水电站控制及辅机技术浅析

魏春荣

(新疆伊犁河流域开发建设管理局，新疆伊宁 835000)

1 水电行业发展现状

能源安全问题一直是全球关注的焦点。水电的可再生性及其在开发环节的种种优势使其在能源建设方面极具优势。同样，水电在我国能源发展史上扮演着极其重要的角色，是经济社会发展的一大支柱。21世纪，随着电力行业体制改革，提高了水电开发建设的积极性和资金投入，我国水电建设进入全速发展时期。21世纪初，公伯峡1号机组正式投产，标志着中国水电装机总量超过美国，突破1亿kW大关，成为世界水电装机容量最大的国家。随着溪洛渡、向家坝、小湾、拉西瓦等一批大型水电站的相继开工建设，中国的水电事业又上了一个新台阶。

2 水电站控制技术

2.1 水电站控制技术发展史及现状

水电行业发展伊始，水电开发者就一直在探索水电站的控制技术，以此来对水电站主要设备实施全面、快捷的管理。20世纪30年代，苏联的工作人员就开始了关于水电站控制技术的研究，希望建立一种自动控制系统。从20世纪发展到今天，水电站控制技术发生了天翻地覆的变化，但总体是朝着自动化、智能化、便捷化的方向发展。总结以往水电站控制技术的发展历程，可以将各时期的水电站控制系统按照自动化程度分为三种:早期自动控制技术、大规模晶体管集成电路控制技术和计算机控制技术。

早期自动控制技术是一种传统的控制技术，主要是由电磁继电器来完成水电站设备的控制和安全保护。不同的电气设备需要采用不同的常规自动控制系统。常规自动控制技术虽然使水电站的机电设备可自动控制，但是由于它的调节性能很难得到保证，使得它难以完成对水电站设备的全自动控制。

20世纪六七十年代，晶体管集成电路的出现和应用，弥补了之前水电站设备控制采用常规自动控制技术的不足之处，晶体管集成电路控制技术有较好的调节性能，能够自动实现对水电站的机电设备的调节、实时检测，并保护设备的正常运行，在真正意义上实现了水电站设备的自动调节。但它也有诸多限制，如需要对控制对象进行不同参数调节时就需要改变电路参数，使得晶体管集成电路控制技术在实际应用中并不完美。

20世纪80年代，电子计算机技术广泛应用于控制领域。1984年，富春江水电站计算机监控技术的成功应用，揭开了我国水电站计算机监控技术蓬勃发展的新篇章。进入21世纪以来，计算机监控技术日益成熟，被越来越广泛地应用于水电站建设中。目前我国水电站自动化控制已经达到很高的水平，国内的二滩、葛洲坝、龙滩等大型水电站基本实现了“无人化 (少人值班)”的智能化模式。

2.2 智能控制技术在水电站的应用

所谓的智能化控制技术，就是在没有人控制的基础上，借助先进的传感和测量技术，对电站进行自动化控制，智能化地对电站的运行状态进行优化调整。在实际设计中，智能化控制是通过可编程控制器、智能控制装置、计算机、微机继电保护装置等装置来实现的，通过现场总线、标准以太网将现场控制器以及各智能装置进行有机的连接，并最终构成了按功能分工协作的综合监控系统。

在实际应用中，智能化控制技术通常按“无人值班，少人值守”的原则进行设计，是以计算机监控系统为主，配以常规控制系统的自动化控制模式。

2.2.1 智能控制系统的核心

图1为某水电站的智能控制系统。可以看出，该水电站的控制系统由电站现场控制子系统、主厂房监控子系统、辅助设备监控与保护子系统三大控制子系统组成。三大控制子系统通过以太网连接，成为一个完整的控制系统。

在该电站智能控制系统中，工作站中的计算机主机是整个控制系统的核心。工作站的作用是控制水电站发电机组的运行操作，如开机、停机等，以之对各设备的运行参数进行检测、收集和存储，对整个水电站的计算机系统和发配电系统进行调控。工作站中配置一台计算机主机、一套GPS校时装置以及相关的设备，如打印机、自动报警装置、后备UPS不间断电源等设备。不得不提一下，工作站中配备GPS校时系统的缘由:由于监控系统时间分辨率的要求，必须保证工作站中计算机主机和下面三组LCU时钟同步，故在工作站中需要配置高精度的时钟校准系统。

2.2.2 辅助设备的保护与监控系统

辅助设备的保护与监控系统是智能控制系统中独立于现地控制级系统的部分，通过局部以太通讯网络共同联系到工作站计算机监控中心。由图1可以看出，辅助设备的保护与监控系统主要由机组保护屏和主变线路保护系统组成。机组保护屏部分主要负责1号和2号发动机的保护和后备保护工作。主变线路保护系统由主变主保护、主变后备保护、线路保护、厂用变保护、主变零序保护等单元组成，与机组保护系统共同完成对辅助设备的监测和防护工作。

2.2.3 现地控制级系统

除工作站计算机主机核心之外，智能控制系统中最为重要的就是现地控制级系统。现地控制级系统在整个系统中的宏观表现就是三组现地控制单元(LCU)，即1号机组现地控制单元、2号机组现地控制单元和公用现地控制单元，三组LCU系统构成了智能控制系统的计算机监控系统的基础。在水电站机电设备布置LCU监控系统，一般是对发电机组及其辅助设备的运行状态进行实时监控，监测采集的数据将通过电站局部以太网络传输到电站的监控中心，从而掌握电站设备的运行工况。三组LCU监控系统的组成是完全一致的，都是由电量采集装置、交流量采集系统、直流电源、可编程控制器PLC、信号灯和逆变电源表计组成。LCU监控系统中最为重要的组成部件就是可编程控制器PLC，其工作原理是通过可编程序的存储单元执行逻辑运算和控制指令，通过端口信号模拟控制水电站的运行过程来实现输入和输出。

2.2.4 以太局部通讯网

现地控制级系统和工作站、监控中心是通过电站局部以太网络的联通来实现的。该局部以太通讯网络系统主要由收发机、光开关、光耦合器等设备和通讯光纤、电缆组成。采用TCP/IP接口协议和IEEE80213接口标准，具有100Mbit/s的传输速率，以太局部通讯网络的实现使电站设备的功能状态以及电气信号的传递工作得到很好的保障。

3 水电站辅机技术

3.1 辅机技术的发展

在水电站的设备系统中，辅机设备主要是机组压油装置、空气压缩机和各功能水泵、风机等。水电站辅机技术的发展，就是为了对水电站各辅机设备实施系统控制，使其能够为电站主设备服务。当然，在水电站智能控制系统中，辅机控制系统也是一个独立的系统，根据主设备的不同分为多个相对独立、又能通过某些方式互相联系的分系统，用这些系统组成的网络对水电站在运行过程中所需要的各种辅机设备实施系统控制。

水电站辅助设备控制系统相比电站核心控制系统是比较简单的，作为整个智能控制系统的组成部分，是随着水电站的控制系统发展而发展的，但与主要设备控制系统的控制策略是有所区别的。辅助设备的作用在于保证发电机组安全运行，因此保障辅助设备的安全可靠性和准确性是辅助设备控制系统的首要目

标。在实际控制中，需要具备以下功能:辅助设备控制系统必须是与电站整个控制系统联系的，在监控中心能实时地观测到各设备的运行状态;各辅助设备能根据电站运行的需要独立运行，满足电站运行的需求;辅助设备应能在出现故障时，自动启动备用设备，同时将切换信息传递给监控中心;辅助设备的运行状况和相关参数的采集，在数据异常时能够独立报警并反馈给监控中心。

3.2 辅机技术在水电站中的应用

在目前水电站的辅机控制系统中，通常采用PLC作为现场控制设备来完成对辅机设备实施控制的，该系统与电站监控中心共同完成辅机设备的监控要求。

图2为我国某水电站的辅机控制系统设计。在该系统设计中，各个辅助设备都设置了自己的PLC作为控制器，同时通过水电站内部局域网向监控中心传达自身检测的状态信息并监控中心指令。

图2 辅机控制系统设计

该系统中，在集中控制室即监控中心的公共系统屏上通过控制信号单元即由一台PLC来实现对油、气、水系统的控制。控制对象主要包括不同压强等级压缩空气，各种水泵、油泵和碟阀等。辅助设备控制系统通过装设在生产现场的检测仪表将压力、温度以及液位等现场的运行状况传送到PLC系统，PLC根据检测来的信号独立运行，无需外部指令，只需通过通讯单元将运行与故障数据送至监控中心。

4 结 语

综上所述，水电站的智能化控制技术以计算机信息管理技术为核心，配以自动获取设备信息单元，将生产控制过程和信息的反馈有机结合在一起，在真正意义上实现了水电生产的自动化控制。水电站智能化控制系统的实施，一方面把水电站整体运行可靠性提升到可视化的角度，实现水能资源更加经济、合理的利用;另一方面，智能化控制系统是由计算机控制技术实施的，可以极大提高工作效率，减少人员配置，从而降低运行成本，提升水电站的运行效益。

水电行业控制系统的信息化、自动化、智能化控制目前是以“无人化”原则为设计准则的，通过自动获取电站各个运行设备的运行状态参数来判别设备的健康信息。智能化控制系统会自动根据电站运行的安全性，准确地判别当前流量情况、电网的负荷，对电站的运行做出准确的调整，以此来提升水电站的效益。虽然我国水电站的自动化智能控制技术起步较早，目前的技术实施相对成熟，管理也相对规范，但与某些发达国家相比，我国水资源开发的总体水平还是落后的。目前，我国正在进行能源结构的加速调整，在未来若干年内，国内水电行业将保持较快的发展速度，承担的能源供应任务也会愈加沉重。因此，必须对各种规模的水电站实施智能化控制，根据自身的情况不断完善系统优化，这对实现我国水电行业的可持续发展具有重要意义。

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