沙溪口水電廠計算機監控系統改造

陳青青

(中電(福建)電力開發有限公司，福建 南平 353000)

沙溪口電廠裝設4臺單機容量75 MW的軸流轉漿式水輪發電機組，總裝機容量300 MW，是福建電網的骨干電站之一，擔負系統調峰、調頻和事故備用任務，水輪機型號為ZZF01-LH-80.n=75 r/min，發電機型號為SF75-80/13000。沙溪口電廠的計算機監控系統于2007年投運，采用基于南瑞的NC2000平臺的計算機監控系統，該系統采用分層分布式控制結構，設置電站級主控單元和現地控制單元，現地控制單元為施耐德67160系列PLC，配置以太網接口，外加觸摸屏、通信管理設備，供電設備等。

1 監控系統的現狀

目前監控系統部分設備出現老化，系統可靠性下降，運行速度變慢，易損件難于采購，軟件無法升級，現地LCU觸摸屏的版本不統一，日常維護使用工程機重啟困難、需引導盤，作為省調備調運動通訊COM2進程不穩定。電站現有的計算機監控系統未劃分涉網控制區和非涉網控制區不滿足《福建電網電廠(用戶)涉網電力監控系統安全分區及邊界防護實施指導方案》。220 kV開關站和110 kV開關站設備采用一套LCU進行監控，不滿足《國網福建電力調控中心關于涉網保護及自動化設備選型管理要求的通知》。

2 監控系統改造原則

1)為了減少監控改造對電廠效益的影響，保證設備和系統運行的安全，以“統籌規劃，分布實施”為原則[1]。

2)沙溪口電站LCU較多，短時間不可能將所有的LCU及上位機全部更換，先改站控層，再逐步進行LCU的改造。

3)除監控系統本身外，外圍接口還有多個其他廠家系統，包括調度通信系統、集控接口系統，系統內外關聯點繁多、節點部署復雜，是全廠監控系統改造過程中的特點和難點。鑒于這些特征，整個改造方案應遵循安全第一、功能完整、改動最小的原則來進行。

3 監控系統改造調試

基于待改造的LCU較多，短時間不可能將所有的LCU全部更換，機組LCU改造安排在機組大修期間，開關站結合送出線路檢修進行，以達到新老監控系統平穩過渡，因此需要通過建立過渡方案，將舊系統LCU依次送至新系統上位機測試，測試完成后一次性接入新系統上位機，最終更換上位機系統[2]。該方案的特點是，需要新、舊系統完全獨立，調度通訊可不中斷。

建立如下思路為：搭建新系統上位機設備，將新系統上位機作為測試平臺。向調度申請1號機組停機，將1號機組LCU從舊系統退出，接入新系統上位機測試平臺。此時1號機組與新系統上位機平臺單獨組成獨立系統。新、舊監控系統獨立運行。因1號機組此時申請停機，1號機組與調度、集控通訊中斷，但不影響其他LCU與調度、集控通訊。備份好1號機組LCU的PLC程序，修改舊PLC對接上位機接口程序，測試新PLC程序與新上位機系統上下行通訊。核對測點，包括DI、SOE、AI、TI和DO等測點。新上位機流程靜態測試，因PLC流程未做修改，主要驗證流程接口及報警信息，驗證順控流程是否滿足現場要求等。新上位機機組流程動態測試包括事故停機流程試驗測試、同期流程試驗測試、機組PID動態測試等。在完成1號機組所有試驗后，備份好新的PLC程序，將原系統的PLC程序下載到1號機組LCU，從而將1號機組恢復接入老系統。其他LCU依次按照1號機組的操作流程操作，直至所有的LCU全部試驗結束，測試階段方案如圖1，對接階段方案如圖2。

4 監控系統上位機更換

4.1 上位機更換原則

根據國網福建電力調控中心要求，更換原則是在更換過程中確保至少有一路與省調數據傳輸正常。在更換過程中若發現異常，應立即停止更換，恢復原監控

圖1 監控系統測試階段圖

圖2 監控系統對接階段圖

系統上位機，待查明原因后方可繼續進行[3]。

4.2 新系統上位機接入調度中心

1)新上位機主機MAIN1、MAIN2及通訊機COM1、COM2等上電運行正常。

2)聯系省調將遠動數據切省調接入網，準備移植地調接入網并核對地調接入網遙測遙信量。查遠動通訊機COM1在主用，將舊系統222網段退出運行，各LCU退出舊系統222網段，并退出舊通訊機COM2。檢查上送省調數據正常。

3)將新系統遠動通訊機COM2接入地調，并檢查鏈接正常。

4)將各LCU依次接入新系統222網段，檢查遠動數據上送情況，主調與備調數據一致。

5)聯系調度將主調切至新系統COM2運行，檢查遠動數據上送正常。

6)將各LCU退出舊系統200網段，接入新監控系統200網段。

7)匯報省調。地調接入網設備移植正常，數據正常，可將遠動數據切至地調接入網運行，準備進行省調接入網設備移植，舊監控系統遠動通訊機COM1退出，新監控系統遠動通訊機COM1接入省調運行調試。

8)遠動數據切至地調接入網后，檢查數據上送正常，無通道中斷告警。新監控通訊機COM2接收省調下發AVC值正常。

9)將新監控系統遠動通訊機COM1接入省調，并核對COM1正常。

10)斷開新監控系統COM2地調接入網網線，查COM2網絡告警正常，且無全廠104通訊中斷告警，接收調AGC、AVC指令正常省調數據自動切至省調接入網，數據傳輸正常。測試后恢復COM2地調接入網網線，查COM2地調接入網通訊恢復正常，告警自動復歸正常。

11)斷開新監控系統COM1調接入網網線，查COM1網絡告警正常，且無全廠104通訊中斷告警，接收調AGC/AVC指令正常，測試后恢復COM1機省調接入網網線，查COM1調接入網通訊恢復正常，告警自動復歸正常。查省調遠動數據自動切到地調接入網，傳輸數據正常，上位機接收AGC/AVC值正常。

12)觀察新上位機系統運行穩定2 h，查新監控系統接收省調AGC/AVC指令正常，退出舊監控系統站控層設備。

在新上位機系統穩定運行后，實施新上位機系統AGC/AVC測試工作。

5 監控系統新上位機平臺

改造后新監控系統的上位機平臺為南瑞研發的IMC操作平臺如圖3所示，與舊的NC2000平臺相比增加分區組態、分區節點監視，利于各個節點的進程運行情況監盤。減少了上位機順控流程的編寫，通過開出到現地機組LCU的可編程控制器調用相應的順控流程。報表系統形式多樣化兼容Excel格式支持離線查詢，智能化報警處理不同級別的光字可定義不同顏色，人機界面更加友好在不重啟操作系統條件下實現監控系統的安全可靠重載和進程啟停。

改造后新監控系統的主交換機同時支持網口及光口的通訊接口，上位機主設備通過網口接入現地機組LCU通過光口接入，抗電磁干擾、保證通訊質量[4]。

6 結 語

選擇此方案的優點是，退出老系統，新系統上位機一步就位全面投入運行，運行人員只需監視一套系統，過渡期間對外接口數據完備，AVC/AGC可投入運行。缺點是未改造LCU無法直接接入新系統，需采用新舊交換機并機形式接入新系統，過渡期間對外接口和AGC功能需同步調試到位，工作量技術要求高[5]。

對于監控改造選取的實施方案，各個電廠應根據實際情況并結合現有計算機監控系統存在的問題與不足，以及水電站未來的發展基本要求，采用適合的改造方案，能有效提高系統運行可靠性、穩定性及準確性，為電廠控制管理及后續發展奠定良好的基礎。