天荒坪电站监控系统LCU的升级改造

范建强

（国网新源华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司，浙江 安吉 313302）

0 引言

天荒坪抽水蓄能电站共装设6台单机容量为300 MW的可逆式水泵水轮机组，承担着华东电网调峰、调频、填谷及事故备用任务，有效缓解了华东电网各省市用电紧张局面，机组具有容量大、起停快的特点，在华东电网中发挥着重要作用[1-2]。

电站计算机监控系统采用ABB Bailey INFI-90 DCS（集散控制系统）[3]。系统分为两部分，一部分是由商用微机和网络组成的操作监视系统，用于面向生产过程的数据集中监视，已于2004年进行了改造。另一部分是由MFP（多功能处理器）构成的LCU（现地控制单元），主要功能是过程数据采集处理、逻辑处理、顺序控制等。

由于LCU已运行了近15年，机组和公用系统现地控制单元以及UCB（现地控制屏）中的电子模件、器件及连接件逐渐暴露出随机故障增多、运行不稳定和备品备件缺失等诸多问题，面临着升级改造。

升级改造以提高机组安全稳定运行水平、确保电站在改造期间的正常经营为目标，按计划逐台进行。在保留系统原有控制策略的基础上，借鉴其他新建抽水蓄能电站的先进控制理念，对技术落后、存在重大缺陷的设备和回路进行升级改造，优化调整各LCU配置、完善硬件布置和分配，以及与现场设备接口的设计。

1 改造原则与范围

1.1 监控系统升级改造原则

为了顺利完成改造项目，必须研究在原系统的基础上进行改造设计，包括各LCU硬接线回路的改造设计、LCU的I/O设计、组态修改的要求等，改造原则按以下要求进行：

（1）UCB和LCU盘柜的数量和安装位置保持不变，仍然使用原来的盘柜，整体布置方式不变。

（2）保留原系统的可取之处，新老兼顾，在尽可能利用原有资源的基础上，通过改造弥补原系统的不足。

（3）外部供电电源及供电方式保持不变。

（4）机组LCU的核心流程、控制组态沿用改造前功能，只对新增功能增补组态。

（5）改造后机组LCU能与原监控系统网络完全融合，满足原监控系统上位机的数据通信要求，实现与原有监控系统的无缝连接。改造后机组LCU接入原有计算机监控系统，整个监控系统的安全性、可靠性、实时性不受影响。

1.2 监控系统升级改造的范围

监控系统升级改造的主要项目有：

（1）INFI-90系统LCU设备模件和TU端子板全部更换。

（2）事件记录单元SOE系统改造，取消原独立于INFI-90网路的Harris SOE系统。

（3）机组现地控制柜UCB设备改造主要是常规控制部分，如：机组电量变送器、温度智能巡检装置、机械跳闸矩阵。

（4）LCU组态优化设计。

（5）INFI-90控制环网与相邻机组通信部分由光纤通信改为同轴电缆通信。

2 监控系统改造难点

2.1 改造难点

由于改造时间紧，只能在设备停电检修时进行，要求前期工作准备充分。本次计算机监控系统改造最大的难点是：

（1）机械跳闸矩阵改为软件实施。

（2）取消温度智能卡，改为直接由监控系统监视。

（3）取消大量电气量变送器，改为微机型多功能电气量采集装置。

（4）LCU组态优化设计涉及大量的组态调整，如跳闸矩阵逻辑软件化组态设计、冗余信号组态优化、SOE组态。

2.2 前期准备

改造期间其他机组能否安全运行关系到改造工作能否正常实施，而充分的前期准备工作是机组改造成功的重要保证。

（1）从安全运行的角度考虑，在机组改造实施前，将改造机组LCU网络从主网独立出来，形成能保持电站正常运行的INFI-90环网和改造机组的小环网两部分，安全隔离电站改造设备和运行设备，待改造部分调试基本完成后再纳入主网，以保证机组改造的安全环境和条件。

（2）前瞻性的方案设计。本次改造涉及范围广，调整的设备多，修改的监控组态量大，机组需核对的信号点达3 000个，由于准备充分、设计合理，在实际施工中十分顺利。

（3）在项目实施前制定周密可行的改造方案，包括项目实施的详细技术措施、组织措施、安全措施、实施作业指导书和周密的进度计划。

3 监控系统改造后的效果

3.1 现地LCU设备优化改造

通过改造，将机组LCU柜共12块监控盘柜（UL01—UL12）中的控制器模件，包括控制器供电电源装置、控制器模块、电源模块、网络模块、通信模块、I/O模块、网络设备等，以及I/O信号TU端子板全部进行更换。

将原机组LCU盘柜内的控制器供电电源装置由Ⅰ型电源装置改为Ⅲ型电源装置，该装置具有电源质量监视和自动无扰切换功能，确保控制器供电电源的连续性和可靠性。

新增1组控制器用于微机型多功能电气量采集装置与监控的通信处理，新增2组控制器用于机械跳闸软件化组态控制。

改造机组与相邻机组的INFI-90网络以同轴电缆直接连接方式代替原有的光电转换装置连接，提高了INFI-90环网的安全可靠性和维护便利性，同时解决了因原厂光电转换装置停产带来的备品备件缺乏问题。

3.2 SOE系统改造

SOE系统改造后，原信息点全部通过I/O直接接至机组监控系统LCU中的SOE输入模块，取消原SOE采集装置。

本次改造在机组现地LCU上共添加了18块监控SOE模件，在数据库中新增288个SOE点，将组态中各SOE信号对应连接到数据库中，将会引起机组机械跳闸的信号、重要告警和状态信号直接送入SOE模块，由SOE模块和控制器直接进行时标处理和事件排序，与改造机组相关的SOE信息直接通过机组LCU进入INFI-90系统，由INFI-90系统的SOE处理控制器单元来完成改造机组的SOE事件分析和处理，简化了监控系统的结构，降低了后期运行维护工作量。

3.3 以微机型多功能电参数采样装置替代电气量变送器

机组电气量一直采用分布式电量变送器和指针式盘表来测量，单台机组使用6只电流变送器、2只电压变送器、5只有功变送器、2只无功变送器。改造后，机组现地常规控制柜UCB采用微机型多功能电参数采样装置ION7550来替换原有的电气量表计和变送器。

ION7550的现场接线如图1所示。TA和TV二次回路直接接入ION7550。在工作电源（48VDC）正常供电时，装置对采集的电压、电流信号进行运算分析，输出有功模拟量信号至电调控制，输出有功、无功模拟量信号至DCS，用于监测控制逻辑判断。另外，装置通过RS-232接口输出数字信息，应用Modbus通信规约在采样装置和DCS系统间传递数据和信息。经过数据处理后，各电气参数实时显示在画面上，方便自动化监视。

图1 ION7550现场应用

3.4 取消温度智能巡检装置

改造后取消UCB盘柜30块温度智能卡，将温度RTD信号直接接入监控系统RTD输入模块，改造后推力瓦、上导瓦、下导瓦、定子绕组、主轴密封、推力油封、水导瓦、上/下迷宫等温度信号通过监控组态软件设置报警和跳闸温度阀值，当温度过高时，采用N选3或N选2方式保护动作。同时每个温度测点还附设有梯度闭锁和质量好坏判断闭锁，防止因温度采集回路故障引起测量值突变而造成温度保护误动，从而提高了温度保护的安全性和可靠性。

3.5 机械跳闸矩阵改为软件实施

机组现地控制柜UCB中原含有2组冗余的机械跳闸矩阵硬接线回路，每组矩阵输入128点，通过矩阵二极管选择后输出动作信号至出口继电器回路。

改造后取消了这2组跳闸矩阵，在机组监控系统LCU的2组独立模件柜中各增加1对独立的控制器及其开关量输入/输出模件，通过监控软件组态编程分别实现2组跳闸矩阵的功能，跳闸矩阵原有的输入信号通过转接端子直接接至相应的新增独立控制器输入模块，通过独立控制器输出模块驱动新增跳闸矩阵的出口继电器回路，矩阵原有的出口继电器回路保持不变，各信号的跳闸逻辑也保持不变。实现了用2对独立的控制器及其输入/输出模块来代替原有的2组机械跳闸矩阵硬接线回路，同时设立1个独立且简化的常规紧急停机硬接线回路，当控制器故障（包括冗余系统全部故障、工作电源全部失去等）或发生重要的水机事故时（过速、轴承瓦温过高、事故低油压时按下紧急落尾水闸门按钮、按下事故停机按钮等），启动机组安全装置。

3.6 有效改善系统负载

改造前，电站DCS控制器CPU负荷率始终高达80%～90%，未满足设计指标。经过改造后，系统负载得到有效改善，CPU负荷率降低至约30%，达到了控制器在满足控制对象要求的运算处理周期条件下，负荷率最高不超过60%、平均不超过40%的技术要求。

4 结语

首台机组监控自动控制系统自2011年11月完成改造以来，系统运行稳定可靠，未发生危及机组安全运行的故障、缺陷，较好地解决了原监控自动控制系统存在的不足，降低了系统负荷率，提高了机组安全运行能力，也极大方便了运维人员的操作维护。整个改造过程设备结构设计合理，施工组织得当，改造达到了预期的效果。

[1]徐得潜，韩志刚，瞿国寿，等.抽水蓄能电站与火电站配合运行优化模型研究[J].水利发电学报，1996（4）:11-20.

[2]罗予如，袁丽丽.抽水蓄能电站参与的电网短期经济运行探讨[J].水力发电，2007，33（7）:80-81.

[3]王常力，罗安.分布式控制系统（DCS）设计与应用实例[M].北京：电子工业出版社，2010.