远程集控下水电厂监控自动化功能完善的思考

谭丕成，吴东磊

（1.五凌电力近尾洲水电厂，湖南 衡阳421127；2.河海大学能源与电气学院，江苏 南京211100）

0 引言

随着我国水利事业的发展，建立了越来越多的水电厂，越来越多的大型机组投入运行，水电厂自动化运行就愈显得关键。自动运行技术是水电厂安全经济运行必不可少的技术手段。计算机监控技术在水电站自动化控制中的可靠性越来越高，从集中式现场自动控制向远程自动化的飞跃，实现了系统的控制。远程监控实现了水电厂监控与运维的独立，这一方面提高了水电厂自动化、智能化水平，大大降低了维护人员的工作量，另一方面也在很大程度上降低了水电站的运行成本，使水电站的工作效率和综合效益得到了大幅度提升[11]。远程计算机集中控制作为计算机现场监控的延伸，已不再是一个技术问题。水电站实施“远程集控、少人维护”是促进管理创新、提高安全生产管理水平的必然要求[7]。由于集控中心跨流域、多机型机组的全部接入，集控运行的风险也在加大[9]。随着水电厂自动化的不断推进，计算机监控技术的不断发展，电厂也面临着许多安全隐患，许多问题也日益突出，亟待解决。

目前远程集控模式广泛应用于水电厂，在带来方便、快捷、高效的同时也存在一定安全隐患。国内外许多学者都对此展开了丰富的研究，并取得了许多成果。

文献[5]主要阐述流域水电站远程集控中心的主要功能，探讨流域水电站远程集控运行的主要策略，分析流域水电站远程集控运行技术的重点，通过运用计算机监控技术、网络通信技术，有效提高水电站监控的整体质量，提高水电站智能化调度的安全性，实现水电站的最大经济效益和社会效益。文献[6]根据某水电开发有限责任公司推进乌江流域梯级水电站群“远程集控、少人维护”生产管控模式建设实施情况，介绍了实施措施，并对实施情况进行了分析。文献[7]以某河建管局为例，立足现状与存在问题，探讨了远程自动控制的必要性、可行性，提出了水利电力调度与远程集控系统规划思路、设计原则与解决方案。文献[8]主要是介绍计算机监控系统的组成结构、软件技术方面的内容以及计算机监控技术在水电厂的发展形式和在水电厂应用的情况。文献[9]以某公司（红水河）集控中心与其各受控厂站实际运行情况，详细描述该集控中心在远程集控运行中存在的风险及针对风险制定、实施的应对措施，使电网和受控厂站得以安全高效运行。文献[10]主要从机构设置及人员分工、设备调度、发电调度、异常及事故调度和水库调度5 个方面进行阐述，全面系统的介绍了水电远程集控模式下生产调度管理工作。文献[11]详细介绍了凤滩水电厂远程集控系统总体结构，数据采集、操作控制权限、AGC/AVC 运行主备方式的实现及“虚拟厂站”调试试验安全隔离措施等内容。文献[12]主要阐述了某水电厂在远程集控模式下，水电厂发生事故时，集控中心、电厂调度主管、运维人员三方的配合及事故处理的程序和主要注意事项。文献[13]在广泛调研目前国内水电智能化发展现状，并结合某公司集控中心和各水电厂实际的基础上，就流域梯级集控及水电厂智能化建设规划提出了一些建议。文献[14]综合比较当前国内流域梯级电站远程集控中心建设的经验，对流域梯级电站远程集控中心进行几点思考，并提出建议措施，希望对建立流域梯级电站远程集控中心运行模式，促进我国流域梯级电站的监控管理作出有益贡献。

本文主要针对某电站进行的安全隐患排查作出具体的分析、研究，对电厂可能出现的故障和损坏作出经济评估，重点对电厂监控自动化控制的完善进行深入思考，并给出几点可行性方案和建议。

1 概况

五凌电力近尾洲水电厂位于湘江中游的衡阳、常宁、祁东三县交界处，该水电厂为湘江干流十一个梯级开发方案中的第七级，安装有3 台奥地利ELIN公司灯泡贯流式水轮发电机，单机容量20 MW，2000 年12 月投产发电。机组采用ELIN 公司成套自动控制设备，2010 年，经过改造采用了国产计算机监控系统，更换了计算机主机和机组LCU 模块及相应软件，考虑成本问题，对原厂家的LCU 输入、输出回路未做改动，自动控制系统基本控制功能未做变动。2012 年，为进一步提升管理水平和经营效益，实现了远程集控，机组的启停及加减负荷操作、运行状态监控主要由远方值班人员完成，现场平时只保留了1 名运行人员。

图1 电站概貌

2 故障分析

2019 年5 月，电厂在例行隐患排查、试验分析时发现，模拟机组LCU CPU 电源故障，会导致机组所有辅机停运、水机保护不能正常动作等重要隐患。在随后的排查分析中发现，机组LCU 采用单CPU设计，调速器油泵、轴承油泵、轴流风机等机组重要辅机启动回路由LCU 输出继电器常开接点实现，水机保护动作后通过LCU 监控程序启动事故停机流程。由于LCU 采用UPS 电源比较可靠，且CPU 一直稳定运行，导致该隐患长时间没有被发现。

图2 机组控制与监视

远程集控模式下，电厂中控室一般没有设置监控值班人员，仅保留1～2 个ON-CAll 人员，负责办理工作票、组织操作和事故隔离、白天设备巡视及定期检查报警信息等工作，晚上中控室基本无人值班。而在目前的技术条件下，还不能将具有硬接线的紧急停机按钮布置到远方中控室，即使遇到紧急情况，也只能由远方值班人员，通过计算机监控系统远程启动紧急事故停机流程。可以想象，在上述隐患未及时处理的情况下，一旦机组在夜间运行过程中突然发生LCU CPU 故障，由远程集控通过计算机监控系统来启动停机流程，将由于机组LCU 不能正常运行，导致机组辅机长时间停运，可能发生轴承系统断油烧损；机组调速器系统无油压靠重锤关导叶；依靠逆功率保护动作跳发电机出口开关，机组长时间低速运行各部位温度异常升高等情况，后果不堪设想。

图3 水电站监控系统设备状态

仅以该厂1 台机组轴承系统需紧急修复为例，在不考虑镜板损坏的情况下，紧急制做16 块正、反推力瓦约需140 万元，水导、发导瓦约需40 万元，共180 万元；完成更换处理约需30 d，按0.3 元/kW·h计算，汛期发电收入损失约432 万元；更换轴承油约需30 万元；检修人工费约需20 万元，估算下来约需842 万元，可以说损失惨重。如果还造成其他设备的损坏，损失更大。

根据《水力发电厂计算机监控系统设计规范》，单机容量100 MW 的水轮发电机组现场控制单元LCU 应双重化冗余配置[1]，依据《水电厂计算机监控系统基本技术条件》等规范，仅对计算机监控系统硬件、软件和固件设计安全提出基本要求：有自检能力，检出故障时能自动报警；系统中任何地方单个元件的故障不应造成生产设备误动[2-3]。很明显，该电厂计算机监控系统设计满足规范要求，但LCU CPU 故障后，导致全部辅机停运不满足技术条件要求。然而，仅解决辅机不停运的问题并不能完全保障机组安全稳定运行。据分析，如果机组现地控制单元LCU CPU 故障期间，紧急通知人员到现场处理，需要一定时间，这个期间可能出现新的故障或人员误操作，扩大影响；若同时出现水机保护故障，还是由于不能迅速安全可靠的停机，可能导致水轮发电机组等主设备损坏。

3 改进措施

（1）通过引用辅机动力回路接触器的动作接点，引入控制回路并接在机组LCU 启动回路接点上，做为自保持回路，然后在启动回路串入LCU 停辅机继电器的常闭接点，可以解决LCU CPU 故障后不影响辅机正常运行的问题。

（2）应用看门狗技术，加强LCU 自身故障的自检，一旦出现不能正常运行的严重故障时，应能立即接通硬接线回路，跳开发电机出口开关和灭磁开关，启动调速器紧急停机回路停机。

（3）增设1 套独立于机组LCU 的水机保护，尽可能采集不同路由的油流、油压、温度、油位等信号，实现水机保护双重化，提高水机保护动作的可靠性。

（4）对机组LCU 进行冗余配置，即采用主辅CPU 冗余运行、故障时无扰动自动切换，可以避免单套CPU 故障，导致整个机组LCU 无法正常运行的情况发生，也使紧急情况下远程集控人员快速停机的可靠性大幅提高。

由于目前计算机及监控系统、自动化元件制造技术的进步及价格下调，实现上述措施已完全成为可能。以该厂为例，改造全厂计算机监控系统约需200 多万元，每台机增设1 套水机保护接点信号约需30 万元。对比一次事故带来的损失，完全可以接受。

4 结论

综上所述，由于技术和管理的进步，产生了原来规范规程和设计过程中所没有考虑到的一些问题，尤其是早期投产的小型水轮发电机组从节省成本的角度出发，采用功能配置较低的控制系统，安全隐患较明显；结合实际情况和原有规范规程编写的背景，从保护水轮发电机组主设备不受损害、提高远程集控的可靠性角度出发，加强分析和风险辨识，及时发现隐患并积极应用监控及自动化新技术、新装备，可行也显得非常必要。