水电厂监控系统调试方法及调试系统

摘要

本发明公开了一种水电厂监控系统调试方法及调试系统，在电厂侧建立一套虚拟电厂上位机系统，该上位机系统用于模拟电厂侧监控系统；并将电厂侧监控上位机平台整体移植到虚拟电厂上位机系统中；搭建临时调试网络，虚拟电厂上位机系统与集控侧监控系统连接，并确保与现有运行系统的隔离；虚拟电厂上位机系统对电厂侧现地LCU进行单台试验及整体试验；在整体试验全部完成后，申请整站全停，将已完成试验的虚拟电厂上位机系统平台，再整体搬迁回电厂侧监控系统，取消虚拟电厂上位机系统的控制，实现集控侧监控系统与电厂侧监控系统的实际连接，并验证二者数据库的一致性及设备控指令的准确性。本发明风险小、影响小、效率高、试验全。

说明书

技术领域

本发明涉及一种水电厂监控系统调试方法及调试系统。

背景技术

传统的水电厂监控系统调试方法分三个步骤：首先完成集控侧上位机的各数据库、操作令、闭锁库及计算库的编写，随即将电厂全停，将集控侧与电厂侧联网，修改电厂侧相关数据库，检查基本切换功能、数据传输及闭锁功能；然后分别在电厂侧及集控侧针对每台现地LCU（LCU：logic control unit 逻辑控制单元）开展单独试验；最后结合AGC试验（AGC：auto genarator control 自动发电控制）、AVC（AVC auto volt control 自动电压控制）试验对全厂现地LCU控制单元，开展多机联调试验。这种方法存在以下多种弊端：

1、调试过程中设备操作风险大，集控侧在没有开展与现地LCU试验前就并入现有已投运监控系统，很有可能在调试过程中造成控制误开出，对电厂其他非参调LCU造成巨大的运行风险；

2、调试修改繁琐，如在调试过程中需要对数据库开展修改，势必要对所有服务器开展同步修改，工作量大且过程繁琐，调试人员很容易出现疏忽，无形中又给调试造成风险；

3、电厂侧上位机前期数据库修改风险大，由于电厂侧系统属于在运系统，数据库的前期修改工作量大，时间紧，特别是闭锁库的修改，对整体机组运行存在巨大的影响，如修改不正确不仅影响后续试验，同时很有可能造成电厂侧监控系统混乱，甚至造成电厂侧监控系统整体崩溃；

4、调试试验过程中全停时间非常难控制，在集控侧与电厂侧第一次连接时，必须申请整站全停，在AGC、AVC试验对全厂现地LCU控制单元开展多机联调试验时也必须要申请整站全停，由于存在大量的试验项目及相应不可预测的情况发生，整站全停的时间很难控制。

发明内容

本发明的目的是提供一种确保水电厂全厂监控系统成功投运的水电厂监控系统调试方法及调试系统。

本发明提供的这种水电厂监控系统调试方法，该方法包括如下步骤：

步骤一，在电厂侧建立一套虚拟电厂上位机系统，该上位机系统用于模拟电厂侧监控系统；并将所述电厂侧监控上位机平台整体移植到所述虚拟电厂上位机系统中； 

步骤二，搭建临时调试网络，所述虚拟电厂上位机系统与集控侧监控系统连接，并确保与现有运行系统的隔离；

步骤三，虚拟电厂上位机系统与对电厂侧现地LCU进行逐台试验及整体试验；

步骤四，在整体试验全部完成后，申请整站全停，将已完成试验的虚拟电厂上位机系统平台，再整体搬迁回所述电厂侧监控系统，取消虚拟电厂上位机系统的控制，实现集控侧监控系统与电厂侧监控系统的实际连接，并验证二者数据库的一致性及设备控指令的准确性；最后开展验证性试验。

所述步骤2中所述虚拟电厂上位机系统在集控侧监控系统完成基本功能和通讯系统试验后，按照集控要求完成数据库、闭锁库的修改。

所述虚拟电厂上位机系统与集控侧监控系统连接，进行数据库同步，再完成整体数据通道检查，切换功能试验，时钟沟通不试验。

所述整体试验包括如下步骤：

（1）将设备控制较少、无顺控流程和无“四遥”数据的电厂侧公用系统现地LCU接入所述虚拟电厂上位机系统，同时拔出电厂侧公用系统现地LCU所有出口继电器，确保公用现地LCU设备无操作功能；

（2）利用电厂侧公用系统现地LCU完成网络检查、试验数据采集、下位机切换、电量核对、操作令监视开出、雪崩及分辨率试验；

（3）待所述虚拟电厂上位机系统及集控侧监控系统的全部基本功能试验完成后，将其他没与所述虚拟电厂上位机系统连接的各现地LCU通过调试网络逐台接入该虚拟电厂上位机系统，并对所有数据库进行点量核对、控制令检查及设备传动操作试验，同时针对“四遥”及AGC、AVC开展单机调试； 

（4）所有单机功能试验完成后，申请两台机组、三台机组的多机调试，所述虚拟电厂上位机系统进一步验证设备控制令及多机情况下AGC、AVC调节功能。

所述验证性试验包括整体AGC、AVC及“四遥”功能试验。

一种水电厂监控调试系统，该调试系统包括电厂侧监控系统、集控侧监控系统、现地LCU、虚拟电厂上位机系统、调试网络和若干调试用交换机，虚拟电厂上位机系统通过若干调试用交换机经由调试网络与集控侧监控系统连接，其还通过调试网络与参加调试的现地LCU连接；所述调试网络接入所述集控侧监控系统的集控网络中；该虚拟电厂上位机系统通过单向传输通道与电厂侧监控系统连接。

所述虚拟电厂上位机系统包括按电厂侧数据采集服务器和操作员站配置的两台工作站；二者均通过所述调试网络与所述电厂侧监控系统通信。

所述虚拟电厂上位机系统包括若干单向104规约发送机，通过多台调试用交换机接入集控侧监控系统，并以单向IEC104规约通讯的方式向所述电厂侧监控系统发送当前参调设备运行信息；该虚拟电厂上位机系统只传输当前参调设备对全厂正常运行有影响或属于“四遥”的信号。

所述调试网络的网络架构与所述电厂侧监控系统的网络构架一致。

所述电厂侧监控系统包括若干单向104规约接收机，其只接收当前参调设备运行信息，同时向监控上位机系统广播。

本发明采用建立“模拟电厂”的调试方法，与传统的新系统直接接入的方法相比，具有如下优势： 

1、有效地开展上下位机及多机组联合调试，大大提高了试验效率，降低了试验风险，集控侧在先开展与现地LCU试验，通过后才并入现有已投运监控系统，并对所有操作画面开展逐一现场实际核对，大幅减少了在调试过程中造成控制误开出的现象发生，更好的保护了电厂其他非参调LCU的安全；

2、调试修改简单可靠，本发明使参调设备与运行设备独立运行，同时可以在调试过程中随时停止试验，将参调设备重新接入运行系统即可恢复正常运行；工作量大且过程繁琐，调试人员很容易出现疏忽，无形中又给试验造成风险；

3、电厂侧上位机前期数据库修改风险大，本发明先将电厂侧监控系统的上位机平台进行移植，建立与该电厂监控系统相一致的“虚拟电厂”监控系统，后续各种数据修改或试验均在虚拟电厂侧完成，待各种试验以及数据修改均成功实施后，才整体搬迁至现有电厂侧的监控系统上，因此本发明将调试中对现有电厂侧监控系统的影响减低至最低，对整体机组运行的影响也将至最低，确保了电厂侧监控系统的稳定；

4、本发明要求全停的次数仅有一次，即在整体试验全部完成后，将已完成试验的虚拟电厂上位机系统平台再整体搬迁回电厂侧监控系统前，申请整站全停，由于大量的试验项目均在虚拟电厂上得以执行，与这些试验项目对应的不可预测的情况也几乎全部在虚拟电厂上进行了处理，因此本发明大幅缩减了整站全停的时间；

5、本发明确保电厂监控系统成功投运，是确保电力行业远程集控监控系统一次启动的重要技术手段。本发明不仅可以应用在水电厂集控项目建设中，同时对其他监控系统改造、建设都提供了新型、高效、安全的试验平台和借鉴。本发明投入少、效果明显，解决了传统方法中风险高、试验繁琐、时间控制难等问题，具有很好的推广价值，为水电厂未来监控系统改造及兄弟单位监控系统建设提供了很好的借鉴价值。

附图说明

图1是本发明的实施方式系统功能示意图。

具体实施方式

下面结合附图以及具体实施例对本发明作进一步的说明。

本发明在据电厂区50公里的A调度大楼建成一套与B电厂侧监控系统完全对等，同时互为备用的监控系统，以满足远程集控的基本技术要求。

如图1所示，本发明包括省调侧、电厂侧监控系统、集控侧监控系统、现地LCU、虚拟电厂上位机系统、调试网络和若干调试用交换机。电厂侧监控系统包括RTU和多台单向104规约接收机。集控侧监控系统包括多台监控计算机和集控网络。集控网络包括集控0号网和集控1号网。现地LCU包括厂站现地LCU和参加调试的现地LCU。虚拟电厂上位机系统包括多台单向104规约发送机。调试网络包括调试0号网和调试1号网；调试网络的网络架构与所述电厂侧监控系统的网络构架一致。

虚拟电厂上位机系统中的各单向104规约发送机分别接入调试0号网和调试1号网，调试0号网通过调试用交换机与集控0号网连接，调试1号网也通过另一调试用交换机与集控1号网连接，由此实现虚拟电厂上位机系统与集控侧监控系统的连接。参加调试的现地LCU接入集控侧监控系统的集控网络。其中一台单向104规约发送机与电厂侧监控系统中的一单向104规约接收机连接，用于向该接收机单向发送参调设备运行信息。该单向104规约发送机向该单向104规约接收机传输的数据严格控制，前者只传输当前参调设备对全厂正常运行有影响或属于“四遥”的信号，如：发电机电压信号、功率信号、发电机出口断路器位置信号等，以减少调试风险。

电厂侧监控系统中的单向104规约接收机只接收参调设备运行信息，同时向省调侧广播。

B电厂在原有厂区十一台现地LCU（七台机组现地LCU、110kV开关站现地LCU、220kV开关站现地LCU、老厂公用现地LCU、新厂公用现地LCU）及原有厂区上位机系统的基础上，在50kM外的A调度楼内新增一套完整的上位机系统，通过PTN及光纤直连两个1Gbps不同的通信通道与B电厂厂区的监控系统通信，预留1Gbps SDH通道为应急冷备用通道，形成完整监控网，控制以A调度大楼的监控系统为主，B电厂侧的系统备用。所有数据直采直送，网络延时控制在1ms内。

A调度大楼的集控侧监控系统由一套数据采集服务器群、两台操作员站、一台工程师站、一台培训工作站、一台语音报警站、一台报表服务器、两台远动工作站、一台厂内通信工作站(用于厂内内通信)和两台Ⅰ区核心交换机组成。集控侧监控系统同样采用双冗余配置并与B电厂侧监控系统在功能上完全对等且互为备用，形成一套完整的监控系统。

B厂由于现地控制单元多（共计十一台），包含两台开关站现地监控单元，又属于C省电网调峰、调频、事故备用的骨干电厂，不仅造成我厂单台LCU现场调试时间紧张，全厂范围内全停联调试验时间受到C省省调的严格控制，同时对安全生产的要求非常高，不允许B厂在调试过程中出现任何异常及以上情况。在全停试验时间无法控制及巨大的安全风险下，B厂调试工作非常被动。

为解决了B厂远程集控建设中监控系统调试困难的局面，在整体建设前就开展了专题研究，通过大量的讨论分析，提出了“虚拟电厂”的概念，即在电厂侧建立一套模拟电厂上位机系统，将现有电厂侧上位机平台整体移植到模拟电厂上位机系统中，再搭建临时调试网络，与集控侧连接，同时确保与现有运行系统的隔离。然后虚拟电厂上位机系统对电厂侧现地LCU进行整体试验。在整体试验全部完成后，再将已完成试验的模拟电厂上位机系统平台再整体搬迁回现有电厂侧上位机系统，取消模拟电厂侧系统，实现集控侧与电厂侧实际连接，最后开展验证性试验。

这样不仅大大减少了试验风险，使参调设备与运行设备独立运行，同时可以在试验过程中随时停止试验，将参调设备重新接入运行系统即可恢复正常运行。

调试过程中B厂按照电厂侧数据采集服务器和操作员站配置两台工作站，放在电厂侧监控机房，用来模拟电厂侧的监控系统。通过两台调试用交换机接入集控侧监控系统，并通过单向104通讯的方式向实际B电厂侧进行数据传输，以满足电厂侧系统运行以及省调侧远动数据要求。

虚拟电厂上位机系统在进行调试时，首先进行单机或单LCU试验，待各单机功能满足要求后，再逐台增加参调的现地LCU，开展全厂功能性联调，进一步验证监控系统整体功能。

具体调试步骤如下：

步骤1，在集控侧基本功能及通讯系统试验完成后，对模拟电厂侧按照集控要求完成数据库、闭锁库及相关功能修改；

步骤2，模拟电厂侧与集控侧连接，数据库同步后，完成整体数据通道检查，切换功能试验，时钟同步试验；

步骤3，将设备控制较少、无顺控流程及无“四遥”数据（“四遥”即遥控、遥测、遥调、遥信）的老厂公用系统现地LCU接入模拟电厂侧，同时拔出老厂公用系统现地LCU所有出口继电器，确保老厂公用现地LCU设备无操作功能；

步骤4，利用老厂公用系统现地LCU完成网络检查、试验数据采集、下位机切换、电量核对、操作令监视开出、雪崩及分辨率试验；

步骤5，待模拟电厂侧及集控侧全部基本功能试验完成后，将各现地LCU通过调试网逐台接入模拟电厂侧对所有数据库点量核对、控制令检查及设备传动操作试验，同时针对“四遥”及AGC、AVC开展单机调试；

步骤6，所有单机功能试验完成后，申请两台及三台机组的多机调试，进一步验证设备控制令及多机情况下AGC、AVC调节功能；

步骤7，申请整站全停，将模拟电厂侧整体搬迁回实际电厂侧，将集控侧与电厂侧实现互联，同时验证数据库一致性及设备控指令的准确性；

步骤8，实施后续整体AGC、AVC及“四遥”功能试验。

以上述实施例为例，若采用传统调试方式，在未经过全面隔离试验验证的情况下即接入实际电厂侧，在整体接入调试前，B电厂至少需要两班试验人员并将机组停机12天（损失288可调小时）才能完成，同时还无法保证试验的完整性和设备误动情况的发生。

而采用本发明的方法，B电厂仅每台机停机10小时、多机联调及全停接入共计损失26个可调小时就完成了所有的调试项目，相比节约可调小时262，同时试验完成率达到100%。

调试过程中未出现设备误动情况，调试与发电并行不悖，提高效率近10倍。本发明是确保B电厂远程集控监控系统实现无差错、一次投运成功的重要技术保障。

通过B电厂远程集控项目监控系统的顺利调试完成，“虚拟电厂”及“硬隔离，全模拟”的调试方法在B电厂监控系统现场试验中得到了有效的验证，无论从可操作性及实用性都得到了充分的肯定。