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關鍵詞：壓力前池；溢流側堰；特征水位
中圖分類號：U665文獻標識碼： A
1概述
LUNZUA水電站位于贊比亞北方省 Kasama縣以北約170km處的LUNZUA河上，電站采用引水式開發，引水系統位于LUNZUA河右岸，引水建筑物由明渠、前池、壓力鋼管等組成。電站利用毛水頭為269.78m，發電引用流量為7m3/s。安裝兩臺單機容量為7.4MW的臥軸沖擊式水輪發電機組。
前池作為連接引水明渠和壓力鋼管的中間建筑物，其主要作用是根據機組負荷的變化為流量的調節提供一個足夠的空間，減少水位波動，平穩水頭。LUNZUA水電站前池所在位置右側有一條天然沖溝，根據這一地形條件，本工程在前池設置了溢流側堰。當機組丟棄負荷，前池內涌波水位超過側堰堰頂高程時，多余的水量可通過側堰排出，這一方案較常規設計減少了前池的容積。
2 壓力前池設計
2.1 側堰水力計算
根據《水電站引水渠道及前池設計規范》第5.5.3條的規定，側堰的堰頂高程應高于設計流量下水電站正常運行時的過境水流水面高程0.1～0.2m，由于本工程為小型工程，故取0.1m。已知渠道末端渠底高程為1424.0m，設計水深為1.478m，故溢流側堰堰頂高程確定為1425.58m。
根據《水電站引水渠道及前池設計規范》第A.3條，對于設一道側堰的布置，當水電站在設計流量下正常運行時，側堰不溢水；當水電站突然丟棄全部負荷時，待水流穩定后全部流量從側堰溢出，為控制工況。此時，側堰下游引水渠道流量為零，側堰泄流能力按下式確定。
（1）
式中：為引用流量，7m3/s；為流量系數，取（0.9~0.95），正堰流量系數；為溢流側堰堰頂長度，m；為重力加速度，9.8m/s2；為堰頂水頭，m。
根據《水電站引水渠道及前池設計規范》第4.5.3條，側堰的堰頂長度，堰上平均水頭，需經計算比較確定。溢流堰長度與溢流堰頂水深有關。溢流水深過大，則單寬流量大，消能工程量大；但溢流水深小，則溢流堰長度就長，影響前池平面布置，所以在計算時兩者應兼顧考慮。根據上述原則，經試算確定堰頂長度和堰上平均水頭。
溢流側堰水力計算成果如表1所示。
表1 側堰水力計算成果表
堰頂長度L（m） 堰上平均水頭H（m）
15.0 0.407
2.2 前池特征水位計算
根據《水電站引水渠道及前池設計規范》第7.0.4條，應以設計流量下水電站正常運行時的水位作為前池的正常水位。即：
（2）
式中：為前池正常運行水位，m；為引水明渠末端渠底高程，1424.0m；為引水明渠末端設計水深，1.478m。
當機組突然丟棄全部負荷時，會在前池形成逆向涌水波，并最終形成最高水位。根據《水電站引水渠道及前池設計規范》第D.0.5條，側堰作為控制泄流建筑物，對涌波起到控制作用，即對引水道系統來說，控制工況是：電站甩滿負荷待水流穩定后（涌波已消失），全部流量從側堰側堰溢出時，將恒定流時的堰上水頭乘以1.1～1.2的系數，把這時的水位定為最高涌波水位。即：
（3）
式中：為前池最高涌波水位，m；為側堰堰頂高程，1425.58m；為側堰堰上水頭，0.407m。
根據《水電站引水渠道及前池設計規范》第8.0.6條，前池最低水位可根據水電站運行要求確定。一般前池最低水位為電站突然增加負荷前前池的起始水位減去突然增荷時的最低涌波。對于非自動調節渠道，起始水位可取溢流堰頂高程，最低涌波按一臺機組運行突增到兩臺機組即發電流量由3.5m3/s突然增加到7m3/s時的前池水位降落。
引水渠道中產生落波時，最低運行水位可由下列公式聯立求解：
（4）
（5）
（6）
（7）
式中：為渠道產生落波時的波速，m/s；為落波波高，m；負荷變化前的過水面積，m2；為過水斷面濕周，m；為渠道末端設計流速，m/s；為最大消落波高；為安全系數，取2；為最低運行水位。
前池特征水位計算成果如下表2所示。
表2 前池特征水位計算成果表
正常運行水位（m） 最高涌波水位（m） 最低運行水位（m）
1425.48 1426.67 1424.68
2.3 前池結構布置
根據側堰水力計算和前池特征水位計算成果，結合壓力鋼管進水口淹沒深度的要求及前池末端底板高程的要求，確定前池的結構布置如下。
前池長39.0m，其中過渡段長18.0m，池身段長21.0m，頂寬7.0m，池頂高程為1426.67m，池底高程為1420.5m~1420.0m，最大池深為6.67m。前池斷面型式為一復合斷面，1423.0m高程以下為梯形斷面，底寬2.0m，頂寬7.0m，1423.0m高程以上為矩形斷面，寬7.0m。明渠與壓力前池設一過渡段連接，擴散角為4.93°，底部縱坡為1:5.143。前池結構布置如下圖所示。
圖1 壓力前池平面布置圖
圖2 壓力前池縱剖面圖
3結語
前池的設計要充分與地形、地質條件相結合，當地形條件允許時，在前池設置溢流側堰可有效減少因水位升高對前池容積的要求。設有溢流側堰的前池，其各特征運行水位的計算與常規前池不同，應在側堰水力計算的基礎上，根據機組負荷變化的情況綜合確定。
參考文獻
[1] DL/T 50792007，水電站引水渠道及前池設計規范[S]．
[2] GB 500712002，小型水力發電站計規范[S]．
關鍵詞：若水電站 翻板門 優化控制 應用
中圖分類號：TV64 文獻標識碼：A 文章編號：1007-3973（2013）012-086-02
1 若水電站工程概況
若水電站位于沅江一級支流巫水下游的懷化市會同縣境內，裝機3W，水庫正常蓄水位192.5m，死水位191.5m，溢流堰堰頂高程187.5m，正常蓄水位時庫容791萬m3，有效庫容183萬m3，水輪機額定水頭11 m，額定流量52.3 m3/s，年利用小時4 652小時，電站年設計發電量6 978萬度。
若水電站大壩右岸溢流壩溢流堰上安裝16孔寬10m、高5m的水力自控翻板閘門，大壩左岸重力壩上設置兩扇寬12m、高8.3m的弧形閘門，水力自控翻板閘門與弧形閘門構成電站的泄洪設備。
按設計規范，當水庫水位上升達到水力自控翻板閘門門頂過水深度達0.4m時，翻板門開始自動翻轉開啟，洪水從閘板上、下部泄流，當水庫水位上升達到水力自控翻板閘門門頂過水深度達0.88m時，閘門全開（80；當蒜嘶回落至閘門自高擔%-80%時，翻板門自動復位。洪水期間，若翻板門不足以渲泄洪水時，還可操作弧形閘門泄洪。
2 翻板門關閉動作控制問題的提出
水力自控翻板閘門在洪水來臨時，可按預定的水位自動翻板泄洪，洪水退去后也可按預定的水位自動復位關閉。但在實際運行中，水力自控翻板閘門的運用存在下列問題：（1）水力自控翻板閘門要在洪水退去后才復位，不能有效的攔截洪尾；（2）水位要降低到水庫死水位以下翻板門才能完全關閉，不能最大限度利用水頭發電；（3）翻板門從開始關閉到完全關閉有一個過程，此過程時間太長，浪費了水量。
如果在洪水期間，翻板門動作泄洪后，在洪水消落期間，能人工干預翻板門的動作，提前關閉翻板門，則可有效的攔截洪尾、提高發電水頭，提高電站的發電效益。
3 翻板門關閉規律的探討
經過現場對翻板門自動啟閉多次觀察、分析和試驗，得出下列規律：
（1）水庫水位為192.90m時翻板門開始自動翻轉，洪水從閘板上、下部泄流；翻板門啟動翻轉的水位與設計規范一致。
（2）翻板門自動翻轉開啟的角度隨水庫水位上升增大，泄洪量相應增加。翻板門角度開啟的速度與洪水量有關，洪水量越大翻板門角度開啟的速度越快。當水庫水位上升達到193.37m時，閘門全開（80；峰門缺的嘶與設計規范一致。
（3）當水庫水位下落到192.52m時，翻板門自動開始關閉擋水。
（4）翻板門自動關閉復位過程中，其角度隨水庫水位下降減小，泄洪量也相應減少。翻板門角度關閉的速度與洪水量有關，洪水量越小翻板門角度減小的速度越快。當水庫水位下降至191.46m時，所有閘門完全復位關閉，翻板門全關完全復位的水位與設計規范一致（設計規范為187.5+0.75191.25m至187.5+0.8191.5m之間）。
（5）從翻板門開始自動關閉到全關閉時間，視洪水退落情況而定，一般情況下需12小時以上。
從以上規律可知：翻板門開始自動關閉到全關閉時間較長，所有閘門完全關閉要在庫水位下降到死水位以下方可完成，這對若水電站機組穩定運行和經濟運行不利，必須設法解決。
在多次對若水電站翻板門自動啟閉的觀察過程中，于 2012年5月11日，發現一次異于平常的現象：若水電站因大雨泄洪，在泄洪過程中雨量減小，洪水有一定的消落后，水庫水位還未下落到192.52m，此時，流域又下暴雨，水位又上漲，觀測人員發現：當水庫水位上漲到192.84～192.88m左右時，原已開啟的翻板門先后關閉。此現象從未出現過。對這一重要的現象，筆者認為：如果這個現象為必然，可以利用這個規律在洪水退落期間用弧形閘門調節水庫水位上升，使翻板門提前關閉，達到有效攔截洪尾、提高發電水頭，提高發電效益的目的。
基于上述現象，湘能公司電運部和若水電站提出了“若水電站洪水期間優化翻板門控制”技術攻關課題，成立了研討小組，進行課題研討：（1）查閱相關技術資料求證（包括制造廠家和其他相關技術單位均沒有任何資料說明翻板門會出現這種運行狀況）。（2）繼續仔細觀察，進行必要的試驗。（3）加裝大壩、前池水尺，監測大壩、前池和尾水位變化情況以供水情分析。
根據若水電站翻板門設計、制造及安裝的數據和情況，對翻板門在不同水位及水位變化狀態下動作靈敏度及動作開度變化情況的觀測統計進行深入分析，推算水位上升至192.85～192.875m的過程中，翻板門所受推力作用點發生變化，有可能使開啟翻板門關閉，為此進行了多次精心試驗。試驗方法是在泄洪過程中，當洪水消落且庫水位下降至192.75m左右時關閉弧形門，使庫水位由下降狀況轉為上升狀況，觀察翻板門的動作情況。
3.1 試驗結論
分析多次試驗的結果及數據，結論如下：
（1）2012年5月11日發現的在泄洪狀態翻轉門自行關閉的現象是必然的現象。
（2）在泄洪狀態洪水消落期間，水庫水位還未下落到翻板門自動復位水位192.52m前，實施人為干預使庫水位上升，可使翻板門在192.86m水位時自動關閉翻板門，而且翻板門關閉比其在水位回落時的自動關閉更加迅速，嚴密。
（3）實施人為干預使庫水位上升的手段是關閉弧形閘門，利用控制弧形閘門人工干預提前關閉翻板門是可行的。
（4）利用控制弧形閘門人工干預提前關閉翻板門，截住了洪尾，水庫水位不會降低到191.46m，提高了發電水頭，為電站增加了效益。
（5）為保障大壩上游不受洪水影響，又要使翻板門快速關閉，選擇在洪水為600～800 m3/s時實施為宜。
3.2 控制的實施步驟
（1）在翻板門泄洪時，同時打開弧形閘門泄洪。
（2）泄洪過程中，當洪水消落至600～800m3/s及庫水位192.75m左右時，關閉弧形門。
（3）翻板門全部關閉后，開放弧形閘門泄洪，按“若水電站防洪手冊”的規定控制水位與水量，使翻板門不第二次自動開啟。
4 翻板門關閉實行人工控制后的效果
若水電站大壩翻板門關閉由自動翻門復位改由人工干預關閉后，經一年的運行，效益顯著：
（1）人工干預提早關閉翻板門，有效的截住了尾洪，增加了1.06m高的水庫庫容，截住尾洪183萬m3，按36 m3水發1度電計，一次洪水可多發電5萬kwh，按巫水常年洪水6次計算，可增加發電量30萬kwh，較大程度提高了水資源利用率。
關鍵詞：水電站；工程；總體布置；建筑物；設計
中圖分類號： S611 文獻標識碼： A 文章編號：
1工程概況
汶水一站水電站工程位于廣東省廣寧縣古水河境內，為古水河梯級開發的第7級水電站。電站以發電為主，總裝機容量2500kW，設計水頭8.0m，年發電量945萬kW.h。
2 設計依據
2.1工程等別及建筑物級別以及相應的洪水標準
汶水一站水電站以發電為主，裝機容量為2500kW，校核洪水位時的總庫容為280.0萬m3。按照《水利水電工程等級劃分及洪水標準》SL252-2000的規定，工程屬Ⅳ等工程，小(1)型規模。電站的永久建筑物(泄水閘、泄水建筑物、廠房)均按4級建筑物設計，導流圍堰等臨時工程按5級建筑物設計。
根據《水利水電工程等級劃分及洪水標準》規定，電站建筑物的洪水標準如表2-1-1所示。
表2-1-1洪水標準
2.2設計基本資料
1、水文氣象
古水河流域自上游至下游主要氣象參數為：多年平均氣溫20.8℃,最高氣溫39.1℃～39.4℃,最低氣溫-3.9℃～4.2℃.多年平均相對溫度81%，多年平均風速0.9～1.1m/s，最大風速13～5.3m/s。
3 壩軸線的選擇及工程總體布置
3.1壩軸線的選擇
汶水一站水電站壩軸線的選擇受河床寬度和廠房尾水暢順影響，考慮到上游永隆水電站下游尾水位、汶水二站水電站開發時上游正常蓄水位銜接,選擇Ⅰ線和Ⅱ線兩個方案比較。
3.1.1Ⅰ線方案
(1)地形、地質條件。Ⅰ線內無較大的斷層通過，未見次級褶皺，地質構造較不發育。(2)工程型式、布置。Ⅰ線方案擬于橫石口村上300m處河段修筑攔河壩,并在河床左岸布置廠房及附屬建筑物，屬河床式開發方案。攔河壩左岸為公路。(3)工程量、施工條件。線基巖露頭較明顯，上部覆蓋層較薄，開挖方量不大且對主要交通線沒有造成破壞；河床相對較寬，填筑方量較大。廠房布置在河流左岸，離公路較近，施工方便，工程量和投資也不大。
3.1.2Ⅱ線方案
(1)地形、地質條件。壩軸線兩岸植被茂密，自然邊坡基本穩定，物理地質現象不發育。
（2）工程型式、布置
Ⅱ線的河床段修筑攔河壩和發電廠房及附屬建筑物，在河床的右岸筑壩擋水，河床的左岸布置廠房和附屬建筑物，屬河床式開發方案。
3.1.3壩軸線比較和方案選擇
I線壩址區基巖均屬硬質巖石，巖面埋深和巖石風化均較淺，無較大的不良地質現象，工程地質與水文地質條件較好。II線壩址區左岸邊坡較緩，右岸邊坡較陡，巖面埋深和巖石風化相對1線均較深。下游有一小型滑坡體不利于壩體的穩定及防滲。綜上所述，Ⅰ、Ⅱ線的工程地質與水文地質條件均可滿足建壩的要求，但從施工安排及對環境的影響考慮，I線優于II線。因此，選定I線方案為本工程的推薦方案。
3.2樞紐布置選擇
本電站水頭較低，選定壩址處沒有引水或其他布置的地形條件，所以廠+房采用河床式布置。總體布置采用右河床廠房還是左河床廠房方案，主要取決于對外交通條件。現有瀝青公路已通往河流左岸，可通大汽車，且工程砂、碎石等材料主要取在左岸沙灘上，如果廠房布置在右岸則材料運送相對困難，費用增大，不利于降低工程投資。經綜合分析，工程選定右岸布置溢流壩，左岸布置廠房的總體布置方案。
3.3擋水建筑物
3.3.1泄水閘壩
1)溢流閘壩布置
溢流壩全長50m，設4扇弧型閘門，閘門的尺寸為：10×7.5m(寬×高)，堰頂高程為84.8m，堰高4.7m，閘門頂高程為92.30m。
本水電站為徑流式水電站，根據電站的壩上Z-Q關系曲線圖查得，設計洪水位為92.00m，校核洪水位為94.60m。
2）壩頂高程
壩頂高程的確定，是在各種運行情況水庫靜水位加對應風浪高程和安全超高中選取最大值。
壩頂至水庫靜水位的高度的計算公式為：
Δh=2hL+ho+hc
Δh――閘墩頂距水位的高度m；
Hc――閘墩安超高，設計洪水位時取0.3m校核洪水位時取0.2m；
Ho――交通橋梁高(m)，取0.8m；
其中風浪要素按《水工建筑物》(高校教材第三版)公式計算。公式如下：
2hL=0.0166V5/4D1/3
式中：D――吹程，取為550米。
V――設計風速，在正常水位及設計洪水位情況用最大風速的1.5倍，校核洪水位于情況用最大風速。
波浪中心線至水庫靜水位的高度ho按下式計算：
4лhl2лHo
ho=--------cth--------
2LlLl
式中：2Ll――波長，2Ll=10.4(2hl)0.8；其它符號的意義同前。Ho――閘前水域的平均水深。安全超高hc：正常運行情況取0.3m，非常運行情況取0.2m。(h-壩頂距水庫靜水位的高度(m)即為風浪高+安全超高)上述成果表明，壩頂高程由校核洪水位控制，定為95.60m，最大壩高15.50m，壩頂長度62.00m。
3)消能設計。根據下游水位較高的情況，采用底流式消能。參照重力壩設計規范的補充規定：“對消能防沖設計的洪水標準，原則上可低于大壩的泄洪標準，鑒于本樞紐攔水建筑物的建基面建在弱風化巖石上，本工程的消能防沖按10年一遇洪水進行設計。消能計算采用水利水電工程設計程序集中的D-3程序進行計算。消能按10年一遇洪水計算。根據計算，消力池的長度為33m，高程為80.10m，護坦的長度為15m。岸坡采用護坡處理，其護砌長度33m，護坡頂高程為10年一遇洪水位。
4)基礎處理。壩的建基面均開挖至弱風化層下0.3～1.0m,由于地基內沒有規模較大的斷裂構造，無須特殊處理。由防滲計算可知，對基礎的防滲措施采用在溢流壩上游與下游端均設齒墻，齒墻深1.5m，厚為1.5m，前端順坡度延伸到與高程80.10m齊平處，下游齒墻厚1.5m，成梯形狀，上游閘底板與消力池間設置止水。
5)穩定計算。(1)計算荷載。①壩體自重及固定設備重；②水重；③靜水壓力；④揚壓力；⑤風浪壓力；⑥側向水壓力；⑦土壓力(或泥沙壓力)；(2)荷載組合。①上游正常蓄水位，下游無水；②上游設計洪水位，下游設計洪水位；③上游校核洪水位，下游校核洪水位。(3)抗滑穩定及地基應力計算。
抗滑穩定計算：攔河壩建基面高程為79.80m，根據地質報告，該高程巖性的風化程度為弱風化，參照地質報告力學參數建議值，取f=0.55。
抗滑穩定采用抗剪強度公式計算：K=f(W-u)/∑P
式中K――按抗剪斷強度計算的抗滑穩定安全系數；f――壩體砼與壩基接觸面的抗剪摩擦系數，取0.55；∑W――作用于滑動面以上的力在鉛直方向投影的代數和KN。∑P――作用于滑動面以上的力在水平方向投影的代數KN。
地基應力計算
壩基應力采用材料力學公式計算：
бy=∑w/B±6∑M/B2
式中бy――壩基面垂直正應力；∑W為――作用于計算截面以上全部荷載的垂直分量的總和；∑M――為作用于計算截面以上全部荷載對截面形心力矩的總和；B――為壩體計算截面面積。
根據設計要求，在各種運行情況下，計入揚壓力影響，壩體上游面不得產生拉應力。計算分兩種情況考慮，計算結果表明，各種情況均能滿足規范要求。壩體尺寸由溢流面體型和滿足應力需要控制。
3.4發電廠房
廠房布置在河床左側，為河床式廠房，廠房基礎座落在微風化基巖上，地基無需進行特殊處理。進水口設主閘一道，由固定式啟門機啟閉。檢修門與攔污柵共門槽，由門機啟閉。進水口長度由設備及交通要求確定。廠房進水口前設攔沙坎一道。升壓站布置在廠房的左側。主變壓器1臺，布置在廠房升壓站的右側。進廠公路由下游進入廠房，進廠坡度為2%。
4結語
通過對汶水一站水電站工程的總體布置方案比較及主要建筑物設計，對于低水頭電站來說，設計水頭非常重要，在水工建筑物布置設計時，進(引)水斷面要達到設計要求，尾水段流態要保持平穩暢順，這樣才能使電站機組運行工況和出力達到設計要求。
參考文獻:
[1]《水利水電工程等級劃分及洪水標準》SL252-2000
[2]《混凝土重力壩設計規范》SDJ21-78(試行)
[3]《溢洪道設計規范》SL253-2000
[4]《水庫設計規范》SD133-84
入市，作為設計人員更要懂得、明白如何進行住宅的電氣設計，并滿足相關規范
及當地供電部門的要求，同時還要滿足住戶的日常生活用電需求。
【關鍵字】住宅電氣設計方案；住宅電氣的供電方案；住宅電氣設計需要注意的
問題；供電部門的要求；
中圖分類號：F407文獻標識碼：A
1.住宅電氣設計方案
如何確定一個住宅電氣的設計方案呢？首先要結合總圖的布局、樓棟數量、
樓棟建筑面積、地下車庫的建筑面積、配套公建的建筑面積合理確定專用變電站
和公用變電站數量和位置。每個變電站要根據樓棟數、樓棟建筑面積及供電半徑
確定位置，一般情況下，10KV變電站的供電半徑不超過200米，一個變電站所
服務的建筑面積約在40000平方米左右。確定變電站的數量及大置后，還要
結合住宅小區的景觀布局及管線進出的方便合理性確定變電站的數量及位置。變
電站的數量及位置的方案還要經過供電部門的同意才會生效。
確定了總圖中變電站的設置，接下來要設置通訊機房、有線電視機房、消防
控制室、安防控制室等弱電機房。這些弱電機房可以設置在地下室也可以設置在
首層，具體項目具體分析了，最主要考慮的因素就是管線路由的方便合理性。注
意，如果消防控制室設置在地下室，消防控制室的門離疏散樓梯門的距離不能太
遠，現在消防部門掌握的是不大于5米。
對于住宅樓棟電氣專業需要設置的房間為樓棟供電的低壓配電間（10層以
上應設置，6~9層宜設置）；除了低壓配電間外，每層樓棟都需要設置電氣豎井，
電氣豎井和配電間要滿足相關住宅規范的要求和設備的擺放。
至此設計方案的雛形初見端倪，然后再根據每棟住宅的層數不同確定供電方
案。
2
2.住宅電氣的供電方案
住宅電氣的供電方案主要由住宅建筑用電負荷的等級確定。根據中華人民共
和國行業標準《住宅建筑電氣設計規范》JGJ242-2011第3.2.1條和表3.2.1
規定：10層~18層的二類高層住宅建筑的主要用電負荷為二級負荷；建筑高度為
50米~100米且19層~34層的一類高層住宅建筑的主要用電負荷為一級負荷；由
于層數不同主要用電負荷等級不同就導致了供電方案的不同，這就是為什么10
層以上的住宅建筑要設置低壓配電間，因為高層建筑的主要用電設備負荷至少是
二級負荷，需要雙電源回路供電，又因為層數比較高，用電設備比較多，需要二
次配電，所以以往的工程都是在住宅樓的地下室內設置一個低壓配電間作為二次
配電使用。
根據住宅建筑的高度不同采用不同的供電干線系統：多層住宅一般采用單電
源各層樹干式供電；高層住宅大多采用雙電源經低壓配電間二層分配后各層分段
樹干式供電；對于電梯等設備采用放射式供電。
多層住宅配電，除高檔小區每個樓棟會設置電梯外，一般小區，只需進一路
電源即可，在干線的首層多設置一塊電表作為公共走道照明的計量；各層各戶的
電表從干線T接出電表箱即可。
高層住宅要比多層住宅配電相對復雜一些，要分為照明住宅進線、一般工商
業用電負荷進線、民用負荷進線。照明住宅進線要根據負荷的多少，高度的不同
需求確定進幾路電源，一般情況進2路即可；因為高層住宅的主要設備用電負荷
等級至少為二級，所以一般工商業用電負荷進線、民用負荷進線數量為2路。
為什么一棟高層要分成三種形式分別進線呢？因為電價不一樣！照明住宅進
線就是各家各戶所使用的電，各戶電表的上戶電源就是引自照明住宅干線；一般
工商業用電干線主要包括：弱電設備、航空障礙燈、地下室應急照明、普通動力
負荷、消防動力等負荷用電；民用負荷干線主要包括：地上應急照明、消防電梯、
普通電梯等負荷用電；
公共區域的住宅電氣設計就基本上介紹完了。戶內的電氣設計管線主要引自
于戶內強電配電箱、弱電家庭信息接入箱。這兩個箱子的設置位置需要設計人仔
細斟酌考慮好，既要考慮到設備管線容易安裝施工、后期業主操作方便，又不能
影響戶內的裝修效果及以后家具的擺放。對于戶內燈具、開關、插座及通訊、電
3
視、安防的點位設計本文就不再介紹了，《住宅建筑電氣設計規范》中有很詳細
的規定。
3.住宅電氣設計需要注意的問題
1）《住宅建筑電氣設計規范》JGJ242-2011第6.3.2條明確要求“每套住宅應
設置自恢復式過、欠電壓保護電器”
2)《住宅建筑電氣設計規范》JGJ242-2011第6.4條對于住宅類項目的導體
及線纜的選擇有了明確的說明根據建筑高度或層數的不同，用于消防設施的供電
干線的線纜選擇也不同,主要有阻燃耐火類線纜、礦物絕緣電纜、低煙無鹵阻燃
線纜等。
3）家居配電箱中電源進線開關應采用2P(應同時能斷開相線和中性線)，供
電回路應設置具備短路和過負荷的開關保護器件，插座回路應設置漏電保護開關
器件。
4）對于戶內潮濕場所的地方的插座應采用IP54型的插座。
5）在有洗浴的衛生間內，電熱水器插座的安裝高度不宜低于2.3米，排風
機及其他電源插座宜安裝在3區。
6）在布置有洗浴的衛生間內應設置有局部等電位聯結，以保證人員的安全
用電。
7）弱電及安防的末端點位數量設置不應低于相關規范的要求。
4.供電部門的要求
供電部門主要對變電站、電表柜、電表箱有要求。
對于土建變電站有面積和尺寸的要求；室內外高差、覆土深度、荷載都有明
確的要求。具體要求要根據項目所在地所屬供電部門的不同，要求也可能不太一
樣，要求設計人和開發商與當地供電部門核實確定。
供電部門對電力的電表柜的設置位置有要求（設置在低壓配電間內或設置在
公共區域）。
供電部門對住戶電表箱的材質和安裝位置、安裝高度都有相應的要求。
供電部門對多層住宅的電梯供電也有要求，可能會要求雙電源供電并要設置
獨立的電梯配電間。
住宅電氣設計對于民建電氣設計師來說屬于入門級的設計項目，雖然供電體
4
系相對于公建項目容易，但需要設計人的仔細認真，因為居民住戶內的電氣設施
是沒有專業技術人員后期維護管理的，一旦設計不到位，會造成嚴重的用電安全
隱患。因此，對于工程設計人員，住宅電氣設計應引起足夠的重視，保證設計系
統簡優，經濟合理、用電安全可靠、維護方便、避免事故火災的發生。
參考文獻：
[1].趙彥明.對地產項目住宅電氣設計的一些體會.《建材與裝飾》,2003年
[2].《住宅建筑電氣設計規范》JGJ242-2011
關鍵詞 光伏支架 有限元 優化設計
中圖分類號：TU318 文獻標識碼：A
0引言
由于西部地區光照資源豐富，以及光伏發電成本太高，中國開始在西部地區進行大型光伏并網電站的建設。西部地區尤其是西北地區的年有效光照小時數是東部地區的兩倍左右，甚至超過2000小時。而西部地區遍布的大片荒漠化土地，對于需占地面積較大的光伏電站和光伏電站運營企業而言，具有較大的市場競爭力與吸引力。
一般在一個大型太陽能發電站項目中，建安成本占光伏項目總投資的21%左右，如果選用的支架不合適，會增加加工成本、安裝成本及后期養護成本。因此，對光伏電站支架結構進行優化研究具有較重要的意義。
1光伏電站支架結構及優化方式
1.1大型光伏電站支架結構
目前西部地面光伏電站的支架普遍采用Q235-B鋼。綜合多種因素考慮，西部地面光伏電站建設一般采用固定式支架。目前普遍采用的固定式支架主要由橫梁、斜梁、前后支腿、斜撐組成，受力性能良好。
1.2 優化方式簡介
光伏支架為超靜定結構，進行優化設計時，采用簡單的手算等靜力分析無法得出準確的計算結果，現在普遍采用電算方式進行結構分析，計算光伏支架的強度、剛度、穩定性時普遍使用的軟件為PKPM和SAP2000。PKPM操作簡單，設計效率較高，但該軟件沒有適用于光伏支架的截面，計算時只能用近似的截面代替，其加載方式也不是很合理，計算結果并不能讓人滿意；SAP2000也有一定的缺點，對支架節點等細部，其無法進行受力分析。ANSYS在結構計算上功能強大，它能夠形象而準確地模擬出支架零部件中實體結構的細部受力特征，進而計算出不同工況下的結構強度。
2支架優化設計
主要對支架的部分構件進行有限元分析和優化。經過用鋼量統計，得出支架橫梁和前后立柱下方的底座用鋼量較大，因此著重對這兩部分進行有限元分析和優化。
2.1 支架橫梁有限元分析
為使力學計算方便，在SAP2000中對支架結構進行整體有限元分析時，常將支架橫梁建模成簡單的C型鋼形式，這樣計算結果就與真實結果有所出入。為準確計算出橫梁在不同工況下的應力，在SAP2000中對整體結構進行計算后，再在ANSYS中對實際的冷彎內卷C型鋼進行有限元分析，通過分析結果，可判定橫梁結構是否安全。
取一根4720mm橫梁進行有限元分析。光伏支架在某地使用時，受到了自重、風荷載、雪荷載、溫度荷載、地震等作用，將這些荷載進行組合，將最不利組合時的荷載換算成面荷載，施加在橫梁上。得出了兩種橫梁在相同外荷載作用下的強度、剛度結果，冷彎內卷C型鋼強度結果。
由計算結果可知，在荷載、約束等外部條件相同的情況下，冷彎內卷C型鋼的承載能力更好。簡化的C型鋼最大應力（強度）為179MPa，最大應變（剛度）為6.83mm；冷彎內卷C型鋼的最大應力（強度）為153Mpa，最大應變（剛度）為6.2mm。強度都小于Q235鋼的許用應力235/1.2=196MPa，剛度也滿足規范要求。
2.2 底座有限元分析
底座是連接光伏支架方形立柱和圓管地樁的零件，目前我方項目普遍采用的底座單個重量大約為2.6Kg。支架結構中，底座是重要的受力部位，且安裝支架時需要大量使用。如何在保證安全可靠的前提下將其重量適當減小，以達到降低成本的目的，值得研究。經初步分析，擬將底座的高度由150mm減小為120mm，厚度由8mm減小為6mm，寬度也適當減小。
現將新設計的底座在ANSYS中進行有限元分析，以確定其結構是否安全。根據地樁拉拔力的經驗值，取20KN作為底座受到的豎直向上的力，并將其換算成面荷載施加在底座的螺栓孔位置。
得出了底座的強度結果。為使計算方便，采用底座的1/2模型進行分析，加載時施加了對稱約束。
由計算結果可知，底座的最大應力（強度）為103MPa，小于Q235鋼的許用應力235/1.2=196MPa，最大變形為0.1mm，符合規范要求，因此，重新設計的底座結構是安全的。
3總結
光伏支架在整個光伏電站的投資建設中占了很大一部分，因此對它進行優設計很有必要的。同時我們也應該看到，目前市場的大電站支架結構較單一，優化空間有限，應在優化設計時切實保證其在25年內能安全使用。在設計時，要充分考慮《光伏發電站設計規范》中列出的各項荷載及對它們進行最不利荷載組合，這樣才能保證結構的安全。
參考文獻
[1] GB50797-2012.光伏發電站設計規范[S].
【關鍵詞】水電站；引水；系統研究；設計及優化
1引水隧洞洞徑的確定
根據該工程資料，設計水電站最大引水發電流量為31m3/s，故該引水隧洞需滿足31m3/s的過流能力。該工程采用深式進水口的有壓引水隧洞，隧洞斷面采用圓形斷面，因為圓形斷面的水流條件和受力條件都較為有利。在裝機流量一定的情況下，隧洞斷面尺寸取決于洞內流速，流速越大所需要斷面尺寸愈小，但水頭損失愈大，而且流速越大，對工程地質要求也越高。該工程為小（1）型工程，對于確定隧洞斷面尺寸，采用經濟流速法，目前我國水電站有壓隧洞的經濟流速一般為2.5～4.0m/s。經計算得出，該工程有壓隧洞的洞徑為3.5m。
1.1進水口設計
1.1.1進水口高程的確定
該工程采用深式進水口，為避免河床淤沙進入隧洞，進水口底板高程須比河床的淤沙高程高出0.5～1m，該工程的淤沙高程為867.4m。另外，為使引水隧洞形成穩定的有壓流，避免出現漏斗狀吸氣漩渦，進水口需要一定的淹沒深度，以閘門斷面為計算斷面（閘門采用矩形斷面，寬、高均與隧洞洞經相等）。經計算得出臨界水深s為2.53m。
進水口除了要避免出現漩渦和吸氣漏斗，尚應保證沿線不出現負壓，對于后者，計算時可以簡化取沿線洞頂處的水壓力有不小于2.0m的水頭。
經計算得，進水口閘門段頂部高程應在873.08m（875.61-2.53873.08m）以下，進水口底部高程應在867.4m以上；而進水口位置越低，電站在正常運行時隧洞內水壓力越大，但電站可利用庫容也越大；綜合考慮以上因素，取進水口底部高程為868.0m，則閘門頂部高程為871.5m。則水庫允許的最低水面高程h為：h=871.5+2.53=874.03m。
1.1.2進水口進口段設計
該隧洞進水口均勻斷面為矩形斷面，且采用寬高相等，均等于隧洞直徑的尺寸。那么，該進水口采用頂板及左右三面收縮的矩形斷面，三面的收縮曲線為相同的1/4橢圓曲線，收縮斷面方程式見公式（1）。
（1）
為了使水流平順地流入引水道，減少進口處水頭損失，進口段的流速一般不宜太大，一般控制在1.50m/s左右。進口面積計算見公式（2），建議不小于計算值為14.79 。
（2）
式中： ――引水隧洞斷面面積；θ――引水隧洞中心線與水平面之間的夾角，角度很小，近似取0°；C――收縮系數，一般取C0.6～0.7，該處取0.65。經計算，進水口實際面積為27.27 ，進水口處水流流速為1.14m/s，均滿足要求。
1.1.3進水口閘門段設計
閘門段是引水道和進水口段的連接段，其體形主要根據所采用的閘門、門槽型式以及結構的受力條件而決定。該工程中，閘門斷面的寬、高均等于隧洞洞徑。
根據《水利水電工程鋼閘門設計規范》（SL74-95），進水口操作平臺安全超高標準為，對于4、5級進水口建筑，設計/校核水位時超高分別為30cm、20cm；攔污柵與閘門或閘門與閘門之間的最小凈距一般不得小于1.5m；啟閉機與機房墻面凈距不小于800mm；各臺啟閉機之間凈距不小于600mm；閘門檢修室或檢修平臺，在閘門檢修時四邊凈距均不小于800mm；此外尚應有欄桿、蓋板。
根據該工程實際情況，考慮波浪爬高、風壅高度，該設計中操作平臺安全超高取1.46m，即操作平臺高程為891m；經計算，該工程設計閘門門槽寬度為0.5m；閘門操作室內面積為5*6m2。
1.1.4通氣孔設計
在有壓管道進行充水或放空過程中，閘門后需要排氣和補氣，特別是在動水中下門時，問題更為突出，否則會引起壓力管道局部真空而經受負壓有時并導致管道和門葉震動，為此必須緊接閘門后設置通氣孔，通氣孔的下口應緊靠閘門后的水道頂部，其上口應和閘門操作室分開，通向室外，以保障發生通氣事故噴水時人員和機器設備的安全。另外，通氣孔頂端應該在上游最高水位以上，以免風浪卷入雜物堵塞通氣孔。
1.1.5進水口漸變段設計
漸變段是由閘門段（矩形斷面）到壓力引水道（圓形斷面）的過渡段，其斷面面積和流速應逐漸變化，使水流不產生渦流并盡量減少水頭損失。漸變段將矩形斷面過渡到圓形斷面，一般是收縮型的，采用圓角過渡，即在方形斷面的四角上，采用圓弧曲線，該四個圓弧的半徑逐漸增大，以致使四個圓弧最終連成一個圓。為施工方便，圓弧半徑按直線規律變化。在寬度方向上，平面收縮角為零，即閘門寬度應與管道直徑相等；立面上的收縮角一般取60～80，以70為最優。
漸變段不宜太長，因其應力狀態要比圓形差；也不能太短，需要滿足平順水流的條件，對于岸式進水口，長度可取1.5～2.0倍的引水道寬度或洞徑。
對于該工程，閘門段截面寬高均與洞徑相等，故漸變段不存在收縮角，并且選定該工程漸變段長度為1.6倍洞徑，算得漸變段長度為5.6m。
1.2引水隧洞襯砌的設計
該工程引水系統所處位置的地層位二疊系茅口組中厚灰巖，局部塊狀灰巖、白云質灰巖和含燧石灰巖。巖層走向與隧洞走向基本平行，為二類圍巖，成洞條件好，僅在局部地段有溶蝕現象和小溶洞存在的可能，但處理工作量不大。對隧洞進行襯砌主要是用于承受內水壓力，防治滲漏，減小洞壁糙率，在該工程中，選擇混凝土襯砌，為方便施工取襯砌厚度為20cm。
1.3壓力管道直徑的確定
壓力管道直徑的選定是一個經濟比較問題。直徑選得大，造價就高，但流速可以低些，水頭損失，也就是運行時電能損失可以小些。反之，直徑定的小，造價可以低些，但運行時電能損失就大些。從一般經驗上來看，水頭高的電站，壓力管道內流速可選得大些，電站水頭在200m以上的，壓力管道內流速可高達6～7 m/s，甚至在大一點。水頭在50～150m的，壓力管道內的流速常選為4～6m/s。該工程設計水頭為63.5m，經經濟比較，壓力管道流速選為5m/s。經計算，壓力管道直徑為2.8m。
1.4調壓室設計
設置調壓室是減少水錘壓力在引水道中傳遞的有效方法之一。設置調壓室后，利用調壓室擴大的斷面積和自由水面，水錘波就會在調壓室反射到下游去。這就相當于把引水系統分為兩段，調壓室以前這段引水道，基本上可以避免水錘壓力的影響；調壓室以后這段壓力管道，由于縮短了水錘波的傳遞過程，從而減小了壓力管道中的水錘值，改善了機組運行條件和供電質量。
根據調壓室的功用，它應滿足下列要求：①盡可能充分反射由壓力管道傳來的水錘波，以減少壓力管道中水錘壓力，并使傳至引水道中的水錘值控制在合理范圍內；②應能保證調壓室中發生的一切水位波動都具有逐漸衰減的性質，并且衰減得愈快愈好；③負荷變化時，引起的波動振幅小，頻率低，這樣就可以減小調壓室的高度，并有利于機組的穩定運行；④在正常運行中，水流經過調壓室與引水道連接處的水頭損失應盡量小；⑤調壓室頂部，應滿足水庫最高設計水位當電站在瞬時丟棄全部負荷時，水涌入調壓室所需的容積和高度；調壓室的底部高程應保證最低設計水位當電站急增負荷，調壓室水位下降時，壓力管道內無空氣進入；⑥結構安全可靠、施工簡單方便、造價經濟合理。
2壓力管道的設計
經過前面計算得出，該電站壓力管道直徑為2.8m，管內流速為5m/s，管長78m。根據《水電站壓力鋼管設計規范》（SL281-2003），為方便出渣（該工程采用自下而上的開挖出渣方式），該電站壓力管道布置分為上游坡率為2%的管段、中間傾角為450的斜井段和下游水平段；段間由圓弧段連接，兩個圓弧段的半徑分別為13.5m、18.6m。
壓力管道的水力計算包括水頭損失計算及水錘計算。該電站壓力管道的實際水頭損失為1m。
2.1壓力管道的水錘計算
水錘計算的主要目的是為了推求管道中的最低和最高內水壓強，管道中的內水壓力是靜水壓力和水錘壓強的代數和。前者取決與電站的上下游水位；后者則與初始水頭及流量變化的數值，歷時和規律有關。
根據《水電站壓力鋼管設計規范》（SL281-2003），水錘計算工況應根據電站在電力系統的運行情況確定，初步計算可按下列工況進行：
①特殊工況最高壓力計算（相應于水庫水位為最高發電水位，有鋼管供水的全部機組突然全丟負荷）；②正常工況最高壓力計算（相應于水庫正常蓄水位，由鋼管供水的全部機組突然全丟負荷）；③最低壓力計算（相應于水庫水位為最低發電水位，由鋼管供水的全部機組除一臺外都在滿發，未帶負荷的一臺由空轉增荷至滿發）。
2.2 壓力鋼管的強度及抗外壓穩定計算
根據壓力鋼管的受力特征和鋼材的特性，該電站壓力鋼管設計材料采用碳素結構鋼Q235-Z（GB700-65），屈服強度 ；根據《水工設計手冊（第七卷 水電站建筑物）》，在基本荷載組合時容許應力取0.67 （157.45 ），特殊荷載組合0.9 （211.5 ）。初步設計階段的計算均按鋼管為光面管計算。
3 電站廠房設計
3.1 水電站廠房的作用及基本要求
水電站廠房是將水能轉化為電能的主要建筑物，應能容納主機設備和各種附屬、輔助設備。后者也可另設車間。對廠房的基本要求是：①安全、耐久、實用，在可能條件下注意美觀；②對外交通便利，對內聯系方便，便于安裝、檢修和巡視；③力求工程量最少，投資節省，工期最短；④有良好的通風、采光、照明、隔熱、保溫等條件；具有清靜、明快的環境；提供運行、檢修和觀測等人員必要而適宜的工作條件；⑤技術先進，符合現代化要求。
3.2 水電站廠房的組成
從設備布置、運行要求的空間劃分：①主廠房，布置著水電站的主要動力設備（水輪發電機組）和各種輔助設備的主機室（主機間），及組裝、檢修設備的裝配場（安裝間），是水電站的主要組成部；②副廠房。布置著控制設備、電器設備和輔助設備，是水電站的運行、控制、監視、通訊、試驗、管理和運行人員工作的房間；③主變壓器場。裝設主變壓器的地方。電能經過主變壓器升高到規定的電壓后引到開關站；④開關站（戶外高壓配電設置）。裝設高壓開關、高壓母線和保護措施等高壓電器設備的場所，高壓輸電線由此將電能輸往用戶，要求占地面積較大。
3.3 水電站廠房平面布置的相關計算
主廠房的長度、寬度尺寸，主要取決于水輪發電機定子及風罩墻、水輪機蝸殼、尾水管、調速設備系統的布置，以及主要設備的裝卸方法和安裝、檢修、運行管理的要求，同時還要考慮到結構布置和立面藝術處理。
4 結論
電站建成后，水庫蓄水，加以利用，可充分開發水能，將水能這一無污染資源轉換為電能，供人類使用，對工程周邊的區域發展有促進作用。另外，灌溉農田，可改善土壤水文狀況及高原土壤不良性質，改變了灌區空氣的濕度和溫度，使農田小氣候更適宜各種農作物的生長，可明顯提高各種農作物產量，這樣工程的建設可促進區域農業種植結構的調整，對實現區域農業生態環境的良性循環，實現農業的可持續發展具有重要意義，工程具有明顯的環境效益、經濟效益和社會效益。
參考文獻
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關鍵詞：煤礦 變電站 設計
中圖分類號：TD63 文獻標識碼：A 文章編號：1007-3973（2012）010-042-02
1 郭家河煤礦概況
郭家河煤礦是陜西郭家河煤業有限責任公司下屬的設計能力為年產500萬噸的特大型現代化礦井，位于陜西寶雞市麟游縣天堂鎮。該礦屬高瓦斯煤礦，煤層屬易自燃煤層，煤塵具有爆炸危險性。井田開拓采用斜井+立井綜合開拓方式，礦井初期投產時共布置四個井筒。分別為主斜井（緩坡）、副斜井（緩坡）、左家溝回風立井和措施（進風）立井。經礦井用電負荷統計估算，全礦井設備安裝總容量為53247.3kW，其中工作容量為49561.0kW。
2 變電站方案確定
煤礦變電站方案確定時，應嚴格遵守《煤炭工業礦井設計規范》及《煤礦安全規程》中的相關條款進行設計。另外方案確定時也應該結合礦區總體規劃、當地電力部門的規劃、地方行業規程規范、業主的意見或建議。
煤礦主變電站一般規模為110kV及以下電壓等級，具體要按照煤礦規模、用電負荷數量、供電距離等因素來確定是建設110kV、35kV還是10kV變電站。本煤礦屬于特大型（5.0Mt/a），包括選煤廠的建設，用電負荷較多，因此，煤礦專用變電站推薦采用110kV電壓等級供電。
2.1 供電電源確定
分析煤礦周圍已有電源和未來的供電規劃可知，供電部門在煤礦工業場地規劃了1座區域110kV變電站。區域110kV變電站有兩回外部電源。煤礦110kV變電站2回110kV電源分別接自區域110kV變電站110kV不同母線段。由于電源距離較近，2回110kV電源采用電纜連接，型號為YJV-110kV-3*（1？00mm2）。
2.2 主變壓器確定
2.2.1 主變壓器繞組數確定
按照郭家河煤礦煤層覆存條件及采區的劃分，前20年，開采Ⅰ盤區時，10kV電壓等級完全可滿足煤礦需要。20年之后，開采Ⅱ盤區時，隨著井下工作面的延伸，供電距離較遠，10kV電壓等級不能滿足供電質量。因此確定前期主變壓器選擇三相雙繞組有載調壓型變壓器，110kV/10kV。后期主變壓器更換為三相三繞組有載調壓型變壓器，110kV/35kV/10kV。
2.2.2 主變壓器容量確定
按照需用系數法對煤礦用電負荷進行統計計算后，煤礦10kV母線側最大計算負荷（經高壓電容器補償9000kvar，并考慮總負荷同時率后）有功功率為24346.2kW；無功功率為4700.4kvar；視在功率為24795.7kVA；功率因數為0.98。主變壓器選用2臺25MVA的容量時，當1臺主變壓器故障或檢修時，另1臺能100%保證全礦井生產和生活用電。
2.3 變電站主接線及布置形式的確定
2.3.1 電氣主接線形式確定
變電站電氣主接線方式有多種（單母線、單母線分段、雙母線、橋型接線等），應按照可靠性、經濟性、靈活性的原則來確定。本煤礦變電站采用單母線分段接線方式能滿足礦井用電負荷要求，也是規范中推薦使用的一種主接線方式。因此，110kV及10kV均采用單母線分段接線方式。
2.3.2 布置形式確定
110kV變電站布置形式分為戶外布置和戶內布置，按照設備不同，又分為COMPASS組合電氣布置、GIS布置、普通構架布置。本煤礦變電站靠近原煤倉及準備車間附近，污染大，為了電氣設備的安全運行，變電站采用全戶內布置方式。
3 煤礦110kV變電站主要設備選型
3.1 變電站的設置
變電站面積為4096m2，64m？4m（長卓恚D諫璧縉酆下ァVG電容器室、事故油池、砂箱及消防器材庫等。變電站內設環形通道，電氣綜合樓靠近東側布置、SVG無功補償裝置采用室內安裝方式布置在變電站西側。電氣綜合樓采用兩層式布置：110kV配電裝置布置在室內二層，10kV配電裝置、主控室，通信室均布置在室內一層。變電站場地呈正方形，主變壓器采用戶內布置。
3.2 主要電氣設備的選型
3.2.1 一次設備選型
變電站內設主變壓器2臺，型號為SZ11-25000/110、110？？.25%/10.5kV、25000kVA三相自冷式雙繞組有載調壓變壓器，正常2臺同時分列運行，負荷率為0.50。
110kV設備選用戶內ZF7A-126型SF6封閉式組合電器。進線2個間隔均采用電纜進線，主變2個間隔均采用架空出線，PT間隔2個、分段1個。
10kV設備選用KYN28A-12型金屬鎧裝移開式封閉開關柜，內設VS1-12型戶內真空斷路器，附彈簧操作機構。進線、母聯斷路器柜額定電流2000A，額定開斷電流31.5kA。其它饋出線柜額定電流為1250A，額定開斷電流31.5kA。10kV配電裝置室采用雙列式布置，電纜出線方式。
10kV母線上裝設靜止型無功發生器（SVG+并補）2套，每套補償容量為7000kvar。其中SVG部分：有效補償容量為？Mvar；并聯補償部分：容量為5Mvar。每套SVG裝置額定補償容量可實現-2～7Mvar無功連續可調。無功補償裝置考慮一定的富裕量。全站基波補償總容量14000kvar，屋內安裝方式。SVG+FC的治理方案具有無功補償能力強、濾波特性好、響應速度快、改善電壓波動與閃變、運行損耗少等優點。經治理后，使礦井變電站10kV母線功率因數不低于0.95，電能質量滿足國家標準現值。
為降低礦井電容電流，設計選用XBSG-10/70型消弧線圈及選線成套裝置2套，設備采用KYN28A-12型柜體布置在獨立的房間內。實現電網中對地電容電流的自動跟蹤補償。
變電站操作電源選用微機控制高頻開關直流（-220V）電源系統，內設PZDWK-200Ah/220型鉛酸免維護蓄電池。
為防止雷電波入侵，在變電所各側母線上裝設避雷器保護。為防止真空斷路器的操作過電壓，設計選用組合式金屬氧化物避雷器保護。變電站電氣綜合樓采用避雷帶進行保護，防止直擊雷。全所接地電阻要求小于0.5%R。
3.2.2 二次設備選型
礦井110kV變電站裝備1套分層分布式變電站綜合自動化系統，按無人值守設計。110kV線路、變壓器測控保護設備及公用測控設備集中組屏安裝，10kV間隔測控保護裝置就地分散安裝于10kV開關柜。變電站繼電保護和自動裝置均按國家標準給予配置。
微機保護及監控系統采用國電南自系列產品。
4 結論
郭家河煤礦110kV變電站按照全戶內無人值班變電站設計，設備按照高可靠性、高技術含量、少維護或免維護、無油化、小型化的原則進行選取。本工程特點如下：（1）變電站按照全戶內布置方式，減少占地面積，造型美觀大方，設備抗污穢能力強。（2）變電站設備選用高技術含量、高可靠性設備，采用最先進的無功補償方式，為變電站的可靠運行提供保障。（3）變電站采用簡單可靠的供電系統，減少供電環節，采用多種備自投功能，提高了供電的可靠性。（4）變電站采用新型接地材料，具有安裝效率高、壽命長、強度高的特點，為變電站的安全穩定運行奠定了基礎。（5）變電站采用微機監控系統，自動化程度高，實現了變電站的無人值班化。郭家河煤礦110kV建成投運一年多以來，一直穩定無事故運行，為郭家河煤礦安全生產、高產高效的順利實施奠定了基礎。本工程為煤礦供電系統的設計發展提供了新的思路。
關鍵詞 小型水電站；水輪機；增容改造
中圖分類號[TM622] 文獻標識碼 A 文章編號 1674-6708（2013）95-0071-02
1 電站概況
龍鳳水庫電站位于吉林省蛟河市，拉法河支流龍鳳河中游龍鳳鄉境內。電站于1982年末竣工并驗收，1983年5月并網發電，原來的電站裝機容量是125kW機組3臺，總裝機容量為375kW，原水輪發電機組由吉林省汪清縣電機廠生產，水輪機型號ZD661-LH-60，發電機型號TS N59/41-8-125。
2 水輪機增容改造的必要性
水輪發電機組至今發電運行30年，效率較低，過流能力差，與目前國內同類轉輪相比，效率低；水輪機與水輪發電機選型不合理，性能指標較低，偏離了高效率區，振動區范圍大，空化性能差，影響機組的安全穩定運行；水輪機抗汽蝕、抗磨損、抗振動性能差，事故隱患增加。綜上所述水輪機改造勢在必行。
3 水輪機改造的基本原則
通過對水輪機轉輪改型，提高機組效率，改善機組運行的安全穩定性；水輪機轉輪直徑保持不變；水輪機的蝸殼、尾水管埋設部件不變；有先進可靠的性能參數；滿足現有安裝高程；滿足現有規范的要求；增加機組容量。
4 水輪機改造
4.1水頭的確定
電站加權平均水頭為9.9m，尾水管出口高程為372.8m，根據《小型水力發電站設計規范》（GB50071-2002）第6.1.4中“立軸式水輪機尾水管出口頂緣應低于尾水位0.5m”的規定，確定最低尾水位為373.30m，電站水輪機層地面高程為376.22m，結合實際確定最高尾水位比水輪機層地面低0.22m，則最高尾水位確定為376.00m。上游水庫正常高為384.3m，確定機組設計毛水頭為11m，根據電站輸水系統水力損失計算，相應的輸水系統損失為1.5m，綜合確定電站設計水頭為9.4m，相應的流量Q=2.10m3/s；按上游設計洪水位減去下游最低尾水位及輸水系統的水力損失確定電站最大水頭為13m；按上游最低庫水位減去下游最高尾水位及輸水系統水力損失確定電站最小水頭為6m。
4.2轉輪選擇
機組轉輪的選擇是水電站增效擴容改造的關鍵，電站改造后，水輪機轉輪直徑不能增大，同時水輪機的流道不能改變，因此必須選擇與電站流道近似的國內已研究成功的效率高、過流量大、單位轉速高、空化和穩定性好且流道與原電站相近的新型轉輪，才能滿足上述要求。適合本電站增容改造的轉輪有ZD987、K408-01/4、ZD660、JP502、K508五種水輪機轉輪。但就水力模型流道而然這幾種機型還有許多不同之處，主要應從尾水管高度h ，導葉高度B0以及輪轂體直徑dB這三個因素對水輪機性能起至關重要作用的方面來加以分析 。以選擇出更適合龍鳳水庫電站流道條件的轉輪。
4.3 性能分析
4.3.1設計工況參數
方案一：ZD987型轉輪模型設計工況效率為89.2%，應用于龍鳳水庫電站流道，因流道變化，效率約下降0.2%，用ηTmax=1-0.3（1-ηMmax）-0.7（1-ηMmax）·（D1M/D1）1/5·（HM/H）1/10 這個公式進行計算，原來的模型效率修正值是-1 %，所以真機的效率比模型的效率小1.2個百分點，因此對模型的效率進行-1.2%修正，設計點真機效率為88%。
方案二：K408-01/4型轉輪模型設計工況效率為91%，應用于龍鳳水庫電站，由于流道發生了改變，其效率也隨之降低了3.8%，通過計算原來模型效率的修正數值是-0.4 %，所以真機的效率比模型的效率小4.2個百分點，因此要把模型效率進行-4.2%修正，設計點真機效率為86.8%。
方案三：ZD660型轉輪模型設計工況效率為90%，應用于龍鳳水庫電站，由于流道改變，其效率也隨之降低了2.6%，通過計算原來模型的效率修正值是-0.7 %，所以真機的效率比模型的效率低3.3個百分點，因此要把模型效率修正-3.3%，設計點真機效率是86.7%。
方案四：JP502型轉輪模型設計工況效率為90.8%，應用于龍鳳水庫電站，由于流道發生了變化，其效率約也隨之降低了3.8%，通過計算原來模型效率修正值是-0.8 %，所以真機效率比模型效率小4.6個百分點，因此要把模型效率進行-4.6%修正，設計點真機的效率為86.2%。
方案五：JK508型轉輪模型設計工況效率為89%，應用于龍鳳水庫電站，由于流道發生了改變，效率也隨之降低3.8%，通過計算模型效率修正值是-1 %，所以真機效率比模型效率小4.8個百分點，因此要把模型效率進行-4.8%修正，設計點真機效率為84.2%。
4.3.2空化性能分析
對出力有關聯的臨界空化系數來講，輪轂體直徑和尾水管高度的作用大一些，尾水管高度低，臨界空化系數將變小；輪轂體直徑大，臨界空化系數將變大。在空化系數修正時，把原空化系數乘上1.1為龍鳳水庫電站轉輪的臨界空化系數值。
4.3.3 技術比較
經過五種方案的性能分析我們得出結論，方案五JK508型轉輪與方案四JP502型轉輪效率偏低，綜合指標不符合，流道和ZD661型轉輪相差很大，輪轂比，ZD661型轉輪輪轂直徑為0.24m，JK508與JP502型轉輪輪轂直徑為0.27m，并過流能力不好，因此不用。
方案一ZD987型轉輪、方案二K408-01/4型轉輪和方案三ZD660型轉輪比較，屬于目前國內最為先進的轉輪。從模型曲線圖查到，K408-01/4型轉輪最高效率能達到91%，ZD660型轉輪最高效率只能到90%， ZD987型轉輪最高效率能到89.2%，可K408-01/4型轉輪和ZD660型轉輪由于流道的偏差導致真機效率均低于ZD987轉輪，工況偏差較大，經過綜合比較分析，最終選擇方案一ZD987作為龍鳳水庫電站增容改造轉輪。
4.4水輪機安裝高程的復核
根據額定水頭計算Hs值，并用最大、最小水頭校核。Hs值按下式計算：
Hs'= Hs+XD1 （X取0.41）
安=Zd+ Hs'
根據電站水輪機采用不銹鋼轉輪的要求，經計算最小水頭下Hs=+2.98m ，設計水頭下Hs=+2.86m，最大水頭下Hs=+3.86m考慮一定余量，電站最低尾水位373.3m，計算水輪機的安裝高程（導葉中心）為376.41m，高于原有水輪機安裝高程（導葉中心）的375.56m，說明本轉輪的汽蝕性好，綜合確定水輪機的安裝高程（導葉中心）取與原機組相同，即為375.56m。
4.5 改造后的主要參數
水輪機參數：型號ZD987-LH-60，轉輪直徑0.6m，額定水頭9.4m，額定流量1.99m3/s，額定轉速750r/min，飛逸轉速1560r/min，額定效率88%，最高效率88.2%，吸出高度 2.014m。
發電機參數：型號SF150-8/740，額定容量 150kW，額定功率161.8kW，額定電壓0.4KV，額定功率因數0.8，額定轉速 750r/min。
4.6水力過渡過程計算
本電站三臺機組合用一根引水管，按三臺機組同時甩負荷考慮。當額定水頭Hr=9.4m、P=150kW時，Q=2.1m3/s，∑LV=494.53m2/s，導葉分段關閉時間Ts1=5s，Ts2=10s，分段點為導葉全開度的50%，甩三臺機組全負荷，機組最大速率上升βmax=24%，蝸殼進口壓力相對于額定水頭上升43.2%，蝸殼承壓13.1m，尾管進口真空度為3.6m水柱。
當最大水頭Hmax=13m、P=150kW時，Q=1.62m3/s，∑LV=381.49m2/s，導葉分段關閉時間Ts1=5s，Ts2=10s，分段點為導葉全開度的50%，甩二臺機組全負荷，機組最大速率上升βmax=18.5%，蝸殼進口壓力相對于額定水頭上升38.5%，蝸殼進口承壓15m，尾管進口真空度為3.1m水柱。
根據《小型水力發電站設計規范》（GB50071-2002）規范要求，水輪機蝸殼最大允許壓力上升率不得大于70%，機組額定出力甩全負荷時，最大轉速上升率不宜大于50%，本計算結果均滿足規范要求。
5結論
龍鳳水庫電站水輪機增容改造是在保持原有流道及部分參數不變的情況下，通過采用先進的結構設計，提高了水輪機效率及過流量，增加了水輪機出力。經過計算分析后確定的增容改造方案，不僅是可行的，而且是穩妥可靠的。該電站通過改造，使機組消除了安全運行隱患，到達增容增效安全穩定運行的目的。
參考文獻
[1]GB50071-2002小型水力發電站設計規范.北京.中國計劃出版社，2003.
關鍵詞：常見問題；土建結構變電站；土建結構；設計；方案處理方式；優化
Abstract: With the social progress and raising the level of economic development, the construction of national circuit network has made considerable progress. Electric power engineering structure design is complicated and heavy responsibility. Therefore we shall attach great importance to structure design. This paper introduces the common problems and the transformer substation in structural design of civil engineering structure design scheme.
Keywords: common problem; structure of substation; structure; design; solution treatment; optimization
中圖分類號：TU318文獻標識碼：A 文章編號：
電力工程結構設計直接影響和決定電力工程質量安全。結構設計要高度重視電力工程結構設計方面常見問題，工作中嚴格遵照電力工程設計規范、標準，以科學嚴謹的態度對待，保證電力工程質量，確保供電安全。變電站施工工程在工程建設全過程中所占時間相對較長。
1結構設計中的樓層平面剛度問題
有些電力工程結構設計，在結構布置缺乏必要措施或缺乏基本的結構觀念情況下，采用樓板變形的計算程序。盡管計算機程序的編程在數學力學模型上是成立的甚至是準確無誤的，但在確定樓板變形程度上卻很難做到準確。因此，這樣的建筑結構設計定會存在著結構某些構件或部位安全儲備過大或者結構不安全成分等現象。設計時應盡可能將樓層設計成剛性樓面，以使計算機程序的計算結果基本上反映結構的真實受力狀況而不至于出現根本性的誤差。當然，要實現這一點，首先應在建筑設計甚至方案階段就避免采用樓面有變形的平面比如凹槽缺口太深、塊體之間成“縮頸”連接、外伸翼塊太長、樓層大開洞等。
2結構縫設置以及縫寬度問題
溫度的變化對建筑結構有著不利影響，因此，電力工程物尤其是超長電力工程物設置合理的伸縮縫是十分有必要的。但是部分結構設計人員不使用伸縮縫減少溫度影響而使用后澆帶代替，這種做法存在一定的問題。因為后澆帶不能解決溫度變化的影響，僅能減少混凝土材料干縮的影響。在后澆帶處的混凝土封閉后，若結構再受溫度變化的影響，后澆帶就不能再起任何作用了。一些超長建筑結構不便或不能設置溫度伸縮縫時，應采取其他構造加強措施，不能只留設施工后澆帶，例如：采用預應力混凝土結構、對受溫度變化影響較大的部位適當配置間距較密、直徑較小的溫度筋、加強頂層屋面的保溫隔熱措施等。
3變電站的前期規劃
3．1總圖布置
變電站的總圖布置應充分考慮遠近結合，在滿足工程規范、規程和工藝流程的前提下壓縮建筑物間距，做到用地規整，布局緊湊合理，使得圍墻內用地和站址總用地面積盡可能保證最小，在滿足使用功能條件下，建筑物盡量合并為一棟綜合樓，減少占地面積，順帶減少相應附屬的圍墻、場地平整等費用。
3．2站址選擇
站址選擇應結合國土部門和規劃部門各方面的要求，選擇能直接利用水源和市政設施、拆遷量少、道路連接短、地形平坦的地區，避開斷層、滑坡、山區風口或高差較大的地形。盡量不拆遷房屋或搬遷線路或墳墓。特殊情況下采用旋轉、平移、總平面局部切角等方式降低工程總體造價，減少賠償費用。選擇站址時也要注意多方案比較選擇，確保最終方案的合理性。
3．3地基處理
在前期規劃階段，地下情況是必須要充分了解的，地下是否有文物古跡、主要管道、地下文物、防空洞，地基是否處于礦區采空區、區域性斷裂帶、滑坡地區等，都是要提前了解的，如果做不到提前了解的話可能會造成不必要的搬遷和基地處理費用。
4具體設計
4．1總平面布置
主要優化道路接口、給排水接口、道路接口、消防和安全距離等方面。根據規范、規程合理布置已確定規模的各建筑物，盡可能合并共用設施，向空中發展，使平面布置更緊湊、道路占地面積減少，達到節約用地的目的。戶內可采取兩個出線間隔公用一跨、將電容器室、配電室和主控室合為一體的方式，縮小整體面積。
4．2結構設計
在變電站設計時應以建立新型的結構體系為目標，這一新型的結構體系包括預制裝配結構體系和鋼結構體系。在保證結構有足夠的耐久性、穩定性和強度的前提下，優先選用構建簡單、結構明確的結構體系。用工廠化、通用化、標準化規范建筑構件的選擇，將全壽命周期成本概念引入結構設計中，充分論證建筑和結構關系，最后對設計方案進行論證和比選，進行多專業可行性研究，確定最優方案。
4．3建筑設計
在變電站建設中，變電站內建筑物也是十分重要的一環，因此，在滿足生產要求前提下，變電站內的建筑物要合理布置房間，減少不必要的附屬面積，采用工業建筑標準統一模式建設。同時，要做好建筑的節水，節地，節能，和節材工作。采用框架結構，降低單位建筑面積造價，形成相對較大的空間，節約占地面積和造價，便于電氣設備布置。同時還要注意盡量不設屋外水消防，盡力控制建筑物體積。
4．4地基與基礎設計處理
變電站基礎設計是施工設計優化的重點，建筑物基礎選型時，必須因地制宜，結合地質情況，充分利用天然地基。同時要熟讀地質資料，務求優化基礎。盡量利用天然地基，基礎滿足設備安裝運行要求.同時，盡量淺埋。有些地方必須要用樁做基礎，這種情況下要根據地質資料選擇合適的樁形。
5結構荷載取值
5.1屋面可變荷載的取值和分布
并非在屋面全跨布置可變荷載產生的內力一定最大，往往在半跨布置可變荷載時結構可能更為不利。因此對于屋架和拱殼屋面除了全跨布置可變荷載時做出計算外，還應考慮半跨布置可變荷載，并做出相應的計算，然后按最不利的情況進行設計。對屋面可變荷載的取值應十分謹慎，特別是對于屋架和拱殼屋面，因為這類屋面荷載的分布對結構的內力很敏感。例如積雪荷載應按全跨均勻分布、不均勻分布，半跨均勻分布的幾種情況進行設計，這樣才能保證屋面結構的安全。
5.2基礎設計時的荷載取值
在建筑地基基礎設計規范(GB 50007-2002)中做出了以下規定：計算地基變形時，傳至基礎底面上的荷載效應應按正常使用極限狀態下荷載效應的永久值組合，不應計入風荷載和地震作用。計算擋土墻土壓力、地基或斜坡穩定及滑坡推力時，荷載效應應按承載能力極限狀態下荷載效應的基本組合，分項系數均為1.0。按地基承載力確定基礎底面積及埋深或按單樁承載力確定樁數時，傳至基礎或承臺底面上的荷載效應應按正常使用極限狀態下荷載效應的標準組合。
6在變電站設計方案完成后的工作
6.1做好施工圖技術交底工作
在變電站設計方案完成后，要進行施工圖技術交底工作，這項工作的主要目的是使參與工程建設的各方了解工程設計的主導思想、對主要建筑設備和材料的要求、所采用的新技術、新工藝、新材料、新設備的要求以及施工中應特別注意的事項。這樣做既能保證工程質量，也能減少圖紙中的差錯、遺漏、矛盾和訛誤。消除施工隱患，使設計更符合要求，避免返工造成的人力、財力、物力各方面的浪費。
6.2制定好設計變更管理制度
為了完善工程設計、保證設計和施工質量、糾正設計錯誤以符合施工現場條件，設計變更成為了必不可少的設計修改程序，設計變更制度在施工過程中的作用非常重要，它不僅影響著工程的進度、節奏和程度，也對造價控制有著深遠的意義，它直接影響著施工的費用。因此，在對設計方案進行變更時要進行嚴密的方案論證，盡量控制設計變更的數量、幅度和費用。在這個過程中，制定好設計變更管理制度就顯得非常重要。
6.3做好工程驗收工作
設計方在設計好方案之后還需要到場驗收施工方工作。例如到場驗收確保施工開挖達到設計要求的地基土層或地質條件好的部位，如果出現個別設計地基與實際不符時，應根據現場實際情況改變技術方案，滿足施工要求。這樣一來，設計方和施工方形成了良好的互動，可以保證變電站建設更好地完成。
7.結束語
變電站在土建結構設計的方案處理，從前期規劃、過程設計以及后期處理三個方面對其進行詳細分析，為我國遍電話土建結構設計提供了一定的借鑒。結構設計規范是國內結構設計的法規，是建筑結構做到技術先進、安全適用、經濟合理的指導文件。為了更好的遵循這一法規，對結構設計規范應該熟悉，更應該正確理解，保證土建結構設計質量。
參考文獻
[1]蔡敏華.淺談變電站在土建結構設計等問題的處理方案【J】.中華民居，2011