第一篇：渾江梯級水電站設計分析論文

1流域及工程概況

1.1流域概況渾江是鴨綠江右側的一大支流，發源于龍崗山東南山麓，自東北流向西南，流經吉林省白山市、通化市、遼寧省桓仁縣、寬甸縣，于遼寧省桓仁縣沙尖子鄉下游約50km處注入鴨綠江。渾江全長435km，流域面積15414km2，為山區性河流，沿程匯入的較大支流有十余條，桓仁水庫以下較大支流集中在右岸，桓仁水庫至回龍山水庫區間有大二河、大雅河；回龍山水庫至太平哨水庫壩址間有小雅河；太平哨水庫壩址以下有半拉江、漏河匯入。渾江蜿蜒曲折，河道多急灘哨口，坡度大，桓仁以上平均比降為0.0943%，全河平均比降為0.0630%。1.2工程概況渾江中下游于上世紀60年代至80年代初陸續建成了桓仁、回龍山、太平哨3座梯級水電站，各水電站以水能開發利用為主，其中桓仁水庫同時承擔有下游防洪任務，對渾江下游洪水特性有一定的影響。1）桓仁水電站。桓仁水電站是渾江梯級電站的龍頭，位于遼寧省桓仁滿族自治縣桓仁鎮上游約4km處。壩址控制流域面積10364km2，占渾江流域總面積的67.2％。電站于1958年施工，1972年7月竣工，主要任務是發電，同時承擔有下游桓仁縣的防洪任務。桓仁水庫是渾江干流僅有的一座年調節水庫，總庫容34.6×108m3，調節庫容8.2×108m3，調洪庫容12.6×108m3。2）回龍山水電站。回龍山水電站壩址距上游桓仁壩址44km，控制流域面積12433km2。電站于1969年開工，1977年竣工。回龍山水庫為日調節水庫，總庫容1.23×108m3，調節庫容0.18×108m3。3）太平哨水電站。太平哨水電站位于遼寧省寬甸縣太平哨鄉葫蘆頭村，壩址控制流域面積12961km2，距上游回龍山壩址36.5km。電站于1976年開始施工，1982年1月竣工。太平哨水庫為日調節水庫，總庫容1.82×108m3，調節庫容0.19×108m3。

2暴雨洪水特性

2.1暴雨特性受水汽來源、氣團活動和地形條件的制約，渾江流域暴雨走向多為南北向和西南東北向，雨量分布長軸與流域長軸平行。由于流域面積不大，上、下游暴雨起迄時間幾乎相同，整個流域能同時落在雨區之中。形成渾江流域暴雨的天氣系統有臺風、氣旋、副熱帶高壓邊緣的幅合擾動和高空槽等，特大暴雨多由兩種以上天氣過程遭遇所造成，暴雨中心主要集中在下游右側半拉江的上游、中游左側的東明、橫路和上游通化一帶。渾江流域內暴雨多發生在6月至9月間，大暴雨集中在7，8月份。一次暴雨一般歷時3d左右，其中強度最大的暴雨量又集中在一天內，最大一日暴雨占一次暴雨的50%以上。多年平均3d暴雨超過120mm。1960年桓仁以上三天面雨量達178.7mm，1958年渾江下游右側支流半拉江上大柞樹溝站3天雨量達415.9mm。2.2洪水特性渾江流域洪水由暴雨造成，洪水與暴雨相應，發生在6月至9月，全年最大洪水多發生在7月至8月，尤以8月最多。渾江屬山區性河流，土壤被覆薄、地形起伏大，河道坡降陡，河槽調蓄作用小，故急驟強烈的暴雨形成陡漲陡落的洪水。由于一次天氣過程造成的暴雨歷時較短，而且主要集中在1d時間內，致使較大洪水多呈單峰型。一次洪水歷時7d左右，漲洪歷時較短，從起漲到峰頂一般1d左右，洪峰滯時約為6h，退水歷時較長，一般6左右。一次洪水總量多數集中于3d時間內。下游沙尖子水文站3d洪量占7d洪量的63%以上，1960年特大洪水3d洪量占7d洪量的80%，可見洪量非常集中。

3設計依據站及洪水系列采用

桓仁、回龍山、太平哨水電站壩址洪水設計的依據站為桓仁水文站和回龍山水文站，因此，這次重點對桓仁、回龍山水文站設計洪水進行復核。桓仁、回龍山水文站的水文測驗工作始于1936年，在1942—1945年期間陸續停測，解放后五十年代初又恢復觀測，各水文站1971年以前的資料系列在太平哨初設時已進行了還原和插補，這次主要對1972—2012年洪水資料系列進行了還原。其中，桓仁站已受桓仁水庫調蓄影響，通過桓仁入庫流量過程采用馬斯京根法演進至桓仁站，還原成桓仁站天然洪水過程；回龍山站由桓仁站天然洪水過程演進到回龍山站，與桓仁～回龍山區間洪水過程相加求得，桓仁～回龍山區間洪水過程由回龍山入庫洪水過程減桓仁水庫出庫洪水過程推求。通過這次還原計算，將桓仁、回龍山水文站洪峰、洪量系列延長到2012年,洪水系列為1936—2012年計77年。4歷史洪水及重現期的確定桓仁、回龍山水文站站的歷史洪水在渾江各梯級電站設計時做過多次調查和分析，各站歷史洪水洪峰流量成果見表1．歷史洪水的定位根據流域洪水調查情況及實測資料綜合分析確定：將1888年洪水作為1755年以來第1位，重現期為258年；將1960，1935，1923三年洪水的重現期作為1888年以來的第2，3，4位。

5設計洪水計算

5.1洪水參數計算桓仁、回龍山站洪峰流量采用1936—2012年計77年系列，并計入1888，1810，1960，1935年和1923年歷史洪水組成不連序系列計算；設計洪量采用1936—2012年計77年連序系列計算。經驗頻率采用數學期望公式計算，線型采用P-Ⅲ型曲線，參數用矩法初估并進行均值、Cv優選，Cs/Cv按地區規律取2.5，最后根據適線及上、下游參數平衡分析確定采用的Cv值。桓仁、回龍山壩址與桓仁、回龍山水文站的集水面積相差很小，桓仁壩址、回龍山壩址洪水直接采用桓仁站、回龍山站洪水。太平哨壩址洪峰、洪量參數用回龍山水文站參數按面積比轉換，其中洪峰用面積比的2/3次方、洪量用一次方。5.2成果合理性分析將桓仁、回龍山、太平哨壩址設計洪水成果及流域上下游各水文站設計洪水成果點繪在地區綜合圖上進行分析，洪峰、洪量均值隨集水面積的增大而增大，Cv值隨集水面積的增大而減小，各設計成果在地區分布上是合理的。另外，通過將桓仁、回龍山站的設計洪水成果點繪在實測峰量關系圖上進行分析，設計峰量值與實測點據的分布趨勢較為協調。因此，本次計算的設計洪水參數是合理的。5.3成果對比分析將這次計算的桓仁、回龍山、太平哨水電站壩址設計洪水成果與1972年太平哨初設審定成果比較，均值減小，Cv值增大，各頻率設計洪水成果均有所減小。其中洪峰流量設計成果減小幅度在0%～8%之間，3d洪量成果減小幅度在4%～10%之間，分析其原因，主要為1971年以后渾江流域雖然發生了1986，1995，2010年等大水，但其量級相對于1888，1960年等歷史洪水還有一定差距，對前4位大洪水的排位無影響，而洪水系列的延長導致大洪水重現期增加，致使頻率曲線中的大洪水點距左移，且本次延長系列中大多數年份洪水量級不大，導致均值減小，從而使本次洪峰、洪量設計值較太平哨初設成果整體減小。

6結語

通過對桓仁、回龍山、太平哨水電站壩址設計洪水進行復核分析，各壩址設計洪峰、洪量成果較審定成果有一定程度的減小，因此，從工程安全角度分析，太平哨初設審定的洪水成果仍然是安全的。考慮各水電站工程均已建成，為保持工程設計洪水成果相對穩定、且從工程安全考慮，桓仁、回龍山、太平哨壩址洪水仍可沿用既往審定成果。

［參考文獻］

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第二篇：松江河梯級水電站工程簡介

松江河梯級水電站工程簡介

一、工程概況

松江河梯級水電站，位于吉林省東南部山區第二松花江上游支流松江河和漫江上，這里山巒重疊，人煙稀少，河道彎曲，水流湍急。梯級電站由小山、雙溝、石龍三座水電站和松山、三道松江河兩個引水工程共五部分組成。梯級電站以發電為主，三座電站總裝機510兆瓦，年設計發電能力8.369億千瓦時。

1、小山水電站位于松江河上游河段，是松江河梯級水電站第一級電站，樞紐由混凝土面板堆石壩，岸坡式溢洪道、引水發電系統組成，屬大Ⅱ型二等工程。最大壩高86.30米，壩頂長302米, 引水洞長1200米,獲自然落差17米, 小山水庫總庫容1.07億立方米，調節庫容0.53億立方米。裝機2×80兆瓦，多年平均發電量1.366億千瓦時。松山工程通水后年設計發電能力2.958億千瓦時，三道松江河工程通水后年設計發電能力3.244億千瓦時。

2、雙溝水電站位于小山電站下游，為松江河梯級電站第二級電站，主要由混凝土面板堆石壩、岸坡溢洪道、引水發電系統組成。最大壩高110米，壩頂長297米，引水洞長590米，獲自然落差13米，水庫總庫容為3.88億立方米，調節庫容1.45億立方米。裝機2×140兆瓦，年設計發電能力3.868億千瓦時。

3、石龍水電站為松江河梯級水電站第三座電站，樞紐由混凝土重力壩、引水隧洞、地面廠房組成，樞紐為三等工程。最大壩高43米，壩頂長219米，引水隧洞按單機單洞布置，兩條隧洞長分別 為181米及193米，獲自然落差6米，總庫容0.403億立方米，裝機2×35兆瓦，年設計發電能力1.257億千瓦時。

4、松山引水工程以引水為主，即將漫江水通過引水隧洞引至小山水庫內，增加小山電站及下游雙溝、石龍電站發電量。樞紐由混凝土面板堆石壩、岸坡溢洪道和引水隧洞組成，屬大Ⅱ型二等工程。最大壩高80.8米，壩頂長302米，引水隧洞長12600米，水庫總庫容1.33億立方米，調節庫容1.07億立方米，引水洞最大引用流量60立方米/秒。

5、三道松江河引水工程以引水為主，通過引水隧洞將三道松江河的水引入大牛溝后進入小山庫區，以增加小山電站發電效益。樞紐由重力式混凝土攔河壩（含溢流壩段），引水隧洞組成。最大壩高22米，壩頂長175米，引水隧洞長1496米。

二、工程項目立項審批情況

1986年7月，原水利電力部以（86）水電水規67號文《關于松江河梯級水電站可行性研究報告審查會議紀要的批復》批準了東北勘測設計院的可研報告。

1990年7月，能源部下發了能源水規[1990]616號文《關于對松江河梯級水電站工程初步設計的批復》。

1990年吉林省政府與原國家能源投資公司簽訂投資協議，合資建設松江河梯級水電站，投資比例為國家能源投資公司（吉林省電力公司）占70%，吉林省政府（吉林省能源交通總公司）占30%。

1990年水規總院水規設字第36號《報送“松江河梯級水電站設計復查意見” 》的函中，同意初步設計的審查意見，并將開發 程序調整為先松山引水工程、小山電站，后雙溝、石龍電站的連續開發方案。

國家計委于1991年5月以計能源[1991]595號文《關于吉林松江河梯級水電站設計任務書的批復》批準了設計任務書。

1993年11月國家計委以計投資[1993]2019號文《關于下達一九九三年基本建設新開工大中型項目計劃和開工準備大中型項目計劃的通知》下達了松江河梯級水電站工程的開工通知，同時國家能源投資公司以能投電計[1993]701號文轉發了此文件。

三、工程建設情況

1、小山水電站工程于1994年6月開工，當年11月份截流，1997年9月下閘蓄水，12月份首臺機組并網發電，1998年6月份第二臺機組正式并網發電，1999年底樞紐工程全部完成，2000年5月通過竣工驗收安全鑒定，2001年9月小山電站通過樞紐工程專項竣工驗收。

2、松山引水工程的引水隧洞工程于1993年開始施工，1998年9月15日實現截流，松山引水工程全面開工建設，2001年4月19日引水洞開挖結束，2002年3月30日下閘蓄水，5月13日正式向小山水庫通水，2003年10月末，松山引水工程全部完成。2003年12月通過竣工驗收安全鑒定，2004 年7月松山引水工程通過樞紐工程專項竣工驗收。

3、雙溝水電站為接續建設工程，導流工程于1999年、2000年兩次開工兩次緩建，2003年9月份雙溝電站工程第三次開工建設，2004年11月30日截流，目前正在進行主體工程施工。計劃 2008年末機組發電。

4、石龍水電站工程為接續建設工程，正在進行進廠道路施工，計劃于2006年進行主體工程施工，2008年末機組發電。

5、三道松江河引水工程已經進行了部分前期準備工作，進場路已經完成，引水洞出口明挖基本完成，征林征地工作完成。目前尚未施工。

四、工程投資情況

松江河梯級水電站概算預計總投資49.8億元。其中：

松江河梯級水電站一期工程投資：25.2億元，包括小山電站和松山引水工程；

松江河梯級水電站二期工程投資：24.6億元，包括雙溝電站、石龍電站和三道松江河引水工程。

截止2005年底，松江河梯級水電站工程累計完成投資32.0834億元。

五、抽水蓄能情況

松江河梯級水電站工程具備開發抽水蓄能條件，原水利電力部在《對漫松引水開發規劃的審批意見》中指出，“鑒于雙溝梯級水頭較高，地形地質條件具備修建抽水蓄能電站，可研究混合式開發，以增強該電站對東北電網的調峰填谷作用”。1998年10月26日，國家電力公司以國電水規[1998]545號文下達《松江河梯級電站工程增設雙溝抽水蓄能機組預可行性研究報告審查意見》，預可研批準裝機規模為可逆式抽水蓄能發電機組4×125MW，年發電量 7.25億千瓦時，年抽水吸納低谷電量9.70億千瓦時。可行性研究報告已形成，待審查。

吉林省電力有限公司00六年二月二十日 二

第三篇：《湖南電網梯級水電站發電調度管理規定(試行)》

湖南電網梯級水電站發電調度管理規定（試行）1 范圍

本規定明確了湖南省電力公司各電業局調度管理所（以下簡稱地調）、省調直調、省調委托（許可）電廠和地調直調的梯級水電站水庫發電調度原則、工作流程、規范化管理內容。2 規范性引用文件

下列文件中的條款通過本規定的引用而成為本規定的條款：

《湖南電力調度規程》

《湖南地區電力調度規程》

《大中型水電站水庫調度規范》

《中華人民共和國可再生能源法》

3.梯級水電站發電調度的總則

3.1 規范湖南電網各流域梯級水電站水庫發電調度管理，充分利用水能資源，提高梯級水能利用率，充分發揮水庫的綜合效益，滿足電網安全運行要求。協調解決梯級水電站發電設備檢修等工作保證水電站運行安全。協調解決流域通航、供水、灌溉等綜合利用要求。特制訂本規定。

3.2 本規定明確了湖南電網省調直調、省調委托（許可）電廠和地調直調的梯級水電站水庫發電調度原則、工作流程、規范化管理內容。各地調應對照本規定的調度原則制定相應地區電網梯級水電站發電調度管理實施辦法。

3.3省調是梯級水電站調度的協調指揮中心，負責梯級水電站調度方案的最終審定和發布。地區調度機構負責本地區直調梯級水電站調度方案的最終審定和發布

4.梯級水電站優化調度原則

在保證電網及水電廠安全運行(包括防汛安全)的前提下，充分考慮水電站水庫上下游通航、灌溉、供水和水庫出庫流量滿足最小生態下泄流量要求前提下，開展梯級水電站的優化調度。

4.1梯級整體水能利用最大原則

梯級水電站應充分發揮梯級水庫調節庫容相互補償調節作用，在確保梯級水庫防汛安全、電網安全的前提下，按梯級整體發電量最大原則協調控制各水電站的發電出力和出庫流量。

4.2 充分發揮龍頭水庫調節能力

具有季調節性能以上的龍頭水庫在不棄水的情況下應考慮為下游水電站攔蓄洪水，減少下游梯級電站棄水。同時應將豐水期的水蓄在水庫供枯水期用，提高枯水期的發電量和枯水期梯級電站的出力，達到“蓄豐補枯”的作用。

4.3龍頭水電站優化調度原則

有調節能力的龍頭水電站應聯合編制水庫優化調度運行長、中期運行計劃，詳細提出各時段末的優化控制水位，并結合天氣預報滾動修正。保證自身水能充分利用的同時綜合考慮流域梯級電量最大。

4.4下游水電站高水頭利用水能資源原則

周調節性能以下的水電站在預報來水流量小于滿發流量時，要保持高水頭運行，充分利用水能資源。在洪水來臨前充分發電騰空水庫，提高水量利用率。在預報基礎上攔蓄洪尾，蓄滿水庫。

5.梯級水電站調度的主要工作

5.1 梯級各水電站發電運行實行統一調度、分級管理的原則，各水電站應嚴格執行調度指 1

令，進行有序發電。

5.2 梯級水電站應按電網調度機構的要求建設水庫調度自動化系統，并將水情實時信息，發電信息、預報信息、水庫運行信息傳送到相應調度機構。

5.3 水電站發電計劃編制、調整及執行。

5.3.1 各水電站應根據天氣預報信息、流域雨情、水情制定以3小時為時段的三天區間來水過程預報。在三天區間滾動預報基礎上編制三天滾動發電計劃通過水庫調度自動化系統上報相應調度機構，及時向相應調度機構提出發電計劃建議。

5.3.2 省調、地調根據流域雨、水情、電站工況、電網用電需求情況、安全校核情況，參考水電站水庫調度計劃，編制梯級各水電站發電調度計劃，并下達給水電站。

5.3.3 正常情況下，各水電站應按調度機構下達的發電計劃曲線帶負荷。

5.3.4 水電站水工人員應及時掌握本流域雨水情變化，并做好水庫來水預報工作，當水情有較大變化時，應及時向所屬調度機構提出更改計劃曲線申請，調度機構根據電網情況調整實時發電曲線。

5.3.5 各梯級水電站應制定、月度檢修計劃，報送相應調度機構待批復后執行。各級調度機構應根據電網運行實際，綜合考慮上下游梯級電站水能充分利用，合理安排設備檢修。

5.3.6 水電站因檢修、施工、綜合利用等要求，對本站或上下游電站水位、發電出力或出庫流量有限制要求時，應按相關規定上報相應調度機構，待調度機構批復后執行。

5.3.7 水電站因上下游生活、生產等任務，對發電水位、出庫流量有長時期的限制要求時，應正式行文報備相關調度機構。

5.4 建立水情通報機制。

5.4.1 水電站應掌握全流域水雨情及所有上下游電站運行信息。

5.4.2水電站遭遇暴雨洪水時，應盡快向防汛、電網調度等部門及相鄰下一級水電站通報。

5.4.3水電站開關閘門、開停機組等致使出庫流量短時間發生較大波動時，應根據有關約定向相鄰下一級水電站通報。

5.4.4水電站入庫流量或取水斷面流量異常變化時，應主動了解上游水電站的運行情況。

5.4.5 當上游、下游有新建水電站或影響本電站運行的工程施工時，應主動與其建立聯系，及時了解其截流、蓄水等重要階段安排。

5.4.6 各水電站聯系方式變化時，應及時向相應調度機構和上下游電站通報。

5.5 當地調管轄的發輸變電設備運行異常影響梯級水電站發電時，地調應及時向省調匯報。

6.梯級水電站發電調度計劃管理流程

6.1 梯級水電站在每日8：15前將主要的水情（8時上游水位、下游水位，前一日降雨量、人庫流量、發電流量、棄水流量）、昨日發電量、電站可調出力變化情況向相應調度機構匯報。

6.2梯級水電站在每日10:00前向相應調度機構提交次日發電計劃96點曲線及第二、第三日水情、發電量預測。

6.3 地調在11：00前應向省調匯報所屬水電站運行情況、水情、了解次日或未來三日內龍頭水庫發電計劃。

6.4地調應依據約束條件編制次日管轄流域各水電廠發電曲線，并在每日 16：00 前將曲線報給省調。

6.5省調在17：30前審核后下達次日水電站發電計劃曲線。

7.附則

7.1 本規定自頒布之日起執行。

7.2 本規定解釋權歸湖南電力調度通信局。

第四篇：電力系統畢業論文關于電力系統水電站設計方面的論文

Tag:電力系統(19)2009年03月16日

前 言

隨著我國經濟的不斷發展，對能源的需求量也越來越大，然而能源的不足與需求之間的矛盾在近幾年不斷惡化，國家急需電力事業的發展，為我國經濟的發展提供保障。就我國目前的電力能源結構來看，我國主要是以火電為主，但是火電由于運行過程中污染大，在煤炭價格高漲的今天，火電的運行成本也較高，受鍋爐和其他火電廠用電設備的影響，其資源利用率較低，一般熱效率只有30%-50%左右。與之相比水電就有很多明顯的優勢。因此，關于電力系統水電站設計方面的論文研究就顯得格外重要。

本畢業設計（論文）課題來源于青海省直崗拉卡水電站。主要針對直崗拉卡水電站在電力系統的地位，擬定本電廠的電氣主接線方案，經過技術經濟比較，確定推薦方案，對其進行短路電流的計算，對電廠所用設備進行選擇，然后對各級電壓配電裝置及總體布置設計。并且對其發電機繼電保護進行設計。在這些設計過程中需要用到各種電力工程設計手冊，并且借用AutoCAD輔助工具畫出其電氣主接線圖、室外配電裝置圖、發電機保護的原理接線圖、展開圖、保護屏的布置及端子排接線圖。故本論文屬于典型的針對某工程進行最優設計的工程設計類論文。

通過本論文的研究，可以使直崗拉卡水電站安全可靠的在系統中運行，保證其持續可靠的供電。也能提高自己使用AutoCAD,word等軟件的能力，培養出自己工程設計的觀念，是對大學四年所學理論知識與實踐的融合。

第一章 電氣主接線設計

1.1 設計原則

電氣主接線是水電站由高壓電氣設備通過連線組成的接收和分配電能的電路。電氣主接線根據水電站在電力系統中的地位、回路數、設備特點及負荷性質等條件確定，并應滿足運行可靠、簡單靈活、操作方便、易于維護檢修、利于遠方監控和節約投資等要求。

在電氣主接線設計時，綜合考慮以下方面：

① 保證必要的供電可靠性和電能質量

安全可靠是電力生產的首要任務，保證供電可靠和電能質量是對主接線最基本的要求。

......目錄：

第一章 電氣主接線設計

第二章 廠用電設計

第三章 短路電流計算

第四章 電器主設備選擇

第五章 發電機繼電保護原理設計及保護原理

第六章 計算機監控系統方案論證選擇

參考資料：

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[14]路永明.計算機監控系統在水電站的設計與運用.吉林大學碩士學位論文.2005

第五篇：水電站電氣一次設計論文 電氣主接線圖CAD概要

水電站電氣一次設計論文+電氣主接線圖CAD

泠江水電廠電氣一次設計原始資料

一、原始資料1． 水電廠情況（1）裝機容量大小本水電廠設計安裝4臺相同型號的水輪發電機；單臺水輪發電機主要參數

（2）近區及廠用負荷本電廠需用兩條25km的10kv線路向附近居民及工廠提供電能，近區最大負荷

，最小負荷

本廠絕大部門用電設備均屬于長期連續負荷，要求不斷供電，總廠用電負荷約為0.19MW。（3）水文情況

本水電廠以防洪灌溉為主，每年的1、11、12月份為枯水期，枯水期電廠發電量為總發電量的三分之二；每年的6、7、8月份為豐水期，豐水期本電廠滿發。2． 系統連接情況（1）樞紐變電站距本廠正南方45公里處建一個500KV樞紐變電站（電壓等級有500/220/110KV）；（2）中心變電站距本廠東南方30公里處建有一個220KV中心變電站（電壓等級有220/110/35KV）（3）小水電距本廠西北方25公里處建一個總裝機容量為1.2MW的小型水電站，其容量需用35KV單條輸電線經本站后與系統相連。論文網http://www.tmdps.cn/3． 環境情況（1）地質情況本水電廠是壩后式設計，在堤壩下游紅河南岸有較空曠平坦的區域可以用于電廠升壓站及道路的建設。（2）氣候條件本水電廠年最熱月平均溫度為33℃，終年無霜雪天氣，污染很低。4． 其他情況

本水電廠年最大負荷利用小時數為4700小時。

二、設計內容

1、水電廠電氣部分設計。（1）電氣主接線設計。（2）主變壓器選擇。（3）短路電流計算。（4）主要電氣設備擇：包括斷路器、隔離開關、互感器、導線截面和型號、絕緣子的設備的選擇和校驗。

2、水電廠繼電保護部分設計。（1）主要設備繼電保護設計：包括主變壓器、線路等元件的保護方式選擇和整定計算。（2）備用電源自動投入裝置設計和絕緣檢察裝置的配置。（3）升壓站的控制、信號系統設計。

3、水電廠配電裝置設計。（1）配電裝置設計：包括配電裝置布置形式的選擇、設備布置圖。（2）升壓站防雷、接地設計

4、對該水電廠設計方案的穩定性及優越性進行評估（含穩定性分析計算）。畢業設計(論文)任務書設計內容１、設計說明書：包括對設計的原則、步驟的扼要敘述及設計成果并附必要的表格。

2、設計計算書：必要的計算過程。

3、設計圖紙（1）水電廠電氣主接線圖（A2）

1張（2）高壓開關柜訂貨圖（A2）

1張（3）升壓站配電裝置布置圖（A2）

1張（4）水電廠保護配置接線全圖（A2）

1張（5）主變壓器保護回路接線全圖（A2）

1張（6）升壓站防雷接地設計圖（A2）

1張第一章

變壓器的選擇和電氣主接線設計第一節 主變壓器的選擇（1）變壓器臺數的選擇原文請+QQ3249114六.維'論~文.網主變壓器是發電廠和變電站中最主要的設備之一，它在電氣設備的投資中所占比例較大，同時與之相配套的電氣裝置的投資也與之密切相關。因此。對于主變壓器的臺數、容量和型式的選擇是至關重要的，它對發電廠、變電站的技術經濟影響很大。同時，也是主接線方案確定的基礎。主變壓器臺數的選擇是與發電廠的接入方式、機組的臺數、容量及基本接線方式密切相關，大體上要求主變應與其他的各個環節的可靠性相一致。兩臺變壓器聯合運行的可靠性已經相當高，可用于中小型水電站和變電站。其運行可以根據水電站在豐水期和枯水期的不同分為兩臺同時運行和一臺運行一臺退出的運行方式，運行方式靈活；此外，兩臺主變對工程分期過渡有利，特別對變電站來說，主變壓器臺數還要考慮中、遠期負荷發展。一般主變壓器采用兩臺分期投入的辦法，避免主變在運行初期階段的容量積壓和資金積壓以及長期處于低負荷和低效率下的運轉。因此，在中小型水電站、變電站中，一般主變壓器的臺數取1-2臺為宜。根據原始資料，該待尋建變電所屬于小型變電所，而且沒有其它低壓電源向低壓側重要負荷供電。因此，選擇兩臺主變壓器作為該變電站的主變壓器。（2）變壓器型式的選擇中小型水電站只有一個升高電壓等級時，主變宜采用三相普通油浸式雙繞組鋁線變壓器，常規連接組別有Y，d11或者YN，d11.為了減少變壓器的能耗，應選用低損耗電力變壓器。所以選擇SFL1系列的三相雙繞組電力變壓器。上一頁

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