水電廠自動裝置的配置

1. 電氣工程及其自動化實習報告，求題目

迎峰度夏進入關鍵期 各地電力運行態勢總體平穩
一、高溫天氣導致發用電迅速增長
近日，受大范圍高溫天氣影響，部分地區用電負荷持續攀升。截至7月5日，除東北電網外，其他五大區域電網最大用電負荷均創歷史新高。其中：華北電網14015萬千瓦，華東電網15076萬千瓦，華中電網9615萬千瓦，西北電網3293萬千瓦，南方電網9635萬千瓦。山東、天津、江蘇、浙江、安徽、福建、湖北、河南、陝西、寧夏、新疆、廣東、海南13個省級電網最大用電負荷記錄也被相繼刷新。
發電方面，自6月下旬起，全國日發電量快速上升，連續突破去年7月21日出現的日發電量122.03億千瓦時的峰值。進入7月份，增長勢頭更為迅猛，日發電量一直保持在125億千瓦時以上，7月5日達到129.34億千瓦時，再創歷史新高。
二、水電增發有力支撐了電力供應
5月份以來，隨著降雨量明顯增多，各大流域來水情況迅速好轉，西南地區旱情緩解，重點水電廠可調水量大幅增長，水電出力不斷加大。據國家電網公司統計，6月份，全國水電發電量715億千瓦時，同比增長29.4%，高出火電增速16.7個百分點；水電對全國發電量增長的貢獻率達33.9%。與去年同期相比，增發的水電量相應減少了約750萬噸電煤需求，有力緩解了電煤供應和火電機組運行壓力。
目前，全國重點電廠存煤量基本正常，華中電網、華東電網、南方電網存煤有所增長。截至7月4日，國家電網監測的429戶重點電廠存煤5807萬噸，為18天用量，比5月底上升2天。其中，華中電網存煤可用32天，比5月底上升11天；華東電網存煤可用18天，比5月底上升3天；南方電網存煤可用20天，比5月底上升4天。秦皇島港存煤594萬噸，屬於正常水平。
三、積極應對高溫確保電力安全穩定運行
按照6月10日召開的全國電力迎峰度夏電視電話會議部署要求，國網公司和南網公司加大資源優化配置力度，努力消納水電資源，減少棄水，並積極組織開展應急演練；發電企業加強機組運行維護，努力提高電煤庫存；各地電力運行主管部門加強需求側管理，完善有序用電方案，並努力推動節能減排工作。如浙江省對水泥、鋼鐵、化工、造紙、紡織印染等耗能較多的約1160家企業，分別實行階段性集中檢修停產讓電和高（尖）峰時段錯避峰用電。由於准備工作較為充分，目前全國電力運行基本平穩。
迎峰度夏期間，全國電力負荷仍將保持高位運行。據中央氣象台預報，未來一周華北、華中、華東等地仍將持續高溫少雨天氣。受此影響，電力負荷將繼續攀升。各有關部門和企業將繼續加強監測、協調，及時處理各類突發情況，確保居民生活等重點領域用電需求。

華能大連電廠華能大連電廠坐落在大連灣海邊，靠近大連經濟技術開發區，距市中心約30公里。該廠以合資方式始建於1986年，主要利用外資成套引進了80年代具有國際先進水平的現代化設備，1988年建成投產。一期工程投用的兩套火力發電機組，具有70萬千瓦的發電能力。幾年來，該廠年發電量都在38億度以上，工廠生產的全過程基本實現了自動化控制。
目錄[隱藏]
電廠簡介
信息化建設
抗災保電網紀實資訊
老廠不老 生機勃發
廠長介紹

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電廠簡介
華能大連電廠坐落在大連灣海邊，靠近大連經濟技術開發區，距市中心約30公里。該廠以合資方式始建於1986年，主要利用外資成套引進了80年代具有國際先進水平的現代化設備，1988年建成投產。一期工程投用的兩套火力發電機組，具有70萬千瓦的發電能力。幾年來，該廠年發電量都在38億度以上，工廠生產的全過程基本實現了自動化控制。
華能大連電廠在不斷發展的過程中，利用計算機系統作為企業管理中強有力的手段，依靠科學方法對一流的生產設備的有效管理，對企業信息系統進行綜合管理，在市場經濟的競爭中創造出一個高效率的一流的現代化電廠，實踐中的一些經驗和應用效果，值得我們借鑒和吸取。
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信息化建設
廠級監控信息系統(SIS)、資產管理系統(EAM)、辦公自動化系統(OA)、人力資源系統(HR)、財務系統……擁有如此多的信息化系統，華能大連電廠該如何更好地將這些基於不同平台的系統進行整合和優化，並為未來的系統建設做好准備.
整合難題
華能大連電廠位於大連市大連灣鎮，是華能國際電力股份有限公司的全資公司，規劃裝機容量為210萬千瓦。目前，電廠擁有四台35萬千瓦機組，總裝機容量為140萬千瓦，是華能集團的標桿性電廠，同時也是全國特大型發電企業。
多年來，華能大連電廠一直努力把自己打造成為數字化發電企業，成為具有國際競爭力的現代化火力發電廠。近幾年來，隨著電力系統「廠網分開、競價上網」改革的不斷推進，華能大連電廠的信息化建設取得了顯著的成效。目前，電廠已經構建了成熟的計算機網路環境和硬體體系架構，以及基本完善的企業信息化應用系統。其中，已經實施或正在實施的信息系統有廠級監控信息系統、資產管理系統、辦公自動化系統、人力資源系統、財務系統等。
如此可見，對信息化建設的重視，讓華能大連電廠具備了較好的信息化基礎，並在生產、財務、設備、物資等領域都積累了豐富的經驗和充足的數據。同時，成熟的計算機網路環境和硬體體系架構，也保證了電廠今後可以利用先進技術進一步提高信息化應用的深度和廣度。
但是，像很多較早進行信息化建設的企業一樣，隨著企業自身和信息技術的不斷發展，華能大連電廠在信息化建設道路上遇到了一個難題—如何將眾多基於不同平台的系統進行整合和優化，以更好地發揮其效益?
要解決好這個問題，實施EIP(Enterprise Information Portal，企業信息門戶)無疑是個好選擇。
EIP可以對企業已有的內部和外部系統進行整合和優化，使企業員工、客戶、供應商、合作夥伴可以從單一平台訪問、抽取、分析、儲存自己所需的個性化信息。同時他們還可以根據需要，利用這些信息作出合理的業務決策，並加以執行。EIP可以通過提供及時准確的信息來幫助企業優化業務運作流程，提高工作效率。
隨著信息技術的不斷發展，新一代企業信息門戶更加重視協同作業，能夠幫助企業實現業務流程自動化，同時更加重視對企業外部的延展性，如支持XML、Web Service等。EIP的合理應用，不但可以為企業員工提供一個應用的窗口，更是對外傳達企業信息的最佳方式之一。
據了解，華能大連電廠早就意識到了EIP對於企業信息化建設的重要意義，並且已經實施並應用了EIP系統。但是，隨著公司業務的迅猛發展，電廠的管理和業務對EIP系統提出了更高的要求。新的要求主要體現在對系統的廣泛性、易用性、安全性、可擴展性、先進性、易維護性和信息的集成性等要求上。原有EIP系統不能很好地滿足這些需求。
門戶平台
通過對原有的信息化系統進行重新審視，對現有的管理業務流程進行優化重組，並挖掘管理的深層需求，華能大連電廠決定對內網平台進行技術改造：在原有信息化的基礎上綜合各個應用系統，以知識管理為核心，重新構建電廠的企業信息門戶。
新建的企業信息門戶除了要保留原EIP系統的優點，還要在廣泛性、易用性、安全性、可擴展性、先進性、可維護性和信息的集成性方面有較大的提高，以幫助華能大連電廠通過信息化全面提升管理。
為保證EIP項目的順利實施和成功應用，華能大連電廠確定了項目建設的四大原則。
第一，技術領先。要採用成熟、領先的技術來進行建設。
第二，量體裁衣。不盲目追求新、全、高，而是要根據電廠目前的信息化狀況，從是否具有足夠的數據積累、是否擁有合理的業務流程作為支撐、能否被用戶所接受的角度出發，制定合理的實施方案和實施計劃。
第三，分步實施。採用「整體規劃，分步實施」的策略進行EIP建設。華能大連電廠計劃先打好基礎，完善EIP基礎架構後，再根據業務優先順序分步實施，制定以點帶面的分步實施策略。
第四，柔韌靈活。考慮到企業外部業務環境和內部業務流程的不斷變化，EIP系統應當具備足夠的可擴展性，以保證系統能適應企業的不斷發展變化。
經過審慎的對比、考察，華能大連電廠最終選擇了BEA公司提供的基於BEA ALUI的企業信息門戶解決方案。
據了解，華能大連電廠之所以選擇BEA ALUI，最關鍵的原因是ALUI是當前市場上先進的基於SOA架構構建的產品，能夠提供包括協同、發布、內容管理、搜索、工作流和分析在內的多個功能框架，以及與其相對應的大量功能模塊。這些可供華能大連電廠在進行配置和客戶化開發時方便使用。
此外，ALUI可以通過組件的形式為電廠提供靈活的、可擴展的部署方式。這一點對正處在快速變化中的電力行業的華能大連電廠非常關鍵。ALUI的所有功能框架及模塊都與其基礎架構緊密配合，相輔相成，整體統一，可以通過簡單配置快速滿足大連華能的需求。這種配置理念不但體現在開發的高效和維護的低成本上，還體現在擴展的靈活性上。
值得我們注意的是，目前Java和.Net在企業應用中都佔有舉足輕重的地位。企業必須考慮對Java和.Net進行有效整合。不僅僅是華能大連電廠，很多大型企業都希望有一個能夠跨Java和.Net的工具對所有應用系統進行整合。而ALUI最突出的就是跨Java和.Net的特性。這能有效地幫助華能大連電廠迅速整合當前所用的應用系統，並為將來的應用提供支持。
MIS兩條主線
在四大原則的指導下，通過多方的共同努力和配合，華能大連電力企業信息門戶項目順利通過驗收，並成功上線。
該項目集企業網站和企業門戶為一體，不僅集成了電廠現有的EAM、OA、SIS等應用系統，還將電廠內的部分日常管理融入在門戶中，進一步規范了企業管理，提升了管理水平，提高了協同辦公效率，並加快了開發建設速度，減少了單獨開發再集成所造成的各種資源的浪費。
華能大連電廠相關項目負責人鄧宇表示，EIP的成功實施為電廠構建了具有自身企業特色的全新信息管理系統，即將MIS項目中除EAM以外的絕大部分具有文檔管理、工作流管理等共性的模塊有機地整合到門戶中來實現，而不是簡單地進行應用集成。作為企業內部日常管理的協同工作平台，EIP的成功應用幫助華能大連電廠最終形成了MIS的兩條基本主線—EAM和企業門戶。
更為重要的是，BEA SOA的理念和方法，滿足了華能大連電廠對門戶的應用需求。特別是EIP所實現的跨Java和.Net的整合，為華能大連電廠今後的信息化建設打下了堅實的基礎
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2. 水電廠計算機監控系統現地控制單元硬體設備配置有幾種結構類型

全面和系統地反映了國內外在水電廠計算機監視和控制方面的科研成果和技術成就。 全書分十五章：緒論、水電廠計算機監控系統的結構和性能指標、數據採集和處理、微機調速器、微機勵磁調節器、計算機同步裝置、機組的順序操作、現地控制單元、人機聯系、自動發電控制和自動電壓控制、通信技術、電廠控制級、抽水蓄能電廠的控制、梯級水電廠的控制和水電廠計算機監控系統實例。 本書是為從事水電廠設計、運行的專業人員編寫的，亦可作為高等院校有關專業的教學參考書。

3. 水電站自動化設備包括哪些

自動化設備是個比較籠統的概念
比如：
自動裝置：繼電保護、自動同期裝置等；
自動元件：感測器、測溫儀等。

4. 水利設施自動化控制系統

水利設施自動化控制系統
首先你是學習水利水電的，了解控制系統的工藝流程，制內定控容制系統的技術指標。

自動化控制目前是離不了電的，電氣方面用的器件有，斷路器，接觸器，電抗器，變頻器，PLC，工業計算機，上位軟體，執行按鈕，儀表等。

編制系統的語言有，PLC編程語言，C語言，匯編，VB，VC等面向對象的高級語言等。

你提的概念很大，自動化控制系統是多學科的一種結合。
制動控制，不懂水電方面的知識也是做不了的，因為不懂工藝流程，反之亦然，自動化控制系統一般是多學科的一種合作。

5. 電站廠房發電機層布置哪些主要設備

水電站廠房是水電站中安裝水輪機、水輪發電機和各種輔助設備的建築物。一般由水電站主廠房和水電站副廠房兩部分組成。它是水工建築物、機械和電氣設備的綜合體，又是運行人員進行生產活動的場所。
空間劃分
主廠房：布置水電站的主要動力設備（水輪發電機組）和各種輔助設備，設置裝配場（安裝間）。
副廠房：布置控制設備，電氣設備和輔助設備，是水電站運行、控制、監視、通訊、試驗、管理和工作的房間。
主變壓器場：裝設主變壓器的地方。水電站發出的電能經主變壓器升壓後，再經輸電線路送給用戶。
高壓開關站：裝設高壓開關、高壓母線和保護措施等設備的場所，高壓輸電線由此送往用戶。
此外廠房樞紐中還有：進水道、尾水道和交通道路等。
水電站主廠房、副廠房、主變壓器場和高壓開關站及廠區交通等，組成水電站廠區樞紐建築物，一般稱廠區樞紐。
系統劃分
水電站廠房內的機械及水工建築物共分五大系統
⑴水流系統。水輪機及其進出水設備，包括壓力管道、水輪機前的進水閥、蝸殼、水輪機、尾水管及尾水閘門等。
⑵電流系統。即電氣一次迴路系統，包括發電機及其引出線、母線、發電機電壓配電設備、主變壓器和高壓開關站等。
⑶電氣控制設備系統。即電氣二次迴路系統，包括機旁盤、勵磁設備系統、中央控制室、各種控制及操作設備如各種互感器、表計、繼電器、控制電纜、自動及遠動裝置、通迅及調度設備等直流系統。
⑷機械控制設備系統。包括水輪機的調速設備，如接力器及操作櫃，事故閥門的控制設備，其它各種閘門、減壓閥、攔污柵等操作控制設備。
⑸輔助設備系統。包括為了安裝、檢修、維護、運行所必須的各種電氣及機械輔助設備，如廠用電系統（廠用變壓器、廠用配電裝置、直流電系統），油系統、氣系統、水系統，起重設備，各種電氣和機械修理室、試驗室、工具間、通風採暖設備等。
結構劃分
⒈平面：主機室+安裝間
主機室：水輪發電機組及輔助設備布置在主機室，是運行和管理的主要場所；
安裝間：是水電站機電設備卸貨、拆箱、組裝、檢修時使用的場地。
⒉垂面：上部結構+下部結構（以發電機層樓板面為界）
上部結構：與工業廠房基本相似，基本上是板、梁 、柱結構系統；
下部結構：大體積混凝土結構，布置過流系統，是廠房的基礎。

6. 為什麼要對繼電保護裝置改造

1繼電保護裝置更新的必要性
繼電保護及安全自動裝置在電力系統中擔負著快速切除故障點，減小事故范圍的重要任務，是電力系統不可分割的重要組成部分。由於建站時間早，三門峽水電廠的繼電保護裝置大多為前蘇聯、阿城繼電器廠和許昌繼電器廠的電磁型保護，雖然在八十年代末九十年代初對部分保護裝置進行過更新改造，例如將110KV線路保護由電磁型保護更新為「四統一」晶體管保護，後來又將三鋁線的晶體管保護更新為南自廠的WXB-01型線路微機保護，但因為大多數繼電保護裝置運行時間都在十年以上，隨著設備運行時間的增加，設備各項技術性能指標逐步下降，保護拒動、誤動的情況時有發生，嚴重影響了水電廠的安全、優質、高效運行。
進入90年代中後期，隨著國內少人值班水電廠的出現，三門峽水電廠也加快了綜合自動化改造的步伐，這就要求繼電保護裝置在滿足可靠性、選擇性、靈敏性、速動性的前提下，還應具有組網和數據通信的能力。因此，做為水電廠綜合自動化改造工程的一部分，也為了要提高繼電保護裝置的安全可靠性，三門峽水電廠從1995年開始有計劃、有步驟地對廠內的繼電保護裝置進行更新改造。
2更新改造的原則
確立正確的改造原則是改造成功的關鍵。三門峽水電廠第一台微機型保護裝置1991年底應用於三鋁線，1993年又將三高線保護由晶體管保護裝置更新為微機型保護裝置，為繼電保護裝置更新改造積累了經驗，逐步確立了繼電保護設備更新改造原則，1995年三門峽水電廠開始綜合自動化改造後，率先建立了機組計算機監控系統，使繼電保護裝置的改造原則更加明確。隨著設備更新改造步伐的加快，現在已明確確立了以下改造原則：
（1）經過改造，提高站內繼電保護裝置的可靠性。
（2）對保護配置不完整的設備，進行保護配置的完善和優化。
（3）保護裝置應具有組網和數據通訊的能力。
（4）在保證保護裝置各項技術指標最優的前提下，盡可能降低更新成本，即達到最佳性價比。
改造原則的確立使繼電保護裝置更新改造效果良好，例如主變壓器繼電保護設備通過更新改造，增加了零序間隙保護、斷路器失靈起動功能、零序選跳功能後，使保護配置更加完善合理，也進一步提高了保護動作的可靠性。
3繼電保護裝置的選型原則
繼電保護裝置的正確選型，有利於設備的規范化管理，適應水電廠綜合自動化改造及以後計算機監控系統完善的需要。以下是三門峽水電廠繼電保護裝置更新選型的原則：
（1）所選保護裝置，應具有成熟的技術和很高的安全可靠性，符合電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施的有關規定，經現場運行表明其性能指標均達到要求的微機型設備。
（2）保護配置除應滿足實際需要外，還應符合DL400—91《繼電保護和安全自動裝置技術規程》中對電力設備保護配置的有關規定。
（3）所選保護裝置除必須滿足規程要求並結合現有相關設備的技術要求外，還應兼顧保護技術的發展、升級、組網功能的需要，在對具有一定技術實力並有完整質量保證體系和完整的售後服務的多個生產廠家進行技術經濟對比後，選擇具有較高性價比、便於運行和維護的產品作為選型目標。
（4）同一類設備的保護裝置型號應盡量統一，以利於設備維護和安全運行，也便於綜合管理。
4保護裝置的更新改造
4.1發電機保護裝置的更新
三門峽水電廠1～5#發電機繼電保護裝置原為晶體管保護，使用年限已超過10年，裝置老化比較嚴重，維護周期縮短，保護誤動現象時有發生，例如2#發電機失磁保護就曾因該保護裝置背板焊接線脫落導致失磁保護誤動。6、7#發電機保護在1994年和1997年擴裝機組時採用了集成電路保護，經過近10年的運行，6#機保護電源掉電後在直流電源恢復時不能自啟動、7#機縱差保護多次發生因定值撥輪接觸不良而造成速斷閉鎖誤發信號等問題的存在成為提高保護裝置可靠性的瓶頸。
為解決這一問題，保護裝置的更新改造隨機組監控自動化改造同步進行。3#機保護於1995年更新，當時發電機微機保護裝置剛開始應用，使用效果不易確定，因而選擇了生產、應用處於主導地位的集成電路保護；隨著發電機微機保護在國內各使用單位的逐步推廣應用，經過市場調研和技術論證，發電機微機保護裝置首先在4#機運用，其可靠性高、安裝調試簡單、運行維護方便、可與計算機監控系統通信等優點是集成電路保護無法與之相比的，所以在此後更新的5#、1#、2#、6#、7#機保護也都採用了微機型保護。3#機的集成電路保護也擬於近兩年內更新為微機保護。更新後的保護裝置可靠性大為提高，微機保護還有簡單的事故分析能力，並可通過通訊介面實現與監控系統的通訊。
4.2變壓器保護裝置的更新
1～4#主變壓器保護是前蘇聯及阿城繼電器廠的電磁型保護，已運行了二十餘年，一方面繼電器的各項性能指標下降，備品、備件短缺，保護裝置的動作可靠性降低，影響了主變壓器的安全運行，另一方面保護配置不完整，落實「反措」困難，也不利於電力系統的穩定運行，在完善保護配置的思想指導下及市場調研的基礎上，經過招標，將3#、4#主變壓器保護更新為微機型變壓器保護裝置。因2#主變壓器於2002年8月遭雷擊，絕緣損壞而予以更新，相應保護裝置的更新隨變壓器的更新同時進行，2#主變壓器保護也選用了微機型保護。1#主變壓器保護裝置更新做為1～3FB更新改造項目的有機組成部分，在1#主變更新、相應電氣主結線更改過程中，已將1#主變、廠用11#和12#變壓器保護由電磁型保護更新為微機保護。3#主變壓器微機保護作為三門峽水電廠第一台主變壓器微機保護，自2003年1月投運以來，運行情況良好，保護裝置具有較為完善的人機交互界面，可存儲多套保護定值，使運行、維護工作更為便捷。因為在1～3FB更新改造工作中，將由1#主變取代3#主變作為聯絡變，3#主變退出運行，因此將原3#主變壓器微機保護裝置經過改造成為1#主變壓器微機保護裝置。2006年3月，1#主變、廠用11#和12#變壓器微機保護已全部投入運行。
6、7#主變壓器保護採用了當時應用較為廣泛的集成電路保護，隨著運行年限的增加，保護裝置在硬體上的不足多次引發了保護的誤動，如6#主變保護曾因抗干擾能力差，發生過兩次差動保護誤動跳閘，7#主變差動保護曾因定值撥輪接觸不良而造成保護誤動跳閘，檢修人員採用將控制電纜更換為屏蔽電纜、短接定值撥輪內部電阻的方法基本解決了差動保護誤動的問題，保證了主保護的安全可靠性。但由於設計、製造上的原因，整套保護裝置的可靠性仍不太高，經常出現6號變壓器負序方向保護、7#變壓器非全相保護誤發信號的情況，無法解決。並且6#、7#發電機出口開關遮斷容量不足，7#機出口開關曾發生過爆炸，為徹底解決電氣一、二次設備存在的問題，於2004年對相應單元的一次設備進行改造，將6#發電機變壓器、7#發電機變壓器間隔的一次接線方式由單元接線改為發變組接線，拆除了發電機出口開關，發電機和變壓器原來的集成電路保護隨之更新為發變組微機保護。
4.3線路保護裝置的更新
三門峽水電廠的微機保護最早應用於三鋁線，現在三高線、三虢線、三22旁開關、三鋁線、Ⅰ虢水線、Ⅱ虢水線、及三11旁開關已全部使用了微機保護。微機型線路保護與原來的「四統一」晶體管線路保護相比，具有調試、維護方便，能記錄故障信息便於事故分析，提供故障距離以利於故障點的查找等優點，由於微機保護的定檢周期較長，進行定值修改、保護定檢、事故處理等而需要停電的時間縮短，直接提高了發電經濟效益。
4.4母線保護的更新
母線故障是最嚴重的電氣故障之一，母線保護是正確迅速切除母線故障的重要手段，它的拒動或誤動將給電力系統帶來嚴重危害。三門峽水電廠原來的110KV母線保護採用的是前蘇聯生產的電磁型保護裝置，已運行了二十多年，現已屬淘汰設備，在運行中存在著繼電器元件性能降低，備品、備件短缺，檢修維護困難，裝置動作可靠性差等問題，影響了母線的安全運行，已於2003年底更新為微機型母線保護裝置。
三門峽水電廠在擴裝了6、7號機之後，220KV系統增加了兩台變壓器（6、7#主變壓器）和一條出線（三虢線），原有的電磁型母線保護已不能很好地滿足使用要求且存在死區，而於1997年更新為南自廠的JCMZ-101型中阻抗集成電路母線保護。中阻抗母線保護具有對電流互感器無特殊要求，220KV系統變比不同的電流互感器均可接入該裝置；安全可靠性較高，速動性較好等優點，它與220KV斷路器失靈保護有機結合較好地解決了母線保護存在死區的問題。但隨著該套保護裝置運行時間的延長，集成電路保護固有的硬體問題也不斷暴露，在2005年5月220KV母線保護定檢工作中，發現定值撥輪接觸電阻阻值增大導致保護定值有較大偏差，母差電流迴路切換繼電器接電接觸不良造成母差保護拒動。這些問題的存在，將直接導致繼電保護裝置正確動作率的大幅度下降，威脅電力系統的安全，因此，220KV母線保護擬於2006年更新。
4.5故障錄波器的更新
110KV及220KV故障錄波器均在1994年進行過更新改造，但因為是微機型故障錄波器的早期產品，在運行過程中存在的問題較多：如實時時鍾計時系統誤差過大，不利於事故分析；列印故障信息報告的繪圖機不能長期通電進行故障信息報告的實時列印，否則極易損壞；存儲錄波數據的5吋低密軟盤現在無處購買，設備維護困難；裝置不具有數據遠傳功能，且錄波通道的數量不足等，嚴重影響了對電力系統事故的正確、及時分析。為此經過技術論證，於2001年將220KV故障錄波器由一台煙台奧特公司生產的GLQ-2型微機故障錄波器更新為兩台南京銀山電子有限公司生產的YS-8A型微機故障錄波器，2004年底將110KV故障錄波器由一台GLQ-2型微機故障錄波器更新為一台武漢中元華電科技有限公司的ZH-2型微機故障錄波器，裝置投運後，經過多次電力系統沖擊、7號主變壓器保護誤動、5號發電機保護動作、三鋁線線保護動作等的考驗，新錄波器數據記錄完整，錄波正確率達到100，為迅速判斷事故原因、分析保護裝置的動作行為提供了依據，證明故障錄波器的更新是成功的。
4.6廠用電6KV保護裝置的更新
廠用電6KV系統一方面為水電廠電力生產提供廠用電電源，另一方面還是三門峽水利樞紐防汛設施的主要電源，其開關櫃系前蘇聯六十年代生產的抽出式小車開關，斷路器採用少油斷路器，保護裝置屬於電磁型保護。由於開關櫃內開關連桿轉動部分軸承磨損嚴重導致開關經常出現慢分現象，SK接點過度磨損造成斷路器輔助觸點接觸不良影響斷路器的正常分合，加上開關櫃沒有完善的「五防」閉鎖措施，備品備件極難購買，嚴重影響設備的安全運行與維護，因此，廠用電6KV系統開關櫃於2003年全部更新，並完善了6KV系統計算機監控系統，更新後的開關櫃採用了SEL型微機保護綜合裝置。該微機型保護裝置可准確記錄斷路器動作時間、故障類型及短路電流，便於運行人員准確、快速判斷故障原因，及時採取應對措施。
4.7專業人員的技術培訓
原有的電磁型保護、晶體管保護更新為微機型保護後，保護邏輯功能越來越多是由軟體編程來實現的，整個保護裝置可以看作是一套終端，一套綜合裝置，其數據採集、延時、邏輯、出口已不再象電磁型保護、晶體管保護那樣由單個的繼電器組成，因此繼電保護裝置的調試、維護方法有了很大改變。而保護裝置正確動作率的提高與保護人員技術水平的提高是成正比例的，所以專業人員的技術培訓有必要與設備更新改造工作同步進行。我們採用外派人員參與設備的出廠調試、請生產廠家的技術人員到現場結合實際設備進行技術講解、參加生產廠家舉辦的新設備、新產品技術培訓班、購買錄像帶等方法進行專業人員的技術培訓，以老帶新，注重專業人才的梯隊培養，經過實踐證明，對專業人員的業務水平提高有很大的促進作用，也為電廠的持續發展儲備了人才。

7. 水電站中勵磁系統和調速器之間的一些疑惑

我估計你是不清楚發電機的開停機機流程，下面我以引水式水力發電機組的開停機流程給你介紹一下。
1.開機流：首先開啟引水閘門，隧道充水後，啟動調速器蝶閥開啟。水輪機帶著發電機開始旋轉（這個時候如果機組殘壓不高，調速器就用齒盤測速，若是殘壓高也可以根據機端電壓的頻率用電壓測頻。）當轉速達到95%的額定轉速（到這里叫做發電機的空轉狀態），合滅磁開關投入勵磁發電機建壓（這時候發電機處於空載狀態），等發電機出口開關閉合，發電機與系統聯通就可以發出真正的電能了。
2.停機流程：發電機減負荷（有功和無功），出口開關斷開，勵磁調節器逆變滅磁，發電機機端電壓降下來，跳滅磁開關，然後調速器關閉蝶閥，發電機停機。
3.提問的回答：
a.空轉態調速器顯示的頻率和空載態調速器顯示的頻率意義一樣嗎？
答：不一樣
b.為什麼勵磁系統的逆變滅磁會導致停機的效果（頻率下降，轉速下降）？
勵磁逆變不會導致停機，發電機還可以在空轉狀態下運行，你所說的停機可能是直接走了停機流程。
c.我怎麼覺得逆變滅磁只是降機端電壓降下來，怎麼會影響到發電機的狀態，是不是說空載情況下調速器的頻率和機端電壓是有直接的關系的？
答：E=BLV從這個公式知道電壓與頻率有關系，調速器的作用就是通過調整B（磁場）來維持機端電壓的恆定。

8. 什麼是電力系統安全自動裝置

防止電力系統失去穩定性、防止事故擴大、防止電網崩潰、恢復電力系統正常運行的各種自動裝置總稱。一般是根據電力系統的電壓、頻率、負荷大小的變化，如引起電力網的不穩定運行，即通過這些安穩裝置切除部分負荷，保證大電網迅速回到正常運行狀態。

電力系統安全自動裝置就是裝在兩個同步電網的聯絡線上，當兩網不能保持同步時，執行自動解列的裝置。還有自動切機功能，就是當電廠出口發生設備故障，導致輸送能力低於電廠實際功率時，切除發電機組。

電力系統正常運行時，原動機供給發電機的功率總是等於發電機送給系統供負荷消耗的功率，當電力系統受到擾動，使上述功率平衡關系受到破壞時，電力系統應能自動地恢復到原來的運行狀態，或者憑借控制設備的作用過度到新的功率平衡狀態運行。

(8)水電廠自動裝置的配置擴展閱讀；

電力系統安全自動裝置的電力設備和線路，應裝設短路故障和異常運行保護裝置。電力設備和線路短路故障的保護應有主保護和後備保護，必要時可再增設輔助保護。主保護是滿足系統穩定和設備安全要求，能以最快速度有選擇地切除被保護設備和線路故障的保護。

後備保護是主保護或斷路器拒動時，用以切除故障的保護。後備保護可分為遠後備和近後備兩種方式。遠後備是當主保護或斷路器拒動時，由相鄰電力設備或線路的保護來實現的後備。近後備是當主保護拒動時，是當斷路器拒動時，由斷路器失靈保護來實現的後備保護。

輔助保護是為補充主保護和後備保護的性能或當主保護和後備保護退出運行而增設的簡單保護。異常運行保護是反應被保護電力設備或線路異常運行狀態的保護。

9. 電力工業部關於頒發《編制電力系統年度運行方式的規定》(試行)的通知

第一章總則第一條為加強電力系統年度運行方式編制工作，使年度運行方式編制工作制度化、規范化，以保證電力系統安全、優質、經濟運行，制定本規定。第二條電力系統年度運行方式的編制是電力系統運行方式工作的重要組成部分，年度運行方式是保證電力系統安全、優質、經濟運行的年度大綱。第三條電力系統年度運行方式應保證實現下列基本要求：
1．充分而合理地發揮本系統內發輸變電設備能力，以最大限度地、合理地滿足負荷需求。
2．使整個系統安全運行和連續供電。
3．使系統內供電的質量符合規定標准。
4．根據本系統的實際情況和與外部購售電的條件，合理使用本系統燃料和水力資源，使整個系統在最經濟方式下運行。第四條下一級電力系統（局部）的年度運行方式，應服從上一級電力系統（整體）年度運行方式的要求。第五條本規定適用於跨省（區）電業管理局和省電力局。第六條本規定解釋權屬國家電力調度通信中心。第二章管理辦法第七條電力系統年度運行方式由各調度局（所）負責編制。第八條編制年度運行方式所需基礎資料，由網（省）局決定由有關部門提供。第九條各級調度機構應定期與下一級調度機構就電力系統年度運行方式進行協調。第十條電力系統年度運行方式需經網、省局總工程師批准後執行。第十一條電力系統年度運行方式應於2月底前報上級調度局（所）及國家電力調度通信中心，同時抄報部規劃計劃司、安全監察及生產協調司。第三章編制要求第十二條電力系統年度運行方式全篇可分上一年電力系統運行情況分析、本年度新（改）建項目投產計劃、本年度運行方式三部分。第十三條上一年電力系統運行情況分析應包括如下內容：
一、上一年內新（改）建項目投產日期及設備規范
二、上一年底電力系統規模（包括全網及統調兩部分）
1．總裝機容量〔其中：火電、水電（含抽水蓄能）、核電〕。
2．各電壓等級輸電線路條數、總長度。
3．各電壓等級變電站座數、變壓器台數及總變電容量。
三、生產、運行指標
1．年發電量〔（分全網、統調、部屬），（其中：火電、水電、核電）〕。
2．年最大負荷、最大峰谷差及其發生時間。
3．跨省電網之間，跨省電網內部省電網之間以及獨立省電網間年最大交換電力（送、受）及發生時間。
4．跨省電網之間，跨省電網內部省電網之間以及獨立省電網間年總交換電量（送、受）、抽水蓄能電廠的發電量和抽水耗電量。
5．中樞點電壓合格率及各電壓等級出現的最高、最低電壓值及其發生地點和時間。
6．頻率合格率及高頻率持續時間、低頻率持續時間。
7．發電標准煤耗率和供電標准煤耗率。
8．發輸變電事故造成的停電的最大電力、全年的停電電量，及折算為全網裝機容量的停電時間。
9．年最小發電負荷率、年平均發電負荷率（全網、火電、水電、核電）。
四、電力系統規模及生產運行指標的分析和評價
五、主要水電廠運行情況
1．來水情況。
2．水庫運用分析。
3．水電調峰及棄水情況分析。
4．年棄水調峰電量。
六、電力系統安全情況總結和分析
1．系統事故過程簡述。
2．事故原因分析。
3．改進和防範措施。
七、系統安全穩定措施的落實情況和效果
八、電力系統運行中出現的問題第十四條本年度新（改）建項目投產計劃應包括如下內容：
1．各項目預計投產日期。
2．各項目的設備規范。
3．本年度末電網地理接線圖，本年度新投產項目以特殊標志畫出。第十五條本年度運行方式編制的內容如下：
一、電力電量平衡
1．全系統和分區用電需求
用電需求的內容應包括年和分月最大負荷、年和分月平均最大負荷、年和分月最大峰谷差、年和分月用電量、各季典型日負荷曲線。應說明負荷預計的根據。
2．預測系統內主要水電廠來水情況，制定相應的水庫運用計劃。
3．發電計劃
（1）分月全系統及分區火電最大可能出力和發電量計劃，主力火電廠最大可能出力和發電量計劃。
（2）分月全系統及分區水電最大可能出力和發電量計劃（按75％來水保證率計算），主要水電廠最大可能出力和發電量計劃（按75％來水保證率計算）。
（3）說明影響最大可能出力的原因。
4．設備檢修安排。
5．備用容量安排。
備用容量應包括檢修備用、負荷備用和事故備用容量。
6．電力電量平衡（統調口徑）
按年及分月對全系統和分區進行電力電量平衡。
電力平衡應包括：①最大負荷、最大可能出力、聯絡線交換功率、檢修容量、最大可調出力、電力盈虧。②平均最大負荷、平均最大可能出力、聯絡線交換功率、檢修容量、平均最大可調出力、電力盈虧。
電量平衡應包括需電量、發電量、聯絡線交換電量和電量盈虧等內容。
如平衡結果出現缺電力或電量情況，提出准備採取的措施及實現上述措施所需具備的條件。
7．制定網外緊急支援電力電量計劃。
二、網路結構
1．電力系統中較大的網路結構變化及各時期網路結構特點。
2．典型的正常運行方式及重要的檢修方式下的電氣結線方式。
三、潮流分析
1．典型運行方式下高峰、低谷潮流圖。
2．N—1靜態安全分析。
四、重要線路及斷面穩定水平分析及提高穩定水平的措施。
五、短路容量
1．編制短路容量表。
2．指出短路容量越限的設備及所應採取的措施。
六、無功與電壓
1．無功補償設備。
2．無功分層分區平衡情況。
3．系統電壓水平、本年度電壓可能越限的地點及其原因分析和准備採取的措施。
七、調峰、調頻及經濟調度
1．分月系統調峰能力分析，調峰能力缺額及補救辦法。
2．調峰調頻工作中存在的問題及改進意見。
3．本年度經濟調度方案及經濟分析（包括典型日運行方式的經濟分析）。
4．線損率、網損率預測及減少線損、網損准備採取的措施。
八、安全自動裝置及按頻率減負荷裝置的配置情況及整定方案
九、本年度電網運行中存在的問題、改進措施或建議。

10. 安全自動裝置包括哪些裝置

指防止電力系統失去穩定性、防止事故擴大、防止電網崩潰、恢復電力系統正常版運行的各種自動裝置總稱。權如穩定控制裝置、穩定控制系統、失步解列裝置、低頻減負荷裝置、低壓減負荷裝置、過頻切機裝置、備用電源自投裝置、自動重合閘、水電廠低頻自啟動裝置等。