关键词水电厂自动化；开发；发展；技术问题；技术措施；技术条件
引言
随着水电厂"无人值班"或"少人值守"工作的开展，以"厂网分开、竞价上网"为基础的电力体制改革的深入进行。对水电厂的生产运行和管理提出了新的要求，也对水电厂自动化技术提出了更高的要求。计算机监控系统的开发应用是水电厂实现"无人值班"或"少人值守"的必备条件。计算机技术、信息技术及网络技术的飞速发展，给水电厂自动化系统无论在结构上还是在功能上，都提供了一个广阔的发展舞台。水电厂自动化工作也必须适应新的形势需要，有新的发展。如今的水电厂自动化系统应该成为一个集计算机、控制、通信、网络及电力电子为一体的综合系统。不仅可以完成对单个电厂，还可以进一步实现对梯级流域、甚至跨流域的水电厂群的经济运行和安全监控。本文就如何开发水电厂自动化系统及自动化系统开发方面的技术问题作一点探讨。
1、自动化系统开发的组织过程
1.1、用户参与开发过程
计算机监控系统不同于一般的机电产品，用户参与其开发过程，对于系统发挥其监控功能十分必要。这是因为：
＃由于计算机硬件的可扩展性和软件的灵活性，使监控系统的结构、规模、功能、性能等不可能统一，市场上没有固定的系统可供购买。
＃用户的要求差异性很大。电厂规模、重要性、设备状况不同，对监控系统的要求就不同。电厂的管理模式和生产技术人员参与开发是将用户的意图、习惯和对自动化的理解融合到产品中去的最好方式。
＃参与开发能使用户最快地掌握系统开发技术，有利于用户对系统的升级、改进、完善及维护，更好地使用系统各项功能。
监控系统从设计到投运一般要经过如下过程：设计招标、合同谈判、成立联合设计开发组、用户数据文件收集、开发商设备采购、系统集成与软件开发、出厂验收、现场安装调试、工厂试验及投运等。用户应全过程参与，但真正参与开发是在合同谈判结束和各项技术条件确定后开始的，包括用户数据文件准备、系统集成与开发。
1.2、用户数据文件的准备
监控系统开发的最大工作量在于系统的客户化，而客户化的好坏起决于用户数据是否充分和准确，因此用户在同厂家开发之前应组织专业技术人员进行现场数据的收集和准备工作，生产技术人员应包括运行人员、计算机和网络技术人员、自动化技术人员。
由运行人员准备的资料有：工作站监控画面、运行报表、历史记录点定义、事件记录报表、操作键盘定义、语音报警语句、电话及ON-CALL传呼定义、统计计算格式等等。
由计算机和网络技术人员准备的资料有：计算机网络结构、MIS系统操作系统平台、MIS系统和自动化接口软件、网桥、防火墙等。
由自动化技术人员准备的数据资料有：数据库定义表、各项操作流程及防误闭锁条件、各LCU的I/O定义表、LCU顺控及自动倒换流程、AGC、AVC控制参数和边界条件、对外通信数据清单等。
数据文件准备工作一般约需3个月时间，对于尚未投产的新电厂，由于设备还未到位，其运行状况不明，图纸资料不齐全，数据文件准备工作可能需要几年的时间。
1.3、双方联合设计开发组联络会议
联合设计开发组一般应有双方技术人员和商务人员参加。首次联络会会议的主要内容一般为：
＃用户通报现场数据准备情况，并提交有关资料；
＃开发商通报设备采购情况，并就设备变更和系统集成方案征求用户意见；
＃双方对合同的理解和技术澄清；
＃确定开发的组织方式和开发的时间；
＃在随后的开发过程中根据合同要求和实际技术难度，可能还开1～3次联合设计开发组联络会。
1.4、系统的集成与软件开发
＃硬件系统的集成，一方面是检验合同文件所规定的系统结构、硬件设备的可行性，另一方面也是为软件开发搭建平台，这项工作应由开发商根据简化了的网络结构进行。
＃用户应成立厂开发工作组，一般为5～15人组成，并指定工作组负责人。用户工作组成员应包括：自动化专业人员、计算机专业人员和运行经验丰富且具备一定计算机知识的运行人员。开发商应提供应用程序开发平台，并提供必要的培训。
开发过程中用户工作组可独立完成的开发任务有：
＃对外通信数据模块原文件的编辑，等等。
用户工作组可协助开发商完成的开发任务有：
＃AGC、AVC控制流程；
＃事件及报警记录的定义；
＃语音、电话报警和ON-CALL信息的定义；
＃主站操作流程及防误操作闭锁流程；
＃历史数据的统计、计算等等。
现场用户工作组应定期反馈开发进度，全过程监督项目的执行，直到开发工作结束，并一同参与出厂验收。
2、太平哨发电厂监控系统开发过程介绍
太平哨发电厂计算机监控系统的开发始于1997年，开发的项目范围为计算机主站、网络设备、公用设备LCU。
该项目选定东北电科院自动化所为合作伙伴，项目各阶段的进度如下：
合作意向签订：1997年初
自动化改造方案和施工期进度方案：1997年
技术条件及合同拟定：1998年
技术方案和设备选型：1998年
现场数据文件准备：1998年2～4月
用户工作组开发：1998年5月～10月；1999年9月～12月（1998年1号机组；1999年2～4号机组）。
第一台LCU连入新主站网络运行：1998年10月
系统联调：1999年11月～12月
随着试验的进行，各项功能逐步投入使用。至1999年底，已能实现对四台机组遥测、遥控和遥调。
在该项目中，用户参与开发主要分两个阶段，第一阶段为数据文件准备阶段，共有20余人参与，历时3个月；第二阶段为开发阶段，共有15人参与，历时6个月。
3、计算机监控系统技术问题探讨
监控系统是一个客户化程度很高的自动控制系统，系统的实用性、先进性、可靠性以及灵活性等取决于客户（包括管理、设计开发、使用等）的要求。在此就一些技术问题进行探讨。
3.1、监控系统电源
电厂控制层应设有直流和交流控制电源，监控系统的LCU及自动化装置宜采用交直流双电源、互为备用、无扰切换的供电方式，电源装置的电压选择应保证正常情况下交流供电、直流备用，以减轻直流系统的负担。运行经验表明，UPS在现场环境下使用寿命很短，难以维护，不宜采用（太平哨发电厂正在考虑改进直流供电电源）。
监控系统主站设备（工作站、服务器和网络设备等）的运行环境要达到国家规定要求，采取交流＋UPS供电方式较好。
3.2、监控系统与励磁、保护、调速器系统接口
LCU与上述自动化装置一般采用开关量（DIO）接口和通信两种方式。对于DIO方式，由于交换的信号一一对应，接线直观，便于调试和故障查处。但接线较多，有些控制功能，例如有功和无功调节，必须在LCU内编制复杂的PID调节程序，如PID参数不当还可能造成调节性能不佳。现场应用表明，这种方式对无功/电压闭环调节尚能满足要求，但对有功闭环调节，常常出现超调或调节不到位、或凋节时间延长等现象。
上述三种自动化装置宜采用通信方式，LCU直接将给定值传送至电调和励磁装置，实现有功、无功的一次设定；LCU通过通信链路获得各个自动化装置的内部详细状态和微机保护的事故追忆采样值数据包（如果微机保护有此功能的话）。
尽管监控系统与励磁、保护、调速器装置存在接口联系，但各系统间应保持相对独立，并在通信上设置"互检"和容错功能，一方故障不应影响其它系统的正常运行。上述装置中直接作为控制和调节条件的信号（例如主开关状态、机组转速和机组状态等）不应相互转送利用，而应通过高可靠的渠道直接从设备上采集。
3.3、监控系统与现地自动控制回路和装置的功能协调
机组或公共辅助设备，例如冷却水系统、压油泵、深井泵、空压机等，一般设有现地自动控制装置。处理现地自动化与监控系统的关系时，应遵循现地自动化为主的原则，监控系统则通过开关量、模拟量的采集（无需通信）承担监视、后备控制的任务，一旦发生异常，则发出信号，并通过独立的信号采集进行紧急控制。
直流电源装置也应视为现地自动装置，监控系统只对直流系统和电源装置的工作状态进行监视，不参与控制。无需建立网络或串行通信联系。
3.4、事件记录与故障录波的考虑
事件记录与故障录波装置都是运行和事故分析的手段。事件记录一般集成在计算机监控系统中，但由于采样速度、内存等限制往往不能提供足以用来分析事故的波形；故障录波一般用在开关站，作为线路故障数据的采集和分析工具。
机组不必配置故障录波器，因为配置故障录波器会导致信号的重复采集，使二次回路和电缆布置复杂化，而且不可能收集太全的信号（有些设备的关键量、中间计算数据点无法提供接口）。将事故记录与故障录波功能分别由监控系统和具有快速交流采样功能的微机保护装置、微机励磁调节器、微机调速器等分担较为合理。这就要求微机保护装置、微机励磁调节器、微机调速器具有判别故障、存储、对时等功能。
3.5、信号返回屏的考虑
信号返回屏是电厂实现集中监视和控制的重要人机交流界面，由于显示直观、清晰可靠，画面和各仪表、元件位置固定，对运行值班十分方便，尤其是事故情况下，运行人员对全厂的状况一目厂然，其作用是计算机屏幕不可替代的（采用大屏幕电视或投影替代也是不可取的）。信号返回屏宜考虑采用一些指针仪表，以反映系统的动态过程（例如系统振荡）。
3.6、工业电视、消防报警、保安、故障录波器及MIS的接入
鉴于监控系统在电厂运行控制中的突出地位，其接入系统越少越好，信息交换量不大时，为了保证各个系统的安全运行，能采用I/O接入的决不采用通信连接。
对工业电视，由于图像信号数据量大，占用网络资源多，不应通过监控网传送，而应自成网络，在控制室设置工业电视专用CRT。但如果工业电视要实现图像自动联控切换功能，仍应以通信方式接入监控系统，通信链路上仅从监控系统单向传送用于图像自动联控切换的信息。而工业电视与电厂管理信息系统（MIS）应联网，以便授权用户进行图像访问。
消防报警对运行监视十分重要，其数据量不大，因此接入监控系统比较合理。消防报警火情信号和保安监视信号可转送给工业电视系统，进行图像自动联控切换。
故障录波器为大容量数据采集和记录分析设备，数据的实时作用不强，离线分析的成分较多，应各自自成系统，并建立各自的中心分析站。从运行管理模式看，电厂实现"无人值班"或"少人值守"后，控制室运行人员很少，而这两个系统的数据分析工作十分费时，专业性很强，不适合运行值班人员操作；如果两系统与MIS系统联网，监控系统仅通过I/O对其故障和动作等情况进行监视。专业技术人员通过MIS即可访问两系统，完成数据分析和远程管理功能。
为实现生产发电与电厂管理相结合，MIS应与监控系统联网。由于MIS用户多，MIS上数据多种多样，为安全起见，两网之间除采取防火墙等隔离措施外，还应采用单向数据流（从监控系统流向MIS），控制室设置专用MIS终端。
4、自动化系统的发展
水电厂自动化系统由I/O设备(传感器和执行器)、控制硬件、控制软件、人机接口及与信息系统的连接等组成。而水电厂的自动化是从80年代初单个功能装置研制开始的，计算机监控系统的发展过程以及典型系统的应用如表1所示：
表1计算机监控系统发展过程表
4.1、功能分布式的星型分层监控系统
以单功能微机装置集成系统，每个微机装置具有特定的功能，但每个微机装置都具有不同功能，如有的微机装置专门采集开关量，有的微机装置专采集模拟量，有的微机装置专门进行控制操作。该系统在分布的方式上进行了一些有益的尝试，但从模式上看不算是很成熟的系统。
4.2、以设备单元分布的星型分层监控系统
为了检修维护的方便，以发电机组为单元，将数据采集与控制集成到一台微机或PLC装置中，构成了现地控制单元LCU。LCU无法直接接入以太网，而计算机非常昂贵，不能使每台LCU都配备CPU（中央处理器）接入以太网，只能将微机作为前置机。这时的系统采用专门的计算机，在应用网络上已跨出了一大步，但相应的国际标准还不完善，尚不能形成理想的开放系统环境。
4.3、基于开放系统的分布式监控系统
随着计算机技术和网络技术的发展，计算机应用软件越来越复杂和庞大，软件开发的投入也越来越大，如何使这些巨大的资源不仅在这一家公司制造的计算机上运行，而且也能在另一家公司制造的计算机上运行，这就形成了一系列的开放系统标准：TCP/IP、POSIX、SQL、ODBC、JDBC、OPC等。基于开放系统的分布式计算机监控系统具有通用性和可移植性，监控系统的软件可以安装在任何具有开放系统特点的计算机上。开放系统为水电厂计算机监控系统的发展提供了强大的历史舞台。
4.4、基于对象技术的分布式监控系统
计算机硬件技术发展迅速，给软件开发提供了广阔的平台。软件技术发展到现在除了遵循开放系统标准以外，还应遵循面向对象技术的标准，如：SUN公司的JavaRMI、Microsoft公司的COM/DCOM。水电厂计算机监控系统由于面向对象的复杂性和多样性，基于面向对象的技术应用将水电厂运行设备如发电机组、主变、开关等抽象为对象。从系统设计、编程语言选择到用户界面等一系列过程都依据面向对象的理念、原则和技术，这样工作的结果将给用户带来使用和维护上的极大方便。
5、水电厂自动化系统的技术措施
水电厂自动化系统必须具备完备的硬件结构，开放的软件平台和强大的应用系统。
5.1、系统结构
目前监控系统的结构基本上以面向网络为基础，系统级设备大多采用Ethernet或FDDI等通用网络设备连接高性能的微机、工作站和服务器，在被控设备现场则较多地采用PLC或智能现地控制单元，再通过现场总线与基础层的智能I/O设备、智能仪表、远程I/O等相联接，构成现地控制子系统，与厂级系统结合形成整个控制系统。
随着安全生产、经济管理及电力市场等功能的扩展，对计算机系统的能力也提出了更高的要求，在系统级设备中64位的工作站、服务器的选用已是绝大多数系统的必然选择，Intel公司的64位TitaniumCPU和微软公司64位Windows操作系统也即将推出，它将带给基于PC和Windows平台的监控系统用户以巨大的寻址空间和远远胜于32位PC的强大运算处理能力。高速交换式以太网（100Mbit/sorlGbit/s）技术的发展克服了以往低速以太网在实时应用上的不足，其更具开放性的标准，众多生产厂商的支持，使其无论是在设备的选购，产品的更换、产品的价格、硬软件的可移植性等诸多方面都比FDDI等其它网络产品有着明显的甚至是无法替代的优势。
对于现地控制单元，智能控制器加上现场总线技术应是一个好的发展趋势，根据IEC标准及现场总线基金会的定义：现场总线是连接智能设备和自动化系统的数字式双向传输、多分枝结构的通信网络。它具有如下技术特点：
＃系统开放性；
＃互可操作性与可用性；
＃现场设备的智能化与功能自治性；
＃系统结构的高度分散性；
＃对现场环境的适应性。
机组容量变大、控制信息量增多，控制任务功能增加，控制负荷加重、网络通信故障都会造成现地控制单元控制能力的降低。针对水电厂被控制对象分散的特点，采用现场总线将分散在现场的智能仪表、智能I/O、智能执行机构、智能变送器、智能控制器连接成一体。正好体现了分散控制的特点，提高了系统的自治性和可靠性，节省了大量信号电缆和控制电缆。所以说，使用现场总线网络较适应分布式、开放式的发展趋势。当然，现场总线控制系统主要是要有分散在被控对象现场的智能传感器、智能仪表、智能执行机构的支持，而目前在水电厂中这些还是大量的旧式装备。只能逐步过渡，最后取代旧式的数字/模拟混合装备和技术，形成全新的全数字式系统。
5.2、软件系统平台
5.2.1、支持软件平台和应用软件包向通用化、规范化发展
为适应开放化、标准化、网络化、高速化和易用化的发展技术，计算机监控系统中的软件支持平台和应用软件包应更趋向于通用化、开放化和规范化。从电力行业高可靠性的要求出发，在大中型水电厂监控系统中的UNIX操作系统等得到广泛的应用，中小型水电厂因较多采用PC构架的计算机，所以较多地采用Windows操作系统。数据库方面由于商用数据库在电力生产控制的实时性上还难以充分满足要求，专有的实时数据库＋商用的历史数据库形式，这是目前较为普遍的结合方式。由于部分数据库的专用性带来了数据变换的不便，在现今电力行业推进信息化和数字化建设的大背景下它的不适应性就凸现出来，较好的办法是遵循统一的标准接口规范，使大家可在统一的"数字总线"上便捷地进行数据交换。
5.2.2、Web、Java等新技术的应用
Web及面向对象的Java等新技术将越来越多地引入计算机监控系统。笔者了解到南瑞自控新近开发的NC-2000监控系统，全面采用了面向对象的开发技术，人机界面采用跨平台的Java来实现，它不仅给用户提供了更加方便地进行可编程二次开发的功能丰富多彩的界面，而且由于Web、Java等技术的采用，前台操作员站的应用支撑软件大大减少，可以实现真正意义上的"瘦客户机"。如在大中型电厂用高性能的UNIX工作站或服务器作为全系统的主控机和数据服务器，而用PC机作为操作员站，由Java一次编译，多处运行的特性，不仅可轻松地在操作员站和主处理器等监控系统内的节点获得同样的人机界面，加上Internet/Intranet和Web技术的支持，更可在厂领导办公室、总工办公室和生产等部门任何联网的地方直接浏览到同样的界面，甚至于在任何地点经电话接入后的微机也可以浏览到同样的界面（为保证安全需增加必要的安全措施）。
5.2.3、功能强大的组态工具
用户无需对操作系统命令深入了解，也不需要复杂的编程技巧，不论是在UNIX系统上还是在Windows系统上，都可通过组态界面十分方便地完成：
＃数据库测点定义；
＃对象定义；
＃现地控制单元的各种模件定义；
＃处理算法定义；
＃通信端口；
＃通信协义的定义。
顺序控制流程生成、检测、加载等各种功能的应用定义以及维护，很多功能只需点击鼠标进行选择，既快捷方便，又避免了使用编辑程序产生的输入错误，真正体现主系统服务的面向对象、可靠、开放、友好、可扩展和透明化。
5.3、强大的应用系统
计算机技术发展到今天，其性能越来越高，其应用也就越来越广泛。随着无人值班工作向纵深发展，也向计算机监控系统无论是系统结构上，还是功能上都提出了更高的要求，现就几个方面说明如下：
5.3.1、历史数据库系统
历史数据库系统实际上是监控系统的一个组成部分，只是将原来监控系统中需要历史保存的数据、事件和相关信息进行分门别类的存放在商用数据库中，供需要时进行查询、打印或备份。历史数据库系统以单独的计算机来实现，具有美观的人机界面，方便的操作方式和丰富多彩的显示形式。这样的配置既减轻了监控系统的负担，减化了监控系统的软件复杂性，增加了监控系统的实时性，还能通过标准数据库接口SQL、ODBC、JDBC等与其他系统互连，如MIS系统。
5.3.2、电能量监测系统
水电厂中每台发电机、每条线路甚至每台主变都安装了电度量表，传统的电度量采集一般采用由电度量表输出电度量脉冲到计算机监控系统的方式来实现的，由于监控系统的设备环节比较多，在监控系统中必须设定电度量初值，一旦有设备退出工作或工作不正常，电度量测量就有误差或以前的测量值丢失，需要重新设定其初值，这种方法实际上无法保证电度量监测的结果正确性，而且维护的工作量也很大。
目前，市场上有一种智能电度量表，它具有智能通信接口。这种电度量表能完整地保存电度量数据，并随时可以通过通信接口取得电度量数据。因此，以这种电度量表为基础，通过电度量表的通信接口，回聚在一起，配备历史数据管理功能的计算机就可以形成电度量监测系统，该系统既可以相对独立，也可以与监控系统互相通信，实现信息共享，为水电厂运行管理提供可靠依据。
5.3.3、效率检测系统
水轮机效率的实时监测对电站的经济运行有着重要的作用。水轮机的在线监测既可用于水电厂机组在安装竣工或大修结束后的现场验收试验，以便检查设计、制造、安装和检修质量是否满足要求，又能通过对机组运行性能进行长期连续监测，提供在不同的水流和工况条件下水轮机性能的实时数据，为确定电厂经济运行中的开机台数和负荷优化分配以及机组的状态检修等提供参考。因此，水轮机效率在线检测一直是实现电厂经济技术指标考核和经济运行的一个重大科技攻关课题。但是多年来，一方面由于流量的在线检测技术还未能得到广泛的推广应用，另外，由于种种原因的限制，也使效率测试难以在电厂发挥其应有的作用。因此尽管随着计算机、通信、信息及测控等一系列新技术的迅速发展和在电厂的广泛应用，给效率在线检测项目的开发提供了成熟的技术基础。当前，以厂网分开为基础的电力体制改革方案已经出台，电力市场竞价上网亦将成为必然的发展趋势。因此，在保证安全运行，满足电力系统要求的基础上，不断提高水资源利用率和设备可用率，减少运行和维护费用，已成为每个电厂迫切需要开展的工作。
5.3.4、运行人员培训仿真系统
计算机监控系统面对着实际的运行设备，肯定不能在上面随意操作，否则会出现误操作行为，造成事故，任何水电厂都不希望出现这种情况。那么一些操作不熟炼或新来的运行人员，如何让他们尽快熟悉环境，提高操作水平，进入角色。除了可以进行培训、实习、考试等形式熟悉业务外，应该有一个让运行人员实际动手操作的培训仿真系统。培训仿真系统可作为对监控系统的补充，任何重要的控制操作或复杂的操作，应该在培训仿真系统上验证一次，保证操作的完整性和正确性，确保水电厂运行的安全。
5.3.5、状态检修系统
这是水电厂热门的课题，设备状态检修和设备运行寿命评估，既是设备检修工作发展的必然趋势，也是一项技术性很强的系统工程。状态检测主要利用现代化先进的检测设备和分析技术对水电厂主设备的某些关键部位的参量，如：机组的振动和摆度，发电机绝缘，定子局部放电，变压器绝缘等数据进行在线实时采集和监视，经过集合了现场积累的运行、检修、试验资料和专家经验的智能（专家）系统综合分析，从而对设备可能存在的机械、水力、电气等问题作出一个贴近实际的评估。要作出一个较准确的评估目前尚有很大的难度，国内外都已做了大量的尝试性工作，取得了一定的经验。在实施中，它也作为一个相对独立的系统，但目前国内大多数水电厂都有了较完善的计算机监控系统，集聚了大量监测设备，从节省投资与实际应用的角度来看，状态检修系统与监控系统之间有大量的数据需要共享，在考虑状态检修系统时应与已建成的监控系统作统筹考虑，使两者有机地结合起来，既可省去一些重复部件的投资，又可以使运行管理人员在执行实时生产控制时，随时监视到生产设备的健康状态，让健康状态良好的设备充分发挥潜力，让处于亚健康状态的设备减荷承担适当的工作负荷，而让健康状态有问题或趋于出问题的设备及时得到维修。
5.3.6、生产管理系统
目前，虽然许多电厂都有了功能较完善的计算机监控系统，但因种种原因还有部分现场设备的监测信号无法输入到监控系统中完成自动监视。所以设备的巡检工作是必不可少的。为了加强巡检工作的管理和提高巡检工作的质量，可通过生产管理信息子系统，在当班巡检人员出发前开列出巡检路线，查看设备运行情况，记录设备运行参数，巡检工作完成后,输入相关设备运行参数等信息传输至生产管理信息系统，进行分析对比，并记入历史数据库备查。
按照技术规程要求，电厂在执行设备操作或维护时必须办理相应的一次、二次工作票。这些工作也可以借助生产管理信息子系统来完成。各相关部门计算机连入该系统的网络后，就不必拿着工作票来回去签票、消票了。它完全成了数字化传输，省时省力，并可随时对签票、消票的详情进行实时和历史的查询。
生产管理信息系统完成的工作还包括：运行值长日志，智能操作票（可由生产管理信息子系统根据监控系统的实时数据，进行分析，并经过安全闭锁条件检查），设备缺陷管理，运行台帐等。
5.3.7、智能电话报警服务系统
根据监控系统产生的报警信号，按照告警信号的优先级别和被通知者的处理优先级，提供实时智能报警通知，把生产现场发生的事件经过智能化的处理，通过内部通信系统、电话、寻呼、移动通信等多种通信手段，以最快的速度把报警信息传递给相关的人员，以便他们及时作出对事件的响应。它不仅是一个智能的可通过各种通讯工具报警的系统，而且还是一个功能强大的交互式语音信息服务中心，无论何时何地通过电话拨入系统可以了解到他所关心的生产设备的运行数据。系统还提供丰富灵活的组态界面，让维护人员或操作人员通过组态界面方便地进行各种用户要求的定义，实现各种复杂的功能。
上面提及的系统都是同现有计算机监控系统密切相关的系统，根据具体情况，可配置成相对独立的系统，通过高速网络与计算机监控系统进行数据交换。也可配置成计算机监控系统的子系统。它提供了水电厂从最基础的数据采集和设备控制直到面向电力市场的经济运行决策的一整套完善服务功能，支持发电厂生产的现代管理更上一个新台阶。
6、水电厂"无人值班"或"少人值守"的技术条件
无人值班相对于有人值班而言就是要让自动化系统来完成值班人员日常的工作，包括定时巡视运行设备，记录各设备有关参数和相关事件，按操作票形式进行设备的正常操作，发生事故或故障时，进行反事故处理，采取有效措施，防止事故扩大等工作。实现比有人值班更迅速、更可靠、更安全的运行方式。虽然自动化系统具有一定的反事故处理能力，在局部范围内起到防止事故扩大的特点，但是事故或故障的出现原因是非常复杂的，少数可以通过一定的处理恢复，但大多数是无法迅速恢复，并需要检修维护人员及时前往现场认真分析处理。因此水电厂"无人值班"或"少人值守"必须具备以下几个条件：
6.1、具有计算机监控系统
计算机监控系统是实现"无人值班"或"少人值守"的一个非常重要的系统。它具有采用水电厂的机组、辅机、油水风系统、主变、开关站、公用设备、厂用电系统以及各种闸门等的电气量、开入量、温度量、压力、液位、流量等输入信号，完成各种生产流程，如开停机、分合开关等顺序控制，机组有功功率和无功功率的调节，AGC、AVC，以及其他设备的操作控制。同时监控系统还具有丰富的人机界面，防误操作的措施和一定的反事故处理能力。
6.2、具有远程控制、调节功能
监控系统不仅具有现地的各种监视、操作和控制功能，而且要具有能与远方控制系统通信能力，上送有关信息，接收远方控制系统的命令来实现远程控制和调节。
6.3、具有ON-CALL功能
现场运行的设备一旦出现事故或故障时，就需要维护人员立即前往现场，了解事故或故障现象，分析事故或故障原因，及时排除事故或故障。如何使维护人员甚至领导能及时、准确、详细的掌握事故或故障信息，这就是无人值班水电厂计算机监控系统必须具备的功能：ON-CALL功能，可以通过电话、呼机或手机呼叫信息或手机短信息。
总之，水电厂通过开发自动化系统，能够提高设备的整体健康水平，保证设备的安全稳定运行，为"无人值班"或"少人值守"奠定基础。
【关键词】模块化；自动化
模块化净水厂是新近兴起的水厂建设方式，其自动化控制系统分为基本配置和高级配置。
模块化净水厂基本配置的自动化系统的每个子系统都具有自动运行的功能。此系统专门针对单元净水模块的组合型工艺进行设计研发，采用一对一控制法，控制效果比同一等级下相当水平的传统控制方式要好，节能较明显，安全性能也有很大的提高。
自动化高级配置系统是在基本配置的自动化控制系统上，为满足不同程度上的更高级的要求而添加的自动化高级辅助控制系统。高级配置提升了中央控制系统的功能，使其包含净水厂运行的组态监控及安全监控，同时在净水厂数据信息管理上采用了信息化系统，主要是SQL数据库管理、web service信息等。另外，增添水质在线监测系统。
模块化净水厂整体系统的全自动控制采用基于485总线的集散控制方式，各个子系统内部的过程控制采用闭环控制方式。上级主管信息中心与净水厂中央控制系统、中央控制系统与净水控制主站系统、中央控制系统与其它控制系统（一级提水控制系统、二级供水控制系统、反冲洗控制系统、消毒控制系统等）、净水控制主站系统与净水控制从站系统之间的控制采用集散控制方式的485总线技术。
一、自动化系统基本配置
1.入水系统
模块化净水厂系统的入水系统主要组成为流量在线检测仪表、入水流量调节阀构件等，可满足不同程度上的要求。可分别进行手动、自动控制。手动状态下，可以根据实际需要处理要求，手动调节入水流量控制器，使每台设备的入水量达到需要量即可。操作简单易行。自动状态下，入水系统会自动根据净水系统的工作情况需要，流量在线检测仪表返回的流量信息，确定每台净水设备的入水流量。入水控制系统根据控制软件程序设定程序控制入水流量调节阀构件，达到系统自动设定的入水量。
2.净水系统
模块化净水厂系统由若干5000吨/天的单元净水模块组成，单元净水模块均采用技术先进的新型组合净水工艺。工艺流程包括：净水过程和反冲洗过程两部分。根据反冲洗对象不同分别反冲洗石英砂滤料和活性炭。净水控制主站的DCS分散控制方式：净水控制主站系统通过DCS分散控制方式的485总线串联多台净水控制从站系统，向各个净水控制从站系统收集或传送数据、请求或控制指令，根据净水量的要求协调各个净水控制从站系统的投入或退出。中央控制系统通过DCS分散控制方式的485总线串联净水控制主站系统及其它控制系统，向各个控制系统收集或传送数据、请求或控制指令，根据净水工艺要求协调各个控制系统的运行或停止。
3.二级变频供水系统
二级供水控制系统，采用变频供水系统，系统的控制主件为变频器、软启动器，智能控制主令件采用可编程控制器（PLC），人机对话操作平台采用触摸式文本显示器，外部压力/流量信号采集采用智能模拟及数字采集模块。二级供水控制系统，运行方式由手动及自动两种。二级变频供水系统采用用户末端多点控制法及大小泵匹配运行模式。节能效果较基本配置的净水厂出厂压力为基准的变频控制技术节能达40%以上。
4.絮凝剂制配投加系统
絮凝剂制配投加系统，负责絮凝剂溶液的制配搅拌工作；絮凝剂投加系统分为自动启停手动调整投加量型和全自动自主控制型，负责制配的絮凝剂溶液的投加量控制。
5.消毒系统
消毒系统采用二氧化氯消毒法。制配原料为盐酸和亚氯酸钠。
二、自动化系统高级配置
1.中央控制系统
中央控制系统是整个水厂的神经中枢。负责各系统工作的协调，各种参数的采集及命令的下达，数据的处理及存储，在高级配置模式下并与供水信息中心进行数据交换，一起构建供水管理数据库。
1.1控制中心功能。①能远程手动或自动控制模块化净水厂内水泵、阀门以及相关设备的运行；②能采集、显示、汇总模块化净水厂内相关的被控对象的数据信息，并形成日报、月报、年报以及变化曲线；③日报、月报、年报及曲线格式。
1.2中央控制系统的DCS控制方式。中央控制系统采用DCS控制方式，即将各个独立的性能或功能控制分解到各个子系统中自行控制，各个子系统之间彼此独立，各个子系统通过485总线方式将自己的数据上传到中央控制系统，中央控制系统将数据进行集中管理，根据数据反馈情况协调控制各个子系统运行。中央控制系统在数据共享上采用有线网络或无线GPRS传输方式，将采集整理后的净水厂系统数据信息上传至上级主管机关，上级主管机关通过净水厂管理软件接收数据，显示净水厂系统的运行情况，同时可以对净水厂系统的各个控制对象实施远程遥控。
2.信息化系统
2.1SQL数据库。数据库是信息资源管理的先进工具，信息处理的核心，在整个系统中起着关键性作用，是系统中重要的组成部分，它负责对数据的输入、整理、归档、查询、打印，进行统一管理，有效共享。
2.2数据库系统分类。数据库系统根据联网情况可分单机数据库系统和网络数据库查询系统两种。
2.2.1单机数据库系统。单机数据库系统是指实时采集的数据存储于中央控制室内监控计算机上的数据库里，在此监控计算机上可进行数据的查询、删除、修改、打印等处理。监控计算机未联网，数据不进行远程无线传输，不可以通过网络查询数据。
2.2.2网络数据库查询系统。网络数据库查询系统主要是构建B/S方式的信息化查询系统，现场采集数据经GPRS无线传输写入服务器的数据库，数据库中的数据以Web方式，客户端通过IE方式浏览、查询。用户在客户端查询数据时通过IE向服务器发出请求，服务器端把用户的请求信息进行处理、检索后把结果返回给客户端IE，以供用户浏览。
2.3web service信息。全新的WebServer架构，全面支持画面、实时数据、历史数据以及数据库数据的。
3.水质在线自动监控系统
高级配置模式下具备水质在线自动监测功能，对出入水水质进行自动监测。出、入水水质监测项目可测定如下参数：①浊度②余氯③供水压力④入水流量⑤供水流量等。设备有：出、入水浊度仪、出水余氯仪、压力传感器、超声波流量计等仪表。
4.厂区安全监控系统
采用电视监控：摄像头为红外夜视型。对模块化净水厂运行情况以及水源进行电视监控，提高水厂及水源的安全性。对所监控画面24小时实时录像。
三、结论
模块化净水厂系统采用技术先进的自动化控制系统，使模块化净水厂的运行不仅实现了全自动及智能化，还实现了对净水厂的远程遥控、监视、数据共享等功能。在净水厂的工艺控制方面得到很大提升。
参考文献
[1]陈良宽主编.计算机网络与建筑智能化系统集成.北京：中国建筑工业出版社，2002
关键词：自控整合；PLC；综合自动化；自动化维护
1 某水厂简介及自控系统现状
1.1 水厂简介：
水厂设计规模为6万m3/日，供水面积87.3平方公里，服务人口6万人左右，于1967年初开始筹建，1969年12月25日建成投产，是胜利油田建成的第一座大型黄河水处理装置。
1.2 自控系统现状：
1.2.1 水厂整个工艺按控制单元划分，主要包括：送水泵房自动控制系统、加氯自动控制系统、高密度沉淀池控制系统、V型滤池气水反冲洗控制系统、配电控制系统、水厂中央控制室自动控制系统，自动化系统采用分散控制、集中管理的DCS系统，可实现工艺流程的全自动化操作。
1.2.2 自动化在水厂的应用节省了人力物力，生产过程由PLC系统自动控制，运行班组只需3-4人就能可实现全过程生产操作。采用了信息化技术，较之以前每年在降低能耗、药耗、漏耗上的节省的费用可观，自动化和信息化技术的应用极大地提高了供水水质、及安全可靠性，提高了分公司的整体管理水平。
1.3 新工艺改造：
2007年，水厂新建中置式高密度澄清池和v型滤池工艺处理流程，设计水处理能力为60000 m3/d，2008年底投产运行。其自控系统主要由V滤交换机、老清水泵房DSC基站、高密度沉淀池DSC基站、加氯加药DCS基站、反冲泵房DCS基站，中央控制室主站组成。中间由光纤组成环网传输数据信号，其PLC采用的是美国奥普图公司的opto22，自动化组态软件采用Wonderware公司Intouch。
1.4 水厂自控系统改造
新清水泵房内安装有6台清水泵，清水泵均采用变频控制加电动蝶阀，泵房内安装真空引水装置1 套，通过Modbus现场总线采集高压配电系统台综合保护装置4台，6台清水泵变频器及22台低压配电柜多功能电力仪表相关电气参数 ，每台清水泵配备压力传感器，检测每台清水泵出口压力，设置4台超声波液位计分别检测两座清水池和两座吸水井液位，同时安装相关仪表检测出厂水余氯、浊度、压力参数，厂区安装台流量计分别检测南线和北线供水管的出水流量。新清水泵房自动控制系统采用美国 OPTO 公司 SNAP\PAC\S1 DCS 冗余系统构建。应用变频器驱动水泵，通过压力传感器检测出水管网的压力，经过智能 PID 调节器对实际值（PV）与设定值（SP）的分析、比较、运算后，输出信号给速度 控制器来控制电机的转速，以此来达到保证供水管网压力恒定的控制要求。
自控系统能根据管网上用水量的变化，及时调节水泵转速及水泵运行台数以达 到恒压变流量供水，同时亦可以达到较大幅度的节能和节水。在 24 小时管网需 求水量不均衡的系统中，节电率一般达到 10%～30%（与不调速情形相比较），节 水 5% 以上（恒压后，可进一步减少压力过高时的管网漏损以及用户水笼头处水 压过高时，关闭不及时的浪费），管网的恶性爆管率可进一步降低，管网抢修开 支减少。
2 水厂自控系统的整合思路
2.1 我国水厂自控系统的发展过程可分为3个阶段
2.1.1 分散控制，分别进行自动控制，各独立系统互不相关；
2.1.2 水厂综合自动化阶段，整个水厂作为一个综合自动化控制系统进行生产，同时各个独立子系统又可以独立工作，该系统共享整个水厂的信息，同时又有分散控制的可靠性。目前我国的中小型水厂大部分处于第一或第二阶段；
2.1.3 供水系统的综合自动化阶段，该阶段要求在一个区域的供水企业共享信息，实现整个城市或地区供水系统的自动控制。我国只有很少大型水厂达到了第三阶段，而在国外，如加拿大、美国等发达国家基本实现了供水系统的全自动化，而且开始进行分质供水，同时对水厂内部的自控系统也在不断地进行改进和提高。
2.2 水厂现有的新工艺自控系统和新清水泵房两套自控系统目前处于完全各自独立的状态
自控系统没有实现水质处理、泵房外输系统的对接， 原水提升、回收回用泵房、调节水库、门禁管理等也没有一并纳入集中控制管理系统，从这一角度来看，还没有实现水厂的完全自动化控制，仍处于上述的分散控制和水厂综合自动化这两个阶段之间，和国内外先进水司、水厂相比差距还是显而易见的。
2.4 具体的整合思路
2.4.1水厂综合自动化控制系统的整合，将新工艺及新清水泵房自控系统信号通过光纤分别引致新中控室，进行现有的两大主要生产自控系统整合。
2.4.2因原水水源离水厂驻地有7KM左右，在水厂和水源队分别加装远距离网桥以实现原水提升控制系统信号传输至新中控室、同时水源队和油田局域网衔接也解决了水源队网上生产汇报及办公的问题。
2.4.3回收回用泵房加装一座小型DCS基站，包括回收回用泵房4台KSB电潜泵运行、故障、保护状态、远程启停功能，电流、电压、流量计信号、地暖空调控制、保护、故障、紧急停机、调节水库液位信号、水位高低限报警；回收回用泵房自控系统作为一个新增加的系统也一并传至新中控室进行系统整合。
2.4.4建立生产要害部位及门禁管理系统，氯库、加氯间、加药间、滤池、沉淀池、反冲泵房、门卫等装设电磁锁，实行刷卡进入，进行相应级别的权限管理，3座调节水库装设红外对射预警装置，生产要害部位及门禁管理系统设在加药间一并和新中控室进行系统整合，在中控室就可以实现各个生产要害部位、门禁的管理和进入权限控制。
3 自动化维护存在的问题
3.1 自控设备
由于受建厂时间和处理工艺系统不同，各套自控系统也不同，自控设备发生故障后，由于缺乏备品备件而一时无法修复，进口设备更加明显。由原厂家修理，则时间长、费用高，部分产品已更新换代而无法得到备件，造成了设备检修十分困难，导致设备长时间处于瘫痪状态，影响了自动化系统的正常运行。
3.2 维护机制
3.2.1水厂在改造自动化系统时，工程完工后一般采用交钥匙的方式，由于在设计、安装、调试过程中水厂方技术力量参与力度不够，造成投产后出现设计与实际不完全相符等问题，会间接影响自动化系统的实际运行效果。
3.2.2运行人员特别是中控人员自动化必要技术知识的缺乏，如对自动化操作和设备不够熟悉或掌握不够，造成因操作失误和一些小故障得不到及时处理而影响系统正常运行。
3.2.3水厂自动化系统控制软件的后期维护力度不够。长期以来软件得不到必要维护和调整，缺乏完善的自动化管理规程，注重硬件而忽视软件是水厂自动化维护的一个误区。
3.2.4水厂中自动化系统和设备设计算是比较先进，但其功能并未充分发挥出来。有的自控系统功能从未运行过，一直处于闲置状态，例如余氯的PID控制受反冲洗、回用水的困扰就基本没有使用；有的运行一段时间后变为了手动，甚至处于瘫痪状态，造成了自动化系统和设备的极大浪费。
3.2.5专业自动化维护人员缺乏。自控系统和硬件设备虽具有较高的可靠性，但也会出现故障，需要维护人员尽快排除。经过一段时间的实际运行后，当初的设计缺陷会初步明显，必须改进，优化系统，这就要求维护人员对自动化系统和设备进行必要维护和调整，如果发生故障得不到及时的修复，最终甚至会导致整个自动化系统瘫痪。
3.2.6各水厂自动化改造完成后，后期维护的资金投入力度不够，没有系统的维护规划，结果非常被动；一个水厂自动化运行开始后每年都应对自动化设备维护进行资金投入，对到期的易损件必须按照手册规定进行更换，例如各种橡胶垫、空气及油滤子等。
3.2.7水厂自动化系统建立后，管理水平是影响自动化功能正常发挥的一个重要因素。管理水平落后，则无法适应水厂自动化的发展需要。
3.3 自动化管理经验：
3.3.1变频器定期维护：变频器散热系统、电路部分处于长时间负荷工作，灰尘积聚对自控系统硬件稳定性产生不利影响，特别是在夏季、雨季期间；为此要及时对水厂所有变频器进行定期除尘。
3.3.2自控设备硬件维护：根据运行状况每半年或每季度对中控室微机硬件部分包括主控机、备用机、视频监控机的机箱、电源、CPU 风扇进行清理。
3.3.3软件维护：负责自动化维护人员定期对自控系统进行系统、应用软件的维护工作，定期对主控机进行备份，做到有备无患。
3.3.4控制系统主机使用：严格控制水厂主控机、备用机、视频监控机的使用、做到专机专用、禁止运行与系统无关的软件、防止病毒传染。
3.3.5规范中控室管理：严格执行管理制度、经常清扫，保持无尘，确保温度、湿度条件，严禁吸烟和带入易燃易爆物品，不堆放杂物，消防设施齐全，定期进行规范检查。
3.3.6改善自动化设备散热状况：PLC、变频器等设备具备条件的在机柜顶部安装了散热风扇，改善了炎热夏季高温下设备的工作条件。
3.3.7加装稳压电源：一些精密加药泵设备加装在线稳压电源，以尽量减少电源波动对设备运行的影响。
3.3.8加装避雷器：在机房、中控室加装电源侧避雷器，避免雨季由于雷击对自控硬件的损伤，以及感应对自控信号的影响。
4 结论
水厂实现综合自动化的根本目的是为了提高生产的可靠性和安全性，实现优质、经济和高效供水，提高劳动生产率，获得良好的经济效益和社会效益。实现过程必须根据水厂自身实际情况确定解决问题的思路。自动化是现代化水厂的发展趋势，随之而来的就是自控系统、设备维护保养工作量的大幅提升，同时建议加大对专业技术人员培训，培养一支高素质、高水平的自动化维护管理人员也是现代化水厂的重要保障。
参考文献
1、王鼎顺. 湖南大学 《现代化水厂自动化控制的研究与实现》 2007年
2、王静、高欣 石家庄供水集团有限公司 河北科技大学唐山分院 《自来水厂PLC的应用于维护浅析》
关键词：H9000 水电厂 综合自动化
引言
在国家电力公司(包括原水利电力部、原能源部、原电力部)的大力倡导下，我国的水电自动化工作自二十世纪80年代的科研试点逐步进入了90年代的“无人值班”(少人值守)试点和推广的阶段，建设并完成了一大批水电综合自动化系统，有力地推动了水电行业的技术进步。目前，已有29个水电厂实现了“无人值班”(少人值守)，20个水电厂通过了国家电力公司的一流水电厂验收，还有相当已批水电厂已经具备了验收的条件，取得了巨大的成功。
水科院自动化所作为行业的自动化专业科研单位，自始至终地参加了与水电厂综合自动化有关的科研、推广及“无人值班”(少人值守)和创一流水电厂的工作，完成了包括东北白山梯级在内的一百多个大中小型水利水电自动化工程，出口埃塞俄比亚Tis Abay二级电站的系统已投入了商业化运行，完成了隔河岩电站引进计算机监控系统的改造工程，实现了湖南镇100MW机组扩建电站的“关门运行”，为白山等六大水电厂实现创“一流水电厂”创造了必要条件，2001年联合中标三峡梯级调度中心及左岸电站计算机监控系统工程，2002年连续在洪江、碗米坡、株州航电等国际招标工程中标，取得了令人瞩目的成果，回顾过去，展望未来，意义非同一般。
本文首先回顾水电厂综合自动化的在科研试点、实用推广和“无人值班”(少人值守)三个历史阶段的工作历程，然后重点介绍近年来H9000系统结合水电厂“无人值班”(少人值守)工作进行的改进工作，在水电厂创一流和实现AGC方面的经验，H9000 V3.0系统的新功能和兼容性方面的进步。
水电站综合自动化技术的发展过程
科研试点阶段：我国水电站综合自动化技术的应用起步于20世纪80年代初。当时，水电部的水科院和南自所及机械部的天传所分别在富春江、葛洲坝二江和永定河梯级进行试点研究，研制成功的富春江水电厂多微机分布控制系统于1984年11月正式投入运行，1986年获国家科技进步三等奖。通过试点，尝试了计算机技术应用于水电厂监控系统的可行性，培养和锻炼了一批从事水电厂计算机监控系统的科研、设计、安装和运行维护的工程技术人员队伍，积累了宝贵的经验。但由于经验不足，研制周期过长，资金缺乏，使基础自动化配套改造不够，影响计算机监控系统的正常使用，另外，在系统的规模、功能、结构、工艺、可靠性以及软件的水平等方面与国外差距较大。
实用推广阶段：原水电部于1987年和1993年先后制定了“七五期间水电厂自动化计算机应用规划”和“八五期间以及2000年水电厂计算机监控系统推广应用规划”，两批共规划了67个大中型水电厂。根据“七五”规划，到1993年，先后又有27座水电站采用了不同形式的计算机监控系统，如葛洲坝二江、鲁布革、富春江、丹江口、新安江、铜街子、安康、石泉、龙羊峡、东江、白山等。软件和硬件设备的标准化工作取得了初步成效，初步形成了工业化生产，达到了实用化水平，形成了几种成熟的推荐模式。同时，科技水平有了很大的提高，有关科研院所已经能够独立承担各类工程的计算机监控系统设备的开发研制生产任务，一大批科技人才茁壮成长。
“无人值班”(少人值守)阶段：通过技术改造与技术进步，实现减人增效，创国际一流企业，是国家电力公司的长远发展战略。为了实现这一目标，根据1994年原电力部在东北太平湾水电厂会议提出的建议，由安生司主持、水科院自动化所等单位参加，讨论制定了《水电厂“无人值班”(少人值守)的若干规定(试行)》并由电力部于1996年颁布执行。与此同时，电力部颁布试行了《一流水电厂的考核标准》。1994年太平湾会议还确定了葛洲坝二江、太平湾等5个水电厂为“无人值班”(少人值守)第一批试点单位，水电厂“无人值班”(少人值守)试点工作由此拉开帷幕。1996年又扩大白山、紧水滩、龚嘴等9个水电厂为第二批试点单位。两批试点带动了水电行业的自动化技术进步，据不完全统计，自1980年以来截止到目前为止，全国安装水电厂计算机监控系统总数约300套，而在这一阶段内，国内总共新安装投运的监控系统约250套，其中水科院自动化所新投系统100套，电自院新投运约120套，其余系统由国外公司或国内其他厂家提供。
与1994年以前比较，“无人值班”(少人值守)阶段的工作特点是：(1)各水电厂自动化改造的积极性空前高涨，积极要求上计算机监控系统，并把监控系统当作全厂“创一流”工作的重点，以监控系统带动全厂的自动化改造，为监控系统工作的顺利展开创造了良好的局面。(2)监控系统的功能齐全，软件和硬件标准化程度高，开发周期短，性能指标先进，普遍达到了国际同期先进水平，实用性强，可靠性好，成功率高，满足了水电厂“无人值班”(少人值守)的要求。(3)部级科研开发骨干队伍逐渐形成，形成了自主品牌的监控系统，在国际上具有相当的知名度，如水科院的H9000系列分布开放系统和电自院的SSJ系列计算机监控系统，基本占领了国内水电市场。(4)系统的实用化程度高，推动了行业的技术进步，促进了管理的现代化，为减人增效奠定了技术基础，取得了实效。
H9000系统与水电厂“无人值班”(少人值守) 技术
H9000系统是水科院自动化所于二十世纪90年代初期设计开发的面向水电应用的分布开放系统，我国水电厂综合自动化的重要科研成果。该系统的设计不仅吸收了国外公司产品的先进技术路线，使H9000系统的总体设计接近国际先进水平，而且根据我们多年的工程经验和对水电自动化理解，结合1994年国电公司颁布的水电厂“无人值班”(少人值守)导则，在系统的结构设计、功能设计方面，充分考虑水电厂有人和“无人”对监控系统在可靠性、冗余措施、功能要求等方面的差异，系统功能齐全，软件和硬件标准化程度高，组态能力强，开发周期短，符合中国国情，实用性强，可靠性好，系统投运成功率高，满足了水电厂“无人值班”(少人值守)的要求。为此，H9000系统不仅具有常规电站监控系统的功能，而且进一步开发完善了下列功能：
完善的硬件与软件冗余体系
水电厂实现“无人值班”(少人值守)后，由于现场值班人员减少，每值往往只有两人，当现场设备出现故障时，消缺人员一般要等较长时间才能抵达现场，因此对于监控系统的可靠性要求更高，要求有较高的冗余度，在系统降阶运行时不影响电站的安全。
为了满足要求，H9000系统的硬件可采用多层次的冗余措施，如数据库管理站、操作员站、通讯服务器、网络交换机、网络通道、主控级UPS、LCU的数据采集与控制器、CPU模块、通讯模块、I/O通道、现地总线、机箱电源、机柜电源等，全部可以实现冗余配置，由软件实现冗余设备的检测与故障诊断，实现冗余部件的无扰动切换，确保系统中某一部件的故障不影响系统的正常运行。故障部件由消缺人员及时处理。
另外，H9000系统的软件总体设计技术采用了无主设计的概念，即系统中任何一个计算机节点的应用软件配置是完全相同的，如数据库管理站、操作员站或工程师站，相同的软件配置根据不同的功能授权实现不同的功能。当任何一个计算机节点出现故障时，可通过功能授权调整实现功能的重新分配。如正常运行时，工程师站不具备现场设备的操作控制权，但经过权限的调整，可以进行控制操作。因此，当一个系统具有多台计算机节点时，计算机出现全部调试故障的概率可以认为是零，H9000系统永远是可控的。目前由于计算机的硬件资源相对丰富，很多原先需要很高配置的设备完成的工作一般计算机均能完成，因此，H9000系统将现地人机联系计算机节点的功能也充分提升，基本上可以完成主控级的人机联系任务，使H9000系统的控制可靠性得到进一步加强。
On-call技术
H9000系统可对系统数据库进行设置定义，当发生事故时，监控系统可根据定义声光信号，进行语音报警、电话自动报警、传呼报警或手机短信息报警，实现On-call。系统还可根据需要将几个电话或传呼机号码按一定的优先级顺序排列，系统可根据定义的顺序依次进行呼叫。系统还提供电话查询功能，任何人只要拨查询电话，即可查询电站当前设备运行情况，如有无故障及故障报警信息，重要运行参数等。On-call技术已成为水电厂实现“无人值班”(少人值守)的重要设备。H9000/On-call也已被三峡梯级调度中心自动化系统采用。
电脑值班员技术
在隔河岩电站监控系统设计与实施过程中，在国内首次提出了“电脑值班员”的概念，并且被采纳实施。这是无人值班、关门电站最具有特色的功能之一。
通过考察和调研，结合我国水电厂的运行方式与当前电网结构，我们初步提出了安全稳定智能控制和智能电脑值班的概念、功能要求和实现方法，使水电厂在没有现地值班人员的情况下，从保证主、辅设备安全角度出发，由计算机监控系统自动处理各类随机异常情况和隐患，经严格的条件判别和闭锁，进行控制和调节。本功能好比一位经验丰富、责任感强而又不知疲惫的老值长时刻值守在现场，保证水电厂主、辅设备的安全，并尽可能运行在最佳工况。
自诊断与远程维护技术
系统自诊断与自恢复功能是提高系统可靠性的重要措施。
H9000系统为分布式网络控制系统，具备完善的自诊断与自恢复功能，系统各设备不仅自检，还可通过网络进行互检，形成系统检测报告。诊断分硬件检测和软件检测。硬件检测包括CPU、内存、I/0通道、电源、网络、通讯接口等。软件检测包括软件异常中断、通信链路故障等。系统可将异常情况及时报警，并可对冗余的异常部件进行自动切换。
监控系统具有远方诊断及远方维护功能。通过远方诊断及维护系统，可以实现远方故障诊断及远方系统维护。
转贴于 H9000与创“一流水电厂”
通过与用户的通力配合，目前采用H9000系统已经很多，并且已许多投入AGC功能，特别是龙羊峡、东风、东江等几个大型或特大型水电厂实现了AGC自动控制，白山、乌溪江和紧水滩先后实现梯级电站AGC，优化运行，并已有白山、龙羊峡、紧水滩、乌溪江、东风以及东江等6个水电厂先后顺利通过了国电公司“无人值班”(少人值守)和“一流水电厂”验收。
东北白山梯级电站的“无人值班”(少人值守)计算机监控系统工程规模宏大，性能指标卓越，在国内首次实现了大型梯级水电站巨型机组的现地“无人值班”(少人值守)和远方集中实时监控运行，首次成功地采用了110公里超长距离的高速以太网通讯，标志着我国水电站计算机监控技术进入高速网络时代。监控系统不仅实现了厂内AGC、梯级电站本地调频，而且实现了梯级调度全厂负荷自动分配，实现了与东北电网调度自动化系统的通讯，实现电网的统一调度、负荷的合理分配，使白山梯级电站监控系统根据电网远方负荷给定，由AGC实现了梯级电站的优化控制。该项目于1999年3月通过国电公司组织的技术鉴定，受到东北电管局及国家电力公司鉴定小组有关专家、领导及白山电厂工程技术人员的高度评价，一致认为该系统在“远方集中监控总体技术方面居国内领先水平，国际先进水平”，获国电公司2000年度科技进步二等奖，于2000年通过国电公司“一流水电厂”验收。
贵州东风水电厂AGC先后完成了与省调之间双微波通道的SC1801规约通讯、厂内及远方AGC负荷分配功能、远方负荷调节、远方开停机、远方给定全厂总负荷、远方给定负荷曲线等功能，由电厂AGC完成机组的合和经济负荷的分配。2001年11月，贵州省调进一步修改了调度规程，较好地解决了无人值班条件下AGC对接地中性点问题的处理及机组的自动开、停问题，既保证了电网的安全性，又满足了“无人值班”（少人值守）的要求，成为国内第一个自动按调度负荷曲线运行、实现远方自动开停机的电厂。由于有省调的大力支持和配合，东风电厂的AGC功能国内最先进完善，得到国电公司领导的充分肯定和好评。
在2002年1月贵州东风水电厂“无人值班”(少人值守)验收会上，国电公司有关领导和专家对该厂的自动化工作给予了极高的评价，认为该厂在AGC方面仅次于广蓄，在没有人工干预的情况下，实现了监控系统按省调负荷曲线自动开停机和负荷调整，实时性好，对保证贵州系统“西电东送”电能质量起到了非常积极的作用，受到了电网调度人员的欢迎和好评。
龙羊峡水电厂是西北电网第一调频厂，装机容量为4台320MW机组，2001年3月在西北网调的大力支持和配合下，采用DNP3.0网络通讯，实现网调远方AGC。龙羊峡AGC由网调给出远方开停机命令和实时功率设定值，远方开停机命令和实时功率设定值通过数字通道传送，成功地解决了大机组远方平稳开停机。
特别值得一提的是，浙江乌溪江水电厂自动化改造工作由于领导重视，电厂先后安排40余人参加了监控系统培训，较好地掌握了技术，成为技术骨干，承担了大部分系统的功能开发、设备现场安装调试工作，在不到6个月的时间内完成了全厂11台机组共16套LCU的安装调试工作，整个工程自1998年5月启动到1999年5月省公司验收，只经历了短短的一年的时间，创造了“乌溪江速度”。另外，1996年乌溪江扩建电站按“无人值班”(少人值守)设计，采用H9000系列计算机监控系统，实现了远方监控系统与机组发电同步投运，实现了远方实时监控和现地“无人值班”(少人值守)，1998年进一步取消了夜间巡视，成为国内第一个真正的关门电站，引起国家电力公司安运部有关领导的高度重视。
目前，仍有一批采用H9000系统的水电厂正在积极进行准备工作，我们将一如既往地秉承“服务和合作”的精神，做好支持配合工作，争取使H9000的每一个用户都能顺利跨入“一流水电厂”的行列。
H9000系统的新进展与兼容性考虑
为了满足用户不断增长的需求，满足电力生产对控制系统的要求，我们在全面继承H9000系统的开放性、友善性、标准化、通用化及面向对象等优点的基础上，于2001年研制开发了H9000 V3.0系统，进一步吸收了国内外系统的先进经验和技术，在系统结构、WEB浏览、最新国际标准通讯规约库及软件包、集成开发工具软件及高级应用软件等方面有较大改进，进一步提高了系统的可靠性和可维护性，在湖北隔河岩、福建高砂、天津大张庄、重庆江口等一系列工程中得到成功应用。下面简要介绍H9000 V3.0系统的技术特色。
新型的系统结构
由于工业控制微机(简称IPC)结构复杂，有机械旋转部件如硬盘、风扇等，是LCU乃至监控系统的可靠性瓶颈。H9000 V3.0在系统结构有较大改进，LCU采用了可编程控制器直接上以太网的方式，在控制主回路中取消了IPC，IPC仅作为现地的辅助控制人机联系设备，系统正常运行时，IPC可以退出运行。由于控制主回路取消IPC，使LCU的可靠性大幅度提高，可以很好地满足下一阶段水电厂无人值班运行的要求。IPC也可由智能化液晶操作面板代替，可靠性可进一步提高。
在进行H9000 V3.0系统设计时，充分考虑了与H9000老系统的兼容性，可确保H9000的老系统平稳升级到V3.0，并且新老系统可全兼容混合运行，因此老系统的升级改造提供了非常便利的途径。
WEB浏览
由于因特网普遍采用浏览器等瘦客户端软件，系统的使用及维护十分方便，受到广大用户的欢迎。H9000 V3.0增加了WEB浏览功能，系统仅需增加配置WEB服务器，安装woix WEB服务器端软件。为了确保系统的安全性，可设硬件或软件防火墙。同样，WEB浏览功能充分考虑了与H9000系统原有图形界面的兼容性，woix软件可完全识别原H9000系统的*.dbin图形文件，并且外观效果与oix完全一致，实现了百分之百兼容。
H9000/Toolkit系统集成工具软件
H9000 V3.0系统在原开发工具软件的基础上，进一步充实完善，不仅提供IPM交互图形开发系统、DBgen数据库开发系统、PDC综合计算工具软件、ControlLock控制闭锁工具软件、API接口等，而且新开发研制了DEtool数据工程软件。特别是DEtool，将系统集成开发工作于一体，成为包括数据库、语音、控制闭锁等功能于一体的集成开发工具软件，强化了系统集成与数据工程的可视化，并且具有学习指导性质，进一步提高了系统开发集成效率和质量，也为设计部门和最终用户提供了有效的系统设计开发手段，受到广大用户的一致好评。
国际标准通讯规约
通过与ABB、Alstom等公司在三峡工程的合作，H9000 V3.0系统在通讯规约方面获得进一步充实，不仅支持DL476-92、m4f、SC 1801、CDC 8890 Type II、CDT及Polling等传统远动规约，而且研制开发了IEC 870-5、DNP3.0、TASE-2规约通讯软件，形成了较为完善的通讯软件包。
高级应用软件
H9000 V3.0系统在AGC/AVC等高级应用软件方面有较大进展，实现了白山、乌溪江等梯级水电厂的联合AGC，在东江等水电厂实现了AGC/AVC，在龙羊峡、乌江渡、东风等水电厂实现了调度远方AGC，其中贵州东风水电厂在没有人工干预的情况下，实现了电站监控系统按省调负荷曲线自动开停机和负荷调整，实时性好，对保证贵州系统“西电东送”电能质量起到了重要作用。在更多的水电厂实现了电站AGC功能。
Simulog培训仿真软件
在操作员培训仿真方面，分析研究了水电厂复杂的生产过程，完善和充实水电厂生产过程仿真的总体模型，增加了连续系统仿真、非线性系统仿真及处理等功能，建立和完善处理上述复杂系统的数学模型和Simulog语言，并开发了相关的编译器和仿真器软件，结合H9000系统原有功能，OTS2000培训仿真系统已经可以初步应用于分解和描述比较复杂的连续非线性过程控制系统。
综上所述，H9000 V3.0在确保技术进步和功能扩充的同时，将新老系统的兼容性放在一个十分重要的位置。新老系统兼容，也就是说H9000系统的V3.0版可以与V2.0版本混合运行，确保老用户系统升级的便利实施，简化过渡期的施工方案，可以很好地避免由于产品升级而将系统硬件和软件全部推倒重来的做法，保护用户的投资。
结束语
过去的20年，我国的水电厂计算机监控技术从无到有、从“景上添花”的“花架子”到现代化生产运行管理和实现“无人值班”(少人值守)必不可少的重要装备，无不凝聚了我国水电行业主管领导部门、科研、规划设计、生产运行等部门几代人的智慧、抱负和辛勤劳动。
过去的20年，也是H9000系统孕育、诞生、成长、逐步发展壮大取得了辉煌业绩的20年，成为我国水电自动化领域一颗璀璨的明珠，为我国水电厂自动化技术的进步和创“一流水电厂”工作做出了应有的贡献。在这里，我们再次感谢有关领导、广大用户对我们的支持和信任。我们将戒骄戒躁，密切注意中国进入WTO后国外公司对我国水电自动化市场的冲击和挑战，严格执行ISO-9001质量保证体系，贯彻质量方针，永远以用户的需求作为我们的第一需要，不断跟踪国际技术的发展与进步，开发更多更好的产品，以更高的技术质量水准，为广大的水利水电用户服务，为水电厂真正实现无人值班、关门运行、创国际一流做出应有的贡献。
[参考文献]
王德宽：“从H9000谈水电站计算机监控系统国产化问题”，《水电厂自动化》，1998年，第3期。
王德宽等：“H9000分布开放式水电厂计算机监控系统”，《水利水电技术》，1996年，第5期。
王德宽等：“水电厂计算机培训仿真技术的设想与初步研究”，《水电厂自动化》，2000年，第3期。
王德宽：“水电厂综合自动化与“无人值班”(少人值守)”，《面向21世纪电力科学技术讲座》，2000年10月，中国电力出版社。
H9000 and Comprehensive Automation of Hydropower Plants
Abstract：This paper first briefly reviews comprehensive automation in different stages in last decade. Then introduces the related R&D of H9000 system for “un-attendant” hydropower plants. The application of H9000 system to “un-attendant” hydropower plants and its AGC are also discussed.Some key features of new developed H9000 V3.0 and compatibility consideration are presented at the end of the paper.
关键词：供水生产控制参数；水厂自动化仪表分类；工作原理
Abstract: This paper sums up several automation instruments commonly used water production process. And briefly introduces the working principle and application of this type of instrument. With the application of the Guilin Water Company Chengbei waterworks automation on-line instrument as an example, automatic on-line instrument water production was introduced in this paper.
Key words: parameter to control the production of water supply; water plant automation instrument classification; working principle
中图分类号: TN830.1
随着供水生产企业自动化程度的日益提高，水厂生产中大量使用自动化仪表，现以桂林市自来水公司城北水厂为例，介绍在水厂常用的几种自动化仪表。城北水厂是利用第四批日元贷款兴建的供水项目。总设计供水能力为20万M3/日，分二期建设，一期工程供水能力为10万M3/日，2005年建成投产，是桂林市自来水公司第一个自动化控制管理的净水厂，采用了大量的先进设备和仪器。在此，我来介绍一下城北水厂的自动化仪表。
概述
在自动化控制过程中，仪表仿佛自动化系统的眼睛，严密的监测相应的工艺参数。仪表把检测到的数据传输给PLC或计算机，然后由PLC或计算机进行计算和比较，看是否满足工艺的设定和要求，如果有偏差，则发出控制指令给执行器，立即进行调整，从而保证系统的在最优结合点达到系统稳定。由于仪表具有连续检测、越限报警的功能，便于值班人员及时发现和处理事故。仪表是实现计算机控制的前提条件。所以在自动化系统中，仪表具有非常重要的作用。二、城北水厂应用的仪表的分类 城北水厂所用的仪表大致可分为两大类：一类属于监测生产过程物理参数的仪表，如检测温度、压力、液位、流量、重量等。另一类属于检测水质的分析仪表，如检测水的浊度、pH值、溶氧、余氯、电导率、SCD值等。除了电磁流量计（上海爱尔美特）、浊度计（美国HACH）、SCD游动电荷检测仪（美国MILTONROY）、化工钢瓶电子秤（常州METLER TOLEDO）以外，其他仪表均由德国E+H公司提供。此外，配电系统中使用的电流、电压等仪表在此不作赘述。
三、城北水厂自控系统监测的参数1.自控系统的构成城北水厂的自控系统由水厂管理层和现场控制两级系统构成，按集中管理、分散控制的原则进行监控。厂级计算机系统(即主站)设在水厂中心控制室，根据工艺流程。现场设有4个分站：取水泵房分站、反应沉淀池与加氯加药分站、滤池和反冲洗泵房分站、送水泵房及变配电室分站。在线仪表的数据均送到现场分站，然后送到中心控制室以进行显示、控制和记录、报警。
2. 各分站监测参数①取水泵房分站监测参数运行参数：吸水井水位、水泵出口压力等。②反应沉淀、加氯加药分站水质参数：源水温度、浊度、溶解氧、加药前源水PH值、加药后源水PH值SCD值、沉淀池出口浊度。运行参数：沉淀池水位、溶解池液位、氯瓶重量。③滤池和反冲洗泵房分站水质参数：滤后水浊度。运行参数：滤池水位、水头损失、空压机供气管道压力、反冲洗水泵压力。
④送水泵房及变配电室分站水质参数：出厂水流量、余氯、浊度、PH值。运行参数：出厂水压力、流量、清水池水位等。四、城北水厂中的仪表及其工作原理
在仪表的选择上，仪表的精确度是一个重要参数。在正常使用条件下，仪表测量结果的准确程度，误差越小，精确度越高。对于控制而言，高精度意味着高的调控灵敏度，系统响应更加灵敏，因此，从检测的角度来看，仪表的精确度越搞越好，但是从系统稳定的角度来看，仪表的灵敏度并不是越高越好，细微的调节有时候对于工艺要求来说并不是必需的，频繁的系统响应会给执行机构带来大量的执行动作从而减少设备的使用寿命。因此，在仪表精度远远高出工艺控制要求的场合，往往会在系统中设定一个反应区域，只有在工艺参数超出这个区域的时候，系统才会作出控制动作。
1. 水位测量
在水厂中，为了对吸水井和滤池以及清水池等的水位进行监测，液位计是很常用的一种仪表。液位计分为浮球式液位计、静压(或差压)式液位计、电容式液位计和超声液位计等几种。城北水厂多处使用了超声液位计。超声液位计的传感器由一对发射器、接收器组成。发射器面对液面发射超声波脉冲，超声波脉冲从液面上反射回来，被接收器接收。根据发射至接收的时间可确定传感器与液面之间的距离，即可换算成液位。超声液位计属于非接触测量，可靠性高，安装简单、方便，且不受测量介质的粘度、密度等物理特性影响，因此多用于药池、药罐、排泥水池等的液位测量。超声液位计的缺点是有一定的盲区，且价格较贵。2. 流量测量 流量测量分为两种，一种用于流量检测，参与过程控制；另一种仅仅用于流量的计量。在城北水厂采用的是电磁流量计用于对取水和送水流量的计量，不仅是对取水、供水量的数据进行检测和计量，同时也为工艺参数如单位电耗等参数提供重要依据。其中原水的流量还参加一次加氯的比例控制。
电磁流量计的原理是应用法拉弟电磁感应定律，由传感器和转换器组成。在测量中，液体本身为导体，磁场通过安装在管路中的两个线圈产生。线圈由交流或直流电源励磁，磁场作用于管道内流动的液体，流动的液体相当于在切割磁力线，从而在管道中产生一个与被测流体平均流速V相对应的电压，与管道绝缘的两个电极监测液体的感应电压，从而可以计算出相应的流量。
3.浊度的测量 浊度是水处理工艺中一个重要的工艺参数。水厂负责供应居民生活用水和工业用水，浊度是一项非常重要的水质指标。水体所以会浑浊，是因为在水体中存在微细分散的悬浮性粒子，可以使水透明度降低。从检测原理上，浊度仪可分为目视浊度仪和光电浊度仪两大类。光电浊度仪检测原理就是，当一定强度的光线射过定量的水体时，不同浊度的水体中的悬浮性粒子削弱了水的透光性，使透过的光的强度发生变化，从而在另一端光敏检测件检测到光的强度发生变化，得出水的浊度。光电浊度仪按照其设计原理又可分为透射光浊度仪和散射光浊度仪。由于散射光浊度仪对水的低浊度有较高的灵敏度，准确度高，相对误差小，重复性好，水的色度不显示浊度，且散射光与入射光强度比可呈线性关系，故散射光浊度仪的应用已越来越广泛。
城北水厂在沉淀后水、滤后水及出厂水的测量中，采用HACH 1720D/E系列浊度仪。测量原水采用1720E和E+H公司0~9999NTU高浊度检测仪配合使用，以对应桂林浑水季节浊度突然增加，而平时水浊度却普遍较低的情况。
4.其他检测仪表
此外，在城北水厂还应用了压力表、化工电子钢瓶秤、pH计、溶氧检测仪、余氯分析仪、电导率检测仪、SCD游动电荷检测仪等仪表对各工艺流程的参数进行检测。
提高水电厂电气自动化设备的可靠性，有利于电能的稳定输入和电厂的正常运行。本文从分析当前水电厂电气自动化设备的可靠性现状入手，从元器件原则、防护等多个角度谈了提高电气自动化设备可靠性的对策。
【关键词】水电厂 电气自动化设备 可靠性
近年来，生活用电量有了大幅度地攀升，电厂作为电能输出终端，供电压力日益增大，水电厂电气自动化设备的可靠性就逐渐成为了人们关注的焦点。所谓电气自动化指的是通过现代化的计算机技术控制机器设备，从而减少机械设备的人员配备，实现设备在无人或者少人状态运行，且保证生产流程的完整顺利进行。电气自动化有助于生产成本的降低，工作可靠性的增加，对于保证电能质量有至关重要的意义。
1 水电厂电气自动化设备的可靠性研究的重要意义分析
电气自动化设备是电厂正常运行的根本，因此，其可靠性，安全性和经济性直接关系电能的稳定输出。提高电子自动化设备的可靠性，就可以有效减少故障发生次数，降低维修成本，提高设备质量和安全性。设备的可靠性是设备质量的核心，是电厂在日益激烈的市场化竞争中屹立不败的法宝，因此，提高水电厂电气自动化设备的可靠性势在必行。
2 水电厂电气自动化设备可靠性的现状分析
2.1 恶劣工作环境的影响
恶劣的工作环境是影响电气自动化设备可靠性的关键因素，要想提高设备的可靠性，就要克服不利环境因素对设备的影响。对于水电厂电气自动化设备来说，不利的环境因素主要分为环境因素，机械作用力因素，电磁干扰因素三种。环境因素一般是指温度、湿度、大气污染等因素，这些都可能侵蚀设备结构，造成设备电气性能下降，影响设备的正常运行；机械作用力因素一般指的是电气设备在不同系统中可能遭受到机械力的影响，常见的机械作用力包括机器的冲击、震荡等等，这些作用力会对设备造成不同程度的损伤，严重时导致设备变形、导致设备元器件参数变化；电磁干扰因素指的是电气设备可能会收到其他电气设备产生的电磁波的影响，可能导致噪声输出，工作稳定性状态被打破。
2.2 操作维护欠妥当的影响
电气自动化设备虽然依托于现代化的计算机技术，极大地解脱了劳动力，但是任何设备都离不开操作人员，操作环节对电气自动化设备的影响也是至关重要的。电气自动化设备设计复杂，对操作人员要求较高，操作人员要想熟悉掌握设备用法也需要一定的时间。新到岗的操作人员如果没有经过严格操作培训就可能因为操作不当损坏设备影响设备的正常运营。而且设备需要定期的检测维护和保养，这样才能最大限度地发挥作用，否则设备的使用寿命和可靠性都会大幅下降。
2.3 设备元器件的良莠不齐导致可靠患
目前，电气自动化设备元器件生产方面，缺少统一的标准，生产厂家众多，但是资质良莠不齐，元器件质量也千差万别。质量参差不齐是目前导致水电厂电子自动化设备可靠性不足的主要原因之一。近年来，电气设备元器件生产行业竞争日益激烈，不少企业为了赢得市场，采用不符合标准的原材料生产，置元器件质量于不顾，导致水电厂电气自动化设备可靠性指标偏低。
3 提高水电厂电气自动化控制设备的可靠性措施分析
提高可靠性，是要建立在对控制设备结构特点和元器件特性了解的基础之上的，有针对性地采取措施，才能提高系统可靠性：
3.1 加强元器件质量把关
要想提高设备可靠性，首先要从生产过程着手，从元器件的采购着手。要尽可能地减少设备中的零部件和品种，慎重选择厂家，要在质量过关的前提下选择尽可能装配简易、成本低、与设备条件相匹配的原件，这样可以有效减少维修费用和工人开支。
3.2 保护设施的应用
外部环境会对设备可靠性产生重大影响，因此，要想提高设备可靠性就要严格控制外部的气候条件，屏蔽电磁干扰等因素。比如，可以根据设备的性能和工作环境选择可靠性的材料，这样就可以增加设备的寿命和可靠性。电气自动化控制设备都应具有一系列应用环境的保护设施，譬如散热保护设施、气候保护设施、湿度保护设施、电磁干扰保护设施、污染防护设施、防腐设施等，通常元器件的安装都采用灌封、浸渍等措施保护电子元器件不受到腐蚀和潮湿空气的影响。这需要针对设备的具体应用环境进行设置，电气自动化控制设备的自我保护设置应该根据设备具体的应用环境采取保护，不可使用统一的保护设置，因为环境和环境之间有所差异，譬如设备在南方使用应做好防潮、通风等保护设置，在北方使用则要做好御寒、抗干燥等的保护设置，如果应用相反则对设备的可靠性带来严重的灾难。
3.2 设计过程控制
根据产品的性能和要求条件，具体分析产品的功能设计和相关参数，根据使用条件和性能正确制定设计方案。同时要根据产品的使用情况进一步确定产品的生产规模和类型，设计的原则要遵循经济、实用为主，在此基础上选择合适的元件和相关设备装置，最大限度的保证产品的操作和使用功能完善，对于维修的设计也要遵循简易、便捷的思想，更加设身处地为用户考虑。
3.3 控制设备的散热防护
温度是影响水电厂电气自动化设备可靠性的最重要因素。电子设备工作时 ，其功率损失一般都以热能形式散发出来 ，尤其是如变压管、电子管等一些耗散功率较大的元器件。所以 ，若设备的散热技术不过关时 ，控制设备工作中所产生的热能就难以散发 ，进而影响设备的自动化控制效率。
3.4 加强人员培训
水电厂电气自动化设备设计较为复杂，因此，对操作人员的要求较高。作为厂方，要定时组织操作人员开展相关培训，要让操作人员熟悉了解设备性能和设备的使用方法，还要培养和锻炼工作人员的心理素质和应对事故的急智。另外，自动化设备也需要定期清洗和维护，操作人员不仅要具备基本的专业素养，还要具备设备维护的责任感，将设备的保养维护落到实处。
4 结论
水电厂电气自动化控制设备可靠性的提升，涉及到多个专业领域，要从设计、使用、维护多个渠道着手实施，采取针对性的措施，才能推动我国水电厂电气自动化控制设备的发展。
参考文献
[1] 许卫国.关于电气自动化设备可靠性测试方法的探讨[J].科技传播，2010（13）.
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关键词 水电厂自动化；开发；发展；技术问题；技术措施；技术条件
引言
随着水电厂"无人值班"或"少人值守"工作的开展，以"厂网分开、竞价上网"为基础的电力体制改革的深入进行。对水电厂的生产运行和管理提出了新的要求，也对水电厂自动化技术提出了更高的要求。计算机监控系统的开发应用是水电厂实现"无人值班"或"少人值守"的必备条件。计算机技术、信息技术及网络技术的飞速发展，给水电厂自动化系统无论在结构上还是在功能上，都提供了一个广阔的发展舞台。水电厂自动化工作也必须适应新的形势需要，有新的发展。如今的水电厂自动化系统应该成为一个集计算机、控制、通信、网络及电力电子为一体的综合系统。不仅可以完成对单个电厂，还可以进一步实现对梯级流域、甚至跨流域的水电厂群的经济运行和安全监控。本文就如何开发水电厂自动化系统及自动化系统开发方面的技术问题作一点探讨。
1、 自动化系统开发的组织过程
1.1、 用户参与开发过程
计算机监控系统不同于一般的机电产品，用户参与其开发过程，对于系统发挥其监控功能十分必要。这是因为：
＃由于计算机硬件的可扩展性和软件的灵活性，使监控系统的结构、规模、功能、性能等不可能统一，市场上没有固定的系统可供购买。
＃用户的要求差异性很大。电厂规模、重要性、设备状况不同，对监控系统的要求就不同。电厂的管理模式和生产技术人员参与开发是将用户的意图、习惯和对自动化的理解融合到产品中去的最好方式。
＃参与开发能使用户最快地掌握系统开发技术，有利于用户对系统的升级、改进、完善及维护，更好地使用系统各项功能。
监控系统从设计到投运一般要经过如下过程：设计招标、合同谈判、成立联合设计开发组、用户数据文件收集、开发商设备采购、系统集成与软件开发、出厂验收、现场安装调试、工厂试验及投运等。用户应全过程参与，但真正参与开发是在合同谈判结束和各项技术条件确定后开始的，包括用户数据文件准备、系统集成与开发。
1.2、用户数据文件的准备
监控系统开发的最大工作量在于系统的客户化，而客户化的好坏起决于用户数据是否充分和准确，因此用户在同厂家开发之前应组织专业技术人员进行现场数据的收集和准备工作，生产技术人员应包括运行人员、计算机和网络技术人员、自动化技术人员。
由运行人员准备的资料有：工作站监控画面、运行报表、历史记录点定义、事件记录报表、操作键盘定义、语音报警语句、电话及ON-CALL传呼定义、统计计算格式等等。
由计算机和网络技术人员准备的资料有：计算机网络结构、MIS系统操作系统平台、MIS系统和自动化接口软件、网桥、防火墙等。
由自动化技术人员准备的数据资料有：数据库定义表、各项操作流程及防误闭锁条件、各LCU的I/O定义表、LCU顺控及自动倒换流程、AGC、AVC控制参数和边界条件、对外通信数据清单等。
数据文件准备工作一般约需3个月时间，对于尚未投产的新电厂，由于设备还未到位，其运行状况不明，图纸资料不齐全，数据文件准备工作可能需要几年的时间。
1.3、双方联合设计开发组联络会议
联合设计开发组一般应有双方技术人员和商务人员参加。首次联络会会议的主要内容一般为：
＃用户通报现场数据准备情况，并提交有关资料；
＃开发商通报设备采购情况，并就设备变更和系统集成方案征求用户意见；
＃双方对合同的理解和技术澄清；
＃确定开发的组织方式和开发的时间；
＃在随后的开发过程中根据合同要求和实际技术难度，可能还应召开1～3次联合设计开发组联络会。
1.4、系统的集成与软件开发
＃硬件系统的集成，一方面是检验合同文件所规定的系统结构、硬件设备的可行性，另一方面也是为软件开发搭建平台，这项工作应由开发商根据简化了的网络结构进行。
＃用户应成立厂开发工作组，一般为5～15人组成，并指定工作组负责人。用户工作组成员应包括：自动化专业人员、计算机专业人员和运行经验丰富且具备一定计算机知识的运行人员。开发商应提供应用程序开发平台，并提供必要的培训。
开发过程中用户工作组可独立完成的开发任务有：
＃监控画面的编辑；
＃运行报表的编辑；
＃实时数据库原文件的编辑；
＃历史数据库原文件的编辑；
＃各LCU控制流程的编辑；
＃对外通信数据模块原文件的编辑，等等。
用户工作组可协助开发商完成的开发任务有：
＃AGC、AVC控制流程；
＃事件及报警记录的定义；
＃语音、电话报警和ON-CALL信息的定义；
＃主站操作流程及防误操作闭锁流程；
＃历史数据的统计、计算等等。
现场用户工作组应定期反馈开发进度，全过程监督项目的执行，直到开发工作结束，并一同参与出厂验收。
2、 太平哨发电厂监控系统开发过程介绍
太平哨发电厂计算机监控系统的开发始于1997年，开发的项目范围为计算机主站、网络设备、公用设备LCU。
该项目选定东北电科院自动化所为合作伙伴，项目各阶段的进度如下：
合作意向签订： 1997年初
自动化改造方案和施工期进度方案：1997年
技术条件及合同拟定： 1998年
技术方案和设备选型：1998年
现场数据文件准备： 1998年2～4月
用户工作组开发： 1998年5月～10月；1999年9月～12月（1998年1号机组；1999年2～4号机组）。
第一台LCU连入新主站网络运行： 1998年10月
系统联调： 1999年11月～12月
随着试验的进行，各项功能逐步投入使用。至1999年底，已能实现对四台机组遥测、遥控和遥调。
在该项目中，用户参与开发主要分两个阶段，第一阶段为数据文件准备阶段，共有20余人参与，历时3个月；第二阶段为开发阶段，共有15人参与，历时6个月。
3、 计算机监控系统技术问题探讨
监控系统是一个客户化程度很高的自动控制系统，系统的实用性、先进性、可靠性以及灵活性等取决于客户（包括管理、设计开发、使用等）的要求。在此就一些技术问题进行探讨。
3.1、监控系统电源
电厂控制层应设有直流和交流控制电源，监控系统的LCU及自动化装置宜采用交直流双电源、互为备用、无扰切换的供电方式，电源装置的电压选择应保证正常情况下交流供电、直流备用，以减轻直流系统的负担。运行经验表明，UPS在现场环境下使用寿命很短，难以维护，不宜采用（太平哨发电厂正在考虑改进直流供电电源）。
监控系统主站设备（工作站、服务器和网络设备等）的运行环境要达到国家规定要求，采取交流＋UPS供电方式较好。
3.2、监控系统与励磁、保护、调速器系统接口
LCU与上述自动化装置一般采用开关量（DIO）接口和通信两种方式。对于DIO方式，由于交换的信号一一对应，接线直观，便于调试和故障查处。但接线较多，有些控制功能，例如有功和无功调节，必须在LCU内编制复杂的PID调节程序，如PID参数不当还可能造成调节性能不佳。现场应用表明，这种方式对无功/电压闭环调节尚能满足要求，但对有功闭环调节，常常出现超调或调节不到位、或凋节时间延长等现象。
上述三种自动化装置宜采用通信方式，LCU直接将给定值传送至电调和励磁装置，实现有功、无功的一次设定；LCU通过通信链路获得各个自动化装置的内部详细状态和微机保护的事故追忆采样值数据包（如果微机保护有此功能的话）。
尽管监控系统与励磁、保护、调速器装置存在接口联系，但各系统间应保持相对独立，并在通信上设置"互检"和容错功能，一方故障不应影响其它系统的正常运行。上述装置中直接作为控制和调节条件的信号（例如主开关状态、机组转速和机组状态等）不应相互转送利用，而应通过高可靠的渠道直接从设备上采集。
3.3、 监控系统与现地自动控制回路和装置的功能协调
机组或公共辅助设备，例如冷却水系统、压油泵、深井泵、空压机等，一般设有现地自动控制装置。处理现地自动化与监控系统的关系时，应遵循现地自动化为主的原则，监控系统则通过开关量、模拟量的采集（无需通信）承担监视、后备控制的任务，一旦发生异常，则发出信号，并通过独立的信号采集进行紧急控制。
直流电源装置也应视为现地自动装置，监控系统只对直流系统和电源装置的工作状态进行监视，不参与控制。无需建立网络或串行通信联系。
3.4 、事件记录与故障录波的考虑
事件记录与故障录波装置都是运行和事故分析的手段。事件记录一般集成在计算机监控系统中，但由于采样速度、内存等限制往往不能提供足以用来分析事故的波形；故障录波一般用在开关站，作为线路故障数据的采集和分析工具。
机组不必配置故障录波器，因为配置故障录波器会导致信号的重复采集，使二次回路和电缆布置复杂化，而且不可能收集太全的信号（有些设备的关键量、中间计算数据点无法提供接口）。将事故记录与故障录波功能分别由监控系统和具有快速交流采样功能的微机保护装置、微机励磁调节器、微机调速器等分担较为合理。这就要求微机保护装置、微机励磁调节器、微机调速器具有判别故障、存储、对时等功能。
3.5 、信号返回屏的考虑
信号返回屏是电厂实现集中监视和控制的重要人机交流界面，由于显示直观、清晰可靠，画面和各仪表、元件位置固定，对运行值班十分方便，尤其是事故情况下，运行人员对全厂的状况一目厂然，其作用是计算机屏幕不可替代的（采用大屏幕电视或投影替代也是不可取的）。信号返回屏宜考虑采用一些指针仪表，以反映系统的动态过程（例如系统振荡）。
3.6、工业电视、消防报警、保安、故障录波器及MIS的接入
鉴于监控系统在电厂运行控制中的突出地位，其接入系统越少越好，信息交换量不大时，为了保证各个系统的安全运行，能采用I/O接入的决不采用通信连接。
对工业电视，由于图像信号数据量大，占用网络资源多，不应通过监控网传送，而应自成网络，在控制室设置工业电视专用CRT。但如果工业电视要实现图像自动联控切换功能，仍应以通信方式接入监控系统，通信链路上仅从监控系统单向传送用于图像自动联控切换的信息。而工业电视与电厂管理信息系统（MIS）应联网，以便授权用户进行图像访问。
消防报警对运行监视十分重要，其数据量不大，因此接入监控系统比较合理。消防报警火情信号和保安监视信号可转送给工业电视系统，进行图像自动联控切换。
故障录波器为大容量数据采集和记录分析设备，数据的实时作用不强，离线分析的成分较多，应各自自成系统，并建立各自的中心分析站。从运行管理模式看，电厂实现"无人值班"或"少人值守"后，控制室运行人员很少，而这两个系统的数据分析工作十分费时，专业性很强，不适合运行值班人员操作；如果两系统与MIS系统联网，监控系统仅通过I/O对其故障和动作等情况进行监视。专业技术人员通过MIS即可访问两系统，完成数据分析和远程管理功能。
为实现生产发电与电厂管理相结合，MIS应与监控系统联网。由于MIS用户多，MIS上数据多种多样，为安全起见，两网之间除采取防火墙等隔离措施外，还应采用单向数据流（从监控系统流向MIS），控制室设置专用MIS终端。
4、 自动化系统的发展
水电厂自动化系统由I/O设备 (传感器和执行器 )、控制硬件、控制软件、人机接口及与信息系统的连接等组成。而水电厂的自动化是从80年代初单个功能装置研制开始的，计算机监控系统的发展过程以及典型系统的应用如表1所示：
表1 计算机监控系统发展过程表
4.1、 功能分布式的星型分层监控系统
以单功能微机装置集成系统，每个微机装置具有特定的功能，但每个微机装置都具有不同功能，如有的微机装置专门采集开关量，有的微机装置专采集模拟量，有的微机装置专门进行控制操作。该系统在分布的方式上进行了一些有益的尝试，但从模式上看不算是很成熟的系统。
4.2、 以设备单元分布的星型分层监控系统
为了检修维护的方便，以发电机组为单元，将数据采集与控制集成到一台微机或PLC装置中，构成了现地控制单元LCU。LCU无法直接接入以太网，而计算机非常昂贵，不能使每台LCU都配备CPU（中央处理器）接入以太网，只能将微机作为前置机。这时的系统采用专门的计算机，在应用网络上已跨出了一大步，但相应的国际标准还不完善，尚不能形成理想的开放系统环境。
4.3、 基于开放系统的分布式监控系统
随着计算机技术和网络技术的发展，计算机应用软件越来越复杂和庞大，软件开发的投入也越来越大，如何使这些巨大的资源不仅在这一家公司制造的计算机上运行，而且也能在另一家公司制造的计算机上运行，这就形成了一系列的开放系统标准：TCP/IP、POSIX、SQL、ODBC、JDBC、OPC等。基于开放系统的分布式计算机监控系统具有通用性和可移植性，监控系统的软件可以安装在任何具有开放系统特点的计算机上。开放系统为水电厂计算机监控系统的发展提供了强大的历史舞台。
4.4 、基于对象技术的分布式监控系统
计算机硬件技术发展迅速，给软件开发提供了广阔的平台。软件技术发展到现在除了遵循开放系统标准以外，还应遵循面向对象技术的标准，如：SUN公司的Java RMI、Microsoft公司的COM/DCOM。水电厂计算机监控系统由于面向对象的复杂性和多样性，基于面向对象的技术应用将水电厂运行设备如发电机组、主变、开关等抽象为对象。从系统设计、编程语言选择到用户界面等一系列过程都依据面向对象的理念、原则和技术，这样工作的结果将给用户带来使用和维护上的极大方便。
5、 水电厂自动化系统的技术措施
水电厂自动化系统必须具备完备的硬件结构，开放的软件平台和强大的应用系统。
5.1、 系统结构
目前监控系统的结构基本上以面向网络为基础，系统级设备大多采用Ethernet或FDDI等通用网络设备连接高性能的微机、工作站和服务器，在被控设备现场则较多地采用PLC或智能现地控制单元，再通过现场总线与基础层的智能I/O设备、智能仪表、远程I/O等相联接，构成现地控制子系统，与厂级系统结合形成整个控制系统。
随着安全生产、经济管理及电力市场等功能的扩展，对计算机系统的能力也提出了更高的要求，在系统级设备中64位的工作站、服务器的选用已是绝大多数系统的必然选择，Intel公司的64位Titanium CPU和微软公司64位Windows操作系统也即将推出，它将带给基于PC和Windows平台的监控系统用户以巨大的寻址空间和远远胜于32位PC的强大运算处理能力。高速交换式以太网（100M bit/s or lG bit/s）技术的发展克服了以往低速以太网在实时应用上的不足，其更具开放性的标准，众多生产厂商的支持，使其无论是在设备的选购，产品的更换、产品的价格、硬软件的可移植性等诸多方面都比FDDI等其它网络产品有着明显的甚至是无法替代的优势。
对于现地控制单元，智能控制器加上现场总线技术应是一个好的发展趋势，根据IEC标准及现场总线基金会的定义：现场总线是连接智能设备和自动化系统的数字式双向传输、多分枝结构的通信网络。它具有如下技术特点：
＃系统开放性；
＃互可操作性与可用性；
＃现场设备的智能化与功能自治性；
＃系统结构的高度分散性；
＃对现场环境的适应性。
机组容量变大、控制信息量增多，控制任务功能增加，控制负荷加重、网络通信故障都会造成现地控制单元控制能力的降低。针对水电厂被控制对象分散的特点，采用现场总线将分散在现场的智能仪表、智能I/O、智能执行机构、智能变送器、智能控制器连接成一体。正好体现了分散控制的特点，提高了系统的自治性和可靠性，节省了大量信号电缆和控制电缆。所以说，使用现场总线网络较适应分布式、开放式的发展趋势。当然，现场总线控制系统主要是要有分散在被控对象现场的智能传感器、智能仪表、智能执行机构的支持，而目前在水电厂中这些还是大量的旧式装备。只能逐步过渡，最后取代旧式的数字/模拟混合装备和技术，形成全新的全数字式系统。
5.2、 软件系统平台
5.2.1、支持软件平台和应用软件包向通用化、规范化发展
为适应开放化、标准化、网络化、高速化和易用化的发展技术，计算机监控系统中的软件支持平台和应用软件包应更趋向于通用化、开放化和规范化。从电力行业高可靠性的要求出发，在大中型水电厂监控系统中的UNIX操作系统等得到广泛的应用，中小型水电厂因较多采用PC构架的计算机，所以较多地采用Windows操作系统。数据库方面由于商用数据库在电力生产控制的实时性上还难以充分满足要求，专有的实时数据库＋商用的历史数据库形式，这是目前较为普遍的结合方式。由于部分数据库的专用性带来了数据变换的不便，在现今电力行业推进信息化和数字化建设的大背景下它的不适应性就凸现出来，较好的办法是遵循统一的标准接口规范，使大家可在统一的"数字总线"上便捷地进行数据交换。
5.2.2、Web、Java等新技术的应用
Web及面向对象的Java等新技术将越来越多地引入计算机监控系统。笔者了解到南瑞自控新近开发的NC-2000监控系统，全面采用了面向对象的开发技术，人机界面采用跨平台的Java来实现，它不仅给用户提供了更加方便地进行可编程二次开发的功能丰富多彩的界面，而且由于Web、Java等技术的采用，前台操作员站的应用支撑软件大大减少，可以实现真正意义上的"瘦客户机"。如在大中型电厂用高性能的UNIX工作站或服务器作为全系统的主控机和数据服务器，而用PC机作为操作员站，由Java一次编译，多处运行的特性，不仅可轻松地在操作员站和主处理器等监控系统内的节点获得同样的人机界面，加上Internet/Intranet和Web技术的支持，更可在厂领导办公室、总工办公室和生产等部门任何联网的地方直接浏览到同样的界面，甚至于在任何地点经电话接入后的微机也可以浏览到同样的界面（为保证安全需增加必要的安全措施）。
5.2.3、功能强大的组态工具
用户无需对操作系统命令深入了解，也不需要复杂的编程技巧，不论是在UNIX系统上还是在Windows系统上，都可通过组态界面十分方便地完成：
＃数据库测点定义；
＃对象定义；
＃现地控制单元的各种模件定义；
＃处理算法定义；
＃通信端口；
＃通信协义的定义。
顺序控制流程生成、检测、加载等各种功能的应用定义以及维护，很多功能只需点击鼠标进行选择，既快捷方便，又避免了使用编辑程序产生的输入错误，真正体现主系统服务的面向对象、可靠、开放、友好、可扩展和透明化。
5.3、强大的应用系统
计算机技术发展到今天，其性能越来越高，其应用也就越来越广泛。随着无人值班工作向纵深发展，也向计算机监控系统无论是系统结构上，还是功能上都提出了更高的要求，现就几个方面说明如下：
5.3.1、历史数据库系统
历史数据库系统实际上是监控系统的一个组成部分，只是将原来监控系统中需要历史保存的数据、事件和相关信息进行分门别类的存放在商用数据库中，供需要时进行查询、打印或备份。历史数据库系统以单独的计算机来实现，具有美观的人机界面，方便的操作方式和丰富多彩的显示形式。这样的配置既减轻了监控系统的负担，减化了监控系统的软件复杂性，增加了监控系统的实时性，还能通过标准数据库接口SQL、ODBC、JDBC等与其他系统互连，如MIS系统。
5.3.2、电能量监测系统
水电厂中每台发电机、每条线路甚至每台主变都安装了电度量表，传统的电度量采集一般采用由电度量表输出电度量脉冲到计算机监控系统的方式来实现的，由于监控系统的设备环节比较多，在监控系统中必须设定电度量初值，一旦有设备退出工作或工作不正常，电度量测量就有误差或以前的测量值丢失，需要重新设定其初值，这种方法实际上无法保证电度量监测的结果正确性，而且维护的工作量也很大。
目前，市场上有一种智能电度量表，它具有智能通信接口。这种电度量表能完整地保存电度量数据，并随时可以通过通信接口取得电度量数据。因此，以这种电度量表为基础，通过电度量表的通信接口，回聚在一起，配备历史数据管理功能的计算机就可以形成电度量监测系统，该系统既可以相对独立，也可以与监控系统互相通信，实现信息共享，为水电厂运行管理提供可靠依据。
5.3.3、效率检测系统
水轮机效率的实时监测对电站的经济运行有着重要的作用。水轮机的在线监测既可用于水电厂机组在安装竣工或大修结束后的现场验收试验，以便检查设计、制造、安装和检修质量是否满足要求，又能通过对机组运行性能进行长期连续监测，提供在不同的水流和工况条件下水轮机性能的实时数据，为确定电厂经济运行中的开机台数和负荷优化分配以及机组的状态检修等提供参考。因此，水轮机效率在线检测一直是实现电厂经济技术指标考核和经济运行的一个重大科技攻关课题。但是多年来，一方面由于流量的在线检测技术还未能得到广泛的推广应用，另外，由于种种原因的限制，也使效率测试难以在电厂发挥其应有的作用。因此尽管随着计算机、通信、信息及测控等一系列新技术的迅速发展和在电厂的广泛应用，给效率在线检测项目的开发提供了成熟的技术基础。当前，以厂网分开为基础的电力体制改革方案已经出台，电力市场竞价上网亦将成为必然的发展趋势。因此，在保证安全运行，满足电力系统要求的基础上，不断提高水资源利用率和设备可用率，减少运行和维护费用，已成为每个电厂迫切需要开展的工作。
5.3.4、运行人员培训仿真系统
计算机监控系统面对着实际的运行设备，肯定不能在上面随意操作，否则会出现误操作行为，造成事故，任何水电厂都不希望出现这种情况。那么一些操作不熟炼或新来的运行人员，如何让他们尽快熟悉环境，提高操作水平，进入角色。除了可以进行培训、实习、考试等形式熟悉业务外，应该有一个让运行人员实际动手操作的培训仿真系统。培训仿真系统可作为对监控系统的补充，任何重要的控制操作或复杂的操作，应该在培训仿真系统上验证一次，保证操作的完整性和正确性，确保水电厂运行的安全。
5.3.5、状态检修系统
这是水电厂热门的课题，设备状态检修和设备运行寿命评估，既是设备检修工作发展的必然趋势，也是一项技术性很强的系统工程。状态检测主要利用现代化先进的检测设备和分析技术对水电厂主设备的某些关键部位的参量，如：机组的振动和摆度，发电机绝缘，定子局部放电，变压器绝缘等数据进行在线实时采集和监视，经过集合了现场积累的运行、检修、试验资料和专家经验的智能（专家）系统综合分析，从而对设备可能存在的机械、水力、电气等问题作出一个贴近实际的评估。要作出一个较准确的评估目前尚有很大的难度，国内外都已做了大量的尝试性工作，取得了一定的经验。在实施中，它也作为一个相对独立的系统，但目前国内大多数水电厂都有了较完善的计算机监控系统，集聚了大量监测设备，从节省投资与实际应用的角度来看，状态检修系统与监控系统之间有大量的数据需要共享，在考虑状态检修系统时应与已建成的监控系统作统筹考虑，使两者有机地结合起来，既可省去一些重复部件的投资，又可以使运行管理人员在执行实时生产控制时，随时监视到生产设备的健康状态，让健康状态良好的设备充分发挥潜力，让处于亚健康状态的设备减荷承担适当的工作负荷，而让健康状态有问题或趋于出问题的设备及时得到维修。
5.3.6、 生产管理系统
目前，虽然许多电厂都有了功能较完善的计算机监控系统，但因种种原因还有部分现场设备的监测信号无法输入到监控系统中完成自动监视。所以设备的巡检工作是必不可少的。为了加强巡检工作的管理和提高巡检工作的质量，可通过生产管理信息子系统，在当班巡检人员出发前开列出巡检路线，查看设备运行情况，记录设备运行参数，巡检工作完成后，输入相关设备运行参数等信息传输至生产管理信息系统，进行分析对比，并记入历史数据库备查。
按照技术规程要求，电厂在执行设备操作或维护时必须办理相应的一次、二次工作票。这些工作也可以借助生产管理信息子系统来完成。各相关部门计算机连入该系统的网络后，就不必拿着工作票来回去签票、消票了。它完全成了数字化传输，省时省力，并可随时对签票、消票的详情进行实时和历史的查询。
生产管理信息系统完成的工作还包括：运行值长日志，智能操作票（可由生产管理信息子系统根据监控系统的实时数据，进行分析，并经过安全闭锁条件检查），设备缺陷管理，运行台帐等。
5.3.7、智能电话报警服务系统
根据监控系统产生的报警信号，按照告警信号的优先级别和被通知者的处理优先级，提供实时智能报警通知，把生产现场发生的事件经过智能化的处理，通过内部通信系统、电话、寻呼、移动通信等多种通信手段，以最快的速度把报警信息传递给相关的人员，以便他们及时作出对事件的响应。它不仅是一个智能的可通过各种通讯工具报警的系统，而且还是一个功能强大的交互式语音信息服务中心，无论何时何地通过电话拨入系统可以了解到他所关心的生产设备的运行数据。系统还提供丰富灵活的组态界面，让维护人员或操作人员通过组态界面方便地进行各种用户要求的定义，实现各种复杂的功能。
上面提及的系统都是同现有计算机监控系统密切相关的系统，根据具体情况，可配置成相对独立的系统，通过高速网络与计算机监控系统进行数据交换。也可配置成计算机监控系统的子系统。它提供了水电厂从最基础的数据采集和设备控制直到面向电力市场的经济运行决策的一整套完善服务功能，支持发电厂生产的现代管理更上一个新台阶。
6、水电厂"无人值班"或"少人值守"的技术条件
无人值班相对于有人值班而言就是要让自动化系统来完成值班人员日常的工作，包括定时巡视运行设备，记录各设备有关参数和相关事件，按操作票形式进行设备的正常操作，发生事故或故障时，进行反事故处理，采取有效措施，防止事故扩大等工作。实现比有人值班更迅速、更可靠、更安全的运行方式。虽然自动化系统具有一定的反事故处理能力，在局部范围内起到防止事故扩大的特点，但是事故或故障的出现原因是非常复杂的，少数可以通过一定的处理恢复，但大多数是无法迅速恢复，并需要检修维护人员及时前往现场认真分析处理。因此水电厂"无人值班"或"少人值守"必须具备以下几个条件：
6.1、具有计算机监控系统
计算机监控系统是实现"无人值班"或"少人值守"的一个非常重要的系统。它具有采用水电厂的机组、辅机、油水风系统、主变、开关站、公用设备、厂用电系统以及各种闸门等的电气量、开入量、温度量、压力、液位、流量等输入信号，完成各种生产流程，如开停机、分合开关等顺序控制，机组有功功率和无功功率的调节，AGC、AVC，以及其他设备的操作控制。同时监控系统还具有丰富的人机界面，防误操作的措施和一定的反事故处理能力。
6.2、具有远程控制、调节功能
监控系统不仅具有现地的各种监视、操作和控制功能，而且要具有能与远方控制系统通信能力，上送有关信息，接收远方控制系统的命令来实现远程控制和调节。
6.3、具有ON-CALL功能
现场运行的设备一旦出现事故或故障时，就需要维护人员立即前往现场，了解事故或故障现象，分析事故或故障原因，及时排除事故或故障。如何使维护人员甚至领导能及时、准确、详细的掌握事故或故障信息，这就是无人值班水电厂计算机监控系统必须具备的功能：ON-CALL功能，可以通过电话、呼机或手机呼叫信息或手机短信息。
总之，水电厂通过开发自动化系统，能够提高设备的整体健康水平，保证设备的安全稳定运行，为"无人值班"或"少人值守"奠定基础。
【关键词】水电厂自动化、问题、措施
【中图分类号】TU714【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）02-0411-02
0 前言
紫坪铺水利枢纽工程位于四川省岷江上游都江堰市麻溪乡境内，距成都60km，大坝为砼面板堆石坝，坝高156m，总库容11.12亿m3。紫坪铺电站总装机760MW（4×190MW），年发电量约34.17亿kw·h，年利用小时4496h，以一回500kv出线接入成都环网。2005年11月第一台机组发电，2006年5月最后一台机组发电。2006年12月1#机组首次大修、2007年3月3#机组首次大修、2007年4月4#机组首次大修、2008年4月2#机组首次大修。
紫坪铺电站计算机监控系统采用开放式分层分布系统，全分布数据库。整个系统由电站主控级计算机和现地控制单元（LCU）组成，采用100Mbps冗余双光纤交换式以太网联结。电站各发电机组分别设置一套LCU，公用系统和500kV开关站各设置一套LCU，闸坝设置一套LCU。LCU直接监控被监控设备的生产过程，既可作为分布系统中的现地智能终端，又可作为独立装置单独运行。各LCU所有I/O板是南瑞公司制造的MB80智能模板。上位机采用南瑞公司NC2000系统。
紫坪铺电厂投产以来，计算机监控系统较好的完成了预定任务，但也遇到了各种问题，这些问题涉及了设计、安装以及设备等各各方面，以下对某些具体且典型的问题进行阐述，以便同行参考、指正。
1 PLC程序设计
2006年5月26日16时47分发生密封水中断超时，流程自启动1#机组事故停机操作。对报警信号进行检查，密封水传感器于5月25日发送中断信号并保持，5月26日顶盖水位传感器发送水位过高信号。水机保护事故停机流程启动条件之一为密封水中断10分钟加顶盖水位过高，条件满足立即启动事故停机流程，经检查顶盖水位传感器在水位只有200mm时误报顶盖水位过高（此信号应在水位600mm触发）由此启动事故停机流程，此次事故由传感器误报引起。该事故较为典型，突出反映了设计思路必须符合现场的实际情况。设计人员充分考虑了水机保护，却忽略了设备的可靠性，加之判定条件过于简单，造成了此次事故的发生。经长期运行观察：我厂主轴密封结构较好，顶盖漏水量较小，顶盖自流排水相对通畅，积水基本可排除，加之中控室运行人员监盘，日常巡回以及水车室工业电视监视可较好的保证机组安全运行，后经研究，为防止类似情况再次发生，将该保护流程取消。
紫坪铺电厂原温度保护（超限判定）为单瓦温度大于60℃且小于85℃即执行温度保护事故停机流程，此判定过于简单，一旦发生端子松动、断线等情况很容易使温度保护误动引起事故停机，造成不必要的损失，为避免温度保护误动情况发生，在PLC程序中对瓦温越限判定进行了优化：
（1）每点温度越限且小于上限温度，具体为：推力瓦温：>60℃且≤85℃；上导瓦温：>65℃且≤85℃；下导瓦温：>65℃且≤85℃；水导瓦温：>65℃且≤85℃；如果温度超过此设定温度就闭锁温度保护不启动。
（2）采用梯度（每秒钟温度变化
（3）任意相邻两点同时满足以上1、2两个条件且延时5秒启动事故停机。
采用此判定后就能有效的对断线、端子松动等情况造成的温度异常升高进行有效闭锁。
通过以上两个例子我们可以看出，监控系统虽然完全正确的执行了预定的程序，但结果却不是我们所需要的，这就要求设计人员充分考虑现场可能发生的各种情况，以完善PLC程序设计。
2 安装工艺
优良的安装工艺是电厂稳定运行的前提条件，通过近两年的稳定运行，证明了我厂安装工艺总体情况良好，但就监控系统而言，依然存在个别问题。
2007年3月9日监控系统报警出现混乱，某些未动作的开关量信号出现异常报警，经分析，初步判断为监控系统回路存在接地短路现象。而要从全厂所有上送监控系统信号中找到该接地点却绝非易事，经过数小时的查找、观察，最终发现1#机组尾水门处水位传感器信号线接地短路，因机组投产后该传感器一直未安装，信号线未做较好的绝缘包扎，导致此次故障的发生。电厂维护人员在投产初期也应充分了解未引入监控系统的信号并检查该回路绝缘情况，最好断开其输入LCU的信号，待具备条件后再行接入。
我厂接机后发现4#机组推力油槽油位过高过低同时报警，经查少铺设了一根电缆，只有带病运行一年后在大修时进行处理。
安装工艺还体现在盘柜接线的规范化，安装期间接线规范整齐、套头、电缆编号标注明确会为今后的日常维护及大修工作带来很大的方便。
3 自动化元件整定值的设定
自动化元件整定值设定的合理性一般需要在长期的实际运行中得到验证，往往初设中所设定的整定值与现场实际情况存在一定差异，这就要求在投产前的试验以及投产初期对现场数据进行跟踪记录。
2007年3月28日3#机组大修试验过程中，发生“停机过程中剪断销剪断”导致紧急事故停机，经检查其原因为停机过程中制动闸充气，致使剪断销气源压力下降至0.55Mpa（整定值）以下，压力开关动作。监控系统认为“剪断销”气源压力无压，执行紧急停机流程。对3#机组进行加闸试验，加闸后气源压力下降至0.50Mpa左右，显然原0.55Mpa的整定值偏高，后经研究将“剪断销剪断”等气源压力开关整定值调整至0.40Mpa。
2006年8月22日中控室频报“2#机组空冷器冷却水流量”中断，经检查该信号频繁报警是由于2#机组空冷器冷却水流量计整定值设定偏小所致，最大流量设置为456 m3/h，中断报警设置为3%（即中断报警流量为13. 68 m3/h ），后将最大流量由456 m3/h改至800m3/h，现场实际流量为650 m3/h左右，中断流量由3%改至20%（即中断流量为160m3/h）。重新开启关闭冷却水试验，不再报中断信号。
在日常的运行中“发电机上导轴承冷却水压力”、“发电机推力、下导轴承冷却水压力”、“发电机水导导轴承冷却水压力”也时常误报压力过低信号，现场实际压力为0.25-0.30Mpa，整定值设定为0.25Mpa，在已经大修机组中我厂也将其整定值调整至0.15Mpa，目前运行情况良好。
综合以上实例，对于参与控制的自动化元件，其整定值的设定尤显重要，必须在投产前进行充分的试验，掌握现场实际数据，从而避免投产后不必要的损失。对于普通的开关量报警信号，其整定值的设定可根据实际情况避开临界值，以达到最好的监视效果。
4 设备的可靠性
我厂水导油槽油混水装置采用油槽底部安装方式，投产以来由于顶盖甩水，多次发生水导油槽“油混水”装置误报，维护人员采用各种方法对该装置进行防水处理，均未达到良好的效果，长期运行经验表明：就我厂水导油槽实际情况而言，油混水装置不适合采用油槽底部安装方式，目前厂部已考虑对其进行技术改造。
笔者认为：自动化元件误报所带来的隐患，其最主要的并非是误报所带来的后果，最大的隐患在于其产生的“狼来了”效应。多次误报往往会使运行及维护人员产生麻痹思想，从而放松警惕，由此增大发生重大事故的几率。新建电厂应对自动化元件的误报率进行统计，对于可靠性较差的自动化元件应考虑更换品牌，对于现场环境恶劣而造成误报的，应考虑进行技改。
5 结束语
本文对通过对紫坪铺水力发电厂投产以来监控系统的常见问题进行分析，希望能对同类水电厂自动化的设计，安装及维护工作有所启发和帮助。
参考资料
关键词:PLC；自动控制；控制方案；配置
中图分类号：TU991.35 文献标识码：A 文章编号：
1 引言
进入21世纪，水资源成为了社会关注的热点问题。水是社会发展和人们生活不可缺少了一种资源。自来水厂作为一个地区的重要基础设施，能否安全、经济运行对该地区的生产和生活有着重要影响。随着新技术的出现，PLC在水厂的应用对提高水厂水质监控的准确性和实时性以及提高水厂工人工作效率和设备的耐用性有着重要意义。因此，该技术在自来水厂中得到了广泛应用。
2 工艺介绍与自动控制内容
2.1工艺介绍
某水厂日处理水80000m3，聚合铝溶液与原水混合后，经反应沉淀，再经过石英砂过滤处理，在处理过程中加入适量的氯气进行杀菌与消毒，并且保证出厂水余氯达到一定量，就是经常所说的水处理常规工艺，流程图如图1。
图1
2.2自动控制内容与要求
2.2.1加药自动
2.2.2前加氯和后加氯自动
2.2.3漏氯需报警（设定值可以改变）并且自动开启中和吸收装置
2.2.4滤池采用恒液位（液位设定值可以改变）控制
2.2.5滤池周期（周期设定可以改变）反冲洗与水头损失反冲洗
2.2.6回收液位报警（设定值可以改变）并且此时滤池不能反冲洗
2.2.7进水流量低于1500m3/h时，滤池不能反冲洗
2.2.8供水采用恒压供水方式并且根据需要能自动启动和停止备用泵
2.2.9出水流量和原水流量累计值要存储
2.2.10现场所有的生产数据均在中央控制中心能监视到，所有的设备都有自动和现场手动两种控制方式，当设备的控制方式切换到自动控制时，该设备可以在中央控制中心进行控制与监视，当设备切换到现场手动控制时，中央控制中心能监视到该设备的运行情况
3 系统的组成与控制方案
3.1系统组成
系统组成使用DCS集散型控制系统见图2现场采用三个一级控制站PLC3、PLC4、PLC5和5个二级控制站（CD01A、CD01B、CD01C、CD01D、CD01E），一级站与一级站和一级站与二级站之间的通讯都用FipwayNet网连接完成，一级控制站与中央控制室内的PC机使用以太网（Ethernet）连接完成。
图2自动控制系统图
下面以其中一个一级控制站为例介绍PLC在此控制系统中硬件配置与软件的设置。
3.1.1硬件配置
PLC硬件配置主要由基架、CPU（TSXP57303）模块、电源模块（TSXPSY5500、TSXPSY2600）、数字量输入输出模块和模拟量输入输出模块、通讯模块（ETY110），其中基架全部采用的是扩展基架型（在其型号后有个X标志，如：TSXRKY8EX），电源模块必须是从最左端插槽开始，CPU模块其次，其余的模块位置可以任意配置，但一旦配置好后，进行编程即不可更改，修理维护时，除CPU和电源模块需要断电外，其余模块的更换均可以带电热插拔。（如图3）
图3PLC硬件配置图
3.1.2对应的软件设置
首先要对基架进行拨号设置，在基架上有四个拨码按纽，根据现场情况进行设置，主基架定义为“0”号基架，拨码全部为“Off”位置，其余按照16进制来进行拨码。（见图4）
3.2控制方案说明
3.2.1．加药系统采用单闭环自动控制方式见图5
图5加药控制原理图
基于中央控制器设定的一个SCD值，结合原水的瞬时流量、原水PH值、原水浊度等重要参数自动投加药，药和水经过静态混合器混和搅拌后由SCD检测加药的效果，并转化成4-20MA信号反馈给PLC，PLC对设定值和反馈值进行比较后送给其内部PID控制单元计算，计算结果用来控制计量泵的变频器的频率，调整电机的转速改变加药的多少，从而达到自动投加药的效果。
3.2.2．加氯系统自动控制方式与漏氯控制方式
3.2.2.1前加氯控制方式
中央控制器设定的一个前加氯系数值给PLC3，PLC3将采集到原水的瞬时流量与此设定值相乘做相应的处理后将结果转化成4-20MA信号送给前加氯机，前加氯机按照此值进行加氯。
图4硬件对应软件地址图
3.2.2.2后加氯控制方式
中央控制器给PLC4设定一个滤后水的余氯所需值，PLC4对现场的余氯分析仪器所测的的余氯值进行实时采集，将两值进行比较，将此结果通过Fipway网送给PLC3，PLC3发出指令来控制后加氯机的加氯量。
3.2.2.3漏氯控制方式
当现场测量仪器测的现场氯气量超过中央控制器设定的限定值时，PLC3发出报警信号，并且开启漏氯吸收中和装置。
3.2.3．滤池过滤与反冲洗控制方式
3.2.3.1滤池的恒液位控制方式见图6
图6恒液位控制原理图
PLC4对现场的液位变送器送出的模拟量进行采集后同中央控制器给出的液位设定值进行比较，若是现场的液位比设定液位高，PLC4发出指令让出水阀门开启大点直至全开，若是现场的液位比设定值小，PLC4发出指令让出水阀门关小点直至全关，这样达到恒液位的控制方式。
3.2.3.2滤池反冲洗
滤池在自动控制方式下有两种因素引起反冲洗，一种是按照冲洗周期（中央控制器内设定），周期性的过滤与反冲洗，另外一种是PLC对现场的水头损失信号进行实时采集，若是采集到的信号超过中央控制器内设定值,滤池进行反冲洗。但是不管是什么情况引起，在冲洗前都要通过Fipway网络检测另外一个控制站（PLC3）中的信号——回收池液位和进水流量。若回收液位过高报警或者进水流量低于1500m3/h时滤池反冲洗不能进行，直到该报警消除为止方可进行反冲洗。
3.2.4．恒压供水控制方式以及水泵的运行
3.2.4.1恒压供水控制方式
供水过程采用目前水厂最常用的恒压供水方式，是用PLC、变频器、水泵、出水压力变送器，液位变送器组成的一套闭环控制，原理图见下图7
图7恒压供水控制原理图
控制中心给PLC5一个基准压力值，PLC5将该值与出水压力变送来的值进行比较，经过PID计算后，用此结果来调节变频器的频率，调整水泵的转速达到恒压供水的效果。
3.2.4.2自动方式下，水泵的运行
在自动运行方式下开始启动运行时，合上变频器上的手动开关，PLC5首先检测水池水位，若水池水位符合设定水位(≥2.0m,5m*40%)要求，变频器输出频率从0Hz开始上升，此时压力变送器检测压力信号反馈给PLC5，由PLC5经PID运算后控制变频器的频率输出；如压力不够，则频率上升至49Hz，延时一定时间后，将备用工频泵投入使用。如用水量减小，出水压力超过设定压力，则PLC5控制变频器降低变频泵的输出频率，减少出水量来稳定出水压力。若变频器输出频率低于设定值（33Hz），而出水压力仍高于设定压力值时，PLC5开始计时，若在一定时间内，出水压力降低到设定压力，PLC5放弃计时，继续变频调速运行；若在一定时间内出水压力仍高于设定压力，PLC5将停止正在运行的工频水泵，单一运行一台变频泵。（按照目前的供水实际情况，开启一台变频泵和一台工频泵一定能够满足要求，因实际原因只有三台工频泵是用来备用的。）
3.2.5使用PLC的高速计数单元对现场流量计的脉冲进行累计，然后通过计算，把计算结果送到中央控制中心PC机内存储。
4 总结
该水厂采用PLC自动控制后，能耗和水质一直在同行业中保持领先。同时还提高了工人的工作效率，减轻了劳动强度，运行成本也稳步下降。
参考文献
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