水电站集控中心计算机监控系统设计与实施

郭万森，杨春霞，吕海涛

（北京中水科水电科技开发有限公司，北京 100038）

在水电厂自动化、信息化高速发展的今天，数字化、智能化、智慧化成为水电计算机监控系统发展的核心目标，特别是多流域、多电站的集控中心，可以充分实现互联、互通、互动模式。水电站集控中心计算机监控系统具备统一存储、管理、整合、分析各电厂海量数据的能力，充分应用大数据、人工智能等新技术手段，形成具有数据分析和推理能力的智慧一体化平台，能够有效提取归纳业务要素，根据管理、运行、维护等不同应用需求提供交互界面。

1 总体设计

为了保障数据传输的安全性及各项功能部署的合理性，可以将水电站集控中心计算机监控系统分为实时区和非实时区，实时区包括的功能：数据采集、设备控制、运行监视，非实时区包括的功能：报表系统、仿真培训系统、WEB 发布系统、趋势分析系统等[1]。

实时区与非实时区之间、电站侧通道与接入交换机之间均部署防火墙隔离并配置相关安全策略。

交换机分为实时交换机、非实时交换机、接入交换机，其中接入交换机用于集控侧前置机与电站侧的通道连接，属于专用网络。考虑到网络冗余性，全网采用双网结构。

前置主机采用冗余配置，根据实际数据采集及电站数量情况，可部署多台前置服务器，实现互备模式，正常运行情况下，全部前置机均分采集任务，当其中一台服务器宕机后，按照权重第二台自动接替采集任务，整个过程无扰动切换，不会影响运行监视。

操作员站可根据实际运行需求，部署多台工作站，不同的操作员站控制不同电站，其中值长机可以监视控制所有电站。

操作账户可以分为维护、运行两个角色，维护账户进行系统配置及集成，运行账户进行监视及控制。

系统结构如图1 所示。

图1 集控中心系统结构图

2 硬件部署

现场设备安装之前，需要对安装人员进行相关技术培训及安全交底，并遵守相关电力标准及法规。

设备到达现场后，需要检查设备装箱清单及相关技术文件是否齐全，设备型号、规格数量应符合合同要求，备品备件、专用工具齐全，外观无损坏。满足GB/T 2887《电子计算机场地通用规范》的要求。

2.1 设备安装

现场安装的设备主要包括：不间断电源、盘柜、盘柜内设备、电缆的敷设及配线。

不间断电源设备的安装，应符合GB/T 14715《信息技术设备用不间断电源》的要求。电源装置对地绝缘电阻值应大于1 MΩ，针对冗余电源的服务器或其他设备，需要进行电源切换测试，确保每路电源均可正常工作。对于单电源设备，需要采用STS 自动切换装置的输出。总之，从UPS 馈线柜到每个盘柜至少3 路电源，其中2 路为独立互备电源，1 路为STS 自动切换装置输出的电源。

安装的盘柜框架及盘面应无变形，应符合GB 50171《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》的要求，盘柜之间接地母排与接地网应连接良好，采用截面积不小于50 mm2的接地电线或铜编织线与接地扁铁可靠连接。

盘柜内设备主要包括服务器设备及网络设备，安装前应检查盘柜设备托板数量是否齐全以及滑轮、支撑柱是否完好等。同一盘柜内两台服务器上下间距保持（1～2）U，以保持良好散热空间。对于部分网络设备，重量较大，除自身支架外，还需要配备额外的托板。设备与前后门之间预留足够空间。

电缆的敷设及配线，柜内强、弱电回路应分开走线，分层布置，交、直流回路分开走线布置并采用不同的电缆，以避免相互干扰。每根线芯标明电缆编号、回路号、端子号，字迹清晰不褪色。对于冗余网络的网线，在条件允许的情况下，采用不同颜色的线缆，或者采用不同颜色的接头保护套，方便后期调试。

2.2 系统组网

按照用途将网络分为实时网络、非实时网络、接入网络3 部分[2]。

实时网络连接的设备主要包括前置机服务器、操作员站、工程师站、历史数据服务器、实时交换机等，详细组网结构参考图1 实时交换机部分。

非实时网络连接的设备主要包括WEB 发布服务器、报表服务器、趋势分析服务器、非实时交换机等，详细组网结构参考图1 非实时交换机部分。

接入网络连接的设备主要包括前置机服务器的通信接口、与电站侧通信接口等，详细组网结构参考图1 接入交换机部分。

2.3 安全策略

整个网络涉及到两套防火墙装置，均需要配置完善的安全策略。

详细策略结构如图2 所示。

图2 安全策略结构图

在双机双网冗余情况下，存在多个网关地址，需要在前置机服务器上以命令行的方式配置静态路由表。

3 集成调试

在系统平台搭建完成并上电运行后，需要进行系统的集成调试工作，集成部分主要包括数据库集成和画面集成，调试部分主要包括离线调试和在线调试。

3.1 数据库集成

水电站集控中心数据库是整个计算机监控系统的核心部分，主要包括实时数据库、配置库、通信点表等。数据库结构一般采用对象化配置，以树状形式显示数据库的配置信息，包含设备对象配置、服务和进程配置、系统基础配置、数据库配置、网络总线配置、主机配置、日志服务配置、命令配置和权限管理配置等等[3]。

通信点表是集控侧与电站侧进行通信的数据点汇总，需要双方共同确认核对，主要包括以下4 部分：

（1）遥信：为开关量，主要包括断路器分闸/合闸、隔离开关分闸/合闸、机组状态、一般设备状态、保护信号、继电器动作状态等。

（2）遥测：为模拟量，主要包括机组有功功率、无功功率、机端电压、励磁电压、定子电流、转子电流、其他电气量等。

（3）遥调：为设定值命令，主要包括机组有功功率设定值、无功功率设定值、电压设定值等。

（4）遥控：为控制命令，主要包括机组开机命令、停机命令、一般设备控制命令、断路器分闸/合闸命令、隔离开关分闸/合闸命令等。

3.2 画面集成

运行监视画面是人机交互的枢纽，直接影响着日常的运行效率。

水电站集控中心运行画面集成遵循的原则如下[4]：

（1）全面性：集控系统不仅是各电厂监控系统中控层的延申，也是各电厂的集合，因此集控中心除包含各电厂原监控画面外，还应至少包含集控电厂一级画面、集控电厂二级画面、集控电厂综合画面。

（2）统一性：集控系统画面应遵循统一的颜色管理要求，按照统一的风格，由统一图元、线条、设备图案绘制形成，集控系统各电厂一级画面和二级画面应在统一要素布局的原则下，根据各电厂监控要素差异进行差异化绘制。

（3）便捷性：集控系统应遵循最多双击两次就可以找到所需要的监控要素的便携性要求，信号树最多设置三级，画面跳转最多只允许设置两层，画面各图元关联的测点均可通过右键快捷打开测点相关的信息、曲线等。

3.3 离线调试

离线调试的主要目的是确保所有的集成工作准确无误，为后续的在线联调做好充足准备。

离线调试方式一般采用背靠背方式，临时搭建电站侧系统，与集控中心建立临时通信通道，主要工作内容如下：

（1）物理通道：以超五类或六类网线，将电站侧仿真服务器连接至集控中心的接入交换机，按照设计规划的参数配置两侧的服务器，依次ping 对侧地址。

（2）数据报文：在集控中心和电站侧仿真服务器上分别运行IEC104 通信程序，各自检查后台通信报文，首次建立握手，随后产生U 帧I 帧报文，在从站侧模拟信号变位，在主站侧检查数据接收情况。

（3）四遥信号核对：遥信遥测为上送信号，需要在电站侧仿真服务器上逐一模拟信号变化，在集控中心逐一检查数据变化情况及事件；遥控遥调为命令下发，需要在集控中心操作员站上逐一下发相应命令，在电站侧仿真服务器上逐一检查命令接收情况。

3.4 在线调试

在离线调试完成并确保所有集成内容正确无误后，经集控中心、电站侧、电网调度三方同时允许的情况下进行在线调试，在线联调具备一定风险性，需提前做好安全防控工作，主要工作内容如下：

（1）准备工作：试验方案通过三方审核，参加联调的设备做好防护措施，由专人值守。

（2）实时数据：在集控中心操作员站人机界面上，逐一核对电站侧上送的实时数据。

（3）遥控命令：根据参加联调设备的实际运行情况，下发该设备的控制命令，在电站侧网关机检查命令接收情况，在现地检查设备执行情况，并做好相应记录。

（4）调节命令：根据参加联调设备（机组）的实际运行情况，下发该设备的调节命令（例如有功设定值），在电站侧网关机检查命令接收情况，在现地检查设备执行情况，并做好相应记录。

4 试运行

在所有测试全部完成后，还需要考验整个系统的运行稳定性，将系统功能逐步投入运行，并通过相关时间的验证，主要过程如下[5]：

（1）基本功能：7×24 h 长时间运行后，系统运行流畅，实时数据刷新及时有效，历史数据记录完整无遗漏，冗余切换无扰动等。

（2）部分厂站可控：鉴于安全性考虑，初期只对部分电站进行设备控制，其他电站限制控制权限，运行人员务必二次确认下发的控制命令，防止误操作。

（3）全部厂站可控：试运行后期，可逐步增加可控厂站的数量，最终实现全部厂站可控。

（4）高级功能：在系统功能、性能、四遥信号都经过试运行验证无误后，可进行高级功能的投入，如趋势分析系统、仿真培训系统等。

5 结语

水电站集控中心计算机监控系统的建设，是一项复杂的技术性工作，包括通信、网络安全、人机交互、数据分析等一系列领域内容。前期需要进行详细周密的设计，从硬件设备选型到软件各项功能，设备安装部署及组网，调试期间需要做大量的集成工作及测试。每一项工作的汇聚，都是为了更高效、更精确的管理水电站安全稳定运行。