水电厂自动装置的配置

1. 电气工程及其自动化实习报告，求题目

迎峰度夏进入关键期 各地电力运行态势总体平稳
一、高温天气导致发用电迅速增长
近日，受大范围高温天气影响，部分地区用电负荷持续攀升。截至7月5日，除东北电网外，其他五大区域电网最大用电负荷均创历史新高。其中：华北电网14015万千瓦，华东电网15076万千瓦，华中电网9615万千瓦，西北电网3293万千瓦，南方电网9635万千瓦。山东、天津、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、河南、陕西、宁夏、新疆、广东、海南13个省级电网最大用电负荷记录也被相继刷新。
发电方面，自6月下旬起，全国日发电量快速上升，连续突破去年7月21日出现的日发电量122.03亿千瓦时的峰值。进入7月份，增长势头更为迅猛，日发电量一直保持在125亿千瓦时以上，7月5日达到129.34亿千瓦时，再创历史新高。
二、水电增发有力支撑了电力供应
5月份以来，随着降雨量明显增多，各大流域来水情况迅速好转，西南地区旱情缓解，重点水电厂可调水量大幅增长，水电出力不断加大。据国家电网公司统计，6月份，全国水电发电量715亿千瓦时，同比增长29.4%，高出火电增速16.7个百分点；水电对全国发电量增长的贡献率达33.9%。与去年同期相比，增发的水电量相应减少了约750万吨电煤需求，有力缓解了电煤供应和火电机组运行压力。
目前，全国重点电厂存煤量基本正常，华中电网、华东电网、南方电网存煤有所增长。截至7月4日，国家电网监测的429户重点电厂存煤5807万吨，为18天用量，比5月底上升2天。其中，华中电网存煤可用32天，比5月底上升11天；华东电网存煤可用18天，比5月底上升3天；南方电网存煤可用20天，比5月底上升4天。秦皇岛港存煤594万吨，属于正常水平。
三、积极应对高温确保电力安全稳定运行
按照6月10日召开的全国电力迎峰度夏电视电话会议部署要求，国网公司和南网公司加大资源优化配置力度，努力消纳水电资源，减少弃水，并积极组织开展应急演练；发电企业加强机组运行维护，努力提高电煤库存；各地电力运行主管部门加强需求侧管理，完善有序用电方案，并努力推动节能减排工作。如浙江省对水泥、钢铁、化工、造纸、纺织印染等耗能较多的约1160家企业，分别实行阶段性集中检修停产让电和高（尖）峰时段错避峰用电。由于准备工作较为充分，目前全国电力运行基本平稳。
迎峰度夏期间，全国电力负荷仍将保持高位运行。据中央气象台预报，未来一周华北、华中、华东等地仍将持续高温少雨天气。受此影响，电力负荷将继续攀升。各有关部门和企业将继续加强监测、协调，及时处理各类突发情况，确保居民生活等重点领域用电需求。

华能大连电厂华能大连电厂坐落在大连湾海边，靠近大连经济技术开发区，距市中心约30公里。该厂以合资方式始建于1986年，主要利用外资成套引进了80年代具有国际先进水平的现代化设备，1988年建成投产。一期工程投用的两套火力发电机组，具有70万千瓦的发电能力。几年来，该厂年发电量都在38亿度以上，工厂生产的全过程基本实现了自动化控制。
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电厂简介
信息化建设
抗灾保电网纪实资讯
老厂不老 生机勃发
厂长介绍

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电厂简介
华能大连电厂坐落在大连湾海边，靠近大连经济技术开发区，距市中心约30公里。该厂以合资方式始建于1986年，主要利用外资成套引进了80年代具有国际先进水平的现代化设备，1988年建成投产。一期工程投用的两套火力发电机组，具有70万千瓦的发电能力。几年来，该厂年发电量都在38亿度以上，工厂生产的全过程基本实现了自动化控制。
华能大连电厂在不断发展的过程中，利用计算机系统作为企业管理中强有力的手段，依靠科学方法对一流的生产设备的有效管理，对企业信息系统进行综合管理，在市场经济的竞争中创造出一个高效率的一流的现代化电厂，实践中的一些经验和应用效果，值得我们借鉴和吸取。
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信息化建设
厂级监控信息系统(SIS)、资产管理系统(EAM)、办公自动化系统(OA)、人力资源系统(HR)、财务系统……拥有如此多的信息化系统，华能大连电厂该如何更好地将这些基于不同平台的系统进行整合和优化，并为未来的系统建设做好准备.
整合难题
华能大连电厂位于大连市大连湾镇，是华能国际电力股份有限公司的全资公司，规划装机容量为210万千瓦。目前，电厂拥有四台35万千瓦机组，总装机容量为140万千瓦，是华能集团的标杆性电厂，同时也是全国特大型发电企业。
多年来，华能大连电厂一直努力把自己打造成为数字化发电企业，成为具有国际竞争力的现代化火力发电厂。近几年来，随着电力系统“厂网分开、竞价上网”改革的不断推进，华能大连电厂的信息化建设取得了显著的成效。目前，电厂已经构建了成熟的计算机网络环境和硬件体系架构，以及基本完善的企业信息化应用系统。其中，已经实施或正在实施的信息系统有厂级监控信息系统、资产管理系统、办公自动化系统、人力资源系统、财务系统等。
如此可见，对信息化建设的重视，让华能大连电厂具备了较好的信息化基础，并在生产、财务、设备、物资等领域都积累了丰富的经验和充足的数据。同时，成熟的计算机网络环境和硬件体系架构，也保证了电厂今后可以利用先进技术进一步提高信息化应用的深度和广度。
但是，像很多较早进行信息化建设的企业一样，随着企业自身和信息技术的不断发展，华能大连电厂在信息化建设道路上遇到了一个难题—如何将众多基于不同平台的系统进行整合和优化，以更好地发挥其效益?
要解决好这个问题，实施EIP(Enterprise Information Portal，企业信息门户)无疑是个好选择。
EIP可以对企业已有的内部和外部系统进行整合和优化，使企业员工、客户、供应商、合作伙伴可以从单一平台访问、抽取、分析、储存自己所需的个性化信息。同时他们还可以根据需要，利用这些信息作出合理的业务决策，并加以执行。EIP可以通过提供及时准确的信息来帮助企业优化业务运作流程，提高工作效率。
随着信息技术的不断发展，新一代企业信息门户更加重视协同作业，能够帮助企业实现业务流程自动化，同时更加重视对企业外部的延展性，如支持XML、Web Service等。EIP的合理应用，不但可以为企业员工提供一个应用的窗口，更是对外传达企业信息的最佳方式之一。
据了解，华能大连电厂早就意识到了EIP对于企业信息化建设的重要意义，并且已经实施并应用了EIP系统。但是，随着公司业务的迅猛发展，电厂的管理和业务对EIP系统提出了更高的要求。新的要求主要体现在对系统的广泛性、易用性、安全性、可扩展性、先进性、易维护性和信息的集成性等要求上。原有EIP系统不能很好地满足这些需求。
门户平台
通过对原有的信息化系统进行重新审视，对现有的管理业务流程进行优化重组，并挖掘管理的深层需求，华能大连电厂决定对内网平台进行技术改造：在原有信息化的基础上综合各个应用系统，以知识管理为核心，重新构建电厂的企业信息门户。
新建的企业信息门户除了要保留原EIP系统的优点，还要在广泛性、易用性、安全性、可扩展性、先进性、可维护性和信息的集成性方面有较大的提高，以帮助华能大连电厂通过信息化全面提升管理。
为保证EIP项目的顺利实施和成功应用，华能大连电厂确定了项目建设的四大原则。
第一，技术领先。要采用成熟、领先的技术来进行建设。
第二，量体裁衣。不盲目追求新、全、高，而是要根据电厂目前的信息化状况，从是否具有足够的数据积累、是否拥有合理的业务流程作为支撑、能否被用户所接受的角度出发，制定合理的实施方案和实施计划。
第三，分步实施。采用“整体规划，分步实施”的策略进行EIP建设。华能大连电厂计划先打好基础，完善EIP基础架构后，再根据业务优先级分步实施，制定以点带面的分步实施策略。
第四，柔韧灵活。考虑到企业外部业务环境和内部业务流程的不断变化，EIP系统应当具备足够的可扩展性，以保证系统能适应企业的不断发展变化。
经过审慎的对比、考察，华能大连电厂最终选择了BEA公司提供的基于BEA ALUI的企业信息门户解决方案。
据了解，华能大连电厂之所以选择BEA ALUI，最关键的原因是ALUI是当前市场上先进的基于SOA架构构建的产品，能够提供包括协同、发布、内容管理、搜索、工作流和分析在内的多个功能框架，以及与其相对应的大量功能模块。这些可供华能大连电厂在进行配置和客户化开发时方便使用。
此外，ALUI可以通过组件的形式为电厂提供灵活的、可扩展的部署方式。这一点对正处在快速变化中的电力行业的华能大连电厂非常关键。ALUI的所有功能框架及模块都与其基础架构紧密配合，相辅相成，整体统一，可以通过简单配置快速满足大连华能的需求。这种配置理念不但体现在开发的高效和维护的低成本上，还体现在扩展的灵活性上。
值得我们注意的是，目前Java和.Net在企业应用中都占有举足轻重的地位。企业必须考虑对Java和.Net进行有效整合。不仅仅是华能大连电厂，很多大型企业都希望有一个能够跨Java和.Net的工具对所有应用系统进行整合。而ALUI最突出的就是跨Java和.Net的特性。这能有效地帮助华能大连电厂迅速整合当前所用的应用系统，并为将来的应用提供支持。
MIS两条主线
在四大原则的指导下，通过多方的共同努力和配合，华能大连电力企业信息门户项目顺利通过验收，并成功上线。
该项目集企业网站和企业门户为一体，不仅集成了电厂现有的EAM、OA、SIS等应用系统，还将电厂内的部分日常管理融入在门户中，进一步规范了企业管理，提升了管理水平，提高了协同办公效率，并加快了开发建设速度，减少了单独开发再集成所造成的各种资源的浪费。
华能大连电厂相关项目负责人邓宇表示，EIP的成功实施为电厂构建了具有自身企业特色的全新信息管理系统，即将MIS项目中除EAM以外的绝大部分具有文档管理、工作流管理等共性的模块有机地整合到门户中来实现，而不是简单地进行应用集成。作为企业内部日常管理的协同工作平台，EIP的成功应用帮助华能大连电厂最终形成了MIS的两条基本主线—EAM和企业门户。
更为重要的是，BEA SOA的理念和方法，满足了华能大连电厂对门户的应用需求。特别是EIP所实现的跨Java和.Net的整合，为华能大连电厂今后的信息化建设打下了坚实的基础
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2. 水电厂计算机监控系统现地控制单元硬件设备配置有几种结构类型

全面和系统地反映了国内外在水电厂计算机监视和控制方面的科研成果和技术成就。 全书分十五章：绪论、水电厂计算机监控系统的结构和性能指标、数据采集和处理、微机调速器、微机励磁调节器、计算机同步装置、机组的顺序操作、现地控制单元、人机联系、自动发电控制和自动电压控制、通信技术、电厂控制级、抽水蓄能电厂的控制、梯级水电厂的控制和水电厂计算机监控系统实例。 本书是为从事水电厂设计、运行的专业人员编写的，亦可作为高等院校有关专业的教学参考书。

3. 水电站自动化设备包括哪些

自动化设备是个比较笼统的概念
比如：
自动装置：继电保护、自动同期装置等；
自动元件：传感器、测温仪等。

4. 水利设施自动化控制系统

水利设施自动化控制系统
首先你是学习水利水电的，了解控制系统的工艺流程，制内定控容制系统的技术指标。

自动化控制目前是离不了电的，电气方面用的器件有，断路器，接触器，电抗器，变频器，PLC，工业计算机，上位软件，执行按钮，仪表等。

编制系统的语言有，PLC编程语言，C语言，汇编，VB，VC等面向对象的高级语言等。

你提的概念很大，自动化控制系统是多学科的一种结合。
制动控制，不懂水电方面的知识也是做不了的，因为不懂工艺流程，反之亦然，自动化控制系统一般是多学科的一种合作。

5. 电站厂房发电机层布置哪些主要设备

水电站厂房是水电站中安装水轮机、水轮发电机和各种辅助设备的建筑物。一般由水电站主厂房和水电站副厂房两部分组成。它是水工建筑物、机械和电气设备的综合体，又是运行人员进行生产活动的场所。
空间划分
主厂房：布置水电站的主要动力设备（水轮发电机组）和各种辅助设备，设置装配场（安装间）。
副厂房：布置控制设备，电气设备和辅助设备，是水电站运行、控制、监视、通讯、试验、管理和工作的房间。
主变压器场：装设主变压器的地方。水电站发出的电能经主变压器升压后，再经输电线路送给用户。
高压开关站：装设高压开关、高压母线和保护措施等设备的场所，高压输电线由此送往用户。
此外厂房枢纽中还有：进水道、尾水道和交通道路等。
水电站主厂房、副厂房、主变压器场和高压开关站及厂区交通等，组成水电站厂区枢纽建筑物，一般称厂区枢纽。
系统划分
水电站厂房内的机械及水工建筑物共分五大系统
⑴水流系统。水轮机及其进出水设备，包括压力管道、水轮机前的进水阀、蜗壳、水轮机、尾水管及尾水闸门等。
⑵电流系统。即电气一次回路系统，包括发电机及其引出线、母线、发电机电压配电设备、主变压器和高压开关站等。
⑶电气控制设备系统。即电气二次回路系统，包括机旁盘、励磁设备系统、中央控制室、各种控制及操作设备如各种互感器、表计、继电器、控制电缆、自动及远动装置、通迅及调度设备等直流系统。
⑷机械控制设备系统。包括水轮机的调速设备，如接力器及操作柜，事故阀门的控制设备，其它各种闸门、减压阀、拦污栅等操作控制设备。
⑸辅助设备系统。包括为了安装、检修、维护、运行所必须的各种电气及机械辅助设备，如厂用电系统（厂用变压器、厂用配电装置、直流电系统），油系统、气系统、水系统，起重设备，各种电气和机械修理室、试验室、工具间、通风采暖设备等。
结构划分
⒈平面：主机室+安装间
主机室：水轮发电机组及辅助设备布置在主机室，是运行和管理的主要场所；
安装间：是水电站机电设备卸货、拆箱、组装、检修时使用的场地。
⒉垂面：上部结构+下部结构（以发电机层楼板面为界）
上部结构：与工业厂房基本相似，基本上是板、梁 、柱结构系统；
下部结构：大体积混凝土结构，布置过流系统，是厂房的基础。

6. 为什么要对继电保护装置改造

1继电保护装置更新的必要性
继电保护及安全自动装置在电力系统中担负着快速切除故障点，减小事故范围的重要任务，是电力系统不可分割的重要组成部分。由于建站时间早，三门峡水电厂的继电保护装置大多为前苏联、阿城继电器厂和许昌继电器厂的电磁型保护，虽然在八十年代末九十年代初对部分保护装置进行过更新改造，例如将110KV线路保护由电磁型保护更新为“四统一”晶体管保护，后来又将三铝线的晶体管保护更新为南自厂的WXB-01型线路微机保护，但因为大多数继电保护装置运行时间都在十年以上，随着设备运行时间的增加，设备各项技术性能指标逐步下降，保护拒动、误动的情况时有发生，严重影响了水电厂的安全、优质、高效运行。
进入90年代中后期，随着国内少人值班水电厂的出现，三门峡水电厂也加快了综合自动化改造的步伐，这就要求继电保护装置在满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的前提下，还应具有组网和数据通信的能力。因此，做为水电厂综合自动化改造工程的一部分，也为了要提高继电保护装置的安全可靠性，三门峡水电厂从1995年开始有计划、有步骤地对厂内的继电保护装置进行更新改造。
2更新改造的原则
确立正确的改造原则是改造成功的关键。三门峡水电厂第一台微机型保护装置1991年底应用于三铝线，1993年又将三高线保护由晶体管保护装置更新为微机型保护装置，为继电保护装置更新改造积累了经验，逐步确立了继电保护设备更新改造原则，1995年三门峡水电厂开始综合自动化改造后，率先建立了机组计算机监控系统，使继电保护装置的改造原则更加明确。随着设备更新改造步伐的加快，现在已明确确立了以下改造原则：
（1）经过改造，提高站内继电保护装置的可靠性。
（2）对保护配置不完整的设备，进行保护配置的完善和优化。
（3）保护装置应具有组网和数据通讯的能力。
（4）在保证保护装置各项技术指标最优的前提下，尽可能降低更新成本，即达到最佳性价比。
改造原则的确立使继电保护装置更新改造效果良好，例如主变压器继电保护设备通过更新改造，增加了零序间隙保护、断路器失灵起动功能、零序选跳功能后，使保护配置更加完善合理，也进一步提高了保护动作的可靠性。
3继电保护装置的选型原则
继电保护装置的正确选型，有利于设备的规范化管理，适应水电厂综合自动化改造及以后计算机监控系统完善的需要。以下是三门峡水电厂继电保护装置更新选型的原则：
（1）所选保护装置，应具有成熟的技术和很高的安全可靠性，符合电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施的有关规定，经现场运行表明其性能指标均达到要求的微机型设备。
（2）保护配置除应满足实际需要外，还应符合DL400—91《继电保护和安全自动装置技术规程》中对电力设备保护配置的有关规定。
（3）所选保护装置除必须满足规程要求并结合现有相关设备的技术要求外，还应兼顾保护技术的发展、升级、组网功能的需要，在对具有一定技术实力并有完整质量保证体系和完整的售后服务的多个生产厂家进行技术经济对比后，选择具有较高性价比、便于运行和维护的产品作为选型目标。
（4）同一类设备的保护装置型号应尽量统一，以利于设备维护和安全运行，也便于综合管理。
4保护装置的更新改造
4.1发电机保护装置的更新
三门峡水电厂1～5#发电机继电保护装置原为晶体管保护，使用年限已超过10年，装置老化比较严重，维护周期缩短，保护误动现象时有发生，例如2#发电机失磁保护就曾因该保护装置背板焊接线脱落导致失磁保护误动。6、7#发电机保护在1994年和1997年扩装机组时采用了集成电路保护，经过近10年的运行，6#机保护电源掉电后在直流电源恢复时不能自启动、7#机纵差保护多次发生因定值拨轮接触不良而造成速断闭锁误发信号等问题的存在成为提高保护装置可靠性的瓶颈。
为解决这一问题，保护装置的更新改造随机组监控自动化改造同步进行。3#机保护于1995年更新，当时发电机微机保护装置刚开始应用，使用效果不易确定，因而选择了生产、应用处于主导地位的集成电路保护；随着发电机微机保护在国内各使用单位的逐步推广应用，经过市场调研和技术论证，发电机微机保护装置首先在4#机运用，其可靠性高、安装调试简单、运行维护方便、可与计算机监控系统通信等优点是集成电路保护无法与之相比的，所以在此后更新的5#、1#、2#、6#、7#机保护也都采用了微机型保护。3#机的集成电路保护也拟于近两年内更新为微机保护。更新后的保护装置可靠性大为提高，微机保护还有简单的事故分析能力，并可通过通讯接口实现与监控系统的通讯。
4.2变压器保护装置的更新
1～4#主变压器保护是前苏联及阿城继电器厂的电磁型保护，已运行了二十余年，一方面继电器的各项性能指标下降，备品、备件短缺，保护装置的动作可靠性降低，影响了主变压器的安全运行，另一方面保护配置不完整，落实“反措”困难，也不利于电力系统的稳定运行，在完善保护配置的思想指导下及市场调研的基础上，经过招标，将3#、4#主变压器保护更新为微机型变压器保护装置。因2#主变压器于2002年8月遭雷击，绝缘损坏而予以更新，相应保护装置的更新随变压器的更新同时进行，2#主变压器保护也选用了微机型保护。1#主变压器保护装置更新做为1～3FB更新改造项目的有机组成部分，在1#主变更新、相应电气主结线更改过程中，已将1#主变、厂用11#和12#变压器保护由电磁型保护更新为微机保护。3#主变压器微机保护作为三门峡水电厂第一台主变压器微机保护，自2003年1月投运以来，运行情况良好，保护装置具有较为完善的人机交互界面，可存储多套保护定值，使运行、维护工作更为便捷。因为在1～3FB更新改造工作中，将由1#主变取代3#主变作为联络变，3#主变退出运行，因此将原3#主变压器微机保护装置经过改造成为1#主变压器微机保护装置。2006年3月，1#主变、厂用11#和12#变压器微机保护已全部投入运行。
6、7#主变压器保护采用了当时应用较为广泛的集成电路保护，随着运行年限的增加，保护装置在硬件上的不足多次引发了保护的误动，如6#主变保护曾因抗干扰能力差，发生过两次差动保护误动跳闸，7#主变差动保护曾因定值拨轮接触不良而造成保护误动跳闸，检修人员采用将控制电缆更换为屏蔽电缆、短接定值拨轮内部电阻的方法基本解决了差动保护误动的问题，保证了主保护的安全可靠性。但由于设计、制造上的原因，整套保护装置的可靠性仍不太高，经常出现6号变压器负序方向保护、7#变压器非全相保护误发信号的情况，无法解决。并且6#、7#发电机出口开关遮断容量不足，7#机出口开关曾发生过爆炸，为彻底解决电气一、二次设备存在的问题，于2004年对相应单元的一次设备进行改造，将6#发电机变压器、7#发电机变压器间隔的一次接线方式由单元接线改为发变组接线，拆除了发电机出口开关，发电机和变压器原来的集成电路保护随之更新为发变组微机保护。
4.3线路保护装置的更新
三门峡水电厂的微机保护最早应用于三铝线，现在三高线、三虢线、三22旁开关、三铝线、Ⅰ虢水线、Ⅱ虢水线、及三11旁开关已全部使用了微机保护。微机型线路保护与原来的“四统一”晶体管线路保护相比，具有调试、维护方便，能记录故障信息便于事故分析，提供故障距离以利于故障点的查找等优点，由于微机保护的定检周期较长，进行定值修改、保护定检、事故处理等而需要停电的时间缩短，直接提高了发电经济效益。
4.4母线保护的更新
母线故障是最严重的电气故障之一，母线保护是正确迅速切除母线故障的重要手段，它的拒动或误动将给电力系统带来严重危害。三门峡水电厂原来的110KV母线保护采用的是前苏联生产的电磁型保护装置，已运行了二十多年，现已属淘汰设备，在运行中存在着继电器元件性能降低，备品、备件短缺，检修维护困难，装置动作可靠性差等问题，影响了母线的安全运行，已于2003年底更新为微机型母线保护装置。
三门峡水电厂在扩装了6、7号机之后，220KV系统增加了两台变压器（6、7#主变压器）和一条出线（三虢线），原有的电磁型母线保护已不能很好地满足使用要求且存在死区，而于1997年更新为南自厂的JCMZ-101型中阻抗集成电路母线保护。中阻抗母线保护具有对电流互感器无特殊要求，220KV系统变比不同的电流互感器均可接入该装置；安全可靠性较高，速动性较好等优点，它与220KV断路器失灵保护有机结合较好地解决了母线保护存在死区的问题。但随着该套保护装置运行时间的延长，集成电路保护固有的硬件问题也不断暴露，在2005年5月220KV母线保护定检工作中，发现定值拨轮接触电阻阻值增大导致保护定值有较大偏差，母差电流回路切换继电器接电接触不良造成母差保护拒动。这些问题的存在，将直接导致继电保护装置正确动作率的大幅度下降，威胁电力系统的安全，因此，220KV母线保护拟于2006年更新。
4.5故障录波器的更新
110KV及220KV故障录波器均在1994年进行过更新改造，但因为是微机型故障录波器的早期产品，在运行过程中存在的问题较多：如实时时钟计时系统误差过大，不利于事故分析；打印故障信息报告的绘图机不能长期通电进行故障信息报告的实时打印，否则极易损坏；存储录波数据的5吋低密软盘现在无处购买，设备维护困难；装置不具有数据远传功能，且录波通道的数量不足等，严重影响了对电力系统事故的正确、及时分析。为此经过技术论证，于2001年将220KV故障录波器由一台烟台奥特公司生产的GLQ-2型微机故障录波器更新为两台南京银山电子有限公司生产的YS-8A型微机故障录波器，2004年底将110KV故障录波器由一台GLQ-2型微机故障录波器更新为一台武汉中元华电科技有限公司的ZH-2型微机故障录波器，装置投运后，经过多次电力系统冲击、7号主变压器保护误动、5号发电机保护动作、三铝线线保护动作等的考验，新录波器数据记录完整，录波正确率达到100，为迅速判断事故原因、分析保护装置的动作行为提供了依据，证明故障录波器的更新是成功的。
4.6厂用电6KV保护装置的更新
厂用电6KV系统一方面为水电厂电力生产提供厂用电电源，另一方面还是三门峡水利枢纽防汛设施的主要电源，其开关柜系前苏联六十年代生产的抽出式小车开关，断路器采用少油断路器，保护装置属于电磁型保护。由于开关柜内开关连杆转动部分轴承磨损严重导致开关经常出现慢分现象，SK接点过度磨损造成断路器辅助触点接触不良影响断路器的正常分合，加上开关柜没有完善的“五防”闭锁措施，备品备件极难购买，严重影响设备的安全运行与维护，因此，厂用电6KV系统开关柜于2003年全部更新，并完善了6KV系统计算机监控系统，更新后的开关柜采用了SEL型微机保护综合装置。该微机型保护装置可准确记录断路器动作时间、故障类型及短路电流，便于运行人员准确、快速判断故障原因，及时采取应对措施。
4.7专业人员的技术培训
原有的电磁型保护、晶体管保护更新为微机型保护后，保护逻辑功能越来越多是由软件编程来实现的，整个保护装置可以看作是一套终端，一套综合装置，其数据采集、延时、逻辑、出口已不再象电磁型保护、晶体管保护那样由单个的继电器组成，因此继电保护装置的调试、维护方法有了很大改变。而保护装置正确动作率的提高与保护人员技术水平的提高是成正比例的，所以专业人员的技术培训有必要与设备更新改造工作同步进行。我们采用外派人员参与设备的出厂调试、请生产厂家的技术人员到现场结合实际设备进行技术讲解、参加生产厂家举办的新设备、新产品技术培训班、购买录像带等方法进行专业人员的技术培训，以老带新，注重专业人才的梯队培养，经过实践证明，对专业人员的业务水平提高有很大的促进作用，也为电厂的持续发展储备了人才。

7. 水电站中励磁系统和调速器之间的一些疑惑

我估计你是不清楚发电机的开停机机流程，下面我以引水式水力发电机组的开停机流程给你介绍一下。
1.开机流：首先开启引水闸门，隧道充水后，启动调速器蝶阀开启。水轮机带着发电机开始旋转（这个时候如果机组残压不高，调速器就用齿盘测速，若是残压高也可以根据机端电压的频率用电压测频。）当转速达到95%的额定转速（到这里叫做发电机的空转状态），合灭磁开关投入励磁发电机建压（这时候发电机处于空载状态），等发电机出口开关闭合，发电机与系统联通就可以发出真正的电能了。
2.停机流程：发电机减负荷（有功和无功），出口开关断开，励磁调节器逆变灭磁，发电机机端电压降下来，跳灭磁开关，然后调速器关闭蝶阀，发电机停机。
3.提问的回答：
a.空转态调速器显示的频率和空载态调速器显示的频率意义一样吗？
答：不一样
b.为什么励磁系统的逆变灭磁会导致停机的效果（频率下降，转速下降）？
励磁逆变不会导致停机，发电机还可以在空转状态下运行，你所说的停机可能是直接走了停机流程。
c.我怎么觉得逆变灭磁只是降机端电压降下来，怎么会影响到发电机的状态，是不是说空载情况下调速器的频率和机端电压是有直接的关系的？
答：E=BLV从这个公式知道电压与频率有关系，调速器的作用就是通过调整B（磁场）来维持机端电压的恒定。

8. 什么是电力系统安全自动装置

防止电力系统失去稳定性、防止事故扩大、防止电网崩溃、恢复电力系统正常运行的各种自动装置总称。一般是根据电力系统的电压、频率、负荷大小的变化，如引起电力网的不稳定运行，即通过这些安稳装置切除部分负荷，保证大电网迅速回到正常运行状态。

电力系统安全自动装置就是装在两个同步电网的联络线上，当两网不能保持同步时，执行自动解列的装置。还有自动切机功能，就是当电厂出口发生设备故障，导致输送能力低于电厂实际功率时，切除发电机组。

电力系统正常运行时，原动机供给发电机的功率总是等于发电机送给系统供负荷消耗的功率，当电力系统受到扰动，使上述功率平衡关系受到破坏时，电力系统应能自动地恢复到原来的运行状态，或者凭借控制设备的作用过度到新的功率平衡状态运行。

(8)水电厂自动装置的配置扩展阅读；

电力系统安全自动装置的电力设备和线路，应装设短路故障和异常运行保护装置。电力设备和线路短路故障的保护应有主保护和后备保护，必要时可再增设辅助保护。主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。

后备保护是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。后备保护可分为远后备和近后备两种方式。远后备是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备。近后备是当主保护拒动时，是当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现的后备保护。

辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护。异常运行保护是反应被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。

9. 电力工业部关于颁发《编制电力系统年度运行方式的规定》(试行)的通知

第一章总则第一条为加强电力系统年度运行方式编制工作，使年度运行方式编制工作制度化、规范化，以保证电力系统安全、优质、经济运行，制定本规定。第二条电力系统年度运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分，年度运行方式是保证电力系统安全、优质、经济运行的年度大纲。第三条电力系统年度运行方式应保证实现下列基本要求：
1．充分而合理地发挥本系统内发输变电设备能力，以最大限度地、合理地满足负荷需求。
2．使整个系统安全运行和连续供电。
3．使系统内供电的质量符合规定标准。
4．根据本系统的实际情况和与外部购售电的条件，合理使用本系统燃料和水力资源，使整个系统在最经济方式下运行。第四条下一级电力系统（局部）的年度运行方式，应服从上一级电力系统（整体）年度运行方式的要求。第五条本规定适用于跨省（区）电业管理局和省电力局。第六条本规定解释权属国家电力调度通信中心。第二章管理办法第七条电力系统年度运行方式由各调度局（所）负责编制。第八条编制年度运行方式所需基础资料，由网（省）局决定由有关部门提供。第九条各级调度机构应定期与下一级调度机构就电力系统年度运行方式进行协调。第十条电力系统年度运行方式需经网、省局总工程师批准后执行。第十一条电力系统年度运行方式应于2月底前报上级调度局（所）及国家电力调度通信中心，同时抄报部规划计划司、安全监察及生产协调司。第三章编制要求第十二条电力系统年度运行方式全篇可分上一年电力系统运行情况分析、本年度新（改）建项目投产计划、本年度运行方式三部分。第十三条上一年电力系统运行情况分析应包括如下内容：
一、上一年内新（改）建项目投产日期及设备规范
二、上一年底电力系统规模（包括全网及统调两部分）
1．总装机容量〔其中：火电、水电（含抽水蓄能）、核电〕。
2．各电压等级输电线路条数、总长度。
3．各电压等级变电站座数、变压器台数及总变电容量。
三、生产、运行指标
1．年发电量〔（分全网、统调、部属），（其中：火电、水电、核电）〕。
2．年最大负荷、最大峰谷差及其发生时间。
3．跨省电网之间，跨省电网内部省电网之间以及独立省电网间年最大交换电力（送、受）及发生时间。
4．跨省电网之间，跨省电网内部省电网之间以及独立省电网间年总交换电量（送、受）、抽水蓄能电厂的发电量和抽水耗电量。
5．中枢点电压合格率及各电压等级出现的最高、最低电压值及其发生地点和时间。
6．频率合格率及高频率持续时间、低频率持续时间。
7．发电标准煤耗率和供电标准煤耗率。
8．发输变电事故造成的停电的最大电力、全年的停电电量，及折算为全网装机容量的停电时间。
9．年最小发电负荷率、年平均发电负荷率（全网、火电、水电、核电）。
四、电力系统规模及生产运行指标的分析和评价
五、主要水电厂运行情况
1．来水情况。
2．水库运用分析。
3．水电调峰及弃水情况分析。
4．年弃水调峰电量。
六、电力系统安全情况总结和分析
1．系统事故过程简述。
2．事故原因分析。
3．改进和防范措施。
七、系统安全稳定措施的落实情况和效果
八、电力系统运行中出现的问题第十四条本年度新（改）建项目投产计划应包括如下内容：
1．各项目预计投产日期。
2．各项目的设备规范。
3．本年度末电网地理接线图，本年度新投产项目以特殊标志画出。第十五条本年度运行方式编制的内容如下：
一、电力电量平衡
1．全系统和分区用电需求
用电需求的内容应包括年和分月最大负荷、年和分月平均最大负荷、年和分月最大峰谷差、年和分月用电量、各季典型日负荷曲线。应说明负荷预计的根据。
2．预测系统内主要水电厂来水情况，制定相应的水库运用计划。
3．发电计划
（1）分月全系统及分区火电最大可能出力和发电量计划，主力火电厂最大可能出力和发电量计划。
（2）分月全系统及分区水电最大可能出力和发电量计划（按75％来水保证率计算），主要水电厂最大可能出力和发电量计划（按75％来水保证率计算）。
（3）说明影响最大可能出力的原因。
4．设备检修安排。
5．备用容量安排。
备用容量应包括检修备用、负荷备用和事故备用容量。
6．电力电量平衡（统调口径）
按年及分月对全系统和分区进行电力电量平衡。
电力平衡应包括：①最大负荷、最大可能出力、联络线交换功率、检修容量、最大可调出力、电力盈亏。②平均最大负荷、平均最大可能出力、联络线交换功率、检修容量、平均最大可调出力、电力盈亏。
电量平衡应包括需电量、发电量、联络线交换电量和电量盈亏等内容。
如平衡结果出现缺电力或电量情况，提出准备采取的措施及实现上述措施所需具备的条件。
7．制定网外紧急支援电力电量计划。
二、网络结构
1．电力系统中较大的网络结构变化及各时期网络结构特点。
2．典型的正常运行方式及重要的检修方式下的电气结线方式。
三、潮流分析
1．典型运行方式下高峰、低谷潮流图。
2．N—1静态安全分析。
四、重要线路及断面稳定水平分析及提高稳定水平的措施。
五、短路容量
1．编制短路容量表。
2．指出短路容量越限的设备及所应采取的措施。
六、无功与电压
1．无功补偿设备。
2．无功分层分区平衡情况。
3．系统电压水平、本年度电压可能越限的地点及其原因分析和准备采取的措施。
七、调峰、调频及经济调度
1．分月系统调峰能力分析，调峰能力缺额及补救办法。
2．调峰调频工作中存在的问题及改进意见。
3．本年度经济调度方案及经济分析（包括典型日运行方式的经济分析）。
4．线损率、网损率预测及减少线损、网损准备采取的措施。
八、安全自动装置及按频率减负荷装置的配置情况及整定方案
九、本年度电网运行中存在的问题、改进措施或建议。

10. 安全自动装置包括哪些装置

指防止电力系统失去稳定性、防止事故扩大、防止电网崩溃、恢复电力系统正常版运行的各种自动装置总称。权如稳定控制装置、稳定控制系统、失步解列装置、低频减负荷装置、低压减负荷装置、过频切机装置、备用电源自投装置、自动重合闸、水电厂低频自启动装置等。