水电站（精选12篇）
水电站 篇1
1975年2月4日, 刘家峡水电站建于甘肃永靖县境内。宏伟的拦洪大坝高147米, 把峡口两岸的险峰紧紧抱在一起, 它把上游水位升高, 造成100米的落差, 发出强大的电力。大坝的溢洪道、泄洪道每秒能泄水7 400多立方米, 即使上游出现特大洪水, 也能确保安全。刘家峡水电站分别担负着供给陕西、甘肃、青海等省用电的作用。该电站全部是我国自行设计施工的。刘家峡水电站可蓄水57亿立方米, 年发电量为57亿度。它还是一个兼有防洪、灌溉、防凌、养殖等综合利用价值的大型水利枢纽。
水电站 篇2
有压进水口有坝式、岸墙式、塔式、洞式四种。沉沙池常布置在无压进水口之后、引水道之前。
圆筒式机墩特点：刚度大、抗扭抗震性能好，便于施工。装配厂设有进厂大门，一般门向外开。
压力管道的主要荷载是内水压力。管道内径D和水压H及乘积HD值是标志压力管道规模及其技术难度的重要特征值。（在装机容量相同时，电站水头越高，HD值越大。）10.混凝土坝身压力管道按布置方式分为：坝内管道、坝上游面管道、坝下游面管道 11.伸缩节位置：上镇墩的下游侧。
12.镇墩位置：布置在水管转弯处，或不超过150m的直线段。13.压力管道供水方式：单元供水、联合供水、分组供水。14.明钢管引进厂房的方式：正向引近、纵向引近、斜向引近。15.明钢管敷设布置方式：分段式敷设、连续式敷设。16.镇墩的形式：封闭式、开敞式
17.装配场的楼板高程取决于对外交通道路高程和发电机层楼板高程岔管布置形式：卜形布置、对称Y形布置、三岔形布置。18.明钢岔管的结构形式：三梁岔管、内加强月牙肋岔管、贴边岔管、无梁岔管、球形岔管、隔壁岔管。
19.厂房的防潮除湿方法：供热降湿法、通风降湿法、供热通风除湿法、空调除湿法。20.防潮除湿措施：防渗防漏，加强排水，加强通风，局部烘烤
21.副厂房按性质分三类：直接生产副厂房、检修试验副厂房、间接辅助生产副厂房。22.水位波动的稳定计算时，应按水电站在正常运行中可能出现的最小水头计算。引水道应选用可能的最小糙率，而压力管道应选用可能的最大糙率。
23.最高永波水位计算时，上游水库水位应按正常发电可能出现的最高水位，一般按设计洪水位计算。引水道的糙率应取可能的最小值。
24.最低涌波水位时，上有水库水位应取可能的最低水位，引水道糙率取可能的最大值。25.开度变化规律对水锤的影响规律：第一相水锤，采取先慢后快的非直线关闭规律；末相水锤，采取先快后慢的非直线关闭规律。
26.极限水锤分布规律：无论是正、负水锤，沿管线的水锤压力均依直线规律分布。
27.第一相水锤压力的分布规律：沿管线不依直线规律分布，正水锤压力分布曲线时向上凸的，负水锤压力分布曲线时往下凹的。28.尾水调压室的工作特点与上游调压室相反。
29.调压室的四种基本布置形式：上游调压室，下游调压室，上、下游双调压室系统，上游双调压室系统。
30.厂房的主要机电设备：主机组、电气设备和机械设备。31.起重设备形式：桥式起重机和门式起重机。32.水轮发电机的类型：按其轴线位置分为卧室布置和立式布置。按其支承方式分为：悬式、伞式。
33.四大件：发电机转子、发电机上机架、水轮机转轮、水轮机机盖。34.机墩的形式：圆筒式机墩、块式机墩、环梁立柱式及刚架式机墩。
35.调节保证计算是过渡过程计算的一种，其主要任务是检验调节过程中最大压力上升值ξm和最大转速上升值βm是否超过其允许值〔ξm〕和〔βm〕。36.管道特性系数2gH0av0，gH0TsLvmax
37.第一相末水锤压力值：
A1210常发生在管道较长的高水头水电站上。
38.末相水锤压力值：Am2常发生在管道较短的低水头水电站上。239.主厂房的上部结构部分有主机室和装配场。
主机室：1.机组段长度的确定。2.端机组段长度的确定。装配场：门向外开
40.水轮机安装高程是一个控制性的高程，它取决于水轮机的机型、允许吸出高度和电站建成后厂房的下游最低水位。
41.厂房混凝土浇筑分期原因：机组安装的要求。分块原因：为便于施工和保证工程质量。
42.引水道：其功用是集中落差，形成水头，并将水流输送到压力管道引入机组，然后将发电后的水流排到下游。
43.涌波：电站丢去负荷时，水轮机引用流量突然减小，但渠道的来流量还来不及减小，多余水量蓄积起来，渠道水位由下游向上游依次逐渐升高，这种水位升高现象是由渠末向渠首逐步传递的，称为涌波。
44.消落波：电站增加负荷时，水轮机引用流量突然增加，但渠道来流量还来不及增加，渠道末的水量被引走，水位逐渐降低，这种水位降低现象也是由渠末向渠首逐渐传递的，称为消落波。
45.压力前池：把无压引水道的无压流变为压力管道的有压流的连接建筑物。
46.压力管道：是从水库或引水道末端的前池或调压室，将水在有压的状态下引入水轮机的输水管。
47.临界压力：根据弹性稳定理论，无刚性的薄壁圆管在保持稳定时的最大外压力。
48.拟定镇墩尺寸：镇墩的尺寸应能够将钢管的转弯段完全包住。镇墩的上游面为使钢管受力均匀而垂直管轴，管道的外包混凝土厚度不宜小于管径的0.4-0.8倍。为维护、检修方便管道底距地面不宜小于0.6m。在土基上的镇墩，底面常做成水平，镇墩地基应坚实、稳定、可靠。在严寒地区镇墩埋深应在冰冻线以下1m，对岩基不小于0.5m。地震区应将镇墩较深的埋入地基中并适当加大基础面，同时减小镇墩间距。根据结构上的要求拟定尺寸后，求出镇墩的重心位置及其重量。
49.伸缩节：在温度升高或降低时使钢管沿轴线方向可以伸缩，从而消除或减少温度应力。50.进人孔：为了进入管道内进行检查、修理或涂装。设置在镇墩的上游侧。51.排水孔：设置在钢管的最低处供检修放空时排除管内积水及泥沙。52.地下埋管宜用单管多机供水方式。
53.围岩抗力：已开裂的混凝土衬圈与围岩之间的径向接触应力。
54.围岩抗力系数：与围岩压力不同，不是地层岩石主动产生的，而是钢衬和混凝土衬圈受内水压力后，产生径向变位压迫围岩产生的被动抗力。
55.抗力系数：围岩中某给定半径的圆形孔口受均匀内压作用下，孔周发生1cm径向位移时所需均匀内压值。
56.单位抗力系数：围岩中以半径为100cm的孔口受均匀内压时，孔周发生1cm径向位移时的均匀内压值。
57.垫层包角：钢管上部垫层材料设置的范围所对应的中心角。58.相贯线：主、支管管壁的交线。（相贯线是平面曲线的必要和充分条件是主支管有一公切球。
59.主厂房剖面设计：根据水电站生产电能的需要，合理确定主、副厂房上、下结构各部分的高程，满足通风、采光需要及发电、配电的合理安排，全面综合分析研究做出经济合理、技术可能的方案，为运行人员的操作运行管理创造优良的工作环境。
60.厂区枢纽：指水电站主厂房、副厂房、引水道、尾水道、主变压器场、高压开关站、交通道路和行政及生活区建筑等组成的综合体。
61.水锤的性质有两种：1.直接水锤（由水库处异号反射回来的水锤波尚未到达阀门之前，阀门已经关闭终止，这种水锤称为直接水锤）。2.间接水锤。（当阀门关闭过程结束前，水库异号反射回来的降压波已经到达阀门处，降压波对该处产生的升压波起着抵消作用，使阀门处的水锤升压值小于直接水锤值，这种水锤称为间接水锤）62.等价水管法：由于串联管各管段的v0和a不同，因此表示水管特性的系数和各异。在实用中把串联管转化为等价的简单管来计算的方法。63.（1）丢弃全部负荷时→Q变化→压力管道中发生水锤→水流继续流入调压室→调压室水位升高→引水道继续流速逐渐降为0，此时水位最高→反向流动，水位下降→水位与水库持平，水流惯性使得流向水库，直到→再次向下游流动，循环往复。（2）增荷时，与上相反。
（3）经常性的负荷变动→水位相应变动→流量相应变化→调压室水位波动。64..引水道-调压室系统不稳定流的特点：大量水体的往复运动，周期较长，伴随水体运动，引水道内有不大和较缓慢的压力变化调压室最高水位和水锤压力最大值不会同时出现。65.调压室基本尺寸水力计算内容：1.由调压室水位波动的稳定条件，确定调压室的断面积。2.计算调压室最高涌波水位，确定调压室的顶部高程。3.计算调压室最低涌波水位，确定调压室底部和压力管道进口的高程。
66.水电站厂房的组成：
一、从设备布置、运行要求的空间划分。（主厂房、副厂房、主变压器场、开关站）
二、从设备组成的系统划分（水流系统、主机组及其附属设备系统、电气设备系统）
三、从水电站厂房的结构组成划分（水平面上可分为主机室和装配场、垂直面上主厂房以发电机层楼板面为界，分为上部结构和下部结构）
67.进水阀在每台机组蜗壳进口处，其作用：1.检修水轮机或停机检查时，在静水中关闭阀门，截断水流。2.机组较长时间停机时截断水流作用。3.事故时，在动水中紧急关闭阀门截断水流，防止事故扩大。
68.厂房的水机辅助设备：
一、油系统。分为透平油系统（润滑、散热、传递能量）、绝缘油系统（绝缘、散热）
二、压缩空气系统。分为高压压缩空气系统和低压压缩空气系统。
三、供水系统。分为技术用水、生活用水、消费用水。
四、排水系统。分为机组检修排水和厂内渗漏排水。
69.水电站厂房设计程序：1.预可行性研究。2.可行性研究：（1）研究基础：预可行性研究成果（2）研究内容：通过方案比较选定枢纽的总体布置参数，决定建筑物形式，控制尺寸。（3）根据选定机组机型，电气主接线图及主要机电设备，而决定厂房型式、布置，绘出厂房厂区布置图，进行厂房稳定计算。3.招投标设计。研究内容：（1）对可行性研究中遗留问题进行修改和补充。（2）提出较详的工程图纸、分项工程量、各项购置清单。（3）编制招标文件。
70.发电机层楼板高程满足以下条件：1.保证以下各层高度和设备布置及运行商的需要。2.保证下游设计洪水不淹厂房。
71.发电机层楼板与圆筒式机墩式风罩的连接方式：1.整体式：其抗扭、抗水平推力刚度较高，受力情况较好，应用较多，但会因混凝土收缩及机墩的振动使楼板发生裂缝。2.简支式：有利于采用预制构件，并在机墩处设弹性防振垫层，以减轻楼板受机墩振动的影响，连接构造复杂，又不能加强机墩的强度，应用不广。3.分离式：楼板与机墩自成独立的受力系统互不影响，楼板上的荷载通过梁柱系统直接供给基础，楼板不受机墩振动影响。楼板施工与上面设备安装在机墩施工之前进行，可加快施工进度广泛应用于中小型水电站中
72.进水口的任务是引进发电用水，应满足以下要求：1.要有必需的进水能力。2.水质符合发电要求。3.水头损失要小。4.流量可按要求控制。5.施工、安装、运行和检修方便。73.引水道要求：1.有足够输水能力。2.按水电站的Qmax设计。3.水质要符合要求。4.渠道进口要设防沙、拦污栅。
74.压力前池作用：1.平稳水压，平衡水量。2.宣泄多余水量。3.均匀分配流量。4.搅阻污物、泥沙。
75.压力管道特点：1.坡度陡。2.承受电站的最大水头，受水锤动水压力。3.靠近厂房。76.压力管道类型：1.明管：暴露在空气中。2.地下埋管：埋入岩体中。3.混凝土坝身管道：依附于坝身。
77.地下埋管的优点：1.布置灵活方便。2.利用围岩承担内水压力。3.运行安全。钢衬的外压荷载：1.地下水压力。2.钢衬与混凝土之间接缝灌浆压力。3.回填混凝土时流态混凝土的压力。
78.坝内埋管三种典型布置方式：1.倾斜式布置。特点：进水口位置较高，承受水压小，有利于进水口的各种设施；坝体施工干扰小；管道较长，弯段多。2.平式和平斜式布置。特点：与上相反。3.竖直式布置。特点：基本上不干扰大坝的施工，弯道弯曲大，水头损失大，管道空腔对坝体应力不利。
79.由于导水叶的快速关闭或开启，出现的2种现象：1.引起机组转速的较大变化。2.在有压引水管道中将出现水锤现象。
80.水锤计算的目的：决定管道内的最大内水压力，作为设计或校核压力管道、蜗壳和水轮机强度的依据；决定管道内最小内水压力，作为管线布置，防止压力管道中产生负压和校核尾水管内真空度的依据；研究水锤与机组运行的关系。
81.调节保证计算你的目的：通过调节保证计算和分析，正确合理的解决导叶启闭时间、水锤压力和机组转速上升值三者之间的关系，最后选择合适的导叶启闭时间和方式，使水锤压力和转速上升值均在经济合理的允许范围内。
82.减小水锤压力的措施：1.缩短压力管道长度。2.延长有效的关闭时间。3.减小压力管道中的流速。4.改变调速器调节程序。83.调压室的基本类型：
1.简单圆筒式调压室。特点：结构简单，自上而下具有相同的断面，反射水锤波好，波动振幅大，衰减慢。多用于低水头小容量电站。
2.阻抗式调压室。特点：减小调压室水位升高值和降低值，从而减小调压室的容积。适用于中水头和引水道长度不大的电站。
3.水室式调压室。特点：由一个断面较小的竖井和上、下两个断面扩大的储水室组成。在稳定流时，上室是空的，下室经常大部分充满水，竖井断面较小，井中水位升降快。适用于高水头、要求稳定断面较小、而水库的工作深度较大的水电站。
4.溢流式调压室。特点：顶部设有溢流堰，调压室水位下降的波动无法限制。5.差动式调压室。特点：结构复杂，造价高。适用于地形、地质条件不允许大断面及距离地面较深的调压室时的中高水头水电站。
水电站 篇3
摘要：文章围绕水电站在使用过程中的继电保护常出现的问题进行了简单的分析，然后探讨了水电站在建设中继电保护设计的要点，从而提高了继电保护质量。
关键词：水电站建设；继电保护；策略研究；继电器；变压器；发动机
中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）05-0122-03
在发展我国经济实力的同时，我国一直面临着能源紧缺以及环境每况愈下的难题，从而严重制约了我国经济的快速发展。为了减少不可再生能源的消耗，我国近几年加大了水电站的建设，提高了再生能源的利用率。
1 继电保护中常出现的问题
在继电保护中继电器起着关键的作用，通过继电器的工作能够直接影响到继电保护系统的整个工作质量。但是，通过分析总结继电保护系统维修工作，可以发现继电器出现故障的概率居高不下，特别是变压器。
若在收集信号或者是判断分析信息时出现问题将会直接影响到继电保护的工作质量，从而影响到整个水电站的正常运转。特别是瓦斯保护方面，由于瓦斯保护需要极高的灵敏度，能够准确感知环境的变化。但是瓦斯继电器一般安装于户外，从而加大了监视与维护的难度。除此之外在继电器的使用中，一般存在出口中间继电器的选择问题以及出口中间继电器的接线问题，不同的方案有不同的影响。这也是在继电保护中常出现的问题，一般是由继电保护的设计初期的设计方案决定的。
2 水电站建设中水电站继电保护的策略
研究
如上所述，继电保护系统中继电器是关键，如果继电保护系统的灵敏度高，势必会导致继电保护系统可靠性的降低；如果继电保护系统的可靠性较高，那么其灵敏度也会直接受到影响。所以，继电保护系统在设计初期应该首先在可靠性、灵敏性、选择性以及速动性四者取得一个平衡，从而提高继电保护的作用。在水电站建设过程中应该针对继电保护采取相关的保护措施，以提高继电保护的效率。下面将从发动机的保护配置、变压器的保护配置以及其他的保护配置进行详细分析。
2.1 发动机的保护配置环境
变压器的工作需要一个稳定的环境，而这依赖于发电机的工作质量。发动机在实际的使用过程中常常会出现一些异常现象，而这些现象直接导致了变压器工作的不稳定。其中就包括发动机对应的定子绕组相互间短路；定子绕组电压不稳定，有过电压的现象出现；发电机外部相间出现短路。
2.2 变压器的保护配置
变压器的保护配置是所有继电保护措施中的重点，是针对变压器的工作状态进行准确勘测和保护的。一般可以分为主变压器保护以及厂变、闸坝、备用变保护这两种主要保护配置。
变压器在使用中会存在短路、过电流、过负荷、过励磁灯光现象，同时还会出现油箱压力过大、冷却系统故障等其他系统问题。针对短路问题，根据不同的短路发生位置采取不同的保护配置：如果发生在变压器的绕组和引出线之间，则采用纵联差动保护措施。如果发生在变压器外部，则应该根据不同的使用状况采取不同的保护措施，如果是正在进行倒送电运行，则应该将复合电压配置设置在变压器高压侧；如果是正在进行发电运行，则将复合电压配置设置在变压器的低压侧。而针对变压器油箱油面降低问题，应该采取瓦斯保护，其中重瓦斯和轻瓦斯分别有不同的作用。当变压器内部的故障尚且不引起工作故障之时轻瓦斯起保护作用；而如果变压器内部故障较为严重，油面急剧降低，则重瓦斯起保护作用。
3 水电站继电保护反事故措施研究探讨
在建设水电站的过程中不光要专门针对设计过程中的问题进行深入研究，还需要根据以往水电站在使用过程中的事故进行反复研究分析，从水电站继电保护的反事故方向思考，以提高水电站在使用过程中的效率与质量。具体来说，应该从两个大方面着手：其一是从保护原理上进行考虑，通过保护方案的确定选择继电器的型号，进而对继电器的质量要求以及工作需求有一个清晰的了解；其二是从二次设备以及回路接线上进行详细考虑，包括直流电源、保护屏上的设备、控制电缆、变压器瓦斯保护以及接地点的选择等。
3.1 根据保护原理选择继电器
3.1.1 在发电机的保护设置中，为了能够对发电机的电流进行实时监控，在发动机内部设置有过电流保护装备。而这种过电流保护中的继电器必须连接在发电机中性点的电流互感器上，从而扩大了保护范围，即使发动机在启动工作之前发生了故障，该继电器也能够起到保护作用。
3.1.2 发动机的保护装置中常有的差动保护设置对于回路设置也有讲究。一般而言，差动装置的工作电流一般大于发动机的额定工作电流来整定，此时的差动回路的中线应该配备有电流继电器，并且该种电流继电器必须具有监视断线功能。与此同时，电流继电器在工作时通过延时发射相关信号。
3.1.3 不同规模的水电站在选择发动机时有不同的考量因素，主要应该根据实际需求以及工作需要进行考虑。如一般的小型水电站，可采用可控硅励磁的水轮发电机，并且电压保护动作的电压一般取额定电压的1.3倍，延长0.3s后跳闸。
3.2 二次设备以及回路接线的选择
3.2.1 直流电源的选择。在水电站工作系统中，一般具有两套电源，一个是直流电源，一个是交流电源。在直流电源上一般选择镉镍蓄电池，而该种直流蓄电池的浮充电流的大小应该控制在3～5mA/Ah这一范围。并且，在保持电池外观清洁的基础上所有蓄电池的液面应该保持在最高液面线和最低液面线之间。而交流电源则一般采用的是电容储能电源，在遇到一些特殊情况时，例如无法提供交流电源，此时就要求电容储能电源能够使其他保护装置以及断路器均自动转到跳闸的工作位。
3.2.2 在保护屏上设备的选择。保护屏的主要功能是为该工作单元提供安全可靠的工作环境，从而减少外界环境对气电设备的干扰。因此首先要求保护屏上应该有明显的标识，同时屏体的接地设备安全可靠；端子排在材料上最好选择阻燃性材料，以排除潜在的火灾隐患。除此之外，各端子排之间应该设置一个空的端子以隔开，特别是在正负电源之间、带电的正电源以及跳闸回路、强弱电端子之间等。而针对交流电路，一般为了提高接地的可靠性，可以将其回路接到试验端子上，以检验其接地状况。针对跳闸连接片，安装时需要将其开口端朝上，同时要连接到断路器跳闸线圈的回路上。
3.2.3 控制电缆的选择。其一，在控制电缆的截面选择上，主要是以电流互感器的10%误差曲线为基准，然后再由电压降的大小进行选取；其二，控制电缆的电缆芯是以机械强度需求进行考量的。目前水电站的控制电缆一般选用铜芯，其截面大小应该大于1.5mm2。除了材料以及截面的选择以外，还需要注意控制电缆的铺设位置。为了减少磁场以及高频暂态电流的干扰，电缆需要远离高压母线和避雷器等物体。同时由于电缆需要敷设在地面以下，所以需要做好密封以及防积水的措施。
3.2.4 变压器瓦斯保护。变压器瓦斯保护是继电器保护的一个重要措施，而其箭头指示也是对水电站工作状态的一个重要表征，通过箭头的变化可以判断变压器的工作运转状况。在开始之时，需要对变压器的瓦斯继电器进行有关调整：首先应该将瓦斯继电器的箭头指示调整到油枕一侧；其次需要将重瓦斯切换到信号位置；最后将继电器中的气体排出，直到排气口冒出油液为止。
4 结语
水电站的继电保护是判断水电站运转顺利的一个重要依据，同时也是监测水电站工作状况的一个重要数据。因而，加大对水电站继电保护是十分有必要的，希望有更多的专业人士能够加入到这个行业中来，为我国水电站的发展贡献一份力量。
参考文献
[1] 邓清福.对水电站继电保护装置分析[J].城市建设理论研究（电子版），2011，（31）.
作者简介：马东巍（1982-），男，吉林通化人，供职于中国水利水电第二工程局有限公司，研究方向：电气施工管理与技术。
水电站 篇4
所谓小型水电站的技术改造, 就是指更新、替换、改进、维修水电站的设备, 满足电站安全需求, 使其在操作时更加可靠, 更加符合科学合理作业的要求, 保持工作的先进性, 并且为水电站创造更多的经济效益。小型水电站技术改造的优越性在于工程投资成本低、工程任务量小、经济效益明显。
2 我国小水电现状
我国小水电资源十分丰富, 论蕴藏量达1.6亿千瓦。小水电资源主要分布在西部地区、边远山区、民族地区和革命老区, 在西部大开发中具有突出的区位优势。根据我国水电站工程数量与规模统计数据显示, 截至2013年3月, 全国已建成小型水电站21571座, 占全国水电站总数的97.2%。总装机容量已达到6823.83万千瓦, 占全国水电装机容量20.9%[1]。随着时间的推移, 由于受技术及时代的限制, 早期修建的小型水电逐渐暴露出许多问题。其中自动化程度低需手动操作、生产人员众多工作效率低、设备设施老化故障率高安全隐患大等现象较为突出和普遍, 有的电站甚至已不能满足电网安全需求, 很多电站长期处于停产、半停产状态, 企业长期处于微利甚至亏损状态, 发展受到严重制约, 小型水电站技术改造已势在必行。
3 小型水电站技改主要原则
3.1 以满足安全生产为技改首要目标
安全生产是电站的首要目标, 满足电网要求、消除安全隐患是电站改造的首要目标和基本任务。对不能满足安全运行的设备, 必须采取淘汰换新的方法;对于存在的安全隐患, 需要采取防范措施消除。例如龙溪沟电站受地理条件限制选址在山崖下, 发生过厂房后山体垮塌导致设备损坏安全事件, 采取在危险山体地段安装主、被动防护网、厂房室内修建室内通道等措施减轻、消除地质安全隐患影响。而对不能满足安全要求的设备等采取整体更换形式, 例如调速器, 由于受生产时技术限制及长时间运行调节能力已不能满足要求, 将其更换为自带储气罐的数字式液压微机调速器;例如机组进水闸阀, 由于无储能装置导致厂用电中断后只能手动操作, 存在较大安全隐患, 将其更换为液压储能式蝶阀。而直流系统因为由1组单体电压12V蓄电池组供电不能满足安全要求, 更换为2组单体电压2V蓄电池组供电等。总之, 消除安全隐患、满足安全要求是技改的首要目标。
3.2 以提高电站经济效率为技改主要目的
小型水电站主设备如水轮机、发电机等经过长时间运行工况会逐渐降低, 采取更换方式既不经济而且工作量大、周期长, 对这类设备主要采取大修的方式使其恢复工况。例如龙溪沟电站机组单机运行时间较长, 运行环境较差、设备状态调整频繁, 老化、磨损严重, 震动较大且不能满负荷运行。导致机组非计划停运次数增加、丰水期弃水严重等极大的影响了电站正常生产, 使电站长期处于微利甚至亏损状态。通过对水轮发电机组等设备进行大修, 恢复设备工况, 使机组非计划停机时间大大缩短、弃水减少, 发电量增加, 电站经济效率明显好转。
3.3 以提高自动化程度, 满足远程监控为技改方向
早期小型水电站由于受时代、技术等因素的限制, 大多自动化程度较低, 有的甚至为全手动方式, 包括机组解并网、负荷调整及开停机操作都需人为手动操作, 大大的增加了生产人员工作量及出现误操作的机率, 已难以满足现代电网发展的要求。这类电站往往人员较多, 技术力量薄弱, 人员薪酬占电站开支比例较大, 电站经济效率低。随着科学技术的发展, 小型水电站微机监控技术已完全成熟, 新建电站大多采用全微机控制, 既节约人力成本又降低人为因素带来的安全隐患, 而且可实现远程监控, 可谓一举多得。以龙溪沟电站为例, 电站建设规划时为现场值守模式, 设备自动化程度不高。但随着上级公司的发展, 需要电站将逐步实现无人值班、少人值守模式。要求电站机械设备、电气设备、监控装置、保护装置及辅助设施具有高度可靠性及自动化能力。原有设备中, 存在保护装置与监控系统不兼容, 厂用电手动切换、上位机重要参数数据不全、渗漏排水泵等助设备需手动控制等一系列阻碍远程监控的问题。技术人员对存在的问题进行梳理、统计, 逐一立项设计自动化改造方案。其中较显著的是利用PLC接线简单、控制灵活可靠等优点大量采用PLC控制。龙溪沟电站通过改造已实现了无人值班、少人值守模式。
小型水电站具有自身的特点, 注定其技改是一个循序渐进、长期的过程, 不可能一劳永逸。但技改是电网发展的要求、是电站自身发展的必由之路。通过龙溪沟电站技改的实施可以看出, 消除安全隐患、满足电站、电网安全要求是技改的首要目标;提高电站经济效率是技改的主要目的;而实现电站高度自动化及远程监控功能则是时代发展的要求和趋势。每个小型水电站都有自己的实际状况, 所以技改项目不可能完全相同。但只要结合电站实际, 遵循改造原则、明确目标、做好规划、确定项目, 相信小型水电站的改造就会成功, 小型水电站依然是电力系统的生力军。
龙溪沟水电站简介:龙溪沟水电站位于四川省九龙县, 装机:2*0.25万千瓦, 为引水式电站。始建于2004年3月, 2006年6月作为中铁能源五一桥电站施工电源发电。2009年随五一桥电站并入四川电网运行。2015年电站技改基本完成, 实现由五一桥水电站远程监控, 现场无人值班、少人值守模式。
摘要：我国小型水电站众多, 为新中国的现代化建设作出了不可磨灭的贡献, 随着科技的发展、时代的进步、电网的发展及环境要求等限制, 小型电站生存渐显艰难。但小型水电站以分布广泛、靠近用户、生产成本低及绿色环保等优势在电力系统中仍然具有举足轻重等地位。小型水电站大多修建较早, 设备老化、效率低下及安全隐患大等缺点逐渐暴露, 已难以满足时代及电网发展的要求, 小型水电站技术改已造势在必行。文章以龙溪沟水电站技术改造为例, 展现小型水电站现状, 分析总结小型水电站技术改造原则、目的及方向, 以探析小型水电站技术改造的途径。
关键词：技术改造,小型水电站,安全,自动化
参考文献
水电站知识总结 篇5
一 水轮机的类型、构造及工作原理水轮机的工作参数（四种水头）水轮机的最优工况及其基本条件各类水轮机的组成二 水轮机的蜗壳、尾水管及气蚀蜗壳的分类蜗壳的包角尾水管的作用（3点）气蚀的类型尾水管的型式水轮机吸出高度HS公式
三 水轮机的特性及选型综合特性曲线的纵横坐标、运转综合特性曲线的纵横坐标。2 原型和模型水轮机在相似工况下效率差别原因 3 水轮机比转速用模型综合特性曲线选择水轮机的主要参数的步骤 5 相似定律（1.转速2.流量3.出力）单位参数公式（4个）出力限制线（包含两块）
四 水轮机调节
五 水电站的典型布置及组成建筑物水电站的典型布置型式水电站枢纽的组成建筑物
六 水电站进水口水电站进水口分类（3种）有压式进水口分类有压式进水口主要设备（3种）有压式进水口高程确定通气孔、充水阀定义有压式进水口高程计算公式（Scr闸门顶低于最低水位的距离）
七 水电站隧道及隧道水电站渠道应满足的基本要求（4点）渠道水力计算的内容（两类）压力前池的组成压力前池的作用自动、非自动渠道的区别明渠的设计流量的选择及原因（为什么选Qmax）经济截面、经济流速
八 水电站的压力管道压力管道分类钢管分类压力管道的供水方式明钢管的敷设方式支墩、镇墩型式明钢管进行外压稳定校核的原因压力管道的布置原则管身应力分析的三个基本断面地下埋管的布置型式（3种）坝身管道的布置型式（2种）常用的岔管类型（5种）压力管道的供水方式、各自特点及适用条件
九 水电站的水锤与调节保证水电站减少水锤压强措施（4种）调节保证计算定义调节保证计算的主要任务（3方面）、内容（两种工况）4 水锤的反射规律（不同位置）开度变化终了后的水锤现象
老挝南涧水电站实习有感 篇6
关键词：老挝；南涧水电站；实习
2015年3月，中国葛洲坝集团国际工程有限公司老挝分公司组织员工赴南涧水电站进行实习。此次实习经历22天，内容丰富，包括专业学习，亲自参加施工活动，与工程技术人员交流等多项活动。主要通过实习经历讲述新常态下的葛洲坝故事，最后论述此次实习的收获和感想。
谈及老挝南涧水电站，就不得不介绍一番老挝这个国家。老挝国土面积为23.68万平方公里。位于中南半岛北部的内陆国家。老挝北邻中国，南接柬埔寨、东界越南，西北达缅甸，西南毗连泰国。境内80%为山地和高原，且多被森林覆盖，有“印度支那屋脊”之称。发源于中国的湄公河是最大河流，流经西部1900公里。其属热带季风型气候，分为雨季和旱季。老挝是亚洲第二贫穷国家与世界低度开发国家之一。
老挝这个沉寂的国家由镀金的奢华寺庙、身穿橘红色僧袍的僧人、青翠碧綠的稻田和友善淳朴的人民组成。由于老挝曾是法国的殖民地，在这里你能喝到具有法国味道的beerlao、红酒，这里的建筑也是典型的法式建筑。老挝虽然不是很发达，但是老挝人的幸福指数挺高。比如说他们做完自己的工作后，即使不到下班时间，他们也可以回家，有时会羡慕他们是如此的自由自在。
南涧水电站由南坝、北坝、厂房和引水隧洞4个施工区组成。尽管这里有时会断水、断电等工作条件不便，而我在参加土方开挖和刻槽工作中却没有丝毫的懈怠。
新常态下的新风景。葛洲坝人用实际行动贯彻落实“两会”精神，老挝分公司领导积极组织员工参加工程实践。项目经理对“抢抓机遇，创新发展”有了深刻的理解。为了不影响工程的进度，即使在雨天，他也亲自指挥从营地到南坝道路的加固施工，南坝的工人和现场管理人员也都在自己的岗位上。
新常态下的新作为。北坝导流洞的丁部长充分诠释了公司的“责任”文化。凭借他多年的工作经验，导流洞上部的临时道路会对导流洞产生影响，最终与技术中心协调，改了临时道路的方向。
南建水电站人员各司其职，各项工作开展的有条不紊，工人们在工地上忙碌但有序，施工员、安全员、监理员也是在施工现场步步不离，通过引入先进管理模式和科学管理方法，施工效率有了很大提高，这样十分有助于施工的连续性和持续性。
新常态下的新生活。虽然会很忙碌，但在下班后可以几人相约一起去打篮球，超市采购，一天的劳累与不顺就这样的欢声笑语中烟消云散。优美的环境，寂静的生活，对水电站施工人员来说，能够坚守自己的岗位，需要一定的奉献精神和职业道德。
南涧水电站的修建，给生态旅游带来了一定的发展契机。当地政府可以利用丰富的水利资源优势，未来几年、几十年可能会走出一条新型生态旅游之路，对当地经济发展及民生改善将起到积极的促进作用。
通过本次实习我的收获主要有三个方面：一是通过直接参与实习的过程，学到了实践知识，同时进一步加深了对理论知识的理解，使理论与实践知识都有所提高，圆满地完成了实践任务。二是提高了实际工作能力，为将来的工作取得了一些宝贵的实践经验。最后是更加深切的体会到了团体合作的重要性。
作者简介：房庆军（1983—），男，汉族，山东枣庄市人，工学硕士，单位：中国葛洲坝集团国际工程有限公司，研究方向：土木工程。
水电站 篇7
抽水蓄能水电站1882年诞生于瑞士, 早期以蓄水为主要目的。二十世纪上半叶抽水蓄能电站发展缓慢, 到1950年全世界抽水蓄能电站装机容量尽几百兆瓦。20世纪60～80年代的30年间, 是抽水蓄能电站蓬勃发展的时期, 特别是70年代至80年代可以说是抽水蓄能电站发展的黄金时期。主要是因为抽水蓄能电站是经济发展到一定水平的产物。二次大战之后, 欧美国家的经济迅速发展, 经历了20年的经济高速增长期。经济高速增长, 电力负荷也随之增长, 人民生活水平提高, 家电普及, 导致了用电高峰与低谷的差迅速增加, 具有良好调峰填谷性能的抽水蓄能电站应运而生, 迎来了它的第一次迅速发展。60年代抽水蓄能电站的装机容量年均增加1259MW, 而70年代和80年代更是各增加3051MW和4036MW。到1990年, 全世界抽水蓄能电站装机容量达86879MW, 占总装机容量的3.15%。
20世纪90年代以后, 世界经济增长速度大幅下降, 经济增长减速导致电力负荷增长放慢, 抽水蓄能电站6.建设也不例外, 年均增长率从80年代的6.45%降至1.55%。对日本而言, 跨入20世纪90年代, 因泡沫经济破灭。日元大幅升值及大阪神户地区大地震的影响, 日本经济陷入长期低迷。经济衰退对抽水蓄能电站的影响有滞后效应, 90年代上半期抽水蓄能电站装机容量年均增长为4.35%, 与80年代持平, 90年代下半期增长率降到2.15%, 为上半期的一半。美国抽水蓄能电站装机容量在20世纪80年代还居世界首位, 90年代被日本超越, 局世界第二位。
二世界各国典型抽水蓄能电站简介
岗南混合式抽水蓄能电站位于河北省平山县, 是我国第一台抽水蓄能机组在电力工业中服务运行, 虽然规模较小, 但它设计合理, 为我国抽水蓄能电站的发展起到了领先引导的作用。
潘家口抽水蓄能电站位于河北省迁西县, 建设初期电站安装常规水电机组1×150MW, 可逆式机组3×90MW, 是我国第一座大型的混合式抽水蓄能电站。
羊桌雍湖抽水蓄能电站位于西藏自治区贡嘎县, 厂房海拔高程3604.3m, 是拉萨电网电力供应, 调峰填谷, 稳定运行的主力电厂, 同时也是世界上海拔最高的抽水蓄能电站。
奥地利奎泰抽水蓄能电站是世界的竖井式抽水蓄能电站, 奎泰与泽尔茨梯级水电站组代表着奥地利当今高水头水电站设计与施工的水平, 处于奥地利蒂劳尔地区的芬斯塔尔大坝, 芬斯塔尔水库容积为6000万立方米, 但仅仅控制流域面积6km2, 其所需需水量的88%要靠其下雨的奎泰抽水蓄能电站填充。
锡亚比舍抽水蓄能电站是伊朗第一座抽水蓄能电站。电站工程区域为强震区, 设计地震地面加速度为0.45g。位于伊朗高原厄尔布尔山分水岭北侧恰卢斯 (chalus) 河上。电站利用恰卢斯河的一个弯段, 在其上下游形成上下水库, 巧妙地设计使该电站仅通过3km多的水道, 就得到近500m的水头。该电站是一座纯抽水蓄能电站, 没有常规水轮发电机组。
冲绳抽水蓄能电站是世界第一座海水抽水蓄能电站, 于1999年3月在日本冲绳岛建成。为适应海水的特性, 提高电站效率和耐久性, 同时也满足环境保护的需求, 该电站采用了许多特殊技术。如采用合成橡胶面板作为防渗衬砌, 采用玻璃纤维增强塑料 (FRP) 管和玻璃纤维增强塑料涂层 (FRPM) 作为高压管道斜直段等。建设海水抽水蓄能需要有合理的选址。而中国拥有近3200公里长的海岸线, 其中大陆岸线1800公里, 这就为中国的海水抽水蓄能电站的选址提供了很多可选择的选址。海水抽水蓄能电站的开发使抽水蓄能电站的选址范围扩大, 有广阔的应用前景。
三抽水蓄能电站的发展趋势
随着亚洲经济的快速发展, 特别是中国、印度等国土面积大, 经济发展较快, 电力需求激增的国家。现在正是高耗电的重化工业和家用电器普及化阶段, 也是电力负荷和峰谷差迅速增加的阶段。抽水蓄能电站的建设在这些国家进入高速发展期。世界抽水蓄能电站的发展重点已经由欧美向亚洲转移。
与核电站和火电站相比, 水电站在生产过程中不会产生核废料, 不会引起大气污染。但是, 水电站对所在地区的局部环境是有影响的, 影响局部气候, 影响鱼类洄游, 损害景观等。由于抽水蓄能电站要靠火电站发电抽水, 所以会比常规水电站释放的污染气体多一些。但由于其下库容相对较小, 因此对局部环境的不利影响较常规水电站小得多。
我国相关机构的研究表明, 抽水蓄能电站在以火电为主的电网中所占比重以8%～5%为宜。就是说, 按保守数值5%的比重估计, 我国近期需配置的抽水蓄能容量也在30000MW的水平上, 长期来看, 发展潜力巨大。可以说, 我国将迎来抽水蓄能电站的新的建设高潮。
从世界范围来看, 当今世界科技水平在不断发展, 像海水抽水蓄能电站地下式抽水蓄能电站这样的技术要求高的电站, 在未来也会实现常态化建设, 常态化运行。世界范围内, 特别是经济高速发展的发展中国家, 抽水蓄能电站的发展正迎来其新的黄金发展期。
摘要：二十一世纪我国电力事业发展迅猛, 极大地带动了抽水蓄能式水电站的建设。今年来, 我国陆续建成一批大、中型的抽水蓄能式水电站, 如江苏省沙河抽水蓄能水电站、广州二期抽水蓄能水电站。但是必须指出的是, 现阶段我国抽水蓄能式水电站的建设情况, 不论从数量上还是质量上, 均处于发展阶段, 而且即将迎来更大规模的建设高潮。
关键词：抽水蓄能,水电站,发展趋势
参考文献
[1]邱彬如.世界抽水蓄能式水电站新发展, .北京:中国电力出版社, 2006
[2]潘家铮, 何璟.中国抽水蓄能电站建设.北京:中国电力出版社, 2000
水电站 篇8
阿呷水电站位于甘洛县境内甘洛河流域中上游河段, 上游与工棚电站尾水衔接, 下游与阿呷水电站正常水位相衔接。本电站采用低闸引水式开发, 电站额定引用流量13.1m3/s, 引水隧洞长7797.93m, 电站利用落差215m, 装机容量21MW。本工程为单一发电工程, 无防洪、航运、供水等综合利用要求。
取水枢纽区位于工棚电站厂房下游600m处, 厂房位于阿呷乡下游约1km处, 甘洛-阿呷乡有县级公路相通, 阿呷乡-坝址有简易乡村公路通过, 距离县城公路里程约38km, 距凉山州州府西昌市约240km, 距省会成都市约350km, 对外交通较为方便。阿呷水电站工程任务以发电为主, 无灌溉用水, 无防洪、航运、供水等综合利用要求。
阿呷水电站用水为非耗水型, 所引水量回归至甘洛河, 并提供优质、清洁能源, 阿呷水电站的建设符合国家和四川省产业政策, 符合可持续发展目标。阿呷水电站可替代节约化石能源, 可减排温室气体量和其他污染物。
2 主要节能降耗措施
水电属于清洁能源, 阿呷水电站发电用水过程中不增加水体污染, 不耗水, 水流经水轮机尾水管、尾水渠直接排入厂房下游河道, 不需处理, 符合水资源管理要求。阿呷水电站多年平均发电量9506.5万kw.h。电站发电后, 以标煤耗310g/kw.h计, 每年约减少使用2.95万t标煤, 相当于每年减少二氧化碳排放1.26万t, 同时每年至少可减排SO20.21万t。本工程在节能设计方面主要考虑以下几个方面。
2.1 工程布置节能
本工程计划布置3个施工区:拦河坝施工区 (含发电引水隧洞进口) 、引水隧洞各支洞工区、发电厂房 (含发电引水隧洞出口) 施工区。本工程首部枢纽工区、引水隧洞各工作面和厂房工区就近布置混凝土拌和站及供风、供水站。机械修配站、汽车保养站、钢筋加工厂、木材加工厂集中布置, 其中机械修配站、汽车保养站布置在厂区, 钢筋加工厂、木材加工厂布置在首部工区、3#支洞附近、厂房工区。厂区金结安装和机电拼装场不考虑单独征地, 可将就近碴场平整后布置。工程布置结合《水利水电工程节能设计规范》 (GBT50649-2011) , 充分考虑工程的实际情况, 在工程布置上达到了节能的要求。
2.2 设备选型节能
在设计中根据闸门的型式、尺寸、孔口数量和运行要求等因素, 并充分考虑各种启闭机的特点, 在满足安全的前提下选用合理的启闭型式和容量, 避免造成电能消耗的浪费, 是节能降耗的主要手段。此外, 在设计闸门时, 考虑采用低摩擦系数的承压滑道、顶侧水封采用橡塑材料的水封等措施降低启闭机的容量, 从而达到节能降耗的目的。
电站选用HLA575c-LJ-110型水轮机, 额定流量6.55m3/s, 相应配SF10.5-10/2860型水轮发电机, 调速器为GSLT-1800型。在机组选型的时候, 考虑采用能量指标好、效率高的转轮, 因此, 选用了HLA542转轮。该电站的辅助系统也尽量简化, 辅助设备选择也尽量考虑采用能量指标好的设备。
阿呷水电站厂区海拔高程为1616m, 地震烈度为Ⅶ度。本阶段电气设备选型按照以上短路电流计算成果进行选择, 再根据海拔高程加入绝缘系数1.088, 在满足电站运行要求的前提下, 尽可能节省投资。厂用电主、备用电回路在低压侧实现自动切换。设计中合理配置变压器, 减少了电能损耗。
2.3 照明节能
本工程为地面厂房, 主厂房、副厂房及升压站尽量采用自然采光, 因此照明系统的总耗电量较小, 采用如下措施降低照明系统能耗:
1) 尽量避免采用白炽灯作为照明光源, 通常采用荧光灯、金属卤化物灯、高压钠灯等高效气体放电光源, 或采用节能灯, 以降低光源耗电量。
2) 不需要长时照明的场所, 照明开关的设置应尽量考虑便于做到人走灯灭。
3) 大功率气体放电灯的功率因数应补偿到0.8以上, 以降低无功电流带来的电能损失。
4) 主要照明场所 (如主机间等) 应做到灯具分组控制, 使得电厂人员可根据不同工作的需要调整照度。各工作场所的照度标准值应符合《工业企业照明设计标准》 (GB50034-92) 、《民用建筑照明设计标准》 (GBJl33-90) 的有关照明标准。
2.4 给排水节能
本电站采用高位消防水池的常高压方式, 消防与生产、生活合用水池。消防储水容积为80m3, 水池设于厂房后坡上, 其高程为1700m, 水池贮水全部取自山间泉水, 经沉淀净化处理后进入生产、生活管道。在厂区设室外消火栓一套, 供厂区室外消防用水。
厂区排水主要为地面厂房内生活污水排放、雨水排放。其中厂房内污水经水泵抽升后, 排至下游。生活污水需经化粪池处理, 粪便污水宜与生活污水分流。厕所, 厨房及其他房间经常从地面排水时应设置地漏。生活区排污量相当小, 不会形成污水径流。
3 综合评价
本工程建设期主要消耗能源为:柴油、汽油、电力等。工程运行期能源消耗主要有运行维护各类水工建筑物闸门消耗的柴油和电力、水电站用电设备以及管理用电等。工程建成后产生的社会效益和发电经济效益可以看作能源消耗的产出。
本工程不存在能耗过大的建筑物和设备, 项目的建设和运行期亦不会消耗大量能源, 能源消耗总量相对合理, 因此本工程的建设不会对当地能源消耗结构及能源利用产生不利影响。
本设计依据合理利用能源、提高能源利用效率的原则, 遵循节能设计规范, 从设计理念、工程布置、设备选择、施工组织设计等方面已采用节能技术, 选用了符合国家政策的节能机电设备和施工设备, 合理安排了施工总进度, 符合国家固定资产投资项目节能设计要求。
参考文献
[1]水利水电工程节能设计规范 (GB/T 50649-2011) [M].中华人民共和国水利部, 2011:15-17.
[2]尹涛.浅析水电站节能降耗方法[J].民营科技, 2011 (02) .
[3]邓志红.水电站节能降耗的探讨[J].中国水能及电气化, 2010 (21) .
水电站刹车装置改造 篇9
关键词：制动装置,电磁阀,自动,手动
一、概述
广东省韶关市溢洲水电站是韶关市武江最后一级的梯级电站, 共两台机组, 总装机容量为20MW。两台机组的刹车制动装置自投运后经常出现电磁阀卡住的情况, 后经改造为HKJZF-2型集成制动装置后, 电磁阀未出现过卡住现象。
二、原制动系统简介
1. 工作原理:
当机组给出制动信号时, 制动电磁阀1DK的电磁铁开启线圈1DK-K带电, 制动电磁阀1DK动作, 压缩空气进入机组制动器的制动腔, 机组进入制动状态。与此同时, 线圈1DK-K因线圈回路上的4、5常闭接点断开而失电, 电磁阀1DK进入不带电的稳定状态。
经过一段时间的延时, 当机组转速降至5%额定转速时, 延时继电器3KT动作, 使解除电磁阀2DK的电磁铁开启线圈2DK-K带电, 解除电磁阀2DK动作, 压缩空气进入制动器的复位腔, 又因线圈2DK-K回路上的1、2接点的闭合, 使制动电磁阀1DK的电磁铁复归线圈1DK-G带电, 制动电磁阀1DK得到复归, 机组制动器的制动腔进行排气, 机组进入解除制动状态。此外, 线圈2DK-K和线圈1DK-G都因其线圈回路上的4、5常闭接点断开而失电, 进入不带电的稳定状态。
2. 其主要缺点为:
由于制动装置所用低压气存在一些杂质和一定的水分, 通过滤器不能将水分以及杂志完全过滤, 在低压气经过电磁阀时容易造成电磁阀卡死, 而导致机组不能自动地投入和复归刹车, 且此套控制中共四个电磁阀线圈, 所以电磁阀出现卡死的机率较大, 而且每个线圈都有自锁常闭接点, 当电磁阀卡死后其他操作也不能进行。从而机组制动装置经常需要人为手动来投入和复归刹车, 给机组运行造成极大的不便。
三、HKJZF-2型集成制动装置
HKJZF-2型集成制动装置主要由一个电磁空气阀DKF和两个手动阀SDF1、SDF2以及一块集成块组成。
1. 其主要性能特点有
1.1采用进口新型电磁空气阀和手动阀把水电站常用的刹车系统回路, 集中在一块集成块上, 实现无管连接;
1.2集成块和自动化元件全部采用硬质铝合金, 体积小, 重量轻, 动作极为可靠;
1.3采用先进的电磁空气阀, 绝缘性能好, 动作可靠, 且有手动操作装置。
2. 控制方式
2.1 自动控制:
当手动阀SDF1、SDF2转到“自动”位置, 手动阀SDF3、SDF4转到“自动”位置时, 通过控制电磁空气阀DKF的左、右电磁线圈, 可实现风闸的自动加闸和自动复归功能。当机组给出制动信号时, 使电磁空气阀的制动线圈DKF (ZD) 短时带电励磁, 电磁空气阀DKF动作, 压缩空气进入机组制动器的制动腔;与此同时, 制动器的复归腔进行排气, 机组进入制动状态。电磁空气阀的制动线圈DKF (ZD) 进入不带电的稳定状态。当机组给出解除制动信号时, 使电磁空气阀的复归线圈DKF (FG) 短时带电励磁, 电磁空气阀DKF动作, 压缩空气进入机组制动器的复归腔;与此同时, 制动器的制动腔进行排气;机组进入解除制动状态。电磁空气阀的复归线圈DKF (FG) 进入不带电的稳定状态。
2.2 手动控制:
当手动阀SDF1、SDF3、SDF4转到“手动”位置时, 手动阀SDF2转到“手动加闸”位置, 可实现风闸的投入;手动阀SDF2转到“手动复归”位置, 可实现风闸的复归。
2.3 原理图分析:
如上图所示, 当机组监控根据机组转速发出刹车投入信号, DKF-K线圈带电后制动腔进气, 压力显控器1YX显示进气, 其常开点闭合使3KT时间继电器线圈带电, 其延时闭合常开接点闭合 (确保在机组投刹车90s内不能进行复归命令) , 使6KA中间继电器闭合, 从而保证当接到复归信号时能进行复归操作。当机组开机前发出复归命令后, DKF-G线圈带电后复归腔进气, 同时制动腔排气。刹车投入与复归的信号由与行程开关串联的接触器41ZJ和42ZJ所给出的常开点确定。
四、结束语
HKJZF-2型集成制动装置由于只存在一个电磁阀, 且在控制系统中不存在自锁常闭点, 很好的解决了原刹车制动装置经常出现卡死而不能自动投入和复归刹车制动。溢洲电站刹车装置自改造后运行正常, 未出现过电磁阀卡住的现象, 确保了机组的正常运行。
参考文献
[1]WZG-15型温度-制动柜说明书.哈尔滨哈控实业有限公司
某水电站电气设计综述 篇10
一、电站接入电力系统方式
水电站以2回220k V线路接入马尔康500k V变电站220k V侧, 并且其中1回线路开断进小浪底电站, 新建线路导线型号均为LGJ-2×500;其中一条长度约64km, 另外一条长度约16km。其他电站汇集后以1回110k V线路接入该电站联络变110k V侧, 导线型号为LGJ-185, 长度约为6km。
二、电气主接线
根据发电机—变压器组合方式和220k V接线方式, 拟定以下电气主接线方案:
方案一:发电机—变压器为单元接线, 220k V侧单母线接线;方案二:发电机—变压器为单元接线, 220k V侧为双母线接线;方案三:两台发电机与一台变压器组成扩大单元接线, 一台发电机与一台变压器组成单元接线, 220k V侧单母线接线。3种比较方案接线如图1所示。
通过对各主接线方案的技术性、经济性比较, 从保证主接线安全可靠性、满足系统运行稳定性的要求和电站运行灵活性的角度出发, 方案二相对较优。
该水电站的开发任务是发电, 电站的电气主接线设计应以充分保证本电站和电力系统的安全可靠运行为目标, 满足运行灵活、维护方便的要求, 并综合考虑经济性。因此, 推荐方案二为本电站主接线方案。
三、主要电气设备选型与布置
1. 主要电气设备选型。
(1) 发电机。型式:竖轴、悬式、密闭自循环通风冷却, 额定容量:125MW, 额定电流:5 237A, 额定电压:15.75k V, 额定频率:50Hz, 额定功率因数:0.875 (滞后) 。
(2) 主变压器。型号:SF10-150 000/220, 额定容量:150MVA, 额定电压比:242/15.75k V, 高压分接头范围:±2×2.5%, 接线组别:YN, d11, 冷却方式:ONAF。
(3) 220k V配电装置。本电站高压设备推荐采用GIS。占地面积为54.8m×16m。
2. 主要电气设备布置。
本电站为地面式厂房, 主机间与安装间呈“一”字型顺河向布置, 一、二次副厂房分别位于主机间和安装间的上游侧。一次副厂房布置主变室及GIS, 出线场设备布置在一次副厂房楼顶。
四、控制保护和通信
1. 电站控制保护。
该水电站建成后将接受河南省调度, 并接受流域梯级集控中心的统一控制。电站按“无人值班” (少人值守) 原则设计, 采用计算机监控系统进行控制, 不设常规控制设备。
2. 通信。
根据《水利水电工程通信设计技术规程》 (DL/T5080-1997) , 本电站通信系统包括系统通信、梯级调度通信、电站内部通信及水情测报系统通信。
电力系统通信初步规划通信主、备通道均采用光纤通信, 主用通道经该电站至河南某市500k V变电站的220k V线路上架设的OPGW至电力系统, 备用通道经该水电站串接小浪底水电站的220k V线路上架设的OPGW至电力系统。
梯级调度通信包括电站至梯级集控中心的通信以及电站与其他梯级电站间的通信, 初拟采用在梯级水电站间220k V线路上架设OPGW通信方式。
水电站大坝变形监测与预报 篇11
关键词：面板堆石坝；变形测量；安全监测
中图分类号：TV698.11 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）18-0146-02
1 工程概况
猴子岩水电站位于四川省甘孜藏族自治州康定县境内，坝址距上游丹巴县城约47 km，距下游泸定县城约89 km，距成都市约402 km，对外交通条件较好。本工程等级为一等，电站采用坝式开发，枢纽建筑物主要由拦河坝、两岸泄洪及放空建筑物、右岸首部式地下引水发电系统等组成。水库正常蓄水位1 842.00 m，相应库容6.62亿m3，总库容7.06亿m3，死水位1802.00 m，调节库容3.87亿m3，具有季调节性能。电站装机容量1 700 MW（4×425 MW），拦河坝为混凝土面板堆石坝，最大坝高223.50 m。
2 变形监测方案设计
2.1 上、下游围堰监测
①本监测依据《上下游围堰监测布置图》，在上游围堰布设6个监测点，分别为TPWY-1～TPWY-6，监测点于上游围堰堰顶。监测点采用墩标的方式进行埋设，水平位移工作基点采用右岸的III07，以极坐标法进行观测，按照《国家三角测量规范》二等边角观测精度执行。垂直位移工作基点采用右岸的LSWY-1，观测按照《国家一、二等水准测量规范》中二等精度执行。
②在下游围堰布设4个监测点，TPWY-7～TPWY-10监测点于下游围堰堰顶，监测点采用墩标的方式进行埋设，水平位移工作基点采用左岸的XIII12，以极坐标法进行观测，按照《国家三角测量规范》二等边角观测精度执行。垂直位移工作基点采用右岸的LSWY-2，观测按照《国家一、二等水准测量规范》中二等精度执行。
2.2 面板堆石坝监测
目前面板堆石坝混凝土与垫层料接触面和建基面安装了9支土压力计，混凝土与垫层料接触面铅直向土压力在0.01～0.05 MPa之间，月变化在0.01～0.05 MPa之间，建基面铅直向土压力在0.05～0.07 MPa之间，月变化在0.01～0.04 MPa之间，建基面上下游水平向土压力在0.02～0.05 MPa之间，月变化均为0.01 MPa。
2.3 导流洞洞身部分监测
①由于大坝基坑开挖，导致原进导流洞上半段洞身段支洞的道路被挖断，人员无法进入，目前仅能0+025断面的监测仪器有观测数据（电缆引入进口边坡观测房内）。
②导流洞洞身下半段。1#导流洞洞身下段围岩当前位移在-1.64～14.29 mm之间，月变化-0.14～0.14 mm，同期年变化在-0.14～0.27 mm之间；2#导流洞洞身下段围岩当前位移在-0.28～1.93 mm之间，月变化在-0.41～0.13 mm之间，同期年变化在-0.28～0.56 mm之间。本月位移变化较小，位移过程线变化平稳，无异常突变点，表明围岩处于稳定状态。2.4深孔泄洪洞深孔泄洪洞目前有压段及工作闸室安装了4套多点位移计、3套锚杆应力计。截止到10月18日，有压段多点位移计累计位移在0.07～2.02 mm之间，月变化在-0.04～0.24 mm之间，最大位移速率0.01 mm/天。工作闸室围岩多点位移计累积位移在-0.02～5.70 mm之间，月变化在-0.32～4.22 mm之间，最大位移发生在上游边墙1 815.50 m高程，本月位移速率为0.12 mm/d，这与闸室施工有关。有压段围岩锚杆应力计累计应力在7.06～55.93 MPa之间，月变化在-3.19～13.48 MPa之间。
2.4 边坡工程监测
2.4.1 左岸坝肩边坡
左岸坝肩边坡多点位移计本月累计位移在-0.97～5.84 mm之间，月变化在-0.25～0.22 mm之间，同期年变化在-0.38～0.52 mm之间，过程线变化平稳，无异常突变点，表明左岸坝肩边坡目前处于稳定状态。
2.4.2 右岸坝肩边坡
右岸坝肩边坡本月当前深层累积位移在-0.20～5.47 mm之间，月变化在-0.26～0.38 mm之间，同期年变化在-0.27～3.44 mm之间，月变化较小，过程线变化平稳，无异常突变点，表明右岸坝肩边坡目前处于稳定状态。
2.5 深孔泄洪洞出口边坡
2.5.1 内观监测
9台2000 kN的锚索测力计当前预应力在1 880.04～2 202.97 kN之间，月变化在-1.52～7.61 kN之间，锁定后应力变化率在-10.37～-2.62%之间。最大变化率-10.37%发生在深孔0+656.50断面1 791 m高程锚索测力计PRXC-3，本月应力变化2.12 kN。
2.5.2 外观监测
按照《深孔泄洪洞出口边坡监测布置图》布设7个监测点，TPXC-1、TPXC-3（深孔0+671.5断面）、TPXC-6（深孔0+701.5断面）布设于边坡顶部被动防护网下方，TPXC-2、TPXC-5（深孔0+701.5断面）布设于边坡1745.00高程马道上，在1 790.00高程马道上布置TPXC-4（深孔0+671.5断面）、TPXC-7（深孔0+701.5断面）两个监测点。工作基点采用右岸的TNXC-1和TNXC-2，分别后视左岸XIII12，采用极坐方法观测，取平均值做为最终值。各监测点均无明显变化。
2.6 泥洛堆积体监测
按照《尼洛堆积体I期监测布置图》的要求布设12个边坡监测点，点位均匀分布四个高程面上，分别为1 800 m、1 900 m 、2 000 m、2 100 m，每个高程面上分别布设3个监测点。其中，TPNL-1（2 100 m）、TPNL-2（2 000 m）、TPNL-3（1 900 m）、TPNL-4（1 800 m）位于1#断面上；TPNL-5（2 100 m）、TPNL-6（2 000 m）、TPNL-7（1 900 m）、TPNL-8（1 800 m）位于2#断面上；TPNL-9（2 100 m）、TPNL-10（2 000 m）、TPNL-11（1 900 m）、TPNL-12（1 800 m）位于3#断面上。10月我部对尼洛堆积体边坡进行5次观测，从本月监测成果值看出各监测点均无明显变化。
2.7 角坝堆积体监测
按照《角坝堆积体I期监测布置图》的要求布设10个边坡监测点。其中TPJB-1（1 855 m）、TPJB-2（18 300 m）、TPJB-3（1 805 m）、TPJB-4（1 765 m）布设于1#断面上，TPJB-7（1 855 m）、TPJB-8（1 805 m）、TPJB-9（1 785 m）、TPJB-10（1 765 m）从当月监测成果值看出各监测点均无明显变化。
本文工程中涉及到的各种仪器较多，包括多点位移计、衬砌混凝土与围岩接缝测缝计、横梁式沉降仪、洞身段围岩渗压计、锚杆应力计、多点位移计等。需要相关工作人员能够熟练操作、记录、分析相关数据。
3 数据处理
通过实地的数据测算后，将数据进行认真校核后进行计算。最终得出大坝整体变形相对较小，都在合理范围之内。通过对在建的猴子岩水电站大坝监测可以看出，大坝处于安全运行状态之中。但是随着工程的进展，地面或者大坝外形等部位会发生相应的变形，这就需要监测工作者，加强监测工作，获得相关数据分析信息，及时为后期的施工或者补救提供科学的数据。
4 结 语
任何建筑体都会存在绝对下沉，同时，在工程建设和使用过程中变形的现象一直存在。因此，变形速率的大小对于建筑体尤其是电站大坝来说尤为重要，变形均衡且缓慢的安全范围是正常情况。通过对猴子岩水电站大坝变形监测及对监测数据的分析来看，数据真实、可靠，该项目的监测设施布置较合理。提前预测出了大坝变形的轨迹，后期的电站的平稳运行和安全生产提供了强有力的保障。
参考文献：
小型水电站自动系统改造 篇12
因原监控系统性能不稳定,实际仅起到运行监视的作用,对机组的控制仍由常规继电器回路实现,自动化系统远远落后于当前国内主流水平。为了提高电站自动化水平,实现无人值班、少人值守,将有限的人力资源投入更多的项目中去,需要对电站自动化系统进行彻底改造。改造内容包括:计算机监控系统、水轮机调速器、励磁系统、保护系统、辅机控制系统及全厂自动化原件。
1 改造前状况分析
改造前的控制系统情况:全厂设备控制操作以手动和常规继电器自动控制为主。由于没有先进数据采集手段,相关运行数据不能快速及时地获取,需要耗费大量的人力通过抄表等手段获取。控制部分采用常规继电器回路,而被控设备老化等原因引起的控制配合差错得不到改善和解决,造成了重要设备的损坏。如开机控制过程中因导叶接力器锁锭不能及时拔出而被损坏等。
保护系统多数为常规继电器回路,保护原理简单,功能少,且保护动作后不便于事故分析,性能远远落后于现在的微机保护系统。
原有调速器及励磁系统工作比较稳定,设备已运行多年,主要部件已无法获取备件,为今后的正常运行留下了隐患。同时,原有系统不具备与监控系统通信的接口,不便于数据采集。
2 改造方案简述
该改造项目所有自动化设备均由南京南瑞集团公司设计、制造。
监控系统采用SSJ-3000系统,分为厂站级和现地级。其中厂站级选用南瑞NC 2000系统平台,主要由2台主机、2台历史数据库服务器、2台操作员站、1台工程师工作站、1台调度通信机、1台厂内通信机、1台ON-CALL工作站等节点构成。其实现画面显示、控制操作、历史数据存储及查询、自动发电和自动电压控制、向调度上传电站信息等功能。同时,兼做集控中心监控上位机系统,未来将接入下游规划中的水电站和变电站。现地级选用南瑞MB80 PLC为核心的SJ-600微机监控装置,由4套机组现地控制单元和1套公用开关站现地控制单元构成,完成对机组、公用设备、开关站设备的数据采集及执行控制操作等功能。
保护系统采用南瑞的DSA保护监控自动化系统。DSA保护监控自动化系统采用分层分布式结构设计,支持3种不同的配置方案:集中配置、分散配置、局部分散配置。其系统功能可满足不同电压等级变电站、发电厂的要求。DSA保护监控自动化系统充分利用网络通信功能,合理分配信息,减少硬件冗余,简化二次回路。整个系统分为2个层次:①间隔层。完成对现场一次设备采集及控制,完成对整个变电站、发电厂的智能设备的互联。②站控层,完成对整个变电站的信息分类、管理、存储、通信。在DSA保护监控自动化系统中,采用分布式模块化结构,使得系统配置灵活,扩展方便;严格考虑电磁兼容性问题及抗干扰措施,增强系统的可靠性;先进的双以太网络系统的应用,保证了分布式多CPU系统在数据传输时的实时性;具有双机冗余配置的通信单元,设有多个标准接口,通信规约可在线配置,实现和多个智能设备的连接;完善的保护监控自动化系统使调度端可对变电站、发电厂进行远程监控,对微机保护装置进行修改定值、投入或闭锁局部保护功能、信号复归等操作,实现电压无功控制,满足变电站、发电厂管理要求,适用于无人值班变电站。
水轮机调速器采用PAFR系列可编程调速器。因原有调速器工作稳定性良好,只有自动化功能不能满足要求,故只更换了电气柜。PAFR系列可编程调速器是新一代中小型水轮机电液调速器,其电气部分以高性能、高可靠性可编程控制器为控制核心,机械液压部分为CF插装阀系列调速器液控装置相配套。其电气-液压转换部件采用了电液比例阀或比例伺服阀,抗油污能力强,工作可靠,性能优良,结构简单,运行方便,向“少调整,免维护”的目标前进了一大步,为提高电厂的自动化安全水平提供了较强的保障。
励磁系统采用“南瑞”NES 5100励磁调节器。原有励磁系统因不能满足自动化功能要求,且已运行多年,故需要进行更换。励磁系统由FLZ可控硅整流柜和SAVR-2000发电机励磁调节器2个部分构成。
五防系统采用FY2000UB型微机防误闭锁系统。考虑到运行操作的安全问题,该项目增加了五防系统。FY2000UB型微机防误闭锁系统采用先进的图形操作系统,以电子模拟屏(电脑显示器)替代了传统模拟屏作为系统的操作界面,配置FK-TT型通信适配器实现模拟操作、操作票传输、五防闭锁、仿真培训等功能,以电脑钥匙实现现场解锁和数据的接收及传送,以各类锁具对现场设备进行闭锁。系统还配备有电脑、打印机及操作票专家系统,可实现电脑开票和其他管理功能。同时,系统通过与监控系统接口,实现系统间的资源共享、功能互补。
辅机控制系统主要采用以“南瑞”MB40PLC为核心的控制系统。全厂的辅机均通过RS485通信接口将辅机相关数据上送至监控系统,减少了大量电缆及敷设工作。
3 改造过程中遇到的问题及解决办法
3.1 测速部分
该电站每台机组已有一套机械测速装置,因为是新安装的设备,且一直运行较为稳定,故改造后仍保留。但机组转速作为重要机组运行参数,监控系统需通过机械和电气2种方式获取该信号,以保证信号的可靠、准确。考虑到调速器必须有电气测速功能,故将调速器采集信号输出给监控系统作为电气测量方式。改造实施过程中发现该方案实际效果并不理想,主要表现在机组转速较高或较低时,调速器测得转速值出现不稳定或者测不到的现象。分析出现该问题的主要原因有3点:①调速器测频模块本身抗干扰能力及性能不佳;②作为调速器,机组低转速及过高转速值对其并不重要,故调速器本身设计上并未对这些方面作很多优化;③现场PT信号电缆并未使用屏蔽电缆,PT信号源不佳。针对以上3个方面,分别制定解决办法如下:更换部分器件提高设备抗干扰能力;对调速软件进行优化处理,提高输出信号的稳定性;更换现场PT信号电缆为屏蔽电缆。
3.2 变电站的接入
水电站规划建设为一个集控中心,后期将逐步接入电站所在流域上下游的多个水电站和变电站;目前只接入附近的一个变电站,变电站综合自动化系统在本次同时改造,由南瑞城乡电网分公司提供自动化设备;与集控中心监控系统通过RS485串口通道传输数据,以实现集控中心对变电站的远方监视与控制。改造方案中的主要问题在于,未充分考虑传输数据量,而选择了RS485串行通道,导致实际运行时,数据量较大,数据刷新速度较低,控制命令传输有较明显延迟。鉴于对变电站操作较少,暂维持现状。但对于数据传输量大,尤其是有控制操作的情况,应选用更为快速的通道,如以太网通道。
4 结语
电站自动化改造工程于2009年初开始实施,于2009年5月初完成,成功地解决了原自动化水平低、设备维护工作量大等问题,为该水电站节省了人力资源,为后续电站实现远程监控做好了准备。同时,作为国内典型的小型水电站改造项目,为今后同类项目改造实施及方案制订提供了参考依据。
参考文献
[1]施冲.水电站自动化建设30年回顾与展望[J].水电自动化与大坝监测2009(6).
[2]邵宜祥.中国水轮机调速器行业技术发展综述[J].水电自动化与大坝监测,2009(6).