时间：2023-05-26 17:42:52
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇电站设计规范，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
关键词：压力前池；溢流侧堰；特征水位
中图分类号：U665文献标识码： A
1概述
LUNZUA水电站位于赞比亚北方省 Kasama县以北约170km处的LUNZUA河上，电站采用引水式开发，引水系统位于LUNZUA河右岸，引水建筑物由明渠、前池、压力钢管等组成。电站利用毛水头为269.78m，发电引用流量为7m3/s。安装两台单机容量为7.4MW的卧轴冲击式水轮发电机组。
前池作为连接引水明渠和压力钢管的中间建筑物，其主要作用是根据机组负荷的变化为流量的调节提供一个足够的空间，减少水位波动，平稳水头。LUNZUA水电站前池所在位置右侧有一条天然冲沟，根据这一地形条件，本工程在前池设置了溢流侧堰。当机组丢弃负荷，前池内涌波水位超过侧堰堰顶高程时，多余的水量可通过侧堰排出，这一方案较常规设计减少了前池的容积。
2 压力前池设计
2.1 侧堰水力计算
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第5.5.3条的规定，侧堰的堰顶高程应高于设计流量下水电站正常运行时的过境水流水面高程0.1～0.2m，由于本工程为小型工程，故取0.1m。已知渠道末端渠底高程为1424.0m，设计水深为1.478m，故溢流侧堰堰顶高程确定为1425.58m。
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第A.3条，对于设一道侧堰的布置，当水电站在设计流量下正常运行时，侧堰不溢水；当水电站突然丢弃全部负荷时，待水流稳定后全部流量从侧堰溢出，为控制工况。此时，侧堰下游引水渠道流量为零，侧堰泄流能力按下式确定。
（1）
式中：为引用流量，7m3/s；为流量系数，取（0.9~0.95），正堰流量系数；为溢流侧堰堰顶长度，m；为重力加速度，9.8m/s2；为堰顶水头，m。
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第4.5.3条，侧堰的堰顶长度，堰上平均水头，需经计算比较确定。溢流堰长度与溢流堰顶水深有关。溢流水深过大，则单宽流量大，消能工程量大；但溢流水深小，则溢流堰长度就长，影响前池平面布置，所以在计算时两者应兼顾考虑。根据上述原则，经试算确定堰顶长度和堰上平均水头。
溢流侧堰水力计算成果如表1所示。
表1 侧堰水力计算成果表
堰顶长度L（m） 堰上平均水头H（m）
15.0 0.407
2.2 前池特征水位计算
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第7.0.4条，应以设计流量下水电站正常运行时的水位作为前池的正常水位。即：
（2）
式中：为前池正常运行水位，m；为引水明渠末端渠底高程，1424.0m；为引水明渠末端设计水深，1.478m。
当机组突然丢弃全部负荷时，会在前池形成逆向涌水波，并最终形成最高水位。根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第D.0.5条，侧堰作为控制泄流建筑物，对涌波起到控制作用，即对引水道系统来说，控制工况是：电站甩满负荷待水流稳定后（涌波已消失），全部流量从侧堰侧堰溢出时，将恒定流时的堰上水头乘以1.1～1.2的系数，把这时的水位定为最高涌波水位。即：
（3）
式中：为前池最高涌波水位，m；为侧堰堰顶高程，1425.58m；为侧堰堰上水头，0.407m。
根据《水电站引水渠道及前池设计规范》第8.0.6条，前池最低水位可根据水电站运行要求确定。一般前池最低水位为电站突然增加负荷前前池的起始水位减去突然增荷时的最低涌波。对于非自动调节渠道，起始水位可取溢流堰顶高程，最低涌波按一台机组运行突增到两台机组即发电流量由3.5m3/s突然增加到7m3/s时的前池水位降落。
引水渠道中产生落波时，最低运行水位可由下列公式联立求解：
（4）
（5）
（6）
（7）
式中：为渠道产生落波时的波速，m/s；为落波波高，m；负荷变化前的过水面积，m2；为过水断面湿周，m；为渠道末端设计流速，m/s；为最大消落波高；为安全系数，取2；为最低运行水位。
前池特征水位计算成果如下表2所示。
表2 前池特征水位计算成果表
正常运行水位（m） 最高涌波水位（m） 最低运行水位（m）
1425.48 1426.67 1424.68
2.3 前池结构布置
根据侧堰水力计算和前池特征水位计算成果，结合压力钢管进水口淹没深度的要求及前池末端底板高程的要求，确定前池的结构布置如下。
前池长39.0m，其中过渡段长18.0m，池身段长21.0m，顶宽7.0m，池顶高程为1426.67m，池底高程为1420.5m~1420.0m，最大池深为6.67m。前池断面型式为一复合断面，1423.0m高程以下为梯形断面，底宽2.0m，顶宽7.0m，1423.0m高程以上为矩形断面，宽7.0m。明渠与压力前池设一过渡段连接，扩散角为4.93°，底部纵坡为1:5.143。前池结构布置如下图所示。
图1 压力前池平面布置图
图2 压力前池纵剖面图
3结语
前池的设计要充分与地形、地质条件相结合，当地形条件允许时，在前池设置溢流侧堰可有效减少因水位升高对前池容积的要求。设有溢流侧堰的前池，其各特征运行水位的计算与常规前池不同，应在侧堰水力计算的基础上，根据机组负荷变化的情况综合确定。
参考文献
[1] DL/T 50792007，水电站引水渠道及前池设计规范[S]．
[2] GB 500712002，小型水力发电站计规范[S]．
关键词：若水电站 翻板门 优化控制 应用
中图分类号：TV64 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）012-086-02
1 若水电站工程概况
若水电站位于沅江一级支流巫水下游的怀化市会同县境内，装机3W，水库正常蓄水位192.5m，死水位191.5m，溢流堰堰顶高程187.5m，正常蓄水位时库容791万m3，有效库容183万m3，水轮机额定水头11 m，额定流量52.3 m3/s，年利用小时4 652小时，电站年设计发电量6 978万度。
若水电站大坝右岸溢流坝溢流堰上安装16孔宽10m、高5m的水力自控翻板闸门，大坝左岸重力坝上设置两扇宽12m、高8.3m的弧形闸门，水力自控翻板闸门与弧形闸门构成电站的泄洪设备。
按设计规范，当水库水位上升达到水力自控翻板闸门门顶过水深度达0.4m时，翻板门开始自动翻转开启，洪水从闸板上、下部泄流，当水库水位上升达到水力自控翻板闸门门顶过水深度达0.88m时，闸门全开（80；当蒜嘶回落至闸门自高担%-80%时，翻板门自动复位。洪水期间，若翻板门不足以渲泄洪水时，还可操作弧形闸门泄洪。
2 翻板门关闭动作控制问题的提出
水力自控翻板闸门在洪水来临时，可按预定的水位自动翻板泄洪，洪水退去后也可按预定的水位自动复位关闭。但在实际运行中，水力自控翻板闸门的运用存在下列问题：（1）水力自控翻板闸门要在洪水退去后才复位，不能有效的拦截洪尾；（2）水位要降低到水库死水位以下翻板门才能完全关闭，不能最大限度利用水头发电；（3）翻板门从开始关闭到完全关闭有一个过程，此过程时间太长，浪费了水量。
如果在洪水期间，翻板门动作泄洪后，在洪水消落期间，能人工干预翻板门的动作，提前关闭翻板门，则可有效的拦截洪尾、提高发电水头，提高电站的发电效益。
3 翻板门关闭规律的探讨
经过现场对翻板门自动启闭多次观察、分析和试验，得出下列规律：
（1）水库水位为192.90m时翻板门开始自动翻转，洪水从闸板上、下部泄流；翻板门启动翻转的水位与设计规范一致。
（2）翻板门自动翻转开启的角度随水库水位上升增大，泄洪量相应增加。翻板门角度开启的速度与洪水量有关，洪水量越大翻板门角度开启的速度越快。当水库水位上升达到193.37m时，闸门全开（80；峰门缺的嘶与设计规范一致。
（3）当水库水位下落到192.52m时，翻板门自动开始关闭挡水。
（4）翻板门自动关闭复位过程中，其角度随水库水位下降减小，泄洪量也相应减少。翻板门角度关闭的速度与洪水量有关，洪水量越小翻板门角度减小的速度越快。当水库水位下降至191.46m时，所有闸门完全复位关闭，翻板门全关完全复位的水位与设计规范一致（设计规范为187.5+0.75191.25m至187.5+0.8191.5m之间）。
（5）从翻板门开始自动关闭到全关闭时间，视洪水退落情况而定，一般情况下需12小时以上。
从以上规律可知：翻板门开始自动关闭到全关闭时间较长，所有闸门完全关闭要在库水位下降到死水位以下方可完成，这对若水电站机组稳定运行和经济运行不利，必须设法解决。
在多次对若水电站翻板门自动启闭的观察过程中，于 2012年5月11日，发现一次异于平常的现象：若水电站因大雨泄洪，在泄洪过程中雨量减小，洪水有一定的消落后，水库水位还未下落到192.52m，此时，流域又下暴雨，水位又上涨，观测人员发现：当水库水位上涨到192.84～192.88m左右时，原已开启的翻板门先后关闭。此现象从未出现过。对这一重要的现象，笔者认为：如果这个现象为必然，可以利用这个规律在洪水退落期间用弧形闸门调节水库水位上升，使翻板门提前关闭，达到有效拦截洪尾、提高发电水头，提高发电效益的目的。
基于上述现象，湘能公司电运部和若水电站提出了“若水电站洪水期间优化翻板门控制”技术攻关课题，成立了研讨小组，进行课题研讨：（1）查阅相关技术资料求证（包括制造厂家和其他相关技术单位均没有任何资料说明翻板门会出现这种运行状况）。（2）继续仔细观察，进行必要的试验。（3）加装大坝、前池水尺，监测大坝、前池和尾水位变化情况以供水情分析。
根据若水电站翻板门设计、制造及安装的数据和情况，对翻板门在不同水位及水位变化状态下动作灵敏度及动作开度变化情况的观测统计进行深入分析，推算水位上升至192.85～192.875m的过程中，翻板门所受推力作用点发生变化，有可能使开启翻板门关闭，为此进行了多次精心试验。试验方法是在泄洪过程中，当洪水消落且库水位下降至192.75m左右时关闭弧形门，使库水位由下降状况转为上升状况，观察翻板门的动作情况。
3.1 试验结论
分析多次试验的结果及数据，结论如下：
（1）2012年5月11日发现的在泄洪状态翻转门自行关闭的现象是必然的现象。
（2）在泄洪状态洪水消落期间，水库水位还未下落到翻板门自动复位水位192.52m前，实施人为干预使库水位上升，可使翻板门在192.86m水位时自动关闭翻板门，而且翻板门关闭比其在水位回落时的自动关闭更加迅速，严密。
（3）实施人为干预使库水位上升的手段是关闭弧形闸门，利用控制弧形闸门人工干预提前关闭翻板门是可行的。
（4）利用控制弧形闸门人工干预提前关闭翻板门，截住了洪尾，水库水位不会降低到191.46m，提高了发电水头，为电站增加了效益。
（5）为保障大坝上游不受洪水影响，又要使翻板门快速关闭，选择在洪水为600～800 m3/s时实施为宜。
3.2 控制的实施步骤
（1）在翻板门泄洪时，同时打开弧形闸门泄洪。
（2）泄洪过程中，当洪水消落至600～800m3/s及库水位192.75m左右时，关闭弧形门。
（3）翻板门全部关闭后，开放弧形闸门泄洪，按“若水电站防洪手册”的规定控制水位与水量，使翻板门不第二次自动开启。
4 翻板门关闭实行人工控制后的效果
若水电站大坝翻板门关闭由自动翻门复位改由人工干预关闭后，经一年的运行，效益显著：
（1）人工干预提早关闭翻板门，有效的截住了尾洪，增加了1.06m高的水库库容，截住尾洪183万m3，按36 m3水发1度电计，一次洪水可多发电5万kwh，按巫水常年洪水6次计算，可增加发电量30万kwh，较大程度提高了水资源利用率。
关键词：水电站；工程；总体布置；建筑物；设计
中图分类号： S611 文献标识码： A 文章编号：
1工程概况
汶水一站水电站工程位于广东省广宁县古水河境内，为古水河梯级开发的第7级水电站。电站以发电为主，总装机容量2500kW，设计水头8.0m，年发电量945万kW.h。
2 设计依据
2.1工程等别及建筑物级别以及相应的洪水标准
汶水一站水电站以发电为主，装机容量为2500kW，校核洪水位时的总库容为280.0万m3。按照《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000的规定，工程属Ⅳ等工程，小(1)型规模。电站的永久建筑物(泄水闸、泄水建筑物、厂房)均按4级建筑物设计，导流围堰等临时工程按5级建筑物设计。
根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》规定，电站建筑物的洪水标准如表2-1-1所示。
表2-1-1洪水标准
2.2设计基本资料
1、水文气象
古水河流域自上游至下游主要气象参数为：多年平均气温20.8℃,最高气温39.1℃～39.4℃,最低气温-3.9℃～4.2℃.多年平均相对温度81%，多年平均风速0.9～1.1m/s，最大风速13～5.3m/s。
3 坝轴线的选择及工程总体布置
3.1坝轴线的选择
汶水一站水电站坝轴线的选择受河床宽度和厂房尾水畅顺影响，考虑到上游永隆水电站下游尾水位、汶水二站水电站开发时上游正常蓄水位衔接,选择Ⅰ线和Ⅱ线两个方案比较。
3.1.1Ⅰ线方案
(1)地形、地质条件。Ⅰ线内无较大的断层通过，未见次级褶皱，地质构造较不发育。(2)工程型式、布置。Ⅰ线方案拟于横石口村上300m处河段修筑拦河坝,并在河床左岸布置厂房及附属建筑物，属河床式开发方案。拦河坝左岸为公路。(3)工程量、施工条件。线基岩露头较明显，上部覆盖层较薄，开挖方量不大且对主要交通线没有造成破坏；河床相对较宽，填筑方量较大。厂房布置在河流左岸，离公路较近，施工方便，工程量和投资也不大。
3.1.2Ⅱ线方案
(1)地形、地质条件。坝轴线两岸植被茂密，自然边坡基本稳定，物理地质现象不发育。
（2）工程型式、布置
Ⅱ线的河床段修筑拦河坝和发电厂房及附属建筑物，在河床的右岸筑坝挡水，河床的左岸布置厂房和附属建筑物，属河床式开发方案。
3.1.3坝轴线比较和方案选择
I线坝址区基岩均属硬质岩石，岩面埋深和岩石风化均较浅，无较大的不良地质现象，工程地质与水文地质条件较好。II线坝址区左岸边坡较缓，右岸边坡较陡，岩面埋深和岩石风化相对1线均较深。下游有一小型滑坡体不利于坝体的稳定及防渗。综上所述，Ⅰ、Ⅱ线的工程地质与水文地质条件均可满足建坝的要求，但从施工安排及对环境的影响考虑，I线优于II线。因此，选定I线方案为本工程的推荐方案。
3.2枢纽布置选择
本电站水头较低，选定坝址处没有引水或其他布置的地形条件，所以厂+房采用河床式布置。总体布置采用右河床厂房还是左河床厂房方案，主要取决于对外交通条件。现有沥青公路已通往河流左岸，可通大汽车，且工程砂、碎石等材料主要取在左岸沙滩上，如果厂房布置在右岸则材料运送相对困难，费用增大，不利于降低工程投资。经综合分析，工程选定右岸布置溢流坝，左岸布置厂房的总体布置方案。
3.3挡水建筑物
3.3.1泄水闸坝
1)溢流闸坝布置
溢流坝全长50m，设4扇弧型闸门，闸门的尺寸为：10×7.5m(宽×高)，堰顶高程为84.8m，堰高4.7m，闸门顶高程为92.30m。
本水电站为径流式水电站，根据电站的坝上Z-Q关系曲线图查得，设计洪水位为92.00m，校核洪水位为94.60m。
2）坝顶高程
坝顶高程的确定，是在各种运行情况水库静水位加对应风浪高程和安全超高中选取最大值。
坝顶至水库静水位的高度的计算公式为：
Δh=2hL+ho+hc
Δh――闸墩顶距水位的高度m；
Hc――闸墩安超高，设计洪水位时取0.3m校核洪水位时取0.2m；
Ho――交通桥梁高(m)，取0.8m；
其中风浪要素按《水工建筑物》(高校教材第三版)公式计算。公式如下：
2hL=0.0166V5/4D1/3
式中：D――吹程，取为550米。
V――设计风速，在正常水位及设计洪水位情况用最大风速的1.5倍，校核洪水位于情况用最大风速。
波浪中心线至水库静水位的高度ho按下式计算：
4лhl2лHo
ho=--------cth--------
2LlLl
式中：2Ll――波长，2Ll=10.4(2hl)0.8；其它符号的意义同前。Ho――闸前水域的平均水深。安全超高hc：正常运行情况取0.3m，非常运行情况取0.2m。(h-坝顶距水库静水位的高度(m)即为风浪高+安全超高)上述成果表明，坝顶高程由校核洪水位控制，定为95.60m，最大坝高15.50m，坝顶长度62.00m。
3)消能设计。根据下游水位较高的情况，采用底流式消能。参照重力坝设计规范的补充规定：“对消能防冲设计的洪水标准，原则上可低于大坝的泄洪标准，鉴于本枢纽拦水建筑物的建基面建在弱风化岩石上，本工程的消能防冲按10年一遇洪水进行设计。消能计算采用水利水电工程设计程序集中的D-3程序进行计算。消能按10年一遇洪水计算。根据计算，消力池的长度为33m，高程为80.10m，护坦的长度为15m。岸坡采用护坡处理，其护砌长度33m，护坡顶高程为10年一遇洪水位。
4)基础处理。坝的建基面均开挖至弱风化层下0.3～1.0m,由于地基内没有规模较大的断裂构造，无须特殊处理。由防渗计算可知，对基础的防渗措施采用在溢流坝上游与下游端均设齿墙，齿墙深1.5m，厚为1.5m，前端顺坡度延伸到与高程80.10m齐平处，下游齿墙厚1.5m，成梯形状，上游闸底板与消力池间设置止水。
5)稳定计算。(1)计算荷载。①坝体自重及固定设备重；②水重；③静水压力；④扬压力；⑤风浪压力；⑥侧向水压力；⑦土压力(或泥沙压力)；(2)荷载组合。①上游正常蓄水位，下游无水；②上游设计洪水位，下游设计洪水位；③上游校核洪水位，下游校核洪水位。(3)抗滑稳定及地基应力计算。
抗滑稳定计算：拦河坝建基面高程为79.80m，根据地质报告，该高程岩性的风化程度为弱风化，参照地质报告力学参数建议值，取f=0.55。
抗滑稳定采用抗剪强度公式计算：K=f(W-u)/∑P
式中K――按抗剪断强度计算的抗滑稳定安全系数；f――坝体砼与坝基接触面的抗剪摩擦系数，取0.55；∑W――作用于滑动面以上的力在铅直方向投影的代数和KN。∑P――作用于滑动面以上的力在水平方向投影的代数KN。
地基应力计算
坝基应力采用材料力学公式计算：
бy=∑w/B±6∑M/B2
式中бy――坝基面垂直正应力；∑W为――作用于计算截面以上全部荷载的垂直分量的总和；∑M――为作用于计算截面以上全部荷载对截面形心力矩的总和；B――为坝体计算截面面积。
根据设计要求，在各种运行情况下，计入扬压力影响，坝体上游面不得产生拉应力。计算分两种情况考虑，计算结果表明，各种情况均能满足规范要求。坝体尺寸由溢流面体型和满足应力需要控制。
3.4发电厂房
厂房布置在河床左侧，为河床式厂房，厂房基础座落在微风化基岩上，地基无需进行特殊处理。进水口设主闸一道，由固定式启门机启闭。检修门与拦污栅共门槽，由门机启闭。进水口长度由设备及交通要求确定。厂房进水口前设拦沙坎一道。升压站布置在厂房的左侧。主变压器1台，布置在厂房升压站的右侧。进厂公路由下游进入厂房，进厂坡度为2%。
4结语
通过对汶水一站水电站工程的总体布置方案比较及主要建筑物设计，对于低水头电站来说，设计水头非常重要，在水工建筑物布置设计时，进(引)水断面要达到设计要求，尾水段流态要保持平稳畅顺，这样才能使电站机组运行工况和出力达到设计要求。
参考文献:
[1]《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252-2000
[2]《混凝土重力坝设计规范》SDJ21-78(试行)
[3]《溢洪道设计规范》SL253-2000
[4]《水库设计规范》SD133-84
入市，作为设计人员更要懂得、明白如何进行住宅的电气设计，并满足相关规范
及当地供电部门的要求，同时还要满足住户的日常生活用电需求。
【关键字】住宅电气设计方案；住宅电气的供电方案；住宅电气设计需要注意的
问题；供电部门的要求；
中图分类号：F407文献标识码：A
1.住宅电气设计方案
如何确定一个住宅电气的设计方案呢？首先要结合总图的布局、楼栋数量、
楼栋建筑面积、地下车库的建筑面积、配套公建的建筑面积合理确定专用变电站
和公用变电站数量和位置。每个变电站要根据楼栋数、楼栋建筑面积及供电半径
确定位置，一般情况下，10KV变电站的供电半径不超过200米，一个变电站所
服务的建筑面积约在40000平方米左右。确定变电站的数量及大置后，还要
结合住宅小区的景观布局及管线进出的方便合理性确定变电站的数量及位置。变
电站的数量及位置的方案还要经过供电部门的同意才会生效。
确定了总图中变电站的设置，接下来要设置通讯机房、有线电视机房、消防
控制室、安防控制室等弱电机房。这些弱电机房可以设置在地下室也可以设置在
首层，具体项目具体分析了，最主要考虑的因素就是管线路由的方便合理性。注
意，如果消防控制室设置在地下室，消防控制室的门离疏散楼梯门的距离不能太
远，现在消防部门掌握的是不大于5米。
对于住宅楼栋电气专业需要设置的房间为楼栋供电的低压配电间（10层以
上应设置，6~9层宜设置）；除了低压配电间外，每层楼栋都需要设置电气竖井，
电气竖井和配电间要满足相关住宅规范的要求和设备的摆放。
至此设计方案的雏形初见端倪，然后再根据每栋住宅的层数不同确定供电方
案。
2
2.住宅电气的供电方案
住宅电气的供电方案主要由住宅建筑用电负荷的等级确定。根据中华人民共
和国行业标准《住宅建筑电气设计规范》JGJ242-2011第3.2.1条和表3.2.1
规定：10层~18层的二类高层住宅建筑的主要用电负荷为二级负荷；建筑高度为
50米~100米且19层~34层的一类高层住宅建筑的主要用电负荷为一级负荷；由
于层数不同主要用电负荷等级不同就导致了供电方案的不同，这就是为什么10
层以上的住宅建筑要设置低压配电间，因为高层建筑的主要用电设备负荷至少是
二级负荷，需要双电源回路供电，又因为层数比较高，用电设备比较多，需要二
次配电，所以以往的工程都是在住宅楼的地下室内设置一个低压配电间作为二次
配电使用。
根据住宅建筑的高度不同采用不同的供电干线系统：多层住宅一般采用单电
源各层树干式供电；高层住宅大多采用双电源经低压配电间二层分配后各层分段
树干式供电；对于电梯等设备采用放射式供电。
多层住宅配电，除高档小区每个楼栋会设置电梯外，一般小区，只需进一路
电源即可，在干线的首层多设置一块电表作为公共走道照明的计量；各层各户的
电表从干线T接出电表箱即可。
高层住宅要比多层住宅配电相对复杂一些，要分为照明住宅进线、一般工商
业用电负荷进线、民用负荷进线。照明住宅进线要根据负荷的多少，高度的不同
需求确定进几路电源，一般情况进2路即可；因为高层住宅的主要设备用电负荷
等级至少为二级，所以一般工商业用电负荷进线、民用负荷进线数量为2路。
为什么一栋高层要分成三种形式分别进线呢？因为电价不一样！照明住宅进
线就是各家各户所使用的电，各户电表的上户电源就是引自照明住宅干线；一般
工商业用电干线主要包括：弱电设备、航空障碍灯、地下室应急照明、普通动力
负荷、消防动力等负荷用电；民用负荷干线主要包括：地上应急照明、消防电梯、
普通电梯等负荷用电；
公共区域的住宅电气设计就基本上介绍完了。户内的电气设计管线主要引自
于户内强电配电箱、弱电家庭信息接入箱。这两个箱子的设置位置需要设计人仔
细斟酌考虑好，既要考虑到设备管线容易安装施工、后期业主操作方便，又不能
影响户内的装修效果及以后家具的摆放。对于户内灯具、开关、插座及通讯、电
3
视、安防的点位设计本文就不再介绍了，《住宅建筑电气设计规范》中有很详细
的规定。
3.住宅电气设计需要注意的问题
1）《住宅建筑电气设计规范》JGJ242-2011第6.3.2条明确要求“每套住宅应
设置自恢复式过、欠电压保护电器”
2)《住宅建筑电气设计规范》JGJ242-2011第6.4条对于住宅类项目的导体
及线缆的选择有了明确的说明根据建筑高度或层数的不同，用于消防设施的供电
干线的线缆选择也不同,主要有阻燃耐火类线缆、矿物绝缘电缆、低烟无卤阻燃
线缆等。
3）家居配电箱中电源进线开关应采用2P(应同时能断开相线和中性线)，供
电回路应设置具备短路和过负荷的开关保护器件，插座回路应设置漏电保护开关
器件。
4）对于户内潮湿场所的地方的插座应采用IP54型的插座。
5）在有洗浴的卫生间内，电热水器插座的安装高度不宜低于2.3米，排风
机及其他电源插座宜安装在3区。
6）在布置有洗浴的卫生间内应设置有局部等电位联结，以保证人员的安全
用电。
7）弱电及安防的末端点位数量设置不应低于相关规范的要求。
4.供电部门的要求
供电部门主要对变电站、电表柜、电表箱有要求。
对于土建变电站有面积和尺寸的要求；室内外高差、覆土深度、荷载都有明
确的要求。具体要求要根据项目所在地所属供电部门的不同，要求也可能不太一
样，要求设计人和开发商与当地供电部门核实确定。
供电部门对电力的电表柜的设置位置有要求（设置在低压配电间内或设置在
公共区域）。
供电部门对住户电表箱的材质和安装位置、安装高度都有相应的要求。
供电部门对多层住宅的电梯供电也有要求，可能会要求双电源供电并要设置
独立的电梯配电间。
住宅电气设计对于民建电气设计师来说属于入门级的设计项目，虽然供电体
4
系相对于公建项目容易，但需要设计人的仔细认真，因为居民住户内的电气设施
是没有专业技术人员后期维护管理的，一旦设计不到位，会造成严重的用电安全
隐患。因此，对于工程设计人员，住宅电气设计应引起足够的重视，保证设计系
统简优，经济合理、用电安全可靠、维护方便、避免事故火灾的发生。
参考文献：
[1].赵彦明.对地产项目住宅电气设计的一些体会.《建材与装饰》,2003年
[2].《住宅建筑电气设计规范》JGJ242-2011
关键词 光伏支架 有限元 优化设计
中图分类号：TU318 文献标识码：A
0引言
由于西部地区光照资源丰富，以及光伏发电成本太高，中国开始在西部地区进行大型光伏并网电站的建设。西部地区尤其是西北地区的年有效光照小时数是东部地区的两倍左右，甚至超过2000小时。而西部地区遍布的大片荒漠化土地，对于需占地面积较大的光伏电站和光伏电站运营企业而言，具有较大的市场竞争力与吸引力。
一般在一个大型太阳能发电站项目中，建安成本占光伏项目总投资的21%左右，如果选用的支架不合适，会增加加工成本、安装成本及后期养护成本。因此，对光伏电站支架结构进行优化研究具有较重要的意义。
1光伏电站支架结构及优化方式
1.1大型光伏电站支架结构
目前西部地面光伏电站的支架普遍采用Q235-B钢。综合多种因素考虑，西部地面光伏电站建设一般采用固定式支架。目前普遍采用的固定式支架主要由横梁、斜梁、前后支腿、斜撑组成，受力性能良好。
1.2 优化方式简介
光伏支架为超静定结构，进行优化设计时，采用简单的手算等静力分析无法得出准确的计算结果，现在普遍采用电算方式进行结构分析，计算光伏支架的强度、刚度、稳定性时普遍使用的软件为PKPM和SAP2000。PKPM操作简单，设计效率较高，但该软件没有适用于光伏支架的截面，计算时只能用近似的截面代替，其加载方式也不是很合理，计算结果并不能让人满意；SAP2000也有一定的缺点，对支架节点等细部，其无法进行受力分析。ANSYS在结构计算上功能强大，它能够形象而准确地模拟出支架零部件中实体结构的细部受力特征，进而计算出不同工况下的结构强度。
2支架优化设计
主要对支架的部分构件进行有限元分析和优化。经过用钢量统计，得出支架横梁和前后立柱下方的底座用钢量较大，因此着重对这两部分进行有限元分析和优化。
2.1 支架横梁有限元分析
为使力学计算方便，在SAP2000中对支架结构进行整体有限元分析时，常将支架横梁建模成简单的C型钢形式，这样计算结果就与真实结果有所出入。为准确计算出横梁在不同工况下的应力，在SAP2000中对整体结构进行计算后，再在ANSYS中对实际的冷弯内卷C型钢进行有限元分析，通过分析结果，可判定横梁结构是否安全。
取一根4720mm横梁进行有限元分析。光伏支架在某地使用时，受到了自重、风荷载、雪荷载、温度荷载、地震等作用，将这些荷载进行组合，将最不利组合时的荷载换算成面荷载，施加在横梁上。得出了两种横梁在相同外荷载作用下的强度、刚度结果，冷弯内卷C型钢强度结果。
由计算结果可知，在荷载、约束等外部条件相同的情况下，冷弯内卷C型钢的承载能力更好。简化的C型钢最大应力（强度）为179MPa，最大应变（刚度）为6.83mm；冷弯内卷C型钢的最大应力（强度）为153Mpa，最大应变（刚度）为6.2mm。强度都小于Q235钢的许用应力235/1.2=196MPa，刚度也满足规范要求。
2.2 底座有限元分析
底座是连接光伏支架方形立柱和圆管地桩的零件，目前我方项目普遍采用的底座单个重量大约为2.6Kg。支架结构中，底座是重要的受力部位，且安装支架时需要大量使用。如何在保证安全可靠的前提下将其重量适当减小，以达到降低成本的目的，值得研究。经初步分析，拟将底座的高度由150mm减小为120mm，厚度由8mm减小为6mm，宽度也适当减小。
现将新设计的底座在ANSYS中进行有限元分析，以确定其结构是否安全。根据地桩拉拔力的经验值，取20KN作为底座受到的竖直向上的力，并将其换算成面荷载施加在底座的螺栓孔位置。
得出了底座的强度结果。为使计算方便，采用底座的1/2模型进行分析，加载时施加了对称约束。
由计算结果可知，底座的最大应力（强度）为103MPa，小于Q235钢的许用应力235/1.2=196MPa，最大变形为0.1mm，符合规范要求，因此，重新设计的底座结构是安全的。
3总结
光伏支架在整个光伏电站的投资建设中占了很大一部分，因此对它进行优设计很有必要的。同时我们也应该看到，目前市场的大电站支架结构较单一，优化空间有限，应在优化设计时切实保证其在25年内能安全使用。在设计时，要充分考虑《光伏发电站设计规范》中列出的各项荷载及对它们进行最不利荷载组合，这样才能保证结构的安全。
参考文献
[1] GB50797-2012.光伏发电站设计规范[S].
【关键词】水电站；引水；系统研究；设计及优化
1引水隧洞洞径的确定
根据该工程资料，设计水电站最大引水发电流量为31m3/s，故该引水隧洞需满足31m3/s的过流能力。该工程采用深式进水口的有压引水隧洞，隧洞断面采用圆形断面，因为圆形断面的水流条件和受力条件都较为有利。在装机流量一定的情况下，隧洞断面尺寸取决于洞内流速，流速越大所需要断面尺寸愈小，但水头损失愈大，而且流速越大，对工程地质要求也越高。该工程为小（1）型工程，对于确定隧洞断面尺寸，采用经济流速法，目前我国水电站有压隧洞的经济流速一般为2.5～4.0m/s。经计算得出，该工程有压隧洞的洞径为3.5m。
1.1进水口设计
1.1.1进水口高程的确定
该工程采用深式进水口，为避免河床淤沙进入隧洞，进水口底板高程须比河床的淤沙高程高出0.5～1m，该工程的淤沙高程为867.4m。另外，为使引水隧洞形成稳定的有压流，避免出现漏斗状吸气漩涡，进水口需要一定的淹没深度，以闸门断面为计算断面（闸门采用矩形断面，宽、高均与隧洞洞经相等）。经计算得出临界水深s为2.53m。
进水口除了要避免出现漩涡和吸气漏斗，尚应保证沿线不出现负压，对于后者，计算时可以简化取沿线洞顶处的水压力有不小于2.0m的水头。
经计算得，进水口闸门段顶部高程应在873.08m（875.61-2.53873.08m）以下，进水口底部高程应在867.4m以上；而进水口位置越低，电站在正常运行时隧洞内水压力越大，但电站可利用库容也越大；综合考虑以上因素，取进水口底部高程为868.0m，则闸门顶部高程为871.5m。则水库允许的最低水面高程h为：h=871.5+2.53=874.03m。
1.1.2进水口进口段设计
该隧洞进水口均匀断面为矩形断面，且采用宽高相等，均等于隧洞直径的尺寸。那么，该进水口采用顶板及左右三面收缩的矩形断面，三面的收缩曲线为相同的1/4椭圆曲线，收缩断面方程式见公式（1）。
（1）
为了使水流平顺地流入引水道，减少进口处水头损失，进口段的流速一般不宜太大，一般控制在1.50m/s左右。进口面积计算见公式（2），建议不小于计算值为14.79 。
（2）
式中： ――引水隧洞断面面积；θ――引水隧洞中心线与水平面之间的夹角，角度很小，近似取0°；C――收缩系数，一般取C0.6～0.7，该处取0.65。经计算，进水口实际面积为27.27 ，进水口处水流流速为1.14m/s，均满足要求。
1.1.3进水口闸门段设计
闸门段是引水道和进水口段的连接段，其体形主要根据所采用的闸门、门槽型式以及结构的受力条件而决定。该工程中，闸门断面的宽、高均等于隧洞洞径。
根据《水利水电工程钢闸门设计规范》（SL74-95），进水口操作平台安全超高标准为，对于4、5级进水口建筑，设计/校核水位时超高分别为30cm、20cm；拦污栅与闸门或闸门与闸门之间的最小净距一般不得小于1.5m；启闭机与机房墙面净距不小于800mm；各台启闭机之间净距不小于600mm；闸门检修室或检修平台，在闸门检修时四边净距均不小于800mm；此外尚应有栏杆、盖板。
根据该工程实际情况，考虑波浪爬高、风壅高度，该设计中操作平台安全超高取1.46m，即操作平台高程为891m；经计算，该工程设计闸门门槽宽度为0.5m；闸门操作室内面积为5*6m2。
1.1.4通气孔设计
在有压管道进行充水或放空过程中，闸门后需要排气和补气，特别是在动水中下门时，问题更为突出，否则会引起压力管道局部真空而经受负压有时并导致管道和门叶震动，为此必须紧接闸门后设置通气孔，通气孔的下口应紧靠闸门后的水道顶部，其上口应和闸门操作室分开，通向室外，以保障发生通气事故喷水时人员和机器设备的安全。另外，通气孔顶端应该在上游最高水位以上，以免风浪卷入杂物堵塞通气孔。
1.1.5进水口渐变段设计
渐变段是由闸门段（矩形断面）到压力引水道（圆形断面）的过渡段，其断面面积和流速应逐渐变化，使水流不产生涡流并尽量减少水头损失。渐变段将矩形断面过渡到圆形断面，一般是收缩型的，采用圆角过渡，即在方形断面的四角上，采用圆弧曲线，该四个圆弧的半径逐渐增大，以致使四个圆弧最终连成一个圆。为施工方便，圆弧半径按直线规律变化。在宽度方向上，平面收缩角为零，即闸门宽度应与管道直径相等；立面上的收缩角一般取60～80，以70为最优。
渐变段不宜太长，因其应力状态要比圆形差；也不能太短，需要满足平顺水流的条件，对于岸式进水口，长度可取1.5～2.0倍的引水道宽度或洞径。
对于该工程，闸门段截面宽高均与洞径相等，故渐变段不存在收缩角，并且选定该工程渐变段长度为1.6倍洞径，算得渐变段长度为5.6m。
1.2引水隧洞衬砌的设计
该工程引水系统所处位置的地层位二叠系茅口组中厚灰岩，局部块状灰岩、白云质灰岩和含燧石灰岩。岩层走向与隧洞走向基本平行，为二类围岩，成洞条件好，仅在局部地段有溶蚀现象和小溶洞存在的可能，但处理工作量不大。对隧洞进行衬砌主要是用于承受内水压力，防治渗漏，减小洞壁糙率，在该工程中，选择混凝土衬砌，为方便施工取衬砌厚度为20cm。
1.3压力管道直径的确定
压力管道直径的选定是一个经济比较问题。直径选得大，造价就高，但流速可以低些，水头损失，也就是运行时电能损失可以小些。反之，直径定的小，造价可以低些，但运行时电能损失就大些。从一般经验上来看，水头高的电站，压力管道内流速可选得大些，电站水头在200m以上的，压力管道内流速可高达6～7 m/s，甚至在大一点。水头在50～150m的，压力管道内的流速常选为4～6m/s。该工程设计水头为63.5m，经经济比较，压力管道流速选为5m/s。经计算，压力管道直径为2.8m。
1.4调压室设计
设置调压室是减少水锤压力在引水道中传递的有效方法之一。设置调压室后，利用调压室扩大的断面积和自由水面，水锤波就会在调压室反射到下游去。这就相当于把引水系统分为两段，调压室以前这段引水道，基本上可以避免水锤压力的影响；调压室以后这段压力管道，由于缩短了水锤波的传递过程，从而减小了压力管道中的水锤值，改善了机组运行条件和供电质量。
根据调压室的功用，它应满足下列要求：①尽可能充分反射由压力管道传来的水锤波，以减少压力管道中水锤压力，并使传至引水道中的水锤值控制在合理范围内；②应能保证调压室中发生的一切水位波动都具有逐渐衰减的性质，并且衰减得愈快愈好；③负荷变化时，引起的波动振幅小，频率低，这样就可以减小调压室的高度，并有利于机组的稳定运行；④在正常运行中，水流经过调压室与引水道连接处的水头损失应尽量小；⑤调压室顶部，应满足水库最高设计水位当电站在瞬时丢弃全部负荷时，水涌入调压室所需的容积和高度；调压室的底部高程应保证最低设计水位当电站急增负荷，调压室水位下降时，压力管道内无空气进入；⑥结构安全可靠、施工简单方便、造价经济合理。
2压力管道的设计
经过前面计算得出，该电站压力管道直径为2.8m，管内流速为5m/s，管长78m。根据《水电站压力钢管设计规范》（SL281-2003），为方便出渣（该工程采用自下而上的开挖出渣方式），该电站压力管道布置分为上游坡率为2%的管段、中间倾角为450的斜井段和下游水平段；段间由圆弧段连接，两个圆弧段的半径分别为13.5m、18.6m。
压力管道的水力计算包括水头损失计算及水锤计算。该电站压力管道的实际水头损失为1m。
2.1压力管道的水锤计算
水锤计算的主要目的是为了推求管道中的最低和最高内水压强，管道中的内水压力是静水压力和水锤压强的代数和。前者取决与电站的上下游水位；后者则与初始水头及流量变化的数值，历时和规律有关。
根据《水电站压力钢管设计规范》（SL281-2003），水锤计算工况应根据电站在电力系统的运行情况确定，初步计算可按下列工况进行：
①特殊工况最高压力计算（相应于水库水位为最高发电水位，有钢管供水的全部机组突然全丢负荷）；②正常工况最高压力计算（相应于水库正常蓄水位，由钢管供水的全部机组突然全丢负荷）；③最低压力计算（相应于水库水位为最低发电水位，由钢管供水的全部机组除一台外都在满发，未带负荷的一台由空转增荷至满发）。
2.2 压力钢管的强度及抗外压稳定计算
根据压力钢管的受力特征和钢材的特性，该电站压力钢管设计材料采用碳素结构钢Q235-Z（GB700-65），屈服强度 ；根据《水工设计手册（第七卷 水电站建筑物）》，在基本荷载组合时容许应力取0.67 （157.45 ），特殊荷载组合0.9 （211.5 ）。初步设计阶段的计算均按钢管为光面管计算。
3 电站厂房设计
3.1 水电站厂房的作用及基本要求
水电站厂房是将水能转化为电能的主要建筑物，应能容纳主机设备和各种附属、辅助设备。后者也可另设车间。对厂房的基本要求是：①安全、耐久、实用，在可能条件下注意美观；②对外交通便利，对内联系方便，便于安装、检修和巡视；③力求工程量最少，投资节省，工期最短；④有良好的通风、采光、照明、隔热、保温等条件；具有清静、明快的环境；提供运行、检修和观测等人员必要而适宜的工作条件；⑤技术先进，符合现代化要求。
3.2 水电站厂房的组成
从设备布置、运行要求的空间划分：①主厂房，布置着水电站的主要动力设备（水轮发电机组）和各种辅助设备的主机室（主机间），及组装、检修设备的装配场（安装间），是水电站的主要组成部；②副厂房。布置着控制设备、电器设备和辅助设备，是水电站的运行、控制、监视、通讯、试验、管理和运行人员工作的房间；③主变压器场。装设主变压器的地方。电能经过主变压器升高到规定的电压后引到开关站；④开关站（户外高压配电设置）。装设高压开关、高压母线和保护措施等高压电器设备的场所，高压输电线由此将电能输往用户，要求占地面积较大。
3.3 水电站厂房平面布置的相关计算
主厂房的长度、宽度尺寸，主要取决于水轮发电机定子及风罩墙、水轮机蜗壳、尾水管、调速设备系统的布置，以及主要设备的装卸方法和安装、检修、运行管理的要求，同时还要考虑到结构布置和立面艺术处理。
4 结论
电站建成后，水库蓄水，加以利用，可充分开发水能，将水能这一无污染资源转换为电能，供人类使用，对工程周边的区域发展有促进作用。另外，灌溉农田，可改善土壤水文状况及高原土壤不良性质，改变了灌区空气的湿度和温度，使农田小气候更适宜各种农作物的生长，可明显提高各种农作物产量，这样工程的建设可促进区域农业种植结构的调整，对实现区域农业生态环境的良性循环，实现农业的可持续发展具有重要意义，工程具有明显的环境效益、经济效益和社会效益。
参考文献
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[7] 左东启，顾兆勋，王文修. 水工设计手册（第七卷 水电站建筑物）[M]. 北京：水力水电出版社，1989
[8] 林继镛.水工建筑物[M]. 北京：中国水利水电出版社，2006
关键词：煤矿 变电站 设计
中图分类号：TD63 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2012）010-042-02
1 郭家河煤矿概况
郭家河煤矿是陕西郭家河煤业有限责任公司下属的设计能力为年产500万吨的特大型现代化矿井，位于陕西宝鸡市麟游县天堂镇。该矿属高瓦斯煤矿，煤层属易自燃煤层，煤尘具有爆炸危险性。井田开拓采用斜井+立井综合开拓方式，矿井初期投产时共布置四个井筒。分别为主斜井（缓坡）、副斜井（缓坡）、左家沟回风立井和措施（进风）立井。经矿井用电负荷统计估算，全矿井设备安装总容量为53247.3kW，其中工作容量为49561.0kW。
2 变电站方案确定
煤矿变电站方案确定时，应严格遵守《煤炭工业矿井设计规范》及《煤矿安全规程》中的相关条款进行设计。另外方案确定时也应该结合矿区总体规划、当地电力部门的规划、地方行业规程规范、业主的意见或建议。
煤矿主变电站一般规模为110kV及以下电压等级，具体要按照煤矿规模、用电负荷数量、供电距离等因素来确定是建设110kV、35kV还是10kV变电站。本煤矿属于特大型（5.0Mt/a），包括选煤厂的建设，用电负荷较多，因此，煤矿专用变电站推荐采用110kV电压等级供电。
2.1 供电电源确定
分析煤矿周围已有电源和未来的供电规划可知，供电部门在煤矿工业场地规划了1座区域110kV变电站。区域110kV变电站有两回外部电源。煤矿110kV变电站2回110kV电源分别接自区域110kV变电站110kV不同母线段。由于电源距离较近，2回110kV电源采用电缆连接，型号为YJV-110kV-3*（1？00mm2）。
2.2 主变压器确定
2.2.1 主变压器绕组数确定
按照郭家河煤矿煤层覆存条件及采区的划分，前20年，开采Ⅰ盘区时，10kV电压等级完全可满足煤矿需要。20年之后，开采Ⅱ盘区时，随着井下工作面的延伸，供电距离较远，10kV电压等级不能满足供电质量。因此确定前期主变压器选择三相双绕组有载调压型变压器，110kV/10kV。后期主变压器更换为三相三绕组有载调压型变压器，110kV/35kV/10kV。
2.2.2 主变压器容量确定
按照需用系数法对煤矿用电负荷进行统计计算后，煤矿10kV母线侧最大计算负荷（经高压电容器补偿9000kvar，并考虑总负荷同时率后）有功功率为24346.2kW；无功功率为4700.4kvar；视在功率为24795.7kVA；功率因数为0.98。主变压器选用2台25MVA的容量时，当1台主变压器故障或检修时，另1台能100%保证全矿井生产和生活用电。
2.3 变电站主接线及布置形式的确定
2.3.1 电气主接线形式确定
变电站电气主接线方式有多种（单母线、单母线分段、双母线、桥型接线等），应按照可靠性、经济性、灵活性的原则来确定。本煤矿变电站采用单母线分段接线方式能满足矿井用电负荷要求，也是规范中推荐使用的一种主接线方式。因此，110kV及10kV均采用单母线分段接线方式。
2.3.2 布置形式确定
110kV变电站布置形式分为户外布置和户内布置，按照设备不同，又分为COMPASS组合电气布置、GIS布置、普通构架布置。本煤矿变电站靠近原煤仓及准备车间附近，污染大，为了电气设备的安全运行，变电站采用全户内布置方式。
3 煤矿110kV变电站主要设备选型
3.1 变电站的设置
变电站面积为4096m2，64m？4m（长卓恚D谏璧缙酆下ァVG电容器室、事故油池、砂箱及消防器材库等。变电站内设环形通道，电气综合楼靠近东侧布置、SVG无功补偿装置采用室内安装方式布置在变电站西侧。电气综合楼采用两层式布置：110kV配电装置布置在室内二层，10kV配电装置、主控室，通信室均布置在室内一层。变电站场地呈正方形，主变压器采用户内布置。
3.2 主要电气设备的选型
3.2.1 一次设备选型
变电站内设主变压器2台，型号为SZ11-25000/110、110？？.25%/10.5kV、25000kVA三相自冷式双绕组有载调压变压器，正常2台同时分列运行，负荷率为0.50。
110kV设备选用户内ZF7A-126型SF6封闭式组合电器。进线2个间隔均采用电缆进线，主变2个间隔均采用架空出线，PT间隔2个、分段1个。
10kV设备选用KYN28A-12型金属铠装移开式封闭开关柜，内设VS1-12型户内真空断路器，附弹簧操作机构。进线、母联断路器柜额定电流2000A，额定开断电流31.5kA。其它馈出线柜额定电流为1250A，额定开断电流31.5kA。10kV配电装置室采用双列式布置，电缆出线方式。
10kV母线上装设静止型无功发生器（SVG+并补）2套，每套补偿容量为7000kvar。其中SVG部分：有效补偿容量为？Mvar；并联补偿部分：容量为5Mvar。每套SVG装置额定补偿容量可实现-2～7Mvar无功连续可调。无功补偿装置考虑一定的富裕量。全站基波补偿总容量14000kvar，屋内安装方式。SVG+FC的治理方案具有无功补偿能力强、滤波特性好、响应速度快、改善电压波动与闪变、运行损耗少等优点。经治理后，使矿井变电站10kV母线功率因数不低于0.95，电能质量满足国家标准现值。
为降低矿井电容电流，设计选用XBSG-10/70型消弧线圈及选线成套装置2套，设备采用KYN28A-12型柜体布置在独立的房间内。实现电网中对地电容电流的自动跟踪补偿。
变电站操作电源选用微机控制高频开关直流（-220V）电源系统，内设PZDWK-200Ah/220型铅酸免维护蓄电池。
为防止雷电波入侵，在变电所各侧母线上装设避雷器保护。为防止真空断路器的操作过电压，设计选用组合式金属氧化物避雷器保护。变电站电气综合楼采用避雷带进行保护，防止直击雷。全所接地电阻要求小于0.5%R。
3.2.2 二次设备选型
矿井110kV变电站装备1套分层分布式变电站综合自动化系统，按无人值守设计。110kV线路、变压器测控保护设备及公用测控设备集中组屏安装，10kV间隔测控保护装置就地分散安装于10kV开关柜。变电站继电保护和自动装置均按国家标准给予配置。
微机保护及监控系统采用国电南自系列产品。
4 结论
郭家河煤矿110kV变电站按照全户内无人值班变电站设计，设备按照高可靠性、高技术含量、少维护或免维护、无油化、小型化的原则进行选取。本工程特点如下：（1）变电站按照全户内布置方式，减少占地面积，造型美观大方，设备抗污秽能力强。（2）变电站设备选用高技术含量、高可靠性设备，采用最先进的无功补偿方式，为变电站的可靠运行提供保障。（3）变电站采用简单可靠的供电系统，减少供电环节，采用多种备自投功能，提高了供电的可靠性。（4）变电站采用新型接地材料，具有安装效率高、寿命长、强度高的特点，为变电站的安全稳定运行奠定了基础。（5）变电站采用微机监控系统，自动化程度高，实现了变电站的无人值班化。郭家河煤矿110kV建成投运一年多以来，一直稳定无事故运行，为郭家河煤矿安全生产、高产高效的顺利实施奠定了基础。本工程为煤矿供电系统的设计发展提供了新的思路。
关键词 小型水电站；水轮机；增容改造
中图分类号[TM622] 文献标识码 A 文章编号 1674-6708（2013）95-0071-02
1 电站概况
龙凤水库电站位于吉林省蛟河市，拉法河支流龙凤河中游龙凤乡境内。电站于1982年末竣工并验收，1983年5月并网发电，原来的电站装机容量是125kW机组3台，总装机容量为375kW，原水轮发电机组由吉林省汪清县电机厂生产，水轮机型号ZD661-LH-60，发电机型号TS N59/41-8-125。
2 水轮机增容改造的必要性
水轮发电机组至今发电运行30年，效率较低，过流能力差，与目前国内同类转轮相比，效率低；水轮机与水轮发电机选型不合理，性能指标较低，偏离了高效率区，振动区范围大，空化性能差，影响机组的安全稳定运行；水轮机抗汽蚀、抗磨损、抗振动性能差，事故隐患增加。综上所述水轮机改造势在必行。
3 水轮机改造的基本原则
通过对水轮机转轮改型，提高机组效率，改善机组运行的安全稳定性；水轮机转轮直径保持不变；水轮机的蜗壳、尾水管埋设部件不变；有先进可靠的性能参数；满足现有安装高程；满足现有规范的要求；增加机组容量。
4 水轮机改造
4.1水头的确定
电站加权平均水头为9.9m，尾水管出口高程为372.8m，根据《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）第6.1.4中“立轴式水轮机尾水管出口顶缘应低于尾水位0.5m”的规定，确定最低尾水位为373.30m，电站水轮机层地面高程为376.22m，结合实际确定最高尾水位比水轮机层地面低0.22m，则最高尾水位确定为376.00m。上游水库正常高为384.3m，确定机组设计毛水头为11m，根据电站输水系统水力损失计算，相应的输水系统损失为1.5m，综合确定电站设计水头为9.4m，相应的流量Q=2.10m3/s；按上游设计洪水位减去下游最低尾水位及输水系统的水力损失确定电站最大水头为13m；按上游最低库水位减去下游最高尾水位及输水系统水力损失确定电站最小水头为6m。
4.2转轮选择
机组转轮的选择是水电站增效扩容改造的关键，电站改造后，水轮机转轮直径不能增大，同时水轮机的流道不能改变，因此必须选择与电站流道近似的国内已研究成功的效率高、过流量大、单位转速高、空化和稳定性好且流道与原电站相近的新型转轮，才能满足上述要求。适合本电站增容改造的转轮有ZD987、K408-01/4、ZD660、JP502、K508五种水轮机转轮。但就水力模型流道而然这几种机型还有许多不同之处，主要应从尾水管高度h ，导叶高度B0以及轮毂体直径dB这三个因素对水轮机性能起至关重要作用的方面来加以分析 。以选择出更适合龙凤水库电站流道条件的转轮。
4.3 性能分析
4.3.1设计工况参数
方案一：ZD987型转轮模型设计工况效率为89.2%，应用于龙凤水库电站流道，因流道变化，效率约下降0.2%，用ηTmax=1-0.3（1-ηMmax）-0.7（1-ηMmax）·（D1M/D1）1/5·（HM/H）1/10 这个公式进行计算，原来的模型效率修正值是-1 %，所以真机的效率比模型的效率小1.2个百分点，因此对模型的效率进行-1.2%修正，设计点真机效率为88%。
方案二：K408-01/4型转轮模型设计工况效率为91%，应用于龙凤水库电站，由于流道发生了改变，其效率也随之降低了3.8%，通过计算原来模型效率的修正数值是-0.4 %，所以真机的效率比模型的效率小4.2个百分点，因此要把模型效率进行-4.2%修正，设计点真机效率为86.8%。
方案三：ZD660型转轮模型设计工况效率为90%，应用于龙凤水库电站，由于流道改变，其效率也随之降低了2.6%，通过计算原来模型的效率修正值是-0.7 %，所以真机的效率比模型的效率低3.3个百分点，因此要把模型效率修正-3.3%，设计点真机效率是86.7%。
方案四：JP502型转轮模型设计工况效率为90.8%，应用于龙凤水库电站，由于流道发生了变化，其效率约也随之降低了3.8%，通过计算原来模型效率修正值是-0.8 %，所以真机效率比模型效率小4.6个百分点，因此要把模型效率进行-4.6%修正，设计点真机的效率为86.2%。
方案五：JK508型转轮模型设计工况效率为89%，应用于龙凤水库电站，由于流道发生了改变，效率也随之降低3.8%，通过计算模型效率修正值是-1 %，所以真机效率比模型效率小4.8个百分点，因此要把模型效率进行-4.8%修正，设计点真机效率为84.2%。
4.3.2空化性能分析
对出力有关联的临界空化系数来讲，轮毂体直径和尾水管高度的作用大一些，尾水管高度低，临界空化系数将变小；轮毂体直径大，临界空化系数将变大。在空化系数修正时，把原空化系数乘上1.1为龙凤水库电站转轮的临界空化系数值。
4.3.3 技术比较
经过五种方案的性能分析我们得出结论，方案五JK508型转轮与方案四JP502型转轮效率偏低，综合指标不符合，流道和ZD661型转轮相差很大，轮毂比，ZD661型转轮轮毂直径为0.24m，JK508与JP502型转轮轮毂直径为0.27m，并过流能力不好，因此不用。
方案一ZD987型转轮、方案二K408-01/4型转轮和方案三ZD660型转轮比较，属于目前国内最为先进的转轮。从模型曲线图查到，K408-01/4型转轮最高效率能达到91%，ZD660型转轮最高效率只能到90%， ZD987型转轮最高效率能到89.2%，可K408-01/4型转轮和ZD660型转轮由于流道的偏差导致真机效率均低于ZD987转轮，工况偏差较大，经过综合比较分析，最终选择方案一ZD987作为龙凤水库电站增容改造转轮。
4.4水轮机安装高程的复核
根据额定水头计算Hs值，并用最大、最小水头校核。Hs值按下式计算：
Hs'= Hs+XD1 （X取0.41）
安=Zd+ Hs'
根据电站水轮机采用不锈钢转轮的要求，经计算最小水头下Hs=+2.98m ，设计水头下Hs=+2.86m，最大水头下Hs=+3.86m考虑一定余量，电站最低尾水位373.3m，计算水轮机的安装高程（导叶中心）为376.41m，高于原有水轮机安装高程（导叶中心）的375.56m，说明本转轮的汽蚀性好，综合确定水轮机的安装高程（导叶中心）取与原机组相同，即为375.56m。
4.5 改造后的主要参数
水轮机参数：型号ZD987-LH-60，转轮直径0.6m，额定水头9.4m，额定流量1.99m3/s，额定转速750r/min，飞逸转速1560r/min，额定效率88%，最高效率88.2%，吸出高度 2.014m。
发电机参数：型号SF150-8/740，额定容量 150kW，额定功率161.8kW，额定电压0.4KV，额定功率因数0.8，额定转速 750r/min。
4.6水力过渡过程计算
本电站三台机组合用一根引水管，按三台机组同时甩负荷考虑。当额定水头Hr=9.4m、P=150kW时，Q=2.1m3/s，∑LV=494.53m2/s，导叶分段关闭时间Ts1=5s，Ts2=10s，分段点为导叶全开度的50%，甩三台机组全负荷，机组最大速率上升βmax=24%，蜗壳进口压力相对于额定水头上升43.2%，蜗壳承压13.1m，尾管进口真空度为3.6m水柱。
当最大水头Hmax=13m、P=150kW时，Q=1.62m3/s，∑LV=381.49m2/s，导叶分段关闭时间Ts1=5s，Ts2=10s，分段点为导叶全开度的50%，甩二台机组全负荷，机组最大速率上升βmax=18.5%，蜗壳进口压力相对于额定水头上升38.5%，蜗壳进口承压15m，尾管进口真空度为3.1m水柱。
根据《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）规范要求，水轮机蜗壳最大允许压力上升率不得大于70%，机组额定出力甩全负荷时，最大转速上升率不宜大于50%，本计算结果均满足规范要求。
5结论
龙凤水库电站水轮机增容改造是在保持原有流道及部分参数不变的情况下，通过采用先进的结构设计，提高了水轮机效率及过流量，增加了水轮机出力。经过计算分析后确定的增容改造方案，不仅是可行的，而且是稳妥可靠的。该电站通过改造，使机组消除了安全运行隐患，到达增容增效安全稳定运行的目的。
参考文献
[1]GB50071-2002小型水力发电站设计规范.北京.中国计划出版社，2003.
关键词：常见问题；土建结构变电站；土建结构；设计；方案处理方式；优化
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
中图分类号：TU318文献标识码：A 文章编号：
电力工程结构设计直接影响和决定电力工程质量安全。结构设计要高度重视电力工程结构设计方面常见问题，工作中严格遵照电力工程设计规范、标准，以科学严谨的态度对待，保证电力工程质量，确保供电安全。变电站施工工程在工程建设全过程中所占时间相对较长。
1结构设计中的楼层平面刚度问题
有些电力工程结构设计，在结构布置缺乏必要措施或缺乏基本的结构观念情况下，采用楼板变形的计算程序。尽管计算机程序的编程在数学力学模型上是成立的甚至是准确无误的，但在确定楼板变形程度上却很难做到准确。因此，这样的建筑结构设计定会存在着结构某些构件或部位安全储备过大或者结构不安全成分等现象。设计时应尽可能将楼层设计成刚性楼面，以使计算机程序的计算结果基本上反映结构的真实受力状况而不至于出现根本性的误差。当然，要实现这一点，首先应在建筑设计甚至方案阶段就避免采用楼面有变形的平面比如凹槽缺口太深、块体之间成“缩颈”连接、外伸翼块太长、楼层大开洞等。
2结构缝设置以及缝宽度问题
温度的变化对建筑结构有着不利影响，因此，电力工程物尤其是超长电力工程物设置合理的伸缩缝是十分有必要的。但是部分结构设计人员不使用伸缩缝减少温度影响而使用后浇带代替，这种做法存在一定的问题。因为后浇带不能解决温度变化的影响，仅能减少混凝土材料干缩的影响。在后浇带处的混凝土封闭后，若结构再受温度变化的影响，后浇带就不能再起任何作用了。一些超长建筑结构不便或不能设置温度伸缩缝时，应采取其他构造加强措施，不能只留设施工后浇带，例如：采用预应力混凝土结构、对受温度变化影响较大的部位适当配置间距较密、直径较小的温度筋、加强顶层屋面的保温隔热措施等。
3变电站的前期规划
3．1总图布置
变电站的总图布置应充分考虑远近结合，在满足工程规范、规程和工艺流程的前提下压缩建筑物间距，做到用地规整，布局紧凑合理，使得围墙内用地和站址总用地面积尽可能保证最小，在满足使用功能条件下，建筑物尽量合并为一栋综合楼，减少占地面积，顺带减少相应附属的围墙、场地平整等费用。
3．2站址选择
站址选择应结合国土部门和规划部门各方面的要求，选择能直接利用水源和市政设施、拆迁量少、道路连接短、地形平坦的地区，避开断层、滑坡、山区风口或高差较大的地形。尽量不拆迁房屋或搬迁线路或坟墓。特殊情况下采用旋转、平移、总平面局部切角等方式降低工程总体造价，减少赔偿费用。选择站址时也要注意多方案比较选择，确保最终方案的合理性。
3．3地基处理
在前期规划阶段，地下情况是必须要充分了解的，地下是否有文物古迹、主要管道、地下文物、防空洞，地基是否处于矿区采空区、区域性断裂带、滑坡地区等，都是要提前了解的，如果做不到提前了解的话可能会造成不必要的搬迁和基地处理费用。
4具体设计
4．1总平面布置
主要优化道路接口、给排水接口、道路接口、消防和安全距离等方面。根据规范、规程合理布置已确定规模的各建筑物，尽可能合并共用设施，向空中发展，使平面布置更紧凑、道路占地面积减少，达到节约用地的目的。户内可采取两个出线间隔公用一跨、将电容器室、配电室和主控室合为一体的方式，缩小整体面积。
4．2结构设计
在变电站设计时应以建立新型的结构体系为目标，这一新型的结构体系包括预制装配结构体系和钢结构体系。在保证结构有足够的耐久性、稳定性和强度的前提下，优先选用构建简单、结构明确的结构体系。用工厂化、通用化、标准化规范建筑构件的选择，将全寿命周期成本概念引入结构设计中，充分论证建筑和结构关系，最后对设计方案进行论证和比选，进行多专业可行性研究，确定最优方案。
4．3建筑设计
在变电站建设中，变电站内建筑物也是十分重要的一环，因此，在满足生产要求前提下，变电站内的建筑物要合理布置房间，减少不必要的附属面积，采用工业建筑标准统一模式建设。同时，要做好建筑的节水，节地，节能，和节材工作。采用框架结构，降低单位建筑面积造价，形成相对较大的空间，节约占地面积和造价，便于电气设备布置。同时还要注意尽量不设屋外水消防，尽力控制建筑物体积。
4．4地基与基础设计处理
变电站基础设计是施工设计优化的重点，建筑物基础选型时，必须因地制宜，结合地质情况，充分利用天然地基。同时要熟读地质资料，务求优化基础。尽量利用天然地基，基础满足设备安装运行要求.同时，尽量浅埋。有些地方必须要用桩做基础，这种情况下要根据地质资料选择合适的桩形。
5结构荷载取值
5.1屋面可变荷载的取值和分布
并非在屋面全跨布置可变荷载产生的内力一定最大，往往在半跨布置可变荷载时结构可能更为不利。因此对于屋架和拱壳屋面除了全跨布置可变荷载时做出计算外，还应考虑半跨布置可变荷载，并做出相应的计算，然后按最不利的情况进行设计。对屋面可变荷载的取值应十分谨慎，特别是对于屋架和拱壳屋面，因为这类屋面荷载的分布对结构的内力很敏感。例如积雪荷载应按全跨均匀分布、不均匀分布，半跨均匀分布的几种情况进行设计，这样才能保证屋面结构的安全。
5.2基础设计时的荷载取值
在建筑地基基础设计规范(GB 50007-2002)中做出了以下规定：计算地基变形时，传至基础底面上的荷载效应应按正常使用极限状态下荷载效应的永久值组合，不应计入风荷载和地震作用。计算挡土墙土压力、地基或斜坡稳定及滑坡推力时，荷载效应应按承载能力极限状态下荷载效应的基本组合，分项系数均为1.0。按地基承载力确定基础底面积及埋深或按单桩承载力确定桩数时，传至基础或承台底面上的荷载效应应按正常使用极限状态下荷载效应的标准组合。
6在变电站设计方案完成后的工作
6.1做好施工图技术交底工作
在变电站设计方案完成后，要进行施工图技术交底工作，这项工作的主要目的是使参与工程建设的各方了解工程设计的主导思想、对主要建筑设备和材料的要求、所采用的新技术、新工艺、新材料、新设备的要求以及施工中应特别注意的事项。这样做既能保证工程质量，也能减少图纸中的差错、遗漏、矛盾和讹误。消除施工隐患，使设计更符合要求，避免返工造成的人力、财力、物力各方面的浪费。
6.2制定好设计变更管理制度
为了完善工程设计、保证设计和施工质量、纠正设计错误以符合施工现场条件，设计变更成为了必不可少的设计修改程序，设计变更制度在施工过程中的作用非常重要，它不仅影响着工程的进度、节奏和程度，也对造价控制有着深远的意义，它直接影响着施工的费用。因此，在对设计方案进行变更时要进行严密的方案论证，尽量控制设计变更的数量、幅度和费用。在这个过程中，制定好设计变更管理制度就显得非常重要。
6.3做好工程验收工作
设计方在设计好方案之后还需要到场验收施工方工作。例如到场验收确保施工开挖达到设计要求的地基土层或地质条件好的部位，如果出现个别设计地基与实际不符时，应根据现场实际情况改变技术方案，满足施工要求。这样一来，设计方和施工方形成了良好的互动，可以保证变电站建设更好地完成。
7.结束语
变电站在土建结构设计的方案处理，从前期规划、过程设计以及后期处理三个方面对其进行详细分析，为我国遍电话土建结构设计提供了一定的借鉴。结构设计规范是国内结构设计的法规，是建筑结构做到技术先进、安全适用、经济合理的指导文件。为了更好的遵循这一法规，对结构设计规范应该熟悉，更应该正确理解，保证土建结构设计质量。
参考文献
[1]蔡敏华.浅谈变电站在土建结构设计等问题的处理方案【J】.中华民居，2011
关键字：人防 汽车库 负荷等级 供电电源 供电方式 配电箱编号
一 概述
某住宅小区有多栋一类高层建筑，中间为中央绿化地带，其中地下汽车库所处位置在中央绿化地带下，部分楼的地下室与地下车库连接。汽车库总建筑面积:44752平方米。人防总建筑面积：21665平方米。人防地下室平时功能：地下停车库、设备用房；战时功能：二等人员掩蔽部和战备车库。该汽车库为Ι类汽车库。
二 负荷等级
根据国标《汽车库、停车库、停车场设计防火规范》GB50067-97第9.0.1.1规定：Ⅰ类汽车库、机械停车设备以及采用升降梯作车辆疏散出口的升降梯用电应按一级负荷供电。故本工程的负荷等级如下：
平时配电负荷等级：一级负荷：本车库内的消防用电设备（消防风机、防火卷帘、应急照明）、消防控制室、机房照明等；二级负荷：生活水泵房、热交换站电力；三级负荷：车库照明及其它用电负荷。
战时人防配电负荷等级：一级负荷: 基本通讯设备、音响警报接收设备、应急通信设备、柴油电站配套的附属设备；应急照明；二级负荷: 重要的风机、水泵；三种通风方式装置系统；正常照明；洗消用的电加热淋浴器；区域水源的用电设备；电动防护密闭门、电动密闭门和电动密闭阀门；三级负荷: 不属于一级和二级的负荷的其它负荷。
二 供电电源及供电方式
根据《民用建筑电气设计规范》JGJ16-2008 第3.2.8条规定：一级负荷应有两个电源供电，当一个电源放声故障时，另一个电源不应同时受到损坏。
故本小区由室外埋地引来两路来自上级不同开闭站的高压进线，总变配电所设在地下车库，车库所有一二级负荷电源均引自这两路高压进线所带的不同变压器。
本工程低压供电方式为：一级消防负荷： 采用双电源供电，在末端互投供电；一级负荷： 采用双电源供电，在末端或适当位置互投供电；二级负荷： 采用双电源供电,在末端或适当位置互投供电；动力站房采用专线从变配电室直接供电；三级负荷：采用单电源供电。本工程采用树干式或放射式供电方式,低压配电级数不超过3级。
根据《人民防空地下室设计规范》GB50038-2005第7.2.11.2条“救护站、防空专业队工程、人员掩蔽工程、配套工程等防空地下室，建筑面积之和大于5000”应在工程内部设置柴油电站。本工程为8个防护单元，及两个人防汽车库。故本工程设置两处移动柴油电站，安装功率均为120KW。由于人防的特殊性，人防区域配电除了正常的两路电源外，还需接入区域电源即柴油电站电源。下图为防护单元1的配电系统图。
三 照明设计
根据《汽车库建筑设计规范》的规定，本工程出入口的照度取值为80Lx，行车道的照度取值为40Lx，停车位的照度取值为20Lx。火灾应急照明地面最低照度不低于0.5Lx。 车库照明除了亮度均匀外，灯光的导向性也是车库照明设计的一大特点。笔者在设计车道灯时，选用节能荧光灯呈光带布置，行车道照明集中控制，分路通断。停车位照明采用分散 式就地开关控制。
地下汽车库内的标志灯、导向灯、疏散指示灯要始终处于常亮状态，由应急照明箱的专用回路集中供电，用蓄电池作备用电源，并保证蓄电池一直处于浮充电状态，其连续供电时间不小于90分钟。疏散指示标志分设在疏散出口的顶部和疏散通道及其转角处，距地面高度0.5米的墙面上。火灾应急照明也引自应急照明箱，应急照明箱由双电源供电，火宅时候强制点亮。应急照明对地面最低照度不小于0.5Lx。
四 节能措施
近年来，随着国家“低碳经济”概念的推广，节约能源也越来越引起人们的重视。本工程的节能措施有：
1 变压器选用低耗能干式变压器且位于负荷中心，开关等均选用节能型电气设备。
2 所选灯具及光源均应选用三基色稀土荧光粉照明光源及灯具,光源采用电子镇流器且自带补偿，补偿后的功率因数不小于0.9。
3 照明功率密度值应满足《建筑照明设计标准》的规定。
4 实行高压与低压分级计量。
五 配电箱编号设计
地下车库由于防火分区及人防分区比较多，所以各种配电箱比如：照明箱、双电源箱、动力箱、控制箱等比较多，如何能准确的给每一个配电箱编号，或者如何从每一个配电箱的编号都可以准确的看出这个配电箱的性质及所在的位置。笔者经过长时间摸索，提出以下编号方案供大家探讨：
六 结束语
在设计人防汽车库时，除了要考虑车库本身的电气问题外，还要综合考虑整个小区其余单体的配电问题，小区的电气管网问题，以及和其他专业配合设计问题。
由于篇幅所限，本文有很多问题没有涉及：比如火灾自动报警及消防联动系统、安保监控系统、车库管理系统等。
参考文献
1、《民用建筑电气设计规范》JGJ 16-2008
2、《建筑电气设计手册》中国建筑出版社出版
3、《建筑设计防火规范》GB50016-2006
关键词：核电站消防法规 纵深防御 设计基准 消防供水系统 稳压系统
随着我国核电事业的发展，以核发电近期已成为我国能源开发的重要课题。核电站主要由核反应堆厂房（以下简称核岛）、汽机厂房（以下简称常规岛）及技术性或非技术性建筑物（以下简称BOP）等组成。由于它生产设施的特殊性，无论在正常运行和事故条件下都要保证它具有足够的安全性。所以，核电站的消防设计也有别于通常的民用设计。
1 应遵循的消防设计规范
目前国内民用设施的消防规范只适用于核电站的非核设施及其厂房。
对于核设施及其厂房的消防设计应遵循中国核安全导则HAD102/11《核电厂防火》。然而，该导则只是指导性文件，用它作为技术规范标准来指导防火设计不能完全满足要求。并且，国内核电站多数是引进国外的商业堆，其消防设计应与工艺系统和厂房设计、建造相匹配，所以还必须遵守引进国相应的防火设计规范。
《核电厂防火》中强调纵深防御设计概念，即冗余、多样配制消防安全措施，从而确保高水平的安全性。冗余即同功能、同类型设备重复设置。
2 核电厂消防供水系统的作用
核电站火灾不仅造成巨大损失，可能造成的后果也是严重的：巨大的人员伤亡；威胁核安全或引发核安全事故；恶劣的公众影响。众所周知的切尔诺贝利核电站事故所造成的经济损失和对环境的污染都与火灾的二次效应直接有关。
因此，为确保足够安全，核电厂的防火设计必须满足总的安全设计要求。核安全导则HAD102 /11《核电厂防火》明确： 核电厂应通过在设计上运用纵深防御概念实现以下三个主要目标：①防止发生火灾；②快速探测并扑灭确已发生的火灾，从而限制火灾的损害； ③防止尚未扑灭的火灾蔓延，从而将火灾对电厂安全重要功能的影响降至最低。
第二目标的实现依赖于能动的防火技术是否达到火灾的早期探测和扑灭的要求。核电厂消防供水系统是通过水泵这一能动设备向整个电厂消防灭火能动装置提供和输送具有足够设计压力、设计流量的消防水。其供水的可靠性是实现这一目标的根本保障。
下面以某核电站消防供水系统的设计来论述为实现上述第二目标而采取的措施。
3 设计实例
某核电站引进法国压水堆型，规模：2×900 MW，为商用核电站。其消防供水系统是向核岛、常规岛、BOP及厂区灭火装置提供和分配具有足够设计压力、设计流量的消防水。由于核电站核设施的特殊性，它的防火设计遵循两个基准：①保护具有执行安全功能的安全系统的消防设施的设计；②保护非安全系统的消防设施的设计。采用的设计规范：中国核安全导则HAD102/11《核电厂防火》、《法国压水堆核电站防火设计和建造规则RCC-I》及国内现行的防火规范。另外，该核电站消防设计按同一时间只有一次火灾发生；由于条件限制厂区内没设高位消防水池。
它的消防供水系统相当于民用建筑的稳（准）高压消防供水系统，是由消防水生产系统，分配系统，稳压系统及厂区室外消防栓组成（见图1）。
图1 消防供水原理
3.1 消防水生产系统
消防水生产系统是由水源、水泵、消防泵房和管路组成。它的功能是向两个机组的核岛厂房、常规岛厂房、BOP及厂区灭火装置提供具有足够设计压力、设计流量的消防水。
设计基准：由于与核岛消防供水有关，设计时按保护具有执行安全系统消防设施的设计基准考虑。根据RCC-I，消防泵所提供的消防水应满足常规岛设计基准火灾灭火流量（受固定灭火装置保护的设备所需的最大消防水量）的需要，并且保证在扑灭常规岛最大设计基准火灾的同时，有若干室内消火栓耗水200 m3/h的需要。消防设施考虑冗余设计。另外，保护安全系统的消防设施、管道、阀门等附件在地震期间或地震后不允许被破坏，保证其功能的完整性，从而确保其所保护的安全系统的安全性。所以，除水源补水管外，系统划分为抗震系统，全部应按抗震级设计。
3.1.1 水源
核电站消防水源的可靠性与否直接关系到整个消防水灭火系统的可运行性，正如《核电厂防火》5.4.3所述：水系统应当永久性地接到有保障的足够的消防水源上。它还关系到如何实现快速探测并扑灭确已发生的火灾，从而限制火灾的损害这一目标。所以水源必须是：具有足够、可靠的水量；消防水水质要符合要求。
该核电站消防水源有三个：正常情况下由生活饮用水系统自动向消防水池供水，水池设有控制饮用水管路电动阀门开关的液位信号。当生活饮用水系统供水失效时，转换成生水系统供水，由值班人员用手动阀门控制补水。这两个水源的水都流入两个独立的能贮存1 400 m3淡水的混凝土池子。第三个水源是海水，一旦消防水池水位降到低报警液位，值班人员需手动打开消防泵与海水连接的吸水母管的阀门，水泵直接吸入海水。
它的消防水池容量是根据汽机厂房的设计基准火灾灭火消防水量设计的。该水量大于核岛厂房的灭火用水量，所以对于核岛消防，水量贮存能满足要求。消防水池是抗震性的结构，从而确保了水源的可靠性。设置两个独立、冗余的淡水池保证了检修时水源的连续可用性。两套补水系统、两个水源（淡水和海水）的替代，增强了防御的纵深度。
消防水补水系统一个是生活饮用水、一个是经过过滤的生水，水质均符合消防水要求；采用的海水是经过转鼓滤网（滤网孔径3 mm×3 mm）过滤后，直接进入消防管网。所以说，该核电站消防水源的设计上具有多重的防御措施，体现了纵深防御的概念，是安全可靠的。
3.1.2 消防水泵
消防水泵房是整个厂区消防灭火系统的心脏，它的设计要求如《核电厂防火》5.6.5所述在由水泵运行提供必要水量的厂区内，必须设置多重消防泵，以满足单一故障准则。单一故障准则可解释为在一套设备失效或不起作用的情况下，多重性可保住功能不致丧失。系统设计消防水量：1043 m3/h（常规岛设计基准火灾灭火流量）＋ 200 m3/h＝1243 m3/h；系统共设4台水泵（每个机组2台泵），并联连接，出水管上设有压力开关。当管网压力1.275 MPa（基点是±0.00 m）时，单台泵的流量342 m3/h ；当管网压力为1.2 MPa时，单台泵的流量445 m3/h，此时允许任一台泵检修工况。消防水泵的动力供电有应急配电系统、应急柴油发电机两种。正常情况下，每个机组的两台泵分别由两个独立的应急配电系统供电。当应急配电系统事故时，启动柴油发电机作后备应急电源。
考虑保持多重系统部件间的独立性，设计共设4台消防水泵并分别放在4个抗震泵坑里，实体隔离，而且泵坑的四壁、坑底板及坑顶板是钢筋混凝土制造，耐火极限2.5 h，这样保证了当一台消防泵受损时不殃及其余。水泵动力电源也考虑了冗余设计，减少了消防水泵失效的可能性。
3.2 消防水分配系统
消防水分配系统由消防泵房至核岛、常规岛消防输水管，常规岛以后的厂区消防输水管组成。其功能是将足够设计压力的消防水根据各厂房的重要性依次分配给核岛、常规岛、 BOP各建筑物。其中消防泵房至核岛的消防输水管承担着输送保护安全系统的消防水，应该按保护安全系统消防设施的设计基准设计。系统管网设置从泵房伸出两根消防管敷设在两个安全厂用水管沟里至核岛厂房，并在核岛内形成环网。在核岛消防环网上又引出两根消防管通向常规岛，在与常规岛供水管网分界处核岛两侧各设有一个电动隔离阀，它们在核岛失火或常规岛以后部分故障时可以关闭，确保了核岛的消防供水。根据RCC-I用来保护与安全相关的消防系统应按承受SSE设计，否则对与安全相关设备形成危险，……。 SSE是指安全停堆地震荷载。这段管线按抗震1A级设计，即在SSE荷载条件下，能动部件（水泵）运行，非能动部件（管线）保持其功能。并且安全厂用水管沟及管道支架也是抗震（承受SSE荷载）设计。
常规岛及以后的厂区供水管网是按保护非安全系统消防设施的设计基准设计，管网没有抗震要求。常规岛各自厂房内形成环网，两个环网之间由一根连通管连接。在1＃汽机厂房外侧设有消防稳压装置，其出水管接在汽机厂房的环网上，管网运行压力维持在1.2 MPa（基点±0.00 m）。两个汽机厂房各引出两根水管在厂区形成环网，围绕着核岛、常规岛及各厂房又布置成若干环路，每个环路都设有隔离阀。管网运行压力维持在1.2 MPa是基于核岛或常规岛的某些固定灭火装置要求确定的，而对于消火栓系统而言就显得过高。在常规岛与BOP之间的三根消防管线上分别设置三套减压阀组，在无火灾情况下，减压阀组上游管网压力为1.2 MPa，阀组后管网压力为0.8 MPa。厂区室外消火栓的布置：参照国内消防规范，沿着厂区室外消防管网每120 m设置一个室外消火栓。
3.3 消防水稳压系统
消防供水系统中稳压系统在整个消防管网中举足轻重：既要维持日常的管网运行压力，还要提供火灾初期或第一台消防泵尚未达到额定功率时的初期火灾消防水量。它的可靠性与否决定着是否能有效地限制火情的蔓延。
该核电站的稳压系统采用的是由气压罐、稳压泵、空压机组成的稳压装置（见图2）。它由1 个 75 m3的气压罐，2台1.5 L/s的补水泵，2台稳压空压机及配套管网组成。工作原理：当整个厂区消防给水系统因泄漏、排水或有消防用水时，气压罐内水位和压力随之下降，当水位达到设定的低水位时，此时如系统压力未达到正常运行压力1.2 MPa，则稳压空压机启动为气压罐补气，达到为整个厂区消防系统补压的目的，当压力达到正常状态后，稳压空压机停止运行。在这一过程中当补水泵启动后，如果整个厂区消防给水系统的水压仍继续下降，则当压力下降到一个更低的压力值1.1 MPa时，主消防泵将自动启动。所提供的初期火灾消防水量是气压罐内储存的压力为1.2 MPa，容量为25 m3 的消防水，是基于电源正常，主消防泵要在启动43 s内达到正常运行状态的条件下确定的。它能满足火灾时，至少向管网提供的是电厂可能发生最大一次火灾的最初1 min的消防水。补水泵的水源是敷设在汽机厂房的生活饮用水管。整个系统是非抗震设计。系统的特点：稳高压系统，火灾时，不仅能提供必要的初期 消防水量也能保证消防水压；补水泵、空压机是冗余设计；运行维护可靠，具有与高位水箱稳压系统等同的作用效果，并且实用、可行、经济。
图2 消防稳压装置原理
3.4 运行
正常情况下，消防水池和系统是充满水的，系统压力由设置在汽机厂房的稳压系统控制。当发生火险，系统压力值降至某一定值时，在30 s内，应急配电系统供电，消防泵根据消防水量、系统压力的变化依次启动，若超过30 s，消防泵由应急柴油发电机（后备应急电源）供电。在自动方式失效时，可在主控室或就地进行手动启动干预。消防水通过分配系统供应至消防用水点，消防完毕后，水泵的停运由主控室手动操作。
4 结论
1光伏发电组件危险有害因素分析
1.1光伏支架危险因素分析
支架基础的设计应考虑工程地质条件、环境条件、荷载等因素，支架采用镀锌螺栓连接，若未按图纸施工、螺栓连接不牢固、强度不够，螺栓未按要求镀锌、安装完成后未进行整体调平等，都可能使支架发生倾倒现象，影响电池组件对太阳能辐射的接收；若遇强风等灾害天气，会使支架不稳，坍塌，造成一定的经济损失。若支架制造材料存在缺陷，表面未采取防锈处理，支架加固不符合规定，运行期未定期巡视和维护、未按气候条件进行事故预测和采取对策，当电站遭遇不良气候条件或超标准地震时，可能导致支架倾倒，严重时会发生光伏方阵整体倾倒现象。
1.2光伏组件危险因素分析
光伏组件也就是太阳能电池组件，是光伏电站中所不可缺少的重要组件。光伏电站在运行过程中，由于设计缺陷、太阳能电池组件质量缺陷、安装质量不合格、清理不及时、性能测试不合标准，都可能会影响光伏组件的性能；设计安装时未考虑荷载、风速、沙暴等恶性天气带来的影响，也将会对光伏电池造成损害，影响电站的运行。若光伏组件支架设计安装时为考虑地质条件，环境条件，荷载等因素，可能造成光伏组件不稳、倾覆，影响电池组件对太阳能辐射的接收效果。逆变器是直交流转换的设备，若设计制造不合理，元件调整、操作和保养不善、加热或通风不良，防护等级不够，可能影响逆变器转换效率、性能的稳定性。
2光伏发电组件安全对策措施
光伏组件安全对策措施主要依据《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）等规范和标准提出，主要有：①光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应不小于4Ω。②集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类阻燃电缆。③光伏组件之间及组件与汇流箱之间的电缆应有固定措施和防晒措施。④动力电缆和控制电缆宜分开排列。⑤汇流箱应具有下列保护功能：a应设置防雷保护装置；b汇流箱的输入回路宜具有防逆流及过流保护；c汇流箱的输出回路应具有隔离保护措施；d宜设置监测装置。⑥充电控制器应具有短路保护、过负荷保护、蓄电池过充（放）保护、欠（过）电压保护及防雷保护功能。⑦对光伏发电站送出线路，应在系统侧配置分段式相间、接地故障保护；有特殊要求时，可配置纵联电流差动保护。⑧光伏发电站调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置（UPS）或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于40min。⑨光伏发电站应具备频率适应性、电压适应性、低电压穿越能力。⑩光伏发电站动态无功响应时间应不大于30min。
3结语
本文介绍了光伏发电站的中的光伏发电组件在运行过程中可能具有的危险有害因素，并提出了相关安全对策措施，可以为光伏发电企业安全生产管理提供一定的参考。
作者：苗冬子齐磊单位：辽宁劳动安全技术发展有限公司辽宁省安全科学研究院
