3x45MW水电厂自动装置

① 湖南凤滩水电站扩机工程机组状态监测系统实用化设计

湖南凤滩水电厂位于湘西怀化市沅陵县明溪口镇，沅水支流酉水下游，原电站设计装机规模为400MW，安装4台单机容量100MW水轮发电机组，电站在系统中的主要作用是调峰、调频，承担系统事故备用。扩建工程利用原凤滩发电厂的水库拦河坝，在拦河坝右岸山体内设2条引水洞，引水至地下式发电厂房，安装2台单机容量200MW水轮发电机组。电站水头为60.64 m～85.72 m，装机容量为400MW.电站按无人值班（少人值守）设计，扩机机组状态监测系统在满足电站整体设计思想的前提下，充分考虑了现场的实用性，从发现和解决问题的角度出发来进行设计，针对水电机组的特点来进行测点的选择、数据的测量、结果的分析及故障的诊断等。

一、 设计思路

随着各水电站无人值班（少人值守）的进行，对水电机组进行实时在线监测并进而对机组按状态检修的思路也得到越来越多人的认同。但在以何种方式获得或应用状态特征；如何认识和把握状态特征与机械故障的关系；以及在对机组特性未充分认识之前，应如何用好状态监测系统，并正确导出检修结论这三个层面上各种看法有较大的区别。

凤滩扩机机组状态监测系昌慎统的设计过程正是在这三个层面上做了具体努力，并结合在其他水电厂的一些实际的经验，从而使系统在对机组实行按状态检修的要求方面更具有实用性。

首先，凤滩电厂建立了一套完全自动化的状态测量及分析系统，该系统能够连续地自动记录状态信息、自动地将状态信息分类、自动实时地进行信号分析（包括时域分析、频谱分析、轴心轨迹分析及轴姿态分析、统计分析等），从而保证了所获得的第一手状态信息是完全实时的，为及时捕获状态的变化、正确分析机组状态的趋势变化奠定基础。

然后通过实时分析处理软件对状态数据进行了系统的自动化的数据库管理。因为全面描述机组特征的测量量和分析量很多，不利用自动数据管理技术，实际上会无法对状态数据进行选择和分析。例如，引入参照背景量以便使数据具有实际意义上的可比性，否则便会将水轮机的振动区和状态恶化引起的振动混淆不清。此外，数据的比较及样本的替换均是自动进行的。

在指导机组的运行和检修方面，该系统注重故障识别理论与实际相结合并充分重视状态特征数据的趋时变化。鉴于实际识别故障机理的复杂性，系统在初始阶段会以依靠状态特征的变化为基础加上人的经验判断为主，但是由于状态特征具有位置特征及机理特征，对故障的判断具有相当的准确性，即系统在刚投运就可以发现机组故障。在机组运行数据积累到一定的程度后，系统会自动判别相同工况下机组的状御迅旦态好坏并作出相应的报告，进而指导机组的运行和检修。

二、 设计的针对性和系统功能

严格来说，机组状态监测应包括对主机和各种电气及辅助设备的运行状态监测。但是这时系统所涉及的面太宽，有些技术并不十分成熟，从而使得近年设计的一些系统存在调试期过长、部分技术实用性差、整个系统运行一至两年还没有明确的应用效果等缺陷。本系统充分考虑了这种实际情况，所界定的机组状态监测首先是针对很成熟的主机（包括发电机及水轮机）运行状态的监测，其次通过系统的模块化和开放式设计保证完善和升级系统的能力。根据这一设计思想，选用了深圳市洲立达电子技术有限公司的开放式机组状态监测系统YSZJ，取得了：工程施工一月左右系统即投入运行，并成功进行了＃6机开机试验及缺陷处理，完整积累了主机从发电开始的全部状态等良好应用效果。证明了这种设计思想在当前技术条件下的实用性。

主机运行状态包括稳定性及经济性两个方面。稳态性监测关系到机组的安全及经济性能，是机组状态监测的主要方面。影响机组稳定性的因素有很多，其主要因素见下表：

另外发电机运行时所带负荷、功率因数、水头等工况参数对机组的稳定性和经济性都有影响，水轮机气蚀、机组效率也同样影响着机组的稳定性和经济性。基于上述分析，系统实施中强调保证了镇扰如下针对性功能：

首先，为了对机组的状态有一个清晰的了解，就需要监测的测点能够全面的反映机组的信息，本次系统设计在测点选择上就综合考虑了机组稳定性和经济性两个方面：设置了大轴摆度、机架振动、定子振动、过流部件振动、水压脉动、转速、水压、效率、机组瞬态开关量等测点，并接入机组运行时的背景量信息，以使系统能够全面反映各个工况下机组的状态。从开机试验的效果来看，测点很全面的描述了主机机械状态，布点合理。

其次，在项目实施过程中，强调结合电厂实际，对仪器的精度、可信度、稳定性、抗干扰、可靠性等方面进行了整体考虑，消除了安装条件带来的不稳定性因素，使仪器能可靠的运行。系统根据水电机组转速低，含有很低的频率分量，以及机组振动随工况变化的复杂性进行了针对性设计，取得了可信的分析结果。

第三，自动化程度高，无需值守人员，所有典型数据（故障态、瞬态、正常稳态）均自动捕获、存储、分析、分类、管理，形成机械状态检修样本数据库，并针对水电机组工况复杂、振动强度变化悬殊的特殊情况，去除不同工况对报警及统计分析结果的影响，提取机组振动区分布及振动发展趋势等重要信息。整个系统操作简单，常用的分析功能实现了“一键”操作，避免了繁复的操作过程。对于日常的振动监测、分析，开停机、事故、甩负荷过程的记录均可自动完成，不需人工干预。系统90%以上功能实现了“免说明书”操作，输出界面实用且易于理解，复杂问题均放在系统后台自动处理，使操作人员摆脱了理解艰深专业知识的困难，保证了系统的充分使用。

第四，系统具有基于故障定位的机组故障诊断功能，提供机械设备状况异常的部位详细数据及恶化水平，为机组检修提供依据或参数，从而逐渐形成实用的电厂机组设备状态检修辅助系统。系统内部模块之间的互连，全部采用标准网络软硬件接口，便于扩展，现场实用性强。

第五，系统在设计中，整合了效率测量问题，对于200MW容量的机组，监测效率有十分明显的经济意义，同时也具备了更全面的检修评价与运行方式安排的参考信息。

第六，系统集成了汽蚀监测及分析模块，通过汽蚀发生时表征的一些现象来评价汽蚀的严重程度，并结合了效率、稳定性、过流部件振动、压力及脉动进行综合观测。

三、 结语

凤滩发电厂扩机工程机组状态在线监测系统是凤滩电厂、湖南电力试验研究所、深圳市洲立达电子技术有限公司三方的共同研究成果，2004年4月初开始现场安装，经各参与单位的通力合作，＃6机组状态监测系统于5月初成功投运，顺利完成了＃6机组开机测试、配重试验、试运行测试等任务，从一个侧面充分体现了凤滩扩机工程高效率、高质量的宗旨。

系统设计从发现和解决问题的角度充分考虑了电厂的需要和现场的实际，并借鉴其他电厂的应用经验加以完善，其实用性较强，相信在使用过程中，一定会对机组的检修和运行起到很好的指导作用。当然，该设计肯定也还有不足的地方，希望各位专家能加以指导。

② 四川电网新装置投运管理细则

的内容是怎样的呢?下文是我收集的，欢迎阅读!
全文
第一章 总则

第一条 为适应电力体制改革，厂网分开的新形势，做好新建以及改***扩***建电力系统装置并入电网的排程执行管理工作，保证四川电网安全稳定执行，根据电力排程有关法律、法规、规章、政策、标准和上级单位的规章制度规定，结合四川电网的实际，特制定本办法。

第二条 本办法适用于四川省电力公司排程中心***以下简称省调***排程管辖范围内的新建以及改***扩***建发电、输电、变电装置的启动试执行和并网管理工作，包括新建发电机组及其附属一/二次系统、新建和改***扩***建变电站***含升压站、开关站***电气一/二次装置、新建和改建电力线路及及其附属一/二次装置。

第三条 不属省调排程管辖的新建电厂***机组***，但其接入对省调排程管辖电网有重大影响的，管辖该新建电厂***机组***的排程机构应按照本办法的具体要求将有关手续报省调备案。第二章 新建发电装置并网具备的技术条件

第一条 第四条 新建发电厂***机组***中涉及四川电网安全稳定执行的继电保护和安全自动装置、励磁系统和调速系统、发电厂高压侧和升压站电气装置、电力通讯和排程自动化装置应纳入电网统一规划、设计、执行管理，以满足电网安全稳定执行的需要。

第二条 第五条 火电单机容量100MW及以上，水电机组单机容量50MW及以上的新投机组，必须装设电力系统稳定器***PSS***装置，以确保并网执行的安全、稳定。装置需满足国家电力排程通讯中心调运[2005]59号文有关要求。

火电单机容量200MW及以上，水电机组单机容量40MW及以上的新投电厂***机组***必须具备AGC调节功能并参与系统AGC调节，同时要求具备两种控制模式，即全厂控制模式和单机控制模式。

第六条 装机容量100MW及以上的水电厂应按照《电力系统水调自动化功能规范》、《电力系统实时资料通讯应用层协议DL476-92在水调自动化系统中的应用》、《电网水调自动化系统实用化要求及验收细则》的规定，装设水调自动化系统，并在投产前完成与省调水调自动化系统介面、除错工作。

第七条 根据安全性评价的结果，决定是否装设安全稳定控制装置。安全稳定控制装置应与一次装置同步除错正常投运。

第八条 发电机组调峰能力、一次调频能力、无功调整能力、自动化水平已满足四川电网发电机组并网必备技术条件。

第九条 并网的新建发电装置继电保护装置和安全自动装置应符合有关电力行业标准、规范以及四川电网有关技术要求、配置原则等规定。

第十条 新建发电装置并网应安装发供电睁咐计划管理系统并达到以下通讯技术要求：

***一***电厂至省调须具备两种不同路由的、相互独立的传输通道;

***二***开通排程电话的主、备电路，同时安装公网市话作为应急通讯手段;

***三***开通自动化资讯专用通道，电路效能指标达到自动化资讯传输要求;

***四***开通电能量计费及报价系统传输电路;

***五***按保护、安控的要求，开通保护、安控的专用电路;

***六***按水调的要求，开通水调自动化专用电路;

***七***按稳定监控的要求，开通稳定监录专用电路;

***八***按要求，开通其他与电网安全有关的新业务专用通讯电路。

第十一条 新建发电装置并网应当满足安全执行相关的其它技术条件，并具备以悉正纯下自动化技术要求

***一***排程自动化设施、电量装置、AGC、AVC、功角测量装置的设计应符合国家电监委的相关规定、电力行业标准、规范以及四川电网技术要求等规定。

***二***自动化装置与其它系统间联接应符合《电网和电厂计算机监控系统及排程资料网路安全防护规定》***原国家经贸委[2002]第30号令***和《电力二次系统安全防护规定》***国家电监委[2004]第5号令***的要求。

***三***新建电厂的远动资讯接入原则需按照《四川新建并网电厂接入四川省调主站系清裤统的自动化技术规范》的规定执行。

***四***新建电厂作为四川电力排程资料网路的接入接点，应按照四川排程资料网路的接入接点的技术规范进行建设，严格执行四川电力排程资料网路的有关规定。

***五***远动RTU装置***或监控系统***与省调EMS系统之间采用IEC 60870-5—101和网路通讯规约IEC60870-6 TASE.2的规约通讯;电厂电量计量装置与省调TMR系统间采用IEC60870-102或四川规约;与地调主站间的通讯规约请及时与有关地调联络。

第三章 新建发电装置投运前资料填报要求

第十二条 新建发电装置并网前，执行单位应当按照以下要求向省调填报资料：

***一***凡新建、扩建和改建的发、 输、变电装置***以下统称新装置***需接入系统，该工程的业主必须在新装置投运前90天向排程部门提供有关资料***各相关专业需要报送的资料详见附件***，供排程部门完成并网相关的各项工作。

***二***新装置投入执行前30天，由装置执行单位按《新装置加入系统执行申请书》的要求向排程部门提出申请，申请书一式三份，其内容包括：投产装置名称及启动投产装置范围、预定启动日期和启动计划、启动执行负责人及接受排程命令人员名单，排程部门接到申请后，在启动投产前10天进行批覆。

第四章 新装置投运必备条件与排程管理

第十三条 新装置投运必须具备以下条件：

***一***装置验收工作已结束，质量符合安全执行要求，有关执行单位向排程部门已提出新装置投运申请。

***二***所需资料已齐全，引数测量工作已结束，并报送有关单位***如需要在投运过程中测量引数者，应在投运申请中说明***。

***三***待投产装置已除错合格，按排程规定完成现场装置和模拟图板命名编号，继电保护和安全自动装置已按给定的定值整定并启用。

***四***与有关排程部门已签定并网排程协议，相关装置及厂、站具备启动条件。

***五***排程通讯、自动化装置准备就绪，通道畅通。计量点明确，计量系统准备就绪。

***六***新建发电厂和变电站具备两种以上不同方式的排程专用通讯通道。

***七***生产准备工作已就绪***包括执行人员的培训、厂站规程和制度已完备、执行人员对装置和启动试验方案及相应排程方案的熟悉等***。

***八***启动试验方案和相应排程方案已批准。

***九***由省调管辖的新装置只有得到省调值班排程员的命令或征得其许可后方能投入系统执行。自得到值班排程员的命令或许可时起，即应按排程规程的规定对装置进行排程管理。

第十五条 新装置投运前，排程部门应当参加以下工作：

***一***参与新装置接入系统审查;

***二***参与继电保护、通讯自动化装置选型评标工作;

***三***签订《并网排程协议》;

***四***新装置并网必备技术条件的审查和验收;

***五***新装置并网必要技术资料的收集;

***六***有关执行人员排程业务培训和考试;

***七***确定新建发电厂排程名称，确定新装置排程命名及编号;

***八***新装置启动投产方案、220kV及以上系统继电保护方案编制;

***九***新建发电厂通讯电路的接入和管理;

***十***新建发电厂***机组***远动和电量计量资讯接入管理;

***十一***新建水利发电厂水调自动化系统接入管理和人员培训;

***十二***通讯、自动化装置的联网除错;

***十三***新建发电厂***机组***AGC功能联调;

***十四***电力市场技术支援系统电厂端装置、软体的安装除错、接入管理及有关人员培训;

***十五***新装置启动投产的方式安排和排程指挥。

第五章 附则

第十六条 本办法主要适用于发、输、变电的新装置并网管理工作，涉及有关安全生产的技术标准应按相关国家标准、电力系统电业生产相关规定和各发电公司有关规定执行。

第十七条 新建电厂安全性评价按照各发电集团制定的安全性评价细则或国网公司有关发电企业安全性评价细则执行。

第十八条 本办法的解释权属四川省电力公司排程中心。

第十九条 本办法自发布之日起执行。
电网是什么
在电力系统中，联络发电和用电的设施和装置的统称。属于输送和分配电能的中间环节，它主要由联结成网的送电线路、变电所、配电所和配电线路组成。通常把由输电、变电、配电装置及相应的辅助系统组成的联络发电与用电的统一整体称为电力网。简称电网。

正常执行的电网频率，规定上下波动不得超过±0.2Hz。

我国电力工业部颁规程规定：

频率低于49.5Hz执行的时间不能超过60min。

频率低于49.0Hz执行的时间不能超过30min。

正常执行的电网频率，规定上下波动不得超过±0.2Hz。

因为它不仅影响电力系统内部的执行情况，而且会使千家万户不同程度受到影响。当频率下降到48Hz时，电动机转速就下降约4%，这样许多工业产品的产量会下降，质量也无法保证。因此，保证电力系统稳定地执行在额定频率是十分重要的。

③ 请教一下水电厂电气主接线的问题

一、关于大于30mw的机组，没有必须采用分裂绕组变压器这一规定；
二、关于主结线问题，采用4角态庆滑型接线，如果不是场地限制，最好不要差物选择这一方式，这一方式对保护配合和倒闸运行极为不便。原先采用这一方式的目的，一是场地所限，二是节约投资，现在设计中主要考虑的问题是帆腊运行方式的灵活可靠；
三、关于扩大单元结线，可采用2机1变，由于容量不大，变压器最好是双圈变压器，制造简单，更换方便。

④ 水力发电

水力发电的原理是什么？
以水具有的重力势能转变成动能的水冲水轮机，水轮机即开始转动，若我们将发电机连接到水轮机，则发电机即可开始发电.如果我们将水位提高来冲水轮机，可发现水轮机转速增加.因此可知水位差愈大则水轮机所得动能愈大，可转换之电能愈高.这就是水力发电的基本原理.能量转化过程是：上游水的重力势能转化为水流的动能，水流通过水轮机时将动能传递给汽轮机，水轮机带动发电机转动将动能转化为电能.因此是机械能转化为电能的过程.由于水电站自然条件的不同，水轮发电机组的容量和转速的变化范围很大.通常小型水轮发电机和冲击式水轮机驱动的高速水轮发电机多采用卧式结构，而大、中型代速发电机多采用立式结构.由于水电站多数处在远离城市的地方，通常需要经过较长输电线路向负载供电，因此，电力系统对水轮发电机的运行稳定性提出了较高的要求：电机参数需要仔细选择；对转子的转动惯量要求较大.所以，水轮发电机的外型与汽轮发电机不同，它的转子直径大而长度短.水轮发电机组起动、并网所需时间较短，运行调度灵活，它除了一般发电以外，特别适宜于作为调峰机组和事故备用机组.。
水力发电的原理是什么？
水力发电的基本原理是利用水位落差 ，配合水轮发电机产生电力，也就是利用水的位能转为水轮的机械能，再以机械能推动发电机，而得到电力。科学家们以肢激此水位落差的天然条件，有效的利用流力工程及机械物理等，精心搭配以达到最高的发电量，供人们使用廉价又无污染的电力。

优势：水能是一种取之不尽、用之不竭、可再生的清洁能源。但为了有效利用天然水能，需要人工修筑能集中水流落差和调节流量的水工建筑物，如大坝、引水管涵等。因此工程投资大、建设周期长。但水力发电效率高，发电成本低，机组启动快，调节容易。由于利用自然水流，受自然条件的影响较大。水力发电往往是综合利用水资源的一个重要组成部分，与航运、养殖、灌溉、防洪和旅游组成水资源综合利用体系。

缺点：

1. 因地形上之限制无法建造太大之容量。单机容量为300MW左右。

2. 建厂期间长，建造费用高。

3. 因设于天然河川或湖沼地带易受风水之灾害，影响其他水利事业。电力输出易受天候旱雨之影响。

4. 建厂后不易增加容量。

5.生态破坏：大坝以下水流侵蚀加剧，河流的变化及对动植物的影响等。

6.需筑坝移民等，基础建设投资大。

7.下游肥沃的冲积土因冲刷而减蠢饥磨少。
水力发电的基本原理是什么？
力发电的基本原理是，利用流水的动能来带动涡轮机叶片旋转。

通常，要在河流中间建一个大型水坝来利用这种能源。有一项新发明就是通过小范围运用水电，来为便携式装备供电的。

来自加拿大安大略省的发明家罗伯特•卡玛瑞其卡萌发了在鞋底安装小型水电发动机的想法。他认为这些微型涡轮机可以为任何便携装置提供足够的电能。

当使用者行走时，装在鞋跟液囊中的可导电液体产生压力.促使液体流经导管，进入水电发生模块。使用者继续行走，鞋跟抬起，液囊受到向下的压力。

液体的流动带动转子和转轴旋转，产生电能。
火力发电与水力发电各有何优缺点？
火力发电的优点是厂址选择较易，占地少、投资少，建设周期短。

缺点是火力发电厂使用的燃料如煤、油等不能再生，作为燃 料烧掉太可惜，生产中会出现一些污染，发电成本高。机组启动时 间长，机带斗组从冷态启动需要几小时至十几小时才能并网发电。

水电的优点是水力资源可以再生，生产成本低，只有火电的1/5~1/3。 没有污染，机组启动快，只需几分钟，机组即可并网 发电。

水电与航运、灌溉、水产养殖综合考虑，建成水力枢纽， 可以提高其经济效益。水电的缺点是厂址选择较困难，建水坝对地质条件要求很高，修水库要淹没很多农田和大量移民，大型水库会破坏局部地 区的生态平衡，投资多，建设周期长。

关于火电与水电的投资与建设周期，近年来的研究与实践证明，传统的火电较水电投资少，建设周期短的理论是片面的。火电需要大量煤和石油，为了生产煤炭或石油则要建立矿井或油田，为了运输石油或煤炭则要建铁路或输油管。

如果把开采 燃料及建铁路或输油管的投资考虑进去，则水电的投资与火电相 近，甚至低于火电。 因此优先发展水电才是正确的方针。

工业发达的国家都是优先发展水电，水电资源的开发利用程度很高，达 90%以上，而且水电占的比重很大，只有水力资源全部开发了， 才发展火电。我国拥有可开发的水电资源高达3。

78亿kW，名列世界第一。在能源日趋紧张和保护环境的呼声日益高涨的情况 下，我国已确立了优先发展水电的正确政策，加大了水电投资开 发的力度，已成为世界上最大的水电工程市场。

据统计，目前我国已建成或正在建设的大型水电站共有58座，其中，装机容量在1000MW以上的水电站共十九座。截止到 1997年底，我国水电装机总容量为60000MW，仅次于美国和加拿 大之后位居世界第三。

目前我国水电的开发率仅为15%，远低于世界各国水电开发率为24%的平均水平，水电开发的潜力还很大。
水为什么能发电？
他们解释得都太专业了，其实说简单了，就是：发电的是水产生的动能，通过涡轮发的电，静止的水本身是不能发电的。倒是可以导电。呵呵！水是自然中最有用的动力，因为它最容易被掌控。流水可经由水闸或管线被输送，更重要的，一条流可藉水坝区隔成能容纳大量水的水库，当需要时便释出其所需的量。水力常被规划成水力发电厂，通常建基於大型的水坝，最佳的地理位置是在高山地区且狭窄而两侧陡峭的河谷，水坝建於如此的河谷可以产生超过100公里长的蓄水库。大规模的计划或许就不只一个简单的水坝和蓄水库。在澳洲的雪山，雪河的水藉由一连串的地下通道，转至十六个发电厂。水力亦被用来储存其他发电厂多余的能量，这可所谓的抽蓄发电厂来处理，及使用两个分离且不同水平面的蓄水库。正常运作下，位置较高的水库的水被用来驱动涡轮产生电，而经过涡轮的水便储存在较低的水库。一但有多余的电，便被用来抽取较低水库的水回到较高的水库。电力的需求在白天时达到最高点，这亦意味著，大多数的发电站，抽水的工作通常在夜间完成。水力发电是利用河川、湖泊等位於高处具有位能的水流至低处，将其中所含之位能转换成水轮机之动能，就是利用流水量及落差来转动水涡轮。再藉水轮机为原动机，推动发电机产生电能。因水力发电厂所发出的电力其电压低，要输送到远距离的用户，必须将电压经过变压器提高后，再由架空输电路输送到用户集中区的变电所，再次降低为适合於家庭用户、工厂之用电设备之电压，并由配电线输电到各工厂及家庭用户。利用天然水流为资源。水力发电则系利用筑坝蓄水，昼夜取舍，不尽不竭，既便利又为经济。故近五十年来，世界各国发电，多由火力侧重於水力，都在努力开发水力资源。美国全国发电量最初用火力者在百分之八十以上，至目前为止，水力已占将及半数，由此可见开发水力之重要。而在燃料缺乏之国家，如瑞士、义大利等国，更须大量开发水力发电，以补其缺。水力发电依其开发功能及运转型式可分为惯常水力发电与抽蓄水力发电两种：台湾的惯常水力发电厂共有36座，总装置容量157万千瓦，依其运输型式又分为三种，水库式电厂如德基、石门、曾文、雾社等水库。调整式电厂：如龙涧、立雾等电厂及川流式电厂。由於近年来台湾地区耗电量急遽的增加，台湾电力公司为了配合国家经济建设的需要，积极开发优良水力资源，以充裕供电能力，因此，运用水位落差的原理，花日月潭风景区开发了明潭抽蓄水力发电工程。明潭抽蓄水力发电厂，装置267千瓦抽蓄水轮发电机六部，以日月潭为上池，位於下游的水里溪河谷兴建下池，利用上下池间约380公尺之落差作抽蓄水力发电，其方式是在晚间离峰用电时，所剩余的电力将下池的水抽到上池储存来，然后，在白天尖峰用电的时段，把上池所储存高水位的水放出，带动发电机产生电力水力发电厂建筑水坝，设立输电线，最初成本高於火力发电厂，但近十年来此种差别已渐接近，三十年前，火力发电厂之建筑费用平均每千瓦为美金100 ~ 150元。至目前为止，此数字已提高至每千瓦为美金150~200元，水力发电厂建筑成本，则每千瓦为美金180~250元，虽然建筑成本有别，若估计上燃料费用、运输费用，则水力发电之总成本，较火力厂之总成本为低，此为一大便利。世界各国利用其水力资源而设立之水力发电厂，至1940年底，约为七千万马力，但至1955年底，则已增加至一亿二千一百万马力。在十五年内，又增加五千万马力以上，约增加73%，实为惊人。水力发电的方式水力发电是将河川'湖泊等高出具有位能的水放流到低处，利用水的动能推动水轮机，再带动发电机组产生电能，经由输配电系统供给用户.因此，水力发电的基本要素为河川流量及落差.随著电力系统的变化，水力发电的方式可分为下列四种： 1. 川流式电厂 在坡度较大的河川上筑坝，用以拦阻河川水量，引入电厂发电，发电量随著河川天然流量的多寡而定，一天二十四小时川流不息地发电.早期水力电厂均采用这种形式，以提供用户全日所需的电力，如乌来'粗坑'高屏'竹门等电厂均属之.2. 调整池式电厂 在河川适当地点兴建小型水库，用来调蓄一日间的流量，供尖峰时段约六小时发电之用，如龙涧'立雾等发电厂. 3. 水库式电厂在河川适当地点兴建大型水库，以调蓄河川一年之流量，供每日发电之用.本省河川因流量有限，所以大部分时间仅供尖峰电力.此位并兼具储洪济枯的功能，除了发电之外，对於供应河下游民生用水及灌溉用水具有莫大的贡
水力发电站原理
水力发电就是利用水力（具有水头）推动水力机械（水轮机）转动，将水能转变为机械能，如果在水轮机上接上另一种机械（发电机）随着水轮机转动便可发出电来，这时机械能又转变为电能。水力发电在某种意义上讲是水的势能变成机械能，又变成电能的转换过程。

将水能转换为电能的综合工程设施。又称水电厂。它包括为利用水能生产电能而兴建的一系列水电站建筑物及装设的各种水电站设备。利用这些建筑物集中天然水流的落差形成水头，汇集、调节天然水流的流量，并将它输向水轮机，经水轮机与发电机的联合运转，将集中的水能转换为电能，再经变压器、开关站和输电线路等将电能输入电网。有些水电站除发电所需的建筑物外，还常有为防洪、灌溉、航运、过木、过鱼等综合利用目的服务的其他建筑物。这些建筑物的综合体称水电站枢纽或水利枢纽。

水电站有各种不同的分类方法。按照水电站利用水源的性质，可分为三类。①常规水电站：利用天然河流、湖泊等水源发电；②抽水蓄能电站：利用电网中负荷低谷时多余的电力，将低处下水库的水抽到高处上水库存蓄，待电网负荷高峰时放水发电，尾水至下水库，从而满足电网调峰等电力负荷的需要；③潮汐电站：利用海潮涨落所形成的潮汐能发电。

按照水电站对天然水流的利用方式和调节能力，可以分为两类。①径流式水电站：没有水库或水库库容很小，对天然水量无调节能力或调节能力很小的水电站；②蓄水式水电站：设有一定库容的水库，对天然水流具有不同调节能力的水电站。

在水电站工程建设中，还常采用以下分类方法。①按水电站的开发方式，即按集中水头的手段和水电站的工程布置，可分为坝式水电站、引水式水电站和坝-引水混合式水电站三种基本类型。这是工程建设中最通用的分类方法。②按水电站利用水头的大小，可分为高水头、中水头和低水头水电站。世界上对水头的具体划分没有统一的规定。有的国家将水头低于 15m作为低水头水电站，15~70m为中水头水电站，71~250m为高水头水电站，水头大于250m时为特高水头水电站。中国通常称水头大于70m为高水头水电站，低于30m为低水头水电站，30~70m为中水头水电站。这一分类标准与水电站主要建筑物的等级划分和水轮发电机组的分类适用范围，均较适应。③按水电站装机容量的大小，可分为大型、中型和小型水电站。各国一般把装机容量5000kW以下的水电站定为小水电站，5000~10万kW为中型水电站，10万~100万kW为大型水电站，超过100万kW的为巨型水电站。中国规定将水电站分为五等，其中：装机容量大于75万kW为一等〔大（1）型水电站〕，75万~25万kW为二等〔大（2）型水电站〕，25万~2.5万kW为三等〔中型水电站〕，2.5万~0.05万kw为四等〔小（1）型水电站〕，小于0.05万kW为五等〔小（2）型水电站〕；但统计上常将1.2万kW以下作为小水电站。
水发电有什么优点和有什么缺点？
水力发电

优点：

(1) 利用高处之水量持有位能转换动能推动原动机。

(2) 利用引导水路及压力水管将水量之位能转换为动能。

(3) 有利之水力地点离负载中心远，离电距离长，输电费用高。

(4) 水力发电效率高达90%以上。

(5) 单位输出电力之成本最低。

(6) 发电之起动快，数分钟内可以完成发电。

缺点：

(1) 因地形上之限制无法建造太大之容量。单机容量为300MW左右。

(2) 建厂期间长，建造费用高。

(3) 因设于天然河川或湖沼地带易受风水之灾害，影响其他水利事业。电力输出易受天候旱雨之影响 。

(4) 建厂后不易增加容量。

⑤ 多大容量的电厂算是大电厂，多大的算是小电厂

原来国家规定的是装机容量600mw的是大型电厂，装机容量超过1000MW的算是特大型电厂。现在一上马就是大机组所以基本上也就不按这个说了，特大型电厂得需要国家专门批准这个称呼。一般讲只要是有300MW机组就是大电厂了。你说的大方电厂肯定是打电厂。小电厂就是指企业的自备电厂或者地方热电厂了。它们的机组基本上都很小。现在电力系统上马的电厂基本都是大电厂。另外现在亚临界的300MW的机组除了热电联产和循环流化床的以外，国家已经不批准建了。

电厂是指将某种形式的原始能转化为电能以供固定设施或运输用电的动力厂，例如火力、水力、蒸汽、柴油或核能发电厂等。
一、简介

电厂[electric power plant] 是将某种形式的原始能（例如水力、蒸汽、柴油、燃气）转化为电能以供固定设施或运输用电的动力厂（核能发电厂、风力电厂、太阳能电厂等）。
二、分类

火力发电

火力发电是利用燃烧燃料(煤、石油及其制品、天然气等)所得到的热能发电。火力发电的发电机组有两种主要形式：利用锅炉产生高温高压蒸汽冲动汽轮机旋转带动发电机发电，称为汽轮发电机组；燃料进入燃气轮机将热能直接转换为机械能驱动发电机发电，称为燃气轮机发电机组。火力发电厂通常是指以汽轮发电机组为主的发电厂。
火力发电厂主要由四大关键部件组成，即锅炉、汽轮机、凝汽器、发电机。燃料燃烧将化学能转换为热能加热锅炉中的水成蒸汽，然后蒸汽热能推动汽轮机做功，将热能转化为机械能，然后机械能通过发电机转化为电能，从而完成整个发电过程。
水力发电

水力发电是将高处的河水或湖水、江水)通过导流引到下游形成落差推动水轮机旋转带动发电机发电。以水轮发电机组发电的发电厂称为水力发电厂。
水力发电厂按水库调节性能又可分为：
①径流式水电厂：无水库，基本上来多少水发多少电的水电厂；
②日调节式水电厂：水库很小，水库的调节周期为一昼夜，将一昼夜天然径流通过水库调节发电的水电厂；
③年调节式水电厂：对一年内各月的天然径流进行优化分配、调节，将丰水期多余的水量存入水库，保证枯水期放水发电的水电厂。
④多年调节式水电厂：将不均匀的多年天然来水量进行优化分配、调节，多年调节的水库容量较大，将丰水年的多余水量存入水库，补充枯水年份的水量不足，以保证电厂的可调出力。
核能发电

核能发电是利用原子反应堆中核燃料(例如铀)慢慢裂变所放出的热能产生蒸汽(代替了火力发电厂中的锅炉)驱动汽轮机再带动发电机旋转发电。以核能发电为主的发电厂称为核能发电厂，简称核电站。根据核反应堆的类型，核电站可分为压水堆式、沸水堆式、气冷堆式、重水堆式、快中子增殖堆式等。
风力发电

利用风力吹动建造在塔顶上的大型桨叶旋转带动发电机发电称为风力发电，由数座、十数座甚至数十座风力发电机组成的发电场地称为风力发电场。
其他新能源发电

例如地热发电厂、潮汐发电厂、太阳能发电厂等。
三、设备运行

天然水的分类及电厂水处理、运行常规水质分析、水处理材料、锅炉补给水处理、凝结水处理、循环水处理、水处理设备的自动控制、水处理设备的调试及设计。
四、最新动态

九成火电亏损 五大电力集团前10月亏近270亿 一位电力集团内部人士告诉记者，该集团利润亏损每月呈上升趋势，五大集团火电企业亏损面达90%左右，亏损亿元以上企业达70%。
“每度电的煤炭成本达0.3元，而我们公司月度平均上网电价0.335元，算上今年两次调价也刚超过0.36元，这其中煤炭成本占到很大一部分，有些企业甚至出现了燃料成本高于上网电价的局面。”上述人士表示。“2006年以来，重点合同煤价车板价上升了200多元，五大集团一年有上千亿资金用在增加燃料支出上。”
五、四大管道

1：主蒸汽管道（过热器出口联箱到高压主汽门接口之间的两条高温高压蒸汽管道）；
2：热再热蒸汽管道（再热器出口联箱到中压主汽门接口的两条高温高压蒸汽管道）；
3：冷再热蒸汽管道（高压缸排汽口到再热器入口联箱接口之间的两条高温高压蒸汽管道）；
4：高压给水管道（电动给水泵出口到省煤器入口联箱接口之间的高压锅炉供给水管道）。
及四大管道专用高压管材、管件（弯头、法兰、三通、大小头、弯管）等。
六、操作标准

1、机组正常开、停机及线路开关操作标准化机组正常开、停机及线路开关的停、送电操作频度较高。发电厂对机组正常开、停机及出线的停、送电等都制作了标准、统一的典型操作票，并进行完善和细化，从而规范了操作标准，缩短了操作时间[1] 。
操作人员在接到操作命令后，经命令核对和设备核对，在短时间内便可完成操作票的填写与审核，然后按操作票上的步骤逐项操作，而操作指令只授权给值长。
2、母线倒闸操作标准化，母线倒闸操作关联的设备多，对系统潮流方式考虑较多，必须根据实际运行方式进行操作，难以制作统一的典型操作票。为此，电厂根据长期的操作经验和实际运行中的操作要求，制定了适合母线倒闸操作的执行标准。
110kV及以上母线的倒闸操作大多属于有预见性的倒闸操作，根据其具体要求，事先拟定详细的操作计划，准备好完整的倒闸操作票，合理安排操作人员，并做好倒闸操作的事故预想，保证了操作质量，且不会延误操作时间。
对于110kV以下厂用电系统的倒闸操作，则可根据厂用电系统可能出现的状态及操作项目编制标准的倒闸操作程序和相应的操作票，并将其融入到电厂管理信息系统（MIS）的操作票执行系统中。这样，可以有效避免厂用电系统倒换操作中因机组重要辅助设备失电而威胁机组安全运行。
为了确保新老机组隔离退出、检修和恢复过程中的设备及人身安全，根据《电力安全工作规程》和设备、人员的实际配置情况，采用操作与值守相对独立的值班方式，即将运行操作从值守工作中分离出来，倒闸操作由专门的操作人员来完成，从而实现向“无人值班”（少人值守）的运行值班方式转变。
七、保护装置

电厂微机保护装置国内外同行多年应用经验基础上，结合国内综合自动化系统的实际特点，开发研制的集保护、监视、控制、通信等多种功能于一体的电力自动化高新技术产品，是构成智能化开关柜的理想电器单元。该产品内置一个由二十多个标准保护程序构成的保护库，具有对一次设备电压电流模拟量和开关量的完整强大的采集功能（电流测量通过保护CT实现）。电厂微机保护装置是由高集成度、总线并出芯片单片机、高精度电流电压互感器、高绝缘强度出口中间继电器、高可靠开关电源模块等部件组成。开关柜微机保护装置主要作为110KV及以下电压等级的开关柜。发电厂、变电站、配电站等，也可作为部分70V-220V之间电压等级开关柜中系统的电压电流的保护及测控 。

⑥ 大唐石泉水力发电厂的厂房简介

石泉水电厂于唯让1970年开始兴建， 1973年12月26日指毁局第一台机组投产发电，1975年7月28日三台45MW混流式水轮发电机组全部并网发电。2000年11月27日石有限两台机组扩建工程完工。水库控制流域面积2.34万平方公里，属不完全季调节，电站坝高65米，坝宽16米，坝长353米。正常高水位410m，死水位395m，设计库容4.7亿m3，2011年3月实测余激库容2.738亿m³。电站大坝为混凝土空腹重力坝，电站设计年发电量6.34亿千瓦时。

⑦ 广西桂冠电力股份有限公司的大化水电厂

大化水电厂属红水河流域规划的第六个梯级电站，也是红水河上开发建设的首座大型水电站，设计总装机容量4×100MW，增容技术改枣扒造完成后装机容量达456MW，年均发电扒信量21亿kWh，于1986年全部建成投产。1994年，其经营性资产经评估后入股公司，春岩轮作为公司滚动发展的母体电站，增强了公司滚动开发的实力。

⑧ 大渡河有多少个水电站_大渡河沙湾水电站AVC功能设计及其实现

大渡河沙湾水电站AVC功能设计及实现

陈胜祥1，颜现波2，郑勇1

（1.四川圣达水电开发有限公司，四川 乐山 614900;2. 北京中水科水电科技开发有限公司,北京 海淀

100038）

摘 要：电压质量是衡量电能质量的主要指标之一，自动电压控制（AVC)是水电站安全运行和经济运行的必要工具。根据四川电网自动电压控制(AVC)系统建设的要求,介绍了大渡河沙湾水电站AVC系统的功能特点、调节模式漏槐、控制模式、AVC系统无功分配值计算、无功分配原则及AVC系统安全约束条件,以及闭环试验的结果和分析。

关键词：沙湾水电站；自动电压控制（AVC)；监控系统；分析

1 概述

随着电网规模的不断扩大，原有无功电压人工手动调整控制手段已不能满足电网安全、稳定、优质运行的要求，需要采用全网一体化的自动电压控制系统（AVC） 进行全网无功电压优化协调控制，以降低网损、提高电网电压稳定水平和电压质量。 水电厂自动电压控制（AVC)是按照预定条件和要求自动控制水电厂母线电压或全电厂无功功率的技术。水力发电厂可以通过快速调节电厂的无功功率使母线电压稳定在一个合理的范围，从而达到提高电能质量的目的。沙湾水电站AVC功能在监控系统上位机系统中集成实现。AVC软件包运行在双机配置的应用服务器中，目前电厂AGC软件包已经运行在应用服务器中。双机配置的应用服务器是主备运行方式工作，双应用服务器无扰动切换，只有主应用服务器能发出控制命令。同省调通信目前2路IEC 104规约通信和1路101规约通信。IEC 104规约通信通道电站侧是双通信服务器配置。2010年2月9日，沙湾水电站4台机组全部投运以来运行稳定，已具备AVC调试条件。

2 AVC功能总体设计背景及原则

沙湾水电站装机规模为480MW，采用扩大单元接线接线方式，配置 2台主塌顷变压器，以220kV电压等级并入四川电网，电站计算机监控系统由上位机系统（含工程师站、操作员站、历史数据服务器、调度通信工作站等硬件设备以及H9000监控软件）、现地7套机组现地控制装置(siemens S7-414H系列PLC）、 5套厂用/公用现地控制装置、1套开关站现地控制装置以及 1 套闸门现地控制装置等组成，电站AGC/AVC集成在计算机监控系统H9000上位机软件中。

电站自动调压装置采用东方电机控制设备有限公司生产GES-3320型励磁系统。每台机组配置1个调节柜、3个功率柜、1个灭磁电阻柜、1个灭磁开关柜，实现PSS、电压自动调节等功能，并接受来自监控系统的增减磁命令。目前，机组励磁系统运行正常，PSS功能正常投运。

AVC以母线电压为调节目标。沙湾水电站自动电压控制AVC功能提供两种控制模式：第一种是全厂控制模式，在全厂控制模式下，沙湾水电站AVC子站系统接收省调AVC主站系统下发的全厂控制目标和全厂无功范围约束。AVC软件按照控制策略合理分配给电厂AVC可控制的每台发电机组，调节发电机无功出力，在全厂无功约束范围下，220kV 高压母线电压达到全厂目标控制值，实现全厂多机组的电压无功自动控制。第二种为单机控制模式，AVC子站系统直接接收AVC主站系统下发的每台机组的无功出力控制目标值，通过调节发电机无功

出力，最终使各机组无功出力达到目标值。控制方式有当地控制和远方控制。

自动电压控制采用下列方式运行：

（1）母线电压曲线方式

在该方式运行时，AVC自动检测母线电压是否在相应时段的母线电压上限、下限值范围内，一旦发现超出则通过调节全厂无功功返衫友率，使电站高压母线电压维持在该时段母线电压上限、下限值范围内。

（2）给定母线电压控制方式

在该方式运行时，AVC根据运行人员给定的母线电压目标值，调节机组无功功率，使电站高压母线电压维持在给定的死区范围内。

上述两种控制方式可由运行人员通过计算机系统人机接口设备在AVC控制画面上进行切换，通过调用相应的画面，运行人员也可随时修改母线电压曲线。在每天的零点，AVC自动将明日电压曲线输入到今日电压曲线。

AVC周期监视母线电压，一旦母线电压超出允许范围（死区），即根据设置的母线电压～无功调差系数计算出所需增减的全厂无功值，然后根据新的全厂无功值在发电运行的AVC可控机组间分配，分配准则：为按机组容量比例在各AVC成组可控机组中进行无功分配，同时参照机组P-Q运行图、设置的机组无功限值及相关约束条件。

当AVC控制方式为“投入”时，AVC用机组无功功率调节命令通过网络通讯将分配结果自动发给各AVC成组可控机组现地控制装置(LCU)，由LCU无功功率调节软件根据设置的无功调节参数，计算出调节脉宽对励磁装置AVR进行自适应控制，直至达到给定的无功功率目标值。若母线电压仍未恢复正常，AVC再根据当前母线电压偏差值及设置的母线电压～无功调差系数重新计算出所需增减的全厂无功值，在各AVC成组可控发电运行的机组间进行新一轮分配，直至母线电压恢复正常或全厂无功功率分配完。

当AVC控制方式为“开环”时，AVC将闭锁控制命令输出，但仍进行全厂AVC无功计算分配，其结果写入数据库无功优化分配区，运行人员可通过AVC控制画面查看分配结果，实现开环指导。

运行人员可通过人机界面整定或修改母线电压的调节死区、调压系数、机组无功上下限，以适应机组调节特性的变化。

AVC功能可由运行人员随时无扰动投入或退出。各机组也可由运行人员随时设置为无功成组或无功单机。

当AVC功能开始执行或因故退出执行时均有相应的报警信息发出，用于提示运行人员。另外，当母线电压越限而AVC无法完成调节时（如无成组可控机组或成组可控机组无功已到限值），AVC也会发出调压任务无法完成的报警信息。

3 无功分配方式

AVC是依靠机组无功功率调节来实现对母线电压的调节的，即“目标总无功功率 = 当前总无功功率+电压调差系数*（目标电压-当前电压）”

对目标无功功率，应在当前可用的无功成组机组间进行分配，当前较为常用的无功分配方式有机组间按容量比例分配和等功率因数分配两种方式，当同一母线上所有机组均无功成组时（如有未成组的机组，则在计算总有功/无功时不包括此机组）。

（1）无功容量比例分配原则，

QiAVC=QAVC⨯QiMax

∑n

i=1QiMax(i=1,2, ,n)

注：n：参加AVC的机组数

错误！未找到引用源。：参加AVC的第i台机组的最大无功容量。

错误！未找到引用源。：参加AVC机组的最大无功容量之和。

QiAVC：AVC分配到第i台参加AVC机组的无功。

（2） 等功率因数原则，

QiAVC=QAVC⨯Pi

∑n

i=1iP(i=1,2, ,n)

注：n：参加AVC的机组数。

Pi：参加AVC的第i台机组的当前有功实发值。

∑n

i=1Pi：参加AVC机组的当前有功实发值之和。

错误！未找到引用源。：AVC分配到第i台参加AVC机组的无功。

不参加AVC机组，AVC分配值跟踪实发值，但此值只供显示，并不实际作用于该机组。母线电压与给定电压值在电压死区内，AVC分配值跟踪实发值。AVC将同时具有这两种分配方式，并可由操作人员自由选择使用哪种方式进行计算。

4 电厂AVC子系统结构及配置

省调AVC主站与沙湾水电站AVC子站系统拓扑结构示意见下图所示。

5 安全策略

5.1 机组增磁闭锁条件

在加无功升压的过程中，如机组机端电压、励磁电流、实发无功、相应厂用母线电压、定子电流（滞相运行）越高闭锁值，即停止该机组的加无功升压作业，仅允许往相反方向调节。且当所有机组都达到加励磁约束条件之一时，将增无功闭锁信号发送给省调。

5.2 机组减磁闭锁条件

在减无功的过程中，如机组机端电压、实发无功、相应厂用母线电压、转子电流越低闭锁值，定子电流越高闭锁值（进相运行），即停止该机组的减无功作业，仅允许往相反方向调节。且当所有机组都达到减励磁约束条件之一时，将减无功闭锁信号发送给省调。

5.3 单机AVC条件不满足退出

以下条件为机组运行中可能突然出现的异常、故障、事故情况，当这些情况任意之一发生时，机组退出AVC功能，以保障设备安全。

（1）机组出口断路器分闸；

（2）励磁系统现地控制模式或机组LCU现地模式；

（3）励磁故障；

（4）大于一个功率柜退出；

（5）下位机故障或通讯故障；

（6）机组增减磁同时闭锁；

（7）机端电压、有功采样故障或突变。

5.4 全站AVC异常退出

以下条件为机组运行中可能突然出现的异常、故障、事故情况，当这些情况任意之一发生时，全站退出AVC功能，以保障设备安全。

（1）继电保护或是安控装置动作；

（2）机组无功突变或是无功变送器故障（采样值质量位故障）；

（3）机组强励动作；

（4）2台AVC应用程序服务器同时故障或退出运行；

（5）220KV母线电压突变、波动越限、采样故障；

（6）监控系统双网同时故障；

（7）未闭锁的情况下长时间调整不到目标值。

6 信息交互

6.1 AVC子站采集信息（遥测、遥信）

沙湾水电站AVC子站根据AVC主站控制模式的不同，接收主站下发的母线电压目标值或无功目标值，并进行闭环跟踪控制。同时具有对全厂的母线电压控制方式和对单机的无功给定控制方式，即可接受省调母线电压值和单机的无功值的遥调控制。同省调自动化系统通过2路IEC 104规约和1路IEC101通信，依照《四川电网自动电压控制（AVC）主站及子站互联接口规范》要求和沙湾水电站的实际情况制定。从子站向主站传输的信息，包含控制执行以及对子站控制过程监视与安全校核等内容，从主站下发到电厂子站的信息，以高压侧母线电压为主。

6.2 通信接口

6.2.1 AVC子站与AVC主站通信接口

电站AVC子站通过电厂远动装置（通信工作站）利用远动通道与AVC主站进行通信，上传AVC子站信息及接收AVC主站下发的遥控遥调命令。

远动装置（通信工作站）与主站的通讯采用网络和/或专线方式，通信规约采用SC 1801、DL/T634.5.104-2002等部颁规约并遵循电网的相应实施细则。

6.2.2 AVC子站与LCU的接口选择

电站AVC子站系统的控制命令通过现地控制单元LCU与励磁调节器AVR接口，利用电站计算机监控系统的机组无功调节回路实现。沙湾水电站目前能实现的接口方式开关量方式、模拟量方式和通信方式。采用开关量调节方式，机组无功闭环控制在LCU中实现。此方式实际运用中优点是励磁控制模式不受影响，原有监控系统与励磁之间的控制方式不变，缺点是机组LCU无功调节时间长，且容易超调且波动大。采用模拟量控制方式，则机组无功闭环控制在励磁系统中实现，优点是无功控制精确，调节时间短，缺点是模拟量控制可能受到干扰，且由于励磁系统工作在无功闭环控制模式，存在一定的安全性问题。通讯方式则采用MODBUS规约串口通讯方式，实际运用中有延时且不可靠暂不考虑。

综合几种情况，沙湾电站选用了开关量方式调节并设置防止因控制信号输出继电器接点粘死而导致误控的措施，调节效果良好。

7 结语

沙湾水电站于2014年06月17日与省调AVC进行联合调试试验。试验主要内容为等无功容量分配模式下的机组开环/闭环试验（包括受控机组AGC投入情况）以及相关安全策略试验。调试时，退出全站AGC功能。通过完善AVC程序，优化AVC参数，不断进行各功能、各级测试，AVC各项性能已满足各项质量要求并顺利进入试运行。从实际运用的效果看符合省调相关质量标准，采取的控制策略满足了调度和电站对于AVC的功能要求，使母线电压维持在给定值0.4KV之内。但是需要注意的是运用中无论AVC采用何种无功分配原则，有功变化都会使得无功重新分配。因此，如果AGC同时投入运行，就必须考虑AGC的影响，尤其是针对沙湾水电站振动区大，调节频繁的水电机组，要综合分析比较，合理采取无功分配策略和机组无功闭环实现方式、调节方式，否则无法稳定运行。其次对于像沙湾水电站这样的扩大单元接线的机组，单一投入同一单元的一台机组AVC功能，在调整无功功率的过程中另外一台机组会向相反的方向调节。因此必须在安全约束条件中注意增加避免出现“无功环流”现象的条件。AVC的功能要由励磁调节器实现，而励磁系统固有的特性和一些功能也会影响到AVC的效果，这就是调差环节、PSS反调以及低励限制。

AVC控制是水电厂稳定经济运行的基础，也是电站实现“无人值班、少人值守”的前提条件。但是实际运行中，有许多问题需要解决，且每个电站的特点不一样，AVC需要根据各电厂的运行情况探索出最适合的程序和方案，以满足电站稳定经济运行的要求。

参考文献：

[1] DL5002-2005,地区电网调度自动化设计规程[S].

[2] DL5003-2005,电力系统调度自动化设计规程[S].

[3] DL/T634-1997 ,基本远动任务配套标准[S].

作者简介：陈胜祥（1986-），男，四川乐山，二次专业工程师，从事水电厂二次设备维护、检修工作。联系电话：[1**********]，邮箱：[email protected]。

颜现波（1981-），男，河北邯郸，硕士学位，工程师，主要从事水电站计算机监控系统的研制、集成，水电站自动发电控制系统研究。

郑勇 (1980-),男,四川绵阳人,助理工程师,现任生产部副主任,从事水电厂生产技术管理工作。