OPC協議在張河灣電站監控系統國產化改造中的應用

李世昌，王晶晶，王宗收，李 勇

（河北張河灣蓄能發電有限責任公司，河北 石家莊 050300）

1 引言

張河灣電站原計算機監控系統隨主機機電設備采購，由法國阿爾斯通供貨，采用ALSTOM ALSPA P320產品。下位機共設置10套現地控制單元（LCU），分別為4臺機組LCU，1套公用LCU,1套SFC及開關站LCU，1套上庫LCU、1套下庫LCU、1套模擬屏、1套35 kV LCU。

張河灣電站用3年時間逐步完成國內抽水蓄能電站監控系統首次全面國產化升級改造，2018～2020年張河灣公司將原阿爾斯通 P320軟件改造為國產監控系統軟件，將4臺機組、開關站、公用系統、上下庫等10套下位機現地控制單元PLC由原阿爾斯通C80-75 系列改造為國產系列PLC，改造后的監控系統性能更加強大，功能更加完善，人機界面更加友好，編程更加簡單，運行更加穩定，維護更加便捷。張河灣公司此次監控系統改造難度大、工期長，監控系統改造過程中創新性利用OPC網絡協議實現了國產監控系統上位機軟件和PLC與原阿爾斯通PLC之間的通信，實現了新老系統之間無擾切換。改造過渡期間未影響機組正常穩定運行，可為其他抽蓄電站監控系統國產化改造提供借鑒。

2 實施背景

張河灣監控系統自投產至今已有近10年時間，監控系統在軟硬件平臺的可靠性、售后服務的及時性，監控系統功能的擴充性，電站生產數據的分析挖掘等方面存在問題，主要設備故障率逐漸增高，原有監控廠商被GE收購，SUN工作站、C80-75 PLC、同期等設備均已經停產，導致其監控系統產品無法保障連續性的售后服務和技術支持，系統的軟硬件均已不能進行進一步的維護和更新，監控系統的不穩定隱患已經嚴重威脅了電站的安全穩定運行，已經不能滿足電站日益提高的運行管理的要求，并對電站的生產運行產生嚴重影響。具體問題如下：

工程師站、報警工作站、報表工作站、通信工作站及LCU人機接口計算機等設備均采用不安全操作系統（Windows XP）。

監控系統目前為進口設備，不滿足國家能源局發布的《電力監控系統安全防護專項監管報告（2016）》中“持續推進電力監控系統國產化戰略”要求。

根據DL/T 578-2008《水電廠計算機監控系統基本技術條件》第4.5.1.1.1條規定：“SOE點分辨率分為，1 級：≤10 ms；2 級：≤5 ms；3 級：≤2 ms。大型水電廠的計算機監控系統SOE分辨率應滿足3級或2級要求”。張河灣電廠為大型水電廠，目前CE2000 SOE分辨率大于5 ms，不滿足該條規定。

監控系統未實現AGC成組控制功能。監控系統與技術供水等子系統的Modbus通信出現通信故障，主用PLC看門狗誤動作、主用PLC重要故障信號板卡故障。

監控系統現地控制單元1LCU、2LCU出現過控制器CPU模件、電源模塊故障。經查，目前電站儲備的監控系統備品備件數量也較少，部分重要的電源及CPU模塊更是只有1～2塊，而且無法繼續采購。

此外，電站監控系統現地控制單元5LCU配置配電裝置較多,包括變頻啟動裝置(SFC)、500 kV GIS和500 kV線路，以及地下廠房10 kV廠用電系統和附屬用房直流系統，該LCU對設備的監視和控制負擔較重，在設備調試時，需要做出嚴格安全閉鎖措施，以防止監控系統間干擾。為避免出現誤動，在監控系統升級改造時，宜將配電裝置現地控制單元分成開關站現地控制單元和附屬用房公用現地控制單元兩部分。

綜上所述，原監控系統運維成本及運行安全風險逐年加大，已不能滿足電網安全穩定、經濟運行新要求。電站監控系統運行近10年，依據《國網新源公司生產技術改造原則》6.2.1.1.7條指出：“電網自動化主站系統、子站系統投運8年的，可安排改造，工作站運行5年后可予更換。”的要求，亟須對張河灣蓄能電站計算機監控系統進行整體技術升級改造。

3 實施過程

3.1 前期策劃

（1）監控系統控制軟件

選用已成熟應用于抽水蓄能電站的國產化監控系統控制軟件。

（2）監控系統現地控制單元PLC

選用已成熟應用于抽水蓄能電站的國產PLC及I/O采集模件組成的現地控制單元（LCU）替換原GE公司C80-75及CE2000組成的LCU。

（3）監控功能系統網絡結構

電站計算機監控系統由電站控制級、現地控制單元級和獨立光纖硬布線緊急操作裝置等設備組成。電站控制級采用高度冗余設計，為雙主計算機互為熱備用方案，局域網絡采用快速交換式以太環網結構（不小于1 000 Mb/s）；獨立光纖硬布線緊急操作裝置采用獨立的光纖及PLC等控制設備，實現事故閘門緊急關閉及機組緊急停機的功能。另外，電站計算機監控系統將預留與集中控制中心聯絡及受其調度的接口。整個系統應確保簡單、安全、可靠且便于擴充。

電站網絡結構擬采用冗余光纖快速交換式以太環網結構（不小于1 000 Mb/s）。電站控制級設備及現地控制單元設備均直接接在局域網絡上。網絡設備選用適合于電站環境的1 000 Mb/s級工業以太網交換機。冗余網絡應采用兩根獨立的光纜連接，每根光纜的備用芯數不少于4芯。

面向監控對象的現場設備網絡擬全面采用以太網和現場總線技術，通信方式建議在Profibus-DP、Genius、Modbus、IEC 60870-5-101、IEC 60870-5-103、Device net、FF和Worldfip等方式中選取，并以一種通信方式為主，通信技術種類不應超過3種。對于無法采用數字通信的設備采用硬布線I/O進行連接。另外，對于安全運行的重要信息、控制命令和事故信號除采用現場總線通信外，還須通過硬布線I/O直接連接，以保障可靠性。對于與繼電保護裝置的通信，應采用能夠傳送保護動作時標的通信協議。

3.2 技術難題

抽水蓄能電站與常規水電不同，SFC抽水啟動和機組之間背靠背啟動需要通過不同現地控制單元PLC之間進行數據交互，因此解決新老PLC之間數據交互的問題是改造成功的關鍵，新老系統過渡運行的重要技術保障是國產化監控系統與阿爾斯通核心控制器C80-75 PLC 數據交互。阿爾斯通C80-75 PLC由通用電氣GE貼牌生產，新監控系統設置OPC服務器作為數據網關，通過OPC網絡協議實現對C80-75 PLC各類型寄存器的讀取和置位，從而完成新監控系統與阿爾斯通LCU的數據交互。

這種新老通信實現方式的優點是通信安全可靠，數據實時性高。一方面，不需要對阿爾斯通的C80-75程序做任何改動就可以實現數據的交互，完全保證現地控制單元的原廠狀態；另一方面，采用GE數據網關可以實現新老系統的無縫通信，可靠性高而且也能提高新老系統數據交互的實時性。

3.3 實施主要步驟

3.3.1 監控系統上位機系統的升級改造

2018年9月完成新的監控系統上位機及網絡的安裝和調試。首先梳理了原監控系統10套現地控制單元PLC內20 000多個變量的寄存器地址，新監控系統上位機通過OPC網絡協議訪問原進口監控系統PLC的寄存器地址實現新老系統的數據交互，重新建立數據庫和畫面，實現新監控系統上位機對老監控系統PLC的監視和控制，并實現與調度實時通信。結合上庫放空檢修，先逐臺完成現地控制單元LCU與新監控系統網絡OPC網關機的接入試驗，對OPC側的數據讀寫功能、數據刷新速率及通信冗余切換功能進行驗證，在所有LCU接入試驗完成后，一次性將全部LCU接入新監控系統，為保證數據傳送的可靠性，OPC網關機與通信服務器分別采用雙鏈路交叉互連，實現設備間的主備用。將與調度的通信切換至新監控系統，保證改造過程中電廠與調度間的自動化業務不中斷，保證與調度通信的主控級數據完整，同時保證AGC和AVC不中斷，進一步保證電廠生產的連續性和完全性，如圖1所示。

圖1 OPC網關機與上位機的連接方式

改造過渡過程中通過OPC網關機作為隔離，可以實現新老監控系統上位機的并列運行，防止改造初期出現新老系統兼容性不好引起運行不穩定的風險。

3.3.2 監控系統現地控制單元的升級改造

2019年3月至6月結合1號機組A修對監控系統現地控制單元進行升級改造。改造實施之前，對原監控系統控制邏輯進行優化，在保證原有程序功能實現的基礎上，取消原程序中因正常狀變產生的報警，實現1條報警對應1條缺陷，為值守人員帶來了便捷，并對原程序中繁雜冗余的邏輯進行以簡單直接的條件重新編寫，減少占用內存，使PLC處理速度達到最快。改造過程中，為保證其他機組可靠平穩運行，將舊現地控制單元接入環網的光纖收發端使用法蘭連接，雙環網結構不受影響，并將1號機組現地控制單元獨立出來，避免信號核對、盤柜接線時的錯誤報警上送。改造后的LCU配置2塊熱備冗余的CPU，2個CPU模件通過高速內部總線實時備份數據，并可直接接入上位機主交換機，與上位機各節點進行通信，如圖2所示。

圖2 1號現地控制單元脫離原有環網

在改造的過渡過程中存在新改造下位機與未改造的下位機間的數據通信的情況，尤其是涉及多個LCU間的通信，此種情況下，通過OPC網絡協議實現對C80-75 PLC寄存器的讀取，并與新監控系統PLC進行數據雙向交互，從而完成新監控系統與阿爾斯通LCU的數據交互，使各個LCU間數據實現有效輸送。

剩余現地LCU的接入調試按照機組LCU、附屬用房LCU、公用輔機LCU、上下庫LCU的次序依次進行改造。

3.3.3 現場使用

（1）改造過渡過程中通過OPC網關機作為隔離，可以實現新老監控系統上位機的并列運行，防止改造初期出現新老系統兼容性不好引起運行不穩定的風險。

（2）改造過渡過程中，已改造的現地控制單元PLC通過光纜備用通道組成環網直接接入新監控系統上位機，未改造的現地控制單元PLC組成環網通過OPC網關機接入新監控系統上位機，2個環網的PLC通過OPC網關機實現數據交互，實現SFC啟動抽水和機組之間背靠背啟動抽水，并且實現改造過程的平穩過渡，未影響機組的正常抽水和發電。

（3）監控系統上位機投入運行已近1年時間，上位機能正確監視現地設備狀態，獲取現地原阿爾斯通C80-75 系列PLC數據無誤，上位機對機組啟停控制無異常，實現了新老監控系統之間的無擾切換。

4 實施效果

（1）解決了原上位機SUN主機設備停產、無備件可更換、技術支持困難的問題。新系統上位機為主流惠普品牌，硬件配置冗余，備件充足。

（2）解決了原監控系統光纖環網斷網無法自動切換問題，重新敷設了新監控光纖環網，并將網絡帶寬由百兆以太網升級為千兆以太網。

（3）解決了原系統不滿足二次安防新要求的問題。新系統全面滿足二次安防要求，配置安全監測平臺。

（4）解決了原數據服務器不穩定，曲線及報表查詢功能不完整的問題。新系統支持豐富的曲線及報表查詢功能，歷史數據存儲穩健，存儲容量大。

（5）解決了原系統調度通信鏈路無法擴充的問題。新系統調度通信鏈路自由配置，能適應多平面、多通道的新要求。

（6）解決了監控系統上位機主機采用不安全操作系統的問題，新監控系統上位機全部采用Linux系統。

（7）解決了原上位機報警系統無法滿足報警精簡分類的要求。新監控系統報警功能豐富，運維方便。

（8）解決了原監控系統人機界面不友好的問題。新監控系統全面支持中文，可根據要求自由定制人機界面。

（9）解決了原監控系統采用存在安全漏洞的赫斯曼交換機問題，新監控系統采用國產東土交換機。