乌溪江水力发电厂监控系统改造

沈旭东

(浙江华电乌溪江水力发电厂，浙江?衢州?324000)



乌溪江水力发电厂监控系统改造

沈旭东

(浙江华电乌溪江水力发电厂，浙江?衢州?324000)

结合乌溪江水力发电厂监控系统改造在不同平台间的实施困难，对比改造前后监控网络的特点，着重介绍了改造实施核心监控网络的安全性和可靠性。图2幅。

水电站；监控系统；上下位机；网络结构；改造

1 概 述

浙江华电乌溪江水力发电厂位于浙江省衢州市境内，由湖南镇及黄坛口2座电站构成梯级电站。一级电站是湖南镇电站(简称湖站)，距衢州市42 km，二级电站是黄坛口电站(简称黄站)，距湖站下游26 km，距衢州市20 km。2座电站共有7台机组。湖站分新、老2个厂房，相距2 km，老厂房装机容量4×50 MW，新厂房装机容量1×120 MW；黄坛口电站装机容量2×26 MW；2座电站总装机容量372 MW，在浙江电网中担任调峰、调频和事故备用。

电厂计算机监控系统于1998年开始建设，1999年4月建成并投入运行，系统采用北京水科院自动化研究所研制开发的H9000系统。

2011年3月建成衢城集控中心并投入运行，系统采用北京中水科水电开发有限公司开发的H9000系统。

由于乌溪江电厂计算机监控系统从1999年建成投入运行后至今已超过13 a了，所以设备老化现象明显，故障率不断提高，从2012年9月份开始对该系统进行了彻底改造。

2 总体改造思路和网络结构

原来的监控系统是中水科设计的H9000系统，而本次改造采用南京河海南自水电自动化有限公司的SD8000系统，两套系统上位机平台各不相同，相互间不存在互通和共用性，所以在本次改造中会涉及到新老系统的衔接和新老系统并列运行的情况。初定的改造方案是首先对整个上位机系统进行整体改造，然后结合设备检修停役的机会对现地控制单元(简称LCU)进行改造。

改造前监控系统网络结构组成为衢州梯调集控中心、湖南镇站调和黄坛口站调三地通过环网交换机组成的单环网结构(见图1)。

图1 三地单环网结构组成

改造后的三地网络结构采用双光纤通道和双路网络交换机构成双星型结构(见图2)。

一般大中型电厂或按“无人值班(少人值守)”设计的电厂，计算机监控系统电厂控制级主要监控功能宜以冗余节点配置，任一节点故障退出或正常维护检修不影响对电厂设备的安全监控。因此，在监控主网络结构安全设计方面采用的双星型结构充分考虑了整个网络中三地之间发生光纤断线故障的情况，也考虑了站内主交换机发生故障的情况。集控和2个站调三地之间任意两站光纤中断或者任意一台站内交换机故障都不会影响集控中心对2座水电站的监控，极大地增加了集控中心对设备监控的可靠性。

图2 三地双星型网络结构组成

3 改造实施

(1)监控系统的电源改造

分别对衢城梯调、黄站站调和湖站站调的UPS电源进线改造，改造期间整个监控系统要停止运行，监控系统和调度的通讯要中断24 h，在此期间全厂机组不能并网发电运行。

(2)监控网络结构改造过程中的新旧双网并行

在完成相同电源改造后，下一步工作就是将原来的单环网结构改为双星型网。当双星型网络搭建成后将网络分割为老系统网(简称0号网)和新系统网(简称1号网)，新老网络间完全独立；其中监控老系统运行在0号网，新系统运行在1号网。同样的在网络改造期间，监控系统和省公司的通讯要中断24 h。

(3)新系统搭建并和老的机组LCU通讯调试

用48 h搭建新上位机主机系统，搭建工作包括硬件设备布置、网络通道测试。此时新系统工作在1号网络中，只有上位机系统且未挂接下位机LCU。然后开始新主机系统和老的LCU通讯调试工作，先将1台机组的LCU从老系统中脱离并连接到新系统网络中进行测试和调试，测试和调试的主要内容是机组LCU信息的上送和新上位机系统指令的下发。在进行试验时由于该台机组已退出老系统，所以上送到省公司的信息中就缺少了该台机组的信息，该台机组要退出AGCAVC。在完成了1台机组的LCU调试后，将该台机组LCU重新接入到老系统运行并恢复所有功能(第1台机组LCU调试时在安全性和功能性方面要着重进行试验和反复考验，因此时间稍长，约72 h)。1台机组LCU调试结束后，更换1台机组LCU试验，方法同第1台机组LCU，直到将所有的机组LCU试验完。这个过程中始终有1台机组LCU退出老系统，所以在试验期间厂站上送到省调度中心的自动化信息会缺少该台试验机组LCU的相关数据。其他未参与试验的机组由于还处在老系统中，所以调控功能均正常。

(4)新系统和开关站LCU通讯调试

由于开关站LCU功能性质和机组LCU有区别，在运行期间不能进行开出功能测试，所以对湖、黄两站的一次设备开关站LCU进行调试时内容仅限于核对开关站LCU上送信息，对控制输出不进行核对；因此在进行开关站LCU试验时，应将开关站LCU的出口解除(一直等到下阶段开关站LCU改造完成后)，以避免发生误动现象。

(5)新系统和调度通讯调试

对所有LCU联调完成后，调试新系统的通讯服务器，在此期间完成对调度自动化系统上送信息的核对和下发指令的核对，以及全厂机组自动发电电压控制功能(AGCAVC)的试验。

(6)新系统整体投运试验

在完成了和调度自动化信息核对的工作以后，将老系统中的全部LCU接入到新系统，老系统上位机系统退出运行，新系统上位机接管老系统下位机。利用24 h对新系统进行双网络的有关试验，包括：网络切换、信息检查等。在此期间监控系统要做好必要的安全措施，防止误动作情况的发生。在完成了上述工作后，新系统接管老系统，新系统开始运行。

(7)现地控制单元LCU改造

新的上位机系统改造完成后，结合机组大小修时间完成机组、开关站LCU的改造，整个监控系统改造按调度计划停役时间安排完成。

4 节点时间安排

乌溪江电厂和调度信息交换时经过厂外服务器、路由器和纵向加密认证装置接入浙江省电力公司的实时数据网络。根据监控系统改造过程中涉及到会对省调自动化信息通讯造成中断的各个节点时间安排如下:

(1)在升级新系统网络时监控系统0号和1号网络全部中断，调度对厂站自动化信息通讯也中断，持续时间为8 h；待网络升级完成后，由老上位机系统运行在0号网络中并恢复对调度的自动化信息通讯。

(2)在新上位机系统对现地LCU进行通讯调试阶段时，仍然采用老系统上位机的通讯服务器向省公司传送信息和接受指令，但是在新系统和老的LCU调试期间总会有1台机组退出备用进行现场调试，同时该机组LCU相关信息上送和AGCAVC暂时退出，单台机组持续时间为24～48 h。

(3)在新系统完成了对所有现地LCU的调试后，要进行全厂LCU在线下发令试验，同时完成新系统调度通讯机的更换和功能测试工作。此阶段首先建立新调度通讯机和省调数据通道，完成新调度通讯机的全部功能测试(遥调功能只作数据下发核对，不动作出口)和厂站梯调中心对站调LCU设备的下发令功能测试。在此期间，全厂LCU开出功能全部解除，全厂机组退出备用，同时全厂与调度自动化信息通讯中断，持续时间24 h。电站信息调试工作完成后，将现地LCU接入新的系统，老系统上位机退出运行，新上位机系统整体投入运行，并恢复与调度自动化信息的正常通讯功能。

5 存在的风险及现场控制

(1)网络改造和电源改造阶段

由于网络和电源改造，整个监控系统退出了运行，失去了平常的监视手段。在年度检修计划申请时就安排在监控系统改造期间全厂机组为停机备用状态，同时电厂运行人员加强对现地的巡检，出现异常情况在现地进行处理。

(2)新系统和老机组LCU通讯调试阶段

由于下位机现地LCU为未改造的GE公司90系列可编程控制器，新搭建的上位机系统与老下位机间的通讯连接是初次应用，可能存在新上位机主机系统和现地LCU联调工作超时或不成功。为此，在下位机整体调试前先单独将某一机组LCU挂接到新上位机系统中进行调试试验，待上下位机通讯联调成熟稳定后再进行其他机组LCU调试工作。接入新系统的单台LCU有任何问题时可将其立即切换回老系统运行，不影响整个上位机系统对它的控制调节。

(3)新系统和开关站LCU通讯调试阶段

如果新上位机系统下发令错位，会导致非控制对象误动。为此从开始做机组试验起，将全部开关站LCU的输出解除，确保开关站设备不会发生误动作现象；相关开关及闸刀操作采取现地操作模式，直到新的开关站LCU改造完成为止。

(4)新系统和省调通讯调试阶段

新上位机系统的规约是新编的程序，和省调的通讯是初次联调，可能存在联调工作超时或不成功。为此考虑如出现超时或不成功，可以暂时退出调试，马上恢复老系统运行，待检查出原因后，再申请调试。

(5) 新系统网络试验阶段

双网并联时会产生网络风暴或网络切换不成功，此情况发生时应及时解除1号网连接并查找原因，不影响2号网正常功能运行。

6 结 语

经过近6个月的现场施工及调试，衢州梯调集控中心、湖南镇站调和黄坛口站调三地网络及上位机系统已全部完工并顺利通过试运行考验，下位机现地LCU改造结合主机设备大小修安排也完成总量工作的90%。目前监控系统整体运行情况稳定，各项功能测试结果满足技术规范和改造预期要求，证明之前的相关规划和技术准备是科学和有效的。

改造的关键在于通过一个新旧系统间的规约转换程序完成新上位机系统对老下位机系统的控制和通讯，为此南自公司专门进行了前期论证和开发，在改造实际应用中通过现场实施不断地成熟和完善，使得新老上下位机的并存模式得以实现，并使得整个监控系统的改造工期得以合理的安排和进行。

责任编辑 吴 昊

2015-05-12

沈旭东(1976-)，男，工程师，主要从事水电厂二次设备管理工作。 E_mail：qzshenxd@163.com