梅县单竹窝水电站监控系统改造

邓志红

（广东省梅雁水电股份有限公司，广东 梅州 514011）

一、单竹窝水电站简介

广东省梅县单竹窝水电站位于梅州市境内，是梅江干流中的一个梯级电站。电站内装设4台灯泡贯流式水轮发电机组。单机容量为8500kW，发电机额定电压6.3kV，额定功率因素0.9，电站采用扩大单元（两机一变）接线方案。电站共装设2台主变压器，高压侧电压为110kV，两回110kV线路接入梅州110kV电网。电站第一台机组于2001年1月投产发电，最后一台于2001年6月投产发电。

二、电站计算机监控系统

电站计算机监控系统为我国早期从国外引进的CIMPLECITY组态软件，于2001年与电厂机组同步投运。厂级监控层位于电站中控室，采用100Mbps快速以太网络技术，TCP/IP网络协议，组成开放的计算机网络系统。主要设备包括2台主操作站（主机），1台网络交换机，1台工程师培训工作站，1台通讯服务器，1台网络激光汉字打印机，1套卫星同步时钟系统，1套UPS电源。

现地级监控层监控现地各分散的设备，按全厂控制对象和分布位置设置了五套现地控制单元（LCU）：4台水轮发电机组各一套；全厂的公用设备及110kV开关站设置一套LCU，LCU与厂级监控层网络采用光纤以太网联接。

三、改造的必要性

单竹水电站现有的计算机监控系统属于早期工业自动化产品，随着单竹水电站首台机组于2001年并网发电，系统已投运近10年。经过近10年的运行，该系统目前已无法保证电站的安全可靠运行。主要存在下列问题：

1.硬件配置偏低

限于当时的计算机技术条件，硬件设备的配置，无论是主频、内存，还是硬盘容量等方面，都偏低，与现代水电厂对监控系统所要求的高速度、大容量、智能化的目标相差甚远，许多高级应用功能无法扩充。

2.监控系统落后

原系统设计时间为上世纪90年代，全厂的监控方式与目前普遍采用的监控方式存在较大的差别，系统的监控功能不完整，系统应用软件无法维护、修改、及扩充。

3.设备老化，故障率高

计算机等电子产品自身的老化，硬件设备的故障率明显提高。由于计算机更新换代较快，系统的一些主要设备已经停产，由于兼容性问题，已无法采购备品备件，故障设备难以维修，已成为电站安全、稳定运行的瓶颈。

4.无法达到信息采集系统的要求

根据电力公司有关对电网调度自动化系统信息采集的要求，目前系统自身也需要进一步完善。

据不完全统计，国内水电站计算机监控系统使用寿命5 ～ 12年，平均使用寿命为8年左右，具体视系统的使用维护水平、备品备件状况等方面的情况而定。超过上述时间以后，系统的故障率、运行维护成本成倍提高，系统可用率、控制可靠性明显下降，并可能危害电站的安全运行。

鉴于单竹窝水电站计算机监控系统已运行10年，以及上述存在的问题，单竹电站计算机监控系统的升级改造势在必行。

四、改造后实现的目标

1.技术标准

改造后的计算机监控系统在设计、制造、工厂试验、现场试验均符合下列最新版本的国家标准和部颁标准（包括各标准的引用标准），所用技术标准均为国家标准或有关部级标准。

2.技术性能

（1）提高单竹窝水电站计算机监控系统硬件设备的配置，满足现代水电厂对监控系统所要求的高速度、大容量、智能化的目标。硬件设备均为国内外监控系统的主流产品，厂家技术力量强大，历史悠久，可持续发展；支持硬件产品的升级换代，换代产品与老设备具有兼容性，备品备件充足。

（2）新系统能充分体现当前水电站计算机监控系统最高水平，满足调度系统及水电厂对监控系统的要求，系统的监控功能完整，具有完善的高级应用软件，运行稳定，便于维护，具有可扩充性，能够保证电厂的安全稳定运行。

（3）改造后的系统能提高单竹窝电站的运行、维护、管理水平，并具备扩展能力，系统接口便于其他系统的接入。

五、计算机监控系统实施方案

1.工作范围

本次技改主要项目有：

（1）原上位机系统设备全部更换，并对系统进行完善；

（2）网络升级为100MB以太单环网，（或保留现有网络）；

（3）对原计算机监控系统进行升级；

（4）现地单元延用现有的PLC (GE9030)；

（5）现地单元增加智能通信装置，实现与温度巡检和振摆装置的通信；

（6）对延用自动准同期装置设备进行检验；

（7）由于原系统GPS不具备扩充功能，更换带有二级时钟的GPS，实现闸首LCU的对时；

（8）完善并新增电站其他子系统的通讯功能；

（9）增加一台闸首操作员工作站及1台2kVA/1小时UPS电源，实现闸门现地操作。

2.实现的功能

（1）按照以计算机为主简化常规为辅的原则，实施电站的监控。电站近期少人值班，远期过渡到无人值班(少人值守)。按能实现现地、集中、远方调度中心监控的指导思想进行总体设计和配置。

（2）实现电站计算机监控系统与调度中心调度自动化系统间的通信。

（3）实现电站计算机监控系统与并网运行管理子系统间的通信。

（4）在现地单元实现与振摆装置和温度巡检装置间的通信。

（5）实现电站计算机监控系统与电站管理信息系统间的通信(备用)。

系统配置应符合计算机发展迅速的特点，充分利用计算机领域的先进技术，达到当前国际先进水平。

（6）系统应高度可靠、冗余，系统的MTBF、MTTR及各项可用性指标均高于或达到部颁《水电厂计算机监控系统基本技术条件(DL/T578-95)》的规定。

（7）系统应既便于功能和硬件的扩充，又能充分保护应用资源和投资。分布式数据库及软件模块化、结构化设计，应使系统能适应功能的增加和规模的扩充，并应具有自检、自诊断和自恢复功能。

（8）实时性好、抗干扰能力强。采用软件冗余措施，数据库及控制功能分布处理，系统功能分布在网络的各个节点中，系统内任一节点的故障不影响其余节点的正常工作。能保证在水电厂环境下长期连续稳定运行。

（9）整个系统应具有完善的保护功能和应用功能，能稳定可靠地与上级调度中心进行数据通信，实现上级调度自动化系统对电站的遥测、遥信、遥控、遥调功能。

（10）保证系统的安全性。要求系统是标准化的成熟产品，具有完备的确保硬件及软件的安全性措施，防止监控系统硬件或软件故障或缺陷对现场设备的危害。

（11）保证系统的友善性与可维护性。人机接口应功能齐全，操作方便，应采用面向对象的全汉化界面。

（12）应保证改造后的新系统，在保留原系统功能的基础上，更加完善，更能符合电站安全运行的要求。

六、控制系统结构

该电站计算机监控系统分为主控级和现地单元控制级。主控级由两套主机及操作员工作站以及相应的外围设备组成，双机互为备用。另设一套工程师/ONCALL工作站。设两台调度通讯工作站实现与调度系统的通讯，并配置打印机工作站一套。

机组现地控制单元PLC：开关站及公用设备共用一套现地控制单元；闸首设一套现地控制单元。主控级和现地单元级通过100MB的以太网相连接。

现地控制单元与主机脱机时也可独立运行。

1.上位机系统

上位机系统设备包括系统及操作员工作站、工程师工作站，报表管理及On-Call工作站、与梅州地调通信的冗余工作站（根据需要配置）等。

2.现地控制单元

电站内的现地控制单元共6套，分别为4套机组LCU、1套厂用/公用 LCU和1套闸门LCU。现地控制单元（LCU）具备较强的独立运行能力，在离线状态下能独立运行，完成其监控范围内的实时数据采集、处理、设定值修改、设备工况转换、调节控制等任务，通过网络设备与厂级服务器等进行联网通讯，接受操作员工作站的命令。

3.计算机监控系统的主要功能

电厂按“无人值班”(少人值守)运行管理模式的原则设计，正常运行时由设在电站中控室的操作员工作站对电站进行安全监视和实时控制。由操作员工作站发控制命令和设定值，由现地控制单元调控机组及其他设备。

操作员工作站能直接控制到机组和主要断路器、主变中性点接地刀闸，以及公用和辅机等设备的启、停(或投、切)。单机设定值和命令从操作员工作站发到LCU，LCU执行这些命令并返回足够的信息给操作员工作站进行监视。当LCU与操作员工作站联系中断时，可在LCU面板和相应的设备现地控制屏（箱）上进行控制操作。计算机监控系统具有多种调控方式，满足电厂运行的需要。为了保证控制和调节的正确、可靠，操作步骤按“选择－返校－执行”的方式进行，并且每一步骤都应有严格的软件校核、检错和安全闭锁逻辑功能，硬件方面也应有防误措施。