1、坝后引水式电站技术改造项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月坝后引水式电站技术改造项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月48可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录1 工程概况51.1 地理位置及水系概况51.2 水电站现状61.4 气候特点91.5 气象特征101.6 水电站改造问题111.7 水电站改2、造内容111.8 水电站工程特性表12工程特性表122 主机及辅助设备改造172.1 主机17一级站转速上升值计算成果表222.2 辅助机械设备252.3 消防设计293 电气设备改造323.1 概述323.2 接入电力系统方式323.3 输电线路改造333.4 电气主接线343.5 厂用电接线353.6 主要电气设备选择363.7 自动控制及励磁方式373.8 继电保护382. 主变压器保护：设瓦斯保护，过负荷保护，动作于信号；393.9 二次接线393.10 电气设备布置394 工程投资404.1 编制说明404.1.1 投资主要指标404.1.2 编制原则和依据404.1.3.1 编制原3、则和依据414.1.3.2 人工预算价格计算依据414.1.3.3 主要材料单价计算依据414.1.3.4 主要设备价格编制依据414.1.2.5 费用计算标准及依据414.1.2.6 预备费424.2 工程资金来源424.3 工程招投标424.4 工程概算表425经济评价435.1 评价依据435.2 财务评价435.2.1财务支出435.2.2 财务收入435.3国民经济评价445.3.2国民经济评价指标计算44(B-C)(1+EIRR)-t=0445.4 结论441 工程概况1.1 地理位置及水系概况 xx水库位于xx县xx乡境内，坝址座落在赣江水系乌江支流的恩江河xx溪上游。 xx溪为4、赣江的二级支流，发源于xx县与峡江县的交界山脉雾云峰，由北向南流经西坑、江下、江背、石桥等地，在瑶上汇入赣江支流乌江。流域东邻麻江河的支流xx河，西毗乌江支流棱溪河，北与峡江县接壤，南抵乌江支流麻江河，流域面积72.4km2，主河长18.8km，主河道平均坡降4.88。xx水库坝址位于xx溪上游，控制流域面积26.6 km2。坝址以上流域主河长8.80km，流域平均宽度3.02km，主河道平均坡降10.0。xx溪流域属低山丘陵区，其河流在水库坝址上游属山区性河流，河道比较大，坝址以下河流属低丘、平原性河流，河道坡降平缓。水库坝址以上流域植被良好，无水利工程，人类活动影响小，水土流失较轻。水库的5、地埋位置和附近的水系详见“xx县xx水库水系图”（图1-1）。1.2 水电站现状xx县xx水电站位于吉安市的东北部，目前xx水库枢纽工程主要建筑物有：大坝、左岸溢洪道、右岸溢洪道、输水隧洞、输水涵管、一级电站、二级电站等。xx水库坝址座落在xx乡xx村，水库有效集雨面积26.6 km2。xx水库是一座以灌溉为主，兼有发电、防洪、养殖等综合效益的中型水利枢纽工程，设计灌溉农田2.5万亩，有效灌溉农田2.1578万亩，旱涝保收农田1.5539万亩。水库设计总库容2210万m3，最大总库容达到2700万m3，有效库容1515.5万m3，正常高水位134.44m，正常高水位水面面积1.96 km2。大6、坝坝型为均质土坝，坝顶高程140.77m，设计坝高27.93m，最大坝高30.65m，大坝坝顶设计长度185m，实际长度155m，坝顶宽度7m。溢洪道分左右二个，为宽线型式，堰顶高程134.44 m，右侧溢洪道堰顶宽10m，最大泄洪量211m3/s，左侧溢洪道堰顶宽10.5m，最大泄洪量234m3/s。输水隧洞为压力隧洞，位于大坝左岸山体中，隧洞全长135.0m，进口底高程117.94m，圆形钢筋砼衬砌，内径1.6m，进口段为马蹄形砖砌结构，长10 m，其后为钢筋砼压力管段，内径0.8m。xx水库于1958年7月动工兴建，1960年2月竣工蓄水。xx水库可养殖水面面积1750亩，已养殖水面面积7、1300亩，多年平均产鱼量约3万斤。xx电站为坝后引水式电站，设计总引用流量3.06m3/s，总装机840kw（2*320kw+1*200kw）。改造前设计多年平均发电量159.73万kw.h，实际年发电量110.00万kw.h,其中2006年发电量85.00万kw.h，保证出力150kw。xx电站分一级站和二级站，二站相距约35m。在灌溉输水隧洞的出口处，用压力钢管分叉到一级站和二级站。一级站叉管长5m，压力叉管内径0.8m。一级站水头20米，流量1.47m3/s，装机1台200kw，主要是利用灌溉期间的水能发电。二级站的叉管长35 m，压力叉管内径0.8m。二级站水头45m，流量1.94m8、3/s，装机2台共640kw（2*320kw），主要是利用汛期的水能发电。一级站的电能通过400V的架空线路输送到二级站，经过变压器升压到10KV后，通过10KV线路（线径为LGJ-25）接入8 km处的城东10KV开闭所，并入县电网。一级站的水轮机型号为HL260-WJ-50，发电机型号为TSWN-S-250kVA，调速器型号为TT-150，发电机控制屏为BSL型，配DW16-630万能式断路器。二级站的水轮机型号为HL220-WJ-42，发电机型号为TSWN-85/32-6，320KW，调速器型号为TT-300，发电机控制屏为BSL型，配DW16-1600万能式断路器。10KV升压站设在二9、级站，升压站内装有2台变压器，型号为SJ-420/10.5，变压器高压侧通过跌落式熔断器（型号为RW10-10）接到汇流母线，再经过跌落式熔断器到10KV输电线路接入县电网。xx电站于1964年8月动工兴建，1965年5月竣工投产发电。xx水库主坝为均质土坝，建成至今已有47年之久，期间经多次加固处理，但在运行过程中，发现大坝隐患较多，未能彻底根除。2006年江西省水利厅、吉安市水电局、xx县水电局共同组织有关专家对水库病险情况进行咨询，并报送上级部门审批，于2007年再次对水库防洪进行除险加固施工，由江西省水利水电规划设计院设计，福建省水利水电工程有限公司施工，目前正在进行大坝、左岸溢洪道、10、右岸溢洪道、输水隧洞等的加固施工，计划2008年2月工程竣工。1.3 xx县电网现状xx县位于江西省中部、吉安市东北部。全境四面环山，山峦叠障，地势东南高，西北低。东南部多为山地，中部为平原，北部多为丘陵地带。全县略呈一个不整齐的盆地地势，呈“哑铃”状，属吉太盆地一部分。全县土地总面积2695 km2，合404万亩。其中，山地面积322.6万亩，占总面积的79.85%；现有耕地45.64万亩，占总面积的11.29%；河湖面积9.25万亩，占总面积的2.3%。全县人口41.61万人，其中农业人口34.57万人，非农业人口7.04万人。xx县自然资源丰富，森林覆盖率高达70.7%，属中亚热地带季风11、湿润气候，气候温和，雨量充沛，落差大，地表径流丰富，河道坡降集中，是理想的电力开发之地。多年平均地表径流总量约22.742亿m3，多年平均降雨量为1577.4mm。全县水能蕴藏量约14.4629万kw，可开发利用容量约9.3815万kw，年平均发电量4.0974亿kw.h。目前xx县电网由110KV和35KV线路形成输电骨架。现有110KV变电站2座，主变总容量4.4万KVA，其中xx变电站主变容量1*3.15万KVA，藤田变电站主变容量1*1.25万KVA，110KV输电线路2条，总长86.95 km； 35KV变电站5座，主变6台容量1.74万KVA，35KV输电线路9条，总长158.8312、 km。电网以县城为中心，内与各乡镇及大型工矿企业相连，外用1回110KV线路通过吉水变电站与吉安市电网连接。截止2006年xx全县有水电站34座，水电总装机容量达到3.4435万KW。全年发电量10500万kw.h。2005年全县社会用电量1.3175亿kw.h，其中工业用电5867万kw.h，占44.53%；居民生活用电量5926万kw.h，占44.97%，人均用电量316kw.h，户均生活用电量551kw.h，农村动力及农排用电量1046万kw.h，占7.93%；非居民及商业用电量336万kw.h，占2.55%。2005年xx县全社会用电量中的工业与生活用电构成比5867/5926，从全13、县用电比重看，工业和生活用电量在逐年增加。1.4 气候特点xx溪流域地处江西省中部、赣江中游东面，属亚热带季风气候区。气候温湿，四季分明，雨量丰沛，光照充足。受季风影响，每年4-6月，冷暖气流持续交绥于长江中下游一带，形成大范围的降水。该时期是本流域降水最多的季节，往往产生较大暴雨，引发洪灾。7-9月受台风影响，亦有较大降雨发生。11月至次年3月受西伯利亚冷高压控制，雨量很少。因此，本流域的气候特点是：盛夏季节多为副高控制，盛行西南风，天气晴热少雨；冬季受西伯利亚冷高控制，盛行西北风，天气寒冷少雨；春夏交替之时，冷暖气团常交绥于境内，梅雨连绵；秋季常受变性高压控制，形成秋高气爽的晴朗天气。1.14、5 气象特征坝址控制流域内无气象资料观测站，位于水库南面且距坝址9 km的恩江镇设有xx县气象站，该站建于1958年12月，观测项目有降雨、蒸发、气温、风速、日照、湿度等。蒸发量观测采用20cm口径蒸发皿进行。以位于xx县城的恩江站为xx溪流域降雨量统计分析代表站，经统计分析：本流域多年平均降雨量1636.7mm,最大一日降雨量259.3mm,出面在1997年8月31日。降雨量年际年内分配不均，年内降水量主要集中在汛期4-6月，汛期4-6月降雨量占全年的45.5%。枯水期10月至次年1月降雨量仅占全年的15.5%。最大年降雨量2415.9mm（出现在1997年），是最小年降雨量836.0mm（15、出现在1971年）的2.89倍。据xx县气象站1959-1998年共40年的气象资料统计分析，本区域的多年平均气温18.0，极端最高气温41.7，出现在1991年的7月18日，极端最低气温-10.0，出现在1991年的12月29日；多年平均风速1.7m/s，历年最大风速18.0m/s，出现在1990年的月8日，相应风向为SW（西南风）；多年平均蒸发量1457.7mm，最大蒸发量出现月份为7月，多年平均值242.9mm，最小蒸发量出现月份为1月，多年平均值47.8mm；多年平均无霜期275天，无霜日最多的年份是1994年，为327天，无霜日最少的年份是1986年，为237天；多年平均日照小时数为16、1674小时。1.6 水电站改造问题xx电站于1964年8月动工兴建，1965年5月竣工投产发电，建成投入运行已有42年之久，期间经多次维修、改造，但由于设备已超过规定使用年限，老化严重，事故率高；水轮机、发电机久修不愈，长期带病运行，缺陷多，达不到额定功率；水轮机汽蚀严重，出力受阻；发电机绝缘老化，达不到要求，机组效率低下，综合效率不到0.60，机组出力受阻达到20%；主阀锈蚀严重，不能安全运行；机电设备陈旧，技术落后，效率和自动化程度低；上网输电线路线径（LGJ-25）小，线路损耗大（年损耗率在20%以上）；设备年代（大部分为60-70年代产品）已久，均属于国家颁布淘汰的机电设备；大部分设17、备锈蚀严重，存在很大安全隐患；维修零部件难配，且维修的意义不大。为充分利用现有的水能资源，充分发挥xx水库和电站的综合效益，迫切需要对xx电站进行更新改造。1.7 水电站改造内容xx电站技术改造应充分考虑利用原有的设施，并对改造部分做到技术先进、经济合理。xx电站技术改造是在原有水工建筑物的基础上，对电站内的水轮机、发电机及相应的附属设备进行更新改造。这次技术改造的内容有：压力钢管更换、水轮机、发电机、进水口主阀、辅助设备（励磁装置、调速器）、发电机控制保护等设备的重新选型、更换；升压站的扩容、改造；更新上网线路8km；并对电站进行微机保护和计算机监控系统改造，以实现电站的无人值班或少人值守，18、改善现有的运行条件；恢复或增大水电站的设计发电能力，保证发电系统和引水系统的及水工建筑物的安全可靠性。本次xx电站技术改造可行性研究报告的设计内容包括：水轮机、发电机、进水口主阀、辅助设备（励磁装置、调速器）、发电机控制保护、升压站等设备选型、电气主接线方案的比较推荐，消防设计以及技术改造的投资概算等。共分主机及辅助设备改造、电气设备改造、工程投资和经济评价四部分。1.8 水电站工程特性表工程特性表序号名称单位数量备注一水文1流域面积全流域km272.4坝址以上km226.62代表性流量多年平均流量m3/S0.78设计洪水流量m3/S40.15校核洪水流量m3/S60.03二水库总库容万m3219、134.0正常水位m133.44校核洪水位m137.06设计洪水位m136.06三下泄流量1设计洪水最大泄量m3/S67.02校核洪水最大泄量m3/S140.0四工程效益指标1灌溉效益设计灌溉面积万亩2.8实际灌溉面积万亩2.52发电效益装机容量KW840多年平均发电量万Kw.h227.1年利用小时数h2700五工程永久占地亩六主要建筑物及设备1挡水建筑物型式均质土坝坝顶高程m140.77最大坝高m30.65坝顶长度m155.002泄水建筑物型式开敞式宽顶堰顶高程m134.44溢流长度m20.5消能方式挑流消能3引水建筑物设计引用流量m3/S3.06进水口型式塔式进水口底板高程m117.94闸20、门型式闸门尺寸m启闭机型式引水道型式隧洞与压力管长度m135(隧洞长)设计水头m20.0(一级站)、45.0(二级站)4厂房型式地面厂房尺寸m2一级站59.0二级站145.0水轮机安装高程m一级站113.96二级站88.905主要机电设备一级站水轮机型号HLD74-WJ-50台数台1.0额定出力KW222.5设计水头m20.0额定流量m 3/S1.26发电机型号SFW200-8/850台数台1.0额定出力KW200额定电压KV0.4额定功率因数0.8主变压器型号台数台容量KVA厂内起重设备台1二级站水轮机型号HLA696-WJ-42台数台2.0额定出力KW355.6设计水头m45.0额定流量m21、 3/S0.89发电机型号SFW320-6/740台数台2.0额定出力KW320额定电压KV0.4额定功率因数0.8主变压器型号S11-630/10S11-400/10台数台2容量KVA630+400厂内起重设备台16输电线路电压KV10输电目的地城东10KV开闭所输电距离Km8.0七施工施工期限总工期12个月八经济指标1静态总投资万元358.112总投资万元358.11建筑工程万元4.38机电设备及安装工程万元290.31金属结构及安装工程万元17.7临时工程万元0.85其他费用万元12.31基本预备费万元32.563主要经济指标单位千瓦投资元/KW4263.21单位千瓦时投资元1.577财22、务净现值万元74.77财务内部收益率11.32%上网电价元0.28贷款偿还年限年9.672 主机及辅助设备改造2.1 主机2.1.1 电站基本情况xx电站位于xx县xx乡境内，距xx县城7.5km，工程处于乌江xx溪上游，坝址以上控制集雨面积26.6km2。电站基本参数如下：前池正常蓄水位：134.44m 设计洪水位：136.21 m 校核洪水位：137.27 m改造前： 设计流量: 单机设计流量：二级站： Q2=1.94m3/s QR2=0.97m3/s 一级站： Q1=1.47m3/s QR2=1.47m3/s电站装机容量：0.84MW（2320kW+200kw）设计水头：Hr2 = 4523、m(二级站) Hr1= 20m(一级站)最大水头：Hmax2= 47.3m(二级站)Hmax1= 22m(一级站)2.1.2 水轮机型式根据电站水头范围及装机规模，适合本电站的水轮机为：混流式水轮机(考虑改造更换转轮，流道不变)。机组型号比较如下表：(一级站)机型主要性能参数比较表装机容量200kw200kw方案一二水轮机型号HL260-WJ-50HLD74-WJ-50发电机型号SFW200-10SFW200-8转轮直径（m）0.50.5设计水头（m）20.020设计流量（m）1.401.26水轮机出力（MW）222.5222.5模型最高效率（%）85.492.4模型最优单位转速(r/min)24、7480模型最优单位流量(m3/s)1.01.08设计点模型效率(%)81.092.2最大水头下单位转速ni (r/min)64.080设计水头下单位转速ni(r/min)6784最小水头下单位转速ni(r/min)94.9118.6吸出高度Hs(m)+7.3额定转速(r/min)600750机电设备价格（万元）12+10+212+8.5+2年发电量(万kwh)49.9754.07电量差值(万kwh)0+5.10综合上述可知, 方案二平均效率高，设备价格低,发电量多，因此选用方案二。(二级站)机型主要性能参数比较表装机容量320kw320kw方案一二水轮机型号HL220-WJ-42HLA69625、-WJ-42发电机型号SFW320-6SFW320-6转轮直径（m）0.420.42设计水头（m）4545设计流量（m）0.9500.89水轮机出力（MW）355.6355.6模型最高效率（%）90.093.79模型最优单位转速(r/min)7073模型最优单位流量(m3/s)1.00.76设计点效率(%)86.591.0最大水头下单位转速ni(r/min)61.161.1设计水头下单位转速ni(r/min)62.662.6最小水头下单位转速ni(r/min)71.071.0吸出高度Hs(m)+5.0额定转速(r/min)10001000机电设备价格16+10+2.516+10+2.5年发电量26、(万kwh)82.2486.51电量差值(万kwh)04.27综合上述可知,方案二平均效率高,发电量多,因此选用方案二。2.1.3 改造后主要技术参数一级站水轮机主要技术参数：型号：HLD74-WJ-50转轮直径：D1=0.50m额定水头：Hr =20m额定流量：Q1=1.260m3/s额定出力：Nr=222.5kw额定转速：nr=750r/min飞逸转速：nR=1800r/min额定点效率：r=92.2%吸出高度：Hs=+7.30m配套水轮发电机主要技术参数：型号：SFW200-8/850额定功率：200KW额定容量：250KVA额定电压：400v额定电流：361A额定功率因数：0.8额定效27、率：92.6%飞轮力矩：0.35Tm2（设备订货时，发电机的转动惯量必须满足GD20.35Tm2。）二级站水轮机主要技术参数：型号：HLA696-WJ-42转轮直径：D1=0.42m额定水头：Hr =45m额定流量：Q1=0.89m3/s额定出力：Nr=355.6kw额定转速：nr=1000r/min飞逸转速：nR=2000r/min额定点效率：r=91.0%吸出高度：Hs=3m配套水轮发电机主要技术参数：型号：SFW320-6/740额定功率：320KW额定容量：400KVA额定电压：400v额定电流：577A额定功率因数：0.8额定效率：93.1%飞轮力矩：0.3Tm2（设备订货时，发电机28、的转动惯量必须满足GD20.30Tm2。）改造后电站多年平均发电量将达到227.1kw.h。2.1.4、调速器及油压装置的选择调速器及油压装置：经计算一级站选用TT-150调速器 二级站选用YT-300调速器一级站调节保证计算初步成果电站Hr=20m，Hmax=22m，NT=222.5kw， Qr=1.26m3/s，nr=750r/min，nR=1800r/min，GD2=0.35Tm2，Ts=3S。一级站压力上升计算成果表TS(秒)max=1.2蜗壳压力上升cHc(米)4.00.30160.35050.42060.42068.4124.50.26810.30640.36770.36777.729、225.00.24130.27220.32660.32666.8583.00.40220.49110.58940.589412.377一级站转速上升值计算成果表TS(秒)F=1+Ta=max=1.14.01.3016GD2=0.12Ta=0.83121.88900.42571.03161.13484.51.2681GD2=0.12Ta=0.83121.99130.41281.06911.17605.01.2413GD2=0.12Ta=0.83122.09030.40111.08831.19713.01.4022GD2=0.12Ta=0.83121.67280.15560.94911.0440330、.01.4022GD2=0.35TM2Ta=2.42420.76250.64740.53750.5912注：设备订货时，发电机的转动惯量必须满足GD20.35Tm2。一级站调保计算成果表导叶L导前V导前（m2/s）248.55导叶后L导后V导后（m2/s）7.2总计LV（m2/s）255.75L（m）149V平均（m/s）1.714水击波传播速度a（m/s）1000水击相长tr=2L/a（s）0.298管道特性系数P=aV平均/2gh04.16速率上升max59.12%60%压力上升max58.9460%HB（m）2.6128.0m由上表可知，在设计水头下甩全负荷时，导叶前的压力上到相对值ma31、x=58.9460%，导叶后真空值HB=2.6128m,机组速率上升值max =59.12%60%，均满足规范要求。二级站调节保证计算初步成果电站Hr =45m，Hmax =47.3m，NT =355.6kw， Qr=0.89m3/s， nr=1000r/min，nR=2000r/min，GD2=0.30Tm2，Ts=3S。二级站压力上升计算成果表TS(秒)max=1.2蜗壳压力上升cHc(米)4.00.20920.23220.27870.278712.6914.50.18590.20400.24480.244811.1475.00.16730.18190.21830.21839.9393.032、0.27890.32050.38460.384617.514二级站转速上升值计算成果表TS(秒)F=1+Ta=max=1.14.01.2092GD2=0.13Ta=1.00161.59380.38550.79110.87024.51.1859GD2=0.13Ta=1.00161.68820.37200.82110.90323.01.2789GD2=0.13Ta=1.00161.39360.41780.72510.79763.01.2789GD2=0.30TM2Ta=2.31140.74620.57270.47430.5218注：设备订货时，发电机的转动惯量必须满足GD20.30Tm2。二级站调33、保计算成果表导叶L导前V导前（m2/s）373.749导叶后L导后V导后（m2/s）7.5总计LV（m2/s）381.249L（m）183V平均（m/s）2.088水击波传播速度a（m/s）1000水击相长tr=2L/a（s）0.366管道特性系数P=aV平均/2gh02.3369速率上升max52.1860%压力上升max38.4650%HB（m）2.538.0m 由上表可知,在设计水头下甩全负何时,导叶前的压力上到相对值max=38.4650%,导叶后真空值HB=2.538m,机组速率上升值max=52.1860%,均满足规范要求。2.2 辅助机械设备2.2.1 闸阀一级站选用Z945T-34、10800为主阀 二级站选用Z44T-10600为主阀2.2.2 起重设备为满足安装与检修需要，在一级站和二级站主厂房内选用HS5 5吨环链手拉葫芦各1个。2.2.3水系统供水系统：包括机组技术用水，厂内外生活用水及消防用水。取水方式为压力钢管取水。技术供水对象为轴承油冷却等。从压力钢管上引出一根50的供水总管引入厂房并贯穿全厂，然后按单元分至每台机组用水。供水总管及阀门布在主厂房内上游侧，总管上设有电动滤水器2个。消防生活用水与技术用水并用50闸阀联络，不专设消防用水泵。排水系统：包括检修排水和渗漏排水，两系统合并为一方案，都排至223m3的集水井中（集水井布置在主厂房上游左侧），然后排至下35、游。水泵选用2台，一台工作一台备用，在检修排水时可两台同时用。集水井中装设液位信号器自动控制水泵运行，并有信号作用于控制室自动屏。厂内生活用水排至集水井中，厂区用水直接排至尾水。2.2.4油系统透平油Hu22号、变压器油DB25号透平油系统：用油对象为调速器用油，机组推力轴承、发电机径向轴承、水轮机导轴承滑油用油。分别选用2只汽油桶，一个为净油桶，一个为运行油桶。绝缘油系统：主要对象为变压器。油系统设备：为满足用油及油处理工作需要，设置LY100型压力滤油机1台，齿轮油泵KCB7.5型1台。2.2.5气系统只设低压气系统：主要供气对象为机组停机制动，维护检修用气、风动工具和吹扫用气。选用2台236、V-0.3/7移动式空压机.2.2.6量测系统(1)上、下游水位测量：选2台UTZ10水位发送器和2台UTZX10水位接收器。(2)上、下游水位差测量：选1台UTZX20水位差压接收器。(3)栏污栅前后压差测量：选1台UTZX20水位差压接收器和1151DP差压变送器。(4)导叶前流道压力测量：选用Y100型压力表3只（每台一只），导叶后流道压力真空测量：选YZ100型压力真空表3只。(5)上、下游水位同时设置水位标尺。2.2.7机修车间电站不专设机修车间2.2.8采暖通风采暖：根据电站所处地理位置及气象参数，不考虑集暖方案，局部采用空调取暖。通风：地面式厂房，不专设通风系统。2.2.9主机及37、辅助设备清单 主机及辅助设备清单序号项目一级站二级站设备名称单位数量型号单位数量型号1主机设备水轮机台1HLD74-WJ-50台2HLA696-WJ-42水轮发电机台1SFW200-8/850台2SFW320-6/740调速器台1TT-150台2YT-300主阀台1Z945T-10 800台2Z44T-10 6002辅助设备等（1）油系统压力滤油机台1LY100（共用）LY100（共用）齿轮油泵台1KCB7.5（共用）KCB7.5（共用）汽油桶个2个2（2）气系统移动式空压机台12V-0.3/7台12V-0.3/7（3）水系统电动滤水器个2水泵 台2 液位信号器个 1 （4）量测系统水位发送器38、台2UTZ10台2UTZ10水位接收器台2UTZX10台2UTZX10水位差压接收器台1UTZX20台1UTZX20水位差压接收器 台1UTZX20（栏污栅前后压差测量）差压变送器 台11151DP压力表支1Y100支2Y100压力真空表支1Y100支2Y100（5）起重设备电动葫芦台1HS5 5台1HS5 52.3 消防设计2.3.1 概况xx电站工程的主要消防对象为电站厂区、生活区，其地面高程一级站为113.46米，二级站为88.9米，西面为1:1.5山坡，南面为河，东北面为田地。本地区属亚热带湿润地区，年均气温18度，相对湿度75%，最高气温41.7度，最低气温-10度，主要风向在春季为39、东南风，最大风速30m/h，秋冬季多为西北风。本工程厂区、升压站、生活区交通便利，离县城7.5公里，大坝距厂房约500米。一级站厂房长10米，宽5.9米，二级站厂房长14.5米，宽10米，厂房中布置了大量的机电设备。升压站布置在二级站厂房的下游侧，高程与主厂房同，占地约80平方米，升压站内有主变及屋外配电设备。2.3.2 主要生产场所火灾危险类别和耐火等级根据水利水电工程设计防火规范，工程设计防火规范，确定电站主要建筑物及生产场所的火险类别和耐火等级详见表4-1。表4-1 建筑物火灾危险性类别及耐火等级表序号生产场所火灾危险性类别耐火等级1主副厂房丁二2高压开关（厂变）室丁二3中控室丙二4低压40、开关室丁二5空压机室丁二6升压站丙二2.3.3 消防总体设计方案（1）消防总体设计方案工程消防系统按枢纽建筑物的布置，生产及防火功能的要求分为：主副厂房、升压站二区、街道场所采用水灭火和化学灭火，固定式灭火装置与灭火器具相结合的灭火方式，并配备一定数量的砂箱消防铲等。（2）消防疏散通道布置电站为地面式厂房，在安装场右端有一大门与厂外相连，升压站内有进站公路作为消防车道，并与进厂公路相连。2.3.4 主要生产场所及主要机电设备的消防（1）主厂房及主要设备的消防在每个电站发电机层主机段设置了二只型消火箱对厂房，发电机安装场消防，另外设置了3台1211灭火器和5只CO2灭火器。（2）副厂房及设备的消41、防在每个电站低压配电屏旁边设置1211灭火器2只，共4只。（3）升压站的消防在升压站设置固定式水喷雾灭火装置作为对主变的消防，配备1台推车式干粉灭火器对屋外配电装置的消防。2.3.5 消防水源主厂房内消防水源从技术供水总管上引出专用的消防水管供水。2.3.6 主要消防设备汇总表主要消防设备汇总表序号名称型号及规格单位数量1型消火箱只42地面消火箱SS16只23手提1211灭火箱MSF-20，2kg只104手提CO2灭火器MT24,5kg只165推车式干粉灭火器25kg台23 电气设备改造3.1 概述 xx电站于1965年5月竣工投产发电，建成投入运行已有42年之久。由于受当时的技术条件限制，原42、有的电气设备（详见水电站现状）陈旧，技术落后，效率和自动化程度低；且由于电气设备的日益更新换代，原有设备均属于国家颁布淘汰的机电设备；上网的输电线路线径太小，为LGJ-25，线路损耗太大，年损耗率在20%以上。故对xx电站电气设备的改造，基本上是对电站电气部分所有设备的重新设计与选型。但由于受电站土建部分限制，布置方案上只能在原有的基础上进行。3.2 接入电力系统方式xx县境内小水电较多，到2005年全县共有小水电站33座，农村小水电总装机88台，水电总装机容量达到2.528万kw，年发电量10943万kwh。已有一个35/110kV电压级的电网与系统连接，网内已建成县属110kV变电站2座，43、35kV变电站5座。网内的主要电站有阳固山水电站（总装机8000kw ）、夫坑水电站（总装机2060kw）等。xx电站为坝后式电站，具有年调节库容。总装机840kw（2*320kw+1*200kw），多年平均发电量227.1万kwh，年利用小时数2700小时，保证出力150kw。xx电站分一级站和二级站，二站相距约40m。一级站装机1*200kw，二级站装机2*320kw。一级站的电能通过400V的架空线路输送到二级站，经过变压器升压到10KV后，以一回10KV线路接入xx县城东10KV开闭所，并入县电网。线路长8km，导线型号为LGJ-50，输送容量840kw。3.3 输电线路改造现有8km44、xx电站至城东10KV开闭所的10KV输电线路，导线型号为LGJ-25，架设于六十年代至今，线路线径太小，瓷瓶破损、横担锈蚀严重，故障率高，线路损耗大，近几年的年损耗率都在20%以上。要对xx电站进行改造，这条10KV输电线路的改造也势在必行。10KV输电线路的改造内容主要是：更换导线（型号为LGJ-50）、瓷瓶及部分横担。需要的材料主要有：钢芯铝绞线，型号为LGJ-50，长度26km，重量6吨;针式瓷瓶，型号为P-15，数量300只；悬式瓷瓶，型号为XP-7，数量120只。3.4 电气主接线3.4.1电气主接线方案比较xx电站电站装机2*320kw+1*200kw，额定机端电压为0.4kV，45、功率因数为0.80，以一回10kV电压等级出线接入系统。根据电站接入系统方式和在系统中的地位、作用及低压水轮发电机的特点，电站主接线拟定以下两个方案进行比较：方案一：一台机组连接一台变压器的发电机-变压器组单元接线方式，另外二台机组连接一台变压器的扩大单元接线方式。10kV侧采用单母线接线。方案二：一台机组连接一台变压器的发电机-变压器组单元接线方式。10kV出线一回，采用单母线接线。详见电气主接线方案比较图（图3-1）。两方案的技术经济比较见表3-1表3-1 主接线方案技术经济比较表 方案项目方案一方案二接 线 方 式一机一变和二机一变扩大单元接线一机一变单元接线接 线 特 点接线较复杂，运46、行较灵活，供电可靠性稍差，主变及相应的高压设备较少，占地面积小。接线简单，运行灵活，供电可靠，维护方便，10kV主变及相应的设备较多，占地面积较大。供电可靠性二机一变的主变故障时，影响二台发电机对外发电，供电可靠性稍差。主变故障只影响一台机对外发电，供电可靠性高。运行灵活性好稍差主要电气设备（只计不同部分）单价（万元）数量（台）合计（万元）单价（万元）数量（台）合计（万元）可比设备投资主变压器68111464211610kV断路器23624810kV隔离开关0.230.60.240.8折旧维修费用（万元）2.883.47总计（万元）23.4828.27可比投资差值（万元）+4.793.4.2 47、电气主接线方案从主接线技术经济比较表可知，方案二比方案一在经济上投资多4.79万元; 从技术上看两个方案均能满足安全发供电的需要；从我国长期运行情况看，电力系统事故大部分发生在输电线路上，主变压器的事故极少。综合比较技术和经济性，选择方案一为本电站电气主接线方案。电气主接线图见图3-2。3.5 厂用电接线 电站厂用电电压为380V/220V，根据本站电气主接线的形式和低压水轮发电机特点，确定xx电站一级站的厂用电源从发电机出口（0.4kV）取得，二级站的厂用电源分别从二台发电机出口（0.4kV）取得。一级站设一面厂用电屏；二级站设二面厂用电屏，在电源进线屏上选用一台智能型双电源转换开关，当其中48、一路电源发生故障时使电源之间进行自动转换，以保障厂用负荷用电的可靠性和安全性。3.6 主要电气设备选择 水轮发电机：一级站1台，型号为SFW200-8/850，功率200KW ，额定电压0.4kV，COS=0.8，额定转速750转/分，与 HLD74-WJ-50型水轮机配套。二级站2台，型号为SFW320-6/740，功率320KW ，额定电压0.4kV，COS=0.8，额定转速1000转/分，与 HLA696-WJ-42型水轮机配套。 变压器：主变压器2台，型号分别为:S11-630/10.5，电压比：10.55%/0.4 kV，接线组别：Dyn0，阻抗电压Uk=4.5% S11-400/149、0.5，电压比：10.55%/0.4 kV，接线组别：Dyn0，阻抗电压Uk=4.5%站用变1台，型号为: S11-50/10.5，电压比：10.55%/0.4 kV，接线组别：Dyn0，阻抗电压Uk=4.5% 10kV电气设备：10kV真空断路器3台，型号ZN8-12/63010kV隔离开关3组，型号GW4-12/63010kV避雷器3只，型号HY5WZ-16.510kV高压计量箱1台，型号JSLG-1210kV跌落式熔断器3只，型号RW10-12/50电气主要设备详见电气主要设备汇总表（表3-2）电气主要设备汇总表表3-2序号名 称型 号单位数量备 注1水轮发电机SFW320-6/740 50、320KW 0.4kV台2水轮发电机SFW200-8/850 200KW 0.4kV台1可控硅励磁装置套32电力变压器主变压器S11-630/10.5 10.5/0.4kV台1主变压器S11-400/10.5 10.5/0.4kV台1站用变压器S11-50/10.5 10.5/0.4kV台1310kV电气设备真空断路器ZW8-12/630台3隔离开关GW4-12/630组3避雷器HY5WZ-16.5只3高压计量箱JSLG-12 0.2S 200/5A台1跌落式熔断器RW10-12/50只34低压配电屏机组自动化屏GGD2面3公用屏GGD2面1直流屏220V，65AH套12面屏低压配电屏GGD251、-34面35其它铜排TMY-40*5米200钢芯铝绞线LGJ-70千米0.6电力电缆VV型千米2控制电缆KVV22型千米13.7 自动控制及励磁方式电站的监控、保护采用简易的计算机综合自动化系统。根据本电站低压机组的特点，每台机组选用一套低压水电机组整体自动化系统，完成对机组的自动化保护、测控及调节，实现电站的无人值班或少人值守。该系统由一、二次设备统一组屏，一台机组配一套系统，布置在机旁。在机组自动化屏上可自动完成机组保护、测量、励磁、同期、断路器及辅机控制，实现自动开机、自动停机、自动调节机组功率等功能，同时保留了手动操作及常规仪表作为备用。变压器、线路等所有断路器的控制均在机组自动化屏中52、的触摸屏上完成操作。整体自动化系统的功能有：自动开机、自动停机、紧急停机、功率及功率因数调整、自动准同期、断路器合分、辅机控制等。上述控制可分别由微机综合测控装置及PLC完成，也可通过手动按钮完成，或通过微机接口实现远方控制。机组励磁系统采用自并励静止可控硅整流的励磁方式，由机组整体自动化系统厂家成套供给，装于一面励磁屏上，布置在主厂房发电机旁。励磁系统的功能有：自动起励、自动灭磁、过励磁保护、自动电压控制等。3.8 继电保护发电机、主变压器及线路的保护根据继电保护和安全自动装置技术规程（GB14285-93）的规定进行配置。根据本电站的特点，对主要电气设备配置下列保护：1. 发电机保护：机组53、过流保护、过电压保护、低电压保护、机组过速保护、机组过热保护、过励磁保护等；2. 主变压器保护：设瓦斯保护，过负荷保护，动作于信号；3. 10kV线路保护：速断、过电流、过负荷、三相一次重合闸保护。主要电气设备的保护单元箱统一组成公用屏，布置在机旁。3.9 二次接线电站的电气测量按有关规程规范进行设置，机组电流、电压、功率、频率、转速、电度、励磁电压、励磁电流、机组及辅机状态等测量量可显示于机组自动化屏上的液晶界面，也可由常规仪表显示。电站的电能计量采用一台10KV高压计量箱，装设在10KV出线上。 电站任一设备发生事故、故障及参数越限等情况时，机组自动化屏即自动报警，综合自动化系统设备故障，54、自检错误等也会报警。报警时液晶界面会自动推出事故画面，显示事故设备名称、事故类型、事故现场参数等有关内容。电站与电网的并列操作，只在发电机出口低压断路器上设同期点，采用手动和自动准同期的并列方式，以自动准同期为正常同期方式，以手动准同期为备用同期方式。电站直流电源系统采用220伏直流电源，供给电站控制、信号及自动装置的用电。直流系统由一组220V/65Ah的免维护铅酸蓄电池（组装在盘柜内）和一套整流/充电/调压馈线装置共两面屏组成。当电站出现事故，交流电源消失时，直流电源供断路器跳、合闸。电站综合自动化系统采用交直流双电源供电，出现事故、交流电源消失时，由直流电源供电。3.10 电气设备布置电55、气设备的布置基本上是利用原有站内电缆沟和设备的开孔位置，并根据增加的设备情况，进行合理布置。一级站电气布置：主厂房内布置1台水轮发电机，在机组下游侧设置一列机旁屏，包括：机组自动化屏、发电机励磁屏、厂用电屏共3面。发电机的电能通过机旁屏，用电缆与40米外的二级站升压站主变压器连接。 二级站电气布置：主厂房内布置2台水轮发电机，在机组下游侧设置一列机旁屏，包括：机组自动化屏(2面)、发电机励磁屏(2面)、直流屏(2面)、厂用电屏(2面)和公用屏(1面)。2台10kV主变压器布置在二级站厂房下游的升压站，发电机的电能通过机旁屏，用电缆与变压器连接。10kV屋外配电装置，如真空断路器、隔离开关、避雷56、器等布置在升压站的出线构架上。4 工程投资4.1 编制说明 4.1.1 投资主要指标工程静态投资355.69万元，工程总投资358.32万元，单位千瓦投资4265.71元/KW，单位电能投资1.5778元/KWH。 4.1.2 编制原则和依据4.1.3.1 编制原则和依据根据江西省水利厅赣水建管字2006242号文江西省水利水电工程设计概(估)算编制规定、江西省水利水电建筑工程概算定额（试行）、江西省水利水电设备安装工程概算定额（试行）、江西省水利水电工程施工机械台时费定额。按编制年2007年三季度的价格水平予以编制。4.1.3.2 人工预算价格计算依据 人工工时按江西省水利厅赣水建管字20057、6242号文江西省水利水电工程设计概(估)算编制规定计算，工长4.37元/工时，高级工3.93元/工时，中级工3.51元/工时，初级工2.91元/工时。4.1.3.3 主要材料单价计算依据 主要材料预算价格按工程所在地2007年三季度材料原价，并按省交通部现行汽车运输运价规则实施细则计入相应的运杂费、采保费取3%。水泥、钢筋、木材在就近市场购买，砂石料在就近料场购买。4.1.3.4 主要设备价格编制依据设备原价根据市场同类设备价格并参照近期类似工程设备价确定，运杂费取5%，采保费取0.7%。4.1.2.5 费用计算标准及依据（1）各项费率均按江西省水利厅赣水建管字2006242号文江西省水利水58、电工程设计概(估)算编制规定计取。（2）工程建设监理费按建安工作量的2.5%计取。（3）工程勘测设计费按国家计委、建设部计价格（2002）10号文件规定执行。（4）定额编制管理费按建安工作量的0.20%计收。（5）工程质量监督费按建安工作量的0.18%计收。4.1.2.6 预备费基本预备费按工程一至五部分投资合计的10%计算。价差预备按国家计委1340号文，年物价指数为零，故不考虑。4.2 工程资金来源本工程总投资358.32万元，工程资金来源：自筹资金180.32万元，申请国家电气化改造项目资金110万元，申请贷款68万元。4.3 工程招投标本工程项目的施工、主要设备的采购按国家水利水电建设59、基建程序有关规定进行公开招投标，委托xx县经济发展服务中心招投标办公室进行公开招投标。4.4 工程概算表表4.4.1 总估算表表4.4.2 建筑工程概算表表4.4.3.1表4.4.3.4机电设备及安装概算表表4.4.4金属结构设备及安装概算表表4.4.5 临时工程概算表表4.4.6 独立费用概算表5经济评价5.1 评价依据 本工程财务评价的主要依据是水利部颁发的水利建设项目经济评价规范（SL7294），国家计委和建设部发改投次20061325号文关于建设项经济评价方法与参数（第三版），并根据当地的经济发展水平进行评价。5.2 财务评价5.2.1财务支出本工程财务投资的固定资产投资为358.3260、万元，第一年全部投入。经营成本:经营成本包括工资、福利费、修理费和其他费用之和。电站定员12人，人均工资9600元/人.年，年福利费按工资总额的14%计取，修理费按固定资产原值的1%计取，其他费用为装机容量与其他费用定额之积，其他费用定额为18.7元/kw，经营成本总计为18.28万元。税金增值税按收入的6%计，城市维护税和教育附加费按增值税的1%和3%计。当电价为0.28元/kwh时，税金为3.97万元。 5.2.2 财务收入 1、发电收益:根据xx县实际情况及经济发展状况，本电站的上网电价采用新电新价按0.28元/kwh。厂用电率为0.2%，发电收益分别为63.57万元。2、回收固定资产余61、值 本工程正常运行期采用20年计，工程年折旧费为16.47万元，则固定资产余值回收为28.65万元。5.2.3 财务评价指标详见表5.2.1财务现金流量表5.3国民经济评价5.3.1投资调整根据建设项经济评价方法与参数（第三版），本次经济评价分析社会折现率取8%，建设期1年，正常运行期20年，以建设期初为计算基准点。现行价格由市场调节，基本能反映国民经济对该工程的全部投入，对国民经济内部转移支付调整工程静态投资为347.68万元,第一年初全部投入。5.3.2国民经济评价指标计算将基准年定为建设期初，国民经济主要评价指标根据公式：ENPV=(B-C)(1+Is)-t (B-C)(1+EIRR)-t=0其中社会折现率Is=8% ，计算结果如表5.3.1国民经济评价效益费用流量表。5.4 结论xx电站技术改造工程，经财务评价及国民经济各项评价指标均满足规范要求，在经济上是合理可行的。