中小型水电站无人值班模式评价探讨

●蒋亮

水电站无人值班模式从2002年9月28日国家电力公司印发《关于水电厂无人值班的若干规定的通知》（国电发【2002】685号文）后开始初步实施，随着计算机技术及其应用的发展，各大水电站群远程集控中心相继投入运行，直接为无人值班模式的大规模推广提供了技术保障。

大唐集团部分大中型水力发电企业在前期各区域集控中心投入运行的基础上均开展了无人值班生产模式探索，如大唐广西分公司下属龙滩水电站、大唐重庆分公司下属银盘水电站等，通过全方位的考察、评定后，均在2019年正式开始实施无人值班模式。

一、背景简介

大唐集团水电站主要分布在我国云桂地区和川渝地区。区域内的大唐重庆分公司集控中心已于2008年投入运行，现调控乌江彭水、银盘及芙蓉江角木塘、浩口4座电站，2019年开始立项技改，至2020年底已完成集控中心I区监控系统升级改造，并将重庆区域内所辖小水电站陆续接入集控；大唐广西分公司（红水河）集控中心已于2016投入运行，现调控红水河平班、龙滩、岩滩、大化、百龙滩、乐滩、左江山秀、右江金鸡滩、桂江金牛坪、郁江西津共计10座电站。2019年开始立项筹建广西区域内小水电集控中心，当前正在逐步接入集控；大唐云南公司和四川分公司集控中心2019年已建设完成，当前正在逐步将区域内中小水电纳入。

大唐集团为了加强中小水电站运营管理水平，降低现场安全风险，推进无人值班生产管理模式，通过调研国家电投五凌公司并结合实际，于2019年初组织大唐水电科学研究院与云、桂、川、渝分子公司共同开展中小水电站无人值班现场技术评价。

二、评价标准

对单站总装机300兆瓦以下中小水电站接入集控中心后开展无人值班验收评价，明确了以下评价标准：

（一）水电站区域（流域）配置要求

电站设置有远程集控中心，具备调度通信功能并取得电网调度资格，能随时接收电网调度机构和远程集控中心指令，并配置有应急保障通信设施。

1.水电站已接入远程集控中心，能接受集控中心控制调节指令。

2.远程集控中心与水电站获得电力监管机构及电网调度机构许可，具备运行条件。

3.远程集控中心与水电站均具备调度通信条件。

4.远程集控中心与水电站数据通信满足两条独立链路通道要求，具备丢包处理机制及流量控制机制。集控中心与电网调度自动化系统之间应满足两条独立链路通道要求(不含卫星通信方式），信息交换应满足电网调度机构的要求。

（二）远程集控中心功能要求

1.监控电站全部数据要求具备遥调、遥控、遥信、遥测、遥视功能，监控优先权由高至低按现地控制级、电站控制级、集控控制级执行。

2.具备事故追忆功能和操作记录功能。

3.具备报警分类展示和智能报警功能。

4.具备自动统计报表功能。

5.与电网调度相关的设备配置应满足调度机构规程规范的要求，根据调度指令和工作任务进行远程操作，当设备出现异常或连续2次远程操作失败时，应发出报警并禁止远程操作。

6.应具备远程事故停机功能，因通信中断导致监控失效时能自动切换至现地监控。

7.主干网络交换机应采用冗余、可热插拔电源模块，应支持掉电保护自启动功能，应留有备用接口和插槽。

8.系统实时性应满足相关技术规程规范要求。

（三）远程集控中心、电站监控系统、通信设施等满足网络信息安全和电力监控系统安全防护要求

1.电力监控系统安全防护完善，业务系统分置于安全区并设置边界防护措施；使用电力调度数字证书,实现身份认证、数据安全传输及可靠的行为审计；定期开展系统排查和漏洞修补，优化操作系统和网络设备的安全策略。

2.制定网络信息安全管理制度，包括门禁、人员、权限、访问控制、运维、安全培训、数据备份、安全审计、密码管理等内容。

3.定期开展等保测评及安全风险评估，根据测评和评估结果制订整改计划，形成相关工作记录，并完成整改。

4.建立生产监控系统安全应急处置预案，并建立安全防护事件通报制度。

（四）远程集控中心、集中运维机构、电站管理职责界面划分明确，分别设立集控运行及维护、电站运维和现场值守组织

1.远程集控中心根据调度指令和工作任务进行远程操作，当设备出现异常，应禁止远程操作，由集中运维机构人员对设备现场检查。

2.远程集控中心和集中运维机构具体负责运行操作隔离和检修维护工作，集中运维机构人员在规定地点待命，满足电站应急响应时间。

3.远程集控中心负责远程视频巡视，定期开展坝区、取水口、厂区及边坡、排水（洪）沟、渠道（管道）等部位远程视频巡视。

4.集中运维机构根据设备设施状况和运行条件，在确保安全的情况下，定期开展现场巡视。

5.紧急情况下集中运维人员或现场值守人员能在规定时间内接管电站机组控制权、到达现场进行处理。

（五）电站水工建筑物要求

1.电站大坝工作性态正常，按规定开展大坝安全鉴定或定检工作,经相关机构鉴定为正常坝或一、二类坝并按规定开展注册登记工作。

2.泄洪闸门及其启闭系统完好，运行安全可靠，控制系统为双电源供电方式，远方/现地监视、动作功能正常。

（六）电站管理制度及应急制度要求

1.电站建立健全完善的管理制度体系，包括水情水调、运维、防汛、电力监控系统安全管理、交接班、两票、防误、设备巡检、定期工作、设备缺陷异常、事故处理、水工建筑物、应急和防火防盗管理等制度。

2.电站建立健全完善的应急管理体系，包括防止人身伤害、防止地质灾害、防止垮（漫）坝、防止水淹厂房、防止全厂停电、防止火灾、防止生产调度通信中断等预案。

3.电站明确现场值守人员紧急撤离条件、指挥序列、路线及紧急避难场所。

（七）应急处理技术措施要求

1.远程集控中心应具备远程事故停机功能，因通信中断导致监控失效时能自动切换至现地监控。

2.电站进水闸（阀）门应具备远控功能，并设置独立于监控系统的关闭回路，且具备防误动措施。

3.电站现场应设置紧急停机按钮和用于事故停机的独立跳闸回路，停电或故障会导致机组停机的辅助设备应冗余配置，控制命令应能自保持，短时失电时不会改变状态。紧急停机硬接线回路应包括机组过速、调速系统低油压、进水闸（阀）门系统低油压、事故停机中导叶剪断销剪断以及紧急停机按钮。

4.电站正常停机由监控系统实现，监控系统或现地控制单元故障失效时应通过硬接线回路实现停机，停机回路电源应与现地控制单元主控制器电源分开。

5.电站现场具备紧急情况下快速停机功能，安装有快速进水闸（阀）门的，现场应设置一键关闭进水闸（阀）门和紧急停机按钮，控制回路为硬接线方式。

（八）电站备用电源配置要求

1.电站厂用电系统进线及母联断路器应具备远方分/合操作功能，系统配置备用电源自动投入装置且能远方监视和投退切换，厂用电不同电源之间应有防非同期合闸技术措施。

2.电站配备专用的柴油发电机，在应急响应时可迅速到达并操作泄洪设备和进（尾）水闸（阀）门，其布置应考虑抵御山洪、超标洪水、泥石流和地震等自然灾害因素。

3.电站配置有完善的保护装置和可靠电源，在紧急情况下能保证机组停机、停电、关闭进水闸（阀）门。

4.防汛设备设施电源冗余配置，至少有一路外来电源或保安电源。

（九）电站机电设备技术措施要求

1.电站调速系统具备远程和现地操作功能，设置主备通道，主用通道故障自动切换至备用通道，满足自动和手动方式启机、停机和紧急停机；电站应采用“失电动作”规则，在水轮发电机组的保护和控制回路电压消失时，使相关保护和控制装置能够自动动作关闭机组导水机构，事故配压阀控制阀配置独立电源，水机保护动作应直接启动紧急（事故）停机。

2.电站励磁系统应设置主备通道，电压采集回路应相互独立，主用通道故障自动切换至备用通道；系统功率柜冷却风扇应能自动启停、电源宜冗余配置，灭磁开关跳闸回路应设置两路电源。电站励磁系统在自动模式（AVR）下长期稳定运行。

3.远程集控中心和电站应采取北斗系统时间同步装置对各系统进行时间同步校正。

4.电站监控系统电压突然失电后，能保证所有存储数据不丢失，监控系统投电或掉电过程不应有误出口。

5.电站电能量信息系统能通过监控系统、电能量采集系统等方式采集电能量数据，具备对电能量数据进行统计、转发报送功能，满足数据传输至远程集控中心的要求。

6.电站应配置在线监测系统对机组的振动、摆度、轴向位移等运行状态实时监测，且具备分析诊断功能，实现对机组运行状态的分析和人工辅助诊断。

7.电站根据所处环境制定防暴雨、滑坡、泥石流、地震和雨水倒灌、水淹厂房等安全技术措施。水淹厂房保护应设两级保护，第一级报警、第二级动作触发机组停机，并关闭机组进（出）水闸（阀）门。电站厂房排水泵应满足极端情况下的最大排水需要并留有余量，集水井水位和排水泵状态信号应送监控系统；厂房集水井、排水泵出口应设置防止尾水倒灌的技术措施。

8.电站高压断路器、隔离开关应具备远方操作功能，接地开关应具备远方操作功能；断路器、隔离开关、接地开关状态应使用分、合闸状态双接点信号并分别接入监控系统；断路器应配置双跳闸线圈,由两路电源分别供电。

（十）电站消防技术措施要求

电站消防设施、逃生自救设施配置齐全，火灾自动报警信号应接入远程集控中心，系统应与消防系统联动。

（十一）工业电视技术措施要求

工业电视应保障集控中心开展远程视频巡视，定期开展坝区、取水口、厂区及边坡、排水（洪）沟、渠道（管道）等部位远程视频巡视；汛期及连续降雨情况下应加强对边坡、排水（洪）沟、渠道（管道）、紧急避难场所等区域的监视。

（十二）水文水情技术措施要求

1.电站按照防洪度汛及运行调度要求配置水情和水调系统，实现水文、气象、汛情等信息采集、传输、处理和预报，并为远程集控中心提供决策支持，具备与有关调度机构进行数据交换和数据存储管理、信息检索与监视、水务计算、水文预报、调度计划编制等功能。

2.电站上游水位及尾水水位应能实时监视，水位测量装置应冗余配置；泄水设施能够实现现地手动操作，并具备远方控制功能。

三、电站现场评价情况

大唐集团自2019年9月下发该评价标准以来已开展大唐广西分公司下属洛清江龙溪电站试评价、右江金鸡滩及贵州荔波大七孔电站评价，大唐云南分公司下属大春河电站、大唐重庆分公司木棕河电站、大唐四川分公司乡城电站评价。从现场评价情况来看，中小水电站推进无人值班管理模式主要存在以下相关问题：

一是生产控制大区内工控网络安全设备配置及管理不到位，需对相关设备和管理方式进行完善。

1.安全Ⅰ区与安全Ⅱ区间防火墙采用网络通用防火墙，该防火墙仅能用于相关互联网网络应用软件防火墙隔离，无相关工业控制协议防火墙逻辑隔离、报文过滤、访问控制等功能。

2.水情数据从生产控制大区外直接接入安全Ⅱ区，未经正反向隔离装置导致跨区互联。

3.未定期开展等保测评及安全风险评估。

4.未定期开展工控网络安全培训及应急预案演练。

二是应急技术措施主要考虑电站现地操作运行方式，无人值班应急技术措施需加强技改。

1.部分小型水电站采用蜗壳进口蝶阀现地控制，无远方控制功能或仅有监控系统控制功能，无独立于监控系统的关闭回路。

2.调速器无“失电动作”功能，失电后仍保持发电运行状态。

3.部分小型水电站水淹厂房信号仅用于报警后由运行人员手动停机应急，未直接按监控系统水力机械事故停机流程动作并关闭上游侧事故闸门。

4.部分小型水电站火灾报警系统不完善，缺少开关站等响应场所测点，其火灾报警信号未按监控系统水力机械事故停机流程动作。

三是部分设备冗余配置不足，无人值班技术风险较高，需冗余配置并将相关信号全部上送监控系统。

1.调速器和励磁系统控制单元在《抽水蓄能电站无人值班技术规范》中是宜冗余配置，但考虑到机组调节控制主要由调速和励磁决定，故评价标准要求均为应冗余配置。现场评价发现多数水电站均未冗余配置，且调速和励磁未将相关信号以通讯方式上送机组监控系统。

2.机组监控系统网络设备在《小水电站群集中控制系统基本技术条件》是宜冗余配置，考虑到大部分小型水电站计算机监控系统现地控制单元均未冗余配置、硬件可靠性较高且已考虑应急硬接线水机保护回路，故评价标准要求核心网络设备如交换机、路由器等应冗余配置，防止数据通讯故障导致机组远程控制调节异常。

四、结语

大唐集团大中型水电站依托各分子公司区域集控中心，其无人值班方式已逐步走上正轨。当前大唐集团正在大力推进中小水电站建设区域（流域）集控中心，并以此为依托，通过对各中小水电站设备改造及管理方式变革在集团范围内推进中小水电站无人值班管理方式的实现。

本文通过对大唐集团系统内中小水电站无人值班电站评价标准的相关技术措施、管理措施及现场评价中普遍存在的问题进行探讨，对正处于无人值班模式探索的中小水电站具有一定的参考价值。