電站NCS系統(tǒng)調(diào)試過程及問題分析

徐日升 褚 楚 林 卓 韓 瑜

（海南核電有限公司，海南 海口 570100）

電站NCS系統(tǒng)調(diào)試過程及問題分析

徐日升 褚 楚 林 卓 韓 瑜

（海南核電有限公司，海南 ?？?570100）

摘 要：本文對海南昌江核電220kV網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控系統(tǒng)（NCS）進(jìn)行了整體的介紹，包含監(jiān)控范圍、技術(shù)參數(shù)及裝置布局等，同時對系統(tǒng)調(diào)試過程進(jìn)行簡要描述并就調(diào)試過程出現(xiàn)的問題進(jìn)行分析，為今后同類系統(tǒng)調(diào)試維修提供借鑒。

關(guān)鍵詞：昌江核電；開關(guān)站；網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控

1 前言

本文以海南省昌江核電廠1，2號機組工程220kV網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控系統(tǒng)（NCS）為依托，描述電站NCS系統(tǒng)調(diào)試過程及常見問題。昌江核電220kV網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控系統(tǒng)構(gòu)成分為兩個部分：間隔層為西門子電力自動化SICAK1703 ACP系統(tǒng)。每個AK1703 ACP通過其I/O模板完成本間隔的測量、監(jiān)控、同期以及防誤閉鎖。站控層系主要包括3臺操作員站、2臺主機、1臺工程師站；昌江核電廠網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控系統(tǒng)主要監(jiān)視220kV主開關(guān)站內(nèi)所有設(shè)備以及輔助電源系統(tǒng)設(shè)備，該系統(tǒng)較為完整地實現(xiàn)電廠開關(guān)站部分的監(jiān)視與控制。

2 昌江核電廠網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控供系統(tǒng)技術(shù)參數(shù)

2.1 間隔層布置

2.1.1 輔助NCS室。220kV開關(guān)站7.3m網(wǎng)控樓TC輔助NCS小室，監(jiān)控輔助電源系統(tǒng)線路昌核線、輔助電源母線、2臺輔助變壓器高壓側(cè)斷路器。

2.1.2 送出NCS室。220kV開關(guān)站7.3m網(wǎng)控樓TC送出NCS小室，監(jiān)控主開關(guān)站（3/2接線）整個站內(nèi)的斷路器狀態(tài)。

2.1.3 1#汽機廠房。1#汽機廠房8.3m繼保間內(nèi)有1面1#發(fā)變組測控柜，監(jiān)視主變壓器以及監(jiān)控主變高壓側(cè)隔離刀閘。

2.2 站控層布置。220kV開關(guān)站7.3m網(wǎng)控樓TC控制室內(nèi)，作為最終端監(jiān)控整個NCS系統(tǒng)，布置有2臺主機、2臺操作員站及一臺日常維護工程師站，此外另有一操作員站位于核島主控室內(nèi)，供主控工作人員了解開關(guān)站運行情況。

3 調(diào)試過程

NCS系統(tǒng)調(diào)試分為單體調(diào)試和系統(tǒng)調(diào)試兩個階段。

3.1 NCS站控層單體調(diào)試。站控層單體調(diào)試的主要內(nèi)容是NCS系統(tǒng)后臺軟件調(diào)試，建立符合現(xiàn)場實際的操作平臺。建立數(shù)據(jù)庫，它包括數(shù)據(jù)采集間隔、邏輯設(shè)備、四遙類信息等的定義，根據(jù)設(shè)計要求，將間隔層所采集的數(shù)據(jù)按照一定的規(guī)則一一做進(jìn)數(shù)據(jù)庫，在數(shù)據(jù)庫建立完成后就可以進(jìn)行畫面制作。

3.2 NCS間隔層測控柜單體調(diào)試。NCS間隔層測控柜主要完成遙信、遙測量采集。

遙信量主要是全站開關(guān)、刀閘的狀態(tài)，保護動作情況以及一些設(shè)備的狀態(tài)等信息。遙信量的單體調(diào)試即在測控柜端子排短接相應(yīng)的端子，在測控面板畫面觀察相應(yīng)遙信狀態(tài)是否正確即可。

遙測量主要是電壓、電流、有功、無功、頻率等測量量。在遙測量的測試中，在測控柜內(nèi)相應(yīng)端子排加入電壓或電流量，在測控面板上觀察相應(yīng)遙測量的數(shù)值與輸入的偏差是否在要求精度范圍之內(nèi)。

3.3 系統(tǒng)調(diào)試。系統(tǒng)調(diào)試是在電氣設(shè)備單體調(diào)試完成的基礎(chǔ)之上進(jìn)行的系統(tǒng)整體調(diào)試，以驗證系統(tǒng)功能的正確性、系統(tǒng)通信完全建立并正常。系統(tǒng)調(diào)試主要進(jìn)行下面幾個試驗。

3.3.1 遙信變化試驗。在間隔層發(fā)送遙信變位，檢查間隔層送NCS后臺的數(shù)據(jù)是否正確，由于后臺和測控柜是兩個廠家，遙信的定義涉及極性問題，需保持兩方遙信的極性一致。

3.3.2 SOE試驗。任意選取幾個測控裝置，發(fā)送SOE測試記錄，并記錄SOE反應(yīng)時間和后臺監(jiān)控系統(tǒng)接收到的時間，保證SOE的正確性。

3.3.3 遙控的帶開關(guān)聯(lián)調(diào)。遙控調(diào)試要分別驗證從NCS后臺畫面上的遙控操作和從間隔層前面板上的遙控操作。其中就地屏與測控屏“遠(yuǎn)方”、“就地”狀態(tài)需一致，方可操作。在系統(tǒng)調(diào)試中軟件五防調(diào)試內(nèi)容要依次驗證。站控層數(shù)據(jù)庫和間隔層測控柜中均設(shè)置了開關(guān)、刀閘分合閘的聯(lián)閉鎖，任何一方條件不滿足，遙控操作均不能完成。

4 常見調(diào)試問題

以下內(nèi)容主要介紹了昌江核電廠NCS系統(tǒng)調(diào)試過程中出現(xiàn)的問題及解決方法。

4.1 遠(yuǎn)動總召信息重復(fù)上報。兩臺遠(yuǎn)動裝置和海南電網(wǎng)通過101及104協(xié)議通訊過程中，出現(xiàn)調(diào)度總召喚請求后我方設(shè)備遙信響應(yīng)兩遍的現(xiàn)象。該問題的原因在于國內(nèi)調(diào)度對遙信上送的規(guī)定為當(dāng)間隔層有變位發(fā)生時，遠(yuǎn)動單元需要同時以TI=1（不帶時標(biāo)）和TI=30（帶時標(biāo)）兩種數(shù)據(jù)類型上傳調(diào)度。所以設(shè)備在配置時，同一個地址的遙信需要配置兩個點及一個帶時標(biāo)，另一個不帶時標(biāo)。由于總召喚設(shè)備是按照地址來響應(yīng)，這就造成遙信發(fā)兩遍現(xiàn)象。最終修改通訊卡件的Firmware（固件程序），以使裝置滿足調(diào)度總招時只送一遍遙信的要求，現(xiàn)場升級固件程序（Firmware）后，與電網(wǎng)調(diào)度重新核對相關(guān)上傳信號，經(jīng)電網(wǎng)調(diào)度確認(rèn)上傳信號無誤。

4.2 直流信號回路串入交流電源。在進(jìn)行二次加壓過程中發(fā)現(xiàn)測控裝置的開入量板37號點閃爍裝置無法識別，裝置板件INT告警，該點的定義是“PT二次檢測有壓”，回路為DC110V電壓，萬用表直流檔量取回路電壓發(fā)現(xiàn)電壓波動很大，立即改用交流檔量取，發(fā)現(xiàn)該回路已串入交流電，現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)帶電檢測回路的繼電器線圈電壓接入觸點回路，導(dǎo)致PT二次交流電串入直流信號回路。交流電串入直流回路危害性較大，會使直流母線的紋波系數(shù)大大增加，對微機保護裝置、自動化裝置造成較大影響。

4.3 保護裝置通訊接口數(shù)量不夠，通訊方式調(diào)整。昌江核電廠采用保護裝置大部分為南京南瑞繼保裝置，各裝置的通訊接口包含網(wǎng)線及串口線，其中網(wǎng)線接口一般配置兩個，有些只配置串口，而開關(guān)站內(nèi)網(wǎng)絡(luò)建立包含子站網(wǎng)、廠內(nèi)監(jiān)控A、B網(wǎng)若都采用網(wǎng)口接線便存在網(wǎng)口數(shù)量不夠的問題，繼而只能使用串口接線方式，而串口設(shè)備較多則不能滿足要求，又需要加入規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置，本次調(diào)試在發(fā)變組間隔即存在保護裝置只有串口通訊，與后臺主機物理距離遠(yuǎn)，臨時增加規(guī)約轉(zhuǎn)換裝置，造成了一定的不便。

結(jié)語

NCS網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控系統(tǒng)作為運行維護期間對整個開關(guān)站的第一監(jiān)控體，對故障發(fā)現(xiàn)、處理、分析有著至關(guān)重要的作用，該系統(tǒng)的準(zhǔn)確可靠報文及顯示運行狀況為運行維修人員提供了第一手的資料，了解該系統(tǒng)的工作原理、調(diào)試過程是每個運行與檢修人員必須要掌握的，本文對NCS網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控系統(tǒng)做簡單的概述，為其他工程提供借鑒。

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中圖分類號：TM63

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A