小水电站机电设备

小水电站机电设备（精选九篇）

小水电站机电设备 篇1

一、小水电站老旧设备改造原则

1. 推广和使用现代最新的水电站设备更新改造技术标准。

在对小水电站老旧设备的更新改造进行设计时, 要根据现有的水电站设计标准的要求, 设计合理且符合实际的水电站改造方案。在设计过程中, 要注意借鉴以往工程的设计理念和技术, 不能局限于仅对一套标准方案的改进设计, 而是要根据工程实施的具体情况, 对水电站的总平面布置及老旧设备进行进一步优化, 促进水电站设备改造速度与科技更新步伐的协调。

2. 合理地更新技术和设备, 优化水电站整体布局。

随着科学技术的不断发展, 水电站设备的更新设计方案也要随着时代和科技的进步而不断优化。积极采用或引进新的技术设备来调整水电站的布局, 制订合理的水电站优化布局方案具有重要意义。具体来说, 可对通讯设备、专用通信室、低压室等设施进行改造或布局优化, 结合现代网络监控技术, 实现水电站网络自动化运行, 提高水电站的智能水平。

3. 遵循“规范、巩固、提高、完善”的总设计方针。

这是对水电站设备改造和设计的总要求。水电站改造工程建设要遵循工程规范规章, 不断更新水电站的整体平面设计, 更新老旧基础设施, 最大限度地提高水电站设计的合理性和对环境的适应性, 促进小水电站的良性发展。

4. 协调统一工程条件和工程规范。

小水电站设备改造施工时, 要严格遵守工程实施的有关要求, 规范管理程序和设备更新与建设的流程, 避免因人为因素而导致的施工上的事故;同时, 要根据小水电站所处的环境条件, 对小水电站进行合理的改造, 实现人与自然环境的协调发展。

二、老旧设备改进的具体措施

以现代技术和现代管理理论为基础, 以水利自动化、信息化技术为重点, 积极采用新技术、新设备、新材料和新工艺, 不断提高小水电站的技术和管理水平, 科学合理地更新老旧设备, 提高小水电站设备发供电的安全性、可靠性和经济性, 从而增强小水电站自身的经济实力和市场竞争能力, 为我国水电事业持续、快速、健康发展提供保障。具体来说, 可以从以下几个方面做起。

1. 采用先进的技术、设备。

以“科学技术是第一生产力”为指导思想, 坚持规范、创新、巩固的原则, 对小水电站老旧设备进行更新和改造, 以满足社会经济发展对小水电站更新发展的需求。

在水电站的自动化改造时, 要与时俱进, 采用新技术、新设备, 及时淘汰过期产品。旧小水电站设备老化, 技术陈旧, 自动化程度低, 对人工依赖性强, 设备运行故障频率高, 严重影响了水电站安全发电的稳定性, 制约了我国水利事业的进一步发展。下文中, 笔者以励磁系统为例, 对小水电站的设备改造进行探讨。

励磁系统作为小水电站发供电过程中的重要设备, 对其改造是小水电站自动化改造的重点之一。传统的励磁系统靠手动操作调节有功功率和无功功率, 无论在速度方面还是在精度方面都有所欠缺, 会影响电能质量, 并且在机组发生异常 (如状态发生变化、参数超限等) 时, 难以及时报警, 安全性、可靠性差。机组的励磁系统常采用自并激可控硅静止励磁装置, 该装置主要由型号为ZSJ的油浸式变压器、励磁调节屏、励磁功率屏、调速器、励磁机等装置组成。调速器常见的型号有YWT, YT等系列, 通过手动油压启动机组。励磁机有旋转励磁机和静止励磁机2种:旋转励磁机是指励磁机 (设备) 与发电机同轴旋转的整流方式;静止励磁机是从一个或多个静止电源取得功率, 使用静止整流器提供直流电流的励磁机。励磁系统应保证当发电机励磁电流和电压不超过发电机额定负荷下励磁电流和电压的1.1倍时, 能长期连续运行。励磁系统强励顶值电压倍数的考虑, 中小型机组的励磁系统一般不小于1.6倍, 大中型机组的励磁系统一般不小于1.8倍, 顶值电流倍数与顶值电压倍数相同。当系统稳定要求更高顶值电压倍数时, 按计算要求确定。顶值电压倍数超过2.0时, 顶值电流倍数仍取2。励磁系统在顶值电流情况下的允许持续时间:中小型机组的励磁系统不小于10 s, 但不得大于50 s;大中型机组的励磁系统不小于20 s。但不得大于50 s。

2. 采用先进的管理观念和管理方式。

先进的管理方式可以提高小水电站的运行效率, 缩短老旧设备的改造时间, 降低老旧设备的改造成本, 是小水电站高效运行的保证。用先进的管理理念代替落后的管理理念, 并努力提高工作人员的整体素质, 是全面提高小水电站经济效益的有效手段。

三、结论

小水电站承包合同 篇2

承包方： (乙方)

发包方拟实施 河流域水电站开发工程总承包，发包方与承包方于 月 日在 友好协商，达成施工协议，接收承包方的合同价约叁亿人民币(以实际结算工程量为准)作为工程施工、完成和修补缺陷等的投标价，达成如下施工协议：

1、计价方式;工程项目单价采用《四川省水利水电建筑工程预算定额》为计算依据(二级一类取费计算)，材料费、人工费采用工程价所在地每季度公布的价格调差计算，工程完工验收标准按07标准执行验收。

2、承包方采用垫资入场施工方式，完成工程量万人民币后，每月以工程量的85%结算(以实际工程量为准)。签订合同之后，承包方人员、机械进场，三日内发包方举行开工典礼，具体入场时间由双方商议而定。合同签订三日内承包方缴纳2000万元人民币双控资金(双方指定人员双控管理)。开工后十日内双控资金解控1000万，开工后第二个月再解控1000万，作为工程启动资金。

3、本工程安全文明施工费另计，取费率为工程总价的1.5%，临时工程费用为工程总价的8%，据实结算。

4、本合同自双控2000万元资金手续完成之日起生效。

5、每月的工程进度款承包方在收到承包方报送的价款结算申请书及相关资料后七日内完成审核。承包方每月25号申报当月工程量，次月10号内发包方审核完毕并支付工程量的85%工程进度款。双方按此方式结算至工程完工。工程竣工后发包方扣除工程款总价的5%作为工程质保金，工程尾款在工程完工一个月之内支付给承包方，质保金在工程竣工一年后(验收合格)支付给承包方。

浅析小水电站增效扩容改造 篇3

【关键词】小水电站；水轮机；增效扩容改造

1、工程概况

为贯彻落实2011年中央1号文件，提高水能资源的利用效率，保障农村用电的需求，促进农村水电持续有序的发展，根据《水利部财政部关于广东省农村水电增效扩容改造实施方案的批复》（水规计〔2013〕284号）文，我市列入这次增效扩容改造项目的电站有13宗，阵湾水水电站是其中一宗。恩平市阵湾水电站位于我市大田镇炉塘管区阵湾村，潭江支流锦江水库上游，距恩平市区约35km，1980年5月建成投入运行。是一引水式水电站，总装机容量2×1000KW，机端电压6.3KV，水机型号是HL110-WJ-60，配套发电机TSW118/49-6，设计水头106m，设计流量1.31m3/s，年设计发电量500×104kwh。

2、水电站存在的主要问题

阵湾水电站建成运行至今已接近了40年时间，电站经过多年的运行，存在设备设施老化，技术落后和超期服役的问题。由于在运行管理方面没有稳定的维修养护经费来源，单纯依靠自身力量进行全面技术更新改造，存在诸多困难。

2.1设备老化，发电效率降低

由于受当时的设计理念和设备制造工艺水平的限制，早期使用的水轮机材质较差，特别是转轮等过流部件很少采用不锈钢构件制造而采用碳钢材料制造，这些材质抗泥沙以及抗空蚀能力较弱，再加上水电站的运行环境较差，水轮机的转轮在现场补焊之后就会导致转轮叶片变形，甚至会出现机组摆幅振动的情况。加之经过多年的运行，目前机组基本已超过正常使用年限，水轮机汽蚀严重，经实测气蚀最大深度达10mm，修补面积达0.2m2，容积效率降低，且各种设备老化严重，致使水电站水能利用率下降，不能确保安全运行。

2.2水轮机的运行效率较低，参数性能十分落后

阵湾水水电站建于1980年，所以在技术以及设备方面依然十分落后，特别是对水轮机的水力模型的开发依然处于落后的水平，还依赖于国外的先进技术，我国早期的水电站所采用的水轮机型号均为苏联或者美国等发达国家所研制的机型，这些机型在某些地方的小型水电站中依然在使用，但是与现代化的技术水平相比，传统的水轮机在转速以及容量方面效率依然很低，而且水轮机的水力稳定性与安全性能较差。

2.3水工建筑物破损失修，安全隐患增多

水电站水工建筑物经过多年使用，结构混凝土碳化严重，保护层剥落，存在破损、渗漏、裂缝等现象，进水渠道淤积严重，特别是进水池及渠道，在平时运行时漏水量较大。这些都导致水能利用率降低，存在安全隐患。

3、水电站开展增效扩容的必要性

由于阵湾水电站现状已影响了安全经济运行和水力资源的充分利用，因此开展小水电站增效扩容改造工程十分有必要。

3.1恢复发电能力

开展农村水电增效扩容改造工程，可在相当大程度上恢复电站生机活力，重新发挥应有的经济效益。电站虽然存在着很多的问题，尤其在设备上，但运行基础条件还在，对主要水轮发电机组设备进行更换，相对来说，以较少的投入达到水电站增效的目的，提高了发电效益。

3.2发挥环境和社会效益

增效扩容改造后，在充分利用清洁能源，解决农村电力供应的同时，对改善农村基础设施和生产生活条件，促进本地农村经济可持续发展以及减少污染物排放等方面发挥了重要作用，得到了本地老百姓的普遍认同。

3.3改善小水电站安全现状

开展小水电站增效扩容改造工程，也有利于改善小水电站的安全现状。我市小水电站普遍超期服役，主要设备老化、运行不稳定，存在着诸多安全隐患，给小水电站的安全运行和管理带来较大压力。对小水电站的主要设备进行更新改造，彻底消除安全隐患，能大大改善小水电站安全现状，保障小水电站安全运行。

4、水轮发电机组改造方案

4.1基本原则

根据我市阵湾水电站存在的问题，结合近些年实际运行情况，本次改造以提高发电效益为目标，以增效为目的，更换新的高效率的水轮发电机设备。

4.2水轮发电机组设计参数选择

根据实际运行情况，阵湾水电站在现有水头下，出力仍有较大提升间，所以本次改造后机组总装机容量由原来的2×1000kW增加到2×1250kW，比原来增加500KW。由于电站属于引水式水电站，所以工作水头变化不大：最大毛水头107.4m最，最小毛水水头104.8m；水轮机最大水头107.4m，最小水头104.8m。原水轮机转轮型号为HL110-WJ-60，现改为HLS110C。

4.3水轮发电机组模型选择

HLS110C转轮是韶关市广前水电设备有限公司研究出的能取代HL110转轮的新转轮。新转轮的设计水头106m，额定出力1273kW，额定流量1.33m3/S，额定转速1000r/min，飞逸转速1850r/min，额定效率92%。根据型综合特性曲线，并经过计算，新转轮工况点如下，在最低水头情况下：水轮机毛水水头104.8m，净水头100.8m，流量1.34m3/s，水轮机出力1268kw，发电机出力1216kw，转轮效率0.934%；在额定水头情况下：水轮机毛水水头106m，净水头102m，流量1.33m3/s，水轮机出力1273kw，发电机出力1221kw，转轮效率0.933%；在最大水头情况下：水轮机毛水水头107.4m，净水头103.4m，流量1.32m3/s，水轮机出力1282kw，发电机出力1229kw，转轮效率0.932%；

在各种水头下，原型号的水轮机在最优工况下可达到90.4%，实际设计时的效率为83.5%，改造后新转轮效率均比原转轮平均可达到高10.13%，同时改造后新转轮在各种水头下比原转轮同时增加出力200KW以上，即高达20%以上。改造后新转轮效率可达到93.63%，出力可达1273KW。因此阵湾水电站新的装机容量达到扩容的要求，本次选用以上模型转轮对水轮机参数进行计算和选择， 方案选定的机型合理。

本着高效节约的原则，水工建筑物尽量维持现状。这就要求水轮机的外观形式、连接尺寸不变，新选择的转轮直径与老机组相当，主要通过提高效率达到增效而不改变现有水工建筑物的目的，以上模型转轮单位转速、单位流量等性能参数，基本符合改造机组的要求，并且能够与水轮机埋入部分（蜗壳进口弯管、尾水直锥管）均维持原样。

5、增效扩容经济效益分析

阵湾电站原装机容量为2000kw，近3年平均年发电量为343×104kwh。根据水能计算结果，增效扩容后电站年平均发电量可达到523×104kw.h，与近三年的平均发电量相比增加了52.5%，根据我市小水电的价格0.5元/kw.h来计算，电站每年可增加收入90万元的收入，效益可观。电站综合能效增加明显，因此该电站进行增效扩容改造后，能更充分利用水资源，发挥良好的经济和社会效益。

参考文献

[1]马金华，梅荣柱.低压水轮发电机组运行与维修[M].南京：河海大学出版社，2005.

[2]GB/T 50700-2011，小型水电站技术改造规范.

小水电站机电设备 篇4

关键词：小水电站,设备改造,新技术,应用

1 小水电站的主要特点

1.1 小水电站的数量十分多

目前在我国的各省流域中, 分布着较多的小水电站, 其数量非常多。

1.2 水力关系较为复杂

在我国的各大流域中, 分布着较多的小水电站, 支流阶梯较为复杂, 从而导致水力关系错综复杂, 水库在调节性能方面存在着较大的差异性。

1.3 水电站群在补偿调度中具有客观的潜在效益

由于各小水电站之间存在着水力联系, 所以当汛期来临时, 径流则会存在着较大的变化, 所以进行径流补偿效益是十分明显的, 从当前的电力联系来看, 水电站可以通过省计和跨流域进行电力补偿。

2 当前小水电站所面临的主要问题

2.1 在机组设备本身中存在的问题

小水电站由于所建时间较长, 在刚建时制造水平还很有限, 而且在平时的维护方面企业投入的还很少, 这样就导致这些小水电站整个机组由于长期的运行, 并缺少必要的维护, 所以跑、冒、漏、渗等现象较为严重, 机组的故障发生率一直处于较高的水平, 发电能力较弱。

2.2 设备十分陈旧

由于当时小水电站建立的时间较久, 所以很多电站的机组都超过了使用年限, 这样就导致电站的机组存在着严重的老化情况, 绝缘性处于一个较低的水平, 由于机组使用年限较久, 所以很大一部分零部件都处于淘汰的产品, 所以当出现故障时, 这些备件就很难买到, 所以故障一直处于一个较高的水平, 事故发生几率较大。

2.3 水电站在运行时, 其都有规定的标准参数, 但在实际机组运

行时, 其设备参数则与标准的参数有一定的差别, 所以机组的运行则无法处于一个最优化的状况下, 从而导致运行效率处于一个较低的水平, 长期如此, 机组的使用寿命则会降低。这些问题的存在, 都是由于早期的小水电站在修建时由于受到客观条件及主观条件等所导致的。老电站在建设之初都处于一个特殊的年代, 并没有什么事先设计和规划, 则是存在着有窝找机和有机找窝的问题, 在成立时也没有严格按照图纸来进行施工, 特别是对于早期的水轮机, 其转轮型号普遍偏少, 所以只能选用相近的转轮来用。同时由于当前没有关于水文方面的相应资料, 所以建成之后, 实际水量与设计水量存在着严重的不符情况, 或是电站存在着泥沙堆积的情况, 下游的水位较高, 从而影响到电站的发电率, 电站无法处于一个优化的运行工况下。

2.4 很大一部分小水电站中其管理水平都较低, 大部分工作都

处于一个较低的水平, 自动化程度处于一个较低的水平, 如在进行操作、监控等都是由人工来完成的, 这样当出现异常情况下时则无法立刻进行报警, 在运行的可靠性和安全性上处于一个较差的水平。

2.5 电站由于管理方法等都较为落后, 对新技术和先进的经验

接受能力较差, 电站无论管理人员还是技术人员思想观念都较为落后, 不注重对新知识的吸收, 更没有必要的培训, 所以在科技不断发展的下, 一些新技术和新设备也很难在小水电站中得以推广和应用。

3 在小水电站的设备更新改造中进行新技术的应用

3.1 使得自动化程度得到提高

在一些比较小的小水电站中, 其自动化水平都较低, 电站内的大部分工作都需要人工来进行, 这样就需要较多的工作人员, 无形中导致电力成本较高, 对电站的经济效益和社会效益的产生较大的影响;由于自动化水平较低, 所以操作基本都是由手工来完成的, 存在着较大的消耗及网速较低的问题, 这样一些不是同期建成的电站进行并网时, 则会存在着较大的问题, 使电网和电站的安全受到较大的影响。所以在对这些小水电站设备的改造更新过程中, 应加大自动化水平的实现, 应用成熟的计算机体系来实现对电站的监控, 从而使更新改造过程中其自动化水平得以提高。

3.2 采用新型的调速器来对技术落后调速器加以替代

在水电站的运行过程中, 最重要的辅助设备就是调速器, 在对调速器进行更新改造时, 应采用了新理念和新技术, 选用数字阀的PCC调速器。这种型号的调速器在使用过程中调节品质非常高, 并且维护保养的工作量较小, 油质要求非常低、抗干扰能力比较强、无管路、无杠杆、无渗漏等。在进行技改时, 可以对原有液压装置加以利用, 从而节省投资。

3.3 采用励磁的方式

在小水电站的运行过程中, 在传统上是使用励磁的方式, 这种方式一般为双绕组电抗分流的半导体励磁装置。这种装置对于孤立运行机组而言, 效果是十分显著。相对于并网的电站而言, 因为电压的调节幅度比较小, 并且存在一定的缺点, 所以当前虽然广泛使用普通的可控硅励磁装置, 对上述问题进行了一定的解决, 但是因为受到当时一定技术条件的限制, 其在电路的调节控制中多使用印刷版的电路, 模拟元件应用较多, 受到环境的影响也很大, 缺乏较强的抗干扰能力, 在运行稳定性和调节品质方面都不理想。

同时, 为了能够使得小水电站的市场竞争力和经济效益得到提高, 除了在硬件上使用先进的装备来对落后的装备加以替代、使用新技术来对落后技术加以替代外, 还应始终坚持以人为本的理念来进行管理。对管理制度进行改革、使得职工思想观念得到转变, 从而确保小水电站在更新改造过程中获得良好效果。

4 结束语

小水电站具有面广量大的特点, 所以对其设备进行更新改造具有一定的困难。但是只要我们能够明确目标, 积极推进、认真规划, 那么小水电站的设备更新改造就一定会取得效果, 发挥其经济效益。在今后小水电的设备更新改造过程中应确保新技术的运用, 充分利用那些已经成熟的科研成果, 只有充分利用性能良好、技术先进、效率高、质量可靠、损耗低的设备, 才能真正实现小水电的更新改造, 更好的发挥其作用, 满足人们的生产、生活需要。

参考文献

[1]陈中新, 葛业昌.小水电站在设备更新改造过程中新技术的应用[J].河北水利, 2010 (9) .[1]陈中新, 葛业昌.小水电站在设备更新改造过程中新技术的应用[J].河北水利, 2010 (9) .

[2]黄建平.小水电站技术改造问题的探讨[J].海峡科学, 2008 (3) .[2]黄建平.小水电站技术改造问题的探讨[J].海峡科学, 2008 (3) .

[3]孙辉.中小型水电站设备管理存在的问题及对策[J].中国新技术新产品, 2010 (14) .[3]孙辉.中小型水电站设备管理存在的问题及对策[J].中国新技术新产品, 2010 (14) .

[4]邓雪梅.中小水电站发电运行管理探讨[J].科技咨询, 2011 (15) .[4]邓雪梅.中小水电站发电运行管理探讨[J].科技咨询, 2011 (15) .

[5]邓明法.中小水电站安全生产管理探讨[J].中国新技术新产品, 2009 (24) .[5]邓明法.中小水电站安全生产管理探讨[J].中国新技术新产品, 2009 (24) .

小水电站远程监测系统 篇5

中国农村水电资源十分丰富, 据最近资源复核初步统计, 可开发量约为113亿kW, 居世界第一。资源分布广泛, 全国30多个省 (区、市) 的1 600 多个县 (市) 都有农村水电资源, 主要集中在西部、中部地区[1]。目前, 小水电在我国发展迅速, 已经成为其中很多县的主要电力供应来源之一。由于小水电站普遍位于偏远的深山地区, 绝大多数地方交通不便, 且使用人工调度和管理小水电站。

1.1 小水电调度管理现状

小水电站通常归属于县级电力公司管理和调度, 大多数电站并网于当地10 kV线路, 少数并网在35 kV线路上。小水电站一般分布在山区, 交通极其不便, 没有调度通信专线, 部分地区没有中国移动无线网络的覆盖, 有线电话线全部通达。目前的调度, 通常采用电话上报情况和下达指令, 手工记录的方式。

全国范围内, 有零星地区已采用小水电监测系统, 存在着通信方法单一, 系统功能不全面, 防雷措施较少的不足。

1.2 电力公司迫切的信息化需求

管理小水电站的县电力公司, 从科学管理和节省成本的角度出发, 提出了以下几个方面的迫切需求。

(1) 掌握小水电发电量, 科学决策市网关口购电量。

县电力公司向全县的用户提供的电力为小水电的发电量和市网关口的购电量2部分之和。市网关口购电量申报的准确程度是重要的经济考核指标, 必须实时动态掌握小水电发电量总和, 才能科学决策市网关口购电量。

(2) 实时掌握小水电站发电状态, 精确调度。

小水电发电机的发电功率、有功无功情况、功率因数、三相电压、三相平衡状况, 以及缺相、电压和功率因数越界等异常数据, 必须实时获得, 才能精确调度。

(3) 远程抄表, 生成准确、详实的各类报表。

使用计算机生成发电量、发电质量等方面的日、月、年报表。提升管理信息化水平, 减少在抄表结算上投入的人力和车辆成本。

1.3 小水电站远程监测系统功能

小水电站远程监测系统利用了网络通信、GPRS无线通信、电话线拨号网络通信、数据库和信息管理等技术, 实现了以下功能, 充分满足了上述电力公司的管理需求。

(1) 采集传输发电机状态数据。

将发电机组所发三相交流电的有功电能、无功电能、功率因数、电压、电流、有功功率、无功功率等状态数据实时传输到监控中心。

(2) 异常情况上报。

实时上报缺相、电压越限、电流越限、功率因数越限等异常状态数据, 并实时告警。

(3) 统计分析。

多角度统计分析电压合格率、功率因数合格率、三相不平衡率等数据。结合其他数据, 进行中低压线损分析。

(4) 数据共享, 报表生成。

根据用户管理需求, 实现各类报表生成、Web数据查询、信息共享、统计曲线生成等功能。

2 系统总体结构

整个系统包括2个子系统:远程终端子系统、监控中心子系统。根据通信方式的不同, 远程终端有2种:GPRS远程终端, 通过GPRS连接Internet, 实现和监控中心之间的通信;PSTN远程终端, 通过电话线拨号连接Internet, 实现与监控中心之间的通信。2种终端分别满足小水电站不同的通信条件。监控中心由通信前置机、数据库服务器、监测计算机、Web服务器等通过交换机组成网络。系统总体结构如图1所示。

3 监控中心软件设计

监控中心软件模块化设计, 各功能模块如图2所示。

为了系统的可靠性、稳定性、安全性及使用的方便性, 通信前置机、数据库服务器和Web服务器运行Linux操作系统, 其他计算机运行Windows操作系统。各功能软件模块功能如下。

(1) TCP/IP网络通信模块完成监控中心和远程终端之间的网络数据通信功能。

(2) 电站工作状态数据处理模块接收并根据协议分析发电机状态数据, 插入相应的数据库记录表中。

(3) 告警数据处理模块接收到告警数据后, 立即分析处理存入数据库告警表, 并通知告警模块处理, 及时发出告警。

(4) 数据库记录存储整个系统所有数据, 为整个系统提供数据服务。使用人员具有不同权限分级使用数据库, 并达到数据完整性、一致性、较少数据冗余等要求。

(5) 状态实时监测模块采用图形化等方式, 形象展示电站实时状态数据, 便于相关人员准确、直观地获取电站运行状态。

(6) 查询模块实现多角度的数据查询功能。

(7) 告警模块实时跟踪分析告警数据, 发现异常, 立即进行声光形式告警。

(8) Web服务器模块提供外网访问该系统部分数据的功能。

(9) 报表生成模块根据客户需求生成所需的各类报表。

(10) SCADA网关模块提供本系统和原有SCADA系统的数据接口, 实现数据共享。

4 远程终端设计

根据山区的通信条件, 设计开发了2种远程终端。在有中国移动的GSM/GPRS无线信号的地区, 使用安装方便, 防雷效果好, 通信费用低的GPRS远程终端。在无GSM/GPRS信号的地区, 使用电话线拨号上网的PSTN远程终端。

4.1 GPRS远程终端

GPRS通过Internet数据传输的原理如图3所示。利用中国移动GSM网的GPRS功能[2,3], 进行无线传输数据, 只需开发GPRS远程终端和监控中心两端的硬件和软件。

GPRS远程终端具有表计数据采集和GPRS无线数据传输的功能, 其内部组成原理如图4所示。

该终端采用具有2个通用串口的微控制器LPC2106, 一个串口连接Max3485芯片, 完成232/485通信协议转化, 通过485总线实现对1个或多个表计的数据采集功能;另一个串口连接西门子GPRS模块MC55i, 通过AT命令实现终端和监控中心之间的双向通信, 将采集到的数据以一定的协议格式无线发送到监控中心;同时, 可以接收监控中心传来的数据, 实现双向通信。键盘实现工作参数设置。

4.2 PSTN远程终端

该终端通过中国电信提供的电话线拨号上网服务, 实现远程终端和监控中心数据传输功能。该终端用于地处没有GSM/GPRS无线信号的水电站。其内部组成原理如图5所示。

该终端的微控制器、232/485转换、键盘等电路与GPRS终端相同。通信电路部分采用集成Tcp/ip协议芯片CO110PC 和工业级调制解调器 (Modem) , 通过公用电话线连接终端, 拨号实现与监控中心之间的网络通信功能。

5 雷电侵害防护

远程终端安装在山区, 属于雷电高发区。在系统使用初期, 由于雷电防护考虑不足, 在7月和8月的雷电高发期, 终端总共损坏了35%左右。取回损坏终端, 仔细研究, 发现被损坏的都是使用电话线通信的PSTN终端, 调制解调器有严重的烧焦发黑现象, 多数Tcp/ip协议芯片和微控制器芯片被损坏, 还有少数232/485转换芯片被损坏并累及表计的通信电路失效。

5.1 雷击原因分析[4]

根据上述终端的损坏情况, 仔细分析, 得出以下几点结论。

(1) 终端不是被直接雷击中。

终端安放在发电机计量箱内, 周围都有更高的物体, 建筑物顶有避雷针, 发电机组和变电设备严格接地并装有避雷器。现场只有远程终端被损坏, 其他设备没有被损坏。所以, 终端不是被雷电直接击中。

(2) 终端是被感应雷击中损坏。

被损坏的都是PSTN终端, 调制解调器烧焦, 结合当地人员所述电话机常被雷电打坏的情况, 分析可知:终端是被电话线中由雷电引起的浪涌电压损毁的。浪涌电压的产生原因有2个:当雷云中的电荷积聚时, 附近的电话线也会感应上相反的电荷, 当雷击放电时, 雷云中的电荷迅速释放, 而电话线中原来被雷云电场束缚住的静电也会沿导体流动寻找释放通道, 就会在电话线路中形成电脉冲;在雷云放电时, 迅速变化的雷电流在其周围产生强大的瞬变电磁场, 在其附近的平行架空的电话线中产生很高的感生电动势, 形成浪涌电压。

5.2 预防雷击措施

根据上述雷击原因的分析, 采取了以下几点防雷击措施。

(1) 尽量使用GPRS终端。

无线通信的GPRS终端由于没有很长的架空电话线接入, 被感应雷击中的概率很小。在一些GSM/GPRS信号较弱的站点, 使用增益高的天线, 并寻找信号强的天线安装地点, 以使GPRS终端正常工作。

(2) 电话线进线穿管埋地。

在必须使用PSTN终端的地方, 将电话线进线穿入30 m长的镀锌金属管中, 埋入地下半米深处, 金属管和接地基础重复接地。

(3) 使用信号避雷器。

电话线进线插入RJ11-TELE型信号避雷器, 再接入PSTN终端。避雷器和终端金属外壳都可靠接地。

5.3 实际避雷效果

采用上述措施, 对远程终端的安装进行现场改造, 系统运行已达2年多时间, 没有发生终端被雷电损坏事件。

6 系统使用总结

本小水电站远程监测系统已在江西吉安市多个县运行, 很好地实现了对小水电的精准调度, 降底了抄表等管理成本, 提高了管理的信息化水平, 在小水电丰富的地区有很好的推广价值。

摘要：小水电站远程监测系统解决了边远地区的小水电站运行状态数据的自动监测问题, 实现了小水电站调度和管理的信息化, 提高了效率, 节约了成本。详述了该系统的组成和功能、监控中心和远程终端的设计, 并给出了终端防雷击的措施和实际效果。该系统已运行在江西吉安市的多个县电力公司。

关键词：调度管理,监控中心,远程终端,防雷,远程监测

参考文献

[1]程回洲.关于中国农村水电发展的几个问题[J].小水电, 2004, (1) :2-4.

[2]吴旭春, 李新民, 周和平.灌区信息化平台的设计与实现[J].中国农村水利水电, 2008, (6) :11-12.

[3]吴秋兰, 梁勇, 张承明, 等.GPRS技术在闸门远程监控系统中的应用[J].中国农村水利水电, 2007, (1) :99-100.

小水电站管理模式的探索 篇6

关键词：水电站,管理,资源

1 建立建全技术管理组织

小水电应建立厂站、车间、班组三级技术管理工作网, 实行分级负责管理, 责任到人。建立技术信息的收集, 事故及故障分析、整理、反馈制度。定期或不定期开展技术经验交流, 工作总结, 技术革新及合理化建议等活动。

1.1 要认真做好技术资料、检修资料的管理工作, 不断积累经验, 更好地掌握生产规律和设备性能。

小型水电站的水工观测、水文气象观测、备品消耗、磨损分析等数据是指导运行的重要资料, 各种系统图, 结构图、电器结线图、备品配件图等是指导运行的依据, 要放在专门的档案室, 并有专人负责收集、整理和保管。以便随时参阅。由于小水电站的装机规模及机组容量小, 在运行中容易忽视对机组设备的运行、检修和故障的统计分析。建立建全各项制度, 加强技术管理对设备的运行状况、检修及事故或故障等进行分析统计有利于采取针对性的措施来提高设备的利用率, 减少设备损坏率, 起到增收节支的作用。

1.2 优化调度提高效率。

小水电站在运行中应正确处理发电用水与灌溉、防洪等关系、实行优化调度。 (1) 是及时准确了解上游水文站的水文预报资料, 并根据上游调节库容下泄流量对水量进行分析, 做好月负荷预测, 确定运行方式; (2) 是合理利用电站有效库容, 尽可能提高上游水位运行, 尽量做到早晚高峰多发电, 提高综合电价水平; (3) 是机组的组合运行方式, 按效率高、耗水低优先的原则, 保证机组在高效区运行, 以获得最大的经济效益; (4) 是配合调度部门做好经济运行方案, 并要充分利用水资源, 最大限度地发挥电站的发电效益。

1.3 提高水轮发电机组的运行效率

水轮发电机组及附属设备应在许可的运行参数内运行。若超出运力运行时, 应严格执行有关规定, 密切监视运行参数摸清新的规律、做好分析和实验。不允许有严重缺陷的设备运行。即使在负荷相当紧张的情况下, 也要统一安排, 及时检修设备检修后投入运行前, 检修人员应向运行人员交底, 指出检修情况, 共启动机组, 并办理交接手续。对于文修过的机组检修人员要进行一段时间的试运行 (一般为24小时) 后用交给运行人员使用以便于在试运行中发现问题及时进行处理。

1.3.1 减少水力损失。

水电站的出力决定于水轮机的流量、水头回机组的效益。而作为水电站、应从流量、水头的因素进行考虑, 其中流量的损失除了水工建筑物的渗漏和设备的漏水处, 还有可能因调节调度的不当而引起无效弃水。前者可通过加强对水工建筑物的观测和维修及水轮机的经常维护来解决, 后者则要认真研究水源情况, 掌握水库调节规律, 了解负荷的变化情况, 在调度上下功夫, 做到既不浪费水, 又能满足负荷的要求。

1.3.2 合理选择机型, 配套机组。

机型要根据水源情况进行选择。机型选择欠佳, 机组长期在不利于设计工况运行, 不但会影响机组的寿命, 还会影响机组的出力。在机组配套上, 一些小型水电站在设计时由于计划不同或其它原因, 造成水轮发电机组转速不配套, 影响了机组出力。一般情况下, 水轮机的容量大于发电机的容量则不能充分发挥水轮机的潜力, 使水轮机处于不利的工况下运行。相反若水轮机容量小于发电机容量, 也会导致发电机出力不足。另外, 如果变压器容量过大, 也会增加变压器不必要的损耗。为了充分利用水轮机与发电机的额定转速相等, 在容量上一般要求水轮机的额定出力稍大于发电机的额定出力或二者额定容量相等。

2 安全教育常抓不懈, 建立完善的安全生产规章制度

水电管理部门始终牢记加强安全教育。通过严格执行“两票三制” (工作票、操作票、交接班制度, 巡回检查制度、设备定期转换制度) 和设备缺陷管理制度, 在执行上严肃、认真, 做到标准化、规范化。落实培训和持证上岗制度。实行运检一体的运行管理方式没有专门的检修队伍, 要求设备专人负责对所管理设备的结构、性能、工作原理必须熟练掌握, 能够分析、检查、及时处理常见故障。在日常工作中精心维护, 细心观察, 使设备处于练好运行状态。这样, 既提高了设备的安全运行状况水平, 又提高了职工的责任感和积极性, 使安全生产形成一个定性循环。

通过树立典型, 以先进事例为榜样, 使职工自觉增强安全责任感。对工作中认真负责、遵章守纪、制止违反规章操作行为, 及时发现和排除事故隐患、避免人身伤亡和设备损坏事故发生的有功人员、给予重奖。在每年的“安全生产月”中组织学习《安全生产法》及《黑龙江安全生产条例》增强员工的安全意识, 营造浓厚的安全生产氛围。在职工中形成“抓安全就是抓生产的综合性治理, ”而使职工做到安全生产警钟长鸣。

3 加强职工培训, 加强管理创新

3.1 小水电属于技术密集型企业, 对人员素质有一定的要求。

小水电站规模小, 机组容量小, 人员少, 不少员工身兼电器、机械检修两职。水电随着科学技术的发展, 不少小水电站已广泛应用先进的设备和技术。所以加强职工的技术培训, 提高职工的技术水平是小水电站发展的必由之路。技术培训可采取以下几种方法: (1) 派员工参加省级水电部门举办的各种专业培训班。 (2) 利用每年冬闲时间举办水电技术短训班。 (3) 参加大中专院校函授、证书班学习。 (4) 结合职工受教育程度的实际情况, 有正对性地采用干什么学什么。

3.2 加强管理创新的理论与实践。

建立创新型国家是中央的大政方针, 而管理创新对任何行业都是一个不容回避的课题, 因为管理上的落后造成的后果更严重, 国家要发展, 必须不断的解决发展过程中出现的各种矛盾, 而这些矛盾大多是原有的管理制度滞后于社会发展而造成的, 因此, 在改革中出现的问题, 也必须通过深化改革来解决, 从宏观上讲, 深化改革的过程, 就是管理创新的过程, 而从微观上来理解, 用之于班组也应该是一个道理, 如果各行各业都能在管理创新上各尽所能, 百花齐放。

4 结束语

总之, 面对水电开发快速扩张、水电站运行单位水工技术力量相对薄弱的现状。因此, 我们应该积极创新水电站安全管理模式, 借助专业机构的专业优势和业务特长, 监督、指导企业水工工作人员在水工建筑物的安全管理、水情测报、水库调度、大坝安全监测、水工规章制度制订及实施、水工建筑物缺陷的处理等方面的工作, 从而不断规范水电厂管理工作。

参考文献

[1]邓力争, 陈福顺.水电站工程项目的合同管理及质量目标控制方法[J].广东建材, 2008年11期.[1]邓力争, 陈福顺.水电站工程项目的合同管理及质量目标控制方法[J].广东建材, 2008年11期.

[2]谢英奎.水利水电工程施工成本控制的原则和办法探讨[J].经营管理者, 2010年24期.[2]谢英奎.水利水电工程施工成本控制的原则和办法探讨[J].经营管理者, 2010年24期.

小水电站机电设备 篇7

1 资源分析

原清远县滨江地区, 虽拥有丰富的小水电资源。由于这些电站各分属上下滨江小电网, 建国以来一直没有并入上省电网, 电力余缺不均, 枯水期滨江地区小水电站发电量无法满足当地需要, 致使很多小型企业、农业抽水灌溉缺电, 无法生产。而丰水期众多小水电站发电资源在当地无法完全消耗, 经济效益无法产生。为贯彻执行中央发出的关于建设小康水平相一致的中国式农村电气化县号召, 发挥山区小水电经济效益, 经清远县水电局工程技术人员调查研究论证, 有必要在龙颈镇和石潭镇墟边附近分别建立3 5 k W变电站, 经3 5 k W线路直驳禾云110kW变电站, 与大电网联接, 解决滨江地区日益发展的小水电站无法上网的困难。使丰水期滨江地区的小水电站多余电力向系统送电, 产生经济效益, 而枯水期滨江地区小水电发电不足或电站检修, 事故时也可用电网系统倒送电, 保证上下滨江地区工农业生产用电, 促进当地经济发展。现重点对石潭变电站上网路线的2个方案进行经济比较。

2 变电站负荷情况

石潭变电站的供电区为浸潭、石潭、白湾、桃源四个区, 这四个区是我县经济比较落后的地方, 只有几间小型的加工厂, 没有什么大型的工厂企业, 因而工业负荷很小。根据重新调查了解, 石潭变电站供电区现在的用电负荷约1000kW左右, 且这些负荷几乎集中于晚上6~10点之间, 因而其余时间几个小水电站所发的电有剩余, 必须向电网送。

目前, 要接到石潭变电站的电站有下坑电站, 容量320kW;大罗山一级电站, 容量320kW;大罗山二级电站, 容量300kW;在建的大岩一级电站容量为960kW。这四个电站合计装机容量1 9 0 0 k W。石潭供电区1988~1995年规划新建设的电站共有6宗, 装机容量达5150kW, 这样到1995年共有7050kW送电到石潭变电站, 预计1990年石潭供电区所需的负荷约3000kW左右, 那么, 丰水期间石潭供电区可送电约4000kW。

高车电站的主变一次侧容量是没有考虑石潭变电站经高车主变上网的。因为高车电站的装机容量为9000kW, 因而应选用11250kVA容量的主变, 由于变压器容量系列没有该级, 因而选择了容量上接近的为12500kVA的变压器, 这样, 才有12500×0.8=10000kW-9000kW=1000kW容量的剩余。如果石潭变电站多余电能经高车上网, 只能限制在1000kW以下的电量, 从长远考虑, 这1000kW的容量远远不能满足石潭变电站上网的需要, 因此, 石潭变电站必须直接禾云上网。

3 方案的经济比较

3.1 损耗比较的原则和条件

设石潭变电站供电区一年中小水电多余电能上网3500小时, 需大电网倒供3500小时, 共余1760小时平衡。此时两个送电方案损耗情况结果如表1。

注: (1) 由于高车电站主变一次侧容量关系, 故石潭供电区多余小水电只限于1000kVA以下从高车上网, 大于时则高车主变过载; (2) 石潭变电站第一期主变容量2500kVA, 故上表只按2500kVA以下作比较; (3) 高车主变变损:Po=19.3kW, 高一中P k=3 0.3 k W。

从表1可知, 多余电能上网, 直送禾云的方案 (一) 比经高车走的方案 (二) 所损耗的电能要少5万多度, 向电网买电, 当容量少余2500kVA时, 方案 (一) 所损耗的电能要比方案 (二) 少, 因而从电能损耗的角度来看, 方案 (一) 比方案 (而) 合理。

3.2 投资的比较

方案 (一) 禾云-石潭:变电站部分需资金55万元, 线路部分需资金111.3万元;

方案 (二) 禾云-高车-石潭:变电站部分须资金55万元, 线路部分需资金28万元;

线路部分投资方案 (一) 减方案 (二) =111.3-28=83.3万元。

线路部分的投资方案 (一) 比方案 (二) 多了83.3万元, 如果大滩电站近期上马, TT接禾→石线, 由于大滩电站TT接口到禾云变电站这段距离17.4km, 这段距离的线路投资不计入石潭变电站, 则石潭变电站可减少投资60.9万元。那么方案 (一) 只比方案 (二) 多了22.4万元。如果这60.9万元的投资归入变电站则可减轻大滩电站的造价, 这样禾→石线可发挥更大的效益, 这是更改石潭变电站出线的原由之二。

4 管理问题

如果采用直送禾云变电站的方案, 则是电网正常供电方式, 禾云变电站已留35kV出线。如果采用经高车电站走的方案, 则牵联到禾云变电站、高车电站、石潭变电站三个单位, 造成管理调度上的混乱, 这是改变出线方案的理由之三。基于上面所提到的几方面原因, 决定更改原初设的出线方案, 改为直送禾云变电站, 这样投资虽然多了22.4万元, 但长远看, 该方案拥有很多优点, 是可行的。

5 结语

现在滨江地区禾云变电站、石潭变电站、龙颈变电站已正常运行了二十几年, 变电站的建成, 对滨江流域小水电站的开发创建了良好条件。至2001年底为止, 经龙颈、石潭变电站上网的小水电站共有39宗, 装机容量1.68万kW, 比变电站未建之前增加了30宗电站, 装机容量增加1.32万kW, 是原来装机容量的4.5倍, 发电量达到4407万度, 年发电量增加3倍, 小水电站融入大电网, 促使山区的人民拥有一个稳定的用电环境和经济效益, 使山区人民生活水平逐步得到提高。

摘要：本文根据工程施工实践, 通过损耗和投资方案的经济比较, 探讨为促进山区小水电的发展, 合理布置35千伏变电站的技术措施。

小水电站控制系统改造升级刍议 篇8

博爱丹东水电站建成于1975年, 电站装机容量为2×1 250 k W+630 k W, 发电机出口电压6.3 k V, 经2台主变压器 (容量为3 150 k VA、2 500 k VA) 升压至10 k V, 10 k V出线3回。6.3 k V母线和10 k V母线上各接有1台50 k VA厂用变, 分别用于厂房和和机关大院的日常供电。原有的保护及控制是常规继电器保护和常规控制台系统, 自动化程度较低, 设备老化, 配件难以购买, 运行维护费用高。随着电力系统微机自动装置的日益发展为水电站“无人值班”提供了条件, 因此有必要对水电站控制系统进行改造升级。通过采用WST6000型水电站计算机监控系统和微机式继电保护, 对水电站常规继电器和常规控制台系统的改造, 以达到无人值班 (少人值班) 的目的。

2 水电站监控系统简介

博爱丹东水电站采用WST6000计算机监控系统。这是一种分散型的计算机监控系统, 主要包含硬件和软件2个部分。

2.1 WST6000计算机监控系统硬件部分

主要由1个监控管理单元 (中央监控室) 、3个机组现地控制单元 (1#~3#机组) 、1个公用同期现地单元共3部分构成。

监控单元采用2台监控计算机来组成监控管理单元, 1个主机1个备机, 互为备用, 监控计算机选用Windows XP系统。

机组现地单元主要组成有:1台通讯管理机、1台发电机保护测控装置、1台发电机后备保护测控装置、1台智能温度巡检装置、1台智能转速测量装置、1套微机调速系统、1套微机励磁系统、1台触摸屏以及PLC (DI:128点, DO:64点, AI:16路) 组成的机组控制系统、1套继电器输出装置、1台交直流双供电逆变装置。机组现地控制单元直接控制工艺流程, 包括一些重要的生产设备的运行、独立完成控制和数据采集等。

公用同期现地单元主要组成有:1台通讯管理机、1套手动同期系统、1台同期选线装置、1台多点微机同期装置、1套闸门控制系统、1套轴机控制系统、1台触摸屏以及PLC (DI:128点, DO:64点, AI:16路) 组成的公共控制系统、1套继电器输出装置、1套交直流双供电逆变装置。

电站主要采用以太网通讯方式, 通信协议选用工业以太网TCP/IP协议;在监控管理层与现地控制层之间采用光纤作为通讯介质, 将以上3个功能部分连接在一起, 组成水电站计算机发电机组监控系统, 系统结构如图1所示。

2.2 WST6000计算机监控系统软件部分

2.2.1 系统软件组成

系统提供的基本软件包括:操作系统、办公软件、自诊断软件、应用软件4部分。

(1) 操作系统。为提高系统稳定性和计算机利用率和响应时间, 操作系统使用Windows2000或Windows NT等, 具有以优先权为基础的任务调度执行、资源管理分配以及任务间通信等手段, 优先级至少有32级。

(2) 自诊断软件。提供方便地寻找故障位置、消除故障以及软、硬件维护使用的自诊断软件。自诊断软件将能准确地判断硬件故障具体发生在哪一块板上。自诊断软件能检测整个系统的“健康”状况, 包括通信线路、过程控制器、过程输入/输出单元以及所有外围设备。任何系统内的软、硬件故障, 包括该故障的位置及对它的描述, 都在操作员站上显示出来。

(3) 应用软件。Windows98/NT/2000/XP系统的组态软件King View。该软件由通讯、图形、参数组态和人机交互4个模块组成, 构成了功能强大的电力系统组态平台。它提供实现系统运行要求所需的全部服务程序。服务程序能扩展, 并且在规定的最大系统容量范围内不予限制;提供包括出现的所有符号的图像程序;提供用于编辑打印报告的记录格式程序。

2.2.2 监控及后台软件功能

(1) 数据采集。实时采集全站输入信号, 数据类型分别为模拟量、状态量、脉冲量、数字量及非电量。模拟量包括:机组出口电压、电流;母线电压、各线路和主变的电压、电流;直流系统、励磁系统参数等。

(2) 综合参数统计、计算、数据处理、分析。计算机监控系统可根据实时采集到的数据进行周期、定时或召唤计算分析;形成各种实时数据库, 帮助运行人员对电站设备的运行进行全面监视与综合管理。

(3) 全厂电度量的统计、计算、分析。

(4) 控制与调节。设备的控制:运行人员可通过现地控制或操作控制菜单对电站进行控制, 通过后台软件菜单控制需要首先选择控制对象, 然后选择操作性质, 系统提示确认, 当运行人员确认后自动弹出过程监视画面, 供运行人员了解过程的执行情况, 通过计算机监控系统操作控制的电厂设备有:1) 机组开停机控制;2) 运行方式选择、切换;3) 辅机设备控制:油压装置油泵的启动与停止、水泵的启动与停止, 高、低压汽机的启动与停止;4) 闸坝设备控制;5) 励磁系统的操作控制;6) 直流系统的操作控制;7) 水力机械保护动作;8) 控制方式切换;9) 断路器投、切操作;10) 有功、无功功率调节;11) 自动发电控制 (AGC) 、自动电压控制 (AVC) ;12) 同期操作。

(5) 监视记录。1) 实时监视:对全电站水力机械系统, 发送电系统, 厂用电系统, 油、水、气系统, 闸门系统的实时运行参数和设备运行状态以召唤方式进行实时监视。当发生事故时自动弹出事故画面, 同时音响报警。当进行设备操作时自动弹出相应的操作控制画面和过程监视画面。2) 画面拷贝:当电站发生事故、重要故障、某些重要参数越限时, 运行人员可拷贝当时相关的画面保存在计算机中, 形成历史画面记录, 同时记录画面拷贝的时间, 拷贝画面可由运行人员召唤显示和打印。3) 状态检查。4) 越限检查:运行设备参数超越其设定限值时, 计算机监控系统立即响应并处理, 记录事故发生的日期、时间、设备名称、越限值等, 时间以时、分、秒、毫秒计。显示并打印越限信息, 发出语音提示信号, 并按时间先后顺序存入数据库中形成越限顺序记录。5) 趋势分析。6) 事件顺序记录:当运行人员对电站设备, 包括机组开、停机, 断路器的投、切等设备进行各项操作时, 记录事件发生的日期、时间、操作内容、操作员名等, 时间以时、分、秒、毫秒计。显示并打印时间信息, 发出语音提示信号, 并按时间先后顺序存入数据库中形成时间顺序记录。7) 事故追忆和相关量记录:电站发生事故时, 须对事故发生前后的某些重要参数和相关量进行追忆记录, 以供维护人员对事故进行分析。事故追忆由计算机完成, 追忆周期为1 s, 并将发生事故时的数据存入数据库, 形成历史数据, 运行人员可以召唤显示和打印这些追忆数据。

当电站重要设备发生事故时, 计算机监控系统立即响应并处理, 记录事故发生的日期、时间、设备名称、内容等, 时间以时、分、秒、毫秒记录。显示并打印报警信息, 发出语音报警信号, 并按时间先后顺序存入数据库中形成报警顺序记录。

(6) 显示。1) 系统图类:包括各类电气接线图, 油、气、水系统图。2) 棒图类:包括电压、电流、有功、无功功率等。3) 曲线图类:包括电压曲线、频率曲线、给定日负荷曲线以及各种模拟量变压曲线。4) 表格类:包括各种运行参数表、特性表、定值表、报警信息统计表、操作统计表、运行报告等。

(7) 打印:定时打印各种运行报告;即时打印各种操作记录;即时打印各种报警记录;召唤打印各种数据、报表、资料;打印操作票。

(8) 设置:设置运行状态;设置运行参数;设置监控方式;设置各类定值。

(9) 数据通讯:现地单元与上位机系统通讯;监控系统与上级调度及梯级调度通讯。

(10) 在线自检:网络通讯自检;计算机内部自检;外围设备、各种功能模块的自检。

(11) 操作指导:正常操作顺序提示:事故处理操作。

3 结语

本文提出的博爱丹东水电站监控系统设计方案, 解决了电站现场运行的可视化及集中监控问题。系统在保证可靠安全的前提下, 完全按照冗余化和开放式的系统结构设计, 技术先进、结构合理、功能完善。整个水电厂计算机监控系统可以实现水电厂生产过程的自动化控制和生产数据的综合管理, 从而达到保证产品质量、提高生产效率、改善企业管理水平的目的。

参考文献

[1]徐金寿, 张仁贡.水电站计算机监控技术与应用.浙江大学出版社, 2011

35kV电压以下小水电站值班探讨 篇9

1 提高综合自动化水平是实现无人值班 (少人值守) 的关键

“无人值班、少人值守”运行模式是中小型水电企业的新事物, 是水电站值班方式的重大变革。实行“无人值班、少人值守”运行模式变革, 可以推动中小型水电站运行管理体制的根本性改革, 从而促进水电企业的技术进步, 提高企业的科学管理水平, 提高员工的创造力, 降低运行成本, 提高企业的综合经济水平。

水电站要实现“无人值班” (少人值守) , 必须投运计算机监控系统, 它是水电站自动化控制的“头脑”, 而基础自动化元件是水电站自动化控制的“耳目”和“四肢”。要实现水电站“无人值班” (少人值守) , 水电站综合自动化水平必须达到“头脑清楚、耳聪目明、四肢灵活”, 几方面缺一不可。一般来讲, 水电站综合自动化的范围包括: (1) 计算机监控系统; (2) 油、水、气等公用设备的自控系统; (3) 电站其他监视、保护、控制系统等。

“无人值班” (少人值守) 水电站和电站综合自动化是2个不同的概念, 前者是一种运行管理模式, 后者是一种新的技术装备, 但两者的目标都是为了提高供电的可靠性和电力工业的经济效益, 因此, 具有一定的关联。对水电站而言, 综合自动化是“无人值班” (少人值守) 的基础, 没有坚实的综合自动化作基础, 要实现“无人值班” (少人值守) 非常困难。

水电站综合自动化的实现, 除了要有性能优良的计算机监控系统和快速灵敏的自动化装备之外, 还要依赖于与之相适应的各种基础自动化元件, 基础自动化元件是监视水电厂主、辅设备运行, 判断和处理异常状态, 执行控制操作任务的耳目和手脚, 其工作的高可靠性是保证水电厂安全、经济运行的重要条件, 是实现水电厂自动化的坚实基础。

2 实现“无人值班” (少人值守) 应采取的工程设计措施

(1) 对主辅机电设备及其系统应选择合理、质量可靠、能长期安全稳定运行的设备, 不需要值班人员的经常监护。主要的辅机系统应有必要的备用。

(2) 基础自动化系统必须完善可靠, 这是实现调度中心远程直接监控的基础。具体要求:1) 机组应能从远方实现开停机、有、无功调节、调度计划等工况转换的自动顺序操作, 不需要值班人员在现场手动干预。2) 设备运行不正常时, 应能自动报警;发生事故时, 自动停机、跳闸;必要时自动关闭进水阀, 并发出事故信号。3) 各附属设备系统应能自动工作。保证系统运行在规定的正常参数范围之内, 当系统运行不正常时, 自动投入备用并自动报警。

(3) 对于监控系统应有安全监视、自动记录、打印制表以及自动事件顺序记录等主要功能;根据需要和可能, 还应有自动经济运行的功能。这些为减少值班人员提供了必要的条件。同时, 近年来计算机监控系统、无线通信和防误技术等新技术、新产品的推广应用, 也都为水电站无人值班 (少人值守) 提供了有力的技术保证。

3 实现“无人值班” (少人值守) 应具备的必要条件

3.1 设备的先进性和可靠性

欲实现水电站无人值班的运行方式, 对参与运行的所有设备的可靠性提出了更高的要求, 凡影响设备可靠性的因素, 无论是设计、制造、安装、运行, 还是管理方面的缺陷, 都必须消除。为提高系统和设备的可靠性, 在设计方面还要考虑适当的冗余配结构。如何选取较佳的冗余配结构的方案, 在保证系统或设备可靠运行的基础上, 获得最佳性价比, 需据机组大小和投资而定, 此处不再详述。

近年来, 虽然在设备质量方面有很大提高, 但由于我国在原材料、加工工艺及技术素质方面, 都落后于先进国家, 再加上假冒伪劣产品对市场的干扰, 反映在各方面的事故和故障时有发生, 因此, 如若不采取有力的措施提高可靠性, 无人值班运行方式是难以实现的。此外, 采用先进的设备能保证备品备件的供应和系统的维护、升级, 从而提高整个系统的性能及MTBF指标。

3.2 全面提高电厂综合自动化水平

微机监控系统以往以面向运行值班人员为主, 值班人员根据监视画面及报警信号进行分析、判断, 对故障或事故作出应急处理;而在“无人值班” (少人值守) 的电站, 监控系统应以确保设备安全和面向运行管理人员或维护人员为主, 可靠实现对开关、刀闸、辅机设备、厂用电等的远方投切控制, 对电站主要设备运行状态能自动诊断, 并建立信息管理, 同其他各种数据一起可靠地传送至上级调度机构。对已建电站来说, 若有的传感器信号不准, 继电器抖动, 执行元件动作不可靠, 欲实现“无人值班” (少人值守) , 则必须同时考虑对这些部分进行自动化改造。

3.3 提商运行维护人员素质

提高运行维护人员的技术素质, 强化规范化机制。目前运行维护不当, 也是基础自动化装置或元件故障率高的另一个重要原因。所以, 在“无人值班” (少人值守) 的电站, 对运行管理人员和维护人员的素质要求要远高于原来全能的值守员的要求。当然, 作为产品的研制生产者应尽可能开发安装维护简单的产品, 但规范运行制度, 提高人员素质, 仍是需要重视的问题。

参考文献

[1]陈中新, 王立婷, 李立君.浅议小水电站的微机综合自动化[J].河北水利, 2010 (1) :38