文村小水电站增效扩容改造可行性方案.doc

文村小水电站增效扩容改造项目

1.工程概况
1.1工程所在区域自然、社会、经济概况
文村水电站位于位于元坝区南部，地理位置北纬32°02′，东经105°31′。东、南邻苍溪县雍河、龙王乡，西界柏林沟镇，北连王家镇，距元坝城58公里。幅员面积43.77平方公里，2004年末实有耕地面积475.20公顷。辖7个村民委员会，44个村民小组。总户数1964户，总人口7017人。乡政府驻双龙桥村，以驻地文昌庙的“文”字和赖椿坝的“椿”字之谐音“村”命名。
1.1.1元坝区的自然地理
  元坝区位于四川盆地北部，广元市南部，成都、重庆、西安经济大三角腹地。地埋座标：东经105?33’9’’—106?07’20’’，北纬31?53’41’’—32?23’27’’。属盆周丘陵向山区过渡地带，地势北高南低，以低山为主，最高海拔1431米，最低海拔393米，平均海拔900米。亚热带湿润季风气候，四季分明，年平均日照1366小时，年平均降水972.6—1142.8毫米。全年无霜期268天。山地气候有利于农业生产。全区耕地面积35050公顷，占24.4%；水域74.20公里，占5.17%。 
1.1.2元坝区的社会经济
元坝区资源丰富，全区总用电量2164万度,农村用电1430万度,有乡村水电站6个,装机容量1965千瓦，发电量50万度。电网布局合理，拥有2个3.5万伏变压站，主变容量24.6MVK（兆伏安）。现有中型水库7座、小一型水库9座、小二型水库66座，年工程蓄水量7100万方,常年蓄水5500万方。嘉陵江流经境内169公里,拥有30万千瓦可开发资源。植被类型丰富，森林面积广阔，有林地面积69565公顷，森林覆盖率达50%以上，活立木总蓄积共506万立方米。矿产资源以砂金、煤、天然气为主，分布广，品位高，仅探明储量的砂金资源30吨、原煤储量达250万吨。矿泉水、地热资源丰富，极具开发价值。 
    元坝区主产水稻、小麦、玉米、油菜、花生等粮油作物,是广元重要的商品粮基地。其它副产品10类64个品种。自然气候宜桑宜蚕,区内盛产雪梨、提子、猕猴桃、烤烟、油桐、虫蜡等,已初具规模。 
1.2工程现状及历年运行情况
1.2.1工程现状
文村水电站位于位于元坝区南部，地理位置北纬32°02′，东经105°31′。东、南邻苍溪县雍河、龙王乡，西界柏林沟镇，北连王家镇，距元坝城58公里。
文村水电站由于建成时间过长，电站资料现已无法查找，根据文村乡政府记载，电站设计水头143.3米，流量0.02立方米/秒，装机容量1×100kw+1x70kw。电站于1976年1月开工建设，第一台机组于1978年10月竣工投产，第二台机组1979年5月竣工发电，并举行了工程竣工典礼。

1.1.3工程特性表
序号
名称
单位
数量
1
水文
坝址以上流域面积
Km2
43平方公里
2
设计洪水流量（p＝0.7％）
m3/s
0.7
3
校核洪水流量（p＝0.5%）
m3/s
20.7
4
厂房设计洪水流量（p＝3.33％）
m3/s
\
5
厂房校核洪水流量（p＝2％）
m3/s
\
6
消能防冲洪水流量（p＝5％）
m3/s
\
7
施工导流流量（p＝20％）
m3/s
\
22
效益
指标
装机容量
KW
820
23
实际出力
MW
820
24
多年平均发电量
万kw.h
295.2
25
年利用小时数
h
3600
29
挡水建筑物
型式

砼重力坝
30
地基岩性

灰岩
31
地震基本烈度

Ⅵ
32
坝顶高程
m
6
33
最大坝高
m
6
34
坝顶长度
m
9
35
泄水建筑物
型式

坝顶溢流
36
地基岩性

灰岩
37
堰顶高程
m
620.5
38
最大堰高
m
0.5
39
溢流堰宽
m
9
40
孔数

\
41
闸门尺寸
m×m
\
42
消能方式

鼻坎挑流式水面面消能
43
取水口
设计应用流量
m3/s
0.02
44
型式

岸塔式
45
地基岩性

灰岩
46
底板高程
m
614.5
47
闸门型式

平面钢闸门
48
闸门尺寸（净宽×净高）
m
2.4*1.9
49
启闭机型号

QPQ-630-10/16
50
操作方式

手动操作
51
引水渠道
围岩特性

灰岩
52
长度
m
1000

断面面积
m²
0.5

水深
m
0.5
53
型式

矩形

衬砌材料

浆砌块石

压力前 池
型式

前池试

容量
m³
2352

池墙结构

浆砌石

进水室节制方式

闸门

启闭方式

手电两用

水位远程监控设施

无

基础岩性

基石
58
压力
钢管
型式

联合供水形式
59
主管长度
m
180
60
主管内径
m
450
61
支管长度
m
5
62
支管内径
m
450
63
支管条数
条
2
64
最大水头
m
143.3
65
叉管型式

Y
66
主厂房
型式

室内
67
地基岩性

灰岩
68
主厂房尺寸（长×宽×高）
m
15x20
69
水轮机安装高程
m
477.2
70
副厂房
型式

室内
71
地基岩性

灰岩
72
面积（长×宽）
m
28.25ⅹ（4.5~7.2）

续表一 工程特性表

序号
名称
单位
数量
73
主要机
电设备
水轮机型号

74
台数
台
2
75
额定出力
Kw

76
额定转速
r/min

77
吸出高度
m

78
额定水头
m
143.3
79
额定效率
％

80
额定流量
m3/s

81
发动机型号

82
台数
台
2
83
额定容量
Kw/KVA

84
额定电压
Kv
6.3
85
额定功率因数

0.8
86
额定转速
r/min
1000
87
主变压器型号

SJL-1800/35
88
台数
台
1
89
容量
KvA
1800
90
电压比
Kv
38.5+2×2.5%/6.3
91
进水阀型式

阀门
92
直径
m
0.8
93
压力等级
MPa
1.6
94
厂内起重机型式

单臂手动行车
95
跨度
m
9.2
96
起重量
t
10t
1.2.2电站历年运行情况
文村水电站两台机组自1979年5月全部投产发电以来，已经运行了32年，机组性能低、故障多、效率低，现两台机组的实际出力只有160kw，电站近五年的运行参数见下表：
电站5年运行情况表
年份
指标
2006
2007
2008
2009
2010
机组出力（kw）
2×100
2×100
100+70
100+70
100+70
机组效率（%）
69
69
66.5
66.5
66.5
发电量（kwh）
432000
432000
418950
418950
418950
利用小时（h）
3600
3600
3600
3600
3600

2、现状分析及改造的必要性评价
2.1现状分析
2.1.1水资源问题
文村水电站建于1978年，水头143.3米，引用流量0.023/秒，设计装机容量175 kw （1×100kw+1x75kw），由于机组选型和当时制造技术等原因，机组实际出力160 kw （1×100kw+1×750kw），年平均发电量43万KW.h，年平均利用小时3600小时，通过运行观察，全年约有5000小时左右的时间在弃水。
2.1.2水工建筑物问题
2.1.2.1取水建筑物
取水建筑物有拦河坝、取水口、取水口泄洪闸门、取水口渠道节制闸门，其取水能力和结构强度符合当时设计要求，能满足当时1600 kw机组发电所需水源。
2.1.2.2引水系统
引水系统有引水渠道1000米、（断面为宽0.5米、高0.5米，设计过流量0.25m3/秒）、渠道末端泄洪闸门、渠道末端节制闸门，其过流能力和结构强度符合当时设计要求。
2.1.2.3前池及压力管道土建工程
朱山洞电站前池墙体为浆砌块石，容积约2352 m3，前池设有泄洪堤坝2米（泄洪能力达1 m3/秒）、压力管道电动进水闸门一套。文村水电站电站压力管道直径φ450 mm，压力管道长180米，过水能力能满足当时机组需求，现压力管道比较完好。
2.1.3机电设备问题
2.1.3.1水力机械
原文村水电站（1×100kw+1x75）两台水轮机（型号为HL220—WJ—52）存在前后盖板气蚀严重、水轮机主轴变形大（历年修复水封处磨损时，填补磨损而烧电焊所致）、水轮机转轮效率低下、转轮与前后盖板漏水量极大、水封设计不合理；调速器（型号为YT—600）存在动作不可靠、不能自动调节；油系统为重力油箱外循环，存在冷却效果差、打油耗电量大、维护工作量大等问题，同时由于设计和选型不当，机组设备存在出力不足（实际出力为1×700kw+1×650kw）、效率低下（约0.65左右）、噪声大、轴承温度高、调节性能差等缺陷，并通过32年多的运行，设备磨损及老化严重。
2.1.3.2电气部分
原文村水电站发电机由于没有风循环装置，存在发电机温度很高、噪声大、定转子线圈污染严重、线圈事故率高等；励磁机存在整流磨损严重、定转子绝缘老化、引出线绝缘老化；主变于2008年换成了新型变压器，不存在问题；测量保护为老式继电器保护，存在可靠性差；一二次线路及设备绝缘老化、故障率高等问题。
2.1.3.3金属结构及其它
闸门、拦污栅、启闭机符合当时设计要求，无严重损坏。
2.2增效扩容改造的必要性
从以上文村水电站水源利用情况和设备运行情况可以看出，文村水电站存在水资源浪费极大、设备运行工况差、设备故障率高、设备老化严重、设备效率差（0.65左右）等不良现状，为了充分利用水力资源，提高设备效率，保证机组设备运行安全，对文村水电站1978年投产的2套水轮发电机组实施1套设备更新增容改造（将原来的1x100kw改为装机容量1x500 kw）、1套设备更新增容改造（将原1x75 kw机组更换为1x320 kw机组），是完全必要的。
3.水文分析及水能复核
3.1 流域概况
3.1.1自然地理概况
  元坝区位于四川盆地北部，广元市南部，成都、重庆、西安经济大三角腹地。地埋座标：东经105?33’9’’—106?07’20’’，北纬31?53’41’’—32?23’27’’。属盆周丘陵向山区过渡地带，地势北高南低，以低山为主，最高海拔1431米，最低海拔393米，平均海拔900米。亚热带湿润季风气候，四季分明，年平均日照1366小时，年平均降水972.6—1142.8毫米。全年无霜期268天。山地气候有利于农业生产。全区耕地面积35050公顷，占24.4%；水域74.20公里，占5.17%。
3.2 气象
3.2.1气象特性及要素
元坝区文村乡属亚热带湿润季风气候，四季分明，年平均日照1366小时，年平均降水972.6—1142.8毫米。全年无霜期268天。
3.3 水文基本资料
3.3.1 水文基本资料复核
朱山洞溶洞水系地下水，流域面积不清楚。水文计算没法进行深入讨论。实测资料是：1969年三月二十六日实测最小流量2.89 m3/s。当时三个月未下雨，据当地老农介绍，可算最枯流量。常年流量6.5 m3/s。最大洪水流量50.62 m3/s。燕家坪电站投产后，燕家坪电站尾水有1.12 m3/s流入朱山洞前池。
3.4 径流估算
本工程所在流域内无水文站点，朱山洞的径流的形成主要来源于地下水，径流的年内分配与本区域降水基本一致。7、8月本流域常出现伏旱期，径流偏小。本站虽无实测径流资料，但根据运行资料及运行人员介绍，可粗略得出下面资料。
燕家坪原有年均0.65m3/s尾水通过尾水渠进入朱山洞电站前池，现拟将此尾水渠扩宽，将燕家坪的尾水全部引入朱山洞前池用于朱山洞电站发电。改造后通过燕家坪尾水渠进入朱山洞前池的流量最大可增加1 m3/s,年均可增加0.52m3/s，年均流量达到1.16 m3/s。朱山洞前池最大弃水流量1.2m3/s，年均弃水0.5 m3/s。
3.5 洪水
3.5.1 洪水标准
朱山洞电站为径流式电站，根据《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252－2000，诸佛寺电站属Ⅳ等小（1）型枢纽工程，主要建筑物为4级，次要建筑物为5级。朱山洞电站拦河坝为砼重力坝，设计洪水标准应按照30~50年一遇洪水设计，200~500年一遇洪水校核。由拦河坝功能分析，本工程设计洪水标准重现期为30年，校核洪水标准重现期为200年。朱山洞电站装机容量为3.2MW，属于5级建筑物，电站厂房设计洪水标准重现期为30年，校核洪水标准重现期为50年。
3.5.2 洪水特性
朱山洞流域洪水由暴雨形成。其洪水特点是：暴雨集中、强度大、汇流时间较长,河床较为宽阔，一次洪水过程多为单峰型，洪水历时一般为1～2天左右。洪水多发生在4～10月，大洪水多发生在5～9月。
3.6 泥沙
朱山洞为一地下河流，流域面积无法确定。站址处流域森林覆盖率20%左右，植被良好，流域内降雨丰沛，经多年运行观察，泥沙较多。据推测悬移质泥沙主要来自于流域内大面积表土的冲蚀及人类活动的影响，推移质泥沙很少。流域内无实测泥沙资料，经观察估算，每年前池及渠道淤沙量300方左右。
3.7水能复核
由朱山洞径流情况粗步计算如下：
增加流量最大值2.38m3/s，年均增加流量1.02，年均增加发电量E增＝AQHT＝8*1.02*52*8760＝371.7万kwh。
装机容量选择：
为了充分利用进入朱山洞前池的水量，尽量不让前池弃水，由于前池增加的最大流量为2.38 m3/s，所以拟扩容装机容量800kw。为了减少厂房的投入和提高机组的使用效率，所以将其中的一台更新增容为1600kw。即扩容后总装机为2400kw。
4.改造方案
4.1水工建筑物改造：
4.1.1引水渠道原断面尺寸1.9*2.4m,全长2.7公里，渠道坡降1‰，根据核算渠道可过水7m3/s，能够满足增容需要。
4.1.2将燕家坪至朱山洞前池的尾水渠扩宽，断面尺寸由原来的0.8*1m扩至1.5*1.2m。
4.1.3压力钢管：
原压力钢管管径1.2m，长97.8m。装机扩至2400kw后，通过管道的流量将达到6.06m3/s，虽管内流速增大，水头损失有所增加，但增设管道费用较高，经经济比较，不增设压力主管。只将进入1600kw机组的支管管径由0.8m增至1m。
4.1.4厂房：
4.1.4.1装机扩至2400kw后，主厂房利用原厂房进行改造，同时将主厂房向右侧延伸8m作为安装间。
4.1.4.2尾水渠：
扩容后，将原尾水渠改为两条单独的尾水渠，尾水渠断面尺寸2.5*1.5m。
4.2机电设备改造
4.2.1水轮机及其辅助设备
4.2.1.1水轮机改造
由于原水轮机前后盖板气蚀严重、水轮机主轴变形大（历年修复水封处磨损时，填补磨损而烧电焊所致）、水轮机转轮效率低下、转轮与前后盖板漏水量极大、水封设计不合理等原因，拟对水轮机实施增容改造为：更新1套水轮机（型号HLA616—WJ—52，流量2.0 m3/秒，水头50m，出力840kw，转速1000转/分，效率86%）、更新增容1套水轮机（型号HLA616—WJ—71，流量为3.93 m3/秒，水头50m，出力1673kw，转速750转/分，效率86%）和新增1套水轮机（型号HLA616—WJ—52，流量2.0 m3/秒，水头50m，出力840kw，转速1000转/分，效率86%）。
4.2.1.2改造前后水轮机性能比较
1号水轮机
效率
出力
空蚀
稳定性能
1号改造前
66%
700 Kw
严重
差
1号改造后
86%
1600 Kw
较轻
稳定
2号改造前
64%
650kw
严重
差
2号改造后
86%
800kw
较轻
稳定
3号增容机组
86%
800kw
较轻
稳定

4.2.1.3其它辅助设备改造
更换φ800 mm闸阀为φ1000 mm闸阀、更换YT—600调速器为GY—WT高压调速器，油系统由重力油箱外循环冷却改为轴承内冷却，增设一套虑水装置，起重机械不作改造。
4.2.2发电机及其他电气设备
4.2.2.1电气主接线设计
根据朱山洞电站的实际情况，其电气主接线初拟三个方案，发电机电压6.3kv侧，方案Ⅰ为两台发电机与两台双圈变压器构成两个发-变组单元接线；方案Ⅱ为两台发电机与一台双圈变压器构成一个扩大单元。方案Ⅲ为单母线接线，两台发电机并联于6.3kv母线，两台主变并列运行。升高电压35kv侧，方案Ⅰ采用变压器-线路单元接线，方案Ⅱ采用三角形接线，方案Ⅲ采用单母线接线，两台主变并联于35kv母线。三个方案在技术上都可行，相比之下方案Ⅰ、方案Ⅱ优于方案Ⅲ，在经济上比较，由于电站35kv主变是2008年刚更换的S9型新型变压器，采用方案Ⅰ、方案Ⅱ都要重新更换35kv主变，采用方案Ⅲ只需增加一台主变，从经济上讲方案Ⅲ优于方案Ⅰ、方案Ⅱ。由于本电站装机台数少，容量不大，在系统中的地位不重要，故推荐方案Ⅲ作为本电站的电气主接线。此方案接线简单、清晰，运行可靠，操作维护方便，便于在不同出力的情况下采取经济的运行方式，继电保护及自动化配置简单。详图见（初—DQ—01）
电气主接线方案经济比较表
方案编号
方案Ⅰ
方案Ⅱ
方案Ⅲ
设备投资
95万元
132万元
100万元
土建投资
25万元
7万元
10万元
综合投资
120万元
139万元
110万元
年运行费
16.8万元
19.46万元
1万元
4.2.2.2短路电流计算
朱山洞电站的短路电流计算将龙射变电站作为无穷大系统，基准容量S=100MVA,进行三相短路电流的计算。
短路电流计算点选择发电机母线和35kv母线两个点，电气设备的校验点应选择在各设备回路，以通过设备的最大短路电流进行校核。
经过短路计算，当发电机端（d1）点发生短路时，短路电流Id1=5.793(KA),三相短路冲击电流ich=15.563（KA），全电流最大有效值Ich=9.616（KA），短路电流热效应值Qdt=33.559（KA².S）。
当35kv母线（d2）点发生短路时，短路电流Id1=6.242(KA),三相短路冲击电流ich=16.354（KA），全电流最大有效值Ich=9.862（KA），短路电流热效应值Qdt=38.963（KA².S）。
4.2.2.3发电机改造
朱山洞电站原有两台水轮发电机温度高、噪声大、定转子线圈污染严重、线圈事故率高，定转子绝缘老化、引出线绝缘老化等缺陷，根据水轮机的技术改造方案，结合电站的实际情况，发电机改造初拟二个方案。方案Ⅰ是将二台型号为SFW-118/44-6的发电机更新扩容为二台型号为SFW-K1200-8/1430的发电机，将发电机容量由2×800kw扩容为2×1200kw；方案Ⅱ是更新一台800kw的机组，将SFW-118/44-6型更新为SFW-K800-6/1180型，同时更新扩容一台1600kw的机组，将SFW-118/44-6型更新扩容为SFW-K1600-8/1430型的容量为1600kw的机组。
根据电站的实际情况，采用方案Ⅰ存在以下问题：一是现有厂房尺寸不能满足要求，需重建，投资较大，经济性较差；二是建设期比较长，影响电站的发电时间，经济效益较差；方案Ⅱ采用利用现有厂房进行改造，无需重建厂房，投资与方案Ⅰ相比较小，经济性较好。因此方案Ⅱ优于方案Ⅰ，故推荐方案Ⅱ。
4.2.2.4主变压器设计
朱山洞电站原主变压器于2008年才更换，将型号为SJL-1800/35的变压器更换为型号为S9-2000/38.5的主变压器，因此本次改造如将此变压器换掉，是不经济的，主变压器的设计方案应充分考虑这一点，本次改造主变压器的设计方案推荐采取第一期改造保留原S9-2000/38.5的主变压器，新增一台S9-1000/38.5的主变压器。
1#主变型号及参数：
型号：S9-2000/38.5, 额定容量：2000kvA
变比：38.5±2×2.5%/6.3KV, 接线组别：Y/△-11
2#主变型号及参数：
型号：S9-2000/38.5, 额定容量：2000kvA
变比：38.5±2×2.5%/6.3KV, 接线组别：Y/△-11
4.2.2.5其他电气设备设计
4.2.2.5.1厂用电接线
本电站厂用电电源两回，分别引至6.3kv发电机母线和沱田电站厂用母线，选用一台S9-100/6.3型号厂用变压器。低压厂用配电采用3面低压配电屏，布置在电气控制室内，二期机组的厂用电源由此低压配电系统供电。
4.2.2.5.2高压配电装置
6.3kv配电装置：采用成套开关柜KYN28A-12型，其中断路器采用真空断路器。其参数：额定电压：12kv，额定电流：3150A，额定短路开断电流：40KA，额定短路关合电流（峰值）：100KA，额定短时耐受电流持续时间：4S，额定短时耐受电流：40KA，额定峰值耐受电流：100KA。
（1） 电压满足要求，设备允许最高工作电压Umax=12kv＞Ug=6.3kv（实际回路的额定电压）。
（2）电流满足要求：设备的额定电流In=3150A＞Ig=193A（大机组的额定电流）。
（3）短路电流热稳定验算：Qdt=33.559（KA².S）＜1600（KA².S），短路热稳定满足要求。
（4）短路动稳定验算：ich=15.563（KA）＜igf=100(KA)，短路动稳定满足要求。
35kv配电装置：采用型号为ZW7-40.5/1600-20真空断路器，隔离开关选用型号为GW5-35DW,630A的隔离开关。其中ZW7-40.5/1600-20型的参数为：额定电压：35kv，最高工作电压：40.5kv，额定电流：1600A，额定短路开断电流：31.5kA，额定短时耐受电流：31.5KA，额定峰值短时耐受电流：80KA.
(1)电压满足要求，设备允许最高工作电压Umax=41.5kv＞Ug=35kv（实际回路的额定电压）。
（2）电流满足要求：设备的额定电流In=1600A＞Ig=60A（电站所有机组额定电流之和）。
（3）短路电流热稳定验算：Qdt=38.963（KA².S）＜992.25（KA².S），短路热稳定满足要求。
（4）短路动稳定验算：ich=16.354（KA）＜igf=80(KA)，短路动稳定满足要求。
GW5-35DW,630A型隔离开关的参数为：额定电流：630A，额定电压：35KV，极限通过电流峰值：55KA，热稳定电流：15KA。
（1）电压满足要求，设备允许最高工作电压Umax=35kv≥Ug=35kv（实际回路的额定电压）。
（2）电流满足要求：设备的额定电流In=630A＞Ig=60A（电站所有机组额定电流之和）。
（3）短路电流热稳定验算：Qdt=33.559（KA².S）＜225（KA².S），短路热稳定满足要求。
（4）短路动稳定验算：ich=15.563（KA）＜igf=55(KA)，短路动稳定满足要求。
4.2.2.5.3电气设备布置
朱山洞电站第一期改造原地面式厂房不变，增加8米的检修间，在主厂房发电机层机旁布置有励磁屏、机组制动测温屏等。第二期新建3#机组厂房及副厂房。
高压开关室、低压配电室、中央控制室、主变压器、厂用变压器、励磁变压器等设备布置在主厂房的左侧。
6.3kV高压开关柜、励磁变压器布置在主厂房左侧与发电机层同高程的高压开关室内，发电机出口到高压开关柜之间采用电缆，沿发电机层楼板下敷设。
35 kV高压电气设备布置在主、副厂房左侧的升压站内，中央控制室布置在主厂房左侧的副厂房内，室内布置保护屏、直流屏、厂用屏、计算机控制操作台等。
35kv主变压器和厂用变压器布置在发电机层高压开关室的左边升压站内。
升压站布置在6.3kV高压开关室左侧，升压站内布置有两台主变压器和35kV户外高压配电设备。所有电气设备的具体布置详见厂房和升压站布置图。
4.2.2.5.4防雷保护
朱山洞电站原设有的独立避雷针不变，经计算，能够起到直击雷保护。另外在发电机电压母线和35kV母线各装一组避雷器，以防止线路直接雷击后所产生的感应雷袭击发电机和变压器。
4.2.2.5.6电站接地
电站接地应充分利用直接埋人地中或水中的自然接地体，在厂房内敷设均压网并与厂房的梁柱钢筋相连，全厂所有设备都与接地网相连，组成一个大的接地网。同时还应设置引外集中接地装置，尽可能降低接地电阻，满足总的接地电阻不大于0.5Ω。
4.2.3自动化系统
4.2.3.1调度管理方式
朱山洞电站由彭水县电网调度中心调度管理。
4.2.3.2控制方式
朱山洞电站改造拟采用全微机监控方式，监控范围包括：电站发电机组及其附属设备、主变压器、开关站、厂用电系统、公用系统等。
该电站改造按“无人值班，少人值守”的原则设计。系统采用分层分布、开放式的系统结构。设主控级和现地控制级两层，主控级设备按功能分布设置，现地控制单元按监控对象分布设置。设置一个负责对全厂机电设备进行集中监控的主控级，对每台水轮发电机组及其附属设备的的监控设置一个现地控制单元级，对开关站设备、公用设备设置一个现地单元控制级、坝区设备设置一个现地单元控制级。计算机系统网络结构采用单光纤以太网总线网络。
监控系统具备的功能：
（1） 对电站的各主要机电设备的实时运行参数进行采集、处理和安全监视。
（2） 进行事件顺序记录，并具备事故追忆功能。
（3） 实现自动经济运行。
（4） 对全厂的主要机电设备进行控制和调节。
（5） 通过人机联系设备完成监控系统的各项功能。
（6） 完成系统数据通信功能。
（7） 进行各项运行指导及模拟培训。
（8） 进行自诊断和自恢复。
监控系统硬件配置：
（1） 主控级硬件配置
a、 设置一套操作员兼工程师站，一套操作员兼远动站。主要用于监控系统实时数据的采集及系统管理，形成历史数据库和系统数据库，作为系统数据管理工作站，另外还需要作为运行人员发布操作命令、进行人机联系的操作员工作站。同时完成与电站管理信息系统、工业电视监视系统、电站自动寻呼系统、水情测报系统之间的通信，并利用载波通道与系统调度计算机系统实现高速数据通信，保证系统的实时性和可靠性。
b、 设置一套全球定位GPS时钟系统，实现电站监控系统内主控级和现地控制级时钟同步功能。并能向保护装置、自动装置发送分同步信号。
c、 设置一套不间断电源（UPS），作为主控级设备的电源。
（2） 现地控制单元级硬件配置
本电站现地控制单元（LCU）按对象分散设置1~2#机组、公用及开关站、坝区共四个现地控制单元。硬件配置如下：
a、 各现地控制单元采用GE可编程控制器，承担现地控制级的全部监控任务。其LCU的供电电源采用交直流双供电模式，以确保系统的可靠性。
b、 各现地单元配有满足监控任务适量的的I/O模块。
c、 各现地控制单元具有较强的独立运行能力，在脱离主控级的状态下能够完成其监控范围内设备的实时数据采集处理、定值修改、设备工况调节转换、事故处理等任务。
d、 各现地控制单元允许值班人员在现场通过触摸屏对所属设备进行控制操作、运行监视、事故处理、定值修改和硬件维护。
e、 各现地控制单元留有与机组附属设备、全厂公用系统设备，保护系统设备、励磁系统设备、调速系统设备等进行通信的接口。
f、 各现地控制单元中设置有在紧急事故情况下能直接关闭机组主阀、停机、断路器跳闸的常规监控设备。
g、 系统配置和结构见图“ZF（初设）—DQ—10”。
4.2.3.3励磁系统
该电站的发电机采用微机型静止可控硅励磁装置，并由厂家随机组成套供货。
4.2.3.4同期系统
本电站同期系统采用微机型自动准同期装置，各发电机出口断路器和主变高压侧断路器作为同期点。电站设置一套多对象同期装置，完成对机组和35kV线路的同期并网。自动准同期装置可参与机组的自动控制，以提高机组开机时的自动化水平。
4.2.3.5继电保护、安全自动装置及测量系统配置
（1）继电保护及安全自动装置
根据有关规程规范配置发电机、变压器、厂用变压器、35kV线路等保护及安全自动装置，所有设备及元件的继电保护装置拟采用全微机型。具体配置如下：
发电机：差动保护、复合电压启动过电流保护、过电压保护、过负荷保护、发电机定子绕组单相接地保护、转子一点接地保护、发电机失磁保护。
主变压器：差动保护、复合电压启动过电流保护、过负荷保护、瓦斯保护、温度保护、压力释放保护。
35kV线路：方向过电流保护以及三相一次重合闸。
厂用变压器：电流速段保护
400V厂用变压器备用电源自动投入及主电源自动恢复装置：设置一套微机型自投入及自恢复装置。
（2）测量系统
a、电量测量
本电站电气测量按《电气测量及电能计量装置设计技术规程》要求进行设置，其需要监视的电流、电压、功率、频率、电能等均由电站计算机监控系统进行统一监控。接入监控系统的方式采用变送器转换为4~20mA标准信号或电量综合监测仪，通过各单元现地控制级进行采集、处理，送主控级显示记录、打印。
b、非电量测量
水电站中水轮发电机组、主变压器、上下游水位等非电量的监测也进入电站计算机监控系统进行统一监控，接入监控系统的方式除机组各测温点配备铂热电阻，供温度检测和保护，其他非电气量运行参数通过相应的变送器转换成4~20mA的模拟量或通过现场总线方式送给现地单元控制级。保护及测量配置见图“ZF（初设）—DQ—09”。
4.2.3.6直流系统
该电站推荐采用智能高频开关直流电源装置，直流操作电压220V，阀控式免维护密封铅酸蓄电池容量200Ah，装置具有集母线、馈电自动绝缘监察、跟踪、电压监视、电池单个巡检、闪光装置、主充机、浮充机于一体，具有小型化，一体化，无污染，节约能源，造价低，寿命长，占地面积少等优点。
4.2.3.7通信系统
朱山洞电站装机容量2×0.8MW+1×1.6MW；电站水工建筑较为集中。该电站建成后由彭水县电网调度中心调度。为此，需要建立电站与调度中心之间的通信通道，以满足电站的生产调度、生产管理、电站自动化及保护等专业的需要。设计拟考虑在电站设置系统调度通信、厂内调度通信和行政管理通信系统。
a、系统调度通信采用电力载波通信，通信通道的组合，既满足系统调度通信的要求，又满足电网运行信息传输的要求。
b、厂内调度通信在中控室选用一台DT-40调度总机，中值用户可以接电力载波机和行政交换机。
c、行政管理通信选用一台BH-01Ⅱ（80门）程控交换机，中继线与当地邮局通信网联结。
4.2.3.8电气实验室
本电站装机2×0.8MW+1×1.6MW，根据《水电站的电气试验室仪表设备配置标准》规定，本电站的电气试验室按三级试验室标准配置试验设备。
4.2.3.9二次设备布置
机组现地单元控制屏及其附属设备控制柜分别布置在发电机层各机组段，全厂计算机监控和保护系统及通信系统所有设备都布置在中央控制室。
4.2.3.10电站主要电气设备汇总表
电站主要电气设备汇总表
名 称
型 号
单位
数量
主变压器
S9-2000/35，38.5±2×2.5%/6.3
台
1
主变压器
S9-1000/35，38.5±2×2.5%/6.3
台
1
厂用变压器
S9-10/6.3，6.3±5%/0.4
台
1
高压开关柜
KYN28A-12
面
8
低压配电柜
Gcs
面
3
35kv高压真空断路器
ZW7-40.5/1600-20
台
4
35kv避雷器
HY5WZ-51/134
只
3
35kv电压互感器
JDZX9-35 0.5/3P
台
3
35KV隔离开关
GW5-35DW,630A,不接地，手动
组
4
35KV隔离开关
GW5-35DW,630A,单接地，手动
组
1
直流成套装置
220V 80AH
套
1
微机监控保护装置

套
1
通讯设备

套
1
4.2.4暖通及消防
4.2.4.1消防
4.2.4.1.1消防设计依据和设计原则
本电站消防设计遵循“预防为主，防消结合”，便于管理，经济实用的原则，严格按照国家颁布的现行规程规范，采用“一防、二断、三灭、四排”的综合消防技术措施，尽量减少着火根源，避免火灾发生。万一发生火灾，也不至于蔓延，并能迅速扑灭，使火灾损失降低至最低限度。由于电站处于偏僻山沟，消防设置的配置要满足以自救为主的要求，在确保消防需要的前提下，消防设计方案应做到保证安全，使用方便，经济合理。
消防以水灭火为主、化学灭火为辅，并结合其它灭火方式。
本工程设计主要遵循下列现行规程规范要求进行：
1.《水利水电工程设计防火规范》 SDJ278—90
2.《建筑设计防火规范》 GB50016-2006
3.《火灾自动报警系统设计规范》 GB50116－98
4.《水喷雾消防系统设计规范》 GB50219－95
5.《建筑灭火器配置设计规范》 GB50140－2005
6.《电力设备典型消防规程》 DL5027－93
4.2.4.1.2主要建筑物、构筑物生产的火灾危险性分类及耐火等级
朱山洞水电站工程消防设计，按国家标准《建筑设计防火规范》GB50016-2006和水利水电行业标准《水利水电工程设计防火规范》SDJ278–90规定的原则。
4.2.4.1.3厂区规划及消防总体设计方案
1、消防车道
厂区建有进厂公路，可作为消防车道，消防车可直到主厂房、副厂房等。消防车可通过消防车道直接到达各建筑物进行灭火作业。
2、防火间距
在进行厂区规划及枢纽布置时，尽可能考虑了各建筑物之间的防火间距。虽然有些部位由于受地形限制，间距较小，但各建筑物、构筑物的建筑材料均为砼或砖墙，均属非燃烧体，且耐火极限较高，因此可视为防火墙。所以各建筑物之间的相互间距符合防火间距要求及防火要求。
3消防总体设计方案
按建筑物或设备的具体情况，拟定消防总体设计方案如下：
在重点场所均设置了火灾探测器及报警装置。另外，根据不同场所，设置室内外消火栓、灭火器以及砂箱、铁铲、防毒面具等等各型消防设备。在各主要通道设有安全出口疏散标志以及火灾事故照明和人工报警装置。发电机配装主机厂配套的固定式水喷雾灭火装置。
消防主水源取至机组压力钢管，备用水源采用消防