水电站自动化技术应用.docx

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水电站自动化技术应用

水电站自动化技术应用

水电站自动化技术概念的引入

水电站的组成部分

主机设备：

水轮机、发电机、变压器

辅助设备、一次输变电设备、二次测量、监视、控制、保护设备、消防监控系统、水文自动测报系统

一、水电站自动化概述

1.水电站自动化的作用

      水电站自动化就是要使水电站生产过程的操作、控制和监视，能够在无人（或少人）直接参与的情况下，按预定的计划或程序自动地进行。

水电站自动化程度是水电站现代化水平的重要标志，同时，自动化技术又是水电站安全经济运行必不可少的技术手段。

水电站自动化的作用主要表现在以下几个方面：

（1）提高工作的可靠性：

水电站实现自动化后，一方面可通过各种自动装置快速、准确、及时地进行检测、记录和报警，既可防止不正常工作状态发展成事故,又可使发生事故的设备免遭更严重的损坏，从而提高了供电的可靠性。

另一方面，通过各种自动装置来完成水电站的各项操作和控制（如开停机操作和并列），不仅可以大大减少运行人员误操作的可能，从而也减少了发生事故的机会；而且还可大大加快操作或控制的过程，尤其在发生事故的紧急情况下，保证系统的安全运行和对用户的正常供电，具有非常重大的意义。

（2）提高运行的经济性：

水电站实现自动化后，可根据系统分配给电站的负荷和电站的具体条件，合理地进行调度，保持高水头运行，同时合理选择开机台数，使机组在高效率区运行，以获得较好的经济效益。

如何实现各电站合理最优调度，避免不必要的弃水，充分利用好水力资源，对于梯级电站来说尤为重要。

此外，水电站通常是水力资源综合利用的一部分，要兼顾电力系统、航运、灌溉、防洪等多项要求，经济运行条件复杂，单凭人工控制很难实现，实现自动化以后，将有助于电站经济运行任务的实现。

特别是对于具有调节能力的水电站，应用电子计算机不但可对水库来水进行预报计算，还可综合水位、流量、系统负荷和各机组参数等参量，按经济运行程序进行自动控制，大大提高运行的经济性。

（3）保证电能质量：

我们知道，电压和频率作为衡量电能质量好坏两项基本指标。

电压正常偏移不超过额定值的±5%，频率正常偏移不超过额定值的±0.2～0.5 HZ。

电压或频率的的稳定主要取决于电力系统中无功功率和有功功率的平衡。

因此要维持系统电压和频率在规定范围内，就必须迅速而又准确地调节有关发电机组发出的有功和无功功率。

特别是在发生事故的情况下，快速的调节或控制对迅速恢复电能质量具有决定性的意义，而这个过程，单纯靠手动操作，无论在速度方面还是在精度方面都是难于实现的，只能借助于自动装置来完成。

可见，提高水电站的自动化水平，是保证电力系统电能质量的重要措施之一。

（4）提高劳动生产率、改善劳动条件：

水电站大多地处偏僻山区，远离城镇，职工长期生活在较差的环境之中。

水电站实现自动化后，很多工作都是由各种自动装置按一定的程序自动完成，用计算机监控系统来代替人工操作及定时巡回检查、记录等繁杂劳动，大大改善运行人员的工作和生活环境，减轻了劳动强度，提高了运行管理水平。

同时还可减少运行人员，实现无人值班（或少人值守），提高劳动生产率，降低运行费用和电能成本。

2.水电站自动化的内容

      水电站自动化的内容，与水电站的规模及其在电力系统中的地位和重要性、水电站的型式和运行方式、电气主接线和主要机电设备的型式和布置方式等有关。

总的来说，水电站自动化包括以下几个方面：

（1）完成对水轮发电机组运行方式的自动控制：

一方面，实现开停机和并列、发电转调相和调相转发电等的自动化，使得上述各项操作按设定的程序自动完成；另一方面，自动维持水轮发电机组的经济运行，根据系统要求和电站的具体条件自动选择最佳运行机组数，在机组间实现负荷的经济分配，根据系统负荷变化自动调节机组的有功和无功功率等。

此外，在工作机组发生事故或电力系统频率降低时，可自动起动并投入备用机组；系统频率过高时，则可自动切除部分机组。

（2）完成对水轮发电机组及其辅助设备运行工况的监视：

如对发电机定子和转子回路各电量的监视，对发动机定子绕组和铁芯以及各部轴承温度的监视，对机组润滑和冷却系统工作的监视，对机组调速系统工作的监视等。

出现不正常工作状态或发生事故时，迅速而自动地采取相应的保护措施，如发出信号或紧急停机。

（3）完成对辅助设备的自动控制：

包括对各种油泵、水泵和空压机等的控制，并发生事故时自动地投入备用的辅助设备。

（4）完成对主要电气设备（如变压器、母线及输电线路等）的控制、监视和保护。

（5）完成对水工建筑物运行工况的控制和监视：

如闸门工作状态的控制和监视，拦污栅是否堵塞的监视，上下游水位的测量监视，引水压力管的保护（指引水式电站）等。

二、水电站自动化技术的发展

1、常规自动控制系统

水电站常规自动控制系统应用最普遍，是一种传统的自动控制系统，它由电磁式继电器构成自动控制回路，主要完成顺序控制，电磁式继电器还可构成水电站设备的保护。

常规自动控制系统是针对特定的控制对象而构成，不同的控制对象的控制系统不相同，当控制对象的保护种类及控制顺序要改变时，则要改变自动控制回路。

常规自动控制系统的弱点在于调节性能较差，难以实现对水电站设备的自动调节及巡回检测。

2、晶体管集成电路控制系统

由于常规自动控制系统的弱点存在调节性能较差，难以实现对水电站设备的自动调节及巡回检测等问题，在70年代随着晶体管集成电路的应用，这个问题得到了解决，利用晶体管模拟或数字电路技术，可构成水电站的各种自动调节、巡回检测或保护装置，甚至取代部分机械调节装置。

比如电气液压调速器取代了机械液压调速器；无刷励磁、晶体管励磁系统取代了励磁机、双绕组电抗分流励磁等，从而实现了自动调节。

局限性：

1）、晶体管集成电路控制系统同常规自动控制系统一样，是属于由硬件构成的调节控制系统，当调节控制对象的调节参数要改变时须调整电路参数，若要增减功能则须修改硬件电路；

2）、电路集成度不高，元件数量较多，就存在元件性能的一致性、筛选、老化等问题。

3）、存在工作点漂移和温度漂移等问题

3计算机数字控制系统

      随着科学技术的高速发展，自80年代起，电子计算机在各个领域得到广泛应用，一种模块化的基于现场总线的水电站计算机监控系统出现，逐步取代了传统的以常规控制、人工操作为主的控制模式，大大提高水电站的自动化程度，实现水电站“无人值班，少人值守”。

1.系统构成：

采用了计算机、可编程序控制器（PLC）或智能I/0、微机继电保护装置和专用智能测控装置，通过标准以太网、现场总线将主控机与各个现地控制站、智能装置等有机连接在一起，构成了按功能分工协作的分层分布式综合监控系统。

2.系统的主要特点：

（1）开放式体系结构，层次分明，具有良好的扩展性。

（2）分层分布式系统，可以根据监控对象、功能进行配置，具有很好的分散性、开放性和灵活性。

（3）采用冗余配置，具有很高的可靠性。

（4）用中文Windows 操作系统和智能通信等先进技术，便于系统升级。

（5）灵活的组态界面，人机接口能力强，界面友善，易于掌握，方便设计、调试和现场运行。

3.系统主要功能：

（1）对电站设备实现自动监视与记录：

计算机监控系统自动完成电站设备数据的采集、处理以及设备运行状况的自动监视与记录，包括开关量信息监视，模拟量信息监视，故障/事故报警、记录与显示，SOE 点记录与显示。

（2）对电站实现自动控制：

根据上级调度要求和电站自身的具体情况，对电站设备进行操作或调节，包括机组的自动开停和并列以及运行工况的自动转换、机组有功和无功负荷的自动调节、自动发电控制AGC、自动电压控制AVC、断路器操作等。

（3）对发电机、主变、线路等主要设备及辅助设备进行保护与监控。

（4）实现电站运行管理的自动化：

实现运行报表的自动生成，运行操作的自动记录，电站设备参数或整定值的记录与保存，所有报表均可自动或召唤打印以及运行人员仿真培训等。

（5）系统通讯：

实现与上级调度、水情测报系统、办公自动化网络等计算机系统之间通信，达到信息资源共享，充分发挥整个系统的综合效益。

4、综合自动化系统模式

这部分是综合自动化系统的核心和基础。

根据计算机在水电站监控系统中的作用及其常规监控设备的关系，一般有以下三种模式：

以常规控制设备为主，计算机为辅；

以计算机为主，常规控制设备为辅；

取消常规控制设备的全计算机监控系统。

水电站自动控制系统的划分

1、按被控制调节对象划分

1）、电网层控制系统

2）、电站层控制系统

3）、机组层控制系统

4）、功能单元层控制系统

电网层自动控制系统

电站层自动控制系统

进水闸门功能单元

进水主阀功能单元

机组层自动控制系统

技术供水功能单元

渗漏排水功能单元

检修排水功能单元

高低压压缩空气功能单元

消防供水功能单元

消防监测功能单元

频率调节功能单元

励磁调节功能单元

机组温度巡回检测功能单元

机组技术供水功能单元

2、按自动化程度划分

1）全自动控制系统

2）半自动控制系统

3）人工控制

3、按自动控制系统的设备构成划分

1）常规自动控制系统

2）静态集成电路控制系统

3）计算机数字控制系统

4、按控制距离划分

1）就地控制

2）远方控制

四、微机综合自动化在中小型水电站的应用

以实现电站的遥控、遥调、遥信和遥测等远动功能。

从而达到电站的无人值班或少人值守的目的。

1、计算机监控系统的配置

1）、电站控制层配置

电站控制层设备设在中央控制室，由主机操作员工作站、通讯工作站、主控制台、汉字打印机、GPS时钟同步装置、语音报警装置、UPS电源等组成。

电站控制层负责协调和管理各现地控制层的工作；收集有关信息并作相应处理和存储；迅速、准确、有效地完成对本站被控对象的安全监视和控制。

操作员可以在主控制室通过人机接口对数据库和画面在线修改，进行人工设定、设置监控状态、修改限值、事故处理指导和恢复操作指导等功能，并可下传至LCU。

监控命令输出只有监控主机取得控制权的工作执行，作为另一台工作站只作监测、数据通信而无控制输出，两机可互相跟踪，系统软件根据监控主机的运行和通信、硬件、软件等状态，进行跟踪判别，一旦出现异常，系统自动给出切换信号，由另一台工作站代替主机的工作，同时给出主机故障提示，主机修复启动后，自动监测转到主机并将数据输入，并重新处于监控状态。

2）、现地控制层（LCU）配置

现地控制层分机组LCU和公共LCU两部分，由人机界面终端（液晶触摸屏）、智能I/O控制器、I/O模块、输出继电器、准同期装置、温度测量装置、转速信号测量装置、数字式测量仪表和交直流双供电源等设备组成。

机、电气一次设备及公用设备等实时监控，通过工业以太网络实现各现地控制层与全站控制层连接交换信息，实现现地设备的监控及数据共享。

当电站控制层因故退出运行时，现地控制层可以独立运行而不受影响。

微机保护装置、转速、温度巡检、调速器、励磁系统等设备通过现地LCU与以太网联接，实现相应参数的监视和控制。

部分没有通讯接口的设备则通过现地控制单元的I/0模块实现设备的控制和状态检测。

3）、通讯网络及设备配置

网络结构形式采用工业以太网，网络通信介质为多模光纤和屏蔽双交电缆线。

网络传输采用Modbus协议，网络传输速率为100Mbit/s，节点数可达340个，网络上的任一节点可以实时向网络上其它节点和网络上发送信息，某一节点故障，自动从网络上退出，不影响网络上的其它节点传输信息。

网络系统完成电站控制层各工作站之间和来自现地控制层（LCU）的全部数据的传输和各种访问请求。

其网络协议符合国际标准化组织OSI模型。

具有良好的开放性。

计算机监控系统不会因任何一个元器件发生故障而引起系统的误操作。

网络成熟可靠，符合国际标准。

4）、系统软件配置

（1）系统软件：

采用中文版的美国微软Windows　XP软件，具有良好的实时性、稳定性、可靠性，XP系统管理保密性好。

用于操作系统，它管理整个计算机系统的所有资源，包括CPU、存储器、外部设备等，提供其它软件与系统资源的接口，是其它软件运行的环境。

（2）应用软件：

采用JTechv1.0开发软件和PLC编程软件，用于程序的编辑、编译、软件连接等。

具有良好的人机界面和全开放特性。

它是可以运行多种通讯协议的监控软件，与网上有不同通讯协议的设备交换数据，其数据库生成、监控画面、控制流程、报表等配置灵活，使用和维护方便。

5）、继电保护系统的配置

采用我公司生产的微机综合继电保护装置。

发电机、变压器和线路保护装置均有8个开关量输入和7个开关量输出，一个用于变化自检的转换接点输出。

输入与输出可以逻辑编程用于控制断路器的分合闸或者发信号。

有多种通讯协议可供选择，ZBK系例微机保护选用Modbus通讯协议，可以通过该协议向系统传送和存储保护内测量记录的数据。

保护的配置整定：

对于保护装置的使用，首先要进行配置整定，输入相关参数，保护装置通过这些参数进行保护功能和测量功能的计算，配置整定可以通过前面板进行操作。

微机保护装置还有故障、运行和操作记录，测量等功能。

接入保护装置的输入信号和保护装置内所有数据都有数据可能通过网络接口传送到网络上的其它设备内。

2、计算机监控的功能

1）、监控画面功能

（1）电气主接线状态画面

画面显示电气主接线所有开关的状态，发电机出口的电气和励磁参数，主变压器高、低压侧的电气参数，35KV线路出口的电气参数，6KV和35KV母线的电气参数，厂用变压器的电气参数，电气主接线上所有开关的分、合闸操作按钮状态。

主接线的运行状态和操作均在该画面上进行。

当运行参数超出正常范组LCU监控范围包括水轮机、发电机、进水口主阀和机组附属设备。

现地控制层负责对水轮发电机组围或开关跳闸时，相应的数值和开关颜色变化，语音设备报警。

（2）机组工艺系统状态画面

画面显示机组及其气、水、油等主要设备的状态参数，主要设备的操作按钮。

当气、水、油等参数超出正常范围或设备故障时，相应的数值和设备图形颜色变化，语音设备报警。

（3）监控系统运行状态画面

画面显示监控系统继电保护、PLC和测量装置的工作状态和参数。

（4）电站所有需要监测的各种参数的实时和历史曲线图、棒型图画面。

（5）各种运行和管理报表及表格画面。

（6）电站的平面图、动画等显示。

2）、远动功能

由监控系统的主工作站实现，并留有扩展能力。

需要向电力系统调度机关传送和接收数据，实现调度机关对本电站的遥测、遥信、遥控和遥调，实时接收调度命令，向调度机关发送水电站实时运行工况、运行参数等信息。

3）、数据采集和处理功能

（1）电站控制层：

自动实时采集和处理来自各现地控制层及调度系统的数据。

主要包括：

机组、主变、母线、35KV线路、厂用电、调压井闸门及全厂公用系统的电气模拟量、非电气模拟量、脉冲量、开关量的采集，对这些数据进行处理，包括越限处理、报警处理及事故追忆处理，处理后的数据以一定的格式存入实时数据库，形成实时数据库和历史数据库，以备系统调用和随时查询，并对监视的模拟量、开关量、脉冲量进行统计分析计算（含变位、越限等）作为历史数据存入历史数据库，并作为报表输出的主要数据来源。

当出现异常事件记录和出现事故时，计算机监控系统根据目前的情况自动作出处理。

（2）机组现地层LCU：

自动实时采集和处理发电机、水轮机、励磁及调速装置、机组附属设备的电气模拟量、非电气模拟量、脉冲量、开关量，主要设备运行工况诊断处理，并以一定的格式存入实时数据库，对各类信息进行数据封装后存放在现地控制单元的存储单元中，并上传电站控制层。

①直接采集的信号有：

电气量：

发电机定子电压、电流，励磁电流、电压、频率、有功功率、无功功率和功率因数等。

非电量：

机组油、气、水系统的压力、压差、流量、液位、温度。

开关量：

发电机断路器位置、继电保护电气事故信号、故障分类信号；励磁系统工作方式设置、灭磁开关位置、故障信号；调速器工作方式设置、故障信号；油压装置压力、油位信号；油泵运行方式、设置信号、运行状态信号；机组各温度信号、转速位置信号、导叶开度位置信号、接力器锁锭投切信号、制动闸块位置信号、制动气压位置信号、剪断销剪断信号、油槽油位信号；进水口阀门位置信号、机组冷却水信号；水机保护动作信号等。

脉冲量：

发电机有功电能、无功电能等。

②通信采集的信号数据有：

机组各部位温度、测温电阻断线及装置故障，以及有关机组轴温温度信号和交换控制、状态和报警信息。

励磁系统、调速器系统、同期系统、发电机及主变和线路微机保护装置的通讯。

4）、综合参数统计、计算与分析功能

计算机监控系统根据实时采集到的数据进行周期、定时或召唤计算与分析，形成计算数据库与历史数据库，帮助运行人员对电厂设备的运行进行全面监视与综合管理，可及时发现故障征兆，提高机组运行的安全性。

对现成的计算数据列出作为实时数据处理，存入相应的实时数据库和历史数据库，进行越限报警、启动相关处理程序等操作。

（1）温度量分析计算

LCU周期获得温度测量装置采集的温度数据，进行预处理，并作计算后将数据存入LCU数据库，实现全系统数据共享，可显示、制表打印。

①温度最高值、最低值：

温度画面的实时值现示和历史曲线现示。

②温度变化趋势分析：

实时和历史变化曲线。

③温度越限追忆记录：

历史变化曲线。

④正常值与实测值的比较分析：

温度画面中温度现示值变色，正常温度为白色、报警温度为黄色、停机温度为红色。

（2）电量累积计算

计算机监控系统对全厂有功电度量、无功电度量进行周期分项分时累加，并存入数据库，供显示并制表打印。

①单台发电机的发电有功、无功电量累加。

②单回送电线路的送电有、无功电量累加。

③全厂发电机总发电量累加，全厂线路总送电量累加。

④全厂总厂用电量累加。

（3）设备运行统计计算

对机组、断路器、机组油压装置等重要动力设备，以及间歇运行的辅助设备的运行工况（包括启动次数据、运行时间、间歇时间等）进行统计，对继电保护及自动装置动作情况进行统计。

5）、定值管理功能

计算机监控系统对所有定值作统计，定值修改、变更情况统计，并存入数据库，以备查询。

6）、生产报表功能

计算机监控系统进行电气量参数报表，非电气化量参数报表，温度、日发电量、厂用电量统计报表，生产综合统计报表等。

7）安全运行监视及事件报警功能

（1）主要设备安全运行实时监视

计算机监控系统可以使运行人员通过主机兼操作员工作站显示器屏幕对全厂主要设备运行状态和运行参数进行实时监视，包括状态变化监视、越限检查、过程监视、历史趋势分析和监控系统异常监视。

①越限检查：

主要针对主机定子电流、油温、冷却水压力、定子线圈和铁心的温度计及其它被监视参数

，检查设备异常状态并发出报警。

②过程监视：

监视机组开停机条件、开停机进程、状态转换过程的顺序及转换时间等，并上送至电站控制层。

监视机组各种运行工况的转换过程所需要的操作步骤，在发生过程阻滞时，显示阻滞原因，并由机组现地控制单元将机组转换到安全状态。

（如开机、停机、冷却水状况等）

③趋势分析：

分析机组运行参数的变化。

（如机组轴承温度趋势监视、发电机温度变化趋势监视、机组电压和负荷变化、励磁电压和电流变化等）

④监控系统异常监视：

对机组现地控制单元硬件、软件故障自动监视，报警并上送数据信息给电站控制层。

实时监视监控系统本身的工作状况，通信状态等。

（2）事件报警

①故障报警记录

计算机监控系统周期性扫描故障信号，故障发生时，立即响应并处理，同时记录故障发生时间（时、分、秒）、动作设备器件名称、事故内容等信息，并显示、打印故障报警语句，发出声光报警信号，按故障发生的先后次序排列，形成故障记录并存入数据库。

故障记录表格为故障汇总记录表，可供值班人员查寻，并定时打印，也可召唤打印或显示。

②参数越限、复限报警记录

计算机监控系统在设备运行参数超越其限值时，立即报警，越限值恢复正常值时，进行复限提示。

参数越、复限时，记录发生时间（时、分、秒）、参数名称、参数值勤等信息，并显示打印故障报警语句，发出音响报警信号，形成全厂参数越看待线记录并存入数据库。

③事件顺序检测

机组现地LCU自动检测本单元所监视的设备、继电保护和自动装置的动作情况，当发生状态变换时，对于事故信号自动产生中断，检测事件性质、发生时间，并顺序记录，上送电站控制层，计算机监控系统立即响应中为信号，同时记录事故发生时标（时、分、秒、）、动作设备器件名称、事故内容等信息，并显示、打印事故报警语句，发出声光报警信号，按事故发生的先后次序排列，形成事件记录并存入数据，可按设备进行搜索记录。

（3）事故追忆及相关量记录

电站发生事故时，需对事故发生前后的某些重要参数进行追忆记录，以供运行人员事故分析。

事故发生时，计算机将按顺序将事故报警信息、事故的名称及这些追忆数据保存于磁盘中，形成历史数据。

并自动显示、打印这些数据。

事故追忆的重要参数有：

线路三相电流和电压（正常值和故障值）；主变的电流和温度（正常值和故障值）；发电机定子三相电流和电压（正常值和故障值）、机组推力轴瓦最高温度等。

（4）机组开、停机过程监视

机组开、停机时（命令发出），计算机监控系统自动推出相应机组的开、停机过程监视画面。

画面包括：

机组编号、自动/手动标记、开（停）机条件、用流程图表示的开（停）机步骤、每步操作的时间及总时间。

实时显示全部开、停机过程中每一步骤及执行情况，并按设备实际动作状态自动改变步序框的颜色，以区分已操作、正在操作、待操作及操作受阻部位。

并提示在开、停机过程受阻的受阻部位的原因，进行开环运行指导甚至闭环自动控制操作。

8）、控制、操作与调节功能

根据电厂设备运行的情况和有关计算结果，按预定步骤远方及现地的控制命令对全厂设备的运行进行控制与调节。

运行设备控制方式设置，自动/手动控制、远方/现地操作，均可在操作画面中点击实现，有功功率、无功功率调节以及机组开停机的控制操作也可在操作画面中点击实现。

控制优先权为：

现地控制层单元、电站控制层单元。

可实现设备运行方式设置与转换；机组有功、无功的调节操作；断路器、隔离开关投、切操作；机组开、停机操作及紧急停机操作；机组压油装置和公用设备电动机启停操作；闸门开/闭操作；各种整定值、限制修改操作；报警信号复归。

（1）电站主接线图上的断路器和开关的控制。

主接线图上的断路器和开关的控制通过微机保护的开关量输入和输出实现。

在出现故障时，由相应的保护装置动作于跳闸；正常的分合闸操作，既可以在控制屏上通过控制开关操作，也可以通过上位微机用鼠标操作来实现。

（2）机组顺序控制

机组通过各自的现地LCU实现开停机过程顺序控制及水轮机事故保护。

机组开停机指令由电站级操作员工作站自动或手动发出，也可在现地触摸屏上执行。

运行人员通过专用操作控制画面，以人机对话方式选择机组号，设置有功功率或无功功率给定值，当运行人员确认后，上位机发出命令，机组LCU执行。

可实现机组转速及有功功率调节；机组电压及无功功率调节。

（3）机组开停机过程的控制

机组开机、停机和故障停机过程的自动和手动控制，通过每台发电机组自动屏内的PLC来实现，在机组自动屏上可以通过模拟屏上的操作显示接口进行手动和自动开机，也可以由上位微机进行手动和自动