大源渡水电站计算机监控系统改造设计与技术分析

2020-02-28贺意飞

水电站机电技术 2020年1期

贺意飞

（湖南省水运建设投资集团有限公司，湖南长沙410004）

1 概况

大源渡水电站位于衡山和衡东两县交界处的湘江干流上，是由湖南湘江航运建设开发公司建设的国家重点工程，装机为4台30 MW的灯泡贯流式机组。1998年12月，首台机组并网发电，1999年10月，全部4台机组投入商业运行。计算机监控系统全部由奥地利ELIN公司提供。2008年，计算机监控系统做了局部改造，但由于最初设计与技术限制原因，系统还存在一些问题。

2 原监控系统结构介绍与分析

2.1 现地控制单元

机组LCU1～LCU4的CPU机架采用AK1703系列模件，CPU通过以太网与SAT公司的上位机SCALA6.3系统连接。早一代SK系列IO模件配置在AK1703机架中，与CPU协同工作。同时，CPU通过SIM-BUS总线与AM系列IO模件连接，进行数据交互。中压室I段、II段LCU采用TM1703系列模件，通过以太网与上位机连接。开关站I段、II段LCU，CPU机架采用AK1703 CPU，仅负责与上位机通信。该CPU通过SIM-BUS总线与3套AM系列模件连接，3套AM模件分别独立负责开关站I段、II段与近区的IO采集、逻辑运算。设置独立的LCU9，实现与全厂LCU通信，再将数据转发至LCU10。LCU10负责与调度通信，模拟屏开出和模出的驱动。

2.2 电站控制层

上位机采用冗余配置，互为热备用，兼做操作员站与历史数据存储站。安装操作系统为Windows XP，监控软件为SCALA系统。全厂网络为单环网结构。电站控制层与现地控制单元之间采用国际标准化开放系统规约IEC61870-4-104协议。系统结构图见图1。

2.3 原监控系统存在的主要问题

（1）经过近20年运行和多次局部改造，现地控制单元虽然实现了以太网通信，但是模件种类繁多，杂合了ELIN公司AM、SK、AK、TM 4代产品。LCU构架复杂，新CPU带老IO的设计模式，放大了SIM-BUS总线的瓶颈问题。由此带来的运行及维护风险随着时间推移不断提升。

（2）数据流设计繁琐。现地数据送至调度，先后需要经过LCU采集，经由以太环网发送至LCU9汇集，转发网关LCU10，最终通过LCU10的通信处理模件送出至调度。全过程有2个104主站、子站进程及1个101子站进程传递数据。繁琐的中间环节降低了上送数据的实时性，同时对于通信中断后的故障分析造成了诸多潜在问题点。

（3）上位机系统采用Windows操作系统，不满足电力系统二次安防的强制需求。监控软件SCALA为纯英文人机界面，对于运行维护人员友好性不足。

（4）环网架构提高了系统的可靠性，但随着技术的发展，双星型网络与双环网的普及，全系统的网络有优化提升的空间。

图1 系统结构图

2.4 原计算机监控系统改造的必要性

基于大源渡水电站计算机监控系统的硬件日益老化，产品类型繁杂，多次局部升级引入的不彻底等种种现状，利用最新的技术成果，建设新一代满足二次安防标准的计算机监控系统越发显得重要。与此同时，为适应企业生产与管理需要，在长沙设立联调中心，实现对大源渡水电站的远程监视与控制，也是计算机监控系统改造实施中需要增加的重要功能。

3 新监控系统改造设计

3.1 总体介绍

采用南瑞集团NC3.0计算机监控系统，按无人值班原则设计，选用开放式、分层分布的系统结构，主要分为3层：电站侧两层，分别为厂站集中监控层（即上位机系统）和现地监控层（即下位机系统），长沙联调中心侧一层，为联调集中监控层。3层协调完成电站的管理、控制、调节等任务。其中，上位机系统采用按模块化、结构化设计的、具有良好开放性和可移植性的面向大型电厂的NC2000 V3.0监控软件，主要完成全厂数据分析/处理/存储/查询、控制调节、AGC/AVC/EDC高级运算、调度/梯调通信、事故指导等功能。

3.2 现地监控层

机组LCU统一为AK1703系列PLC，取消原SIM总线，取消AM及SK模件，升级为双CPU双网。增加串口通信模件，用于增加与现地触摸屏、调速器系统、励磁系统等的通信数据交互。增加独立水机PLC，实现对重要事故停机信号的监控与紧急停机自启动。水机PLC也同步接入监控主网，运行人员可以监视信号，对异常停机进行事故分析。中压室LCU沿用TM系列模件，重构PLC代码，实现与新上位机系统的数据上下行功能。近区与开关站I段LCU合并为LCU5，统一为AK1703系列PLC，升级为双CPU双网。开关站II段LCU设置为LCU6，统一为AK1703系列PLC，升级为双CPU双网。合并原数据转发LCU9和调度通信LCU10功能，设置新LCU9，实现公用辅助系统设备控制、400 V备自投控制及模拟屏数显的驱动。调度通信功能从LCU转移至独立的2套调度通信机，实现了冗余功能。

改造完成后的现地监控层，各LCU功能清晰，减少了耦合度；取消了内部串行总线，数据采集和刷新速率提升；全部实现双网，增加了可靠性。

3.3 厂站侧集中监控层

采用基于Linux操作系统的全中文NC3.0应用软件。设置双主机，1台为主用机，负责与全厂LCU通过IEC61870-4-104协议进行通信。另外1台为热备用机，随时可以无扰动切换为主用机。设置一组独立冗余历史存储节点，对所有变位信号，模拟量信号、电气量信号，及运行人员操作动作、系统自诊断信息进行存储记录。设置并列调度通信服务器，建立与调度的双机双路数据传输通道。

全厂设计1套对时系统，同时接收GPS与北斗双路信号，提供NTP服务发布至监控双主网，给系统中的所有服务器和现地控制单元CPU提供对时功能，并提供B码输出用于保护系统。

3.4 联调侧集中监控层

采用基于Linux操作系统的全中文NC3.0应用软件。历史数据存储使用HP P6550磁盘阵列套件，为后续多电站、海量数据存储提供有效扩展空间。设置冗余联调通信服务器，用于与电站侧服务器对接，理论通信链路配置为4条，其中激活链路1条，其余3条为热备用，把通信中断导致联调对电站失去控制的风险降到最低。

设置“联调中心、电站”2种权限模式，只有将“全厂控制权切至联调中心”时，联调中心才具备对电厂的控制权。但是否具备对各个LCU的操作权，仍由各LCU操作权归属决定。联调中心与电站之间的通道发生故障、监控系统发生故障等原因引起远程联调失效时，全厂控制权和各LCU操作权则自动或者手动切换到电站。

3.5 二次安防设计实施

按照二次安防技术指导要求，全面加强系统防护。

（1）用于与PLC通信的主服务器和调度通信服务器均配置了加固操作系统。

（2）采用横向隔离、纵向加密的原则，电站侧监控系统配置防火墙，监控系统上送水情水调数据需要穿透防火墙的防护。电站侧与联调侧监控系统之间配置冗余纵向加密，传输数据数字加密，杜绝了通道上的窃听与篡改。

（3）服务器关闭无用端口，交换机配置接入MAC绑定策略，排除系统内部异常入侵。

4 新监控系统改造技术分析

计算机监控系统涉及到全厂设备，一是技术风险大，如有小疏漏将会造成机组非计划停运或其他重大意外事故。二是改造过渡过程必须结合检修计划，单套改造时间紧迫，整体改造周期长。改造实施前，经过充分调研，设计了新老系统并列运行而通信合并的特色过渡方式。

4.1 并列运行网络

对于改造的LCU，逐步从原监控系统环网中退出运行。因退出运行LCU的交换机作为原环网中的1个节点，一旦退出节点达到2个，将造成原环网功能的失效。于是设立替代耦合器，对接环网双侧光纤。该方案确保了原系统单网的可靠性无任何降低，同时新双星型网络另外重新建设，互不干扰。

4.2 新老系统的数据交互

因机组的电气量数据采集接入点及断路器位置信号在中压室LCU7，因此当单套机组LCU改造完成后，新LCU必须从老系统LCU7读取数据，以保障机组数据状态的完整性。综合考虑了多种实施可能性后，最终采用如下方案：建立1套桥接CPU作为过渡节点，该CPU一路网口连接新监控系统，作为系统中的一个节点；一路网口连接老监控系统，也作为系统中的一个节点。如图2所示，第一步，桥接CPU作为104主站，获取老系统LCU7子站上送的数据。第二步，桥接CPU内部把收到的数据转换为104子站数据，送至新监控系统MAIN服务器。第三步，MAIN服务器利用和机组LCU的已有104通信，用遥控遥调模式，把数据下载至机组LCU。

图2 老系统向新系统通信

与此同时，新改造的机组LCU信号还需要通过原监控系统通道送至调度。如图3所示，第一步，MAIN服务器把调度需要的数据，通过与桥接CPU已建立的104通信，采用遥控遥调方式下载至桥接CPU。第二步，通过桥接CPU与老系统已建立的104通信，采用遥控遥调方式把数据流传输至LCU9。此时，分析截取原LCU9中对应机组LCU的数据编码地址，把桥接CPU转发来的数据依然写入原地址中，则完成新系统数据替换工作。对于真实与调度建立通信的LCU10，则感受不到任何配置上的变化，无需修改与调度关联的参数，真正做到了数据平滑过渡。

图3 新系统向老系统通信

利用以上方式，在实际逐套LCU的改造中，数据交互分段进行替代。对于调度与运行人员，减少了改造带来的影响。

5 目前监控系统存在的问题

通过升级改造，大源渡水电站计算机监控系统的性能和稳定性大大提高，但是由于各种原因，目前监控系统依然存在几个问题，要特别引起运行、维护人员的重视。

（1）现有二次安防的设备，随着安全防护标准的不断提升，不能完全满足其最高标准。比如，缺少入侵检测设备，对于来自系统内部的入侵，只能通过封闭端口、网口等物理措施，阻断入侵，但无法记录、跟踪入侵点、入侵行为和入侵时间，进而无法评估和反馈全系统的安全性。缺少日志审计设备，对分散在全系统中各型号装置的日志文件，缺乏集中管理与分析。

（2）电站侧集中监控层和联调侧集中监控层，暂时只考虑了计算机监控系统的接入。随着智能水电厂的技术进步与标准发展，水电站使用统一数据平台已经初显趋势。统一数据平台涵盖监控、水情水调、振动振摆、状态检测、趋势分析、工业视频、环动监测、安全警告等多专业，连接了之前分散的数据孤岛，为大数据智能分析提供了数据基础。把现有的集中监控层发展为统一数据平台是下一步可以考虑的方向。

（3）现地监控层LCU数据耦合度依然很高。受制于建站初期二次布线的约束，不同LCU之间数据交互依然非常复杂，导致某单套关键LCU停运至少会影响关联LCU的数据正常运算。多点对多点的网状数据流传输模型，也给后续维护和PLC代码完善增加了难度。

（4）模拟屏驱动模式陈旧。为适应现有模拟屏，此次改造配置了造价高昂的PLC模件，而主流模拟屏早已摒弃传统二次回路驱动，改用串口通信驱动，更优秀的产品则采用网络通信方式。模拟屏本身也逐步被大屏幕所替代。因建站初期设计的模拟屏包含手动同期回路，导致其迟迟不能升级换代，成为了限制计算机监控系统进一步智能化的一个瓶颈。