岩樟溪一级水电站计算机监控系统设计

彭伟林,唐宏斌,管剑锋

(1.浙江正源水利水电勘测设计研究院有限公司,浙江 丽水 323000;2.龙泉市水利局,浙江 龙泉 323700)

1 工程概况

岩樟溪一级水电站位于浙江省龙泉市瓯江大溪支流岩樟溪上,混合线型拱坝高81.75 m,输水隧洞长4 308.0 m,电站额定水头158.4 m,装机容量2×10 000 kW,发电机电压10.5 kV,厂用电电压0.4 kV,多年平均发电量4 1071万kW·h。电站主接线为二机一变单母线接线,以一回110 kV线路接至220 kV龙泉宏山变电所。

110kV电气开关选用SF6断路器,发电机出口采用每相2根单芯电缆并联出线,发电机出口及主变低压侧断路器采用真空断路器。主变低压侧与开关柜采用铜排连接。电站担任丽水市电网调峰任务。

2 监控系统设计原则

根据DL/5065—1996《水力发电厂计算机监控系统设计规定》,确定岩樟溪一级水电站按“无人值班(少人值守)”运行方式设计,在发电初期及电站稳定运行前的过渡时期按少人值班方式运行。电站和电网之间利用光缆介质实现电力调度中心对电站的遥信、遥测、遥控和遥调功能。监控系统采用以太网络的全分层分布系统,从功能上分为站级主控层和现地控制层。监控系统以计算机为基础,全厂集中监测控制基本由计算机监控系统完成,不设置常规的集控台和模拟屏。

3 系统组成、设备配置和接口

3.1 系统组成

计算机监控系统采用分层分布式计算机网络体系结构,系统分为2层,即站级主控层和现地控制单元(LCU)层,分别采用双绞线和光纤连接至10/100M快速以太网。

站级主控层配置2套操作员工作站,互为热备用,设置通讯服务器,与电力调度、水情测报系统、远方诊断系统通讯。另配备1套GPS卫星时钟。现地控制单元层共设3套LCU,其中2套机组LCU,每套机组LCU为1个柜子,1套升压站和公用设备LCU,为公用装置LCU柜。计算机监控系统结构见图1。

图1 计算机监控系统结构示意图

3.2 设备配置

站级主控层主要设备,以太网络交换机采用8口美国3COM,主工作站及通讯服务器选用西门子PⅣ-2.8G服务器,内存为512 MB;GPS时钟选用DH2000E,不间断电源采用山特的2×3 kV·A在线式双并联冗余UPS。

对应于单母线接线,即1台发电机,1台主变的接线方式,1台机组设置1套LCU。每套机组LCU共计1面柜,PLC机架之间通过CAN BUS互联,除电源组件、CPU、I/O模块外,配置有1套交流采样装置、1套微机准同期装置、1套手动同期操作元件(含同期表同步检查继电器等)、1块深圳龙电多功能电能表等。LCU屏柜就地布置于发电机层机旁位置,与机组保护屏、机组动力屏、测温制动屏、励磁屏等同列,与调速器电气柜、调速器油压装置等距离较近,这样布置即节省二次接线电缆也便于运行维护。

110 kV升压开关站、电站公用油水气辅助设备及厂用电系统的信号接入,设置公用LCU 1套,共计1面屏,除电源组件、CPU、I/O模块外,配置有6套交流采样装置、1套手动同期操作元件 (含同期表同步检查继电器等)、3块深圳龙电多功能电能表等。该LCU屏布置于中控室内。

电站的进水球阀采用液压系统操作,旁通阀采用电动机操作。为了实现对球阀自动操作,每台球阀设有自动PLC操作回路,在球阀控制柜上操作按钮即可完成球阀的启闭,也可通过监控系统进行球阀的启闭,正常情况下都通过监控系统进行球阀的启闭操作。

3.3 通信接口

站级主控层计算机设备都按IEEE802.3标准连接到Fast Ethernet局域网络上,网络上每个节点的数据传输速率为100 Mb/s,网络协议为TCP/IP。

由于机组和全厂公用辅助设备较多,为利于控制装置的通信组网和保证通信通道的可靠性,机组LCU前置工控机与所属监控范围内的辅助设备控制PLC及机组保护装置、温度巡检仪、BWT调速器、微机励磁系统之间均按现场总线MB标准通过RCS485/232接口进行连接,作为I/O信号的冗余信息通道;公用LCU前置工控机与所属监控范围内的辅助设备控制PLC及主变保护、110 kV线路保护、厂变保护、直流系统、故障录波之间也用同样的方法连接。

经过技术论证与电力调度部门协商确定,电站与电力调度部门的连接方案不采用远动RTU方式以减少I/O装置和避免重复投资,电站监控系统设置1套通信服务器,以通信方式实现远动RTU的全部功能。通信服务器与电力调度部门通过MODEM接口进行通信。

电站电能数据利用电力电量集中采集器的1路MODEM和1路数字接口通过PCM光端设备直接上传电力调度部门。线路故障测距分析系统通过调度电话拨号联网。

4 监控系统主要功能

按照规范和电站调度管理需要,监控系统主要功能包括数据采集和处理,安全运行监视及事件报警,事故追忆与事件顺序记录,实时控制和调节,负荷闭环调节,自动发电控制(AGC),自动电压控制(AVC),统计记录与生产管理,人机接口,数据通信,历史数据库,系统自诊断与冗余切换,软件开发与维护等。

4.1 数据采集和处理

(1)对主要设备的工况参数进行巡回检测。实时数据库更新、越限检查。

(2)对重要的模拟量 (如推力瓦温),除监视其数值外,还进行梯度越限检查。

(3)对全站主设备状态的变化顺序和发生时间进行采集。

(4)相关量追忆记录,供分析事故使用。

4.2 全站安全监视和实时事件报警

监控系统通过人机接口向运行人员提供全站的运行情况,当出现下列各种情况时,系统应实时报警。

(1)开关量变位事件,包括状态变化和保护动作;

(2)模拟量越限事件;

(3)梯度越限事件;

(4)监控系统自诊断。

监控系统能在人机接口上采取分类方式进行报警。

4.3 生产过程的控制

监控系统具有对全站主要设备和风、水、油及厂用电等辅助系统的各种设备全面实现控制操作的能力。

(1)操作对象。系统可以对机组、断路器、厂用电、水泵、球阀等进行操作。

(2)操作方式。监控系统的操作方式有远方和当地2种。2种方式通过现地控制单元 LCU上的开关进行切换。当地方式:由操作员在现地控制单元的操作面板上发出命令。远方方式:LCU接受由操作员在中控室操作员工作站或电力调度发出的操作命令,或者是AGC、AVC运行运行结果发出的命令。

(3)操作过程的监视。在操作过程中,操作员工作站的显示器画面上将提供操作接线圈,操作对象闪光、变色、显示命令等多种手段,供运行人员监视操作全过程。操作过程中若发生阻滞,则在LCU的屏幕上显示设备当前的状态和操作进行的过程。

4.4 统计与表计

监控系统在实时采集全站各设备的运行参数和工况的基础上,进一步完成统计制表等一系列管理工作,使运行人员不必再进行人工抄表。

4.5 负荷闭环调节

监控系统可以按负荷给定值进行机组有功与无功功率的闭环调节,该给定值可由运行人员在工作站上设定,也可按AGC、AVC程序运行的结果确定。系统将对给定值进行合法性检查,再根据功率给定值与测定值发出负荷 “增”或 “减”的偏差调节命令。

4.6 厂内经济运行 (EDC)

根据运行水头、水轮机综合效率曲线,按节水增发原则进行机组间负荷的优化分配,同时要避开机组的汽蚀振动区,以保证全厂机组的经济和满足电力系统多方面要求。

4.7 自动发电控制 (AGC)

自动发电控制的主要任务是在满足各种安全发电的约束条件下,以迅速、经济的方式控制整个水电站的有功功率,以保证机组的完全运行和满足电力系统多方面的要求。

4.8 自动电压控制 (AVC)

自动电压控制是在电站及机组的各种安全约束条件下,根据不同的运行方式和运行工况,对全站的机组作出实时的控制决策,以自动维持母线电压或全站无功功率为当时的设定值,如进相运行等方式。

4.9 通讯功能

监控系统能实现与调度系统的通讯,实时接受上级调度命令信息,并向调度发送电站各种信息,还可同水情测报系统等实现通讯。

4.10 在线自诊断

监控系统能在线自诊断出系统中的故障,指出故障部位的能力,对LCU诊断到板级故障,诊断出电源故障、通讯故障及外部设备故障等,将自诊断的结果显示于事件简报窗内,并记录于自诊断一览表中,对于冗余配置的系统,根据自诊断结果进行冗余切换。

4.11 人机接口

主控机界面友好,操作简单。它是运行人员对全站生产过程进行安全监控,又是维护人员对监控系统运行管理、维护和开发的手段。运行人员可以通过键盘、鼠标下达操作控制命令;对各种画面、报表、曲线等的显示功能;参数设置修正功能;召换画面显示或打印功能等。

5 监控系统性能

(1)实时行。模似量采集周期≤1 s;事件顺序分辨率≤2 ms;控制命令加答响应时间≤1 s;人机接口响应时间≤2 s;脉冲量数据采集时间≤1 s;主控层辅控制功能响应时间≤2 s。

(2)可靠性。站级主控层计算机MTBF＞20000 h;现地控制单元MTBF＞5 000 h;MTTR(有备件)≤0.5 h。

(3)安全性。系统的安全性、容错性主要由系统全分布方式保证。操作安全性按控制层次实现操作闭锁,其优先权顺序为:现地控制单元级→电站级→远方调度级。网络安全性通过配备防火墙、网关、路由器等硬软件实现。

(4)其他。电站级和现地级设备的CPU平均负载率不超过50%;网络通信负载率小于20%;I/Q的容量裕度大于25%。

6 软件系统

软件平台采用全分布开放系统的跨平台设计及面向对象设计的P6000监控系统软件,操作员工作站、通讯服务器等都使用符合开放系统国际标准的Windows2000操作系统。Windows操作系统具有用户普及、界面丰富、操作方便,易于维护的特点,操作员工作站等采用Windows操作系统从而适应用户需求和工作环境(见图2)。

图2 电站监控运行图

7 结 语

水电站微机监控系统设计,必须明确设计思路,理清控制对象,主次分明,以安全可靠为第一,做到技术先进、经济合理、运行维护方便;优化网络结构,设备配置精而简,减少故障几率。在设计过程中,应与厂商密切配合,必须让厂商对微机监控的被控对象有详尽的了解,协调各厂家之间的关系,同时应尽量减少设计聚合中的不确定因素,以避免对应用软件开发及开停机流程等产生不良影响。

岩樟溪一级水电站真正实现了 “无人值班 (少人值守)”运行方式和全计算机监控系统模式,自2005年12月投入运行至今为电站节约了近600万元的运行成本。