戈蘭灘水電站計算機監控系統改造設計

刀建明

1 原計算機監控系統簡介

戈蘭灘水電站為以發電為主的流域梯級電站，安裝3臺單機容量150 MW的混流式水輪發電機組，總裝機容量450 MW，多年平均發電量20.32億kW·h，對外采用2條220 kV線路接入云南電網500 kV變電站。電站在電力系統中同時擔負調峰及事故備用，電站運行受省電力調度控制中心調度并控制；3 臺機于2008年12月投產發電。

電站計算機監控系統按“無人值班、少人值守”設計，采用分層、分布式結構，由主控級和現地控制級2 級組成，2 級之間采用100 Mb 光纖單環工業以太網通信。計算機監控系統結構如圖1所示。

主控級設備布置于電站中央控制室，負責全廠設備監視與控制，并負責與省電力調度控制中心通訊；包括2臺主機服務器、2臺操作員工作站、1臺工程師工作站、2臺調度通信服務器、2臺廠內通信工作站、1 臺語音報警站、1 臺AGC/AVC 成組控制工作站、1套GPS對時裝置等。

現地控制級負責被控對象的執行過程控制，具有數據采集和處理、事故檢測和報警等功能；按機組、開關站、全廠公用系統和壩區系統（含壩上閘門、大壩滲漏排水、壩區用電），設置了6個現地控制單元（LCU），分別布置于各機組機盤旁、GIS 控制室、繼電保護室、壩頂控制室?，F地控制級人機接口采用觸摸屏或工控機；機組微機調速器及微機勵磁裝置、微機繼電保護及自動裝置、監測儀表等與相應機組現地控制單元采用RS485總線通信；機組輔助設備、全廠公用設備、廠用設備等分別采用可編程控制器（PLC），各自按其控制程序獨立控制。各輔機監控設備采用RS485總線通信接入現地控制單元。

2 原計算機監控系統存在的問題

隨著電力生產技術與計算機技術不斷發展，水電廠設備安全可靠性、自動化程度不斷提高，電網調度與控制要求相應改變，電站運行值班方式開始向“無人值班、遠程集控”模式轉變，原計算機監控系統已不能滿足相應監視和控制要求。

2.1 無“遠程集控”功能

原計算機監控系統無“遠程集控”功能，未配置相關的集控通訊設備，集控中心不能對電站設備進行遠程監視和控制，無法發揮流域梯級調度的優勢。

2.2 網絡可靠性不高

原計算機監控系統網絡采用100 Mb光纖單環工業以太網：

（1）帶寬容量小，隨著測點增多會出現擁塞引起傳輸數據延時。

（2）環路封閉不方便擴展、擴容。

（3）由于環線公用，一個結點發出的信息必須穿越環中所有的環路接口，穿越接口越多，傳輸效率越低，響應時間越長。

（4）當環線出現2 個節點故障時，2 個故障節點以下網絡全部脫網，影響對設備的監視和控制。

2.3 輔機通信質量差

機組輔助設備、全廠公用設備、廠用輔機均采用RS485 總線通信接入現地控制單元。RS485 通訊方式傳輸距離短、抗干擾能力差，在電流、磁場干擾下易發生通信中斷或數據不穩、誤碼等情況，導致計算機監控系統主控級無法監視、控制。如機組調速器油壓裝置、技術供水、頂蓋排水系統經常發生與機組LCU 通訊中斷無法采集到信息；廠區和廠房滲漏排水、廠房檢修排水、消力池排水、中低壓氣系統與公用LCU 通信，由于通信距離遠，數據穩定性更差，通道基本處于通信中斷狀態；大壩滲漏排水系統與壩區LCU 通信，自投運以來通道一直處于中斷狀態。

2.4 擴容難度大

現地控制單元雖采用分層、分布式結構，但由于現地控制單元PLC機架預留槽位、點位少，導致測點完善時擴容難度大，須請廠家到廠施工，維護成本高；監控系統上位機由于采用單環工業以太網，節點增加困難，擴容難度大。

2.5 主機監測點不全

“無人值守、遠程集控”要求電廠設備出現故障時能自動實現可靠地斷電、斷水、斷氣、斷油，做到將故障隔離在源頭、不擴大，要求計算機監控系統采集的數據必須齊全、準確，但原計算機監控系統監測點不全，無法完全滿足“無人值守、遠程集控”的要求，主要表現為：

（1）水輪機監測點不完善。水導軸承油位只有“油位異?！毙盘柦尤胗嬎銠C監控系統現地控制單元，無法區分具體是油位高或低，無法在線實時顯示油位； 24 個導葉剪斷銷信號匯總成一個總的“剪斷銷剪斷”信號至機組LCU，無法區分具體故障點，不利于快速處置。

（2）水輪機和發電機水機保護不滿足反事故措施要求。調速器油壓裝置事故低油壓保護、電氣115%過速保護、140%過速保護啟動源未按電力安全生產25項反事故措施要求進行三取二配置，容易出現誤動；推力、上導、下導、水導軸承軸瓦溫度保護為單一測點出口，曾出現誤動情況；主軸密封水中斷保護只判斷水量無壓力測點判斷；剪斷銷剪斷只發信號，未聯動停機和關閉進水快速事故閘門。

（3）發電機監測點不完善。發電機推力軸承、下導軸承、上導軸承，每個軸承只有1個“油位異?！毙盘柹纤蜋C組現地控制單元，不能區分油位高或低，無法在線實時顯示、監視油位狀態；發電機制動系統12個制動器也只有“制動閘投入”、“制動閘退出”總信號上送機組LCU，各制動閘無單獨的監測點，無法區分單個制動器投、退情況，不符合電力安全生產25項反事故措施要求。

2.6 輔機不滿足遠程監視和控制要求

（1）機組輔機調速器油壓裝置油泵、技術供水各閥門、頂蓋排水泵、補氣閥、漏油箱油泵無法實現遠方監視和控制，并且機組調速器油壓裝置缺少油壓、油位模擬量信號；（2）公用輔機檢修排水泵、廠房滲漏排水泵、廠區滲漏排水泵、廠房應急排水泵、消力池排水泵、中壓空壓機和低壓空壓機不能遠方監視和控制；（3）壩區進水口快速閘門、溢流表孔、泄洪沖沙底孔閘門油泵無法實現遠方實時監視控制；（4）廠房柴油發電機組、壩區柴油發電機組只能現地手動啟停。

2.7 增加電纜敷設困難

（1）如果新增測點采用敷設電纜方式接入現地控制單元，新增電纜敷設工作量大；（2）動力電纜、控制電纜、通信電纜敷設的電纜橋架、電纜豎井及穿墻孔、洞在電站建設期間已形成或安裝，后期增設困難；（3）進入盤柜的電纜孔洞在電站投產時已按防火要求進行了隔斷或封堵，電纜橋架安裝了蓋板，隔斷處安裝了阻火包，增敷電纜需拆卸蓋板或拆除阻火包并重新安裝或封堵。

3 計算機監控系統改造設計

3.1 改造設計原則

電站計算機監控系統改造原則確定為滿足“無人值班、遠程集控”，兼顧“自主可控”的安全要求。

（1）按“計算機監控系統結構簡單、擴容方便，網絡可靠性高，通訊質量好，敷設線纜少，主機監測點數據完善且準確，輔機設備全面實現遠程監視和控制”對計算機監控系統結構進行重新設計。

（2）按國家對網絡安全的要求，使用符合要求的安防設備替換老設備。

3.2 整體架構

整體架構仍采用分層、分布式結構，由站控級和現地控制級2 部分組成，二者之間采用1 000 Mb光纖雙星型工業以太網。

站控級（上位機）全部采用國產服務器。設置2臺主機服務器、2臺操作員服務器、2臺調度通信服務器、2臺集控通信服務器、1臺歷史服務器、1臺工程師服務器、1臺語音服務器、1臺廠內通信服務器、1臺廠內維護服務器、1套GPS對時裝置及相關的網絡設備等。

現地控制級包括3套機組LCU、1套開關站LCU、1套公用LCU、1套壩區LCU 和25套輔機LCU。各現地控制單元CPU按雙套配置、主/從方式工作，負責模擬量、開入量、溫度量、脈沖量、遙控、遙調等信號采集及處理。

計算機監控系統結構如圖2所示。

圖2 戈蘭灘水電站計算機監控系統改造后網絡結構

站控級主要完成廠內設備的全程監視及控制功能，并負責與省電網電力調度控制中心和電站集控中心的通訊，服務器和網絡設備全部布置在計算機室，中控室只布置顯示器。上位機具有數據采集與處理，運行監視、控制、調節與操作，記錄、報告、統計報表、歷史追憶、打印，運行參數計算，自動發電控制和自動電壓控制，通訊控制、系統自診斷和語音報警功能，可實現對電站全部設備的監視和控制。其中2臺集控通信服務器按照“網絡專用、安全分區、橫向隔離、縱向認證”的二次安全防護要求配置相應的二次安全防護設備，實現電站與“遠程集控”的通信。

現地級控制單元具有數據采集與處理、監視顯示、控制與調節、測量與信號處理、通訊、自診斷功能。機組現地控制單元監控對象包括水輪機及其相應的調速器、水輪機軸承油位監測系統、振動擺度監測系統及水輪機保護設備，發電機及其相應的勵磁系統、制動系統、定子繞組和鐵芯測量系統、各軸承油位監測系統、發電機出口斷路器及發電機保護設備；開關站LCU監控對象為220 kV GIS斷路器、隔離開關、接地刀閘母線PT、氣室壓力等一次設備，220 kV出線場電壓互感器、220 kV主變高壓側一次設備等；公用LCU 監控對象為廠房直流系統、10 kV 廠用電系統、400 V 廠用電系統；壩區LCU監控對象為10 kV壩用電系統、400 V壩用電系統；各輔機LCU和各閘門LCU單獨監控各輔機和各閘門。

現地級控制單元采用“先采集處理后小匯聚再大匯聚”處理方式，即現場采集數據先在各現地控制單元進行處理，再經小匯聚然后大匯聚的方式上傳至機組LCU、開關站LCU、公用LCU、壩區LCU，再上送計算監控系統上位機。

3.3 網絡通訊

鑒于光信號在傳輸過程中損耗小，數據傳輸穩定、通信可靠性高、傳輸距離遠，具有傳輸過程中不受電磁干擾，抗干擾能力強等優點，計算機監控系統整個網絡使用光纖傳輸。具體網絡通訊方式如下。

（1）從計算機監控系統站控級核心交換機分別敷設2 根光纜接入站控級控制單元的匯聚交換機，形成A、B網。

（2）站控級其他服務器使用網線與A、B 網核心交換機直接相接。

（3）各輔機LCU 使用雙路網線直接接入小匯聚交換機，然后從小匯聚交換機敷設2根光纜接入現地控制單元大匯聚交換機。具體是：①各機組調速器油壓裝置、技術供水、頂蓋排水，接入安裝在技術供水控制柜內的2臺1光6電小匯聚交換機，然后通過2根光纜接入機組現地控制單元內2光8電匯聚交換機匯聚后上送計算機監控系統上位機。②廠房滲漏排水、廠房檢修排水、中低壓氣系統接入安裝在檢修排水控制柜內的2臺2光8電小匯聚交換機，然后通過2根光纜接入公用LCU匯聚交換機匯聚后上送計算機監控系統上位機。③廠區滲漏排水和消力池滲漏排水系統分別通過2根光纜接入安裝在公用LCU柜內的2臺2光2電小匯聚交換機，然后通過雙路網線接入公用LCU柜匯聚交換機匯聚后上送計算機監控系統上位機。④壩區5扇表孔閘門通過雙路網線接入安裝在3號表孔控制柜內的2光8電小匯聚交換機，然后通過2根光纜接入壩區LCU匯聚交換機匯聚后上送計算機監控系統上位機。⑤壩區進水口閘門、2 扇泄洪沖沙底孔、大壩滲漏排水系統分別使用2根光纜接入安裝在壩區LCU柜內的4光4電小匯聚交換機，然后通過雙路網線接入壩區LCU匯聚交換機匯聚后上送計算機監控系統上位機。

3.4 主機測點完善

由于各主機、輔機現地控制單元自成1個現地控制單元，不存在將輔機信號接入主機LCU進行監視控制而占用主機LCU測點的情況，為主機監測點完善創造了條件。

水輪機監測點：（1）將水導軸承“油位高”和“油位低”、24個導葉剪斷銷各個信號全部上送機組LCU監視；（2）將調速器油壓裝置油壓、水導軸承油位模擬量信號分別上送計算機監控系統實時監視。

發電機測點完善：（1）將發電機推力軸承、下導軸承、上導軸承，每個軸承“油位高”、“油位低”6個信號，以及12個制動器各個“投入”、“退出”24 個信號全部上送計算機監控系統進行監視；（2）將推力軸承、下導軸承、上導軸承油位模擬量信號分別上送計算機監控系統實時監視。

水機保護優化：（1）調速器油壓裝置事故低油壓、電氣115%過速保護、140%過速保護啟動源按照三取二配置，提高可靠性、減少誤動；（2）推力、上導、下導、水導軸承軸瓦溫度保護優化為每一個軸承任意3 個測點同時溫度過高延時后停機；（3）優化主軸密封水中斷保護同時取水量、水壓、機組開機3個條件判斷；（4）新增同一臺機組任意3個剪斷銷剪斷聯動停機并關閉進水快速事故閘門。

3.5 輔機設備監控

按照水電站“無人值班、遠程集控”的要求，輔機設備全部新增遠方“啟動/停止”功能，現地模擬量、開關量、控制量信息全部接入上位機監視和控制。

3.6 線纜敷設

計算機監控系統結構改造后不需要從各現地控制單元再敷設電纜，只按照網絡通訊設計從各輔機控制單元敷設雙路網線或2根光纜至小匯聚交換機匯聚，然后再從小匯聚交換機敷設2根光纜接入對應機組LCU 或公用LCU、壩區LCU 匯聚交換機匯聚，實現把輔機所有的現地信號上送至計算機監控系統上位機進行監視和控制，敷設工作量大為減少、光纜數據傳輸效率高、可靠性高。

針對跨現地控制單元聯動的信號，在機組LCU與對應輔機LCU之間采用網絡MODBUS通信實現互取數據和控制。如機組LCU開機過程中通過下發控制令到技術供水LCU，技術供水LCU收到指令后進行相應隨機組啟停開啟或關閉技術供水。

4 應用情況

戈蘭灘水電站于2022年對電站計算機監控系統的上位機、現地控制單元進行了全面改造，增加了遠程集控功能、網絡雙星型布置，完善了主機監測點和輔機遠程控制功能，改造后設備投入運行穩定，取得了良好的預期效果，且為其推廣使用積累了寶貴經驗、奠定了基礎。