在小型水电站实行计算机监控系统，可以提高电站的自动化程度和经济效益，增加其运行的可靠性与稳定性。通过对一些小型水电站的考察和调研，分析了小型水电站计算机监控系统实施现状和普遍存在的问题。
我国小水电的蕴藏量很大，分布很广，已成为我国很多地区水利资源的重要组成部分。目前全国1/3以上地区电力资源由小型水电站提供，其中有800多个县主要依靠小型水电站供电。开发小型水电站已成为我国推进农村电气化的重要途径。但是20世纪90年代以前所建的小型水电站都存在着设备和管理运行方式落后、陈旧、技术水平低下，安全性能较差，事故发生率高，电能质量差，经济效益低等弊端。随着计算机监控系统在大型水电站中的成功应用，一批小型水电站自20世纪90年代重汽开始，也陆续实施计算机监控和自动化改造，在已实施计算机监控和自动化改造的小型水电站中，绝大多数电站的改造是成功的，特别是近几年新改造或新投入的小型水电站。但是，在一些小型电站的计算机监控和自动化系统中仍不同程度地存在一些缺陷，少数小型水电所存在的问题比较严重，影响了电站的正常运行。研究和分析这些问题，总结经验，吸取教训，对今后小型水电站的计算机监控系的实行和自动化改造，都是有益的。
1 小型水电站计算机监控系统实施的情况
在所考察和调演的小型水电站中，电站容量一般为800-9600KW，单机容量为400-3200KW，这些电站的计算机监控系统的基本情况如下。
1.1 计算机监控系统的类型
目前小型水电站计算机监控方式有4种基本形式：1 以常规控制装置为主，简称（CASC）方式；2 简单的计算机监控与常规控制装置双重设置方式，简称CCSC方式。3 以计算机监控为主、常规设备为辅方式，建成CBSC方式；4 全计算机方式。
已实施了计算机监控和自动化改造的小型水电站中，大部分采用以计算机监控为主、常规设备为辅方式即CBSC方式或全计算机监控方式。应该说，计算机监控系统的水平较高，属于20世纪末至21世纪初的水平。如河南省的马路湾水电站，装机容量2500kw，装有3台机组，该电站于1996年进行自动化改造并投入计算机监控系统。是河南省最早实行计算机监控的电站，电站的自动化系统采用计算机监控与常规控制双重配制方式。两种控制系统均可独立运行。这种控制方式的结构较为复杂，但其有点是两套系统可能切换，互位备用，可靠性高。经过一段时间的运行，该电站的计算机监控系统及自动化元件出现了一些问题，这样计算机监控系统只能进行监视，不夺口直，整个电站由常规系统来控制，并没有因为计算机监控系统的鼓掌而影响正常发电。随着计算机水平和自动化元件可靠性的提高，实施了计算机监控系统的水电站大都能可靠运行。特别是最近二三年新建的一些小型电站采用以计算机监控系统为主，配置简易手动操作盘的模式，即在计算机监控系统出现故障时，可用手动操作按纽、常规继电器构成的简易自动化开停机回路，进行开停机与增减负荷、无调节的操作，增加了系统的可靠性。且前这种配制模式已被许多小型水电站所采用，一方面增加了水电运行的可靠性，另一方面也为习惯常规控制操作系统的运行人员提供了一定的方便。
1.2 计算机监控系统的功能
对已经实行了计算机监控系统的小型水电站进行调查，并对其监控系统的设计功能与目前所实现的功能进行分析。
这些电站的计算机监控系统设计都是按“无人值班”或“少人但手”设计的，其功能主要包括数据的采集预处理、机组的运行状态检测和运行参数的自动记录与打印、机组的正常自动化操作、机组的机械保护与电气保护、有功和无功的自动调节、自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）与辅助设备的自动口之功能。在调查中发现，不同电站的控制系统设计功能实现的程度是不同的。有些电站基本实现了设计的功能，而有的电站只能实现设计的部分功能，但普通可以实现的功能有：机组的正常自动化操作，如正常开、停机；机组的机械保护和电气保护，如温度过高、油压过低、轴承油位过低、机组过速、过电流、过电压、过负荷等保护；机组的运行状况检测和运行参数的自动记录与打印、有功和无功的调节、事故报警与记录。普通没有实现的功能有：自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、上级调度部门的通讯等。目前还没有能够完成实现“无人值班”的小型水电站。
1.3 计算机监控系统的结构
计算机监控膝头的结构优集中监控系统、功能分散式监控系统与分层分布式监控系统。目前机组台数较少、控制功能简单的总容量为2000kw的小型电站多采用集中监控系统，总装机容量大于2000kw的小型水电站多采用分层分布式监控系统，整个监控系统分两层，即厂级层与机组层（现地层LCU），两层之间采用局域网（LAN）联接。由于电站容量较小，厂级层配置都相对比较简单，一般由1台或2台计算机兼作操作员工工作站，并实施打印与报警等功能，保存历史数据。
随着计算机水平的发展，厂级层主要采用功能集中式的结构形式，即电厂控制的功能全部集中于1台或2台操作员工作站。考虑机组运行的可靠性和稳定性，现地单元（LCU）主要包括机组LCU、公共设备LCU和变电站LCU。现地单元的结构普遍采用工业控制级（IPC）+可编程控制器（PLC）+自动化装置的形式或可编程控制器（PLC）+自动化装置的形式。通常采用的自动化装置包括：微机调速器、微机同期装置、温度巡测装置、微机励磁掉节装置和微机侧测速装置。这些自动化装置可以独立运行，也可与机组现地单元工控机通信、接收指令、反馈信息。而PLC主要担负机组顺序操作、数据采集等功能；工业控制机主要担负数据处理、口直操作、历史事件记录、报警、人机联系、与厂级计算机通信以及与自动化设备联系的功能。功用LCU主要完成辅助设备运行状态的检测以及控制操作。变电站LCU主要对单台设备、断路器通断进行操作与电器设备保护。
2 实施中存在的问题
通过对已实施计算机间系统和自动化改造的小型水电站的现状进行调查后发现，在小型水电站的自动化改造或实施计算机监控中存在着一些共性的问题。
2.1 选型中未充分考虑电站容量与单机容量
所考察的小型水电站中，其装机容量从1000kw至9600kw不等，单机容量从500kw至3200kw不等，而计算机监控系统都采用了分层次分布式结构，机组单元大都采用IPC十PLC+自动化装置的模式。主要原因是受当时产品较单一、资料不足、职工素质较差等因素的影响，片面追求设备的可靠性、没有重新考虑电站和机组的具体要求及监控系统的功能，这就不不可避免地造成设备资源与资金方面的浪费。
2.2 自动化装置和元件的选择与系统不匹配
调查中发现，有些电站所选择的调速器、同期装置和励磁装置没有与计算机监控系统的通讯接口或接口协议矛盾，致使这些自动化设备不能正常接入计算机监控系统。还有一些电站在进行自动化改造与事实计算机监控过程中，没有认真对原油设备进行分析，未按监控系统的自动化要求配备必须的传感器、仪表；对一些传统的手动操作设备，也没有及时配备电动及气动、液压等自动化操作机构，致使底层设备必要的信号不能送入计算机监控系统，系统下达的操作指令也不能自动执行，特别是设置了公用LCU，却不能实现对辅助系统的自动键控；有个别水电站在监控系统设备选择时，同一系统选用了数家的自动化设备，各种设备之间的参数不匹配，通讯协议不一致或数据格式不统一，为设备之间的通讯带来很大困难，也不易调试，有的电站设备安装多年，也无法实现设备的联网。同时，当某些设备出现问题后，需找不同的厂家维修，造成责任不分明，相互推委，一个小的问题或局部故障，往往数月得不到维修，严重影响电站的正常运行。
以上这些问题都导致了计算机监控系统统一控制的水平难以实现。因此，也难以实现少人值守和无人值班的技术要求。
3 电站运行人员的技术力量严重不足
计算机监控系统及自动化设备的运行、维修需要具有一定专业和计算机水平的技术人员。而在对已实施计算机监控系统的小型水电站调研中发现，许多电站的运行人员文化素质和计算机水平较差，对计算机监控系统及自动化设备等技术要求理解不足，没有经过足够的专业培训，使运行人员不能充分理解所装置的软、硬件的基本原理与操作方法，由此造成使用上的一些错误。当某些设备及软件系统出现简单故障时，更谈不上二次开发，从而严重影响电站的正常运行。
4 结语
根据中华人民共和国电力工业部1996年以来发布的《水利发电厂计算机监控系统设计规定》（DL/TS065-1996）、《小型水电站改造规程》（SL193-97）、《水力发电厂自动化设计技术规范》（DL-TS081-1997（以及国标《小型水力发电站设计规范》（GB50071-2002）的规定，我国已建和新建的小型水电站将最终实现计算机监控系统。所以总结已实现计算机监控和自动化改造的电站在实施过程中的经验、吸取其中的教训，做到精心设计、周密计算施工过程、认真考察和选择设备及生产厂家，可能使新建或即将改造的电站在实施计算机监控系统和自动化改造中少走弯路，节约资金，使系统更加科学、合理。
