关于白马水库电站增效扩容改造实施项目引水隧洞围堰方案的报告（定稿）

第一篇：关于白马水库电站增效扩容改造实施项目引水隧洞围堰方案的报告（定稿）

关于白马水库电站增效扩容改造实施项目

引水隧洞围堰方案的报告

涟源市白马水库管理处：

我公司于2014年1月10日与贵单位签定了白马水库电站增效扩容改造施工合同，签定合同后，随即组织了技术人员同业主代表及监理代表对白马水库、电站、引水隧洞进行了多次了解与堪测。此工程具有以下特点：

1、该水库总库容6650万m3，属于中型水利工程。

2、位于孙水河上游，集雨面积205km2，属大型水库集雨面积。

3、雨季从3月至8月，多年平均降雨量都在100mm以上，占

全年降雨总量的70%以上，24h暴雨量389mm，3d暴雨量

546mm，施工时段位于汛期。

4、电站扩容项目位于大坝下游，隧洞引水，防汛工作严峻。针对以上特点及以往经验，经三方分析，考虑到汛期的来水量，特制定了针对引水隧洞采用钢板护墙临时围堰封堵的专项方案，并上报娄底市水利水电建设监理有限责任公司，并经审核并得到批复。

现贵单位否决了我公司制定并得到监理单位审核批复的施工方案，提出采用麻袋装土修建临时围堰的方案。考虑到麻袋装土临时围堰的不稳定，汛期高水位对下游电站厂房、机组及施工人员的安全，我公司认为此方案欠妥。贵单位如果坚持采用麻袋装土临时围堰方案，实施后，一旦对下游电站及人员等财产造成损失，我公司不承担任何责任，并保留对贵单位的索赔事项，请贵单位予以考虑。

附：施工技术方案申报表及监理批复表

湖南兴涟水利水电建设工程有限公司

二○一四年三月五日

第二篇：小水电站增效扩容改造项目汇报

武威市 凉州区

三座小水电站增效扩容改造项目

汇 报 提 纲

武威市水利水电勘测设计院

二〇一一年十一月

我院受凉州区水务局委托编制了黄羊水电站增效扩容改造项目初步设计、南营水电站增效扩容改造项目初步设计、西营总干电站增效扩容改造项目初步设计。

由于三座电站建设年代早，机电设备、水工建筑、输电线路等设施老化严重，存在很大的缺陷。鉴于目前这种状况，只有对电站设备进行更新扩容改造，才能使电站达到高效、经济、安全、节能，满发、多供、少损、低耗等要求。在编制初步设计时，严格执行甘肃省水利厅《关于认真做好农村水电增效扩容改造项目初步设计工作的通知》（甘水农电发【2011】80号文），并按照水利部《农村水电增效扩容改造项目初步设计指导意见》、《农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见》以及《小型水电站技术改造规范（GB/T50700-2011）、《小型水电站初步设计报告编制规程》（SL179-2011）进行编制。

武威市 凉州区

黄羊水电站增效扩容改造项目

汇 报 提 纲

武威市水利水电勘测设计院

二〇一一年十一月

一、基本情况

黄羊水电站位于武威市区东南48km黄羊水库坝后处，是一座坝后灌溉季节性发电站，电站于1972年由原武威县水电局完成初步设计，1982年10月电站建成并网发电。工程总投资270万元。装机容量2000KW（2×1000KW），设计水头41.86m，设计引水流量6.32m3/s，设计年利用小时数4140h，设计年平均发电量828万kW•h。电站建筑设施主要有发电引水隧洞、压力钢管、主副厂房、1、2号机组尾水隧洞、升压站等，发电机出线电压6.3kv，并网电压等级35kv，经16.4km输电线路至凉州区黄羊变电所。

二、现状运行情况

电站1975年安装的1、2号机组为盐锅峡水电厂生产的立式混流式发电机组，型号SF1000-16/2130、SF1600-14/2150，现已为淘汰型产品，原因发电效率低，故障多。因此，1989年，电站对问题较大的2号机组进行了增容改造，容量由1000KW改为1600KW，总装机容量为2600KW。

电站自1982年投产运行以来，累计发电量2.37亿万kW•h，年均发电量845万kW•h，为本地区工农业建设作出了积极的贡献。

三、改造的必要性和可行性

电站运行至今，机电设备故障多、效率低下，水能资源利用率低，设施陈旧、运行维护成本过高等因素使电站处境十分困难，电站安全无法保障，可持续发展空间严重不足。因此，电站增效 2 扩容改造项目是十分必要的。而且黄羊水电站增效扩容改造项目符合国家优先发展能源产业政策和“大力发展水电”的电力发展原则。概工程不仅是必要的，而且在建设环境、资金筹措、技术、管理诸多方面分析论证也是可行的。它能够极大地开发利用现有水力资源，增加清洁可再生电能供应，有效减少煤的消耗和二氧化碳的排放，无制约工程开发的环境因子，从环境角度衡量该工程是可行的，其社会效益和经济效益是显著的。

四、改造方案

（一）水文气象

黄羊河属内陆河，是石羊河流域的一条支流，发源于天祝藏族自治县境内的双龙山、磨脐山、黑沟山一线，黄羊河水库以上主干流河道长21km，宽15～75m，平均纵坡1/50，坝址以上集水面积828km2，水库坝高52m，总库容5644万m3，兴利库容3377万m3，多年平均径流1.39亿m3，多年平均流量4.38m3/s，多年平均水能资源1410万KW· h。最大泄流量32 m3，灌溉流量4.5－12.0 m3，最大水头47.9米，最小水头33.6米。

（二）工程地质

本电站所处地貌为祁连山北麓张义盆地北缘切割河谷，谷地相对高差大，山势陡峻。厂区主要出露地层为海面期侵入花岗岩和河谷沉积的第四冲积、洪积、坡积沙砾石及块石。工程区内地质条件较好，无滑坡泥石流等严重危害工程安全的地质问题存在。

（三）工程任务

本电站为坝后灌溉季节性发电站，其发电出力主要受水库下 3 泄控制。结合水库下泄流量和电站30多年的运行参数，选取电站引水设计流量多年平均流量的3.07倍取值，选取电站设计流量Q=12.96m/s。根据工程布置，电站额定发电水头为41.86m。综合分析电站机组性能，选定电站出力系数为8.3。依据以上参数，确定黄羊水电站装机容量选定为4500KW。

由于本电站为增容改造项目，遵循节省工程投资的原则，对电站厂房土建部分不宜进行大的改造，电站装机台数与原电站装机台数2台增加到3台，电站装机总容量由2600KW（1000+1600KW）增容到4500KW（2×1600+1300KW），电站增容率达到73%。

（四）具体方案

1、引水压力隧洞、压力管道、发电厂房、升压站改造及护坡加固设计、尾水改造、职工生活区房屋改建方案。引水压力隧洞全长93.38米，洞径1.8米，采用钢筋砼对洞内砼体脱落处进行浇筑；改建发电主、副厂房、中控室、油料库653.72平方米；改造1、2号机组尾水渠144.33米；改造升压站地面1806平方米，采用浆砌石加固处理护坡70米；改建职工宿舍880平方米，楼长40米，宽11米，地面以上7.1米，平整生活区场地1800平方米，改造生活区危房990平方米。

2、机组更新改造方案。改造后装机容量为4500kw（2×1600+1300KW），配套HD743X-16C蝶阀、YWT—1000型调速器各3台；主厂房配套LH—10型起重机1台；保持原电气主接线方式不变，更换KYN28A-10G开关柜12台，配套电容补偿装置（1800kvr）2套，35千伏CTLZZBJ-35计量装置1面；更新安装3 4 控制计算机保护、监控系统（含盘柜）、直流电源屏及厂用S9-100KVA-6.3/0.4型、S9-100KVA-35/0.4变压器各1台，厂用屏3面，配套光端机及PCM复用设备（1对）2套，铺设电缆32.5公里；配套S9-3200KVA/38.5主变压器2台，35KV真空断路器4台，GW4-35隔离开关5台，LZZBJ-10GY0.2S/0.5D/10P电流互感器9只，架设输电线路26.4公里。改造机组尾水检修平板闸门3扇，配置螺杆式启闭机3台（套）。

（五）工程布置及主要建筑物

依据《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000、《小型水力发电站设计规范》GB50071－2002相关规定，电站工程属Ⅴ等小(2)型工程。水工建筑物级别为：主要及永久建筑物为5级，次要及临时建筑物为5级。依据《水工建筑物抗震设计规范》DL5073-2000，水电站建筑物抗震设防烈度为Ⅷ度。

黄羊水电站位于黄羊水库大坝下游50m河谷中，主要建筑物为：主、副厂房，尾水渠及升压站、中控室（56m2）、高压室（60m2）、空压机室（30m2）；全长144.33m的机组尾水渠、油库及生活福利区。

发电引水隧洞在水库大坝输水洞右侧，1、2号水轮机进口在输水洞桩号0+135处向右侧45度分叉，全长91.38m，下接压力钢管至水轮机。3号水轮机引水支洞进水口与1、2号机组发电引水洞在桩号（电）0+069.714处相接，长19.143m。

（六）工程总投资

工程总投资为2685.95万元，其中：建筑工程 360.39万元，机电设备及输电线路安装工程 1948.90万元，金属结构设备及 5 安装工程26.230万元，临时工程 66.54万元，其他费用155.99万元，基本预备费127.90万元。

五、效益分析

项目实施后，黄羊水电站装机容量由现状的2600KW增加到4500KW，年增加发电量328.97万kw•h，电站的建设将有效缓解地方电力供需矛盾，通过充分利用水能清洁能源，节约不可再生的矿产资源，减少二氧化碳排放1.17万吨、减少二氧化硫排放0.0358万吨、减少粉尘排放0.319万吨、减少废渣排放0.0184万吨。具有良好的经济效益、社会效益和生态效益。

武威市 凉州区

南营水电站增效扩容改造项目

汇 报 提 纲

武威市水利水电勘测设计院

二〇一一年十一月

一、基本情况

南营水电站位于武威城区南19.2km南营水库坝后，是一座坝后灌溉季节性发电站。南营水电站于1979年建成，总投资281.5万元。装机容量2000KW（2×1000KW），设计水头42m，设计引水流量8.6m3/s。

二、现状运行情况

南营水电站自1979年投产至今，经过32年的运行，设备严重老化，加上机型陈旧，故障频发，运行不稳定，保护设施落后，维检修费用和备品备件费用逐年增加，机组耗水率年年上升，导致电站发电成本逐年增加，经济效益连年下滑。水库电站装机2台，2×1000KW，于1979年7月投产，全年发电有效时间为7.5个月，多年平均发电量540万KW，售电量500万KWh，多年平均利用小时2700小时。

三、改造的必要性和可行性

电站运行至今，机电设备故障多、效率低下，水能资源利用率低，设施陈旧、运行维护成本过高等因素使电站处境十分困难，电站安全无法保障，可持续发展空间严重不足。因此，电站增效扩容改造项目是十分必要的。而且南营水电站增效扩容改造项目符合国家优先发展能源产业政策和“大力发展水电”的电力发展原则。概工程不仅是必要的，而且在建设环境、资金筹措、技术、管理诸多方面分析论证也是可行的。它能够极大地开发利用现有水力资源，增加清洁可再生电能供应，有效减少煤的消耗和二氧化碳的排放，无制约工程开发的环境因子，从环境角度衡量该工程是可行的，其社会效益和经济效益是显著的。

四、改造方案

（一）水文气象

金塔河属内陆河，是石羊河流域的一条支流，发源于祁连山东段冷龙岭北坡的天梯山，黄羊河水库总库容2000万m3，防洪库容1205万m3，调洪库容776万m3。本次根据水库管理单位提供的武威水文水资源勘测局在金塔河设立的南营水文站1965年10月～1969年7月、1976年～2008年实测资料经频率统计分析计算得到金塔河南营水库多年平均流量为4.21m3/s，多年年平均径流量1.368亿m3。金塔河地面纵坡较大，水力资源理论蕴藏量20.5MW，年发电量1.8亿kW·h，技术可开发量14.35MW，年发电量1.25亿kw·h。

（二）工程地质

电站站址在坝下游左岸，支洞出口处，地基为第四系酒泉砾石层厚5至8m。岩石性质与坝区左岸相同，强风华带厚0.2米左右。现存建筑物如引尾水输水隧洞、发电支洞、引水管道经30多年应用均未发生建筑损坏现象，从目前看，地基稳固，设计合理，建筑施工标准，工程区地质条件较好，无滑坡泥石流等严重危害工程安全的地质问题存在。

（三）工程任务

本电站为坝后灌溉季节性发电站，其发电出力主要受水库下泄控制。结合水库下泄流量和电站30多年的运行参数，选取电站引水设计流量多年平均流量的2.04倍取值，选取电站设计流量Q=8.6m/s。根据工程布置，电站额定发电水头为42m。综合分析电站机组性能，电站出力系数为8.3。依据以上参数，确定南营水电站装机容量选定为3000KW。3由于本电站为增容改造项目，遵循节省工程投资的原则，对电站厂房土建部分不宜进行大的改造，电站装机台数与原电站装机台数2台保持一致，电站装机总容量由2000KW(2x1000KW)增容到3000KW(2x1500KW)，电站增容率达到50%。

（四）具体方案

1、发电厂房改造、管理房维修、山体及尾水渠加固设计方案。加固改造主、副厂房587平方米；维修管理房4500平方米；山体加固2000平方米；改造尾水渠。

2、机组更新改造方案。改造后装机容量为3000kw；配套D941X-6/1200蝶阀2台，QD32/5t起重设备1台，旁通阀2台，空气装置2套；安装KYN28A-10G高压开关柜11台，1800KVR电容补偿柜2台，35千伏CTLZZBJ-35计量设施1面，计算机保护、监控系统（含盘柜）1套，PZWC2000-21-100/220智能高频免维护装置1套，直流屏柜2面；厂用S9-100KVA-6.3/0.4型、S9-100KVA-35/0.4变压器各1台，低压配电柜3面，机房动力屏2面；铺设电缆8.5公里；配套光端机及PCM复用设备（1对）2套，铺设自承式光缆（6芯）8公里；配套S9-3200KVA/38.5主变压器2台；35KV真空断路器4台，GW-35隔离开关9台，GW-10隔离开关2台，树脂干式电压互感器2组，主变及线路微控装置1套，架设输电线路12公里。改造机组尾水检修平板闸门3扇，配置螺杆式启闭机3台（套）。

（五）工程布置及主要建筑物

依据《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000、《小型水力发电站设计规范》GB50071－2002相关规定，电站工程属Ⅴ等小(2)型工程。水工建筑物级别为：主要及永久建筑物为5级，次要及 10 临时建筑物为5级。依据《水工建筑物抗震设计规范》DL5073-2000，水电站建筑物抗震设防烈度为Ⅷ度。

南营电站厂房位于水库大坝左脚1892.0m处，与发电支洞轴线垂直布置。建筑形式“地面户内式”，长35m，宽13.5m，高8m，分作主厂房和副厂房两大部分。

（六）工程总投资

工程总投资为1871.71万元，其中：水电建筑工程204.57万元，机电设备及输电线路安装工程1390.68万元，金属结构设备及安装工程26.23万元，临时工程 40.3万元，其他费用120.8万元。

五、效益分析

项目实施后，南营水电站装机容量由现状的2000KW增加到3000KW，年增加发电量390万kw•h，电站的建设将有效缓解地方电力供需矛盾，通过充分利用水能清洁能源，节约不可再生的矿产资源，减少二氧化碳排放0.9282万吨、二氧化硫0.027万吨、粉尘0.2532万吨、废渣0.014万吨，具有良好的经济效益、社会效益和生态效益。11

武威市 凉州区

西营总干电站增效扩容改造项目

汇 报 提 纲

武威市水利水电勘测设计院

二〇一一年十一月

一、基本情况

西营总干电站位于武威市凉州区西营镇陈鲁村，距武威市城区24公里，电站1984年由原武威地区水利工程勘测设计队设计，甘水规字〔1986〕6号文批准实施，于1986年6月18日动工修建，1988年9月28日建成投入运行。工程总投资585万元，总装机容量3750KW（3x1250KW），设计水头37.5ｍ，设计引水流量16 m3/s，主要有引水渠、压力前池、压力钢管、压力钢管护坡、主厂房、副厂房、升压站、尾水渠等建筑设施，厂区总占地面积69.81亩。电站并网电压等级为35KV，发电机电压为6.3KV，联网到凉州区丰乐变电所。站内道路与武九公路及312国道相通，交通便利。

二、现状运行情况

电站自1988年投产运行以来，累计发电约2.5亿kw•h，年设计利用小时数3635h，设计年发电量1363万kw•h，实际发电量1100万kw•h。电站建成至今，为地方经济稳步增长和水务事业持续发展做出了积极贡献。但是电站经过23年的运行，引水渠、泄水渠、尾水渠等水工建筑年久失修，渗漏、坍塌等问题频繁发生；压力前池在初建时未修建排沙闸，致使泥沙直接进入引水钢管，对转轮磨损较为严重；水轮发电机组、主变压器、断路器等机电设备均为八十年代产品，工艺较为落后，运行至今已到运行年限，老化磨损严重，水资源利用率大为降低，已难达到设计出力要求且安全性、灵敏性不足；控制屏、直流屏、监控系统属老式淘汰产品，部分保护失灵；配套电网线径过小、线损过大，隐患突出。

三、改造的必要性和可行性

电站运行至今，机电设备故障多、效率低下，水能资源利用率低，设施陈旧、运行维护成本过高等因素使电站处境十分困难，电站安全无法保障，可持续发展空间严重不足。因此，电站增效扩容改造项目是十分必要的。而且西营总干电站增效扩容改造项目符合国家优先发展能源产业政策和“大力发展水电”的电力发展原则。概工程不仅是必要的，而且在建设环境、资金筹措、技术、管理诸多方面分析论证也是可行的。它能够极大地开发利用现有水力资源，增加清洁可再生电能供应，有效减少煤的消耗和二氧化碳的排放，无制约工程开发的环境因子，从环境角度衡量该工程是可行的，其社会效益和经济效益是显著的。

四、改造方案

（一）水文气象

电站发电用水主要为西营河总干二、三、四干的灌溉用水和向民勤调水的水量。西营河1950～2007年径流实测资料系列，计算得多年平均径流量3.813亿m3，多年平均流量12.18m3/s。

根据省水文总站、省水电设计院及三总队、武威市、区水利部门多次洪水调查，最大历史洪水为809ｍ3/ｓ，依据已有水文观测资料经计算分析的洪水成果，西营河渠道断面10年一遇洪水流量296m3/s，20年一遇洪水流量250m3/s。

由于径流通过水库调节，渠道引水大部分泥沙沉积在库内和渠首，正常放水发电水流中泥沙含量相对较小。

（二）工程地质

工程区位于西营河总干渠一干分水口以下总干渠左岸。地层岩性为冲洪积含漂石砂砾卵石层（al-plQ4），结构较密实，天然密度2.03-2.04g/cm3，变形模量50-60Mpa，承载力0.4-0.5Mpa，渗透系数40-50 m/d。部分地基表层覆盖0.5-1.0m的洪积砂壤土，地下水埋深较深。

现引水渠、压力前池、压力管道、厂房及尾水渠等均布置在砂砾卵石层上，无不良工程地质问题。引水渠设计需解决渠床渗漏、冻胀、边坡稳定等问题，压力前池、压力管道、厂房及尾水渠设计需解决渗漏、边墙及边坡稳定等问题。

（三）具体方案

1、引水工程、压力前池、尾水工程、升压站及管理房改建设计方案。改建引水渠道100米；改建压力前池长29.5米，宽8米，高8.5米；排沙闸宽1米，高1米；尾水渠长420米，渠底宽4.0米，渠深1.8-2.1米，边坡系数0.75，渠底及边坡均采用C15砼现浇成型，厚0.2米；改造升压站地平工程采用现浇C15砼；改造管理房125平方米。

2、机组更新改造方案。改造后装机容量为5000kw；配套更换D941X-6/1200蝶阀3台；更换旁通阀3台，调压阀3台，空气装置2套；保持原电气主接线方式不变，配套电容补偿柜（900kvr）1台，35千伏CTLZZBJ-35计量装置1面；更新安装控制计算机保护、监控系统（含盘柜）、PZWC2000-21-100/220更新智能高频免维护装置及厂用S9-100KVA-6.3/0.4型、S9-100KVA-35/0.4变压器各1台，厂用屏5面，配套光端机及 15 PCM复用设备（1对）2套，铺设电、光缆17公里；配套S9-3200KVA/38.5主变压器1台，35KV真空断路器(ZW7-35/1250)1台，10KV真空断路器(ZN63-12/1250-31.5)18台，GN19-10C/1250A隔离开关3台，架设输电线路31公里；改造压力前池平板闸门3扇，拦污栅3套，配置手电两用螺杆式启闭机及电葫芦3台（套）；改造尾水检修平板闸门1扇，螺杆式启闭机3台。

（五）工程布置及主要建筑物

依据《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000、《小型水力发电站设计规范》GB50071－2002相关规定，电站工程属Ⅴ等小(2)型工程。水工建筑物级别为：主要及永久建筑物为5级，次要及临时建筑物为5级。依据《水工建筑物抗震设计规范》DL5073-2000，水电站建筑物抗震设防烈度为Ⅷ度。

西营总干电站工程任务主要是利用西营总干渠来水引水发电，提高水能资源的利用，增加经济效益。电站生产的电能并入武威电网销售。电站主要由引水枢纽、引水渠道、压力前池、压力管道、厂房及尾水渠等组成。采用压力管道一管三机供水布置方案

（六）工程总投资

工程总投资为2589.79万元，其中：建筑工程390.36万元，机电设备及输电线路安装工程1801.85万元，金属结构设备及安装工程62.90万元，临时工程49.45万元，其他费用149.55万元，基本预备费123.32万元。

五、效益分析

项目实施后，西营总干水电站装机容量由现状的3750KW增加到5000KW，年增加发电量512万kw•h，电站的建设将有效缓解地方电力供需矛盾，通过充分利用水能清洁能源，节约不可再生的矿产资源，减少二氧化碳排放1.602万吨、减少二氧化硫排放0.048万吨、减少粉尘排放0.438万吨、减少废渣排放0.024万吨，具有良好的经济效益、社会效益和生态效益。

第三篇：解析跋山水库电站水轮发电机组增效扩容改造论文

工程概况

跋山水库位于淮河流域沂河干流中上游，山东省沂水县城西北15km 大伴城村北，沂河与支流暖阳河的汇流处，是1座以防洪为主，兼顾灌溉、发电、养殖等功能的大型水库。水库控制流域面积1 782km2，现状总库容5.28亿m3。坝后电站总装机容量5 000kW，位于放水洞下游，主要工程包括压力管道、厂房、泄水闸、尾水渠、升压站、开关站、油库、水泵房、机修车间等。电站设计年发电量1 300万kW·h，多年平均发电量810万kW·h，年最高发电量1 760万kW·h。跋山水电站建于20世纪70年代，水轮机为HL123—LJ—120型混流式，性能落后，已列入小型水电站机电设备应淘汰的产品目录中;发电机为TSL—260/40—24型立式，出口电压为3.15kV，效率低，B级绝缘，绝缘等级低。机组经近40a运行，转轮气蚀严重，水轮机出力下降，发电机绝缘老化严重，其综合效率已非常低下，超过报废年限，生产运行存在很大的安全隐患。辅助设备已经严重老化，管路锈蚀，阀门不能正常关闭，已难以满足机组运行需要。水轮机改造

水库兴利水位178.00m，电站正常尾水位152.31m，设计水头21.00m，最大水头24.30m，最小水头12.00m。水轮机叶轮型式为混流式，型号为HL3689—LJ—1200，共4台;其设计水头Hr=21m，设计流量Qr=8.72m3/s，叶轮直径1 200mm，额定转速n=250r/min，额定效率η≥94.2%，额定出力1 600kW。气蚀性能为在全工况范围内满足安全稳定运行要求，旋转方向与发电机旋转方向相同。这次改造增容到单机1 600kW，电压等级从3.15kV升为6.3kV，水轮机流道不变。采取了更换转轮、导水机构大修的原则。转轮采用3689—120转轮，可达到电站增容目标。各机组在设计水头、额定转速及允许吸出高度范围内，水轮机出力不低于额定出力。在大于额定水头条件，机组额定出力超过10%～15%范围内，水轮机应保证持续安全运行。水轮机能保证机组在75%～100%额定出力范围内稳定运行。

2.1 效率保证

机组在设计水头21m，发出额定出力达到了1 600kW时，保证了原型水轮机的效率不低于94.2%。

2.2 对转轮的技术要求

转轮采用了抗气蚀性能及抗磨性能良好，并保证在常温下具有良好可焊性的不锈钢材料(精炼ZG06Cr13Ni4Mo)模压后焊成一体，叶片加工方式采用五坐标数控机床加工，符合《混流泵、轴流泵开式叶片验收技术条件》(JB/T 5413)中的A级要求。叶片加工后过流表面光滑，无裂纹。叶片与转轮室的间隙均匀，保证叶轮转动灵活，尽量减少容积损失。另外，转动各部应具有足够强度以承受最大转速、应力，并具有足够的刚度和抗疲劳强度，确保转轮在周期性变动荷载下不出现任何裂纹断裂或有害变形。

2.3 出厂前试验

水轮机改造完后需进行如下实验：

(1)材料试验。水轮机的各主要零部件都应经过工作检验，以证明其原材料在加工过程中无缺陷。

(2)性能试验。水轮机在制造厂内应进行全性能试验，以证明其运转性能、参数符合设计要求，试验按《小型水轮机现场验收试验规程》(GB/T22140—2008)标准进行出厂试验。

(3)试运行实验。机组设备安装完毕，经现场安装试验，对各附属系统进行单项调试和试运行，在确信各系统设备已经安装调试就绪后，对设备进行检查并完成运行试验，以确保设备安装调试就绪，并能安全正常地投入连续运行。

(4)振动测量。证明其运转性能、参数符合设计要求，应按《小型水轮机现场验收试验规程》(GB/T 22140—2008)标准进行出厂试验。如叶轮加工完成后，一方面在厂内进行了检查并进行机构性能试验，提交检查试验报告;另一方面在制造厂内应按ISO1940—73标准进行静平衡试验，发电机改造

跋山水库电站原发电机型号为SF1250—24/2600，定、转子线圈采用为B级绝缘，经多年的运行，线圈绝缘有不同程度的老化现象。为产生更高的经济效益，更换原机定转子线圈，增容到1 600kW;改变原有出线电压升压到6 300V

3.1 发电机改造方案

发电机从1 250kW 增加至1 600kW，定转子采用F级绝缘，定子增加23%的导线截面积。转子线规利用增加导线匝数、加励磁分量、提高出力等来减小温升;增容后发电机运行安全可靠，完全能满足长期安全运行的要求。

3.2 定子线圈技改工艺

技改后导线采用双玻璃丝扁铜线并绕而成，截面面积比原来增加23%。主绝缘采用高云母含量和低介损的优质F级粉云母带。匝间和对地绝缘模压采用二次热模压加冷模定型和三次整形的特殊工艺，保证了线圈主绝缘厚度的均匀性和一致性，大大提高了线圈的耐压水平。同时，线圈的外形一致性非常好，下线后整齐漂亮，通风又好。线圈表面设有高低阻值的半导体防电晕，有效的改善了端部的电场分布。

3.3 定子线圈下线

下线严格按圈式线圈下线工艺进行。线圈绑扎绳采用目前大电机上采用的涤玻绳材料，它具有绑扎牢固、通风好等优点。槽内垫条均采用半导体材料。嵌线完毕，按国标新机组规定值进行电气试验;试验合格后，按工艺要求整体绝缘处理。最后外表面再喷一层防潮、防霉F级覆盖漆。

3.4 转子改造要点

转子线原为扁铜排绕制而成。线圈根据目前新F级绝缘规范计算，匝数增加了3匝，绕好后的转子线圈进行无氧退火处理，软化线圈和消除应力后，再进行了冷压整形→ 去毛→ 清理→ 垫F级匝间绝缘→ 热压固化→ 清铲→ 试验等工序。转子线圈与铁芯装配前进行称重搭配，机身绝缘也更换为F级，并采用了900翻角结构，有效增加了线圈对地爬电距离，避免了机组运行长久后内部积灰而造成绝缘电阻下降。磁极挂装时，按重量对称布置。斜键打紧后，须保证磁极铁芯与轭面紧贴，绝缘托板与线圈压紧，以及转子外圆尺寸符合要求，完工后进行转子线圈对地耐压试验和交流阻抗试验。

3.5 改造后发电机效果

定子绕组匝数不变，增容后各部磁通密度不变，因此定子铁芯通过清理和局部处理试验后，其温升不会超过原值。

发电机通过定、转子线圈改造后，当出力为1 600kW 时，定子温升为49 ℃，转子温升为56℃。技改后定、转子线圈均采用F 级绝缘，按《水轮发电机基本技术条件》(GB 7894—2001)规定，F级绝缘定子允许最高运行温升为100℃，转子允许最高运行温升为100℃。其允许使用温度比原机组可提高20℃，因此发电机扩容技改后，其运行温度将远远低于允许最高运行温度，机组安全运行得到了可靠保证。机械部分增容后，主轴强度，轴承负荷、机座刚度等均能满足增容要求。结 语

综上所述，跋山水库水电站4台水轮发电机单机从1 250kW 增容到1 600kW 后，年发电量平均增加25%，达到了增效扩容的理想效果。

第四篇：桃江县雪峰山电站增效扩容改造项目情况汇报

桃江县雪峰山电站增效扩容改造项目

情况汇报

一、项目立项审批情况

1、项目立项情况

雪峰山电站兴建于70年代，机组位于雪峰山水库坝后，电站原设计装机2×75KW，经过30多年的运行，设施设备已严重老化，损耗过大，影响电站发电效益和安全运行，急需技术改造，扩容增效。2012年5月，委托益阳市水利水电勘测设计研究院编制了《雪峰山小水电站更新改造工程项目可行性研究报告》。2012年7月完成了《雪峰山小水电站增效扩容改造项目初步设计报告》。根据桃江县水务局《关于桃江县雪峰山小水电站更新改造项目初设报告的批复》（桃水„2012‟70号）、桃江县水务局《关于桃江县雪峰山小水电站更新改造项目实施方案的批复》（桃水„2012‟104号）及湖南省水利厅《关于转发下达农村水电增效扩容改造项目2013年中央补助计划的通知》（湘水财[2013]31号）、湖南省财政厅《关于下达2013年农村水电增效扩容改造项目中央补助资金的通知》（湘财建指[2013]190号）和益阳市农村水电及电气化建设管理站、桃江县水务局对桃江县克上冲水库管理处（关于对《2013桃江县雪峰山小水电增效扩容改造项目实施计划》请求核准的请示）的批复，项目于2013年11月实施。

2、主要建设内容

（1）发电厂房改造189.5m²。（2）机电设备改造（包括水轮机安装2台、原水轮机及发电机拆除2台、闸阀安装2台；低压配电屏3块、铜母线50m、低压电力电缆30m；变压器1台、避雷器1组）。

二、投资计划安排情况

桃江县雪峰山电站增效扩容改造工程静态总投资122.45万元，其中中央预算补助资金37.5万元，省配套资金18.5万元、自筹66.45万元。本次增效扩容改造项目实际完成投资101万元，其中中央下达资金22万元，省级资金3万元，自筹资金76万。

三、资金使用与管理情况

建设单位（桃江县克上冲水库管理处）成立了由主任任组长，分管副主任任副组长，财务股负责人，工程技术股负责人及相关技术人员为组员的项目领导小组，实行了项目负责制，严格执行财经纪律，做到了专款专用。

四、项目改造进度情况

1、招投标工作

于2013年10月16日在桃江县公共资源交易中心委托湖南科力招标代理有限公司进行招投标工作。中标单位为桃江县水利水电建设开发有限公司，2013年10月21日签订了施工合同。

2、主要参建单位

建设单位：桃江县克上冲水库管理处 施工单位：桃江县水利水电建设开发有限公司 监理单位：湖南正源水利水电工程监理有限公司 设计单位：益阳市水利水电勘测设计研究院

3、验收

目前竣工资料已完善，待有关部门进行工程验收。

五、项目建设管理情况

1、项目建设情况

工程于2013年11月1日开工，2014年3月21日完工。根据县质监站核定的《项目划分》，该工程分2个分部工程、23个单元工程，经自检23个单元工程全部合格，其中优良8个，优良率32.8%。

2、安全生产情况及运行维护情况

桃江县克上冲水库管理处对电站安全生产“双主体”责任进行全面的落实，制定了《雪峰山电站防汛抗灾应急预案》，建立了电站安全运行管理台账，确定了以灰山港镇党委书记为行政责任人和桃江县克上冲水库管理处法人为企业代表责任人的“双主体”责任制。成立了由主任为组长、分管副主任为副组长，相关场站（股室）负责人为成员的安全生产工作领导小组，与电站管理负责人签订了安全生产责任状，并将电站安全运行管理台账上报桃江县水务局。目前电站运行正常，没有发生安全事故。

电站运行维护由电站工作人员每天进行自检自查，并做好机电设备正常运行记录，交接班记录及机电设备轮换更新检修记录，安全生产领导小组每月进行2-3次督查。运行台班结束后电站负责人对所有记录进行核查，发现安全隐患及时上报并提出整改措施，在规定期限内整改到位，每月底填写安全运行管理台账，交管理处工程技术股存档。

六、已完建工程测试及运行使用情况

2014年3月20日经调试试运行53小时，电气、机组设备运行正常，于2014年3月22日并网发电。受2013年干旱影响，水库水位偏低，至2014年9月，共并网运行18天，上网电量2.8万kw.h。

七、配套政策和保障措施落实情况

雪峰山电站原上网电价0.255元/KWh，增效扩容后在丰水年将新增发电量31.7万KWh。管理单位已向县政府、县物价局及供电管理部门提出请示，拟提高小农水电站上网电价至0.35元/KWh，目前相关部门正在进行认证。

八、主要问题及建议（1）提高电源项目扶持力度

项目区位于边远贫困山区，经济不很发达，自筹资金非常困难，再加上县财力也非常有限，因此，恳请国家在后续改造项目中，能够给予优惠政策，加大投入力度，扩大资金占比，提高国家对改造项目的扶持力度，扩大建设规模和实施范围，让更多的农民受益。（2）农村水电增效扩容改造项目是实现生态效益和社会效益的公益事业，除需要国家资金扶持，建议实行零税率增值税政策。

第五篇：湖北省农村水电增效扩容改造试点项目初步设计报告编制指导意见

湖北省农村水电增效扩容改造试点项目初步设计报告编制指导意见一、一般规定

（一）根据水利部关于农村水电最小扩容项目的基本要求，结合我省近年来农村水电增效扩容工作的实践，按照科学、合理、提高工程效益和资金使用效率的原则，提出我省农村水电增效扩容改造试点初步设计报告编制指导意见。

（二）增效扩容改造试点项目以机电设备改造为主，并对影响发电效益、工程安全、河道生态环境、站容站貌的挡水、引水、厂房建筑物及金属结构等进行必要的改造。

（三）增效扩容改造试点项目应以消除电站安全隐患、提高水能资源利用效率和机电设备节能增效水平为目标，按照安全实用、节约投资的原则，对设计方案进行综合比较和论证。

（四）应加强水电站基础资料与运行资料的收集、整理和分析，认真开展必要的现场调查和勘测，加强对老旧电站的安全检测及成果研判，对水电站增效扩容的可行性及存在的安全隐患进行认真复核。在此基础上，结合自身特点，实事求是地开展增效扩容试点项目初步设计工作。

（五）增效扩容试点项目初步设计报告应按照《小型水电站初步设计报告编制规程》（SL/T179-2011）的要求进行编制，保证设计深度和设计质量。设计成果应满足《小型水电站技术改造规程》等相关规范的要求。

（六）增效扩容改造试点项目的设计单位应具备相应的设计资质，并具有较为丰富的水电站设计经验和良好信誉，严禁借用资质设计。

（七）农村水电增效扩容初步设计应积极采用成熟的现代科学技术成果，做到生态、节能、环保，实现少人值守目标。应尽量采用新材料、新工艺，严禁选用并彻底更换国家命令淘汰的产品。

（八）如国家发布专门性指导意见，则以国家发布意见为准。

二、增效扩容初步设计基本要求

（一）现状分析与评价

1、开展初步设计前，应收集原工程的设计、竣工和历年运行资料；补充必要的水文、泥沙资料，安全检测和性能测试资料，以及其他有关资料。

2、编制水电站增效扩容初步设计报告时，首先应对原电站概况，运行现状，存在问题，历年来主要设备缺陷、故障及处理，以及检测情况等进行必要的描述。

3、依据原电站历年预防性试验记录、安全检测结果、当前性能测试结果以及运行资料，对相关水工建筑物、水力机械、电气、金属结构等设施或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。

（二）水文

1、应根据河流规划及最新水文资料，对资源利用条件进行分析与评价，重点关注可能增加或减少流量和可能提高或降低工作水头的条件，可利用的弃水量，以及减少水头损失和流量损失的条件。

2、增效扩容初步设计应包括对原电站的入库流量、水位、弃水等有关资料整理分析，从资源利用角度，论证是否具备扩容条件。若引水流量或水头无变化，则不需进行水文分析计算。

（三）工程地质

对涉及电站厂房扩建，挡水、引水系统新建或改建的工程，应补充地质勘察工作，提出相应的地质建议。增效扩容工程不存在以上情况，且不影响工程安全的特殊地质问题时，初步设计阶段可不进行地质勘察工作，但须进行必要的说明。

（四）工程任务和规模

1、复核工程任务（有无新增工程任务，主要针对有水库调节的工程）。

2、论证技术改造的必要性。

3、复核正常蓄水位、死水位，主要是正常蓄水位，可适当简化。主要说明电站建成以来的运行情况，梯级衔接上是否存在问题，库区是否出现过与上游的矛盾。如无特殊情况，以维持原设计水位为宜。

4、做较为详细的装机容量论证工作。由于历史原因，以前的装机容量可能比较小，但增容又可能涉及到水工建筑物的问题，应综合考虑。对推荐方案的特征水头进行计算说明。

5、洪水调节。由于历史原因和资料系列的延长，应对工程是否安全进行防洪复核。

6、回水计算。如果调整了相关水位（正常蓄水位、相关频率洪水的库水位等），应进行计算，否则可简化。

（五）水工

1、对工程规模变动的水电站，应对挡、引水建筑物、管道镇（支）墩建筑物、厂房建筑物等结构强度进行复核计算。

2、按照改造后的规模和所选机组的需要，复核计算引水系统引用流量、过流能力、引水隧（渠）道及管道水头损失。经过技术经济比较，提出合适的技术改造方案。

3、厂房平面布局应满足机电设备更新改造和改善运行环境的需要。应按标准化管理要求，提出经济合理的站容站貌改造方案。

4、增加生态流量泄放工程措施。

（六）水机

1、对工程规模有变动的水电站，机组的台数应尽量保持原台数。机组选型时应充分考虑原机型和布置形式，以便尽可能地利用原厂房建筑部分、减少厂房基础混凝土改造工程量。

2、机组增容后，应对机组和输水系统的调节保证参数进行复核计算，应根据水轮机性能参数复核调速功等特性参数。对于水头低、压力引水系统ΣLV相对较大、环保计算不易满足规范要求的电站，建议要求厂家提供较大的转动惯量、或提供逸速时间加长的保证。

3、水轮机应选用流道及基础尺寸相近、性能高的型号。

4、单机容量小于800kW的，宜采用低压发电机，以利简化电站电气设备和节约土建；坝后式电站水头变幅大的轴流式水轮机，宜选用手动调浆（特殊要求厂家）；宜采用直连发电机。

5、机组扩容设计的同时，应对油、气、水力监测、通风、消防等辅助设备系统作相应的校核改造。技术改造的电站应采用全自动调速器，调速器宜选择高油压微机全自动调速器。选用高油压微机全自动调速器的电站，宜取消气系统，刹车可采用油刹，油源由调速器提供。

（七）电气

1、电气设备选择应以实用为基本要求，技术改造后应达到少人值守的要求。

2、单机容量小于1000kW的电站，宜采用无刷励磁。

3、高压开关柜宜选择轻型箱式固定高压开关柜，35kV宜采用户内式布置。低压柜应通过3C论证。

4、低压机水电站控制设备技术改造，宜采用结构简单可靠的数字式监控、保护、励磁一体化屏。

5、电气二次屏柜的防护标准不得低于IP40，产品应通过3C认证。

6、水电站应配事故照明。

（八）金属结构

1、对存在腐蚀、变形、振动和漏水严重等缺陷的各类闸门和运转不灵活的启闭设备，应进行技术改造或更新以消除缺陷。引水系统改造的水电站，应对现有的闸门和启闭设备进行复核或加固。

2、压力钢管锈蚀严重或损坏程度达到现行标准《水利水电工程金属结构报废标准》（SL226）规定时，应进行更换；漏水严重并以老化的伸缩节止水圈，应进行更换；不均匀沉降的镇、支墩应进行加固处理。老化严重的钢筋混凝土管道应进行更换。

（九）施工组织设计

1、农村水电增效扩容工程施工，应尽量安排在非汛期降低库水位或放空水库的情况下进行。

2、涉及引水建筑物改造的项目，应认真考虑施工洪水的影响，按规范要求采取相应的渡汛措施。

3、确定改造的设备或设施，应对其外形尺寸、连接尺寸和基础尺寸进行准确测量。

4、合理确定报废设备的拆除方案，确保施工安全。

（十）经济评价

1、按《小水电建设项目经济评价规程》进行经济评价。要注重财务分析。

关于做好农村水电增效扩容改造试点工作的通知

各市（州），荆门市、随州市、神农架林区水利（水电、水务）局，厅直有关单位：

今年，财政部、水利部拟开展农村水电增效扩容改造试点工作，根据财政部、水利部关于农村水电改造试点选择的有关要求，我省拟筛选一批项目作为试点备选项目。有关要求如下：

一、农村水电增效扩容改造试点项目以机电设备为主，并对影响发电效益、工程安全、生态建筑物、金属结构等进行必要的改造。

二、申请纳入增效扩容改造试点发的项目，需由项目业主单位委托有水电资质，有良好信誉和水电设计单位编制增效扩容改造初步设计报告。

三、农村水电增效扩容改造试点项目初步设计报告的审查审批实行分级管理。改造后单站装机容量及以上的项目由省有关部门审查、审批。改造后单站装机容量3000kW以下的项目在省农村水电专家组由市（州）有关部门审查、审批，并报省有关部门备案。

四、同一河流同一业主的梯级项目可以打捆编制初步设计报告，但应有梯级联合调度方案。

五、项目初步设计报告的编制应于8月30日前完成；9月20日前完成各项目初步设计报告的审查。

六、请各市（州）及时反馈前期工作进展情况，对未按时完成前期工作（尤其是初步设计）的项目试点。

七、联系人：省水利厅农电处戴卫国

联系电话（传真）：027-87221824或***

电子邮箱：***@126.com

2011年7月