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1、团滩河水库电站工程电气工程设计方案1.1 水电站与电力系统的连接团滩河（水库）电站系云阳县汤溪河支流团滩河上梯级开发的两级电站，由一级电站和二级电站组成。一级电站厂址位于同心桥上游约65m的杨家河坝。据水力动能计算推荐，本电站装机2台，单机容量5000KW,保证出力1179KW,年利用小时数3108h,年发电量3108万Kwh；发电机额定电压确定为10.5kv.厂址位于汤溪河左岸刘麻湾河漫滩上。据水力动能计算推荐，本电站装机2台，单机容量7500KW,保证出力2163KW,年利用小时数3354h,年发电量5031万Kwh,发电机额定电压确定为10.5kv.经项目建设单位与云阳电力系统商议,一级
2、电站建成后以一回35KV出线12km接入新江口变电站后送入系统，二级电站建成后以一回35KV出线2.5km接入新江口变电站后送入系统。两级电站分别为混合式和引水式电站，在系统中以峰荷为主，兼带基、腰荷。接入系统地理接线图见“一级电站一可研一电气一01，“二级电站一可研一电气一01”。1.2 一级电站1.2.1 电气主接线考虑电站在系统中作用及接入电力系统情况，结合电站装机容量、台数，出线回路数，初拟三种主接线方案，进行技术经济比较。电气主接线技术经济比较详见“一级电站一可研一电气一02”。方案一：采用发电机一变压器扩大单元接线，两台5000KW发电机通过1台12500KVA主变压器升压成35k
3、v,35kv侧采用主变线路组接线。此方案接线最简单、清晰，运行及继电保护简单，变压器台数和开关设备最少，缩小了布置场地，但母线设备及主变故障或检修，均封锁全部发电功率。方案二：10.5KV采用单母线接线，两台发电机接入母线上，然后通过2台6300KVA主变压器升压至35kv,35kv侧采用单母线接线。此方案接线简单明了，运行方便。一台主变压器故障或检修，可送出50%的电站发电容量。但当母线故障或检修时，均封锁全部电站容量送出。方案三：采用发变组单元接线，两台5000kw发电机分别通过一台6300KVA主变压器升压至35kv,35kv侧采用单母线接线。发电机与主变压器容量相同，接线简单清晰，继电
4、保护简单，故障范围最小，运行可靠、灵活，维护方便。单元接线中发电机、变压器或母线故障及检修时，可保证一台机组容量送出。但35KV母线故障或检修时，均封锁全部电站容量送出。经济比较，方案一较方案二设备综合投资少50.0万元，年运行费用少7.4万元，方案一较方案三设备综合投资少44.0万元，年运行费用少6.7万元。方案一投资最省，方案三次之，方案二最高。技术角度，从可靠性、运行灵活性、维护方便性比较，方案三最优，方案二次之，方案一稍差。考虑到主变采用了耐高温、使用寿命超过30年、免维护、节能的耐高温液浸变压器。因此，本阶段电气主接线推荐采用投资费用最省，相对可靠的方案一。其电气主接线详见“一级电站
5、一可研一电气一03”。厂用电按水力发电厂厂用电设计规程(DL/T5164-2002)的要求进行设计,设两个厂用电源,一个取自发电机出口电压10.5KV母线上,另一个利用IOKV线路的施工电源或周围小水电站作为外来厂用备用电源。厂用电容量暂按总装机容量的2%左右考虑。两个电源互为备用，当一个厂用电源退出运行时，另一个应能满足全厂重要负荷或短时全厂最大负荷需要。单个容量按总容量的60%考虑，初步定为160KVA。其中发电机出口电压10.5KV母线上采用SC9型干式变压器，连接组别选用D、ynll,装于厂变室内。厂用母线电压400/230V,单母线分段接线，重要负荷分接两段母线上，采用在低压侧空气开
6、关分断及备用电源自动投入方式。厂用电接线详见“一级电站一可研一电气一06二因坝区离厂区较远，坝区用电可由其施工电源变压器转化为坝区专用变压器供给，其泄洪设施另行装设能空载直接启动电动机、容量达75KW的柴油发电机作为备用电源。根据一级电站接入电力系统接线方式，按最大运行方式下短路电流计算的短路电流计算成果如下：短路电流计算结果表表7.2-1短路时间D秒t=l秒t=2秒t=4秒短路1短路电流（KA）及容量（MVA）短路电流（KA）IchIchSIowIi,I2IJdl10.5KV母线23.55914.188159.2788.7587.4237.2977.199d235KV母线13.7028.12
7、8333.8875.2105.0435.0445.046短路电流计算阻抗图地网团滩河一级(SB=100MVA,UB=UP)1.2.2主要电气设备（1）.电气一次设备1）水轮发电机：水力动能计算推荐，电站装机2台，单机容量5000KW,发电机额定电压选择10.5KV。发电机型号：SF5000-826005000KWUn=10.5KVIn=343.7Ao2）主变压器：推荐采用SRN型耐高温、使用寿命超过30年、免维护、节能变压器，其容量应为2台发电机容量之和，选定为12500KVA,一台。主变压器型号：SRN-12500/3512500KVA38.525%10.5KVYN,dllUd%=8.0o3
8、）厂用变压器：厂变容量初选160KVA,一台。厂用变压器容量较小，但对供电可靠性要求较高，确定选择SC9型干式变压器。厂用变压器型号：SC9-16010160KVA10.55%0.4KVD,ynllUd%=4.0。4）10.5KV配电装置：采用户内成套柜布置。推荐选用符合国家标准GB3906335KV交流金属封闭开关设备及国标正C298的要求，满足两部提出的“五防”闭锁功能要求的XGN2-12型箱式固定金属封闭开关柜。断路器采用真空开关，分断电流25KA,-220V,弹簧操作。初步估计9面。5）35KV配电装置：采用户内成套柜布置。推荐采用符合GB3906和IEC298标准，并满足“五防”要求
9、，达到IP2X防护等级的XGN17-40.5型开关柜。断路器采用VNI-40.5真空开关，额定电流1250A,开断电流25KA,-220弹簧操动机构。初步估计3面柜。6）厂用配电装置：采用户内成套柜布置。选用符合IEC439低压成套开关设备和控制设备、GB7251低压成套开关设备等标准，达到IP30防护等级的GGDI型户内低压配电屏，分断电流15KAo进线及分段空气开关选用YSM3型塑料外壳式断路器开关，-220V,电动操作。出线空气开关选用YSM3型塑料外壳式断路器开关，手动操作。初步估计3面屏。本站主要电气一次设备见下表。主要电气一次设备表表7.2-2序号名称型号单位数量备注1水轮发电机S
10、F5000-826005000KWCOS=0.8台22主变压器SRN-12500/3538.525%10.5KV台13厂用变压器SC9-160/I010.55%0.4KVD,ynll台1410.5KV开关柜XGN2-12-04G面1510.5KV开关柜XGN2-12-04ZG面2610.5KV开关柜XGN2-12-65面1710.5KV开关柜XGN2-12-65G面2810.5KV开关柜XGN2-12-67G1面1910.5KV开关柜XGN2-10-67G2面2IO35KV开关柜XGN17-40.5-06面11135KV开关柜XGN17-40.5-32G面11235KV开关柜XGN17-40.
11、5-35G面113厂用配电屏GGDl面314电流互感器LAZBJ-IO500/510P/10P只615励磁电流互感器机组生产厂家供给套216励磁电压互感器机组生产厂家供给套217励磁变压器机组生产厂家供给台218电力电缆YJV22-1220-325米19电力电缆YJV-122O-1185米20电力电缆YJV22-12/20-3X185米21电力电缆YJV-2635-l95米22阻波器、耦合电容器座式一体化OWF35-0.0035XZK-J5-400-1.0/10套1(2).电气二次设备D综合自动化本站自动化设计按小型水力发电站自动化设计规定(SL229-2000)水力发电厂自动化设计技术规范(
12、DL/T5081-1997)及水利部水电2003170号文件“农村水电技术现代化指导意见”要求进行。本电站按集中控制设计，设中央控制室。为了提高水电站自动化水平、生产效率及提高管理水平，减少平时的运行维护量,根据本地区实际运行管理经验,拟采用一套全微机综合自动化系统对发电机组、变压器及35KV线路等主要电气设备进行监测、控制、保护。本电站微机综合自动化系统，采用基本单元面向单一对象的全开放、分层分布式系统，一个设备对应一套独立的现地控制、保护单元。系统分二层，站级主机及现地控制单元级，机组现地控制单元级又由管理层（现地工控机）及直接控制层（现地控制单元）构成。本站主机设两台，一台为主控，另一台
13、为备份，是电站的实时监控中心，负责全厂的自动化功能，历史数据处理及全厂的人机对话。站级采用以太网光纤通讯，现地控制单元级采用CAN总线通讯联系。该系统应参照部颁水利发电厂计算机监控系统基本技术条件、水力发电厂计算机监控系统设计规定等规定设计，并符合实时性、可靠性、电气特性、环境条件等要求。机组按单元自动化设计，正常开、停机均能以一个命令完成全部操作。机组自动化部分由微机系统实现。进水阀门采用就地手动控制及引入机组自动化系统自动控制相结合。机组励磁及机组调速器系统采用微机控制，通过RS-485接口直接与机组自动化系统通信，励磁采用自并励磁方式。油水气系统引入微机自动化系统进行监测控制。在机旁布置
14、机组自动监控屏、机组公用监控屏及机组励磁屏。中控室布置发电机、变压器、线路的微机监控保护屏及后台主机系统。2）继电保护、自动装置、二次接线电站继电保护和安全自动装置根据继电保护和安全自动装置设计规范（GB14285-2006）及水力发电厂继电保护设计导则（DL/T5177-2003）的有关规定配置。发电机变压器组，在发电机出口设有断路器，因此分别设纵差保护。发电机还设有复合电压起动的过电流保护、定子一点接地保护、定子过负荷保护、转子一点接地保护、失磁保护、过压保护等。主变设有纵差保护、复合电压起动的过电流保护、瓦斯、温度保护。发电机复合电压起动过电流保护同时作为主变的后备保护。35KV线路设有
15、带方向的限时电流闭锁电压速断及过电流保护，并设有检同期检无压三相一次重合闸装置。厂用电源低压侧装设一套厂用电源备用自投装置。各级电压母线系统设有单相接地保护。以上继电保护及自动装置均由微机监控保护单元实现，并按类组屏，置于中控室。本电站二次接线按照水力发电厂二次接线设计规范(DLZT5132-2001)进行设计。采用微机综合自动化系统进行二次监控保护，初步组屏方式如下：中控室设有发电机控保屏二面，主变线路控保屏一面，公用屏一面，计度屏一面，综合屏一面，后台主机一套。机旁设机组励磁屏四面，机组自动化屏二面、机组测温制动屏二面。电气监测遵照电力装置的电测量仪表装置设计规范(GB/T50063-20
16、08)并结合微机监控要求进行。保护、测量、同期配置详见“一级电站一可研一电气一04”。非电量监测详见水机专业，需要引入计算机监测系统的非电量配置性能优良的变送器及传感器，要求带RS-485或420mA接口。电能计量选用数字式电度表，带RS-485接口。要求发电机、主变计度精度有功电度1.0,无功电度2.0级。线路计度精度有功电度0.2S级，无功电度2.0级。本站的声、光信号均通过微机来实现。设有中央复归可重复动作的音响系统，信号回路有事故信号和预告信号。发生事故时，微机保护动作，推出事故画面，指示事故点及原因，电笛叫以提示运行人员。发生故障时，相应地推出故障画面，指示故障点及原因，电铃叫提醒运
17、行人员监测处理。可手动和自动复归音响。互感器的配置依据电气设备的技术数据及其保护和测量的需要而选择的，详见主接线图。本站计算机监控及常规控制、合闸及事故照明等电源采用直流220V系统。经比较计算，采用一套技术上较为先进、体积小、无污染的免维护铅酸蓄电池微机高频开关监控直流系统，带RS-485微机接口。电池一组，容量120Ah,设交直流切换装置。直流系统二面屏，置于中控室。详见“一级电站一可研一电气一05”。主要电气二次设备表表7.2-3序号设备名称、规格屏型单位数量备注1微机综合自动化监控系统套1微机控制高频开关直流系统免维护电池一组120AhGGD面2后台主机系统套1主机二台，带桌椅通讯服务
18、器台主变线路监控保护屏GGD面1发电机监控保护屏GGD面2计度屏GGD面1公用屏GGD面1综合屏GGD面12机组励磁屏GGD套4与励磁装置成套3机组自动化屏GGD面2带现地工控机，机旁屏4机组测温屏GGD面2与机组成套通信设备套1光纤通讯接收设备套1不含接收站光纤线路Km较波通讯接收设备套1不含接收站按键电话机部205日常维护仪器仪表设备套13)电工试验室一级电站建成后接入新江口变电站后进入云阳电网。根据GB500712(X)2小型水力发电站设计规范的规定，电站可不设电气试验室，只设电工修理间，配置必须的日常维护仪表设备。电站电气设备大修及调试时，临时租用云阳供电局所属试验设备。4)通信为了保
19、证电站安全可靠运行，便于系统调度合理，根据有关规定，拟在电站装设系统调度通信和站内通信。系统调度通信拟采用光纤通信及电力载波通信两种方式至新江口变电站，再中继至调度中心实现。邮电部门的有线通信为备用方式。本电站通过光纤及载波上传机组、主变及35KV线路运行状态、参数、信号并接收调度中心调度命令，实现遥测、遥信、遥控，预留遥调功能。本站配置一套光纤通讯及一套载波通讯接收设备，并架设一级站至新江口变电站的光纤线路12km。站内通信包括生产调度通信和行政通信，生产及行政通信用户(按20门考虑)直接接入当地邮局，要求站内用户形成虚拟局域网。通信电源以厂用交流电为主供工作电源。事故停电时，备用工作电源由
20、站内综合自动化系统IJPS电源装置获得。电站微机综合自动化系统要求采用开放式数据库结构，预留通讯接口，执行标准通信规约，满足调度自动化的需要。1.2. 3防雷接地防雷接地按水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则(DL/T5090-1999)及水力发电厂接地设计技术导则(DL/T5091-1999)的规定进行。电站防止雷电波入侵的过电压保护采用在35KV进线段12km架设避雷线，同时在电站线路进线端靠近断路器装设一组避雷器。为了保证站内配电设备可能受到雷电侵入的危害以及对发电机组及相应电气设备的保护，在35KV和10.5KV母线及变压器低压侧均装设一组避雷器，所有避雷器应以最短的接地线与配电
21、装置的主接地网连接，同时应在其附近装设集中接地装置，对真空断路器回路还应装设一组组合式过电压吸收装置。为防止电站电力设备遭受直击雷袭击，主、副厂房钢筋混凝土房顶焊接成网作为直击雷保护装置，利用钢筋混凝土每组不小于两根中16圆钢绑扎或焊接后引下与主接地网相连。本站微机综合自动化接地、通信接地、工频交流供电系统接地、以及防雷保护接地等公用一个接地网，根据规范要求，电站主接地网电阻要求不大于1Q。主接地网沿厂区周围敷设人工接地装置，埋深0.6m,水平接地体采用-50X5,垂直接地体采用650x5,L=25000该电站的接地装置除敷设人工接地网外，还应充分利用自然接地体，如：与水或潮湿土壤接触的钢筋混
22、凝土、金属门槽、拦污栅、尾水管、引水系统的钢筋、接缝灌浆管等等。利用自然接地体和引外接地装置时，应用不少于两根导体在不同地点与接地网相连接。所有电气设备、支架等与接地网可靠连接。1.3. 4电气设备布置主厂房长29.4m,宽12.0m,厂内装两台5.0MW立式混流发电机组，机组间距8.4m。主厂房共分三层，分别为蜗壳层、水轮机层和发电机层。蜗壳层布置蜗壳和进水阀，上游侧布置宽3.5m的水轮机检修廊道。内设尾水进人孔和集水井。发电机出线沿上游侧引出至副厂房母线、电缆层。主厂房设20/5电动桥式起重机一台，其跨度为10.5m。主厂房发电机层上游侧布置调速器、吊阀孔等,下游侧为吊运主通道。安装间位于
23、主厂房下游端，长9.0m,宽12.0m,共分两层。上层为安装场;山墙侧设大门与进厂公路相接，下层为油处理室。副厂房位于主厂房上游侧，地下一层，地面以上共两层。地下层布置厂用变、励磁变、空压机室和母线电缆道。地面首层布置10.5kv开关室、机旁盘室、厂用电室、安装间、油桶室和工具间等，层高满足10.5kv开关柜要求，取4.5m；二层布置电气试验室、办公室、中控室、通讯室等生产辅助用房，层高满足中控柜要求，取4.5m。35KV开关室位于主、副厂房上游端，共布置3块35KV开关柜，层高5.1m。主变压器场为户外布置，设贮油坑及总事故油池。1.4. 级电站1.4.1 电气主接线考虑电站在系统中作用及接
24、入电力系统情况，结合电站装机容量、台数，出线回路数，经分析比较后，拟出三种可能的主接线方案，进行技术经济比较。电气主接线技术经济比较详见“二级电站一可研一电气一02”。方案一:采用发变组扩大单元接线。两台7500KW发电机通过1台20000KVA主变压器升压成35KV,35KV侧采用单母线接线。此方案接线最简单、清晰、运行及继电保护简单，变压器台数和开关设备少，缩小了布置场地，但母线设备及主变故障或检修，均封锁全部发电功率。方案二：发电机出口采用单母线接线。两台7500KW发电机接入母线上，然后通过2台IoooOKVA主变压器升压至35KV,35KV侧采用单母线接线。此方案接线简单明了，运行方
25、便，并可由汇流母线集中和分配全部出力。一台主变压器故障或检修，可送出53%的电站发电容量。但当母线故障或检修时，均封锁全部电站容量送出。方案三:采用发变组单元接线。两台7500KW发电机分别通过一台1OOOOKVA主变压器升压至35KV,35KV侧采用单母线接线。发电机与主变压器容量相同，接线简单清晰，继电保护简单，故障范围最小，运行可靠、灵活，维护方便。单元接线中发电机、变压器或母线故障及检修时，可保证一台机组容量送出。但35KV母线故障或检修时，均封锁全部电站容量送出。经济比较，方案三较方案一设备综合投资高69.0万元，年运行费用高9.7万元；方案三较方案二设备综合投资低6.0万元，年运行
26、费用低0.7万元。方案-投资最省，方案三次之，方案二最高。技术角度，从可靠性、运行灵活性、维护方便性比较，方案三最优，方案二次之，方案一较差。为了更好地发挥该电站的发电效益，使该电站运行相对可靠、维护方便，经技术经济综合比较，并征求建设单位意见，本阶段推荐采用电气主接线方案三。其电气主接线详见“二级电站一可研一电气一03二厂用电按水力发电厂厂用电设计规程(DL/T5164-2002)的要求进行设计，设两台厂变，厂用电源分别取自发电机出口电压10.5KV母线上。厂变容量暂按总装机容量的2%左右考虑。两台厂变互为备用，当一台厂用变压器退出运行时，应能满足全厂重要负荷或短时全厂最大负荷需要。单台容量
27、初步定为200KVA,采用SCB9型干式变压器，连接组别选用D、ynll,装于厂变室内。厂用母线电压400/230V,单母线分段接线，重要负荷分接两段母线上，采用在低压侧空气开关分断及备用电源自动投入方式。厂用电接线详见“二级电站一可研一电气一06”。因坝区离厂区较远，建议保留施工电源以适应坝区用电需要。根据二级电站接入电力系统接线方式，按最大运行方式下短路电流计算的短路电流计算成果如下表7.2-4：短路电流计算结果表表7.2-4短路时间t=0秒t=l秒t=2秒t=4秒数短路底二短路电流(KA)及容量(MVA)短路电流(KA)IchIchS”IomIi,I2,zdl10.5KV母线21.450
28、12.918145.0197.9746.9536.8576.782d235KV母线61.57536.6631506.14623.50223.20023.19323.187短路电流计算阻抗图地网团滩河二级(SB=100MVA,UB=UP)1.3.2主要电气设备(1).电气一次设备D水轮发电机：水力动能计算推荐，电站装机2台，单机容量7500KW,保证出力2163KW,年利用小时数3354ho发电机额定电压初定10.5KV。发电机型号：SF7500-826007500KWUn=10.5KVcos=0.8In=515.5A2)主变压器：推荐采用SF9型节能变压器。主接线为发变组单元接线，其容量应与发
29、电机匹配，共两台，选定为IoOOOKVAo主变压器型号：SF9-10000/35100ookva38.522.5%io.5kvud%=7.5yn,di03)厂用变压器：厂变容量初选200KVA,二台。厂用变压器容量较小，但对供电可靠性要求较高，布置在厂房母线电缆廊道厂变室，确定选择SCB9型干式变压器。厂用变压器型号：SCB9-20010200KVA10.55%0.4KVUd%=4.0D,ynllo4) 10.5KV配电装置：采用户内成套柜布置。推荐选用符合国家标准GB3906335KV交流金属封闭开关设备及国标IEC298的要求，满足两部提出的“五防.闭锁功能要求的XGN2-12型箱式固定金
30、属封闭开关柜。断路器采用VN3-12E真空开关，额定电流1250A,开断电流31.5KA,-220V,弹簧操作。初步估计12面柜。5) 35KV配电装置：根据站址地形条件及总体布置情况，35KV配电采用户内成套柜布置。推荐采用符合GB3906和IEC298标准，并满足“五防”要求，达到IP2X防护等级的XGN17-40.5型开关柜。断路器采用VN1-40.5真空开关，额定电流1250A,开断电流25KA,-220弹簧操动机构。初步估计5面柜。6)厂用配电装置：采用户内成套柜布置。选用符合IEC439低压成套开关设备和控制设备、GB7251低压成套开关设备等标准，达到IP30防护等级的GGDl型
31、户内低压配电屏,分断电流15KA。进线及分段空气开关选用YSM3型塑料外壳式断路器开关，-220V,电动操作。出线空气开关选用YSM3型塑料外壳式断路器开关，手动操作。初步估计3面屏。本站主要电气一次设备见表7.2-5O主要电气一次设备表表7.2-5序号名称型号单位数量备注1水轮发电机SF75OO-826OO5500KWCOS=0.8台22主变压器SF9-1(XXX)3538.525%10.5KV台23厂用变压器SCB9-2001010.55%0.4KVD,ynll台1410.5KV开关柜XGN2-12-04G面2510.5KV开关柜XGN2-12-04ZG面2610.5KV开关柜XGN2-1
32、2-ETY面1710.5KV开关柜XGN2-12-65G面2810.5KV开关柜XGN2-12-67G1面2910.5KV开关柜XGN2-10-67G2面21035KV开关柜XGN17-40.5-06面21135KV开关柜XGN17-40.5-26面11235KV开关柜XGN17-40.5-35G面11335KV开关柜XGN17-40.5-40G面114厂用配电屏GGDl面315电流互感器LAZBJ-IO800/510P/10P只616励碳电流互感器机组生产厂家供给套217励磁电压互感器机组生产厂家供给套218励磁变压器机组生产厂家供给219电力电缆YJV22-1220-325米20电力电缆Y
33、JV-1272O-1X15O米21电力电缆YJV-26/35-1X70米22阻破豕耦合电容覆融一体化OWF35-0.0035XZK-J5-630-1.0/16套123避雷器HY5WZ-51/1343(2).电气二次设备D综合自动化本站自动化设计按小型水力发电站自动化设计规定(SL229-2000)、水力发电厂自动化设计技术规范(DL/T5081-1997)及水利部水电2003170号文件“农村水电技术现代化指导意见”要求进行。本电站按集中控制设计，设中央控制室。为了提高水电站自动化水平、生产效率及提高管理水平，减少平时的运行维护量，根据本地区实际运行管理经验，拟采用一套全微机综合自动化系统对发
34、电机组、变压器及35KV线路等主要电气设备进行监测、控制、保护。本电站微机综合自动化系统，采用基本单元面向单一对象的全开放、分层分布式系统，一个设备对应一套独立的现地控制、保护单元。系统分二层，站级主机及现地控制单元级，机组现地控制单元级又由管理层(现地工控机)及直接控制层(现地控制单元)构成。本站主机设两台，一台为主控，另一台为备份，是电站的实时监控中心，负责全厂的自动化功能，历史数据处理及全厂的人机对话。站级采用以太网光纤通讯，现地控制单元级采用CAN总线通讯联系。该系统应参照部颁水利发电厂计算机监控系统基本技术条件、水力发电厂计算机监控系统设计规定等规定设计，并符合实时性、可靠性、电气特
35、性、环境条件等要求。机组按单元自动化设计，正常开、停机均能以一个命令完成全部操作。机组自动化部分由微机系统实现。进水阀门采用就地手动控制及引入机组自动化系统自动控制相结合。机组励磁及机组调速器系统采用微机控制，通过RS-485接口直接与机组自动化系统通信，励磁采用自并励磁方式。油水气系统引入微机自动化系统进行监测控制。在机旁布置机组自动监控屏、机组公用监控屏及机组励磁屏。中控室布置发电机、变压器、线路的微机监控保护屏及后台主机系统。2)继电保护、自动装置、二次接线电站继电保护和安全自动装置根据继电保护和安全自动装置设计规范(GB14285-2006)及水力发电厂继电保护设计导则(DL/T517
36、7-2003)的有关规定配置。发电机变压器组，在发电机出口设有断路器，因此分别设纵差保护。发电机还设有复合电压起动的过电流保护、定子一点接地保护、定子过负荷保护、转子一点接地保护、失磁保护、过压保护等。主变设有纵差保护、复合电压起动的过电流保护、瓦斯、温度保护。发电机复合电压起动过电流保护同时作为主变的后备保护。35KV线路设有带方向的限时电流闭锁电压速断及过电流保护，设短线路纵差保护，并设有检同期检无压三相一次重合闸装置。厂用电源低压侧装设一套厂用电源备用自投装置。各级电压母线系统设有单相接地保护。以上继电保护及自动装置均由微机监控保护单元实现，并按类组屏，置于中控室。本电站二次接线按照水力
37、发电厂二次接线设计规范(DL513220（三）进行设计。采用微机综合自动化系统进行二次监控保护，初步组屏方式如下：中控室设有发电机控保屏二面，主变控保屏一面，35KV线路控保屏一面，公用屏一面，电度表屏一面，综合屏一面，后台主机一套。机旁设机组励磁屏4面，机组自动化屏二面、机组测温制动屏二面。电气监测遵照电力装置的电测量仪表装置设计规范(GB/T5(X)63-2008)并结合微机监控要求进行。保护、测量、同期配置详见“二级电站一可研一电气一04。非电量监测详见水机专业，需要引入计算机监测系统的非电量配置性能优良的变送器及传感器，要求带RS-485或420mA接口。电能计量选用数字式电度表，带R
38、S-485接口。要求发电机、主变计度精度有功电度1.0,无功电度2.0级。线路计度精度有功电度0.2S级，无功电度2.0级。本站的声、光信号均通过微机来实现。设有中央复归可重复动作的音响系统，信号回路有事故信号和预告信号。发生事故时，微机保护动作，推出事故画面，指示事故点及原因，电笛叫以提示运行人员。发生故障时，相应地推出故障画面，指示故障点及原因，电铃叫提醒运行人员监测处理。可手动和自动复归音响。互感器的配置依据电气设备的技术数据及其保护和测量的需要而选择的，详见主接线图。本站计算机监控及常规控制、合闸及事故照明等电源采用直流220V系统。经比较计算，采用一套技术上较为先进、体积小、无污染、
39、无需维护的免维护铅酸蓄电池微机高频开关监控直流系统，带RS-485微机接口。电池一组，容量150Ah,设交直流切换装置。直流系统二面屏，置于中控室。详见“二级电站一可研一电气一05”。主要电气二次设备表表7.2-6序号设备名称、规格屏型单位数量备注1微机综合自动化监控系统套1微机控制高频开关直流系统免维护电池一组150AhGGD面2后台主机系统套1主机二台，带桌椅通讯服务曙台线路监控保护屏GGD面1主变监控保护屏GGD面1发电机监控保护屏GGD面2计度屏GGD面1综合屏GGD面1公用屏GGD面12机组励磁屏GGD面4与励磁装置成套3机组自动屏GGD面2带现地工控机，机旁屏4机组测温屏GGD面2
40、与机组成套5通信设备套1光纤通讯接收设备套1不含接收站光纤线路Km载波通讯接收设备套1不含接收站按键电话机部205日常维护仪器仪表设备套13）电工试验室二级电站建成后直接进入云阳电网。电站可不设电气试验室，只设电工修理间，配置必须的日常维护仪表设备。电站电气设备大修及调试时，临时租用云阳供电局所属试验设备。4)通信为了保证电站安全可靠运行，便于系统调度合理，根据有关规定，拟在电站装设系统调度通信和站内通信。系统调度通信拟采用光纤通信及电力载波通信两种方式至调度中心实现。邮电部门的有线通信为备用方式。本电站通过光纤及载波上传机组、主变及35KV线路运行状态、参数、信号并接收调度中心调度命令，实现
41、遥测、遥信、遥控，预留遥调功能。本站配置一套光纤通讯及一套载波通讯接收设备，并架设二级电站至新江口变电站的光纤线路2.5kmo站内通信包括生产调度通信和行政通信，生产及行政通信用户(按20门考虑)直接接入当地邮局，要求站内用户形成虚拟局域网。通信电源以厂用交流电为主供工作电源。事故停电时，备用工作电源由站内综合自动化系统UPS电源装置获得。电站微机综合自动化系统要求采用开放式数据库结构，预留通讯接口，执行标准通信规约，满足调度自动化的需要。1.3. 3防雷接地防雷接地按水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则(DL/T5090-1999)及水力发电厂接地设计技术导则(DL/T5091-199
42、9)的规定进行。电站防止雷电波入侵的过电压保护采用在35KV线路全线架设避雷线来进行，同时在电站线路进线端靠近断路器装设一组避雷器。为了保证站内配电设备可能受到雷电侵入的危害以及对发电机组及相应电气设备的保护，在35KV和10.5KV母线及变压器低压侧均装设一组避雷器，所有避雷器应以最短的接地线与配电装置的主接地网连接，同时应在其附近装设集中接地装置，对真空断路器回路还应装设一组组合式过电压吸收装置。为防止电站电力设备遭受直击雷袭击，主、副厂房钢筋混凝土房顶焊接成网作为直击雷保护装置，利用钢筋混凝土每组不小于两根16圆钢绑扎或焊接后引下与主接地网相连。本站微机综合自动化接地、通信接地、工频交流
43、供电系统接地、以及防雷保护接地等公用一个接地网，根据规范要求，电站主接地网电阻要求不大于1主接地网沿厂区周围敷设人工接地装置，埋深0.6m,水平接地体采用-50X5,垂直接地体采用650x5,L=25000该电站的接地装置除敷设人工接地网外，还应充分利用自然接地体，如：与水或潮湿土壤接触的钢筋混凝土、金属门槽、拦污栅、尾水管、引水系统的钢筋、接缝灌浆管等等。利用自然接地体和引外接地装置时，应用不少于两根导体在不同地点与接地网相连接。所有电气设备、支架等与接地网可靠连接。1.3.4电气设备布置主厂房长29.4m,宽12.0m,厂内装两台7.5MW立式混流发电机组，机组间距8.4m。主厂房共分三层
44、，分别为蜗壳层、水轮机层和发电机层。蜗壳层布置蜗壳和进水阀，上游侧布置宽3.42m的水轮机检修廊道。发电机出线沿上游侧引出至副厂房母线、电缆层。发电机层设32/5电动桥式起重机一台，其跨度为10.5mo主厂房发电机层上游侧布置调速器、吊阀孔等，下游侧为吊运主通道。安装间位于主厂房下游端，长9.0m,宽12.0m,共分两层。上层为安装场,楼板高程与发电机层相同；山墙侧设大门与进厂公路相接。下层为油处理室。厂房左右两端分别设楼梯作为主、副厂房各层主要联系通道，宽不小于1.5m。副厂房位于主厂房上游侧，地下一层，地面以上共两层。地下层布置厂用变、励磁变、空压机室和母线电缆道，层高5.1m。地面首层布置10.5kv开关室、机旁盘室、厂用电室、安装间、油桶室和工具间等，层高满足10.5kv开关柜要求，取4.5m,楼面高程与发电机层同高；二层布置电气试验室、办公室、中控室、通讯室等生产辅助用房，层高满足中控柜要求，取4.5mo副厂房一侧设梯道以满足主、副厂房各层之间的交通要求。35KV开关室位于主、副厂房上游端，与主、副厂房分开。长13.5m,宽7.5m,共布置5块35KV开关柜，层高5.1m。主变场为户外式，位于主、副厂房上游侧。主变场距主厂房10.0m,长17.0m,宽5.0m,
