电站设计规范范文第1篇
摘要：巴基斯坦卡洛特水电站为单一发电任务的水电枢纽，装设4台立轴混流式水轮机组。结合卡洛特水电站设计条件及机电设备的具体要求，开展了辅助系统设计方案研究。介绍了技术供水系统、排水系统、 压缩空气系统、透平油和绝缘油系统、水力监视测量系统和机电设备消防系统的设计方案和技术参数。卡洛特水电站水力机械辅助系统配置合理、运维方便、运行经济和安全可靠，可满足电站长期安全稳定运行的需要。
关键词：混流式水轮机;水力机械;机电设备;辅助系统设计;卡洛特水电站;巴基斯坦
中图法分类号：TV734 文献标志码：A DOI：10.15974/j.cnki.slsdkb.2020.03.021
1 工程背景
巴基斯坦卡洛特水电站是吉拉姆河（Jhelum）规划的5个梯级电站中的第四级。工程为单一发电任务的水电枢纽，电站总装机容量720 MW，装设4台立轴混流式水轮机组，单机容量为180 MW，电站多年平均年发电量32.1亿kW·h，年利用小时数4 452 h。工程建设将对所在地和供电区经济社会的发展起到促进作用，可提高当地的供电保证率，并能带动地方工业的发展，提高当地居民生活质量和就业率。卡洛特水电站动能参数如下：
最大水头：79.34 m
最小水头：50.00 m
加权平均水头：68.86 m
额定水头：65.00 m
装机容量：720.0 MW
保证出力：116.1 MW
多年平均发电量：32.1亿kW·h
裝机年利用小时数：4 452 h
2 水力机械辅助系统设计
2.1 技术供水系统
电站技术供水的对象主要包括空气冷却器、推力轴承、各导轴承冷却器和调速器冷却器。各用户用水量需求见表1。
卡洛特水电站工作水头范围为50～79.34 m，是自流减压供水方式的理想压力区段。电站采用开式技术供水、单机单元自流减压供水方案。技术供水水源取自各机组压力钢管，为增强供水可靠性，1号和2号机为一组，3号和4号机为一组，机组之间以手动阀门隔开，组内水源相互备用[1]。
考虑到电站水头有一定变幅并且泥沙含量偏大，每台机组均配备水力旋流器、全自动滤水器和四通换向阀，机组各冷却器均可正反向供水。机组技术供水经供水总管、水力旋流器、滤水器、减压阀和四通换向阀后向机组技术用户供水。每台机组技术供水系统设置两套水力旋流器、滤水器、减压阀，一套工作，一套备用。
2.2 排水系统
卡洛特水电站排水系统包括机组检修排水系统、厂房渗漏排水系统和溢洪道渗漏排水系统。
2.2.1 机组检修排水系统
机组检修排水量由蜗壳、尾水管和压力管道内的积水量以及上、下游闸门的漏水量决定。机组检修时，高于下游尾水位的积水自流排出，所剩积水由水泵排至下游。
卡洛特水电站机组检修排水系统采用间接排水方式，检修积水由盘形阀排至排水廊道，再排至检修集水井，然后以水泵抽至下游。机组检修排水系统选用3台流量Q=1 000 m3/h，扬程H=50 m的深井泵。同时，为方便检修集水井清淤，井内配置一台流量Q=160 m3/h，扬程H=65 m的潜水排污泵。
2.2.2 厂房渗漏排水系统
厂内的渗漏水主要来源于厂内水工建筑物的渗漏水、机组顶盖与主轴密封漏水、钢管伸缩节漏水、各供排水阀门和管件漏水、厂内的生产用水和厂内消防时所用消防水等。厂内的渗漏水经排水管和排水沟引至集水井，然后由渗漏排水泵排至下游。厂房内总渗漏排水量约为100 m3/h。经综合计算比较，厂房渗漏排水系统选用3台流量Q=300 m3/h，扬程H=65m的深井泵。同时，为方便检修集水井清淤，井内配置1台流量Q=160 m3/h，扬程H=65 m的潜水排污泵。
为防止进入集水井的油污直接排往电站下游，对下游环境造成影响，厂内增设了渗漏集水井油水分离子系统，见图1。该系统主要由含油污水分离净化装置、浮油吸收机和收集油罐组成，污水分离净化装置处理能力为10 m3/h，处理后的水中含油量小于5 mg/L。
含油污水分离净化装置和浮油吸收机对含油废水进行收集和分离处理，经处理的废油排至废油罐，经处理的达标水通过联通孔进入排水池，由深井泵排至下游。
2.2.3 溢洪道渗漏排水系统
溢洪道坝体渗漏总量按150 m3/h设计，采用间接排水方式，即排水廊道-集水井-潜水泵排水。该系统配置2台潜水排污泵（流量Q=400 m3/h，扬程H=20 m），水泵的启停及报警根据集水井中的液位变送器所设定的水位自动控制。
2.3 压缩空气系统
卡洛特水电站压缩空气系统由低压压缩空气、中压压缩空气和IPB微正压压缩空气等系统组成。
（1）低压压缩空气系统。需满足机组制动和厂内工业供气需求，空压机容量按满足最大的用气需求选取。根据电站主接线方案，制动用气量按2台机组同时制动设计，工业用气按1台机组检修考虑。经计算，电站低压气系统空压机选用3台生产率为3.0 m3/min、排气压力为0.85 MPa的风冷式低压空压机。设置2只4.0 m3制动贮气罐和1只2.0 m3工业用气储气罐。
（2）中压压缩空气系统。电站调速器油压装置型号为YZ-8.0-6.3，额定压力为6.3 MPa，采用一级压力供气方式，贮气罐压力为7 MPa，中压压缩空气系统提供中压气源，经空气干燥机干燥后供给油压装置。为保证用气质量，中压压缩空气系统选用2台螺杆式空压机（Q=2.0 m3/min，P=8MPa），2台空气干燥机（Q=2.5 m3/min，P=8 MPa）和2台4 m3中压贮气罐。
（3）IPB微正壓压缩空气系统。电站离相封闭母线微正压装置补气量为32 m3/h，补气压力300 Pa。按照不启动空压机，储气罐向封闭母线连续进行供气45 min，每次供气量为32 m3，储气罐按12 min恢复气压设计，选用2台空压机（Q=3.0 m3/min， P=0.85 MPa）和2只压力等级为0.8 MPa、容积为5 m3的储气罐，并配套选用2台空气干燥机（Q=4.0 m3/min，P=0.85 MPa）。
2.4 透平油和绝缘油系统
透平油系统用于机组各轴承的用油、调速系统操作用油的储存以及供排油及油质处理。电站采用集中式供排油和油处理方式，油罐及油处理设备集中布置在安装场段油处理室，以贯穿全厂的供、排油总管连接各机组段。透平油系统选用2个20 m3净油罐和2个20 m3运行油罐，2台Q=12 m3/h，P=0.6 MPa齿轮油泵，并配备1台Q=6 m3/h，P=0.5 MPa透平油过滤机，2台Q=6 m3/h，P=0.5 MPa精密过滤机，为方便设备加油，增配1台0.5 m3移动式油车。
绝缘油系统用于主变压器油的储存、供排油及油质的处理。卡洛特水电站每台机组配备3台容量67 MVA的单相主变压器，每台单相变压器的用油量约为20 t。电站绝缘油系统选用容积为15 m3的运行油罐和净油罐各2个。选择2台Q=6 m3/h，P=0.6 MPa齿轮油泵，1台Q=3 m3/h，P=0.5 MPa真空滤油机，1台Q=3 m3/h，P=0.5 MPa高真空滤油机，1台Q=3 m3/h，P=0.5 MPa精密过滤机，布置在主厂房外绝缘油处理室。
2.5 水力监视测量系统
电站水力监视测量系统的项目设置分全电站性测量和机组段测量两个部分。全电站性测量项目包括上游库水位、下游尾水位、电站水头、拦污栅前后压差、水库水温测量和厂房防水淹信号等。机组测量项目包括工作门平压、水轮机流量、蜗壳进口压力、蜗壳末端压力、尾水管进口和出口压力、尾水管锥管压力脉动、发电机层噪音、主轴摆度、机组振动等。
2.6 机电设备消防系统
卡洛特水电站机电设备消防系统包括水消防系统和气体灭火系统。水消防系统防护对象为电站主厂房、电站副厂房、并联电抗器和主变压器;气体灭火系统防护对象为发电机、中央控制室、开关站蓄电池室[2]。水消防系统按照NFPA标准设计，选用II类消防栓系统，气体灭火系统按照NFPA标准选用CO2气体灭火系统和FM200气体灭火系统。
卡洛特水消防主水源采用高位水池减压供水，分别向变压器水喷雾系统、厂房内消防栓系统和并联电抗器水喷雾系统供水。厂房内机电设备水消防备用水源采用压力钢管自流供水[3]。
水轮发电机组按合同要求采用CO2消防系统，每台机组配置1套CO2消防设备。中控室和开关站蓄电池室各配备1套无管网式七氟丙烷灭火系统。
电站内根据机电设备布置状况和厂房结构，按照NFPA的要求，评估各区域火灾风险等级和可能的火灾类型，配置相应能效和合适种类的便携式灭火器和推车式灭火器。
3 机电设备布置
卡洛特水电站为地面厂房。厂房布置了4台立轴混流式水轮发电机组，从右至左依次布置有安装场、1～4号机组段。调速器及油压装置布置在水轮机层（391.0 m）第一象限;渗漏集水井、检修排水泵房设在安装场Ⅱ段水轮机层;技术供水主要设备布置在下游副厂房水轮机层;空压机室布置在安装场Ⅱ段上游副厂房水轮机层的专用房间内;机组透平油系统布置在安装场Ⅱ段下部水轮机层专用房间内。绝缘油系统布置在厂外;溢洪道渗漏排水泵房布置在泄洪坝段廊道内，泵房地面高程为404.75 m。
全厂油、气、水管路布置在主厂房上游墙上，部分消防水管布置在主厂房下游墙上。
4 结 语
根据卡洛特水电站的具体条件和机电设备要求，分别对水力机械各辅助子系统进行分析研究，确定了辅助系统设备参数，可确保各系统满足电站长期稳定安全运行需要。
参考文献：
[1] 水电站机电设计手册编写组.水电站机电设计手册-水力机械[M].北京：水利电力出版社，1982.
[2] GB 50872-2014水电工程设计防火规范[S].
[3] NFPA 15-2017 Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection[S].
（编辑：李 慧）
Design of hydraulic machinery auxiliary system for Karot Hydropower Station in Pakistan
HE Zhifeng，DAI Kaifeng，HE Changyan，GUI Shaobo
（Changjiang Survey，Planning，Design and Research Co.，Ltd.，Wuhan 430010， China）
Key words： vertical shaft turbines; hydraulic machinery; M&E equipment; auxiliary system design; Karot Hydropower Station; Pakistan
电站设计规范范文第2篇
【摘要】近年来，随着我国社会主义经济的快速发展以及通信行业的不断进步，人们开始越开越关注数字化变电站的设计方案。本文简要介绍了电子式互感器以及通信标准，详细分析了一次设备智能化完成方案制定与装备标准和自动化体系网络方案，以期为数字化变电站的运行提供强有力参考依据。
【关键词】数字化；变电站；设计方案
1.前言
由于IEC61850通信规约制定了一个共同的通信标准，使得各制造商的一次智能设备、保护与测控等方面均能有效满足相互操作和信息共享要求，防止信息与设备出现重复采集与重复配置情况，确保变电站安全稳定运行，进一步减少了变电站的日常维护检修费用，这对变电站的健康、持久、稳定发展来说能起到了一定的促进作用。现阶段我国在建设数字化变电站上仍未制定出一套完整且系统的方案，本文就数字化变电站设计展开进一步深入研究，由交换机装备方案及要求、电子互感器选用、对时方法选择、维护测控统一方案、合并单元装备、变电站自动化体系网络结以及满足一次设备智能化方案等提供有利参考依据，以合理制定出一个经济实惠、技术先进、安全可靠、寿命协调和功能实用的数字化变电站设计方案。
2.正确选用电子式互感器
2.1主要类型
现阶段的电子式互感器可根据高压区对电源的需求情况合理划分为有源与无源这两种类型，其中有源电子式互感器是鉴于电容、电阻、Rogowski线圈CT以及电抗分压式PT，而无源电子式互感器是通过光学材料的磁光效应与电光效应把电流信号和电压信号转化为光信号，再利用光缆移动至低压区，顺利解调成数字信号，最后使用光纤移送到二次设备[1]。磁光玻璃式和全光纤均为当前无源电子式互感器所具备的两种类型，其中磁光玻璃式电子式互感器的稳定性与精确度会受到振动和温度等多种因素的影响，所以并未在工程中得到广泛应用，而有源电子式互感器因具备较为成熟的技术，加上Rogowski线圈有较强的稳定性，所以有源电子式互感器在国内得到了普及使用。
根据功能将电子式互感器划分成电流电压互感器、电流互感器和电压互感器三种类型，而工程设计则要依照主接线型式和配电装置型式来合理选择与之相适应的类型，例如220KV线路应选用电流电压互感器，这样不但可以降低造价成本，还能够有效简化成GOOSE配置，且无需切换电压。
2.2通信标准
IEC61850-9-1、IEC61850-9-2和IEC60044均为电子式互感器的通信标准，其中IEC61850-9-2通信标准应用的是网络传输方式，这不仅节减了大量光缆，还为测控保护等各项设置提供了有利条件，但因为SAV值要使用许多带宽，把24个间隔体系、16为数据和80点/周波采样作为实际案例，各间隔带所需的具体宽度为10800cm，而现具备的10000cm以太网无法满足这一要求，所以目前220KV以上的线路均采用IEC61850-9-1和IEC60044通信标准，110KV线路因为不具备较多间隔数，所以可运用IEC61850-9-2通信标准[2]。
3.一次设备智能化完成方案制定与装备标准
3.1方案制定的完成
一次设备智能化仍处于研发的基础阶段，而国内现采用的一次设备智能化方案均是由一次设备与智能终端相结合来完成。
3.2智能终端配备布置原则
按照有关规定的标准，智能终端配备布置方法要与保护装置相适应，主变220kV侧、500kV断路器以及220kV线路保护等多种智能终端均要依照双重化标准进行合理布置，而10kV、100kV线路保护以及主变110kV等多项智能终端均要依据单重化标准进行有效布置。按照双重化标准布置的智能终端和保护装置相同，一定要充分考虑冗余度问题，正确选用来自不同厂家的相应装备，同时还要考虑到日常运行、维护、检修问题，尽可能使用符合线路保护要求的装备[3]。
3.3智能终端柜的设计
在户外设置变电站时，其智能终端会长时间处于户外环境中，所以实施设计时应采取以下几点有效性措施，以降低户外不良环境因素对变电站设备造成的影响：①强化变电站屏柜的防护等级，其防护等级应高于IP54级；②利用双层中空结构对断路器的智能终端柜进行合理布置，并有效提高外界隔热水平；③根据实际情况，在断路器的智能终端柜内增加1～3台风扇，使柜内温度逐渐下降；④外层材料可选用不锈钢钢板，而内层材料则选用负离锌板材，有利于反射太阳光；⑤将加热装置与除湿装置合理装设在断路器的智能终端柜内，并依照箱内环境自行运用。
4.自动化体系网络方案
4.1方案设计
按照EC61850通信规约标准，数字化变电站系统与通信网络有过程层GOOSE网络与站控层MMS网络这两种。目前，星形网与环形网均为数字化变电站自动化体系的重要组网方法，其中星形网的长处是网络延时少和网络实时性好，短处是单网冗余性明显低于环形网；环形网的长处是冗余性好，短处是网络实时性差，一旦通信发生故障就极有可能致使网络风暴问题产生，严重影响了设备的兼容性和服务性。
4.2G0OSE交换机配备布置原则
在布置G0OSE交换机时，有间隔布置与集中布置这两种方案，但由于工业级交换机的购买价格高，所以通常均采用集中布置方案。
4.3测控装置与保护装置的一体化布置方案
基于IEC61850通信规约要求，各厂商已顺利完成了相互操作以及系统无缝集成目标。数字化变电站的传统交流量、开入与开出等各种硬接线已替换成间隔层和过程层之间存在的以太网网络通讯，而数字通信也为测控装置与保护装置的运转提供了有利依据，成为变电站装备展开协调配合工作的关键。例如唐山郭家屯的数字化变电站系统就是运用测控装置与保护装置的一体化布置方案。测控装置与保护装置的一体化布置方案无任何技术问题，且使用周期长，日常运行维护费用低，投资少，具有较高的可靠性和安全性。
4.4确定对时方法
设置数字化变电站以及运用电子式互感器时，必须采用时钟同步方法对相同间隔和不同间隔的互感器进行合理布置，以确保采样同步。目前数字化变电站的站内对时方案包括IEEE1588网络对时、综合对时、脉冲对时、IRIG-B编码对时以及通信对时这几种，其中IEEE1588网络对时一定要具备交换机支持，但现阶段的IEEE1588网络对时通常不具备交换机支持，所以该对时方法较少使用。而IRIG-B编码对时具有高精度、操作简单等优点，在数字化变电站中得到了广泛应用。
5.结语
综上所述，数字化变电站在设计方案过程中，应采取远方不停电纠正与核查定值措施，只有这样才能获得最大化经济效益与社会效益。同时各地区要按照自身的实际情况，采用低压保护装置做初期试点，获得良好成效后再依次推广使用。
参考文献
[1]曹珍崇，吴皓，申狄秋，周哲，陆忻.500kV变电站全数字化试点间隔工程研究[J].广西电力，2010，（06）：6-9.
[2]何永祥.数字化变电站技术在西昌电网中的应用及其关键技术研究[J].国外电子测量技术，2009，（02）：42-48.
[3]侯伟宏，张沛超，胡炎.数字化变电站系统可靠性与可用性研究[J].电力系统保护与控制，2010，（14）：34-38.
电站设计规范范文第3篇
XX水电站厂房为坝后式厂房。电站厂外夏季通风计算温度33℃， 夏季空调室外计算干球温度35.3℃，夏季空调室外计算湿球温度27.2℃，累年极端最高温度41.6℃，累年极端最低温度 -5.4℃，年平均气温17.5℃。气候炎热，必须对厂房采取降温措施。
XX水电站大坝内不同高程设有帷幕灌浆、排水、观测和检查等多条廊道，直接通向坝面外的通道有22个。电站坝前库区死水位353.500m，通风进风可分别从廊道357.00～328.00～283.00m三个高程进入，廊道共有三层。水深在25.5～72m。并有交通竖井及相应水平廊道，使各层廊道上下连通，在283.5m的高程设两条通风廊道通往上游副厂房。为厂房合理的利用坝体廊道通风降温提供了良好的条件。见下图：
由于XX水电站受坝体与厂房、厂房内电气设备布置的限制，只能引入两条通往上游副厂房（通风廊道尺寸3m×3m）的通风廊道，参考漫湾电站利用廊道风的成功经验，XX水电站选用从廊道直接引温降风到上游副厂房作为降温除湿的通风节能方案。引入两条通往上游副厂房（通风廊道尺寸每条3m×3m）的通风廊道。室外高温空气在风机引吸下经廊道降温后通过上游副厂房320m高程风道、垂直土建风道送到上游副厂房下侧各房间降温后再由上游副厂房上侧各条排风道→风机排到厂外。
1电站概况
XX水电站位于贵州省沿河县城上游7km处，距乌江口250.5公里。
本电站厂房为坝后式厂房。总装机容量4台280MW。与厂外的主要通道为进厂交通洞，交通洞长约60米。主厂房发电机层（包括安装场）总长193m，宽35.5m，高为73.85m。主要电气设备布置在紧靠主厂房的上游副厂房。4台主变压器布置在与发电机层平层的上游副厂房。中控室、计算机室布置在左副厂房内。本电站主要发热设备布置在上游副厂房，因此通风环境较恶劣。主厂房、下游副厂房大部分在水下，部分设备散热较大。因此夏季通风降温是通风空调设计的主要任务。
2 气候特点
本电站属亚热带季风气候区，夏季炎热，年平均温度17.5℃。极端最高气温42℃，极端最低气温-5.4℃。
3 厂房通风空调系统的设计及优化
3.1室内外环境设计参数
室外空气计算参数：本电站气象资料根据电站所在地沿河站的记录数据修正整理得出。
3.3系统节能设计及计算
3.3.1 方案选择及说明
本电站为大型电站。厂外通风计算温度高达33℃。靠一般的机械通风和高窗自然通风很难满足《水力发电厂厂房采暖通风与空气调节设计规程》中主厂房夏季气温小于或等于30℃的要求。又由于上游副厂房布置了大量的电气设备，使室内温度达到或超过了35℃。
为此，重点研究主、副厂房全厂夏季空调方案，从节能的角度首先选择利用电站天然冷源。本电站水库为日调节水库。按长办编《水电站厂房通风、空调和采暖》中水库水温计算公式计算。按季调节水库计算水温为22.5℃，因此可断定本电站日调节水库水温在23℃以上，不宜作为空调用水，可利用的天然冷源是坝体廊道。
3.3.2坝体廊道通风温降效应计算
（1）坝体通风廊道的壁面温度的确定：
XX水电站混凝土大坝处于外界大气、山体岩石和水库水的包围之中。在室外空气温度周期变化及太阳辐射周期变化的影响下，由于坝体廊道（土壤和岩石）具有很大的热惰性，土壤和岩石表面受外界气候影响的温度波动随着土壤深度增加逐渐减小并存在滞后。在土壤一定深度处（一般为10米）温度近似处于恒温状态，温度波幅可以忽略不计。与库水或空气接触的坝体表10m进深范围为不稳定温度场。而中间的坝体，可视为稳定温度场，与电站通风有关的坝体廊道基本处在稳定温度场内，这是要重点讨论的廊道通风温降效应的部位。
综合温度的周期性波动规律可视为一简单的简谐波，而大坝可视为均质的半无限大物体，对于均质的半无限大周期性变化边界条件下的温度场，可用傅立叶导热微分方程式描述：
（2） 坝体廊道通风温降理论计算
通风用的帷幕灌浆廊道、排水廊道、观测廊道和检查廊道，除进风廊道入口直通下游坝面外，其余廊道均位于大坝中部，处于稳定温度场内。室外新风进入坝体廊道，一般多沿着大坝的纵向、竖向流动。根据热平衡方程式，空气流经坝体廊道的过程中与各个不同等温面进行热交换，随着流程的增加，空气的温度、焓值逐渐降低，这是一个十分复杂的不稳定热交换过程。因此，空气与坝体廊道壁的热交换，按不稳定传热计算（在工程计算中，将同一深度处的坝体廊道壁温及不稳定传热系数假设为一定值）。方程式为：
由表3.3-3和表3.3-4的计算结果可知，在廊道长度一定的情况下，空气进出口温差随风量的减小而增大，随通风时间的延长而减小。如果通风量选择合适，室外空气温度为33℃时，一旦经过庞大复杂的坝体廊道网络的调节和降温作用，温降效应显著，一般可达5℃以上，经降温后的空气送入厂房，可以很好的满足通风的要求。
因此，在能源越来越匮乏的今天，利用土壤、岩石、水电站坝体中的廊道作为天然冷热源，既能满足厂房内工作环境要求又无须人工制冷设备的投入，保护环境、节约投资和能源，廊道温降效应的应用作为水电站工程节能降耗的一个重要手段，对推动生态的可持续发展具有十分重要的意义。
利用廊道风，在土建上除须增设一段连接风机室及灌浆廊道的引风道外，基本上不会增加建坝投资，但可简化空调系统，使通风空调设备的初投资大为降低，运行管理简单，厂用电也大为降低。坝后式厂房紧靠大坝，风机室离大坝不远，风道连接（风机室至灌浆廊道）也不困难，因此，在引风廊道的布置上，设计时和坝工、厂房专业配合，完全可以通过适当规划予以解决。可见，有条件利用廊道风进行水电厂房通风空调，总是经济的，技术上也是可行的。
3.4通风空调方案的比选
3.4.1厂房暖通空调方案确定
根据以上对空气流经坝体廊道的理论计算，综合比较三个班次及四个不同的通风量算出的不同温降效果数据分析，认定从坝体廊道引入风量为20万m3/h、温度为26.7℃的温降风（温降6.3℃）到厂内作为新风为最合理的最隹选择。其中引入廊道风风机耗电为180kW，排风屋顶风机耗电为10×8=80 kW。总耗电为660kW。最终优化选定的方案较可研方案电耗节约88 kW。
XX水电站坝后式厂房通风空调总体方案为：引入坝体廊道温降风到上游副厂房降温加机械排风、主厂房采用人工空调降温的方式。
3.4.2 XX水电站夏季空气流程图：
4 结论
对XX水电站利用廊道风的计算分析表明，在廊道长度一定的情况下，空气进出口温差随风量的减小而增大，随通风时间的延长而减小。如果通风量选择合适，室外空气温度为33℃时，一旦经过庞大复杂的坝体廊道网络的调节和降温作用，温降效应显著，一般可达5℃以上，经降温后的空气送入厂房，可以有效减小夏季空调机械制冷量30%左右，而在冬季和过渡季节，廊道风可以很好的满足厂房的通风要求。说明廊道温降效应的应用可作为水电站工程节能降耗的一个重要手段，这一技术是可行、可靠的。
利用廊道风，在土建上除须增设一段连接风机室及灌浆廊道的引风道外，基本上不会增加建坝投资，但可简化空调系统，使通风空调设备的初投资大为降低，运行管理简单，厂用电也大为降低。坝后式厂房紧靠大坝，风机室离大坝不远，风道连接（风机室至灌浆廊道）也不困难，因此，在引风廊道的布置上，设计时和坝工、厂房专业配合，完全可以通过适当规划予以解决。可见，有条件利用廊道风进行水电厂房通风空调，总是经济的，技术上也是可行的。
因此，在能源越来越匮乏的今天，利用土壤、岩石、水电站坝体中的廊道作为天然冷热源，既能满足厂房内工作环境要求又无须人工制冷设备的投入，保护环境、节约投资和能源，廊道温降效应的应用作为水电站工程节能降耗的一个重要手段，对推动生态的可持续发展具有十分重要的意义。
参考文选
[1]长江流域规划办公室枢纽处等. 水电站厂房通风、空调和采暖. 水利电力出版社. 1984.3：144～150
[2]水电站机电设计手册编写组. 水电站机电设计手册-采暖通风与空调. 水利电力出版社. 1984.7：270～278
[3]中华人民共和国电力行业标准. 水力发电厂厂房采暖通风与空气调节设计规程. DL/T 5165-2002 2002：12～15
[4]《国内外水电站地下与封闭厂房暖通空调论文集》全国水电暖通情报网
[5]《水电暖通空调技术》全国水电暖通信息网
电站设计规范范文第4篇
7月中旬，编辑部收到读者提供的整改文件图片共7页。这份由广西电网公司生技部便函发出的《关于加强变电站接地网质量监督检查的紧急通知》涉及到两家承包单位：广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司和广西南宁雷电防护有限公司(南宁地凯科技有限公司)。
起初我们认为，广西电网公司的整改体现了抓安全生产、重工程质量的积极姿态，也正好契合了本刊正在着手进行的防雷接地工程质量的调研采访。为此，我们先后查询到了广西电网公司的行政事务部、总经办、生技部等部门电话，希望对事情有更直接准确的了解。遗憾的是，我们多次拨通广西电网公司有关部门的电话，大多数无人接听，偶尔有人接听，也对我们想了解的情况茫然不知。无奈之下，我们分别向“通知”中涉及的两家公司了解情况，结果却出乎我们的预料。
地凯：与我无关
广西地凯防雷工程有限公司及时做出了回应，该公司在回函中指出：“通知”中所针对的公司应为广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司，“提到对我公司曾施工的工程进行测量，曾于2006年进行普查过，在我公司承接的二十多个工程中，只有柳州供电局220kV静兰变电站的电阻出现了回升，我公司已对现场进行勘测，因为地网地面全部种有甘蔗，无法检查地网是否遭受人为破坏或盗窃。我公司针对现场情况已向广西电网公司提交了整改方案。一旦广西电网公司同意该方案，我们将免费整改，直到满足客户要求为止。基于当地施工现场农民较难协调的情况，柳州供电局拟要求将接地电阻降至1Ω即可(原合同要求为接地电阻为R≤0.5Ω)。”
记者查阅了广西电网公司生技部便函“通知”，附件中列举了几个变电站接地网改造工程情况，其中第四项这样表述： “静兰变(电站)的接地网在施工投运前接地电阻为2.5Ω，后经广西南宁雷电防护工程有限公司(与电力开发公司签订协议)加装DK接地棒后，于2002年11月1日进行了接地电阻的测试，接地电阻试验结果为：0.274Ω，测试报告变为符合设计要求。
2004年11月9日，广西电力试验研究院与柳州供电局共同对静兰变接地电阻进行了测试，测试得到的接地电阻为1.4Ω。
静兰变地网降阻协议书中，广西南宁雷电防护工程有限公司保证10年，柳州供电局向开发公司(黄瑜)反映过，但不见回复。
柳州供电局于2006年自行安排资金约20万元对接地网进行了改造。”
迪祥雷：疑遭“暗算”(小题大做?)
记者也与广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司总经理杨丹取得联系。杨总起初对本刊记者对此事的关注非常吃惊，“这点事情值得在杂志上报道吗?”他怀疑是有人在幕后指使，借题发挥，恶意炒作。他认为，如果仅仅是几个工程质量未达到合同指标而要求整改，事情何至于这么复杂?“一个生技部的便函文件，按理说只针对内部整改，为什么湖南电网公司和海南电网公司也都收到?”杨丹说，“我们做了上百个工程都验收合格了，有两个工程还没验收怎么就叫质量不好?施工质量差?即使是一两个工程有问题，也只占总数的1~2%，何况还没整改!”
因为这份便函“通知”作怪，导致参与竞标的地凯公司和迪祥雷公司在海南电网公司文昌宝邑110kV变电站地网投标中，双双落马。
与此同时，在与迪祥雷公司合作的广西来宾东糖纸业有限公司也先后六次收到便函“通知”文件(只有正文，没有附件)，但并未损害与迪祥雷公司的信任和合作。
东糖公司收到的便函摘录，另一版本的便函摘录
在杨总看来，发函者用意很明显，就是要毁掉信誉，阻碍其业务开展。他说：“我们竞争来的工程已竣工，接地电阻是0.28Ω，而设计要求阻值是1Ω。东糖公司领导认为这个结果是相当好的，历年来均无这样低的阻值。半年来下雨打雷均没有雷害事故。”杨丹认为，良好的接地电阻，给客户带来了经济效益，东糖公司领导表示，“二期工程还是用我们的产品”。杨总坦言，目前在工程中采用的关键产品——离子接地棒是自主专利产品，在许多工程项目中运用，效果非常明显。目前在国内的防雷接地方面，地凯和迪祥雷两家是很好的。
迪祥雷有话要说
8月10日，广西迪祥雷防雷工程有限公司给本刊发来回函“说明”，对“通知”的指责进行了申辩。
“说明”指出，广西电网公司生技部便函[桂电生函(1007)41号]《关于加强变电站接地网质量监督检查的紧急通知》中所列出的“广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司在公司系统多个变电站接地网建设、改造工程中施工不规范、施工质量差的事实”只有附件中的4个工程，而其中第4个工程是由广西地凯防雷工程公司施工的，“是真正的不合格，是柳州供电局花20万帮他们整改”!
回函对涉及迪祥雷公司的三个变电站接地网改造工程情况一一作了申辩。 (1)关于北海供电局110kV翁山变电站接地改造情况 “通知”附件：
翁山变电站是2004年8月投运的110kV变电站，原设计的接地网的接地电阻设计值0.5Ω，实测值1Ω，不符合设计要求。南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司在原地网外围采用电解地极组成新的接地网与主地网连接以达到设计要求，但经查，竣工后的接地网没有提供地网改造竣工图。
2006年5月，南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司对翁山变电站使用了电解地极的接地网进行了开挖并做了处理，2006年6月申请进行验收。该公司提供的试验数据表明地网接地电阻已低于设计要求的0.5Ω，并要求北海供电局按照其提供的测试方向进行测试，北海供电局测试人员未予以采纳。测试前，北海供电局对整个翁山变电站的防雷设备进行了导通测试，结果发现电解地极与主地网没有连接，反而有两基独立避雷针与主地网连接了。南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司随时后再次对地网进行处理，处理后北海供电局组织了接地电阻复测，结果0.95Ω，仍未符合要求。”
迪祥雷公司的说明：
北海翁山110kV变电站2004年8月21日验收测试报告实测接地电阻0.48Ω小于设计要求0.5Ω，合格验收。2006年5月28日北海供电局实测，在验收合格方测试结果为0.463Ω，同时又在电流级与电压极的另一方向测电阻为0.691Ω，他们只认电阻大的方向(的结果)，这与验收方向不一致。
2007年7月11日上午9时，由北海供电局测试队测试，结果是在三个方向测了四个点，第一点R=0.375Ω，第二点0.263Ω，第三点0.287Ω，第四点0.6105Ω，他们说他们自己测的不准，请以中试所测量为准。
(2)关于柳州供电局阳和变电站接地网改造情况 “通知”附件：
110kV阳和变接地工程由2个施工单位完成，建筑部分为博阳公司施工，完成后初步测试的接地电阻值为2.5Ω。之后由广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司进行的DXL离子列阵电解地极深埋施工(与电力开发公司签的合同)，施工过程有监理见证，事后迪祥雷公司说没得0.56Ω(未见报告也没有监理人员证明)。
2007年1月20日由广西电力试验研究院、柳州供电局、迪祥雷公司、监理单位共同选择测试路径并进行测试，测得接地电阻值为1.89Ω，和迪祥雷公司自测数据相比差别很大，对此迪祥雷公司认为是测试的方位(向)不同造成的。启委会要求迪祥雷公司合同进行整改施工。
几天后迪祥雷公司说已整改完毕复测，监理人员询问迪祥雷公司进行了什么内容的整改，是如何进行的。回答是对DXL离子列阵电解地极进行了浇水。监理人员认为整改不力，没必要安排复测。但柳州供电局和试研院还是在2007年2月8日再进行测试，测试结果与20日数据没有实质性的变化。启委会要求迪祥雷公司与设计部门联系后按设计修改意见进行整改施工。
迪祥雷公司的说明：
阳和110kV变电站6月26日测得接地电阻0.86Ω、0.87Ω、0.88Ω。他们没再组织测量。
(3)关于河池供电局100kV寻田变电站接地网改造情况 “通知”附件：
“河池供电局进行新建110kV寻田变电站常规地网的中间验收及调试时发现主地网及独立避雷针接地网敷设均满足有关要求，变电站接地电阻2.1Ω，随后南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司对该站进行电解地极的安装(其隐蔽工程及接地网测量均未通知河池供电局参加验收)。
2007年3月12日，河池供电局在进行寻田变电站的竣工验收时发现变电站的四基独立避雷针针均与主地网接通，检查发现电解地极安装单位(南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司)没有按照主地网设计图纸施工，擅自将四基独立避雷针接地网与主地网接通，施工前未将设计施工方案报送有关单位审查确认。”
迪祥雷公司的说明：
6月27日，我们对寻田110kv变电站进行接地电阻自测，两个方向分别测得0.91Ω、0.84Ω。他们朝第三个方向测出1.7Ω，因为第三方向是上坡而且加大了对角线长度由100m→135m，电流极是650m，电压极400m，增大了n值(n = 0.615 > 0.5~0.6)。
是有意刁难还是方法差异?
迪祥雷公司的“说明”中还表达了对广西电网公司在地网验收测试中的不满。“电流极长度，电压极长度，上坡方向并没有征求我们意见，……我们认为这样挑剔是很难共事的”，迪祥雷公司主张验收时只测一个方向，也就是验收报告中所提到的方向，或是建设时甲方测的接地电阻方向，也就是接地工程中土壤改良方向。在一个地网工程中，四周的土壤电阻率不一样，为了降低工程造价，必然选择土壤电阻率较低的地方进行地网改造。
从上面的对照中不难发现，双方的分歧主要集中在接地电阻的测量方法和接地电阻的数值选取上。迪祥雷公司认为，接地电阻的测量，应该在地网改造的方向进行，不应该四个方向都测量……如果在地网改造的方向测量是合格的，就应该验收合格。但广西电网公司在测量上要求在不同的方向进行，“接地电阻测量时不要按照……指定的方向进行测量，宜进行两个以上不同方向布线的测量”。
为此，记者请教了几位在防雷接地方面的资深人士。 专家评述
梅忠恕(云南电力公司原副总工程师)：
甲方的要求是有点不合情理。要在四个方向上测量，不知这四个方向是指东南西北四方?是90度正方向，还是允许小于90度或大于90度?如果某一方向由于地质原因无法打辅助接地极，又如何办?因此，我认为，这样的要求是不切实际的，不能接受的。我从来也没有见到过如此要求的。
如果严格按测量接地电阻的要求测量，应该说，在任何方向的测量结果的误差都是在允许范围以内的。
对于使用三极直线法的测量方法和数值选取，我们摘取梅忠恕先生在《如何准确测量接地电阻》一文中有关论述：
三极直线法是接地电阻测试中使用最多和最普遍的方法，测试时被测接地网
1、电压辅助极
2、电流辅助极3三点(极)按一直线布置，如图1所示。
E 测试电源 A 电流表 V 电压表 1 被测接地装置，2 电压极， 3 电流极 D 接地网最大对角尺寸， d13 接地网到电流极的距离 d12 接地网到电压极的距离， d23 电压极与电流极的距离
图1 三极直线法测量接地电阻的接线
怎样获得准确的零电位点，是测准接地电阻的关键。
通常是采用试探法找寻大地零电位点的准确位置。其方法就是在三极连成的直线上，在比表1所列α的范围稍大的区域内，例如(0.5～0.7) d13范围内，以d13的3%为间距，连续打5～7个电压辅助极，进行5～7个点的测量。在具体操作上，可以打一点测一点，拔起电压极再打下一点位，测下一个数据。对于电压极的每一个点位，可以测得一个接地电阻值。
表1 在不同的d13距离下满足测量允许误差的α值范围 允许测量误差δ%下列d13距离下的α值范围 5D
3D
2D 50.56～0.670.59～0.650.59～0.63 100.50～0.710.55～0.680.58～0.66 注：D为接地装置最大对角长度。 接地电阻测试结果的判断方法是：以接地电阻为纵坐标，以距离为横坐标，将测得的几个接地电阻值描绘在一张坐标图上，形成一条接地电阻的曲线。如果其中有至少三个电阻值的连线趋势走平，那这个位置对应的接地电阻值就是其准确值。不绘图也可直接判断，在所有测得值中，如果有三个以上电阻值之间相对误差小于3%时，就取这几个值的平均值为最后的测量结果。
要准确测量接地电阻，辅助电流极距被测接地装置的距离d13不能太小，至少应大于接地装置最大对角尺寸的3倍以上。电压极的位置在0.618倍d13处，但测量时应前后移动电压极5～7个点位，测得5～7个接地电阻的数值，选择其中至少三个相互误差小于3%的数据，取其平均值为最后的测量结果。
潘忠林(福州大学客座教授、硕士导师)：
接地电阻的测量，在条件许可的情况下，宜进行多点测试，然后取几个点的测试结果平均值作为接地电阻的值。“如果是真正合格的地网，正常情况下，无论从哪个方向测试，测试结果的误差都应该在允许范围之内。至于地网外的土壤电阻率高低对地网的接地电阻影响不会太大，因为我们测量的是改造过的接地网的接地电阻。在多点测量中，对于某个测试点偏差很大的特殊情况，可能是测试方法(仪表)、地下有异物等因素造成，解决的办法是在该点附近重新测量一次”。
测量应该避开附近的电磁干扰，尽可能在夜深人静的时候测量。 谢琦(湖南电信电磁防护支撑中心主任)：
接地电阻的测量没有绝对的实际意义。在实际工作中。测量接地电阻值只是作为每年的测试比对数据，如果没有突变，认为地网是可靠的。因此，在测量接地电阻时，没有必要斤斤计较从几个方向测试。
对于接地电阻值较小(小于1欧)的地网测试，利用通信现有的摇表、钳表都不能测试其准确值，必须采用大电流注入法。如果是要我来评判，我会先利用数学计算的办法进行评估，如果评估结果在任何一个方向上得到测试验证，则认为是符合要求的。
另外还有一个折中的办法，就是在地网的几个不同方向分别测试，将其算术平均值作为地网的接地电阻值也是可行的。
后记
广西电网公司生技部便函《关于加强变电站接地网质量监督检查的紧急通知》不仅对接地网工程承包方提出了严厉的指责，而且宣布暂停这两家单位在广西电网公司所属系统承包防雷接地工程资格。作为当事者，迪祥雷公司认为：即使取消其承包资格，也是迪祥雷公司与电网公司之间的事情;但电网公司内部下发的便函，按理只能在本公司内部发行，那么是谁将这一便函(甚至篡改)到处传播发布，把一件小事的负面影响甚至扩大到了省外?迪祥雷公司感到非常不解，并希望通过第三方检测机构对整改通知中提到的有关变电站地网改造工程进行检测，以求得客观公正的结论。
电站设计规范范文第5篇
变电站在设计过程中:首先需要重视国家的政策法规, 需要使得其能够达到国家的相关标准, 在确保人们的生命财产安全以及供电可靠, 和设计质量的基础上采用先进的科学技术。第二, 需要加强变电站的自动化水平, 同时重视经济性以及环保节能性和维护便捷性, 同时在实际的设计当中需要保证其具有一定的可持续性。
2. 变电站电气一次设计要点
2.1 电气平面布置。
和场地因素进行结合起来, 对区域做好相应的勘查设计, 做好设计规划, 然后对变电站电气实施一次设计。在这当中需要做好总体设计平面布置方案, 比如, 对主变的形式进行户外和户内的布置, 需要在这当中进行通风以及消防设计, 并且在的二次设备设计当中, 不能对电气实施垂直设计, 避免电容器等对于计算机设备产生影响, 从而将系统的可靠性进行提升。
2.2 电气设备选择。
以110k V变电站为例, 在对其主变压器实施选择和设计当中需要重视以下相关内容:首先, 对于一些冷却设备需要按照变压器的实际环境以及结构和容量进行决定;其次, 对于变压器的选择需要按照有载调压或者无激磁调压方式进行选用;第三, 一定要根据电力系统的实际相数以及绕组数等需求作为变压器的确定基础条件。
2.3 主接线设计。
首先, 双电源的选择, 这种形式主要应用的就是T型接线, 并且在这当中和其他相关的变电线路相连接, 高压侧线路和变压器进行连接, 另一侧低压线路主要应用的是母线分段方式, 不需要进行高压设备的接入, 线路具有灵敏以及清晰的特点。因为高压设备连接的很少, 对于面积占用也很小, 然而在产生故障时就需要将主变压器进行应用, 在这当中电源若是产生失效, 采用对继电保护的有效切换, 这就需要按照功率转移的方式对该设备实施设计。其次, 对于单母线方式的有效选择, 这种接线方式的电源进线主要分为两路, 在这当中, 一路为主线, 另外一路备用, 在这当中, 高压接线主要应用的是单母线进行连接, 以此来确保供电的稳定性。
3. 变电二次设计的要点
3.1 电流互感器二负荷选择。
在对电流互感器二次符合的实际选择当中主要就是需要确保其定额的电流值以及实际的负荷进行合理化选取, 同时在这个基础上加强对于负荷的有效计算, 并且还需要强化二次设备实际连接当中能够实现对于阻抗的重视, 在此基础上可以按照对于工程实施状况有效验算, 使其之间的相位差能够忽略。通常, 在对电流互感器二次负荷值的测量当中其负荷值不能大于表1所呈现的范围值。
3.2 继电保护和安全自动装置配置方案。
在电力系统当中继电保护以及安全自动装置主要是确保其安全以及稳定的主要设备, 通常需要按照电网结构和接线形式和运行方式等进行安排, 除了需要能够满足以上两种的要求, 在此基础上还需要加强灵敏性的重视, 并且在变电站继电保护装置的配置中对保护范围进行扩大, 尤其是需要对于一些临近的区域或者保护死区进行有效的解决或者将其范围缩小。
3.3 直流系统参数选择。
直流系统标称电压:在于其电压负荷的选择中尽可能的采用110V, 动力负荷的电压尽可能的选择220V, 这两种方式共同进行供电的电压尽可能的选择用220V或110V。
蓄电池组型式:蓄电池首要有三种方法, 分别是防酸式铅酸蓄电池、阀控式密封铅酸蓄电池、镍镉蓄电池。现阶段变电站傍边的直流体系首要选用的便是阀控式密封铅酸蓄电池组。这种电池在必定意义上又能够分为贫液式以及胶体式, 通常选用的是贫液式。
每组蓄电池组的电池数量:对铅酸蓄电池组, 需要能够依照蓄电池厂家傍边的单体电池正常浮充电电压值 (无产品资料时可宜取2.23V~2.27V) 和1.05倍直流体系标称电压来选择。
高频开关充电模块数量:相关于双蓄双充直流体系来讲, 关于每组充电模块的数量能够依照以下公式进行核算。
式中:I10铅酸蓄电池10h放电率电流, 数值C10/10, A;C10为10h率放电额定容量。Ijc经常负荷电流, A;Ime单个模块额定电流, A;n高频开关电源模块选择的数量。
3.4 母线电压切换。
对于220k V以及以上的变电站在实际的设计当中通常需要应用双母线实施连接, 每一个间隔需要采用侧闸实施母线的连接, 在实际的保护设备中需要对辅助接点的电压进行二次转换, 相对于每一个保护装置当中的间隔需要实施电压的确定。并且在设备的实际运行中, 在这当中, 其中的某个倒闸产生故障, 这样往往就会造成失压情况产生, 以致于出现相关的误操作, 给变电实际运行产生很大的影响。
4. 结语
随着现阶段社会经济的发展, 对于电力的需求也在不断的增加, 近些年, 城市进程不断深化, 电网建设得到了很大的进步, 并且也受到了人们的高度重视, 因此在变电站实际设计当中, 除了需要能够和相关的理论要求相符合之外, 还需要对各个区域的实际状况进行思考, 另外, 还需要采用新型设计以及施工技术和设备, 以此来对变电站的使用寿命延长。
摘要：在电力系统中变电站是非常重要的一个组成部分, 其在实际的生活以及生产中有着很重要的地位, 其主要起着电压变化以及对电能实现接收和分配的任务, 以此来对电流的流向以及对电压调整的责任。其是电网之间产生联系的枢纽, 采用变压器将各个电压以及电网有效连接, 以此实现电压能够得到有效的转化, 使得能够成为人们日常生活生产的电能, 以此来确保电网安全运行。
关键词：变电站,设计要点,把控
参考文献
电站设计规范范文第6篇
CCS水电站设计关键技术研究
编者按：厄瓜多尔科卡科多辛克雷（Coca Codo Sinclair，简称CCS）水電站是我国“一带一路”发展合作的重要成果，也是中国水利“走出去”的样板工程，号称厄瓜多尔“第一工程”。该工程由中资机构总承包承揽建设，2016年11月18日中国国家主席习近平出席并见证了该水电站的竣工发电仪式。CCS水电站位于亚马逊河二级支流Coca河上，为径流引水式，装有8台冲击式水轮机组，总装机容量1500 MW，设计多年平均发电量约87x108 kW.h，为厄瓜多尔提供了丰富的能源供应。工程建设受复杂自然条件的制约，在特大规模沉砂池、超深覆盖层上的大型混凝土建筑物、24.8 km长的深埋长隧洞、最大净水头618 m的压力管道、纵横交错的大跨度地下厂房洞室群、高水头大容量冲击式水轮机组等设计中遇到了众多复杂难题，多数没有成熟的理论和经验可供借鉴。工程的设计单位黄河勘测规划设计研究院有限公司在克服语言、规范、文化等多方面差异，开展自主研究的同时，积极吸收欧美国家可取的先进技术，利用经验类比、数值分析、模型试验、仿真集成、专家咨询等多种手段，成功解决了多个关键技术难题，取得了多项水利工程设计上的创新与突破。为了总结CCS水电站工程设计的经验，为从事国际水电工程设计、科研、施工、建设管理工作者提供借鉴，本刊约请黄河勘测规划设计研究院有限公司组织相关专业设计人员，分别从水电站首部枢纽、输水隧洞、调蓄水库、压力管道、引水发电系统、机电金属结构、设计管理等方面撰写了若干篇技术论文，在《人民黄河》陆续发表，以飨读者。