水利发电的基本原理范文
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导语：如何才能写好一篇水利发电的基本原理，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。
篇1
[关键词]风力发电 变频发电技术 原理
中图分类号：U664.5+1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）01-0014-01
从上个世纪九十年代开始到现在，能源电力市场发展比较迅速的已经不是煤、石油等，人们开始逐步探索新型能源物质，找出可以去到这些传统能源的新能源。开始有了太阳能、风能等可再生资源发电。而风能跟全球所有的水利发电站的功率进行比较，大约是其九倍左右。而跟煤炭燃烧的能量进行比较，也只是占据了一年之内风能的百分之三十左右。使用风力发电能够把源源不断的风能转化为电能，把风能转化标准市电，节约的程度明显。所以，我们要对风力发电技术进行探讨。由于风力属于一种变化性比较强，而且人工无法调节的新能源，作为一项全新技术，多级变速风力发电技术能够保证风力发电机在多种风速的情况下实现风能的最大化利用。
就风力发电的装置来说，主要包含很多结构，有风轮，也有发电机。风力发电机的组成部分包括机头、转体、尾翼叶片。首先是叶片，叶片是用来接受风力的，可以通过机头把风能转化为电能；其次是尾翼，尾翼可以使叶片能够始终对着风吹来的方向，这样能获取比较大的风能；再次是转体，转体是为了更灵活的转动从而实现尾翼方向的调整；最后是机头，机头的转子是一个永磁体，能够切割力线从而产生电能。风力发电的基本原理就是利用风能设备，把因为温差产生的空气流动不断的向电能转化。实际上就是利用空气中的动能，也就是风能来带动风车设备的叶片的旋转，之后把叶子的转轴连接到增速机器上提高旋转的速度，从而把机械的动能向机械能转化，之后通过转轴带动发电机起到发电的作用。
二、多级变速风力发电技术的原理
就早期的风力发电机来说，采用的一般都是恒速恒频方式，根据这个方式来获取恒频的电能，这种方式由于技术比较简单，也是相对比较成熟的，但是风能的利用效率不高。主要是因为在一个特定的风力条件之下，风力输出功率系数跟风能利用率有着比较直接的关系，只有在一个特定的尖速比值下可能达到一个最大值，并且离这个最大值越远，风力机输出的功力系数就会下降的越来越快，风能的利用效率就变得越来越低。就“恒速恒频”风力机来说，其转速能够一直保持不变，加上风力机的转速是可以变化的，能够进行合理的控制。当风力机的尖速比率跟最佳值接近的时候，这个时候能够最大化的对风能进行利用。从上个世纪七十年代中期到现在，变速恒频技术受到越来越多的重视，而且在一步步的被应用，但是因为这项技术的恒频控制装置相对比较复杂，价格也相对比较昂贵，所以，大量使用还是存在一定的难度。
在多级变速风力发电技术中，其主要的发电装置主要组成部分包括，两台发电机（其中一台是小功率发电机1，另一台是大功率发电机2）、控制系统以及变速机来组成的，如下图所示：
其技术原理如下：那个功率比较大的发电机2的定子绕组跟电网是相互联系的，开始向电网输送工频电流，频率为f，转子绕组主要是由小功率发电机1跟控制系统相联系。当风向叶轮方向吹过的时候，通过变速机来把叶轮的旋转速度提高，通过发电机组把风能向电能进行转换，这样才能进行发电。
那个功率比较大的发电机2，其运行的时候主要是在风速比较大的情况下，具有比较大的合频效果，能够让转子的旋转频率跟绕组的电流频率加在一起，这样最终得出加在一起的电流。一般情况下，那个功率比较小的发电机1其功率大约为大功率发电机2的四分之一，当这个地区的风速不大的时候，变速机就只带动小功率发电机1运转，这个时候，大功率发电机2就自动断开衔接，发电机1发出的电流直接输送到电网中；同样，当这个地区的风速比较大的时候，这两个发电机都能进行工作，而且经过小功率发电机1输出的电力会经过控制系统向发电机2的绕组上来进行合频工作，最后输出经过合频以后的电流。这样一来，大功率发电机2的使用寿命就被延长，同时也提高了发电机的使用效率。在发电的时候，控制系统要对两个发电机的电流频率进行监测，经过检测之后再进行合并，从而保证发电机组的安全能够。就变速机来说，跟传统的增速机存在一定的区别，变速机既能增速还能变速，还可以根据风速来进行转速输出的改变，而且是齿轮设计，转速不是特别高，也不是特别容易磨损，这样就能相应的减少的费用。
结论
综上所述，多级变速技术对风能的利用率相对比较高，是一项经济合理，实用性比较强，简单可靠的风力发电技术。通过对多级变速技术工作的原理进行分析，可以看出，跟恒速恒频的发电机进行比较，多级变速风力发电机对风能的利用效率有着很明显的提高，还相应的减少了风力机的机械增速比，使得机械传动系统的可靠性得到提高，同时也提高了其经济型。在风度不同的情况下，可以对两个不同功率的发电机进行组合，相应的提高了发电机的使用效率。
参考文献
[1] 唐捷，肖园园，李欣然，张元胜.分布式风力发电对综合负荷特性的影响[J].电力科学与技术学报.2012（02）.
[2] 齐放，刘亚非，梁亮，李海峰，孟继周.美国分布式风力发电政策研究及启示[J].能源技术经济.2012（02）.
[3] 张旭，吕新良，宋晓林，沙宇恒.小型分布式风力发电系统设计及控制技术[J].陕西电力.2012（01）.
篇2
一、水电站经济运行的意义与内容
在电力系统安全可靠供电的条件下，水电站获得最大经济效益的运行方式，称为水电站经济运行方式或优化运行方式。而使水电站取得最大经济效益的基本原理和技术方法，就是水电站经济运行的最优化技术。
电力系统中水电站运行的经济效益，应以整个系统收益最大的原则来考虑。也就是说，在空间和时间上系统内各个电站的总体效益为最大。但在某些具体条件下，亦可从单纯的水电站群、甚致单一水电站本身的最大经济效益来考虑。
水电站的经济运行已为电力系统和部分大型水电站采用，取得了显著的经济效益。据国外有关经济运行资料表明：厂内经济运行节约燃料费0.5％-3．0％；短期经济运行提高发电量1．5％；长期经济运行提高发电量2．0％-5．5％。我国湖南省某电站实现长期经济运行，提高发电量约6．2％。我国尽管小水电站经济运行工作水平还较落后，但从已开展这项工作的小水电站看，也取得了较好的效果。因此，当前在我国开展小水电经济运行工作具有重大现实意义，是小水电革新挖潜的一项重大措施。
小水电经济运行的内容，一般包括小水电的长期经济运行、短期经济运行和厂内经济运行。按照研究问题的范围不同，小水电经济运行又可分为单一水电站的经济运行和小水电系统的经济运行。长期经济运行仅用于具有季调节及更大调节能力水库的水电站或含有这样水电站的电力系统。研究的内容是电力系统内单一水电站或各水电站的长期(如季度、各月)最优化运行方式。短期经济运行是指电力系统内单一水电站或各水电站短期(如日)的最优化运行方式。而厂内经济运行是指一个水电站内部，在电力系统给定负荷下或流量一定时该水电站最优化运行方式。各种不同情况的经济运行问题，有着不同的研究内容和特点，但问题的解决都依赖于最优化理论和方法的应用。一般而言，水电站经济运行问题可描述为：在一定时期内，按照一定的最优化准则，满足各种约束条件而使水电站(群)目标函数达到最大值或最小值。
二、水电站经济运行的最优化准则
水电站的经济运行是对一定的最优化准则而言的。最优化准则就是经济运行所追求的目标和判别标准。因此，准则问题对运行来说是个十分重要的问题，研究水电站经济运行时，首先要明确最优化目标或最优化准则。最优化准则一般可从数量和质量两个方面来表达，例如，如何使产品(发电)的经济效益最大及如何使供电的质量提高。
水电站运行质量，从供电角度而言，主要表现为可靠性和稳定性及与此相伴的适应负荷变化、事故顶替的灵活性。从系统整体运行而言，则有周波与电压的稳定性两种质量指标。
从经济效益的观点来设立水电站经济运行的准则是常采用的，根据着眼角度的不同，可有下列几种水电站经济运行准则：
1)国民经济效益最大或国民经济费用最小准则；
2)电力系统支出费用最小准则；
3)电力系统总耗煤量最小准则；
4)水电站(群)发电量最大准则。
国民经济效益最大或国民经济费用最小准则是一般性的准则。国民经济效益有正、负两种，正效益指电站运行的产出效益，负效益指电站正常运行被破坏时带来的损失。国民经济费用包括：①与电站运行方式有关的电力系统支出费用；②由于系统电力、电量不足或各综合利用部门的要求得不到满足时的国民经济损失。按这个准则选择运行方式时，效益或费用的计算比较困难，影响了这一准则的广泛应用。
电力系统支出费用最小准则是指在满足各水利综合利用部门一定要求的条件下，使电力系统的支出费用最小。它与国民经济费用最小准则相比，无需计算在发电及其它水利综合利用要求得不到满足时的损失费用，但需要确定各综合利用部门正常用水用电要求的标准。前者可看作是局部最优准则，后者可看作是整体最优准则。
电力系统耗煤量最小准则，是指在满足各综合利用部门一定要求的条件下，使电力系统的总耗煤量最小。这个准则是电力系统支出费用最小准则的简化，因为与运行方式有关的电力系统支出费用中主要组成部分就是火电厂的燃料费用。因此上述准则可以简化为电力系统的燃料费用最小准则。当电力系统中各火电厂用煤价格相同的时候，则可简化为电力系统耗煤量最小准则。显然这一准则适用于由水电站、火电厂(站)组成的电力系统。
水电站(群)发电量最大准则，是指在满足各水利综合利用部门一定要求的条件下．使系统内的水电站(群)总发电量最大。在纯水电系统中采用这一准则是正确的。发电量最大准则的另一种表示形式为“电能损失最小准则”。通常为了使问题简化，在已知水电站水库的特征条件时，采用使计算期内水电站(群)的总发电量最大作为最优准则，对于水电比重大的电力系统也是可行的。对于综合利用的水电站(群)，如果是以发电为主，也可以采用本准则，而把其它部门的要求作为约束条件。
三、水电站经济运行的物理基础
为了方便，下面以水电站(群)发电量最大准则为例，讨论水电站经济运行的物理基础。我们知道，在已知来水情况下，水电站的运行会有优劣，发电量(E)会有多有少，可以从电站出力(N)的基本公式：
N=KQH
或相应的电能公式：
E=Σei=Σnit
从上式可见，电站出力N(kW)取决于三个因素：出力系数K、发电流量Q(m3/S)、发电水头H(m)。因此，在水库水电站运行时，就有一个效率、水量和水头的最优利用问题，构成了水电站经济运行的物理内涵。
出力系数K值大小与机型、水量Q及水头H有关，对于一定的机型，可以表示为K=f(Q，H)。此处水量Q及水头H对K的综合影响最终寓于机组间的负荷分配情况及机组效率的最优利用，具有相对的独立性。同时，水电站长期经济运行通常以月或旬平均出力为单位，不是直接研究年、日负荷在电站间的最优分配。因此，虽然从严格意义上讲，K、Q、H的最优利用应结合考虑，但是在实际工作中可以把K和Q、H的最优利用分为两步进行，即在研究长期经济运行时，视K为某一常数；在求出逐月逐旬的最优负荷分配后，再考虑K=f(Q，H)的关系，来研究日负荷的最优分配，也就是研究水电站的厂内经济运行问题。
水量Q的最优利用，主要反映在尽量防止或减少弃水。对于调节程度不高的水库，如不完全年调节(季调节)，流量的最优利用，除枯水年份外，一般远较水头利用的效益为大和更为重要，因此在研究水库水电站经济运行时，除了满足约束条件外，应把流量利用作为主要考虑的因素。对于调节程度较高的水库，弃水机会少，水电站水头一般较大，故水头利用的效益可能更为重要。
以上是对单一水库水电站而言，对于水库水电站群的情况，除K、Q、H的最优利用外，还有一个水文补偿调度问题。对于水库电站群，在共同的设计枯水年，通过电站间出力的相互补偿能使站群总保证出力有所提高，这反映了各水库水文变化的不同步性及由此所产生的水文补偿效益，因此应考虑最优水文补偿问题。
参考文献：
篇3
（海南电网有限责任公司，海南 海口 570100）
【摘 要】变电站电气主接线初步设计方案主要内容包括：主变压器容量、台数及型式的选择，电气主接线方案的拟定、技术经济性比较以及电气主接线方案的确定。本文通过对新建110/35/10kV变电站的电气主接线的五个方案的比较及它们各自的适用范围，并考虑了设计所给的原始资料，最终确认的主接线方案为：110kV为单母线分段接线，35kV为单母线分段接线，10kV为单母线分段接线。
关键词 变电站；电气主接线；设计方案
0 前言
变电站的电气主接线是变电站设计的首要任务，也是构成电力系统的重要环节。主接线方案的确定对电力系统及变电站运行的可靠性、灵活性和经济性起着决定性作用，并对电器设备选择、配电装置布置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。因此，主接线的设计必须正确处理好各方面的关系，全面分析论证，通过技术经济比较，确定变电站主接线的最佳方案。
1 变电站主接线设计的基本要求
对电气主接线的基本要求，主要从可靠性、灵活性和经济性等方面进行考虑。
（1）保证必要的供电可靠性，充分考虑一次设备和二次设备的故障率及其对供电的影响。
供电可靠性是电能生产和分配的首要任务，保证供电可靠性是对电气主接线的最基本要求。停电使电力系统造成损失，对国民经济各部门带来严重损失。主接线应考虑到在事故或检修的情况下，尽可能减少对用户供电的中断，要综合考虑多种因素来对提高可靠性的措施作出合理选择。
主接线可靠性的具体要求：
①断路器检修时，不宜影响对系统及重要用户的供电；
②线路断路器或母线故障以及母线隔离开关检修时，尽量减少停运的回路和停运时间的长短，要保证对一级负荷及全部或大部分二级负荷的供电；
③尽量避免全所停电的可能性；
④对重要枢纽变电站的电气主接线应满足可靠性的特殊要求。
（2）具有调度灵活，操作方便，能满足系统在事故、检修及特殊方式下的调整要求。
主接线不但在正常运行情况下，能根据调度的要求，灵活地改变运行方式，达到调度的目的；而且在各种事故或设备检修时，能尽快地退出设备，切除故障，使停电时间最短，影响范围最小，并且在检修设备时能保证检修人员的安全。
具体表现为：
①调度时，应可以灵活、简便、迅速地倒换运行方式，满足系统在事故、检修以及特殊方式下的系统调度；
②检修时，可以方便地停运断路器、母线及其继电保护设备，而不致影响电力网的运行稳定和对用户的供电；
③扩建时，留有足够的发展扩建空间，后期工程的扩建不影响一期工程的正常运行。
（3）主接线应力求简单清晰，尽量节约一次设备的投资，节约占地面积，减少电能损失，即具有经济性。
在满足可靠性、灵活性的基础上，还必须在经济上合理，使电气装置的基础投资和年运行费用最少。
2 变电站主接线设计原则
（1）电气主接线的设计是一个综合性的问题，其基本原理是以设计任务书为依据，以国家经济建设的方针、政策、技术、规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活，满足各项技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便、尽可能地节省投资，就地取材，力争设备元件和设计的先进性与可靠性。坚持可靠、先进、适用、经济、美观的原则。
（2）在实际的设计中，应根据设计任务书要求，依据国家及本地区电力工业发展概况，确定变电站的容量、电压等级及负荷回路数。对原始资料进行详细的分析和研究，初步拟定出一些主接线方案，结合上述对主接线的基本要求，在确保满足供电可靠、灵活、经济、留有扩建和发展空间的前提下，进行科学的论证分析，最后方可确定出最佳的主接线方案。
3 原始资料分析
设计的变电所为新建地区变电所，工程分2期。该变电所在电力系统中属于地区性供电，地位比较高，对电力系统会造成一定的影响。从负荷特点及电压等级可知，它具有三个电压等级，两级电压负荷。待设计110kV变电站本期通过双回110kV线路接入。本期先上2回110kV线路，并预留2回线路间隔供远期附近发电厂接入，且本变电所一、二级负荷约为总负荷的70%，为保证对一、二级负荷不间断供电；35kV本期先上2回出线，并预留2个出线间隔供远期附近可能的35kV变电站接入；10kV最终按20回出线设计，本期上10回。
因此本站不宜按终端站考虑，主接线方式设计为：
110kV为单母线分段接线；
35kV为单母线分段接线；
10kV为单母线分段接线。
4 本设计主接线方案选择
按任务书要求，待设计110kV变电站本期通过双回110kV线路接入，本期先上2回110kV线路，并预留2回线路间隔供远期附近发电厂接入；35kV本期先上2回35kV出线，并预留2个出线间隔供远期附近可能的35kV变电站接入；10kV出线回路数：最终按20回设计，本期上10回，预留10回。本期电容器容量按一台主变考虑，并预留相同规格无功补偿装置的位置。本变电站可考虑以下几种方案进行比较：
（1）方案1：采用单母线接线，如图1所示。
采用单母线接线具有以下优点：
①接线简单清晰，采用设备少，每一进出线回路各自连接一组断路器，互不影响；
②占地面积小，投资省，便于扩建和采用成套配电装置；
③正常运行操作由断路器进行，易于实现自动化、远动化；
④保护简单，便于维护、检修；
⑤易于实现“无人值班，少人值守”。
其主要缺点是：
不够灵活可靠，当母线或母线隔离开关发生故障或检修时，均需断开电源，造成整个厂、站停电。不能满足不允许停电的供电要求。
适用范围：一般用于6～220kV系统中，出线回路较少，对供电可靠性要求不高的中、小型发电厂与变电站中。
①小型骨干水电站4台以下或非骨干水电站发电机电压母线的接线；
②6～10kV出线（含联络线）回路≥5回；
③35kV出线（含联络线）回路≥3回；
④110kV出线（含联络线）回路≥2回。
（2）方案2：采用单母线分段接线，如图2所示。
单母线分段接线的优缺点：
①对重要用户，可以由分别接于两段母线上的两条线路供电，当任一段母线故障时能保证很需要用户不停电；
②对两段母线可以分别进行检修而不致对用户停电；
③当母线发生故障或检修时，仅故障段停止工作，非故障段仍可继续工作；
④当母线的一个分段故障或检修时,必须断开该分段上的电源和全部引出线，使部分用户供电受到限制和中断；
⑤任一回路的断路器检修时,该回路必须停止工作；
⑥分段断路器闭合运行时，一个电源故障，仍可以使两段母线都有电，可靠性比较好，但线路故障时短路电流较大；
⑦分段断路器断开运行时，在分段断路器处装设备自投装置，重要用户可以从两段母线引接采用双回路供电，提高了供电可靠性，还可以限制短路电流。
适用范围：单母线不分段接线不满足时采用。
6～10KV配电装置出线回路数为6回及以上；
35～60KV配电装置出线回路数为4～8回；
110～220KV配电装置出线回路数为3～4回。
（3）方案3：采用单母线带旁路母线接线，如图3所示。
特点：同一电压等级，各回路经过断路器、隔离开关接至公共母线。把每一回线与旁路母线相连。
优点：每一进出线回路的断路器检修，这一回路可不停电
缺点：设备多，操作复杂。
适用范围：35kV及以上有重要联络线路或较多重要用户时采用，回路多采用专用旁母，否则采用简易接线。
（4）方案4：采用单母线分段带旁路母线接线，如图4所示。
特点：出线断路器故障或检修时可以用旁路断路器代路送电，使线路不停电。
适用范围：主要用于电压为6～10kV出线较多而且对重要负荷供电的装置中；35kV及以上有重要联络线路或较多重要用户时也采用。
（5）方案5：采用不分段的双母线接线，如图5所示。
优点：①可以轮流检修母线而不影响正常供电；
②检修任一回路的母线隔离开关时，只影响该回路供电；
③工作母线故障后，所有回路短时停电并能迅速恢复供电；
④检修任一断路器时，可以利用母联断路器替代引出线断路器工；
⑤便于扩建。
缺点：
① 设备较多，配电装置复杂，经济性较差；
② 运行中需要用QS作为操作电器切换电路，容易发生误操作；
③ 当Ⅰ段母线故障时，在切换母线过程中，仍要短时地切除较多的电源及出线。
适用范围：
35～60KV配电装置当出线回路数超过8回；
110～220KV配电装置当出线回路数为5回及以上。
5 小结
通过以上五个方案的比较及它们各自的适用范围，并考虑本设计所给的原始资料，最终确认本次设计的主接线方案为：110kV为单母线分段接线；35kV为单母线分段接线；10kV为单母线分段接线。
参考文献
［1］国家电力公司发输电运营部．供电企业创一流与国际一流规定[M].北京：中国电力出版社．2003.
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篇4
关键词：继电保护 故障 维修 诊断 分析
中图分类号：TM58 文献标识码：A 文章编号：
前言：随着电网建设的蓬勃发展，继电保护作为一种必不可少的设备广泛的应用于各级电压的电力系统中，尤其是在110kV及以上电压等级中更是得到了广泛的应用。由于继电保护在电网中非常重要，一旦出现故障，轻则引起大面积的停电现象，重则严重危害人民群众的生命财产安全。因此，及时发现继电保护的故障，提升的维修技术水平，有着十分重要的意义。
1．电力故障诊断技术
受限于科学技术水平，在我国除了纵联保护和差动保护之外，继电保护装置仅剩下显示保护安装处电气量的功能。由于同一设备在正常运行时，其各相的状态应该是一致的，所以，对继电保护的故障进行分析可以使得相关的工作人员更及时、更彻底的了解继电保护装置的动作报告和录波报告。国外的继电保护工作由于起点比较早的原因已经领先了我们许多，所以我们要迎头赶上。
从1990年开始，微机保护呈现迅速发展的态势，造成了大量新型继电保护的方案和原理，这些方案和原理也对装置的硬件提出了更高的要求。由于缺乏相应的可靠地数据通信手段，对于主设备的保护来说，对于微机线路保护装置、正序故障分量方向高频保护、变压器组保护以及发电机的失磁保护等也逐渐通过了尖顶，继电保护只能起到缩小事故影响区域以及切除故障元件的作用。在西方发达国家很早就诞生了系统保护的理念，受限于时代的不同，当时该理念主要是指安全自动装置。通过电力继电保护完全可以做到避免大面积停电的问题以及重大电力设备损坏的事故。对于一些学术性的试验项目，如果其偏差超出了规程规定的范围，那么必须仔细分析、检查，找出原因，继而采取有效措施改变现状。
2．故障诊断技术的发展方向
通过利用电力系统中发生异常情况时产生的电气量变化来构成继电保护动作即为继电保护。所以，就要求所有的保护单元都可以共享故障信息以及全系统的数据，而且为了保证系统的安全稳定运行，必须要求每个保护单元和重合闸装置在分析信息和数据的同时协调相应的动作。下面笔者就电力继电保护的故障及维修技术进行浅谈。
经过了十五年的迅速发展，西方先进国家的微机保护已经进行了三次更新换代的工作，并且最新的微处理技术已经得到了广泛的应用并被绝大多数实例证明其可靠性。显然，实现这种系统保护的基本条件是将全系统各主要设备的保护装置用计算机网络联接起来，亦即实现微机保护装置的网络化。这在当前的技术条件下是完全可能的。所以在进行电力继电保护的故障和维修工作时，工作人员可以用质量完好的元件来替代自己所质疑有故障的元件。故障诊断始于机械设备故障诊断，其全名是状态监测与故障诊断。故障诊断的技术手段是采用智能诊断方法和人工智能。电力系统对微机保的要求不断提高，除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能。
3．继电保护故障信息分析处理系统
电力继电保护的故障及维修要求电力继电保护故障排除工作人员以及故障维修工作人员有很强的电力继电保护技术。由于设备故障与征兆之间关系的复杂性和设备故障的复杂性，形成了设备故障诊断是一种探索性的反复试验的特点故障诊断过程是复杂的。对于一般的非系统保护，实现保护装置的计算机联网也有很大的好处。继电保护装置能够得到的系统故障信息愈多。当电力继电保护系统出现了故障时，工作人员可以通过缩小故障查找范围来进行电力继电保护的故障查找和排除。这些数学诊断方法又各有优缺点，研究故障诊断的方法成为设备故障诊断技术这一学科的重点和难点因此不能采用单一的方法进行诊断。
变压器保护的配置与整定时，应根据造厂提供的变压器绕组流过故障电流大小与允许时间的关系曲线配置与之相适应的保护。其目的是使微机保护系统在实现功能日益完善的软硬件基础上实现保护系统运行及性能价格比的最优化结构。一般来讲，速动性主要是指继电保护装置应该尽可能迅速地去切除短路故障，缩短切除故障的时间。则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确。对自适应保护原理的研究已经过很长的时间，也取得了一定的成果，在电力继电保护出现故障时，工作人员会对电力继电保护中的某个元件产生怀疑，由于电力继电保护故障通常都是由于某个元件的故障引起的。
今后的故障诊断方法的发展方向是：将多种诊断方法进行综合取长补短以便于应用和减少诊断结果的误差，同时也便于实现提高保护装置的可靠性。通过使用网络来达到分布式母线保护的原理，大大改善了传统方式的低可靠性局面。笔者在文中描述的方法，在大爱的缩小电力继电保护故障排除的范围的同时得到了广泛的使用，是维修中采取次数最多的方法。计算机处理信息的速度与人工操作相比具有速度快、准确性高等优点，所以我们今后的发展方向便是大规模的使用计算机，通过人工智能和智能诊断的方法来检测故障。
结束语：
随着我国经济的飞速发展以及电网的广泛普及，我国对电力的需求急剧增高，电力事故的不断出现，极大地影响了人民群众的日常生活并对其人身财产安全带来了一定的危害。并且我国的电力行业现状不是很理想，缺乏统一的信息化沟通渠道以及统一指挥，并且电力行业长期处于垄断式的发展中，造成了管理、安全理念落后，所以我们一定要采取适当的方法措施，及时发现继电保护的故障并提高继电保护的维修技术水平，避免事故的发生。因此，全面的研究继电保护发展趋势是我们现在面临的急需解决的问题，继而才可以推动我国电力事业的可持续发展。
参考文献：
[1] ，刘沛，陈德树.继电保护中的人工智能及其应用[J].电力系统自动化，2005.
篇5
【关键词】动态规划法经济运行 效益优化
前言
动态规划产生于20世纪50年代 ，是1951年美国数学家贝尔曼等创立的解决和优化问题的方法。最基本的DP通常是应用于厂内的优化调度，来获取机组间的负荷的最优分配决策。因此，在怎样组织机组进行发电，且保证成本低、效益大、收益高，是每个水电公司需要解决的问题，而我认为行之有效的方法就是动态规划。
一、动态规划在经济运行应用中的理论分析
1、为何要应用动态规划于经济运行
动态规划法通过搜索由机组状态构成的空间寻找最优解。搜索过程既可以前向进行也可逆向进行。研究时间范围内的各个时段可以看作是动态规划问题的各个阶段，常见的情况是一个阶段代表一个小时。如此一个时段内的机组组合就是动态规划问题的阶段。依前向搜索的动态规划法而言，首先应是从初始阶段累计总成本，然后从最后一个阶段出发逐个阶段回溯寻找累计成本最小的机组组合直至初始阶段，从而确定最经济的发电计划(UC问题的最优解)。
动态规划法是通过建立和评价UC问题对应的完全决策树以求得最优解的，因此在机组数增加动态规划问题的规模迅速膨胀，也就是人们常提到的动态规划的“维数灾”。
很多人已经采用了多种手段来减小搜索空间及动态规划问题的维数，其中大多数是根据前面所提到的机组优先顺序表或动态机组优先顺序表。
此外，UC问题还可以分解为一系列的子问题，每一子问题用动态规划法求解。常见的分解方法有SA法和HA法，SA法在用动态规划法解一个子问题时，将其它子问题的状态变量固定，来回迭代求解，直至所得的最优解不再变化为止；HA法是将子问题独立解出，然后用一协调因子将各子问题的解变换为全局最优解。
水电厂的运营管理人员和工程师对系统运行和设备特性的知识，也可以提炼为启发式规则应用于UC问题的求解过程中。在运用动态规划法求解UC问题的过程中，可以应用启发式知识减小搜索空间，进一步提炼求得问题的次优解，因为未来的负荷是无法完全准确预测的。
2、水电站厂内经济运行的任务
水电站厂内经济运行的基本任务就是研究水电站在总负荷给定条件下起厂内工作机组最优台数组合及启停次序的确定，机组间负荷的最优分配，即厂内最优运行方式制定和实现的有关问题，实际上也是研究其日内逐小时及瞬时经济运行的问题。
3、水电厂内可实现经济运行的数学原理
实现经济运行的水电厂，一般皆为有调节能力的蓄水式水电厂， 这类水电厂经济运行的数学模型是由出力来决定耗水量，即在出力一定时，以耗水量最小为目标目标函数
Q=Q(N )+Q (N )+ ……+Q (N )=Q
约束条件
式中，N表示电厂负荷；N 表示 i号机的负荷；Q表示电
厂总工作流量；Q N 表示n号机负荷为N 时的工作流量；N1 表示 i号机的最小技术出力，一般不低于额定容量的40%；N2 表示i号机的最大技术出力，一般可取机组额定出力的105%。
4、动态规划法的基本原理
动态规划法进行厂内经济运行的实时控制系统设计时，根据问题的性质，可以构成一个双重嵌套式的动态规划模型，把机组台数、台号组合以及机组之间的最优分配统一考虑，即把时间和空间优化统一考虑，其时间优化作为第一层动态规划，而空间优化作为第二层动态规划嵌套在第一层之中，从而建立一个统一的递推模型以便迭代计算，用式求解,这种方法对机组的流量特性曲线没有任何特殊要求，并且对于机组各种出力限制的处理也很方便。
不过在使用上述双重动态规划模型时，存在这样的问题，当一个电厂有几台机组时，各机组可以运行，也可以停机，以状态字1或0表示，于是，电厂的机组组合状态数R= -1，当n=5 时，R=31；n=6 时，R=63；当n=10时，R=1023，这意味着在第一重动态规划法进行机组迭代优选时，最多有 -1 次迭代，而每一次迭代中，又要进行第二重中的负荷分配迭代选优计算，这样使迭代计算可能十分繁琐而使计算时间长，占用内存大以至使求解不能实现，或者即使能得出结果，但由于时间过长而不能满足实时控制的需要，为解决这一矛盾， 特提出一种新的解决该问题的方法―― 快速动态规划法
5、水电厂内优化调度动态规划算法研究
水电厂厂内最优运行方式的解算，能以一个时段独立进行处理 对于任一时段 ，在给定水电厂负荷及水头的情况下，以变动的机组台数作为“ 阶段”，以机组间不同的负荷分配作为状态，以一定负荷下的耗水量最小作为目标函数来确定厂内运行策略，设第n阶段水电厂负荷为P 要求解算负荷在机组间的最优分配，此时则需要第n -1 阶段的最优工况流量特性已知，按选定的水电厂负荷的变化步长和机组出力限制条件，分配当前机组的出力为 N 则水电厂总耗水量以下式计算
从 系列中选择使水电厂耗流量最小者，于是得递推关系式(* 表示最优)
对当前阶段电厂的容量总和按一定的步长进行离散，以求得特定负荷在机组间的优化分配，整个解算程序的初始边界条件是：第一阶段各个离散点的取值本身就是各个点对应的最优工况，从第一阶段依次递推，按照一定的算法可得到各个阶段各离散点对应的厂负荷最优流量。
在某个特定的阶段某个特定的离散点(离散点的物理意义是当前阶段厂负荷取的离散值)，不仅要记忆对应的厂总最小流量，还要记忆此离散负荷下当前机组的最优分配负荷，以及剩余的负荷实现的技术关键是记忆两者的位置，前者是在自己容量范围的离散位置，后者是在当前的前一阶段总的厂负荷范围的离散位置，因此关键在于记忆各离散点当前阶段的最优负荷分配及前一阶段对应离散点的位置值,如此即可完成最优递推，解算的重要技术路线可以表述为，从第一阶段向后递推过程中，可以依次得到各个阶段各个离散点对应的最优(少)当前负荷下的耗水量，根据此计算的核心过程可以得到当前阶段当前机组的最优负荷分配，以及剩余负荷在前一阶段的位置，在逆序求解的过程中，即可以得到当前负荷在各个机组之间的最优负荷分配----因为对于每一个离散点，它都记忆了两个位置值---当前阶段本机组的最优负荷(位置)以及剩余负荷在前一阶段的位置，由于第一阶段当前负荷分配和最优负荷分配的一致性，程序就可以递推得到各个厂负荷在所有机组之间的最优负荷分配，上述应用动态规划法解算水电厂厂内经济运行的过程是简单明了的。
但是，当机组台数较多，机组容量较大，水电厂容量也较大的情况下，工作量将相当大，在一定条件下甚至达到难以实用的程度。此外，以上描述的递推计算是在水电厂和机组最大，最小出力范围内，对于离散的水头和电厂出力，相应求出耗流量最小的运行方式。然而 水电厂日常运行中水头和所承担的负荷可以是允许的最大最小水头和出力范围内的任何值，而实际水头，负荷与上述计算中采用的数值完全一致的机会是极小的。如果以上述结果编制的关系曲线或表格为依据指导水电厂的优化运行只有采用近似的插值计算或估算决定某一负荷下工作机组组合及负荷的优化分配这种确定水电厂厂内最优运行方式的方法是粗略的。在实时运行时也很不方便，因此在实际应用中，常常结合具体实际，对常规的DP算法做改进，以满足需要。
6、机组负荷的经济分配
各机组间的负荷经济分配属于电力系统的优化运行问题，一般可以表示为minF(X,U,P)
H(X,U,P)=0
s.t. G(X,U,P) ≤0
式中：X,U,P分别为状态变量、控制变量和扰动变量对于负荷经济分配问题,上述三式都是非线性方程,等式约束条件主要为功率平衡方程，不等式约束条件则主要反映电压质量和安全的要求,当能源消耗有限制时,表示为适当形式的约束条件,在有功负荷的优化分配中,目标函数在我国一般指发电的总能源消耗。在无功功率的优化分布中， 目标函数是网损。
水电厂厂内的经济运行是在满足电能生产的安全、可靠、优质的前提下，合理地调度发电设备，以期获得尽可能大的经济效益，即在电厂总出力一定的条件下，通过最优负荷分配使总耗水量最小其数学模型可简化为
minL=
s.t.P=
P ＜P ＜P
式中： P为电厂给定的总出力；L为与P相对应的总耗水量；P 为第i台机组出力；L 为第i台机组耗水量；N 为机组总台数；i为机组编号，i=1,2, …，N：P ，P 分别为第 i台机组出力的最小值和最大值。
由于通常机组的耗水量曲线呈非线性，在不同的水头下其关系也不同,因此在电厂总出力给定的情况下，要满足收益最大，所要做的就是确定最优开机台数和各机组间负荷的分配。
二、动态规划在水电厂中的仿真应用隔河岩水电厂（清江流域）
清江位于鄂西南山区，是长江中游南岸的一条较大支流，河流自西向东，流经10个县市，在枝城市汇入长江，干流全长423km，总落差1430m，流域面积17000km2。流域形状呈狭长形，东西长，南北窄，地势自西向东倾斜。流域山势陡峭，河谷深切，坡陡流急。
清江流域气候属亚热带季风气候区，气候温和，雨量丰富，年降雨量1400mm，年径流量133亿m3，由于地形和气候的原因，流域境内多暴雨，多洪水，往往造成洪水灾害，危及下游和荆江河段的防洪安全。
清江流域水能资源丰富，主要集中在干流中下游，约占全流域可能开发量的85．8％，占干流可开发量的97．4％。目前中下游隔河岩、高坝洲水电站已建成，隔河岩装机容量1200IdW，年电量30．4亿kW•h，下游高坝洲为反调节水库，装机容量252 IMW，年电量8．9亿kw．h。上游水布垭水电站已完成设计，在施工准备阶段，水布垭装机容量2000MW，年电量39．2亿kW•h。清江梯级三大水电站建成后，总装机容量3452 5dW，联合运行年发电量81．6亿kW•h。为湖北省电能供应基地之一。
水布垭、隔河岩梯级的水库总库容78．6亿m3，有效库容36亿Ⅲ3，占清江流域总径流量的27％，水库为年、多年调节水库，能有效调节径流，径流利用率达93％以上，同时提高了枯水期的发电出力。水布垭和隔河岩调节库容巨大，电站装机规模大，又无综合利用要求约束，水电站具有良好的调峰性能，清江梯缴水电站为华中电网和湖北省电网调峰、调频电站基地。电站建成后调峰容量占华中电网峰荷容量的1／7―1／8，能有效地改善华中电网调峰容量严重不足的状态。
清江隔河岩水电厂有四台同型号的发电机组，在112米水头下各机组最大出力为300MW，汽蚀振动区大致为105―195Mw。在应用模型计算的过程中，4台实际机组被抽象成8台虚拟机组ABCDEFGH，ACEG四台虚拟机组的出力范围为5-105 Mw，另外四台虚拟机组195―300 MW。研究时间范围的前一时段(第0个时段)2#机组开机发电，其它机组正常停机。实际计算中机组一次开机和停机的总成本按五分钟满负荷运行的耗水量计算，约相当于90 k―rfl。而穿越机组汽蚀振动区的成本取一个很小的水当量0．001k•m3，之所以耿一个很小的水当量是为了突显优化模型包含穿越机组汽蚀振动区的成本对减少穿越机组汽蚀振动区次数的影响。
结果分析
两个结果表的优化结果中都没有不必要的穿越机组汽蚀振动区的情况。因此从整体上来讲，优化结果在使用水量最小化的同时最大限度的减少了机组的启停次数和穿越机组汽蚀振动区的次数，对不必要的穿越机组汽蚀振动区的情况能够有效的避免，从而在发电耗水成本和机组工况转换成本之间取得良好的平衡。因此可以认为，模型和算法在隔河岩水电厂的仿真应用结果是比较满意的。
且由计算的结果来看，本文提出的动态规划法在水电厂经济运行中有较大的实际应用价值。
结语：在本文中运用了动态规划的方法来计算水电厂内机组之间负荷的经济分配问题，且该算法简单，算例在体现了该方法的简便和实用的，为解决实际问题提供了有效的解决方案。
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篇6
1关于深海漂浮式能源中心的设想
现有的各种可再生能源中，风能是除核能外，技术最成熟、最具开发条件和最有发展前景的发电方式，同时风能资源蕴藏量也特别巨大，远海风能储量则更多.
自20世纪90年代起，国外开始建设海上风电场.海上风电场以它独特的优势，正日益成为未来风力发电的发展方向.由于绝大部分海上风能集中于水深超过60 m的区域，所以海上风电场的建设由浅水的近海区域发展到深水的远海区域已成必然趋势，但是如果按照目前近海风电场采用各种固定在海底的贯穿桩结构（如重力基础、单桩基础或多脚架基础）的传统方法，整个风力机基础的制作成本将随着海水深度增加而急剧上升，这将会使深海风电场的建设在工程和经济两方面都变得不可行.
同时，由于漂浮式海洋工程平台造价高昂，因此在漂浮式风力机平台上集成海流和波浪发电，从而形成深海漂浮式能源中心将成为合理的选择，对此国外已有相关研究.
综上所述，深海漂浮式能源中心是深海能源开发利用必需的装备，是深海风电场和大容量波流电站应用的基本核心，也是产品技术含量高的综合集成式成套发电设备.同时，深海漂浮式能源中心相关技术是新能源技术和海洋工程两大学科领域相结合的研究课题，可在一定程度上缓解我国能源分布与需求格局存在的巨大矛盾，因此也是一种具有战略意义的新能源形式.对其深入研究对于充分利用我国广阔的海洋国土，缓解我国东部发达地区能源严重紧缺的现状，均具有重大的理论、经济和社会意义.
2现有海洋工程水池及其不足
早期的试验水池都是为了满足船舶工业的需要，水池长而且狭窄，安装有拖曳模型和自行拖车.后来为了探究船舶操纵性，开始出现圆形水池.海洋工程平台一般为无航速装置，采用固定锚泊安装，波浪和海流无特别流向.因此原有船舶水池无法满足系泊系统测试，改变波浪入射角必须重新安装模型，这样会有较强的池壁效应，不再适合海洋工程构筑物的水池试验.自20世纪70年代起，开始出现了用于近海石油开发相关试验的水池，即海洋工程水池[5].在挪威、美国、荷兰、日本、加拿大等海洋科技发达国家，海洋工程水池作为发展海洋高新技术必不可少的配套基础研究设施，由国家投资建设.代表性的海洋工程水池概况如表1所示.
表1国外海洋工程水池概况[6]
Tab.1
Overview of foreign ocean basins
上述水池虽然可进行深海漂浮式风力机乃至深海漂浮式能源中心的水动力学试验，但因它们主要面向海上钻井平台等复杂深海结构的研究，故试验费用高且针对性不强.
目前没有可直接用于海上漂浮式能源中心的专用海洋水池，表2给出了类似的关于海上漂浮式风力机的试验技术参数.
表2漂浮式风力机模型试验技术参数[7]
Tab.2
Technical specifications of floating wind turbine hydrodynamic experiments
由表2可见，模型缩尺比在1∶20到1∶150不等，估计随着风力机和其它波流发电装置的发电功率的增大，未来的模型缩尺比将会超过1∶150.因此，小模型水池试验的研究将会是未来风力机水池试验的一个重要挑战.
针对深海漂浮式能源中心水动力试验这一背景，本文参照已有的研究和相应的国家标准[8]，提出了一种新型的风浪流联合试验装置，并对该装置的各子系统部件和测量控制系统进行了详细的探讨.
3风浪流联合试验装置及其控制系统
3.1风浪流联合试验装置
风浪流联合试验装置主要用来模拟深海漂浮式风力机的工作状态，如模拟海上的风、浪、流等[9]，因此，可将其分为四个部分，即：水深调节系统、造波-消波系统、造流系统和造风系统，如图1所示.
图1风浪流联合试验装置示意图
Fig.1
Schematic diagram of the test equipment
3.1.1水深调节系统
水深是指海洋静水面至海底的垂直距离，通常称为海洋平台的工作水深.该装置为了满足不同水深的模拟要求，为2 m深的深水池配备4 m深的假底.假底由混凝土浮箱连接组合而成.在假底下部安装多根钢缆，通过安装在池边的多个空压卷扬机装置调节钢缆长度来实现假底的上下移动，从而达到调节水深的目的.对于一般水池试验，模型缩尺比通常为1∶50～1∶70，水池模拟海水深度可达300～420 m；若采用小尺度模型试验，模型缩尺比最小可至1∶150，水池模拟海水深度最大为900 m，均满足深海漂浮式风力机的要求[10].同时，可在假底加装振动装置，用于模拟海底地震.
3.1.2造波-消波系统
水池内尺寸为15 m×2.5 m×3 m（水深2～2.5 m），整个造波-消波的过程都在水池内完成，具体可分为造波系统和消波设施两部分.
（1） 造波系统
海洋工 程水池造波系统的核心装置是造波机.我国在造波方面的研究工作从20世纪50年代起步，最初使用的造波装置主要是简单的电气装置.到70年代中期，开始逐渐采用模拟信号控制.随着科技的发展，如今已完全采用计算机进行造波控制.目前，主要的造波机类型可分为摇板式、推板式、冲箱式、空气式以及多单元（也称蛇形）造波机.该试验装置拟采用简单可靠的摇板式造波机.
摇板式造波机的主体部分是一框架式板块结构，其下缘与固定支座采用铰接的连接方式.在驱动机构带动下，造波板绕支座上的铰接点作往复摆动，使板面前方的水抬高或下降，在水面上形成波浪.调节或控制摇板的摆幅和周期（频率），可产生不同波高和波长的波浪.摇板式造波机结构简单，质量较小.采用液压传动机构，既可调频又能调幅，用于制造不规则波，比较方便.
（2） 消波设施
消波设施的原理是通过消波构造装置击碎或破坏波浪形状从而达到消除波能和减少回波的效果.试验水池的消波设施主要有消波器和消波滩（岸）两大类，有网格式和筒阵式等形式.消波器的特点是体积较小，可方便拆卸，但消波效果一般；消波滩体积大，消波效果较好，但需要占用较大的水池空间，建造成本相应较高.国内外大多数水池均采用消波滩形式.本文试验装置亦采用这种消波方式[11].常见的消波滩是抛物线形斜面消波滩，其斜面坡度大小直接影响消波效果，坡度越平缓，反射回波越少，但占用的平面尺寸较大，因此，可在满足消波效果的基础上把坡度取得适当陡一些，使消波滩下缘延伸到水中一定深度即可终止，如图1所示.
消波滩的消波过程是一个复杂的非线性过程，无法通过数学手段解决.荷兰水池的消波滩是通过在高速水池中针对不同坡度、不同吃水深度、不同表面阻尼系数和不同长度进行试验而最终确定形成的.即使如此，也很难保证达到100%的消波效果，而且它也无法解决水池侧壁和模型的反射回波问题[12].
3.1.3造流系统
每个海洋工程水池都要配备造流系统.该系统的造流能力是决定海洋工程水池先进性的重要方面.目前常用的造流系统有池内循环、假底循环与池外循环三种形式[9].在该试验装置中由于需要模拟深海海流，需要将漩涡、回流等扰动消除在水池外，以保证试验区域流场的均匀度和湍流强度等特性满足模型试验要求，故而选用池外循环[13].其工作循环为：水流由水池外大功率水泵驱动后，经过管路和进水廊道进入水池，再经过水池对面的出水廊道返回到管路中，形成一个完整的循环过程.在深水池外的进水和出水廊道内，设置有多种整流设备，以使高速水流进行整流后进入水池，因而具有较为均匀的流速分布，且水流的湍流强度也能满足试验要求.
3.1.4造风系统
风是影响海洋工程的重要环境因素之一.在对深海漂浮式风力机的工作过程模拟中，造风系统是必不可少的.该系统包括变频风机、整流器、风速仪以及计算机数据采集和控制系统.风机悬挂在一个可旋转的吊架上，可使风向与浪向成任意夹角.整流器放置在风机前方，目的是使流至风力机的风是均匀的.通过风速仪与测控系统可调节风速大小，模拟不同风速下风力机工作状态.
3.2测控系统及其主要仪器
测控系统是该试验装置最重要的部分.对于深海漂浮式风力机水池试验，主要目的为测量某固定风速、流速以及波浪条件下的风力机浮台的响应特性.因此，需要配备风速测控系统、流速测控系统、浪高仪、非接触式光学六自由度测量仪器以及其它仪器.
3.2.1风速测控系统
该系统用于调整、控制风速.其作用原理为：首先选定试验所需模拟风速的大小，然后通过风扇造风，并在整流器后放置风速仪，测量入流风速，最后根据实测结果调整造流风扇的变频器，使风速始终稳定在要求的范围内[14].风速测量拟采用AR846型风速测量仪.该仪器与计算机直接连接记录反射时间过程.风速仪量程范围为0.3～45 m·s-1，解析度为0.001，测试相对误差小于3%.
3.2.2流速测控系统
该系统用于调整、控制海流速度.其作用原理与风速测控系统基本相同，即：首先选定试验所需模拟海流的速度大小，然后通过流速仪测量海水的平均流速，最后根据实测结果调整造流水泵的功率，使流速始终稳定在要求值.流速仪拟采用挪威Nortek公司生产的ADV超声波三维流速仪.该仪器流速测量范围为0.005 ～1.0 m·s-1，它在水中含有足够微小粒子的条件下测试相对误差小于1%，足以保证测量所需大小与精度.
3.2.3波浪测量仪器
为了确定波浪条件，需要已知波浪的波谱、浪高和频率.由造波机可得到波谱，而浪高和频率则需要通过波浪测量仪器得到.波浪测量拟采用DS30型浪高水位测量系统.采集仪内置模/数转换器，巡回采集各通道数据，单点采样时间间隔为0.001 5 s （约666 Hz ）.该系统可同步测量多点波面过程并进行数据分析，每次试验前进行标定，标定线性度均大于0.999.为了测量频率，并考虑到浮台对波浪的影响，需要多个浪高仪，最多时需要12个.
3.2.4光学六自由度测量仪器
该仪器是本文试验装置中最为重要的测量仪器.该仪器主要利用图像处理和立体视觉技术对试验平台进行非接触式测量，实时得到平台的六自由度，即纵荡、横荡、垂荡、纵摇、横摇及首摇的运动轨迹，且对浮体的移动没有任何影响.根据其测量结果可对浮台进行RAO频域分析.本文试验拟采用HU型船运动量（六分量）测量系统，它由采集仪、2台摄像机和船标组成.船标上安装有4个红灯、2个蓝灯，固定于平台上.1号摄像机安放于平台的正上方，观测4个红灯的移动变化.由软件计算出平台的纵荡、横荡、纵摇、横摇和首摇5个分量.2号摄像机安放在平台尾部延长线上，观测2个蓝灯的移动变化，计算出平台的升沉.
传感器的量程是可变的，可通过调节摄像机的变焦来改变量程.因为6个灯的空间尺寸是固定不变的，因此量程改变无需标定.
3.3其它仪器
3.3.1系泊拉力测量系统
系泊拉力的测量拟采用2008型缆力测量系统（32通道）.该系统通过USB接口与计算机相连，采样时间最小间隔为0.001 s （1 000 Hz ），采用LA2型拉力传感器测量系泊拉力.该系统可同步测量多组缆绳拉力.LA2型拉力传感器是应变式的，使用350 Ω应变计，组成全桥电路，具有良好的温度特性.LA2型拉力传感器的量程为19.6 N （2 kg ）.
3.3. 2波高测量系统
目的在于提供一种能快速、多点检测波高，并对采集的信号进行实时分析控制的波高测量系统.波高测量系统包括若干波高传感器、与各波高传感器对应的检出电路、放大电路、A/D转换电路、稳压电源和计算机；波高传感器的信号输入到检出电路，经放大电路、A/D转换电路输入计算机.
3.3.3摄像机
主要用于模型试验过程中的摄像.
4试验装置功能
该试验装置可模拟深海条件下的风、浪、流，从而进行风力机浮台响应特性的测量与系泊拉力特性的研究，也可进行浮台倾覆试验.对于某些海上作业平台等简单对象，也可进行一些模拟分析.
4.1不同载荷条件下海洋平台响应与系泊拉力特性
可采用不同类型浮台结构（如单柱平台、驳船平台、Spar平台等）测量平台的六自由度响应特性以及系泊的拉力特性；也可调整工况，测量在风流、风浪、浪流乃至静水影响下，浮台的六自由度响应特性与系泊拉力特性；还可测量在极限工况，如百年一遇的海况下，浮台的六自由度响应特性与系泊拉力特性[12].
4.2海洋平台大载荷倾覆试验和破仓试验
在一定条件下，对平台模型逐渐加大风速，可测出随着风速的增加浮台动态响应的变化.通过不断加大风速，最终可得到浮台所能承受的最大风速，即倾覆风速.也可将平台部分舱体注水，研究平台的破仓水动力特性.
4.3深海漂浮式能源中心的性能试验
该试验系统可模拟深海条件下，进行不同形式风力机、振荡水柱波力发电机和海流发电机的性能试验；也可模拟单一或叠加极端载荷条件下，进行深海漂浮式能源中心的整机动力学特性试验.
4.4其它水动力学试验
由于试验装置可调节试验水深、模拟海底地震，故可进行变水深平台水动力或系泊特性试验，以及海底地震的平台水动力或系泊特性试验.
5结论
本文提出了一种新型简单实用的风浪流联合试验装置，并详细阐述了其结构组成及测控系统与测量仪器，同时介绍了该装置所能进行的各种试验项目.该试验系统可用于模拟深海条件下的风、浪、流，从而进行风力机浮台响应特性的测量与系泊拉力特性的研究；用于测量不同载荷条件下海洋平台响应与系泊拉力特性；可进行海洋平台大载荷倾覆试验和破仓试验；可模拟深海条件下，单一或叠加极端载荷条件时深海漂浮式能源中心的整机动力学特性；也可进行变水深平台水动力或系泊特性试验以及海底地震的平台水动力或系泊特性试验.该试验装置对于深海漂浮式能源中心的研究具有非常重要的作用.
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