水电站增效扩容技改的方案
《珠江水运杂志》2023年其次十四期
1.设备现状及存在问题
（1）电站监控、爱护系统。机组掌握、爱护设备陈旧，自动化水平低，绝大局部器件目前已属淘汰产品，备品备件解决困难。机组的主、辅设备以及其他电气主要掌握、爱护设备的主要工程指标都达不到现行标准要求。常规的继电器爱护装置稳定性差，误动作或不动作时常发生，且继电器使用寿短，每年对继电爱护的预试工作给机组安全、稳定正常运行带来较大影响，继而直接影响电站经济效益。
（2）直流系统。电站直流系统与电站同期投运，设备严峻老化。
（3）户外变电站设备。110kV出线间隔断路器已技改更换，使用的是SF6断路器，其余间隔仍使用的是少油断路器；其他户外开关站设备均为80年月产品。35kV出线间隔断路器已技改换完成。少油高压断路器修理工作量大，备品备件难以选购，不能满意现电网要求。
（4）户内开关柜设备。6.3kV户内高压开关柜中的断路器使用的均为少油断路器。开关柜采纳固定式金属封闭高压开关柜，无五防系统。
（5）厂用电设备。厂用配电低压开关柜随电站同期投运。厂用配电动力箱已技改更换。电站无沟通备用保安电源。
（6）导流导体。汇流母线、电力及二次电缆与电站同期投运，载流力量下降，缆线绝缘老化，检修维护工作量大，有较大的安全隐患。
2.技改方案
在原有设备场地根底上，为了保证操制安全牢靠，削减工程建立投资，本水电站电气主接线方式不作变化。详细技改方案措施如下：（1）发电机。在现有的机组流道的根底上，对1#、2#机组更换发电机，优化机组参数，提高发电机绝缘等级，进展增效技术技改；3#机组进展扩容技改，发电机额定容量从原来的3000kW扩容至5000kW。同时完善各机组本体自动化掌握元件。
（2）变压器。现有变压器1#主变为SFSL系列产品，2#主变为SFL 系列产品，其余变压器均为S7系列产品，属于列入淘汰名目的高耗能落后的变压器，亟须更新技改。本次技改更换全部变压器。主变压器选用新型节能的S11及以上节能型变压器。主变应有国家权威部门出具的型式试验证书，变压器指标不应低于《油浸式电力变压器技术参数和要求》（GB/T6541）和《干式变压器技术参数和要求》（GB/T10228）。
（3）励磁系统。因原励磁系统属机组帮助设备，超过设备寿命期。主要工程指标都达不到现行标准要求，已不能保证电站的安全运行。本次技改更换励磁系统3套。技改后的励磁系统采纳可控硅励磁，采纳双微机数字式励磁调整器。系统设置两套独立的调整通道，配置与监控系统的通讯接口，优先采纳通用性强的标准通讯规约，优先采纳成熟通用的现场总
线方式。励磁顶值电压倍数不低于1.8倍。强励响应时间不大于0.08秒，自动励磁调整器保证发电机机端调压精度优于0.5%，且能再空载电压70%～110%额定值范围内稳定、平滑的调整。
（4）计算机监控、爱护系统。电站的原掌握爱护采纳的是常规继电器掌握、爱护方式，设备陈旧，自动化水平低，属淘汰产品，备品备件解决困难。本次技改更换计算机监控及爱护系统1套。系统应采纳先进成熟的计算机硬件、软件及网络技术，应能与励磁、调速器等厂内智能设备进展通信，并预留远方调度接口。本系统应采纳开放式网络构造，具有数据采集与处理、运行监视与大事报警、掌握与调整、统计与制表、语音报警、系统通信、自诊断与冗余切换、培训仿真系统等根本功能。为了确保电站正常安全运行，对主要电气设备及110kV、35kV线路均按《继电爱护及安全自动装置技术规程》的有关规定配置，装设以下爱护：（全部爱护采纳微机型爱护装置）。①发电机变压器爱护。发电机—变压器爱护设置纵联差动爱护、复合电压启动过电流爱护、过负荷爱护、过电压爱护、失磁爱护、定子单相接地爱护、励磁回路一点接地爱护、低电压爱护、轻瓦斯爱护、重瓦斯爱护、油温上升、绕组温度高、油面低及油箱压力高等爱护。
②线路爱护。110kV线路配置具有三段相间距离、三段接地距离、四段零序方向电流爱护、三相一次重合闸和故障录波等功能的爱护；35kV线路配置具三段式相间距离爱护、二段式过电流爱护以及三相一次重合闸和故障录波等功能的爱护。③厂用变压器和励磁用变压器爱护。厂用变压器和
励磁用变压器爱护均设置电流速断和过电流爱护。
（5）直流系统。本次技改更换直流系统1套，采纳铅酸免维护高频开关直流系统（200Ah/220V）。
（6）发电机电压设备10kV高压柜、开关站设备及厂用低压开关柜。发电机电压设备10kV高压柜、大部份开关站设备及厂用低压开关柜与机组同时投产运行，小部份开关站设备也是80、90年月技改新增的设备，主要工程指标都达不到现行标准要求，已不能保证电站的安全运行。本次技改更换全部的发电站电压设备10kV高压柜、开关站设备及厂用低压开关柜。发电机出口高压柜内开关选用发电机专用断路器，其他发电机电压设备高压柜内开关选用固封极柱式真空断路器，全部高压柜均选用KYN28A型铠装中置式沟通金属封闭高压开关柜；开关站110kV断路器选用SF6断路器。成套开关柜各项性能参数应满意国家及行业相应标准，并具有完善的“五防”功能。低压开关柜装置应通过3C认证。全部更新的配电设备应具有国家权威部门出具的型式试验证书，同时满意当地电力系统接入要求。
（7）导体。本次技改更换全部电力电缆及二次电缆，均采纳阻燃铜芯电缆；更换6.3Ⅱ段母线至2#主变汇流母线，采纳高压共箱式母线；更换户外变电站全部导线，采纳LGJ钢芯铝绞线。
（8）厂用沟通备用电源。为了提高电站独立运行的力量，保证在电网发生故障时为电站供应牢靠的电源，需新增厂用沟通备用电源，依据厂
用设备容量的现状负荷统计计算，选用一台100kW柴油沟通发电机。
水电厂水轮机增效扩容改造 水电厂水轮机增效扩容改造 随着社会经济的不断发展，对电力资源的需求也在逐渐增加。为了 满足日益增长的电力需求，提高水电厂的发电效率和扩大发电规模成 为当前亟需解决的问题。水轮机作为水电厂发电的核心设备，其增效 扩容改造是提高发电效率和产能的重要手段。本文将从高效发电技术、改造方案和效益分析三个方面，探讨水电厂水轮机增效扩容改造的内容。 一、高效发电技术 1. 优化叶轮设计：通过对叶轮进行优化设计，提高水轮机的转化效率。采用流线型设计和先进的叶片形状，减少能量损失和水流分离现象，提高叶轮的工作效率。 2. 提高转子材料和制造工艺：采用先进的材料和制造工艺，提高转 子的强度和耐磨性，降低转子的损耗和摩擦，提高水轮机的转化效率。 3. 安装高效节能设备：通过安装高效节能设备，如频率变换器、电 子调速器等，实现水轮机的自动化调整和运行控制，提高水轮机的效 率和稳定性。 二、改造方案
1. 轴流水轮机的改造：对原有的轴流水轮机进行改造，可以采用增 加叶轮叶片数量、优化叶轮叶片形状等方式，提高水轮机的效率和功率。 2. 混流水轮机的改造：对原有的混流水轮机进行改造，可以采用增 加叶轮直径、优化叶轮进出口截面、提高转子材料等方式，提高水轮 机的效率和扬程。 3. 泄洪式水轮机的改造：对原有的泄洪式水轮机进行改造，可以采 用增加导叶数量、优化导叶进口形状、改善冲击压力等方式，提高水 轮机的效率和水利特性。 三、效益分析 1. 经济效益：水电厂水轮机增效扩容改造可以提高发电效率和产能，使得发电量增加，银行的发电效益也随之提高。同时，改造后的水轮 机运行更加稳定可靠，减少了停机和维修的成本。 2. 资源效益：水电厂水轮机增效扩容改造可以充分利用水能资源， 提高能源的利用效率。通过优化叶轮设计、改善水轮机的运行特性， 降低了对水的类型和水质要求，提高了水能资源的利用效率。 3. 环境效益：水电厂水轮机增效扩容改造可以减少对水资源的占用 和消耗，降低了水电厂对环境的影响。改造后的水轮机运行更加平稳，减少了因水轮机运行不稳定而产生的噪音和振动，对周边环境造成的 干扰更小。
中小水电站增效扩容改造的主要问题及 解决方案 摘要：社会经济的高速发展，带动了群众的生活需求，导致用电量呈现出增长趋势。由于我国中小型水电站的建设年限较长，水电站内部的各项设施设备存在老化现象，这就会增加水电站运行的安全风险隐患，阻碍我国水利发电行业的快速发展。 关键词：中小型水电站；增效扩容改造；改造问题；改造方案 一、中小水电站增效扩容改造的重要性 （一）提高水电站发电技术 为了保证中小型水电站的正常运行，需要保证每个水电站建设过程中采用的金属结构，符合行业标准要求和技术规范，并通过对水电站设施设备进行定期检查，保证设备运结构的完好率。同时，要做好水电站中疏通口金属结构的定期检查，如拦污栅等等，及时更换下磨损的结构。为了减少中小型水电站的运行维护成本，工作人员要优化水电站的设施设备配置，提高整体的发电技术水平。 （二）提高水电站综合效益 首先，充分利用水利资源，并通过增效扩容的方式对地方的实际用电情况进行改造，增加整体的经济收入，带动区域的经济发展。其次，在中小型水电站增效扩容的改造之后，可以实现清洁能源代替传统的火电电能，减少区域的二氧化碳排放量，有效的改善了区域的生态环境质量，增加实际的发电量，提高区域的生态效益。最后，中小型水电站进行增效扩容方面的改造，能够保证区域居民的正常生活用电，且水电站工程的建设运行，不仅能提高区域的防洪能力和抗旱能力，还能充分的发挥出供电作用和灌溉作用，促进区域的农业经营生产，改善民众的生产生活条件，提高水电站项目的整体社会效益。
二、中小水电站增效扩容改造常见问题 （一）基础设施设备老化 当前，我国部分中小型水电站的建设开发较早，整体的建设时间较为久远，其现有的基础设施设备运行水平较低，甚至大部分的水电站都使用老旧的设施设备，其整体的运行效率较低，影响水电站的整体发电效率。由于水电站发电设施设备的部分零部件都是使用碳钢材料制造，整体质量较差，无法抵御水体带来的长期腐蚀性。而且，部分水电站处于长期的高负荷运转状态下，内部零件结构磨损严重，甚至会因质量问题出现结构变形问题。由于这部分设施设备结构未经及时的维修，早已无法正常的运转，出现了严重的老化问题，如果无法及时的进行更换，会带来严重的安全风险。 （二）水资源的严重浪费 由于我国部分中小型水电站的存储水资源容量有限，在丰水期内水库内流量达到了上限时，多出的水资源流量无法用于水电站的发电运行。这时候，多出的水资源就通过排洪通道直接排出，不仅会造成水资源的严重浪费，还会增加下游地区的防汛工作压力。此外，我国大部分地区的中小型水电站在丰水期和枯水期的实际水量差别较大，且实际的调节能力较小，导致水电站在枯水期内水轮机始终保持着低负荷运行的状态，整体的发电运行效率不够稳定。 三、中小水电站增效扩容改造有效方案 （一）改善水电站发动机的材料 旧发电机的绝缘材料主要是青壳纸和黄蜡布，这两种材料的实际厚度较大，且整体的耐热效果较差。因此，水电站旧有的发动机绝缘效果较差，实际耐受温度也只有90℃。如果使用新型的绝缘材料，如聚脂薄膜等等，都具有较高的绝缘效果，有利于提高机槽的整体耐热效果。不仅如此，发动机设备的数值还可以进行重新的计算，有效的保护监控单元。 （二）做好水电站水轮机的整改
水电站增效扩容技改的方案 《珠江水运杂志》2023年其次十四期 1.设备现状及存在问题 （1）电站监控、爱护系统。机组掌握、爱护设备陈旧，自动化水平低，绝大局部器件目前已属淘汰产品，备品备件解决困难。机组的主、辅设备以及其他电气主要掌握、爱护设备的主要工程指标都达不到现行标准要求。常规的继电器爱护装置稳定性差，误动作或不动作时常发生，且继电器使用寿短，每年对继电爱护的预试工作给机组安全、稳定正常运行带来较大影响，继而直接影响电站经济效益。 （2）直流系统。电站直流系统与电站同期投运，设备严峻老化。 （3）户外变电站设备。110kV出线间隔断路器已技改更换，使用的是SF6断路器，其余间隔仍使用的是少油断路器；其他户外开关站设备均为80年月产品。35kV出线间隔断路器已技改换完成。少油高压断路器修理工作量大，备品备件难以选购，不能满意现电网要求。 （4）户内开关柜设备。6.3kV户内高压开关柜中的断路器使用的均为少油断路器。开关柜采纳固定式金属封闭高压开关柜，无五防系统。 （5）厂用电设备。厂用配电低压开关柜随电站同期投运。厂用配电动力箱已技改更换。电站无沟通备用保安电源。
（6）导流导体。汇流母线、电力及二次电缆与电站同期投运，载流力量下降，缆线绝缘老化，检修维护工作量大，有较大的安全隐患。 2.技改方案 在原有设备场地根底上，为了保证操制安全牢靠，削减工程建立投资，本水电站电气主接线方式不作变化。详细技改方案措施如下：（1）发电机。在现有的机组流道的根底上，对1#、2#机组更换发电机，优化机组参数，提高发电机绝缘等级，进展增效技术技改；3#机组进展扩容技改，发电机额定容量从原来的3000kW扩容至5000kW。同时完善各机组本体自动化掌握元件。 （2）变压器。现有变压器1#主变为SFSL系列产品，2#主变为SFL 系列产品，其余变压器均为S7系列产品，属于列入淘汰名目的高耗能落后的变压器，亟须更新技改。本次技改更换全部变压器。主变压器选用新型节能的S11及以上节能型变压器。主变应有国家权威部门出具的型式试验证书，变压器指标不应低于《油浸式电力变压器技术参数和要求》（GB/T6541）和《干式变压器技术参数和要求》（GB/T10228）。 （3）励磁系统。因原励磁系统属机组帮助设备，超过设备寿命期。主要工程指标都达不到现行标准要求，已不能保证电站的安全运行。本次技改更换励磁系统3套。技改后的励磁系统采纳可控硅励磁，采纳双微机数字式励磁调整器。系统设置两套独立的调整通道，配置与监控系统的通讯接口，优先采纳通用性强的标准通讯规约，优先采纳成熟通用的现场总
顺昌谟武水电站增效扩容改造工程 微机防误系统 施工方案
1?项目情况概述 谟武水电站位于富屯溪支流金溪下游，距下游顺昌县城关约18km,控制集雨面积6954km2,金溪主河道长度253km,河床平均比降1.2%。，谟武水电站为河床式电站。该工程有效调节库容90万m3。 谟武水电站由福建省水利水电勘测设计研究院设汁，南平市顺昌县水利局组织建设，其设计引用流量2X225.6m3/s,设计水头7.63m,设计装机容量2X 15MW,设计年发电量1.32亿kWh,设计多年平均设备年利用小时数4389h。谟武水电站始建于1992年8月主体工程动工，1995年7月31日第一台机组正式建成发电，2#机组于同年12月21日建成发电。 山于谟武水电站防误闭锁系统投运时间早，运行时间长久，主控设备通讯逐渐变得不稳定，设备闭锁设施不够完善，锁具生锈卡涩情况严重等问题。本次谟武水电站CWBS-IIB型智能模拟屏防误闭锁系统工程是为了解决水电站LI前日常操作检修中存在的一些安全问题，力图能够彻底解决生产中遇到的种种问题，切实提高电厂生产效率，增强电厂管理水平。 本次增效扩容改造将机组增容至16.5MW,并在全厂高压设备上安装微机防误设备。 1、升压站开关进线以及出线侧、隔离开关本体操作机构、汇控柜等处均采用机械 式明锁的闭锁方式，无强制闭锁措施，就地操作时容易发生误操作，存在一定的安全隐患。 2、现场一次设备安装的锁具质量型号等均不统一，虽已釆取防雨措施，但大批锁 具生锈无法开启现象时有发生，大大增加日常操作检修时的工作量，从而降低了工作效率。 3、现场需闭锁的设备众多，但都是釆用普通锁具进行闭锁，造成厂区需要保管大 量钥匙，钥匙的管理和锁具操作很不规范；锁具质量不统一，虽已采取防雨措施但大批锁具生锈无法开启现象时有发生，影响设备正常操作。 2.项目实施进度安排 本此五防系统升级改造项U主要分为四个阶段进行施工，初步计划施工周期为15天，具体情况如下: 第一阶段：现场锁具安装 计划实施周期：15天
浅析小型水电站增效扩容改造措施与技术 社会经济的迅速发展以及科学技术的不断发展，促进了小型水电站建设水平的进一步提高。针对小型水电站增效扩容改造成功案例越来越多，但是在这一过程中仍然出现了很多小型水电站发展的不确定因素。因此，加强小型水电站增效扩容改造研究的力度，对于小型水电站的发展而言具有极为重要的意义。文章主要是就小型水电站增效扩容改造措施与技术进行了深入的分析与探讨。 标签：水电站；增效扩容；技术 引言 小型水电站不仅是我国社会经济发展不可或缺的重要基础设施之一，而且是目前农业耕作地区和山区生态环境保护与建设最常用的保护手段。改革开放政策的实施，为我国小型水电站的建设注入了新的活力。尤其是针对高寒地区、缺电严重的边远小型地区而言，小型水电站的建设不仅彻底解决了电力短缺的问题，而且为高寒地区农业人口收入的增长以及农民生活条件的进一步改善奠定了良好的基础。 1、小型水电站增效扩容改造现状分析 1.1水工建筑物与引水系统的不合理 经过调查研究发现，我国目前的小型水电站大多采用的是引水式处理方式，这种处理措施导致水电站的渠首坝、引水渠、前池无排沙等相关设施在设计和使用的过程中都存在着极为不合理的现象，如果长期使用就会在汛期来临之际，对渠道的正常饮水产生非常严重的影响。再加上大多数小型水电站在厂房建设方面都存在着低于防洪标准的现象，增加了汛期水电站安全隐患发生的几率，对水电站相关设备以及工作人员的生命安全产生了极大的威胁。比如，我国大多数小型水电站引水系统结构设计方面存在的拦污栅不合理现象，导致水电站在汛期水流增加时经常出现被杂草、石块等堵塞，导致水电站发电量的下降。另外，还有很多水电站因为前池闸门拦污栅没有得到及时的整修，而导致汛期来临时经常出现因为树根或者石块卡在机组中，而导致发电机组无法正常运行。 1.2机电设备老旧 由于很多小型水电站的主变都采用的是损耗较高的变压器，这种变压器经过长时间运行后，就会因为自身绝缘性能的降低，导致其防爆炸性能的减弱。再加上小型水电站的高低压电气设备主要采用的是少油式断路器，由于此类断路器的容量相对较小且结构设计复杂程度高，所以在运行过程中随时都可能引发爆炸问题。虽然小型水电站已经针对这一问题，采用了分离式元件加强了监控与保护的力度，但是由于其存在自动化程度低、动作迟缓等各方面的问题，所以已经无法满足现代电力系统发展所提出的要求。
例析水电站的增效扩容改造 一、概况 丰乐水库位于安徽省黄山市徽州区丰乐河中游，属新安江流域，是一座具有防洪、灌溉、发电及水产养殖等综合利用功能的中型水利水电枢纽工程，丰乐水库始建于上世纪70年代初，1978年初步建成，水库总库容8430 万m3。黄山市丰乐水电站于1980年建成发电，电站设计装机2×3200kW，1992年通过更换定子线棒，推力瓦等发电机局部改造，使其单机容量由3200kW增至4000kW。电站自发电以来，很好的完成电网调峰调频和系统事故备用任务，作为地区龙头企业和经济支柱，为地区的社会和经济发展做出了应有的贡献。为积极响应水利部“开展农村水电增效扩容改造工作”，以提高综合能效和安全性能、促进水能资源合理利用、维护河流健康为目的，进行增效扩容改造。结合本电站的实际，就改造关键部位和增加自动化控制系统，浅谈水电站的改造思路。 二、水轮机的改造 水轮机的转轮是水电站实现水能转变成机械能的关键部件，不同的水头，不同的流量就要用不同的转轮。而且同一只转轮在过流量发生变化时其效率也发生变化，如果转轮选择失当，即会导致效率下降，不但不能提高电站的经济效益，反而会带来一些负面影响，如发生振动、气蚀等。上世纪七八十代，由于科技发展的限制，水轮机型谱的不全，需要的水轮机难以如意配套；也由于物资的缺乏，计划经济指标下达的有限，设计水电站时有时只能勉强凑合，如某个水电站设计水头110米，选用的水轮机型号为XJ-W-55/1×12.5，较高效率的转速应该是750转，但由于当时物资缺乏，选用了1000转的发电机，造成效率低下，在增效扩容改造时应重新配套。因此，丰乐水电站在进行改造过程中，应根据电站水头、流量等条件进行详细分析，在保证各项参数相适应情况下选择效率高、过流量大的转轮，以满足要求，同时选择新型转轮的流道和转轮直径与原机组基本相同。丰乐水电站原水轮机型号为HL240-LJ-140，是上世纪70年代产品，水轮机运行范围发生了较大变化，实际运行时在34.2m额定水头下不能达到额定出力，额定点理论效率仅89%左右，偏离高效区。本次改造涉及到一些新老部件的匹配问题，经技术征询，拟采用的新转轮，其转轮直径、导叶分布园、导叶数量、导叶高度、蜗壳、尾水管等参数尽可能和原有机组一致或接近，经分析计算并结合各厂商反馈信息，推荐HLTF45、HL3689 、HLTF38三个适合本站改造的转轮
小型水电站增效扩容改造技术 摘要：当前我国许多现有水电站由于运行年限久，以及当时施工技术的限制等 原因，出现了技术水平落后、设备老化、发电效率低等问题，对这些水电站的增 效扩容刻不容缓。本文结合某水电站增效扩容改造实例，详细介绍了水电站增效 扩容改造实践，旨在为类似工程改造提供参考。 关键词：水电站；增效扩容；改造实践 随着我国社会的进步及经济的快速发展，对水电站的发电性能也提出了更高的要求。但 由于我国当前许多水电站的建设年代久远，受限于当时的技术条件，加上运行时间较久，已 普遍出现机电设施老旧、技术水平落后、运行效率低下且能源浪费等问题。对这些水电站进 行增效扩容改造，提高水电站的运作效率势在必行。对此，笔者结合实例进行了相关介绍。 1 概述 某小型水电站于1982年建成投产发电，利用下泄灌溉流量及丰水期多余的弃水进行发电。结合发电等综合利用的水利工程，由输水建筑、压力钢管、坝后水电站厂房、升压站及尾水 渠等建筑物组成，水电站厂房内装有卧式混流式机组（2×800kW），总引水量为6.8m3/s。 （1）现有电站由于厂房尾水渠段较短，尾水出口顺直区段仅2m多，尾水出流不顺畅， 导致回水雍高。电站尾水段与灌溉引水渠连接段设计时没有设置检修闸，每次检修时都需要 使用麻袋装土进行封堵，消耗人力物力，增加停机时间，造成电量损失。 （2）厂房下游挡墙渗漏严重，整面墙体均有不同程度起泡、长青苔，水轮机层左侧渗漏 较大，装饰面已整体外翘；主机间地面（靠近下游墙侧）积水严重，影响运行。 （3）主坝建成后，受水库水位影响，左岸山坡的残坡积层、全风化层岩体内的软弱面和 富水体均接受库水位补给，发生渗漏，长期渗流潜蚀左岸山坡，并流入左岸山坡下游的厂房 集水井。水轮机的集水井经常水满为患，多台抽水机要连续不断的抽水排水。如遇到多雨季节，注入集水井的渗水量增大，威胁着厂房的安全运行。 （4）电站水轮发电机组老化，水轮机漏水严重，机组运行范围偏离实际水头，励磁系统 设备陈旧，机组效率低；加上配电设备陈旧，损耗较大，存在严重的安全隐患，在很大程度 上影响了电站的安全、经济、稳定运行，同时也增加了维护人员的工作量及劳动强度。为了 配合升压站电气设备的改造，升压站的电缆沟需加宽加长。 （5）由于电站建设投产较早（1982年建成运行），水轮机变速器、发电机励磁系统、 各种基础自动化元件、电气设备、监控设备、继电保护设备等受当时制造工艺和技术水平的 限制，导致综合自动化水平很低，远不能满足当今水电站“无人值班（少人值守）”运行管理 方式的要求，跟不上国内水电站综合自动化系统建设的步伐。 2 水电站增效扩容改造实践 该水电站增效扩容改造主要有厂房改造、升压站改造、集水井排水系统改造以及厂房尾 水渠改造。 2.1 厂房中控层新建隔墙及下游挡墙防渗改造 为了改善运行人员的工作环境及设备运行环境，本次在厂房中控层中间新增一堵隔墙， 采用MU10页岩烧结多孔砖砌筑，墙厚240mm，并配有1扇2m×2m铝合金窗及1扇 0.9m×2.1m铝合金门。 厂房下游挡墙防渗处理：将原有挡墙外侧墙体进行凿毛、清洗处理，涂防水材料封闭， 再浇筑200mm厚C25钢筋混凝土。 2.2 厂房尾水渠的改造 疏通下游尾水出口段，沿尾水出流方向开挖1条新的尾水渠，底宽4.5m，长约59.7m。 渠0+005.70～0+010.00为渠道进口喇叭段，长4.3m，侧墙为C15埋石混凝土重力式挡墙，顶宽0.6m，迎水面竖直，墙背坡比1：0.4，底板采用200mm厚C20混凝土。 渠0+010.00～0+061.80为渠道顺直段，长51.8m，侧墙为C15埋石混凝土重力式挡墙， 顶宽0.4m，迎水面竖直，墙背坡比1：0.4，底板采用200mm厚C20混凝土。
小型水电站增效扩容改造技术解析 【摘要】我国水电站的数量在不断增加，并且在工业生产和生活中的地位也 在不断提升。然而，一些水电站由于自身结构、设备老化等问题，导致其功能严 重下降，影响了工业生产和居民生活的正常运行。对此，我国有关部门提出了增 效扩容改造的任务。本文分析了增效扩容改造的技术要点，并提出了几点建议， 希望能够为我国小型水电站的增效扩容改造工作提供参考。 【关键词】小型水电站：增效扩容：改造技术 引言 我国幅员辽阔、河流众多，开发利用水能资源具有得天独厚的优势。在我国 工业生产和居民生活中，小水电站发挥着重要作用。因此，对小水电站进行增效 扩容改造是十分必要的。我国在20世纪50年代开始对小型水电站进行技术改造，到了20世纪70年代末和80年代初完成了对部分小水电站的增效扩容改造工作。但由于当时我国经济发展水平有限、技术水平较低等原因，使得增效扩容改造工 作没有取得预期效果。随着社会经济的不断发展，我国小型水电站在进行增效扩 容改造工作时也遇到了不少问题，如何对其进行改造成为当前研究的重点。 一、水轮机选型 水电站的水轮机选型是增效扩容改造工作中的重要内容，必须根据电站实际 情况进行选择。水轮机选型应坚持“安全、经济、适用”的原则，即在满足电站 安全运行的前提下，选择最优的水轮机参数，使其与电站的实际情况相适应。如 果水电站处于平原地区，水轮机选型应采用水轮机型号。如果水电站位于山区、 河流，可采用立式蜗壳机型号。此外，还应综合考虑机组运行的安全性和经济性，合理确定机组转轮直径、导叶尺寸、导叶数量、转轮叶片数以及叶片长度等参数。如果电站水轮机为低水头电站，还应综合考虑引水系统运行条件，分析影响机组 出力及效率的因素，选择合理的水轮机参数。若电站处于平原地区，则可以根据 实际情况选择立式蜗壳机型号。水电站增效扩容改造方案应尽量满足以下要求：
观音岩电站增效扩容改造工程资料 一、项目简介 观音岩电站增效扩容改造工程是指针对观音岩电站进行的一系列改造和升级工程。该工程主要包括：新建一座15MW机组、对原有的三座5MW机组进行改造升级，同时对电站的水力发电系统、机械设备以及控制系统进行升级改造，以提高电站的发电效率和产能。 二、改造方案 1.新建15MW机组 根据电站的实际情况和市场需求，决定新建一座15MW机组。该机组将采用水轮机和发电机应用串联式调速技术，提高电站的发电效率。同时，在机组的配置和选型上，将采用高效、环保、低能耗的机械设备，以提高电站的整体效益。 2.三座5MW机组改造 对原有的三座5MW机组采用升级改造的方式，主要包括： •更换水轮机和发电机，应用串联式调速技术； •对汽轮机进行维修，提高运转效率和可靠性； •对机械封闭的维护和更换，提高机组的密封性和稳定性； •对水管、水利水电设施进行维修和加固，提高水力发电效率。 3.控制系统升级改造 为了提高电站的运行效率和稳定性，需要对电站的控制系统进行升级。主要升级内容包括： •对控制系统的硬件进行升级，采用更加稳定、可靠的设备； •对控制软件进行优化，提高控制效能； •进行现场监测和检测，确保控制系统的正常运行和数据及时反馈。 三、工程进度 目前，观音岩电站增效扩容改造工程已经启动，并完成前期的可行性研究和技术方案的制定。随着工程的逐步推进，项目进度如下： •2021年3月，完成项目可行性研究和技术方案的制定；
•2021年5月，开始进行工程设计和设备选型； •2021年8月，完成工程设计和设备采购； •2021年9月，开始进行现场施工和设备安装； •2022年7月，完成现场施工和设备安装； •2022年8月，开始进行调试和试运行； •2022年11月，完成调试和试运行，开始正式投入运营。 四、工程效益 观音岩电站增效扩容改造工程的实施，将会带来一系列显著的社会效益和经济效益： •增加电站的发电能力，提高电力供应保障能力； •提高电站的发电效率，降低功率耗损，同时降低二氧化碳排放量，对促进可持续发展具有积极作用； •提高电站的产能，增加区域经济的发展潜力，促进产业升级和转型发展。 五、 观音岩电站增效扩容改造工程是一项重要的能源工程，实施该工程将为电力市场和经济社会的发展注入新的动力。随着改造工程的逐步完成和投入运营，相信电站的产能和效益将会得到明显提升，为推进区域产业的发展作出积极贡献。
小水电站增效扩容改造的主要问题及解决方案 社会经济的快速发展，对于电力资源的使用量与需求量日益增加，为了切实高效满足社会生产与基本生活的实际需要，政府相关部门立足于现阶段电力资源的客观实际，充分挖掘小水电站在电力生产方面的潜力，努力推动增容扩容改造活动。文章从小水电站增效扩容改造工作的实际，全面分析小水电站在增效扩容改造方面存在的主要问题，在相关理论原则的指导下，采取针对性的解决策略，实现小水电站生产能力的提升。 标签：小水电站；增效扩容改造；主要问题；解决方式 随着我国区域开发活动的深入进行，确保精准扶贫以及精确扶贫工作的科学进行，将农村以及山区成为经济建设的重点环节，通过满足上述区域在经济生产过程中对于电力资源的实际需求，实现电力资源的持续稳定供应推动经济活动的有序开展。小水电站作为农村山村区域电力资源开发重要基础设置，在电力资源开发过程中发挥着关键性的角色，但是从实际情况来看，部分地区原有的小水电站在设计方案、规模、发电机组性能等方面存在着一定的缺陷，造成现阶段小水电调节性能较差，闲置容量较多，无法正确发挥出小水电在电力资源生产方面的作用。基于小水电面临的主要问题，需要政府相关部门以及技术工作人员采取针对性的解决方案，实现增效扩容在水电站升级改造中的有序开展，为相关地区经济发展以及资源开发工作的进行提供必要的技术支持。 1、小水电站增效扩容面临的主要问题 1.1 小水电数据信息不全 目前仍在运行的小水电站基本上保持了20年左右的服务期限，由于受到人员变动以及保存方式等问题的影响，小水电站的水文图纸、工程设计资料以及发电机组检测报告等基本数据信息残缺。数据信息不全不仅增加了小水电站发电设备在运行维护过程相关工作的困难程度，也在很大程度上使得增容扩效工作的压力。技术人员无法针对小水电站的图纸信息，及时进行改造方案的调整优化，导致增效扩容工作的失败。 1.2 发电机组性能老化 小水电站服务期限较长，发电机组运行效率较低，管理质量较差，即便是保持电力资源的生产运作，但是发电机组的可靠性以及安全性难以得到有效保证。一部分小水电站的发电机组受到特殊工作环境的影响，在泥沙的作用下，出现发电机组水轮机磨损严重的情况，从而导致水叶以及水轮机漏水较为严重，加速了发电机组的老化速度，使得发电机组无法正常运行，同时一些发电机组在运行的过程中，存在着水轮机输出功率大于发电机变压器额定功电容的情况，导致水电站发电机组出现动能功率过高的情况，造成资源的浪费。
浅析水电站增效扩容改造改造方案及实践 摘要：文章以某水电站为例，对水电站增效扩容技术改造进行探讨，提出水电 站优化设计的方法措施。通过技术改造,达到了充分利用水能资源、增加出力、提 高效率以及提高设备运行稳定性、安全性等目的,具有显著的经济效益和社会效益。 关键词：水电站；增效扩容；技术改造；效益 引言 中小水电站作为我国能源供应的重要组成部分，在历史上发挥了重要而积极 的作用，既为经济社会发展提供了稳定的电力能源供应；又发挥了防洪、抗旱的 重要作用，确保了当地流域的安全。但随着经济社会的快速发展，中小水电站由 于运营时间久远，受当时装备水平、设计标准、施工技术等方面的限制，已经不 能充分满足当前经济社会发展需求，迫切需要进行增效扩容改造。 1概述 某水电站增效扩容改造项目是“十二五”规划实施的第二批农村水电增效扩容 改造工程，项目总投资1560万元。工程建设主要项目有:水轮发电机组增容改造，装机容量由2×3750kW改造为2×4000kW；更新改造调速器，更新监控保护设备、高低压开关柜、户外开关设备、主变等电气设备，机械附属设备、金属结构维修 维护，引水渠道防渗加固，增建副厂房及原厂房修缮等，实施综合自动化监控系 统和视频监视系统，实现了增效、安全、规范的改造建设目的，达到了“少人值守”的工程设计标准。 2增效扩容改造原因分析 2.1电站发电出力不足 本水电站为引水式电站，引水渠道980m，设计过水流量为84.80m3/s。电站 内建有两个车间，一车间装机2×3750kW，引用流量74.60m3/s，设计水头 12.50m，另一车间装机1×1000kW，引用流量10.20m3/s，由于多年运行的冲刷，造成引水渠内侧凹凸不平，粗糙增大，输水能力下降，渗漏水较大，水库正常蓄 水位下电站发电出力仅达到7900kW，达不到总装机的额定出力。 2.2发电机组定子、转子运行温度过高 2×3750kW机组于1993年投产运行，经过20多年的运行，设备老化，性能 下降，经过多次维修维护，转轮叶片变形，漏水量增大，效率下降；发电机组投 产以来定子、转子运行温度过高，额定负荷下定子线圈运行温度高达125℃，导 致绝缘过快老化，多次发生击穿短路事故。为了避免击穿短路事故的发生，电站 以降低有功负荷和无功负荷运行，为解决发电机组定子、转子运行温度过高问题，历年来经不断探讨处理，对发电机组的风路、冷却及转子线圈等方面进行技术改造，但收效甚微，仅能降低3℃，没能从根本上解决温度过高问题；由于发电机 组运行温度过高，不仅浪费水力资源造成发电量损失，且由于发无功功率不足欠 发无功电量受扣罚。 3“增效、扩容”论证 本水电站把“增效、扩容”作为设计论证的核心，通过对水文资源、过水流道、设备选型进行充分的分析论证，对布局规划、焦点问题进行细致研究，科学、准确、标准的确定设计方案。 3.1对水资源利用进行充分的分析论证 水电增效改造必须对水资源利用进行充分的分析论证，根据水文资料，本电 站坝址多年平均流量为107m3/s，已引用水流量为84.80m3/s，经设计计算在引
附件2：芦溪河流农村水电增效扩容改造方案 一、河流水能资源及开发利用概况 芦溪河干流发源于西充县太平镇，经西充县岱林乡进入顺庆区，流经我区双桥、永丰、辉景、芦溪、大林汇入嘉陵江，总长58公里，流域面积398平方公里。其中顺庆区境内长35.2公里，流域面积233.75平方公里，平均年径流量1.86亿m3，该河水系发育，支流众多，加上上游升钟水库每年春灌放水，流入河道的水量增加1.5m3/s以上，时间长达3个月,河口多年平均流量5.4m3/s。 芦溪河是南充市顺庆区嘉陵江水系左岸最大的一条支流，河道总长58公里，比降4.9%，高差28.5米，控制域面积398平方公里，多年平均径流量1.86亿立方米,多年平均径流量为5.4m 3/s，水力理论蕴藏量1.1万千瓦，实际可开发量仅7200千瓦。 在2000年以前，芦溪河上建有两座电站，顺庆区野鸭滩电站和高坑电站。 野鸭滩电站位于南充市顺庆区辉景乡野鸭滩村六社，地处嘉陵江支流的芦溪河下游，坝址以上集雨面积350km2，河流长度40km，河床坡降1.85‰。野鸭滩水电站于1973年动工建设，1976年5月竣工发电。安装轴流式水轮发电机2台，总容量2×160kw =320kw，保证出力275千瓦。野鸭滩电站石河堰大坝至下游辉景场镇石河堰尾水之间的减脱水河段总长约500米。 高坑电站位于大林乡油坊村2社芦溪河左岸，电站距顺庆城区26公里，地处嘉陵江支流的芦溪河下游尾端，坝址以上集雨
面积378km2，河流长度48km，河床坡降1.8‰。高坑电站于1972年动工建设，1973年2月竣工发电。安装轴流式水轮发电机2台，总容量2×200kw =400kw。高坑电站石河堰大坝至下游公路桥石河堰尾水之间的减脱水河段总长约500米。 二、改造项目及实施安排 （一）改造项目情况。主要由两个单项工程组成，一是河流生态改造，野鸭滩、高坑电站下游河流生态修复，将石河堰冲砂孔改建生态流量泄流孔，达到近十年最枯月平均流量；二是增效扩容改造，包括野鸭滩和高坑电站2座电站，主要是针对机电设备、金属结构更新改造。具体见附表2、附表3。 （二）投资及资金筹措 河流生态修复及增效扩容改造总投资338.78万元，其中生态修复投资3万元，两座电站增效扩容共投资335.78万元。野鸭滩电站增效扩容投资142.07万元，高坑电站增效扩容投资193.71万元。 生态修复投资3万元，全部由业主自筹。野鸭滩电站增效扩容投资142.07万元，由业主自筹77.07万元，申请中央财政奖励65万元。高坑电站增效扩容投资193.71万元，由业主自筹110.51万元，申请中央财政奖励83.2万元。 （三）实施安排 目前生态修复项目、野鸭滩和高坑电站增效扩容改造项目已经通过评审，获得了市水务局的批复。计划2016年12月起开始实施，2018年5月完全面成，2018年10月完成电站增效扩容改
XXX电站增效扩容改造工程实施方案 一.项目背景 随着现代社会的快速发展，电力需求不断增长。为了满足电力供应的 需求，电站的增效扩容改造显得尤为重要。本文将以XXX电站为例，提出 一份实施方案，来指导增效扩容改造工程的进行。 二.项目目标 1.提高电站的发电效率，减少能源浪费。 2.增加电站的发电容量，满足日益增长的电力需求。 3.改善电站的可靠性和稳定性，减少故障停机时间。 4.提高环保指标，减少对环境的影响。 三.实施方案 1.技术改造 （1）锅炉系统改造：对锅炉进行节能改造，采用高效燃烧系统和余 热回收技术，减少能源浪费。 （2）汽轮机改造：对汽轮机进行升级改造，提高发电效率和可靠性。 （3）发电机组改造：对发电机组进行升级改造，提高发电容量和稳 定性。 （4）控制系统改造：采用先进的自动化控制系统，实现对电站运行 的精确控制和监测。 2.工程建设
（1）设备采购：根据项目需求，选购符合要求的高效节能设备。 （2）设备安装：由专业施工团队进行设备安装，确保施工质量。 （3）系统调试：对改造后的电站进行系统调试，确保各设备的正常运行。 （4）运行试验：进行电站的运行试验，检查各系统的协调性和稳定性。 （5）工程验收：经过运行试验合格后，进行工程验收，确保改造工程的质量和安全性。 3.项目管理 （1）项目计划：明确项目的工期、目标和任务，制定详细的进度计划。 （2）资源管理：合理分配项目所需的人力、物力和资金资源。 （3）风险管理：建立科学的风险评估机制，及时发现和应对潜在的风险。 （4）质量管理：建立质量管理体系，监督项目的施工质量。 （5）成本控制：对项目的成本进行有效控制，防止超支和浪费。 4.环境保护 （1）废气处理：对电站产生的废气进行处理，确保废气排放达到国家标准。 （2）废水处理：对电站产生的废水进行处理，确保废水符合环境保护要求。
水库电站技改项目方案 1. 项目背景 随着经济的快速发展和能源需求的增加，水库电站技改项目逐渐成为当前能源产业的热点。水库电站技改项目是指对既有水库的水电设施进行技术改造和升级，以提升其发电效率和安全性，实现能源的可持续利用。 2. 项目目标 本水库电站技改项目的目标是提高水电站的发电效率，降低运行成本，同时增加项目的可持续性和可靠性。具体目标如下： 1.提高水电站的发电效率至少10%； 2.降低水电站的运行成本； 3.增加水电站的可持续利用能力； 4.提升水电站的安全性和可靠性。 3. 技术改造方案 为了实现上述目标，本项目拟采取以下技术改造方案： 3.1 水轮机改造 水轮机是水电站发电的核心设备，其性能对发电效率的影响较大。本项目将对水轮机进行升级改造，包括以下工作： •对水轮机进行检修和维护，确保其正常工作； •采用先进的水轮机技术，提高转换效率； •优化水轮机运行参数，最大限度地提高发电效率。 3.2 溢洪道改造 溢洪道是水库电站的重要组成部分，直接影响水库的调节能力和洪水安全。为了提高溢洪道的功能和安全性，本项目将进行以下改造工作： •扩建溢洪道，增加其流量处理能力； •加固溢洪道的结构，提高其抗洪能力； •安装自动监控系统，实时监测溢洪道的运行情况。
3.3 发电机组改造 发电机组是水库电站的发电设备，其稳定性和可靠性对发电站的长期运行至关重要。本项目将对发电机组进行以下改造： •对发电机组进行检修和维护，确保其正常运行； •采用更高效的发电机组技术，提高发电效率； •增加发电机组的容量，提高发电能力。 4. 项目计划 本项目将分为以下几个阶段进行实施，并按照以下计划完成项目： 阶段工作内容计划完成时间 阶段一技术方案确定；材料准备2022年1月 阶段二水轮机改造；溢洪道改造2022年2月-4月 阶段三发电机组改造；调试运行2022年5月-8月 阶段四项目验收；完善文件2022年9月 5. 风险分析 在项目实施过程中，可能会遇到以下风险： 1.技术风险：因为技术改造属于创新性工作，可能会出现技术难题； 2.资金风险：项目需要大量资金投入，资金来源可能存在不确定性； 3.施工风险：工程施工过程中可能因为自然灾害、设备故障等原因导致 施工延误。 为了规避这些风险，项目组将采取以下措施： •定期召开会议，及时解决技术难题； •积极寻找项目资金，多渠道筹措资金，确保项目资金的安全性； •严格按照施工计划进行施工，并加强设备的维护和保养。 6. 项目效益 通过本项目的实施，预计将取得以下效益： •提高水电站的发电效率，降低单位发电成本； •增加水电站的发电能力，提高水电产能； •提高水电站的可持续利用能力，减少对传统能源的依赖； •提升水电站的安全性和可靠性，减少事故发生的概率。
电站增效扩容改造方案 一、河流及水能资源及开发利用概况。 电站位于县境内，建于1978年，并于当年竣工投产运行。该电站主要用于发电，兼顾农田灌溉及生态旅游开发奠定了根底。电站装机200千瓦。为我县小水电代替燃料提供能源。 二、改造工程及实施安排。 〔一〕设备改造情况。 电站设备从投运发电至今已运行四十年，设备陈旧、老化严重、生产效率极低，损耗量大，无备件更换，不仅严重影响设备的平安运行，而且造成电站效益降低，加之弃水量大，水资源利用率低，急需技术改造，扩容增效。具体更新及改造内容：发电机、升压变压器、一二次控制瓶更新；水工局部的大坝、引水管、压力管道改造。 改造成为新增机组装机容量达320千瓦，年发电量壹百捌拾万千瓦时，水库容量29万立方米，及生态旅游调节用水50次，环保高效运行的小水电站。 〔二〕资金筹措措施。 预计增效扩容改造工程建立总投资66万元。为保障工程建立顺利进展，该电站资金筹措主要来源：国家补助及自筹。申请补助41.6万元，自筹33万元。 〔三〕实施安排。 2021年完成技改工程、设计、实施方案；2021年完成水工局部的工程水库、渠道加固和定制发电机及水轮机、升压站主
变。2021年完成机组安装、调试、运行，做好完工资料并报验收，2021年迎接验收。 三、建立和资金管理。 工程法人严格执行招标投标制度，对本工程实施的质量管理、平安管理、进度管理、资金管理负全责。建立监理制的措施，确保工程质量，按时完成工程进度，加强施工平安、管理制定防汛度汛及应急管理措施，任务明确，责任到人。并承受各级政府增效扩容改造领导小组的指导和监视，并承受审计与纪检部门的监视。 四、长效机制。 “十二五〞水电新农村电气化建立新的理念和内涵，是按照中央关于统筹城乡开展，夯实农业农村开展根底的要求，通过开发农村水能资源，建立水电新农村电气化，改善农村民生，促进农民受益。2021年中央一号文件要求加大公共财政对水利的投入，发挥政府在水利建立中的主导作用，将水利作为公共财政投入的重点领域，进一步提高水利建立资金在国家固定资产投资中的比重，大幅度增加中央和地方财政专项水利资金。 五、效益分析。 〔一〕经济效益分析 飞刀电站通过增效扩容改造后，装机容量提升近320千瓦，运行时间可达5000小时左右，发电量从近三年平均发电量90万千瓦时提升到180万千瓦时，发电效益增加100%，同时通过增效扩容改造后电站自动化程度将大幅提高，将可以实现无人值守或少人值守的现代化改造目标，每年至少可减少运行费10万元以上，工程具有很好的经济效益。
铁山水河流农村水电增效扩容改造方案 一、河流水能资源及开发利用概况 铁山水（全国第一次水利普查确定代码F0906002232000）丰溪河上游的一条支流位于赣东北南部，闽赣两省交界的武夷山脉北麓，地处上饶县南部，地理位置：东径118º05‵～118º06‵,北纬28º13‵～28º14‵。发源于闽赣两省交界的武夷山脉北麓的火烧坪(海拔高程1515米)，由南向北流径金竹坑、余坪地、青龙坳、新村、大溪、铁山、应家口、黄市、 港口汇入丰溪河。 铁山水河流河道全长45.7km，流域控制集雨面积248.67km2。河流干道上，无国家法规规定的动植物保护物种。 铁山水梯级开发方案如下： A：铁山水支流梯级开发方案：金洲——青龙——大溪——洪水桥——铁山——马路——顶畈。 a：新生溪梯级开发方案：新生。 b：四十八溪梯级开发方案：老鸦湾。 本次改造涉及老鸦湾（2×100kw）电站，现状装机容量200kw，多年平均发电量52万kwh。电站于1974年建成投产，属 2000年之前建成投产的电站。电站运行40于年，机组老化，效率低下，水资源浪费严重。
老鸦湾电站设计改造后装机容量（2×200kw），多年平均发电量129万kwh。 但因老鸦湾电站拦河取水，导致铁山水河流的老鸦湾电站拦河坝至尾水渠河段全长980m河道减脱水。 二、改造项目及实施安排 （一）改造项目情况 1、老鸦湾水电站拦河坝生态流量闸阀及监视装置新建工程 根据《上饶县老鸦湾水电站增效扩容工程初步设计报告》设计及批复，本项目在老鸦湾水电站拦河坝底，增设闸阀用以生态流量放水，本设置一套监测系统用以确保老鸦湾电站拦河坝至尾水渠河段全长980m河道不再减脱水。 2、老鸦湾水电站增效扩容改造工程 根据《上饶县老鸦湾水电站增效扩容工程初步设计报告》设计和批复，本项目设计改造渠道，渠道长980m，断面尺寸为2.0m×1.5m、整修砖混结构发电厂房1间78m2、更换(HL240-WJ-60型水轮机2台、(SFW200-12/850型发电机2台、更换调速器YCT-1型1台，排水泵（ISO80-65-160）型1台，增加老鸦湾水电站的发电装机容量，提高老鸦湾电站的多年平均发电量，确保老鸦湾水电站装机容量增效、多年平均年发电量增效，实现装机容量和多年平均发电量“双增效”的改造目标。
水电站增效扩容改造工程节能设计方案 1.1概述 合理利用能源，切实提高节能水平和能源利用效率是国家发展经济的的一项重要措施。设计中严格采用节能技术，执行节能标准，降低能源消耗，有效地利用能源，优化工程设计对节能具有重要意义。本工程是增效扩容改造项目，可为合理利用水能、提高水电效益和安全运行提供保证，节能设计对于本工程是尤为重要的。 在安顺会水电站工程设计中，充分考虑节约要求，执行节能标准，采用节能技术，优化工程设计，降低能源消耗，合理有效地利用能源，对机电、金属结构设备及辅助设备、工程施工、运行管理等方面的节能降耗进行分析。 1. 2设计依据 本工程节能设计所依据的相关法律法规、规划和产业政策如下： (1)《中华人民共和国节约能源法》
⑵《中华人民共和国可再生能源法》 (3)《中华人民共和国电力法》 (4)《中华人民共和国清洁生产促进法》 (5)《国务院关于加强节能工作的决定》(国发[26]28号) (6)《国家发改委关于加强固定资产投资项目节能评估和 审查工作的通知》(发改投资[26] 2787号) (7)《重点用能单位节能管理办法》(原国家经贸委令第7号) (8)《民用建筑节能管理规定》(建设部部长令第76号) (9)《中国节能技术政策大纲》计交能[1996] 905号) (10)«国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术》国家发改委25第65号) 1. 3工程节能措施 本电站改造工程的节能措施，主要从工程设计、施工组织和 工程管理三方面分析： （一）工程设计方面 在工程设计中以最少的能源消耗产生最大效益为目标，在确保工程安全、可靠的情况下，采取合理的工程措施。本工程的改
水电站增效扩容改造工程工程投资概算方案 1.1编制原则及依据 （1）编制原则及依据 1）河南省水利厅预水规计［23］716号文“关于发布《河南省水利水电工程设计概（估）算编制规定》的通知”；河南省水利厅预水规计［29］891号文“关于对《河南省水利水电工程设计概（估）算编制规定》补充调整的通知”； 2）定额：建筑工程执行［22］《水利建筑工程概算定额》和［25］《水利工程概预算补充定额》。 （2）基础单价的计算依据： 1）人工工资标准： 工时 工时 工时 工时 从当地购买，运距10km 。按预中市调查价加运杂费执行，小 宗材料执行预中市工程造价信息。详见材料预算价格计算表。 7.04 6763 5T6T 02 工^ 高级工 中级工 初级工 2）材料预算价格: 钢筋、水泥、汽柴油等主要材料考虑
3）施工用电、风、水价格 施工用电、风、水价格：根据施工组织设计确定的施工期供电、供风、供水方式，计算出施工电价为0・8元/KW.h、施工风价为0.16元/m3、施工水价7.05元/ m3。 4）砂石料预算单价 块石、碎石及中粗砂考虑从距离工地附近6km的石料场购买，原价分别为55元/m3、65元/m3和65元/m3。详见材料预算价格计算表。 5）施工机械台班费 施工机械台时费执行［22］《水利工程施工机械台时费定额》。 6）混凝土及砂浆材料单价 暂按定额附录中“混凝土、砂浆配合比及材料用量表”计算，施工阶段按试验确定的配合比及材料用量计算调整。 7）主要机电设备费按市场询价计。 （3）费用计算标准及依据 1）费用计算标准 依据河南省水利厅预水规计[23]716号文《河南省水 利水电工程设计概（估）算编制规定》，按枢纽工程计取。