目 次
前言
1 范围
2 规范性引用文件
3 总则
4 水力机械
5 电气
6 控制保护和通信
7 机电设备布置及对土建和金属结构的要求
8 辅助设施
附录A（规范性附录） 水力机械术语、符号
条文说明
前 言
本标准系根据国家经贸委电力司《关于下达2000年度电力行业标准制、修订
计划
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项目的通知》（［2000］70号文）下达的任务，对SDJ173—1985《水力发电厂机电设计技术规范（试行）》进行修订完成的。
本标准实施后代替SDJ173—1985。
本标准的附录A为规范性附录。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由水电水利规划设计标准化技术委员会归口并负责解释。
本标准起草单位：水电水利规划设计总院。
本标准主要起草人：李定中、叶钟黎、李扶汉、余国铨、张玉良、彭渤、李宁君、赵琨、戴康俊、江泽沐、王润玲、刘国阳、方辉。
水力发电厂机电设计规范
1 范围
本标准规定了新建的大中型水力发电厂（以下简称水电厂）和抽水蓄能电厂（以下简称蓄能电厂）的水力机械和电气设计及其对电厂水工建筑物、金属结构设备和有关土建方面的技术要求。适用于单机容量为10MW及以上、600MW及以下，输电电压为500kV及以下的水电厂和蓄能电厂。
上述规定范围以外的水电厂的机电设计可参照执行。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成
协议
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GB/T 321 优先数和优先系
GB 14285 继电保护和安全自动装置技术规程
GB 50260 电力设施抗震设计规范
GB/T 3805 特低电压（ELV）限值
DL/T 621 交流电气装置的接地
DL 5061 水利水电
工程
路基工程安全技术交底工程项目施工成本控制工程量增项单年度零星工程技术标正投影法基本原理
劳动安全与工业卫生设计规范
DL/T 5080 水利水电工程通信设计技术规程
DL/T 5090 水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则
DL/T 5091 水力发电厂接地设计技术导则
DL/T 5132 水力发电厂二次接线设计规范
DL/T 5137 电测量及电能计量装置设计技术规程
DL/T 5177 水力发电厂继电保护设计导则
DL/T 5165 水力发电厂厂房采暖通风与空气调节设计规程
SDJ 278 水利水电工程设计防火规范
3 总则
3.0.1 水电厂的机电设计应根据水电厂所在电力系统的要求、水电厂的运行方式、动能特性、枢纽布置条件、自然环境特点和综合利用要求等具体情况，合理制订设计方案，确定机电设备的系统接线、选型和布置。
3.0.2 水电厂的机电设计应充分考虑安装、试验、运行、检修和维护等方面的合理需求，积极开展科学实验，不断总结实践经验，从实际出发，慎重地采用新技术、新设备、新材料。
3.0.3 水电厂的机电设计，除必须执行本标准外，还应执行有关国家标准和电力行业标准的有关规定。
3.0.4 水电厂按“无人值班”（少人值守）或少人值班的原则设计。
4 水力机械
4.1 水轮机选择
4.1.1 水轮机型式的选择应根据水电厂的运行水头范围及其运行特点，提出可供选择的水轮机机型方案，并从技术特性、经济指标、运行可靠性及设计制造经验等方面，经技术经济比较后选定。
对于最大水头20m及以下的径流式水电厂，宜优先选用贯流式水轮机。
冲击式水轮机宜选用立轴式。
4.1.2 在水电厂装机容量确定的前提下，单机容量和机组台数的选择应考虑以下因素：
1 电力系统对水电厂在汛期和非汛期运行输出功率、机组运行方式和大修要求，以及单机容量占电网工作容量的比重。
2 水库的调节特性，水头、流量特性与运行方式。
3 枢纽布置条件。
4 对外交通运输条件。
5 河流及过机泥沙特性。
6 机组设备制造能力和技术水平。
7 其他特殊技术要求。
应在分析研究上述因素的基础上，拟定不同的单机容量方案，经技术经济比较选定。机组台数宜不少于2台。
4.1.3 对于水轮机最大水头与额定水头比值较大的水电站，宜根据水电厂的水力动能特性（主要指水头和流量特性）、水轮机运转特性、运行范围、电站调峰和事故备用的效益、相关配套设备的投资及电力系统的需求等条件，特别是大型混流式水轮机在高水头区域的稳定运行的范围要求，研究水轮机超额定功率运行的必要性和合理性。
4.1.4 水轮机设计水头的选择应根据水电厂的水头变幅、水库调节特性，机组在电网中的运行方式，以及水轮机效率、空化特性、运行稳定性和可靠性等因素综合考虑，经技术经济比较选定。
1 除抽水蓄能电厂外，水轮机设计水头宜接近或略大于加权平均水头。
2 对于水库采取“蓄清排浑”运用方式的多泥沙河流的水电厂，水轮机设计水头宜在加权平均水头与汛期平均水头之间。
3 当设计水头接近最大水头时，应论证其合理性。
4.1.5 水轮机/水泵水轮机额定水头的选择应根据水电厂的运行水头及出力范围、水轮机/水泵水轮机运行特性及其稳定运行的要求、水电厂出力受阻及电量损失的限制条件、水库调节特性与运行方式、机组在电网中的作用及其运行方式，以及输水系统水头损失等因素综合考虑，经技术经济比较选定。
1 对于中高水头水轮机的额定水头宜在加权平均水头的0.95～1的范围内选取。
2 对于径流式水电厂，水轮机额定水头应保证水电厂发足装机容量。
3 对于水库采取“蓄清排浑”运用方式的多泥沙河流的水电厂，水轮机额定水头宜在加权平均水头与水库蓄水期的下限发电水头之间选取。
4 水泵水轮机的水轮机工况额定水头宜略低于加权平均水头。
5 当额定水头接近最小水头时，应论证其合理性和经济性。
4.1.6 水轮机/水泵水轮机比转速的选择：
1 水轮机比转速应根据水头、空化特性、水质条件和设计制造水平等条件综合考虑，合理选择。
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应选用较低的比转速。
3 水泵水轮机比转速的选择宜以水泵工况的比转速为主。水泵工况比转速应根据最大扬程、最小扬程、空化特性、水质条件和设计制造水平等因素综合考虑，合理选择。
4 冲击式水轮机比转速的选择应在D1/d0值与模型一致的条件下选用较高值。
4.1.7 水轮机/水泵水轮机额定转速选择：
1 水轮机/水泵水轮机额定转速应根据选择的比转速或根据水头、功率、转轮直径等参数在发电机同步转速系列中选取。当有两种及以上同步转速可供选择时，应通过技术经济比较后选择。
2 对于水头变幅大的水泵水轮机，可研究论证采用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各特征水头运行工况及其相应的电站空化系数σP分别进行计算。吸出高度并应考虑水电厂所在地海拔高度的影响。
2 电站空化系数宜根据初生空化系数σi选取。如无初生空化系数供选用时，可用临界空化系数σc乘上比值系数Kσ选取。
3 水泵水轮机的吸出高度应按水泵工况无空化条件选取。
4.1.9 水轮机/水泵水轮机安装高程的选择：
1 水轮机安装高程应根据水轮机各种运行工况下必要的吸出高度及相对应的下游尾水位，经技术经济比较合理选定。
2 确定水轮机安装高程的设计尾水位应根据水库运行方式、水电厂的运行出力范围、尾水位与流量关系特性、初期发电要求及下游梯级电站的运行水位等因素选取。选定的水轮机安装高程应满足水轮机允许运行范围内，尾水管（或尾水隧洞）出口上沿的最小淹没深度不小于0.5m的要求。
3 确定水轮机安装高程所使用的尾水水位、流量关系曲线，应采用水电厂尾水管（或尾水隧洞）出口的设计曲线。
4 冲击式水轮机的安装高程应根据发电的最高尾水位确定，在任何发电工况下尾水渠宜保持足够的通气高度。
5 水泵水轮机安装高程应根据水泵工况的空化特性、尾水系统的水头损失及下库死水位确定。
6 水轮机/水泵水轮机安装高程的选择宜留有适当的安全裕度，并应满足调节保证的要求。
4.1.10 混流式或定桨式水轮机的最大飞逸转速应按最大净水头和最大单位飞逸转速确定。转桨式水轮机的最大飞逸转速应按保持协联关系计算；有特殊要求时，可按协联关系破坏的情况计算。冲击式水轮机的最大飞逸转速应按最大净水头确定。
4.1.11 选择水轮机时应研究水轮机科技发展的最新成就。所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，并应取得试验技术资料。
4.1.12 选择水轮机时还应研究水轮机结构设计的合理性、可靠性和适用性，水轮机通流部件易空蚀部位应有抗空蚀措施，对用于多泥沙水流条件下的水轮机还应采取抗泥沙磨蚀的技术措施，并在结构上做到便于检修和更换易损部件。
4.1.13 选用的水轮机/水泵水轮机应取得制造厂提供的功率、效率和流量保证、空蚀或磨蚀损坏保证、飞逸特性、运行稳定性和噪声保证、调节保证、可靠性保证，以及水轮机模型综合特性曲线、水泵工况模型综合特性曲线、水泵水轮机模型全特性综合特性曲线（包括流量、转矩特性曲线）等技术资料。
4.1.14 宜选用制造厂提供的蜗壳、尾水管型式和尺寸，并应保证其具有优良的水力性能和运行稳定性。
钢筋混凝土蜗壳应采取防渗漏措施。
当厂房布置或其他方面有需要修改尾水管形状和尺寸的特殊要求时，应与制造厂协商确定。必要时还宜进行水轮机模型试验。
4.1.15 尾水管的锥管部分应设有金属里衬。对弯肘形尾水管的肘管部分，当肘管内的平均流速达到6m/s及以上时宜采用金属里衬。
4.2 进水阀
4.2.1 进水阀的选择，应根据其水头、直径及下列条件，经技术经济比较确定。如不装设进水阀，必须采取其他防飞逸措施。
1 对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，每台水轮机/水泵水轮机都应装设进水阀。
2 压力管道较短的单元压力输水管，水轮机宜不设置进水阀。对于多泥沙河流水电厂的单元压力管道输水管或压力管道较长的单元压力管道输水管，为水轮机装设进水阀或在水轮机流道上装设圆筒阀，应进行技术经济比较论证。
3 单元输水系统的水泵水轮机宜在每台机蜗壳前装设进水阀。
4 对于径流式或河床式水电厂的低水头单元输水系统，不装设进水阀。
4.2.2 常用的进水阀有蝴蝶阀和球阀两种。最大水头在250m及以下的水电厂宜选用蝴蝶阀。最大水头在250m以上的水电厂宜选用球阀。
4.2.3 进水阀应能动水关闭，其关闭时间应不超过机组在最大飞逸转速下持续运行的允许时间。进水阀还应在两侧压力差不大于30％的最大静水压的范围内，均能正常开启，且不产生强烈振动。
4.3 调速系统及调节保证
4.3.1 调速系统应具有良好的稳定性和调节品质，并应满足机组在各种运行方式下稳定运行和电力系统对频率调节与功率调节的要求。
4.3.2 每台机组应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。
单机容量为50MW（贯流式为10MW）及以上的机组宜选用微机电气液压型调速器；调速系统应采用4.0MPa或以上的油压等级。
调速系统宜选配电气反馈机构。
调速系统配置的设备应动作准确、安全可靠，管路连接简便。
4.3.3 应根据水轮机输水系统型式和参数、机组特性、运行工况、电网的要求及电气主接线连接方式进行调节保证计算。
大型水电厂、输水系统复杂的水电厂、抽水蓄能电厂的调节保证计算应采用计算机仿真计算，优选导叶关闭规律和调节系统参数，必要时对调节系统的稳定性进行分析计算。
输水系统复杂的水轮机、水泵水轮机应根据不同水头/扬程和各种可能工况组合进行调节保证计算。
轴流式及贯流式机组计算转速升高率时宜计入水流惯性矩的影响，调节保证计算应包括反水锤计算。
4.3.4 机组甩负荷时的最大转速升高率保证值，按以下不同情况选取：
当机组容量占电力系统工作总容量的比重较大，或担负调频任务时，宜小于50％。
当机组容量占系统工作总容量的比重不大，或不担负调频时，宜小于60％。
贯流式机组最大转速升高率宜小于65％。
冲击式机组最大转速升高率宜小于30％。
4.3.5 机组甩负荷的蜗壳（贯流式机组导水叶前）最大压力升高率保证值，按以下不同情况选取：
额定水头小于20m时，宜为70％～100％。
额定水头为20m～40m时，宜为70％～50％。
额定水头为40m～100m时，宜为50％～30％。
额定水头为100m～300m时，宜为30％～25％。
额定水头大于300m时，宜小于25％（可逆式蓄能机组宜小于30％）。
最大压力升高率保证值，应按计算值并留有适当裕度确定。
4.3.6 超过本标准4.3.4和4.3.5的规定时，应进行技术经济比较，研究改变输水管道布置或尺寸、增加发电机转动惯量或设置调压井等措施，以合理控制压力升高率和转速升高率。
4.3.7 具有分岔输水管的水电厂，其机组最大转速升高率和蜗壳最大压力升高率，应根据连接于输水总管上的机组台数和电气主接线的连接方式，按可能同时甩负荷的机组台数进行计算，必要时按各种可能的工况组合进行计算。
4.3.8 当机组突增或突减负荷时，压力输水系统全线各断面最高点处的最小压力不应低于0.02MPa，不得出现负压脱流现象。甩负荷时，尾水管进口断面的最大真空保证值不应大于0.08MPa。
4.4 主厂房起重机
4.4.1 根据水电厂的具体条件，可选用适合水电厂的单小车、双小车桥式慢速起重机或其他型式的起重机。
起重机的额定起重量，应根据机电设备吊运最重件和起吊工具的总重量，参考起重机系列的标准起重量选定。
4.4.2 主厂房起重机的台数，应根据主厂房布置、机组台数和机电设备最重件的吊运方式，并考虑卸货、安装进度和检修的需要，经技术经济比较确定。
4.4.3 当水电厂机组台数为4台及以下时，起重机的工作级制宜取A3；机组台数大于4台且选用1台起重机时，工作级制宜取A3～A4；行车机构及起升机构的工作级制应取M4。
4.4.4 起重机轨道的两端应设阻进器。
4.4.5 主厂房起重机在安装后，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。
当进行上述静、动负荷试验确有困难时，可用减小滑轮组倍率的方法对起升机构、制动机构进行动负荷试验。
双小车桥式起重机的2台小车可分别进行动负荷试验。
4.5 技术供、排水系统及消防给水
4.5.1 水电厂技术供水系统主要给水轮机/水泵水轮机、发电机/发电电动机、水冷变压器和水冷空气压缩机等主、辅设备的冷却和润滑用水。
技术供水系统应能自动操作。
4.5.2 技术供水系统除主水源外，还应有可靠的备用水源。技术供水系统的水源，应根据用水设备对水量、水压、水温及水质要求，结合水电厂的具体条件合理选定。
4.5.3 供水方式应根据水电厂的水头范围选定。
当最小水头小于15m时，宜采用水泵供水方式。
净水头范围为15m～70m时，宜采用自流供水方式。
净水头范围为70m～120m时，宜采用自流减压或其他供水方式。
净水头大于120m，选用供水方式时，应进行技术经济比较。宜采用水泵供水或其他供水方式。
当水电厂水头变化范围较大，采用单一供水方式不能满足需要或不经济时，可采用混合供水方式。
在布置条件允许且经济合理时，可选用中间水池供水方式。
4.5.4 自流减压供水、顶盖取水供水系统应装设安全泄压装置。
4.5.5 水库工作深度较大的水电厂，自水库取水的取水口宜按水库的含沙量和水温等情况多层设置，并满足初期发电的供水要求。取水口应设置拦污栅。
4.5.6 排水系统包括机组检修排水和厂内渗漏排水系统。检修排水与渗漏排水系统对大型水电厂应分开设置；对中型水电厂宜分开设置，经技术经济论证，排水系统也可共用一套排水设备，但应有防止尾水倒灌水淹厂房的安全措施。对于地下厂房的水电厂，机组检修排水系统和厂内渗漏排水系统应分开设置。
4.5.7 机组检修排水可采用直接排水或间接排水方式。选用直接排水方式时，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，并应设有冲淤措施。选用间接排水方式时，检修集水井的有效容积应满足1台排水泵15min的排水量。
对于地下厂房或尾水位较高的水电厂宜采用直接排水方式。
4.5.8 机组检修排水泵的设计流量，应按排除1台机组检修排水量及所需排水时间确定，排水时间宜取4h～6h；如需排除长尾水洞内积水时，排水时间可适当延长。
4.5.9 机组检修排水泵的台数不应少于2台，不设备用泵。当选用2台水泵时，每台泵的排水量均应大于上、下游闸门的总漏水量。
4.5.10 厂内渗漏排水系统应安全可靠，能自动操作，并应与厂区排水系统分开设置。厂区排水系统宜布置在厂房外。
4.5.11 渗漏集水井的有效容积可按汇集30min～60min厂内总渗漏水量确定。有条件时，宜适当加大集水井有效容积。
4.5.12 渗漏排水工作泵的流量应按集水井的有效容积、渗漏水量和排水时间确定，排水时间宜取20min～30min。渗漏排水系统应设置备用泵，其流量宜与工作泵相等，备用泵的总排水量应不少于工作泵总排水量的50％。
渗漏排水泵宜选择深井泵、射流泵或潜水泵。
4.5.13 渗漏排水集水井应能收集厂内最低层的漏水，集水井报警水位应低于最低层的交通廊道、操作廊道及布置有永久设备场地的地面高程。
4.5.14 过机含沙量较多的水电厂的排水廊道和集水井，应设有排除淤积泥沙的措施。
4.5.15 水电厂的消防给水可选用自流供水、水泵供水或消防水池供水等方式，也可采用混合供水方式。消防给水宜与水电厂技术供水、生活供水系统相结合，也可设置独立的消防给水系统。
4.5.16 水电厂的设计消防给水流量宜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，并留有适当的裕量。
4.5.17 给水设施应满足水电厂消防给水要求的水量与水压。给水设施采用水泵供水方式时，消防水泵至少应选用2台，其中1台为备用。消防水泵应能以自灌方式引水运行。
4.5.18 水电厂消防给水设计还应符合SDJ278的要求。
4.6 压缩空气系统
4.6.1 压缩空气系统供给油压装置、机组制动、调相压水、水泵水轮机水泵工况启动压水、围带密封、设备检修清扫以及防冻吹气等的用气。
4.6.2 压缩空气系统包括低压和中压两个压缩空气系统。设计压力为0.1MPa～1.6MPa（不含1.6MPa）时称低压；设计压力为1.6MPa～10MPa（不含10MPa）时称中压。
4.6.3 压缩空气系统设计应能满足用户对供气量、供气压力和相对湿度等要求。
4.6.4 压缩空气系统可根据用户的重要性、工作压力、用气量和供气质量等要求，采用独立供气系统或综合供气系统。
当采用综合供气系统时，空气压缩机总生产率和贮气罐总容积应按可能同时工作用户所需的最大用气量确定。
独立压缩空气系统至少应设2台空气压缩机，其中1台备用；但对机组调相压水和检修用压缩空气系统，可不设备用空气压缩机。
4.6.5 机组制动用贮气罐总容积应按同时制动的机组总耗气量及允许的最低制动压力确定。
机组制动用的空气压缩机生产率应按10min～15min恢复贮气罐工作压力确定。
机组制动用气应设置专用贮气罐及专用供气管道。
4.6.6 用于机组调相压水的贮气罐总容积应按1台机组首次压水的耗气量和压水后贮气罐内的剩余压力确定。剩余压力应比压水后尾水管内的可能最大压力至少高0.1MPa。
用于机组调相压水的空气压缩机总生产率宜按15min～45min恢复贮气罐工作压力，并同时补给调相运行机组的总漏气量确定。对于调相运行机组台数较少，恢复贮气罐工作压力的时间可适当延长，但不宜超过60min。
4.6.7 水泵水轮机调相压水和水泵工况压水启动用的贮气罐总容积应按空气压缩机不启动，贮气罐压力为工作压力下限值，单台机组两次压水操作的总耗气量和贮气罐内允许的最低压力确定。
4.6.8 水泵水轮机调相压水和水泵工况压水启动用的空气压缩机总生产率应按60min～120min恢复贮气罐工作压力至下限值，并同时补给压水机组的总漏气量确定。全厂空气压缩机应不少于3台，其中1台备用。
4.6.9 油压装置充气用的空气压缩机至少应设2台，其中有一台备用。空气压缩机总生产率宜按全部空气压缩机（包括备用空气压缩机）投入运行，并在2h～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确定。贮气罐的容积应满足压力油罐运行补气的要求。
4.6.10 空气压缩机宜集中布置在专用房间内，并应根据需要采取减振、隔声措施。
4.6.11 室外贮气罐宜布置在环境温度变化较小的阴凉处，在寒冷地区应采取防冻措施。
4.7 油系统
4.7.1 水电厂可设置透平油系统（包括机组轴承润滑、调速系统和进水阀、液压阀等设备操作用油）和绝缘油系统（包括变压器、油断路器等电气设备用油），两个油系统应分别设置。
4.7.2 透平油罐和绝缘油罐的容积和数量应能满足贮油、设备检修换油和油净化等要求。宜分别设置净油罐和运行油罐。
净油罐用于贮存净油，其总容积宜按最大一台机组（或变压器）用油量的110％确定。
运行油罐用于检修时设备排油或油的净化处理，其总容积宜按最大一台机组（或变压器）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5min～10min的用油量确定。重力油箱形成的油压宜不小于0.2MPa。
4.7.3 透平油和绝缘油的净化设备宜按两个独立系统分别设置。油化验设备宜按简化分析化验项目配置。油再生装置不宜设置。
4.7.4 设有中心油务所的水电总厂，宜按总厂下属各分厂梯级水电厂（或水电厂群）中最大一台机组（或变压器）的用油量配置设备。油化验设备可按全分析项目配置。
各分厂可只设置小容积的运行油罐和添油罐，油净化设备宜不设置或简化设置。
4.7.5 根据需要，油罐室和油处理室也可布置在厂房内。油罐室和油处理室的面积、高度和布置位置应根据厂房内或厂房外布置条件、油罐和油净化设备数量、尺寸，以及消防、通风要求等因素确定。室内宜留有足够的维护和运行通道。
4.8 水力监测系统
4.8.1 水力监测系统设计应满足水轮发电机组安全可靠经济运行、自动控制及试验测量的要求。
4.8.2 大、中型水电厂应设置的常规测量项目包括上、下游水位，水电厂水头，拦污栅前、后压差，蜗壳进口压力，水轮机/水泵水轮机的流量，顶盖压力，尾水管进、出口压力，尾水管脉动压力，水轮机/水泵水轮机的水头/扬程。
4.8.3 选择性测量项目包括上、下游调压室水位，水库水温，止漏环进、出口压力，肘管压力，主轴摆度，机组振动，轴位移，蜗壳末端压力，转轮与活动导叶之间的压力、脉动压力，水环压力（水泵水轮机底环处），蠕动监测，主轴密封磨损监视及进行现场试验所需要的测量项目等。
选择性测量项目，应根据水电厂在电力系统的作用、水轮机型式及单机容量的大小等因素合理确定。
5 电气
5.1 水电厂接入电力系统
5.1.1 水电厂接入系统设计水平年，一般取水电厂第一台机组投产后5～10年。接入系统方案应根据设计水平年电力系统发展规划、水电厂动能特性、枢纽总体布置、地理位置，以及地形、地质条件等，经技术经济比较确定。抽水蓄能电厂还应考虑调峰负荷和抽水电源的合理配置。设计还应考虑充分利用水力资源，以及水电厂初期发电和分期过渡的方式。
5.1.2 水电厂与电力系统连接的输电电压等级，宜采用一级，不应超过两级。在满足输送水电厂装机容量的前提下，出线回路数应尽量减少。不宜在水电厂设置电力系统的枢纽变电所。
5.1.3 蓄能电厂与电力系统连接的输电电压等级，应采用一级电压，并以尽量少的出线回路数直接接入系统的枢纽变电所。
5.1.4 梯级水电厂或地理位置相近的水电厂群，应根据开发程序，进行厂间连接方式和接入电力系统的整体规划设计。经论证合理时，可在梯级的中心水电厂或合适的地点设置联合开关站（变电站），再接入电力系统。
5.1.5 水力资源特别丰富的地区，应根据相邻区域电网规划，进行远景联网及跨电网远距离输电等初步规划和论证。
5.1.6 应及时向接入系统设计单位索取下列资料：
1 现有系统地理接线图及各设计水平年的地理接线图，各序阻抗图，潮流、稳定和短路电流计算。
2 供电范围。
3 输电方式。
4 水电厂在电力系统中的位置和作用。
5 出线电压等级、出线回路数、各回出线落点及送电容量。
6 系统对水轮发电机（或发电电动机）主要参数、进相和调相运行、工况转换等的要求。
7 系统对主变压器额定电压、调压范围和方式、中性点接地方式等的要求。
8 如需在水电厂设置并联电抗器、主变压器中性点电抗器等，应有专
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论证。
9 如需在水电厂装设提高系统稳定的设施，应有专题论证。
10 输电杆塔的基本塔型、电气参数和防雷性能。
11 系统对水电厂调度管理和自动化、系统继电保护和安全自动装置及系统通信等方面的要求。
5.2 电气主接线
5.2.1 电气主接线的设计应综合考虑水电厂的水文气象、动能特性、建设规模、接入系统设计、枢纽总体布置、地形和运输条件、环境保护、设备特点等因素；应满足电力系统对水电厂稳定性、可靠性的要求及对电厂机组运行方式的要求，并不致造成水库大量弃水、严重影响水电厂效益和安全运行；同时，应满足供电可靠、运行灵活、检修方便、接线简单、便于实现自动化和分期过渡、经济合理等要求。电气主接线应在全面技术经济比较的基础上确定。
装机容量750MW及以上的水电厂还应对电气主接线可靠性进行评估。
5.2.2 发电机与主变压器最大组合容量应不大于所在系统的事故备用容量，组合方式通过技术经济比较从单元、联合单元、扩大单元等接线方式中选定。
5.2.3 在满足下列各条件的情况下，允许全厂只采用一组扩大单元：
1 水库有足够库容，能避免大量弃水。
2 具有放水设施，不影响下游正常用水（包括下游梯级水电厂用水）。
3 有外来的厂用电备用电源。
5.2.4 当发电机—变压器组采用单元接线时，在发电机出口处可只装设隔离开关。
下列各回路在发电机出口处宜装设断路器：
1 需要倒送厂用电，或接有公共厂用电变压器且不允许短时停电的单元回路。
2 开、停机频繁的调峰水电厂，需避免主变压器高压侧接线频繁开环运行的单元回路。
以下各回路在发电机出口处必须装设断路器：
1 扩大单元回路。
2 联合单元回路（当技术经济上比在主变压器高压侧装设断路器的方案更为合理时）。
3 三绕组变压器或自耦变压器回路。
4 抽水蓄能电厂采用发电机电压侧同期与换相或接有启动变压器的回路。
5.2.5 根据水电厂的运行特点，高压配电装置一般采用下列接线：
1 35kV～60kV配电装置。可采用桥形或双桥形接线、单母线或单母线分段接线。
2 110kV～220kV配电装置。
1）敞开式配电装置进出线回路不多时，可采用桥形接线、角形接线、单母线接线、单母线分段接线或均衡接线等。220kV进出线达6回及以上、110 kV进出线达8回及以上时，可采用双母线接线；若该配电装置的断路器无停电检修的条件，则可采用带旁路母线接线。当220kV出线在5回以上，110kV出线在7回以上宜采用带专用断路器的旁路母线。当220kV进出线达12回及以上时，也可采用3/2断路器接线或4/3断路器接线。
2）气体绝缘金属封闭开关设备（简称GIS）配电装置可采用桥形、双桥形、单母线或单母线分段接线；出线回路较多的大型水电厂也可采用双母线接线。GIS配电装置不设置旁路母线。
3）蓄能电厂或短时停电不会产生大量弃水的水电厂可采用变压器－线路组接线，直接接入距离电厂较近的枢纽变电所。
3 330kV～500kV配电装置。
1）敞开式配电装置，当进出线回路数为3～4回时，可采用角形接线等；当进出线回路较多时，可采用3/2断路器接线、43断路器接线、双母线双分段带专用断路器的旁路母线接线等。巨型水电厂也可采用母线分段的3/2断路器接线，或43断路器接线。
2）GIS配电装置，当进出线回路数较少时，可采用角型，当进出线回路数较多时，可采用双母线、双母线分段等接线，但均不设旁路母线。进出线达8回及以上，可选用3/2或4/3断路器接线。
3）蓄能电厂如采用GIS配电装置，经论证其接线可再适当简化，如采用桥形、单母线分段或双桥形接线等。
4 各电压等级配电装置通过技术经济比较，也可采用其他形式的接线。
当全厂短时全停不影响所在电力系统运行、也不产生大量弃水、不影响航运、下游用水和厂用电供电时，可适当简化电气主接线。
5.2.6 蓄能电厂发电电动机启动方式，应根据机组容量、台数、电力系统和电厂的具体条件，从常用的异步启动、同步启动、变频启动等方式中选择，经过技术经济比较也可选用其他方式。
1 机组额定容量为50MW以下，如果电网和设备允许，宜选用全压异步或降压异步启动方式；如厂内或附近有常规水电机组可供利用时，也可选用同步启动（背靠背）方式。
2 机组额定容量较大，宜选用变频启动方式，机组台数不超过6台的蓄能电厂宜只装设1套变频启动装置。
3 大型蓄能电厂宜采用变频启动为主、背靠背同步启动为辅的方式。
5.2.7 蓄能电厂换相开关宜装设在发电机电压侧。发电电动机出口装设有断路器或升高电压侧为500kV，换相开关应装在发电机电压侧；发电电动机出口未装设断路器、升高电压侧电压为220kV及以下且升高电压侧选用GIS时，换相开关可装在升高电压侧。
5.2.8 宜根据系统的远景发展规划计算短路电流。计算中采用的电气主接线，应为可能发生最大短路电流的正常接线方式。
5.3 水轮发电机／发电电动机
5.3.1 水轮发电机/发电电动机的主要参数、结构型式和总体布置等应满足系统及电厂的要求，并符合有关标准。
5.3.2 水轮发电机/发电电动机的额定输出（入）功率应与水轮机（水泵水轮机）的额定输出（入）功率相匹配。
经论证当机组水轮机工况需要超额定功率运行时，水轮发电机/发电电动机可设置最大容量/最大发电容量。此时，主变压器的额定容量和相关电气设备的主要参数等应与水轮发电机/发电电动机的最大容量/最大发电容量相匹配。
5.3.3 水轮发电机/发电电动机的额定电压应根据不同额定容量、转速，经综合经济技术比较后选用如下电压等级：
3.15kV，6.3kV，10.5kV，13.8kV，15.75kV，18kV，20kV。
5.3.4 水轮发电机/发电电动机发电工况的额定功率因数宜根据电力系统的要求并经技术经济比较后确定。一般为：额定容量50MVA及以下者不低于0.80（滞后）；额定容量为50MVA～200MVA者不低于0.85（滞后）；额定容量200MVA～350MVA者不低于0.875（滞后）；额定容量350MVA以上者不低于0.90（滞后）。
发电电动机电动工况的功率因数不宜低于0.95（滞后），或接近1。
5.3.5 水轮发电机/发电电动机的冷却方式，优先采用密闭循环通风冷却方式。当每极容量接近或超过空冷制造限值时，经论证合理可采用外加通风机的强迫通风、转子空冷、定子水冷或其他冷却介质等冷却方式。
5.3.6 大容量水轮发电机/发电电动机中性点接地方式宜采用高电阻接地方式。
5.3.7 水轮发电机应设置机械制动装置。发电电动机及容量较大的贯流式机组宜采用电气和机械联合制动的方式；开停机频繁的水轮发电机经论证合理也可采用电气与机械联合制动方式。
5.4 主变压器
5.4.1 主变压器额定容量应与所连接的水轮发电机额定容量相匹配；如机组设置了最大容量，则应与机组最大容量相匹配。当主变压器额定容量在125MVA及以上时，宜采用GB/T 321中的R10系列的优先数。125MVA以下时，则采用标准容量系列的变压器。
蓄能电厂主变压器额定容量应根据发电工况输出的额定容量（或最大发电容量）或电动工况输入的额定容量，以及相连接的厂用电变压器、启动变压器、励磁变压器等所消耗的容量之总和确定。
5.4.2 蓄能电厂在接入系统设计确定其调压范围时应充分考虑机组调相与进相能力和抽水工况的调压作用，尽量避免在电厂内设置调压措施。确需设置时，应对适当加大发电电动机调压范围和采用有载调压变压器两种调压方式进行技术经济比较，选定调压方式。
当变压器布置在地下洞室时，宜优先采用适当加大发电电动机调压范围的方式。
5.4.3 当水电厂采用两级电压接入系统且通过变压器各侧绕组的容量超过变压器额定容量的15％时，可采用三绕组变压器或自耦变压器，但不宜超过2台。当机组容量较大或当高、中压间有较大的交换容量或分期建设时，经论证可采用联络自耦变压器。
5.4.4 主变压器应优先采用三相式。如运输条件和布置场地均受限制时，宜选用三相组合式变压器；如运输条件受限制但布置场地不受限制时，可选用单相变压器组。
用于扩大单元连接的变压器，如需限制短路电流，可采用低压侧为分裂绕组的变压器。
采用单相变压器组的水电厂，有下列情况之一者，可设置1台备用相：
1 年利用小时数在4000h及以上，且设有4组及以上相同容量的单相变压器组。
2 全厂只有1组单相变压器组，停止运行将造成大量弃水。
3 全厂只有1组联络单相变压器组，两种升高电压间经常有较大交换容量，且不允许长时间停电检修。
5.4.5 主变压器冷却方式应根据枢纽布置、环境等条件通过技术经济比较确定。在地下、户内布置或布置空间狭小、散热不利时宜采用水冷却方式。
水冷却器的选型应考虑防止油水渗漏、防堵和防锈蚀的措施。当冷却水压大于油压时，应选用双重管水冷却器。
5.5 高压配电装置
5.5.1 高压配电装置的选用应结合工程的环境条件、地形地貌、枢纽布置、进出线方式及设备制造情况，通过对敞开式、GIS和混合式三种配电装置的技术经济比较，择优选用。
下列工程条件宜选用GIS配电装置：
1 地下洞室内设置的配电装置。
2 地处深山峡谷，土石方开挖量大的配电装置。
3 环境条件恶劣，如严重的水泥雾区、重冰雹频繁地区、重污秽地区、高烈度的地震区、高寒地区等。
4 国家级风景区。
混合式适用于220kV及以上的电压等级。
5.5.2 高压断路器应根据工程具体条件，并考虑远景发展，选用安全可靠、技术先进、经济合理的产品。
40.5kV以上电压等级优先选用SF6断路器，其灭弧方式宜采用单压式。罐式高压SF6断路器适用于地震多发区、重污秽、高海拔地区等场所。户外布置的断路器如为节约投资或其他需求，也可选用少油断路器。
40.5kV以下电压级宜选用真空断路器或SF6断路器。
发电机回路中如需装设断路器，宜选用专用的发电机断路器，否则应采取限制过电压等措施，并应验算额定短路开断电流中直流分量的开断能力。
导体和电器的选择和验算应按有关行业标准进行。
5.5.3 接在发电机引出线的避雷器及其中性点的消弧线圈或接地变压器等，不宜装设隔离开关。
接在变压器各侧引出线的避雷器及其中性点的消弧线圈、避雷器或小电抗器等，不宜装设隔离开关。
接在母线上的一组避雷器和电压互感器，可共用一组隔离开关；接在发电机侧的避雷器、电压互感器和电容器也可共用一组隔离开关。
若220kV及以上电压级主变压器与高压配电装置相距较远时，宜在主变压器高压侧增设一组带接地刀的隔离开关。
5.5.4 发电机至主变压器间的引出线型式应根据机组容量、环境条件、布置场地、安装与维护等方面的要求，通过技术经济比较选用。机组容量100MW以下通过技术经济比较从隔相共箱封闭母线、不隔相共箱封闭母线、离相封闭母线或敞露式母线等型式中选用；机组容量为100MW及以上则应采用全连式离相封闭母线。
与全连式离相封闭母线连接的断路器、隔离开关、厂用电变压器、励磁变压器、电压互感器等设备均宜采用单相式。
5.5.5 抽水蓄能电厂应满足机组启动接线和设备连线的布置要求。采用变频启动时，根据厂房具体条件可采用集中或局部分散布置，但应兼顾与机组引出线的连接，使连接线最短。
5.6 厂用电及厂坝区供电
5.6.1 厂用电电源应满足下列要求：
1 各种运行方式下厂用电负荷的需要，并保证供电。
2 电源相对独立。
3 一个电源故障时，另一个电源应能自动或远方切换投入。
厂用电电源取得方式可有以下几种：
1 由发电机电压母线或单元引线引接。
2 当水电厂高压侧装有联络变压器时，从变压器第三绕组引接。
3 从与电力系统连接的地方电网或“永临结合”的施工变电所引接。
4 从邻近的水电厂引接。
5 大型调峰水电厂或蓄能电厂，如附近无可靠供电电源，经技术经济论证合理，也可以从电厂高压侧母线引接。
5.6.2 带峰荷或经常全厂停机的水电厂和蓄能电厂应有可靠的外来电源。外来电源包括通过主变压器倒送厂用电，以及上述条文中除本厂机组外的电源，均可作为外来电源。
5.6.3 大型水电厂或蓄能电厂，如有可能与系统及外来电源失去联系，致使机组无法启动、影响大坝度汛安全或厂房可能被淹时，经论证可设置专用发电机组作为电站事故保安电源。
5.6.4 在各种运行方式下，水电厂所连接的厂用电电源数量应满足：
1 大型水电厂在全部机组运行时应不少于3个厂用电电源；部分机组运行时至少应有2个厂用电电源，全厂停机时也应有2个电源，但允许1个处于备用状态。
2 中型水电厂在全部机组运行时应不少于2个厂用电电源；部分机组运行时应有2个厂用电电源，但允许1个处于备用状态；全厂停机时允许仅1个厂用电电源供电。
5.6.5 采用两级厂用电压的大型水电厂宜将机组自用电与全厂公共用电分别用不同变压器供电；中型水电厂机组自用电与全厂公用电宜采用混合供电方式。
5.6.6 厂用电系统由一级电压供电，或是由高、低两级电压供电，需根据厂用电负荷大小、负荷分布、枢纽布置及地区电网等条件进行技术经济比较确定。
中型水电厂的厂用电宜采用一级电压供电。
5.6.7 高压厂用电电压，需根据发电机电压、厂用电动机电压、地区电源电压、施工用电电压及负荷分布情况等综合比较确定，一般采用10kV（或6kV）。
低压厂用电压采用380220V三相四线制（或三相五线制），按DL/T 621有关规定选定。
5.6.8 当发电机引出线及其分支线均采用离相封闭母线，且分支回路采用单相设备或分相隔离措施，厂用电变压器、励磁变压器的高压侧可不装设断路器和隔离开关；当厂用电分支线未采用离相封闭母线时，厂用电变压器高压侧宜装设断路器。若不装设，需采取下列措施：
1 采用满足动、热稳定的负荷开关、隔离开关或联接片。
2 限制短路电流，采用额定短路开断电流较小的断路器。
3 采用限流熔断器。
装机容量100MW以下及厂用电变压器容量在630kVA以下的中型水电站，条件许可时也可采用熔断器。
5.6.9 中型水电厂厂用电变压器与坝区用电变压器的高压侧如合用一台断路器，则应分别装设隔离开关，并在坝区变压器的低压侧装设断路器。
厂用电变压器与近区用电变压器的高压侧不应合用一台断路器，也不应以三绕组变压器对厂用电和近区用电混合供电。
5.6.10 高压厂用电系统一般采用单母线分段或分段环形接线，分段数根据电源情况确定。低压厂用电系统一般采用单母线分段。各段母线应根据厂用电运行方式，通过技术经济比较，从装设专用自动投入装置，或由电厂计算机监控系统完成自动切换功能两种备用电源自动投入方案中选定。
5.6.11 布置在厂房内的厂用电变压器宜采用树脂浇注干式变压器；布置在户外的厂用电变压器宜选用油浸式变压器。
5.6.12 厂用电变压器容量的选择与校验应符合下列原则：
1 满足在各种运行方式下，可能出现的最大负荷；全厂厂用电最大负荷应优先采用“综合系数法”计算。
2 1台厂用电变压器计划检修或故障时，其余厂用电变压器应能担负重要厂用电负荷或短时担负厂用电最大负荷。
3 保证需要自启动的电动机在故障切除后电动机启动时所连接的厂用电母线电压不低于额定电压的65％。
5.6.13 厂用电设计要充分考虑检修用电的方便，在检修负荷集中的地点应装设专用检修配电屏（箱）。检修配电屏（箱）宜单独计算电量。
检修负荷特别大的大型水电厂，可设置检修专用变压器。
5.6.14 厂坝区生产用电应由专设的厂坝区变压器或公用厂用电变压器供电。对坝区重要负荷应有2个独立电源供给。对特别重要的泄洪设施，经过论证可增设第三电源或专用发电机组。
厂坝区内一些非重要负荷，也可由地区网络供电。
5.6.15 厂坝区供电网络电压应根据供电范围、厂用电高压电源及地区网络电压确定。
5.6.16 水电厂生活区用电首先考虑由地区网络降压变压器供电。如无地区网络降压变电所时，可设专用变压器由厂用电供电。
5.7 过电压保护和接地装置
5.7.1 3kV～66kV系统中性点采用不接地或经消弧线圈接地方式；110kV～500kV系统中性点采用有效接地方式。
110kV～220kV变压器中性点采用经隔离开关接地或经小电抗接地；330kV～500kV变压器中性点应采用直接接地或经小电抗接地，小电抗值取1/3变压器零序电抗值。
5.7.2 电厂的直击雷过电压保护可采用避雷针或避雷线。避雷针（线）应设独立的集中接地装置。
应根据电气设备防反击过电压的要求、土壤电阻率和设备布置情况，确定避雷针（线）的装设位置。
5.7.3 35kV及以上变压器至高压配电装置的架空线路应全线架设避雷线。避雷线对边导线的保护角应符合规定。
5.7.4 发电厂在各种运行方式下，有可能受到雷电侵入波危害的设备，都应在避雷器的保护范围内。避雷器首先应靠近变压器附近装设。对比较复杂的电气接线（包括GIS设备和有电缆段），应采取惯用法进行数值计算，以确定避雷器的配置和保护参数。
5.7.5 应采用DL/T 5090要求的保护接线，对直配发电机进行过电压保护。对非直配发电机，可在变压器的低压侧装设避雷器或避雷器和保护电容器组合进行过电压保护。
5.7.6 330kV及以上系统限制工频过电压与操作过电压等的措施，以及水电厂电气设备绝缘水平应按有关规程规定选定。
5.7.7 接地装置应优先充分利用自然接地体。水电厂中可利用的自然接地体有：
1 与水或潮湿土壤相接触的水工建筑物的
表
关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf
层钢筋混凝土，如厂房机组蜗壳、尾水管、大坝、护坦、水下挡水墙、进水口、引水隧洞、导流洞、船闸闸室底板、输水管道等处迎水面层钢筋网和潮湿廊道的钢筋网。
2 压力钢管、尾水锥管和尾水管的金属里衬。
3 各种闸门、拦污栅的金属结构。
4 施工建筑物用的金属板桩、钢筋笼。
5 埋设在地中的供水钢管。
接地装置还可根据需要，因地制宜地采用水下接地网、引外接地、深井接地、人工降阻等人工接地方式，并采用适当的分流、均压、限流和隔离等措施。
5.7.8 接地装置应满足以下要求：
1 各个自然接地网和人工接地网，应至少用两根接地干线连接，以构成全厂的接地系统。
2 均压网的设计应以网孔的接触电位差不超过允许值作为安全标准，宜采用等网孔接触电位差的不等间距布置。当采用等间距布置的方格网孔均压网时，宜采用辅助均压带沿地网对角线方向将边角网孔对角相连。
3 水下接地网宜敷设在水库蓄水及引水系统最低水位以下区域，并采取防水冲损的措施。水下接地网不宜布置在水流湍急处，以及含有腐蚀性物质的水域。
4 引外接地应尽可能降低接地引线的阻抗压降，可采用增大引外导体截面、增加导体根数或采用铜导体引线等措施。
5 如采用深井接地，宜延伸至地下水位以下或地层中电阻率较低处，深井的水平间距宜大于埋设深度。
6 地网面积不太大时，可经技术经济比较，因地制宜地采用人工降阻措施。
7 高压配电装置应敷设以水平接地体为主的人工接地均压网，均压网的外缘应闭合。经常有人出入的通道处，应根据情况铺设砾石、沥青路面或在地下装设两条不同埋深与接地网相连的“帽檐式”均压带。
5.7.9 三相共筒式GIS应采用多点接地方式。离相式GIS宜采用多点接地方式，接地线布置在三相短接板处；若采用单点接地方式时，接地点宜设在GIS各连续段壳体的中部，设备的支撑构架与外壳绝缘（除利用设备支撑构架接地外）。GIS应设置专用的接地母线，所有外壳接地引线应直接接在接地母线上。接地母线与地网连接线截面应按最大单相短路电流的70％进行选择。
5.7.10 微波塔不宜设置在电厂控制室附近，宜设置单独的接地装置，接地电阻不应超过5Ω。微波站接地网可用2根接地线与电厂主接地网相连。
5.8 照明
5.8.1 水电厂照明分正常照明、事故照明、警卫照明和标志照明。特大型或有特殊要求的水电厂还可设建筑装饰照明。
厂内外各工作场所及通道应按有关标准设置正常照明和事故照明。按标准应设事故照明但无事故照明电源的场所应装设应急灯。警卫照明根据警戒任务的需要装设。
水电厂较高的建筑物、过坝设施慢行航道区上、下游两侧的建筑物上，是否需设标志照明，应与有关部门协商确定。
5.8.2 水电厂各场所最低照度应符合有关标准。中控室照明设计应采取防止眩光措施。
5.8.3 正常照明网络电压采用交流380V220V；事故照明网络电压采用交、直流220V或110V。
水轮机室、发电机风道和廊道等场所的照明器具，当安装高度低于2.4m时，如照明器具的电压超过GB/T 3805规定值时，应设有防止触电的防护措施。
检修用携带式作业灯电压，应符合GB/T 3805有关规定。
5.8.4 照明器端电压的偏移不应超过5％，当电压波动范围不符合此要求时，宜采用照明专用有载调压变压器。
5.8.5 照明器应根据使用环境、场所、用途、照明质量等的要求进行选择，宜选用效率高、维护检修方便、美观大方的照明器。
5.8.6 水电厂及枢纽附属建筑物照明用电装置的接地与接零应符合现行的电力设备接地设计技术规范的有关规定。
5.9 电缆选型与敷设
5.9.1 110kV及以上电力电缆应根据所在地区的运行与维护经验、环境与敷设条件、防火及环保要求等，通过技术经济比较，选用交联聚乙烯、低密度聚乙烯或自容式充油电力电缆。地下厂房、高落差场所等优先选用交联聚乙烯或低密度聚乙烯电力电缆。
5.9.2 110kV及以上电力电缆绝缘水平宜比与其相连接的电气设备绝缘水平提高一级。导体截面选择、电缆及附件结构要求、电缆敷设，应按电力行业有关标准的有关规定执行。
5.9.3 35kV及以下电力电缆宜采用三相铜芯交联聚乙烯绝缘、聚氯乙烯护套电力电缆和三相铜芯聚氯乙烯绝缘、聚氯乙烯护套电力电缆。如电缆埋地敷设或可能遭受机械损伤，则采用带内钢带铠装；高落差或承受较大拉力的场所，宜采用钢丝铠装。如采用单相电缆，必要时应采取隔磁措施。
5.9.4 主厂房内电缆与油、水、气等管道宜按厂房上、下游侧或楼层或按楼层分区敷设。
5.9.5 敷设在电缆架上的1kV以上电力电缆与1kV及以下电力电缆，电力电缆与控制电缆、通信电缆等均应分开敷设。当同侧敷设时，电力电缆各层间和电力电缆与控制电缆、通信电缆间应加耐火隔板（电缆沟除外），其耐火极限不应小于0.5h。
电力电缆宜敷设在控制电缆、通信电缆的上层。若为满足引入盘、柜的电缆符合允许弯曲半径的要求时，也可将电力电缆敷设在控制、通信电缆的下层。
5.9.6 电缆隧道、电缆沟道和电缆竖井的下列部位应设防火分隔物：
1 穿越控制室、配电装置室处。
2 穿越厂房外墙处。
3 分支处。
分隔物应采用非燃烧性材料，其耐火极限不应小于0.75h。设在分隔物上的门应为丙级防火门。
动力电缆与控制电缆隧道每150m宜设一防火分隔物。电缆着火时，应能及时隔断通风。
5.9.7 电缆穿越楼板、隔墙的孔洞和进出开关柜、配电盘、控制盘、自动装置盘和继电保护盘等的孔洞，以及靠近充油电气设备的电缆沟盖板缝隙处，应采用非燃烧材料封堵。
5.9.8 电缆沟不宜兼作排水沟，但排水应畅通，纵向排水坡度不得小于0.5％。当电缆隧道或电缆沟底板高程低于地下水位或最高洪水时，应设置防水层或堵水设施。
户外电缆沟沟壁宜略高于地面，可能进水的电缆管道应予封堵。
6 控制保护和通信
6.1 总体要求
6.1.1 水电厂控制保护和通信系统的工程设计应能充分满足水电厂安全经济可靠运行的需要，同时也应根据所在电力系统调度自动化、系统继电保护和安全自动控制、电能计费、系统通信以及电力系统生产调度管理等方面的要求，采取必要措施，以满足电力系统安全经济运行和调度管理工作的需要。
6.1.2 水电厂接受电力系统调度部门的生产调度管理，或直接监视控制。各有关调度部门对水电厂调度管理的权限应有明确的划分。水电厂应与受其调度管理的上级调度部门及其调度自动化系统通信联系，相互交换信息和通话。
6.1.3 有条件的梯级水
浙公网安备 33021202002483