

瓦淌河水库电站工程取水水源为分水河支流干峡河,其水量和水质均可满足工程设计取水要求。取水口位于干峡河河口上游约1.86km处,引水隧洞长约2.1km。根据以上分析,取水口位置布置合理。

3.6 取水口可靠性与可行性分析

重庆市巫溪县瓦淌河水库电站工程坝址上集雨面积234km?,流域区内植被较好,水土流失轻度。从电站大坝处的径流调节计算成果分析,电站坝址处设计引用流量为11.5m?/s,多年平均年径流总量2.438亿m3。电站按3500h的设计年运行,取水水源和水量可靠。该工程在干峡河下游设置取水口,设计取水流量11.5m3/s是可行的。

4 取水的影响分析

4.1 对区域水资源的影响

重庆市巫溪县瓦淌河水库电站工程筑坝引水,人为地改变了河道天然来水的时程分配。经分析,瓦淌河水库电站工程引水发电,对水量无损耗,不产生污染。因此,该项目取水对区域水资源量无影响。

4.2 对其他用户的影响

水电站设计论文篇(9)

一、 概况

连山壮族瑶族自治县位于广东省西北部,地理坐标界于东经111°55′―112°16′、北纬24°10′―24°52′之间。是广东、湖南、广西三省(区)接壤的边远山区县,东邻连南瑶族自治县,南连怀集县,西接广西壮族自治区贺州市,北靠湖南省江华瑶族自治县。南北长64.5公里,东西宽23.2公里,南北两头宽大,中间狭小,形似哑铃状。全县地域总面积1265平方公里。

连山县地处北回归线以北,属中亚热带季风气候区,年平均气温18.8℃,多年平均降雨量1727.4毫米。气候温和,四季分明,雨量充沛,水力资源丰富。全县水能理论蕴藏量15.8万千瓦,可开发利用量13.3万千瓦。

占理论蕴藏量的84.1%。县内小水电已经形成小电网。网内电站有253座,共422台机组,装机容量1.28万kW,占全县总装机容量的96.2%。随着连山经济的迅速增长,工业企业的发展壮大以及以电代燃料工程的推广,县内小水电远不能满足需要,特别是枯水期和枯水年份,峰期倒供电量很大。因此,考虑在开发新水电站的同时采取技术措施改造现有电站,扩建增容、挖掘现有电站的潜力、增加发电效益、充分利用水力资源是十分必要的。

在2000年前全县的水电站才69座,到2010年止全县水电站累计253座,增加184座水电站(实际上90%以上的电站是在2000年至2004年建成的),全县500kW以下的电站共有162座,其中有而且大部分无任何调节库容,丰水期弃水多,枯水期水量严重不足,特别是近几年,谷期限网限电,水力资源没有得到充分利用,发电效益低。

二、存在的问题

1.水电站上下游装机容量不匹配,调节性能差,弃水多,造成经济效益低

如1980年投入运行上沙水电站原坝以上集雨面积15.3km2原装机55KW,设计水头18.6m,2005年经技改后增容125KW,总装机180KW,设计引用总流量0.96m3/s,左引水渠道引用流量0.66m3/s,上游有2004年新建的磨刀坑水电站原坝以上集雨面积1.3km2,装机容量125KW,设计水头95m, 设计引用流量0.17m3/s;而右引水渠道引用流量0.3m3/s,上游有2005年新建成横朗山梯级水电站,一级水电站装机容量250KW,(原坝以上集雨面积2.1km2,设计装机容量125KW,设计水头138m,设计引用流量0.24m3/s,一级水电站有0.6万m3库容),二级水电站装机容量250KW(原坝以上集雨面积5km2,,设计装机容量160KW,设计水头40m,设计引用流量0.88m3/s,二级水电站有3万m3调节库容),一级水电站发电至二级站大坝,通过引水渠道1000m引到前池后再经128m压力管到厂房发电,平时二级水电站不发电,只有一级站发电才放水发电。这样上沙水电站右引水渠道就不能够完全将上游横朗山二级水电站发电流下来的水充分利用,而且将损失一半的流量白白浪费了。平时横朗山梯级水电站蓄水几天才发电一次,而且发电时间才四到六个小时,这样就造成了下游上沙水电站丰水期有水时白白浪费流走,枯水期时上游几天都不发电,时间才发电时间才三到四个小时。这样就严重地影响了下游上沙水电站的发电,从而导致经济效益下降。

2.尾水渠设计和施工不合理,造成发电出力不足

太保露新水电站原设计装机容量410KW (160 KW +250 KW),设计水头9.5m,设计引用流量5.76m3/s,现状装机容量650 KW (400 KW +250 KW) , 设计引用流量5.76m3/s,尾水渠发电一出来的水与就一堵挡水墙垂直90度相交转弯,之后才由尾水渠排出河道,与挡水墙水平宽度才2m,,尾水段尾水受阻不流畅,严重影响发电,650 KW的机组丰水期发电才570 KW,出力基本就达不到原来设计的工况,后经改造将其扩宽为4.5m,这样尾水才流畅,发电正常

3.装机容量偏大,而且水源不足,造成发电出力不足

小三江振兴水电站坝以上集雨面积1.77km2,原设计装机容量160 KW,设计水头150m,设计引用流量0.173m3/s,年平均利用小时4473.3h,年平均发电量为71.62万kW・h;但现状装机容量250 KW(业主自己定的), 设计水头170m,设计引用流量0.22m3/s,左引水渠道900m的水源由于民事关系纠纷,一直没有办法引水到前池,这样发电引用流量0.09m3/s,一天才发电几个小时就需要关机重新蓄水再发电,去年2010年我县降雨充足,该电站年发电量才33万kW・h,比原设计年平均发电量少一半。像这样电站还有吉田磨刀坑水电站和永和红阳二级水电站等等,一天也才发电几个小时就关机重新蓄水。

4、有库容但装机容量偏大,压力钢管管径偏小,造成发电出力不足。

永和大富金牛涡水电站集雨面积6.8km2,原设计装机容量200 KW,毛水头53m,设计水头45.5m,设计引用流量0.62m3/s,现状装机容量320KW, 设计引用流量0.938m3/s,压力管长851m,管内径0.7m,根据压力管经济直径经验公式常采用彭德舒公式,Qmax3计算的管径0.698m,选取管径0.7m,但是实际情况在丰水期就是机组才发280 KW,不能满负荷发电。

像这样电站还有禾洞牛牯田水电站,现状装机容量500KW, 毛水头180m,设计水头175m,设计引用流量0.4m3/s,压力管长1820m,管内径0.48m,但是实际情况在丰水期的时候机组才发380 KW,不能满负荷发电。

5、选择机型不对,施工时未达到设计要求,造成发电出力不足

小三江加田中和云桥电站坝址以上集雨面积为62km2,河流长度为15km,河道平均坡降为28.5‰,工程引用中和三级水电站,砌筑拦水坝经350m输水渠,通过10m压力水管引至加枧上游约200m处装机发电,尾水进入原河床。原设计装机容量2×125 KW,毛水头6.5m,设计水头6m,设计引用流量5.6m3/s,现状装机容量2×160 KW, 设计引用流量7.2m3/s,压力管长10m,管内径1.5m,渠道内空宽×高=3.8m×1.8m,水深0.8m,选用水轮机ZD760-LH-80,配发电机SF160-12/850。当时实测实际情况是设计水头才4m,经过计算得到渠道实际过流流量才2.7m3/s,机组最大发电才80 KW,而且选择的机组水头是6m,实际情况远远与设计不符,造成水电站效益低。这样的电站还有太保茂古洞水电站。

6、由于水文资料不足,规划设计不够合理,部分电站装机容量选择过小,渠道渗漏大,陂头库容小,弃水多,造成效益低。

如福堂梅洞塘凤水电站1980年11月投产,原址以上集雨面积为12.5km2,原设计装机容量1×100KW,年发电量43万KWh,利用小时4300h,毛水头25.5m,设计水头25m,设计引用流量0.67m3/s,混凝土管长40m,管内径0.8m,渠道长1300m,渠道内空宽×高=1m×1.1m,水深0.8m,当时选用水轮机HL260-WJ-35,发电机TSWN59/27-6。当时实测情况是渠道实际过流流量才0.57m3/s,机组最大发电才40 KW,而且本电站运行至今已经达30多年,实际情况远远与设计不符,造成水电站效益低,每年发电利润才5万多元。

三、技改措施

1.兴建日调节池,提高径流式电站调节能力,增加发电效益

连山县径流式电站装机容量均较小,有些电站水头不高,引用流量不大,需要的日调节库容均不大,投资也小。如上沙水电站,按原装机容量55 KW(如不增容125 KW前),引用流量仅0.3m3/s,12960m3库容即能调节12h发电,上面这些电站都可以通过兴建日调节池提高调节性能。并增加经济效益。

2.增大压力钢管管径,减少水头损失,增加发电效益

永和大富金牛涡水电站因为压力管径偏小,按D=(12.5Qmax3/H)1/7计算的管径0.46m,但实际发电的时候,由于压力钢管长851m,管线太长,一开机水头就从45.5m降到37m,但是实际损失7.5m水头(按理论计算水头损失7.1m)因为压力管径偏小,按计算的管径0.791m,如改造后管径选取0.8m,这样水头损失又小(按理论计算水头损失3.6m),又可以满负荷发电,并超负荷发电增加发电效益。

禾洞牛牯田水电站因为压力管径偏小,按D=(12.5Qmax3/H)1/7计算的管径0.46m,但实际发电的时候,由于压力钢管长1820m,管线太长,一开机水头就从175m降到131m,但是实际损失34m水头(按理论计算水头损失19m),沿程水头损失非常大,如改造后管径选用0.6m,这样水头损失又小(按理论计算水头损失6.4m),又可以满负荷发电,并超负荷发电增加发电效益。

3.设法扩宽渠道,增加过流流量,降低尾水增加水头,提高机组出力,增加发电效益。

中和云桥电站扩宽渠道由内空宽×高=3.8m×1.8m改造成宽×高=7.0m×1.8m,水深0.9m,经过计算得到流量达到7.97m3/s,由于上游有电站,前池加高0.5m,提高水头,尾水降低,选用水轮机ZD760-LH-80,配发电机SF160-12/850。当时实测实际情况是设计水头才4m,引水渠道引用流量才7.97m3/s,机组发电才266 KW,如更换水轮机机组为水头是4.5m的机型,实际上本电站已经实施改造了,原来电站每年收益才6万左右,现在经过改造后发电效益已经增加至16万左右。

4、扩大加高引水渠道,增加过流流量,加高陂头,增大库容,加大前池并适当增容增加效益。

早期兴建的小水电站,由于水文资料不足,规划设计不够合理,部分电站装机容量选择过小,弃水多。这些电站可通过扩建增容、减少弃水增加发电效益。如福堂梅洞塘凤水电站,原设计水头25m,经过计算得到原渠道实际过流流量才0.57m3/s,机组最大发电才40 KW,实际发电情况与设计相差太远,造成水电站效益低。改造后现状装机容量1×160 KW, 降低尾水增加设计水头1m,设计水头达到26m,设计引用流量0.91m3/s,压力钢管长40m,管内径0.95m,渠道内空宽×高=1.4m×1.5m,水深1.2m,渠道过流流量1.54m3/s,重新购买水轮机HL240-WJ-42,配发电机SF160-8。2008年12月技改,2009年10月完工,电站改造投资需要120万,技改前年发电收入才5万元左右,技改后2010年发电收入20万,电站改造后产生很大的经济效益。

四、结论

以上这些新建小水电站由于当时2000年连山县政府为了加快小水电发展给了优惠政策,大开绿灯,所以很多水电站只做了可行性研究报告,立了项,其它资料什么都没有,大多数业主都是自己请人施工把水电站建起来发电的,由于没有技术人员把关和跟踪,所以很多小水电没有达不到设计的要求,导致发电经济效益低,回收年限长,像这样的电站还有很多,也是需要改造才能产生更大经济效益。而那些旧电站因为运行时间长,也需要更新和改造。所以对现有小水电站通过相应的技术改造,扩建增容、挖掘潜力,增加发电效益,相对比新建电站而言投资少、见效快、经济合算,是可行的,应大力推广。

水电站设计论文篇(10)

 

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

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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

水电站设计论文篇(11)

一、前言

对于水电站的设计方案及其整机设计问题,我们已经非常熟悉,从任务书的下达,到初步设计阶段再到最终设计阶段。我们都已经有了非常熟悉的了解。然而对于水电站的投资问题则需要考虑自有资金以及投资资金的比例问题,是一个重要的课题。需要我们相关人员引起高度的重视,以免在水电站投资贷款中出现大的问题。本文从水电站投资贷款比例分析的重要性出发,通过实际的计算,总结出水电站投资中贷款的比例。

二、水电站投资理论依据分析

要想搞清楚水电站投资中的贷款比例问题,必须从以下几个方面进行分析:水电站的年收益,水电站建设的总投资资金,水电站的年运行费用,水电站运行的折旧费用,水电站投资贷款额度以及水电站的年净收益。

1、水电站的年收益

水电站主要通过发电量来衡量水电站的年收益,这也是水电站的主要经济来源。发电量受很多方面的影响,河道的来水量和降雨量直接关系着水电站的发电量,降雨的多少以及来水量的大小导致发电量会发生较大的变化。因此在衡量年发电量的时候大都是考虑的平均发电量。水电站的运行方式影响着发电量的有效利用系数。情况不同有效利用系数取值也不同。主要有以下三种情况:

当有多年调节水库或并入大电网运行,同时电网允许全部吸收本电站的全部发电量,其发电量有效利用系数的取值一般为0.9—1.0;对于那些独立运行的电站,发电量有效利用系数取值一般为0.6—0.7;对于那些一般的电站来说,发电量有效利用系数取值一般为0.8—0.85。

线损率也是其中的影响因素,所谓线损率就是发出的电量到用户输电线路的一定损耗,线损率随着输电线路的增长而增大。通常来说,一般的线损率取值一般为10%—20%。水电站本事也存在用电损耗,就是我们通常所说的厂用电率,通常情况下,我们取厂用电率为0.5%—1%。另外,电价与运行方式有着很大的关系,独立运行的电站电价较高,上网的电站就要依据目前上网电价计算。

可以通过以下数学式来进行表示:

此公式中,参数是指的有效利用系数,其值取0.8—0.85

参数是所设计的年发电量

参数是指的线损率,其值取10%—20%

参数是指的厂用电率,其值取0.5%—1%

参数是指的电价。

2、水电站建设的总投资资金

考虑那些设计完成的水电站,其总投资资金是固定的,是个固定值,这儿,我们设总投资值为。

3、水电站的年运行费用

所谓水电站的年运行费用就是我们所说的经营成本,包括水利建设项目竣工投产后每年需要支出的各种经常性费用,其中包括:工资及福利费、材料、燃料及动力费、维护费及其他费用等。

通过多年的总结,我们一般去年运行费用为总投资费用的0.02—0.035。设k1为年运行费用,为此,可以用如下数学式来进行表示:

4、水电站运行的折旧费用

水电站运行的折旧费用可以通过以下数学式来进行表示:

该式中,是我们通常所说的社会报酬率,其值取为10%

是我们通常所说的折旧年限,一般取为30年。

5、水电站投资贷款额度

通常将有息贷款占总投资的比例值作为贷款比例,用参数K表示。所以得出下式:

6、水电站的年净收益

水电站的年净收益可以通过以下数学式来表示:

三、贷款比例结论分析

可以通过下式进行说明:

该式中,是所指的贷款偿还年限

是所指的贷款年利率

是为建设时期贷款年限。

该数学式通过整理可得到如下式子:

由此可见,对于已设计完成的电站总投资和年发电量是已知的,投资时期的电价和贷款利率及贷款偿还年限也是已知的,公式中的计算参数可以在电站设计报告中查出。所以投资贷款比例可以直接计算出来。

四、总结

由此可见,通过以上的分析和论证,可以非常有效的计算出水电站投资贷款比例值,这样就会给投资带来非常大的便利,避免了一些不必要的损失。有利于水电站的有效运行。

参考文献:

[1] 杨立新,周文妍. 小水电站投资的有关问题及建议[J]. 小水电. 2006(01)