海南琼中抽水蓄能电站计算机监控系统

高 雄，陈 伟，周浩琪

(海南蓄能发电有限公司，海南海口570100)

0 概 述

海南琼中抽水蓄能电站(以下简称“海蓄电站”)位于海南省琼中县境内，电站距海南省海口市、三亚市直线距离分别为106、110 km，距海南昌江核电站直线距离98 km。海蓄电站上、下水库均在南渡江腰仔河的支流黎田河上游河段，电站安装3台单机容量为200 MW的混流可逆式水泵水轮发电机组，总容量为600 MW，按日调节运行。

海蓄电站建成于2018年7月实现全面投资后在系统中的主要任务是调峰、填谷、调频、调相和事故备用等。计算机监控系统是电站的运行控制核心。为此，本文主要介绍海蓄电站计算机监控系统的结构、配置、功能和技术特点。

1 系统结构和配置

海蓄电站的计算机监控系统负责电站运行的实时监控，采用分层分布式计算机监控系统(CSCS)，分为现地控制层、中控层和调度层。按“无人值班，少人值守”原则进行总体设计。电站由海南省中调进行调度，计算机监控系统负责实现与其接口，传送信息和接收调度指令。监控系统采用1 000 Mbps光纤双环冗余以太网和现场总线作为监控网络。其基本的结构配置如图1所示。

图1 海蓄电站计算机监控系统结构

调度层设2套互为热备用的调度通信工作站、通过调度数据网和2M专线连接海南中调和备调。

(1)中控层采用多微机结构。地面中控楼的计算机监控系统机房和中控室设2套互为热备用的应用服务器、2套互为热备用的历史数据服务器集群、一套磁盘阵列存贮器、2套相互独立的操作员工作站、1套工程师工作站、1套培训仿真工作站、1套语音报警工作站、1套厂内通信工作站、1套电站电能管理系统、2套1 000 MB核心交换机、1套冗余配置的UPS电源设备、1套双卫星时钟同步系统设备等。考虑到电站调试和运行人员巡视方便，地下厂房调试监控室内另配1套操作员工作站。其中服务器采用AIX7.1系统，工作站采用Redhat 6.5系统，监控软件采用南瑞NC2000，历史数据库软件采用Mysql。

(2)现地控制层设备包括3套机组LCU、1套厂用电及公用设备LCU、1套抽水启动LCU、1套开关站LCU，1套中控室LCU、1套上库LCU和1套下库LCU。LCU以西门子PLC控制器为核心。布置于地下厂房内的机组LCU、抽水启动LCU、厂用电及公用设备LCU与布置在开关站二次设备室的开关站LCU及布置在计算机监控系统机房的两台核心交换机组成双光纤环网；上库LCU和下库LCU接入两台核心交换机形成双光纤星网。各LCU以西门子S7- 400型CPU为核心，采用双CPU双通信模块冗余结构。配一体化工控机或15吋彩色液晶触摸按键屏方便现地操作。

2 系统主用功能

2.1 调度层功能

海蓄电站接受海南省中调调度。监控系统通过调度通信工作站向海南中调实时上传遥测、遥信量。如各断路器位置信号、机组有功、无功出力值、母线电压等，接收调度层下行的遥调量，直接实现对机组的控制和调节。

2.2 中控层功能

为操作员提供操作方便、适应性强的人机交互界面，对机组和其他设备进行监视、控制。实时生成事件简报，对异常情况光字报警，语音报警。采集运行人员需要的数据，自动生成报表。

(1)对本电站所有被控对象进行监控。加载工程配置，建立数据交换缓冲区，实时数据处理，提供实时数据服务。

(2)历史数据存储，同步，备份，支持以集群方式对其他节点提供历史数据的服务。支持一览表查询和历史曲线功能。

(3)自动发电控制(AGC)功能、自动电压控制(AVC)功能。

(4)负责主机和现地控制层、外部设备等各个通讯进程的管理。

(5)监控系统节点管理和配置。节点间数据交互，节点的状态监视，双机热备管理。

(6)用户管理和配置。为不同用户设置不同的权限。

(7)全面的控制流程闭锁及报警，每一步控制均有详细的控制闭锁判断，所有的控制过程均有详细的信息记录。

图2 1号机组LCU硬件故障定位

2.3 现地控制层功能

机组LCU监控范围包括水泵水轮机、发电电动机、机组断路器、主变压器、机组进水阀、尾水闸门、机组附属及辅助设备等。

抽水启动LCU监控范围主要为SFC及其辅助设备

(1)厂用电及公用设备LCU监控厂用13.8 kV断路器、厂用高压变压器、厂内各10 kV配电系统、各400 V主配电盘、各400 V分配电盘、地下厂房220 V交、直流控制电源系统和中压气系统等。

(2)开关站LCU监控范围包括地面220 kV开关设备、开关站220 V交、直流电源系统和220 kV保护系统等设备。

(3)上库LCU监控范围包括上水库区域内的水力测量、公用设备及配电系统设备、上库220 V直流电源以及进出水口闸门等。

(4)下库LCU监控范围包括下水库区域内的水力测量、公用设备及配电系统、下库220 V直流电源以及进出水口闸门、锥形阀等。

各LCU根据需要完成数据采集任务，存入数据库；与电站中控层进行数据交换，实时上送电站中控层所需的过程信息，接收电站中控层的命令；对监控对象进行控制、调节，与相关区域的设备通信；在没有电站中控层命令或脱离电站中控层的情况下，各LCU也能独立完成对所控设备的闭环或开环控制，保证机组安全运行和开停机操作。

3 系统技术特点

3.1 安全设计

(1)计算机监控系统控制分为调度层控制、电站中控层控制、现地控制单元层LCU控制和监控对象设备的就地控制。其中，对象设备的就地控制权限最高，LCU层控制权其次，再后为中控层，调度层的控制权限最低。

(2)系统的关键设备采用冗余配置，如实时服务器、历史数据服务器、主交换机、各LUC的CPU和通信模块。通信网络也构成双环网和双现场总线结构。配置多个操作员站。监控系统的供电均采用不间断电源(UPS)供电。

(3)对于重要的信号加设硬布线回路，和PLC的布线构成双回路；以保证PLC故障时，相关逻辑也能正常执行，加强机组的安全性。

(4)机组LUC另外配置事故后备PLC，构成事故动作的逻辑回路，保证在主PLC故障时也能完成紧急停机，防止事故扩大。

(5)下位机程序设计中。通过对顺序控制流程的分析，整理出机组启动前需要满足的预启动条件，对预启动条件进行监视报警，保证机组处于备用状态。操作设备前对设备的可用性进行判断，防止在异常情况下启动设备。

(6)上位机对操作员的操作进行可用性检查和二次确认，防止误操作。

3.2 自诊断和故障智能定位功能

(1)硬件故障诊断，可在线或离线自检设备的故障。它能定位到模块并显示在上位机画面上。在现场更换故障部件后即恢复正常工作。1号机组LCU的硬件故障定位如图2所示。

(2)软件故障诊断。应用软件运行时，若遇故障能自动给出故障性质及部位。

(3)故障智能定位。机组启停或运行中发生故障，能定位到故障设备和相应子流程，并在上位机画面报警。故障智能定位缩小故障排除范围，缩短维护人员紧急缺陷处理时间，加快机组恢复备用速度。1号机组流程故障定位见图3。

图3 1号机组流程故障定位

3.3 远程I/O

机组LCU在发电机层、中间层、水轮机层、400 V配电盘各布置远程I/O柜。相关设备可以就近接入各远程I/O柜，简化布线，减少前期电缆敷设工作，降低成本，方便后期维护。机组LCU远程I/O结构如图4所示。

3.4 自主设计的“智能+直观化”人机界面

海蓄电站所有人机界面均由电站自动化人员独立设计及维护，经历工厂联合开发、现场静态调试、动态调试、中控室值班员合理化建议、1号机组试运行及商业运行，人机界面升级100余次，历时300多天。充分吸收惠州抽水蓄能电站(ALSTOM监控系统)、清远抽水蓄能电站(中水科监控系统)、红屏抽水蓄能电站(南瑞监控系统)人机界面优点，并结合南瑞监控自身特点，以“中控室值班员”视角，形成了以“智能+直观化”为主要特点的人机界面；从而起到了引导值班员全面精准监盘的作用，提高了运行人员操作能力和效率和维修人员检修效率。

3.5 复杂的工况转换

海蓄电站的机组工况包括：停机、空转、空载、发电、发电调相、抽水调相、抽水、黑起动8种稳态；停机热备、旋转停机、背靠背(BTB)拖动、静止变频启动(SFC)抽水调相、背靠背启动抽水调相5种暂态。共有23个主要流程，14个子流程。通过全面研究各种工况的条件及相互间关系，并在详细的测试中不断调整，形成了可靠的控制程序。正常开停机工况转换流程结构如图5所示，事故停机工况转换流程结构如图6所示。

图4 机组LCU远程I/O结构

图5 正常开停机工况转换流程结构

图6 事故停机工况转换流程结构

4 结 语

海蓄电站的第1台机组于2017年12月投入商业运行，全部机组于2018年8月投入商业运行。截至目前，3台机组共发电245次，成功244次；抽水169次，成功166次；抽水调相193次，成功189次，满足调度的各项运行指标。系统由海南蓄能发电有限公司运维人员和厂家联合开发，开发过程中参考了中国南方电网其他抽水蓄能电站的设计经验。对安全设计的重视，调试和运行过程中对系统的合理优化，使得海蓄电站的计算机监控系统拥有良好的安全品质，运行稳定可靠，保障机组顺利完成了调峰、填谷、调频、调相的任务。