水电站机组初步设计（共8篇）
水电站机组初步设计 篇1
小型水电站初步设计报告编制规程
【标 准 号】：
SL/T 179-96 【代替标准】：
【颁布部门】：
中华人民共和国水利部批准 【发布日期】：
1996-09-10发布 【实施日期】：
1997-01-01实施 【批准文号】：
水科技[1996]420号
【批准文件】：
中华人民共和国水利部关于批准发布《小型水电站初步设计报告编制规程》SL/T 179-96的通知水科技[1996]420号
根据部1993年水利水电技术标准编制、修订计划，由水电及农村电气化司主持，福建省水利水电勘测设计研究院主编制订的《小型水电站初步设计报告编制规程》，经审查批准为水利行业标准，并予以发布。标准的名称和编号为：《小型水电站初步设计报告编制规程》SL/T 179-96 本标准自1997年1月1日起施行。在实行过程中各单位应注意总结经验，如有问题
一九九六年九月十日 请函告水电及农村电气化司，并由其负责解释。标准文本由中国水利水电出版社发行。
【全
文】：
1总
则
1.0.1 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，特制定本规程。
1.0.2
本规程适用于装机容量50～10MW，出线电压不超过110KV的新建小（1）型水电站。
装机容量10MW以下的小（2）型水电站可参照本规程作适当简化。
改建、扩建、加固工程可参照本规程有关章节。大中型综合利用工程所属的小型水电站
部分可参照本规程，其余部分应遵照有关规定。
1.0.3 实施本规程应遵循下述基本要求：
（1）遵照国家有关政策法令，符合有关国家标准及行业标准的规定。（2）进行必要的调查、勘察、试验、研究，取得可靠的基本资料。
（3）设计应充分体现小型水电站的特点，因地制宜，安全可靠，节约投资，注重经济和社会总体效益。
（4）采用科技新成果，力求技术先进。
（5）内容完整，有必要的方案比较、分析论证及明确的结论。
1.0.4 本规程所规定的初步设计报告是在河流规划的基础上编制的，其主要内容和深度应符合下列要求：
（1）论证工程建设的必要性，确定任务、工程规模、等级。
（2）确定水文参数，提出分析计算成果。
（3）调查区域地质，查明库区及主要建筑物的工程地质条件，提出相应的评价和结论。
（4）选定坝址、坝型、厂址，确定工程总体布置、主要建筑物型式和布置，提出主要工程量。
（5）确定装机容量、机组机型、接入电力系统方式、电气主接线、主要机电设备及闸门、启闭机的型式和布置。
（6）提出施工组织设计、建筑材料、劳动力、供水供电的需要量及来源。
（7）确定水库淹没、工程占地的范围、实物指标，提出水库淹没处理、移民安置规划和投资概算。
（8）提出消防设计、环境影响评价及保护设计。（9）编制概算，提出主要经济指标和经济评价。1.0.5 初步设计报告应根据需要，将下列文件列为附件：
（1）河流规划报告审批文件、项目建议书的批复文件及有关的会议纪要。
（2）工程综合利用的协议书及有关资料。
（3）水库淹没、工程占地处理和移民安置规划报告及有关协议。（4）环境影响报告及有关部门审批意见。（5）试验和科研报告。（6）其他专题报告。
1.0.6 报告按下列要求编辑和表述：
（1）总体编排顺序：目录、附件目录、附图目录、正文、附件。正文以本规程第2章综
合说明列为第1章，以下各章依次排列。
（2）各章的附图集中另编一册，其中综合说明的附图应另制小图附在综合说明前。
（3）工程特性表附在综合说明后，其他附表分别附在各章的适当位置。
（4）报告的文字表述应准确简明、逻辑严谨、通俗易懂。图纸应完整清晰。
1.0.7 实施本规程要相应执行已颁布的SL77—94《小型水力发电站水文计算规范》、SL76—94《小水电水能设计规程》、SL16—92《小水电建设项目经济评价规程》等专业规程。
1.0.8 本规程引用下列标准的有效版本，编制报告应遵照执行：GB 3100～3102—86《量和单位》。
SL 01—92《水利水电技术标准编写规定》。SL26—92《水利水电工程技术术语标准》。
2综
合说
明 2.1 概述
2.1.1 简述工程地理位置、工程任务和河流规划的结论及审批意见。2.1.2 简述勘测设计过程。2.2 自然条件
2.2.1 简述工程在地区的自然概况，包括流域位置、水系、气象、水文、泥沙、水质的资料情况、主要特征值及分析成果。
2.2.2 简述区域地质、水库及主要建筑物的地质概况，主要工程地质问题的结论性意见，岩土物理力学性质、参数，天然及人工建筑材料调查试验成果。2.3 工程任务和规模
2.3.1 简述工程所在地区的经济发展概况及本工程的任务。2.3.2 简述工程规模、水利水能计算结果、主要特征值。2.3.3 简述工程综合利用效益、技术经济指标。2.4 工程布置及建筑物
2.4.1 说明工程等别及建筑物级别。
2.4.2 简述坝址、坝轴线、坝型、厂址及总体布置方案的比较和选定。
2.4.3 简述推荐方案主要建筑物的布置、型式及主要尺寸、运行方式及基础处理措施等。2.5 机电及金属结构
2.5.1 简述电站接入电力系统方式、电气主接线方案。
2.5.2 简述机组及其他主要机电设备的选型和布置、金属结构选型和布置。2.6 消防
2.6.1 简述工程消防设计方案和主要设施。2.7 施工
2.7.1 简述施工条件、对外交通及主要建筑材料和来源及供应渠道。2.7.2 简述导流方案及导流标准。
2.7.3 简述主要建筑物的施工方法及施工强度。2.7.4 简述施工总布置规划概况及施工占地数量。
2.7.5 简述主体工程总量、施工工期及所需的劳力和三材用量。2.8 水库淹没处理及工程永久占地
2.8.1简述水库淹没标准、范围及主要实物指标、移民安置规划及补偿费用。2.8.2简述工程永久占地范围、处理措施及补偿费用。2.9 环境保护
2.9.1简述工程环境影响评价。2.9.2简述环境保护措施及所需费用。2.10 工程管理
2.10.1 简述管理机构、人员编制、管理范围、主要管理设施。2.10.2 简述工程调度运行方式。2.11 概算
2.11.1 简述概算编制的原则和依据 2.11.2 简述工程总投资、静态总投资。2.12 经济评价
2.12.1 简述经济评价的主要成果及结论。2.13结论及今后工作意见
1.13.1 综述工程建设的结论及今后工作的意见。
2.14 附图附表
2.14.1 附图如下：
（1）工程地理位置图。
（2）工程总体布置图。2.14.2 附表如下：
（1）工程量汇总表。
（2）总概算表、分投资表。（3）工程特性表（见附录A）。
水
文 3.1 流域概况
3.1.1 简述工程所在流域的自然地理概况、河道特征和人类活动影响情况。
3.1.2 简述流域及邻近地区气象台站分布与观测情况、流域和工程所在地区的气候特征。3.2 水文基本资料
3.2.1 说明流域内及借用流域水文站网分布、各测站观测项目和年限、主要水文站的控制特性、高程系统和测验基本方法、资料整编情况。
3.2.2 简述水文资料存在的主要问题及复核变动情况，并对基本资料质量做出评价。
3.3 径流
3.3.1 对设计依据站的实测径流进行还原计算和插补延长，分件论证径流系列的代表性。3.3.2 进行设计依据站的径流计算，说明资料短缺地区径流计算方法，提出工程场址的径流参数和径流成果，选择径流调节代表段和代表年，分析枯水径流特征，分析论证径流计算成果的合理性。3.4 洪水
3.4.1 分析造成洪水的暴雨特性、洪水成因、洪水的时空分布规律。
3.4.2 说明历史洪水调查和复查情况，历史洪水的洪峰、洪量估算方法及采用成果。分析确定历史洪水及实测特大洪水的重现期。
3.4.3 对实测洪水进行洪水资料的还原、插补延长，并结合历史洪水进行频率计算。分析成果的合理性，提出设计洪水成果。
3.4.4 对资料短缺地区推算设计洪水可采用暴雨推算或洪水统计参数地区综合推算等方法，并应相互印证；分析最终所采用的设计洪水成果的合理性。3.4.5 说明设计洪水过程线的推求方法及成果。
3.4.6 说明施工洪水时段的划分、洪水系列统计原则，提出各时段洪峰、洪量频率计算成果，并分析论证其合理性。为水库调度运用计算的分期洪水，需说明划分前、后汛期的根据。3.5 泥沙
3.5.1 说明流域泥沙概况，提出悬移质、推移质特征值。对多沙河流提出泥沙颗粒级配成果和输沙量、含沙量的年、月成果及年输沙量频率曲线成果。3.6 设计断面水位流量关系曲线
3.6.1 说明设计断面的水位流量基本资料情况和水位～流量关系曲线绘制方法，提出采用的成果。3.7 其他
3.7.1 说明工程所在河段的冰情特性，分析工程河段发生冰坝、冰塞等情况的可能性，并估算对工程的影响。
3.7.2 说明潮汐对本工程的影响。3.8 附图附表 3.8.1 附图如下：
（1）流域水系图。
（2）径流、暴雨、洪水及泥沙插补延长的主要相关关系图。
（3）年（汛期、枯水期）径流频率曲线图。
（4）洪峰和各时段洪量频率曲线图。
（5）典型洪水及设计洪水过程线图。
（6）设计断面水位流量关系曲线图。
（7）悬移质、推移质颗粒级配曲线图。
（8）年输沙量频率曲线图。3.8.2 附表如下：
（1）年、月径流（雨量）系列表。
（2）代表年逐日径流成果表。
（3）洪峰、洪量系列表。
（4）典型洪水、设计洪水及潮水位过程线表。
（5）年、月输沙量系列表。
（6）设计断面水位流量关系曲线表。
（7）其他有关附表。
4工 程 地 质 4.1 概况
4.1.1 简述前阶段勘察工作的过程、结论和存在问题。
4.1.2 说明本阶段的勘察任条、工作简况、完成的工作内容和工作量。4.2 区域地质
4.2.1 简述区域的地形地貌、所处的地貌单元、物理地质现象；地层岩性、厚度、分布及接触关系；可溶岩地区喀斯特发育规律；所处地质构造单元、主要构造性质、产状、规模及相互关系；区域水文地质条件。
4.2.2 按1∶4000000《中国地震烈度区划图》确定工程区地震基本烈度。
4.2.3 地质构造特别复杂、地震基本烈度大于Ⅶ度和现代地震活动特别频繁的地区，应评价区域构造稳定性。4.3 水库库区的工程地质条件
4.3.1 简述库区的地形地貌、地层岩性、地质构造及水文地质条件。
4.3.2 说明库区的地貌特征、水库周边地形条件；强透水性或可溶性地层分布位置、厚度、补排关系和封闭条件；通往库外的断层、破碎带、裂隙密集带的位置、宽度和透水性。评价水库蓄水后可能发生渗漏的位置、渗漏量，提出防治处理意见。
4.3.3 说明水库周边、大坝下游及邻谷可能浸没的程度，预测水库蓄水后浸没范围及防治处理意见。
4.3.4 说明库岸，特别是近坝库岸不稳定岩、土体位置，范围及特征。预测水库蓄水后库岸失稳的可能性，提出防治处理意见。
4.3.5 说明库周植被、水土流失状况。预测水库蓄水后，固体径流来源及变化情况，提出处理意见。
4.4 挡水建筑物的工程地质条件
4.4.1 说明各比较坝（闸）址的工程地质条件，根据地形、岩性、构造、物理地质现象、水文地质条件等，对初拟的坝（闸）址及建筑物比较方案进行地质比选，提出坝址、坝轴线、坝型、坝高的地质选择意见。
4.4.2 说明选定坝（闸）址的工程地质条件：
（1）地形特征、两岸坡度、沟谷发育程度、河床宽度及水深。
（2）主要地层岩性、产状、厚度、风化状态、软弱夹层发育情况。
（3）主要断层破碎带、特别是顺河断层、缓倾角裂隙位置、产状及特性。
（4）坝（闸）基岩体结构、破碎程度、可利用基岩埋深，坝（闸）基岩体分类，评价坝基、坝肩抗滑稳定和渗漏稳定条件，提出岩土物理力学参数。
（5）边坡稳定条件，提出边坡开挖坡度及处理意见。
（6）地下水类型、水位、岩体透水性，提出帷幕灌浆深度或其他处理意见
4.4.3 说明土基坝（闸）址的土层结构、厚度，特别注意不良土层的分布、厚度、特性。评价抗滑和渗透稳定条件、压缩和湿陷变形特性、砂土层震动液化的可能性，提出土承载力和其他物理力学参数及地基处理意见。4.5 泄水建筑物工程地质条件
4.5.1 说明泄水建筑物各比较方案的地形、岩性、构造、水文地质条件及主要的工程地质问题，提出地质选择意见。
4.5.2 说明选定泄水建筑物的工程地质条件，对不同类型的建筑物，按下列要求加以评价，提出岩土物理力学性质参数及基础处理意见。
（1）坝溢流应评价坝下游岩体抗冲性能，冲刷坑对坝脚及岸坡稳定的影响。
（2）岸坡式溢洪道应说明引渠、闸基、陡坡段、消能段的工程地质条件，重点评价深挖方对边坡稳定、渗漏对地基稳定的影响及消能段抗冲刷性能。
（3）哑口溢洪道应评价断层、深风化带对基础、边坡、渗漏稳定的影响。
（4）泄洪洞应评价进出口边坡及洞身稳定，进行围岩分类，建议处理意见。4.6 引水建筑物工程地质条件
4.6.1 说明引水建筑物各比较方案的地形、岩性、构造、水文地质条件及主要工程地质问题。提出地质选择意见。
4.6.2 说明选定引水建筑物的工程地质条件，对不同建筑物类型，按下列要求加以评价：
（1）隧洞应说明进出口边坡稳定、浅埋段山岩厚度、高应力区深埋隧洞或构造特别复杂洞段的成洞条件，进行围岩分类，提出处理意见。
（2）调压井、闸门井应说明覆盖层厚度、岩石风化深度，评价成井条件。
（3）明渠应分段说明岩土，特别是性质不良土层分布、厚度、特性；深挖方、高填方段的工程地质问题；傍山渠道受泥石流的影响及土渠段的冻融破坏问题，进行工程地质分段，提出岩土物理力学参数和处理意见。
（4）压力明管应说明镇墩的工程地质条件，评价其稳定性。
（5）前池应说明其边坡稳定，评价渗漏及渗透稳定。4.7 厂房及开关站工程地质条件
4.7.1 说明厂房、开关站各比较方案的地形、覆盖层厚度、岩性、构造、基岩风化深度、水文地质条件及主要工程地质问题，提出地质选择意见、岩土物理力学性质参数和处理意见。4.7.2 说明选定方案的工程地质条件，对不同建筑物类型，按下列要求加以评价：
（1）地面厂房应说明厂房地基岩体风化深度、破碎程度、岩体分类、厂房后边坡的变形稳定条件。土基说明土层，特别是性质不良土层的结构、厚度、特性，评价土的压缩变形、湿陷性变形、抗滑稳定、冻融破坏及砂土震动液化的可能性。
（2）地下厂房应说明存在的主要工程地质问题，根据主要结构面及它的组合关系，确定布置型式，进行围岩分类，评价稳定条件。
（3）开关升压站及附属建筑物应重点评价地基强度和边坡稳定条件。4.8 施工临时建筑物及其他
4.8.1 说明建筑物各比较方案的地形、岩性、构造、水文地质条件及主要工程地质问题，提出地质选择意见。
4.8.2 说明建筑物选定方案的工程地质条件，提出岩土物理力学参数和处理意见。对不同类型建筑物，按下列要求加以评价：
（1）通航、过木建筑物应评价地基和边坡的稳定条件。
（2）渡槽、倒虹吸、涵闸和桥梁应评价地基岩土强度、变形、抗滑稳定、土层冻融破坏及砂土震动液化的可能性。
（3）临时围堰应评价地基稳定及渗漏条件。
（4）导流洞应评价进出口边坡及洞身稳定，进行围岩分类，建议处理意见。
（5）导流明渠应说明边墙基础稳定和渗漏条件。4.9 天然建筑材料
4.9.1 简述工程需要的天然建筑材料种类、数量和质量要求。按勘探精度分别说明土料、砂砾石料、石料料场概况和总储量，开挖坑槽数量、试验组数。
4.9.2 说明土料场位置、储量，评价其质量、开采运输条件，提出料场选择意见。
4.9.3 说明砂砾石料场位置、储量，评价其质量、开采运输条件，提出料场选择意见。
4.9.4 在砂砾石料缺乏地区或利用施工开挖料作人工砂石料时，应提出人工砂石料的料源、数量及质量评价。
4.9.5 说明石料场位置、岩性、断裂发育程度。按条石、块石、堆石或人工轧石料分别对储量、质量、开采和运输条件进行评价，提出料场选择意见。4.10 结论
4.10.1 对主要工程地质问题作出评价和结论：
（1）评价区域地质构造稳定性，确定地震基本烈度。
（2）评价库区的渗漏、浸没、库岸稳定、固体径流来源等条件，并作出结论。
（3）对坝址、坝轴线、坝型、坝高的比选作出地质结论。
（4）对厂区、泄水、引水及其他建筑物方案选择和主要地质问题的处理作出结论。
（5）对天然建筑材料储量、质量、开采运输条件作出结论及料场选择意见。4.10.2 提出下阶段勘察工作意见。4.11 附图附表 4.11.1 附图如下：
（1）区域地质图。
（2）水库区工程地质图。
（3）主要建筑物区工程地质图。
（4）主要建筑物工程地质纵、横剖面图。
（5）可溶岩地区水文地质图。
（6）专门性问题工程地质图、剖面图。
（7）天然建筑材料产地分布图。
（8）钻孔柱状图。
（9）坑、槽、洞、井展视图 4.11.2 附表如下：
（1）岩、土、水质分析试验成果汇总表。
（2）其他有关附表。
5工程任务和规模 5.1 河流规划和工程任务
5.1.1 概述工程所在河流（或河段）的规划成果及审查主要结论。对有综合利用任务的工程，应说明各综合利用项目的现状和规划要求。
5.1.2 概述工程所在地的社会经济现状，资源条件、交通条件、发展工农业的前景，近远期国民经济发展规划。
5.1.3 简述工程所在地区电力系统现状、网络结构、电源组成、负荷特性、调峰要求、地区电网与大电网及邻近地区电网关系。
5.1.4 论证确定本电站供电范围、设计负荷水平年、设计保证率。
5.1.5 说明供电区历史用电增长和电力供需平衡状况，对用电量及负荷的逐年增长作出预测，对负荷特性进行计算分析，列表说明各设计水平年的负荷特性指标。
5.1.6 说明本电站在系统中的任务和作用，工程的综合利用任务和主次顺序。论述工程建设的必要性和迫切性。
5.2 洪水调节和防洪特征水位选择
5.2.1 说明本工程水工建筑物洪水标准、上下游防洪要求。5.2.2 提出洪水调节方式、洪水调度原则。5.2.3 选定泄水建筑物尺寸及相应特征水位。5.3 径流调节计算
5.3.1 说明库容曲线、水库蒸发与渗漏损失的原始依据和成果。5.3.2 说明采用的水文径流系列、计算时段、代表年的选定。5.3.3 说明上、下游各用水部门的用水保证率及用水量的年内分配。
5.3.4 说明水库的调节性能及对本电站径流调节有影响的上游梯级的有关资料。5.3.5 提出径流调节计算原则和方法。
5.3.6 提出本电站水能指标及各部门用水的满足程度。5.4 正常蓄水位选择
5.4.1 说明规划阶段确定的梯级衔接水位，上、下游梯级的兴建情况与开发计划，本梯级兴建对上、下游已建和待建梯级可能产生的影响。
5.4.2 说明本工程正常蓄水位的制约条件，包括库区淹没对象沿高程分布特点，工程地质条件等，提出正常蓄水位比选范围和方案。5.4.3 提出技术经济比较和结论。5.5 死水位选择
5.5.1 说明水库淤积条件，各综合用水部门（包括灌溉、供水、航运和渔业等）以及旅游，生态环境，排沙措施等方面对水库最低运行水位的要求。
5.5.2 拟定死水位比较方案，计算各方案对本梯级及下游梯级能量指标的影响。5.5.3 提出技术经济比较和结论。5.6 装机容量选择
5.6.1 根据本电站在电网中的任务和作用，确定本电站的必需容量。5.6.2 分析不同装机规模的发电量，投资及其对梯级电站的影响。5.6.3 提出技术经济较和结论。5.7 水轮机额定水头和机组机型选择
5.7.1 说明本电站水头特性及额定水头的选定。
5.7.2 根据水库和电站运行特性，通过技术经济比较，提出水轮机型式及机组台数。5.8 引水道尺寸和日调节容积的选择
5.8.1 说明引水道尺寸比较方案并选择经济尺寸。
5.8.2 按照本电站担负的调峰任务和梯级电站过水能力相互协调的原则，选定日调节池容积。5.9 水库运行方式与多年运行特性
5.9.1 根据选定的参数，并考虑已建成的梯级情况、同一电网的水库联合作用以及综合利用要求，提出水库调度运行方式。
5.9.2 根据水库运行方式，提出多年运行特性。5.10 水库泥沙冲淤分析
5.10.1 概述泥沙基础资料情况，进行泥沙特性分析，提出泥沙计算的原则和方法。5.10.2 提出泥沙冲淤计算成果。
5.10.3 提出引水建筑物防沙运行方式和防沙排沙措施。
5.10.4 泥沙问题严重的水库应进行泥沙模型试验并提出泥沙观测规划。5.11 回水计算
5.11.1 说明计算采用的基本资料、条件和方法。
5.11.2 根据库区淹没影响对象的洪水标准进行回水计算，绘制回水曲线与同频率天然水面线对比，确定回水尖灭点，对泥沙淤积影响较明显的工程，还应提出不同淤积年限的库区沿程泥沙淤积分布及对回水影响分析。5.12 附图附表 5.12.1 附图如下：
（1）河流梯级规划布置平、剖面图。（2）电力系统地理接线图。
（3）各设计水平年最大日、年电力负荷曲线图、年电力和电量平衡图。
（4）水库水位面积、容积曲线图（淤积前、后）。
（5）水库水位与泄水建筑物泄水能力关系曲线图。
（6）水库调洪图（包括水库水位。进出库流量过程线）。
（7）水库淤积纵、横断面及回水曲线图。
（8）调节流量、水库水位与水头保证率曲线图。
（9）发电出力保证率曲线图。
（10）代表年、日电力系统电力电量平衡图。
（11）水库运行特征图（包括供水、发电出力、水位、来水流量过程线）。5.12.2 附表按需要附列。
工程布置及建筑物 6.1 设计依据
6.1.1 说明工程等别和主要建筑物级别以及相应的洪水标准。
6.1.2 说明主要建筑物特征水位及流量、水文气象数据、地震烈度、地基特性、建筑材料特性及设计参数、规定的安全系数、允许的应力、沉降量、变形量及其依据。
6.2 工程选址
6.2.1 简述工程场址（如坝址、闸址、厂址等）各比较方案的地形、地质、工程布置、施工及运行条件、工程量、投资及效益等。6.2.2 综合比较论证选定工程场址。
6.3 坝（闸）型、坝（闸）线及工程总体布置
6.3.1 根据选定的坝（闸）址，拟定各比较坝（闸）型及相应的坝（闸）轴线，分析地形、地质、泄洪消能、施工及运行条件、工程量、工期及投资等。比较论证选定坝（闸）型、坝（闸）轴线。6.3.2 根据选定的坝（闸）型、坝（闸）线，拟定各比较方案的工程总体布置，说明各相应主要建筑物的结构型式、控制高程、主要尺寸以及各相邻建筑物之间的连接方式等，进行综合比较选定工程总体布置。6.4 挡水建筑物
6.4.1 说明挡水建筑物的工程布置、结构型式、坝高程、断面尺寸、坝（闸）布置、坝内廊道、坝体分段、材料分区、坝体防渗、排水、坝面护坡等结构布置和主要尺寸。
6.4.2 根据建筑物基础的地质条件，提出坝（闸）基和坝肩的开挖深度及防渗、排水、加固等处理措施。
6.4.3 说明挡水建筑物的稳定、应力、变形、渗透、渗流稳定等的计算条件、荷载及其组合、计算方法和成果。对混凝土坝应提出温度控制和温度应力的设计和要求。6.5 泄水建筑物
6.5.1 说明泄水建筑物各比较方案的地形、地质、工程布置、水力条件、施工、运行、工程量及投资等，综合论证选定泄水建筑物的型式和布置方案。
6.5.2 说明选定的泄水建筑物布置方案和主要尺寸，包括进水渠、进水口、堰高程、过流断面、消能方式、上下游防护工程等结构及尺寸。提出开挖、衬护及防冲刷、排水、防冻、排冰、排沙、基础处理等工程措施。
6.5.3 说明泄流能力、水流流态、水力坡降线、消能、上下游水力衔接、泄水排沙、下游冲淤等水力条件；说明计算条件和方法，提出计算成果，必要时通过水工模型试验验证；说明泄水建筑物的稳定、应力、变形等结构计算成果。6.6 引水建筑物
6.6.1 说明引水建筑物各比较方案的地形、地质、工程布置、施工、运行、工程量及投资等因素，综合论证选定引水建筑物的型式和布置。
6.6.2 说明引水建筑物的引用流量、水位、消能、水力坡降线、水锤及涌浪、调压室或前池容量、冲淤及沉沙等水力计算的条件和方法，提出计算成果。
6.6.3 说明选定的进水口布置、结构型式、高程、断面尺寸、孔口和渐变段的型式及拦污栅、闸门、操作平台等布置。当设置沉沙池时，应论证其必要性，并提出排沙设施设计方案。
6.6.4 选定引水道（包括交叉建筑物）的位置、结构型式、高程、断面尺寸、坡度等，说明稳定（包括进出口边坡围岩稳定）和结构计算的条件和方法，提出计算成果及工程处理措施。6.6.5 说明选定调压室或前池的布置型式、高程、断面尺寸、工作水位、泄水及必要的排沙设施等。说明稳定和结构计算的条件和方法，提出计算成果及工程处理措施。
6.6.6 说明选定的压力管道（包括明钢管道或地下埋管、坝内埋管等）的布置、型式、高程、断面尺寸、长度等，说明稳定和结构计算的条件和方法，提出计算成果、对钢材或混凝土衬砌的要求及工程处理措施。6.7 厂房及开关站
6.7.1 说明各比较方案的地形、地质、布置、型式、施工、运行、工程量、投资及机电设备布置等，综合论证，选定厂区布置方案。
6.7.2 说明主、副厂房及尾水建筑物的选定布置方案、结构型式、面积、高程和主要尺寸及厂区交通布置，说明稳定计算及结构计算的条件和方法，提出计算成果。对地下洞室及高边坡应论述其稳定性并提出工程处理措施。
6.7.3 说明开关站的位置、场地布置、面积、高程等。提出第一个塔架的位置、开关站的排水设施及运输通道。
6.8 工程观测、综合利用及其他
6.8.1 提出主要建筑物的观测设计，包括观测要求、观测设施及其布置、主要观测设备的型号、规格和数量。
6.8.2 说明灌溉、供水、通航及过木等综合利用的要求及设计参数。简述综合利用项目的工程布置、主要结构尺寸及运行方式。提出各项目的工程量、投资及设计成果。
6.8.3 提出生产生活区的房屋建筑总面积和工程量。
6.8.4 对本工程各永久建筑物项目及工程量进行汇总，提出汇总表。6.9 附图附表 6.9.1 附图如下：
（1）工程场址布置方案比较图。
（2）工程总体布置方案比较图。
（3）工程总体布置图。
（4）坝（闸）轴线及型式方案比较图。
（5）坝（闸）工程布置图。
（6）坝（闸）工程上下游立视图。
（7）坝（闸）剖面图（包括土石坝材料分区图、混凝土坝标号分区图）。
（8）坝（闸）基础处理设计图。
（9）坝（闸）稳定及应力计算成果图。
（10）泄水建筑物方案比较图。
（11）泄水建筑物工程平、剖面布置图。
（12）引水建筑物方案比较图。
（13）引水建筑物工程平、剖面布置图。
（14）厂房区布置方案比较图。
（15）厂房区及开关站布置图。
（16）主、副厂房布置图。
（17）工程观测设备布置图。
（18）主要建筑物建筑透视图。6.9.2 附表如下：
（1）永久建筑物项目及工程量汇总表。
（2）其他有关附表。
水力机械 7.1 水轮机及其附属设备
7.1.1 说明方案比较论证并选定水轮机型式、机组台数、单机容量、基本参数及安装高程。7.1.2 选定水轮机装置方式、过流部件结构型式及控制尺寸。
7.1.3 选定水轮机附属设备进水阀、调速器、调压阀及油压装置等规格、型号。7.1.4 对采用重大新技术（包括型式、结构和材料等）应有专门论证。
7.1.5 对水流含沙量大的水电站，应说明所采取的防止或减轻水轮机磨蚀的综合治理措施。7.1.6 提出水轮发电机组调节保证计算成果。7.2 辅助机械设备
7.2.1 选定主厂房起重设备及其参数，并确定起重设备的外形主要控制尺寸。
7.2.2 选定电站透平油和绝缘油、技术供水和排水、压缩空气及水力监视测量等系统的主要设备。7.2.3 选定电站机修车间规模及主要设备。7.3 采暖通风
7.3.1 选定厂房采暖通风及空气调节系统的设计方案和设备。
7.3.2 对地下、半地下或坝内厂房的采暖通风及空气调节系统应进行必要的分析论证。7.4 水力机械主要设备布置
7.4.1 提出机组间距、厂房长度、宽度和高度等主要控制尺寸及分层高程。7.4.2 确定安装场位置和面积。
7.4.3 说明所选定的水轮发电机组及其附属设备和辅助机械设备的布置。7.5 附图附表 7.5.1 附图如下：
（1）水轮机转轮模型综合特性曲线比较图。
（2）水轮机运转特性曲线。
（3）水电站油、水、气及水力监测系统图。
（4）水电站采暖通风及空调系统图。
（5）水电站主副厂房设备布置图（可与水工、电气专业合图）。7.5.2 附表如下：
（1）水力机械及采暖通风主要设备汇总表。
（2）其他有关附表。
电气工程 8.1 水电站与电力系统的连接
8.1.1 根据水电站的动能特性和电力系统规划设计，确定水电站与电力系统的连接方式、输电电压等级、出线回路数、输送客量（包括穿越功率）、送出工程输电线路距离和工程量。8.1.2 说明电力系统对水电站运行方式及其他技术要求。8.2 电气主接线
8.2.1 根据电力系统连接的要求和水电站的装机台数，进行电气主接线方案比较和技术经济分析论证。选定水电站的电气主接线。分析说明分期过渡方式及其相应的技术措施。8.2.2 初定厂用电源连接方式及厂坝区设施的供电方式。8.2.3 分析说明近区供电的必要性，提出近区供电的方案。8.3 主要电气设备
8.3.1 提出短路电流计算成果。
8.3.2 选定水轮发电机、主变压器、厂用（坝区）变压器、断路器、高压开关等主要电气设备。提出设备的规格、数量及其主要技术参数。
8.3.3 采用新技术和新设备应有论证。8.4 防雷接地
8.4.1 论述水电站防雷保护方案，并提出过电压保护配置方式。
8.4.2 论述全厂接地设计方案。对高土壤电阻率的接地要提出具体解决的措施。8.5 综合自动化
8.5.1 简述水电站与电网调度管理关系及其调度内容和范围。对集中调度的梯级水电站，应确定水电站在梯级调度中的位置和控制方式。
8.5.2 选定水电站、水闸的控制管理方式及其自动化内容。
8.5.3 选定全厂监测（控）方式。初选综合自动化系统的结构和主要功能及设备配置。8.5.4 选定机组励磁方式。8.6 继电保护
8.6.1 确定水电站各主要设备的继电保护方式。初选保护设备的型式。
8.6.2 根据电力系统规划设计要求，提出水电站线路保护方案和安全自动装置设备配置。8.6.3 确定各主要电气设备继电保护装置的布置。8.7 二次接线
8.7.1 选定全厂测量、信号和同期系统的设计方案。
8.7.2 提出水电站电流、电压互感器的配置及其主要技术参数。8.7.3 确定控制电源型式、电压等级，初选设备。8.8 电工实验室
8.8.1 说明水电站电工实验室的配置规模。8.8.2 提出电工实验室生产用房的布置要求。8.9 通信
8.9.1 根据电力系统调度管理要求，确定水电站与电力系统调度通信方式和设备配置。8.9.2 根据梯级调度管理的要求，确定水电站与梯调之间调度通信方式和设备配置。8.9.3 对要求设有水情测报站网的水电站，应确定其通信的方式和设备配置。
8.9.4根据工程布置特点，确定水电站内部生产调度通信及对外通信的方式，选定通信设备。8.10 电气设备布置
8.10.1 说明水电站的厂区总体布置。确定主、副厂房中的电气设备布置。8.1.2 选定主变压器场和开关站的布置型式。8.10.3 确定有关辅助生产用房的布置。8.11 闸门启闭机及过坝设施的电气设备及布置
8.1.1 选定水工建筑物闸门启闭机及过坝设施的电力拖动和控制方式。8.1.2 确定供电电源方案，初选主要电气设备。8.11.3 确定电气设备的布置和辅助生产用房。8.12 附图附表 8.12.1 附图如下：
（1）水电站接入电力系统地理位置图。
（2）电气生接线（包括厂、坝区供电）方案比较图。
（3）电气主接线图。
（4）厂用电接线图。
（5）坝区供电接线图。
（6）主、副厂房设备布置（亦可与水工、水机专业合图）。
（7）升压站、开关站设备布置方案比较图。
（8）升压站、开关站设备平、剖面布置图。
（9）保护、测量、同期单线配置图。
（10）微机监控（测）系统结构框图。
（11）控制、信号、操作电源系统图。
（12）过坝设施等电力拖动控制框图。8.12.2 附表如下：
（1）主接线方案比较表。
（2）短路电流计算成果表。
（3）电气主要设备汇总表。
（4）其他有关附表。
9金 属 结 构 9.1 泄水建筑物的闸门（阀）及启闭设备
9.1.1 选定闸门（阀）的布置方案、型式、数量和主要尺寸及参数，说明操作运行方式、检修条件，提出防止冰冻、淤堵、空蚀、磨损、振动等措施。
9.1.2 选定启闭机布置方案、型式、容量、数量及主要参数，说明操作运行条件，提出启闭机的动力保证要求。
9.1.3 采用新门（机）型、新材料、新技术时，应提出需要试验研究的要求，以及说明相应的技术保证措施。
9.2 引水建筑物的闸门、阀及启闭设备
9.2.1 选定闸门、阀、拦污栅及启闭机的布置方案、型式、容量。数量和主要尺寸及参数。9.2.2 提出防止冰冻、淤堵、磨损等的措施，说明正常及事故情况下运行的可靠性，拟定维护检修条件，并说明充水平压及通气措施、操作方式和拦污栅的排污、清污措施。9.3 尾水建筑物的闸门及启闭设备
9.3.1 选定水电站尾水闸门、启闭机的布置方式、型式、容量、数量及主要尺寸和参数。9.3.2 说明操作运行方式、充水平压措施和检修条件。9.4 通航过木及其他过坝建筑物的闸门及机械设备
9.4.1 选定船闸、升船机、筏道及其他过坝设施的金属结构、闸门及机械设备的布置方案、结构型式、主要尺寸和参数。
9.4.2 说明有关设备的操作方式、运行的可靠性、运转周期以及检修条件。9.5 施工导流建筑物的闸门和启闭机
9.5.1 选定导流、封孔所用闸门启闭机的布置方案、型式、容量及主要尺寸。9.5.2 说明操作运用条件、下闸截流水位流量条件、截流及封堵的可靠性。9.6 其他水工建筑物的金属结构设备
9.6.1 选定其他水工建筑物金属结构设备的布置方案、型式、容量、数量、主要尺寸及参数。9.6.2 说明操作运行方式、维护检修等条件。9.7 附图附表 9.7.1 附图如下：
（1）泄水、引水、尾水建筑物主要闸门及启闭机布置图。
（2）主要闸门门叶及门槽总图。
（3）其他建筑物金属结构布置图。9.7.2 附表如下：
（1）金属结构主要设备汇总表。
（2）其他有关附表。
消
防 10.1 工程概况及其特征
10.1.1 简述工程概况、建筑物布置及厂区内外交通。
10.1.2 简述主副厂房、升压开关站的主要机电设备布置及主要参数。10.2 工程消防设计
10.2.1 提出各主要生产场所火灾危险性分类及耐火等级。10.2.2 提出消防总体设计方案：
（1）根据“以防为主、防消结合”的消防工作方针，提出“以水灭火为主，化学灭火为辅及其他方式灭火相结合”的消防总体设计方案。
（2）根据防火间距及疏散要求，说明厂区内各建筑物、主变压器、露天油罐或油罐室以及道路等布置。
10.2.3 提出各主要生产场所、主要机电设备的消防设计及主要消防设施配置，对有特殊要求的生产场所，提出通风、防烟及排烟等设计要求。
10.2.4 提出消防给水设计：选定消防水源、供水设施、消防供水量和水压力、主要设备及其布置。
10.2.5 提出消防电气设计：选定消防电源；确定各主要生产场所火灾事故照明、疏散标志的配置。
10.2.6 提出消防工程专用设施费用概算。10.3 附图附表 10.3.1 附图如下：
（1）工程消防系统总体设计方案图。
（2）消防供水系统图。
（3）通风、防烟、排烟系统图。10.3.2 附表如下：
（1）主要消防设备表。
（2）其他有关附表。施 工 组 织 设 计 11.1 施工条件
11.1.1 简述有关工程条件：
（1）工程的地理位置、对外交通运输条件及可资利用的场地和条件。
（2）选定方案枢纽建筑物的组成、型式、主要尺寸和工程量。
（3）工程的施工特点和有关通航、过木、供水、环保及其他要求。
（4）主要建筑材料的来源、供应条件和水源、电源、通信情况。
（5）业主对本工程施工的有关要求。11.1.2 简述有关自然条件：
（1）洪、枯水季节的时段、各种频率的流量及洪量、水位与流量关系、冬季冰凌情况及开河特性、洪水特征以及上下游水利水电工程对本工程施工的影响等。
（2）地形、地质条件和气温、降水、冰冻层、冰情等特征。11.2 施工导流
11.2.1 按以下要求选定导流标准：
（1）提出不同施工时段划分的选择意见及成果。
（2）选定各期施工导流的洪水频率和流量，确定导流建筑物的级别。
（3）选定坝体拦洪渡汛的频率和流量。
11.2.2 选定导流方式，提出各期导流工程布置及防洪渡汛、排冰等措施；提出有关水力计算的主要成果。
11.2.3 按以下要求说明导流建筑物的设计与施工：
（1）说明导流的挡水和泄水建筑物的方案比较。
（2）提出选定方案的导流挡水、泄水建筑物的结构型式、主要尺寸、布置及工程量。
（3）说明导流建筑物与永久工程结合的可行性，并提出结合方式及具体措施。
（4）说明导流建筑物施工程序、施工方法、施工进度及选定的料场。
（5）提出围堰拆除的工程量及相应的技术措施。
11.2.4 选定截流时段和流量；提出选定截流方案及截流主要水力学指标；估算截流所需的材料，提出施工程序、施工方法和所需设备。
11.2.5 估算基坑初期及经常性排水量，选择排水方式和所需设备。11.2.6 说明蓄水进度计划，包括蓄水速度和水位要求及下游供水的措施。11.2.7 选择封堵时段、下闸流量和封堵方案。拟定施工进度，提出工程量。
11.2.8 说明有关部门对施工期通航、过木的要求，提出施工期各导流阶段的通航、过木措施和方法。
11.3 料场选择与开采
11.3.1 比较混凝土骨料（天然和人工料）、石料、土料等各料场的分布、储量、质量、开采、运输等条件，提出开采获得率及主要技术参数。根据主体建筑对材料的要求，通过技术经济比较选定料场，并确定主体工程开挖弃渣的利用率。
11.3.2 根据主体建筑各部位、高程、用料的数量及技术要求结合料场的特点以及施工方法、施工强度等提出合理的料场开采规划。
11.3.3 提出选定料场开采、运输、堆存、加工工艺、废料处理、环境保护等设计。选择开采、运输、加工等主要机械设备。11.4 主体工程施工
11.4.1 根据工程的具体情况按下列有关内容说明土石方工程的施工：
（1）说明各单项工程土石方明挖的施工程序、方法，确定挖方的利用，堆渣地点和运输方案，提出保持边坡稳定的措施。
（2）提出地下工程的开挖程序、开挖方法、施工支洞的布置、爆破、通风散烟、出渣、支护、排水、照明及预防坍滑等技术和保护措施。
（3）说明土石坝的备料、运输、上坝、填筑、碾压及拦洪蓄水的施工程序、方法、工艺、布置、进度、施工强度、质量控制要求和拦洪渡汛措施；说明各期料场开采、运输、填筑的平衡和开挖弃渣的利用及施工期防护措施。
（4）提出土石方工程施工主要机械设备。11.4.2 按以下要求说明混凝土工程的施工：
（1）说明各单项建筑物混凝土的施工程序、施工方法、相互间关系的协调及浇筑强度，并提出所需的机械设备。
（2）说明大体积混凝土、拱坝混凝土的温控设计措施与要求，各部位混凝土温控的要求，拟定混凝土表面保护及防止裂缝的措施。
（3）说明碾压混凝土的施工程序、施工方法、浇筑强度，提出层间结合的措施以及上游面防渗结构的施工方案；选择所需的机械设备。
（4）提出混凝土施工质量控制的要求及防护措施。11.4.3 按以下要求说明砌石工程的施工：
（1）说明各单项建筑的各种石方砌筑的施工程序、施工方法及相应的砌筑强度。
（2）提出各种石方砌筑的技术措施和对胶凝材料的施工技术要求；选择石方砌筑所需的垂直运输和水平运输主要机械设备。
（3）提出砌石工程质量控制和温度控制的要求及相应的施工措施。11.4.4 说明基础处理的施工程序、方法、技术措施及所需的机械设备。
11.4.5 提出主要机电设备和金属结构的施工程序、进度、技术要求，并说明主要金属结构的制作、堆存、运输吊装等措施及与土建工程协作配合的要求。11.5 施工工厂设施
11.5.1 简述混凝土总量、不同施工期浇筑强率和不同品种、不同级配的混凝土量及相应的温控措施、确定拌和系统的生产能力和位置，选择所需主要机械设备。
11.5.2 选定土石料和掺和料的加工系统的厂址、布置、生产能力及主要设备，提出工艺布置设计。
11.5.3 按以下要求说明机械修配及综合加工系统：
（1）说明施工期所需的各种主要施工机械、设备、材料加工数量，提出修配、加工能力。
（2）确定机械修配、综合加工厂（包括钢筋、木材、混凝土预制件等）的规模，拟定厂址。
（3）提出修配、加工等主要机械和设备。
11.5.4 确定各分区压缩空气的最高负荷，规划供风系统及分区供风安排，选定压气厂的位置。11.5.5 确定各分区最高需水量，规划供水系统及水源，确定抽水站的规模，贮水池的容量及布置。
11.5.6 确定施工用电最高负荷、电源、电压、输变电线路及变电站规模、位置，拟定备用电源规模和位置。
11.5.7 选择对外通信方式；规划工地照明系统。
11.5.8 提出主要施工工厂设施所需的建筑面积、占地面积及主要设备。11.6 施工总布置
11.6.1 按以下要求说明交通运输：
（1）说明本工程对外交通线路现状及水陆联运条件和连接方式。
（2）提出选定方案对外交通线路标准、布置及工程量。
（3）提出本工程对外运输总量、年最大运量、平均昼夜运输强度及重大件运输要求。
（4）确定场内主要交通干线的运输量与运输强度；选定场内交通线路和设施的标准、布置，提出相应的工程量。
（5）提出所需交通运输设备（含装卸）的种类及数量。
11.6.2 确定选定方案的施工分区布置，说明各场地及设施的位置。提出场地平整工程量和施工场地防护措施及排水规划。
11.6.3 提出物资库、设备库、特殊材料库等的建筑面积，结构型式和占地面积。、11.6.4 确定生产、生活等房屋的布置、建筑面积、结构型式、占地面积等。11.6.5 按以下要求说明弃渣场地规划及环境保护设施：
（1）提出弃渣的利用及堆存方案。
（2）确定弃渣场地、占地面积、提出弃渣平衡计算成果及弃渣场地环境保护措施。
（3）说明施工场内水土流失处理意见，提出工程完工后临时占地复耕计划和造地建议。11.7 施工总进度
11.7.1 说明施工总进度安排的原则和依据及业主对本工程投入运行期限的要求；根据主体工程、施工导流、场内外交通及其他临建工程等特性和工程量，提出控制进度的因素。11.7.2 按以下要求说明施工分期计划：
（1）提出工程筹建期、工程准备期、主体工程施工期、工程完建期四个阶段的控制性关键项目的进度计划。
（2）说明工程筹建的内容与任务，拟定筹建期的控制进度。
（3）说明工程准备期的内容与任务，拟定筹建期的控制进度。11.7.3 按以下要求说明施工总进度计划：
（1）说明施工总进度的关键线路及分阶段工程形象的要求，研究提前发电的措施。
（2）说明主体工程进度计划协调、施工强度平衡及工程投入运行日期和总工期。
（3）提出主体工程施工强度曲线、高峰期施工强度、施工期高峰人数、平均人数及施工总工日数。11.8 主要技术供应
11.8.1 提出主体工程和临建工程所需的钢材、钢筋、木材、水泥、油料、炸药等建筑材料的需要量和分供应计划。
11.8.2 提出施工所需主要机械和设备的名称、规格、数量及分供应计划。
11.8.3 说明主体工程的主要机电设备及金属结构的需要量，分别提出各设备供货时间的要求。11.9 附图附表 11.9.1 附图如下：
（1）施工总布置图（含对外交通示意图）
（2）施工导流布置图。11.9.2 附表如下：
（1）施工总进度表。
（2）其他有关附表。水库淹设处理及工程永久占地 12.1 水库淹没处理范围
12.1.1 选定库区移民征地及有关专项的设计洪水标准。
12.1.2 说明相应频率洪水的回水计算成果及库前区正常蓄水位以上的安全超高，确定淹没范围。12.2 水库淹没损失
12.2.1 简述水库淹没实物调查组的组成、调查方法和时间。
12.2.2 说明比较水位方案主要实物指标，分析淹没主要对象沿高程分布特点，提出对正常蓄水位选择的意见。
12.2.3 说明选定水位方案的实物指标，对于随时间变化的项目（如人口，房屋等）应按工程计划进度作出预测。
12.2.4 简述采取防护措施减少淹没实物的指标。12.3 移民安置开发规划
12.3.1 说明农村移民安置规划的基本依据，安置方针与原则。
12.3.2 分析移民安置的环境容量，论述安置的资源，生产力水平以及安置移民的承受能力。12.3.3 选定移民安置方式和地点，说明新居民点的布设及必要的基础设施，论述恢复和发展生产的措施。
12.3.4 说明淹没范围的工矿企
水电站机组初步设计 篇2
关键词：水电机组,稳定性能,探究
0 引言
水轮机出现不稳定性现象十分普遍, 表现形式基本上是水轮机振动增大。而当水轮机出现稳定性问题, 不仅电站正常运行受到影响, 而且还会存在安全隐患。因此, 防范、消除水轮机可能存在的不稳定问题显得尤为重要。
1 稳定性试验及结果分析
1.1 稳定性试验简介
1.1.1 测试内容
机组振动的测试主要量测:振动量、频率和周期、波形和相位。机组振动按振动方向可分为垂直于机组轴线的水平振动和沿着机组轴线的垂直振动。对运行中的竖轴布置的水轮发电机组, 需要测量承重机架的垂直、水平振动, 机组上、下导轴承的水平振动, 水导轴承的水平、垂直振动, 顶盖或支持盖的垂直振动, 发电机定子外壳水平、垂直振动及钢管、进水阀门等的水平、垂直振动[1]。
运行中机组的摆度测量主要是测量机组轴线静态变形、动态变形及动态时轴线偏离原平衡位置的程度, 即主要量测机组上、下导轴承、法兰联接处及水导轴承等处轴的水平、垂直方向上的摆度, 励磁机整流子、发电机集电环处轴的摆度等。
1.1.2 目前常用测试方法
a) 电测法。电测法的原理是利用测振传感器将振动量变化过程转换为电量变化过程, 再经动态应变仪放大, 由光线示波器记录下来。然后按预先标定的比例尺, 据所录下的振动示波图确定出被测振动量及其变化过程。电测法测试机组振动具有灵敏度高、频率范围广、便于读数分析、易实现遥测和自动控制的优点。缺点是易受电磁场干扰, 测试时应有必要的屏蔽措施, 以提高准确性[2];
b) 微机监测。采用微机监测机组振动及压力脉动具有快速、灵活、精确、省时、省工、灵敏度高、测频范围广、自动读数记录分析及便于实现遥测、遥控和自动化等优点。应用微机对机组进行稳定性监测时, 对其一次或二次仪表、仪器的输出信号及传感器的输出电压等级必须与微机匹配, 根据传感器的灵敏度和估计的实测信号电压范围, 既要不超出微机的允许电压, 又要能检测出所需的最低极限量。选用的传感器在实测范围内非线性误差越小越好, 对其稳定性与可靠性的要求应向制造厂提出, 并选择合适的模数转换设备[3]。
1.2 实验设备
动态信号测试分析系统、电涡流位移传感器、振动传感器。
1.3 机组参数
为了探究不同电站机组稳定性试验中负荷变化对摆度、振动的影响, 特收集了三个不同电站机组稳定性试验测试数据。如表1所示。
1.4 测试数据分析
1.4.1 1#机组数据分析
1#机组试验时设置了0 MW、6 MW、12 MW、18MW、24 MW、30 MW、36 MW、42 MW、48 MW、54 MW、56 MW共11个工况点, 用6只低频振动传感器分别布置于上机架X水平方向、上机架X垂直方向、下机架X水平方向、下机架X垂直方向、顶盖X水平方向及顶盖X垂直方向以测量机组振动;同时使用5只电涡流位移传感器测量上导X方向、下导X方向、下导Y方向、水导X方向、水导Y方向摆度;机组各工况点运行稳定后, 采用动态信号测试分析系统采集数据。
水轮发电机组在0 MW~56 MW负荷变化时上导轴承和水导轴承摆度幅值均处于规程规定的A区域范围内, 满足机组长期稳定运行要求;下导轴承除个别点外, 摆度变化相对平稳, 建议对下导轴承轴瓦间隙进行检查并做调整, 运行时加强对下导轴承的监视, 如出现异常情况应停机检查。
1.4.2 2#机组数据分析
试验设置了10 MW、20 MW、30 MW、35 MW、40 MW、45 MW、50 MW等工况点, 用7个振动传感器分别布置于上机架+X水平方向、上机架+X垂直方向、上机架+Y水平方向、下机架+X水平方向、下机架+X垂直方向、顶盖+X水平方向和顶盖+X垂直方向以测量机组振动;同时使用6个电涡流位移传感器测量上导+X方向 (发电机轴) 、上导+X方向 (上导轴颈) 、下导+X方向 (发电机轴) 、下导+X方向 (下导轴颈) 、水导+X方向和水导+Y方向摆度;机组进入各工况运行, 采用动态信号测试分析系统记录数据。振动标准要求:根据标准GB/T 6075.5—2002在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动 (第5部分) :水力发电厂和泵站机组, 得到区域边界值如下:A/B为65μm, B/C为100μm, C/D为160μm。摆度标准要求:根据机组额定转速272.7 rpm, 查询GB/T 11348.5—2002旋转机械转轴径向振动的测量和评定 (第5部分) :水力发电厂和泵站机组, 得到区域边界值如下:A/B为145μm, B/C为240μm, C/D为470μm。
从变化趋势来看, 机组在空载到满负荷各个工况点运行时, 上机架、下机架和顶盖的振动值均能满足标准GB/T 6075.5—2002在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动 (第5部分) :水力发电厂和泵站机组的要求;上、下导+X向摆度值 (测点:上、下导轴颈) 为132μm和86μm, 其摆度值满足规程GB/T 11348.5—2008旋转机械转轴径向振动的测量和评定 (第5部分) :水力发电厂和泵站机组的要求。但是发电机主轴处摆度值达到了381μm和861μm, 经现场测试人员分析:该测量面不是机械精加工面, 属测量误差, 并非上、下导轴承的真实摆度值。
水导摆度值随着负荷的增加而增加, 到额定负荷时达到峰值 (+X向277μm, +Y向317μm) , 而顶盖振动没有明显变化。建议电站运行人员加强对水导摆度的监测。
1.4.3 3#机组数据分析
试验设置0 MW、10 MW、20 MW、30 MW、40MW、50 MW、60 MW、70 MW、80 MW、90 MW、100 MW共11个工况点, 用7个振动传感器分别布置于上机架+Y水平方向、上机架+Y垂直方向、上机架+X水平方向、下机架+X水平方向、下机架+X垂直方向、顶盖+Y水平方向和顶盖+Y垂直方向以测量机组振动;同时使用6个电涡流位移传感器测量上导+X方向、上导+Y方向、下导+X方向、下导-Y方向、水导+X方向和水导+Y方向摆度;机组各工况点运行稳定后, 采用动态测试系统记录数据。
摆度标准要求:机组额定转速428.6 r/min, 查询GB/T 11348.5—2008旋转机械转轴径向振动的测量和评定 (第5部分) :水力发电厂和泵站机组得到区域边界值如下:A/B为144μm, B/C为239μm, C/D为476μm。振动标准要求:根据标准GB/T 6075.5—2002在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动 (第5部分) :水力发电厂和泵站机组, 得到区域边界值如下:A/B为30μm, B/C为50μm, C/D为80μm。
机组从空载至额定负荷运行, 上机架、下机架和顶盖各测点的振动值处于标准GB/T 6075.5—2002在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动 (第5部分) :水力发电厂和泵站机组中评价区域的A区域和B区域, 满足规程要求。上导及下导摆度值处于标准GB/T11348.5—2008旋转机械转轴径向振动的测量和评定 (第5部分) :水力发电厂和泵站机组中评价区域的A区域和B区域, 满足规程要求。水导摆度幅值总体上随机组负荷增加而增大, 在60 MW以上时处于C区域, 在额定负荷100 MW时达到370μm, 超过标准GB/T 6075.5—2002在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动 (第5部分) :水力发电厂和泵站机组规定“水导摆度实际运行幅值不超过300μm”的要求, 且水导摆度在40MW附近突然增大, 需对其进行进一步观察分析。从60 MW~100 MW工况区间, 机组水导摆度偏大, 不满足长期运行的要求。
1.4.4 小结
通过对三个不同电站机组数据的分析, 发现水导轴承的不稳定性最突出, 需要运行人员对其密切关注, 测试人员要加强监测。
2 解决措施
在传统水电站运行管理中, 由于难以对机组的振动进行实时监控分析, 发生故障也难以迅速找到原因, 故而定期检修和停机成为常态。同时, 随着电子信号技术和建模能力的提升, 可以实现对机组振动的实时监控分析。通过实时监控分析该工作条件下机组的运行状态及影响稳定性的主要原因, 估计故障可能发生的区域, 尽早做好预防措施。
3 结语
尽管引发机组振动的原因很多, 彼此还可能交织在一起, 甚至产生相互加剧的连锁反应。但是, 在诸多因素之中, 必定有主要和次要之分, 只要掌握振源的特点和变化规律, 就可以准确地做出判断, 及时找到和排除振源, 为机组稳定运行保驾护航。
参考文献
[1]郑源, 汪宝罗, 屈波.混流式水轮机尾水管压力脉动研究综述[J].水力发电, 2007, 33 (2) :66-69.
[2]马震岳.宁毓新.水轮发电机组动力学[M].大连:大连理工大学出版社, 2003.
水电站机组初步设计 篇3
关键词水利水电；工程施工；组织设计；
施工组织设计是水利水电工程设计文件的重要组成部分，是研究水利水电工程施工条件、选择施工方案、指导和组织施工的技术经济文件，是编制工程投资估算、总概算和招投标文件的主要根据，是工程建设和施工管理的指导性文件。在工程前期、初步设计和技术设计各阶段，都要编制施工组织设计。做好施工组织设计对正确选择整体优化设计方案、合理组织工程施工、保证工程质量、缩短建设周期、降低工程造价都有十分重要的作用。
一、施工组织设计的基本理论综述
(一)施工导流
水利水电工程是在川流不息的河道上进行施工的，为解决河水与施工的矛盾，需将河水部分或全部导走；同时还要尽可能保证在施工期内河流的综合利用条件不被破坏，这就提出施工导流专门设计问题。导流问题，是施工组织设计中的一个特殊问题，就设计而言，它既有水工建筑物设计内容(如：混凝土大坝、引水隧洞、围堰等)也有与施工总进度、总布置密切相关的导流程序问题。施工导流是一个带全局性、时段性的问题，它既受挡水建筑物坝址、坝型的选择和水工建筑物及其布置的影响，又与施工总布置、总进度、截流施工时段以及工程投资密切相关。
任何水利水电工程施工，必须与自然条件相适应，其中至关重要的是与水情规律相适应。一般情况下，适应水情规律总费用比改变水情规律费用所付出的代价要少得多，在某些情况下，则难于甚至无法改变水情规律，因此施工导流就成为主体工程施工的控制环节。导流工程中的截流、排水、渡汛、封堵、拦洪及蓄水等，自然地成为主体工程施工程序的控制要素。显然当主体工程施工程序与河流规律较好地适应时，工程进展顺利，节省资财；反之，势必打乱施工计划安排，轻则延误工期，多花资财，重则造成事故，被迫停工，这在水利水电工程建设中是有过教训事例的。
(二)施工工艺
施工工艺是施工组织设计的基础，由施工技术、施工顺序及施工方法等在特定的施工装备情况下构成。施工工艺的重要性在于研究建筑物结构的施工技术可行性与经济合理性，其研究的主要项目如下：
(1)研究主体工程建筑物实施顺序和方法的施工技术特性；
(2)研究主体工程建筑物施工顺序与施工导流配合的实施状况的技术特性；
(3)在特定技术装备条件下，研究施工期限内所达到的施工强度的合理指标；
(4)研究适应施工程序的施工平面与高程的场地空间合理布置；
(5)研究必要的技术物质供应及材料消耗，作为提供预算分析单价的基础资料；
(6)研究工程建设施工安全、质量、进度及效益等科学管理的施工工艺与要求。
(三)施工进度
施工进度计划是从工程建设的施工准备起始到竣工为止的整个施工期内，所有组成建筑物的各个单项工程修建的施工程序、施工速度及技术供应等相互关系，通过综合协调平衡后显示出总体规划的时间与强度指标。目前进度计划表示形式有横线图、斜线图及网络图。在施工进度计划研究中，着重需要解决如下内容：
1合理划分施工程序。
对水利工程建设中，影响施工程序较大的时段，要进行恰当划分。如截流、渡汛、封堵、拦洪及蓄水期等要进行分析，恰当安排，得到合理划分；
2施工机械化水平。
应解决适应工程所处自然条件和建筑物特性的施工机械装备。施工机械装备(包括施工条件能否允许或充分利用已有设备在内)程序，会影响施工强度，最终将直接影响施工速度和工程的进展；
3关键施工期控制。
从水利工程建筑实践中得知，一般当河道截流起始时及其后的第一个枯水季内的工程施工期，对工程进度计划常起控制效用。因此在安排进度计划时，必须对截流前的导流建筑物和截流后第一个枯水季的坝体施工(包括截流、基坑排水、基础处理及坝体填筑)的施工方法进行充分论证，以利达到合理安全渡汛的目的来划分关键施工期控制；
4经济投资效应。
由于水利工程项目多、工种复杂、工程量巨大、施工期长、又远离城镇、投资巨大等，都给进度计划安排带来许多困难，特别是在市场经济状况下，变化因素增多，进度计划与资财投入时间价值关系更为密切，影响程度加大，需要使进度计划能充分利用资财，达到最佳经济效应。
(四)施工布置
施工布置必须紧紧围绕解决主体工程施工这一主题展开，其目的是为主体工程施工及运行服务的，其着重点是对工程所在地区的施工交通、工厂设施、生活建筑、料场规划等在平面上和高程上进行合理的空间布置规划。布置时必须紧密围绕服务对象，有时还要考虑到今后扩展成为库区旅游开发的需要。
在具体施工布置时，应根据枢纽布置和结构型式特征，结合工程所在地区的自然、社会、经济等主要因素，认真规划施工占地。要遵循因时、因地制宜、统筹规划、方便生产管理、安全可靠、利用技术可行、经济合理的总原则，检验布置的合理程度。
水利工程施工布置，相当于一个小城镇规划，其主要内容包括有交通运输、工厂设施、料场开采储运规划、生活建筑、安装场地、生活生产用水、电及通讯等管路线路等的平面及高程的合理布置。其中处于深山峡谷而又建设周期长、运输工程量大距离远、交通不便的水利工程建设，道路修建费用巨大，运输任务艰难，必须给以足够重视，否则会加大投资和延误工期。据实践工程统计，运输费用约占总投资的4～25％，因此在施工布置时应重点分析研究。
二、老江底水电站大坝上游围堰控制性灌浆的施工组织
(一)老江底水电站大坝上游围堰控制性灌浆工程概述
老江底水电站位于兴义市雄武乡补柞村，距兴义市约70km，电站为三等中型引水式电站，装机容量为2*50Mw。电站大坝上游围堰位于导流洞下游侧20米、大坝上游侧75米处。两岸河谷呈“U”字型峡谷。围堰轴线处河床宽约60~70m，填筑时水深1~3m，水流较急。上下游水头近20m(上游围堰顶部高程为EL1165，下游围堰顶部高程为EL1145)。河床深部为砂卵砾石层厚3~5m，密实程度为稍密一中密，成份主要为砂卵砾及松散堆积层覆盖，结构松散，粒径不均一，分选性差，透水性强。下伏基岩为T2g4-1白
云岩、泥质白云岩、白云质灰岩。强风化层厚5-8m，边坡稳定性较好。中下层有沉积久远的大量大块径孤石，最大粒径有3~5m。电站上游围堰至大坝、下游围堰的水位落差大，利用左坝肩开挖下来的石碴堆积抬高大坝水位，减少水位落差，作为安全度汛的一项技术措施。
(二)施工工艺
根据围堰防渗墙的特点，上游围堰控制性水泥灌浆防渗工程工序施工工艺流程为：定帷幕轴线放孔位→固定钻机→φ150mm钻孔并镶1.5m深的孔口管→下→段次钻孔→特殊地段钻灌→终孔灌浆→封孔结束。
老江底水电站大坝上下游围堰防渗墙施工从作业面处理、钻孔方式、灌浆系统布置等方面都进行了现场调整和改进，在施工完成后达到了较为理想的结果。
(三)施工进度
上游围堰控制性灌浆总共1770m，采用了2台SM3000A型冲击钻机，4套灌浆设备。围堰钻孔施工程序：下游排先进行钻孔灌浆，后进行上游排的施工，钻孔用时共计40个工作日。在进行上游排施工过程中，原有的钻灌机械、线路等可全线铺开，大大解决了进度滞后问题。
上游围堰的控制性水泥灌浆防渗帷幕施工实际施工期约35天即基本满足闭气条件，达到了基坑开挖的要求，而且做到了没有占一天施工总进度计划的直线工期，取得了较为理想的效果。
(四)施工布置
围堰在河谷靠左岸下基坑道路处设立固定集中制浆平台，然后沿防渗轴线铺设灌浆线路，在制浆平台处设2台复合浆液拌制机、1台强制式砂浆搅拌机、2台复合浆液输送泵，在灌浆孔附近设有1台砂浆输送泵、1台拔管机、1台200L型搅拌桶，被灌浆孔与制浆系统之间距离尽量缩短，水玻璃直接加到搅拌缸内，砂根据孔内灌浆情况在现场加入200L型搅拌桶后再进行灌入，这样可以更为合理的控制水玻璃、砂的用量，施工效益也可以得到明显的提升。
(五)施工效果
从大坝开挖基坑来看，上游围堰的防渗处理是成功的，开挖过程中无明显大的渗漏通道，基坑的抽排水工作量明显减少，强有力的证明了围堰帷幕防渗的效果，基坑可以实现徒步施工管理。
三、结语
(1)施工组织设计迄今仍是设计各个专业中的薄弱环节。急待对其理论研究，提高标准化程度，改善设计手段落后现状，减少工程实践差距，以利提高施工组织设计水平。
(2)施工组织设计基本内容为施工导流、施工工艺、施工进度及设施布置等四个小专业所构成。它们是总体方案优化的基本单元，在设计中处于同等重要地位；它们之间存在相互关联、相互制约及相互依存的密切关系，既为设计专业独立单元，又是不可分割的组合体。
(3)目前施工组织设计是设计中的薄弱环节，为此建议水工施工不宜分家，并建立专门科研组织机构，对施工组织设计进行理论研究，尽快提高施工组织设计水平，满足工程建设发展需要。
(5)目前，施工技术资源得不到充分的应用，对已有的成功经验没有进行借鉴，所编制的内容缺乏新技术、没有起到提高劳动效率、降低资源消耗的作用。设计时只是应对工程招投标或对技术规范照搬照抄，而未对具体工程的特点进行有针对性的规划和设计，经常是施工组织设计与实施分离，以致造成施工组织设计只是个形式，没有起到指导施工的作用。
水电站机组检修安全管理探讨论文 篇4
1.1C级检修风险识别
高凤山电站2013年末-2014年初C级机组自主检修工作定于12月份开始，为进行有效安全管控，电厂安全专责组织维护部相关人员，按照高凤山电站《安质环风险管理标准》开展了机组C级检修风险识别。根据识别出的风险进行了风险评估，根据不可接受的风险，制定纠正和预防措施，形成《机组检修安全风险分析及整改防范措施》等作业文件。
1.2备品、备件的采购
高凤山电站按照计划，按照采购程序开展机组检修备品、备件的采购工作。备品、备件到货后，严格按照验收制度开展验收工作，不合格的备品、备件不验收，不入库，为机组运行安全保驾护航。
1.3检修人员的入场安全教育培训
据不完全统计，事故的发生90%是由于人的不安全因素引起的。秉承中广核集团公司“安全第一、质量第一、追求卓越”的安全管理理念，高凤山电站安全管理工作的一切出发点都是围绕“以人为本、安全检修、绿色检修”进行的。在C级自主检修开始前，由电站安全专责组织参检人员进行机组检修入场安全教育培训，培训内容主要有《高凤山电站机组检修安全管理制度》、《高凤山电站机组检修作业规程》、《国家电网公司安全作业规程》、《高凤山电站两票管理制度》、《高凤山电站两票管理实施细则》、《典型事故案例分析》，通过培训，增强检修人员的安全意识和风险防范意识，培训完成后，参加培训人员必须经考试合格后才能进入现场开展检修工作。
1.4工器具、材料及现场环境的检查
检修作业前，安全专责组织有关人员到检修现场按照电站安健环要求，对检修现场的工器具、材料及现场作业环境进行安全检查，消除不安全因素。如照明，维修电源开关盒，通道，楼梯，维护平台，护栏，并及时整改完善。禁止不合格的材料进入检修现场，以保证备料的充足和保证搭设用料的材质合格。为检修工作的顺利进行创造有利条件，避免因检修电源管理不善造成人身、设备、火灾等事故的发生。
2自主检修安全管理的实施
2.1自主检修作业前的安全技术交底
运行人员完成许可手续后，在检修作业前，由工作负责人向工作班成员进行安全技术交底，交底的重点内容为：自主检修安全施工方案、安全技术措施、安全防范措施、安全技术要点等。在每天开工前，工作负责人会要求维护班长组织召开班前、班后会，进行工作安全分析，填写JSA表，并向全体参检人员交代安全技术措施及安全防范实施重点，率领全体工作人员到现场指出检修区域和确认安全措施后，方可进行自主检修工作。
2.2安全监管形式多样
在机组自主检修期间，高凤山电站安全专责每天都会到现场开展安全监督检查工作，发现隐患和不安全行为及时制止；对重大隐患和三违行为立即制止，并出具高凤山电站安全隐患整改通知单，要求其限期整改，整改完成验收合格后，方可开展下一步的检修工作。检修工作面大，交叉作业情况时有发生，电站安全专责流动督查难免会有疏漏。为解决这个问题，高凤山电站在机组自主检修期间开展了“人人都是安全员”的活动。“人人都是安全员”活动按照工厂级、部门级、班组级同时展开，活动充分发挥底层班组安全生产前沿阵地的作用，以提高班组“我的安全我负责”的自主管理意识为突破口，以“两票”管理为抓手，重点抓工作负责人在工作过程中是否切实履行了自身工作职责，是否率领工作班全体人员进行了危险点分析并提出控制措施等。只要发现违章，人人都会制止，人人都是安全员，及时纠正了各类不安全行为。经过自主检修的实践，高凤山电站已形成了浓厚的“人人都是安全员”的安全文化氛围。员工认真体悟了安全工作的重要性，领悟了“人人都是一道屏障”的确切含义，为公司实现安全目标构筑了坚固的风险防控线。
2.3高风险作业安全管理
2.3.1动火作业安全管理
机组自主检修过程中，会有一定的动火作业，在油系统、重点防火部位进行电焊、气焊等工作时，由于检修现场放置的油漆桶、临时电源线、零部件等各类易燃杂物较多，因此在动火前，必须办理动火作业工作票，填写JSA工作安全分析表，严格履行动火作业工作程序，在动火作业前，对有易燃物品、大型脚手架、电缆密集布置区域进行检查，做好安全措施，配置适量消防设施器材，并指定有资质的人员进行现场监护。
2.3.2高空作业安全管理
高凤山电站C级机组自主检修存在一定的高处作业，在进行高处作业前,由工作班班长组织开展高处作业安全分析，并填写工作安全分析（JSA）表，工作负责人根据风险分析结果，在全面检查作业环境的安全状况后,制定高处作业安全施工方案，方案中必须对作业中的危险点提出预控有效的安全技术措施。准备工作完成后，工作负责人向高凤山电站安监部门申请高处作业许可证，完成审批程序后，方可进行高处作业。作业时，由电站安全专责或指定一名专职人员进行现场监护。高空作业区地面要划出禁区，设置警戒线，并挂上“禁止入内”警示牌；在坑、洞上方进行作业时，应在坑、洞处设置安全防护网。现场监护人必须对高空作业人员的着装、使用的安全带、安全绳、安全帽、脚手脚等安全用具的材质和规格进行检查，材质、型号、规格必须符合要求，并在检验有效期内，禁止不合格的安全用具和登高工具、器材进入现场。对在作业现场出现的违章指挥和违章作业现象，安全监督人员有权立即制止，必要时可出具停工单，待隐患整改完成后，方可继续作业，有效避免了不安全事件的发生。
2.3.3起重作业安全管理
高凤山电站C级机组自主检修存在一定起重作业，作业前，由工作负责人组织起重作业人员，按照《高凤山电站安健环风险评估管理标准》对起重作业区域、环境、作业过程进行风险识别，根据识别结果编制起重作业指导书或作业方案，方案中须制定安全防范技术措施。起重作业前，应由取证的操作人员和安监人员对机械、电气设备、装置进行安全检查，检查符合要求后在现场设置安全警示标志，划出吊装区域。正式起吊前按照《高凤山电站起重机械管理规定》的规定进行试吊，检查机械、支撑受力情况，确认一切正常后，方可正式吊装。
2.3.4密闭及狭小空间作业安全管理
机组自主检修过程中，有时会在密闭及狭小的空间作业，为确保检修作业人员的安全，进入此类场所作业前，应严格按照密闭及狭小空间作业程序，出具工作票，作业前进行通风，有毒气体含量检测，检测合格后方可作业。作业过程中，应设置专职人员开展现场监护，制定应急救援预案，将“以人为本”的安全管理理念贯彻始终。
3机组自主检修验收与考核
高凤山电站C级自主检修工作实行三级验收制度，即部门、班组自检，质量负责人专检，项目负责人组织的竣工验收三级质量验收制度，层层把关，对于在检修过程中出现的不符合项和质量隐患，出具安全质量隐患整改通知单，及时整改直至合格，确保C级自主检修的质量。机组检修过程中，定期开展安全分析会，对检修过程中发生的“违章指挥”“违章作业”及各种不安全行为进行通报，对作业人员提出的安全合理化建议进行评议，一经采用，对相关人员提请分公司进行绩效奖励。
4结束语
高凤山电站自主检修期间，始终贯穿着“安全检修，绿色检修”的理念。为全面加强现场安全管理，各级管理人员秉承“一次把事情做好”核心价值精神，将工作重心纷纷转移至检修现场。安全专责每天深入现场进行巡视、检查，分公司安生部定期组织现场检查，发现违章操作立即制止，查出的隐患限期整改。正是源于这样的高标准，严要求，高凤山电站自主检修期间未发生一起安质环事件，自主检修成果显著，并得到了上级单位的肯定与奖励。
参考文献：
水电厂机组启动验收大纲 篇5
一、机组启动验收主要依据
1、《国家发展和改革委办公厅关于水电站基本建设工程验收管理有关事项的通知》（发改办能源［2003］1311号）。
2、水利部《水利水电建设工程验收规程》（DL223-2008）等相关规程、规范。
3、待验水电站机组启动验收委员会及相关批复文件。
4、国家及行业现行有关的设计、施工及验收规范和规程。
5、新疆维吾尔自治区政府部门、自治区电力公司入网相关文件及要求。
二、验收工作范围
（一）机组启动验收工作范围：
1、首部枢纽：挡（泄）水建筑物、工作与检修闸门及启闭机、供电、照明、控制、通信、监测系统。
2、引水系统：进水口（含拦污栅、闸门及启闭设备）、引水隧洞、调压井及压力管道的土建工程（包括支洞封堵）、压力钢管制安、监测及机电设备工程。
3、厂房工程：发电主副厂房、尾水系统的土建工程、闸门及启闭机（含启闭机）、监测工程。
4、机电安装工程：主机（含蝶阀）及其辅助设备（含桥机）安装、电气设备（包括电气一次、二次和通信）安装调试。
5、阶段验收：已完成机组启动阶段质量监督、消防验收等相关
验收工作等。
三、机组启动验收检查的主要内容：
（一）机组启动验收检查的主要内容
1、挡、泄水建筑物和引水、尾水系统工程已按设计图纸基本建成，其工程形象面貌满足发电的要求，工程质量符合规程、规范要求和合同文件规定的标准。进水口拦污栅、工作与检修闸门及其启闭设备安装调试完成，满足启闭要求；首部枢纽的永久供电系统（包括备用）及通信工程已完建。
2、尾水闸门及其启闭设备安装调试完毕，满足启闭要求；其他未安装机组的尾水已用闸门可靠封堵；尾水围堰和下游集渣已按设计要求清除干净。
3、厂房内土建工程已按设计图纸基本建成，待验机组已做好安全围栏隔离，各层交通通道和厂内照明满足在建工程安全施工和待验机组的安全试运行；厂内排水系统安装调试完毕，并能可靠、正常运行；厂区防洪排水设施已完工，并能保证汛期运行安全。
4、待验机组及相应附属设备，包括油、水、风系统已全部安装调试完毕，并分部试运转，质量符合规定标准；全厂共用系统和自动化系统已完工并能满足待验机组试运行的需要。
5、待验机组相应的电气一次、二次设备安装调试完毕，试验合格、动作准确、可靠并能满足升压、变电、送电和测量、控制、保护等要求，全厂接地系统接地电阻符合设计规定。机组计算机现地控制单元LCU安装调试完毕，具备投入及与全厂计算机监控系统通信的条
件。
6、升压站（或开关站）、出线站等（临时）工程能满足高压电气设备的安全送电；对外必需的输电线路架设完成，并经系统调试合格。
7、厂区通信系统和对外通信系统已按设计建成，通信可靠。
8、负责电站运行的生产单位已组织就绪，生产运行人员的配备能适应机组初期商业运行的需要，运行操作规程已制定，配备的有关仪器、设备能满足机组试运行和初期商业运行的需要。
9、消防设施已按设计施工完毕并经消防部门验收合格。
10、送出工程已完建并通过质量监督和验收。
11、与电网经营单位应签订的购（售）电合同、并网调度协议及新设备投运等并网发电的相关手续已办理完毕。
四、机组启动验收工作需提供的主要资料
（一）第一类资料
机组启动验收的基本资料，由项目法人、设计、施工、监理等单位编制的报告和资料：
1、电站的初步设计、技施设计及其立项审批文件。
2、工程建设情况报告。
3、工程设计报告。
4、土建、金结及机电工程监理报告。
5、土建、金结及机电工程施工报告。
6、工程安全监测报告。
7、机组启动质量监督报告、征地与移民验收文件、消防验收文
件。
8、生产准备运行报告。
9、待验机组《机组设备试运行程序大纲》。
10、本防洪度汛方案及超标洪水应急预案、引水系统充水方案及应急预案等。
（二）第二类资料（启委会查阅）
1、设计单位编制的“设计运行说明书”和“本电站防洪度汛技术要求”。
2、电站重大设计变更及相应批文。
3、电站施工期有关工程试验研究报告、机组启动质量监督报告原件或扫描件。
4、机组启动验收相关的工程分部工程及单位工程质量评定资料与验收鉴定书。
（三）第三类资料（启委会查阅）
1、主要工程部位或项目设计修改通知。
2、重大工程缺陷处理问题的会议纪要及验收签证资料。
3、重要工程项目试验报告（如固结灌浆试验、高压旋喷灌浆试验报告等）。
水电站机组初步设计 篇6
关键词：核电；柴油机；监造；质量控制；华龙一号
应急柴油发电机组作为核电厂的应急电源，在核电厂主电源、备用电源及主发电机失效后10s内启动，达到额定电压和额定功率，确保电厂应急照明和堆内余热排出，保证反应堆安全停堆，避免事态进一步扩大。众所周知，应急电源的丧失是导致日本福岛核事故发生和扩大的重要原因，因此日本福岛核事故后，为了满足核安全的需要，核电站用应急柴油发电机组受到了高度的重视。日本福岛事故后，根据福岛核事故经验反馈以及我国和全球最新安全要求，中核集团研发的先进百万千瓦级压水堆“华龙一号”堆型首堆建设已经启动，为福建福清5/6#项目。为满足“华龙一号”的核安全需求，为我国核电安全地走出去打下坚实的基础，对应急柴油发电机组的质量控制提出了新的要求。
一、华龙一号应急柴油发电机组的性能要求
1.柴油发电机组转速600rpm，额定输出功率8000kW，额定电压6.6kV，额定频率50Hz，功率因数0.8，机组最低使用寿命40年；2.柴油机在正常工况运行下，累积有效运行时间不小于10000小时，启动时间除外；3.柴油机启动可靠性不低于99%；4.柴油机空载运行最大持续时间可达8小时；5.柴油机在使用寿命年限内启动次数为4000次；6.柴油机起动后，10s内达到额定转速和额定电压；7.与应急柴油机应急运行及发电功率有关的柴油机承压的辅助机械设备、部件核管线设定为核安全三级，电气部件为1E级；8.柴油机加载时频率不能低于95%额定频率，电压不能低于75%额定电压，频率恢复到额定值的98%及电压恢复到额定值的90%的时间小于此程序开始与下一程序开始之间的时间间隔的60%。
二、核级应急柴油发电机组经历的国产化采购模式
应急柴油发电机组是一套非常复杂的集成化、模块化设备。机组本体主要由柴油机、发电机、连接装置和公共底座等构成，与柴油机辅助系统、发电机励磁和保护系统、仪表和控制系统等共同组成了核电厂内应急交流电源。应急柴油发电机组的国产化模式主要还是与国外大型柴油机供货商联合设计制造为主，通过消化和吸收国外先进技术逐步进行国产化。
1.国内二代加M310核电堆型主要采用了联合体的采购模式：
（1）德国MTU、阿海珐公司和山西北方安特优组成联合体。MTU为联合体的接口人负责柴油机系统设计，阿海珐负责电仪设备的设计和供货，山西北方安特优负责柴油机零部件的组装和试验，承担了中核集团福清核电项目。
（2）由法国ALSTOM、德国MAN公司、武汉ALTSOM、陕西柴油机重工有限公司组成联合体。ALSTOM为联合体带路人，并负责电仪设备的设计和供货，陕西柴油机重工负责部分国产化零部件的采购以及柴油机的组装和试验，承担了中核集团田湾和海南核电项目。
2.目前中核集团三代核电“华龙一号”应急柴油发电机组采取的采购模式为：
总包商为陕西柴油机重工有限公司，法国MAN公司提供技术支持，中核集团河北分公司承担部分系统布置设计。陕柴自制一台柴油机的重要零部件供MAN公司进行评审，在MAN公司认可后，陕柴开展该型号柴油机的制造，用于核电的国产化。由于国内企业没有承担过项目总承包的角色，并且国内企业的设计、工艺、质保、处理问题的能力都不如国外企业成熟，因此，在总承包模式改变为国内企业的背景下，如何对陕柴的制造活动进行质量控制显得尤为重要。
三、应急柴油发电机组的质量控制要点
应急柴油发电机组为核1E级别设备，属于重大设备，因此监造等级定为监造一级，根据现场需要在陕西柴油机重工有限公司派驻监造人员一名，在发电机分包厂家派驻监造人员一名，进口件由驻欧洲人员进行质量控制。根据零部件的核安全等级、质保等级、工艺复杂程度等在供应商提交的零部件制造质量计划上选取相应的见证点（停工待检点H，见证点W,记录点R）,监造人员进行见证，同时对设备制造的全周期进行质量控制。主要的监造内容有以下几点。
1.开工先决条件检查。
（1）设计文件的检查。①检查设备供应商已编制设计文件清单，检查设计施工图、技术规格书、技术条件等设计文件的种类和数量以及版本情况，以确定设计是否固化，对于设计没有固化的坚决不允许开工，从源头杜绝由于消化吸收不到位而产生的问题；②检查设计联络会、设计审查会会议纪要与图纸有关问题的澄清或解决情况，在设计变更和技术澄清没有得到落实情况下，不得开工制造；③检查国家核安全监管部门对制造厂整改行动项目的落实情况，没有整改完成坚决不开工。
（2）主要外购件及原材料入厂验收。设备监造工程师对柴油机的结构材料和零部件等原材料、外购件、外协件进厂检查，首先应检查材料和零部件的合格证等质量证明文件，根据合同和技术条件要求，需要进行复验的进行入厂复验。其次是监督制造厂对材料和零部件进行实体检验，并对检验结果进行见证、审查、确认。柴油机的主要外购零部件有：曲轴、连杆、管路等，特别对高压燃油管、空气管路和启动空气管路应注意检查压力试验参数的符合性。
（3）制造厂资质的检查。检查核安全设备设计或制造许可证，检查制造单位名称、住所、法定代表人、从事的活动种类和范围是否符合国家核安全监管部门的要求，确保关键工序无违规分包现象。焊工或焊接操作工应具有相应国家核安全局颁发的资格证书，焊工或焊接操作工人员数量、焊工考试合格项目应满足车间产品焊接需要。无损检测人员应具有国家法定培训机构颁发的资质证书，无损检测人员数量和资质范围应能满足无损检测工作的需要，针对产品无损检验方法，确保每种方法具有2个Ⅱ级以上人员。无损检测人员为本制造单位正式聘用人员，无其他单位人员在本单位从事无损检测工作。
2.对主要零部件的质量控制。
（1）主要铸锻件的控制。柴油机主要的铸锻件有机身、汽缸盖、缸套、连杆、曲轴等，主要关注的是零部件的机械性能和硬度是否合格，粗加工前进行100%UT检测，并禁止进行补焊和打磨等工序。对于连杆尤其注意零件号是否与实体一致，并检查连杆螺栓是否存在裂纹。
（2）对机械加工过程的监督。主要的机加工工序为：缸套精加工、汽缸盖精加工及水压试验、终检、机身精加工、轴承盖、精镗曲轴孔、精镗凸轮轴孔、精镗缸孔。可适当设置精加工后的见证点，确保精加工后的零部件尺寸工差和表面粗糙度等满足图纸要求。精加工后进行MT检测，检测是否存在裂纹。
3.柴油机零部件装配质量控制要点。
（1）缸盖装配:检查气门座密封性能，检查气门沉入量及气门间隙。
（2）装活塞—连杆组件:连杆小头铜套上的油孔或油槽与连杆上的油孔要对正，连杆体和连杆盖对应编号一致，每个连杆连接螺栓与连杆螺栓孔也是固定对应关系，组装时注意连杆螺栓编号和螺栓孔编号一致。
（3）装配曲轴、轴承盖:曲轴承盖与机体曲轴孔座对应编号一致，曲轴螺栓的拉伸量符合组装工艺要求，曲轴组装后检测轴向间隙符合工艺要求。
（4）装活塞、连杆、缸套总成:组装前核查活塞、缸套尺寸，检查连杆瓦孔尺寸。测量连杆瓦孔尺寸和组装曲轴、连杆时，连杆连接螺栓应分次紧固，紧固力矩、转角符合工艺要求，螺栓紧固位置刻线应一次对准，如果拧紧时超过刻线位置，不允许倒拧对准，需松开后重新紧固。
（5）装凸轮轴:装入凸轮轴时，应使用凸轮轴导入工装、凸轮轴及孔涂机油，防止剐蹭凸轮轴轴承铜套。定位后检测轴向间隙符合工艺要求。调整凸轮轴定时，检查曲轴和凸轮轴的定位是否准确，精度是否满足工艺要求。在紧固凸轮轴定时齿轮螺栓时，要注意观察是否造成凸轮轴、齿轮的跑动，一旦出现上述现象，要重新进行定位和装配。
（6）装配曲轴齿轮、减震器：在进行此类过盈配合零部件的装配工作时，扩张压力和推进压力同步达到组装工艺要求压力后，卸去扩张油压，推进油压保持工艺要求时间。
（7）装缸盖：缸盖螺栓拉伸量或紧固力矩、转角符合工艺要求。
（8）装喷油泵、横向控制机构:装喷油泵前根据测量结果选配调整垫片厚度。
（9）排气总管装配：增压器箱与排气总管结合面清洁，组装前结合面涂高温密封胶，检查增压器润滑系统单向阀组装方向。
4.柴油机单机试验的质量控制要点。
柴油机单机试验应当包括磨合试验和性能试验。柴油机磨合试验是发现和排除柴油机组装质量问题的重要环节，试验前应注意检查试验操作人员是否已按试验大纲完成试验前准备工作，启机前柴油机安全防护功能的静态检查验证结果应符合安全防护参数要求，应对所有柴油机的报警和停机装置进行整定和检查，触发点应记载在试验记录中，应确认试验台所有传感器信号正常，无报警信号出现，避免由于柴油机存在组装质量问题而对柴油机造成重大损失。柴油机性能试验是对柴油机应具备的基本性能的验证，试验内容应至少满足相关标准及技术规格书对柴油机出厂性能试验的要求。
5.柴油发电机组的试验。
柴油发电机试验前与发电机进行组装，检查联轴器的材料证明，审查柴油机、发电机联轴器符合性声明文件。检查材料、零部件质量证明文件，柴油机质量计划已执行完毕且质量计划见证点签署齐全，无问题遗漏项。审查空气启动总阀、预润滑油泵、冷却水泵、预热器、燃油冷却器，空气启动管路管件，滑油、燃油管路管件质量证明文件、合格证、符合性声明文件，审查启动空气管路管件焊接无损探伤报告等。检查发动机和发电机之间的同轴度，检查机组在试验台就位后的柴油机和发电机的同轴度应符合工艺文件要求。机组试验内容一般应包括：功率验证试验、调速器试验、启动试验、振动测量、负载试验、裕度试验、轻载试验、空载试验、空载试验后50%加载试验等试验项目。试验过程中应注意观察试验台有无报警信号出现，柴油发电机相关参数是否异常。试验结束后应按试验大纲要求的拆检项目进行检查。
四、加强对柴油机组分包商的管理
一套应急柴油发电机组系统包括400多台设备，一万多项部件和材料，约涉及上百个分包商，大部分分包设备为辅助系统的设备，当前项目实际操作过程中发生的大部分质量问题的也基本属于辅助系统设备部件。
1.目前应急柴油发动机组分包商存在的问题有：
（1）柴油机非关键零部件存在多级供应链，主供应商对分供应商的控制存在薄弱环节，造成由于分供应商采购的零部件质量控制不够，业主方又难以深入监控。
（2）国内制造水平不高和分供应商在采购时过多考虑低价格，造成一些零件的质量存在隐患。
（3）对于国外采购的辅助系统设备，供应商考虑到出国费用高，一般不派人出席见证，质量控制薄弱。
（4）供应商在核电站处理现场问题时质量控制不到位，部分活动未编制质量计划或者现场环境带来柴油机试验次生质量问题。
2.对柴油机组分包商的质量控制措施。
（1）加强对外购件分包商的合格供应商的评价，做好资格审查工作，取得认可后，方能作为合格分包商参与项目。
（2）根据设备质量分级和以往项目经验，对不同的分包商进行不同级别的监造管理，对于质保等级在QA3级以上的设备，总包商均按我司要求，提交设备质量计划，各方对质量计划进行选点，对薄弱环节进行控制。
（3）加强现场监造对分包商的帮扶力度。加强现场监造监督作为对分包商制造过程质量管理的一种控制手段，是必不可少的。通过经常性地对制造过程进行质量检查、巡查，可以帮助各级分包商积攒宝贵经验，养成良好的质量管理习惯，在后续的项目中也便于我司及总包商的质量管理。
（4）将核安全质保的理念积极灌输到总包商及各级分包商中。要求总包商严格按照核安全质保要求管理其下级分包商，力求做到每一级分包商都能够在质量上受控于上一级承包商，做到尽可能地深入管理，防微杜渐，并防患于未然。
五、结束语
核电设备的国产化是我国核电产业发展的重要方向，百万千瓦级核电站用应急柴油机组是核电厂重要安全级设备，是国家重点鼓励的国产化设备之一。目前，我国百万千瓦级核电站用应急柴油机组国产化进入了关键阶段，总包商由外方变成了中方，设备制造质量风险加大。因此对柴油机的质量控制工作提出了新的要求。但只要我们从设备的采购全过程对质量进行预控，加强设备制造先决条件检查，确保柴油机制造企业按照核电设备质量保证有效运转，从源头上杜绝问题的产生，加强对分包商的质量控制，确保外购件的到货质量，确保重点零部件的制造以及柴油机系统的试验过程中严格按相关标准及程序执行，相信百万千瓦级核电站用应急柴油机组一定能顺利交付核电现场，为我国第三代核电“华龙一号”走出去打下良好基础。
参考文献：
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水电站机组初步设计 篇7
某大型水电站设计总装机容量为6 000MW, 保证出力1 762MW, 水库为不完全季调节。电站在系统中的作用是冬季除强迫出力和承担部分备用容量外全部调峰, 夏季有部分容量担负系统腰荷, 年平均操作次数约500次。电站装有8台 (左、右岸厂房各4台) 混流式水轮发电机组, 单机额定容量750MW, 发电机出口电压20kV, 设有发电机出口断路器 (GCB) 。主变压器采用普通三相变压器, 容量为840MVA。
电站分左、右岸两个独立的厂房。根据系统设计中间资料, 左岸厂房出线电压为500kV, 出线3回;右岸电站出线电压为500kV, 出线3回。左右岸开关站均采用GIS布置。左岸厂房为坝后式厂房, 装机4台, 发电机与主变压器采用单元接线, 主变压器与开关站距离约100 m;500kV设备采用4/3接线和3/2混合接线。右岸厂房为地下式厂房, 装机4台, 发电机与主变压器采用单元接线, 主变压器与开关站距离约500 m;500kV设备采用4/3接线和3/2混合接线。机组额定转速:75 r/min;发电机中性点接地方式:经配电变压器接地。
2水电站发电机组电气保护设计的要求
大型机组保护装置可以分为短路保护和异常运行保护二大类。
短路保护用来保护区域内发生的各种类型的短路故障, 这些故障将造成机组的直接破坏。短路故障包括相间短路和匝间短路二种。
异常运行保护用来反应各种可能给机组造成危害的异常工况, 但这些故障不会或不能很快造成机组的直接破坏。异常运行保护包括定子一点接地、转子一点接地、失磁保护、过励磁保护、过电压保护、失步保护、开停机保护、意外加电压保护等。
随着单机容量的增大, 发电机在设计、结构工艺、运行方面对继电保护提出了新的要求:
2.1 设计方面
(1) 随着单机容量的增大, 机组的有效材料利用率不断提高, 有效材料利用率的提高带来了二个直接后果:一是机组的惯性常数明显降低, 发电机在受到扰动时更容易失步, 因此必须装设专门的失步保护;二是发电机的热容量与损耗之比显著下降, 为确保机组在安全运行的情况下充分发挥其过负荷能力, 定、转子的过负荷保护及转子的负序保护都不能采用定时限继电器, 而应该采用新的反时限继电器。
(2) 随着单机容量的增大, 发电机参数将发生很大变化, 主要表现在Xd、Xd’、Xd”等电抗普遍增大, 定子绕组相对减小, 其结果是:
1) 抗短路电流能力相对下降, 要求继电保护更灵敏。
2) 定子非周期电流的衰减大大变慢, 严重恶化了CT的工作特性, 也加剧了不对称短路时转子表层的附加发热, 使负序保护更加复杂。
3) 发电机的静稳储备系数减小, 在系统受到扰动或发电机发生失磁故障时, 很容易失去静态稳定, 在保护配置时应考虑这种情况的发生。
4) 机组失磁后异步运行的滑差大, 从系统吸收的感性无功多, 允许异步运行的负载小、时间短, 所以大型机组需要性能更加完善的失磁保护。
2.2 结构工艺方面
1) 由于大型机组有效材料利用率高, 冷却方式复杂, 使铁芯检修困难, 转子承受负序电流的能力降低, 定子单相接地和负序反时限保护应考虑这些因素。
2) 机组运行时振动加剧, 匝间绝缘磨损加快, 因此在保护配置时应考虑匝间短路保护的灵敏度。
3) 大型低速水轮机的定子并联分支数多, 中性点引出方式复杂, 其匝间短路保护应重新设计。
2.3 运行方面
1) 由于单机容量大, 发电机保护的任何误动或拒动都将造成十分严重的后果, 所以对保护的灵敏度和可靠性都提出了更高的要求。
2) 大型机组的励磁系统更加复杂, 故障机率较多, 因此发电机过电压或失磁故障的可能性更大。对于自并励系统, 还应着重考虑后备保护的灵敏度。
因为该电站机组的结构形式在本阶段尚未完全确定, 所以本章将针对大型机组的这些特点, 对该电站机组的保护配置进行定性分析, 讨论的深度将以满足可行性研究的要求为基础, 以期对今后的招标设计阶段的研究具有一定的指导作用。
3发电机组电气保护设计
推荐的发电机保护配置方案如下:
1) 完全纵差保护;2) 不完全纵差保护;3) 高灵敏零序电流型横差保护;4) 裂相横差保护;5) 低压记忆过电流保护;6) 失磁保护;7) 失步保护;8) 迭加交流电压型定子一点接地保护;9) 迭加方波电压型转子一点接地保护;10) 过励磁保护;11) 过电压保护;12) 反时限负序过流保护;13) 定子绕组过负荷保护;14) 转子表层负序过负荷保护;15) 发电机意外加电压保护;16) 轴电流保护;17) 断路器失灵保护;18) CT断线保护;19) PT断线保护;20) 励磁变差动保护;21) 励磁变过流保护。下面重点阐述以下几种发电机电气保护措施设计要点。
3.1 短路保护
大型水轮发电机一般并联支路数多, 中性点引出方式以往一般采用“分布式中性点”方式, 每一个并联支路引出一组中性点, 并在每个分支上装设CT。但近几年来该作法已经改变, 即将某几个分支组合后再装设CT, 并引出至相应的一组中性点。针对该水电站, 并联分支数最可能为5分支 (水冷) 或8分支 (空冷) , 本节将以5分支为例来作进一步说明, 其它分支与5分支相同的地方, 不再说明。对于中性点引出方式, 本文将重点讨论图一和图二所示保护的配置。
反应发电机内部短路故障的主保护类型包括:
(1) 高灵敏零序电流型横差保护包括单元件式 (K1) 或双元件式 (K11和K12) 两种。
该保护采用提高三次谐波滤过比、大幅度减小CT变比等技术措施, 克服了传统零序电流型横差保护灵敏度低、容易误动等特点。该保护具有原理简单、可靠等特点, 一般作为发电机定子匝间短路的第一主保护, 也可反应定子某一并联绕组的开焊, 还能保护部分相间短路, 但不保护定子端部引线短路。保护反应定子并联绕组之间的不平衡电流, 具有较高的三次谐波滤过比。但使用高灵敏零序电流型横差保护应注意:
①高灵敏横差是通过改变CT的变比来达到大大降低保护定值, 从而提高灵敏度的目的;
②由于CT变比很小, 在区内只要发生一般性故障时CT就会严重饱和, 甚至会不满足CT的动热稳定要求, 因此在设计时应考核CT的设计安全问题;
③如果机组由于设计原因存在较大的不平衡电流, 则高灵敏横差的使用将受到限制;
④需要考核保护在波形严重畸变的情况下的工作情况。
⑤应考虑保护与发电机失磁保护的动作配合。
(2) 完全裂相横差保护 (K2) 或不完全裂相横差保护 (K3) , 可以作为定子内部匝间和相间短路的主保护, 但不保护定子端部引线短路。
(3) 完全纵差保护, 相间短路主保护, 但不保护匝间短路。完全纵差保护可以采用比例制动式或标积制动式算法。
(4) 不完全纵差保护, 匝间和相间短路主保护。不完全纵差保护可以采用比例制动式或标积制动式算法。但在使用不完全纵差保护时, 应注意:①由于发电机机端和中性点CT的变比不再相等, 不可能再使用同一型号的CT, 因此CT的误差增加了;②除了常规的误差外, 不完全纵差保护会增加一些误差源。例如, 如果各分支参数存在微小差异, 在区外故障时就会引起额外的不平衡电流。③由于误差的增加, 不完全纵差保护的启动电流应比完全纵差保护的启动电流高;④要使用不完全纵差保护, 必须进行严格的灵敏度分析, 并经2种以上方法验证灵敏度满足要求, 方能使用。
每种原理的保护均有其优缺点, 如横差保护不反应发电机端部引线短路、完全纵差保护不反应匝间短路、某些保护能灵敏反应某种短路而不能反应某些其它类型的短路。
对于图一所示的发电机中性点接线形式, 发电机具有3组中性点, 其中性点引出方式采用图一 (2-1-2) 方式。对于槽内短路, 优先采用双元件式横差保护及与之配合的裂相横差保护, 但这2种保护都不能保护发电机定子端部引线短路, 所以应配置完全纵差保护或不完全纵差保护以保护发电机端部引线短路。因为不完全纵差保护的保护范围较宽, 所以应优先作为发电机内部故障的另一种主保护。因为完全纵差保护对相间短路的灵敏度较高, 所以保留完全纵差保护。这样的保护配置在中性点侧共需要11组CT。
对于图二所示的发电机中性点接线形式, 发电机具有2组中性点, 其中性点引出方式采用图 (2-3) 方式。对于槽内短路, 优先采用单元件式横差保护及与之配合的裂相横差保护, 但这2种保护都不能保护发电机端部引线短路, 所以应配置完全纵差保护及不完全纵差保护以保护发电机端部引线短路。
综合比较图一和图二两种接线形式, 图一保护的综合性能优于图二, 所以推荐发电机中性点引出方式采用图一的方式。
因为此水电站机组配置了完整的主保护, 所以对后备保护应简化配置, 建议配置发电机低压记忆过电流作为主变高压侧短路的远后备保护, 该保护的电流取自发电机中性点侧CT。
3.2 过负荷保护设计
大型机组由于有效材料利用率高, 过负荷能力低, 应装设由定时限和反时限两部分组成的过负荷保护。定时限部分带时限动作于信号, 反时限部分动作于跳闸。保护应能反应电流变化时定子绕组的热积累过程, 不考虑在灵敏系数和时限方面与其它相间短路保护配合。
为防止发电机转子遭受负序电流的损害, 大型机组应装设与发电机承受负序电流能力相匹配的反时限负序电流保护。
反时限特性的上限按躲过变压器高压侧两相短路时流过保护装置的负序电流整定, 而下限段则按接近信号段动作电流的条件整定。
3.3 定子一点接地保护设计
定子一点接地是发电机最常见的故障之一。现代的定子一点接地保护已经不仅要求大型发电机具有100%的保护区, 而且要求在定子绕组任一点发生接地故障时, 保护装置都具有较高的灵敏度。
定子一点接地保护与中性点的接地方式密切相关, 我国目前采用的发电机中性点接地方式主要有:
1) 中性点不接地或经单相电压互感器接地;
2) 中性点经消弧线圈 (欠补偿) 接地;
3) 中性点经配电变压器高阻接地。
随着我国电力系统容量的不断增加, 对大型发电机中性点接地方式的认识也逐步改变。我们的观念也从保系统变为保设备, 因此近年来国内进口的大型发电机多采用中性点经配电变压器高阻接地。本文也将在此基础上配置定子一点接地保护。目前共有基波零序电压型、三次谐波电压型、外加电源型3种发电机定子一点接地保护。
由于发电机定子回路中各点 (包括内部和外部) 的基波零序电压相同, 基波零序电压型定子一点接地保护无法区分故障点的位置, 这是这一保护的固有缺点。该保护在发电机中性点侧附近接地时存在死区, 动作保护区一般为90%～95%。这对于大型发电机显然是不够的, 因此有必要寻求具有100%保护区且灵敏度较高的定子接地保护方案。
三次谐波电压型定子一点接地保护可以消除基波零序电压型定子接地保护的死区。该保护有多种实现方法, 有些能实现无死区。
外加电源型定子接地保护主要采用注入恒定频率的低频或高频信号 (12.5Hz、20Hz、100Hz等) 并跟踪测量的方法, 该保护具有保护不受机组运行状态的影响、无死区等特点, 既能实现100%的保护区, 也能反映定子绕组绝缘均匀下降, 起到绝缘监视的作用。
考虑到双重化的保护配置不宜采用两套相同原理的外加电源式定子接地保护方案, 推荐定子接地保护方案构成为:
A套:外加电源型;B套:基波零序电压+三次谐波电压型
3.4 转子一点接地保护
国内目前采用的转子一点接地保护类型有电桥式、迭加直流电压式和迭加交流电压式三种。为避免两套保护相互干扰, 推荐一套保护采用迭加方波电压型转子一点接地保护, 另一套保护采用迭加直流电压型转子一点接地保护。大型发电机的励磁绕组及外部励磁回路对地电容较大, 因此转子一点接地保护应采取措施以避免或消除对地电容对保护产生的不利影响。根据规程规定, 转子一点接地保护应延时动作于信号。
3.5 失磁保护设计
发电机失磁是一种常见的故障形式, 特别是大型机组, 励磁系统的环节较多, 增加了发生失磁的可能性。
发电机失磁后将过渡到异步运行, 转子出现转差, 定子电流加大, 定子电压下降, 有功功率下降, 无功功率反向 (原为过励运行时) ;在转子回路中出现差频电流;电力系统电压下降及某些电源支路过电流。这些变化在一定条件下, 将破坏电力系统的稳定, 威胁发电机本身的安全。
可以作为失磁保护判据的定子回路电气特征有3个:母线电压下降、机端测量阻抗的轨迹进入静稳边界或异步边界。发电机失磁后, 机端测量阻抗的轨迹先进入静稳边界, 然后才进入异步边界。
实际上, 机端测量阻抗的轨迹进入静稳边界和异步边界并不是失磁故障独具的特征。因此, 以这些特征为判据时, 还必须有其它特征作为辅助判据, 以保证保护的选择性。
针对可能引起失磁保护误动的异常工况, 可以提出以下特征量作为失磁故障的辅助判据。
(1) 失磁过程中, 励磁电流和励磁电压都要下降, 而在短路、系统振荡过程中, 励磁电流和励磁电压的直流分量不仅不会下降, 反而回因强励作用而上升。
(2) 失磁过程中没有负序分量, 而在短路、短路引起的振荡过程或最初瞬间, 总有负序分量产生。
(3) 系统振荡过程中, 振荡阻抗轨迹只是短时穿过失磁保护的动作区, 而不会长时间停留在动作区内。
(4) 电压回路断线时, 定子电压的大小和相位都发生变化, 三相电压的平衡遭到破坏。
励磁电压的下降是造成失磁故障的直接原因, 但励磁电压是一个多变的参数, 所以现代失磁保护通常不把励磁电压的变化作为失磁故障的主要判据, 而只是作为辅助判据。
规程规定, 大型水轮发电机失磁保护宜带时限动作于解列。根据这一规定, 可以采用阻抗元件和母线电压为主要判据, 用励磁低电压元件或变励磁电压元件和时间元件作为闭锁判据, 来设计发电机失磁保护。
3.6 过励磁保护
过励磁保护一般采用U*/f*比值的原理。
对于发电机变压器组, 通常装设两段过励磁保护, 一段按变压器的过励磁倍数整定, 一段按发电机的过励磁倍数整定。
由于此水电站发电机与变压器之间设有断路器, 所以过励磁保护按发电机、变压器单独设计。
3.7 过电压保护
对于水轮发电机, 由于调速系统动作的延迟, 容易在甩负荷后出现不允许的过电压所以规程规定, 水轮发电机应装设过电压保护。
3.8 失步保护
大机组的振荡中心通常落在发电机机端或升压变压器的范围内, 发电机与系统失步对机组和电力系统都构成严重威胁, 所以规程规定300MW及以上的发电机应装设失步保护。
发电机失步保护在发电机变压器组以外发生故障时不应误动作, 只有测量到失步振荡中心位于发电机变压器组内部并对安全构成威胁时, 才作用于跳闸。跳闸时应尽量避免断路器两侧电势角在180°时开断。
3.9 其它异常保护
1) 大型发电机应装设意外加电压保护, 保护第一段动作于跳开发电机出口断路器, 第二段动作于跳开与主变高压侧相连的所有断路器。
2) 对于大型发电机变压器组, 当发电机与变压器之间装设断路器时, 应配置发电机出口断路器失灵保护, 保护第一段动作于重跳发电机出口断路器, 第二段动作于跳开与主变高压侧相连的所有断路器。
3) 大型发电机定子绕组过负荷保护一般由定时限和反时限两部分组成, 定时限部分的动作电流按发电机允许负荷电流下能可靠返整定, 反时限部分按发电机允许发热曲线整定。
4) 对300MW及以上自并励发电机, 应装设带定时限和反时限两部分的励磁绕组过负荷保护。定时限部分动作于信号和降低励磁电流, 反时限部分动作于解列灭磁。
5) 对200MW及以上发电机, 应装设CT断线保护, 以防止CT开路时产生的高电压危及人身及设备安全。CT断线保护应动作于立即跳闸。
6) 发电机应装设PT断线闭锁保护, 并动作于信号。
7) 发电机应装设轴电流保护。
4结语
综上所述, 大型水电站发电机保护的发展经历了电磁型、整流型、晶体管型、集成电路型和微机型五个阶段。因为微机型保护具有硬件统一、所有保护均由软件实现、整定计算方便、运行可靠等特点, 具有其它类型保护所不具有的优越性, 我们在选择保护类型时不作过多的比较, 直接选用微机保护装置进行控制与保护。
摘要：本文结合工程实例, 分析介绍了水电站大型发电机组电气保护的基本要求, 并从短路保护、过负荷保护、定子一点接地保护等方面对水电站大型发电机组电气保护设计措施进行了详细阐述。
关键词：大型水电站,发电机组,电气保护设计,短路保护
参考文献
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水电站机组初步设计 篇8
我国近年来的快速发展同时也刺激着各行各业的发展，电力资源作为一个行业发展的必备资源的需求量也越来越大。所以电力企业都在大力建设中小型水电站，通过使用水轮发电机组把水力转化成了电力，来产生充足的电力资源，并且水力资源本身就是一个清洁资源，会极大地减少污染并且使成本降低。但是我们也同时要认识到这些水轮发电机在持续运行中会因为设备不稳定或者其他因素而产生一系列的问题，所以针对这一情况，中小型水电站水轮发电机组的检修是十分必要的。
我国目前对电力的大量需求使电力系统得到了逐渐完善。各个电力单位都建立起了自己的中小型水电站，在中小型发电站中最普遍的就是利用水轮发电机组来把水力资源转化成为电力资源，这种方法有很多的优点。不仅解决了电力资源供应不足的问题，提高了效率，还降低了污染，符合我国目前可持续发展的要求。但是如果我们在使用水轮发电机组的时候不能够定期的及时的对其进行检修，就会降低其使用效率甚至引发一系列问题。本文简析了中小型水电站水轮发电机组的检修，希望对电力企业有一定的借鉴作用。
1、水轮发电机组的检修类型
1.1临时性检修
水轮发电机组按其检修类型可以分为临时性检修和计划性检修这两种类型。其中临时性检修指的是工作人员要在水轮发电机组在正常工作中突然出现异常的时候快速做出反应，根据设备出现的实际情况来对其进行检修，这种检修只需要短期停机。通过临时性检修可以降低水轮发电机在运行过程中发生故障的次数，这种临时性检修的方案需要根据水电站运行阶段探明的弊病来进行制定，并且在制定完后一定要进行严格的落实才能起到效果。
1.2计划性检修
计划性检修的要求比临时性检修的要求更加的具体，对工序的要求也更加复杂。其可以被分成小修、大修和扩修这三部分，并且进行计划性检修之前一定要得到国家电网调度的允许。首先，进行小修就是指定期的对水轮发电机组的配件进行检查，在检查之中要及时的对有问题的零件进行更换，一般来说，小修要进行一年，并且每一次小修要小于10天。其次，之所以要进行大修就是要利用大修来解决在小修中不能解决的问题。大修过程中工作人员要把设备的复杂零件全部拆除，然后对这些零件逐一排查，对出现问题的零件及时的更换。在这一过程要求工作人员一定要仔细认真，因为设备在持续的进行工作的时候由于摩擦或者振动会不可避免的出现一系列的问题，这些机械结构的损坏是无法消除的，所以都被归为经常性损坏，需要大修来进行检修和更换。一般来说，大修要保持两年到三年，一次检修要在45天左右。最后就是扩修，进行扩修的时候需要拆卸整个水电机组中的零件，之后再通过优化各个部件之间的协调与配合，来提高水轮发电机组的效率。进行扩修可以有效的减少元件的损坏或者是侵蚀，确保其功能，并且提高其所能带来的经济效益。扩修一般要进行三至五年，工期要保持在3个月以内。
2、水轮发电机组检修中常见的问题
2.1轴承温度引起的故障
水轮发电机组在其运行的过程中，避免不了因为长时间的工作造成的内部温度的不断升高。每个发电机组都有其能承受的温度极限，其内部产生的热量因为不能得到有效的散发会随着工作时间的不断增加而相应增加，等到达了水轮发电机组所能承受的极值的时候就会引发水轮发电机组的故障，降低其工作效率。不仅会对自身造成伤害，甚至会危害到其辅助设备。比如最易受温度影响的轴承，当其发生因为温度引起的故障的时候，如果单单通过常规的检修方法是不能解决问题的。这时候需要检修人员对整个机组进行全面的检修，由此可见，虽然仅仅是一个小部件引起的故障，可是其检修过程却十分麻烦。所以这也提醒着我们要在日常工作中做好对发电机组的检修，不能马虎，这样才能防范于未然。
2.2水輪发电机组的油位故障
当水轮发电机组的油箱油量比标准油量要高、发电机组的油路被阻塞，使得油不能正常的循环、发电机组油路发生渗漏或者发生串油的现象、发电机组的摆动幅度超过了正常的范围的时候都会引起水轮发电机组的油位故障。我们一般会通过下列措施来解决此类问题，首先就要定期的检查水轮发电机组的油位，当发现油位超过了规定的范围的时候，一定要通过减少油量来使其保持在允许的范围，避免发生油位故障。一般来说，水轮发电机在运行的时候油位一定要低于最高油位线，但是当其没有运行的时候油位会高于最高油位线。另外发电机组发生渗漏或者串油的现象一般都是因为机组的密封位置被破坏，所以当发现这一情况的时候，要及时的进行更换。最后要时刻的检查发电机的摆动幅度，当其摆动幅度超过了正常范围的时候，及时的关闭发电机组。
2.3发电机并网受阻引起的故障
我们一般通过手动准同期或者是自动准同期来对中小型发电机进行同期控制。指的是对发电机进行励磁并且调动其电磁频率到合适的范围要在对其实行并网之前，在保证有合适的电压、相位和频率之后关闭发电机组的断路器，来保护水电站系统和发电机组的同时运行的过程。但是，这是一种理想状态，因为在具体工作中，我们很难使水电站系统和发电机组的电压、相位和频率都一致，所以我们只能通过一定的措施来降低这种故障带来的影响。
3、水轮发电机的检修五要点
在进行中小型水电站水轮发电机的检修中，需要重视五个要点，分别是尽量避免拆卸发电机组的元件，当其出现故障时，尽量做到只拆除必要部分，来确保发电机组的完整性；检修人员可以根据具体情况来确定设备的检修期，必要时可以进行适当延长；要严格的按照之前制定的水电站的检修方案对水轮发电机进行检修，当遇到特殊情况的时候，也要先进行上报，上报合格之后才能进行下一步工作；检修人员要掌握检修的必备知识并适当进行扩展，也要在对设备检修之前了解其以前出现过的故障，并对重大的故障和常见的故障做出标记，使得在进行故障检修的时候更有针对性，减少不必要的时间，提高检修效率；切记不要在检修工作完成之后就直接开始使用设备，而是要对设备进行试运行，当进行测试时各个指标满足要求之后，才能投入使用。