电站范文10篇

电站范文篇1

坐落在海盐县的东南面，距海盐县县城约十公里。据说秦始皇南巡驻跸过而得名天下。

参观核电站后让我记住二十年前为中国第一座寻找地址的作出“重大贡献”原核工业局基建处处长。他为建核电站带领全国核电专家、工程技术人员十一次登上峰顶，进行科学勘探和考察。

年月，一期核电站主体工程正式开工，年月开始发电。至今建成的有一期、二期、三期，总装机容量为00万千瓦，另外还有20万千瓦机组在建。近万名工作人员服务于核电站的各个岗位，而离核电站8公里的核电新村和枫叶小区等，就是核电站一期、三期的员工生活区。

核电站目前已完成三期。第一个0万千瓦级的核电站就放在脚下的龙王庙处；第二个放在西侧和方家山；第三个南端的杨柳山下；第四个放在长山河畔的长山脚下。经过20年的努力，我们中国人自力更生，自行设计，自行建造，滚动发展，把地区建设成为融设计建造、技术更新、人才培养为一体的新中国第一个核电基地。

我不懂核电站发电原理，但我听了介绍后只知道我们的核电站安全设计比日本福岛先进。核电站不会发生像日本福岛那样的事故，福岛采用的是第二代早期的沸水堆技术，而选用的是改进型的压水堆，堆型和特性与福岛不同，万一失控或发生故障，反应堆会自动停堆。所谓压水堆是目前国内外建造核电站时采用最多、最成熟的堆型。

中国的核电站都不是在地震带上的，而且抗震、防洪的标准都‘高一级，像核电站就建在花岗岩上，而且遇到地震等，保护措施会自动启动。而且核电站的设计有固有安全特性，能限制功率突增，而且压水堆有厚达米左右的钢筋混凝土安全壳，内衬密封钢板，即使反应堆出事故，安全壳也能将放射性物质包容起来，防止向环境泄漏。这也是核电安全的核心。截至底，海盐核电关联产业产值已逾亿元。

我们看到海盐县周边并没有因为日本核电站发生泄漏事故就产生联想式的恐慌，是核电站周边民众比较普遍的心态。

最后引用核电人诗：

打破中国无核电的历史

在这个名不经传的地方

被人的热血和汗水点燃

创造中国核工业再一次的奇迹

他们结束了一个时代

电站范文篇2

关键词：变电站；220kV架构；优化设计；3D3S

一直以来我国针对变电站架构设计均采用标准化设计方法，为了控制安全性，往往存在较大的安全富裕，但是这也在一定程度上造成了严重的资源浪费。基于此种情况，对变电站输电铁塔架构开展优化设计具有非常重要的意义[1]。在本文的研究当中选择采用3D3S软件对某一220kV变电站架构进行建模分析，并探索优化设计的具体方法。

1空间模型

采用3D3S作为空间建模工具，根据工程实际情况建立模型，该模型的具体架构如图1中所示。完成空间模型建立之后，还需要根据工程实际情况，将架构所承担的荷载施加到结构之上。具体来说所需要施加的荷载主要包含：地震力、风力、导线、架构本身重量以及导线所受到的风荷载等。在进行荷载施加时需要严格按照实际情况进行分析，并合理施加荷载。

2档距选择

档距的选择是杆塔结构设计中所考虑的重点内容，同时也是控制工程成本的重要方法。单基杆塔的重量及单位公里杆塔数量决定了单位公里的塔重。单基塔重与杆塔基础成反比[2]。因此，在实际当中针对档距的选择往往只能依赖于经验，即在满足结构受力的前提之下尽量选择最优的档距。基于此种情况，在本文的研究当中结合笔者的实际工作经验，针对不同的塔型设计了多组不同的档距方法，并对不同设计方案的单位公里塔重进行了测算。根据比选结果，在该工程当中所采用的档距如表1所示。

3基础选型

在杆塔设计中基础具有非常重要的意义，也是影响工程造价的重要因素，尤其是随着电压等级的不断提升，基础造价在工程总造价中所占据的比例正在不断提升[3]。另外，基础设计涉及的因素相对较多，需要综合考虑施工条件、施工进度要求、承载力等多种要求。因此，基础选型也存在着较大的难度[4]。基于此种情况，在本文当中以SJ411C型杆塔为例对基础选型进行了分析。该杆塔基础最初选择采用斜柱插入式基础，基础露头为900mm，埋深为4.5m，具体设计如下页图2所示。但是经施工单位反馈在开挖过程中出现流砂，同时基坑存在严重坍塌情况，若继续采用原有基础设计方案，则必须要做好基坑支护以及井点降水技术处理，这必然会造成成本费用的严重浪费。在本工程项目当中综合考虑多种因素，选择将基础进行扩大处理，同时将实际地基情况输入到3D3S中对基础进行承载力、上拔稳定验算、下压稳定验算、冲切破坏验算，具体设计结果如图3所示。

4结语

以某一220kV变电站为例分析了变电站架构的优化设计方法，指出了杆塔档距选择以及基础选型优化设计方法，希望能对变电站架构设计优化有所启发。

参考文献

[1]何勇，刘玮，刘汉生，等.三沪直流输电线路工程杆塔优化设计[J].电力建设，2008（6）：30-34.

[2]张子富，杨靖波.提高导线悬挂高度的杆塔结构优化研究[J].电力建设，2009，30（5）：35-38.

[3]王强，田云.重冰区220kV线路杆塔选型与设计优化[J].中国高新技术企业，2015（9）：40-41.

电站范文篇3

1.1继电保护功能变电站综合自动化系统要具备常规变电站系统保护及元件保护设备的全部功能，而且要独立于监控系统，即当该系统网各软、硬件发生故障退出运行时，继电保护单元仍然正常运行。微机保护除了所具有的继电保护功能外，还需具有其它功能。

1.2信息采集功能分布式自动化系统的变电站，信息由间隔层I/O单元采集。常规四遥功能的变电站，信息由RTU采集。电能量的采集宜用单独的电能量采集装置。系统对安全运行中必要的信息进行采集，主要包括以下几个方面：①遥测量②遥信量③遥控量④电能量。

1.3设备控制及闭锁功能①对断路器和刀闸进行开合控制。②投、切电容器组及调节变压器分接头。③保护设备的检查及整定值的设定。④辅助设备的退出和投入(如空调、照明、消防等)。

以上控制功能可以由运行人员通过CRT屏幕进行操作。在设计上保留了手动操作手段，并具有远方/就地闭锁开关，保证在微机通信系统失效时仍能够运行和操作，包括可手动准同期和捕捉同期操作。在各间隔的每个断路器设置按钮或开关式的一对一“分”、“合”操作开关和简易的强电中央事故和告警信号。

1.4自动装置功能

1.5报警功能对站内各种越限，开关合、跳闸，保护及装置动作，上、下行通道故障信息，装置主电源停电信号，故障及告警信号进行处理并作为事件记录及打印。输出形式有：音响告警、画面告警、语音告警、故障数据记录显示(画面)和光字牌告警(光字牌报警回路采用编码设计，主要是为了保证当通信网故障退出时站内仍能正常运行。光字牌数量控制在20多只)。

1.6设备监视功能其中包括一次设备绝缘在线监测、主变油温监测、火警监测、环境温度监测等内容。当上述各参量越过预置值时，发出音响和画面告警，并作为事件进行记录及打印。

1.7操作票自动生成功能根据运行方式的变化，按规范程序，自动生成正确的操作票，以减轻运行人员的劳动强度，并减少误操作的可能性。

1.8数据处理及打印功能中调、地调、市调、运行管理部门和继保专业要求的数据可以以历史记录存档，包括：①母线电压和频率、线路、配电线路、变压器的电流、有功功率、无功功率的最大值和最小值以及时间。②断路器动作次数及时间。③断路器切除故障时故障电流和跳闸次数的累计值。④用户专用线路的有功、无功功率及每天的峰值和最小值以及时间。⑤控制操作及修改整定值的记录。⑥实现站内日报表、月报表的生成和打印，可将历史数据进行显示、打印及转储，并可形成各类曲线、棒图、饼图、表盘图，该功能在变电站内及调度端均能实现。

1.9人机接口功能具有良好的人机界面，运行人员可通过屏幕了解各种运行状况，并进行必要的控制操作。人机联系的主要内容包括：①显示画面与数据。②人工控制操作。③输入数据。④诊断与维护。当有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行，运行人员利用CRT屏幕和键盘或鼠标器进行操作。当无人值班时，人机联系功能在上级调度中心的主机或工作站上进行。

1.10远程通信功能将站内运行的有关数据及信息远传至调度中心及设备运行管理单位，其中包括正常运行时的信息和故障状态时的信息，以便调度中心人员及时了解设备运行状况及进行事故处理。

可实现四遥和远方修改整定保护值、故障录波与测距信号的远传等。变电站自动化系统可与调度中心对时或采用卫星时钟GPS。

2变电站自动化的设计原则

变电站二次设备按功能分为四大模块：①继电保护及自动装置。②仪器仪表及测量控制。③当地监控。④远动。四大模块功能的各自不同的发展及其功能的相互渗透，为变电站自动化提供了多种多样的实现模式，可概括为两种基本实现模式：①保护加集中RTU模式，面向功能。②保护加分散RTU模式，面向对象。

2.1电气设备控制方式主变压器、站用变压器各侧断路器以及10kV、110kV、220kV断路器一般情况下均集中在控制室，通过就地监控主站的就地监控计算机进行控制操作(但网络中远动主站亦可留有接口给地调进行遥控，根据系统运行规程而定)，当网络中就地监控主站退出运行时则应能分别在各元件的保护屏处进行人工控制操作。

就地监控计算机在操作时应显示该站的配电装置的运行状态、通道状态和各种电气量，在每个操作步骤前应给操作者提示，待确认后方能操作。

主变压器、站用变压器、220kV线路、110kV线路、10kV设备及其母线设备保护和10kV母联的控制保护均采用集中保护方式，10kV开关柜上加一个“就地/远动”选择开关，10kV母联断路器的控制保护放在控制室，与10kV自投装置放在一起(当10kV装置能可靠地抗震、抗高温、抗电磁干扰时，也可以将10kV装置装配在10kV开关柜上，以减少电缆联接)。

10kV隔离开关采用就地手动操作(除变低处的10kV隔离开关外)。主变变低10kV隔离开关、110kV，220kV隔离开关采用就地电动操作方式，可进行就地和遥控操作，并设置“就地/遥控”选择开关，同时设有操作闭锁措施。专用母线接地刀闸装设母线有电闭锁操作装置(采用微机五防装置，应能与综合自动化装置接口)。用键盘或鼠标操作断路器、刀闸时靠后台机内的五防系统闭锁，现场人工操作或维护操作时则靠另一套微机五防系统闭锁。

2.2测量综合自动化的电气测量均按部颁《电气测量仪表设计技术规程》(SDJ9—87)的要求选择测量点及测量内容、测量精度。在主变220kV侧增加电流方向接法相反的分时计量的脉冲式有功电度表和无功电度表各2只，供关口表用。

全站的电气量测量除了通过监控主站及远动主站读取和记录存盘外，在各元件的保护装置上的液晶显示器上也应能读取有关的电气量，主要是为了保证当网络或监控、远动主站退出运行时该站所有设备的测量仍能满足安全运行。

2.3同期并列点和同期装置220kV线路断路器、220kV旁路兼母联断路器、110kV线路断路器、110kV旁路断路器、110kV母联断路器及主变220kV侧断路器、110kV侧断路器处设同期并列点，同期方式为集中式和分布式手动准同期，正常情况下采用就地监控计算机分布式手动准同期，当网络监控、远动主站退出运行时，上述各元件的同期并列操作应能在各自的保护屏处(或中央信号屏处)手动进行。

2.4中央监控设事故信号及预告信号。断路器事故跳闸启动事故音响，其它通道故障和装置故障启动预告音响，信息除了能在就地监控主站和远动主站读取及存盘外，还能在中央信号屏上读取及记录。各装置的故障信号应能在各装置上反映出来。

电站范文篇4

摘要：抽水蓄能电站日本神流川金居原新技术

一、前言

日本是世界上的经济大国，也是电力生产大国。日本的电源构成以核电为首位，其次依次为燃煤火电、LNG火电和燃油火电。日本的常规水电开发较充分，但水电资源总量不多，在电源构成中占的比重不大。常规水电站除了径流式电站外，优先用于峰荷发电；许多LNG火电站和燃油火电站也按每日开停机模式运行。为了解决调峰新问题，已经建设了大批抽水蓄能电站。2000年，日本共有43座抽水蓄能电站，总装机容量24705MW，名列世界首位。抽水蓄能电站在电网中的功能首先是调峰填谷，改善负荷系数；同时用于调频、维持电网稳定和调压。在日本，抽水蓄能电站是公认的主要调峰手段。日本抽水蓄能电站平均年发电运行小时数只有620h，可见其主要用于峰荷发电和解决电网的新问题。尽管抽水蓄能电站的建设成本不低，但和其他调峰电源相比，还是有竞争力的。因此，日本近年来还在继续建设抽水蓄能电站。

为了增强新建抽水蓄能电站在电力市场的竞争力，日本抽水蓄能电站的建设采取了一些应对办法，新建抽水蓄能电站着眼于充分发挥抽水蓄能电站的优势。从规划和设计来说，除了担负调峰填谷的静态功能外，更致力于发挥抽水蓄能电站的动态功能。机组要有更快的对负荷变化的跟踪能力，适应频繁的工况转换，水库库容要满足更长时间事故备用的能力。而为了降低工程投资，从站址选择上要选水头更高的站址，安装体现机组制造最新水平的超高水头大容量的抽水蓄能机组，缩小地下洞室的尺寸。同时还要尽可能减少对环境的影响，降低环境保护的投资。这些办法中很重要的一条就是发展高水头和大容量的抽水蓄能机组，加大电站的规模。近期正在建设或预备建设的抽水蓄能电站中，有一些超大型的电站。本文要介绍的神流川（Kannagawa）抽水蓄能电站和金居原(Kaneihara)抽水蓄能电站可以作为其中的典型代表。这两座电站的水库规划、水工建筑物设计和工程施工中采用了一些新的理念和新的技术。

二、两座超大型抽水蓄能电站概况

1、神流川抽水蓄能电站

神流川抽水蓄能电站由日本东京电力公司开发，位于群马县和长野县交界处。上水库位于长野县信浓川水系南相木川上，下水库位于群马县利根川水系神流川上，地下厂房在群马县境内。该电站装机容量达2700MW，是目前世界上装机容量最大的抽水蓄能电站。地下厂房分两处，1号厂房安装4台机组，容量共1800MW；2号厂房安装2台机组，容量共900MW。两处厂房有各自的输水系统，但共用上、下水库，和我国广州抽水蓄能电站相似。电站有效发电水头653m，最大发电水头695m，最大抽水扬程728m，属700m水头段机组。单机额定容量450MW，其额定容量和发电水头的乘积超过了日本目前已部分投入运行的葛野川抽水蓄能电站机组，属世界上最大的抽水蓄能机组。该电站目前正在建设中，至2001年11月，工程进展已完成61%。

2、金居原抽水蓄能电站

金居原抽水蓄能电站由日本关西电力公司开发，位于滋贺县和岐阜县交界处。上水库位于岐阜县木曾川水系八草川上，下水库位于滋贺县淀川水系须亦川上，地下厂房在滋贺县境内。该电站装机容量2280MW，在世界上也名列前茅。电站的6台机组安装在一个地下厂房内，是世界上同一地下厂房内装机容量最多的抽水蓄能电站。电站有效发电水头514.8m，最大发电水头535.2m，最大抽水扬程约560m。由于该电站水头变幅高达150m，计划有部分机组要采用可变速机组。该电站的前期预备工程如对外交通道路的施工已在进行中，但主体工程尚未开工。

三、水库动能规划和大坝

1、增大水库调节库容和电站的事故备用能力

日本纯抽水蓄能电站上下水库的有效发电库容（以满出力发电小时数计）比我国的抽水蓄能电站用得大。一方面是为适应周调节的要求。通常情况下，发电只在星期一至星期五进行，而抽水则天天都要进行，因此水库的库容要大于日循环所需库容。另一方面，为了加强抽水蓄能电站和其他形式的电源在市场上的竞争能力，抽水蓄能电站应有更多的事故备用能力。水库有效库容提供的满出力发电小时数，神流川抽水蓄能电站为7h，而金居原抽水蓄能电站为9h。日本在上世纪70年代规划设计的一批抽水蓄能电站，水库蓄能量的满负荷发电小时数多数在6h左右，最多到7h（新高濑川抽水蓄能电站），少的只有4h（大平抽水蓄能电站）。和这些抽水蓄能电站的平均水平相比，这两个电站的满出力发电小时数要高一些。

2、加大水库的水位变幅，选用可变速机组

为了降低工程投资，提高经济优势，减轻对环境的影响，在规划抽水蓄能电站的水库时，要求在满足电网需求的前提下，减小水库的总库容和占地面积。高水头的站址自然是优先考虑的。其次是加大水库的水位变幅，增加水库的工作水深，以增加水库的调节库容。这样一来，水泵水轮机的工作水头比（Hpmax/Htmin）自然要变大，可能超出常规的范围，必须选用可变速机组。

神流川抽水蓄能电站最大发电水头695m，接近单级可逆式水泵水轮机制造能力的上限，很符合高水头站址的标准。该电站水库水位变幅并不大。上水库坝高136m，水位变幅27m；下水库坝高120m，水位变幅30m；水头总变幅57m。Hpmax/Htmin%26lt;1.15,在一般单转速水泵水轮机的水头（扬程）变幅范围之内。该电站采用的是单转速机组。金居原抽水蓄能电站最大发电水头535.2m，也属于高水头电站。而该电站在加大水库的水位变幅，增加水库的工作水深方面最为典型。上水库水位变幅95m，下水库水位变幅55m，合计150m。Hpmax/Htmin接近1.45，远超过一般单转速水泵水轮机的水头（扬程）变幅范围。因此该电站计划有部分机组要采用可变速机组，可以任意调整机组转速，以保证能在不同的水头（扬程）段高效率和平安地运行。事实上，日本可变速抽水蓄能机组发展很快，自大河内（Okawachi）抽水蓄能电站采用这种机组以来，已有数座新建及扩建的抽水蓄能电站选用了可变速机组。

3、坝型选择和库容的综合考虑

由于环境保护的要求，不答应过大的水库沉没，两座电站的上下水库都建在高山环抱的山谷地带，优点是最高库水位远低于库周山岭的地下水位，除坝基外，库盆没有采取专门的防渗办法。但这样的地形条件带来的缺点是为了获得必要的库容必须修建高坝。为避免土石坝上游坝体侵占库容，如地质条件答应，则尽可能建混凝土坝。

神流川抽水蓄能电站下水库坝和金居原抽水蓄能电站上水库坝都采用了混凝土重力坝。正在建设的神流川下库大坝采用日本的碾压混凝土筑坝工法(RCD)，碾压混凝土水泥用量110~100kg/m3，至2001年11月，大坝混凝土浇筑已经完成。神流川抽水蓄能电站上水库坝和金居原抽水蓄能电站下水库坝的地质条件不适合建混凝土坝，都采用粘土心墙堆石坝。日本迄今为止尚未真正建设过混凝土面板堆石坝。日本是多地震国家，土石坝的坝坡放得较缓。为适应抽水蓄能电站的工作条件，上游坝坡则更缓。神流川上库坝上下游坝坡分别为1摘要:2.7和1摘要:2.0，金居原下库坝的上下游坝坡为1摘要:2.9和1摘要:2.1。

四、输水系统

1、输水道的布置和最大流速

神流川抽水蓄能电站的输水道总长约6350m，在世界上的抽水蓄能电站中算是相当长的了。好在它的水头也很高（有效发电水头653m），L/H=9.7，尚在通常认为较好的L/H%26lt;10的范围内。输水道分成两组，分别对应两个地下厂房。其中1号输水道连接4台机组，上游引水隧洞长2445m，内径8.2m，钢筋混凝土衬砌。经上调压井后分为两条压力钢管。压力钢管主管长约1300m，内径4.6m，其中斜井段长约960m，倾角48°。在下平段作第2次分岔，分成两条内径2.3m的支管，各长约100m。尾水道依次由4条合为2条，再经尾水调压井后合为1条，内径为4.1m~8.2m，尾水隧洞总长约2300m，全部用钢筋混凝土衬砌。2号输水道连接2台机组，引、尾水隧洞主洞内径均为6.1m，在上调压井和尾水调压井处不作分岔，其余和1号输水道完全相同。

金居原抽水蓄能电站的枢纽布置比神流川电站要紧凑，输水道总长约2600m，L/H=5.1。采用一洞三机，引水和尾水主隧洞各2条。地下厂房基本上是首部开发的布置，从上进出水口至厂房的两条上游输水道仅长910m和920m。不需要设上游调压井，上游闸门井后的两条压力钢管长740m和710m，内径5.7m，倾角分别为53°和57°。在厂房前60m处各分岔两次后分别和6台机组相连，分岔后的支管进球阀前内径2.4m。6条内径4.2m的尾水支管经两个尾水调压井后合为两条内径7.2m的钢筋混凝土衬砌的尾水主隧洞。尾水道总长分别为1600m和1610m。

这两座电站压力钢管主管内的最大流速，在通过最大发电流量时均超过10m/s，基本上是日本抽水蓄能电站的一般做法。该流量比我国大型抽水蓄能电站压力钢管的设计最大流速高。流速高则水头损失大，对抽水蓄能电站来说，最终要用增加抽水电量也即抽水电费来补偿。欧美和日本的抽水电价相对便宜一些，在经济直径计算时往往选择较小的直径，宁可水头损失大一些。我国目前情况和他们不同，压力钢管内的最大流速一般只有6~8m/s，通过相同流量时管径要大一些。其实对某些输水道不长、水头损失总量不大的工程，适当提高输水道内的最大流速以减少基本建设的一次投资、减小压力钢管的制作难度，可能是更好的方案。

2、压力钢管的新水平

两座电站压力钢管的HD参数均甚高。神流川电站压力钢管下平段最大静水压816m，动水压力超过1000m，HD超过46000kN/m。金居原电站虽然承受水压要低一些（压力钢管下平段最大静水压649m），但是管径为5.7m，以动水压力计算的HD值和神流川电站也相差无几。神流川电站的压力钢管已采用了HT100级的高强钢板。将该等级的钢板用于压力钢管，在日本是首次。金居原电站的压力钢管计划也要采用HT100级的高强钢板，将是日本压力钢管使用该等级钢板的第2个工程。

神流川电站压力钢管的斜井段长约1000m，倾角48°，围岩地质条件相对软弱，为了平安和节约投资，开挖施工使用了直径为6.6m的全断面隧洞掘进机(TBM)。在如此陡倾角、大直径的斜井开挖时使用TBM，据称在日本是首次，在世界上也没有先例。金居原电站的压力斜井虽然比神流川电站斜井短一些，可是直径更大，倾角也更陡。按现在的计划，斜井施工不使用TBM。但该电站的压力斜井的施工支洞，以及尾水隧洞、进厂交通洞、尾水隧洞和出线电缆洞计划使用TBM开挖。

3、尾水隧洞

两座电站的尾水隧洞都很长，而且由于机组单机容量大、转速高，Hs绝对值也很大（神流川Hs=-104m，金居原Hs=-95m），所以两座电站的尾水调压井的规模都很大。神流川电站1号输水道尾调高148m（从尾水隧洞中心线起算，下同），为带上室的阻抗式，井身内径10m。金居原电站由于下水库的水位变幅大，原设计尾水调压井高186m，带有上室，井身为内长轴15m、短轴10m的椭圆形，便于三条尾水支洞同时进入井内。

近年来，为了减少土建工程量、降低工程投资，日本抽水蓄能工程界正在探索高水头抽水蓄能电站长尾水隧洞取消调压井的可能性，进行了相应的试验探究。有一座设计中的抽水蓄能电站尾水洞长近900m，经探究可以取消尾水调压井。在探究中他们提出了一个尾水隧洞时间参数Tws（单位s），表示尾水隧洞内水力过渡过程压力变化相对于Hs值的比例，即摘要：Tws=LV/[g(-Hs)。式中L为尾水隧洞长度(m)，V为尾水隧洞内平均流速(m/s)，g为重力加速度(m/s2)，-Hs为最小沉没深度(m)。根据多座抽水蓄能电站的设计经验，可以取消尾水调压井的Tws不能大于6s，但如Tws大于4s就须进行具体探究。本文介绍的这两座电站的尾水隧洞太长，按工程数据计算，神流川1号输水道Tws=14.3s，2号输水道Tws=12.9s，金居原电站Tws=11.2s，均远大于6s的限值。故两座抽水蓄能电站设置尾水调压井是必须的。

五、地下厂房

1、地下厂房的布置特征

由于两座抽水蓄能电站的水泵水轮机要求的最小沉没深度都非常大，而地质条件又答应，采用地下式厂房是必然的选择。

在输水系统部分已经介绍，神流川电站的地下厂房分为两处。1号地下厂房安装4台机组，厂房尺寸为长214.7m，宽34.0m，高55.3m；2号地下厂房安装2台机组，厂房尺寸为长139.0m，宽度和高度和1号地下厂房相同。之所以将地下厂房分两处布置，据说主要是由于地质条件的原因。两处地下厂房加在一起，共长约350m，分两处布置也为加快施工进度创造了条件。金居原电站的地下厂房安装全部6台机组，厂房尺寸长269.9m（其中主厂房段长197.5m），宽25m，高48.3m。

和我国已经建设的大型抽水蓄能电站相比，这两座电站的地下厂房除了规模大之外，还有一些特征。这两座电站的地下厂房在布置上都是把主变压器放在主厂房洞的两端，主副厂房和主变洞合为一个洞室。副厂房也不是集中布置在主厂房的一端，而是在主厂房内分散布置。这样的布置方式和我国抽水蓄能电站通常的布置是不同的。但在日本，以前就有一些抽水蓄能电站的地下厂房采用这种布置方式。另外，神流川电站的1号厂房和金居原电站的厂房都把安装场布置在厂房的中部而不是在厂房的一端（神流川电站2号厂房因为只有2台机组，安装场是布置在一端的）。安装场放在地下厂房的中部，在日本是常用的做法，而我国已建大型抽水蓄能电站仅十三陵的地下厂房是这样布置的。中国和日本抽水蓄能电站地下厂房布置方式的不同，除了各自的习惯做法外，从水工结构的观点来说，可能主要还是考虑到地质条件对洞室围岩稳定的影响。日本抽水蓄能电站地下厂房的地质条件多数都不好，采用一个长的大洞室，比起用两个相互平行、间距又不可能很远的大洞室来，围岩的整体稳定性自然要更好一些。同样，安装场放在地下厂房中部比起放在端部来，可以减少洞室上下游高边墙的连续长度，对增加高边墙的稳定性也是有利的。

2、地下厂房支护方式和施工技术的发展

和日本早期的抽水蓄能电站地下厂房相比，神流川电站和金居原电站地下厂房结构的明显进步在于厂房洞室的支护方式。由于围岩条件不好，以往日本抽水蓄能电站地下厂房基本上都是全钢筋混凝土衬砌，或者至少顶拱是钢筋混凝土衬砌的。而这两个电站的地下厂房洞室支护已完全改变了以前的常规做法。神流川电站地下厂房尽管跨度已达到34m，其顶拱和边墙均采用锚杆喷混凝土加系统的预应力锚索支护。预应力锚索为1000kN等级，长度一般为15m，围岩好的地方也有长10m的，间距3m×3m；系统锚杆长5m。金居原电站地下厂房跨度25m，设计也是对顶拱和边墙采用喷锚支护。顶拱喷混凝土厚32cm，边墙喷混凝土厚24cm，也要加系统的预应力锚索或锚杆。

神流川电站的地下厂房洞已于2001年10月完成开挖。34m的跨度对抽水蓄能电站的厂房是比较少见的。为了确保施工平安，开挖的程序上有些新意。顶拱先开挖中导洞，导洞顶拱支护好以后再向两侧扩挖。扩挖时每侧的岩体等分为若干区段，每段在洞轴线方向的长度为15m左右。同侧的各区段采用“跳仓”式的开挖，即隔一段挖一段，挖完一段随即支护好；而两侧的先开挖区段相互错开，以减少顶拱支护前的自由跨度。待整个顶拱的先开挖区段支护好后，顺序开挖留下的区段。顶拱开挖支护完毕后再用类似的方法逐层下扩。该厂房洞开挖时采用了观测施工管理系统，即综合了勘察、设计、施工和监测功能的一体化信息系统。对开挖区域进行了连续监测。围绕厂房洞室建立了约1600个测点，不断地监测围岩的状况。通过计算机系统对观测数据的高速处理，分析围岩由于开挖而产生的应力变形的变化，并将分析结果反馈给后续开挖过程的设计，以促进洞室的开挖做到平安和经济。

六、减轻对环境的不利影响

重视保护环境，减轻工程对环境的不利影响，已成为工程设计和施工必须做到的重要方面。作为发达国家的日本，更是如此。两座电站在环境保护方面也有一些新的理念。

1、不改变河水的流向。如前所述，神流川电站上水库位于信浓川水系，该水系流入日本海；而下水库所在的利根川水系则流入太平洋。上水库集水面积6.2km2。尽管面积不大，为了使这块集水面积上的径流不致改变其归属，从而不改变下游的生态环境，上水库集水面积的产水未被截留，而是通过导流洞和放水设施如数排向下游。这是考虑环境效益重于经济效益的实例。以前，通过跨流域调水来增大抽水蓄能电站的经济效益，曾是抽水蓄能电站选点规划时要考虑的因素之一。在环境保护日益重要的今天，规划的观念也要更新。

2、不破坏地面自然景观。除了大坝和水库以外，所有的设施都尽可能设置在地下。除了采用地下输水系统和地下厂房外，这两座超大型抽水蓄能电站的站内交通道路都大量地采用了隧洞的形式。神流川电站的对外交通道路从位于下水库左岸的进厂交通洞洞口跨过水库库尾，再沿下水库右岸经大坝右坝头直至下游和已有公路连接，长度超过5km，大部分采用隧洞。金居原电站下库区从大坝下游通向库尾地面开关站和进厂交通洞口的道路以及对外交通道路改线段采用隧洞共长3.42km，约占这些道路总长度的50%。此外，为了少破坏地面植被，筑坝材料尽可能在库内沉没区开挖。库外料场和弃渣区均精心做了水土保持设施，重新种植当地的不同植物，以恢复原有的自然景观。

七、结束语

为了增强抽水蓄能电站在电力市场的竞争力，日本抽水蓄能电站的建设有针对性地采取了一些应对办法，并已在新建的抽水蓄能电站中实施，以充分发挥抽水蓄能电站的优势。日本抽水蓄能电站建设技术也在这个过程中得到新的发展。限于笔者所能获得的资料，本文仅主要介绍了两座正在建设的超大型抽水蓄能电站规划和土建方面的一些新的技术进展。值得指出的是，由于近年来日本经济发展持续低迷，电力需求增长缓慢，对新电源点包括新抽水蓄能电站的建设速度也有明显的影响。例如神流川抽水蓄能电站虽然地下厂房已经开挖完毕，但计划要到2005年才发电；金居原抽水蓄能电站的建设机构早已成立并运作，但至今主体工程尚未开工。尽管如此，日本从上世纪90年代以来抽水蓄能电站建设的新理念和新技术，还是值得我们探究和借鉴的。

参考文献

[1YasudaMasashi,Japan’sExperienceinPumpedStorage,PumpedStorageInternationalWorkshop,November2000,NanjingChina.

[2YasudaMasashi,CommercialArrangementsofPumpedStorageDevelopmentinJapan,PumpedStorageInternationalWorkshop,November2000,NanjingChina.

[3YasudaMasashi,OptimizationofPumpedStorageDevelopment,PumpedStorageInternationalWorkshop,November2000,NanjingChina.

[4TokyoElectricPowerCo.,TheWorld’sLargestPumpedStorageHydropowerProject摘要:Kannagawa

[5东京电力株式会社，神流川发电所工事概要图，1999年4月。

[6关西电力株式会社金居原水力发电所建设预备所，金居原水力发电所建设工事概要，2000年5月。

电站范文篇5

对于水电站的设计方案及其整机设计问题，我们已经非常熟悉，从任务书的下达，到初步设计阶段再到最终设计阶段。我们都已经有了非常熟悉的了解。然而对于水电站的投资问题则需要考虑自有资金以及投资资金的比例问题，是一个重要的课题。需要我们相关人员引起高度的重视，以免在水电站投资贷款中出现大的问题。本文从水电站投资贷款比例分析的重要性出发，通过实际的计算，总结出水电站投资中贷款的比例。

二、水电站投资理论依据分析

要想搞清楚水电站投资中的贷款比例问题，必须从以下几个方面进行分析：水电站的年收益，水电站建设的总投资资金，水电站的年运行费用，水电站运行的折旧费用，水电站投资贷款额度以及水电站的年净收益。

1、水电站的年收益水电站主要通过发电量来衡量水电站的年收益，这也是水电站的主要经济来源。发电量受很多方面的影响，河道的来水量和降雨量直接关系着水电站的发电量，降雨的多少以及来水量的大小导致发电量会发生较大的变化。因此在衡量年发电量的时候大都是考虑的平均发电量。水电站的运行方式影响着发电量的有效利用系数。情况不同有效利用系数取值也不同。主要有以下三种情况：当有多年调节水库或并入大电网运行，同时电网允许全部吸收本电站的全部发电量，其发电量有效利用系数的取值一般为0.9—1.0；对于那些独立运行的电站，发电量有效利用系数取值一般为0.6—0.7；对于那些一般的电站来说，发电量有效利用系数取值一般为0.8—0.85。线损率也是其中的影响因素，所谓线损率就是发出的电量到用户输电线路的一定损耗，线损率随着输电线路的增长而增大。通常来说，一般的线损率取值一般为10%—20%。水电站本事也存在用电损耗，就是我们通常所说的厂用电率，通常情况下，我们取厂用电率为0.5%—1%。另外，电价与运行方式有着很大的关系，独立运行的电站电价较高，上网的电站就要依据目前上网电价计算。可以通过以下数学式来进行表示：此公式中，参数是指的有效利用系数，其值取0.8—0.85参数是所设计的年发电量参数是指的线损率，其值取10%—20%参数是指的厂用电率，其值取0.5%—1%参数是指的电价。

2、水电站建设的总投资资金考虑那些设计完成的水电站，其总投资资金是固定的，是个固定值，这儿，我们设总投资值为。

3、水电站的年运行费用所谓水电站的年运行费用就是我们所说的经营成本，包括水利建设项目竣工投产后每年需要支出的各种经常性费用，其中包括：工资及福利费、材料、燃料及动力费、维护费及其他费用等。通过多年的总结，我们一般去年运行费用为总投资费用的0.02—0.035。设k1为年运行费用，为此，可以用如下数学式来进行表示：

4、水电站运行的折旧费用水电站运行的折旧费用可以通过以下数学式来进行表示：该式中，是我们通常所说的社会报酬率，其值取为10%是我们通常所说的折旧年限，一般取为30年。

5、水电站投资贷款额度通常将有息贷款占总投资的比例值作为贷款比例，用参数K表示。所以得出下式：

6、水电站的年净收益水电站的年净收益可以通过以下数学式来表示：

三、贷款比例结论分析

可以通过下式进行说明：该式中，是所指的贷款偿还年限是所指的贷款年利率是为建设时期贷款年限。该数学式通过整理可得到如下式子：由此可见，对于已设计完成的电站总投资和年发电量是已知的，投资时期的电价和贷款利率及贷款偿还年限也是已知的，公式中的计算参数可以在电站设计报告中查出。所以投资贷款比例可以直接计算出来。

电站范文篇6

与变电站传统电磁式二次系统相比，在体系结构上，变电站综合自动化系统增添了“变电站主计算机系统”和“通信控制管理”两部分；在二次系统具体装置和功能实现上，计算机化的二次设备代替和简化了非计算机设备，数字化的处理和逻辑运算代替了模拟运算和继电器逻辑；在信号传递上，数字化信号传递代替了电压、电流模拟信号传递。数字化使变电站自动化系统与传统变电站二次系统相比，数据采集更精确、传递更方便、处理更灵活、运行维护更可靠、扩展更容易。变电站综合自动化系统结构体系较为典型的是：

(1)在低压无人值班变电站里，取消变电站主计算机系统或者简化变电站主计算机系统。

(2)在实际的系统中，更为常见的是将部分变电站自动化设备，如微机保护、RTU与变电站二次系统中电磁式设备(如模拟式指针仪表、中央信号系统)揉和在一起，组成一个系统运行。这样，即提高了变电站二次系统的自动化水平，改进了常规系统的性能，又需投入更多的物力和财力。

变电站综合自动化的结构模式

变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布

(一)集中式结构

集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I／O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。集中式结构也并非指只由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机完成的，只是每台微型计算机承担的任务多些。例如监控机要担负数据采集、数据处理、断路器操作、人机联系等多项任务；担负微机保护的计算，可能一台微机要负责多回低压线路的保护等。

集中式系统的主要特点有：

(1)能实时采集变电站各种模拟量、开关量，完成对变电站的数据采集和实时监控、制表、打印、事件顺序记录等功能。

(2)完成对变电站主要设备和进、出线的保护任务。

(3)结构紧凑、体积小，可大大减少站地面积。

(4)造价低，尤其是对35kV或规模较小的变电站更为有利。

(5)实用性好。

集中式的主要缺点有：

(1)每台计算机的功能较集中，若一台计算机出故障，影响面大，因此，必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性。

(2)软件复杂，修改工作量大，系统调试烦琐。

(3)组态不灵活，对不同主接线或规模不同的变电站，软、硬件都必须另行设计，工作量大。

(4)集中式保护与长期以来采用一对一的常规保护相比，不直观，不符合运行和维护人员的习惯，调试和维护不方便，程序设计麻烦，只适合于保护算法比较简单的情况。

分布式结构

该系统结构的最大特点是将变电站自动化系统的功能分散给多台计算机来完成。分布式模式一般按功能设计，采用主从CPU系统工作方式，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了CPU运算处理的瓶颈问题。各功能模块(通常是多个CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，选用具有优先级的网络系统较好地解决了数据传输的瓶颈问题，提高了系统的实时性。分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其它模块正常运行。该模式在安装上可以形成集中组屏或分层组屏两种系统组态结构，较多地使用于中、低压变电站。

分布分散(层)式结构

分布分散式结构系统从逻辑上将变电站自动化系统划分为两层，即变电站层(站级测控单元)和间隔层(间隔单元)。也可分为三层，即变电站层、通信层和间隔层。

该系统的主要特点是按照变电站的元件，断路器间隔进行设计。将变电站一个断路器间隔所需要的全部数据采集、保护和控制等功能集中由一个或几个智能化的测控单元完成。测控单元可直接放在断路器柜上或安装在断路器间隔附近，相互之间用光缆或特殊通信电缆连接。这种系统代表了现代变电站自动化技术发展的趋势，大幅度地减少了连接电缆，减少了电缆传送信息的电磁干扰，且具有很高的可靠性，比较好的实现了部分故障不相互影响，方便维护和扩展，大量现场工作可一次性地在设备制造厂家完成。分布分散式结构的主要优点有：

(1)间隔级控制单元的自动化、标准化使系统适用率较高。

(2)包含间隔级功能的单元直接定位在变电站的间隔上。

(3)逻辑连接到组态指示均可由软件控制。

(4)简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积。

电站范文篇7

我们参观完上边，随着技术员的带领下，我们到了下边。隆隆的响声是主旋律，巨大的水轮机是主视角。连接水轮机的是压力管道，压力管道是指从水库、前池或调压室向水轮机输送水量的管道。其一般特点是坡度陡，内水压力大，承受水锤的动水压力

1.上部结构

主厂房的上部结构包括各层楼板及其梁柱系统、吊车梁和构架、以及屋顶及围护墙等。其作用主要为承受设备重量、活荷重和风雪荷载等，并传递给卞部结构。

2.下部结构

厂房的下部结构包括蜗壳、尾水管和尾水墩墙等结构。对于河床式厂房，下部结构中还包括进水口结构。其作用主要为承受水荷载的作用、构成厂房的基础，承受上部结构、发电支承结构，将荷载分布传给地基和防渗等。

3.发电机支承结构、

发电机支承结构的作用是承受机组设备重以及动力荷载，传给下部结构

我看到水轮机的铭牌：水轮机的型号是HLA296—LJ—172，它的额定功率是16490kW,设计水头6705m,设计流量是26.9立方米/秒，机重是38.6t,额定转速375r/min。巨大的响声使我们都听不到了技术员的讲解，最后我们还参观了那些压力设备和过滤设备。在老师和技术员的讲解中，我们走出了厂房，结束了实习第一天的课程。

晚上，我怀着激动的心情难以入睡，眼里，脑海里全部都是水轮机和各种设备........

接下来的几天，我们的主要任务是到电场里和技术员一块进行抄表和检查设备的运行情况。我带着问题和他们一块进行我的实习之旅。我第一天的许多问题逐渐明白了。第一天，我不理解为什么那个油浸变压器要那么庞大，是技术员告诉我是为了便于散热。并且那些设备是自动化控制的，基本上是全部由电脑控制。其次，我一直不明白什么要有那些压力装置，最终明白了。那是为了将油压入机组中，从而对机组进行润滑和降温作用的。在实习的这几天，我最惊讶的是这么一个中型的水电站居然才有20多个员工，我听说象这样的电场需要几百的员工才能管理好的，但是金洞子水电站用的是全自动化的控制，这样充分地节约了人力物力。

通过这几天的实习，感悟很深，受益非浅。总结了下，有些体会:

(一)以前觉得书本上很空洞的东西现在清楚明了了许多，我真正的感到了“实践出真知”这句话的内涵，自己亲身实践的东西是自己永生难忘的，这也是人类得以生活得更好的根本原因；

（二）从小的方面来说，我身切体会到了做好自己工作的重要性，在做事之前，要周全考虑到做工作的各个方面，特别是我们学理工的，更要有逻辑思维和一丝不苟的态度来对待事情，例如：在电站中和工作人员一块实习，必须认真负责，要记录好那些数据，并且要检查那些机组的运转是否正常，记录完一定数据还要分析，这些都是技术员必须认真做好的，因为分析数据可以早发现机组运行时的一些运行即将出现的问题，从而做好检查工作，不然的话，若机组一出现故障，那损失是相当巨大的；

（三）深切体会到了学好专业学好知识的重要性，因为我们所学的是电气自动化，和电息息相关，若不小心，小的方面会危及生命，大的方面会给国家造成巨大的损失；

电站范文篇8

船舶电站管理系统为动力系统提供稳定的能量管理及供给，由自动控制系统、数据采集监控及报警三大功能组成，管理系统对船舶动力系统各功能（柴油机组自动控制、励磁转速调节、频率调制、动力系统并联运行）进行自动控制，整个系统的功能如图1所示。

2基于云平台的电站管理系统设计

2.1管理系统硬件电路设计。电站管理系统对信号的采集、检测是系统的关键，在此以并行S7-300PLC为核心控制器设计信号采集电路[2]。并行信号采集传输控制电路，同时对发电机、柴油机及电网信号进行采集，通过A/D转换后传输至S7-300PLC，实现动力系统的调速器、启动执行单元及是否脱网进行控制。基于S7-300PLC的控制电路如图2所示。电网采集信号有电压、电流及功率以及与船舶动力系统开关的状态；发电机信号采集除了电压、电流及功率，还有绕组温度及相位差；柴油机采集信号为冷却水温度、滑油压力、排烟温度及压力大小[3]。采集信号由于混入噪声及多径干扰等因素，会产生波形失真及精度下降，在进行A/D转换前，为了提高原始信号精度，需要进行如下步骤：①信号调制。为了减少海上多径信道干扰，选择QPSK调试方式；②信号放大。由于通过各类传感器采集的模拟信号幅值较小，模数转换会产生转换误差，在传输前需要进行信号放大。③滤波及信道均衡。海上混入噪声为高斯白噪声，频率具有高频特性，通过高频滤波器过滤；信道均衡则减少多径信道产生的码间干扰。最后将采集的各类信号通过A/D转换传输至控制器，实现S7-300PLC自动准同步并联运行控制；自动调频调载控制功率，在此重点研究了自动准同步并联运行控制，有如下功能：①实现船舶发电机与传输电网电压、电流及相位同步，若不同步，关闭电网与发电机开关。②发电机与电网出现电压差、电流差及相位差，调节发电机转速，S7-300PLC同步并联运行控制电路根据检测的频率差调节发电机转速，直至电压差、电流差及相位差控制在阀值内。③若电压差、电流差及相位差控制在阀值内，S7-300PLC分析ACB运行时间，提前发出电网与船舶发电机之间的开关闭合信号，实现自动准同步并联运行控制[4]。自动准同步并联运行控制原理如图3所示。对于阀值设置，根据实际情况电压差、电流差及相位差范围控制在5%～15%，频率差小于0.5Hz；由于电网与船舶发电机开关（ACB）闭合需要一定时间，自动准同步并联运行控制发出的闭合命令需提前200～500ms[5]。2.2管理系统软件设计本文设计基于。S7-300PLC自动准同步并联运行控制软件，主流程如下：①初始化阶段：对采集电压进行检测，判断电网电压及船舶发电机电压是否小于阀值，小于阀值进入步骤②，否则发送电压告警；②检测电网频率是否为额定值，若超过则进行调节；③检测船舶发电机频率与电网频率差是否在阀值内，若超过阀值则调整转速进行频率调整。④最后进行相位检测，提前闭合命令实现发电机的并联运行。自动准同步并联运行控制流程如图4所示。在实际的电站自动准同步并联运行控制中，电网的负载会引起发电机频率波动，造成闭合命令的提前量出现偏差，为了保障电路的稳定，需要进行负载均衡，并设频率差阀值为0.5Hz；本文的自动同步并联运行控制不能实现电压自动调节，但电压差超过阀值，则不允许发送闭合命令，并发出告警信息。同时，闭合是否成功返回至S7-300PLC，作为其他功能模块的控制信号。

3基于云平台的电站管理系统仿真

根据前2节的描述可知，本文设计的基于云平台的船舶电站管理系统中的自动准同步并联运行控制可实现柴油机、发电机及电网的各类数据的并行采集及分析，有效提高了并联运行中开关闭合的实效性，最后对并联开关闭合准确性及闭合消息提前量进行仿真，并与传统单控制器管理系统进行比较，各阀值设置如下：频率差为0.5Hz，电压差为10%～15%，相位差为5%。仿真结果如表1所示。

4结语

本文分析了船舶电站管理系统功能，在此基础上重点研究了自动准同步并联运行控制的软硬件实现，最后给出了仿真结果。

参考文献：

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[3]解源,杨国豪,王恒,等.船舶电站自动并车装置信号检测原理与实现[J].传感器技术,2001,(20)3:42–44.

电站范文篇9

经分析，这几起故障均发生在变电所进线断口处，变电所防雷设计完全符合设计规程要求，在进线侧均安装了避雷器，35千伏架空线也安装了避雷线。

一、变电站的雷电波入侵原因分析及采取的对策

1．变电站进线产生断口的原因分析

因雷电过电压、人为外力破坏、污闪、设备故障或保护误动等原因导致线路断路器跳闸，重合闸前断路器处于短时分闸状态；断路器分闸后重合不成功，不能马上恢复送电，又未做好安全措施（即拉开有关隔离开关，将线路两侧接地隔离开关合上），则在这段时间内断路器实际上处于分闸状态，对无人值守的变电站，尤其是雷暴天气时，后一种情况经常会遇到，且持续时间有时达数小时。

根据雷电活动规律可知，雷云中可能同时存在着几个密集的电荷中心，当第一个电荷中心的主放电完成后，可能引起第二个、第三个电荷中心向第一个电荷中心形成的主放电通道放电。因此雷电波通常是多重的，连续性的，二个波间隔时间仅仅是1/10~1/100秒。第一重的雷电波引起断路器的跳闸，而断路器重合闸需要时间，存在着末重合闸成功前，第二重雷电波又入侵的可能性。

2．雷电波入侵的主要原因

雷电波主要是从线路进线侧入侵的，由反击和绕击引起的线路断口雷电波入侵的概率并不大，因为变电站一般不会建在地形较特殊的环境中；变电站附近地区的杆塔接地电阻及避雷线的保护角较易做到标准规定要求；根据线路避雷器的保护范围有限及雷电波陡度大、在线路阻抗衰减极快的情况可知，只有雷击发生在离变电站很近的几个杆塔的情况下才有可能通过变电站内线路断口泄放。

线路断口雷电波入侵主要是雷击感应过电压。当变电站附近的空间云团呈负电荷时，则在杆塔的避雷线上感应出正的电荷．而当云团电荷积累到一定程度对地放电时，因地电位（也就是避雷线上的电位）不能突变，故在导线上感应出一个负的感应过电压。线路上的雷击感应过电压为随机变量，其幅值及能量并不是很大。一般仅对35千伏及以下线路的绝缘有一定威胁。但在泄放通路中有断口，根据波的折射理论及因阻抗不配，波的振荡会形成很高幅值的过电压，从而对220千伏系统绝缘构成危害。

3.通常雷电过电压的保护措施

变电站的雷电侵入波保护通常靠三道防线：一是在变电站内设置避雷针，以屏蔽雷电波从大气空间入侵；二是在进线开关线路侧安装避雷器，以限制从线路上侵入雷电波过电压的幅值；三是在断路器或隔离开关后面、主变附近的母线上装避雷器，以限制从线路上侵入雷电波过电压的幅值。避雷器与电气设备之间的最大距离不超过DL／T620标准中规定的数值，否则应在变压器回路增设避雷器。

另外，对于35千伏变电站进线段，应设置1-2千米避雷线，避雷线的保护角度小于20°，以减少危险雷电侵入波产生的机会；尽可能降低杆塔接地电阻，使进线保护段具有较高的耐雷水平。

二、变电站开关断口避雷器的选用

1.采用无间隙避雷器

间隙放电有一定的时延，一般约在数个或十个nS左右，即在间隙放电时延内，过电压反射波可能达到最大值。

间隙放电特性决定，预加在间隙二端的电压波前陡度越大，间隙放电电压越高，例如标准规定有间隙的避雷器其波前冲击放电电压（在波前电压陡度400kV/uS下）与1.2/50uS雷电冲击放电电压之比为1.25。

传统的绝缘方式（如瓷绝缘或油绝缘），施加其上的冲击电压陡度越陡，耐受及放电电压也会相应抬高，但SF6及部份有机复合绝缘却不是，它在高陡度冲击放电电压下，比在标准雷电冲击波下只是略有抬高，远低于传统绝缘方式抬高的幅值，故在高陡度的冲击电压下，先于其它绝缘方式击穿。

所以有间隙的避雷器不适合用于保护线路终端及变电站内的设备绝缘，而应采用无间隙避雷器。

2.采用三相组合式避雷器

为防止相间过电压，可采用三相组合式避雷器，在保护相对地过电压的同时保护相间过电压，现较常用的是JPBHY5CZ1-42/124*88组合式过电压保护器，但其陡波限压特性较差，在部分情况下无法正确动作，最好在使用三相组合式避雷器的同时，安装无间隙金属氧化物避雷器，无间隙避雷器陡波响应、通流能力、密封性能都较好。针对建德电网多次发生的雷电波侵入变电站的情况，可以采用这种方式来解决。

3.安装位置

电站范文篇10

一、工程建设情况

1、辅助工程

年1月11日在迭部县注册成立迭部汇能花园水电开发有限责任公司，根据开发合同花园电站必须于同年8月底开工，但是当时并不具备整体开工条件。经过与各方面协商后，我们根据陕西院的可研报告，安排江龙公司进行前期辅助工程施工，而主体工程则一直处于停工状态。年年5月全部完成进厂公路、进厂桥，施工临时道路、施工临时桥及5公里施工电源的施工。由于受环评报告的影响直到2月，该项目才获得了省发改委的核准。

2、导流洞工程

2月25日至7月30日，施工547.5m导流洞的一期开挖和支护工程。因为缺乏导流洞进水口闸室的设计图纸，因此进水口段预留12.5m未进行开挖，以防止洪水倒灌。累计进洞535m，完成洞室石方开挖2万m3，钢拱架支护535m，塑喷砼m3。

3、前期辅助工程

年年12月4日至10月25日，施工厂房的一期开挖与支护工程。累计完成砂砾石开挖31万m3，m10浆砌石护坡2900m3，m7.5浆砌石挡渣墙1611m3。

二、工程款支付情况

1、导流洞工程

福建省隧道公司自导流洞工程施工以来，监理审核工程款：525万元，所扣质保金：26万元，代扣税金：16万元。已支付工程款：430万元，尚欠款：40万元。

2、前期辅助工程

陇南市江龙公司自前期辅助工程施工以来，监理审核工程款：658万元，所扣质保金：65万元，代扣税款：21万元。已支付工程款：475万元，尚欠款：60万元。

3、材料款

年年12月至10月，支付兰州润杰商贸有限公司钢材费：200万元。4月至10月，支付天水祁连山水泥厂水泥费：79万元。

4、施工用电

3月至10月上缴迭部县电力公司电费：49万元。自年年11月至10月，福建隧道公司结算电费：23万元；陇南江龙公司结算电费：4万元。

5、其它费用

前期环保、水保、勘测、设计费合计：267万元，尚欠款：990万元。厂区、枢纽区征地费：60万元。协调村民与施工单位之间纠纷，答应为村民解决引水灌溉、场地平整等工程所产生的费用：9万元，尚欠款：13万元。

6、资金支出

花园电站总投入资金：1.066亿元，总支出：1833万元。其中：支付施工单位工程款：986万元，工程材料款：346万元，日常办公费：99万元，各项合同款:365万元，其它支出：37万元。

三、协调

1、设计院

经常深入施工现场，随时掌握施工情况。年初多次联系江明设计院到花园施工现场踏察，根据现场地形及时、合理进行设计，优化设计方案。在地质勘探单位没有发现大坝左岸具有古河床情况下，由于我们反复深入现场，根据现场地形推测，判断大坝左坝肩可能存在古

河床。后期导流洞的开挖印证了我们的看法，于是联系甘肃水文地质勘测院尽快到现场对大坝周边进行踏勘，确定古河床位置及大坝周边地质情况，为下一步设计提供详尽的地质资料。可设计院的反复更换造成地质勘测单位对勘测任务难以执行，致使地勘单位迟迟未能进场。

10月18日，力邀陕西设计院、甘肃水文地勘院工作人来花园现场踏看，并召开业主、设计院、地勘院、监理、施工单位联络会议。对花园电站目前存在的问题重点讨论、全面分析，制定花园电站各单位工作计划，明确各单位未来工作的重点。并形成《会议纪要》，以便后期工作的开展。

2、征地

征地工作是各项工程开展的前提条件，因为花园电站没有初设报告，所以对坝区和厂区的征地范围无法确定。征地只能根据陕西院可研报告和江明设计院前期的设计意图，粗略的规则花园电站的征地范围，因此，对枢纽区采取临时性征地，而厂区刚根据江明设计院的设计图采取永久征地。先后完成枢纽区阿寺村临时用地89.65亩、厂区永久占用荒地36.17亩、厂区1号、2号弃渣场临时用地42.04亩。

3、协调各单位、部门及当地村民的各种利益纠纷问题。一年来各种施工干扰不断，主要有厂房开挖工程所涉及到的弃渣运输问题。当地施工车辆多次要求提价和强拉强运，在我们没有妥协下，发展成强行阻挡工程施工，迫使开挖工程停工近一个月，最终在由副县长带队的县协调小组出面处理下，才得以平息。协调厂区施工车辆运渣对周边农作物的影响，采纳水泊沟村支书的提议，对涉及到的三户村民进行面粉补偿。接县委书记的批示对达修寺所提问题进行处理，在乡政府书记及协调人员的协调下，对所提的事项反复协商，逐一解决，以较小的代价换取了工程的正常施工。施工车辆上路、道路开口、交警等等，在每次的协调工作中，我们始终多角度分析、处理问题，力争以公司利益为前提，解决施工过程中的各种矛盾。

4、配合监理完成作业面的工程计量和审核，根据施工情况，按月审核工程支付款。

5、加强对设计、监理、施工的质量控制，保证工程达到预期的质量目标。严格控制工程投资，合理利用资金。按照施工组织规划，合理安排施工进度。

6、材料供应

钢材、水泥、砂子基本满足工程施工需求。今年由于物价上涨，加之运输成本的增加，使得今年材料的成本大幅提高。年初砂石料供应无法满足施工需要，在我们的要求下，生产单位积极购买生产设备，增加的设备已投入生产，估计近期不会影响导流洞的砼施工。但考虑后期用量大，现有的生产规模不能满足，已要求在花园电站枢纽区临时桥附近重新建设新的砂石料生产厂，计划12月底设备进场，并投入生产。

自年年11月28日至10月25日，为福建隧道公司供应po42.5r水泥1400吨，砂子4100m3，各种型号钢材551吨。自3月1日至10月27日，为陇南江龙公司供应po42.5r水泥483吨，砂子1050m3。

7、电力供应

我们与迭部县电力公司签订了大工业供电协议。月结算方式为基本电费与电度电价之和，按现在一般商业用电正常结算电价应为0.7373元/度，并且应加线损、变损、利率调整等，正常施工用电现有的合同对我公司是有利的，但我公司与施工单位结算电价为0.7元/度，又不含以上内容，并且今年施工不正常，故造成一定的差价。

四、本年度影响工程进度的因素

1、设计严重滞后

由于设计院的多次变

更，造成设计不能及时准确地出图，严重影响了施工进度，使其成为了影响工程进度的主要因素。

2、社会稳定

“3.14”的事件、“5.12”的四川汶川地震，加大了施工人员的流动性。受地震的影响，部分工人需要返乡修建房屋，造成施工人员短缺的不利局面，使其成为了影响施工进度的次要因素。

3、物价的不断上涨，

工程材料价格成倍的上涨，地震更增加了道路运输条件的困难度，使的材料运输成本也相应的提高了，这些不利因素加大了工程建设期的成本投资。

五、下一阶段工作重点和施工计划

1、征地

力争年内完成临时用地和永久用地的征用工作，根据施工组织规划，合理利用施工场地，有序的安排施工队伍的施工区布置。征地工作可能是影响下一阶段施工进度的主要因素，我们必须看清形势采取各种应变措施，投入人力和精力主抓征地工作。

2、图纸供应及相关手续办理

图纸供应严重影响工程施工进度，新的一年里必须引起高度重视，督促设计单位及时供图，以加快施工进度。加快各标段的招投标工作；组织初设报告评审、办理开工报告许可证、土地勘测定界、地震安全性评价等。

3、砂石料供应

砂石料作为整个施工过程中的重点，施工区域内难以找到合适的砂石料加工场地，只有在保证多儿加工厂正常生产的情况下，督促加工单位在花园附近建设新的加工厂，但我们也要考虑当地村民的干扰，在条件允许的情况下，安排不间断生产，并加以储备，以备后期施工需要。

4、花园电站施工计划