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抽水蓄能电站电气一次设计2300字文章从水泵水轮机、电气主接线、启动、制动开关、调压等几个方面对抽水蓄能电站电气一次设计进行分析，以期能够给同行带来一点启发。
毕业抽水蓄能电站；电气；一次设计一、水泵水轮机设计分析（一）水泵水轮机组20世纪20年代，一种新型抽水蓄能机组―水泵水轮机组横空出世。
在抽水蓄能电站中，水泵水轮机是主要的动力设备，如果将其转轮进行正向旋转，那么就能充当水轮机；如果转轮是逆向旋转，那么水泵水轮机就发挥的是水泵设备的作用。
水泵水轮机是由水泵和水轮机串联而成的综合型设备，相较于传统的水泵与水轮机，水泵水轮机的重量较轻，而且造价较低，所以受到了发电企业的广大欢迎。
（二）调速器在水泵水轮机中，调速器具有重要的作用，其能够对转速调度和频率进行控制。
技术人员可以利用增减机压方式来调控速度，在控制过程中，调速器具有快速频率跟踪、频率稳定调整优势。
在水泵水轮机运行中，可以通过调控导水叶的开度，来实现运行稳定性和高效性要求，此外，调速器还能都对水轮机符合进行自动调节。
（三）主阀一般情况下，每一台水泵水轮机组中都有一台主阀，其中主阀的形式比较多样，具体包括横轴主阀、整体结构主阀、双面止水阀等。
在选择水泵水轮机的主阀时，一般都选择半径为1cm左右的主阀，运行原理一般是油压操作，而油压在抽水蓄能电站中需要控制在5.7MPa 内。
二、电气主接线设计分析（一）电气主接线基本设计原则为了提高电气主接线的安全性，那么必须保证任何一条线路即使出现浸出线检修或者出现断路器检修，也不会对系统供电造成影响。
此外，电气主接线必须要操作简单，运行经济、耗能低，节省更多的经济效益。
（二）电气主接线设计方案电气主接线具体包括两个方面的内容：一，发电电动机侧接线设计方案：发电机内部启动、内部换相等因素与发电电动机机侧接线系统有着密切的关系，这些因素导致发电电动机侧接线过程中留下隐患，而且电气主接线设计要求比较复杂。
抽水蓄能电站在转接电力线路中，不仅需要控制线损功率，而且还需要对应力进行简化。
试论抽水蓄能电站电气一次设计现状及改善对策分析发布时间：2022-09-27T08:43:25.042Z 来源：《福光技术》2022年20期作者：周景诚[导读] 伴随人们生活水平逐渐上升，对用电需求逐渐增多，目前，提升抽水蓄能电站的电气一次设计质量具备积极的影响，可以推动变电站日后工作效果提升。
华东宜兴抽水蓄能有限公司江苏宜兴 214200摘要：伴随人们生活水平逐渐上升，对用电需求逐渐增多，目前，提升抽水蓄能电站的电气一次设计质量具备积极的影响，可以推动变电站日后工作效果提升。
本文从水电站的电气一次设计入手，分析高压水电站电气一次设计现状，提出抽水蓄能电站电气一次设计的改善对策，仅供参考。
关键词：抽水蓄能电站；电气一次设计现状；改善对策电气一次设计科学性，除了可以符合电站稳定运行要求外，又能提升电厂的运行效果，减少设备消耗。
新世纪背景下，伴随社会科技飞速发展，各类新型技术与新型设备逐渐涌现，给电厂操作带来重大影响。
在现代社会发展过程中，电能作为重要能源。
可以想像，若是社会缺乏水能会如何。
水电站是电能提供源泉，设备运转效果与安全性对水电站持续性及稳定性具有直接的影响。
水电站在进行电气一次设计过程中，一般需由三部分构成，即配电、变电、发电，核心部分就是电气一次设计，故此强化研究抽水蓄能电站电气一次设计现状及改善对策意义重大。
1.抽水蓄能电站的电气一次设计概述由于抽水蓄能电站存在诸多转换工况，且具有灵活的运行方法，电气一次设计与设备选型，必须对具体使用原则进行合理掌握。
抽水蓄能电站的电气一次设计内容在于电站的运行基础。
涵盖电气主线设计、开启及换相方法、开启母线，发电机断路设备，机组的主要制动部分。
电气主线的设计应满足经济原则，因其具备低耗能、投资生特点，可以满足水电站多变运行方法与转换频繁特征，尤其是操作方法应以灵活简单为主。
在设计主线方面，应该简单布置，通过紧凑型设计，规避地下厂房的大量设计。
发电机侧接线相对繁杂，所以设计主线追求简化原则，确保给侧接线预留充足的衔接空间。
天荒坪抽水蓄能电站建设天荒坪抽水蓄能电站建设华东勘测设计研究院科技信息部提要：本文回顾了天荒坪抽水蓄能电站的建设历程，对电站概况及枢纽布置做了较为详细水蓄能电站2005年获国家第十一届优秀工程设计金奖，和国家第九届优秀工程勘察金奖，工程蓄能电站勘测设计的许多关键技术，文中概述了这些成果。
天荒坪抽水蓄能电站竣工后，在电巨大的作用。
关键词：抽水蓄能电站枢纽布置关键技术经济和社会效益1 概述天荒坪抽水蓄能电站是华东地区第一座大型的抽水蓄能电站，安装6台300MW机组，总容量建和在建的单个厂房装机容量最大、水头最高、电站综合效率达到80％以上的抽水蓄能电站。
＃机组)已于1998年9月30日投产，2＃、4＃、5＃和3＃机组先后于1998年12月底、1999年8月旬及2000年3月上旬投运，最后一台机组于2000年12月发电。
天荒坪抽水蓄能电站为“八五～九五”期间国家重点建设工程。
1980年华东院在规划选点中发现天荒坪站址，1984年开始可行性研究，1987年开始初步设施设计，1994年3月1日主体工程开工，2001年至2003年分别通过了国家规定的防火、环境保护卫生、档案、枢纽、财务审计等六个专项竣工验收（水库移民免验）。
天荒坪抽水蓄能电站是利用世界银行贷款引进外资的项目，采用国际竞争性招标。
外资主外采购及部分土建工程的国际招标。
主要机电设备如水泵水轮机、发电电动机、主阀、计算机500kV GIS高压组合电器设备、500kV高压电缆等均采用国际招标采购。
工程的土建部分除上水为国际招标外，其余均采用国内招标。
电站的建设资金由国家开发银行、华东电力集团公司、上海市、江苏省、浙江省及安徽省坪抽水蓄能电站的建设过程中施行了新的建设管理体制——业主负责制、招标投标制、建设监境保护的各项工作在设计阶段、世行评估阶段和施工期，都得到了充分的重视。
天荒坪抽水蓄能电站2005年在中国第十一届优秀工程设计评选中获国家金质奖，同时亦在程勘察评选中获工程地质勘察国家金质奖。
关于水电站电气设计常见问题及对策分析关于水电站电气设计常见问题及对策分析[摘要]随着我国水利水电事业的不断开展，人们对于水电站的电气设计工作予以了更多的关注，如果能够保证设计质量，就能够从一定程度上控制水电站运行过程中电气故障的发生。
因此，笔者在此先对水电站电气设计存在的问题进行简要探讨，继而对电气设计故障的控制策略进行详细的论述，希望能够从设计环节促进我国水电事业的开展。
[关键词]水电站；电气设计；存在问题；标准性；解决对策中图分类号：TM02 文献标识码：A 文章编号：1009-914X41-0063-01引言作为一种非常重要的根底设施，水电站的设计质量直接决定了水电站的未来使用效果。
并且水电站具有多方面的功用，不仅可以在发电方面有所帮助，还在防洪、灌溉等方面对人们有所助益。
但是由于水电站对于环境有着巨大的影响，并且建造过程中需要消耗大量的人力和物力，因此我们必须在设计阶段进行全面考虑，根据水电站所处地域、环境等的不同进行针对性的电气设计工作，笔者结合个人多年来的设计经验，对设计环节存在的问题及对策进行详细的论述。
一、水电站电气设计环节存在的常见问题1 电气设计缺乏标准性设计环节必须遵守国家相关的设计标准，这不仅能够保证电气设计的平安性，还能够对电气设计的有效性提供一定帮助。
但是我国现阶段的水电站电气设计工作缺乏一定的标准性，主要表达在两个方面，分别是：首先是用电负荷计算缺乏标准性，作为电气设计中的重点环节，电气负荷计算是对用电情况的一中最主要评估方式，将评估数据结合到实际的电气设计中，能够更好地满足人们的用电需求，并且实现节约本钱的目的。
但是在实际的设计过程中，设计人员缺乏对用电负荷估算的重视程度，大多采用二项式的方法来进行计算，这就会导致计算的用电负荷与实际的用电负荷严重不符。
如果实际的用电负荷远远大于计算的用电负荷，最后的结果就是在水电站的实际应用过程中会由于设备的负荷较大经常烧毁线路，轻那么导致电路出现故障，重那么导致大规模的人员伤亡事故；如果实际的用电负荷远远小于计算的用电负荷，最后的结果就是造成大量的资源浪费。
天荒坪抽水蓄能电站运营特点概要天荒坪抽水蓄能电站位于中国四川省乐山市马边彝族自治县天荒坪镇，是中国重点水电站之一。
该电站采用了先进的抽水蓄能技术，具有独特的运营特点，本文将对其进行概要介绍。
1. 电站介绍天荒坪抽水蓄能电站是一座大型水电站，总装机容量达到2400兆瓦。
该电站由上、下两座水电站组成，其中，下游电站建设于20世纪70年代，为混凝土重力坝式电站，装机容量为1200兆瓦；上游电站建于21世纪，为地下厂房式抽水蓄能电站，装机容量也为1200兆瓦。
天荒坪抽水蓄能电站的主要工艺流程是：上游电站在低电价时段利用电力驱动抽水机将水从下游电站的水库抽到上游水库，以储存电能；在高电价时段，上游电站将储存的水再次放回下游水库，通过水轮机发电，以实现调峰和储能。
2. 运营特点2.1 大规模储能采用抽水蓄能技术的天荒坪电站不仅可以发挥水电站的常规发电功能，同时还可以实现大规模储能。
电站装有4个抽水水泵机组，每组机组的最大出力均为400兆瓦，总共可以储存6小时左右的电能。
这种大规模储能技术不仅能够保证电网的稳定性，也可以应对电力峰谷差价，减少能源浪费，提高能源利用效率。
2.2 多元化发电电站的另一项优势是可以实现多元化发电。
根据电力市场需求和价格变化，电站可以灵活地调整发电策略，实现不同类别、不同功率级别的电力生产。
同时，电站还可以通过与其他清洁能源发电厂商合作，实现能源互补和联合发电。
2.3 强大的调峰能力电网负荷波动时，电站可以快速响应并进行调峰。
抽水蓄能技术的快速启动和停止能力使得电站能够快速调整发电功率，实现平衡电网负荷的效果。
通过储存峰谷电能，电站还能够实现高负荷运行，保障电网的稳定性。
2.4 节能环保相比于传统燃煤火电站，天荒坪抽水蓄能电站具有更好的节能环保性。
抽水蓄能技术使得电站能够灵活地调整发电策略，减少了对化石燃料的依赖，同时也减少了温室气体排放，保护了环境。
电站的建设还充分保留了自然环境和风景，确保了清洁能源的可持续发展。
（建筑电气工程）天荒坪抽水蓄能电站电气设计的若干问题天荒坪抽水蓄能电站电气设计的若干问题余国铨(华东勘测设计研究院杭州310014)摘要本文介绍了天荒坪抽水蓄能电站电气主接线、SFC的配置等，且就抽水蓄能电站的调压方式、发电电动机通风冷却等问题提出了建议。
关键词水电站电气设计天荒坪抽水蓄能电站l500kV侧的接线方式天荒坪抽水蓄能电站500kV侧，为什么采用不完全单母线二分段接线(所谓“不完全”是指有壹回进线未装设断路器)。
参见图1天荒坪抽水蓄能电站电气主接线图。
之所以采用这种接线方式，县有个演变过程。
图1天荒坪电站电气王摄线圈由于电站的设计进度比系统接人设计进度提前，故天荒坪电站初设要完成时，电站接人系统方案尚未能审定。
系统设计部门提供7个方案，其中可能性较大有2个方案：即电站以二回500kV输电线接入瓶窑变电站或以三回500kV输电线二回接人瓶窑变电所，壹回接人苏南斗山变电所。
为满足1989年底完成初步设计的要求，我院只能先假定壹个接入系统方案进行设计。
考虑到天荒坪电站是华东三省壹市和国家共同集资兴建的项目，影响接入系统的因素很多，初设为了留有余地，我院决定暂按三回500kV出线的方案进行设计。
至于发变组合，经过技术经济比较，选定和联合单元接线。
这样电站6台300MW机组共组成三个联合单元，也即500kV有三回进线。
初设时为节约工程投资，500kV配电装置的位置选择在上水库东南侧850m高程比较开阔的地方，且选用敞开式设备。
主接线经过多方案比较和可靠性计算，由于三回路出线使电站环入华东500kV主网，对500kV接线要求严格，故选定为1个半断路器接线。
初设审查期间(1990年5月)，为了选定主接线方案，要求系统接入设计的方案必须先审定。
故会议期间临时召开了系统接人设计讨论会，暂定为二回500kV出线的方案(系统接人设计审查会直至1991年3月才召开，正式决定采用二回出线的方案)。
审查会上电站建设部门认为开关站布置在上水库离厂房太远，主张改用进口GIS，将开关站布置在下水库附近。
天荒坪抽水蓄能电站十年设备改造综述李浩良 吕 峰 林肖男（华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司）[摘 要] 本文总结了天荒坪抽水蓄能电站运行十年来设备改造的成果，对十年中设备运行发现的问题、改造的原因和方法以及改造的结果作了系统的介绍。
[关键词] 天荒坪电站 设备改造天荒坪电站自1998年9月首台机组投产以来已过去十年多了，而这十年也正是我国抽水蓄能发展最快的十年。
天荒坪作为国内首批建设的大型抽水蓄能电站，其设备运行情况和设备改造的经验值得认真总结。
本文介绍天荒坪电站十年来设备运行的基本情况，对较为典型的缺陷进行了分析，总结了运行设备改造的原因、方法和结果，同时也指出了目前设备中尚存在的问题。
1 设备运行的基本情况1.1 电站运行的基本特点天荒坪电站自投产以来，其基本的运行方式是调峰填谷。
在一般情况下，电站每天早晚二次发电顶峰，夜间抽水填谷。
在电力供需矛盾突出的情况下，积极配合调度运行方式的安排，采用增加下午峰荷发电以及腰荷抽水等特殊手段，来缓解用电紧张的局面。
图1为天荒坪电站典型的日负荷曲线。
图1 天荒坪电站典型的日负荷曲线在天荒坪电站投产运行的十年间，尽管华东电网容量不断增大，但由于区域经济发展较快，华东电网曾多次出现电能短缺现象，峰谷差也越来越大，由于优越的地理位置和对系统的快速响应能力使天荒坪电站多年来的发电利用小时和发电量一直保持在较高的水平，机组启动频繁。
从2000年1月1日到2007年12月31日，电站已累计完成发电量191.99亿KWH，抽水电量239.05亿年KWH （图2）；发电工况运行24662次，累计65591小时；抽水工况运行11547次，累计72999小时，其他工况运行11847次，累计3890小时（具体数据见表1）。
其中2001－2007年6台机组全部投产以来的多年平均发电量为24.15亿KWH；每台机组平均年运行时间为3130小时，其中发电运行约1437小时，抽水运行约1606小时，抽水调相约87小时，机组年平均启动次数为5964次，每台机组平均每天运行约8.6小时，是目前国内已投产抽水蓄能电站发电量和利用小时数最多、发挥作用最充分的电站之一。
天荒坪抽水蓄能电站电气设计的若干问题余国铨（华东勘测设计研究院杭州310014）摘要本文介绍了天荒坪抽水蓄能电站电气主接线、SFC的配置等，并就抽水蓄能电站的调压方式、发电电动机通风冷却等问题提出了建议。
关键词水电站电气设计天荒坪抽水蓄能电站I 500kV侧的接线方式天荒坪抽水蓄能电站500kV侧，为什么采用不完全单母线二分段接线（所谓“不完全”是指有一回进线未装设断路器）。
参见图1天荒坪抽水蓄能电站电气主接线图。
之所以采用这种接线方式，县有个演变过程。
图1天荒坪电站电气王摄线圈由于电站的设计进度比系统接人设计进度提前，故天荒坪电站初设要完成时，电站接人系统方案尚未能审定。
系统设计部门提供7个方案，其中可能性较大有2个方案：即电站以二回500kV输电线接入瓶窑变电站或以三回500kV输电线二回接人瓶窑变电所，一回接人苏南斗山变电所。
为满足1989年底完成初步设计的要求，我院只能先假定一个接入系统方案进行设计。
考虑到天荒坪电站是华东三省一市与国家共同集资兴建的项目，影响接入系统的因素很多，初设为了留有余地，我院决定暂按三回500kV出线的方案进行设计。
至于发变组合，经过技术经济比较，选定与联合单元接线。
这样电站 6 台300MW机组共组成三个联合单元，也即500kV有三回进线。
初设时为节约工程投资，500kV配电装置的位置选择在上水库东南侧850m 高程比较开阔的地方，并选用敞开式设备。
主接线经过多方案比较和可靠性计算，由于三回路出线使电站环入华东500kV主网，对500kV接线要求严格，故选定为1 个半断路器接线。
初设审查期间（1990年5月），为了选定主接线方案，要求系统接入设计的方案必须先审定。
故会议期间临时召开了系统接人设计讨论会，暂定为二回500kV出线的方案（系统接人设计审查会直至1991年3月才召开，正式决定采用二回出线的方案）。
审查会上电站建设部门认为开关站布置在上水库离厂房太远，主张改用进口GIS,将开关站布置在下水库附近。
由于这些变化，且二回出线均接人同一变电所，电站不环入主网，同时又采用可靠性高的GIS，故接线可简化，审查时选定双内桥接线方案。
鉴于500kV隔离开关无法切除空载变压器，为避免切除空载变压器而断开桥开关，所以还决定参照英国迪诺威克抽水蓄能电站（也是6台300MW机组），在三回进线回路上各加装1台负荷开关，以便利用它来切除空载变压器，而不影响双桥形接线，参见图2天荒坪招标阶段500kV侧接线图。
1992年天荒坪电站主机招标时就附上这接线方式。
1,2号机号捉5出号机除合单元呱合单元联合单元图2天荒坪招标阶段500kV侧接线图当采用上述的接线方式时，我院即提出，世界上制造500kV GIS的厂家，均不生产500kV负荷开关，采用这样的接线不落实。
但因时间关系，决定暂按该接线进行主机招标，同时抓紧与外商联系，落实500k v负荷开关的制造，最终待在500kV设备招标时再决定接线方式。
经过技术交流，外商均不同意专门生产500kV负荷开关，所以决定对500kV 主接线进行修改。
在修编初设概算时，500kV负荷开关系按断路器价格2/3估算的。
修改主接线方案时，我们需考虑尽可能不影响概算；同时主机标已签合同，发变组的继电保护已定，也应考虑接线方式尽可能不要有大的变动。
因此我们决定将1#、2#机和5#、6#机二个联合单元进线的负荷开关改为断路器，而将3#、4#机联合单元进线的负荷开关取消。
这样修改的主接线既没有大变动，且概算也基本不变，只是在切除3#、4#机联合单元回路时得断开二台分段断路器，但另二单元回路则有了独立的断路器，运行更灵活简单。
考虑到抽水蓄能电站要在系统中承担调峰填谷、事故备用等功能，主变压器一般不切除（正因此，我们在变压器招标时，对空载损耗规定了较低数值），实际上只有3#、铲机联合单元回路有故障或需要停机检修时才会断开二台分段断路器，这种概率是很低的，应该说这样的变动影响并不大。
从上述说明可以看出，选用这种接线不单是技术问题，还有一个演变的过程促成的。
2 500kV 快速接地开关的配置天荒坪抽水蓄能电站为何要在500kV出线线路侧及500kV进线电缆终端一侧均配置快速接地开关?众所周知，线路侧上的接地开关，若线路两侧都有电源，如果接地开关误合时，将通过相应的断路器的关合电流；另外考虑到平行的架空线路尤其是同杆架设的线路，其电磁感应和静电感应电流较大，所以接地开关须具备切、合上述感应电流的能力。
天荒坪电站二回出线均接入瓶窑变电所，属二侧都有电源的平行架空线，接地开关应具备切合电流的能力，也即宜装设快速接地开关。
至于500kV进线电缆回路，贝U因超高压电缆的电容要比架空线路大得多，天荒坪500kV XLPE电缆的电容为0.14卩F/km,所以该回路的接地开关也应具备切、合电容电流的能力，以便在检修时释放以上的充电电流，故在电缆回路GIS侧装设快速接地开关。
经了解，广蓄一期充油电缆也要求在一端加装快速接地开关，但实际合闸时间约为1s，并未达到快速接地开关要求合闸时间小于0.1S的要求，与检修用接地开关并无差别。
运行几年来，虽经几次切合，并未发生问题。
这主要是电缆线路长度较短，电容量不够大的缘故。
GIS厂家说明=B只建议大电容电缆线路宜用快速接地开关，没有具体的规定。
今后应在技术交流中要求对GIS进行试验，规定具体数据。
广蓄一期采用充油电缆，线路长度约600m，电缆电容为0.209卩F/km，如以该工程为例推算，再加上留有裕度，每回电缆线路电容量如在0.1卩F/km以下，采用检修接地开关是没有问题，这样还可能节约投资。
根据广蓄二期合同，快速接地开关的合同价为84000美元/组，而检修接地开关只有48000美元/组。
3静止变频起动装置(SFC)的输入变压器利用静止可控硅变频起动装置来起动可逆式水.泵水轮机组是当今大型抽水 蓄能电站常用的起动方式。
SFC 的额定电压可以等于也可以低于发电电动机的额 定电压。
当采用低于发电电动机额定电压的 SFC ，其输入和输出二端均需装设有 变压器，使SFC 的电压能与电源电压和发电电动机电压相匹配。
但当采用等于发 电电动机额定电压的SFC ，一般输出端就不需再设变压器；至于输人端是否需设 输入变压器，则有的工程设置而有的工程未设置。
例如天荒坪 SFC ，输人端除了 装有限流电抗器外，还再加装变压比为 18kV/18kV 的输入变压器，见图3。
广蓄 二期SFC 的输入端则仅装限流电抗器，参见图4。
输弗电抗解图3天荒坪电站SFC 接线图 我们之所以特别要求加装输入变压器，主要是为了减少SFC 产生的谐波电压 对供电系统的影响，同时也能起到隔离作用与限制故障电流 (天荒坪输人变压器 的阻抗电压为10%)。
输入变压器的作用在广蓄二期得到了验证，正是由于未装 设输人变压器，所以在初期运行时曾发生过 SFC 投入使用时，其它机组保护发生 过无故跳闸停机的事故。
据分析可能是受到 SFC 产生的谐波干扰，导致机组保护 误动。
所以现在已要求卖方加装输人变压器。
4静止变频起动装置(SFC)的配置天荒坪电站为侗’要设置2套SFC 。
关于SFC 的配置，国外早期当可控硅装置 运行经验不多、可靠性还没现在这么高时，对机组台数较多 (如6台机及以上)的 蓄能电站、确有装设2套SFC 的，如英国的迪诺威克电站、日本的奥吉野电站等。
但随着可控硅装置可靠性日益提高、 结构的改进、检修方便、出故障修复费时不 多，后期投运的一些多机组iakv 櫛人电±t图4广莆二期电站SFC 接践图lBkV输人电抗蛊输人斷殊SE输人亚圧器 轴出断胖辟输出氐抗器蓄能电站也就只装设1套SFC,例如美国的巴斯康蒂电站。
基于这种情况，同时考虑到SFC是进口设备，原先是按1套SFC起动为主、再加“背靠背”起动为辅的原则设计的，只在布置上预留1套SFC的位置。
根据估算，用1套SFC连续起动6台机组，约需33min；如用1套SFC加“背靠背”同时起动，6台机组总起动时间约为23min。
我们认为这样的速度应能满足系统调度的要求。
由于业主对只设1套sFC仍有些担心，加上主机标澄清时投标商，同意不增加投标价再提供1套SFC，而且布置上原来已有位置，故决定改按安装2 套SFC进行设计，且同时仍保留“背靠背”起动作为备用：根据估算，采用2套SFC同时起动6台机组，总起动时间约为18min。
这就是天荒坪电站采用二套SFC的由来。
现在，通过广蓄一、二期、十三陵以及天荒坪电站SFC使用情况证明，SFC的可靠性是很高的。
采用2套SFC之后，考虑到2套SFC同时运行产生的谐波量也将成倍增长，故天荒坪电站消除谐波的滤波装置由每套SFC配2组滤波装置增加至5组滤波装置，且5次和7次谐波的滤波器容量也大幅度增加，使滤波装置占地面积加大，增加地下厂房布置的难度。
当然，要求对谐波限制的规定是否合理，也值得商讨。
大多数外商在技术交流或合同谈判过程中均反映我们规定过严，特别是像SFC这样的装置，使用时间极短，规定应可放宽。
5 抽水蓄能电站的调压方式抽水蓄能电站由于工况变换频繁，潮流变化大，高压母线上电压波动范围亦较大，系统调压计算结果往往要求采取调压措施。
目前电站采取调压措施有两种：一是加大发电电动机调压范围，例如广蓄一、二期，调压范围由一般的± 5%加大至±7.5%（据了解，投运以来实际调压范围为3.2%〜-3.4%）;另是电站升压变压器采用带负荷调压，调压范围一般由土2X 2.5% 加大至土8X 1.25%，例如天荒坪、十三陵电站。
国外目前也是这两种手段并存。
欧洲一些国家如法国、意大利、奥地利等，认为有载分接开关故障率较高，不主张在蓄能电站内装设带负荷调压的变化器，一般都采用加大发电电动机的调压范围，最大已达土10%UN。
日本则根据经济比较，认为采用带负荷调压变压器比加大发电电动机调压范围的方案经济，故其蓄能电站多采用带负荷调压变压器的方式。
从经济比较来分析，以天荒坪电站为例，当机组调压范围由±5%加大至±7.5%，估计发电电动机造价将增加1.0〜1.5%，约46万美元〜69万美元（6台机）; 变压器加装带负荷调压装置增加造价约为58万美元（6台）。
从可靠性来分析，目前尚无看到由于加大发电电动机调压范围而导致机组可靠性降低的报导。
但是变压器加装带负荷调压，由于分接开关的故障概率约为变压器故障的25%，可靠性比不带负荷调压变压器降低。
由于担心带负荷调压发生事故，加之变压器布置在地下洞室，万一事故导致变压器着火，后果就更严重，所以采用这种调压方式的天荒坪、十三陵两电站，从机组投运以来，带负荷调压装置一直不敢投入运行，仍按无载调压的变压器运行方式运行。
