黄河万家寨水电站位于黄河北干流托克托至龙口河段峡谷内，总装机容量1080MW，由6台单机容量为180MW的水轮发电机组成。1998年12月，第1台机组投入运行，截至2000年年底，其余5台机组全部投入运行。

1998年，黄河万家寨水电站计算机监控系统上位机采用由南京南瑞集团公司早期研制的SSJ-3000型系统，下位机由多个现地控制单元（Lo-cal Control Unit，以下简称LCU）组成，LCU的核心部件是由施耐德电气有限公司生产的可编程逻辑控制器（Programmable Logic Controller，以下简称PLC）^[1]。2004年对监控系统上位机进行了部分软、硬件升级，主要包括：更换2台操作员台、2台主计算机，增加1台磁盘阵列。但下位机依然为早期产品，设备经过15a的生产运行，暴露出很多问题，因此从2013年开始改造黄河万家寨水电站计算机监控系统，并达到了预期的效果。 1 改造前计算机监控系统概况

改造前计算机监控系统如图 1所示，系统在结构上分为主控级和单元控制级2级。1.1 主控级部分

主控级是水电站计算机监控系统的中心，主要负责对黄河万家寨水电站内电气设备的实时监视和控制、历史数据处理、人机对话等。主控级主要硬件设备包括：主计算机2台、操作员工作站2台、工程师及培训工作站1台、监控系统网络2台、其余终端配置4台等。 1.1.1 主计算机

主计算机是水电站实时监控的中心设备，配置2台。正常运行时1台为主机，另1台作为从机，互为备用。主计算机主要负责水电站重要电气设备的实时监视和控制，进行全厂的自动化运行（包括自动发电控制、优化运行、自动电压控制等管理）、历史数据处理、系统管理以及进行人机对话等。 1.1.2 操作员工作站

黄河万家寨水电站内配置2台操作员工作站，互为备用。操作员工作站具有对水电站内设备进行运行监视、控制、操作、故障报警、变更工作方式等功能。可为水电站运行人员提供人机对话界面，便于运行人员对全站设备实时监控，获得所需的各种信息并实时调节及控制电气设备。1.1.3 工程师及培训工作站

工程师及培训工作站主要作用是为监控系统维护人员提供专用的软件进行系统维护、程序测试、应用开发、画面及打印格式修改和运行维护人员仿真培训。1.1.4 其余终端配置

其余终端配置包括通信服务器和打印服务器各1台、厂长终端和总工程师终端各1台。其主要作用是实时掌握站内设备的运行操作情况，并向内蒙古、山西调度进行相应数据的接收和传输，以满足电网调度的实时需求。 1.1.5 监控系统网络

计算机监控系统网络连接设备2台，采用双光纤以太网络，按IEEE802.3.Ethernet标准组成网络，传输速率可达到10Mbit/s。 1.2 单元控制级部分

单元控制级主要负责生产过程中实时数据采集和预处理、发电设备的控制与调节、与上位机的通信联络等。设备包括6套LCU、1套开关站LCU、1套公用设备LCU。

从图 1可以看出，LCU1—LCU6为1号—6号发电机组现地控制单元，LCU7为开关站现地控制单元，LCU8为厂用及公用现地控制单元。其中，1号机组LCU同2号机组LCU相互冗余，即2台LCU总硬件和软件进行相同配置，在1台LCU中不仅安装操作自身LCU发电机组的操作程序，同时安装操作另外1台LCU发电机组的操作程序（即软件配置）。当其中1台机组出现故障时，可通过另1冗余配置的LCU进行发电设备的相应操作。在电力系统监控中，将LCU以相互冗余的方式进行配置，可以在计算机监控系统发生故障时，LCU发电机组冗余配置的部分能够承担发电机组发生故障部分的工作，以保证LCU与主控级通信的可靠性。

图 1(Figure 1)

图 1 改造前万家寨水电站计算机监控系统结构图

计算机监控系统自2004年投入使用以来，由于设备不匹配等原因暴露出的问题尤为突出，主要表现为：

（1）设备信息传输速度缓慢，经常发生漏报现象，使运行、维护人员不能正确判断设备的运行状态，从而增加了机组缺陷处理的难度，延长了故障处理时间，影响设备的安全运行；

（2）上位机与现地工控机通信不畅，设备的远方操作成功率大大降低，增加了电网监督部门考核的风险，影响水电站的经济效益；

（3）设备使用寿命已到期限。因此，计算机监控系统更新改造势在必行、刻不容缓。 2 改造后计算机监控系统概况2.1 改造后系统构成

改造后的计算机监控系统如图 2所示，采用开放式的分层、全分布的系统结构^[2,3]，主要包括：2台主控级计算机系统工作站、2台操作员工作站（每套3台显示器）、1套历史数据服务器（含1套光纤磁盘阵列、2套历史数据服务器）、历史数据库、1台工程师站、2台站内通信工作站、6台远动通信设备、1台打印工作站、1台ON-CALL工作站、3台激光打印机（1台A3幅面彩色网络激光打印机、2台A3幅面黑白网络激光打印机）、1套网络系统（2台主交换机及网络柜）、1套模拟屏及驱动器、6台机组单元控制器（机组LCU）、1台开关站单元控制器（开关站LCU）、1台公用单元控制器（公用LCU）、5台厂长终端。网络节点之间仍然采用光纤双以太网进行连接通信。

图 2(Figure 2)

图 2 改造后万家寨水电站计算机监控系统结构图

上位机主要硬件配置为：主机采用ORACLE公司的APARCT4-2服务器；操作员工作站为HPZ620工作站；历史数据服务器采用ORACLE公司的APARC T4-2服务器；光纤磁盘阵StorageTek 2540；工程师兼培训工作站为HP Z620型。

下位机采用南瑞集团公司自主研发的SJ-600智能型分布式现场控制装置，主要硬件包括：MB80系列智能PLC，32通道SOE量输入插件（4块，共计128点），32通道开关量输入插件（11块，共计352点），16通道模拟量输入插件（3块，共计48点），32通道开关量输出插件（4块，共计8点），4通道模拟量输出插件（2块，共计128点），16通道RTD输入插件（8块，共计128点），自动准同期装置（SJ-12D，多对象），交流电量综合测量装置（ZLM1100，0.2级，支持3路模拟量输出）；SJ-22D型转速测控装置（电气测速），台湾Wenview15inch TFT彩色液晶触摸屏等。下位机软件采用南瑞自控公司MB80 PLC软件。 2.2 改造后计算机监控系统特点及运行情况2.2.1 系统特点

2013年6月至2014年9月，完成6台机组、公用系统和220kV开关站现地LCU的改造及投运工作，2014年9月底完成了上位机改造及投运工作。

改造后的计算机监控系统在结构上分为2层，即水电站控制层和现地控制层。操作方式可实现远方和现地操作，可以对水电站电气设备进行监视、控制、数据采集等操作，同时设有调度控制、水电站控制及现地控制三级操作功能。山西电网及内蒙古电网调度的值班人员可以通过调度中心的调度数据网系统，采用通信通道与水电站的计算机系统实现遥测、遥信、遥控、遥调等远方操作。水电站计算机监控系统收到中调传送的自动发电控制（Automatic Generation Control，以下简称AGC）/自动电压控制（Automatic Voltage Control，以下简称AVC）命令后完成最优发电计算，确定电厂开机台数及发电机组组合和负荷分配，执行闭环或开环操作。

LCU的运行方式由原来2台LCU两两交叉冗余变为单台LCU双CPU互为冗余模式，提高了计算机监控系统运行操作的安全性和可靠性。

现地控制级有8台LCU，分别对应于万家寨水电站6台机组、公用设备、220kV设备的实时监控。LCU作为全站计算机监控系统的现地控制层，向变电站上行发送采集的各种数据和事件信息，接受变电站的下行命令对电气设备进行监控，同时可以脱离变电站独立工作。因此，在系统总体功能分配上，数据采集和控制操作的主要功能均由LCU完成。其他功能如全厂运行监视、事件报警、AGC、AVC、与外系统通信、统计记录等则由水电站控制层完成^{[4,5,6,7,8,9]}。2.2.2 运行情况

万家寨水电站计算机监控系统的更新改造工作历时近2年，涉及内蒙古、山西2个电网，改造过程中没有发生过任何安全性事件。自新系统投运以来，系统运行稳定、可靠，上、下位机信息通信流畅，各项性能指标良好，电气设备信息传输速度得以提高，经常性信息漏报、错报的次数减少，消除了安全生产隐患，达到了预期的目标，可为其他水电站计算机监控系统制定科学合理的改造方案提供参考。