A. 《国家电网公司反事故斗争二十五条重点措施》全文
反事故斗争二十五条重点措施（修订版）
（一）认真贯彻《国家电网公司关于加强安全生产工作的决定》，建立健全自上而下的安全生产保证体系和监督体系，严格落实各级人员的安全生产责任制。不断完善保障安全生产的各项规程、制度，并结合电网发展和科技进步及时复查、修订、补充。认真做好三个层面的“对照检查”。
领导层：是否熟悉安全生产规程规定和制度要求；是否结合实际进行安全生产工作的布置和落实；是否亲自研究并解决安全生产中遇到的重大、全局性问题，并从人力、物力、财力上予以保证；是否组织制定本单位的重特大事故预防与应急处理预案；是否有针对性地深入基层进行安全检查和指导；是否掌握职工队伍的思想动态。
管理层：是否掌握安全生产规程规定；是否贯彻落实了上级有关安全监督与管理的各项要求和规定；是否制订、完善了有关规程制度，并组织落实；是否组织开展了安全性评价、危险点分析与预控、设备运行分析等工作，对事故隐患清楚，并采取了应对措施；是否组织落实安全生产检查及整改工作；是否落实了各项反事故措施。
执行层：是否熟知自己的安全职责；是否清楚工作任务和分工；是否清楚本职工作的安全技术措施和工作标准；是否具备工作所要求的安全生产技能；是否熟知工作中的危险点并采取防范措施；是否保证了作业安全和工作质量。
（二）强化生产现场和作业人员的安全管理，切实做到五个“百分之百”，即安规考试百分之百合格，安规要求百分之百执行，操作正确率百分之百实现，“三不伤害”（不伤害自己、不伤害他人、不被他人所伤害）措施百分之百落实，标准化作业百分之百到位。
（三）建立安全监督与管理体系，创新激励约束机制。制定和完善规程规定，强化规章制度的执行力。以“三铁”（铁的制度、铁的面孔、铁的处理）反“三违”（违章指挥、违章作业、违反劳动纪律），落实有措施。遏制违章，杜绝人员责任事故。对待事故坚持“四不放过”原则，严肃责任追究，严格人员处理。
（四）加强电网规划管理，科学规划电网结构和布局，整体考虑电网的安全性，从源头上保证电网安全运行。要采用先进技术标准和规范，选择技术先进、可靠性高的设备规划建设电网，从根本上改善电网的安全状况。重点解决电力设备陈旧，输送通道“瓶颈”、电磁环网、短路容量过大等电网存在的问题。根据电网运行状况，及时调整规划相关导则和设计标准，不断提高电网抵御事故的能力。做好一、二次系统协调规划，提高电网稳定运行水平。
（五）严格执行《电力系统安全稳定导则》，强化电网调度运行的安全管理和技术管理，切实提高大电网运行稳定分析计算水平和计算结果的准确度。加强负荷预测分析，合理安排电网运行方式，严禁超稳定极限和设备超能力运行。电网运行必须留足旋转备用和事故备用容量，做好有功负荷和各级无功平衡，保证系统频率和电压质量。制定电煤供应预警及事故应急处理预案，防止因缺煤和故障停机引发电网大面积停电事故。
（六）认真分析电网主网和中心城市等重点地区电网安全运行和可靠供电存在的问题，全面评估枢纽变电站全停、重要输电线路跳闸可能造成的安全影响，采取措施减小或避免风险。在电网大负荷到来之前，要组织开展电网联合反事故演习和有针对性的单项演习，提高电网应对突发事件的应急处理能力。制定和完善电网大面积停电的电源救援方案，设立科学的“黑启动”方案并定期演练，确保电网应急状态下“黑启动”有效。
（七）加强继电保护和安全稳定自动装置的运行管理。认真核查验算保护整定方案和安全稳定自动装置的控制策略，严格软件版本和定值管理，高峰负荷前要对定值和安控策略执行情况进行全面检查。按期进行保护装置和安全稳定自动装置的校验传动，严禁超检验周期运行。落实继电保护和安全自动装置各项反事故措施，防止误动、拒动事故。加强现场安全管理，杜绝人员“三误”（误动、误碰、误/漏接线）事故。
（八）强化低频率（低电压）减载管理。根据电网发展变化，定期对低频、低压减载方案进行系统实测和校验，保证事故情况下装置正确动作，实际切除容量满足整定方案要求，减小事故影响范围。
（九）加强调度自动化系统和变电站计算机监控系统运行管理，确保调度自动化信息真实反映电网运行情况，并完整准确、可靠及时地传送至调度中心，发现数据异常及时处理。调度自动化系统应建立可靠的安全防护措施和网络安全隔离措施。加强通信设备运行维护和检查，确保继电保护、安全自动装置和自动化信息所需主、备用通道的畅通、可靠，满足规程要求。
（十）加强对并网发电厂的安全监督。要明确网厂的安全责任和义务，对发电厂涉网部分的技术要求积极开展监督，在发电厂侧有效落实保证电网安全稳定运行的各项措施，监督并网发电机组电力系统稳定器（PSS）、各类保护装置按要求可靠投入运行，确保调速系统和励磁系统运行参数满足电网稳定运行要求。
（十一）发生重、特大事故及对社会造成较大影响的不安全事件，公司系统各单位应确保应急处理指挥系统响应迅速、应急处理预案启动及时有效、资源调动灵活快捷、政府有关部门提供的应急援助有力、事故信息报告快速准确、对外信息发布及时得当，全力减少事故造成的社会损失和对用户的影响。
（十二）加强对变电站直流电源系统的运行维护和检查，严格按规程规定管理蓄电池充电、浮充电装置，定期进行放电试验，杜绝因直流电源系统故障导致事故扩大、变电站全站停电事故。加强接地网维护，必须按规定对接地网定期校验、测试、开挖检查，对热稳定容量不够、焊接质量不合格或锈蚀严重等不符合标准要求的接地网及时改造，杜绝发生因接地网不合格导致的事故。
（十三）加大对无功补偿设备的管理力度。必须按照分层、分区配置的原则，保证无功补偿容量满足要求。加强无功补偿设备的维护，保证无功补偿设备处于良好状态。依据电网需求，确保无功补偿设备可靠投切，保证电压水平和电能质量，防止发生电压稳定破坏事故。
（十四）建立健全电力设施保护工作制度，形成群防群治机制。积极征得当地政府的支持，与公安部门配合建立保护电力设施长效机制，严厉打击盗窃破坏电力设施的违法犯罪行为。严格执行电力设施保护区内的施工许可制度，对可能影响电力设施安全的作业和施工，要加强全过程的监督管理。认真落实技防措施，加强线路巡视管理，切实发挥企业保护电力设施的重要作用。
（十五）加强对用电安全的监督检查，督促客户用电安全措施的落实和隐患的整改，防止发生因客户设备原因波及电网的事故。加强需求侧管理，计划停运或变更供电方式时，及时与客户沟通做好应急准备。积极争取政府支持，督促和引导重点客户、重点单位和公共场所尽快建立和完善备用保安电源，对特别重要客户，要督促其完善多路电源供电方案和落实非电保安措施。
（十六）加强变电站设备管理，重点防止大型变压器及互感器损坏事故，加强油质监督，定期进行红外成像测温、绕组变形检测等试验，防止绝缘损坏事故发生。加强断路器运行检修维护，确保操作机构灵活可靠，要定期测试开关分合闸时间符合技术要求，保证灭弧元件工作良好。加强防误装置的维护管理，确保各类锁具百分之百灵活可靠。加强设备本体保护的维护管理，定期开展预试和传动。加强直流输电系统换流站的安全管理，对换流站主设备严格运行维护和技术监督，强化对换流站直流控制保护系统、冷却系统、站用电系统、空调通风、调度通信、消防等系统的维护，加强设备隐患排查和整改，防止直流停运事故发生；
（十七）针对电网供电高温大负荷等季节性特点，对重要设备、长期重负载设备以及老旧设备，加强运行监视，制定过载、过温运行的相关技术规定，确保出现过载、过温运行情况下输变电设备的安全。
(十八)切实做好防雷、防汛、防火、防台风、防冰害、防地质灾害等工作，提高电网抗御自然灾害能力。有针对性地开展重载、大档距、交*跨越导线弧垂和交*跨越距离的检测和线路走廊下危险物的清理。恶劣天气、大负荷、重要保电期要安排特巡。完善防污闪管理体系，定期修改地区污秽标准，严格落实设计和设备采购责任制，落实防鸟害和防环境污染等技术措施。
（十九）加强公司系统发电企业的安全监督和管理。严格执行发电厂运行和检修规程规定，采取措施有效预防锅炉超压、超温，汽包满水或烧干，炉膛爆炸，汽轮机超速飞车，大轴弯曲和轴瓦烧损，发电机定子线圈损坏，灰场垮坝等事故发生，切实保证锅炉水位保护、汽轮机和发电机主保护等可靠投入。加强水电厂的安全管理，消除防汛隐患和病坝、险坝，杜绝水电厂漫坝、垮坝和水淹厂房事故。
（二十）建立完善的基建安全保证体系。按照国家和公司有关规定，严格履行电力建设工程项目法人安全管理职责，强化施工现场的安全管理。增强法律意识，加强承发包工程和招录临时用工的合同管理，重点做好对承包队伍资质、业绩和安全纪录的审查，明确按规定建立安全管理机构，配置专兼职安监人员，落实各项安全措施，切实保证施工人身安全，维护企业的合法权益。
（二十一）施工企业要按资质承揽工程，杜绝超能力施工。切实加强现场安全监督与管理，做好对各类人员的安全监护，严格执行安全和技术交底制度，落实各项施工组织方案。加强大型施工机械安装、拆卸、转移、使用过程中的安全监督与管理，制定专门的操作规程和安全技术措施，避免因操作和组织不当发生事故。
（二十二）加强对农电企业的安全管理，加快推进安全管理标准统一、安全技术标准统一、安全工作标准统一，实现安全管理体系一体化。防止农电作业人员和外部人员触电死亡事故，明确农电安全职责，严格遵章守纪，加强作业现场检查力度，杜绝无票作业、违章作业。
（二十三）加强对员工安全教育和培训，提高全员安全素质。强化安全监察队伍建设，提高安全监督与管理能力。建立员工安全教育培训长效机制，强化对农电员工及临时工的培训力度，提高安全和生产技能。严格岗位资质管理，严禁无证上岗。
（二十四）加强计算机网络与信息安全防范工作。计算机网络信息安全与生产安全同等重要、同等管理。建立生产信息系统和外部网站的物理隔离。加强对防火墙、入侵检测、漏洞扫描等方面的重点防范，确保计算机网络与信息系统的安全可靠。制定计算机网络与信息安全事故应急预案并进行演练，提高计算机网络与信息系统的应急处理能力。
（二十五）加强消防和交通安全管理。建立健全防火组织机构和规章制度，明确人员责任，落实防火规程规定。严格对电缆和电缆沟道（夹层）、充油设备、蓄电池室、制氢站等部位进行监视和防控。遵守《道路安全交通法》等法律法规，加强对各类车辆驾驶人员的安全管理和安全教育，加强车辆维修保养，严防车辆带病上路。
B. 电厂生产管理及辅助决策系统e-PMADS是以什么为支撑环境的系统，有何功能特点
电厂生产管理及辅助决策系统（E-Proction Management And Assistant Decision Solution，简称“E-PMADS”――伊普迈斯）,是以计算机网络为支撑环境的EAM信息系统，实现发电企业中以设备管理、运行和维护为核心的生产管理业务的信息化，支持和推进针对设备资产的先进管理、维护和运行模式的建立。
E-PMADS记录设备资产及其相关信息，统一存储和管理检修规程、运行规程、巡检规程、设备图纸等技术资料，实现设备管理、缺陷管理、检修维护、检修工作管理、运行操作、运行巡检、水工建筑管理、外协服务管理、预算管理、可靠性指标管理、物资管理和采购管理等生产管理业务功能，并提供生产数据的各种方式的查询、统计、对比和分析手段来进行决策支持，让电厂的运行、检修、水工、生技、安监等生产管理职能部门人员和厂领导能够轻松应对企业的生产管理工作。
• 源自国际先进理念，结合中国水电实际，融入广蓄成功经验与模式
二十世纪九十年代初，国内水电企业陆续开始引入国外先进的EAM(企业资产管理)理念，用来改进企业的设备管理水平，并引入了一些国际知名品牌的大型EAM软件系统，如：Maximo、IFS、DataStream等，来辅助进行生产管理的活动。
这些软件系统的引入和应用，使中国部分水电企业初步实现了生产管理业务的信息化、电子化。但随着业务功能的深入使用，企业逐步发现这些引入的系统存在不少问题。这主要是因为这些软件系统虽然是基于先进的管理理念，但并不直接面对水电行业，而是面对广泛的传统行业，且也不考虑中国水电用户的实际使用习惯和方式，所以造成无法满足水电厂生产管理业务的实际需求、用户界面不友好、操作不方便等缺陷的存在。
健新科技凭借对中国水电行业信息化的丰富经验，对中国水电企业EAM理念引入和软件系统使用的情况进行认真细致深入的总结分析，基于EAM的先进理念，结合水电行业的生产管理业务实际情况，再融入广蓄在生产管理方面的成功经验和模式，研制了基于MAXIMO平台的水电厂生产管理及辅助决策系统(E-PMADS)；既实现了EAM“以资产生命周期为中心的管理，在不明显增加维修费用的情况下，减少非计划性停机时间”的理念，又具有针对性地实现包括两票三制在内的各种行业业务规则，贴合地为水电厂运行、检修、安监等部门的生产管理工作提供应用功能，满足了水电企业的需求。
健新科技的水电厂生产管理系统（E-PMADS）产品相对于其他EAM系统产品来说，软件功能上更加符合水电企业的需求，主要表现在：
1. 专业的电厂生产运行管理功能
对于水电厂的生产运行，系统提供了大量符合实际需求的、对生产工作能进行直接有效支持的应用功能，包括电子运行日志、运行巡检、地线管理、钥匙管理、水工建筑、水库调度等，使得用户可以轻松应付水电厂的运行管理工作。
2. 检修管理功能帮助进行检修工作的进行
可以对设备的大、小修等检修工程进行管理，记录整个工程的阶段、项目、方案、外协服务单位等信息，对整个工程进行宏观控制；同时系统还可以与工作时产生的工单的关联，对工程中的每项工作进行精确的掌握，通过这种方式有效地增加了检修工程的管理效率，达到缩短工期，减少资源投入，提高检修质量的目的。
3. 具有针对性的水工建筑管理、水库调度功能
专门针对水电厂工作需要开发的水工建筑管理和水库调度功能，直接支持水工部门人员的工作，使得水工部门人员可以与其他部门人员一起在同一个系统中共同协调工作，完成生产管理工作。
4. 水电厂的安全监察工作功能
生产管理系统中的技术监督功能，还有与生产管理系统无缝连接的安全管理系统的各种安全监察功能，使得水电厂的安全监察工作得以实现全面的信息化，提高了工作效率和准确性。
5. 实时的生产数据接入和管理利用
生产管理系统与机组监控系统、大坝监控系统、水情监控系统等监控系统进行数据连接，通过接口获取实时数据，一方面加入到设备台帐数据中，另一方面也进行实时显示，并且针对重要测点数据，如果出现异常可以直接在生产管理系统中触发报警或工单，进行维修工作。
6. 符合水电厂业务特点的外委和合同管理功能
在项目管理、检修管理、计划合同管理等功能中，都充分考虑到水电厂的业务实际，体现了对外委工作及其合同管理的实际需求，是水电企业协调与合作伙伴工作的好帮手。
7. 电子图纸管理功能，配合档案管理系统接口，实现技术文档的全面管理
电子图纸管理模块实现图纸的全面电子化存储和管理；与档案管理系统的接口，使得生产管理系统中的设备资料与档案管理系统的资料实现共享流通，全面实现了技术文档的信息化、电子化管理。
8. 流程、基础数据、专家库、工作规程模板等数据蕴含着水电厂生产管理的先进思路
健新科技的生产管理系统不仅是个开展工作的软件工具，还是一个富涵水电厂企业管理和生产运行模式的业务平台，能够向企业提供符合水电企业实际需要的各种工作流程模板、基础数据和专家库数据，例如说百万级的水电厂设备的故障代码体系数据，将支持设备的维修工作；检修规程模板对新建电厂的检修工作规范化起到了直接的帮助作用。
健新科技的水电厂生产管理系统（E-PMADS）产品，是专业的软件产品，使用各种先进的IT软件技术，提升企业信息化水平，其技术特点主要有：
1.使用工作流引擎技术，支持图形化的流程定制，使电厂可以根据企业实际业务流程来调整软件的应用功能流程，并可以监控业务流程的进行情况。
2.可以使用系统提供的可视化报表定制工具定制各种报表和单据，例如各种工作票和操作票的票面格式等，然后在系统中来进行查看、统计和打印。
3.使用J2EE技术框架，真正实现零客户端，让系统维护人员告别繁琐的客户端程序维护工作。
4.美观、友好的用户界面，强大完善的帮助和向导功能，方便用户的使用操作。
C. 现地控制单元的主要办法
在水电厂计算机监控系统中LCU直接与电厂的生产过程接口，是系统中最具面向对象分布特征的控制设备。现地控制单元的控制对象主要包括以下几个部分：
（1）电厂发电设备，主要有水轮机、发电机、辅机、变压器等；
（2）开关站，主要有母线、断路器、隔离开关、接地刀闸等；
（3）公用设备，主要有厂用电系统、油系统、水系统、直流系统等；
（4）闸门，主要有进水口闸门、泄洪闸门等。
LCU一般布置在电站生产设备附近，就地对被控对象的运行工况进行实时监视和控制，是电站计算机监控系统的较底层控制部分。原始数据在此进行采集和预处理，各种控制调节命令都通过它发出和完成控制闭环，它是整个监控系统中很重要、对可靠性要求很高的控制设备。用于水电厂的LCU按监控对象和安装的位置可分为机组LCU、公用LCU、开关站LCU等。而按照LCU本身的结构和配置来分，则可以分为单板机——线型结构的LCU、以可编程控制器（PLC）为基础的LCU、智能现地控制器等三种。第一种LCU多为水电厂自动化初期的产品，目前已基本不再在新系统中采用。另外尚有极少数的小型水电厂采用基于工业PC机（又称工控机IPC）的控制系统，下面仅讨论处于主流地位的PLC和智能现地控制器（最近几年尚有称为PCC（）、PAC（）的产品，应该也可以归类其中）。
2．1可编程控制器（PLC）
PLC的定义有许多种。国际电工委员会（IEC）对PLC的定义是：可编程控制器是一种数字运算操作的电子系统，专为在工业环境应用而设计的。它采用可编程序的存贮器，用于其内部存储程序，执行逻辑运算 , 顺序控制，定时，计数与算术操作等面向用户的指令，并通过数字的、模拟的输入和输出，控制各种类型的机械或生产过程。可编程序控制器及其有关设备，都应按易于与工业控制系统形成一个整体，易于扩充其功能的原则设计。
最初，由于美国汽车工业的需要而产生了可以说是原始的PLC。虽然PLC问世时间不算太长，但是随着微处理器的出现，大规模、超大规模集成电路制造技术和数据通讯技术的迅速发展，PLC的应用和技术也得到了飞速的发展，其发展过程大致可分三个阶段：
（1） 早期的PLC（60年代末-70年代中期）： 早期的PLC一般称为可编程逻辑控制器。
（2） 中期的PLC（70年代中期-80年代中，后期）： 在70年代开始采用微处理器作为PLC的中央处理单元（CPU）。 这样，使PLC得功能大大增强。在软件方面，在原有的逻辑运算、定时、计数等功能的基础上增加了算术运算、数据处理和数据通讯、自诊断等功能。在硬件方面，开发了模拟量模块、远程I/O模块以及各种特殊功能模块，使PLC的应用范围得以迅速扩大到需要自动控制的很多行业。
（3） 近期的PLC（80年代中、后期至今） 进入80年代中、后期，由于微处理器硬件制造技术迅速发展，同时市场价格大幅度下降，使得各PLC生产厂家可以采用更高档次的微处理器。为了进一步提高PLC的处理速度，很多制造厂商还研制开发了专用逻辑处理芯片。后来PLC还融入了Ethernet、Web Server等技术，提供了功能丰富的配套软件，使广大用户使用起来更加得心应手。
上世纪80年代至90年代中期，是PLC发展最快的时期，年增长率一直保持为30%~40%。在这时期，PLC的数据采集处理能力、数字运算能力、人机接口和网络通信能力都得到大幅度提高，PLC逐渐进入过程控制领域，与部分工业控制设备相结合后在某些应用上逐渐取代了在过程控制领域处于统治地位的DCS系统。由于PLC具有通用性强、可靠性高、使用方便、编程简单、适应面广等特点，使它在工业自动化控制特别是顺序控制中的得到了非常广泛的应用。
我国将PLC应用于水电厂生产设备的监控始于上世纪80年代，由于PLC一般按照工业使用环境的标准进行设计，可靠性高、抗干扰能力强、编程简单实用、接插性能好很快被电站用户和系统集成商接受，得到了较好的应用。目前在我国水电厂使用较广泛的PLC有：GE Fanuc公司的GE Fanuc 90系列，德国Siemens公司的S5、S7系列，法国Schneider公司的Modicon Premium、Atrium 和Quantum，美国Rockwell公司 PLC5、Control Logix，日本OMRON公司的SU-5、SU-6、SU-8，日本MITSUBISHI公司的FX2系列等。由于各种PLC的设计原理差异较大，产品的功能、性能以及可以构成现地系统的规模有很大的不同。一般来说，根据不同电站在安全性能（包括可靠性、可维护性等）、应用功能、控制规模、系统结构等方面的实际需求进行选择，还是可以找到合适的PLC的。目前我国很大一部分电站的自动化系统都是采用PLC构成现地控制部分的，通过合理的配置和搭配，它们基本上都能在 系统中担负起相应责任，完成相应的功能。
但PLC作为一种通用的自动化装置，并非是为水电厂自动化而专门设计的，在水电自动化这一有着特殊要求的行业应用中不可避免地也会有一些不适合的地方，现列出以下几点：
（1） PLC以“扫描”的方式工作，不能满足事件分辨率和系统时钟同步的要求。水电厂计算机监控系统都是多机系统，为了保证事件分辨率除了PLC本身应具有一定的事件响应能力和高精度时钟外，还要求整个系统内各部分主要设备之间的时钟综合精度也必须保证在毫秒级以内。而以PLC为基础的现地控制装置如果不采取特殊措施，就无法保证水电厂安全运行对事件分辨率和系统时钟同步的要求。
（2） 通用型PLC的起源主要针对机械加工行业，以后逐步扩展到各行各业。现在的PLC虽然具有较强的自诊断功能，但对于输入、输出部分，它只自诊断到模件级。这对于我国电力生产这样一个强调“安全第一”的行业来说，有一定的欠缺，往往需要另加特殊的安全措施。
（3） 通用型PLC一般都具有一定的浪涌抑制能力，基本上可以适合大部分行业应用。但对于水电厂自动化系统来讲，由于设备工作环境的特殊性，通用型PLC的浪涌抑制能力与技术规范所要求的三级浪涌抑制能力还有一些差距。
2．2 智能现地控制器
在我国水电厂自动化系统中应用较多的另一类现地控制单元应该就是智能现地控制器，如ABB公司AC450，南瑞集团的SJ-600系列，Elin公司的SAT1703等。
其中AC450是ABB公司生产的适用于工业环境的Advant Controller系列现地控制单元中的一种，主要应用于其它行业的DCS中。它包括了以Motorola 68040为主处理器的CPU模件和I/O、MasterBus等多种可选的模件，支持集中的I/O和分布式I/O，可根据不同的应用需求采用不同的模件来构成适用的现地子系统。
SAT1703是奥地利Elin公司生产的多处理器系统，它包括3个装有不同接口处理器的子系统AK1703、AME1703和AM1703。每个子系统由主处理器、接口模板（模块）、通信模块等构成，能实现数据处理、控制和通信功能，在LCU内部采用SMI（Serial Mole Interconnector）进行通信。SAT1703现地控制单元采用OS/2操作系统，运行的控制软件为ToolBox。
SJ-600系列是国电自动化研究院上世纪九十年代末为在恶劣工业环境下运行而生产的国产智能分布式现地控制单元，由主控模件、智能I/O模件、电源模件以及连接各模件与主控模件的现场总线网组成。已在全国数十个大中型水电厂可靠地运行。SJ-600具有以下主要特点：
（1） 其中，主控模件采用符合IEEE1996.1的嵌入式模块标准PC104，具有可靠性高、现场环境适应性强等特点。使用低功耗嵌入式CPU，可选CPU型号从486至Pentium系列。
（2） 32位智能I/O模件。所有模件采用32位嵌入式CPU，该CPU专门为嵌入式控制而设计，软件上采用板级实时操作系统和统一的程序代码，只是按模件的不同而运行相应的任务。采用了大规模可编程逻辑芯片（EPLD）及Flash存储器，简化了系统设计，提高了可靠性。智能化的I/O模件除了可独立完成数据采集和预处理，还具备很强的自诊断功能，提供了可靠的控制安全性和方便的故障定位能力。
（3） 具有现场总线网络的体系结构，系统采用两层网络结构，第一层是厂级控制网，连接LCU和厂级计算机，构成分布式计算机监控系统；第二层是I/O总线网络，连接主控模件和智能I/O模件（现地或远程），构成分布式现地控制子系统。所有I/O模件均配备两个现场总线网络接口，这些模件都可以分散布置，形成高可靠性的分布式冗余系统。
（4） LCU直接连接高速网。网络已成为计算机监控系统中的重要部分，它涉及到电站控制策略和运行方式。以前现地控制器多是使用专用网络与上位机系统进行连接，而不是符合开放性标准的网络。如AC450采用MB300网络与上位机系统连接，而与采用TCP/IP协议的系统连接只能通过专用模件以VIP的方式进行受限制的数据传输。
（5） 提供了直接的GPS同步时钟接口，无需编程和设置。GPS对时可直达模件级，满足了对时钟有特殊要求的场合，如SOE等。
（6） 提供基于IEC61131-3标准的控制语言，在保留了梯形图、结构文本、指令表等编程语言的基础上，开发了采用“所见即所得”技术设计的可视化流程图编程语言。支持控制流程的在线调试和回放，非常适合复杂的控制流程的生成和维护。
（7） 针对水电厂自动化专业应用开发的专用功能模块。
3. LCU的发展趋势
在全球计算机工业控制领域围绕着计算机和控制系统硬件/软件、网络技术、通信技术、自动控制技术等方面都在迅速地发展，同时，我国水电自动化领域的技术也不断取得长足的发展。随着全国水电厂”无人值班”（少人值守）工作的推进，以及多个单机容量700MW的特大型水电厂的建设，要求水电厂自动化系统及其自动控制装置应具备高度可靠性、自治性、开放性，发展成为一个集计算机、控制、通信、网络、电力电子等新技术为一体的综合系统，LCU应具备完备可靠的硬件结构，开放的软硬件平台和强大的应用系统。完成对电厂生产设备有效的安全监控和经济运行。
PLC和智能现地控制器都在朝着适应新的应用需求的方向发展，如PLC根据传统PLC的不足，开发新的功能模件或者结合PLC技术和IPC技术开发出相当于智能现地控制器的新产品。Schneider公司开发了ERT模件，GE公司融入了第三方的产品以满足水电自动化对SOE的要求，GE Fanuc 2003年推出了新产品PACSystem，分别为90-70的升级产品RX7i和90-30的升级产品RX3i两个系列。与以前的GE PLC相比，最主要的是CPU部分彻底更换了。RX7i系列仍然采用VME64总线机架方式安装，CPU采用Intel PIII-700处理器，集成2个10/100M自适应以太网卡，不需要另配以太网模件。主机架采用新型17槽VME机架，而扩展机架、I/O模块、Genius网络仍采用原90-70产品。从而使其在兼容以前产品的同时，性能得到了很大地提高。可以看出自动化设备生产商都在不断努力开发新的产品，但有些改进并不是针对水电自动化这个有一定特殊性的行业的，对水电自动化来说重要的几点是：
（1） CPU模件宜采用符合IEEE1996.1的嵌入式模块标准的低功耗CPU，或符合工业环境使用的通用型低功耗CPU。运行实时多任务的操作系统，以利于提高现地控制单元对实时事件的即时响应和处理能力，方便增加、集成水电行业的专用模块和特殊需求的功能。传统的PLC由于受其运行模式的限制，在测点数量大量增加、逻辑任务处理量或任务数增加的时候，会对运行处理周期产生较大影响；对现场的实时事件的响应也不够即时。这对实现大容量特别是单机容量700MW的大型水轮发电机组的高质量现地实时监控有着一定的欠缺。
（2） 采用智能化的I/O模件，它除了可独立完成数据采集和预处理，方便分散布置，还可具备很强的自诊断功能，提供了可靠的控制安全性和方便的故障定位能力。
（3） 标准化的网络连接，这里包括现场总线网和常用的以太网。LCU往往通过现场总线（常用的有CAN、ProfiBus-DP等）向下连接着各种智能仪表、智能传感器和分级监控的子系统（如大型机组的温度、水系统等），通过高速网络（TCP/IP、工业以太网）连接厂级计算机监控系统
。所以LCU必须遵循严格的国际开放标准（如IEC 61158等），对这两种网络提供有效的支持，提高现场不同厂家设备的组网能力、方便性和可维护性。
（4） 提供对SOE既方便又有良好性价比的支持，提高现场事件信号分辨率，以满足水电厂“无人值班（少人值守）管理模式下对故障的产生原因进行准确分析的需求。目前大部分传统PLC对此需求还有所欠缺。
（5）提高控制安全性，应在LCU软硬件故障或异常的任何情况下，都不会有错误的控制信号输出。否则，就会造成电厂生产设备损坏，甚至会造成电力系统事故。这是至关重要的一点，一般LCU对此尚无足够的重视。
（6） 网络安全性，随着对通过Ethernet进行数据交换的需求日益提高，很多LCU厂家已经提供或正在开发LCU的Ethernet模件或者在LCU中内嵌Ethernet功能和Web服务。无论外挂或内嵌式的Ethernet功能和Web支持都为应用提供了极大的便利，但是在用户得到应用便利的同时也受到网络安全的极大危险。攻击、入侵、病毒等都可能对控制系统造成致命的危害，所以，必须按照国家相关部委关于“电力二次系统安全防护“的规定认真执行。
（7） 提高可靠性和可用性，由于水电厂的特殊应用环境，要求LCU应具有很强的抗电磁干扰能力、抗浪涌能力和一定的抗振动能力。可以按要求组成冗余的热备系统，确保在监控系统中，无论是不相同的单部件故障还是主机和备机的切换都不会对控制造成影响。部分厂家的LCU还无法满足这些要求或指标太低。
（8） 提高易用性，这也是用户考虑的一个重要方面。南瑞自控公司的SJ-600提供了功能强大的可视化交换式组态工具软件MBPro，可以帮助用户方便的进行生产控制应用的生成、调试和维护。Schneider公司的也提供了支持Modicon Premium、Atrium 和Quantum PLC系列产品完全重新设计的自动化软件Unity。其他LCU厂家也提供了或正在开发不同功能的非常有用工具软件，用户在使用LCU方面将越来越方便。
现在我们可以确信的是，在各LCU生产厂家全面透彻地理解我国水电自动化领域对LCU的真正需求以后，都会认真的进行新产品开发。无论PLC、智能现地控制器，还是PCC、PAC尽管它们在硬件结构、系统构成、工作原理、系统软件、应用功能等方面都存在大大小小的差异，它们都可能在广泛的水电自动化应用中找到不同的定位（如一些LCU可以在要求比较低的小水电中得到应用）。但是，要在大型、超大型电站得到很好的应用，则必须结合计算机技术、工业控制技术、通信技术、工业网络技术等方面的发展，不断进行LCU软硬件的技术更新。在未来几年内，对标准化、安全性、可靠性、开放性、可互操作性、可移植性的要求将是水电用户至为关心的自动化产品的重要特征。我们相信自动化产品生产商在最近几年将会推出更多适合各领域个性化应用的控制器及新的功能，以满足不同用户广泛和不断增长的需求。
D. 如何提高电厂的经济效益
发电厂（power plant）利用自然界蕴藏的各种能源生产电能的工厂。按所使用能源的不同，发电厂可以分为：火力发电厂、水力发电厂、原子能发电厂、地热发电厂、潮汐发电厂、风力发电厂以及太阳能发电厂等。目前在电力系统中起主导作用的是火力、水力和原子能发电厂。水力发电厂 利用水流的动能和势能来生产电能，简称水电厂。水流量的大小和水头的高低，决定了水流能量的大小。从能量转换的观点分析，其过程为：水能→机械能→电能。实现这一能量转换的生产方式，一般是在河流的上游筑坝，提高水位以造成较高的水头；建造相应的水工设施，以有效地获取集中的水流。水经引水机沟引入水电厂的水轮机，驱动水轮机转动，水能便被转换为水轮机的旋转机械能。与水轮机直接相连的发电机将机械能转换成电能，并由发电厂电气系统升压送入电网。建造强大的水力发电厂时，要考虑改善通航和土地灌溉以及生态平衡。水电厂按电厂结构及水能开发方式分类有引水式、堤坝式、混合式水电厂；按电厂性能及水流调节程度分类有径流式、水库式水电厂；按电厂厂房布置位置分类有坝后式、坝内式水电厂；按主机布置方式分类有地面式、地下式水电站。水力发电厂建设费用高，发电量受水文和气象条件限制，但是电能成本低，具有水利综合效益。水轮机从启动到带满负荷只需几分钟，能够适应电力系统负荷变动，因此水力发电厂可担任系统调频、调峰及负荷备用。火力发电厂 利用煤、石油、天然气或其他燃料的化学能来生产电能，简称火电厂。从能量转换的观点分析，其基本过程是：化学能→热能→机械能→电能。世界上多数国家的火电厂以燃煤为主。煤粉和空气在电厂锅炉炉膛空间内悬浮并进行强烈的混合和氧化燃烧，燃料的化学能转化为热能。热能以辐射和热对流的方式传递给锅炉内的高压水介质，分阶段完成水的预热、汽化和过热过程，使水成为高压高温的过热水蒸气。水蒸气经管道有控制地送入汽轮机，由汽轮机实现蒸气热能向旋转机械能的转换。高速旋转的汽轮机转子通过联轴器拖动发电机发出电能，电能由发电厂电气系统升压送入电网。火电厂按燃料类别可分为燃煤式、燃油式、燃气式、废热式火电厂；按电厂功能可分为凝汽式电厂和热电厂。凝汽式电厂是单纯用来发电的电厂，一般建造在燃料基地或矿区附近，发出的电能用高压输电线路送往负荷中心。这样既免去了燃料的长途运输，提高了能量输送效益，又防止煤灰对城市环境的污染。建造在燃料基地或矿区附近的凝汽式电厂又称为坑口电厂，是今后兴建大型火电厂的主要方向。热电厂是既发电又兼供热的电厂、由于供热网络不能太长，一般都建造在大城市工业区的热能用户附近。火电厂的燃料属于消耗性能源，燃料燃烧产生环境污染，电能成本较水电厂高。但是火电厂的初期投资较水电厂小，布局比较灵活，装机容量可视需要而定。汽轮发电机组操作控制比较复杂，开停机时间长，因此在电力系统中易于带基本负荷和中间负荷，不易于担任系统中变化较大的尖峰负荷，否则不仅使煤耗增大而且会缩短机组寿命。原子能发电厂 利用核能来生产电能，又称核电厂。原子核的各个核子（中子与质子）之间具有强大的结合力。重核分裂和轻核聚合时，都会放出巨大的能量，称为核能。目前在技术已比较成熟，形成规模投入运营的，只是重核裂变释放出的核能生产电能的原子能发电厂。从能量转换的观点分析，是由重核裂变核能→热能→机械能→电能的转换过程。根据核反应堆类型的不同，原子能发电可分为气冷堆、改进型气冷堆、压水堆、沸水堆和重水堆等类型。由于重核裂变的强辐射性，核电厂被划分为用安全防护设施严密分割开的核岛和发电两部分，核岛部分的重要设备是“重核裂变反应堆”，其功能相当于火电厂的锅炉设备。反应堆所燃用的燃料多为金属铀，1kg铀裂变释放出的能量，与2 700 t标准煤完全燃烧时释放出来的能量相等。铀裂变产生的热能不断由循环流动的冷却剂带出堆心，并在蒸汽发生器内，把水加热成具有一定压力和温度的水蒸气（不带放射性），水蒸气推动汽轮发电机及其他设备与火电厂没有本质的区别。核电厂中铀的浓缩、重水制造和废燃料的处理技术复杂、投资大。但是核电厂能源消耗少，电能成本比火电厂要低30%～40%，装机容量愈大，则单立千瓦平均投资愈经济。由于核电厂发电机维持恒定的出力更能充分发挥技术经济效益，因此在电力系统最适宜担任基本负荷部分。列车电站 发电设备安装在特种铁路车辆上的移动式发电站。它可按要求迅速转移到铁路能到达的任何地点，对当地进行紧急供电。施工电厂 用于铁路、工矿的工程施工、野外作业时的发电厂。一般指利用柴油发电机的小型发电厂。自备电厂 在电力系统供电范围内作为应急备用电源，或在电力系统输送不到的地方以及一些流动用户所采用的发电厂。一般采用柴油发电机组作为发电设备。发展状况 在1949年，中国只有为数不多的中小型发电厂，全国发电设备总装机容量居当时世界第21位。2002年底，中国发电设备总装机容量已达3.53亿kW，年发电量达到16 400亿kW，居世界第二位。其中，装机容量从1987年底的1亿kW到2002年底突破3.5亿kW，前后只用了15年时间，这在世界电力发展史上是极少的。1988年，葛洲坝水电厂总装机容量达2 715MW。1989年，首台中国产600MW火力发电机组投入商业运营。目前中国火电装机容量约占总装机容量的75%，水电装机容量约占总装机容量的24%，但核电工业起步较晚，核中装机容量仅占总装机容量的1%。自行设计、制造、安装、调试的300MW压水碓核电机组，于1991年首次在浙江秦山核电厂并网发电，实现了核电厂零的突破。引进2×9 00MW压水碓核电机组，1994年在广东大亚湾核电厂投人运营。其安装、调试和运营管理等方面，都达到了世界先进水平，是中国目前最大的核能发电厂，标志着中国的核电事业进入了一个新的发展阶段。能源与环境是全世界日益关注的主题。目前世界上已有450多座核电站并网发电，约占世界发电容量的17%，核电发展将着重安全、可靠和高效；火力发电的趋势是发展大容量高效燃气轮机发电机组，开发和使用新的高效燃烧、煤气化等技术。
E. 水电站孤网运行
本人家里就是开工业硅也就是金属硅的生产厂家，我厂电炉是12500KVA，用的是上网电，贵死了，羡慕有自己电厂的啊，发财死了。自己建电厂自己用是违法的，国家电网不准，200MW的装机量早够用了，12.6MVA的炉子只有一台的话不是浪费电力吗。有钱建200MW的老板不是国企就是福建广东的老板啦，我估计是国企，早就产能过剩了还建这么多，怪不得硅价涨不起来呢，现在都停产啦，别扩张了。货都屯到卖不出去了，估计过几年就就要转行了，这个行业没钱的话混不下去啊，要是有个3亿资金，我也去开发个水电站自己用，要不了几年就做大做强了。不至于被八路强制淘汰。达不到年产5万吨的全部淘汰啊。55555555555这个文件下来，我估计又有好多企业要夸大数据了，又要借钱扩大产能了，加重产能过剩了，不知道这个主意是那头猪出的。等着通货膨胀吧。跟房地产一样的命运。
F. 《发电厂电气部分》试题以及答案
1、我国最大的火电机组容量100万KW-------玉环电厂
我国最大的水电机组容量70万KW--------三峡水电站
我国最大的核电机组容量100万KW-------田湾核电厂
最大的火电发电厂容量454万KW-----------邹县电厂
最大的水电发电厂容量1820万KW---------三峡水电厂
最大的核能发电厂容量305万KW---------秦山核电厂（自主研发设计）
最大的抽水蓄能发电厂240万KW---------广东抽水蓄能电厂
2，新能源发电类型：风力发电，海洋能发电，地热发电，太阳能发电，生物质能发电，磁流体发电，电气体发电
3、火力发电厂的的生产过程：概括地说将煤中的化学能转化成电能的过程，
三个阶段1，燃料的化学能在锅炉中燃烧转变成热能，加热锅炉中的水，使之变为蒸汽（燃烧系统）2，锅炉中产生的蒸汽进入汽轮机，冲击汽轮机的转子旋转，将热能转变为机械能（汽水系统）3，由汽轮机的转子旋转的机械能带动发电机旋转，把机械能变为电能（电气系统）
4、热电厂，以热定电的运行方式。
抽水蓄能电厂在电力系统中的作用：调峰，填谷，事故备用，调频，黑启动，蓄能
汽轮发电机的特点：转速高，多采用隐极式，卧式，不能快速启动，只宜承担电力系统的基荷
水轮发电机的特点：转速低，极数多， 多采用凸极式转子，立式能快速启动易于承担峰荷
5、一次设备：通常把生产，变换，输送，分配和使用电能的设备，如发电机，变压器，断路器等称为一次设备。
1， 生产和转化电能的设备（发电机，变压器）
2， 接通和断开电路的开关电器（断路器，隔离开关，负荷开关，接触器，熔断器）
3， 限制故障电流和防御过电压的保护电器（电抗器和避雷器）
4， 载流导体
5， 互感器（电压互感器，电流互感器）
6， 无功补偿设备（并联电容器，串联电容器，并联电抗器）
7， 接地装置
6、二次设备：对一次设备和电力系统的运行状态进行测量，控制，监控，和起保护作用的设备，称为二次设备。（测量表计，继电保护，直流电源负荷，操作电器，信号设备及控制电缆）
7、发热对电气设备的影响：
1，使绝缘材料的绝缘性能下降
2，使金属材料的机械强度下降
3，使导体的接触部分的接触电阻增大
8、温度限制：导体正常最高温度一般不允许超过70℃
钢芯铝绞线及管型导线不允许超过80℃
导体表面镀锡不允许超过85℃
导体表面镀银不允许超过95℃
9、提高导体载流量的措施：
a) 减小导体的电阻（①最好采用电阻率低的材料②，减小接触电阻③，增加截面积 ）
b) 增加导体的换热面
c) 提高换热系数
10、长期发热，指正常工作时电流长期通过而引起的发热，长期发热的热量，一部分分散到空气中去，另一部分使导体的的温度升高 ，发热功率与散热功率相互平衡。
11、短时发热：指载流导体发生短路时，短路开始至短路切除这段时间内导体发热的现象，其特点：一短路电流很大，导体内产生的热量来不及向周围扩散，可以认为在短路电流持续的时间内所产生的热量全部用来提升导体的温度，是一个绝热的过程。
二短路时导体温度变化范围很大，它的电阻和电容不能再视为常数，应为温度的函数。
12、导体电动力的计算公式： =1.73×10-7 × ×ish2 × 其中 当三相平行时，中间相最大，短路后的0.01秒 达到最大值
电动力与（电流，导体形状，布置方式）有关------动稳定校验
13、电气主接线设计的基本要求：
1， 可靠性是主接线设计的首要要求
2， 灵活性（操作方便，调度方便，扩建方便）
3， 经济性（节省投资，占地面积小，电能损耗小）
14、断路器和隔离开关的区别：
1， 断路器具有开合电路的专用灭弧装置，可以开断和闭合负荷电流和开断短路电流。隔离开关没有灭弧装置，其开合电流能力极低，只能用作设备停运和退出工作时的断开电路，保证与带电部分隔离，起着隔离电压的作用。
2， 送电时先合隔离开关，再合断路器。停电时，先停断路器，再停隔离开关。
15、限制短路电流的措施：
（1）选择适当的主接线形式和运行方式
（2）加装限流电抗器
（3）采用低压绕组分裂绕组变压器
其中主接线及运行方式中包括
a，在发电厂中尽量选择单元接线的形式和运行方式
b，在降压变压所中，采用电压器低压侧分裂运行的方式
c，对具有双回路的用户，采用线路分开运行方式
d，对环形供电网络，在环网中穿越功率在低处开环运行
16、厂用电的类型：工作电源，备用电源，启动电源，事故保安电源
17、厂用电负荷分类：
Ⅰ类厂用负荷：短时停电会造成主辅设备损坏，危害人身安全，主机停止运行及出力下降的厂用负荷（给水泵，凝结水泵，循环水泵，引风机，送风机，给粉机以及水电厂的调速器，压油泵，润滑油泵）
Ⅱ类厂用负荷：允许短时停运，不至于造成生产紊乱，但长时间停电会损坏设备，影响机组的正常运行的厂用负荷（工业水泵，疏水泵，灰浆泵，输煤设备，化学水处理，以及水电厂中的大部分电动机）
Ⅲ类厂用负荷：较长时间停电不会直接影响生产，仅造成生产上不方便的厂用负荷。（实验室，汽配厂，油处理室）
OⅠ类厂用负荷：一般的电源切换系统已无法满足要求，所以专门用不停电电源供电。
OⅡ类厂用负荷：直流保安负荷 0Ⅲ类厂用负荷：交流保安负荷
18、厂用电自启动的概念：若电动机失去电压以后，不与厂用电源断开，在其转速未下降很多或尚未停转前，在很短的时间内，厂用母线电压又恢复正常则电动机自动化加速斌恢复到稳定状态，这一过程成为电动机的自启动。
19、保证电动机自启动的措施：
（1）限制参加自启动电动机的数量
（2）负载转矩为定值的重要电动机，因它只能在额定电压下启动，也不参加自启动，可采用低电压保护，和自动重合闸装置。
（3）对于重要的厂用机械设备，应选用较高启动转矩，和允许过载倍数较大的电动机与其配套。
（4）在不得已的情况下，或增大常用变压器的容量，或结合限制短路电流的的问题一起考虑时适当减少厂用变压器的阻抗值。
20、电气设备选择的一般条件：
1，按正常工作条件选择电气设备（1），额定电压，一般可按照电气设备的电压不低于装置地点电网电压（ ）（2），额定电流，长期允许电流不小于该回路在各种合理运行方式下的最大持续电流（ ）（3），环境条件对设备选择的影响（温度，风速，污秽，海拔高度，地震烈度，覆冰厚度等）
2、 按短路状态校验：（1）短路热稳定校验（2）电动力稳定校验
21母线选择的项目：（一）材料，截面形状，布置方式 （二）母线截面积的选择：（1）按最大持续工作电流，（2）按经济电流密度 （三）点晕电压校验 （四）热稳定校验 （五）动稳定校验
22、电弧的形成与熄灭：
电弧产生过程（1）强电场发射电子（2）热发射，在高温下产生热自由电子（3）碰撞游离形成电弧 （4）热游离维持电弧燃烧
23、灭弧方法：游离作用小于去游离作用，增强游离作用而削弱游离作用。
(1)增大近极电压降。
(2)增大弧柱电压的顺轴梯度。
(3)增大电弧长度。
(4)改善灭弧介质，增大弧隙间的电绝缘强度。
24、交流灭弧的条件：决定熄弧的根本因素是弧隙的介质强度恢复强度恢复过程和加在弧熄上的弧隙电压恢复过程。
25，交流电弧比直流电弧易于切断，阻性电弧比感性电弧易于切断，交流电弧的特点：（1）每周有两次过零，瞬间可以产生高恢复电压，（2）容易发生振荡现象，（3）电弧过零时，如果总有介质强度恢复过程高于弧隙电压恢复过程，则电弧熄灭，反之电弧复燃。
26、六氟化硫断路器的优点：1，开断能力强，全开短时间短，断口开距小，体积小，质量轻，维护工作量小，噪声低，寿命长。
缺点：结构复杂，金属消耗量较大，制造工艺，材料和密封要求高，价格昂贵在电弧作用下产生低氟化合物。
真空断路器的优缺点：真空断路器具有开断能力强，灭弧迅速，触头不易氧化，运行维护简单，灭弧室不用检修，结构简单，体积小，质量轻，噪声低，寿命长，无火灾核爆炸危险。缺点：制造工艺，材料和密封要求高，开断电流和断口电压不能做得很高。
27、互感器的作用：将一次回路的高电压，大电流变为二次回路的标记电压（100V, 100 ）小电流（5A，1A），这样使测量仪表，和保护电压线圈及其装置标准化和小型化，使二次回路采用低电压，小电流控制电缆，实现远方测量和控制。二次设备与高压部分隔离，且互感器二次均接地，保障了人身和设备的安全。使二次回路不受一次回路的限制，接线灵活，维护调试方便。
28，电流互感器的精度等级：在规定二次负荷变化范围内，一次电流为额定电流误差百分数。
稳态保护（P）：P,PR 暂态保护TP：TPX,TPY,TPZ
29、安全净距：是以保障不放电为条件下，该段电压所允许在空中的物体边缘最小的电气距离。
A1：带电部分对接地部分的之间的空间最小安全净距。
A2：不同相的带电部分之间的空间最小安全净距
30、屋内配电装置形式：单层式，二层式，三层式，其特点：（1）由于允许的安全净距小和可以分层布置而使占地面积小，（2）维修，巡视，操作在屋内进行，可以减轻工作量，不受气候影响（3）外界污秽空气对电器影响较小，可以减小工作量。（4）屋内建设投资较大，建设周期长，但可以采用价格较低型的屋内设备。
31、屋外配电装置形式：中型配电装置，高型配电装置，半高型配电装置，其特点：（1）土建工作较小费用较低，建设周期短（2）与屋内配电装置相比，扩建比较方便。（3）相邻设备之间距离较大，便于带电作业。（4）与屋内配电装置相比，占地面积较大。（5）受外界环境影响较大，设备故障运行条件差，需加强绝缘。（5）不良气候对设备维修和操作有影响。
按宏观角度，发电厂的控制方式分为：主控制方式和机炉电集中控制方式。
按微观角度，发电厂设备的控制方式分为：模拟信号测控方式和数字信号测控方式。
32、相对编号法：
33、对控制回路的一般要求，（断路器回路必须完整，可靠，）因此必须要满足以下的要求：
1， 断路器的合闸和跳闸回路是按短路时通电来设计的。
2， 断路器既能在远方由控制开关进行手动合闸和跳闸，又能在自动控制装置和继电保护作用下的自动合闸和跳闸。
3， 控制回路应具有反应断路器位置状态信号。
4， 具有防止断路器多次合，跳闸的“防跳”装置。
5， 对控制回路及其电源是否完好，应该进行监视。
6， 对于采用气压，液压，和弹簧操作的断路器，应有对压力是否正常，弹簧是否拉紧到位的监视回路和动作闭锁回路。
34、事故信号：如断路器发生事故跳闸时，立即用蜂鸣器发出较强的音响，通知运行人员进行处理，同时断路器的位置发出闪光。
预告信号：当运行设备出现危及安全运行的异常情况时，例如发电机过负荷，便发出一种有别于事故信号的音响———铃响。同时标有故障的光子牌也变亮。
G. 电力系统，电力网，动力系统三者的区别是什么
1、定义不同
电力系统是由发电厂、送变电线路、供配电所和用电等环节组成的电能生产与消费系统。
电力网是指由变电所和不同电压等级的输电线路组成的。
动力系统(dynamical system)是数学上的一个概念。在动力系统中存在一个固定的规则，描述了几何空间中的一个点随时间演化情况。
2、作用不同
电力系统：它的功能是将自然界的一次能源通过发电动力装置转化成电能，再经输电、变电和配电将电能供应到各用户。
为实现这一功能，电力系统在各个环节和不同层次还具有相应的信息与控制系统，对电能的生产过程进行测量、调节、控制、保护、通信和调度，以保证用户获得安全、优质的电能。
电力网：作用是输送、控制和分配电能。
动力系统：描述钟摆晃动、管道中水的流动，或者湖中每年春季鱼类的数量，凡此等等的数学模型都是动力系统。
3、研究开发不同
电力系统：电力系统的发展是研究开发与生产实践相互推动、密切结合的过程，是电工理论、电工技术以及有关科学技术和材料、工艺、制造等共同进步的集中反映。
电力系统的研究与开发，还在不同程度上直接或间接地对于信息、控制和系统理论以及计算技术起了推动作用。反过来，这些科学技术的进步又推动着电力系统现代化水平的日益提高。
电力网：1875年，巴黎北火车站建成世界上第一座火电厂，为附近照明供电。1879年，美国旧金山实验电厂开始发电，是世界上最早出售电力的电厂。
80年代，在英国和美国建成世界上第一批水电站。1913年，全世界的年发电量达 500亿千瓦时，电力工业已作为一个独立的工业部门，进入人类的生产活动领域。
动力系统：动力系统的研究，19世纪末期即已开端，早在1881年起的若干年里,（J.-）H.庞加莱开始了常微分方程定性理论的研究，讨论的课题（如稳定性、周期轨道的存在及回归性等）以及所用研究方法的着眼点，即为后来所说的动力系统这一数学分支的创始。
G.D.伯克霍夫从1912年起的若干年里，以三体问题为背景，扩展了动力系统的研究，包括他得出的遍历性定理。在他们关心的天体力学或哈密顿系统的领域中，多年后出现了以太阳系稳定性为背景的柯尔莫哥洛夫-阿诺尔德-莫泽扭转定理。
从1931年起的若干年时间里，以Α.Α.马尔可夫总结伯克霍夫理论、正式提出动力系统的抽象概念为开端,苏联学者进一步推动了动力系统理论的发展。
H. 通过电脑病毒甚至可以对核电站水电站进行攻击，这是真的么
通过电脑病毒甚至可以对核电站、水电站进行攻击导致其无法正常运转，绝对可行，已有在现实中实际发生的案例。
其中最关键的一点，是病毒中含有两个针对西门子工控软件漏洞的攻击。攻击工控软件的这种情况，在当时还从来没有出现过。这是世界上第一例针对工控软件的病毒。
I. 我国现在执行的发电厂电能质量并网标准叫什么,版本号是多少
http://www.serc.gov.cn/opencms/export/serc/zwgk/scjg/news/scjg0002.html
《发电厂并网运行管理规定》电监市场[2006]43号
11月3日，国家电力监管委员会以电监市场[20106]42号文，印发了《发电厂并网运行管理规定》，并同时提出，《发电厂并网运行管理规定》自即日起施行，《关于发电厂并网运行管理的意见》(电监市场[2003]23号)同时废止。请各区域电监局根据本规定，商电力企业制定本区域发电厂并网运行管理实施细则，报电监会审核同意后施行。
《发电厂并网运行管理规定》全文如下：
发电厂并网运行管理规定
第一章 总 则
第一条 为保障电力系统安全、优质、经济运行，促进厂网协调，维护电力企业合法权益，制定本规定
第二条 本规定适用于已投入运行的发电厂并网运行管理o
第三条 发电厂并网运行遵循电力系统客观规律和建立社会主义市场经济体制的要求，实行统一调度，贯彻安全第一方针，坚持公开、公平、公正的原则。
第二章运行管理
第四条 电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。电网企业、并网发电厂、电力用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。
第五条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准弋电力行业标准及所在电网的电力调度规程。
第六条 并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信、调度自动化、励磁系统及电力系统稳定器(PSS)装置、调速系统、高压侧或升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合电力监管机构及所在电网有关安全管理的规定。
第七条 电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施；涉及并网发电厂的，并网发电厂应予落实。
第八条 并网发电厂按照所在电网防止大面积停电预案的统一部署，落实相应措施，编制全厂停电事故处理预案及其他反事故预案，参加电网反事故演习。
第九条 电力调度机构应及时向并网发电厂通报电力系统事故情况、原因及影响分析。并网发电厂应按照《电力生产事故调查暂行规定》(国家电监会4号令)的规定配合有关机构进行事故调查，落实防范措施。
第十条 因并网发电厂或电网原因造成机组非计划停运的允许次数、时间及相关补偿标准，由并网发电厂与电网企业协商，在购售电合同中约定。经电力调度机构同意并认可的并网发电厂低谷消缺不列入非计划停运。
第十一条 电力监管机构负责组织开展并网发电厂涉网安全性评价工作，并网发电厂应积极配合，使涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行的要求。
第十二条 并网发电厂和变电站应在电力调度机构的指挥下，落实调频调压的有关措施，保证电能质量符合国家标准。
第十三条 区域电力监管机构商所在区域电力企业规定区域内各省(区、市)并网发电厂必须加装自动发电控制(AeC)设备的机组容量下限，加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行。
第十四条 并网发电厂一次调频能力和各项指标应满足所在区域电力监管机构的有关规定要求。
第十五条 电力调度机构和并网发电厂应按照国家电监会有关信息披露的规定披露相关信息。
第十六条 并网发电厂与电网企业应参照《并网调度协议(示范文本)》和《购售电合同(示范文本)》及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。
第十七条 属电力调度机构管辖范围内的设备(装置)参数整定值应按照电力调度机构下达的整定值执行。并网发电厂改变其状态和参数前，应当经电力调度机构批准。
第十八条 并网发电厂应严格执行电力调度机构制定的运行方式和发电调度计划曲线。电力调度机构修改曲线应根据机组性能提前通知并网发电厂。
第十九条 并网发电厂运行必须严格服从电力调度机构指挥，并迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若电厂值班人员认为执行调度指令可能危及人身和设备安全时，应立即向电力调度机构值班调度员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度员决定是否继续执行o
第二十条 电力调度机构应根据电网结构和并网发电厂的电气技术条件，按照同网同类型同等技术经济性能的机组年累计调整量基本相同的原则，安全、经济安排并网电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。并网发电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用情况由电力调度机构记录，按季度向电力监管机构备案并向所调度的全部并网发电厂公布。调峰、调频、调压、备用服务实行市场机制的区域，按照所在区域电力市场有关规定执行。
第二十一条 并网发电厂应根据国家有关规定和机组能力参与电力系统调峰，调峰幅度应达到所在区域电力监管机构规定的有关要求。
第二十二条 并网发电厂应根据发电设备检修导则和设备健康状况，提出设备检修计划申请，并按电力调度机构的要求提交。电力调度机构统筹安排管辖范围内并网发电厂设备检修计划。检修计划确定之后，厂网双方应严格执行。
第二十三条 电网一次设备检修如影响并网发电厂送出能力，应尽可能与发电厂设备检修配合进行。
第二十四条 并网发电厂变更检修计划，应提前向电力调度机构申请并说明原因，电力调度机构视电网运行情况和其他并网发电厂的检修计划统筹安排；确实无法安排变更时，应及时通知该并网发电厂按原批复计划执行，并说明原因；因并网发电厂变更检修计划造成电网企业经济损失的，并网发电厂应予补偿。
第二十五条 因电网原因需变更并网发电厂检修计划时，电网应提前与并网发电厂协商。由于电网企业原因变更并网发电厂检修计划造成并网发电厂经济损失的，电网企业应予补偿。
第二十六条 电力调度机构应合理安排调度管辖范围内继电保护及安全自动装置、电力调度自动化及电力调度通信等二次设备的检修。并网发电厂此类涉网设备(装置)检修计划，应经电力调度机构批准后执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与并网发电厂一次设备的检修相配合，原则上不应影响一次设备的正常运行。
第二十七条 并网发电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统及PSS装置、调速系统、直流系统＼高压侧或升压站电气设备，应纳入电力系统统一规划、设计、建设和运行管理，满足国家有关规定和安全性评价要求。
第二十八条 电力调度机构应按照电力监管机构的要求和有关规定，开展技术指导和管理工作。
第二十九条 技术指导和管理的范围主要包括：并网发电厂的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、水电厂水库调度自动化系统设备、励磁系统和PSS装置、调速系统和一次调频系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备以及涉及机网协调的相关设备和参数等。
第三十条 继电保护和安全自动装置技术指导和管理内容包括：
(一)’装置和参数是否满足电力系统安全运行要求。
(二)重大问题按期整改情况。
(三)因并网发电厂原因造成接入电网事故情况。
(四)因并网发电厂原因造成继电保护和安全自动装置不能正常投入造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。
(五)到更换年限的设备配合电网企业改造计划按期更换的情况。
(六)按继电保护技术监督规定定期向电力调度机构报告本单位继电保护技术监督总结的情况。按评价规程定期向电力调度机构报告继电保护动作报表的情况。
(七)保证电力系统安全稳定运行的继电保护管理要求。
第三十一条 调度通信技术指导和管理内
容包括：
(一)设备和参数是否满足调度通信要求。
(二)重大问题按期整改情况。
(三)因并网发电厂原因造成通信事故情况。
(四)因并网发电厂通信责任造成电网继电保护、安全自动装置、调度自动化通道及调度电话中断情况。
(五)调度电话通道中断情况。
(六)因并网发电厂原因通信异常造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。
第三十二条 调度自动化技术指导和管理内容包括：
(一)并网发电厂调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否满足国家和行业有关标准、规定的要求。
(二)并网发电厂调度自动化设备重大问题按期整改情况。
(三)并网发电厂执行调度自动化相关运行管理规程、规定的情况。
(四)并网发电厂发生事故时遥信、遥测、顺序事件纪录器(SOE)反应情况，AGC控制情况以及调度自动化设备运行情况。
第三十三条 励磁系统和PSS装置技术指导和管理内容包括：
(一)励磁系统和PSS装置强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数是否达到国家、和行业有关标准要求。
(二)按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。
第三十四条 调速系统技术指导和管理内容包括：
(一)调速系统的各项技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求，技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。
(二)一次调频功能、AGC功能及参数是否满足电力监管机构及所在电网的要求。
(三)按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。
第三十五条 并网发电厂高压侧或升压站电气设备的技术指导和管理内容包括：
(一)并网发电厂高压侧或升压站电气设备遮断容量、额定参数、电气主接线是否满足要求。
(二)绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求。
(三)接地网是否满足规程要求。
第三十六条 发电机组涉及机网协调保护的技术指导和管理内容包括：
(一)发电机定子过电压、定子低电压、过励磁、发电机低频率、高频率、发电机失步振荡、失磁保护等是否达到国家和行业有关标准要求。
(二)技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。
第三十七条 水电厂水库调度技术指导和管理内容包括：
(一)水电厂水库调度专业管理有关规程、规定的执行情况o
(二)水电厂重大水库调度事件的报告和处理情况。
(三)水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)相关运行管理规定的执行情况。
(四)水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)运行情况(运行参数和指标)。
(五)水电厂水库流域水雨情信息和水库运行信息的报送情况。
第三十八条 并网发电厂设备参数管理内容包括励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求，发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。
第三章考核实施
第三十九条 区域电力监管机构组织电力调度机构及电力企业制定考核办法，电力调度机构负责并网运行管理的具体实施工作。
第四十条 电力调度机构对已投入商业运行(或正式运行)的并网发电厂运行情况进行考核，考核结果报电力监管机构核准备案后执行，并定期公布。考核内容应包括安全、运行、检修、技术指导和管理等方面。
第四十一条 发电厂并网运行管理考核采取扣减电量或收取考核费用的方式。考核所扣电量或所收考核费用实行专项管理，并全部用于考核奖励。
第四章监管
第四十二条 电力监管机构负责协调、监督发电厂并网运行管理和考核工作。各级电力监管机构负责辖区内并网运行管理争议的调解和裁决工作。
第四十三条 电力调度机构应当按照电力监管机构的要求组织电力“三公"调度信息披露，并应逐步缩短调度信息披露周期。信息披露应当采用简报、网站等多种形式，季度、年度信息披露应当发布书面材料。
第四十四条 建立并网调度协议和购售电合同备案制度。合同(协议)双方应于每年11月底以前签订下一年度并网调度协议和购售电合同，并在签订后10个工作日内分别向调度关系所在省(区、市)电力监管机构备案，由该省(区、市)电力监管机构汇总后报区域电力监管机构；并网发电厂调度关系所在省(区、市)没有设立电力监管机构的，直接向区域电力监管机构备案；区域电力调度机构调度的发电厂，双方直接向区域电力监管机构备案；与国家电网公司签订购售电合同和并网调度协议的，双方直接向国家电监会备案。
第四十五条 建立电力“三公"调度情况书面报告制度。省级电力调度机构按季度向所在省(区、市)电力监管机构报告电力“三公"调度情况，由该省(区、市)电力监管机构汇总后报．区域电力监管机构；没有设立电力监管机构的省(区、市)，电力调度机构直接向区域电力监管机构报告；区域电力调度机构按季度向区域电力监管机构报告电力“三公"调度情况；国家电力调度机构每半年向国家电监会报告电力“三公"调度情况。
第四十六条 建立厂网联席会议制度，通报有关情况，研究解决发电厂并网运行管理中的重大问题。厂网联席会议由国家电监会派出机构会同政府有关部门组织召开，有关电力企业参加，采取定期和不定期召开相结合的方式。定期会议原则上每季度召开一次，不定期会议根据实际需要召开。会后应形成会议纪要，向参加联席会议电力企业发布，重大问题应同时报．国家电监会o
第五章附则
第四十七条 本规定自发布之日起施行， 《关于发电厂并网运行管理的意见》(电监市场[2003]23号)同时废止。
第四十八条 区域电力监管机构根据本规定，商电力企业组织制定本区域发电厂并网运行管理实施细则，报国家电监会审核同意后施行)
第四十九条 本规定由国家电监会负责解释，国家电监会其他相关文伴与本规定不一致的，以本规定为准。
J. 一座1万千瓦的水电站大约要投资多少，收益如何
水电站的投资成本高低主要看建水电站位置的地理条件是否优越，比如说河面窄，落差高，蓄水后淹没的土地财产赔偿少的等，那就投资成本低了！
总的来说水电站投资每万千瓦需要造价6000万至1.3亿，或者甚至更高，目前通常造价在八九千万元/万千瓦，这种还算是过的去了，好位置一般国家都先优先开发了或被人抢占了，这种好位置的投资成本只要六七千万元/每万千瓦，这种水电站的投资回收期可能只要6-10年，效益当然好啦！
能拿到中等位置也不错，也该知足，这种投资成本在8000万-1亿/万千瓦，投资回收期在15年左右，从长远来看，还是蛮做吧！
差一点的位置，那种投资成本就在一亿多了，这种动辄1.2亿/万千瓦以上的建造成本，对于这种项目我心里也很纠结，要投资还是不要投资，投资回收期在20年或者20年以上，想想收益率比银行存款的理财还低。所以建议投资的朋友，资金多了没地方花的，那就投上一投，资金有限的，那就去找一些投资回报高的项目上投资。