水电站技术改造方案

水电站技术改造方案（共11篇）

1.水电站技术改造方案 篇一

浅谈核电站常规岛技术方案

经初步研究，常规岛部分可供选择的国外主要设备潜在供货商有：英法公司、美国西屋公司、日本三菱公司、美国公司等。到目前为止，公司已同中国东方集团公司进行合作，形成一个联合体；美国西屋公司已同上海核电设备成套集团公司合资，组成西屋上海联队。其它公司到目前尚未进行合作。

根据公司、西屋公司、三菱

公司和公司等核电设备制造商所提供的资料，按照堆型的不同和一回路的不同，可以形成四类技术方案：

方案一——三环路改进型压水堆核电机组；

方案二——的系统型压水堆核电机组；好范文版权所有

方案三——日本三菱公司的四环路压水堆核电机组；

方案四——先进型沸水堆核电机组。

下面就各类技术方案分别进行分析。

三环路改进型压水堆核电机组

此方案的一回路为标准的一个环路的三环路压水堆。此类方案包括中广核集团公司提出的、欧洲公司包括、、推出的和西屋上海联队推出的三种压水堆核电机组。

与核电机组

由中广核集团提出，以大亚湾核电站为参考站，并借鉴美国西屋公司和公司的部分先进的设计，有选择地吸收了用户要求文件的要求，形成以一条环路的技术方案。常规岛部分，汽轮发电机组选用的型汽轮发电机组。

由欧洲制造商、、根据法国核电计划及大亚湾核电站、岭澳核电站等工程的设计、制造、安装、运行及维修中积累起来的经验推荐给中国的核电机组。常规岛部分的汽轮发电机组也以型汽轮发电机组作为推荐机组。

由于和的常规岛部分的汽轮发电机组均为型，所以实际上为同一类核电机组。

在总结台第代汽轮发电机组的运行经验基础上，组合出了型汽轮发电机组，参考电站为台机组已分别于年月月投入运行。

型汽轮发电机组的主要技术数据

最大连续电功率：；

转速：；

机组效率：；

末级叶片长度：；

排汽面积：；

背压：；

凝汽器冷却面积：；

发电机额定输出功率：；

发电机视在输出功率：；

发电机额定功率因数：；

发电机额定端电压：。

型汽轮发电机组的主要特点

缸体结构：三缸四排汽×，汽轮机采用高中压组合汽缸并直接和个双流低压缸相连接，含有流向相反的高压和中压蒸汽流道。低压缸为双流式，低压外缸体支承在冷凝器上面，不是直接装在汽机基础上，轴承座和内缸体直接座于汽机基础上；

由于末级叶片比较长，具有较大的排汽面积，可使蒸汽膨胀过程加长，减少余速损失，提高机组效率；

由于蒸汽在高／中压缸中膨胀过程是以干蒸汽单流方向进行，另外，在高、中压排汽口加装抽汽扩散器以增加效率，所以，型汽轮机的高中压膨胀效率相对比较高；

发电机采用水氢氢冷却方式，励磁系统采用无刷励磁方式。

核电机组

由西屋上海联队推出，由上海市核电办公室牵头，组织上海核工程研究设计院、华东电力设计院、西屋公司等单位联合展开概念设计工作，并于年月份完成。

是建立在西屋公司成熟的、经过设计、工程实践验证的技术上，以西班牙的Ⅱ为参考电站该电站已有以上的高利用率的运行业绩，结合西屋先进型压水堆机组技术，并进行适当改进而来。

汽轮发电机组主要技术数据

汽轮机型式：单轴、四缸、六排汽、凝汽式、二级再热装置；

转速：；

主蒸汽门前蒸汽压力：；

主蒸汽门前蒸汽温度：℃；

主蒸汽门前蒸汽流量：；

主蒸汽门前蒸汽湿度：；

回热抽汽级数：级级高压加热器级除氧器级低压加热器；

给水温度：℃；

平均冷却水温度：℃；

末级叶片长度：；

排汽压力：；

净热耗率：；

机组最大保证功率：；

发电机功率因数：；

短路比：；

冷却方式：水氢氢；

励磁系统：静态励磁系统。

汽轮发电机组结构特点

汽轮发电机组采用个双流式高压汽缸及个双流式低压汽缸串联组合，汽轮机末级叶片长度为，六排汽口，配置台一级汽水分离以及两级蒸汽再热的汽水分离再热器。

相对于Ⅱ的主要改进

核电机组最大保证出力由改为；

主汽门前蒸汽参数由、℃改为、℃；

平均冷却水温度由℃改为℃；

末级叶片长度由改为；

汽轮机旁路容量由额定汽量改为；

汽轮机回热系统由不设除氧器改为带除氧器；

发电机电压拟由改为；

凝汽器压力由改为；

汽轮机净热耗率由降到以下；

加大凝结水精处理装置容量；

常规

2.水电站技术改造方案 篇二

为保证中小型水电站安全、经济、可靠地运行,逐步实现“无人值班、少人值守”的自动化要求,对中小型水电站进行自动化系统的改造已势在必行。

本文介绍了广东省梅州市西阳水电站计算机监控保护系统技术改造设计的总体方案及应用。

1 电站概况及技术改造目标

西阳水电站位于广东省梅州市梅县西阳镇,距离梅州市区约12 km,是韩江流域重要水系梅江干流梯级开发的水电站之一。西阳水电站始建于20世纪90年代中期,为低水头河床式径流电站,装设有4×5 000 kW的灯泡贯流式水轮发电机组。采用两机一变扩大单元接线,经两台主变压器将发电机定子电压6.3 kV升至38.5 kV,然后由两回35 kV线路向系统送电,其中西马线为主供线路,西明线为备用线路。另外电站还设有630 kVA厂用变压器一台,从35 V母线上获取厂用电源。该电站主要承担发电、保持梅州城区景观和梅州大堤防汛任务,兼顾梅江航运。

由于电站建设时间较早,受当时技术条件限制,原来采用常规控制保护系统,机组自动化水平较低,主要设备操作靠手动执行。设备维护和运行管理工作量大,其自动化水平距国家和行业标准的要求差距大。为了提高电站的自动化水平,减轻设备维护和运行管理工作量,提高经济效益,推广先进技术,有必要对电站的主要设备和控制系统进行技术改造。改造后电站可以更加合理有效地利用水资源,适应梅江梯级电站联合调度的规划要求,创造更大的社会和经济效益。

通过对西阳水电站主要设备和监控系统改造,实现智能化和可视化。电站按“无人值班、少人值守”原则进行总体设计,技术改造完成后,中控室的运行人员利用主控级计算机功能键盘和鼠标器可实现大部分操作控制,并通过主控级计算机CRT显示器画面实时监视所有设备的运行状态和参数,保障设备的安全稳定运行,大大提高运行人员的工作效率。西阳水电站计算机监控系统(以下简称系统)还能实现与火灾报警、水情自动化测报、电站信息管理(MIS)和电站水工建筑物安全监测等系统之间的数据通讯。

2 系统技术改造设计方案

系统采用全开放和分层分布式两种结构。整个系统分为两层:主控级(电站级)和现地控制级两层。系统采用符合国际通用标准的模块化结构的硬件和软件,因而系统对外全开放,用户可以任意扩展和升级。

主控级和现地控制级计算机均采用Windows N T或2 0 0 0操作系统软件平台,系统网络采用10/100 Mbps单以太总线网络。为提高系统的抗干扰能力,采用10/100 Mbps多端口交换机,构成星形以太通信网。

主控级和现地控制级之间采用符合国际工业标准TCP/IP通讯协议的总线以太网联接。主控级(电站级)进行设备操作、生产过程监视、历史记录统计、优化运行等;现地控制级进行数据采集、现地操作、设备保护等,除此之外还设有常规仪表和操作单元,即使主控级或现地级本身的计算机出现问题,也可以手动操作使所属设备保持正常运行。由于采用分层控制方式,可以加速控制过程的实现,减轻了控制中心的负担。即使某部分因故停止工作,其他部分仍能独立正常工作,提高了系统的可靠性。

2.1 系统总体配置

西阳水电站监控保护系统技术改造,取消常规控制装置,采用全计算机监控方式。

全站主控级由操作员工工作站兼通讯工作站、公用设备、软件系统(系统和应用软件)等组成。主控级除完成电站主要设备监测、控制和调节、优化运行外,还负责整个系统的数据处理、统计计算、管理、显示、记录、报警等功能,同时经串行口与可编程控制器PLC、智能仪表、温度巡检仪等装置连接进行数据采集。

系统监控软件分为操作系统、网络、数据库、组态、高级应用等软件。选用国产中文组态软件组态王(kingview)组态,组态王使用方便、灵活,具有多任务、多线程的特点,运行于Windows98NT/2000平台,支持多媒体、语音报警、视频输出等。运行人员经过短时间培训即可掌握电站应用软件的开发和修改。

根据系统功能分布的特性与要求,整个电站共设现地控制级5个,即机组现地控制单元(LCU)4个,开关站及公用设备LCU 1个。机组现地控制单元具有现地显示功能,并能通过以太网与主控机进行通信,网络通信协议采用TCP/IP协议。

西阳水电站计算机监控保护系统结构见图1。

2.2 机组现地控制单元

每台机组配置1个现地控制单元,硬件配置相同,机组LCU的硬件结构见图2。机组LCU由机组监控和保护屏组成。机组监控和保护屏主要由可以直接上以太网的高档PLC(带彩色智能触摸屏)、智能电量采集装置(NFPM-100)、微机型温度巡检仪、发电机微机保护装置(NFCS-7340)、自动准同期装置(ZZB-5A)、机组转速测控装置(ZXZ-1)等组成,同时还有一些辅助设备,如:继电器、开关电源、电子式多功能电度表和备用常规操作单元。机组PLC通过以太网与电站主控级相连,PLC参数采集控制模块、智能电量采集装置、机组温度测量装置机组、微机保护装置等通过串行口采用RS-485方式Modbus协议与高档PLC相连。

机组自动控制采用PLC完成机组控制功能。PLC在工业环境下,运行可靠,易于运行维护人员掌握,安装调试方便。机组自动控制PLC实现的功能包括:机组自动开停机控制、机组保护、机组压油装置自动控制、数据通信、自诊断及自恢复等。

机组电气测量采用NFPM-100型智能电量采集装置。该套装置可测量并显示20多个电气参数,如:三相电压、电流、有功功率、无功功率、电能、功率因数及频率等参数。智能电量采集装置具有串行接口,与现地控制单元通信,可使主控级计算机和机组PLC获得电量采集装置测量的全部数据。

机组温度巡检仪采用智能型温度巡检仪,可巡回检测48点温度量,并通过串行接口与现地监控PLC连接。

机组LCU与调速器、励磁装置、发电机微机保护装置的接口方式有串行通讯(RS-485,通讯协议为Modbus)和开关量两种接口方式。

2.3 开关站及公用设备控制单元

开关站及公用设备LCU包括“开关站及公用设备监控自动屏”和“主变、线路和厂变保护屏”。监控自动屏主要由高档PLC、彩色智能触摸屏、智能电量采集装置、功用设备管理单元、继电器和开关电源等组成;主变保护屏包括主变的微机主保护装置和微机后备保护装置,以及主变的常规仪表和操作设备;线路保护屏包括线路的微机主保护装置,以及线路的常规仪表和操作设备;厂变保护屏主要为厂变保护的微机保护装置。

开关站及公用设备LCU具体硬件结构和机组LCU基本一致,只是设备有所不同。

开关站及公用设备现地LCU完成水电站开关站设备和水电站辅助设备及水工设施的测量、状态监测、控制、调节、保护、计量、数据通信等功能。

3 计算机监控保护系统的主要功能分析

3.1 数据采集与处理功能

自动实时采集水电站各现地控制单元的实时数据;自动接收各调度级的命令信息;自动接收水电站监控保护系统以外的数据信息,且对各种数据进行分类定义并处理。采集运行设备的各种参数,其中,电气模拟量包括:机组、变压器和线路的有功功率、无功功率、电流、电压、频率、功率因数等;非电气模拟量包括:压力、液位、流量和温度等;开关量包括:断路器和隔离开关位置、继电保护动作信号,以及机组开/停机所需的各种开关量等。对模拟量信号进行标度变换、越限报警和记录等分析和处理。

3.2 实时监测和控制功能

状态监测包括:机组、进水阀、调速器、励磁系统等实时运行状态监测;事故、故障状态监测;交、直流厂用电系统事故、故障监测;集水井水位、排水泵状态监测;输水系统与泄洪闸门状态监测;主变、线路保护状态监测;油、水、气系统的状态监测等。

可实现水轮发电机组的启停操作控制及各种运行工况的转换与调节、自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)、同期控制、公用辅助设备(油压装置、空压机、渗漏排水泵等)的投切和自动运行监控等。实时监控开关站设备,包括断路器、隔离开关、接地刀的合、分闸操作等。

3.3 优化运行功能

优化运行功能包括:按水位和系统调度要求运行、梯级调度。

3.4 编辑、数据记录管理和统计计算功能

编辑功能包括图元编辑,接线图、模拟图、流程图等图形的修改,各类报表的制作编辑,各类参数的修改等。

数据记录管理包括事故、故障的自动报警和记录;参数越限和状态变位自动报警、记录;实时和历史数据查询;数据曲线、棒图生成;电站运行数据库生成等。

统计计算功能包括统计电站日、月、年累积电度量(按峰、谷、平时段);统计各机组运行、停机时间;统计各断路器分、合次数等。

制表包括运行日志、月报表、年报表生成等。

可以随时打印拷贝各种画面,报表可自动定时或召唤打印,各类事故报警打印和事故追忆打印等。

3.5 历史数据存贮功能

存贮记录全厂运行状态,并将处理的数据存入数据库。

3.6 安全运行自动监视功能

当参数越限,威胁电站或设备安全运行时,能自动处理并报警,及时通知运行人员采取措施进行处理。

3.7 运行管理和指导功能

当电站进行各种重要操作或发生事故、故障时,能进行事件操作记录、事故追忆和事件顺序记录,提出事故原因分析意见和事故处理建议;AGC软件可提供经济运行决策和机组间负荷分配、稳定极限监视等。

3.8 自诊断及自恢复功能

当计算机系统及各单元发生故障时,自诊断程序能正确地判断出故障内容,检测和指出故障部位,以便迅速处理,并打印故障记录。

自恢复功能包括软硬件的监控定时器(看门狗)功能、掉电恢复供电后自动再启动功能。

4 结语

西阳水电站的自动化改造采用的广东南丰NF-2000系列水电站计算机监控保护系统功能完善、质量可靠,结构简单,便于维护。主控级提供的组态软件,使设计过程高效,有序。现地控制接线简单,便于调试。改造后,经过汛期运行,设备运行安全、可靠,取得了较为满意的效果,为中小型水电站的改造提供了一个可借鉴的实例。

随着计算机网络通信、工业控制等新技术的迅速发展,水电站自动化系统的改造与设计,必将更多地采用计算机监控和保护系统,早期建成的中小型水电站改造任务尤其紧迫。今后计算机监控和保护系统的发展方向不仅要完成对单个电站的计算机监控和保护,还将进一步实现对梯级、流域、甚至跨越流域的水电站群的自动经济运行和安全监控。

参考文献

3.对变电站自动化改造方案的思考 篇三

关键词：综合自动化原则事故信号GPS后台监控

0引言

近年来，将变电站由常规站改为综自站渐渐成为一种趋势。综自改造后的变电站，其运行情况越来越依赖于自动化装置的实用性及成熟性。

1自动化改造的原则

将一次设备在线监测系统与变电站自动化系统集成，可以提高高压电气设备的运行可靠性，且有望实现真正意义上的变电站无人值班；继续提高二次设备的智能化水平，引入PLC技术，实现变电站从多人值班到少人值班、从少人值班到无人值班有人巡视的平稳过渡；引入先进的WEBServer技术和防火墙技术，使运行管理人员可通过Internet／Intranet实现远程访问和维护；结合通信工程，综合考虑变电站的调度通道问题。

2变电站自动化改造方案

2.1RTU兼做监控系统控制、测量模块方案该方案是在保留原远动装置基础上进行的升级、扩容改造。系统一般采用双机冗余模式，分为站级层和间隔层2层。系统以微机监控系统为核心，与站级层构成双主机冗余备份系统，间隔层按功能单元划分，综合遥测、遥信、遥控、遥调、通讯于一体。

2.2全监控方案该方案采用RCS-9000型分层布置方式，变电站保护和测控既相对独立，又相互融合。保护装置工作不受测控和外部通信的影响，确保保护的安全性和可靠性；同时可以实现信息共享，为变电站综合自动化提供了完整的解决方案。该系统可分为以下3层。

2.2.1变电站层采用分布式系统结构，由就地监控、远动、“五防”主站组成。就地监控及远动均采用双机备用，增加可靠性。该层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能。

2.2.2通信层支持全以太网双网结构。双网采用均衡流量管理，有效地保证了网络传输的实时性和可靠性。通信协议采用电力行业标准规约，可方便地实现不同厂家的设备互连。支持不同的规约向不同的调度所或集控站转发不同的信息报文。支持GPS硬件对时网络。

2.2.3间隔层保护单元、测控单元组屏布置于主控室。测控单元采用WorldFIP高速现场总线组网，保护单元采用485口接入保护信息管理系统。

3改造中应注意的问题

3.1有关事故信号的问题在常规控制方式的变电站，运行中发生事故时变电站将产生事故报警音响并经过远动设备向调度自动化系统发出事故信号，调度自动化系统采用这个事故信号启动事故相应的处理软件(推出事故画面、启动报警音响等)。由此可见，变电站的事故信号是一个非常重要的信号，特别是对于无人值班的变电站，由于监控中心的运行人员需要同时监控多个变电站的运行状态，事故信号就成为监控中心运行人员中断其它工作转入事故处理的主要标志性的信号，非常重要。

在110kV顿岗变电站综自改造竣工验收时，验收人员在操作35 Kv线路时，发现在后台和地调远方控制合开关时，都会触发“事故跳闸”信号。

在采用常规的微机远动设备和保留控制屏的无人值班变电站中，一般采用在控制回路中增加记忆继电器(双位置)的方法产生事故信号，这种方法已在以前的采用RTU进行无人值班改造工程项目中(110 kV及以下电压变电站)应用多年，其技术依据与原控制屏操作KK开关与实际开关位置不对应相同。110Kv顿岗变电站事故信号生成的原理与上述方法相同。其回路为将操作回路中的KKJ继电器(双位置继电器)的合后位置结点与断路器位置信号结点串联，形成一个电气单元的事故信号，监控系统中只须将各电气单元的事故信号进行软件或运算即可生成全站事故信号。

因为35kV、10kv均为储能开关，当断路器合上时，储能装置启动，与其相连的TWJ失磁，若将TWJ的常开位置与KKHI的常开位置相连，构成生成事故总的回路，则会避免上述问题的产生。这种解决方法可以有效的避免因为软件延时而产生的误判断。具体回路如图1所示。

3.2有关GPS对时的问题随着变电站自动化水平的提高，电力系统对统一时钟的要求愈加迫切，有了统一时钟，即可实现全站各系统在GPS时间基准下的运行监控和事故后的故障分析，也可以通过各开关动作的先后顺序来分析事故的原因及发展过程。统一时钟是保证电力系统安全运行，提高运行水平的一个重要措施。因此，在广东电网公司发布的《广东电网110～220 kV变电站自动化系统技术规范》中，明确要求采用GPS时钟对电站装置进行校时。

GPS对时一般有三种方式。

脉冲同步信号：装置的同步脉冲常用空接点方式输入。常用的脉冲信号有：1PPS，1PPM，1PPH。

串行口对时方式：装置通过串行口读取同步时钟每秒一次的串行输出的时间信息对时，串行口又分为RS232接口和RS422接口方式。

IRIG-B方式对时：IRIG-B为IRlG委员会的B标准，是专为时钟的传输制定的时钟码。每秒输出一帧按秒、分、时、日期的顺序排列的时间信息。IRIG-B信号有直流偏置(TTL)电平、1kHz正弦调制信号、RS422电平方式、RS232电平方式四种形式。

由于变电站内往往存在不同厂家的自动化装置，其接口类型繁多，装置数量也不等，所以在实际应用中经常遇到GPS对时接口与接受对时的设备接口不能通信的问题。

这个问题的出现，提醒了设计人员在前期订货时，应充分考虑各种设备的接口问题。尤其是保护测控装置及其它智能装置与后台监控设备的接口问题。因变电站综自改造多用以太网方式组网，而有些厂家的旧设备只存在串口或RS485接口，或者不同厂家设备进行通信时，因为规约不同而造成通信失败。这些问题都需要对所订购设备的通信插件进行统筹考虑，或订购充分数量的规约转换器，以免类似情况再发生。

3.3有关监控程序稳定性的问题变电站实现综合自动化后。无论是有人值班还是无人值班，操作人员不是在变电站内就是在主控站或调度室内，面对显示器进行变电站的全方位监视和操作。所以监控系统能否保持长时间稳定无故障的运行，对提高变电站的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的。

变电站实现综合自动化后，很多的运行维护工作都需要通过微机装置来完成。但综合自动化装置的硬件更新换代非常快，所选用的设备可能很快就变成落后产品；监控软件有时会存在难以发现的缺陷，以至导致监控维护工作不能正常进行，影响了变电站的安全运转。随着综合自动化技术的不断进步，这些问题都会逐步得到解决。这也提醒设计人员在选择综自产品及后台监控系统时，要综合考虑多方面因素。选出一种程序运行稳定，功能齐全，硬件配置相对超前的综自产品。

4.水电站技术改造方案 篇四

4间隔启动试运行方案

一、工程概况

1、根据业主改造方案及设计要求，110kV玉柴变电站本期只对玉柴变存在安全隐患阵旧二次系统及10kV开关柜更新改造,因为110kV玉柴变电站的主变器、断路器、电流互感器、线路电压互感器，避雷器等一次设备已更新改造过了，所以110kV玉柴变电站本期110kV区一次配电装置不作改造，只改造保护测控装置部份及其控制电缆，现110kV玉柴变电站：110kV望柴线104开关间隔已改造完毕，具备投运条件。

2、投运电源220kV长望变电站110kV望柴线145开关供给，为了避免设备在冲电受电过程中可能出现的事故扩大化，要求110kV玉柴变电站柴金线183间隔、望柴线184间隔、1801间隔及1号主变、2号主变间隔由运行状态转备用状态。

二、试运行前的准备工作

（1）运行单位准备好操作用品、用具，消防器材配备齐全并到位，本次运行设备印制好编号。

（2）所有启动试运行范围内的设备均按有关施工及验收规程、规定的要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会呈交验收结果报告，启动委员会认可已具备试运行条件。

（3）启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报送报玉林供电局地调。

（4）启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成，并报生产技术部、安监部备案。

（5）施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调备案。

（6）与启动试运行设备相关的厂家代表已经到位。

三、启动试运行范围

110kV玉柴变电站：110kV柴金线183间隔、110kV望柴线184间隔相关二次设备。

四、启动试运行项目

220kV长望变电站：110kV望柴线145开关对110kV玉柴变电站柴金线183开关、望柴线184开关充电。

五、启动试运行电网风险分析及措施

（一）电网风险 有发生误操作的可能。

（二）防范措施

严格执行“两票”制度，防止误操作。

六、启动时间安排

计划 2015年06月08日17:00—18:00

七、启动的组织及指挥关系 组 长：陈庚 副组长： 刘超新 玉柴站侧投运负责人：

八、启动试运行应具备的条件

（1）启动试运行设备相关的远动信息能正常传送到玉林地调，并且变电站与玉林地调之间通信能满足调度运行要求。

（2）所有启动试运行范围的继电保护装置调试完毕并已按调度下达的定值单整定并核对正确。

（3）所有现场有关本次启动试运行设备的工作完工，已验收合格，并且临时安全措施拆除，所有施工人员已全部撤离施工现场，现场具备送电条件。（4）启动试运行前，有关人员应熟悉启动试运行设备的操作及使用，并根据批准的启动试运行方案准备好操作票。

（6）运行单位就启动试运行设备提前向玉林地调报启动试运行申请。

九、启动试运行前系统方式、调度操作配合 220kV长望站：

1.110kV望柴线145开关冷备用。

110kV玉柴站：

2.110kV柴金线183开关冷备用。

3.110kV望柴线184开关冷备用，1号主变冷备用，2号主变冷备用。

十、启动前现场准备和设备检查

由投运组长下令，现场值班人员和试运行人员按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动前完成。一次设备检查 110kV玉柴站：

1)检查181、182、183、184开关，1811、1821、1831、1833、1841、1843、1801刀闸，18117、18217、18317、18337、18338、18417、18437、18438地刀全部在断开位置，有关接地线已全部拆除。二次设备检查和保护投退 110kV玉柴站：

2)220kV长望站：退出110kV望柴线145开关重合闸。

十一、启动试运行步骤 1、220kV长望站110kV望柴线145开关对玉柴变110kV望柴线184开关、柴金线183开关充电。

1)110kV玉柴站：合上110kV望柴线1843、1841刀闸。

2)220kV长望站：合上110kV望柴线145开关对望柴线184开关充电。3)110kV玉柴站：检查110kV望柴线184开关、电流互感器充电正常。4)110kV玉柴站：合上110kV望柴线184开关。运行正常后断开184开关。5)220kV长望站：断开110kV望柴线145开关。2、220kV长望站110kV望柴线145开关对玉柴变110kV柴金线183开关充电。6)110kV玉柴站：合上110kV柴金线1833、1831、1801刀闸。7)220kV长望站：合上110kV望柴线145开关对柴金线183开关充电。8)110kV玉柴站：检查110kV柴金线183开关、电流互感器充电正常。9)110kV玉柴站：合上110kV柴金线183开关。

10)220kV长望站：投入110kV柴金线145开关重合闸检无压。2、110kV玉柴站110kV柴金线183电流互感器带负荷测量。

11)110kV玉柴站：恢复2号主变主变运行，110kV柴金线183开关带上负荷后对电流的回路进行测量。

投运结束运行方式安排： 1、110kV玉柴站1、2号主变运行方式由玉柴公司的运行维护部门安排。

2、玉柴站110kV望柴线184开关、柴金线183开关经24小时试运行正常后，由玉林供电局地调安排。

十二、启动试运行工作结束后

1、启动试运行工作结束后，将变电站实际运行状态情况汇报玉林供电局地调。

2、启动试运行工作结束，经24小时试运行正常后，所有本次启动试运行范围设备移交给玉柴集团运行维护管理。

十三、安全措施及注意事项

（1）所有参加试投运人员必须遵守《电业安全工作规程》、《南方电网电气操作导则》。

（2）各项操作及试验必须提前向调度部门申请，同意后方可执行。（3）试验和操作人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。（4）凡已经拆除接地线或断开接地刀闸的设备或线路均视为带电，任何人不得攀登。

（5）所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任。

（6）试验人员需要在一次设备及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。

（7）每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常，调度员下令后方能进行下一个项目的工作。

（8）试运行期间发生的设备故障处理及试验工作，立即停止工作，并向试运行组汇报情况，经试运行组同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报。

（9）试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试

运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。

十四、有关厂站及电气主接线图

5.庆丰水电站二期围堰工程施工方案 篇五

经过两天的现场调查及水务部门、建设单位提供得情况对庆丰水电站现状有了初步的了解，所以对庆丰电站围堰工程提出了初步的方案，但对庆丰发电站整体工程设计不了解，只能做粗略的方案（没有实测）只是设想。

一、主要工程数量

1、土石方：9135m其中就地取材约4000m，从采石场购5135m运距8KM2、粘土：5250 m3、砂砾12915 m4、修建临时便道1000m

二、主要机械设备

1、挖掘机2台250一台330一台

2、推土机2台160型一台220一台

3、翻斗车20t10台

4、装载机50型一台

5、振动式压路机20t一台

三、计划工期

10月23日-26日整修便道

10月27日-11月2日完成填筑土石方工程（水面下）11月3日-11月10日完成填筑砂砾石工程 3333

311月10日-20日完成反虑层工程

四、围堰施工

1、二期围堰由于截流汤旺河4／5的河道的过水断面积，不能满足2010年的主汛期得要求，所以二期围堰截流范围得建筑物施工必须在2010年6月15日以前完成。

2、堰顶高程按建设单位要求116.00米、围堰长200米、顶宽4米、底宽34米、迎水坡1：

3、背水坡1：2。

3、主要填料

①铺设一条由块石为材料水中施工便道，由右岸—左岸，底宽19.2米，顶宽10.5米，两侧按1：1.5放坡，高度比河水低0.2米。起点从既有围堰头开始铺设，铺设方向按既有围堰中心线向上游方向倾斜3度，为新填筑围堰中心线。

②待水中施工便道铺到左岸时开始向左、右岸储备围堰填筑石料

③两岸石料储备结束后，开始从左、右两岸同时填筑围堰，选在水深较浅的位置进行合拢围堰。

④合拢后取河滩砂砾从右岸向左岸填筑。填筑时必须保证堰头有足够的强度和稳定性，防止因过水断面变窄流速加大对堰头的冲刷。

5围堰填筑围堰达到设计标准后，从左岸取粘土做反○

虑层。

五、围堰合拢注意的问题

1、合拢前三天应向水务部门协，商保证在满足供水的前提下，将进水闸门及冲砂闸门开放最大位上游发电站调整发电时间置分流，以减少对合拢的压力。

2．围堰施工现场人员必须穿救生衣以免发生意外。

3、围堰合拢前左岸必须备有足够的大块石，左岸堰头必须达到一定的抗冲刷力，方可进行合拢施工。

4、合拢后水流从左岸改到右岸河道，原有施工便道被水流淹没，所有的机械设备无法返回右岸。

六、应急方案

1、如果到6月15日上游主围堰不能拆除，为确保渡汛，应增建纵向围堰和下游围堰后，可将柳石坝拆除100米，提高保证泄洪能力。

2．即有浆砌片石挡墙与现有围堰接合部是薄弱点，应投置石笼加固。

3．凌汛前应设专人巡视，发现冰排堆积时，应采取破冰措施。

4．左岸上游应设置5-10道丁字石笼坝，改变水流的方向。

5．既有围堰的迎水坡应投置石笼防护。

中铁二十二局第六工程有限公司

6.水电站技术改造方案 篇六

疗服务工作方案

针对我县今年气候异常以及向家坝水电站回水淹没影响的严峻形势，根据《2012年绥江县向家坝水电站回水淹没影响区防洪应急避险实施方案》（绥防指字〔2012〕04号）和防洪及卫生的相关法律法规，为确保我县人民群众生命财产安全，结合我县实际，制定本方案。

一、组织机构及职责

（一）、防洪避险卫生医疗服务领导组

组长：

副组长：

成员：

领导组负责组织、协调防洪救灾卫生医疗服务工作；向灾区和受灾群众临时安置点派出卫生防疫队和医疗队；负责统一指挥和协调现场工作，组织对重灾区和重点场所进行检查、督导，确保卫生医疗服务工作落到实处。领导组办公室设在卫生局医政股，由钟德恩同志任办公室主任，钟莉萍同志任办公室副主任。

（二）、药械储供组

由同志负责

组长：

副组长：

成员：

药械储供组负责检查督导各医疗卫生机构在抗洪救灾工作中药品、医疗器械和其他救灾物资的储备供应工作，要保证所有抗洪救灾物资供应充足。药械储供组办公室设在县新型农村合作医疗办公室，由石承鸿同志任办公室主任。

（三）、疾病预防控制组

由同志负责

组长：

副组长：

成员：

疾病预防控制组负责做好辖区内疫情的收集、报告、监测和管理工作，做好灾情及疫情的快速评估；及时掌握灾区疫情信息，密切注意疫情动态和发展趋势，提出救灾防病工作的对策建议；开展疫情调查处理、指导并参与环境消杀灭、环境卫生学评价和卫生宣教等各项卫生防病工作。疾病预防控制组办公室设在卫生局疾妇股，由王厚玲同志任办公室主任。

（四）、抢险应急组

由赵纯东同志负责

组长：

副组长：

成员：

抢险应急组负责组织协调受灾地点和受灾群众临时安置点的医疗卫生服务工作和协助其他部门抗洪抢险工作。抢险应急组办公室设在卫生监督所，由罗翠昌同志任办公室主任。

二、工作措施

（一）、加强组织领导，完善应急预案。

各医疗卫生机构应高度重视抗洪救灾工作，克服麻痹思想和侥幸心理，立足于抗大灾防大疫，增强责任意识，立即行动起来。卫生局负责指导全县救灾防病工作。各医疗卫生单位也要加强组织领导，确保救灾防病工作领导到位、责任到位、准备到位、处置措施到位。

（二）、做好抗洪救灾卫生应急准备

1．做好疾病预防控制卫生应急准备。县疾控中心要充分做好应对洪灾发生时传染病、突发公共卫生事件应急处置的各项准备工作。县疾控中心要组建救灾防病卫生应急小分队，随时准备投入救灾防病工作之中。

2．做好医疗救治应急准备。县医院、县中医院、各乡镇卫生院要分别组建一支医疗小分队，待命听从卫生局调派。同时，各级医疗机构应做好灾害所致伤病员收治的各项工作。

3.做好卫生应急物资准备。县疾控中心要做好流行病学调查、消毒处理、现场处置、实验室检测等各项应急物资准备。重点做好救灾防病消毒杀虫药品器械的应急准备。县医院、县中医院、各乡镇卫生院负责做好本医院抗洪救灾医疗小分队的药品器械准备。

4.加强疫情监测和卫生监督管理

疾病预防控制机构应加强汛期传染病疫情和突发公共事件的监测和报告工作，重点加强对肠道传染病、洪灾相关疾病、食物中毒的监测，加强对水源水、饮用水等外环境的疫源检索工作，密切关注疫情动态，及时做好疫情的监测、分析、预测和报告，科学指导救灾防病工作。

卫生监督所要依法加强对食品、生活饮用水、公共场所、学校卫生和传染病疫情报告及预防控制措施落实情况的监督检查工作。

5.及时有效地开展抗洪救灾医疗卫生应急救援，一旦发生洪涝灾害，医疗卫生机构在政府卫生行政部门的组织领导下，按照《2012年绥江县向家坝水电站回水淹没影响区防洪应急避险实施方案》，有力、有序、有效地迅速展开医疗卫生应急救援，及时报告疫情监测和救灾防病工作信息，迅速组织做好灾区群众的医疗救护、饮水消毒、食品卫生管理和环境“消、杀、灭”等工作，确保群众能喝上卫生清洁水，有病能及时医治，确保救灾防病工作能够满足灾

7.水电站技术改造方案 篇七

屯兰110 k V变电站在35 k V开关改造前使用的是1986年北京开关生产的开关柜, 2006年对断路器进行过更换, 随着古交矿区生产能力不断提高, 该断路器已经不能满足古交矿负荷要求, 断路器的遮断容量不够、断路器整体防护等级低、断路器抗雷点冲击能力弱, 严重影响到古交矿区的供电可靠性。

1 立项背景

屯兰110 k V变电站担负着古交矿区12座35 k V变电站直供电任务, 35 k V共有3台进线、2台母联、10台出线开关, 这12座35 k V变电站供电能否可靠供电直接影响到屯兰矿、东曲矿、镇城底矿生产生活用电, 影响面很大。

屯兰110 k V变电站在35 k V开关改造前使用的是1986年北京开关生产的开关柜, 2006年对断路器进行过更换, 随着古交矿区生产能力不断提高, 该断路器已经不能满足古交矿负荷要求, 断路器的遮断容量不够、断路器整体防护等级低、断路器抗雷点冲击能力弱, 严重影响到古交矿区的供电可靠性。

2 详细技术内容

屯兰110 k V变电站35 k V开关柜于2012年开始进行设备筛选、定项、招标, 2012底完成技术协议签订, 2013年3月开始改造工程。

屯兰110 k V变电站开关改造项目最后中标的是西山天安集团公司, 开关柜和断路器全部使用ABB公司产品, 开关柜为ZS3.2, 采用电场均匀设计和复合绝缘措施, 开关柜柜体结构紧凑合理, 小型化。开关柜体采用进口敷铝锌钢板, 防腐蚀、防生锈, 柜体结构牢固, 整体美观。断路器选用的是ABBVD4新型真空断路器, 采用ABB驰名的灭弧室和浇筑极柱, 先进的操动机构。

屯兰站35 k V开关柜于2013年11月完成改造投入运行。

3 主要创新点

3.1 设备创新点

1) 开关采用进口敷铝锌钢板, 防腐蚀、防生锈, 柜体结构牢固, 防爆能力强。

2) D型母线采用TU2无氧铜, 具有良好的抗拉强度, 表面使用美国Raychem瑞凯热缩材料, 具有40年不老化功能。

3) 真空泡使用德国ABB原装进口件, 整体浇筑固封。

4) 断路器动触头采用梅花触指, 具有良好的柔韧性和导电性能。

5) 采用防误插针矩阵, 可防止不同额定电流的断路器运行在错误的开关柜中。

6) 动静触头间金属活门有防止误开启保护, 无法单侧开启、提高防误触及带电静触头性能。

7) 主母线采用D型母线, 抗电动力强度高, 电场均布。

8) 分支母线采用带R5圆角的铜母线, 不会产生尖端放电, 该母线强度高, 抗拉性能好, 折弯处不会产生裂纹。

9) 母线室没有支持绝缘子, 避免支持绝缘子沿面闪络故障发生。

10) 所有开关柜前门板、侧门板、后门板做内部燃弧试验满足Uni Gear ZS1标准。

3.2 改造工程创新点

屯兰110 k V变电站担负着古交矿区三矿四厂的安全供电任务, 此次开关改造将涉及古交矿区 (除西曲矿35 k V站) 所有12座35 k V站可靠供电, 既要减少停电次数、时间保证各矿厂正常生产、生活用电, 又要在计划时间内将改造工程完成, 改造施工难度很大, 经过集团公司、发电公司、施工单位技术人员、屯兰站人员的仔细研究和详细规划, 经过5个多月的紧张施工, 屯兰站35 k V开关改造工程顺利完成。

3.3 改造工程施工要求

1) 改造工程不能影响各下级站双回路供电, 不能因为改造降低屯兰站供电可靠性。

2) 减少改造工程的停电次数和时间, 尽量减少因改造工程对古交矿区的生产、生活用电影响。

3) 确保在改造工程中施工人员安全和设备安全, 不因改造工程降低应有的安全系数。

根据改造工程总体要求, 结合屯兰站供电系统的实际情况, 改造施工的步骤:

由于本次35 k V开关柜改造涉及停电范围太多, 改造步骤内容过于复杂, 在此摘录改造中部分有代表性的阶段:

3.4 修建临时35 k V配电室

制作临时35 k V配电室 (如图1) , 安装7面临时柜 (1面进线、4面出线, 1面避雷器、1面隔离柜) 。

3.5 35 k V-III段母线电缆连接35 k V临时配电室母线

一次电缆敷设。 (1) 临时隔离柜 (4203) 负荷侧至母联410开关电源侧敷设 (ZR-YJV22 26/35 k V 1*300 mm2) ×2, 每相并2根。制作冷缩电缆头, 耐压试验合格后, 定相并确认无误后压接至临时隔离柜 (4203) 负荷侧。 (2) 临时进线 (402) 开关电源侧至2#主变35 k V侧敷设 (ZR-YJV22 26/35 k V 1*300 mm2) ×2, 每相并2根。制作冷缩电缆头, 耐压试验合格后, 定相并确认无误后压接至临时进线柜 (402) 开关电源侧。 (3) 临时配电室出线柜负荷侧至4趟架空出线屯兰矿 (408) 、东曲矿 (416) 、镇城底矿 (418) , 后风坪岭西 (406) 敷设ZR-YJV22 26/35 k V 3×240 mm2电缆, 制作冷缩电缆头、耐压试验合格后, 定相确认无误后压接至临时出线柜 (406开关、408开关、416开关、418开关) 负荷侧。

3.6 35 k V出线改造

施工步骤: (1) 停后风坪岭西406开关, 将后风坪岭西架空导线与套管连接设备线夹拆开, 将敷设的后风坪岭西电缆与架空出线连接, 同时拆除二次电缆敷设至临时后风坪岭西406开关端子排。 (2) 由金信试验室进行保护试验、传动试验合格。 (3) 对线路送电通知用户将进线开关转为冷备用状态, 进行核相, 核相正确后, 方可恢复带负荷运行。

3.7 35 k V进线开关改造

施工步骤: (1) 将2#主变由运行转为检修, 全部负荷由1#主变带。 (2) 将2#主变35 k V侧架空导线与套管设备线夹连接处拆开, 并将拆除的导线尾固定好。 (3) 将临时进线 (402) 开关电源侧电缆逐相连接至2#主变35 k V侧架空导线上, 将二次电缆由原402开关端子排倒至临时进线 (402) 开关端子排上, 由太原供电局根据2#主变新定值进行试验。 (4) 试验合格后, 将2#主变由检修转为运行状态, 操作顺序, 拆除主变三侧开关安全设施, 合上2#主变132开关两侧刀闸, 合上2#主变602两侧刀闸, 合上2#主变132开关, 合上2#主变602开关, 断开623母联开关。 (5) 在临时进线柜 (402) 开关电源侧、负荷侧核相, 核相正确后, 将临时进线 (402) 断路器推至工作位置合上开关, 断开原母联410开关。

屯兰110 k V变电站本次35 k V改造具有一定的代表性, 改造施工计划可以为以后的变电站改造提供一个很好的参考, 具有一定的创新点。

4 结语

本方案在变电站实际改造过程中, 起到了良好的作用, 对各矿井生产生活用电没有任何影响, 未发生任何停电事故, 保证了供电的可靠性。

摘要：屯兰110 kV变电站是西山煤电集团古交矿区主力变电站, 但由于该变电站投运年限较长, 无法满足目前电力负荷的需求, 为改变现状, 决定对其改造, 但由于其属于古交矿区枢纽变电站, 其可靠供电直接影响屯兰矿、东曲矿生产生活用电, 影响面很大, 故需布置详细改造措施, 加设临时电源、线路等, 保证改造过程不影响正常生产。

关键词：变电站,改造,技术方案,临时电源

参考文献

[1]刘介才.工厂供电设计指导[M].北京:机械工业出版社, 2003.

8.水电站技术改造方案 篇八

安江水电站厂房属于低水头灯泡式厂房结构形式。厂房进口流道和尾水流道均为由混凝土浇筑成型的方圆变化的曲面流道。

厂房进口流道进口为矩形，进口底板高程▽136.4m，顶部高程▽151.2m，宽度为13.674m，为方转圆水工曲面。厂房尾水流道为圆转方曲面，上游接尾水钢衬管，下游渐变为方形出口。出口底部高程▽137.32m，顶部高程▽150.28m。宽度12.96m。

流道截面如图所示：

本厂房流道截面均由同半径的4个1/4圆弧与直段相切，形成一倒圆角四边形，再扩散放大或缩小形成。

2、流道模板传统制作方案

使用传统的流道模架制作安装方法，使用木料较多，拆除安装繁琐，配合施工的劳动力较多，现场安装时间长。

3、方案优化必要性

（1）传统方案的弊端

传统的制作方法是流道模架制作好后，以单片为单位运至现场安装，在实际工程施工中，主要存在以下问题：1）拱架采用12cm*12cm松木制作，曲面模板材料为5.5cm松木板，需要大量木方进行加工，造成原材上的浪费。2）拱架在场内拆除和现场安装时，需要进行二次拆卸和安装，过程繁复，不利于安江电站紧凑的施工节奏。而且，分开拆装的拱架和模板较为零散，安装或拆除过程中，需要使用吊装设备的时间较长，增加了成本投入。

（2）新方案的优点和存在问题

新方案是把4片模架和相应模板在场内连成一个整体，将原来制作拱架的12cm*12cm木方改为10cm*5cm和10cm*10cm两种，面板材料厚度从5.5cm改为2.5cm，增加了拱架整体性，在场内拆卸和现场拼装过程中，加快施工进度，减少劳动力投入，但由于模架安装对设备依赖性强，所以占用门机时间较长。

该施工方法具有结构合理、节省木料、加快进度、节省人工、但会增加设备使用时间等特点。

4、应用效果

装配式流道模架制作方案（优化后方案）相当于大钢模技术的延伸，采用此方案主要有三点好次：a模架所采用的5cm×10cm方条较以前所用的12cm×12cm方条便宜；b节省人工，现场安装流道时，有5个木工就可以完成；c现场安装时间快，整个尾水流道（28.5m长）3天就安装好所有模架；此方案的缺点就是装拆模架要门机配合，占用设备时间长。与原方案效果比较：4个半套流道模架木料共节省60m3；木工节省12人2个月；4个流道模板安拆时间共节省工期20天；采用装配式流道施工工艺后，降低施工人员投入，工程进度加快，整体稳定性好。

5.创新点

（1）本项目在二局水电工程流道施工中属节约型应用，改变了传统的模架制作安装方法；（2）较好的解决了本工程的施工人员紧缺和工期紧张的问题；（3）易于操作，提高了实用性和经济性。

6、项目技术总结分析、改进提高

9.水电安装施工方案 篇九

第七章 机械设备安装工程

一、工程概况

本工程可分为：给排水工程、采暖工程、通风空调工程。

二、施工工艺

1、管道安装

工程内容：管道放线、支吊架安装、干管、立管安装、支管安装、阀件安装、附件安装、防腐保温。

管道避让：给水、采暖管让排水管道，给水管让采暖管道，管径小的让管径大的管道，压力管道让非压力管道，各工序之间必须合理配置，确定和调整本工程管道走向及支架位置。（1）管道丝接： 1）丝接用于给水管。

2）根据现场测绘草图，在管材上画线，按线断管。3）采用电动套丝机，DN25mm以上要分两次进行，长管套丝时，管后端要垫平。4）管道螺纹连接应在内外螺纹间加适当填料，一般采用白厚漆加油麻丝，也可使用生胶带。

5）安装螺纹零件时，应按旋紧方向一次装好，不得倒回。安装后，露出2~3牙螺纹，并清除剩余填料。（2）管道焊接

1）焊接管道时，管子接口要清除浮锈、污垢及油脂。

2）钢管切割时，其割断面应与管子中心线垂直，以保证管子焊接完毕的同心度。3）管材壁厚在5mm以上时，应切割坡口，保证充分焊透。坡口成形可采用气焊切割或坡口机加工，但应清除渣屑和氧化铁，并用锉刀打磨，直至露出金属光 4）管道焊接时，将两管轴线对中，先将两管端部点焊固定。

5）管材与法兰盘焊接，应先将管材插入法兰盘内，点焊后用角尺找正，找平后再焊接。法兰盘应两面焊接，其内侧焊接不得突出法兰盘封闭面。

6）法兰要垂直于管子中心线，表面要互相平行，法兰衬垫不得凸入管内，连接法兰的螺栓规格应与法兰配套，螺杆凸出螺母长度不得大于螺杆直径的1/2。7）法兰衬垫要按照图纸和规范要求选用，冷水系统采用橡胶垫，热水系统采用石棉橡胶垫。

（3）排水PVC管

1）按实测样图选定合格的管材和管件，预制管段。预制的管段配制完成后，按样图核对节点间尺寸。

2）PVC管与铸铁管连接时，应将PVC管打磨，磨毛后再与铸铁管粘接。3）将材料和预制管段运至安装地点，按予留管口位置及管道中心线，依次安装管道、管件和伸缩节，并连接各管口。

4）横干管上伸缩节的设置，根据计算伸缩量确定，横支管上合流配件至立管超过2m应设伸缩节，且伸缩节之间的最大距离不得超过4m，管端伸入伸缩节处予留的间隙为夏季：5—10mm，冬季：15—20mm。

5）承插口粘接完毕后，加工挤出的胶粘剂，用棉纱或布蘸清洁剂擦拭干净。（4）PPR管

1）确认图纸：为进行准确施工，先要通过图纸掌握管道，附件等的品名、规格长度、数量、位置等。

2）使用截断机，按使用长度截断，断面同管轴成直角。如用锯或其它方法截段后 熔接，会因截断面不平使熔接部位出现空隙。

3）用熔接机加热管和附件，先清除管及附件上的灰尘及异物，当熔接机升温至260℃后，把管段及附件放入加热5秒。

4）熔接管和附件

加热5秒后取出，将管和接管附件竖直对准持续按压10秒以上，再进行2分钟以上的冷却。

5)安装前水压测试

在安装前要先在施工现场进行一次水压测试，以确认其熔接状态是否 良好（最低水压：10kg/m2）通过水压测试要清除熔接不良部分。

6）管道搬运及连接

搬运时不要碰到尖锐部分，以防管破损。

与其它配管材料的连接，用胶布包卷PP—C管的附带管件或钢管、铜管的丝头一至二圈后，再用密封胶带十至十五圈连接。

7）管道固定

用U型管卡把管道固定在支架上，管卡与管道间加橡胶垫。

8）安装后水压试验

在管道及附件全部安装完毕后，进行系统水压试验，确认全部管道是否漏水。

2、水压试验

1）、管道隐蔽前，相应管段要进行隐蔽前水压试验。

2）、系统安装完毕后，要进行系统水压试验，整个系统试压前可进行分段试验。3）、试压压力要符合设计规定，试压地点应在系统低点，如放在高处，则试验压力减掉相应的静水压力。

4）、隐蔽试压、设备试压使用手动试压泵，系统试压使用电动试压泵。

5）、试验时，将压力缓慢升至试验压力观察有无渗漏、变形，然后将压力降至工作压力，保持10min，压力降符合规定为合格

6）、若气温低于5℃，应把门窗封闭，必要时采取保温等措施。试压合格，把系统内的水排除干净。

3、系统冲洗

1）管道系统的冲洗应在管道试压合格后，调试前进行。

2）管道冲洗进水口及排水口应选择适当位置，并能保证将管道系统内的杂物冲洗干净为宜。排水管截面积不小于被冲洗管道截面的60%，排水管应接至排水井或排水沟内。

3）以系统最大的设计流量进行管路冲洗，直至出口处的水色和透明度与入口处目测一致为合格。

4）系统冲洗前应将管路上的过滤装置、有关阀门泄掉，至冲洗合格后再装上。

4、系统调试

系统调试是在系统全部安装完毕且试压、冲洗合格后进行的综合试验。系统调试前，必须编制详细调试方案，分部分段分项的进行。关键部位设专人看护。第八章

电气安装工程 ①施工准备

（1）、熟悉施工图纸及相关土建、水暖图纸，核对预埋洞孔，做出配合施工计划。

（2）、编制施工技术方案以及设备、材料加工计划，准备施工工具、施工设备。（3）、向施工人员做好安全、技术交底。

②电气配管

（1）、配管：电线管必须是质量合格并且符合国家规定的产品，镀锌管应无扁压，劈裂现象，管内无毛刺，管路敷设时如有下列情况应加接线盒： A、直线超过30米时；

B、有一个弯，长度超过20米时； C、有两个弯，长度超过15米时； D、有三个弯，长度超过8米时；

（2）、铁管接头使用管箍时跨焊接地线，管与盒的连接也必须焊接地线。（3）、钢管进入开关盒、接线盒、配电箱时应采用螺母连接固定。

（4）、必须严格按图纸和规范施工，管路配完后应对照图纸检查，无误后，请监理或业主验收并做好记录。当土建打砼时必须有人看护。③管内穿线

管内穿线应流畅，管内不得有接头、扭结现象,导线绝缘必须良好，不受损坏，接头应在接线盒内，并且焊锡饱满，包好绝缘电布，其绝缘程度不得低于原有强度。导线穿完后进行绝缘测试，其阻值不得小于0.5兆欧，并做好记录。

④器具安装

（1）、器具安装及其支架要牢固、端正，位置正确。

（2）、插座、开关盖板紧贴墙面，开关必须切断相线，单相插座的接线，面对插座右极接相线，左极接零线。

（3）、安装器具时必须将盒内杂物清理干净，并注意成品保护。

⑤设备、器具调试

送电前全面检查线路及设备，首先进行单体设备调试，再进行整个系统调试，试验调试应请监理和业主参加，并做好检测记录。

⑥施工质量

工程施工中，严格按照国家各项规范执行，并保证业主满意，保证做到将优质的工程献给用户。

第九章

安全生产、文明施工、环境保护、消防保卫

一、安全生产

（1）安全保证体系（2）安全管理方针

安全管理方针是“安全第一、预防为主”。（3）安全管理制度

①安全技术交底制。根据安全措施要求和现场实际情况，各级管理人员需 亲自逐级进行书面交底。

②班前检查制。各班组在工作前进行安全防护措施。

③外脚手架、机械设备安装实行验收制。凡不经验收的一律不得投

入使用。

④周一安全活动制。项目部每周一要组织全体工人进行安全教育，对上一周安全方面存在的问题进行总结，对本周的安全重点和注意事项作必要的交底，使广大工人能心中有数，从意识上时刻绷紧安全这根弦。⑤定期检查与隐患整改制。项目部每周要组织一次安全生产检查，对查出的安全隐患必须定措施、定时间、定人员整改，并作好安全隐患整改消项记录。⑥管理人员和特种作业人员实行年审制，每年由项目部统一组织进行年审制加强施工管理人员的安全考核，增强安全意识，避免违章指挥。

⑦实行安全主产奖罚制与事故报告制。

⑧危急情况停工制。一旦出现危及职工生命财产安全险情，要立即停工，同时即刻报告公司，及时采取措施，排除险情。

⑨持证上岗制。特殊工种必需持有上岗操作证，严禁无证操作。

（4）安全管理措施

①项目部负责整个现场的安全生产工作，严格遵照施工组织设计和施工技术措施规定的有关安全措施组织施工。

②专业工程师要检查作业，认真做好分部、分项工程安全技术书面交底工作，被交底人要签字认可。

③在施工过程中对薄弱部位、环节要予重点控制，特别是设备安装及日常操作等环节严加控制与监督。凡设备性能不符合安全要求的一律不准使用。

④防护设备的变动必须经项目部安全总监批准，变动后要有相应有效的防护措施，作业完后按原标准恢复，所有书面资料由项目部安全总监保管。⑤对安全生产设施进行必要的合理的投入。重要劳动防护用品必须购买定点厂家的认定产品。

⑥分析安全难点，确定安全管理难点。在每个大的施工阶段开始之前，分析该阶段的施工条件、施工特点、施工方法，预测施工安全难点和事故隐患，确定管理点和预控措施。在结构施工阶段，安全施点集中在：

1.高空作业防坠落，立体交叉施工防物体打击；

2.临边作业的防护，预留孔洞口，竖井处防坠落；

3.脚手架工程安全措施等；

4.各种电动工具施工用电的安全等；

5.现场消防等工作；

（5）安全管理重点

①脚手架搭设与拆除的安全防护

1.架子的基础必须进行平整。夯实，并有排水措施。遇有不能填夯的部 位必须采取技术措施保证架子基础坚实可靠。

2.架子底部必须使用钢管架专用铁墩，并用不小于5x20x200cm的脚手板通垫。内、外立杆加绑扫地杆。

3.立杆间距不大子150cm，相邻杆的接头不得在同一步内，垂直偏差不得大于架高的1/200。

4.大横杆间距：结构不大于120cm，装修不大于180cm。相邻杆、内外皮杆不得在同一跨间内接头。架子每面纵向水平偏差不大于10cm。

5.小横杆水平间距：结构不大于120cm，装修不大于150cm。不铺扳时，小横杆不得全部拆除，必须每步保留。结构、装修架子水平间距分别不大于150、300cm。需拆除的小横杆应上下错开。

6.钢管脚手架必须用扣件，钢管接头必须使用对接扣件，不得错开搭接。脚手架各杆件相交处，扣件外伸出的端头均应大于10cm，以防滑脱。

7.架子宽度内外立杆间距不大于120cm。铺板必须严密，距墙不大于20cm，搭接不小于20cm，探头不大于15cm。如使用钢制脚手板必须采取 人员防滑和防止钢跳板滑动的措施。

8.每七根立杆作一组十字盖，斜杆与地面夹角为45～60度。

9.架子应每层与建筑物拉接（但拉接点的垂直距离不得大于400cm），同时每三根立杆应与建筑物拉接（水平距离不得大于450cm），拉接点处可采用钢管与墙体联接或在墙体内预埋钢筋环，钢筋直径不得小于6mm。应里外皮同时拉接，拉接不少于双股8#钢丝。

10.首层开始第二步以上结构，装修架子每步设一、二道护身栏，加围小眼网，上下封死。

11.拆除脚手架时必须划出安全区，设警戒标志，并设专人警戒。

12.拆除前须指派专人检查架子上的材料。杂物等是否清理干净，否则不许拆除。拆除时应按规定程序拆除。

13.拆下的材料，必须绑扎牢固或装入容器内才可吊下，严禁从高空抛掷。②交叉作业安全防护

1.各工种进行上下立体交叉作业时，不得在同一垂直方向上操作。下层操作必须在上层高度确定的可能坠落半径以外，不能满足时，应设置硬隔离安全保护层。

2.模板、脚手架等拆除时，下方不得有其他人员操作，并应设专人监护。3.模板拆除后，其临时堆放处应离楼层边缘不小于1m，且堆放高度不应超过1m。楼层边口、通道口、脚手架边缘处，严禁堆放任何拆下的物件。

（6）施工现场用电安全防护

①电缆在室外直接敷设的深度应小于0.6m，并在电缆上下各均匀敷设不小于50mm厚的细砂，然后覆盖砖等硬质保护层。

②电缆穿越建筑物、构筑物、易受机械损伤的场所及引出地面2 m处，必须架设防护套管。固定机械的电源电缆沿地面敷设时应穿管并埋地。

③进户线过墙应设穿管保护，距地面不得小于2.5 m，并应采取防雨措施。④配电系统实行分级配电，即分为总配电箱，分配电箱和开关箱三级。动力配电箱和照明配电箱宜分别设置，如合置在同一配电箱内，动力和照明线路应分路设置。⑤施工现场的电气设备应实行两级漏电保护，即在总配电箱和分配电箱内设置漏电保护器

⑥施工现场的电动建筑机械、手持电动工具和用电安全装置必须符合相应的国家标准、专业标准和安全技术规程，并应有产品合格证和使用说明书。⑦所有电气设备的外露导电部分，均应作保护接地。对产主振动的设备保护护地线的连接点不少于两处。

⑧塔式起重机、并字架等设备，除应做好保护接地外，还应按规定做重复接地，设备的金属结构架之间应保证电气连接。⑨电焊机应单独设开关，并设漏电保护装置。电焊机应放置在防雨、防砸的地点，下方不得有堆土和积水。周围不得堆放易燃、易爆物品及其他杂物。焊工必须按规定穿戴防护用品，持证上岗。⑩照明：

A 照明灯具的距地高度：室内不低于2.4m，室外不低于3m。

B一般场所的照明应在电源侧装设漏电保护器，并应有分路开关和熔

断器。照明灯具的金属外壳和金属支架必须作保护接地。

二、文明施工和环境保护

（1）文明施工总则

文明施工是一个系统工程，贯穿于项目施工管理的始终。它是施工现场综合管理水平的体现，涉及每一个人员的生产，生活及工作环境。我项目部结合以往工程的施工经验，并按“大连市文明安全工地检查办法”规定内容执行，把该工程建成文明样板工程。在施工过程中，自觉地形成环保意识，要创造良好的生产工作环境，最大限度的减少施工所产生的环境污染。（2）实施责任

①现场经理是施工管理的第一责任者，项目工程管理部制出文明施工计划；

②区域责任人直接负责责任区域的文明施工。

③设专职文明施工管理人员，专门负责现场文明施工。（3）管理要点

①分结构、装修两阶段合理安排现场平面布置。

②明确表示临电、临水、消防管线、排水系统及道路的位置。

③材料、构件、成品、半成品等总平面图划分位置分类整齐存放，每天做到工完场清。（4）管理措施

①运输散装材料，车厢应封闭，避免撒落；混凝罐车撤离现场前派人用水将下料斗及车身冲洗干净。

②设立专门的垃圾堆放区，派专人进行现场洒水，防止灰尘飞扬，保护周边空气清洁。

③建立有效的排水设施，保证现场和周围环境整洁文明；：

④严格按大连市有关环保规定执行。（5）搞好施工现场卫生

①施工现场垃圾按指定的地点集中收集，并及时运出现场，时刻保持现场的整洁文明。

②现场的厕所、排水沟及阴暗潮湿地带要经常进行消毒以防蚊蝇滋生。

③现场施工道路要保持畅通与清洁，不得随意堆放物品，更不允许堆放 杂乱物品或施工垃圾。

三、消防保卫

①现场和仓库设消防栓，高层建筑设专用消防水泵和消防管道。

②施工现场设立吸烟室，操作岗位上禁止吸烟。

③坚持现场用火审批制度，电气焊工工作要有灭火器材。

④对易燃易爆、有毒物品的使用要按规定执行，指定专人设库存分类管理，明火作业和易燃、易爆物品隔离，操作之后，要检查现场。

⑤现场要设有供应消防用水的给水管道，蓄水池和必要的消防工具，并有 专人负责，定期检查，保证完好备用。

10.变电站工程调试方案 篇十

关键词：电容柜 补偿柜 无功补偿 谐波治理 电抗器

一、编制依据及工程概况：

1、编制依据

1.1、本工程施工图纸；

1.2、设备技术文件和施工图纸； 1.3、有关工程的协议、合同、文件；

1.4、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1.5、省电力系统继电保护反事故措施2007版； 1.6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1.7、《南方电网电网建设施工作业指导书》； 1.8、《工程建设标准强制性条文》；

1.9、《110kV~500kV送变电工程质量检验及评定标准》；

1.10、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准（WHS）； 1.11、现场情况调查资料； 1.12、设备清册和材料清单；

1.13、电气设备交接试验标准GB50150－2006；

1.14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/T995-2006； 1.15、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.16、南方电网及广东电网公司现行有关标准；

1.17、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.18、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。

2、工程概况：

110kV变电站为一新建户内GIS变电站。

110kV变电站一次系统110kV系统采用单母线分段接线方式，本期共2台主变、2回出线，均为电缆出线；10kV系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设Ⅰ、Ⅱ段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂接入Ⅰ段母线，带10kV出线8回、电容器1组、站用变1台、消弧线圈1组，母线设备1组，#2主变变低单臂接入Ⅱ段母线，带10kV出线8回、电容器1组、站用变1台，消弧线圈1组，母线设备1组。

110kV变电站二次系统由北京四方继保自动化股份有限公司生产，站内二次设备由微机监控系统、继电保护装置、直流系统及电能计量系统等组成。监控系统配有GPS对时网络系统，由站级层和间隔层两部分组成；主变保护和测控分开组屏，共由4面屏组成，本工程设1面10kV备自投屏并在内装2台装置，设1面PT并列屏并在内装2套装置，10kV馈线、电容器、站用变、分段保护和测控装置安装在开关柜上；电能计量均装设三相四线制多功能电能表，并通过485口接入电能计费系统能满足远方计费要求；直流系统设珠海瓦特直流系统两套，直流电压110V，容量300AH。

二次参数的CT二次电流1A，PT二次电压100V/57.7，直流电压110V，交流电压220V。

二、工作范围：

本期工程所有的一二次设备的调试含特殊试验。

三、施工现场组织机构 调试负责人： 调试人员：5人 仪器、仪表管理：1人

四、工期及施工进度计划：

为配合整个工程工期,提高工作效率，调试人员待一二次设备初步安装完毕才入场，施工计划安排如下： 第一阶段：入场及准备工作 工期:5个工作日(计划于)工作内容: 提前将有关的图纸、资料、厂家说明书、测试仪器准备好，并到现场勘察，熟悉图纸及一、二次设备，做好有关的准备工作。

准备好全站一二次设备试验所需相关仪器、仪表，并运抵现场。第二阶段：设备试验及保护调试 工期：视实际情况而定

工作内容：一次方面有主变压器、GIS组合电器设备、高压开关柜、站用变压器、电容电抗器组等电气设备的单体常规、特殊试验；二次方面的保护装置调试、测控装置调试、监控装置调试、故障录波器等装置的调试、屏柜二次接线检查等的调试；开关、信号传动等分系统调试；整组调试、带负荷测试等整组启动调试。

五、质量管理： 试验技术管理

一次、二次设备试验质量管理是变电站施工管理的重要组成部分，本站试验由指定的工作负责人及试验技术负责人负责现场试验质量管理工作。

试验工作负责人及试验技术负责人必须参加施工图纸的会审，认真对施工图进行审查并提出图纸审查试验记录，对试验结果作出正确的判断对试验结果不符合标准规范的，应及时安排有关人员进行复检，并向本站试验技术负责人汇报。及时协调解决影响试验的有关设备和技术问题，确保工程的顺利完成。及时整理和审核试验报告，以便提交工程验收。一次设备交接试验

为了保证试验数据的可靠和准确性，我们必须严格执行部颁标准，结合厂家资料的要求、标准进行试验。试验设备、仪表必须经检验验定合格并在有效期内使用。合理选择测量仪表的量程。合格选择各项试验的接线方式，尽量避免因为人为因素或环境因素给试验结果带来的影响。必须准确详细记录被试设备的各项试验数据并在验收时提交试验报告。湿温度对试验结果有影响的试验项目必须有准确的温度湿度记录，以便于换算。主要设备关建环节详述如下： 主变压器试验

主变压器套管吊装前,应对套管的绝缘、介损、升高座CT变比、A-V特性进行测量，介损值应与出厂值对比,应在厂家规定的范围；电容值应在厂家值的±10%范围内,并做好原始记录。

套管介损试验视现场条件应尽量吊起或垂直放置，表面擦干，以减少测量误差。使用2500V兆欧表测量主绝缘应不小于10000MΩ，末屏应不小于1000MΩ； 效验CT的A-V特性，CT变比和级性、级别并与设计图核对,发现问题应及时联系设计。应检查变压器绕组的变比、直流电阻、绕组变形等项目应在合格范围内。对于有载调压装置还应检查过度电阻，并与出厂值进行比较。

末屏试验应按厂家要求电压值加压，以免因电压过高而击穿末屏绝缘，变压器整体吊装完成后，绕组连同套管再作一次介损试验，以便以后预试比较，并经温度换算后与出厂值比较。整体吸收比、介损、泄漏进行试验前，变压器应有足够的静置时间，并要经过放电（消除静电影响）后再进行试验。吸收比、试验要使用大容量兆欧表。

整体安装完成后应测量主变铁芯绝缘，用2500V兆欧表，绝缘应不小于500兆欧。断路器试验

核对开关一、二次的相别应对应；断路器应在允许最高电压和最低电压下各做分合闸3次；检查断路器的分合闸时间及弹跳时间应在厂家出厂试验值规定的范围内；检查断路器合闸时的回路电阻应合格；检查开关的压力闭锁接点动作值和储能时间；SF6压力应在充气时检查报警、闭锁分合闸接点的动作值和接线的正确性。

本期10kV无功补偿设备8016kVar，容量比较大，要求对主变10kV进线及10kV电容器开关柜真空断路器进行老炼试验，以保护投切。隔离开关试验

接触电阻的测量应在开关机械安装调试好以后，利用电动操作分合闸正常后进行。互感器试验

应测量互感器一次绕组的直流电阻，与同一型号的互感器数据以及厂家出厂数据比较，阻值不应有较大差别。变比试验应加足够大的电流电压，以免引起测量误差。励磁特性试验应先退磁后测量，视试验设备的条件和励磁特性的高低，尽量做到曲线的饱和区。并与设计图核对。避雷器试验

避免在湿度高的情况下（＞85%）做直流泄漏试验，必要时屏蔽表面泄漏。放电计数器应动作可靠并复位指零，不能复位指零的全站统一指向某一数值。如是带泄漏电流表的，应对电流表进行校验。

注意事项：对一次设备的交流耐压试验时，必须退出所有避雷器，避免避雷器击穿。

试验电压以被试验设备的出型试验报告耐压值为基数，乘以0.8为现场交接试验耐压值。成套装置技术指标：

额定输入电压:380V±10%50/60Hz单相交流 2.额定输出电压:500kV 3.额定输出电容:3000kVA 4.输出频率:20-400Hz 5.环境温度:-10～+45℃ 试验人员：5人 二）保护调试及传动 保护调试

为保证试验数据的可靠和准确性，我们必须严格执行部颁及行业标准，结合厂家调试大纲或技术要求、标准进行调试，执行有关的反事故措施。所使用的试验设备、仪表必须经检定合格并在有效期内使用。各试验设备的容量、电压等级、电源容量应符合技术要求。交流试验电源应尽量避免与施工中的焊机或其他大型施工机械混用同一电源支路。以减少因电源波动或谐波对测试结果的影响。对于试验用的直流电源或蓄电池电源，应尽量采用站内试验电源屏所供的直流电源或蓄电池电源，如使用其他整流设备，应有容量足够大的滤波装置。

所有保护调试前，各调试人员对自己所调试的保护有所了解并认真学习、熟悉有关调试规程、厂家资料。核对所有设备的额定直流电压、交流电压、电流是否符合设计要求。所有设备通电前必须确认屏内和回路接线已正确、绝缘合格。合理选择测量仪表的量程。正确选择各项试验的接线方式，尽量避免因为人为因素或环境因素给试验结果带来的影响。各项保护和回路的修改都应征得设计的同意并有设计修改通知书，并在图纸作相应的更改。调试记录应真实、准确、详细记录被调试设备的各项试验数据，并在验收时提交试验报告。

注意事项：微机保护应尽量避免插拔插件,如确须插拔，必须关闭装置电源。不能用手触摸印刷电路；电路板元件的更改必须由相关厂家负责。及时索要保护定值，对保护定值的效验对设备运行极为重要。二次回路检查

认真贯彻执行反事故措施要点，做到直流回路无寄生、交流电流电压回路一点接地、无交直流回路混接，二次回路绝缘电阻符合规程要求；对设计变更部分应落实到位。

注意事项：测量直流电源端子时，应测量对地电压，正负极间测量不能如实反应寄生回路。整组传动试验

整组传动试验时，开关场地应有专人监护；分合闸试验时，应检查开关实际动作情况是否与保护出口一致。

注意事项：对断路器的分合闸次数应有所控制，以免影响断路器的寿命。设备验收、质监工作

积极配合甲方做好验收工作，对提出问题及时处理；质监前整理好相关资料；新装设备面版整洁，标签齐全正确。投产前检查

严格按照队内编制的投产前检查表逐项检查，防止CT二次开路、PT二次短路；核对保护定值的正确性；做好投产前的准备工作，如相序表、相位表、对讲机、手动摇表、指针万用表、防PT谐振的灯泡、核相用的长线、绝缘杆、投产时使用的表格等是否完备。并对照启动方案进行一次模拟操作。注意事项：送电前必须对一次设备母线绝缘进行最后测量。投产：

应做好投产时人员的分工，做到忙而不乱，有序地圆满完成投产工作。三）试验设备、仪表管理

现场建立仪表、设备房，设立兼职仪表、仪器管理员，坚持每周清点仪器一次，仪表仪器进出都要登记。仪表管理员除了负责现场所有仪表、仪器的保管外，还负责仪表仪器的送检工作，以确保所有仪器、仪表都在有效期内使用。新设备还必须经过学习和交底后方可使用。

注意事项：不能让仪表、仪器在烈日下暴晒或遭雨淋。

六、安全管理: 危险点辨识：

设备试验过程出现人身触电事故 预防措施：

在试验设备四周设置安全围栏，悬挂警示牌，并在可能误闯试验区域的路口设专人看守。

在电容器上工作必须先放电，进行电容性试品试验后须充分放电并短路接地。试验仪器仪表及设备（包括调压器）金属外壳及接地端子应可靠接地。变更试验接线、解接时必须断开电源，验明无电压后进行。在二路回路上工作造成高处跌伤 预防措施：

保护传动试验，需攀登一次设备接线时，应在专人监护下进行。攀登一次设备人员应戴好安全帽，系好安全带。竹梯梯脚做好防滑措施，使用时给人扶好。在二次回路上工作造成人员触电 预防措施：

对交流二次电压回路通电时，必须可靠断开至电压互感器二次侧的回路，防止反充电。

屏蔽电缆两端屏蔽层的接地点应牢固可靠，不得随意断开。

试验仪器仪表及设备（包括调压器）金属外壳及接地端子应可靠接地。变更试验接线、解接时必须断开电源，验明无电压后进行。交流耐压试验时造成设备损坏 预防措施：

试验大容量的设备时，应正确选择试验变压器和调压器，避免发生串联谐振。电气设备绝缘应在非破坏性试验做完后才能进行交流耐压试验。试验电压应从零升起，均匀升压，不可采用冲击合闸方式加压。高压试验工作不得少于三人，并设专人监护。安全目标：

本工程的安全管理目标：无人身死亡、重伤事故，无重大的设备事故及重大交通事故，轻伤事故率在8‰以下。为实现这个目标，应采取以下措施：

严格执行《电力建设安装施工管理规定》和《电力建设安全工作规程》的有关规定，坚持“安全第一，预防为主”的安全施工方针，落实安全责任制。加强安全教育，试验人员必须经过安全教育并经安全考试合格后方可上岗，开工前必须进行安全技术交底。坚持定期安全活动，每周进行不少于两个小时的安全学习活动。坚持每天站班会都要讲安全。

坚持反习惯性违章，进入现场必须戴安全帽，高处作业必须佩带合格的安全带。坚持文明施工，在现场建立一个整洁的施工场所。

七、环境保护及文明施工：

1、环境保护

调试工作是在一定范围内的安装施工，不需爆破作业，也没有废气的产生，基本不会对环境造成影响。

2、文明施工

人员分工明确，生产秩序有条不紊；按章作业，不野蛮施工；人员着装整洁，试验设备摆放有序。

11.水电站技术改造方案 篇十一

关键词：小型水电站；设备技改；技术与安全管理

中图分类号：TV731 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）18-0029-02

在经济社会的不断发展之下，人们的生活水平也得到了很大的改善，对电力的需求也不断增加。在这种形势下，加强电力的管理管理是必须的。在电力系统中，小型水电站是不可缺少的。从调查分析中看出，我国水电站建设逐渐增多，为我国在电力资源方面做出了很大的贡献。不过，尽管如此，大部分水电站由于建设时间过长的原因，使得其安全方面存在问题。以下阐述小型水电站设备技改的技术与安全管理存在的问题，以及相应的解决对策。

1 小型水电站设备技改存在的问题

1.1 设备落后

大部分水电站的机械设备是以前建成的，当时的生产环境比较恶劣，技术水平明显跟不上。所以其机械设备会存在很多问题，如精准度比较低，兼容性不高等。不过，从调查研究上看，大部分的地区的水电站也正在使用这种质量的设备。并且，偏远地区的小型水电站在资金方面极其不足，所以不能定时定期的给设备进行维修，进而使机械设备损耗严重，最终使设备老化的速度加快。

1.2 设备不齐全

由于建设时间比较遥远，以及资金供应不足，使得小型水电站的设备不齐全。关于小型水电站设备不齐全主要体现在以下方面：部分小型水水电站没有根据实际情况来设计引水结构，进而使得水电站在汛期临时，其引水系统被石块、杂草、淤泥、污物赌塞，进而使系统运行起来十分吃力，间接也影响了发电量。出现这种情况是因为在设计小型水电站时，没有设计前池排沙和引水渠道，进而引发了种种问题。

1.3 设备配套问题

水电站配套不合理也是出现问题的原因，这种情况的出现，会造成不比偶要资源的浪费，最终花了冤枉钱。比如，水电站的容量超过电气设备容量，进而造成“小题大做”的现象，使得水电站的设计出力受到局限，最后造成弃水现象。相反，如果水电站的容量超过了水轮机的设计出力，那么就会出现实力悬殊的现象。

2 小型水电站设备安全管理存在的问题

2.1 重视程度不够

小型水电站大多数分布在乡村，主要是由几个人出资建成的。为了得到更多的利益，出资人一般会盲目的将产值最大化，将重点放在追求经济效益上，放在发电环节上，最终忽视了设备管理。有的地方一年也不修一次水电站，直到出现大问题影响了生产时，才考试考虑设备管理问题。

2.2 技术水平不够高

小型水电站的规模比较小，所以管理水电站的人数比较少，在对水电站进行检修和运行的人，差不多也是那几个。有的水电站甚至没有检修人员，即使有其技术水平也不达标。所以，只有在水电站出现大问题之时才请专业技术人才类检修。

2.3 资金限制

大部分小型水电站均会存在资金不足的问题。由于小型水电站的归属都是私人，所以，水电站的技术改造设备在升级之后会出现资金短缺问题。且有些检修设备的价格十分昂贵，所以，相关人员会就此放弃，这些均会影响设备的维护与管理。

3 小型水电站设备的技改策略

3.1 更换设备

小型水电站想要实行自动化就需要对水电站进行技术改造，这是一条必要的措施，也是一条发展措施。从当前的形势上看，用新的设备和技术来取代曾经的陈旧设备和技术，主要从以下几个方面进行：在控制和自动化程度上采用不同的方式，所采用的方式主要根据实际的额定电压和单机容量进行；在购买自动化产品时需要选择产品质量可靠、产品技术含量高的厂家；在安全装置、数据采集、机械调频和监视方面采用自动化，这样可以减少小型水电站的劳动力成本，减少水电站的运作效率，并提高安全程度。

3.2 完善基础设施

随着人们对电力的需要量越来越大，更换旧的设备，摒弃落后的技术是必须的。与此同时，应当运用新设备和新技术来完善水电站的基础设备，这种实践方向也是小型水电站的实践趋势。关于在新设备的选择上，首先需要考虑水电站处在什么位置，怎样才能保证水电站的正常运行，才能提高水电站的正常运行。除此之外，还要保证水电站在汛期来临之时能很好的应对泥沙和污物，将泥沙对机械的磨损降至最低。为此，相关人员应当尽量选择耐磨性能强的设备。

3.3 合理配套机械设施

为了保证引水系统的正常运行，相关人员需要增加排污清污设备，最好能多加一道拦污栅，进而降低污物对机械设备的损害。在汛期来临之际，会出现大量的淤泥垃圾。所以，相关人员在进行技术改造的过程中，应当将注意力集中在水工建筑的设计上面，以便能解决水渠渗漏等问题。

3.4 改造方式因地制宜

我国地域辽阔，地质构造比较复杂，而小型水电站又大多数处在偏远的山区，所以，相关人员需要考虑水电站附近的地理环境。由于偏远山区的经济水平都不高，所以在进行技术改造之时，要将资金放在重点位置上。这就需要相关人员采用因地制宜的方法，将水电站的实际需求变成前提条件。

4 小型水电站设备安全管理策略

4.1 岗位责任制的建立

在管理水电站设备安全方面应当根据生产的需要，合理的分配管理人员，让其在合适的岗位上，发挥自己的能力。在此基础上还应当增强管理人员的责任心，明确他们的责任，以便减少管理上的问题。在实际过程中，管理人员是水电站设备的第一责任人，所以，他必须必学懂得怎样处理和解决设备上出现的问题，并且懂得一些设备的保养方法和管理知识。为了达到上述目的，相关人员需要建立一个岗位责任制将每一个环节做好。

4.2 完善设备缺陷管理

确保水电站始终处在良好的技术状态中，就是保证水电站安全运行的关键因素。为了使设备更加完善，相关人员应当在发现设备存在问题时，及时将其消除。相关人员在发现缺陷之时，应当寻找那缺陷的原因，并根据这个原因进行处理。在发现缺陷之时，应当将其记录下来，并写上编号、名称、缺陷和缺陷的类别等等。并定期召开相关会议，讨论设备的缺陷产生的原因、发展规律、以及处理的方法等，以便做到将运行管理水平提高的目的。

4.3 坚持执行巡回检查制度

坚持执行巡回检查制度可以发现设备存在的种种问题，并将隐患排除，进而防止事故的发生。为了更及时地发现设备存在的缺陷，相关人员应当特别的对待厂房内设备的运行情况。值班人员，以及值长可以在任何一段之间内检查设备，频率越高越好。除此之外，还要和听、摸、看、嗅结合在一起，做好相关的记录，以便能保证设备的稳定正常。

5 结 语

随着经济的不断发展，社会的不断进步，人们需要的电量逐渐逐渐增多。不过，从当前的情况上看，大部分小型的水电站由于运行时间过长而出现很多问题。因此，为了提高水电站的经济效率，也为了降低水电站的安全风险系数。相关人员应当对水电站设备技术进行改造，并科学的管理好水电站设备，只有这样，才能保证水电站效益的提升。

参考文献：

[1] 王向东.小型水电站设备技改的技术与安全管理[J].中国新技术新产品，2014，（24）.

[2] 崔光泽.如何做好小型水电站建设中的安全管理[J].低碳世界，2014，（10X）.

[3] 郑秋东.浅论中小型水电站运行管理存在问题及对策[J].河南科技（上半月），2013，（11）.