洋泉水库电站增效扩容改造工程初步设计报告

'（此文档为word格式，下载后您可任意编辑修改！）湖南省常宁市洋泉水库电站增效扩容改造工程初步设计报告 审核：审查：校核：设计总负责人：主要参加人员： 目录1现状分析与评价11.1概述11.2电站机电设备现状及问题11.2.1发电机组11.2.2调速器21.2.3励磁系统31.2.4供排水系统31.2.5压缩空气系统31.2.6油系统31.2.7电气一次31.2.8电气二次41.2.9金属结构41.3通风、消防41.4水库淹没处理及工程永久占地41.5改造的必要性41.6概算41.7经济评价51.8附表52水文92.1流域概况92.2气象92.3基本资料92.4径流142.4.1径流特性142.4.2径流频率分析成果142.4.3典型年选择152.5洪水复核152.5.1洪水成因152.5.2历史洪水及其重现期162.5.3设计洪水162.6泥沙192.7坝址水位流量关系192.8分期洪水193工程地质213.1枢纽的一般工程地质条件213.2天然建筑材料213.3结论与建议224工程任务和规程234.1工程概况及工程建设的必要性234.2电站现状及扩容能力分析234.2.1电站现状234.2.2扩建前水能复核234.3水利水能244.3.1防洪特征水位选择244.3.2正常蓄水位264.3.3死水位26 4.3.4基本资料264.3.5额定水头及最小水头364.3.6装机容量选择364.4泥沙374.5回水计算385水工建筑物395.1工程概况395.2设计依据395.2.1工程等级与洪水标准395.2.2依据的主要规程规范及文件405.3引水系统过流能力复核及水头损失计算405.4厂房稳定及应力复核415.4.1更新改造内容415.4.2计算依据415.4.3计算分析435.5工程量统计436水力机械456.1概述456.2电站基本参数456.2.1水位456.2.2水头456.2.3多年平均含沙量456.2.4装机容量456.3机组选型466.3.1水轮机选择466.3.2水轮机基本参数486.3.3发电机基本参数496.4机组安装高程复核506.5调节保证计算506.6调速器、油压装置的选择506.7起重设备516.8公用辅助设备516.8.1油系统516.8.2压缩空气系统526.8.3供水系统526.8.4排水系统536.8.5水力测量监视系统536.9水力机械主要设备布置536.10附表537发电机及其它电气设备567.1电气一次567.1.1概况567.1.2电气主接线567.1.3短路电流计算577.1.4发电机改造设计627.1.5发电机断路器、隔离开关的复核与选择627.1.6发电机母线隔离开关的复核与选择647.1.7发电机母线容量的复核与选择647.1.8发电机电流互感器、电压互感器容量复核与更新改造设计647.1.9导体的复核与选择65 7.1.10主变压器的容量复核与选择667.1.11主变压器高压侧断路器的复核与选择667.1.12主变压器低压侧断路器、隔离开关的复核与选择667.1.13送出工程的复核与设备选择687.1.14厂用电系统707.1.15无功补偿方案707.1.16电气设备布置737.2电气二次737.2.1中央控制室737.2.2计算机监控系统737.2.3继电保护系统767.2.4同期系统777.2.5发电机励磁系统复核和改造设计777.2.6直流电源系统787.2.7机组辅助设备控制系统788金属结构808.1项目概况808.2拦污栅栅体设计808.3清污机设计808.3.1清污机主要技术参数808.3.2主要结构及工作原理808.4工程量统计819消防、暖通829.1消防829.1.1工程消防设计829.1.2建筑水消防839.1.3消防电气859.2暧通869.2.1气象条件869.2.2室内设计参数869.2.3通风方式及气流组织869.3附表8710施工组织设计8810.1施工条件8810.1.1工程条件8810.1.2自然条件8810.1.3材料、设备、劳力及生活供应条件8810.2施工工厂设施8810.2.1混凝土系统8810.2.2水、电、通信及照明8910.3拦污栅施工8910.4施工总布置8910.5施工总进度8910.5.1设计依据8910.5.2施工分期8910.5.3工程准备期进度8910.5.4施工总进度8910.6主要技术供应9011概算9111.1工程概况91 11.1.1基本情况9111.1.2投资主要指标9111.2编制依据9111.3编制原则9211.4其它费用9312经济评价9412.1概述9412.1.1项目概况9412.1.2经济评价的主要依据9412.1.3评价参数9412.2国民经济评价9512.2.1评价范围与方法9512.2.2工程投资经济费用9512.2.3工程经济效益估算9512.2.4国民经济评价指标9512.2.5国民经济敏感性分析9612.3基本方案财务评价9612.3.1评价原则与范围9612.3.2基础数据9612.3.3总成本费用计算9712.3.4财务收益9812.3.5财务敏感性分析9912.4综合评价9912.5附表99 1现状分析与评价1.1概述洋泉水库枢纽工程位于湖南省常宁市洋泉镇境内湘江一级支流宜水上游，距常宁市25km，距衡阳市100km。宜水全长84km，流域面积1056km2，坝址以上控制流域面积145km2，约占全流域面积的13.7%，水量充沛，水力资源比较丰富，年均流量6.22m3/s，多年平均径流量2.03亿m3。该工程是一处以灌溉为主，兼顾防洪、发电、供水等综合利用的中型水利工程。洋泉水库于1966年11月动工，1970年枢纽工程竣工。洋泉水库电站于1973年动工，1975年第一台机组试运行，坝后电站装有3台单机容量为630kw的混流式发电机组，总装1890kw，设计年发电量900万kw.h，设计年利用小时数为4762h；尾水电站原装有2台单机容量为125kw的轴流式发电机组，总装机250kw，设计年发电量100万kw.h，设计年利用小数为4000h。1988年对尾水电站进行增效扩容，增加2台单机容量为250kw的轴流式发电机组，目前尾水电通渠道站现装有2台单机容量为250kw和2台单机容量为125kw的轴流式发电机组，总装机750kw，设计年发电量320万kw.h，设计年利用小数为4267h。水库原有校核洪水位为159.74m，设计洪水位159.05m，正常蓄水位为159m，设计正常库4560m2，坝后电站设计水头27m，单机设计最大引用流量3.12m3/s；尾水电站设计水头11m，单机设计最大引用流量3.022m3/s。2002年大坝除险加固后，水库原有校核洪水位为161.74m，设计洪水位161.05m，设计正常蓄水位为161m，设计正常库5225m2。洋泉水库坝后电站是一座坝后式电站，尾水电站一座引水式电站，调蓄能力强，在电力系统中担负调峰任务。 1.2发电厂房现状及问题电站自1975年投产以来，厂房已运行了30多年，由于资金不足，仅对坝后电站厂房进行了改造，而尾水电站未改造，墙内外破旧不堪，不能满足防尘、防鼠要求。电厂副厂房未设中控室和休息室，运行人员工作环境艰苦。1.2.1坝后电站厂房主厂房电缆层潮湿，无通风设备。在副厂房内布置中控室和休息室。1.2.2尾水电站厂房对主厂房进行装修，在副厂房布置中控室和休息室。1.3电站机电设备现状及问题电站自第一台机组发电以来，电厂主要设备已运行了40多年，由于资金不足，设备维护更新少，现有设备存在的主要问题：机电设备锈蚀、磨损、老化、超期使用严重，机组效率低，出力系数仅为6.0，水能利用系数低，自动化程度低，设备协联性能差故障率高，存在较大的安全隐患，年运行成本高。水库运行40多年来的径流观测资料显示该流域内年径流量大，原装机容量偏小，平均每年有约5000万m3的水量（占年均径流量的1/4）从溢洪道中下泄浪费掉，降低了水资源的利用率。根据湖南省水利厅湘水电计字（1992）第97号文件精神，洋泉水库正常蓄水位由原来的159.0m提高2.0m到161.0m，正常库容由原来的4560万m3增加665万m3到5225万m3，坝后电站的发电水头增加，同时水库对径流的调节能力也加大。综合以上情况，很有必要对该电站进行技术更新改造和增容，以提高电站效益，充分利用水力资源。 1.3.1发电机组坝后电站现有台630KW混流式水轮发电机组，水轮机型号为HL630-WJ-84,发电机型号为SFW630-10/840，为上世纪60年代产品，原有水轮机参数如下：水轮机型号HL630-WJ-84最大水头5.5m额定水头4.3m最小水头2m水轮机出力2620kW设计流量66.82m3/S额定转速125r/min飞逸转速355r/min转轮直径3.3m尾水管出口至转轮中心15.45m发电机型号SFW630-10/840额定定容量（KVA/KW）2778/2500额定电压（V）6300额定电流（A）255额定频率（Hz）50额定功率因数0.9额定转速（r/min）125飞逸转速（r/min）355相数3 尾水电站现有2台单机容量为250kw和2台单机容量为125kw发电机组，其中：2台250KW定浆式水轮发电机组的水轮机型号为ZD560-LH-84,发电机型号为SFW630-14/840，为上世纪60年代产品，原有水轮机参数如下：水轮机型号GZTF08－WP－330最大水头5.5m额定水头4.3m最小水头2m水轮机出力2620kW设计流量66.82m3/S额定转速125r/min飞逸转速355r/min转轮直径3.3m尾水管出口至转轮中心15.45m发电机型号SFWG2500－48/3640额定定容量（KVA/KW）2778/2500额定电压（V）6300额定电流（A）255额定频率（Hz）50额定功率因数0.9额定转速（r/min）125飞逸转速（r/min）355相数3 2台120KW定浆式水轮发电机组的水轮机型号为ZD560-LH-84,发电机型号为SFW630-14/840，为衡东县发电设备厂上世纪80年代产品，原有水轮机参数如下：水轮机型号GZTF08－WP－330最大水头5.5m额定水头4.3m最小水头2m水轮机出力2620kW设计流量66.82m3/S额定转速125r/min飞逸转速355r/min转轮直径3.3m尾水管出口至转轮中心15.45m发电机型号SFWG2500－48/3640额定定容量（KVA/KW）2778/2500额定电压（V）6300额定电流（A）255额定频率（Hz）50额定功率因数0.9额定转速（r/min）125飞逸转速（r/min）355相数3 现有的GZTF08-WP-330水轮机是我国早期的型号，现已有新的替代型号，经过40多年运行，锈蚀、气蚀严重，漏点增加，水头利用率低，水轮机效率低。电机型号为SFWG2500－48/3640,经长时间运行，电机效率较低，绝缘经常损坏，需进行设备改造。1.3.2调速器电站现有调速器采用SKDST-80型集成电路电液调速器，由于电液转换器常卡阻，运行几年后就已将电液转换器退出，现在只能手动运行，由于该调速器自动化程度低，故障率高，动作缓慢，可靠性差，影响到机组的出力和正常运行。1.3.3励磁系统电厂现有直流励磁机ZLW32.7/25-4，励磁机变已进行过多次维修，硅钢片绝缘下降，加之电缆层内潮湿、多尘，使励磁变散热差、绝缘低，甚至发生漏电现象。由于使用年限长，电子元件老化，性能不稳定，故障率高，且维护时间长，自动化程度低。建议采用可控硅励磁方式。1.3.4供排水系统供水系统：坝后电站采用蜗壳取水方式，在每台机组蜗壳处设有1个取水口，采用管径为φ20的钢管，其后设置逆止阀再分别向推力轴承和导轴承供水。尾水电站供水取水方式可采用自流供水方式，直接从进水压力钢管取水用作发电机的冷却及润滑用水。排水系统：坝后电站设置渗漏水集水井，由于机组渗漏水量较少，集水井容积定为150×2400×1000mm3，现采用处流排水。为了防止尾水池的水渗入电缆层，建议备用一台水泵紧急排水。 尾水电站排水系统分机组检修排水和厂房渗漏排水系统。本电站为轴流式水轮机，建议在引水室安装一放水管作为机组机组检修排水。1.3.5压缩空气系统本电站未设高低压气机系统，建议坝后电站配1台移动v-0.67/7中空气压缩机作为机组紧急制动。1.3.6油系统本电站未油系统，建议增设2台0.5m3的移动油车,一个作为净油罐用,另一个作为运行油罐用。1.3.7电气一次1.3.7.1坝后电站电气一次坝后电站现有3台型号为TSW143/39-12630KW发电机，额定电压6.3KV，采用直流励磁机型号ZLW32.7/25-4。发电机6.3电压侧采用单母线接线方式。共有13台GG-1A型高压开关柜，柜内主要采用GN8-6型隔离开关、SN10G型少油断路器、LFCD-10电流互感器和JDJ-6电压互感器。断路器漏油相当严重，动、静触点磨损严重。洋泉电站生活及近区变一台SJL-3206.3/0.4KV，两个电站共用一台SJL-506.3/0.4KV厂用变，他们的高压侧均接在发电机6.3KV汇流母线上，低压侧由一隔离开关和断路器将母线分段，当电站不发电时，坝区将无生活用电。而电站也无电不能利用这段时间，对设备进行检修。电气一次接线为单母线方式，户外布置，主变型号为SJL-2500/35，选用DW8-35多油开关、GW4-35型隔离开关，LR-35电流互感器、JDJJ-35电压互感器及FZ-35阀型避雷器。以上电气设备均属淘汰产品，设备检修和维护量非常大。 1.3.7.2尾水电站电气一次尾水电站现有2台型号为TSN59/41-8125KW发电机，2台型号为TSN85/39-10250KW发电机，额定电压0.4KV。共有6台自制控制柜，柜内有HD13B隔离开关和DW10断路器。电气一次接线为单母线方式，户外布置。坝后电站并入主变型号SJL-180035/10KV的供低压侧，容量并不匹配。尾水电站通过主变型号为SJL-100010/0.4KV并入升压站主变型号为SJL-180035/10KV的低压侧，造成变压器容量的浪费，增加损耗。以上电气设备均属淘汰产品，设备检修和维护量非常大，需更换。1.3.8电气二次洋泉水库电站目前采用传统的继电器进行控制和保护，无自动控制设备，所有设备都必须手动操作，电站的综合自动化水平极低。建议坝后电站按“无人值守，少人值班”方式设计，采用以计算机监控为主的集中监控方式，配置微机监控系统；尾水电站控制系统结构采用一体化模式。1.3.9金属结构灌溉发电涵进口为钢质平板闸门，已在大坝除险加固实施中更新，不需更换和维修。但坝后电站岔管和蝴蝶阀已锈蚀，建议更换。1.4通风、消防受建厂时技术条件限制，电站通风、消防、环保措施落后或缺失，电站无自动消防报警及联动系统、消防应急照明安全疏散系统等，随着对国家对安全生产及环保的提高，在本次改造中，应对这些方面进行改进。1.5水库淹没处理及工程永久占地本次改造工程无此方面问题。 1.6改造的必要性综上所述，目前电站厂房陈旧，设备老旧，效率低下、绝缘老化，技术落后，自动化程度低，已严重影响电厂的安全运行和水资源的有效利用；为提高电厂运行的安全性、可靠性，增加机组出力，提高自动化程度，实现微机监控，确保环保、低能耗高质量电能，拟对洋泉水库电站进行全面的增效扩容改造。1.6概算本次概算依据《湖南省水利水电工程设计概（估）算编制规定》（湖南省水利厅湘水建管［2008］16号）及采用以下工程定额：建筑工程执行水利部水总[2002]第116号文颁布的《水利建筑工程概算定额》；安装工程执行水利部水建管总[1999]第523号文颁布的《水利水电设备安装工程概算定额》；施工机械台时费执行水利部水总[2002]第116号文颁布的《水利工程机械台时费定额》。本工程总投资：917.84万元，其中静态总投资：874.14万元。1.7经济评价改造后洋泉水库电站装机容量3960kW，分摊多年平均发电量1549万kW·h。本次改造工程总投资为917.84万元，其中静态总投资为874.14万元。国民经济经济内部收益率21.54％，经济净现值493.24万元，经济效益费用比1.57，各项指标良好国民经济评价可行。总之，项目国民经济评价可行，财务评价可行，建议早日实施。1.8附表附表一：总概算表附表二：工程特性表 附表一总概算表序号工程或费用名称建安工程费设备购置费独立费用合计Ⅰ工程部分　　　　　第一部分建筑工程　　　69.45一厂房工程59.44　　59.44二开关站及垃圾储物仓10.01　　10.01　第二部分机电设备及安装工程　　　1771.30一发电设备拆除工程20.000.00　20.00二发电设备及安装工程257.261392.73　1649.99三公用设备及安装工程16.0585.25　101.31　第三部金结设备及安装工程　　　195.65一发电厂金结设备及安装工程21.96173.69　195.65　第四部分施工临时工程　　　30.55一其他施工临时工程30.55　　30.55　第五部分　独立费用　　　223.43一建设管理费　　82.5582.55二生产准备费　　10.0810.08三工程建设监理费　　31.8331.83四工程勘测设计费　　88.6488.64五其他费用　　10.3310.33　一至五项合计415.271651.68223.432290.38　预备费　　　114.52　基本预备费5.0%　　114.52　工程静态总投资　　　2404.90Ⅱ移民和环境部分　　　9.98　水土保持工程　　　5.36　环境保护工程　　　4.62Ⅲ工程总投资　　　　　工程静态总投资　　　2414.88　建设期融资利息　28.20　总投资　　　2443.08 附表二常宁市洋泉水库电站工程特性表序号指标名称单位改造前改造后现状指标设计指标一水文　　　　1控制流域面积km2145　1452多年均降雨量mm1952.7　1952.73多年平均径流量亿m³　2.03　　2.03二水库基本情况　　　　1水库水位　　　　校核洪水位m161.74159.74　161.74　设计洪水位m161.05159.05　161.05正常蓄水位m161　159　161　死水位m130.50　130.50　130.502水库库容　　　死库容万m³300　　300　正常库容万m³5225　4560　5225　总库容万m³5492　482754923正常库容时水面面积Km23.203.204有效库容系数0.250.255水库调节特性年调节年调节三主要建筑物及设备1挡水建筑物：大坝坝型粘土心墙砂壳坝粘土心墙砂壳坝地震基本烈度/设防烈度度<Ⅵ/不设防<Ⅵ/不设防最大坝高m49.549.5坝顶长度m573573地基特性岩基：泥盆纪石英砂岩，长石石英砂岩己所夹灰绿色板岩2泄水建筑物：溢洪道型式正槽式溢流总净宽m2020堰顶高程m151.55151.55闸门净尺寸（宽×高）m10×9.4510×9.45启闭机吨/台50/2　50/23　输水设备和建筑物 ①①灌溉发电涵：高涵　型式钢筋砼圆形压力隧洞及涵管（后内衬钢板）　进口底板高程m130.50130.50　长度m206其中隧洞长125.90m　内径m1.65发电分管48.6m，内径1.0m　允许最大流量m3/s2525闸门尺寸（宽×高）m1.6×1.7钢平板门　启闭机t50手电两用螺杆式②　低涵6.3型式钢筋砼圆形压力隧洞及涵管进口底板高程m117.50　117.50长度m264其中隧洞长90m10内径m1.35　　允许最大流量m3/s5.7338.5闸门尺寸（宽×高）m1.4×1.4钢平板门启闭机t30手电两用螺杆式4电站①坝后电站主厂房尺寸(长×宽×高)m35.6×1.2×16主厂房地面高程m129.40主厂房地基特性砂岩水轮机型号HL240-WJ-84水轮机台数台33单机功率kw1066水轮机转速转/分429最大工作水头m32.5最小工作水头m15.0设计水头m27.0设计单机流量m3/s4.522 序号指标名称单位改造前改造后现状指标设计指标发电机型号SFW1000-14/1730　台数台3145单机功率kw6301000转速转/分　429电压kv6.3　6.3多年平均发电量Kw.h1152.25年利用小时h38408②尾水电站　型式引水式（坝后电站尾水池即为该电站压力前池）　上游正常水位m127127上游最低水位m125.7125.7　下游尾水位m113.4～114.5113.4～114.5水轮机型号ZD560-LH-80　　台数台3　　水轮机转速转/分　622　单机功率kw362.5设计水头m11单机引用流量m3/s4.022配发电机型号SFW320—10/990台数台33转速转/分622622单机功率kw3203205升压站型式地面式49.5面积m2419573变压器台32额定容量kVA2×1800+10004000+1250型式正槽式6灌区主要特性指标2设计灌溉面积万亩16.29,其中旱土0.16灌溉保证率90％10×9.452 序号指标名称单位改造前改造后现状指标设计指标综合灌溉定额m3/亩690690渠首设计流量m3/s13.0213.02渠首加大流量m3/s13.6713.67七施工　1主体工程量　混凝土m3311　厂房维修m26882主要建筑材料　　水泥t90钢筋t21.8　卵石m3259　砂m31863　施工工期年1八经济指标1静态总投资万元874.142总投资万元917.84建筑工程万元68.82机电设备及安装万元683.36金属结构设备及安装万元69.81临时工程万元9.01其他费用万元43.14基本预备费万元43.71单位千瓦投资元/kW23183主要经济指标单位千瓦时投资元/kWh0.59经济内部收益率EIRR%21.54财务内部收益率FIRR%21.68上网电价元/kWh0.301贷款偿还年限a6.62 2水文2.1流域概况宜水在衡阳红岩盆地境内，属湘江流域的一级支流。东以太义山脉舂陵水为界，南以塔山山脉分流；西与湘江一级支流吴水毗连；北接湘江。地势东南高，西北低，南部塔山最高峰达1416m，流域面积1056km2。洋泉水库大坝以上干流属山区，均在海拔200m以上，坝址以上控制流域面积145km2，占全流域的13.7％，坝址以上干流长度为29.2km，平均坡降1.26％。发源于常宁南部与桂阳县交界处的小洋泉，由南向北，流经双江口后，折向西北入洋泉。坝址以上属塔山山区，森林茂密，植被良好，森林覆盖率在65%以上。雨量充沛，河流湍急，产水丰富。良好的植被，有效地防止了水土流失，河水含沙量较小。坝址以上流域年均降雨量1952.7mm,最大年降雨量2653.3mm（1994年），最小年降雨量1491.6mm（1986年）。年均流量6.22m3/s，年均径流总量2.03亿m3。坝址以下的宜水中下游河谷两岸为低矮丘陵区。植被较差，水源短缺，河道比降变缓，河谷宽敞，两岸农田遍布，人口众多。旱灾频繁，是我省衡邵干旱走廊的一部分。洋泉水库坝后电站和尾水电站位于宜水的上游，距常宁市25km，距衡阳市100km。2.2气象本地为亚热带暖热季风气候区，冬夏季风更替明显，四季分明，光照充足，雨量充沛，春暖多变，初夏多雨，伏秋多旱，冬天寒冷，根据常宁市气象站资料统计，主要气象特征如下：8 气温多年平均气温17.60C历年最高气温41.60C历年最低气温-9.50C多年平均无霜期296天降水多年平均降水量1952.7mm多年平均降水日数160天蒸发多年平均蒸发量1246.6mm湿度多年平均相对温度78%日照多年平均日照小时数1578小时风速多年平均风速2.2m/s历年最大风速20m/s2.3基本资料8 宜水流域内设有常宁气象站、洋泉水库大坝气象站和洋泉水库委托的在库内设立的枫木塘、兴源、观音排、独沙园、六宝田等5处雨量站。洋泉大坝站具有1975年～2003年的实测降雨资料，系列较长，观测可靠度也较高，但其位置在控制流域的最下缘，降雨量偏小，不能代表流域降雨量。其他委托雨量站设在坝址以上库周村民居住地较为集中的地方，由当地的农民进行观测，观测的可靠度稍低，系列也较短，仅有1981年～1992年12年的观测资料，1992年以后由于种种原因不再观测。洋泉水库各雨量站年降雨量统计值如表2-1，从表中明显可以看出库内各站的年降雨量均大于洋泉水库站。另外从各雨量站在流域中的分布来看也均偏于下游，因此也不能代表流域内的平均降雨量，流域内实际年降雨量还会大些。表2.3-1洋泉水库各雨量站年降雨量统计表年份年雨量（mm）六站均值与洋泉站相关系数洋泉兴源枫木塘观音排独沙园六宝田六站合计六站均值1981169421102224239023882190129962166.01.2791982168718932178247124122087127282121.31.2571983182121782220236821232190129002150.01.1811984144217021715200321321768107621793.71.2441985146116121613207018801824104601743.31.193198613991427149017381825152194001566.71.1201987164116701685193916841706103251720.81.049198813671479157718511603162395001583.31.1581989157016611772198517141733104351739.21.1081990191025132072235823722205134302238.31.1721991163018491803206116921699107341789.01.0981992155117121919209219781950112021867.01.204合计19173218062226825326238032249613487222478.714.062平均1597.81817.21855.72110.51983.61874.71873.21873.21.1722.4径流洋泉水库具有1975年～2003年完整的逐日径流量，即逐日入库水量资料。该资料是观测水库水位变化和计量灌溉发电用水、溢洪道泄水，并由洋泉水库库容曲线查算得来，观测可靠度高。同时，该径流资料已经包含了水库渗漏损失和水库水面蒸发损失水量。从1975年至2003年，年径流量平均达2.03亿m3，P=90％时，为1.41亿m38 。洋泉水库具有1975年～2003逐日入库水量统计如下表2.4-1。丰、中、枯水年逐日径流如表2.4-2～表2.4-5。8 表2.4-1洋泉水库历年径流量统计表单位：万m3月年123456789101112合计1975796.0500.03310.04017.08333.01583.0780.01942.0861.02342.02930.0999.028393.01976645.0821.02045.04295.03457.03072.04031.0887.1590.52040.81498.8242.323625.51977908.01036.0623.01789.02035.02176.0484.0732.01149.01512.01136.0298.013878.01978709.0652.01627.01858.54003.52131.7560.31381.0482.0220.8201.5200.314027.61979537.82021.41906.52111.73213.32506.4563.9912.22081.2693.9253.1196.116997.51980353.21748.82256.24717.73377.7578.5381.4472.9265.4832.5238.1394.815617.21981311.61522.52171.24927.62281.43436.0862.3614.31131.71756.42692.2649.722356.91982518.02465.52239.53185.72041.52062.4793.81876.82353.6968.72700.61746.222952.319831334.92473.53489.92142.65239.32067.0382.2903.31217.91123.6552.9499.621426.71984672.71636.81754.43510.75016.51615.7442.5807.6708.61541.4599.6841.419147.919851122.93049.63023.62076.6964.81016.2829.72244.21569.2690.6775.9857.018220.31986800.51588.32091.91996.52288.33092.61770.3455.9246.9239.8738.9219.115529.01987240.1470.41730.72683.12298.71049.4575.7579.71374.82192.52104.6609.715909.41988489.42301.23357.92597.22957.6916.6349.6373.9921.6572.3521.8334.015693.11989972.81975.71425.22013.04229.91091.22369.3559.5758.0724.71129.3471.617720.219901428.12669.82802.52946.82261.02204.41046.0577.71877.61596.62153.4683.622247.519911587.41329.22885.21568.52268.8781.1163.51137.93302.81154.41108.5764.318051.68 表2.4-2洋泉水库历年径流量统计表单位：万m3月年123456789101112合计19921320.33040.73970.01644.72605.02565.43914.3338.1647.0154.0140.8205.020545.31993927.11299.12939.51729.84048.11940.72255.6630.6526.11102.6901.7831.919132.81994543.41648.12767.13052.64292.35881.91806.24011.41424.52387.4548.82092.630456.319951901.82527.11219.12615.81842.92866.3354.61177.0230.32792.2506.3224.618258.01996816.9649.53075.53660.52447.5790.21026.52424.3489.5365.2400.5238.916385.01997944.82025.62694.93654.52264.52130.71357.52459.93750.01874.81134.92307.826599.919982755.82567.54337.91329.63616.12987.2494.7198.6187.6124.3121.892.818813.9199980.4267.8943.92880.93142.33800.22236.46430.05838.2971.6863.7471.827927.22000556.41044.62644.93526.41963.02556.6397.2808.1952.64423.01289.9848.821011.520011198.81315.62221.02692.12129.33447.53084.1907.21311.5507.1786.9629.220230.32002654.01043.81734.51946.32716.83761.25471.76026.22181.53821.31301.02072.732731.020031309.11206.71983.12300.22181.22302.0381.8954.8521.8421.5248.6268.714079.5合计26436.246897.869271.179470.689516.366410.139166.142824.238952.43914829580.120291.5587964.4平均911.61617.22388.72740.43086.82290.01350.61476.71343.21349.91020.0699.720274.68 表2.4-3洋泉水库丰水年（P=10%）逐日径流量表（1975年）单位：万m3月日123456789101112164.027.022.049.068.054.035.010.032.019.077.032.0267.025.011.052.098.052.027.06.030.016.057.035.0345.025.019.042.0126.064.028.041.027.036.051.038.0430.025.025.035.0109.054.028.011.030.039.043.035.0512.019.060.038.0202.050.029.0175.028.037.040.034.0625.026.045.0105.0291.067.023.0151.023.035.034.034.0745.028.060.0109.0215.072.030.065.021.044.023.040.0866.028.0139.0225.0121.049.026.085.022.043.028.036.0925.031.0284.0199.0164.049.022.0260.021.034.096.033.01035.032.0332.080.01090.042.027.0104.020.031.0261.035.01129.030.0175.0315.0782.046.023.058.023.032.0124.027.01234.034.0127.0394.0601.0128.033.071.033.029.0438.038.01325.030.0192.0321.0351.0128.022.049.030.028.0420.019.01413.014.0216.0348.0372.080.0106.053.023.070.0382.028.01511.06.0266.0139.0215.063.033.060.028.0158.0243.030.0164.05.0148.0101.0263.052.028.057.022.0222.089.032.0176.04.086.069.0737.054.044.048.011.0214.063.033.0186.04.060.063.0301.048.031.046.023.0135.055.034.0196.04.098.056.0317.049.016.046.019.077.036.037.0205.04.091.082.0329.041.017.038.023.089.028.034.02133.04.061.055.0225.038.022.045.021.043.038.035.02222.04.067.054.0309.033.017.043.027.043.041.035.02320.04.068.074.0212.023.019.045.09.039.033.035.02420.04.0129.0140.048.026.018.041.023.0107.033.034.02520.025.062.0160.016.037.09.036.071.0149.038.034.02620.019.073.0148.053.038.022.027.0110.065.031.023.02720.021.036.0176.0102.038.014.083.045.069.028.023.02820.018.0108.0143.072.033.08.067.031.063.032.024.02920.073.0143.0286.039.07.056.025.096.033.024.03020.097.0102.0164.036.09.035.010.0162.035.025.03128.080.094.07.030.0118.043.0月小计796.0500.03310.04017.08333.01583.0780.01942.0861.02342.02930.0999.0年合计28393.026 表2.4-4洋泉水库中水年(P=50%)逐日径流量表（2001年）单位：万m3月日123456789101112116.239.880.542.1125.740.131.626.2259.55.315.84.0217.126.256.1111.188.564.830.319.9121.1-1.432.98.3325.630.044.9326.468.8205.920.017.859.417.136.18.2434.132.038.9184.151.8101.213.711.363.717.0107.211.0539.317.735.1139.355.971.022.39.452.321.0129.910.7628.633.938.9104.658.338.5295.99.647.724.762.410.9717.132.478.294.979.150.9358.26.734.530.943.911.2820.638.262.578.690.851.5122.313.527.271.934.612.0928.258.963.759.4423.338.074.335.924.440.522.413.41027.560.170.064.1166.844.459.873.116.725.219.314.11125.856.2122.869.899.7301.247.127.211.022.122.722.21233.240.185.659.570.9269.139.434.413.223.715.824.61329.764.1677.751.157.1304.9437.914.411.712.633.524.71428.148.951.940.044.3138.6388.815.013.014.915.717.51529.339.239.947.626.185.4239.548.413.312.017.618.41620.520.839.144.541.059.8181.416.08.117.216.127.41722.645.239.436.963.5114.7133.319.412.318.217.829.21822.425.939.033.5107.115.8117.013.99.720.114.128.81916.4229.554.834.170.4180.385.010.98.515.629.032.22022.631.669.142.943.4116.564.36.636.126.7-5.238.12148.524.760.476.630.6266.847.87.350.2-3.614.138.622153.128.748.6133.145.3147.747.915.641.1-8.9-19.133.52382.125.240.6115.629.997.134.612.825.80.524.633.72472.623.842.5105.630.372.533.418.216.515.720.730.12576.536.659.982.824.1135.324.0121.718.720.311.619.42663.929.146.868.924.9171.223.9-73.6258.2-0.87.019.02750.774.445.498.724.9122.021.612.921.610.27.415.82841.8102.442.878.223.366.320.820.810.98.414.216.42937.7　38.8129.620.644.320.325.911.79.07.419.13033.2　-23.5138.520.631.717.663.213.49.717.418.93133.8　30.6　22.3　30.1252.8　11.3　17.8月小计1198.81315.62221.02692.12129.33447.53084.1907.21311.5507.1786.9629.2年合计20230.326 表2.4-5洋泉水库枯水年(P=90%)逐日径流量表（2003年）单位：万m3月日123456789101112170.339.434.244.520.326.417.416.413.07.110.86.5271.039.738.555.823.822.513.816.234.17.14.45.1358.728.0120.0101.620.026.6128.015.931.09.36.02.6454.036.7154.1132.823.131.310.415.215.411.15.21.1550.029.6129.396.216.4154.08.83.419.110.25.35.6652.333.699.074.828.4376.08.25.116.28.74.45.6740.926.478.574.041.6148.58.22.011.76.14.57.1840.124.058.263.032.484.98.20.813.36.24.411.7937.239.153.561.919.398.88.210.011.911.66.016.31049.024.344.9131.736.4208.98.220.35.32.66.119.61150.923.246.9239.035.3320.48.272.015.717.65.229.01251.623.257.0131.544.5141.08.058.014.88.23.718.31346.829.561.4123.761.296.88.012.014.440.15.310.61440.934.859.791.7208.543.58.012.815.033.36.810.61538.6130.649.177.6170.379.08.013.520.430.94.59.91636.3116.851.357.5227.236.88.030.714.630.99.511.51731.979.845.447.0331.838.08.044.598.028.09.79.21828.958.466.259.9168.74.87.939.88.327.823.07.51927.653.6127.665.598.056.27.924.213.926.431.79.22025.543.6106.682.375.530.57.918.713.420.822.37.62127.340.474.179.968.328.27.5272.322.622.36.56.02223.733.564.063.853.620.77.572.824.314.810.92.92321.151.652.160.762.823.17.545.115.02.13.96.02434.540.840.058.558.617.17.529.010.71.63.51.42542.135.042.349.546.419.57.522.69.95.74.52.92652.734.844.142.742.437.87.517.68.52.84.33.02768.127.938.539.036.546.07.513.18.67.68.92.82841.628.445.126.034.447.57.511.88.54.313.32.72937.4　35.337.532.431.37.513.27.19.27.816.13033.0　32.830.631.25.97.513.17.14.36.216.13125.1　33.4　31.9　7.512.7　2.8　4.2月小计1309.11206.71983.12300.22181.22302.0381.8954.8521.8421.5248.6268.7年合计14079.526 对比年降雨量资料，实测径流资料更为可靠，符合实际，流域代表性更强，是水能计算的依据。2.5洪水复核2.5.1洪水成因本域内暴雨以气旋雨、峰面雨为主，台风雨有时也有直接或间接地影响。暴雨最早出现在3月，大多数在10月结束，约占全年降雨量的85%。多数暴雨集中5～8月，7月份西风环流减弱，西南季风加强，气温高，水汽丰沛而降水强度普遍增大；7月下旬至8月初，副高北进，赤道辐合带也明显北移，此时台风、东风波等热带系统均能直接或间接影响本流域，造成暴雨或大暴雨。流域的洪水成因主要由气旋雨、峰面雨系统的暴雨形成，也有台风雨系统的暴雨形成。2.5.2设计洪水由于洋泉水库库区内各站的雨量资料不完整，观测技术和方法也不尽规范，而具有29年降雨资料的洋泉水库站处于暴雨区边缘，代表性不强，洋泉水库的设计洪水是根据实测资料和《湖南省暴雨洪水查算手册》相结合的办法推求的。洋泉水库在1999年对水库大坝除险加固初步设计中就进行了洪水复核。本电站改造初步设计直接引用1999年复核结果。而对尾水电站构成影响的只有溢洪道泄洪时，但由于溢洪道出口（在尾水电站的下游）距离尾水电站有320m，只有当溢洪道泄水流量达到350m3/s以上时，才开始对尾水电站的尾水位产生壅高影响，对出力的影响程度较小，时间也很短，对厂房防洪没有影响。洋泉水库设计洪水调洪成果（161.0m水位起调，控制下泄流量）如表2.5.2-1。26 表2.5.2-1洋泉水库设计洪水调洪成果表频率P(％)0.05123.33最大下泄流量(m3/s)700500400300洪水对坝后电站的出力和防洪没有影响。2.6泥沙坝址以上泥沙主要来源于降水对流域表土的侵蚀，因此泥沙主要集中在汛期，由于坝址以上流域植被条件较好，使得宜水含沙量较小，为少沙河流。26 3工程地质3.1枢纽的一般工程地质条件洋泉水库枢纽建成于1970年，蓄水运行至今已有40多年。枢纽大坝兴建时，对现坝址基础未做过详细的地质勘探工作。只是在1959年长勘院307队在距离现坝址下游100m处进行过地质初步勘查，施工三个钻孔，做过压水试验。1988年省化工地质队对大坝补充做过工程地质和水文地质工作，在坝左施工两个钻孔，坝右施工一个钻孔，总进尺103.8m，其中土层67.9m，基岩35.9m。1993年长沙中南基础公司对坝左0～91m坝段做过帷幕灌浆处理。1997年省水科所为了洋泉水库大坝进行安全论证工作的需要，进行了较为详细的地勘工作。后来，根据在大坝安全鉴定成果评审中专家组的意见，1997年9月，水库管理所又委托专业队伍分别在坝的左、中、右补做了三个基岩钻孔，总进尺130m，压水试验3段。坝后电站和尾水电站厂房均坐落在岩基上。本次电站增效扩容改造设计中采用原水库和电站设计时及以后除险加固设计时补充的的地质资料。3.2.1地形地貌洋泉水库地处南岭北缘，宜水上游山区，河谷深切，主坝建在两河流交汇处的峡谷中。站（坝）区地表高程在120m～220m之间，，山上植被较好，下游稻田遍布，村落稠密。3.2.2地层岩性站（坝）区地层岩性从新至老（从上到下）为：（1）第四系全新松散沉积物：26 该层一部分是河流冲积物，由灰色泥土及砂卵石组成，厚3m左右。另一部分是坡积物，以碎石及砂质粘土为主。（2）泥盆系地层：上部是黄褐色砂岩夹紫红色板岩地层，下部是青灰色砂岩夹灰色面岩地层。上部岩层单层厚约0.8m左右，所夹板岩则较薄，易风化破碎，裂隙发育。下部青灰色砂岩呈厚层状，弱风化为主，右岸岩层产状162°/NE∠24°，坝下游偏右岩层产状260°/NE∠22°，左岸靠上游岩层产状150°/SW∠34°，左岸下游岩层产状260°/NW∠35°。泥盆系砂岩夹板面岩地层在坝的左右前后都有出露，只是出露厚度不一而已。3.2.3地质构造与地震坝址区有六条断层，左岸有背斜褶皱一个。F1断层是河床断层，在低涵处有其次生断层；F2是F1的较大次生正断层；F3是沿溢洪道垭口断层；F4是一小挤压断层，破碎变形明显；F5是左岸山体中的一逆断层；F6是坝右下游一推测断层。断层和褶皱构造形成于上古生界，属较古老的构造。在这些构造中，对坝基有影响的是F1、F2和F3断层，以及左岸可见的背斜褶皱，但对电站厂房影响很小。受断层和褶皱影响，以F1断层为界，右岸山体岩层产状以单斜为主，左岸山体岩层产状严格受背斜和断层控制；背斜轴向坝轴线夹角10°～15°，主要节理裂隙走向为南东东，北西及北东三组，裂隙面平整光滑，裂隙宽1～3mm，多为泥质、钙质充填。根据《湖南省地震烈度区划图》，洋泉水库处在地震基本烈度小于六度的地区，坝址地层及构造都较古老，所以其场地地震烈度也小于六度。电站扩容改建不需要做抗震分析。26 3.2.4站（坝）基工程地质特性及评价水库大坝兴建前，对坝基未做过地质勘探工作。1959年长勘院307队在距离现坝址下游约100m处做过地质初勘，从仅存地质资料看，那里岩基属不透水地层。1988年省化工地质队对大坝左右两边所做出的地勘主要成果是：坝左基岩强风化层5.5～6.3m，岩性是松散的黄褐色细砂粒土夹碎块岩石，往下是1～3m厚的弱风化岩层，再往下是微风化至新鲜岩石，坝右强风化层厚达12.8m，往下是弱风化至微风化岩石。在左岸的坝肩部位，大坝的粘土心墙恰好座落在背斜轴部，岩石风化强且裂隙比较发育，在水库高水位时有可能产生绕坝渗漏。1993年长沙中南基础工程公司曾对坝左0～91m坝段进行了帏幕灌浆处理，灌浆前钻孔的压水资料表明：从上至下，坝左基岩严重透水区的ω＝0.216～0.638升/分·米·米，中等透水区的ω＝0.047～0.1升/分·米·米，微透水区的ω＝0.004～0.047升/分·米·米。帏幕灌浆处理后，对防止坝左基础渗漏及绕坝渗漏起到了一定的作用，但在电站附近仍然有几个渗水孔与基础渗漏有关，说明灌浆效果不甚理想。1999年7月地质钻孔情况表明，坝左及坝中透水层深10～15m，断层破碎带处尤其明显。2001年在大坝除险加固施工中，又进行了大坝全长的帏幕灌浆，通过检查孔压水试验，帏幕灌浆效果良好。另据施工资料，主坝清基始于1966年11月，整个坝基岩石是泥盆系砂岩夹板岩，河床部位清基按心墙设计断面全部清基至新鲜基岩，清基深度2～3m，并在坝轴线处开凿三条齿槽，齿槽顶宽3m，底宽0.5m。对两岸清基的情况是：左岸基本上清至基岩，右岸大部分只清至粘土夹卵石层后就开齿槽。26 坝后电站和尾水电站基础均清至基岩，两个电站厂房均为地面式厂房，没有防洪墙，不承受外水的水平压力荷载，基础应力均匀，基岩完全可以满足允许的地基承载力要求。3.2天然建筑材料砂砾料，因地质条件原因，在数公里范围内，没有可供水上开采的场地，可以到距离工地30km远的常宁市新河镇砂场购买，其数量与质量能满足工程要求。3.3结论与建议(1)本区地震烈度小于Ⅵ度；属相对稳定地块。不存在抗震安全方面问题。(2)本次改造不改动大坝及厂房基础及结构部分，不存在影响工程安全的地质问题，不对地质情况作出重新勘查工作。（3）电站所在位置地形相对较为平缓，具备良好的施工场地条件。电站为岩石地基，查地质手册，其岩石地基承载力不低于1.0Mpa，不需要进行额外的地基处理措施。26 4工程任务和规程4.1工程概况及工程建设的必要性洋泉水库电站位于湖南省常宁市洋泉镇境内，距县城25km。宜水全长84km，流域面积1056km2，本工程建在湘江一级支流一宜水中游，属坝后式电站工程，坝以上控制流域面积145km2，约占全流域面积的13.7%，水量充沛，水力资源比较丰富，该工程为宜水流域规划制定的梯级电站之一，是一座具有灌溉为主，兼顾防洪、发电、供水等综合效益显著的水利枢纽工程。洋泉水库电站建成于二十世纪七十年代初期，总装机7台2640kw。电站运行至今已有三十多年，已经达到甚至超过了设备使用寿命周期。目前存在的主要问题：（1）机组型号老，设备陈旧老化，效率低下，出力系数仅有6.0，造成了水力资源的浪费；（2）水轮发电机组运行中出毛病的机率频繁，从而白白浪费掉许多水力资源，设备维修不便，而且维修费用高，原来的生产厂家有的已经不存在，有的则早已生产效率高的新产品，不再生产效率低的老产品及其配件；（3）电气控制设备陈旧，电站所需运行人员多、运行生产成本高，且难以满足现行规范中安全生产需要；（4）水库运行40多年来的径流观测资料显示该流域内年径流量大，原装机容量偏小，平均每年有约5000万m3/s的水量（占年均径流量的1/4）从溢洪道中下泄浪费掉，降低了水资源的利用率；（5）根据湖南省水利厅湘水电计字（1992）第97号文件精神，洋泉水库正常蓄水位由原来的159.0m提高2.0m到161.0m，正常库容由原来的4560万m3增加到5225万m326 ，坝后电站的发电水头增加，同时水库对径流的调节能力也加大。综合上述，工程所在河流宜水水能资源丰富，电站每年产生大量弃水，水资源未得到充分利用，并且电站运行多年运行以来，各部位均出现老化及故障，2002年对大坝进行除险加固处理，2009年对坝后电站主厂进行了了改造，但机电设老化，发电效率低下，弃水较大，等问题依未能解决,因此，电站进行增效扩容改造，是十分必要的。4.2电站现状及扩容能力分析4.2.1电站现状坝后电站厂房位于水库大坝左下方，其尺寸为35.6×14.2m（长×宽）总装机容量为1890kW，装有3台630kW混流式水能发电机组，设计水头27m，最大水头32.5m，最小水头15m，单机最大引用流量3.12m3/s，设计年发电量800万kW·h。根据该站1975年至2010年39年发电统计量可知，年最大发电量为1000万kW·h，年最小发电量为800万kW·h，年均发电量为900万kW·h。尾水电站厂房位于坝后电站尾水下游、灌溉灌溉渠首右下方，其尺寸为23.54×8.48m（长×宽）总装机容量为750kW，装有2台250kW和2台125kW轴流式水能发电机组，设计水头11m，最大水头18m，最小水头7m，单机最大引用流量3.02m3/s，设计年发电量280万kW·h。根据该站1975年至2010年39年发电统计量可知，年最大发电量为350万kW·h，年最小发电量为260万kW·h，年均发电量为320万kW·h。4.2.2扩建前水能复核4.2.2.1基本资料（1）径流基本资料26 洋泉水库具有1975年～2003年29年的逐日径流量，即逐日入库水量资料。该资料是观测水库水位变化和计量灌溉发电用水、溢洪道泄水，并由洋泉水库库容曲线查算得来，观测可靠度高。同时，该径流资料已经包含了水库渗漏损失和水库水面蒸发损失水量。从1975年至2003年，年径流量平均达2.03亿m3。（2）根据水电站提供资料，蒸发及渗漏平均取1.0m3/s。（3）按水工专业队现有流道的复核成果，水头损失取0.19m，坝后电站发电最大引水流量取9.36（原设计）m3/s，尾水电站电站发电最大引水流量取9.06m（原设计）3/s。（4）装机容量及出力系数装机容量按现有装机，机组多年运行老化，水轮机效率取70%，电站综合出力系数按6.0计。4.2.2.2水能复核计算根据以上基本资料，对洋泉水库坝址场系列逐日径流资料进行水能复核计算，成果见表4.2-1。项目坝后电站指标尾水电站指标坝址控制流域面积（km2）145坝址天然平均流量（m3/s）6.62设计洪水位（m）161.05校核洪水位（m）161.74正常蓄水位(m)161.0装机容量(kW)3×6302×250＋2×125多年平均流量(m3/s)6.62机组最大出力（kW）2190600最大引水流量(m3/s)9.369.06最大水头(m)28.4018最小水头(m)26.0726 加权平均水头(m)4.45额定水头（m）2711平均水头损失(m)0.19保证出力(kW)(P=90%)2338多年平均发电量(万kW.h)900320装机利用小时数(时)4762水量利用系数66.7%4.3水利水能4.3.1防洪特征水位选择4.3.1.1工程现状基本情况洋泉水库大坝属粘土心墙砂壳坝，坝轴线长度为573m，坝高49.5m。溢流道宽20m，堰顶高程151.55m。段长度为252.5m。正常蓄水位为161.0m。工程原设计有关特征参数如下：坝后电站设计洪水位：159.05m；校核洪水位：159.74m；正常蓄水位：159m；尾水电站压力前池最高水位:128.5m；相应尾水位:115.5m；压力前池最低水位:127.0m；相应尾水位:114.0m；4.3.1.2工程等别及设计洪水标准洋泉水库正常蓄水位161m，总库容5492m3，电站目前装机容量2640kW，扩建后将达到4000kW。26 根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000第2.1.1条、2.2.1条和《防洪标准》GB50201-94第6.1.2条和6.2.1条的规定，本工程为Ⅲ等工程，其主要建筑物为3级，次要建筑物为4级；大坝设计洪水标准为100年一遇，校核洪水标准为1000年一遇。4.3.1.3洋泉水库坝后电站过流能力复核洋泉水库枢纽工程以灌溉为主，设计灌溉面积16.29万亩（其中旱土0.16万亩），综合灌溉定额690m3/亩，渠首设计流量13.02m3/s，渠首加大流量13.67m3/s。灌溉利用坝后电站尾水，而发电最大引用流量为9.36m3/s，不能满足灌溉用水，灌溉期间需从涵闸补水灌溉。4.3.1.3防洪特征水位本次复核防洪特征水位如下：设计洪水位：161.05m；校核洪水位：161.74m。4.3.2正常蓄水位洋泉水库电站自建成至今，1992年前水库设计及正常运用中蓄水位一直采用159.0m。1992年湖南省水利厅同意水库正常蓄水位为161.0m，从近十多年运行情况看，该水位比较符合电站的实际情况，即可较好地满足各业用水以及对水位、水深的需要，也无其它方面的不利影响。根据以上各业引水对水位的要求和洋泉水库电站几十年实际运行情况，本着符合实际，尊重历史的原则，本次设计，仍推荐该水库设计正常蓄水位采用161.0m水位。4.3.3死水位洋泉水库死水位为130.5m。26 4.3.4基本资料（1）径流资料径流资料同样采用洋泉水库1975年～2003年29年的逐日径流资料计算。计算得坝址丰（10%）、平（50%）、枯（90%）代表年逐日径流量见表4.3-1、表4.3-2、表4.3-3。26 表4.3-1洋泉水库丰水年（P=10%）逐日径流量表（1975年）单位：万m3月日123456789101112164.027.022.049.068.054.035.010.032.019.077.032.0267.025.011.052.098.052.027.06.030.016.057.035.0345.025.019.042.0126.064.028.041.027.036.051.038.0430.025.025.035.0109.054.028.011.030.039.043.035.0512.019.060.038.0202.050.029.0175.028.037.040.034.0625.026.045.0105.0291.067.023.0151.023.035.034.034.0745.028.060.0109.0215.072.030.065.021.044.023.040.0866.028.0139.0225.0121.049.026.085.022.043.028.036.0925.031.0284.0199.0164.049.022.0260.021.034.096.033.01035.032.0332.080.01090.042.027.0104.020.031.0261.035.01129.030.0175.0315.0782.046.023.058.023.032.0124.027.01234.034.0127.0394.0601.0128.033.071.033.029.0438.038.01325.030.0192.0321.0351.0128.022.049.030.028.0420.019.01413.014.0216.0348.0372.080.0106.053.023.070.0382.028.01511.06.0266.0139.0215.063.033.060.028.0158.0243.030.0164.05.0148.0101.0263.052.028.057.022.0222.089.032.0176.04.086.069.0737.054.044.048.011.0214.063.033.0186.04.060.063.0301.048.031.046.023.0135.055.034.0196.04.098.056.0317.049.016.046.019.077.036.037.0205.04.091.082.0329.041.017.038.023.089.028.034.02133.04.061.055.0225.038.022.045.021.043.038.035.02222.04.067.054.0309.033.017.043.027.043.041.035.02320.04.068.074.0212.023.019.045.09.039.033.035.02420.04.0129.0140.048.026.018.041.023.0107.033.034.02520.025.062.0160.016.037.09.036.071.0149.038.034.02620.019.073.0148.053.038.022.027.0110.065.031.023.02720.021.036.0176.0102.038.014.083.045.069.028.023.02820.018.0108.0143.072.033.08.067.031.063.032.024.02920.073.0143.0286.039.07.056.025.096.033.024.03020.097.0102.0164.036.09.035.010.0162.035.025.03128.080.094.07.030.0118.043.0月小计796.0500.03310.04017.08333.01583.0780.01942.0861.02342.02930.0999.0年合计28393.026 表4.3-2洋泉水库中水年(P=50%)逐日径流量表（2001年）单位：万m3月日123456789101112116.239.880.542.1125.740.131.626.2259.55.315.84.0217.126.256.1111.188.564.830.319.9121.1-1.432.98.3325.630.044.9326.468.8205.920.017.859.417.136.18.2434.132.038.9184.151.8101.213.711.363.717.0107.211.0539.317.735.1139.355.971.022.39.452.321.0129.910.7628.633.938.9104.658.338.5295.99.647.724.762.410.9717.132.478.294.979.150.9358.26.734.530.943.911.2820.638.262.578.690.851.5122.313.527.271.934.612.0928.258.963.759.4423.338.074.335.924.440.522.413.41027.560.170.064.1166.844.459.873.116.725.219.314.11125.856.2122.869.899.7301.247.127.211.022.122.722.21233.240.185.659.570.9269.139.434.413.223.715.824.61329.764.1677.751.157.1304.9437.914.411.712.633.524.71428.148.951.940.044.3138.6388.815.013.014.915.717.51529.339.239.947.626.185.4239.548.413.312.017.618.41620.520.839.144.541.059.8181.416.08.117.216.127.41722.645.239.436.963.5114.7133.319.412.318.217.829.21822.425.939.033.5107.115.8117.013.99.720.114.128.81916.4229.554.834.170.4180.385.010.98.515.629.032.22022.631.669.142.943.4116.564.36.636.126.7-5.238.12148.524.760.476.630.6266.847.87.350.2-3.614.138.622153.128.748.6133.145.3147.747.915.641.1-8.9-19.133.52382.125.240.6115.629.997.134.612.825.80.524.633.72472.623.842.5105.630.372.533.418.216.515.720.730.12576.536.659.982.824.1135.324.0121.718.720.311.619.42663.929.146.868.924.9171.223.9-73.6258.2-0.87.019.02750.774.445.498.724.9122.021.612.921.610.27.415.82841.8102.442.878.223.366.320.820.810.98.414.216.42937.7　38.8129.620.644.320.325.911.79.07.419.13033.2　-23.5138.520.631.717.663.213.49.717.418.93133.8　30.6　22.3　30.1252.8　11.3　17.8月小计1198.81315.62221.02692.12129.33447.53084.1907.21311.5507.1786.9629.2年合计20230.326 表4.3-3洋泉水库枯水年(P=90%)逐日径流量表（2003年）单位：万m3月日123456789101112170.339.434.244.520.326.417.416.413.07.110.86.5271.039.738.555.823.822.513.816.234.17.14.45.1358.728.0120.0101.620.026.6128.015.931.09.36.02.6454.036.7154.1132.823.131.310.415.215.411.15.21.1550.029.6129.396.216.4154.08.83.419.110.25.35.6652.333.699.074.828.4376.08.25.116.28.74.45.6740.926.478.574.041.6148.58.22.011.76.14.57.1840.124.058.263.032.484.98.20.813.36.24.411.7937.239.153.561.919.398.88.210.011.911.66.016.31049.024.344.9131.736.4208.98.220.35.32.66.119.61150.923.246.9239.035.3320.48.272.015.717.65.229.01251.623.257.0131.544.5141.08.058.014.88.23.718.31346.829.561.4123.761.296.88.012.014.440.15.310.61440.934.859.791.7208.543.58.012.815.033.36.810.61538.6130.649.177.6170.379.08.013.520.430.94.59.91636.3116.851.357.5227.236.88.030.714.630.99.511.51731.979.845.447.0331.838.08.044.598.028.09.79.21828.958.466.259.9168.74.87.939.88.327.823.07.51927.653.6127.665.598.056.27.924.213.926.431.79.22025.543.6106.682.375.530.57.918.713.420.822.37.62127.340.474.179.968.328.27.5272.322.622.36.56.02223.733.564.063.853.620.77.572.824.314.810.92.92321.151.652.160.762.823.17.545.115.02.13.96.02434.540.840.058.558.617.17.529.010.71.63.51.42542.135.042.349.546.419.57.522.69.95.74.52.92652.734.844.142.742.437.87.517.68.52.84.33.02768.127.938.539.036.546.07.513.18.67.68.92.82841.628.445.126.034.447.57.511.88.54.313.32.72937.4　35.337.532.431.37.513.27.19.27.816.13033.0　32.830.631.25.97.513.17.14.36.216.13125.1　33.4　31.9　7.512.7　2.8　4.2月小计1309.11206.71983.12300.22181.22302.0381.8954.8521.8421.5248.6268.7年合计14079.526 （2）根据电站提供资料，蒸发及渗漏平均取1.0m3/s。（3）水头损失坝后电站：取其压力钢管的糙率取n=0.012，根据干管和叉管的长度、直径，同时考虑局部水头为沿程水头损失的10％，得到干管的水头损失关系式为：Δh1＝0.0232Q2叉管的水头损失关系式为Δh2＝0.0474Q2Δh=Δh1+Δh2尾水电站：取其钢筋砼管的糙率取n=0.017，根据管道的长度和直径，得到其管道的水头损失关系式为Δh＝0.0144Q2（4）扩建机组出力系数荣桓电站机电设备运行近41年，设备老化，机组效率低下，根据《机组效率监测报告》，现状出力系数平均仅为6.0。改造后，依据水机专业提供的相关资料分析，机组出力系数取8。（5）径流调节计算方法及计算成果洋泉水库电站目前装有7台水能发电机组，总装机容量为2640kW，其中坝后电站总装机容量为1890kW，装有3台630kW混流式水能发电机组，设计水头27m，最大水头5.5m，最小水头2.0m，单机最大引用流量3.12m3/s，设计年发电量800万kW·h。根据该站1971年至2010年39年发电统计量可知，年最大发电量为1000万kW·h，年最小发电量为800万kW·h，年均发电量为900万kW·h。该电站改扩建工程拟将3台发电机组更换原有3台发电机组及调器，新机组仍为混流式水能发电机组,单机最大引用流量为4.022m334 /s，机组年利用小时控制在4000左右。尾水电站总装机容量为750kW，装有2台250kW和2台125kW定浆式水能发电机组，设计水头11m，最大水头32.5m，最小水头15m，单机最大引用流量3.02m3/s，设计年发电量300万kW·h。设计水头4.3m，最大水头5.5m，最小水头2.0m，单机最大引用流量4.022m3/s，设计年发电量320万kW·h。根据该站1971年至2010年39年发电统计量可知，年最大发电量为1000万kW·h，年最小发电量为800万kW·h，年均发电量为900万kW·h。该电站改扩建工程拟将3台发电机组更换原有3台发电机组及调器，新机组仍为混流式水能发电机组,单机最大引用流量为4.022m3/s，机组年利用小时控制在4000左右。洋泉水库正常库容5225万m3，兴利库容4925万m3，是一座以灌溉为主，兼有防洪、发电和供水任务的具有年调节能力的中型水库。因此，洋泉水库坝后电站的水能计算按照灌溉与发电用水相结合的年调节电站进行水能设计，尾水电站则只考虑非灌溉季节发电。坝后电站的压力涵道为钢筋混凝土结构，圆形断面，长度为206m，内直径为1.7m。在除险加固时采用了内衬钢管并在管壁外面进行回填灌浆的工程措施，内衬钢管的内径为1.65m，管壁厚10mm。叉管为钢管，内径1.0m，每根叉管的长度为10m。尾水电站的压力管道为钢筋混凝土结构，圆形断面，长度为11m，内直径为1.1m。电站的机组出力按下式计算：N=AQH式中：A—出力系数，根据水轮机运转特性曲线计算，A=8H─发电水头，H=H0-Δh34 H0—毛水头，为前池水位与尾水位之差水库径流调节的方式是：从1975年元月1日起，假定其水库水位为140.0m，水库开始蓄水，直到蓄到150.0m开始发电（运行中尽量争取高水发电，以充分利用水力资源），之后总保持在150m水库水位以上发电，到4月份汛期开始，为了防洪的需要，发电水位不得高于158.0m，如果遇到暴雨，当电站满发时水位仍然会超过正常蓄水位时，则溢洪道上的闸门开启控制泄洪。在六月下旬，则尽量使库水位蓄到160.0m～161.0m之间，以备灌溉之用。7、8月为灌溉高峰期，9月份有少量灌溉任务，这三个月主要是满足灌溉用水需要，水库水位逐渐下降。在灌溉的同时，坝后电站发电，尾水电站停发，不过在偏丰水年份，尾水电站也可视实际情况适量发电。灌溉季节结束后，水库又开始蓄水，争取高水位发电。按照以上方式运行直到2003年的12月31日止，水库水位又调整为140.0m。水库库容曲线如表4.3-5和图4.3-1。表4.3-5水库库容曲线表库容V(万m3)42590515002327337548836600水位Z(m)13514014515015516016534 图4.3-1水库库容曲线图电量的计算按照1975～2003年共29年系列逐日进行计算，最后得出多年平均发电量。当坝后电站装机容量为3×1000kw，尾水电站装机容量为3×320kw时，电量计算结果如表4.3-6。表4.3-6电站水能计算成果表年份入库水量（万m3）年发电量（万kw.h）泄弃水量（万m3）出库水量（万m3）有效蓄水量（万m3）坝后电站尾水电站197528393.01277.25481.382360.026206.4-377.9197623625.51276.50449.061758.024003.4529.2197713878.0798.13269.470.013348.8-159.3197814027.6843.19286.390.014186.9-610.9197916997.51051.51355.450.017608.3125.6198015617.2839.07296.68795.015491.61154.3198122356.91194.57428.010.021202.6-393.0198222952.31391.11471.260.023345.342.7198321426.71236.74431.670.021384.0-50.3198419147.91063.82371.50795.019198.2534.2198518220.31073.21357.020.017686.1-645.1198615529.01011.88326.500.016174.1832.6198715909.4910.26304.350.015076.8-1189.5198815693.11025.72340.800.016882.6-181.9198917720.21086.26361.380.017902.11131.3199022247.51245.46426.260.021116.2-23.3199118051.61120.32364.870.018074.9-1948.5199220545.31250.35441.96600.022493.8375.4199319132.81073.74378.650.018757.41950.3199430456.31519.67528.472350.028529.2-615.4199518258.01161.32381.440.018895.7224.4199616385.0930.42314.12600.016160.61042.8199726599.91611.31515.910.025557.1-3502.2199818813.91289.14451.030.022343.02938.2199927927.21142.31464.112000.024991.0582.7200021011.51189.38400.28600.020428.8-1667.6200120230.31226.64401.672000.021897.91181.6200232731.01528.75561.783720.031549.4-3468.434 200314079.51047.26354.230.017547.8-377.9合计587963.433415.2711515.7317578.0588040.0-76.6年均20274.61152.25397.09606.1420277.244.3.5装机容量选择本次初步设计对坝后电站装机容量3×630kW、3×1000kW、3×1250kW三个方案进行比较，各方案的水能指标、土建、机电指标见表4.3-8。为了充分利用水资源，配合坝后电站运行工况，按照与坝后电站相应的流量确定装机容量3×250+1×320kW。经技术经济比选，推荐坝后电站装机规模为3×1000kW，尾水电站装机规模为3×250+1×320kW，主要经济技术指标如下：装机容量：4070kW年发电量：1549万kW·h装机利用小时数：3806h经济内部收益率：21.54%财务内部收益率：21.68%投资回收期：6.6年本阶段，对机组台数及机型进行了比选，从定型产品及投资经济性等方面，最终选定本电站装机为3×1000kW，总容量3000kW。表4.3-6坝后电站装机容量技术经济比较表方案项目方案1方案2方案3基本参数装机容量(kW)3×6303×10003×1250保证出力(kW)408408408年发电量(万kWh)884.071152.251171.63年利用小时(h)46783841312434 年均废弃水量(万m3)5264606218收入增加电量差(万kWh)/268.1819.38收入差额(万元)/67.054.85投资增加厂房投资增加(万元)/50.2834.40机电设备投资增加(万元)/80.00120.00其它投资增加(万元)/24.2838.98投资增加合计(万元)/154.56193.38差额内部收益率△IRR(%)/16.76>109.53<10根据技术经济评价准则，方案2为较优方案。因此选定洋泉水库坝后电站的装机容量为3×1000kW，其多年平均发电量为1152.25万kWh，年利用小时数为3841h。为了充分利用水资源，配合坝后电站运行工况，按照与坝后电站相应的流量确定装机容量3×250+1×320kW，其多年平均发电量为396.75万kWh，年利用小时数为3708h。4.3.7水轮机额定水头和机组机型选择4.3.7.1坝后电站按有效库容重心法求得上游水库平均水位为155.9m，下游水位取127.50m，则平均毛水头为28.4m，考虑一定的水头损失后，取额定水头为27m。水电站装机容量3×1000kW，经比较，选定机组机型为混流式机组，水轮机型号为HL820-WJ-84，其主要参数如表4.3-7：表4.3-7坝后电站水轮机主要参数表水机型号HL820-WJ-84单机容量N(kW)1000水轮机出力N(kW)1139额定水头Hr(m)2734 转轮直径D184额定转速n(r/min)500飞逸转速nR(r/min)1044额定流量Q(m3/s)4.7额定点效率η91.5最高效率η(％)91.54.3.7.2尾水电站上游平均水位为127.5m，下游水位取115.0m，则平均毛水头为12.5m，考虑一定的水头损失后，取额定水头为11m。水电站装机容量3×250kW+1×320kW，经比较，选定机组机型为轴流式机组，水轮机型号为ZDJP502-LH-80和ZD550-LH-100，其主要参数如表4.3-8：表4.3-8尾水电站水轮机主要参数表水机型号ZDJP502-LH-80(3台)ZD550-LH-100(1台)单机容量N(kW)250320水轮机出力N(kW)300385额定水头Hr(m)1111转轮直径D180100额定转速n(r/min)500428.6飞逸转速nR(r/min)800850额定流量Q(m3/s)3.13.9额定点效率η89.891.5最高效率η(％)89.891.54.4泥沙坝址以上泥沙主要来源于降水对流域表土的侵蚀，因此泥沙主要集中在汛期，由于坝址以上流域植被条件较好，使得宜水含沙量较小，为少沙河流。34 34 5水工建筑物5.1工程概况洋泉水库电站，位于湖南省常宁市洋泉镇境内，距县城25km。在湘江一级支流——宜水中游，坝以上控制流域面积，145km2，约占宜水流域面积的13.7%，水量充沛，水力资源比较丰富，工程为宜水流域规划制定的梯级电站之一，是一座具有灌溉、防洪、发电、供水等综合效益显著的水利枢纽工程。枢纽工程主要由大坝、引水工程、电站厂房等建筑物所组成。工程等别为Ⅲ等工程，主要永久建筑物为3级，次要建筑物为4级，大坝洪水标准：设计洪水为100年一遇，校核洪水为1000年一遇。大坝属粘土心墙砂壳坝，坝轴线长度为573m，坝顶高程163.5m，坝高49.5m，坝左岸设进水闸，进水闸后接灌溉发电涵，布置较简洁。压力管道采用正向布置，厂房轴线垂直于压力管轴线，升压站布置于厂房下游侧。正常蓄水位为161.0m，相应库容5225万m3，校核洪水位161.74m，设计洪水位161.05m。坝顶面可用交通公路，连接两岸形成交通网络。坝后电站厂房位于大坝右下方，其尺寸为35.6×14.2m（长×宽），原设计总装机容量为1890kW，装有3台630kW混流式水能发电机组，设计水头27m，最大水头32.5m，最小水头15m，单机最大引用流量3.12m3/s，设计年发电量900万kW·h。尾水电站厂房位于灌溉渠首右下方，其尺寸为23.54×8.48m（长×宽），原设计总装机容量为750kW，装有2台250kW和2台125kW定浆式水能发电机组，设计水头11m，最大水头12.8m，最小水头7m，单机最大引用流量3.02m3/s，设计年发电量300万kW·h。43 5.2设计依据5.2.1工程等级与洪水标准洋泉水库电站是一座具有灌溉、防洪、发电、供水等综合效益显著的水利化枢纽工程，目前设计装机为2640kW，扩建后将达到3960kW。根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000第2.1.1条、2.2.1条和《防洪标准》GB50201-94第6.1.2条和6.2.1条的规定，属Ⅲ等工程，其主要建筑物为3级，次要建筑物为4级；设计洪水标准为100年一遇，校核洪水标准为1000年一遇。5.2.2依据的主要规程规范及文件1、依据的主要规程规范（1）《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000）；（2）《防洪标准》（GB50201-94）；（3）《水工混凝土结构设计规范》（SL/T191-96）;（4）《水工建筑物荷载设计规范》（DL5077-1997）;（5）《水电站厂房设计规范》（SL266-2001）；（6）《小型水电站技术改造规程》（SL193-97）。(7)《小型水力发电站设计规范》(GB50071—2002)(8)《小型水电站初步设计编制规程》(SL/T179-96)(9)《水工隧洞设计规范》(SL279-2002)(10)《浆砌石坝设计规范》(SL25-91)(11)《水电站压力钢管设计规范》(SL/281-2003)(12)《水电站进水口设计规范》(SL253-2000)(13)《水利水电工程施工组织设计规范》(SL303-2004)2、依据文件（1）《农村水电增效扩容改造项目初步设计指导意见》43 （1）《水力计算手册》5.3引水系统过流能力复核及水头损失计算洋泉水库大坝除险加固工程于2002年完成了大坝的除险加固工作，除险加固项目中包括了灌溉发电涵洞进行了钢板内衬处理，涵洞取水口闸门改造，目前，运行情况良好。坝后电站引水工程由取水口、压力管道等组成。取水口为塔式取水口铸铁平板闸控制。涵洞为原设计为钢筋砼压力涵，除险加固时对其进行了内衬了钢板处理，涵洞进口底板高程130.5m，总长206m，内径1.65m，发电分岔管内径1.0m。引水工程除险加固后运行良好。式中：Z1、Z2——上、下游水位，m；v1、v2——上、下游过流断面流速，m/s；A1、A2——上、下游过流断面面积，m2；hf——沿程水头损失的总和，m；hj——沿程水头损失的总和，m；坝后电站引水系统过流流量计算及额定流量统计如表5.3-1所示。表5.3-1引水系统过流流量计算及额定流量统计表引水系统过流流量（单机m3/s）额定流量（单机m3/s）正常蓄水位最小发电水位原设计增容后2520.89.3614.1通过计算可得：坝后电站在水库正常蓄水位161m、水库水位151m工况下引水系统43 过流能力均大于原设计及增容后的发电引用流量要求，故坝后电站引水系统过流能力满足要求。尾水电站引水工程由压力前池、压力管道等组成。压力管道原设计为钢筋混凝土结构，圆形断面，长度为11m，内直径为1.1m。压力管道进口底板高程112.46m。式中：Z1、Z2——上、下游水位，m；v1、v2——上、下游过流断面流速，m/s；A1、A2——上、下游过流断面面积，m2；hf——沿程水头损失的总和，m；hj——沿程水头损失的总和，m；坝后电站引水系统过流流量计算及额定流量统计如表5.3-1所示。表5.3-1引水系统过流流量计算及额定流量统计表引水系统过流流量（m3/s）额定流量（m3/s）压力前最高水位压力前池最低水位原设计增容后2520.89.0613.2通过计算可得：坝后电站在压力前池水位128.5m、水位127m工况下引水系过流能力均大于原设计及增容后的发电引用流量要求，故坝后电站引水系统过流能力满足要求。5.4压力管道管壁厚复核坝后电站压力钢管的钢板采用A3镇静钢，其力学性能主要指标为：屈服点σs≥235Mpa，抗拉强度σb=370Mpa。压力钢管的壁厚由工43 作厚度及锈蚀裕量两部分组成,压力钢管的工作壁厚计算如下:式中:H设-考虑水击上升值的计算水头(m)；D—钢管直径（m）；φ—焊接系数，取0.90;[σ]—容许应力，[σ]=235×0.8=188MPa因未计入其它荷载，将允许应力降低20%，取0.8×0.55σs，取值为103Mpa;在水库正常蓄水位161m时，根据压力钢管的布置参数，得出压力钢管的岔管处的工作静水头最大，初步考虑30%的水击压力上升值，计算的最大壁厚为9mm。而内衬钢板的厚度为10mm，并且钢管外还有钢筋砼管，压力钢管壁厚能满足强度要求。5.5厂房稳定及应力复核5.5.1坝后电站厂房稳定及应力复核5.5.1.1更新改造内容坝后电站厂房位于大坝左下方，其尺寸为35.6×14.2m（长×宽），原设计总装机容量为1890kW，装有3台630kW的混流式水能发电机组，设计水头27m、最小水头15m、最大水头32.5m、单机额定引用流量3.12m3/s。本次工程设计针对更换机电设备的相关建筑物结构进行安全复核，根据业主的要求，考虑到电站现有设备的实际情况以及土建工程等因素，本次改造主要是在保持水工建筑物基本不变的前提下，对1#、2#、3#机组进行增效扩容改造，更换发电机组；43 更新励磁装置；提高监控系统自动化程度，更新机组全套自动化原件；更新调速器及油压装置；更新全厂公用辅助系统设备，保证发电机的容量与水轮机配套；更换说有电气设备以满足机组增容后的要求；增加计算机监控系统，提高自动化程度；更新金属结构设备，压力钢和蝴蝶阀；更新消防给水系统和消防应急照明安全疏散指示系统；电缆层增设紧急排水设备和通风设备。设备更新后为3台装机容量1000kW机组，总装机容量3000kW，新机组单额定水头27m、最小水头32.5m、最大水头15m、单机额定引用流量4.7m3/s。5.5.1.2计算分析（1）动力和静力稳定分析坝后水电站厂房为坝后地面厂房，采用卧轴式水轮发电机组，机组轴线与厂房纵轴线平行，机组重量全部落在大体积钢筋砼上，根据厂房初步设计成果，基座重量8370KN，是机组重量的18.6倍，因此机组震动很小，不必进行动力和静力稳定计算。（2）抗浮和抗滑稳定分析厂房为坝后电站，所受浮力和水平推力相对于竖向力来说可谓很少，故不必进行抗浮和抗滑稳定分析计算。（3）地基稳定分析根据《建筑地基基础设计规范》（GB5007-2002），本厂房为单层单跨排架结构的一般工业厂房，地基基础设计等级为丙级；厂房排架柱柱距4.5m，厂房跨度13.6m，吊车额定起重量10t，持力层为岩石，地基承载力特征值fak=1000KPa，属可不作地基变形计算的建筑物。根据厂房建筑及结构初步设计成果，基底应力设计值为σ43 min=126.5kPa,σmax=185.4kPa均小于fa=1000kPa。满足地基允许承载力要求。（4）整体稳定分析厂房稳定控制因素是地基，而影响地基稳定的主要因素是地基变形。地基的刚度就是地基抵抗变形的能力,表现为土的软硬或压缩性。本厂房为岩石地基，地基分布均匀,不可压缩或压缩性微小,因此基础不会产生挠曲,上部结构也不会因基础不均匀沉降而产生附加应力。在这种情况下,厂房结构体系中上部结构、基础和地基三者间共同作用的相互影响很微弱,以上将上部结构、基础和地基三者分割开来分别进行厂房稳定分析的方法是可靠的,因此厂房整体稳定也是满足规范要求的。5.5.2尾水电站厂房稳定及应力复核5.5.2.1更新改造内容尾水电站厂房坝后电站尾水下游、灌溉渠首右下方，位于大坝左下方，其尺寸为35.6×14.2m（长×宽），原设计总装机容量为750kW，装有2台250kW和2台125kW的轴流式水能发电机组，设计水头11m、最小水头7m、最大水头12.8m、单机额定引用流量3.12m3/s。43 本次工程设计针对更换机电设备的相关建筑物结构进行安全复核，根据业主的要求，考虑到电站现有设备的实际情况以及土建工程等因素，本次改造主要是在保持水工建筑物基本不变的前提下，对1#、2#机组进行设备更新，对2#、3#机组进行设备更新增效扩容改造，更换发电机组；更新励磁装置；提高监控系统自动化程度，更新机组全套自动化原件；更新调速器及油压装置；更新全厂公用辅助系统设备，保证发电机的容量与水轮机配套；更换说有电气设备以满足机组增容后的要求；提高自动化程度；增设起吊设备；更新消防给水系统和消防应急照明安全疏散指示系统。设备更新后为3台装机容量250kW机组和1台装机容量320kW机组，总装机容量1070kW，新机组单额定水头11m、最小水头7m、最大水头18.8m、单机额定引用流量分别为3.1m3/s和3.9m3/s。5.5.2.2计算分析（1）动力和静力稳定分析电站厂房为地面厂房，采用轴流式水轮发电机组，机组重量全部落在大体积钢筋砼上，根据厂房初步设计成果，基座重量861KN，是机组重量的21.6倍，因此机组震动很小，不必进行动力和静力稳定计算。（2）抗浮和抗滑稳定分析电站为引水式电站，厂房所受浮力和水平推力相对于竖向力来说可谓很少，故不必进行抗浮和抗滑稳定分析计算。（3）地基稳定分析根据《建筑地基基础设计规范》（GB5007-2002），本厂房为单层单跨排架结构的一般工业厂房，地基基础设计等级为丙级；厂房排架柱柱距5m，厂房跨度7.88m，额定起重量5t，持力层为岩石，地基承载力特征值fak=1000KPa，属可不作地基变形计算的建筑物。根据厂房建筑及结构初步设计成果，基底应力设计值为σmin=114.3kPa,σmax=175.4kPa均小于fa=1000kPa。满足地基允许承载力要求。（4）整体稳定分析厂房稳定控制因素是地基，而影响地基稳定的主要因素是地基变形。地基的刚度就是地基抵抗变形的能力,43 表现为土的软硬或压缩性。本厂房为岩石地基，地基分布均匀,不可压缩或压缩性微小,因此基础不会产生挠曲,上部结构也不会因基础不均匀沉降而产生附加应力。在这种情况下,厂房结构体系中上部结构、基础和地基三者间共同作用的相互影响很微弱,以上将上部结构、基础和地基三者分割开来分别进行厂房稳定分析的方法是可靠的,因此厂房整体稳定也是满足规范要求的。5.5工程量统计本次增效扩容改造工程涉及的建筑工程项目主要有更换机组、电气设备与开关站等的砼拆除、砼浇筑，厂房破损与防漏等整改，工程量如表5.5-1所示。表5.5-1建筑工程工程量统计表序号工程或费用名称单位数量一厂房工程　　(一)主厂房　　1砼拆除m31202砼浇筑m31203钢筋制安t8.64厂房装修　　　内墙m22678.0　外墙m21834.2　地面m21006.2（二）副厂房　　　内墙m2456.0　外墙m2360.3　地面m2242.0二开关站　　　砼浇筑m3131.643 6水力机械6.1概述洋泉水库电站工程位于湘江一级支流宜水的中游常宁市洋泉针境内，是宜水河上规划梯级之一,距县城25公里，原装机7台总容量为2640KW,是以灌溉为主，兼顾防洪、发电、供水等效益为一体的综合性水利枢纽工程，工程于1973动工，1975年第一台机组投入使用。洋泉水库电站已运行了三十多年，至今，由于设备严重老化，设备技术陈旧，设备多带病维持运转，漏油、漏水严重，机组效率低下，不能满发超发；电站安全运行也受很大影响，机组、电气设备更新改造已刻不容缓。6.2坝后电站6.2.1电站基本参数6.2.1.1水位校核洪水位:161.74m设计洪水位:161.05m正常蓄水位:161.0m6.2.1.2水头最大水头：32.5m平均水头：26m设计水头：27m最小水头：15m6.2.1.3装机容量装机容量3000kW74 多年平均发电量1152kW·h年利用小时数3840小时6.2.2机组选型6.2.2.1现有机组情况坝后电站现有装机为3×630KW混式水轮发电机组，水轮机型号为HL-WJ-240,配SFW630-48/364发电机。发电机为苏联上世纪70年代产品，水轮机为凌陵水电设备厂上世纪70年代产品。原有水轮机参数如下：水轮机型号：HL-WJ-240最大水头：m额定水头：27m最小水头：m水轮机出力：KW设计流量：m3/s最大流量：m3/s额定转速：r/min飞逸转速：r/min发电机型号SFW额定定容量（KVA/KW）额定电压（V）6300额定电流（A）255额定频率（Hz）50额定功率因数0.974 额定转速（r/min）125飞逸转速（r/min）355相数3机组运行至今，主要问题为：水轮机锈蚀、气蚀严重，单位流量偏小，不能充分利用电站现有水能资源，发电机设备严重老化，因此建议对水轮发电机进行增容换代改造。6.2.2.2水轮机基本参数改造后水轮机型号为HL820-WJ-84其基本参数如下：（1）模型参数：使用水头范围（m）：13-30最优单位转n10(r/min)：203最优单位流量Q10(m3/s)：2.15限制工况单位流量Q10(m3/s)：3.7最高效率ηmax(%):92.3（2）水轮机设计参数转轮直径D1(m):0.84额定水头Hr(m):27额定流量Qr(m3/s)：4.7额定转速nr(r/min)：500额定点效率ηr(%):91.5额定出力P(%):1139（3）运行工况范围额定点单位流量Q1(m3/s)：3.493额定点单位转速N1(r/min)：227最大水头对应单位转速Nmax(r/min)：201.174 最小水头对应单位转速Nmin(r/min)：333.45（4）额定点空化系数：2.5（5）吸出高度(m):-3.26.2.2.3发电机基本参数发电机型号SFW1000-12/1430额定定容量（KVA/KW）1050/1000额定电压（V）6300额定电流（A）300.4额定频率（Hz）50额定功率因数0.9额定转速（r/min）500飞逸转速（r/min）403相数3励磁方式静止可控硅励磁测速方式残压测速飞轮力矩（KN.M2）850轴承润滑冷却方式外循环冷却发电机冷却通风方式密闭强迫冷却通风电机旋转方向顺水流视顺时针6.2.3机组安装高程复核6.2.4调速器、油压装置的选择电站原有调速器为SKDST-8074 型集成电路电液调速器，由于电液转换器常卡阻，运行几年后就已将电液转换器退出，现在只能手动运行，由于该调速器自动化程度低，不协联，故障率高，动作缓慢，可靠性差，影响到机组的出力和正常运行,建议更换成YWT数字可编程调速器,主要参数如下：(1)调速器型号：YWT-1000主配压阀直径80mm额定工作油压2.5MPa(2)油压装置型号:HYZ-1.6/2.5额定油压2.5MPa压力油箱容积1.6m36.2.5水机附属设备选择进水阀结合常见产品系列，水轮机进水压力钢管直径为Φ1200mm。选用D971X-6，DN=φ1200型闸阀3台。6.2.6起重设备厂内起重设备的选择复核电站原有主厂房原有的LD-10T型起重机一台，根据电站所选定机组资料,机组最重部件重量为8.5t，满足改造要求，本次改造不作更改。6.2.7公用辅助设备6.2.7.1油系统坝后电站未透平油及绝缘油系统，本次改造增设油系统。(1)透平油系统74 供油主要对象为：a、调速器用油,油压装置压力油槽、储油槽等。b、润滑用油；机组各轴承润滑用油；机组各横向轴承静压起动和停机用油。由于透平油用量很小，本电站不设专门的透平油库和油处理及油化验设备，透平油系统设2台0.5m3的移动油车,一个作为净油罐用,另一个作为运行油罐用，并配备3个3m3油罐。(1)绝缘油系统与透平油系统共用设备。6.2.7.2压缩空气系统本站采用高压气作为机组紧急制动和检修吹扫，选用一台移动V-0.67/7空气压缩机。6.2.7.3供水系统技术供水供水系统的供水对象包括推力轴承和导轴承。发电机空气冷却器、采用蜗壳取水方式，在每台机组蜗壳处设有1个取水口，采用管径为φ20的钢管，其后设置逆止阀再分别向推力轴承和导轴承供水。6.2.7.4排水系统主厂房电缆层设置渗漏水集水井，由于机组渗漏水量较少，集水井容积定为150×2400×1000mm3，采用自流排水。为防止尾水池的大量水渗透到电缆层，设置电动闸阀紧急排水。6.2.7.4水力监测系统为了掌握电站运行情况，使机组经济、安全运行，结合电站监控系统的要求，本站只监测上下游水位、压力管进口压力等监测项目，选用2套带水位传感器的WSC-1J0-162m水位测量仪。74 6.2.8水力机械主要设备布置主机室内布置3台混流式水轮发电机组，机组安装高程130.38m，地面高程129.4m，尾水池底高程125.0m。在每台水轮机进水侧布置1台主阀，在水轮机进水侧布置调速器等设备。在厂房尾水侧布置同期、测量、保护屏，励磁屏及厂用动力屏。电缆层布置电缆、厂用变和励磁变。该站不设专门的检修车间和电工实验室。水力机械设备布置详见电站厂房平面布置图及剖面图。6.2.9附表坝后电站水力机械部分主要设备清单见附表6-1。附表6-1坝后电站水力机械专业主要设备清单序号设备名称设备型号规格单位数量备注一主机设备1水轮机HL820-WJ-84，额定出力1139kW，额定转速500r/min,　额定流量4.7m3/s台32发电机SFW1000-12/1430，额定容量1000kW，额定电压6300V，额定电流300.4A，额定转速500r/min台33调速器YWT-1000台34油压装置HYZ-1.6/2.5台45自动化元件套3二辅助设备(一)起重设备不作改造(二)技术供水系统1闸阀D971X-6，DN=φ1200台32逆止阀H44H-16CDN20台6(三)排水系统1渗漏排水泵LS80-50-20015kWH=28.9，N=30kW台2(四)压缩空气系统1高压气机V-0.67/7台1(五)测量监视系统1水位测量仪WSC-1J套2带水位传感器(六)油系统1油罐3m3个3层内立式2移动油车0.5m3台274 6.3尾水电站6.3.1电站基本参数6.3.1.1水位最高水位:115.5m最低水位:114.0m正常水位:114.6m6.3.1.2水头最大水头：115m平均水头：114.5m设计水头：11m最小水头：114m6.3.1.3装机容量装机容量1070kW多年平均发电量397KW·h年利用小时数3710小时6.3.2机组选型6.3.2.1现有机组情况尾水电站现有装机为2×2500KW和2×125KW轴流水轮发电机组，水轮机型号为HL-WJ-240,配SFW630-48/364发电机。发电机为上世纪70年代产品，水轮机为凌陵水电设备厂上世纪70年代产品。原有水轮机参数如下：水轮机型号：ZD560-HL-80最大水头：m额定水头：11m74 最小水头：m水轮机出力：KW设计流量：m3/s最大流量：m3/s额定转速：r/min飞逸转速：r/min发电机型号SFW额定定容量（KVA/KW）额定电压（V）400额定电流（A）255额定频率（Hz）50额定功率因数0.9额定转速（r/min）125飞逸转速（r/min）355相数3机组运行至今，主要问题为：水轮机锈蚀、气蚀严重，单位流量偏小，不能充分利用电站现有水能资源，发电机设备严重老化，因此建议对水轮发电机进行增容换代改造。6.3.2.2水轮机基本参数改造后水轮机型号为ZD-HL-80其基本参数如下：（1）模型参数：使用水头范围（m）：13-30最优单位转n10(r/min)：203最优单位流量Q10(m3/s)：2.1574 限制工况单位流量Q10(m3/s)：3.7最高效率ηmax(%):92.3（2）水轮机设计参数转轮直径D1(m):0.84额定水头Hr(m):27额定流量Qr(m3/s)：4.522额定转速nr(r/min)：428.6额定点效率ηr(%):91额定出力P(%):250（3）运行工况范围额定点单位流量Q1(m3/s)：3.493额定点单位转速N1(r/min)：227最大水头对应单位转速Nmax(r/min)：201.1最小水头对应单位转速Nmin(r/min)：333.45（4）额定点空化系数：2.5（5）吸出高度(m):-3.26.3.2.3发电机基本参数发电机型号SFW额定定容量（KVA/KW）1250/1000额定电压（V）6300额定电流（A）300.4额定频率（Hz）50额定功率因数0.9额定转速（r/min）136.474 飞逸转速（r/min）403相数3励磁方式静止可控硅励磁测速方式残压测速飞轮力矩（KN.M2）850轴承润滑冷却方式外循环冷却发电机冷却通风方式密闭强迫冷却通风电机旋转方向顺水流视顺时针6.3.3机组安装高程复核6.3.4调速器、油压装置的选择电站原有调速器为SKDST-80型集成电路电液调速器，由于电液转换器常卡阻，运行几年后就已将电液转换器退出，现在只能手动运行，由于该调速器自动化程度低，不协联，故障率高，动作缓慢，可靠性差，影响到机组的出力和正常运行,建议更换成YWT数字可编程调速器,主要参数如下：(1)调速器型号：YWT-80/25主配压阀直径80mm额定工作油压2.5MPa(2)油压装置型号:HYZ-1.6/2.5额定油压2.5MPa压力油箱容积1.6m374 6.3.5水机附属设备选择进水阀结合常见产品系列，选用D96X-16-φ1000型蝶阀3台，VSSJF型伸缩节，φ=1000。6.3.6起重设备厂内选用CD15-95T电动葫芦起吊设备。6.3.7公用辅助设备6.3.7.1油系统尾水电站未透平油及绝缘油系统，本次改造增设油系统。(1)透平油系统供油主要对象为：a、调速器用油,油压装置压力油槽、储油槽等。b、润滑用油；机组各轴承润滑用油；机组各纵向轴承静压起动和停机用油。由于透平油用量很小，本电站不设专门的透平油库和油处理及油化验设备，仅采用油桶作储油和循环过滤用。(2)绝缘油系统与坝后电站绝缘油系统共用设备。6.3.7.2压缩空气系统本站荡检修吹扫用气，与坝后电站共用一台移动V-0.67/7空气压缩机。6.3.7.3供水系统技术供水供水系统的供水对象包括推力轴承和导轴承。发电机空气冷却器、74 采用蜗壳取水方式，在每台机组蜗壳处设有1个取水口，采用管径为φ20的钢管，其后设置逆止阀再分别向推力轴承和导轴承供水。6.3.7.4排水系统主厂房电缆层设置渗漏水集水井，由于机组渗漏水量较少，集水井容积定为150×2400×1000mm3，采用自流排水。为防止尾水池的大量水渗透到电缆层，设置电动闸阀紧急排水。6.3.8水力机械主要设备布置厂房内布置3台轴流式水轮发电机组，机组安装高程116.5m，地面高程119.36m。在每台水轮机进水侧布置1台主阀，在水轮机上游侧布置调速器等设备。水力机械设备布置详见坝后电站厂房平面布置图及剖面图。6.3.9附表尾水电站水力机械部分主要设备清单见附表6-2。附表6-2尾水电站水力机械专业主要设备清单序号设备名称设备型号规格单位数量备注一主机设备1水轮机ZD560-LH-80，额定出力2500kW，额定转速428.6r/min,　额定流量4.522m3/s台42发电机SFW250-14/990，额定容量250kW，额定电压400V，额定电流300.4A，额定转速428.6r/min台43调速器YT-600台4二辅助设备(一)起重设备1电动葫芦CD15-95T台12工字钢150am18(二)技术供水系统1自流供水台(三)排水系统1检修排水在引室安装放水管根474 7发电机及其它电气设备7.1电气一次7.1.1概况洋泉水库电站建成于1971年，电站已运行近41年，电气设备已经老化，技术水平和质量水平比较落后，属于落后、淘汰的产品，部分电气设备已经停止生产，电气设备的零配件在市场上难以购买。电气设备老化严重，一旦出现电气故障或短路事故，有可能会给现有的电站电器设备造成很大的损害。电力系统经过近20年的发展，电网的结构和系统与初建电站时有了很大的变化。在本次增容改造中，将根据现行的电力系统资料和机组资料，根据新的设计规范，对电站现有的电器设备予以改造设计。7.1.2电气主接线本次增容改造拟增加1#、3#发电机的容量，每台发电机由原来的2500KW增加到3000KW，原有电站电气主接线方案符合接线简单、供电可靠、操作检修方便及节约投资的设计原则，拟维持原有电气主接线方案不变。根据增容改造的需要和目前电力系统的实际情况对现有电气设备进行复核，对部分电气设备进行更换。74 7.1.3短路电流计算（1）短路电流计算用接线图（2）原始数据1#3#机组发电机参数：额定电压均为6.3kV；改造后的额定功率为3000MW，功率因数为0.9。改造后Xd″为0.18（厂家提供）。2#、4#机组发电机参数：额定电压均为6.3kV；额定功率为2500MW，功率因数为0.9。Xd″为0.18（厂家提供）主变压器参数：1#变压器：容量ST=6.3MVA,Uk%=7.5%；1#变压器：容量ST=8.0MVA,Uk%=7.5%；系统参数：荣桓电站到杨林35KV变电站的35KV线路为LGJ-95,5.5KM，74 荣桓电站到杨林35KV变电站的断路器开断电流为31.5KA。荣桓电站到草市35KV变电站的35KV线路为LGJ-95,10KM，荣桓电站到草市35KV变电站的断路器开断电流为31.5KA。（3）基准参数选取：基准容量:Sb=100MVA，Ub=Up（4）电抗计算采用标么值计算，计算过程中省去符号“*”各电器元件电抗计算公式发电机电抗计算公式：上式中：-------发电机次暂态电抗标么值%-------发电机次暂态电抗百分值-------基准容量-------发电机额定容量变压器电抗计算公式：上式中：-------变压器次暂态电抗标么值%-------变压器次暂态电抗百分值-------基准容量-------变压器额定容量电抗器电抗计算公式：上式中：-------电抗器电抗标么值%-------电抗器次暂态电抗百分值-------电抗器额定电压74 -------电抗器额定电流-------基准容量-------基准电压线路电抗计算公式：上式中：-------线路电抗标么值-------单位长度线路电抗-------线路长度-------基准容量-------基准电压（3）水轮发电机运算曲线74 74 74 （4）短路电流计算成果表设定值短路电流计算数据顺序号短路点平均电压电源名称额定电流t=0st=0.2st=∝s短路冲击电流短路全电流最大有效值短路容量Up　In标么值有名值标么值有名值标么值有名值ichIshS〞　I*I〞I*0.2I〞0.2I*∝I〞∝　　　　　KVKA　KA　KA　KAKAKAMVA1f16.3Gx19.16　4.173　4.173　4.17310.6416.342　Gx29.16　2.562　2.562　2.5626.5333.894　G1、G20.286.1271.7154.11.1483.0810.8624.3732.606　∑G1-20.56　3.43　2.296　　　　　G3、G40.286.1271.7154.11.1483.0810.8624.3732.606　∑G3-40.563.432.2963.0811.7258.7465.213　1f26.3Gx19.16　5.178　5.178　5.17813.2037.87　Gx29.16　3.178　3.178　3.1788.1034.83　G1、G20.280.48550.1350.4910.1370.4920.1370.3440.205　∑G1-20.56　0.27　0.274　0.274　　　G3、G40.286.1271.7154.11.1483.0810.8624.3732.606　∑G3-40.563.432.2961.7248.7465.213　1f337Gx11.560.71　12.62　12.621.811.079　Gx21.56　12.62　12.62　12.6232.18119.182　G1、G20.044.46850.1783.4330.1373.1510.1260.4530.27　∑G1-20.09　0.356　0.274　0.252　　　G3、G40.044.6470.1854.10.1643.0810.1230.4710.281　∑G3-40.090.370.3280.2460.9430.562　74 7.1.4发电机改造设计电站现有水轮机转轮材料为A3钢，经过多年运行，锈蚀、气蚀严重，漏点增加，水头利用率低。本次改造设计后，水轮机转轮材料改为不锈钢转轮，减轻了转轮重量，减少了水头损失，提高了水力效率。换用新型水轮机转轮及发电机组后，1#、3#发电机由原来的2500KW[原型号为SFWG2500-48/3640]更新为型号为SFWG3000-44/3640，功率为3000kW。厂家提供的改造后的发电机参数：1.型号SFWG3000-44/36402.额定容量（KVA/KW）3330/30003.额定电压（V）63004.额定电流（A）300.45.额定频率（Hz）506.额定功率因数0.97.额定转速（r/min）136.48.飞逸转速(r/min)4039.相数312.励磁方式静止可控硅励磁13.测速方式残压测速14.飞轮力矩（KN.M2）85015.轴承润滑油牌号L-TSA4616.轴承润滑冷却方式外循环冷却17.发电机冷却通风方式密闭强迫冷却通风18.电机旋转方向顺水流视顺时针19.制动气压（MPa）0.720.制动时间（min）27.1.5发电机断路器、隔离开关的复核与选择发电机断路器复核与选择：现有断路器的型号：SN10-10I/600A1.工作电压复核：Uen.max=11KV≥Uw.max=7.25KV，工作电压满足设计要求。74 2.工作电流复核：In=600A≥Iw=301A，满足要求。3.开断电流复核：经计算：Iqs·lim=16KA≥ish=10.354KA，满足要求。4.动稳定校验：经计算：Iqs·lim=40KA≥ish=30.74KA，满足要求。5.热稳定校验：Qkt≤I2entORIen≥Id经计算：Ien=16KA≥Id=10.354KA，满足要求。现有隔离开关的复核：现有的隔离开关型号为：GN19-10/600A1．工作电压复核：Umax=11KV≥Uw=7.25KV，工作电压满足设计要求。2.工作电流复核：本回路In=600A≥Iw=301A满足要求。3.动稳定校验：经计算：Iqs·lim=50KA≥ish=30.74KA，满足要求。4.热稳定校验：Qkt≤I2entORIen≥Id经计算：Ien=20KA≥Id=10.354KA，满足要求。经复核计算，现有隔离开关主要电气参数满足复核计算要求。现有断路器、隔离开关均能满足设备复核要求。考虑到现有SN10-10已属国家淘汰产品、已运行近20年，现有固定式开关柜维护、检修工作量较大，柜内部分电器元件老化严重，现有的断路器不能满足现行设计规范设备选择的要求。本次改造工程拟将现有的GG-1A固定式开关柜更新为KYN28-12型金属铠装移开式高压开关柜，断路器更新为VS1-12/630A真空断路器。经选型计算，VS1-12/630A真空断路器能满足目前及改造后电站设计要求。74 7.1.6发电机母线隔离开关的复核与选择现有隔离开关的复核：现有的隔离开关型号为：GN9-10/600A1．工作电压复核：Umax=11KV≥Uw=7.25KV，工作电压满足设计要求。2．工作电流复核：本回路In=600A≥Iw=602A基本满足要求。3．动稳定校验：经计算：Iqs·lim=50KA≥ish=30.74KA，满足要求。4．热稳定校验：Qkt≤I2entORIen≥Id经计算：Ien=20KA≥Id=10.354KA，满足要求。经复核计算，现有隔离开关主要电气参数满足复核计算要求。本次改造设计后，将原有的GG-1A开关柜更新为KYN28-12型开关柜，不改变现有主接线方案。7.1.7发电机母线容量的复核与选择现有发电机母线为采用敞露式三片LMY-63×6.3矩形铝母线排，水平安装。按《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-2005复核，当环境温度30℃时，敞露式三片LMY-63×6.3矩形铝母线排长期允许载流量为910A，满足现行机组额定送出要求。敞露式布置存在运行安全性、可靠性差、安装维护工作量大的缺点。本次更新改造设计方案初部选用同规格的TMY-63×6.3矩形铜母线作为发电机母线，安装在KYN型户内交流金属铠装中置式开关柜内，提高了发电机母线的运行安全性和可靠性，降低了母线维护工作量。发电机中性点引出线原为铝母排，满足设计要求，本次改造中，可更换为同规格铜母排。7.1.8发电机电流互感器、电压互感器容量复核与更新改造设计发电机电流互感器容量复核：1#～4#机组现有的电流互感器为LAJ-10D/0.5，300/5。发电机额定电流为267A(发电机功率为2500KW时),满足容量要求。74 发电机电压互感器容量复核：现有电压互感器为JDZ-6，6/0.1KV电压互感器，满足容量要求。发电机母线电压互感器容量复核：现有电压互感器为JSJW-6型油式电压互感器，满足容量复核要求。本次改造设计拟将现有的的GG-1A间隔式开关柜更新为KYN28-12型金属铠装移开式高压开关柜，将重新选择发电机电流互感器和电压互感器，更新后的发电机电流互感器为LZZBJ9-12，0.5/10P，300/5；更新后的发电机电压互感器为JDZ-106/0.1KV。更新后的发电机母线电压互感器为JDZXF-6。7.1.9导体的复核与选择主变压器低压侧矩形铝排的复核：主变压器低压侧的型号：LMY-63×6.31.载流量复核：本回路KIxu=910A≥Ig=733.1A，满足要求。2．热稳定校验：经计算：=65.1≤S=396mm2，满足要求。发电机输出电力电缆的复核：发电机输出电力电缆的型号：YJLV-3×1851．工作电压复核：Udn.max=11KV≥Uw.max=7.25KV，工作电压满足设计要求。2．载流量复核：经计算：本回路KIen=317A≥Iw.cal=280A，满足要求。3．热稳定校验：经计算：=65.1≤S=185mm2，满足要求。74 经复核计算，现有主变低压侧导电铝排、发电机输出电力电缆均能满足复核计算要求。由于电力电缆已使用近20年，经业主现场检测，存在一定程度的绝缘老化现象，建议在本次工程改造中，更换新的同规格电力电缆。7.1.10主变压器的容量复核与选择电站现有两台主变压器分别为SL7-6300/35、SL7-8000/35。经核算，主变压器的容量能满足现有电站运行的要求。在本次改造工程中不予以更新。7.1.11主变压器高压侧断路器的复核与选择主变压器高压侧断路器的复核：现有断路器的型号：SN10-35/1000A1．工作电压复核：Uen.max=40.5KV≥Uw.max=40.25KV，工作电压满足设计要求。2．按工作电流复核：本回路In=1000A≥Iw=227A满足要求。3．开断电流复核：经计算：Iqs·lim=16KA≤ish=12KA，满足要求。4．动稳定校验：经计算：Iqs·lim=40KA≤ish=30.57KA，满足要求。5．热稳定校验：Qkt≤I2entORIen≥Id经计算：Ien=16KA≤Id=12KA，满足要求。经复核计算，现有主变高压侧断路器主要电气参数满足复核要求。考虑到现有SN10-35已属国家淘汰产品、已运行近20年，现有固定式开关柜维护、检修工作量较大，柜内部分电器元件老化严重，现有的断路器不能满足现行设计规范设备选择的要求。建议本次改造工程予以更新。更换为ZN39-40真空断路器，经选型计算，ZN39-40真空断路器能满足目前及改造后电站设计要求。7.1.12主变压器低压侧断路器、隔离开关的复核与选择SL7-6300/35主变低压侧断路器的复核:断路器型号为：SN10-10III/1000A1.工作电压复核：Uen.max=11KV≥Uw.max=7.25KV，工作电压满足设计要求。2.按工作电流复核：74 本回路In=1000A≥Iw=630A，满足要求。2.开断电流复核：经计算：Iqs·lim=31.5KA≥ish=8.356KA，满足要求。3.动稳定校验：经计算：Iqs·lim=80KA≥ish=21.31KA，满足要求。4.热稳定校验：Qkt≤I2entORIen≥Id经计算：Ien=31.5KA≥Id=8.36KA，满足要求。SL7-8000/35主变低压侧断路器的复核:断路器型号为：SN10-10I/1000A1.工作电压复核：Uen.max=11KV≥Uw.max=7.25KV，工作电压满足设计要求。2.按工作电流复核：本回路In=1000A≥Iw=733A，满足要求。3.开断电流复核：经计算：Iqs·lim=16KA≥ish=8.356KA，满足要求。4.动稳定校验：经计算：Iqs·lim=40KA≥ish=21.31KA，满足要求。5.热稳定校验：Qkt≤I2entORIen≥Id经计算：Ien=16KA≥Id=8.36KA，满足要求。经复核计算，现有断路器满足复核要求。但考虑到在实际中，现有SN10-10已属国家淘汰产品、已运行近20年，已接近产品使用寿命，现有固定式开关柜维护、检修工作量较大，柜内部分电器元件老化严重，建议本次改造工程将现有的GG-1A固定式开关柜更新为KYN28-10型金属铠装移开式高压开关柜，断路器更新为VS1-12/630A真空断路器。经选型计算，VS1-12/630A真空断路器能满足目前及改造后电站设计要求。74 SL7-6300/35主变低压侧隔离开关的复核:隔离开关型号为：GN19-10/1000A1．工作电压复核Umax=11KV≥Uw=7.25KV，工作电压满足设计要求。2．按工作电流复核：本回路In=1000A≥Iw=630A满足要求。3．动稳定校验：经计算：Iqs·lim=50KA≥ish=21.31KA，满足要求。4．热稳定校验：Qkt≤I2entORIen≥Id经计算：Ien=20KA≥Id=8.36KA，满足要求。经复核计算，现有隔离开关满足复核要求。SL7-8000/35主变低压侧隔离开关的复核:隔离开关型号为：GN19-10/1000A1．工作电压复核Umax=11KV≥Uw=7.25KV，工作电压满足设计要求。1.按工作电流复核：本回路In=1000A≥Iw=733A满足要求。2.动稳定校验：经计算：Iqs·lim=50KA≥ish=21.31KA，满足要求。3.热稳定校验：Qkt≤I2entORIen≥Id经计算：Ien=20KA≥Id=8.36KA，满足要求。经复核计算，现有隔离开关满足复核要求。7.1.13送出工程的复核与设备选择目前电站升压站有一回35KV送出线路（杨林线），导线型号为LGJ-95，线路全长5.5KM。本次改造工程拟增加一回从电站至草市变电站的35KV线路，导线型号为LGJ-95（草市线）。74 杨林线导线的复核：导线规格：LGJ-951．按回路持续工作电流校核：经计算，电站送出回路最大持续工作电流Ig=232A≤Ixu=357A查表得LGJ-95长期容许工作电流为357A。满足要求。2．按短路热稳定校验：经计算：=46.7mm2≤S=95mm2，满足要求。经复核计算，现有送出工程架空线路经济电流密度校核不满足改造后单回路送出要求。草市线导线的复核：导线规格：LGJ-951．按回路持续工作电流校核：经计算，电站送出回路最大持续工作电流Ig=232A≤Ixu=357A查表得LGJ-95长期容许工作电流为357A。满足要求。2．按短路热稳定校验：经计算：=28.7mm2≤S=95mm2，满足要求。断路器的复核：现有断路器的型号：SN10-35/1000A1．工作电压复核：Uen.max=40.5KV≥Uw.max=40.25KV，工作电压满足设计要求。2.按工作电流复核：本回路In=1000A≥Iw=232A满足要求。3．开断电流复核：经计算：Iqs·lim=16KA≤ish=7.43KA，满足要求。4．动稳定校验：经计算：Iqs·lim=40KA≤ish=18.94KA，满足要求。5．热稳定校验：Qkt≤I2entORIen≥Id74 经计算：Ien=16KA≤Id=7.43KA，满足要求。经复核计算，现有断路器主要电气参数满足复核要求。考虑到现有SN10-35已属国家淘汰产品、已运行近20年，现有固定式开关柜维护、检修工作量较大，柜内部分电器元件老化严重，现有的断路器不能满足现行设计规范设备选择的要求。建议本次改造工程予以更新。更换为ZN39-40真空断路器，经选型计算，ZN39-40真空断路器能满足目前及改造后电站设计要求。7.1.14厂用电系统本次机组增容改造后，机组自用电负荷基本保持不变，厂用变容量满足要求。为节省改造费用，本次改造建议保留现有厂用电设备予以保留。考虑到在遇特大汛期，县电网解列，在电网无法供电时，为保电厂安全，拟增加200KW柴油发电机组一套，作紧急备用电源，供给排水泵排水，以免淹没厂房。说明：厂用电配电设备现已运行近20年，建议业主委托专业部门对电气设备进行现场安全检验，并出具相应的《电气设备现场安全检测报告》。如不满足电气设备现场安全检验的要求，则必须予以更新。7.1.15无功补偿方案由于电站发电机组的额定功率因数为0.9，电力公司对发电企业的考核指标是发电时功率因数不大于0.8。电站发电机组的无功输出达不到电力公司的要求。为提高电能质量，改善电压质量，增加无功上网电量，达到电力公司对发电企业的考核指标，本次改造设计拟增设一套无功自动补偿装置。根据无功补偿容量的要求和变压器相关参数，提出下列四种无功补偿方案：（见下表）经经济技术比较，拟选用方案三作为本次电站无功补偿改造方案。设备参数：1．SL7-6300/35KV变压器参数：空载损耗：8200W短路损耗：41000W2．SL7-8000/35KV变压器参数：空载损耗：12300W短路损耗：48800W74 3．6-10KV微机型智能多级动态补偿装置参数：高压并联电容器：3600kvar/500kvar额定电压：6-10kV有功损耗：无4．35KV微机型智能多级动态补偿装置参数：高压并联电容器：3600kvar/500kvar额定电压：35kV有功损耗：无5．6-10KVSVC磁阻抗动态无功补偿装置参数：高压并联电容器：3600kvar额定电压：6-10kV配2000kVA磁阻抗动态调节装置平均有功损耗：13170W6．35KVSVC磁阻抗动态无功补偿装置参数：高压并联电容器：3600kvar额定电压：35kV配2000kVA磁阻抗动态调节装置平均有功损耗：14560W74 项目方案一方案二方案三方案四6kV母线侧无功补偿方案35kV母线侧无功补偿方案微机型智能多级动态补偿装置SVC磁阻抗动态无功补偿装置微机型智能多级动态补偿装置SVC磁阻抗动态无功补偿装置无功补偿容量3600Kvar3600Kvar3600Kvar3600Kvar补偿装置预算费用（万元）48736379增加补偿装置后，一年内所增加的主变压器铜损（KW·h)43423434230无增加补偿装置后，补偿装置本身一年内所增加的损耗（KW·h)0115369.20127545.6增加补偿装置后，一年内所增加的损耗（KW·h)43423158792.20127545.6按使用寿命12年计算，12年内所增加的损耗（万KW·h)52.1190.550153.05按使用寿命12年计算，12年内所损耗发电收入（万元）13.5449.54039.79经济比较：综合投资（万元）61.54122.5463118.79技术特征比较：①电容少投切①电容“零”投切①电容少投切①电容“零”投切②无功分级补偿②无功无级补偿②无功分级补偿②无功无级补偿③有功损耗较小③有功损耗较大③没有有功损耗③有功损耗较大④当发电机功率为2750KW/台时，8000KVA的主变容量能满足6KV侧补偿方案的需要。④当发电机功率为2750KW/台时，此补偿方案的能满足无功补偿的需要。⑤当发电机功率增加到2950KW/台时，6300KVA、8000KVA的主变容量均不能满足6KV侧补偿方案的需要。⑤当发电机功率增加到2950KW/台时，此补偿方案的能满足无功补偿的需要。经济技术比较结果　　优选此方案　74 7.1.16电气设备布置增容改造后10kV开关设备选用KYN28-12型户内交流金属铠装中置式开关柜，共计11块柜，均布置在原10kV配电装置的位置，（需拆除原10kV配电装置所有设备）。布置方案详见附图。增容改造后35kV开关设备保留原有GBC-35柜型，将柜内原有SN10-35油式断路器更换为ZN39-40型真空断路器，同时，为增加一回35kV线路增加一台GBC-35(F)-07和一台GBC-35(F)-83开关柜，为增加电容补偿装置增加一台GBC-35(F)-07开关柜，共计9块柜，均布置在原35kV配电装置的位置。布置方案详见附图。高压无功补偿装置布置在室外，占地面积19m×15m。无功补偿装置与室内GBC-35开关柜之间通过电缆连接。布置方案详见附图。7.2电气二次荣桓水电站现有控制保护设备为继电器控制保护系统，已运行近20年。按照现行设计规程要求，拟予以更新为微机综合控制保护系统，按“无人值班（少人值守）”的原则进行设计，电站控制采用全计算机监控系统。通过中控室控制台上操作员工作站能实现对全站主要设备进行一对一的控制操作。电站电气二次设备的设计选型按全计算机监控的要求，根据可靠性与先进性相结合的原则进行。同步电动机拟采用微机励磁装置、电站主要设备的继电保护拟采用微机型保护装置；电站控制电源拟采用微机型高频开关电源和免维护铅酸蓄电池组成的直流电源系统。7.2.1中央控制室中央控制室内计算机台上布置有计算机监控系统操作员工作站、打印机。有机组控制保护柜、开关站及公用设备LCU柜、综合保护柜、直流柜布置在现有对应设备拆除的位置。7.2.2计算机监控系统电站计算机监控系统采用全分布开放式结构，从结构上分为电站级和现地控制单元级两级。电站级与现地控制单元级之间采用以太网总线通讯，为光纤单网结构。108 电站级负责全站电气设备的实时控制及其运行状态监视，其主要功能包括数据实时采集处理、报警事件显示记录、通信控制、生产管理和指导、系统诊断、应用软件开发和培训等。现地控制单元级负责对机组等主要电气设备进行实时控制及监视，当电站级因故退出运行时，现地控制单元可以独立运行而不受影响。计算机监控系统的配置1）电站级的配置(1)2台操作员工作站采用32位工作站，基本配置为CPU主频>2.0GHz，内存>512MB，硬盘>300GB，1台25”彩色液晶显示器以及网卡、键盘、鼠标等。2台工作站互为热备用，由网络系统软件监测并自动进行切换。(2)1套软件(3)1套光纤网络设备(4)网络打印机二台(5)2台3KVA电力专用UPS2）现地控制单元级的配置现地控制单元级由6套LCU组成，即4套机组LCU，1套升压站LCU、1套公用设备LCU。计算机监控系统的功能1）电站级的功能（1）数据采集和处理现地控制单元LCU采集电站设备的实时运行状态和各种运行参数，并作必要的预处理，通过通信网络，上送至上位机，存于实时数据库，进行统计、累加、比较、综合计算分析，得出各主要电气设备的电流、电压、功率、功率因数及电度量，计算出电站内、外河水位、水头、机组流量、机组运行温度，统计电站主要设备运行工况及继电保护和自动装置动作等情况，形成各种实时计算数据库和历史数据库，形成各类生产报表。（2）安全运行监视108 实时监视电站各类设备的运行状态和参数，当发生运行状态异常、运行状态变更、或参数越限时，计算机监控系统自动地根据事件性质区分不同情况，以声、光、文字、图形等多种形式向值班运行人员报警或作出提示，同时实时记录备查。安全监视包括事故报警与记录、故障报警与记录、参数越限报警记录、事件顺序记录、电气设备操作记录、事故追忆记录、计算机监控系统综合信息记录、实时状态和过程监视、重要参数的变化趋势监视等。（3）实时控制与调节运行人员可以通过计算机人机界面，以人机对话方式，对电站设备进行指令操作控制，实现机组开停机、机组紧急停机、断路器投切、机组辅助设备启停等控制操作功能。（4）屏幕显示能够采取多窗口、多画面的形式以自动和召唤方式显示电站电气主接线，各台机组运行工况及辅助系统运行工况，各电压等级配电装置运行状况，运行报表，报警一览表，事件一览表。当电站发生事故时，自动显示相关接线图，当设备故障时，自动显示报警语句、提示语句等。（5）打印记录能自动随机打印系统的各种操作记录、事故、故障等各类报警记录，可定时或召唤打印各类统计报表、运行记录及运行日志、报警及事件一览表等，可按屏幕显示画面进行图形的硬拷贝。（6）数据通讯①计算机监控系统内部由以太网网络通讯；②系统与励磁装置的接口采用通信接口方式，③算机监控系统通过以太网与排涝工程信息管理中心通讯。(7)系统自检系统设备可进行自检和设备间互检，形成检测报告，并对某些异常情况进行自动恢复。(8)系统授权管理对不同级别的运行人员、管理人员进行授权管理，分别授予不同权限，各自只能进行权限范围内的操作。2)机组LCU功能完成机组、励磁系统等的实时数据采集处理、安全监视和控制操作，传送电站级所需数据和信息，接受执行电站级的命令，并具有现地自诊断功能。此外，机组LCU独立于电站级具有部分设备状态现地显示及必要的常规操作功能。使运行人员在机旁也能完成机组的各项操作。108 3)升压站LCU功能完成主变压器、35kV线路、厂用交流电源系统等设备的有关电气参数、状态信息的实时数据采集与处理，运行参数和状态的监视，控制操作，传送电站级所需数据和信息，执行电站级操作命令，完成现地自诊断功能。4)公用LCU功能完成直流电源系统、排水系统、技术供水等设备的有关电气参数、状态信息的实时数据采集与处理，运行参数和状态的监视，控制操作，传送电站级所需数据和信息，执行电站级操作命令，完成现地自诊断功能。现地控制单元运行方式每个现地控制单元是1套完整的计算机控制系统，其具有与系统联网运行和与系统脱离独立运行两种方式。联网时，作为系统一部分，实现系统指定的功能。独立运行时，实现LCU的现地监控功能。7.2.3继电保护系统电站现有继电保护设备为电磁式继电器组成的继电保护系统，大部分的电磁式保护继电器以被列为国家淘汰产品，且以运行近20年，元件老化现象较为严重。为保证继电保护系统运行可靠性，本次继电保护改造设计拟将现有的继电保护系统更新为微机型继电保护系统，包括发电机、变压器、线路的保护，保护的配置按照《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285执行。电站主要设备的保护采用微机型保护。主要保护配置见保护配置图。1)发电机保护差动保护复合电压闭锁过电流保护过电压保护失磁保护励磁系统单相接地保护过负荷保护轴承温度升高和过高保护2)主变压器保护差动保护108 电流速断保护复合电压起动过电流保护过负荷保护温度保护瓦斯保护3)35kV线路保护速断保护复合电压起动过电流保护4)35kV电容器保护速断保护过流保护过压保护失压保护7.2.4同期系统根据主接线和运行要求，选择的1#～4#发电机出口断路器作为同期点。各同期点均采用手动/自动准同期两套方式，每台机组LCU配有一套微机自动准同期装置和一套手动准同期装置。7.2.5发电机励磁系统复核和改造设计电站现有由天津发电设备总厂配套供应的XKLF-39型励磁装置，由于使用年限长，电子元件老化，故障率高，且维护时间长，自动化程度低，部分元件更换困难，对机组安全运行存在潜在的隐患。在实际运行中，存在运行不稳定的现象。本次改造设计，建议更新发电机励磁系统，拟采用PWL-3A型微机励磁装置，更换后的发电机励磁系统采用微机型自并励可控硅三相全控双桥励磁系统，励磁系统主要由励磁电源变压器、三相全控整流装置、微机自动励磁调节器、起励装置、灭磁系统、转子过电压保护装置等组成。励磁系统满足发电、同期等各种工况的要求，具有监控系统的通讯接口。励磁调节系统具有双自动电压调节通道，两通道之间互相诊断，互相跟踪，互为热备用，自动切换，且都具有手动调节功能，起励方式采用残压起励和直流起励两种方式。残压起励为主起励方式，一旦残压起励失败，则自动投入直流起励。108 现有励磁变压器更新为树脂绝缘干式电力变压器。7.2.6直流电源系统电站现有直流电源系统已使用近20年，接近使用寿命，为保证更新后控制保护系统工作电源的可靠性，拟更新电站现有的直流电源装置。更新后的直流电源装置为一套110V直流电源系统，提供控制、保护、操作、自动装置及事故照明电源。选用一组免维护铅酸蓄电池,蓄电池容量300AH，单体电压2V。蓄电池组布置在蓄电池内。直流系统由两台标准柜组装而成,其中充电柜一台,馈线柜一台。充电柜设一套微机型高频开关电源充电装置。正常情况下,蓄电池处于浮充状态,当站用交流电源消失时,由蓄电池组供给该段直流母线上的所有直流负荷电源。在直流馈线柜上装有一台微机监控单元和一台微机绝缘监察装置,绝缘监察装置由监测仪和漏电流传感器组成。微机监控单元具有母线电压监控、绝缘监察功能。绝缘监察装置可直观地监察到哪一个回路发生对地绝缘水平下降。事故照明切换装置装在馈线柜内。7.2.7机组辅助设备控制系统电站现有的机组辅助设备控制系统为老式继电器控制系统，为提高电站机组辅助设备控制系统运行的可靠性，本次改造建议将现有的供、排水控制系统和压缩空气控制系统更新为PLC控制系统。附表：更换和新增的主要电气设备材料表：108 表7.2-1更换和新增的主要电气设备材料表序号名称型号规格单位数量备注1发电机组SFWG2950-44/3640厂家提供台42高压开关柜KYN28-12800×1500×2200台113高压断路器ZN39-4035KV，1000A台44高压开关柜GBC-35(F)-07改1800×2000×2500台26高压开关柜GBC-35(F)-831800×2000×2500台1735KV线路LGJ-95LGJ-95KM108励磁系统DWL-3A套4含励磁变压器9直流电源屏GZDW-220/150AHDC220V，150AH套110柴油发电机WD61842D400V，200KW台111操作员工作站CPU主频>2.0GHz，内存>512MB，硬盘>300GB，1台25”彩色液晶显示器套212电力专用UPS山特3000KVA，10h台313发电机LCU柜1#～4#LCU800×600×2200mm台414升压站LCU柜5#LCU800×600×2200mm台115公用设备LCU柜6#LCU800×600×2200mm台116机组微机保护控制屏MTC—3800×600×2200mm台417主变压器、线路微机保护控制屏MTC—3800×600×2200mm台218水轮机组自动控制屏MTC—3800×600×2200mm台419上、下游水位测量系统MTC—3套120模拟屏6平方约2×3套121铜排TMY-63×6.3米50022电力电缆YJLV-3×1856kV米40023动力电力电缆VV221kV米200024控制电缆KVV22-10×1.50.5kV米500025控制电缆KVV22-10×2.50.5kV米400026水泵控制箱PLC控制型台527压缩气机控制箱PLC控制型台2108 8金属结构8.1项目概况坝后电站现装机3×630kw，每台机组岔管通过蝴蝶阀与发电灌溉涵管相连。蝴蝶阀严重锈蚀，漏水严重。压力钢管也严重锈蚀，机组扩容后，其过水能力不满足过水要求。本次改造拟更换蝴蝶阀和压力钢管。8.2设计依据（1）《水利水电工程钢闸门设计规范》SL74-95（2）《钢结构设计规范》GBJ17-88（3）《水电站压力钢管设计规范》SL281-20038.3金属结构设计8.2.1压力钢管将原三根压力钢管DN900（长10m）换成DN1200的压力钢管。根据《水电站压力钢管设计规范》SL281-2003及水库和电站的运行工况，经计算和比较压力钢管采用螺旋焊管的型式，材质为Q235C，壁厚为9mm，改造总长为30m。钢管壁厚计算如下：式中H-设计水头（m）；δ-管壁厚度（mm）D-钢管内径（m）；[σ]-钢材允许应力，[σ]=235×0.75=176.25MPa,φ-接缝坚固系数，φ取0.95。由钢管稳定公式计算得δ＞D/130=9.23mm108 考虑钢管锈蚀、磨等因素，增加2mm，故压力钢管壁厚取12mm。8.2.2蝴蝶阀选择蝴蝶阀选型为D941X-16。8.3工程量坝后电站金结工程工程量见表8.3-1。表8.3-1金结工程工程量表编号工程或费用名称单位数量1压力钢管DN1200，δ=12mm根32蝴蝶阀D941X-16台3108 9消防、暖通9.1消防9.1.1工程消防设计(1)工程消防设计范围本报告的设计范围包括电厂要建筑物：主厂房、副厂房、闸门室等的消防设计。工程其余部分如管理楼、生活区等的消防设计不在此范围。(2)生产的火灾危险性分类和耐火等级工程内不同类别的建筑物，它们的使用功能和性质不相同，根据《水利水电工程设计防火规范》（SDJ278-90）规定，主要生产场所的火灾危险性类别和耐火等级确定列表如表9-1。表9-1建筑物火灾危险性类别及耐火等级序号建筑物、构筑物名称火灾危险性类别耐火等级1主厂房丁二2副厂房中控室丙二休息室、卫生间、工具间戊二各建、构筑物按不低于上述耐火等级进行设计。(3)消防通道进厂通道（宽度≥4.0m）即为消防通道。进厂通道与外部公路连接，对内连接各建、构筑物，消防通道畅通，满足规范要求。(4)防火分区及防火隔断工程主要建筑物有主、副厂房。按《水利水电工程设计防火规范》（SDJ278-90）第4.1.2条规定，主厂房防火分区面积不限，副厂房高度不超过24m防火分区面积不限，其他建构筑物按位置和功能划分防火分区，因此本工程不划分防火分区。108 上述各建筑物之间的防火间距及安全出口设置均满足《建筑设计防火规范》要求。在主、副厂房内，主要生产场所为丁类，存在局部为丙类的生产场所，消防设计着重于丙类的生产场所和重点保护的设备，其它场所按一般的建筑消防处理。丙类生产场所与其它生产场所设有防火门及防火墙等防火隔断，一旦发生火灾可防止火势蔓延。丙类生产场所与其它生产场所均设钢筋混凝土墙或防火墙分隔，在安全出口处均设耐火极限不低于1.5h的防火门或防火卷帘，所有结构构件及建筑构件均需满足规范规定的燃烧性能和耐火极限要求，厂房所有装修材料全部选用非燃烧性材料，所有门扇均采用不低于乙级的防火门，并向疏散方向开启。属重点保护的设备用房有发电机、低压开关柜、中控室。厂内各房间的电缆和管路孔洞用耐火包或非燃烧性材料封堵。通风通道内的电缆桥架也采取防火分隔和耐火隔板把电缆分隔和封闭起来。(5)安全疏散厂房对外交通是通过道路联系工程内公路，道路宽度不小于4m，厂房内最小走道净宽为1.5m，各功能房间门最小1m，各房间最远点至门距离都小于15m，各房间门至安全疏散出口距离均小于50m。以上安全疏散出口的净宽，门的开启方向、走道净宽，均满足规范要求。9.1.2建筑水消防(1)消防水源及室外消防给水设计厂内办公区消防给水水源取自系镇供水系统，同一时间内的火灾次数按一次计，一次灭火用水量为15L/s。108 室外消火栓沿道路布置，间距小于100m，保护半径按150m计，采用地上式消火栓（1个DN100和2个DN65栓口），设置数量为4个（坝后电站和尾水电站各2个）。(2)主、副厂房消防设计电站厂房消防水源，初步考虑选用两台型号为XBD6/20-（I）100×3消防泵，坝后电站一台，尾水电站一台。水源从压力管道取得。1)消火栓给水系统设计根据《水利水电工程设计防火规范》（SDJ278-90）规定，厂房高度h＞24m，消火栓用水量为25L/s但丁、戊类高层厂房室内消火栓用水量可按要求减少10L/s，故消火栓用水量采用15L/s，从消防水泵出水干管上取水，消防水泵可通过消火栓箱上的按钮启动。厂内消火栓规格为：栓径Ф65，衬胶麻质水带口径Ф65，长25m，喷枪口径19mm，喷枪的最小流量按5L/s计，水枪充实水柱按10m计。消火栓箱选用TCHR-2型（设置数量共为4个，坝后电站和尾水电站各2个）。2)灭火器配置设计厂内灭火器根据规范配置，火灾危险等级按中危险级计，属于A类火灾，每具灭火器的最小级别为2A，设计选用干粉磷酸铵盐手提式灭火器MF/ABC5（灭火剂充装量为5kg），其灭火级别为3A，每个设置点的灭火器为2个，同时保证消火栓旁设置灭火器，设置点数量共为12个（坝后电站主厂设置点共为4个，副厂设置点共为2个；尾水电站主厂设置点共为4个，副厂设置点共为2个，总共为12个）。9.1.3消防电气(1)消防电源108 消防水泵电源取自厂用低压母线，通过机组发电或系统到送供电，也可由柴油发电机组供电，以保证其用电的可靠性。(2)主要生产场所疏散标志本工程主要建筑物内的主要疏散通道、安全出口等处设置疏散方向标志灯。疏散方向标志灯采用蓄电池作备用电源，可连续供电0.5h。所有疏散灯均加玻璃或非燃烧材料制作的保护罩保护。(3)消防通风设计主厂房发生火灾后，采用开启外窗自然排烟；副厂房各房间装有防火调节阀及轴流风机，着火时，防火阀自动关闭，轴流风机在灭火后兼作排烟用。9.2暧通9.2.1气象条件夏季通风室外计算温度：34°C夏季通风室外计算相对湿度：70%夏季空气调节室外计算干球温度：35.1°C夏季空气调节室外计算湿球温度：28°C9.2.2室内设计参数主厂房设备层：温度≤33°C，相对湿度不规定副厂房中控室：温度≤25°C±1，相对湿度60±5%副厂房通信设备室、直流电源室及UPS室：温度≤23°C±1，相对湿度60±5%。9.2.3通风方式及气流组织主厂房通风方式为自然进风，机械排风。主厂房上游边墙设有3个排风竖井及轴流式排风机，排除厂内余热，余湿。副厂房中控室设分体式空调，冷负荷按220W/m2标108 准计算。资料室、休息室等设排气扇。9.3附表（1）主要消防设备表。（2）其他有关附表。表9-2消防设备表序号设备名称型号及规格单位数量备注1消防供水泵XBD6/20-（I）100×3、Q=72m3/h、H=60m台2N=22kW2消火栓箱（厂房）TCHR-型（DN65）套4厂房用，坝后、尾水电各2个3室外消火栓DN100个4坝后、尾水电站各2个4手提式干粉灭火器磷酸铵盐个325kg充装量附表9-3电站通风专业设备清单序号名称型号及规格单位数量备注1智能型低噪音通风机STF-5F/PS台6N=0.25kW/台2排气扇APB25台4N=0.036kW/台3自重式防火阀A×B＝1000×500个44自重式防火阀A×B＝630×400个55座地式风冷空调机KF-52LW/M1台2功率1.6kW/台，制冷量5200W/台108 10施工组织设计10.1施工条件10.1.1工程条件本工程位于宜中游常宁市洋泉镇境内，距下游衡东县城25km。坝址对外交通主要为公路运输，直达常宁县城。施工场地主要利用电站左岸厂区空闲设施和空地。10.1.2自然条件坝址位于宜中游，控制流域面积145km2，洪水由暴雨产生，暴雨多发生在5-8月，9月至次年3月为枯水期，多年平均流量6.22m3/s。宜水流域雨量充沛，多年平均降雨量1952.7mm。坝址多年平均气温17.6℃，绝对最高气温40.6℃，最低气温-9.5℃。洋泉水库坝址处于南岭北缘，宜水上游山区，河谷深切，主坝建在两河流交汇处的峡谷中。站（坝）区地表高程在120m～220m之间。右岸岩层产状162°/NE∠24°，坝下游偏右岩层产状260°/NE∠22°，左岸靠上游岩层产状150°/SW∠34°，左岸下游岩层产状260°/NW∠35°。上部是黄褐色砂岩夹紫红色板岩地层，下部是青灰色砂岩夹灰色面岩地层。上部岩层单层厚约0.8m左右，所夹板岩则较薄，易风化破碎，裂隙发育。下部青灰色砂岩呈厚层状，弱风化为主。10.1.3材料、设备、劳力及生活供应条件砂石料、土料足以满足工程需要。块石在当地采购。水泥、钢材、木材、油料等均在常宁县城采购。天然砂卵石可从柏坊砂石场购买。施工机械设备由承包商自备。劳力由承包商组织。108 生活物资供应在当地和县城采购。10.2施工工厂设施10.2.1混凝土系统混凝土拌和站布置在左岸厂房下游空地，选定0.4m3搅拌机1台，日生产能力为120m3。10.2.2水、电、通信及照明（1）供水系统供水利用电站现有设施供水。（2）供电系统供电由系统供电，利用电站现有供电系统，高峰用电负荷160kW，总用电量120万kw.h。（3）通信系统通信利用电站已有通信网。（4）照明系统生产区和生活区照明负荷28kW，施工照明线由电厂降压站接线。10.3施工总布置本工程建筑物相对分散，根据实际地形条件，集中布置施工企业，满足企业所需生活、住宿、仓库、机修、加工厂等用地要求。对砂石骨料系统，混凝土拌合系统，空压机站等均就近布置，工程涉及机械设备产品及等，均由专门厂家提供和加工，各现场仅规划维修保养场地。考虑本工程施工期短，不考虑新修施工队伍生活用房，采用就近租用管理所房屋和搭设临时工棚。(1)混凝拌合系统采用0.4m3拌合机，厂房及升压站施工区。胶轮运输车运输至铺筑地。108 (2)综合加工及修配厂、仓库等加工、修理、仓库等工程施工用房等，布置于厂房及升压站施工区，施工视实际情况选用。10.4施工总进度10.4.1设计依据根据工程规模、特点以及水文条件，尽可能减少电站停产的要求，总工期1年，在一个枯水期施工。10.4.2施工分期本工程第一年5月至11月为工程准备期，第一年11月至第二年3月为主体工程施工期，第二年10月至12月为工程完建期。10.4.3工程准备期进度本期需完成临时房屋、施工道路、施工工厂等配套设施，订购设备。10.4.4施工总进度主体工程按一个枯水期施工，第一年11月至第二年3月。第一年11月至第二年3月，完成机组改造的施工。第二年10月至第二年12月，完成主厂房、副厂房和升压站的施工。10.5主要技术供应工程所需主要施工机械设备如下表：主要施工机械汇总表机械名称规模型号单位数量风钻气腿式台2振捣器插入式HZ6X-70台2载重汽车5t辆1自卸汽车12t辆1108 汽车起重机10t辆1空压机6m3台1离心水泵14kW台2替水泵台1交流电焊机30Kva台1直流电焊机30kva台2对焊机150kvA台1钢筋弯曲机φ6-40台1钢筋切断机10kW台1108 11概算11.1工程概况11.1.1基本情况洋泉水库电站位于湖南省常宁市洋泉镇境内，距县城25km。在湘江一级支流—宜中游，坝以上控制流域面积，145km2，约占洣水流域面积的13.7%，水量充沛，水力资源比较丰富，工程为宜水流域规划制定的梯级电站之一，是一座具有灌溉、发电、防洪、供水等综合效益显著的水利枢纽工程。水库枢纽工程主要由大坝、电站厂房、溢洪道等建筑物所组成。工程等别为Ⅲ等工程，主要永久建筑物为3级，次要建筑物为4级，其洪水标准：设计洪水为100年一遇，校核洪水为1000年一遇。在坝属粘土墙型，坝轴线长度为573m，正常蓄水位为161.0m，相应库容5225万m3，设计洪水位为161.05m，校核洪水位为161.05m。溢洪道溢流宽20m，堰顶高程151.55m。坝顶高程163.5m，坝高49.5m，大坝连接两岸形成交通网络。电站改建后，坝后电站装机容量可由原来的3×630kw增容至3×1000kw，多年平均发电量为1152万kwh。尾水电站装机容量可由原来的2×250+2×125kw增容至3×320kw，多年多年平均发电量为397万kwh。本次设计主体建筑工程量为:砼311m3。主要材料用量为:水泥90t，砂186m3，卵石259m3，钢筋21.8t，木材3.4m3，总工日0.27万个。11.1.2投资主要指标主体建筑工程施工总工期为8个月。以2011年第3季度作为编制设计概算的价格水平年。108 本工程总投资为917.84万元，其中静态总投资为874.14万元。11.2编制依据（1）本次概算依据《湖南省水利水电工程设计概（估）算编制规定》（湖南省水利厅湘水建管［2008］16号）。采用以下工程定额：建筑工程执行水利部水总[2002]第116号文颁布的《水利建筑工程概算定额》；安装工程执行水利部水建管总[1999]第523号文颁布的《水利水电设备安装工程概算定额》；施工机械台时费执行水利部水总[2002]第116号文颁布的《水利工程机械台时费定额》。（2）费用标准执行《湖南省水利水电工程设计概（估）算编制规定》（湖南省水利厅湘水建管［2008］16号），其建筑工程取费标准如下：①其他直接费：按直接费的百分率计算。其他直接费费率：建筑工程为3.0%，安装工程为4.1%。②现场经费：建筑工程按直接费的百分率计算，安装工程按人工费的百分率计算。现场经费费率：混凝土浇筑工程7.0%，钢筋制作安装工程为4.0%，安装工程为40%。③间接费：建筑工程按直接工程费的百分率计算，安装工程按人工费的百分率计算。间接费费率：混凝土浇筑工程为5.0%，钢筋制作安装工程为3.5%，安装工程为45%。④利润率按直接工程费与间接费之和的7.0%计算。⑤税金率按直接工程费、间接费、利润三项之和的3.22%。108 （3）本次编制的《荣桓水电站增效扩容改造工程初步设计报告》的设计成果。11.3编制原则（1）人工预算单价根据《湖南省水利水电工程设计概（估）算编制规定》（湖南省水利厅湘水建管［2008］16号），人工预算单价如下：工长：9.87元/工时高级工：9.32元/工时中级工：7.22元/工时初级工：5.60元/工时（2）材料预算价格建筑工程单价分析时钢筋、水泥、砂石料（外购）、柴油、汽油等主要材料采用基价法，基价为：钢筋3200元/t，水泥280元/t，砂卵石50元/m3，柴油3600元/t，汽油3800元/t，块石60元/m3。主要材料价格按当地市场价格和运价进行计算。次要材料采用当地物价信息最新公布材料价格计算。材料补差依据湖南省水利厅湘水建管［2008］16号文的规定进行补差。①钢筋：原价为5200.00元/t，预算价格为5438.16元/t。②水泥：原价为420.00元/t，预算价格为472.51元/t。③木材：原价为600.00元/m3，预算价格为659.36元/m3。④柴油：原价为8020.00元/t，预算价格为8372.00元/t。⑤汽油：原价为9112.50元/t，预算价格为9508.20元/t。⑥砂：原价为72.85元/m3预算价格为113.93元/m3。⑦砾石：原价为70.50元/m3预算价格为115.55元/m3。⑧块石：原价为74.54元/m3预算价格为128.54元/m3。⑨施工用风、水、电价格：风价0.19元/m3，水价0.61元/m3，电价0.90元/kW.h。108 ⑩材料补差：依据湖南省水利厅湘水建管［2008］16号文的规定进行补差。（3）机电、金属结构设备及安装工程①主要设备按现行厂家的询价或类似工程的成交价，主要设备价格如下：水轮机：192.85万元/台；发电机：183.85万元/台；主变：②设备运杂综合费108水轮发电机组3.99%阀门4.22%其他设备5.74%10811.4其它费用基本预备费按工程一至五部分投资合计的5%计。价差预备费按有关规定暂不计。建设期融资利息按400万元贷款额，利率为7.05%计算。其他费用依据湖南省水利厅湘水建管［2008］16号文计算。108 12经济评价12.1概述12.1.1项目概况荣桓水电站，位于湖南省衡东县杨林镇境内，距县城40km。在湘江一级支流——洣水下游，闸坝以上控制流域面积，9446km2，约占洣水流域面积的92%，水量充沛，水力资源比较丰富，工程为洣水流域规划制定的梯级电站之一，是一座具有灌溉、发电、航运、交通等综合效益显著的河床式水闸枢纽工程。水闸枢纽工程主要由溢流闸坝、电站厂房、船闸、公路桥等建筑物所组成。工程等别为Ⅳ等工程，主要永久建筑物为4级，次要建筑物为5级，其洪水标准：设计洪水为30年一遇，校核洪水为300年一遇。闸坝属低水头驼峰堰坝型，坝轴线长度为318.8m，溢流堰段长度为252.5m，堰顶高程60.5m设有泄洪闸21孔，装有21扇10×6.3m（宽×高）的钢制弧形闸门，正常挡水位为66.00m，相应库容1908万m3，设计洪峰流量8140m3/s，相应设计洪水位为70.25m，校核洪峰流量12100m3/s，相应设计洪水位为72.74m。溢流坝顶孤门启闭台高程76.5m，装有21台启闭机。坝顶设有过闸公路交通桥，桥面高程75.0m，桥面宽度7.0m，连接两岸形成交通网络，通往县城及各地，交通十分方便。电站厂房位于右岸，其尺寸为45×43.5m（长×宽），更换2台3000kW新灯泡贯流式水能发电机组、更新现有的2台2500kW机组，总装机容量为11000kW，额定水头4.3m，最大水头5.5m，最小水头2.0m，新机组单机额定引用流量81.90m3/s，老机组为68.40m3/s，设计年发电量5194万kW·h。12.1.2经济评价的主要依据国家发展改革委和建设部以发改投资[2006]1325号文印发《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）。水利部《小水电建设项目经济评价规程（SLl6—2010）》。12.1.3评价参数1）价格本工程国民经济对投入物及产出物原则上按影子价格进行评价。2）社会折现率108 社会折现率是建设项目经济评价的通用参数，是建设项目经济可行性的主要判断依据，根据《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及《小水电建设项目经济评价规程（SLl6—2010）》，国民经济评价中社会折现率按8%。3）计算期计算期包括建设期和运行期。考虑到中小型水轮机组、中小型金属机构等经济使用年限皆为20年，本次运行期考虑20年，建设期为2年，总计算期22年。12.2国民经济评价12.2.1评价范围与方法对评价中的各种费用均按要求进行影子价格的调整，以正确客观的计算本工程项目实施后对国民经济所作的净贡献。12.2.2工程投资经济费用（1）工程经济投资计算本项目的静态总投资2414.88万元。（2）年运行费年运行费是项目每年支付的运行管理费。根据财务成本测算，年运行费根据投资调整，项目国民经济评价时年运行费为558万元。（3）流动资金流动资金包括维持工程正常运行所需购置燃料、材料、备品、备件及支付职工工资等所需的周转资金。由于该值较小，且为一次性投入，故财务评价的流动资金未予调整，即33万元。12.2.3工程经济效益估算本次增效扩容主要是增加发电效益，全部改造后荣桓水电站装机11000kW，年发电量5194万kW·h，在经济分析时，按影子上网电价0.37元/kW·h计算效益。12.2.4国民经济评价指标根据本工程计划工程进度安排，将各项费用与效益汇入现金流量表，进行国民经济评价指标计算，计算结果见表12.2-1：本项目经济内部收益率26.77%，大于社会折现率8%；经济净现值4877万元，大于零；经济效益费用比1.50，大于1。项目国民经济评价合理。108 12.2.5国民经济敏感性分析结合本工程的具体情况，选取工程投资费用和发电效益分别提高或降低10%、20%时对国民经济评价指标的变化进行计算与分析。其成果见表12.2-1。表12.2-1国民经济敏感性分析表序号计算情况内部收益率(%)净现值(万元)效益费用比1基本方案26.77%48771.502投资变化+10%24.26%45891.463投资变化+20%22.14%43011.414收益变化-10%21.42%34111.355收益变化-20%15.92%19441.20计算结果表明，即使发生一定幅度的不利变化，本工程的国民经济评价指标均高于8%，说明本工程从国民经济角度而言，具有较强的抗风险能力。12.3基本方案财务评价12.3.1评价原则与范围财务评价是根据国家现行财税制度、价格体系和建设机制，分析计算项目接发生的财务效益和费用，编制财务报表，考察项目的盈利能力，清偿能力等财务状况，以判别项目的财务可行性。12.3.2基础数据1）资金筹措根据投资概算，工程总投资为2443.08万元，静态总投资为2414.88，其中中央投资1100万元，地方配套投资550万元，拟自筹资金564.88万元，向银行货款200万元，建设期融资利息28.20万元。2）建设期利率按中国人民银行发布的最新利率，本工程年利率按7.05%计。建设期利息计入固定资产价值。3）流动资金流动资金按30元/kW估算，计33万元，全部为自筹；在机组投产初投入使用，在计算期末一次回收。4）计算期建设期2年，生产期20年，计算期22年。5）容量与电量108 根据电站实际情况分析，上网电量为电站有效电量扣除厂用电及线损（有效电量系数0.98、厂用电及线损各占1%）。6）财务基准收益率财务基准内部收益率按10%。7）还贷要求和还贷方式根据电站要求，按10年（含建设期）还清贷款，按等额本金还款方式。12.3.3总成本费用计算总成本费用共包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、管理费、材料费、库区基金、燃料及动力费、水资源费、保险费、摊销费、利息支出和其它费用等。1）电站经营成本本次荣桓电站的经营成本参考规范并考虑实际情况取值，具体如下：a.修理费修理费=固定资产原值×修理费率b.职工工资及福利费结合荣桓实际并考虑当地工资水平，年人均工资按2.5万元计算。福利费包括：福利费（14%）、工会经费（2%）、职工教育经费（1.5%）、养老保险费（20%）、医疗保险费（9%）、工伤保险费（1.5%）、生育保险（1%）、职工失业保险基金（2%）、住房公积金（10%），合计福利费为工资额的61%。C.管理费工程管理费主要包括工程管理机构的差旅费、办公费、咨询费、审计费、诉讼费、排污费、绿化费、业务招待费、坏账损失等。本次管理费取工资及福利的1.5倍。d.库区基金根据财政部关于印发《大中型水库库区基金征收使用管理暂行办法》的通知（财综[207]26号），国家将原库区维护基金、原库区后期挟持基金及经营性大中型水库承担的移民后期扶持资金进行整合，设立大中型水库库区基金（以下简称库区基金），库区基金从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/kW·h的标准征收，湖南规定为8厘/kW·h。e.材料费增效扩容后，材料费定额取5元/kW：f.燃料及动力费燃料及动力费按固定资产原值的0.1%计列。108 g.固定资产保险费——根据实际情况，本项不计。h.摊销费摊销费包括无形资产和递延资产的分期摊销。本次计算不计摊销费。i.水资源费荣桓水资源费征收按0.001元/kW·h。j.其它费用本项目定额取24元/kW。2）折旧费发电设备折旧年限20年，金属结构中小型闸阀、启闭设备20年。本次根据机电设备的折旧年限，经计算综合折旧率取5%（残值率3%）。折旧费=固定资产原值×（1-残值率）×综合折旧率3）利息支出利息支出为固定资产贷款在生产期内应支付的借款利息，计入发电成本。12.3.4财务收益1）发电收入发电收入=上网电量×上网电价根据电站实际情况分析，本次上网电价按改扩建电站己批复的上限电价0.37元/kW·h，对更低电价只做敏感性分析。2）税金包括增值税及销售税金附加。增值税税率按6%，销售税附加有城乡建设维护税5%、教育费附加3%，共计8%。3）所得税企业所得税=利润总额×所得税率所得税税率为25%。4）利润发电利润总额=发电收入一总成本费用一销售税金及附加税后利润=发电利润一应缴所得税税后利润提取10%的法定盈余基金后，其余根据还贷要求还贷。5）贷款偿还还贷资金主要包括税后利润、折旧费和计入成本的利息支出。108 12.3.5财务敏感性分析建设项目可能发生浮动的风险因素很多，主要有项目收益风险、建设投资风险、运营成本风险等。考虑本工程的实际情况，主要拟定以下4套方案进行敏感性分析，敏感性分析结果见表12.3-l。表12.3-1财务敏感性分析表序号计算情况全部投资财务内部收益率(%)资本金财务内部收益率(%)投资回收期(年)1基本方案19.59%16.16%6.592投资变化+10%17.61%14.59%7.093投资变化+20%15.92%13.23%7.584收益变化-10%13.91%10.83%8.305收益变化-20%7.67%5.01%11.63敏感性分析表示：效益、电价及经营成本的变化对财务指标的影响相对较大，其变化后项目全部投资财务内部收益率或资本金财务内部收益率小于10%，只有收益变化-20%其全部投资财务内部收益率及资本金财务内部收益率小于10%。故项目抗敏感性良好。12.4综合评价1）改造后荣桓电站装机容量11000kW，分摊多年平均发电量5194万kW·h。本次改造工程总投资2443.08万元，其中静态总投资2414.88万元。2）国民经济内部收益率26.77%，经济净现值4877万元，经济效益费用比1.50，各项指标良好国民经济评价可行。总之，项目国民经济评价可行，财务评价可行，建议早日实施。12.5附表附表一：国民经济效益费用流量表附表二：项目投资财务现金流量表附表三：项目资本金财务现金流量表附表四：成本利润表附表五：资金来源与运用表附表六：借款还本付息表108 附表一国民经济效益费用流量表单位：万元序号项目建设期运营期12345678910202122年末装机容量（kW)5500110001100011000110001100011000110001100011000……110001100011000年有效发电量(万kW·h）0228545714571457145714571457145714571……457145714571年供电量(万kW·h）0228545714571457145714571457145714571……457145714571年售电量(万kW·h）0224044804480448044804480448044804480……4480448044801效益流量……1-1项目直接效益082916581658165816581658165816581658……1658165816581-2资产余值回收……1-3项目间接效益……33流入小计082916581658165816581658165816581658……1658165816912费用流量……2-1建设投资9661449……2-2流动资金33……2-3年运行费0285570569567566564562561559……5585585582-4项目间接费用076152152153153153153154154……154154154流出小计9991810722721720718717716714713……7127127123净现金流量-999-981935936938939940942943944……9469469794累计净现金流量-999-1980-1045-10982917682708365045935538……149961594116920108 附表二项目投资财务现金流量表单位：万元序号项目建设期运营期12345678910……202122年末装机容量（kW)5500110001100011000110001100011000110001100011000……110001100011000年有效发电量(万kW·h）0228545714571457145714571457145714571……457145714571年供电量(万kW·h）0228545714571457145714571457145714571……457145714571年售电量(万kW·h）0224044804480448044804480448044804480……4480448044801现金流入……1-1营业收入082916581658165816581658165816581658……1658165816581-2回收固定资产余额……1-3回收流动资金……331-4补贴收入……流入小计082916581658165816581658165816581658……1658165816912现金流出……2-1建设投资9661449……2-2流动资金33……2-3年运行费0285570569567566564562561559……5585585582-4营业税金及附加076152152153153153153154154……154154154流出小计9991810722721720718717716714713……7127127123所得税前净现金流量-999-981935936938939940942943944……9469469794累计所得税前净现金流量-999-1980-1045-10982917682708365045935538……1499615941169205调整所得税0117234234234235235235236236……2362362366所得税后净现金流量-999-1098701702703704705706707708……7097097427累计所得税后净现金流量-999-2097-1396-694107141419212628333541……106351134412086108 附表三项目资本金财务现金流量表单位：万元序号项目建设期运营期12345678910202122年末装机容量（kW)5500110001100011000110001100011000110001100011000……110001100011000年有效发电量(万kW·h）0228545714571457145714571457145714571……457145714571年供电量(万kW·h）0228545714571457145714571457145714571……457145714571年售电量(万kW·h）0224044804480448044804480448044804480……4480448044801现金流入……1-1营业收入082916581658165816581658165816581658……1658165816581-2回收固定资产余额……1-3回收流动资金……331-4补贴收入……流入小计082916581658165816581658165816581658……1658165816912现金流出……2-1项目资本金9661449……2-2借款本金偿还222222222222222222……2-3借款利息支付141311986532……2-4经营成本0285570569567566564562561559……5585585582-5营业税金及附加076152152153153153153154154……1541541542-6所得税0117234234234235235235236236……236236236流出小计9661963991988986983981978976973……9489489483净现金流量-966-1135667669672674677679682685……709709742108 附表四成本利润表单位：万元序号项目运营期345678910202122年末装机容量（kW)1100011000110001100011000110001100011000……110001100011000年售电量(万kW·h）44804480448044804480448044804480……448044804480销售收入16581658165816581658165816581658……1658165816582-1发电总成本570569567566564562561559……5585585582-1-1水费5.195.195.195.195.195.195.195.19……5.195.195.192-1-2库区基金41.641.641.641.641.641.641.641.6……41.641.641.62-1-3修理费121121121121121121121121……1211211212-1-4工资及福利340340340340340340340340……3403403402-1-7年折旧费4040404040404040……4040402-1-8利息支出1311986532……2-1-9其他费用1010101010101010……1010103税金及附加152152153153153153154154……1541541543-1增值税6565656666666666……6666663-2教育费附加5454555555555555……5555553-3城乡维护建设税3333333333333333……3333334销售利润935936938939940942943944……9469469465所得税234234234235235235236236……2362362366可分配利润701702703704705706707708……7097097096-1盈余公积金7070707070707070……7070706-2应付利润386386387387388388389390……3903903906-3未分配利润245246246247247248248249……249249249累计未分配利润2454917389851232147917281976……446747164965108 附表五资金来源与运用表单位：万元序号项目建设期运营期12345678910201资金来源12345678910201-1销售利润……1-2折旧费0468935936938939940942943944……9461-3摊销费0204040404040404040……401-4固定资产投资资金……1-4-1自筹资金9661449……1-4-2上级拨款158237……1-4-3银行贷款7281092……1-5回收固定资产余额80120……资金来源小计……2资金运用9661896895896897899900902903904……9062-1固定资产投资……2-2建设期借款利息9661449……2-3所得税141311986532……2-4应付利润0117234234234235235235236236……2362-5提取公积金0193386386387387388388389390……3902-6借款本金偿还0193386386387387388388389390……390资金运用小计2222222222222222……3盈余资金9661773654654653652652651650649……6274累计盈余资金0124241243245247249251253255……279108 附表六借款还本付息表单位：万元序号项目建设期运营期123456789101借款及还本付息1-1年初借款本息累计2001-1-1本金2001-1-2利息01413119865321-2本年借款2001-3本年应计利息1413119865321-4本年还本利息3635333230282725242偿还借款的资金来源2-1还贷利润202020202020202020202-2还贷折旧2222222222-3还贷摊销2-4计入成本的利息支出1413119865322-5其他资金来源小计363533323028272524108'