戈兰滩水电站计算机监控系统改造设计.pdf
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1、2023 年 第 42 卷 第 4 期DWRHE水利水电工程设计刀建明戈兰滩水电站计算机监控系统改造设计刀建明摘要为实现戈兰滩水电厂“无人值班、远程集控”,保证系统的实时性、安全性、可靠性要求,补充完善了机组信息采集点,增加了辅机设备运程监视、控制功能,将计算机监控系统单环结构改为双星型结构,各辅助设备控制单元通过就近逐层汇聚,以网络通信方式接入计算机监控系统。改造后系统运行状况良好。关键词水电站计算机监控改造中图分类号TP39文献标识码B文章编号1007-6980(2023)04-0037-041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
2、水轮发电机组,总装机容量450 MW,多年平均发电量20.32亿kWh,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
3、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RS
4、485总线通信接入现地控制单元。细实线为网线,粗实线为光纤图1戈兰滩水电站原计算机监控系统网络结构37水利水电工程设计DWRHE 2023 年 第 42 卷 第 4 期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
5、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
6、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
7、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
8、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
9、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
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