一级水电站增效扩容改造工程初步设计报告.docx

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一级水电站增效扩容改造工程初步设计报告一级水电站增效扩容改造工程初步设计报告一级水电站增效扩容改造工程初步设计报告工程特性表11前言51.1基本情况51.2工程建设过程61.3工程现状存在的主要问题71.4增效扩容改造初步设计工作开展过程72现状分析及改造必要性评价92.1水资源概况92.2工程现状及存在的问题102.3增效扩容改造的必要性163水文分析183.1流域概况183.2气象特征183.3水文基本资料183.4径流203.5洪水253.6泥沙303.7上、下游水位314工程地质324.1区域地质概况324.2库区工程地质条件344.3主体工程地质条件354.4副坝工程地质条件384.5泄洪洞、发电输水隧洞工程地质条件404.6厂区工程地质条件404.7天然建筑材料414.8结论415工程任务和规模435.1地方社会经济发展概况435.2工程建设的必要性435.3工程任务复核445.4工程等级与洪水标准复核445.5特征水位复核445.6水能计算445.7装机容量选择535.8装机容量复核535.9能量指标及特征水头556改造设计566.1设计总体方案566.2设计依据566.3水工建筑物改造设计596.4机电设备改造636.5控制设备改造826.6金属结构设备改造827消防设计837.1消防设计标准与原则837.2工程消防设计847.3消防给水设计857.4消防电气868施工组织设计878.1施工条件878.2施工导流888.3主体工程施工888.4施工总布置898.5主要施工设备898.6施工安排及施工总进度909环境保护设计和地质灾害预防919.1生态用水分析919.2环境保护措施919.3地质灾害预防预警措施9210工程管理9310.1前言9310.2管理机构9310.3工程管理9410.4运行管理9511工程概算9711.1工程概况9711.2编制原则及依据9711.3基础单价及计算依据9811.4总概算投资9912经济评价12912.1概述12912.2财务评价13012.3国民经济评价13112.4经济综合评价133附件136工程特性表序号项目单位现状改造后备注一水文特征大坝1集雨面积km223.082水陂以上干流长度km7.213平均坡降304设计洪水位（P=1%）m867.365设计洪峰流量（P=1%）m3/s454.606校核洪水位（P=0.1%）m868.237校核洪峰流量（P=0.1%）m3/s636.308正常蓄水位m866.009年平均降雨量mm2143.0110多年平均径流深mm1500厂房1集雨面积km29.082厂址以上干流长度km4.43平均坡降%18.64设计洪水位（P=5%）m433.165设计洪峰流量（P=5%）m3/s205.736校核洪水位（P=2%）m433.397校核洪峰流量（P=2%）m3/s239.648设计引用流量m3/s1.952.246二主要建筑物挡水建筑物A主坝1型式均质土坝2坝顶部高程m869.803防浪墙顶高程m870.604最大坝高m38.55坝顶宽度m6.66坝顶长度m120B副坝1型式粘土斜墙土坝2坝顶部高程m869.503防浪墙顶高程m870.204最大坝高m12.55坝顶宽度m5.36坝顶长度m102泄水建筑物1型式开敞式2堰顶高程m862.003过水净宽m3.54洞内径m直墙高2.81.8m,拱顶半径为1.75m5进口段长度m126陡坡段长度m233.67出挑流段长度m20.188消能方式挑流消能9闸门型式4.33.5弧形闸门10启闭机型号QPQ-25固定式卷扬机电站输水建筑物1圆形隧洞隧洞长度m2665断面尺寸m洞径2.2底坡2.52梯形明渠明渠长度m102.5断面尺寸m1.92.53底坡2.53暗渠暗渠长度m73断面尺寸m2.22.35底坡2.54压力管m钢管长度m1742管径m1圆形闸门型式1.81.8平板闸门5启闭机机型号QP-16固定式卷扬机6检修启闭机型号MD5-9电动钢丝绳葫芦供水建筑物1型式圆形涵管3主管长度m50003主管尺寸m1.82.04支管尺寸m0.4三电站水头及厂房1水头m3983952主厂房结构形式砖混平面尺寸m27.9011.60主厂房高度m9.1发电机层地面高程m434.80地面高程434.803副厂房结构形式砖混平面尺寸m12.2216.66副厂房高度m5.2地面高程m434.80四机电设备水轮机台21型号CJA237-W-125/112.5CJA475-40-W-105/29.22额定水头m3983953额定出力kw4单机设计流量m3/s0.9751.1235水轮机额定效率%88发电机台21型号SFW3200-10/1730SFW3600-8/17302功率kw320036003电压V630063004装机总容量kv640072005发电机额定效率%96水轮发电机组综合效率%84.48变压器台111变压器S7-8000/35S11-10000/353电压kv3535五工程效益指标1发电效益2装机容量kw640072003保证出力kw445.184多年平均发电量万kwh2501.94（近三年平均）3008.76增加20.26%5年利用小时h39094179六经济指标静态总投资万元1总投资万元1095.952建筑安装工程费万元66.013机电设备购置费万元868.094独立费用万元109.665基本预备费万元52.19经济指标1单位千瓦投资元/kw15222单位电度投资元/kwh2.163发电经营成本万元58.444上网电价元/kwh0.54445项目年收益万元246.396财务内部收益率%15.367国民经济内部收益率%19.821前言前言1.1基本情况基本情况某一级水电站坝址工程位于某某县寨岗镇某村境内，距县城约78km，有乡村公路直达电站厂区及大坝，交通条件十分便利。

坝址在北江流域一级支流绥江上游凤岗水发源地，坝址以上集雨面积为23.08km2，干流河长7.21km，干流河床平均比降30。

根据某水库食水工程电站总体规划，计划梯级开发二级电站，现状二级电站均已投产发电，本工程电站为梯级开发的第一级。

工程始建于1990年5月，并于1994年8月完成投产，现有装机容量为23200=6400kw，为年调节的引水式水力发电站。

该电站业主为某县某水电发展有限公司，以“某水电”为“龙头”的县属国有企业。

电站运行多年，为缓解某县电力供需矛盾，促进工农业生产发展发挥了极其重要的作用。

水库还解决某县大麦山、南岗、三排三个石灰岩乡镇15个管理区，78个自然村的瑶族同胞用水困难，可改善下游2.7万亩土地的灌溉。

电站业主某一级水电站申报该站列入农村水电增效扩容改造项目。

2012年2月由某一级水电站委托我院承担某县某一级水电站增效扩容改造工程初步设计报告的调研与编制工作。

在本次初步设计工作中，收集电站近年来的运行资料，针对原电站的运行现状，存在的问题进行了调查，并对相关水工建筑物、水力机械、电气、金属结构等设备进行安全性分析和效益分析，做出增效扩容改造必要性的评价，提出需改造的内容。

由于本次设计周期短、设计基础资料不足，为完成好设计任务，我院及时组成项目组开展相关工作，有关领导和工程技术人员在第一时间就技术改造工程的问题对某一级水电站进行了实地调查，实地调研及收集有关资料，针对本工程的特点和存在的主要问题，推荐维持工程总布置和大坝正常蓄水位现状，更换或更新机电设备的增效扩容改造方案，形成本报告供审查。

本次增效扩容改造后电站总装机容量7200kW,年平均发电量可达3008.76万kWh，与实际年发电量相比增加506.82万kWh。

某一级水电站增效扩容改造工程总投资1095.95万元，改造后单位千瓦投资为1522元/kW，新增电量成本为2.16元/kWh。

1.2工程建设过程工程建设过程某一级水电站始建于1990年5月9日，1994年3月15日堵洞下闸蓄水；电站于1991年11月动工，1994年8月8日投产；水库工程目前已运行了18年。

本枢纽工程主要包括大坝（主坝和副坝）、泄洪洞、供水隧洞和灌溉发电输水隧洞、压力管道、发电厂房及升压站等，现有规模23200=6400kw。

某一级水电站工程主要建设过程及大事纪要如下：

1、1990年5月正式动工。

2、1989年冬黄连北校至某进库公路开工，1992年冬完成。

3、1990年5月9日输水隧洞动工开挖，1994年6月输水隧洞完工。

4、1991年6月1日泄洪（含导流）洞正式开挖，1991年11月16日开挖完成。

5、1991年11月主坝动工，1994年6月完成。

6、1991年11月副坝动工，1992年春完成。

7、1994年3月15日导流隧洞堵洞截流，1994年4月10日竣工，水库开始蓄水。

8、1994年6月30日泄洪洞开始泄流。

9、1994年7月16日输水隧洞开始充水，8月3日电站转入正常运行。

10、1994年8月2台机组投产发电。

11、1994年6月主坝左岸山坡受洪水冲刷，土层松软850858m高程，1995年2月至5月进行防渗灌浆。

12、1997年某水库首期工程（水库枢纽工程）竣工验收。

13、2009年该电站水库工程完成安全鉴定加固工作。

1.3工程现状存在的主要问题工程现状存在的主要问题根据现场调查及查阅电站历史运行资料，某一级水电站为上世纪90年代初期建设的，电站运行至今已18年，该电站水库工程于2009年完成安全鉴定加固工作。

虽然在运行期间经多次维护和完善，但仍存在着相当多的问题，该电站存在机电设备磨损、效率低、金属结构锈蚀、变形等众多问题，电站大修、小修不断，但检修效果甚微，发电量呈逐年减少趋势，效益明显下降，电站机电设备故障频繁、运行效率低是引起工程发电量和效益下降的主要原因。

根据电站水文水能计算及电站建成初期发电量及效益分析，该电站资源优势明显，水能充足，电站尚有增容的空间，电站效益增长潜力较大。

为充分利用水能资源，最大限度发挥电站效益，本次对该电站进行全面改造（增容）是非常必要的。

1.4增效扩容改造初步设计工作开展过程增效扩容改造初步设计工作开展过程受某县某水电发展有限公司委托，我院承担某一级水电站增效扩容改造工程初步设计任务，任务承接后，我院马上安排技术人员于2012年2月至电站现场进行了调查、实地测量、地质勘察等野外踏勘任务，收集了电站建设及运行相关资料，为工程的初步设计工作做了充分的前期准备。

2012年3月对电站现状主要建筑物结构进行分析及计算，对电站基本参数、水文、电能及装机等进行了合理性分析，并经方案比较，提出了本工程主要改造方案，编制了某县某一级水电站增效扩容改造工程初步设计报告（即本报告）、相关图纸及工程概算。

2现状分析及改造必要性评价现状分析及改造必要性评价2.1水资源概况水资源概况某一级水电站工程所属流域为北江流域一级支流绥江上游凤岗水发源地，坝址以上集雨面积为23.08km2，干流河长7.21km，干流河床平均比降30。

根据某水库食水工程电站总体规划，计划梯级开发二级电站，现状二级电站均已投产发电，本工程电站为梯级开发的第一级，为年调节的引水式水力发电站，流域梯级开发及水资源利用情况详见表2-1。

流域梯级开发情况表表2-1项目单位I级II级备注电站名称某一级水电站径口电站装机容量kw64006000合计：

12400kw某一级水电站建成投产后，开始几年，由于流域内植被条件较好，人类活动较少，电站运行效益显著，电站年发电量基本能达到2780万度左右，但随着流域内人类活动的逐渐频繁，上游村民挖山冲砂、矿产业等的逐渐兴起，流域内水土流失情况严重，河水中含砂量逐渐增加，导致拦河坝坝前及引水系统淤积严重，实际引用流量减少，另外受当时设备技术落后等因素的影响，电站设备老化严重，特别是水轮机受含沙量的影响，设备磨损严重，且长期得不到更换和大修，电站发电量逐渐减少。

根据电站运行人员调查反映，近几年来，电站设备老化、漏水严重，特别是汛期时，大量径流从坝顶溢流而去，而机组却达不到额定出力，机组效率低是发电量减少的主要原因。

另外，根据水文水能计算，某一级水电站现状装机6400kw，年利用小时3909h，发电量2501.94万kwh，。

根据理论计算：

按现状装机6400kw，理论年利用小时4344h，发电量2780.38万kwh。

综上所述，从电站运行记录及水文水能计算，该电站水能资源还是有保障的，甚至还有增容机组，合理利用汛期水能的潜能。

2.2工程现状及存在的问题工程现状及存在的问题2.2.1水工建筑物现状及存在的主要问题水工建筑物现状及存在的主要问题某一级水电站主要水工建筑物及发电流道图如下：

某水库（拦河坝、泄洪洞）明渠暗渠输水隧洞压力管道电站厂房尾水渠。

根据实地调查及查阅电站相关资料，某一级水电站主要水工建筑物及存在的主要问题分述如下：

2.2.1.1拦河坝（主坝）拦河坝（主坝）基本参数：

均质土坝，最大坝高38.50m，坝顶高程869.80m，坝顶长120m，坝顶宽6.60m（包括防浪墙及排水沟），其中防浪墙顶高程870.60m，宽0.50m。

迎水坡分二级，869.80850.50坡比为1:

2.81，采用干砌石护坡，850.50m高程平台宽为2.50m；850.50832.50m坡比为1:

2.91。

背水坡分三级，采用草皮护坡，859.62849.50m坡比为1:

2.67，849.50m高程平台宽为2.40m，849.50837m坡比为1:

2.94，837m高程平台宽为2.80m，837m以下为干砌堆石排水棱体，坡比为1:

2。

现场检查项目主要有坝顶、迎水坡、背水坡、观测设施、排水系统等。

现状分析及存在的主要问题：

本水库工程于09年完成大坝安全鉴定工作。

坝顶防浪墙砌体简易平缝，墙脚长满杂草；迎水坡砌石尺寸小，坡面平整；背水坡主要为草皮护坡，局部为浆砌石护坡，坝容相对较好，坡面形状规则，排水沟和人行步级基本完好；大坝安全监测设施不齐全；大坝有防汛照明设施。

总体看来，拦河坝本身满足挡水取水要求，结构满足要求，渗漏形态安全，需增加水文自动观测设施等。

2.2.1.2拦河坝（副坝）拦河坝（副坝）基本参数：

粘土斜墙土坝，最大坝高12.50m，坝顶高程869.50m，坝顶长102m，坝顶宽5.0m（包括防浪墙），其中防浪墙顶高程870.20m，宽0.50m。

迎水坡分二级，采用干砌石护坡,869.50859.10坡比为1:

2.83，859.10m高程平台宽为2m；859.10855.50m坡比为1:

2.88。

背水坡分一级，采用草皮护坡，869.50857.00m坡比为1:

2.63,857.00m高程平台宽为2m，857.00m以下为干砌堆石排水棱体,坡比为1:

1.5。

现场检查项目主要有坝顶、迎水坡、背水坡、观测设施、排水系统等。

现状分析及存在的主要问题：

坝顶为泥结石路面，防浪墙砌体简易平缝，墙脚长满杂草；迎水坡砌体完好，坡面平整；背水坡坝容较好，坡面形状规则；大坝未设有沉降、位移及水位监测设施。

2.2.1.3泄洪洞泄洪洞基本参数：

泄洪洞为无压城门式隧洞，全长265.78m，其中进水口12m，陡坡段233.60m，出口挑流段20.18m。

进口采用有闸控制，堰型为a型驼峰堰，堰顶高程862.00m，闸门为一扇3.54.30m的弧形闸门。

隧洞采用C20钢筋混凝土衬砌，衬砌厚度为0.300.50m，洞净宽均为3.5m，拱顶半径为1.75m，侧墙高由3m渐变为1.80m。

出口采用挑流消能，鼻坎高程834.07m,挑射角20度。

泄洪闸现状分析及存在的主要问题：

启闭机为手电两用,设有备用电源,启闭较好；启闭机室内设有控制屏；工作闸门为弧形钢闸门，得到很好的维护，无锈蚀。

泄洪洞现状分析及存在的主要问题：

由于进水口段紧靠山体，山体陡峭，岩石风化较严重，时常有小石头掉下来，可能发生局部塌方，影响公路通行；进口处两侧侧墙完好，其高度超过7m，墙顶设有设置相应的栏杆。

2.2.1.4明渠及暗渠明渠及暗渠基本参数：

明渠段长102.5m，渠底宽2.20m，高2.53m，断面形式为梯形，边坡为1：

1.50，为0.30m厚浆砌石护坡，底板高程853.00m。

暗渠段为两侧挡墙加混凝土顶拱方式，进口设有拦污栅，全长73m，渠底宽2.20m，高2.53m,底板高程为854.00m，坡降2.5，侧墙净高1.70m，底板为0.20m厚C15混凝土。

侧墙及底板均为浆砌块石衬砌。

现状分析及存在的主要问题：

明渠及暗渠均为短渠，经过流能力复核，过流能力均大于设计引用流量，满足要求；衬砌结构完好，未出现过开裂、崩塌等不良现象，结构稳定。

由于引水坝的坝前淤积，导致区内有淤砂现象，占用过流断面，及时清淤即可。

2.2.1.5输水隧洞输水隧洞基本参数：

输水隧洞为灌溉发电洞，洞身段长2665m，隧洞为圆形有压隧洞，洞径为2.2m。

现状主要检查项目有隧道进水口、启闭设施、洞身段等。

现状分析及存在的主要问题：

进口拦污栅维护较好；工作闸门维护较好；洞身运行良好，衬砌未出现裂缝、渗漏、坍塌等情况；出口处调压井简体结构稳定。

2.2.1.6压力管道压力管道基本参数：

本电站压力管道共1条，采用双机单管供水形式，管道全线用钢管，管径为1.0m，管壁厚20mm，管道总长度为1742m，管道全线设浆砌石镇墩29个。

现状分析及存在的主要问题：

根据原设计及运行资料，某一级水电站压力管道运行记录较好，未出现过大的事故和险情，各镇墩结构较稳定，无开裂、位移等不良情况。

2.2.1.7电站厂房电站厂房基本参数：

某一级水电站厂房为混凝土屋面结构，起重机为手动桥式起重机，现状主厂房平面尺寸为11.60m27.90m，高9.1m，副厂房平面尺寸为12.22m16.66m，高5.2m，位于河道右岸，与河道轴线平行布置，厂房内安装2台卧室水轮发电机组及发电配套屏柜设施，机组呈“一”字型布置，地面高程434.80m。

电站投入使用至今，现状结构较完好，经水文计算（详见第三章节）厂房防洪满足要求。

2.2.1.8升压站及其他附属设施升压站及其他附属设施基本参数：

升压站位于厂房下游靠山体侧，四面为砖砌围墙，围墙高2.0m，站内安装主变一台及真空开关、电流电压互感器等升压设备，出线电压35kv一回，平面尺寸32.0m13.5m，地面高程434.80m。

厂区周围均为围墙维护，厂区内还包括职工宿舍楼、职工食堂、篮球场、仓库等附属设施，场地开阔，现状良好。

现状分析及存在的主要问题：

根据现场调查，升压站围墙、主变基础等土建设施均较完好，进厂公路为混凝土路面，路面条件较好，其他辅助设施均较完善。

2.2.2机电设备现状及存在的主要问题机电设备现状及存在的主要问题2.2.2.1发电机组设备发电机组设备基本参数：

根据现场调查，某一级水电站共装2台水轮发电机组，呈“一”字型布置，单机容量3200kW，总装机容量6400kW。

水轮发电机组为卧轴冲击式，由重庆水轮机厂生产制造。

1994年8月全部安装完毕发电。

水轮机、发电机型号及主要技术参数见表2-2。

机组设备现状表表2-2水轮机型号CJA237-W-125/112.5设计水头398m最大水头不详设计流量0.975m3/s额定功率3368额定转速600r/min飞逸转速1162r/min出厂时间1992年11月生产厂家重庆水轮机厂发电机型号SFW3200-10/1730额定功率3200kw出线电压6300v功率因子0.8接线方式2Y额定转速600r/min出厂时间1992年11月生产厂家重庆水轮机厂调速器型号YT-600进水蝶阀0.5m蝶阀现状分析及存在的主要问题：

根据现场调查，从以上机组参数看，机组均为上世纪九十年代生产的机组，效率低，某一级水电站的水轮发电机组及其辅助设备经过18年运行，设备严重老化，安全隐患多，发电效率极低，经济效益差。

水力机械存在的主要问题如下：

（1）水轮机运行至今已有18年，设备严重老化，效率低下。

（2）水轮机导水叶立面、端面产生局部空蚀，转轮叶片产生空蚀并磨损严重，造成间隙漏水损失。

需增加水轮机过流量，才能达到水轮机额定出力的要求，使电站耗水量增加，影响发电效益。

（3）水轮机主轴密封漏水严重，造成漏水损失，使得水轮机效率达不到设计要求。

（4）因计算机技术发展水平的限制，原设计所选调速器为机械液压式，技术落后，设备陈旧，不能与微机监控系统匹配。

（5）进水主阀设备运行时间久，阀体外壳铁锈腐蚀厉害，工作、检修密封漏水严重，缺乏自关闭功能和远程监控功能。

（6）技术供水系统原电站采用射流泵供水，射流泵经18年的运行，喷嘴腐蚀严重，效率低下。

（7）滤油机、空压机等辅助设备经过多年的使用，设备已严重老化。

综上所述，某一级水电站发电机组及水力设备存在的问题比较突出，设备老化、磨损是致使机组运行效率低的主要原因。

2.2.2.2电气设备电气设备

（1）发电机定子、转子线圈老化，线圈温度较高，绝缘等级低（B级），电气性能差。

发电机运行至今已近18年，设备严重老化，效率低下。

（2）主变压器采用铝芯变压器S7型，损耗大，存在漏油现象。

（3）励磁系统采用老式晶闸管励磁系统，该系统运行时间已久，老化严重，经常出现建压不了，调节电阻失灵，出现电压不稳定现象。

（4）户内6.3kV高压柜采用的是GG-1A柜，该高压柜运行时间已久，设备陈旧老化，有些高压柜已无“五防功能”，操作不灵活、安全性、可靠性差。

（5）户内0.4kV低压柜，该低压柜运行时间已久，设备陈旧老化，安全性能差。

（6）户外35kV断路器采用DW1型多油断路器，运行维护困难。

（7）户外35kV隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、跌落式熔断器等户外设备运行时间已久，设备老化严重，操作困难，维护不便。

（8）发电机出线电缆以及其它动力电缆、控制电缆因运行时间已久，绝缘老化，已不能满足安全输电及控制要求。

（9）控制保护系统采用常规