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。

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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

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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

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2提高运行人员的综合素质

随着科技的快速发展，水电厂也逐步大量应用高新技术，设备也以较快的速度进行更新以及改造，因此，水电厂急需一些综合素质相对较高的运行人员。这就需要水电厂应该加强对运行人员的相关培训，使他们及时的了解新设备并学会对新设备的使用，然而，目前我国大部分水电厂存在的问题是没有齐全的资料图纸，也没能及时的修改运行规程，这样一来，运行人员就不能完全的了解新设备，因此在操作设备时也容易出现错误。因此，要将具体详细的资料和图纸提供给水电厂运行人员，条件允许的话还可以请技术人员来进行讲授。与此同时，要及时的修改新设备相关的运行规程，这样才能保证新设备的安全运行。此外，还要加强运行人员对安全方面相关知识的学习，比如增强自我保护意识、避免习惯性违章、办理工作票等。仿真培训可以提升运行人员对事故、故障的准确判定能力以及快速处理能力，所以定期组织仿真培训是非常重要的。总之，提升运行人员的综合素质，包括技术水平以及安全意识的提高，对于设备安全的运行能够提供充足的保障。

3提高设备检修、维护、巡检质量

对于运行多年的水电厂而言，设备老化极易导致设备事故的发生。因此，在检查设备的时候，必须严格按照检修标准对设备进行检修。在对设备进行日常维护的时候，应及时消除设备缺陷，避免反复发生同样的缺陷。水电厂监控系统的不稳定性使得错报、误报以及漏报型号的情况时有发生，这在一定程度上增加了运行监视、故障判定以及事故处理的困难，极易导致误操作的发生，所以说完善水电厂的监控系统是非常有必要的。在对设备进行巡检的时候，要对设备的运行状况进行准确的把握，并且通过全面的检查及分析能够及时的发现隐患并做出相应的处理。

4保证“两票”的合格率为100%

所谓“两票”指的是工作票以及操作票，在水电厂生产中，能够防止误操作、人身伤亡以及设备事故的有效措施就是正确执行两票的相关规定。在制定以及执行操作票的时候，要明确任务，正确制票，逐级审核，认真仔细的执行模拟操作。在进行实际操作的时候，要严格执行监护制度，逐项执行唱票以及复诵，为了使问题能够得到及时的处理，需要事先预想好操作过程中可能出现的问题。此外，水电厂的所有员工都应该会使用绝缘器具。对于工作票的签发，要严格按照有关规定进行办理，绝对不可以签发不合格的工作票，为了保证人身以及设备安全，需要把可能出现的问题提前告知工作负责人，待工作票结束之后，要去现场进行检查，确保无误后结束手续才可以办理。在水电厂运营过程中，要将对操作票和工作票的治理落实到实处，不可限于表面形式主义，只有落到实处才能为正确使用两票提供保证，从而进一步保证水电厂的安全生产。

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2水电厂物资仓储安全管理体系建设依据

官地水电厂目前正在开展安全生产标准化建设和NOSA五星体系建设活动，在此基础上，通过建立、健全物资仓储管理各项规章制度和物资仓储工作标准、流程，开展安全学习、培训和强化仓储作业人员作业标准化、规范化等，以此为基础建立起仓储安全管理体系，旨在促进仓储安全水平的提高。

2.1仓储安全管理法律标准

依据《中华人民共和国安全生产法》、《特种劳动防护用品安全标志实施细则》、《特种设备作业人员监督管理办法》等，以及企业内部制定的安全管理制度、操作规程等。

2.2仓储安全管理体系的实施

仓储安全管理体系的建设应基于遵从法规、风险预控、持续改进等方面的理念，严格按照“PDCA”原则加以开展和实施，并在工作中不断总结和改进，具体可包括以下几方面：制定仓储管理安全策略，确定安全管理体系范围，明确管理职责和推进计划，对仓储管理中危险有害因素加以辨识和风险评估，开展隐患排查，落实整改措施，并持续加以改进和提升仓储安全管理水平。

3仓储安全管理体系建设的开展

3.1加大力度开展风险评估工作

按照安全生产标准化建设和NOSA五星体系建设活动的要求，官地电厂近年来已经针对仓库建筑物及现有的仓储物资、设备以及仓储作业展开了一系列的隐患排查和风险评估，制定并落实了降低风险的具体措施，更加全面的为仓储安全管理体系的建立打下了坚实的基础。

3.2全面开展安全生产标准化和NOSA五星体系建设活动

在官地电厂开展NOSA五星体系建设活动前，官地电厂机电仓库作为试点就已经引入了该项活动，并按照NOSA五星体系建设的要求，开展了许多前期试点工作。物资仓储安全管理体系得以建立主要的原因是充分依据安全生产标准化建设和NOSA五星体系建设的要求和活动开展的经验，同时将其融入物资仓储管理的日常工作中，使得仓储日常管理工作标准化、NOSA化，使之成为电厂电力安全生产管理体系中的一部分中。

3.3仓储安全管理体系的工作重点

第一，仓储设备管理。加强对设备操作、维修、保养的管理，建立、健全设备技术台账。针对老、旧设备可以酌情进行相应的技术改造或者更新；第二，物资仓储作业管理制度化、标准化。结合现场实际，明确各岗位安全责任制，制定和完善相应的管理制度、操作规程，制定物资仓储管理的工作标准和流程并将其固化，以控制业务操作中人的随意行为，并在此基础上有效保证各项管理制度、操作规程能够得到有效的落实，督促、检查物资仓储工作标准化、规范化的执行；第三；加强对人员作业安全的保护。在仓储作业过程中，企业单位要为作业人员提供合适的劳动防护性用品和安全设施，作业人员要严格遵守安全管理规章制度、操作规程和作息时间，不使用带病和有缺陷的设备与机械，不违章操作；第四，组织作业人员进行业务和上岗培训。转岗或者新人应对其进行仓储安全教育，操作特种设备的人员必须经过专门的培训获得特种操作资格证才能从事特种作业；针对一些水电厂物资仓储人员配置少的情况，还可以充分依托社会资源，请外协单位有资质的人员协助开展特种作业，杜绝违章操作；第五，充分利用科技手段，开展仓储物资管理信息化建设。近年来随着科技的发展，电子技术与计算机技术逐渐被引入到物资仓储管理工作中，例如Maximo物资管理系统的引入、条形码和PDA应用的结合，不仅使终端设备能够在全库区使用，使仓储物资信息化从办公室向仓库作业区域延伸，促进了物资仓储管理现代化的实现，提高了工作效率，保证了仓储物资数据的准确性，实现了信息共享；第六，提高仓储物资的安全性。如在仓库周界设置电子围栏和监控摄像，通过人防和技防相结合，能极大的提高仓储物资的安全性。在仓储设备安全管理工作中一定要突破原有工作经验与管理模式，充分利用先进的科技手段，促进仓储安全水平的不断提高。

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2专家系统的结构和原理

简单地说，专家系统是一种智能的计算机程序，但与传统程序有所区别:

*传统程序:数据结构+算法=程序

*专家系统:知识+推理=系统

其基本结构如图1所示。

图1专家系统的一般结构

其中，知识库、数据库和推理机是专家系统的核心。知识库用来存放领域专家知识;数据库用于存放初始数据、证据、推理过程中得到的中间结果等;推理机是运用知识库的知识进行推理的一组程序，主要有正向推理、反向推理以及正反向混合推理三种。知识获取是知识库的基础，是专家系统开发中最难最关键的一步，被称为专家系统开发的“瓶颈”，当前知识获取的形式主要有:手工获取、自动获取、手工自动相结合三种。人机解释接口使用户能够以自观、方便的形式与机器、进行对话，尽可能避免误操作。

专家系统的工作过程如图2所示。

图2专家系统的工作原理图

3分析思路

对于给水泵来说，设备本体的监测一般通过分析振动信号来进行，而且这方面已有不少的应用实例，并且随着近代数字信号处理理论以及技术的发展而不断进步。而设备当前的运行工况(包括与泵相连的管路系统)则一般通过分析过程量进行，例如泵的工作点的概念，是从宏观上来衡量泵的工作状况，它是建立在流体力学计算和水力试验相结合的基础之上的，这是一种较经典的方法，具有丰富的应用经验。

机械设备在运行过程中的振动及其特征信息是反映系统状态及其变化规律的主要信号。因而利用振动信号对设备进行监测，是设备故障诊断方法中最常用、最有效的方法。但是鉴于给水泵在火电厂的重要地位，应建立以振动监测为主，辅以过程量监测的检测方法。通常，电厂辅机状态检修中的基本监测参数可包括:

(1)动态参数:振幅、频率、相位、振动速度、加速度。

(2)静态参数:轴向位置、偏心位置、机壳膨胀。

(3)过程参数:转速、温度、流量、压力、压差。

根据给水泵运行状态监测的特点，可采用分析型专家系统，将给水泵可能出现的问题和相对应的解决办法抽象变成形式化的数据，预先存入知识库，它们的可能组合便构成状态空间或问题空间，于是，搜索求解就在这一限定空间中进行。当系统接受到形式化后的数据时，就对这些数据与抽象解之间进行启发式匹配，找出相应的抽象解集，最后经过解的求精从解集中识别出具体解，方便用户理解接受。

4给水泵运行状态监测专家系统的建立

对于专家系统，最主要和最困难的就是建立知识库，这首先需要有可靠的知识来源和合理的知识获取机制。由于知识库的建立需要领域专家和知识工程师的长期合作，才能比较完备地建立起来，因而在此，仅构造一个演示型专家系统，即只对锅炉给水泵的两组动态参数(轴前X方向振动，轴后Y方向振动)和一些过程参数(给水泵转速,温度，流量，压力、压差等)进行检测,以验证系统方案的可行性和有效性，以后若条件成熟再进行扩展。

可采用VisualC++的MFC来开发这个专家系统，其运行需要MFC的动态链接库(DLL),除此之外还需要两个DLL:MisData.dll和DspData.dll，这两个DLL是专为专家系统开发的，它们仅以几个接口函数与之相联系。

专家系统采用了面向对象的编程技术(OOP)来组织程序，其运行就是建立在下面几个模块的相互作用之上的，如图3所示。

各模块具体功能如表1所示。

图3专家系统的结构

各个模块开发好以后，可进行连接编译，生成应用程序NetExp.exe，运行后调出一个用户窗口画面，使用户通过该画面及时了解给水泵的工作状态，并进行相应的操作。该画面实现的功能如表2所示。

5结束语

专家系统已广泛用于各个专业领域，取得了很大的成功。专家系统用于状态监测和故障诊断还有很大的发展空间，特别是在专家系统的知识获取技术上，当前我国主要采取人工获得为主的方法，而更高级的是机器自动获取知识，既减少人力，又节约时间，但至今没有突破性进展。另外，还可以将知识库和用户控制界面分开来，开发一个具有通用性的骨架系统，使之与不同的知识库连接，从而能快速地开发不同的专家系统，当然，这需要定义统一的接口。

参考文献

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1概述

湖南省江垭水电站装设3台10万kW的水轮发电机组，电站于1998年至1999年相继投入商业运行，发电机额定电压为13.8kV，3台水轮发电机电压侧采用单机单变—即单元接线方式，主变高压侧为110kV和220kV电压等级送出，其中一台机组接110kV/220kV自耦变压器，另两台机组接220kV双圈变，3台高压厂用变取自3台主变的低压侧，变压比为13.8/10.5kV，10.5kV侧采用分段接线方式，未改造前高压厂用变压器的额定容量为1250kVA，改造后新增一台2500kVA的变压器接1台机组，一台机组接1250kVA变压器不变，另一台机组采用2台1250kVA并列运行。原高压厂用变压器高压侧（即13.8kV侧）均采用负荷开关进行保护，运行中出现非正常动作及熔丝烧坏现象，因此结合此次厂用变增容改造，同时对保护设备进行改造。整个改造于2002年元月完成，至今已运行近3年，效果良好，业主及运行人员对此非常满意。现就改造方案的选取及在选型过程需要考虑的主要问题进行探讨，对今后正确选用FUR设备及高压限流熔断器将会起到一定的作用。

2改造方案的选取及原方案存在的问题

由于13.8kV原开关设备均为装柜形式，且地方狭窄，不可能再增加设备位置，只能在原有设备的基础上进行改造完善，为了保证今后的安全运行，在全面了解现有设备的基础上，拟定了三个方案供选择比较。

第一方案是更换原有负荷开关，即增加额定电流以满足厂用变容量的变化要求，此方案最为方便简单。从表面上看，在正常情况下，选择负荷开关额定电流为1250A或630A均可满足要求，但若厂用变二次侧发生短路时，考虑厂用变阻抗后，流过一次侧的最大电流约为2000A，而目前负荷开关的最大额定电流为1250A，所以不能满足要求，有可能会出现负荷开关爆炸等严重现象的发生，不是彻底的解决问题的方案。

第二方案是在原有开关柜内将负荷开关更换为真空断路器。通过短路电流计算，当在高压厂用变高压侧发生三相短路时，系统各设备提供的最大短路电流达到77.9kA（自耦变侧）和54.4kA（双圈变侧），假定断路器能切断如此大的短路电流，但由于断路器实际开断时间（继电保护时间与断路器分闸时间之和）大于80ms，所以在短路故障切除之前，与之相连接的电气设备将受到3个周波以上的大短路电流冲击，几次这样大的短路电流冲击必然对设备带来很大的损害，影响其使用寿命和经济效益的充分发挥。实际上，现有常规断路器也无法切断如此大的短路电流，若选用发电机专用断路器，其价格十分昂贵，也不能保证短路动作有良好的选择性，也难以避免大短路电流的冲击。

第三方案是采用FUR组合装置加真空断路器的组合方案。真空断路器仅作为操作电气设备代替负荷开关，可选择轻型断路器，FUR作为保护设备（FU即高压限流熔断器，FR为高能氧化锌过电压保护器，两者组合简称FUR），FU的限流性和快速性使得在短路电流远未达到最大值之前就切断短路电流，其切断时间可根据保护特性进行调整和选择，以保证上、下级的动作选择性，从而达到保护设备的目的。而FR的降压性和移能性限制了网络中的操作过电压，并将短路网络中的磁场能量释放，快速将电流衰减至零。因此使用FUR装置有如下优点：

（1）由于FU的快速性和限流性是由其物理特性所决定，而无机械拒动的可能，所以有较高可靠性；

（2）由于FU的限流性，系统设备不再会受到预期短路冲击电流的冲击，有效避免了因穿越故障电流而损坏设备的事故，延长了电气设备的使用寿命，且设备选择无需考虑动、热稳定校验问题；

（3）由于FU的快速性，使故障切断时间大大缩短；

（4）由于FR的非线型性有效的限制了FU的过电压，使操作过电压小于2.5倍的额定相电压，FR吸收了FU在开断过程中系统各部分提供的能量，使FU开断时的电弧能量降低至安全线以下，从而减轻了FU的承受压力。

FUR的上述这些优点克服了方案一、二的某些缺点，且价格较方案二低很多，同时可实现在原有开关柜内进行改造，工作量较少，改造时间短。

3柜内结构方案的设计

在确定了采用普通真空断路器加FUR组合保护装置方案后，在不增加外置设备及占地的情况下，分析所增加的设备在柜内安装的可能性。原柜内装设了一台高压负荷开关，在不改变柜体尺寸的情况下，将此开关拆除后，略加改造（即增加相关的支撑件）自上而下依次布置FU的撞击机构、FU、FR及真空断路器。真空断路器仅作为切断负荷电流之用，因此它安装在FUR之前或之后都是可取的，根据开关的型式及操作、检修及维护更换设备的方便，在此次改造中，将真空断路器布置在FUR之后，主要原因是①断路器操作机构易于安装，引出线易于连接；②在更换FU熔丝时，可断开断路器，使FU下触头在无电压情况下更换，保证了人身安全；③FUR装设在开关柜后板上，支撑容易，且与封闭母线套管和真空断路器连接方便，经校核安装尺寸及带电距离均可满足要求，但柜内需增加一定数量的设备支撑件及面板现场开孔工作。如果能在FUR前再装设一组隔离开关，则该方案就更加完美，即当在机组运行时，需更换FU的熔丝时，不会影响机组正常发电，上、下端均不带电，人员更加安全。4FUR参数的选择

FUR参数的选择至关重要，应认真分析研究，收集资料。它的参数既要保证能可靠动作，又要保证在发生短路事故时能与厂用变低压侧主保护的协调配合，这样即保证了选择性又起到使主设备免遭冲击的作用，现以2500kVA高压厂用变高压侧FUR的参数选择，举例说明其选择方法与一般负荷开关和熔断器选择方法的主要区别和应考虑的问题。

4.1按额定电流选

2500kVA厂用变高压侧的额定电流为104.6A，同时考虑变压器允许过载2小时时按过载系数为1.3倍不动作，并留有10%的裕度及5%的容差后，计算电流应为157.1A，意味着FU的额定电流选择为160A，在正常运行情况下不会动作。

4.2按变压器承受的冲击电流选择

保护变压器用的熔断器应能承受变压器励磁涌流冲击而不熔断。根据目前的规定，当变压器突然合闸时，励磁涌流最大为变压器满载电流的12倍，持续时间为0.1s，即励磁涌流Ic=104.6×12=1254A，考虑到熔丝熔断时的分散性，应留有20%以上的裕度，即保证在0.1s时熔丝不熔断的电流Ic’=1505A，查160A的限流熔断器安—秒特性曲线，在0.1s时的熔断电流为1600A，能够避开变压器励磁涌流而不熔断。

4.3按保护配合性选择

当高压厂用变低压侧发生短路时，反应到高压侧的电流估算为104.6/0.06=1743.3A（0.06为厂用变压器的阻抗电压值），查160A限流熔断器的安—秒特性曲线，在1743.3A时相应的熔断时间为60ms，而低压侧真空断路器的跳闸动作时间为80ms以上，即当低压侧发生短路时，低压侧断路器在未及时跳闸的情况下，高压侧限流熔断器即FU既已被熔断，说明当额定电流为160A时不能与厂用变低压侧主保护相配合。为了使FUR在厂用变低压侧短路时保证动作的选择性，熔断器的额定电流应选高一级即250A，查250A限流熔断器的安—秒特性曲线，此时熔断时间为700ms，可以满足动作选择性要求。

4.4按FU限流特性及FR残压水平进行校验

当厂用变高压侧发生三相金属短路时，根据250A限流熔断器的预期电流有效值—截断电流峰值曲线，根据短路电流计算结果（在自耦变压器低压侧）最大运行方式下的短路电流值为77.9kA，可以查到其截断电流峰值为35kA，熔断时间约为1.1ms，而在厂用变低压侧短路时高压侧电流为1743.3A时的熔断时间为700ms，可以满足选择性要求。同时为了与FU截断电流相配合，高压侧真空断路器额定开断电流必须选择为40kA，在40kA情况下FU的熔断时间为即40ms。热容量I2t分为熔断件的I2t和弧前I2t，熔断件的I2t即在给定时间间隔内电流平方的积分，弧前的I2t既是在熔断件整个弧前时间内电流平方的积分，两者从概念上是不同的。为了保证熔断器的安全性和可靠性，采用熔断件的I2t值与被保护设备的I2t值进行选择校验熔断件，要比用弧前时间—电流特性选择校验更为合理和科学。从厂家给定的熔断件热容量曲线可以看出250A的熔断件I2t值为1.2×106（A2?s）（熔断时间为0.7s），而断路器在0.7s时间内承受的热容量为352×0.7=0.857×106（A2?s），小于此时断路器3s时额定热容量。因此可以满足要求，对断路器是安全的。

由于FR的非线型性和快速导通特性，将操作过电压限制在2.5倍额定相电压之内，其残压值约为U=2.5×（根号）2?Ue/3=28.17kV，残压值小于运行中发电机及变压器的冲击耐压值29.3kV，更小于出厂时的冲击耐压值（额定电压为13.8kV），因此FR可避免发电机及变压器免受操作过电压的冲击，假如没有FR的作用，其限流熔断器的操作过电压将达38kV以上，已经大于运行中发电机及变压器的最大冲击耐压值35.2kV，将会使设备受到很大的电压冲击而损坏，缩短了使用寿命，影响机组经济效益的发挥和设备的投资，因此设备FR的作用是不可低估的。

从以上各方面的分析计算可以看出，FU的额定电流选定为250A是满足安全性和可选择性要求的。同时也必须装设FR以限制操作过电压。

5结语

经过理论计算和实践证明，FUR组合保护装置有其很大的优越性，并已在江垭水电站厂用电系统中成功运用，它减少了设备的误动率，有效的保护了主要电气设备，提高了电站的经济效益。但在选用该设备时，应多方案比较，综合考虑和计算，既要保证电站安全的安全性，又要保证动作的可靠性和选择性，它不同于一般熔断器或负荷开关的选择。从该电站的选型中可得出以下结论，也是在通常设计中易于忽视的方面/问题：

（1）对短路电流较大的电站，在选用普通真空断路器不能满足要求时，可选用负荷开关或FUR组合保护装置，不论选择哪种设备，均应满足动作的可靠性和可选择性，以及截流过电压对主要设备的危害性。

（2）FUR组合设备中FU即高压限流熔断器的额定电流选择不能单纯按负荷电流选择，应充分考虑熔断时间与下级断路器在动作时间上的配合性，并应取得生产厂家准确的电流—时间关系曲线、热容量曲线等参数。

（3）应对FU的限流性进行校验，以便选择轻型断路器或负荷开关、隔离开关等电气设备。

（4）应根据熔断时间计算（或查曲线）FU的热容量，该值应大于断路器或负荷开关在该熔断时间内的热容量，且小于其额定时间内的热容量，确保电气设备在熔断时间内的安全。

（5）由于FR的能量转移，降低了操作过电压，有效地保护了主要电气设备免受过电压的冲击，但应对FR的残压水平与电气设备的冲击耐压水平进行比较校验后，才能确定。

（6）如有条件可在发电机母线引下线处设置一组隔离开关，以便于设备的检修和更换，同时不影响机组的正常运行。

参考文献：

［1］电机工程手册编辑委员会.电机工程手册［M］。第2版.北京：机械工业出版社。1997

篇9

在电力发电、传输、分配方面世界各地发生了巨大的变化，公司重组，政府机构改革，电力市场发展而且正在发展，电作为一种商品可以自由买卖。在许多情况下，公有电力公司和私人电力公司变化最大，随着规章定价制度的取消，利润不再有保证，同时，创造利润的能力也不再受限制。对水电行业，市场自由化创造了同样的风险和机会，风险在于各行各业的公司，假如随着时间的过去，其生产成本高于收入，那么公司将失败；相反，相对于获得的收入，其生产成本持续走低，就可以实现利润。

这篇文章是一套系列性丛书的开始，这套丛书着重讨论了世界上几个国家和地区的电力行业重组和自由化情况以及这些变化对水力发电的影响。

丛书从关注欧洲电力部门的自由化开始，在九十年代几种自由化的形式出现时，其动力是1996年的欧洲联盟电力规程，规程要求各成员国到2000年2月前开放本国28%的电力市场份额、到2003年比例达到33%。所有15个成员国尽管不是同一步伐但都已经开始市场化（成员国是摘要：奥地利、瑞士、丹麦、芬兰、法国、德国、希腊、爱尔兰、意大利、卢森堡、挪威、葡萄牙、西班牙、瑞典、英国）。

为电力市场自由化的各种努力及电力规程的迅即效果是九十年代中期斯坦的纳维亚半岛电力供给统一市场的建立，这导致欧洲出现许多提供现货、期货及衍生合约的新市场。而且，在西班牙、英国组成了许多活跃的不断变化的电力联营。在欧洲，公司间电网容量的分配和传输线路标准已经或正在建立，市场发展迅速，欧洲正在改革其基础设施及合法机构来支持更多积极的跨边界商业活动。

这些变化对水电来说是个机会，尤其是为那些水力发电机装机容量或水库库容巨大的公司的发展提供了机遇。

在欧洲水库库容分布的较为平均，然而，水库的周期来水量、地区间温度变化和社会经济因素差异是电力行业间大量电能以轮转方式交易的动机，然而，实际的电网结构和地理上电厂的分布不答应欧洲电力部门成为完全自由竞争的市场，而是一个垄断市场（即市场由少数几个生产商控制）。

能源生产商已表示出抓住电力市场自由化提供的机会的愿望，并且组织自己面对自由化带来的风险。在下面的章节，我们将讨论欧洲五个国家为达到自由所做的努力。这五个国家是英国、德国、意大利、法国和西班牙。（作者注摘要：西欧斯坦的纳维亚半岛国家的能源自由化将在稍后的章节讨论。）

1.英格兰和威尔士摘要：新贸易协议

1990年英格兰和威尔士电力工业私有化，导致的市场协议——英格兰和威尔士联营——将重点放在发电上。在英格兰和威尔士发电份额中仅有一小部分是传统的水电（容量154.25MW，约占总发电量的0.5%），位于苏格兰和北威尔士的大型抽水蓄能电站提供了重要的峰期电能。（英国大部分传统的水电——1207MW——位于苏格兰，在那里自由化并非一个焦点，尽管政府正在考虑和英格兰和威尔士的贸易协议进行一些形式的合并）在最初的英格兰和威尔士联营，生产商提交复杂的报价，这些报价根据成本的不断变化来实现一个价值等级（最低成本的可优先上网使用），根据这个优异的需求可以提前布置生产来满足需求。根据大多数生产商的最大盈余生产成本，建立了半小时价格。额外的购买数量仅仅是为了保证生产的持续，其数量依靠于生产量的过剩等，过剩的生产能力越小，生产收益越高。

一些关键的参和者认为这种最初的联营结构留给生产商权利过多，生产商可以通过缩小生产量来操纵价格，这种价格被提前确定的事实导致了电力市场和英国天然气市场间的复杂化，使其几乎实时运行。结果是摘要：天然气生产商可以提前影响电力价格，然后，假如价格适宜，可以马上在天然气市场上出售天然气，这种状况增加了生产和需求之间短期平衡的复杂性。而且，电力市场结构没有赋予生产商生产义务，假如生产商减少生产量，联营体系除了布置额外的、昂贵的生产外几乎没有其他的选择。联营结构的新问题也影响了消费者对竞争市场的价格结构的信心，因此，需要一种新的市场结构来克服这些缺点。

2001年3月，英国石油电力市场协调官员和贸易工业部开始执行新电力贸易协议（NETA），迅速改变了生产商和供给商之间的电力贸易，NETA结构和联营结构间的显著不同在于需求一方积极参和市场，另一个不同点在于“生产者自分配”概念，即生产商自己分配电力设备来满足电力零售商合同式的需求。

大多数贸易出现在期货市场和电能交换，参和的生产和需求双方的级别在“平衡机制”阶段（实时前3.5小时）作为“最终的通知”（FPN）提交给系统操作者方，假如生产商有确定的生产量，则供给商必须预期每半小时所需的电量并签署合同购买适当的电量。

提交FPN是为了为参和双方描述地理位置以使其可以自我分配，生产方希望生产比FPN更多的电力（而供给方则希望消费更少的电力），或者相反，供给更少电力而消费更多，每个报价都描述了一个确定的FPN偏差和相应的市场价格，反映了平衡机制参和偏离FPN而取得的收益。对照先前的联营机制——联营机制是按照最优的定购计划布置确定的生产任务来满足需求并以此分配生产，新机制分配指令直接下发给生产商，指导其迅速调整生产来保证满足需求。

在NETA机制中，系统操作方——全国高压输电线网——协调市场参和方自然地理位置和系统平衡机制需求之间的分歧，除了接受出价解决电力不平衡外，系统操作方还接受出价来调整输出量/需求量来维持供给的平安性。

准确猜测是非常重要的，因为所有的交易都是严格的，这就是说，一旦一个电力合同（无论是生产方或消费方）无法履行，偏离了合同要求，惩罚办法将马上实施。任何背离了合同的参和方都将视为“不平衡”并支付两个不平衡价格中的一个，“系统购买价格”用于那些比合同规定消费的多或生产的少的用户或生产商，“系统出售价格”用于比合同约定消费的少或生产的多的用户或生产商。

全国高压输电线网不得不采用不平衡价格来平衡系统，因此，不平衡价格，很大程度上依靠参和方为增加或减少他们的生产量或供给量所接受的价格。

目前，系统购买价格偏高，为避免支付这个费用，大多数供给商有意地订购比他们预期需要更多的电量，然而，生产商必须布置提供所有合同要求的电量，这样全国高压输电线网不得不进行调解以减少生产输出量，这种情形系统称之为“超出”，反之，全国高压输电线网需要采取行动增加生产输出量，系统称之为“短缺”。

为利于控制平衡机制，全国高压输电线网拥有“期货交易”的能力，这意味着签定合同买卖将来输送的电能，通常，通过期货交易获得的价格要优于短期通过要价获得的价格，这些降低了全国高压输电线网平衡系统所需的费用。另外，一个经协调方同意的激励布置，将平衡系统的费用减至最小，因而受到的奖励。

有时在生产和需求平衡中出现了忽然变化（例如一个流行的电视节目结束时，上百万人同时转换频道），并不是所有的生产商可以提供这种必要的“瞬间储备”服务，而瞬间储备的价格也比较昂贵，这使得威尔士两个抽水蓄能电站从中获益，第一水电公司所属的1740MW的迪诺威格电站和360MW的范思特尼格电站，可以在一分钟内向电网输入数百兆瓦特的电能。

同时，英国少量传统的水电几乎都专门用于高峰期电价最高时。在英国自由化电力市场，传统的水电和抽水蓄能电站如1740MW的迪诺威格电站（上图显示了它的放水区）提供了有利的峰期电能和系统控制。

2．德国摘要：市场开放电力平衡

德国，欧洲最大的电力市场，主要依靠进口石油和核电站，其总装机容量达108000MW，其中传统的水电为4304MW（约占4%），抽水蓄能电站为4636MW（约占4.2%）。（哥德思特尔工程各机组2002—2003年开始运行后，将增加1060MW的抽水蓄能容量）。1060MW的哥德思特尔抽水蓄能电站，当其4个机组2002—2003年开始运行后，将成为德国完全自由化电力市场的重要组成部分。

到目前为止，德国电力市场竞争的步伐仍然在加快，随着1996年欧洲联盟电力规程的实施，1998年4月德国电力市场没有经过任何过渡时期就完全引入竞争，公用事业协会、工业部门和独立的电力商在1998年5月签署的协议中确定了调整电力传输价格的准则，几个月后，电网操作方协会提供了电网进入的技术标准，第一个协议可以保证数百或数千个（达不到上百万个）用户改变供给商。

1999年12月基于连接点价格表的第二个协议取代了第一个协议，它答应每个用户在全国范围内在不改变系统进入费的前提下自由变换供给商。2001年12月13日，电网操作方和系统用户通过了对第二个协议的调整方案，第一次将代表家庭用户的消费者包括进来，在修改过的协议中，电力买卖和家庭用户变换供给商进一步简化，从而，德国预备进行第三轮调整以进入一个完全开放的市场。到2001年底，除了许多工业、商业用户外，超过一百万家庭用户变换了供给商。

即使是家庭用户，零售和批发价格也急剧下降，目前讨论集中在全国统一市场和紧密结合的欧洲能源系统，保证所有生产商进入系统以及提高系统价格和运行的透明度。有关德国电力系统状态的关键指示是非常积极的，电力平衡——装机容量和需求的平衡——在德国是积极的（正如欧洲大多数其他国家一样），电力平衡分析的目的是估计装机容量、电站储运损耗统计量、无效容量、维护储运损耗、系统服务储备和负载。分析结果是一个正平衡或负平衡，用以指示一个确定的电站或地区在不影响其自身可靠性的前提下是否可以出口，或者是否需要输入电能以保证可靠的供给。

鉴于德国和大多数欧洲国家没有面临负的电力平衡，而一些欧洲地区存在能源不足，随着欧洲各地区市场竞争的增强，电力平衡需要密切关注。

德国的大型水电站归属大型公用事业公司，他们将传统的水电和抽水蓄能电站视为生产业务的重要组成部分并有规律地控制，同时也存在大量小型的、独立的受德国新能源法资助的水电站，对这两类水电站而言，尽管降低运行费用以保持经济性和竞争力的压力很大，但电力市场自由化的影响仍然不大。

3．意大利摘要：继续干预

在意大利电力市场中水电扮演着重要角色，全国大约75000MW的装机容量中，传统的水电装机容量超过17000MW，另有7000MW来自于抽水蓄能电站，水电承担着全国电力生产的19%。

在意大利，电力工业继续干预是基于1999年执行的博斯尼法案，法案要求的许多步骤都已完成，最近的步骤是2001年5月工业部通过的“市场代码”，引入了一个强制性的电力联营，预期2002年上半年开始营业。可以预见两个主要的市场，第一个是能源相关的、提供前期服务和调整的市场，主要由政府所属的新市场操作者GestoredelMercatoElettrico（GME）操纵。第二个是分配相关的、处理输送阻塞管理、操作储量和实时系统平衡的市场，由独立的市场经营者GestoredellaReteNazionale（GRTN）操纵，这当然需要协商一个合适的协议来处理各种交叉的争端，尽管直到2002年1月还没有达成。

到目前为止，针对大多数消费者的电力批发价格大大高于中欧地区，针对被束缚住的消费者（即不能转换供给商的用户）的价格包括两个部分摘要：固定部分和浮动部分，固定部分相应于发电公认的固定成本，另一部分涉及燃料成本，系统操作者每两个月更新一次。目前这个群体约占总消费人数的65%，随着自由化的深入，到2003年预计比例将降低到35%。

较高的批发价格对于外国公司来说，意大利是一个有吸引力的投资市场，无论这些公司是企图在意大利投资电力或是购买业已脱离纵向联合公用事业EnelSpa的电力公司。

在新意大利市场，水电尤其是抽水蓄能电站对于自营的系统操作商来说，将是重要的资源，从ISO提供的信息判定，水电（容量至少为3000—4000MW）用于处理早晨急剧增加的电力负荷，另外，晚上抽水蓄能电站水库蓄水使得发电机组避免了夜间热机组循环。

4．法国摘要：聚焦出口市场

法国电力装机总量大约108000MW，其中76%是核电，13%是水电，火电占11％。

法国电力在欧洲是独特的，因为所有电能的发电、传输、分配都是国有公用事业公司ElectricitedeFrance（EDF）完成的，是欧盟最后一个国家垄断。

然而，1996年欧洲联盟电力规程为法国电力部门引入市场竞争，90年代后期，法国每年电力出口超过9000万兆瓦时，因而在电力贸易中扮演重要角色。

例如，自2000年2月，法国电网的经营者——一个名为ReseaudeTransportdelElectricite（RTE）的新公司——已经从EDF中独立出来，RTE的目标是管理输电线网运作和发展、确保所有用户对电网无差别的使用以及促进建立一个积极、流动的电力市场。自2001年5月起，欧洲电力输送费用将和距离分开，不管距离多少，每出口1兆瓦时费用定为2欧元（1.88美元），根据每年电力出口量计算供给商应支付的费用，然后根据在边界线的自然流动在电网操作者之间再分配。

EDF的其余部分正在逐渐分散，产生了经营发电或贸易活动的商业单位。有关贸易活动的情况，在伦敦成立了和LouisDreyfus贸易公司合办的联营公司，这些商业公司现在都自负盈亏。像这样的分散化——同样也发生在大多数电力自由化国家——带来了许多有意思的最优化新问题，包括发展新随机模型来处理增加的不确定性和风险。

1996年欧洲联盟电力规程的一项要求就是成员国开放电力市场，不断提高面向竞争的电力份额（到2000年2月达到28%，2003年为33%）。2000年2月，法国立法通过了法国电力市场自由化。目前，约占市场30%的近1200个大型商业消费者可以选择他们的电力供给商，但是，当能够挑选供给商时，几乎没有消费者主动更换供给商。

EDF的发电量约占法国用电量的95%以上，它利用水电作为峰期电能及进行全国输电线网的系统调节，并收取这些辅助设施的额外价格。除了价格收益外，EDF将水电站描述为“法国电力系统平安的关键一环”，EDF操作运行220座水坝及550个水电站，每年水力发电6500万兆瓦时，约占其总发电量的15%。

自由化和市场激烈竞争推进了法国第二大电力集团CompagnieNationaledeRhone（CNR）的发展，CNR的发电量约占全国电量的3%，主要是Rhone河的水电，CNR的水电站装机容量2937MW，每年发电1600万兆瓦时。2001年8月，CNR和比利时的Electrabel共同创建了一个新公司——EnergieduRhone——开发CNR和Electrabel在法国的电力市场，法国政府要求EDF放弃其持有的少量CNR股份来进一步加强市场的自由化。

5．西班牙摘要：类似加利福尼亚吗？

西班牙的全国装机容量约为52000MW，其中水电装机容量约为17000MW，在平均降水年份，水电发电总量约占全国发电量的20%。

1997年，1996年欧洲联盟电力规程实行不久，西班牙开始了它的电力行业自由化进程，并颁布法律建立了电力发电和供给的竞争性框架，采纳的调整框架深受美国加州实行的模型的启发，2001年发生在美国加州的保证供给危机被西班牙密切关注。

尽管西班牙不同机构为避免加州类型危机提出的分析和预防办法大相径庭，但没有人建议回到以前高度干预的机制，而且这还要考虑到西班牙以前的调整结构运行的相当出色（西班牙调整电力系统结构的动机主要是1996年欧洲联盟电力规程的要求，而不是先前电力系统结构的非正常运转）。

近期西班牙提出的各种分析将目光更多地集中在美国加州框架设计的明显缺陷而不是西班牙全面自由化进程，然而，发生在加州的能源危机促进了对西班牙模型的深入探究并且开始修正自由化进程以避免类似失败。

加州电力危机的一般性原因是装机容量不足（供电不足），尽管引起加州电力危机的一些因素在西班牙并不存在，但情况并不让人乐观，假如不利的市场状况继续下去，供电不足将可能在近期内出现；另一方面，不管高价格或是分配公司破产都不能预见。但是，有关这些争论仍然存在着较强的调整不确定性，而且实际出现定量配给尚不清楚可能发生什么情况。

目前，新的投资障碍仍然密切相关并有可能导致令人担忧的发电不足，最主要的障碍包括摘要：迟缓的投资授权、市场准则的不确定性、天然气部门犹豫不决的自由化、增加的环境压力以及即使在发电量不足的情况下仍存在着对现货价格的价格调整上限。

一般而言，在西班牙供电保证是没有深入探究又令人关注的焦点，然而，市场危机的潜在可能性造成这样一种状况，即市场缺乏签定长期合同的动力，仅存在短期电力市场又导致了对新的电力设备投资的短缺。除了上述的障碍外，鼓励签定长期合同是西班牙保证长期电力供给的主要因素之一。

电力市场自由化对西班牙的主要影响是广泛的企业重构和重组，正如欧洲联盟电力规程要求的，反过来，企业的调整和重组也影响着企业拥有的水电资产。在新市场框架中，水电站和其他电力公司一样，每个水电站都可以像其它热电厂一样按照同样的规则在统一市场（如摘要：日常电力市场、国内电力市场、储备市场、实时市场等）中投标，三年的运作显示了水电在电网平安和辅助服务方面优异的成绩。

有关重构，西班牙四个最大的公用事业公司——前国有的Endesa、Iberdrola、Fenosa集团、和HidroelectricadelCantabrico——在国内市场上竞争，在欧盟统一市场内通过合并或意向合并参和竞争，并已开始努力建立新联合……继续走向……激烈竞争。

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2火力发电厂工业废水处理的资源化技术研究

2.1锅炉清洗废液处理技术锅炉清洗废液是火力发电厂运行锅炉周期性清洗和新建锅炉清洗时排放的钝化废液和酸洗废液的总称。其污染物浓度变化非常大，浓度非常高，且排放时间非常短，如果不对其进行处理而直接排放，会对环境造成非常严重的影响。酸洗废液中含有大量的溶解物质和钝化剂、缓蚀剂及游离酸[4]。目前，锅炉清洗废液处理方法有活性污泥法、化学处理法、吸附法及化学氧化分解法。

2.2酸碱再生废水处理技术火力发电厂的离子交换设备在冲洗和再生过程中，会产生一部分再生废水，虽然这部分废水的水量不会很大，大约是处理水量的百分之一，但是水的质量非常差，且含有大量的有机物以及酸性物质和碱性物质。目前,大多数火力发电厂通常采用中和池来对再生过程中所排放的废酸液和废碱液进行处理。由于受到各种不确定因素的影响，如每周期再生时所排放的酸性物质和碱性物质、阴阳离子交换器的运行周期不同步、酸碱中和反应的非线性特性等等，使得中和池的运行效果非常不理想，需要很长的中和时间、且排水的pH值很不稳定[5]。针对酸碱再生废水中的有机物处理，由于难以控制中和废水池的PH值超标问题，使得国内许多火力发电厂已将中和废水引入冲灰系统，排进冲灰管路，直接由灰将泵排入灰厂。

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1.1 住宅水电安装的复杂性

建筑住宅工程与其他建筑工程相比，水电安装形式复杂，不仅有地上部分的，也有地下部分，需要以单元为单位，进行重复明装和暗装，导致安装工程投入大、耗时多；安装工程的内容繁琐，如供配电、卫生排水等，每套房都要依次进行安装；不同的安装工程，需要不同的单位，使得涉及的参与者较多，施工人员的素质参差不齐，造成沟通不顺畅等问题。

1.2 住宅水电安装质量涉及的关系复杂

住宅水电安装质量，不仅仅涉及施工方与建设方的利益，还涉及到每个住户的利益，因此，住宅水电安装工程需要面对更为复杂的关系。一旦出现安装质量问题，将要面对更多的用户投诉，将严重影响施工单位的声誉。因此，水电安装施工单位应该加强安装质量管理，避免给更多的用户留下较差形象。

2. 住宅水电安装质量常见问题

2.1 安装材料质量差

建筑安装材料市场秩序较差，假冒、无证产品充斥市场，给分包给私人的安装提供了以次充好的利益驱动力，造成安装材料难以符合设计需要，有些管材安装不久就发生管道破裂现象。建筑材料市场的混乱，使采购安装材料的人员难辨真伪，导致假冒伪劣材料大量用于安装工程，影响安装质量。材料验收人员对安装材料验收不严，使得不合格产品、伪劣产品用于安装工程。例如，在安装工程中使用有砂眼、裂缝的管材，容易造成管材断裂或生锈，影响用户的正常使用。

2.2 安装工程渗、漏、堵、短路等现象严重

由于安装单位的人员素质参差，部分人员无证上岗，根本不熟悉水电施工的操作规范。例如在电路安装中，部分安装人员对供电系统不熟悉，不了解开关插座标高，接错相线位置，给住宅供电系统埋下了质量问题隐患。

安装施工单位在工作中偷工减料，对诸如给排水管、电线管等预埋的工作程序，施工随意性强，图方便马虎从事，不按安装的质量标准操作，导致排堵、漏、短路及漏电等质量问题；安装与土建不同步，造成安装对墙体的破坏；安装工序结束后，没有及时采取措施，封堵预留的管口或排水口，导致杂物掉入预留口，造成堵塞等。

2.3 工程质量监督不力

施工企业在质量管理中“重主体、轻安装”，对安装环节不重视，对分包安装工程的施工单位缺乏有效的监督，从而使施工单位在安装中，以次充好，甚至用不合格产品，造成严重的质量问题；施工企业往往将安装工程分包、转包，对安装工程施工队的选择要求不严，安装现场没有专门的质量管理员，技术人员与监理人员也对安装工程缺乏严格要求，导致对安装过程中的监督力度不足。

3. 改进住宅水电安装质量的对策

3.1 严把安装选材关

安装材料的质量差是造成住宅水电质量问题的主要因素，只有保证安装材料的质量，才能有效提高水电安装的质量。安装人员应该加强对安装材料的检验，无论是否是自己单位采购的安装材料，都要经过严格验收，确保产品合格才能使用于安装工程。对于紧急调用的安装材料，要进行抽验，确认有合格标识，才能在工程中使用。对于主要的安装材料，可以收集居民代表的意见，确定居民对材料质量的认可；在安装过程中，要严格按照图纸设计的标准，对安装的管材、电料、焊接材料等材料进行审查，确定材料的规格型号等符合设计要求。

3.2 加强对安装操作程序的规范

安装施工单位应该加强对人员的培训，促使操作人员能够熟悉技术、质量标准、操作等规范，严格操作程序。

安装施工必须在土建钢筋绑扎时，进行配管安装；根据土建墙体的施工进度，同步进行暗配管、预埋盒等安装；开关、插座必须按照要求的标高确定合适的安装位置，管材焊接必须符合技术规范。

在电气配线安装中，注意插座、灯头的操作规范，保证零、相线接线准确无误，线路的接口要预留在接线盒内，特别注意接头的缠绕要用绝缘线，严禁虚接。

加强对管材的安装规范，严格按照规范操作镀锌钢管的连接，要进行防渗漏处理；要根据管道的坡度、变径等，采取有效措施避免发生倒坡、水阻；住宅建筑的地下管道埋设要进行水压实验，要确认水压合乎要求；保证卫生器具、管道之间的严密连接，水箱的安装要通过检验保证不渗漏。

安装前，及时清理场地或管材内的杂物；安装后，清理杂物并及时将预留口封堵；给排水管道要进行通水检验；检查所有的安装环节，确认没有疏漏。

3.3 加强对安装的质量监督

施工企业选择高素质的安装施工队，严格施工队的资质和技术人员资质的审验，确认施工队的资质能达到工程要求。配备专门的安装质量管理员，对安装建材的质量、安装技术、安装程序等进行监督，确保把质量问题控制在发生之前。施工企业可以选出居民代表，作为义务安装工程监督员，对安装工程进行全过程的跟踪监督，并根据居民代表的意见，督促安装施工单位进行改进。施工企业可以通过沟通，促使工程监理人员加强对安装质量的监督，使安装单位的技术人员能够自觉督促安装人员严格按照规范进行操作。

4. 结语

总之，住宅水电安装中存在的诸多问题，导致建筑住宅在交付使用后，出现管道堵、漏锈、破裂等现象，给人们生活带来很大麻烦。因此，要严格加强住宅水电安装的质量控制，分析可能出现问题的环节，找到问题存在的症结，采取相应的预防措施，消除可能发生的质量问题。因此，不仅要求住宅水电安装人员具有较高的技术，还要加强对水电材料的验收和质量控制，确保水电安装的各项操作合乎规范。唯有如此，才能确保住宅水电安装的质量，维护住宅用户的安全和正当权益。

参考文献

[1] 黄炳祥. 论小区住宅水电安装工程质量控制及防治措施[J]. 科技创新导报，2009（23）.

[2] 马峰. 住宅小区水电安装工程施工监理初探[J]. 中国高新技术企业，2010（10）.

篇12

2专家系统的结构和原理

简单地说，专家系统是一种智能的计算机程序，但与传统程序有所区别:

*传统程序:数据结构+算法=程序

*专家系统:知识+推理=系统

其基本结构如图1所示。

其中，知识库、数据库和推理机是专家系统的核心。知识库用来存放领域专家知识;数据库用于存放初始数据、证据、推理过程中得到的中间结果等;推理机是运用知识库的知识进行推理的一组程序，主要有正向推理、反向推理以及正反向混合推理三种。知识获取是知识库的基础，是专家系统开发中最难最关键的一步，被称为专家系统开发的“瓶颈”，当前知识获取的形式主要有:手工获取、自动获取、手工自动相结合三种。人机解释接口使用户能够以自观、方便的形式与机器、进行对话，尽可能避免误操作。

专家系统的工作过程如图2所示。

3分析思路

对于给水泵来说，设备本体的监测一般通过分析振动信号来进行，而且这方面已有不少的应用实例，并且随着近代数字信号处理理论以及技术的发展而不断进步。而设备当前的运行工况(包括与泵相连的管路系统)则一般通过分析过程量进行，例如泵的工作点的概念，是从宏观上来衡量泵的工作状况，它是建立在流体力学计算和水力试验相结合的基础之上的，这是一种较经典的方法，具有丰富的应用经验。

机械设备在运行过程中的振动及其特征信息是反映系统状态及其变化规律的主要信号。因而利用振动信号对设备进行监测，是设备故障诊断方法中最常用、最有效的方法。但是鉴于给水泵在火电厂的重要地位，应建立以振动监测为主，辅以过程量监测的检测方法。通常，电厂辅机状态检修中的基本监测参数可包括:

(1)动态参数:振幅、频率、相位、振动速度、加速度。

(2)静态参数:轴向位置、偏心位置、机壳膨胀。

(3)过程参数:转速、温度、流量、压力、压差。

根据给水泵运行状态监测的特点，可采用分析型专家系统，将给水泵可能出现的问题和相对应的解决办法抽象变成形式化的数据，预先存入知识库，它们的可能组合便构成状态空间或问题空间，于是，搜索求解就在这一限定空间中进行。当系统接受到形式化后的数据时，就对这些数据与抽象解之间进行启发式匹配，找出相应的抽象解集，最后经过解的求精从解集中识别出具体解，方便用户理解接受。

4给水泵运行状态监测专家系统的建立

对于专家系统，最主要和最困难的就是建立知识库，这首先需要有可靠的知识来源和合理的知识获取机制。由于知识库的建立需要领域专家和知识工程师的长期合作，才能比较完备地建立起来，因而在此，仅构造一个演示型专家系统，即只对锅炉给水泵的两组动态参数(轴前X方向振动，轴后Y方向振动)和一些过程参数(给水泵转速,温度，流量，压力、压差等)进行检测,以验证系统方案的可行性和有效性，以后若条件成熟再进行扩展。

可采用VisualC++的MFC来开发这个专家系统，其运行需要MFC的动态链接库(DLL),除此之外还需要两个DLL:MisData.dll和DspData.dll，这两个DLL是专为专家系统开发的，它们仅以几个接口函数与之相联系。

专家系统采用了面向对象的编程技术(OOP)来组织程序，其运行就是建立在下面几个模块的相互作用之上的，如图3所示。

各个模块开发好以后，可进行连接编译，生成应用程序NetExp.exe，运行后调出一个用户窗口画面，使用户通过该画面及时了解给水泵的工作状态，并进行相应的操作。该画面实现的功能如表2所示。

5结束语

专家系统已广泛用于各个专业领域，取得了很大的成功。专家系统用于状态监测和故障诊断还有很大的发展空间，特别是在专家系统的知识获取技术上，当前我国主要采取人工获得为主的方法，而更高级的是机器自动获取知识，既减少人力，又节约时间，但至今没有突破性进展。另外，还可以将知识库和用户控制界面分开来，开发一个具有通用性的骨架系统，使之与不同的知识库连接，从而能快速地开发不同的专家系统，当然，这需要定义统一的接口。

参考文献