1、中华人民共和国行业标准小型水力发电站自动化设计规定SL229-2000 条文说明2001北京目次1 总则.(21) 2 水电站控制方式. . (22) 3 机组及辅助设备自动化.(24) 4 励磁系统.(28) 5 检测和信号. . . (30) 6 安全自动装置. (33) 7 控制屏(台)的选择. . (35) 1总则1. 0.1 SL229一2000(小型水力发电站自动化设计规定在历时1年多的时间内，编写组人员先后对西北、中南和华东等地区众多的水电站和运行管理单位作了大量的调查，同时广泛地征求有关设计、科研和制造.部门等单位和专家的意见，总结了许多行之有效的技术成果和管理运行的经验，在这
2、基础上完成修订工作的。它将作为今后水电站设计自动化和审查工作的依据。1.0.2 SL229-2000的适用范围符合GBJ71-84(小型水力发电站设计规范规定的使用范围。考虑到新技术的发展设计适用的单机容量下限扩展到lMW。更小容量的水电站可结合工程具体情况参照执行。由于水电站承担的任务不同，机组结构不尽相同，扩建或改建的水电站更应结合具体情况进行取舍，尽量做到切合实际。1. O. 31. O. 4 水电站自动化设计应从实际出发，注意提高技术水平以适应发展需要。提高水电站自动化的目的，首先是要确保电站安全生产，保证电能质量，改善运行条件，同时减少电站运行管理人员，更好地发挥水电站的效益。结合水
3、电站开发和电网调度的实际需要，有条件的水电站可配置经济运行功能。水电站自动化设计工作要认真总结经验，积极采用经过运行试验、鉴定的新产品，新工艺和新技术成果。21 2 水电站控制方式2. 0.1 在通过大量的调查研究和总结我国小水电建设经验基础上，从当前水电站管理运行的要求出发，提出本条文的三种类型控制方式:分散值班控制方式;少人值班控制方式;无人值班(少人值守)控制方式。SL229-2000对半自动化电站的提法放弃使用，因为根据目前的技术水平，单机lMW的机组基本上能达到自动化的程度。分散值班控制方式相当于中控室和主机层均有人值班的控制类型，此类水电站有些设备如调速器锁链等尚须人工操作，因此主
4、机层还需要保留运行人员。对于总装机容量较小，且在地方电力系统中不占重要地位的水电站可采用这种控制方式。少人值班控制方式是指机、电合一集中在中央控制室实现少人值班集中控制，取消主机层值班从而减少机电值班人员的控制方式，其核心问题主要在于目前能够做到主辅机电设备状态良好，基础自动化系统完善、可靠，其运行不需要运行人员就近经常照管干预。本控制方式可作为目前水电站自动化设计的重点采用控制方式。无人值班(少人值守)控制方式是我国近期值班改革的目标。这种值班方式是为最终实现无人值班的高度自动控制的-种过渡控制方式，它反映目前的现实条件、系统、设备、人员素质、管理等各方面虽有很大改善，但还不尽人意，总要留点
5、人的思想下提出的。无人值班(少人值守)控制方式是基于计算机技术发展和新型高质量、高性能的自动化元件出现的结果，为无人值班(少人值守)提供了技术上的保证。无人值班(少人值守)控制方式不但能节省部分工程造价，同时也将大大改善运行管理人员的生活和工作条件，达到减人增效，有条件的水电站都应尽力实现这种22 控制方式。对水电站设备进行直接的监视、操作、调整等实时控制是值班的任务;定期巡视、检查、日常维护、试验切换、检修管理、设备故障的处理和恢复及上级临时交办的工作统为值守的任务。无人值班指中控室没有值班人员p少人值守指水电站仍保留少数全天24h都在的值守人员，但不负责监视、操作、调整任务。该任务由上级调
6、度来实现。2.0.2 本条是对分散值班控制方式的水电站自动化设计控制原则要求。此类的水电站由于机组附属设备个别部件(如调速器的锁链和一些手动操作阀门等)仍须运行人员在开机前手工操作才能达到自动开机条件，因此2.O. 2条1款中加上在开机条件具备的情况下前提条件。分散值班方式机组参数调整一般由自动装置承担。水电站的运行工况监视靠常规表计监视。2.0.3 本条是少人值班控制原则要求。这一类型水电站的自动控制应作为20世纪90年代重点采用的控制方式，其含义不仅是减少运行人员，取消主机层值班，而且需要改善运行人员工作条件和提高设备安全水平。因此条文规定少人值班水电站宜装设微机监测装置，实现全厂重要参数
7、自动巡回检测和事件登录等功能。2.0.4 本条文与前两种控制方式的区别在于水电站主要设备的监视、操作、调整，均由调度所或集中控制点实施，站内人员主要承担值守任务。电站可以采用计算机监控系统实现水电站的自动控制p其巡检功能可由计算机监控系统实现。此外尚应按远动要求来考虑计算机功能配置。此类水电站远动化内容，应根据调度自动化的要求确定;个别小型水电站可按水头、流量等参数实现自动控制。本控制方式是今后发展的方向，是提高水电站管理自动化水平的标志。23 3 机组及辅助设备自动化3.1 水轮发电机组自动化3.1.1 机组自动化是水电站自动化的一个重要内容。其设计应根据水轮机及自动调速器型式，机组配套的油
8、、气、水等辅助设备的特点，自动化元件配备情况等有关资料，同时结合水电站和电力系统对自动化的要求进行综合分析，统盘考虑。自动控制接线应实用可靠，系统合理，技术先进。3.1.2 本条文是对机组自动控制结线的基本原则要求。具体设计中可结合电站具体情况，机组结构型式，依据本条原则进行设计。机组内部事故作停机或停机同时关间可按3.1. 18条文规定处理。电气事故可按停机处理。对无水库的水电站，电气事故(指外部事故)亦可使机组处于空载而不停机，以便缩短机组再并网发电的时间。3.1.3 本条为新增条文。由于是无人值班(少人值守)的水电站，当出现控制保护电源消失、机组过负荷、一点接地、厂用交流电源消失等故障时
9、，可经一定的延时后动作停机。目的是确保设备安全。故障类别和延时时间可结合工程具体情况选取。3.1.4 水轮发电机轴承润滑系统和调速控制油源分别是保证发电机推力轴承、导轴承正常运行和控制的重要设备，其油位应进行监视，以保设备的安全。3.1.5 本条是对水轮发电机组袖承润滑系统自动化作出的有关技术规定。由于轴承结构不同，润滑方式不同，其自动化要求也不同。金属弹性塑料瓦轴承是新材料，按厂家介绍此种轴瓦在失去润滑油时仍允许连续运行，但国内仍发现这种瓦在断油时有烧瓦的情况，故条文提出在油位降低时发信报警。24 3.1.6 本条文是水润滑的导轴承自动化要求的技术规定。设计时应注意在导叶打开之前先投入导轴承
10、润滑水，一旦断水，当即投入备用水源，否则应用于停止开机，以确保导轴承的安全。3.1.7 发电机空气冷却系统和各铀承油槽冷却系统直接影响机组能否有效运行和电气绝缘寿命的重要设施。条文对冷却水的投入、监视等作出明确的技术规定。3.1.8 本条文是确保发电机各部位设备的安全而设置的温度监视保护。3.1.9 自动轮换工作指第一台水泵工作停止后，下一次则自动切换到第二台水泵工作，回头又转换到第一台水泵动作，周而复始。这种控制方式可免除运行人员定时切换操作的麻烦，避免电机受潮，提高设备的可靠性。3. 1. 10 条文对机组制动强调采用常规机械制动装置。电气制动需要增加设备，只是在必要时才装设，如贯流机组即
11、使装了电气制动装置，但其机械制动装置仍应保留。电气制动不能完全替代机械制动。3.1. 11 3. 1. 14 条文规定了制动装置投入时的机组转速范围。通常机组制动投入的转速与制造厂设计选用袖承结构及其材料有关，设计时可与制造厂配合选取。电气制动投入的机组转速在条文中写为机组转速下降到60%额定转速左右时投入电气制动，在实际运行中，个别水电站也有采用高于60%的额定转速。3. 1. 15 在正常停机过程中出现剪断销剪断信号时，不解除制动系统，以防止机组轴承在低速转动中烧毁轴瓦的危险。3. 1. 16 小型水电站的常规机组一般不存在停机过程中要投入高压油减载装置，但对贯流机组完全可能有此要求。为此
12、，SL229 2000做出技术规定。3. 1. 17 轴流转桨式机组作调相运行时，SDJ337-89条文规定将桨叶角度关到零可不采用压水的办法，从理论上说是可行的。但实际中有的机组即使桨叶关至零时，也不号与水平面构成零度，还是存在水阻损耗。因此，SL229-2000对此类机组调相时仍按保留25 压水装置处理。S01337-89中的转轮角度提法欠妥，本说明中为桨叶角度。3. 1. 18,._, 3. 1.21 条文是规定水轮发电机组应装设的水力机械保护的问题。水力机械保护分两个部分z一是为了保护机组免遭破坏或遭受更大破坏的事故停机保护;二是为了预防机组遭受破坏而设置的故障预告信号。这些保护已在条
13、文中作了明确技术规定。3.1.22 本条文是新增条文。装设机组轴振动保护和双重过速保护的目的是增加此类电站的机组设备安全度。双重过速保护通常由机械型与电气型两种构成。在很多电站中已得到应用。至于机组轴振动和摆度保护，目前水电站中应用较少，根据工程的实际情况，如确有需要时可以装设。3.2 辅助设备自动化3.2.1 本条文是规定进水间(蝴蝶闽、球间和闸阀)自动控制的原则。3.2.2 条文规定了进水阔的自动控制应作为开、停机自动化设计中一个重要的程序。快速闸门平时是处于开启状态，仅在事故时为了电站的安全才关闭的。其操作不必随机组开、停而开、闭。3.2.3 由于快速闸门一般不在自动开、停机控制设计程序
14、中出现，为了电站的安全，规定关闭快速闸门的控制按钮应设在中控室或主机室内。3.2.4 条文规定了调速器油压系统自动化设计的基本要求。3.2.5 本条规定了辅助设备自动化设计中选择切换开关位置的技术要求。3. 2. 63. 2. 7 条文规定了气系统自动化设计的基本要求。3. 2. 83. 2.11 条文规定了技术供水系统和渗漏排水系统自动化设计的基本要求。3.2.12 有条件的水电站互为备用的电动机控制回路，宜按自动轮换工作制设计。无人值班(少人值守)的水电站应按自动轮换26 工作制进行设计。3.2.日本条文为新增条文，分散或少人值班的水电站，建议可编程控制器按分散布置考虑，其目的是节省电缆和
15、便于现地调试。而对无人值班(少人值守)的水电站则建议集中布置，这也是为了便于管理。27 4励磁系统4.0.1 目前国内水轮发电机主要采用静止整流励磁方式。静止整流励磁系统响应速度快，时滞小，强励效果显著，在制造上日趋集成化、模块化、自动化程度高，运行维护方便，能满足电站各种运行工况及自动化高速发展的需求。对于静止整流励磁系统，目前采用的有自并励、自复励、他励等几种方式。自复励特点是电力系统故障时，整流装置输入端仍能维持一定的电压水平，可以保证足够的强励倍数;对电力系统的短路，振荡适应能力较强，但它需要非标准产品的串联变压器，给设备制造与厂房布置带来一定的难度。他励系统主电源独立可靠，不受电力系
16、统干扰，但要配交流励磁机。自并励方式取消了串联变压器及其相应设备，接线简单，单元划分清晰，运行维护方便，长期以来深受用户的青睐。4.0.3 本条文是为提高静止整流励磁系统的可靠性，避免由于励磁系统故障而影响发电机的正常运行所必须具备的基本功能。1 调节器设有相互独立的手动(自动)调节通道，是为保证当自动励磁调节器故障时，可自动切换到手动调节通道，通过于动控制单元进行调节，确保机组的正常运行。2 整流装置采用的元件容量应有足够的裕度，除满足最大可能持续运行要求外，还应承受励磁绕组回路过电压、转子回路过电流以及强行励磁等工况时对它的要求，需要时还应考虑一定的冗余度。3 励磁系统装设励磁变压器低压侧
17、过电压保护、功率整流元件的过电流和过电压保护，以确保元件不遭损坏。4. O. 44. O. 5 本条规定了励磁调节器的基本控制功能。4.0.6 励磁系统具备手动零起升压，是为了发电机递升加压，以检测发送电一次回路有关设备绝缘状态，及时发现设备缺陷，防28 止故障扩大。4.0. 水轮发电机励磁应有可靠的灭磁措施，发电机组均应装设自动灭磁装置开关。在采用三相全控整流桥的情况下，采用逆变灭磁，运行经验证明是有效的，也有利于减轻自动灭磁开关的工作负担。自动灭磁开关仅作为发电机发生电气事故情况下的灭磁方式。4.0.9 励磁系统接线留有计算机控制的接口，主要是出于计算机监控考虑，提高综合自动化水平。29
18、5检测和信号5.1检测5.1.1 电能计量表汁涉及计费问题，需十分重视，峰谷电费不同的地区，线路有功电度表应具有分时计量功能。5.1.2 本条文为本次修编补充条文，根据现有产品情况，增加0.5级仪表配用0.25级变送器。5.1.3 本条文对监测仪表的测量范围作出规定。5.1.4 为提高可靠性，减少误差，常规仪表推荐优先考虑直接采用交直流量输入。5.1.5 本次修编增加检测消防水池水位、机组振动检测两条文。非电量检测的内容需根据水电站具体情况装设。5.1.6 自动巡回检测的内容，应根据实际需要选择非电气量。除温度外，一般为上下游水位、闸门开度、拦污栅压差等。5.1.7 随着计算机技术的日趋成熟、
19、完善，计算机监控系统在电站中应用日趋普及。由于它精度高、检测速度快、数字显示明了直观，且有越限报警、事故追忆、自动记录、召唤打印等具备了巡回检测的功能，已被广泛推广应用。在调查众多现已投运的水电站运行中都反映良好。5.1.8 微机巡检装置对机组或电站的主要运行参数进行定时或召唤制表打印，减轻了运行人员定时抄表工作，便于存档及参数分析，改善运行条件，深受运行人员的欢迎。5.1.9 具备遥测通信接口的微机巡检装置，可以在远方检测各元件主要参数，对统一调度、经济运行有深远的意义。5. 1. 10 水电站设置工业电视系统主要有以下几个方面考虑z1 提高远方操作的可靠性，特别是监视远方操作的隔离开关动作
20、情况。2 替代运行人员的定时巡视，减轻劳动强度。30 3 可兼作保安用途。5.2信号5.2.2 本条文规定水电站装设位置及状态信号的内容。5.2.3 对于采用微机监测或监控的水电站，增加隔离开关位置信号易于实现，可使接线模拟更完善。5.2.4 本条文提出水电站中央音响信号系统基本要求。不考虑装设不重复动作的中央音响信号系统。中央音响信号系统由计算机监控系统来实现时，该自诊断功能，应由计算机系统实现。5.2.5 对采用微机监测的水电站，应简化常规光字牌配置，一般仅设各元件事故、故障总信号，详细信号可在显示器上显示。5.2.6 水电站主机及其辅机设备在中控室仅设置该单元水力机械事故、故障总信号，这
21、样可大大减少中控室光字牌数量，在机组台数多时尤为显著。主机室信号一对一便于查找事故、故障性质，易被运行人员接受。5.2.7 水电站在中控室、发电机层装设事故及故障的音响信号器具，能及时提醒在场的运行人员注意，以免事故扩大。5.2.8 水电站当机组台数在三台及以上时，在发电机组顶端或机旁盘装设事故信号灯，能明了地指示事故对象，避免运行人员走错间隔。5.2.9 本条文对水电站事故钟作出技术规定，对采用计算监控系统的电站，由于计算机系统具有记忆功能，故可不设事故钟。5.2.10 对采用计算机监控元人值班(少人值守)的水电站，计算机配有自动巡回检测，画面显示，有的还有语言报警等功能，若再设常规信号系统
22、，过于重复，没有必要。20世纪90年代以来，经过诸多电站运行表明，在设有微机监测或计算机监控装置的水电站，简化甚至取消常规信号系统是完全可行的。5.2.11 主要设备事故或故障时直接起动远动装置或微机监控装置发出遥信信息，将信号及时传输到控制或调度中心自动登录信息，并通知厂房近处的值守人员及时处理。31 5.2.12 该条款为本修编增补内容，按防火规范要求，大型水电站才装设火灾自动报警系统。对于无人值班(少人值守)的水电站，若发生火灾不能及时发现，将造成严重的后果。故要求对其重要部位进行监视。32 6安全自动装置6. 1电源6.1.1 水电站的控制保护及自动装置电源，对水电站的安全运行十分重要
23、，必须保证在任何情况下不间断供电，蓄电池直流系统可靠成熟，因此，在小型水电站宜使用蓄电地直流系统。6.1.2 水电站控制保护及事故照明用蓄电池组电压一般分为两种，即220V和110V。目前小型水电站使用较多的是220V电压。近年来，阀控式密封铅酸蓄电池质量已很可靠，对无人值班(少人值守)的水电站，为了减少对直流系统维护工作量，推荐采用阔控式密封铅酸蓄电池。6.2 安全襄置的设置6.2.1 水电站多具有两个及以上厂用电源，对于机组台数较多、规模较大的电站，还采用厂用电母线分段供电方式，为提高厂用电可靠性及自动化程度，应设置备用电惊自动投入装置，本条文对备用电源自动投入装置提出有关的技术要求。6.
24、2.2 根据系统要求，担任调频及事故备用的水电站，可按本条装设低频启动装置。6.2.3 水电站同步操作一般有两种z准同步及自同步，目前使用较多的是准同步方式，即以自动准同步作为正常并列方式，以手动准同步作为备用，系统事故时是否采用自动自同步并列方式，应根据机组调速器及自动准同期装置性能和机组及系统受冲击程度等具体情况确定。6. 2. 46. 2. 5 这两条对水电站应设置的同步点及应设置自动重合闸的位置进行了规定。除发电机或发电机变压器组的断路器可采用自动准同步或自动自同步方式外，其他均采用手动准同步方式，线路断路器需要时也可采用半自动准同步方式。33 6.3自动联锁6.3.2 发电机自同步并
25、列，系指未加励磁的发电机，当其与系统的频率差在某一规定范围内时，自动装置即发出合闸并网指令。并由发电机断路器合闸后联动灭磁开关合闸给发电机励磁，产生同步力矩，使机组快速拉入同步运行。在发电机自同步并列过程中，需将发电机励磁消失保护回路加以闭锁，否则机组刚合闸又可能被它的失磁保护动作跳闸停机。6.3.4当水电站采用变压器线路组单元接线时，如果线路发生故障，保护动作跳闸时即起动重合闸，这样有可能使电站尽快恢复对电网的供电，但如果变压器内部发生故障，一般多属永久性故障，如果启动重合闸，将进一步损伤变压器。6.3.5 联入系统的双线圈升压变压器，不作为同步点的断路器合闸回路，应串接另一侧断路器的常闭辅
26、助触点加以闭锁(监视该断路器处于断开位置)。6.3.7 过去曾发生电压互感器反馈电压伤人事故，本条强调应从接线上采取措施，杜绝这类事故发生。例如，电压互感器二次回路经一次侧隔离开关常开辅助触点后再引出。6.3.8 水电站采用计算机监控系统并保留常规控制方式时，应设置选择计算机控制或常规控制的选择开关，并在操作回路上采取相应闭锁措施，避免由于操作不当而产生事故。6.3.9 对于少人值班控制方式的水电站，火灾自动报警设备用于失火时及时探测火情，并发出火灾信号，以便运行人员及时启动灭火装置。对于无人值班控制方式的水电站，宜选用自动灭火系统，以便火灾自动报警系统联动自动灭火系统。34 7 控制屏(台)的选择7.0.3 对于少人值班控制方式的水电站，若采用计算机监控系统，可以简化常规控制系统，例如可以取消常规控制台，简化信号系统，按电气单元划分，设总事故、总故障信号，将原来控制台及信号返回屏合一组成中央控制屏，在中央控制屏上可设置电站模拟系统、简化的信号系统、测量表计及保留的常规控制开关等设备。在中央控制室，设置计算机操作台，正常情况下，电站的运行操作在计算机控制台上进行，当计算机监控系统故障退出运行时，才在简化后的控制屏上操作。7.0.4 无人值班(少人值守)的水电站，可根据电站具体情况，确定是否保留模拟信号返回屏。35 OOON|NN书号:155084 . 64 定价:6.50元
