直岗拉卡水电站计算机监控系统改造设计与实施

2015-07-25黄莉

水电站机电技术 2015年12期

关键词：实施方案

黄莉

（青海大唐国际直岗拉卡水电开发有限公司，青海尖扎 811999）

直岗拉卡水电站计算机监控系统改造设计与实施

黄莉

（青海大唐国际直岗拉卡水电开发有限公司，青海尖扎 811999）

摘要：直岗拉卡水电站计算机监控系统改造采用南京南瑞集团公司水利水电技术分公司自主研制的，技术较为成熟的，基于Linux操作系统跨平台的全分布开放式NC2000计算机监控系统，系统由电站主控层及现地控制层组成，采用双星形网络冗余结构，实现电站“无人值班（少人值守）”的自动控制方式。本文介绍了系统改造的必要性、系统的网络结构、实现的主要功能以及改造实施方案。

关键词：NC2000；直岗拉卡水电站；计算机监控；冗余网络；实施方案

1前言

直岗拉卡水电站位于黄河干流上游的青海省尖扎县与化隆县交界处，距上游李家峡水电站坝址7.5km，距青海省西宁市公路里程109km。电站安装5台单机容量为38MW的灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量190MW。电站以发电为主，主要建筑物由厂房、泄水闸、开关站及左岸土石坝组成。电站分两期工程建设，第一期建设4台机组，于2002 年8月正式开工，2005年5月～2006年6月1～4号机组已相继发电。第二期于2013年9月开始5号机组扩容建设，2014年5月30日投产发电。

电站发电机出口电压为10.5kV，发电机主变压器组合方式为2个两机一变扩大单元接线和1个一机一变单元接线方式，发电机出口设有发电机断路器。电站以六回110kV线路接入电力系统，110kV侧采用双母线接线。中控室控制全厂5台机组及其所有附属设备。

2改造前监控系统状况及改造的必要性

该站改造前监控系统厂站级控制层（以下简称上位机）采用的是ALSTOM研发的P320监控软件，LCU采用GE9030系列PLC；上位机与LCU间通过工业交换机连接构成环型以太网结构；LCU包括1F～4F机组、开关站及公用6个LCU；各LCU均采用1套CPU工作模式，每个LCU具有简单的机组状态转换现地操作功能。

该系统自投运以来，运行一直较为稳定。但随着设备运行时间的延长，出现了部分缺陷和隐患，对生产造成了一定的影响。

（1）人机操作不友好，操作界面多采用的图标，无法汉化，无法在线修改程序，维护困难；

（2）上位机计算机设备老化严重；

（3）备品备件采购周期长；

（4）PLC没有冗余配置；

（5）随着电站自动化水平的提高，对监控系统在调度通信、调度自动化、安全生产与经济运行等方面提出了新的要求；

（6）历年来电调、励磁等相关自动设备的新增和改造，使得监控信号大量增加，I/O点数量已不敷使用，系统硬件瓶颈已凸显，实际上已不能完全满足目前电力生产的需要；

（7）因5号机组的扩建，LCU与现有的监控系统无法完成数据通信；

（8）容量为5kVA的UPS不能满足现场设备需要。

为彻底解决监控系统存在的问题、提高设备可靠性和自动化水平，满足电站安全生产和经济运行的需要，直岗拉卡水电站计算机监控系统改造势在必行。

3直岗拉卡水电站计算机监控系统的设计

直岗拉卡水电站计算机监控系统改造采用南京南瑞集团公司水利水电技术分公司（以下简称南瑞）自主研制的，技术较为成熟的，基于Linux操作系统跨平台的全分布开放式NC2000计算机监控系统，由上位机及LCU监视和控制全厂5台发电机组、开关站、厂用电系统、公用辅助设备及泄洪闸系统。

3.1设计原则

按“无人值班（少人值班）”原则进行设计和配置，系统结构采用全开放、分布式模块化冗余结构，整个系统以“分层管理、集中控制”为原则组成厂站级和现地控制单元级两部分，系统配置和设备选型符合计算机技术迅速发展的特点，充分利用计算机领域的先进技术。

监控系统的软、硬件均采用模块化结构，使之有良好的扩充性，便于实现系统功能、软件及硬件设备的扩充，更好地完成运行管理智能化。同时，系统还具有高度的安全性和可靠性、实时性和实用性，符合控制系统危险分担原则。

计算机监控系统的通信必须满足国家经贸委最新颁布的《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》及电力系统有关“发电厂二次系统安全防护指南”和“电力二次系统安全防护总体方案”的最新文件和规定的要求进行软、硬件隔离。

3.2系统结构

计算机监控系统采用全分布开放式的全厂集中监控方案，符合技术发展的趋势，系统功能分布配置，主要设备采用冗余配置。设有负责完成全厂集中监控任务的厂站级集中控制系统及负责完成机组、开关站、公用设备监控任务的现地控制系统。电厂控制系统的设备布置在有空调的中央控制室。现地控制系统以可编程逻辑控制器（PLC）为基础构成。计算机监控系统结构如图1。

图1直岗拉卡水电站计算机监控系统结构图

上位机与现地控制系统之间的通信联系采用冗余星形交换式100Mb/s光纤以太网的方式。设置2台工业型千兆以太网主交换机，分别通过屏蔽双绞线介质连接与上位机工作站连接，以及通过多膜光缆连接至现地控制LCU中的2套现地控制交换机。

上位机系统采用南瑞的NC2000监控系统软件，包括2台主机、2台操作员站、1台语音机、1台工程师站、1台厂内通信机、2台调度通信机、1套报表打印服务器、2台打印机、1套GPS时钟同步系统及UPS电源等设备，负责全厂的信号采集和控制、自动发电控制和自动电压控制、与上级调度中心调度自动化计算机系统通讯等。主机、工程师站、厂内及调度通信机布置在计算机室，其余设备均布置在中控室。

现地控制单元（LCU）包括5台机组LCU、开关站LCU、公用LCU共7套，现地控制单元PLC均采用南瑞的MB80系列PLC。

3.3系统功能

（1）数据采集和处理

系统对电站主、辅设备的运行状态和运行参数自动采集各现地控制单元的各类实时数据；自动采集来自电网调度中心、集控中心的数据；自动采集外接系统的数据信息；接收由运行人员向计算机监控系统手动登录的数据信息；并对采集的数据进行有效性、合理性判断、输入线路误差补偿、越复限报警及记录，设备故障、事故及状态异位报警及记录等。

（2）控制与调节

通过监控系统人机接口设备，运行人员对电站设备进行控制、调节、工况转换及参数设置等操作。操作包括机组开机/停机顺序控制、有功/无功功率调节、断路器以及刀闸的分/合闸操作、闸门的提/降操作、泵以及阀门的启/停及开/关控制等。系统提供了完善的防误操作功能，可以确保由计算机系统发出的命令安全可靠。

（3）设备运行管理及指导

历史数据库存储；统计机组工况转换次数及运行、停机、线路运行、停运时间累计；被控设备动作次数累计及事故动作次数累计；发电量累计及峰谷负荷时的发电量分时累计；事故处理指导；异常操作闭锁；操作指导等。

（4）自动发电控制（AGC）

第二阶段：当阴极侧含水量上升至饱和状态时，继续产生的水就会在阴极侧结冰堆积。同时，化学反应放出的热提高电池温度。如果电池温度在阴极侧催化剂层全部被冰覆盖之前仍低于0℃，燃料电池就会停止运行，此时冷启动失败。反之，冰会在融化过程中吸收热量，保证电池温度在0℃左右[14]。

自动发电控制（AGC）分厂内AGC和远方调度AGC两种。厂内AGC按电站运行值班员设置的参数或监测的参数运行。远方调度AGC则由调度系统自动设置的参数运行。AGC自动跟踪系统频率、全厂总功率给定值或全厂负荷曲线等，由AGC进行站内机组间有功优化分配，计算出全厂功率调整值或应发总功率，自动发出开停机命令及有功调节命令。

（5）自动电压控制（AVC）

按照远方调度系统的要求，维护母线电压实时定值。AVC周期监视母线电压，一旦母线电压超出允许范围，即根据设置的母线电压无功调差系数计算需增减的全厂无功值，在发电运行的机组间进行优化分配。开环运行时只提出指导性的数据显示于人机界面上，供运行值班员参考，闭环运行时，调节信号直接作用于机组励磁调节器。

（6）人机接口

系统采用基于Linux全图形人机界面，汉字界面，操作简便灵活，具有多窗口无级缩放，人机界面非常友好。操作过程中有可靠性校核与闭锁功能，人机联系窗口有系统管理窗口、监控窗口、时钟窗口、报警窗口等。

（7）系统时钟管理

系统设有统一的卫星时钟系统，通过数据通讯和脉冲的方式定时校对系统内各计算机的实时时钟，包括厂站级计算机、现地各LCU系统时钟，保证监控系统内部时钟的同步一致。时钟系统同时提供保护装置、故障录波装置、失步解列装置等时钟同步信号，保证全厂各系统设备的时钟同步。

监控系统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：计算机内存自检；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；自恢复功能（包括软件及硬件的监控定时器功能）；掉电保护；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。

（9）系统的权限管理

系统配置用户授权管理系统软件，对不同用户建立帐号及密码。根据用户工作性质对其进行授权。

（10）系统通信

与调度自动化系统的通信，采用IEC104通讯规约，将数据实时上送至青海电力调度，数据传输通道按主、备方式配置，接入青海电力调度数据网。

监控系统内部由以太网连接的各设备之间通讯，将各LCU采集的数据实时上送厂站级各主机，同时，操作控制命令通过点对点方式下送各相应LCU设备。

（11）现地控制单元LCU功能

每套LCU单元均是一套完整的监控系统。与系统厂站级联网时，作为监控系统的一部分，实现系统指定的功能。而当与系统厂站级脱离时，则能独立运行，实现LCU的现地监控功能，确保被控设备的安全稳定运行。

4系统主要特点

（1）整个系统采用开放的、分层、分布的系统结构，主要设备的冗余设计，主机、操作员站、网络设备、CPU等采用双机热备工作方式，系统可靠性高。

（2）本电站采用全计算机监控方式，中控室不设常规集中控制设备，以计算机监控系统作为唯一的监控设备和手段；各现地控制单元层除保留简单独立继电器接线外不设常规监控回路。

（3）采用分布式设计，能保证当现地控制单元与主站级系统脱离后仍然能在当地实现对有关设备的监视和控制功能，当与主站级恢复联系后又能自动地服从主站级系统的控制和管理。

（4）在机组LCU中配置用于水力机械事故的简化的独立继电器接线，当电站发生重要水力机械事故（包括过速、轴承瓦温过高、事故低油压、按下紧急停机按钮等）而电站计算机监控系统因故退出运行时，由独立继电器接线实现事故停机。

（5）本计算机监控系统采用全分布式结构体系，即系统功能分布和数据库分布。全厂数据库和历史数据库分布在电站层各节点计算机中，各现地单元数据库分布在各个LCU中，系统各项功能分布在系统的各个节点上，每个节点计算机严格执行所指定的任务并通过系统网络与其他节点计算机进行通讯。

（6）现场智能总线技术的应用，LCU与智能仪表和辅机设备控制单元采用了工业现场总线，节约了大量的信号电缆。

（7）LCU采用两回路电源供电，由一路直流和一路交流互相切换接入LCU电源，保证LCU设备供电的可靠。

（8）采用并联冗余方式的UPS电源，2台15kVA 的UPS平均分配负荷，切换无扰动，电压输出波型连续。每套UPS采用1路交流220V和1路直流220V电源输入，输出交流220V稳定电源。同时，UPS将所有的状态、故障信息送给监控系统。

5改造实施方案

改造过渡期间，新、旧监控系统上位机并列独立运行，操作员站的显示器并列放置在中控室操作台。LCU改造前，其所监控设备在旧监控系统操作员站进行监视和操作控制；改造完成后，则在新监控系统操作员站进行监视和操作控制，随着LCU改造，逐步完成LCU接入新监控系统。

按照施工计划，监控系统改造分4个阶段，由电站相关技术人员制定各阶段设备的具体施工方案，并据此进行改造施工：第1阶段，在全厂停电期间，进行开关站LCU改造、新监控系统临时操作员站的搭建；第2阶段，进行新监控系统的网络柜、服务器柜及上位机系统的搭建、临时操作员站与上位机的合并、UPS及5号机组LCU安装；第3阶段，根据电站检修任务安排，逐步对各LCU进行改造，并在最后1台LCU改造同时完成公用LCU改造；第4阶段，AGC/AVC功能调试和系统全面消缺、完善。

电站对本次改造施工进行了精心组织和周密安排，成立了监控系统技术改造领导小组，从技术要求、施工组织、质量监督等方面进行分层把关。该小组在设备现场安装调试期解决了大量实际施工问题，如用于线路断路器同期的母线侧电压调整二次接线，以及根据原有电缆排布情况改进设计、优化端子布置以最大程度合理利用原有电缆等。

为保证电站正常生产活动和经济效益，尽量缩短机组停运时间，本次改造施工进行了严格的工期控制。其中，开关站LCU改造安排在全厂停电期间进行，工期为7d；机组LCU改造随各机组年度大小修进行，工期为7d。为保证工期和质量，施工班组实行了“分屏负责制”，即改造设备1个现场技术总负责人和1个工作负责人，根据LCU屏柜数量、工作量分设1～2个工作小组，每个小组由1名小组负责人和1名小组成员组成。改造前期拆屏、信号对线等工作量大时，各小组并行开展工作，保证工期进度；后期试验阶段，则由现场技术总负责人、工作负责人和小组负责人共同配合完成。这种施工组织方法任务清晰、责任明确，各小组之间配合性好，工作效率高，可资参考借鉴。