某电站可研报告_文库吧

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【导读】电站基本设计参数如下:。悬移质泥沙主要由粘土、粉土和中细沙组成,其中小于粘土占%,9月至次年5月期间在正常蓄水位1774m运行时淤积在库内的泥沙,在汛期水。过机含沙量为,其中值粒径为。石英含量占45±5%,云母和伊利石占25±5%,长石占12±3%,绿泥石占10±3%,,云母和伊利石、绿泥石。根据本电站水头范围,可选用的机型为混流式机组。额定水头宜在~1倍的加。运行时,在中间水头区域运行时间较长。组运行工况较差。单机容量和机组台数应满足电力系统运行安全、可靠、调度灵活的。术、经济综合比较确定。由公式Nf=×H×Q0×ηt×ηf可知,当发电机功率为一定时,H与Q成反比关系。现初定水轮机效率ηt≈90%,发电机效率ηf≈%。为确定机组单机容量,对某水电站。的长系列水头、流量过程进行了可发出力的统计,详见表。由表可以看出,月平均可发出力的分布极不均匀。由于5×14MW方案机组台数过多,故不予考虑。站下泻,以充分利用水能、减少弃水,同时更好的保护机组。

  

【正文】 7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
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7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
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水力机械
电站基本参数
某水电站装机容量70MW,电站的任务是发电并兼顾某水利枢纽工程的反调节水
库。电站基本设计参数如下:
1.上游水位
水库校核洪水位
水库设计洪水位
水库正常蓄水位
水库死水位
2.下游水位
校核尾水位
设计尾水位
正常尾水位
最低尾水位
3.水头
最大水头(毛水头)(单独运行/联合运行)
最小水头(净水头)(单独运行/联合运行)
加权平均水头(净水头)(单独运行/联合运行)
4.保证出力(单独运行/联合运行)0/
5.多年平均发电量(单独运行/联合运行)•h
6.年利用小时数(单独运行/联合运行)2804/3328h
7.气温℃
8.泥沙
1)悬移质颗粒级配
悬移质泥沙主要由粘土、粉土和中细沙组成,其中小于粘土占%,
~%,~、细沙占%,粗沙占%。
2)汛期过机含沙量
汛期(6~8月)平均入库含沙量为,水库运行5年后,达到悬移质冲淤
平衡。9月至次年5月期间在正常蓄水位1774m运行时淤积在库内的泥沙,在汛期水
位降至排沙水位1771m运行时排出库外,汛期6~8月平均出库含沙量为,即
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过机含沙量为,其中值粒径为。
3)悬移质泥沙矿物质成份
石英含量占45±5%,云母和伊利石占25±5%,长石占12±3%,绿泥石占10±3%,
碳酸盐3~5%,其它少量。摩氏硬度大于5的矿物质主要是石英(摩氏硬度为7)和长石
(摩氏硬度为6~),云母和伊利石(摩氏硬度为2~3)、绿泥石(摩氏硬度为2~)。
4)多年平均含沙量
5)多年平均悬移质输沙率341kg/s
6)多年平均悬移质输沙量1075×104t
水轮机额定水头选择
根据本电站水头范围,可选用的机型为混流式机组。额定水头宜在~1倍的加
权平均水头范围内选取,既额定水头范围为:单独运行91~,联合运行~96m。
根据规划专业提供的长系列水头、流量过程,经统计,本电站月平均水头分布见
表。
电站月平均水头分布表

单独运行联合运行
水头范围出现次数占比(%)水头范围出现次数占比(%)
~913~45
91~9259~9230
92~9311592~9343
93~9423993~9452
94~954494~9588
95~2795~96361
~134096~5
由表可以看出,本电站单独运行时,在较高水头区域运行时间较长;联合
运行时,在中间水头区域运行时间较长。结合水库的调度运行方式及机组单机容量选
择,经综合考虑,初定额定水头为94m,单独运行时He/Hpj=,;联合运行时
He/Hpj=。
机组台数确定
本电站建成后以满足上游某水利枢纽工程的发电反调节任务为主,发电为辅,机
组运行工况较差。单机容量和机组台数应满足电力系统运行安全、可靠、调度灵活的
要求和对水电厂单独运行及联合运行时在汛期和非汛期不同输出功率的要求,通过技
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术、经济综合比较确定。
由公式Nf=×H×Q0×ηt×ηf可知,当发电机功率为一定时,H与Q成反比关系。
现初定水轮机效率ηt≈90%,发电机效率ηf≈%。为确定机组单机容量,对某水电站
的长系列水头、流量过程进行了可发出力的统计,详见表。
电站可发出力分布情况表

可发功率(MW)单独运行联合运行出现次数占比(%)出现次数占比(%)
0~18070
1~201
2~302
3~401
4~501
5~600
6~7662
7~84751
8~941254
9~103246
10~11221
11~12142
12~13181
13~14163
14~15191
15~16131
16~17122
17~18100
18~19110
19~20100
20~21181
21~22813
22~231031
23~2471
24~25131
25~2690
26~2780
27~2870
28~29110
29~3040
30~31121
31~3255
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可发功率(MW)单独运行联合运行出现次数占比(%)出现次数占比(%)
32~3376
33~3477
34~3573
35~3633
36~3755
37~3871
38~3973
39~4050
40~4130
41~4241
42~4321
43~4461
44~4540
45~4600
46~47157
47~4841
48~4961
49~5040
50~5141
51~5260
52~5372
53~5461
54~5551
55~56103
56~5722
57~5852
58~5934
59~6020
60~6101
61~6280
62~6340
63~6461
64~6541
65~6642
66~6730
67~6820
68~6930
69~7070
>70390141
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由表可以看出,月平均可发出力的分布极不均匀。单独运行时可发出力在
0~1MW之间的比重为%,可发出力>70MW的比重为%,其余均小于5%;
联合运行时可发出力在7~10MW之间的比重约为%,可发出力>70MW的比重为
%,其余均小于5%。考虑本电站作为某水利枢纽工程的反调节电站,且某水利枢
纽工程建设在即,机组容量选择应充分考虑联合运行方式下的长期安全、稳定运行要
求。
由表的统计结果可知,联合运行时,为保证机组的长期稳定运行,单机容
量不宜大于14MW。由于5×14MW方案机组台数过多,故不予考虑。
按规范要求,机组不宜在低于45%额定出力的状态下发电,故单独运行时有较长
时间无法发电。为此明确,当上游来流量小于,应将该部分流量从生态电
站下泻,以充分利用水能、减少弃水,同时更好的保护机组。为确定机组单机容量,
进行了机组台数比选,详见表。
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
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机组台数比较表

参数方案名称方案一(2×14MW+1×42MW)方案二(1×14MW+2×28MW)方案三(2×14MW+2×21MW)
一、水轮机
型号HLxxx-LJ-165HLxxx-LJ-285HLxxx-LJ-165HLxxx-LJ-235HLxxx-LJ-165HLxxx-LJ-205
额定流量m3/s
额定转速r/min375375250375300
水轮机效率
吸出高度m
设计比转速m·kW
比速系数1466
单台重量t55170551135585
二、发电机
型号SF14-16/4000SF42-28/6900SF14-16/4000SF28-24/5800SF14-16/4000SF21-20/4900
功率因数
单台重量t125377125259125190
转动惯量t·m2
三、调速器型号WDT-50WDT-100WDT-50WDT-100WDT-50WDT-100
四、油压装置型号
五、进水阀型号PDF160-WY-200PDF160-WY-350PDF160-WY-200PDF160-WY-290PDF160-WY-200PDF160-WY-250单台重量t
565828925676
六、桥机
起重量200/50150/50100/50
跨度Lkm19
工作制A3,轻级慢速A3,轻级慢速A3,轻级慢速
重量t18013085
七、主厂房尺寸
机组段长度m
主厂房总长m
主厂房宽度m
主厂房高度m
八、总投资静态总投资(万元)680506759868520
7
水力机械、电工、金属结构及采暖通风
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
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由表可以看出,方案二投资最低,方案一投资次之,方案三投资最高。但
方案二仅有一台14MW机组,而根据规划专业提供的水头、流量下泄过程可知,本电
站建成后将长期在较低负荷区域运行,没有备用机组将不利于电站的长期安全稳定运
行;方案三机组台数最多,且投资最高,不予采用。经技术经济综合比较,本阶段推
荐方案一,既2×14MW+1×42MW装机方案
水轮机参数的确定
比转速的选择
比转速ns是衡量水轮机综合性能的重要指标,ns直接反映了水轮机的设计制造水
平及其能量、空蚀性能的优劣,比速系数K(K=ns×H)则反映了水轮机的技术发展
水平。一般来说,在水头相同的情况下,选用较高比转速的水轮机,可以提高机组转
速、减小机组尺寸以降低机组造价。但水轮机比转速的提高,往往受到水轮机效率、
运行稳定性、空化、磨蚀性能以及强度等许多因素的制约。通常采用经验或统计公式
来表征比转速与水头的关系,并认为比速系数K值是代表比转速的特征参数。根据国
内外制造行业给出的经验公式计算出水轮机比转速为~·kW,相应比速
系数范围为1260~2523(见表)。
比转速及比速系数经验公式统计表

国家单位公式ns数值比速系数
美国ns=(下限)
美国ns=(中限)
加拿大魁北克设计院ns=
加拿大ns=
瑞典KMW公司ns=
意大利87ns=
中国国内专家(150m水头段)ns=49500/(Hr+125)
中国国内专家ns=47406/(Hr+)
中国哈电机厂ns=57000/(Hr+125)
中国东方电机厂ns=50000/(Hmax+100)
法国奈尔皮克ns=
前苏联乌斯特-伊利姆斯克电站ns=
俄罗斯AMэ推荐公式ns=
日本HECns=
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
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考虑本电站泥沙含量较高,保证出力较小,且电站地处边疆地区,当地的检修能
力较差,为保证机组长期稳定运行,机组参数不易过高,本阶段初定比速系数K取值
范围为1450~1650,相应比转速范围为~·kW。
单位转速n1′和单位流量Q1′的选择
单位转速的选择应符合比速系数的水平,从比转速计算公式ns=′(Q1′×η)1/2可
以看出,比转速主要由单位转速、单位流量和效率三个参数决定。只有选择合适的单
位转速和单位流量,使二者达到最佳匹配关系,才能获得最优的水轮机综合性能。提
高n1′可以减小发电机的外形尺寸,降低造价,有较大的经济效益,但n1′的提高使水轮
机转轮过流流速加大,离心力增加,促使叶片应力增大,故它又受到转轮叶片强度、
泥沙、空蚀、稳定性、材质等诸多因素的限制。提高Q1′的好处是显而易见的,它的提
高可以减小水轮机尺寸、提高出力、降低造价,但Q1′的提高,往往受到空蚀的限制。
随着技术的进步,单位转速和单位流量都有了较大提高。
综合以上分析,结合本电站情况,认为n1′和Q1′在如下范围较为合理:
n1′=60~70r/min
Q1′=~
效率
由于计算机技术广泛应用于水轮机水力设计、性能预测、稳定性分析,效率水平
有了很大提高。本电站属于100m水头段,按目前的效率发展水平,浑水模型转轮的最
高效率不低于92%,真机效率按Moody公式的2/3进行修正。真机额定效率不低于90%,
最高效率不低于93%。
装置气蚀系数和吸出高度
水轮机装置气蚀系数的确定,国内外一直有两种观点。一种观点认为:应选取较
大的装置气蚀系数,即选择较低的水轮机安装高程,这样虽然加大了电站的挖深,造
成土建工程量的增加,加大了电站一次性投资,但可以减少水轮机投运后的检修次数
和运行维护费用,同时,采用较大的吸出高度,可以减小水轮机的压力脉动值,对提
高水轮机安全稳定运行大有益处。另一种观点认为:选取较小的装置气蚀系数,以减
少电站的挖深,从而减少电站一次性投资,但机组投运后需要一定的检修和维护费用。
基于两种观点,国内外各公司提出的装置气蚀系数的统计数值或经验公式差别很大。
从表中可看出,当比转速为~·kW之间时,电站的装置空
蚀系数在~之间。考虑本电站过机含沙量较高,为保证机组稳定运行,初
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
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定电站机组装置空蚀系数,相应吸出高度为。
电站装置空蚀系数统计表

公式来源公式比转速为·kW比转速为·kW
日本富士通公司δy=×
哈大电机所δy=8×+
奥地利VOITHδy=×
捷克δy=×
意大利公司δy=×
瑞典KMWδy=8×
日本电气学会δy=×10-6ns2
美国垦务局δy=×
我国电站统计δy=×
抗磨蚀措施
由于本电站泥沙含量较高,为保证电站长期安全稳定运行,本阶段在机组选型时
有意识的适当降低比转速、比速系数及效率等有关目标参数;适当降低了机组的安装
高程。同时考虑在机组招标时要求水轮机的主要过流部件(活动导叶、转轮等)均采
用不锈钢材料,并要求在转轮、顶盖、底环、导叶及尾水管锥管进口段等通流部件表
面喷涂抗泥沙磨蚀的非金属材料涂层。
过流部件的选取
本电站在水轮机过流部件的选择方面,除了严格按照模型流道尺寸控制流道外形尺
寸外,参照目前已建水电站运行的先进经验,在尾水管计算时选择尾水管高度H≥3D1,长
度L≥,对提高机组的效率和机组稳定性较为有利。
水轮机模型参数
推荐本电站水轮机模型参数如下:
比转速ns~·kW
比速系数K1450~1650
最优单位转速n1′60~70r/min
单位流量Q1′~m3/s
水轮机模型最高效率ηMmax≥93%
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
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轮机真机参数
本阶段推荐水轮机真机参数如下:
参数14MW机组42MW机组
水轮机额定功率(kW)
额定水头(m)9494
转轮直径D1(m)
额定转速(r/min)375
飞逸转速(r/min)
额定流量(m3/s)
额定效率(%)
最高效率(%)
实际单位流量(m3/s)
实际单位转速(r/min)
比转速(m·kW)
比速系数
吸出高度Hsˊ(m)
单台水轮机总重(t)55170
水轮机发电机
发电机采用立轴悬式结构,密闭空气循环冷却方式,型号及主要参数为:
参数14MW机组42MW机组
型号SF14-16/4000SF42-28/6900
额定功率(MW)
功率因数cosφ
额定容量(kVA)1647149412
额定电压(kV)
额定转速(r/min)375
效率(%)
转动惯量(t·m2)
总重(t)125377
调速系统
14MW机组调速器采用微机调速器,型号WDT-50,具有PID调节规律,残压测频
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
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方式。配用油压装置为,系统操作油压采用。
42MW机组调速器采用微机调速器,型号WDT-100,具有PID调节规律,残压测频
方式。配用油压装置为,系统操作油压采用。
根据《水力发电厂机电设计规范》及本电站在系统中承担基荷任务的特点,确定
本电站调节保证计算的设计标准如下:
机组转速最大上升率≤50%
蜗壳最大压力值≤
尾水管进口真空度≥-
枢纽布置经综合比较后推荐设调压井、一洞三机、地面厂房布置形式。本阶段对
本电站过渡过程进行计算分析工作。成果见表:
过渡过程分析计算成果表

序号计算工况
分别按Hr、Hmax甩额定负荷两种工况计算
42MW机组14MW机组
1ΣL(调压井后,取大值)
2ΣLV(调压井后,取大值)
3导叶关闭时间(s)1210
4导叶关闭方式直线关闭规律直线关闭规律
5机组飞轮力矩GD2()
6水流惯性时间常数TW(s)
7机组惯性时间常数Ta(s)
8Tw/Ta值
9转速最大上升率βmax(%)
10蜗壳最大压力值(m)
11尾水管进口真空度(m)
进水阀
由于本电站采用一洞三机引水方案,每台水轮机进口前配备进水阀。14MW机组
配用进水阀型号为PDF160-WY-200,阀门公称直径,最大静水压力107m,最大
承压水头160m。42MW机组配用进水阀型号为PDF160-WY-350,阀门公称直径,
最大静水压力107m,最大承压水头160m。
蝶阀系统操作油采用蓄能罐形式,操作油压16MPa。
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
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厂内起重设备
为满足机组安装检修,在主厂房内设置一台单小车电动双梁桥式起重机,机组安
装检修时,最大起重件为42MW机组的发电机转子连轴,其重量约为179t。桥机主要
参数如下:
型号200/50/10
工作制A3
跨度Lk(m)19
起重量(t)200/50/10
起升高度(m)24/26/28
桥机总重量(t)180
为便于上游副厂房GIS室设备的安装和检修,在GIS室内设置电动单梁起重机一
台,起重量10t,跨度9m,起升高度22m。
辅助机械设备
技术供水系统(见图)
(1)供水对象及用水量
机组技术供水对象有发电机空气冷却器、上导推力轴承油冷却器、下导轴承油冷
却器、水轮机导轴承油冷却器。机组各部用水量估算见表:
机组各部用水量估算表

用水部位14MW机组用水量42MW机组用水量单位
发电机空气冷却器190335m3/h
上导轴承820m3/h
推力轴承6090m3/h
下导轴承820m3/h
水导轴承514m3/h
单台机用水量271479m3/h
全厂总用水量1021m3/h
(2)技术供水方案
根据某水电站水头范围(—)及《水力发电厂水力机械辅助设备系统
设计技术规定》要求,本电站机组供水方式比较了三个方案,即:水泵供水、自流减
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
360
压供水及顶盖取水。
水泵供水方案技术上比较成熟,水泵定型产品较多,其运行调度灵活,易于控制,
但设备占地面积大,水泵运行条件较差,运行和维护相对复杂且耗用厂用电量较大。
自流减压供水方案设备布置简单,使用操作和维护均方便,占地面积小。近年来,
国内一些阀门专业生产厂家,与国外先进国家进行合资或合作生产减压阀,产品已在
一些电站投入使用,反映良好,而且国产减压阀的生产技术也日趋成熟,其可靠性也
在不断提高。由于本电站泥沙含量较高,采用自流减压供水方案可能会造成滤水器堵
塞,为保证技术供水的可靠性,每个取水口出口均采用双滤水器(一用一备,自动切
换)加双减压阀的(活塞式,带自动排污)的方式满足技术供水要求。
顶盖取水方案设备布置简单,占用场地少,易于维护和管理。但其主要问题在于
水量和水压不易控制,使得机组运行的可靠性难以保证。
经过综合比较三种不同供水方式的优缺点,本电站技术供水采用压力钢管取水,
自流减压供水方式。单元自流(滤水器+减压阀)供水为主供水水源,同时根据规范要
求―对单元自流供水系统,可设联络总管起互为备用作用‖,故三台机共设一根联络总
管互为备用,中间设阀门分段控制,全厂形成总管供水。考虑到本电站河道泥沙含量
较大,用水设备采用正、反向进水方式。供水管路上布置有取水口、高精度全自动滤
水器、自动减压阀、流量计、温度计等。
(3)消防供水(见图)
消防供水采用压力钢管取水、经滤水器过滤、减压阀减压的供水方式,备用水源
取自高位水池。消防管路形成环管自成系统。供水对象为主、副厂房消火栓用水、发
电机水喷雾用水及厂外消火栓用水。
排水系统(见图)
排水系统分为机组检修排水和厂房渗漏排水两部分。为保证电站安全运行,将两
部分分开设置。
(1)机组检修排水
机组检修时检修排水量包括进水阀后压力管、蜗壳、尾水管的积水量及进水阀和
尾水闸门的漏水量。一台42MW机组检修时各部排水量估算如下:压力管道约75m3;
蜗壳约110m3;尾水管约195m3;进水阀及尾水闸门漏水量约304m3/h。机组检修排水
设置全自动立式自吸泵2台,水泵型号为200WFB-BD2,流量310m3/h,扬程25m,配
备电机功率55kW。
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
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(2)渗漏排水
厂房渗漏水及部分机组排水排至集水井,集水井总容积不小于870m3,有效容积
700m3。渗漏排水泵选用3台立式长轴深井泵,其中一台备用,水泵型号为
350RJC450-30,流量540m3/h,扬程25m,配备电机功率55kW。
油系统
(1)透平油系统(见图)
透平油为机组各部轴承润滑用油。透平油系统的任务是接受新油、贮备净油、向
设备注油和补油、自设备排油、净化运行油、收集和保存污油。以及经常性的对油质
进行化验,分析等。机组的供油量应以制造厂提供的资料为准,本阶段在尚未获得制
造厂资料前,暂按《水电站机电设计手册》提供的相关公式估算。经计算机组各轴承
用油量见表:
机组各轴承用油量

用油部位14MW机组用油量42MW机组用油量单位
上导、推力轴承4m3
下导轴承m3
水导轴承m3
油压装置
单台机用油量m3
单台机组最大用油量约。设置15m3户内净油罐、污油罐各一个,油处理设
备选用透平油滤油机1台,型号为ZJCQ-6型透平油过滤机,流量6m3/h,功率,
工作压力≤,工作真空度≤2020Pa,精密过滤机2台,型号为JYG-100,流量6m3/h,
功率3kW;齿轮油泵2台,型号为2CY-6/型齿轮油泵,流量6m3/h,功率,
出口压力,吸油高度4m。透平油牌号TSA-46。
进水阀采用蓄能罐型式,配用油牌号为YB-N46的耐磨液压油。蓄能罐用油由进
水阀生产厂家供给,透平油系统未计入。
油库和油处理室布置于安装间下高程,油库面积约73m2,油处理室面
积约88m2,配有单独的通风系统。油泵、透平油过滤机、精密过滤机均布置在油处理
室内。油处理室内油处理设备及管路上接有活接头,当机组检修需要排油时,可通过
油泵和总排油管将油排至运行油罐,油处理完毕后,油罐可通过连接在油处理室总供
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
362
油管上的供油泵和供油管路向各用油设备供油。当运来新油时,可通过活接头,由油
槽车自流向净油罐内充油。排油时,可通过排油管、油泵及活接头向油槽车排油。油
库大门处设置挡油坎,坎高,坎内容积44m3,根据规范要求,小于200m2的油库
可不单独设置事故排油坑。
(2)油化验设备
本电站配置油化验设备一套。见表油化验设备清册。
油化验设备清册

序号名称型号规格数量
1比色计
721型波长范围:420-470mm1套
光电分光比色计检流计电流常数:10A/分度
2
比重计或液体比重天平I,II,III型
测量比重范围:0-2g/ml1个(韦氏天平)
PZ-A-5
3
PH仪PHS-1KD-1
测量范围:0-14PH1个(酸度计)
PHS-2
4开口闪点测定器ZKS(自动)量程:20-380℃1个
5闭口闪点测定器ZBS(自动)量程:20-380℃1个
6水浴锅HHS-4双列四孔,室温-100℃1个
7恩氏粘度计WNE-1(GB/T-266-88)内锅:铜质;内壁:不锈钢;1个
8架盘天平HC-TP11-2200g/200mg1个
9光电分析天平TG328A200g/1个
10电热恒温干燥箱SC202A(数字)10-300℃1套
11电动搅拌机JB-90-2具有加热,控温,无级调速1个
12绝缘油耐压试验器ZYS-3环境温度0-40℃1套
13万用电炉立式500-1000KW2个
(3)绝缘油系统
由于目前变压器均采用20年免维护设计,故本电站不单独设置绝缘油系统。但考
虑到变压器首次充油的要求,设置1台真空净油机,型号为ZJB-1KY,流量为1m3/h,
功率为21kW,工作压力≤;同时设置1台真空抽气机组,型号为ZKJ-30,抽气
速率3m3/h,极限真空≦7Pa;工作真空≦133Pa;功率为
压缩空气系统(见图)
全厂压缩空气系统分为低压()和中压()两个系统。
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
363
(1)低压压缩空气系统
低压压缩空气系统供气对象为机组制动用气和检修用气。为保证机组制动气源的
可靠性和用气质量,机组制动用气和检修用气分别设置,两系统间设有止回阀相连,
检修气系统可做为制动气系统的备用气源,以保证机组制动供气的可靠。
机组制动用气系统:根据本电站电气主接线分析,电站有可能3台机组同时制动
停机,故机组制动按同时制动3台机组考虑。机组制动耗气量参照国内已运行的类似
水电站机组的实际耗气量,同时考虑留有一定裕度,单台机制动耗气量实际取值为6l/s。
制动系统选用螺杆式低压空压机2台,互为备用,空压机型号为WF-3/8,排气量
3m3/min,排气压力,电机功率22kW。设有工作压力为、容积为6m3
的储气罐一只。
检修用气系统:供气对象为机组检修、风动工具、空气围带及吹扫用气。按一台
42MW机组扩大性大修和一台14MW机组小修进行设计。选用螺杆式低压空压机1台,
空压机型号为WF-3/8,排气量3m3/min,排气压力,电机功率22kW。设有工
作压力为、容积为4m3的储气罐一只。
由于本电站水头较高,检修用气系统无法满足技术供水取水口及消防供水取水口
吹扫的气压要求,因此单独为取水口吹扫配备1台吹扫空压机,空压机型号为,
排气量1m3/min,排气压力,电机功率11kW。
(2)中压压缩空气系统
中压气系统主要供给机组油压装置用气,额定气压为,供气设备选用二台
V-1/型中压空压机(互为备用),排气量1m3/min,排气压力,功率,
其启动和停止根据储气罐的压力自动控制,配有一个3m3,气压为7MPa的储气罐。
测量系统(见图)
电站水力测量系统的对象为机组运行工况、水力参数、机组稳定性能等。
水力测量系统的项目设置,分全厂性测量和机组段测量两部分。全厂性测量项目
包括:水库水温、水库水位、下游尾水位、拦污栅前后压差、电站毛水头、集水井水
位控制。机组段测量项目包括:蜗壳进口压力、蜗壳末端压力、蜗壳测流、机组净水
头、尾水管进口压力、尾水管压力脉动及出口压力、机组冷却水温度、机组冷却水流
量、机组冷却水压力、水轮机顶盖压力、主轴密封检修供气压力、振动摆度监测等。
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
364
厂房布置
主厂房内布置有3台立式水轮发电机组及其附属设备,安装场布置在主厂房左端。
主厂房平面控制尺寸及安装场长度
(1)机组段长度的确定
机组为混流式机组,经对发电机风罩、蜗壳、尾水管最大外形尺寸的计算比较,
机组间距主要受发电机风罩尺寸控制。考虑机组附属设备及主要通道,吊物孔及楼梯
等的布置,确定42MW机组的机组段长度为,14MW机组的机组段长度为。
(2)厂房宽度的确定
厂房上游侧宽度受蝶阀、伸缩节尺寸、蜗壳+Y方向外包混凝土厚度、电气设备布
置以及通道尺寸控制;下游侧宽度受发电机风罩及通道尺寸控制。考虑设备布置及通
道要求,确定厂房上游侧宽度为,下游侧宽,总宽度为(42MW
机组控制)。
(3)安装场长度
安装间长度按一台42MW机组扩大性检修要求,在安装场需放置:发电机转子、
发电机上、下机架、水轮机顶盖、水轮机转轮。根据各部件尺寸,确定安装场长度为
24m。
(4)主厂房总长度
主厂房3台机组段长,安装场长度为24m,总长度为(含机组分缝)。
厂房主要高程
(1)机组安装高程
机组安装高程确定为。
(2)尾水管底板高程
尾水管高度为3D1(至导叶中心线),42MW机组尾水管底板面高程为,
14MW机组尾水管底板面高程为。
(3)蝶阀层地面高程
蝶阀层地面高程由安装高程(压力管中心高程),钢管底部至地面高度(做为通道)
确定。蝶阀层高程为
(4)水轮机层地面高程
水轮机层地面高程由安装高程,蜗壳进口断面直径和蜗壳上部外包混凝土厚度等
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
365
综合确定,水轮机层高程为。
(5)水轮机夹层地面高程
根据水工结构布置要求,水轮机夹层地面高程确定为
(6)发电机层地面高程
根据水轮发电机组的尺寸并结合水工结构布置要求,确定发电机层地面高程为

(7)安装场地面高程
安装场地面高程由厂外进厂公路地面高程控制,结合最高尾水位,并考虑一定裕
量,同时根据水工防洪要求,确定为。
(8)桥机轨道顶高程
桥机轨道顶高程按起吊最大件:42MW机组的发电机转子带轴高度控制。42MW
机组的发电机转子带轴高度约为、吊具高度为,总高度为,考虑吊
钩至轨顶最小高度2m、地面距离等,并留有一定的安全距离,确定轨顶高程为

(9)厂房顶部高程
厂房桥机为200/50/10t单小车,桥机本体在轨道以上最大高度为5m,厂房顶部安
装照明灯具,并与桥机顶部留有一定空间,则厂房顶部梁系下部高程为。
(10)主厂房高度
尾水管底板至安装场地面高度为,安装场地面至厂房顶部梁系下部高度为
,主厂房尾水管底板至厂房顶部梁系下部总高度为。
机组主要附属设备及吊物孔、楼梯通道布置
主厂房上游侧为吊运通道,发电机层上游侧柱间布置机旁屏;安装场下层高程为
,布置有透平油库、油处理室、空压机室、通风机室;水轮机夹层上游侧布置
有调速器及其控制柜;水轮机层上游侧布置有蝶阀操作机构及蝶阀操作柜;水轮机层
下游左侧端头布置有集水井排水泵;蝶阀层布置有蝶阀、滤水器等;尾水管层3#机端
头布置有机组检修排水泵。
在厂房发电机层左侧端头及安装间旁设有楼梯,可通向水轮机夹层、水轮机层及
蜗壳层;安装场设有上桥机的爬梯。蝶阀上部均设有蝶阀吊物孔;安装场设有检修吊
物孔。
由于本阶段主机设备制造厂家尚未确定,以上控制尺寸只是初步确定,待制造厂
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
366
家确定后,将适当调整有关控制尺寸。
生态水电站
为了保证某水电站工程下游生态用水的需要,在导流兼泄洪冲砂洞设引水支管接2
台,生态电站水轮机的额定流量为,满足下泄生态基流
5m3/s的要求。
生态电站最大水头(单独/联合)m,最小水头(单独/联合)m,
加权平均水头(单独/联合)m,额定水头45m,多年平均年发电量
(单独/联合)万KW•h,保证出力(单独/联合)MW,装机年利用
小时数6527/5483(单独/联合)h。电站最低尾水位,正常尾水位。
机组台数确定
本电站建成后承担下泻生态基流的任务。考虑本电站机组运行方式,电站枢纽布
置等因素,初定装机2台,单机容量为。
水轮机
本阶段推荐的水轮机真机参数如下:
水轮机额定功率(MW)
额定水头(m)45
转轮直径D1(m)
额定转速(r/min)500
飞逸转速(r/min)
额定流量(m3/s)
额定效率(%)
最高效率(%)
比转速(m·kW)
比速系数
吸出高度Hsˊ(m)
单台水轮机总重(t)20
水轮机发电机
发电机采用立轴悬式结构,密闭空气循环冷却方式,型号及主要参数为:
型号
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
367
额定功率(MW)
功率因数cosφ
额定容量(kVA)3125
额定电压(kV)
额定转速(r/min)500
效率(%)
转动惯量(t·m2)
转子重(t)17
单台发电机总重(t)34
调速系统
调速器采用组合式高油压调速器,型号GKT-1800,具有PID调节规律,残压测频
方式,系统操作油压采用16MPa。
进水阀
由于本电站从导流兼泄洪冲砂洞引水,水轮机进口前设置进水阀。进水阀型号为
DX90-WY-140,阀门公称直径,最大静水压力46m,最大承压水头90m。蝶阀系
采用电动操作。
厂内起重设备
厂内机电设备起吊的最重件为发电机转子,重约17t。为满足机组安装及检修要求,
在厂内设置1台单小车电动双梁桥式起重机。单台起重机的起重量Q=20/5,跨度
,起升高度18/20m,工作制轻级(慢速)。
主要水力机械设备
主电站主要水力机械设备清册详见表。
生态电站主要水力机械设备清册详见表
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
368
主电站主要水力机械设备清册

序号设备名称型号规格单位数量单重总重备注
一、水轮发电机组及其附属设备
1
水轮机(42MW机组)HLXXX-LJ-285
Hmax=
台1170t170t
转轮、导叶等
主要过流部
件均采用不
锈钢材料
Hcp=
Q=52m3/sHs=
η=%n=
np=Nt=
水轮机(14MW机组)HLXXX-LJ-165
Hmax=
台255t110t
转轮、导叶等
主要过流部
件均采用不
锈钢材料
Hcp=
Q=
η=%n=375rpm
np=Nt=
2
发电机(42MW机组)SF42-28/6900
N=42MWcosφ=
台1377t377tV=η=%
n=np=
GD2=·m
发电机(14MW机组)SF14-16/4000
N=14MWcosφ=
台2125t250tV=η=96%
n=375rpmnp=
GD2=·m
7
水力机械、电工、金属结构及采暖通风
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
369
序号设备名称型号规格单位数量单重总重备注
一、水轮发电机组及其附属设备
3调速器(42MW机组)WDT-100Φ=100mm具有PID调节规律台1调速器(14MW机组)WDT-50Φ=50mm具有PID调节规律台2
4调速器用油压装置(42MW机组)V=
3P=台1
调速器用油压装置(14MW机组)V=P=台2
5
进水阀(42MW机组)PDF180-WY-350Φ=承压水头180m台158t58t最大净水压力107m
进水阀(14MW机组)PDF180-WY-200Φ=承压水头180m台228t56t最大净水压力107m
6进水阀液压站(42MW机组)随阀门配套蓄能罐式,操作油压16MPa台2进水阀液压站(14MW机组)随阀门配套蓄能罐式,操作油压16MPa台2
7主厂房起重机单小车双梁桥式起重机Q=200/50/10tL=19m台1180t180t轻级慢速H=24/26/28m工作制A
3
8主厂房起重机轨道QU120米131
9副厂房起重机电动单梁吊Q=10tL=9mH=20m工作制A3台112t12t轻级慢速
10副厂房起重机轨道P43m85
二、油系统设备
1透平油过滤机ZJCQ-6Q=6m3/hN=P=台1
2精密过滤机JYG-100Q=6m3/hN=3Kw台2
3油泵2CY-6/Q=6m3/hN=P=台2
4移动油车台2
7
水力机械、电工、金属
结构及采暖通风
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
370
序号设备名称型号规格单位数量单重总重备注
5屋内立式油罐V=15m3,Φ=个2
6真空净油机ZJB-1KYQ=1m3/hN=21kWP=台1绝缘油用
7真空抽气机组JYG-50Q=3m3/hN=台1绝缘油用
三、气系统设备
1低压空压机WF-3/8Q=3m3/minN=22kWP=台3风冷无基础
2低压储气罐6m3V=6m3Φ=P=个1
3低压储气罐4m3V=4m3Φ=P=个1
4取水口吹扫空压机
5中压空压机V-1/Q=1m3/minN=P=台2风冷无基础
6中压储气罐3m3V=3m3Φ=P=个1
四、水系统设备
1立式自吸泵200WFB-BD2Q=310m3/hN=55kWH=25m台2检修排水
2长轴深井泵350RJC450-30Q=540m3/hN=55kWH=25m台3渗漏排水
3多功能水泵制阀DN200P=套2检修排水泵出口
4多功能水泵制阀DN250P=套3渗漏排泵出口
5自动减压阀PR16-300DN300Q=764m3/hP=台3机组供水
6自动减压阀PR16-150DN150Q=190m3/hP=台2消防供水
7全自动滤水器FZLQ-G-300DDN300Q=764m3/hP=台6机组供水
8全自动滤水器FZLQ-G-150DDN150Q=190m3/hP=台2消防供水
9电动四通球阀DN300P=个142MW机组供水
7
水力机械、电工、金属结构及采暖通风
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
371
序号设备名称型号规格单位数量单重总重备注
10电动四通球阀DN200P=个214MW机组供水
11滤水器控制阀DN300P=个12滤水器控制用
12机组供水控制阀DN300P=个142MW机组供水
13机组供水控制阀DN200P=个214MW机组供水
14消防供水控制阀DN150P=个3消防供水
15安全泄压阀DN300P=个3机组供水
16安全泄压阀DN150P=个2消防供水
五、水力测量系统设备
1投入式液位变送器水库水位、发电洞闸门、拦污栅压差测量用套3
2投入式液位变送器尾水位测量用套1
3投入式温度变送器水库水温测量套1
4差压变送器过机流量测量流量套3
5压力变送器蜗壳进口压力套3
6压力变送器蜗壳末端压力套3
7差压变送器机组净水头套3
8压力变送器尾水管进口压力套3
9压力变送器尾水管出口压力套3
7
水力机械、电工、金属结构及采暖通风
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
372
10温度变送器机组冷却水温度套3
11电磁流量计机组冷却水流量套12
12压力变送器机组冷却水压力套15
13压力变送器水轮机顶盖压力套3
14压力变送器主轴密封检修供气压力套3
15机组振动、摆度监测装置套3
7
水力机械、电工、金属结构及采暖通风
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
373
生态电站主要水力机械设备清册

序号设备名称型号规格单位数量单重总重备注
一、水轮发电机组及其附属设备
1水轮机HLXXX-LJ-155
Hmax=
台220t40t
转轮、导叶
采用不锈
钢材料
Hcp=
Q=
η=%n=500rpm
np=Nt=
2发电机
N=cosφ=
台234t68tV=η=96%n
p=n=500rpm
GD2=·m
3组合式高油压调速器GYT-1800A=1800具有PID调节规律台2
4进水阀DX90-WY-140Φ=承压水头90m台210t20t最大净水压力48m
5进水阀操作机构电动操作,电压380V台2
6主厂房起重机单小车双梁桥式起重机Q=20/5tL=台118t18t轻级慢速H=18/20m工作制A
3
7主厂房起重机轨道QU70米46
二、气系统设备
1低压空压机S20-2Q=2m3/minN=22kWP=台3
2低压储气罐2m3V=2m3Φ=P=个1
3低压储气罐1m3V=1m3Φ=P=个1
7
水力机械、电工、金属结构及采暖通风
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
374
序号设备名称型号规格单位数量单重总重备注
三、水系统设备
1全自动滤水器FZLQ-G-125
Q=132m3/hD=125mm
套2
N=P=
2立式自吸泵200WFB-BD3Q=300m3/hN=75kWH=37m台2检修排水
3长轴深井泵×3Q=125m3/hN=22kWH=台2渗漏排水
4多功能水泵控制阀DN150P=套2检修排水泵用
5多功能水泵控制阀DN150P=套2渗漏排水泵用
6机组供水控制阀电动球阀DN200P=套2渗漏排水泵用
7滤水器控制阀DN=125mmP=台4
四、水力测量系统设备
序号设备名称用途单位数量单重总重备注
1投入式液位变送器水库水位、发电洞闸门、拦污栅压差测量用套1
2投入式液位变送器尾水位测量用套1
3投入式温度变送器水库水温测量套1
4差压变送器过机流量测量流量套1
5压力变送器蜗壳进口压力套1
6压力变送器蜗壳末端压力套1
7差压变送器机组净水头套1
7
水力机械、电工、金属结构及采暖通风
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
375
序号设备名称型号规格单位数量单重总重备注
8压力变送器尾水管进口压力套1
9压力变送器尾水管出口压力套1
10温度变送器机组冷却水温度套1
11电磁流量计机组冷却水流量套4
12压力变送器机组冷却水压力套5
13压力变送器水轮机顶盖压力套1
14压力变送器主轴密封检修供气压力套1
15机组振动、摆度监测装置套1
7
水力机械、电工、金属结构及采暖通风
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
376
.电工
电工一次
电站接入系统
某水电站位于新疆维吾尔自治区和田地区某河上,是某河开发方案中的第四个梯
级工程,距和田市约65公里,电站主要任务是发电并兼顾某水利枢纽工程的反调节水
库,电站总装机容量75MW,与上游电站联合运行保证出力,多年平均发电
量万kW·h。
截至2020年底,和田电网通过220kV玉–莎线、110kV叶–皮线与新疆电网联网,
形成以220kV玉龙变为依托,以110kV输变电网架与周边各县相联,向东310km至民
丰县,向西180km至皮山县,供电范围包括和田市、和田县、墨玉县、洛浦县、于田
县、民丰县、皮山县七县一市。和田电网总装机容量,其中:水电装机容
量,占总装机容量的82%;火电装机容量24MW,占总装机容量的18%。
本阶段根据当地电网及地区用电负荷情况,初拟电站以110kV一级电压接入系统。
110kV出线暂按3回考虑,2回送至玉龙220kV变电所110kV侧,距离约65km,导线
线径LGJ-300,1回至坝址生态电站(5MW),距离约12km。请业主单位尽快委托有
关部门进行接入系统设计及审查,待接入系统设计成果提供后再对接入方案进行复核。
电站接入系统地理位置接线图详见某水电站接入电力系统地理位置接线图
―‖。
电气主接线
1发电机侧接线方案
1)发电机—变压器组合方式的选择
本电站装机容量为2×14MW+1×42MW。根据电站机组容量,机端电压确定为
。电站仅一台大机组单机采用单元接线,其接线简单、清晰,可靠性高,运行
方式灵活,故1台大机组采用单元接线较合适。因此发电机侧各方案比较主要针对2
台小机组进行比较。
方案一:单元接线
方案二:扩大单元接线
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
377
方案三:联合单元接线
方案一:单元接线:2台小机组均采用单元接线。单元接线发电机与变压器一一对
应,接线最简明、清晰,运行灵活可靠,继电保护简单,运行维护工作量小,单一元
件故障影响范围小。采用单元接线主变与高压侧进线间隔较方案二、方案三均增加1
个,不利于简化高压侧进线布置,投资与扩大单元接线相比增加162万元左右。
方案二:扩大单元接线:2台小机组采用扩大单元接线。扩大单元接线简单、清晰,
运行较灵活可靠,继电保护简单。与单元接线相比,主变及高压侧进线间隔数量减少1
回,有利于简化高压侧接线形式,降低设备投资。任何一台机组停机,不影响厂用电
源供电。主变压器或其相应高压侧设备故障、检修时,两台机组容量受阻。本电站小
机组单机容量不大,在系统中所占比重较小,即使两台小机组同时停机,对系统稳定
不会造成大的冲击,能够确保系统稳定。该方案设备投资相对最低。
方案三:联合单元接线:2台小机组采用联合单元接线。主变高压侧进线间隔比单
元接线少1个,有利于简化高压侧接线形式,投资较方案一接线少60万元;主变高压
进线间隔设备故障或检修影响两台机组出力,故障影响范围扩大;一台主变检修或故
障,接于本单元的全部机组需短时停电,通过隔离开关操作后,另一机组仍可继续投
入运行,这与扩大单元相比具有一定灵活性。主变高压侧SF6母线筒需进行联合,增
加了布置面积;继电保护较为复杂。投资与扩大单元接线相比增加102万元左右。
技术经济比较表见接线方案比较图―‖。
经方案比较及技术经济分析论证:小机扩大单元接线投资最省,且接线简单、清
晰,运行较灵活可靠,继电保护简单。本电站在和田电网所占比重不大,一台大机采
用单元接线,两台小机采用扩大单元接线,完全满足本电站供电可靠性、调度灵活性
以及安全稳定运行的要求。本阶段推荐发电机电压侧一台大机采用单元接线,两台小
机采用扩大单元接线,详见电气主接线图―‖。
2110kV出线侧
110kV设备可采用户外敞开式设备和户内GIS设备,某水电站厂房地处山区、地
势陡峭,且海拔较高(大于1650m),开关站进出线回路2进3出,若采用户外开关站,
需开挖60m×90m户外开关站,户外开关站布置在左岸,若户外开关站与厂区等高,需
开挖并处理约40米的高边坡,土建工程量大且影响工程进度。若户外开关站布置在右
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
378
岸,户外开关站为避免与S216省道冲突,需布置在距厂区下游约200米处,电缆敷设
需做跨河过路处理,电缆投资增大,影响监控保护信号质量,且运行管理不便。某水
电站所处和田地区山区多风沙,多浮尘天气。地震基本烈度VII度,设防烈度VIII度,
110kV侧配电装置采用户外敞开式设备时,接线形式需要采用单母线分段接线,将增
加设备及场地投资。且敞开式设备存在以下缺点:①该地区为新疆严重污染的沙尘暴
地区,沙暴日为50~60天左右,浮沉中盐碱含量很高,一旦有零星小雨,极易在户外
高压电瓷上形成导电碱壳,发生接地闪络故障,影响系统供电,电站设备故障机率及
运行维护工作量很大。②该地区地震烈度较高,需考虑选用抗震性开关设备及基础。
③设备户外运行,故障机率大,影响设备使用寿命。根据电力部门运行管理规程,户
外敞开式设备需每天进行巡视检查,增加日常维护费用,不易实现无人值班的运行模
式,影响全厂自动化运行管理水平。
户内GIS设备电气性能优越,母线故障几率很小,可靠性高,开关站若采用户内
GIS布置,110kV侧接线形式可简化为单母线接线。GIS方案投资虽较敞开式设备高,
但技术优势明显,主要优点:
(1)占地面积小
GIS占地面积小(一般约为户外面积的1/6至1/10),相应的工程设施如构架、设
备支架、导线、电缆沟等随之减少,土建工程也相应大为减少。
(2)设备运行安全可靠
GIS的全封闭性避免了发生人员的触电事故,安全性高。GIS配电设备由于没有暴
露在空气中的外绝缘,使绝缘可靠性较户外配电设备高。
(3)运行、维护和检修
GIS设备寿命长,设备布置在户内,大大提高了运行人员的工作条件。一般户外
配电设备1年检修1次。有资料统计GIS设备在运行中的事故率只有常规的~40%,
一般事故率为~次/所·年,且发生在新设备投产的一年之内,以后逐年下降。
GIS操作机构寿命不少于6000次,100%开断短路电流次数为15次,100%开断额定电
流次数为3000次。GIS小修一般在三至五年进行一次,大修一般在八到十年检修一次,
检修周期比常规敞开式设备长的多。
(4)设备的抗外界干扰能力强
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
379
户外配电设备由于风、雨、雾、雷电、冰雪等引起的绝缘闪络事故大大高于其他
事故。户内GIS配电装置的全封闭特性,基本上彻底解决了电气设备的抗污秽及受天
气影响的问题,使设备在高寒、多震地区的运行环境得到明显改善。
(5)安装方便、施工期短
GIS设备基本均是整间隔运输到工地现场,不受户外气候影响,安装方便、施工
期短,户外敞开式设备施工时间约为GIS设备的2倍。户外敞开式配电装置安装受天
气、外界影响较大。
从本工程地理条件、电站在当地系统中的地位、施工周期综合考虑,特别考虑本
工程地处位置为多发强沙尘天气的高海拔山区,厂区四周为高边坡,且并无合适的可
利用场地用以布置户外开关站,开关站若采用户外布置,开挖量很大,土建投资远远
大于户内GIS设备投资,且工期延长,开关站运行维护工作量较大,不利于实现―无人
值班‖(少人值守)的现代化运行模式。目前国产GIS设备大量生产,110kVGIS造价
大幅下滑,就综合费用而言,两方案投资基本相同。由于建设户外开关站需对山体进
行大面积开挖,将会对当地植被有所破坏,不利于生态环境保护。而GIS设备布置于
副厂房内,不另占土地,避免了山体开挖,有利于当地的生态环境保护。
故本阶段110kV高压侧配电装置推荐采用户内GIS方案。在此基础上选择单母线
接线、单母线分段接线、双母线接线三种方案进行分析比较:
方案一:单母线接线
单母线接线最为简单清晰、采用设备最少、造价最低、继电保护简单,但是当母
线及相连接件故障时全厂电能无法送出。可靠性、灵活性较单母线分段接线低,备用
间隔建设时,电站需全厂停电。但采用GIS设备,故障几率很低,可靠性较高。
方案二:单母线分段接线
单母线分段接线简单、清晰,母线及所连接设备检修或故障,只影响一段母线供
电。相对单母线而言可靠性、灵活性高;但比单母线接线增加了两个间隔的设备,相
应投资增加。当分段断路器故障时,全厂需暂时停电。一段母线检修或故障时,50%
出力受阻。
方案三:双母线接线
灵活性高,一组母线及所连接设备检修或故障,不影响另一母线供电,将故障母
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
380
线所连接回路切换至另一母线后即可恢复供电,带分段母线减少了该段母线及母联断
路器故障范围,提高接线的可靠性,便于分期建设,电源与负荷的可合理调配。设备
数量最多,其切换过程较复杂,继电保护较为复杂,且投资相应增高。
经过综合经济技术比较:本电站110kV侧进出线回路数不多,且装机在当地系统
中所占比重不大,110kV出线侧设备采用GIS设备,设备及母线故障几率很低,可靠
性高,单母线接线完全满足电站安全稳定的运行要求,故本阶段110kV侧推荐采用单
母线接线。
3厂用电及坝区供电
(1)厂用电源取得方式如下:
第一电源:由大机发电机出口母线及小机扩大单元母线各引接一回。
第二电源:全厂停机时,由系统经主变倒送供电。
第三电源:由施工变电所(按永久性变电所设计)接入外来电源。
厂用电源供电方式采用10kV和两级电压。为保证供电可靠性,10kV母线
分为2段,两段10kV母线能实现备用电源自投;2段,分别由2台容
量为400kVA的10/,两段。
(2)坝区主要供电对象为泄洪闸、进水闸等闸房启闭机,坝区设置1台10kV箱式
变电站,由生态电站提供一回10kV电源,生态电站停机时,厂用电由主电站倒送,依
旧可以保证坝区用电,且坝区设置一台200kW柴油机组作为备用保安电源。
(3)电站厂房冬季采暖,设置1台容量为500kVA的采暖变压器,接于10kV厂用
电馈电母线。
主要电气设备选择
1.短路电流计算
为了电气设备的选择,进行了短路电流计算,因为系统资料不全,假设系统容量
无限大,选取基准容量Sj=100MVA,进行了短路电流计算,其结果见下表:
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
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2主要电气设备
根据短路电流计算成果,对封闭母线、发电机出口断路器、110kV气体绝缘金属
封闭开关设备(GIS)等设备进行了选择及动、热稳定校验。所有电气设备均选用高原
型产品。
(1)10kV发电机引出线的选择
发电机主引出线及中性点引出线可选用共箱封闭母线或敞开式裸母线两种方式。
发电机出口母线采用敞开式裸母线时,投资略省,但带来的不利影响很多。①载
流母线附近钢结构发热严重。②母线接地、相间短路等事故几率高,不利于发电机、
主变等设备安全运行。③安装复杂、维护工作量大,存在人身安全隐患。④大电流母
110kV母线
系统
1、2G
3G
合计
大机发电机出口(3G)
系统
3G
1、2G
合计
大机厂用分支(3G机组段)
系统
3G
1、2G
合计
小机发电机出口(1、2G)
系统
3G
1G
2G
合计
小机厂用分支(1、2G机组段)
系统
3G
1G
2G
合计
7水力机械、电工、金属结构及采暖通风
382
线产生的磁场干扰,不易满足全厂计算机监控系统的运行环境要求。
发电机出口母线采用共箱封闭母线时,可消除敞开式裸母线的一些缺点。①母线
产生的磁场干扰被外壳环流磁场屏蔽,为微机监控系统的运行使用创造了有利的环境
条件。②减少了接地、相间短路故障,使得发电机出口母线故障几率降低。③避免了
大电流母线附近的钢结构发热带来的厂房安全问题。④对厂房面积和结构要求不高,
布置紧凑,安装简单,维护工作量极少。但较采用敞开式裸母线方式投资略有增加。
综上所述,10kV发电机出口母线推荐采用共箱封闭母线。
⑵发电机出口断路器的选择
目前,发电机出口断路器采用SF6或真空发电机专用断路器。真空断路器比SF6
断路器价格稍低,可选择ABB、西门子、美国西屋、法国阿海法等产品。发电机电压
,其出口断路器选用大电流、高开断能力的发电机出口专用的真空断路器,直
流分量应大于65%。该断路器放在10kV高压开关柜内,与发电机出口电压互感器等
柜并排布置。
⑶主要电气设备选型如下,所有设备均选用高原型产品,其绝缘特性应根据海拔
高度做相应修正,开关设备选择时考虑系统5~10年的发展。
①14MW发电机出口专用断路器
额定电压:12kV
额定电流:1600A
额定开断电流:40kA
额定峰值耐受电流:112kA
额定短路电流开断下直流分量:>65%
1min工频耐压:42kV(对地)、50kV(断口间)
雷电冲击电压(峰值):75kV(对地)、85kV(断口间)
②42MW发电机出口专用断路器
额定电压:12kV
额定电流:3150A
额定开断电流:50kA
额定峰值耐受电流:137kA
额定短路电流开断下直流分量:>65%
1min工频耐压:42kV(对地)、50kV(断口间)
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雷电冲击电压(峰值):75kV(对地)、85kV(断口间)
③40MVA主变压器
型式:户外、三相、铜线、双绕组、无励磁调压、油浸式升压电力变压器
额定容量40MVA
额定电压121±2×%/
接线组别YN,d11
阻抗电压Ud%=
额定频率:50Hz
调压方式:高压绕组中部设无励磁分接开关
冷却方式:ONAN
中性点接地方式:不固定接地
变压器额定绝缘水平(kV)
项目
绕组
雷电冲击耐受电压短时工频耐受电压
(有效值)全波截波
高压480530200
低压758535
中性点25095
④50MVA主变压器
型式:户外、三相、铜线、双绕组、无励磁调压、油浸式升压电力变压器
额定容量50MVA
额定电压121±2×%/
接线组别YN,d11
阻抗电压Ud%=
额定频率:50Hz
调压方式:高压绕组中部设无励磁分接开关
冷却方式:ONAF
中性点接地方式:不固定接地
变压器额定绝缘水平(kV)
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项目
绕组
雷电冲击耐受电压短时工频耐受电压
(有效值)全波截波
高压480530200
低压758535
中性点25095
③110kV气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)
额定电流
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