水库坝后式Ⅲ级水电站增效扩容工程初步设计报告.docx

1、水库坝后式级水电站增效扩容工程初步设计报告XX省 XX县XX水库坝后式XX（级）水电站增效扩容工程初步设计报告报告书XXXX水利水电勘察设计有限公司序 号名 称单 位改造前型号及参数改造后型号及参数 原设计现状一水 文1流域面积km257.22 57.22 57.22 2 干流长度km16.516.516.53利用水文系列年限年51（19542004年）4多年平均流量m3/s1.23 1.191.19二水 库（XX水库）1 校核洪水位（0.1）：m460.27460.27460.272 设计洪水位（1）：m459.77459.77459.773正常蓄水位m458.26458.26458.264

2、 死水位m424.56424.56424.565总库容万m33640364036406 正常库容万m33310331033107 死库容万m32626268调节特性年调节年调节年调节三前池及厂房水位1拦水坝正常水位m3623623622拦水坝P=2%洪水位m364.03364.03364.033正常尾水位m329.5329.5329.54厂房P=2%洪水位m332.7332.7332.7 XX水库XX水电站工程特性表序 号名 称单 位改造后型号及参数改造后型号及参数 原设计现状四工程效益指标1发电效益2装机容量kW2320232024003多年平均年发电量万kWh214652694 年利用小时

3、数h1016 33635水量利用系数%757575五主要机电设备1 水轮机 型号HL123-WJ-50HL123-WJ-50HL240-WJ-50台数台222 额定出力kW355355436额定水头m32.5232.5232.52额定流量m3/s1.571.571.5 额定转速r/min7507501000水轮机效率%8278.592.132发电机（单机） 型号TSW85/39-8TSW85/39-8SFW400-6/850台数台222额定容量kW320320400 额定电流A577577846额定转速r/min7507501000额定电压V400400400功率因数cos0.80.80.8发

4、电机效率929293绝缘等级 B级B级F级3调速器型号手动手动手电两用4 励磁装置可控硅励磁可控硅励磁可控硅励磁5 进水阀门 DN800,P=1.6MPa61主变压器型号SL-400/10SL-400/10S11-M.R-1000/10序 号名 称单 位改造前型号及参数改造后型号及参数 原设计现状台 数台221容 量kVA4004001000六经济指标1 静态总投资万元-259.092 总投资万元-259.09建筑工程万元-34.64 机电设备及安装工程万元-160.60 金结设备及安装工程万元-8.37 临时工程万元-8.17 独立费用万元-19.84预备费万元-11.58建设期贷款利息万元

5、-6.073主要经济指标差额单位千瓦投资元/kW-1295.5差额单位千瓦时投资元/ kWh-1.27财务内部收益率%-14.49财务净现值（ic=7%）万元-186.65上网电价元/ kWh-0.32投资回收期年-7贷款偿还年限年-01 综合说明1.1 电站基本情况XX电站位于XX县XX区XX乡XX村，是XX水库梯级开发中的第三级电站。XX水库属沅水上游清水江一级支流，碧涌溪北侧，地处东经10928，北纬2718，属多年调节的以灌溉为主的中型水库。该水库控制流域面积57.22 km2，总库容3640万m3，多年平均降雨量为1265 mm，但年内分配不均匀，春季3-5月降水占全年总量的36，夏

6、季6-8月降水占全年总量的36，秋季9-11月降水占全年总量的18，冬季12-2月降水占全年总量的10，其中降水主要集中在4-6月，占全年总量的45。XX电站于1979年动工改建，1980年投产发电。现装机2台HL123-WJ-50水轮机，单机额定引用流量1.57m3/s，2台320kw发电机， 2台手动调速机，2台400kvA主变，以及相应的配电屏和励磁屏。经过33年运行后，机组严重老化出力只有原设计的60%70%，多年平均发电量仅65万kwh，原设计电量214万kwh，相差甚远（一台机组已报废，另一台机组带病运行，经常检修）。因此，变电设备和输电工程均应全面考虑。选择机型时，应充分利用库容

7、条件，使机组在高效区工作，多发电。1.2 电站现状及机组主要参数XX水电站现有机组2台，总装机容量为640kW，其水轮机型号均为HL123-WJ-50，是邵阳水轮发电机厂1979年产品；发电机型号均为TSW85/39-8，是邵阳水轮发电机厂1979年产品。电站1980年投产发电，同时并入系统运行。XX电站现有水轮发电机组及其配套情况如下：水轮发电机组基本参数水轮机型号HL123-WJ-50设计水头（m）32.52额定流量(m3/s)1.57额定转速（r/min）750水轮机额定出力（kW）355发电机型号TSW85/39-8发电机额定出力（kW）320发电机额定转速（r/min）750发电机飞

8、逸转速（r/min）1300额定电压（V）400额定电流（A）577功率因数0.8调速器型号手动1.3 XX水电站增效扩容改造缘由XX水电站系以发电、灌溉等综合利用的水利工程，自1980年电站投入运行至今，XX水电站几乎每年都要出现大量弃水现象，水量得不到充分利用，未达到年调节性能。再由于电站建成投产已三十多年，现有机组机械转动部件磨损严重，过流部件汽蚀严重，电气设备绝缘老化，严重影响电站的安全、稳定和经济运行（一台机组已报废，另一台机组带病运行，经常检修）。1.3.1水力机械设备（1）水轮机XX水电站现有机组2台，总装机容量为640kW，其水轮机型号均为HL123-WJ-50，是1979年产

9、品；发电机型号均为TSW85/39-8，是邵阳水轮设备厂1979年产品。电站1980年投产发电，同时并入系统运行。自1980年投产至今，水轮机磨损、汽蚀严重，致使水轮机效率大大降低。现运行水轮机效率的测定采用蜗壳测流法，在额定水头发额定出力工况下经过多次测流，水轮机额定流量为1.57m3/s，因此在额定工况下水轮机额定效率约为78.5%。技术改造需更换高效率新型转轮。（2）发电机2台发电机经多年运行，绝缘已老化，易受潮。停机时间过长后就需要对发电机组进行短路干燥，否则就会出现电机短路的安全事故，严重影响电站安全运行。技术改造需更换高效率新型转轮，根据水轮机综合模型曲线，单位转速发生了变化，需对

10、发电机进行改造。（3）金属蜗壳2台机组为金属蜗壳，蜗壳原设计壁厚靠近进口部分10mm，靠鼻端部分8mm。自1980年电站建成至今，虽不断刷漆维护，但由于蜗壳上半部分内外温差的缘故，致使外壳一直存在冷凝水，致使蜗壳锈蚀严重，蜗壳有效厚度减薄，经测量蜗壳外壁锈蚀厚度约1mm，内壁锈蚀厚度约2mm，锈蚀后蜗壳有效厚度约6mm，根据调保计算成果进行蜗壳强度计算，蜗壳已不满足额定许用应力的要求，存在较大安全隐患。同时，由于水轮机进行更新，不同型号的水轮机其导叶数、导叶分布圆直径均不相同，需对水轮机进行全面改造，故对蜗壳和座环进行更新。（4）调速器及油压装置现有2台手动调速器属淘汰产品，应更换为微机控制型

11、调速器；因本电站机组容量不大，故更新后调速器拟采用微机可编程调速器。（5）进水阀3台进水阀经过多年运行，现已锈蚀严重，阀门密封损坏，漏水量很大。目前操作机构因锈蚀等原因运行不灵活，常常需要操作多次。并且由于设备过于陈旧，生产厂家已不生产同类产品，零部件更换不便，维护困难。（6）桥式起重机厂内无桥式起重机。 (7)全厂公用辅助设备概述原厂公用辅助设备仅有排水系统设备，这些设备均系上世纪6070年代产品，部分产品技术水平落后，且运行至今已超过使用寿命；部分设备过于陈旧，零部件大多停止生产，购买不便，维护检修困难。供水系统原机组无技术供水，改造后从进水阀上游侧压力钢管取水经滤网过滤抽至蓄水池后供给各

12、部位，取水口管径DN75mm，故需新增1台自动反冲洗滤水器，1台离心泵，并新增阀门及管路。排水系统全厂渗漏排水通过排水沟收集后自流排放至尾水渠，增容改造后排水方式维持不变。量测系统该电站上下游水位未设置上下游水位计，需增设。全厂共用辅助设备测量控制元件需增设1.4 设备技术改造的效果（1）充分利用水资源，提高发电效益XX水电站由于现有的机组运行多年，机组效率低，水资源利用不充分，本次机电设备技术改造后，通过提高水轮发电机效率可以进一步充分利用现有水资源，增加发电量。（2）增大了电网的调峰容量通过更换新型水轮机，提高水轮机效率，在原有的设计参数的基础上，水轮发电机组可以扩容至单机400kW，可进

13、一步增大电网的调峰容量，更有利于电网的稳定运行。（3）保证机组的安全、稳定运行现有机组设备故障率高，不利于电站的安全、稳定运行，通过机电设备技术改造，更换掉一批淘汰设备、已严重被磨损及锈蚀的设备，可保证机组更加安全、稳定的运行。（4）减少了设备维护工作量现有设备已经过多年运行，部分设备无法正常工作，故障率高，且设备太过陈旧，锈蚀卡死现象较多，导致电站管理人员维护工作量大，设备检修难度大。通过机电设备技术改造，可以降低设备故障率，减少电站管理人员维护工作量。（5）提高了电站的自动化水平现有监测控制保护系统自动化水平不高，很多信号没有采集，且现有 继电保护系统动作不可靠。通过机电设备技术改造，电站

14、控制采用全计算机监控，可以提高电站设备的自动化水平，实现“无人值班，少人值守”的运行模式，从而降低运行成本，减轻管理人员工作强度。1.5 施工组织设计XX水电站工程为径流式电站，增效扩容各部工程施工相互干扰小，具备同时施工条件，枯水期可正常施工。该工程施工期从2012年9月底至2013年3月底总工期6个月。其中准备工期20天，扫尾工期20天，主体工程施工140天。1.6 工程概算本次概算编制依据XX省水利厅湘水建管2008第16号文颁发的XX省水利水电工程设计概（估）算编制规定。主体建筑工程施工总工期为6个月，总工时0.55万个。本项目资金筹措计划为：工程申请中央投资为80万元，省配套资金为2

15、0万元，自筹资金为50万元，109.09万元，建设期贷款年利率为6。按2012年度第二季度价格水平,本工程 静态总投资： 259.09万元建设期利息： 6.07万元工程总投资： 259.09万元1.7 经济评价该工程项目经济内部收益率为14.49%，大于社会基准折现率，经济净现值为186.65万元，远大于零，其经济投资回收年限为7年，说明该工程具有较好的经济效益。经评估，本电站财务效益较好，因此，本项目的实施在经济上是合理、可行的。为了提高项目的抗风险能力，建议建设期及生产运行期加强管理，节约投资，降低成本，多发挥效益。2 水文气象2.1流域概况XX水库位于XX县XX区XX乡白土田村。水库属沅

16、水上游清水江一级支流，碧涌溪北侧，地处东经10928，北纬2718，属多年调节的以灌溉为主的中型水库。该水库控制流域面积57.22 km2，总库容3640万m3，多年平均降雨量为1265 mm，但年内分配不均匀，春季3-5月降水占全年总量的36，夏季6-8月降水占全年总量的36，秋季9-11月降水占全年总量的18，冬季12-2月降水占全年总量的10，其中降水主要集中在4-6月，占全年总量的45。2.2 气象条件XX县属中亚热带湿润季风气候，XX水库无气象站，采用黄潭桥站的水文气象资料，观测年限从19542004年共51年，资料通过怀化市气象局分析整编，精确可靠。气象情况如下：库内气候温和，年平

17、均气温16.5，年内四季分明，年极端最高气温39.6（1971年7月27日），最低气温-10.7（1977年1月30日），年内气温高于30平均为92.5天，低于0平均为24.6天。无霜期多年平均为288天，多年平均降雪天数为8.6天，最多20天，最少2天。日照时数属偏少的地区，全年日照时数平均为1500小时，每天平均4.1小时，多年平均蒸发量为1154mm，年平均相对湿度为82，多年平均风速为1.9 m/s。2.3工程等级及防洪标准本工程大坝按3级水工建筑物、电站按4级水工建筑物进行设计。因大坝于2010年已除险加固并验收合格，且电站下游尾水接北干渠，故该工程不需要进行防洪设计。大坝防洪设计引

18、用除险加固参数，大坝校核洪水重现期为1000年，校核洪水位460.27m；设计洪水重现期为100年，设计洪水位459.77m。2.4 水文资料 XX水库位于沅水上游青水河一级支流，水库未设水文站，在距水库坝址35km的黄潭桥水文站有19542004年共51年的流量实测资料，资料完整可靠，且与XX库区植被、地质结构等差异不大，可将黄潭桥站水文资料及数据移植至XX进行计算。2.5 径流计算及水量分配2.5.1坝址径流系列计算用面积比拟法移植黄潭桥至XX。参用计算公式：Q梨=（）1.0Q黄式中F流域面积 Q流量简化上式为：Q梨=1.0Q黄=0.35Q黄岩湾水电站引用同水系的黄潭桥径流资料，黄潭桥站代

19、表年保证率相应年径流量为表：表2.5.1-1保证率（%）105090年平均径流量m3/s4.463.312.43用面积比拟法计算得XX水库不同保证率的年平均径流量如下表表2.5.1-2保证率（%）105090年平均径流量m3/s1.561.160.85坝址多年年平均流量频率曲线图2.5.1-3此计算的坝址历年年平均流量成果表见2.5.1-4。表见2.5.1-4 XX水库坝址历年年平均流量成果表年份年平均流量年份年平均流量年份年平均流量19542.12 19711.27 19881.07 19551.20 19720.95 19890.71 19560.86 19731.45 19901.11

20、19571.15 19741.07 19911.49 19581.13 19750.93 19921.37 19591.07 19761.40 19931.18 19600.94 19771.56 19941.56 19610.98 19780.93 19951.59 19621.10 19791.09 19961.36 19630.76 19801.16 19971.40 19641.29 19810.84 19981.18 19651.37 19821.40 19991.37 19660.88 19831.07 20001.23 19671.44 19841.16 20010.99 196

21、81.39 19850.80 20021.28 19691.54 19860.83 20031.24 19701.29 19870.99 20041.08 经统计：坝址19542004年多年平均流量为1.19m3/s，与原设计多年平均流量 1.23m3/s仅相差0.04m3/s。根据水文资料计算结果：多年平均来水量为1.19 m3/s；多年平均总水量为1.19360024365/1000=3748万m3XX电站位于彭家湾电站下游，利用彭家湾尾水及区间来水通过挡水坝拦水发电，XX湾电站可直接引用彭家湾电站运行参数，合理分配水量，充分利用水资源。2.5.2 水量分配 XX电站为XX水库三级电站，X

22、X水库发电用水及通过彭家湾电站发电后流入XX电站拦水坝。根据该XX往年运行经验及收集查找XX灌区资料，以优先灌溉用水为原则，合理分配。梯级电站及灌溉用水分配方案见表2.5.2-1表见2.5.1-5 XX水库梯级电站及灌溉用水分配表月份岩湾电站灌溉彭家湾XX流量可供 发电水量流量水量流量可供 发电水量彭家湾 来水 流量彭家湾 来水量杨溪河 补水 流量杨溪河 补水水量可供 发电 水量12.14 462.24 2.14 462.24 2.14 462.24 0.32 86.04 548.28 22.14 322.50 2.14 322.50 2.14 322.50 0.32 79.55 402.05

23、 30.31 82.36 82.36 40.45 115.95 0.45 115.95 0.77 199.26 199.26 50.83 214.10 0.83 214.10 0.88 236.37 236.37 61.04 268.50 1.04 268.50 0.93 240.41 240.41 71.06 274.35 1.06 274.35 0.99 265.83 265.83 80.93 241.40 0.93 241.40 0.96 257.13 257.13 92.14 462.24 0.45 115.95 1.69 346.29 1.69 346.29 0.46 119.56

24、465.85 102.14 462.24 0.05 13.20 2.09 449.04 2.09 449.04 0.64 172.42 621.46 112.14 462.24 2.14 462.24 2.14 462.24 0.33 86.18 548.42 122.14 462.24 2.14 462.24 2.14 462.24 0.35 94.75 556.99 合计3748.00 1243.45 2504.55 2504.55 1919.86 4424.41 2.6设计洪水 XX水库原设计泄洪为溢洪道泄洪至清水河，未泄入本项目所在流域，不予考虑XX水库洪水，但XX电站在杨溪河上，有杨

25、溪河洪峰流量注入，故需对XX电站进行洪水设计。XX电站坝址控制集雨面积F=30km2，按所产生的洪峰流量求出XX电站的洪水流量。2.5.1 用推理公式推求设计洪水（1）电站库内坝址设计洪水参照查算手册，洪峰流量及汇流时间可以利用汇流公式：Qm=0.278FRt/tt=0.278L/mJ1/3Qm1/4通过试算求得。汇流公式中Qm为地面最大洪峰流量（m3/s），F为流域面积（km2），Rt/t为地面径流强度，t为汇流时间（h），L为流域干流长度（km），J为干流平均坡降，m为因流域形状而变的系数，由电站坝址控制集雨面积30km2，干流长度（6.6km）及干流平均坡降（13.2）。求得电站设计、校核洪峰流量。设计洪水：Q2%=248.2ms（P=2%）。校核洪水： Q1=373.6ms（P=1%）。施工洪水： Q20=114.3ms（P=20%）。2.7 下游水位高程计算2.7.1 XX电站下游水位流量关系曲线的推求XX电站厂房下游无实测水位关系曲线，因此仅能实测河床的纵横断面，采用水力学方法推求，同时结合少量的实测资料和洪水调查资料进行修正，最后确定下游水位流量关系曲线。2.7.1.1 基本资料：1、实测河床纵、横断面。2、水面坡降采用i=0.030.053、河床造率n=0.040.0454、调查最高洪水位：367.85m2.7.1.2 水位流量关系曲线的推求，