目次TOC\o"1-2"\h\z\u3廠（站）用電接線 784廠（站）用電變壓器選擇 885廠（站）用電電動機 946柴油發電機組的選擇 1007廠（站）用電系統短路電流計算 1038廠（站）用電系統電氣設備和導體選擇 1069廠（站）用電保護及控制 11510廠（站）用電電氣設備布置 119PAGEPAGE79PAGEPAGE1193廠（站）用電接線3.1廠（站）用電電源3.1.1原條文保留。一般設計原則。其中電源的相對獨立是指若干廠（站）用電電源中，任一電源發生故障，在繼電保護正常動作情況下，不致使其他電源同時失掉。3.1.2為保證可靠運行所必須的廠（站）用電電源數量，這不僅與水力發電廠的裝機容量及其在系統中的地位等有關，而且也與其運行方式及廠房和設備的安全運行要求密切相關。如一個水力發電廠雖具有多個電源，但有可能在全廠停機時完全失去，或在部分機組運行時，由于電源數量減少仍不夠可靠。因此廠用電電源數量不僅要考慮全部機組運行時的要求，還要考慮部分機組運行和全廠停機時的要求。據對國內幾十座大、中型水力發電廠廠用電電源情況調查分析，廠（站）用電電源數量在一臺機組或泵組運行或全廠（站）停機時通常是控制條件。在本條所規定的各種運行方式下，大、中型水力發電廠必須具有的廠用電電源數量已可滿足安全、可靠運行的要求。首臺機組投運時運行狀況與本條2款中部分機組運行相同，因此要求的廠用電電源數量亦與本條２款相同，其中要求有一個廠用電電源應由本廠提供，是考慮以此取得廠用電電源的現實性與可靠性，對此在廠用電接線設計及首臺機組投運的過渡設計中，必須考慮此問題。根據SL252《水利水電工程等級劃分及洪水標準》的有關規定，本條所提大型水力發電廠是指：容量在1200ＭＷ及以上為大（1）型；容量在300～1200ＭＷ之間為大（2）型。中型水力發電廠是指容量為50～300ＭＷ之間。大型泵站是指：容量在30ＭＷ及以上為大（1）型；容量在10～30ＭＷ之間為大（2）型。中型泵站是指容量為1～10ＭＷ之間。3.1.3新增條文。根據以往調查統計，絕大多數電廠都從發電機電壓母線或單元分支線引接廠用電工作電源，由本廠機組供電或者系統倒送兼顧經濟性和可靠性，所以主要規定廠用電工作電源的引接方式及配置。1主要是針對大型水力發電廠采用單元接線所作的規定。裝機2臺~4臺機已投運的電廠引接廠用電工作電源數目基本是2或4個，多年的運行經驗證明2個廠用電工作電源已可滿足要求；但有些電廠認為從每臺機引接更可靠，所以規定為“應至少從2臺主變器低壓側引接廠用電工作電源”，只強調工作電源不得少于2個，設計時可根據電廠實際需要選定。對裝機5臺及以上時，5臺機已投運的電廠引接廠用電工作電源數目有2、3個和每臺機都引接，考慮到機組臺數較多，適當增加電源數量，提高可靠性和靈活性，所以規定“至少從3臺主變壓器低壓側引接廠用電工作電源”，也只強調不得少于3個。2主要是針對大中型水電站采用擴大單元接線所作的規定。如機組容量不大，可具有擴大單元母線，按照上面每段母線引接一工作電源的原則,故規定宜從每個擴大單元發電機電壓母線引接一廠用電工作電源（如漁子溪二級、龍頭石、凌津灘等電廠）；如機組容量較大，則需采用分裂變壓器，如柘溪、天生橋二級、瑯玡山蓄能等電廠，都是從其中一分裂繞組引接的。緊水灘6臺機組成3組擴大單元，只從其中2組擴大單元引接工作電源；新安江9臺機組成4組擴大單元和一單元接線,也只從其中2組擴大單元引接工作電源；鹽鍋峽8臺機組成4組擴大單元，也只從其中3組擴大單元引接工作電源等，多年運行完全滿足行要求，故本次修訂，刪除了“宜從每個擴大單元發電機電壓母線引接一廠用電工作電源”，根據擴大單元組數量，僅規定了引接廠用電工作電源的最少數量。3近年來大型水力發電廠由于單機容量大、機組臺數又多，采用聯合單元接線的工程也較多，如三峽、拉西瓦、錦屏二級、五強溪、大朝山、廣州抽水蓄能、天荒坪、十三陵等電廠。目前已投運的聯合單元接線其廠用電引接方式有三種：一是從每個聯合單元中的任一臺變壓器低壓側引接一廠用電工作電源，如三峽、拉西瓦（3、4號機和5、6號機聯合單元）、錦屏二級、天荒坪、張河灣、洪屏、仙居、績溪等電廠；二是從聯合單元中每臺變壓器低壓側各引接一廠用電工作電源，如宜興、拉西瓦（1、2號機聯合單元）、廣州抽水蓄能等電廠；三是跨接在聯合單元的兩臺變壓器低壓側，即兩臺機共同引接一廠用電工作電源，如惠州抽水蓄能、太平灣、云峰等電廠。這三種引接方式都運行多年，均滿足要求。根據近年投運水力發電廠實際情況，本次修訂，刪除了“宜從每個聯合單元中的任一臺變壓器低壓側引接一廠用電工作電源”，根據聯合單元組數量，僅規定了引接廠用電工作電源的最少數量。3.1.4原條文保留。據對國內幾十座大、中型水力發電廠的調查，絕大多數水力發電廠的廠用電源均引自發電機電壓母線或單元分支線（其中大部分水力發電廠除由發電機電壓母線或單元分支線供給廠用電外，還有外來電源）。由發電機電壓母線或單元分支線供給廠用電一般比較經濟、可靠，且可通過主變壓器倒送，自系統取得廠用電電源，因此應是廠用電電源取得的首選方式。當單元接線上裝設斷路器或隔離開關時，廠用電電源宜在主變低壓側引接。為提高廠用電供電的可靠性和連續性，水力發電廠應設置外來廠用電電源，對擔任腰、基荷的水力發電廠，有條件也可考慮從其他處所取得外來廠用電電源。根據近30年來水力發電廠設計、實踐經驗的總結，本條2款列出了5種外來廠用電電源的取得方式。利用水力發電廠興建時的施工變電所，永臨結合，以供給水力發電廠近區用電并作為廠用電的外來電源，不但節省投資，還可簡化水力發電廠接線，這是一種普遍采用且方便有利的取得廠用電外來電源的方案。因風電場和光伏發電廠為不可控電源，不能直接作為可靠性要求很高的廠用電電源，而必須采用化學儲能裝置儲能后，由儲能裝置作為廠用電電源。因其投資比較大，且壽命有限，故本規范不推薦帶儲能裝置的風電場或光伏發電廠作為水力發電廠的外來電源。3.1.5原條文修訂，依據GB50265-2022《泵站設計規范》第11.7.1條，取消了對電源數量的限制。3.1.6本條列出的站用電電源的取得方式，亦是對近十幾年來國內泵站設計、實踐經驗的總結，另外重要的泵站可采用柴油發電機組作為備用電源，故本條增加了柴油發電機組作為泵站站用電電源的取得方式之一。3.1.7新增條文。參考GB50265-2022第11.1.4條“當供電電源等級為35kV及以下時，站用電變壓器宜接至供電線路進線斷路器線路一側，也可接至主電動機電壓母線上。當設置2臺及以上站用變壓器時，且附近有可靠的外來電源時，其中1臺與外來電源連接。”3.1.8原條文保留。從水力發電廠高壓母線引接廠用電電源僅是廠用電外來電源的取得方式之一。例如：東北的白山水力發電廠、蓮花水力發電廠就是采用在220kV母線上引接回路并設置高廠變供廠用電，已成功運行多年。該方式與其他取得外來廠用電源方式相比，往往投資較高，但年電能損失費可能較低，應當通過技術經濟比較確定。隨著水電事業的迅猛發展，近年來水力發電廠的單機容量在不斷增大。對大容量機組的調峰電廠一般都是采用單元接線，且多在機組與變壓器之間裝設了發電機斷路器。雖然通過主變壓器倒送供廠用電將使主變壓器損耗增大，但大多數調峰電廠為了保證電廠負荷的快速調節和系統事故備用功能以及避免開環運行，停機時往往并不切除主變壓器，故通過主變壓器倒送供廠用電便順理成章。在電廠高壓側母線上引接廠用電電源方案不宜普遍采用。只有當附近無可靠的外來電源，又是采用單元接線且不裝設發電機斷路器，機組停運不便經主變壓器倒送廠用電時，才可作為比較方案并經論證合理時采用。3.1.9新增條文。條文明確水力發電廠應設置廠用電應急電源，主要是確保大壩安全度汛和水淹廠房等事故發生時人身及設備的安全。盡管柴油發電機組是應急電源的首選，但有些電廠反映其配套附屬設備常出問題，增加了維護工作量，所以有的電廠希望不設置柴油發電機組，例如惠州抽水蓄能電廠就在下庫裝設2臺1000kW水輪發電機組作為應急電源，所以規定“也可專設水輪發電機組”。近年有些水力發電廠發生漫壩等事故，從提高安全的角度考慮，要求供大壩安全度汛或重要泄洪設施的應急電源（柴油發電機組）應單獨布置在壩區附近校核洪水位以上高程。3.1.10新增條文。水力發電廠由系統調度部門確定是否設置黑啟動電源。附錄A所列出是通常啟動機組所需的主要負荷。3.1.11新增條文。應急電源和黑啟動電源都屬于特殊工況下運行的負荷，其基本不同時工作，在水力發電廠有有應急和黑啟動要求時，一般均采用兼用模式，電源的容量應按應急負荷與黑起動負荷二者的最大值選取，但不考慮黑起動的負荷與應急負荷同時出現。3.2廠（站）用電電壓3.2.1原條文修訂。一般廠用電電動機容量不大，其工作電壓普遍采用380V，故均有380V這一級電壓。但有的水力發電廠由于部分電動機容量較大，工作電壓高于380V，或由于廠區范圍較大，輸電距離較遠，負荷容量較大，以380V電壓直接供電有困難時，則可選用高、低兩級電壓供電。因此，是否采用兩級電壓供電，與諸多因素有關，應根據具體情況，經過綜合分析比較確定。3.2.2原條文修訂。泵站站用電的電動機容量不大，宜以380V一級電壓供電。3.2.3原條文修訂。除個別水力發電廠具有35kV送電電壓級，且經過論證以35kV兼作高壓廠用電電壓外，一般均以10kV（或6kV）作為高壓廠用電電壓，這是由于10kV（或6kV）已可滿足廠區供電距離和容量的要求，而且較經濟。在10kV、6kV兩級電壓中，高壓廠用電電壓選用10kV較6kV便于和地區電網連接（地區電網一般為10kV），輸電距離較遠，且電纜、導線等截面較小，絕緣水平與6kV相差不多，比較有利。因此推薦采用10kV電壓級。低壓廠（站）用電系統的電壓采用220/380V。3.3廠（站）用系統中性點接地方式3.3.1~3.3.3新增條文。參考DL/T5153《火力發電廠廠用電設計技術規程規范》，規定了高低壓廠用電系統中性點接地方式和中性點的取得原則。在水力發電廠、泵站中的低壓廠（站）用電電壓均為380V級，且為了能引取照明、電焊、試驗等單相電源的需要等，低壓廠（站）用電電壓應采用380／220V中性點直接接地的TN-C或TN-C-S系統。TN-C或TN-C-S系統的定義參見GB/T50065《交流電氣裝置的接地設計規范》。3.4廠（站）用電電能質量3.4.1~3.4.3新增條文。建議了廠（站）用電電壓波動范圍、頻率波動范圍諧波電壓含有率、電壓總諧波畸變率等要求3.5廠用電接線方式3.5.1原條文保留。當大型水力發電廠采用兩級廠用電壓供電時，宜將機組自用電與全廠公用電分開供電，這可大大提高機組自用電的可靠性。機組自用電變壓器宜接至高壓廠用電母線上，機組自用電的備用電源還可從公用廠用電變壓器取得。3.5.2原條文保留。機組自用電與全廠公用電分開供電的目的是為了提高可靠性，但同時也使得廠用供電設備增多、接線復雜。對中型水力發電廠、泵站而言，不應與大型水力發電廠同等要求，考慮到機組自用電與全廠（站）公用電混合供電可以節省投資，簡化接線和布置，因此中型水力發電廠、泵站宜采用這種供電方式。3.5.3原條文修訂。據對國內幾十座大型水力發電廠的調查，高壓廠用電系統絕大多數采用單母線分段接線，多年運行實踐證明，該種接線簡單清晰，具有足夠的可靠性。母線分段數可以與電源數相等，也可少于電源數，亦即每段母線由一個或一個以上的電源供電，但母線分段數不應少于兩段。對有些特別重要的大型水力發電廠，還可采用環形接線，以提高廠用電的可靠性與靈活性。多數電廠反映單母線分段接線簡單清晰，可靠性已滿足要求，環形接線雖可進一步提高可靠性，但自動切換復雜。環形接線只適用于容量較大、要求更高的水力發電廠。分段數由工作電源數量確定，原則上是一個工作電源接一段母線，即使工作電源數量多，例如三峽工程從左右岸各6臺發電機引接工作電源，再加上4個外來電源，也是每個工作電源接一段母線，共有16段。根據近年來設計和投產的多機組特大型水力發電廠經驗，由于分段數過多，大多將母線分組，每組的幾段母線之間相互備用、自動投入；組與組之間再相互備用，自動投入，例如三峽16段母線就分成6組。3.5.4新增條文。一般設計原則。3.5.5原條文保留。單母線分段接線是泵站中普遍采用、運行經驗成熟的典型接線型式。3.5.6原條文修改。國內絕大多數兩級廠用電電壓供電且機組自用電與全廠公用電分開的大型水力發電廠，普遍采用機組自用電變壓器接至高壓廠用電母線上的方案。這種接線方式可靠性高、運行靈活，不受運行方式的制約。當單機容量較大，單機自用電負荷在315kVA以上，且機組臺數在4臺以上時，采用每臺機組分別由一臺單機自用電變壓器供電，具有接線清晰、機組供電的可靠性高、節省電纜及供電經濟等優點。而如采用集中供電，由于機組臺數多，全廠自用電負荷大，互為備用的機組自用電變壓器容量大，空載損耗亦大，且配電電纜用量多，其技術經濟的合理性較差。采用單元接線的大型水力發電廠，無論是擔任峰荷還是基荷，單機自用電變壓器均宜接至高壓廠用電母線。單機自用電變壓器接至機端的接線僅適用于基荷水力發電廠，因峰荷水力發電廠機組啟停頻繁，停機時該機組自用電負荷須由其他電源供電，亦即機組自用電將隨機組的起停而頻繁地進行切換操作，運行不便。為避免上述弊端，峰荷水力發電廠的單機自用電變壓器不宜接至機端。3.5.7原條文保留。為提高水力發電廠運行的可靠性，廠用電分支回路宜采用與發電機主回路相同型式的母線。當廠用電分支線采用離相封閉母線時，在該分支線上就不宜裝設斷路器，因為當采用離相封閉母線時，意味著機組容量較大，如廠用電分支線上裝設斷路器，要求開斷的短路電流會很大，此種斷路器尺寸大、價格貴，安裝斷路器不僅布置復雜、不經濟，而且降低了本來運行很可靠的封閉母線的可靠性。當廠用電變壓器高壓側未裝設斷路器或熔斷器等保護電器時，變壓器及其低壓回路故障可能導致機組停機。為了減少這類故障，廠用電變壓器應選用單相變壓器組，并在變壓器和低壓斷路器之間用母線連接；布置上，還應使兩者之間距離最短，以減少故障概率。近年投運的大型水力發電廠如三峽、二灘、天生橋、小灣、龍灘、李家峽、拉西瓦、公伯峽、龍羊峽廠用電分支線均采用離相封閉母線，廠甪電變壓器的高壓側不裝設斷路器和隔離開關，運行檢修均未出現問題，故高壓側可不裝設斷路器和隔離開關。3.5.8原條文保留。當廠用電分支線未采用離相封閉母線時，廠用電變壓器高壓側宜裝設斷路器。但當廠用電分支回路的短路電流（周期分量有效值）達40kA及以上時，斷路器選擇會受到布置和經濟條件的限制。在這種情況下，宜采取限制短路電流措施如：加裝限流電抗器、快速限流器等，以便選用額定短路開斷電流小于40kA的斷路器。當廠用電分支線未采用離相封閉母線且回路的短路電流達40kA及以上，回路的工作電流不大于100A時，還可考慮在回路中裝設高壓熔斷器或高壓限流熔斷器組合保護裝置。根據國內水力發電廠的調查情況表明，已有部分符合上述條件的水力發電廠（如：江口、金哨、尼爾基、大頂子山等水力發電廠）采用了高壓熔斷器或高壓限流熔斷器組合保護裝置作廠用電變壓器高壓側短路保護，經幾年來的運行實踐證明是可行的。高壓限流熔斷器組合保護裝置通常由高壓限流熔斷器、氧化鋅閥片、負荷開關或開斷電流小于31.5kA的斷路器等組成。其結構簡單，體積小，造價低，且由于熔斷器的動作快速性與限流性由物理特性所決定，其動作可靠性較高。該裝置既可通過熔斷器實現高壓側的短路保護，又能通過負荷開關或斷路器實現回路的正常操作、開斷過負荷電流和廠用變低壓側的短路電流。但在實際采用時，應充分考慮廠用電變壓器高、低壓側保護動作的選擇性要求。3.5.9新增條文，為了檢修方便，廠用電變壓器高壓側可裝設負荷開關、隔離開關或連接片，應滿足回來短路電流和操作的要求。3.5.10原條文保留。對“水力發電廠廠內用電變壓器與壩區用電變壓器的高壓側不宜合用一組斷路器”的要求的目的，是為了保證廠內用電的可靠性。由于近區電網可靠性一般較差，為了不因近區電網故障影響廠用電變壓器安全運行，以保證廠用電的可靠性，故要求廠用電變壓器與近區用電變壓器高壓側不應合用一組斷路器。有的水力發電廠采用三繞組變壓器，既供給廠用電，又供給近區工農業用電，不僅降低了廠用電的可靠性，而且使近區工農業負荷增長受到三繞組變壓器容量的限制，不利于發展，因此應杜絕此種供電方式。對于遠離廠房的變壓器，在高壓側設置隔離電器有利于檢查時的安全隔離。3.3.11新增條文。近年，某地下廠房水力發電廠發生水淹廠房，廠用電全部失去，造成事故擴大，因此建議地下廠房的水力發電廠設置地面配電中心，為地面廠、壩區等供電，即使電廠地下廠用電失去，地面區域也能保證供電，防止事故擴大。3.6廠（站）用電負荷的連接與供電方式3.6.1原條文修訂。水力發電廠的廠、壩區供電與近區及生活區的供電方式應有所區別。由于近區及生活區用電負荷分支多，運行不可靠，若接入廠用電網絡會降低廠用電的運行可靠性，因此，近區及生活區用電，宜優先考慮從地區電網引接。但據調查，有相當一部分水力發電廠的近區及生活區電源是從高壓廠用電母線引接，其原因有經濟上的、隸屬關系上的、行政區域之間的等，比較復雜。故條文中仍允許從高壓廠用電母線上引接，但應采用單獨的配電變壓器供電。當廠用高壓電動機數量較多時，可由電源引自可高壓廠用電母線的單獨設置母線段供電。3.6.2原條文修訂。水力發電廠內及其附近的廠用電低壓負荷，一般以雙層輻射式供電。雙層輻射式供電除設置主配電屏外，還在負荷集中處設置分配電屏，由主配電屏以輻射式向分配電屏供電，再由分配電屏以輻射式供電給負荷，以此減少電纜用量。輻射式供電的干線保護電器可能是低壓斷路器或熔斷器。當級數大于兩級，且干線采用低壓斷路器保護時，延時脫扣器的動作時間有時將超過短延時時限，此時將降低開斷能力。當干線采用熔斷器保護時，為保持一定級差，使干線上熔斷器的額定電流很大，致使動作靈敏度不夠或影響電纜截面選擇，因此對重要負荷，為保證保護選擇性動作，輻射式供電級數不宜多于兩級。對靠近主配電屏或負荷容量較大，從主配電屏直接引接反而經濟的負荷，以及從可靠性考慮，需從主配電屏直接引接的負荷，也可從主配電屏直接引出供電。對機組臺數較少（一般為2～3臺）且容量較小的水力發電廠，由于廠房尺寸不大，負荷距離較近，設立分配電屏節約電纜有限，經濟效益不明顯，且增加設備和布置場地，故宜采用單層輻射式供電。3.6.3原條文保留。理由與3.6.2條中機組臺數較少且容量較小的水力發電廠負荷供電方式考慮相同。3.6.4原條文修訂。本標準根據水力發電廠和泵站廠（站）用電負荷的重要性，劃分了Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類負荷標準，其基本原則是以廠（站）用電負荷停運后對水力發電廠或泵站運行的影響程度確定的。3.6.5原條文修訂。在水力發電廠或泵站中的Ⅰ類負荷有兩種情況，一種是在機械上有2套，互為備用，如機組技術供水泵等；第二種情況是在機械上只有1套，無互為備用，如變壓器冷卻風扇等。還有些負荷，雖然機械上有2套互為備用，但考慮其他因素2個負荷仍由同一配電屏供電，如機組壓油裝置油泵等。對第一種情況的設計原則是將互為備用的2套裝置，分接于不同電源。第二種情況的設計原則（包括機械上雖有2套，互為備用，但仍由同一配電屏供電的負荷），是由2個電源供電，經切換后可實現互為備用。向負荷供電的不同電源的兩分配電屏之間設聯絡線互為備用時，該聯絡線上可不裝設保護電器，以減少保護級數，便于低壓電器設備選擇，提高保護的靈敏度與選擇性，但應裝設操作電器，以便需要時作自動或手動操作切換。對新建的水力發電廠或泵站，廠（站）用電的要求應更高些，向負荷供電的2個電源應能互為備用，故障時自動投切。3.6.6原條文保留。在水力發電廠或泵站中的Ⅱ類負荷機械上僅有1套，以單電源供電已可滿足其可靠性要求。一般是1個回路接1個負荷，使之互不影響。但大壩閘門啟閉機由于布置較分散，對不同時運行且容量不大的啟閉機，如數臺合用1個回路供電，則可節約電纜。但為了保證閘門，尤其是溢洪門的供電可靠性，往往采取環形供電方式，使之有2個電源，而且1個回路供電的閘門數量不宜過多，以便從整體來看，閘門仍是多回路供電。3.6.7原條文保留。根據以往水力發電廠或泵站廠（站）用電的設計慣例，對Ⅲ類負荷按干線式供電的原則設計，能節約投資，并不影響水力發電廠、泵站運行的可靠性。3.6.8新增條文。參考SL41-2018《水利水電工程啟閉機設計規范》第9.2.2條。3.6.9新增條文。因橋機一般在設備檢修時運行，若水力發電廠設有檢修專用變壓器時，廠房橋機可由檢修變壓器供電。3.6.10原條文保留。分配電屏的電源進線回路上裝設隔離電器的目的，是當分配電屏檢修時，有一個明顯的斷開點。如果采用負荷開關作隔離電器，還可以作為分配電屏現地操作用。若在分配電屏進線上裝設保護電器，則此保護電器將與主配電屏在此回路上設置的保護電器重復，還會帶來分配電屏負荷回路與進線回路保護電器的級差配合選擇等問題，故不宜裝設。3.6.11原條文保留。按以往的設計慣例，主、分配電屏一般都預留15％～20％的備用出線回路。3.7消防供電3.7.1原條文保留。根據GB50987的有關規定，廠（站）消防用電設備按二級負荷供電。本條中的二級負荷有別于Ⅱ類負荷，應注意區分。3.7.2新增條文。本次修編明確了消防用電設備應采用耐火電纜，保障供電可靠性。3.7.3原條文修訂。本條規定了消防用電設備的配電設計。供電回路指從低壓配電總盤（包括區域配電盤）至最末一級配電箱（控制箱）之間的全部配電設備，該回路應與其他供電回路嚴格分開。發生火災時，為防止火勢沿電氣線路蔓延擴大和預防觸電事故，消防人員在滅火中首先要切斷起火部位電源，確保消防設備用電，并盡量保證非失火部位的生產和生活用電。因此，消防用電供電回路必須與其他動力、照明回路分開設置，供電回路應有明顯的操作標志，便于在緊急情況下人員正確操作，避免發生誤操作，影響撲救火災。3.7.4~3.7.5新增條文。明確了消防末端配電箱布置位置及供電方式，按此配置可避免消防負荷受非消防負荷影響，提高供電可靠性。3.8檢修供電3.8.1新增條文。明確了檢修用電的負荷的等級，供電方式和低壓供電系統方式。3.8.2原條文修訂。大型水力發電廠檢修負荷大且回路多，分布廣且散，又非電廠運行人員在操作，故障概率相對較高。檢修時多用的電焊機等負荷對廠用電供電可靠性有影響；加之現在不少發電公司都成立了專門檢修機構，如大渡河、瀾滄江等流域公司，負責對水力發電廠主要機電設備進行檢修，設置獨立的檢修配電網絡和檢修專用變壓器，更便于管理。該供電方式有接線清晰，能提高廠用電供電可靠性、檢修用電方便，減小全廠公用電變壓器容量，有利于運行管理等優點，天荒坪、廣州抽水蓄能、惠州抽水蓄能等電廠就是采用這種方式，投運以來電廠反映較好廠（站）用電備用（明備用）電源變壓器平時閑置無用，若兼供檢修用電可以節省投資，且當檢修時又發生廠（站）用電電源故障需要廠（站）用電備用電源變壓器投入的概率很小，即使發生這種情況，也可停止或減少檢修供電而保證運行所需的用電，因此，并不降低廠（站）用電的可靠性。3.8.3新增條文。為了減少電纜用量，變壓器低壓側宜設一貫穿全廠的檢修母線槽，并在檢修負荷集中的地點設置插接箱引出，形成檢修配電網絡。同時還可將主廠房橋機滑線的供電改為首尾兩端均與檢修母線槽連接，可有效降低橋機滑線的電壓降。3.8.4原條文修訂。據調查，水力發電廠（泵站）除安裝場需要檢修電源外，在發電機（電動機）層、水輪機（水泵）層，屋內配電裝置室、主變壓器場（室）、開關站（變電站）、尾水平臺及大壩均宜設置檢修電源。檢修負荷的大小及檢修電源回路數與水力發電廠（泵站）規模、機組型式及其容量、檢修作業內容及其方法、檢修設備的配置情況、勞動組織、檢修作業強度和時間安排等很多因素有關。即使同類型水力發電廠（泵站），差別也較大。故應根據工程具體情況確定。為便于分析確定，將各處所需檢修負荷舉例如下：（1）安裝場需要臨時引接的檢修負荷較多，一般有干燥箱電熱、電焊、試驗，以及變壓器絕緣干燥，抽真空等。（2）發電機（電動機）層設置檢修電源可用作發電機（電動機）工頻耐壓，定子繞組接頭焊接，定子鐵損試驗、清掃、干燥、濾油、噴漆、臨時照明等。（3）母線層設置檢修電源可用作鉆孔、電焊、切割、試驗及臨時照明等。（4）水輪機（水泵）層設置檢修電源可用作水輪機（水泵）輪葉空蝕補焊，葉片裂縫焊接時局部加溫、清掃、電焊、臨時照明、噴漆等。（5）屋內配電裝置室設置檢修電源也可用作定子鐵損試驗，耐壓試驗，還可用于清掃、電焊、臨時照明等。（6）在變壓器場（室）設置檢修電源可用作變壓器濾油。（7）在開關站（變電站）設置檢修電源可用作鉆孔、電焊、濾油、試驗及臨時照明等。（8）在壩頂及尾水平臺設置檢修電源可用作鉆孔、電焊、濾油、切割、試驗及臨時照明等。3.8.5原條文修訂。本條主要考慮到檢修負荷屬Ⅲ類負荷，對其供電應盡量縮短線路長度且不影響重要負荷回路的供電，所以檢修配電屏（箱）一般由低壓主配電屏直接引出回路供電。對離主配電屏較遠的檢修配電屏（箱）或檢修負荷，可就近由其他分配電屏供電。3.8.6新增條文。檢修網絡所帶的負荷大多為移動式或手持設備，從安全角度考慮，應配置漏電保護措施，防止觸電。4廠（站）用電變壓器選擇4.1廠（站）用電最大負荷的分析統計4.1.1、4.1.2原條文保留。水力發電廠、泵站廠（站）用電最大負荷的出現與水力發電廠機組、泵站泵組的運行方式有關，不同的運行方式其用電負荷不同。因此，必須考慮各種運行方式，取其最大者。而在何種運行方式下會出現最大負荷，這又與水力發電廠機組、泵站泵組的型式、地理位置（涉及冬季采暖負荷）等有關。如位于北方寒冷地區的混流式機組、泵組的水力發電廠、泵站，最大負荷大多出現在冬季一臺機組、泵組檢修，其余機組、泵組運行的工況，如該水力發電廠機組還作調相運行（泵站一般不調相），則運行機組作調相運行時負荷最大，因此時將有壓水用空壓機負荷同時參加運行。分析統計最大負荷的目的，是選擇廠（站）用電電源變壓器的容量或選擇廠（站）備用電源變壓器的容量。因此不僅要分析全廠（站）出現最大負荷的運行方式，還要分析統計出與此廠（站）備用電源變壓器連接的最大負荷的運行方式。全部機組、泵組（包括備用）停運時，往往由外來電源供電，而此時負荷并非全廠（站）最大負荷；但對外來電源廠（站）用電變壓器則是最大負荷，故亦應分析統計此種工況下的用電負荷。4.1.3原條文保留。由于水力發電廠、泵站廠（站）用電負荷的運行方式多種多樣，有經常運行與不經常運行之分。而經常運行或不經常運行的負荷，兩者又都可能包含連續、短時或斷續的負荷，其組合情況較多。為提高負荷統計的精確度，根據機組、泵組的運行方式及廠（站）用電負荷的運行情況，應首先將明顯不可能同時運行的負荷分開，統計出可能參加同時運行的負荷。本條對其統計原則做了如下規定：１如技術供水泵、滲漏排水泵等經常連續及經常短時運行的負荷均應計算。２如機組、泵組的壓油泵與漏油泵等經常斷續運行負荷，應視機組、泵組特性及臺數，決定參加最大負荷同時運行的臺數。并考慮同時率后計入。３如檢修排水泵屬不經常連續運行負荷，當取、排水閘門漏水時，可僅計一臺排水泵；再如油處理設備屬不經常連續及不經常短時運行的負荷，應按設備組合運行情況統計，不應計入全部裝置負荷。而消防水泵等負荷，雖屬不經常短時運行，但僅在事故情況下應用，故可不統計。因在此特殊情況下，廠（站）用電變壓器可以過負荷，也可相應切除一些不重要負荷。４如廠、站內橋機、電焊機等不經常斷續運行的負荷應計入。如壩上閘門啟閉機在檢修期不經常使用，在最大負荷時運行概率較小，一般可不計入或僅計入行走機構負荷。５互為備用的電動機，有可能由同一廠（站）用電電源供電時，只應計入參加運行的部分；而由不同電源供電時，則應分別計入。事故備用負荷一般可不計入。因為只有當備用的廠（站）用電變壓器發生故障，又適逢此時出現最大負荷，而同時再遇該負荷事故停運需要事故備用負荷投入運行，顯然，這三種情況同時出現的概率很小，故事故備用負荷一般可不計入。廠（站）用電負荷的運行方式詳見附錄Ａ主要廠（站）用電負荷特性表。4.1.4原條文修訂。增加對于系統有幾臺電動機的功率較大時，宜采用軸功率法和換算系數法。廠用電最大負荷計算方法見附錄B.0.1、B.0.2、B.0.3。即：“綜合系數法”、“負荷統計法”和“軸功率法和換算系數法”。“綜合系數法”是在“負荷統計法”的基礎上改進簡化而成的。“負荷統計法”計算過程較繁雜，由于在統計負荷時有約占20％～30％的廠用電負荷容量只能靠估算；也有一些廠用電負荷雖知其容量，但卻不知其功率因數與效率值，而僅對某些負荷作精確計算，并不能提高計算結果的精度。所以對所有負荷均應分別進行有功與無功的計算，否則，其計算精度很難達到愿望。“綜合系數法”簡單、明了、計算結果較符合實際，故推薦采用。當然，在廠用電負荷資料較明確、齊全的情況下，也可采用“負荷統計法”。軸功率法和換算系數法對于大容量機組、大型電動機占總功率大的情況下計算結果更為準確，因此將其納入正文部分。站用電最大負荷的計算方法見附錄B.0.4，即“分析統計法”。該計算方法引自GB/T50265。4.1.5新增條文。應急負荷統計的一般原則。4.1.6原條文保留。各配電變壓器的最大負荷與廠（站）用電配電網絡及其運行方式（包括備用方式），以及所連接的負荷特性等有關，只能根據具體情況分析統計確定。4.2變壓器型式選擇4.2.1原條文保留。干式變壓器與油浸式變壓器相比，具有不燃性、無爆炸和火災漫延隱患；布置、檢修、運行維護簡單等諸多優點；且與相同電壓等級油浸式變壓器的絕緣水平一致。因此近些年來，隨著干式變壓器的制造容量不斷增大、電壓等級不斷提高、工藝水平不斷進步，它的應用已是非常普遍。所以布置在廠房內的廠（站）用電變壓器要求采用干式變壓器。這不但使得廠房內布置整潔美觀，更主要是可使廠房內電氣設備無油化。布置在屋外的廠（站）用電變壓器，一般露天布置，所以建議選用油浸式變壓器。4.2.2原條文保留。近些年來，隨著我國科學技術的飛速進步和變壓器工藝水平的不斷提高，節能降耗已成為首要，因此要求廠（站）用電變壓器必須選擇節能型。如500kVA及以下的卷鐵心結構干式變壓器可比同容量疊片結構干式變壓器減少30％的空載損耗。只要采用先進結構型式的變壓器，就可有效的節能降耗。銅繞組變壓器與鋁箔繞組變壓器相比，雖然銅繞組具有抗氧化、耐腐蝕、壽命長、熔點高、電阻率小、導電性能好、損耗低等諸多優點；但鋁箔繞組變壓器也有其獨到之處，如重量輕、價格便宜，熱膨脹系數比銅更接近于環氧樹脂，可以徹底防止開裂；抗沖擊性能好，沖擊電壓梯度分布均勻，可有效抑制電位波動；被滲入稀土金屬的鋁箔繞組，還可提高機械強度，不易氧化等。綜上，銅繞組變壓器和鋁箔繞組變壓器各有特點和優勢，故本條對變壓器繞組的材質未作要求而只強調了節能。4.2.3原條文修訂離相封閉母線的可靠性很高，不會發生相間閃絡短路。從離相封閉母線引接的廠用電分支線，一般也為離相封閉母線。為使與封閉母線分支線相連接的廠用電變壓器與離相封閉母線具有相同的可靠性，該廠用電變壓器宜采用單相干式變壓器。如廠用電變壓器高壓側加裝了限流電抗器和斷路器，因為斷路器為三相形式，則廠用電變壓器選用單相意義不大。4.2.4原條文保留。近幾年來，干式變壓器技術進步很快，無論是制造工藝水平還是絕緣材料的應用都在不斷更新，且種類較多，可以適應不同的使用環境。因此本條規定：當廠（站）用電變壓器的安裝地點潮濕時，應采用防潮性能好的干式變壓器。至于采用何種工藝、何種絕緣材料的產品，本條不作具體要求，選擇時可以結合工程特點，因地制宜的提出使用條件。4.2.5原條文保留。本條提出“廠（站）用電變壓器接線組別的選擇，宜使電源間相位相一致”的目的，是為了便于廠（站）用電電源的切換操作可采用并聯切換方式。廠（站）用電變壓器間雖不并列運行，但一旦誤操作造成并列，若廠（站）用電變壓器間相位一致，可減小事故后果。如廠（站）用電變壓器接線組別經選擇，確實不能滿足電源間相位一致時，必須采取互不并列的閉鎖措施。是否采取如加隔離變壓器等措施，需慎重對待。yn11接線與Y,yn0接線組別的配電變壓器相比，前者空載損耗與負載損耗雖略大于后者，但D，yn11接線比Y,yn0接線的零序阻抗要小很多，接近正序阻抗，因而縮小各種短路類型的短路電流差異，可簡化保護方式，特別有利于單相接地短路故障保護。此外，D，yn11接線承受不平衡負荷能力大，可更充分利用廠（站）用電變壓器容量，而Y,yn0接線要求中性線電流不超過低壓繞組額定電流的25％，限制了接用單相負荷容量。再則，由于D，yn11接線變壓器其原邊接成三角形接線，有利于抑制高次諧波電流，提高了廠（站）用電電能質量。因此，低壓廠（站）用電變壓器推薦采用D，yn11的接線組別。4.2.6新增條文。近年來，預裝式變電站應用日趨普及，主要運用在遠離配電中心、饋電回路不多或者設備布置受到空間制約的情況下。4.3變壓器容量選擇4.3.1原條文保留。本條提出了廠（站）用電變壓器容量選擇與校驗的三條原則。１對于水力發電廠主要應考慮當機組檢修，由該機組供電的廠用電變壓器退出運行時，其余廠用電變壓器容量應滿足可能出現的最大負荷需要。對單臺廠（站）用電變壓器的容量，因其所擔負的容量與廠（站）用電接線的運行方式有關，即使在非全廠最大負荷時，對某臺廠（站）用電變壓器也可能出現最大負荷，甚至超過全廠（站）最大負荷時所分擔的負荷，所以還應按照廠（站）用電接線的運行方式及所連接的負荷綜合分析確定。如由多段母線構成環形接線的大型水力發電廠，正常情況下，一段母線由一臺廠用電變壓器供電，但當其中有廠用電變壓器退出運行時，特別在峰荷水力發電廠全廠停機時，由本廠機組供電的廠用電變壓器可能全部退出運行，此時外來電源供電的廠用電變壓器可能擔負全廠負荷或多段母線上的負荷。對于非互相備用廠（站）用電配電變壓器同樣要求滿足。２主要考慮當有一臺廠（站）用電變壓器因計劃檢修或故障退出運行時，可暫時切除一些不重要負荷，其余廠（站）用電變壓器的容量應能保證所有Ⅰ類、Ⅱ類廠（站）用電負荷的需要。因廠（站）用電變壓器計劃檢修不會安排在出現最大負荷時，另因廠（站）用電變壓器檢修周期較短，而在此期間又有一臺廠（站）用電變壓器故障的機率極小，故可不考慮。３基于以下原因規定了成組電動機自啟動時允許的低壓廠（站）用電母線電壓的最低值：1）經多年運行經驗和試驗證明，當母線電壓不低于額定電壓的60％時均能成功自啟動。2）在廠（站）用電負荷供電回路中大量使用磁力啟動器，當啟動器的端電壓在其額定電壓的85％～55％時，磁力啟動器觸頭可能發生抖動，因而要求自啟動時廠（站）用電母線電壓不宜低于60％。3）在成組電動機自啟動過程中，將會形成自然的“分批”自啟動，即使廠（站）用電母線最低電壓低于一些電動機自啟動允許電壓，因啟動阻力矩小的會先啟動完成，使得啟動電流下降，電壓上升；而啟動阻力矩大、要求啟動電壓高的廠（站）用電電動機稍后才開始自啟動。自啟動時間相對會長些，但能夠相繼完成。根據以上分析，成組自啟動時允許的低壓廠（站）用電母線電壓不低于額定電壓60％是有裕度的，能夠保證可靠性，且能滿足失壓、空載、帶負荷及高、低壓串接自啟動等各種情況。4.3.2原條文保留。本條對廠（站）用電電源和廠（站）用電變壓器的容量選擇提出了具體要求。在選擇變壓器容量時，對本條第３款，還應滿足大型峰荷水力發電廠一機運行或全廠停機等運行方式下的負荷需要。因為在上述運行方式下可以以兩個廠用電電源供電，此時要考慮一個電源故障，另一電源能短時滿足上述運行方式下的全部負荷需要。對裝設有風機的干式變壓器，當強迫風冷時可過負荷運行，其持續輸出容量有的可提高50％以上；但考慮到廠（站）用電的重要性，不推薦廠（站）用電干式變壓器采用強迫風冷時的持續輸出容量作為廠（站）用電變壓器額定容量選擇的依據。4.3.3原條文保留。廠（站）用電變壓器一般不并聯運行，互為備用的廠（站）用電變壓器通常是各自帶分段母線運行，分別擔負各自所連接的用電負荷。當其中一臺廠（站）用電變壓器故障，所連接負荷停止運行時，通過關合分段或聯絡斷路器，由另一臺廠（站）用電變壓器擔負全部負荷，此時停運的負荷將會成組自啟動，啟動電流很大，所以應校驗互為備用的廠（站）用電變壓器在已帶自身負荷后，還應滿足另一臺廠（站）用電變壓器需要自啟動電動機成組自啟動（包括串接自啟動）時的最低電壓要求，以保證成組自啟動電動機順利啟動投入運行。4.3.4原條文保留。安裝于屋外的油浸式廠（站）用電變壓器，其溫度修正系數大多略大于１，所允許過負荷容量可視為裕度。安置在屋內的廠（站）用電變壓器通風保證溫度一般均能滿足廠（站）用電變壓器按額定容量運行的要求。因此無必要考慮周圍環境溫度的影響。4.3.5新增條款。當單臺變壓器容量在2500kVA及以上時，其供電范圍和供電半徑偏大，對繼電保護和低壓斷路器等設備要求較高。對于用電設備容量較大，負荷集中且運行合理時，也可選用較大容量的變壓器。4.4變壓器阻抗電壓選擇4.4.1原條文保留。本條提出了選擇廠（站）用電變壓器的阻抗時應考慮的原則性要求。由于影響阻抗選擇的因素很多，而且是相互制約的，因此理應通過全面的技術經濟比較來確定最佳阻抗值。技術上，為了運行的安全可靠，使廠（站）用電回路的短路電流盡量小些，變壓器的阻抗值應選大些；但為滿足最大電動機正常啟動和成組電動機自啟動時的電壓要求，阻抗值應選小些。另外，為保證電壓質量，減小電壓偏差范圍，阻抗值也應選小些。經濟上，阻抗值應選大些，以便有利于采用輕型的高、低壓電器和較小的電纜截面，以節省投資。但廠（站）用電變壓器的阻抗值不應任意選擇，變壓器制造廠為了生產工藝的通用性，對同一容量、同一電壓級的廠（站）用電變壓器，如普通配電用變壓器和高阻抗變壓器的系列產品都有規定的阻抗值，選擇時可根據上述要求綜合分析研究確定。4.4.2原條文修訂。由于水力發電廠中采用的高壓廠用電變壓器容量相對較小，其阻抗值的選用若與普通變壓器一致，則在變壓器副邊6～10kV側母線短路容量一般均能適應選用輕型斷路器的要求，故高壓廠用電變壓器阻抗宜選用與國家標準的變壓器相同的阻抗值。低壓廠（站）用電變壓器阻抗值的選擇主要取決于電器設備對短路電流的承受能力。考慮到目前低壓電器產品種類很多，短路開斷能力有高、中、低檔，完全可以滿足要求。因此，低壓廠（站）用電變壓器宜選用與國家標準的變壓器相同的阻抗值，以改善大電動機正常啟動和成組電動機自啟動電壓要求，同時還可減小電壓波動范圍。4.4.3原條文保留。對大容量的低壓廠用電變壓器，其低壓側短路電流一般很大，是否需采用高阻抗值的廠用電變壓器，宜按4.4.1條的原則要求，綜合分析確定。4.5變壓器電壓及電壓調整4.5.1原條文保留。一般規定。4.5.2原條文保留。由于發電機出口電壓偏差一般為±５％，該電壓偏差值完全滿足廠用電母線允許的電壓偏差值，故接于發電機電壓母線且不從系統受電的廠用電電源變壓器，宜采用無勵磁調壓變壓器。當需要由系統倒送供廠用電時，應當驗算電壓偏差值，如超過則應采用有載調壓變壓器。4.5.3原條文保留。按4.5.1條規定的電源電壓偏差范圍，經兩級電壓供電的低壓廠用電變壓器，一般均可采用無勵磁調壓。如設置專用照明變壓器，因照明負荷對電壓質量的要求比動力負荷高，但其容量占廠用電總容量的比例小，故應避免由于照明負荷的要求而使高壓廠用電變壓器采用有載調壓。因此，當經驗算或采取一般措施不能滿足照明負荷電壓要求時，則可采用有載調壓變壓器。站用電變壓器運行方式比較固定，宜采用無勵磁調壓。4.6變壓器能效等級4.6.1、4.6.2新增條文根據國家能效標準及推廣應用要求，為提升能源資源利用效率，推動綠色低碳和高質量發展，提高高效節能變壓器中1級、2級能效標準的電力變壓器的運行比例，因此宜采用2級及以上能效的節能型變壓器。5廠（站）用電電動機5.1電動機的型式、電壓選擇與容量校驗5.1.1原條文修訂。交流電動機比直流電動機結構簡單，運行可靠性相對較高，因此，應優先采用交流電動機。根據GB50055-2011第1.0.3條款，高效、節能的交流電動機屬設計的一般原則。5.1.2原條文修訂。籠型和繞線轉子式異步電動機具有各自的特點，見表1。表1籠型和繞線轉子式異步電動機特點型式籠式繞線轉子式優點結構簡單，堅固耐用，維修方便，體積小，質量較小，價格低廉，運行安全可靠，性能指標較好啟動電流小，啟動轉矩大，發熱損耗小（啟動時），適合頻繁啟動，轉速可在一定范圍內調節缺點啟動電流大，制動及啟動的發熱損耗較大，不適合于頻繁啟動，調速困難結構復雜、附加設施多（集電環等），需增加啟動設備，體積質量較大，價格高，運行可靠性稍差，cosφ、η等指標較低根據廠（站）用電設備的運行特點，采用籠型電動機，除特殊情況不能全部滿足要求外，其余均能滿足，故應優先選用籠型電動機。根據水力發電廠廠（站）用電設備的運行特點，參考GB50055-2011第2.1.2條款中第1、2、3條，對原條文進行修訂補充。5.1.3原條文修訂。根據電動機的外殼防護等級分級和冷卻方式并結合水力發電廠、泵站的具體情況考慮制定。5.1.4原條文保留。用于特殊環境的廠（站）用電電動機，應選用相應的專用電動機。如濕熱帶地區使用，應選用濕熱帶型；用于高原地區的高壓電動機應要求制造廠采取必要的防暈措施；用于戶外則應采用戶外型。5.1.5原條文修訂。由于絕大多數廠（站）用電電動機容量不大，一般均可采用380V電壓，如個別大容量電動機需要采用高壓電動機時，應進行技術經濟比較確定。當采用高壓電動機時，其電壓等級宜與高壓廠用電電壓一致，以減少電壓等級，簡化配電接線。5.1.6原條文修訂。本條根據JB/T8439《使用于高海拔地區的高壓交流電機防電暈技術要求》提出。當電動機用于1000m～4000m的高海拔地區時，電動機的允許使用容量采用電動機溫升的遞增值與使用地點環境溫度的遞減值的關系作為判斷依據進行修正。本次修訂補充了0的要求：“當無通風設計資料時，可取最熱月平均最高溫度加5℃”。5.2電動機啟動方式選擇5.2.1原條文保留。電動機全壓啟動是最簡單、最經濟、最可靠的啟動方式，只要符合規定的條件，就應優先采用。各種降壓啟動方式都比全壓啟動接線復雜、電器多、投資大、操作維護工作量大、故障率相應提高，而且電動機的發熱也高，因此，降壓啟動應是有條件地選用。5.2.2原條文修訂。本條款為籠型電動機和同步電動機啟動方式的選擇要求。本次修訂，補充了同步電動機啟動方式的選擇要求，使表述更全面，該部分內容參考GB50055-2011第2.2.3條相關內容。本條的重點是正確選擇全壓起動或降壓起動。第1款所列的全壓起動條件是充分條件，必須全部滿足。當不符合全壓起動的條件時應優先采用降壓起動方式，包括切換繞組接線、串接阻抗、自耦變壓器、軟起動裝置起動等。應該指出，除降壓起動外，還可能采用其他適當的起動方式。１電動機啟動時，所連接母線的電壓降要求的說明見5.3.1條。２一般設計原則。如深井水泵，由于水泵和電動機的聯軸較長，有的生產廠家不允許直接啟動，而有的生產廠家則允許。３供電設備過負荷能力依據如下：（1）油浸式電力變壓器負載導則及干式電力變壓器負載導則。（2）經對柴油發電機組的調查資料表明，柴油發電機的過負荷系數一般為1.4～1.6。由于柴油發電機組所能啟動電動機的容量，受多種因素制約，如勵磁方式、調速性能、電動機的極對數及啟動時柴油發電機組已帶負荷的多少和功率因數的高低等，宜根據具體情況進行選擇。４電動機啟動時，由于啟動電流大，致使電動機端電壓下降，而電動機的啟動力矩按電壓的平方下降，電動機的啟動力矩應大于機械阻力矩，故必須校驗電動機啟動時的端電壓滿足公式（1）：≥或≥（1）式中——啟動時電動機端電壓標么值；1.1——安全系數；Ｍj*——生產機械的啟動初始靜態阻力矩標么值，見表2；Ｍqd*——電動機折算至機械功率的啟動轉矩標么值；Ｐd——電動機銘牌額定功率（對于起重用電動機為主要參數時的額定功率，ＹZ及ＹZＲ系列為40％暫載率時的功率）；Ｋ——電動機啟動轉矩倍數，（對于起重用電動機ＹZ及ＹZＲ系列為40％暫載率的啟動轉矩倍數）；Ｋj——阻力矩標么值，見表2；Ｐj——機械軸功率，對于閘門為機械提升時的功率。表2常用機械所需啟動靜態阻力矩拖動機械名稱所需啟動靜態阻力矩離心式風機、鼓風機、空壓機、水泵0.3往復式空壓機、真空泵0.4持續額定容量的交、直流發電機0.12閘門啟閉機1.4～1.6注：對于深孔有淤沙的閘門及小型平板門、起重力比一般閘門要大些但機械設計中已考慮這些因素，在電氣設計中不必加大靜態阻力矩倍數。對于閘門啟閉機，由于工作制不同，電動機功率不盡一致，而電動機啟動力矩倍數是相對應某一工作制的，應按≥計算。例如：某水力發電廠閘門啟閉力計算為2×85ｔ，啟閉機選用2×100ｔ，配用YZ-255Ｍ-８電動機，FC＝25％，而經計算，如起重100ｔ時電機容量需28.9kW，因實際啟閉門力為85ｔ，故電動機選擇FC＝25％時為26kW。YZ-255Ｍ-８的電動機啟動力矩倍數為2.9，此值是相對于FC＝40％時容量為22kW的數值。根據算式，Ｋj取1.6，Ｐj＝28.9kW×85ｔ／100ｔ＝24.57kW，Ｋ＝2.9，Ｐｄ＝22kW。≥一般啟閉機電動機選擇標準中要求，電動機容量和機械需要容量誤差不大于５％，故也可按：Ｕｄ*≥對于閘門啟閉機電機，一般不宜低于85％的額定電壓。但當采用鼠籠式或啟動力矩大的電機時，則可取低一些。另外，當用大的機械啟動時不帶滿負荷，電壓要求也可以降低，如某水力發電廠橋機為4×260ｔ＝1040ｔ，而吊發電機轉子時僅為700ｔ，則電壓可以降低，這有利于設備和導體選擇。5.2.4原條文保留。籠型電動機的降壓啟動方式較多，傳統的降壓啟動方式有：Y-△啟動、串聯電阻降壓啟動、自耦降壓啟動、延邊三角形降壓啟動、電抗器啟動等。這些啟動方式都屬于有級降壓啟動，都是通過降低電機的啟動電壓來減少啟動電流，采用分步跳躍上升的恒壓啟動。啟動過程中存在2次沖擊電流和轉矩，且控制回路復雜，電機沖擊電流大、沖擊轉矩大、沖擊力矩大、效益低。由于上述傳統的降壓啟動方式存在著明顯缺點、技術落后，現已逐漸被淘汰。近年來，隨著電力電子技術、微電子技術及大規模集成電路的發展，生產工藝的改進及大功率半導體器件價格的降低，軟啟動器裝置的技術進步速度很快，其價格水平已不斷下降并趨于合理，因此，在水力發電廠和泵站中已得到普遍應用。軟啟動器降壓啟動與傳統降壓啟動方式的主要區別是：1）啟動平穩，對電源無沖擊。在啟動電機時，通過逐漸增大晶閘管導通角，使電機啟動電流從零線性上升至設定值。對電機無沖擊，提高了供電可靠性，減少對負載機械的沖擊轉矩，延長了機械設備使用壽命。2）有軟停車功能，即平滑減速，逐漸停機，它可以克服瞬間斷電停機的弊病，減輕對重載機械的沖擊，減少設備損壞。3）啟動參數可調，根據負載情況及電網繼電保護特性選擇，可自由地無級調整至最佳的啟動電流。4）啟動裝置功率適度，一般只為被啟動電動機功率的5%～25%；允許啟動的次數較多。5）具備多種保護功能，如短路、過載、斷相等，既能改變電機的啟動特性，保護拖動系統，又能保證電機可靠啟動，降低啟動沖擊和能耗，提高效益。綜上所述，當經過計算分析不能采用全壓啟動時，低壓籠型電機應優先選用軟啟動器降壓啟動。5.2.5原條文保留。近年來，隨著微電子、電力電子、計算機和自動控制等技術的發展，變頻技術已進入了一個嶄新的時代，越來越成熟的變頻技術，在工業的許多領域得到了廣泛的應用。變頻器是通過變頻調速來改變電機軸輸出功率，達到減少輸入功率節省電能的目的。是感應式異步電動機節能的重要技術手段之一。變頻器輸出不但改變電壓，而且同時改變頻率，它具有所有軟啟動的功能。采用變頻器可以恒轉矩平滑地啟動電機，無大電流沖擊，啟動電流可限制在150%的額定電流以內，啟動轉矩可為70%～120%額定轉矩，延長了設備的使用壽命。異步電動機利用變頻調速，是目前調速效果最好、最成熟、最有發展前途的節能技術。采用變頻調速控制，對水泵類和風機類機械通過控制轉速來調節流量的方法，對節約能源，提高經濟效益具有非常重要的意義。目前，在國內個別水力發電廠已有采用變頻器控制水泵和風機運行的實例。但由于變頻器比軟啟動器價格貴出許多，因此本條規定，對啟動力矩大和有變速要求的較大容量（55kW及以上）低壓籠型電動機，推薦選用靜止變頻器。5.2.6原條文保留。由于繞線轉子電動機不允許直接啟動，其啟動方式主要有：轉子串電阻多級啟動、轉子接頻敏變阻器啟動、變頻器啟動和無刷自控電機軟啟動等。頻敏變阻器啟動具有接線簡單，啟動設備少，隨著啟動過程能自動切除變阻器，力矩變化平穩等優點，中小容量繞線轉子電動機宜優先考慮采用。對于大容量繞線轉子電動機，宜采用靜止變頻器或其他啟動方式。變頻器具有良好的靜、動態啟動特性，啟動電流倍數可以在一定的范圍內隨意調節、實現了恒電流、恒轉矩啟動電機的目的，但價格較貴。無刷自控電機軟啟動器是近幾年才問世的一種新型啟動裝置，它是將啟動電阻直接安裝在電動機的轉軸上，利用電機旋轉時產生的離心力作為動力，控制電阻的大小，達到減少電機啟動電流、增加啟動轉矩，使繞線式轉子電動機實現無刷自控運行的裝置。特別適合于需要大啟動轉矩、小啟動電流的負荷機械，有著廣泛的發展前景。但目前采用的業績還不普遍。設計時可根據工程的具體情況酌情選擇。5.2.7新增條文。 新增繞線轉子電動機啟動方式的選擇要求，參考GB50055-2011第2.2.4條。繞線轉子電動機采用頻敏變阻器起動，具有接線簡單、起動平滑、成本較低、維護方便等優點，應優先選用；但在某些情況下尚不能取代電阻器，特別是在需要調速范圍不寬的場合。繞線轉子電動機可接電阻器，及用于起動也用于調速。根據《JB/T10105YZR系列起重及冶金用繞線轉子三相異步電動機技術條件》的規定：“電動機起動時，轉子必須串入附加電阻或電抗，以限制起動電流的平均值不超過各工作制的額定電流的2倍”。對有具體型號及規格的電動機，可按制造廠的資料確定起動電流的限值。5.2.8新增條文。參考GB50055-2011第2.2.4條，新增了直流電動機啟動方式的選擇要求，5.2.9新增條款。參考GB50974-2014《消防給水及消火栓系統技術規范》第11.0.14條，新增了消防水泵啟動方式的選擇要求。5.3電動機啟動時的電壓校驗5.3.1原條文保留。系對電動機正常啟動時電壓下降允許值的一般規定。規定電動機啟動電壓降允許值的目的是為了限制對其他用電設備的影響和保證電動機的順利啟動。考慮到廠（站）用電配電接線一般均設有主、分配電屏，對于需要驗算的較大功率電動機，設計時均就近接至分配電屏母線。因此，電動機支線距離很短，可僅校驗母線電壓即可。對配電支線較長的電動機，既規定了配電母線電壓降的允許值，還要求電動機能保證生產機械要求的啟動轉矩，即除了驗算配電母線電壓外還要驗算電動機的端子電壓。5.3.2原條文保留。本條規定了成組電動機自啟動時允許的廠（站）用電母線電壓的最低值。此值的確定基于以下四點：1）在運行中，廠（站）用電母線突然失去電壓，電動機處于成組惰行狀態；電壓恢復后，電動機成組自啟動，由于備用電源自動投入，失壓時間一般不會太長；電壓恢復，電動機還未完全停轉，因此比較容易啟動，故對成組自啟動廠（站）用電母線電壓的允許值要求可較單機正常啟動時為低。2）在水力發電廠和泵站中較多采用磁力啟動器（接觸器）啟動電動機，由于磁力啟動器（接觸器）的吸合線圈只能在電壓為額定電壓的85％～105％下正常工作，在額定電壓的35％～40％雖能吸合但吸力小接觸不好，而當電壓為額定電壓的55％～85％有時可能抖動。因此既要求能使電動機順利啟動，又不致使啟動器觸頭燒損，母線電壓不宜低于額定電壓的60％。3）電動機啟動力矩要求。根據廠（站）用電負荷實際情況，大多數為油泵、水泵及空壓機等負荷，而這些負荷的啟動阻力矩較小，一般為0.3標么值左右，即電動機端子電壓不低于50％即可。4）即使有的電動機其起始阻力矩較高，但經成組自啟動試驗表明，成組電動機自啟動實際上是“自然分批”完成。啟動力矩小的容易啟動的電動機先啟動，使總啟動電流減小，啟動母線電壓上升，最后也能使大啟動轉矩的電動機啟動投運，只是啟動時間稍長些。帶負荷自啟動與高、低壓串接自啟動顯然比空載或失壓自啟動嚴重得多，啟動更困難。因此考慮客觀上的要求與實際的可能性，故取額定電壓的60％，空載或失壓自啟動取額定電壓的65％。5.3.3原條文保留。一般設計原則。5.3.4原條文保留。據對國內已建和在建水力發電廠的調查分析，除過壩設施電動機容量較大外，一般水力發電廠很少采用高壓電動機，即使采用其容量也較小，肯定能滿足正常啟動電壓降的要求，故不必驗算。對低壓電動機功率大于20％電源變壓器容量時，才有可能使母線電壓不滿足5.3.1條要求，才需進行正常啟動時廠（站）用電配電母線電壓校驗。但對個別配電支線較長的低壓電動機，電動機配電支線上的電壓降也將影響電動機的啟動，因此，還要求驗算正常啟動時電動機的端子電壓，一般允許的端子電壓降為額定電壓的15％～20％，輕載啟動可取大值，重載啟動取小值。6柴油發電機組的選擇6.1型式選擇6.1.1原條文修訂。按照使用條件分類，柴油發電機組可分為陸用、船用、掛車式和汽車式。其中在GB/T2820.1—2009的第6.2條中規定“陸用是指用于陸地上的固定式、可運輸式或移動式發電機組”。目前國內大多數水力發電廠、泵站中柴油發電機組采用固定式。柴油發電機組性能等級按照GB/T2820.1—2009的第7章“性能等級”中規定“為了覆蓋供電系統的不同要求，定義了如下4種性能等級”，見表3。表3柴油發電機組性能等級序號柴油發電機組性能等級性能特點適用負荷范圍1G1只需規定其基本的電壓和頻率參數的連接負荷一般的照明和簡單電氣負荷2G2機組的電壓特性與公用電力系統非常相似，當負荷變化時，可有暫時允許的電壓和頻率的偏差照明系統，泵、風機和卷揚機等3G3連接的負荷設備對機組的頻率、電壓和波形特性有嚴格的要求電信和晶閘管控制的負荷4G4對機組的頻率、電壓和波形特性有特別嚴格的要求數據處理或計算機系統等6.1.2原條文保留。目前國產柴油發電機組的啟動時間可以在15s以內，有的產品可達到4～7s，但基本均可以保證小于15s。6.1.3原條文保留。因柴油發電機組為快速自啟動的應急型，故要求柴油發電機組必須保持熱備用狀態，時刻準備啟動。若柴油發電機組自啟動連續3次失敗，則意味著啟動回路或柴油機本體有故障，再啟動亦是徒勞，所以按3次考慮。6.1.4原條文保留。近年來機組控制功能已比較完善，可以做到機組無人值守。智能型機組能自啟動、自動調壓、自動調頻、自動調載、自動并車、按負荷大小自動增減機組、故障自動處理、輔機自動控制等。根據GB/T4712—2008《自動化柴油發電機組分級要求》，其自動化程度分為三個級，可依具體情況選定。根據國內外工程經驗，并經咨詢柴油發電機組制造商，機組在現場試驗時，一般均要求機組啟動并入廠（站）用電系統，與廠（站）用電電源并列運行，但正常運行由廠（站）用電系統電源供電時不要求柴油發電機組運行。因此，本條未提出柴油發電機組與廠（站）用電系統并列運行要求。柴油發電機組一般只在廠（站）用電系統電源失去后才啟動運行，當廠（站）用電系統電源恢復正常后，通過切換，將所有負荷均轉由廠（站）用電系統電源供電，再停止機組運行。其切換過程根據工程自動控制要求不同，可為手動切換或自動切換。柴油發電機組配置手動啟動裝置，通常在安裝調試及例行試驗時使用。6.1.5原條文保留。本條中柴油機型式、冷卻方式、啟動方式、啟動電源容量等系根據GB/T2820的有關規定提出的。由于高速機組具有體積小、重量輕、啟動運行可靠等優點，故宜采用。柴油機的啟動方式一般有壓縮空氣啟動和電啟動兩種，因壓縮空氣啟動需要氣動裝置，占用空間較大，不易布置，因此建議采用后者。柴油發電機組電啟動設備通常設置蓄電池組，電壓宜為12V或24V。由于機組不經常工作，應設置整流充電設備，其輸出電壓高于蓄電池組的電動勢50%，輸出電流不小于蓄電池10h放電率電流。6.1.6原條文修訂。本條中推薦采用的0.4kV發電機電壓，主要是針對水利水電工程廠（站）用電負荷一般為0.4kV低壓負荷提出的，可使接線簡單，供電直接方便，因此應用十分普遍。另據調查極個別工程也有采用10kV或6.3kV柴油發電機組的實例，但因其與同容量的0.4kV柴油發電機組相比價格要貴近一倍，所以本條提出，當受負荷分布、布置和接線等條件所限時，經技術經濟比較，發電機電壓也可采用10kV或6.3kV。6.1.7原條文修訂。當無刷勵磁交流同步發電機與自動電壓調整裝置配套使用時，其靜態電壓調整率可保證在±（1.0％～2.5％）以內，能適應各種運行方式，易于實現機組自動化。柴油發電機組應裝設過電流保護和單相接地保護（若發電機中性點不接地或經高電阻接地，應裝設接地監視裝置）。6.1.8原條文保留。0.4kV發電機中性點接地方式要求是基于以下考慮：1發電機中性點直接接地的優點是降低了系統的內部過電壓倍數，當發生單相接地時，相間電壓為中性點所固定，基本不會升高。2當兩臺及以上柴油發電機組并列運行時，發電機的中性導體可能會產生三次諧波環流，這將導致發電機發熱，降低其出力。在每臺發電機中性點引出導體上裝設隔離開關并將其中一臺發電機中性點接地的目的，就是為了切斷發電機間諧波電流的環流回路，限制環流。3在每臺發電機中性點引出導體上裝設限流電抗器的目的，是在保持中性母線電位偏移不大的條件下，有效地限制中性點引出導體的諧波電流在允許范圍內。6.2容量選擇6.2.1原條文修訂。根據水利水電工程廠（站）的特點和重要性，提出了柴油發電機組容量選擇時應考慮的保安應急用電負荷。6.2.2原條文修訂。一般設計原則。6.2.3原條文保留。確定柴油發電機組容量時，除考慮用電總負荷外，應著重考慮啟動電動機容量。單臺電動機最大啟動容量與確定機組容量有直接關系。機組啟動電動機容量應考慮發電機的技術性能、柴油機的調速性能、負荷電動機的極對數、啟動時發電機所帶負荷大小、功率因素的高低、發電機的勵磁和調節方式及負荷對電壓指標的要求等。為此，設計中確定機組容量時，應具體分析計算。由于電動機的啟動轉矩與電源電壓的平方成正比，為了保證電動機有足夠的啟動轉矩，考慮其他負荷的正常運行的電壓要求，保證開關設備的接觸器的可靠地工作，帶負荷啟動最大容量電動機條件下計算發電機容量時需要規定柴油發電機組供電負荷母線電壓值。最大電動機啟動時母線上的電壓水平校驗中，考慮空載啟動時的母線電壓要低于帶負荷啟動時的母線電壓。因此，最大電動機啟動時的嚴重條件是空載起動，所以空載啟動作為校驗的計算條件。6.2.4原條文保留。7廠（站）用電系統短路電流計算7.1高壓系統短路電流計算7.1.1原條文修訂。規定了高壓廠（站）用電系統短路電流計算的適用范圍。即是按正常運行方式下可能出現的最嚴重情況考慮，因此，該短路電流的計算結果僅適用于選擇和校驗高壓廠（站）用電系統的電器和導體，而不適用于繼電保護裝置的整定計算。7.1.2原條文保留。根據GB1984《高壓交流斷路器》規定，交流高壓斷路器的額定短路開斷電流由兩個特征值表示：1）交流分量有效值，簡稱“額定短路電流”。2）直流分量的百分數。若直流分量不超過20％，則額定短路開斷電流僅以交流分量有效值來表征。并且還規定斷路器額定短路關合電流（峰值）為其額定短路開斷電流交流分量有效值的2.5倍。目前，在我國已建水力發電廠中，最大的高壓廠用變壓器容量為15000kVA，低壓側為10.5kV，阻抗電壓為6％，變壓器低壓側出口短路電流為14.43kA，變壓器的電抗為441mΩ，電阻為31.97mΩ，TB＝0.04s，計入電纜后取TB＝0.04s，其他已運行的水力發電廠，即使串接限流電抗器后也均小于0.04s，當TB＝0.04s時，在開斷時間為0.08s（根據目前水力發電廠中普遍采用真空斷路器的情況，其開斷時間一般為0.08～0.09s）時的直流分量百分數100ｅ－t/TB＝13.5，短路沖擊電流為ｉchB＝（1＋ｅ－ｔ／ＴＢ）IB″＝2.51IB″。高壓廠用電動機的反饋電流，衰減系數ＫD(t)為0.045s，在短路開斷時間0.08s時，斷路器開斷時的直流分量百分數100ｅ－t/TD＝16，短路沖擊電流ｉchD＝ＫchDＩD″=2.26ＩD″。上述表明，廠（站）用電系統的短路電流直流分量百分數不會大于交流分量的20％，其值也即為僅以交流分量有效值表征的斷路器所允許，短路沖擊電流也基本滿足斷路器允許的短路關合電流為額定短路開斷電流的2.5倍。為使廠（站）用電系統短路電流計算簡化，因此，在短路電流計算中，可不計算短路電流的直流分量（非周期分量）和短路沖擊電流。7.1.3原條文保留。一般設計原則。7.1.4原條文保留。本條主要是考慮到目前所選斷路器開斷電流一般均留有5％以上的裕度。經過大量分析計算，同時運行的高壓電動機總容量不大于1500kW時，其電動機的反饋電流并不大。因此，在高壓廠（站）用電系統短電流計算分析中，按電動機反饋電流在斷路器開斷時小于斷路器額定開斷電流的5％以下時，即可忽略不計。7.1.5在短路電流計算中，當電源容量無限大或以電源容量為基準的計算電抗標幺值不小于３時，即可認為短路電流的周期分量在整個短路過程中不衰減。水力發電廠廠用電負荷一般只占水力發電廠裝機容量的0.4％～1.5％，高壓廠用電變壓器容量一般在2000～15000kVA之間，變壓器的阻抗電壓一般為5.5％～8％，滿足計算電抗標幺值不小于3，或電源容量只要大于100MVA就可視為無窮大容量。從國內已投入運行的水力發電廠的調查資料表明，廠用電采用二級電壓供電的水力發電廠，電源容量均在100MVA以上，故水力發電廠高壓廠用電變壓器高壓側的系統阻抗可以忽略，按無窮大電源計算。水力發電廠高壓廠用電變壓器高壓側按無窮大電源計算，得出的短路電流數值并不大，而且可使計算簡化。從地區電網引接廠（站）用電電源時，地區電網容量一般較小，系統阻抗往往占有一定比例，宜根據具體情況考慮。7.2低壓系統短路電流計算7.2.1原條文保留。本條規定了低壓廠（站）用電系統短路電流計算的一般原則：１根據短路電流計算規定，如回路總電阻RΣ大于XΣ時，電阻對短路電流有較大作用，則必須計及RΣ。而低壓網絡中RΣ大于XΣ，故應計及電阻。2采用一級電壓供電的低壓廠（站）用電變壓器（包括接至機端的機組自用電變壓器等），由于該廠（站）用電變壓器容量遠小于其高壓側電源容量，故其高壓側可按無窮大電源考慮。對二級電壓供電的低壓廠用電變壓器，高壓廠用電變壓器容量一般在2000～15000kVA之間，廠用電高壓母線相應的短路容量在33.3～250.0MVA之間，如按無窮大電源容量計算，則將會引起較大誤差，故一般應計及高壓側阻抗。對引自地區網絡電源的低壓廠（站）用電變壓器要具體分析，當高壓側電源容量大于低壓廠（站）用電變壓器容量20倍以上時，可不計高壓側阻抗。實際上由于近年來低壓電器開斷能力的不斷提高，中、高檔開斷能力的斷路器已很普遍，按廠用電變壓器高壓側電源容量為無窮大所得短路電流來選擇低壓電器已并不困難。因此，為簡化計算，也可不計高壓側阻抗。3低壓回路斷路器的動作時間大多在0.02s以內，熔斷器在短路電流為額定電流的10倍以上時，其熔斷時間也小于0.02s，而低壓異步電動機的反饋電流在此時間內衰減較少，故在計算主配電屏母線或線路出口短路時必須計及異步電動機的反饋電流。由于20kW以下電動機不僅容量小，且布置分散、支線長，提供的短路反饋電流衰減較快，數值影響小，故可不計及。對于用電負荷重要、電動機集中、容量也大的分配電屏，一旦故障往往會威脅機組（泵組）正常運行，故此類屏應同主配電屏同樣考慮。在主配電屏以外短路時，短路點支路為電動機短路反饋電流和廠（站）用電電源短路電流的共同路徑，使主配電屏母線呈現較大殘壓，大大削弱了異步電動機的短路反饋電流。另外，