XX水电站技改报告

1、乐山市挺心水电站技改报告乐山市水利电力建筑勘察设计研究院二o一o年十月目 录1综合说明11.1工程概况11.2进行技改的必要性11.3水文概况21.4工程地质41.5工程布置及建筑物51.6水轮发电机及其附属设备51.7水轮发电机及其附属设备51.8改善运行条件及消防措施61.9设计概算61.10技改效益评价62引水系统及水工建筑物82.1引水系统及水工布置82.2水工技改部分93水轮发电机及其附属设备103.1水力机械104电气214.1电工一次214.2电工二次及通信265改善运行条件及消防措施315.1金属结构315.2采暖通风315.3消防措施316设计概算366.1编制说明366.2

2、概算表407技改效益评价1127.1财务评价1127.2国民经济评价1231综合说明1.1工程概况挺心水电站位于四川省乐山市沙湾区太平镇马胡埂八组，为沫江堰干渠上的弃水电站。工程兴建于1980年7月，1982年3月竣工投产，至今已运行了28年。距乐山市城区约37km，距沙湾城区约8km，离厂房200m有沙湾踏水的s103道通过，交通方便，地理优越。本工程属v等电站工程，开发任务为发电，水源来至大渡河沙湾电站库区内。枢纽主要建筑物包括前池、压力钢管、厂房、升压站等。电站装机容量1mw（2500kw），设计水头18m，设计引用流量改造前8m3/s，年利用小时数4500h，年发电量450万kw.h；

3、改造后设计引用流量10m3/s，年发电量800万kw.h。本次技改工程总投资574.71万元。1.2进行技改的必要性由于挺心水电站竣工于1982年，至今已运行了28年多，发电时间相当长，机电设备和金属结构均已十分陈旧、老化；并且限于当时技术水平，自动化程度低，给电站的安全运行造成了严重隐患，迫切需要进行技改使电站发挥应有的效益。挺心水电站是由乐山市水务局主管的一家国营企业。2010年8月，我院受电站委托进行技改设计工作，通过到现场进行踏勘和收集有关电站原有资料，初步提出如下的主要技改设计方案：（1）水机电气部分需全面改造换新。（2）金属结构部分：更换已锈蚀的压力钢管；前池增加两台清污机。（3）

4、采暖通风及消防设备需按常规配置。1.3水文概况1.3.1自然地理概况挺心水电站位于乐山市沙湾区太平镇，沙湾水电站坝址以上集水面积76479km2，河长1025km，河道比降1.31。水电站，而沫江堰取水口位于沙湾水电站坝址上游约0.95km处库内右岸。大渡河系岷江右岸最大支流，汉代称为沫水，后世又称阳江、阳山江、大渡水、铜河。发源于川青交界的雪山草地。上源有三支，东源梭磨河，发源于四川省红原县鹧鸪山；西源绰斯甲河，发源于青海省果洛山东南麓；正源足木足河，发源于青海省阿尼玛卿山。正源足木足河流经马尔康县热脚左纳东源梭磨河，西南流至马尔康县可尔因右纳西源绰斯甲河。三源汇合后始称大金川，南流至丹巴县

5、，左纳来自县小金县的小金川，后始称大渡河。大渡河继续向南流，左纳金汤河，右纳瓦斯沟，过泸定县后，又右纳田湾沟、安顺河，折而东流，至石棉县，右纳南垭河，至汉源县，左纳流沙河，至甘洛县尼日，右纳牛日河，再东流过金口河、峨边县，至乐山市铜街子折而向北，过福禄镇有较大弯折，于乐山市草鞋渡左纳青衣江，然后东流至乐山市市中区的肖公咀与岷江相汇。习惯上称泸定以上为上游，泸定至铜街子为中游，铜街子以下为下游。大渡河干流河道略呈“l”型，全长1062km，流域面积77400km2。大渡河在金口河区的胜利乡白熊沟口流入乐山市境内，干流在乐山市境内河长172km，落差253m，平均比降约1.31。境内流域面积461

6、0.1km2。大渡河干流在铜街子以上，河水行进在高山峡谷之间，河道弯曲，坡陡，流急。铜街子以下河宽逐渐增大。特别是沙湾至乐山段，长约35km，河谷开阔，水流散乱；汊濠纵横，洲岛遍布，是典型的多汊滩险河道。夏秋汛期，从濠分流，江宽水阔，川流交错，状如水网，行船如入迷宫。枯水期，卵石遍滩，沙质岸滩，河能源供应草地随处可见。河床由沙卵石组成。1.3.2气象特征大渡河流域中下游地区受山势地形的影响，属亚热带湿润季风气候区。冬季受西风带气流影响，寒冷少雨；夏季受东南暖湿气流控制，温湿多雨。在季节上具有春迟、夏短、秋早、冬长等特点，并多低温、秋雨绵绵天气。根据大渡河下游乐山市气象站历年观测资料统计（详见附

7、表2-1），多年平均气温17.1，极端最高气温36.8（1988年5月3日），极端最低气温-2.9（1976年12月29日）。多年平均降水量1323.2mm。多年平均相对湿度80%。多年平均风速1.3m/s，历年最大风速17.0m/s（1975年8月9日），相应风向nne。1.3.3沫江堰灌区基本现状沫江堰灌区位于四川省乐山市境内，地处四川盆地西南边缘，位于大渡河、岷江、沫溪河之间的丘陵地带，是乐山市属中型骨干水利工程。灌区覆盖沙湾区太平镇、踏水镇、碧山乡；市中区安谷镇；五通桥区蔡金镇、石麟镇、冠英镇和西坝镇等9个乡镇的77个行政村，幅员面积165 km2。沫江堰引水工程建于20世纪70年代。

8、沫江堰干渠全长93.28km，其中主干渠32.5km，中分干渠29.40km，右分干渠19.11km，红旗分干渠12.27km。渠系建筑物主要有取水口、冲沙闸、节制闸、隧洞、渡槽、倒虹管、跌水等。沫江堰是乐山市属中型骨干水利工程，以灌溉为主兼水力发电和人饮供给。设计灌溉面积8.15万亩，有效灌溉面积6.28万亩，设计取水流量为10.0 m3/s，取水口位于乐山市沙湾区谭坝乡大渡河右岸沙湾电站库区内。沫江堰引水工程建于20世纪70年代。当初设计标准较低，建设质量不高，配套渠道大多为土渠，加之多年来维修不足，渠道垮塌、淤塞、渗漏严重，过水能力下降。尤其是草坝隧洞和沫江渡槽的瓶颈作用，极大地制约了主

9、干渠的过水能力，现状主干渠最大流量仅为7.91m3/s，全灌区灌溉水利用系数仅为0.315，导致不能保障粮食综合生产能力，灌区综合效益得不到有效发挥。根据2010年9月乐山设计院完成的四川省乐山市沫江堰灌区农业综合开发中型灌区节水配套改造项目初步设计报告（报批稿），本项目实施后，主干渠0+000至19+009.5段将被整治，过水能力恢复到10 m3/s的设计水平。1.4工程地质1.4.1区域地质1.4.1.1地形地貌工程区位于四川盆地西南边缘，属中、高山峡谷与丘陵的过渡地带。地势总体为南西高，北东低，由低山、丘陵逐渐向盆地过渡。区内山顶高程850900m，以三峨山为最高，主峰海拔2027m，属

10、典型的中山地貌，河谷高程400430m，相对高差2451570m。两岸冲沟较发育，呈树枝状分布。大渡河在该区内河谷开阔，水流平缓，形成了众多少的漫滩、心滩，谷宽400500m，为不对称“u”型河谷，区内地貌形态主要表现为构造剥蚀与侵蚀堆积及岩溶三大类型。1.4.1.2地层岩性工程区内除第四系冰水堆积和河流冲积堆积等松散地层分布外，出露基岩为三叠系下统嘉陵江组（t1j）和三叠系中统雷口坡组（t2l）、三叠系上统垮洪洞组（t3k）、小塘子组（t3x）和须家河组（t3xj）之地层。1.4.1.3地质构造及区域构造稳定性评价（1）地质构造工程区在大地构造上位于杨子准地台西侧，川中台拱与上扬子台褶带的交

11、界部位，即川滇南北构造带与四川盆地北东向构造带交汇部位，工区范围及附近的构造形迹从属于南北向和北东向构造体系，主要表现为褶皱和断裂。工区附近主要的断裂和褶皱构造有丰都庙断层（3）、灌凹顶断层（2）；沫江向斜、四峨山复背斜、燕子坎向斜等。（2）区域构造稳定性评价工程区在大地构造上位于扬子准地台西缘、川中台拱与扬子台褶带的交界部位，历史地震资料表明，工程场地主要遭受外围地区历史强震和场地附近中强地震的影响，其中影响较大的是1536年西昌北71/2级地震、1786年康定、泸定磨西间73/4级地震、1936年马边63/4级地震和雷波西宁63/4级地震，这些历史地震对工程场地的最大影响烈度为vi度。据四

12、川省地震局工程地震研究院资料，历史主要地震分布见图1-3-2。区内断裂规模较小且活动性微弱，不具备产生中强地震的构造背景。据四川省地震局在沙湾水电站的研究成果，工程区50年超越概率10%基岩水平峰值加速度为0.118g，对应地震基本烈度为7.2度。因此，工程场地稳定性总体较好。1.5工程布置及建筑物水工的修改部分均由机电改造产生，包括增设清污机引起的门槽、更换压力钢管引起的镇支墩、重新安装新机组造成的二期混凝土重修，工程量较小。1.6水轮发电机及其附属设备本工程为电站改造工程，电站1980年修建，总装机1000kw，额定水头为18m，装设2台500kw的混流式机组：水轮机为卧轴式混流式水轮机，

13、型号为hl260-wj-84；发电机为卧轴式发电机，型号tsw143/35-16，发电机轴承采用外油循环进行冷却。电站的水轮发电机组附属设备为：进水主阀为闸阀，型号为z948t-10-dg1200；调速器为gt1500自动调速器，调速器油压装置为hyz-0.3；励磁机为zl28/19-4，永磁机为ty423/13-6。将本电站的所有的机电设备将进行更换改造，以提高电站的水能利用率：水轮机型号为hla551-wj-83；发电机型号sfw500-14/1180，发电机轴承采用外油循环进行冷却。机组附属设备为：进水主阀为闸阀，型号为d941x-6-dn1300；调速器为ywt1000，调速器油压装置

14、为hyz-0.3；励磁机为可控硅励磁。 1.7水轮发电机及其附属设备电气设备全部进行更换，自动化元件按微机监控进行设置。金属结构：根据现电站水工建筑物的运行实际情况，本工程的金属结构部分需改造的为电站进水口拦污栅和压力钢管。由于主厂房是地面单层厂房，平时可充分利用门窗，自然通排风。只在简易设置2台防爆轴流风机，用以火灾后排烟。冬季利用设备发热提高室温，局部地段及检修停机时采用电热采暖设备采暖。1.8改善运行条件及消防措施本电站工程的消防设计贯彻“预防为主、消防结合”、“自防自救”的设计原则。考虑各建筑物、构筑物在厂区规划，厂房布置上的防火间距，安全疏散通道，消防车道，事故排油，事故排烟、化学灭

15、火、人工灭火等要求及按火灾危险级别及耐火等级进行设计。对可能发生火灾的场所，在建筑物和设备的布置、安装、建筑物内装修、电缆敷设上采取有效的预防措施，以减少火灾发生。设置消火栓，灭火器，沙袋等设备，以及必要的消防通道，疏散通道，以达到一旦发生火灾，则能迅速灭火或限制其范围，疏散工作人员，将人员伤亡和财产损失减小到最小。1.9设计概算挺心水电站位于乐山市沙湾区太平镇境内。装机1000kw，属小（）型水力发电站，工程总投资574.71万元。1.10技改效益评价电站装机容量1mw（2500kw），实际年发电量约450万kw.h。通过近三年的发电量结算表可以看出，由于来水不足，机组基本上不能满发；设备陈

16、旧落后，检修时间长，效益不高。由于电站的引水来源沫江堰干渠即将进行渠系配套整治，其整治后引水流量的保证率将大大提高。挺心水电站通过这次技术改造，据初步测算能增加挺心水电站,平均年发电量增加约350万kw.h。通过对上网电价0.212元/kw.h为基础计算的电站主要财务指标表明：在现有资金来源和利率情况下，电站财务内部收益率税后为8.0%，等于规定的电力工业财务基准收益率8%，财务效益较为明显。还清贷款后投资利润率和投资利税率分别为6.30%和8.55%，具有较好的获利水平。电站税后税前投资回收期分别为12.6和11.5年，类似于周围其它类型电站。电站建成还清贷款后，每年税后利润27.78万元，

17、上缴税金10.24万元，具有一定的效益与贡献。在可预见的各种风险情况下，电站财务指标仍较优，表明电站有一定的抗风险能力。因此挺心水电站的技改工程是非常必要的，从经济上也是可行的。望工程早日完成，发挥出应有的效益。2引水系统及水工建筑物挺心水电站是一个灌渠上的弃水发电工程。装机容量1mw。根据水利水电工程等级划分及洪水标准（sl252-2000），本工程为v等工程，主要、次要水工建筑物及临时建筑物级别为5级。由于电站建筑物均位于丘陵地区，周围无大的河沟，因此无防洪要求。2.1引水系统及水工布置工程由引水道和厂区枢纽建筑物组成：引水渠道、前池、压力钢管、主副厂房。引水渠道：在沫江堰的主干渠里程21

18、+490m处右岸取水，渠道长168.10m，为梯形断面，底宽4.8m，边坡1：0.5。前池：平面呈弧形结构，池身长44.2m，宽9m，其中渐变段长26.6m。前池压力墙顶高程为413.90m，正常水位为412.00m，最高运行水位为413.40m，最低运行水位为410.30m。进水口钢管中心高程为407.45m。进水室长7.5m，宽12m。前池底板高程为406.20m。前池边墙均采用钢筋混凝土重力式结构。钢管进水口前设有一道拦污栅（两扇）和一道工作闸门（两扇），闸门的宽度均为2.2m。压力钢管：采用双管双机的明管布置，镇墩2个，支墩7个。每根管长约41m，直径1.3m，管壁厚10mm，伸缩节靠

19、近前池压力墙布置。厂区：包括主副厂房和主变。主厂房为地面式厂房，长25.44m，宽11.08m，高10m。主机间安装有两台卧式机组，机组间距10m，水轮机机型为hla551wj83（原机型为hl260-wj-84），机型为sf50014/1180（原型号tsw143/35-16），机组间距10m，安装高程395.65m。发电机层地面高程394.90m，调速器控制柜紧靠机组下游；机组上游侧布置有进水闸阀及2.6m深的阀坑。主机间左侧为进厂大门。右侧为副厂房，为两层楼长12.6m，宽7.2m，底层与发电机层齐平，第二层地坪高程399.90m，布置有中控室、开关柜等。尾水经50m长的暗渠流入沫溪河。

20、办公生活区布置在旁边右侧空地上，占地约4亩，距主厂房约15m。厂区及生活区有进厂道路与谭福公路相通。电站通过主变压器，以35kv电压等级出线，北西向6.0km在踏水石灰厂t接上大沫电站至该厂的35kv专线（长约7.0km）接入乐山市电网。2.2水工技改部分水工的修改部分均由机电改造产生，包括增设清污机引起的门槽、更换压力钢管引起的镇支墩、重新安装新机组造成的二期混凝土重修，工程量较小。另外为方便管理，需修建一条到前池的道路，长400m。3水轮发电机及其附属设备3.1水力机械3.1.1电站基本参数 改造前 改造后额定水头 18.00 18.00电站引用流量： 8.0m3/s 10.0m3/s多年

21、平均含沙量： 50g/m3.地震烈度 度装机容量： 2500kw 2500kw年利用小时数： 4500h 8000h多年平均发电量： 450万kw.h 800万kw.h3.1.2水轮发电机组的选择本工程为电站改造工程，电站1980年修建，总装机1000kw，额定水头为18m，装设2台500kw的混流式机组。电站的水轮发电机组为：水轮机为卧轴式混流式水轮机，型号为hl260-wj-84；发电机为卧轴式发电机，型号tsw143/35-16，发电机轴承采用外油循环进行冷却。电站的水轮发电机组附属设备为：进水主阀为闸阀，型号为z948t-10-dg1200；调速器为gt1500自动调速器，调速器油压装

22、置为hyz-0.3；励磁机为zl28/19-4，永磁机为ty423/13-6。由于电站已运行了近30年，且当时技术较为落后，致使现电站存在很多问题：一是由于机组磨蚀严重，漏水大，效率很差，机组出力不足，最大只能发800kw，造成了很大的电能浪费。二是由于当时技术落后，机组的附属设备及电站的辅助设备陈旧落后，给运行带来了很大的不便，且存在很大的安全隐患。因此本工程将本电站的所有的机电设备将进行更换改造，以提高电站的水能利用率。根据水头范围和装机规模，宜选混流式水轮发电机组。该水头段合适的机型有：hla208、hla209、hla286、hla296、hla551、hla551c、hld74等。其

23、模型技术参数如表3.11。模型参数比较表表3.11型 号推荐最大使用水头h(m)最优工况限制工况n10(r/min)q10(m3/s)(%)n10 (r/min) (%)hla20875791.06921.2288.30.144hla2097581.51.22591.51.3888.10.181hla2867577.51.00592.71.18588.60.113hla29675781.0592.01.26788.60.13hla5517580.21.07593.21.3289.60.12hl26075740.9885.11.260.8150.15hla551c7583.51.1793.51.

24、3988.00.12hld7475791.0892.71.24789.40.143从表3.11并结合模型特性曲线可以看出，hla551c和hld74转轮最优效率较高，高效区范围较广，具有明显的效率优势。因此，本阶段对该两机型与原机型hl260相比进行较详细的比较。hl260-wj-84机型运转范围图、hld74-wj-84机型运转范围，hla551c-wj-83机型运转范围图详见图3.1-2、图3.1-3、图3.1-4，本电站机型比较见表3.15。图3.1-2 hl260-wj-84 n=375rpm运转范围图图3.1-3 hld74-wj-84 n=375rpm运转范围图3.1-4 hla5

25、51c-wj-83 n=428.6rpm运转范围机组机型比较表表3.15序号项 目hl260（原机型）hld74hla551c1适用最大水头hmax （m）7575752水轮机型号hl260-wj-84hld74-wj-84hla551-wj-833装置方式卧式卧式卧式4额定水头hp （m）1818185额定流量qp (m3/s)3.883.483.426转轮直径d1 (m)0.840.840.837额定转速n (rpm)375375428.68飞逸转速np (rpm)8047808089水轮机额定出力n (kw)55055055010额定工况效率 (%)8089.591.211最高效率max

26、 (%)83.190.791.512效率修正值 (%)-0.02-0.02-0.0213水轮机最大出力nmax (kw)55558463114额定工况汽蚀系数m0.150.140.1015吸出高度hs（k取1.8）(m)+4.7+5.02+6.3216轴向水推力系数k0.420.460.360.420.4617轴向水推力p （t）4.523.794.5218比转速ns （mkw）23723727119配套发电机型号sfw500-16/1430sfw500-16/1430sfw500-14/118020配套发电机效率f （%）919191、a551c机型的效率比d74、hl260机型高，超发能力

27、强，可超发15。、a551c机型空化性能比d74、hl260机型好，可减少厂房开挖，节约工程投资，缩短厂房施工期。且选用a551c机型发电机可提高转速，减少投资。目前国内水轮机厂家不断有新的更好的模型转轮研发出来，到机组招标设计时，将根据各投标厂家投标模型的运行稳定性、效率、空化性能以及土建工程投资等指标综合考虑，最终确定机组的参数。本阶段机型暂推荐采用hla551c-wj-83配套sfw500-14/1180发电机。3.1.3水轮发电机组主要参数1.水轮机主要参数型 号 hla551c-wj-83台 数 2台额 定 水 头 18额 定 出 力 550kw额 定 流 量 3.42m3/s额定工

28、况点效率 91.2%额 定 转 速 428.6r/min2.发电机组主要参数型 号 sfw500141180额 定 功 率 500kw额 定 电 压 400v额 定 转 速 428.6r/min效 率 91%功 率 因 数 0.8(滞后)3.调速器型 号 ywt10004.进水阀装置进水阀采用蝴蝶阀,型号为：d941x-6-dn1300 p=0.6mpa 5.励磁装置可控硅励磁6.自动化元件 按微机监控进行设置3.1.4机组安装高程按混流式水轮机安装高程确定原则，需满足最大水头和部分负荷运行时的空蚀要求。由于hla551c机型的空蚀性能较好，hs值为+6.32m，此值完全满足机组运行时的空蚀要

29、求。但必须满足淹没尾水管0.5m的基本要求，因此按此确定电站安装高程。电站装机2台，按1台水轮机50%额定出力时相应的下游水位393.7m，确定安装高程为395.65m。3.1.5调节保证计算电站从前池到主厂房机组主阀前压力管道为压力钢管，单管单机，管长56米，管径1.3m。采用单管近似法，对电站机组进行调节保证计算，经计算lv=158m2/s。初步成果如下：最大水锤出现在甩全负荷时之水锤末相。水轮机全关时间（直线关闭时间）为2.5秒时，水锤压力升高值max=0.50在max0.7之间，合乎规范要求。为保证调节中机组最大转速升高值不超过规范要求数值，即0.60，机组飞轮力矩gd22t-m2，而

30、初步估算的发电机组（含飞轮）的飞轮力矩gd22.2t-m2，按之计算，0.55，完全满足规范要求。3.1.6辅助设备选择3.1.6.1厂内起重设备本工程改造后，机组最重件转子联轴起吊重量约6，由于电站原设置有10t的行车，可使用，因此本工程不再进行更换，仅进行检修维护。3.1.6.2机组技术供水系统本电站额定水头为18m，故考虑采用自流供水。每台机各设置一个取水口，互为备用。取水口设于主阀前，压力水经自动滤水器引至全厂技术供水干管。详见“技术供水系统图”，图号挺心改（初）-水机-013.1.6.3排水系统电站排水分为检修排水及渗漏排水。检修排水：由2台专用排水泵采取直接排水方式，从尾水管中吸水

31、，排入下游。渗漏排水：由集水井收集厂房水工结构渗漏水及机组顶盖漏水以及水导轴承冷却排水。由专用渗漏水泵排入下游，渗漏水泵一用一备。根据规范要求，集水井安装b0805型液位变送器和ykj4型浮子式液位控制器各一台，以控制排水泵的启停和监视集水井中的水位。厂区排水：主厂房发电机层地面高程高于下游校核洪水位，故本电站不设厂区排水设施，由排水沟采用自流排水。详见“排水系统图”，图号挺心改（初）-水机-023.1.6.4油系统电站设备用油主要包括透平油和绝缘油。透平油主要供机组轴承润滑、调速器、油压装置操作用油。绝缘主要供变压器等电气设备用油。由于本电站用油设备较少，用油量少，只用调速器和轴承。因此对本

32、电站的透平油系统进行简易设置。设置2台wcb30手提式油泵、1台ly-30压力式滤油机、1台dx-1.2烘箱和2台0.5m3移动式油车用于油处理。由于主变压器检修间隔时间较长，目前许多已建电站的绝缘油罐均被弃用。故暂不考虑设置绝缘系统。3.1.6.5气系统本电站中压气系统主要供调速器、进水主阀油压装置充气之用，由于本电站的调速器采用高油压蓄能皮囊式油压装置，不需外供中压气；而进水主阀采用电动，也不需外供中压气。因此本电站改造后不需设置中压气系统。本电站改造后，刹车采用油刹，油源来自调速器减压供给，低压气系统仅用于检修吹扫用气。因此本电站改造后低压气系统仅简易设置1台移动式低压空压机，p=0.7

33、mpa。3.1.6.6水力测量系统本电站测量系统包括以下五个部分：1.压力前池、尾水渠水位及电站毛水头测量；2.拦污栅前、拦污栅后压差测量；3.蜗壳进口压力测量；4.尾水管真空压力测量；5.机组顶盖压力测量；6.机组流量测量。上述项1、2为全厂性测量，项36为机组段测量。详见“水力监测系统图”，图号挺心改（初）-水机-033.1.6.7 维护检修设备根据电站规模及交通状况，机修设备从简配置，选用机修设备详见表 6.1-5 “水力机械主要设备表”。3.1.7厂房布置电站机组为卧轴布置，主厂房为地面式厂房。根据机电设备的布置、交通、吊运、消防、检修之需要，进行了厂房的布置设计。各层的高程及设备的具

34、体情况详见厂房布置图，详见主厂房设备布置图“挺心改（初）-水工-0106”。3.1.8水力机械主要设备主要设备清单见表3.1-6。水力机械主要设备对照表表3.1-6编号名 称新型号规格旧型号规格数量1水轮机hla551cwj83hl260-wj-8422发电机sfw50014/1180tsw143/35-1623调速器ywt1000gt1500自动调速器油压装置为hyz-0.324励磁装置静止可控硅励磁励磁机为zl28/19-4、永磁机为ty423/13-625电动蝶阀z941x-6-dn1300z948t-10-dg1200（闸阀）26自动化元件27水系统自动滤水器zlsg-100g1检修排

35、水泵2渗漏排水泵2投入式液位变送器b08051浮球式液位控制器ykj4测量范围0518气系统移动式低压空压机va-80 p=0.7mpa 19油系统手提式油泵wcb301压力式滤油机ly-301烘箱dx-1.21移动式油车0.5m3 110水力监视测量系统流速计1液位监视报警装置111检修设备12风砂轮机60mm113风砂轮机100mm114台式砂轮机150mm115氧气瓶24电气4.1电工一次 4.1.1接入电力系统方式挺心电站位于四川省乐山市沙湾区境内，装机容量1mw，装机年利用小时数为6000hr左右，年发电量600万kw.h，发电厂距沙湾区8km，距乐山市37km。至工程区有三级公路相

36、通，对外交通方便。挺心电站出线电压等级10kv，出线1回，输送距离为1km在魏坪变电站10kv母线并入国家电网，由系统乐山电业局调度中心统一调度。4.1.2电气主接线4.1.2.1电气主接线方案根据挺心电站装机容量（2500kw），送出线路电压10kv，送出线路1回的具体实际情况，仍按原主接线方案：两台发电机0.4kv侧采用扩大单元接线方式，选配一台s9-1250/10三相双线圈油浸式变压器将发电机0.4kv电压升至10kv，10kv侧采用变压器线路组接线方式。该方案接线较简单，测量、保护也较简单，投资及年运行费和计算费用较低，操作维护工作量小，布置简单，占地面积最小，运行方式单一，主变压器检

37、修，全厂电能受阻，但考虑采用二十年免维护全密封式变压器，可大大提高其可靠性，也可降低今后的维护工作量。4.1.2.2厂用电及坝区供电方式仍采用原厂用电供电方式，本电站厂用电的电压等级采用0.4kv一级电压供电。为了电站厂用电的可靠性和运行的经济性，由发电机扩大单元0.4kv母线向厂用负荷供电。在全厂停机期间，从系统经主变压器倒送厂用电。挺心电站为闸坝取水，无闸门泄洪要求，所有负荷均为iii类用电负荷，允许较长时间停电而不会影响电站正常运行。本站坝区距厂区仅300米，因此坝区用电直接取至本电站厂用电，作为坝区主供电源。4.1.3主要电气设备选择4.1.3.1主要电气设备选择本电站位于海拔高程40

38、0m、地震烈度度、级环境地区。所有电气设备除应满足正常运行、检修、短路和过电压等的要求外，尚应按在所在地的环境条件校核，力求电气设备运行可靠、技术先进、经济合理，以方便运行和维护。(1) 水轮发电机主要电气参数水轮发电机的结构型式为竖轴、悬式，其主要参数如下：型号：额定容量：500kw额定电压：0.4kv额定功率因数：0.80(滞后)额定频率：50hz额定转速：r/min次暂态电抗(xd”)0.2冷却方式空冷(2) 主变压器原老型号s7型变压器能耗大，且运行年久老化，时常出现故障影响正常发电，且电厂改造后，发电机组改为低压机组，原主变技术性能不能满足改造后机组的要求，需要及时更新、改造。本电站

39、公路运输较为方便，没有重量的限制条件，容量为1.25mva的10kv三相变压器运输重量能满足要求。按照发电机容量，选择变压器容量，型号和主要参数如下：型号： s9-1250/10额定容量：1.25mva额定变比：1122.5%/0.4 kv阻抗电压：4%冷却方式：onaf结线组别：yn，d11(3) 10kv配电装置10kv配电装置户内中置式开关柜。真空断路器断路器主要参数如下：额定电压：12kv额定电流：1250a额定短路开断电流：40ka3秒热稳定电流：40ka额定峰值耐受电流：100ka(4) 发电机电压设备发电机主回路断路器柜的额定电压为0.4kv，持续工作电流为902.1a，选用额定

40、开断电流40ka的空气断路器，装在发电机控制保护柜内；其参数满足短路动、热稳定的要求。设备选择以本电站终期要求及电力公司的发展为原则，并根据该电站所处的地理位置和运行要求设计推荐选用运行可靠、维护方便、互换性强的户内手车式开关设备。发电机主回路断路器主要参数如下：额定电压：0.6kv额定电流：1250a额定短路开断电流：40ka3秒热稳定电流：40ka额定峰值耐受电流：198ka额定雷电冲击耐压（峰值，相间、相对地/断口）： 95kv额定工频耐压（有效值，相间、相对地/断口）： 42/48kv(5) 发电机主母线本电站发电机主母线选用高压电力电缆，主变低压侧至开关柜选用可靠性高、运行维护方便和

41、易于安装的封闭母线槽，型号为：ccx6/a-2500a。共箱母线主要参数如下：额定电压：0.4kv额定电流：3500a额定峰值耐受电流：80ka额定短时2s耐受电流： 63ka额定峰值耐受电流：198ka额定雷电冲击耐压（峰值）： 125kv额定工频耐压（有效值，湿试/干试）： 50/68kv冷却方式： 自然冷却(6) 厂用电设备选择0.4kv低压柜选用ggd系列低压厂用屏。以上所选的主要设备，经校核均满足开断和动、热稳定要求，并满足现场的使用环境条件。电站所需其它电气设备详见主要电气设备汇总表3-14。设备选择结果见下表：序号名 称规 格 型 号单位数量旧设备规格型号数量一主变系统1主变压器

42、s9-1250/10 10.55%/0.4kv台1s7-1250/1010.55%/6kv1二10kv配电装置1高压开关柜xgn2-12-13台1gg-1a6三0.4kv配电装置1发电机控制保护屏pdj-2-500/400面22封闭母线槽ccx6/a-2500a米30四其它1电力电缆yjv-3x35 10kv米202电力电缆yjv-240 0.6kv米1003动力配电屏ggd面1bsl-1024.1.4电气设备布置4.1.4.1厂内电气设备布置厂内电气设备布置按原方式基本保持不变，本电站采用地面厂房，厂内布置两台混流式水轮发电机组，单机容量为500kw。主厂房发电机层高程为659.912m，发

43、电厂房河右岸“一”字形布置。机组从右至左依次布置在主厂房内。安装间布置在主厂房右端。机旁屏柜布置在发电机层对应机组下游侧，其中依次并排布置1机组控制保护屏、厂用动力配电屏、2机组控制保护屏等。发电机主引出线以电力电缆引出，引至相应的机组控制保护屏,汇流后经2500a封闭母线槽引至升压站主变压器。主厂房上游侧副厂房长33.02 m，宽7.8 m，单层设置。副厂房地坪地平高程659.912m，分别布置10kv开关室和电站中央控制室。10kv开关室内布置10kv开关柜1台。中央控制室内布置有电站综合自动化上位机及组网系统设备、公用lcu屏（含10kv线路及变压器保护装置）、计量屏、直流装置及电池屏、

44、系统通讯及厂内通讯设备组网屏等。4.1.4.2厂外电气设备布置厂外电气设备布置按原方式基本保持不变，主变压器布置在副厂房下游侧，安装高程为659.912m。主变可通过进厂通道运至安装现场。4.1.5全厂防雷接地根据原接地网的情况，将新设备通过接地支线与原接地干线相连。根据交流电气装置的接地（dl/t621-97）及本电站的情况，厂区接地电阻不大于4欧。在实测了土壤电阻率以后，再详细计算接地电阻值，若不能满足要求，可采用引外接地体和使用长效降阻剂等措施使接地电阻值达到要求，并使接触电势和跨步电势满足要求。根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（dl/t620-97）的规定，户外10kv配电装置采

45、用h=24m的避雷针，以防止直击雷对配电装置的损害，并在10kv母线上装设氧化锌避雷器以防止雷电波入侵对配电装置的破坏。为防止雷感应过电压和操作过电压对主变压器低压侧和发电机的危害，发电机电压配电装置设置一组氧化锌避雷器。各级过电压均限制到设备绝缘允许的范围内，以保证整个电站设备的安全可靠运行。4.2电工二次及通信4.2.1控制方式4.2.1.1监控系统方案为了确保电站安全可靠运行和提高经济运行水平，保证电能质量，改善工作工作条件，按照全站综合自动化为全计算机控制，电站现场“无人值班，少人值守”，能实现现地、集中、远方(调度中心)监控的指导思想进行总体设计和配置。整个系统为全开放的分层分布式多

46、微机系统。机组辅助设备和全厂公用设备的控制原则上就地自成体系，电站计算机监控系统能对它们进行监测而不进行集中控制，中央音响信号系统由计算机监控实现。电量采集方式为交流采样。4.2.1.2监控系统基本结构挺心水电站改造后按“无人值班(少人值守)”原则设计，采用全计算机监控的方式，可在远方调度中心实现远方控制。计算机监控系统可保证各种不同运行方式的实时闭环控制及必要情况下的手动控制，在机组现地控制单元(lcu)设有可手动操作的控制按钮。挺心水电站计算机监控系统对全厂主要机电设备进行控制，对所有机电设备的运行情况进行全面监视。监控系统采用以太网分层分布系统结构，系统分主控级和单元控制级两层，网络介质

47、采用光纤。主控级设备采用单主机，单操作员站实现全厂的集中监控，并兼作通信服务器通过路由器完成与地方电力调度中心实现数字通信。现地控制级由3个单元组成，即机组现地处理单元1，2lcu，开关站及公用设备现地处理单元3lcu。各lcu采用plc和液晶触摸屏组成，带分布式数据库，与主机脱机时可独立运行。(1) 主设备控制方式通过计算机监控系统对2台机组进行启、停及并网操作以及有功/无功调整、发电机出口断路器的投、切和机组进水阀的操作；机组现地通过1，2lcu进行操作，不另设常规顺控设备，机组保护可直接作用于停机，并在现场设有紧急停机按钮和紧急关闭进水阀按钮。(2) 机组辅助设备控制方式机组压力油系统和

48、进水阀采用现地自动/手动控制，并能接受机组1，2lcu的监视和控制；(3) 全厂公用设备控制方式厂用电系统和电站技术供水系统等采用现地自动/手动控制，并能接受公用3lcu的监视和控制；(4) 开关站设备控制方式10kv断路器采用现地自动/手动控制并带有硬线闭锁功能，能接受开关站3lcu的监视和控制；(5) 工作闸门控制方式电站的工作闸门现场控制柜上进行操作。4.2.2同期及励磁系统本电站监控系统设置有自动准同期合闸，根据电网和机端频率和电压差，发出调频和调压（调励磁）脉冲，调节机端电压和频率，在到达同期点前的合闸提前时间时，发出同期合闸命令，使断路器在同期点合闸。同期点设置在两台发电机出口开关

49、及10kv线路开关。机组励磁系统采用微机励磁系统。原理为可控硅自并激静止励磁，即利用装设于发电机出口的励磁变压器提供的功率实现并激励磁。采用plc可编程序控制器。励磁系统及装置的技术条件满足大中型同步电机励磁系统基本技术条件(gb7409.3-1997)和大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件(dl/t583-1995)的要求。4.2.3继电保护及自动装置电站继电保护根据中华人民共和国国家标准继电保护和安全自动装置技术规程(gb14285-93)的要求和国家电力公司发布的防止电力生产重大事故的二十五项重点要求的规定配置。所有保护装置均采用微机型；保护动作信号通过保护信息管理机上送计算机

50、监控系统通讯服务器，具体配置方案如下：4.2.3.1发电机保护（1）过电流速断保护:：动作后瞬时作用于停机、解列、灭磁。（2）复合电压启动的过流保护：延时作用于停机、解列、灭磁。（3）过负荷保护：短时限作用于发信号，长时限作用于停机。（4）定子过电压保护：作用于停机、解列、灭磁。（5）失磁保护：作用于解列、灭磁。（6）转子一点接地保护：作用于发信号。（7）定子一点接地保护：作用于发信号。4.2.3.2主变压器保护（1）轻瓦斯保护：作用于发信号。（2）重瓦斯保护：作用于跳开变压器各侧断路器。（3）温度保护：作用于发信号。（4）电流速断保护：作用于跳开变压器各电源侧断路器。（5）复合电压启动过电流

51、保护：延时作用于跳开变压器各电源侧断路器。（6）过负荷保护：短时限作用于发信号，长时限作用于停机。4.2.3.3 10kv线路保护（1）方向电流速断保护：作用于跳闸。（2）方向过电流保护：作用于跳闸。（3）检无压/检同期三相自动重合闸 4.2.4二次接线4.2.4.1测量仪表按电测量及电能计量装置设计技术规程(dl/t5317-2001)的要求配置，所有测量值经变送器、脉冲电度表或交流采样装置送入计算机监控系统。全厂性非电量测量值经现地变送器分别送入公用lcu显示并记录。机组段非电量测量值经现地的压力、流量变送器分别送入机组lcu显示并记录。4.2.4.2中央信号中央信号系统由计算机监控系统实现，所有事故信号、预报信号能在自动报警、打印、显示、记录并启动语音报警装置，并可向电力调度中心上传所需信息。4.2.4.3电流互感器、电压互感器电流