2.3监控系统功能

（1）电站控制层功能

电站控制层实现对全站主要机电设备进行控制操作，对所有机电设备的运行情况进行全面监视，实现信息管理、系统组态及维护、远动通信和优化运行等。它由两台高性能工业控制计算机连于以太网上，作为主控计算机兼操作员工作站，彼此独立运行相互协调又相互热备用。主控机同时兼任工程师工作站，具有工作方式变更、定值修改与设定等功能。

①发布实时控制调节命令。根据调度命令或操作人员决定发布控制调节命令，进行机组启动、停止，机组增速、减速，机组增磁、减磁；主变断路器投、切，机组断路器投、切，调速器开启、关闭，灭磁开关投、切等操作。

②数据采集和处理。自动实时采集各现场控制LCU的数据，包括各种模拟电气量、模拟非电气量、温度量、脉冲数字量、开关状态量、保护开关量等，进行分类处理，实时数据库更新，并按规定产生历史数据库，供系统进行画面显示、制表打印、故障报警或参数越限报警、事件顺序记录、曲线生成及完成各种控制计算使用。

③集中显示和安全监视。集中显示所有机电设备实时运行状态，显示画面可以分页，包括主结线图实时运行态度、数据，各机组实时运行参数图表，辅机运行参数图表，主变运行参数图表，公用设备及油、气、水系统运行参数图表，开停机操作流程，事故、故障信息等。安全监视包括状态变化监视、越限监视、事故事件顺序记录并自动显示、故障报警记录、趋势分析、监控系统异常监视等。

④统计制表和打印。监控系统在实时采集运行参数和工况的基础上，完成统计制表和打印等运行管理工作。按年、月、日、时间定时打印运行日志，负荷及电气量参数表，发电量及厂用电量统计表等，这类报表可定时打印或由操作人员随时召唤打印，统计各台机组、主变压器等设备年运行时间，继电保护动作次数和断路器操作次数，反应主要机电设备检修时间。

⑤优化运行和维护管理。电站运行方式可由操作人员下达开、停机命令，开环调节有功和无功负荷；或者由操作人员确定各机组不同时段的运行负荷，通过监控系统设置后，操作人员下达开机命令后自动闭环运行；进行自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）；还可以设计经济运行程序进行全自动过程控制，根据某时段来水流量或有功功率值，以耗水量最小为优化原则，确定电站最佳开机台数以及各机组间的优化负荷分配，进行机组的自动开、停机控制和负荷调节。电站控制层主机定时对现地控制单元LCU及其组成设备进行诊断，提示可能发生故障的原因以便进行维护。

（2）现地控制层功能

现地控制层主要完成电站机电设备的测量、状态监测、控制、调节、保护，并将这些反映现场机电设备运行工况的数据信息按类型分别报送电站控制层。它包括机组现地控制单元（机组LCU）、升压站及公用设备现地控制单元（公用LCU），保护测控现地单元、智能交流电参数测量装置、数字温度巡检仪、微机同期装置。这些单元和装置均带有自己独立的一个或几个CPU，在整个系统中，它作为一个智能终端，但也可以作为独立的装置单独运行。机组LCU和公用LCU是以太网实时控制网络的节点机，各类智能测控装置和仪表均以计算机标准通信接口连于现地控制LCU上。

①运行参数测量和状态监测。现地单元对电站机电设备的的运行模拟量和状态开关量参数进行实时测量采集，并作必要的预处理，按一定的格式存入数据库。全部电量的测量由交流直接采样，可直接显示电量参数。

电量参数：发电机三相电压、三相电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率、有功电度、励磁电压、励磁电流；主变或35kv线路三相电压、三相电流、有功功率、无功功率、功率因数、零序电压、零序电流、频率、有功电度、无功电度；厂用电三相电压、三相电流、有功电度、无功电度；直流系统供电电压等。

非电量参数：发电机温度、机组轴承温度、冷却器温度，调速器油压，主变温度；拦河坝头、压力前池和冷却水池的水位。

运行态度：机组实时运行状态，断路器开关状态，继电保护开关量状态，进水阀门开关状态，调速器工作状态，励磁装置工作状态，油、气、水系统工作状态，事故和故障信号状态。

②控制操作和调节功能。机组LCU屏上设置控制权切换开关，控制权限分两级，从高到低依次为：现地控制层、电站控制层。显示“远方”时，机组受控于电站控制层；置于“现地”时，则由操作人员通过机组LCU对机组进行控制。根据电站控制层或机组LCU的命令，进行机组的开停顺序控制，自动准同期并网，断路器分、合操作，机组紧急停机控制和手动（备用）控制。根据电站控制层或机组LCU给定的值，自动调节机组有功功率和无功功率。

③保护功能。

发电机配置有主保护和后备保护，主保护为差动速断、谐波制动的纵联差动保护和失磁保护；后备保护为复合电压起动过电流保护、过电压保护、低电压保护、过负荷保护、定子单相接地保护、转子一点接地保护，过励、欠励保护。

机组配置有过速保护、轴承温度过高保护和导叶剪断销剪断保护等。

主变压器配置有主保护和后备保护，主保护为差动速断保护、带防励磁涌流的差动保护、重瓦斯保护；后备保护为复合电压起动过电流保护、零序电压保护、零序电流保护、过负荷保护、轻瓦斯保护和油温过高报警。

35kv线路配置有电流速断保护、方向过电流保护、过电压保护、低电压保护，零序电压保护。

2.4监控系统的配置

（1）主控计算机工作站。主要配置有，计算机2台：惠普工作站型主机：CPUIntelP42.8GHZ、内存512MBDDR、硬盘60GB；显示器2台：飞利浦21”纯平CRT1920×1440；打印机2台：惠普A3、A4激光黑白打印机各1台；网络交换机1台：3COM、3C16470、16口；5kvA在线逆变电源1台；计算机控制台1套：4500×1100×750mm；操作系统软件2套：微软Windows2000Serrer，应用软件1套：广州源博WJK2000组态软件，通讯软件1套：西门子STEPT3.1。

（2）机组自动屏6面，每屏主要配置有，PLC控制器1套：西门子S7－200；触摸屏1只：西门子TP170B；微机自动准同期测控装置（附手动准同期）1套：广州源博YBK－400；以及微机转速信号装置、数字温度巡检仪、微机转子一点接地装置、剪断销继电器、交流电量采集装置等各1台。

（3）升压站及公用设置屏1面，主要配置有，PLC控制器1套：西门子S7－200；触摸屏1只：西门子TP170B；交流电量采集装置1台。

（4）机组保护屏2面，每屏配置机组主保护单元和后备保护测控单元各3套。

（5）1#主变（二卷变）及厂变保护屏1面，配置主变保护单元、后备保护测控单元和厂变保护测控单元各1套。

（6）2#主变（三卷变）及35kv线路保护屏1面，配置主变差动保护单元、变高后备保护测控单元、变中后备保护测控单元、变低后备保护测控单元和35kv线路保护测控单元各1套。

（7）计量屏1面，装有双向分时段有功、无功电子电度表3台，单向有功、无功电子电度表8台。

3电站辅助设备的改造

3.1调速器的改造

电站原使用的调速器，为YT型机械液压式调速器。根据设备的实际情况，从提高设备的运行可靠性和自动化水平，节约投资与缩短工期出发，保留原调速器主配压阀及以下部分（包括接力器、回油箱、油泵、压力油罐等部件），更换电气控制柜及主配压阀以上的机械液压系统控制部分，改造为YWT型可编程微机调速器。

电气部分由可编程控制器PLC（日本三菱FXZN－64MT）取代传统的模拟电路，具有可靠性高、抗干扰能力强、功能齐全、使用方便，通过控制柜面板上的液晶触摸屏幕实现人机对话。机械液压部分采用日本松下数字式交流伺服电机配以滚珠杆组成的“无油电液转换器”，液压系统采用交流伺服装置的机械位移直接控制主配压阀的结构，具有运行稳定、可靠性高、调节灵敏、性能优良、结构简单、维护方便。

3.2励磁系统的改造

电站原使用的励磁装置为TKL11型静止可控硅励磁装置，励磁系统的改造保留原励磁变压器，将励磁装置更换为微机励磁装置。

励磁调节系统采用双通道（PLC＋模拟）自动励磁调节器，并带有手动控制单元，正常运行时采用微机（PLC）运行方式。微机调节器采用西门子S7－200可编程控制器（PLC）；模拟调节器为完全独立的调节器，作为微机调节器的备用。双通道励磁调节系统从测量到触发脉冲输出相互完全独立，两套系统互为备用。励磁装置主回路采用可控硅三相全控桥式整流电路。采用PLC＋模拟组成的双通道调节器具有高的可靠性，而造价比双PLC的双通道调节器较低，具有较高的性价比。

3.3直流电源系统的改造

电站原使用镉镍电池直流电源装置，电池老化、装置陈旧。电源装置更换为免维护电池组带高频开关充电微机控制直流电源装置，充电装置采用多个高频开关电源模块并联组成，N＋1热备份；微机控制单元采用西门子S7－200可编程控制器；显示单元采用西门子TP170A5.7”触摸屏。电源装置具有直流自动调压功能、自动保护过充或过放功能、绝缘监察功能；具有蓄电池自动管理及保护功能，实现自动监测每个电池的电压、蓄电池的端电压、充电和放电电流，可自动进行强充、均充和浮充的自动转换，设有电池过压、欠压和充电过流保护，故障自动报警及报警信号输出；具有蓄电池自动温度补偿功能和蓄电池自动活化功能。

4技改特点

（1）系统重要部分采用冗余结构，可靠性高。

计算机监控系统主机采用双机互为备用；系统对水电站中重要设备都设有二级控制：远方/现地，实现开停机、准同期并网、增减负荷和增减励磁的远方或现地控制调节，并具有现地手动控制和调节功能。

（2）选择行业中先进成熟的设备，重要设备配置进口名牌产品。具有当代技术先进性，生命周期较长，并方便地实现系统扩展、更新和升级。

主机采用惠普高性能工作主机，数据处理快捷、性能稳定。控制器PLC主要选用世界先进水平的西门子S7－200系列，运算速度快、系统容量大、通讯功能高。

（3）采用运行成熟、可靠的高级管理软件，协议标准化较高、扩展性强。

（4）方便友好的人机界面和人机接口，便于操作、监测、维护和检修。

5技改效果

（1）提高设备可靠性，降低运行故障率，减少维修工作量。

（2）实现了水电站“少人值守”，减少了运行人员，降低了运行费用。

（3）改善了水电站的工作环境，降低了运行人员的劳动强度，减少了运行安全事故。

（4）实现了水电站自动控制操作，大大缩短了机组从开机到并网或从运行到停机过程的时间，降低了耗水量，提高了电站年利用小时。