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1、7 水力机械、电工、金属结构及采暖通风7.1水力机械7.1.1 电站基本参数某水电站装机容量70MW，电站的任务是发电并兼顾某水利枢纽工程的反调节水库。电站基本设计参数如下：1. 上游水位水库校核洪水位 1777.44m水库设计洪水位 1776.00m水库正常蓄水位 1776.00m水库死水位 1771.00m2. 下游水位校核尾水位 1676.34m设计尾水位 1669.50m正常尾水位 1670.35m最低尾水位 1668.84m3. 水头最大水头（毛水头）（单独运行/联合运行） 107.12/105.12m最小水头（净水头）（单独运行/联合运行） 90.34/90.34m加权平均水头（净
2、水头）（单独运行/联合运行） 95.84/96.02m4. 保证出力（单独运行/联合运行） 0/8.05MW5. 多年平均发电量（单独运行/联合运行） 20366.90/23251.07万kwh6. 年利用小时数（单独运行/联合运行） 2804/3328h7. 气温 11.08. 泥沙1) 悬移质颗粒级配悬移质泥沙主要由粘土、粉土和中细沙组成，其中小于0.005mm粘土占19.2%，0.0050.05mm的粉土占43.9%，0.050.5mm的中、细沙占36.6%，粗沙占0.4%。2) 汛期过机含沙量汛期（68月）平均入库含沙量为6.02kg/m3，水库运行5年后，达到悬移质冲淤平衡。9月至次
3、年5月期间在正常蓄水位1774m运行时淤积在库内的泥沙，在汛期水位降至排沙水位1771m运行时排出库外，汛期68月平均出库含沙量为6.41kg/m3，即过机含沙量为6.41kg/m3，其中值粒径为0.035mm。3) 悬移质泥沙矿物质成份石英含量占455%，云母和伊利石占255%，长石占123%，绿泥石占103%，碳酸盐35%，其它少量。摩氏硬度大于5的矿物质主要是石英（摩氏硬度为7）和长石（摩氏硬度为66.5），云母和伊利石（摩氏硬度为23）、绿泥石（摩氏硬度为22.5）。4) 多年平均含沙量 4.9kg/m35) 多年平均悬移质输沙率 341kg/s6) 多年平均悬移质输沙量 107510
4、4 t7.1.2 水轮机额定水头选择根据本电站水头范围，可选用的机型为混流式机组。额定水头宜在0.951倍的加权平均水头范围内选取，既额定水头范围为:单独运行9195.8m，联合运行91.296m。根据规划专业提供的长系列水头、流量过程，经统计，本电站月平均水头分布见表7.1.2-1。电站月平均水头分布表表7.1.2-1 单独运行联合运行水头范围出现次数占比（%）水头范围出现次数占比（%）90.349130.164 90.3491.2457.219192593.229 91.292304.8192931156.294 9293436.89939423913.082 9394528.339495
5、442.408 94958814.109595.8271.478 959636157.8595.8107.12134073.344 96105.1250.80由表7.1.2-1可以看出，本电站单独运行时，在较高水头区域运行时间较长；联合运行时，在中间水头区域运行时间较长。结合水库的调度运行方式及机组单机容量选择，经综合考虑，初定额定水头为94m， 单独运行时He/Hpj=0.981,；联合运行时He/Hpj=0.979。7.1.3 机组台数确定本电站建成后以满足上游某水利枢纽工程的发电反调节任务为主，发电为辅，机组运行工况较差。单机容量和机组台数应满足电力系统运行安全、可靠、调度灵活的要求和对
6、水电厂单独运行及联合运行时在汛期和非汛期不同输出功率的要求，通过技术、经济综合比较确定。由公式Nf=9.81HQ0tf可知，当发电机功率为一定时，H与Q成反比关系。现初定水轮机效率t90%，发电机效率f96.5%。为确定机组单机容量，对某水电站的长系列水头、流量过程进行了可发出力的统计，详见表7.1.3-1。电站可发出力分布情况表表7.1.3-1 可发功率（MW）单独运行联合运行出现次数占比（%）出现次数占比（%）0180744.1700.001200.0010.162300.0020.323400.0010.164500.0010.165600.0000.0067663.6120.32784
7、72.57518.1789412.2425440.71910321.75467.371011221.2010.161112140.7720.321213180.9910.161314160.8830.481415191.0410.161516130.7110.161617120.6620.321718100.5500.001819110.6000.001920100.5500.002021180.9910.16212280.44132.082223100.55314.97232470.3810.162425130.7110.16252690.4900.00262780.4400.0027287
8、0.3800.002829110.6000.00293040.2200.003031120.6610.16313250.2750.80323370.3860.96333470.3871.12343570.3830.48353630.1630.48363750.2750.80373870.3810.16383970.3830.48394050.2700.00404130.1600.00414240.2210.16424320.1110.16434460.3310.16444540.2200.00454600.0000.004647150.8271.12474840.2210.16484960.3
9、310.16495040.2200.00505140.2210.16515260.3300.00525370.3820.32535460.3310.16545550.2710.165556100.5530.48565720.1120.32575850.2720.32585930.1640.64596020.1100.00606100.0010.16616280.4400.00626340.2200.00636460.3310.16646540.2210.16656640.2220.32666730.1600.00676820.1100.00686930.1600.00697070.3800.0
10、07039021.3514122.60由表7.1.3-1可以看出，月平均可发出力的分布极不均匀。单独运行时可发出力在01MW之间的比重为44.99%，可发出力70MW的比重为20.85%，其余均小于5%；联合运行时可发出力在710MW之间的比重约为56.25%，可发出力70MW的比重为22.6%，其余均小于5%。考虑本电站作为某水利枢纽工程的反调节电站，且某水利枢纽工程建设在即，机组容量选择应充分考虑联合运行方式下的长期安全、稳定运行要求。由表7.1.3-1的统计结果可知，联合运行时，为保证机组的长期稳定运行，单机容量不宜大于14MW。由于514MW方案机组台数过多，故不予考虑。按规范要求，机
11、组不宜在低于45%额定出力的状态下发电，故单独运行时有较长时间无法发电。为此明确，当上游来流量小于14.8m3/s时，应将该部分流量从生态电站下泻，以充分利用水能、减少弃水，同时更好的保护机组。为确定机组单机容量，进行了机组台数比选，详见表7.1.3-2。7 水力机械、电工、金属结构及采暖通风机组台数比较表表7.1.3-2 参数 方案名称方案一（214MW+142MW）方案二（114MW+228MW）方案三（214MW+221MW）一、水轮机型号HLxxx-LJ-165HLxxx-LJ-285HLxxx-LJ-165HLxxx-LJ-235HLxxx-LJ-165HLxxx-LJ-205额定流
12、量m3/s17.60 52.00 17.60 34.70 17.60 26.10 额定转速r/min375214.3375250375300水轮机效率90.3190.9290.3190.7290.3190.56吸出高度m-3.6-3.6-3.6-3.6-3.6-3.6设计比转速mkW154.7152.7154.7145.5154.7151.2比速系数1500.11480.91500.11410.61500.11466单台重量 t55170551135585二、发电机型号 SF14-16/4000SF42-28/6900SF14-16/4000SF28-24/5800SF14-16/4000SF
13、21-20/4900功率因数0.850.850.850.850.850.85单台重量 t125377125259125190转动惯量 tm2340.573859.84294.721788.33340.57872.96三、调速器型号WDT-50WDT-100WDT-50WDT-100WDT-50WDT-100四、油压装置型号HYZ-1-6.3HYZ-2.5-6.3HYZ-1-6.3HYZ-2.5-6.3HYZ-1-6.3HYZ-2.5-6.3五、进水阀型号PDF160-WY-200PDF160-WY-350PDF160-WY-200PDF160-WY-290PDF160-WY-200PDF160
14、-WY-250单台重量 t565828925676六、桥机起重量200/50150/50100/50跨度Lk m1917.415.6工作制A3,轻级慢速A3,轻级慢速A3,轻级慢速重量 t18013085七、主厂房尺寸机组段长度m22.00 15.00 11.00 27.20 22.00 25.20 主厂房总长m65.00 63.96 71.36 主厂房宽度m19.30 17.40 15.90 主厂房高度m39.00 34.90 61.00 八、总投资静态总投资 (万元)680506759868520由表7.1.3-2可以看出，方案二投资最低，方案一投资次之，方案三投资最高。但方案二仅有一台1
15、4MW机组，而根据规划专业提供的水头、流量下泄过程可知，本电站建成后将长期在较低负荷区域运行，没有备用机组将不利于电站的长期安全稳定运行；方案三机组台数最多，且投资最高，不予采用。经技术经济综合比较，本阶段推荐方案一，既214MW+142MW装机方案7.1.4 水轮机参数的确定7.1.4.1 比转速的选择比转速ns是衡量水轮机综合性能的重要指标，ns直接反映了水轮机的设计制造水平及其能量、空蚀性能的优劣，比速系数K（K=nsHr0.5）则反映了水轮机的技术发展水平。一般来说，在水头相同的情况下，选用较高比转速的水轮机，可以提高机组转速、减小机组尺寸以降低机组造价。但水轮机比转速的提高，往往受到
16、水轮机效率、运行稳定性、空化、磨蚀性能以及强度等许多因素的制约。通常采用经验或统计公式来表征比转速与水头的关系，并认为比速系数K值是代表比转速的特征参数。根据国内外制造行业给出的经验公式计算出水轮机比转速为129.96260.27mkW，相应比速系数范围为12602523（见表7.1.4-1）。比转速及比速系数经验公式统计表表7.1.4-1国家单 位公 式ns数值比速系数美国ns=1260Hr-0.5 ( 下限)129.96 1260.00 美国ns=2100Hr-0.5 ( 中限)216.60 2100.00 加拿大魁北克设计院ns=1900Hr-0.5195.97 1900.00 加拿大n
17、s=1950Hr-0.5201.13 1950.00 瑞典KMW公司ns=1600Hr-0.5165.03 1600.00 意大利87ns=1914Hr-0.512186.94 1812.44 中国国内专家(150m水头段）ns=49500/(Hr+125)226.03 2191.42 中国国内专家ns=47406/(Hr+108.5)234.10 2269.72 中国哈电机厂ns=57000/(Hr+125)260.27 2523.45 中国东方电机厂ns=50000/(Hmax+100)241.41 2498.52 法国奈尔皮克ns=2400Hr-0.5247.54 2400.00 前苏联
18、乌斯特-伊利姆斯克电站ns=2214Hr-0.5228.36 2214.00 俄罗斯AM推荐公式ns=2300Hr-0.5237.23 2300.00 日本HECns=2356.5Hr-0.538204.51 1982.84 考虑本电站泥沙含量较高，保证出力较小，且电站地处边疆地区，当地的检修能力较差，为保证机组长期稳定运行，机组参数不易过高，本阶段初定比速系数K取值范围为14501650，相应比转速范围为149.56170.18mkW。7.1.4.2 单位转速n1和单位流量Q1的选择单位转速的选择应符合比速系数的水平，从比转速计算公式ns=3.13n1(Q1)1/2可以看出，比转速主要由单位
19、转速、单位流量和效率三个参数决定。只有选择合适的单位转速和单位流量，使二者达到最佳匹配关系，才能获得最优的水轮机综合性能。提高n1可以减小发电机的外形尺寸，降低造价，有较大的经济效益，但n1的提高使水轮机转轮过流流速加大，离心力增加，促使叶片应力增大，故它又受到转轮叶片强度、泥沙、空蚀、稳定性、材质等诸多因素的限制。提高Q1的好处是显而易见的，它的提高可以减小水轮机尺寸、提高出力、降低造价，但Q1的提高，往往受到空蚀的限制。随着技术的进步，单位转速和单位流量都有了较大提高。综合以上分析，结合本电站情况，认为n1和Q1在如下范围较为合理：n1=6070r/minQ1=0.60.7m3/s7.1.
20、4.3 效率由于计算机技术广泛应用于水轮机水力设计、性能预测、稳定性分析，效率水平有了很大提高。本电站属于100m水头段，按目前的效率发展水平，浑水模型转轮的最高效率不低于92%，真机效率按Moody公式的2/3进行修正。真机额定效率不低于90%，最高效率不低于93%。7.1.4.4 装置气蚀系数和吸出高度水轮机装置气蚀系数的确定，国内外一直有两种观点。一种观点认为：应选取较大的装置气蚀系数，即选择较低的水轮机安装高程，这样虽然加大了电站的挖深，造成土建工程量的增加，加大了电站一次性投资，但可以减少水轮机投运后的检修次数和运行维护费用，同时，采用较大的吸出高度，可以减小水轮机的压力脉动值，对提
21、高水轮机安全稳定运行大有益处。另一种观点认为：选取较小的装置气蚀系数，以减少电站的挖深，从而减少电站一次性投资，但机组投运后需要一定的检修和维护费用。基于两种观点，国内外各公司提出的装置气蚀系数的统计数值或经验公式差别很大。从表7.1.4-2中可看出，当比转速为149.56170.18mkW之间时，电站的装置空蚀系数在0.0760.124之间。考虑本电站过机含沙量较高，为保证机组稳定运行，初定电站机组装置空蚀系数0.125，相应吸出高度为-3.6m。电站装置空蚀系数统计表表7.1.4-2公式来源公 式比转速为149.56mkW比转速为70.18mkW日本富士通公司y=3.302710-5ns1
22、.550.0780.095哈大电机所y=810-6ns1.8+0.010.0770.100奥地利VOITHy=7.5610-5ns1.40.0840.100捷克y=4.4645710-5ns1.490.0780.094意大利公司y=7.5410-5ns1.410.0880.105瑞典KMWy=810-5ns1.40.0890.106日本电气学会y=3.4610-6ns20.0940.117美国垦务局y=2.5610-5ns1.640.0760.093我国电站统计y=4.5610-5ns1.540.1020.1247.1.4.5 抗磨蚀措施由于本电站泥沙含量较高，为保证电站长期安全稳定运行，本阶
23、段在机组选型时有意识的适当降低比转速、比速系数及效率等有关目标参数；适当降低了机组的安装高程。同时考虑在机组招标时要求水轮机的主要过流部件（活动导叶、转轮等）均采用不锈钢材料，并要求在转轮、顶盖、底环、导叶及尾水管锥管进口段等通流部件表面喷涂抗泥沙磨蚀的非金属材料涂层。7.1.4.6 过流部件的选取本电站在水轮机过流部件的选择方面,除了严格按照模型流道尺寸控制流道外形尺寸外,参照目前已建水电站运行的先进经验,在尾水管计算时选择尾水管高度H3D1 ,长度L4.5D1 ,对提高机组的效率和机组稳定性较为有利。7.1.4.7 水轮机模型参数推荐本电站水轮机模型参数如下：比转速ns149.56170.
24、18mkW比速系数K14501650最优单位转速n16070 r/min单位流量Q10.60.7 m3/s水轮机模型最高效率Mmax93%7.1.4.8 轮机真机参数本阶段推荐水轮机真机参数如下：参 数14MW机组42MW机组水轮机额定功率（kW）14657.5543598.69额定水头(m)9494转轮直径D1 (m)1.652.85额定转速(r/min)375214.3飞逸转速(r/min)684.1396.1额定流量(m3/s)17.60 52.00 额定效率(%)90.3190.92最高效率(%)93.20 93.63 实际单位流量（m3/s）0.670.66实际单位转速（r/min）
25、63.82 62.99 比 转 速(mkW)154.7152.7比速系数1500.11480.9吸出高度Hs(m)-3.6-3.6单台水轮机总重(t)551707.1.5 水轮机发电机发电机采用立轴悬式结构，密闭空气循环冷却方式，型号及主要参数为：参 数14MW机组42MW机组型号SF14-16/4000SF42-28/6900额定功率(MW)14.00 42.00 功率因数 cos0.850.85额定容量(kVA)1647149412额定电压(kV)10.510.5额定转速(r/min)375214.3效 率(%)0.960 0.965 转动惯量(tm2)0.960.965总 重(t)125
26、3777.1.6 调速系统14MW机组调速器采用微机调速器，型号WDT-50,具有PID调节规律，残压测频方式。配用油压装置为HYZ-1-6.3，系统操作油压采用6.3MPa。42MW机组调速器采用微机调速器，型号WDT-100,具有PID调节规律，残压测频方式。配用油压装置为HYZ-2.5-6.3，系统操作油压采用6.3MPa。根据水力发电厂机电设计规范及本电站在系统中承担基荷任务的特点，确定本电站调节保证计算的设计标准如下：机组转速最大上升率 50%蜗壳最大压力值 136.7m.H2O尾水管进口真空度 8m.H2O枢纽布置经综合比较后推荐设调压井、一洞三机、地面厂房布置形式。本阶段对本电站
27、过渡过程进行计算分析工作。成果见表6.1.6-1：过渡过程分析计算成果表表6.1.6-1 序号计算工况分别按Hr、Hmax甩额定负荷两种工况计算42MW机组14MW机组1L（调压井后，取大值）217.3207.32LV（调压井后，取大值）1110.91021.773导叶关闭时间（s）12104导叶关闭方式直线关闭规律直线关闭规律5机组飞轮力矩GD2(t.m2)2859.84340.576水流惯性时间常数TW(s)1.192 1.0967机组惯性时间常数Ta(s)11.569.378Tw/Ta值0.1030.1179转速最大上升率max(%)47.243.610蜗壳最大压力值（m）132.713
28、5.211尾水管进口真空度 (m) -3.86-2.637.1.7 进水阀由于本电站采用一洞三机引水方案，每台水轮机进口前配备进水阀。14MW机组配用进水阀型号为PDF160-WY-200，阀门公称直径2.0m，最大静水压力107m，最大承压水头160m。42MW机组配用进水阀型号为PDF160-WY-350，阀门公称直径3.5m，最大静水压力107m，最大承压水头160m。蝶阀系统操作油采用蓄能罐形式，操作油压16MPa。7.1.8 厂内起重设备为满足机组安装检修，在主厂房内设置一台单小车电动双梁桥式起重机，机组安装检修时，最大起重件为42MW机组的发电机转子连轴，其重量约为179t。桥机主
29、要参数如下： 型号 200/50/10工作制 A3跨度Lk（m） 19起重量（t） 200/50/10起升高度（m） 24/26/28桥机总重量（t） 180为便于上游副厂房GIS室设备的安装和检修，在GIS室内设置电动单梁起重机一台，起重量10t，跨度9m，起升高度22m。7.1.9 辅助机械设备7.1.9.1 技术供水系统（见图DKQK.K-SJ-01）（1）供水对象及用水量机组技术供水对象有发电机空气冷却器、上导推力轴承油冷却器、下导轴承油冷却器、水轮机导轴承油冷却器。机组各部用水量估算见表6.1.9-1：机组各部用水量估算表表7.1.9-1 用水部位14MW机组用水量42MW机组用水量
30、单位发电机空气冷却器190335m3/h上导轴承820m3/h推力轴承6090m3/h下导轴承820m3/h水导轴承514m3/h单台机用水量271479m3/h全厂总用水量1021m3/h（2）技术供水方案根据某水电站水头范围(88.21m105.12m)及水力发电厂水力机械辅助设备系统设计技术规定要求，本电站机组供水方式比较了三个方案，即：水泵供水、自流减压供水及顶盖取水。水泵供水方案技术上比较成熟，水泵定型产品较多，其运行调度灵活，易于控制，但设备占地面积大，水泵运行条件较差，运行和维护相对复杂且耗用厂用电量较大。自流减压供水方案设备布置简单，使用操作和维护均方便，占地面积小。近年来，国
31、内一些阀门专业生产厂家，与国外先进国家进行合资或合作生产减压阀，产品已在一些电站投入使用，反映良好，而且国产减压阀的生产技术也日趋成熟，其可靠性也在不断提高。由于本电站泥沙含量较高，采用自流减压供水方案可能会造成滤水器堵塞，为保证技术供水的可靠性，每个取水口出口均采用双滤水器（一用一备，自动切换）加双减压阀的（活塞式，带自动排污）的方式满足技术供水要求。顶盖取水方案设备布置简单，占用场地少，易于维护和管理。但其主要问题在于水量和水压不易控制，使得机组运行的可靠性难以保证。经过综合比较三种不同供水方式的优缺点，本电站技术供水采用压力钢管取水，自流减压供水方式。单元自流（滤水器+减压阀）供水为主供
32、水水源，同时根据规范要求“对单元自流供水系统，可设联络总管起互为备用作用”，故三台机共设一根联络总管互为备用，中间设阀门分段控制，全厂形成总管供水。考虑到本电站河道泥沙含量较大，用水设备采用正、反向进水方式。供水管路上布置有取水口、高精度全自动滤水器、自动减压阀、流量计、温度计等。（3）消防供水（见图DKQK.K-SJ-01）消防供水采用压力钢管取水、经滤水器过滤、减压阀减压的供水方式，备用水源取自高位水池。消防管路形成环管自成系统。供水对象为主、副厂房消火栓用水、发电机水喷雾用水及厂外消火栓用水。7.1.9.2 排水系统（见图DKQK.K-SJ-02）排水系统分为机组检修排水和厂房渗漏排水两
33、部分。为保证电站安全运行，将两部分分开设置。（1）机组检修排水机组检修时检修排水量包括进水阀后压力管、蜗壳、尾水管的积水量及进水阀和尾水闸门的漏水量。一台42MW机组检修时各部排水量估算如下：压力管道约75m3；蜗壳约110m3；尾水管约195m3；进水阀及尾水闸门漏水量约304m3/h。机组检修排水设置全自动立式自吸泵2台，水泵型号为200WFB-BD2，流量310m3/h，扬程25m，配备电机功率55kW。（2）渗漏排水厂房渗漏水及部分机组排水排至集水井，集水井总容积不小于870m3，有效容积700m3。渗漏排水泵选用3台立式长轴深井泵，其中一台备用，水泵型号为350RJC450-30，流
34、量540m3/h，扬程25m,配备电机功率55kW。7.1.9.3 油系统（1）透平油系统（见图DKQK.K-SJ-03）透平油为机组各部轴承润滑用油。透平油系统的任务是接受新油、贮备净油、向设备注油和补油、自设备排油、净化运行油、收集和保存污油。以及经常性的对油质进行化验，分析等。机组的供油量应以制造厂提供的资料为准，本阶段在尚未获得制造厂资料前，暂按水电站机电设计手册提供的相关公式估算。经计算机组各轴承用油量见表7.1.9-2：机组各轴承用油量表7.1.9-2 用油部位14MW机组用油量42MW机组用油量单位上导、推力轴承46.5m3下导轴承1.52.5m3水导轴承0.81.2m3油压装置
35、1.02.5单台机用油量7.312.7m3单台机组最大用油量约12.7m3。设置15m3户内净油罐、污油罐各一个，油处理设备选用透平油滤油机1台，型号为ZJCQ-6型透平油过滤机，流量6m3/h，功率40.2kW ，工作压力0.5MPa，工作真空度2000Pa，精密过滤机2台，型号为JYG-100，流量6m3/h,功率3kW；齿轮油泵2台，型号为2CY -6/3.3-1型齿轮油泵，流量6m3/h，功率2.2kW，出口压力0.33MPa，吸油高度4m。透平油牌号TSA-46。进水阀采用蓄能罐型式，配用油牌号为YB-N46的耐磨液压油。蓄能罐用油由进水阀生产厂家供给，透平油系统未计入。油库和油处理
36、室布置于安装间下1671.70m高程，油库面积约73m2，油处理室面积约88m2，配有单独的通风系统。油泵、透平油过滤机、精密过滤机均布置在油处理室内。油处理室内油处理设备及管路上接有活接头，当机组检修需要排油时，可通过油泵和总排油管将油排至运行油罐，油处理完毕后，油罐可通过连接在油处理室总供油管上的供油泵和供油管路向各用油设备供油。当运来新油时，可通过活接头，由油槽车自流向净油罐内充油。排油时，可通过排油管、油泵及活接头向油槽车排油。油库大门处设置挡油坎，坎高0.6m，坎内容积44m3，根据规范要求，小于200m2的油库可不单独设置事故排油坑。（2）油化验设备本电站配置油化验设备一套。见表7
37、.1.9-3油化验设备清册。油化验设备清册表7.1.9-3 序号名 称型 号规 格数量1比色计721型波长范围:420-470mm1套光电分光比色计检流计电流常数:1.4-2 10A/分度2比重计或液体比重天平I,II,III型测量比重范围:0-2g/ml1个(韦氏天平)PZ-A-53PH仪PHS-1 KD-1测量范围:0-14PH1个(酸度计)PHS-24开口闪点测定器ZKS(自动)量程:20-3801个5闭口闪点测定器ZBS(自动)量程:20-3801个6水浴锅HHS-4双列四孔,室温-1001个7恩氏粘度计WNE-1(GB/T-266-88)内锅:铜质;内壁:不锈钢;1个8架盘天平HC-
38、TP11-2200g/200mg1个9光电分析天平TG328A200g/0.1g1个10电热恒温干燥箱SC202A(数字)10-3001套11电动搅拌机JB-90-2具有加热,控温,无级调速1个12绝缘油耐压试验器ZYS-3环境温度0-401套13万用电炉立 式500-1000KW2个（3）绝缘油系统由于目前变压器均采用20年免维护设计，故本电站不单独设置绝缘油系统。但考虑到变压器首次充油的要求，设置1台真空净油机，型号为ZJB-1KY，流量为1m3/h，功率为21kW，工作压力0.5MPa；同时设置1台真空抽气机组，型号为ZKJ-30，抽气速率3m3/h，极限真空7Pa；工作真空133Pa；
39、功率为1.65kW7.1.9.4 压缩空气系统（见图DKQK.K-SJ-04）全厂压缩空气系统分为低压（0.8MPa）和中压（6.3MPa）两个系统。（1）低压压缩空气系统低压压缩空气系统供气对象为机组制动用气和检修用气。为保证机组制动气源的可靠性和用气质量，机组制动用气和检修用气分别设置，两系统间设有止回阀相连，检修气系统可做为制动气系统的备用气源，以保证机组制动供气的可靠。机组制动用气系统：根据本电站电气主接线分析，电站有可能3台机组同时制动停机，故机组制动按同时制动3台机组考虑。机组制动耗气量参照国内已运行的类似水电站机组的实际耗气量，同时考虑留有一定裕度，单台机制动耗气量实际取值为6l/s。制动系统选用螺杆式低压空压机2台，互为备用，空压机型号为WF-3/8，排气量3m3/min，排气压力0.8MPa，电机功率22kW。设有工作压力为0.8MPa、容积为6m3的储气罐一只。检修用气系统：供气对象为机组检修、风动工具、