遠程集控下水電廠監控自動化功能完善的思考

譚丕成，吳東磊

（1.五凌電力近尾洲水電廠，湖南 衡陽421127；2.河海大學能源與電氣學院，江蘇 南京211100）

0 引言

隨著我國水利事業的發展，建立了越來越多的水電廠，越來越多的大型機組投入運行，水電廠自動化運行就愈顯得關鍵。自動運行技術是水電廠安全經濟運行必不可少的技術手段。計算機監控技術在水電站自動化控制中的可靠性越來越高，從集中式現場自動控制向遠程自動化的飛躍，實現了系統的控制。遠程監控實現了水電廠監控與運維的獨立，這一方面提高了水電廠自動化、智能化水平，大大降低了維護人員的工作量，另一方面也在很大程度上降低了水電站的運行成本，使水電站的工作效率和綜合效益得到了大幅度提升[11]。遠程計算機集中控制作為計算機現場監控的延伸，已不再是一個技術問題。水電站實施“遠程集控、少人維護”是促進管理創新、提高安全生產管理水平的必然要求[7]。由于集控中心跨流域、多機型機組的全部接入，集控運行的風險也在加大[9]。隨著水電廠自動化的不斷推進，計算機監控技術的不斷發展，電廠也面臨著許多安全隱患，許多問題也日益突出，亟待解決。

目前遠程集控模式廣泛應用于水電廠，在帶來方便、快捷、高效的同時也存在一定安全隱患。國內外許多學者都對此展開了豐富的研究，并取得了許多成果。

文獻[5]主要闡述流域水電站遠程集控中心的主要功能，探討流域水電站遠程集控運行的主要策略，分析流域水電站遠程集控運行技術的重點，通過運用計算機監控技術、網絡通信技術，有效提高水電站監控的整體質量，提高水電站智能化調度的安全性，實現水電站的最大經濟效益和社會效益。文獻[6]根據某水電開發有限責任公司推進烏江流域梯級水電站群“遠程集控、少人維護”生產管控模式建設實施情況，介紹了實施措施，并對實施情況進行了分析。文獻[7]以某河建管局為例，立足現狀與存在問題，探討了遠程自動控制的必要性、可行性，提出了水利電力調度與遠程集控系統規劃思路、設計原則與解決方案。文獻[8]主要是介紹計算機監控系統的組成結構、軟件技術方面的內容以及計算機監控技術在水電廠的發展形式和在水電廠應用的情況。文獻[9]以某公司（紅水河）集控中心與其各受控廠站實際運行情況，詳細描述該集控中心在遠程集控運行中存在的風險及針對風險制定、實施的應對措施，使電網和受控廠站得以安全高效運行。文獻[10]主要從機構設置及人員分工、設備調度、發電調度、異常及事故調度和水庫調度5 個方面進行闡述，全面系統的介紹了水電遠程集控模式下生產調度管理工作。文獻[11]詳細介紹了鳳灘水電廠遠程集控系統總體結構，數據采集、操作控制權限、AGC/AVC 運行主備方式的實現及“虛擬廠站”調試試驗安全隔離措施等內容。文獻[12]主要闡述了某水電廠在遠程集控模式下，水電廠發生事故時，集控中心、電廠調度主管、運維人員三方的配合及事故處理的程序和主要注意事項。文獻[13]在廣泛調研目前國內水電智能化發展現狀，并結合某公司集控中心和各水電廠實際的基礎上，就流域梯級集控及水電廠智能化建設規劃提出了一些建議。文獻[14]綜合比較當前國內流域梯級電站遠程集控中心建設的經驗，對流域梯級電站遠程集控中心進行幾點思考，并提出建議措施，希望對建立流域梯級電站遠程集控中心運行模式，促進我國流域梯級電站的監控管理作出有益貢獻。

本文主要針對某電站進行的安全隱患排查作出具體的分析、研究，對電廠可能出現的故障和損壞作出經濟評估，重點對電廠監控自動化控制的完善進行深入思考，并給出幾點可行性方案和建議。

1 概況

五凌電力近尾洲水電廠位于湘江中游的衡陽、常寧、祁東三縣交界處，該水電廠為湘江干流十一個梯級開發方案中的第七級，安裝有3 臺奧地利ELIN公司燈泡貫流式水輪發電機，單機容量20 MW，2000 年12 月投產發電。機組采用ELIN 公司成套自動控制設備，2010 年，經過改造采用了國產計算機監控系統，更換了計算機主機和機組LCU 模塊及相應軟件，考慮成本問題，對原廠家的LCU 輸入、輸出回路未做改動，自動控制系統基本控制功能未做變動。2012 年，為進一步提升管理水平和經營效益，實現了遠程集控，機組的啟停及加減負荷操作、運行狀態監控主要由遠方值班人員完成，現場平時只保留了1 名運行人員。

圖1 電站概貌

2 故障分析

2019 年5 月，電廠在例行隱患排查、試驗分析時發現，模擬機組LCU CPU 電源故障，會導致機組所有輔機停運、水機保護不能正常動作等重要隱患。在隨后的排查分析中發現，機組LCU 采用單CPU設計，調速器油泵、軸承油泵、軸流風機等機組重要輔機啟動回路由LCU 輸出繼電器常開接點實現，水機保護動作后通過LCU 監控程序啟動事故停機流程。由于LCU 采用UPS 電源比較可靠，且CPU 一直穩定運行，導致該隱患長時間沒有被發現。

圖2 機組控制與監視

遠程集控模式下，電廠中控室一般沒有設置監控值班人員，僅保留1～2 個ON-CAll 人員，負責辦理工作票、組織操作和事故隔離、白天設備巡視及定期檢查報警信息等工作，晚上中控室基本無人值班。而在目前的技術條件下，還不能將具有硬接線的緊急停機按鈕布置到遠方中控室，即使遇到緊急情況，也只能由遠方值班人員，通過計算機監控系統遠程啟動緊急事故停機流程。可以想象，在上述隱患未及時處理的情況下，一旦機組在夜間運行過程中突然發生LCU CPU 故障，由遠程集控通過計算機監控系統來啟動停機流程，將由于機組LCU 不能正常運行，導致機組輔機長時間停運，可能發生軸承系統斷油燒損；機組調速器系統無油壓靠重錘關導葉；依靠逆功率保護動作跳發電機出口開關，機組長時間低速運行各部位溫度異常升高等情況，后果不堪設想。

圖3 水電站監控系統設備狀態

僅以該廠1 臺機組軸承系統需緊急修復為例，在不考慮鏡板損壞的情況下，緊急制做16 塊正、反推力瓦約需140 萬元，水導、發導瓦約需40 萬元，共180 萬元；完成更換處理約需30 d，按0.3 元/kW·h計算，汛期發電收入損失約432 萬元；更換軸承油約需30 萬元；檢修人工費約需20 萬元，估算下來約需842 萬元，可以說損失慘重。如果還造成其他設備的損壞，損失更大。

根據《水力發電廠計算機監控系統設計規范》，單機容量100 MW 的水輪發電機組現場控制單元LCU 應雙重化冗余配置[1]，依據《水電廠計算機監控系統基本技術條件》等規范，僅對計算機監控系統硬件、軟件和固件設計安全提出基本要求：有自檢能力，檢出故障時能自動報警；系統中任何地方單個元件的故障不應造成生產設備誤動[2-3]。很明顯，該電廠計算機監控系統設計滿足規范要求，但LCU CPU 故障后，導致全部輔機停運不滿足技術條件要求。然而，僅解決輔機不停運的問題并不能完全保障機組安全穩定運行。據分析，如果機組現地控制單元LCU CPU 故障期間，緊急通知人員到現場處理，需要一定時間，這個期間可能出現新的故障或人員誤操作，擴大影響；若同時出現水機保護故障，還是由于不能迅速安全可靠的停機，可能導致水輪發電機組等主設備損壞。

3 改進措施

（1）通過引用輔機動力回路接觸器的動作接點，引入控制回路并接在機組LCU 啟動回路接點上，做為自保持回路，然后在啟動回路串入LCU 停輔機繼電器的常閉接點，可以解決LCU CPU 故障后不影響輔機正常運行的問題。

（2）應用看門狗技術，加強LCU 自身故障的自檢，一旦出現不能正常運行的嚴重故障時，應能立即接通硬接線回路，跳開發電機出口開關和滅磁開關，啟動調速器緊急停機回路停機。

（3）增設1 套獨立于機組LCU 的水機保護，盡可能采集不同路由的油流、油壓、溫度、油位等信號，實現水機保護雙重化，提高水機保護動作的可靠性。

（4）對機組LCU 進行冗余配置，即采用主輔CPU 冗余運行、故障時無擾動自動切換，可以避免單套CPU 故障，導致整個機組LCU 無法正常運行的情況發生，也使緊急情況下遠程集控人員快速停機的可靠性大幅提高。

由于目前計算機及監控系統、自動化元件制造技術的進步及價格下調，實現上述措施已完全成為可能。以該廠為例，改造全廠計算機監控系統約需200 多萬元，每臺機增設1 套水機保護接點信號約需30 萬元。對比一次事故帶來的損失，完全可以接受。

4 結論

綜上所述，由于技術和管理的進步，產生了原來規范規程和設計過程中所沒有考慮到的一些問題，尤其是早期投產的小型水輪發電機組從節省成本的角度出發，采用功能配置較低的控制系統，安全隱患較明顯；結合實際情況和原有規范規程編寫的背景，從保護水輪發電機組主設備不受損害、提高遠程集控的可靠性角度出發，加強分析和風險辨識，及時發現隱患并積極應用監控及自動化新技術、新裝備，可行也顯得非常必要。