戈兰滩水电站计算机监控系统改造设计

刀建明

1 原计算机监控系统简介

戈兰滩水电站为以发电为主的流域梯级电站，安装3台单机容量150 MW的混流式水轮发电机组，总装机容量450 MW，多年平均发电量20.32亿kW·h，对外采用2条220 kV线路接入云南电网500 kV变电站。电站在电力系统中同时担负调峰及事故备用，电站运行受省电力调度控制中心调度并控制；3 台机于2008年12月投产发电。

电站计算机监控系统按“无人值班、少人值守”设计，采用分层、分布式结构，由主控级和现地控制级2 级组成，2 级之间采用100 Mb 光纤单环工业以太网通信。计算机监控系统结构如图1所示。

主控级设备布置于电站中央控制室，负责全厂设备监视与控制，并负责与省电力调度控制中心通讯；包括2台主机服务器、2台操作员工作站、1台工程师工作站、2台调度通信服务器、2台厂内通信工作站、1 台语音报警站、1 台AGC/AVC 成组控制工作站、1套GPS对时装置等。

现地控制级负责被控对象的执行过程控制，具有数据采集和处理、事故检测和报警等功能；按机组、开关站、全厂公用系统和坝区系统（含坝上闸门、大坝渗漏排水、坝区用电），设置了6个现地控制单元（LCU），分别布置于各机组机盘旁、GIS 控制室、继电保护室、坝顶控制室。现地控制级人机接口采用触摸屏或工控机；机组微机调速器及微机励磁装置、微机继电保护及自动装置、监测仪表等与相应机组现地控制单元采用RS485总线通信；机组辅助设备、全厂公用设备、厂用设备等分别采用可编程控制器（PLC），各自按其控制程序独立控制。各辅机监控设备采用RS485总线通信接入现地控制单元。

2 原计算机监控系统存在的问题

随着电力生产技术与计算机技术不断发展，水电厂设备安全可靠性、自动化程度不断提高，电网调度与控制要求相应改变，电站运行值班方式开始向“无人值班、远程集控”模式转变，原计算机监控系统已不能满足相应监视和控制要求。

2.1 无“远程集控”功能

原计算机监控系统无“远程集控”功能，未配置相关的集控通讯设备，集控中心不能对电站设备进行远程监视和控制，无法发挥流域梯级调度的优势。

2.2 网络可靠性不高

原计算机监控系统网络采用100 Mb光纤单环工业以太网：

（1）带宽容量小，随着测点增多会出现拥塞引起传输数据延时。

（2）环路封闭不方便扩展、扩容。

（3）由于环线公用，一个结点发出的信息必须穿越环中所有的环路接口，穿越接口越多，传输效率越低，响应时间越长。

（4）当环线出现2 个节点故障时，2 个故障节点以下网络全部脱网，影响对设备的监视和控制。

2.3 辅机通信质量差

机组辅助设备、全厂公用设备、厂用辅机均采用RS485 总线通信接入现地控制单元。RS485 通讯方式传输距离短、抗干扰能力差，在电流、磁场干扰下易发生通信中断或数据不稳、误码等情况，导致计算机监控系统主控级无法监视、控制。如机组调速器油压装置、技术供水、顶盖排水系统经常发生与机组LCU 通讯中断无法采集到信息；厂区和厂房渗漏排水、厂房检修排水、消力池排水、中低压气系统与公用LCU 通信，由于通信距离远，数据稳定性更差，通道基本处于通信中断状态；大坝渗漏排水系统与坝区LCU 通信，自投运以来通道一直处于中断状态。

2.4 扩容难度大

现地控制单元虽采用分层、分布式结构，但由于现地控制单元PLC机架预留槽位、点位少，导致测点完善时扩容难度大，须请厂家到厂施工，维护成本高；监控系统上位机由于采用单环工业以太网，节点增加困难，扩容难度大。

2.5 主机监测点不全

“无人值守、远程集控”要求电厂设备出现故障时能自动实现可靠地断电、断水、断气、断油，做到将故障隔离在源头、不扩大，要求计算机监控系统采集的数据必须齐全、准确，但原计算机监控系统监测点不全，无法完全满足“无人值守、远程集控”的要求，主要表现为：

（1）水轮机监测点不完善。水导轴承油位只有“油位异常”信号接入计算机监控系统现地控制单元，无法区分具体是油位高或低，无法在线实时显示油位； 24 个导叶剪断销信号汇总成一个总的“剪断销剪断”信号至机组LCU，无法区分具体故障点，不利于快速处置。

（2）水轮机和发电机水机保护不满足反事故措施要求。调速器油压装置事故低油压保护、电气115%过速保护、140%过速保护启动源未按电力安全生产25项反事故措施要求进行三取二配置，容易出现误动；推力、上导、下导、水导轴承轴瓦温度保护为单一测点出口，曾出现误动情况；主轴密封水中断保护只判断水量无压力测点判断；剪断销剪断只发信号，未联动停机和关闭进水快速事故闸门。

（3）发电机监测点不完善。发电机推力轴承、下导轴承、上导轴承，每个轴承只有1个“油位异常”信号上送机组现地控制单元，不能区分油位高或低，无法在线实时显示、监视油位状态；发电机制动系统12个制动器也只有“制动闸投入”、“制动闸退出”总信号上送机组LCU，各制动闸无单独的监测点，无法区分单个制动器投、退情况，不符合电力安全生产25项反事故措施要求。

2.6 辅机不满足远程监视和控制要求

（1）机组辅机调速器油压装置油泵、技术供水各阀门、顶盖排水泵、补气阀、漏油箱油泵无法实现远方监视和控制，并且机组调速器油压装置缺少油压、油位模拟量信号；（2）公用辅机检修排水泵、厂房渗漏排水泵、厂区渗漏排水泵、厂房应急排水泵、消力池排水泵、中压空压机和低压空压机不能远方监视和控制；（3）坝区进水口快速闸门、溢流表孔、泄洪冲沙底孔闸门油泵无法实现远方实时监视控制；（4）厂房柴油发电机组、坝区柴油发电机组只能现地手动启停。

2.7 增加电缆敷设困难

（1）如果新增测点采用敷设电缆方式接入现地控制单元，新增电缆敷设工作量大；（2）动力电缆、控制电缆、通信电缆敷设的电缆桥架、电缆竖井及穿墙孔、洞在电站建设期间已形成或安装，后期增设困难；（3）进入盘柜的电缆孔洞在电站投产时已按防火要求进行了隔断或封堵，电缆桥架安装了盖板，隔断处安装了阻火包，增敷电缆需拆卸盖板或拆除阻火包并重新安装或封堵。

3 计算机监控系统改造设计

3.1 改造设计原则

电站计算机监控系统改造原则确定为满足“无人值班、远程集控”，兼顾“自主可控”的安全要求。

（1）按“计算机监控系统结构简单、扩容方便，网络可靠性高，通讯质量好，敷设线缆少，主机监测点数据完善且准确，辅机设备全面实现远程监视和控制”对计算机监控系统结构进行重新设计。

（2）按国家对网络安全的要求，使用符合要求的安防设备替换老设备。

3.2 整体架构

整体架构仍采用分层、分布式结构，由站控级和现地控制级2 部分组成，二者之间采用1 000 Mb光纤双星型工业以太网。

站控级（上位机）全部采用国产服务器。设置2台主机服务器、2台操作员服务器、2台调度通信服务器、2台集控通信服务器、1台历史服务器、1台工程师服务器、1台语音服务器、1台厂内通信服务器、1台厂内维护服务器、1套GPS对时装置及相关的网络设备等。

现地控制级包括3套机组LCU、1套开关站LCU、1套公用LCU、1套坝区LCU 和25套辅机LCU。各现地控制单元CPU按双套配置、主/从方式工作，负责模拟量、开入量、温度量、脉冲量、遥控、遥调等信号采集及处理。

计算机监控系统结构如图2所示。

图2 戈兰滩水电站计算机监控系统改造后网络结构

站控级主要完成厂内设备的全程监视及控制功能，并负责与省电网电力调度控制中心和电站集控中心的通讯，服务器和网络设备全部布置在计算机室，中控室只布置显示器。上位机具有数据采集与处理，运行监视、控制、调节与操作，记录、报告、统计报表、历史追忆、打印，运行参数计算，自动发电控制和自动电压控制，通讯控制、系统自诊断和语音报警功能，可实现对电站全部设备的监视和控制。其中2台集控通信服务器按照“网络专用、安全分区、横向隔离、纵向认证”的二次安全防护要求配置相应的二次安全防护设备，实现电站与“远程集控”的通信。

现地级控制单元具有数据采集与处理、监视显示、控制与调节、测量与信号处理、通讯、自诊断功能。机组现地控制单元监控对象包括水轮机及其相应的调速器、水轮机轴承油位监测系统、振动摆度监测系统及水轮机保护设备，发电机及其相应的励磁系统、制动系统、定子绕组和铁芯测量系统、各轴承油位监测系统、发电机出口断路器及发电机保护设备；开关站LCU监控对象为220 kV GIS断路器、隔离开关、接地刀闸母线PT、气室压力等一次设备，220 kV出线场电压互感器、220 kV主变高压侧一次设备等；公用LCU 监控对象为厂房直流系统、10 kV 厂用电系统、400 V 厂用电系统；坝区LCU监控对象为10 kV坝用电系统、400 V坝用电系统；各辅机LCU和各闸门LCU单独监控各辅机和各闸门。

现地级控制单元采用“先采集处理后小汇聚再大汇聚”处理方式，即现场采集数据先在各现地控制单元进行处理，再经小汇聚然后大汇聚的方式上传至机组LCU、开关站LCU、公用LCU、坝区LCU，再上送计算监控系统上位机。

3.3 网络通讯

鉴于光信号在传输过程中损耗小，数据传输稳定、通信可靠性高、传输距离远，具有传输过程中不受电磁干扰，抗干扰能力强等优点，计算机监控系统整个网络使用光纤传输。具体网络通讯方式如下。

（1）从计算机监控系统站控级核心交换机分别敷设2 根光缆接入站控级控制单元的汇聚交换机，形成A、B网。

（2）站控级其他服务器使用网线与A、B 网核心交换机直接相接。

（3）各辅机LCU 使用双路网线直接接入小汇聚交换机，然后从小汇聚交换机敷设2根光缆接入现地控制单元大汇聚交换机。具体是：①各机组调速器油压装置、技术供水、顶盖排水，接入安装在技术供水控制柜内的2台1光6电小汇聚交换机，然后通过2根光缆接入机组现地控制单元内2光8电汇聚交换机汇聚后上送计算机监控系统上位机。②厂房渗漏排水、厂房检修排水、中低压气系统接入安装在检修排水控制柜内的2台2光8电小汇聚交换机，然后通过2根光缆接入公用LCU汇聚交换机汇聚后上送计算机监控系统上位机。③厂区渗漏排水和消力池渗漏排水系统分别通过2根光缆接入安装在公用LCU柜内的2台2光2电小汇聚交换机，然后通过双路网线接入公用LCU柜汇聚交换机汇聚后上送计算机监控系统上位机。④坝区5扇表孔闸门通过双路网线接入安装在3号表孔控制柜内的2光8电小汇聚交换机，然后通过2根光缆接入坝区LCU汇聚交换机汇聚后上送计算机监控系统上位机。⑤坝区进水口闸门、2 扇泄洪冲沙底孔、大坝渗漏排水系统分别使用2根光缆接入安装在坝区LCU柜内的4光4电小汇聚交换机，然后通过双路网线接入坝区LCU汇聚交换机汇聚后上送计算机监控系统上位机。

3.4 主机测点完善

由于各主机、辅机现地控制单元自成1个现地控制单元，不存在将辅机信号接入主机LCU进行监视控制而占用主机LCU测点的情况，为主机监测点完善创造了条件。

水轮机监测点：（1）将水导轴承“油位高”和“油位低”、24个导叶剪断销各个信号全部上送机组LCU监视；（2）将调速器油压装置油压、水导轴承油位模拟量信号分别上送计算机监控系统实时监视。

发电机测点完善：（1）将发电机推力轴承、下导轴承、上导轴承，每个轴承“油位高”、“油位低”6个信号，以及12个制动器各个“投入”、“退出”24 个信号全部上送计算机监控系统进行监视；（2）将推力轴承、下导轴承、上导轴承油位模拟量信号分别上送计算机监控系统实时监视。

水机保护优化：（1）调速器油压装置事故低油压、电气115%过速保护、140%过速保护启动源按照三取二配置，提高可靠性、减少误动；（2）推力、上导、下导、水导轴承轴瓦温度保护优化为每一个轴承任意3 个测点同时温度过高延时后停机；（3）优化主轴密封水中断保护同时取水量、水压、机组开机3个条件判断；（4）新增同一台机组任意3个剪断销剪断联动停机并关闭进水快速事故闸门。

3.5 辅机设备监控

按照水电站“无人值班、远程集控”的要求，辅机设备全部新增远方“启动/停止”功能，现地模拟量、开关量、控制量信息全部接入上位机监视和控制。

3.6 线缆敷设

计算机监控系统结构改造后不需要从各现地控制单元再敷设电缆，只按照网络通讯设计从各辅机控制单元敷设双路网线或2根光缆至小汇聚交换机汇聚，然后再从小汇聚交换机敷设2根光缆接入对应机组LCU 或公用LCU、坝区LCU 汇聚交换机汇聚，实现把辅机所有的现地信号上送至计算机监控系统上位机进行监视和控制，敷设工作量大为减少、光缆数据传输效率高、可靠性高。

针对跨现地控制单元联动的信号，在机组LCU与对应辅机LCU之间采用网络MODBUS通信实现互取数据和控制。如机组LCU开机过程中通过下发控制令到技术供水LCU，技术供水LCU收到指令后进行相应随机组启停开启或关闭技术供水。

4 应用情况

戈兰滩水电站于2022年对电站计算机监控系统的上位机、现地控制单元进行了全面改造，增加了远程集控功能、网络双星型布置，完善了主机监测点和辅机远程控制功能，改造后设备投入运行稳定，取得了良好的预期效果，且为其推广使用积累了宝贵经验、奠定了基础。