山羊溪水电站

山羊溪水电站（精选3篇）

山羊溪水电站 篇1

1 工程概况

山羊溪水电站主要任务是发电, 电站装机容量12.6MW, 年发电量3803万k W.h, 保证出力1706k W, 年利用小时3803小时。坝址以上集雨面积1056km2, 设计正常蓄水位为

304.8m, 相应库容700万立方米;校核洪水位荦307.14m, 总库容961万立方米, 为小型水库, 小型电站。

山羊溪电站工程包括大坝、厂房部分。大坝为混凝土或埋石混凝土闸坝, 最大坝高为28.5m, 堰顶安装4扇14*12.1m弧形钢闸门;电站为坝后式厂房, 初步装机容量2*6300k W, 年发电量3803万k W.h。

本工程导流分三期:一期导流阶段, 导流建筑物由一期上游横向围堰、下游横向围堰及纵向围堰组成, 由束窄后的右岸主河道过流 (之前进行河道扩挖) ;二期导流由二期上、下游土石围堰及纵向砼围堰挡水, 左岸预留一孔缺口过流;后期导流由左岸预留一孔闸坝上游砼叠梁门、下游土石围堰挡水, 通过右岸已建成3孔闸坝过流。

二期围堰为枯水期挡水围堰, 挡水标准为枯水期5年一遇的流量, 流量为579m3/s。

二期纵向围堰为砼围堰, 围堰分上下游两部分, 上、下游纵堰与中间一期工程已浇闸墩连接构成二期基坑纵向挡水系统。下游纵堰总长约75m, 围堰分两段, 一段长45m, 基础座落于良好基岩, 另一段长30m, 基础座落于已浇筑的下游消力池底板上, 根据招标设计, 由于本工程河床较窄, 施工临时围堰必须拆除, 因此, 消力池底板上的砼纵向围堰如何设计, 如何施工不破坏消力池底板显得非常关键。

二期下游砼纵堰消力池段底部高程为荦281m, 顶部高程为荦292m, 挡水高程为荦291m。通过多方案比较, 决定采用在砼纵堰底部和消力池底板之间加设三油两毡的措施, 防止围堰砼施工时与底板粘结, 保证围堰拆除时不损伤底板及围堰能拆除干净。由于加设三油两毡后, 围堰抗滑稳定大为削弱, 因此要采取措施进行加固, 通过研究, 决定在围堰背水面趾部加设工字钢, 利用工字钢截面抗剪来提升围堰抗滑力。工字钢埋设在围堰背水面趾部利于围堰拆除:可在围堰爆破拆除前首先将趾部砼爆除, 再把工字钢用乙炔割除, 最后将底板面的切面端头处理好。砼纵围堰断面尺寸相对较小, 受力稳定分析十分重要, 因此在围堰施工前对纵向砼围堰进行了认真的受力分析。

2 分析二期下游纵向砼围堰 (消力池段) 结构受力:

二期纵向围堰设计断面尺寸小, 底部高程为荦281m, 顶部高程为荦292m, 挡水高程为荦291m, 荦287.5m高程以下迎水面坡比为1:0.2, 荦287.5m高程以上为直面, 背水面坡比为1:0.5。

二期纵向围堰的受力组合为:水压力、扬压力、砼自重、工字钢反力。

受力分析图如上图:

3 计算各力大小: (按每m宽度计算)

3.1 水压力P1=r H2/2=1∕2×102=50T

3.2 扬压力U=r H/2×8.3=12×10×8.3=4 1.5 T

3.3 水重G水= (3.5+10) ∕2×1.3=8.78T

3.4 砼自重G1= (5.5×11) ∕2×2.40=72.6T

注:以上公式均出自水利电力出版社出版的《水工》上册中的《混凝土重力坝设计规范》相关公式。

3.5 20b型Q235工字钢最大抗剪力FQ=[τ]A=80Mpa×39.58×10-4/sin63°=35.53T

4 抗滑校核:

注:以上公式出自水利电力出版社出版的《水工》上册中的《混凝土重力坝设计规范》坝体抗滑稳定计算公式和相关规范。

5 抗倾验算:

K=M抗倾/M倾=656.65/396.3=1.66>1.2满足抗倾要求

6 应力验算

6.1 计算ΣM

ΣM为计算截面上全部垂直力及水平力的总和对于基础截面形心力矩的总和 (以逆时针为正) 。

6.2 计算坝基应力。

(1) 上游应力:

(2) 下游应力:

根据坝体断面需要满足规定的应力条件:在基本荷载组合下, 重力坝坝基面的最大垂直正应力应小于坝基允许压应力, 最小垂直正应力应大于零;对于坝体应力, 在基本荷载组合下, 背水面最大主压应力不大于混凝土的允许压应力值, 上游面的最小主压应力应大于零。

可见地基应力符合《混凝土重力坝设计规范》要求, 且满足地基承载力的要求。

7 结语

在水利工程施工过程中, 水工建筑物特别是防洪度汛项目的受力计算十分重要, 直接关系着结构的安全与否, 是施工过程中必不可少又十分重要的环节, 只有通过认真的计算, 让结构在各种受力条件下处于安全状况, 这样才能做到心中有数, 工程才是安全的。

本工程的二期纵向砼围堰是枯水期挡水围堰, 这是本工程有利的一面, 本项目实施后, 围堰的运行是安全的, 为工程的顺利进行奠定了坚实的基础。

摘要：山羊溪水电站二期下游纵向围堰为砼围堰, 围堰部分座落于溢流坝下游消力池底板上, 断面尺寸小, 挡水水位高, 为确保围堰的安全稳定, 对下游围堰的受力进行了认真计算复核, 为围堰的实际安全运行工况提供了可靠的理论依据。

关键词：山羊溪水电站,二期下游纵向围堰,水位高,安全稳定,计算复核,理论依据

柘溪水电站主变压器故障分析 篇2

柘溪水电站位于湖南省资水干流上,距安化县东平市12.5km。混凝土单支墩大头坝,最高坝高104m,装机容量44.7万k W,保证出力11.27万k W,多年平均发电量21.74亿k W·h。工程以发电为主,兼有防洪、航运等效益。1958年7月开工,1962年1月第一台机组发电,1975年7月全部投产。

该电站岸边引水式发电厂房长84.5m,宽20.5m,安装6台混流式水轮发电机组,其中1台单机容量7.25万k W,5台为7.5万k W,水轮机转轮直径为4.1m。由6条隧洞后接6条压力钢管引水,其直径分别为6.5m和5.5m。开关站位于发电厂房左侧,2组单相变压器和2台三相变压器布置在主厂房上游侧,单相变压器容量分别为180MVA和360MVA。三相变压器每台容量为90MVA,以220k V和110k V输电线路各3回向湖南省内供电。

1 事故介绍

湖南柘溪水电站1、2、3号机组总有功负荷为220MW,总无功负荷为110Mvar,频率为49.6Hz,110k V母线电压为113k V。事故当时的运行主接线如图1所示。

某天下午工作人员准备进行3号主变压器的复电操作,按常规从高压侧(110k V)向变压器充电,低压侧为空载状态。在17时45分合上536号断路器(SW3—110k V/100型)时,一合上就随即跳闸。3号机主变压器大差动、重瓦斯、轻瓦斯保护动作,同时出现冷却器全停和备用冷却器投入的信号。值班员当即前往变压器场检查3号变压器,发现该变压器B相高压套管座子喷油,变压器钟罩低压侧有三处大量喷油,油喷射到3~5米高的墙上,油箱两侧多处有油流淌出来。

工作人员随即检查发现变压器的防爆膜没有破裂,防爆筒没有喷油(事后为了加速排油而人为把膜敲破)。B相高压套管上部瓷套移位24mm,超出橡皮垫圈边沿而跑油。B相和C相高压套管座与油箱连通的小管断裂错开6~8mm,气体继电器的玻璃已破裂掉落。喷油严重的地方是A相分接头开关中部,为钟罩与加强筋焊接裂缝所致,B相分接头开关处和其他几处都有不同程度的裂缝。喷出来的油呈暗黑色,并伴有胶臭味。

当揭开高低压套管时,发现3只低压套管的瓷管下端卡口处有崩破损缺。揭开钟罩后看到:C相绕组外围屏已膨胀裂开,围屏纸搭接处有碎纸板条掉下或散开,在高压侧靠分接头开关处围屏张开一个大约100mm的大裂口,从外往内看,明显有3根烧断的绕组导线(铝排绕组)。C相低压绕组下端明显歪偏变形,器身下部及油箱法兰上散落不少绝缘纸屑,铁芯不同程度变形。

2 事故原因分析

通过对事故现象进行分析,工作人员判断引起事故的原因有以下两个方面:(1)操作过电压造成匝间击穿,引起匝间短路,变压器温度迅速升高,初级电流增大,短时间内变压器被烧毁。(2)合闸励磁涌流的电动力突破了绕组结构上的薄弱环节。因本台变压器绕组为铝扁线,机械强度比铜线差,虽然设计上是能够承受可能发生的短路电流或励磁涌流的电动力的,但由于材料、工艺上的不稳定或运行后的变化,可能使绕组机械强度受到影响。另外,运行中在较高温度下受到外部电路电流作用,也可能导致线匝松弛,形成结构上的薄弱环节[1]。

3 事故处理过程及防范措施

事故发生后,工作人员重新进行隔离电源的操作和装设安全设施,停止冷却器运行,拉开3号变压器中性点隔离开关。用棉纱破布堵塞油箱大量喷油的裂口,将油箱内的油抽到油库去;拆开高压侧引线,取油样进行试验。针对该类型事故,应采取以下防护措施。

(1)对主变压器充电时应尽量从0起升压,避免减少全电压合闸冲击,特别是像类似大型铝线变压器,又处在系统比较重要的位置时更应慎重对待[2]。

(2)加强预防性试验,发展和完善新的匝间绝缘及绕组振动的试验监视方法。

(3)冷油器改为3×300W的冷却器组(事故前为120k W),以保证变压器安全度夏。安装高压套管电流互感器,以改善变压器保护的选择性和灵敏度[3]。

4 结束语

因变压器的稳定运行对整个电站的安全有着至关重要的作用,为避免类似事故频繁发生,在日常巡查过程中,应不断检查整个电站机电设备,特别是变压器及其配套器件的工作状态;同时也应监测各项运行参数,发现异动应及时查找原因和正确处理,确保电站安全稳定运行。

参考文献

[1]湖南省水力发电工程学会,湖南省电力公司.水电站事故案例与分析[M].北京:中国电力出版社,2004.

[2]盛国林.电气安装与调试技术[M].北京:中国电力出版社,2005.

山羊溪水电站 篇3

官溪水电站共三台机组，励磁装置为BZL-2B型，是2000年9月份进行技术改造的，验收时各方面指标均正常，然而次年6月份，一号机组就出现无功功率突然降低或突然升高的现象。一般出现这种故障的主要原因有：电网电压不稳定，励磁调节器故障，可控硅故障，发电机转子接地或匝间短路，其它方面。

2 无功功率的调节

当时三台机组都采取电压控制运行方式，二号机组、三号机组无功率稳定，将一号机组转换为电流控制方式运行，仍出现不稳定现象，因此，可以排除电网电压不稳定因素;是励磁调节器故障吗?停机检测，经开环试验各方面均正常，示波器显示三相波形平衡，励磁调节器工作正常;同时测量转子对地绝缘电阻不低于5ΜΩ，直流电组无明显变化，因此，不可能是发电机转子接地或匝间短路引起;开机空载运行，检测交流三相电流也平衡，联网满载投入运行，各方面也正常。

经过几天运行，一号机又出现了无功功率不稳定现象。结合当时环境温度高，一号机组利用小时高的实际情况，会不会是调节器随环境温度高而不稳定呢?为此将三号机组的电流、电压控制板和移相触发板换入一号机组，经试验各方面正常后投入运行，在随后的运行中也出现几次不稳定现象，因此可以确定与调节器无关。难道是同步变或是测量变损坏?如果问题出在这里，机组空载电压就不稳定，不可能上网运行。故障点怀疑到可控硅上，只好安排运行人员在可能停机时，优先停一号机组，直到03年的6月份再也没有出现不稳定现象，因而得出结论是一号机组励磁装置功率柜可控硅因温度过高性能不稳定引起一号机组无功功率不稳定。在随后的两年时间，每到5～7月份，水源充足，环境温度高，机组仍会出现无功功率不稳定现象，因采取减少无功功率、降低励磁电流、减少发热，无功功率变化就不会很大，同时到后半夜环境温度降低，无功功率就能稳定下来。励磁调节系统结构如图1所示：

3 励磁变压器的检查

到了04年、05年天气不是最热时，一号机组也偶尔出现无功功率不稳定现象，经开环试验各方面都正常。决定在满载且无功功率不稳定的条件下，检测各方面数据，除励磁电流交流侧B相电流与A、C相偏差较大外，其余各方面均正常，因此再次将目标定在调节器及可控硅元件上，首先是将B、C相触发板对换，其余不动，结果B相交流电流仍较小，其次是清扫可控硅散热片积尘，改善可控硅的散热条件，同时更换B相可控硅，仍出现无功功率不稳定。再次检测三相可控硅的开放角度相同，至此，可以断定故障不在励磁装置。此时，励磁变成了最大的故障点，从一号机组励磁变外观上看，高低压接触正常、螺杆无变色，检查变压器(干式)内部结构，发现低压侧B相接线头严重变色，铜介子烧熔、铜螺母与螺杆烧粘在一起，其余各相正常，经处理后，一号机投入试运行，无功功率稳定。

总结几年来出现的现象，都是励磁变B相接触不良引起，当天气变热时，又是水电站的峰水季节，开机时间长，B相因发热引起过流不稳定，从而使无功功率不稳定;开环试验时又不检测励磁变，而投入运行初，因B相接触还好，时间一长，又引起无功功率上下摆动，随着接触电阻的增大故障出现也越来越平凡。因此，在BZL～2B励磁系统中，引起无功功率不稳定的原因，除励磁装置故障，当外部设备故障时，如励磁变压器、电流互感器、电压互感器也会引起励磁系统的不稳定。

4 无功功率波动原因分析

从无功功率控制逻辑原理来看，引起无功功率变化的原因有2个：一是有调节无功功率的命令;二是无功功率反馈环节检测到无功功率变化。通过对现场设备运行情况的监视，可以排除人为调节无功功率的情况。由于机组定子电流并不随无功功率变化而变化，只有在无功功率变化较大时才变化，也可以排除电网因素的影响。为了快速检查无功功率反馈环节，将2套励磁调节器进行了切换，切换到第2套调节器后，无功功率波动现象还存在。由于第2套调节器常作为备用且2套调节器输入通道独立，考虑到2套设备同时出现故障的概率极小，可以排除调节器及其通道故障的可能。

机组正常运行时对PLC输出的控制电压进行监视，发现机组无功功率波动时，PLC输出控制电压也变化，转子电压大幅摆动，励磁电流跟随变化，可控硅阳极电流也跟随变化。将负荷减到10MW时切换到第2套可控硅整流桥运行，无功功率波动现象还存在，由此可以排除脉冲形成电路、脉冲放大电路和可控硅整流桥故障。

停机后，对电流、电压测量电路板和脉冲触发电路板进行检查，未发现明显故障点;对2块脉冲触发电路板进行相应的参数测试比对，也未发现异常;进行机组空载运行试验，机端电压建压过程正常，机端电压维持稳定。由此可以初步断定机组励磁调节系统正常。

注意到机组无功功率变化时伴有有功功率变化，且与有功功率变化方向相反，考虑到电力系统稳定器在有功功率低频变化时要通过励磁系统作用来抑制其变化，这可能引起机组无功功率的变化，由此可以初步断定引起机组无功功率波动的原因是机组有功功率的波动。

5 结语