1、 xx小水电站增效扩容改造项目 1.工程概况 1.1工程所在区域自然、社会、经济概况xx水电站位于位于元坝区南部，地理位置北纬3202，东经10531。东、南邻苍溪县雍河、龙王乡，西界柏林沟镇，北连王家镇，距元坝城58公里。幅员面积43.77平方公里，2004年末实有耕地面积475.20公顷。辖7个村民委员会，44个村民小组。总户数1964户，总人口7017人。乡政府驻双龙桥村，以驻地文昌庙的“文”字和赖椿坝的“椿”字之谐音“村”命名。1.1.1元坝区的自然地理 元坝区位于四川盆地北部，广元市南部，成都、重庆、西安经济大三角腹地。地埋座标：东经105?339106?0720，北纬31?53412、32?2327。属盆周丘陵向山区过渡地带，地势北高南低，以低山为主，最高海拔1431米，最低海拔393米，平均海拔900米。亚热带湿润季风气候，四季分明，年平均日照1366小时，年平均降水972.61142.8毫米。全年无霜期268天。山地气候有利于农业生产。全区耕地面积35050公顷，占24.4%；水域74.20公里，占5.17%。1.1.2元坝区的社会经济元坝区资源丰富，全区总用电量2164万度,农村用电1430万度,有乡村水电站6个,装机容量1965千瓦，发电量50万度。电网布局合理，拥有2个3.5万伏变压站，主变容量24.6MVK（兆伏安）。现有中型水库7座、小一型水库9座、小二型水库3、66座，年工程蓄水量7100万方,常年蓄水5500万方。嘉陵江流经境内169公里,拥有30万千瓦可开发资源。植被类型丰富，森林面积广阔，有林地面积69565公顷，森林覆盖率达50%以上，活立木总蓄积共506万立方米。矿产资源以砂金、煤、天然气为主，分布广，品位高，仅探明储量的砂金资源30吨、原煤储量达250万吨。矿泉水、地热资源丰富，极具开发价值。 元坝区主产水稻、小麦、玉米、油菜、花生等粮油作物,是广元重要的商品粮基地。其它副产品10类64个品种。自然气候宜桑宜蚕,区内盛产雪梨、提子、猕猴桃、烤烟、油桐、虫蜡等,已初具规模。 1.2工程现状及历年运行情况 1.2.1工程现状xx水电站位于位于4、元坝区南部，地理位置北纬3202，东经10531。东、南邻苍溪县雍河、龙王乡，西界柏林沟镇，北连王家镇，距元坝城58公里。 xx水电站由于建成时间过长，电站资料现已无法查找，根据xx乡政府记载，电站设计水头143.3米，流量0.02立方米/秒，装机容量1100kw+1x70kw。电站于1976年1月开工建设，第一台机组于1978年10月竣工投产，第二台机组1979年5月竣工发电，并举行了工程竣工典礼。 1.1.3工程特性表序号名称单位数量1水文坝址以上流域面积Km243平方公里2设计洪水流量（p0.7）m3/s0.73校核洪水流量（p0.5%）m3/s20.74厂房设计洪水流量（p3.33）m5、3/s5厂房校核洪水流量（p2）m3/s6消能防冲洪水流量（p5）m3/s7施工导流流量（p20）m3/s22效益指标装机容量KW82023实际出力MW82024多年平均发电量万kw.h295.225年利用小时数h360029挡水建筑物型式砼重力坝30地基岩性灰岩31地震基本烈度32坝顶高程m633最大坝高m634坝顶长度m935泄水建筑物型式坝顶溢流36地基岩性灰岩37堰顶高程m620.538最大堰高m0.539溢流堰宽m940孔数41闸门尺寸mm42消能方式鼻坎挑流式水面面消能43取水口设计应用流量m3/s0.0244型式岸塔式45地基岩性灰岩46底板高程m614.547闸门型式平面钢闸门6、48闸门尺寸（净宽净高）m2.4*1.949启闭机型号QPQ-630-10/1650操作方式手动操作51引水渠道围岩特性灰岩52长度m1000断面面积m0.5水深m0.553型式矩形衬砌材料浆砌块石压力前 池型式前池试容量m2352池墙结构浆砌石进水室节制方式闸门启闭方式手电两用水位远程监控设施无基础岩性基石58压力钢管型式联合供水形式59主管长度m18060主管内径m45061支管长度m562支管内径m45063支管条数条264最大水头m143.365叉管型式Y66主厂房型式室内67地基岩性灰岩68主厂房尺寸（长宽高）m15x2069水轮机安装高程m477.270副厂房型式室内71地基岩性灰7、岩72面积（长宽）m28.25（4.57.2）续表一 工程特性表序号名称单位数量73主要机电设备水轮机型号74台数台275额定出力Kw76额定转速r/min77吸出高度m78额定水头m143.379额定效率80额定流量m3/s81发动机型号82台数台283额定容量Kw/KVA84额定电压Kv6.385额定功率因数0.886额定转速r/min100087主变压器型号SJL-1800/3588台数台189容量KvA180090电压比Kv38.5+22.5%/6.391进水阀型式阀门92直径m0.893压力等级MPa1.694厂内起重机型式单臂手动行车95跨度m9.296起重量t10t 1.2.2电8、站历年运行情况xx水电站两台机组自1979年5月全部投产发电以来，已经运行了32年，机组性能低、故障多、效率低，现两台机组的实际出力只有160kw，电站近五年的运行参数见下表：电站5年运行情况表 年份指标20062007200820092010机组出力（kw）21002100100+70100+70100+70机组效率（%）696966.566.566.5发电量（kwh）432000432000418950418950418950利用小时（h）360036003600360036002、现状分析及改造的必要性评价 2.1现状分析 2.1.1水资源问题xx水电站建于1978年，水头143.3米，9、引用流量0.023/秒，设计装机容量175 kw （1100kw+1x75kw），由于机组选型和当时制造技术等原因，机组实际出力160 kw （1100kw+1750kw），年平均发电量43万KW.h，年平均利用小时3600小时，通过运行观察，全年约有5000小时左右的时间在弃水。2.1.2水工建筑物问题2.1.2.1取水建筑物取水建筑物有拦河坝、取水口、取水口泄洪闸门、取水口渠道节制闸门，其取水能力和结构强度符合当时设计要求，能满足当时1600 kw机组发电所需水源。2.1.2.2引水系统引水系统有引水渠道1000米、（断面为宽0.5米、高0.5米，设计过流量0.25m3/秒）、渠道末端泄洪10、闸门、渠道末端节制闸门，其过流能力和结构强度符合当时设计要求。2.1.2.3前池及压力管道土建工程朱山洞电站前池墙体为浆砌块石，容积约2352 m3，前池设有泄洪堤坝2米（泄洪能力达1 m3/秒）、压力管道电动进水闸门一套。xx水电站电站压力管道直径450 mm，压力管道长180米，过水能力能满足当时机组需求，现压力管道比较完好。2.1.3机电设备问题2.1.3.1水力机械原xx水电站（1100kw+1x75）两台水轮机（型号为HL220WJ52）存在前后盖板气蚀严重、水轮机主轴变形大（历年修复水封处磨损时，填补磨损而烧电焊所致）、水轮机转轮效率低下、转轮与前后盖板漏水量极大、水封设计不合理；11、调速器（型号为YT600）存在动作不可靠、不能自动调节；油系统为重力油箱外循环，存在冷却效果差、打油耗电量大、维护工作量大等问题，同时由于设计和选型不当，机组设备存在出力不足（实际出力为1700kw+1650kw）、效率低下（约0.65左右）、噪声大、轴承温度高、调节性能差等缺陷，并通过32年多的运行，设备磨损及老化严重。2.1.3.2电气部分原xx水电站发电机由于没有风循环装置，存在发电机温度很高、噪声大、定转子线圈污染严重、线圈事故率高等；励磁机存在整流磨损严重、定转子绝缘老化、引出线绝缘老化；主变于2008年换成了新型变压器，不存在问题；测量保护为老式继电器保护，存在可靠性差；一二次线路12、及设备绝缘老化、故障率高等问题。2.1.3.3金属结构及其它闸门、拦污栅、启闭机符合当时设计要求，无严重损坏。2.2增效扩容改造的必要性从以上xx水电站水源利用情况和设备运行情况可以看出，xx水电站存在水资源浪费极大、设备运行工况差、设备故障率高、设备老化严重、设备效率差（0.65左右）等不良现状，为了充分利用水力资源，提高设备效率，保证机组设备运行安全，对xx水电站1978年投产的2套水轮发电机组实施1套设备更新增容改造（将原来的1x100kw改为装机容量1x500 kw）、1套设备更新增容改造（将原1x75 kw机组更换为1x320 kw机组），是完全必要的。3.水文分析及水能复核3.1 13、流域概况3.1.1自然地理概况 元坝区位于四川盆地北部，广元市南部，成都、重庆、西安经济大三角腹地。地埋座标：东经105?339106?0720，北纬31?534132?2327。属盆周丘陵向山区过渡地带，地势北高南低，以低山为主，最高海拔1431米，最低海拔393米，平均海拔900米。亚热带湿润季风气候，四季分明，年平均日照1366小时，年平均降水972.61142.8毫米。全年无霜期268天。山地气候有利于农业生产。全区耕地面积35050公顷，占24.4%；水域74.20公里，占5.17%。3.2 气象3.2.1气象特性及要素元坝区xx乡属亚热带湿润季风气候，四季分明，年平均日照1366小14、时，年平均降水972.61142.8毫米。全年无霜期268天。3.3 水文基本资料3.3.1 水文基本资料复核朱山洞溶洞水系地下水，流域面积不清楚。水文计算没法进行深入讨论。实测资料是：1969年三月二十六日实测最小流量2.89 m3/s。当时三个月未下雨，据当地老农介绍，可算最枯流量。常年流量6.5 m3/s。最大洪水流量50.62 m3/s。燕家坪电站投产后，燕家坪电站尾水有1.12 m3/s流入朱山洞前池。3.4 径流估算本工程所在流域内无水文站点，朱山洞的径流的形成主要来源于地下水，径流的年内分配与本区域降水基本一致。7、8月本流域常出现伏旱期，径流偏小。本站虽无实测径流资料，但根据运15、行资料及运行人员介绍，可粗略得出下面资料。燕家坪原有年均0.65m3/s尾水通过尾水渠进入朱山洞电站前池，现拟将此尾水渠扩宽，将燕家坪的尾水全部引入朱山洞前池用于朱山洞电站发电。改造后通过燕家坪尾水渠进入朱山洞前池的流量最大可增加1 m3/s,年均可增加0.52m3/s，年均流量达到1.16 m3/s。朱山洞前池最大弃水流量1.2m3/s，年均弃水0.5 m3/s。3.5 洪水3.5.1 洪水标准朱山洞电站为径流式电站，根据水利水电工程等级划分及洪水标准SL2522000，诸佛寺电站属等小（1）型枢纽工程，主要建筑物为4级，次要建筑物为5级。朱山洞电站拦河坝为砼重力坝，设计洪水标准应按照30516、0年一遇洪水设计，200500年一遇洪水校核。由拦河坝功能分析，本工程设计洪水标准重现期为30年，校核洪水标准重现期为200年。朱山洞电站装机容量为3.2MW，属于5级建筑物，电站厂房设计洪水标准重现期为30年，校核洪水标准重现期为50年。3.5.2 洪水特性朱山洞流域洪水由暴雨形成。其洪水特点是：暴雨集中、强度大、汇流时间较长,河床较为宽阔，一次洪水过程多为单峰型，洪水历时一般为12天左右。洪水多发生在410月，大洪水多发生在59月。3.6 泥沙朱山洞为一地下河流，流域面积无法确定。站址处流域森林覆盖率20%左右，植被良好，流域内降雨丰沛，经多年运行观察，泥沙较多。据推测悬移质泥沙主要来自于17、流域内大面积表土的冲蚀及人类活动的影响，推移质泥沙很少。流域内无实测泥沙资料，经观察估算，每年前池及渠道淤沙量300方左右。3.7水能复核由朱山洞径流情况粗步计算如下：增加流量最大值2.38m3/s，年均增加流量1.02，年均增加发电量E增AQHT8*1.02*52*8760371.7万kwh。装机容量选择：为了充分利用进入朱山洞前池的水量，尽量不让前池弃水，由于前池增加的最大流量为2.38 m3/s，所以拟扩容装机容量800kw。为了减少厂房的投入和提高机组的使用效率，所以将其中的一台更新增容为1600kw。即扩容后总装机为2400kw。4.改造方案4.1水工建筑物改造：4.1.1引水渠道原18、断面尺寸1.9*2.4m,全长2.7公里，渠道坡降1，根据核算渠道可过水7m3/s，能够满足增容需要。4.1.2将燕家坪至朱山洞前池的尾水渠扩宽，断面尺寸由原来的0.8*1m扩至1.5*1.2m。4.1.3压力钢管：原压力钢管管径1.2m，长97.8m。装机扩至2400kw后，通过管道的流量将达到6.06m3/s，虽管内流速增大，水头损失有所增加，但增设管道费用较高，经经济比较，不增设压力主管。只将进入1600kw机组的支管管径由0.8m增至1m。4.1.4厂房：4.1.4.1装机扩至2400kw后，主厂房利用原厂房进行改造，同时将主厂房向右侧延伸8m作为安装间。4.1.4.2尾水渠：扩容后，19、将原尾水渠改为两条单独的尾水渠，尾水渠断面尺寸2.5*1.5m。4.2机电设备改造4.2.1水轮机及其辅助设备4.2.1.1水轮机改造由于原水轮机前后盖板气蚀严重、水轮机主轴变形大（历年修复水封处磨损时，填补磨损而烧电焊所致）、水轮机转轮效率低下、转轮与前后盖板漏水量极大、水封设计不合理等原因，拟对水轮机实施增容改造为：更新1套水轮机（型号HLA616WJ52，流量2.0 m3/秒，水头50m，出力840kw，转速1000转/分，效率86%）、更新增容1套水轮机（型号HLA616WJ71，流量为3.93 m3/秒，水头50m，出力1673kw，转速750转/分，效率86%）和新增1套水轮机（型20、号HLA616WJ52，流量2.0 m3/秒，水头50m，出力840kw，转速1000转/分，效率86%）。4.2.1.2改造前后水轮机性能比较1号水轮机效率出力空蚀稳定性能1号改造前66%700 Kw严重差1号改造后86%1600 Kw较轻稳定2号改造前64%650kw严重差2号改造后86%800kw较轻稳定3号增容机组86%800kw较轻稳定4.2.1.3其它辅助设备改造更换800 mm闸阀为1000 mm闸阀、更换YT600调速器为GYWT高压调速器，油系统由重力油箱外循环冷却改为轴承内冷却，增设一套虑水装置，起重机械不作改造。 4.2.2发电机及其他电气设备4.2.2.1电气主接线设计21、根据朱山洞电站的实际情况，其电气主接线初拟三个方案，发电机电压6.3kv侧，方案为两台发电机与两台双圈变压器构成两个发-变组单元接线；方案为两台发电机与一台双圈变压器构成一个扩大单元。方案为单母线接线，两台发电机并联于6.3kv母线，两台主变并列运行。升高电压35kv侧，方案采用变压器-线路单元接线，方案采用三角形接线，方案采用单母线接线，两台主变并联于35kv母线。三个方案在技术上都可行，相比之下方案、方案优于方案，在经济上比较，由于电站35kv主变是2008年刚更换的S9型新型变压器，采用方案、方案都要重新更换35kv主变，采用方案只需增加一台主变，从经济上讲方案优于方案、方案。由于本电站22、装机台数少，容量不大，在系统中的地位不重要，故推荐方案作为本电站的电气主接线。此方案接线简单、清晰，运行可靠，操作维护方便，便于在不同出力的情况下采取经济的运行方式，继电保护及自动化配置简单。详图见（初DQ01）电气主接线方案经济比较表方案编号方案方案方案设备投资95万元132万元100万元土建投资25万元7万元10万元综合投资120万元139万元110万元年运行费16.8万元19.46万元1万元4.2.2.2短路电流计算朱山洞电站的短路电流计算将龙射变电站作为无穷大系统，基准容量S=100MVA,进行三相短路电流的计算。短路电流计算点选择发电机母线和35kv母线两个点，电气设备的校验点应选择23、在各设备回路，以通过设备的最大短路电流进行校核。经过短路计算，当发电机端（d1）点发生短路时，短路电流Id1=5.793(KA),三相短路冲击电流ich=15.563（KA），全电流最大有效值Ich=9.616（KA），短路电流热效应值Qdt=33.559（KA.S）。当35kv母线（d2）点发生短路时，短路电流Id1=6.242(KA),三相短路冲击电流ich=16.354（KA），全电流最大有效值Ich=9.862（KA），短路电流热效应值Qdt=38.963（KA.S）。4.2.2.3发电机改造朱山洞电站原有两台水轮发电机温度高、噪声大、定转子线圈污染严重、线圈事故率高，定转子绝缘老化、24、引出线绝缘老化等缺陷，根据水轮机的技术改造方案，结合电站的实际情况，发电机改造初拟二个方案。方案是将二台型号为SFW-118/44-6的发电机更新扩容为二台型号为SFW-K1200-8/1430的发电机，将发电机容量由2800kw扩容为21200kw；方案是更新一台800kw的机组，将SFW-118/44-6型更新为SFW-K800-6/1180型，同时更新扩容一台1600kw的机组，将SFW-118/44-6型更新扩容为SFW-K1600-8/1430型的容量为1600kw的机组。根据电站的实际情况，采用方案存在以下问题：一是现有厂房尺寸不能满足要求，需重建，投资较大，经济性较差；二是建设期25、比较长，影响电站的发电时间，经济效益较差；方案采用利用现有厂房进行改造，无需重建厂房，投资与方案相比较小，经济性较好。因此方案优于方案，故推荐方案。4.2.2.4主变压器设计朱山洞电站原主变压器于2008年才更换，将型号为SJL-1800/35的变压器更换为型号为S9-2000/38.5的主变压器，因此本次改造如将此变压器换掉，是不经济的，主变压器的设计方案应充分考虑这一点，本次改造主变压器的设计方案推荐采取第一期改造保留原S9-2000/38.5的主变压器，新增一台S9-1000/38.5的主变压器。1#主变型号及参数：型号：S9-2000/38.5, 额定容量：2000kvA 变比：38.26、522.5%/6.3KV, 接线组别：Y/-112#主变型号及参数：型号：S9-2000/38.5, 额定容量：2000kvA 变比：38.522.5%/6.3KV, 接线组别：Y/-114.2.2.5其他电气设备设计4.2.2.5.1厂用电接线本电站厂用电电源两回，分别引至6.3kv发电机母线和沱田电站厂用母线，选用一台S9-100/6.3型号厂用变压器。低压厂用配电采用3面低压配电屏，布置在电气控制室内，二期机组的厂用电源由此低压配电系统供电。4.2.2.5.2高压配电装置6.3kv配电装置：采用成套开关柜KYN28A-12型，其中断路器采用真空断路器。其参数：额定电压：12kv，额定电流27、：3150A，额定短路开断电流：40KA，额定短路关合电流（峰值）：100KA，额定短时耐受电流持续时间：4S，额定短时耐受电流：40KA，额定峰值耐受电流：100KA。（1） 电压满足要求，设备允许最高工作电压Umax=12kvUg=6.3kv（实际回路的额定电压）。（2）电流满足要求：设备的额定电流In=3150AIg=193A（大机组的额定电流）。（3）短路电流热稳定验算：Qdt=33.559（KA.S）1600（KA.S），短路热稳定满足要求。（4）短路动稳定验算：ich=15.563（KA）igf=100(KA)，短路动稳定满足要求。35kv配电装置：采用型号为ZW7-40.5/1628、00-20真空断路器，隔离开关选用型号为GW5-35DW,630A的隔离开关。其中ZW7-40.5/1600-20型的参数为：额定电压：35kv，最高工作电压：40.5kv，额定电流：1600A，额定短路开断电流：31.5kA，额定短时耐受电流：31.5KA，额定峰值短时耐受电流：80KA.(1)电压满足要求，设备允许最高工作电压Umax=41.5kvUg=35kv（实际回路的额定电压）。（2）电流满足要求：设备的额定电流In=1600AIg=60A（电站所有机组额定电流之和）。（3）短路电流热稳定验算：Qdt=38.963（KA.S）992.25（KA.S），短路热稳定满足要求。（4）短路动29、稳定验算：ich=16.354（KA）igf=80(KA)，短路动稳定满足要求。GW5-35DW,630A型隔离开关的参数为：额定电流：630A，额定电压：35KV，极限通过电流峰值：55KA，热稳定电流：15KA。（1）电压满足要求，设备允许最高工作电压Umax=35kvUg=35kv（实际回路的额定电压）。（2）电流满足要求：设备的额定电流In=630AIg=60A（电站所有机组额定电流之和）。（3）短路电流热稳定验算：Qdt=33.559（KA.S）225（KA.S），短路热稳定满足要求。（4）短路动稳定验算：ich=15.563（KA）igf=55(KA)，短路动稳定满足要求。 4.230、.2.5.3电气设备布置朱山洞电站第一期改造原地面式厂房不变，增加8米的检修间，在主厂房发电机层机旁布置有励磁屏、机组制动测温屏等。第二期新建3#机组厂房及副厂房。高压开关室、低压配电室、中央控制室、主变压器、厂用变压器、励磁变压器等设备布置在主厂房的左侧。6.3kV高压开关柜、励磁变压器布置在主厂房左侧与发电机层同高程的高压开关室内，发电机出口到高压开关柜之间采用电缆，沿发电机层楼板下敷设。35 kV高压电气设备布置在主、副厂房左侧的升压站内，中央控制室布置在主厂房左侧的副厂房内，室内布置保护屏、直流屏、厂用屏、计算机控制操作台等。35kv主变压器和厂用变压器布置在发电机层高压开关室的左边升31、压站内。升压站布置在6.3kV高压开关室左侧，升压站内布置有两台主变压器和35kV户外高压配电设备。所有电气设备的具体布置详见厂房和升压站布置图。 4.2.2.5.4防雷保护朱山洞电站原设有的独立避雷针不变，经计算，能够起到直击雷保护。另外在发电机电压母线和35kV母线各装一组避雷器，以防止线路直接雷击后所产生的感应雷袭击发电机和变压器。 4.2.2.5.6电站接地电站接地应充分利用直接埋人地中或水中的自然接地体，在厂房内敷设均压网并与厂房的梁柱钢筋相连，全厂所有设备都与接地网相连，组成一个大的接地网。同时还应设置引外集中接地装置，尽可能降低接地电阻，满足总的接地电阻不大于0.5。4.2.3自32、动化系统 4.2.3.1调度管理方式朱山洞电站由彭水县电网调度中心调度管理。 4.2.3.2控制方式朱山洞电站改造拟采用全微机监控方式，监控范围包括：电站发电机组及其附属设备、主变压器、开关站、厂用电系统、公用系统等。该电站改造按“无人值班，少人值守”的原则设计。系统采用分层分布、开放式的系统结构。设主控级和现地控制级两层，主控级设备按功能分布设置，现地控制单元按监控对象分布设置。设置一个负责对全厂机电设备进行集中监控的主控级，对每台水轮发电机组及其附属设备的的监控设置一个现地控制单元级，对开关站设备、公用设备设置一个现地单元控制级、坝区设备设置一个现地单元控制级。计算机系统网络结构采用单光纤33、以太网总线网络。监控系统具备的功能：（1） 对电站的各主要机电设备的实时运行参数进行采集、处理和安全监视。（2） 进行事件顺序记录，并具备事故追忆功能。（3） 实现自动经济运行。（4） 对全厂的主要机电设备进行控制和调节。（5） 通过人机联系设备完成监控系统的各项功能。（6） 完成系统数据通信功能。（7） 进行各项运行指导及模拟培训。（8） 进行自诊断和自恢复。监控系统硬件配置：（1） 主控级硬件配置a、 设置一套操作员兼工程师站，一套操作员兼远动站。主要用于监控系统实时数据的采集及系统管理，形成历史数据库和系统数据库，作为系统数据管理工作站，另外还需要作为运行人员发布操作命令、进行人机联系的34、操作员工作站。同时完成与电站管理信息系统、工业电视监视系统、电站自动寻呼系统、水情测报系统之间的通信，并利用载波通道与系统调度计算机系统实现高速数据通信，保证系统的实时性和可靠性。b、 设置一套全球定位GPS时钟系统，实现电站监控系统内主控级和现地控制级时钟同步功能。并能向保护装置、自动装置发送分同步信号。c、 设置一套不间断电源（UPS），作为主控级设备的电源。（2） 现地控制单元级硬件配置本电站现地控制单元（LCU）按对象分散设置12#机组、公用及开关站、坝区共四个现地控制单元。硬件配置如下：a、 各现地控制单元采用GE可编程控制器，承担现地控制级的全部监控任务。其LCU的供电电源采用交直35、流双供电模式，以确保系统的可靠性。b、 各现地单元配有满足监控任务适量的的I/O模块。c、 各现地控制单元具有较强的独立运行能力，在脱离主控级的状态下能够完成其监控范围内设备的实时数据采集处理、定值修改、设备工况调节转换、事故处理等任务。d、 各现地控制单元允许值班人员在现场通过触摸屏对所属设备进行控制操作、运行监视、事故处理、定值修改和硬件维护。e、 各现地控制单元留有与机组附属设备、全厂公用系统设备，保护系统设备、励磁系统设备、调速系统设备等进行通信的接口。f、 各现地控制单元中设置有在紧急事故情况下能直接关闭机组主阀、停机、断路器跳闸的常规监控设备。g、 系统配置和结构见图“ZF（初设）36、DQ10”。 4.2.3.3励磁系统该电站的发电机采用微机型静止可控硅励磁装置，并由厂家随机组成套供货。 4.2.3.4同期系统本电站同期系统采用微机型自动准同期装置，各发电机出口断路器和主变高压侧断路器作为同期点。电站设置一套多对象同期装置，完成对机组和35kV线路的同期并网。自动准同期装置可参与机组的自动控制，以提高机组开机时的自动化水平。 4.2.3.5继电保护、安全自动装置及测量系统配置 （1）继电保护及安全自动装置根据有关规程规范配置发电机、变压器、厂用变压器、35kV线路等保护及安全自动装置，所有设备及元件的继电保护装置拟采用全微机型。具体配置如下：发电机：差动保护、复合电压启动过37、电流保护、过电压保护、过负荷保护、发电机定子绕组单相接地保护、转子一点接地保护、发电机失磁保护。主变压器：差动保护、复合电压启动过电流保护、过负荷保护、瓦斯保护、温度保护、压力释放保护。35kV线路：方向过电流保护以及三相一次重合闸。厂用变压器：电流速段保护400V厂用变压器备用电源自动投入及主电源自动恢复装置：设置一套微机型自投入及自恢复装置。（2）测量系统a、电量测量本电站电气测量按电气测量及电能计量装置设计技术规程要求进行设置，其需要监视的电流、电压、功率、频率、电能等均由电站计算机监控系统进行统一监控。接入监控系统的方式采用变送器转换为420mA标准信号或电量综合监测仪，通过各单元现地38、控制级进行采集、处理，送主控级显示记录、打印。b、非电量测量水电站中水轮发电机组、主变压器、上下游水位等非电量的监测也进入电站计算机监控系统进行统一监控，接入监控系统的方式除机组各测温点配备铂热电阻，供温度检测和保护，其他非电气量运行参数通过相应的变送器转换成420mA的模拟量或通过现场总线方式送给现地单元控制级。保护及测量配置见图“ZF（初设）DQ09”。 4.2.3.6直流系统该电站推荐采用智能高频开关直流电源装置，直流操作电压220V，阀控式免维护密封铅酸蓄电池容量200Ah，装置具有集母线、馈电自动绝缘监察、跟踪、电压监视、电池单个巡检、闪光装置、主充机、浮充机于一体，具有小型化，一体39、化，无污染，节约能源，造价低，寿命长，占地面积少等优点。 4.2.3.7通信系统朱山洞电站装机容量20.8MW+11.6MW；电站水工建筑较为集中。该电站建成后由彭水县电网调度中心调度。为此，需要建立电站与调度中心之间的通信通道，以满足电站的生产调度、生产管理、电站自动化及保护等专业的需要。设计拟考虑在电站设置系统调度通信、厂内调度通信和行政管理通信系统。a、系统调度通信采用电力载波通信，通信通道的组合，既满足系统调度通信的要求，又满足电网运行信息传输的要求。b、厂内调度通信在中控室选用一台DT-40调度总机，中值用户可以接电力载波机和行政交换机。c、行政管理通信选用一台BH-01（80门）程40、控交换机，中继线与当地邮局通信网联结。 4.2.3.8电气实验室本电站装机20.8MW+11.6MW，根据水电站的电气试验室仪表设备配置标准规定，本电站的电气试验室按三级试验室标准配置试验设备。 4.2.3.9二次设备布置机组现地单元控制屏及其附属设备控制柜分别布置在发电机层各机组段，全厂计算机监控和保护系统及通信系统所有设备都布置在中央控制室。 4.2.3.10电站主要电气设备汇总表 电站主要电气设备汇总表名 称型 号单位数量主变压器S9-2000/35，38.522.5%/6.3台1主变压器S9-1000/35，38.522.5%/6.3台1厂用变压器S9-10/6.3，6.35%/0.441、台1高压开关柜KYN28A-12面8低压配电柜Gcs面335kv高压真空断路器ZW7-40.5/1600-20台435kv避雷器HY5WZ-51/134只335kv电压互感器JDZX9-35 0.5/3P台335KV隔离开关GW5-35DW,630A,不接地，手动组435KV隔离开关GW5-35DW,630A,单接地，手动组1直流成套装置220V 80AH套1微机监控保护装置套1通讯设备套14.2.4暖通及消防4.2.4.1消防 4.2.4.1.1消防设计依据和设计原则本电站消防设计遵循“预防为主，防消结合”，便于管理，经济实用的原则，严格按照国家颁布的现行规程规范，采用“一防、二断、三灭、四42、排”的综合消防技术措施，尽量减少着火根源，避免火灾发生。万一发生火灾，也不至于蔓延，并能迅速扑灭，使火灾损失降低至最低限度。由于电站处于偏僻山沟，消防设置的配置要满足以自救为主的要求，在确保消防需要的前提下，消防设计方案应做到保证安全，使用方便，经济合理。消防以水灭火为主、化学灭火为辅，并结合其它灭火方式。本工程设计主要遵循下列现行规程规范要求进行：1.水利水电工程设计防火规范 SDJ278902.建筑设计防火规范 GB50016-20063.火灾自动报警系统设计规范 GB50116984.水喷雾消防系统设计规范 GB50219955.建筑灭火器配置设计规范 GB5014020056.电力设备43、典型消防规程 DL5027934.2.4.1.2主要建筑物、构筑物生产的火灾危险性分类及耐火等级朱山洞水电站工程消防设计，按国家标准建筑设计防火规范GB50016-2006和水利水电行业标准水利水电工程设计防火规范SDJ27890规定的原则。4.2.4.1.3厂区规划及消防总体设计方案 1、消防车道厂区建有进厂公路，可作为消防车道，消防车可直到主厂房、副厂房等。消防车可通过消防车道直接到达各建筑物进行灭火作业。2、防火间距在进行厂区规划及枢纽布置时，尽可能考虑了各建筑物之间的防火间距。虽然有些部位由于受地形限制，间距较小，但各建筑物、构筑物的建筑材料均为砼或砖墙，均属非燃烧体，且耐火极限较高，44、因此可视为防火墙。所以各建筑物之间的相互间距符合防火间距要求及防火要求。3消防总体设计方案按建筑物或设备的具体情况，拟定消防总体设计方案如下：在重点场所均设置了火灾探测器及报警装置。另外，根据不同场所，设置室内外消火栓、灭火器以及砂箱、铁铲、防毒面具等等各型消防设备。在各主要通道设有安全出口疏散标志以及火灾事故照明和人工报警装置。发电机配装主机厂配套的固定式水喷雾灭火装置。消防主水源取至机组压力钢管，备用水源采用消防水泵从尾水取水，因此消防水源十分可靠。消防水泵型号为XBD5.9/125/30，布置在水泵房内，全厂共设置2台，一用一备，由火灾报警系统控制自动启动。消防用电设备均按二级负荷供电。45、采用单独的供电回路。交流电作工作照明电源，直流电源作事故照明电源。4.2.4.2暖通系统 4.2.4.2.1室内空气设计参数的确定根据水力发电厂房采暖通风与空气调节设计规程（DL/T51652002），主、副厂房冬、夏季室内空气计算参数见表。 4.2.4.2.2设计原则和通风方式的确定在满足使用要求的前提下，系统应尽量简单，以节省投资、减少运行维护工作量。棣棠河流域属亚热带湿润气候区，气候温和，雨量充沛，四季分明。设计流域距彭水县气象站较近，该站地理位置在东经10810，北纬2918，海拔高程322.2m。彭水县气象站属国家基本台站，观测项目齐全，系列较长，资料精度高，故将该站实测地面气候资料46、统计供工程设计参考使用。据彭水县气象台多年资料统计，多年平均气温17.6，极端最高气温44.1，极端最低气温-3.8，多年平均降雨量1248.9mm，降水天数163.3d；日照时数1035h；多年平均风速0.9m/s，最大风速15.0 m/s；多年平均相对湿度78。根据以上气象资料以及厂房为地面式厂房的具体情况，决定主厂房采用自然通风为主，局部机械排风为辅的通风方式，副厂房采用自然通风为主，局部空气调节相结合的通风方式。（1）主厂房为地面式，故采用自然通风为主的方式。在主厂房上游侧设机械排风风道，在阀坑层、水轮机层和发电机层各设两个出风口，箱式风机安装在主风道出风口处，各出风口处设调节窗，以便47、调节送风量。（2）中控室设5P恒温恒湿柜式空调机一台。 地面式厂房夏、冬季主、副厂房室内空气计算参数表夏 季冬 季生产场所温度相对适度工作区风速工作区运行停机检修相对湿度m/s水轮发电机层34750.20.810570中控室28700.20.51820182040配电装置室35 4.2.4.2.4设备选择 采暖通风设备表生产场所设备名称型号台数主厂房箱式轴流风机箱式风机DSF-I NO18 Q=15241,P=744,N=5.52轴流风机玻璃钢轴流风机BT35-11NO5.6 Q=11448,P=192,N=1.14中控室5P空调机5恒温、恒湿柜式空调机1 4.3金属结构改造4.3.1前池进压48、力管道处的拦污栅改造，源拦污栅的密度为2.53.5厘米一块扁铁，把它改成57厘米一块扁铁。操作方法是将扁铁折一块留一块。4.3.2取水口处的节止和卸洪闸改造工作，由于渠道扩宽后原来的闸门不能在使用，只有从新加工更换。所需的材料计划如下:序号材料名称型号规格单位数量单价金额用途1铁板10厚6047028200加工闸门2 工字钢16号m102120.612301.2加工闸门3槽钢20号m7215611232门槽用4钢棒50m292.4184.8加工吊耳5电手动启闭机5吨3m高台88000640006平板橡胶10100m50452250闸门封水7P字型止水胶1010050m50452250闸门封水849、螺丝1250颗100033000加工闸门合计12.3418万元。 4.4送出工程改造4.4.1升压站改造朱山洞电站升压站设备老化，设备及母线构架采用钢筋水泥混泥土浇筑而成，开关设备采用型号为DW1-35GD,600A的多油式断路器，出口线路由于距沱田电站升压站不足200m，因此线路未设断路器，只设隔离开关。原升压站设备老化严重，设备故障率高，改造方案拟采取将升压站设备全部淘汰更新，开关设备选用型号为ZW7-40.5/1600-20的真空断路器，出口线路增设一台ZW7-40.5/1600-20真空断路器，隔离开关采用GW5-35DW,630A型，出口线路隔离开关选用GW5-35DW,630A，单50、接地型。取消原10kv出线，原10kv主变位置用于安装35kv2#主变。35kv母线电压互感器选用JDZX9-35 0.5/3P型。原设备水泥构架全部拆除，新设备构架选用300等径水泥电杆为设备构架，升压站以此为基础对场地基础重新进行开挖及浇筑。4.4.2输电线路改造朱山洞电站的出线送至沱田电站升压站35kv母线汇集后，再送彭水县龙射变电站与彭水电网相连，由于朱山洞电站出口线路至沱田电站不足200m，原线路线径满足要求，因此对输电线路不作改造。5.工程管理5.1工程管理机构图庹经理工程总负责 电气安装工程部部何光波负责水力机械安装工程部赵波负责水工建筑工程管理部梅绪益负责干部寿延年工程安全管理51、监察部王树材负责部人事管理部冉光彬负责 5.1.1发电分公司副经理庹玉清总负责朱山洞技改扩容工程。5.1.2小河发电厂厂长冉光彬助理工程师负责朱山洞技改扩容工程的人事管理。5.1.3发电分公司安生部，助理工程师梅绪益，负责朱山洞技改扩容工，水工建筑工程技术管理和施工管理。5.1.4发电分公司安生部，助理工程师赵波，负责朱山洞技改扩容工程，水力机械和水轮发电机组的安装工程。5.1.5国家安全管理注册工程师，发电分公司副总工程师何光波、负责朱山洞技改扩容工程的电气一次、二次安装。5.1.6小河发电厂副厂长、助理工程师王树材负责朱山洞技改扩容工程的安全工作管理。5.2运行管理方案为确保水电站机电设备52、和水工建筑物的正常运行、安全生产、完成发电任务所进行的管理工作。5.2.1水务管理管理雨情、水情信息。提高降雨和水文预报的精度，为水电站防洪调度、经济运行提供可靠的数据，电力调度部门提供决策依据，并为水电站正确处理防洪、发电，发挥水能综合利用和水电站综合效益提供物质保证。由于朱洞电站是径流试电站，没有调节水库，在水库防洪调度方面没有太多的要求。需要根据河流的水文特性，确定前池防洪限制水位，在不影响防洪安全的条件下，增加发电效益。5.2.1水工建筑物的安全监测水电站运行管理的重要组成部分。水工建筑物包括大坝，引水建筑物，泄水建筑物，输水建筑物，水电站厂房等承受水作用力的建筑物。水工建筑物能否正常53、运行，直接影响水电站效益的发挥人民生命财产的安全。 水工建筑物的安全监测工作，是从施工建设开始，在初次通水期和运行期都要进行系统的监测，尤其是水库初次蓄水时，大坝状态变化的观测记录，对于检查设计的预期值及与运行期监测值的比较，具有特别重要的意义。 水工建筑物的维护、检修，是改善水工建筑物的工作状况，保证安全运行的重要措施。在处理混凝土裂缝、防渗工程和大坝整体加固工程中普遍采用的方法有化学灌浆、环氧材料、喷锚技术、预应力锚固等新材料、新工艺。5.2.3机电设备的运行管理发挥水电站经济效益的关键环节。主要包括安全操作管理、技术经济管理、设备检修管理和运行值班人员的岗位技术培训。5.2.4安全操作管54、理认真执行安全工作规程、运行规程和工作票、操作票、交接班制度、巡回检查制度、定期试验和轮换制度等有关规程和制度，定期进行安全检查、设备运行安全分析。5.2.5技术经济管理 在保证完成发电、调峰、调频和事故备用等任务的前提下，注意采取措施降低发电水耗、厂用电率；定期进行机组效率试验，经常开展经济分析活动；在汽蚀、振动允许的条件下，进行机组间负荷的经济分配；对于同一条河流上多级开发的梯级水电站，实行一厂多站统一管理、统一调度；对于较大的河流，分段组织梯级电站，进行集中控制；合理调度，提高水能利用效益。5.2.6设备检修管理 包括机电主设备和辅助设备的维护、监测、大小修计划的安排，施工管理及技术档案55、技术资料的积累等管理工作。设备检修，是保持设备状况完好，保证安全生产必要的条件。必须坚持预防为主、安全第一、质量第一的方针，按照应修必修、修必修好的原则，有计划地进行设备检修。5.2.7岗位技术培训 其目的是提高水电站各岗位运行值班人员的技术素质，达到熟悉设备、系统及其基本原理，熟悉操作和事故处理，熟悉本岗位的规程和制度，能正确地进行操作和分析运行状况，能及时地发现故障和排除故障，能掌握一般的维护技能等“三熟三能”基本功，保证每一个值班人员都能胜任本岗位的运行操作、设备监控、巡回检查和事故处理。培训工作可分为上岗前培训和岗位技术培训。培训的方法有：组织规程和技术学习与考试；现场考问讲解；技术56、问答；反事故演习；技术讲座；技术报告会；短期脱离岗位的专业培训班；仿真机培训等。5.3可持续发展措施5.3. 1、朱山洞电站总装机3200KW是小水电之列，在全面市场经济环境下，小水电的宏观社会、经济和生态效益，对具体项目投资人不带来直接效益。自身规模小竞争力不强，在许多地方，其经济可行性较差，技术水平不高。尤其是和传统大电力相比仍处于相对弱势。仅靠发电公司和电站自身就难以推动其大规模、快速发展。5.3.2小水电能够发展最根本的政策因素是中央最高层的高度重视，把小水电列为农村电气化的重要能源，又把农村电气化纳入国家解决“三农”问题的大政策和整套策略。彭水县发电公司以被重庆能源投资集团公司收购。57、 5.3.3金融危机影响了小水电的发展，再次证明了“稳定是发展的保证”这一真理。朱山洞电技改扩容后，年多发电量在400万千瓦时的电量、增加收入96.64万元,按增加收入的25为可持续发展基金。 6.施工组织设计6.1施工条件6.1.1朱山洞电厂房重庆市彭水县城42km，有县城至普子镇的公路经过，工程对外交通便利。厂房四周200为以内都是朱山洞电站征用地，能满足厂房的施工条件。6.1.2燕家坪至前池渠道渠道扩宽工程：有小河发电厂到燕家坪电站的进厂公路能满足渠道扩宽的施工条件。6.1.3朱山洞拦河坝和进水口及闸门改造工程：有普子公路到朱山洞三号煤矿公路能满足渠道扩宽的施工条件。 6.2施工导流本工58、程大坝只是加高0.6米，利用姑水季节施工无需导流。在更换闸门板时用木方在渠道内部堵水，让水从拦河坝顶上翻向下游河段，不会给下游造成大的安全隐患。6.3施工总体布置由于本工程的各个工程段可以错开施工。6.3.1燕家坪至前池渠道渠道扩宽工程：2009年2月12日开始动功修建，于2009年4月12日完成修工作。整个施工期为60天完成任务。6.3.2朱山洞拦河坝加高工程：2009年4月2日开始动功修建，于2009年4月12日完成修工作。整个施工期为60天完成任务。6.3.3朱山洞技改扩容工程（主厂房）：（1 ） 2号水轮发电组旧设备的拆出2009年11月23日开始，于2009年11月29日完成。（2）59、 2009年11月30开始开挖2号水轮发电机组安装基础，于2010年1月26号完成任务。整个施工周期为58天完成。（3）2号水发电机组安装2010年1月26号开始，于2010年5月1日开始试运行发。（4）1号水轮发电组旧设备的折出2010年1月10日开始，于2010年1月14日完成。（2）加强2010年1月14日开始开挖1号水轮发电机组安装基础，于2010年3月24日完成任务。整个施工周期为69天完成。（3）号水发电机组安装2010年3月24号开始，于2010年5月23日开始试运行发，整个工期为50天完成。整个工程工期为94天完成任务。（4）前池拦污栅、进水口处的节止闸门和卸洪闸门的更换和维工60、作，2010年3月6号开始施工，于2010年4月27日结出工作，整个工程53天完成任务。（5）升压站、电气、高压室的一次和二次、电缆等一切控制设备的安装，2010年1月10日开始动工，于2010年4月27号完工。整个工期106天完成工作任务。（6）尾水渠、主副厂房、升压站、工程：2009年12月20日开始动工修建，于2010年10月8日完成工作任务。（7）拦河坝取水口扩大工程和主引水渠道扩宽工程，要通过一年试运行后方可进行施工。整个工程在2011年底完工。7.工程概算和经济评价7.1工程概算7.1.1 投资主要指标 本工程建安设备和独立费用为416.00万元,建设及施工场地征用费257.20万61、元,工程总投资673.20万元。7.1.2 工程总概算表总概算表单位：万元序号工程或费用名称建安工程费设备购置费独立费用合计占一至五部分投资（%）第一部分 建筑工程 242.00 35.94 一挡水工程 6.00 6.00 二引水工程 60.00 60.00 三发电厂工程 160.00 160.00 四交通工程6.00 6.00 五其它工程10.00 10.00 第二部分 机电设备及安装工程362.00 53.79 一发电设备及安装工程10.00 200.00 210.00 二升压变电设备及安装工程2.50 50.00 52.50 三公用设备及安装工程100.00 100.00 第三部分 金属62、结构设备及安装工程10.20 1.52 一压力钢管2.00 5.00 7.00 二挡水泄洪工程0.20 3.00 3.20 第四部分 临时工程0.50 3.00 3.50 0.52 第五部分 独立费用55.00 8.17 一建设管理费10.00 10.00 二生产准备费5.00 5.00 三勘测设计费30.00 30.00 四其它费用10.00 10.00 一至五部分投资合计257.20 361.00 55.00 673.20 7.2 经济评价7.2.1评价依据(1) 重庆市物价局2009年11月19日以渝价2009408号文颁布贯彻国家发展改革委关于调整重庆市电网电价的通知 (2)重庆市物价63、局、重庆市财政局、重庆市水利局2009年12月30日以渝价2009487号文颁布的关于调整水（火）力发电取水水资源费收费标准的通知；国家现行有关财政税收政策，结合本工程特点进行分析计算。7.2.2 工程投资根据工程概算,该工程总投资673.20万元。根据财政部、水利部文件财建（2011）504号文件精神，财政补助104.00万元，自筹569.20万元。 7.2.3 基础数据 （1）上网电量 上网电量年设计电量有效系数1(厂用电率+线损率)年平均多发电量400.00万kWh，扣除厂用电量和输变电损失电量，上网电量为394.00万kWh。本电站厂用电率取1.5%，线损取0.00%。（2）增加固定资64、产价值增加固定资产价值固定资产投资建设期利息无形及递延资产本项目固定资产投资673.20万元， 建设期利息.00万元； 机组改造投产后， 增加固定资产价值673.20万元，未计无形资产价值和递延资产价值。（3）基准收益率根据国家发改委、建设部2006年颁建设项目经济评价方法与参数（第三版），全部投资的财务基准收益率采用8%，资本金的财务基准收益率采用10%。（4）计算期该电站正常运行期按20年计算。7.2.4 增加的成本费用增加的折旧费用=增加固定资产价值（1-净残值率）20，增加的折旧费用为32.65万元。增加的水资源费=增加的发电量0.003元/KW.h，增加的水资源费为1.20万元。根据65、公司目前情况，不会增加其他费用。总的增加成本费用33.85万元。净残值率按总公司规定的3%计算。7.2.5 增加发电效益的计算(1)增加发电收入增加发电收入=上网电量上网电价（1增值税率）电价按照重庆市物价局渝价2009408号文颁布贯彻国家发展改革委关于调整重庆市电网电价的通知，按照0.26元/KW.h计算，电力产品增值税按县以下地方小水电税率6%计算。增加电发电收入为96.64万元。上网电价中含增值税。（2）增加税金 电力销售税金包括增值税和销售税金附加。增加增值税电力产品增值税按县以下地方小水电税率6%，增加增值税5.80万元。销售税金附加销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增66、值税税额为基础征收，按规定本工程的税率分别为5%和3%，增加销售税金附加0.46万元。增加所得税增加所得税增加应纳税所得额所得税税率增加应纳税所得额增加发电销售收入增加总成本费用增加销售税金附加企业利润按照国家西部大开发政策规定依法征收所得税，目前企业税率15%。增加企业所得税为9.35万元。（3）利润增加发电利润增加发电收入增加总成本费用增加销售税金附加增加税后利润增加发电利润增加应缴所得税增加发电利润为62.33万元，增加税后利润为52.98万元。7.2.6 投资回收期分析投资回收期=投资总额（增加的税后净利润+增加的折旧费用）该项目投资回收期为7.85年。7.2.7 投资收益率投资收益率=息税前利润投资总额该项项目的投资收益率为9.26%。7.3 综合评价（1） 朱山洞电站增效扩容改造工程增加装机容量800.00kW，年平均增加发电量400.00万kWh，工程总投资673.20万元，单位电能投资1.683元kWh。 （2）朱山洞电站增效扩容改造工程项目投资回收期为7.85年。（3）朱山洞电站增效扩容改造工程项目投资收益率为9.26%。综上所述，朱山洞电站增效扩容改造工程，不但能提高水能资源利用效率，同时能为在发供分家后发电职工增强信心。