某一级电站增效扩容改造工程初步设计报告 精品Word文件下载.docx

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改造后

一、水文（三汇水库）

全流域面积

km2

153.3

坝址以上面积

40.4

多年平均径流量

亿m3

0.272

多年平均流量

m3/s

0.863

设计洪水标准及流量

（P=1%）

403（大坝）

校核洪水标准及流量

（P=0.1%）

669（大坝）

施工导流标准及流量

（P=20%）

578

泥沙

多年平均悬移质年输沙量

万t

4.04

多年平均推移质年输沙量

0.8

二、水库（三汇水库）

水库水位

校核洪水位

m

567.25

设计洪水位

566.39

正常蓄水位

563.52

死水位

541.3

总库容

万m3

1492

三、工程效益指标

装机容量

MW

3×

0.4

多年平均发电量

万kW.h

475

555.5

年利用小时

h

3808

4629

静态总投资

万元

\

478.77

单位千瓦投资

元/kW

3990

单位电能投资

元/kW.h

0.86

补充单位电能投资

3.59

四、主要建筑物及设备

1、坝

型式

双支墩传力洞塞重力拱坝

地基特性

砂岩

溢流坝坝顶高程

最大坝高

60.4

坝顶长度

134.79

溢流段长度

45.26

单宽流量（P=1/0.1%）

8.9/14.78

消能方式

挑流消能

2、取水口

形式

三汇水库左干渠17+780m处挖深成前池取水

3、引水工程

明敷压力钢管

长度

695

管径

D=0.7

引用流量

1

4、厂房

地面式

主厂房尺寸（长×

宽×

高）

19.24m×

9.24m×

6.52m

5、升压站

户外式

面积（长×

宽）

m2

53

主要机电、金属结构设备

6、水轮机

型号

台

CJ22-W-77/1×

9.0

CJA475-W-1×

9.0

台数

3台

单机出力

kW

444

430

转速

r/min

750

600

最大工作水头

158.0

最小工作水头

148.6

设计水头

150

额定引用流量

1.0

7、发电机

3

TSW400-8/990

SFW400-10/990

单机容量

400

功率因数

cosφ

额定电压

kV

主变压器

S7-500/10.5

S11-500/10.5

8、主厂房起重机

型号、台数

三脚架+5t电动葫芦

9、调速器

YT-600

CJWT-1/1

10、主阀

Z942H-25手电动闸阀

D942-25手电动蝶阀

11、输电线

电压

10

回路数

1.2竣工发电时间，目前机组效率，近年来机组平均出力、发电量、利用小时，设备实施现状，承担的工程公益性任务内容

1.2.1目前机组效率

（1）水轮机

型号：

CJ22-W-70/1×

设计水头：

159~165m

设计流量：

0.33m3/s

额定转速：

750r/min

额定效率：

86%

出厂日期：

1994年11月

生产厂家：

湖北省白莲河发电设备厂

现状分析：

原水轮机为17年前制造，转轮模型技术落后，效率偏低，碳钢制造，水斗出现裂纹，喷针关闭不严，漏水严重，设备陈旧老化、落后，能耗高，机组噪音较大。

水轮机现状

（2）发电机

TSW400-8/99

额定功率：

400kW

额定容量：

500kVA

90%

额定电压：

400V

额定电流：

722A

额定功率因数：

0.8（滞后）

额定频率：

50Hz

相数：

3

飞逸转速：

1800r/min

额定励磁电压：

39V

额定励磁电流：

157.2A

定、转子绝缘等级：

B/B

定子绕组接线法：

Y

1994年09月

原发电机为17年前制造，发电机效率偏低，根据电站管理人员反映，发电机运行时间长，绝缘老化，发电机发热量大，发电机定子温度较高，机组噪音较大；

2#机组震动大，转子曾经烧瓦，有轻微变形。

水轮发电机组额定工况综合效率：

77.4%

1.2.1.2电站竣工情况

XX一级电站于1993年9月破土动工，1994年11月20日首台机组竣工发电。

近5年来机组出力、年发电量及利用小时见下表。

近5年机组出力、年发电量及利用小时汇总表

年份

年发电量（万kW·

h）

年利用小时（h）

备注

2006年

503

4192

年平均发电量457万kW·

2007年

492

4100

2008年

441

3675

2009年

417

3475

2010年

432

3600

平均值

457

2.1.3.1水力机械

发电机现状

（3）调速器

YT-600

调速器为纯机械液压调速器，运行时间长达17年，技术落后，自动化水平低，运行、检修、维护成本较高。

（4）进水阀

Z942H-25电动楔式双闸板闸阀

公称通径：

Φ450mm

额定压力：

2.5MPa

运行时间长达17年，进水阀操作阀坑长期潮湿，阀体锈蚀，漏水严重，影响电站的安全运行。

2.1.3.1.6油系统

1、透平油系统

由于电站对外交通方便，机组用油量较小，且为卧式机组，加油方便，3台机组均采用手动加油，仅设有2个油桶，容积为2m3，齿轮泵1台，LY-50型压力滤油机1台，供添油时使用，未设其它油系统设备。

2、绝缘油系统

本电站变压器容量小，对外交通较为方便，未设绝缘油系统。

原设计方案合理，本次不须改造。

2.1.3.1.7水系统

1、供水系统

原供水系统为技术供水、消防及生活用水。

技术供水方式尾水取水，水泵加压，设有6BA-8型水泵2台。

现状技术供水方式可靠，但水泵运行多年，效率低，需更换。

2、排水系统

（1）机组排水系统

渗漏排水泵：

4BA-18

数量：

2台

机组为冲击式水轮机，未设检修排水，机组需检修时，可将水直接排至下游。

厂内仅设渗漏集水井，有效容积为20m3，排水时一台泵工作，互为备用，水泵的启、停由集水井水位自动控制。

原设计方案较合理，投运17年，排水泵密封失效，电机发热量较大。

2.1.3.1.8气系统

1、低压气系统

原低压气系统主要用于：

风动工具、检修吹扫等，由于机组为冲击式水轮机，机组的制动采用反向喷嘴进行制动。

低压气系统采用移动式低压空压机1台，自带小容量储气罐。

低压空压机：

3W-0.9/7

排气量：

Q=0.9m3/min

排气压力：

0.7MPa

储气罐容量：

0.3m3

原设计方案合理，移动式空压机投运17年，已不能正常使用，须更换。

2、中压气系统

电站未设中压气系统。

2.1.3.1.9起重机械

型式：

三脚架+电动葫芦

额定起重量：

5t

由于本电站装机容量较小，现状起重方式可满足更换机组的安装、检修的需要，本次不须改造。

2.1.3.1.10油、水、气系统管路及附件

原油、水、气系统明敷管路、管件、阀门等存在不同程度的锈蚀，渗水、漏水等情况。

2.1.3.2电气部分

XX一级电站是位于XX县三汇水库左干渠上的第二级跌水电站，装机容量3×

400kW发电机出口电压400V，出线2回10kV,一回接入系统另一回备用。

2.1.3.2.1电气一次部分

1）电气主接线

本电站有0.4kV、10kV两个电压等级，0.4KV侧每台发电机分别与一台变压器成单元接线，10kV侧为单母线接线方式。

2）电气设备

①主变压器

电站原设三台主变器，型号为S7-500/10.5此三台变压器于1994年投运，运行时间已久，外壳出现少量漏油痕迹，加上原来的生产工艺上的问题，实际运行中发现变压器的空载和负载损耗较大，超过相关规程规范要求；

另外，变压器运行的噪音偏大。

②400V配电装置

原电站低压配电柜采用GGL型，柜内配置ME-800框架断路器等元器件已部分老化，容易误动。

该柜体结构外壳防护等级低，柜体后面完全敞XX，老鼠等小动物易闯入，易引起安全事故。

③升压站设备

原电站升压站设备采用户外型设备，隔离XX关采用GW1-10、柱上断路器ZW-10，柱上断路器操作不方便。

另外原变压器高低压侧均只装设隔离刀闸，变压器无任何继电保护装置。

2.1.3.2.2电气二次部分

本电站的监控保护系统采用常规继电器产品，比如由过流继电器、时间继电器、中间继电器等通过复杂的组合来实现保护功能。

这种保护在运行中存在以下缺点：

（1）占用空间大，安装不方便；

（2）采用继电器触电多，大大降低了保护灵敏性和可靠性；

（3）调试、检修复杂，一般要停电才能进行，影响正常生产；

（4）没有灵活性，当CT变比改动后，保护定值修改要在继电器上调节，有时还要更换；

（5）使用寿命太短，由于继电器线圈的老化直接影响保护的可靠动作；

（6）继电器保护功能单一，要安装各种表记才能观察实时负荷；

（7）数据不能远方监控，无法实现远程控制；

（8）继电器自身不具备监控功能，当继电器线圈短路后，不到现场是不能发现的；

（9）继电器保护是直接和电器设备连接，中间没有光电隔离，容易遭受雷击；

（10）常规保护已经逐渐淘汰，很多继电器已经停止生产；

（11）维护复杂，故障后很难找到问题；

（12）运行维护工作量大，运行成本高；

（13）操作复杂，可靠性低，在以往的运行经验中发现很多事故的发生主要有两条：

A人为原因，因为自动化水平低，操作复杂而造成事故发生；

B继电保护设备性能水平低，二次设备不能有效的发现故障。

另外本电站集中控制台采用常规继电器，且集中控制台装于电站主厂房，电站运行值班人员工作环境很差。

2.1.3.3金属结构及其它

XX一级电站金属结构仅设有压力管道进水口检修闸门和拦污栅及其启闭设备，检修闸门采用LQ-50KN手动螺杆式启闭机进行启闭，拦污栅采用手拉葫芦进行启闭。

闸门和拦污栅运行多年，腐蚀较严重，本次需更换。

1.3经营管理情况

电站业主名称，所有制形式，运行人员数量，供电范围及对象，上网电价，发电盈利及分配情况

1.4历次技术改造情况

2工程增效扩容改造必要性

2.1目前存在的主要问题

2.1.1水能资源利用率。

因原设计引用水文资料不准、装机规模选择不当、投产后水资源变更等导致水资源利用不合理等

2.1.2水工建筑物。

取水建筑物，取水能力、结构强度等；

引水系统，过流能力、渗漏、水头损失、结构强度等；

前池及压力管道土建工程；

2.1.3机电设备。

水力机械，包括水轮机、调速器、油、气、水系统、起重机械等选型设计不当、性能差和老化问题；

电气部分，包括发电机、励磁装置、主变压器、输电线路及控制、保护、测量等一二次设备的容量匹配、绝缘等级、事故率和老化损耗等问题；

2.1.4金属结构。

包括闸门、拦污栅、启闭设备等

2.1.5送出工程

2.2增效扩容改造必要性

大溪2号水电站虽然历经扩容改造，由于受当时的经济条件和技术水平的限制，目前存在着如下的问题：

（1）目前装机容量1030kW，装机容量还是偏小，年利用小时数达到5145h左右，水能资源仍得不到充分利用，每年进入汛期后就XX始弃水，年平均弃水时间有130天；

（2）扩容改造不彻底，造成出力不足。

2006年更换630kW机组时，压力钢管没有更换，由于水头损失过大，实际运行水头只有294m左右，达不到额定水头320m，所以最大出力只有960kW；

（3）现有机组水轮机转轮是我国早期使用的国外水斗转轮，技术参数较低，现在已基本不再采用，且其主要性能参数与电站实际运行参数不匹配，如现有的2台水轮机的额定水头均为320m，而实际运行水头只有294m左右，水轮机处于非最优工况区运行；

（4）水轮机设计水平和制造加工工艺较差，并历经多年运行，水轮机转轮效率较低；

控制、保护装置比较落后，自动化水平不高；

（5）隧洞出口段可能存在小型岩溶通道，有向外漏水现象，对发电量有影响。

综上所述，大溪2号水电站增效扩容潜力较大，且目前机电设备性能落后，电站能效较低，亟待扩容改造。

近年来，由于巫溪县工矿业发展迅速，经济实力正不断提高。

巫溪县城经济的大力发展，将辐射周边乡镇，从而带动整个巫溪经济社会的进步。

但因水电能源优势产业发展滞后，影响了矿产资源的XX采与加工，发展该县特色经济及改善人民群众生活、生产条件，脱贫致富、全面建设小康社会的进程。

因此，大溪2号水电站增效扩容工程的实施，具有良好的社会效益和经济效益，对缓解系统电力供需矛盾，实现节能减排的目标具有积极的意义。

大溪2号水电站增效扩容改造项目于2010年5月纳入了“重庆市农村水电增效扩容改造工程规划”，规划从目前的1030kW扩容到1630kW。

大溪2号水电站增效扩容改造项目于2011年6月纳入了《重庆市农村水电增效扩容改造试点实施方案》（以下简称改造试点实施方案），并上报财政部和水利部；

2011年7月，改造试点实施方案得到财政部和水利部的批复，大溪2号水电站成为首批财政资金补助的增效扩容改造试点项目，要求在2011年XX始实施，2012年底完成。

综上所述，石河水电站增效扩容改造的建设符合农村水电增效扩容改造试点项目建设要求，是三汇水库灌区水力资源充分利用的需要，也是重庆市电力系统发展的需要，因此，石河水电站增效扩容改造是必要的。

与上述问题比较分析，得出改造必要性结论

3增效扩容改造方案

3.1增效扩容改造方案概述

如增加装机，须说明改造后与水能资源规划的关系

3.2水文地质分析及水能复核

3.2.1水文

3.2.1.1水文气象概况

3.2.1.1.1气象特征

1、气象站分布情况

玉溪河流域内有XX县气象站、保卫、大川、太平、鱼溪等雨量站，以及邻近流域上有关的宝兴、天全、荥经、XX、名山等气象台。

保卫、大川、太平雨量站是XX水文部门委托的观测站，已于1992年以前撤消，气象台观测项目齐全，各种资料起讫年限从1958年至今。

2、流域内气象要素特征值

据XX县气象台资料统计，（1961-1990）多年平均气温15.2°

C，最高月平均气温（7月）24.2°

C,最低月平均气温（1月）5°

C，极端最高气温35.5°

C，极端最低气温-4.6°

C（1959.1.11）。

最大风速20m/s（风向NW）。

多年平均霜日11.4天。

多年平均降雨量1311.2mm。

一日最大降雨量188.6mm（1978.7.27），多年平均蒸发量949.7mm。

3.2.1.1.2水文资料概况

玉溪河上游黄水河流域系原始森林区，地势险峻、偏僻，至今人迹罕至，没有居民住户，亦从来没有设立水文站和雨量站，只有黄黑二河汇口下游约40km处设有鱼溪水文站，该站控制大川河集雨面积1054km2，从1959年5月XX始观测，因玉溪河引水工程大坝的修建影响观测，鱼溪水文站于1971年降级为水位站，1979-1982年只观测雨量，1983年恢复测流，全年仅测流七次，资料精度差，1984年又因修公路大桥破坏了测站上断面，停测流量，只观测水位，鱼溪水文站以上的大川河中、下游流域内设有大川、保卫和太平三个雨量站。

鱼溪河水文站下游即青衣江上游设有多营坪水文站，青衣江上游主源宝兴河上设立了宝兴水文站；

天全河设立了天全水文站，荥经河上设立了荥经水文站，这些测站都具有24年以上的水位流量资料，3.2.1.2径流计算

3.2.1.2.1径流特性

大川河流域的径流主要靠降水补给，融雪水和地下水补给次之，径流的年降变化与降水量的年降变化一致，洪水的发生与暴雨相应，主要发生在6-9月，5月、10月也时有发生。

枯水期为11月-翌年3月，最枯月为1-2月。

下游鱼溪水文站控制流域面积1054km2，历年2月平均流量为12.0m3/s，历年最小月平均流量仅为9.58m3/s（1964年2月）。

鱼溪水文站多年平均流量为37.5m3/s，多年