水电站设计论文范文

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1.1.1洪峰流量合成方法沣河秦镇大坝位于潏河入汇口下游，沣河在秦渡镇以下没有设立过水文站，无水文资料，本次将沣河干流秦渡镇站洪水与支流潏河同次洪水错开传播时间相加合成，用合成的洪峰流量系列进行频率分析计算，推求工程处的设计洪水。根据流域水系分布特征，沣河干流秦渡镇站以上河长比潏河短24.2km，平均比降比潏河大2.6倍，流域呈扇形，上游各峪洪水汇流集中，所以，秦渡镇站以上洪水汇流时间较潏河短，洪水先于潏河洪水到达汇合口，洪峰时间一般相差约4h左右，一般情况是秦渡镇站以上洪水洪峰流量与潏河基流或起涨段洪水过程叠加。沣河秦渡镇站1943年～1949年为秦渡镇（三）站，距沣河与潏河交汇口为694m；1950年～1964年为秦渡镇（四），距两河交汇口为824m；1965年至今为秦渡镇（五）站，距交汇口为800m。潏河1943年～1964年为秦渡镇（二）站，距河口距离为0.5km；1965年至今为高桥站，距河口距离为7.0km。根据两站不同时期的实测流量成果资料，采用τ=L/V公式计算测流断面某流量于两河汇处的传播时间，分别建立两站流量Q～传播时间τ相关关系曲线，求得两站不同时期各级流量洪水至潏河口的传播时间。1.1.2洪峰流量合成由于1943年～1954年沣河秦渡镇（三）或（四）站、潏河秦渡镇（二）站没有洪水要素摘录资料，本次采用同日洪峰流量相加合成；1955年～1964年根据两站流量Q～传播时间τ相关关系曲线，以沣河秦渡镇（四）站洪峰流量和出现时间为依据，错开传播时间推求潏河秦渡镇（二）站相应流量，沣河秦渡镇站洪峰流量加潏河相应流量等于合成后的沣河洪峰流量。潏河高桥站1965年～1979年有流量资料，1980年～2008年只有水位资料。本次首先推求出高桥站水位～流量综合关系曲线，再根据水位过程推求出与沣河秦渡镇（五）站对应的洪水流量过程。采用同样方法进行洪峰流量合成。经过合成，沣河潏河交汇口处有1943年～2008年共66年的合成洪峰流量系列，另外还调查到1883年以来两次较大的历史洪水，这在大、中流域系较长资料系列，但对总体而言，仍为容量有限的样本。绘制沣河潏河交汇口处历年最大合成洪峰流量过程线图，见图1。从图1中可以看出，沣河潏河交汇口处合成洪峰流量系列已长达66年，基本上包括了丰、平、枯时段和各种来水组合，且又加入了历史调查洪水，同时，洪水系列正递序均值、变差系数Cv随历时变化也趋于稳定，因此认为该洪水系列具有较好的代表性。

1.2水文比拟法推求设计洪水

灞河位于设计流域沣河东侧，为相邻流域。灞河马渡王站位于灞河中游，其控制流域面积由秦岭北麓山区和渭河南岸平原两部分组成，和沣河秦镇大坝区段以上流域面积组成相似，故本次以灞河马渡王站为参证站，采用水文比拟法推求工程处的设计洪水。1.2.1参证站设计洪水分析计算根据马渡王站1952年～2008年共57年洪峰流量系列，按照《水利水电工程设计洪水计算规范》（SL44—2006）推荐的方法，以年最大值法选样，并加入1835年历史调查洪水，按不连续系列进行频率分析，洪水经验频率采用数学期望公式进行计算，均值及变差系数Cv采用矩法计算，理论频率偏态系数Cs按经验取Cv的倍比通过适线确定。经过适线，求得灞河马渡王站设计洪水频率计算成果及统计参数，详见表1。1.2.2工程处设计洪水计算沣河潏河交汇口处的设计洪水以灞河马渡王站为参证站，采用水文比拟法进行计算，计算公式为：Q工程处=F工程处F参证站!"23×Q参证站式中，Q工程处、Q参证站—分别为工程处和参证站灞河马渡王站设计洪峰流量（m3/s）；F工程处、F参证站—为工程处和参证站灞河马渡王站控制流域面积（km2），分别为1253km2和1601km2。经过计算，得到沣河潏河交汇口处的设计洪水成果，详见表2。

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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）。

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。

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电气设备的选择与布置

1995年以前的中小型水电站，由于受当时技术水平和建设资金的限制，电气设备存在性能较差、安全性不符合现要求、维护工作量大以及备品备件难以购买等问题。例如，低压开关柜多为GGD型或更老的BSL型等，开关和保护设备为DW系列或DZ10系列，而更多的是采用熔断器保护；10kV设备采用GG-1A开关柜配SN10少油断路器，或早期的真空断路器；35kV设备采用DW6、DW8等系列的多油断路器，或GBC户内型高压开关柜；110kV设备采用SW3、SW6及SW7少油型断路器；变压器采用SLJ1或SF7型等。这些设备是目前国家已明令禁止使用的产品，开断电流小，损耗大，不环保，由于诸多原因长期带病运行，严重影响电站和电网的安全，因此对这些电气设备进行更新换代是十分必要的。电气设备的选择应按照安全可靠、技术先进、维护简单方便和经济合理的原则进行，并应适应农村水电站的特点。对电气设备应根据增效扩容后的参数和短路电流计算结果来选取，而不应延用旧设备的参数来确定新设备的参数，这样可保证更换的电气设备能适应目前和将来系统发展的要求。由于设备基础、支架、房间的尺寸和开关站的位置均保持不变，因此在选择电气设备型式时还应考虑这些因素，尽可能多地利用已有基础或仅做小改动。

接地系统的检查与修复

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2电站设计方案

2.1装机容量和发电量

南伟水电站采用3台单机容量1600kW的立式轴流机组，最大运行水头20.13m，最小运行水头17.43m，水轮机额定水头19.0m，额定流量10.6m3/s，多年平均年发电量911.52万kW·h，装机年利用小时1899h。

2.2枢纽总布置

南伟水电站为坝后式开发，工程枢纽由拦河坝、输水隧洞、承压箱、厂房和升压站组成。拦河坝为已建，有压输水隧洞位于左岸，进水口在左坝肩上游95m处，出口位于大坝下游300m处的岸边，隧洞总长309m，出口接承压箱和发电厂房。

2.3主要建筑物

(1)水库大坝南伟水库大坝于60年代建成，为砌石重力坝，最大坝高24.02m，坝顶高程239.10m，坝顶宽3.0m，坝顶长139.6m;溢流堰堰顶高程229.5m，堰顶长80m，采用挑流消能方式;非溢流坝坝顶高程239.1m。灌溉放水涵布置在左非溢流坝段，放水涵后接灌溉明渠。(2)输水隧洞发电输水隧洞进水口为岸边式，进口底板高程为223.00m，进口闸门为平板钢闸门，孔口尺寸为4.0m×4.0m。输水隧洞长309m，开挖断面为5.5m×5.5m的城门断面，出口底板高程为208.00m。隧洞中间段不衬砌，进出口段采用厚0.5m的钢筋混凝土衬砌。隧洞出口与承压箱连接，承压箱的作用是将水均匀地分配给3台机组。承压箱长18m，宽11～4.3m，高3.6m，为钢筋混凝土箱形结构，壁厚0.5m，底板高程为208.00m。每台水轮机蜗壳进口设有1扇铸铁闸门，闸门孔口尺寸4.3m×4.22m，采用螺杆式启闭机启闭，尾水管出口也各设1扇尾水钢闸门，孔口尺寸4.4m×2.6m，采用螺杆式启闭机启闭。(3)发电厂房及升压站发电厂房位于左岸大坝下游300m处的河边滩地，为钢筋混凝土框架结构，主厂房长26m，宽9.6m，厂内装有3台轴流立式水轮发电机组。发电机层地面高程215.77m，水轮机层地面高程211.32m。安装场布置在主厂房右侧，与发电机层地面同高，与进厂公路连接。厂内设有16t电动桥式起重机1台。副厂房位于主厂房上游侧，即承压箱的顶部，为钢筋混凝土框架结构，长18.00m，宽4.3m，分上下2层。升压站采用户外中型布置，布置在进厂公路左侧，即厂房的右后侧，长20m，宽10m，地面高程227.50m，布置2台主变。厂区沿河边(大门口)还布置有高6m的防洪墙。

3设计点评

3.1装机规模及年发电量点评

南伟水电站装机容量为4800kW，年发电量911.52万kW·h，装机年利用小时1899h，与当地目前平均约3000h的利用小时相比，装机容量明显偏大。鉴于水库具有日调节作用，南伟水电站合理的装机容量为2500～3200kW，如选用2台机组，可获得较大的经济效益。扣除灌溉水量后，如水量全部利用，可发电1600万kW·h，按计算的年发电量911.52万kW·h分析，发电水量利用率不足57%，明显偏小。如果灌溉制度执行得好，实际发电量比计算值可能增加10%以上。

3.2枢纽总布置点评

枢纽总布置的问题主要是隧洞出口到混凝土蜗壳进口之间采用承压箱过渡，由此带来2个问题:一是隧洞出口布置了承压箱，将主厂房推向主河道，挤占了河道的行洪断面，造成上游洪水位壅高。二是机组进口工作闸门难布置，如采用常规快速闸门，其启闭机操作平台要高出主厂房屋面。设计采用了铸铁闸门，采用螺杆式启闭机，闸门井采用承压结构，启闭机拉杆设止水，造成闸门没有快速关闭保护作用，且闸门检修困难。南伟水电站的开发条件很好，输水系统如采用隧洞+压力前池+钢筋混凝土箱涵的布置方式，投资会更低，运行管理更方便。

3.3承压箱和蜗壳进口设计点评

承压箱实际上就是将常规的压力前池底板高程降到蜗壳进口底板高程，然后用钢筋混凝土盖板将压力前池盖住，形成有压的箱形结构。承压箱长18m，宽11～4.3m，高3.6m，壁厚0.5m。边墙和顶板双层钢筋，受力筋为直径16mm的螺纹钢筋，间距0.25m，分布筋直径8mm，间距0.25m。蜗壳进口顶板厚度也只有0.5m，跨度有4.35m，顶板和中墩双层钢筋，受力筋为直径16mm的螺纹钢筋，间距0.25m，分布筋直径8mm，间距0.25m。经计算，3台机组同时甩负荷，调速器关闭时间7s，蜗壳进口处水击压力上升48%，承压箱顶板承受水压力为28t/m2，顶板在水流方向1m宽度将承受210t的水压力，扣除顶板结构自重，有195t向上的水压力需要边墙拉住。边墙的受力是大偏心受拉，如仅按轴心受拉计算，195t水压力就需要32根直径16mm的螺纹钢筋，按大偏心受拉计算钢筋还要多。而实际上边墙每米只有8根直径16mm的螺纹钢筋，而且只锚入基础0.2m(底板浇筑后，钻孔深0.2m，插上受力筋);所以在充水试验时，承压箱顶板连同水轮机层上游边墙被整体抬起，边墙在顶板下方1m处形成贯穿性水平裂缝，顶板在跨中处也出现裂缝，上部的副厂房墙体多处开裂。同样，蜗壳进口顶板和中墩的强度也严重不足。

3.4主厂房设计点评

主厂房布置图上没有将调速器、机旁屏布置上去，只能由安装单位见缝插针。

3.5厂区防洪墙设计点评

厂区布置了高出地面6m以上的浆砌石防洪墙，其基础为河滩的砂卵石层，起不到防洪作用。3.6机电设计没有油、气、水系统的设计，没有电气一次和二次图纸设计，这些工作都是由相关设备厂家和安装单位现场完成。

4缺陷处理

机电设计的缺陷均由相关设备厂家和安装单位在现场处理，问题都已解决，需要处理的主要是承压箱和蜗壳进口的结构缺陷。承压箱加固处理的基本思路是在承压箱内部加隔墙，减小箱涵的跨度，同时将原边墙和顶板加厚，并按计算配筋。蜗壳进口加固处理的基本思路是增加原边墙和顶板的厚度，并按计算配筋。承压箱内的隔墙是从原蜗壳进口隔墩延长而成，将承压箱分隔成3孔，隔墩分流顶点的布置应满足流量均分的原则，隔墩形态为流线型，分流点处为直径0.5m的半圆，过渡到原隔墩的厚1.7m。承压箱边墙内侧加厚0.3m，左侧边墙外侧也加厚0.3m;承压箱顶板上下各加厚0.3m。蜗壳进口段两侧各加厚0.1m，顶板上下各加厚0.2m;水轮机层上游侧排架柱间的边墙整体拆除后重新浇筑。设计采用C25商品混凝土，施工时业主提高到C30。为了确保新老混凝土的结合和整体性，受力钢筋需要锚入原混凝土结构中(采用砂浆锚筋或树脂锚筋)，接触面要凿毛和冲洗。由于施工受原建筑物影响较大，要合理安排施工工序和混凝土入仓方式。对于不易振捣的部位，建议采用免振捣混凝土。由于业主对加固处理工作高度重视，还委托监理进行施工管理，业主管理人员的管理也很到位，施工单位在关键部位的处理也很到位。2014年4月20日开始充水试验，承压箱和蜗壳进口没有出现漏水和明显变形，刚充水时在门槽顶部出现有一处渗水点，但2天后自行消失。6月份的甩负荷试验表明，甩满负荷时蜗壳进口压力和转速上升值均在正常范围，承压箱和蜗壳进口没有出现异常情况，加固处理取得完美成功。

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甘溪是天目溪的一条支流，上游建有甘溪一级水电站和甘溪二级水电站。甘溪一级水电站装机容量2×160kW，坝址控制流域面积19．6km2，水库总库容214万m3。甘溪二级水电站装机容量3×500kW，利用集雨面积33．5km2。甘溪流域内雨量充沛，多年平均降雨量1625mm。多年平均气温15．6℃，极端最高气温41．6℃，极端最低气温－13．2℃。

甘溪三级水电站渠首枢纽位于甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，坝址控制流域面积40．3km2，区间引水集雨面积2km2。多年平均流量1．18m3/s，年径流量3721万m3。坝址设计洪水流量386m3/s（P＝10％），校核洪水流量522m3/s（P＝3．33％）。工程区地质条件简单，出露基岩为奥陶系上统於潜组页岩和砂岩，河床处砂砾石覆盖层厚1～3m，山坡处覆盖层厚0．5～2m，两岸台地覆盖层较厚。河道中水质清澈，泥沙含量很少。

2方案选择

2．1坝址选择

甘溪三级水电站是甘溪二级水电站的下一个梯级电站，坝址选择的原则为：1）满足与上级电站尾水位的衔接；2）满足进水闸和溢流堰的布置要求；3）不淹没耕地和房屋；4）使渠首枢纽工程造价最低。根据地形地质条件，坝址选定在甘溪二级水电站尾水出口下游20m处，该段河床宽约35m，坝型采用浆砌石溢流坝。

2．2厂址选择

厂址位于潘家村乌浪口，电站尾水排入支流乌浪溪中。设计中对上厂址方案和下厂址方案进行比选，下厂址方案与上厂址方案相比，水头增加3．6m，电能增加23万kW·h，效益增加9万元，投资增加25．2万元，差额投资经济内部收益率35．5％，故选用下厂址方案。

2．3无压输水系统方案选择

无压输水系统有隧洞方案和明渠结合隧洞方案两种布置形式，两方案的轴线长度基本相同。明渠结合隧洞方案是进水闸后接长度为425m的浆砌石明渠，其后仍为隧洞。经过比较，隧洞方案较明渠结合隧洞方案减少投资6．2万元，隧洞方案日常维护工作量少，且不占林地，故无压输水系统选用隧洞方案。

3主要建筑物

3．1渠首枢纽

渠首枢纽由拦河堰、进水闸和拦沙坎组成。拦河堰为折线型浆砌块石实用堰，溢流段长31．1m，堰顶高程224．63m，最大堰高2．23m，堰顶宽1．5m，上游面垂直，下游面坡度1∶2。堰体采用M7．5浆砌块石砌筑，外包30cm厚C20混凝土。由于上下游水位差小，溢流堰仅设置4m长的浆砌块石护坦来消能，堰体防渗采用混凝土防渗墙。

进水闸位于甘溪的左岸，紧邻甘溪二级水电站的进厂公路，采用侧向引水，引水角15°。设置1孔宽2m的闸孔，闸底板高程223．35m，后接无压隧洞。进水闸为胸墙式结构，闸室长4．46m，设1道拦污栅和1扇铸铁工作闸门，手动螺杆启闭机启闭，启闭机平台高程227．70m。由于河道中泥沙很少，且大部分淤积在上游的水库中，渠首枢纽不设置排沙设施，进水闸前设有拦沙坎，拦沙坎前考虑人工定期清沙。

3．2无压输水隧洞

进水闸至前池之间为无压隧洞段，长2354．947m。根据地形条件及施工要求，无压隧洞段由1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞和1号钢筋混凝土埋管、2号钢筋混凝土埋管组成，1号隧洞长124．100m，2号隧洞长855．485m，3号隧洞长1315．362m。1号隧洞、2号隧洞、3号隧洞之间由钢筋混凝土埋管连接，1号钢筋混凝土埋管长50m，2号钢筋混凝土埋管长10m。隧洞沿线分布的岩性为奥陶系上统於潜组砂岩、页岩互层，上覆岩体厚度30～90m，整体性较好，属Ⅱ～Ⅲ类围岩。隧洞断面采用城门洞型，开挖断面宽2．4m，高2．65m（其中直墙高1．45m，矢高1．2m，半径1．2m），纵坡为1?2000，洞底采用10cm厚的C15素混凝土找平。隧洞进出口及断层地段采用钢筋混凝土衬砌，衬砌厚度30cm。连接段钢筋混凝土埋管采用箱型结构，净宽1．8m，高2．05m，壁厚0．3m。

在桩号2＋139．35处设置溢流支洞，把进入隧洞多余的来水排入支流乌浪溪中。溢流支洞长65m，断面呈城门洞型，开挖断面开挖宽2．4m，高2．65m。

3．3前池及压力管道

前池布置在厂房上游的山坡上，采用钢筋混凝土结构，总长21．2m。正常运行水位223．2m，最低运行水位221．9m，前池工作容积94．1m3，边墙顶高程224．7m。前池进水口前设拦污栅和事故钢闸门。

压力钢管布置在山坡中开挖出的管槽内，全长52．68m。因设计引用流量不大，压力钢管采用一管二机的供水方式，在厂房外45°卜形分岔成两支管。选定主管管径1．2m，钢板壁厚12mm。支管与蝶阀同直径，管径0．8m，钢板壁厚8mm。压力钢管在桩号管0＋021．44处设镇墩，每7米增设支墩，前池压力墙及镇墩后各设1个伸缩节。钢管槽底宽2．6m，左侧布置踏步，以便于压力钢管的日常维护。

3．4发电厂房

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2实施创建“放心设备”活动

实施创建“放心设备”活动实际上就是将水电站机电设备由原来的“全面铺开的维修方式”改变为“重点维修”，每个水电站都要建立《放心设备台账》。每合格一件“放心设备”，车间奖励工区部分奖金，这样能够极大调动工区创建放心设备台账的积极性。

3加强水电站机电设备的技术更新

随着水电站的运行要求越来越高，对于机电设备的要求也日益增加，一些机电设备由于运行时间较长、机组能力低下、性能不足、设备老化等原因而诱发出现设备故障问题。所以，加强水电站机电设备的技术更新就显得尤为重要。一方面，水电站管理人员应该将保证水电站经济效益与机电设备的技术优化更新联系起来，多选用技术较先进、易于维修操作、性价较高的新型机电设备来替换老旧设备，全面优化机电设备的整体性能。另一方面，水电站管理人员应该务必要掌握关键性设备，优先采用高性能的部件来更换原有的部件，或者局部优化设备性能，或者适当调整那些位置设定不利、搭配不当的设备，以此来确保水电站机电设备顺利运行。

4采用先进维修理念，做好设备维修管理

在使用水电站机电设备的过程中，由于施工作业条件恶劣、工作负荷大，很容易会让水电站机电设备各部件出现断裂、磨损、老化、变形等现象，也会让水电站机电设备出现利用率降低、经济性变差、机械动力不足等问题，甚至还有可能会让水电站机电设备完全丧失作业能力，由此可见，采用先进维修理念来做好设备维修管理是极为重要的。水电站机电设备维护通常可以分为两大类，分别是预防性维修和故障维修。故障维修是指在出现了故障之后再开展的一种完善措施和补救措施，属于典型的被动维护,它会严重影响到施工进度。而预防性维修则不然，它属于一种主动维护,是在还没有出现故障之前就开展的定期维修措施、定时维修措施。值得注意的是，预防性维修会对维修间隔的设定有较高的要求，若维修间隔设定过长或者过短，那么就会造成维修不足或者维修过度，会大幅度降低水电站机电设备的可用性。针对这种情况，在整个水电站机电设备维护检修管理过程之中，都会始终贯穿着先进的经济思想和维修技术，以科学管理为指导、以动态管理为主导、以经济性为原则，最大限度地让设备维修率降低，尽量做到维修费用的高产出、低投入。此外，还应该逐步建立起以可靠性为中心的维修体系（RCM体系），RCM体系是由欧美发达国家研制出来的一种先进的维修体系，以设备状态为基准强调要早期治疗、早期诊断设备的异常工况，用最低的维修费用来获得最高的设备可利用率，随着先进管理思想的逐步引入，以及水电站机电设备维护检修管理工作量日益加大，我国推行以可靠性为中心的维修体系是极为必要的，逐级建立起公司RCM维修中心、项目部RCM维修中心、合作单位RCM维修中心。

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定期的预防性检修要求对小水电站机电设备进行全面、彻底的排查。这样就能够提前发现设备已经出现或将要出现的故障，排除隐患。对已经出现的设备故障，要及时采取相应措施，彻底解决问题。对可能出现的故障，则要做好预防措施，并作出相应的调整，预防故障的发生。这样就能够避免因故障导致的水电机组无法正常运行的状况。状态维修是预防性检修不可或缺的部分。状态维修往往会使用三种方法。一是人工排查，二是电子实时监测，三是专业技术人员的高效诊断。三管齐下能够趁早判断机电设备的正常运行情况。即使出现故障，也能尽早处理。检测故障的情况，有利于制定出系统的、具有针对性的解决方案，以便给予及时地处理和维修。预防性检修不仅可以降低小水电站机电设备发生故障的频率，还能减少设备发生故障时进行故障排查所需的时间，从而达到出人意料的效果。有条件的小水电站可能会引进多种设备，采用多种设备同时运行的方法。相对应地，维修也要相应的采用多种检修办法。

1.2故障出现后的维修

这种维修是指对机电设备运行时所出现的故障而进行的一种维修。当故障出现时，应及时采取相应的措施来解决，以使机组尽早正常运行。如果工作人员在预防诊断设备故障的时候未能全部将隐患检测出来，那么机电设备就会在运行过程中发生故障。事故发生后再进行维修，虽然更具有确定性、针对性和明显的效果，但是维修所需的时间和所花费的成本远远高于事前预防性检修。因此，小水电站必须重视对机电设备的预防性检修。将隐患扼杀在摇篮里才能最大化地节约维护和维修的成本。

1.3维修时的预防

设备进行预防是近年来水电站维护设备最普遍的作法。预防的重点在于维修预防措施的确定。其目的就是尽可能地减少维修次数，从而减少维修过程中所占成本的比例。一方面，能有效避免设备在使用过程中出现不可预测的故障，导致意外事故的发生。另一方面，也能尽量降低维修费用。某地区有一台水龙头为140cm左右，额定输出功率在26mw左右的高水龙头机组。含沙量的增加会影响水流速度，致使主轴密封处漏水。工作人员对方案作出了相应的调整，将密封材料改用聚氟乙烯。聚氟乙烯做密封材料，能够延长主轴的使用时间，从而提高密封性能。这是对设备故障进行的预见性的解决。

1.4设备在使用过程中进行优化维修

优化维修是对机电设备的改良和组装。作出变动和调整不是简单随意的。首先，技术工作人员引进大量的先进技术。由于每组机电设备的实际使用情况是不一样的。因此要根据实际情况来选择最佳的组装和改良工艺方案。机电设备经过量体裁衣的优化后，其性能、结构都得到了全方位的升级。设备的运转效率也得到了极大提高。凡事都不是绝对。因此，再完美的设备都有改良的空间。遇到水文地理条件特殊的情况时，水电站可以对机电设备进行改装。前后水龙头变化困难的，经技术人员与专家综合研究，设计改装与之相吻合的优质轮。这既能提高水电站的运营效率，还能降低运营成本的消耗。

2完善机电设备优化方案、维修的制度和技术

2.1完善维护的制度

机电设备的维护维修制度的制定不是纸上谈兵，必须以机电设备的实际使用情况为依据。制度的制定必须确保机电设备能够正常运行，设备的使用性能也要得到提高。使用说明书往往是最易被人们忽视的东西，却是产品最重要的部分。它是使用设备的操作依据。因此，制定机电设备的维护维修制度还应参照使用说明书。同时还要综合水电站的日常运行状况等因素来合理的安排维护工作。这就要求水电站应制定出一套完整、合理、全面的预见性检修方案。只有对机电设备进行定期的预见性检修，才能更好地维护设备，保证工作的正常进行。倘若一台设备在出厂时标注的使用期限是10000小时，那么机组的检修周期就得缩短到9800小时。只有这样才能有效的防止故障的发生。早发现早治疗，最省钱。在萌芽状态下就能够将其有效的解决，能够最大限度地节约时间和花费上的成本。而且也不会因为检修而妨碍机电设备的正常运行而影响工作效率。对已经形成的故障也能够及时地采用各种检修措施将其解决处理。水电站的机电检修相对复杂和特殊。检修分为现场检修和预见性检修。现场检修是被动的检修。往往是在设备出现问题时才进行的检修。而预防性检修则是一种未雨绸缪。即使是当前运行状况比较良好的设备也需要对其做日常的维护和检修。这是小水电站设备维护的重要环节。因此，预见性检修才是小水电站维护工作的重点，也是最主要的维护方法。

2.2完善维修的管理方案

大多数小水电站都会选择比较偏僻的地方。这会造成多方面的不便，如交通运输、经济、文化等。从而导致水电站在运行的时候遇到很大的阻碍，尤其是对设备进行维修时。为了弥补这些缺陷，唯有进一步地完善设备的维修方案。首先，提高相关工作人员的专业性和技术性。开设专业的培训课程，能够让工作人员都能够掌握更多的核心技术。其次，在设备运行的时候进行定期诊断。这有利于及时发现故障，并采取相应措施给予解决。最后，生产技术部门要能够给出合理、完整的维修方案。机电设备的使用说明书只是其中的一部分，根据设备的内部构造以及设备运行所处的环境等制定出合理的维修方案，也能够弥补地理位置带来维修上的不便。

2.3在更新机电设备时要注重技术的先进性

喜新厌旧不是不无道理的。水电站里的机电设备应该给予及时地更新。许多建立较早的水电站还在使用早期的机电设备。这些旧设备落后于时代，跟不上技术的步伐，时刻存在安全隐患。设备在运行过程中出现各种的故障，造成机组运行效率逐渐低下，从而影响小水电站的整体的效益。因此，更新小水电站的机电设备迫在眉睫。

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为确保设备调试工作的正常进行，在机组试运行前应全面检查系统的整套设备，利用综合检控过程消除设备存在的安全隐患，以避免出现连接部位螺栓松动、接线错误、漏气、漏油等问题。在检查时全体技术人员应坚持责任为本，严格按照检控程序进行细致检查[1]。

1.2　机组充水试验

进水流道充水试验、尾水流道充水试验及充水前的检修是充水试验的基本内容。通过这些环节可有效掌握水泵及闸门的工作状态，避免漏水问，且可用于探测后台监测数据及压力表数据的准确性。

1.3　空载试验

空载试验通常包括调速系统试验、机组手动启动试验、过速试验、手动停机及检查、发电机升压试验、无励磁自动开机与停机试验、励磁调节器调控试验、发电机短路试验及主变压器冲击合闸试验等。因试验内容较多，在进行调试前应准确制定试验程序，以确保试验结果可靠准确。

1.4　负载及甩负荷试验

在完成空载试验且结果在可靠范围内后，应开展机组负载、甩负荷、带负荷励磁调节器试验。利用此类试验掌握机组在负载状态下的工作情况。在试验合格后开展72h试运行。

1.5　72h试运行

在72h试运行时，应利用相关监控记录技术对设备运行状况信息进行采集，通过综合分析发现机组运行中的问题；试运行完成后应再次对系统进行检测，修复运行中存在的缺陷[2]。

2　水电站调试管理机电设备的措施

2.1　做好调制职责划分，恰当编制调试进度

为确保调试工作顺利进行，在水电站首台机组运行调试前，应明确划分参建单位的调试职责。第3方调试人员应重点加强对技术参数、设计图纸、二次接线的审核及检查，负责监督安装调试人员制定的调试方案、试验过程及试验接线等，依据《复核检测调试大纲》对关键设备实施二次审核，并参与机组启动试运行中《机组启动试运行大纲》的核定及相关试验的监督，且应给予调试人员正确的技术指导；安装调试人员应重点加强系统回路及接线的检查，同相关厂家技术人员协调开展系统的单体试验及调试；厂家技术人员应同以上人员共同开展系统设备的调试，并及时解决现场调试中存在的技术问题；相关生产运行单位应重点把控整体调试过程的组织管理，并追踪监控系统试验及调试过程，依据收集的数据检控测试问题整改状况；设计单位应依据调试中不合理的设计问题，重点修正图纸及相关参数；现场监理人员则应负责调试整体过程的质量管控，协调管理各级调试单位，加快调试进度。

2.2　加强调试安全管理

在调试过程中，因调试人员较多，调试机组多带电运行，部分机组也正处于安装状态，机组间的现场安全标示及隔离措施也相对欠缺，因此调试安全管理应是调试管理工作的关键环节之一。

在调试时，相关调试项目管理人应在每日施工前开展技术交底，将相关注意要点及事项详细列出，且应组织全体调试人员进行签字确认；主管单位应建立相应安全管理机构，综合管理机电设备调试全过程的安全工作；具体实施时应实行岗位责任制、联合监督检查制，确保各机构及人员了解责任内容及工作权限；在带点区域开展设备调试时，应安置临时遮拦，组织相关人员进行现场警戒，避免非工作人员进入工作区；设备调试前应做好安全教育，实行环节控制，以保证调试工作的安全性。

2.3　做好设备安装及调试过程中的审查

在水电站机电设备实际安装及调试过程中，部分项目通过机组验收程序很难发现问题，所以应做好设备安装及调试过程中的审核监督。具体实施过程中可引入第3方调试队伍，其与安装单位相互分离，可利用不同于安装单位调试的方式对容易影响机组运行稳定性和安全性的保护、调速、励磁、监控等系统实施复核调试，可审核修订安装部分技术人员制定的机组启动试运行方案及调试试验方案，并能对关键设备的调试及安装过程给予技术指导，可有效提升设备安装调试施工的科学性和安全性。如阿海水电站在设备调试初期便在传统调试队伍基础上引入设备调试管理新模式，选用了第三方专业调试队伍开展设备全程审查，相比安装单位单独调试，其在调试质量及组织管理方面提高了30%以上[3]。

2.4　积极开展机组启动试运行交接验收

因不同单位均有机组投产发电时间的标准，当前，水电站机组启动试运行及验收收件都相对紧迫，而安装部门在实际试运行过程中很难确保所有数据均在合格范围以内。因此在审核及验收时应安排专业调试监督单位，通过采用关键项目现场指导、一般项目核检问询、重复项目多次审核的方式，避免机组启动试运行中出现各类隐患、缺陷及漏项，确保各试验数据在规定行业标准以内，由此提升交接验收程序的专业性。

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2.水文地质条件

坝址河谷较宽呈“U”型。岩性为侏罗统南圆组第三段流纹质晶屑凝灰熔岩。两岸山坡残积土夹碎石厚约2～5m。左岸风化程度较右岸深，尤其左岸河边一带风化较深。河床及漫滩阶地有卵石覆盖，厚约7～10m。

坝址控制流域面积为1701km2，坝区气候温和。坝址多年年平均流量59.9m3/s，10月～4月为枯水期。施工洪水特性如下表。

时段

P(%)

10～12

11～1

10～3

10～4

11～4

全年

5

245

151

265

280

238

4900

10

197

133

242

244

213

3990

20

153

115

224

204

187

3360

33.3

123

103

155

179

167

2240

50

103

94

132

156

149

2180

3.导流标准、流量及导流方式

工程坝址处河床天然常水位为23.5m，相应的水面宽为90m。河道右侧有近60m宽的大片滩地，两岸岸边较缓，故具备分期导流条件。控制工期的关键项目为厂房工程，同时大部分施工辅助企业设在左岸，因此一期导流先围左岸2孔水闸和发电厂房，洪水由右岸明渠通过；二期围右岸2孔水闸及重力坝，洪水由已建的左侧2孔水闸通过。坝址处河床洪枯流量比约为10，汛期洪水较大，而上游山仔水电站系季调节水库，调节性能好，为减少施工难度，降低导流工程造价，施工导流时段采用枯水期10～4月。工程属Ⅳ等工程，主要永久建筑物为4级，相应的临时建筑物为5级。施工洪水导流标准为：洪水重现期10～5年（土石围堰）或5～3年（混凝土围堰）。坝址附近有大量的土料可用于围堰填筑，采用粘土围堰可降低导流造价，围堰结构采用土石围堰。由于厂房工程结构复杂，一期工程量大，施工期长，围堰过水对工期及经济都影响较大，故一期导流标准选为洪水重现期10年；二期拦河坝结构相对较为简单，工程规模小，在一个枯水期可完成，故二期导流标准选为洪水重现期5年。一期导流流量为244m3／s，二期导流流量为204m3／s。一期厂房施工采用拦砂坎加高围堰或厂房进尾水闸门下闸渡汛。导流平面布置见图3-1。

4.导流建筑物

4.1导流明渠

导流明渠布置在右岸滩地上，长169.78m，梯形过水断面，左边坡为垂直坡，右边坡为1：1，明渠底宽为20.0m，上游首部底板高程为22.50m，下游尾部底板高程为22.00m。明渠桩号坝上0+020上游段右转27°后与河道相接，明渠桩号坝上0+020至坝下0+040与坝轴线平行，明渠桩号坝下0+040下游段左转14°后直线与河道顺接。明渠上游首部左侧设一长15.7m的竹笼导墙，改善进口水力条件。明渠底板采

用150#竹筋砼，厚300mm，竹筋间距为200X200mm。明渠左侧为一期纵向砼围堰，右侧为浆砌块石护坡挡墙。

4.2一期围堰

一期纵向围堰布置在3#闸墩右侧25m处（坝0+095.3），长169.78m，围堰顶高程从27.0m渐变到26.5m，围堰顶宽2.0m，最大堰高11m，纵向围堰桩号坝上0+020以上段两侧边坡1：0.3，其余段迎水面垂直，背水面1：0.6，采用150#混合料砼。一期纵向围堰子堰采用土石围堰，利用纵向围堰外侧原状砂卵石，在右侧增加防渗结构，防渗结构采用粘土心墙结合土工膜形式。一期纵向围堰及子堰断面见图4-1。

一期上游围堰采用土石围堰，堰项高程为27.0m，堰顶宽6.0m，两侧边坡为1：2.0，最大堰高约为9.0m，围堰基础采用粘土心墙结合土工膜防渗，上下游采用填筑石料护面。一期下游围堰采用土石围堰，堰项高程为26.0m，最大堰高约为8.0m，围堰结构形式同上游围堰。一期上游围堰断面见图4-2。

4.3二期围堰

二期纵向围堰利用拦河闸2#中墩并向上游延伸到坝上0+030.965，向下游延伸至坝下0+073.97。纵向围堰上游段堰顶高程27.0m，采用75#浆砌石堰身，宽600mm的150#砼心墙防渗结构，堰顶宽2.0m，最大堰高8.0m，迎水面垂直，背水面1：0.6。纵向围堰下游段堰顶高程26.0m，采用150#砼心墙两侧夯填砂卵石结构，堰顶宽700mm，最大堰高6.4m。砼心墙迎水面上部垂直，下部边坡1：0.25，背水面成阶梯状，台阶宽700mm，高2.0m。二期纵向围堰下游断面见图4-3。

二期上游围堰采用土石围堰，堰项高程为27.0m，堰顶宽5.5m，迎水面边坡为1：2.5，背水面边坡为1：1.5，最大堰高约为4.5m，围堰基础采用粘土斜墙结合铺盖防渗。二期下游围堰采用土石围堰，堰项高程为26.0m，最大堰高约为4.0m，围堰结构形式同上游围堰。

4.4围堰防渗形式

一期纵向围堰布置在3#闸墩右侧25m处（坝0+095.3），提高建基面高程，覆盖层较浅。纵向围堰基础开挖和渗水量较小，在纵向围堰左侧填筑子堰,防渗结构采用粘土心墙结合土工膜形式。在纵向子堰的左侧依次填筑袋装砂、土工布、土工膜、土工布和粘土，防渗效果良好。

一期上下游围堰基础防渗形式在招标阶段选用旋喷砼防渗墙。这种防渗体防渗效果较有保证，基坑渗流小，但施工时间长，且其施工期内要求防渗墙两侧不能形成较大的水位差，导致基坑排水和开挖时间滞后，影响施工工期。在施工图阶段经多方面比较论证，一期上下游横向围堰采用粘土心墙结合土工膜复合防渗。这种防渗形式具有施工时段较短，不占用截流后的关键线路工期，为主体工程施工争取较多的施工时间，但需要解决防渗体水中施工的技术问题。通过调查分析，上游的山仔水库为季调节水库，冬季库水位较低，一般不泄流。塘坂坝址来水主要为山仔水库的发电泄水。因此考虑山仔水库短时间停机，降低塘坂坝址水位，为堰基防渗体沟槽开挖施工创造条件。防渗体沟槽采用长臂反铲挖掘机开挖，倒退法施工。长臂反铲挖掘机挖深可达6～7m，基本能将覆盖层挖除。粘土填筑采取端进法施工。由于防渗土料系在水中抛填，无法压实，无法完全达到抗渗要求，故拟在粘土之后铺设一道土工膜，粘土和土工膜共同防渗,基本解决堰基渗流问题。通过几个月的观察和量测，其渗流基本控制在30m3/h之内，达到预期效果。

二期上下游围堰在导流明渠上，基础为砼底板，主要是堰体的防渗，由于堰高较小，采用粘土斜墙加铺盖的防渗形式。上游部分围堰和纵向围堰采用浆砌石加砼心墙结构防渗。

5.截流

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现代水电工程建设规模比较大，周期比较长，而且还存在许多不确定的因素，其经济和技术风险比较高，对社会和环境能够产生深远的影响。如此，相应的经济管理应该具有先进、科学的管理，还需要和科学理论进行有机的结合，可以应用到概率统计、定量评价、数值模拟等多种科学方法。所以，计算机应用能够提高水电站经济管理的水平。

1.2提高经济管理的准确性

水电工程项目的经济管理，信息收集、跟踪和处理在经济管理中占有相当重要的地位。水电站工程建设的信息量非常大、交互非常频繁，对于信息采集、存储和处理的完整性、及时性和准确性都具有非常高的要求，利用先进的计算机技术就能够有效地实现这些目标，从而有效提高经济管理的准确性。

1.3提高经济管理的效率

水电站工程的经济管理是要对项目进行综合管理和控制。不仅包括对工程的质量、进度和成本、合同、组织和协调等进行控制和管理，还应该包括对工程的采购、财务、风险管理和综合控制等。这些管理内容都离不开巨大的数据库系统和强大的数据处理能力。使用计算机来进行处理，能够有效提高经济管理的效率。

2计算机在水电站工程经济管理中的应用

2.1计算机辅助评标

在水电站工程的经济管理中，标前审核、工程造价咨询、科学决策都是投标前重要的工作程序。利用计算机技术进行项目招标，可以按照分层理论来描述对项目的要求。在招标的文件中，水电站的业务需求是必须向投标人进行明确的阐述，这是招、投标双方进行交流、沟通和理解的基础。用户也需要向投标人说明自身的需求，这样就能帮助投标人从招标方的立场理解他们的需要，在标前的审核过程中，利用计算机技术对投标方进行筛选和审核。采取完全开放的接口，以确保所有投标人都可以准确、完整、快速填写参与竞标的投标文件。我们可以利用计算机分析技术来分析水电站工程的历史数据和预测未来的内在规律，根据这些规律来做出更加科学权威的判断，从而使得水电站工程的投标价格更加科学合理。

2.2使用计算机来控制工程预算

近年来，在建设、设计、经济管理已广泛应用电子计算机程序进行工程预算工作，可以根据概预算编制、审计程序和表格形式的相关要求，几乎可以生成并打印出的不同需求的预算文件。预算人员各个摆脱繁琐的手工作业，并且使得预算编制、审计人员能够有更多的时间进行工程经济分析。使用统一的程序软件、计算公式、计算规则规定的相关文件，这样就能够提高输入数据的准确性，使工程项目预算能够顺利进行，编制完整的概预算文件，使得数据齐全，而且还需要及时进行存储，方便以后进行修改。某水电站施工企业在以往都是采用人工做工程预算，使得企业的经济效益受到很大的影响。使用计算机来做工程预算，能够节省工程预算的时间，还能够使得工程预算更加科学合理，这样可以减少10%-15%的工程开支，从而能够提高企业的经济效益。

2.3计算机在水电站工程监理中的应用

近年来，我国建设监理企业得到了快速发展，并逐步与国际进行接轨。其结果就是需要对大量的信息进行处理和监理，使得控制目标能够早入实现，使用标准化和规范化的方法来进行监理，原来一些个人判断和手工处理显然已经不能满足现代工程发展的需要，利用计算机辅助工程监理已经成为一个快速有效的方法，这样能够有效提高监管的效率和监管水平，使得经济管理工作能够顺利开展。利用计算机技术对水电站工程进行监理，可以在水电站施工现场安装一些电子摄像头，并且利用先进的检测技术对工程进行验收，这样就能够减少大约10%的工程开销。

3计算机技术在水电站工程经济管理应用中存在的问题

3.1传统的经济管理模式满足不了计算机网络管理的要求

在水电站工程建设的过程中，尽管一些施工单位已经使用了一些计算机网络设备，甚至建立了管理信息系统，但是没有改革传统的管理体系，使得这些经济管理模式不能够满足计算机管理的要求。没有适合应用信息技术的管理流程和管理方法，使这些先进的计算机技术不能够充分发挥它们的作用。

3.2计算机网络的应用还不成熟

使用经济管理软件来完成工程项目管理功能的一部分，不能够充分发挥网络技术对经济管理的支持作用。甚至一些先进的经济管理软件只是充当了打字机、计算器和绘图工具等，使得这些高端软件的功能得不到合理的应用，不能够实现综合的经济管理。

3.3计算机网络技术人才短缺

使用新技术就需要掌握新技术的人才，在水电站工程的经济管理工作者，缺乏掌握工程经济管理领域专业知识的人才。计算机网络知识和网络技术的普及，对经济管理工作有很大的促进作用，但是缺乏专业的计算机人才，就使得这些高端的软件得到了科学合理的应用，严重阻碍了经济计算机在经济管理中的应用。

4提高计算机技术在水电站工程经济管理中应用水平的措施

4.1基于水电工程经济管理特点来制定战略计划

利用信息化的手段来促进水电站经济管理工作的开展，这是时展的需要。在进行经济管理的过程中，需要理清经济管理工作的特点，根据这些特点来设置计算机程序，使得计算机能够得到高效的应用。因此，使用计算机技术来提高水电建设经济管理水平已经成为一种发展趋势。提高企业信息化水平，其核心就是需要在施工管理过程中提高计算机技术应用水平。

4.2水电工程经济管理的全过程中应用计算机网络

现代水电站工程建设规模比较大，参与的人员也比较多，还需要对大量信息进行处理。传统的项目信息管理是以纸质为载体，其信息传输的方式属于垂直沟通，这样传输效率效率，而且成本比较高。在水电工程经济管理的全过程中必须充分利用计算机技术，这样就能够对水电站工程项目进行系统的经济管理。

4.3加强对水电站工程经济管理人员的计算机技术培训

良好的经济管理软件必须由专业的员工进行操作。水电站工程的经济管理人员中，懂水电工程经济管理和能熟练操作相关的计算机软件技术的人员比较缺乏。所以，我们必须加强对经济管理人员的计算机技能培训，从而提高相关操作人员的计算机技能。而且，主要领导也需要熟练掌握计算机的操作，从而能够在真正意义上实现水电工程经济管理的信息化。

篇11

1.我国泵站（pumping house）机电设备运行及管理的基本情况

目前，我国泵站（pumping house）机电设备运行及管理的基本情况主要表现在以下几个方面：一是操作技术落后。许多泵站的运行缺乏技术理论支持，且泵站的电气设备以及自身的信息处理工序与现代化标准存在差距。二是科学管理水平有限。我国的水利工程长期存在着重视投资建设、轻视科学管理的现象。这样就造成具有专业管理水平的管理人才的匮乏，导致泵站的管理水平较低。三是运行环境较差。我国大多数泵站建设年代较为久远，其设计结构比较落后，经过长时间的风吹日晒雨淋后，其结构锈蚀较为严重，影响了泵站设备整体运行的灵敏度；在恶劣运行环境中给泵站带来了很多潜在的危险。

2.机电设备问题分析

2.1泵站同步电动机的问题分析

泵站同步电动机通常容易发生的问题主要有以下几点：电动机在进行转动的过程中，转矩会随着电压的下降而下降，降低后电动机在启动时，转矩就会低于它的负载阻力矩值，就会造成电动机无法转动；由于负载转矩过大，或被拖动的机械因某种故障使负载增加超过了电动机起动转矩，起动时，电动机发出正常的磁噪声，但转子不转动；由于是连接螺栓未拧紧，或阻尼环连接处接触不良，造成阻尼环的连接处产生火花；电动机未按同步电动机的起动工作制的要求而频繁起动，将使起动绕组过热，造成阻尼条脱焊或断裂；起动过程中，因电源电压偏低，转矩不够，转速无法上升至额定转速的95-97%，造成无法牵入同步。由于定绕组接错造成匝间短路或绝缘水平低，或者是电源电压太高，或者是通风堵塞，或者是电机转向不符要求，造成电机在空转时过热等问题。

2.2泵站异步电动机问题分析

（一）异步电动机无法正常启动问题的表现形式

泵站异步电动机无法正常启动问题的表现形式通常包括以下四个方面：其一是在启动器启动之前没有对电源进行连接，促使电机无法进行运转；其二是电源线由于其他因素造成的断裂，或者是熔断器当中熔丝被烧毁；其三是设备的使用超过了电量的负荷；其四是电动机转子由于操作不当或者是启动出现失误，造成的电源调节方面出现问题，促使电流与电压力值不能够满足运行。

（二）泵站异步电动机启动后的异响问题分析

泵站异步电动机在启动后发生异响的主要表现椋旱缍机在通电之后还是发出异常的嗡嗡声，对造成这种情况的原因进行分析，就需要对电源中的电压值和电流值进行排查，因为在泵站机设备运行时电压和电流过低，就会促使电动机原件不能够进行正常的运转，从而发出异常的声音。除此之外还可以对电动机内部线圈的连接进行排查，主要是对线圈的通向问题进行排查；最后是对定子和转子以及线路绕组这三方面进行排查，判定是否运行正常。

（三）泵站电动机运行过程温度剧烈升高的问题分析

泵站电动机（Motor）运行过程温度剧烈升高的问题主要原因是：一是异步电动机（asynchronousmotor）在运行的过程中，若发生电源电压或者是电流过高的情况，出现这种情况就会造成芯片的温度升高，从而引发机器故障；二是由于电动机使用频繁造成的，在进行启动时，电流就会快速的上升，从而引发电动机运行的故障；三是在电动机运行过程中，由于绕组和定子的原因，使之发生短路的情况，当电流经过铜线圈时，就会造成电流在运行过程中的流失，从而造成电动机风扇故障，进而造成电动机的散热功能故障，不能够有效散热，导致机械设备烧毁。

3.我国泵站机电设备问题的处理措施

3.1泵站同步电动机的问题的处理措施

对于泵站同步电动机出现的问题，应及时采取以下措施：首先及时切断故障点，消除事故的根源并解除对人身和设备的危险；其次限制事故发展（如着火时组织灭火等），迅速查找、判断事故原因并向调度及有关领导汇报；最后听从指挥人员指示统一调度指挥，及时恢复系统的正常运行方式。

3.2泵站异步电动机问题的处理措施

（一）泵站异步电动机无法正常启动的处理措施

针对泵站异步电动机（asynchronousmotor）无法正常启动故障现象的分析，在进行维修时，可采取的维修方法主要包括以下几点：一是在维修工作中，对机器电源的线路、开关和电压电流以及机器熔点器硬件在开始工作前进行故障排查，一旦发现问题要及时采取措施；二是对熔断器、电压进行检查，观察其是否与电动机（Motor）运行需求相适应，特殊情况下可采取对热熔断器进行及时的更换；在电压和电流值方面措施，主要是通过对电压、电流表实行定期检查，以保证电压、电流值。

（二）泵站异步电动机（asynchronousmotor）启动后异响问题的处理措施

针对泵站异步电动机启动后的异响问题，在对故障进行维修与处理时要从以下两方面着手：一是要对电源、电压和电流状态进行了解，并且对造成电压短路故障的原因找出，并且运用相应的措施进行解决；二是还可以运用其他的手段使设备运行时的负荷降低，除此之外还可以对电动机进行及时的维修或者是对此进行更换，以保持它正常的使用功能。

（三）泵站电动机运行过程温度剧烈升高的处理措施

针对泵站电动机运行过程温度剧烈升高的问题可采取以下方式解决：一是在对故障进行排除时，通常都会对设备的负荷状态进行检查，检查出现问题及时进行解决，还需要对电流、电压进行有效控制，在线的材料选择上需要具有高效果的导线，以此提高供电效果；二是在检查时还需要对定子、转子和绕组以及线圈的配置情况进行排查，对设备中进行定期的清理，以保持电动机的送风功能能够实现正常运转，进行作业。

（四）泵站电动机运行管理的处理措施

在泵站电动机运行管理中的措施主要从以下三个方面进行提高：一方面是加强制度管理，主要体现在对各个部门加强管理和监督，促使各个部门的职员明确各自的岗位职责，促使工作人员做好自身的本职工作，杜绝泵房中人员进入。同时加强对泵房周围的建筑物、机械设备、工作场地等定期进行安全检查，以促使整体符合安全要求。第二方面是对质量进行有效控制，在工作期间按照全面规划和统筹兼顾的原则开展工作，同时还需要对各级的泵站建设实行全面的规划和管理，确保泵站中关键设备的安全运行。第三方面是协调发展，主要是加强对现代水资源的管理和协调，针对市场的盲目性，结合具体的实际情况，按照取水将之进行分级管理或者是计划用水工作的展开，这是建设方面主要内容。最后是强化管理，建立以泵站自动运行为核心的目标，加强创新和完善，促使管理制度化、规范化建设。

4.我国泵站机电设备的维护保养

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（1）机组设备本身存在缺陷。由于当时设备制造技术水平所限，加上这些年来企业对老电站维护投入不足，导致整个机组跑、冒、渗、漏现象严重，机组整体故障率高，发电能力大大下降。

（2）设备陈旧。调查中发现，有的电站机组已超期年限，电气设备老化严重，绝缘性差，绝大部分器件已属淘汰产品，备品备件解决困难，随时都有可能发生事故。

（3）机组主要性能参数与电站实际运行参数不匹配，水轮机处于非最优工况区运行，导致机组运行效率低、振动及噪音大，而且机组使用寿命也将大大缩短。产生这一问题的主要原因为：①早期建成的一些小水电站，由于当时客观条件限制，常常出现“有机找窝”或“有窝找机”现象。②许多老电站的机组生产于特殊年代，不按电站具体条件而硬性套用定型图纸，而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。③电站设计时由于缺少必要的水文资料，导致电站建成后实际的来水量和水头与设计工况不符；或电站由于泥沙淤积，下游水位提高，使得电站的发电水头降低，导致机组的运行工况偏离最优工况。

（4）电站运行管理技术、方法落后，监控、操作、记录等均需人工进行，自动化管理程度低。当机组发生异常、状态发生变化或参数超限时，难以及时报警，安全可靠性差。值得一提的是，该类电站职工长期在噪音严重的机组旁值守，其身心健康必将受到严重影响。

（5）电站技术人员观念陈旧，信息相对封闭，缺乏培训，许多先进的管理经验和经济实用的新材料、新技术、新设备得不到很好的推广应用。

2小水电站的改造建议

2.1对小水电站的现状进行全面调查评估。建议由行业主管部门（例如市水电局）牵头，会同各县行业主管部门对全市小水电站进行注册登记，并组织有关专家组对电站的设备状况（包括检修及事故停机时间）、技术水平（机组的先进性和运行管理现代化程度）、能量转换效率和安全隐患等进行全面调查和评估。在此基础上编制切实可行的老电站技术改造规划，建议参照水库大坝评估方法，按电站存在问题的类型和严重程度，将全国小水电站分为一、二、三类，对于问题严重的三类电站，限期进行技术改造。

2.2制定相关政策支持小水电站技术改造。调查表明，老电站经改造后，平均效率能提高15%左右，可更为高效利用水利资源，有利于节约型社会建设。同时，老电站技术改造几乎不会对生态环境造成任何破坏，如果引入“一体化设计”的新理念，反而会有利于生态环境的改善，在水电开发受生态环境制约愈来愈严重的今天，其意义更为重大。但目前，经济发达的地区，老电站技术改造工作进展较好，而经济欠发达地区老电站技术改造工作举步艰难，究其原因主要是政策和观念问题。建议参照病险水库除险加固的办法，由国家出台相关政策，如中央财政补助、税收优惠和新电新价政策等，鼓励投资流向老电站技术改造。

2.3加大监督和检查力度。小水电行业主管部门应对各地老电站技术改造规划、国家相关政策执行情况及国家财政资金使用情况加大监督和检查力度，并会同地方行业主管部门，组织有关专家及时对完成技术改造后电站的运行效果进行评估和验收。2.4加强人才培养和技术培训。行业主管部门应采用多种形式加强小水电规划、设计、施工和管理人员的技术培训工作，切实引导先进的规划设计理念、先进的运行管理方法以及先进实用的新材料、新技术、新设备在小水电建设和管理中的应用。

3改造效益

对近年来我县的实践表明，小水电站实施技术改造后社会、经济和生态环境效益明显，主要体现在：

（1）显著的社会效益。小水电站技术改造工程可大大提高电站运行的安全可靠性，电站噪音明显降低，职工劳动强度显著减轻生产条件得到改善，从而更好地保障职工的身心健康和生命安全。

（2）显著的经济效益。一般情况下，技术改造后，机组的能量转换效率平均能提高15%左右，对于可实行增容的电站，发电量的提高幅度可更大，如对我县老电站全部进行技术改造，相当于新增2.5万多kW装机,每年可增加发电量7500万kwh。从而不仅使我县有限的水电资源充分发挥作用，有益于节约型社会建设，而且具有十分明显的经济效益。

（3）显著的生态效益。近年来，水电开发受生态环境因素制约的情况愈来愈严重，而老电站技术改造几乎对生态环境没有任何破坏，如果引入“一体化设计”的新理念，反而会有利于生态环境的改善。

4结语