洪屏抽水蓄能电站计算机监控系统设计

黄 卉，徐利君

(江西洪屏抽水蓄能有限公司，江西靖安330603)



洪屏抽水蓄能电站计算机监控系统设计

黄 卉，徐利君

(江西洪屏抽水蓄能有限公司，江西靖安330603)

洪屏抽水蓄能电站计算机监控系统采用南京南瑞集团公司自行开发、具有完全自主知识产权的SSJ- 3000计算机监控系统。从使用者的角度出发，从设计、运行、维护等几个方面，对该监控系统与引进系统进行了对比，分析了监控系统国产化的优势，并指出了目前存在的问题，使其进一步成熟、完善。

计算机监控系统；国产化；设计；洪屏抽水蓄能电站

0 引 言

洪屏抽水蓄能电站(以下简称“洪屏电站”)位于江西省宜春市靖安县境内，总装机容量1 200 MW(4×300 MW)，以500 KV一级电压等级经梦山变电站接入江西电网，受华中网调、江西省调调度，承担调峰、填谷、调频、调相、事故备用等任务。依靠全厂计算机监控系统，实现对全厂各类主辅设备的监视控制，以实现“无人值班，少人值守”的生产模式。

洪屏电站计算机监控系统采用南京南瑞集团公司(以下简称“南瑞集团”)自行开发、具有完全自主知识产权的SSJ- 3000计算机监控系统，其上位机采用南瑞集团的NC2000 V3.0监控系统，下位机采用以Schneider Electric的Quantum 140系列PLC为核心的SJ- 500现地单元监控装置。

1 抽水蓄能电站监控系统的国产化历程

由于机组运行工况复杂，启、停频繁，监视控制信号量大，抽水蓄能电站采用计算机监控技术势在必行，也是保障其安全可靠运行的重要手段。随着电网的日趋复杂多变，抽水蓄能电站作为调峰调频电厂，对其监控系统的要求也越来越高。一套适合大型抽水蓄能电站控制的计算机监控系统对充分发挥电站在电网中的作用，保障电网的安全具有重要意义。

早期，由于大型抽水蓄能电站监控系统国产化能力不足，监控系统均采用国外进口的监控系统。引进的监控系统虽然总体都能保证电站安全稳定运行，但也暴露出一些问题[1]：

(1)价格昂贵，影响了抽水蓄能电站的快速发展。

(2)系统长期运行后，售后技术服务和备品、备件得不到保证。

(3)产品设计没有考虑电网系统的安全，系统功能和运行方式都不能完全满足我国电力系统安全运行的要求。

以上这些问题，决定了大型抽水蓄能电站监控系统的国产化有其经济和技术上的可行性和必然性。南瑞集团自主研制开发的具有完全自主知识产权的大型抽水蓄能电站监控系统便是其中的代表[2]。

南瑞集团于2006年2月采用以MB80型智能PLC为核心的控制平台SJ- 600型LCU，对北京十三陵抽水蓄能电厂4号机组监控系统进行了改造；接着，在全面总结十三陵项目改造成果基础上，南瑞集团自主设计、制造出拥有完全自主知识产权的SST- 3000L抽水蓄能电站计算机监控系统，并通过自主调试，成功应用于辽宁蒲石河抽水蓄能电站(4×300 MW)[3]、安徽响水涧抽水蓄能电站(4×250 MW)中，进一步提高了大型抽水蓄能电站计算机监控系统国产化研制和生产能力。之后，南瑞集团又相继中标了江苏溧阳(6×250 MW)、浙江仙居(4×375 MW)、江西洪屏(4×300 MW)等大型抽水蓄能电站计算机监控系统工程。目前，这些项目均处于安装调试阶段。通过这3个电站的工程经验的积累，国产计算机监控系统将得到进一步的完善，并得到了业界的认可和肯定。

2 洪屏电站监控系统的设计

洪屏电站监控系统是双环网、分层分布式计算机监控系统，由现地控制层、电站控制层和调度控制层3部分组成，控制权限依次递减。电站控制层与现地控制单元(LCU)之间采用100 Mb/交换式冗余以太环网进行通讯，通讯协议为TCP/IP网络协议。现地控制单元与其他计算机控制子系统之间通过现场总线进行信息交换[4]。

2.1 现地控制层

现地控制层设备主要包括现地控制单元9套。其中，4套机组现地控制单元(LCU1～4)、1套厂房公用设备现地控制单元(LCU5)、1套主变洞现地控制单元(LCU6)、1套500kV开关站现地控制单元(LCU7)、1套中控楼现地控制单元(LCU8)、1套上库进出水口现地控制单元(LCU9)。现地控制单元采用Schneider Electric的Quantum 140系列PLC，主要由CPU模块、I/O模块、网络模块、远程I/O(RIO)模块、电源模块、底板和底板扩展模块组成。CPU采用冗余设计，每个CPU均分别通过交换机接入冗余环网。正常情况1台CPU工作，1台CPU热备用，工作CPU故障，则由备用CPU接替，自动完成双机无扰动切换。通讯方面采用以太网和现场总线技术。现地控制层完成对相应被控对象的监视和控制，主要功能如下：

(1)数据采集和处理。

(2)安全运行监视。

(3)控制和调节。

(4)事件检测和发送。

(5)数据通信。通过以太网实现与控制层及其他LCU之间的通信；接收电站的同步时钟信号，以保持与电站控制层时钟同步；通过现场总线，实现与电厂其他相关设备通信；对于安全运行的重要信息、控制命令和事故信号除采用现场总线通信外，还通过硬布线I/O直接接入LCU，实现双路通道通信，以保证安全。

(6)自诊断功能。在线或离线自诊断硬件故障并定位到模块；自动判断软件的故障性质及部位，并提供相应的软件诊断工具，在线诊断出故障；能自动闭锁控制出口或切换到备用系统，并将故障信息上送至电站控制层显示、打印和报警。

2.2 电站控制层

包括2台主计算机服务器、3个操作员工作站(2个在中控室内，1个在地下副厂房内)、1个工程师工作站、1个培训工作站、2套调度通信工作站、1个厂内通信工作站、1个语音电话自动告警工作站、1套电力二次系统安全防护设备、1套卫星同步时钟系统、1套UPS电源等设备。

2套数据服务器采用SunT4- 2服务器，安装Solaris操作系统，互为热备用。主用数据服务器实时采集、监视LCU1～LCU9的PLC数据，经分析、运算后发送给控制层的各个工作站，同时接收操作员指令并发送至相应的LCU；备用数据服务器处于热备状态，实时接收主用服务器的数据，并实时判断主用服务器的状态，当主用服务器发生故障时，自动切换为备用数据服务器。这种设计不仅保证了电站控制层的安全、稳定运行，还方便了日常维护和检修工作。2套数据服务器同时兼有数据库配置和历史数据存储功能，为日常运行和故障分析提供相应数据源。电站控制层完成对电站所有被控对象的监视和控制，主要功能如下：

(1)数据采集与处理。实时采集来自现地控制层的所有主要运行设备的模拟量、开关量、脉冲量等信息和电站其他系统的数据信息，以及来自调度控制层的控制命令和交换数据，对其进行实时分析和处理，用于历史数据记录、显示画面的更新、控制调节、操作指导、事故记录及分析，并进行越限报警、SOE量记录和重要参数的运行变化趋势分析等。

(2)实时控制与调节。完成机组的工况转换、负荷调节、开关的合/分控制和自动发电控制AGC和自动电压控制AVC。

(3)参数设定。根据电站运行需要，运行人员可通过人机对话方式，对AGC、AVC等参与调节的参数进行设定。

(4)监视、记录和报表。监视设备运行情况和工况转换过程，发生过程阻滞时能够给出原因，并由操作人员改变运行工况，直至停机；越复限、故障、事故的显示，报警并自动显示有关参数，同时推出相关画面；监控系统的软、硬件故障报警；记录全厂监控对象的操作事件、报警事件、各种统计报表、重要监视量的运行变化趋势、SOE量、事故追忆和设备的运行记录等，并能以中文格式显示并打印。

(5)运行参数计算。包括运行工况计算，AGC、AVC计算等。

(6)系统诊断。离线或在线进行软、硬件和通信故障诊断，在线诊断时不影响其监控功能。

3 监控系统的特殊技术要求

对比常规水电站，抽水蓄能电站监控系统具有以下特殊技术要求[5]：

(1)除具有常规水电站的发电、调相等工况外，抽水蓄能电站还有水泵、水泵调相等工况。由于运行方式多，监控系统的测点数也明显增加。根据经验，模拟量AI测点约要增加50%，而开关量DI测点则要增加1倍多。

(2)抽水蓄能电站“调峰调频”的角色定位决定机组启停频繁，对监控系统的可靠性和操作成功率提出了更高的要求。

(3)水泵工况的启动更加复杂。洪屏电站机组采用了同步背靠背拖动和变频启动(Static Frequency Converter，SFC)2种方式。2种启动方式均要涉及电厂2台设备(如2台机组或1台机组与1个SFC)的同时协调控制问题，大大增加了相应流程控制的复杂性。

(4)为减少水泵启动过程中的功耗，需采用压水启动方式，这就要求监控系统能准确控制充气压水和排气回水过程。

(5)SFC抽水并网和背靠背抽水并网不同于发电并网，同期装置需能针对性地设置多种同期模式。

总之，水泵工况是抽水蓄能电站的最大特色，对监控系统设计带来了一系列需要重点攻克的技术难点。同时，更高的可靠性也是在其功能设计中必须考虑的重要因素。

4 国产监控系统的优势

对比引进系统，南瑞集团监控系统具有以下优势[6]：

(1)价格相对较低，性价比高。

(2)售后技术服务和备品、备件得到保证。

(3)控制系统和控制策略完全适应我国电网的运行要求，运行方式既考虑了机组的安全，又充分考虑了电网安全的需要。

(4)人机界面友好，全中文组态、显示，操作使用符合中国人习惯。

(5)系统主网络采用100Mb/s交换式冗余双光纤以太环网，既保证了较高的通信速率，又保证了很高的可靠性，系统上任一节点故障或任一段光缆中断均影响系统其他部分的正常运行。

(6)使用了高性能、高质量的设备，降低了设备的故障率。同时，系统中的重要设备均采用热备冗余配置，如电站控制层的服务器、现地控制层的PLC以及双以太环网等，有效降低了重要设备发生故障时对整个系统的影响，提高了系统的安全稳定性。

(7)LCU采用了南瑞集团的DOP- 1输出保护技术和PLC控制程序的软闭锁功能，双重保护闭锁，防止开出模件或继电器误输开出，保证了输出的正确性，提高了现地控制单元的可靠性。

(8)采用全分布开放系统结构。主机、操作员工作站、工程师/培训工作站等使用符合IEEE和ISO开放系统国际标准的Unix/Linux/Windows操作系统。应用系统能以最少修改，实现在不同系统中的移植。

(9)采用分布式体系结构。以双以太环网为核心，各服务器、工作站功能分担，数据分散处理，既有效地减少了主服务器的负载，又降低了各个工作站故障对整个系统的影响，使整个系统的配置更加合理、可靠。

(10)具有很强的开放功能，通过简单连接便可实现系统扩充，且保留有扩充现地控制单元、外围设备等的接口。

(11)各服务器/工作站在系统中处于平等地位。系统扩充后，不会引起原系统大的变化，为整个系统不断完善创造条件。

5 需要进一步完善的问题

在联合开发过程中，发现该监控系统仍存在需要解决的问题：

(1)理论上，在脱离主服务器的情况下，现地控制单元应能独立完成对所控设备的闭环控制。而在当前设计下，各现地控制单元的工控机的网络位置等同于操作员站，既无法直接接受现地控制单元上传信息，也无法直接下发指令给现地控制单元，信息必需经过主服务器。因此，在脱离电站控制层的情况下，运维人员无法在机组LCU上进行开停机、工况转换操作，更无法实现机组水泵工况启动。

(2)与设备相配套的图纸、资料不是很理想。电气原理图不能详细、准确反映内部接线；流程图不够直观，不便于理解。

(3)控制流程程序的可读性有待改善。应增加程序注释，并规范编程人员的编写习惯(中间变量的设定，函数的使用规范性)，便于后期调试和维护。

6 结 语

通过联合开发和厂内调试，洪屏电站采用的南瑞集团监控系统设计合理，解决了水泵工况这一技术难点，能够满足对生产设备全面监视和控制的要求。相比于引进系统，在一些重要方面有一定的优势。目前，该监控系统正处于现场调试阶段，还需要解决工程中存在的一些问题，使其进一步成熟、完善。

[1]汪军， 方辉钦. 抽水蓄能电站控制与保护设备的国产化[J]. 水电自动化与大坝监测， 2000， 3(28)： 1- 3．

[2]姜海军， 汪军. 大中型抽水蓄能电站监控系统的国产化研究[J]. 水电厂自动化， 2005， 1(1)： 148- 153．

[3]郭阳， 杜丹晨. 蒲石河抽水蓄能电站计算机监控系统的设计与应用[J]. 水力发电， 2012， 38(5)： 88- 91．

[4]蔡振坤. 抽水蓄能电站计算机监控系统需求分析[J]. 华电技术， 2009， 6(31)： 15- 17．

[5]汪军， 方辉钦. 抽水蓄能电站计算机监控系统特殊性与设计要求[J]. 电力系统自动化， 2000， 22(24)： 49- 51．

[6]姜海军， 吴正义. 抽水蓄能电站计算机监控技术发展与展望[J]. 水电厂自动化， 2012， 38(3)： 6- 10．

(责任编辑 杨 健)

Design of Computer Supervisory Control System for Hongping Pumped-storage Power Station

HUANG Hui, XU Lijun

(Jiangxi Hongping Pumped Storage Co., Ltd., Jing’an 330603, Jiangxi, China)

The computer supervisory control system (CSCS) of SSJ- 3000 used in Hongping Pumped-storage Power Station is developed by Chinese NARI Group. From the point of view of user, the SSJ- 3000 CSCS is compared with imported system from the aspects of system design, operation and maintenance. The advantages of domestic CSCS are analyzed, and the existing issues are also presented for further improvement．

computer supervisory control system; localization; design; Hongping Pumped-storage Power Station

2016- 06- 07

黄卉(1990—)，男，江西南昌人，助理工程师，主要从事水电站维护与技术管理工作．

TV736(256)

A

0559- 9342(2016)08- 0095- 04