水井电站增效扩容改造工程设计报告

Page80Page11、综合说明1.1、现状分析与评价1.1.1、电站基本情况水井水电站位于江华瑶族自治县西南部，码市镇大新村水井，距江华县城约135km，距码市镇约25km。流域水系属潇水东河二级支流，大锡河右岸一级支流大茶水冲河上游流域。电站装机容量为2×320＝640kw，电站坝址总集雨面积为3.78km2，多年平均流量0.155m³/s，多年平均径流总量488.88万m³。水井水电站为径流引水式电站。电站主要建筑物由取水坝、引水明渠、压力钢管道、厂房、升压站等建筑物组成。电站在茶水冲698m高程处及瑶田冲710高程处修筑两处引水坝，用1000m引水明渠将瑶田冲水引至茶水冲坝前，茶水冲河坝至厂房间用压力钢管道引水，压力钢管道长1300m；厂房长×宽×高=12×8×5m。电站厂房布置在大茶水冲河左岸山脚下，厂内布置两台单机容量为320kw的冲击式水轮发电机组，以及简单的控制屏柜，电站没有设副厂房和中央控制室；升压站布置在厂房右前方，布置有两台S9-400变压器，电站通过一回10kv出线架空连接至附近10kv线路送至码市变电站并入江华地方电网运行。水井水电站于2000年11月建成投产，电站发电机组已运行多年，由于高速水流和泥沙水流冲击，机组空蚀磨损严重，加上设备老化，故障率高，机组出力逐年下降，年发电量逐年减少。电站十分需要进行技术改造。1.1.2、电站运行现状水井水电站机组已运行多年，经现场检查和盘问，电站运行现状归纳如下：①取水坝现状稳定，形态完好，能够满足本次技术改造的需求。②引水渠大部分为浆砌石明渠，部分为土渠、石渠，渗漏垮塌严重。瑶田冲河水经常不能引入茶水冲坝内。③压力钢管道整体稳定，外观完好，能够满足本次技术改造的需求。④电站厂房为砖混结构，宽敞明亮，主体结构完好，能够满足本次技术改造的需求。⑤机组和电气设备使用年限多年，严重老化，故障率高。水轮机组检修工作量逐年增大，主变和电气设备落后，效率低、损耗大。⑥电站发电量逐年减少。由于水轮机组出力降低，单位电能耗水率增大，机组检修量增加，检修时间增长，使得机组发电时间和有效发电水量减少。近3年平均发电量只有145万kwh,是设计年发电量的81.2%。⑦电站无进厂公路，设备和材料进出很不方便，特别是如遇上火灾、水灾等情况时，灾难抢险很不方便。1.1.3、电站存在的主要问题电站自2000年11月投产以来，已运行多年，鉴于电站引水渠道损毁严重、设备老化磨损严重，电站存在诸多问题。①引水明渠渗漏垮塌严重，瑶田冲河水经常不能引入茶水冲坝内。②水轮发电机组运行年载太长，机组设备老化，故障率高，机组检修频繁，耗水量大。③主变压器和电气设备老化严重，损耗大，系统落后,运行中故障率高。④电站无进厂公路，设备和材料进出很不方便，特别是如遇上火灾、水灾等情况时，灾难抢险很不方便，更不符合消防要求。1.1.4、电站综合能效评价、电站水能利用评价水井水电站取水坝址以上控制集雨面积3.78k㎡，干流长度为2.2km，坡降46.2‰。流域内植被覆盖较好，山清水秀，保水性能好，水源充足。根据水量平衡计算，电站坝址多年平均可用水量488.88万m³，近三年时间里,电站平均年发电量为145万kwh，年耗水量为265.89万m³，实际水能利用率仅为54.4%。从以上分析数据可说明，本电站水能利用是很低的。其主要原因：一是瑶田冲河水经常不能引入茶水冲坝内，水量浪费严重；二是机组运行年限长，密封部件磨损严重，漏水量大，出力效率大幅下降；三是设备老化，故障率高，经常停机，修复时间长，机组正常运行小时数低。近几年，多次出现在丰水期抢修调速器、闸阀及转轮的情况，而河流水却白白从大坝泄流，致使水量浪费严重。、机组运行效率评价水井水电站装有二台冲击式水轮发电机组，水轮机型号为CJ22-W-55/1×5.5，发电机型号不详。机组投产初期，2台机组在通过额定流量时，出力640kw左右，近年来出力已下降在576kw左右。下降了10%。在额定流量情况以下，出力则下降更多，机组效率水平已低于76.7%。分析其主要原因有：①机组老化严重，运行效率相对低10%左右；②水轮机调速器、主变等设备老化严重，调节性能差，损耗大，影响机组正常运行。、电站增效改造的可行性评价通过增效技术改造，水井水电站装机容量为2×320kw，机组正常出力为640kw，多年平均发电量可达189.09万kwh，比现平均发电量增加44.09万kwh，增加比例为30.4%，电站具有较大的增效空间：①取水坝供水量能满足增发电量要求。根据水文和水量平衡计算，坝址多年平均可供水量488.88万m³。根据水能计算，改造后电站年发电量189.09万kwh，需要供水量325.47万m³，占总水量的66.6%，可供水量能满足要求。②引水渠大部分为浆砌石明渠，部分为土渠、石渠，渗漏垮塌严重。瑶田冲河水经常不能引入茶水冲坝内。需要对引水渠进行改造，恢复其引水能力。③电站发电压力管道为钢管，现状主管管径上段为0.6m，下段为0.5m，钢管质量较好，现状稳定，能满足本次增效改造的要求。④厂房及升压站建筑物结构尺寸能满足技术改造要求。本次技术改造水轮发电机组台数和主变压器台数不增加，高低压配电屏柜及辅助设备台数与原来基本相同，控制保护采用微机自动化装置，屏柜台数还有所减少，厂房及升压站原有建筑物结构及尺寸都能满足改造要求。⑤更换水轮发电机组，出力效率会大幅度提高。原有水轮机组因机型选择不合理、老化磨蚀严重，出力效率只有76.7%左右，用新型机组更换后，机组综合出力效率可达到83.1%，与现状相比，机组出力效率可增加6.4%，单位发电量增加，水量利用率提高，将大大增加年发电总量。⑥输电线路输送容量能满足电力输送要求。电站输电线路为10KV电压等级，终端就近并入江华地方电网。⑦电量上网不存在问题。水井水电站电力输入江华地方电网。电站改造后比原设计年增加电量约10.49万kwh，对电网影响微小，故增效改造后增加电量上网不存在问题。⑧电站无进厂公路,设备和材料进出很不方便,特别是如遇上火灾、水灾等情况时，灾难抢险很不方便，更不符合消防要求。非常需要修建进厂公路.从以上分析说明，水井水电站进行增效改造的条件基本上能满足，而且增加电量较多，所以，水井水电站进行增效改造是可行的。1.1.5、电站技术改造目标和内容、电站技术改造目标水井水电站技术改造的目标就是提高电站综合能效和安全性能，促进水资源综合利用，最大限度增加发电能力,主要目标为：①提高发电机组效率：改造后水轮机效率由现在的不足80%提高到89.2%，水轮发电机组综合效率由现阶段实际运行的76.7%提高到83.1%。②增加年发电量：多年平均发电量由近3年实际年平均发电量145万kwh增加到189.09万kwh，年增电量44.09万kwh，增加比例为30.4%。③修建进厂公路,解决电站消防抗灾需求，提高电站抗灾能力。、电站技术改造内容水井水电站技术改造主要内容如下：①改造加固引水明渠；②更换两台套水轮发电机组；③更换两台主变压器；④更换励磁屏、控制屏等所有电气设备，⑤修建进厂公路。2、现状分析与评价2.1、电站现状分析2.1.1、电站基本情况水井水电站位于江华瑶族自治县西南部，码市镇大新村水井，距江华县城约135km，距码市镇约25km。流域水系属潇水东河二级支流，大锡河右岸一级支流大茶水冲河上游流域。电站装机容量为2×320＝640kw，电站坝址总集雨面积为3.78km2，多年平均流量0.155m³/s，多年平均径流总量488.88万m³。水井水电站为径流引水式电站。电站主要建筑物由取水坝、引水明渠、压力钢管道、厂房、升压站等建筑物组成。电站在茶水冲698m高程处及瑶田冲710高程处修筑两处引水坝，用1000m引水明渠将瑶田冲水引至茶水冲坝前，茶水冲河坝至厂房间用压力钢管道引水，压力钢管道长1300m；厂房长×宽×高=12×8×5m。电站厂房布置在大茶水冲河左岸山脚下，厂内布置两台单机容量为320kw的冲击式水轮发电机组，以及简单的控制屏柜，电站没有设副厂房和中央控制室；升压站布置在厂房右前方，布置有两台S9-400变压器，电站通过一回10kv出线架空连接至附近10kv线路送至码市变电站并入江华地方电网运行。水井水电站于2000年11月建成投产，电站发电机组已运行多年，由于高速水流和泥沙水流冲击，机组空蚀磨损严重，加上设备老化，故障率高，机组出力逐年下降，年发电量逐年减少。电站十分需要进行技术改造。2.1.2、电站运行现状水井水电站机组已运行多年，经现场检查和盘问，电站运行现状归纳如下：①取水坝现状稳定，形态完好，能够满足本次技术改造的需求。②引水渠大部分为浆砌石明渠，部分为土渠、石渠，渗漏垮塌严重。瑶田冲河水经常不能引入茶水冲坝内。③压力钢管道整体稳定，外观完好，能够满足本次技术改造的需求。④电站厂房为砖混结构，宽敞明亮，主体结构完好，能够满足本次技术改造的需求。⑤机组和电气设备使用年限多年，严重老化，故障率高。水轮机组检修工作量逐年增大，主变和电气设备落后，效率低、损耗大。⑥电站发电量逐年减少。由于水轮机组出力降低，单位电能耗水率增大，机组检修量增加，检修时间增长，使得机组发电时间和有效发电水量减少。近3年平均发电量只有145万kwh,是设计年发电量的81.2%。⑦电站无进厂公路，设备和材料进出很不方便，特别是如遇上火灾、水灾等情况时，灾难抢险很不方便。2.1.3、电站存在的主要问题电站自2000年11月投产以来，已运行多年，鉴于电站引水渠道损毁严重、设备老化磨损严重，电站存在诸多问题。①引水明渠渗漏垮塌严重，瑶田冲河水经常不能引入茶水冲坝内。②水轮发电机组运行年载太长，机组设备老化，故障率高，机组检修频繁，耗水量大。③主变压器和电气设备老化严重，损耗大，系统落后,运行中故障率高。④电站无进厂公路，设备和材料进出很不方便，特别是如遇上火灾、水灾等情况时，灾难抢险很不方便，更不符合消防要求。2.2、电站综合能效评价2.2.1、电站水能利用评价水井水电站取水坝址以上控制集雨面积3.78k㎡，干流长度为2.2km，坡降46.2‰。流域内植被覆盖较好，山清水秀，保水性能好，水源充足。根据水量平衡计算，电站坝址多年平均可用水量488.88万m³，近三年时间里,电站平均年发电量为145万kwh，年耗水量为265.89万m³，实际水能利用率仅为54.4%。从以上分析数据可说明，本电站水能利用是很低的。其主要原因：一是瑶田冲河水经常不能引入茶水冲坝内，水量浪费严重；二是机组运行年限长，密封部件磨损严重，漏水量大，出力效率大幅下降；三是设备老化，故障率高，经常停机，修复时间长，机组正常运行小时数低。近几年，多次出现在丰水期抢修调速器、闸阀及转轮的情况，而河流水却白白从大坝泄流，致使水量浪费严重。2.2.2、机组运行效率评价水井水电站装有二台冲击式水轮发电机组，水轮机型号为CJ22-W-55/1×5.5，发电机型号不详。机组投产初期，2台机组在通过额定流量时，出力640kw左右，近年来出力已下降在576kw左右。下降了10%。在额定流量情况以下，出力则下降更多，机组效率水平已低于76.7%。分析其主要原因有：①机组老化严重，运行效率相对低10%左右；②水轮机调速器、主变等设备老化严重，调节性能差，损耗大，影响机组正常运行。2.2.3、电站增效改造的可行性评价通过增效技术改造，水井水电站装机容量为2×320kw，机组正常出力为640kw，多年平均发电量可达189.09万kwh，比现平均发电量增加44.09万kwh，增加比例为30.4%，电站具有较大的增效空间：①取水坝供水量能满足增发电量要求。根据水文和水量平衡计算，坝址多年平均可供水量488.88万m³。根据水能计算，改造后电站年发电量189.09万kwh，需要供水量325.47万m³，占总水量的66.6%，可供水量能满足要求。②引水渠大部分为浆砌石明渠，部分为土渠、石渠，渗漏垮塌严重。瑶田冲河水经常不能引入茶水冲坝内。需要对引水渠进行改造，恢复其引水能力。③电站发电压力管道为钢管，现状主管管径上段为0.6m，下段为0.5m，钢管质量较好，现状稳定，能满足本次增效改造的要求。④厂房及升压站建筑物结构尺寸能满足技术改造要求。本次技术改造水轮发电机组台数和主变压器台数不增加，高低压配电屏柜及辅助设备台数与原来基本相同，控制保护采用微机自动化装置，屏柜台数还有所减少，厂房及升压站原有建筑物结构及尺寸都能满足改造要求。⑤更换水轮发电机组，出力效率会大幅度提高。原有水轮机组因机型选择不合理、老化磨蚀严重，出力效率只有76.7%左右，用新型机组更换后，机组综合出力效率可达到83.1%，与现状相比，机组出力效率可增加6.4%，单位发电量增加，水量利用率提高，将大大增加年发电总量。⑥输电线路输送容量能满足电力输送要求。电站输电线路为10KV电压等级，终端就近并入江华地方电网。⑦电量上网不存在问题。水井水电站电力输入江华地方电网。电站改造后比原设计年增加电量约10.49万kwh，对电网影响微小，故增效改造后增加电量上网不存在问题。⑧电站无进厂公路,设备和材料进出很不方便,特别是如遇上火灾、水灾等情况时，灾难抢险很不方便，更不符合消防要求。非常需要修建进厂公路.从以上分析说明，水井水电站进行增效改造的条件基本上能满足，而且增加电量较多，所以，水井水电站进行增效改造是可行的。2.3、电站技术改造目标和内容2.3.1、电站技术改造目标水井水电站技术改造的目标就是提高电站综合能效和安全性能，促进水资源综合利用，最大限度增加发电能力,主要目标为：①提高发电机组效率：改造后水轮机效率由现在的不足80%提高到89.2%，水轮发电机组综合效率由现阶段实际运行的76.7%提高到83.1%。②增加年发电量：多年平均发电量由近3年实际年平均发电量145万kwh增加到189.09万kwh，年增电量44.09万kwh，增加比例为30.4%。③修建进厂公路,解决电站消防抗灾需求，提高电站抗灾能力。2.3.2、电站技术改造内容水井水电站技术改造主要内容如下：①改造加固引水明渠；②更换两台套水轮发电机组；③更换两台主变压器；④更换励磁屏、控制屏等所有电气设备⑤修建进厂公路。3、水文3.1、流域概况水井水电站位于江华瑶族自治县西南部，码市镇大新村水井，距江华县城约135km，距码市镇约25km。流域水系属潇水东河二级支流，大锡河右岸一级支流大茶水冲河上游流域。电站坝址控制集雨面积3.78k㎡，干流长度为2.2km，坡降46.2‰。流域内植被覆盖较好，山清水秀，保水性能好，水源充足。3.2、气象江华瑶族自治县属低纬度中亚热带湿润季风气候区，具有气候温和，雨量充沛，冬寒期短，夏无酷暑，无霜期长，湿度大，晨雾多，风速小的气候特点。据江华多年气象资料统计：县年平日照时数1758小时，无霜期308天，年平均气温18℃一18.5℃，一月平均气温7.4℃，七月平均气温26.5℃。极端高温39℃，极端低温-5℃，全年10℃以上的活动积温5539.6℃，年平均相对湿度81％，年降水量1510mm，年蒸发量1270mm，降水量大于蒸发量，且静风率高，平均风速1.4m／s。由于境内地形复杂，东南部多雨，西北部少雨。流域内的降雨量主要集中在5-9月份，占全年降雨量的85%。11月份至翌年4月为旱季，雨量仅占全年雨量的15%。干、湿季节明显。据流域内各雨量站多年观测资料可看出，本流域内日照长，光热充足，具有亚热带山区湿润气候特征。在大锡河流域境内无气象站，但水井水电站西边有气象部门设立的江华气象站及邻近有水口气象站。其中水口气象站观测的气象项目比较齐全，观测时间较长，从54年观测至今，故采用水口气象站的历年蒸发资料。表3-1水口站多年平均各月气象要素统计表月气温(℃)蒸发(mm)降水量(mm)降水日数(天)相对湿度(%)日照(h)110.180.985.07.173210.3211.728.6164.612.575167.6313.891.2286.219.478159.8416.695.2268.121.780150.3520.5121.5158.919.779157.3623.0118.9165.722.283138.1723..6127.7166.424.084144.0823.5133.6151.121.683165.7922.3107.884144.71018.896.1161.715.583174.11113.979210.91210.377.674.73.976233.0年统计22.71213.11896.1194.78020563.3、水文基本资料电站流域范围内无水文站和雨量站，邻近本流域的水文站有江华水文站江华水文站设于水井水电站下游东河干流上，位于湖南省江华县水口镇，东径111°47′,北纬25°00′。

本站1959年由湖南省水文总站设立，站名为江华水文站至今。该站集水面积2158平方公里，测验项目有：降水、水位、流量等，委托雨量站6个。其中老屋冲站属小河站配套性质的委托雨量站。本站实测历史最高洪水位50.70米(冻结基面),流量2720M3/S,发生日期,1973年6月28日,洪调历史最高洪水位264.47米(吴忪基面),流量3520M3/S,发生日期1877年。观测项目为水位、流量、水温、水化学等。采用缆道流速仪测流，自记与人工同时观测水位，资料经正规整编，精度可靠。3.4、径流水井水电站所在流域为无资料地区，设计年径流拟采用面积比移用江华水文站设计年径流计算。3.4.1、江华水文站设计年径流现有江华水文站1959～2002年44年整编刊印年径流系列资料，根据《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）之规定，用频率计算方法计算设计年径流须有20年以上（含插补延长）的连续径流系列资料，故江华水文站年径流系列资料满足规范要求。表3-2：江华水文站年径流系列资料成果表单位：m³/s年月一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月年平195912.546.275.513822830988.17652.523.418.323.690.93196019.213.964.286.415210258.31455326.721.33664.8319612145.710021616124157.613221945.728.432.8108.35196228.317.625.493.527732312935.271.426.323.517.488.97196312.526.345.644.252.835.644.330.522.317.6432933.64196450.848.780.714090.422564.86752.925.115.812.272.78196511.212.736.611311063.136.633.117.828.543.529.944.67196613789.114815936.216.816.714.913.860.28196713.737.235.113511365.842.314093.429.322.820.862.37196817.223.651.120083.633421215752.325.519.115.399.23196920.123.952.664.614196.972.910731.26137.222.560.91197028.238.574.220017616510761.65473.334.660.989.44197127.226.824.570.920414159.898.251.425.716.41563.41197212.332.727.711621612933.45064.365.77197311952.268.220131424813620619250.436.824.8137.37197423.870.332.293.914511824458.728.12013.913.571.78197520.85310722736912610464.830.442.347.928.9101.7619762030.640.814620914313055.828.556.148.519.977.35197729.524.71610918828676.572.630.323.114.915.873.87197837.822.166.311523320545.9422317.312.49.5369.11197912.521.253.38417312570.999.489.123.917.212.665.18198013.620.459.321122310967.450.772.927.417.41473.84198112.438.892.129116914919493.535.45743.726.5100.20198216.772.39463.724916953.511239.630.863.275.786.63198366.711025212118320142.434.331.227.718.916.192.03198414.42343.423618114542.745.541.445.717.21370.69198513.556.791.911918110835.258.682.732.922.518.668.38198613.226.728.890.511520115372.227.418.11611.264.4319878.598.7830.110184.714584.677.344.341.756.328.959.2719881738.610712415155.950.248.572.826.917.11160.00198931.653.532.575.310291.932.520.715.510.48.477.2340.13199020.452.178.614312312075.333.227.727.238.418.963.15199128.739.764.370.376.217460.851.72617.31614.653.30199241.589.517911418694.212431.753.618.512.412.679.75199315.922.761.811933835078.474.953394129.4101.93199416.125.356.41391273782322014723.223.835.2108.67199542.871.363.814611731386.261.929.314830.918.594.06199617611810812318146.726.715.111.878.0619972141.510318712290.928817061.944.727.138.399.6219989.477.9213.785.814318554.578.663.123.821.812.558.2719999.477.9213.785.814318554.578.663.123.821.812.558.27200011.812.759.414310568.941.744.419.48031.417.252.91200124.934.879.11661402971508862.325.936.221.793.83200217.731.244.579.512621420031856.810162.679.4110.893.4.2、江华水文站年径流系列频率计算频率计算用经验公式进行经验频率计算，矩法初估统计参数，用P-III型曲线适线，按点线配合较好为原则确定统计参数。根据表3-2中44年年径流系列作频率计算，得出江华水文站设计年径流，成果见表3-3。表3-3:江华水文站设计年径流成果表 单位：m³/s项目均值QCvCs/CvP=10%P=50%P=90%设计年径流88.420.34122.4084.2958.483.4.3、水井水电站设计年径流水井水电站坝址流域径流，用水文比拟移用江华水文站径流，以流域面积作为参变量，按面积比拟进行修正得水井水电站设计年径流。设计径流移置公式如下：Q设=KFQ参式中：Q设、Q参—设计流域和参证流域的设计年径流，m³/s；KF—流域面积的修正系数，KF=F设/F参；F设、F参—设计流域和参证流域的流域面积（k㎡）；经计算成果见表3-4。表3-4：水井水电站设计年径流成果表 单位：m³/s项目均值QCvCs/CvP=10%P=50%P=90%设计年径流0.1550.340.2140.1480.1023.4.4、成果的合理性分析采用资料系列具有较好的代表性，径流成果与面上成果相符，统计参数符合区域性规律，基本体现了本地区降水和径流的时空分布对应关系，符合地区降水径流特性和分布规律。所以，认为电站设计年径流成果是合理的。3.4.5、水井水电站设计年径流年内分配水井水电站设计年径流年内分配；先从江华水文站径流资料系列中选取典型年，再以其日平均径流作为典型进行年内分配。典型年的选择原则为：水量相近，且对工程较为不利。选1975年作为P=10%的典型年；选1980年作为P=50%的典型年；选1965年作为P=90%的典型年。经计算，水井水电站年径流年内分配成果见表3-5、表3-6、表3-7。表3-5电站坝址流域丰水典型代表年（1975年、P=10%）日平均流量单位：m3/s代表年平均流量Q=0.214日一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月10.0420.0560.0580.1591.0910.3090.1640.2870.0730.0560.0580.05820.0370.0510.0630.1430.6680.2720.1470.2030.0670.0580.0540.05630.0290.0700.1670.1270.6250.2480.1230.1560.0650.0830.0540.05640.0290.0800.1740.1230.6250.3580.0910.1760.0600.0760.0540.06050.0310.0980.1220.1330.5590.5910.1040.1670.0580.0620.0510.05860.0370.0760.1290.1330.5200.7850.0830.1640.0560.0650.0510.05370.0370.0630.1240.1570.6080.4790.0900.1680.0580.0600.0500.05480.0350.0730.4490.1230.5750.3810.0710.1990.0600.0530.0580.06390.0310.0890.4430.1111.0600.3040.0650.2060.0620.0530.0800.060100.0260.1280.3190.3791.0070.2640.0800.1550.0580.0530.1630.054110.0270.2040.3140.6640.7770.2640.1490.1300.0650.0510.2040.058120.0310.3510.3250.8390.7490.2230.1360.1300.0620.0480.2420.078130.0310.4110.3320.7251.0070.2010.3880.1320.0830.0470.2500.078140.0310.2390.2580.5910.7770.1860.3710.1400.0920.0560.2180.073150.0350.1700.2110.6680.9610.1710.7620.1350.1030.1490.1470.070160.0330.1370.1810.7621.0220.1590.6590.0960.0800.3680.1210.070170.0310.1160.1670.4690.8610.1530.3850.0670.0710.2110.1180.070180.0310.0980.1880.4841.4890.1890.2680.1160.0780.1460.1140.071190.0500.0850.1880.5161.0760.2510.2250.0930.0650.1220.1220.071200.1060.0780.1630.3620.9070.2380.3340.0970.0630.1030.1180.067210.1400.0710.2690.2890.9380.2140.2610.1090.0580.1000.1090.065220.0850.0650.4350.2960.6570.1760.2250.1010.0560.1100.0980.065230.0630.0630.2950.8000.4990.1600.2100.0890.0510.1140.0910.063240.0530.0620.2370.7250.4620.1400.1880.1020.0530.0930.0730.058250.0480.0620.2161.3511.1370.1270.1640.1220.0620.0710.0670.062260.0470.0600.1970.9690.8690.1100.1350.1390.0560.0670.0650.056270.0400.0580.1960.9230.6120.1170.1310.1320.0510.0630.0600.056280.0370.0580.2580.6120.5420.1340.1250.1090.0500.0710.0620.056290.0410.0000.3110.4620.4880.2380.1020.0840.0500.0710.0600.051300.0450.2370.6080.3940.2030.1100.0830.0540.0630.0560.051310.0620.2000.3410.1960.0800.0620.051月平均0.0450.1130.2330.4900.7710.2550.2110.1340.0640.0910.1020.062表3-6电站坝址流域典型平水代表年(1980年、P=50%)日平均流量单位：m3/s代表年平均流量Q=0.148日一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月10.0210.0300.0440.2220.8940.2040.0660.6420.0760.0450.0430.03220.0220.0280.0600.1720.5370.1720.0580.3790.0680.0410.0400.03030.0190.0290.0550.1491.0700.2120.0560.2780.0660.0450.0400.03040.0210.0320.1540.1390.7200.5700.0680.2300.0760.0410.0410.02950.0210.0280.2100.1180.5840.4150.0880.1930.1230.0430.0380.03060.0210.0290.4980.1211.1000.5510.0800.1820.1690.0430.0380.02970.0210.0290.2530.1071.5850.6420.0780.1810.1230.0430.0380.03080.0210.0280.2710.1420.7910.4850.0640.2160.1040.0430.0350.02890.0210.0260.1820.1490.5410.3520.0680.2060.1120.0430.0370.026100.0220.0260.1340.1930.4750.2710.0740.1780.0900.0410.0350.026110.0220.0260.1091.2840.4650.2180.0640.1570.0840.0410.0370.024120.0460.0280.0960.6930.3490.2010.0900.1460.0840.0400.0350.023130.0300.0320.0880.4110.2940.1970.4210.1170.1170.0410.0340.023140.0260.0330.0790.2880.6210.1620.4180.0920.1230.0410.0350.034150.0220.0300.0740.2240.4300.1420.2690.0790.1090.0430.0350.041160.0280.0260.0680.1820.3290.1280.1860.0760.1310.0600.0340.034170.0320.0280.0700.1530.2740.1180.1590.0710.1120.1090.0320.033180.0260.0280.0810.1370.2430.1130.1530.0690.1170.0700.0340.033190.0260.0260.1490.1690.2140.1040.1460.0620.1200.0550.0400.032200.0300.0260.1520.2820.1930.0990.1630.0630.1720.0480.0460.030210.0350.0260.1200.6210.1750.0900.1630.0620.1520.0490.0320.029220.0320.0320.1010.5100.1630.0880.1560.0570.1230.1170.0300.028230.0280.0600.0881.8500.1590.0800.1430.0550.1060.1230.0300.026240.0260.0740.0791.4750.1400.0740.1260.0550.1040.1040.0300.026250.0260.0990.0720.7400.2710.0740.0900.0530.0930.0720.0300.026260.0240.1550.0720.5260.1930.0760.1020.0550.0840.0600.0320.028270.0280.1010.0700.4110.1450.0830.1020.0480.0840.0550.0330.026280.0530.0720.0680.3600.1300.1020.0850.0460.0790.0530.0300.026290.0520.0620.0660.5800.1210.0960.0800.0460.0740.0490.0300.024300.0350.0000.1290.5840.1210.0780.0830.0450.0790.0460.0300.024310.0290.0000.2880.0000.2940.0000.0740.0400.0000.0430.0000.024月平均0.0280.0430.1280.4330.4390.2070.1280.1350.1050.0560.0350.028表3-7电站坝址流域枯水典型代表年（1989年、P=10%）日平均流量单位：m3/s代表年平均流量Q=0.102日一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月10.0210.1170.0670.0550.2390.4970.1840.0450.0360.0260.0200.01620.0220.1070.0690.0520.1950.4020.1420.0450.0350.0250.0190.01430.0210.0970.0730.0960.1660.3630.1240.0500.0330.0260.0180.01440.0280.0920.0650.0930.1420.4060.1140.0450.0310.0250.0180.01450.0450.1400.0600.1010.1220.3510.1020.0410.0330.0230.0170.01560.0540.2980.0570.0920.1080.3210.0890.0390.0330.0240.0210.01470.1160.4560.0550.0800.1020.2680.0840.0590.0320.0230.0210.01480.0560.2960.0530.0740.3050.2310.0780.0630.0300.0220.0180.01390.0390.2070.0530.0700.3510.2100.0770.0610.0290.0230.0190.014100.0340.1680.0520.0620.5010.2010.0750.0530.0260.0220.0210.014110.0290.1440.0510.0580.4800.2010.0760.0460.0270.0210.0200.013120.0370.1280.0490.3321.1080.2280.0710.0480.0260.0220.0180.015130.0530.1130.0500.4730.6390.1960.0680.0480.0240.0230.0210.016140.0490.1450.0480.4990.3790.1730.0580.0420.0250.0240.0200.016150.0500.2050.0450.3210.4480.1500.0520.0380.0230.0250.0200.017160.0630.1730.0470.2500.5670.1400.0520.0360.0240.0230.0190.015170.0970.1440.0530.2330.3050.1320.0470.0400.0260.0220.0170.015180.1320.1340.0650.1900.2730.1350.0570.0370.0260.0220.0190.017190.1290.1170.0660.1780.2240.1540.0700.0350.0260.0210.0170.015200.0920.1070.0560.1530.2160.1440.0520.0330.0600.0210.0170.014210.0980.1000.0540.1360.5900.1480.0460.0330.0700.0200.0170.014220.0900.0910.0640.1180.5880.1440.0430.0330.0430.0200.0160.015230.0760.0870.0730.1040.4990.1290.0400.0330.0360.0210.0160.014240.0670.0870.1310.0950.3480.1250.0380.0320.0380.0190.0170.015250.0710.0820.1580.0960.2810.1050.0360.0330.0350.0190.0160.014260.0770.0750.1190.1300.2390.1080.0400.0340.0320.0190.0150.016270.0730.0720.0950.1260.3870.1070.0750.0530.0290.0170.0150.017280.0720.0700.0840.1320.2130.0990.0650.0490.0260.0200.0150.017290.1130.0000.0750.1390.4840.0920.0470.0510.0260.0180.0140.022300.1420.0000.0710.2450.8060.1080.0390.0500.0260.0180.0160.018310.1310.0000.0690.0000.7130.0000.0360.0410.0000.0180.0000.018月平均0.0700.1450.0690.1590.3880.2020.0700.0430.0320.0220.0180.0154、工程地质本次工程为电站增效改造工程，工程改造对地质基础没有新的要求，电站已经运行多年，地质稳定，经过现场勘察，工程地质条件能够满足本次电站增效改造的需要。5、工程任务与规模5.1、工程区基本情况江华瑶族自治县位于湖南省最南端，潇水源头，南岭山脉北麓，地处湘、粤、桂三省（区）结合部，东接蓝山县，南界广东连州市、连南瑶族自治县、连山瑶族自治县和广西钟山县、贺州市八步区、富川瑶族自治县，西邻江永县，北枕道县、宁远县。地理坐标为东经110°25′33″—112°10′10″、北纬24°38′04″—25°15′29″之间。全县辖22个乡镇，1个国有林场，总面积3248km2，总人口48.59万，其中农业人口41.85万人，占总人口的86.13%。全县少数民族人口35.94万，其中瑶族人口34.14万，是全国瑶族人口最多、建县较早、面积宽广的瑶族自治县，被誉为“神州瑶都”。码市镇位于江华瑶族自治县东部，地处湘、粤、桂（三）省区交界之处，毗邻广东省连州市、连南县、连山县，与广西桂岭接壤，具有优越的区位优势。全镇45个村（居）委会，总人口3万人，土地面积415平方公里，其中耕地面积20439亩，森林面积272107亩，是个半林半农的大镇。截止2008年底，全镇共计审批电源开发点43个，总装机容量4.16万千瓦，预计总投资1.44亿元，其中:已建成电站20座，装机容量1.51万千瓦，在建电站和待建电站23座，装机容量2.65万千瓦。2002年，被市委、市政府授予“小水电之乡”荣誉称号。随着经济的发展，电力不足的矛盾更为突出。而码市镇一次能源较少。因此只有充分发展该地区水力资源的优势，才是解决电力不足的有效出路。水井水电站改造后，将缓解码市镇电力不足矛盾，因此改造水井水电站是十分必要的。5.2、电站技术改造任务水井水电站自2000年11月投产以来，已运行多年。鉴于电站建设时机电设备的制造技术水平较低，水轮机选型不理想，以及运行时间长，设备老化磨损严重，水井水电站技术改造的主要任务是：改造加固引水明渠；修建进厂公路；更换水轮发电机组及水力机械设备；更新升级电气设备，改造接地装置。提高电站消防抗灾能力，电站运行达到“无人值班，少人值守”的技术水平，水能利用率达75%以上，年发电量增加20%以上。主要改造内容有：①改造加固引水明渠；②更换两台套水轮发电机组；③更换两台主变压器；④更换励磁屏、控制屏等所有电气设备，改造接地装置。⑤修建进厂公路。5.3、特征水位复核 通过对电站大茶水冲取水坝现场核查，取水坝高8m，坝顶高程为698m，发电尾水位424m，电站利用水头落差共274m。5.4、电站改造装机规模5.4.1、径流调节计算、径流系列水井水电站无长系列水文资料，为满足水文水能计算要求，采用水文面积比拟法，推求水电站的径流成果。将江华水文站典型代表年的日径流量，采用面积比拟法换算成水井水电站取水坝址的日径流量过程。设计径流成果见第三章。、电站设计保证率根据GB50071-2002第4.2.3条，水井水电站的设计保证率取90%。、径流调节计算原则和方法水井水电站为径流式水电站，通过从电站大茶水冲取水坝处引水至厂房发电，在不超过设计流量和预留河道生态流量的前提下，来多少水发多少水的电量。本次计算时采用丰、平、枯三个典型年，按水能计算方法，逐日计算。、水能计算⑴设计水头确定水井水电站大茶水冲坝前正常水位698.00m，电站正常尾水位424m，电站发电时的毛水头为274m，根据电站发电流量、流速、流道等情况，综合计算电站设计流量状态下，水头损失为18.0m，取电站设计水头为260m。⑵水能计算水井水电站的水能计算参照《小水电水能设计规程》（SL76-2009）介绍的径流式水电站水能计算方法进行。按三个代表年逐月平均流量进行出力和电量计算。水文资料系列Q中为已知，机组出力按下式计算：N=AQ×H0=AQ×(H-Δh)式中：H0─发电水头，H0=H-ΔhH—毛水头Δh—水头损失。A—出力系数，A=8.1。在水位、方案比较时，参考一般水轮机、发电机效率、平均出力系数拟定为8.1。经水能计算,水井水电站改造后年平均发电量189.09万kwh，比改造前3年实际平均发电量145万kwh，增加发电量44.09万kwh，增加比例为30.4%。5.4.2、装机规模确定为了合理确定发电流量，以便选择装机容量和机型选择，利用电站的日来水量，考虑水头损失后，进行径流水能计算。同时综合考虑了发电量及年利用小时数后，最终确定了发电流量及装机容量。设计装机容量为2×320kw，总装机容量640kw,设计流量为0.306m³/s。电站装机容量和代表年发电量表代表年装机容量年利用小时年发电量kwh万kw.h丰水年6403932251.64平水年6402774177.52枯水年6402158138.11多年平均6402955189.096、水工建筑物复核及改造设计6.1、挡水建筑物复核及改造措施水井水电站挡水建筑物有瑶田冲取水坝和大茶水冲取水坝两处。瑶田冲取水坝位于大茶水冲河右岸支流瑶田冲河谷，坝址集雨面积1.08km²，坝型为浆砌石重力坝，坝轴线长12m，坝高3.5米，坝顶高程710m。引水坝中间设冲砂闸门，闸门尺寸1.0×1.0m，用木板闸门控制冲砂，取水口位于引水坝左岸，明渠取水。引水坝施工质量较好，坝体为浆砌石结构，基础为岩石基础，现状运行良好，外观稳定。电站改造后没有提高引水高程，瑶田冲取水坝不需要改造。大茶水冲取水坝位于大茶水冲河河谷，坝址集雨面积2.7km²，坝型为浆砌石重力坝，坝轴线长18m，坝高8米，坝顶高程698m。引水坝中间设冲砂闸门，闸门尺寸1.0×1.0m，用铸铁闸门控制冲砂，10t启闭机控制启闭，电站取水口位于引水坝左岸，压力钢管取水。经过多年的运行检验，大坝不存在影响防洪安全问题，通过现场观察，取水坝外观完好，坝体稳定，未发现沉陷、开裂、脱落等不稳定因素，未发现明显的渗漏现象，进水条件较好。电站改造后没有提高引水高程，大茶水冲取水坝不需要改造。但是根据河道生态用水需求，在拦河坝建成之后必需保证坝下减水河段的生态用水，生态流量是根据保护目标对生态环境的要求，确定维持下游生态功能不受到损害的下泄水量。根据水井水电站坝址至厂址1.5km减水河段保护目标对生态环境的要求，根据电址坝址流域多年平均流量为0.155m³/s，确定电站址坝至厂址河段控制生态用水流量为0.066m³/s。根据电站坝址至厂址1.5km减水河段生态用水需求，本次电站生态改造设计确定在坝后引水管处分岔，增加一根生态流量放水支管，放水支管为φ100的钢管和闸阀控制放水。6.2、引水系统现状和改造设计6.2.1、引水系统基本情况水井水电站位于江华瑶族自治县西南部，码市镇大新村水井，距江华县城约135km，距码市镇约25km。流域水系属潇水东河二级支流，大锡河右岸一级支流大茶水冲河上游流域。电站装机容量为2×320＝640kw，电站设计水头260m，发电设计引用流量2×0.153=0.306m³/s。该电站为引水式电站，电站发电现状引水系统由引水明渠和压力管道组成，引水明渠全长1000m，压力管道长1300m，现状基本情况如下：①引水明渠：电站工程将瑶田冲河水引入大茶水冲河坝内采用引水明渠引水，全长1000m。大部分渠道为浆砌石结构，矩形断面，断面尺寸为0.4×0.6m（宽×高），纵坡降1‰，有部分渠道为土渠和石渠，有多处崩塌，渗漏非常严重。②压力管道：从大茶水冲河坝至电站厂房，采用压力管道引水，电站压力管道为钢管，采用双机共管引水发电，主管管径上段管径为0.6m，长650m，下段管径为0.5m，长650m。管壁厚度有6、8、10mm三个厚度等级。主管全线设钢筋混凝土镇墩16个，镇墩下游侧设伸缩节，镇墩之间设钢筋混凝土支墩，主管末端分成两根岔管分别为1#、2#水轮机供水，岔管内径0.3m，发电尾水通过尾水渠进入下游河道内，正常尾水位424m。根据现场勘察，管道管护较好，结构稳定，未发现沉陷、变形、位移和较严重的锈蚀现象，整体完好。6.2.2、引水系统的运行现状水井水电站机组已运行多年，经现场检查和盘问，电站引水系统运行现状归纳如下：①引水渠大部分为浆砌石明渠，部分为土渠、石渠，渗漏垮塌严重。瑶田冲河水经常不能引入茶水冲坝内。②压力钢管维护较好，整体稳定，无锈蚀现象。6.2.3、引水系统存在的主要问题引水明渠渗漏垮塌严重，瑶田冲河水经常不能引入茶水冲坝内。非常需要对全段明渠进行改造加固。6.2.4、引水明渠改造设计水井水电站工程将瑶田冲河水引致大茶水冲河坝内采用明渠引水。根据改造后电站发电设计流量为0.306m3/s，按照产水量面积比进行分配，电站大茶水冲河坝和瑶田冲河坝两河坝控制集雨面积分别为2.7km2和1.08km2。分配到瑶田冲河坝取水流量应该不小于0.088m3/s，考虑到渠道的蒸发渗漏损失，设计加大10%的流量，为0.088×(1+10%)=0.097m3/s，因此明渠设计流量（从瑶田冲河坝取水流量）为0.097m3/s。根据引水明渠的现状和存在的主要问题和改造后明渠过水流量要求，本次电站技术改造计划拆除部分浆砌石明渠（渗漏严重、失稳渠段），用M1.0浆砌石挡墙或护坡的方式，加固部分渠段的边坡或渠道基础，全渠段用C15混凝土进行防渗衬砌，渠道净空断面为0.4×0.6cm（宽×高）。由于渠道位于深山林区，地势较陡，枯枝败叶较多，散土、滚石等很容易掉入渠道内，阻塞渠道。因此本次设计将全渠段用C20钢筋混凝土预制块进行覆盖。混凝土预制块设计尺寸为0.5×0.3×0.08cm（长×宽×厚）。6.2.5、压力管道复核和水头损失计算压力管道复核主要包括结构稳定复核和过流能力复核。根据现场勘察，管道管护较好，结构稳定，未发现沉陷、变形、位移和较严重的锈蚀现象，整体完好。经过多年的运行检验说明压力管道能够满足电站运行要求。压力管道过流能力复核主要是计算管道水头损失。压力钢管水头损失，直接影响到电站的机组发电效率及发电量等，因此机组改造后需对压力钢管的水头损失进行计算。根据电站压力管道布置形式为两机共管，机组单机额定流量为0.153m³/s，压力管道水头损失分沿程水头损失hf和局部水头损失hn两部分，根据改造后压力管道供水形式及各段断面尺寸、长度、管材及设计流量，计算公式如下：沿程水头损失采用下式计算：hf=C=R=V=式中：L：压力管道分段长度，(m)R：水力半径A：过流断面面积,(㎡)X：湿周,(m)Q加：额定流量，主管Q=2×0.153=0.306m³/s，岔管Q=0.153m³/s；n：糙率系数，钢管n=0.012V：流速（m/s）局部水头损失按下式计算：hm＝ξ式中：ξ：局部水头损失系数（局部水头损失包括进口拦污栅、闸槽、渐变段、叉管、控制阀门等造成的水头损失）根据以上计算公式及电站压力管道现状各段实际情况，得水井水电站电站改造后压力管道水头损失计算成果详见表6.2-1。表6.2-1电站压力管道水头损失计算成果表管段管径φ（mm）管道长度L（m)流量Q(m³/s)糙率系数n流速V(m/s)沿程损失Hr(m)局部损失Hm(m)总水头损失(m)主管上段6006500.3060.0121.135.392.868.25主管下段5006500.3060.0121.646.712.429.13支管250110.1530.0123.440.230.390.6218.00根据以上计算成果，水井水电站机组改造后，在额定工况下，机组总水头损失为18.0m，水头损失在正常毛水头274m的6.47%左右，即机组改造后，管道的最大水头损失基本在合理的范围以内，满足电站改造后机组水头要求。6.3、厂房现状和改造设计水井水电站厂房位于大茶水冲河左岸，厂房至水井的村头公路还有900m没有通公路，仅有一条约1.0m宽的人行小路通往电站厂区。电站厂房平面尺寸为12×8m，高5m，为钢筋混凝土框架结构，厂内现状安装有2台冲击式水轮发电机组，总装机容量2×320=640kw。从主厂房外部观测来看，厂房宽敞明亮，采光及通风效果较好。墙、柱、梁、板截面尺寸合理，结构无明显变形，无开裂等不安全因素，混凝土质量较好，厂房整体稳定。根据本次对电站的机组改造设计（详见第7章），本次技术改造后，将更换厂内所有的机电设备和电气设备，包括将现有两台单机容量320kw的水轮发电机组（水轮机CJ22-W-55/1×5.5、发电机型号不详），改换成两台单机容量320kw的新机组，水轮机型号更换为CJA237-W-55/1×5.5A，发电机型号为SFW400-8/850。根据新选机型要求及其他设备的平面布置，主厂房现状平面尺寸及各部结构满足机组改造要求，主要改造措施为水轮机、发电机及附属设备更新和主要配件更换，对主厂房内基坑、基础等土建设施改造工程量不大，主要为局部地脚螺丝等预埋件的更新等，可将局部混凝土凿除后进行重新浇筑二期混凝土即可。电站没有副厂房。6.4、升压站建筑工程改造设计电站升压站位于厂房右前方，平面尺寸4×5m，站内土建设施包括电缆沟、构支架及其混凝土基础等，从升压现状看，站内土建设施基本完好。根据电气设备改造设计（详见第8章），因此在升压站内对相关设备进行更新的同时，对相关设备构支架、基础等进行更换和重新浇筑。6.5、进厂公路改造设计水井水电站厂房位于大茶水冲河左岸，厂房至水井的村头公路还有900m没有通公路，仅有一条约1.0m宽的人行小路通往电站厂区。根据现代施工运输要求，人背马托的运输方式已完全不能满足现代施工效率的需要。上班人员每天要将交通工具停在村口，步行近一个公里到电站上班，给上班人员带来很大的不便。特别是在电站如遇上检修、水灾、火灾、员工病患等突发状况时，检修物质、救急物质无法及时赶到，将会产生不可估量的损失。同时消防通道不能直达厂区，这也不符合电站消防安全的需求。因此本次电站技术改造计划修通水井村口至电站厂房的进厂公路，公路总长900m，有效路面宽4.5m，按泥结石路面要求设计。7、发电机与水力机械7.1、发电机与水力机械现状及存在的主要问题码市镇水井水电站是一座自流引水式电站。电站厂房内安装两台冲击式机组。自2000年11月投产以来，已运行多年，鉴于电站建设时机电设备的制造技术水平较低，水轮机选型不理想，以及运行时间长，设备老化磨损严重，电站水力机械设备存在诸多问题。包括水轮机转轮叶片磨损严重；水轮机壳锈蚀穿孔；已多次补焊等等。诸多问题致使机组出力、效率逐年下降。加之调速器为手动调速器，磨损锈蚀严重、调节失灵；闸阀气蚀严重，因封水不严不能正常停机；设备修复难度很大，修理周期越来越短。电站运行存在安全隐患，已危及到电站的安全运行。而且由于机组出力效率低，单位电能耗水率大大增加，电站发电量大幅度减少，电站装机容量严重偏小，水量浪费十分严重，极大地制约了电站经济效益的发挥,急需进行改造。本站原设计水轮发电机组及主要设备技术参数见下表7.1。表7.1水井水电站机组原设计主要设备技术参数水轮机发电机型号CJ22-W-55/1×5.5型号不详额定水头（m）260额定功率（kW）320额定流量（m³/s）0.163额定电压（kV）0.4额定出力（kW）337.8额定电流（A）-额定转速（r/min）1000频率50额定点效率（%）81.3功率因素0.8最高效率（%）不详额定转速（r/min）1000飞逸转速（r/min）不详飞逸转速（r/min）-转轮材质碳钢效率（%）不详机组台数2绝缘等级B进水阀门直径（mm）Ф250励磁方式半导体励磁调速器型号手动机组生产厂家广东罗定水轮机厂新宁水电设备厂主变压器型号S9-400出厂日期2000年变压器容量（kVA）400轴承系统4支点一变压器台数（台）2起重设备无7.2、水力机械改造方案7.2.1、电站技术改造目标水井水电站技术改造的目标就是提高电站综合能效和安全性能，促进水资源综合利用，最大限度增加发电能力,主要目标为：①提高发电机组效率：改造后水轮机效率由现在的不足80%提高到85%以上，水轮发电机组综合效率由现阶段实际运行的76.7%提高到83.1%以上。②增加年发电量：多年平均发电量由近年实际年平均发电量145万kwh增加到189.09万kwh，增加发电量44.09万kwh，增加比例为30.4%。③修建进厂公路,解决电站消防抗灾需求，提高电站抗灾能力。7.2.2、发电机和水力机械改造方案水井水电站无调节，原机电设备过于陈旧，效率太低，无修复价值，改造方案为全部换新。具体改造内容见表7.2.1。表7.2.1电站改造发电机和水力机械主要改造内容表序号名称原有设备规格型号改造内容数量1水轮机CJ22-W-55/1×5.5更换为：CJA237-W-55/1×5.5A2台2发电机型号不详更换为：SFW400-8/8502台3调速器手动更换为YT-3002台4励磁半导体更换为静止可控硅微机励磁，更换励磁变压器、励磁屏等。2台5进水阀不详Z941H4.0-2502台6水系统更换水系统所有管道和阀门元件等1套7.3、水轮机改造选型设计7.3.1、原有水轮发电机组效率分析水井水电站设计水头260m，根据现场核查和查阅原设计文件，电站主压力钢管结构完好，整体稳定，运行良好，但水轮发电机组锈蚀很严重，发电效率也很低。7.3.2、选定转轮主要技术性能根据电站水头条件和装机容量，经过技术比较，本次改造选定CJA237-W-55/1×5.5A水轮机作为电站改造推荐机型，电站改造后考虑水头损失，按照设计水头260m计，水轮机效率89.2%，最优转速1000r/min。按照电站水头条件下选定水轮机的最优转速，配置最优效率效率的发电机。选配发电机型号为SFW400-8/850，额定转速=1000r/min，发电机效率93.2%，机组综合效率83.1%综上所述，根据电站水能计算结果及原有设备情况，电站改造两台套机组320kw的额定容量不变，改造后设计水头不变，选用新型水轮机型号为CJA237-W-55/1×5.5A，设计单机额定流量0.153m³/s，额定出力348kw，配发电机SFW400-8/850。电站总装机640kw，总流量为0.306m³/s。7.3.3、复核机组安装高程水井水电站原共装设2台冲击式水轮发电机组，其安装高程是根据满足水轮机排水高度而决定的。本次改造根据初步咨询厂家意见和机组图纸，其机组排水高度能满足要求，所以机组安装高程不变，详细参数按电站实施时主机厂家意见确定。7.4、发电机改造设计水井水电站原机组绝缘等级B级，现机组较多为陈旧，绝缘老化，原机组与增效后的水机不匹配，故考虑发电机组全换。水井水电站原机组绝缘等级B级，现机组陈旧，绝缘老化。老机组配套发电机型号不详，额定功率320kw，出线电压400V，额定转速1000转/分，绝缘等级B级。冷却方式为风冷。现在机组效率水平已低于76.7%。其主要原因，有水轮机方面的，也有发电机方面的。经现场勘察，发电机方面更有绝缘老化，轴承间隙大等一系列问题。本次改造采用发电机组全换方案。选配发电机型号为SFW400-8/850，额定转速=1000r/min，额定出力400Kw，绝缘等级F级。7.5、调速器和进水主阀改造设计7.5.1、调速器改造设计水井水电站原为手动调速器，现磨损严重、调节失灵，修复难度很大，修理周期越来越短。稍有意外就要关闭前池进水闸门，电站运行存在安全隐患。本次改造决定更换为新型号YT-300调速器。7.5.2、主闸阀改造设计水井水电站原机组进水主阀型号不详。经过多年运行，磨损老化，操作失灵，因封水不严不能正常停机；闸阀是老式产品，备品备件无处采购，修复难度很大。稍有意外就要关闭前池进水闸门，电站运行存在安全隐患。本次改造后两台机都更换为新型号主阀，选用型号Z941H4.0/φ250电动闸各2台。7.6、水利机械辅助设备改造设计水井水电站水系统的改造，采用可以实现自动控制的同口径规格的设备元件替换原设备元件。机组技术供水系统主要用于机组冷却。本站原技术供水取自压力管道，因本站水头较高，本次改造机组技术供水拟采用以压力钢管主阀前取水并减压的方式，设置自动滤水器，自动控制阀门等。消防水也是同样由压力钢管减压取水。9、金属结构现状电站金属结构包括瑶田冲取水坝金属结构、大茶水冲取水坝金属结构和压力钢管三部分。瑶田冲取水坝金属结构包括冲砂闸、引水闸、拦污栅等；大茶水冲取水坝金属结构包括冲砂闸、引水闸、拦污栅等；压力钢管主管道全长1300m，上等管径为0.6m，下段管径为0.5m。根据现场观测和勘察，电站金属结构管护较好，结构稳定，运行良好，经复核，电站现状金属结构能够满足本次技术改造的需求。电站金属结构不需要改造。10消防设计10.1工程概况及特性水井水电站改造后装机二台机组，装机总容量1030kw。主厂房长12.8m，宽9m，厂房东西向布置。主厂房内布置有两台卧式机组。机旁屏布置在主厂房南侧，共布置3面屏。升压站位于主厂房左侧。10.2消防设计依据和原则10.2.1消防设计依据（1）《水利水电工程设计防火规范》SDJ278－90（2）《建筑设计防火规范》GB50016－2006（3）《采暖通风与空气调节设计规范》GBJ19－87（2001年版）（4）《火灾自动报警系统设计规范》GB50116－98（5）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140－2005（6）《电力设备典型消防规范》DL5027－93。（7）水井水电站设计和施工图纸10.2.2消防