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摘要随着电力技术的不断发展，微电子技术也有了突飞猛进的进步。当前，水电站采用综合自动化系统后不仅提高水电站运行方面的经济性而且在工作方面也有了很大的可靠性，这些对于保证电能质量、提高工人工作效率、改善劳动条件，进而提高水电站运行的效益等方面都有很大的作用。本文对水电站综合自动化系统分析与设计进行简要的探讨，希望对从事水电站方面的人员有所帮助。
关键词水电站；自动化；升级改造
1.1电站概况
木京水电站位于广东省河源市东源县境内，为东江干流梯级规划枫树坝以下第九个梯级，它是以发电为主,兼有航运、防洪、城市供水、旅游等综合效益的水利水电枢纽工程。电站为河床式低水头径流电站，装有3台灯泡贯流式机组，单机容量10MW，装机总容量3×10MW，多年平均发电量为1.0766亿kWh。年利用小时数3589h，保证出力(90%)4940kW。电站以1回110kV出线接入河源市东城变电站。电站主接线方式由发电机和主变压器的联结组合为1个单元接线和1个扩大单元接线。即1#发电机组与1#主变(12500kVA)组成1个“发一变”单元；2#、3#发电机组与2#主变(25000kVA)组成1个“两机一变”的扩大单元。110kV侧接线则为二进一出的单母线接线。木京水电站在2002年10月21日全部机组并网发电，从投产至今已有10年时间，部分设备老化，控制系统设备相对落后，需要对计算机监控系统进行升级改造，完善站内计算机监控系统的自动化功能。
1.2设计原则
木京水电站计算机监控系统改造目的：修复1~3#机组、升压站、泄水闸门的自动控制系统，改造电站站级控制层，以修复和完善电站集中控制，安全监视，电站优化运行等功能。本工程以电站三台水轮发电机组及辅助设备，若干台厂变，两台主变，一座110KV的开关站、泄水闸门以及公用设备等为监控保护对象，系统结构采用分层分布的开放式系统结构，由主控层和现地控制层组成。
计算机监控系统按“无人值班，少人值守”原则设计。系统既有一定的先进性，又有较高可靠性和实用性，满足设计时先进，运行时不落后的基本要求，系统有较强的升级换代能力。整个系统一次规划设计，分步实施。系统均符合以下要求：
（1）技术的先进性。系统结构与配置结合国际最新计算机硬件产品，软件产品，快速的网络交换技术，实时工业控制产品与未来发展，充分利用计算机领域的先进而成熟的技术，保证系统的实际应用水平在今后的10年内不落后。
（2）系统的开放性。系统主要硬件设备选型符合计算机技术发展迅速的特点，采用全分布开放式系统。并具成功的运行经验，能在水电厂环境下长期连续稳定运行。采用100MB快速以太网总线的光纤网络结构，系统中的软件均符合开放系统的要求，便于系统能适应功能的增加和规模的扩充要求。
（3）系统的安全性。系统是标准化的成熟产品，功能完善并模块化，并具完备的确保硬件及软件的安全性措施，防止监控系统硬件或软件的故障或缺陷对现场设备的危害。针对梯级电站集中监控的特点，在保证操作安全性，通讯安全性方面也保留一定的可靠性措施。
（4）功能的完善性。本系统按电站的“无人值班，少人值守”的原则设计，整个系统采用全计算机控制方式，配备完善的应用功能，特别是预留与地调、MIS信息管理系统及其他计算机系统的数据通信、数据共享功能。满足梯级电站集中监控、优化运行的特点。
（5）抗干扰能力。系统网络采用光纤技术，避免了不同设备之间的电信号连接。现场信号也采用光电隔离或其他隔离措施。
（6）系统的友善性。人机接口功能强，操作方便，采用面向对象的全汉化界面，向用户提供完善的开发支持软件系统。
（7）充分利用PLC的高可靠性及逻辑方面的优点，保证机组的各种工况下的安全转换及顺序控制。由PLC完成全厂的控制与调节，保证全厂发电运行可靠。LCU在脱离电站主控级的情况下，仍能保证机组安全运行。
1.3系统主要目标和功能
实施本工程后，恢复电站1~3#机组的自动控制，并且可以通过中控室的计算机监控系统实现对电站现地设备的远程监控，形成一个完整的电站闭环过程控制，达到现地无人值班（少人值守）的目的。
本系统的主要目标是：完成1~3#机组的自动控制改造，配置计算机监控系统以接受上级调度中心的调度指令，完善全厂的计算机监控系统，实现中控室监测和控制，提高电站安全运行水平，改善职工运行条件。
本系统的主要功能有：实时采集主要设备及辅助设备的运行状态、参数，对电站各控制点和监视点进行自动安全检测、越限报警、事件顺序记录、事故故障原因提示、事故语音报警，实现水轮发电机的自动顺序启停控制，断路器等重要设备的投、切操作以及其他自动控制功能，实现与梯级、地调、MIS信息管理系统及其他计算机系统的数据通信。
2.1系统结构
本电站计算机监控系统采用全分布式开放结构，分成主控级监控层和现地级监控层。
主控级监控层位于电站中控室，分层分布结构，以光纤以太网连接现地控制层，进行数据传输。全系统采用100Mbps快速以太网技术，TCP/IP网络协议，组成开放的计算机网络系统，主控级监控层网络采用光纤以太网与所有机组LCU联接。主控级主要设备包括2台操作员工作站站（主机），1台通讯服务器，1台网络交换机，1套语音报警系统，2台打印机。
现地级监控层监控现地各分散的设备，按电站控制对象和分布位置设置：
三台水轮发电机组各用一套LCU，开关站和公用设备共用一套LCU，共4套LCU。所有LCU与主控级监控层网络采用光纤以太网联接。
2.2主控级控制层配置
1)操作员工作站（主机）
每台主机均采用DELLT1650工作站，配置为：英特尔(R)INTELI3-2120酷睿双核3.3GCPU，4G内存，500G硬盘，N2270512M显卡，16XDVD-ROM，两台19“1280X1024LCD，百兆网卡。中控室两台主机既是系统服务器，又是操作员工作站，工作方式互为热备用，即两台主机的系统同时工作。
2)通讯服务器
每台主机均采用DELLT1650工作站，配置为：英特尔(R)INTELI3-2120酷睿双核3.3GCPU，4G内存，500G硬盘，N2270512M显卡，16XDVD-ROM，19“1280X1024LCD，百兆网卡。另外，留有两路RS232接口，作为远动（地调）接口，远程调度命令和信息可以通过通讯服务器进行发送和接收。
3)网络设备
厂级监控层网络交换机采用20电口4光口快速以太网光口交换机，网络交换速度高达100Mbps，保证数据、图形和语音信息的高速传输。厂级监控层与现地级监控层LCU采用光纤网络连接，保证信号的可靠传输。
网络交换机预留有足够的接口与梯级调度中心、流域水情测报系统、和地方电力调度等系统联网。
2.3现地级控制层配置
原机组LCU控制系统是由南瑞公司提供。PLC设备已运行10余年，稳定性、实时性已无法满足电站“无人值班，少人值守”的要求。因此，将机组LCU的PLC系统更换为国外知名品牌GE公司的PAC3I系列PLC系统。
现地级监控层机组LCU的数据采集和控制采用GEPAC3i系列PLC。PAC3i系列PLC是美国GEFanuc公司最新推广的中高档型的PLC，模块化结构，通信和扩充性能良好。CPU选用PAC系列PLC中较高档的CPE310，该CPU具有10M内存和高速运算能力，内置10Mbps以太网卡和串口通讯模块，支持以太网的广播方式通信以及MODBUS通讯方式，大大提高网络数据交换效率。机组LCU通过光电转换模块，采用光缆直接与主控级监控层网络交换机进行高速数据通信。
PACSystemsRX3i能统一过程控制系统，此可编程自动化控制器解决方案可以更灵活、更开放地升级或者转换。PACSystemsRX3i价格适中、易于集成，为多平台的应用提供空前的自由度。在ProficyMachineEdition的开发软件环境中，它单一的控制引擎和通用的编程环境能整体上提升自动化水平。
3计算机监控系统功能
本系统的主要目标：实现厂内安全运行、自动监测和闭环控制，实现电厂的系统衔接和统一调度管理，提高电厂运行经济效益，提高电厂安全运行水平，改善职工运行条件及提高电能生产的质量。
能在中控室主机以及现地上直接控制机组开、停和有、无功的调整。现地控制与远方控制可以通过现地LCU屏上的旋钮进行设置。
本电站计算机监控系统采用分层分布式结构，控制权限共分三级，从高到低依次为：现地级监控层LCU，主控级监控层操作站（双主机热备用）和梯调中心（预留）。
在公用LCU屏上设置电站与梯调中心的控制权切换开关，当开关切到“梯调”时，电站厂级监控层主机的控制权上交梯调中心，电站主控级监控层主机只能向LCU转发梯调命令，而不能直接实施控制和调节命令。当开关切到“电站”时，厂级监控层主机就有控制权限，能向LCU实施控制和调节命令。
在机组、泄水闸和公用设备及开关站的LCU屏上各设置主控级监控层/现地级监控层的控制权切换开关，只有切到“远程”时，主控级监控层主机才能实施控制和调节命令。当切换开关切到“现地”时，只能通过现地LCU屏的操作面板实施控制和调节命令。当机组LCU的操作面板发生故障时，不影响主控级监控层对机组LCU的控制，反之亦然。
图一：电站监控系统结构图
参考文献:
[1]李伟.水电站自动化中的相关技术探讨[J].中国科技,2010,6.
[2]杨江宁.浅析变电站与水电站综合自动化[J].中国水利水电,2012,6.