水电站电气工程初步设计报告

7电气工程71接入系统设计711XX县电网现状XX县电网目前的主要电源点为XX电站（36300KW）和XX电站（41250KW），由这两个骨干电站以35KV电压等级构成XX县电网，其它还有若干农村微型电站和在“农网改造”及“送电到乡”工程中修建的电站以10KV电压等级并网。在农网改造前，XX电网共有“XX变电站”、“XX变电站”、“XX变电站”三座35KV变电站，变电容量为35200KVA，通过农网改造，按照XX电网规划又在XX县的幅员范围内新建了“XX变电站”、“XX变电站、“XX变电站”三座35KV变电站，新增加变电容量15000KVA，由此，XX35KV电网基本辐射了全县。但就目前而言XX县电网仍处于孤立运行状态。XX虽然已经形成了辐射全县的35KV电网骨架但电源不足，对一些边远的村寨仍不能保证连续供电；同时也制约了对具有经济、科技含量的企业的引进，制约了XX地区的经济发展；影响了XX作为XX州府所在地的形象。2005年通过刷马路口线路与牧区电网110KV系统连接。随着西部大开发的进一步开展，XX水电开发迎来了新的高潮。岷江流域、黑水河流域、杂谷脑河流域相继进入全面开发阶段。XX地处岷江水系与大渡河水系分水岭，水力资源极为丰富。随着全省水电资源的开发，XX地区水电大规模开发已经提上议事日程。据四川省XX水电站预可行性研究报告阐明1999年以来四川省用电负荷用电量增长率均在10以上。近年来电力供应严重不足，据初步规划，随着西部大开发的推进，四川省的电力需求还将以较高的速度持续增长，预计到2020年，考虑现已立项建设的水量、火电源按期投产在不计川电外送的情况下，四川省仍有较大的装机容量缺口。考虑国民经济可持续发展对电力的需求，将清洁的水能资源开发东送，则四川省的水电开发前景更加广阔。在相当长的一段时期内，四川省将利用其得天独厚的水力资源优势，大力开发水电。在实施西电东送的同时，发展四川省经济。大渡河流域干支流径流丰沛、稳定、淹没损失小、技术经济指标优越，开发条件较好，按照国家西部大开发和能源发展战略，应加快大渡河流域水电开发步伐，满足高速增长的四川负荷和“西电东送”的需要。开发XX电站对综合、高效开发大渡河有着重要作用，对改善四川电网的电源结构十分有利。建设XX电站还可带动地方相关产业的发展，促进少数民族地区地方经济发展和社会进步，也是增加地方财政收入、提高人民生活水平的重要途径。目前XX、XX等一大批大中型电站建设已经启动。随着这一大批大中型电站的建设，XX、XX地区水电建设的大环境发生了翻天覆地的变化。XX电网的经营将由原来的孤立电网，自发自供、自给自足、保证社会基本用电需求而逐步转为以水电开发为主，将XX地区丰富的水力资源优势迅速转化为电力优势；再迅速发展工农业用电负荷、走工业强州、工业强县之路；将电力优势转化为工业大力发展的优势，继而转化为资金的优势资本的优势、经济大力发展的优势。可以认为XX水电建设迎来了又一个春天。近期内XX网除了满足原有负荷的需要外，还要适应XX州府所在地的政治、经济、文化中心的新增负荷及引进的工业负荷的要求；同时还要对XX、XX等大中型电站施工供电。中期内随着XX电站的修建，XXXX电站（36300KW）将被淹没，急需寻找新的电源点来满足XX电站报废后形成的发电容量的缺口。远期内随着XX、XX电站的建成，500KV的电力输送通道通道开通，XX电网开发的容量均可经此黄金通道与国家大网连接，实现余缺调剂，送出XX地区丰富的水电资712负荷预测根据XX设计院2007年7月对XX电网2010年目标网架规划，XX电网负荷预测表如下XX电网负荷预测结果表单位万KW亿KWH增长率项目2005年2010年2015年2020年200520102010201520152020需电量15862139381548426161227489最大负荷340750418737108528151163443负荷小时4655424343664462根据XX电力公司对XX电网负荷预测，XX电网2010年用电最大负荷约5041万KW；用电量约2139万KWH。用电负荷小时数4243小时。负荷预测分析1从负荷预测分析可见2010年最大负荷已超过XX电网2007年XX电网最大XX、XX电站两电站的总容量22900KW，电网负荷已超过电网电源极限。必须在2007年至2010年间再增加发电容量。2最大负荷年利用小时数仅4243小时，其值较低。分析原因XX电网电源两个主力电站无调节能力，枯水期出力大大减小，影响电站年运行小时数。另一方面导致冬季用户无电可用，使一般工业企业的发展受到电力工业用电季节和时段的抑制。稍大一点的工业企业一般不愿意开开停停，生产不连续进行，产品质量也无法得到保证。故XX电网的工业企业截至2007年基本无正规大型工业企业负荷，这样XX电网的负荷就只剩下当地的生活、电热、照明及一些极少的季节性负荷。即XX电网的现状已严重制约了XX地区工业企业的发展。3上述负荷预测未考虑XX电站建成后正常蓄水位为海拔2500M高程，XX电站（36300KW）这座目前XX地区电网最大的水电站将处于XX电站正常蓄水位以下而被淹没报废，到时XX电网发电容量更加不足。尽管XX电网与XX牧区电网开通110KV输电线路连接以后情况可能有所好转，但随着XX工农业建设的发展可能突破规划的用电需求。此外XX、XX等大中型电站开工新建，在这批电站建设过程中需大量施工用电，且必须优先保证对这批大中型项目高可靠性供电。4该负荷预测还未对XX、XX的电站建成后利用其500KV高压输电通道建XX地区水电能量送出问题。5XX电网应抓住目前水电建设发展的重大机遇，利用这批工程前期XX电网向其供施工用电契机；抓住因海拔2500M高程以下电站、线路、局部电网被淹没而“复建”的契机，短期内迅速建成XX电网110KV电压等级的骨架网，并利用这一输电通道，将XX及其周边地区丰富的水力资源转化成电力资源向外输送。彻底改变XX电网目前这种无调节能力，夏天发电无处送、冬天用电无力供，发电用电都受到限制的被动局面。借助水电产业的开发拉动地区经济的发展，形成XX新兴的工业和经济增长点。713XX电网规划根据XX设计院2007年7月对XX电网2010年目标网架规划，XX电网规划如下XX电源装机进度表单位万KW项目2005年2010年2015年2020年电源装机合计3440844033140355140新增装机3440500024700322000XX电站189XX电站0500其他小电站1050XX流域梯级电站18700XX流域梯级电站6000XX电站56000XX电站36000XX电站30000XX电站200000其他5000XX电网新增装机进度分析12005年至2010年计划新增装机50万千瓦。截至2007年XX地区无大、中型水电站新建上网。没有明确XX地区哪条河、哪个流域先开发。2XX流域有60万千瓦的装机容量，只是开发时间列到2015年，时间较晚。3XX原初步拟定的60万开发容量是在原电网发展的初期按照XX电网最初的自发自供，保证XX孤立电网基本发电用电电力电量平衡的前提下作出的。已经不能适应目前XX地区水电建设发展的需要。需根据XX目前的新情况重新调整XX水电开发的思维和理念，从而重新制定XX新的水电开发方略。714XX水电开发的新格局1XX的水力资源XX（XX沟）为大渡河上段足木足左岸支流，又称XX河。发源于XX县东邛崃山脉，上源称格波德曲，北流至大青坪，转西北，左纳四冈森沟，沙拉足沟，转西南过青坪、送足，以下有一河曲，西过XX乡，至XX宗，左纳解放沟，龙藏沟，右纳黑尔桠沟，至呷博，右纳龙尔甲沟，转南汇入足木足河。流域水系较发育，支沟较多，较大的支沟有黑尔桠沟、龙尔甲沟。河流源头高程为4200M，河流出口高程为2480M，总落差1720M，河长73KM，平均比降为254，全流域面积为1255KM2。水能蕴藏量约117万KW。2XX水电开发方案的调整成都XX水电建设公司承担了XX的开发和XX电站的建设任务，是XX电站的业主。成都XX水电建设公司已经与XX县人民政府签署了XX水电开发建设协议，与XX电力有限责任公司签署了XX电站并网协议。根据协议，业主委托XX水电勘测设计院对XX进行了规划，并经XX计委、XX水利局组织审查，并以阿府20056号文件XX人民政府关于将XX流域水电开发权授予XX县人民政府的批复和马尔府函200429号文件XX县人民政府关于同意授予成都XX水电建设有限公司投资兴办电矿结合型企业开发权的批复批准了XX水电开发规划。原规划在XX修建六级电站，总装机六万千瓦，年运行小时数个站均接近六千小时。全流域电站在XX乡附近择地修建110KV升压站，以110KV电压等级并入XX电网。随着XX地区水电建设高潮的到来，XX、XX等一批大中型水电站的修建，XX电网面临重大发展机遇。XX河口最末一级XX电站离XX电站厂址仅5KM,离XX电站工地也仅约50KM。为这两座大型水电站建设提供施工电源是得天独厚的有利条件。通过先提供施工电源，后利用已经形成的电力通道送出XX水电能量是XX水电开发的重大发展机遇。为此对原规划有必要进行调整和完善。主要的调整有三点，一是将原规划XX电站、XX电站合并成一级开发，增大单站、单机装机容量，以构成XX电网目前最大容量的单站和单机以提高系统动态稳定性，适应大型电站施工工地需求提高抗冲击能力；提高XX系统整体稳定性和供电可靠性。二是适应水电商业性开发的需要，参照州内其他流域开发经验适当降低原各站年利用小时数至4500H左右，也即适当加大各电站装机容量，使XX流域水电开发装机可达1012万KW。三是根据XX水电发展的新形势，结合XX电站2500M高程以下为淹没区，XX电站及部分35KV系统将因淹没而“复建”的特点，以及XX河口离XX及XX均较近的特点，确定以新的XX电站作为整个XX流域开发的枢纽站，XX流域各站容量均送入XX电站汇总后并入系统。3XX电站在XX流域水电开发的作用按照水文、水能、水力机械等章节的论证结论，XX电站设计装机24MW，以一回35KV线路与XX宗变电站35KV母线连接，汇入XX电网。本电站只发不供，不承担系统调相、调频任务。715接入电力系统设计拟建的XX电站装机24MW，按照XX流域水电开发的规划，XX电站采用35KV电压等级送出电能，以一回线路与XX宗变电站相连，汇入XX电网。具体接线见电力系统地理接线图“大电（初）电01”电力系统单线接线图“大电（初）电02”72电气主接线721设计依据根据本阶段水文、水能部分设计结果推荐的XX电站装机24MW，以及XX流域水电开发电网接线方案设计该电站的电气主接线。722电气主接线方案比较根据上述依据，初步拟定XX电站电气主接线方案两个。详见电气主接线方案比较图“大电（初）电03”方案接线综述本方案63KV侧采用单母线接线，两台发电机所发电能经63KV母线汇总后由一台10000KVA双绕组变压器将电压升高至35KV，35KV采用变压器线路组接线方式。以一回35KV线路与XX宗变电站连接。站用电分别从发电机63KV母线和35KV出线取得。主要优点接线简单清晰，能满足运行方式变化的要求；保护配置容易实现；35KV电气设备少，升压站占地面积小，设备及土建投资少。主要缺点枯水期单台机运行时变压器损耗大；变压器故障时全厂电能不能送出，可靠性较差；方案接线综述本方案采用两个发电机变压器单元接线，经主变升压至35KV；35KV采用单母线接线；以一回35KV线路与XX宗变电站连接。主要优点运行灵活性、发供电可靠性较高；保护配置容易实现。主要缺点由于采用两台主变以及35KV配电设备增多，升压站占地面积大，设备及土建投资增加。对两个方案的主要设备进行经济比较。主接线方案经济比较见表71。XX水电站主接线方案经济比较表表71电力变压器35KV开关6KV开关柜项目方案变比容量KVA数量台单价万元金额万元数量台单价万元金额万元数量台单价万元金额万元总金额万元385/631000011001001141455025139385/632500027014031442000182注本经济比较表仅对各方案中不同部分进行比较，计算中亦只列入了各方案主要电气设备数量和价格。推荐方案按照电气主接线的设计原则，并考虑变压器故障的机率很小，根据以上分析，方案I技术上可行，投资较省，故推荐采用方案I接线作为XX电站的电气主接线。详见电气主接线图“大电（初）电04”73站用电731站用电源厂区内设两台站用变压器；站用电分别从63KV母线和35KV出线取得；其中1站用变压器容量为200KVA，电源取自63KV母线；2站用变压器容量为160KVA，电源取自35KV出线。两台站变采用暗备用接线方式；设备用电源自动投入装置（BZT）。732站用电接线1站用电母线（04KV）采用单母线分段接线；2站用电系统采用三相四线制，动力、照明合并使用；3取水口供电取水口距离厂区约12KM，拟采用10KV电压供电。从发电机6KV机端取得电源，采用一台50KVA10KV隔离变压器，经一回10KV输电线路对取水口供电；在取水口设置一台50KVA的10/04KV的降压变压器，经配电屏向各设备供电。详见厂用电接线图“大电（初）电04”74主要电气设备选择和布置741短路电流计算1短路电流计算目的1）电站电气设备选择、校验；2）电站继电保护整定、校验。2短路电流计算依据1）据前述推荐采用的XX电站电气主接线；2）XX县电网接线图。3XX电站电站为一电源点，系统（XX宗变电站）为一电源点。4短路电流计算点发电机母线上为D1点,35KV变压器高压侧为D2,35KV出线末端为D3点。详见“图71短路电流计算网络图”。5短路电流计算方法采用个别变换法，取基准容量为100MVA。采用平均额定电压。计算过程略。短路电流计算成果详见“表72XX电站短路电流计算成果表”图71短路电流计算网络图XX电站最大运行方式三相短路电流计算成果电源计算数据短路电流计算数据T0ST02ST4S平均电压UP额定容量SE电源额定电流IE有名值I“短路容量S“有名值I02短路容量S02有名值I4短路容量S4冲击短路电流ICH全电流有效值ICH短路点KV电源名称MW直连电抗X计算电抗XJS（查表）KA标幺值I“查表KAMVA标幺值I02KAMVA标幺值I4KAMVA冲击系数KCHKAKA37KV系统SX2161916404634241463424146342414631140686本站80014640183114661277019766410046975123081352938518861136D163926122989399757778481903026182237KV系统SX103715600964150596415059641505964394235本站800210402630195429008375363253063540730980604387219131D23723421500214137121091357185613366XX电站最小运行方式三相短路电流计算成果电源计算数据短路电流计算数据T0ST02ST4S平均电压UP额定容量SE电源额定电流IE有名值I“短路容量S“有名值I02短路容量S02有名值I4短路容量S4冲击短路电流ICH全电流有效值ICH短路点KV电源名称MW直连电抗X计算电抗XJS（查表）KA标幺值I“查表KAMVA标幺值I02KAMVA标幺值I4KAMVA冲击系数KCHKAKA37KV系统SX1864916405364915536491553649155361321796本站400292801830573612735093834100234825630811765193943568D163842491972637926787291902264136437KV系统SX103715600964150596415059641505964394235本站400348802180098505504933163633035422731910311199129077D237199812801859119118161163185523312742主要电气设备选择及校验本电站海拔约2500M，所有电气设备均选用高原型。135KV配电装置的选择本站35KV电气设备均为户外式。35KV断路器采用SF6户外式断路器。2主变选择主变选择SF9节能型变压器，型号为SF910000/35，38525/63KV,Y,D11（GY）。36KV配电装置的选择本电站6KV配电装置采用KYN63A12（GY）型手车式开关柜。断路器选用ZN12真空断路器，配弹簧储能操作机构。本型手车式开关柜可靠性高，设备使用寿命长，检修周期长、检修维护安全、方便。4主要电气设备的动、热稳定校验见“表73电气设备选择校验表”表73电气设备选择校验表表一高压断路器的选择LW835/1600技术数据计算数据安装地点额定参数保证值计算参数计算值UEKV405UGKV35IEA1600IGZDA650IKEKA315IKA23SKEMVA6000SMVA248IDEKA80ICHKA367IRE2TREKA2S3969QTKA2S105835KV线路结论合格表二高压隔离开关的选择GW435D/630技术数据计算数据安装地点额定参数保证值计算参数计算值UEKV405UGKV35IEA1250IGZDA650IDEKA80ICHKA367IRE2TREKA2SQTKA2S35KV线路结论合格XX水电站主要电气设备表序号名称型号及规格单位数量备注1水轮发电机SFW40008/173063KV,台22励磁设备套2由机组厂家配套供应3电力变压器SF910000/35（GY），YN，D113855/10KV,UD75台1主变4配电变压器S9160/35（GY），Y,YN03855/04KV,UD40台1厂变5配电变压器S9200/6（GY），Y,YN0635/04KV,UD40台1厂变6配电变压器S950/10（GY），Y,D11635/105KV,UD40台1取水口用7配电变压器S950/10（GY），Y,YN01055/04KV,UD40台1取水口用8高压断路器LW835GY,1600A,315KA台1配电流互感器9高压隔离开关GW435D/1250组110高压隔离开关GW435/1250组111电压互感器JDJJ235,只312电流互感器LAJ6,600/5A,05/D只1013电流互感器LCW35,300/5A,05/B只314高压熔断器RW1035，05A只315高压熔断器RW735,40A只3跌落式16高压熔断器RW710/4A只3跌落式17避雷器HY5WZ41/134只318避雷器HY5WZ127/44只619高压开关柜KYN63A12各型面820电力电缆YJV22123150米20021电力电缆YJV2212335米20022钢芯铝绞线LGJ120米40023钢芯铝绞线LGJ50千米20取水口供电用24铝母线LMY10010米10025高频阻波器GZ22001只226结合滤波器JL21003只227耦合电容器OY3500035只228载波机台129低压配电屏GGD106改面230低压配电屏GGD136改面431直流屏GZDW3560/220/60G套132照明分电箱XMR006/3只333微机综合自动化装置套134控制电缆KVVP各型批135动力电缆VLV1各型批1743主要电气设备布置在主厂房机组的上游侧每台机组布置机旁屏5面，分别为机组自动化屏1、励磁屏2、机组测温制动屏1、厂用电屏1；在中央控制室布置主变和35KV线路的微机保护屏1、公用LCU屏1、直流屏3、厂用主屏3、微机工作台1、载波机等设备；在6KV开关室布置有机端配电装置、励磁变压器以及6KV高压开关柜。35KV主变低压侧引出线采用电缆与6KV开关柜连接；35KV采用户外配电装置，35KV断路器采用SF6断路器。在升压站内布置有一台35KV主变、三台配电变压器、35KV配电装置以及3只避雷针。具体布置详见图“大电（初）电06、07、08”。75防雷接地751过电压保护1直击雷过电压保护在升压站设置避雷针，主厂房、副厂房顶设置避雷带，各避雷针位置、高度及保护范围由技施设计确定。2浸入波过电压的保护在35KV母线上装设避雷器；在至取水口的10KV架空线路两端装设避雷器，以防止浸入波过电压。3感应雷过电压保护拟在主、副厂房、压力前池及闸门启闭机修建时，将全部钢筋焊接连通后可靠引入接地网络中，形成屏蔽网络，以防止感应雷过电压。752接地装置各避雷针设置独立接地装置，要求其冲击接地电阻不大于10。在主、副厂房、升压站均敷设接地网，要求接地电阻不大于4。施工时尽量利用尾水底板、闸门槽等钢筋作自然接地体，并在厂房开挖至建基面时敷设水平接地网和垂直接地体。施工时根据现场实测情况决定是否增设外引式接地体。接地体的材料、尺寸、垂直接地体的间距、水平接地体的埋深等均按常规设计，具体方案在技施设计时完成。所有电气设备外壳、电缆金属外皮、各种金属体外壳、互感器的二次线圈、基础角钢、户外设备支架、构架、户内配电屏柜体等均应可靠接地。站用电04/023KV系统采用中性点直接接地方式。76控制、监视及保护根据中华人民共和国行业标准SL2292000小型水力发电厂自动化设计规定，结合XX电站的特点、运行方式和电力系统对电站自动化的要求，本电站的监控方式按“无人值班（少人值守）控制方式”的标准设计，即考虑采用水电站综合自动化系统。761计算机监控系统的结构和功能电站采用“全开放式、分层分布式计算机监控系统”。整个系统分为三层即梯级调度层、主控级（或电站级）和现地控制级（LCU）三层。厂内设置两层即站控层和现地单元层。系统采用符合国际通用标准的模块化结构的硬件和软件，因而系统对外全开放，用户可以任意扩展和升级而不受任何限制。主控级和现地控制级计算机（LCU）均采用WINDOWSNT或WINDOWS2000操作系统软件平台，该操作系统可靠性高，且具有多任务实时支持功能。主控级和现地控制级之间采用符合国际标准的TCP/IP通讯协议的总线以太网联接，其中介质硬件为网络交换机。现地控制级和直接控制设备间采用RS485等方式通讯。系统结构见图“大电（初）电10”1主控级的配置和功能主控级采用双机系统，其配置如下操作员工作站一个，配一台液晶彩色显示器。通讯工作站一个，用于远方调度，水情测报，视频监视（选项）等，并进行语音报警，该站也配有一台液晶彩色显示器。打印设备设打印服务器一个和一台打印机，打印机可以定时打印，也可以召唤打印。GPS卫星时钟系统，定时校对系统内各计算机系统的实时时钟，以满足系统实时功能的要求（例如事件顺序记录的时间分辨率要求）。UPS主控级的硬件配置详见表75。主控级（电站控制层）设备在中央控制室，电站控制层负责协调和管理各现地控制单元的工作、收集有关信息并作出相应处理和存储。可以在操作员工作站上通过人机接口对数据库和画面在线修改、进行人工设定、设置监控状态、修改定值等功能，并可下传到LCU。2现地控制级（LCU）的配置和功能现地控制级根据系统功能分布的特性与要求，按电站具体设备分布设置，整个电站共设现地控制级四个，即机组LCU二个、升压站站及公用设备LCU一个、坝区LCU一个。现地控制级对所属的设备进行数据采集和数据预处理，负责向网络传达信息，并服从主控级的命令和管理。现地控制单元可以作为独立的自动化装置运行，当主控级出现故障或现地控制级与主控级失去联系时，可独立完成对所属设备的监控。现地控制级由带触摸屏的可以直接上以太网的高档PLC组成，它直接通过以太网与主控级接口，完成与主控级计算机的联网。PLC的有效输入、输出接点能满足被控对象运行的需要，同时配有足够的裕量，以满足扩充的需要。现地控制级还设有备用常规仪表和操作单元，万一主控级或现地级本身的计算机出了问题，还可以用手动操作方式使所属设备保持正常运行。表75主控级硬件详细配置表序号设备名称型号规格单位数量备注CPUPI28G内存1G硬盘80G光驱16DVD标准键盘3D鼠标显卡64M集成网卡10/100M自适应网卡工业控制计算机2串/1并PCI2USB套11操作员工作站液晶显示器21“（12801024）台1CPUPIV28G内存1G硬盘80G光驱16DVD标准键盘3D鼠标显卡64M集成网卡10/100M自适应网卡工业控制计算机2串/1并PCI2USB套1智能通讯管理装置COM2000（八串口）台12通讯工作站液晶显示器21“（12801024）台1网络交换机DLINK16100M台1打印机HP1015台1GPS系统DH2000E套1逆变电源2KVA/1H台13公用设备计算机工作台多席位台11）机组现地控制单元（机组LCU）每台机组配置一个机组现地控制单元，机组现地控制单元又称为机组LCU屏。机组LCU的具体硬件结构见图1。机组LCU负责管理和控制本机组的进口阀、水轮机、发电机，机组微机保护装置、励磁装置、调速器、同期装置、相关辅助机械设备和自动化元件等。每台机组LCU屏的详细配置如表76。2升压站及公用设备LCU升压站及公用设备LCU屏主要由带彩色触摸屏的可以直接上以太网的高档进口可编程控制器等组成。升压站及公用设备LCU负责管理和控制如下设备主变35KV线路监视控制；整个电站的交直流电源系统监控；前池闸门的监控；公用系统辅助机械设备（集水井、空压机等）和相关自动化元件的监控等。PLC与上述设备之间通过通讯管理机连接，接口方式也是串行通讯口和I/O口等。3）坝区LCU坝区LCU屏主要由带彩色触摸屏的可以直接上以太网的高档进口可编程控制器等组成。坝区LCU负责取水口的泄洪冲砂工作闸2、进水工作闸1、进水检修闸1的监视控制。其功能为采集泄洪冲砂闸和进水闸前后的水位，根据水位的变化自动控制泄洪冲砂闸升降，以保证在水位过高（特别是洪水时）坝区建筑物的安全，也保证在水位降低后发电的效益。坝区的所有信号都通过光纤传至站控层，即可以在中控室显示坝区各重要测点的水位，也可以对坝区的闸门进行远方操作。单点微机准同期装置PLC智能电量采集装置机组温度巡检装置机组转速测控装置机组微机保护系统RS485彩色智能触摸屏微机励磁装置微机调速装置10/M闸阀控制单元预留接口图一机组LCU结构图表76每台机组LCU屏配置表序号设备名称型号规格及每屏数量单位数量备注CPU模块1通讯模块1DI模块32点NDO模块32点NAI模块16点N具体数量按实际需要量再加百分之二十配置电源模块11M1TSUB1SHI高性能可编程控制器连接电缆及导轨等附件1套12彩色液晶触摸屏MT508S台13通讯管理装置台14智能电量采集装置台15微机自动准同期装置单对象台167开关电源24V交直流双供电,500W套18进口继电器MK3P1套1仪表96型（KW、KV、HZ、S等）套1操作控制开关LW39系列套19常规操作元件指示灯AD56套110屏体、辅件及组屏2260800600MM台1升压站及公用设备LCU又称为“升压站及公用设备LCU屏”。升压站及公用设备LCU屏的具体硬件结构图见图2，详细配置见表77。10/MPLC彩色智能触摸屏RS485智能电量采集装置公用设备管理装置微机准同期装置升压站微机保护装置交直流电源系统公用油气水控制单元预留接口图二升压站及公用LCU结构图表77开关站及公用设备LCU屏配置表序号设备名称型号规格及每屏数量单位数量备注CPU模块1通讯模块1DI模块32点NDO模块32点NAI模块16点N具体数量按实际需要量再加百分之二十配置电源模块11M1TSUB1SHI高性能可编程控制器连接电缆及导轨等附件1套12彩色液晶触摸屏MT508S台13通讯管理装置NFIM2000台14智能电量采集装置NFPM100台15公用设备管理装置NFGM200台16微机自动准同期装置ZZB5多对象台17开关电源24V交直流双供电,500W套18进口继电器MK3P1套1仪表96型（KW、KV、HZ、S等）套1操作控制开关LW39系列套19常规操作元件指示灯AD56套110屏体、辅件及组屏2260800600MM台1762同期根据推荐的主接线方案，拟定在两台发电机出口侧、主变高压侧设置同期点。所有同期点的的同期装置都是单对象的，其中发电机出口侧的同期装置设在机组LCU屏上，主变高压侧的同期装置设在公用LCU屏上。所有同期点均考虑采用带非同期闭锁的自动准同期和手动准同期两种方式，前者为主要手段，后者为备用手段。763继电保护根据国家技术监督局和中华人民共和国建设部联合发布，由国家能源部主编的电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB5006292的规定，结合本电站的具体情况，配置下列保护装置。112发电机组纵联差动保护1套复合电压启动的过电流保护1套过电压保护1套失磁保护1套过负荷保护1套转子一点接地保护1套定子单相接地保护（带绝缘监察装置）1套2主变纵联差动保护1套瓦斯保护其中轻瓦斯动作于信号；重瓦斯动作于跳闸复合电压启动的过电流保护1套过负荷保护1套温度升高保护其中温度升高动作于信号并起动风机；温度过高动作于跳闸335KV线路三段式方向电流保护自动重合闸装置463KV母线不单独设置保护，由发电机和主变的过电流保护作为母线的主保护。设置一套交流绝缘监察装置。5厂用变压器（含到取水口的隔离变）两台厂用变压器（另至取水口的隔离变）高压侧配熔断器作为短路保护，三台变压器的低压侧用自动空气开关和交流接触器实现过流、失压等保护。具体配置见图“大电（初）电09”764测量仪表根据电气测量仪表装置设计技术规范SDJ987规定，结合本电站的具体情况，在机组LCU和公用LCU屏上均装设有“智能电量采集装置”，该装置至少能够测量以下参数。112发电机交流电流、交流电压（含零序电压）、频率、有功功率、无功功率、励磁电流、励磁电压。另配一只多功能电度表。2主变测试主变高压侧的电流、有功功率、无功功率。335KV线路交流电流、有功功率、无功功率。在线路上配一只全电子多功能电度表。463KV母线交流电压（含相电压、线电压、零序电压）、频率。5厂用变压器（含隔离变）在两台厂变的低压侧、隔离变的负荷侧均设三只电流表和一只电压表、一只电度表。6同期系统两台发电机为单对象同期，各在机组LCU屏上设一只组合式整步表，主变高压侧在公用LCU屏上设一只组合式整步表。所有同期点的系统带非同期闭锁装置。765自动装置1在两台发电机上配自动调节励磁装置；自动调速器；2在两台厂用变之间配备用电源自动投入装置（BZT），在低压侧实现；335KV线路上配自动重合闸。766励磁系统本电站初步拟定采用自并励可控硅静止励磁装置，对发电机实现电压的自动调节和无功功率的自动合理分配。励磁装置的主回路采用双全控桥，调节器为双微机，并且考虑采用国际上较先进的热管技术和非线性灭磁技术。微机的操作电压为220V，220V。767直流系统全厂装设一套220V蓄电池组供电的直流系统，供控制、保护、信号、自动装置操作用，还为计算机监控系统站控层提供不间断电源（UPS），并作事故时的照明