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. 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。
中国农村水电或中小水电起源于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，总结公司近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，公司成立了专门现场调查小组，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，制定了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。
下面我们以湖北魏家洲电站和广东北峰山水电站为例，介绍电站自动化改造的体会。
三. 水电站自动化改造案例一：湖北魏家洲水电站
魏家洲电站建于1978年，1980年投产，设计水头52M，单机2.3个流量；共3台机组，容量为800kW×3台，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，在湖北省水利厅发电处的直接支持下，使用电气化资金对该站进行了全面改造，情况介绍如下：
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，结构图如下：
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四. 水电站自动化改造案例二：广东北峰山水电站
广东北峰山电站：共6台机组，容量为2500kW×2台，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。
北峰山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。系统结构图如下：
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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。
鱼市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。
北峰山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. 中国农村水电站自动化的发展趋势和建议
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。在湖北省水利厅农电处的支持下，我国第一座全数字化电站将于明年初在湖北投运。我国农村水电自动化在积累十多年经验的基础上，尤其在《农村水电技术现代化指导意见》下发之后，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；
● 在各省安排明确的试点任务，按2015年在全国农村水电行业全面实现现代化的进程，进一步明确每年应完成的改造任务与建设任务；
● 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，我们在实践中将《农村水电技术现代化指导意见》中的任务和要求作为工作的标准之一，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，结合我们多年的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，上述电站自动化改造只是我们公司承接的几百座电站中的两个改造电站，在以后的工作中我们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。