中华人民共和国水利行业标准
SL/T511—2025替代 SL 511—2011
水利水电工程机电设计技术规范
Technical specification forelectro mechanicaldesign
ofwaterresourcesandhydropowerprojects
2025-12-22发布 2026-03-22实施
中华人民共和国水利部发布
中华人民共和国水利部
关于批准发布 《水利建设项目经济评价规范》
等 11项水利行业标准的公告
2025年第 35号
中华人民共和国水利部批准发布 《水利建设项目经济评价规范》 (SL/T 72—2025) 等 11项水利行业标准 , 现予以公告。
水利部
2025年 12月 22 日
前言
根据水利技术标准制修订计划安排 , 按照 SL/T 1—2024 《水利技术标准编写规程》 的要求 , 对 SL 511—2011《水利水电工程机电设计技术规范》 进行修订。
本标准共 7章 , 主要技术内容有 :
— 水力机械 ;
— 电气一次 ;
— 电气二次 ;
— 通信 ;
— 机电设备布置及对相关专业的要求 ;
— 辅助设施。
本标准修订的主要内容有 :
— 增加了高压引出线设计和布置等内容 ;
— 增加了发电机和电动机电压设备及其布置等内容 ;
— 增加了软起动装置和变频装置选择等内容 ;
— 增加了电缆布置等内容 ;
— 增加了门禁系统设计内容 ;
— 删除了火灾自动报警及联动控制系统设计内容 ;
— 删除了机电设备布置对电梯的要求等内容 ;
— 修订了水力发电厂调节保证设计、泵站水力过渡过程等内容。
请注意本标准的某些内容可能涉及专利。本标准的发布机构不承担识别专利的责任。
本标准所替代标准的历次版本为 :
—SDJ 173-85
—SL 511—2011
本标准批准部门 : 中华人民共和国水利部
本标准主持机构 : 水利部水利水电规划设计总院
本标准解释单位 : 水利部水利水电规划设计总院
本标准主编单位 : 中水东北勘测设计研究有限责任公司
本标准出版、发行单位 : 中国水利水电出版社
本标准主要起草人 : 刘海辉陈喜坤张显伟田晓军郭铁成杨光华于洋刘岳山黎昕王云宽谢勇金波李树刚路永明徐丽英
本标准审查会议技术负责人 : 阳少华
本标准体例格式审查人 : 陈昊
本标准在执行过程中 , 请各单位注意总结经验 , 积累资料 ,随时将有关意见和建议反馈给水利部国际合作与科技司 (通信地址 : 北京市西城区白广路二条 2 号 ; 邮政编码 : 100053; 电话 : 010 63204533; 电子邮箱: bzh@mwr.gov.cn; 网址: http: // gjkj.mwr.gov.cn/jsjd1/bzcx/)。
1 总则
1.0.1 为明确水利水电工程机电设计要求 , 做到安全、经济、可靠运行 , 制定本标准。
1.0.2 本标准适用于水利水电工程大中型的水力发电厂 (不含抽水蓄能电站)、泵站、水闸等水力机械、 电气一次、 电气二次、通信的设计。
1.0.3 水利水电工程机电设计应根据工程的任务和规模、枢纽布置、水力动能特性、 电力系统等要求 , 结合工程的运行方式和自然环境条件 , 经济合理地制定设计方案 , 设计方案宜采用安全可控的技术和产品。
1.0.4 本标准主要引用下列标准 :
GB/T 321 优先数和优先数系
GB/T 2887 计算机场地通用规范
GB/T 3805 特低电压 (ELV) 限值GB/T 3811 起重机设计规范
GB/T 5273 高压电器端子尺寸标准化
GB/T 7894 水轮发电机基本技术要求
GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T 14549 电能质量公用电网谐波
GB/T 22239 信息安全技术网络安全等级保护基本要求
GB/T 22382 额定电压 72.5 kV及以上气体绝缘金属封闭关设备与电力变压器之间的直接连接
GB/T 25070 信息安全技术网络安全等级保护安全设计技术要求
GB/T 28570 水轮发电机组状态在线监测系统技术导则
GB/T 30843.1 1 kV 以上不超过 35 kV 的通用变频调速设备第 1部分 : 技术条件
GB/T 34927 电动机软起动装置通用技术条件
GB/T 36572 电力监控系统网络安全防护导则
GB/T 50034 建筑照明设计标准
GB 50057 建筑物防雷设计规范
GB 50061 66kV及以下架空电力线路设计标准GB/T 50063 电力装置电测量仪表装置设计规范GB 50217 电力工程电缆设计标准
GB 50260 电力设施抗震设计规范
GB 50545 110 kV~ 750 kV架空输电线路设计规范
GB 50706 水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范
GB 50872 水电工程设计防火规范
GB 50987 水利工程设计防火规范
GB 51309 消防应急照明和疏散指示系统技术标准
GB 55029 安全防范工程通用规范
GB 55036 消防设施通用规范
GB 55037 建筑防火通用规范
SL 279 水工隧洞设计规范
SL/T 311 水利水电工程高压电气设备选择及配电装置设计规范
SL/T 438 水利水电工程二次接线设计规范
SL/T 455 水利水电工程继电保护设计规范
SL 456 水利水电工程电气测量设计规范
SL/T 485 水利水电工程厂 (站) 用电系统设计规范SL 517 水利水电工程通信设计规范
SL 702 预应力钢筒混凝土管道技术规范
SL/T 781 水利水电工程过电压保护及绝缘配合设计规范DL/T 548 电力系统通信站过电压防护规程
DL/T 978 气体绝缘金属封闭输电线路技术条件NB/T 10342 水电站调节保证设计导则
NB/T 10498 水力发电厂交流 110 kV~ 500 kV 电力电缆
工程设计规范
NB/T 10859 水电工程金属结构设备状态在线监测系统技
术条件
1.0.5 水利水电工程的机电设计除应符合本标准规定外 , 还应符合国家现行有关标准的规定。
2 水力机械
2.1 水轮机选择
2.1.1 水轮机型式的选择应根据水力发电厂的运行水头范围及其运行特点 , 提出可供选择的水轮机机型方案 , 并从技术特性、经济指标、 电网负荷特性、运行可靠性及设计制造经验等方面 ,经技术经济比较后选定 , 水轮机型式宜按下列原则选择 :
1 最大水头在 20 m 及以下的水轮机 , 宜选用贯流式水轮机。
2 最大水头为 20 m~ 30 m 的水轮机 , 宜综合比选贯流式与轴流式水轮机。
3 最大水头为 30 m~40 m 的水轮机 , 宜选用轴流式水轮机。
4 最大水头为 40 m~ 60 m 的水轮机 , 宜综合比选轴流式与混流式水轮机。
5 最大水头为 60 m~300 m 的水轮机 , 宜选用混流式水轮机。
6 最大水头为 300 m~ 600 m 的水轮机 , 宜综合比选混流式与冲击式水轮机。
7 最大水头在 600 m 以上的水轮机 , 宜选用冲击式水轮机。
2.1.2 单机容量和机组台数的选择应在水力发电厂装机容量确定的前提下 , 分析研究下列因素 , 拟定不同的单机容量方案 , 经技术经济比较选定 , 机组台数不宜少于 2 台。
1 电力系统对水力发电厂在汛期和非汛期运行输出功率、机组运行方式和检修要求 , 以及单机容量占电网工作容量的比重。
2 水力发电厂保证出力。
3 水库的调节性能、调度运行方式、运行水头及流量特性。
4 梯级电站运行调度灵活性及机组引用流量的匹配。
5 下泄生态流量、最小通航流量、供水和灌溉流量的要求。
6 枢纽布置条件。
7 对外交通运输条件。
8 河流及过机泥沙特性。
9 机组设备制造能力。
10 水力发电厂的近期及远期规模。
11 电气设备选择及布置条件。
12 配合新能源运行情况。
13 其他特殊技术要求。
2.1.3 水轮机额定水头的选择应根据水库调节特性与调度运行方式、水力发电厂在电网中的地位和作用、运行水头及功率范围、水轮机运行稳定性、水力发电厂出力受阻、 电量以及输水系统水头损失等因素综合考虑 , 经技术经济比较选定 , 并应符合下列规定 :
1 对于中、高水头水轮机 , 其额定水头宜在加权平均水头的 0.95倍 ~ 1倍范围内选取。
2 对于径流式水力发电厂 , 水轮机额定水头宜保证水力发电厂发足装机容量。
3 对于混流式水轮机 , 额定水头的选择应考虑其在高水头区域的稳定运行要求。
2.1.4 水轮机比转速的选择应根据运行水头、水质条件和水轮机设计制造水平等条件综合考虑。对用于过机泥沙含量较大、运行水头变幅较大或高海拔地区地面厂房的水轮机 , 宜适当降低比速系数。
2.1.5 水轮机额定转速应根据运行水头、功率、转轮直径等参数或选定的比转速在发电机同步转速系列中选取。 当有两种及以上同步转速可供选择时 , 应经技术经济比较确定。
2.1.6 反击式水轮机吸出高度和冲击式水轮机排出高度的选择应符合下列规定 :
1 水轮机吸出高度选择应满足水轮机在规定的运行范围内无空化运行 , 且经济合理。
2 电站空化系数宜根据初生空化系数乘以安全系数选取。当无初生空化系数供选用时 , 可按临界空化系数乘以安全系数选
取。安全系数的选取宜符合下列规定 :
1) 混流式水轮机的电站空化系数不宜小于初生空化系数的 1.1倍 , 不宜小于临界空化系数 σ1 的 1.6倍 ;
2) 轴流式水轮机的电站空化系数不宜小于临界空化系数σ1 的 1.3倍 ;
3) 贯流式水轮机的电站空化系数不宜小于临界空化系数σ1 的 1.2倍 ;
4) 对于在多泥沙水流条件下运行的水轮机 , 安全系数的选取宜适当加大。
3 冲击式水轮机排出高度宜为转轮节圆直径的 1 倍 ~ 1.5倍 , 对立轴机组宜取较大值 , 对卧轴机组宜取较小值。
4 水轮机吸出高度的选择应考虑水力发电厂所在地海拔的影响。
2.1.7 水轮机安装高程的选择应符合下列规定 :
1 水轮机安装高程应根据水轮机各种运行工况下必要的吸出高度及相对应的下游尾水位 , 经比较选定。
2 设计尾水位应根据机组运行方式、尾水位与流量关系特性确定 , 并综合考虑初期发电要求、通航及生态流量要求、供水及灌溉流量要求、下游梯级电站的运行水位等因素。设计尾水位选择可按表 2.1.7选取。
3 反击式水轮机安装高程应满足水轮机允许运行范围内 ,尾水管出口上沿的最小淹没深度不小于 0.5 m 的要求。
4 确定水轮机安装高程所使用的尾水水位、流量关系曲线 ,应采用水力发电厂尾水管或尾水隧洞出口的设计曲线。
5 冲击式水轮机的安装高程应根据发电的最高尾水位确定 ,在任何发电工况下尾水渠 (洞) 宜保持足够的通气高度。尾水渠(洞) 顶部与最高尾水位间的通气高度不宜小于 0.5 m。 当水力发电厂尾水位变幅很大时 , 冲击式水轮机安装高程可低于汛期最高运行尾水位 , 在汛期高尾水位不满足排出高度的要求时应停机不运行或采用充气压水降低转轮室水位运行。
表 2.1.7 设计尾水位选择
6 水轮机安装高程的选择宜留有适当的安全裕度 , 并应满足调节保证的要求。
2.1.8 混流式或定桨式水轮机的最大飞逸转速应按最大净水头、导叶最大机械限位开度下单位飞逸转速确定。 转桨式水轮机的最大飞逸转速应按协联关系破坏的情况确定。 冲击式水轮机的最大飞逸转速应按最大净水头下 , 不同喷嘴数和行程的组合确定。
2.1.9 选择水轮机时 , 应研究水轮机结构设计的合理性、可靠性和适用性。水轮机通流部件易空蚀部位应有抗空蚀措施 , 对用于多泥沙水流条件下的水轮机还应采取抗泥沙磨蚀的技术措施 ,并在结构上便于检修和更换易损部件。
2.1.10 原型水轮机流道应与模型流道几何相似 , 并应具有良好的水力性能。 当厂房布置或其他方面有需要修改流道形状和尺寸的特殊要求时 , 应进行技术论证 , 必要时可进行模型试验。
2.1.11 尾水管的锥管部分应设有金属里衬。对于弯肘形尾水管
的肘管部分以及贯流式水轮机的尾水管 , 水流的平均流速达到6 m/s及以上部分宜采用金属里衬。
2.1.12 对有超宽负荷灵活运行需求的水轮机 , 水轮机的稳定运行范围应经技术论证后确定。
2.2 水泵选择
2.2.1 水泵型式的选择应根据泵站的运行扬程及运行特点 , 提出可供选择的水泵型式方案 , 并从水力性能、运行可靠性、使用环境特点、安装和检修要求、投资及运行费用等方面 , 经技术经济比较后选定。
2.2.2 单机功率和主泵的台数应考虑下列因素并经技术经济比较后确定 :
1 泵站的工程任务和规模、运行方式和运行时间。
2 泵站进、 出水池特征水位及调节特性。
3 泵站的近期及远期规模。
4 梯级泵站的流量匹配。
5 最小供水流量。
6 枢纽布置条件及对外交通运输条件。
7 设备制造能力和技术水平。
8 其他特殊要求。
2.2.3 备用机组的台数应根据泵站的重要性、调蓄能力、运行条件及年运行小时数确定 , 并宜符合下列规定 :
1 对于重要的供水泵站 , 宜设置 1 台 ~ 2 台备用机组。
2 对于灌溉泵站 , 工作泵台数为 3 台 ~ 9 台时 , 宜设 1 台备用机组 , 工作泵台数多于 9 台时 , 宜设 2 台备用机组。
3 对于年运行小时数较低的泵站 , 可不设备用泵。
4 水源含沙量大或含腐蚀性介质 , 或有特殊要求的泵站 ,备用机组台数经过论证后可适当增加。
2.2.4 大型立式蜗壳离心泵应有模型试验资料。 大型贯流泵、轴流泵和混流泵应有装置模型试验资料。 当对已有水力模型水
泵的过流部件型线或进出水流道型线作较大更改时 , 应进行三维水流数值模拟计算分析 , 必要时可进行模型试验或装置模型试验。
2.2.5 水泵额定转速选择应考虑下列因素 :
1 水泵额定转速应根据扬程、流量、 叶轮直径、配套电动机转速档级等参数选择。 当有两种及两种以上转速可供选择时 ,应通过技术经济比较后确定。
2 由多泥沙水源取水、扬程变幅较大或使用于高海拔地区的水泵 , 宜适当降低转速。
2.2.6 水泵最大轴功率的确定应考虑下列因素 :
1 运行范围内各种工况对轴功率的要求。
2 含沙量对轴功率的影响。
2.2.7 水泵安装高程应满足下列要求 , 并留有适当的安全裕度。
1 立式轴流泵或混流泵的基准面最小淹没深度应大于0.5 m。
2 应满足不同工况下水泵无空化运行的要求。 在含泥沙水源中取水时 , 应对水泵的允许吸上真空度或必需汽蚀余量进行修正后确定安装高程。
3 水泵安装高程的计算应考虑泵站所在地海拔的影响。
2.2.8 共用一根出水总管并联运行的水泵 , 其设计扬程应接近 ,并联台数不宜超过 4 台。抽送多泥沙水时 , 宜适当减少并联台数。 串联运行的水泵 , 其设计流量应接近 , 串联运行的水泵台数不宜超过 2 台 , 并应对第二级泵进行强度校核。
2.2.9 由多泥沙水源取水时 , 水泵应考虑抗泥沙磨蚀措施。 当水源介质有腐蚀性时 , 水泵应考虑防腐蚀措施。水泵在结构上应便于检修和更换易损部件。
2.2.10 梯级泵站间的流量应平衡 , 不应有弃水或频繁开停机等现象 , 泵站流量匹配措施应经技术经济比较后确定。
2.2.11 水泵的工况调节应遵循高效、安全和稳定运行的原则。对扬程变幅大、有流量控制要求或工况变动频繁的泵站 , 应进行
方案比较和技术经济论证 , 采用变速调节、变角调节、大小泵搭配等调节控制措施。
2.3 水轮机进水阀选择
2.3.1 水轮机进水阀的选择应根据其水头、直径及下列条件 ,经技术经济比较确定。
1 对于一条压力输水管道分岔供给 2 台及以上水轮机时 ,每台水轮机前应装设进水阀。
2 对于单元压力输水管道 , 当水轮机装设进水阀或在水轮机流道上装设筒形阀时 , 应进行技术经济比较论证。
3 对于径流式或河床式水力发电厂的低水头单元输水系统 ,可不装设进水阀。
4 当不装设进水阀时 , 应采取其他防飞逸措施。
2.3.2 进水阀的设计压力不应小于调节保证设计值。
2.3.3 进水阀的公称直径不宜小于机组蜗壳或配水环管进口直径。
2.3.4 进水阀可采用油压或水压操作 , 每台进水阀宜设置独立的液压驱动装置。
2.3.5 机组在任何运行工况下 , 进水阀应能动水关闭。进水球阀的关闭时间宜在 40 s~ 180 s 内可调 , 进水液动蝶阀的关闭时间宜在 30 s~ 120 s 内可调。进水阀在两侧压力差不大于 30%最大静水头的范围内 , 应能正常开起。 阀门在开起和关闭过程中不应产生有害的振动。
2.3.6 伸缩节宜装在进水阀的下游侧 , 进水阀基础不应承受轴向水推力。
2.3.7 对于移动密封环采用水压操作的进水阀 , 应避免其自身引起水力自激振荡。
2.3.8 最大静水头在 250 m 及以下的水力发电厂进水阀宜选用蝶阀 , 最大静水头在 250 m 以上的水力发电厂进水阀宜选用球阀。
2.4 水轮机调速系统
2.4.1 调速系统应具有良好的稳定性和调节品质 , 并应满足机组在各种运行方式下稳定运行和电力系统对频率调节与功率调节的要求。
2.4.2 水力发电厂每台机组应装设一套包括调速器、油压装置及其附属部件组成的调速系统。调速器应选用微机电气液压型调速器 , 调速系统宜选配电气反馈机构 , 调速系统配置的设备应动作准确、安全可靠 , 管路连接简便。
2.4.3 调速器油压装置压力油罐额定油压宜为 4.0 MPa~
6.3 MPa。 当采用液压隔离式蓄能器时 , 额定油压宜为 6.3 MPa~
16.0 MPa。
2.4.4 在不启动油泵的情况下 , 自正常工作油压下限至最低操作油压之前 , 压力油罐/蓄能器可用油体积应符合下列规定 :
1 单调节反击式机组调节系统不宜小于操作接力器全行程所需要油量的 3倍。
2 双调节反击式机组调节系统不宜小于导叶接力器总容积的 3倍再加桨叶接力器容积的 2倍。
3 双调节冲击式机组调节系统不宜小于折向器接力器总容积的 3倍再加喷针接力器总容积的 2倍。
4 对于带调压阀控制的双调节系统不宜小于导叶接力器总容积的 3倍再加调压阀接力器容积的 4倍。
5 当油罐压力下降至事故低油压时 , 还应可靠操作接力器关机。
6 用于孤网运行或者大型机组的情况下 , 应适当加大可用油体积。
2.4.5 油压装置应设置不少于 2 台油泵 , 每台油泵的输油量应足以补充漏油量 , 并应有不小于 2倍的安全系数。每台主泵每分钟输油量不宜小于接力器总容积的 0.5倍。
2.5 水力发电厂调节保证设计
2.5.1 水力发电厂调节保证设计应遵循安全、经济合理的原则。调节保证设计应满足不同设计阶段的工作深度要求。
2.5.2 水力过渡过程计算应根据水力发电厂输水系统型式和参数、机组特性、运行工况、 电力系统的要求以及电气主接线连接方式等进行。
2.5.3 水力过渡过程计算应采用计算机仿真计算 , 优选导叶关闭规律和调节系统参数 , 必要时可对调节系统的稳定性进行计算分析。
2.5.4 水力过渡过程计算工况选择宜符合 NB/T 10342 的有关规定。
2.5.5 轴流式及贯流式机组计算转速升高率时应计入水流惯性矩的影响 , 并应包括反水锤计算。
2.5.6 机组甩负荷导叶正常关闭工况 , 进水阀不应参与输水发电系统水力过渡过程流量调节。
2.5.7 机组甩负荷导叶正常关闭或折向器正常动作时 , 最大转速上升率计算控制值 , 宜符合下列规定 :
1 混流式机组最大转速上升率宜小于 60%。其中 , 大型机组最大转速上升率宜小于 55% , 最大水头大于 300 m 的水力发电厂或有调频任务的水力发电厂的机组最大转速上升率宜小于 50%。
2 轴流式机组最大转速上升率宜小于 55%。其中 , 有调频任务的水力发电厂 , 机组最大转速上升率宜小于 50%。
3 贯流式机组最大转速上升率宜小于 65%。
4 冲击式机组最大转速上升率宜小于 30%。
2.5.8 机组甩负荷的蜗壳进口 (贯流式机组导水叶前) 最大压力升高率计算控制值 , 其基准值为上游正常蓄水位与机组安装高程之差 , 宜符合下列规定 :
1 贯流式机组 , 宜为 100% ~ 60%。
2 轴流式机组 , 宜为 70% ~ 50%。
3 混流式机组 , 额定水头小于 100 m 时 , 宜为 60% ~ 30% ; 额定水头为 100 m~ 300 m 时 , 宜为 30% ~ 25% ; 额定水头大于 300 m 时 , 不宜大于 25%。
4 冲击式机组 , 不宜大于 25%。
2.5.9 机组甩负荷时 , 尾水管内的最小压力计算控制值按海拔修正后 , 不应小于 ( -0.08+E/90000) MPa (E 为水轮机安装高程 , 单位为 m)。
2.5.10 有压输水系统全线各断面最高点处的最小压力不应低于0.02 MPa。
2.5.11 超过 2.5.7 条 ~ 2.5.10条的规定时 , 应进行技术经济比较 , 采取改变输水系统布置或尺寸、选择合适的水轮机、增加发电机转动惯量、设置调压室、调压阀或降低安装高程等措施。
2.5.12 调节保证设计值应根据水力过渡过程计算值 , 结合工程特点及类似工程经验确定 , 并留有适当裕度。
2.6 泵站水力过渡过程及防护设计
2.6.1 有可能产生水锤危害的泵站 , 在可行性研究及以后的设计阶段均应进行过渡过程计算 , 并根据各种工况的计算结果 , 确定合理的水锤防护措施。
2.6.2 各种过渡过程工况下 , 对于离心泵加压输水系统 , 水泵机组最高反转转速不宜超过额定转速的 1.2倍 , 超过额定转速的持续时间不应超过 2 min; 对于轴流泵和混流泵输水系统 , 水泵机组最高反转转速不宜超过额定转速的 1.5倍 , 超过额定转速的持续时间不应超过 2 min。
2.6.3 各种过渡过程工况下 , 水泵出口工作阀门后的最高压力不宜超过水泵出口最大工作压力的 1.5倍。
2.6.4 各种过渡过程工况下 , 采用虹吸断流措施的扬水系统 ,考虑海拔修正后驼峰处最低压力不宜低于 -7.5 m。
2.6.5 各种过渡过程工况下 , 压力输水系统任何部位不应出现
水柱断裂 , 最低压力应满足下列要求 :
1 隧洞压力输水系统的最低压力应满足 SL 279的规定。
2 预应力钢筒混凝土管道压力输水系统的最低压力应满足SL 702的规定。
3 其他压力输水系统 , 考虑海拔修正后任何部位最低压力不宜低于 -4 m。
2.6.6 超过 2.6.2 条 ~ 2.6.5 条的规定时 , 应进行技术经济比较 , 采取改变输水系统布置或尺寸、增加泵组转动惯量、设置调压井 (塔)、调压气罐、水锤泄放阀、空气阀、真空破坏阀或水泵出口设多阶段关闭的工作阀门等措施。
2.6.7 对于具有分岔进水、汇流出水的泵站 , 其水泵出口最大压力上升和最高反转转速 , 应根据连接于泵站出水总管上的泵组台数和电气主接线的连接方式 , 按可能同时发生断电事故的泵组台数进行计算 , 必要时可按各种可能的组合工况进行计算。
2.7 厂内起重机
2.7.1 根据厂房的具体条件 , 可选择单小车、双小车桥式起重机 , 电动单梁、双梁桥式起重机或其他型式的起重设备。
2.7.2 起重机的额定起重量应根据机电设备吊运最重件和起吊工具的总重量 , 参考起重机系列的标准起重量选定。采用并车抬吊最重件 , 当 2 台小车抬吊时 , 2 台小车的额定起重量之和不应小于含吊具的最重件总起重量的 1.05倍 ; 当 4 台小车抬吊时 , 4台小车的额定起重量之和不应小于含吊具的最重件总起重量的1.1倍。
2.7.3 起重机的起升高度应满足机电设备安装和检修的要求。
2.7.4 水力发电厂主厂房起重机的台数应根据厂房布置、机组台数和机电设备最重件的吊运方式 , 并考虑卸货、安装进度和检修的需要 , 经技术经济比较确定 , 且宜符合下列规定 :
1 水力发电厂机组台数为 1 台 ~ 4 台时 , 可选用 1 台或 2台桥式起重机。
2 水力发电厂机组台数为 5 台及以上时 , 宜选用 2 台桥式起重机。
3 根据需要可增加小型桥式起重机。
2.7.5 水力发电厂主厂房桥式起重机及各机构工作级别宜按表
2.7.5选取 , 并应符合 GB/T 3811的有关规定。
表 2.7.5 桥式起重机及各机构工作级别
2.7.6 对于泵站起重设备 , 起重量不大于 10 t时 , 宜选用电动单梁桥式起重机 ; 起重量大于 10 t时 , 宜选用电动双梁桥式起重机。
2.7.7 当泵站主泵机组台数为 4 台及以下时 , 起重机的工作级别宜取 A3; 当机组台数大于 4 台且选用 1 台起重机时 , 起重机的工作级别宜取 A3~ A4; 行车机构及起升机构的工作级别应取 M4。
2.7.8 起重机轨道的两端应设阻进器。
2.7.9 起重机安装后 , 应进行无负荷、1.25倍额定起重量的静负荷和 1.1倍额定起重量的动负荷试验。双小车桥式起重机的 2台小车宜同时进行动负荷试验 ; 对于有联合起吊要求的 2 台起重机 , 宜进行并车运行试验。
2.8 泵站进出水流 (管) 道、进出水阀及输水系统辅助设备
2.8.1 泵站进、 出水流道型式应根据泵站扬程、泵型和出水池
水位变化幅度等因素 , 经技术经济比较确定。对于大型泵站 , 宜进行 CFD数值仿真计算分析。
2.8.2 泵站有下列情况之一者应设抽真空系统 , 抽真空系统应密封良好。
1 具有虹吸式出水流道的泵站 , 起动时不能排除流道内空气。
2 水泵叶轮未达到全淹没。
2.8.3 真空泵宜设 2 台 , 互为备用 , 其容量确定宜符合下列要求 :
1 抽除轴流泵和混流泵流道内最大空气容积的时间宜取10 min~ 20 min。
2 离心泵单泵抽气充水时间不宜超过 5 min。
2.8.4 中、高扬程泵站可根据实际需要设置初次起动的充水系统。压力输水系统充水高度不宜低于水泵设计扬程的 2/3。充水泵宜设置 1 台 ~ 2 台 , 不设备用泵。充水时间应根据压力输水系统的具体情况确定。
2.8.5 泵站应采用可靠的断流方式以防止机组在突然断电情况下发生飞逸。断流方式应根据出水池水位变化幅度、泵站扬程和机组特性等因素 , 结合出水流道型式选择 , 经技术经济比较确定。断流方式应运行可靠、设备简单、操作灵活、维护方便 , 对机组效率影响较小。
2.8.6 离心泵进口最低点位于进水池最高运行水位以下时 , 水泵进水管道或流道应设截流设施 , 当设检修阀门时 , 检修阀门处应安装补偿接头。
2.8.7 离心泵出口应设工作阀门和检修阀门 , 并应符合下列规定 :
1 工作阀门的额定工作压力和操作力矩应满足水泵的起停及水力过渡过程计算的要求。
2 工作阀门应离水泵出口保持一定距离。
3 工作阀门应能动水关闭 , 并应满足水锤防护要求。 工作
阀门型式应结合泵站使用条件和水力过渡过程计算确定。
4 工作阀门后应安装传力补偿接头。
2.8.8 长距离输水管道上的调流调压阀、进排气阀、排 (泄)水阀、检修阀等设备配置 , 应根据工程任务、工程布置、工程安全、运行调度等要求确定。
2.8.9 水泵工作阀门后的长距离输水管道安装各类阀门处 , 结合管道的镇墩设置宜安装补偿接头。为防止管道地基非均匀沉降和温差应力危害管道 , 也应安装补偿接头。
2.8.10 长距离输水管道凸起点上宜设进排气阀 , 在无凸起点管段 , 宜每隔 1.0 km 设置进排气阀。具有水锤防护功能的进排气阀的设置位置及参数 , 应经水力过渡过程计算后确定。在寒冷地区 , 进排气阀应采取保温措施。
2.9 技术供水系统
2.9.1 技术供水系统应考虑水轮发电机组/水泵电动机组和辅助设备的冷却、润滑、密封等用水。技术供水系统应布置合理、运行安全可靠 , 并能自动操作。
2.9.2 技术供水系统水源可取自上/下水库、压力钢管或蜗壳、顶盖、尾水管或尾水隧洞或尾水渠、泵站进出水流/管道、进/出水池、地下水、洁净水或靠近水力发电厂、泵站的河流等 , 应根据用水设备对水量、水压、水温及水质的要求 , 结合水力发电厂、泵站的具体条件合理确定。
2.9.3 技术供水除主水源外 , 应有可靠的备用水源或备用水路。技术供水系统水源应根据用水设备对水量、水压、水质和水温的要求 , 结合具体条件合理选定 ; 当水质不满足要求时 , 应进行净化处理或采用二次循环供水方式。
2.9.4 技术供水方式可在下列供水方式中选择 :
1 水泵供水方式。
2 自流供水方式。
3 自流减压供水方式。
4 水泵加中间水池 (或水塔) 供水方式。
5 顶盖取水供水方式。
6 二次循环供水方式。
7 混合供水方式。
2.9.5 水力发电厂的技术供水方式应根据水头大小按下列原则确定 :
1 当最小水头小于 15 m 时 , 宜采用水泵供水方式。
2 当净水头为 15 m~ 60 m 时 , 宜采用自流供水方式。
3 当净水头为 60 m ~ 160 m 时 , 宜采用自流减压供水方式。
4 当净水头大于 160 m 时 , 宜采用水泵供水方式。采用其他供水方式时 , 应进行技术经济比较。
5 水头合适的混流式机组 , 当顶盖泄压管的水流压力和流量满足要求时 , 可采用顶盖取水供水方式。
6 当水力发电厂水头变化范围较大 , 采用单一供水方式不能满足需要或不经济时 , 可采用混合供水方式。
7 在水力发电厂布置条件允许且经济合理时 , 可考虑设置中间水池供水方式 , 以取得较为稳定的供水压力。
2.9.6 泵站的技术供水方式应根据扬程大小按下列原则确定 :
1 当最小扬程小于 15 m 时 , 宜采用水泵供水方式。
2 当扬程为 15 m~ 60 m 时 , 宜采用自流供水方式。
3 当扬程大于 60 m 时 , 应通过技术经济比较确定供水方式。
2.9.7 泵站的技术供水采用自流供水方式时 , 可直接从主泵出水管取水 ; 采用水泵供水方式时 , 应设能自动投入工作的备用泵。水源为自来水等洁净水时 , 宜采用循环供水方式。在泵站布置条件允许且经济合理时 , 可考虑采用水塔或水池供水方式 , 其有效容积应满足下列要求 :
1 轴流泵站和混流泵站取全站 15 min的用水量。
2 离心泵站取全站 2 h~4 h 的用水量。
2.9.8 自流减压供水和顶盖取水供水系统中应装设安全泄压装置。
2.9.9 水库水位变幅较大的水力发电厂 , 自水库取水的取水口宜按水库的含沙量和水温等情况分层设置 , 并应满足水力发电厂初期发电的供水要求。有长尾水隧洞的地下式水力发电厂 , 当从尾水管取水时 , 取水口位置应设置在水压稳定区 , 不受尾水管压力脉动的影响。 当技术供水泵取水与排水布置在同一输水管道上时 , 取水口和排水口布置距离应防止热短路。
2.9.10 技术供水系统的取水口应设置拦污栅 , 宜有清污措施。取水口进水管上应有检修和更换第一道工作阀门的措施。
2.9.11 消防供水水源取自技术供水系统时 , 技术供水系统设计应考虑消防供水水量要求。
2.10 排水系统
2.10.1 水力发电厂机组检修排水系统和厂内渗漏排水系统应分开设置。泵站机组检修排水系统和站内渗漏排水系统可分开设置 , 经技术经济论证 , 排水系统也可共用一套排水设施。两个系统共用排水设施时 , 应采取防止水淹厂房的安全措施。
2.10.2 水力发电厂、泵站机组检修排水可采用直接排水或间接排水方式。选用直接排水方式时 , 连通各台机组尾水管和泵组进水管的排水管直径应满足水泵排水量的要求 , 并应设有冲淤措施。
选用间接排水方式时 , 检修集水井的有效容积应满足 1 台排水泵 15 min的排水量。 当集水井顶高程低于最高尾水位时 , 检修集水井结构、进人孔等应设计成密封承压式 , 集水井补排气装置应具有防止尾水倒灌的措施。
对于地下厂房或尾水位较高的水力发电厂宜采用直接排水方式。
2.10.3 机组检修排水泵的设计流量 , 应按一台机组检修排水量及所需排水时间确定 , 排水时间宜取 4 h~ 6 h。 当排除长尾水洞
内的积水时 , 排水时间可适当延长。机组检修排水泵不应少于 2台 , 且均为工作泵 , 其中应至少有 1 台水泵的流量大于上、下游闸门 (或阀门) 的总漏水量。
2.10.4 厂内渗漏排水量应计入下列水量 :
1 厂房水工建筑物的渗水量。
2 顶盖自流排水量。
3 经含油污水系统处理后的厂内达标排水量。
4 其他需排入渗漏集水井的水量。
2.10.5 厂内渗漏排水系统应安全可靠 , 能自动操作 , 集水井应设置水位警报信号装置 , 并应与厂区排水系统分开设置。厂区排水系统宜布置在厂房外。
2.10.6 渗漏集水井的有效容积可按汇集 30 min~ 60 min厂内总渗漏排水量确定。有条件时 , 宜适当加大集水井的有效容积。
2.10.7 渗漏排水工作泵的流量应按集水井有效容积、渗漏水量和排水时间确定。
水力发电厂渗漏泵排水时间宜取 20 min~ 30 min, 备用泵的总排水量不宜小于工作泵总排水量的 50% , 且备用泵不宜少于 2 台 , 对地下厂房可适当加大备用泵的排水容量。
泵站渗漏泵排水时间宜取 15 min~ 20 min, 地下厂房泵站和大型泵站的备用泵不宜少于 2 台 , 其他泵站宜设 1 台备用泵。
备用泵的流量、扬程宜与工作泵相同。
2.10.8 渗漏集水井应能收集厂内最低层的漏水 , 集水井报警水位应低于最低层的交通廊道、操作廊道及布置有永久设备场地的地面高程。
2.10.9 坝区渗漏排水系统集水井的设置和排水泵选择 , 可按厂内渗漏排水系统相关要求执行。
2.10.10 渗漏排水泵的排水管路出口宜布置在厂址最高尾水位以上。机组检修排水泵的排水管路出口宜布置在厂址正常尾水位以上。大坝渗漏排水泵的排水管路出口宜布置在坝址最高尾水位以上。 当排水管路出口布置在最高尾水位以下时 , 应有防止尾水
倒灌的措施。
2.10.11 寒冷地区排水管出口宜设在最大冰层厚度以下。对浸没在水面以下的排水管 , 其出口端阀门应有检修和更换的措施。
2.10.12 多泥沙河流的水力发电厂、泵站的排水廊道和集水井应有排除淤泥的措施。
2.10.13 厂内渗漏排水系统应结合含油污水处理系统进行设计。厂内含油污水应汇集至油污集水井 , 经含油污水处理系统处理后方可排入厂房渗漏集水井或其他位置。
2.11 压缩空气系统
2.11.1 压缩空气系统应满足油压装置、机组制动、调相压水、气垫式调压井、 围带密封、真空破坏阀、设备检修清扫、 防冻吹气以及水轮机强迫补气等用气要求。
2.11.2 压缩空气系统宜选用压力大于等于 1.6 MPa且小于10.0 MPa的中压系统和压力小于 1.6 MPa的低压系统 , 不宜选用 10.0 MPa及以上的高压压缩空气系统。
2.11.3 压缩空气系统设计应满足用户对供气量、供气压力和相对湿度等要求 , 并应考虑水力发电厂、泵站所在地海拔的大气压力对压缩空气系统容量的影响。
2.11.4 压缩空气系统可根据用户的重要性、工作压力、用气量和供气质量等要求 , 采用独立供气系统或综合供气系统。 系统设计时应符合下列规定 :
1 当采用综合供气系统时 , 空气压缩机总生产率和储气罐总容积宜按可能同时工作用户所需的总耗气量确定。选择空气压缩机台数和储气罐数量时 , 应便于布置。
2 当采用独立供气系统时 , 每个压缩空气系统至少应设置2 台空气压缩机 , 其中 1 台工作、1 台备用。对机组调相压水和检修用压缩空气系统 , 可不设置备用空气压缩机 , 但空气压缩机数量不宜少于 2 台 , 每台空气压缩机的生产率不宜小于系统所需生产率的 50%。
3 为利于厂区各处临时性用气 , 可设置移动式低压空气压缩机。
2.11.5 机组制动用储气罐的总容积 , 应按同时制动的机组总耗气量及允许最低制动压力值确定 ; 机组制动用空气压缩机的生产率应按 10 min~ 15 min恢复储气罐工作压力确定。 机组制动用气应设置专用储气罐及专用供气管道。
2.11.6 用于水轮发电机组调相压水的储气罐的总容积 , 宜按同时压水机组 1 次压水过程的耗气量和压水后储气罐内的剩余压力值确定。剩余压力值应比压水至规定的下限水位时尾水管内可能最大压力至少高 0.1 MPa。
2.11.7 用于水轮发电机组调相压水的空气压缩机的总生产率 ,宜按 15 min~45 min恢复储气罐工作压力 , 并同时补给调相运行机组的总漏气量确定。对于调相运行机组台数较少或调相运行机会不多的水力发电厂 , 恢复储气罐工作压力的时间可适当延长 , 但不宜大于 60 min。
2.11.8 调相压水储气罐的材料性能应满足连续两次压水供气操作后的罐内最低温度要求 , 同时应考虑供气管路、 阀门等附件材质对温度变化的适应性 , 保证系统设备在低温下的安全运行。
2.11.9 油压装置用气的空气压缩机的总生产率宜按独立供气系统要求计算 , 即按全部空气压缩机投入运行 , 在 2 h~ 4 h 以内将 1 台机组的压力油罐内的标准空气容积的气压充气至工作压力确定。空气压缩机至少应设置 2 台 , 其中 1 台备用。储气罐的容积应满足压力油罐运行补气的要求。
2.11.10 气垫式调压室用气空气压缩机的总生产率应满足气室首次充气要求 , 充气时间不宜超过 15d, 空气压缩机可不考虑备用 , 但不宜少于 2 台。 补气空气压缩机容量应大于气室的漏气量 , 不宜少于 2 台 , 其中 1 台备用。
2.11.11 空气压缩机宜集中布置在专用房间内 , 且宜远离中央控制室 , 并应根据需要采取减振和隔音措施。 当储气罐布置在室外时 , 应布置在环境温度变化较小的阴凉处 , 在寒冷地区应采取
防冻措施。
2.12 油系统
2.12.1 水力发电厂应设置透平油系统。位于偏远地区的水力发电厂可设置绝缘油系统。泵站可根据用油需求决定是否设置油系统。
2.12.2 透平油系统总用油量应包括全部机组润滑系统、调速系统、进水阀系统、筒形阀系统、水泵叶片调节系统及液压设备的用油量 , 以及管路的充油量、备用油量。对于转桨式水轮机 , 还应包括轮毂体内用油量。
2.12.3 绝缘油系统总用油量应包括变压器、 电抗器、互感器、套管的用油量 , 以及管路的充油量、备用油量。
2.12.4 油系统应满足贮油、输油和油净化等要求。
2.12.5 水力发电厂宜设置透平油罐 , 可根据需要设置绝缘油罐。
2.12.6 油罐宜分别设置净油罐和运行油罐。油罐的容积和数量应满足贮油、设备检修换油和油净化等要求。透平油的净油罐容积和运行油罐容积均应按最大一台机组及其附属设备总用油量的110%确定 ; 绝缘油的净油罐容积和运行油罐容积均应按最大一台主变压器总用油量的 110%确定。
2.12.7 灯泡贯流式机组的轴承润滑油重力油箱容积应按油泵故障时 , 机组仍能安全运行 5 min~ 10 min的用油量确定。
2.12.8 透平油系统油泵不宜少于 2 台 , 每台容量应保证 4 h~ 6 h 内充满一个最大用油部件。滤油机容量应满足 8 h 内过滤完最大一台机组的用油量。
2.12.9 绝缘油系统油泵不宜少于 2 台 , 每台容量应保证 6 h~ 8 h 内充满最大一台变压器。滤油机容量应满足 24h 内滤完最大一台变压器的用油量。
2.12.10 水力发电厂油化验设备可按简化分析配置。泵站不宜设置油化验设备。
2.12.11 油罐室和油处理室的面积、高度和布置位置应根据布置条件、油罐和油净化处理设备数量和尺寸、消防及通风要求、维护和运行通道等因素确定。
2.12.12 油罐和变压器事故排油不应污染环境 , 根据需要可设置污油处理设备。
2.12.13 梯级水力发电厂或地理位置相近的水力发电厂群 , 可设置中心油务所。 中心油务所的位置宜设置在用油量较多的水力发电厂或水力发电厂群的管理中心附近。 中心油务所宜按梯级水力发电厂 (或水力发电厂群) 中可能同时检修的机组或变压器的用油量配置设备。 中心油务所的油化验设备可按全分析化验项目配置。各分厂可只设置小容积的运行油罐和添油罐 , 不宜设置或简化设置油净化处理设备。
2.12.14 梯级泵站或地理位置相近的泵站群 , 宜按用油需求设置中心油务所。 中心油务所的位置宜设置在用油量较多的泵站或泵站群管理中心附近。 中心油务所宜按梯级泵站 (或泵站群) 中可能同时检修的机组或变压器的用油量配置设备。 中心油务所的油化验设备可按全分析化验项目配置。每个泵站宜设置储存最大一台机组或变压器用油量的净油容器 , 可不设置油净化处理设备。
2.13 水力监测系统
2.13.1 水力监测系统的设计应满足机组安全可靠、经济运行、自动控制的要求。
2.13.2 水力发电厂的水力监测应包括下列监测项目 :
1 上游及下游水位。
2 电站毛水头。
3 拦污栅前后压差。
4 厂房防淹水位。
5 反击式水轮机蜗壳、 冲击式水轮机配水环、贯流式水轮机流道的进口压力。
6 转轮与活动导叶之间的压力及压力脉动。
7 混流式、轴流式水轮机的顶盖压力及压力脉动。
8 尾水管进口压力及压力脉动。
9 尾水管出口压力。
10 水轮机流量。
11 水轮机工作水头。
2.13.3 水力发电厂的水力监测可包括下列项目 :
1 水库水温。
2 调压室水位。
3 蜗壳进口压力脉动。
4 蜗壳末端压力。
5 止漏环进、 出口压力。
6 尾水管肘管压力及压力脉动。
2.13.4 泵站的水力监测项目宜包括进水池水位或进水总管压力、 出水池水位或出水总管压力、扬程、拦污栅前后压差、 闸门前后压差、厂房防淹水位、水泵进口压力、水泵出口压力、工作阀门后压力、 叶轮与导叶间压力、水泵流量 , 以及进行现场试验所需要的测量项目等。
2.13.5 当水力发电厂和泵站设有机组状态监测系统时 , 水力发电厂水力监测项目应配置机组振动、主轴摆度、轴向位移等监测项目 , 泵站水力监测项目应配置机组振动、主轴摆度、转速等监测项目。
2.13.6 对于高海拔地区的水力发电厂或泵站 , 应考虑海拔对仪表测量精度的影响。
3 电气一次
3.1 与电力系统的连接
3.1.1 水力发电厂应进行接入电力系统方式设计 , 泵站和水闸宜进行电源供电方案设计。工程业主或建设管理单位应及时委托电力系统设计单位进行与电力系统的连接设计。
3.1.2 水力发电厂接入系统设计水平年 , 宜取项目本期规划建设容量全部投产年。接入系统方案应根据设计水平年电力系统发展规划、水力发电厂规划容量、规划单机容量、水力发电厂动能特性、枢纽总体布置、地理位置 , 以及地形、地质条件等 , 经技术经济比较确定。接入系统设计还应考虑充分利用水力资源 , 以及水力发电厂初期发电和分期过渡的方式。
3.1.3 水力发电厂与电力系统连接的输电电压等级 , 宜采用一级 , 不应超过两级。在满足输送水力发电厂装机容量的前提下 ,出线回路数宜尽量减少。不宜在水力发电厂设置电力系统的枢纽变电所。
3.1.4 水力发电厂接入系统成果应包括下列内容 :
1 水力发电厂在系统中的位置和作用。
2 供电范围及输电方式。
3 出线电压等级、 回路数、各回出线落点、送电容量、线路距离及有无穿越功率要求等。
4 水力发电厂装机容量、机变组容量 , 占系统的总容量和系统事故备用容量的比重 ; 系统对主接线的具体要求。
5 现有系统地理接线图及设计水平年的地理接线图 , 各序阻抗图 , 潮流、稳定和短路电流计算成果。
6 系统对水轮发电机主要参数、进相和调相能力、运行方式等方面的要求。
7 系统对主变压器额定电压、调压范围和方式、阻抗电压、
中性点接地方式等的要求。
8 在水力发电厂设置并联电抗器、 主变压中性点电抗器等的要求 , 对变压器直流偏磁耐受能力的要求。必要时 , 可进行专题论证。
9 输电杆塔的基本塔型、 电气参数和防雷性能。
10 同塔多回架空线路回路间的感应电压、感应电流和对线路接地开关参数的要求。
11 在水力发电厂装设提高系统稳定的设施。
12 出线侧断路器开断电流的要求。
13 断路器合闸电阻设置的要求。
14 在水力发电厂设置融冰装置的要求。
15 系统对水力发电厂调度自动化、系统继电保护、安全自动装置及系统通信等方面的要求。
16 是否需要黑起动。
3.1.5 泵站和水闸的供电方案设计应以其所在地区电力系统现状及发展规划为依据 , 经技术经济论证合理确定。
3.1.6 泵站和水闸进行电源供电方案设计成果宜包括下列内容 : 1 确定电源型式、 电压等级、 电源点、供电回路数、供电
线路型式和长度。
2 简述电力系统对主要电气设备型式、参数、运行方式、计量、无功补偿及系统通信等方面要求。
3.1.7 泵站和水闸负荷等级及供电方式应根据工程性质、规模和重要合理性确定 , 并应符合下列要求 :
1 一级负荷的供电系统应由 2 个电源供电 , 当 1 个电源发生故障时 , 另 1个电源不应同时受到损坏 ; 对其中特别重要的负荷 , 还应增设应急电源 , 并不应将其他负荷接入应急供电系统。
2 二级负荷的供电系统 , 宜由 2 回线路供电。 在地区供电条件困难时 , 可由 1 回 10 kV及以上专用架空线路供电。
3 三级负荷的供电系统 , 可由 1个电源供电。
4 其电源可从地区电网取得 , 也可由柴油发电机组供电。
3.2 电气主接线
3.2.1 水力发电厂电气主接线应根据接入电力系统设计以及满足电厂本质安全、供电可靠、运行灵活、检修方便、接线简单、经济合理、便于实现自动化和分期过渡、不造成水库大量弃水、不影响水力发电厂安全运行等要求 , 并考虑水力发电厂的水文气象、动能特性、建设规模、枢纽总体布置、融冰、地形和运输条件、环境保护、设备特点等因素 , 经技术经济比较论证确定。
3.2.2 装机容量 750 MW 及以上的水力发电厂宜对电气主接线可靠性进行评估。
3.2.3 当工程分期建设时 , 电气主接线设计应考虑远、近期结合 , 便于分期过渡实施。
3.2.4 发电机与主变压器最大组合容量不应大于所在系统的事故备用容量 , 组合方式应通过技术经济比较确定 , 可选单元接线、联合单元接线、扩大单元接线等接线方式。选择联合单元接线 , 应考虑在电厂初期运行时 , 未投运机组调试而造成同一联合单元已投运的其他机组被迫停运可能产生的弃水影响因素。
3.2.5 在同时满足下列情况时 , 全厂可只采用一组扩大单元。
1 水库有足够库容 , 能避免大量弃水。
2 具有放水设施 , 不影响下游正常用水。
3 有可靠的外来厂用电电源。
3.2.6 发电机出口处宜装设断路器 , 但下列回路在发电机出口处应装设断路器。
1 扩大单元回路。
2 三绕组变压器或自耦变压器回路。
3.2.7 根据水力发电厂的运行特点 , 高压配电装置的接线宜按下列要求确定 :
1 35kV~ 66kV配电装置可采用单母线接线、单母线分段接线或桥形接线。
2 110 kV~ 220 kV配电装置宜采用下列接线 :
1) 敞开式配电装置可采用单母线接线、单母线分段接线、角形接线、桥形接线等 ; 220 kV 进出线达 6 回及以上、110 kV进出线达 8 回及以上时 , 可采用双母线接线 ; 当该配电装置的断路器无停电检修的条件时 , 则可采用带旁路母线接线 ; 当 220 kV 出线在 5 回以上 , 110kV 出线在 7 回以上 , 宜采用带专用断路器的旁路母线 ; 当 220 kV 进出线达 8 回及以上时 , 也可采用3/2断路器接线或 4/3断路器接线。
2) 气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 配电装置可采用单母线接线、单母线分段接线、 角形接线或桥形接线 ;进出线回路达 8 回及以上的大型水力发电厂也可采用双母线接线或 3/2断路器接线 ; GIS 配电装置不宜设置旁路母线。
3 330 kV~ 750 kV配电装置宜采用下列接线 :
1) 敞开式配电装置 , 当进出线回路数为 3 回 ~ 4 回时可采用角形接线 ; 当进出线回路 5 回及以上时 , 可采用3/2断路器接线、4/3 断路器接线或双母线双分段带专用断路器的旁路母线接线等 ; 7500 MW 及以上巨型水力发电厂也可采用母线分段的 3/2断路器接线或 4/ 3 断路器接线。
2) GIS配电装置可采用单母线接线、单母线分段接线或角形接线 ; 当进出线回路数 5 回及以上时 , 可采用双母线接线或双母线分段接线 , 但均不宜设置旁路母线 ;进出线达 6 回及以上 , 可选用 3/2断路器接线 ; 进出线达 9 回及以上 , 可选用 4/3断路器接线。
4 短时停电不会产生大量弃水的水力发电厂可采用变压器线路组接线 , 直接接入电力系统。
5 经技术经济比较后各电压等级高压配电装置 , 也可采用其他形式的接线。 当全厂短时全停不影响所在电力系统运行 , 不产生大量弃水 , 不影响航运、下游用水和厂用电供电时 , 可适当
简化电气主接线。
3.2.8 泵站和水闸电气主接线的设计应根据供电系统设计要求、规模、重要性、运行方式和电动机起动方式等因素确定 , 其电气主接线应简单可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资。
3.2.9 泵站和水闸电气主接线的高压侧宜采用单母线、线路变压器组、单母线分段、桥形接线和双母线接线。
3.2.10 电动机电压侧宜采用单母线接线或单母线分段接线 , 母线进线应设置断路器 , 母线分段时应采用断路器联络。
3.2.11 短路电流宜根据工程全部建成投产后 5 年 ~ 10年的电力系统发展规划进行计算。计算采用的电气主接线 , 应为可能发生最大短路电流的正常接线方式。
3.3 水轮发电机
3.3.1 水轮发电机的主要参数、结构型式等选择应满足电力系统及水力发电厂总体布置、检修维护等要求 , 并应符合 GB/T 7894的有关规定。
3.3.2 水轮发电机的额定功率和额定转速应与水轮机的额定输出功率和额定转速相匹配。
3.3.3 水轮发电机的额定电压应根据额定容量、额定转速、定子绕组支路数、冷却方式、槽电流、 电气设备选择及海拔等因素 , 经综合技术经济比较后选择。 电压等级可选用 6.3 kV、 10.5 kV、13.8 kV、15.75 kV、18kV、20kV、22kV、24kV或 26kV。
3.3.4 水轮发电机的额定功率因数宜按下列规定采用 :
1 水轮发电机的额定功率因数 , 额定容量为 25 MVA 及以下的 , 不宜低于 0.8 (滞后) ; 额定容量大于 25 MVA 但不超过100 MVA 的 , 不宜低于 0.85 (滞后) ; 额定容量大于 100 MVA但不超过 250MVA 的 , 不宜低于 0.875 (滞后) ; 额定容量大于250 MVA 的 , 不宜低于 0.9 (滞后)。
2 灯泡式水轮发电机的额定功率因数 , 额定容量为 5 MVA
及以下的 , 不宜低于 0.875 (滞后) ; 额定容量大于 5 MVA但不超过 10MVA 的 , 不宜低于 0.9 (滞后) ; 额定容量大于 10 MVA但不超过 30 MVA 的 , 不宜低于 0.92 (滞后) ; 额定容量大于30 MVA 以上的 , 不宜低于 0.95 (滞后)。
3.3.5 水轮发电机的电抗参数、调相容量、进相容量、充电容量等 , 应根据电力系统要求、输电距离、机组造价等综合因素考虑确定。
3.3.6 水轮发电机的冷却方式 , 宜采用密闭循环通风冷却方式 ,经论证后 , 也可采用定子蒸发冷却或其他冷却方式。
3.3.7 水轮发电机应设置机械制动装置。 开停机频繁的水轮发电机和容量较大的灯泡式发电机宜采用电气与机械联合制动方式。
3.4 主电动机
3.4.1 主电动机应满足高效、节能要求。其主要参数、结构型式等选择应满足用途、布置、运行检修条件等要求。
3.4.2 泵站主电动机的选择应符合下列规定 :
1 应根据工程的实际情况 , 按拖动对象的轴功率、转速等要求 , 经技术经济比较选择同步或异步电动机。
2 电动机的额定功率应按水泵运行可能出现的最大轴功率选配 , 并留有 5% ~ 20%的裕度。
3 电动机的额定电压应根据其额定功率、 电力系统供电电压、主接线、制造厂提供的性能参数等经技术经济比较确定。 当技术经济条件相近时 , 宜选用 10 kV。
4 电动机的额定转速宜与水泵的额定转速相匹配。
5 当泵站机组需变速运行时 , 宜采用变频电机 , 并配置变频调速装置。
6 高海拔地区水泵配套的电动机宜选用高原型。
3.4.3 潜水泵站电机的选择 , 除应符合 3.4.2 条的规定外 , 还应符合下列规定 :
1 潜水泵电动机的起动转矩不应小于 0.5 倍额定转矩 , 最大转矩不应小于 1.8倍额定转矩 , 且防护等级、绕组绝缘等级、噪声等应符合下列规定 :
1) 潜水泵配用的干定子潜水电动机应选用防护等级不低于 IP68的产品 , 湿定子潜水电动机应选用防护等级不低于 IP23的产品。
2) 干定子潜水电动机应选用定子绕阻绝缘不低于 F 级、温升考核为 B级的产品 , 湿定子潜水电动机应选用定子绕组绝缘不低于 Y级的产品。
3) 距离潜水泵 1.0 m 处 , 潜水泵的噪声不大于 85 dB (声压级)。
2 潜水泵电机功率小于 315kW时 , 电压等级宜选用 380V,功率大于等于 315 kW 时 , 电压等级宜选用 10 kV。
3.4.4 泵站主电动机启动应符合下列规定 :
1 主电动机启动时母线电压降不宜超过额定电压的 15%。
2 当主电动机启动引起的电压波动不致影响其他用电设备正常运行 , 且电动机端电压产生的启动电磁力矩大于静阻力矩时 , 母线电压降可超过 15%。
3.4.5 泵站主电动机宜选用全电压直接启动方式。 当不能满足3.4.4条要求或对系统电压波动有特殊要求或启动电流超过制造厂规定的允许值时 , 可选用软起动、变频起动等启动方式。
3.4.6 泵站主电动机直接启动应按供电系统最小运行方式和下列机组最不利的运行组合形式进行电压校验计算 :
1 当同一母线上全部连接同步电动机 , 应按最大一台机组首先启动的条件计算。
2 当同一母线上全部连接异步电动机 , 应按最大一台机组最后启动的条件计算。
3 当同一母线上连接有同步电动机和异步电动机时 , 应按全部异步电动机投入运行后 , 再启动最大一台同步电动机的条件计算。
3.5 主变压器
3.5.1 主变压器应采用环保、节能、低噪声产品。宜根据电压、容量、布置、环境、变压器制造水平等条件采用液浸式变压器、干式变压器 ; 当有特殊要求时 , 经技术经济比较 , 也可采用 SF6气体绝缘变压器。
3.5.2 主变压器宜采用三相式。 当运输条件受限但布置场地不受限制时 , 宜采用单相变压器组 ; 当运输条件和布置场地均受限时 , 宜采用三相组合式变压器或三相现场组装变压器。
3.5.3 用于扩大单元连接的主变压器
