小型水电站计算机监控系统应用度探讨

郑晓丹，丁国平，任 健

（1.浙江水利水电专科学校，浙江 杭州 310018；2.杭州南望自动化技术有限公司，浙江 杭州 310013；3.浙江水利水电勘测设计院，浙江 杭州 310006）

0 引言

自20世纪90年代末起，我国各地小水电站陆续进行了技术改造，2002年国家颁布了GB 50071—2002《小型水力发电站设计规范》，新建的小型水电站基本都采用了计算机监控系统。在小水电站改造过程中，一些老电站由于未能从电站实际设备情况出发，导致监控系统与原有设备不匹配，使监控系统成为虚设；一些新建的小水电站没有从自身的需要考虑，超规模配置监控系统造成浪费。总结这些经验教训，笔者提出小型水电站计算机监控系统应用度的概念，尤其对老电站，因其设备基础各异，计算机监控系统应用更应视具体情形而定。

1 小水电计算机监控技术的发展

1.1 监控理念与监控方式的改变

最早的小水电站计算机监控技术要求仅限于机电合一值班，当时采用的是以常规控制装置为主、计算机为辅的监控方式（CASC）；而后随着计算机技术的逐渐成熟转变成中控室少人值班，计算机与常规控制装置双重监控形式（CCSC）；直至过渡到如今提倡的水电厂以 “无人值班（少人值守）”为要求、以计算机为基础的监控方式（CBSC）。

1.2 监控系统组成结构演变

早期计算机较贵，水电厂一般只设1台计算机对全厂进行集中监控，承担水电厂全部监控任务，全厂的数据采集和处理、异常状态报警等任务均由该计算机分时执行，整个系统都依赖1台计算机，可靠性不够；后随着计算机价格的下降，出现了多微机、功能分散式监控系统，即数据采集、调整控制、事件顺序记录、通信等功能均由相应独立微机完成。功能分散式监控系统结构虽然提高了可靠性，但仍未解决监控系统信息过于集中的问题，逐渐发展到如今的分层分布式监控系统。对于小水电站，分层分布式监控系统一般分2层进行控制，一层为现地控制层按控制对象设置单独的控制单元，如机组现地控制单元、开关站及公用现地控制单元、微机保护测控单元、辅机控制单元等，各控制单元一般安装在所控设备所在地，该设备的控制由各自控制单元处理；另一层厂站控制层配置各种工作站、通信网络设备、打印设备、UPS、GPS卫星时钟、电话语音报警、模拟返回屏、操作控制台等，负责一些全厂性的功能，如水电站运行的监视、操作、信息管理、远动和优化控制等。整个分层分布式监控系统由统一操作系统控制多个分布的资源，如计算机系统硬件、外设、各种程序和数据库等。

2 小型水电站计算机监控系统应用度探讨

2.1 小水电站计算机监控系统应用度分析

我国小水电数量大、分布广，为县办工业、乡镇工业、农田排灌、生活照明及农副产品加工等起到至关重要的作用。由于已开发的小水电管理方式千差万别，管理水平参差不齐，人才和资金的短缺，造成多数小水电的自动化程度较低，技术比较落后，严重影响设备的安全可靠运行。在计算机技术飞快发展的今天，小水电改造以及应用计算机监控技术对提高农村小水电站的自动化程度和运行的可靠性，降低一线人员的劳动强度，提高小水电站的综合经济效益具有十分重要的意义。小水电的改造应该以经济性、先进性、适用性和可靠性为原则。本文提出小水电计算机监控系统应用度的研究，应用度包含两个方面：①是否全部小水电都需要改造为计算机监控系统，若需要改造，那么按照怎样的应用度实施；②进行改造为计算机监控的小水电，各硬件系统的配置度应如何考虑。

电站装机容量小，值班人员多、负担重的电站，不一定要上计算机监控系统，可走逐步报废重建的路子；而经过评估确实值得改造的电站则须根据电站自身装机容量的大小，在系统中的地位、作用等实际情况，进行合理的系统结构模式选择和硬件配置。对机组台数少、单机容量在2 000 kW以下的电站可采用只设1台计算机的集中监控系统；单机容量在2 000～5 000 kW的电站视电站自身经济实力、人员冗余度、发展等需要既可选择采用计算机与常规控制装置双重监控形式，也可采用以计算机为基础的监控方式；单机容量在5 000 kW以上的小型水电站改造时，则提倡采用以计算机为基础的监控方式。

2.2 典型常规小水电站计算机监控系统的应用度

单机容量在5 000 kW以上的水电站在小型水电站中所占比例最大、地位相对较高，称其为典型常规小水电站。其系统应用度一般可按照以下要求设置：①电站正常运行完全依靠计算机监控系统；②电站机组辅助设备控制系统、公用设备控制系统的有关设备按计算监控系统的要求作相应改造，更换电站原配置的不能满足计算机监控系统要求的自动化元件，配全电站油、气、水系统非电量监测变送器；③电气保护系统以实现全微机保护为原则，改造后的电站保护装置应采用国内技术先进、可靠性高的微机保护装置，并具有与计算机监控系统的通信接口；④增加计算机监控系统与电站水情雨情测报系统的联网，并预留与地区供电局的调度通信接口。

2.2.1 电站控制层硬件配置度

电站控制层设备一般设2套操作员工作站（双机热备用）、1套工程师（兼培训）/通信工作站、1套多媒体语音报警装置、2台打印机终端、1套GPS、1套UPS电源和1套微机控制台等。

主控站1和主控站2采用同型号工控机，并配置液晶彩色显示器，它是全厂集中监视和控制的人机接口，可对全厂设备进行计算机实时监控，直接进行各种控制操作、发布操作命令，AGC/AVC计算和处理，数据库管理，在线及离线计算，实时图形显示，事故、故障信号的报警等。

工程师/通信工作站采用与主控站同型号工控机，使其具有主控机的功能，可作为主控机的热备用微机，配置液晶彩色显示器等设备，该站主要用于系统的维护、培训仿真、系统通信及进一步的应用开发。

上述单机性能指标一般要求32位CPU字长、奔腾IV、256 M内存、80 G硬盘、1.44 M软驱、1路RS232加1路RS485串行口，1个USB口，1个并行口，101标准键盘、可读写式光盘驱动器（CDROM）1个、声霸卡1块、I/O扩展功能卡1块、网络通讯卡1块、256 kB高速缓冲存储器。相应配置UPS电源，提供不间断供电电源且供电时间不小于1 h。2台网络A4图幅中文激光打印机，用于报表打印及报警记录打印等。卫星同步时钟GPS可采用BSS标准卫星同步时钟，接收GPS的授时标准时间，并通过对时装置的串行接口与各工作站相连发送对时信号，通过网络使系统主干网上各计算机时钟与卫星时钟进行同步。卫星时钟同步脉冲信号接入各LCU。时钟的同步精度宜达到+/-1 ms，同步时钟可预留4路接口。系统一般采用工业以太网，通讯传输介质可用双绞线、同轴电缆或光缆 (一般传输距离近、装机容量小的电站采用双绞线或同轴电缆；传输距离远、装机容量大的电站宜用光缆)，传输的速率为 100 Mb/s，通讯规约为 TCP/IP Modbus，配置3Com网络交换机，支持10/100 M自适应通信速率，同时提供16路以太网口，连接主控层各计算机以及机组LCU、公用设备LCU。

2.2.2 监控系统现地控制层硬件配置度

现地控制层设机组LCU和升压站及公用设备LCU。机组LCU一般1台机组配1套，可直接布置在主厂房发电机层机组旁，也可布置在中控室内。机组LCU由可编程控制器PLC、温度巡检装置、多功能仪表、彩色触摸屏、PLC（大容量电站也可采用PC机）、转速信号装置、剪断销信号装置、微机自动准同期装置、手动同期装置、调速器油泵控制装置、以及手动开机、停机、紧急停机按钮、同期开关、发电机断路器操作开关，发电机电压变送器，发电机功率变送器装置等设备组成。机组LCU监控范围包括水轮机、发电机及机组辅助设备等。主要完成数据采集和处理、安全运行监视、控制、调节、事件顺序检测、数据通信、系统诊断、时钟同步等。在与主控站工控机脱离联系时，通过人机接口或操作开关能独立工作。

升压站及公用设备现地控制单元LCU由PLC、彩色触摸屏、多功能仪表（包括线路和母线）、继电器、微机自动准同期装置、电压变送器、功率变送器等组成，一般占2面屏，布置在副厂房中控室内，主要负责主变、高低压配电装置、出线和厂内公用设备如高、低压气机，蝶阀油泵，集水井泵，渗漏水泵，厂用电系统、直流系统等的控制与监视，并预留溢洪闸和进水口闸门的监控接口。

PLC的I/O模块要求能带电热插拔，I/O扩展采用Busx总线，速度达12 Mb/s，I/O开关量输入、输出，模拟量输入点数视电站实际需要而定，一般公用PLC所用点数多于机组PLC的。

2.2.3 与LCU相配合的励磁系统、调速器及其他公用设备控制系统配置

LCU与机组辅助设备之间的通讯采用MODBUS协议。

2.2.4 励磁系统和调速器改造

与计算机监控系统配合的励磁系统及调速器均应采用微机型，由于早期实施计算机监控改造的一批小水电站为省钱，未改造原有励磁系统，结果导致计算机监控与原有励磁系统不匹配从而造成整个监控系统不能实现正常开停机。因此被改造电站发电机励磁系统若为模拟电路板设备，则建议整套更换为微机型励磁装置。小型水电站改造励磁系统时一般采用双微机型自并激可控硅整流励磁装置，使励磁系统满足小水电发电、同步等各种运行工况要求；整流器采用三相桥式全控整流电路；起励方式采用残压为主、直流起励为辅；灭磁方式一般采用正常时逆变灭磁，事故时灭磁开关灭磁，同时配置RS485接口，使励磁系统可与机组LCU进行通讯和控制。

机械调速器也应更新改造成可编程微机型调速器，一般配置专用调速器电控柜、事故电磁阀、电气转速信号装置（布置在机组LCU屏上）及单相电压互感器等，机组能手动/自动运行，现地/远控控制，并保证开度变化不大于1%的接力器全行程。电控柜信号灯能实时指示机组运行状况，设置自检保护，并配有RS485接口，满足机组LCU的要求。

2.2.5 其他公用设备控制系统的改造设计

其他公用设备控制系统的改造设计则完全要视电站实际设备情况而定。

一般液体酸性免维护蓄电池宜更新为酸性全封闭免维护蓄电池成套装置，并增加直流电流变送器、直流电压变送器、RS485通信接口，满足公用LCU的要求。

油、气、水系统需要监测的温度、压力、液位、流量及机组的振动、摆度等，如各冷却水水流量，检修密封压力，油压压力，上、下游水位，拦污栅差压、机组导叶开度、主阀开度等量均须加配变送器将信号送至公用LCU屏。

3 结语

改造后的小水电站计算机监控系统主要承担监测和控制两大功能。

监测功能要求将水电站需要监测的温度、水位、油位、压力等非电模拟量通过相应传感器转换成电信号，连同电气设备的电流、电压、有功功率、无功功率、电能、功率因数、频率、励磁电压、励磁电流等电模拟量一起输入PLC的CPU，然后经过变送器转换成0～5 V的直流电压或4～20 mA的直流电流，再经A/D转换器转换成数字量；而所有采集到的开关量信息要经过光电隔离和防抖动处理后输入CPU，然后监控系统对采集到的被控制对象的状态信息进行分析、比较、判断，提供出异常报警信息、操作控制信息和记录、报表。

控制功能则要求电站一要完成机组的开、停机顺序操作控制和调节控制；二要完成对水电站油压装置、空气压缩机、水泵等辅助设备的自动控制。一般小型水电站机组及其辅助设备的控制均采用可编程序控制器PLC来完成。

根据国家对小型水电站自动化发展的总体目标，国家对5 MW以下的水电站并未进行强行规定，各小型水电站完全应根据自身装机容量的大小，在系统中的地位、作用等实际情况，进行合理的系统结构模式选择和硬件配置。特别是每个已经建成电站的设备基础迥异，因此改造时切忌搞一刀切。本文介绍的计算机监控系统应用度也只是总结众多小水电的改造实例而得出的，事物都是在不断向前发展的，特别是计算机技术更是发展神速，因此我们在改造时只要把握在现有基础上如何尽快好省地实现上述监测、控制两大基本功能，同时稍具超前的眼光，力争使监控系统功能便于扩展，为最终实现水电站全方位综合自动化功能奠定基础。

［1］刘海波，吴昌.三峡右岸电站计算机监控系统人机界面的设计与优化［J］.水力发电，2009，35（12）:82-84.

［2］陈启卷.中小型水电厂计算机检测与控制［M］.北京：中国电力出版社，2005.

［3］文伯瑜，姜龙华.现代水电厂计算机监控技术与试验［M］.北京：中国电力出版社，2004.