中华人民共和国电力行业标准 P DL/T5186-2004
条 文 讲 明 中国电力出版社
水力发电厂机电设计规范 主编部门：水电水利规划设计总院
批准部门：中华人民共和国国家经济贸易委员会
2004 北京
目 次 1 范畴 5 2 引用标准 5 3 总则 5 4 水力机械 5 4.1 水轮机选择 5 4.2 进水阀 21
4.3 调速系统及调剂保证 24 4.4 主厂房起重机 30
4.5 技术供、排水系统及消防给水 32 4.6 压缩空气系统 4.7 油系统 5. 电气 51
5.1 水电厂接入电力系统 51 5.2 电气主接线 56
5.3 水轮发电机/发电电动机 74 5.4 主变压器
81 46
48
4.8 水力监测系统
41
5.5 高压配电装置 87
5.6 厂用电及厂坝区供电 92 5.7 过电压爱护和接地装置 5.8 照明 106
5.9 电缆选型与敷设 6.1 总体要求 111
6.2 全厂集中监视操纵 115 6.3 励磁系统 126 6.4自动操纵 127 6.5 运算机监控系统 6.6 继电爱护 136
6.7 电测量和电能计量 137 6.8 二次接线 137
6.9 厂用直流及操纵电源 6.10 通信 145
7 机电设备布置及对土建和金属结构的要求 147
141 128 107
6. 操纵爱护和通信 111
101
7.1 一样要求 147
7.2 主厂房 150 7.3 副厂房 153 7.4 变压器场地 154
7.5 高压配电装置布置 158 7.6 中央操纵室及其它 165 7.7 直流设备室 171
7.8 水轮机/水泵水轮机输水系统 172 7.9 电梯 175 8 辅助设施 176 8.1 机械修配厂 176 8.2 电气实验室 177
附录A 水力机械术语、符号 178
1 范畴 无需讲明。
2 引用标准 无需讲明。
3 总则 无需讲明。
4 水力机械
4.1 水轮机选择
4.1.1 水轮机型式及适用水头范畴见表1。 表1 水轮机型式及适用水头范畴
水 轮 机 型 式 按能量转换方式分 反 击 式 按水流流向分 按结构特点分 贯 流 式 轴 流 式 斜 流 式 灯 泡 式 轴 伸 式 定 桨 式 转 桨 式 适用水头范畴 （m） 3～30 3～80 40～120 冲 击 式
混 流 式 射 流 式 水 斗 式 30～700 300～1700 当水电厂的水头段有两种以上机型可供选择时，应从技术特性（D1、nr、
t、Hs）、
经济指标（机组设备及起重设备造价、厂房土建工程量及其估价、多年平均发电量）、运行可靠性（包括水轮机运行的水力稳固性、设备使用的成熟可靠程度），以及设计制造体会、制造难度等方面，经技术经济比较后选定。
关于最大水头20m及以下的径流式水电厂，按照国内、外的水电工程实践和运行体会，贯流式水轮机已显示出其优良的经济合理性和技术可行性，故举荐优先选用灯泡贯流式。
关于水头变幅较大（Hmax /Hmin>1.8）的70m水头段的大型水电厂，水轮机型式选择时应要紧考虑水轮机运行的水力稳固性要求，优先举荐选用具有双重调剂性能的轴流转桨式水轮机。
4.1.2 设计选择的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水电厂在汛期和非汛期运行输出功率的要求。
在技术经济比较时，要紧应考虑枢纽布置条件、机组设备制造能力和技术水平、对外交通运输条件、水库的调剂特性与运行方式、水头和流量特性、以及机组的运行方式和大修要求等因素。在考虑上述因素的基础上，拟定不同的单机容量方案，分不运算机电设备、土建费用及电量，进行经济比较。宜选用单机容量较大、机组台数较少（但许多于2台）的设计方案。
关于多泥沙河流的水电厂，机组台数选择时应研究和推测水电厂投入运行后的过机含沙量、颗粒级配和莫氏硬度大于5的泥沙含量，以及机组大修周期要求。
关于梯级水电厂，设计选用单机容量时，还要考虑梯级水电厂之间水量衔接的要求。
4.1.3 本条强调了应注意最大水头与额定水头比值较大的大型混流式水轮机在高水头区域稳固运行的范畴要求。为了在较高水头和较大负荷运行时增大水轮机运行稳固运行范畴，可设置水轮机最大输出功率，使水轮机能够在较大导叶开度，较小转轮叶片进口水流冲角的工况下运行，以躲开由于进水冲角过大产生叶片头部脱流空化、形成二次流和叶道涡所引起的水轮机水力不稳固运行工况，进而满足水轮机在较高水头运行时负荷调剂范畴的要求。因此，宜按照水电厂的水力动能特性（要紧指水头和流量特性）、水轮机运转特性及运行范畴、电站调峰及事故备用的效益、有关配套设备的投资以及电力系统的需求等条件，研究水轮机超额定功率运行的必要性及合理性，
并选定水轮机最大输出功率及其相应的净水头。
国内外一些大型水电厂，如大古力Ⅲ、依泰普、古里Ⅱ、萨彦舒申斯克、龙羊峡、二滩、万家寨、三峡左岸等的水轮机均设有两级输出功率，即额定功率和最大功率。
4.1.4 水轮机设计水头即水轮机最优效率点的净水头。
1 水轮机设计水头接近或略高于加权平均水头，有利于水轮机在较高水头运行时的水力稳固性，可提升水轮机加权平均效率，增加年平均发电量。对混流式水轮机，一样举荐最大净水头与设计水头的比值在1.07～1.11之间,同时兼顾使最小净水头与设计水头的比值大于或等于0.65。即Hmax/Hd=1.07～1.11, Hmin/Hd≥0.65.
2 关于水库采取“蓄清排浑”运行方式的多泥沙河流水电厂，汛期（排沙期）水流含
沙量较大，水库降低水位进行排沙，水轮机在较小水头和含沙水流条件下运行；蓄水期水库蓄水，水位升高水流变清，水轮机在较大水头和清水条件下运行。为使水轮机最优效率区的工作位置既注意到蓄水期在较大水头下稳固运行和多发电量的要求，又兼顾到汛期在较小水头下能靠近无空化或低空化区运行，以减轻磨蚀损坏的要求。因此，设计水头宜在水电厂加权平均水头和汛期平均水头之间选取。
4.1.5 水轮机/水泵水轮机额定水头Hr的选择
1 合理选择额定水头直截了当关系机组的稳固运行性能和电站发电效益。考虑到我国各电力系统的工作内容持续扩大，受阻出力多为汛期季节性电能，在既考虑到减少受阻出力又只是份强调受阻出力，兼顾水轮机稳固运行性能的要求，关于中、高水头水轮机的额定水头宜在加权平均水头0.95～1的范畴内选取。
此外，最大净水头与额定水头的比值也可作为选择额定水头的参考。统计资料表明:Hmax/Hr的值，国外有85％的电站小于1.15；国内有75％的电站小于1.15，这些大型机组运行情形都差不多良好。
2 关于径流式水电厂，水轮机水头要紧取决于水电厂的下泄流量及其相应的下游尾水位。水轮机额定水头应按水电厂发足装机容量时运行净水头选定。选择额定水头时应计入额定工况下水轮机流道的全部水头缺失，并留有适量的裕度。关于贯流式水轮机，在预可行性研究和可行性研究时期，流道的水头缺失可暂按0.3～0.5m估算。
3 合理地选择水泵水轮机水轮机工况的额定水头是一项涉及到多个方面的综合性的工作。要紧要考虑电站运行方式、机组的运行稳固性及其能否稳固并网、参数是否合理匹配等。
对国外102座抽水蓄能电站进行了统计，其中66座电站水泵水轮机水轮机工况额定水头高于算术平均水头，17座电站额定水头与算术平均水头相同，19座电站额定水头略低于算术平均水头。同时发觉，略低于算术平均水头的电站差不多上水头变幅较小电站。
按照国内、外抽水蓄能电站水泵水轮机水轮机工况额定水头的体会，关于水头变幅较大电站，额定水头选择宜略低于加权平均水头或不小于算术平均水头；关于水头变幅较小电站，额定水头选择可略低于算术平均水头。
4.1.6 水轮机/水泵水轮机比转速的选择 1 比转速是评判水轮机/水泵水轮机技术经济综合特性的一项重要指标。它综合反映水轮机/水泵水轮机的能量、空化和水力稳固性等特性，也反映不同国家、地区、不同年代的水轮机/水泵水轮机的试验、设计和制造水平。从国内、外水轮机/水泵水轮机的科研、设计、制
造和运行等方面的有关资料来看，比转速曾有逐步提升的趋势，并在一定的条件下和某些水头范畴内取得了较好的经济效益。然而，比转速又与水力稳固性、空化特性、能量特性、泥沙磨蚀及材料强度等因素有关，并非越高越好，而是有一个比较合理的比转速水平。
初选水轮机比转速时宜按照由统计得出的比转速与水头间的关系选取。
2 对用于多泥沙河流、水头变幅较大或高海拔地区的水轮机，为减轻水轮机的磨蚀程度，及使水轮机具有良好的水力稳固性和空化特性，宜选用较低水平的比转速。
3 关于水泵水轮机可分不运算水轮机工况的比转速和水泵工况的比转速，并宜以水泵工况的比转速为主。从近年来国内抽水蓄能电厂水泵水轮机参数选择和投产后运行中显现的一些咨询题来看，水泵水轮机的比转速水平不宜过高，能够国内、外水头/扬程和输出/输
入功率比较接近，并已成功运行的水泵水轮机的比转速作为参考值进行比选，如设计选用的比转速超过参考值时，应通过技术经济论证确定。
4.1.7 水轮机/水泵水轮机额定转速的选择
1 当水轮机／水泵水轮机有两种及以上同步转速可供选择时，应从水力稳固性、加权平均效率、年平均发电量、机组设备和桥机设备造价，以及水轮机吸出高度和厂房土建工程量等方面进行技术经济比较后选定。关于大型机组，额定转速为发电机常规同步转速时，要注意与发电机槽电流的合理取值和冷却方式相匹配；额定转速为发电机专门规同步转速时，要注意发电机电磁设计的合理性并应与制造厂商定。
2 分档变速（国内外）和连续调速技术（国外）已有成功运行体会。关于水头/扬程变
幅较大的水泵水轮机，当选用一种额定转速难以适应时，可研究采纳分档变速或连续调速技术的必要性和经济合理性。
4.1.8 水轮机/水泵水轮机吸出高度的选择
1 反击式水轮机的吸出高度应按照各特点水头Hmax、Hd、Hr下的额定出力和Hmin下的导叶满开度工况及其相应的电站空化系数(p)分不进行运算。必要时还应核算水电厂在特点水头下经常显现的单机部分负荷运行工况下的吸出高度。
2 K
值可依据水电厂的运行水质条件、
0、1、s
水轮机模型临界空化系数的确定方法（采纳的模型临界空化系数是GB规定的
或合同规定其他方法）、水轮机工作水头和材质分不选取。若模型临界空化系数采纳的是0则K宜取小值，若模型临界空化系数采纳的
是1则K宜取大值。关于清水条件下运行的水轮机，K =1.1～1.6。
关于多泥沙水流条件下运行的水轮机，K =1.3～1.8。
3 水电厂所在地的海拔高度(▽)对水轮机吸出高度的阻碍仍按(10－▽/900)运算。即一样情形下，水电厂海拔高度在3000m范畴内，每升高900m，其大气压力降低1mH2O水柱。关于海拔高度3000m以上的水电厂，为安全和留有裕度，也可按▽/900比值运算。
4 水泵水轮机的吸出高度应按照水泵工况无空化条件下，即在最大扬程和最小扬程及相应的抽水流量下的初生空化系数分不进行运算，并取其较小值。还要按泵工况空蚀比转速(C)水平进行评判,通常泵工况空蚀比转速(C)要求在800邻近或以下。
4.1.9 水轮机/水泵水轮机安装高程的选择
1 设计尾水位一样可按水轮机过流量选取，当装有1～2台机组时，设计尾水位宜采纳1台水轮机50％额定流量所对应的下游尾水位；当装有3～6台机组时，设计尾水位宜采纳1～2台机组额定流量或按水电厂接近保证出力运行所对应的下游尾水位；当装有6台以上机组时，设计尾水位可采纳2～3台机组额定流量或按水电厂接近保证出力运行所对应的下游尾水位。关于径流式水电厂，还宜按水电厂最小下泄流量选取。
2 关于梯级水电厂，其下游尾水位不仅受到本电厂下泄发电流量的阻碍，而且要紧由下游梯级电站的运行水位所决定。因此，宜先选取下游梯级电站运行中显现机率最高的运行低水位，再计入按本电厂接近保证出力运行所对应的下游尾水位作为选定水轮机安装高程的设计尾水位。
3 关于有通航要求的水电厂，当按1）～2）款选择的设计尾水位小于最小通航流量所对应下游尾水位时，应将最小通航流量所对应下游尾水位作为选定水轮机安装高程的设计尾水位。
4 除冲击式水轮机外，设计选定的水轮机安装高程还应满足水轮机在各种运行工况下，其尾水管出口上沿的最小埋住深度不小于0.5m的要求。
5 应按照规划或水工专业提供的水电厂尾水管（或尾水隧洞）出口的尾水水位、流量关系曲线确定水轮机安装高程。专门应注意具有较长尾水管（或尾水隧洞）的水电厂对确定水轮机安装高程的阻碍。
4.1.10 导叶最大可能开度是指被导叶限位块或其他限位装置所限定的导叶最大开度。
本条文所讲的“专门要求”，要紧是指招标引进或出口机组，或国内制造的大型轴流
转浆式和灯泡贯流式水轮机，可按协联关系破坏的情形运算最大飞逸转速。
4.1.11 选择水轮机时应研究采纳水轮机科技进展的最新成就。例如：高水头段选用长短叶片转轮，可改善水轮机的水力稳固性和空化特性；中、高水头段的混流式水轮机选用高尾水管（及尾水管总高度与转轮直径的比值h/D1=3.0～3.2），能提升水轮机的水力稳固性。
关于设计所采纳的各水头段的水轮机新转轮应取得模型试验资料，按照工程规模的大小，选择是否进行模型验收试验。关于引进的水轮机／水泵水轮机或大型水轮机／水泵水轮机应进行模型验收试验。
4.1.12 水轮机抗空蚀或抗泥沙磨蚀的结构设计技术措施，要紧是在转轮、顶盖、底环、导叶及尾水管锥管进口段等通流部件表面容易产生空蚀或泥沙磨蚀的部位，分不实施等离子喷涂，敷焊抗泥沙磨蚀或抗空蚀的硬质金属
涂层、金属材料，或喷涂抗泥沙磨蚀的非金属涂层，或装设可更换的超高分子量聚乙稀抗磨板等。
水轮机转轮上的空蚀或磨蚀部位，可参照清水条件下观测到的模型空化试验或含沙水流条件下测试到的泥沙磨损模型试验，或同水头段同类型水轮机在水电站实际运行中显示的空蚀或磨蚀部位确定。
4.1.13 水轮机模型综合特性曲线除应标示各种工况下的效率、空化系数和相应的导叶/浆叶开度外，还应标示水轮机的无涡流区、尾水管涡带区（包括涡带稳固区和涡带摆动区）、叶道涡流区以及叶片进水边正、负压面空化区和叶片出水边空化区，并应画出涡带脉动压力相对值的等值曲线。
为对水轮机过渡过程进行精确运算，应要求制造厂提供水轮机在各种开度下的单位转速n11与相应的单位流量Q11在较大试验范畴
内的特性曲线（包括飞逸条件下的Q11R=f（n11R）包络线）。
4.1.14 为满足水电厂厂房布置、水轮机设备布置或其他方面的要求，确需修改或调整尾水管的总高度、出口扩散段的平面偏转角度或上翘角度，或增加中间隔墩个数、尺寸等，应与制造厂协商确定。如修改较大可能阻碍尾水管性能（专门是水力稳固性）时，宜通过水轮机模型试验（包括模型对比试验）确定。
4.1.15 混流式和轴流式水轮机尾水管的锥管段应当设有金属里衬。其钢板厚度不宜小于16mm。混流式水轮机尾水管的锥管段上段宜采纳不锈钢材料。
关于弯肘形尾水管的肘管段和贯流式水轮机的尾水锥管，当管内平均流速达到6m/s及以上时宜采纳金属里衬。
4.2 进水阀
与原机电设计技术规范（试行）比较新增“进水阀”一节。
4.2.1 讲明如下：
1 关于由一根压力输水总管分岔供给几台水轮机/水泵水轮机流量时的水电厂，为保证每台机组能分流发电、停机检修和事故时断水爱护，在每台水轮机/水泵水轮机应装设进水阀。
当输水系统设有上游调压井，并在调压井内分岔供给几台水轮机流量时，在每台水轮机蜗壳前装设进水阀同时在调压井内分不装设快速闸门，应通过技术经济比较后选定。
2 压力管道较短的单元输水系统，多数为坝后式水电厂，其进水口已设有快速闸门作为机组事故爱护，故在水轮机蜗壳前可不设置进水阀。
多泥沙河流水电厂，在水轮机蜗壳前装设进水阀或在水轮机流道上装设圆筒阀，可
减轻含沙水流在停机状态下对水轮机导叶的磨蚀，并减小导叶漏水量。关于压力管道较长或年运行小时较短的中、高水头单元输水系统，在水轮机蜗壳前装设进水阀或在水轮机流道上装设圆筒阀，有利于减小水轮机导叶漏水量。但同时增加了投资，另外筒形阀的制造、安装和运行体会目前较少。因此，，应进行技术经济论证。
3 关于单元输水系统的水泵水轮机，为便于水泵水轮机水泵工况的压水起动和尽量减少停机状态下的导叶漏水量，在每台水泵水轮机蜗壳前宜装设进水阀。
4 关于径流式或河床式水电厂的低水头单元输水系统，如采纳灯泡贯流式或轴流式水轮机，调速系统设有可靠的防飞逸爱护设施，则在引水系统的进口或尾水管出口可仅装设事故闸门（有的灯泡贯流式水轮机流道的进口或尾水管出口只装设检修门）。
4.2.2 按照蝴蝶阀设计、制造技术的进步，承压水头的逐步抬高，本标准将原水力机械设计手册蝴蝶阀应用水头（不包括水锤升压）由200m提升到250m。
4.2.3 无需讲明。
4.3 调速系统及调剂保证 4.3.1 无需讲明。
4.3.2 每台机组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。
1 随着技术的进步，微机电气液压型调速器持续完善，近年来机械调速器和电气液压型调速器在大中型机组国内外均已不再采纳，因此此次修改对50MW（贯流机10MW）及以上机组举荐选用微机电气液压调速器，机械调速器和电气液压调速器不举荐采纳。
2 油压装置油压高，设备尺寸小有利布置，近年国内生产的4.0MPa油压装置在大中型水电厂已被广泛采纳。因此此次修改油压定
为4.0MPa及以上，2.5MPa级油压在大中型机组不举荐采纳。
3 机械反馈机构不可幸免的有死行程，阻碍调剂品质。按照多年运行实践证明，国内、外所生产的调速器，电气反馈机构已有专门大改善，相当可靠，没有必要配置机械、电气双重反馈机构，如此能够简化布置。
4.3.3 调剂保证运算
1 调剂保证运算中，电气主接线、机组特性和运行工况对调剂保证阻碍较大，因此将原机电设计技术规范（试行）增加了“机组特性”、“运行工况”和“电气主接线”等内容。
2 用公式的方法进行调剂保证运算，不够准确，而且难以优选导叶关闭规律，专门是抽水蓄能电厂，目前尚无合适的公式能进行多种工况相互转换的调剂保证运算，为此规定采纳运算机仿真运算作为调剂保证运算的要紧手段。
3 担负调频任务的水电厂或机组容量较大，当输水系统的水流加速时刻常数较大（Tw≥2s），机组加速时刻常数小（Tw／Ta≥0.4）,以及当机组容量占电力系统工作总容量的比重较大的时，有必要对调速器参数整定范畴和调剂系统的稳固性进行分折运算。
4 轴流式机组及贯流式机组水流惯性矩占机组惯性矩的比重比较大（有的可达机组总惯性矩的30℅），为此进行调剂保证运算时宜计入其阻碍。
4.3.4、4.3.5和4.3.6 最大转速升高率保证值与最大压力升高率保证值
考虑到最大转速升高率与最大压力升高率运算值存在误差，运算值中也没包括甩负荷时蜗壳中压力脉动，因此本标准规定的是升高率保证值，其保证值应按运算值并留有适当的裕度来确定。
1 在总结我国多年来电站设计及安全运行的实践及参考国外对这方面规定的基础上，机组甩负荷时的最大转速升高率保证值, 在原机电设计技术规范（试行）基础上绝对值提升了5％,即分不定为50％和60％;据调查我国一部分电厂（如刘家峡、太平湾、白山二期、红石、三门峡、高沙、潘家口等）机组的最大转速升高率均在50～60％之间，都能长期安全运行，未对电力系统频率值和稳固运行产生不利阻碍。
国外最大转速升高率保证值也有提升的趋势，前苏联《水电站机电设备手册》中规定，承诺混流式水轮机甩负荷时的速率上升小于或等于0.55～0.6、蜗壳中的压力上升小于或等于0.25～0.35；关于轴流转桨式水轮机甩负荷时承诺速率上升小于或等于0.5～0.55、蜗壳中的压力上升小于或等于0.4～0.5；关于水斗式水轮机，承诺的压力上升小于或等于0.23～0.
25，这是用喷咀相当长的关闭和开启时刻Ts=40～50s来保证的，借助折向器的快速动作（2～4s），速率上升小于或等于0.15～0.2。
2 贯流式机组由于机组的惯性矩较少，且机组容量占系统比重一样均较少，对电力系统阻碍不大，故最大转速升高率适当放宽定为65％。
3 本标准对水头范畴分档作了一些修改,增加了额定水头小于20m这一档，要紧是针对贯流式机组。100m以上细分为100m～300m及大于300m二档。
4 蜗壳承诺的最大压力升高率保证值最终应由技术经济比较确定，本条按各档水头范畴所规定的数值是国内水电厂设计中所通常采纳的且为实践所证实较为合理的数值。
5 考虑到最大压力升高率运算值存在误差，运算值中也未包括甩负荷时蜗壳中压力脉
动，因此本标准规定的是升高率保证值，其保证值应按运算值并留有适当的裕度来确定。
水头大于300m的抽水蓄能电厂，按照目前已投产和设计的电厂统计数据蜗壳最大压力升高率保证值定为30％。见下表2：
表2 国内部分抽水蓄能电厂蜗壳最大压力升高率运算值统计表
电 厂 名 称 张河湾抽水蓄能电厂 十三陵抽水蓄能电厂 板桥峪抽水蓄能电厂 西龙池抽水蓄能电厂 天荒坪抽水蓄能电厂 广州抽水蓄能电厂 宜兴抽水蓄能电厂 泰安抽水蓄能电厂
最大压力升高率（％） 29.64 27.9 21.0 27.05 27.9 28.1 26.9 26.5 备 注 额定水头大于300m 4.3.7 具有分岔输水管的机组的最大转速升高率和蜗壳最大压力升高率运算的关键
咨询题之一，是明确连接于该输水管并可能同时甩全负荷的最多机组台数。
当运算所采纳的机组台数少于该输水管道上的总机组台数时，则连接在该输水管道上所有机组的开、停机程序必须满足调剂保证运算的要求。
4.3.8 甩负荷时应保证尾水管进口断面可不能产生水柱分离，为留有一定的裕度，尾水管进口断面的最大真空度不应大于0.08MPa，关于大型水轮机最大真空保证值宜留有较大裕度。
前苏联《水电站机电设备手册》举荐尾水管进口断面的最大真空度不应大于0.065MPa～0.075MPa。
4.4 主厂房起重机
4.4.1 主厂房起重机的型式要紧取决于主厂房的结构，封闭式屋顶的厂房几乎都采纳
桥式起重机，露天或活动屋顶厂房通常采纳门式或半门式起重机。
单小车和双小车桥式起重机各有优缺点，故本条并列举荐使用。
当选用单小车桥式起重机时，副钩荷载应考虑需要翻身的最重部件要求。
4.4.2 主厂房起重机的台数应按照技术经济比较确定，一样当机组台数为四台以上时，宜采纳两台起重量相等的起重机或采纳一台主起重机，另装一台起重量小的副起重机，如此能够提升机动性，能够加快安装、检修进度。
4.4.3 无需讲明。 4.4.4 无需讲明。
4.4.5 在国家标准GB 5905
86、ISO 4
3101981《起重机试验规范和程序》中，规定起重机在安装后，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，故本规程仍储存相应的内容，在条件承诺的情形下应尽可能进行试验。
三峡水电厂左岸主厂房选用2台1200／125T单小车桥式起重机，是目前水电厂起重量最大的单小车桥式起重机，采纳全负荷试验（用钢锭作试重块）。
在工地进行上述试验确有困难时，可用减小滑轮组倍率的方法对起升机构进行动负荷试验。早期投产的刘家峡电厂及近期投产的五强溪、隔河岩、岩滩、水口、二滩、小浪底、大朝山等水电厂的桥式起重机在工地均只采纳减小滑轮组倍率的方法对起升机构进行动负荷试验。在土建吊车梁（专门是岩锚吊车梁）能保证安全可靠的情形下，能够考虑采纳减小滑轮组倍率的方法对起升机构进行动负荷试验。
4.5 技术供、排水系统及消防给水
4.5.1 水电厂技术供水的冷却用水包括:水轮发电机组／抽水蓄能电厂机组各轴承冷却器冷却水；水轮发电机空气冷却器冷却水,水冷式变压器油冷却器冷却水；水冷式空气压缩机冷却水；抽水蓄能电站机组水冷式变频启动装置冷却器用水；水轮发电机／发电电动机、变压器、油罐室、油处理室等机电设备消防用水；空调设备、厂内生活用水。有的油压装置冷却器或推力轴承直截了当水冷瓦也需要供冷却水。润滑用水包括:水轮机导轴承的润滑水,水轮机主轴密封润滑水,水泵轴密封的润滑水等。
水电厂的自动化要求越来越高，技术供水系统应能满足全厂自动化操作的要求。
4.5.2 技术供水系统应有可靠的备用水源。常用的备用形式有：
1 对单元自流(或自流减压)供水系统，可设联络总管，起互为备用作用。当主厂房距坝前较近时，可用坝前取水作备用；
2 对坝前取水的自流(或自流减压)集中供水方式，可用压力钢管取水作备用；
3 对全厂只有一条发电输水管道，从输水管道取用消防用水时，可设高位水池或从尾水取水作备用。
技术供水的水质和水温对用水部件的安全和运行成效有阻碍。因不同河流不同地区的水质和水温不相同，因此不宜规定一个统一的标准。应按照水电厂具体情形确定合理的水质和水温，作为用水设备设计和制造的依据。
对水量、水压、水温及水质要求可参考DL／T5066—1996《水力发电厂水力机械辅助设备系统设计技术规定》中的2.1.3条有关规定和讲明。
4.5.3 在技术供水方式中，自流供水是一种较为简单而可靠的供水方式。但当水电厂水头专门低，自流供水不能满足压力和流量要
求，或水头较高，用自流减压供水不经济时，宜采纳水泵供水。
条件合适的水电厂，经充分的技术经济比较论证，也可采纳其它供水方式。
4.5.4 为防止减压装置失灵，或射流泵供水管路故障，上游高压水直截了当作用到用水部件而损坏设备，故本条规定“应装设安全泄压装置”，一样情形下是装设安全阀，有条件时也可装设溢流管路。
4.5.5 水库工作深度较大（通常指水位变化超过30m）的水电厂，自水库取水的取水口分层布置可按照库水位的变化，取得较好水质和水温的冷却水，并要满足初期发电运行的要求。与水库相通的第一道阀门宜选用不锈钢阀门。取水口拦污栅的净距离一样为30—40mm，取水口拦污栅净过流面积应大于取水管路截面积。
4.5.6 无需讲明。
4.5.7 检修排水由尾水管通过管路与水泵直截了当相连接的称为直截了当排水，检修排水由尾水管通过排水管路到集水井再由水泵排出厂外的排水方式称为间接排水。选用直截了当排水方式时，连通各台机组尾水管的排水管直径应满足水泵排水量的要求，要紧是考虑管路中的流速和水头缺失及水泵的安装位置应满足水泵的承诺吸程。
选用间接排水方式时，检修集水井的有效容积应满足一台排水泵15min的排水量，幸免水泵频繁启动。
关于地下厂房或尾水位较高的水电厂宜采纳直截了当排水方式，防止水淹厂房。当采纳间接排水方式时，水泵泵底座高程宜高于最高尾水位，若不能满足，集水井井口、进人孔等应当设计成密封承压式，集水井排气管上应装设自动排气阀。
4.5.8 机组检修排水时刻一样取4～6h，多年的实践体会表明，大多数水电厂均能满足要求，关于大型水电厂排水时刻可适当延长。机组检修排水泵的扬程一样按一台机组检修，其他机组满负荷运行的下游尾水位考虑，同时应考虑电站在电力系统中的运行方式，对在汛期有检修任务的电站应按汛期尾水位选择水泵扬程。机组检修排水泵兼做厂房渗漏排水泵事故备用的电站，排水泵扬程可按下游最高尾水位校核。
4.5.9 机组检修排水泵按同时运行考虑，不设备用泵。尾水管内积水排空后，当选用两台水泵时，按一台泵运行排除上下游闸门的漏水，因此每台泵的排水量均应大于上、下游闸门的总漏水量。
4.5.10 渗漏排水系统应安全可靠，自动操作，两台以上的排水泵不宜合用一根排水管。
为了厂房的安全，厂区排水不宜引入厂房渗漏排水系统。
4.5.11 厂房的渗漏水量要紧是由地质、水工专业预估提出的，为了提升渗漏排水系统的可靠性，有条件时宜适当加大集水井有效容积。
4.5.12 备用泵的总排水量应许多于工作泵总排水量的50%，这是最低要求，地下厂房的水电厂、汛期尾水位较高且渗漏水量较大的水电厂可加大备用泵的流量，或选用多台备用排水泵。
深井泵作为厂内渗漏排水已被多数水电厂采纳，又由于深井泵的电机在顶端，有防潮防淹的优点，宜优先选择；射流泵不需电源，无转动机构，安全可靠，有条件的水电厂可选用射流泵；近年来随着水泵制造技术的进展，潜水泵已在某些水电厂得到应用，运行情形正常。
4.5.13 无需讲明。
4.5.14 泥沙含量较多的水电厂，渗漏集水井、检修集水井宜布置用于冲淤的供水或供气管路，全厂宜设置一套共用的移动式清污泵。
4.5.15 水电厂的消防给水，可分为高、低压消防给水系统。高、低压消防给水系统的压力分不为0.5～0.8MPa和0.3～0.5MPa，前者要紧供变压器等大流量喷头的喷雾灭火装置；后者要紧供厂房消火栓、发电机水喷雾灭火装置及采纳小流量喷头的变压器、油罐、电缆等的水喷雾灭火装置。
按照水电厂水头范畴，按不同设备对消防水压的要求，消防给水可采纳自流供水、水泵供水或混合供水方式，消防给水方式应经技术经济比较选定。
水电厂的生产、生活供水的技术要求差不多上能满足消防给水的要求，可合用一个水
源。关于消防给水压力高于生产、生活供水压力时，一样可利用生产、生活供水的水源，进行加压后供给消防给水或单独设置高压消防供水系统。
为确保供水的安全，消防给水管道应与生产、生活供水管道分开，设置独立消防给水管道。
水电厂宜设置消防水池，以使水压稳固和水源可靠。
4.5.16 水电厂的消防给水流量通常按一项机电设备或一个建筑物一次灭火所需的最大消防给水流量的较大者选定，大中型水电厂机电设备的消防水量大于建筑物的消防供水量，一样情形下按一项机电设备最大的消防给水量确定，并同时供给两支水枪的消防用水量。
4.5.17 消防给水应有足够的水量和水压，水质应清洁，以免堵塞喷孔或喷雾头。消
防水泵一样选用两台，一台工作一台备用。双电源供电。消防水泵的吸水管不宜合用同一根水管路。消防水池的补水时刻不宜超过48小时。
4.5.18 无需讲明。 4.6 压缩空气系统
4.6.1 本条要紧是划分压缩空气系统的供气范畴，要紧指水电厂水轮发电机组等在安装、运行和检修过程中，需要使用压缩空气或利用压缩空气所贮备的压能作为操作能源的各种可能情形。关于距厂房较远的大坝等地点的检修和吹扫用气宜设置移动空压机。用于机组排除压力脉动的强迫补气系统，因用气量专门大，应进行技术经济论证。配电装置和空气断路器操作用压缩空气，因空气断路器属过时产品，已被少油断路器、SF6断路器所取代，因此本标准将配电装置和空气断路器操作不列入用气项目。
4.6.2 压力等级的划分与压力容器的压力等级划分相同。水电厂内低压空气系统常用压力为0.6～0.8MPa，调速器和油压装置常用压力2.5MPa、4.0MPa、6.3MPa。由于水泵水轮机的埋住深度较大，压水操作所需供气量较大，因此贮气罐的工作压力一样为3～8MPa。
4.6.3 空压机的生产率、贮气罐的容积、供气管路等均会阻碍供气量和供气压力，系统设计时应综合考虑。压缩空气系统各用气设备需要的空气量，除机组检修用气和防冰吹气外，应由设备制造厂提供用气量数据。
4.6.4 大型水电厂低压气系统中检修、调相等供气与制动供气宜分不设置。当采纳综合供气系统时，检修供气与制动供气的贮气罐应分不设置，并在管路上装设止回阀，防止制动供气贮气罐内的压缩空气流向检修供气贮气罐。
从安全及供气质量方面考虑，中压气系统中，不宜用低压气系统的压缩空气向中压贮气罐预充气。贮气罐上应当设置安全阀，减压阀后应当设置安全阀，安全阀的排放量应满足《钢制压力容器》GB150-1998的有关要求。
制动供气系统应当设有备用空压机或具有备用气源，保证供气的可靠性，气罐可不考虑备用。调相压水和检修供气系统可按空压机同时运行设计。
4.6.5 同时制动的机组耗电量与同时停机台数有关。当电气主接线为扩大单元时，宜按两台机组可能同时停机考虑。关于多台机组和多回出线的水电厂，应做具体分析，按可能发生的最大事故来确定同时停机台数。按照一些大、中型水电厂的运行体会，复原贮气罐工作压力的时刻取10～15min，可满足运行要求。统计资料表明，已建电站的制动供气系统贮气
罐偏大，制动前后贮气罐承诺压力下降按0.2MPa选取较为合适。
为了保证机组在事故或正常条件下、安全停机所需的制动耗气量及最低承诺制动压力，应当设置专用的贮气罐及专用的供气管路，与检修供气、调相供气管路分开设置。
4.6.6 水轮发电机组能否压水成功，关键在于设计选用的空气压缩设备和供气管路是否能供给一台机组首次压水过程的耗气量。压水后贮气罐内所需的剩余压力值，按比压水至规定的下限水位时转轮室内可能最大压力加上供气管路的阻力缺失值确定，供气管路阻力缺失值可按0.1MPa左右估算。
用于机组压水的空压机生产率宜按15～45min内复原贮气罐压力选择。对机组台数多，且操作较频繁的水电厂，可取较短的时刻，对机组台数少，操作不频繁的水电厂可取较长时刻。
4.6.7 水泵水轮机调相压水或水泵工况压水起动用的贮气罐总容积，应是空压机不启动，贮气罐的压力保持在正常工作压力下限值到承诺最低压力值之间能够完成单台机组两次压水操作总耗气量的容积。
我国大中型抽水蓄能水电厂压水用压缩空气系统多采纳组合方式，即空压机是共用的，贮气罐是每台水泵水轮机单独设置，本标准规定指的贮气罐总容积是单台机组贮气罐总容积以及压水次数为两次。
4.6.8 贮气罐的压力复原时刻取60～120min，对单元供气方式取小值，对共用供气方式取大值。空压机的总容量按在规定的时刻内复原贮气罐压力，并同时补给压水机组的总漏气量来确定空压机的生产率。
4.6.9 油压装置首次充气时刻，全部空压机投入运行在2～4h内将1台机组压力油罐内的标准空气容积的气压充气至额定工作压力，
油压装置容积大的水电厂充气时刻可按上限选取。贮气罐容积宜按压力油罐内油面上升150～250mm时所需的补气量确定。
4.6.10 不需讲明。
4.6.11 室外贮气罐应布置在环境温度变化较小的阴凉处，不宜直截了当受太阳的晒。冰冷地区环境气温低于-10℃时，室内、室外贮气罐应采取防冻保温措施，或降压运行，可参照《钢制压力容器》GB150-1998中的有关条文要求执行。
4.7 油系统
4.7.1 水电厂的透平油系统和绝缘油系统应分不设置，两系统的油处理设备(油泵、压力滤油机、真空滤油机等)宜分开设置。交通条件好的水电厂油系统可简化设置。
4.7.2 透平油罐和绝缘油罐的容积和数量设置原则是必须满足运行贮油、设备检修换油和油净化等要求。机电设备运行过程中，由
于油的挥发、取样、净化运行油等的缺失，设备漏油以及轴承甩油等缘故需要添加油，备用油量与设备的类型、结构以及油系统的爱护质量等因素有关，因此规定油罐的容积均按一台设备最大用油量的110%确定。
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，机组仍能安全连续运行5～10min的用油量确定，有条件时宜按上限选取，这对安全运行有利。重力油箱形成的油压宜不小于0.2MPa，或按设备制造厂的要求确定。
4.7.3 透平油和绝缘油是两种不同性质的油，不能混合，为了方便运行治理，应按两个独立系统分开设置。水电厂油化验设备一样按简化分析配置。废油再生装置投资大、占地多,油再生处理后的质量也不行，且水电厂废油量不多，水电厂一样不宜设置废油再生装置。
4.7.4 梯级水电厂(或水电厂群),为了便于油务治理，减少重复建设，可设置中心油务所。中心油务所宜按下属各分厂中用油量最大的一台机组(或变压器)的油量配置设备。油化验设备可按全分析项目配置。各分厂可只设能满足运行用的小容积中间油罐和添油罐，油净化设备和油化验设备可不设置或简化设置。
4.7.5 油罐室和油处理室布置在厂房内或厂房外均可，为了满足消防要求，大型水电厂或地下厂房的水电厂，油罐室宜优先考虑布置在厂房外。
油罐室和油处理室的面积除满足正常运行要求的通道外，还应满足消防和通风的要求。压力滤油机用的滤纸烘箱应布置在专设的小间内。油罐室和油处理室的废油、废水的排放不得对环境造成污染。
油罐室应有可靠的消防设施。 4.8 水力监测系统
4.8.1 本条是对水力监测系统设计的原则要求。
水力监测系统的监测项目设置和检测外表选型应满足水轮发电机组安全、可靠、经济运行，自动操纵和试验测量的要求。
水力监测外表（即非电量自动化外表）除应能运行可靠，信号显示和传输准确外，其型号规格和技术参数还应满足与水电厂运算机监控系统接口相匹配的要求。
“试验测量”是指水轮机/水泵水轮机现场试验和现场验收试验的测量。其中专门要考虑水轮机/水泵水轮机流量测量的精确度要求，以便标定水轮机/水泵水轮番量计。
关于当前机组运行确实需要，而外表设备尚不成熟的水力监测项目，宜设计和预埋好测量管路及有关埋件，并留有适当余地。
4.8.2 大、中型水电厂应当设置的常规水力监测项目分为全厂性监测项目和机组段监测项目。
全厂性监测项目包括：上、下游水位，电站水头，拦污栅前、后压差（对引水式水电厂）。
机组段监测项目包括：蜗壳进口压力，顶盖压力，尾水管进、出口压力，尾水管脉动压力，水轮机/水泵水轮机的流量和水头/扬程。
水轮机/水泵水轮机的流量测量，关于装有相同型号和功率水轮机的水电厂或装有两种不同型号或功率水轮机的水电厂，在每台水轮机/水泵水轮机的压力管道输水系统或进水流道上均应当设计和预埋流量测量所必需的测量管路及有关埋件，但其流量测量装置或外表全厂可分不设置1台套或2台套。
4.8.3 本条规定水电厂宜设置的选择性监测项目。
选择性项目是为了满足水电厂现场试验和验收试验、水电厂“无人值班”(少人值守)的要求所增加的测量项目。
不同的水电厂情形不同，应按照水电厂在电力系统的作用、水轮机的型式特点、机组的运行要求以及单机容量的大、小等因素合理选定。
5. 电气
5.1 水电厂接入电力系统
5.1.1 本条按照原3.1.1条修订。要紧修改接入系统设计水平年的定义。原规范设计水平年定义为“水电厂全部机组投产后5～10年”，这与《水利水电工程动能设计规范》定义不一致。为了使水电规范一致起见，参照动能设计规范修改为“水电厂第一台机组投产后5～10年”，修改后的定义与《水电站机电设计手册》的定义也相同。
5.1.2 差不多保留原3.1.2条文，只将“不应在水电厂设置电力系统的枢纽变电所”改为“不宜……”。这是考虑到某些处在负荷点邻近或电力系统潮流交汇点的水电厂仍有可能兼为电力系统的枢纽变电所，但应经技术经济论证合理，且已有些水电厂(如富春江等)也已设置了，故改为“宜”较灵活和符合实际。
5.1.3 新增条文。蓄能电厂的功能是对电力系统进行调峰填谷，而不是向某负荷点送电，故应就近接入枢纽变电所，而不必设二级出线电压。国内外已建的蓄能电厂大都如此。如英国迪诺威克(6×300MW)电厂以二回400kV电缆线路接入距电站约11km的彭特尔变电所；日本奥吉野(6×200MW)电厂以二回500kV线路接入约90km远的南部京都变电所；日本下乡(4×250MW)电厂以一回500kV线路接至新今市开闭所；法国蒙特齐克(4×230MW)以一回400kV线路接入8km远的联络变电所
等。只有当蓄能电厂向二家电力公司售电或向二个不同频率的电网送电，才接入不同的变电所，如美国巴斯康蒂(6×350MW)电厂60%股份属弗吉尼亚电力公司，40%属阿勒格尼电力公司，就分不接入二个不同变电所，故采纳五角形接线；日本新丰根(5×230MW)装有50Hz和60Hz的机组，有三回出线接入不同周波的电网，接线就复杂。
我国天荒坪(6×300MW)和十三陵(4×200MW)分不以500kV和220kV就近接入瓶窑和昌平变电所；广蓄一期分不以一回82.5km和一回153km线路接入增城与佛山变电所；广蓄二期以二回500kV线路接至增城变电所。国内外均没有采纳二级电压出线。
由于蓄能电厂厂址均选在负荷中心邻近，输电距离均较短；加之蓄能电厂装机规模一样都可不能专门大，目前世界上装机容量最大是广蓄2400MW，其次是美国巴斯康蒂2100MW，
其余均在2000MW以下；而输电线路的输送能力却大得多。如线路不长，其输送功率约为自然功率3～5倍。220～500kV线路自然功率一样可参见下表：
电压(kV) 220 330 500 导线分裂数 ／ 2 3 自然功率(MW) 127 353 925 也即线路的输送功率一样：220kV约为380～635MW，330kV约为1059～1765MW，500kV约为2775～4625MW。这么大的输送能力，完全能以1～2回出线，送出电站全部容量。因此国外有些蓄能电厂就只设一回出线，如日本的下乡(1000MW)、今市(1170MW)、蛇尾川(1005MW)，法国蒙特齐克(920MW)、美国巴德溪(1000MW)等。
对一样蓄能电厂而言，如规定出线不超过2回路是完全可能送出全部容量的，但考虑到某些工程如有专门需要，出线回路可能超出，
故只规定以最少出线回路数接入系统，但在工程设计时应尽可能使出线回路不超过2回。
5.1.4 原3.1.3条修订。梯级水电厂如各厂装机容量不专门大，距负荷点又都较远，则在梯级调度中心所在水电厂(中心水电厂)设置联合开关站，把梯级电厂容量集中起来，以较高电压接入系统比各梯级电厂分散送电更合理，更节约投资。例如古田溪在二级电站设联合开关站；古田溪各梯级采纳110kV出线接入二级电站，升压至220kV再送负荷中心。
也可不在梯级水电厂，而在某合适地点设联合开关站，现在梯级调度也一样设在联合开关站。如云南以礼河梯级确实是在干沟设梯级联合开关站，集中升压后再外送。
5.1.5 无需讲明。
5.1.6 新增条文。为保证水电站机电设计的需要和进度，便于分清职责，也便于向承担系统设计的单位提出要求，现按照“电力系统
设计内容深度规定”等规范并总结以往工程的体会列出有关系统接入设计的要紧内容，各工程可按照不同设计时期与实际情形确定具体要求的项目，以使电厂的机电设计能符合电力系统要求。
由于水电站枢纽布置和地质、地势等条件的限制，按照一些工程的体会，条文中强调了如要求在水电厂设置并联电抗器、主变中性点电抗器等，应有其技术经济合理的专题论证。
5.2 电气主接线
5.2.1 原3.2.1条修订。本条规定水电厂主接线设计的依据和应考虑的因素，水文气象、环境爱护等也是应考虑的因素，故加以补充。
本条增加了水电厂主接线的设计“应满足电力系统对电厂稳固、可靠性的要求以及对电厂机组运行方式的要求，并不致造成水库大量
弃水、严峻阻碍电厂效益和安全运行”的条文，作为对电站电气主接线设计可靠性的原则要求，取消了原条文5.2.5第3款中对330500kV配电装置可靠性的硬性要求，如不管电厂的大小及重要性如何，均统一要求“切除的容量不宜超过全厂容量的1/2”等。强调应满足所在电力系统出于系统稳固、短路容量、事故备用等因素考虑的对本电站可靠性以及对机组运行方式（如要求电厂1或2台机必要时能单独送电另一电网以幸免两大区域电网并联运行、能快速切除几台机以保证电力系统的稳固等）的具体要求，并应考虑电站是否弃水、是否阻碍电站的安全和电站的综合效益等因素，结合各电站的具体条件和实际情形灵活确定。
这些年来可靠性运算技术进展较快，且逐步由定性向定量分析进步。我国大型水电厂的电气主接线差不多都进行了可靠性运算和有
关的分析论证，然而目前运算方法还不统一，尚缺乏符合我国实际、较为完整的可靠性指标统计数据和便于操作的可靠性判据，仍处于探究和逐步总结体会的时期。因此尚不能硬性作出更明确具体的规定，只规定 750MW及以上的大型水电厂需进行可靠性运算，而且运算成果只供评估，不作为决策的依据。
取消原3.2.2条。理由是：原条文㈠含义不清。切除主变时，高压或中压侧不可能会断开超过二台以上的断路器。断开断路器最多的情形是高、中压侧都采纳角形(或2断路器接线等)接线，也是各开断两台断路器，因此规定意义不大。与火电厂不同，调峰水电厂为了保证电站负荷的快速调剂和系统的事故备用功能，运行时停机往往并不切除主变压器，专门是高、中压侧采纳环形接线时，切除主变压器将导致开环运行，更不宜停机时即切除主变，因此停机时不切除的变压器，其空载损耗应尽可
3能降低。原条文㈡规定也不明确，接线如何减少隔离开关操作？难于把握。原规范制订时隔离开关操作费劲，分合闸后还需人工观看确认，因此专门提出要求考虑。现在设备已有专门大改进，再作规定意义不大，故删除。其含义已综合在“便于实现自动化的要求”条文中。
5.2.2 原3.2.3条修订。按照系统的要求，补充规定发变组最大容量应与系统的备用容量相适应(即发变组最大容量不大于系统装机容量的8～10%)。原条文只将单元与扩大单元作为差不多比较方案，而对联合单元原条文倾向于限制使用，这与近年来的实际情形不相符合。近年来，随着我国电力系统容量的逐步增大，许多单机容量较大、机组台数又较多的水电厂和蓄能电厂多采纳联合单元接线，例如三峡、天荒坪、广蓄一、二期等电厂。随着单机容量的加大，扩大单元的应用将受到限制，如不采纳分裂变压器，发电机电压侧的短路电流
将大为增加，对发电机断路器短路开断能力的要求将更高，因此将会较少采纳。
联合单元与扩大单元比较，除投资略贵外，其余均较优，可靠性相对较高，停运二台(或三台)机频次低，运行灵活性也好，不应限制其应用。因此，应将三种单元接线同等进行比选，以选取最佳发变组合方式。
5.2.3 原3.2.4条修订。规定全厂只装设一组扩大单元的承诺条件，取消原条文四的规定，因为5.2.2已规定发变组最大承诺容量，即不超过系统备用容量，这确实是系统容许的。
5.2.4 原3.2.5条修订。宜装发电机断路器的回路共有两种情形：
1 需倒送厂用电，且不承诺短时停电的回路，修订时补充不承诺短时停电的要求。因为如若容许短时停电，则可在高压侧断路器断开后，将隔离开关打开以退动身电机，
而单元回路可复原送厂用电，补充后的规定就更严密。
2 原条文为减少高压侧断路器操作次数，难于把握。只为减少操作次数意义不大，因为高压断路器与多数厂家的发电机断路器承诺操作次数相差不多。关键是当高压侧采纳环形或32断路器等接线，要切除单元回路就造成高压侧频繁开环运行，降低供电可靠性，是系统调度不期望的。因此修订时改为减少高压侧开环运行次数。
必须装设发电机出口断路器的回路规定四种情形。修订时考虑到联合单元能够有二种方式，见下图：方式a即为在主变低压侧回路中装设发电机断路器；方式b为主变高压侧回路中装高压断路器，这二种方式功能一致，采纳何种接线需进行技术经济比较。若机组容量专门大，超过发电机断路器的极限短路开断容量，或发电机断路器价格比高压断路器
高，就应采纳方式b。因此，不是所有联合单元都装设发电机断路器，只是方式a才是必须装设的。
修订时补充蓄能电厂采纳在发电机电压侧同期与换相或接有起动变压器的回路，由于同期和起动的需要，也必须装设断路器。
5.2.5 原3.2.6条修订。修订的原则是按放开式与GIS配电装置两种型式分不作出规定。
1 35～60kV配电装置原则上不采纳GIS，差不多上沿用原条文。由于这种出线电压级随着系统容量增大，断路器停电检修，已不是制约条件，故删去出线6回及以上可设置旁路设施的规定。这类电压等级的接线可不考虑采纳旁路设施，以尽量简化。
2 110～220kV配电装置，则修改为按放开式与GIS二种情形分不作出规定。放开式配电装置差不多沿用原条文,但考虑到220kV电网现在已下降为地区电网，断路器质量已提升，使用旁路母线及旁路断路器机率减少，故补充规定装设专用旁路断路器的出线回路数。回路数系参照“发电厂变电所电气接线和布置”一书的举荐数。GIS配电装置由于设备
可靠性较放开式电器高、检修周期长，参照国内采纳GIS的体会，接线有可能简化。例如东江水电厂220kV、4回进线、3回出线采纳放开式电器时，主接线审批采纳双母线带旁路，改用GIS后取消了旁路母线，予以简化；龙羊峡330kV配电装置采纳放开式电器时也是选用双母线带旁路，改用GIS后也取消旁路母线；隔河岩水电厂500kV配电装置采纳放开式电器时接线为双母线出线双断路器，改用GIS后接线也改为双母线，取消出线的双断路器接线等。另按照国内采纳GIS配电装置的实际统计，尚未有采纳带旁路母线的接线，故规定一样不设旁路母线。
变压器一线路组接线优点是接线简单，设备最少，配电装置占地面积小；最大的缺点是线路故障或检修时，主变压器得停运，造成停机，这对蓄能电厂而言阻碍不大，因此十三陵蓄能电厂就采纳这种接线。常规水电厂如占系
统容量比重较小，且只一回出线，停机时若不弃水，也可采纳。
3 取消了原条文对330500kV配电装置可靠性的硬性要求，见5.2.1条的修订讲明。
除了规定可采纳的各种接线方案外，还补充规定简化主接线需考虑的几个因素。设计时可按照电厂实际情形灵活应用。
5.2.6 新增条文。蓄能电厂可逆式机组在水泵工况起动时，必须采纳专门的电气设备及操作方法。常用的起动方法有5种：异步起动、同步(背靠背)起动、变频起动、半同步起动和同轴小电机起动。
同轴小电机起动对系统阻碍小，机组独立性强，但增加主机高度、降低机组轴系临界转速，过去多用于单机容量大、机组台数较少的电厂：如1984年投产的美国赫尔姆斯(3×350MW)、1979年投运的南朝鲜清平(2×220MVA)、日本沼原(3×225MW)等均采纳这种起动
方式。近年来随着可控硅技术飞速进展，SFC装置价格持续降低，近来国外厂商已不再举荐这种起动方式，故本规范不予提及。
半同步起动虽不需独立励磁电源、多台机组连续起动不需要停机，比同步起动所需起动时刻更短，但作半同步起动的发电机容量比较大，对电机的阻尼绕组有一定的要求，操纵回路也较复杂。美国早期也只有少数电站采纳，近期国外采纳已较少，但在机组台数多的抽水泵站，如美国艾德蒙斯顿14台58MW水泵就用半同步起动。国内目前未采纳过，故本规范也不提及，因此实际上只对三种起动方式作出规定。
异步起动最大缺点是对电网有冲击，对电力系统电能质量在瞬时也有阻碍，起动过程电机阻尼绕组还将产生较大的发热和热应力；然而它具有接线简单、起动力矩大、起动快和设备少、投资省等优点，因此只要电网承诺、电
机制造不受限制，应优先举荐用于中小型可逆式机组。浙江溪口2×40MW已成功采纳异步起动。国外法国雷文蓄能电厂200MVA机组也采纳全压异步起动；卢森堡维昂登230MVA以及南斯拉夫卡普利纳240MVA采纳降压异步起动等。我国系统容量已持续扩大，采纳异步起动的条件越来越好，因此规定50MW以下机组优先采纳异步起动。
然而，溪口电厂目前已将半压异步起动改为SFC起动，其缘故是：
1 半压异步起动时冲击电流约为额定电流4.7倍，对电气设备均有较大冲击，已曾导致机组出口隔离开关触头烧损。每天1～2次起动，运行人员心理压力较大；
2 随着运算机的普及，这些设备对电压骤降和瞬时停电十分敏锐，异步起动电压降连续20ms已是运算机对电压骤降的耐受极限；同时电网110kV母线电压闪变值也超标，为了
满足电能质量的要求，电厂通过技术改造已改用SFC起动方式。
溪口电厂采纳半压异步起动方式，从电站主变压器低压侧10.5kV抽头取半电压5.25kV，作为机组起动电压，当机组转速升至90%额定转速时，合全电压开关，待转速达98%额定转速以上时，检查滑差少于1.5%，投励磁将机组强行拉入同步。电厂投运一年多，证明半压异步起动能满足要求。按照起动试验的实测，与原厂家的仿真运算结果对例如表4：
表4 实测值与仿真值的对比
第一步：合半压开关至90%额定转速(s) 解开半压开关至合全压开关所耗时刻(s) 第二步：合全压开关至额定转速所耗时刻(s) 合计第一步时启升压站动110kV母线时的瞬时电刻压降(%) (s) 第二步时升压站110kV母线的瞬时电压降(%) 系统容量 系统短路容量为750MVA运算值 实际运行中奉化变1台主变供电 30 1～2 2 34 10 30 60 1.6 2 64 5.46 17.94 (注：运算值与即测值相差较大的缘故是升压变压器实际参数与其设计值有较大差异，半
压时阻抗电压设计值12.9%，实际却达到38.55%，使得起动时刻大大增加。)
机组容量大、台数又较多的蓄能电厂，国内外历来均主张采纳变频(SFC)起动，国内已投运的三座大型抽水蓄能电厂也无一不是采纳SFC起动；今后随着电子工业飞速进展，SFC起动将会更广泛地应用。随着可控硅元件、电子元器件可靠性的提升，SFC停运机率专门小，因此规定SFC装置只设一套；同时，考虑到蓄能电厂装机容量可不能过大，机组台数不多，一样不超过6台(广蓄分二个厂房)，6台机装一套SFC已能满足水泵工况起动的需要。美国巴斯康蒂电站就装一套SFC，考察时未发觉有何咨询题。天荒坪电站原设计也是按一套SFC配置的：按照估算用一套SFC连续起动6台机组约需33min；如用一套SFC加“背靠背”同时起动，6台机组总起动时刻约为23min。
如此的速度应能满足系统调度的要求。另一方面，考虑到SFC装置可靠性越来越高，即便发生故障修复也专门快，应无大的阻碍；而且装有SFC起动装置的蓄能电厂常有“背靠背”作备用，因此万一SFC故障又来不及修复，还可利用“背靠背”起动方式起动机组，只是最后一台机组无法起动，阻碍不大。因此规定宜只装设一套SFC。若装设二套SFC，则应考虑2套SFC同时运行产生的谐波量也将成倍增长。例如天荒坪后来装设二套SFC(当时投标商同意不增加投标价)，电站排除谐波装置由每套SFC配2组增加至5组，且5次和7次谐波的滤波器容量也大幅度增加，使滤波装置占地面积加大给地下厂房布置增加困难。为了进一步提升蓄能电厂机组起动的可靠性，建议大型蓄能电厂在采纳SFC作为起动方式时，再加背靠背起动作备用的方式。因为采纳背靠背起动作
备用，增加的设备投资专门少，但有利于提升运行的可靠性和灵活性，给运行更多的方便。
背靠背起动作为备用，由于使用机会不多，接线可采纳固定的“一对一”同步起动的接线，以简化接线。天荒坪蓄能电站背靠背起动实际运行中也是专门少使用的。背靠背起动时要消耗上水库水量，也是少使用的缘故。
5.2.7 新增条文
蓄能电厂由于发电与电动工况，电机的旋转方向相反，因此必须换相。换相目前有二种方式，即在发电机电压侧与在升高电压侧。这二种方式国内外都有采纳。日本下乡(高压500kV)、今市(高压500kV)、蛇尾川(高压500kV)、美国巴斯康蒂(高压500kV)、法国大屋(高压400kV)、英国迪诺维克(高压400kV)、我国广蓄、天荒坪等蓄能电厂都采纳发电机电压侧换相；南斯拉夫巴基那巴斯塔(高压242kV)、南非德累肯斯博(高压400kV)、法国蒙特齐克(高压4
00kV)、日本奥吉野、沼原、喜撰山、奥清津(二级升压)等(高压均为220～275kV)、我国十三陵(高压220kV)又都采纳高压侧换相。总之采纳哪一种方式最终应通过技术经济比较确定。
一样如升高电压侧电压较高，例如500kV，换相开关制造难度大，价格昂贵；为幸免在不同工况时更换厂用电电源相位，厂用电源需由500kV侧供电，极不经济，故举荐在发电机电压侧换相；相反如升高电压侧电压不专门高，如220kV，且其配电装置又采纳GIS，地质条件较差要求地下洞室尽量简化时，按照十三陵的体会，采纳在高压侧换相也专门简单，还可省去地下厂房内许多发电机电压配电装置，简化布置。至于高压侧换相可能存在变频器起动机组时存在主变压器分流咨询题，国内外各工程都已解决，十三陵并未显现变压器分流而导致起动失败的事故，故举荐在这种情形下可采纳高压侧换相。由于在发电机出口装设断路器
已不存在什么困难，且其较适于频繁操作，又可幸免SFC起动时主变压器分流对机组起动的阻碍，国内外近年来已倾向于在发电机电压侧换相，故条文对换相开关装设在高压侧规定了一些前提条件。
5.2.8 原3.2.17条修订。由于系统规划难于按原条文规定提供有关资料，修订时改为按系统远景规划进行短路电流运算，有利于电站设备的选型适应系统的长远进展。
5.3 水轮发电机/发电电动机
5.3.1 原3.2.9与3.2.12修订。发电机结构型式取决于诸多因素，不能单纯按转速来划分。例如转速为500r/min的广蓄一期的发电电动机采纳半伞式，而同一转速的天荒坪电厂与广蓄二期则为悬式。结构型式、要紧参数等的选择应按照电厂具体条件与系统要求，参照有关标准确定。
5.3.2 原3.2.10条修订补充。设置发电机的最大容量，系按照国内外一些水电厂设计和运行的体会、教训总结而得：
当水头变幅较大、额定水头定得较低时，为了扩大水轮机在高水头区域的稳固运行范畴等或使其运行工况尽可能靠近最优工况，可设置发电机最大容量。如三峡发电机，额定容量777.8MVA，最大容量为840MVA。 当水库调剂性能较差时，为在汛期减少弃水，可考虑设置最大容量。通过加大机组流量，增加季节性电能，提升电站的经济效益，例如水口发电机，额定容量222.2MVA(cosφ＝0.90)，最大容量为242.1MVA(cosφ＝0.95)。
此外，按照二滩、天生桥二级等电站的体会和教训，若水库全年在高水头段的水头保证率较高、机组额定水头又较低时，在水轮机可超额定功率运行的前提下，为适当增加电站的效益和系统事故备用的容量，经论证合理，
适当加大发电机、主变等配套电力设备送出容量的设计裕度也是能够考虑的。
发电机最大容量有二种设置方法：一是加大电机的视在容量（MVA），使最大容量时绕组承诺温升不超过额定容量的温升限值；一是发电机发最大容量时，绕组承诺温升可适当高于额定容量时的承诺温升，同时设置二个功率因数，最大容量时功率因数可适当高于额定功率因数。采纳那种方法，各工程可按照自身条件确定。例如二滩电站，标书规定发电机发额定容量SN时定子绕组温升75k，励磁绕组85k；最大容量Smax时定子绕组温升80k，励磁绕组90k。由于水轮发电机轴功率等机械强度均按功率因数等于1来设计的，故实际上发电机超额定功率已具有一定的储备，机组造价增加并不多。
应该指出：不是所有水电厂的发电机都需设置最大容量，需按照电站的具体条件和水轮
机的运行特性，并按4.1.3条的规定，因地制宜，在综合技术经济论证合理的基础上确定。
5.3.3 新增条文。发电机电压是关键的参数，选择时不但要考虑发电机电磁设计和制造的经济合理性，也要综合考虑电站配套电力设备的经济合理性，故除按国标规定的电压等级外还强调要进行技术经济比较。
5.3.4 发电机功率因数取值是参照国标GB7894-2001规定，并按《进口水轮发电机（发电电动机）设备技术规范》补充200～350MVA一档的标准。发电电动机电动工况功率因数，为了减少无功损耗，一样都规定较高，如天荒坪为0.975，十三陵为1，广蓄一期、二期≥0.95。通常只考虑补偿电站主变压器的无功损耗，故规定不低于0.95。
5.3.5 发电机冷却方式是大型发电机设计、制造的重大咨询题。鉴于国内过去几座电厂采纳双水内冷（全水冷）的发电机运行以来，
咨询题较多，有的也已改为空冷，今后一个时期将可不能再采纳，故规定在条件许可时应优先采纳空冷。冷却方式与发电机每极容量、支路数和槽电流的合理取值、铁芯高度（要紧阻碍空冷成效）、厂房机电设备的布置、厂家的体会等方面紧密有关，强调了应论证合理才考虑其它冷却方式。
冷却方式如不考虑全水冷一样可有：全空冷、定子水冷与转子空冷和定子蒸发冷却与转子空冷三种。国内外500MVA以上水轮发电机的冷却方式见附表。蒸发冷却系我国自主知识产权的新技术，与定子水冷相比具有一定优越性。从1983年投运的大寨水电厂2台10MW机组和1992年投运的安康水电厂52.5MW机组至1999年12月投运的李家峡400MW机组，运行情形均较好，但历时较短，仍处在工业试验应用时期，尚需科研、设计、制造和运行的全面总结和鉴定，采纳时仍宜慎重决策。
附表 国内外500MVA以上水轮发电机的冷却方式
电站名称 洛贡斯克 萨彦—舒申斯克 伊泰普 古里Ⅱ 大古力 克拉斯诺雅尔斯克 大古力 三峡 二滩 功率 (MVA) 666 711 每极电压 转速 容量 (kV) (r/min) (kVA) `15.75 166.7 18600 15.75 142.8 16930 冷却方式 全水冷 定子绕字水内冷 定子绕组水内冷 全空冷 定子绕组水内冷 定子绕组水内冷 全空冷 定子绕组水内冷 全空冷 制造厂 电力厂 电力厂 西门子、BBC CGE、JWG CGE 823 700 718 18 18 15 90.9 12480 112.5 10940 85.7 8660 590 615 777.8 612 15.75 15 18 18 93.8 72 75 42 9220 6150 9720 14571 电力厂 西门子 西屋 CGE、ABB
5.3.6 新增条文。发电机中性点接地点式，DL5090-1999已有规定。本条建议大电机宜采纳高电阻接地点式，要紧是保证当发生单相接地时，能不带时限赶忙跳闸停机。这是考
虑目前我国电力系统装机容量已较充足，系统备用容量已承诺有故障的机组赶忙停机，以“保机组安全”为设计原则；另一方面按照法国EDF的统计，所有1200台水轮发电机的事故都与接地事故有关，差不多上由单相接地故障进展成多相事故，因此规定发电机一旦发生单相接地故障，就赶忙跳闸停机，以确保电站主设备的安全，延长机组使用寿命和检修周期，这也是电源业主的合理要求。
国际大电网第23研究委员会第6工作小组曾就发电机中性点接地点式向17个国家33家电力公司进行调查。了解到1975年以后投产的754台发电机中，有73%的机组经高电阻接地；加上目前从国外引进的大容量发电机，其中性点皆为经高电阻接地，故予举荐。
5.3.7 新增条文。有一段时刻曾经推广过电气制动，但许多电厂使用并不成功，有些因设备质量咨询题，加装电气制动后又拆掉。也
有的水电厂，通过对电气制动操纵回路的持续改进完善，提升了装置动作可靠性，满足无人值班的需要，成效不错；同时，机械制动闸瓦材料也在持续改进。因此规定只有调峰水电厂或蓄能电厂以及容量较大的贯流式机组因为开停机频繁，为缩短停机时刻，延长闸瓦使用年限，才需装电气制动和机械制动二种方式。
5.4 主变压器
5.4.1 原3.2.12条修订。随着机组容量持续加大，采纳非标准系列容量的变压器将越来越多，故按GB1094的有关规定，补充125MVA及以上宜采纳R10系列优先数，未作硬性规定。
补充规定了蓄能电厂主变压器容量应按二种工况选择运算。广蓄一期主变额定容量340MVA偏小，在电动工况时温升较高，故在二期就改为360MVA。因此，专门规定电动工况运算变压器容量需考虑因素，以保证主变压
器容量能满足各种运行工况的要求。至于起动变压器，由于使用时刻专门短，其容量是否计及，可按照各工程具体情形：如机组台数较多，计及其容量，可留有一定裕度，更安全可靠；机组台数较少也可不计及。
5.4.2 新增条文。按照我国已投运的三座大型蓄能电厂在系统规划时均估量电厂高压侧电压波动范畴较大，均需装设调压装置。但电厂的运行实际表明厂高压侧电压波动范畴并未显现系统设计单位估量的情形，装设的调压装置并未发挥过作用。这要紧是系统设计单位在进行无功潮流运算时，没有充分计及发电电动机调相与进相能力（近年来标书技术规范已按0.9的进相深度规定）以及抽水工况的调压功能。因此本条规定在系统接入设计时需提请系统设计部门应充分计及蓄能机组实际的调相与进相容量，尽量幸免再在蓄能电厂内装设调压措施。
蓄能电厂高压母线的调压，目前国内外资料介绍，有二种方式：
一是装设带负荷调压变压器。日本通过技术经济比较，认为那个方案比加大发电机调压范畴经济，故多采纳。例如新高濑川蓄能电厂主变，调压范畴为±13.5%，采纳机端端压代价专门高，其它奥清津、木川、奥美侬等电厂也都采纳这种方式。英国迪诺威克蓄能电厂也采纳这种方式。
另一是不在电厂装设带负荷调压的变压器，由枢纽变电所解决电压波动过大的咨询题，如仍不满足要求，则由发电电动机加大调压范畴来实现。例如法国EDF所属大屋、蒙特齐克、雪拉、比绍等电厂均不设带负荷调压变压器。
国内这二种调压方式都有采纳。广蓄Ⅰ、Ⅱ期采纳加大发电电动机调压范畴(±7.5%)；天荒坪、十三陵则采纳带负荷调压变压器。通
过这几年运行的实践，由于地下洞室运行条件恶劣、主变有载调压开关故障率较高且存在与运算机监控系统软件的联动调剂不兼容等咨询题，运行单位担忧变压器故障会引起严峻后果，故天荒坪、十三陵二个电站从投运以来，主变压器带负荷调压装置均未投入运行。因此本规范建议主变压器如布置在地下洞室时，最好采纳适当加大发电电动机调压范畴的方式，因为这二种方式的经济性实际上大致相同。
5.4.3 原3.2.13条修订。水电厂如有二级出线电压，设计时应将机组合理地分接在二级电压母线上，减少交换容量，因此三绕组或自耦变台数可不能多；过多将使电气设备布置复杂，也没有必要。
设专用联络自耦变压器投资较贵、能损增多，故只有当二级电压间有较大穿越功率，或者二级电压配电装置是分期建设，才单独设置。例如天生桥二级电厂，500kV变电站为一
期工程，220kV开关站属二期工程，故设联络自耦变压器(500/220/35kV，750MVA)；水口初期只有220kV开关站，后期才显现500kV开关站，故也设专用联络自耦变压器等。
本条文补充规定机组容量较大时，如采纳三绕组变压器得采纳昂贵的发电机断路器，也可采纳专门联络变压器以节约发电机断路器，但强调进行技术经济比较确定。
5.4.4 原3.2.14修订。目前三相变压器最大容量已达到1500MVA，完全能满足最大单机容量的需要；为提升可靠性、简化设备布置、节约投资，应优先采纳三相变压器。我国水电单机容量最大的三峡电站也是采纳三相变压器(840MVA)。如运输确有困难，则宜选用三相组合式变压器，这在渔子溪二级、天生桥二级、冷竹关等电站已有成功的体会。只有万不得已，在运输条件受限制，而布置场地不受限制时，才选用单相变压器组。
分裂绕组变压器国外已成功应用多年，国内也有采纳。为了限制短路电流，以便能选用容量较小的发电机断路器，故补充可采纳分裂变压器。以往的国产分裂变按照运行反映可用率较差，其绕组排列多为轴向排列；天生桥电厂采纳“三菱”径向绕组排列，未发生过故障。因此如采纳分裂变压器，对绕组排列应予重视，最好能采纳径向绕组排列的方式。
删去原条文受布置条件限制不能采纳三相变压器和采纳二台三相变压器并联的方案，因为这些年的工程实践，并未显现过这种情形。
单相变压器设置备用相的条件差不多上引用原条文，只是将单相变压器由3组提升至4组，要紧考虑是变压器制造质量持续提升，可提升设置备用相的条件。
5.4.5 新增条文。主变压器的冷却方式是设计应考虑的咨询题，在某些工程也有争议。
葛洲坝电厂主变原采纳水冷，但运行不久，水冷却器全部堵塞，最后全部改为风冷。近年来随着水冷却器持续改进，国内已研制成功防止由于水质差而产生的堵塞现象，故水冷仍是能够比选的方式，专门是一些特定场所，如布置在地下洞室，只能采纳水冷方式。
对水冷却器的选型也作出相应规定：水压过高时，为防止水渗入变压器油中，明确规定应采纳双重管水冷却器。由于双重管的结构能加装检漏装置、确保运行安全，目前国外不仅水压高于油压采纳双重管，确实是水压低于油压也倾向于采纳双重管。水质较差时，应采取防堵和防锈蚀的措施、选用防堵型水冷却器等。
5.5 高压配电装置
5.5.1 新增条文。配电装置也是电气设计重要内容之一，近年来一些大型工程都在选型时进行大量论证，故增加配电装置选型应通过
技术经济比较来选用。为防止普遍采纳GIS增加投资，规定了GIS的适用范畴。
混合式(H-GIS)配电装置国内目前只有水口电厂500kV配电装置采纳，其占地面积仅为放开式电器的45%左右，而价格仅为GIS的65%左右，故日本有许多工程采纳。配电装置电压过低时，H-GIS节约投资不明显，故建议220kV及以上才适用。西开220kV H-GIS已列入2000年新产品开发，ABB也已推出compass紧凑型开关设备等，都可在设计中按照工程实际，作为比选方案通过技经比较来选择。
5.5.2 新增条文。高压断路器的选型是高压配电装置设计一项重要内容。高压断路器按照其灭弧介质不同能够分为SF6断路器、真空断路器以及少油断路器等。鉴于少油断路器目前已出现出逐步被剔除的趋势，因此本条参照“输配电设备手册”中有关选用断路器的指导性意见作出相应的规定。40.5kV以上电压级S
F6断路器正在取代少油等其它类型断路器而得到广泛应用，故规定优先选用SF6断路器。灭弧方式举荐单压式是这种方式断路器结构简单、制造较易、可靠性高，目前国内投入运行的大多是该种产品。少油断路器只建议在户外或扩建工程为与原设备一致起见或为节约投资才选用。
罐式断路器由于结构简单、重心低，抗地震能力与耐污秽能力强，专门适用于地震多发区等场所。
真空断路器由于结构简单、体积小、寿命长、爱护方便、造价低等优点，40.5kV及以下真空断路器产品系列比较全面，技术也日臻成熟，因此成为中压配电系统选用的主导产品。然而真空断路器在使用中存在操作过电压、额定电流与额定短路开断电流也比SF6断路器低等咨询题，因此在某些场合下(例如发电机回路
等)只能选用SF6断路器，故本条文规定40.5kV及以下宜选用真空断路器或SF6断路器。
发电机回路具有额定电压低、额定电流和短路开断电流大、短路电流的直流重量也大等特点，使发电机断路器与一般配电用断路器不同，要求开断电流直流重量大、瞬态复原电压高、适于频繁操作等，因此规定发电机回路如需装断路器，宜选用专用的发电机断路器；对真空断路器等，有待进一步总结工程应用的体会，条文中明确强调应采取限制过电压等相应措施，并验算额定短路开断电流中直流重量是否满足要求。
5.5.3 原3.2.15条修订。为便于阐明，分发电机、变压器、母线三种情形分不作出规定。
发电机中性点增加了接地变压器，因为运行时不论避雷器、消弧线圈依旧接地变压器，均不承诺断开，装设隔离开关反而留有误操作隐患，故建议不装隔离开关，需要时停机
检修。有的地区适应于在消弧线圈上加装隔离开关，以便退出进行调试，但从安全、可靠的角度动身，我们认为幸免发生误操作更重要。
变压器中性点增加小电抗器的联接，消弧线圈、小电抗器运行时均需投入，同上述理由建议不装设隔离开关。
补充220kV及以上变压器如与开关站相距较远，为了检修安全，建议在二侧都加装带接地刀的隔离开关，保证二侧都有可见的断开点，许多运行单位都有那个要求。
5.5.4 近年来，发电机引出线母线的型式越来越多，封闭母线应用范畴已越来越广，故尽量采纳工厂化产品，减少现场安装工作量，提升母线运行的可靠性将是进展趋势。新增的内容要紧是100MW以下的发电机引出线宜采纳各种封闭母线，并通过技经比较，从中选用。鉴于火电机组100MW及以上、水电江垭100MW机组、丰满改造80MW机组、叙利亚迪什
林电站105MW已均用离相封闭母线，故将原规定应采纳全连式离相封闭母线的机组容量由200MW改为100MW及以上。
为了杜绝与离相封闭母线相连接的回路中发生相间短路的可能性，因此规定厂用变、励磁变、PT与避雷器均选用单相式，断路器、隔离开关选用单极式。
5.5.5 新增条文。蓄能电厂由于需要增加专用的起动设施，专门是SFC占地面积较大，在布置设计时应按照工程实际优选布置形式。
5.6 厂用电及厂坝区供电
鉴于厂坝区配电内容较少，又与厂用电关系十分紧密，故修订稿将原3.3节与3.4节合并为5.6节。
5.6.1 原3.3.1条修订。对厂用电源的要求原条文只提“厂用电源应可靠”，不完整，且空泛。现归纳为三个方面，作为一样的设计原则。其中电源相对独立的含义是指若干厂用
电源中，任一电源发生故障，在继电爱护正常动作情形下，不致使其它电源同时消逝。
将厂用电源的引接方式分开叙述更明确。补充从电厂高压侧母线引接的方式。这种方式已在白山、十三陵等电厂成功运行。如蓄能电厂采纳高压侧换相，将不可幸免地需从高压侧母线引接，如此在发电与电动工况下，厂用电源相位可不改变。但对常规水电厂，采纳从高压侧引线这种方式将增加投资，不宜普遍采纳，故条文中强调仅对大型调峰水电厂，且邻近无可靠外来电源时，又是采纳单元接线、当不装设发电机断路器时，机组停运不能经主变倒送厂用电，才可作为比较方案，同时还应经论证，合理时方可采纳。
5.6.2 原3.3.1条只规定带峰荷电厂要有外来电源，不全面。故另立一条文，并强调有三种电站，除带峰荷电厂外，还有蓄能电厂和
经常全厂停机的迳流式电厂，均应有外来电源，以便在全厂停机时有可能重新起动机组。
5.6.3 新增条文。要紧是考虑到大坝度汛安全有要求的电厂，或地下厂房长期失电可能会发生水淹厂房，或有的电厂有“黑起动”的要求，万一发生全厂停机同时失去外来电源，后果十分严峻；另一方面考虑到增设柴油发电机引起投资增加并不多，且柴油发电机技术进步较快、已能实现远方快速起动等，故针对这些电厂的专门要求，规定装设保安电源的条件。国内已有广蓄一、二期、天荒坪、二滩等电厂设置了柴油发电机作为保安电源，因此规定对这些水电厂通过论证，如合理方可设柴油发电机作为保安电源。
但据了解，广蓄一、二期及天荒坪设置柴油发电机多年来均未因失去厂用电源而起动过；相反每月却需人为起动柴油发电机，增加运行爱护工作量。过去也曾有过体会教训，曾
有过一个时期为了保坝，一些电厂也装过柴油发电机作保安电源，但几年不用，又拆除了。鉴于厂用电已有多个电源，又从不同电网引入外来电源，极少可能会同时失电，因此不要轻易决策装设柴油发电机作保安电源，应经充分论证，确实必要才设置柴油发电机。
5.6.4 保证在各种运行方式时，都有足够的厂用电源，是电厂可靠运行的基础。不但在全部机组运行时，要有必须的厂用电源数量，在部分机组运行或全停时也须有一定数量的厂用电源，才能确保电厂的安全和可靠运行，故专门加以规定。
5.6.5 原3.3.3条修订。将原文大型电厂改为采纳二级电压供电的大型电厂，将机组与公用电分开供电，是为了提升机组自用电的可靠性。中型电厂由于可靠性要求不高，为了简化接线，故举荐混合供电方式。
5.6.6 引用原3.3.4条文。
5.6.7 原3.3.5条修订。按照我国实际情形，地区网络已大多采纳10kV，故规定高压厂用电压一样为10kV。但在下列情形：如发电机电压为6.3kV，或装有6kV厂用电动机，也可选用6kV，为了区不对待，故6kV加上括号。总之，如发电机电压不是6.3kV，应尽可能选用10kV，以便与地区电网联接；同时10kV线路电压缺失少、年电能损耗较低，电能质量较高，经济上较为划算。
过去国内低压通常采纳380/220V三相四线制系统。随着要紧机电设备从国外引进之后，有些国家采纳三相五线制，他们提供的产品也是三相五线制，因此有的水电站低压就采纳三相五线制，例如二滩水电站；也有的电站，引进设备采纳三相五线制，而国内设备采纳三相四线制，如天荒坪；因此补充规定380/220V采纳三相四线制或三相五线制应按照“电气装置接地规程”有关规定选用。
5.6.8 原3.3.6条修订。厂用电分支如已采纳封闭母线和单相设备，按照隔河岩等电厂运行几年来均未发生过事故，证明不装断路器是可行的，故加以补充规定。原文规定高压侧可装断路器或负荷开关，含义不清。这二种情形是不同等的。修订时强调对高压侧未采纳封闭母线、存在相间短路的可能，故宜装断路器；装负荷开关不能起短路爱护。只是在机组容量较大、选用断路器过于昂贵，不得已而选用负荷开关，只是作为措施之一，即只作正常操作，短路时不能断开，由机组爱护跳灭磁开关来实现爱护。水口电厂即采纳这种方式，电厂反映能够，由于采纳封闭母线，未发生过短路，有过过负荷，但负荷开关可断开，正常操作也未显现咨询题。措施之二即加装限流电抗器的方案，已在广蓄、天荒坪等电厂成功运行。措施之三是采纳限流熔断器。限流熔断器组合爱护装置结构简单、体积小、造价低、动作快速，
且已通过科学技术成果鉴定，故有些电厂已采纳，如白山、新安江扩机、珊溪等电厂。考虑到尚需运行体会的积存，故选用时仍应慎重。
补充中型水电厂采纳熔断器的具体条件。装机100MW以下及厂用变容量在630kVA以下的水电厂，短路电流不大，熔断器断流容量容易满足要求，有可能采纳熔断器作为厂用变高压侧的爱护。
5.6.9 原3.3.6与3.3.7条综合修订。近区电网可靠性差，如与厂用电合用一断路器，或合用一台三绕组变压器，都会降低厂用电可靠性，故禁止合用。
厂坝区供电可靠性要求与厂用电相近，中型电厂可合用一台断路器。但为了便于设备检修，也为了坝区用电变压器故障时不至于长期阻碍厂用变压器，故要求分不装设隔离开关。补充规定坝区变压器低压侧应装断路器，是幸
免坝区供电网故障阻碍坝区变压器，进而阻碍厂用变压器，以保证厂用电可靠性。
5.6.10 原3.3.8条修订。高压厂用电系统多采纳单母线分段接线，这种接线简单、清晰，具有足够的可靠性。母线分段数可与电源数相等，也可少于电源数，但不得少于二段。近年来有些大型水电厂还采纳环形接线，以提升厂用电的可靠性与灵活性，故补充作为可选用的接线方式。
备用电源自动投入装置目前有二种方式：一是装设专用的自动投入装置，另一是由电站运算机监控系统兼有自动切换功能来实施备用电源自动投入。目前大型水电厂多采纳前一种方式；中型电厂为了简化和节约投资，也有采纳后一种方式。设计时可按照电站的实际情形，通过技术经济比较来选定。条文只规定需装备用电源自动投入装置，而对装置形式不作规定。
5.6.11 原3.3.9修订。近年来厂用变差不多都布置在厂内，也都采纳干式变，故将原文改为宜采纳干式变。考虑到包封线圈树脂浇注干式变压器，抗潮湿能力强，多年运行较可靠，造价增加也不多，修订时专门注明选用树脂浇注干式变压器。由于发电机引线采纳封闭母线，为了配套，许多水电厂都采纳单相厂用变，以提升可靠性，故补充作出规定。
5.6.12 原3.3.10修订。明确规定厂用最大负荷优先采纳“综合系数法”。过去采纳负荷统计法较繁琐，水电总结多年来的设计和运行体会，通过实测取得负荷率、同时率、功率因数及效率平均值而得出综合系数，该法既简化，结果也较符合实际，故加以举荐。
另一是自起动电压承诺最低值由65～70%改为65%，删去70%。火电厂用电规定自起动最低电压为55%；同时考虑到成组自起动过程中厂用电动机实际上是自然“分批”自起
动，实际已有足够裕度，故不再给出范畴，以便执行。
5.6.13 无需讲明。 5.6.14 无需讲明。 5.6.15 无需讲明。 5.6.16 无需讲明。
5.7 过电压爱护和接地装置
5.7.1 参照DL/T5090-1999《水力发电厂过电压爱护和绝缘配合设计技术导则》（简称DL/T5090-1999） 4.2.1和4.2.2条规定系统中性点和变压器中性点的接地点式。
5.7.2 参照DL/T5090-1999 8.1.1与8.1.2条规定。
5.7.3 参照DL/T5090-1999 7.1.1条规定。 5.7.4 参照DL/T5090-1999 8.3.4与8.3.6条规定。
5.7.5 参照DL/T5090-1999 9.1与9.2节。 5.7.6 无需讲明。
5.7.7 参照DL/T5091-1999《水力发电厂接地设计技术导则》 (简称接地导则)12.2.1，水电厂存在专门多可利用的自然接地体，从经济角度动身，应优先充分利用；只有当自然接地体的接地电阻达不到要求才加设人工接地装置；但高压配电装置即便自然接地体的接地电阻达到要求也应敷设人工接地均压网。当敷设人工接地装置后接地电阻仍达不到要求时，可按照工程实际情形采取相应措施以降低接地电阻，参照“接地导则”第6节编写。
5.7.8 本条将水电厂接地装置的要紧要求归纳加以规定，详细条款可见接地导则相对应的条文及讲明。
1 见“接地导则”12.1.2条，要紧是保证各分区接地网的连接可靠。
2 见“接地导则”8.1.3与8.1.5条，举荐不等间距布置是为了优化地网接地均压带的布置、节约钢材，系我国90年代水电接地
科研的成果之一。不等间距布置系地网边沿至中部均压带的布置间距逐步加大，使均压网各网孔接触电位差相等，；等间距布置边角网孔接触电位差最大，不够安全，常需加设辅助均压带。按照“松江河小山电站”对这二种不同网孔的运算，其结果如下表：(见《水电电气》1997年3期《松江河小山电站不等间距接地均压网设计》)
项 目 接地电阻值(Ω) 接触电位差(V) 跨步电位差(V) 接地扁钢量(m) 不等间距布置 4.747 177.67 144.93 1102.4 等间距布置 5.286 310.42 154.73 1437.8 可见采纳不等间距布置可节约钢材约30%；如要使等间距布置也达到不等间距布置的网孔接触电位差，则将增加约50%的钢材。
3 见“接地导则”6.1.1、6.1.2与6.1.3条。水下接地网敷设在水库与下游河道最低水位以下是为了保持水下接地网的接地电阻能有
一稳固值。与其它接地网保持足够距离是为了减少相互屏蔽的阻碍；实际体会表明，接地网不宜敷在水流急湍的地点，是防止水流冲刷使接地体断裂、脱落。
4 见“接地导则”6.2.2条。引外接地往往距离较远，必须降低引外引线的阻抗，才能充分发挥引外接地的成效。
5 见“接地导则”6.3.2条。要充分发挥接地极对接地电流的散流作用，最好确实是将深井接地极伸到地下水位以下或地层中低电阻率的部位，以取得较好的降阻成效。渔子溪220kV联合开关站的接地设计，确实是事先通过物探电测法摸清了邻近地下低电阻率的区域，打入深井接地极，取得较好的降阻成效的。深井水平间距要求大于埋深，要紧是减少相互屏蔽。
6 一样平面接地网的接地电阻与
S成正比例，S为平面接地网的面积，既然
面积有限，就只能在ρ上做文章，降阻剂的作用就显示出来。通常深井接地多用降阻剂作为充填剂，如此配合使用更有成效。
7 对高压配电装置接地网及人行通道处作出规定，要紧是达到均压的目的，降低接触、跨步电位差至规程承诺值，保证人身安全。
5.7.9 GIS接地要紧是规定其金属外壳的接地点式，系参照“接地导则”10.1.1，10.1.2和10.1.4条编写。按照我国水电工程采纳GIS的体会，几乎都采纳多点接地点式，故作此规定。多点接地缺点是外壳有环流，增加外壳的损耗，然而容易将GIS范畴内的感应电压降低至承诺值，可大大减少邻近钢结构发热及相间短路电动力，因此国内广泛采纳。
GIS应当设值贯穿所有GIS间隔的专用接地母线，大型电厂最好设环形接地母线。接地母线与地网连接线截面按单相短路电流70%
选择是考虑到接地母线两端与地网相连，电流分流不平均，一样可不能大于三、七分配。
5.7.10 参见接地规范10.2节。规定微波塔的位置是防止雷击微波塔时对电厂操纵设备造成反击或引起操纵回路误动。
5.8 照明
5.8.1 原3.6.1条修订。照明分类是按水电厂照明设计规范规定修改。标志照明包括障碍照明、诱导照明。许多电厂现在都注重开发旅行效益，因此补充可设建筑装饰照明。
5.8.2 无需讲明。
5.8.3 原3.6.5条修订。携带作业灯电压系按国标GB/T3805《特低电压（LEV）限值》的要求由36V降至24V。
5.8.4 无需讲明。 5.8.5 无需讲明。 5.8.6 无需讲明。
5.9 电缆选型与敷设
5.9.1 新增条文。110kV及以上电力电缆目前有三种型式。自容式充油电缆生产历史最长，具有成熟的运行体会，但需有一套供油装置，爱护苦恼，防火性能差，敷设也较困难，高差有限制(约200m)，将会逐步被剔除。法国EDF已规定在400kV电网不得使用充油电缆。但我国一些地点只有充油电缆的使用体会，对挤包绝缘仍担忧老化咨询题，因此目前不能一概否定。我国广蓄500kV、龙羊峡330kV出线就采纳自容式充油电缆。低密度聚乙烯（LDPE）电缆目前只有法国雪力克公司独家生产，60年代初225kV LDPE投运，80年代中期400kV投运，在法国已有多回400kV LDPE电缆投运(约30km)，运行体会较长。90年代在我国董家变投入一根500kV电缆作试验性运行。我国二滩500kV、李家峡330kV、漫湾220kV引出线采纳了LDPE电力电缆。交联聚乙烯（X
LPE）电缆的进展比LDPE约晚十年，应该讲是绝缘性能更优的一种电缆，不论是耐高温、抗击热变形能力、机械特性、开裂强度等方面均优于LDPE，因此各国均生产XLPE，包括雪力克也生产。XLPE电缆1970年投运154kV，1977年投运187kV，1979年投运275kV，1986年第一回500kV XLPE投入商业运行，历史最短。我国天荒坪500kV、十三陵220kV引出线采纳XLPE电力电缆。总之，这三种型式的比较，《水电电气》1994年第2期与1995年第3期都有文章介绍。本条文强调按照工程实际，通过技经比较，选定电缆型式。只是对地下厂房、落差较大的场所，建议优先选用挤包绝缘电缆。因为高落差，充油电缆漏油咨询题专门难全然解决。
5.9.2 新增条文。要求电缆绝缘水平比所连接的电气设备提升一级是考虑到：
1 电缆万一损坏，修复困难且时刻较长，造成停电缺失专门大；
2 提升一级绝缘对电缆造价阻碍不大。
5.9.3 原3.14.1条改编。一样高、低压动力电缆油浸纸绝缘电缆已专门少采纳，目前35kV及以下多用交联聚乙烯和聚乙烯绝缘这两类电缆。由于现在多采纳电缆槽盒来敷设电缆，不必强调全部采纳铠装电缆，如此既降低造价也便于敷设。只强调在直埋或可能受机械损害的场所才需采纳钢带铠装。设计时可按照具体情形选用。没有要求阻燃电缆，要紧是添加阻燃剂后绝缘性能受阻碍，而阻燃成效却不明显。电缆研究所认为目前阻燃电缆实际上作用不大，但造价增加15%。因此规范不规定必须采纳阻燃电缆，目前的制造状况还不宜普遍使用。
5.9.4 原3.14.5条修订。一样在电缆布置设计时应尽可能与油、水、气管道按上、下游侧分开布置，但考虑厂房布置有时无法按上、下游侧来划分，就能够按楼层来划分，如在同一楼层则应分区，总之机、电设备尽量要分开布置。
5.9.5 沿用原3.14.2条，参照SDJ278 《水利水电工程设计防火规范》（简称《防火规范》）7.0.1条补充隔板耐火极限许多于0.5h；还按照SDJ26-89《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》第4.18条的规定，补充电力电缆也可敷设在操纵电缆下层的情形。
5.9.6和5.9.7 原3.14.3条修订。修订时将原条文中的“分隔”与“封堵”分列，5.9.6规定防火分隔，条文中设置防火分隔的部位参见《防火规范》7.0.2与7.0.3条规定。5.9.7规定封堵要求，引用《防火规范》第7.0.5条规定。
5.9.8 沿用原3.14.4条。
6. 操纵爱护和通信 6.1 总体要求
6.1.1 本条按照多年的实践体会归纳讲明了操纵、爱护和通信专业的任务及其工程设计必须满足的差不多要求：
1 能够满足水电厂及其机组主辅机电设备安全经济运行发电的要求；
2 能够满足所属电网对水电厂运行调度治理的要求。
6.1.2无需讲明。
6.1.3 设置梯级调度中心（梯调）及水电厂群操纵中心（集控站）的要紧意义在于：
1 能够更好地实现梯级水电厂及水电厂群的经济运行, 按照国内外的研究分析及实践体会证明, 能够将水能利用效率提升几个百分点。
2 是梯级各水电厂实现“无人值班”（少人值守）值班方式, 也是进一步实现无人值班的必要条件和最佳选择。
实行梯级集中监控是有一定条件的, 其中最重要的是, 各梯级水电厂行政上应属于一个总厂治理（至少是尽管产权不同, 但运行上应是托付代管）,否则会有专门大的难度。
需要讲明梯级水电厂的集中监控工程不仅涉及某一个梯级水电厂,因此, 必须另行安排组织编制包括所有预备列入的多个梯级水电厂的《梯级水电厂集中监控和通信规划设计》，作为梯级水电厂工程操纵、爱护和通信设计的依据。如此的规划设计，还可扩展到机修、油务、电气试验、出线走廊，甚至总厂生产、生活基地的选址和规划以及其它有关方面。
6.1.4无需讲明。
6.1.5 及6.1.6 该两条是水电厂操纵系统设计的差不多原则。
由于水电厂值班人员已大大减少，为确保水电厂机组设备的安全运行，水电厂应按自动化（包括必要的水力机械爱护措施）进行设计。
6.1.7 工业电视系统通过多年的进展已达到了有用的程度。由于水电厂运行值班人员的减少，工业电视系统确实能够起到一定的辅助监视作用。关于消防监控以及必要时的安全保卫工作也能够起到一定的作用。目前，一些实行梯级集中监控的水电厂也实现了实时图象至梯调的远传，也为梯调对水电厂及其机组、设备的直截了当监控运行治理带来了一定的方便。工业电视要紧起的是宏观监视的功能。
中型、容量较小的水电厂是否设置工业电视系统，可按照电厂具体情形决定。
6.1.8 关于“强化保电厂主设备的设计原则”
1 本设计原则要紧有：
·安全爱护检测系统的进一步完善化；
·专门情形的自动处理； ·失电爱护。
2 “强化保电厂主设备的设计原则”的目的和直截了当效益是：
·提升水电厂机组设备的运行安全性。 ·为水电厂进一步向无人值班过渡预备了最要紧的条件。
3 据了解, 国外许多发达国家，不论水电厂的运行值班方式如何，有人或无人值班，都采纳这一设计原则。因此, “宁可误动, 不可不动”的原则也带来了“机组非打算停运事件”次数的增加，广蓄一期工程的实践体会已证明了这一点。近年一些从国外成套引进机组设备
的工程也有类似的体会。这就对电网（实际也对电厂本身）的承担能力提出了一定要求。
目前，差不多考虑采取必要的技术措施, 以尽可能减少非打算机组设备强迫停运事件的突然发生及其对电网安全运行的阻碍。例如：
·在有条件时, 专门是机组容量较大时, 采纳冗余措施来解决“失电爱护”的咨询题；
·专门情形的自动停机给以相当的延时，以便有时刻尽可能事先转移机组的负荷；
·专门情形的自动报警带有硬、软件压板，仅在电网条件容许时, 才切换至延时自动停机。
6.1.9 无需讲明。
6.2 全厂集中监视操纵
6.2.1 有人值班的水电厂需要设置中央操纵室, 通过全厂集中监控系统对全厂的运行
及机组要紧机电设备实行集中监视操纵。关于按“无人值班”（少人值守）设计的水电厂，实践体会差不多证明，设置中央操纵室关于一样大中型水电厂不管在投产发电后的过度时期或在电网调度自动化系统有关功能退出正常运行以及事故紧急处理都仍旧是必要的。
即使电厂运行过度期后实行了无人值班, 至少在某些情形下, 例如汛期、设备大修、电厂扩建、与上级调度自动化系统或梯级运算机集中监控系统失去联系以及紧急事故处理等情形下，电厂现场依旧有中央操纵室为好, 有利于生产和安全。
6.2.2 无须讲明。
6.2.3 本条规定了水电厂中央操纵室关于全厂及其机组主辅机电设备的集中监控的差不多功能，这是在总结目前全厂集中监控广泛采纳以运算机监控系统为基础方案的实践体会基础上提出的。
过去受常规集中监控设备布置条件的限制，往往仅限于对机组等要紧机电设备的监控，对次要设备的监控则仅限于故障的报警, 由于运算机监控系统在水电厂的推广应用，使水电厂的集中监控功能得以加大。
本条要紧特点为：
1 要求反映电气主接线的全图，除“操作用”隔离开关外，“检修用”隔离开关的位置也予以监视。
2 加大了对厂用电系统的监控力度。
· 明确对近区及厂区馈电线路断路器的远方操作（过去仅考虑在开关柜现地操作）；
· 明确了厂用交流配电系统各断路器及带远方操作机构的自动开关的远方操作（过去仅考虑在开关柜现地操作）；
· 明确了反映厂用电源及其配电系统详图的要求，以期取代过去中控室另设手动系统接线挂图的要求。
·大型水电厂必要时能反映直流电源系统的概况。
3 加大了对辅助设备系统监控的要求 ·明确了在有条件情形下对空压机、水泵等要紧设备远方操作的要求；
·明确了对辅助设备要紧运行参数、气压、水位等监视的要求；
·明确了显示要紧辅助设备系统概况的要求。
如此将大大加大对中控室在少人值班、值守情形下对全厂要紧辅助设备系统的监控，在发生专门情形时，便于尽快决策，采取必要措施。
4 提出了对变频启动装置的监控要求。
5 明确了对泄洪闸门远方操作监视的要求。
尽管目前一样电厂还做不到中控室对泄洪闸门的远方监控，而且在汛期这些水工金属结构设施一样需要有现地水工治理人员监管，随着运算机监控，包括闸门成组集中监控系统技术的进展，在中控室远方监控并不困难，工程设计上为此预先预备好必要的条件是合适的。
6 提出了对全厂各要紧设备、要紧场所动态画面的远方监视要求。
7 提出了对全厂采暖通风、空气调剂系统的监控要求。
8 明确了对火灾自动检测报警系统和消防操纵系统监视的要求, 这实际上表明水电厂中央操纵室确实是电厂消防操纵室, 在水电厂中单独设置消防操纵室是不可能的, 而且也是没有必要的。在SDJ278-90《水利水电工程设
计防火规范》第11.3.3条中已有明确规定：“消防操纵屏（台）应当设在电厂的中央操纵室内”。9 明确了对通信系统的监控要求, 因为电厂通信系统早已实现了“无人值守”制度。因此, 其要求是极其简单的，仅需反映故障报警信号，以便在场的运行人员能够及时采取必要的技术措施, 通知有关专业人员前来处理。
10 如果电厂取消了警卫保安人员, 则有关安全门禁系统因此也应在中控室监控范畴以内。
6.2.4 需要讲明的是在目前广泛采纳的以运算机监控系统为基础的全厂集中监控方案的条件下, 通过运算机监控系统的屏幕显示器及其操纵器具已能实现对全厂及其辅助设备的集中监控, 模拟屏仅作为一种辅助监控设施，因此提出了是否能够不设的咨询题。
目前, 差不多有一些中型水电厂工程设计中采纳了不设模拟屏的方案。
关于大型工程, 中控室仍有常在的值班、值守人员。作为宏观监视（不作为监盘功能）的设施，仍以模拟屏为宜。
6.2.5 运算机监控系统在水电厂开始推广后, 全厂集中监控系统有三个可能方案：
1 以运算机监控系统为基础（CBSC）——不辅或辅以适当的常规监控设备。
2 以常规监控设备为基础, 运算机监控系统为辅。（CASC）
3 运算机监控系统与常规监控系统设备双重监控。（CCSC）
由于运算机监控系统的日益成熟及运算机技术的全面深入推广，目前, 新建大、中型水电厂通常采纳第1方案，规范予以确信。 第3方案仅在老厂改造中采纳, 从未在新建工程中举荐，因此未列。
第2种方案的差不多设计原则是：中央操纵室保留过去传统的常规操纵台、模拟屏；运
算机监控系统（一样采纳微机专功能全厂综合自动化装置）要紧完成常规监控系统设备不能完成的某些全厂自动化功能。其屏幕显示器置于操纵台的一侧, 处于次要位置, 其退出不阻碍全厂的运行。
运算机监控系统（微机专功能全厂综合自动化装置）的功能能够有：全厂要紧机电设备要紧运行参数的安全监视及自动记录打印；
全厂事件自动顺序记录；全厂自动经济运行（按日负荷曲线、按流量、水位自动经济运行）等。
在采纳微机专功能全厂自动化装置的情形下, 系统结构简单, 可靠性专门高, 运行爱护方便, 不需要专门高的技术水平, 功能要求可多可少，也能够逐步投入，但也能实现一定的也是要紧的全厂自动化功能。目前, 也有个不条件较差的边远地区, 建设主管单位明确要
求采纳；只是这差不多是专门少专门少了, 只是特例, 因此条文中未予详尽列出。
6.2.6 关于以运算机监控系统为基础的方案, 那个地点强调了三点：
1 通过运算机监控系统就能够实现对水电厂的全厂集中监控；
2 由于监视、操作、调整等功能均能够通过运算机监控系统的屏幕显示器及其键盘、鼠标等操纵器具实现, 那个地点强调明确模拟屏已成为一种辅助监控设备（差不多上仅有监视功能），因此对其要求应该降低, 仅需满足对全厂宏观监视的需要。例如对机组线路电测量外表，最低限度承诺仅配置有、无功功率表等，没有必要完全按有关设计标准的要求去办。
3 关于模拟屏上的信息来源，那个地点列出了三种可能方案；
第1方案： 全部通过运算机监控系统；
第2方案： 全部直截了当来自生产设备（不通过运算机监控系统）；
第3方案： 部分通过运算机监控系统，部分直截了当来自生产设备的混合方式。
需要讲明的是:
1 各方案系统功能外观上一样没有差不。
2 三个方案投资, 由于运算机监控系统因市场竞争猛烈有逐年降低的趋势, 相差差不多专门少；
3 第1方案运算机监控系统环节较多, 理论上精度略底, 但由于运算机监控系统的进展, 差不多能够忽略；
4 第1方案没有常规外表设备的备用，其可靠性咨询题值得关注，专门是关于运算机死机咨询题, 仍时有发生, 短期内似难以完全幸免。
然而应该指出的是: 由于值班职员作站的冗余配置, 一旦其中一台退出运行不阻碍系统的运行功能。在采纳全分布（数据库分散治理）系统结构的情形下（大型水电厂一样如此要求）, 即使两台同时故障退出运行, 只要模拟屏驱动器直截了当接自网络, 也可不能阻碍模拟屏的运行, 值班员仍可通过模拟屏把握全厂运行的要紧信息, 因此, 操作调整功能失去, 由于要求各现地操纵单元（LCU）能独立工作, 能够通过LCU在现地进行。此外，系统的全部瘫痪是极其罕见的，多年实践已证明了这一点。因此, 只要没有对可靠性的专门要求, 一样情形下, 第1方案是能够采纳的。
第2、3方案的要紧特点是, 能够起到一定的后备作用, 但增加了二次接线的复杂程度, 增加了进入中控室的操纵电缆，一定要求这么做也是承诺的。
6.2.7 无需讲明。
6.3 励磁系统 6.3.1 无需讲明。 6.3.2 需要讲明的是:
1 从80年代中期开始推广微机励磁调剂器以来, 由于当时对采纳工业微机于励磁调剂器尚无成熟体会, 因此要求必须能够提供两套微机自动调剂通道, 互为备用。十几年过去了, 运行体会日益证明, 工业微机用于调剂系统的可靠性是能够信任的, 国外许多厂商一样不举荐采纳双微机自动通道是有一定按照的。其前提是采纳符合规定技术条件、使用合格的元器件、工艺质量有保证、有批量生产条件、通过实践考查的合格产品。为此, 放宽了对“容量较小的中型水轮发电机励磁调剂器”的有关要求。
2 关于手动励磁电流闭环反馈调剂功能的提出, 要紧是为了机组设备、线路的投运、递升加压的需要以及在自动电压调剂功能失
效时的备用, 目前对前一项要求, 有些厂商生产的调剂器差不多具备了从专门小的、接近于0的，例如（1～2）%额定电压开始的电压自动调剂范畴, 差不多能够满足需要。
6.3.3 近年来由于大功率、高阀压晶闸管的开发生产：
1 一样容量的水轮发电机功率整流桥往往每臂一个支路就能够满足正常运行及强行励磁的要求,则两个支路就能够满足全部功能的完全冗余备用。
2 晶闸管能够承担更高的电压, 使整流桥每臂无需串接元件。
6.3.4 无需讲明。 6.3.5 无需讲明。 6.4自动操纵 6.4.1 无需讲明。 6.4.2 无需讲明。 6.4.3 无需讲明。
6.4.4 采纳网络通信方式（也包括串行通信方式）与上级操纵系统相联的优点是能够以较小的代价, 交换较多的信息, 实现更多的功能。
6.4.5 关于手动准同步方式的设置是按照多年来的惯例列出的, 要紧用于机组设备的启动调试时期, 以及作为自动准同步设施的备用, 而且增设一套手动设施的费用专门少. 接线也不复杂。
6.4.6 无需讲明。 6.5 运算机监控系统 6.5.1 无需讲明。 6.5.2 无需讲明。
6.5.3 那个地点列入了运算机监控系统的要紧特点。
数据库分布性能： 集中式治理（数据库集中到运算机监控系统的主运算机）及分布式治理（数据库分散治理, 电厂值班职员作站等
的实时数据直截了当取自各现地操纵单元LCU）。 关于后者, 主运算机的退出工作不阻碍电厂值班职员作的监视、操作、调整功能，仅阻碍由主运算机系统治理的AGC、AVC等全厂自动化功能, 即通常的所谓“全分布”系统。在那个地点顺便讲明,在采纳后一种方式的情形下,主运算机（工作站、主机）也有改称为厂级运算机，以便区不。
6.5.4 无需讲明。 6.5.5 讲明两点：
1 那个地点的“几机”系统, 仅指属于电厂操纵级的要紧设备（主运算机、电厂值班职员作站以及工程师工作站），其它的设备, 如模拟屏驱动器、外设服务器、与其他运算机系统相联接的通信服务器、标准时钟信息系统等未运算在内。
2 一样新建大型水电厂采纳5机系统已是一种典型配置方案。实践过程中仅有个不,
如甘肃大峡（4×75MW）设计采纳了4机系统，未设专用的工程师工作站，其有关功能、任务能够由其它运算机临时解决。至于老厂改造, 则由于资金困难等其它因素的阻碍, 也有大型水电厂采纳三机系统的, 例如东江水电厂（4×125MW）。
3 中型水电厂通常采纳兼有主运算机及电厂值班职员作站功能的双机系统。由于目前运算机的性能和运算速度与十年前相比差不多有专门大的提升, 采纳兼有主运算机及电厂值班职员作站功能的运算机系统, 关于满足规定的实时技术指标要求来讲, 一样也是毫无咨询题的。有条件的也能够增加一台工程师工作站。应该指出, 今后随着中型水电厂的梯级开发, 梯级水电厂集中监控工程的进展,水电厂由梯级直截了当监视操纵, 厂内实行“无人值班”（少人值守）甚至进一步试行无人值班,
则中型水电厂运算机监控系统的进一步简化也是可能的。
6.5.6 需要讲明：
1 那个地点列出了现地操纵单元LCU的两种差不多结构, 一样认为, 采纳以通用可编程序操纵器PLC为基础的LCU具有编程方便, 易于把握, 产品生产批量大, 质量能够信任, 价格能够相对较低的特点, 因此为许多系统集成厂商院所的青睐, 专门是没有硬件加工生产能力的单位。此外也有一些简单、通用的工业操纵系统SCADA系统软件可供要求不高的用户所选用。其缺点是此类PLC为工业过程操纵的通用产品,且PLC过去要紧开发用于顺序操作, 对模拟量的某些处理功能往往注意不够, 模件相应价格较高, 对水电提出的某些专门要求, 难以完全满足，往往需要另行设法解决。近年来许多高档PLC增加了以太网直截了当
上网及满足1～2ms SOE辨论率的多种模件, 情形正在逐步改善。
还要讲明的是, 长期以来我国广泛采纳了LCU通过一体化工控机与网络联接的方式。这种系统结构易于实现LCU的人机联系功能, 易于采纳不同厂商、不同类型的LCU差不多设备, 能够设置用于建立LCU数据库的大容量硬盘, 有许多优点。其要紧缺点是以串行通信方式相连接,速率大大低于局域网络可能达到的数据, 如以太网10M、100M、令牌环网4M、16M等, 形成了所谓“瓶颈”, 同时也增加了系统可能故障的环节,只是即使如此,串行通信速率已高达9600波特率甚至更高,对系统的实时技术指标、对可靠性一样已无明显实质性阻碍,因此得以长期流行。
2 关于LCU的冗余配置,曾经采纳较多的以下方案
双LCU完全冗余配置的方案。广蓄、天荒坪等抽水蓄能电厂曾经采纳, 有个不老厂改造如葛洲坝二江电站采纳此方案。
以微机为基础,另附仅供机组顺序操作用的小型PLC为备用方案。该方案曾在80年代末推广运算机监控系统的初期时期广泛流行至今。
主CPU及要紧的I/O模件双重化冗余配置方案。 如十三陵抽水蓄能电厂有此工程设计要求。
主CPU冗余配置方案。如两台LCU的两台工控机交叉互为备用也与此类似。
十几年来运行体会表明, LCU的故障要紧在于I/O模件。此类模件数量专门多, 也对设备造价有要紧阻碍, 全双配置不但使投资大大增加, 且带来了二次接线的复杂性。考虑到LCU的个不I/O接口故障一样可不能带来全局性阻碍，水电机组开、停机频繁, 能够及时停
机更换, 而且近年来许多产品都已容许模件带电插拔, 故障更换更为方便。因此,近年来从运行到设计一样认为I/O的双重化配置没有必要。
3 关于LCU与所属操纵设备及其系统, 如机组LCU与调速器、励磁系统、继电爱护、温度巡检等机组附属设备系统, 厂内公用LCU与各公用辅助设备系统的联系, 近年来开始使用的现场总线及LCU的远程I/O及远程监控单元, 能够专门方便地大量交换信息, 扩展功能, 而不需要增设大量电缆。但为可靠起见, 重要的信息, 如设备事故、及SOE量信息的上送以及操纵命令的下达等仍应通过硬布线联接。
6.5.7 关于大型电厂这是因为网络投资相对专门小； 而关于中型电厂则因为整个网络的故障（包括网卡故障在内）确实专门少发生。
6.5.8 那个地点提到了三种可能的选择, 在工程设计中必须有所交待和考虑。目前有两
种完全相反的看法, 因此未提明确的倾向意见。
第一种看法认为一样情形下都应采纳第一方案。目前系统已转移为卖方市场, 非打算停机已不成咨询题, LCU如已退出工作, 机组设备因此没有必要再考虑连续坚持运行。
第二种看法截然相反, LCU是为机组设备服务的, 既然调速、励磁、爱护等要紧操纵爱护系统设备都在, 能够坚持机组设备的正常运行, 则按理不应该因为LCU的故障而阻碍发电任务的完成, 工程设计上为此预备适当条件是合适的, 而且这不需要采取多复杂的措施, 因此这差不多上针对电厂依旧有人值班、值守而言的。
至于第三方案实际是第二方案的引伸, LCU退出工作时, 那个地点所提的“手动简易方式”是指的通过调速、励磁系统的现有手动操纵器具, 同时不需要考虑连锁及自动顺序功
能, 因此并不需要在工程设计上采取许多专门措施。
关于“爱护系统不通过LCU直截了当动作停机跳闸…”的要求, 继电爱护从来如此, 有利于机组设备的安全。有的单位考虑采纳一台简单的小型PLC，更便于制动系统的操作, 也是一种有益的尝试。
6.6 继电爱护 6.6.1 无需讲明。 6.6.2 无需讲明。
6.6.3 要求大机组装设故障录波装置是前几年有部分电力系统针对200MW及以上大型汽轮发电机—变压器组的要求提出的, 为此开发了专门的大机组录波装置。以后也有容量小一点的125MW汽轮发电机组开始装设。
水轮发电机组装设较晚, 界限可暂定在100MW及以上。
6.7 电测量和电能计量 6.7.1无需讲明。 6.7.2 无需讲明。 6.8 二次接线
6.8.1 那个地点提到的两个方面是对二次接线设计提出的差不多要求。
6.8.2 无需讲明。
6.8.3 那个地点指出的是中央故障信号功能, 能够通过运算机监控系统予以解决, 而不应明白得为要求另建一个独立的中央故障信号系统。
6.8.4 无需讲明。 6.8.5 无需讲明。
6.8.6 二次回路的熔断器（及自动开关）由于短路、使用日久老化或其他缘故而熔断（跳开），接线因断线或端子连接振动松动、接触不良而中断, 在设备的长期运行过程中差不多上可能发生的。因此, 熔断器（及自动开
关）及断路器的跳合闸回路均应予以监视，以确保在设备故障时爱护、断路器和有关回路能够正常工作， 跳、合闸、停机。
有两种监视方式：
1 音响监视： 采纳装设回路监视继电器（包括断路器的跳合闸回路监视继电器）以及自动开关的自动跳闸报警接点引出的方式解决。
2 灯光监视: 采纳回路监视灯或跳合闸回路位置监视信号予以实现。关于不重要的回路承诺采纳这一方式，由运行人员按照灯光显示情形, 予以判定。那个地点应该注意，由于值班方式改革的进展，新建水电厂投产后运行人员往往专门少，巡视次数也有所减少，有的单位还预备试行无人值班， 因此是否适当扩大音响监视的范畴, 值得进一步研究。
此外, 那个地点并列了机组停机回路, 进水阀关闭以及快速闸门关门回路的监视
要求。这些回路的完整性对机组设备的安全运行同样有专门重要的意义, 但过去工程设计中从未考虑, 因此一并列出。因此考虑到发生这种故障的可能性确实专门少，要求是否能够适当降低，例如仅限于灯光监视, 也能够探讨。
6.8.7 长期以来，我国水电厂差不多上有人值班，其操纵爱护系统及二次回路差不多上按照带电动作原理设计，发生回路熔断器熔断、自动开关误跳、回路断线或接触不良时，值班人员可快速处理，不致造成机组设备长时刻处于无爱护和不能操作状态。而关于无人值班的水电厂，由于厂内可能没有值班人员，处理这类故障时有一定的延时，现在可能产生严峻后果。一样认为，为确保安全，需采取“失电爱护”的工程措施，例如采纳“失电动作”设计原理。由于本标准明确仅适用于按“无人值班”（少人值守）原则设计的水电厂，因此提出本条规定。
6.8.8 近年来一些电厂反映由于电源消逝、 运算机死机、模件损坏、监测元件故障以及通信中断等缘故而发生错误信号, 引发不必要的机组停机、停泵、断路器跳闸, 甚至造成设备损坏、甩负荷的严峻后果。分析其中缘故，有些由于采纳运算机监控等新技术而显现的新情形，也有些则由于其它缘故所造成，但却值得工程设计时严峻关注。
应该考虑如果发生上述故障, 有无可能误发开关量变位信号而反映断路器跳闸, 或模拟量输出为零，反映运行监视量越下限等错误的信息，因而是否有可能会引发机组事故停机、关泵、断路器误跳闸的严峻后果；否则就应该在设计中采取硬件或软件上的闭锁条件，予以防止。工程设计中采取断路器的跳合闸回路监视继电器的接点，反映断路器的位置也值得注意，电源消逝时, 有可能发生错误的信息，许
多情形下宜直截了当硬布线联接, 采纳断路器的辅助接点作为连锁条件。
总之, 这是采纳新技术带来的新咨询题, 还需要持续研究总结，以便提出可靠的技术措施。
6.8.9 应该注意到励磁调剂器、母线爱护等重要设备本身应具备防止因电压互感器二次側回路故障而误动作的闭锁功能。
6.8.10 无需讲明。 6.8.11 无需讲明。 6.9 厂用直流及操纵电源 6.9.1 无需讲明。
6.9.2 关于阀控式密封铅酸蓄电池（俗称免爱护蓄电池）近年来已在水电厂广泛开始使用，需要讲明的是：
1 它有许多优点：结构紧凑、占地面积小，容量小的能够屏装；气体酸雾泄出专门少，对蓄电池室防酸要求专门低，一样认为能够不
需要专用的防酸通风通道，能够不考虑防爆泄压面积，对地下厂房布置蓄电池专门有利；不需要经常加酸添水， 爱护工作量专门少；带电出厂，安装时不需要组装、注酸以及复杂的初充电过程,省事方便。
2 但也应该注意到，它和防酸隔爆铅酸蓄电池相比, 制造工艺复杂；出厂价也高了许多；热容量较小, 散热困难, 寿命受环境温度阻碍专门大，热失控是阻碍电池寿命的要紧因素，对环境温度提出了较高的要求；失水是决定电池寿命的差不多因素, 要严格幸免过充；浮充电压必须随温度变化而调整, 对充电设备的性能、稳固性及自动化操纵提出了较高的要求；而且电池的内部状况难以把握, 对运行爱护工作要求专门高。这类电池在我国水电厂使用时刻不长, 但已有多起达不到预期寿命, 甚至因电池寿命终了未能及时发觉, 在交流厂用电源故障消逝时不能发挥作用, 造成设备损坏
的严峻事故的报导。 在工程设计上必须引起高度重视, 应采取必要的技术措施，并提请运行单位加大爱护治理工作。
6.9.3 我国长期以来，绝大多数水电厂直流系统额定电压取220V，仅有个不工程如隔河岩（4×200MW）采纳110V额定电压；天荒坪（6×300MW）的操纵爱护电源采纳110V额定电压（动力电源另设220V系统）。110V电压有利于继电器、电源装置等设备的绝缘运行安全，在欧美许多国家电厂中广泛流行，在我国许多大型火电厂中得到广泛应用。
6.9.4 蓄电池的冗余配置有利于确保操纵爱护系统的安全。出线电压220kV及以上时，线路及变压器继电爱护均要求双重化配置，并规定两套装置之间不应有任何电气上的联系，则蓄电池也以装设两组为宜。
关于特大型、多机组水电厂由于其专门的重要性，设备复杂, 操纵范畴的扩大, 有
关工程研究了分散供电的必要性和合理性, 例如三峡电厂设计两台发电机（700MW）共用一套两组蓄电池，龙滩工程设计每三台发电机（700MW）共用一套两组蓄电池，有的工程考虑操纵爱护电源与直流淌力电源分不设置等，值得进一步研究总结，那个地点只提出了原则性的要求。值得注意的是，这也为操纵爱护系统电源采纳110V电压提供了有利条件。
6.9.5 长期以来, 我国水电厂每组蓄电池配置了一台浮充电设备及一台充电设备, 有两组蓄电池的充电设备能够共用。 近年来水电厂开始推广采纳高频开关电源作为充电及浮充电设备, 其电源模块能够n＋1冗余配置, 有一定的后备作用。因此, 许多工程每组蓄电池仅装一套充电及浮充电装置。本条明确在条件成熟时承诺使用。 但已有个不工程多台电源模块及操纵模块同时故障的报告, 又前述《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》规
定枢纽变电所直流系统宜采纳两组蓄电池, 三台充电装置的方案值得重视, 专门是关于容量较大的水电厂。
6.9.6无需讲明。
6.9.7 长期以来, 水电厂直流系统蓄电池事故运算连续时刻取0.5小时。考虑到水电厂主动推行值班方式改革后, 水电厂值班人员已大大减少，目前新建工程普遍按“无人值班”（少人值守）设计,承诺值守人员在值时休息待命。因此, 适当延长至1小时是合适的, 蓄电池容量将略有提升，这对延长电池寿命也有一定好处。
6.9.7无需讲明。 6.9.8无需讲明。 6.9.9无需讲明。 6.10 通信
6.10.1 本条给出了水电工程通信设计的差不多原则及应遵循的规范。
6.10.2 无需讲明。
6.10.3 由于水电工程施工期人员分散和流淌较大及运行期无人值班（少人值守）的需要，因此，在设计中宜考虑移动通信系统的建设。移动通信系统宜侧重于调度通信，兼顾行政通信。
6.10.4～6.10.5 由于水电工程的运行治理方式及对通信的要求各不相同，硬性规定通信容量比较困难。因此，在此只给出了要紧原则。
6.10.6 关于电力系统通信在此只是提出要紧原则，其它应按照电力系统的有关标准执行。
6.10.7 由于水情自动测报系统是水电工程经济运行、安全度汛的重要手段，因此，应保证水文数据传输迅速、可靠及准确。本条提出了要紧的设计原则。
6.10.8 梯级水电厂和水电厂群被集中调度和集中治理时，应保证通信传输的可靠性，因此，应建立2条相互独立的通信通道。
7 机电设备布置及对土建和金属结构的要求
7.1 一样要求
7.1.1 本条提出机电设备布置的一样原则，强调机电设备布置要按照当地地势、地质、水文、气象等自然条件和溢洪时的阻碍与工程枢纽一起进行规划，使布置统一和谐。从发电初期到水电厂全部建成(包括梯级水电厂或水电厂群)要统筹安排。考虑的要点第一是安全发电，然后是运行方便，同时注意经济合理。
7.1.2 机电设备布置应考虑水电厂安装、运行、爱护、检修的要求，并满足各类水电厂对通风、照明、防火、防潮等以及抗震等专门要求。水电厂建设周期较长，往往初期发电时
大坝尚未建成，同时有厂房分期施工、分期装机，工程枢纽分期建筑、分期蓄水，开关站分期建成等情形，输电线路一样也是连续投入。因此，必须做到分期过度方便，并在初期发电时即制造正常的运行条件。土建宜为机电设备的安装、试验和运行提供方便和较好的环境条件。近年来，二滩、广蓄二期、大朝山等一些大型水电厂差不多能做到首台机发电时全厂机组混凝土浇筑到发电机层，混凝土施工差不多终止。
7.1.3 无需讲明。
7.1.4 机电设备中的一些大件、重件，例如：蜗壳、转轮、转子中心体、定子机座、主变压器等，都要通过公路、铁路、桥梁及隧洞才能运至现场，故在设计水电厂专用公路、铁路、桥梁、隧洞时，应充分考虑运输这些大件、重件的尺寸和荷载，同时还要考虑运输车辆本身的重量和转弯半径，并留有适当的裕度。直
截了当进厂的专用铁路，在进厂前应有一较长的水平段，以防止机车刹车失灵或其它缘故，可能导致碰坏机组或厂房建筑。水平段的长度难以具体规定，可按照水电厂的实际地势考虑，在厂内轨道的末端还应当设置可靠的阻进设施。
7.1.5 例如，应考虑主变、GIS等高压电气设备现场耐压试验的要求。
7.1.6 无需讲明。
7.1.7 出于对水电厂厂房、机电设备安全和运行人员的人身安全考虑，保证水电厂的正常运行，应有安全可靠的行人进出通道。厂区的雨水一样不宜引入厂房内的渗漏集水井，防止造成水淹厂房的可能。
7.1.8 为了水电厂的安全，在必要时厂区内可设围墙，但由于各水电厂地势条件不同，要求统一设置围墙，专门多水电厂有一定的困难，往往也难于做到，故本条只规定在适当地
点设置围墙，设计时可按照具体地势条件确定。
7.1.9 无需讲明。
7.1.10机组振动、水压脉动等是不可幸免的，因此，水电厂的水工建筑物在设计时应注意幸免发生共振。
7.1.11无需讲明。 7.2 主厂房
7.2.1 端部机组段长度应满足厂房起重机吊运发电机转子、分瓣定子和进水阀等所需尺寸的要求。未考虑用主起重机主、副钩起吊靠厂房端的发电机空冷器、线棒或拔磁极键的要求。起吊空气冷却器和就地更换线棒，可在起重机边梁上装设电动葫芦加以解决，拔磁极键可事先转动发电机转子，使欲拔的磁极键转到主、副钩起吊的范畴内。不宜由于这些要求而增加端机组段长度，关于地下厂房更应注
意。同时，应考虑厂房端部空间的充分利用及公用设备的合理布置。
起重机的工作范畴线，宜超过起吊部件的起吊中心20cm左右。
7.2.2 主厂房的高度包括发电机层以下高度，由于这部分的高度要紧由机组高度尺寸确定，故本条文未作规定。发电机层(或安装间)以上的高度要紧由主机设备吊运高度确定。
大中型发电机转子带轴吊运、立式水轮机转轮联轴吊运时宜采纳刚性吊具，以降低起吊高度。关于低水头水电厂应考虑轴流转桨式水轮机转轮，灯泡贯流式机组转子、定子、导水机构等的翻身与组件吊运要求。不宜因主变压器在安装间吊运和检修而增加主厂房的高度，可采取适当措施满足吊装要求。
关于多机组水电厂，机组安装进度有要求时，应复核安装间定子、转子、转轮等可能显现的相互跨过吊运高度。
起重机吊运的部件与建筑物、设备之间的距离，垂直方向不小于0.3m，是考虑采纳刚性吊具。当采纳柔性吊具时，垂直方向距离不宜小于0.5m。
主厂房顶应考虑桥式起重机检修时起吊减速箱盖等部件的可能要求。
7.2.3 按本条规定及表7.2.1所列大件进行布置，安装场面积能够满足一台机扩大性大修的要求。表中未列出部件能够放在空余位置及机组段的空地。关于较重的部件，设计时应明确放置位置，地板应能承担载荷要求。
当水电厂机组台数较多，当有两台机组需要同时安装(或检修)时，安装场的面积可适当增加或另设副安装场。
7.2.4 大型机组定子采纳现场叠片组装时，通常定子是在安装间组圆和叠片、在机坑内下线，也有在安装场组圆在机坑内叠片和下
线的，按照施工组装程序和工期要求安装场面积可适当加大。
7.2.5 水力机械与电气设备分区、分层布置或按上下游侧分开布置，方便安装、施工和运行、爱护，幸免了互相干扰。如机电设备在同一区域布置时，应幸免油、水管路布置在电气设备或电缆架的上方。无法让开时，应采取防止漏油、漏水的措施。
7.2.6 无需讲明。7.2.7 无需讲明。 大型机组的发电机风洞进人门通常开在机坑侧面。中小型立式机组的发电机风洞进人门有时开在发电机层盖板上。进人门应是防火和隔噪声门，门开向风洞外。
7.3 副厂房 7.3.1 无需讲明。 7.3.2 无需讲明。
7.3.3按照运行治理方式的需要，专门是对地下厂房而言，从减少开挖、简化布置、改善
环境条件等方面考虑，有必要尽可能减少非直截了当生产性用房, 如运行、值班、检修、试验、生产治理、领导部门的办公用房、资料室、会议室等。地下厂房内除了地下布置的中央操纵室外, 仅保留少量供设备检修、试验时的临时用房。一样情形下地下厂房仅保留中控室少数值班、值守人员，以及只能在地下厂房工作的运行值守和检修工作人员。
7.3.4 无需讲明。
7.4 变压器场地
7.4.1 原4.4.1条修订。原文规定主变压器宜靠近主厂房并不是普遍规律，要紧是针对地面厂房而言，故加以限定。
地下厂房主变压器布置应按照地质、交通、枢纽布置情形，拟订多种布置方案，认真进行技术经济比较来选定。
打算经济时期十分强调剂省有色金属和能损，因为有色金属缺乏，电源紧缺，因此规定尽量靠近主厂房，以缩短发电机电压母线。国外地下厂房主变布置就千变万化，有将主变布置在主厂房洞室内，如法国蒙特齐克；有布置在主厂房两端，如日本下乡；有集中布置在主厂房一端，如日本沼原；也有将主变布置在地面，例如日本喜撰山采纳离相封闭母线通过265m竖井引至地面主变，瑞典尤克塔蓄能电厂也是采纳发电机电压封闭母线通过270m竖井接至地面主变，法国大屋蓄能电厂也是封闭母线通过约100m竖井接至地面主变的；因此也有如我们经常采纳的与主厂房平行的主变洞室的方案，如英国迪诺威克、美国拉孔山、日本奥美侬等电站。总之，布置设计要按照工程实际情形，进行多方案的比较。
因此，对地下厂房，主变场地应先比较是地面布置依旧地下布置；若采纳地下布置，还
应按照工程实际情形，进行条文提及的多种布置方案的比较，选择较优的布置方案。
7.4.2 新增条文。变压器冷却器布置并不是产品定型设计，工程设计者可按照具体布置条件提出要求。如广蓄招标文件要求水冷却器附在主变压器油箱上，制造厂就按此要求供货；而天荒坪招标文件规定水冷却器集中布置在主变压器一端，以缩小变压器宽度，制造厂就按规定进行布置。因此工程设计时应按照场地条件选定布置方式。
7.4.3 原4.4.5条修订。设置压力开释装置和对泄压面的布置要求是参照DL5061-1996《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》第4.1.5条的规定。
7.4.4 原4.4.6条修订。变压器布置在配电装置上面时，最担忧主变油坑漏油漏水，而不是变压器基础地板采纳什么材料的咨询题，
因此修改成基础应采取防渗土建结构，注意对土建设计提出要求。
7.4.5 原4.4.7条修订。要紧强调布置应注意考虑的因素，如就位过程中拉锚和地锚的预埋、检修和搬运时的安全距离等。地面厂房进厂检修，最好能满足整体搬运的要求，幸免在现场拆卸、安装套管与冷却器等。如地下厂房主变布置在地面时往往不考虑运到安装场，而是设就地检修设施，这时需注意与变压器高压引线及邻近带电回路的安全距离。
7.4.6 原4.4.8条按照SDJ278 《水利水电工程设计防火规范》（简称《防火规范》）第6.0.6条的规定修订。
主变压器廊道应有两个安全出口，是参照《防火规范》第6.0.9条规定，配电装置室大于7m应当设两个出口。按此推理，变压器廊道更需要有两个出口，以供变压器万一发生事故时人员能及时安全撤离和便于抢修。
7.4.7 原4.4.9条修订。目前厂用变与励磁变压器已不再选用油浸式，故将这类变压器布置要求删去。对干式变压器的布置，按照DL5061-1996《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》第4.2.4条要求，补充规定应当设防护围栏或1P2X的防护外罩。对引线裸露部分，容易疏忽，故补充规定，应当设置防护围栏，以引起注意。
近年来也有干式变压器受潮而导致事故的报道，要紧是环境过于潮湿，故补充应有通风防潮措施。水电厂灰尘不多，故删去防尘的要求。
7.4.8 新加条文。主变室，专门是地下主变洞室顶部，有的工程未考虑安装、检修起吊设施，带来极大不便，为此加以规定，以免遗漏。
7.5 高压配电装置布置
7.5.1 原4.5.1、4.5.10与4.5.16条综合修订。
户外配电装置布置型式总的原则是少占地，少开挖，进出线交叉、转角少。考虑到半高型与高型布置型式尽管是水电首创，但通过多年运行实践，运行单位仍感不理想；目前设备制造水平持续提升，半高型与高型布置型式可作为方案比选范畴，规范不作举荐性规定。330kV与500kV目前投运的都采纳中型布置，因其设备都较笨重、庞大，故不应采纳半高型或高型布置型式，则加以规定。
由于设备持续改进，尺寸持续在减少，使户内布置更易于实现，专门是35kV及以下，都有成套柜，故宜采纳户内布置；110～220kV放开式配电装置，当户外环境条件较恶劣，或环保有要求，也可采纳户内布置。
7.5.2 原4.5.2条修订。增加配电装置应躲开泄洪水雾的阻碍，是考虑到已有一些水电
厂显现过相应事故，专门是西北，如水中含泥沙，易形成泥雾，落在绝缘子、瓷套易产生闪络。刘家峡出线就出过事故，因此设计时应专门注意躲开。
7.5.3 原4.5.3条修订。补充位置选择要躲开高边坡、泥石流，以策安全。山坡除了设挡墙、护坡外，还应注意排水，排水不能排向布置设备的场所。厂坝之间空间有限，通风散热条件较差，日照产生的附加温升比其它地点突出，如配电装置布置在这些地点，要专门注意日照的阻碍。
7.5.4 原4.5.6条修订。补充管型母线挠度的规定。管型母线跨中承诺挠度过去是按管型母线外径D来规定，即f≤(0.5～1)D。长委设计院通过研究，认为随着直径D的增大，实际挠度是减小而不是增加，故建议采纳国外一些国家的规定，用管母的跨距来表示更合理，即承诺挠度f≤L/(80～200)，L是跨距。德国
规定f≤L/143，法国规定f≤L/150～80，美国规定f≤L/200～150。本条规定是参照长委设计院的研究成果作出的，该成果差不多葛洲坝等工程验证。
7.5.5 原4.5.7条修订。进线走廊的布置还应尽可能躲开通航建筑物如船闸等，否则如发生故障、可能危及通航和安全。参照《110～500kV架空送电线路设计技术规程》4.1.1条规定，属大跨过范畴，需作专门处理，故专门指出，以引起注意。
7.5.6 原4.5.8条修订。近年来，由于接入系统电压的提升，主变至配电装置的架空引线如要求安全系数达到“4”有困难，架空送电线路导线和地线的设计安全系数只规定不小于2.5，规定4过于保守，安全系数比一般架空线高即可，故修改为3.5。
7.5.7 新增条文。近年来一样大型工程，主变布置在地下时，其高压引出线均作了SF6
管道母线与高压电力电缆等方案比较，这是必须的，故加以规定。
7.5.8 原4.5.9条修订。由于斜坡式布置在我国并未得到应用，故删去。排水坡度按《220～500kV变电所设计规程》(88年)3.2.1条规定“宜采纳0.5～2%，不应小于0.3%”，原规定0.5%未收到不同意见，与上述规范也一致，故暂不修改。
7.5.9 原4.5.11与4.5.12合并而成。参考DL/T5056-96《变电所总布置设计技术规程》6.2.1条路宽与电压等级有关，500kV为6m，110kV为4m，考虑水电的特点，不宜定得过大，故取最低值。如条件许可，也可参照该规程规定确定。所内路宽仍为3m，与上述规范相同。路面要求按上述规范6.3.6条修改。
7.5.10 原4.5.12条规定配电装置地面全部采纳混凝土或碎石层成效并不行，运行中日照阻碍突出，故参照《220～500kV变电所设
计规程》3.5.2条规定修改。除设备周围铺混凝土地坪（下部若设有10至15cm的碎石层，对降低接触电位差有好处），其余进行绿化，既改善运行条件又美化环境，应是可取的。按照DL/T5056-96对绿化具体要求作出补充规定。
7.5.11 原4.5.13条修订。有关架构、支架的结构由于可供选择的型式，持续在改进，故只作原则规定。330kV及以上则参照《220～500kV变电所设计技术规程》7.4.1条修订；500kV架构参照《220～500kV变电所设计技术规程》7.4.2条与葛洲坝工程体会修订；高型布置应当设修理走道、平台等是运行单位的要求，《220～500kV变电所设计技术规程》7.4.2条也有相应规定，钢平台及走道容易滑倒，专门是冬季结冰，不安全，故专门规定应有防滑措施。
金属构架不规定镀锌，而只强调应作防腐处理，防腐处理方法也在持续改进。
7.5.12 原4.5.14条修订。围墙高度原规定2.0～2.3m，现在按照DL5061-1996《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》第3.0.8条规定，高度不低于2.2m，《220～500kV变电所设计技术规程》第3.5.1条规定为2.2～2.5m，给出范畴更便执行。原先只规定配电装置在厂内只设围栏，现按DL5061-1996《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》第4.2.2条明确规定围栏高度不低于1.5m。
7.5.13 新增条文。规定户内配电装置宜采纳管型母线及组合电器，以尽可能压缩布置尺寸，降低土建费用。户内配电装置出口之间距离则按《防火规范》6.0.9条规定补充。
7.5.14 新增条文。有的工程已发生过，如有的大坝初期发电尚未完工，在坝面拉线就有干扰，因此提出以便在设计时引起重视。
7.5.15 新增条文。规定GIS配电装置总体布置应考虑的咨询题。GIS两侧都布置通道，
主通道靠断路器侧，使检修搬运较方便；通道宽度按照回收装置外形尺寸确定，但应不小于2m。辅助通道可按配电装置室内一侧有设备规定的最小宽度设计，实际上，工程都留得较大，故按通往防爆间隔要求1.2m规定。
设置通风及SF6浓度探测仪是环境爱护必须的措施，不是设备检漏的措施。
尽管GIS有严密的密封，但环境仍应防潮。 土建误差的规定是参照GIS配电装置设计规范的规定。参照大朝山的体会，适当提升对GIS地面土建误差的要求，有利于设备的安装、运行，且土建施工通过努力也是能够达到的。
7.6 中央操纵室及其它
7.6.1 应该强调指出, 即使目前运算机监控系统技术、远动技术的进展，电厂各基础自动化系统也日益完善，然而, 尽可能靠近所治理的设备，要紧是机组、仍旧是中央操纵室位
置选择第一必须考虑的核心因素。因此, 要为即使专门少几个值班、值守人员的工作预备符合标准的、良好的环境，也是毫无疑义的, 也是能够做到的。
大电流母线是对中控室、运算机室的要紧工频干扰源，中型水电厂中控室布置时应躲开大电流母线通道，一样十余米就可解决咨询题。
7.6.2 关于地下厂房中央操纵室位置的选择, 地下依旧地面, 按照国内外实践体会证明技术上差不多上可行的, 但各有其优缺点。
1 关于地下布置方案, 专门长一段时刻, 我国设计的地下厂房水电厂（包括坝内厂房），几乎毫无例外的差不多上如此设计建设的。中控室布置在地下, 距离机组设备近，运行爱护、处理故障都比较方便，对保证电厂安全运行有利, 这一点是确信的。咨询题是能否提供良好的、符合标准要求的工作环境。许多
电厂反映冬暖夏凉。国外情形也大体如此。应该看到国内外均有许多成功先例。但过去也有许多电厂有意见, 咨询题要紧集中以下两个方面：
1）通风空调工作没有做好, 温度高、湿度大、环境条件恶劣, 阻碍值班人员健康。 但应看到, 近十多年来, 由于通风空调技术的进展进步以及在工程设计上的重视, 加大了对地下厂房洞室的通风方案的工作力度, 制定了严格的设计标准, 加大了投入, 应该讲地下厂房的劳动环境条件差不多得到了全然的改善, 专门是中央操纵室的局部小环境, 做到“达标”, 好上加好, 更不成咨询题。
2）个不工程抗震隔震措施没有做好, 机组振动对中控室有强烈阻碍。这实际上不是地下厂房独有的咨询题, 只要在厂房水工建筑物上采取必要的技术措施, 也是完全能够解决的。
因此, 地下厂房的劳动环境条件是能够改善的, 不应成为第一考虑地面布置的决定因素，因此, 地下厂房见不到阳光, 这也确实如此。
关于地下厂房布置方案还应该看到： 第一、由于近年来值班方式改革的推行, 中控室值班、值守人员已大大减少,阻碍面已大大减少。
第二、实行“无人值班”（少人值守）后, 保留的值守人员的工作要紧是巡视检查、日常爱护、检修治理以及必要的操作切换、事故处理等,而这些工作, 即使中控室外迁, 也仍旧必须到地下厂房进行。
第三、设备大小修, 临时性爱护工作等更是如此,都必须在地下厂房进行。
因此,不宜过高估量、过分强调中控室外迁对解决地下厂房电厂运行、检修人员劳动环境条件的实际意义。要看到既然机组设备
地下布置，就决定了运行检修工作都要紧必须在地下进行的现实, 这是无法回避的。因此, 第一必须认真搞好通风空调及抗振措施。此外, 在7.3.3条中差不多规定除了必须在地下厂房进行值班、试验、检修工作用房外, 其它非直截了当生产用房一律安排在厂外, 而且适应目前通行的前、后台值班制度, 必要时可在厂外地面副厂房另行设置供后台值守人员使用的值守室。
2 关于地面布置方案 应该注意到中控室外迁对值班、值守工作带来的一系列咨询题：
1）第一, 也是最要紧的, 运行值班、值守人员距离他们的工作对象远了, 不便于对机组设备的运行治理, 专门是故障的及时检查处理和复原, 至少时刻上将有一定的延时, 因此对运行工作是不利的。为此，要求地面中控室应该有尽可能方便的进厂条件,例如就设在交通
洞口, 有的中控室、开关站设在地下厂房顶部, 则应当设置电梯, 方便时甚至应有两部, 以便地下厂房机组设备有事时, 能够尽快进厂工作。
2）在电厂发电初期, 机组设备运行尚未稳固,故障咨询题较多, 厂内外的联系也多，在一定时期内, 厂内仍需保留一定值班人员。故宜在地下副厂房内设置简易操纵室, 供过度时期使用。设备也能够考虑今后外迁, 不要增设额外的值班职员作站。
3）地下厂房的机组等设备实际上处于无人值班治理, 应该研究是否需要采取某些专门措施, 例如某些“强化保电厂主设备的设计原则”, 以确保机组设备的安全。
4）地下厂房采纳中控室地面布置方案, 一样工程造价将有所增加, 按照对大型抽水蓄能电厂进行的方案比较, 操纵室外迁需要增加
投资几百万元, 视工程条件各有所不同, 这总不是一个小数, 是地面方案的又一不利条件。
7.6.3～7.6.9 无需讲明。 7.7 直流设备室
7.7.1～7.7.7无需讲明。
7.7.8 那个地点要紧针对阀控式密封铅酸蓄电池的布置做了初步的规定：
1 除了容量专门小的以外, 一样大中型水电厂供操纵爱护、事故照明使用的都应布置在专用的蓄电池室内, 这是因为：
1）由于阀控式电池对通风空气调剂要求较高, 散热咨询题需要重视。
2）地面承载能力有一定限度。
阀控式蓄电池占地面积不大,即使是地下厂房也还能够解决的。
2 阀控式电池也有发生极柱渗液、 外壳破裂的，酸气少量外逸也是难以幸免的, 因此蓄电池采取一定的防酸措施仍旧是必要的,
然而要求不高。地下厂房专用防酸通道设置困难, 一样认为能够不做, 防爆泄压面积能够不予考虑。
3 通风空调依旧要的, 相反由于电池寿命受环境温度阻碍较大, 从25℃增加到35℃寿命就减少一半, 因此要求应更为严格。
7.8 水轮机/水泵水轮机输水系统
7.8.1 输水系统包括进水口、引水隧洞、调压井、压力管道、以及尾水管出口、尾水调压井、尾水洞等。
输水系统应满足水轮机稳固运行的要求，满足机组开机、并网和调整负荷的要求，不应因输水系统的阻碍造成并网时刻过长，出力或转速摆动和机组振动，并应复核输水系统自振频率，幸免与机组发生共振。
7.8.2 中、高水头的单元压力管道输水系统若水轮机不装设进水阀，压力管道的进水口设置快速闸门是防止有关设备（如机组飞逸事
故关机时，部分导叶剪断销破断、导叶拒动或压力钢管破裂等）事故扩大的有效爱护措施。
水轮机装设进水阀，在压力管道的进水口应当设置检修闸门。进水口设置检修闸门的目的是为了检修进水阀。但输水管道为明管时，进水口宜设置快速门，以防明管破裂时事故扩大。
7.8.3 低水头单元输水系统的水电厂，在流道的进水口一样只设置事故闸门，能够动水下门，下门时刻没有要求。
贯流式机组事故闸门宜设在尾水管出口，事故下门过程中，对机组的水力作用较为稳固。事故闸门一样只考虑二个导叶失控，能动水切断水流即可。但进水口应当设检修闸门。以上两种情形不设快速门时，机组调速系统应当设置事故配压阀等后备爱护措施。
7.8.4 无需讲明。
7.8.5 正常情形下按本条设置尾水门数量，可满足电站运行要求。但关于有可能同时检修两台机组，长尾水隧洞、多台机组合用尾水调压井的大型水电厂，机组安装工期较长，考虑初期发电和度汛等要求，可适当增加尾水检修闸门数量。
7.8.6 国内有些水电厂水中污物较多，由于拦污栅布置不当，或因没有有效的清污措施，多次造成拦污栅堵塞或损坏，引起长时刻停机事故，或在汛期被迫限负荷运行；有的水电厂在汛期拦污栅堵塞引起水头缺失常达2～3m，造成发电厂经济缺失。因此，污物较多的水电厂可设置两道拦污栅，并设置排污或清污设施。也有的水电厂在进水口前设置拦污导漂排，汛期将污物导入溢洪道。
7.8.7 拦污栅的过栅流速一样操纵在1～1.2m/s,关于低水头水电厂，拦污栅水头缺失占总水头的比重较大，过栅流速应适当减小。
拦污栅栅条间的净距：关于轴流式和贯流式水轮机可按（1/20～1/30）D1运算，但不大于导叶的最大开度；关于混流式水轮机可按（1/30～1/40）D1运算，但不应大于转轮叶片之间的最小净距。其中，转轮直径D1≥7.5m时取小值。
拦污栅栅条间的最大净距不宜大于250mm，最小净距不宜小于50mm。在满足爱护水轮机的前提下，栅条间的净距可适当加大，以便于清污和减小水头缺失。
抽水蓄能电站的上池(或下池)为人工池，若无污物来源，从安全考虑，在电站进、出水口仍宜设置拦污栅，栅条间的净距可适当加大。
7.8.8 无需讲明。 7.8.9 无需讲明。
7.9 电梯
7.9.1 无需讲明。 7.9.2 无需讲明。 7.9.3 无需讲明。
8 辅助设施 8.1 机械修配厂
8.1.1 我国已建成的大多数水电厂机修设备的利用率较低，专门是近年来一些水电厂将设备的要紧检修任务外包，厂内只配置少量的机修人员；有的水电厂交通条件比较方便，检修时需要加工的部件可与邻近机械厂协作，本厂不设机械修配厂；对梯级电站群还可设置机修中心等。因此，水电厂是否设置机械修配厂以及机械修配厂设备如何配置，应按照水电厂的治理模式和具体情形合理确定。
交通条件较好的水电厂，仅设简易修理车间，配备钳工工具、砂轮机、小型钻床和电、气焊器具等。如机组台数较多，检修工作量较
大，也可设置小型车床、小型牛头刨床，以满足日常爱护及小型修理的需要。
8.1.2 无需讲明。
8.2 电气实验室
8.2.1～8.2.4 无需讲明。
附录A 水力机械术语、符号
本附录收集了在本规范中用到的要紧专业技术术语与符号，差不多采纳国家标准GB／T2900.45-1996《电工术语 水轮机、蓄能泵和水泵水轮机》以及GB／T15468-1995《水轮机差不多技术条件》的术语讲明与符号，但部分专业技术术语及讲明结合水力机械专业的设计体会进行了补充和修改。
DL/T XXXX-200X 书号： XXXXXX.XX
定价： XXX.XX元
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