水电站设计论文精选(九篇)

前言：一篇好文章的诞生，需要你不断地搜集资料、整理思路，本站小编为你收集了丰富的水电站设计论文主题范文，仅供参考，欢迎阅读并收藏。

第1篇：水电站设计论文范文

关键词：小水电站；设计；经验

1水轮机的选择

水轮机是水电站一个十分重要的设备，水流的动能和势能转换成机械能就是通过水轮机来实现的。水轮机选择合理与否，直接影响到机组的效率和运行的安全性、经济性。

1.1机组台数的选择

农村小水电站机组台数与电站的投资、运行维护费用、发电效益以及运行人员的组织管理等有着密切的关系。通过多年设计和运行经验表明：农村小水电站机组台数一般为1～4台，且型号应尽量相同，以利于零部件通用和维修管理方便，其中每座电站2台机组居多。

1.2水轮机型号的选择

水轮机型号的选择合理与否，直接影响到水轮机的运行效率、汽蚀和振动等。选择型号时，既要考虑水轮机生产厂家的技术水平和运输的方便程度，又要确保水轮机常处于较优的运行工况，即尽量处于水轮机运转特性曲线图的高效区。尤其是机组运行时，水头的变化不要超过水轮机性能表的水头范围，否则会加剧水轮机汽蚀和振动，降低水轮机效率。

1.3机组安装高程的确定

水轮机的安装高程不能超过水轮机允许的最大吸出高度，否则会引起水轮机转轮的汽蚀、振动等不良现象，因而缩短机组的运行寿命。

（1）卧式机组：安=Z下+hs-/900-D/2

（2）立式机组：安=Z下+hs-/900

式中Z下——尾水渠最低水位（m）；

hs——水轮机理论吸出高度（m），查水轮机应用

范围图及hs=f(H)曲线；

D——水轮机转轮直径（m）；

——水电站厂房所在地的海拔高程（m）。

为了消除或减轻水轮机汽蚀，可将计算出的安降低0.2～0.3m确定安装高程。

2电气主接线的拟定

小水电站的电气主接线是运行人员进行各种操作和事故处理的重要依据之一。农村小水电站装机容量往往有限，一般装机台数不超过4台，相应电站的电压等级和回路数以及主变的台数都应较少。考虑到小水电站（尤其是单机100kW以下的微型电站）的机电设备供应比较困难，运行和管理人员的文化、业务素质普遍较差，从进站到熟练掌握操作、检修、处理故障及优化运行等也有一个过程。因此，农村小水电站的电气主接线在满足基本要求的前提下，应力求采用简单、清晰而又符合实际需要的接线形式。

对于1台机组，宜采用发电机—变压器组单元接线；对于2～3台机组，宜采用单母线不分段接线，共用1台主变；对于4台机组，宜采用2台主变用隔离开关进行单母线分段，以提高运行的灵活性。

3电气测量及同期装置

并入电网运行的小水电站电气测量应包括：三相交流电流、三相交流电压（使用换相断路器和1只电压表测量三相电压）、有功功率、功率因数、频率、有功电能、无功电能、励磁电流和励磁电压等的监视和测量。发电机的测量、监视表计、断路器、互感器及保护装置等装在控制屏上（发电机控制屏）；电网的表计、断路器、同期装置等装在同期屏上（总屏）。

4保护装置

农村小水电站主保护装置的配置应在满足继电保护基本要求的前提下，力求简单可行、维护检修方便、造价低及运行人员容易掌握等。

4.1过电流保护

单机750kW以下的机组，可以采用自动空气断路器的过电流脱扣器作为过流及短路保护，其动作整定值可以通过调整衔铁弹簧拉力来整定，整定值一般为发电机额定电流的1.35～1.7倍。为了提高保护的可靠性，还可采用过流继电器配合空气断路器欠压脱扣器作过流及短路保护，继电器线圈电源取自发电机中性点的1组（3只）电流互感器，继电器动作值亦按发电机额定电流的1.35～1.7倍整定。

原理：当发电机出现短路故障时，通过过流继电器线圈的电流超过其动作值，过流继电器常闭接点断开，空气断路器失压线圈失电而释放，跳开空气断路器主触头，切除故障元件——发电机。

4.2欠压保护

当电网停电时，由于线路上的用电负荷大于发电机容量，此时电压大幅度降低，空气断路器欠压线圈欠压而释放，跳开空气断路器，以防电网来电造成非同期并列。

4.3水阻保护

当发电机因某种原因(如短路、长期过载、电网停电等)突然甩负荷后，机组转速会迅速升高，这种现象叫飞逸。如果不及时关闭调速器和励磁，可能造成事故。一般未采用电动调速的农村小水电站可利用三相水阻器作为该保护的负荷。

水阻器容量按被保护机组额定功率的70%～80%左右考虑。如果水阻容量过大，机组甩负荷瞬间，将对机组产生较大的冲击电流和制动力，影响机组的稳定，严重时可能造成机组基础松动。反之，如果水阻容量过小，达不到抑制机组飞逸转速的目的。水阻器采用角钢或钢板制成三相星型、三角型均可。

对于单机125kW及以下的电站，水阻池内空，以长为机组台数×（0.7～1）m，宽为（0.7～1）m，深为0.6～0.8m为宜，同时考虑机组容量大小，应在短时间内（如3～5min）不致于将池中的水煮沸。

在调试水阻负荷大小时，应在水中逐渐施加水阻剂，调试水阻负荷，直到达到要求为止。

4.4变压器过载、短路保护

变压器高压侧采用跌落式熔断器（或SN10-10型少油断路器）作过载、短路保护。运行经验表明，额定电压为6～10kV的跌落式熔断器只能用在560kVA及以下的变压器,额定电压为10kV的跌落式熔断器只能用在750kVA及以下的变压器。当变压器容量超过750kVA时，应采用油断路器。跌落式熔断器熔丝按下列公式选择：

当Se＜100kVA时，熔丝额定电流=（2～2.5）×高压侧额定电流；当Se≥100kVA时，熔丝额定电流=（1.5～2）×高压侧额定电流。

第2篇：水电站设计论文范文

阿勒泰二级水电站位于新疆阿勒泰地区克兰河上，为引水式电站，1982年建成发电。原方案设计上游水位936m，下游水位883.6m，水泥管直径1.2m，长度222m。压力管一管二机，岔管直径800mm。前池有市自来水公司的取水口，尾水出口是T型。电站总装机容量为4×800kW，水轮机型号为HL220—WJ—50，设计水头50m，最小水头49m，最大水头52m，额定出力870kW，设计流量2m3/s，额定转速1000r/min，飞逸转速2040r/min，机组利用小时数6846h，保证出力600kW。发电机型号为SFW118/44—6，额定功率800kW，额定电压6.3kV，额定电流91.7A，额定转速1000r/min，满载励磁电压38V，满载励磁电流330A，绝缘等级为B级，频率50Hz，相数为3相，功率因数0.8(滞后)，定子接法为Y型。机组整体结构为三支点结构，水轮机通过联轴器与发电机连接。

2二级水电站存在的问题

(1)电站自建成投运以来，引水渠道长4.56km，基本沿山坡布置，临外坡为悬空状态，采用填方渠道，其中2.5km渠道渗漏严重，每年都要大、小维修多次，维护费用较大，发电效率低。(2)电站压力钢管为覆土埋设，内径1.2m，长186m，受当时技术、工艺水平的制约，防腐处理措施不够，锈蚀严重，经现场实测局部厚度仅为8mm，比原设计12mm锈蚀3～5mm。由于年久失修，在20世纪90年代，3、4号机组压力管道曾出现过爆管现象，给电站的安全运行带来了一定的隐患。(3)尾水渠采用T型，长度为300m。由于多年疏于维护，尾水渠产生了淤积，致使电站运行尾水位抬高，降低了有效使用水头，影响了机组出力。(4)原水轮机型号为HL220—WJ—50，套用定型产品，不能满足电站水工设计要求，存在机型老化、运行工况严重偏离、制造工艺落后等(机组实际出力700kW)一系列问题，造成水轮机气蚀严重、效率低下、振动噪音大、出力不足。(5)由于地域关系，河道泥沙含量较大，水轮机蜗壳、导叶、顶盖、底环等过流部件磨损严重，经测量蜗壳局部厚度仅8～9mm，比原设计少4～5mm。密封结构未考虑多泥沙河流运行的实际情况，漏水量大，无法正常使用。(6)机组制动方式为老式单侧人工手动操作，无法满足安全运行的需求。(7)原电机设计、工艺水平落后，机组绝缘等级为B级，电机绝缘等部件已接近使用年限，存在较大的安全隐患。

3二级水电站技术方案设计的选择

根据水工建筑目前现状和河道来水量水文资料以及上、下游流量变化情况，经复核计算，确定对水轮机、发电机等部件进行系统改造，使原机组单机容量从700kW提高到900kW，发电量提高29%左右。

3.1机组参数的选

根据电站实测参数，阿勒泰二级电站毛水头为52.4m。考虑到本次改造水工部分的改进，水头与流量均有一定的富余，新机组设计水头按51m、引用流量按2.5m3/s进行设计计算。改造时充分考虑了电站吸出高度、引用流量、结构尺寸、布置形式、水力参数等各项技术指标的匹配性(见表1)。

3.2水轮机改造

根据电站现有水力参数，适合本次电站改造用的转轮有D74、A551、D41、A616等。通过对比，A616机组具有效率高、气蚀性能好、超发能力强、运行范围大等特点，故推荐采用A616转轮。(1)电站水工建筑前期改造升级完后，水头及流量均比以前有所增加，本次新转轮制造在满足现有结构尺寸空间的前提下，通过选用性能优良的模型转轮达到了增容增效的目的;新转轮在选型上留有较大的余量，没有过于追求水轮机效率，采用效率修正－2%，可保证增容出力要求。(2)针对电站泥沙含量较大的问题，转轮叶片及下环采用性能优良的0Cr13Ni5Mo不锈钢材料制作，并在转轮上冠处开设减压孔以减小推力轴承所承担的水推力。(3)机组尾水部分采用无尾水接管结构，通过变径尾水弯管直接与尾水锥管进行连接，减少了电站的改造费用。(4)蜗壳、导水机构、密封等部件重新进行制作。顶盖、底环及导叶配合部位加设不锈钢抗磨板，提高其抗磨蚀能力。导叶轴承套采用新型高分子材料制作，该轴承使用温度为－50～110℃之间，老化寿命大于50a，最大静载荷可达70MPa，具有耐磨程度高、承载能力大、拆装方便等特点。(5)由于电站泥沙含量较大，密封磨损严重，本次改造密封采用间隙、迷宫加盘根的多密封结构，有效地控制了机组漏水量(见图1)图1密封改造示意(6)刹车装置采用油刹方式，通过制动器与调速器之间的管路连接，实现对机组的制动。

3.3发电机改造

(1)更换定、转子线圈。线圈按F级制作，原B级允许温升80K，F级为105K。另外，通过更换绝缘材料，提高发电机绝缘耐热温度，达到增容改造的目的。(2)定子线圈双层叠绕组结构，F级绝缘，导线采用单丝双膜优质薄膜自粘性铜扁线(原机组采用玻璃丝线)，对地绝缘为环氧云母带连续绝缘，并经热模压成型，再经防电晕工艺处理;整体机械强度好，绝缘性能优良，增加了定子线圈匝间可靠性，满足了电站的使用要求。(3)原发电机型号为SFW118/44—6，通过计算定子线规可放大8%，转子线规可放大9%，如此一来，可有效降低电机温度，以达到增加容量的目的。(4)转子线圈重新制作时，采用F级绝缘材料，线圈用扁铜带绕制而成，匝间用环氧坯布绝缘，首末匝用云母带及无碱带加强绝缘，然后与上下绝缘板热压成一个整体。(5)通过更换电机定、转子线圈后，发电机可在原出力基础上增加10%～15%左右。

4结语

第3篇：水电站设计论文范文

1．1给水系统优化设计

对变电站给水系统进行优化设计时，必须要严格遵照给水设计规范中相关技术指标。事实上，给水系统中的主要流量类型包括居民生活运水、工业企业生产用水、消防用水、绿化用水、公共设施用水和未预见水量等，用水来源是市政给水管网或地下水加压所提供的清洁水资源。为实现绿色智能变电站供水方案，我们可以根据节水性优化设计原则，对生活污水、生产污水进行物理和化学净化处理，将其用作绿化用水，从根本上降低变电站区情节水资源的综合使用量。比如本人曾参与某220kV户外GIS变电站给水系统优化设计工作，其设计用水量主要包括生活用水、绿化用水、未预见用水量等，工业用水、公共设施用水相对较小，此处不作考虑，而消防用水为一次性用水，可不计入设计用水量中，变电站内绿化用水量最大，占总用水量64．39％。为有效减少该变电站区清洁水使用量，经讨论决定尽可能降低绿化用水量，除了变电站区内绿化尽可能选择养护少、耐气候性的植物，还应釆取合理工艺对生活污水进行处理，经处理后的水用作绿化用水，有效减少清洁水源的使用量。经长时间分析统计可知，站区清洁水使用量已减少到常规用水量的84．3％，在户内GIS布置变电站，由于站区面积较小、站内绿化面积较小，清洁水使用量还望减少到常规用水量的72％以下。由此可知，对变电站给水系统的优化和实现中水回用对变电站的经济效益、环境保护来说具有十分重要的意义。

1．2排水系嬈优化设计

变电站排放的废水主要是含油废水和生活污水，含油废水常产生于重大事故中，如主变电站发生火灾等，但由于变电站重大事故较少发生，且我国目前许多变电站都会设有事故油地实现油水分离，尽可能减少对环境的污染，因此含油废水对变电站区环境污染影响较小。目前，变电站排放出的废水主要是生活废水，生活污水的排水方向主要有2处，即城市污水管网和变电站外附近自然水体，一般变电站会选择近期排至站外自然水体、远期排至城市污水管网的排水方式。变电站在选址时，为尽量少占经济效益较高的地段，常常会选择设置城市周边或偏远地区，这些地方一般欠缺完善的市政污水管网，因此，变电站内污水一般是与雨水合流排至附近自然水体，在一定程度上污染了周边环境。立足于节能减排理念，绿色变电站排水工程设计可以摒弃传统的污水外排形式，对站内生活污水进行合理净化，使之在变电站内实现有效循环。由于生活污水中含有大量有机物，具有较好可生活性，我们可以对其进行生物降解，以净化水质。除此以外，为实现绿色智能变电站的排水系统优化设计，设计变电站排水系统时应尽量占用较少空间、提高水处理质量、注重养护管理方便，若选用传统的传统钢筋混凝土构筑物进行污水处理，必然无法满足处理要求。因此，在设计该变电站排水系统时采用技术成熟的地埋式一体化生活污水处理工艺处理生活污水。该一体化生活污水处理设备能将氧化池、沉淀池、污泥消化池、消毒池集于一身，只需在实际工程中配套设计相应的污水调节池、集水井和控制系统则可实现生活污水在变电站内的有效循环。经地埋式一体化生活污水处理设备处理后的水质能达到生活杂用水水质标准，可用作绿化用水’这样一来，不仅可以有效减少清洁水使用量，还可以尽量避免生活污水排至变电站外对环境造成污染，真正实现绿色智能变电站的节能减排目的。

1．3管材合理性优化选择

绿色变电站给排水系统管道管材必须遵循合理性、适宜性原则，我国当前对变电站给排水系统管材的选择欠缺统一的标准，给排水设计人员在选择管道管材时随意性较大，像铸铁管、混凝土管等耐腐蚀性差、自重大的管道仍被广泛应用于设计中。对此，绿色智能变电站给排水系统对管道管材提出更髙要求，不仅要求给排水系统管材要符合安全卫生标准，还必须考虑管道管材是否安装使用方便、是否环保经济。近年来，人们的环保意识不断增强，已研制出环保经济、安装方便的环保型管材，如硬聚氯乙烯管材、交联聚乙烯管材、铝塑复合管材、无规共聚聚丙烯管材等新型环保型管材，因此，我们在设计绿色智能变电站给排水系统时应根据工程实际状况合理选择管道管材，实现变电站的节能降耗、绿色环保，为我国社会经济提供可靠保障》另一方面，我们要不断探索绿色智能变电站给排水系统优化设计方案，在给排水系统设计中积极引入先进的科学技术、机械设备和设计理念，探索更多节能降耗、绿色环保、经济可靠的给排水系统设计方案，促进绿色智能变电站给排水系统设计朝着可持续方向蓬勃发展，保证工程建设项目能顺利保质保量地完成，确保我国今后能安全稳定地发展。

1．4合理选择卫生器具

绿色变电站以节能环保、高效和谐为管理目标，所以给排水系统要体现节水节能，不仅要做到给排水系统的合理规划，还应合理选择节水节能器具，如节水型冲洗水箱、太阳能热水器等，真正实现绿色变电站的节能降耗。

2结束语

第4篇：水电站设计论文范文

关键词：小型水电站，技术改造

 

我国农村水电资源丰富，可开发量7187万kW，分布在全国1500多个县(市)。到2001年底，已建成农村水电站4万余座，装机容量达2879万kW，占农村水电资源可开量的40%，其中运行30年以上的小水电站的装机容量153万kW，运行20年以上的757万kW，分别占已建成的小水电站总装机容量的5.3%和26.3%。这些小水电站装机容量小(大多在500kW～3000kW以下)，台数多，技术落后，效率低，制造质量差，安全生产隐患多。有的已经改造或停运，有的正在改造，更多的则急需进行技术改造。为了宏观指导小型水电站的技术改造工作，水利部于1997年了行业标准SL193-97《小型水电站技术改造规程》。近几年来，各地在小型水电站技术改造工作中取得了一定成绩，但还存在一些问题。现就笔者在规程编写调研和实际工作中遇到的一些问题谈一些体会。

一、认真总结，摸清问题

许多小水电站经过10年、20年甚至30年的运行，积累了许多运行检修方面的宝贵资料，但是由于人员的变动等多方面的原因，许多图纸残缺不齐，甚至机组上的标牌都已丢失，因此，技术改造前原始资料(包括水文、工程设计、设备及机组运行检修记录等)的收集、分析总结十分重要，这是做好技术改造工作的前提。早期建成的小型水电站，机组运行中常常遇到以下问题：

1．水轮机主要性能参数(N、H、Q)与电站实际运行参数不匹配。1)上世纪70年代以前建成一些小型水电站，由于当时、当地的客观条件，存在“有窝找机”或“有机找窝”现象，致使机组参数与电站实际参数不符。2)我国早期编制的水轮机模型转轮型谱中可供各水头段选用的转轮型号少，不少小水电站只能“套用”相近转轮，因而机组偏离电站实际运行参数。3)对小水电站水轮机选型设计，有的地方管理部门不太重视，有的设计单位也不够认真，因而使一些水电站的水轮机转轮直径、额定水头、额定转速选择不当，造成机组性能参数与电站实际运行参数不匹配。4)有些小水电站建成后，实际来水量或水头等水文数据与设计资料不符。

2．水轮机性能落后，技术陈旧，制造质量差。我国1964年颁布的水轮机模型转轮系列型谱中的ZZ600、ZZ460、ZZ587、HL365、HL123、HL702、HL638等型号的转轮，其主要性能指标(单位流量Q11、单位转速n11、模型效率ηm)都比较低，相当于国外上世纪30～40年代的技术水平，有的至今仍在服役。有些小水电站的水轮机加工质量差，缺陷多，久修不愈，长期带病运行，出力不足，安全可靠性差。水轮机处在低效率、常发病条件下运行是不安全、不经济的。科技论文，小型水电站。

3．多泥沙河流上的水轮机磨蚀破坏严重。据不完全统计，我国小型水电站中，约有1/3的水轮机存在空蚀和泥沙磨损问题，有些水轮机的大修间隔不到一年，导水叶和水轮机进水阀严重漏水，有的甚至难以正常开、停机。科技论文，小型水电站。有的水轮机转轮叶片发生严重裂纹或断裂，不能保证安全运行。

4．水轮发电机绝缘老化，推力轴承烧瓦。有些小水电站的水轮发电机因运行年代长，定子、转子的绝缘已严重老化，容易引发接地故障，威胁机组安全运行。由于制造或安装质量较差，水轮发电机的推力轴承可靠性低，常导致烧瓦事故。科技论文，小型水电站。

5．水轮机与电气设备不配套。有些小水电站水轮机的输出功率大于发电机或主变压器的额定容量，形成“大马拉小车”，使水电站的设计出力受到限制，发电时出现不正常的弃水现象。也有的水电站发电机容量大于水轮机出力，形成“小马拉大车”，既浪费了设备容量也增大了运行损耗。

二、优化设计，获取最大的经济效益

为了做好小型水电站的技术改造，一定要委托有资质的单位进行技术咨询并做到优化设计，还要请专家对改造设计方案进行审查。在技术改造设计中，一般采取以下几种方式：

1．对于水头、流量与原设计变化不大，而水轮机设备陈旧、性能落后的水电站，可采用更新改造或增容改造方式。选用该水头段导水叶相对高度b。相同或相近的新型转轮，如无合适的新型转轮，则应重新(或改型)设计转轮，或者改进过流部件型线结构。其目的在于提高水轮机的运行效率，增容并增加年发电量。例如，北京西郊门头沟军庄水电站，装有6台ZD760-LM-100型机组，单机额定出力125kW，实发100kW，采用优化设计的三叶片转轮，单机出力提高到180kW，比原设计提高44%，比改造前提高80%。

2．对于水头、流量比原设计减少了的水电站，宜采取减容改造方式。科技论文，小型水电站。即根据水电站的实际运行水头和流量降低水轮机的额定水头，减小额定输出功率，选用合适的新型转轮或重新设计转轮，其目的是将水轮机调整到最优或较优工况区运行，以提高其运行效率，增加年发电量。例如，山西省灵邱县北泉水电站装机2×1250kW，水轮机型号为HL702—WJ—71(H=42m，Q=3.62m3/s)，枯水期实际电站平均流量仅2.3m3/s，一台机也只能带400kW～600kW，因此，专门为枯水期配制了一个转轮，额定出力800kW，投运后出力反而比改造前增加200kW，多发电效益十分明显。

3．对于水头、流量比原设计增大了的水电站，应采取增容改造方式。应根据电站实际运行水头和流量增大的具体条件，提高水轮机的额定水头，加大额定输出功率，选用合适的新型转轮或者重新设计转轮，其额定转速应结合水轮发电机的改造方式确定，最终应使水轮机在较高效率区运行。这样既加大了单机容量又提高了水轮机的运行效率，电站年发电量也有较大增加。

4．对于多泥沙水电站，应考虑泥沙磨损问题，应采用与抗磨措施相结合的改造方式。科技论文，小型水电站。技术改造措施：1)按枯水期和浑水期不同泥沙条件分别设计制造2个HL220改进型转轮；2)改进水轮机结构并采取多种抗磨措施(包括采用优质材料)；3)开发了尾水能量回收装置，回收利用2m尾水跌水落差。经改造后的1号机，出力由原不到1000kW增加到1150kW以上，大修周期延长到3年，经济效益十分显著。科技论文，小型水电站。

三、要重视输水系统的核算

在小型水电站增容改造中，有一个关键环节需要慎重对待，即水轮机输水系统。尤其是一管多机的引水式压力输水系统，应当从水力和调节保证参数两个方面进行核算。水力核算即是对水轮机输水系统的过流量和水头损失的数值关系进行核算，并绘制水头损失与流量关系曲线h=f(Q)，以分析选定最大允许的水轮机额定水头和设计引用流量。调节保证核算就是从机组运行特性和输水系统水力特性两方面来核算机组运行的过渡过程中可能发生的最大水压力和最大转速升高值，并检查前者是否在水轮机输水系统设计水压力的范围内，以研究和确定采取加固补强措施的合理性和可能性。总之，水轮机输水系统的最大过流量和水头损失及其所能承受的最大水压力，是制约水轮机增容的一个关键环节，不可忽视，否则会影响技术改造的经济效益和安全运行。

四、增容改造必须分清主次

由于水轮机处于原动机地位，故其运行效率高低对机组影响显著。水轮机选型技术难度较大，影响参数也多，在电站实际运行中出现的问题也较多，这是符合客观规律的。因此，在小水电站的增容改造中必须分清主次，要抓住水轮机改造来带动发电机和整个其它机电设备及水工金属结构的改造，这是应当遵循的原则。

五、一定要重视竣工验收为了检验机组增容改造成果，对单机容量5000kW及以上的水轮机，应作技改前后性能对比测试。一定要做机组起动验收，起动验收合格后才能进行试运行；只有经过试运行合格并且遗留问题都已处理完毕，才能进行竣工验收，确保长期高效安全运行。为了提高小型水电站改造后的技术水平和经济效益，技术改造时必须认真贯彻执行SL193-97《小型水电站技术改造规程》，在执行中遇到的问题应及时向水利部农村水电及电气化发展局反映，供修编时参考。

第5篇：水电站设计论文范文

论文关键词：水电站；运行管理；对策；人才管理 

 

随着我国该开放30年以来，我国的水电事业取得了不斐的成绩与发展，尤其是水电站的运行与管理方式，伴随我国电力市场竞争的不断改革和深化，我国的水电站管理正向着国际标准化发展。然而，在实践中仍有许多问题亟待人们去努力解决，如若处理不好这些困难与问题，不仅仅会阻碍我国水电事业的发展，更会深深影响国民经济社会的发展和居民的日常生活。因此，如何解决水电站运行管理中存在的问题已经是迫在眉睫、不得不亟待我们解决的问题之一。 

一、水电站运行管理存在的问题和不足 

众所周知，伴随着我国水电事业的不断发展与改革，其水电站的运行管理体系已经逐渐不能满足我国水电事业的发展，而且一些水电站企业并没有明确任何的安全生产质量的总体目标，更加使得我国水电站的运行管理存在大量的漏洞与安全隐患，以下几点就是我国水电站存在的主要问题与不足之处。 

1.目前我国水电站仍没有严格执行设计施工流程 

据调查资料显示，目前我国大多数的水电站只求尽快地投产发电，没有考虑到任何的节省材料与为国家节约资源的心态，而且在运行的过程中为了追求高利益与经济，也并没有严格执行设计施工流程，这不仅仅给水电站的运行管理带来了诸多不便，还浪费了国家重要的资源。 

2.我国水电站的运行管理仍缺乏对企业员工整体素质的教育培养 

由于现今大部分大型水电站都是近二十几年最新崛起的，其水电站中严重匮乏专业性很高的水电运行管理人员，这种方式下运行的水电站势必存在着管理上的漏洞与问题。 

3.水电站的监控技术仍存在监管不严的情况 

目前，我国水电在监控管理制度仍存在漏洞，这是导致我国水电站监管不严的最重要原因之一。水电站监控管理不严的现象，使得我国水电站在运行管理的工作开展方面没有一个严格的监理依据，导致水电站管理混乱。 

4.水电站运行管理中仍有生产事故现场应急处理机构不完善的情况 

该现象发生的原因主要是由于我国的水电站仍缺乏一个完善的运行管理体系造成的。一个完善的运行管理体系不仅仅是保障我国水电站顺利运行的先决条件，更是我国水电站管理企业员工的重要依据与管理方式。 

5.现代大型水电站建成运行后，势必对大坝下游的生态环境带来一系列的问题已开始慢慢地显现 

下游河道水流量减少，水位下降，水电站的机组安全运行受到威胁，干流河道的通航压力不断突现，一旦处理不好，不仅对水电站有一定的影响，还可能引发社会矛盾的发生激化。 

二、加强水电站运行管理的建议和对策 

1.水电站要正确处理好电站自身的经济效益和国家利益以及社会利益之间的关系 

为此水电站要建立先进完善的水库水情测报系统，发电运行、水库调度以及船闸通航等相关人员要严格执行国家防讯抗旱制度的相关规定，既要为国家节约宝贵的水资源，充分合理地利用每一滴水，要在运行中灵活地处理好发电、防洪、灌溉、用水等关系，最大限度地平衡各方的利益。 

2.现代的大型水电站是设备、技术和人才密集型的企业，各项专业技术技能要求高，同时人才流动性相对较慢，要更好地适应竞争激烈的电力市场，水电站要发展，要壮大做强，就要在人才管理上下功夫，注重企业员工整体素质的培养，因此有必要做到以下几点。 

（1）水电站的厂（站）长等领导层在人才管理上，探索建立适合自身企业发展的人才培养管理制度。不断增强员工对水电站的认同感，采用现代企业管理制度，建立规范化企业管理，加强人文关怀，采用公平的竞争机制，建立健全长效员工服务制度。提高新进水电站人员的文化和专业素质门槛，加强培训工作力度，尽量在短时间内提高员工的整体技术水平。努力拓宽企业员工成才的路子，培养输送优秀的专业技术人员走向更高的管理岗位。 

（2）水电站要尽最大努力规范企业的运行管理体制。只有规范水电站的运行管理体制才能更高地保障专业技术水平强的员工；另外，企业要不断地规范员工的合同，努力提高企业员工的福利，尽量做到赏罚分明，对水电站有功劳的员工要进行褒扬，对于有过错的员工要批评；水电站在运行管理时，要尽量强化岗位责任，加强日常绩效等考核，让职工意识到“手持瓷饭碗，生活有保障，工作有压力，努力有发展”，让每位员工都能拥有一个良好的工作氛围和精神面貌。 

（3）水电站要最大程度地培养本企业技术管理人员的综合素质。对于一个水电站来说，虽说其属于高专业高技术的行业，但也不能完全忽略对技术管理员工综合素质的培养。尤其是在一些设备先进但是企业规模又相对较小的水电站，其对技术管理人员的依赖越来越强。因此，作为水电站的领导层，势必要努力提高企业技术管理人员的综合素质。培养的方法有以下两种： 

第一，滚动式培训法。该方法主要根据企业具体的运行管理状态，分批对企业中的相关人员进行系统的培养，以点带面。 

第二，外出交流学习培训法。对于优秀的水电站企业员工，水电站要采取“多参观、多培训、走出去、学进来”的培训方式，最大程度地缩短企业与世界水电站的技术和管理上差距，提高职工的业务技能与管理经验，增强其服务于本企业的信心。 

当然有条件的也建议可适当招聘专业技术强与运行管理技术水平相对较高的人士到企业，以引进先进的管理经验，提高企业的整体管理水平。 

3.水电站要努力加强企业巡查监视的力度与设备的维护、养护工作 

要努力加强水电厂巡查监视工作，只有不断地增强水电站的巡查监视力度，才能从本质上控制好水电站的运行管理；另外，水电站还要不断增强企业中设备的维护与养护工作才能保证水电站的经济效益，尤其是在安全性方面，水电站的运行管理人员一定要进行妥善的管理与安排，要做到以下几点。 

（1）水电站需要不断地加强对设备缺陷与维护检修的质量管理。水电站的运行管理人员一旦发现设备出现缺陷与损坏，就要及时对其进行分析、判断并上报，努力在最短的时间内消除设备的安全隐患；另外，还要不断地对水电厂进行安全巡视，对于设备的重大隐患和缺陷，要进行全方位的跟踪和记录，最大程度地保障水电厂设备健康稳定运行。同时检修维护检修人员要注重检修工作的质量，不断提高和改进工艺水平，保证修必修好，不留隐患。 

（2）水电站还需要不断加强自身企业的技术监督工作。对于刚刚开始运营的水电站或是机组主变等重要设备大修后的水电站，要按一定的科学方法进行试验，以防投运设备出现不必要的漏洞隐患现象发生；另外，水电站还要不断增强自身企业的各种技术监督工作，最大程度地保证设备处于健康状态下，尤其是对水电厂的仪表技术监督工作是不容忽视的。水电厂的仪表要经常性进行校验、调整、修理，尽可能地保证仪表与计量的完整性和准确性。 

（3）水电站要建立完善的设备日常巡检维护管理制度。对设备的日常维护，要有专人进行巡查与记录。水口水电站首创的专家巡检制度，即由检修维护技术骨干包括班组长、技术专责、高级技术顾问等组成的专家组对各自所管辖的设备分区分片每天进行一次巡查，取得很好的效果，并在福建很多电站得到推广应用。巡查的时间最好以每2小时为一次巡查周期，并且定期对设备周围环境卫生进行统一的清理；另外，运行人员每天电网负荷高峰期对全站设备进行熄灯检查一次，定期对设备进行一次全面维护检查，加注油、黄油。在设备运行中要做好各种记录，改正不良的习惯操作行为。 

（4）水电站在运行管理中要严密监视水工设施。对于水电站而言，只要管好水用好水，才能更好地为居民与事业单位发供电，因此，水电站一定要构建一个完善的监管水工设施的制度和有力措施。对于水工设施的监管工作而言，水电站要设有专门的管理人员，最大限度地防止外部人员破坏水工设备；另外，监管人员还要负责监视水电站的地质、地形变化，并定期给启闭机室里的卷扬机进行日常维护。 

4.水电站要努力构建完善的生产事故现场处理机构 

水电站要尽自己最大的努力构建一个可以独立完善地解决生产事故现场处理机构，只有这样，水电站才能最大程度地解决一些紧急事故与临时突发事件，最大程度地降低水电站企业的风险，避免大的经济损失。这对担当福建电网调峰、调频和事故备用的主力电厂水口水电站来说，意义更是重大。这此水口水电站建立健全生产现场事故应急处理机构，制定了多种事故应急处理预案，如《水电站地震应急处理预案》、《水淹厂故处理预案》、《电厂黑启动预案》等，并定期组织预演，以应对各种紧急事故的发生。 

5.针对水电站下游河道水位持续下降，位于福建省最大河流闽江上的水口水电站探索出一条可行的治理措施 

随着水口水电站下游河道采砂量不断增加以及水库清水下泄对河道的冲刷等，电站下游河道水位持续下降，水口水电站为维持通航每年都在增加发电流量，满足通航要求的压力不断加大，水口水电站通航设施在枯水期将面临断航的可能，容易导致船民群体不稳定事件的发生。同时，当河床下切后，尾水位比设计值低约4.4m，水轮机的吸出高度远远达不到原设计最低的要求，小流量造成机组运行不平稳、振动严重等现象不断恶化，严重威胁水轮机组的安全运行。通过不断验证优化研究，水口水电站采取了尾水壅水堰工程治理措施，以抬高下游尾水水位。该尾水病害治理技术工程规模小、投资少、见效快，同时不存在淹没移民与破坏环境的问题，是理想的水电站尾水位病害治理措施。水口水电站尾水壅水堰工程2010年3月建成后尾水渠水位得到一定改善，当全厂出库流量在设计最低流量308m3/秒时，下游尾水位抬高约2m；全厂满出力运行时，下游尾水位抬高约0.5m，大大地改善了水轮机运行工况，水电站发电机组的振动现象得到了明显缓解，为机组长期稳定运行提供了保证。 

当然，水电站下游河道水位下切仅仅靠水电站自身采取的治理措施是远远不够的，需要政府和全社会的共同关注和努力、共同治理，才能长冶久安。 

第6篇：水电站设计论文范文

论文关键词：阿呷水电站,节能降耗设计,十二五'规划

阿呷水电站位于甘洛县境内甘洛河流域中上游河段，上游与工棚电站尾水衔接，下游与阿呷水电站正常水位相衔接。本电站采用低闸引水式开发，电站额定引用流量13.1m3/s，引水隧洞长7797.93m，电站利用落差215m，装机容量21MW。本工程为单一发电工程，无防洪、航运、供水等综合利用要求。

取水枢纽区位于工棚电站厂房下游600m处，厂房位于阿呷乡下游约1km处，甘洛～阿呷乡有县级公路相通，阿呷乡～坝址有简易乡村公路通过，距离县城公路里程约38km，距凉山州州府西昌市约240km，距省会成都市约350km，对外交通较为方便。阿呷水电站工程任务以发电为主，无灌溉用水，无防洪、航运、供水等综合利用要求。

阿呷水电站用水为非耗水型，所引水量回归至甘洛河，并提供优质、清洁能源，阿呷水电站的建设符合国家和四川省产业政策，符合可持续发展目标。阿呷水电站可替代节约化石能源，可减排温室气体量和其他污染物。

2.主要节能降耗措施

水电属于清洁能源，阿呷水电站发电用水过程中不增加水体污染，不耗水，水流经水轮机尾水管、尾水渠直接排入厂房下游河道，不需处理，符合水资源管理要求。阿呷水电站多年平均发电量9506.5万kw.h。电站发电后，以标煤耗310g/kw.h计，每年约减少使用2.95万t标煤，相当于每年减少二氧化碳排放1.26万t，同时每年至少可减排SO20.21万t。本工程在节能设计方面主要考虑以下几个方面。

2.1工程布置节能

本工程计划布置3个施工区：拦河坝施工区（含发电引水隧洞进口）、引水隧洞各支洞工区、发电厂房（含发电引水隧洞出口）施工区。本工程首部枢纽工区、引水隧洞各工作面和厂房工区就近布置混凝土拌和站及供风、供水站。机械修配站、汽车保养站、钢筋加工厂、木材加工厂集中布置，其中机械修配站、汽车保养站布置在厂区，钢筋加工厂、木材加工厂布置在首部工区、3#支洞附近、厂房工区。厂区金结安装和机电拼装场不考虑单独征地，可将就近碴场平整后布置。工程布置结合《水利水电工程节能设计规范》(GBT50649-2011)，充分考虑工程的实际情况，在工程布置上达到了节能的要求。

2.2设备选型节能

在设计中根据闸门的型式、尺寸、孔口数量和运行要求等因素，并充分考虑各种启闭机的特点，在满足安全的前提下选用合理的启闭型式和容量，避免造成电能消耗的浪费，是节能降耗的主要手段。此外，在设计闸门时，考虑采用低摩擦系数的承压滑道、顶侧水封采用橡塑材料的水封等措施降低启闭机的容量，从而达到节能降耗的目的。

电站选用HLA575c-LJ-110型水轮机，额定流量6.55m3/s，相应配SF10.5-10/2860型水轮发电机，调速器为GSLT-1800型。在机组选型的时候，考虑采用能量指标好、效率高的转轮，因此，选用了HLA542转轮。该电站的辅助系统也尽量简化，辅助设备选择也尽量考虑采用能量指标好的设备。

阿呷水电站厂区海拔高程为1616m，地震烈度为Ⅶ度。本阶段电气设备选型按照以上短路电流计算成果进行选择，再根据海拔高程加入绝缘系数1.088，在满足电站运行要求的前提下，尽可能节省投资。厂用电主、备用电回路在低压侧实现自动切换。设计中合理配置变压器，减少了电能损耗。

2.3照明节能

本工程为地面厂房，主厂房、副厂房及升压站尽量采用自然采光，因此照明系统的总耗电量较小，采用如下措施降低照明系统能耗：

2.3.1.尽量避免采用白炽灯作为照明光源，通常采用荧光灯、金属卤化物灯、高

压钠灯等高效气体放电光源，或采用节能灯，以降低光源耗电量。

2.3.2不需要长时照明的场所，照明开关的设置应尽量考虑便于做到人走灯灭。

2.3.3大功率气体放电灯的功率因数应补偿到0.8以上，以降低无功电流带来的

电能损失。

2.3.4主要照明场所(如主机间等)应做到灯具分组控制，使得电厂人员可根据不同

工作的需要调整照度。

各工作场所的照度标准值应符合《工业企业照明设计标准》(GB50034-92)、《民用建筑照明设计标准》(GBJl33—90)的有关照明标准。

2.4给排水节能

本电站采用高位消防水池的常高压方式，消防与生产、生活合用水池。消防储水容积为80m3，水池设于厂房后坡上，其高程为1700m，水池贮水全部取自山间泉水，经沉淀净化处理后进入生产、生活管道。在厂区设室外消火栓一套，供厂区室外消防用水。

厂区排水主要为地面厂房内生活污水排放、雨水排放。其中厂房内污水经水泵抽升后，排至下游。生活污水需经化粪池处理，粪便污水宜与生活污水分流。厕所，厨房及其他房间经常从地面排水时应设置地漏。生活区排污量相当小，不会形成污水径流。

3.综合评价

本工程建设期主要消耗能源为：柴油、汽油、电力等。工程运行期能源消耗主要有运行维护各类水工建筑物闸门消耗的柴油和电力、水电站用电设备以及管理用电等。工程建成后产生的社会效益和发电经济效益可以看作能源消耗的产出。

本工程不存在能耗过大的建筑物和设备，项目的建设和运行期亦不会消耗大量能源，能源消耗总量相对合理，因此本工程的建设不会对当地能源消耗结构及能源利用产生不利影响。

本设计依据合理利用能源、提高能源利用效率的原则，遵循节能设计规范，从设计理念、工程布置、设备选择、施工组织设计等方面已采用节能技术，选用了符合国家政策的节能机电设备和施工设备，合理安排了施工总进度，符合国家固定资产投资项目节能设计要求。

参考文献：

［1］中华人民共和国水利部.《水利水电工程节能设计规范 》（GB/T 50649―2011）［M］.2011.15-17

［2］尹涛. 浅析水电站节能降耗方法［J］.民营科技.2011（2）

［3］邓志红 .水电站节能降耗的探讨［J］.中国水能及电气化.2010（21）

第7篇：水电站设计论文范文

项目后评价是水电站基本建设程序中的一个重要阶段，是对项目决策、实施、运行等各阶段工作通过全面系统的调查和客观的对比分析、总结并进行的综合评价。其目的是通过工程项目的后评价，总结经验，汲取教训，不断提高项目决策、工程实施和运营管理水平，为合理利用资金，提高投资效益，改进管理，制定相关政策等提供科学依据。

笔者根据在水电站规划、建设、运营中的工作经验，结合实际开展工作，就水电站项目后评价中的利率、移民征地安置补偿、电价等因素进行梳理，对工程投资与生产运营环节的关键要点进行分析，为相关电站投资决策提供帮助，促进投资者科学分析，规避风险。

一、利率因素

水电站投资较大，工期较长，工程概算中利息支出约占总投资的10%左右，控制好贷款利率水平是控制总投资的关键。工程建设期的贷款利息依据资金流、资本金平均投入，按照年利率的复利进行测算。建设期内人民银行五年以上的中长期贷款年利率一般都有相应的调息政策，为科学合理地预测利息支出，水电站项目的投资者对于利率的预测要考虑到以下的因素：

1.1分年度的项目投资计划表是确保利息合理支出的基础，同时在项目建设的过程中，通过运用有效的合同约束条款对工程款、物资设备款进行有步骤地支付，可以确保年度资金计划的准确性。

1.2项目贷款合同的签订建议采用随人民银行公布的中长期贷款利率。因为水电站的建设工期一般较长，3-5年以上，而业主单位对于国际经济态势、国内货币政策的把握不准，签订这种浮动的利率约定合同，可以对水电站投资的资金总成本进行控制。

1.3在水电站的实际建设中，业主单位应根据项目特性灵活运用政策性银行的技援搭桥贷款，中国农业银行的扶贫贷款资金以及商业银行等金融机构的银行兑汇票、协定存款帐户等金融工具，从而节约利息支出。

二、移民征地安置补偿因素

移民工作在水电站的建设中一直是一个特殊而敏感的话题，特别是水库淹没的投资概算政策性强，参照设计规范审查通过的补偿范围、基数、标准等往往与安置实施实际执行存在偏差。这主要是因为淹没区域的地方政府根据经济发展水平逐年公布的补偿标准文件与设计规范存在较大差异，对于土地的分类、林地和未利用地的补偿方式都不相同。所以，借鉴同时期水电站的实际补偿范围、倍数对移民投资概算进行修正才能满足实际移民工作需求，确保工程进度未因移民工作受阻。

三、电价因素

上网电价是制约水电站效益的关键因素。在目前的电价申报与核准体制下，各地省市物价局、电网公司、发电企业根据当地的经济发展水平与上网电价承受能力存在博弈。物价局在核定上网电价时，通常会根据某个电站的总投资、库容、装机规模、发电量和一系列的社会平均成本来反推其上网电价。在水电站投资决策中，对于新电站推算的上网电价一定要参照近期实际的上网平均电价，来测算投资回收期。

目前设计单位编写的水电站可行性研究报告，测算的上网电价通常为不含税电价，而物价局批准的为含税上网电价。这往往在项目评估决策时容易被忽视，特别需要引起水电站投资者的重视，需对评估电价进行同口径还原，提供真实的决策依据。

一般电站在投运初期都很少能获得设计平均电价，所以运营初期多为亏损，这与可研报告中的25年经营效益的平均推算又存在偏差。水电站多作为电网的主力调峰电站承担了重大的调峰、调频任务，因此无功、空转较多。但是因电网调峰、调频的补偿方案一直未正式出台执行，所以无法在上网电费上得到补偿。

作为经营者，必须要有足够的现金流来就应对这种差异。随着电价的稳步增长，经济效益会越来越好，来平衡投运前期的亏损，综合多年的经济效益。

四、水资源费和库区维护费

在水电站的经济评价中，总成本费用主要考虑了折旧费、修理费、工程保险费、职工工资及福利费、劳保统筹和住房公积金、材料费、库区维护费和移民后期扶持基金、利息支出及其它费用。库区维护费多按厂供电量0。001元/千瓦时计算，移民后期扶持基金从工程竣工后开始按400元/人。年提取，共提取10年，水资源费是暂未考虑的。

而笔者参与的几个水电站从投产以来，水资源费的开征从0。001元/千瓦时目前逐步提高到0。008元/千瓦时，而且还有上涨趋势。根据《中华人民共和国水法》、各省市的水资源管理条例、取水许可和水资源费征收管理办法规定??，?凡利用取水工程或者设施直接从江河（溪流）、湖泊或者地下水取用水资源的单位和个人，应按照有关规定缴纳水资源费。

财综〔2007〕26号《大中型水库库区基金征收使用管理暂行办法》规定，库区基金从自有发电收入的大中型水库发电收入中筹集，根据水库实际上网销售电量，按不高于8厘／千瓦时的标准征收。库区基金属于政府性基金，实行分省统筹，纳入财政预算，实行“收支两条线”管理。其中，省级辖区内大中型水库的库区基金，由省级财政部门负责征收；各省市库区维护费标准多按厂供电量0。008元/千瓦时征收。投资概算中按厂供电量0。001元/千瓦时计算明显偏低。鉴于水资源费和库区维护费密切与上网电量挂钩，对于新电站的效益分析都应考虑到这些政策性因素调整的差异，目前每千瓦时0。15元的固定成本压力是经营者必须自行消化的。

五、土地使用税和房产税

在经济评价中，土地使用税和房产税都未列入成本。根据项目后评价分析，这两者因素影响较大，应在投资决策中单列分析。

水电站由于占地面积广，加上国家对土地稀缺资源的调控，且城镇土地使用税等级税额标准呈增长趋势，所以土地使用税是经营中一个不容忽视的税金。

根据[89]国税地字第013号文件《国家税务局对关于电力行业征免土地使用税问题的规定》及[89]国税地字第044号文件《国家税务局对<关于请求再次明确电力行业土地使用税征免范围问题的函>的复函》，国税地字[1989]第140号文件国家税务局关于印发《关于土地税若干具体问题的补充规定》的文件精神，对水库库区用地，免征土地使用税；对企业范围内的荒山、林地、湖泊等占地，尚未利用的，经各省、自治区、直辖市地方税务局审批，可暂免征收城镇土地使用税。但坝区征收土地使用税是不能减免的，坝区的涉税面积也较大，税额标准高，这部分税金在经济评价中都未涉及，但在电站运营期是需按年缴纳的。

从2006年1月起，根据财政部、国家税务总局关于具备房屋功能的地下建筑征收房产税的通知，凡在房产税征收范围内的具备房屋功能的地下建筑，包括与地上房屋相连的地下建筑以及完全建在地面以下建筑、地下人防设施等，均应当依照有关规定征收房产税。水电站的地下厂房都纳入了房产税的征收范围。虽然业内一直对水电站的地下厂房征收房产税有异议，无论是从地下厂房工程结构特点（结构形态、施工组织、投资造价、功能形态），水电站临时工程费用的分摊还是从国家的能源政策、清洁能源的长远发展、水电产业的政策导向来看都不适宜，但是财税[2005]181号的要求从2006年1月起已经执行。对于造价较高的地下厂房和综合办公楼等都应计算缴纳房产税。

六、流域水情分析

来水量、发电用水量与发电量之间的相关性密切，相关密切程度高，充分体现了水电“以水定电”的特性。从电站运行结果来看，来水量是制约电站发电及经济效益最根本的因素。所以投资前的水情与水情资料的收集、分析相当重要。

水电站水情自动测报系统的水文气象情报站网站所进行的水文气象要素观测项目包括：雨量、水位、流量等。从流域洪水特点及传播时间可以看出：要充分利用电站洪水预报系统提供短期预报的水情信息，提前1-2天预知每一次洪水过程。即便在电站洪水预报系统失灵，也可充分发挥水文站的作用，人工点绘洪水过程线，也可提前5-7小时预知洪峰到达坝前时间和可能的入库洪量。

因此，在洪水起涨阶段，结合坝前实际运行水位，推算本次洪水可能出现的最高坝前水位，若推算造成弃水，可提前与调度沟通协调，加大机组出力运行，提前腾出库容，调蓄洪水，避免造成过多的弃水或不弃水。在洪水退水阶段，把握好蓄水时机，及时拦蓄尾洪，力争将水库蓄至较高水位，提高水能利用率、增发电量。

七、结束语

重视项目经济后评价工作，规范管理流程。各项目建设单位必须高度重视项目经济后评价工作，并不是电站正常发电交付使用，竣工决算归档后项目建设就终结，而要在统一的指导下进行系统性地项目经济后评价工作。将此项工作纳入项目建设管理的常规性步骤。为有效地节省评估成本和时间，对于水电站这种建设周期相对较长的工程，可以在阶段性地进程中引入后评估工作，纳入项目管理的日常工作任务。为电站的经济可行性提高更可靠的保证。

第8篇：水电站设计论文范文

[关键词]梯级水电站；优化调度；算法

中图分类号：TV6973 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）27-0171-01

自从有了电力以后，人们的生活明亮了许多，也方便了许多。发电消耗了大量的资源，因此人们在享受电力带来的方便的同时也得接受它带来的问题。随着能源危机的不断加重，大力开发水电能源是解决危机的主要办法。因此，很多水电企业根据实际的情况进行适当的优化调整，以便于能够提供更多的能源，本文将主要介绍一下梯级水电站的优化模型和算法。

1、 梯级水电站优化研究现状分析

随着水电能源的不断开发，水库群已成为最常见的水电系统，水库群有梯级（串联）、并联和混联三种排列形式。梯级水电站是在一条河流上串联建设的一系列水电站，各水电站之间不仅存在电力联系，而且还存在水力联系，上一级水电站的发电和泄水影响着下一级或更下一级水电站的发电和泄水。60年代以前对水电站的研究主要集中于单一水库，因为那时的水电站较少，尤其是梯级水电站更少。对水库群优化调度的研究，国外大约从 20 世纪 60 年代末开始，我国稍晚大约开始于 20 世纪 70 年代末。梯级水电站优化调度的核心问题是水库优化调度，所谓优化，指的是在确保水库安全的前提下，根据水库具体的流入过程，通过一些方法优化建立水库优化调度的数学模型，从而得出最佳的运行方案。既要满足水电站日常发电瓦数，更要满足防洪、防渗、灌溉等要求。要想进行优化调度计算首先要描述径流，目前一般计算径流的方法都是通过网络流方法、参数和状态估计方法建立流域水文预报模型，从而向优化调度计算提供径流数据。水电站进行优化调度的目的是为了使水电站在现有蓄水量的基础上达到发电量最大、能耗最小、储备能量最大的目标。其中建立优化调度模型是水库调度的关键环节，采用何种模型对计算结果具有决定性影响。

2、 常见梯级水电站优化调度模型准则分析

2、1 梯级总发电量最大准则

梯级水电站进行优化调度的目的是为了效益最大化，也就是采用最经济的模式。因此在优化过程中也有其需要遵循的准则。衡量一个水电站的效益，最重要的一方面就是总的发电量，在梯级水电站的优化调度中首先要考虑的就是发电量最大准则。在水火电联合系统中如果单纯追求水电发电量最大，那么优化结果也许会使水轮机运行在高效率区停机，这样将牺牲水火电联合系统的整体效益。

2、2 梯级总蓄能最大准则

水电站的总蓄能能为发电提供后备动力，直接决定了水电站的使用年限。建立梯级水电站总蓄能最大的优化调度模型，是为了满足较好的经济效益，这种准则的缺点是很容易造成最末级水库放空，从长远角度考虑，不利于中长期调度。

2、3 梯级总耗能准则

梯级水库优化调度最主要的目的就是为了降低能耗。建立了总耗能量最小优化调度模型，利于减少能耗，常常导致第一级水库在一个或少数调度期内就被放空、后续调度期无解的情况，不利于中长期调度。

2、4 发电效益最大准则

还有一个准则是发电效益最大准则，虽说水电站最重要效益的就是发电效益。然而在实际情况中由于水库的国民经济效益还体现在防洪、灌溉、运输、工业用水、生活用水所带来的效益中，这些产业的效益与梯级调度的联系比较复杂，受多种因素影响，难于寻求总体的效益最大化，该准则较少出现在实际应用中。

3、 粒子群算法和多目标优化浅析

3、1 粒子群算法概述

目前的国内外关于梯级水库的优化调度研究最常用也是最有效的算法是粒子群算法。粒子群算法因其具有收敛快速、实现简单的优点在进行目标优化时得到了广泛的应用。在人工智能角度上，群体智能是由非智能Agent组成的系统通过相互之间或与环境之间的交互作用表现出来的集体智能行为。粒子群优化算法（Particle Swarm Optimization， PSO）是1995年由Kennedy博士和Erhard博士提出的一种模拟群体生物行为的启发式群体智能算法。这种群体智能算法是通过特定群体中粒子间的合作和竞争产生的群体智能来指导优化搜索。粒子群算法的出现为水电站尤其是梯级水电站的优化研究提供了新的思路。在这个资源、能源相对比较匮乏的今天，梯级水电站的出现无论是从环保角度还是能源的充分利用角度来说，都可以说是一个福音。

3、2 粒子群算法优化

这种模拟生物群体的行为在仿生学上十分常见。由于梯级电站运行时要彼此受到制约和影响，因此，各梯级电站之间的安全也息息相关。同样的是，由于各地实际情况和水文地质条件的不同，因此即使在适合建水电站的地方，也难免会出现种种问题。所以就要在现有形式的基础上进行梯级水电站模型的优化。要特别注意的是，在优化过程中，粒子向适应度值优的方向群游，对群体中所有粒子按照适应度值进行排序，可评判粒子的优劣程度。这种优化方法需要经历三个步骤，一是要进行适应度设计，二是动态邻域算子，三是惯性权重的动态调整策略。 衡量一个河流梯级的效益大小，不在于梯级中个别电站的效益大小，应该关注的是整体的合作效益。

3、3 粒子群算法应用

电站对河流的水能利用特征非常明显：在水头利用上，是分级开发、分段利用；在水量利用上是多次开发、重复利用，因此，在上下梯级之间表现出明显的相互影响的制约。PSO 算法在搜寻最优值方面优于遗传算法，而且比遗传算法计算时间少。为了验证PSO 算法求解具有复杂约束条件的非线性规划问题的可行性，对改进 PSO 算法在电力系统有功功率优化调度问题中的应用进行了研究，具体步骤为选取梯级水电站总燃料量作为优化指标，建立如下有功功率优化调度模型，选取目标函数，寻找约束条件（功率平衡约束、有功功率限制、线路过负荷约束），然后对每个粒子，计算其邻域范围，如果是局部模式，则将适应值与邻域经历过的最好位置作比较，如果较好，则重新设置I best 的索引号，否则采用Pg。通过一系列的线形拟合、模拟将粒子群算法应用于梯级水电站的优化调度模型研究。有利于未来进一步的企划研究，这是一种新型的算法模型和利用。

3、4 多目标优化问题概述

在梯级水电站优化调度时，实际情况并不是简单的一种算法就能涵盖的，同样的进行优化调度时往往也不是针对单一的目标，那么在多目标时如何优化，就成了摆在科学家面前实实在在的问题。梯级电站必须实行整个梯级的统一调度，在满足系统所给定的负荷曲线前提下，实行各个梯级站的经济运行，以便合理利用水力资源，提高水能利用率。许多工程实例都是多目标优化问题，求解多目标优化往往很困难，而随着人工智能的发展（模糊集理论、进化算法、禁忌搜索、免疫算法、蚁群算法、粒子群）为梯级水电站的优化调度问题提供了新的解决思路。

结语：对梯级水电站进行优化调度的模型与算法进行研究，是为了缓减日益紧张的能源问题，顺应时展的趋势。希望相关水电力部门能够积极响应政策的要求，从根本上重视这一问题，对自身的模式进行优化调度，从而能够增大能源的输出，解决资源不足问题。

参考文献

第9篇：水电站设计论文范文

论文关键词：水电站设备检修　多媒体仿真　管理系统

论文摘要：为了提高水电站设备检修的专业化、产业化以及检修管理的标准化、信息化水平， 保证设备检修的质量和效率， 本文在总结当前设备检修情况的基础上，采用计算机技术、虚拟现实等高新技术，将水电站检修培训与业务管理结合起来，按照专业检修企业的标准化工作流程的要求，设计开发了水电站设备检修仿真管理信息系统。该系统具有通用程度高、培训效果生动具体、实用性强等优点，为设备检修培训和专业检修管理提供了一套高效、实用的辅助工具。

1 引言

水电站设备检修是保证机组安全、经济运行，提高设备可用系数，提高电站经济效益的重要措施，是设备全过程管理的一个重要环节。近年来，随着电力工业的迅猛发展，电力设备的生产制造水平得到大幅度的提高，大批具有较高技术含量的新设备、新产品不断地在发电工程中得到广泛应用，这对水电站设备的检修也提出了更高的要求。对于水电站设备检修来说，由于不同电站的设计水头有所差异，其电设备类型、布置方式等均存在一定的差异，设备检修复杂程度相对较高。目前，水电站设备检修的总体发展趋势主要有以下两个方面：(1)水电站设备检修的专业化、产业化。为了提高检修效率、效果与技术水平，建立专业化的检修团队是非常必要的。从资源节约的发展方向考虑，要求各行业有明确的专业分工，电站的开发建设、运行管理、检修管理也是如此。专业化的检修团队能够在提高设备检修效果的同时，最大程度的降低检修成本。(2)检修管理的标准化、信息化。随着计算机技术、仿真技术、管理科学的发展，其相关理论与技术逐渐在水电站设备检修中得到逐步应用，形成了设备检修相关的仿真培训系统、管理信息系统等专业化辅助工具，给设备检修的信息化、标准化管理带来便利，提高设备检修的质量控制水平与效率。然而，根据目前的实际情况看，这些专业化辅助工具还存在很多问题，使得在实际设备检修工作中未能得到充分的应用，实施效果也不尽理想。

根据目前设备检修技术水平、管理水平、专业检修产业等发展情况来看，存在的问题主要有以下几个方面。

1.1 检修人员培训周期长：设备检修是一项专业要求较高的工作，对检修人员专业素质要求也较高，需要进行专业的培训才能保证检修工作的质量和要求。目前，检修人员一般只能在项目检修过程中长时间的现场培训才能独立开展检修工作，缺乏有效的培训手段。

1.2 专业检修单位的标准化管理程度不高： 标准化管理在很大程度上能够提高企业整合资源的能力，节约企业运行成本，对于专业的检修单位来说也尤为重要。然而，国内许多专业检修团队还未引入标准化管理的思想，影响了单位的管理水平。

1.3 水电站设备相关资料的管理不完善：设备的基本参数、运行状态、检修历史记录等相关资料是设备检修的最重要的信息，对设备检修质量的好坏至关重要，是设备检修人员需要参考的第一手资料。然而，由于电站的运行周期较长，上述资料由于各种原因没有或无法得以完整的保存，其调取过程也相对繁琐。此外，对于发电设备的专业检修单位来说，需要同时对多个工程的大量设备相关资料进行有效管理。

2 系统设计思想

针对目前设备检修管理信息系统存在的不足，本系统采用如下的设计思想。

2.1 采用客户端-服务器(C/S)架构，服务器上存储设备检修记录等重要信息，客户端存储电站基本资料、机组技术参数、规范规程等公共数据信息。

2.2 用户权限分级控制，针对不同的用户等级设定不同的权限。如临时用户对系统资源仅具有访问权限；检修员用户可以添加检修记录；审核员用户对检修员的检修计划进行跟踪审核；管理员用户可以添加、修改管理信息系统的各项资料。

2.3 将检修人员培训与业务管理结合起来，形成相对较完整的检修管理信息系统。

2.4 将多媒体仿真和虚拟现实技术应用到检修培训中，直观、生动的展现关键检修技术。

2.5 同时对任意多个水电站的检修信息进行单独管理，使系统具有较强的通用性。

2.6 系统能够使专业检修单位进行检修项目的标准化管理。

2.7 系统针对检修业务的管理应覆盖检修项目管理的全过程。

3 系统的主要功能

用户按照系统管理员设定的不同权限进入系统后，可以对任意检修项目相关信息进行管理。系统共包括九大功能模块，相关功能说明如下。

3.1 电站基本概况：通过文本、图片和影音文件对电站概况进行说明。

3.2 设备检修仿真多媒体培训：通过3D动画和虚拟互动展示，将发电设备的结构特点、安装过程、拆卸过程、检修要点等信息真实、生动的表现出来，使用户快速的了解和掌握发电设备的检修技能。

3.3 检修规范标准：该功能模块用来存储检修相关的规范标准信息等文档资料，包括规程规范、公司制度、标准化作业指导书、检修模板、常用标准表格等，用户可以根据标准和需求自定义文档结构。

3.4 检修准备：该模块主要对检修项目的基本信息、工作计划、机组状态、施工计划组织(包括组织机构、施工方案、标准化作业指导书、图纸资料、施工网络图等、验收清单、特殊项目验收标准；专用工器具及设备、备品备件、消耗性材料和办公用品生活设施、车辆)、管理制度、现场准备、检修费用申请、合同文件等内容进行管理，采用标准业务管理流程，具有新增、修改、提交、审核、退回、删除检修项目等功能，按照用户在检修项目中的职能采用按流程控制，达到检修项目管理的要求。

3.5 检修过程管理：该模块主要应用于已经启动检修项目的管理，包括出勤管理、物资管理、工作安排、安全管理、质量管理、工期管理、新技术新工艺应用、检修记录分析、检修启动、工程竣工交接、大修简报等内容。

3.6 检修记录及总结：该模块对任意工程的设备检修记录、检修项目竣工报告等信息内容进行管理，包括工程项目检修的历史缺陷记录、文档、图片等重要资料，作为项目检修的重要参考。

3.7 检修评价：包括职工评价、管理者评价、顾客评价、综合评价等。

3.8 资料统计打印：系统提供的一个单独的模块，可以按照本企业的情况定制的工程及检修资料的汇总，用于保存和打印所需的文档资料。

3.9 条目管理以及用户管理：该模块属于定制模块，管理员用户可以按照本单位的实际情况管理系统中标准文档分类、检修项目流程、文档模版等内容；此外，还可以按照不同检修人员在检修项目中的具体职能分配和调整不同的系统操作权限。

4 系统特点开发完成的水电站设备检修仿真管理信息系统具有以下特点。

4.1 可系统地反映某一固定区域发电企业典型建筑物及发电设备的分布情况、基本信息。

4.2 为区域发电设备检修标准化、规范化检修管理提供了平台；实现了发电设备检修的全过程管理。即含检修准备、检修过程管理、检修记录与总结、检修评价四大模块。

4.3 典型发电设备检修仿真多媒体动画，随时为检修或生产管理人员提供培训、学习。

4.4 开放的模块化结构设计，适应性强；各用户根据自身情况，由其管理者自由进行权限管理。

4.5 界面友好、操作简便。

4.6 可方便地进行网络化使用和管理；管理者不必亲临现场，由点检人员上传各种信息到系统，管理者便可及时掌控现场情况，对事故抢修决策赢得宝贵时间。

4.7 用户、现场作业人员、管理者三个层次的综合评价，可客观、准确地反映项目管理水平。

5 结语

水电站设备检修仿真管理信息系统是为推进检修项目的信息化、专业化管理的一项重要举措，它将多媒体仿真和虚拟技术应用到检修技术培训之中，大大提高了检修人员的培训效果。此外，将该系统与企业的全面预算管理系统结合起来，实现了检修项目的全过程、全方位管理。自系统投入实用化运行以来，检修项目的业务管理水平得到提高，项目检修成本得到有效控制和节省。