河北国华定洲电厂NCS系统改造中的问题及解决方案

李智华，陈洪博

(河北定洲发电有限责任公司，河北 定洲 073000)

河北国华定洲电厂NCS系统改造中的问题及解决方案

李智华，陈洪博

(河北定洲发电有限责任公司，河北 定洲 073000)

文章对河北国华定洲电厂网络计算机监控系统(NCS系统)改造工程实施过程以及改造后的网络结构进行了介绍，重点说明了工程实施过程中一些重要问题的解决方法，最后对NCS系统的发展提出几点建议。

NCS；测控单元；通讯；电气二次安全防护刚接节点；铰接节点

1 河北国华定洲电厂原NCS系统存在的问题

河北国华定洲发电厂500 kV出线2回，主接线采用一个半断路器接线方式，220 kV出线4回，主接线采用双母线接线方式。根据电厂在电网中所处的地位以及有关的调度管理规程规定，由华北网调和河北省中调两级调度管理，并接收河北省中调对该厂下达的自动发电控制(AGC)指令。

电厂NCS系统和远动系统统一考虑，采用分层分布式网络结构、开放式多任务实时操作系统(UNIX系统)，多窗口人机界面。整个系统分成站控层和间隔层。站控层和间隔层网络均采用双网结构，相互独立，间隔层设备为深圳泰科公司的DSS系列分布式RTU，主要是数据的采集。站控层为BSJ-2200变电站计算机监控系统，操作系统为UNIX操作系统。包括两台操作员站互为冗余(主机)，主要完成数据处理和统计；一台工程师站，主要是系统维护；一台五防机与监控系统配合实现断路器及刀闸的五防操作；一台网关机，实现与全厂信息管理系统(PI)等子系统的信息交换。RTU与调度通信采用主备方式，分别设在集控楼的两块RTU屏上，至网调、省中调的远动信息传输采用模拟接口通信和远程计算机网络接口通信两种方式。其中与河北串口方式采用CAE规约和IEC870-5-101规约，网络通信采用DNP Over UDP/IP，配置相应的路由器；与华北网调通信采用串口CDT方式通信。

随着运行年限的增长，NCS系统逐渐出现了各种问题：

(1)原间隔层RTU设备老化，插件故障率增加。

(2)定洲电厂二期工程的建设，使原RTU容量不能满足增加一次设备的需求。

(3)随着华北数据网和河北数据网的投入使用，远动数据通道也需要由原模拟通道转为数字通道，而原RTU设备不能满足新远动规约的要求。

(4)如果更换RTU为测控单元，测控单元与老站控层BSJ2200系统通讯配合不稳定。

基于以上原因，应对原NCS系统进行全面改造，更换老化的站控层和间隔层设备。

2 项目执行方案

根据现场的需要，淘汰原站控层和间隔层设备，站控层采用南瑞科技的NS2000变电站监控系统，操作系统为UNIX；间隔层为南瑞科技的NSD500测控单元。具体的改造方案如下：

2.1 站控层设备

在电厂原网络监控系统站控层增加双远动工作站，组屏布置于升压站220 kV继电器楼。远动工作站采用NSC300远动通信控制器，采集数据并向华北网调和河北省中调输送数据。

原采用BSJ2200的服务器更换为Ultra 45服务器，安装NS2000操作系统，共配置2台，互为备用。

2.2 间隔层设备

原电厂升压站信息采集与控制均通过RTU装置，RTU装置淘汰后，统一更换为NSD500型网络监控系统测控单元，远动和网络监控系统共享采集，通过双以太网接口直接上网与站级计算机系统相连，构成面向对象的分布式变电站计算机监控系统由网络监控系统实现对升压站监视与控制，220 kV配电装置每台断路器配置1台测控单元，实现本间隔的信息采集和控制，500 kV每回线路及断路器配置1台测控单元，实现各间隔的信息采集和控制。升压站每台断路器均可通过网络监控系统后台控制，或测控屏就地控制，或断路器本体就地控制，同时只能在一处实现断路器控制。

每两台机组的电子设备间配置1台测控单元柜，实现机组的AGC功能。

改造前后的系统图见图1、图2。

图1 河北国华定洲发电厂微机监控系统结构图(原)

图2 河北国华定洲发电厂微机监控系统结构图(新)

新NCS系统投入使用后，具备接入华北数据网和河北数据网的功能，提高了数据网的可控性和自动化程度，并且通过扩容可以对二期相关设备进行控制。

3 工程实施过程及遇到的问题

3.1 工程概述

原NCS系统设计为厂内监控和远动系统统一考虑，各元件的监控集中设计，没有分开。因此将改造分为升压站测控部分、机组测控部分和站控层改造三部分进行。由于涉及到电流及控制回路，所有间隔层设备改造均在对应一次设备停电情况下施工。

3.2 升压站测控部分

河北国华定洲电厂负责一个220 kV升压站和一个500 kV升压站的控制和监视。220 kV升压站采用双母线接线，4回出线，改造后测控单元采用按间隔配置方式，4条线路分别配置4台测控单元，母联、启备变、发变组每台开关配置1台测控单元，220 kV系统配置一台公用测控单元。总计配置共9台测控单元，组四面屏，分别按间隔接入母线电压、各线路电流、主变高压侧电流、两台启备变的高压侧电流、各开关和刀闸的开关量以及各保护装置的保护动作信号。500 kV升压站采用一个半断路器接线，形成2个完整串和一个不完整串，共8台断路器。每台断路器配置1台测控单元，每回线路及主变配置1台测控单元，500 kV母线设备配置1台公用测控单元，共配置14台测控单元，组六面屏。分别接入母线电压、各线路电流、主变高压侧电流、两台启备变的高压侧电流、各开关和刀闸的开关量以及各保护装置的保护动作信号。

3.3 机组测控部分

机组测控部分改造前，升压站的NCS改造完毕后，原升压站RTU设备接入的采集量已完全接入至NSD500测控单元，并通过测控单元向站控层BSJ2200设备进行数据传输。同时，准备替换原BSJ2200操作系统的新监控系统NS2000已调试完毕，并经过联入网络的测试，具备投入使用的条件。远动部分仍由RTU采集数据并通过通讯管理机进行数据传送。新远动传输装置NSC300已调试完毕并与华北网和河北网传动完毕。

1号机组和2号机组的RTU共计4面屏，包括NCS、DPU柜(为厂内监控系统提供数据的前置机)、NCS网络柜(监控系统电源及交换机)、NCS监控柜1(2台机组的遥测量)、NCS监控柜2(2台机组的遥控量)。从每台屏柜的配置看，在新监控系统建立后，由于电源仍然需要使用，因此需保留NCS网络柜，而NCS DPU柜、NCS监控柜1、NCS监控柜2均可拆除。根据现场考察，如果拆除NCS、DPU柜，1号机组电流和电压电缆将不够长度接至新屏，由于这些电缆均由就地端子箱敷设至电子间，如重新敷设将大幅度增加工作时间；如果拆除NCS监控柜1，则从一开始工作就必须停止机组数据的远动传输。根据以上分析，确定拆除最西面的NCS监控柜2，这样大部分电缆将不需要重新敷设即可继续使用，同时可以减少机组远动数据停止的时间。

由于远动通道数据中断时间不能过长，经过技术人员讨论，决定首先短时申请退出远动通道，将监控柜2的设备从屏中取出后加临时电源而恢复远动数据的传输，之后拆除监控柜2并在监控柜2的基础上安装新机组测控屏。新屏柜安装固定后，分别申请暂时中断1号机组和2号机组的测控数据，将相关回路从监控柜1移至监控柜2。通过以上方法，避免了远动数据的长时间中断，同时由于采用2台机组分别接入新远动工作站的方法，避免了2台机组远动数据同时中断的风险。

3.4 站控层改造

远动工作站采用南瑞的NSC300型设备，双机备用设计，采用104规约分别接入河北数据网向河北省电力公司和华北数据网向华北网电力公司输送数据。接入方式设计为网线，但由于远动工作站距离数据网交换机超过120m，经实际测量，丢包率达到10%以上，因此接线方式变更为光纤接线。采用光纤后，数据传输非常稳定。为了增强网络拓扑结构的稳定性，又设计了两路64K数字通道向华北网调和河北中调输送数据，为数据网因异常中断后提供了有效保障。

3.5 NCS系统与五防、PI、AVC的通讯

我厂NCS系统除负责远动传输及厂内监控外，仍担负着向五防操作员站、无功自动装置(AVC)以及PI系统(实时历史数据库)进行数据交换的功能。

按原设计方案，升压站的操作采用其本身的NS2000操作系统即可实现五防功能，考虑到系统本身出现问题的情况下，不能有效防止误操作，因此采用独立的五防机。在五防机上操作后将命令传输给NCS操作系统，实现双重闭锁，防止误操作或误出口的发生。

AVC设备和原通讯管理机采用串口线连接，CDT规约，更换远动工作站后，如果沿用232/485接口，则存在两方面的问题，一方面是距离较远，各设备的通信地共地，现场各种异常情况都有可能出现，二者之间即使有零点几伏的电压差，都会导致误码或不能通讯；另一方面是采用232/485经转接设备后，由于不经光电隔离，对设备安全存在隐患。因此，NCS系统与AVC的通讯改为网络，采用104规约，这就要求AVC装置与NCS系统在同一个网段上，而AVC地址由省公司下发不能更改，经联系AVC厂家后，为AVC装置增加一块网卡与NCS系统通讯，隔离了网段。

PI(PI=Plant Information)系统是一套基于服务器和客户端结构(即CS结构)，采集NCS系统数据，负责供向我厂办公网络发布浏览生产数据的软件系统，是实时历史数据库系统。由于PI系统运行于办公网络中，要和NCS系统这种工业控制网络相连接，不能满足电气二次安全防护的要求，因此，我们在接口部分安装了硬件防火墙和纵向加密装置，隔离了生产大区和管理大区。

4 总结及建议

NCS系统改造按上述步骤实施完毕后，远动系统和厂内监控以及AVC、PI系统都运行正常，满足了华北网调和河北中调的要求。从定州电厂NCS系统的现场安装调试和实际运行情况分析，对变电站综合自动化系统提出以下几点建议和设想。

4.1 通讯规约的标准化

由于监控系统通讯设备的类型较多，它们与监控系统的通讯协议五花八门，给系统联调带来较大难度，也给以后的维护工作带来不便。在工程实施过程中，尽量统一为IEC60870-5-104规约，但仍有部分设备不能实现相同规约，解决这类问题的关键在于标准化应始终贯穿工程设计、设备招标和工程实施的全过程。

4.2 就地采集设备应分间隔设计

由于原NCS系统的RTU采集数据为集中式设计，各间隔的回路集中到几个屏内，在工程实施过程中产生了很大困难，同时，这种设计方式也不利于安全运行及停电检修。改造后的NCS系统分间隔设计，提供了更为安全稳定的运行方式，建议今后的NCS系统设计也应该遵循这样的原则。

4.3 交流采样校验仪接口的标准化

随着网络计算机监控系统的发展，模拟量的采集普遍采用交流采样测量单元，取消了电压、电流、功率和功率因数变送器。由于监控系统中模拟量通道的数量和顺序的不确定性，使得监控系统的交流采样校验仪接口没有标准化或根本没有此接口，无法实现用交流采样校验仪对模拟量通道进行检验。

5 结束语

定洲电厂网络计算机监控系统改造后操作简单，维护量小，运行可靠性高，不仅使运行人员的劳动强度大大减少，而且为调度、运行人员提供准确的实时数据、图形，帮助他们准确掌握设备的运行状态。它满足了对变电站运行管理水平日益提高的需要，也是电力系统技术发展的必然趋势。随着变电站综合自动化系统可靠性的不断提高和功能的不断扩充和完善，性能价格比更具优势，将在各类电压等级变电站及电厂中广泛采用。

Discussed the Northern Area Purp le Lobe Low Cherry Grafts the Reproduction

Li Zhihua，Chen Hongbo

In this paper,it is introduced that the implementation process and the network structure of the transformation projectof the NetControl System(NCS)in HeBeiGuohua Dinzhou power plant,and focused on the instructions solution ofsome importantquestions in the implementation process.Finalwebring forward severalsuggestion to the developmentof the NCSsystem.

NCS；themeasureand controlunit；Communication；Secondary electricalsafety

TQ 423

A

1000-8136(2011)29-0029-03