中小水电站自动化调研报告
水电站自动化是电力系统自动化的组成部分，目的是提高发供电的可靠性，保证电能质量及电力系统经济安全运行，同时也有效地改善运行人员的工作条件，最终提高水电企业的市场竞争力。
一.水电厂自动化的发展回顾
我国大中型水电厂自动化以计算机监控技术为平台,经过二十多年的发展已经日趋成熟,而我国农村中小水电厂的自动化正处于一个推广应用快速发展的阶段。大中型水电厂的监控技术的成熟在于：
1.自动化起步早,在1979-1985年就以葛洲坝、富春江等四个电厂为试点制定了水电厂自动化的七年发展规划，在试点成功以后，于1987年在南京召开了“全国水电厂自动化技术总结和规划落实工作会议”，又于1993年在成都召开了“全国水电厂计算机监控系统工作会议”，启动和落实了推广工作，规定“八五”期间应有40个大型水电厂（群）实现计算机自动经济运行及安全监测。
2.重视程度要大，由于大中型电厂多归口原国家电力部主管，且电厂在系统中的作用又比较重要，因而不论从安全运行，还是从经济效益的角度来说都把推广以计算机监控为基础的自动化工作放在了非常重要的位置，来加以推广应用。
3.人员素质较高，电力行业技术比较专业，均受过良好的专业教育与技术培训。
4.资金比较充裕。
5.管理比较规范，不论在设计方面，还是在技术实施方面，大中型水电厂在上述条件下，水电厂自动化工作基本做到了以下内容：
● 保证合理的资金预算与支付；
● 根据水电厂的装机容量，在系统中的地位进行规范化设计； ● 安排比较周密的工期计划； ● 选择具有实力的供货厂家；
● 按以下原则实现了水电厂的综合自动化：统筹考虑、电厂运行、电力调度、水利调度、航运调度、水情测报、灌溉、防洪等彼此之间的关系。
中小水电或中国农村水电起源于20世纪90年代，指总装机在5万kW以下水电站及其配套电网。
中小水电站的自动化技术的发展大致分三个阶段：
第一阶段为20世纪70年代以前，基本为传统的机电电磁技术；
第二阶段大约为90年代期间，为计算机监控技术在中小水电站移植试点阶段，此阶段的状况是：
● 模仿大中型水电厂的监控模式，将大中型水电厂的模式直接搬到中小水电站上来；
● 将用于变电站中的综合自动化模式略加修改搬到水电站上来；
● 少数厂家结合中小水电站的特点，研制开发出适合于中小水电站的计算机监控模式，并致力于推广应用。
第三阶段为2001年以来，尤其是2002年5月国家水利部在湖南郴洲召开的“全国农村水电现代化建设工作现场会”，并在当年由于水利部颁发了水电（2003）170号文以来，在全国农村水电领域展开了全面推广现代化技术的工作，经过十多年的试点，中小水电站自动化水平已到一个关键的攻坚阶段。目前农村水电作为农村基础设施的重要组成部分，中小型水电站得到了快速的发展，但由于在农村水电建设的历史上是重建设、轻管理，建设资金缺乏，技术力量不强。在设计、设备选型、设备管理、资金投入、人才水平等方面与大电网有较大的差距，因此迫切需要加强全面行业管理。
二.农村水电自动化现状调查及分析
根据《农村水电技术现代化指导意见》的精神，总结近20年来从事中小型水电厂计算机监控系统的设计、生产、安装、服务经验，从农村水电厂现场调查、总体设计、系统结构、设备选型、施工方案等方面进行全面统计和分析，制定了专门针对新建农村水电厂和改造农村水电厂自动化建设的详细设计、生产、工程服务技术文件和管理流程。为更客观的了解农村水电厂的现状，成立专门现场调查小组，选择了湖南进行实地调查，共22座水电站，这些电站基本上是在90年代末建成投运，总装机从400kW到4000kW，重要分布在山区，没有专门的道路，大部分为田间小路，坑坑洼洼，水电站周围没有住家，方圆几里都见不到人。这些水电站由于总投资少，对于水电站的自动化元件投入成本有限，因此在建站初期基本不考虑自动化。基本现状如下：
1.采用一机两屏的模式，一台励磁屏，一台低压控制同期屏； 2.全手动机械调速器；
3.手动旋转多圈电位器实现励磁调节； 4.电动机传动控制进水阀；
5.没有气系统、油系统，只有简单的水通道； 6.没有测速装置，靠经验判断；
7.没有自动刹车系统，通过以下三种方式刹车： ● 没有任何刹车手段，机组自行停机；
● 对于冲击式水轮机，水轮发电机均置于厂房地面，其刹车采用木棒直接顶平衡轮刹车；
● 对于轴流式水轮机，一般情况不刹车，在紧急条件下，采用人工补气刹车和木棒刹车；
8.400V机端电压，一条10KV出线；
9.无电压互感器，机端电压400V直接由于测量、同期； 10.无变压器保护，变压器两侧无断路器；
11.无线路保护，10KV线路出线为跌落式熔断器；
12.发电机只配置了三相电磁式继电器实现过电流保护；
13.每台发电机出口配置了380V三相电度表，置于“低压控制同期屏”中； 14.一条10KV出线配置了高压计量表；
15.发电机出口断路器和刀闸置于“低压控制同期屏”中；
16.每台发电机均配置了“自动并列控制器”，在人工手动调节过程中捕捉同期点，无同期闭锁功能。个别电站还在采用6个灯泡的“暗灯法”作为同期判断；
17.每台机组均配置了4块常规测量仪表，分别为：频率表、电压表、电流表、功率因数表和一块相位比较表。置于“低压控制同期屏”中。
根据调查结果反映出电站基本没有自动化功能，全部采用手动常规控制设备，且设备老化，可靠程度低，在部分电站由于设备原因而导致影响正常供电。针对农村水电厂的现状，从项目总体改造着手，制定农村水电厂自动化改造的总体方案和实施计划，并成功的在几十个电站中得到运用。在实际改造和投运过程中按以下主要步骤执行：
1.充分与现场技术人员沟通交流，了解电站的运行现状、运行规程、维护情况和主要特点，结合电站的原始图纸，编制自动化改造的总体思路和初步实施方案。
2.收集电站的相关资料：电气一次主接线图；电气一次开关柜布置图、端子图；中控室平面布置图；励磁原理图、端子图；调速器原理图、端子图；机组自动化元件布置图；机组自动化控制回路图；机组测温系统图；保护系统配置图；测量、计量系统配置图；电源系统配置图；同期系统图等；
3.全面了解一次设备的输入输出接口，判断是否满足自动化接口要求； 4.全面了解电站所有设备的测量、控制过程和相关的保护配置，编制实现自动化控制后相关过程的逻辑；
5.全面了解机组的开机、停机、事故停机、紧急事故停机的控制逻辑和相关子过程的逻辑关系，主要从测量输入和执行控制输出两方面了解相关控制过程，编制上述过程的可编程控制逻辑流程图；
6.全面了解电站各种测量信号和控制/调节输出现场自动化元件的配置情况，根据自动化改造需要，列出需配置的自动化元件清单；
7.根据上述内容总结现场资料和调查情况，详细设计需改造的各子系统（调速器系统、励磁系统、计算机监控系统、高低压开关控制系统、电源及配电系统、防雷系统、模拟屏等）的结构、主要设备型号、系统功能及性能、信号传送及通信方式等；
8.根据改造工期要求，制定详细的设计、生产、安装、调试实施计划，确定项目改造项目管理负责人、技术负责人和相关技术人员，在各阶段定期、及时与电站负责人和管理人员保持联系，并进行阶段性的评审。
三.水电站系统改造案例：水电站1 水电站1：设计水头52M，单机2.3个流量；共3台机组，容量为800kW×3台，机组已运行30多年，一条6.3kV母线；一台油浸式变压器，容量为3150kVA×1台，一条35kV母线，一条35kV出线；一台近区变35kV/0.4kV, 容量为800kVA。
整个电站设备老化，自动化程度低，不能满足需要，在国家第一批中小水电站改造计划下，利用改造资金对该站进行了全面改造。
1.主设备改造 1.1 水轮机的改造
● 更新设计制造转轮，采用新型转轮替换原转轮，提高水轮机效率，增加过流能力，达到增加机组出力的改造目的，并显著改善机组运行工况，加宽机组稳定运行范围。新改造后的转轮有较宽的稳定运行范围、有较强的抗空蚀能力、有较高的水力效率。改造前实际最大出力2300KW，改造后最大出力可达2500KW。可以更好地适应电站水头和出力变化要求，在更大的负荷区间高效工作而不产生有害的水力振动和严重空蚀，改造费用为66万。
● 水轮发电机组的主轴通过强度校核计算，强度符合改造后增加出力的要求。
● 更换、修复磨损的过流部件：由于机组已运行20多年，过流部件不同程度的发生严重空蚀及磨损，容积损失大大超出标准范围，直接影响着水轮机工作的效率。采用更换前后盖板、更换密封环及主轴密封副；修复导叶翼型、重新调整导叶立面和端面间隙使其符合新机组出厂国家标准；更换导叶轴套，重新钻铰导叶定位销孔等。
● 改造水轮机流道，配套适用新转轮，使其符合相关技术标准要求。 1.2 发电机的改造
● 发电机定子：重新设计制作定子线圈，增大定子线圈线径截面，使用新型高科技绝缘材料，提高线圈绝缘等级，使其达到F级绝缘等级；各接头及过桥线、引出线均改锡焊为银焊。
● 发电机转子：转子抽芯拆卸解体，重新称重配挂磁极，转子重新进行整体绝缘处理。
● 发电机引出线部件：更换刷握及碳刷等部件；更换发电机引出线，提高引出线载流能力，以符合改造后机组运行要求。
2.其他设备的改造
2.1 改造前的基本情况：
● 调速器系统：原调速器控制可实现自动开停机功能，由于导叶行程的对应状态不准确和其他因素，此功能一直未使用；
● 调速油压单元：具有油压指示表和配套电动机，但不能实现油泵的自动控制；
● 励磁系统：常规多圈旋转电阻式手动励磁调节系统，通过手动旋转多圈电阻实现无功的调节；
● 高压开关柜单元：共9面屏，分别为：1，2，3号发电机的PT柜和断路器控制柜，厂用变屏柜，6KV出线柜；在各断路器的控制柜上配置有功、无功电能表，但有功、无功电能表数据不能实现通信，导致数据不能上传计算机监控系统；
● 动力屏单元：经厂用变输出至动力屏后，分别独立为各设备和控制回路提供工作、操作控制等电源；
● 保护系统：共4面常规保护屏，分别为：1，2，3号发电机常规保护屏、主变线路常规保护屏；
● 碟阀控制单元：具有蝶坑的位置信号和蝶阀的电动控制、行程位置，但行程位置不能准确指示实际蝶阀的全关和全开位置；
● 集水井控制单元：具有集水井的水位高低的接点信号和电动回路，无实际水位显示和自动控制功能；
● 中控室屏柜设置：中控室设置为“机组控制屏4面，常规保护屏4面”共8面屏柜；
● 水位监测：前池水位、尾水水位无实时监测水位功能；
● 技术供水单元：手动控制进水阀门，无自动供水控制机构和管道的水流监测；
● 测温单元：原配置的机组轴瓦温度测量表已不能进行温度测量； ● 同期单元：手动同期，机械表头指示； 2.2 改造后的基本情况：
● 调速器系统：对导叶电动控制回路、导叶开度限制行程、导叶实际位置行程进行改造，使其能提供准确的导叶位置的反馈信号。完成导叶的电动控制，实现自动开停机功能，行程反馈信号准确，在中控室即能完成远方调节和机组控制功能。
● 调速油压单元：对油压的电动回路和信号回路进行改造，使其具有对油压装置的启动和停止远方控制接口，并能以空节点形式提供启动油泵和停止油泵的信号。从而实现调速油压油泵的自动控制，在机组自动控制回路中增加与此有关的控制逻辑，实现了在机组自动控制中相关辅助设备的自动控制。
● 励磁系统：采用微机励磁系统，实现了具有自动控制方式，最小、最大励磁限制及自励和它励运行方式，可就地调节和远方调节功能，具备自动起励、灭磁条件。
● 高压开关柜单元：原高压断路器控制柜能满足自动化的控制要求，改进配置的原机械电能表，在原装配位置上更换为电子式电能表（具有通信功能），实现了数据上传。
● 动力屏单元：在原动力屏的基础上，增加4组独立的电源供计算机监控系统和其他自动化回路使用。
● 保护系统：全部更换为微机保护系统。
● 碟阀控制单元：对碟阀的电动回路和反馈行程进行改造，使其具有对启动和停止电动控制回路远方接口，并能以空节点形式提供启动电机和停止电机的信号。增设对碟坑的实际水位进行监测的变送器，并根据现场条件，专门就地设计了碟阀控制箱，解决了原碟阀操作回路外置现象。在美观性、整体性、维修方面都提高了设备管理水平。
● 集水井控制单元：对集水井的电动回路和信号回路进行改造，实现对集水井的自动控制功能及增设对集水井的实际水位监测变送器，完成实际水位的实时测量。并具有对控制电机的启动和停止远方接口，以空节点形式提供远方启动电机和停止电机的信号。
● 中控室屏柜设置：替换原所有8面屏柜，更换为“机组自动控制保护屏3面，微机线路主变保护屏1面，同期监控屏1面”共5面屏柜。并对中控室的布局进行的重新设计和装修。
● 水位监测：增设前池水位、尾水水位变送器，并输出4~20mA的电流信号提供计算机监控系统完成实时测量功能。
● 技术供水单元：加装进水控制电磁阀，提供电磁阀的远方控制接口，并配置管道示流信号，传送至计算机监控系统，实现了技术供水回路的自动控制。
● 同期单元：增设同期控制屏，以自动同期为主，手动同期为辅的同期方式。
● 经过近一个月的现场改造，该电站成功投运了计算机监控系统，实现了监控系统与调速器、励磁系统、油、气、水系统、直流电源系统等设备的自动化接口功能，达到了在监视、测量、控制、调节、保护方面的全自动化技术改造目的。
四.水电站自动化改造案例：水电站2 水电站2：共6台机组，容量为2500kW×2台，机组已运行20多年，一条6.3kV母线；500kW×3台，320kW×1台，两条400V母线；三台油浸式变压器：1250kVA×2，6300kVA×1，一条35kV母线，两条35kV出线。
整个电站设备老化，特别是常规保护屏和断路器控制单元在运行过程中出现由于相应接点的不可靠而导致控制不灵敏，装置功能单一，不能实现数据传送，油气水管道回路的测量常规表计工作不稳定，相应的接点信号状态不能及时反馈。
为提高电站监控和运行管理的自动化水平，确保电站安全可靠的运行；改善运行人员的工作条件，实现电站少人值班并逐渐过渡到\"无人值班，少人值守\"；提高电站的经济效益,特对该电站进行改造，改造前的主要情况如下： 1.4台低压机组调速采用手动控制和调节；采用微机油压调速，处于半自动化模式；励磁采用常规多圈旋转电阻式手动励磁调节系统，通过手动旋转多圈电阻实现调节无功；
2.采用自动准同期和手动同期两种同期方式，其中自动同期为手动调节，由自动准同期装置捕捉同期点合闸，同期点为发电机出口断路器；
3.保护配置：机组配过流、欠压保护，均为常规保护。采用常规机械表头测量机端频率、三相电流、电压、有功、无功、功率因数，人工抄表。
4.机组控制采用单部手动开机，每部操作需有人工现地完成，油、气、水回路均采用手动阀门人工开关，无自动化测量元件，均在需监测的位置安装了机械常规测量表头，依据值班人员的巡检对回路进行监测。
5.闸门控制系统只能实现现地手动控制；
经过近半年的现场调查和沟通交流，确定了该电站改造的9个子系统，改造后各系统的情况如下：
1.调速器系统
采用数字式高油压水轮机调速器，该调速器系统主要由可编程调节器、数字阀、油泵、电机、皮囊式蓄能器组成。主要功能是测量机组和电网的频率；按PID规律对频差进行运算，产生具有PID规律的调节信号，实现频率、开度和功率多种调节模式，实现开停机操作和电气开限等功能。
在改造调速器系统过程中，主要工作重点在机械部分的改造环节上，特别是对于导叶控制环拉杆的和行程反馈的设计安装，是调速器的改造的关键工序。创新点在于利用用调速器的自备油源，增加了自动刹车功能，替代了原手动木棒刹车。
2.励磁系统
采用微机励磁系统，实现了具有自动控制方式，最小、最大励磁限制及自励和它励运行方式，可就地调节和远方调节功能，具备自动起励、灭磁条件。
3.计算机监控系统 在改造前，所有的测量数据和控制都需人工抄表或手动控制完成，增设计算机监控系统后，系统采用全开放分层分布式网络系统结构。系统具有高可靠性、实时性、开放性和可扩充性等技术性能，满足经济实用的要求，达到少人职守的目标，减少了运行维护人员的条件，在改造前，电站有几十人进行运行和维护，在投运监控系统后，人员大大减少了，每个班组组只需要2-3人即可完成新站和旧站共六台机组的运行维护，达到了减员增效，提高了电站管理水平的要求。
水库电站分为新站和旧站两站，设站长主机一套置于站长室内，可远方查询调节控制两站的设备运行参数。两站的综合自动化系统相对独立，两站的数据信息可通过网络进行交换。
每个站的综合自动化系统均分为二层：主控制级和现地控制级。两层之间采用现场总线式的高可靠通信网络系统。
4.低压开关控制系统 更换了原旧系统，改进了跳合闸断路器的控制回路，增设了相应的控制回路。 水电站经过近半年的自动化改造，计算机监控系统采用全开放分层分布式模式，通过对电站各设备信息数据采集、处理，实现了自动监测、控制、保护，保证了电站设备充分利用水能安全稳定运行，减少了运行与维护成本，改善了运行条件。并在系统抗雷击和电磁干扰方面得到了加强，防雷系统的成功投运解决了电站以前遇到雷电部分设备遭损坏现象，提高了系统安全性。改造后的电站改变了原来的常规手动控制、人工抄表模式，实现了电站自动化，提高了系统安全性、稳定性，在改造后期的运行过程中也减少了运行和维护人员，提高了电站经济效益。
5.直流电源系统
根据改造内容及负载，直流系统为200AH，采用双路交流输入；接线方式采用单母线接线方式；充电装置采用高频开关整流模块，N+1备份工作方式；输出电压为220VDC，输出电流为30A。采用开关电源特有的模块化设计，N+1热备份；充电模块可带电插拔，在线维护，方便快捷；自主均流技术，模块间输出电流最大不平衡度小于±5%；开放式接口设计，具有强大的通讯功能，很方便实现与变电站或电厂计算机监控系统相连。
6.防雷系统 由于地处山区，又属多雷区，在电站改造之前经常出现设备因雷击而导致抢修现象。因此设计了防雷系统，主要从以下几个环节进行可防雷布置：电源一级防雷、电源二级防雷、通信线路防雷、控制线路防雷、4-20mA信号防雷器；
7.模拟屏
原中控室无模拟屏，增设了此系统，采用U型钢架，马赛克拼块组成，采用阻燃材料，浅灰色，根据电站主接线图，用带有各种标准的电器符号的马赛克拼接而成。整体长4米，高2.4米，深0.55米，采用屏面结构，弧形，安放4台21`电视机，用于显示视频监控画面，核心是微型计算机软硬件基层系统，包括远程通信、监控显示和管理、失电保护、在线检查元件功能。
8.视频监控系统 增设了该系统，通过摄像监控系统可提高劳动生产率，更方便的对全厂重点部位的实时情况进行准确了解，在发电厂实施工业电视监控系统，安全值班人员、厂领导可以随时对全厂重点部位进行监控和监视，以便能够实时、直接地了解和掌握各部门的情况，并及时对发生的情况做出反应。现场图像经过分控计算机处理，通过光缆及网络传输到监控中心，监控中心对接收的视频数据和监控数据,进行监控、存储、管理，值班人员能够及时了解现场情况。
9.泄洪闸门控制系统
增设了闸门自动控制系统，实现了闸门开度的实时显示和远程控制功能。 水电站经过近半年的自动化改造，计算机监控系统采用集中与分散相结合模式，通过对电站各设备信息数据采集、处理，实现了自动监测、控制、保护，保证了电站设备充分利用水能安全稳定运行，减少了运行与维护成本，改善了运行条件。并在系统抗雷击和电磁干扰方面得到了加强，防雷系统的成功投运解决了电站以前遇到雷电部分设备遭损坏现象，提高了系统安全性。改造后的电站改变了原来的常规手动控制、人工抄表模式，实现了电站自动化，提高了系统安全性、稳定性，在改造后期的运行过程中也减少了运行和维护人员，提高了电站经济效益。
五.中小水电站自动化改造建议
水电厂（站）自动化技术经过二十多年的发展，在大中型电站已完全达到了实用化程度，其自动化技术已全部采用基于计算机的监控系统。但除上位机及机组自动屏之间的信号传输采用光纤之外，数据采集，继电保护输入等级为模拟输入的监控系统，许多信号的传输亦为模拟信号，这样从本质上说计算机监控系统仍然会不时受到电磁干扰，影响电厂的安全运行，这在国内许多大中型电厂所证实。随着光纤互感器的发展和产品的推出，国际IEC61850协议的实施，从技术层面将导致全数字化的水电厂的监控系统问世，监控保护系统之间的信号传输，数据的采集均基于光纤，这将从根本上解决电站抗干扰问题，同时带来成本的降低，各种智能设备接口之间的标准化，也便于电厂自动化设备的继承。虽有了长足的进展，但仍然有许多工作期待加强：
● 加强行业管理，规范市场；
● 加大宣传力度，结合社会主义市场经济的特点，从增加农村水电企业竞争力的角度加以宣传；
● 加强农村水电企业领导和技术人员的培训，是企业领导充分意识到采用先进技术的必要性和迫切性，使技术人员充分掌握适用农村水电的现代化技术；
● 进一步争取加大国家对农村水电的现代化的支持力度，通过上述措施使农村水电市场竞争力明显提高。
根据《农村水电技术现代化指导意见》的精神，以及对计算机监控系统建设的基本原则和总体目标，在新建电站和改造站中贯穿此种思想，对于5MW及以上的水电厂，采用全开放、分层分布式计算机监控系统，实现了与调速器、励磁、油气水系统、闸门等设备的I/0接口监控和通信功能，采用了微机自动准同期、微机继电保护、数字式电能表、数据采集等智能型微机产品，增强了系统的自动化功能，替代原有的常规产品，实现了上述设备与监控系统的数据传送和通信，为能体现硬件的强大功能，软件也尤为重要，结合农村水电监控系统的建设和改造经验，以及\"指导意见\"对软件的要求，专门开发了HG2002系列电力监控系统组态软件，具备操作简单、运行稳定、维护方便、灵活开放的数据库结构等特点，将竭尽全力为农村水电事业持续快速健康发展提供全方位的服务。
国电旭振研发生产：无人值守励磁装置、微机准同期控制器、微机保护装置及自动化改造解决方案，为国家农村小水电站改造提供优质的服务。
附件：农村水电技术现代化指导意见 为加快农村水电现代化建设步伐，明确今后一段时间农村水电行业技术发展的方向，规范、指导农村水电行业做好技术进步工作，现就农村水电技术现代化提出以下意见：
一、指导思想
以\"科学技术是第一生产力\"的思想为指导，坚持为农业、农村、农民服务的方向，以满足农村经济社会发展对农村水电的需求为目标，以现代技术和现代管理为手段，以农村水电厂及配套电网自动化、信息化技术为重点，采用新技术、新设备、新材料、新工艺，不断提高农村水电行业的技术水平及运行管理水平，保证发、供电质量，提高发、供电的安全性、可靠性、经济性，增强农村水电的经济实力和市场竞争能力，为农村水电事业持续快速健康发展提供技术保障。
二、基本原则和总体目标
1、基本原则是：明确目标，统一规划，加快实施，适当超前；技术先进，设备可靠，简单方便，经济合理；严格执行国家技术标准，优先选用系列化产品；以国产技术和设备为主，适时引进国外关键技术和设备。
2、总体目标是：2010年前，50%的农村水电厂及配套电网达到现代化水平。2015年，农村水电行业全面实现现代化。通过科技创新，管理创新，使农村水电市场竞争力明显提高。
三、任务和要求
（一）农村水电厂
1、重视流域梯级滚动开发，梯级电厂要按流域整体规划进行设计和建设。优先开发具有季调节能力以上的水电厂。适当发展抽水蓄能电厂。
2、新建水电厂都要按无人值班（少人值守）进行设计和建设。二十世纪九十年代以前建设的水电厂，要按总体目标要求做出更新改造规划，在2010年前全部实现无人值班（少人值守）。对已超过使用年限，经技术改造认证仍达不到要求的发电机组，要报废重建或强行淘汰。
3、要对水电厂改造做出整体规划、总体设计。要分别通过改进水工设施、更换高效抗气蚀抗磨损转轮、提高发电机绝缘等级、改善机组冷却条件、采用静止可控硅励磁或无刷励磁技术、重锤式蝶阀、塑料瓦等途径提高机组出力、机组效率或延长机组寿命，并通过更新改造监控设备及自动化元件，提高电厂的自动化水平。
4、推广使用新型高效水轮发电机组。应根据不同的水头流量选用合适的机组形式，具体选取方式及原则可参考《中小型轴流式混流式转轮系列型谱》（JB／T6310-92）和《双击式水轮机系列型谱》（JB／T7640-94），并结合制造厂现有的成熟转轮选用。
5、总装机5MW及以上的水电厂，应采用全开放、分层分布式计算机监控系统；调速器、励磁装置和厂内油、水、气、直流系统、闸门等设备的监测控制应采用微机控制系统，计算机监控系统与设备控制单元之间的数据通讯可通过现场总线、串行通信或I/O等方式进行。
6、总装机5MW以下的水电厂，可采用集中与分散相结合的计算机监控系统。直流系统应和计算机监控系统通信。调速器可采用微机调速器或油压操作器。厂内的油、水、气等设备的监测控制可采用简易的继电器自动控制装置。
7、发电机电压为0.4kV的水电厂，可采用更为简单的紧凑式一体化监控系统。水轮机操作器储能方式可以选用高压氮气罐储能或高压油储能，液压件应采用标准件，以节省占地空间和维护费。
8、电厂油、水、气等辅助设备系统要向控制与主机一体化方向发展。推广采用免维护或维护简单、维护量小的设备。
9、电厂自动化元件是实现无人值班的关键，应选用符合国家标准要求的、质量可靠、适应潮湿环境的成熟产品,同时应注意改善自动化元件的工作环境，必须满足其说明书提出的要求。油混水传感器、液位变送器、流量变送器、压力变送器、行程变送器等应选择具有4～20mA模拟量输出或具有串行通讯接口的产品；装机容量较大的水电厂，测速系统应采用齿盘测速和/或残压测速方式；压力及液位变送器应采用电容式或扩散硅压阻式与专用信号放大电路一体化结构；多通道电磁阀推荐采用四通球阀等方式，冷却水电磁阀应推广利用有源热扩散方式；温度传感器应选用Cu50或Pt100，温度巡检装置应带RS485或RS232通讯接口。
10、农村水电厂电气主接线要尽量简洁可靠。主要电气设备要选择可靠性高、故障率低、少维护或免维护设备，如主变选用新型节能变压器，励磁变及厂用变选用干式变，断路器选用真空断路器、六氟化硫断路器，避雷器选用氧化锌避雷器等。如水电厂夏季冷凝现象严重，应选用F级及以上绝缘等级的发电机。处在山区的农村水电厂，遭遇雷电机会多，应重视防雷保护和接地系统设计和施工。
11、采用微机自动准同期装置和微机继电保护装置。
12、水电厂电能计量推荐采用数字式或脉冲式电能表。
13、对装机容量较大的水电厂，积极推广体积小、抗干扰能力强的光纤数字式电力互感器及其自动化新技术。
14、采用计算机监控系统的水电厂应采用开放式数据库结构，通过预留通讯接口，执行标准通信规约，满足调度自动化要求。不再另外设置远动终端。
15、水电厂计算机监控系统要逐步实现电厂经济运行，梯级电厂要实现梯级优化调度。同时，要预留与其他系统（如水情测报、大坝安全监测、视频监控、故障诊断与状态检修等）的通讯接口，以便实现全厂的数据共享和管理信息化。
16、厂房建筑设计应逐步实行标准模数，厂房建筑风格、造型和内外装修必须与周围环境相协调，要与美化环境、发展旅游相结合。水电厂设计要密闭，严格做好防尘、防虫、防小动物。施工期，厂房进出设备的大门可采用框架结构和轻型可拆材料，不再设计永久性巨型门，施工完后即可封闭。二次屏柜布置要突破传统设计，可设置透明密封设备走廊。老厂在技术改造中要注意统一屏型、统一色标。
（二）调度自动化系统
1、根据当地电网发展规划编制调度自动化系统规划，对调度自动化系统的主站、通道和远动终端分别做出功能要求、技术规范、设备（硬/软件）方案和分步实施计划。
2、调度自动化系统基本功能为系统控制与数据采集（SCADA）功能，选配功能为调度运行管理功能和应用功能。选配功能的选用应考虑管理的实际需要。状态估计、潮流计算、线损分析、负荷预报、故障分析、安全分析、无功优化运行管理等高级应用软件的配置应有针对性，并达到实用。
3、选择系统平台时，应考虑所在地区已投运系统的平台使用情况，以满足系统间互连的需要。应选择具有较高性能价格比的硬件设备，保证系统具有较高的安全性、可靠性、实用性、开放性、扩展性、易用性和灵活性。
4、调度自动化系统应采用标准的通信规约，推荐采用我国电力行业标准中的\"基本远动任务配套标准\"DL/T634-1997（等同IEC-60870-5-103规约）、\"循环式远动规约\"（DL451-91）和\"电力系统实时数据通信应用层协议\"（DL476-92）。
5、计划同时建设配网自动化系统的县应考虑调配一体化方案，计划近年内建设配网自动化系统的，应考虑调度自动化系统具备扩展配网自动化的能力。
6、调度自动化系统应能与调度信息管理系统、配电自动化主站接口，同时可以实现与管理信息系统（MIS）、水情测报系统、大坝安全监测系统连接，其接口安全性应满足《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全》的要求，以保证电网的运行安全。
（三）配套电网
1、建设以110kV为主网架的高压电网，网络结构合理，布局简明可靠，运行灵活，具有充足的供电能力，适应负荷发展和农村水电开发的长期需要。
2、10kV城镇配电网宜采用双电源型环网布置，开网运行的结构。乡村配电网仍以放射状为主。较长的主干线或分支线应装设分段或分支开关设备，并积极推广使用智能化环网柜（RMV）、自动重合器、自动分段器、馈线远方终端（FTU）和配变测控单元（TTU）等开关及控制设备，逐步实现馈线自动化。
3、农村变电所要向\"户外式、小型化\"方向发展。城镇地区可选用组合式箱式变电所。
4、新建变电所应按无人值班要求设计，老变电所要逐步进行自动化改造，实现无人值班（少人值守）。优先采用分层分布式综合自动化系统，满足变电所的测量、保护、控制、调节和通信的要求，单元装置之间及变电所与调度之间应采用标准的通信规约（特殊的通信规约应具备详尽规约文本），并注意硬件、软件的兼容性、可扩展性和可升级性。
5、无人值班的变电所内可不设固定的计算机主机，但现场应预留与计算机主机连接的接口，以便调试时使用。视其重要程度，安装周界报警系统及视频监视系统。
6、35kV及以上变电所要大力推广采用节能型有载调压变压器。配电变压器要选用技术性能优越的低损耗配电变压器，也可采用全密封变压器或非晶合金变压器。国家明令淘汰的高耗能变压器要在近年内更换完毕。
7、新建变电所要根据电压等级选用真空断路器、六氟化硫断路器或其它先进开关设备，不再选用油开关。35kV、10kV侧电压、电流互感器宜采用树脂浇注式结构。110kV及以上电压等级可选用气体绝缘全封闭组合电器（GIS）。早期使用的油开关设备应逐步淘汰。
8、按系统的需要，合理配置适当容量的无功补偿装置并安装电压无功自动控制装置。
9、推广采用微机保护装置和微机安全自动装置。
10、推广使用氧化锌避雷器。
11、城镇配电系统推广采用集保护、控制、计量、无功补偿、防雷等功能于一体的配电柜。
12、推广光纤数字式电力互感器及光纤数字变电所等新技术。
（四）配电自动化
1、积极开展配电自动化的试点，以点带面逐步推广。要根据本地经济发展水平、负荷类型及其可靠性要求，因地制宜选择配电自动化方案及其设备类型。优先考虑的功能为配电SCADA、馈线自动化（DA）、自动绘图/设备管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）以及远程抄表系统等。
2、在先期开发的配电自动化系统中应注意选择具有良好开放性的操作系统、数据库管理系统、网络系统，在设计中注意标准性、开放性、集成性、可扩充性等原则。设备应尽量选用模块化设计产品并满足接口标准化的要求，便于功能扩展和升级。
3、配电自动化主站设计应遵循国家和行业有关标准，具有安全性、可靠性、实用性、扩展性、开放性、容错性，满足电力系统实时性的要求，原则上应与调度自动化系统一体化设计，并与管理信息系统接口，各系统间的数据交换应遵循统一的接口规范，以实现信息源头唯
一、资源共用、信息共享、图形数据同步更新。调度自动化系统尚未建设，不应提前建设配电自动化系统。
4、逐步开展远程抄表的试点工作，具备实用化水平后逐步推广。远程抄表系统的通信通道应与电网通信系统建设统筹考虑，尽量做到通道共享，并适度考虑发展需要。
（五）信息管理
1、管理信息系统（MIS）包括生产管理、财务管理、人力资源管理、电力营销管理、办公自动化等子信息系统，系统的软件开发应注意实用性和适应性，建议采用面向对象的技术，使之适应组织机构变化、管理模式变化、业务流程变化等情况，延长软件系统的生命周期。
2、推广企业资源规划（ERP），充分利用企业MIS、SCADA等系统的信息，建造企业的ERP平台。可试点使用电力市场技术支持系统，以满足\"竞价上网\"的要求，降低企业运营成本，提高经济效益。
（六）电力通信系统
1、通信系统建设必须满足电力系统安全、经济运行的需要，并适当留有余量以满足电力通信新业务的拓展。
2、通信系统的设计应坚持先进性、开放性、安全性、可扩性和实用性的原则。系统应采用主流技术和成熟的产品，并适当超前。网络和设备应支持标准的接口，选择广泛应用的标准协议，能够与其它相关系统实现可靠的互联。系统关键环节均应冗余备份。通信设备及电源应有较高的可靠性。要能支持系统平滑升级，并保证在网络的扩展过程中，业务不会受到影响。系统应操作简单，易于维护，便于管理。在满足业务需求的条件下，达到最优的性能价格比。
3、骨干网络应优先采用光纤通信；分支通信网络宜主要采用电力线载波技术；根据地形特点，在性能价格比较好的条件下，推荐选用无线扩频设备、电话通道作为备用。
4、通信网中网络交换、传输、接入网接口等均应符合国标、ITU－T标准或有关行业标准。
5、通信网络建设中应采取相应的网络安全措施，满足《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全》的要求。
四、农村水电技术现代化的保障措施
1、各级农村水电主管部门要加强对农村水电技术现代化工作的领导。
2、制定农村水电现代化发展规划，提出具体的工作计划并积极贯彻落实。
3、建立农村水电现代化建设的试点，摸索经验，加以推广，推动各地的现代化工作。
4、积极开展科技人员继续教育和职工技术培训，逐步完善专业轮训和技术考核制度，提高农村水电职工的业务素质。
（水利部（2003）170号文，实施日期：2003.05.13）
