石门水电站增效扩容改造工程初步设计报告.doc

XX省 XX县石门水电站增效扩容改造工程初步设计报告6 电工、金属结构及通风空调审 查：校 核：编 制： 目 录6.1 水力机械.6-36.2 电气一次.6-96.3 电气二次 .6-186.4 金属结构.6-246.5 通风空调.6-246.6 附表.6-256 机电、金属结构及通风空调6.1 水力机械6.1.1 电站现状石门水电站位于广东省新丰县小镇与梅坑两地区之间，是一座高水头引水式水电站。电站现有三台冲击式发电机组，水轮机型号CJ461-W-120/115.5，发电机型号为TW215/47-12，总装机容量为32000kW，年发电量2238万kWh，年利用小时3730小时，在新丰县电网系统中起着重要的作用。6.1.2 机电设备改造的必要性 机组参数与水能参数不符由于石门水电站为径流式电站，仅有一个日调节水库，有效容积仅9万m，每年有大量弃水，水能没有得到充分的利用。根据水文计算结果，现电站的水能参数与机组参数已不相符，机组存在一定的增容空间。 机组效率水轮机及发电机均为上世纪80年代的产品，受当时设计及制造水平的限制，水轮机的效率较低，真机与现在的优秀转轮相比，其动能指标（流量、效率）明显偏低，效率相差3%5%左右，存在增效的余地。 机组运行的可靠性机组运行至今已26年，期间没有进行过技术改造，已经到了报废年限。水轮机协联差、故障率高、漏水严重，转轮经过多年的运行，存在空化现象，影响了水轮机效率和机组的稳定运行。发电机为B级绝缘，绝缘等级低，且呈逐年下降的趋势，定子、转子铁芯温度高，机组震动大，损耗较大。调速器性能电站3台调速器为天津水电控制设备厂生产的YT-600型机械液压型调速器。经多年运行不论是机械液压部分还是控制部分均存在很多问题，性能指标已达不到调速器基本技术条件要求。综上所述，由于机组设备陈旧老化、性能下降、故障频发，严重影响了电站的安全运行；转轮的空化、汽蚀、低效率和水能的不充分利用造成了电站电量效益的损失，目前三台机组最大出力只有5600kW，电站的增效扩容改造势在必行。6.1.3 机电设备改造的可行性从经济的角度上来讲，电站改造尽量保留原有水工建筑物，水轮机需改造的相关部件以及其它机电设备的改造工作在枯水期完成，建设周期短，建设投资相对较少。同时，使电厂在施工建设期的发电效益的损失也降到最少，取得较好的经济效益。从技术的角度上来讲，随着设计技术与制造工艺的进步，已有大量的新型转轮被研制并用于实际工程，使用性能优越的新式转轮取代旧转轮来提高机组性能是完全可行的。电气设备的性能与自动化水平也发生了日新月异的改变，电站的电气设备的升级改造难度不大。所以，电站的增效扩容改造是一项技术上可行，难度不高，投入少产出多的效益显著的项目。6.1.4 电站的水能参数根据水文规划专业提供的计算成果并对机组进行现场调查了解，本阶段维持原机组的水位及额定水头不变，改造前后电站的水能参数如下：表6-1 工程特性表项 目名 称单位原始参数现设计值前池水位最大水位（m）464.5464.5正常水位（m）464.1464.1最低水位（m）460.4460.4下游水位喷嘴中心高程（m）235.5235.5水 能最大水头（m）226225.7加权平均水头（m）218217.6设计水头（m）217216.55最小水头（m）213212.5装机容量（kW）3200032200多年平均发电量（万kWh）22382866年利用小时数（h）373043426.1.5 机电设备改造的原则为减少工程量，缩短施工期时间，节省投资达到增效的目的，经与业主协商后制定了石门电站增容改造的设计原则：(1) 水库水位和尾水位等都维持不变，水轮机额定水头为216.55m，机组的单机容量由2000kW增容到2200kW。(2) 水轮机基础及埋入部分保留不动，水轮机整体进行更新。(3) 电站油、水、气管路系统在满足要求的前提下，尽量予以使用。(4) 选择抗空化性能更优越的转轮，维持水轮机的安装高程不变。(5) 水轮机主轴与发电机大轴的连接位置保持不变。(6) 在设备布置合理与设备运行维护方便的前提下，尽量减少土建工程量，保证厂房结构与设备安装的可靠性。(7) 合理确定施工顺序与施工期，缩减电站在改造期的电量损失。6.1.6 机组选型及适应性分析6.1.6.1 水轮机额定水头由于本次增效扩容机组装机容量变化较小，水轮机额定流量变化也较小，引水系统水力损失也会有少量的变化。根据水工计算成果，引水系统水力损失为12.05m，即取水轮机额定水头为216.55m。6.1.6.2 水轮机机型选择电站总装机经过增效扩容后为32200kW，由于电站运行水头范围在212.5m225.7m之间，水轮机额定水头选定为216.55m，经查阅国内水轮机组厂家资料，最适宜该电站水头段的水轮机转轮型号有CJA475、CJZH9。以下就CJA475和CJZH9机组进行比较，具体比较结果见表6-2。表6-2 机组选择综合比较表序号项 目方案一方案二1水轮机型号CJA475-W-115/211CJZH9-W-115/2112额定功率N（kW）215022003额定水头Hr(m)216.55216.554额定流量Q(m3/s)31.20431.2035转轮直径D1(m)1.151.156额定转速nr（r/min）5005007单位转速 n1，（r/min）39.0339.038单位流量Q1(L/s)61.861.89额定工况点模型效率m(%)88.389.810效率修正直（）+0.1+0.511真机效率T(%)88.490.312水轮机出力3226132307.7经比较分析可知，方案一、方案二均为高水头段较优秀的混流式转轮，能量指标都较好，均在高效区运行。相对而言，方案二CJZH9-W-115/211机型转轮出力及最高效率均高于方案一，同时方案二的高效区比方案一广，且运行加权平均效率优于第一方案，两方案机组的造价基本相同。综合比较后，认为方案二机组技术经济指标最优、最适合本电站采用。原水轮机组的额定效率仅为84.8%，更换新转轮后，水轮机的效率可达90.3%，经过增效扩容后，水轮机的效率增加了5.5%左右，机组的装机容量由2000kW增加到2200kW，单机额定流量由1.18m/s增加到1.203m/s，单位电量耗水量由2.124m/kWh减少到1.969m/kWh，降低比例为7%，具有一定的经济效益。方案二选用的CJZH9系列机组有实际运行电站例子、运行情况较好。本次设计推荐CJZH9机型为本电站采用主机。6.1.6.3 发电机改造根据水轮机的改造方案，改造后的发电机额定出力应达到2200kW，额定转速500 r/min。改造的基本方案是：在新发电机机座与原机座进行尺寸对比后，对发电机基础底板和原机座进行局部调整，更换定、转子线圈和绝缘，加大导线截面，提高槽满率。(1) 定子拆除旧线圈，清理干净定子铁芯并进行铁耗试验，若铁芯局部温度过高或噪声过大，作相应处理。(2) 定子线圈作F级更新，采用F级双玻璃丝包铜线、F级粉云母带按F级绝缘工艺、防晕规范制作定子线圈，进行定子组装及F级绝缘处理。(3) 转子线圈作F级更新。层间用环氧玻璃胚布，按F级绝缘工艺制作磁极线圈，同时采用F级材料包裹磁极极身，磁极阻抗试验。进行转子组装，并做静平衡试验。(4) 更换所有测温元件，测温电阻改用PT100。(5) 更换集电环。 (6)优化发电机电磁方案。改造后的发电机的主要技术参数应不低于表6-3水平。表6-3 发电机主要参数表序号项 目参 数1型号SFW2200-12/17302额定容量2200kW3额定电压6300V4额定电流252A5功率因数0.80(滞后)6额定效率hg95%7额定频率50Hz8额定转速500r/min9飞逸转速1100r/min10转动惯量8.5tm210绝缘等级F级6.1.6.4 机组的适应性分析由于机组更换新型高效转轮后，转轮节圆直径、喷嘴直径和数量均发生变化，因此需要对原水轮机喷管、喷嘴头、喷针、轴承等进行局部调整，原水轮机机壳、埋件及进出水流道均保留不动。经过水轮机厂家对新、旧机型进行结构尺寸对比后，以上结构及部件调整简单、可行，完全可以满足机组扩容改造要求，其它设备尺寸与原有机组结构对比如下：(1) 厂内起重设备主厂房内起重设备为一台15/5t电动双梁桥式起重机，满足电站改造部件的吊装要求。(2) 调速器根据本次电站改造要求（达到“无人值班，少人值守”的管理目标），调速器采用整体更换方案。拟选用水轮机YWT型高油压微机调速器，型号为YWT-600，-调速功600kgm，更换后的调速器主要技术参数及功能应能符合国家“水轮机调速器及油压装置技术条件”GB/T9652.1-1997的要求。6.1.7 安装高程由于原机组喷管、喷嘴头和喷针等只进行局部调整，高程和相对位置基本不变，且本次增效扩容改造机组流量变化较小，下游最高尾水位基本不变，原机组安装高程满足防淹没要求，因此本阶段维持原机组安装高程236.1m不变。6.1.8 辅助机械设备石门水电站增效扩容改造工程，主要是改造水轮发电机组和调速器，无需更换其它辅助机械设备。6.1.9 水力机械主要设备布置6.1.9.1 主厂房控制尺寸主厂房的结构基本能满足机组设备布置、吊装及一台机组扩大性维修要求。本次电站技改，只对厂房作装饰性装修，厂房维持原尺寸不变。6.1.9.2 机组及其附属设备和辅助机械设备布置根据本电站厂房结构及设备布置的现状，在满足功能需要前提下，为减少改造的工程量、减少投资，改造后机械设备布置的情况基本与电站原布置保持一致，为适当兼顾设备布置的整齐、美观，只对少量设备的安装位置作适当的调整。6.2 电气一次6.2.1 接入电力系统石门水电站于1984年开始兴建，1986年11月第一台机组投入运行。电站目前装机为3x2000kW，共6000 kW。电站1986年建成一回35KV至新丰县城110Kv变电站的上网线路，线型为LGJ-120，距离约为16km。1996年此线路改建至梅坑35Kv变电站，线型为LGJ-120，距离约为2.8km，此线路目前运行情况良好。电站扩容增效后装机为3x2200kW，共6600 kW，年利用小时数为4342小时。目前电站上网线路输送容量能够满足增容后电站电能输送要求，因此电站接入电力系统方式维持不变。6.2.2 主接线方案及其运行方式石门电站目前主接线形式为：发电机电压侧由发电机-变压器组接线和扩大单元接线组成。即1#发电机回路与1TM主变回路组成发电机-变压器组接线，2#发电机回路、3#发电机回路和2TM主变回路组成扩大单元接线，两个单元之间用隔离开关分断。35KV侧为单母线接线，共有2回进线和1回出线，其中有二回进线为本电站变压器回路进线，出线为电站至梅坑变电站的上网线。详见石门水电站技改前电气主接线图(G-5294-01)。石门电站增容改造后发电机电压侧为单母线断路器分断接线，即1#发电机回路和1TM主变回路组成I段母线，2#发电机回路、3#发电机回路和2TM主变回路组成II段母线，两段母线之间用断路器联络。当3台机组同时运行时，母联断路器分闸；1台或2台机组运行时，母联断路器合闸。35KV侧仍为单母线接线，电站进出线回路数不变。详见石门水电站技改后电气主接线图(G-5294-02)。6.2.3 厂用电及近区供电接线电站现有两台厂用变压器型号为S7-100/6，容量为100kVA，在电站扩大单元接线的6.3KV母线上有三回出线，一回为至42TA厂变出线，一回为至利坑尾村的近区生活用电，另一回为至大坝管理所的6.3/10Kv的供电；厂用变压器41TA接于发电机-变压器组接线的主变低压侧。厂用电为单母线断路器分断接线。改造后厂用电采用单母线接线，把41TA厂用电和至利坑尾村供电接于电站6.3kV的I段母线，42TA厂用电和至大坝管理所供电接于II段母线。当电站3台机组同时运行或2#和3#机组运行时，由42TA厂用电供电，当电站只有1#机组运行时，由41TA厂用电供电，在两台厂变低压侧进线开关设互锁装置。厂变目前容量能够满足厂内负荷要求，改造后厂变台数和容量不变，把原S7型高能耗厂变换成节能型SC11干式变压器。详见厂用电接线图(G-5294-03)。6.2.4 电气一次设备选择(1) 短路电流计算由于没有详细的系统资料，本阶段仅根据所选择的主变参数及估计的主机资料，系统短路容量按无穷大，进行了短路电流估算。图中F1、F2、F3为本电站3台水轮发电机组。 图1图2结合以上资料对电气主接线方案进行了不同短路点的短路电流计算。短路电流计算成果详见附表6-4。(2) 电气一次设备更新1) 发电机电站目前3台发电机绝缘等级低，圴已运行25年，绝缘老化，易受潮，定子、转子铁芯温度高，机组震动大，损耗较大。电站3台发电机额定容量为2000 kW，现拟扩容为2200 kW，保留发电机基础底板和发电机机座不变，更换定、转子线圈，加大导线截面，提高槽满率，并按F级绝缘水平更换机组，具体实施方案待下阶段与制造厂家进一步研讨决定。2) 主变压器石门电站目前主变压器有2台，型号分别为S7-5000/35,5000kVA，38.5.5%/6.3kV和S7-2500/35,2500kVA ，38.55%/6.3kV，由于主变已经运行25多年，损耗和维修量较大，且属于淘汰产品， S7系列变压器是1980年前后推出的产品，用于取代SJ,SJL,SL,SL1等等负载损耗高效率低的变压器，空载损耗和负载损耗较分别比S9系列高8%和24%，。出于环保节能考虑，国家已经明令1998年底前淘汰S7，SL系列，推广使用S9和S11系列。S11变压器空载损耗比S9小20-35%，节能效果显著；空载电流比S9下降70-85%，改善电网供电质量，线路损耗和噪音水平更低，过载能力增强；变压器温升低。本次设计拟把电站主变和大坝管理所供电更换为S11节能型变压器。3) 35 kV设备目前电站35KV侧设备均已运行25年，断路器为DW1-35型多油开关，油开关操作机构由于老化经常出现合不上闸或要多次合闸才能到位的情况，且该油开关已列入国家淘汰产品目录，本次设计把油开关更换为ZW7-40. 5型真空开关，电站至马头变电站出线侧增设真空断路器和PT。35kV侧的PT、CT、隔离开关、避雷器等均为上世纪80年代的产品，不能满足现代化自动监控系统的要示，并且已被技术参数、产品型式、安全性、可靠性更优的新型号所代替，本次设计全部用新型号更换。4) 6.3kV设备 6.3kV开关柜电站现在使用的是GG-1A（F）固定式开关柜，空间尺寸较大、柜内元件布置不甚合理、母线裸露在柜顶安全性、可靠性较差。柜内主要开关和设备均已运行25年，设备老化，柜内SN10-10型少油开关目前维护检修频繁，严重影响电站效益，且此柜型已为淘汰柜型，不利于实现计算机监控的无人值班，少人值守的管理方式。全部更换为结构合理，操作简单，安全、可靠性高，“五防”性能好的固定式金属封闭高压开关柜，柜内选用真空断路器。更新发电机出口PT柜及励磁变柜为XGN2-12型柜，与发电机出口断路器柜集中放置在高压开关柜室，便于运行、维护管理。更新厂用配电柜和6.3Kv近区配电柜为XGN15-12型，内装负荷开关+熔断器保护，与其它高压柜一起布置在高压配电室，并要求XGN15柜的外形尺寸与XGN2相同。 6.3kV母线及电缆原6.3kV电缆均为铝芯电缆且机组增容后原电缆允许的长期载流量偏小。按发电机机组增容后的额定电流更换发电机出口电缆、更换厂用变压器高压侧电缆、更换主变低压侧与6.3kV开关柜之间的裸母排为电缆，更换后的电缆型号均为：YJV22。5) 厂用电及近区供电设备根据农村水电增效扩容改造项目机电设备选用指导意见中变压器应选用S11及以上节能型，厂内设备无油化。电站目前厂用变压器S7型属高耗能、油浸变压器。厂用变压器更换为SC11型干式变压器，本次设计厂用负荷基本没有变化，厂用变压器容量不改变。目前电站0.4kV低压开关柜的型号为BSL-10，柜内配DZ10塑壳断路器保护，均属于国家明令淘汰产品。改造后0.4kV低压开关柜全部更换为MNS型低压抽屉式组合开关柜，内装体积小、开断容量大、可靠性高的框架式智能空气断路器或塑壳断路器。动力电缆导体为铝导体更改为VV22铜芯钢带铠装电力电缆。动力配电箱、照明配电箱均为30年前产品，已老化。全部以予更新。并增设EPS事故照明装置。(3) 主要电气设备技术参数1) 发电机型 号 SFW2200-12/1730台 数 3台额定功率 2200kW额定功率因数 0.8额定电压 6.3kV额定频率 50Hz额定转速 500r/min绝缘等级 F励磁方式 静止可控硅2) 升压变压器型 号 S11-6300/35 S11-3150/35台 数 1台 1台额定容量 6300kVA 3150kVA额定电压 38.55%/6.3Kv 38.55%/6.3Kv额定频率 50Hz 50Hz相数 3 3阻抗电压 7.5% 7.0%连接组别 Y,d11 Y,d113) 利坑尾村生活供电变压器型 号 SC11-100/10台 数 1台额定容量 100kVA额定电压 105%/0.4kV额定频率 50Hz相 数 3阻抗电压 4.0%连接组别 Y, yn04) 厂用变压器型 号 SC11-100/6.3（带保护外壳） 台 数 2台 额定容量 100kVA额定电压 6.35%/0.4kV额定频率 50Hz相数 3阻抗电压 4%连接组别： Y.yn0 5) 35 kV断路器 型 号 ZW7-40.5额定电压 40.5 kV 额定电流 1250A/630A额定频率 50Hz极 数 3额定短路开断电流（有效值） 25 kA额定短路关合电流（峰值） 80kA4s热稳定电流（有效值） 31.5 kA操作机构 弹簧储能操动机构操作电源 AC/DC220V6) 35 kV隔离开关型 号 GW5-40.5G额定电压 40.5kV 额定电流 1250A/630A额定频率 50Hz相 数 3额定峰值耐受电流 80kA额定短时耐受电流 25 kA额定短路持续时间 4s操作方式 电动7) 6.3 kV断路器型 号 户内真空断路器额定电压 12kV 额定电流 1250A/630A额定频率 50Hz极 数 3额定短路开断电流（有效值） 25 kA额定短路关合电流（峰值） 80kA4s热稳定电流（有效值） 25 kA操作机构 弹簧储能操动机构操作电源 AC/DC220V8) 0.4 kV断路器型 号 框架式智能空气断路器额定电压 690V 额定电流 400A额定频率 50Hz极 数 34分断能力 50 kA6.2.5 过电压保护及接地本次设计不改变的主厂房结构，原厂房及户外配电装置都设有防直击雷设施，本次设计不作改动。升压站原4根避雷针位置和高度不变，重新测量避雷针接地电阻，避雷针接地电阻要求小于10，如不符合相关规范要求，增加敷设人工地网。为了防止侵入雷电波对电气设备的危害，电站在35KV出线、各段母线和发电机控制屏内装设氧化锌避雷器，在低压母线上装设低压防雷器，以保护电气设备的安全。电站工作接地、保护及安全接地共用一个总的接地装置系统，按规定所有电气设备金属外壳及非电气设备金属管路外露部分均应接地。重新测量全厂接地电阻，电站总接地电阻要求小于1，如不符合相关规范要求，增加敷设人工地网。6.2.6 电气设备布置本工程属增容改造工程，付厂房总体布置基本维持原有格局，更新后的设备将根据需要作适当调整。目前厂用低压配电屏位于主厂房的上游侧，与的机旁屏并排布置，改造后把原载波通讯室、蓄电池室和厂变室改为低压柜及变压器室，内设4台低压配电柜、2台厂变和1台生活区变压器。高压室在原位置适当加长，布置有15台高压开关柜。中控室、休息室和电气实验室仍布置在原付厂房。升压站布置在第一付厂房上游侧，原面积为33mx27.57m，改造后由于35Kv进线设备增加，升压站长度增大为35.5m，宽度不变。目前站内设备布置较合理，接线清晰，本次设计站内2台主变、主变开关和隔离开关、母线架、进线架、至大坝管理所进线及其变压器位置均不改变，只在原位置更换新设备。增加进线真空断路器、隔离开关、避雷器和PT，调整母线PT至站内原预留变压器开关的位置。升压站布置详见向阳水电站增效扩容后升压站布置图(G-5294-04)。6.3 电气二次6.3.1 综合自动化系统6.3.1.1 现状石门电站设有中控室、工具室等功能用房，原控制系统采用常规控制。由于系统接线复杂，设备陈旧，使用落后、已淘汰的电磁式继电器、转换开关、按钮等设备已超过三十年，老化严重，急需更换。整个系统的自动化程度低，远程监控手段落后，辅机设备只能在现地控制，无法实现远程控制，部分设备只能手动操作，因此日常的检修维护工作量很大。6.3.1.2改造方案本次改造根据小型水力发电站设计规范GB 50071-2002和电站的规模和接线等要求，采用“经济实用、简单可靠、技术先进、便于扩展”的现代运行管理模式进行重新设计，把原控制系统改造为计算机监控系统，实现全站集中监视、控制。改造后电站计算机监控系统采用星型单以太网络、分层分布式结构，分为中控层和现地控制层两层。监控系统的监控对象为三台发电机及励磁、调速器、水系统、油系统、气系统、前池快速闸门、开关站等设备。 在中控室设专门的操作员工作站、通讯工作站、100/1000M以太网交换机、打印机、语音报警装置、GPS和UPS等设备，组成中控层设备。工作站具有强大内存、硬盘容量和处理功能，并配备可读写刻录机，实现数据永久保存，各配置高清晰度液晶显示器。上述配置具体详见计算机监控系统结构图（G-5295-02）。 中控室值班人员可在控制台上的操作员工作站对任意一台机组进行开、停机，增减负荷及同期并网等控制操作，并可对全站主要电气设备进行控制操作和监视。运行过程中，当设备出现事故或故障的情况下，中控室控制台上的监控显示器能弹出报警画面，同时起动音响装置发出相应的语音信号，并按事故性质使机组与系统解列或停机等。通信工作站用于与上级调度部门的通讯以及与相关水管理部门通讯。现地控制层设备重新按每台机组设一套LCU屏，完成机组、机组辅机设备的控制和状态监视；全站设一套公用LCU屏，完成全站公用设备、辅助设备、主变压器、厂变等的监视和控制。辅机设备按一对一设置辅机设备控制箱，完成对辅机设备的自动操作，各LCU屏、辅机设备控制箱主要采用可编程控制器（PLC）完成数据的输入输出和逻辑控制功能。各辅机控制设备采用总线方式与对应LCU屏连接，实现数据的上传、命令的下达。6.3.2励磁系统6.3.2.1现状石门电站励磁设备由于使用年限长，电子元件老化，故障率高，且维护时间长，自动化程度低，部分元件更换困难，对机组安全运行存在潜在的隐患。在实际运行中，存在运行不稳定的现象。6.3.2.2改造方案本次改造设计，建议更新发电机励磁系统，发电机励磁系统采用自并励可控硅整流励磁装置，采用微机励磁调节器。励磁电源从发电机端的专用励磁变压器取得，系统的起励方式以残压起励为主，直流起励为辅。配有相应的测量保护装置，能实现自动加励、减励和自动灭磁，并能与电站综合自动化系统机组自动化测控屏进行数字通信。6.3.3保护系统6.3.3.1现状石门电站保护装置原采用采用电磁式继电器保护。由于运行时间较长，保护装置已不能保证设备运行的可靠性、安全性，因此日常的检修维护工作量很大，备品备件己较难采购。6.3.3.2改造方案随着现代继电保护技术的发展，微机型保护已完全取代电磁型保护，微机型保护无论从灵敏性、可靠性、安全性、选择性方面都比传统的保护要优越。因此，本次改造将电站保护设备改造为微机型保护。 根据电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-2008和有关技术规范的要求重新配置发电机、主变压器、35kV线路等电气设备的保护装置。各保护装置应能实现与电站监控系统相应LCU的数字通信，传递保护动作信息和电气测量信息。保护装置独立组屏，保护屏采用800mm600mm2260mm直立屏，布置在中控室。各设备继电保护配置如下：(1) 发电机保护（3套）：s 纵联差动保护s 复合电压过电流保护s 过负荷保护s 过电压保护s 失磁保护s 定子单相接地保护s 转子一点接地保护s 频率保护s 逆功率保护s 电流回路断线保护s 电压回路断线保护(2) 主变压器保护（2套）：s 纵联差动保护s 高、低压侧复合电压过电流保护s 过负荷保护s 瓦斯保护s 压力保护s 温度保护s 油位降低保护s 35kV侧单相接地保护s 6.3kV侧单相接地保护s 电流回路断线保护s 电压回路断线保护(3) 35kV线路保护（1套）：按系统要求配置上述配置具体详见保护测量配置图（G-5295-01）。6.3.4安全自动装置6.3.4.1自动重合闸装置根据继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-2006要求，为了提高系统运行可靠与稳定性，35kV线路上装有三相一次重合闸装置。6.3.4.2同期系统改造后，根据电站主接线及运行要求，同期点设在每台发电机出口断路器、主变压器高压侧断路器、35kV出线侧断路器处。同期方式采用自动准同期和手动准同期，在每个同期点配1套自动准同期装置及1套手动准同期装置，自动准同期装置作为机组的正常同期方式，手动准同期作为备用。6.3.4.3直流系统电站现有直流电源系统已使用超过30年，接近使用寿命，为保证更新后控制保护系统工作电源的可靠性，拟更新电站现有的直流电源装置。更新后的直流电源装置为一套220V直流电源系统，提供控制、保护、操作、自动装置及事故照明电源。选用一组免维护铅酸蓄电池, 蓄电池容量100AH，单体电压2V。直流屏布置于中控室。直流系统由四台标准柜组装而成, 其中一块充电柜、一块馈电柜、二块蓄电池柜。充电柜设一套微机型高频开关电源充电装置。正常情况下, 蓄电池处于浮充状态, 当站用交流电源消失时, 由蓄电池组供给该段直流母线上的所有直流负荷电源。在直流馈线柜上装有一台微机监控单元和一台微机绝缘监察装置, 绝缘监察装置由监测仪和漏电流传感器组成。微机监控单元具有母线电压监控、绝缘监察功能。绝缘监察装置可直观地监察到哪一个回路发生对地绝缘水平下降。事故照明切换装置装在馈线柜内。6.3.5二次接线6.3.5.1电量测量由于原开关柜、机组自动化控制屏、信号返回屏等设备全部淘汰更换，所装设的仪表设备全部淘汰。因此，本次改造按电测量仪表装置设计技术规程DL5137-2001重新配置全站测量仪表。为配合监控系统对电测量和电能量的数据采集，全站采用多功能表计或数字式仪表。中央控制室设一套全站电度表计屏，所有电量数据通过表计通讯口传至监控系统，在中控室监控系统显示器上能进行查询和显示。具体配置详见保护测量配置图（G-5295-01）。6.3.5.2信号系统全厂计算机监控系统的语音报警功能反映全厂系统运行、设备运行的故障、事故信号。全厂系统、设备的运行状态及断路器、隔离开关等设备的工作状态通过网络、通讯口或无源接点传至全厂计算机监控系统，从而在中控室监控系统操作员工作站上反映出来。6.3.5.3 电流互感器、电压互感器配置根据保护、测量精度要求，电流互感器二次额定电流选用5A，保护用电流互感器精度采用10P，测量用电流互感器精度采用0.5，计量用电流互感器精度采用0.2。35kV母线、6.3kV母线、发电机出口电压互感器精准级采用0.5/3P /6P，线路电压互感器精准级采用3P。电流、电压互感器的配置和主要技术参数，详见电气一次主接线图。6.3.6 通信系统本电站不设行政调度通信，对外通讯安装程控电话。厂内生产调度通信，根据业主意见定。6.3.7 图像监视系统经调查，原电站无装设图像监视系统，根据小型水电站初步设计编制规程SL179-2011，及粤水农电20125号“关于进一步做好我省农村水电增效扩容改造前期工作的通知”本工程设一套图像监视系统。监视对象为电站及进水前池，共设11个监视点（见附表1）。在中央控制室设置1台数字式硬盘录像机，实现控制及录像功能，前端摄像设备初步采用室内（外）一体化球型高清晰彩色摄像机。设置图像监视系统可以对本站的主要设备的运行情况和重要场所进行视频监视，并作为生产运行管理的辅助手段之一。表6-6序号安装位置配置数量备注一电站厂房1中控室室内一体化摄像机12主厂房室内一体化摄像机33高压开关室室内一体化摄像机14低压开关室室内一体化摄像机15开关站室外一体化摄像机26厂区室外一体化摄像机17电站大门室外一体化摄像机18进水前池室外一体化摄像机1小计116.3.8 电工试验室经调查，原电工试验室设备经过多年使用，部分设备已陈旧、损坏。根据水电站电气试验室仪表设备配置标准的规定，按第4级标准重新进行配置必要的仪器、仪表等电气试验设备。6.4 金属结构由于电站金属结构部分保养维护较好，不存在腐蚀、变形、振动和漏水等问题，主要金属构件及启闭机设备均运行良好，满足电站的运行要求，不需进行技术改造。6.5 通风空调6.5.1 气象条件夏季通风室外计算温度：33C夏季通风室外计算相对湿度：70%夏季空气调节室外计算干球温度：35.1 C夏季空气调节室外计算湿球温度：28 C6.5.2 室内设计参数根据水力发电厂厂房采暖通风与空气调节设计规程DL/T5165-2002的有关规定，主、副厂房室内空气设计参数如下：主阀操作室：温度33 ，相对湿度不规定；主厂房设备层：温度34 ，相对湿度75；副厂房电气盘柜室：温度35 ，相对湿度不规定；副厂房配电装置室：温度40；副厂房中控室：温度28，相对湿度70%。6.5.3 通风方式及气流组织由于厂房为地面式，室外空气参数均适合各设计参数要求，所以厂内均采用自然通风和采光，进风由安装间大门、低位窗户进入主、副厂房空间再由高位窗户排除。为保证中控室内设备的安全运行和改善运行人员的工作条件，中控室设2台3匹分体式空调。发电机冷却方式为风冷却，每台机组均布置有通风道，风道出口设在厂房下游侧。6.6附表6.6.1 水力机械主要设备汇总表附表1 改造水力机械主要设备汇总表序号设备名称设备型号规格单位数量