沙溪口水电厂计算机监控系统改造

陈青青

(中电(福建)电力开发有限公司，福建 南平 353000)

沙溪口电厂装设4台单机容量75 MW的轴流转浆式水轮发电机组，总装机容量300 MW，是福建电网的骨干电站之一，担负系统调峰、调频和事故备用任务，水轮机型号为ZZF01-LH-80.n=75 r/min，发电机型号为SF75-80/13000。沙溪口电厂的计算机监控系统于2007年投运，采用基于南瑞的NC2000平台的计算机监控系统，该系统采用分层分布式控制结构，设置电站级主控单元和现地控制单元，现地控制单元为施耐德67160系列PLC，配置以太网接口，外加触摸屏、通信管理设备，供电设备等。

1 监控系统的现状

目前监控系统部分设备出现老化，系统可靠性下降，运行速度变慢，易损件难于采购，软件无法升级，现地LCU触摸屏的版本不统一，日常维护使用工程机重启困难、需引导盘，作为省调备调运动通讯COM2进程不稳定。电站现有的计算机监控系统未划分涉网控制区和非涉网控制区不满足《福建电网电厂(用户)涉网电力监控系统安全分区及边界防护实施指导方案》。220 kV开关站和110 kV开关站设备采用一套LCU进行监控，不满足《国网福建电力调控中心关于涉网保护及自动化设备选型管理要求的通知》。

2 监控系统改造原则

1)为了减少监控改造对电厂效益的影响，保证设备和系统运行的安全，以“统筹规划，分布实施”为原则[1]。

2)沙溪口电站LCU较多，短时间不可能将所有的LCU及上位机全部更换，先改站控层，再逐步进行LCU的改造。

3)除监控系统本身外，外围接口还有多个其他厂家系统，包括调度通信系统、集控接口系统，系统内外关联点繁多、节点部署复杂，是全厂监控系统改造过程中的特点和难点。鉴于这些特征，整个改造方案应遵循安全第一、功能完整、改动最小的原则来进行。

3 监控系统改造调试

基于待改造的LCU较多，短时间不可能将所有的LCU全部更换，机组LCU改造安排在机组大修期间，开关站结合送出线路检修进行，以达到新老监控系统平稳过渡，因此需要通过建立过渡方案，将旧系统LCU依次送至新系统上位机测试，测试完成后一次性接入新系统上位机，最终更换上位机系统[2]。该方案的特点是，需要新、旧系统完全独立，调度通讯可不中断。

建立如下思路为：搭建新系统上位机设备，将新系统上位机作为测试平台。向调度申请1号机组停机，将1号机组LCU从旧系统退出，接入新系统上位机测试平台。此时1号机组与新系统上位机平台单独组成独立系统。新、旧监控系统独立运行。因1号机组此时申请停机，1号机组与调度、集控通讯中断，但不影响其他LCU与调度、集控通讯。备份好1号机组LCU的PLC程序，修改旧PLC对接上位机接口程序，测试新PLC程序与新上位机系统上下行通讯。核对测点，包括DI、SOE、AI、TI和DO等测点。新上位机流程静态测试，因PLC流程未做修改，主要验证流程接口及报警信息，验证顺控流程是否满足现场要求等。新上位机机组流程动态测试包括事故停机流程试验测试、同期流程试验测试、机组PID动态测试等。在完成1号机组所有试验后，备份好新的PLC程序，将原系统的PLC程序下载到1号机组LCU，从而将1号机组恢复接入老系统。其他LCU依次按照1号机组的操作流程操作，直至所有的LCU全部试验结束，测试阶段方案如图1，对接阶段方案如图2。

4 监控系统上位机更换

4.1 上位机更换原则

根据国网福建电力调控中心要求，更换原则是在更换过程中确保至少有一路与省调数据传输正常。在更换过程中若发现异常，应立即停止更换，恢复原监控

图1 监控系统测试阶段图

图2 监控系统对接阶段图

系统上位机，待查明原因后方可继续进行[3]。

4.2 新系统上位机接入调度中心

1)新上位机主机MAIN1、MAIN2及通讯机COM1、COM2等上电运行正常。

2)联系省调将远动数据切省调接入网，准备移植地调接入网并核对地调接入网遥测遥信量。查远动通讯机COM1在主用，将旧系统222网段退出运行，各LCU退出旧系统222网段，并退出旧通讯机COM2。检查上送省调数据正常。

3)将新系统远动通讯机COM2接入地调，并检查链接正常。

4)将各LCU依次接入新系统222网段，检查远动数据上送情况，主调与备调数据一致。

5)联系调度将主调切至新系统COM2运行，检查远动数据上送正常。

6)将各LCU退出旧系统200网段，接入新监控系统200网段。

7)汇报省调。地调接入网设备移植正常，数据正常，可将远动数据切至地调接入网运行，准备进行省调接入网设备移植，旧监控系统远动通讯机COM1退出，新监控系统远动通讯机COM1接入省调运行调试。

8)远动数据切至地调接入网后，检查数据上送正常，无通道中断告警。新监控通讯机COM2接收省调下发AVC值正常。

9)将新监控系统远动通讯机COM1接入省调，并核对COM1正常。

10)断开新监控系统COM2地调接入网网线，查COM2网络告警正常，且无全厂104通讯中断告警，接收调AGC、AVC指令正常省调数据自动切至省调接入网，数据传输正常。测试后恢复COM2地调接入网网线，查COM2地调接入网通讯恢复正常，告警自动复归正常。

11)断开新监控系统COM1调接入网网线，查COM1网络告警正常，且无全厂104通讯中断告警，接收调AGC/AVC指令正常，测试后恢复COM1机省调接入网网线，查COM1调接入网通讯恢复正常，告警自动复归正常。查省调远动数据自动切到地调接入网，传输数据正常，上位机接收AGC/AVC值正常。

12)观察新上位机系统运行稳定2 h，查新监控系统接收省调AGC/AVC指令正常，退出旧监控系统站控层设备。

在新上位机系统稳定运行后，实施新上位机系统AGC/AVC测试工作。

5 监控系统新上位机平台

改造后新监控系统的上位机平台为南瑞研发的IMC操作平台如图3所示，与旧的NC2000平台相比增加分区组态、分区节点监视，利于各个节点的进程运行情况监盘。减少了上位机顺控流程的编写，通过开出到现地机组LCU的可编程控制器调用相应的顺控流程。报表系统形式多样化兼容Excel格式支持离线查询，智能化报警处理不同级别的光字可定义不同颜色，人机界面更加友好在不重启操作系统条件下实现监控系统的安全可靠重载和进程启停。

改造后新监控系统的主交换机同时支持网口及光口的通讯接口，上位机主设备通过网口接入现地机组LCU通过光口接入，抗电磁干扰、保证通讯质量[4]。

6 结 语

选择此方案的优点是，退出老系统，新系统上位机一步就位全面投入运行，运行人员只需监视一套系统，过渡期间对外接口数据完备，AVC/AGC可投入运行。缺点是未改造LCU无法直接接入新系统，需采用新旧交换机并机形式接入新系统，过渡期间对外接口和AGC功能需同步调试到位，工作量技术要求高[5]。

对于监控改造选取的实施方案，各个电厂应根据实际情况并结合现有计算机监控系统存在的问题与不足，以及水电站未来的发展基本要求，采用适合的改造方案，能有效提高系统运行可靠性、稳定性及准确性，为电厂控制管理及后续发展奠定良好的基础。