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1、附件：附件：小水电代燃料项目技术进步和标准化管理小水电代燃料项目技术进步和标准化管理指导意见指导意见为加快小水电代燃料项目技术进步和标准化管理步伐，明确今后一段时间小水电代燃料项目技术进步和标准化管理发展的方向，指导各地做好小水电代燃料项目技术进步和标准化管理工作，现就小水电代燃料项目技术进步和标准化管理提出以下意见：一、总的要求1、小水电代燃料电站的规划、设计和建设应符合已批准的江河流域（河段）规划，应贯彻执行国家有关法规政策，结合流域开发、生态保护、国土整治以及水利多目标开发统筹考虑。2、小水电代燃料项目要按照农村水电站工程环境影响评价规程 （SL3152005）的要求，根据水资源分布的变
2、化、水文、泥沙及建筑物阻隔等情况，充分考虑对下游生态、工农业用水、水环境的影响，应完成并通过环境影响评价。3、无论是新建还是改（扩）建小水电代燃料电站，在设计及设备选型上都应体现技术进步要求，设计单位及设备供应商要满足相应资质要求。水行政主管部门和项目法人应加强对设计成果的技术审查，严把技术审查关。4、小水电代燃料电站及其供配电网，应积极推进标准化管理，提高管理水平；应制定设备管理、安全管理、运行管理等方面规范和规章制度，规范安全文明生产工作。5、小水电代燃料电站及其供配电网在满足技术进步要求的同时，应安全可靠和经济实用。防止片面追求超出小水电实际情况的先进设计及设备，宜选择具有一定先进性且符
3、合现阶段水平的设计方案和设备。必须通过招投标方式采购并选择性价比较高的设备。所选设备应具有一定的实际成功运行案例，证明其质量安全可靠。6、小水电代燃料项目的规划、设计、建设和管理应符合国家和水利、电力行业现行有关标准、规程规范的规定。二、对小水电代燃料电站的要求（一）基本要求（一）基本要求1、小水电代燃料电站的设计和建设应符合流域梯级或区域的整体规划。优先开发具有日调节能力以上的水电站。对流域或区域内的小水电代燃料电站，鼓励实施流域或区域水电站群集中运行管理。可设置独立的集中控制中心或在一个较大型电站兼作集控中心，推进生产管理变革和技术进步，降低电站运行成本。2、新建小水电代燃料电站应按无人值
4、班（少人值守）原则进行设计和建设。第 2 页 共 12 页3、改（扩）建小水电代燃料电站应按无人值班（少人值守）原则开展改造工作。可通过改进水工设施、更换高效抗磨蚀转轮、提高发电机绝缘等级、改善机组冷却条件、采用静止可控硅励磁或无刷励磁技术、重锤式蝶阀、更换塑料瓦等措施提高机组出力、机组效率或延长机组寿命，并通过更新改造监控设备及自动化元件，提高电站的自动化水平，达到无人值班（少人值守）条件。 4、小水电代燃料电站厂房建筑风格、造型和内外装修必须与周围环境相协调，厂区要美化环境。改（扩）建小水电代燃料电站在技术改造中应统一屏型、统一色标。（二）主机与辅机（二）主机与辅机1、水轮机（1）小水电代
5、燃料电站应推广使用高效水轮机型，根据不同的电站参数，挑选代表当前技术水平的性能优良（平均效率高、气蚀性能好、稳定性优）的水轮机。（2）选用的水轮机型要经过实际运行考验，应有 2 座以上电站一年以上时间的良好运行业绩证明。（3）采用的水轮机新转轮应取得模型试验资料，必要时进行模型验收试验。所采用的结构、工艺和材料等重大新技术必须经过科学试验，并取得试验技术资料。2、发电机（1）发电机应选用标准化的、优质的、由具有相应资质厂家生产的发电机组。（2）如果水电站夏季冷凝现象严重，应选用 F 级及以上绝缘等级的发电机。3、主阀（1）主阀要根据不同的工作压力，选择安全可靠、占用空间小、流阻系数低的新型阀门
6、。（2）在发生机组过速和事故停机过程剪断销剪断时应快速关闭进水主阀。4、调速器系统（1）水轮机调速器应选用高可靠性、技术先进成熟的、具有相应资质厂家的产品。（2）无调频任务及故障时无保持厂用电要求的小型和微型机组，应选用液压操作器或其他安全可靠产品。（3）需要调频和故障时须保持厂用电的电站和机组，宜优先选用微机电液调速器。对于操作功小于 6000Nm 的机组，可选用微机电动调速器。（4）微机调速器宜采用先进成熟、标准化、系列化的计算机硬件、软件及配套的电子元器件。硬件平台优先采用可编程控制器（PLC）,宜采用由主控制器本体硬件高速计数实现的测频方式。也可采用成熟的单片机或其它工业控制机作为硬件
7、平台。（5）微机调速器应具备与监控系统远程通信的标准通讯接口，应采用通用性强的标准通讯规约, 优先采用成熟通用的现场总线方式。第 3 页 共 12 页（6）微机电液调速器液压部分宜采用保压能力好、静耗油量小、工作效率高、稳定可靠的泵、阀、接力器等元件。5、辅助设备（油、水、气系统）电站的油、水、气等辅助设备系统要向控制与主机一体化方向发展。宜选用免维护或维护简单、维护量小的设备。机组附属设备、技术供排水系统及压缩空气系统等，应能自动和现地手动控制。6、其它对于 0.4Kv 低压发电机组，可采用一体化模式，将控制系统和低压一次设备配置在一个柜中，控制系统可采用单片机或嵌入式微机构成，完成机组的控
8、制、测量、保护、频率（有功）调节、电压（无功）调节、同期并网及与上位机通信等功能。（三）升压站（电气）（三）升压站（电气）1、电气主接线水电站电气主接线应选择简捷、可靠接线形式，应满足供电可靠、运行灵活、接线简单、操作和检修方便以及节约投资等要求。电压等级一般不宜超过两个。2、高压电气设备（1）电气设备应选择可靠性高、故障率低、免维护或少维护设备。（2）主变压器应选用新型节能变压器，主变压器容量选择应与发电机容量和电站近区供电负荷相适应。厂用电和近区变压器宜选用干式变压器。（3）断路器应选用真空断路器、六氟化硫断路器，不得选用少油断路器。（4）隔离开关宜选用新型电动隔离开关。（5）避雷器应选用
9、氧化锌避雷器。（6）对装机容量较大的水电站，积极推广体积小、抗干扰能力强的光纤数字式电力互感器及其自动化新技术。 （7）雷暴日较高地区的小水电代燃料电站，要加强防雷保护和接地系统设计及施工。特别应注意二次防雷技术的应用。（四）自动化与保护装置（四）自动化与保护装置1、计算机监控系统（1）计算机监控系统应采用开放、分层、分布式计算机监控系统结构，根据需求电站控制级可以配置成单机、双机或多机系统，现地控制级按被控对象（如水轮发电机组、开关站、公用设备、闸门等）由多套 LCU 组成，电厂控制级和现地控制级间一般采用星形网络（共享式以太网或交换式以太网）或以太网环形网络结构（逻辑总线结构） 。调速器、
10、励磁装置和厂内油、水、气、直流系统、闸门等设备的监测控制应采用微机控制系统，计算机监控系统与设备控制系统（单元）第 4 页 共 12 页之间的数据通讯可通过现场总线、串行通信或 IO 等方式进行。（2）发电机电压为 04kV 的水电厂，可采用更为简单的紧凑式一体化监控系统。水轮机操作器储能方式可以选用高压氮气罐储能或高压油储能，液压件应采用标准件，以节省占地空间和维护费。 （3）计算机监控系统应采用开放式数据库结构，留有一定的通讯接口，采用标准的通信规约，满足调度自动化要求，不宜另外设置远动终端 RTU。（4）计算机监控系统要实现电站经济运行，梯级电站要实现梯级优化调度。同时，要预留与其他系统
11、（如水情测报、大坝安全监测、视频监控、故障诊断与状态检修等）的通讯接口，以便实现全站的数据共享和信息化管理。（5）计算机监控系统与其他系统通讯时应满足国家有关部门关于电力二次系统安全防护规定的要求。（6）采用微机自动准同期装置。机组宜另配置一套手动同期装置或全站共用一套手动同期装置作为备用。2、励磁系统（1）励磁系统宜设置两套独立的调节通道。两套独立的调节通道可以是双自动调节通道，也可以是一个自动调节通道加一个手动调节通道。各独立调节通道调节控制规律可以不同。（2）微机励磁调节器应配置与监控系统的通讯接口，优先采用通用性强的标准通讯规约, 优先采用成熟通用的现场总线方式（3）励磁变应选用干式变
12、压器。3、继电保护（1）水电站各元件继电保护和安全自动装置应符合 GB14285 和 DL/T5177 的规定要求。（2）继电保护采用微机型继电保护装置。（3）各保护功能相对独立，不依赖于通信网络，通信故障或监控系统故障不能影响保护装置的正常工作。4、水力机械保护应设置独立的水力机械保护回路，作用于事故停机和紧急事故停机。水力机械保护回路所需信号与电源应与机组 LCU 相独立。5、自动化元件（1）自动化元件是水电站实现无人值班的基础，应选用符合国家标准要求的、质量可靠、适应潮湿环境的成熟、可靠的产品。（2）水电站应注意改善自动化元件的工作环境，必须满足其说明书提出的要求。（3）自动化监测元件的
13、量程应选则在其满量程的 1/22/3 处。监测仪表应选择具有自检功第 5 页 共 12 页能，自身故障或瞬时断电不误动开出的产品。（4）对重要控制回路的自动化元件，建议冗余配置，且不同原理，如集水井液位信号器。（5）变送器、监测仪表等应选择具有 420mA 模拟量输出信号或具有串行通讯接口的产品。（6）压力及液位变送器宜采用电容式或扩散硅压阻式与专用信号放大电路一体化结构。（7）多通道电磁阀宜采用四通球阀等方式，冷却水电磁阀应推广利用有源热扩散方式。（8）温度传感器应选用 Pt100 或 Cu50，温度巡检装置应带 RS485/RS232 或以太网通讯接口。6、直流系统（1）直流系统蓄电池应采
14、用阀控式密封铅酸蓄电池或其他新型环保免维护蓄电池。（2）蓄电池容量应满足全厂事故停电的用电负荷和最大冲击负荷。7、电能计量水电站电能计量应采用数字式或脉冲式电子电能表。三、对代燃料供配电网的要求（一）（一） 网络结构网络结构1、小水电代燃料项目的供配电网设计应从实际出发，根据小水电代燃料项目区的负荷状况、未来发展、电源点分布以及与外电网联网等情况，确定电网电压等级、接线方式、变电站位置和与外电网联网方式，在技术经济综合比较的基础上选择最优设计方案，变电站（所） 、配电台区应设在负荷中心。2、主网架结构应合理，布局简明可靠，运行灵活，具有充足的供电能力，适应负荷需求和未来发展，要充分考虑代燃料用
15、户负荷高峰集中的特点，线路的导线截面应按经济电流密度选择，并按电压损耗校验。3、35kV 及以上的高压供配电网宜采用环网接线、开环运行方式，也可以采用单放射状接线。线路长度不超过 40km。4、10kV 中压配电网应是以放射状为主，也可采用环网接线，开环运行方式。较长的主干线或分支线应装设分段或分支开关设备，并积极推广使用智能化环网柜（RMV） 、自动重合器、自动分段器、馈线远方终端（FTU）和配变测控单元（TTU）等开关及控制设备，逐步实现馈线自动化。线路长度不超过 15km。5、380/220V 低压配电网应采用放射状接线。低压配电接户线的相线、中性线或保护线应从同一电杆引下，接户线应采用
16、绝缘线。线路长度不宜超过 500m。6、小水电代燃料项目供配电网的无功补偿，应坚持“全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡”及“集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主;高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿第 6 页 共 12 页为主;调压与降损相结合，以降损为主”的原则。（二）变电站（所）（二）变电站（所）1、变电站（所）设计要向“户外式、小型化”方向发展。2、新建变电站（所）和老变电站（所）改造应按无人值班（少人值守）要求设计。采用分层分布式综合自动化系统，满足变电站（所）的测量、保护、控制、调节和通信的要求，单元装置之间及变电站（所）与调度中心之间应采用标准的通信规约，并注意硬件、软件的兼容性、可扩展性和可升级性。3、无人值班变电站（所）综合自动化系统的计算机主机可按单机或双机配置。视其重要程度，安装周界报警系统及视频监视系统。4、新建和改造变电站（所）应采用节能型有载调压变压器。不得选用高耗能变压器。5、新建变电站（所）应采用真空断路器、六氟化硫断路器或其他先进开关设备，不得选用少油开关。6、35kV、10kV 侧电压、电流互感器宜采用树脂浇注式结构。7、根据电网
