水电站增容改造方案

水电站增容改造方案（精选7篇）

水电站增容改造方案篇1

第一节项目的基本情况

xxxxxxxx水电站位于xxxxxxxx，属xxxxxxxx流域一级支流---xx河流域梯级开发项目之一。xxxx年委托xxx水利水电勘察设计院完成初步设计，XX市水利水电局以xxxxxxxxx号文批复，属扩建工程。

一、水电站特性

1、大坝

坝型：

坝高：坝长：

2、集雨面积： km2库容： m3

二、机组特性

设计水头： m设计流量： m3/s

装机容量： KW年平均发电量：万KWh

年平均利用小时： h水轮机型号：

发电机型号：调速器：

三、输变电特性

变压器型号：

变压器容量：

四、工程总投资：万元

第二节项目建设实施主体

根据水利部《关于加强水电农村电气化县建设项目管理的通知》（水电[2006]97号）精神，xxxxxxxx工程实施主体：

1、项目建设实施主体：

建设项目单位：xxxxxxxx

施工承建单位：xxxxxxxx2、工程项目技术和经济指标：

①建设起止年限：xxxx年xx月-xxxx年xx月

②建设规模：KW

③工程总投资：万元

第三节项目建设进度

xxxxx水电站增容改造工程建设工期起止年限为xxxx年xx月至xxxx年xx月投产。电站各项工程建设项目进度如下：

1、厂房：建设工期xxxx年xx月至xxxx年xx月

工程量：砼： m3浆砌： m3

土方： m3石方： m3

投资：万元

2、机组安装：机组安装工期xxxx年xx月至xxxx年xx月（含调试、机组试运行）

投资：万元（含购机组设备及安装费）

3、升压站：建设工期xxxx年xx月至xxxx年xx月

工程量：土方： m3石方： m3

砼： m3浆砌： m3

投资：万元（含购主变等设备、安装费用）

4、大坝：建设工期xxxx年xx月至xxxx年xx月

工程量：砼：m3土方： m3

石方： m3

投资：万元

5、引水工程：建设工期xxx年xx月至xxxx年xx月

工程量：砼： m3土方： m3

石方： m3

投资：万元

第四节项目的目标任务

xxxx电站地处xxxx，,而且提高的xxxx的供电保障率，促进了xxxx的经济发展，促进了社会主义新农村建设。

第五节资金筹措措施

xxxx水电站增容改造工程建设总投资xxxx万元，为保障工程建设顺利进行，该电站资金筹措主要来源以下几个方面：

1、中央补助资金：万元

2、银行贷款资金：

3、职工入股：

4、其它：

共筹措资金：

水电站增容改造方案篇2

泉州市龙门滩引水工程,跨闽江及晋江两大水系,在闽江大樟溪上游河段筑坝蓄水,通过4个梯级电站的引水隧洞将闽江水引入晋江东溪,实现跨流域调水,进行发电、灌溉及供水。龙门滩引水工程4个梯级电站依次为:龙门滩不完全年调节水库及混合式开发的一级电站;日调节水库及引水式开发的二级电站;日调节水库及引水式开发的三级电站;内碧季调节水库及混合式开发的四级电站。一级电站设计水头为79.35m,设计流量为27.66m3/s,装机容量为2×9 000kW,1989年9月建成发电。

1 改造的必要性

一级电站水资源尚有利用潜力。一级电站水库1990～1998年年平均来水量4.632亿立方米,比设计年平均来水量4.42亿立方米多2132万立方米。1991～1998年平均弃水量7820万立方米(折电能约1400万kW·h)。

一级电站与二级电站流量不匹配。一级电站设计流量27.66m3/s,二级电站设计流量30.9m3/s,二级电站流量大于一级电站流量3.24m3/s,然而,实际情况是二级电站区域平均流量只增0.42m3/S。一般情况下一级电站满发18 000kW,二级电站只能发23 000～24 000kW(二级电站装机2×13 000kW),出力受阻容量达2 000～3 000kW。尤其是丰水期水库较长时间保持高水位,一级电站运行的耗水量少,二级电站受阻容量更为明显。

2 改造方案

龙门滩引水工程管理处组织专家经多方论证,决定采用投资少,工期短,运行维护费用低的“戴帽”式增容方案,即采用高性能JF2205水轮机转轮更换原HLA153型转轮,以增加过流量,提高水轮机出力(可提高10%以上出力并能稳定运行)在发电机上支架上部以“戴帽”方式装设1台容量为1 600kW的副发电机(1台水轮机拖动2台发电机)。

3 电气工程改造

电气工程改造从以下几方面进行。

(1)为节约成本,改造时充分利用原有主变压器的过负荷能力,主接线采用副发电机与主发电机共用1台主变压器的扩大单元接线方式(如图1所示),这种接线方式下,主变压器过载750kVA(6%)。改造后经多年运行,主变压器的最高油温在规程许可范围,不用改变主变压器的冷却方式。由于新增机组容量较小,且采用“戴帽”式,因此,厂用电负荷增加不多,所需厂用电由原厂用电系统提供。

(2)副发电机只需装设发电机差动保护、失磁保护、过负荷保护及转子一点接地保护,机组的其它保护由主发电机原有保护实现。主变保护只需由两侧差动改为三侧差动。

(3)全站微机监控改造与增容改造同步进行,副发电机开停机及测量均由微机监控系统完成,无须另行改造。

(4)操作控制电源利用电站原有直流系统,无需改造,投运后运行良好。

(5)由于主副发电机共用1台水轮机同轴运转,因此开机时,先进行主发电机并网,再调整副发电机机端电压与系统一致,随后才能合副发电机出口开关并网;停机时,要先停副发电机,再停主发电机。

4 存在问题及解决措施

2台副发电机投运后,各项技术性能均能达到设计要求,但在运行中也暴露出一些问题。

(1)主发电机产生的碳粉会影响副发电机定、转子绝缘。由于主发电机的励磁碳刷处于副发电机的通风系统进风口,碳刷与滑环磨擦产生的碳粉会被吹到副发电机定、转子中,致使副发电机定、转子绝缘下降。应对措施:每星期对主发电机滑环进行清扫,减少碳粉;每年春、冬季检修时,对副发电机定、转子进行彻底清扫。但要彻底解决这个问题,还得对副发电机的通风系统进行改造。

(2)副发电机空气冷却器冷凝水会影响主发电机。由于副发电机空气冷却器装设在主发电机的盖板上方,因此它产生的冷凝水会滴到主发电机的盖板上,影响主发电机的安全运行。应对措施:在空气冷却器下方装设集水槽收集冷凝水。

(3)开机过程中,因副发电机抢无功导致副发电机过负荷。应对措施:主发电机开机并网带上有功1～2MW,无功1～2Mvar后,再将副发电机并网,慢慢将主、副发电机有功、无功调至额定值。

5 结束语

水轮发电机组改造增容篇3

龙溪河梯级电站建于50年代末,共有狮子滩、上硐、回龙寨、下硐4个电站,总装机容量104.5MW,狮子滩电站是龙溪河梯级电站的第一级,首部有库容为10.28亿m3(有效库容7.48亿m3)的多年调节水库。建成后,梯级电站在重庆系统中担负调频、调相、调峰和事故备用等任务。随着电网的扩大,1975年四川省形成了统一电网,陆续修建了一批大、中型水电站。但是,网内水电站除龙溪河梯级和我厂大洪河电站(有不完全年调节水库,电站装机35MW)外,均为迳流式电站,因此,龙溪河梯级电站在系统中担负了对川西迳流电站一定的补偿调节作用。

狮子滩水电站是我国第一个五年计划重点建设项目。电站兴建于1954年,建成于1957年。第一台机组于1956年10月1日并网发电,电站原装有4台单机容量为12MW的水轮发电机组,设计年均发电量为2.06亿kW．h,年有效运行小时为4290h,机组立项改造前安装投运以来共发电(截止1992年底)63.41亿kW．h,有效运行小时(截止1992年底)为65.62万h,其中:1号机运行17.3万h,发电16.31亿kW．h;2号机运行15.4万h,发电15.06亿kW．h;3号机运行16.8万h,发电1.61亿kW．h;4号机运行16.09万h,发电15.95kW．h。

狮子滩水库经过长度为1462.5m、直径为5m的压力隧洞、差动式调压井及长度为133.213m、直径为5m的压力钢管及4根直径为2.6m的钢支管分别引水至各机组。各机组压力水道长度分别为:1636.18m(1号);1638.978m(2号);1642.131m(3号),1644.83m(4号)。机组的主要参数如下:

水轮机:

型

号:HL216-LJ-200;

水

头:HP=64.3m;Hmax=71.5m;

Hmin=45m;

流

量r=25.4m3/s;

设计出力:Nr=13.8MW;

吸出高度:Hs=0.6m;

额定转速:nr=273r/min;

飞逸转速:np=490r/min;

接力器直径:φ400mm;

接力器工作油压:1.75～2.0MPa;

接力器最大行程:240mm。

发电机:

型

号:TS-425/84-22;

额定容量:15MVA;

额定出力:12MW;

额定电压:10.5kV;

额定电流:827A;

额定频率:50Hz;

功率因素:0.8;

静子接线:双Y;

转子电压:188V;

转子电流:470A。

主励磁机:型号:ZLS-99/24-8;

额定出力:125kW;

副励磁机:型号:ZLS-54/8-6;

额定出力:6.5kW;

永磁机:型号:TY65/13-16;

额定容量:1.5kVA;

调速器:

型

号:S-38型;

工作容量:78.45kN．m;

工作压力:1.75～2.0MPa。改造增容研究过程

2.1 改造增容的提出

狮子滩电站机组及辅助设备运行至1992年已有36～37年,除少数辅助设备进行过更换外,主要设备均未更换。由于运行年久,设备日益老化,都需要有计划地进行改造、更新。针对50年代制造投入的水轮机效率低,设计时考虑机组运行方式与目前实际运行情况有较大的变化等情况,省局在1990年组织了科研、运行单位共同研究了机组设备状况和系统运行方式后,提出机组改造增容的要求。并要求对水轮机转轮改(选)型和利用发电机残余寿命增容至15MW等工作立即开展可行性研究。

2.2 改造增容可行性研究

1990年9月初,狮子滩水力发电总厂成立了龙溪河梯级电站改造增容工作领导小组及各专业工作组,遵照省局的指示,我厂在四川省电力试验研究院(以下简称试研院)、东方电机厂科协、四川省水力发电学会咨询部等单位的帮助和配合下,重点对水轮机转轮改(选)型和利用发电机残余寿命增容等工作展开可行性研究。

2.2.1 发电机试验研究

在有关单位配合下,进行了发电机一系列试验、研究工作,并分别提出了试验报告(东方电机厂:“发电机电磁计算”、“机械强度计算”、“发电机通风试验”、“发电机气隙磁密测算”;试研院:“发电机静子老化鉴定试验”、“发电机温升试验”)。试验表明:静子绝缘无老化特征,绝缘尚有较高的电气强度和绝缘裕度,通过发电机通风改造,发电机可增容至15MW有功运行。2.2.2 水轮机提高效率的研究

机组能否增容,提高水机出力是需要解决的第一个关键问题。1990年11月,试研院提出“龙溪河梯级电站的增容改造设想及狮子滩电站增容改造的可行性研究”的规划性报告,鉴于国内尚无完全适合狮站增容用的转轮,故在1990年12月,在省电力局主持下,我厂与试研院正式签订了“狮子滩电站增容改造用新型水轮机转轮的研制协议”。要求在狮子滩电站对其水轮机转轮进行模型设计、试验研究中,在保持狮子滩电站水工部分及水轮机埋设部件不大动的条件下,要求水轮机改造达到以下目标:

(1)提高水轮机过流能力15%以上;

(2)提高水轮机平均运行效率2%以上;

(3)提高机组出力2000～3000kW;

(4)原水轮机功率摆动大,新机应予以改进;

(5)要求新机具有良好的抗气蚀性能及运行可靠性。

之后,试研院与四川省机械设计研究院水力发电设备研究所(以下简称机械院)合作,联合研制狮子滩电站专用改型转轮,经优选后,机械院委托东电电器公司制造模型水轮机及模型转轮,并确定模型转轮的定型试验在水利水电科学院机电所(以下简称水科院)低水头能量台上进行。上述单位通力合作,在1991年11月,完成了3个水轮机新转轮和两个改型转轮,共计5个转轮及模型机的设计制造及试验工作,其中包括完成了S10、S20以及改型转轮S11的能量性能对比试验和S20、S21、S30,3个新转轮在水科院低水头能量台上定型试验,将试验结果与国内已研制成功的bo=0.2,Q′max＜1000L/s的优秀转轮A10、A232的参数比较,见表1。

表1 bo=0.2,Q′max＞1000L/s的优秀转轮主要参数对比表

转轮名称 [td]最大单位

流量 Q′max /L．s-1 [td]单位转速 n′out [td]最高效率

ηmax /% [td]备

注 A10-25 [td]1080 [td]68 [td]88.2 [td]用标准尾水管、低水头台试验,当转轮换算为350mm时,ηmax=89%。A232-35 [td]1040 [td]69.5 [td]90.7 [td]用标准尾水管,在高水头试验台试验,按IEC公式换算为低水头时ηmax=89.8%。S30-35

[td]1020 [td]70 [td]89.5 [td](1)尾水管主要流道面积仅为标准管的74.7%～81%。

(2)转轮出口尺寸为前者的89.7%。(3)在低水头试验台上试验。

(4)按计算,在相同流量下,尾水管损失增加使水轮机效率下降约1.47%～1.87%。

考虑到S30特殊流道带来的不利影响,应该说转轮的综合能量指标高于A10及A272,是近年来国内研制的bo=0.2且具有大过流能力的优秀转轮之一,属国内先进水平。经换算,新研制的S30转轮用于狮站时,其各项指标均达到和超过合同要求。

2.2.3 提出可行性报告

在前期大量试验、研究的基础上,我厂于1991年底完成了狮子滩电站改造增容的可行性研究工作,提出了改造增容的前提条件为

1)尽可能不改动原已建的水工建筑物,并要求改造增容工期尽可能短;(2)引用流量增加是有一定限度的;(3)狮库按优化调度10年的统计,运行年均毛水头为64.39m。在经过水轮机提高效率研究及发电机一系列电气试验后,我厂提出了狮子滩电站改造增容可行性报告,由省局主持召开了有9个单位的工程技术人员共45人参加的审查会。审查意见指出:“从5个模型转轮中推荐采用的S30型转轮,其资料和数据是通过全模拟试验获得的,可以用作真机出力效率换算的依据。转轮试验是在水工建筑物基本不变,水轮机主轴不予更换的条件下进行的,难度大,其增容幅度达25%,且具有较高的能量指标,在短短1年内研制完成是很不容易的。狮子滩电站换为该转轮后,在相同设计水头下,水轮机单机出力可由12MW增至15MW以上,模型最高效率89.5%,预计真机效率为92.0%,满足四川省电力科试所与长寿发电厂签订的各项技术指标”。会议同意以S30型转轮作为狮子滩电站改造增容更换用的转轮。

审查会议同意将对称型活动导叶改为非对称导叶。鉴于顶盖、底环的止漏环,抗磨板等已严重磨损,为有利于制作和安装,同意更换。水轮机仍使用橡胶轴承。尾水管直锥段按模型试验尺寸予以扩大。

发电机(2号发电机)经过电磁计算和静子绝缘老化鉴定以及温升试验表明,静子绝缘无老化特征,绝缘尚有较高的电气强度和绝缘裕度,在进风温度为30℃、功率因素0.85、定子电压10.5kV、定子电流970.6A、转子电流497A时,发电机可带15MW有功运行。

励磁系统经测算和试验能满足发电机15MW,无功11.25MVAR,功率因素0.8条件下运行。

主变压器多年运行工况较好,常规试验数据正常,近期内短时超负荷运行基本可以承受。110kV、10kV开关遮断容量严重不足,应予全部更换。

可行性方案审查后,省局要求我厂“尽快完成初步设计,并上报我局审查,抓紧落实选择水轮机制造厂订货工作”。

2.3 完成初步设计

根据省局要求,我厂组织有关技术力量提出了初步设计报告。1992年在我厂提出初步设计报告后,省局又再次组织了对初步设计的审查。初步设计报告对狮子滩电站改造增容从几个方面进行了分析和论证

1)对狮子滩电站改造增容技术上的可行性,经济上的合理性进行2)对下一阶段设备改造的技术设计和施工设计明确了任务,提出了要求;(3)计算并提出了狮子滩近期改造增容的总概算;(4)对改造增容的经济效益进行了计算分析,省局审查后同意了初步设计报告,下达了狮站改造增容的第一批费用及形象进度要求。机组改造施工、试验及运行情况

3.1 首台机组改造施工和鉴定验收

1992年12月,在东电电器公司将水轮机需更换的加工件已按合同要求完成,我厂已按初步设计要求完成了狮子滩电站2号机组各项技术和施工准备,主要准备工作有:水工建筑、水力机械、发电机通风系统改造施工图及“发电机通风系统改造施工工艺”、“机械部分改造施工工艺”、“水工部分改造施工工艺”、“改造增容综合施工进度网络图”等报告文件,于10月11日开始了狮子滩电站2号水轮发电机组的改造增容施工工作,并结合改造增容进行了机组大修。由于我厂对此项工作缺乏经验,也由于水轮机设计制造上的一些问题,如:导叶平面密封不良、转轮标高低5mm、顶盖漏水等,使施工工期超过预计工期。直到1993年3月12日机组空车启动试运行开始,接着又与电力科试所共同进行了发电机通风系统改造后的通风温升试验,至3月19日甩负荷试验后,机组才正式交调度管理,整个机组施工期长达99d。改造后对机组进行了通风,温升试验;运行稳定性试验,效率试验及电站引水系统水头损失试验,并提出了相应的试验报告。

为了给改造增容鉴定提供更完整的资料,经我厂研究决定:于1993年7月26日、27日、31日三次由狮子滩电站作2号机组带15MW负荷试验。当时由于环境温度较高,空冷器供水量已超过设计值,冷风温度及线圈温度均超过允许值。为了能得到准确的定量试验结果,8月11日,由厂组织有关专业技术人员并邀请了电力科试所有关同志一道,使用符合试验精度要求的仪表再次进行了机组带15MW试验。1993年9月,由四川省电力工业局主持,组织有关专家进行了现场鉴定验收,与会专家一致认为:狮子滩电站2号机组改造增容是成功的,后续3台机可参照2号机进行改造。鉴定验收意见如下:

(1)提供的技术文件资料齐全,论据可靠,内容和测试数据可信;

(2)按狮子滩水轮机实际流道条件研制的S30型水轮机转轮,在bo/D′1=0.2,Q1＞1000L/s的条件下,其能量指标具有国内先进水平;

(3)现场试验及实际运行表明,改造后的机组各部位振动摆度值符合国标要求,运行稳定性良好;

(4)改进后的机组单台增容3MW,增容率为25%,且水轮机效率提高,与原旧转轮相比,平均运行效率约提高4%,实测在水头55.25m(设计水头58m)及满负荷运行条件下,水轮机效率达91%,过流能力提高21%;

(5)发电机通风改造后,冷却总风量增加5%,改善了发电机内的风量分布,下端进风量增加15%,在相同运行条件下,其定子线圈各部温度特别是原高温区——线圈上、下端部,均有较大幅度降低;

(6)狮子滩电站其余尚未改造的相同3台机组参照2号机改造后,可增加电网调峰容量12MW,有利于减少高峰时段电网对用户的限电和增加电网的备用容量,提高电网的供电可靠性和电能质量,按照过去10年水文资料测算,全站年均增发电量1000万kW．h,本梯级其它水电站减少弃水损失电量200万kW．h,在丰水期以其增加的12MW容量替代相等容量的火电,其增加的容量在高峰时段工作,电网迳流式电站担负其它段的负荷,每年丰水期可使迳流水电站减少弃水,增发电量约1100万kW．h,总计电网年增发电量约为2300万kW．h,经济与社会效益十分显著:

(7)狮子滩电站2号水轮发电机组改造增容研究工作全面达到了预期效果,其改造是成功的,为该厂几个梯级电站机组改造增容工作提供了可靠的依据,在国内同型机组的改造增容中可以推广应用。3.2 后续机组的改造施工及试验

在2号机组改造增容成功的基础上,四川省电力工业局要求我厂立即着手进行后续3台机的改造增容工作,下达了项目计划通知。为保证后续机组改造增容的成功,我厂着重抓了以下几方面的工作:

(1)在1993年7月12日～14日,我厂与科研、设计、制造单位一起就狮子滩电站1、3、4号机改造增容水机部分有关技术进行了研究,对2号机改造中存在的问题从底环、顶盖、导叶、双连壁、转轮等各方面提出了30条修改意见,补签了技术协议,使改造方案更加合理、完善。

(2)对改造中新、旧部件的配合,改造与未改造部分的联接过渡,请设计部门现场核实,研究落实方案,对送到制造厂加工的设备,制定详细的措施。

(3)从新修订改造的施工工艺,在总结2号机改造增容的基础上,对施工工艺中存在的问题进行修订,制订了切实可行的工艺措施,如尾水管直锥段新里衬安装,浇二期混凝土,由原来分3段浇筑改为4段浇筑,每段浇筑一次,保证了混凝土的密实、可靠;导叶部分预组装改为导叶全部整体预装,保证了顶盖、底环、导叶几大部件安装的正确性;减少工作时间等等,使施工工艺更好的指导施工。

(4)制订详细周密的施工计划、施工安全、技术组织措施,施工网络进度图,使施工管理更加科学化,减少盲目性。

(5)施工中以工艺措施为指导,按施工网络进度图控制施工进度,精心组织、合理安排,努力克服施工中的各种不利因素,保证施工的正常进行。

(6)通过各台机组发电机改造前通风温升试验,找出各台发电机影响增容的关键问题。制订出每台发电机通风系统改造的方案,对症下药。针对发电机空气冷却器容量已不能满足增容后夏天运行的要求,研究增大1～4号机的空冷器的热交换容量技术措施,将4台机的空冷器更换为热交换率较高的新型针刺式空气冷却器。

(7)施工中强化质量意识,加强责任制落实,严格厂、车间、班组三级验收责任制,建立健全了检修任务书,采取激励竞争机制,充分调动广大职工和工程技术人员的工作积极性。对重点技术难题、难点,厂组织有关人员进行技术攻关,不断提高施工管理质量和施工质量。如针对2号机改造后,转轮标高比固定部分标高下沉5mm的问题,经研究对后续3台机改造时,拆机后对转动及固定部分标高进行核实,具体定出每台机的加工尺寸,保证了每台机转轮的标高正确;后续3台机施工中,在中心复核时,发现发电机静子中心与顶盖、底环中心相差较多,经讨论认为发电机静子中心不易变动,而采用调整新顶盖、底环安装中心的办法,解决了这一技术问题。

狮子滩电站后续3台机改造增容,在省局、电力科试所领导支持下,在厂精心组织领导下,经广大职工、工程技术人员的共同努力,施工1台,总结1台,不断提高施工质量和管理水平,不断缩短施工工期。3号机施工从1994年11月12日至1995年1月31日正式交付调度运行,历时80d,比2号机施工工期缩短19d;4号机施工从1995年3月8日至1995年5月23日正式交付调度运行,历时76d,比2号机施工工期缩短23d;1号机施工与1号主变及10kVⅠ段改造施工同步,由于受主变更换及10kVⅠ段开关改造的影响,施工从1995年9月18日至1995年12月2日正式交付调度运行,比2号机施工时间缩短大约1/4,改造后机组投入系统运行正常。为保证增容改造后机组能发挥效益及安全运行,在机组改造的同时,对发电机开关及1号、2号变压器也作了更新增容。

1996年7月11日至18日,由四川省电力科学研究院与我厂一道对改造后的3、4、1号机组进行了效率试验和稳定性试验,并提出了“狮子滩水力发电总厂狮子滩电站1号、3号、4号机组效率试验报告”和“狮子滩电站1号、4号机组改造增容后,运行稳定性试验总结”报告。在此之前,于1995年3月,对3号机组进行了运行稳定性试验,提出了“狮子滩电站3号机组改造增容后运行稳定性试验报告”。

1995年2月11日～16日,1995年12月18日～21日,四川省电力试验研究院与我厂共同对改造后的3号机组、1号机组进行通风、温升试验,分别提出了狮子滩电站1号、3号、4号机组改造增容后通风、温升总结报告,经改造前试验,4号机组不需通风改造,故未再作改造后的试验。

从机组的稳定情况试验及效率试验看,1号、2号、3号机组在各运行工况稳定性良好,振动摆幅均符合国家有关规范,但2号机组在特定工况区存在有由尾水管偏心涡带产生的低频压力脉动而导致机组低频振动及功率摆动问题。4号机组运行稳定性相对较差,存在一定程度的动力不平衡和磁力平衡现象,摆幅值超过国家标准,尾水管存在明显的压力脉动现象,对机组的运行稳定性存在较大的影响。

从水轮机的效率测试看,1号机真机最高效率可达92.33%(相对值),2号机最高效率可达91.5%,3号机最高效率可达92%(相对值),4号机最高效率为91%,高效区在11～13MW,平均运转效率约89%,改造后机组的效率提高较多,平均运转效率提高约4%。

通风温升试验情况表明:通风改造非常成功,1～3号机组改造后总风量有了较大幅度的增加,增加了4%～7%,风量分配也趋合理,下端部分的进风量比改前增加14%～18%,风速分布,风压分布也更趋合理。改后发电机定子线圈的温升有了明显下降,1～2号机下端鼻部一般下降了1～18K,渐开线部分一般下降1～25K,槽部降低1～6K,但3号机较改造前增加,4号机组根据改造前试验情况,通风系统未作改造,仅更换了空气冷却器,从4台机组通风温升试验情况看,发电机能够满足改造后安全稳定运行的要求。3.3 改造后机组和电站出力特性

1996年10月10日,我厂对改造后机组和电站的出力特性进行了测量,并对水轮机汽蚀情况作了检查,编写了“狮子滩电站改造增容机组运行报告”。

从电站的出力特性试验及现场汽蚀情况检查看,电站毛水头在63.73m也即上游水位在341m左右,电站单台机和两台机组同时运行,尚可达到单机出力1.5万kW的增容目标,3台机组和4台机组同时运行,单机出力最大只能达到13.8MW和13.3MW。从电站运行记录看,1995年7月30日,电站几乎在最高水位运行时,电站在接近防洪限制水位时段运行(即345～346m),电站实测最大出力56.2MW。从引水系统水头损失试验看,引水损失与引用流量成平方关系,随着引用流量增加,引水系统总的水头损失成平方增加。改造后,电站在哪些情况能够达到4台机组满出力运行的增容目标,还需进一步试验测量。同时也需进一步分析水系统损失对电站出力的影响。从现场汽蚀检查的情况看,水轮机叶片存在严重的翼型汽蚀,当机组运行有8500h以上,叶片就开始发生汽蚀,且各块叶片的汽蚀情况不同,说明同一转轮叶片翼型控制不一致。改造增容效益分析(1)由于水轮机效率提高了约4%,狮子滩4台机组改造增容后,在与改造前相同运行条件下,机组效率提高将增加发电量;又因引用流量增加,可减少汛期弃水,增发洪水电能,原狮子滩与梯级年均增发电量分别为1000万kW．h及1165万kW．h。

(2)龙溪河梯级增发电量及增加调峰容量对系统有显著的经济效益。

(a)狮子滩电站机组改造增容后,在水库高水位情况下,电网最大可增加调峰容量或备用容量约12MW,在当时电网严重缺乏高峰容量的情况下,可减少高峰时段电网对用户的限电,提高电网供电的可靠性,有利于国民经济的发展。

(b)狮子滩电站改造增容,在丰水期电网以其增加的近12MW的调峰容量,代替系统等容量的火电调峰,可减少火电调峰损失,由于狮子滩水库具有多年调节能力,汛期可以让网内迳流式电站大发,减少弃水,这样,每年丰水期可使迳流式水电站减少弃水,增加发电量1100万kW．h。

水电站水轮发电机组增容改造

作者：轴承供应商网发布时间：2009-6-12 9:06:29 文字选择：大中小浏览次数：126

提高机组总体效率达到增加机组出力的目的是水电站增容改造的主要课题。机组总体效率应当从水力、机械及电磁三方面综合考虑。转轮改造是增容改造的重点。水轮发电机组增容改造是水电站技术改造的主要课题。一方面。由于设备老化，机组实际效率显著下降。另一方面，技术进步促进水轮发电机组效率进一步提高。因此，投产较早的水轮发电机组通过技术改造后效率有较大的提升空间。从经济角度来看，水电站建设资金的主要部分是水工建筑物，在不增加水耗的前提下，通过对机电设备技术改造，提高机组总体效率，增加机组出力。与新建电站相比，技术改造投资少，见效快，经济效益好。水轮发电机组的总体效率由水力、机械及电磁三方面因素综合决定。制定增容改造方案过程中应当全面考虑影响机组效率的多方面因素，应用当前机组制造的新材料及新技术，采取综合的优化方案，达到机组总体效率提高的目的。

本文针对投产较早的水电站影响机组效率的主要因素进行分析，提出机组增容的途径。

1提高水力利用效率

1.1提高转轮效率，适当增加转轮单位流量。转轮的改造是水电站增容改造的重点。较早投产的水轮机由于当时技术条件的限制，性能落后，制造质量差。我国转轮系列型谱中如HL240，HL702，ZZ600等转轮是国外上个世纪30年代至40年代的技术水平。另一方面，运行多年的转轮经过多次空蚀后补焊打磨，变形加上过流部面磨损，密封间隙增加，效率明显下降。例如双牌水电站水轮机转轮是HL123（即HL240），80年代中期机组总体效率是86％，最大出力可达50MW，目前最高只能发出48MW。随着科学技术的进步，转轮的设计与制造已经达到一个新的高度度。优化设计技术,CFD（计算流体力学）技术及刚强度分析技术应用于转轮设计领域，使转轮设计技术有一个质的飞跃。特别是CFD的应用，使转轮设计达到量体裁衣的水平。消除了选型套用与实际水力参数的误差。叶片模压成型技术及数字控制加工技术的应用，使加工出厂的转轮与理论设计偏差缩小，转轮效率可达94.5％，与老型号转轮相比，新混流式转轮效率可提高2％～3％，轴流式转轮效率可提高4％～5?。由此可见，转轮的改造能使机组效率有一个较大的提升。

适当增加转轮的单位流量，充分利用丰水季节水能，经济效益也十分可观，但转轮过流量受到座环高度的限制，也就是受到导叶相对高度的限制。改造后的转轮单位流量不可能无限制增加，另一方面，流量加大，流量上升，空蚀特性变差，水轮机可靠性不能保证。因此，流量增加，应提出适当的要求，专家推荐几种转轮的最大单位流量如下：转轮型号单位流量 HL240 1.45m3/s HL220 1.28 m3/s HL180 1.15 m3/s 转轮选择可直接选用与实际水力参数相符或相近的转轮。经过真机运行检验后其转轮的能量特性及费可靠性良好的转轮用于水力参数相符或相近的场合,改造的成功率有把握。且能省去模型试验的费用。

改造费用低，经济效益好。转轮选择的另一个方法，是用与实际水力参数相差不多的转轮，经过改型设计后，直接使用，也可省去模型试验的费用，其可靠性及能量特性也有保证。

转轮选择的第三个方法是利用CFD技术。根据实际水力参数进行量体裁衣式的设计。理论上这样的转轮最符合实际情况。各项指标都能达到最优。但对大中型电站而言，转轮可靠性至关重要。量体裁衣式设计出来的转轮必须经过模型试验。这样转轮设计制造的周期较长，费用也很高。1.2减小转轮漏水量由于泥沙磨损，转轮密封装置间隙增大也是机组效率下降的原因之一。转轮密封装置损坏，检修时难以修复，因此在更换转轮时同时对密封装置进行改造，减小漏水量，提高效率。

1.3降低尾水水位到设计水位由于长期泄洪，投产较早的电站尾水河道存在不同程度的拥塞，导致设计尾水水位上升，机组利用水头下降，出力降低。清理尾水河道，使尾水水位控制在设计水位的范围，可以使机组出力增加。特别对于低水头电站，尾水水位的变化对机组出力影响大，清理尾水河道可获得良好的经济效益。2减小机械损失，提高机组效率 2.1 推力轴承改造

目前弹性金属塑料瓦技术成熟，造价不高，应用广泛。逐步取代传统的巴氏合金推力瓦。与巴氏合金相比，弹性金属塑料瓦突出的优点是磨擦系数小，因此用弹性金属塑料瓦替代巴氏合金瓦可以减小机械损失，提高机组效率。值得注意的是，应用弹性金属塑料瓦的机组停机过程较长，而且导叶漏水较大的情况下，机组有潜动现象发生。

2.2改造发电机通风系统，减小机组通风损耗

老式风路系统，风量分配不合理，漩涡大，风损大，挡风板过多，给检修、维护带来不便。新式风路可使总风量减少20%～30%，通风损耗减小50%，电机效率可以提高0.3%～0.6%。风路系统配合冷却器一起改造可使电机定子最高点温度降低6～10℃；转子温度10～15℃。因此对于定子线圈及转子线圈绝缘没有缺陷的机组，可以不对定子及转子进行改造，而只改造通风系统，就可以提高发电机的容量。盐锅峡电站就是采用这种改造方式。这样即可节省投资，也可缩短改造的工期。

3减小电磁损失

3.1 定子铁芯改造，减小铁芯损失

铁芯损失是发电机电磁损失的主要部分。投产较早的机组硅钢片磁滞损失较大，加之多年运行后铁芯松动，绝缘老化，涡流损失增加。选用性能较好的硅钢片对铁芯进行改造可使发电机效率进一步提高。3.2取消直流励磁机，采用可控硅励磁

职业技术学院配电增容方案篇4

一.工程概述：

职业技术学院原配电变压器容量为2台1000KVA变压器。电源取自双拥路边户外环网柜，10KV单电源进线，高供高计。配电房设在办公楼-1楼地下室，原高压柜有6面，1台进线电缆提升柜、1台进线断路器柜、1台计量柜、1台母线PT柜、2台负荷开关出线柜。因学生宿舍新装空调，用电负荷将增加。根据学院方要求，拟增加2台容量为630KVA箱变。专供学生宿舍空调负荷用。二．配电增容工程主要内容：

配电增容工程包含的范围：10KV电源点到0.4KV出线端以上的电力规划设计、用电手续办理、新增电力设备及材料、安装施工、设备试验调试、验收、送电等包工包料包送电的交钥匙工程。具体施工内容包括以下：

1、10KV进线电缆更换

原负荷为2000KVA，考虑此次空调增容负荷，增加2台630KVA箱变。负荷合计为3260KVA，考虑以后负荷的增加，远景规划负荷按4500KVA选择。

电源点仍取自双拥路户外环网柜，原电缆为YJV22-10KV-3X95。增容后10KV进线电缆改为YJV22-10KV-3X150。将原电缆抽出，重新敷设电缆，修砌各破损的电缆，更换已损坏的电缆管，更换电缆头。

2、高压配电房内设备增加及改造

高压配电房新增1台高压出线断路器柜。以提供增容负荷，出线负荷容量为2500KVA。

原高压计量柜内计量CT更换2台，计量变比更换为250/5A。

原高压进线柜CT更换2台，变比为400/5A。

原高压配电房配电一次系统模拟图更换，操作电源更换，安全器具及操作规程完善，原高压配电房配电柜做一次全面试验及全面的维护。

3、户外新增设备安装

办公楼外增加一台电缆分支箱，电源取自高压配电房断路器出线柜。配置一进三分支，电缆采用退出的原10KV进线电缆YJV22-10KV-3X95。一回出线用于此次增容2台箱变用，预留2回出线用于远景规划负荷使用。

宿舍区安装2台箱变，容量为630KVA。其中一台采用环网型，一台采用终端型。10KV电缆先进第一台环网型箱变，再到第二台终端箱变。电缆仍采用退出的原10KV进线电缆YJV22-10KV-3X95。

二台箱变及一台电缆分支箱基础土建施工、电缆管道施工、电缆井土建施工。

4、所有新增设备的交接试验。配合电力部门及学院对整个增容工程进行验收、送电。

三、施工工期安排及施工期间保电措施

因此次增容是为了提供学生宿舍空调用电，施工工期安排在2016年5月15号到2016年8月15号之间的三个月内完成。

在5月15号到6月15号之间的一个月完成电力增容报装、电力规划设计。6月15号到7月15号之间的一个月完成材料采购、设备制作、10KV进线电缆沟清理、新增箱变及电缆分支箱基础施工。

7月16号到19号四天时间完成更换10KV进线电缆、更换高压进线CT、更换高压计量CT、安装10KV出线断路器柜一台、原高压配电设备全面检修维护。

7月20号到8月15号完成电缆分支箱安装、箱变安装、10KV出线电缆敷设、新增设备及电缆调试试验、配合空调安装单位送电调试。

7月16号到19号这四天时间工程量最大，只有这四天外线电源需停电，在此期间提供一台400KW柴油发电机用以提供住宅及施工用电。

四、工程总概算

以上安装内容总价大概为：1200000.00元，大写金额：壹佰貮拾万元整。此价为交钥匙工程价。包含以上安装内容的设计费、安装施工费、试验费、材料费、土建施工费及办理用电手续的费用。此报价为含税价。

水电改造协议篇5

甲方：地址：电话：

乙方：地址：电话：

在平等、自愿和公平诚信原则下，为明确双方权利义务和责任确保质量，经协商甲乙双方就**********水电改造事宜达成以下协议。协议双方签字生效，协议一式两份甲乙双方各执一份。

 概述

委托形式：包工包料

收费标准：水路改造****元/m，电路****元/米。

施工内容：水电开槽、布管、穿线。

乙方需自备施工所需工具，在施工过程中乙方须安全施工，在施工过程中造成的人身伤亡和财产损失及其他不可预测的一切事故，全由乙方负责。乙方需严格按照行业标准进行施工，乙方需要按照双方事先协商好的线路布管，严禁乙方在未与甲方沟通的情况下私自更改线路走向。

 材料

1.2.3.4.所用管材为广东佛山日丰管材，管件为广东佛山日丰管件。水管选用日丰mm PPR管开槽深度mm电线穿线管采用日丰mm阻燃PVC管，开槽深度mm 强电线采用具有CCC认证的国标线，要求单芯硬铜线，厨房与空调线路

22要求不低于4mm，其他线路要求不低于2.5mm。

5.底盒采用鸿雁阻燃底盒。

 开槽、布线

1.线槽外观要求横平竖直，大小均匀。

2.所有穿线管一律使用弯管器拐弯，不允许使用弯头拐弯。

3.电路穿线管各个连接处须用PVC粘接剂将相应的同款规格管件与穿线管

两端进行套接。

4.PVC穿线管敷设及开关盒调整到位后，配管管路应连成一体，严禁出现

管壁外露和管壁、墙面出现裂缝、孔洞、残缺等缺陷。

5.布线是考虑日后维修，原则上要求拉得动，扯得出，必要时设置检查孔，接线盒。

6.强电与弱点必须分开穿管暗管间距要求500mm

7.卫生间不允许埋地走管线。

8.一根管最多走三根导线，三根导线横截面积不得超过管子截面积的60%

9.插座应该处于同一水平位置（冰箱空调等除外），每个插座均需连接零线。

10.插座接线要遵循左零右火原则。电路中相线、零线要求一致，火线红色，零线蓝色，地线黄绿双色。

 验收

1.水路验收：水改完毕，24小时之后，用软管连接已改造冷热水管，保证

是整个室内管道的冷热水管同时打压；安装好打压器，打压器充满水，管内空气放掉，使整个回路里面全是水；关闭水表及外面闸阀（一定要做好保护）。然后开始打压，冷水管试验压力，应为冷水管道系统设计压力的1.5倍，不得小于0.9MPa；

热水管试验压力，应为热水管道系统设计压力的2.0倍，不得小于

1.2MPa。，保持 30分钟不渗不漏。

2.强电验收：采用500V绝缘电阻表测试各回路绝缘电阻值，同时可考验所

用电线质量，不达标的电线可能会被击穿；

 付款方式

水电验收合格后，甲方须向乙方结清所有款项。

 售后服务

自验收之日起保修期为年。

保修期内除因甲方使用维护不当造成的损失或者损坏，乙方须及时予以无条件赔偿及维修。

甲方：日期：

水电站励磁系统改造方案篇6

山美水电站地面厂房3号机组于1996年投产,机组容量为30MW,采用广州电科院FJL型励磁装置。FJL型励磁装置是静止机端励磁调节装置,由励磁变压器、可控硅整流装置(功率柜)、灭磁柜、励磁保护柜、励磁调节柜组成。由于该励磁装置调节器由模拟集成电路组成,采用三相全控桥整流电路,自动调节方式单一,运行参数整定、修改难,调节柜、保护柜、灭磁柜运行不稳定、维护复杂,已不能满足系统和机组安全、稳定、快速响应的运行要求,因此决定于2010年4月对3号机组励磁系统进行改造。

2 改造方案

综合考虑了技术和经济因素,本次改造保留可控硅、励磁变压器等功率回路部件,采用EXC9000型全数字式静态励磁系统,并利用原结构布置,将原励磁调节柜、励磁保护柜和灭磁柜更换为新的调节柜和灭磁柜。改造后的励磁系统由调节器、人机界面、对外接口、功率柜、灭磁及过压保护、励磁变压器等组成。

2.1 励磁调节器

励磁调节器采用微机/微机/模拟三通道双模冗余结构。A、B通道为微机通道,核心控件是32位总线工控机;C通道为模拟通道。A通道为主通道,测量信号通过机端第1套电压互感器BV1和电流互感器BA1取得;B通道为第一备用通道,测量信号通过机端第2套电压互感器BV2和电流互感器BA2取得;3个通道共用励磁变副边采集的三相同步电压信号和励磁电流信号。

3个通道从测量回路到脉冲输出回路完全独立,采用主从方式工作。正常方式为A通道运行,B通道备用,B、C通道自动跟踪A通道;当A通道故障时,自动切换到B通道;当B通道故障时,自动切换到C通道。调节器通道配置如图1所示。

励磁调节器有如下功能:

(1)调节功能。给定值预置、AVR调节器(PID+PSS)、FCR调节器、调差、恒无功/功率因数附加调节、软起励、通道跟踪、系统电压跟踪等。

(2)限制功能。V/F限制、强励限制、过励限制、欠励限制、定子电流限制等。

(3)其它功能。参数在线修改、故障录波、防误操作等。

2.2 灭磁及过电压回路

灭磁及过电压原理图如图2所示。正常停机时,励磁调节器自动逆变灭磁;事故停机时,跳灭磁开关将磁场能量转移到耗能电阻灭磁。当发电机处于滑极等非正常运行状态时,转子回路将产生很高的感应电压,安装在转子回路的转子过电压检测单元A61模块检测到转子正向过电压信号后,立即触发V62晶闸管,将耗能电阻单元FR并入转子回路,通过耗能电阻的吸能作用,消除过电压;转子反向过电压信号则直接经过V61二极管接入耗能电阻,以确保发电机转子不开路,从而可靠地保护转子绝缘。保护动作时,转子绕组会产生相反的磁场,抵消定子负序电流产生的反转磁场,以避免烧坏转子表面及转子护环;同时,可通过监测电流互感器电流信号向监控系统发相应指示信号。

2.3 功率柜

原励磁装置的2个常规功率柜中各有2个桥,采用并联运行模式,其均流通过晶闸管参数选配实现;设有指示灯,输出电流等参数采用机械表计;采用继电器接点连接模式,屏柜间连线复杂,信号点需逐个接入励磁系统。

2.4 起励方式

EXC9000励磁系统采用机组残压起励和外部辅助电源起励。当机组在10s内残压起励失败时,励磁系统可自动起动外部辅助电源起励回路。在机端电压达到额定电压的10%时,起励回路将自动退出,立即开始软起励并将机端电压建立到预置的电压值。整个起励过程和顺序控制是通过调节器的L(0U板实现的。导向二极管用于实现起励电源的反向阻断,防止起励过程中转子回路的过电压反送至外部的直流系统,同时将交流起励电源整流为直流电源。限流电阻可限制辅助电源起励时起励电流,防止起励电流过大损坏外部的直流系统。

3 现场试验效果

改造后,在现场对励磁系统进行了试验,效果如下:

(1)起励试验。起励平稳可靠,起励超调量为0.3%,起励时间为3s。

(2)灭磁试验。正常停机灭磁时,无需跳灭磁开关,从而降低了灭磁开关的磨损,减少了合闸冲击,延长直流电源寿命。

(3)甩负荷。能自动快速地减小励磁电流,抑制过电压,维持发电机电压稳定。

(4)故障诊断。在电站进行了发电状态下的断开和恢复测量TV线、厂用电源临时退出、运行方式切换等试验,结果证明励磁系统几乎无扰动。

(5)图形化人机界面。液晶屏可显示发电机电压(UAB,UBA)、电流(IA,IC)、三相有功功率、无功功率、功率因数、频率、励磁电流,电网电压、给定值等,还实时显示励磁运行方式、通道工作状态、外部命令等。

4 结束语

改造后,EXC9000励磁系统运行良好,调节器处于自动运行方式,电压调节正常,通道未切换,限制器、保护未动作,未出现因励磁造成的失磁,同时整流桥、灭磁开关运行正常。

水电改造施工规范（精选）篇7

2015-03-29 同辉水电暖安装同辉水电暖安装同辉水电暖安装

thsd66660123关注„同辉水电暖安装‟公众平台，学习装修水电安装知识，装修不犯难，防止上当受骗，不给自己的装修留遗憾。电话：0371-66660123水电设计安全实用非常重要，许多业主易忽视，许多设计师也易忽视，现在的设计师很多都不懂水电，严格来讲，家装公司必须配备专业的水电设计师。水电设计与装饰设计不同，水电设计首先是安全、实用，其次才是装饰效果。水电设计的原则是能不动就不动，不要轻易改能暗则暗，不允许有明线。设计师要认真了解房子的具体情况，对于新房，设计师可通过与物业公司或房产开发商索要工程竣工图纸来了解，对于旧房，设计师要亲自到现场去了解。电气方面了解的主要内容有房子允许总用电负荷、线管走向、导线规格型号等，水暖方面有给排水和暖气管道的走向、厨房和卫生间原来防水做法、管道材质等诸多方面的问题。

对于业主对水电的需求，设计师要根据房子的具体情况，按安全→环保→节能→实用→效果这样的顺序来考虑，要最大限度地满足业主的需求，但不能无条件的来满足业主的需求。要有自己的主见，毕竟业主并不是专家，近几年水电的安全问题也逐渐引起了广大装修业主的重视，基本上都把水电单独分开让专业的水电公司来做，专业水电公司的施工具体注意以下几点：

1、业主要求用电总容量与房子总用电负荷之间的关系。随着人们生活水平的不断提高，家用电器的总容量越来越大，而有些房子原设计容量一般是不变的，并且有些旧房设计容量很小，在郑州1998年以前的房子基本上还都是铝芯导线。1998年到2003年的房子虽然用铜线但县芯一般都较小，这些房子在装修是要尽量的建议业主把老线全部更换。

2、业主所要求的水电管路对房子结构或整个水电系统的影响。水电管路在房子使用功能中起着十分重要的作用，有些业主为了追求功能，同时又对房子结构和整个水电系统不了解，容易提出一些对房子结构和整个水电系统造成影响。

3、业主所要求的效果与完成后的实际使用效果是否一致。由于业主对装修一般不太懂，提出要求时不可能从房子的总体布局来考虑，一些在局部看起来好的要求从总体上考虑就不一定合理。

另外，随着新技术和新材料在家庭装修中水电方面的应用，那些在安全、环保、节能方面存在不足的技术和材料逐渐被淘汰，设计师应时刻注意这方面的变化。例如配电系统由原来的三相四线制改为三相五线制、节能灯具在家装中应广泛采用、建设部推广应用的节能环保型给排水材料和卫生洁具等。

电路在设计时要做到位置准确、控制合理、照明度适中。现在家庭中的电器较多，与各电器相连的插座位置在设计时一定要计算准确，否则易露线头，也不安全。电路的控制要合理，如客厅吊灯采用分控开关、楼梯采用双控开关等，既节约能源，又经济实用。室内的照明度要适中，过暗视觉不好，过亮刺眼，造成光污染，且浪费能源。

完工检查主要有6项内容： a、电线导管要畅通，用手来回抽导管内导线，应能抽动，以便以后能更换损坏的电线。b、用试电笔或插座检测器检查插座线序，要做到左零右火上地线 c、用电笔检查开关线序是否正确，检查开关必须控制火线。

d、检查漏电保护器的试验按钮或用插座检测器检查漏电保护器动作是否灵活。e、用绝缘电阻表检测各回路绝缘电阻值不小于0.5M欧姆。

f、打开总阀门，手摸给排水管道接头处要严密、不漏水，排水要畅通。

水电施工要谨慎现在建材市场材料管理不太规范，在选购电线、开关、灯具、给水管等水电材料时不要图便宜，要购买正规厂家产品，同时要认真检查产品的生产许可证、营业执照、检测报告、3C认证等资料是否齐全。

水电施工主要注意四个方面

a、设计要合理：水电路的走向要合理，安全、实用，有保护措施。b、材料要合格：水电材料要是正规品牌产品。

c、施工要规范：所有电线必须穿管，接头处要用弯头，地线要按规定处理。d、验收要严谨：各水电施工工艺要到位，符合施工规范。

电路施工一定要规范，例如直径16mm的线管最多穿3根线;强弱电线要距离1250px以上，避免信号干扰;暗装的线管要固定牢固，否则墙面易开裂。水电验收检查要细致水电工程的验收检查主要有施工过程中检查和交工检查。

施工过程中检查。对于那些如果施工不合格，将会对整个过程产生严重影响的工序，做完后一定要进行检查。如厨房和卫生间的防水、地面暗埋的水电管路，若地砖施工完毕后发现防水不合格、电线管路不通、水暖管道不通或漏水，那只能重新返工。

家装施工规范及验收标准——水电验收家装施工规范及验收标准——水电验收家装施工规范及验收标准——水电验收

2015-03-11 家淘汇特卖家淘汇特卖 jiataohui家淘汇是一家专注同城建材特卖的网站，在这，您能获取同城最新最准最全的品牌活动预告、特价商品推荐、选购建材咨询，让您选购建材像喝茶一样轻松！家淘君终于给亲们整理出一套完善的施工验收标准，亲们赶紧临时抱佛脚，对水电、木瓦油漆工各环节验收时也要做到心中有数哦，避免被宰被糊弄哦，毕竟我们不是土豪，有钱也不能太任性，是啵？

电工施工规范及验收标准

1.强电和弱电分开开槽，主管槽间距200mm以上。2.墙面线槽底宽是管径的两倍，且外大内小。

3.布线符合设计要求，暗敷电线必须穿阻燃管，不能穿阻燃管的部分必须穿黄蜡管。4.线路敷设横平竖直，线管固定应低于墙面10mm。5.线管进入暗盒时，管口应进入3-5mm。6.线管转角和直接头不许使用黄腊线管。

7.电源线和信号线不得穿入同一根管内。

8.配线时，火线和零线的颜色不同，同一住宅火线（L）颜色应统一，并宜用红色，零线（N）宜用蓝色，地线（PE）必须用黄绿双色线。9.穿入配管导线的接头应设在接线盒内，接头搭接应牢固，并不低于5圈，绝缘带包缠应匀紧密。

10.木质结构内电源线必须穿pvc管。11.水路、电路不能同槽。

12.封管时管槽应湿水，并略低于墙面。防水的施工规范及验收标准

1.贴地砖及墙面最下面一片砖之前防水验收。2.墙面防水做到300㎜。

3.墙角密实 ,包管处密实 , 门口处密实 ,蹲便器、地漏四周密实 , 地面表层密实。

4.门槛石在做防水前安装完毕。5.防水层没有起皮或损坏。6.不漏水、不浸水。

水路施工规范及验收标准

1．连接龙头的内弯平面应高出基层墙面10-12mm。2．管道应在自由状态下固定牢固。