《水电工程设计》第10章 机电设计Word文档格式.docx

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三、副厂房

四、其他

五、质量控制要点

水电站机电设计主要包括水力机械、电气一次、电气二次、通信及金属结构设计。

各专业主要设计内容如下（金属结构设计见第九章）。

（一）、水力机械的主体是水轮机，是将水流能量转换为旋转机械能，再通过发电机将机械能转换为电能。

其设计包括机组选型和主要参数确定，调速系统和油压装置，以及为满足机组运行、安装和检修所必需的主厂房桥式起重机、进水阀、技术供水、检修排水、渗漏排水、压缩空气、透平油、绝缘油、消防供水、水力测量和机修设备等系统的设计。

（二）、电气一次的作用在于发电、变电、分配和输出电能。

其设计主要包括电气主接线及设备选择、厂用电、过电压保护、接地、电气消防、照明等系统的设计。

（三）、电气二次是对全厂机电设备进行测量、监视、控制和保护，保证电站安全经济地发出合乎质量要求的电能。

设计内容主要包括电站监控、继电保护及二次接线、励磁、调速控制、直流、火灾自动报警等系统的设计。

（四）、通信是保证水电站安全运行、生产管理和经济调度的一个重要手段。

其设计主要包括厂内生产调度和生产管理通信及对外通信、通信专用电源、全厂通信网络等系统的设计。

水电站机电设计的质量特性和质量评定见原电力工业部水电水利规划设计总院编制的《水利水电工程设计文件质量特性和质量评定实施细则》。

水电站机电设计应符合SDJ173-85《水力发电厂机电设计技术规范》及国标、部标有关规定的要求。

因所有的标准都会被修订，在使用时应注意最新版本的发布和实施。

（一）水轮机机型简述

按能量转换方式水轮机可分为反击式水轮机（转轮利用水流的压力能和动能作功）与冲击式水轮机（转轮只利用水流动能作功）。

按转轮区域水流运动方向和转轮的进水特性，又可分为多种形式。

其中反击式水轮机可分为贯流式、轴流式、斜流式和混流式水轮机。

冲击式水轮机可分为切击时（水斗式）、斜击式和双击式水轮机。

反向旋转作水泵工况运行的反击式水轮机称为水泵式水轮机。

（二）、水轮机选型的基本原则

水轮机选型设计是水电站设计工作中的重要环节，应根据电站的具体条件，在诸多技术经济因素中确定安全可靠、技术先进、经济适用的方案。

水轮机的选型应符合GB/T15468-1995《水轮机基本技术条件》的要求。

1．所选定水轮机（含水泵水轮机、蓄能泵）的形式、结构、单机容量、台数、基本技术参数（简称水轮机选型方案）及安装高程，应满足电站工程任务、装机规模和电力系统运行、出力及年发电量的要求。

2．可按电站水头选择水轮机机型。

在某些水头段可选择两种机型时，应以机组造价、发电效益、土建投资等进行技术经济比较后确定。

当电站工作水头≤25m时，宜选用参数高、尺寸小、重量轻的贯流式水轮机。

3．根据给定的条件，除满足强度、刚度的要求外，应保证水轮机具有良好的能量、气蚀和稳定性能。

4．机组容量和台数应在保证电力系统稳定、安全运行和满足运输、制造的可能性等条件下，宜加大单机容量、减少机组台数，达到设备造价低、运行效率高、维护费用低的目的，但一般不少于两台。

5．水轮机选型应适应发展趋势，即进一步保证机组稳定运行；

提高效率、改善运行性能；

提高使用水头与比转速；

以及增大单机容量等。

（三）、水轮机主要参数的选择

1．水电站特征水头。

特征水头是选择水轮发电机组的重要依据。

主要包

括：

（1）最大水头Hmax水电站上游正常蓄水位与最低尾水位之间的水位高

程差。

（2）最小水头Hmin水电站上下游水位在各种组合下出现的最小水位差。

（3）平均水头Hav为水能计算各时段水头的算术平均值。

（4）加权平均水头Hw在电站运行范围内，考虑负荷和工作历时的水轮

机水头的加权平均值。

2．水轮机设计水头和额定水头

（1）设计水头Hd水轮机在最高效率点运行的净水头。

对具有调节水库和

径流发电的水电站，设计水头宜在最大水头与电能加权平均水头之间。

对于水库

采取“蓄清排浑”运行方式的多泥沙水电站，设计水头在汛期平均水头与电能加

权平均水头之间。

（2）额定水头Hr水轮机在额定转速下，输出额定功率时的最小净水头。

水轮机额定水头是根据水库调节特性、运行方式、水轮机运行特性，以及机组在

电网中的作用及其运行方式综合考虑，合理选择。

对于具有调节水库和引水式水电站水轮机的额定水头宜在电能加权平均水

头的0.95~1.0倍范围内选取。

当额定水头接近水电站的最小或最大净水头时，应论证经济性和合理性。

对于低水头径流式水电站的贯流式和轴流式水轮机，其额定水头宜按水电站

发足装机容量时的运行净水头选定。

当水库采取“蓄清排浑”运行方式的多泥沙水电站，水轮机额定水头宜按水

库蓄水期的电能加权平均水头选择。

3．水轮机比转速ns和额定转速nr

（1）水轮机的比转速是指几何相似的水轮机，当水头为1m，输出功率为

1kW时的转速，是一体现水轮机设计、制造的综合技术水平的综合技术参数。

应根据额定水头、空化特性、水质条件和制造水平等技术条件综合考虑，合理选定比转速。

在给定水头下提高ns可以减少设备的尺寸和质量，从而降低电站的投资，

有较大的经济性。

对于中水头段（60~150m）的混流式水轮机可选用较高的比转

速；

对于低水头和高水头的水轮机可选用较低的比转速。

对于多泥沙水电站和高海拔地区的水轮机应选用较低的比转速。

对于水泵水轮机，当选用比转速超过已成功运行的水泵水轮机的比转速时应

进行技术经济比较。

（2）水轮机额定转速应与发电机同步转速。

宜以发电量最大为目的确定机

组额定转速。

对于水头变幅较大的水轮机和水泵水轮机，设计时应论证采用分档

变速或连续调速的必要性和合理性。

4．吸出高度和安装高程的选择

（1）水轮机吸出高度Hs

反击式水轮机吸出高度Hs按在各特征水头运行工况及其相应的电站空化系数σp分别计算。

水泵水轮机的吸出高度按水泵无空蚀条件选定。

吸出高度并应考虑电站所在地海拔高度的影响。

电站空化系数按水轮机模型该处的初生空化系数σ1选定。

（2）水轮机安装高程

水轮机安装高程根据水轮机各运行工况下必要的吸出高度以及相对应的下

游尾水位确定。

其尾水位应根据水库的运行方式、运行出力范围、尾水位与流量

的关系特性、初期发电的要求、机组安装工期、施工后尾水河道的变化以及下游

梯级水电站的运行水位等条件选定。

水泵水轮机安装高程的尾水位应根据水泵工

况的空蚀特性，尾水管的水头损失及下库死水位确定。

在水轮机安装高程的选择

时宜留有适当的安全裕度。

5．飞逸转速

混流式或轴流定桨式水轮机最大飞逸转速按最大净水头和导叶最大可能开度确定。

轴流转桨式水轮机按协联关系正常情况下的飞逸系数计算飞逸转速；

有特殊要求时，按协联关系破坏情况下的飞逸系数计算。

（四）、选择水轮机时应注意的其他问题

1．当采用新的水轮机转轮时，应有模型试验资料，必要时应进行模型验收试验。

在设计选定水轮机时，应取得制造厂提供的水轮机有关参数，如功率、效率和流量保证、空蚀和磨蚀损坏保证、运行稳定性和噪声保证、调节保证、可靠性保证，以及水轮机模型综合特性曲线等资料。

2．当选用钢筋混凝土蜗壳时，要采取防渗漏措施。

选用的尾水管形状和尺寸应保证水轮机具有优良的水力性能和运行稳定性。

尾水管的锥管部分应设有金属里衬。

（五）、防飞逸措施及进水阀

1．当引水式水电站有一条输水隧洞或一根压力总管分岔供给几台水轮机流量时，在每台水轮机前装设进水阀，设置主阀不仅具有机组防飞逸作用，而且具有减少漏水损失，保证机组检修的作用。

常用的进水阀有蝴蝶阀和球阀，最大水头在200m以下时选用蝴蝶阀为宜，200m以上时选用球阀。

超过上述水头时应经技术经济论证后确定。

采用蝶阀、球阀将增大厂房尺寸与工程费用，因此当条件适合时也可选用占地少，性能好的水轮机筒型阀。

2．中水头单元压力管道输水系统，在水轮机蜗壳前可以不装设进水阀，但在压力管道进水口装设快速闸门。

对于径流式或河床式水电站的低水头单元输水系统，不装设进水阀，但水轮机必须装设具有备用压力油源的过速限制器或其它防飞逸设备；

在水轮机进水口或出口宜装设事故闸门。

3．贯流式机组利用其卧式布置特点，在导水机构控制环关闭侧加装重锤，配合导叶及水力自关闭力作防飞逸措施。

4．水轮机进水阀的关闭时间应不超过机组在最大飞逸转速下持续运行的允许时间。

（六）、质量控制要点

1．水轮机选型应满足电站工程任务、装机规模、电力系统运行、出力及年发电量的要求，应经济合理，安全可靠，技术先进。

2．水轮机选型方案应适应电站运行水头变幅和过机水质的要求，应保证水轮机运行稳定性和防振及抗磨蚀的要求。

3．所选水轮机尺寸、重量符合大、重件运输条件的要求。

二、调速系统及调节保证

（一）、调速器和油压装置

每台水轮发电机组均应装设一套包括调速器和油压装置组成的调速系统。

调速系统的设计包括调速器的型式选择和整定参数范围的选择计算，油压装置的选择计算及调速系统的布置等。

其设计应符合GB/T9562.1-1997《水轮机调速器和油压装置技术条件》等规定的要求。

1．调速器

调速器的主要功能是调节水轮机转速以保证电能的频率质量，实现机组自动开、停机，变速，加、减负荷，调相，成组控制，事故停机及手动操作，达到机组的安全和经济运行。

大、中型机组一般采用自动调速方式。

调速器分为机械液压调速器和电气液压调速器两大类。

按照调速器的性能又可分为PI（比例-积分）型和PID（比例-积分-微分）型调速器。

80年代以来，由于微机调速器因其具有较强的逻辑判断功能，易于用软件实现故障诊断和实现一台微机运行而另一台微机热备用的双微机系统，显著地提高了现代调速器的可靠性，已广泛用于大中型水电站。

调速器应具有良好的稳定性和调节品质，并应满足机组在各种运行方式下稳定运行和电力系统对频率调节与功率调节的要求。

容量为50MW及以上的机组应选用微机电气液压型调速器（数字式电液调速器）或电气液压型（模拟式）调速器；

调速系统采用4.0Mpa或以上的油压等级。

2．油压装置

油压装置是为调速系统供给压力油的设备；

同时也是主阀、调压阀及液压操作机构的压力油源。

其压力在国内一般使用2.5~4.0Mpa，国外有应用5.0~7.0Mpa级的。

油压装置为分离式和组合式两种，后者适用于中小型水轮机。

主要部件有压力油罐、回油箱、油泵及安全阀、止回阀和节流阀等。

（二）、调节保证

在机组运行中，当负荷发生变化时，在水、机、电三方面都会发生一系列的复杂变化，对水轮发电机组、水电站引水系统及电力系统运行的安全和供电质量都有着极为重要的影响。

调保计算是研究机组突然改变较大负荷时调节系统过渡过程的特性，计算机组转速变化和压力输水系统压力变化，选定导水机构合理调节时间和启闭规律，解决压力输水系统水流惯性、机组惯性力矩和调节特性三者之间的矛盾，使水工建筑物和机组既经济合理，又安全可靠。

为此在进行设计时，应充分考虑和研究，预估电站运行中可能发生的问题。

通过合适的枢纽布置和水轮机调节参数的合理选择，确保电站动力系统的安全运行和高质量的供电。

1．根据水轮机输水系统、机组特性及电站电气主接线进行调节保证计算。

必要时还须对调节系统的稳定性进行分析计算。

轴流式机组及贯流式机组计算速率上升值时宜计入水流惯性矩的影响。

2．机组甩负荷时的最大转速升高率，按以下不同情况考虑。

当机组容量等于或大于电力系统工作总容量的10%，且担任调频任务时宜小于50%；

当机组容量小于电力系统工作总容量的10%或担任基荷时，宜小于60%；

贯流式机组最大转速升高率宜小于70%。

3．机组甩负荷的蜗壳最大压力升高率，按以下不同情况考虑。

额定水头小于20m时，宜为70%~100%；

额定水头在20m~40m时，宜为70%~50%；

额定水头在40m~100m时，宜为50%~30%；

额定水头小于100m~300m时，宜为30%~25%；

额定水头大于300m时，宜为23%~25%。

常规机组的蜗壳最大压力值，应按在额定水头和最高水头两种情况下，发出额定功率甩负荷的条件下进行计算，根据较大值确定并留有适当裕度。

可逆式机组应根据不同水头（扬程）和各种可能工况组合进行过渡过程计算，以确定过渡过程的各种极值及参数。

4．为满足上述要求，必要时应进行技术经济比较，研究改变导水叶关闭方式、改变输水管道尺寸、增加发电机转动惯量或设置调压井等措施，以合理控制压力升高值和转速升高值。

5．具有分岔输水管的水电站，其机组最大转速升高率和蜗壳最大压力升高率，应根据联接于输水管上的机组台数和电气主接线的连接方式，按可能同时甩负荷的机组台数进行计算。

必要时还须按各种可能的工况组合进行计算。

6．当机组突增负荷时，水轮机压力输水管不得出现负压脱流现象，机组甩全负荷时，尾水管的最大真空度不宜大于8m水柱。

轴流机组、贯流机组的过渡过程计算宜包括反锤计算。

具有长尾水管系统的水电站应分析转轮区水流连续性被破坏的可能性。

（三）、质量控制要点

1．调速器和油压装置选型满足机组安全、稳定及经济运行的要求。

2．在不同的甩负荷条件下，机组暂态过程中的蜗壳最大压力升高率、最大转速升高率和输水系统最大真空度均应符合有关规程规定的要求。

三、辅助系统

水电站水力机械辅助设备系统包括主厂房起重机、技术供水系统、排水系统、压缩空气系统、油系统及水力测量系统。

其设计应符合GB/T5066-1996《水力发电厂水力机械辅助设备系统设计技术规定》。

（一）、主厂房起重机

为安装、检修机组及其它设备，水电站主厂房内须设置起重设备。

一般采用单小车或双小车桥式起重机；

仅露天或半露天式厂房采用门式或半门式起重机。

1．起重机的额定起重量，根据机电设备的吊运最重件和起吊工具的总重量，参照起重机系列的标准起重量选定。

吊钩起吊高度应能从水轮机机坑内起吊部件。

2．起重机的台数，根据主厂房布置、机组台数和机电设备最重件的吊运方式，并考虑卸货、安装和检修的需要，经技术经济比较确定。

一般情况下，当最重吊运件小于100t，机组台数少于4台时可选用一台单小车桥机。

当机组台数多于5台时，可选用两台单小车桥机。

当最重吊运件为100~600t，机组台数少于4台时可选用一台双小车或单小车桥机。

当机组台数多于5台时，可选用两台双小车桥机或两台单小车桥机；

每台桥机起重量为吊运件、平衡梁、吊具重量之半。

当最重吊运件大于600t，不论机组台数多少，一般可选用两台单小车或双小车桥机；

（二）、技术供水系统

水电站技术供水系统对电站的安全、经济运行起着重要作用，其主要供水对象为机组、变压器、空压机等主、辅设备的冷却和润滑用水。

1．技术供水系统除主水源外，还应设有可靠的备用水源。

水源的选择应根据用水设备对水量、水压、水温及水质要求，结合水电站的具体条件合理选定。

（1）水质可按下列要求：

水中不含漂浮物，以免堵塞；

含沙粒径在0.025mm以上的不超过含沙量的5%；

对多泥沙河流水电站，水中含沙量不得大于20kg/m3；

硬度不宜大于4.3mo/L；

pH质为6~8；

润滑水泥沙含量不宜大于0.05kg/m3。

（2）技术供水水压以满足各用水设备的流量为准。

冷却水水温按水源水温

提出，一般选25℃，如高于25℃，应向设备制造厂提出特殊要求。

2．供水方式应根据水电站水头范围选定。

当工作水头小于15m时，宜采用水泵供水方式；

水泵供水方式其水泵生产率应不小于全部供水用户的流量。

工作水头在15~80m时，宜采用自流供水方式；

自流供水方式一般需两个以上取水口。

每个取水口能通过全部供水用户的流量。

工作水头在70~120m时，宜采用自流减压或其他供水方式；

工作水头大于100m时，供水方式应进行技术经济比较确定。

当水电站工作水头变化范围较大，采用单一供水方式不能满足需要或不经济时，可采用混合供水方式。

3．自流减压供水、顶盖取水或射流泵供水系统应装设安全泄压装置。

（三）、排水系统

排水系统包括机组检修排水和厂房渗漏排水，也是对水电站安全起着保证作用的系统。

对大型水电站，检修排水和渗漏排水系统应分开设置；

对于中小型水电站，宜分开设置，经技术经济比较后也可共用一套排水设备，但应考虑安全措施，严防尾水倒灌水淹厂房，如设置止回阀、隔离阀和规定严格操作程序等。

1．机组检修排水

机组检修排水系统是在检修水轮机时，排出压力钢管、蜗壳和尾水管内积水以及上游闸门和下游闸门漏水。

（1）机组检修排水可采用直接排水或间接排水方式。

选用直接排水方式时连通各台机组尾水管的排水管的直径应满足水泵排水量的要求，并应有冲淤措施。

选用间接排水方式时，检修集水井的有效容积应满足一台排水泵15min的排水量。

对于地下厂房或尾水位较高的水电站宜采用直接排水。

（2）机组检修排水泵的设计流量，应按排出一台机组检修排水量和排水所需时间确定，包括一台水轮机过水部件和输水管道内的积水，上、下游闸门的漏水。

排水时间一般按4~6小时。

对于有长尾水洞，需要排除洞内积水时，排水时间可适当延长。

（3）机组检修排水泵的台数不应少于两台。

当采用两台泵时，每台泵的排水量均应大于上、下游闸门总的漏水量。

2．渗漏排水

渗漏排水是排出水电站水工建筑物渗漏水，水轮机、蜗壳和尾水管内积水，上游闸门或进水阀和下游闸门漏水。

（1）厂房渗漏水量与电站的地质条件、枢纽布置、施工质量及设备制造水平等因素有关，漏水量应根据水工专业提出的厂房水工建筑物的渗漏水量，结合机组渗漏水量估算，也可参照类似水电站的设计或运行资料估算。

（2）渗漏排水集水井汇集不能自流排出的厂内渗漏水，用泵自动排至厂外。

集水井的有效面积宜按汇集30min~60min厂内总渗漏水量确定，有条件时宜选大些。

集水井应布置在厂房最低处。

（3）渗漏排水工作泵的流量按集水井的有效容积、渗漏水量和排水时间确定。

除工作泵外，应至少设置一台备用泵。

3．轴流式水轮机应配置专用的顶盖排水设备。

大型机组的排水设备宜双重备用。

备用设备的驱动方式或电源宜与主用设备不同。

顶盖排水泵应采用单独的吸水管，不得共用。

顶盖排水宜直接排至下游。

（四）、压缩空气系统

压缩空气系统主要是供给机组制动、调相压水、检修清扫、防冻吹水、油压装置和空气断路器操作等设备的用水，及水泵水轮机工况启动压水。

压缩空气系统由空气压缩机、出气管、阀门及管路组成。

压缩空气系统按其最高压力划分为高、中、低三个压力等级。

1．压缩空气系统的设计应按压缩空气各用户所需的工作压力、供气质量和用户位置等因素设置系统。

空压机生产率和贮气罐容积应能满足供气量、供气压力、清洁度和相对湿度的要求。

在一个压缩空气系统中，至少设两台空压机，其中一台备用；

机组压力调相和检修用压缩空气系统，可不设备用空压机。

2．低压压缩空气系统

（1）各供气对象所需的贮气罐和空压机，按以下原则选取。

a）机组制动用的空压机生产率应使贮气罐提供最大用气后，于10~15min内恢复到额定工作压力。

贮气罐总容积应按提供机组制动用气后，罐内压力仍不小于机组制动最低压力。

b）机组压水调相用的空压机总生产率按投入调相运行机组总漏气量和10~45min恢复贮气罐额定工作压力确定。

贮气罐总压力按一台机组调相用水量和压水后管内压力比转轮室压力大0.05~0.1Mpa确定。

（2）按上述用户和风动工具、密封围带及防冻吹扫所需的空压机生产率和贮气罐容积，以及同时使用率，经综合分析，设置一套压气系统，其空压机不少于2台，应有一台备用，备用空压机生产率应满足机组制动用气所需。

制动用气设置专用的贮气罐和管路。

而调相压水与防冻用水设置与否根据需要而定。

2．中压压缩空气系统

中压压缩空气系统是向油压装置压油罐供气。

该系统一般设两台空压机，其生产率之和应能在2~4h内将油压装置压油罐空气容积充至额定压力，宜设一个贮气罐，容积按压力油罐的运行补气量选定。

3．高压压缩空气系统

高压压缩空气系统是向空气断路器提供操作和灭弧用气。

压缩空气不含灰尘、油污和机械杂质外，在装设空气断路器所在地的日气温变化下，压缩空气不得产生凝结水。

一般用热力干燥法提高空气干燥度，及采用高压压缩空气，经减压至空气断路器的工作压力，使压缩空气的相对湿度不大于80%。

系统压力按空气断路器工作压力和装设所在地日照温差值确定，其值应不低于空气断路器工作压力的2倍。

空压机总生产率应大于系统总漏气量之和，并至少配置一台备用空压机。

贮气罐总容积应按空气断路器操作（含自动重合闸）用气、灭弧通风和泄漏损失的总耗气量和贮气罐内允许的最低压力值选定。

（五）、水电站用油系统

油系统设计是根据电站规模、特点，对用油设备进行油量计算，选配油处理及油化验设备，拟制系统原理并进行设备布置和管网计算。

大中型水电站一般分别设置透平油和绝缘油两个系统。

透平油系统主要满足机组轴承润滑，调速系统、进水阀及液压阀的操作等；

绝缘油系统主要满足变压器的绝缘及冷却，各种油断路器的灭弧等。

为保证机组的正常运行，必须保证油的质量，并定期进行油处理。

油系统由贮油罐、油泵、油净化设备、吸附装置、管网及测量控制元件构成，用于接受新油、存储、设备注油、排油、油净化处理和日常检验、废油收集、处理和发运等。

1．透平油和绝缘油罐的容积和数量应满足贮油、检修换油和油净化等要求，并宜分别设置净油罐和运行油罐。

2．净油罐用于贮存净油，其容积应按一台机组（或变压器）用油量的110%确定。

运行油罐用于检修设备排油和油的净化处理，其容积应按最大的一台机组（和变压器）用油量的110%确定。

3．油罐室可布置在厂房内或厂房外。

其面积、高度和布置位置应根据厂房布置条件、油罐数量、尺寸和防火要求等综合因素确定。

（六）、水力测量系统

为使电站安全、经济运行、控制和试验测量及积累资料，水电站设置水力监视测量系统。

测量项目分为必需的和选择性项目两类，具体内容可参照有关规定和电站的需要确定。

（七）、质量控制要点

1．主厂房起吊设备满足机电设备吊运、安装、检修等的需要。

2．油系统满足电站储油、输油和油净化的要求，符合环保和防火要求。

3．压缩空气系统满足用气设备的用气量、工作压力和相对湿度的要求，有可靠的限压安全措施及报警信号。

4．技术供水系统保证用水设备的水质、流量和进口压力需要，有可靠的备用水源。

检修排水系统的水泵排水总流量满足排水时间的要求，并考虑防止尾水倒灌的措施。

渗漏排水系统根据电站设备漏水量、厂房渗漏水量及尾水位等合理选择，并有备用排水容量；

水轮机顶盖及渗漏集水井设置水位报警信号装置。

（一）、水电站接