白山梯级发电厂H9000 V4.0监控系统升级改造

2012-07-19战玉杰

水电站机电技术 2012年3期

战玉杰，白莹，冯迅，辛俊

（1白山发电厂，吉林桦甸 132400；2北京中水科水电科技开发有限公司，北京 100038）

0 概况

白山梯级发电厂位于吉林省桦甸市境内的第二松花江上游，在电网中担负调频、调峰和事故备用的重要任务。白山发电厂由“一厂、两坝、四站”组成，电站总装机容量为200万kW，其中：白山一期电站装有3台30万kW混流式水轮发电机组；白山二期发电站装有2台30万kW混流式水轮发电机组；白山三期电站装有2台15万kW抽水蓄能机组；距白山下游38 km的红石水电站装有4台5万kW轴流定浆式水轮发电机组。电厂在吉林省桦甸市建有一个梯级调度中心，用于对各厂站进行远方开停机、负荷调整，ACG调节等操作，实现对机组的远方监视。

白山发电厂改造前使用北京中水科水电科技开发有限公司H9000 V3.0计算机监控系统，改造后使用北京中水科水电科技开发有限公司H9000 V4.0计算机监控系统。

1 改造的必要性

首先，电厂监控设备已运行多年，其中桦甸调度中心操作员站采用SunFireV240服务器，白山一期、二期、三期及红石水电厂操作员站采用SunBlade 2500工作站，安装Solaris8操作系统，现上述机型均已停产，且操作系统也升级为Solaris10操作系统，新机型设备无法满足H9000 V3.0计算机监控系统的运行条件。部分老型号的设备原厂家已停产，备件采购困难。因此，为保证电厂长期的安全稳定运行，针对存在的问题先进行监控系统升级改造是必要的。

其次，按照白山发电厂智能化改造规划，需要将桦甸调度中心监控系统搬迁到集控中心，形成集控中心对白山电站、红石电站发电机组远程监控功能，同时向智能统一平台提供监控系统相关数据，满足智能化水电厂建设要求。在搬迁过程中，对监控系统部分运行年久、缺陷较多、接近使用寿命的硬件设备进行更换。根据白山发电厂智能化水电厂改造规划方案，将在集控中心建成智能统一平台，对白山发电厂生产设备相关信息进行统一汇集、整理，并在此基础上建立信息互动、综合监控、智能决策的智能化水电厂应用平台。由于智能统一平台需要监控系统向其提供必要的机组运行数据，因此还需要对白山、红石和集控中心的监控系统软件进行改造升级，满足智能统一平台接入的要求。

2 系统结构

白山发电厂监控系统改造后仍由三个子系统组成：集控中心计算机监控系统(简称集控系统)、白山电站计算机监控系统(简称白山系统)、红石电站计算机监控系统(简称红石系统)。整个系统采用分层分布的系统结构，共分三层：集控调度中心层、白山(红石)站级监控层以及现地控制单元层。集控中心层构成集控系统，白山站级监控层与其现地控制单元层 (包括白山右岸电站和左岸电站)构成白山系统，红石站级监控层与其现地控制单元层构成红石系统。

白山、红石及集控中心三系统内部采用双冗余以太网连接。

白山与集控系统之间采用双冗余100 MB以太网连接。

红石与集控系统之间采用双冗余100 MB以太网连接。

集控系统可实现对白山(红石)电站主要设备的远方集中监控，实现梯级经济运行闭环控制功能。白山(红石)系统是一个完整的实时闭环过程控制系统，既可独立完成各种现地闭环控制功能，也可通过与集控中心计算机控制系统联网实现远方监控。

计算机监控系统网络结构图如下图1所示：

图1 白山发电厂计算机监控系统网络结构图

3 升级技术方案

根据白山发电厂的要求，在改造过程中AGC功能以及调度通信程序都需要连续运行。在所有LCU改造完成前，一直使用老系统进行数据监视和命令操作。因此，在改造过程中，需要新、老系统独立运行，并保持老系统能够对各厂站的所有设备进行操作、可以采集各厂站的所有数据、保证AGC及与调度通信运行正常。改造后，将AGC、调度通信等移植到新系统，实现新老系统之间的平滑过渡。具体方案如下：

首先，需要利用新增加的主机设备（或老系统中的备件设备）搭建一套新的上位机系统，新、老监控系统并列运行，改造好的现地LCU接入新的上位机系统，未改造好的现地LCU仍运行在老系统下；

其次，在新配置的通讯工作站上，安装H9 000新系统和老系统，在新系统上运行IEC60 870-5-104从站程序，在老系统上运行IEC60 870-5-104主站程序，新系统和老系统通过IEC60 870-5-104进行通信。将接入新系统的LCU的主要数据传送到老系统，老系统上仍然可以监视全厂的所有数据。将老系统对接入新系统LCU的命令下发到新系统，老系统上仍然可以控制全厂的所有设备。

最后，待所有LCU都接入新系统后，将AGC、调度通信等移植到新系统，将各中控室的操作员站升级为新监控系统（见图 2）。

图2 升级技术方案

4 现场施工和调试

4.1 施工前的准备工作

（1）为白山、红石和集控中心各增加两台数据采集服务器，用于新监控系统（即H9000 V4.0系统）的数据进行采集；

（2）为白山和红石各增加一台4网卡的通讯工作站，用于新、老系统之间的数据传输和命令下达；

（3）针对新系统对电厂运行和维护人员进行技术培训工作；

（4）对新系统在厂家进行组态、数据库完善、画面制作及各功能的完善准备工作；

（5）调试新、老系统之间的通讯程序，使其实现：将新系统的模拟量和开关量传送给老系统，接收老系统的命令，通过新系统下达给PLC予以执行；

（6）对新设备进行出厂前的联调和验收工作；

（7）编制现场施工方案，进行工期安排，并做好风险评估工作。

4.2 具体实施情况

4.2.1 红石监控系统改造

（1）在红石厂站搭建H9000 V4.0监控系统，将增加的2台数据采集服务器、1台通讯工作站安装在计算机室，为新机器铺设网线，与H9000 V3.0系统共用主备网交换机。在通讯工作站上同时启动新、老监控系统，并运行新、老系统之间的通讯程序，将接入H9000 V4.0系统的红石LCU信息可以传送到H9000 V3.0系统中。

（2）对红石4号机组PLC进行H9000 V4.0升级改造，分别在H9000 V4.0系统和H9000 V3.0系统中，测试数据接收和设备操作情况，实验结果为正常。至此，白山发电厂第一台LCU改造完成，顺利升级为H9000 V4.0系统。

（3）陆续将红石厂站剩余3台机组LCU和2台公用、开关站LCU接入H9000 V4.0系统。

（4）将红石中控室操作员站升级为4.0监控系统，原系统通讯程序移植到H9000 V4.0系统上运行，绘制H9000 V4.0系统报表。至此，红石电厂H9000 V4.0系统基本调试完毕。

4.2.2 白山监控系统改造

（1）在白山厂站搭建H9000 V4.0监控系统，将增加的2台数据采集服务器、1台通讯工作站安装在计算机室，为新机器铺设网线，与H9000 V3.0系统共用主备网交换机。在通讯工作站上同时启动新、老监控系统，并运行新、老系统之间的通讯程序，将接入H9000 V4.0系统的白山LCU信息可以传送到H9000 V3.0系统中。

（2）对白山5号机组PLC进行H9000 V4.0升级改造，分别在H9000 V4.0系统和H9000 V3.0系统中，测试数据接收和设备操作情况，实验结果为正常。在H9000 V3.0系统中将5号机组投入AGC成组，测试功率调节情况，测试结果为5号机组功率调节速度、响应时间和低频自启动等功能均在正常，白山5号机组顺利升级为H9000 V4.0系统。

（3）陆续将白山厂站剩余4台机组LCU和4台公用、开关站LCU接入H9000 V4.0系统。

（4）将白山一期、二期和三期中控室操作员站均升级为4.0监控系统，原系统通讯程序移植到H9000 V4.0系统上运行，绘制H9000 V4.0系统报表。

（5）将白山泵站系统通讯程序接入H9000 V4.0监控系统，在H9000 V4.0系统中测试泵站的数据接收和设备操作情况，实验结果为正常，泵站2台机组和一台开关站顺利升级为H9000 V4.0系统。

（6）升级电厂与网调的IEC60 870-5-104通讯程序，使用H9000 V4.0系统实现与网调的数据上送和命令接收工作。

（7）调度通讯升级后，将AGC功能移植到H9000V4.0系统下，运行在H9000V4.0系统的数据采集服务器上。测试H9000 V4.0系统AGC功能的各项指标，试验成功后，将AGC控制正式投入使用。至此，白山电厂H9000V4.0系统基本调试完毕。

4.2.3 集控中心监控系统改造

（1）在集控中心搭建H9000 V4.0监控系统，将增加的2台数据采集服务器安装在计算机室，为新机器铺设网线，与老系统（H9 000 V3.0系统）共用主备网交换机。

（2）在白山和红石厂站所有LCU均接入H9000V4.0系统后，将桦甸调度中心中控室的操作员A站升级为H9000 V4.0监控系统，保留操作员B站和C站为H9000 V3.0监控系统，运行人员使用H9000 V3.0系统为主，H9000 V4.0系统为辅，对各厂站进行数据监视和设备操作，其中AGC操作在其升级为H9000 V4.0前必须在H9000 V3.0系统下执行。

（3）在AGC功能移植到H9000 V4.0系统后，将桦甸其余操作员站均升级为H9000 V4.0系统，升级桦甸报表服务器、调度IEC60 870-5-101通讯站等为H9000 V4.0系统。至此，H9000 V4.0监控系统改造基本完成。

此外，还分别对红石、白山和集控各厂站运行和维护人员进行了现场培训工作。