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緒論：在尋找寫作靈感嗎？愛發表網為您精選了8篇水電站設計論文，愿這些內容能夠啟迪您的思維，激發您的創作熱情，歡迎您的閱讀與分享！
六百丈二級水電站位于安徽省石臺縣舒溪河上游的龍井河上，屬于龍井河梯級開發項目，也是“十五”期間石臺縣農村水電電氣化建設的骨干電源工程。該站是利用上游的六百丈一級水電站發電尾水，直接引入渠道至龍井河下游集中落差發電的引水式電站。六百丈一級站建有年調節水庫，來水面積為18．1km2，總庫容660萬m3，興利庫容424萬m3，裝機容量2×800kW，具有不完全年調節性能，擔任池州地區電網的調峰任務。
六百丈二級水電站的樞紐工程有：引水渠道、壓力前池、壓力鋼管、廠房及升壓站等。電站設計引用流量1．92m3?s，設計水頭53．9m，總裝機容量2×400kW，工程于2002年7月開工建設，2003年5月并網發電，總工期僅10個月。
2方案選擇
六百丈二級水電站工程已于1997年經安徽省水利廳以皖水〔1997〕316號文批復了初設報告，同意興建。但由于工程總投資較大，單位電能投資效益較差等原因，遲遲未能開工建設。
2001年11月，受石臺縣水務局委托，安徽省水電科技咨詢中心水電技術咨詢部會同石臺縣水務局勘測設計室，共同承擔了該工程施工圖的設計咨詢任務。在本次設計的過程中，根據實際情況的變化以及從提高電站運行效益、降低工程造價、實現減員增效等方面的考慮，對原初步設計方案進行了一定的改進。
原初步設計文件中六百丈二級水電站是通過2910m渠道引至石臺縣七都鎮查上橋附近，集中水頭約61．39m，電站總裝機為2×500kW，設計多年平均發電量341萬kW·h。但通過實地勘察發現，該渠道后段占用較大范圍的林場土地，設計征地賠償較大，工程實施有一定的難度。故在本次設計中將渠道總長由原先的2910m，縮減至2081m，避開了林場土地，相應設計水頭減少至53．9m，電站裝機容量更改為2×400kW，設計多年平均發電量為240萬kW·h。同時電站電氣部分裝置由高壓改為低壓，工程總投資由原先的718．86萬元降至398．86萬元，其中建筑工程總投資為169．12萬元，機電設備及安裝工程投資110．86萬元（其中自動化監控系統投資20萬元），金屬結構安裝工程投資38．55萬元，臨時工程、征地補償費及其他費用80．33萬元，主要設計參數比較（見表1）。
3渠道泥沙問題的解決
在我省山區小型水電站的建設過程中，尤其是低壩引水式電站，泥沙淤積問題非常嚴重，嚴重威脅小水電站的運行和使用效益。六百丈二級電站位于我省皖南山區，由于雨量豐富，常常有大量山坡上的泥沙被沖入渠道內，長期下去會影響渠道的輸水能力，加快水輪機組的磨損和銹蝕，不利于電站的運行管理。
該工程引水渠道斷面尺寸為2．0m×1．3m，且引水渠道較長，原先僅在壓力前池設置攔沙坎和沖沙孔，根據類似經驗，沖沙效果不太理想。后決定在渠道樁號1＋730處設置沉沙池1座，尺寸為長10．0m，寬4．0m，前后漸變段長為1．5m，深0．7m。同時在渠道與壓力前池銜接處增設攔污柵1座，柵條間距較壓力鋼管進水口處攔污柵尺寸稍大，主要用于攔截落入渠道的樹枝、石塊、動物尸體等。通過運行發現對泥沙有較好的沉淀作用，大大減輕了前池的工作負擔。
4區間來水的利用
六百丈二級水電站屬于中高水頭的發電站，因此增加流量對增加電站的發電量，提高電站的發電效益有很大幫助。因此在設計中，在引水渠道渠首處建小型漿砌石擋水壩1座，壩頂為開敞式溢流，壩高2．5m，長10．1m，工程總投資僅1．02萬元。引用六百丈一級電站和二級電站之間的區間來水約0．1～0．2m3?s，主要補充六百丈二級電站枯水季節的發電來水，有效提高了電站的發電效益和運行穩定性。
5自動化監控系統的設置
六百丈二級水電站廠房為地面式，廠房內安裝2臺HLD46－WJ－50型水輪機和2臺SFW400－6?850型發電機。電站建成后通過35kV線路T接于六百丈一級電站至池州地區6510變電所的35kV輸電線路上。
關鍵詞：小水電站；設計；經驗
1水輪機的選擇
水輪機是水電站一個十分重要的設備，水流的動能和勢能轉換成機械能就是通過水輪機來實現的。水輪機選擇合理與否，直接影響到機組的效率和運行的安全性、經濟性。
1.1機組臺數的選擇
農村小水電站機組臺數與電站的投資、運行維護費用、發電效益以及運行人員的組織管理等有著密切的關系。通過多年設計和運行經驗表明：農村小水電站機組臺數一般為1～4臺，且型號應盡量相同，以利于零部件通用和維修管理方便，其中每座電站2臺機組居多。
1.2水輪機型號的選擇
水輪機型號的選擇合理與否，直接影響到水輪機的運行效率、汽蝕和振動等。選擇型號時，既要考慮水輪機生產廠家的技術水平和運輸的方便程度，又要確保水輪機常處于較優的運行工況，即盡量處于水輪機運轉特性曲線圖的高效區。尤其是機組運行時，水頭的變化不要超過水輪機性能表的水頭范圍，否則會加劇水輪機汽蝕和振動，降低水輪機效率。
1.3機組安裝高程的確定
水輪機的安裝高程不能超過水輪機允許的最大吸出高度，否則會引起水輪機轉輪的汽蝕、振動等不良現象，因而縮短機組的運行壽命。
（1）臥式機組：安=Z下+hs-/900-D/2
（2）立式機組：安=Z下+hs-/900
式中Z下——尾水渠最低水位（m）；
hs——水輪機理論吸出高度（m），查水輪機應用
范圍圖及hs=f(H)曲線；
D——水輪機轉輪直徑（m）；
——水電站廠房所在地的海拔高程（m）。
為了消除或減輕水輪機汽蝕，可將計算出的安降低0.2～0.3m確定安裝高程。
2電氣主接線的擬定
小水電站的電氣主接線是運行人員進行各種操作和事故處理的重要依據之一。農村小水電站裝機容量往往有限，一般裝機臺數不超過4臺，相應電站的電壓等級和回路數以及主變的臺數都應較少。考慮到小水電站（尤其是單機100kW以下的微型電站）的機電設備供應比較困難，運行和管理人員的文化、業務素質普遍較差，從進站到熟練掌握操作、檢修、處理故障及優化運行等也有一個過程。因此，農村小水電站的電氣主接線在滿足基本要求的前提下，應力求采用簡單、清晰而又符合實際需要的接線形式。
對于1臺機組，宜采用發電機—變壓器組單元接線；對于2～3臺機組，宜采用單母線不分段接線，共用1臺主變；對于4臺機組，宜采用2臺主變用隔離開關進行單母線分段，以提高運行的靈活性。
3電氣測量及同期裝置
并入電網運行的小水電站電氣測量應包括：三相交流電流、三相交流電壓（使用換相斷路器和1只電壓表測量三相電壓）、有功功率、功率因數、頻率、有功電能、無功電能、勵磁電流和勵磁電壓等的監視和測量。發電機的測量、監視表計、斷路器、互感器及保護裝置等裝在控制屏上（發電機控制屏）；電網的表計、斷路器、同期裝置等裝在同期屏上（總屏）。
保護裝置
農村小水電站主保護裝置的配置應在滿足繼電保護基本要求的前提下，力求簡單可行、維護檢修方便、造價低及運行人員容易掌握等。
4.1過電流保護
單機750kW以下的機組，可以采用自動空氣斷路器的過電流脫扣器作為過流及短路保護，其動作整定值可以通過調整銜鐵彈簧拉力來整定，整定值一般為發電機額定電流的1.35～1.7倍。為了提高保護的可靠性，還可采用過流繼電器配合空氣斷路器欠壓脫扣器作過流及短路保護，繼電器線圈電源取自發電機中性點的1組（3只）電流互感器，繼電器動作值亦按發電機額定電流的1.35～1.7倍整定。
原理：當發電機出現短路故障時，通過過流繼電器線圈的電流超過其動作值，過流繼電器常閉接點斷開，空氣斷路器失壓線圈失電而釋放，跳開空氣斷路器主觸頭，切除故障元件——發電機。
4.2欠壓保護
當電網停電時，由于線路上的用電負荷大于發電機容量，此時電壓大幅度降低，空氣斷路器欠壓線圈欠壓而釋放，跳開空氣斷路器，以防電網來電造成非同期并列。
4.3水阻保護
當發電機因某種原因(如短路、長期過載、電網停電等)突然甩負荷后，機組轉速會迅速升高，這種現象叫飛逸。如果不及時關閉調速器和勵磁，可能造成事故。一般未采用電動調速的農村小水電站可利用三相水阻器作為該保護的負荷。
水阻器容量按被保護機組額定功率的70%～80%左右考慮。如果水阻容量過大，機組甩負荷瞬間，將對機組產生較大的沖擊電流和制動力，影響機組的穩定，嚴重時可能造成機組基礎松動。反之，如果水阻容量過小，達不到抑制機組飛逸轉速的目的。水阻器采用角鋼或鋼板制成三相星型、三角型均可。
對于單機125kW及以下的電站，水阻池內空，以長為機組臺數×（0.7～1）m，寬為（0.7～1）m，深為0.6～0.8m為宜，同時考慮機組容量大小，應在短時間內（如3～5min）不致于將池中的水煮沸。
在調試水阻負荷大小時，應在水中逐漸施加水阻劑，調試水阻負荷，直到達到要求為止。
4.4變壓器過載、短路保護
變壓器高壓側采用跌落式熔斷器（或SN10-10型少油斷路器）作過載、短路保護。運行經驗表明，額定電壓為6～10kV的跌落式熔斷器只能用在560kVA及以下的變壓器,額定電壓為10kV的跌落式熔斷器只能用在750kVA及以下的變壓器。當變壓器容量超過750kVA時，應采用油斷路器。跌落式熔斷器熔絲按下列公式選擇：
當Se＜100kVA時，熔絲額定電流=（2～2.5）×高壓側額定電流；當Se≥100kVA時，熔絲額定電流=（1.5～2）×高壓側額定電流。
4.5變壓器的防雷保護
關鍵詞：小水電站；設計；經驗
1水輪機的選擇
水輪機是水電站一個十分重要的設備，水流的動能和勢能轉換成機械能就是通過水輪機來實現的。水輪機選擇合理與否，直接影響到機組的效率和運行的安全性、經濟性。
1.1機組臺數的選擇
農村小水電站機組臺數與電站的投資、運行維護費用、發電效益以及運行人員的組織管理等有著密切的關系。通過多年設計和運行經驗表明：農村小水電站機組臺數一般為1～4臺，且型號應盡量相同，以利于零部件通用和維修管理方便，其中每座電站2臺機組居多。
1.2水輪機型號的選擇
水輪機型號的選擇合理與否，直接影響到水輪機的運行效率、汽蝕和振動等。選擇型號時，既要考慮水輪機生產廠家的技術水平和運輸的方便程度，又要確保水輪機常處于較優的運行工況，即盡量處于水輪機運轉特性曲線圖的高效區。尤其是機組運行時，水頭的變化不要超過水輪機性能表的水頭范圍，否則會加劇水輪機汽蝕和振動，降低水輪機效率。
1.3機組安裝高程的確定
水輪機的安裝高程不能超過水輪機允許的最大吸出高度，否則會引起水輪機轉輪的汽蝕、振動等不良現象，因而縮短機組的運行壽命。
（1）臥式機組：安=Z下+hs-/900-D/2
（2）立式機組：安=Z下+hs-/900
式中Z下——尾水渠最低水位（m）；
hs——水輪機理論吸出高度（m），查水輪機應用
范圍圖及hs=f(H)曲線；
D——水輪機轉輪直徑（m）；
——水電站廠房所在地的海拔高程（m）。
為了消除或減輕水輪機汽蝕，可將計算出的安降低0.2～0.3m確定安裝高程。
2電氣主接線的擬定
小水電站的電氣主接線是運行人員進行各種操作和事故處理的重要依據之一。農村小水電站裝機容量往往有限，一般裝機臺數不超過4臺，相應電站的電壓等級和回路數以及主變的臺數都應較少。考慮到小水電站（尤其是單機100kW以下的微型電站）的機電設備供應比較困難，運行和管理人員的文化、業務素質普遍較差，從進站到熟練掌握操作、檢修、處理故障及優化運行等也有一個過程。因此，農村小水電站的電氣主接線在滿足基本要求的前提下，應力求采用簡單、清晰而又符合實際需要的接線形式。
對于1臺機組，宜采用發電機—變壓器組單元接線；對于2～3臺機組，宜采用單母線不分段接線，共用1臺主變；對于4臺機組，宜采用2臺主變用隔離開關進行單母線分段，以提高運行的靈活性。
3電氣測量及同期裝置
并入電網運行的小水電站電氣測量應包括：三相交流電流、三相交流電壓（使用換相斷路器和1只電壓表測量三相電壓）、有功功率、功率因數、頻率、有功電能、無功電能、勵磁電流和勵磁電壓等的監視和測量。發電機的測量、監視表計、斷路器、互感器及保護裝置等裝在控制屏上（發電機控制屏）；電網的表計、斷路器、同期裝置等裝在同期屏上（總屏）。
4保護裝置
農村小水電站主保護裝置的配置應在滿足繼電保護基本要求的前提下，力求簡單可行、維護檢修方便、造價低及運行人員容易掌握等。
4.1過電流保護
單機750kW以下的機組，可以采用自動空氣斷路器的過電流脫扣器作為過流及短路保護，其動作整定值可以通過調整銜鐵彈簧拉力來整定，整定值一般為發電機額定電流的1.35～1.7倍。為了提高保護的可靠性，還可采用過流繼電器配合空氣斷路器欠壓脫扣器作過流及短路保護，繼電器線圈電源取自發電機中性點的1組（3只）電流互感器，繼電器動作值亦按發電機額定電流的1.35～1.7倍整定。
原理：當發電機出現短路故障時，通過過流繼電器線圈的電流超過其動作值，過流繼電器常閉接點斷開，空氣斷路器失壓線圈失電而釋放，跳開空氣斷路器主觸頭，切除故障元件——發電機。
4.2欠壓保護
當電網停電時，由于線路上的用電負荷大于發電機容量，此時電壓大幅度降低，空氣斷路器欠壓線圈欠壓而釋放，跳開空氣斷路器，以防電網來電造成非同期并列。
4.3水阻保護
當發電機因某種原因(如短路、長期過載、電網停電等)突然甩負荷后，機組轉速會迅速升高，這種現象叫飛逸。如果不及時關閉調速器和勵磁，可能造成事故。一般未采用電動調速的農村小水電站可利用三相水阻器作為該保護的負荷。
水阻器容量按被保護機組額定功率的70%～80%左右考慮。如果水阻容量過大，機組甩負荷瞬間，將對機組產生較大的沖擊電流和制動力，影響機組的穩定，嚴重時可能造成機組基礎松動。反之，如果水阻容量過小，達不到抑制機組飛逸轉速的目的。水阻器采用角鋼或鋼板制成三相星型、三角型均可。
對于單機125kW及以下的電站，水阻池內空，以長為機組臺數×（0.7～1）m，寬為（0.7～1）m，深為0.6～0.8m為宜，同時考慮機組容量大小，應在短時間內（如3～5min）不致于將池中的水煮沸。
在調試水阻負荷大小時，應在水中逐漸施加水阻劑，調試水阻負荷，直到達到要求為止。
4.4變壓器過載、短路保護
變壓器高壓側采用跌落式熔斷器（或SN10-10型少油斷路器）作過載、短路保護。運行經驗表明，額定電壓為6～10kV的跌落式熔斷器只能用在560kVA及以下的變壓器,額定電壓為10kV的跌落式熔斷器只能用在750kVA及以下的變壓器。當變壓器容量超過750kVA時，應采用油斷路器。跌落式熔斷器熔絲按下列公式選擇：
當Se＜100kVA時，熔絲額定電流=（2～2.5）×高壓側額定電流；當Se≥100kVA時，熔絲額定電流=（1.5～2）×高壓側額定電流。
板橋電站為在建山區小型水電站,設計正常工作水頭為110米,是典型的高水頭小型水電站,電站明鋼管（光滑管）結構穩定性分析在山區高水頭小型水電站壓力鋼管結構穩定性分析中具有很好的代表性。
一、初擬壓力鋼管內徑
已知Q設=1.4m3/s，取V經為3.5m/s
即：D==0.713m
按《水利發電》中介紹的經驗公式：
D=7√（1.03Qmax/H）=0.816m
式中:Qmax設計正常引用流量
H毛水頭
為計算方便，取D=800mm作為試算內徑。
板橋電站壓力鋼管縱斷面圖
二、水損計算
1）進口水頭損失
h1=Σ·=0.024m
式中：Σ取0.05
V===3.11m/s
2）攔污柵水頭損失
h2=ζ·=0.066m
式中：ζ=KIβ·（）1.33+β2（）1.33Isin2=1.94
V===0.816
3）管道水損
管中流速：V==Q設/=2.78m/s
流速水頭：=0.394m
2#鎮墩彎管末端至前池鋼管起點：
=90L1=130.974m
C=R1/6=（）1/6=68.83m12/s
入==0.0165
hf1=入··=1.064m
hj1=(ζ1+ζ2+ζ3+ζ4)=0.276m
式中：ζΣ11#彎管水損系數為0.1
ζ22#彎管水損系數為0.1
ζ3平板門槽水損系數為0.4
ζ4前池彎管水損系數0.1
即：hw1=hf1+hj2=1.34m
2#鎮墩彎管末端至岔管軸線交點段：
L2=69.747m入=0.0165
hf2=入··=0.567m
hj2=(ζ1+ζ2)=0.335m
式中：ζ1岔管局部水損系數為0.75
ζ23#彎管局部水損系數為0.1
Hw2=hf2+hj2=0.902m
岔管軸線交點中心O點至支管漸變段
L3=1.5mD=800入=0.0165
V==1.39m/s
=0.0975
hf3=入··=0.003m
支管漸變段（D800—D500）
Ď=650mmŪ=2.48m/s
D1=800mmD2=500mmV1=1.39m/s
V2==3.57m/sC2=（）1/6=63.63m1/2/s
入==0.0193Q取50L4=1.715m
hf4=入··=0.04m
hj4=ζ.=0.004m
式中ζ=0.025/（8sim）=0.072
hw4=hf4+hj4=0.044m
漸變段末端至閘閥末端段
L5=4.675mD=500mmV2=3.57m/s入=0.0193
hf5=入··=0.117m
hj5=(ζΣ1+ζ2)=0.32m
式中：Σ1為1350彎管水損系數
（ζ1=I0.131+0.1632（）7/2I（））1/2=0.0936
取p=1.96/mR=2.0mQ=450)
水損系數ζ2=0.4
hw5=hf5+hj5=0.437m
即前池進口至2#鎮墩灣管末端
H凈1=1346.45-1.34-1261.53=83.58m
岔管軸線交點O處
H凈2=1346.45-1.34-0.902-1229.985=114.263m
支管閘門未端
H凈3=1346.45-1.34-0.902-0.003-0.044-0.437-1229.842
=113.922m
工作凈水頭
H凈=123.922—1.5=112.422m
三、水擊壓力計算
1管壁厚度擬定
水電站（8-5）式；δ=γHD/2φ[σ]
H=123.922m
φ=0.85
[σ]=127.5*103*0.75KPa
取8mm計算厚度,再考慮銹蝕等原因,各管段壁厚取值如下:
Ⅰ#δ=10mmD=0.8mV=2.78m/s
L1=130.974m
Ⅱ#δ=12mmD=0.8mV=2.78m/s
L2=69.747m
Ⅲ#δ=12mmD=0.8mV=1.39m/s
L3=1.5m
Ⅳ#δ=12mmD=0.65mV=2.48m/s
L4=1.715m
Ⅴ#δ=12mmD=0.5mV=3.57m/s
L5=4.675m
1）判別水擊類型
取Ts=5sα0取1435m/s
a1==1070m/s
a2==1111m/s
a3==1111m/s
a4==1156m/s
a5==1206m/s
②ā=
=1087.12m/s
V最大==2.785m/s
ρ==1.247
Q==0.0956
水擊波的相tΥ==0.383
TΥ<Ts=5s故發生間接水擊
導葉由全開到全關時
I始=1pI始=1.247σ=0.0956
查圖表知，將產生末項正水擊
I始=0.5pI始=1.345×0.5=0.6725
即查表知，發生第一相水擊
3正水擊壓力升高值
Z間末==0.101
閘閥未端水擊壓力升高值
Δh1閘末=Z間末H0=0.101×123.922=12.516m
H01=123.922+12.516=136.438m
按直線分布規律：
岔管軸線交點O處
Δh岔0=×Δh閘末=20.732m
H02=114.263+12.042=126.305m
2#鎮墩彎管軸線交點處
Δh2#=×Δh閘末=7.83m
H03=83.58+7.85=91.411m
末跨1-1斷面
Δh1-1=×Δh閘末=11.69m
H1-1=111.705+11.69=123.395m
末跨2-2斷面
Δh2-2=×Δh閘末=11.514m
H2-2=110.305+11.514=121.819m
本計算只對鋼管作結構計算，在進行壓力鋼管、線路布置時已滿足規范規定管線高于最低壓力線的要求，故不需作負水擊值計算。
四、明鋼管（光滑管）結構穩定分析
1、鋼管穩定校核
f=0.01－0.012m＞==0.0062
故鋼管穩定，不需設置剛性環。
末跨鋼管布置圖
2、鋼管未跨跨中斷面受力分析（1—1）斷面
1）1—1斷面環向力計算
P=rH=9.8×123.395=1209.271(Kpa)
式中：r—水容重9.8KN/m3
H—包括水擊升高值在內的凈水頭。
2）1—1斷面法向力計算
管身米重：g管=πDδγОγ=3.14×0.8×0.012×7.85×103×9.8
=2.31（kN/m）
每米長水重：g水=πD2γ=4.92（kN/m）
支墩承受的法向力η=（g管+g水）LcoS2
=(2.31+4.92)×6×coS28.001700
=38.3（kN）
3）軸向力計算
A1=gLSina=2.31×60.885×Sm28.0017=66.03（kN）
式中L為未段鋼管長度
溫度升高時，9個支墩對管壁的磨擦力為：
A3=（g管+g水）*L*9*fО*coSa
=（2.31+4.92）×6×9×0.5×coS28.00170
=172.357（kN）
伸縮節接頭管壁受的車向水壓力為：
A7=πDδ¹γH=3.14×0.8×0.012×9.8×93.101=27.503（kN）
式中δ¹—伸縮節處管壁厚度0.012m
H—伸縮節處水頭93.101m
溫度升高時，伸縮節接頭填料對管壁的磨擦力為：
A8=πDb1fγ¹H¹=3.14×0.8×0.1×0.3×9.8×93.101
=68.757（kN）
3、未跨中1—1斷面應力校核
1）徑向內水壓力在管壁中產生的環向應力：
σz1=γR/f(H-Rcos2cosφ)(Kpa)
式中：γ—水容重9.8KN/m3
R—鋼管內半徑0.4m
H—1-1斷面中心水頭123.395m
φ—管壁某計算點半徑與垂直線的夾角
在管頂（φ=0）處
σz1=(123.395-0.4cos28.00170cos00)
=40193(Kpa)
在管水平軸線（φ=1800）處
σz1=(123.395-0.4cos28.00170cos1800)
=40424(Kpa)
2）法向力在管壁中產生的抽向力σX1
σX1=-cosφ=
=-
=-3811(Kpa)
=3811(Kpa)
式中：M—1-1斷面彎矩
W—鋼管橫斷面條數
3）軸向力在橫斷面上產生的軸向應力σX2
∑А=А1+А3+А7+А8=66.03+172.357+27.503+68.757
σX2=-=-=-11101(Kpa)
4）內水壓力在管壁產生的徑向壓應力為
σY=-p=-rcA-rcosφ1=-9.8[123.395-0.4cos28.00170cos]
=(Kpa)
5）跨中斷面1-1的剪應力ZX2
Q=0即ΤX2=0
6）跨中斷面1-1的復合應力校核
總軸向應力
σX=σX1+σX2=-11101=(Kpa)
總環向應力
σZ=(Kpa)
總徑向應力
σX=(Kpa)
各向剪應力均為零
根據規范要求，采用第四強度理論進行強度校核。
σ=
≤φIQI=0.85×127.5×103=108375(Kpa)
φ=00處
σ=
=49690Kpa<108375Kpa符合規范要求
φ=1800處
σ=
=44984Kpa<108375Kpa符合規范要求
4、未跨支座附近2-2斷面應力校核：
1）2-2斷面徑向內水壓力生產的環向應力為：
σz1=(H-rcosacosφ)
式中：H—2-2斷面中心水頭129.995m。其余符號同前。
在管頂（φ=00）處：
σz1=(129.995-0.4cos28.00170cos00)=42349(Kpa)
在管水平軸線（φ=900）處：
σz1=(129.995-0)=42465(Kpa)
在管底（φ=1800）處：
σz1=(129.995-0.4×cos28.00170cos1800)
=42580(Kpa)
2）軸向力在橫斷面上產生的軸向應力（同跨中斷面）：
σx2=-11101(Kpa)
3）法向力在管壁中產生的抽向力
σX1=-cosφ=0(Kpa)（φ=900）
4）內水壓力在管壁產生的徑向壓應力為：
σY=-p=-9.8（129.96-0.4cos28.00170cosφ）=-1274(Kpa)（φ=900）
5）斷面2-2的剪應力：
剪力
Q=（g管+g水）Icosa=19.15
剪應力
Tx2=sinф=sinф=1270(Kpa)
6）支座斷面2-2的復合應力校核：只需校核ф=900處的應力即可，因ф=00、1800處應力以跨中斷面（1-1斷面）控制。
總軸向應力σX=σX1+σX2=-11101Kpa（ф=900）
總環向應力
σz=42465Kpa（ф=900）
總徑向應力
σY=-1274Kpa（ф=900）
剪應力
Tx2=1270Kpa
TxY=0
Txz=0
根據第四強度理論，校核2-2斷面復合應力（ф=900）
σ=
=49391(Kpa)<φ[σ]=108375(Kpa)
符合規范要求。
五、結論
通過計算分析，電站明鋼管結構是符合穩定要求的。結合其它已建工程的設計工作，筆者主要有以下幾點體會：
1．對于無壓引水式高水頭小型水電站，工作水頭大于150米的明鋼管，導葉由全開到全關時發生第一相水擊；工作水頭大于150米的明鋼管，導葉由全開到全關時將產生末相正水擊。
2．對于山區小型水電站，根據實際設計工作經驗，《水工設計手冊》壓力鋼管內徑擬定公式僅實用于單機組情況，對于供多機組的壓力鋼管按《水工設計手冊》公式擬定內徑，實踐證明其計算值一般都有點偏小。
甘溪三級水電站位于浙江省臨安市甘溪中游，是甘溪梯級開發的第三級水電站，屬典型的中水頭引水式電站。工程樞紐主要由渠首樞紐、無壓輸水隧洞、前池、高壓管道、發電廠房和尾水渠組成。電站裝機容量2×400kW，設計水頭34．6m，單機最大過流量1．5m3/s。多年平均發電量223萬kW·h，年利用小時數2788h。電站出線T接至10kV甘溪線并網，輸電線路長度為500m。
甘溪是天目溪的一條支流，上游建有甘溪一級水電站和甘溪二級水電站。甘溪一級水電站裝機容量2×160kW，壩址控制流域面積19．6km2，水庫總庫容214萬m3。甘溪二級水電站裝機容量3×500kW，利用集雨面積33．5km2。甘溪流域內雨量充沛，多年平均降雨量1625mm。多年平均氣溫15．6℃，極端最高氣溫41．6℃，極端最低氣溫－13．2℃。
甘溪三級水電站渠首樞紐位于甘溪二級水電站尾水出口下游20m處，壩址控制流域面積40．3km2，區間引水集雨面積2km2。多年平均流量1．18m3/s，年徑流量3721萬m3。壩址設計洪水流量386m3/s（P＝10％），校核洪水流量522m3/s（P＝3．33％）。工程區地質條件簡單，出露基巖為奧陶系上統於潛組頁巖和砂巖，河床處砂礫石覆蓋層厚1～3m，山坡處覆蓋層厚0．5～2m，兩岸臺地覆蓋層較厚。河道中水質清澈，泥沙含量很少。
2方案選擇
2．1壩址選擇
甘溪三級水電站是甘溪二級水電站的下一個梯級電站，壩址選擇的原則為：1）滿足與上級電站尾水位的銜接；2）滿足進水閘和溢流堰的布置要求；3）不淹沒耕地和房屋；4）使渠首樞紐工程造價最低。根據地形地質條件，壩址選定在甘溪二級水電站尾水出口下游20m處，該段河床寬約35m，壩型采用漿砌石溢流壩。
2．2廠址選擇
廠址位于潘家村烏浪口，電站尾水排入支流烏浪溪中。設計中對上廠址方案和下廠址方案進行比選，下廠址方案與上廠址方案相比，水頭增加3．6m，電能增加23萬kW·h，效益增加9萬元，投資增加25．2萬元，差額投資經濟內部收益率35．5％，故選用下廠址方案。
2．3無壓輸水系統方案選擇
無壓輸水系統有隧洞方案和明渠結合隧洞方案兩種布置形式，兩方案的軸線長度基本相同。明渠結合隧洞方案是進水閘后接長度為425m的漿砌石明渠，其后仍為隧洞。經過比較，隧洞方案較明渠結合隧洞方案減少投資6．2萬元，隧洞方案日常維護工作量少，且不占林地，故無壓輸水系統選用隧洞方案。
3主要建筑物
3．1渠首樞紐
渠首樞紐由攔河堰、進水閘和攔沙坎組成。攔河堰為折線型漿砌塊石實用堰，溢流段長31．1m，堰頂高程224．63m，最大堰高2．23m，堰頂寬1．5m，上游面垂直，下游面坡度1∶2。堰體采用M7．5漿砌塊石砌筑，外包30cm厚C20混凝土。由于上下游水位差小，溢流堰僅設置4m長的漿砌塊石護坦來消能，堰體防滲采用混凝土防滲墻。
進水閘位于甘溪的左岸，緊鄰甘溪二級水電站的進廠公路，采用側向引水，引水角15°。設置1孔寬2m的閘孔，閘底板高程223．35m，后接無壓隧洞。進水閘為胸墻式結構，閘室長4．46m，設1道攔污柵和1扇鑄鐵工作閘門，手動螺桿啟閉機啟閉，啟閉機平臺高程227．70m。由于河道中泥沙很少，且大部分淤積在上游的水庫中，渠首樞紐不設置排沙設施，進水閘前設有攔沙坎，攔沙坎前考慮人工定期清沙。
3．2無壓輸水隧洞
進水閘至前池之間為無壓隧洞段，長2354．947m。根據地形條件及施工要求，無壓隧洞段由1號隧洞、2號隧洞、3號隧洞和1號鋼筋混凝土埋管、2號鋼筋混凝土埋管組成，1號隧洞長124．100m，2號隧洞長855．485m，3號隧洞長1315．362m。1號隧洞、2號隧洞、3號隧洞之間由鋼筋混凝土埋管連接，1號鋼筋混凝土埋管長50m，2號鋼筋混凝土埋管長10m。隧洞沿線分布的巖性為奧陶系上統於潛組砂巖、頁巖互層，上覆巖體厚度30～90m，整體性較好，屬Ⅱ～Ⅲ類圍巖。隧洞斷面采用城門洞型，開挖斷面寬2．4m，高2．65m（其中直墻高1．45m，矢高1．2m，半徑1．2m），縱坡為1?2000，洞底采用10cm厚的C15素混凝土找平。隧洞進出口及斷層地段采用鋼筋混凝土襯砌，襯砌厚度30cm。連接段鋼筋混凝土埋管采用箱型結構，凈寬1．8m，高2．05m，壁厚0．3m。
在樁號2＋139．35處設置溢流支洞，把進入隧洞多余的來水排入支流烏浪溪中。溢流支洞長65m，斷面呈城門洞型，開挖斷面開挖寬2．4m，高2．65m。
3．3前池及壓力管道
前池布置在廠房上游的山坡上，采用鋼筋混凝土結構，總長21．2m。正常運行水位223．2m，最低運行水位221．9m，前池工作容積94．1m3，邊墻頂高程224．7m。前池進水口前設攔污柵和事故鋼閘門。
壓力鋼管布置在山坡中開挖出的管槽內，全長52．68m。因設計引用流量不大，壓力鋼管采用一管二機的供水方式，在廠房外45°卜形分岔成兩支管。選定主管管徑1．2m，鋼板壁厚12mm。支管與蝶閥同直徑，管徑0．8m，鋼板壁厚8mm。壓力鋼管在樁號管0＋021．44處設鎮墩，每7米增設支墩，前池壓力墻及鎮墩后各設1個伸縮節。鋼管槽底寬2．6m，左側布置踏步，以便于壓力鋼管的日常維護。
3．4發電廠房
發電廠房位于潘家村山麓下，廠房基礎全部座落在基巖上，根據機電設備的布置，采用地面式廠房。廠房內布置2臺臥式水輪發電機組，機組軸線與廠房縱軸線平行，機組間距7．4m，上游側布置蝴蝶閥和控制保護屏，安裝間位于廠房的右端。發電機層地面高程188．64m，安裝場地面高程189．60m。因發電機層與安裝場之間存在高差，為便于設備的安裝和檢修，廠房內設1臺5t的單軌手動葫蘆，架設于屋面大梁下。廠房采用混凝土排架結構，磚墻圍護，長22．0m，寬8．7m。
阿勒泰二級水電站位于新疆阿勒泰地區克蘭河上，為引水式電站，1982年建成發電。原方案設計上游水位936m，下游水位883.6m，水泥管直徑1.2m，長度222m。壓力管一管二機，岔管直徑800mm。前池有市自來水公司的取水口，尾水出口是T型。電站總裝機容量為4×800kW，水輪機型號為HL220—WJ—50，設計水頭50m，最小水頭49m，最大水頭52m，額定出力870kW，設計流量2m3/s，額定轉速1000r/min，飛逸轉速2040r/min，機組利用小時數6846h，保證出力600kW。發電機型號為SFW118/44—6，額定功率800kW，額定電壓6.3kV，額定電流91.7A，額定轉速1000r/min，滿載勵磁電壓38V，滿載勵磁電流330A，絕緣等級為B級，頻率50Hz，相數為3相，功率因數0.8(滯后)，定子接法為Y型。機組整體結構為三支點結構，水輪機通過聯軸器與發電機連接。
2二級水電站存在的問題
(1)電站自建成投運以來，引水渠道長4.56km，基本沿山坡布置，臨外坡為懸空狀態，采用填方渠道，其中2.5km渠道滲漏嚴重，每年都要大、小維修多次，維護費用較大，發電效率低。(2)電站壓力鋼管為覆土埋設，內徑1.2m，長186m，受當時技術、工藝水平的制約，防腐處理措施不夠，銹蝕嚴重，經現場實測局部厚度僅為8mm，比原設計12mm銹蝕3～5mm。由于年久失修，在20世紀90年代，3、4號機組壓力管道曾出現過爆管現象，給電站的安全運行帶來了一定的隱患。(3)尾水渠采用T型，長度為300m。由于多年疏于維護，尾水渠產生了淤積，致使電站運行尾水位抬高，降低了有效使用水頭，影響了機組出力。(4)原水輪機型號為HL220—WJ—50，套用定型產品，不能滿足電站水工設計要求，存在機型老化、運行工況嚴重偏離、制造工藝落后等(機組實際出力700kW)一系列問題，造成水輪機氣蝕嚴重、效率低下、振動噪音大、出力不足。(5)由于地域關系，河道泥沙含量較大，水輪機蝸殼、導葉、頂蓋、底環等過流部件磨損嚴重，經測量蝸殼局部厚度僅8～9mm，比原設計少4～5mm。密封結構未考慮多泥沙河流運行的實際情況，漏水量大，無法正常使用。(6)機組制動方式為老式單側人工手動操作，無法滿足安全運行的需求。(7)原電機設計、工藝水平落后，機組絕緣等級為B級，電機絕緣等部件已接近使用年限，存在較大的安全隱患。
3二級水電站技術方案設計的選擇
根據水工建筑目前現狀和河道來水量水文資料以及上、下游流量變化情況，經復核計算，確定對水輪機、發電機等部件進行系統改造，使原機組單機容量從700kW提高到900kW，發電量提高29%左右。
3.1機組參數的選
根據電站實測參數，阿勒泰二級電站毛水頭為52.4m。考慮到本次改造水工部分的改進，水頭與流量均有一定的富余，新機組設計水頭按51m、引用流量按2.5m3/s進行設計計算。改造時充分考慮了電站吸出高度、引用流量、結構尺寸、布置形式、水力參數等各項技術指標的匹配性(見表1)。
3.2水輪機改造
根據電站現有水力參數，適合本次電站改造用的轉輪有D74、A551、D41、A616等。通過對比，A616機組具有效率高、氣蝕性能好、超發能力強、運行范圍大等特點，故推薦采用A616轉輪。(1)電站水工建筑前期改造升級完后，水頭及流量均比以前有所增加，本次新轉輪制造在滿足現有結構尺寸空間的前提下，通過選用性能優良的模型轉輪達到了增容增效的目的;新轉輪在選型上留有較大的余量，沒有過于追求水輪機效率，采用效率修正－2%，可保證增容出力要求。(2)針對電站泥沙含量較大的問題，轉輪葉片及下環采用性能優良的0Cr13Ni5Mo不銹鋼材料制作，并在轉輪上冠處開設減壓孔以減小推力軸承所承擔的水推力。(3)機組尾水部分采用無尾水接管結構，通過變徑尾水彎管直接與尾水錐管進行連接，減少了電站的改造費用。(4)蝸殼、導水機構、密封等部件重新進行制作。頂蓋、底環及導葉配合部位加設不銹鋼抗磨板，提高其抗磨蝕能力。導葉軸承套采用新型高分子材料制作，該軸承使用溫度為－50～110℃之間，老化壽命大于50a，最大靜載荷可達70MPa，具有耐磨程度高、承載能力大、拆裝方便等特點。(5)由于電站泥沙含量較大，密封磨損嚴重，本次改造密封采用間隙、迷宮加盤根的多密封結構，有效地控制了機組漏水量(見圖1)圖1密封改造示意(6)剎車裝置采用油剎方式，通過制動器與調速器之間的管路連接，實現對機組的制動。
3.3發電機改造
(1)更換定、轉子線圈。線圈按F級制作，原B級允許溫升80K，F級為105K。另外，通過更換絕緣材料，提高發電機絕緣耐熱溫度，達到增容改造的目的。(2)定子線圈雙層疊繞組結構，F級絕緣，導線采用單絲雙膜優質薄膜自粘性銅扁線(原機組采用玻璃絲線)，對地絕緣為環氧云母帶連續絕緣，并經熱模壓成型，再經防電暈工藝處理;整體機械強度好，絕緣性能優良，增加了定子線圈匝間可靠性，滿足了電站的使用要求。(3)原發電機型號為SFW118/44—6，通過計算定子線規可放大8%，轉子線規可放大9%，如此一來，可有效降低電機溫度，以達到增加容量的目的。(4)轉子線圈重新制作時，采用F級絕緣材料，線圈用扁銅帶繞制而成，匝間用環氧坯布絕緣，首末匝用云母帶及無堿帶加強絕緣，然后與上下絕緣板熱壓成一個整體。(5)通過更換電機定、轉子線圈后，發電機可在原出力基礎上增加10%～15%左右。
4結語
關鍵詞：水電站；機電設備；維護；檢修；管理
水電站是我國基礎設施中的重要組成內容，我國對水電站建設也給予了高度重視，各個區域都在加強水電站建設。水電站建設投資方都希望自己的投資可以在短時間內收回，那么就需要應用多種有效手段保障水電站安全、穩定運行。在此過程中加強水電站機電設備維護檢修管理是非常重要的，與水電站運行的經濟效益有著直接影響。加強水電站機電設備維護檢修管理，可以使得機電設備長時間處于健康運行狀態中，避免設備故障問題對水電站運行效率造成影響，對水電站的經濟效益造成損害。對水電站機電設備維護檢修管理進行研究是具有現實意義的，下面就對相關內容進行詳細闡述。
1水電站機電設備維護檢修管理的重要意義
水電站機電設備維護檢修管理是水電站管理中的重要內容，與水電站實現可持續發展有著較深影響。維修檢修管理工作與機電設備能否安全運行息息相關，所以，對機電設備維護檢修管理工作落實必須要給予高度重視，保障水電站機電設備可以安全、穩定運行。在水電站機電設備維修檢修管理工作開展過程中，技術人員必須要結合工作實踐，不斷地累積經驗提升自身專業素質。生產工作人員也需要樹立良好的終身學習意識，使得自身的技術水平和管理能力得到有效提升。要應用先進的機電設備維護檢修技術，使得機電設備可以長時間處于健康運行狀態中，避免設備運行故障對水電站運行經濟效益造成損害。
2水電站機電設備維護檢修體制的發展過程
水電站設備維修體制是以保護水電站安全生產為核心的，使得水電站機電設備可以處于安全、穩定運行中。水電站機電設備維護檢修體制可以分為以下幾種：
2.1水電站維修預防
水電站維修預防屬于一種較為科學的技術管理理念，在機電設備的設計階段就開始考慮設備運行的可靠性，以及故障問題的維修，從源頭上降低機電設備故障發生概率，縮減機電設備維修次數。本文以我國某一水電站維修工程的監理工作為例，該水電站最高水頭達到了130m以上，水電站水流變化較大，同時，水體中含沙量較高。主軸密封受到水體泥沙的沖擊，導致主軸密封受到嚴重損害，很有可沒能會發生嚴重的漏水問題。最終建議施工單位將原有密封材料更換為聚氯乙烯，不僅使得主軸的密封性可以得到良好保證，同時，還能有效延長主軸密封的應用年限，使得維修工作開展取得良好成效[1]。
2.2水電站事后維修
水電站事后維修指的就是在機電設備發生故障之后再進行維修工作開展。水電站機電設備運行過程中，采用這種維修方法主要是因為在對機電設備進行檢修過程中不能對設備運行存在的所有故障進行有效排查，導致機電設備在運行過程中也常有故障問題產生。與其他維修制度相比較，事后維修方法具備良好的經濟性，對于一般性的機電設備就可以應用這種維修方法。這種維修方法在水電站較為重要的機電設備維修中并不適用，而且設備故障問題發生概率還會增長，機電設備維修時間也會增長，同時，維修工作的成本投入也會增加。
2.3水電站改良性維修
水電站改良性維修指的就是維修技術人員應用先進的技術工藝和方法，對設備運行進行優化和改良，找尋機電設備設計中存在的不良問題，應用有效措施進行改善，使得設備的先進性、可靠性得到有效提升，從而促使機電設備的運行效率進一步改善。設備的先進性是相對的，設計中難免會有一些不足之處，在對機電設備進行維修過程中進行技術性的改革，從而使得機電設備的性能更為優越。本文以某一水電站安裝工程監理項目開展為例，該水電站受到區域水文地質條件的影響，前后水頭高度存在較大的差異性，這一內容對水電站設計人員也帶來了很多困擾。筆者對水電站相關數據進行了多次核算，并且與水電站設計人員進行了深入溝通，最終確定了適合該水電站的優質轉輪。同時，還考慮到了蝸殼的進水口，從而使得水電站運行可以獲得良好的經濟效益，有效降低水電站運行的成本投入。筆者還認識到在對該問題進行解決過程中，能夠使得自身的水輪機結構設計監理水平得到有效提升，這對于我國水電站建設發展是有著積極影響的。
2.4水電站的預防性維修
預防性維修主要是在日常中注重對設備進行檢查，及時找尋機電設備運行中存在的故障隱患，應用有效措施進行改善，縮減機電設備故障問題影響時間。預防性維修也可以細致化的分為定期性維修和狀態性維修兩種。狀態性維修是技術人員應用多種先進的檢測設備和診斷技巧，對機電設備的運行狀態進行綜合性的檢測，有針對性的對故障問題進行排除，避免機電設備故障停機對水電站運行效益造成損害。預防性維修可以縮減機電設備運行故障發生次數，縮減機電設備故障維修花費的時間，降低設備維修的成本投入。預防性維修是水電站技術人員依據水電站運行特點，合理、科學地確定機電設備維修周期，進行不同規模維修工作開展。
3水電站機電維修方法的類定
水電站故障維修也可以稱之為水電站事后維修，主要是水電站機電設備發生不良故障問題后進行維修工作。水電站定期維修也可以被稱為水電站預想維修，主要是依據水電站機電設備的運行時間，或者由技術人員確定維修時間間隔。水電站優化性維修，技術人員會對故障問題產生的原因進行深入分析，應用有效措施進行改善，對機電設備設計進行優化，從而使得機電設備的性能得到進一步提升。水電站運行狀態維修是技術人員依據先進的設備儀器對設備運行狀態進行綜合性的檢驗，并且與標準性運行效率進行對比，全面審核機電設備是否處于健康運行狀態中，在故障問題發生前應用有效措施進行改善，將故障問題扼殺在搖籃中[2]。
4水電站機電設備維護檢修管理中存在的不良問題
4.1維修意識不強
現階段，水電站管理工作人員只是注重水電站發展，認為機電設備只要可以正常運轉就可以了。只有在機電設備發生不良故障問題后才會進行事后維修，在很大程度上限制了我國機電技術的發展，對機電設備的使用年限造成了非常不良影響。很多水電站維修工作開展都是以故障維修和定期性維修為主，但是對于優化性維修和生產性維修落實并沒有給予相應的重視程度。
4.2維修管理制度不夠完善
建立科學完善的維修管理制度，不僅可以對維修管理工作開展進行約束和規范，同時還能幫助水電站管理人員掌握全面的故障信息，對機電設備綜合性能進行優化，使得水電站的運行效率得到有效提升。但是很對水電站建設的維修管理制度并不完善，其中存在著較多缺陷，不能保證機電設備故障問題進行排除，水電站管理較為混亂，很多故障問題不能及時進行排除。
4.3維修技術過于落后
很多水電站都建設在偏遠地區，周圍交通環境并不完善，對于現代化管理方式和先進機電設備維修技術引入受到了較多阻礙。維修技術過于落后是導致水電站維修效率較低的重要因素，不能從根源處對故障問題進行排除，致使水電站故障問題發生頻繁。
4.4維修技術人員專業素質有限
在水電站機電設備維護檢修管理工作實際開展過程中，維修技術人員的綜合素質對水電站故障問題排除效率有著較深影響。水電站對維修技術人員培訓并沒有給予相應的重視程度，維修技術不能及時得到更新，對水電站運行經濟效益造成了一定損害。
5水電站機電設備維護檢修管理策略分析
5.1對水電站設備維護檢修管理制度進行完善
水電站機電設備維護檢修管理制度是維護檢修管理工作開展的重要依據，在對制度進行建設前需要對機電設備的運行狀況進行全面測量，對不同機電設備需要制定不同的機電設備維護制度。特別是機電設備日常維護工作開展，需要從以下幾方面進行考慮：第一方面機電設備維護工作開展，必須要依據機電設備生產廠家提供的機電設備維修說明進行制定。第二方面要進行機電設備維修緊急預案的制定，便于機電設備運行突發狀況下及時進行處理和應對。第三方面就是要根據機電設備運行的實際情況，對機電設備維修時間進行規劃和調整，制定滿足水電站工況的維修制度。對于定期維修制度的建設，必須要限定相應的有效的定期性檢修節點。例如一些機電設備生產廠家要求，機電設備運行超過兩萬小時后必須要對設備運行進行檢測，對機電設備運行進行適當調整。水電站管理人員可以根據實際需求對檢測時間進行調整，從而進行預防性檢修工作的開展。
5.2對檢修維護方案進行合理設計
水電站受到眾多因素影響，大都建設在偏遠地區，這樣會導致維護和管理技術提升存在一定的滯后性，水電站實際運行過程中很有能會出現維修資源供給不足的問題。要利用定期診斷方式對機電設備健康狀態進行綜合性檢查，在發現不良問題后及時進行處理。最后需要注重的就是制定較為完整化的維修方案，維修內容也需要全面，促使水電站機電設備維修效率得到有效提升，爭取一次維護工作開展過程中就可以進行全面性的檢查，對故障隱患和故障問題進行有效處理。
5.3提高維護與檢修的技術措施
在水電站機電設備維護檢修管理工作開展過程中，相關技術人員需要及時對設備進行更新，特別是那些運行時間較長的機電設備，機電設備老化情況嚴重，同時，運行效率也并沒有達到理想化。在維修工作開展過程中要更多的應用新型維修技術，使得機電設備和維修技術可以同時得到更新，促使維修工作開展更加便捷，水電站機電設備維護檢修管理水平得到有效提升。
5.4加強機電設備運行管理，注重技術人員培訓
機電設備運行管理不僅是水電站管理人員的責任和義務，同時也是水電站眾多工作人員的責任和義務。要注重對水電站工作人員進行教育，幫助工作人員樹立良好的機電設備運行管理意識，使得工作人員可以將日常工作中發現的故障問題及時向技術人員進行反饋。信息技術不斷發展，擴展了技術人員的培訓路徑。水電站可以應用微信、微博等新媒體平臺，將眾多技術人員組織起來，一些先進的維護檢修管理技術，擴展技術人員的知識層次。
6結語
機電設備安全穩定運行與水電站能夠獲得的經濟效益有著直接影響。因此，需要找尋機電設備維護檢修管理工作開展中存在的不良問題，應用有效措施進行改善，對維護檢修管理制度進行完善，及時更新維護檢修管理技術，保障設備長時間處于健康運行狀態中，促進水電站長久持續發展。
作者:張進 單位:湖北省巴東縣沿渡河電業發展有限公司
參考文獻:
1.1 試運行前的檢控
為確保設備調試工作的正常進行，在機組試運行前應全面檢查系統的整套設備，利用綜合檢控過程消除設備存在的安全隱患，以避免出現連接部位螺栓松動、接線錯誤、漏氣、漏油等問題。在檢查時全體技術人員應堅持責任為本，嚴格按照檢控程序進行細致檢查[1]。
1.2 機組充水試驗
進水流道充水試驗、尾水流道充水試驗及充水前的檢修是充水試驗的基本內容。通過這些環節可有效掌握水泵及閘門的工作狀態，避免漏水問，且可用于探測后臺監測數據及壓力表數據的準確性。
1.3 空載試驗
空載試驗通常包括調速系統試驗、機組手動啟動試驗、過速試驗、手動停機及檢查、發電機升壓試驗、無勵磁自動開機與停機試驗、勵磁調節器調控試驗、發電機短路試驗及主變壓器沖擊合閘試驗等。因試驗內容較多，在進行調試前應準確制定試驗程序，以確保試驗結果可靠準確。
1.4 負載及甩負荷試驗
在完成空載試驗且結果在可靠范圍內后，應開展機組負載、甩負荷、帶負荷勵磁調節器試驗。利用此類試驗掌握機組在負載狀態下的工作情況。在試驗合格后開展72h試運行。
1.5 72h試運行
在72h試運行時，應利用相關監控記錄技術對設備運行狀況信息進行采集，通過綜合分析發現機組運行中的問題；試運行完成后應再次對系統進行檢測，修復運行中存在的缺陷[2]。
2 水電站調試管理機電設備的措施
2.1 做好調制職責劃分，恰當編制調試進度
為確保調試工作順利進行，在水電站首臺機組運行調試前，應明確劃分參建單位的調試職責。第3方調試人員應重點加強對技術參數、設計圖紙、二次接線的審核及檢查，負責監督安裝調試人員制定的調試方案、試驗過程及試驗接線等，依據《復核檢測調試大綱》對關鍵設備實施二次審核，并參與機組啟動試運行中《機組啟動試運行大綱》的核定及相關試驗的監督，且應給予調試人員正確的技術指導；安裝調試人員應重點加強系統回路及接線的檢查，同相關廠家技術人員協調開展系統的單體試驗及調試；廠家技術人員應同以上人員共同開展系統設備的調試，并及時解決現場調試中存在的技術問題；相關生產運行單位應重點把控整體調試過程的組織管理，并追蹤監控系統試驗及調試過程，依據收集的數據檢控測試問題整改狀況；設計單位應依據調試中不合理的設計問題，重點修正圖紙及相關參數；現場監理人員則應負責調試整體過程的質量管控，協調管理各級調試單位，加快調試進度。
2.2 加強調試安全管理
在調試過程中，因調試人員較多，調試機組多帶電運行，部分機組也正處于安裝狀態，機組間的現場安全標示及隔離措施也相對欠缺，因此調試安全管理應是調試管理工作的關鍵環節之一。
在調試時，相關調試項目管理人應在每日施工前開展技術交底，將相關注意要點及事項詳細列出，且應組織全體調試人員進行簽字確認；主管單位應建立相應安全管理機構，綜合管理機電設備調試全過程的安全工作；具體實施時應實行崗位責任制、聯合監督檢查制，確保各機構及人員了解責任內容及工作權限；在帶點區域開展設備調試時，應安置臨時遮攔，組織相關人員進行現場警戒，避免非工作人員進入工作區；設備調試前應做好安全教育，實行環節控制，以保證調試工作的安全性。
2.3 做好設備安裝及調試過程中的審查
在水電站機電設備實際安裝及調試過程中，部分項目通過機組驗收程序很難發現問題，所以應做好設備安裝及調試過程中的審核監督。具體實施過程中可引入第3方調試隊伍，其與安裝單位相互分離，可利用不同于安裝單位調試的方式對容易影響機組運行穩定性和安全性的保護、調速、勵磁、監控等系統實施復核調試，可審核修訂安裝部分技術人員制定的機組啟動試運行方案及調試試驗方案，并能對關鍵設備的調試及安裝過程給予技術指導，可有效提升設備安裝調試施工的科學性和安全性。如阿海水電站在設備調試初期便在傳統調試隊伍基礎上引入設備調試管理新模式，選用了第三方專業調試隊伍開展設備全程審查，相比安裝單位單獨調試，其在調試質量及組織管理方面提高了30%以上[3]。
2.4 積極開展機組啟動試運行交接驗收
因不同單位均有機組投產發電時間的標準，當前，水電站機組啟動試運行及驗收收件都相對緊迫，而安裝部門在實際試運行過程中很難確保所有數據均在合格范圍以內。因此在審核及驗收時應安排專業調試監督單位，通過采用關鍵項目現場指導、一般項目核檢問詢、重復項目多次審核的方式，避免機組啟動試運行中出現各類隱患、缺陷及漏項，確保各試驗數據在規定行業標準以內，由此提升交接驗收程序的專業性。
3 結束語
