实习思考题-白莲河抽水蓄能电站
水利水电工程专业2007级本科生产实习思考题
一、简述白莲河抽水蓄能电站概况，包括：立项及建设过程、工程
意义、工程投资；主要工程参数及指标（设计年利用小时；各机组装机容量及总容量；年发电量；年抽水耗电量；水库特征水位及库容、集雨面积；发电工况——额定水头、最大/最小静水头；
抽水工况——最大/最小扬程、最大/最小抽水流量；），以及其它在实习中所了解的内容。
答：湖北白莲河抽水蓄能电站是湖北省“十五”重点建设项目之一，它的开工建设，是黄冈地区八百万人民长久的期盼，建成后，不仅将大大缓解华中电网供电紧张的形势，而且对于带动当地经济与社会发展，具有重要而深远的意义。该项目地处华中腹地、湖北负荷中心,具有成库条件好、自然条件优、上库库容大、地质条件好、工程造价低、建设工期短等优点,能有效缓解电网调峰矛盾、优化电源结构、等效替代火电容量、减少水电弃水,是华中电网可靠的事故备用电源和黑启动电源。电站建成后，将以500KV电压等级接入系统，服务于华中和湖北电网，在系统中担负着调峰、填谷、调频、调相和事故备用及黑起动的任务，能有效缓解缓解电网调峰矛盾，优化电源结构。对湖北乃至华中电网安全、经济、稳定具有十分重要的作用，对带动当地经济与社会发展也具有深远意义。同时也标志着我国抽水蓄能电站建设已经进入世界先进行列，是我国抽水蓄能电站建设史上的里程碑。
该工程于2003 年8 月由国家发改委批准立项开工。工程静态总投资约超过人民币30 亿元,建设期为5 年,第1 台机组计划于2007年底投入运行,目前前期工程如白莲河大桥、进厂涵洞及上下库公路已经开工。1998年12月完成《湖北省鄂东抽水蓄能电站选点规划报告》, 2000年1月,国家经济贸易委员会下发《关于湖北白莲河抽水蓄能电站(一期)预可行性研究报告审查意见的批复》。2003年8月,国家发展和改革委员会以发改能源〔2003〕
955号文正式批复白莲河抽水蓄能电站(一期)项目建议书( 60 万kW) 。2003年9月,根据国家发展改革委《关于印发宝泉、惠州和白莲河抽水蓄能电站机组设备统一招标工作第二次协调会议纪要的通知》,白莲河抽水蓄能机组纳入统一招标范围,一次采购4台单机容量300 MW的可逆式蓄能机组,电站项目开始按120万kW 规模一次建成并加速各项准备和报批工作。2005年2月,国家发展和改革委员会正式核准湖北白莲河抽水蓄能电站项目(4 ×30万kW) ,以发改能源[ 2005 ] 223号文《国家发展和改革委员会关于湖北白莲河抽水蓄能电站项目核准的批复》批复了项目的可行性研究报告。2003年11月,湖北白莲河抽水蓄能有限公司挂牌成立,正式开始电站的筹建实施,项目从策划决策阶段开始转入建设准备阶段, 2005年2月6日项目获得核准, 2005年3月28日开工建设。2006年10月主厂房完成开挖,机电设备开始安装; 2008年7月上库大坝通过安全鉴定, 12月通过蓄水验收,上库开始蓄水;2008年年底土建金属结构安装工程基本完工。2009年5月首台机组开始调试,计划于2009年9月首台机组发电, 2010年工程完建。
电站基本参数
设计年发电量为9.7亿KWh，年抽水耗电量12.9亿KWh。
装机容量(MW) 4*300
水库特性水位上水库下水库
正常蓄水位(M)308 104
相应库容（m3） 1663万 8亿
死水位（／m） 291 96
极限死水位（m） 91
设计洪水位（m） 308.8 108.0
发电工况最大净水头（m） 212.84
最小净水头（m） 177.56
额定水头（m） 195
抽水工况最大扬程（m） 222.58
最小扬程（m） 190.97
抽水流量最大、最小（m3·s-1） 150∕125
通过对白莲河抽水蓄能电站参数的分析计算同时参考国内外已
建抽水蓄能电站的资料和经验，综合考虑白莲河抽水蓄能电站机组的设计制造"运输及安装条件!因此所推荐的机型参数不仅要有较好的
经济效益! 更重要的要保证运行的安全性!有利于提高机组效率" 减小机组尺寸和降低工程造价!所推荐的吸出高度值能保证机组运行时有足够的淹没深度!防止机组汽蚀!有利于提高电站长期运行效益!是
最佳和最合理的机型参数选择。
二、简述白莲河抽水蓄能电站水工建筑物概况（含组/构成数量、
形式/类型/形态、主要工程参数/指标），包括主坝、副坝；输水系统；地下厂房；引水系统；尾水系统；地下厂房；地面建筑物。
答：湖北白莲河抽水蓄能电站枢纽工程由上水库、下水库、输水发电系统及地下厂房等组成。
主坝、副坝：
上库位于现白莲河水库右坝头的山谷凹地。集水面积2. 7km2，常蓄水位308m ,相应库容2 496 万m3，其中发电库容1 663 万m3。主坝为混凝土面板堆石坝,坝顶高程312.2 m ,最大坝高59. 4m,坝顶长300.18 m ,三座副坝为心墙土石坝,坝高分别为3.2 m、8.2 m 和10.0 m。下库即利用现有的白莲河水库,主坝为心墙土石坝,最大坝高69m ,坝顶长259m。水库流域面积为1 800km2 ,最大库容12.32亿m3,
正常蓄水位104 m ,相应库容8.52亿m3 ,调节库容5.72亿m3 ,主要承担灌溉、发电和防洪等任务,属多年调节水库。上水库位于白莲河水库右坝头上游侧的山谷凹地,由天然库盆局部防渗处理及筑建1座主坝、3座副坝而成,正常蓄水位308 m,总库容2 496万m3,蓄能发电库容1 663万m3。上水库主坝为混凝土面板堆石坝,坝顶高程312. 2 m, 最大坝高59.40m，坝顶长300.18m，3座副坝均为心墙土石坝，最大坝高分别为3.2、8.2、10.0 m。下水库利用20世纪60年代建成的白莲河水库,总库容12. 32亿m3 ,调节库容5. 72亿m3 ，具多年调节性能。
输水系统：
输水发电系统主要包括岸塔式上库进(出) 水口、竖井式下库进(出) 水口、直径为9 m 的压力钢管、阻抗式调压室、钢筋混凝土岔管、尾水隧洞等。地下厂房位于下库大坝右坝头上游侧山体内,主要由球阀室、主厂房、主变洞、母线洞、厂用配电洞、高压电缆平洞及电缆电梯竖井、进厂交通洞、通风洞、防渗排水廊道等组成。输水发电系统布置在上下水库之间的山体内，采用1洞2机的联合供水方式。输水系统主要包括有上、下库进(出)水口、引水隧洞、上游调压室、高压管道、尾水隧洞等建筑物。
地下厂房：
地下厂房采用尾部式布置,主要建筑物由球阀室、主厂房、主变洞、尾水闸门室、尾(输)水隧洞、母线洞、厂用配电洞、高压电缆平洞及电缆电梯竖井、进厂交通洞、通风洞、防渗排水廊道系统和其他辅助洞室组成。地下厂房开挖尺寸(长×宽×高) 为146.7m×21.85m×50.883m。地下厂房系统布置在白莲河水库大坝上游右岸山体内,是一个主要由主厂房、主变洞、尾水闸门室、球阀室、母线洞、厂用配电洞、进厂交通洞及其他辅助洞室等组成的大型地下洞室群。地下厂房纵轴线方向选定为东西向，球阀室—主厂房—主变洞—尾水闸门室4大洞室平行排列，进厂交通洞从下游水平正交进厂。主厂房开挖尺寸为146140m×21185m ×571883m (长×宽×高,下同);主变洞平行布置在主厂房下游侧,其开挖尺寸为13414m×1917m×251325m，主厂房与主变洞之间布置4条母线洞以及1条厂用配电洞。
尾水系统：
尾水闸门室平行布置在主变洞下游侧,其开挖尺寸为9410m×1018m×
471306m；球阀室平行布置在主厂房上游侧,其开挖尺寸为10614m×1017m×351876m。
地面建筑物：
主厂房、副厂房、主变洞、地面开关站、进厂联络洞、尾闸室、中控楼开关站等。
三、详述白莲河抽水蓄能电站主机设备及辅助设备系统，包括：设
计背景及需求分析、功能、结构、组成、主要技术指标/参数。
答：
设计背景及需求分析:
华中电网是一个典型的水电系统。由于电源结构不尽合理，一直存在着调峰容量不足的问题，特别是由于水电的调峰性能欠佳，丰水期弃水调峰比较严重，造成的损失也比较“调峰问题亟待解决”对华中电网的现状分析表明，峰荷丰谷差进一步加大，调峰的难度进一步增加。目前，解决华中电网的调峰容量不足矛盾的主要方法是采用水电弃水调峰，小火电机组启停调峰，经济性比较差。然而，系统对供电可靠性，经济性及电能质量的要求愈来愈高，抽水蓄能技术作为一种能量储存和转移手段，一种现代化负荷管理办法，一个快速可控的电源负荷环节已被大家逐步认识并成为现代电力系统不可或缺的组成部分。抽水蓄能技术作为一种有效的调峰手段，小方式吸收低谷电量，大方式发出尖峰电量起到了削峰填谷的作用。近几年来!随着负荷的增长!华中电网峰谷差逐年增加2002年比2000年增加了1360MW年均增长率为6.88%。2002 年底，华中电网水电总装机容量12263MW其中，属季调节以上的水电站约8473MW，约占水电装机的69%；日调节和径流电站，装机3790MW，占水电装机的31%。华中水电日调节和径流电站的比例较大，其中湖北占的比例特别大，达到55%。华中电网水电受本身调节能力及水电综合利用任务影响，调峰能力有限，尤其是丰水期。丰水期由于水电出力大，大量径流小水电电力上网，而大型水电站要服从防汛调度，大部分水电带基荷运行，水电调峰比例仅占40%左右，是华中电网调峰较困难时段，所以径流式统调水电被迫弃水调峰。华中电网主力机组仍主要为300MW、200MW和125MW 机组。华中电网火电机组容量小、燃煤质量低、调峰能力差。经调查，在不
投油的情况下，华中电网目前大多数300MW机的6最小技术出力基本在0.7左右；200MW机组无烟煤最小技术出为0.8，烟煤最小技术出力为0.75，如如果燃煤品质较差，最小技术出力只有0.8，有的甚至无调峰能力，如果投油，最小技术出力可提高，但经济性较差。华中电网125MW及以上火电机组平均调峰能力为30%左右。综上所述!影响华中电网调峰的主要因素有：负荷增长，β值偏低，电网峰谷差加大；水电调峰性能一般，再加上径流小水电的影响，使水电调峰作用下降；火电机组受机组容量、煤质及管理水平的影响!，调峰能力不尽人意；所以，弃水调峰和小火电机组启停调峰仍是目前解决华中电网调峰问题的主要手段。
功能、结构、组成:
抽水蓄能电站水泵水轮机机型参数的合理选择,对电站投资效益和安全运行具有十分重要的意义,一般可根据电站参数选定机组比转速,再选取相应的机型参数.可逆式水泵水轮机机型参数选择,实质上就是在水轮机工况与水泵工况的特性相互矛盾的条件下,协调水泵与水轮机两种工况的参数配合,以满足两种工况的运行要求.水泵水轮机机型参数选择包括转轮直径D1额定转速n、水泵工况与水轮机工况各特征水头下的出（入）力、效率及吸出高度值。对于白莲河抽水蓄能电站机型参数，根据本电站实际参数!结合国外各生产厂家的分析和计算!提出本电站机组比转速及相应机型参数的推荐值。由于目前国内生产厂家制造大容量混流可逆式水泵水轮机组尚有困难，因此白莲河抽水蓄能电站机组的设计和制造采取了国际招标的形式，由国外生产厂家设计制造。根据白莲河抽水蓄能电站的基本参数!国外几个大的生产厂家为白莲河抽水蓄能电站机组进行了初步设计，提出了机组有关参数。根据白莲河抽水蓄能电站实际参数及国外生产厂家的设计参数比较，考虑到机组比转速与效率、淹没深度、机组尺寸、重量等因素的关系，中南电力勘测设计研究院经过分析计算推荐了白莲河抽水蓄能电站机组比转速、转轮直径及吸出高度等参数如表3。
四、简述白莲河抽水蓄能电站电气设备（含主变、GIS）、计算机监
控系统概况，包括：功能、结构、组成、主要技术指标/参数。
答：电气设备:
在充分发挥抽水蓄能电站作用满足输送容量及可靠性要求的前提下减少出线回路数目对减少包括送出工程在内的整个电站投资作用很大特别是对以上出线电压等级的电站另外出线回路较少主接线可以更简单对抽水蓄能电站运行的可靠性和灵活性也有好处。
可靠性具体要求可以是量化了的可靠性指标也可以是具有可操作性的具体原则要求如下述两个具体原则任一元件故障主要是断路器母线或检修是否允许全厂停运或允许停运部分机组的容量和台数任意元件检修时另一元件故障是否允许全厂停运或停运部分机组的容量和台数。当然可靠性要求并不限于以上这些还可能有其他具体要求不同的可靠性要求对应不同的接线方式例如一个大型抽水蓄能电站回电压出线台机组接成两组联合单元如果把当任一元件检修同时另一元件发生故障是否允许全厂停运作为可靠性具体要求之一时仅从满足可靠性要求而言则当允许全厂停运时采用变压器线路组单母线桥形等接线都是可以的而当不允许全厂停运时则需要采用四角形和等接线才能满足可靠性要求可靠性具体要求可由系统主管部门和电站建设单位根据电站在系统的地位
和作用并综合考虑电站装机容量系统稳定和电站安全运行及电站经济效益等多方面因
素后提出。
在选择发电机变压器组合方式时，应考虑在满足可靠性具体设计原则要求前提下结合下面两个问题综合考虑后确定。单机容量和扩大单元容量占系统总装机容量和系统调峰容量的比例大小这里调峰容量是指在设计水平年系统可提供的调峰容量。它包括水电常规及蓄能和火电机组，当电站机组台数较多出线电压较高减少开关站进线回路数可显著减少电站投资情况下在满足系统和建设单位对电站可靠性要求前提下，宜优先采用扩大单元包括两机一变和三机一变或联合单元。
在可逆式机组常用的三种启动方式中，除变频启动不受限制外，异步启动和同步启动两种方式的选择还受系统和机组本身制造的制约。采用异步启动时，应对其引起的电网电压变动（波动）和阻尼绕组或实心磁极的温升限制进行分析论证；采用同步启动时，应对拖动机发电机和被拖动机电动机的励磁大小、连接线阻抗、被拖动机的阻力矩及拖动机的导叶开启速度等问题进行分析论证。
关于主变压器有载调压装置的采用需说明以下二点：不管采用什么方法都要满足系统要求调压范围。要求尽量不采用有载调压装置是因为考虑下面两种情况有载调压装置是主变压器安全运行的一个薄弱环节。
计算机监控系统
白莲河抽水蓄能电站的枢纽布置包括上库、下库、地下主厂房以及地面中控楼开关站, 计算机监控系统的控制对象主要分布在这四大区域, 因此需要根据被控设备的分布在保证系统安全、可靠的前提下尽可能采用现场总线的方式进行数据通讯。
抽水蓄能电站在电力系统中担负着十分重要的作用, 承担调峰、填谷、调频、调相、事故备用及黑起动的任务。因此本电站计算机监控系统应以安全可靠为最高原则并兼顾系统的先进性、实时性等性能指标。
本电站计算机监控系统由主控级和单元控制级等设备组成。主控级包括二台冗余系统工作站、三台操作员工作站、一台工程师工作站、一台维护工作站, 一套培训仿真系统、一台报表计算机、一台厂内通讯工作站、二台远程通讯工作站、一台语音报警工作站、一套时钟系统、二套以及外围设备等单元控制级设有九个现地控制单元及有关远程设备等。主控级主要设备布置在地面中控楼中央控制室机组现地控制单元一、抽水起动现地控制单元、公用设备现地控制单元布置在地下厂房, 开关站现地控制单元布置在开关站继电保护室, 上库现地控制单元布置在上水库控制室, 下库现地数据采集单元布置在下水库进出水口检修闸门启闭机控制室内。
监控系统控制网络采用高可靠性的’双光纤工业级以太环网, 系统工作站、操作员工作站、工程师工作站、维护工作站、厂内通讯工作站、远程通讯工作站、语音报警工作站以及各现地控制单元均连接在该双光纤以太环网上除此以外, 另设一套’信息以太网, 用于连接系统工作站、操作员工作站、工程师工作站、维护工作站、语音报警工作站、厂内通讯工作站、报表工作站、仿真培训系统以及网络打印机等, 将计算机监控系统中的实时控制任务与非实时任务的信息通过不同网络进行传递和处理, 最大限度地提高整个系统的安全性、可靠性以及实时响应性, 满足电站设备的监控要求。
本电站计算机监控系统采用以下三种调控方式, 即电网远方控制方式、电站中控室集中控制方式、现地控制方式。优先顺序从下至上, 即现地控制单元有最高优先权, 电站中控室集中控制方式次之, 中控室值班员将控制权切至“网调控制”时, 才能由网调计算机监控系统控制。本电站接受电网的直接调度, 远动信息送电网自动化系统。电站监控系统通过远程通信工作站、冗余通道向调度系统发送上行遥测、遥信量, 接收电网调度下行的遥控、遥调量, 信息送电站监控系统主控级, 经系统工作站根据设备运行情况、上吓库水位等各边界条件计算分析后将控制命令发送至,控制和调节整个电厂设备的协调运行。远动信息采用“共采直送”原则, 即远程通信工作站通过监控网络直接从现地控制单元采集数据上送调度端, 因此电网调度端能收集到电站较为详尽的信息和数据, 便于实现远方调度及电网的运行。
本电站计算机监控系统以中控级二台互为冗余热备的系统工作站为核心, 自动采集各现地控制单元和调度级的有关数据, 存人实时数据库用于画面显示更新、报警登录和事件顺序记录等根据设定的周期, 定时或以事件触发方式对实时采集和处理后的数据进行综合处理运行值班人员可以通过监控系统的操作员工作站对全厂各主设备及辅助设
备、公用设备、线路的运行状态和运行参数, 厂用电运行方式, 闸门的位置以及监控系统设备和通道状态进行实时监视监控系统将对某些参数以及计算数据进行越限监视, 如上、下水库水位越上限或越下限发电电动机定子温度、轴承温度、主变压器油温等重要监视量进行趋势记录并处理, 这些处理包括越限报警、梯度越限报警、自动显示、记录和打印等。
操作员可在操作员工作站上通过人机接口, 或监控系统根据调度命令或应用程序、等的命令自动对监控对象进行控制和调节。通过操作员工作站或监控系统自动完成上述控制与调节, 对整个过程提供安全保护措施和完善的防误逻辑闭锁。
组工况转换控制对机组静止、发电、抽水、发电调相、抽水调相等工况进行自动转换。其中水泵起动有SFC起动和背靠背起动两种起动方式, SFC起动方式为优先选用的方式当使用背靠背起动时,另一台机组为驱动机。
完成机组和全厂的有功功率及频率调节, 完成机组和全厂的无功功率及电压的调节全厂公用和机组附属设备的启动和停止。
电网远方控制方式、电站中控室集中控制方式均通过现地控制单元实现对机组及电站设备的控制。
现地控制单元分为机组现地控制单元、抽水起动现地控制单元、公用设备现地控制单元、开关站现地控制单元、上库现地控制单元以及下库现地控制单元, 分别对相应控制对象进行监视和控制。
机组现地控制单元布置于发电机层机旁。其主要监控对象为水泵水轮机发电电动机、机组出口断路器、换相开关、主变压器、进水阀、尾水事故闸门及机组附属设备等。
五、简述白莲河抽水蓄能电站机电设备、金属结构设备安装过程。
答：电站2003年12月28日破土动工；2004年9月地下厂房正式开挖，2009年2月14日首台机组充水完成，2009年8月7日开始蓄水，2009年11月21日首台机组投产。
白莲河抽水蓄能电站枢纽布置2条引水洞4台单机容量为300MW的可逆式机组，引水发电系统主要建筑物由上库进（出）水口、引水隧洞、调压井、高压管道、地下厂房、主变洞、尾水闸门室、尾水隧洞、下库进（出）水口等组成。金属结构分为三部分：上库进（出）水口拦污栅、检修闸门、事故闸门及启闭设备；地下厂房下游侧尾水洞室事故闸门与启闭设备；下库进（出）水口拦污栅、检修闸门及启闭设备。金属结构工程量共3382.6t，其中闸门和拦污栅1715t，埋件1041.2t；启闭设备581.4t，轨道埋件45t。
上库金属结构设备
上库金属结构设备包括：10孔拦污栅、800KN单向门机、1#流道检修闸门及事故闸门、2#流道检修闸门及事故闸门、2台4000KN启闭机、2台1600KN启闭机。
上库进（出）水口拦污栅
上水库进(出)水口设中墩均分成10孔布置拦污栅，阻拦杂物保护4台可逆式机组。拦污栅栅体通过拉杆和吊梁由上水库进(出)水口拦污栅800kN单向门机提放。
a. 拦污栅主要技术参数：
1) 结构型式：平面、活动、垂直升降式
2) 孔口尺寸：潜孔5.0m×15.0m(宽×高)
3) 设计水头差：5.0m
4) 栅体支承：主支承MGE复合材料滑块、侧向限位板
5) 栅条净距： 170mm
6) 栅槽底坎高程：271.00m
7) 栅体吊点：双吊点
8) 启闭条件：静水启闭
上水库进(出)水口拦污栅800kN单向门机
a)装设地点及用途
1台单向门机分别装设于上库进(出)水口拦污栅孔口上方平台上，安装平台高程
312.20m，该门机门主要用于启闭拦污栅和提栅清污。
b)主要工作参数和工作级别
1) 型式及布置
门机为单项门机，门机大车沿左右方向走行。
2) 工况荷载
门机启闭拦污栅时荷载为800kN，门机走行时吊运荷200kN。
3) 工作级别
整机工作级别A2，起升机构M3，大车走行机构M3。
4) 起升机构
额定启门力： 800kN 起升高度： 7m(轨上)
起升速度： 0.2～2m/min(变频调速) 吊点距：单吊点
工作级别： M3
5) 大车走行机构
走行荷载：200kN 走行速度：2～20.00m/min(变频调速)
工作级别：M3 轨距：5.0m
轮距：5.0m 车轮直径：φ500mm
车轮数量：4个，2个主动轮适用轨道：QU80
上水库进(出)水口检修闸门
上水库进(出)水口在事故检修门前与拦污栅后共设2孔2套检修门，孔口宽度9.0m，孔口高度11.0m，设计水头37.0m，各由1台1600kN固定卷扬式启闭机操作。
a)检修闸门主要技术参数
1) 结构型式：垂直、平面、滑动升降式
2) 孔口尺寸：潜孔9.0m?11.0m(宽×高)
3) 门槽底坎高程：271.00m
4) 设计水头：37.0m
5) 门体支承：主支承铸钢滑块、反向弹性滑块、侧向简支轮。
6) 水封装置：下游止水、顶止水和侧止水P60A，底止水I130-20。
7) 充水装置：一个压盖式充水阀
8) 门体吊点：单吊点
9) 启闭条件：静水启闭(启门考虑1m水头差)
10) 锁定位置：高程312.20m平台
11) 门体主要材料：Q345B
12) 总水压力：32117kN
13) 启闭机型式： 1600kN固定卷扬式启闭机
上库检修闸门1600kN固定卷扬式启闭机
a)装设地点及用途
2台上水库进出水口检修闸门固定卷扬式启闭机装设于上水库进(出)水口检修闸门的孔口上方排架上，上水库进出水口混凝土排架高程332.20m。该启闭机主要启闭检修闸门。b)主要工作参数和工作级别
额定启门力： 1600kN 起升高度： 43.0m
起升速度：约2m/min 吊点距：单吊点
工作级别： A2
上水库进出水口事故闸门
上水库进出水口共设2孔2套事故检修门，孔口宽度9.0m，孔口高度11.0m，设计水头37.0m，各由1台4000kN固定卷扬式启闭机操作。
上水库进出水口事故闸门运行条件：在正常情况下，闸门静水闭门，充水平压后静水启门。事故闸门为普通事故闸门，不作快速闭门。
a)检修闸门主要技术参数
1) 结构型式：垂直、平面、滑动升降式
2) 孔口尺寸：潜孔9.0m?11.0m(宽×高)
3) 门槽底坎高程：271.00m
4) 设计水头：37.0m
5) 门体支承：主支承钢基铜塑复合滑道、反向弹性滑块、侧向简支轮
6) 水封装置：顶止水和侧止水为P60A、底止水I130-20
7) 充水装置：一个压盖式充水阀
8) 门体吊点：单吊点
9) 启闭条件：动水闭门、静水启门(考虑2m水头差)
10) 锁定位置：高程312.20m
11) 门体主要材料：Q345B
12) 总水压力：32117kN
13) 启闭机型式： 4000kN固定卷扬式启闭机
上库事故闸门4000kN固定卷扬式启闭机
a)装设地点及用途
2台上库进(出)水口事故闸门固定卷扬式启闭机装设于上库进(出)水口检修闸门的孔口上方排架上，混凝土排架高程332.20m，该启闭机主要启闭事故闸门。上库共设2扇事故闸门，分别由2台固定卷扬启闭机静水启门、动水闭门。
b)主要工作参数和工作级别
额定启门力： 4000kN 起升高度： 42.0m
起升速度：约2m/min 吊点距：单吊点
工作级别： A2
尾闸室金属结构设备
尾闸室金属结构设备包括：1台1000KN台车、4扇事故闸门、4套液压启闭机。
尾水事故闸门液压启闭机
a)装设地点及用途
尾水闸门室事故闸门液压启闭机装设于尾水事故闸门门槽顶部盖板上，用于控制尾水事故闸门的启闭与锁定。
b)布置与结构要求
(1) 每孔尾水闸门室事故闸门由1台液压启闭机启闭，油缸安装在事故闸门门槽顶部盖板上。油缸缸体的下端坐落在门槽顶部盖板的机座上，通过螺栓固定，活塞杆的下端直接与闸门的吊耳相连。
(2) 每台启闭机设一油泵站。油泵、电气柜、启闭机现地操作装置布置高程为56.50m 的尾水闸门室内。
(3) 本机油缸下部为法兰连接，法兰底面为水平平面并与门槽盖板机座面接触，通过螺栓固定，螺栓应有足够的强度，保证启闭机能够顺利下压闸门。
(4) 液压启闭机活塞杆下端与闸门吊耳采用自润滑球铰连接。
c)系统保压与自锁
液压系统满足闸门从全关到全开任意位置的启动和长期停留。在全开位置液压系统需锁定闸门（80t）的最小压力不大于11.0MPa。为了避免液压系统内泄漏而导致闸门下滑超过150mm的安全线，系统设置了保压装置。保压装置最高设定值为16.0MPa，最低设定值为13.5MPa。当液压系统压力降低到最低设定值13.5MPa时，液压系统要求第1次自动启动，直到压力恢复到最高保压设定值并自动停机。如果第1次自动启动失败，当液压系统压力降低到12MPa时，液压系统要求第2次自动启动，直到压力恢复到最高保压设定值并自动停机。如果第2次自动启动失败，液压系统压力降低到11.5MPa时，应发出液压系统事故报警信号。主活塞杆设置自锁装置，当闸门运行到全开位置后，控制系统自动发出自锁命令，只有当自锁装置完全处于工作状态后，闸门全开过程才能宣布完成。如果液压系统发生事故，当闸门下滑量到达150mm时，自锁装置能够将主活塞杆完全锁定。
d)系统闭锁
本液压系统的电气控制系统与球阀液压系统的电气控制系统互相闭锁。只有当球阀处于关闭状态时，关闭闸门的指令才能有效；只有当闸门处于开启状态时，开启球阀的指令才能有效。即当球阀处于开启状态时，任何企图通过液压系统关闭闸门的指令均无效。
下库金属结构设备
下库金属结构设备包括：10孔拦污栅、800KN单向门机、1#尾水流道检修闸门、2#尾水流道检修闸门、2台1600KN启闭机。
六、详述白莲河抽水蓄能电站机组启动方案，包括：工况分析，启
动原理及过程，方案特点或优劣分析。
(一)机组启动调试的步骤
●分部调试：指设备单体调试和分系统调试。
●整组启动调试：整台机组的各单体设备和分系统所进行的各种运行方式下的联合调试。
以机组首次转动为起点，至30天试运行开始为终止。
●30天考核试运行：30天考核试运行是对机组设计、安装、调试质量的全面验证。在30
天考核试运行期间，机组须在电网调度指挥下，进行各种工况的运行检验。
●商业运行：机组30天试运行的各项指标达到要求以后，由试运指挥部和验收交接组的
共同申请，经启委会确认机组满足商业运行的条件，方可投入商业运行。
a)机组分部调试的项目
(二)机组启动的必备条件
●上、下水库及引水系统等土建工程已全面完成并通过验收，具备调试的水量。
●上、下库进出水闸门及尾水事故闸门、进水阀已调试完成，并能可靠闭锁。
●具有避免水淹厂房的安全措施。
●具有至少两路可靠的调试用厂用电源。
●机组安装工作已完成，电机的大轴盘车已完成，水机的接力器连杆已联上。机组的油、
水、风和直流等辅助系统均已调试完成。
●机组的励磁、保护、调速器、变频装置和监控系统等自动装置分部调试已完成。表计已
校验。
●消防及报警系统已通过验收。、
●电站的接地网已经完善，接地电阻满足设计要求。
(三)蓄能机组的五种稳态工况
1.上、下水库及引水系统等土建工程已全面完成并通过验收，具备调试的水量。
2.上、下库进出水闸门及尾水事故闸门、进水阀已调试完成，并能可靠闭锁。
3.具有避免水淹厂房的安全措施。
4.具有至少两路可靠的调试用厂用电源。
5.机组安装工作已完成，电机的大轴盘车已完成，水机的接力器连杆已联上。
6.机组的油、水、风和直流等辅助系统均已调试完成。
7.机组的励磁、保护、调速器、变频装置和监控系统等自动装置分部调试已完
成。表计已校验。
8.消防及报警系统已通过验收。、
9.电站的接地网已经完善，接地电阻满足设计要求。
（四）蓄能机组的五种稳态工况
（五）抽水蓄能机组启动方式
1水泵水轮机首机起动的方式
●抽水蓄能电站首台机组起动方案，从机组本身而言，可分为两种：水轮机模式和水泵模
式。而根据工程条件的不同，又有一些细节的差别，总起来有以下几种方式：
●以水轮机工况首次启动方案有以下两种：
“T－MT－T－P”方案
首次以水轮机工况模式启动，完成水轮机空载试验项目后，发电机带主变经零起升流升压试验，电气一次和二次回路验证无问题后，主变经高压侧冲击后投入运行；完成水轮机工况必要项目调试，再进行水泵调相及水泵工况的各项调试。
“MT－T－P －T”方案
主变首先五次冲击后倒送电投入运行，机组首次以水轮机工况模式启动，完成水轮机工况必要项目调试后进行水泵工况调相及水泵工况调试，待水泵工况调试完成后，再进行水轮机工况相关试验。
●以水泵工况首次启动方案：
“MT－CP－P－T”方案
主变首先五次冲击后倒送电投入运行，机组首次以水泵调相工况启动，完成水泵调相工况调试；再进行水泵抽水工况调试，完成所有水泵工况调试，并向上水库抽够足够的水量后转水轮机工况调试。
●该启动方式主要存在的风险：
1）这种启动模式相对来水缺乏成功的实践经验，把握性差。
2）机组的继电保护方向没有校验，保护存在误动的危险。
3）机组没有经过零起升压而直接上电，对机组存在隐患。
4）在机械方面，没有经过调试，直接SFC拖动，有可能造成机械方面缺陷扩大化。2启动设备的升流试验
线路、母线、主变等保护需要确认电流互感器的极性，升流试验就是为了检查保护CT 极性，一般有三种方法：
1）采用两条送电线路环接的方法；
2）用机组作为电源进行升流；
3）用外来电源对电流互感器作升流试验。
（六）抽水蓄能机组抽水启动调试
1机组的压水试验
●机组在电动机起动和调相时，要将转轮中的水压下，以减少启动时水的阻力及在调相运
行时减少有功损耗。
●在压气时应注意必须向转轮的止漏环提供冷却水
●压下的水位一般应取0.5～0.7倍转轮的直径，应在调试时进行调整。
●应校核电站压气系统的容量能否满足设计要求。
2电动机的变频启动方式
●蓄能机组电动机启动有全压启动、半压启动，同轴水轮机启动，背靠背启动等，目前基
本采用变频启动。
●可控硅变频启动有高压方式和低压方式两种，最近还有IGBT变频启动方式。
3水泵调相工况试验
●检查起动过程中尾水管充气压水的补气时间，调节转轮室的水位。
●测量起动过程和回路有关分支的谐波值。
●检查水泵方向同期装置的自动调节功能，确定自动同期装置的工作正确性。
●检查水泵工况励磁的整定。
●水泵调相工况，检查和记录机组输入的有功功率，定子电流、转子电流，检查各部位温
度、振动、摆度。检查机组压气系统、迷宫冷却水、水环排水、主轴密封等工作情况。
●调节无功功率。
●检查开、停机程序和自动化元件的动作正确性。
（七）抽水蓄能机组工况转换试验
1发电调相转发电
●发电调相转发电时，转轮会进入反水泵，机组大轴受到较大的功率变化
2水泵紧急转发电
●紧急转换导叶没有全关，靠水流使机组反转。
3球阀紧急关闭试验
●球阀紧急关闭试验时不能跳机，而是靠球阀切断水流。
4背靠背启动试验
●检查驱动机组和被驱动机组之间的起动母线上设备的电气操作在正确位置，
●设定驱动机组的起动速度和各台机组的初始励磁，被驱动机组按设计要求带水起动或
压水起动。
●检查起动中各台机组的转速、驱动机组的起动功率、励磁电压和电流、接力器的行程、
被驱动机组的励磁电压和电流波形图，记录起动过程的时间。
●监视起动过程中保护的工作情况，模拟机械和电气保护故障各机组紧急停机的程序。
●检查自动准同期装置的动作情况，进行同期并网试验。检查在驱动机组并网后，被驱动
机组的停机程序。
5蓄能机组的黑启动试验
●依靠机组允许推力轴承中断冷却水，实现黑起动，如十三陵、琅琊山抽水蓄能电站。
●第一步：机组启动恢复厂用电。
●第二步：机组带线路升压（线路充电）。
●第三步：恢复对侧电站的厂用电。
●注意：改变试验通道内继电保护的定值，防止过电压、过励磁的措施，调速器应能按小
系统运行。
●利用备用事故柴油发电机作为黑启动的电源，为启动机组提供必要的厂用电，如天荒坪、
桐柏、宜兴等抽水蓄能电站
七、简述白莲河抽水蓄能电站运行管理要点及意义。
答：
白莲河抽水蓄能电站工程建设实施项目建设管理法人制、监理制、招投标制、合同管理制和资本金制度。
作为项目法人的湖北白莲河抽水蓄能有限公司(以下简称莲蓄公司或公司) ,项目建设管理以实现工程“达标投产”、电站“无人值班(少人值守) ”、建优质工程为目标,按照“合理工期、合理造价、保证功能,确保安全”的要求,加强全过程、全方位管理,充分发挥业主的核心主导作用、监理单位的中心控制作用、设计单位的龙头作用和施工单位的主力军作用,调动参建各方的积极性和主观能动性,借鉴和吸收国内外水电建设管理先进经验,结合本工程实际创新工程管理,合理配置工程内部资源和有效利用社会资源,积极推行现代化管理,采用新技术和新工艺,对设计、施工、监理、物资采购全面实施合同管理,依靠科技进步和科学
管理增强项目安全,加强项目功能,方便项目运行,提高项目经济效益。
公司履行项目执行管理的核心职能,协助、配合项目投资者完成项目的可行性研究、评估和决策,按法人责任制负责项目的筹划准备、建设实施、交付使用以至运行。对项目准备阶段、实施阶段、竣工验收和总结评价阶段实施全过程管理,充分运用各种资源,通过有效的项目策划、组织、协调和项目控制,以使安全、质量、工期、造价和功能目标等得以实现。
工程建设实行分阶段分专业平行发承包方式,将设计、土建施工、材料设备供应、机电安装、装饰等工程实施内容委托不同的承包商,各承包商分别与公司签订合同,向公司负责,由委托监理(咨询)单位与业主方人员共同进行项目管理。公司委托监理单位承担工程项目管理的绝大部分基本事务性工作,为公司提供专业化、全方位、全过程的咨询和管理服务。公司则主要对工程保持必要参与、总体上掌握,按合同支持和检查、督促监理工程师的工作,负责项目的宏观控制、决策和协调等。