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计算机监控系统系统功能和分层计算机监控系统系统功能和分层 3.2.1 概述 电站计算机监控系统无论网络结构采用何种方式，整个系统的设备可分为厂站控制级及现地控制级两层，厂站层系统设备包括：监控系统主机、操作员站、工程师站、培训工作站、通讯工作站、报表及电话语音工作站、外设服务器及外设、生产信息查询服务器、模拟屏驱动器及模拟屏及相关网络设备等；现地控制级设备包括：机组现地控制单元、全厂公用现地控制单元、开关站现地控制单元、泄水闸集中控制单元。上述设备依据电站规模不同对设备配置有所不同，电站计算机监控系统功能由厂站层及现地控制级共同完成。计算机监控系统控制调节方式分为控制方式和调节方式二类。控制方式包括现地控制方式、厂站控制方式和远方控制方式；调节方式包括厂站调节方式和远方调节方式。现地控制单元设有“现地/远方”切换开关。在现地控制方式下，现地控制单元只接受通过现地级人机界面、现地操作开关、按钮等发布的控制及调节命令。厂站级及远方级只能采集、监视来自电站的运行信息和数据，而不能直接对电厂的控制对象进行远方控制与操作。在厂站级设有“电站控制/远方控制”软切换开关和“电站调节/远方调节”软切换开关。当监控系统处于“电站控制”和“电站调节”方式且现地控制单元处于“远方控制”方式时，厂站级可对电站主辅设备发布控制和调节命令，远方级则只能用于监视；当监控系统处于“电站控制”和“远方调节”方式且有现地控制单元处于“远方控制”方式时，厂站级只能对电站主、辅设备发布控制命令，远方级则只能发布调节命令；当监控系统处于“远方控制”和“电站调节”方式且现地控制单元也处于“远方控制”方式时，远方只能对电站主、辅设备发布控制命令，厂站级则只能发布调节命令；当监控系统处于“远方控制”和“远方调节”方式且现地控制单元也处于“远方控制”方式时，远方可对电站主、辅设备发布控制和调节命令，厂站级则只能用于监视。控制调节方式的优先级依次为现地控制级、厂站控制级和远方控制级。3.2.2 电站层功能（1）数据采集 0）自动采集各现地控制单元的各类实时数据；0）自动采集来自远方调度的数据；0）自动采集电站独立于监控系统的其它系统数据信息；0）接收由操作员向计算机监控系统手动登录的数据信息。（2）数据处理 对每一设备和每种数据类型进行定义，用以支持系统完成控制、监视和记录。数据处理的要求包括如下内容：A 据处理应满足实时性要求；B 对采集的数据进行可用性检查，对不可用的数据给出不可用信息，并禁止系统使用；C 对接收的数据进行报警处理检查,对采集的数据进行数据库刷新；D 形成各类报警记录并发出报警音响；E 生成各类运行报表；F 形成历史数据记录；G 生成趋势曲线图记录；H 形成分时计量电度记录和全厂功率总加记录；I 具有事件顺序记录及处理能力；J 事故追忆数据处理能力（包括记录事故时刻的相关量）；K 主、辅设备动作次数和运行时间的统计处理；L 向远方调度系统发送其所需要的信息。1）模拟量数据处理 应包括模拟量数据合理性检查、工程单位变换、模拟量数据变化（死区、梯度等检查）及越限检查等，并根据规定的格式产生报警和记录。2）状态数据处理及记录 根据规定的格式产生报警和记录。状态量变化次数也应记录并归档。3）事件顺序数据处理 记录各个重要事件的动作顺序、事件发生时间（年、月、日、时、分、秒、毫秒）、事件名称、事件性质、并根据规定产生报警和记录。4）计算数据 A 功率总加；B 机组及输电线路电流和功率不平衡度计算；C 功率因素计算；D 脉冲累积、电度量的分时累计和总计；E 主、辅设备动作次数和运行时间等的统计；F 进行数字量、模拟量的计算，用于监视、控制和报警。5）趋势记录 应对电站的一些主要参数如机组轴承温度、轴承温度变化率、推力轴瓦间温差、油槽油温、机组有功及主变温度等实时数据进行记录，采样周期应分别在 115s 和 110min 之间可调，采样点应是可选及可重新定义的。总点数应满足用户要求，每点记录值不少于 600 个。记录应满足用图形显示及列表显示等方式的需要。6）事故追忆数据处理 对过程点实时数据进行事故追忆记录处理，其记录事故前后过程中的数据量不少于 60 个（记录格式待定）。追忆数据点可增加、删减或重定义。7）事故前后运行方式记录 对事故前后电厂运行方式及主要参数应记录保存。8）设备运行统计 对电站主要设备的运行情况进行统计并归档，如发电机组和主变的运行时间、断路器的动作次数、泄水闸的开启孔数、开度及下泄时间等。对间歇运行的辅助设备的运行状态进行监视和记录。如压油泵、空压机、排水泵等的启动次数、运行时间和间歇时间。（3）控制与调节 运行人员可通过厂站级人机接口设备，完成对全厂被控设备的控制与调节。通常计算机监控系统厂站层应具备下列控制和调节功能：1）一般控制与调节 运行人员可通过厂站级人机接口设备，完成对全厂被控设备的控制与调节。A 对机组的控制与调节?机组开/停机顺序控制（单步或顺序）、紧急停机控制；?点设备控制：对单个具备 ON/OFF 操作的设备实现 ON/OFF 控制操作，并须考虑安全闭锁（包括对出口断路器、隔离开关、接地刀闸、进水口闸门的远方落门等控制）；?给定值控制：机组的转速/有功功率、电压/无功功率和导叶开限应能按设定值进行闭环控制；?油、气、水系统的自动控制；?其它相关控制与操作。B 对变电站或开关站断路器、隔离开关及接地刀闸的控制与操作，主变中性点接地刀闸的分、合操作；C 厂用或站用电设备的控制与操作；D 厂内公共设备（泵、阀）的控制与操作；E 泄水闸集控及其配电设备的控制与操作；F 其它相关设备的控制与操作。对电站及泄水闸设备各种控制操作，系统应有操作条件和过程监视及操作故障处理能力（包括手动干预）。2）自动发电控制 A.自动发电控制 电站的自动发电控制应该充分考虑电站运行方式，应具有有功联合控制、电站给定频率控制、紧急调频控制和经济运行等功能。其中：有功联合控制系指按一定的全厂有功总给定方式，在所有参加有功联合控制的机组间合理分配负荷。给定频率控制系指电站按给定的母线频率，对参加自动发电的机组进行有功功率的自动调整。紧急调频控制系指系统频率异常降低或升高时，自动发电控制应能够根据频率降低和升高的程度以及机组当前的运行工况，增加或减少全厂的出力，尽可能使电力系统的频率恢复到正常范围。经济运行系指根据全厂负荷和频率的要求，在遵循最少调节次数、最少自动开、停机次数的前提下确定最佳机组运行台数、最佳运行机组组合，实现运行机组间的经济负荷分配。在自动发电控制时，能够实现电站机组的自动开、停机功能。自动发电控制应能实现开环、半开环、闭环三种工作模式。其中开环模式只给出运行指导，所有的给定及开、停机命令不被机组接受和执行；半开环模式指除开、停机命令需要运行人员确认外，其他的命令直接为机组接受并执行；闭环模式系指所有的功能均自动完成。AGC 自动发电控制应能对电站各机组有功功率的控制分别设置“联控/单控”控制方式。某机组于“联控”时，该机组参加 AGC 联合控制，处于“单控”时，该机组不参加 AGC 联合控制，但可接受操作员对该机组的其它方式控制。B.自动发电给定值方式 自动发电给定值应有如下几种方式：?给定总有功功率；?给定日负荷曲线；?给定频率；?给定系统频率限值。以上各种给定方式可包括电站和远方给定两种，各种方式的切换应该做到无扰切换。C.AGC约束条件 电站上、下游水位、下游水位单位时间内的变幅、机组气蚀区、机组振动区、机组最大负荷限制、机组开度限制、线路负荷限制、机组事故、机组的当前状态（健康状态、累计运行时间、连续停机时间、相应辅助设备状态）、带厂用电机组优先运行、全厂旋转备用容量、负荷调整频度最少、自动开停机频度最少、全厂耗水量最少、厂内机组事故情况下首先使用全厂旋转备用容量，同时根据情况决定是否采用冷备用机组容量。其中机组气蚀区、机组振动区、机组最大负荷限制等是随水头变化的非线性函数。不具备自动发电控制的机组应自动退出自动发电控制。自动发电控制应允许运行人员通过人机接口投入或退出。3）自动电压控制 A 自动电压控制 AVC 对电站各机组无功功率的控制，应按机组分别设置“联控/单控”方式。当某机组处于“联控”时，该机组参与 AVC 联合控制，当某机组处于“单控”时，该机组不参与 AVC 联合控制，但可接受其它方式控制。AVC 对机组的“联控/单控”控制方式可由电站或梯调操作员设定。B 自动电压给定值方式 自动电压给定值应有如下几种方式：?母线电压限值；?运行人员给定母线电压值；?运行人员给定无功设定值。以上各种方式的切换时应该做到无扰切换。当采用母线电压限值方式时，AVC 应通过调整参加联合控制的机组的机端电压或无功功率，自动维持母线电压。C 自动电压控制的约束条件 自动电压控制的约束条件至少应该包括：?机组机端电压限制；?机组进相深度限制；?定子绕组发热限制；?转子绕组发热限制；?机组最大无功功率限制。（4）人机接口及操作要求 厂站控制级应提供人机接口功能，使电站的运行操作人员、维护人员和系统管理工程师，通过操作员站、工程师站及培训站等的人机接口设备，如显示器、通用键盘、鼠标以及汉字打印机等，实现对电站的监视、控制及管理功能。其基本功能和操作要求如下：1）人机接口原则 A 操作员只允许完成对电站设备进行监视、控制调节和参数设置等操作，而不允许修改或测试各种应用软件；B 人机接口应具有汉字显示和打印功能，汉字应符合中国国家二级字库标准；汉字输入至少应包括五笔、智能ABC汉字输入法等。C 人机接口操作方法应简便、灵活、可靠。对话提示说明应清楚准确，在整个系统对话运用中保持一致；D 应给不同职责的运行管理人员提供不同安全等级操作权限；E 画面调用方式应满足灵活可靠、响应速度快的原则；画面的调出应有自动和召唤两种方式，自动用于事故、故障及过程监视等情况，召唤方式为运行人员随机调用。F 操作过程中操作步骤应尽可能少，但应有必要的可靠性校核及闭锁功能；G 任何人机联系请求无效时应显示出错信息；H 任何操作命令进行到某一步时，如不进行下一步操作（在执行以前）则应能自动删除或人工删除；I 被控对象的选择和控制中的连续过程应只能在同一个控制台上进行；J 运行人员应能根据操作权限在控制台方便准确地设置或修改运行方式、负荷给定值及运行参数限值等；K 运行人员应能根据操作权限完成参数设值及输入点状态设值。2）画面显示 运行人员应能通过键盘或鼠标选择画面显示。画面显示功能应做到组织层次清晰明了，信息主次分明，美观实用；画面图符及显示颜色定义应符合相关规定。屏幕显示画面的编排应至少包括时间显示区、画面静态及动态信息主显示区、报警信息显示区及人机对话显示区。能显示的主要画面应包括各类菜单画面，电站电气主结线图（其中主要电气模拟量应能以模拟表计方式显示），机组及风、水、油系统等主要设备状态模拟图，机组运行状态转换顺序流程图，机组运行工况图（P-Q图）、各类棒图、曲线图，各类记录报告，操作及事故处理指导，计算机系统设备运行状态图等。同一显示器上，能实现多窗口画面显示，对画面能实现无级缩放功能。3）报警 A 当出现故障和事故时，应立即发出报警和显示信息，报警音响应将故障和事故区别开来。音响应可手动或自动解除。B 报警显示信息应在当前画面上显示报警语句（包括报警发生时间、对象名称、性质等），显示颜色应随报警信息类别而改变。若当前画面具有该报警对象，则该对象标志（或参数）应闪光和改变颜色。闪光信号应在运行人员确认后方可解除。C 当出现故障和事故时，应立即发出中文语音报警，报警内容应准确和简明扼要。中文语音报警应可通过人机接口全部禁止或禁止某个LCU单元。通过在线或离线编辑禁止或允许单个中文语音报警。D 应具备事故自动寻呼功能（ON CALL），当出现故障和事故时，自动通知维护人员。E 当出现重要故障和事故时，监控系统除了应产生上述规定的报警之外还应产生电话语音自动报警。电话语音自动报警应能根据预先规定进行自动拨号，拨号顺序应按从低级到高级方式进行，当某一级为忙音或在规定时间内无人接话时，应自动向其高一级拨号，当对方摘机后，应立即告诉对方报警内容。语音报警电话应能同时拨出至少5个电话，电话号码与时段应可重新定义。4）记录和打印 记录和打印功能应包括：A 各类操作记录（包括操作人员登录/退出、系统维护、设备操作等）；B 各类事故和故障记录（包括模拟量越限及系统自身故障）；C 各类异常报警和状变记录；D 趋势记录（图形及列表数据）；E 事故追忆及相关量记录；F 报表记录；G 各种记录、报表及曲线打印（由运行人员在控制台上选择并控制打印机打印）；H 画面及屏幕拷贝。上述记录报表 A、B、C 三项应能自动分类，分类类别须有：?按时间分类；?设备范围；?数据类型；?报警级别。5）维护和开发 可利用交互式画面编辑工具和交互式报表编辑工具增加自定义图块或图标，画面及报表中的动态数据项与数据库的连接。操作人员能在线和离线编辑画面、报表及所有报警信息（包括用于显示的报警信息、语音报警信息、电话语音报警信息）应具有功能。（5）设备运行管理及指导 A 历史数据库存储；B 自动统计机组工况转换次数及运行、停机、出线运行、停运时间累计；C 被控设备动作次数累计及事故动作次数累计；D 峰谷负荷时的发电量分时累计；E 事故处理指导；F 操作票自动生成；G 操作防误闭锁；H 操作指导。（6）系统诊断 监控系统应提供完备的硬件及软件自诊断功能，包括在线周期性诊断、请求诊断和离线诊断。诊断内容包括：A 计算机内存自检；B 硬件及其接口自检，包括外围设备、通信接口、各种功能模件等。当诊断出故障时，应自动发出信号；对于冗余设备，应自动切换到备用设备；C 自恢复功能（包括软件及硬件的监控定时器功能）；D 掉电保护；E 双机系统故障检测及自动切换。当以主/热备用方式运行的双机中的主用机故障退出运行时，备用机应能不中断任务且无扰动地成为主用机运行。（7）系统通信 1）与远方调度中心之间的通信 实现电站和远方调度数据的上传下达。电站在远方控制方式下，接受并执行远方调度发出的操作控制指令。2）与厂内其他子系统的通讯 监控系统通常与下列子系统进行通讯：A 电站MIS系统；B 全厂消防系统；C 其它系统。3）监控系统厂站级计算机节点间的通信 为满足监控系统功能要求，实现厂站级计算机节点间的通信，以便进行厂站层节点之间的信息交换。4）电站级与现地控制单元的通信 实现与现地控制单元节点间的通信，以便实现下列功能：A 数据采集；B 传送操作控制命令；C 通信诊断。5）与时钟同步装置的通信 系统应能正确接收 GPS 时钟信息，以实现监控系统内各节点与系统实时时钟的同步。（8）培训功能 监控系统具有操作、维护、软件开发和管理等方面的培训功能。在培训软件运行时，其初始信息应来自监控系统。培训人员在培训过程中如对某设备进行操作，相应的培训程序被启动，对运行和操作过程进行仿真模拟。但不能影响正常的生产过程。（9）远程诊断与维护 计算机监控系统具有远程诊断与维护功能，即可通过电话拨号方式，使电站计算机监控系统与远方计算机通信，进行在线诊断和远程维护，但在软件上应使用“防火墙技术”，以防病毒侵入计算机监控系统。3.2.3 现地控制层功能 3.2.3.1 机组现地控制单元（1）数据采集 A 应能自动采集DI、SOE、AI、PI等类型的实时数据；B 自动接收来自厂站控制层的命令信息和数据。（2）数据处理 1）现地控制单元数据处理功能应包括如下内容：A 对自动采集数据进行可用性检查；B 对采集的数据进行数据库刷新；C 向上级控制层发送其所需要的信息。2）模拟量数据处理 包括模拟数据的滤波、数据合理性检查、工程单位变换、模拟数据变化（死区检查）及越限检查等，并根据规定产生报警和记录。3）状态数据处理及记录 应包括防抖滤波状态输入变化检查，并根据规定产生报警和记录。4）事件顺序数据处理 记录各个重要事件的动作顺序、事件发生时间（年、月、日、时、分、秒、毫秒）、事件名称、事件性质、并根据规定产生报警和记录。5）计算数据 A 机组电流和功率不平衡度计算；B 功率因素计算；C 脉冲累积、电度量的分时累计和总计，并记录及越限报警等；D 机组电气量的综合计算；E 进行数字量、模拟量及允许计算点计算，用于监视、控制和报警。6）事故前后机组运行状况记录 对事故前后机组运行状况及主要参数应记录保存并报送厂站层归档。（3）控制与调节 1）控制与调节 A 机组开/停机顺序控制；B 点设备控制：对单个具备ON/OFF操作的设备实现控制操作，并须考虑安全闭锁（包括对断路器、隔离开关、接地刀、进水口闸门的远方落门等控制）；C 设点控制：机组的转速/有功功率、电压/无功功率和导叶开限应能按设定值进行闭环控制；D 油、气、水系统的自动控制；E 其它相关控制与操作。2）安全稳定自动控制 当发电机组超过规定进相、过流/过压、过负荷、稳定储备系数超出规定范围、振动等非安全工况时，监控系统能识别并能够自动将机组拉回稳定运行工况内。（4）人机接口 现地控制单元人机接口设备包括：A 触摸显示屏；B 便携式工作站；C 其它指示仪表、开关、按钮等。机组现地控制单元通常配有触摸显示屏。机组现地控制单元触摸显示屏能显示机组单元接线模拟画面、主要电气量和温度量测量值、技术供水状态信息，当运行人员进行操作登录后，可通过触摸显示屏进行开停机操作及其它操作；机组现地控制单元通常设有必要的通讯接口，以便能使便携式的计算机接入，在进行现场调试或厂站设备故障的情况下，运行人员可通过便携式工作站实现现地控制单元级的交互式控制功能，完成所属设备的相关操作和处理，以便现场调试和保证设备的安全运行。（5）通讯 系统通信应实现如下功能：1）与厂站层计算机节点的通信 A.上送采集到的各类数据；B.接受操作控制命令；C.通信诊断。2）与现地智能设备的通信 机组现地控制单元应能实现与下列现地智能设备的通信：A 机组保护；B 励磁控制系统；C 调速器控制系统；D 其它（6）自诊断 自诊断内容包括：A 计算机内存自检；B 硬件及其接口自检：包括外围设备、通信接口、各种功能模件等，当诊断出故障时，应自动发出信号；对于冗余设备，应自动切换到备用设备。对于I/O模件诊断，至少要达到诊断到通道；C 自恢复功能（包括软件及硬件的监控定时器功能）；D 掉电保护；E 冗余模件检测及自动切换。当以主/热备用方式运行的模件故障退出运行时，备用模件应能不中断任务且无扰动地成为主用模件。3.2.3.2 变电站现地控制单元 变电站或开关站现地控制单元中的数据采集、数据处理、人机接口、通讯、自诊断等功能与电站机组现地控制单元基本相同，只是对象不同而已，如在数据处理中的“计算数据”通常为：A.线路电流和功率不平衡度计算；B.线路功率因素计算；C.线路脉冲累积、电度量的分时累计和总计并记录，以及越限报警等；D.线路电气量的综合计算；E.进行数字量、模拟量及允许计算点计算，用于监视、控制和报警。在变电站或开关站现地控制单元中的“控制与操作”功能相对机组现地控制单元要简单得多，仅对高压断路器、隔离开关和接地刀闸等对象进行操作。3.2.3.3 公用现地控制单元 电站公用现地控制单元中的数据采集、数据处理、人机接口、通讯、自诊断等功能与电站机组现地控制单元也基本相同，只是对象不同而已，如在数据处理中的“计算数据”仅为：A.厂用支路脉冲累积、电度量的分时累计和总计，并记录及越限报警等；B.进行数字量、模拟量及允许计算点计算，用于监视、控制和报警。在电站公用现地控制单元中的“控制与操作”功能更为简单，仅对高低厂用电系统的断路器、水泵、空压机等的合/分或启动/停止进行操作。3.2.3.4 泄水闸现地控制单元（1）数据采集 A 闸门开度、位置、电机运行状态及故障报警、液压系统运行状态及故障报警、闸门运行状态及故障报警；B 供电系统的各类实时数据。C 接收厂站层及以上控制层下传的闸门控制信息和水情数据，主要包括：闸门开启运行的控制条件，如：大坝上、下游水位、库区上游来水量、水库库容、发电用水量等；计划下泄流量及下泄时间；闸门开启数及开度；其它。（2）数据处理 与公用现地控制单元相同（3）控制与操作 1）泄水闸的控制应按机械对闸门控制的要求进行，通常对同一泵站控制的多个闸门采用分时启闭方式，即当泵站启闭一扇闸门时，同一泵站控制的其它闸门不得启闭，一扇闸门启闭到位后，可再启闭另一扇闸门；2）开启后的闸门在泄洪过程中，因油泄漏使闸门的下滑达 100mm 时，应有报警信号，并自动启动泵站，提升闸门至原来位置。自动提升功能由现地子站完成；3）泄洪闸集中运行方式主要依据水工的要求，对闸门进行编组控制；4）泄水闸的控制功能：A 闸门远方/集中/现地控制方式和对象的设置；B 选孔开启/关闭或成组开启/关闭控；C 事故停机等操作。泄水闸现地控制单元的人机接口、通讯、自诊断等功能与电站公用现地控制单元基本相同。3.2.4 系统结构 3.2.4.1 对系统的总体要求 A.为了提高系统的实时性及可靠性，监控系统通常采用全分布式体系结构，即功能分布和分布式数据库系统。整个系统分成厂站层和现地控制单元两层。全厂数据库和历史数据库分布在厂站层计算机中，各单元数据库分布在各个现地控制单元 LCU 中，系统各功能分布在系统的各个节点上，每个节点严格执行指定的任务和通过系统网络与其它节点进行通讯；B.现地控制单元应尽可能采用智能化结构，即所有的 I/O 板均应设置有自己独立的 CPU 和配置有双电源，以保证各 I/O 模板能完成独立的工作，达到加强现地层控制功能，提高现地层可靠性的目的；C.整个系统采用全计算机监控结构。取消常规的集中控制设备，采用计算机作为唯一的监控设备；现地控制单元取消常规布线逻辑回路，由具有冗余设计的计算机设备执行监控；D.尽可能采用现场总线及远程 I/O 单元；E.尽可能地少用或不用变送器，以提高测量的精确度；F.中央控室模拟屏信息直接由计算机系统提供。（2）节点配置 如上所述，水电站计算机监控系统通常为分层式结构，由厂站层和现地控制单元层二部分组成。1）厂站层节点设备配置如下：A 数据服务器（或主机）；B 操作员工作站；C 工程师工作站；D 培训工作站；E 通讯工作站；F 报表及电话语音报警工作站；G 外设服务器及外设（打印、存储设备等）；H GPS时钟装置；I 监测终端；J 模拟屏驱动装置及模拟屏；2）现地控制单元节点配置如下：A 机组现地控制单元LCU；B 变电站或开关站现地控制单元LCU；C 电站公用现地控制单元LCU；D 泄水闸现地控制单元LCU。3.2.4.2 网络结构 分层分布式结构的计算机监控系统可以采用星形网络、环形网络和总线网络。具体方式应根据工程规模和重要性进行技术经济比较。必要时可以采用双重化网络。目前，在水电站或变电站中，采用交换式以太网络（Ethernet）方式比较普遍，这主要是该网络结构简单、传输较高、协议标准化程度高、可扩性强、系统设计易于组合等优点。网络介质采用光纤或网络电缆，厂站层与现地控制单元层间的数据传输速率一般为10/100Mbps，传输速率应为自适应式，采用 TCP/IP 协议，遵循IEEE802.3 标准。现地控制单元 LCU 与现地控制设备的连接方式目前有直接 I/O、现场总线、远程 I/O 及串行通信等方式，其主要优缺点为：)用直接 I/O 接入方式 现地控制设备中的各种信息量直接用电缆连至现地监控单元 LCU。这种方式无论对哪种型式的现地控制保护设备，即无论现地控制保护设备是继电器型、集成电路型、还是数字型均可适用。各种接点信号直接引入监控单元 PLC 的 I/O 模块，对模拟量采用变送器变为 4-20mA 后再引入LCU 模拟量模块。这种方式是过去水电站的一种最常用方式，其特点是比较直观、可靠，但当 LCU 单元所辖现地控制设备较多且布置分散、信息量较多时，则所耗电缆较多、安装调试比较复杂，由此也可引起系统可靠性降低，对大型水电站尤为显著。)采用数字通信方式。现地控制保护设备各种信息上送或计算机监控系统命令下行，按不同的接口种类可以分为两种不同的数字通信方式：A.采用标准串行通信口方式 目前，现地设备越来越多地采用数字式智能装置进行控制，这为现地控制设备与计算机监控单元直接数字通信、克服直接 I/O 接入方式中电缆过多等弊病创造了条件。如果一些智能装置离现地监控单元较近（在 15m以内），则可以采用串口 RS-232C 方式接口。如果大于此距离则可以采用 RS-422/485 方式接口，这样现地控制设备中的各种信息量或计算机监控系统的下行命令均通过串行通信方式进行。但当一个监控单元的串行接口过多、信息量较大且实时性要求较强时，这种通信方式则难以满足要求。这种通信方式的最远距离为 1km 左右，通信速率通常为 19.2kbps。B.采用现地总线方式。这是现地控制设备与监控单元间采用数字通信的另一种方式。这种通信方式的出现引起了人们的广泛关注，受到了不少行业的青睐。由于现场总线具有系统的开放性、互可操作性、现场设备的智能化和功能自治性、系统结构的分散性以及对现场环境的适应性等技术特点，此项技术发展非常快。目前较为流行的现场总线有 CAN、LonWorks Profibus 等。这种现场总线技术在性能上大大优于上述传统的 RS-485 方式，它可解决 RS-485链路信息传输的实时性问题以及信号传输容量问题(传输速率通常为1Mbps 以上)。CAN BUS 是由德国 BOSCH 公司为汽车监控而设计的，逐步发展为工业系统控制。CAN 的最高通信速率达 1Mbps（距离在 40m 以内），最远通信距离为 10km（速率在 5kbps）；LONWORKS 是美国 ECHELON 公司于 1993 年推出的局部网络技术，当时主要用于工厂自动化等，目前已广泛用于电力行业。LONWORKS的通信速率可达 1.25Mbps（距离为 130m 以内时），最大通信距离为2700m（双绞线，78kbps）；PROFIBUS 是德国 SIEMENS 公司开发并用于不同工业领域的一种现地总线，最高通信速率为 12Mbps，最远通信距离为 1.2km。现已成为德国国家标准和欧洲标准。目前存在着多种现场总线组织和标准，还没有一个统一的、开放的、通用的、国际性的现场总线，当控制系统采用多家设备时，在不同厂家控制设备中采用不同的总线协议，而导致各设备间相互通信实现较难。C.采用远程 I/O 方式 除上述数字通信方式外，可采用计算机监控系统现地控制单元自带的远程I/O 模块对现地设备运行信息进行采集。这种方式可免除因各设备间通信协议不同所造成的通信困难。)采用 I/O 与数字通信混合方式 根据设备的实际情况，可采用不同的接口方式。如对一些距离较近、信息较少的情况，可能采用直接 I/O 方式；而对距离较远、信息量较多的情况可采用数字混合通信的方式。这样既保证了设备运行的安全可靠性，也减少了设备间的连接电缆，这种接口方式目前采用也比较普遍。3.2.4.3 厂站层节点设备（1）数据服务器（主机）数据服务器主要负责厂站层的数据采集、处理、归档、历史数据库的生成和转储、系统时钟管理以及高级应用软件（AGC、AVC）等其它应用软件运行。（2）操作员工作站 操作员工作站通常每个配置 2 台大屏幕液晶显示器。主要作为操作员人机接口工作台，负责监视、控制及调节命令发出、报表打印等人机界面（MMI）功能。（3）培训工作站 培训工作站往往硬件配置与操作员工作站相同。该节点主要负责运行人员的操作培训等工作。此外，该节点还应具有操作员工作站的所有功能。以便其具有操作员工作站备用功能。（4）工程师站 该节点主要负责系统的维护管理、功能及应用的开发、程序下载等工作。此外，工程师站还须具有操作员工作站及培训站的所有功能。（5）报表及电话语音报警工作站 该节点主要负责报表的生成及打印、语音报警、电话查询、事故自动寻呼（ON-CALL）等。（6）外设服务器 主要负责连接并管理各种公用的打印机设备等。（7）通讯工作站 作为对外通信接口或用来连接不宜直接与监控系统网络相联的子系统。如：机组气隙监测系统、局部放电监测系统、故障录波系统、火灾自动报警系统、工业电视系统等。这些系统与通讯工作站接口，可考虑采用网络接口方式（TCP/IP 规约）或通过串行口相连。（8）电站生产信息查询服务器 电站生产信息查询服务器主要负责用于电站生产管理、状态检修用途的数据采集、处理、归档、历史数据库的生成、转储等，并为 MIS 系统提供数据，该节点须配置有“防火墙”功能。（9）监测终端 用来作为厂长、总工及其他管理人员对电厂生产情况进行了解的窗口。在监测终端上的 MMI 上，可反映监测对象的实时运行状况及主要运行参数。（10）模拟屏驱动器及模拟屏 模拟屏驱动器将计算机监控系统中反映系统运行状况及主要参数的信息，转换为适合于模拟屏指示和报警的模拟量或数字量，以方便运行人员进行观察和监视。（11）GPS 装置 GPS 为厂站层提供串行时钟信息，并为现地 LCU 提供脉冲对时信号。（12）电源设备：作为计算机监控系统厂站层的电源，要求有较高的供电可靠性，通常采用 2 套不间断电源 UPS 并列热备用方式运行，其中一套 UPS故障，不影响计算机监控系统厂站层设备运行。上述节点设备的配置是按功能细分的方法进行的，比较适合于对大中型电站和变电站。但对一般的中小型水电站和变电站可在此基础上进行功能合并，以减少硬件配置数量。具体如何合并应视工程规模、投资等具体情况确定。通常可将数据服务器、操作员工作站及报表及电话语音报警工作站功能合并、培训站与工程师工作站功能合并、电站生产信息查询服务器与监测终端功能合并等。3.2.4.4 现地控制单元层节点设备 现地控制单元设备的结构类型目前主要有三种：一类是以高性能可编程控制器为基础；二类是以工业微机为基础；三类是以工业微机加可编程。后两类结构形式在国内早期的计算机监控系统中采用较多，随着计算机硬件技术的发展目前采用这类较少，因此在此不作详细介绍。下面以水轮发电机组为例，对第一类结构形式的现地控制单元设备构成进行介绍：（0）控制器：作为核心不部件，负责过程设备的数据采集处理、控制和调整以及对外通信。主要包括电源模块、CPU 及存储器模块、通信模块，对中小型水电机组或变电站可不考虑冗余配置，但对可靠性有较高要求的可采用双冗余配置。（0）智能 I/O 模件：通常配置有自己的 CPU 及相应的存储器、I/O 模板、现场总线通信接口。A.对交流电气量的采集：过去通常采用变送器将电气量转换为 420mA 信号，然后送入模拟量 I/O 通道。由于这种方式中的变送器容易发生故障，所以现在比较多的采用 CT、PT 直接接入电气测量模件或微机电量采集装置（该装置通过数字口直接与智能 I/O 模件的内部总线接口进行通信）。B.对温度量的采集：在温度量较多的水轮发电机组，可采用远程 I/O方式在水轮机层设置远程测温单元，RTD 直接接入 LCU 的远程 I/O模件，以现场总线方式接入机组 LCU；或采用专用的微机温度测量装置，RTD 直接接入微机温度测量装置，再通过现场总线或串行通讯方式接入机组 LCU。C.其它模拟量和开关量可直接进入 I/O 模件。D.对于 SOE（Sequence Of Event）点，可采用专门的高速 I/O 模件，以提高 SOE 点的分辨率和可靠性。（0）与水机保护等常规设备接口机组 LCU，可设置简单的常规水机保护和手动控制设备（包括紧急停机按钮），它们与计算机监控系统通常采用 I/O并联连接方式。（0）机组自动/手动准同期装置，用于机组与电力系统并网时的检测和控制，自动准同期装置作为正常并网使用，手动准同期装置用于人工并网使用。（0）有功电度和无功电度表，用于机组的有功功率和无功功率的测量，并要求带有数据通信口和脉冲输出口。（0）电源装置：现地控制单元的电源通常采用交/直流同时供电方式，交流取自厂用电系统，直流取自电站直流蓄电池。对变电站或开关站现地控制单元的配置与机组基本类似，只是变电站不需设置专门的温度量采集装置和水机保护常规继电器设备外，其它如交流电气量采集以及其它电气量和开关量的采集方式基本相同。在变电站中，为简化同期系统接线，往往设置专用的 PLC 用于电压切换的逻辑判断；电站公用设备和泄水闸现地控制单元的配置与变电站基本相似，相对要简单一些，其中没有同期装置和大量的交流电气量采集。