水电站厂用电应用分析相关论文

【简介】感谢网友“Amarantine”参与投稿，下面就是小编整理的水电站厂用电应用分析相关论文（共14篇），希望大家喜欢。

篇1：水电站厂用电应用分析相关论文

关于水电站厂用电应用分析相关论文

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，电站于至相继投入商业运行，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A，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。

4、FUR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。

篇2：调压阀在水电站的应用论文

有关调压阀在水电站的应用论文

1、设置调压阀的原因

由于南山电站工作水头较高，在不设置调压室的情况下，电站在运行中可能会遇到由于各种事故，引起机组突然与系统解列，发生甩负荷的情况。在甩负荷时，由于导叶迅速关闭，水轮机的流量急剧变化，水轮机压力引水系统中会产生水击，此时产生的最大水击压力上升对压力引水系统的强度影响特别强烈，严重的会破坏引水系统，引发事故，因此必须选择其他方式来限制水击压力升高。

通常限制水击压力升高的方法主要有设置调压室、装设调压阀、改变导叶关闭规律（采用导叶二段关闭）等。导叶二段关闭法在低水头电站应用较多。而对于高水头电站，多采用设置调压室来调节水击压力，但调压室建造投资大、工期长，特别容易受地质、地形等条件限制，故对兴建调压室有困难的，且导叶关闭时间Tw≤12s的中小型电站可考虑以调压阀代替调压室。调压阀的作用在于：在机组甩负荷导叶快速关闭的同时相应地打开泄流，从而降低水锤压力的上升，待导叶全关后，再缓慢关闭，使引水系统的流量缓慢变化，防止引水系统水压升高及机组飞车。

2、工程概况

南山水电站位于泰顺县罗阳镇境内的仙居溪支流南山溪上，电站距泰顺县城约12km.整个工程由水库、发电引水隧洞、压力明管、电站厂房等建筑物组成，设计水头为177.58m，装机容量为2×2500kW，水轮机型号为HLA542—WJ—80，发电机型号为SFW2500—6／1430，工程以发电为单一任务。

电站发电输水隧洞沿南山溪大岗头山脊布置，总长约1.96km，压力明管长270m，由于受地形条件限制，设计中采用不设调压室方案。

3、调压阀选择及应用

3.1调压阀的选择

南山电站导叶关闭时间的设计值T为8s，符合上面提到导叶关闭时间Tw≤12s的要求，且无调压室，经多方计算和比较选择确定，南山电站调压设施采用调压阀作为调压方式，调压阀选择TFW250A／ZD型号。

3.2调压阀在应用过程中的问题及处理方法

TFW250A／ZD型调压阀采用全油压控制，原设计中有1个节流孔用于整定调压阀的关闭时间。由于调压阀是后来增加的.项目，调速器厂家和调压阀厂家未能及时沟通，造成节流孔实际并不存在，调压阀关闭时间不能调整，且调压阀全行程不能达到厂家65mm的要求，实际调压阀的行程只有45mm.对于调速器和调压阀的开启关闭时间，设计调保计算的要求为：无水状态下调速器快关（100％～0）和调压阀快开时间（0～100％）为8.5s，调压阀慢关时间（100％～0）为19s；2台机组联甩额定负荷时压力上升率控制在20％以下，转速上升率控制在55％以下。按设计要求，这2台调压阀开启时间和开度都达不到设计要求，实测快开启时间为6s，开度为45mm.经分析，系两者的油缸大小不匹配，调压阀的排油不能全部进入调速器的油缸，致使调压阀排油不尽，从而影响开度。此时如果要求厂家重新制作更换调压阀将会严重拖延发电时间，造成巨大经济损失，所以只能先从技术上在考虑是否可以通过更改调速器主接力器时间来满足与调压阀的协联

针对以上情况，技术人员重新进行调节保证计算复核调整，并对调速器和调压阀的开启、关闭时间进行整定，整定后的参数为：调速器快关时间为8.30s～8.38s，调压阀慢关时间为24.50s～46.50s.厂家技术人员按这要求对时间参数重新设置后，再次测得台机组主接力器关闭时间和调压阀0～45mm的启、闭时间，从2台机组的主接力器与调压阀接力器静态协联关系曲线可以看出调速器和调压阀协联较好，能够满足要求。

4、对调压阀进行联机测试

在调速器和调压阀协联满足协联要求后，接下来就要进行调压阀实际使用性能测试，测试方法主要是2台机进行甩负荷试验，看调压阀是否能正常工作，且各项数据能否满足设计要求。

测试过程，机组甩负荷试验时机组蜗壳压力表处静水压读数为1.908MPa（194.7m水柱）。1号机单机带额定负荷时导叶开度为62.0％，甩负荷过程中蜗壳压力最大值为2.089MPa，上升率为9.49％，机组最高频率为73.16Hz，上升率为46.32％；2号机单机带额定负荷时导叶开度为61.6％，甩负荷过程中蜗壳压力最大值为2.124MPa，上升率为11.32％，机组最高频率为72.06Hz，上升率为44.12％。从记录结果看，压力上升率都在控制要求的20％以下，转速上升率也控制在55％以下，都满足设计要求。

当1号机甩负荷试验开始，机组导叶快速关闭的同时，调压阀迅速打开，经过6.3s左右导叶全关，此时调压阀的开度为57％，行程为45×57％=25.65mm，随后调压阀缓慢关闭，经过12.7s全关。蜗壳压力最大值出现在3.8s的时候，而机组转速几乎同时也达到最大值。2号机甩负荷过程曲线与1号机相似。

2台机联甩100％额定负荷时（机组电气过速保护动作，其整定值为150％额定转速）机组最高转速77.504Hz，上升率55.01％；蜗壳最高水压2.292MPa，上升率20.13％；甩负荷试验结果基本符合设计调保计算要求。如果调压阀全开的行程能达到65mm，通过调压阀泄掉的流量会更大，蜗壳水压的上升将会更好地得到控制。

5、结论

通过调整后，南山电站调压阀能够进行有效的调节事故状态下的水击压力，运行情况良好。比较调压阀和设置调压室使用效果，虽然调压效果不如调压室理想，但并不影响工程性能，相对调压室的建设来说，调压阀价格仅为调压井造价的1／10，取消庞大的调压井建设，不仅节约三材，还缩短了工期，相信在今后的高水头中小水电站中应该会得到逐步推广使用。

篇3：浑江梯级水电站设计分析论文

浑江梯级水电站设计分析论文

1流域及工程概况

1.1流域概况浑江是鸭绿江右侧的一大支流，发源于龙岗山东南山麓，自东北流向西南，流经吉林省白山市、通化市、辽宁省桓仁县、宽甸县，于辽宁省桓仁县沙尖子乡下游约50km处注入鸭绿江。浑江全长435km，流域面积15414km2，为山区性河流，沿程汇入的较大支流有十余条，桓仁水库以下较大支流集中在右岸，桓仁水库至回龙山水库区间有大二河、大雅河；回龙山水库至太平哨水库坝址间有小雅河；太平哨水库坝址以下有半拉江、漏河汇入。浑江蜿蜒曲折，河道多急滩哨口，坡度大，桓仁以上平均比降为0.0943%，全河平均比降为0.0630%。1.2工程概况浑江中下游于上世纪60年代至80年代初陆续建成了桓仁、回龙山、太平哨3座梯级水电站，各水电站以水能开发利用为主，其中桓仁水库同时承担有下游防洪任务，对浑江下游洪水特性有一定的影响。1）桓仁水电站。桓仁水电站是浑江梯级电站的龙头，位于辽宁省桓仁满族自治县桓仁镇上游约4km处。坝址控制流域面积10364km2，占浑江流域总面积的67.2％。电站于1958年施工，1972年7月竣工，主要任务是发电，同时承担有下游桓仁县的防洪任务。桓仁水库是浑江干流仅有的一座年调节水库，总库容34.6×108m3，调节库容8.2×108m3，调洪库容12.6×108m3。2）回龙山水电站。回龙山水电站坝址距上游桓仁坝址44km，控制流域面积12433km2。电站于1969年开工，1977年竣工。回龙山水库为日调节水库，总库容1.23×108m3，调节库容0.18×108m3。3）太平哨水电站。太平哨水电站位于辽宁省宽甸县太平哨乡葫芦头村，坝址控制流域面积12961km2，距上游回龙山坝址36.5km。电站于1976年开始施工，1982年1月竣工。太平哨水库为日调节水库，总库容1.82×108m3，调节库容0.19×108m3。

2暴雨洪水特性

2.1暴雨特性受水汽来源、气团活动和地形条件的制约，浑江流域暴雨走向多为南北向和西南东北向，雨量分布长轴与流域长轴平行。由于流域面积不大，上、下游暴雨起迄时间几乎相同，整个流域能同时落在雨区之中。形成浑江流域暴雨的天气系统有台风、气旋、副热带高压边缘的幅合扰动和高空槽等，特大暴雨多由两种以上天气过程遭遇所造成，暴雨中心主要集中在下游右侧半拉江的上游、中游左侧的东明、横路和上游通化一带。浑江流域内暴雨多发生在6月至9月间，大暴雨集中在7，8月份。一次暴雨一般历时3d左右，其中强度最大的暴雨量又集中在一天内，最大一日暴雨占一次暴雨的50%以上。多年平均3d暴雨超过120mm。1960年桓仁以上三天面雨量达178.7mm，1958年浑江下游右侧支流半拉江上大柞树沟站3天雨量达415.9mm。2.2洪水特性浑江流域洪水由暴雨造成，洪水与暴雨相应，发生在6月至9月，全年最大洪水多发生在7月至8月，尤以8月最多。浑江属山区性河流，土壤被覆薄、地形起伏大，河道坡降陡，河槽调蓄作用小，故急骤强烈的暴雨形成陡涨陡落的`洪水。由于一次天气过程造成的暴雨历时较短，而且主要集中在1d时间内，致使较大洪水多呈单峰型。一次洪水历时7d左右，涨洪历时较短，从起涨到峰顶一般1d左右，洪峰滞时约为6h，退水历时较长，一般6左右。一次洪水总量多数集中于3d时间内。下游沙尖子水文站3d洪量占7d洪量的63%以上，1960年特大洪水3d洪量占7d洪量的80%，可见洪量非常集中。

3设计依据站及洪水系列采用

桓仁、回龙山、太平哨水电站坝址洪水设计的依据站为桓仁水文站和回龙山水文站，因此，这次重点对桓仁、回龙山水文站设计洪水进行复核。桓仁、回龙山水文站的水文测验工作始于1936年，在1942—1945年期间陆续停测，解放后五十年代初又恢复观测，各水文站1971年以前的资料系列在太平哨初设时已进行了还原和插补，这次主要对1972—洪水资料系列进行了还原。其中，桓仁站已受桓仁水库调蓄影响，通过桓仁入库流量过程采用马斯京根法演进至桓仁站，还原成桓仁站天然洪水过程；回龙山站由桓仁站天然洪水过程演进到回龙山站，与桓仁～回龙山区间洪水过程相加求得，桓仁～回龙山区间洪水过程由回龙山入库洪水过程减桓仁水库出库洪水过程推求。通过这次还原计算，将桓仁、回龙山水文站洪峰、洪量系列延长到20,洪水系列为1936—年计77年。4历史洪水及重现期的确定桓仁、回龙山水文站站的历史洪水在浑江各梯级电站设计时做过多次调查和分析，各站历史洪水洪峰流量成果见表1．历史洪水的定位根据流域洪水调查情况及实测资料综合分析确定：将1888年洪水作为1755年以来第1位，重现期为258年；将1960，1935，1923三年洪水的重现期作为1888年以来的第2，3，4位。

5设计洪水计算

5.1洪水参数计算桓仁、回龙山站洪峰流量采用1936—2012年计77年系列，并计入1888，1810，1960，1935年和1923年历史洪水组成不连序系列计算；设计洪量采用1936—2012年计77年连序系列计算。经验频率采用数学期望公式计算，线型采用P-Ⅲ型曲线，参数用矩法初估并进行均值、Cv优选，Cs/Cv按地区规律取2.5，最后根据适线及上、下游参数平衡分析确定采用的Cv值。桓仁、回龙山坝址与桓仁、回龙山水文站的集水面积相差很小，桓仁坝址、回龙山坝址洪水直接采用桓仁站、回龙山站洪水。太平哨坝址洪峰、洪量参数用回龙山水文站参数按面积比转换，其中洪峰用面积比的2/3次方、洪量用一次方。5.2成果合理性分析将桓仁、回龙山、太平哨坝址设计洪水成果及流域上下游各水文站设计洪水成果点绘在地区综合图上进行分析，洪峰、洪量均值随集水面积的增大而增大，Cv值随集水面积的增大而减小，各设计成果在地区分布上是合理的。另外，通过将桓仁、回龙山站的设计洪水成果点绘在实测峰量关系图上进行分析，设计峰量值与实测点据的分布趋势较为协调。因此，本次计算的设计洪水参数是合理的。5.3成果对比分析将这次计算的桓仁、回龙山、太平哨水电站坝址设计洪水成果与1972年太平哨初设审定成果比较，均值减小，Cv值增大，各频率设计洪水成果均有所减小。其中洪峰流量设计成果减小幅度在0%～8%之间，3d洪量成果减小幅度在4%～10%之间，分析其原因，主要为1971年以后浑江流域虽然发生了1986，1995，等大水，但其量级相对于1888，1960年等历史洪水还有一定差距，对前4位大洪水的排位无影响，而洪水系列的延长导致大洪水重现期增加，致使频率曲线中的大洪水点距左移，且本次延长系列中大多数年份洪水量级不大，导致均值减小，从而使本次洪峰、洪量设计值较太平哨初设成果整体减小。

6结语

通过对桓仁、回龙山、太平哨水电站坝址设计洪水进行复核分析，各坝址设计洪峰、洪量成果较审定成果有一定程度的减小，因此，从工程安全角度分析，太平哨初设审定的洪水成果仍然是安全的。考虑各水电站工程均已建成，为保持工程设计洪水成果相对稳定、且从工程安全考虑，桓仁、回龙山、太平哨坝址洪水仍可沿用既往审定成果。

［参考文献］

［1］常景坤，邓秋良等.受上游水库群影响的设计洪水分析研究［J］.中国水运，（11）：240-241.

［2］L278-，水利水电工程水文计算规范［S］.北京：中国水利水电出版社，2002.

［3］SL44-，水利水电工程设计洪水计算规范［S］.北京：中国水利水电出版社，2006.

篇4：水电站消防供水系统设计分析论文

1工程概述

某水电站采用的是一级混合式的开发模式，在其中安装3台单机容量为100MW的轴流转桨式机组，总的装机容量为300MW，属于大型规模的水电站。其消防用水主要来自闸坝的上游，然后采用两台自动过滤装置将其输送到消防水池当中，然后采用两台水泵抽到坝顶段的消防水箱当中。对消防的用水在通过消防水箱抽出之后然后将其输送到各个厂区的消防栓以及雨淋阀、油库等用水，以此组成较为完善的消防水系统；在这当中，对于两台变频消防水泵和消防泵、隔膜式气压供水罐将其接入到这个系统中。对于隔膜式气压供水罐接入0.5～0.7MPa的低压气，主要将其作为对消防水系统进行压力的调节，对于变频调速水泵其主要能够使得消防水泵能够保证一定的压力，在厂房内产生火灾时同时启动消防联动器，从而启动消防泵进行给雨淋阀提供大量的水。

2现阶段水电站消防供水所存在的问题

2.1水泵运行时间太长

水泵在实际的运行当中，对于消防水系统来讲其组成主要就是密封用水以及生活和润滑用水，并且在这个过程中消防管网的压力也在一直产生变化，对于管网的压力其维持主要依靠消防变频泵，在此基础上对其进行来回切换，这样就导致寿命降低。相对于该水电站当中的变频泵，其在运行两年后由于寿命达到了一定的极限而被烧毁。

2.2消防供水能耗比较大

一般，可以采用两台变频泵进行消防用水压力的维持，应用这种方式其效率非常的高。由于对于消防用水来讲其主要采用上游的水，因此在输送到消防水池之后，继而采用变频泵对清水池当中的水输送到用户，采用这种供水方式主要就是对水自身所携带的重力势能以及能效没有充分的发挥。第二，在这当中除了需要将消防管网的水压控制在0.67MPa，然而对于其他的没有该要求的用户，在实际的供水中就会产生浪费情况。

3消防供水系统改造设计

3.1消防用水的合理化配置

通过上述的分析，该水电站当中的消防供水在基本的运行当中对于消防水箱没有充分的'应用，而是采用变频水泵，并且消防需求用户也不需要0.67MPa压力值的消防用水，因此这就需要对其进行优化设置，在一般状态中，相对于消防供水其自身的切换阀基本上都是处在全关的状态，日常用水主要就是来自于消防水箱，并且对于其自身的压力一般主要就是由消防主供水系统来进行提供的。

3.2新型消防水压维持系统的设计

对于新型的消防设施其水压的维持当中的压力值主要就是采用对低压气系统的连接来维持的，同时采用压力水罐的水位来对消防维压水泵的启停进行控制的，以此来维持基本的用水。在产生火灾时若是需要大量的水，这就可以采用大功率的消防水泵作为管网进行对其供水。这样压力水罐就可以当做隔膜式气压供水罐来对消防水系统的正常压力进行调节。

3.3封闭式消防清水池的设计

由于封闭式正压消防水池基本上都是处于密封的状态，并且消防用水的高程通常都是高于取水口的高程，用户1：消防管网（等价高程499m）；用户2：消防水箱（437m），因此对于上游所获取的消防水就会朝向封闭式水池不断的流进，这样流水就会对封闭式的正压清水池上方的空气进行挤压，从而产生正压空气，在这个过程中，封闭式的正压清水池基本上都可以将其当做连通器的中间环节，对上游来的重力势能进行有效的应用。

4改造后的消防供水系统

4.1改造前后能耗分析

4.1.1原消防供水系统的能耗

改造前，消防系统的耗能主要就是对消防清水池的水进行高度以及压力的提升，以此使得能够符合压力需求的电能，同时在实际的计算中对所需要的供水源重力势能主要就是其势能的增加。按照实际的运行数据可以指导，相对于上述该水电站在完成改造之后每日的用水量为360m3。

4.1.2改造后消防供水系统的能耗

在对其实施改造之后，对于用户在生活当中的用水主要就是消防水箱，在应用了封闭式的消防水池之后，可以使得高程相当于只有5m。采用相关的公式进行计算之后可以知道改造之后的消防日消耗只有18MJ。因此可以得出结论，在通过改在之后其能耗大大的降低。

4.2改造后效果分析

首先，消耗少。综上所述，在对消防供水实施改造之后其所产生的耗能有效降低，并且所产生的节能效果也是非常的明显。其次，成本比较低，在对其进行改造之后其供水的压力只需要应用定频泵对其进行控制，这样就可以不需要使用价格昂贵的变频泵，同时由于压力罐自身就是有着隔膜供水的特征，因此在一定意义上对于供水的成本也能够降低。第三，具有良好的可靠性。由于采用的是新型的水压西永，对传统的以及不停运的变频泵进行了替代，这样就能够将其可靠性进行增加。第四，水压较为稳定。相对于传统的消防供水来讲其主要就是应用变频泵对其压力实施控制，并且两台变频泵在实际的切换中就会使得其压力出现变化，在这个过程中使用新型的水压系统就能够对于水位当中的启停实施控制，还能够通过连通低压气系统，这样就能够使得消防的管网压力能够一直都维持在0.67MPa，从而确保水压的稳定性。

水电站作为比较特殊的一种建筑物，和其他的工民建不同，因此消防系统在设计当中也有较为特殊的要求。因此本文主要就采用对消防水所需用户进行科学配制以及封闭式清水池、新型水压系统的设计等方式。来降低其能耗和提升其可靠性，确保消防水系统的稳定以及成本的降低等，因此采用这种设计方式在之后的消防水系统中可以大力推行。

参考文献

[1]龙有宾.百龙滩水电站消防系统设计[J].广西电力工程,,02:24-27+35.

[2]朱文松.潘家口水电站消防供水系统技术改造[J].海河水利,,03:59-61.

篇5：水电站机下降转速分析论文

水电站机下降转速分析论文

摘要：在水电站机组运行中，绝对不允许出现机组转速在没有达到停机要求的情况下即水轮机在转速较高的情况下进行刹车异常停机事件。文章对官溪水电站机组异常停机事件的起因进行分析并提出处理办法，供同行们参考。

关键词：水电站;水轮机;机组转速;异常停机

1引言

官溪水电站共有三台水轮发电机组，其型号为ΖΖ560А—LH280，是立轴转浆式机组，调速器为ST—100，双调节。近几年三台机组相继出现了转速下降不到停机要求的现象，运行人员为了缩短停机时间，往往在机组转速较高(超过35%)的情况下进行刹车，危及机组安全运行;同时，机组在低转速下长时间运转，增加了机组各部轴承的磨损，缩短了检修周期。

2水轮机导叶漏水检查及原因分析

官溪水电站机组转速降不下来是什么原因造成的呢?首先，看三号机组，该机关机后浆叶一直处于关闭状态，经检查是联锁阀未动作造成浆叶启动阀不动作;其次,一号机组，转速下降50%时不再下降，浆叶也处在关闭位置，检查联锁阀已动作，而浆叶启动阀未动作;最后,看二号机，二号机的现象是关机后，导叶全关，浆叶回到启动位置，运行人员在转速50%的情况下将机组刹车，解除刹车后机组又转动起来，因此，判断是导叶漏水过大引起。

水轮机导叶漏水的原因,大致有如下几方面：

①机组的运行条件恶劣,造成导叶漏水。如某些多泥沙河流的水电站,由于泥沙的.磨蚀,叶密封面易产生磨蚀损耗,定位导叶的轴套间隙不断加大,致使停机时导叶关闭不严密,引起导漏水。②结构设计的原因,使机组在停机时导叶顶盖和底环之间存在着导叶端面间隙,造成导叶

面漏水。③由于加工精度达不到一定的高度,水轮在停机时,导叶之间不能紧密地压合在一起,因不能严密地封水,尽管操作导叶开闭的接力器都有足够的压紧行程,但由于导叶立密封面的接触态不好,仍避免不了导叶漏水。

3机组转速降不到停机要求的原因分析

首先，根据水轮机组的工作原理，即水轮机是将水的动能和势能转化为机械能的设备，当通过水轮机水的能量足以克服水轮机组静止磨擦力时，机组就会转动。因此，导叶关闭不严，漏水大是造成机组转速缓慢下降的原因之一。

其次，ΖΖ560А—LH280是转浆式机组，其浆叶在机组停机时处于启动位置，开机后经过一定时间浆叶自动到全关位置，机组转速达到100%后，导叶自动关闭到一个较小位置，也就是说机组达到额定转速时的水流量要比机组启动时的水流量小;关机后经过一定时间浆叶自动回到启动位置，因导叶不可能完全不漏水，因此，浆叶回不到启动位置也是造成机组转速下降缓慢的原因之一。

对于导叶关闭不严，漏水大这点大多数人都能理解。对于浆叶回不到启动位置造成机组转速下降缓慢这点很多人都难于理解，一般认为导叶关闭后，无论浆叶处于什么位置机组都应停下来;事实上浆叶处于不同位置对机组出力是有影响的，浆叶的形状是按流体力学设计的，浆叶随着导叶的开度不同而调节，保持机组效率处于最佳，这种功能由调速器来完成。从机组的空载工作状态可以知道，当机组处于停机状态时浆叶在启动位置(零度角)，导叶开度限制在30%，开机时导叶开至30%位置，浆叶由启动位置经过一定时间关闭至全关位置，导叶也随转速的升高而关闭在一个较小位置直到转速达到额定，也就是说，当机组转动后由于浆叶的调整作用导叶只需较小的开度就能保持机组额定转速。同理，关机时由于导叶不可能完全密封，总有一定量的漏水，同时，浆叶又不能回到启动角时，当漏水量达到某一个量时机组有可能维持在某一相对转速不再下降。

4机组转速降不下来采取的对策

根据上述原因分析，对于三号机组转速降不下来主要原因是联阀顶杆锣丝长期动作磨损引起联阀开启不到位，经调整顶杆锣丝后，浆叶启动阀动作，浆叶回到启动位置，机组转速下降到35%以下能达到技术要求。对于一号机，发现联锁阀顶杆锣丝已弯曲，其原因是检修人员把顶杆锣丝调整过长而长期受力引起，用手转动浆叶启动阀后浆叶回到启动位置，显然浆叶启动阀被卡住引起浆叶不动作，因此，应拆下浆叶启动阀重新安装调试使其动作灵活，并重新调整联锁阀顶杆锣丝直到浆叶启动阀动作。从一、三号机组可以看出，我们在维护检修调试机组时对各部位的调试应到位而不过头，动作应灵活无卡阻，同时，要保持调速器油的清洁，如果是调速器浆叶配压阀被卡或转轮体活塞及操作油管被卡处理将会很困难。对于二号机应重新调整导叶间隙，导叶关闭时，用塞尺测量两块导叶立面间隙一般为零，在长度280毫米范围内局部不大于0.1毫米;同时，相邻导叶最大可能开口(280毫米)偏差不大于5毫米。

综上所述，机组转速降不下来，应分清情况，分别处理，这样才能做到事半功倍。

参考文献：

[1]魏川黔.小水电站水击压力和机组转速升高的隐患初探[J].科技咨询导报,,(4).

篇6：沙角C电厂厂用电结线分析

沙角C电厂厂用电结线分析

摘 要 660MW大机组厂用电结线目前在国内仍处于探索阶段，特别是对于660MW及以上大型机组是否装设发电机出口开关及装设发电机出口开关的结线方式仍处于讨论中。广东沙角C电厂3×660MW机组是总承包工程，3台机组均装设发电机出口开关。沙角C电厂用电结线方案选择过程、设计原则、厂用电系统电压等级及切换和开关设备选型可作为我国600MW大机组的厂用电结线借鉴。

1 方案选择

沙角C电厂(简称沙角C厂)有3台660MW机组，每台机组发出的电能都是经各自的主变压器升压至500kV，由500kV变电站进入广东省主网。发电机机端电压为19kV，主变压器为Yo/△接线，每台机有2台容量各为44MVA的△/Yo接线高压厂用工作变压器，2台高压厂用工作变压器各带一10kV机组段。全厂设1台容量为44MVA的高压厂用备用变压器及设高压厂用公用段10kV两段。厂用电接线如图1所示。对于这样一种结线，在工程谈判阶段业主和设计院曾就电厂的厂用电结线作了两个方案比较。

方案一：全厂设高压厂用起动/备用变压器，而不设发电机开关；

方案二：每台机装设发电机开关，而全厂只设1台容量较小的高压厂用备用变压器。

方案二的优点是：

a)机组正常起、停不需切换厂用电，只需操作发电机开关，厂用电可靠性高。

b)机组在发生发电机开关以内故障时(如发电机、汽机、锅炉故障)，只需跳开发电机开关，厂用电源不会消失，也不需切换，提高了厂用电的可靠性，同时减轻了操作人员的工作量和紧张度。这一点在沙角C厂的调试过程中，表现非常突出。同时对于国内大型机组采用一机只配一主操作员和一副操作员的值班方式非常有益。

c)对保护主变压器、高压厂用工作变压器有利。对于主变压器、高压厂用工作变压器发生内部故障时，由于发电机励磁电流衰减需要一定时间，在发电机-变压器组保护动作切除主变压器高压侧断路器后，发电机在励磁电流衰减阶段仍向故障点供电，而装设发电机开关后由于能快速切开发电机开关，而使主变压器受到更好的保护，这一点对于大型机组非常有利。

d)发电机开关以内故障只需跳开发电机开关，不需跳主变压器高压侧500kV开关，对系统的电网结构影响较小，对电网有利。

方案一无上述优点。

对于方案二，当时我们主要担心发电机开关价格昂贵，增加工程投资，以及发电机开关质量不可靠，增加故障机会。对于工程投资的比较是如果不装设发电机开关，按目前国内大型火力发电厂设计规程要求的2台600MW机组需配2台高压厂用起动／备用变压器的原则，沙角C厂则要配4台较大容量起动／备用变压器，且由于条件所限，起动／备用变压器的电源只能从沙角A厂220kV系统引接。因而，方案一需增加220kVGIS间隔4个，220kV电缆4根，220kV级的较大容量起动／备用变压器4台；方案二需增加33kV电缆1根，33kV级的较小备用变压器1台，发电机开关3台。方案一的投资可能超过方案二。对发电机开关质量问题，经调查了解，当时GEC-ALSTHOM公司法国里昂开关厂生产的空气断路器，额定电流33.7kA，额定开断电流180kA，这种断路器已供应美国、法国许多大型核电站使用，运行良好。

因此，我们最终选择了方案二，并选用了GEC-ALSTHOM公司的PKG2C空气断路器。目前这种断路器经在沙角C厂多年的运行，上百次的动作，证明其性能良好。

沙角C厂发电机开关的主要技术参数：

型号

灭弧介质

额定电流

额定电压

额定频率

额定对称开断电流

额定不对称开断电流

额定短路关合电流

额定短时承受电流

对地工频耐压

雷电冲击耐压峰值

额定开断时间

额定负载下操作顺序

正常操作压力

最低操作压力 PKG2C

压缩空气

33.7kA

21kV

50Hz

180kA

340kA

509kA

275kA

70kV/min

170kV

0.1s

CO―30min―CO

3.34MPa

3.00MPa

2 设计原则

2.1 高压厂用工作变压器的容量设计

GEC-ALSTHOM公司对高压厂用工作变压器容量的设计原则为：

a)带单机负荷的一半，加1台电动给水泵再加公用厂用负荷的一半；

b)提供单机辅助负荷一半，再加2台电动给水泵。

2.2 备用变压器容量设计

备用变压器的容量选择同高压厂用工作变压器容量。

2.3 10kV厂用电系统运行方式的设计

由于受备用变压器容量所限，备用变压器在同一时间内只能带1段10kV公用段及1段10kV机组段，因此要求在正常情况下公用段尽量由某2台正常运行机组的高压厂用工作变压器各带1段。同时为防止不同机组的10kV段通过公用段并列，在各机组机组段至公用段的联络开关上有电气闭锁。

2.4 10kV厂用电源事故切换

10kV厂用电源事故切换采用自动慢切换，当正在向1段10kV公用段供电的10kV机组段由电压继电器判断为失压，且保护是反应非10kV母线段上故障时，在确认10kV机组段进线开关已跳开后，将会起动自动慢切换，经5s延时，将备用变压器低压侧10kV开关合上，从而恢复该机组段和原由它供电的公用段的供电。当保护是反应10kV母线段上故障时，则不起动自动慢切换。自动慢切换是采用传统的中间继电器和时间继电器通过硬接线来实现的。虽然备用变压器下接10kV公用段A和10kV公用段B，但由于备用变压器容量有限，在同一时间内备用变压器只能带1段公用段，从备用变压器来的10kV公用段A进线开关和10kV公用段B进线开关之间有电气闭锁，防止2个开关同时合上。同样，虽然各机组的10kV机组段各段与相应的10kV公用段各段都有联络断路器连接，但为防止正常情况下不同机组的10kV机组段通过10kV公用段并列，相互之间设有闭锁，防止同一时间2台机的10kV机组段向同一10kV公用段供电。正常情况下，厂用电源的手动切换及由备用变压器供电转为正常供电时厂用电的短时并列供电，要通过手动经同期装置进行，并经200ms延时自动跳开另一开关。

由上可知，由于备用变压器受容量及上述运行方式的限制，在事故情况下只能向1段公用段及当时向该公用段供电的机组段供电，因而事故情况下后备电源只能保证机组50%的负荷。而且，如果当时该机组段未带1段公用段，则后备电源将不能向机组提供厂用电源。如果该机组又失去全部厂用电，则需要靠柴油机组来保障机组的安全。因此，该种接线对柴油机组要求较高，而目前沙角C厂使用的柴油机组质量较好，经受了很多次起动的.考验。

由上可见，备用变压器主要是作为全厂的1个由系统来供电的用于机组停机或停机后的安全电源

，且对其中的1台机组起不到提供后备电源的作用。

3 厂用电系统电压等级及切换

3.1 厂用电系统电压等级

目前沙角C厂厂用电有3个电压等级：10kV电压，3kV电压，380V电压。其中10kV系统、3kV系统为中阻接地，380V系统为不接地系统。380V的照明用电和其他需要中性点接地的380V／220V系统，采用△／Yo的变压器来产生。

3.2 各级电压的切换

10kV系统如前所述有电源自动慢速切换。3kV系统机组2段之间、3kV系统公用2段之间有联络开关，联络开关之间不带同期和自动切换。当需要切换电源时只能通过手动切换。

380V系统机组锅炉、汽机、除尘各有2段，公用段也有2段，2段之间有联络开关，联络开关之间不带同期和自动切换。当需要切换电源时只能通过手动切换。

4 开关设备型式

10kV系统开关全部采用真空开关，型号HWX。

3kV系统的进线开关采用真空开关，馈线采用F-C回路，型号HMC1172。

380V系统的进线开关采用空气开关，接触器、熔断器。

5 结束语

沙角C厂厂用电结线采用装设发电机开关的接线型式，机组正常启停不需要切换厂用电，在遇到发电机开关以内的故障如发电机、汽轮机、锅炉故障时，只须跳开发电机开关，不需要切换厂用电，厂用电扰动小，可靠性提高，减轻运行人员的工作量，特别是故障情况下的工作量，给运行人员带来极大便利，受到电厂运行人员欢迎。尤其是机组在调试过程中，大部分的机组跳机都是来自锅炉和汽机，这一点在沙角C厂表现非常突出。沙角C厂调试过程中上百次的跳机绝大部分都是锅炉和汽厂调试过程中上百次的跳机绝大部分都是锅炉和汽机引起的。沙角C厂由于后备电源作用较组的正确起动要求较高，应选用高可靠起动的柴油机。目前，沙角C厂厂用电结线的缺点是由于只有1台备用变压器且自动投入只对带公用段的机组，而使第3台机的10kV段不能得到后备电源，降低了该台机厂用电的可靠性。在装设发电机出口开关下采用2台机组和1台后备变压器，该台备用变压器容量大于或等于1台高压厂用变压器的容量，或改善备用电源自动切换回路或设专门备用段较为合适。目前台山电厂的评标方案就是采用前一方案的。

作者：广东省电力设计研究院 陈华民

篇7：沙角C电厂厂用电结线分析

沙角C电厂厂用电结线分析

摘 要 660MW大机组厂用电结线目前在国内仍处于探索阶段，特别是对于660MW及以上大型机组是否装设发电机出口开关及装设发电机出口开关的结线方式仍处于讨论中。广东沙角C电厂3×660MW机组是总承包工程，3台机组均装设发电机出口开关。沙角C电厂用电结线方案选择过程、设计原则、厂用电系统电压等级及切换和开关设备选型可作为我国600MW大机组的厂用电结线借鉴。

1 方案选择

沙角C电厂(简称沙角C厂)有3台660MW机组，每台机组发出的电能都是经各自的主变压器升压至500kV，由500kV变电站进入广东省主网。发电机机端电压为19kV，主变压器为Yo/△接线，每台机有2台容量各为44MVA的△/Yo接线高压厂用工作变压器，2台高压厂用工作变压器各带一10kV机组段。全厂设1台容量为44MVA的高压厂用备用变压器及设高压厂用公用段10kV两段。厂用电接线如图1所示。对于这样一种结线，在工程谈判阶段业主和设计院曾就电厂的厂用电结线作了两个方案比较。

方案一：全厂设高压厂用起动/备用变压器，而不设发电机开关；

方案二：每台机装设发电机开关，而全厂只设1台容量较小的高压厂用备用变压器。

方案二的'优点是：

a)机组正常起、停不需切换厂用电，只需操作发电机开关，厂用电可靠性高。

b)机组在发生发电机开关以内故障时(如发电机、汽机、锅炉故障)，只需跳开发电机开关，厂用电源不会消失，也不需切换，提高了厂用电的可靠性，同时减轻了操作人员的工作量和紧张度。这一点在沙角C厂的调试过程中，表现非常突出。同时对于国内大型机组采用一机只配一主操作员和一副操作员的值班方式非常有益。

c)对保护主变压器、高压厂用工作变压器有利。对于主变压器、高压厂用工作变压器发生内部故障时，由于发电机励磁电流衰减需要一定时间，在发电机-变压器组保护动作切除主变压器高压侧断路器后，发电机在励磁电流衰减阶段仍向故障点供电，而装设发电机开关后由于能快速切开发电机开关，而使主变压器受到更好的保护，这一点对于大型机组非常有利。

d)发电机开关以内故障只需跳开发电机开关，不需跳主变压器高压侧500kV开关，对系统的电网结构影响较小，对电网有利。

方案一无上述优点。

对于方案二，当时我们主要担心发电机开关价格昂贵，增加工程投资，以及发电机开关质量不可靠，增加故障机会。对于工程投资的比较是如果不装设发电机开关，按目前国内大型火力发电厂设计规程要求的2台600MW机组需配2台高压厂用起动／备用变压器的原则，沙角C厂则要配4台较大容量起动／备用变压器，且由于条件所限，起动／备用变压器的电源只能从沙角A厂220kV系统引接。因而，方案一需增加220kVGIS间隔4个，220kV电缆4根，220kV级的较大容量起动／备用变压器4台；方案二需增加33kV电缆1根，33kV级的较小备用变压器1台，发电机开关3台。方案一的投资可能超过方案二。对发电机开关质量问题，经调查了解，当时GEC-ALSTHOM公司法国里昂开关厂生

[1] [2] [3] [4]

篇8：沙角C电厂厂用电结线分析

沙角C电厂厂用电结线分析

摘 要 660MW大机组厂用电结线目前在国内仍处于探索阶段，特别是对于660MW及以上大型机组是否装设发电机出口开关及装设发电机出口开关的结线方式仍处于讨论中。广东沙角C电厂3×660MW机组是总承包工程，3台机组均装设发电机出口开关。沙角C电厂用电结线方案选择过程、设计原则、厂用电系统电压等级及切换和开关设备选型可作为我国600MW大机组的厂用电结线借鉴。

1 方案选择

沙角C电厂(简称沙角C厂)有3台660MW机组，每台机组发出的电能都是经各自的主变压器升压至500kV，由500kV变电站进入广东省主网。发电机机端电压为19kV，主变压器为Yo/△接线，每台机有2台容量各为44MVA的△/Yo接线高压厂用工作变压器，2台高压厂用工作变压器各带一10kV机组段。全厂设1台容量为44MVA的高压厂用备用变压器及设高压厂用公用段10kV两段。厂用电接线如图1所示。对于这样一种结线，在工程谈判阶段业主和设计院曾就电厂的'厂用电结线作了两个方案比较。

方案一：全厂设高压厂用起动/备用变压器，而不设发电机开关；

方案二：每台机装设发电机开关，而全厂只设1台容量较小的高压厂用备用变压器。

方案二的优点是：

a)机组正常起、停不需切换厂用电，只需操作发电机开关，厂用电可靠性高。

b)机组在发生发电机开关以内故障时(如发电机、汽机、锅炉故障)，只需跳开发电机开关，厂用电源不会消失，也不需切换，提高了厂用电的可靠性，同时减轻了操作人员的工作量和紧张度。这一点在沙角C厂的调试过程中，表现非常突出。同时对于国内大型机组采用一机只配一主操作员和一副操作员的值班方式非常有益。

c)对保护主变压器、高压厂用工作变压器有利。对于主变压器、高压厂用工作变压器发生内部故障时，由于发电机励磁电流衰减需要一定时间，在发电机-变压器组保护动作切除主变压器高压侧断路器后，发电机在励磁电流衰减阶段仍向故障点供电，而装设发电机开关后由于能快速切开发电机开关，而使主变压器受到更好的保护，这一点对于大型机组非常有利。

d)发电机开关以内故障只需跳开发电机开关，不需跳主变压器高压侧500kV开关，对系统的电网结构影响较小，对电网有利。

方案一无上述优点。

对于方案二，当时我们主要担心发电机开关价格昂贵，增加工程投资，以及发电机开关质量不可靠，增加故障机会。对于工程投资的比较是如果不装设发电机开关，按目前国内大型火力发电厂设计规程要求的2台600MW机组需配2台高压厂用起动／备用变压器的原则，沙角C厂则要配4台较大容量起动／备用变压器，且由于条件所限，起动／备用变压器的电源只能从沙角A厂220kV系统引接。因而，方案一需增加220kVGIS间隔4个，220kV电缆4根，220kV级的较大容量起动／备用变压器4台；方案二需增加33kV电缆1根，33kV级的较小备用变压器1台，发电机开关3台。方案一的投资可能超过方案二。对发电机开关质量问题，经调查了解，当时GEC-ALSTHOM公司法国里昂开关厂生产的空气断路器，额定电流33.7kA，额定开断电流180kA，这种断路器已供应美国、法国许多大型核电站使用，运行良好。

因此，我们最终选择了方案二，并选用了GEC-ALSTHOM公司的PKG2C空气断路器。目前这种断路器经在沙角C厂多年的运行，上百次的动作，证明其性能良好。

沙角C厂发电机开关的主要技术参数：

型号

灭弧介质

额定电流

额定电压

额定频率

额定对称开断电流

额定不对称开断电流

额定短路关合电流

额定短时承受电流

对地工频耐压

雷电冲击耐压峰值

额定开断时间

额定负载下操作顺序

正常操作压力

最低操作压力 PKG2C

压缩空气

33.7kA

21kV

50Hz

180kA

340kA

[1] [2] [3]

篇9：水电站电气自动化应用的意义论文

1.1对水电站主要电气设备的监视、控制、保护

输电线路、变压器、母线是水电站的主要电气设备，水电站自动化的重要内容之一就是保护、控制、监视这些设备，并以它们的运行数据为依据对输电线路是否畅通、母线是否异常、变压器工作是否正常进行判断。对于潜在的安全事故，电气自动化系统能够通过及时的设备故障排除有效避免运行故障，进而为供电安全工保证。自动保护的情况包括对发电机组不会立即产生危害的非正常情况；在发电机组过速并且调速器失灵等情况时太靠断路器并关闭进水闸门。

1.2自动监测和控制电站水轮发电机组运行状况

机组监控设备是实现水电站发电机组运行状况控制和的主要设备，控制室计算机从监控设备及时接受机组的监控数据，根据预先设定的程序计算机对发电机组的运行情况进行判断，并发出处理相应问题的命令。

1.3监视和自动检测水电站辅助设备运行情况

实现水电站自动化技术的基础之一是检测水电站运行设备各项参数，其中控制设备、监测设备、控制节点是水电站辅助设备运行状况自动检测和监视的基础，计算机接受辅助设备的运行数据，最终对辅助设备工作状态和辅助设备的电流进行判断。

篇10：水电站电气自动化应用的意义论文

3.1调节水库式电站调速器中PLC应用

通常来说，水库式电站具有较大变化的水头，其调速器和启动开度的设计以水轮机为依据。但在发生水电站水头降低或者水轮处于低水头运行的条件下，气动开度需要通过更换新片或者开度指示仪中串接电阻实现。如果电站出现水头远小于设计水头时，就应当将芯片换回或者将串接电阻撤除。当在运用PLC可编程控制器的情况下，就能够以水头的高低进行相应程序的修改，通过起动开度和合理改变为其健康运行提供保障。

3.2远程控制模式

当前我国水电站的电气自动化运用中较为普遍的是远程控制方式，远程监控通过多个CPU共同实现，这样一个地方发生故障而影响整个控制系统的弊端就能够得到有效避免，同时远程监控具有控制更加合理、精确的优势，这不仅实现了降低成本的目的，还能够大量减少电缆材料的应用。由于远程监控模式运用的是CAN总线设计，这使得通讯速度受到一定影响，而水电站的通讯量很大程度上取决于水电站的规模。当前，我国的水电站规模普遍较大，因为集中监控模式具有限制通讯量的问题，所以在大型水电站的电气自动化应用中价值不大。

3.3现场总线控制模式

以太网、局域网、现场总线等计算机网络技术是现场总线监控模式实现的重要基础，现场总线控制模式具有针对性强的特点，它在充分满足水电站运行需求的同时，在进行间隔设计的基础上使拟量变送器、隔离设备等字段设备数量大幅降低，并通过直接连接通信线减少了电缆的使用数量，在成本和通讯量上优势明显。该系统中各个装置具有相对独立的功能，这样系统的可靠性大幅提升，装置间不会因为彼此发生故障而受到影响。当前在水电站电气自动化的计算机监控系统中已经广泛的应用了电厂总线监控模式。

3.4轴流浆式水轮机调速器中PLC的应用

轴流浆式水轮机的叶片会随着水不同能和导叶协联动作，这样大幅增加了水轮机动行水头范围，进而使水电站的经济效益大幅增加，所以当前广泛运用于水电站中。但是由于水电站运行过程中水轮机水头变化和上下游水位变为经常和该设备的固定参数存在一定差距，所以发电机组经常处于非最佳状态运行。因此，必须选择能够便程序的PLC作为发电机组的调整期，能够变成控制器是PLC变速器的重要特点，可针对发电机组运行中不同水头、上下游水位、手动协联奖叶、手动协联导叶，在PLC输入获得最佳协联曲线，进而对原来的协联曲线进行修改，这样发电机组就能够处于最佳运行状态。

4结束语

本文分析了水电站电气自动化应用问题，以求为提升我国水电站运行水平贡献绵薄之力。但本文还存在一定局限，希望电力行业人员能够加强重视，不断提升水电站电气自动化水平，最终提升水电站运行效率和稳定性。

篇11：水电站电气自动化应用的意义论文

2.1提升水电站运行的可靠性

发电站运行的根本任务是发电，在有效应用电气自动化技术和设备的条件下，水电站对各个系统的检测工作可以通过自动控制系统精确、快速、及时的实现。同时各个系统的运行数据还能够被自动控制系统准确记录，对于异常数据该装置可进行自动报警，进而保证水电站运行故障的迅速排除。所以水电站电气自动化应用不仅能够形成对发电机组故障的有效预防，还可以防止水电站因发电机组故障而产生了运行事故，实现了水电站发电机组运行可靠性的有效提升。与此同时，在自动装置控制、操作水电站发电机组和辅助设备的情况下误操作能够大幅降低，改变了过去由于工作人员误操作产生运行事故的情况。

2.2保证电能质量

衡量电能质量的主要指标是电压和工频，电网系统中有功功率的平衡会决定了工频，而电网系统中的无功功率则会对电压产生决定性的影响。电网系统的运行状况事实发生改变，只有在电气自动装置的控制和作用下发电机组工作状态才能实现及时、准确调节，进而在规定的范围内维持发电机组所发电能的电压和工频。

2.3提高水电站运行是的经济性

只有水轮发电机的运行处于最佳状态时，水电站才能提升运行的经济性。当水电站具有多个机组时，要提升运行经济性还要依据电网系统分配给水电站负荷大小和水电站的具体情况确定机组最佳运行状态，通过最佳运行机组数量的确定实现发电效率的最大限度提升。对水电站经济运行造成影响的因素较多，综合性的利用水力资源是水电站运行的特点，在人为控制的情况下水电站经济运行要求很难得到满足。只有应用电气自动化的条件下，才能够通过水电站自动控制装置的充分利用提升水电站运行的经济性。

2.4提高水电站劳动生产率

通过电气自动化的应用，水电站日常运行中的工作量大幅降低，只需要较少的工作人员就能实现水电站的正常运行，同时工作人员的劳动强度也得到降低，劳动环境得到有效改善。这种条件下的`水电站运行、管理水平也获得了大幅提升。与此同时，少量工作人员通过电脑对自动化设备进行控制和操作，不需要过多人员的参与，这样水电站的电能生产成本和运行成本就得到降低，最终实现水电站劳动生产率的提升。

篇12：水电站管理的未来发展趋势分析论文

水电站管理的未来发展趋势分析论文

当前，我国已经成为世界上最大的能源消耗国，时刻面临着能源短缺的危机。我国幅员辽阔，河流众多，径流丰沛，具有十分丰富的水能资源，理论蕴藏量6.94亿千瓦，技术可开发量5.42亿千瓦，均居世界第一位，十分有利于水电的开发。水电能源作为一种可再生能源，因为其环保、可持续利用的特点，已经得到了越来越多人的重视和认可。水电站作为开发水电能源的主体，其经营管理对于水电能源开发效率有重要影响。本文试图结合水电站管理的历史和现在，谈一谈水电站管理的未来发展趋势。

一、水电站管理的历史和现状

总管我国水电站管理的发展路程，大致是一个从无到有、从混乱到规范、从传统到现代逐渐发展和完善的过程，主要可以分为计划经济时期的.早期管理阶段和现代管理阶段。

(一)早期管理模式

一般而言，水电站都建在偏远山区，自然及社会条件都比较艰苦。水电开发作为一项具有社会和环境等综合效益的事业，水电建设也是一项系统工程。在计划经济时期，我国的水电工程一般是由国家负责，集中资金和人力进行水电站的建设、管理和维护。由于科技水平和管理理念的局限，在计划经济的体制下，要发展水电站，就只有不断扩大水电站规模，导致水电站管理维护人员越来越多，机构越来越臃肿，管理成本越来越高，管理压力越来越大，管理效率自然也就越来越低。

(二)现代管理模式

改革开放后，为了适应市场经济的发展，提高自身竞争力，大部分水电站在管理模式及管理手段等方面都进行了一定改革。随着国际间的经济技术交流日益频繁，我国水电站管理也逐渐学习和引进世界先进的管理经验，特别是90 年代后，我国装机容量在100 万kW 以上的大型水电站相继投产发电，很多水电站开始引进发达国家的先进设备，先进的管理方式，学习国外先进的管理方法，并按照先进的组织机构，选拔招聘岗位人员，不仅缩小了用人数量，还有利于保障安全生产，水电站的高效率建设，科学化管理，市场化运营打下坚实的制度基础。

二、水电站管理的未来发展趋势

随着先进技术和先进管理理念的进一步发展和成熟，水电站的管理技术、管理理念和管理模式也会出现新的发展。 年，我国原电力工业部颁发《关于水电站“无人值班，少人值守”的若干规定(试行)》的文件，建议水电站逐渐朝着无人值班，少人值守的管理模式发展。诸多水电站陆续朝着这一管理模式进行改革，并且已经初见成效。所谓“无人值班”，是指水电站内不需要再全天安排工作人员值班，可每日安排少许人在行政工作时间负责设备和环境的常规巡检、维护、清扫等工作，其余时间电站可以进行自动化运作，电站运行的一切如开停机组数据监视、操作控制、工况调整等工作都可通过远程控制系统由值班人员在远端集控中心统一完成。

要实现无人值班，少人值守，集中控制，必须做好以下工作：首先，要做好电站设计工作，提高电站设计质量。这是实现是水电站实现“无人值班，少人值守，集中控制”模式的前提。由于这一模式是建立在新的生产方式和运营方式上的，因此，设计单位在进行电站设计时，应充分考虑电站各种新的不利因素，积极调整设计理念，最大限度实现电站运营安全。其次，要提高设备质量及安装水平。水电站的设备质量和安装水平是实现新模式的必要条件，要确保这一模式的顺利实施，在设备采购中，应尽量选择高质量的设备，确保设备运行的可靠性，可以有效减少设备故障发生，还应该提高设备安装、调试水平，提高设备运行的稳定性。 其三，要采用先进的自动化设备，实现电站自动化运转。这是实现“无人值班，少人值守，集中控制”的关键。要实现电站的自动化运营，必须拥有以下技术设备：计算机监控设备，主要进行数据采集、辅助决策根据编写的程序进行运行操作及事故处理等;视频监视系统，主要负责实时观测大坝、发电机组、输电设备、水库等设备和环境的各种变化及电站现场生产情况;消防监控系统，主要负责火灾探测和火灾联动灭火;仿真培训系统，主要负责对运维人员进行概念性培训以及日常操作训练和事故演习，并进行事故分析和典型事故的演示等;信息管理系统，主要负责对电站生产过程中各类信息进行收集、汇总、统计、分析，以便管理人员做出周密的生产、经营、管理计划。

三、结束语

当前，为了保障我国的能源安全，提高水电站管理效率，最大限度发挥水电站的经济和社会效益刻不容缓。随着时代和科技的进步，水电站的管理模式也应朝着先进技术、先进工艺、先进管理理念的方向发展，积极实行“无人值班，少人值守”的新模式。从而使水能资源能够被充分利用，电站潜力能够被最大限度挖掘，生产成本大大降低，劳动强度大大减少，真正实现电站安全、经济、高效运行.

篇13：火电厂厂用电电气系统的设计和实例分析

火电厂厂用电电气系统的设计和实例分析

火电是我国最传统的发电方式.在新兴的'水电、风电、核电等发电方式的包围下,虽然火电的比例呈逐年缩小的态势,但是在现有的发电方式中火电仍然占有举足轻重的地位.本文简述了火电厂的主要工艺流程,重点介绍和分析了火电厂的厂用电系统,并介绍了施耐德产品在火电厂的应用.

作 者：申海霞 王敏  作者单位：申海霞(施耐德电气(中国)投资有限公司)

王敏(上海市政工程设计研究总院第四设计院)

刊 名：电工文摘 英文刊名：ELECTRICIAN ABSTRACTS 年，卷(期)： “”(3) 分类号： 关键词：火电   工艺流程   厂用电   施耐德  

篇14：高校管理信息系统应用分析论文

高校管理信息系统应用分析论文

高校信息管理系统是以学校学生的实际需求和信息管理人员以计算机管理信息化为背景。将学生的信息管理流程化，科学化。以新的信息管理系统来代替原来手工的管理。本着让用户操作简单，直观，使用方便的原则，用的开发工具是非常适合本系统开发的。信息管理系统主要指的是管理活动中的各种信息技术设备和相应的信息管理软件,而高等学校信息技术主要包括了管理上面的观念以及管理上面信息技术的技能等方面。信息技术主要是高校通过对学校的各种管理信息的采集、处理以及分析等技术手段来实现对高等学校的信息管理的。信息技术在高等学校的日常管理中具有很多特点。譬如信息的全面收集、信息的准确处理、信息的快捷传递、信息的科学分析等等。所以信息技术在高等学校管理中的全面应用是高等学校迈入信息管理现代化的重要标志。如果用科学的信息系统这一观点来看待,高等学校是社会信息化这一个大的系统中的一个小子系统,构造高等学校这个小子系统的主要因素有人和事以及信息。系统中的主要要素中的人包括教育和被教育这两个方面,这个要素通过科学的信息技术环境的作用从而形成完善的高等学校的教学以及管理等等系列的活动;财产与物品是指为了能够更好地满足高等学校的各种活动所必须的资金和高等学校的基础设施以及教学材料等。这些财产和物品都是通过信息技术手段的使用才能够实现物尽其用的。网络信息指的是和高等学校的各种活动所相关的数据以及资料和知识内容。高等学校中的各种信息数据只有通过快捷、准确的处理才能够实现高等学校的科学管理教程。

对于高等学校在管理中实现既定的目标管理的时候,还要做到对高等学校的管理方法以及手段的运用的现代化。高等学校的管理方法和管理手段运用的现代化,不仅仅是能够保证高等学校在管理活动中管理思想的现代化,也是从高等学校的实际情况出发,确立同现代化教育相互适应的，能够融入进当前信息化技术管理理念的现代管理思想;其次就是高等学校中的管理方法运用的现代化。高等学校管理中理应正确的使用当前流行的系统论以及控制论等等先进的管理理论和管理思想,从而借鉴现代管理科学中所取得的成果来对管理思想进行有目的性的充实和发展;高等学校的管理手段的现代化是不能够忽视的,随着当今社会现代化的发展和教育信息现代化脚步的加快,高等学校在日常管理中的信息量也在不断地增加,当前高等学校对管理信息处理的及时性的要求以及信息管理中的复杂程度都在的不断提高,在当前这种情况下,我国高等学校只有努力运用，充分运用最先进的信息管理技术来辅助高等学校进行管理,才能够更好地处理大量的信息，才能够让信息更加准确、及时地进行,从而使当前现代化的管理思想以及管理方法一一实现。所以从以上几点可以说,网络信息技术的运用是高等学校进行核实施现代化信息管理的一个非常重要的标志。

高等学校在日常的管理活动中所涉及到的管理信息主要可以分为以下几种类型。主要是教职员工的`工作信息、学生日常生活学习的信息、平时各种组织活动的信息以及高等学校财务，设施和科研活动的信息这五种类型。教职员工的工作信息主要包括教职员工的基础档案和工作信息等;学生信息通常主要包括学生平时的基本生活情况，德智体的学习情况，学习成绩的分数以及生活情况和健康情况等等。各种组织活动信息主要指的是高等学校平时组织举办的的各种类型的课内外的活动等等。以上的这些信息和它们的管理信息的结果能够反映出高等学校的平时日常的教学工作和高校平时日常的行政管理工作的一些基本状况,然后可以为高校的高级管理人员提供出一些决策的依据。高等学校的财务和基础设施物品这些信息主要指的是上级教育管理的行政部门平时的正常教学拨款以及日常里各种渠道对高等学校的捐款、这些信息的收集和整理才能够更好地运用信息管理，对其进行使用。通过对上述这些管理信息的收集和整理以及对其进行的分析和运用，这些都可以通过高等学校在校园中德网络电视信息系统以及通过学校的计算机系统或者高校的校园网进行运用和传播使用。只有运用好以上这些网络信息技术管理手段。才能够更好地处理高等学校管理信息。正确的运用这些信息管理系技术要比传统的人工处理要更加的精准和更加的有效率。