浑江梯级水电站设计分析论文[全文5篇]

第一篇：浑江梯级水电站设计分析论文

1流域及工程概况

1.1流域概况浑江是鸭绿江右侧的一大支流，发源于龙岗山东南山麓，自东北流向西南，流经吉林省白山市、通化市、辽宁省桓仁县、宽甸县，于辽宁省桓仁县沙尖子乡下游约50km处注入鸭绿江。浑江全长435km，流域面积15414km2，为山区性河流，沿程汇入的较大支流有十余条，桓仁水库以下较大支流集中在右岸，桓仁水库至回龙山水库区间有大二河、大雅河；回龙山水库至太平哨水库坝址间有小雅河；太平哨水库坝址以下有半拉江、漏河汇入。浑江蜿蜒曲折，河道多急滩哨口，坡度大，桓仁以上平均比降为0.0943%，全河平均比降为0.0630%。1.2工程概况浑江中下游于上世纪60年代至80年代初陆续建成了桓仁、回龙山、太平哨3座梯级水电站，各水电站以水能开发利用为主，其中桓仁水库同时承担有下游防洪任务，对浑江下游洪水特性有一定的影响。1）桓仁水电站。桓仁水电站是浑江梯级电站的龙头，位于辽宁省桓仁满族自治县桓仁镇上游约4km处。坝址控制流域面积10364km2，占浑江流域总面积的67.2％。电站于1958年施工，1972年7月竣工，主要任务是发电，同时承担有下游桓仁县的防洪任务。桓仁水库是浑江干流仅有的一座年调节水库，总库容34.6×108m3，调节库容8.2×108m3，调洪库容12.6×108m3。2）回龙山水电站。回龙山水电站坝址距上游桓仁坝址44km，控制流域面积12433km2。电站于1969年开工，1977年竣工。回龙山水库为日调节水库，总库容1.23×108m3，调节库容0.18×108m3。3）太平哨水电站。太平哨水电站位于辽宁省宽甸县太平哨乡葫芦头村，坝址控制流域面积12961km2，距上游回龙山坝址36.5km。电站于1976年开始施工，1982年1月竣工。太平哨水库为日调节水库，总库容1.82×108m3，调节库容0.19×108m3。

2暴雨洪水特性

2.1暴雨特性受水汽来源、气团活动和地形条件的制约，浑江流域暴雨走向多为南北向和西南东北向，雨量分布长轴与流域长轴平行。由于流域面积不大，上、下游暴雨起迄时间几乎相同，整个流域能同时落在雨区之中。形成浑江流域暴雨的天气系统有台风、气旋、副热带高压边缘的幅合扰动和高空槽等，特大暴雨多由两种以上天气过程遭遇所造成，暴雨中心主要集中在下游右侧半拉江的上游、中游左侧的东明、横路和上游通化一带。浑江流域内暴雨多发生在6月至9月间，大暴雨集中在7，8月份。一次暴雨一般历时3d左右，其中强度最大的暴雨量又集中在一天内，最大一日暴雨占一次暴雨的50%以上。多年平均3d暴雨超过120mm。1960年桓仁以上三天面雨量达178.7mm，1958年浑江下游右侧支流半拉江上大柞树沟站3天雨量达415.9mm。2.2洪水特性浑江流域洪水由暴雨造成，洪水与暴雨相应，发生在6月至9月，全年最大洪水多发生在7月至8月，尤以8月最多。浑江属山区性河流，土壤被覆薄、地形起伏大，河道坡降陡，河槽调蓄作用小，故急骤强烈的暴雨形成陡涨陡落的洪水。由于一次天气过程造成的暴雨历时较短，而且主要集中在1d时间内，致使较大洪水多呈单峰型。一次洪水历时7d左右，涨洪历时较短，从起涨到峰顶一般1d左右，洪峰滞时约为6h，退水历时较长，一般6左右。一次洪水总量多数集中于3d时间内。下游沙尖子水文站3d洪量占7d洪量的63%以上，1960年特大洪水3d洪量占7d洪量的80%，可见洪量非常集中。

3设计依据站及洪水系列采用

桓仁、回龙山、太平哨水电站坝址洪水设计的依据站为桓仁水文站和回龙山水文站，因此，这次重点对桓仁、回龙山水文站设计洪水进行复核。桓仁、回龙山水文站的水文测验工作始于1936年，在1942—1945年期间陆续停测，解放后五十年代初又恢复观测，各水文站1971年以前的资料系列在太平哨初设时已进行了还原和插补，这次主要对1972—2012年洪水资料系列进行了还原。其中，桓仁站已受桓仁水库调蓄影响，通过桓仁入库流量过程采用马斯京根法演进至桓仁站，还原成桓仁站天然洪水过程；回龙山站由桓仁站天然洪水过程演进到回龙山站，与桓仁～回龙山区间洪水过程相加求得，桓仁～回龙山区间洪水过程由回龙山入库洪水过程减桓仁水库出库洪水过程推求。通过这次还原计算，将桓仁、回龙山水文站洪峰、洪量系列延长到2012年,洪水系列为1936—2012年计77年。4历史洪水及重现期的确定桓仁、回龙山水文站站的历史洪水在浑江各梯级电站设计时做过多次调查和分析，各站历史洪水洪峰流量成果见表1．历史洪水的定位根据流域洪水调查情况及实测资料综合分析确定：将1888年洪水作为1755年以来第1位，重现期为258年；将1960，1935，1923三年洪水的重现期作为1888年以来的第2，3，4位。

5设计洪水计算

5.1洪水参数计算桓仁、回龙山站洪峰流量采用1936—2012年计77年系列，并计入1888，1810，1960，1935年和1923年历史洪水组成不连序系列计算；设计洪量采用1936—2012年计77年连序系列计算。经验频率采用数学期望公式计算，线型采用P-Ⅲ型曲线，参数用矩法初估并进行均值、Cv优选，Cs/Cv按地区规律取2.5，最后根据适线及上、下游参数平衡分析确定采用的Cv值。桓仁、回龙山坝址与桓仁、回龙山水文站的集水面积相差很小，桓仁坝址、回龙山坝址洪水直接采用桓仁站、回龙山站洪水。太平哨坝址洪峰、洪量参数用回龙山水文站参数按面积比转换，其中洪峰用面积比的2/3次方、洪量用一次方。5.2成果合理性分析将桓仁、回龙山、太平哨坝址设计洪水成果及流域上下游各水文站设计洪水成果点绘在地区综合图上进行分析，洪峰、洪量均值随集水面积的增大而增大，Cv值随集水面积的增大而减小，各设计成果在地区分布上是合理的。另外，通过将桓仁、回龙山站的设计洪水成果点绘在实测峰量关系图上进行分析，设计峰量值与实测点据的分布趋势较为协调。因此，本次计算的设计洪水参数是合理的。5.3成果对比分析将这次计算的桓仁、回龙山、太平哨水电站坝址设计洪水成果与1972年太平哨初设审定成果比较，均值减小，Cv值增大，各频率设计洪水成果均有所减小。其中洪峰流量设计成果减小幅度在0%～8%之间，3d洪量成果减小幅度在4%～10%之间，分析其原因，主要为1971年以后浑江流域虽然发生了1986，1995，2010年等大水，但其量级相对于1888，1960年等历史洪水还有一定差距，对前4位大洪水的排位无影响，而洪水系列的延长导致大洪水重现期增加，致使频率曲线中的大洪水点距左移，且本次延长系列中大多数年份洪水量级不大，导致均值减小，从而使本次洪峰、洪量设计值较太平哨初设成果整体减小。

6结语

通过对桓仁、回龙山、太平哨水电站坝址设计洪水进行复核分析，各坝址设计洪峰、洪量成果较审定成果有一定程度的减小，因此，从工程安全角度分析，太平哨初设审定的洪水成果仍然是安全的。考虑各水电站工程均已建成，为保持工程设计洪水成果相对稳定、且从工程安全考虑，桓仁、回龙山、太平哨坝址洪水仍可沿用既往审定成果。

［参考文献］

［1］常景坤，邓秋良等.受上游水库群影响的设计洪水分析研究［J］.中国水运，2014（11）：240-241.［2］L278-2002，水利水电工程水文计算规范［S］.北京：中国水利水电出版社，2002.［3］SL44-2006，水利水电工程设计洪水计算规范［S］.北京：中国水利水电出版社，2006.

第二篇：松江河梯级水电站工程简介

松江河梯级水电站工程简介

一、工程概况

松江河梯级水电站，位于吉林省东南部山区第二松花江上游支流松江河和漫江上，这里山峦重叠，人烟稀少，河道弯曲，水流湍急。梯级电站由小山、双沟、石龙三座水电站和松山、三道松江河两个引水工程共五部分组成。梯级电站以发电为主，三座电站总装机510兆瓦，年设计发电能力8.369亿千瓦时。

1、小山水电站位于松江河上游河段，是松江河梯级水电站第一级电站，枢纽由混凝土面板堆石坝，岸坡式溢洪道、引水发电系统组成，属大Ⅱ型二等工程。最大坝高86.30米，坝顶长302米, 引水洞长1200米,获自然落差17米, 小山水库总库容1.07亿立方米，调节库容0.53亿立方米。装机2×80兆瓦，多年平均发电量1.366亿千瓦时。松山工程通水后年设计发电能力2.958亿千瓦时，三道松江河工程通水后年设计发电能力3.244亿千瓦时。

2、双沟水电站位于小山电站下游，为松江河梯级电站第二级电站，主要由混凝土面板堆石坝、岸坡溢洪道、引水发电系统组成。最大坝高110米，坝顶长297米，引水洞长590米，获自然落差13米，水库总库容为3.88亿立方米，调节库容1.45亿立方米。装机2×140兆瓦，年设计发电能力3.868亿千瓦时。

3、石龙水电站为松江河梯级水电站第三座电站，枢纽由混凝土重力坝、引水隧洞、地面厂房组成，枢纽为三等工程。最大坝高43米，坝顶长219米，引水隧洞按单机单洞布置，两条隧洞长分别 为181米及193米，获自然落差6米，总库容0.403亿立方米，装机2×35兆瓦，年设计发电能力1.257亿千瓦时。

4、松山引水工程以引水为主，即将漫江水通过引水隧洞引至小山水库内，增加小山电站及下游双沟、石龙电站发电量。枢纽由混凝土面板堆石坝、岸坡溢洪道和引水隧洞组成，属大Ⅱ型二等工程。最大坝高80.8米，坝顶长302米，引水隧洞长12600米，水库总库容1.33亿立方米，调节库容1.07亿立方米，引水洞最大引用流量60立方米/秒。

5、三道松江河引水工程以引水为主，通过引水隧洞将三道松江河的水引入大牛沟后进入小山库区，以增加小山电站发电效益。枢纽由重力式混凝土拦河坝（含溢流坝段），引水隧洞组成。最大坝高22米，坝顶长175米，引水隧洞长1496米。

二、工程项目立项审批情况

1986年7月，原水利电力部以（86）水电水规67号文《关于松江河梯级水电站可行性研究报告审查会议纪要的批复》批准了东北勘测设计院的可研报告。

1990年7月，能源部下发了能源水规[1990]616号文《关于对松江河梯级水电站工程初步设计的批复》。

1990年吉林省政府与原国家能源投资公司签订投资协议，合资建设松江河梯级水电站，投资比例为国家能源投资公司（吉林省电力公司）占70%，吉林省政府（吉林省能源交通总公司）占30%。

1990年水规总院水规设字第36号《报送“松江河梯级水电站设计复查意见” 》的函中，同意初步设计的审查意见，并将开发 程序调整为先松山引水工程、小山电站，后双沟、石龙电站的连续开发方案。

国家计委于1991年5月以计能源[1991]595号文《关于吉林松江河梯级水电站设计任务书的批复》批准了设计任务书。

1993年11月国家计委以计投资[1993]2019号文《关于下达一九九三年基本建设新开工大中型项目计划和开工准备大中型项目计划的通知》下达了松江河梯级水电站工程的开工通知，同时国家能源投资公司以能投电计[1993]701号文转发了此文件。

三、工程建设情况

1、小山水电站工程于1994年6月开工，当年11月份截流，1997年9月下闸蓄水，12月份首台机组并网发电，1998年6月份第二台机组正式并网发电，1999年底枢纽工程全部完成，2000年5月通过竣工验收安全鉴定，2001年9月小山电站通过枢纽工程专项竣工验收。

2、松山引水工程的引水隧洞工程于1993年开始施工，1998年9月15日实现截流，松山引水工程全面开工建设，2001年4月19日引水洞开挖结束，2002年3月30日下闸蓄水，5月13日正式向小山水库通水，2003年10月末，松山引水工程全部完成。2003年12月通过竣工验收安全鉴定，2004 年7月松山引水工程通过枢纽工程专项竣工验收。

3、双沟水电站为接续建设工程，导流工程于1999年、2000年两次开工两次缓建，2003年9月份双沟电站工程第三次开工建设，2004年11月30日截流，目前正在进行主体工程施工。计划 2008年末机组发电。

4、石龙水电站工程为接续建设工程，正在进行进厂道路施工，计划于2006年进行主体工程施工，2008年末机组发电。

5、三道松江河引水工程已经进行了部分前期准备工作，进场路已经完成，引水洞出口明挖基本完成，征林征地工作完成。目前尚未施工。

四、工程投资情况

松江河梯级水电站概算预计总投资49.8亿元。其中：

松江河梯级水电站一期工程投资：25.2亿元，包括小山电站和松山引水工程；

松江河梯级水电站二期工程投资：24.6亿元，包括双沟电站、石龙电站和三道松江河引水工程。

截止2005年底，松江河梯级水电站工程累计完成投资32.0834亿元。

五、抽水蓄能情况

松江河梯级水电站工程具备开发抽水蓄能条件，原水利电力部在《对漫松引水开发规划的审批意见》中指出，“鉴于双沟梯级水头较高，地形地质条件具备修建抽水蓄能电站，可研究混合式开发，以增强该电站对东北电网的调峰填谷作用”。1998年10月26日，国家电力公司以国电水规[1998]545号文下达《松江河梯级电站工程增设双沟抽水蓄能机组预可行性研究报告审查意见》，预可研批准装机规模为可逆式抽水蓄能发电机组4×125MW，年发电量 7.25亿千瓦时，年抽水吸纳低谷电量9.70亿千瓦时。可行性研究报告已形成，待审查。

吉林省电力有限公司00六年二月二十日 二

第三篇：《湖南电网梯级水电站发电调度管理规定(试行)》

湖南电网梯级水电站发电调度管理规定（试行）1 范围

本规定明确了湖南省电力公司各电业局调度管理所（以下简称地调）、省调直调、省调委托（许可）电厂和地调直调的梯级水电站水库发电调度原则、工作流程、规范化管理内容。2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款：

《湖南电力调度规程》

《湖南地区电力调度规程》

《大中型水电站水库调度规范》

《中华人民共和国可再生能源法》

3.梯级水电站发电调度的总则

3.1 规范湖南电网各流域梯级水电站水库发电调度管理，充分利用水能资源，提高梯级水能利用率，充分发挥水库的综合效益，满足电网安全运行要求。协调解决梯级水电站发电设备检修等工作保证水电站运行安全。协调解决流域通航、供水、灌溉等综合利用要求。特制订本规定。

3.2 本规定明确了湖南电网省调直调、省调委托（许可）电厂和地调直调的梯级水电站水库发电调度原则、工作流程、规范化管理内容。各地调应对照本规定的调度原则制定相应地区电网梯级水电站发电调度管理实施办法。

3.3省调是梯级水电站调度的协调指挥中心，负责梯级水电站调度方案的最终审定和发布。地区调度机构负责本地区直调梯级水电站调度方案的最终审定和发布

4.梯级水电站优化调度原则

在保证电网及水电厂安全运行(包括防汛安全)的前提下，充分考虑水电站水库上下游通航、灌溉、供水和水库出库流量满足最小生态下泄流量要求前提下，开展梯级水电站的优化调度。

4.1梯级整体水能利用最大原则

梯级水电站应充分发挥梯级水库调节库容相互补偿调节作用，在确保梯级水库防汛安全、电网安全的前提下，按梯级整体发电量最大原则协调控制各水电站的发电出力和出库流量。

4.2 充分发挥龙头水库调节能力

具有季调节性能以上的龙头水库在不弃水的情况下应考虑为下游水电站拦蓄洪水，减少下游梯级电站弃水。同时应将丰水期的水蓄在水库供枯水期用，提高枯水期的发电量和枯水期梯级电站的出力，达到“蓄丰补枯”的作用。

4.3龙头水电站优化调度原则

有调节能力的龙头水电站应联合编制水库优化调度运行长、中期运行计划，详细提出各时段末的优化控制水位，并结合天气预报滚动修正。保证自身水能充分利用的同时综合考虑流域梯级电量最大。

4.4下游水电站高水头利用水能资源原则

周调节性能以下的水电站在预报来水流量小于满发流量时，要保持高水头运行，充分利用水能资源。在洪水来临前充分发电腾空水库，提高水量利用率。在预报基础上拦蓄洪尾，蓄满水库。

5.梯级水电站调度的主要工作

5.1 梯级各水电站发电运行实行统一调度、分级管理的原则，各水电站应严格执行调度指 1

令，进行有序发电。

5.2 梯级水电站应按电网调度机构的要求建设水库调度自动化系统，并将水情实时信息，发电信息、预报信息、水库运行信息传送到相应调度机构。

5.3 水电站发电计划编制、调整及执行。

5.3.1 各水电站应根据天气预报信息、流域雨情、水情制定以3小时为时段的三天区间来水过程预报。在三天区间滚动预报基础上编制三天滚动发电计划通过水库调度自动化系统上报相应调度机构，及时向相应调度机构提出发电计划建议。

5.3.2 省调、地调根据流域雨、水情、电站工况、电网用电需求情况、安全校核情况，参考水电站水库调度计划，编制梯级各水电站发电调度计划，并下达给水电站。

5.3.3 正常情况下，各水电站应按调度机构下达的发电计划曲线带负荷。

5.3.4 水电站水工人员应及时掌握本流域雨水情变化，并做好水库来水预报工作，当水情有较大变化时，应及时向所属调度机构提出更改计划曲线申请，调度机构根据电网情况调整实时发电曲线。

5.3.5 各梯级水电站应制定、月度检修计划，报送相应调度机构待批复后执行。各级调度机构应根据电网运行实际，综合考虑上下游梯级电站水能充分利用，合理安排设备检修。

5.3.6 水电站因检修、施工、综合利用等要求，对本站或上下游电站水位、发电出力或出库流量有限制要求时，应按相关规定上报相应调度机构，待调度机构批复后执行。

5.3.7 水电站因上下游生活、生产等任务，对发电水位、出库流量有长时期的限制要求时，应正式行文报备相关调度机构。

5.4 建立水情通报机制。

5.4.1 水电站应掌握全流域水雨情及所有上下游电站运行信息。

5.4.2水电站遭遇暴雨洪水时，应尽快向防汛、电网调度等部门及相邻下一级水电站通报。

5.4.3水电站开关闸门、开停机组等致使出库流量短时间发生较大波动时，应根据有关约定向相邻下一级水电站通报。

5.4.4水电站入库流量或取水断面流量异常变化时，应主动了解上游水电站的运行情况。

5.4.5 当上游、下游有新建水电站或影响本电站运行的工程施工时，应主动与其建立联系，及时了解其截流、蓄水等重要阶段安排。

5.4.6 各水电站联系方式变化时，应及时向相应调度机构和上下游电站通报。

5.5 当地调管辖的发输变电设备运行异常影响梯级水电站发电时，地调应及时向省调汇报。

6.梯级水电站发电调度计划管理流程

6.1 梯级水电站在每日8：15前将主要的水情（8时上游水位、下游水位，前一日降雨量、人库流量、发电流量、弃水流量）、昨日发电量、电站可调出力变化情况向相应调度机构汇报。

6.2梯级水电站在每日10:00前向相应调度机构提交次日发电计划96点曲线及第二、第三日水情、发电量预测。

6.3 地调在11：00前应向省调汇报所属水电站运行情况、水情、了解次日或未来三日内龙头水库发电计划。

6.4地调应依据约束条件编制次日管辖流域各水电厂发电曲线，并在每日 16：00 前将曲线报给省调。

6.5省调在17：30前审核后下达次日水电站发电计划曲线。

7.附则

7.1 本规定自颁布之日起执行。

7.2 本规定解释权归湖南电力调度通信局。

第四篇：电力系统毕业论文关于电力系统水电站设计方面的论文

Tag:电力系统(19)2009年03月16日

前 言

随着我国经济的不断发展，对能源的需求量也越来越大，然而能源的不足与需求之间的矛盾在近几年不断恶化，国家急需电力事业的发展，为我国经济的发展提供保障。就我国目前的电力能源结构来看，我国主要是以火电为主，但是火电由于运行过程中污染大，在煤炭价格高涨的今天，火电的运行成本也较高，受锅炉和其他火电厂用电设备的影响，其资源利用率较低，一般热效率只有30%-50%左右。与之相比水电就有很多明显的优势。因此，关于电力系统水电站设计方面的论文研究就显得格外重要。

本毕业设计（论文）课题来源于青海省直岗拉卡水电站。主要针对直岗拉卡水电站在电力系统的地位，拟定本电厂的电气主接线方案，经过技术经济比较，确定推荐方案，对其进行短路电流的计算，对电厂所用设备进行选择，然后对各级电压配电装置及总体布置设计。并且对其发电机继电保护进行设计。在这些设计过程中需要用到各种电力工程设计手册，并且借用AutoCAD辅助工具画出其电气主接线图、室外配电装置图、发电机保护的原理接线图、展开图、保护屏的布置及端子排接线图。故本论文属于典型的针对某工程进行最优设计的工程设计类论文。

通过本论文的研究，可以使直岗拉卡水电站安全可靠的在系统中运行，保证其持续可靠的供电。也能提高自己使用AutoCAD,word等软件的能力，培养出自己工程设计的观念，是对大学四年所学理论知识与实践的融合。

第一章 电气主接线设计

1.1 设计原则

电气主接线是水电站由高压电气设备通过连线组成的接收和分配电能的电路。电气主接线根据水电站在电力系统中的地位、回路数、设备特点及负荷性质等条件确定，并应满足运行可靠、简单灵活、操作方便、易于维护检修、利于远方监控和节约投资等要求。

在电气主接线设计时，综合考虑以下方面：

① 保证必要的供电可靠性和电能质量

安全可靠是电力生产的首要任务，保证供电可靠和电能质量是对主接线最基本的要求。

......目录：

第一章 电气主接线设计

第二章 厂用电设计

第三章 短路电流计算

第四章 电器主设备选择

第五章 发电机继电保护原理设计及保护原理

第六章 计算机监控系统方案论证选择

参考资料：

[1]陈跃.电气工程专业毕业设计指南电力系统分册.中国水利水电出版社 2003

[2]强尧臣.小型水电站机电设计手册电气一次.中国电力出版社.1996

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[13]马玉琴.青铜峡水电站计算机监控系统的设计与开发.西安理工大学专业学位论文.2005

[14]路永明.计算机监控系统在水电站的设计与运用.吉林大学硕士学位论文.2005

第五篇：水电站电气一次设计论文 电气主接线图CAD概要

水电站电气一次设计论文+电气主接线图CAD

泠江水电厂电气一次设计原始资料

一、原始资料1． 水电厂情况（1）装机容量大小本水电厂设计安装4台相同型号的水轮发电机；单台水轮发电机主要参数

（2）近区及厂用负荷本电厂需用两条25km的10kv线路向附近居民及工厂提供电能，近区最大负荷

，最小负荷

本厂绝大部门用电设备均属于长期连续负荷，要求不断供电，总厂用电负荷约为0.19MW。（3）水文情况

本水电厂以防洪灌溉为主，每年的1、11、12月份为枯水期，枯水期电厂发电量为总发电量的三分之二；每年的6、7、8月份为丰水期，丰水期本电厂满发。2． 系统连接情况（1）枢纽变电站距本厂正南方45公里处建一个500KV枢纽变电站（电压等级有500/220/110KV）；（2）中心变电站距本厂东南方30公里处建有一个220KV中心变电站（电压等级有220/110/35KV）（3）小水电距本厂西北方25公里处建一个总装机容量为1.2MW的小型水电站，其容量需用35KV单条输电线经本站后与系统相连。论文网http://www.xiexiebang.com/3． 环境情况（1）地质情况本水电厂是坝后式设计，在堤坝下游红河南岸有较空旷平坦的区域可以用于电厂升压站及道路的建设。（2）气候条件本水电厂年最热月平均温度为33℃，终年无霜雪天气，污染很低。4． 其他情况

本水电厂年最大负荷利用小时数为4700小时。

二、设计内容

1、水电厂电气部分设计。（1）电气主接线设计。（2）主变压器选择。（3）短路电流计算。（4）主要电气设备择：包括断路器、隔离开关、互感器、导线截面和型号、绝缘子的设备的选择和校验。

2、水电厂继电保护部分设计。（1）主要设备继电保护设计：包括主变压器、线路等元件的保护方式选择和整定计算。（2）备用电源自动投入装置设计和绝缘检察装置的配置。（3）升压站的控制、信号系统设计。

3、水电厂配电装置设计。（1）配电装置设计：包括配电装置布置形式的选择、设备布置图。（2）升压站防雷、接地设计

4、对该水电厂设计方案的稳定性及优越性进行评估（含稳定性分析计算）。毕业设计(论文)任务书设计内容１、设计说明书：包括对设计的原则、步骤的扼要叙述及设计成果并附必要的表格。

2、设计计算书：必要的计算过程。

3、设计图纸（1）水电厂电气主接线图（A2）

1张（2）高压开关柜订货图（A2）

1张（3）升压站配电装置布置图（A2）

1张（4）水电厂保护配置接线全图（A2）

1张（5）主变压器保护回路接线全图（A2）

1张（6）升压站防雷接地设计图（A2）

1张第一章

变压器的选择和电气主接线设计第一节 主变压器的选择（1）变压器台数的选择原文请+QQ3249114六.维'论~文.网主变压器是发电厂和变电站中最主要的设备之一，它在电气设备的投资中所占比例较大，同时与之相配套的电气装置的投资也与之密切相关。因此。对于主变压器的台数、容量和型式的选择是至关重要的，它对发电厂、变电站的技术经济影响很大。同时，也是主接线方案确定的基础。主变压器台数的选择是与发电厂的接入方式、机组的台数、容量及基本接线方式密切相关，大体上要求主变应与其他的各个环节的可靠性相一致。两台变压器联合运行的可靠性已经相当高，可用于中小型水电站和变电站。其运行可以根据水电站在丰水期和枯水期的不同分为两台同时运行和一台运行一台退出的运行方式，运行方式灵活；此外，两台主变对工程分期过渡有利，特别对变电站来说，主变压器台数还要考虑中、远期负荷发展。一般主变压器采用两台分期投入的办法，避免主变在运行初期阶段的容量积压和资金积压以及长期处于低负荷和低效率下的运转。因此，在中小型水电站、变电站中，一般主变压器的台数取1-2台为宜。根据原始资料，该待寻建变电所属于小型变电所，而且没有其它低压电源向低压侧重要负荷供电。因此，选择两台主变压器作为该变电站的主变压器。（2）变压器型式的选择中小型水电站只有一个升高电压等级时，主变宜采用三相普通油浸式双绕组铝线变压器，常规连接组别有Y，d11或者YN，d11.为了减少变压器的能耗，应选用低损耗电力变压器。所以选择SFL1系列的三相双绕组电力变压器。上一页

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