水电厂论文范文

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论文正文：

水电厂丰水期清污效益探究

1、拦污栅前垃圾堆积对电厂丰水期运行造成的危害

电厂自1号机投产发电以来,几年的生产发电运行情况充分说明丰水期机组运行没有及时清除拦污栅前垃圾会导致水头损失,并影响水轮发电机组的安全及出力。半沉浮的树枝、木头流过拦污栅后流入水轮机流道,撞击导叶、桨叶使机组振动或摆动过大而造成剪断销、连杆断损等事故,对机组安全运行危害较大。竹尾、水草、稻草等工农业生产、生活垃圾在拦污栅前逐日堆积而造成水头损失,使水轮发电机组不能在额定的水头正常运行,危及了水轮发电机组的安全和出力,直接影响了生产发电和发电经济收入。

1.1 2002年丰水期机组运行状况及经济效益

2002年丰水期,1、2、3、4号机组均投入生产发电运行,日平均流量达1050m3/s,4台机组全开满发,运行流量充沛(单机流量263m3/s)。4月2-6日,上下游水位差达7.8m(机组额定水头7.8m),但由于竹尾、水草等垃圾逐日在电厂进水口拦污栅前堆积,堆积厚度高达1~1.2m,造成水头损失达80cm,机组仅能带14.5MW出力运行,是额定出力的80%;4月7日水头损失达100多cm,机组仅能带10MW运行,不得不将机组全停,利用泄水闸弃水排除拦污栅前垃圾,机组全停时间达1.5h。4月10日由于树枝、木头流过拦污栅,流入水轮机流道撞击导叶、桨叶使机组振动或摆动过大而造成1号机剪断销断损5根,被迫停机抢修达12h;6月14、15日,1、2号机组接连故障,剪断销、连杆断损10多根,停机抢修达50h。2002年4-9月累计损失发电量250万kWh,直接经济损失100万元(出售电价按综合电价0.40元/kWh计算,下同)。

1.2 2003年丰水期机组运行状况及经济效益

2003年5月4-10日,4台机组全开满发,入库流量达1000m3/s,上下游水位差7.8m。与2002年丰水期情况相仿,由于拦污栅前垃圾没有清除造成水头损失达80cm,机组仅带14.5MW出力运行,是额定出力的80%。5月11日水头损失达130cm,机组仅带10MW运行,不得不再次将机组全停,利用泄水闸弃水排除拦污栅前垃圾,全停时间达2h;8月15、16日,由于树枝、木头流过拦污栅,流入水轮机流道撞击导叶、桨叶使机组振动或摆动过大而造成1、2号机组接连发生剪断销、连杆断损等事故,被迫停机抢修30h。2003年4-9月累计损失发电量达300万kWh,直接经济损失120多万元。

2、电厂采取清污措施后的发电经济效益比较

2003年年终总结时,电厂领导、职工一致意识到,电厂丰水期运行的工作重点应是加大力度及时清除拦污栅前垃圾。吸取2002、2003年的教训,电厂在进水口平台拦污栅顶部增设了PW20/4耙斗式清污机,同时组建清污班,负责及时清除拦污栅前垃圾,以减少水头损失,提高机组出力,确保机组安全多发电。2004年丰水期间,清污班员工及时有效的清污工作对提高发电量、增产增收的效果是显著的。

与2002、2003年(同等自然条件因素)比较,2004年增加发电量350万kWh,增加发电经济收入140万元。2005年电厂总结上年度的工作,提出要进一步搞好拦污栅前垃圾清除工作,激发清污班员工工作的积极性和主动性。电厂对清污班员工增加2项福利:其一,电厂出资为清污班员工注射预防传染病毒疫苗;其二,电厂给清污班员工每人每天2元的清污补贴。在2005年丰水期间(4-9月),清污班员工克服各种不利的外界因素,放弃节假日休息,认真及时地清除拦污栅前垃圾。2005年4-9月份水头损失从80cm减至30cm,出力从14.5MW增加到17.8MW,机组安全得以保障。

与2002、2003年(同等自然条件因素)比较,2005年增加发电量450万kWh,增加发电收入180多万元,与2004年比较,增加发电量150万kWh,增加发电经济收入60多万元。2006年电厂的年度工作计划明确提出全年的生产发电任务为2.98亿kWh。为确保完成全年的生产发电任务,电厂和运行车间领导都意识到及时清除拦污栅前垃圾是确保机组安全、增加发电潜力的有力保证。

为了使PW20/4耙斗式清污机的运行完好率达到100%,2006年1月23日,电厂组织相关技术人员对清污机进行了一次系统全面的检查,对耙斗机构进行了技术改造,并对清污机的行走机构和提升机构进行了维修维护,确保清污机在丰水期的安全高效运行。2006年4-9月,水头损失从60cm减至20cm,出力从15.5MW增加到17.8MW。与2002、2003年(同等自然条件因素)比较,2006年增加发电量550万kWh,增加发电收入220多万元,与2004、2005年比较,增加发电量160万kWh,增加发电收入64万元。

3、确保丰水期机组安全高效运行的建议和措施

a)为减少拦污栅前垃圾对机组的危害,确保丰水期机组正常运行,提高经济效益,在电厂进水口拦污栅前1~2km处,增设浮动式拦污排,把大部分垃圾堵拦在进水口拦污栅前,减少拦污栅前的垃圾清除工作,有利发电。

b)在泄洪闸增设排漂孔用作排除垃圾,即在丰水期电厂机组全开时流量仍多的情况,需要通过泄洪闸弃水,在调节水库水位的时候,就可以利用排漂孔调节水位,也可用排漂孔排除部分垃圾,以减少清污工作,有利发电。

c)增装清污机械设备,可在进水口平台拦污栅的顶部安装清污机,以确保清污工作基本能达到机械化作业,提高清污效率和效果。

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引言

随着水电厂"无人值班"或"少人值守"工作的开展，以"厂网分开、竞价上网"为基础的电力体制改革的深入进行。对水电厂的生产运行和管理提出了新的要求，也对水电厂自动化技术提出了更高的要求。计算机监控系统的开发应用是水电厂实现"无人值班"或"少人值守"的必备条件。计算机技术、信息技术及网络技术的飞速发展，给水电厂自动化系统无论在结构上还是在功能上，都提供了一个广阔的发展舞台。水电厂自动化工作也必须适应新的形势需要，有新的发展。如今的水电厂自动化系统应该成为一个集计算机、控制、通信、网络及电力电子为一体的综合系统。不仅可以完成对单个电厂，还可以进一步实现对梯级流域、甚至跨流域的水电厂群的经济运行和安全监控。本文就如何开发水电厂自动化系统及自动化系统开发方面的技术问题作一点探讨。

1、自动化系统开发的组织过程

1.1、用户参与开发过程

计算机监控系统不同于一般的机电产品，用户参与其开发过程，对于系统发挥其监控功能十分必要。这是因为：

＃由于计算机硬件的可扩展性和软件的灵活性，使监控系统的结构、规模、功能、性能等不可能统一，市场上没有固定的系统可供购买。

＃用户的要求差异性很大。电厂规模、重要性、设备状况不同，对监控系统的要求就不同。电厂的管理模式和生产技术人员参与开发是将用户的意图、习惯和对自动化的理解融合到产品中去的最好方式。

＃参与开发能使用户最快地掌握系统开发技术，有利于用户对系统的升级、改进、完善及维护，更好地使用系统各项功能。

监控系统从设计到投运一般要经过如下过程：设计招标、合同谈判、成立联合设计开发组、用户数据文件收集、开发商设备采购、系统集成与软件开发、出厂验收、现场安装调试、工厂试验及投运等。用户应全过程参与，但真正参与开发是在合同谈判结束和各项技术条件确定后开始的，包括用户数据文件准备、系统集成与开发。

1.2、用户数据文件的准备

监控系统开发的最大工作量在于系统的客户化，而客户化的好坏起决于用户数据是否充分和准确，因此用户在同厂家开发之前应组织专业技术人员进行现场数据的收集和准备工作，生产技术人员应包括运行人员、计算机和网络技术人员、自动化技术人员。

由运行人员准备的资料有：工作站监控画面、运行报表、历史记录点定义、事件记录报表、操作键盘定义、语音报警语句、电话及ON-CALL传呼定义、统计计算格式等等。

由计算机和网络技术人员准备的资料有：计算机网络结构、MIS系统操作系统平台、MIS系统和自动化接口软件、网桥、防火墙等。

由自动化技术人员准备的数据资料有：数据库定义表、各项操作流程及防误闭锁条件、各LCU的I/O定义表、LCU顺控及自动倒换流程、AGC、AVC控制参数和边界条件、对外通信数据清单等。

数据文件准备工作一般约需3个月时间，对于尚未投产的新电厂，由于设备还未到位，其运行状况不明，图纸资料不齐全，数据文件准备工作可能需要几年的时间。

1.3、双方联合设计开发组联络会议

联合设计开发组一般应有双方技术人员和商务人员参加。首次联络会会议的主要内容一般为：

＃用户通报现场数据准备情况，并提交有关资料；

＃开发商通报设备采购情况，并就设备变更和系统集成方案征求用户意见；

＃双方对合同的理解和技术澄清；

＃确定开发的组织方式和开发的时间；

＃在随后的开发过程中根据合同要求和实际技术难度，可能还开1～3次联合设计开发组联络会。

1.4、系统的集成与软件开发

＃硬件系统的集成，一方面是检验合同文件所规定的系统结构、硬件设备的可行性，另一方面也是为软件开发搭建平台，这项工作应由开发商根据简化了的网络结构进行。

＃用户应成立厂开发工作组，一般为5～15人组成，并指定工作组负责人。用户工作组成员应包括：自动化专业人员、计算机专业人员和运行经验丰富且具备一定计算机知识的运行人员。开发商应提供应用程序开发平台，并提供必要的培训。

开发过程中用户工作组可独立完成的开发任务有：

＃对外通信数据模块原文件的编辑，等等。

用户工作组可协助开发商完成的开发任务有：

＃AGC、AVC控制流程；

＃事件及报警记录的定义；

＃语音、电话报警和ON-CALL信息的定义；

＃主站操作流程及防误操作闭锁流程；

＃历史数据的统计、计算等等。

现场用户工作组应定期反馈开发进度，全过程监督项目的执行，直到开发工作结束，并一同参与出厂验收。

2、太平哨发电厂监控系统开发过程介绍

太平哨发电厂计算机监控系统的开发始于1997年，开发的项目范围为计算机主站、网络设备、公用设备LCU。

该项目选定东北电科院自动化所为合作伙伴，项目各阶段的进度如下：

合作意向签订：1997年初

自动化改造方案和施工期进度方案：1997年

技术条件及合同拟定：1998年

技术方案和设备选型：1998年

现场数据文件准备：1998年2～4月

用户工作组开发：1998年5月～10月；1999年9月～12月（1998年1号机组；1999年2～4号机组）。

第一台LCU连入新主站网络运行：1998年10月

系统联调：1999年11月～12月

随着试验的进行，各项功能逐步投入使用。至1999年底，已能实现对四台机组遥测、遥控和遥调。

在该项目中，用户参与开发主要分两个阶段，第一阶段为数据文件准备阶段，共有20余人参与，历时3个月；第二阶段为开发阶段，共有15人参与，历时6个月。

3、计算机监控系统技术问题探讨

监控系统是一个客户化程度很高的自动控制系统，系统的实用性、先进性、可靠性以及灵活性等取决于客户（包括管理、设计开发、使用等）的要求。在此就一些技术问题进行探讨。

3.1、监控系统电源

电厂控制层应设有直流和交流控制电源，监控系统的LCU及自动化装置宜采用交直流双电源、互为备用、无扰切换的供电方式，电源装置的电压选择应保证正常情况下交流供电、直流备用，以减轻直流系统的负担。运行经验表明，UPS在现场环境下使用寿命很短，难以维护，不宜采用（太平哨发电厂正在考虑改进直流供电电源）。

监控系统主站设备（工作站、服务器和网络设备等）的运行环境要达到国家规定要求，采取交流＋UPS供电方式较好。

3.2、监控系统与励磁、保护、调速器系统接口

LCU与上述自动化装置一般采用开关量（DIO）接口和通信两种方式。对于DIO方式，由于交换的信号一一对应，接线直观，便于调试和故障查处。但接线较多，有些控制功能，例如有功和无功调节，必须在LCU内编制复杂的PID调节程序，如PID参数不当还可能造成调节性能不佳。现场应用表明，这种方式对无功/电压闭环调节尚能满足要求，但对有功闭环调节，常常出现超调或调节不到位、或凋节时间延长等现象。

上述三种自动化装置宜采用通信方式，LCU直接将给定值传送至电调和励磁装置，实现有功、无功的一次设定；LCU通过通信链路获得各个自动化装置的内部详细状态和微机保护的事故追忆采样值数据包（如果微机保护有此功能的话）。

尽管监控系统与励磁、保护、调速器装置存在接口联系，但各系统间应保持相对独立，并在通信上设置"互检"和容错功能，一方故障不应影响其它系统的正常运行。上述装置中直接作为控制和调节条件的信号（例如主开关状态、机组转速和机组状态等）不应相互转送利用，而应通过高可靠的渠道直接从设备上采集。

3.3、监控系统与现地自动控制回路和装置的功能协调

机组或公共辅助设备，例如冷却水系统、压油泵、深井泵、空压机等，一般设有现地自动控制装置。处理现地自动化与监控系统的关系时，应遵循现地自动化为主的原则，监控系统则通过开关量、模拟量的采集（无需通信）承担监视、后备控制的任务，一旦发生异常，则发出信号，并通过独立的信号采集进行紧急控制。

直流电源装置也应视为现地自动装置，监控系统只对直流系统和电源装置的工作状态进行监视，不参与控制。无需建立网络或串行通信联系。

3.4、事件记录与故障录波的考虑

事件记录与故障录波装置都是运行和事故分析的手段。事件记录一般集成在计算机监控系统中，但由于采样速度、内存等限制往往不能提供足以用来分析事故的波形；故障录波一般用在开关站，作为线路故障数据的采集和分析工具。

机组不必配置故障录波器，因为配置故障录波器会导致信号的重复采集，使二次回路和电缆布置复杂化，而且不可能收集太全的信号（有些设备的关键量、中间计算数据点无法提供接口）。将事故记录与故障录波功能分别由监控系统和具有快速交流采样功能的微机保护装置、微机励磁调节器、微机调速器等分担较为合理。这就要求微机保护装置、微机励磁调节器、微机调速器具有判别故障、存储、对时等功能。

3.5、信号返回屏的考虑

信号返回屏是电厂实现集中监视和控制的重要人机交流界面，由于显示直观、清晰可靠，画面和各仪表、元件位置固定，对运行值班十分方便，尤其是事故情况下，运行人员对全厂的状况一目厂然，其作用是计算机屏幕不可替代的（采用大屏幕电视或投影替代也是不可取的）。信号返回屏宜考虑采用一些指针仪表，以反映系统的动态过程（例如系统振荡）。

3.6、工业电视、消防报警、保安、故障录波器及MIS的接入

鉴于监控系统在电厂运行控制中的突出地位，其接入系统越少越好，信息交换量不大时，为了保证各个系统的安全运行，能采用I/O接入的决不采用通信连接。

对工业电视，由于图像信号数据量大，占用网络资源多，不应通过监控网传送，而应自成网络，在控制室设置工业电视专用CRT。但如果工业电视要实现图像自动联控切换功能，仍应以通信方式接入监控系统，通信链路上仅从监控系统单向传送用于图像自动联控切换的信息。而工业电视与电厂管理信息系统（MIS）应联网，以便授权用户进行图像访问。

消防报警对运行监视十分重要，其数据量不大，因此接入监控系统比较合理。消防报警火情信号和保安监视信号可转送给工业电视系统，进行图像自动联控切换。

故障录波器为大容量数据采集和记录分析设备，数据的实时作用不强，离线分析的成分较多，应各自自成系统，并建立各自的中心分析站。从运行管理模式看，电厂实现"无人值班"或"少人值守"后，控制室运行人员很少，而这两个系统的数据分析工作十分费时，专业性很强，不适合运行值班人员操作；如果两系统与MIS系统联网，监控系统仅通过I/O对其故障和动作等情况进行监视。专业技术人员通过MIS即可访问两系统，完成数据分析和远程管理功能。

为实现生产发电与电厂管理相结合，MIS应与监控系统联网。由于MIS用户多，MIS上数据多种多样，为安全起见，两网之间除采取防火墙等隔离措施外，还应采用单向数据流（从监控系统流向MIS），控制室设置专用MIS终端。

4、自动化系统的发展

水电厂自动化系统由I/O设备(传感器和执行器)、控制硬件、控制软件、人机接口及与信息系统的连接等组成。而水电厂的自动化是从80年代初单个功能装置研制开始的，计算机监控系统的发展过程以及典型系统的应用如表1所示：

表1计算机监控系统发展过程表

4.1、功能分布式的星型分层监控系统

以单功能微机装置集成系统，每个微机装置具有特定的功能，但每个微机装置都具有不同功能，如有的微机装置专门采集开关量，有的微机装置专采集模拟量，有的微机装置专门进行控制操作。该系统在分布的方式上进行了一些有益的尝试，但从模式上看不算是很成熟的系统。

4.2、以设备单元分布的星型分层监控系统

为了检修维护的方便，以发电机组为单元，将数据采集与控制集成到一台微机或PLC装置中，构成了现地控制单元LCU。LCU无法直接接入以太网，而计算机非常昂贵，不能使每台LCU都配备CPU（中央处理器）接入以太网，只能将微机作为前置机。这时的系统采用专门的计算机，在应用网络上已跨出了一大步，但相应的国际标准还不完善，尚不能形成理想的开放系统环境。

4.3、基于开放系统的分布式监控系统

随着计算机技术和网络技术的发展，计算机应用软件越来越复杂和庞大，软件开发的投入也越来越大，如何使这些巨大的资源不仅在这一家公司制造的计算机上运行，而且也能在另一家公司制造的计算机上运行，这就形成了一系列的开放系统标准：TCP/IP、POSIX、SQL、ODBC、JDBC、OPC等。基于开放系统的分布式计算机监控系统具有通用性和可移植性，监控系统的软件可以安装在任何具有开放系统特点的计算机上。开放系统为水电厂计算机监控系统的发展提供了强大的历史舞台。

4.4、基于对象技术的分布式监控系统

计算机硬件技术发展迅速，给软件开发提供了广阔的平台。软件技术发展到现在除了遵循开放系统标准以外，还应遵循面向对象技术的标准，如：SUN公司的JavaRMI、Microsoft公司的COM/DCOM。水电厂计算机监控系统由于面向对象的复杂性和多样性，基于面向对象的技术应用将水电厂运行设备如发电机组、主变、开关等抽象为对象。从系统设计、编程语言选择到用户界面等一系列过程都依据面向对象的理念、原则和技术，这样工作的结果将给用户带来使用和维护上的极大方便。

5、水电厂自动化系统的技术措施

水电厂自动化系统必须具备完备的硬件结构，开放的软件平台和强大的应用系统。

5.1、系统结构

目前监控系统的结构基本上以面向网络为基础，系统级设备大多采用Ethernet或FDDI等通用网络设备连接高性能的微机、工作站和服务器，在被控设备现场则较多地采用PLC或智能现地控制单元，再通过现场总线与基础层的智能I/O设备、智能仪表、远程I/O等相联接，构成现地控制子系统，与厂级系统结合形成整个控制系统。

随着安全生产、经济管理及电力市场等功能的扩展，对计算机系统的能力也提出了更高的要求，在系统级设备中64位的工作站、服务器的选用已是绝大多数系统的必然选择，Intel公司的64位TitaniumCPU和微软公司64位Windows操作系统也即将推出，它将带给基于PC和Windows平台的监控系统用户以巨大的寻址空间和远远胜于32位PC的强大运算处理能力。高速交换式以太网（100Mbit/sorlGbit/s）技术的发展克服了以往低速以太网在实时应用上的不足，其更具开放性的标准，众多生产厂商的支持，使其无论是在设备的选购，产品的更换、产品的价格、硬软件的可移植性等诸多方面都比FDDI等其它网络产品有着明显的甚至是无法替代的优势。

对于现地控制单元，智能控制器加上现场总线技术应是一个好的发展趋势，根据IEC标准及现场总线基金会的定义：现场总线是连接智能设备和自动化系统的数字式双向传输、多分枝结构的通信网络。它具有如下技术特点：

＃系统开放性；

＃互可操作性与可用性；

＃现场设备的智能化与功能自治性；

＃系统结构的高度分散性；

＃对现场环境的适应性。

机组容量变大、控制信息量增多，控制任务功能增加，控制负荷加重、网络通信故障都会造成现地控制单元控制能力的降低。针对水电厂被控制对象分散的特点，采用现场总线将分散在现场的智能仪表、智能I/O、智能执行机构、智能变送器、智能控制器连接成一体。正好体现了分散控制的特点，提高了系统的自治性和可靠性，节省了大量信号电缆和控制电缆。所以说，使用现场总线网络较适应分布式、开放式的发展趋势。当然，现场总线控制系统主要是要有分散在被控对象现场的智能传感器、智能仪表、智能执行机构的支持，而目前在水电厂中这些还是大量的旧式装备。只能逐步过渡，最后取代旧式的数字/模拟混合装备和技术，形成全新的全数字式系统。

5.2、软件系统平台

5.2.1、支持软件平台和应用软件包向通用化、规范化发展

为适应开放化、标准化、网络化、高速化和易用化的发展技术，计算机监控系统中的软件支持平台和应用软件包应更趋向于通用化、开放化和规范化。从电力行业高可靠性的要求出发，在大中型水电厂监控系统中的UNIX操作系统等得到广泛的应用，中小型水电厂因较多采用PC构架的计算机，所以较多地采用Windows操作系统。数据库方面由于商用数据库在电力生产控制的实时性上还难以充分满足要求，专有的实时数据库＋商用的历史数据库形式，这是目前较为普遍的结合方式。由于部分数据库的专用性带来了数据变换的不便，在现今电力行业推进信息化和数字化建设的大背景下它的不适应性就凸现出来，较好的办法是遵循统一的标准接口规范，使大家可在统一的"数字总线"上便捷地进行数据交换。

5.2.2、Web、Java等新技术的应用

Web及面向对象的Java等新技术将越来越多地引入计算机监控系统。笔者了解到南瑞自控新近开发的NC-2000监控系统，全面采用了面向对象的开发技术，人机界面采用跨平台的Java来实现，它不仅给用户提供了更加方便地进行可编程二次开发的功能丰富多彩的界面，而且由于Web、Java等技术的采用，前台操作员站的应用支撑软件大大减少，可以实现真正意义上的"瘦客户机"。如在大中型电厂用高性能的UNIX工作站或服务器作为全系统的主控机和数据服务器，而用PC机作为操作员站，由Java一次编译，多处运行的特性，不仅可轻松地在操作员站和主处理器等监控系统内的节点获得同样的人机界面，加上Internet/Intranet和Web技术的支持，更可在厂领导办公室、总工办公室和生产等部门任何联网的地方直接浏览到同样的界面，甚至于在任何地点经电话接入后的微机也可以浏览到同样的界面（为保证安全需增加必要的安全措施）。

5.2.3、功能强大的组态工具

用户无需对操作系统命令深入了解，也不需要复杂的编程技巧，不论是在UNIX系统上还是在Windows系统上，都可通过组态界面十分方便地完成：

＃数据库测点定义；

＃对象定义；

＃现地控制单元的各种模件定义；

＃处理算法定义；

＃通信端口；

＃通信协义的定义。

顺序控制流程生成、检测、加载等各种功能的应用定义以及维护，很多功能只需点击鼠标进行选择，既快捷方便，又避免了使用编辑程序产生的输入错误，真正体现主系统服务的面向对象、可靠、开放、友好、可扩展和透明化。

5.3、强大的应用系统

计算机技术发展到今天，其性能越来越高，其应用也就越来越广泛。随着无人值班工作向纵深发展，也向计算机监控系统无论是系统结构上，还是功能上都提出了更高的要求，现就几个方面说明如下：

5.3.1、历史数据库系统

历史数据库系统实际上是监控系统的一个组成部分，只是将原来监控系统中需要历史保存的数据、事件和相关信息进行分门别类的存放在商用数据库中，供需要时进行查询、打印或备份。历史数据库系统以单独的计算机来实现，具有美观的人机界面，方便的操作方式和丰富多彩的显示形式。这样的配置既减轻了监控系统的负担，减化了监控系统的软件复杂性，增加了监控系统的实时性，还能通过标准数据库接口SQL、ODBC、JDBC等与其他系统互连，如MIS系统。

5.3.2、电能量监测系统

水电厂中每台发电机、每条线路甚至每台主变都安装了电度量表，传统的电度量采集一般采用由电度量表输出电度量脉冲到计算机监控系统的方式来实现的，由于监控系统的设备环节比较多，在监控系统中必须设定电度量初值，一旦有设备退出工作或工作不正常，电度量测量就有误差或以前的测量值丢失，需要重新设定其初值，这种方法实际上无法保证电度量监测的结果正确性，而且维护的工作量也很大。

目前，市场上有一种智能电度量表，它具有智能通信接口。这种电度量表能完整地保存电度量数据，并随时可以通过通信接口取得电度量数据。因此，以这种电度量表为基础，通过电度量表的通信接口，回聚在一起，配备历史数据管理功能的计算机就可以形成电度量监测系统，该系统既可以相对独立，也可以与监控系统互相通信，实现信息共享，为水电厂运行管理提供可靠依据。

5.3.3、效率检测系统

水轮机效率的实时监测对电站的经济运行有着重要的作用。水轮机的在线监测既可用于水电厂机组在安装竣工或大修结束后的现场验收试验，以便检查设计、制造、安装和检修质量是否满足要求，又能通过对机组运行性能进行长期连续监测，提供在不同的水流和工况条件下水轮机性能的实时数据，为确定电厂经济运行中的开机台数和负荷优化分配以及机组的状态检修等提供参考。因此，水轮机效率在线检测一直是实现电厂经济技术指标考核和经济运行的一个重大科技攻关课题。但是多年来，一方面由于流量的在线检测技术还未能得到广泛的推广应用，另外，由于种种原因的限制，也使效率测试难以在电厂发挥其应有的作用。因此尽管随着计算机、通信、信息及测控等一系列新技术的迅速发展和在电厂的广泛应用，给效率在线检测项目的开发提供了成熟的技术基础。当前，以厂网分开为基础的电力体制改革方案已经出台，电力市场竞价上网亦将成为必然的发展趋势。因此，在保证安全运行，满足电力系统要求的基础上，不断提高水资源利用率和设备可用率，减少运行和维护费用，已成为每个电厂迫切需要开展的工作。

5.3.4、运行人员培训仿真系统

计算机监控系统面对着实际的运行设备，肯定不能在上面随意操作，否则会出现误操作行为，造成事故，任何水电厂都不希望出现这种情况。那么一些操作不熟炼或新来的运行人员，如何让他们尽快熟悉环境，提高操作水平，进入角色。除了可以进行培训、实习、考试等形式熟悉业务外，应该有一个让运行人员实际动手操作的培训仿真系统。培训仿真系统可作为对监控系统的补充，任何重要的控制操作或复杂的操作，应该在培训仿真系统上验证一次，保证操作的完整性和正确性，确保水电厂运行的安全。

5.3.5、状态检修系统

这是水电厂热门的课题，设备状态检修和设备运行寿命评估，既是设备检修工作发展的必然趋势，也是一项技术性很强的系统工程。状态检测主要利用现代化先进的检测设备和分析技术对水电厂主设备的某些关键部位的参量，如：机组的振动和摆度，发电机绝缘，定子局部放电，变压器绝缘等数据进行在线实时采集和监视，经过集合了现场积累的运行、检修、试验资料和专家经验的智能（专家）系统综合分析，从而对设备可能存在的机械、水力、电气等问题作出一个贴近实际的评估。要作出一个较准确的评估目前尚有很大的难度，国内外都已做了大量的尝试性工作，取得了一定的经验。在实施中，它也作为一个相对独立的系统，但目前国内大多数水电厂都有了较完善的计算机监控系统，集聚了大量监测设备，从节省投资与实际应用的角度来看，状态检修系统与监控系统之间有大量的数据需要共享，在考虑状态检修系统时应与已建成的监控系统作统筹考虑，使两者有机地结合起来，既可省去一些重复部件的投资，又可以使运行管理人员在执行实时生产控制时，随时监视到生产设备的健康状态，让健康状态良好的设备充分发挥潜力，让处于亚健康状态的设备减荷承担适当的工作负荷，而让健康状态有问题或趋于出问题的设备及时得到维修。

5.3.6、生产管理系统

目前，虽然许多电厂都有了功能较完善的计算机监控系统，但因种种原因还有部分现场设备的监测信号无法输入到监控系统中完成自动监视。所以设备的巡检工作是必不可少的。为了加强巡检工作的管理和提高巡检工作的质量，可通过生产管理信息子系统，在当班巡检人员出发前开列出巡检路线，查看设备运行情况，记录设备运行参数，巡检工作完成后,输入相关设备运行参数等信息传输至生产管理信息系统，进行分析对比，并记入历史数据库备查。

按照技术规程要求，电厂在执行设备操作或维护时必须办理相应的一次、二次工作票。这些工作也可以借助生产管理信息子系统来完成。各相关部门计算机连入该系统的网络后，就不必拿着工作票来回去签票、消票了。它完全成了数字化传输，省时省力，并可随时对签票、消票的详情进行实时和历史的查询。

生产管理信息系统完成的工作还包括：运行值长日志，智能操作票（可由生产管理信息子系统根据监控系统的实时数据，进行分析，并经过安全闭锁条件检查），设备缺陷管理，运行台帐等。

5.3.7、智能电话报警服务系统

根据监控系统产生的报警信号，按照告警信号的优先级别和被通知者的处理优先级，提供实时智能报警通知，把生产现场发生的事件经过智能化的处理，通过内部通信系统、电话、寻呼、移动通信等多种通信手段，以最快的速度把报警信息传递给相关的人员，以便他们及时作出对事件的响应。它不仅是一个智能的可通过各种通讯工具报警的系统，而且还是一个功能强大的交互式语音信息服务中心，无论何时何地通过电话拨入系统可以了解到他所关心的生产设备的运行数据。系统还提供丰富灵活的组态界面，让维护人员或操作人员通过组态界面方便地进行各种用户要求的定义，实现各种复杂的功能。

上面提及的系统都是同现有计算机监控系统密切相关的系统，根据具体情况，可配置成相对独立的系统，通过高速网络与计算机监控系统进行数据交换。也可配置成计算机监控系统的子系统。它提供了水电厂从最基础的数据采集和设备控制直到面向电力市场的经济运行决策的一整套完善服务功能，支持发电厂生产的现代管理更上一个新台阶。

6、水电厂"无人值班"或"少人值守"的技术条件

无人值班相对于有人值班而言就是要让自动化系统来完成值班人员日常的工作，包括定时巡视运行设备，记录各设备有关参数和相关事件，按操作票形式进行设备的正常操作，发生事故或故障时，进行反事故处理，采取有效措施，防止事故扩大等工作。实现比有人值班更迅速、更可靠、更安全的运行方式。虽然自动化系统具有一定的反事故处理能力，在局部范围内起到防止事故扩大的特点，但是事故或故障的出现原因是非常复杂的，少数可以通过一定的处理恢复，但大多数是无法迅速恢复，并需要检修维护人员及时前往现场认真分析处理。因此水电厂"无人值班"或"少人值守"必须具备以下几个条件：

6.1、具有计算机监控系统

计算机监控系统是实现"无人值班"或"少人值守"的一个非常重要的系统。它具有采用水电厂的机组、辅机、油水风系统、主变、开关站、公用设备、厂用电系统以及各种闸门等的电气量、开入量、温度量、压力、液位、流量等输入信号，完成各种生产流程，如开停机、分合开关等顺序控制，机组有功功率和无功功率的调节，AGC、AVC，以及其他设备的操作控制。同时监控系统还具有丰富的人机界面，防误操作的措施和一定的反事故处理能力。

6.2、具有远程控制、调节功能

监控系统不仅具有现地的各种监视、操作和控制功能，而且要具有能与远方控制系统通信能力，上送有关信息，接收远方控制系统的命令来实现远程控制和调节。

6.3、具有ON-CALL功能

现场运行的设备一旦出现事故或故障时，就需要维护人员立即前往现场，了解事故或故障现象，分析事故或故障原因，及时排除事故或故障。如何使维护人员甚至领导能及时、准确、详细的掌握事故或故障信息，这就是无人值班水电厂计算机监控系统必须具备的功能：ON-CALL功能，可以通过电话、呼机或手机呼叫信息或手机短信息。

篇3

广州蓄能水电厂一期500kV母差保护采用DIFE3110型高阻差动保护，500kV断路器以QF1及QF2为一侧，QF3及QF4为另一侧，分别装设两套完全相同的高阻抗差动保护87-1，87-2及87-3，87-4。分相由两套DIFE3110型高阻抗继电器构成，采用被保护区域进出的电流矢量比较原理，取出差流在电阻器R上产生的电压值，作为测量值进入继电器内部与阀值比较。当外部有故障或无故障时，负荷电流I和I′在通过电阻器R时相位相反，幅值相等，电阻器R上的电压降为零，继电器不动作。当保护区域内部故障时，电流I和I′同相位使得对应的故障电流在电阻器R上产生一定大小的电压值，当该值大于阀值时启动继电器动作出口，见图2。保护整定值为：闭锁电压UB=20V，动作电压UD=25V。

保护动作结果：出口跳QF1，QF2或QF3，QF4，1号、2号机组或3号、4号机组跳闸，并启动故障录波器。

287-3和87-4故障

1998年11月广蓄电厂一期QF2断路器检修期间，发现当3号、4号机组在抽水工况运行时，母差保护87-3，87-4发出闭锁信号。测量母差保护装置发现L3相有不平衡输出，电阻器R上最高压降21.5V，且随一次电流成正比例增加，超过了闭锁电压整定值。

3故障查找与分析

1998年11月，对3号、4号机组及QF3，QF4断路器不同运行工况组合进行测试，在QF3合闸，QF4断开时，三相差流在电阻器R上的压降基本为零；当QF3断开，QF4合闸时，L3相差流在电阻器R上的压降较大，L1，L2相基本为零。判断故障为QF4出线侧L3相电流互感器54LRB006TI或54LRB007TI有问题。为进一步确定故障性质，又对87-3，87-4二次电流回路进行了对线及电流互感器极性试验，结果一切正常。同年12月进行了87-3，87-4的二次电流回路功率六角图检验，由此可判断电流互感器极性及接线正确。通过分析认为：

a)可能QF4断路器出线侧两组电流互感器有故障；

b)可能是电流互感器一次回路存在寄生回路，使二次产生不平衡输出。

为此，重点检查了QF4出线侧法兰螺栓的绝缘套，未发现故障。1999年2月，断开QF3及QF4，进行电流互感器伏安特性试验。L3相的两组电流互感器的伏安特性与QF4相截然不同。在重做L3相电流互感器伏安特性试验时，发现有一法兰连接螺栓发热烫手，拆开该螺栓绝缘套侧螺母，发现绝缘套下部断裂，使螺栓接触母线套管接地。将该绝缘套更换后，重做电流互感器伏安特性试验。电流互感器伏安特性恢复正常。QF3，QF4投运后，母差保护87-3，87-4不平衡电流消失，母差保护恢复正常。

绝缘套损坏后螺栓通过母线套管接地，螺栓与母线套形成电流回路。在此状况下运行，母线套管上产生一感生电流，使电流互感器感受到的电流为Ia＋I′a(Ia为一次侧工作电流，I′a为感生电流)，Ia与I′a的方向相反。假设螺栓与法兰完全金属接触，则Ia=I′a，故电流互感器感受到的电流为零。故障现象类似某组电流互感器断线或极性接反的情况。

4存在的问题

4.1电流互感器伏安特性

篇4

1母差保护的原理及特性

广州蓄能水电厂一期500kV母差保护采用DIFE3110型高阻差动保护，500kV断路器以QF1及QF2为一侧，QF3及QF4为另一侧，分别装设两套完全相同的高阻抗差动保护87-1，87-2及87-3，87-4。分相由两套DIFE3110型高阻抗继电器构成，采用被保护区域进出的电流矢量比较原理，取出差流在电阻器R上产生的电压值，作为测量值进入继电器内部与阀值比较。当外部有故障或无故障时，负荷电流I和I′在通过电阻器R时相位相反，幅值相等，电阻器R上的电压降为零，继电器不动作。当保护区域内部故障时，电流I和I′同相位使得对应的故障电流在电阻器R上产生一定大小的电压值，当该值大于阀值时启动继电器动作出口，见图2。保护整定值为：闭锁电压UB=20V，动作电压UD=25V。

保护动作结果：出口跳QF1，QF2或QF3，QF4，1号、2号机组或3号、4号机组跳闸，并启动故障录波器。

287-3和87-4故障

1998年11月广蓄电厂一期QF2断路器检修期间，发现当3号、4号机组在抽水工况运行时，母差保护87-3，87-4发出闭锁信号。测量母差保护装置发现L3相有不平衡输出，电阻器R上最高压降21.5V，且随一次电流成正比例增加，超过了闭锁电压整定值。

3故障查找与分析

1998年11月，对3号、4号机组及QF3，QF4断路器不同运行工况组合进行测试，在QF3合闸，QF4断开时，三相差流在电阻器R上的压降基本为零；当QF3断开，QF4合闸时，L3相差流在电阻器R上的压降较大，L1，L2相基本为零。判断故障为QF4出线侧L3相电流互感器54LRB006TI或54LRB007TI有问题。为进一步确定故障性质，又对87-3，87-4二次电流回路进行了对线及电流互感器极性试验，结果一切正常。同年12月进行了87-3，87-4的二次电流回路功率六角图检验，由此可判断电流互感器极性及接线正确。通过分析认为：

a)可能QF4断路器出线侧两组电流互感器有故障；

b)可能是电流互感器一次回路存在寄生回路，使二次产生不平衡输出。

为此，重点检查了QF4出线侧法兰螺栓的绝缘套，未发现故障。1999年2月，断开QF3及QF4，进行电流互感器伏安特性试验。L3相的两组电流互感器的伏安特性与QF4相截然不同。在重做L3相电流互感器伏安特性试验时，发现有一法兰连接螺栓发热烫手，拆开该螺栓绝缘套侧螺母，发现绝缘套下部断裂，使螺栓接触母线套管接地。将该绝缘套更换后，重做电流互感器伏安特性试验。电流互感器伏安特性恢复正常。QF3，QF4投运后，母差保护87-3，87-4不平衡电流消失，母差保护恢复正常。

绝缘套损坏后螺栓通过母线套管接地，螺栓与母线套形成电流回路。在此状况下运行，母线套管上产生一感生电流，使电流互感器感受到的电流为Ia＋I′a(Ia为一次侧工作电流，I′a为感生电流)，Ia与I′a的方向相反。假设螺栓与法兰完全金属接触，则Ia=I′a，故电流互感器感受到的电流为零。故障现象类似某组电流互感器断线或极性接反的情况。

4存在的问题

4.1电流互感器伏安特性