在我国广袤的电力版图上，华中地区是一块脆弱的腹地，匮乏的电源支撑起地区高速的经济发展，奇迹背后总有担忧。近年，缺电的华中有望以核电解“燃煤之急”，而福岛核事故之后，内陆核电站审批“急冻”，选址思路的不明朗再次让华中等待。此时，原三峡总公司总经理、中国工程院院士陆佑楣创造性地提出，借鉴水电站建设的经验，将傍水而建的核电站移至山中，这个工程设想如获实施，无疑为选址提供了极广阔的空间，对等待二十多年的湖北、湖南等核电高热省份的意义无疑是巨大的，而我国跨区输电的压力也将大为减轻。当然，当前，即使以处理核废料为例，各国大都采取浅部临时掩埋的措施，在利用深部岩石洞室作为永久储存库方面，虽然科学家为之奋斗了几十年，迄今未获圆满解决。而核电站的选址要求非常高，选址需非常慎重。院士的建议怎样付诸实践?让我们先仔细看一看这幅铺展在面前的蓝图。
日本福岛核电站核泄漏事故是因地震、海啸导致电站失电、循环泵停运、堆芯融化而引起的，如果把核电站的反应堆置于山体内(即地下)，因岩体和钢筋混凝土是良好的抗辐射介质，若发生核泄漏，可将其封闭在地下洞室内，起到防止核泄漏扩散的作用。
地下核电站的总体布置为：核岛部分(安全壳及其相伴的安全厂房)置于地下(山体内)，常规岛(汽轮发电机)置于地面，核岛产生的高温高压蒸汽可通过布置在隧道内的管道输向常规岛(属分体布置形式)。如果山体地质条件允许，也可把常规岛部分一并置于地下，视综合效益而定。下图是地下核电站安全壳设想示意图。
地下厂房工程实例
由于当今水电站的厂房大部分置于地下，因此联想将核电站置于地下的可行性。以下列举几个地下水电站实例：
1 长江三峡水电站有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂置于大坝右岸的地下山体内，厂房跨度32.6米，长度311.3米，开挖高度87.24米，现已有3台投入运行，计划2012年6台机组全部投产。
2 金沙江向家坝水电站有4台80万千瓦总计320万千瓦的发电厂置于右岸山体内，厂房跨度33.4米，长度255.4米，开挖高度88.2米，现已开始机组安装，计划于2012年分批投产运行。
3 金沙江溪洛渡水电站左右岸各有9台(共18台)77万千瓦总计1386万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度31.9米，长度444米，开挖高度75.6米。厂房开挖及土建工程已全部完成，现正进行机组安装，计划于2013年分批投产运行。
4 澜沧江小湾水电站右岸有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度29.5米，长度326米，开挖高度65.6米，2010年已全部投产运行。
5 雅砻江二滩水电站左岸有6台55万千瓦总计330万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度25.5米，长度280.29米，开挖高度65.38米，2000年已全部投产运行。
6 正在做前期工作的金沙江白鹤滩水电站设计有左右岸各7台(共14台)100万千瓦总计1400万千瓦的发电厂全部置于山体内。
还有很多已建、在建和设计过程中的水电站把发电厂房布置在地下山体内主要原因是水电站大都位于深山峡谷中，大坝(挡水建筑物)占据了主河道，坝体内要留出泄洪孔的位置，很难再为发电厂房留出空间，转而设计于山体内(地下)。这也是国内(特别是西部山区)大部分水电站基本的设计模式，是安全经济的选择。地下发电厂房在长期的建设实践中积累了丰富的地下工程施工经验，在技术上已十分成熟。
可行性分析
1 造价
已建和在建部分水电站地下厂房的基本参数和造价情况见下表。由表可知：
a)地下厂房造价在水电站总投资(含大坝主体工程、移民等)中所占比重较小，溪洛渡水电站为23.68％；小湾水电站为8.7％；二滩水电站为16％(以上3个水电站的发电厂房均为地下厂房)。
b)地下厂房造价中，洞室开挖、混凝土工程、支护、灌浆等土建工程造价会受水电站所处地理位置、地质条件、物价水平等因素影响，其在地下厂房总造价中所占比重约在40％-60％左右。2000年投产的二滩水电站地下厂房土建工程造价占总造价的63％，2010年投产的小湾水电站为45.3％：而将于2012年蓄水发电的向家坝水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重下降为38％，将于2013年蓄水发电的溪洛渡水电站也仅有40％：三峡水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重较小，为25％。
c)地下厂房洞室单位体积土建工程造价约在0.05-0.15亿元／万立方米。二滩水电站单位体积土建工程造价约为0.152亿元／万立方米、三峡水电站约为0.074亿元／万立方米、向家坝水电站约为0.087亿元／万立方米、溪洛渡水电站约为0.050亿元／万立方米、小湾水电站约为0.077亿元／万立方米。
2 岩体结构安全性
通过详细的地质勘探、选择良好的岩体、避开岩体内较大的断层、裂隙和软弱带，并设计良好的厂房体形，地下洞室的围岩应力是很小的。同时，核电站的核岛安全壳无论是二代还是三代epr或ap1000都是直径40米左右的圆筒型结构，对降低围岩应力极为有利。
3 抗(地)震性能
事实证明，地下建筑物的抗震性能远优于地面建筑物，已建和在建水电站的地下厂房抗震设计烈度均在7－8度左右。
4 厂房起重设备能力
水电站地下厂房因要起吊发电机的定子、转子(70－100万千瓦级的发电机转子重约2000吨)，均采用2×1250吨的桥式起重机抬吊，具备起吊核电站反应堆压力容器的能力。
5 地下水污染问题
若将核反应堆置于地下，存在污染地下水的可能性。而根据地下水电站的施工经验，地下厂房四周及周边岩体内均可通过固结灌浆和帷幕灌浆来阻隔地下水，形成封闭的、独立的空间，以确保放射性物质处于全封闭的状态。
6 地下厂房密闭性
核电站的地下安全壳及相伴的辅属厂房与地面设施之间将设有各种连通通道(交通洞、压力管道、电缆管道、信息仪表通道、通风竖／斜井等)，为确保发生核泄漏等事故时地下厂房的密闭性，可在上述通道口设计密闭闸门，紧急情况下予以关闭。核反应堆的乏燃料和低放射性排放物都可在地下设计专门的储存室予以保存。
7 选址
内陆核电站的选址是非常困难的，电站建设需要大面积平坦的土地，难免要占用农耕用地、影响居民生活。我国有大量的崇山峻岭和不可耕种或生活的山地，将核电站置于此类地区的地下，避免破坏地表，可节约农耕用地，减少对居民生活的影响。
8 冷却水
核电站的常规岛汽轮机需要大量的冷却水。若将核电站建在山区，可在山沟内配合修建小型水库，以提供冷却水，是完全可操作的。
在我国广袤的电力版图上，华中地区是一块脆弱的腹地，匮乏的电源支撑起地区高速的经济发展，奇迹背后总有担忧。近年，缺电的华中有望以核电解“燃煤之急”，而福岛核事故之后，内陆核电站审批“急冻”，选址思路的不明朗再次让华中等待。此时，原三峡总公司总经理、中国工程院院士陆佑楣创造性地提出，借鉴水电站建设的经验，将傍水而建的核电站移至山中，这个工程设想如获实施，无疑为选址提供了极广阔的空间，对等待二十多年的湖北、湖南等核电高热省份的意义无疑是巨大的，而我国跨区输电的压力也将大为减轻。当然，当前，即使以处理核废料为例，各国大都采取浅部临时掩埋的措施，在利用深部岩石洞室作为永久储存库方面，虽然科学家为之奋斗了几十年，迄今未获圆满解决。而核电站的选址要求非常高，选址需非常慎重。院士的建议怎样付诸实践?让我们先仔细看一看这幅铺展在面前的蓝图。
日本福岛核电站核泄漏事故是因地震、海啸导致电站失电、循环泵停运、堆芯融化而引起的，如果把核电站的反应堆置于山体内(即地下)，因岩体和钢筋混凝土是良好的抗辐射介质，若发生核泄漏，可将其封闭在地下洞室内，起到防止核泄漏扩散的作用。
地下核电站的总体布置为：核岛部分(安全壳及其相伴的安全厂房)置于地下(山体内)，常规岛(汽轮发电机)置于地面，核岛产生的高温高压蒸汽可通过布置在隧道内的管道输向常规岛(属分体布置形式)。如果山体地质条件允许，也可把常规岛部分一并置于地下，视综合效益而定。下图是地下核电站安全壳设想示意图。
地下厂房工程实例
由于当今水电站的厂房大部分置于地下，因此联想将核电站置于地下的可行性。以下列举几个地下水电站实例：
1 长江三峡水电站有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂置于大坝右岸的地下山体内，厂房跨度32.6米，长度311.3米，开挖高度87.24米，现已有3台投入运行，计划2012年6台机组全部投产。
2 金沙江向家坝水电站有4台80万千瓦总计320万千瓦的发电厂置于右岸山体内，厂房跨度33.4米，长度255.4米，开挖高度88.2米，现已开始机组安装，计划于2012年分批投产运行。
3 金沙江溪洛渡水电站左右岸各有9台(共18台)77万千瓦总计1386万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度31.9米，长度444米，开挖高度75.6米。厂房开挖及土建工程已全部完成，现正进行机组安装，计划于2013年分批投产运行。
4 澜沧江小湾水电站右岸有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度29.5米，长度326米，开挖高度65.6米，2010年已全部投产运行。
5 雅砻江二滩水电站左岸有6台55万千瓦总计330万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度25.5米，长度280.29米，开挖高度65.38米，2000年已全部投产运行。
6 正在做前期工作的金沙江白鹤滩水电站设计有左右岸各7台(共14台)100万千瓦总计1400万千瓦的发电厂全部置于山体内。
还有很多已建、在建和设计过程中的水电站把发电厂房布置在地下山体内主要原因是水电站大都位于深山峡谷中，大坝(挡水建筑物)占据了主河道，坝体内要留出泄洪孔的位置，很难再为发电厂房留出空间，转而设计于山体内(地下)。这也是国内(特别是西部山区)大部分水电站基本的设计模式，是安全经济的选择。地下发电厂房在长期的建设实践中积累了丰富的地下工程施工经验，在技术上已十分成熟。
可行性分析
1 造价
已建和在建部分水电站地下厂房的基本参数和造价情况见下表。由表可知：
a)地下厂房造价在水电站总投资(含大坝主体工程、移民等)中所占比重较小，溪洛渡水电站为23.68％；小湾水电站为8.7％；二滩水电站为16％(以上3个水电站的发电厂房均为地下厂房)。
b)地下厂房造价中，洞室开挖、混凝土工程、支护、灌浆等土建工程造价会受水电站所处地理位置、地质条件、物价水平等因素影响，其在地下厂房总造价中所占比重约在40％-60％左右。2000年投产的二滩水电站地下厂房土建工程造价占总造价的63％，2010年投产的小湾水电站为45.3％：而将于2012年蓄水发电的向家坝水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重下降为38％，将于2013年蓄水发电的溪洛渡水电站也仅有40％：三峡水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重较小，为25％。
c)地下厂房洞室单位体积土建工程造价约在0.05-0.15亿元／万立方米。二滩水电站单位体积土建工程造价约为0.152亿元／万立方米、三峡水电站约为0.074亿元／万立方米、向家坝水电站约为0.087亿元／万立方米、溪洛渡水电站约为0.050亿元／万立方米、小湾水电站约为0.077亿元／万立方米。
2 岩体结构安全性
通过详细的地质勘探、选择良好的岩体、避开岩体内较大的断层、裂隙和软弱带，并设计良好的厂房体形，地下洞室的围岩应力是很小的。同时，核电站的核岛安全壳无论是二代还是三代epr或ap1000都是直径40米左右的圆筒型结构，对降低围岩应力极为有利。
3 抗(地)震性能
事实证明，地下建筑物的抗震性能远优于地面建筑物，已建和在建水电站的地下厂房抗震设计烈度均在7－8度左右。
4 厂房起重设备能力
水电站地下厂房因要起吊发电机的定子、转子(70－100万千瓦级的发电机转子重约2000吨)，均采用2×1250吨的桥式起重机抬吊，具备起吊核电站反应堆压力容器的能力。
5 地下水污染问题
若将核反应堆置于地下，存在污染地下水的可能性。而根据地下水电站的施工经验，地下厂房四周及周边岩体内均可通过固结灌浆和帷幕灌浆来阻隔地下水，形成封闭的、独立的空间，以确保放射性物质处于全封闭的状态。[论文网]
6 地下厂房密闭性
核电站的地下安全壳及相伴的辅属厂房与地面设施之间将设有各种连通通道(交通洞、压力管道、电缆管道、信息仪表通道、通风竖／斜井等)，为确保发生核泄漏等事故时地下厂房的密闭性，可在上述通道口设计密闭闸门，紧急情况下予以关闭。核反应堆的乏燃料和低放射性排放物都可在地下设计专门的储存室予以保存。
7 选址
内陆核电站的选址是非常困难的，电站建设需要大面积平坦的土地，难免要占用农耕用地、影响居民生活。我国有大量的崇山峻岭和不可耕种或生活的山地，将核电站置于此类地区的地下，避免破坏地表，可节约农耕用地，减少对居民生活的影响。
8 冷却水
核电站的常规岛汽轮机需要大量的冷却水。若将核电站建在山区，可在山沟内配合修建小型水库，以提供冷却水，是完全可操作的。
关键词：小滦河；水电综合开发；意义
1 小滦河水电综合开发的自然地理环境
小滦河发源于围场县坝上机械林场陡子林兴安岭，河道全长142.5km，流域面积2010 km2，平均坡度3.47‰。小滦河在围场县境内长97km，面积1828 km2，分坝上坝下两部分，海拨高程在750～1920m之间。流域呈南北狭长形，包括御道口牧场和御道口、老窝铺、西龙头、南山嘴一场四乡。流域内植被较好，主要植被包括白桦、山杨、椴树、黑松、落叶松、映山红等。小滦河地区年平均降水量为439mm，年平均气温-1.4～4.7℃，最高气温29℃，最低气温-40℃，无霜期100d，多年平均封冻期104d左右，冻土层厚2m。
2 小滦河水电综合开发的意义和作用
2．1 当地的自然地理条件决定的
小滦河是县境内七条河流中水量最充沛的河流，充分利用小滦河丰沛的水资源，开发建设小水电站，可以缓解经济快速发展引发的电力供应不足的矛盾，改善承德市的缺电状况。
2．2 其良好的投资环境所决定的
小滦河流域靠近围多公路，是塞罕坝机械林场、御道口牧场、卡伦后沟种畜场和孟滦林管局所在地，处在围场县旅游开发西环线上，是生态旅游的黄金旅游区，具备良好的投资环境。在小滦河上修建电站，对当地旅游开发和经济的快速发展具有很高强的促进和带动作用。
2.3 直接效益可观
小滦河水电站规划的五座水电站建成后，其国民经济评价和财务评价如下：各电站国民经济内部收益率均大于社会折现率；经济净现值为66.50～1943.44万元，效益费用比为1.19～1.52。财务内部收益率均大于规范要求的10％的财务基准收益率。财务净现值为28.87～2158.94万元；投资回收期为6.82～7.91年。
2.4 国家的以电代燃政策、促进当地生态经济发展
当地农民主要是烧柴做饭取暖，无节制的砍伐造成植被破坏。开发小水电工程，逐步在当地实现以电代柴，对保护环境和恢复生态环境必将发挥显著作用。
2.5 促进农业产业结构调整和农村发展
水电站建成后，户均生活用电量每年将提高8.8%以上，2010年达到623kw·h，解决就业人数150人，增加调节库容757万立方米，增加灌溉面积1.8万亩，可大大促进农业产业结构调整，并可解决3万人和45000头大牲畜的饮水困难。
3 小滦河水电综合开发的前景规划
3.1 小滦河水电综合开发规划原则
小滦河水电站梯级开发工程按照整体规划、通盘考虑的思路，采取一业为主、多项并举的方式实施，水能开发和灌溉、旅游、生态建设与环境保护兼顾，并与服务“三农”相结合的原则进行，分5级水电站对水能与生态保护、灌溉、旅游等进行综合利用开发。
3.2 小滦河水电综合开发内容及规模
规划建设的小滦河五座水电站，总装机6780KW，年发电量3061.16万KWH，总投资6899.51万元，需要上级支持资金4987.9万元，地方自筹1911.61万元。各电站装机容量为200～960kW，属小（2）型水电站，下窝铺电站为坝后式电站，拦河大坝坝高40m。根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》（SL252-2000），下窝铺水库电站大坝为Ⅲ等，电站和其余电站为Ⅴ等。电站所有建筑物为5级。
3.3 工程布置及主要建筑物
工程布置依据承德市水利水电勘测设计所和围场县水务局的工程技术人员现场勘察及横纵断面测量成果，结合1/50000地形图进行研究选择，在水能、地形地质条件适合的河段规划了下湾子、磨盘山、老窝铺、下窝铺、南山嘴等5座水电站。各梯级电站一般由引水枢纽、输水建筑物及电站枢纽组成。
3.4 机电设备、金属结构
各电站机电设备包括水轮发电机组、主变压器、厂用变压器、低压配电盘、励磁盘等。各电站金属结构主要包括进水口闸门、拦污栅、启闭机，冲沙闸闸门和启闭机，尾水渠闸门及启闭机，前池泄水闸闸门及启闭机。
3.5 工程管理
小滦河水电综合开发工程投资主体为国家，在投产前将由相关部门成立小滦河水电综合开发管理机构，负责前期工作。投产后将成立小滦河水电开发有限公司，具体负责5座电站的运行管理，实行企业化运作方式。
3.6 施工组织设计
3.6.1 施工条件
围场县小滦河流域各梯级电站处于同一气象和水文区域，属于“中温带向北温带过度，半干旱向半湿润过度，大陆性季风型”高原——山地气候，四季分明，冬季寒冷干燥，夏季炎热多雨，昼夜温差较大；小滦河地区年平均降水量为439mm，年平均气温-1.4～4.7℃，最高气温29℃，最低气温-40℃，无霜期100d，多年平均封冻期104d左右，太阳辐射量为127.41～33.94千卡/cm2，年日照约2800h；冻土层厚2m。冬季一般在11月下旬～次年3月上旬为封冻期，冰厚达0.89m。
3.6.2 天然建筑材料
小滦河流域处于中低山区，具有丰富的块石、碎石等建筑材料，可就近开采加工，土料较少，施工中尽可能考虑其它替代材料，水泥及其他建筑材料应就近比较选择质量良好的厂家产品。
3.6.3 施工导流
工程开工后，拦河坝部分根据河水情况在先期施工段（即一期）的另一侧筑围堰，并开挖导流渠引导河水下泄。一期工程完工后将围堰拆除，修筑另一侧围堰，进行二期工程修建。
3.6.4 主体工程施工
各电站基本由拦河坝、输水渠道（或压力管道）、进水闸（冲沙闸）、前池和电站厂房组成。土石方开挖与回填：采用1m3挖掘机挖装，自卸汽车运输，弃土要进行处理，防止水土流失。回填土根据不同部位采用不同方式进行夯实。浆砌石施工根据各电站不同部位要求进行，采用非专业队伍施工，砂浆标号为M7.5。石料应选择未风化的新鲜岩石；砌体宜均衡上升；上下层砌石应错缝砌筑。混凝土要严格按有关施工规范进行，保证施工质量。
3.6.5 施工交通及总体布置
施工交通及总体布置根据各电站不同地形和施工要求布置。
3.6.6 施工总进度
五座梯级电站除下窝铺水库电站施工期为3年外，其它电站均为1年，施工期选在第一年秋季至次年汛期以前，避开汛期，确需在汛期施工时应做好度汛工作。
关键词：水轮发电机；综合自动化保护系统；继电保护；中小型水电站
中图分类号：TM312 文献标识码：A 文章编号：1009-2374(2011)07-0068-03
全球节能环保意识的不断加强，像煤等非再生资源开发速度逐步放缓，开发水能、风能等清洁能源已成为全球能源战略的主要目标。我国河流众多，所蕴藏的水能资源十分丰富，尤其是中小型水电资源的开发已成为我国能源结构重要组成部分。中小型水电资源广泛分布在全国的1600多个县市中，其技术经济上可开发容量高达1.2亿万千瓦，占全国总水电资源技术开发总量的35％左右。目前，在全国范围内已经形成了中小型水电开发热。中小水电不仅总投资较少、施工工期较短，而且其所获得的社会经济效益较高，便于分散开发，就近供电，可以大大减少单位电能的生产运营成本，所以各地对开发中小水电资源的积极性相对大型电站较高。据一些文献资料表明，我国近十年中小水电平均每年以8％～13.5％的开发速度向前快速发展。据不完全统计，截至2006年底，全国已建成投运的小水电站高达46989座，总装机容量达44934kW，约占整个小型水电可开发容量的37.5％。我国现在投运的中小型水电站中，绝大部分已经运行高达三四十年。由于受当时建设技术水平和综合投资资金的制约，很多中小型电站设计过程中较为机械保守，设备自动化水平相对较落后，加上长期运行和缺乏有效运行管理，很多机电设备已出现陈旧老化现象，不仅运行水平低、经济效益差、而且其发生事故的概率较大，严重影响中发电机组运行稳定性能，大大降低了中小型水电厂电能生产的综合社会经济效益。因此，将先进的电力电子技术、计算机技术、通讯技术等相结合，在水电厂建设和技术改造工程中，构筑完善的中小型水轮发电机综合自动化系统，已成为水电厂机组自动化相关人员研究的一个热点问题。
一、中小型水电站的综合特点
中小型水电站由于其多为地方政府或私人业主投资建设，其受传统建设理念的制约，通常在建设过程中以追求利益最大化作为其工程建设的主要指导目标。
(一) 投资资金不太富裕
投资资金不太富裕是中小型水电站在工程建设的重要特点之一。中小型水电站大多为地方政府和私人业主投资或多方面集资兴建，建设资金来源较为有限，而且在施工过程中很可能出现资金断链影响施工进度和质量的情况。因此，中小型水电站往往在兴建过程中力求采取最为简便的施工方案和运行设备，以节省工程总投资，也就是说很多中小型水电站工程在建设过程中没有富裕的资金，作为其技术质量水平支撑，为后期投运留下很多隐患。
(二) 机组调节运行方式变化较大
为了降低电站水库淹没等带来的前期投资额度，中小型水电站在设计过程中其水库可调容量设计很小，调节能力相当低，机组运行方式受降雨量等外部气象因素的影响十分大，加上用电负荷用电规律受生产季节等因素的影响从而导致电站机组运行方式变化较大，各机组启停较频繁，从一定程度上对机组自动控制系统提出了更高的要求。
(三) 运行管理水平相对较低
中小型水电站在实际运营过程中，为了降低单位电能的生产经营成本，通常给职工的工资不是太高，加上电站所处的地理位置较为偏僻，因此，很难或几乎不能吸收专业学校的高技能人才到现场工作。未经专业培训教育的运行管理人员，很难完善掌握复杂、繁多的综合自动化控制系统，导致机组运行管理水平相对较低，机组得不到有效的检修维护，大大降低其综合运行性能。
(四) 技术更新改造年限较长
中小型水电站的年维护更新计划费用相对较少，尤其是小水电站，其受电站经营效益较低和设备技术改造费用昂贵等因素的制约，不可能像大型水电站那样，每年投入大量的资金有计划的对发电设备及相关控制设备进行技术更新升级完善。
(五) 技术更新升级改造成本低
中小型水电站由于其结构没有大型电站那么复杂，其改造方案也不像大型电站那样需要经过长期反复论证后才能实行。因此，在已有的大坝和设施的基础上，对中小型水电站相关机电设备进行技术更新升级改造，其总投资成本较低，而且改造周期较短，在技术经济上比较容易实现。
二、中小型水轮发电机组综合自动化保护系统设计原则
在进行中小型水轮发电机组综合自动化系统设计和技术更新升级改造时，要充分结合电站的实际运行工况，尽量在不破坏电站原始土建结构的基础上，构筑完善的机组综合自动化保护系统。
(一) 经济效益高
大型电站中的大型水轮发电机组由于其综合造价高、内部结构十分复杂，而且其在电网系统所占的地位十分高，一旦出现故障或事故，不仅整个检修期较长，而且还可能影响到电网系统运行可靠性，造成相应的社会经济损失，即大型水轮发电机组在进行保护系统设计时，其二次保护设备均需按功能进行单位配置，技术性占据绝大地位，其总投资较高。而中小型水轮发电机组在电网系统所占地位相对较低，其发生故障或事故后对电站和电网系统的影响相对较小，也就是说中小型水轮发电机组在进行综合自动化系统设计过程中，通常采取一体化控制系统，可以获得良好的继电保护系统维护效率性和投资经济性。
(二) 技术先进可靠、操作方便简单
传统的中小型水轮发电机组综合测控保护系统，由于采取简单的点对点复杂的控制电缆直连继电保护模式，普遍存在故障率高、检修维护工作量大等问题，己不适应现代电站自动化控制系统动态响应性、实时可靠性等要求。因此，在进行继电保护系统综合自动化系统设计时，要构筑集电力电子技术、计算机技术、通讯技术等先进技术为一体的功能完善、操作方便简单的综合自动化保护系统，从而有效提高机组综合自动化保护系统的自动化分析运算控制水平和人性化智能服务水平。
(三) 完整保护控制功能
过去为了节约总投资，在机组自动化保护系统设计时，通常只考虑特殊工况点的信号，使得在实际运行、检修维护过程中，对运行管理人员的经验依赖性非常大，系统在设计时带有明显的工程特性，不同电站间的运行经验缺乏共享性能，导致系统推广性能十分有限。因此，中小型水电站综合自动化保护系统在设计时，要构筑功能完整、推广性较强、自动化程度较高的实时监测保护控制系统。
三、水轮发电机组测控保护一体化系统功能配置
水轮发电机组测控保护一体化系统主要由操作控制开关(机端断路器、隔离开关、机组启停控制开关机按钮等)、测控单元(转速信号测控模块、励磁系统模块、机组调速器控制模块等)、以及信号指示(仪器仪 表、信号指示灯、报警提示装置等)，通过各功能单元相互匹配实现水轮发电机组信号测量、操控保护、同期、以及励磁调节等功能。
(一) 水轮发电机综合保护系统
水轮发电机在运行时是一个长期连续运转的机电设备，它不仅要承受机组自身运转过程中产生的机械振动，同时还要承受运行过程中产生的电流、电压等冲击，如果操作不当很容易造成机组定子绕组和转子绕组发生绝缘破坏等事故。因此，水轮发电机组在实际运行中，定子绕组和转子绕组回路是整个保护系统监测控制的核心部件，需要严密监视。为了使发电机在出现故障或故障后，能够根据实际工况特性有选择性地快速发出相关故障信号，并操作相应机构将故障单元从系统中有效切除，避免发电机受到较大的冲击损坏，防止事故或故障的扩大酿成严重的后果，需要在水轮发电机上装设能够实时反应机组各种故障的保护检测元件，以期获得实时的保护信号。在水轮发电机综合保护系统中应配置过电流保护、过电压保护、单相接地保护等完善的保护功能单元。
(二) 水轮机自动调速系统
在水电站中，水轮机是将水能转换为发电机转子转动动力的重要机械结构，是水能转换为电能的主要动力载体。随着用户生活水平的不断提高，对供电电能总量及供电质量水平也提出了更高的要求，即要求发电机组供电安全可靠外，还要求供电电能的电压、频率等值保持在允许的波动范围内(额定频率为50Hz，允许波动范围为±0.2Hz)，保证供电电能综合质量水平。
四、发电机保护功能单元的实现
(一) 过流保护
发电机组复合电压起动和负序过电流保护是50MW及以上中型水轮发电机保护需要设置的主保护。该类保护对于升压变压器高压侧的不对称短路具有很好的灵敏性和可靠性。对于50MW及以上或在运行过程中可能经常出现负序过负荷的水轮发电机组应装设负序过流保护；对于1MW以下的小型发电机组应采用不带电压起动的过电流保护。在保护系统中，当过电流保护动作后，会直接操作发电机断路器执行机构和灭磁开关，完成跳闸保护。过流保护逻辑工作原理如图l所示：
图1过流保护功能单元实现原理
(二) 过电压保护
中小型水轮发电机组装设过电压保护功能单元，当机组甩负荷后可能出现的过压进行保护。当电厂输电电网突然出现全部甩负荷现象时，发电机会进入过速和过压运行工况。通过过电压保护保护模块自动采集机端的三相线电压，并智能分析后获得对应控制命令，直接作用于跳发电机断路器，而不跳灭磁开关，同时不作用于停机。
为了提高中小型水轮发电机综合自动化调节控制水平，除了需要设置过流保护、过电压保护外，还需要设置欠电压保护、过负荷保护、定子接地保护等功能模块，保障发电机组安全可靠、节能经济的高效运行。
关键词：水电站；额定水头；机组选型；参数确定
中图分类号：[TM622] 文献标识码：A 文章编号：
随着社会经济建设的快速发展，全国各地的水电开发项目成为了社会各界人士的投资热点之一，特别是大量资本的介入为水电站的开发增添了活力。水电站是城乡重要的水利基础设施，担负着发电、防洪和灌溉等重任，主要由水库、水轮发电机组和引水系统组成，在促进城乡经济发展方面发挥着重要作用。在水电站项目建设中，水轮机组的选型及参数确定是水电站的关键工作，也是影响水电站经济性的重要因素。目前，一些小型水电站的设计人员对水轮机的技术参数及性能特点并不是十分了解，使得水电站出现机组选型不当、参数选择不合理等现象，导致水电站不能够发挥出原有的各项功能，无法获得较好的综合效益，因此，水利设计人员应综合考虑水电站水轮机组的水利特性、结构、容量及工艺，做好水电站机组选型及参数确定的工作，确保水电站的经济性。
1 电站概况
某电站最大水头16.67m，加权平均水头14.21m，最小水头10.07m，额定水头13m；电站总装机容量18MW，多年平均发电量8644万kW·h，装机年利用小时数4802h，保证出力4.55MW。电站位于多泥沙河流，多年平均悬移质含沙量为0.65kg/m3，水文站实测最大断面平均含沙量为222kg/m3，其多年平均悬移质输沙量为198万t。输沙量的年际变化很大，年内分配也很不均匀，主要集中在汛期5～9月，其输沙量约186万t，占年总输沙量的93.9%。枯水期电站平均小流量运行区间为20.1～21.6m3/s。
2 机组选型
2.1 水轮机额定水头的确定
电站电能加权平均水头为14.21m，根据电站动能参数指标和“日平均流量对应水头关系系列表”，同时考虑汛期满发运行的需要，经分析计算，确定水轮机额定水头为13m。
2.2 水轮机型式、单机容量和机组台数的确定
电站机组的运行水头范围为10.07～16.67m，可选择灯泡贯流式或轴流式水轮机。
根据装机规模，结合电站具体情况，机组台数可选2台、3台或4台。
(1)2台机方案：若选择轴流机组，则其转轮直径达3.5m，在枯水季节当电站来水流量在20m3/s时机组运行的稳定性差(机组最小发电流量为25.5m3/s)，而灯泡贯流机组由于参数水平高转轮直径减小为3.25m，同时其较宽阔的高效区可保证电站机组在枯水季节的运行(机组最小发电流量为16m3/s)。
(2)3台机方案：若选择灯泡贯流机组，则其转轮直径为2.65m，3台灯泡贯流机组总重为486t，较2台灯泡贯流机组重6t，其转轮直径较小势必引起灯泡空间进人比较困难且制造上有一定难度；同时台数多1台，必将引起机电设备、土建及安装工程投资的增加，即总投资3台灯泡贯流机组比2台灯泡贯流机组方案高。若选择3台轴流转桨式机组，则其转轮直径为2.85m，在枯水季节当电站来水流量在20m3/s时可保证电站机组在枯水季节的稳定运行(机组最小发电流量为17.2m3/s)。选择3台轴流转桨式机组虽然运行灵活方便，但考虑到本电站单机容量小、水头变幅不大而流量变幅较大的特点，选择“两定一转”的装机方案可同时兼顾降低电站投资、简化运行维护和满足小流量运行等方面的要求。
(3)4台机方案：若选择4台单机容量为4.5MW的轴流定桨机组则不能满足电站小流量运行要求。(转轮直径D1=2.50m、Qr=40.9m3/s；在枯水季节当电站来水流量在20m3/s时机组运行的稳定性差，机组最小稳定发电流量为26.6m3/s。)若选择“3大1小”轴流定桨机组方案，虽能保证枯水季节电站来水流量在20m3/s时机组运行的稳定性，但4台机方案台数较多，必将引起机电设备、土建及安装工程投资的增加，即总投资比其他3个方案高。同时，选择不同容量机组(“3大1小”方案)将造成设备布置及运行管理、维护困难。
综上所述，就电站的装机拟定了以下3个方案进行比选：方案①：2台单机容量为9MW的灯泡贯流式机组方案。方案②：1台单机容量为6MW的轴流转桨式机组和2台单机容量为6MW的轴流定桨式机组方案。方案③：3台单机容量为6MW的轴流转桨式机组方案。3个装机方案的技术参数比较详见表1。
表1 装机方案技术参数比较
从表1可以看出，3个方案的厂房工程总投资相差不大；从设备制造和运行维护方面看，轴流机方案具有成熟的制造、运行维护经验，贯流式机组在维护、检修等运行管理方面较轴流机组困难。同时，2台机方案由于单机容量较大，单机故障对电站运行效益影响较大，且运行灵活性较差。方案②由于设了一台转桨机组，可保证在枯水季节小流量运行的稳定性；但定桨机组稳定运行范围较小，不及转桨机组运行灵活可靠。方案③的机组稳定运行范围较宽，比方案①、②运行灵活可靠，单机故障对电站运行效益影响较小。
综合上述分析，考虑到小流量时能充分利用水能资源，使水轮机运行在较优工况区域，同时兼顾电站建设的经济性、年发电效益、运行调度的灵活性和可靠性、机组运行稳定性及维护管理方便等因素，最终选择方案③为电站的推荐方案。
2.3 水轮机参数确定
2.3.1 水轮机比速系数及比转速的选择
比速系数及比转速是综合衡量水轮机的能量、空化和水力稳定性的综合技术指标，是反映不同国家、地区及不同年代水轮机的设计、制造水平。据有关统计资料，水电站水轮机比速系数k取值在1929～2199之间，相应比转速ns值介于535～610m·kW间较为合理。
2.3.2 机组参数确定
根据现有模型转轮资料，可供电站选用的轴流式模型转轮型号有ZZ660、ZZA834、ZZ560等。现将各转轮的参数计算比较结果列入表2。
从表2可以看出，各比选转轮在额定水头下均能发出额定出力，水轮机运行范围均包含模型曲线高效区。但综合能量特性、空化特性和经济特性等指标，ZZ660转轮较优。
表2 各轴流式转轮方案比较
3 结语
综上所述，机组选型及参数确定工作是影响水电站综合效益的重要因素。因此，水利工作者必须综合考虑到水电站建设的经济性和建成后发电效益的最大化，并确保水电站在枯水季节能够保持较好的稳定性及可靠性。本水电站工程经过多种方案比选后，机组机型选择为ZZ660-LH-285型，有效提高了水电站的经济效益。
参考文献
松涛水利工程是以松涛水库为主，通过各级渠道联结灌区3市2县中小型水利工程，形成大中小、蓄引提联合运用，以灌溉为主，结合供水、发电、防洪、养殖等综合利用的大型水利系统。松涛水库的总库容、有效库容、年均供水量分别为33.45亿时、20.83亿耐和12.78亿耐。规划灌溉面积13.67万hm钾，现灌8.24万hm字。松涛水利工程管理局是松涛水利工程专业管理的常设机构，直接管理大型水库一宗，中型结瓜水库2宗(福山、跃进)，小(一)型水库2宗，上三级渠道9条，共长258km。其余工程由所在县市管理。随着松涛水库及其东灌区和乐园以上西灌区工程在70年代初期墓本建成，灌溉面积逐步扩大，灌溉效益逐渐提高，但灌溉范围、作物组成的调整、水利工程设计标准及质量等问题逐渐呈现出来，加上工程老化损坏日益严重，工程管理体制不适应生产要求，岁修维护资金投人越来越少。如何解决费用日益增长的问题，对于已实行经济独立核算的松涛管理局来说，是松涛各级领导面临的重要间题。松涛水利工程虽以灌溉为主，但在我国70年代的管理体制中，农业灌溉纯粹是社会福利型的，水费标准非常低，农业生产的水平也不高，松涛农业水费的收入少得可怜，且城市的工业、生活供水刚起步，全年的水费收人还不够全局一个月的职工工资。出路在哪里?水利人找到小水电。松涛水库放水涵出口的标高与松涛灌区输水渠道末端的高差有120m以上，松涛直系渠道仅在上三级渠道上便有26处跌水。若利用跌水的落差修建跌水小型水电站，投资少、工期短、成本低、收效快，可就近向附近乡镇、农场供电，既能满足当时海南电力不发达，给广大的山区、农村、农场供电，促进当地的生产发展的需要，又可通过售电增加自身经济收人，弥补水利工程管理费用的大缺口。因此，从70年代初到1990年，有关单位在松涛灌区共兴建小型水电站54宗，总装机达5850kw，其中坝后电站7宗，渠道跌水电站20宗，河澳小支流的小水电站27宗。松涛管理局也自筹资金，共兴建小水电站12宗，包括南丰电站共13宗，总装机4.063万kw，1997年度年发电量已近1.5亿kw•ho小水电的开发给松涛水利经济注人了动力，不仅保证了管理局职工和离退休人员工资的正常发放，还使职工医疗卫生劳保福利待遇及生活设施得到不断改善，从而稳定了工程管理队伍，而且还能基本满足工程维修、安全监测、调度运用及日常管理经费的需要，保证了工程安全运行，正常发挥效益。
2开发小水电，促进海南经济发展
1968年以前，海南电力工业发展十分落后，仅有海口(1sook习V)和潭口(4000kVV)2宗小火电厂供海口市及府城地区，以及昌江叉河火电厂(7500kw)供电昌江地区的石碌铁矿及叉河水泥厂。电力严重不足，远不能满足工农业生产及人民生活的需要，严重影响海南经济的发展。1968年，松涛南丰电站建成投产，总装机20《X(kw。海南电力供应才开始有了改善。以南丰电站为主力电站，升压nokV分别送电海口和石碌，并在澄迈县金江镇设变电站(也联结海口)，降压35kV送电多文变电站，由多文变电站35kV出线送临高县城，10kV送电多文近区;由南丰电站升压35kV送电循州市，从南丰用10kV送电松涛水库大坝，作为防洪专用线。这样跨越海口、琼山、澄迈、临高、循州、昌江及八所港的海南电网主线才第一次初步形成，南丰电站成了海南的“电老大”，对海南经济发展起了无可替代的、积极的推动作用。70年代期间，松涛管理局相继建成结瓜水库坝后电站及跌水电站12宗，分别向附近的乡镇、国营农场供电，填补了海南电网在松涛灌区范围内的非砚盖面。然而各电站的近区供电自成系统，互不结连，用户负荷不满，又不能给缺电的海南电网送电，效益不能充分发挥。为此，松涛将和庆、兰马1气兰马2#和加悦4个电站联结起来，经南丰电站并人海南电网，1985年又将和舍至和庆35kV线路架通，这样基本形成了既将内部连成一片又能与大电网并接的松涛小电网。随粉海南经济特区的开发建设，牛路岭水电站和马村火电厂相继趣成投产，海南省电力工业才有了长足的发展，省政府为使水利产业能跟上特区经济发展的步伐，1989年底决定将南丰电站交归松涛管理局经营。借此机会，松涛管理局多方筹资，对松涛小电网进行配套改造。建设南丰35kV变电站，架设南丰一白沙及南丰一南茶一和庆35kV线路，更换和舍至多文35kV线路截面，将原向松涛大坝及向昆仑、和岭农场的10kV线路改成了35kV线路，并在松涛大坝和昆仑农场兴建35kV变电站。同时，由农场出资兴建的红光35kV变电站，用35kV线路和多文变电站联通。至此，跨越愉州市、琼中县、临高县、橙迈县和白沙县的松涛供电网形成。其供电区域包括:食州市、白沙县、临高县3个供电公司;愉州市的南丰等5个乡镇和4个农场;琼中县的农场、林场、乡镇各一个;临高县的6个乡镇、2个农场及加来机场;没迈县的3个乡镇和5个农场。松涛电网为上述地区的工农业发展和人民生活的改善做出了重要的贡献，使上述地区引进了2家水泥厂、5家炼钢厂、10家砖瓦厂及其它小型企业，壮大了地方经济，也为松涛水利产业东得了较大的经济效益。1997一1999年，松涛电网年均售电1.5亿kw•h，年均发供电收人5055万元，占松涛总经济收人的83%，真正起到了以电养水的经济支柱产业作用。
3发挥小水电优势.以电养水，壮大松涛水利甚础产业
目前松涛水利产业墓础仍然薄弱，前述水利工程设施大多已经运行30余年，老化损坏严重，急需进行维修加固;灌区工程配套建设任务还很艰巨，目前灌概面积仅达到规划灌概面积的60%，灌溉工程效益还未得到充分发挥;工程管理、调度运用、安全监侧等设施和控制手段陈旧落后，与国内先进水库差距很大，严重影响工程效益提高;水费收人不可能在短期内有突破性增长，第三产业在市场经济的竞争中与非水利行业相比劣势不少，也难以发生根本性转变等。因此，在今后较长的一段时期内，水利灌溉、小水电和综合经营三大支柱中，小水电生产仍将是松涛水利经济的主要支柱产业。所以，充分发挥小水电的经济优势，深人挖掘水资源综合利用的潜力，借此推动松涛水利建设，在较长的一段时期内将成为松涛水利经济发展的一项重要措施，对此，须有清醒的认识，把小水电建设和生产抓牢抓好。
关键词：后浇带 水电站 底板 温度 应力 防裂效果
1、工程概况及水文地质情况
某水电站工程的任务是灌溉结合发电，原第 2 分水枢纽的任务是调节河套灌区第 1 至第 2 分水枢纽之间的农田灌溉，该水电站建成不改变原总干渠运行，在灌溉期利用原总干渠第 2 分水枢纽以上的灌溉水发电后尾水回归总干渠，可充分利用水能资源。第 2 分水枢纽可形成4 ～ 6. 0 m 左右水头，保证灌溉并利用灌溉水发电，电站装机容量 10.5 MW，多年平均发电量 3 317 万度。提供所在地区灌排用电及工农牧业生产、生活用电，补充电网。电站的总体布置： 电站为河床式水电站，安装 3 台灯泡贯流式水轮发电机组，单台装机 3 500 kW。由引水渠、主、副厂房、变压器场和开关站组成。引水渠中心线与总干渠中心线交点在节制闸上游 380 m 处，为保证水流平顺，以总干渠中心线为基线，向右转 19°布置电站引水渠中心线，在保证水流平顺、电站施工不影响总干渠稳定的前提下，尽量紧靠总干渠右岸。引水渠底宽 31 m，渠长 162 m。电站厂房为一字形布置，主厂房总长52.80 m，其中主机间长35.60 m，安装间长度 17.20 m，位于主机间右侧，厂房跨度为 15. 50 m。副厂房在主厂房的下游侧，长度同主机间，厂房跨度为 12. 0 m。升压开关站布置在右岸厂区下游侧。平面尺寸为 41 m ×22. 5 m（ 长 × 宽） 。尾水渠长 230 m，底坡 1∶5 000，尾水渠底宽 50 m，尾水渠道左岸与总干渠右岸相交。
工程区域主要为平原河段，河道两侧地势低洼，地形平坦，场址处地形平坦，地貌单元属海相冲海积平原，场址地基土可划分为5个工程地质层（又分为2个亚层），自上而下依次为：淤泥质粉质黏土，-2粉质黏土、-1淤泥、-2淤泥、淤泥质粉质黏土、1/4含砾淤泥质粉质黏土、1/2淤泥质粉质黏土。其中以淤泥层埋藏厚度最大，该层为静水或缓慢水流环境生态化学作用而成，具高含水率、高孔隙比、高灵敏度、高压缩性、低抗剪强度等特性，土性极差，属极软土层。故水闸基础采用混凝土灌注桩基础处理。
2、后浇带技术简介
2.1概 念
后浇带是在建筑施工中为防止现浇钢筋混凝土结构由于温度收缩不均可能产生的有害裂缝，按照设计或施工规范要求，在基础底板、墙、梁相应位置留设临时施工缝，将结构暂时划分为若干部分，经过构件内部收缩，在若干时间后再浇捣该施工缝混凝土，将结构连成整体。
2.2 设置机理
常规混凝土施工防裂技术可以简单地用两个字来概括，即"放"和"抗"。所谓"放"就是设置永久的伸缩缝、沉降缝，将结构分为平面形状、刚度基本均匀或对称的独立单元，以释放大部分变形，减小应力，从而避免产生裂缝；"抗"则是采取措施，降低混凝土温升，缩小结构温差，减小混凝土的收缩变形，提高混凝土的抗拉强度，以抵抗温度收缩变形和约束应力。应用后浇带防裂则是"放""抗"结合的方法，具体就是"先放后抗"，即为了削减温度应力，把原本只能是一个整体的结构，分成两段或多段浇筑，先以"放"的形式释放变形，减少收缩应力，在施工后期或间隔一定时间，再把分开的各段浇筑成整体，继续承受第二部分的温差和收缩，也就是所谓的后"抗"。两次浇筑的温差和收缩应力叠加小于按一次整体浇筑的温差和收缩应力，从而达到避免产生裂缝的目的。
2.3作 用
（1）解决沉降差。大面积结构及基础设计成整体，但在施工时用后浇带把2部分暂时断开，待主体结构施工完毕，已完成大部分沉降量（50%以上）以后再浇灌连接部分的混凝土，将高低层连成整体。（2）减小温度收缩影响。新浇混凝土在硬结过程中会收缩，已建成的结构受热要膨胀，受冷则收缩。混凝土硬结收缩的大部分将在施工后的前1～2个月完成，而温度变化对结构的作用则是经常的。当其变形受到约束时，在结构内部就产生温度应力，严重时就会在构件中出现裂缝。
3、后浇带设计
3.1 后浇带选择
水电站设置后浇带的主要目的是为减小电站底板混凝土硬化过程中的收缩应力。先浇筑后浇带两侧混凝土底板，使两侧先浇筑部分的混凝土预期变形大部分完成后，再浇筑后浇带混凝土将其整体连接，以免两部分之间因变形差而产生过大的内力。
3.2 后浇带位置
二闸水电站横向长度为 51. 72 m，后浇带位置布设在受力和变形较小的尾水管部位，缝宽1.0 m。
3.3 后浇带形式
后浇带宽 1 000 mm，上、下游两均侧设置键槽，共设置 3 个键槽，高程分别为 1 031. 00、1 033. 70、1 037. 00 m。键槽深 500 mm，边坡为 1∶1。
3.4 后浇带处理
后浇带内除原有底板钢筋，为增加连接的整体性上、下游均匀布设插筋，插筋采用 HRB335 级钢筋，直径25 mm，插筋长1 500 mm，间距为750 mm，插筋连接采用双面焊接，长度大于 5 d。同时埋设由止浆片、进回浆管、出浆盒及排气槽组成接缝灌浆系统。后浇带上、下游同时设置止水带，防止接缝处产生渗漏。
4、效果
设置后浇带可以降低混凝土温度的峰值。温度峰值的降低表明水泥早期的水化热温升得到有效地控制，其降幅不大表明设置后浇带对混凝土温度峰值的影响不大。设置后浇带对降低混凝土温度应力效果显著，对混凝土的早期防裂意义重大。在某水电站底板施工方案中，设置后浇带的防裂措施取得了较好的效果，未发现出现任何裂缝。根据不同工程的性质和功能，可以合理设置后浇带，避免结构出现裂缝，确保工程结构的安全性和整体性，达到提高工程质量的目的。电站运行 3 年来，水电站建筑物、机电设备均运行良好，未发现异常； 年发电量 3 000 万度，年收入1 000 万元，取得良好的社会及经济效果； 目前该电站下游已发展成为临河区重要的旅游区。
结语：
综上所述，根据其它大中型钢筋混凝土结构类似工程建设的成功经验可知，后浇带技术既省时省力，又能节省工程投资，为减少某电站厂房底板混凝土的干缩和大体积混凝土水化热温升给结构带来的不利影响，在施工期间设置后浇带，后浇带留出钢筋，施工完毕后焊接骑缝钢筋并用混凝土浇筑。采用此法可有效地防止施工期间混凝土浇筑的水化热产生的约束应力，运行期间可加强厂房底板的整体性，有效减小厂房底板的地基反力。为整个工程的创优奠定了一定的基础，产生良好的社会效益和经济效益。
参考文献：
［关键词］灾后重建;小水电;维修加固;管理措施
1概况玉树地区现辖玉树、杂多、囊谦、称多、曲麻莱、治多6县，总面积26.4×104 km2，总人口35.73万人，其中城镇人口5.1万人。境内水力资源十分丰富，理论蕴藏量5 427 MW。全州6县中，囊谦和杂多两县为澜沧江水系，称多、治多、玉树、曲麻莱4县主要为长江水系。这些水力资源由于受交通、资金困难等因素的影响，利用程度很低。地震前，全州共有小水电站22座，均为小(Ⅱ)型，总装机容量28.4 MW，占总储量的3.3‰，其中有水库的电站4座，均为小(Ⅰ)型水库，总库容1 632×104 m3，任务为发电，没有灌溉和供水要求。22座电站中有部分水电站设备老化严重，影响正常发电运行。
2震前玉树小水电存在的问题
玉树地区早期兴建的一些小水电由于水文资料不足，规划设计不够合理，部分水电站机电设备选型不当，或调节性能差，弃水多;或利用小时数少，闲置容量多，机电设备和水工设施老化严重，本身效益也呈逐年下降趋势。这些小型水电站经过几十年的运行，积累了许多运行检修方面的宝贵资料，但是由于人员的变动等多方面的原因，许多图纸(设计及设备)残缺不齐，甚至机组上的铭牌都已丢失，因此，恢复重建加固维修设计原始资料(包括水文、工程设计、设备及机组运行检修记录等)的收集、分析总结十分困难。具体问题表现在:(1)水轮机性能落后，技术陈旧，制造质量差，缺陷多，久修不愈，长期带病运行，出力不足，安全可靠性差。
(2)水轮机与电气设备不配套。有的水轮机输出功率大于发电机或主变压器的额定容量，使水电站的设计出力受到限制，发电时出现不正常的弃水现象。也有的发电机容量大于水轮机出力，既浪费了设备容量，也增大了运行损耗。
(3)水工建筑物年久失修，尤其是引水枢纽及渠系建筑物破损严重，弃水较多。引水流量达不到设计要求，机组不能满负荷运行。另外，由于玉树地区的小水电多数为明渠引水式电站，冬季运行困难，甚至不能运行。
因此，这些小型水电站在进行灾后恢复重建维修加固设计前，必须查清存在哪些问题，包括实际运行时的水头、来水量、弃水量、机电设备状况、水工建筑物及金属结构运行状况等，只有彻底摸清问题，才能有针对性地进行制定维修加固设计方案，以达到灾后恢复重建的预期目的。
3玉树地区小水电的震损情况
玉树大地震使原本薄弱的当地小水电受到了前所未有的破坏，现有的22座小水电中共有19座被不同程度地震毁、震损，其中西杭、当代2座水电站震毁，受损电站的总装机容量为26.85 MW。主要受损建筑物为1座大坝、12座泄洪建筑物、12座引水建筑物、14座厂房及尾水建筑物，4座生产生活设施、15座升压站。地震使禅古大坝和泄洪闸受损严重，无法正常运行，共造成直接经济损失1.6亿元。
4玉树小水电灾后恢复重建的原则在应急抢修修复的基础上对震损水电站进行恢复重建，对损毁极其严重的水电站适当扩大规模、提高标准原址重建或重新选址新建，适当新建或技改一批水电站，为玉树灾后恢复重建和玉树州经济社会发展提供电力。《玉树地震灾后恢复重建总体规划》中要求尽快修复拉贡、禅古等11座受损水电站，重建西杭、当代2座水电站，新建查隆通、查日扣水电站。
5玉树小水电灾后恢复重建的技改措施5.1优化设计，获取最大的经济效益灾后恢复重建小水电的设计方案应该针对各电站水工建筑物的震损情况和原有设备的老化程度，进行优化设计。紧密结合和妥善处理各电站的不可变更或不宜变更的制约条件，在有限的投资情况下，尽量增加年发电量，提高水电站的经济效益。
5.2利用有限资源，重新选址建设在这次玉树大地震中，震损最严重的是西杭水电站和当代水电站。西杭水电站和当代水电站的进水闸、冲沙闸、溢流坝、引水渠、压力前池、厂房、尾水、生活区房屋及设备均损毁，压力钢管、升压站、道路及设备严重受损，再加上西杭水电站原有引水渠就在214国道右侧很不稳定的山体上，给214国道带来了很大的威胁。这两座水电站都建在玉树州结古镇镇区内，西杭水电站的尾水渠和当代水电站的引水渠都穿过居民住宅区，有些居民的住宅就修建在渠道的边上，经常发生房屋地下渗水事件。
经过有关专家多方论证，在原址修建是极不可能的，只有重新选址新建，才能弥补由于地震造成的电力缺口。震损较重，无法运行的称多一级、歇武、当江荣等水电站都是开发较早，运行年限较长，引水枢纽过于简单，进水口都已基本淤平，压力前池及厂房破旧不堪，渠系建筑物破损严重，水轮发电机组已濒临报废，主变压器容量不能满足供电要求，运行成本大于发电量。如果恢复重建或加固维修，概算投资在500万元左右，复建投资大，且复建后两电站总装机容量为700 kW，还是不能有效解决用电供需矛盾。通过经济分析比较，应该重新选址新建。
5.3加大调蓄能力，提高峰电比例玉树地区没有大的用电企业，主要是农牧民的生活用电，在傍晚18点至次日零点为用电高峰期，而当地多数是引水式径流电站，日调节能力很差，因此对地形条件允许和地理位置合适的电站，在恢复重建，维修加固的过程中应采用扩大前池容量或增建蓄水点的办法来提高调蓄能力，多发峰电，以此增加电站的经济效益。
5.4维修渠道和引水枢纽，减少弃水在这次玉树大地震中，震损较为严重的曲麻莱县水电站、科玛水电站都是修建于20世纪60、70年代的老水电站，本来限于当时的设计和施工技术，引水渠道和引水枢纽的质量普遍很差，严重威胁到电站的安全。再加上这次地震，使这两座水电站的引水渠全部损毁，因此要对渠道和引水枢纽拆除重建或进行维修加固处理，减少弃水，提高来水利用率，增加小水电站的经济效益。
5.5采取保温措施，增加冬季发电玉树地区气候只有冷暖之别，无四季之分，全年冷季7～8个月，暖季4～5个月，没有绝对无霜期，气候寒冷而干湿不均，年平均气温－0.8℃，年最低气温－42℃，最高气温28℃，年平均降水量463.7 mm，空气含氧量要比海平面空气含氧量低1/3～1/2。灾害性天气多，大雪、早霜、低温、干旱、冰雹等自然灾害，严重制约着小水电的冬季运行。因此，要采取保温措施，增加冬季发电。在恢复重建过程中对于压力管道，应采用深埋式(大于最大冻土层)、加盖暖棚的办法进行防冻或利用下半夜甩负荷时的余电对压力管进行电力加热。对于渠道，进行改造，设为暗渠，覆盖防冻。对于进水口和前室加强值班巡视，及时排除冰凌，充分发挥排冰闸的作用。
6灾后恢复重建小水电的管理措施6.1加强管理，提高效益除了采取工程技术措施提高小水电站的经济效益外，还要向管理要效益，技术管理是对小水电站生产中的一切技术活动进行科学的管理和严密的组织，使科技转化为生产力，从而提高经济效益。提高效益的保障是安全，安全的核心是管理，管理的结果是效益。小水电站规模小，机组容量小，人员少。不少人员身兼电气、机械和运行工作，检修人员也身兼电气、机械检修两职，有的厂站甚至没有检修工，设备检修时才抽调运行人员出来参加检修。随着科学技术的发展，不少小水电站已广泛应用
先进的设备和技术，现有职工缺乏应有的知识，在工作中感到吃力。因此，为提高小水电的经济效益，注重对电站(大都为引水式电站)运行工的业务培训工作，努力提高运行工的技术业务素质，使他们能不断提高运行操作、发现问题和解决问题的能力，保证电站能高效、可靠运行，提高电站经济效益。
6.2建全制度落实到位
建立健全各项制度，加强技术管理对设备的运行状况、检修及事故或故障等进行统计分析，有利于采取针对性的措施来提高设备的利用率，减少设备损坏率，起到增收节支的作用。水电厂设备检修后，应严格实行班组、车间、厂站自检与互检相结合的三级验收制度，小水电站的维护及检修必须贯彻预防为主的方针，切实做到“应修必修，修必修好”，切忌“硬拼、硬撑”。对技术档案应由专业人员负责管理，确保其资料的完整性、系统性、准确性。小水电站应建立厂站、车间、班组三级技术管理工作网，实行分级负责管理，责任到人。
6.3优化调度提高效率
灾后重建小水电站在运行中应正确处理丰枯、峰谷关系，实行优化调度。及时准确了解上游水文站的水文预报资料，并根据上游调节库容下泄流量对来水量进行分析，作好次日负荷预测，确定运行方式。合理利用电站有效库容，尽可能提高上游水位，充分利用水资源，最大限度地发挥电站发电效益。对机组的组合运行方式，按效率高、耗水低优先的原则，保证机组高效率运行，以获得最大的经济效益。
［参考文献］
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