摘要：文章主要对电力系统中因过电压而致使设备器件绝缘损坏情况进行分析，并对水电站产生雷害的主要来源进行讨论，在此基础上，对水电站如何做好直击雷以及雷电侵入波的防护等问题进行阐述，同时对水电站主厂房以及副厂房如何进行避免雷击损害进行了介绍。今天小编给大家找来了《蓄能水电厂母线分析论文(精选3篇)》相关资料，欢迎阅读！
蓄能水电厂母线分析论文 篇1：
抽水蓄能电站及水电厂智能化建设研究与实践分析
摘要：国家电力系统正处于快速发展建设阶段，电力设备数字化趋势和信息化技术日渐成熟，而互联网+、AI人工智能、3DVisualization等工具的发展为抽水蓄能电站及水电厂智能化建设提供了强有力的支撑。为了适应电网智能化对电能生产供应产生的相应要求，水蓄能电站及水电厂在实际智能化建设发展过程中，需要积极开拓新思路，科学应用可再生能源解决诸多复杂问题，在保障电力系统安全、可靠运行的同时，积极促使抽水蓄能电站及水电厂的智能化建设发展，以此创造良好的社会效益。
关键词：抽水蓄能电站;水电厂;智能化建设
引言：
国内抽水蓄能电站虽然起步晚，但因后发效应强劲，所以起点相对较高，技术已处于全球领军水准。抽水蓄能电站是电网智能化的重要组成部分，能够将电网负荷低时多余的电能转化为电网高峰时的高价值电能，十分适用于调频和调相，对稳定电力系统的周波和电压来讲十分必要，同时可以作为事故备用，提升系统中火电站、核电站效率。抽水蓄能电站及水电厂智能化建设属于综合性、长期性、全局性相对系统化的工程，能够更好地高效利用电力资源，故此，本文首先针对抽水蓄能电站及水电厂智能化建设进行简要概述，进而将智能化系统结构进行分析，针对性提出智能化建设路径，目的在于为抽水蓄能电站及水电厂智能化建设研究与实践分析提供相应参考。
1抽水蓄能电站及水电厂智能化建设的重要价值
电网智能化是建立在集成、高速双向通信网络基础上，通过先进的传感、测量、设备、控制方法及决策支撑系统技术的应用，以此实现电网安全可靠、经济高效的友好使用，国家大力推动电网智能化的建设，致力建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展，以信息化、自动化、互动化为特征的智能电网，以此全面提升电网安全性、经济适用性、互动性[1]。
抽水蓄能电站是电网智能化调度环节中的重要组成部分，是稳定器也是平衡器，其凭借储能强大和寿命较长的特点，在电力系统中的普及相对广泛，能够有效解决风能发电和太阳能发电问题，促使新能源电力稳定输出，能够有效消除大规模新能源并网对电力系统产生的影响，为新能源可持续发展和使用提供强大支撑，因此，在未来发展阶段中，抽水蓄能电站的智能化建设将会是长久的发展内容，可以参与到新型电力系统源网荷储各环节的调节服务中，综合效益将会更加显著，承载着电力系统安全供电、清洁低碳、高效运行的重要职能。伴随科技的进步，抽水蓄能电站历经多年的发展，已经实现国内自主化，已经掌握抽水蓄能电站的核心技术，自主化系统涉及到计算机监控、励磁、调速和保护系统等，通过自主调试，已经成功应用于国内多个抽水蓄能电站，自动化水平达到国际水准。
为了推动抽水蓄能电站在未来高质量的发展，共同推进抽水蓄能开发智能化管控、标准化建设，围绕“双碳”目标，高质量做好抽水蓄能“十四五”规划，在科技创新上加强抽水蓄能核心智能技术攻关，攻克智能一体化技术难题仍然需要持续突破。就目前来看，深入应用研究“大云物移智联链”等新技术布局数字化智能电站建设，才能最大限度发挥不同系统功能，实现预期的电网智能化目标，作为电网智能化重要标准体系，IEC61850标准已经在变电环节运用中取得成熟效果，实现了国内智能变电站工程运作标准化，同时，伴随水电厂计算机监控系统参与到水电厂监测控制中，能够在未来实现水电厂安全稳定运行，为智能化抽水蓄能电站建设提供较为可靠的系统技术支撑[2]。
2抽水蓄能电站及水电厂智能化建设系统结构
2.1系统层
根据抽水蓄能电站及水电厂智能化建设要求，系统层将一体化平台作为基础支撑，多业务系统并行，通过主机、操作站、通信装置和功能工作站协同配合，形成核心业务系统，能够进行实时监控、信息分析整理、智能化协调、在线智能分析等决策支持。
2.2现地控制层
根据现地控制层功能，主要由数据采集处理装置、信息显示装置、顺序控制装置和过程控制装置共同组成，主要包含LCU现地控制单元、调速器系统、励磁系统（功率单元、调节器）、SFC集中控制管理系统、继电保护系统、在线监测系统等。不同的系统针对实时数据进行信息的实时分析汇总，并且完成高速统计运算，便于进行操作和保护，同时可以提供相应接口，在接口的支持之下，能够将信息快速传输到智能电网一体化平台中。
2.3过程层
过程层是模拟量、开关量采集和控制命令的执行层，主要完成电力运行电气量检测、运行设备状态参数检测、操作控制执行与驱动。智能变电站拥有过程层，设备包含发电机、变压器、母线、断路器、隔离开关、电流电压互感器、合并单元和智能终端[3]。
3抽水蓄能电站及水电厂智能化建设的主要路径
3.1一次设备的智能化建设
抽水蓄能电站及水电厂智能化建设中的一次设备主要指的是直接用在生产使用电能、保护电器和接通断开电路的电器设备，在抽水蓄能电站及水电厂智能化建设过程中，要优先对过程层开展智能化建设，同时对现地控制层的智能化建设予以科学完善。具体建设可以根据如下方法进行，首先将系统层、现地控制层的分布结构过渡为三层结构，其次，使用大量全球通用标准的智能化电子设备，为自动化运行提供支持，实现抽水蓄能电站及水电厂智能化系统的智能监测和智能控制。经过多年的研究与实践分析，国内有关单位已经成功掌握自主研发关键技术参数，成功积累相应智能化建设经验，为未来智能化建设夯实基础[4]。
3.2二次设备的智能化建设
在抽水蓄能电站及水电厂的二次设备的智能化建设中，主要通过二次设备的安装标准化提升系统的智能化建设水平，促使集成标准化，在二次设备的智能化建设过程中实施继电保护，和抽水蓄能电站及水电厂运行条件的复杂性相吻合，通过科学配置继电保护，能够确保跳闸输出和设置数值的合理性，以此保证系统稳健运行，提升实时性和可靠程度。在此建设阶段，暂时不进行过程层建设，选择二次设备的过程中，要优先选择支持通讯协议的设备，对于不支持通讯协议的设备，可以通过规约转换器进行可靠连接。二次设备的智能化建设完成后能够大幅度提升抽水蓄能电站及水电厂智能化建设水准，通过二次设备通信实现网络数据共享，运行管理一体互动，对智能系统的性能优化程度有效提升[5]。
结论：
综上所述，智能化抽水蓄能电站及水电厂能够更加高效地实现电力资源的开发利用，快速带动电力行業跟从经济发展的脚步。抽水蓄能电站及水电厂智能化建设属于一项长期工程，在建设运行与管理等方面需要不同专业的大力支持与配合，所以，要通过科学规划设计和建设抽水蓄能电站及水电厂，促使其发挥出重要作用，促使电网总体燃料得以节省，降低电网运行成本，提升电网可靠性，推动行业朝向规范化、智能化和标准化方向前行。
参考文献：
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[5]丁景焕，王珏，杨静，等.某抽水蓄能电站水泵工况导叶关闭规律优化[J].水电能源科学，2020，38（03）：148-151.
作者：王宇 王英旭 张文豪 徐泽文
蓄能水电厂母线分析论文 篇2：
浅谈水电站过电压相关问题及保护措施
摘 要：文章主要对电力系统中因过电压而致使设备器件绝缘损坏情况进行分析，并对水电站产生雷害的主要来源进行讨论，在此基础上，对水电站如何做好直击雷以及雷电侵入波的防护等问题进行阐述，同时对水电站主厂房以及副厂房如何进行避免雷击损害进行了介绍。
关键词：水电站；过电压；雷电入侵
近些年，依据相关统计显示，电力系统当中因设备元器件绝缘体发生损坏而致使引发事故次数要占事故总数的50%以上。其中，因系统过电压而导致设备元器件绝缘损坏的要占较大比重。因此在电力系统运行过程中，切实处理好水电站过电压问题，以及相应的保护工作，有着非常重要的作用。
1 水电站的雷害及防雷概述
由于水电站中电力设备自身的绝缘水平是由雷电过电压而决定的，因此需对雷害来源进行分析。一般来讲，水电站的主要雷害来源有：顺着路线传来的雷电波；在相应配电装置导线以及设备上遭受雷直击；雷击避雷针产生感应过电压。
因此这就要求我们，在水电站运行过程中，一定要对重要场所，像变压器场以及高压、配电装置等，都需要采取相应的保护措施。
依据近几年的运行数据及经验，发现设有避雷线以及避雷针的水电站以及变电站可以有效的降低直击雷事故率以及反击事故率。
在安设避雷针之后，雷击常会在附近处导线及设备上产生感应过电压，也就是我们说的感应雷击。这种情况会致使系统母线以及设备发生严重事故。所以为了有效的避免感应雷所引发的事故，需要对避雷针具体位置以及接地电阻还有发电机压母线等采取相应保护措施。
水电站运行过程中，因其线路常遭受雷击，所以导致线路常穿来雷电波，并对配电装置造成一定损坏。因此为了更好的控制该雷电侵入波，需对其它电力设备以及变压器进行保护，选设备，主要择阀型避雷器。
当发电机运行过程中，不是通过变压器送电，而是由经过架空线路进行直接供电时，因发电机内部冲击缘强度相对较低，外加运行设备极为重要，就需要我们对发电机进行相应的雷电保护。
如果从实际防雷效果以及工频接地短路不易出现跨步电势以及接触电势来看，为了更好的确保运行设备安全与人身安全，水电站必须要具备较好的接地装置。在对水电站相应的接地装置进行设计时，需要考虑对其自然接地的利用，可以在较宽尾水渠以及水库内安设专门的水下接地网。此外安设的接地装置需要和水工建筑物的相应施工程序密切配合。
2 直击雷保护
在发生雷击时，虽然雷云整体能量相对较小，但因其会在几微秒或者是几十微秒内迅速释放出来，所以产生的雷电流以及冲击雷电流最高可达几十甚至几百千安。
依据以往我国雷电的活动情况，可以对过电压保护规程进行科学推荐：当100 kA时约为12%，而当200 kA时则为1.4%，在当20 kA时则为65%，当10 kA时则为80%。依据对雷电流所作出的电流统计，可将推荐电流的具体概率公式概括为：
而相应的冲击波形图如图1所示。
其中，通常情况下，防雷所选择使用的平均陡度公式为：
雷击避雷针其基本特征就是将幅值较大，且波前变化相对较快的冲击电流有效泄入地中。所以除对避雷针的具体保护范围进行正确计算之外，还应对接地装置进行认真设计，并尽最大可能来减少和削弱冲击接地电阻以及接地引流线电感，这样才能保证避雷针发挥其应有的作用。
对于110 kV以上的变电站，需要在其地电阻率超过1 000 Ωm的位置安设专门的独立避雷针，这主要是因为若在构架之上安设装针容易引起反击。在一般性的电阻率地区（即500 Ωm），所安设的独立避雷针其相应的接地电阻最好不要超过10 Ω。
在对独立避雷针进行安设时，所需注意以下要点：
水电站相关场所需依据相应情况安设专门的直击雷保护装置；配设户外高压配电设备；对变压器及其低压侧的相应户外母线进行升压；对变压器到户外配电设备的相应架空导线进行升压。
在安设独立避雷针以及配电设备的带电部分还有电力设备接地部分时，其相应的空间间距不得低于5 m，同时还需满足以下一些要求：
式中，Sk代表着空气中距离，而RC则代表着独立避雷针的相应冲击接地电阻，而h则表示避雷针校验总高度。
此外，独立避雷针的相应接地装置和水电站接地网地中间距要大于3m，同时符合以下部分要求：
式中，Sd代表着地中距离，而RC则代表着独立避雷针的相应冲击接地电阻，h则表示避雷针校验总高度。
另外，在安设避雷针时，需注意一点，不应将独立避雷针安置在经常通行地区，而其与接地装置要距离道路以及出入口3 m左右。不然则需要使用均匀措施或者是铺设专用的沥青地面以及砾石地面，以确保路上行人安全。
在遭受雷击时，为了确保避免和防止雷电波顺着电线进入室内，要严禁在专用避雷针构架上装设广播线以及电话线还有电天线、无线等线路设备。
在对避雷针构架装置投光灯时，应尽量选择使用金属包皮或者是穿入钢管中的电源线，并埋设至地下10 m左右时，才准许其35 kV以下的低压配电装置以及接地网进行连接。
安装独立避雷针时，最好选用独立的接地网。对于一般性的电阻率区，其使用的冲击接地电阻不得超过10 Ω。当遇到突发状况时，该接地装置可与相应的主接地网相连接。但对于避雷针以及主接地网中的地下连接点到35 kV设备及其主接地网中的地下连接点进行设计时，应确保其沿接地体的整体长度不得低于15 m。
对于35 kV及以下的水电站，其内部高压配电装置，还有屋顶等都不应安装避雷针。
对于35 kV配电装置的水电站来说，在其地电阻率Ωm的区域时，可以将线路中的避雷线连接到相应的出线门架之上，但需重新补加4～5根垂直地体，并保证每根直体的长度不低于2 m，不高于3 m。而对于地电阻率Ωm的区域时，避雷线需要一直架设到线路终端杆塔上。而在对线路终端杆塔至相关配电装置这段线路进行保护时，可选择使用独立避雷针，同时也可以在线路终端杆塔上安设所需的独立避雷针。
此外，可以通过扩大相应的接地网范围来进行降低和削弱接地电阻，同时也可将主接地网与其线路终端杆塔相连接。
3 水电站的主、副厂房保护
一般来讲，水电站主厂房以及副厂房是不需要设置专门的直击雷保护设备的。由于主厂房以及副厂房全部都是钢筋混凝土建筑物，所以直接将其内部金属结构进行接地即可。当厂房屋顶属于装配式屋面板时，因钢筋断开相对较多，所以应需要安装屋顶避雷网，以起到保护建筑物作用。而对于砖木所构成的坡屋顶厂房时，应结合相应的模拟试验而计算出屋面斜度，并对易遭受雷击部分进行具体确定。
顺着图2中粗线位置，铺设相应的接地带，以保护建筑物。接地带应选择10 mm圆钢或者是宽20 mm，厚4 mm扁钢，此外为了避免生锈，可以进行刷漆或者是镀锌。当接地带距离屋脊15～20 cm时，需每隔1m使用圆钢进行支撑固定，且保证接地引流线最少不会低于2根。最好将其顺着四角墙柱外侧依序引下，当然也可设置在抹灰层之内。另外每根引流线都要设置相应的集中接地体，同时要将其与厂房相连接。
因中小型水电站经常配置专用的直配线路，因此发电机整体电容相对较小，所以不适合在主厂房以及副厂房之上安置避雷针。
4 防止雷电侵入波
4.1 避雷器
为了确保避雷器能够对水电站变压器进行有效保护，必须保证流过避雷器的相应冲击电流幅值低于5 kA，并将雷电侵入波的实际陡度值控制在一定范围之内。对于整体线路没有安设相应避雷线的架空线路，需要在离线路配电装置的相应出线门型架上设置避雷线，这样就可以对侵入波陡度进行有效限制，此外，进线段1～2 km范围内，所设避雷线的相应保护角最好不能超过20？觷。
从图3中，我们可以得知，雷电只能从D点开始。由于入侵时，冲进电晕会产生损耗，并使得波出现衰变形，且幅值以及陡度值逐渐减少。通过在D端增加GB1，并降低相应的侵入波幅值，致使FZ中的If不断减少，即我们所说当避雷器所流入的雷电流越小，其相应的避雷效果就会越好。
通常，会在以下三种状况之下加GB1。
①水泥杆塔木横担。该线路实际冲击强度大约为700 kV，而一般情况下，35 kV线路的绝缘强度只有350 kV左右，因此可以通过加GB1，将雷电波逐渐降低到350 kV左右。
②降压线路。若110 kV降压，而35 kV正常运行，由于110 kV线路所产生的冲击强度约为700 kV，因此可以通过加GB1，将雷电波逐渐降低到350 kV左右。
③木杆线路。由于木杆线路自身冲击强度较大，因此需要加GB1。
依据图4所示，主要在以下两种情况，在A处加GB2：
①当开关K在雷季出现断开时，由于甲变电站有电源，因此应GB2。究其原因主要是因为当U1传到图中A处时会形成全反射，致使A支座放电，并顺着通道产生工频电弧，从而造成放电支座被烧损，甚至还会将电弧吹到其它侧目线之上，引发更大事故。
②由于K点常合，所以水电站大都处于山区之中，且因该区域雷电活动相对较强，所以宜装CB2。同时还需考虑重复雷击。
如果断路器在雷季中，不经常断开运行，而且线路侧不带电时，可以不装GB2。
4.2 避雷器能保护变压器的允许距离
依据图5所示，正常情况之下：
UB≈UCj≈Uc
式中，Ucj代表着避雷器放电电压，而Uc则代表着避雷器残压。
其中，变压器侧：
UBm=Ucj+？驻U=Ucj+2aoL
式中，L代表着避雷器到变压器之间的允许距离，而Ucj代表着避雷器放电电压，而Uc则代表着避雷器残压。
对于水电站来说，在对进行段1～2 km区域的架空线进行保护时，可依据变电站本身相关数据来对运行曲线进行计算，以制定出避雷器到内部变压器之间的允许距离。
当进线段长度为1 km时，且ao=1 kV/m，而L=25 m。而当进线段为2 km时，则ao=0.5 kV/m，而L=50 m。
5 发电机防雷保护
对于重雷区来说，每年的雷电活动都会超过40个雷电日，当使用无直配馈线经变压器送电的发电机时，需要在其母线上配置1个54柜，同时在其柜内配置FZ避雷器以及0.15。
对直配线路发电机进行防雷保护的特点及要求如下：
①因维修相对困难，因此要保证保护的可靠性。
②冲击抗电强度相对较低。
③运行中，电机比较容易出现震动、受潮以及绝缘老化等问题。
④避雷器保护缺乏稳定性以及可靠性。
⑤通过进线段电流实施分流，并对各容量电机的相应保护电缆长度进行设计，具体流程参考防雷保护规程。对于单机超过6 000 kW的发电机，当出现雷击首端情况时，其电流通常为50 kA，而相应的电阻为5 Ωm，其末端实际引下线长度约为12 m，而重雷区L150 m。
⑥对于中信点的避雷器，主要依据运行相电压进行有效选择。这主要是因为当前发电机出口常选择使用FCD型避雷器。若三相之中，有一相出现接地短路，而另外两相为线电压，那么中性点则为相电压，所以依据中性点相电压来对发电机进行防雷保护时，相对可靠。
6 结 语
近些年，随着我国经济发展以及工农业生产的发展，加大了对用电量的需求，再加上我国加大了对交通、水利、电力等基础设施的建设工作，致使水电站被越来越多的修建起来。本文通过对水电站过电压问题进行分析，对水电站过电压及其相应保护措施进行了详细探究与讨论，为以后进一步研究水电站过电压问题提供了一定理论支持。
参考文献：
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作者：李中立
蓄能水电厂母线分析论文 篇3：
最优发电和抽水联合控制在抽水蓄能电厂的应用
摘 要 结合当前电网发展需要对抽水蓄能电厂计算机监控系统中最优发电和抽水联合控制进行分析,论述抽水蓄能电厂最优发电和抽水联合控制的控制策略、运行方式、参数设置等,对蓄能电站计算机监控技术的发展具有重要的参考意义。
关键词 抽水蓄能电厂;计算机监控系统;AGC/APC;联合控制
我国实施“节能优先、供应安全、结构优化、环境友好”的可持续发展能源战略,近年来随着经济发展的突飞猛进,电力供需矛盾日益突出,电网峰谷差越来越大,国网公司系统抽水蓄能建设如火如荼,大规模可再生能源开发成井喷之势,可再生能源开发关系到公司可持续发展,这些都需要国产技术有新的突破。而大型抽水蓄能电厂工况多,转换流程复杂,已运行抽蓄电厂多采用国外的监控系统。在现有计算机监控系统的基础上实现最优发电和抽水联合控制更是普及控制技术国产化进程的有益尝试,本文就蒲石河抽水蓄能电厂最优发电控制和抽水联合控制的控制策略、运行方式、参数设置等进行论述,对蓄能电站计算机监控技术的发展具有重要的现实意义。
1 最优发电控制和抽水联合控制的控制目标及主要功能
最优发电控制和抽水联合控制是指按预定条件和要求,以迅速、经济的方式自动控制抽水蓄能电厂有功功率来满足系统需要的技术,它是在抽水发电机组自动控制的基础上,实现抽水蓄能电厂自动化的一种方式。根据上水库和下水库水量或电力系统的要求,考虑电厂及机组的运行限制条件,在保证电厂安全运行的前提下,以经济运行为原则,确定抽水蓄能电厂机组运行台数、运行机组的组合和机组间的负荷分配。在完成这些功能时,要避免由于电力系统负荷短时波动而导致机组的频繁起、停。
最优发电控制和抽水联合控制即AGC/APC(Automatic Generation Control/Automatic Pumping Control),主要功能包括负荷优化分配及自动开停机功能。
2 AGC/APC控制策略
根据电网负荷要求及电厂实际情况,AGC/APC控制的实现可以由AGC/APC负荷分配和电站各机组的开停机完成。
2.1 AGC/APC负荷分配
电力系统的机组组合问题,是满足系统负荷需求与其它约束条件的前提下,安排在未来一个调度周期内各时段系统中机组的启停计划和出力,实现系统总生产成本或购电费用最小,机组组合是编制短期发电计划首先要解决的问题。
1)AGC/APC负荷分配策略:按容量成比例分配参加AGC/APC机组的负荷;按等耗量微增率最优经济分配参加AGC/APC机组的负荷;不参加AGC/APC的机组,AGC/APC分配设定值跟踪实发值;当需发功率改变引起AGC/APC控制负荷PAGC变化大于死区值(2MW)时,AGC/APC;重新分配或调整参加AGC/APC机组负荷;否则,负荷分配情况不变。
2)AGC/APC负荷分配遵循的约束条件:机组躲避振动区。任何情况下,此约束条件均须满足;AGC/APC分配值与调度给定值差值尽可能最小;避免机组频繁穿越振动区,使所有机组穿越振动區总的次数最小;相邻两次负荷调节所造成的机组负荷波动最小;尾水位的限制。
2.2 机组开停机策略
水电厂AGC/APC有功分配值PAGPC可表示为:PAGPC = Ps-PAPC
Ps表示全厂有功设定值;PAPC表示全厂未参加AGC/APC机组的实发有功总和。
1)机组开机算法。①理论开机条件:PAGPC+Pb>∑PT式中 Pb表示全厂的旋转备用容量;∑PT表示全厂参加AGC/APC且处于发电态机组的可调节容量。②理论开机台数:Nk = (PAGPC+Pb - ∑PT)/Pm + 1式中 Nk为理论开机台数; Pm 为单机最大容量。
2)机组停机算法:
理论停机条件:∑PT -(PAGPC+Pb)> Pm;
理论停机台数:Nt = (∑PT -(PAGPC+Pb))/Pm。
式中:Nt为理论停机台数。
3)避免机组频繁起停的措施。在理论开停机台数对应的调节范围两侧设置覆盖区。如果电厂需要增加有功,则只有等电厂需发功率比理论开机台数-1对应的最大出力和原最大出力之和大于某一定值时才按理论开机台数开机,否则按理论开机台数-1开机;如果电站需要减少功率,则只有等电站需发功率比原最大出力减掉理论停机台数对应的最大出力的差值小于某一定值才按理论停机台数停机,否则,按理论停机台数-1停机。
考虑电厂负荷变化趋势,尽量避免刚开不久的机组又马上安排停机,或停下的机组又马上安排开机。根据预测的负荷曲线计算下一时段的各类机组的最佳运行机组数,然后比较目前已经运行的机组台数、本时段需要运行的最佳运行机组台数和下一时段应运行的最佳运行机组台数。如果发现本时段有机组要停机而下一时段又有机组要开机时,则本时段的最佳运行机组台数就等于下一时段的最佳运行机组台数。
4)机组启停顺序遵循的原则。人工设定的优先级;机组开机/停机时间和总开机/停机累计时间的长短。例如该次停机时间长的机组先开,或累计开机时间长的先停;最短停机或开机限制。例如机组停机后的最短停机时间为30分钟,小于30分钟不得开机。又如机组最短开机时间为30分钟,小于30分钟不得停机;厂用电要求和主变中性点接地的要求;开机或停机失败的机组的优先级自动下降。机组的启停优先顺序是根据上述原则综合计算得到的,若想按照人工设定的优先顺序控制机组启停,可将人工设定的优先系数增大,使其远远大于其他因数的优先系数,即机组启停顺序只跟人工设定的优先顺序有关。
3 AGC/APC运行方式
3.1 投入/退出
机组AGC/APC功能投入意味着该台机组参加AGC/APC,AGC/APC程序将其进行负荷分配和启停指导;机组AGC/APC功能退出意味着该台机组不参加AGC/APC,AGC/APC程序将其视为带固定负荷的机组,不对其进行负荷分配和启停指导。全厂AGC/APC功能可人工投入/退出,无机组参加AGC/APC时全厂AGC/APC自动退出。全厂AGC/APC投入意味着启动机组负荷分配和启停指导功能;全厂AGC/APC退出意味着不启动机组负荷分配和启停指导功能。
全厂AGC/APC功能投入时,如下闭锁条件之一被破坏,则全厂AGC/APC退出,并报警、登录:无机组参加AGC/APC;系统频率大于故障频率上限或小于故障频率下限;电厂有事故;AGC/APC控制权在远方时,主机与通讯机通讯故障或通讯机与省调通讯故障。
机组AGC/APC功能投入时,如下闭锁条件之一被破坏,则该机组AGC/APC退出,并报警、登录:机组水头异常(包括大于水头上限、小于水头下限、水头梯度变化过大);机组处于发电态时,有功不可调;LCU故障。
3.2 成组功能投入/退出
成组功能投入时,需设定成组设定值,成组设定值无需减去不参加AGC/APC机组的实发有功总和,可直接分配给参加AGC/APC的机组。
3.3 调功方式/调频方式
AGC/APC调节模式有调功方式和调频方式,AGC/APC调功方式下,全厂给定值设值方式有曲线和定值二种方式。
1)曲线方式。当给值方式设置为“曲线”时,全厂给定负荷跟踪设定曲线的当前时刻值。由调度给定或由运行人员设定日负荷曲线,AGC/APC以日负荷曲线当前时刻的功率作为全厂有功负荷的设定值,进行全厂有功控制。
在系统频率正常的情况下:
:不参加AGC/APC机组的实发有功总和;
PCURVESET:负荷曲线设定的全厂总负荷。
在系统频率越过紧急调频区段时:
PACT:当前时刻全厂有功实发值;
Δf:系统频率与标准频率的偏差;
KfE:紧急调频系数。
2)定值方式。有时难以预测未来的负荷情况,不能提供日负荷曲线,通常是随时接收调度的负荷指令,调整总负荷,因此AGC/APC提供给定全厂负荷的调节全厂有功方式。
AGC/APC可以通过调度直接给定负荷或由运行人员接收调度负荷指令设置AGC/APC画面的负荷。同样,AGC/APC可以通过上述两种方式设定当前时刻全厂总负荷。
AGC/APC控制的功率为:
PAGC=PSET-PAGC
PSET:给定的全厂总负荷;
PAGC:不参加AGC/APC运行机组的实发总有功。
如果系统频率在这种运行方式下越过紧急频率的上/下限:
PACG=PACT+KfEΔf-PAGC
PACT:当前时刻全厂实发有功;
KfE:紧急调频系数。
AGC/APC按等微增率或者机组容量成比例分配原则进行机组间的负荷分配。
3)调频方式。对于某些调频电厂,设立调频功能,该功能随时监视母线频率,而不保证全厂总有功。当频率超出正常调频区段时,AGC/APC按KfEΔf增减参加AGC/APC机组的负荷,直至系统频率重新回到正常调频区段,或者参加AGC/APC机组负荷到达当前水头下负荷上下限值为止,频率正常区段可以由运行人员在AGC/APC控制画面或数据库中设定。
当频率f于正常调频区段时:
频率f越过正常调频区段时:
无论按何种原则分配负荷都考虑了避开不可运行区(振动区、汽蚀区),以保证机组安全运行。
3.4 调节开环/闭环
机组调节方式有开环、闭环。
开环方式下,AGC/APC程序仅给出参加AGC/APC机组负荷分配指导,但不作为机组设定值,此时机组设定值仍由运行人员给定。
闭环方式下,AGC/APC程序给出参加AGC/APC机组有功设定值,通过LCU作用至机组执行。此时机组设定值跟踪AGC/APC设定值。
3.5 控制权远方/当地
控制权设置为远方时,此时远方开停机令和远方全厂有功设定值均有效,电站现地人工开停机和全厂有功设定值无效。
控制权设置为当地时,此时远方开停机令和远方全厂有功设定值均无效,电站现地开停机和全厂有功设定值有效。
3.6 控制开環/闭环
机组控制方式有开环和闭环二种。
开环方式下,AGC/APC程序仅给出参加AGC/APC机组的启/停指导,不会启动机组启/停顺控流程,此时机组起停运行人员人工完成。
闭环方式下,AGC/APC程序给出参加AGC/APC机组的启/停指导,同时自动启动机组启/停顺控流程并自动执行流程,人工无法中止流程执行,此时机组启停无需运行人员操作。
4 AGC/APC参数设置
AGC/APC有关参数可根据各电厂的情况在AGC/APC组态界面中组态,还可以根据当时实际运行条件,在AGC/APC控制画面上在线修改。
常用的AGC/APC参数有:远方有功设值上/下限;远方/当地有功设值与实发值的差值限值;相邻两次远方有功设值的梯度限值;全厂有功功率的旋转备用容量;有功设值死区;全厂有功功率的调整死区;最大/小水头;AGC/APC开/停停机预计负荷时间h;自动开停机向上/下覆盖面积;最短开/停机时间;开/停机等待时间;单机最大/小出力;系统频率在正常范围内/紧急状态时的调频系数;系统频率正常范围/紧急频率范围的高/低限;系统故障频率高/低限等。
通过对机组联合控制、自动电压控制、机组工况转换和流程进行分析、设计和研究,以模块化的方法完成机组联合控制(包括自动发电控制和抽水联合控制)的功能设计。分别对其公共控制功能、自动发电控制和抽水联合控制从工作原理、模块设置、控制过程到具体实现进行论述。着重对机组水头出力限制、振动/气蚀区出力限制,水库水位出力限制和发电、抽水容量限制实现了客户化的边界参数设置,并以试验数据和实际运行结果印证了设计。对于自动电压控制,从控制原理、功能划分、工作过程到具体实现,分别对其母线电压控制和单机AVC控制进行了模块化设计。采用选取特征点,线性离散化机组负载能力曲线(P-Q曲线)的办法实现无功出力限制,通过定义参数表实现客户化的限制参数设置,并以试验和程序改进完善设计。
在机组控制层面,从控制要求、设计原则到具体内容,展开机组工况转换和流程设计。采用分析机组运行工况、提出工况转换图一确定机组状态定义一分析工况转换过程一设计转换流程的方法,以机组从停机状态变频启动到抽水工况的转换过程为例,进行流程设计。研究适用于抽水蓄能机组自动顺序控制的工况转换流程图。并以电厂实际运行的结果和数据印证设计。
5 结束语
从以上的讨论可知,最优发电和抽水联合控制技术的应用能够躲避机组振动区域实现机组之间的负荷平衡,按照电网调度要求在优化开机台数和开机次序的基础上实现经济运行,最大程度保证了电网需要和机组安全运行。由于抽水蓄能电厂较常规水电厂工况转换复杂,启停频繁,国产监控和控制系统在大型蓄能电厂的应用还处于探索阶段,各单位控制方式的实现应该结合本单位实际情况并与电网调度要求相一致,在保证负荷调配和机组安全运行的基础上展开负荷优化调配方案的实施。国网南瑞集团在SSJ-3000型水电厂计算机监控系统的基础上率先将最优发电和抽水联合控制技术应用于蒲石河抽水蓄能电厂,该技术的应用必将提高抽水蓄能电厂控制技术国产化进程,推动我国抽水蓄能事业的健康快速发展。
参考文献
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作者：李长胜,刘光明,蒋春钢
