小岩头水电站计算机监控系统上位机升级改造

摘要：随着网络安全问题的日益突出，电力系统内多次发生了计算机监控系统遭受病毒感染和攻击的事件，为落实电力监控系统国产化、网络病毒感染风险防控、Windows漏洞整改等有关要求，确保电网安全稳定运行，对小岩头水电站的计算机监控系统Windows主机进行了升级改造。针对小岩头水电站的原计算机监控系统现状，对本次上位机改造的必要性、设备选型、改造方案、系统调试等进行了详细阐述，为今后Windows监控系统的升级改造提供了借鑒。

关键词：水电站;计算机监控系统;Windows改造

1    概述

小岩头水电站总装机容量130 MW，安装有3台单机容量为43.33 MW的水轮发电机组。最高蓄水位1 281.00 m，死水位1 276.00 m，水库总库容341.2万m3，死库容136万m3，调节库容120万m3。该水电站设计保证出力为26.9 MW，设计多年平均发电量为5.39亿kWh，年利用小时数4 146 h。该水电站于2011年7月20日投入商业运行。

2    小岩头水电站计算机监控系统现状

小岩头水电站计算机监控系统上位机采用四方公司开发的监控软件Cyber Control，版本号为3.X，由3套机组LCU、公用LCU、开关站LCU、大坝LCU组成，其均通过以太网集中接入中心交换机，通过7台计算机监控系统实现对机组LCU、公用LCU、开关站LCU等监视控制、报警、通信装置的接入以及调度通信等。其改造前网络拓扑图如图1所示。

3    计算机监控系统改造的必要性

小岩头水电站计算机监控系统上位机于2011年投产运行，操作系统全部采用Windows XP操作系统，该操作系统微软公司已经停止漏洞更新及服务，存在较大安全隐患。同时，小岩头水电站从调试开始，计算机监控系统已经运行7年，部分主机老化，在操作过程中经常出现卡顿甚至死机的情况。

4    改造方案

4.1    方案设计

将小岩头水电站计算机监控系统上位机（大坝语音机1台、电站语音机1台、数据库服务器兼操作员站2台、调度通信机2台、厂内通信机1台）原Windows XP及UNIX操作系统计算机全部更换为新的浪潮服务器，安装Linux操作系统，后台Cyber Control 3.X升级至Cyber Control 5.X版本（系统安全性、稳定性、可靠性、易维护性进一步提升），将原工程文件恢复在新改造的Linux计算机上。

新增加2台独立操作员站，安装Linux操作系统，安装Cyber Control 5.X版本软件，将服务器与操作员站分开。改造后的监控系统网络拓扑图如图2所示。

4.2    上位机硬件设备选型

选型原则：硬件设备国产化;硬件配置超前当下主流配置3～5年;服务器的双电源、CPU配置高于其他主机，操作员站双屏配置，具体选型情况如表1所示。

5    系统调试

5.1    调试前准备

（1）相关设备全部到货。

（2）厂家技术人员到达现场。

（3）将新购计算机完成Linux操作系统安装。

（4）按照规划IP地址提前配置各计算机IP及计算机名。

（5）在新购置的计算机上完成北京四方Cyber Control最新的5.X版本监控程序安装。

（6）将原有计算机数据库、程序、画面、资料等全部拷贝到新装计算机中。

（7）在监控计算机房搭建新监控系统，与老系统物理隔离，不影响老监控系统的正常运行，保证新装上位机进行通信联调正常。

（8）改造方案获调度自动化科批准。

（9）根据调度中心批复的检修申请向自动化科申请封锁全站远动数据。

（10）向调度台申请上位机升级改造检修工作，申请开工。

（11）退出全厂AGC功能。

（12）做好原有计算机程序、画面、资料备份工作。

（13）做好相关设备安全措施，如将接入新系统测试LCU的“远方”切至“现地”位置，防止上位机误发命令。

5.2    调试歩骤

5.2.1    新监控系统搭建

将老监控系统上位机、各LCU、AGC装置、AVC装置与交换机A、交换机B的网线逐步拔下，将各LCU、AGC、AVC逐步接入新监控系统，完成新监控系统测试。

5.2.2    #1机组LCU离线测试试验

每个LCU顺序试验，以下以#1机组LCU为例，其他参照执行。

（1）检查#1机组LCU所有控制命令已复归，无指令开出后，将#1机组LCU把手打到“现地”位置。将调试LCU的所有开出控制的调速器、主阀、开关控制电源和动力电源退出。

（2）断开LCU柜的开出继电器电源，同时拔下开出继电器。

（3）将#1机组LCU接入新监控系统组网组成调试环境。

（4）核对上下位机测点，测点包括所有SOE、开入、开出、模拟量、温度量信号等。

（5）在无水条件下，测试和检查各流程接口的正确性，如停机到空转等操作。通过PLC模件和LCU程序监视开出是否正确，并用万用表检测开出点动作电压是否正常。每一个开出核对正常后，复归当前信号，再动作下一点开出测点。

5.2.3    #1机组LCU在线测试

（1）检查各LCU所有控制命令已复归，无指令开出后，其他接入新监控系统LCU切“现地”。调速器和主阀紧急停机按钮处专人把守，一旦出现异常立即按下紧停按钮。将1#机组LCU把手打到“远方”位置，合上LCU柜开出继电器电源，同时插上开出继电器。

（2）在新监控系统上实际测试开流程操作，验证控制的正确性并观察机组数据是否正确。

5.2.4    新监控系统与AGC测试试验

检验AGC装置与新监控系统主机通信是否满足要求，核对AGC装置与新监控系统上下行数据是否正确。

（1）检查各LCU所有控制命令已复归，无指令开出后，将各LCU切“现地”。

（2）将AGC装置接入新监控系统组网组成调试环境。

（3）检查AGC基础参数、运行参数、机组参数（对照AGC定值单）和功率计划定值是否合理，数据库设置是否无误;

（4）检查AGC功能运行正常，区域控制偏差（ACE）和频率刷新正常;

（5）从上位机召唤定值检查数据上下行正常。

（6）AGC功能投入闭锁条件检查：由现场试验人员用开环模拟更改条件的方法，在操作员工作站上进行模拟操作。

5.2.5    新监控系统与中调数据核对

（1）方法：封锁中调、地调远动数据后，将老监控系统与调度通信的调度数据网线、2M专线转接至新监控系统，与中调、地调核对远动数据（含遥调数据）。

（2）对两台新调度通信机进行配置，其通信IP地址和点表与老调度通信机保持一致。

（3）检查两台新调度通信机采集的所有数据均正确。

（4）检查确认新监控系统中调度通信机IEC104子站程序启动正常，与调度通信的端口能正常打开。

（5）申请与调度对点，并获得批准。

（6）与中调核对点表，遥信通过变位、遥测加量方式进行核对，核点顺序按原通信点表顺序进行。

（7）遥调、遥信、遥测数据正常。

（8）确认电站AGC处于开环运行状态，中调测试人员模拟下发AGC异常指令和正常指令各一条，核查AGC功能运行状态。

（9）切换主备远动通信机后，再次核对相关遥测、遥信、遥调信号。

5.2.6    PID调节测试

以#1机组PID调节测试为例：

（1）检查各LCU所有控制命令已复归，无指令开出后，将#2機组LCU、#3机组LCU、开关站LCU、公用LCU和坝区LCU切“现地”。向调度申请#1机组转热备用状态。调速器、励磁系统处安排专人值守，当功率控制不稳或波动过大时，及时调整，将有功功率、无功功率降至零。

（2）向调度申请#1机组并网试验。

（3）在新监控系统上实际测试#1机停机到发电，验证控制的正确性并观察机组数据是否正确。

（4）进行#1机组有功、无功调节，验证PID调节的正确性，并同步测试调节速率。

（5）在新监控系统上实际测试#1机发电到停机，验证控制的正确性并观察机组数据是否正确。

（6）若试验过程中非试验机组功率波动或出现系统低频震荡，应当立即采取措施，由操作人员根据相关要求进行操作。

（7）在#1机组有功、无功调节试验时，#1机组无功功率在-18～25 Mvar调整，每次调整量为5 Mvar，有功功率在0～43.3 MW调整，每次调整量为5 MW。

5.2.7    AGC闭环试验

（1）各机组LCU柜及调速器旁由专人监视，一旦发现异常立即将调速器切位手动运行。调令小岩头投入1、2、3号机AGC（成组）三台机同时参与调节。

（2）中调在EMS工作站上设置小岩头全厂出力基点值为140 MW。

（3）观察、记录小岩头对遥调指令的响应、跨越振动区和运行上/下限及上/下振动区遥测变化情况。

（4）中调在EMS工作站上设置小岩头全厂出力基点值为120 MW。

（5）观察、记录小岩头对遥调指令的响应、跨越振动区和运行上/下限及上/下振动区遥测变化情况。

（6）中调在EMS工作站上设置小岩头全厂出力基点值为90 MW。

（7）观察、记录小岩头对遥调指令的响应、跨越振动区和运行上/下限及上/下振动区遥测变化情况。

（8）开环试验负荷分配合理，且确认调度下发值正确，方可投入闭环运行。

5.2.8    试验完成

试验完成，新监控系统上线运行。

6    结语

小岩头水电站通过实施计算机监控系统升级改造工作，在提高监控系统稳定可靠性的同时，提高了电站网络安全风险防控水平，能有效防范黑客及恶意代码的侵入，为小岩头水电站电力监控系统的安全稳定运行提供了有力保障。

[参考文献]

[1] 谢云敏，宋海辉.水电站计算机监控技术[M].2版.北京：中国水利水电出版社，2014.

收稿日期：2020-02-07

作者简介：赵永兴（1985—），男，云南罗平人，工程师，从事水电站运行维护管理工作。