海南瓊中抽水蓄能電站計算機監控系統

高 雄，陳 偉，周浩琪

(海南蓄能發電有限公司，海南海口570100)

0 概 述

海南瓊中抽水蓄能電站(以下簡稱“海蓄電站”)位于海南省瓊中縣境內，電站距海南省海口市、三亞市直線距離分別為106、110 km，距海南昌江核電站直線距離98 km。海蓄電站上、下水庫均在南渡江腰仔河的支流黎田河上游河段，電站安裝3臺單機容量為200 MW的混流可逆式水泵水輪發電機組，總容量為600 MW，按日調節運行。

海蓄電站建成于2018年7月實現全面投資后在系統中的主要任務是調峰、填谷、調頻、調相和事故備用等。計算機監控系統是電站的運行控制核心。為此，本文主要介紹海蓄電站計算機監控系統的結構、配置、功能和技術特點。

1 系統結構和配置

海蓄電站的計算機監控系統負責電站運行的實時監控，采用分層分布式計算機監控系統(CSCS)，分為現地控制層、中控層和調度層。按“無人值班，少人值守”原則進行總體設計。電站由海南省中調進行調度，計算機監控系統負責實現與其接口，傳送信息和接收調度指令。監控系統采用1 000 Mbps光纖雙環冗余以太網和現場總線作為監控網絡。其基本的結構配置如圖1所示。

圖1 海蓄電站計算機監控系統結構

調度層設2套互為熱備用的調度通信工作站、通過調度數據網和2M專線連接海南中調和備調。

(1)中控層采用多微機結構。地面中控樓的計算機監控系統機房和中控室設2套互為熱備用的應用服務器、2套互為熱備用的歷史數據服務器集群、一套磁盤陣列存貯器、2套相互獨立的操作員工作站、1套工程師工作站、1套培訓仿真工作站、1套語音報警工作站、1套廠內通信工作站、1套電站電能管理系統、2套1 000 MB核心交換機、1套冗余配置的UPS電源設備、1套雙衛星時鐘同步系統設備等。考慮到電站調試和運行人員巡視方便，地下廠房調試監控室內另配1套操作員工作站。其中服務器采用AIX7.1系統，工作站采用Redhat 6.5系統，監控軟件采用南瑞NC2000，歷史數據庫軟件采用Mysql。

(2)現地控制層設備包括3套機組LCU、1套廠用電及公用設備LCU、1套抽水啟動LCU、1套開關站LCU，1套中控室LCU、1套上庫LCU和1套下庫LCU。LCU以西門子PLC控制器為核心。布置于地下廠房內的機組LCU、抽水啟動LCU、廠用電及公用設備LCU與布置在開關站二次設備室的開關站LCU及布置在計算機監控系統機房的兩臺核心交換機組成雙光纖環網；上庫LCU和下庫LCU接入兩臺核心交換機形成雙光纖星網。各LCU以西門子S7- 400型CPU為核心，采用雙CPU雙通信模塊冗余結構。配一體化工控機或15吋彩色液晶觸摸按鍵屏方便現地操作。

2 系統主用功能

2.1 調度層功能

海蓄電站接受海南省中調調度。監控系統通過調度通信工作站向海南中調實時上傳遙測、遙信量。如各斷路器位置信號、機組有功、無功出力值、母線電壓等，接收調度層下行的遙調量，直接實現對機組的控制和調節。

2.2 中控層功能

為操作員提供操作方便、適應性強的人機交互界面，對機組和其他設備進行監視、控制。實時生成事件簡報，對異常情況光字報警，語音報警。采集運行人員需要的數據，自動生成報表。

(1)對本電站所有被控對象進行監控。加載工程配置，建立數據交換緩沖區，實時數據處理，提供實時數據服務。

(2)歷史數據存儲，同步，備份，支持以集群方式對其他節點提供歷史數據的服務。支持一覽表查詢和歷史曲線功能。

(3)自動發電控制(AGC)功能、自動電壓控制(AVC)功能。

(4)負責主機和現地控制層、外部設備等各個通訊進程的管理。

(5)監控系統節點管理和配置。節點間數據交互，節點的狀態監視，雙機熱備管理。

(6)用戶管理和配置。為不同用戶設置不同的權限。

(7)全面的控制流程閉鎖及報警，每一步控制均有詳細的控制閉鎖判斷，所有的控制過程均有詳細的信息記錄。

圖2 1號機組LCU硬件故障定位

2.3 現地控制層功能

機組LCU監控范圍包括水泵水輪機、發電電動機、機組斷路器、主變壓器、機組進水閥、尾水閘門、機組附屬及輔助設備等。

抽水啟動LCU監控范圍主要為SFC及其輔助設備

(1)廠用電及公用設備LCU監控廠用13.8 kV斷路器、廠用高壓變壓器、廠內各10 kV配電系統、各400 V主配電盤、各400 V分配電盤、地下廠房220 V交、直流控制電源系統和中壓氣系統等。

(2)開關站LCU監控范圍包括地面220 kV開關設備、開關站220 V交、直流電源系統和220 kV保護系統等設備。

(3)上庫LCU監控范圍包括上水庫區域內的水力測量、公用設備及配電系統設備、上庫220 V直流電源以及進出水口閘門等。

(4)下庫LCU監控范圍包括下水庫區域內的水力測量、公用設備及配電系統、下庫220 V直流電源以及進出水口閘門、錐形閥等。

各LCU根據需要完成數據采集任務，存入數據庫；與電站中控層進行數據交換，實時上送電站中控層所需的過程信息，接收電站中控層的命令；對監控對象進行控制、調節，與相關區域的設備通信；在沒有電站中控層命令或脫離電站中控層的情況下，各LCU也能獨立完成對所控設備的閉環或開環控制，保證機組安全運行和開停機操作。

3 系統技術特點

3.1 安全設計

(1)計算機監控系統控制分為調度層控制、電站中控層控制、現地控制單元層LCU控制和監控對象設備的就地控制。其中，對象設備的就地控制權限最高，LCU層控制權其次，再后為中控層，調度層的控制權限最低。

(2)系統的關鍵設備采用冗余配置，如實時服務器、歷史數據服務器、主交換機、各LUC的CPU和通信模塊。通信網絡也構成雙環網和雙現場總線結構。配置多個操作員站。監控系統的供電均采用不間斷電源(UPS)供電。

(3)對于重要的信號加設硬布線回路，和PLC的布線構成雙回路；以保證PLC故障時，相關邏輯也能正常執行，加強機組的安全性。

(4)機組LUC另外配置事故后備PLC，構成事故動作的邏輯回路，保證在主PLC故障時也能完成緊急停機，防止事故擴大。

(5)下位機程序設計中。通過對順序控制流程的分析，整理出機組啟動前需要滿足的預啟動條件，對預啟動條件進行監視報警，保證機組處于備用狀態。操作設備前對設備的可用性進行判斷，防止在異常情況下啟動設備。

(6)上位機對操作員的操作進行可用性檢查和二次確認，防止誤操作。

3.2 自診斷和故障智能定位功能

(1)硬件故障診斷，可在線或離線自檢設備的故障。它能定位到模塊并顯示在上位機畫面上。在現場更換故障部件后即恢復正常工作。1號機組LCU的硬件故障定位如圖2所示。

(2)軟件故障診斷。應用軟件運行時，若遇故障能自動給出故障性質及部位。

(3)故障智能定位。機組啟停或運行中發生故障，能定位到故障設備和相應子流程，并在上位機畫面報警。故障智能定位縮小故障排除范圍，縮短維護人員緊急缺陷處理時間，加快機組恢復備用速度。1號機組流程故障定位見圖3。

圖3 1號機組流程故障定位

3.3 遠程I/O

機組LCU在發電機層、中間層、水輪機層、400 V配電盤各布置遠程I/O柜。相關設備可以就近接入各遠程I/O柜，簡化布線，減少前期電纜敷設工作，降低成本，方便后期維護。機組LCU遠程I/O結構如圖4所示。

3.4 自主設計的“智能+直觀化”人機界面

海蓄電站所有人機界面均由電站自動化人員獨立設計及維護，經歷工廠聯合開發、現場靜態調試、動態調試、中控室值班員合理化建議、1號機組試運行及商業運行，人機界面升級100余次，歷時300多天。充分吸收惠州抽水蓄能電站(ALSTOM監控系統)、清遠抽水蓄能電站(中水科監控系統)、紅屏抽水蓄能電站(南瑞監控系統)人機界面優點，并結合南瑞監控自身特點，以“中控室值班員”視角，形成了以“智能+直觀化”為主要特點的人機界面；從而起到了引導值班員全面精準監盤的作用，提高了運行人員操作能力和效率和維修人員檢修效率。

3.5 復雜的工況轉換

海蓄電站的機組工況包括：停機、空轉、空載、發電、發電調相、抽水調相、抽水、黑起動8種穩態；停機熱備、旋轉停機、背靠背(BTB)拖動、靜止變頻啟動(SFC)抽水調相、背靠背啟動抽水調相5種暫態。共有23個主要流程，14個子流程。通過全面研究各種工況的條件及相互間關系，并在詳細的測試中不斷調整，形成了可靠的控制程序。正常開停機工況轉換流程結構如圖5所示，事故停機工況轉換流程結構如圖6所示。

圖4 機組LCU遠程I/O結構

圖5 正常開停機工況轉換流程結構

圖6 事故停機工況轉換流程結構

4 結 語

海蓄電站的第1臺機組于2017年12月投入商業運行，全部機組于2018年8月投入商業運行。截至目前，3臺機組共發電245次，成功244次；抽水169次，成功166次；抽水調相193次，成功189次，滿足調度的各項運行指標。系統由海南蓄能發電有限公司運維人員和廠家聯合開發，開發過程中參考了中國南方電網其他抽水蓄能電站的設計經驗。對安全設計的重視，調試和運行過程中對系統的合理優化，使得海蓄電站的計算機監控系統擁有良好的安全品質，運行穩定可靠，保障機組順利完成了調峰、填谷、調頻、調相的任務。