回龍山水電站工程電氣二次設計與實現

王 闊，陳 沖

（1.華潤電力西雙版納有限公司，云南 景洪666100；2.中國水利水電第八工程局有限公司，湖南 長沙410004）

1 概述

回龍山水電站位于云南省西雙版納傣族自治州勐臘縣境內小黑江與曼賽河匯口的速底村上游約3km的河段上，是小黑江規劃梯級開發的第二級，上游梯級為子羅山水電站。

場外交通運輸按主線與輔線規劃，主線為昆明→玉溪→磨黑→普洱→勐養→勐侖→壩址，該條線路公路總里程約627km，勐侖高速路口→壩址約42km，路面寬度約4.5m，屬于農村公路，單車道設計，為混凝土塊石路面，橋梁載荷為10t；輔線為昆明→玉溪→磨黑→普洱→勐養→勐侖→勐醒→帕扎河→象明→壩址，該條線路公路總里程約691km。

電站總裝機容量113MW， 裝設3臺混流式水輪發電機組。分別為2臺單機容量46MW，1臺單機容量21MW。多年平均發電量4.603×108kW·h，年利用小時數4074h。

本工程計劃2019年7月初首臺機組發電，2019年11月底機組全部投產。

回龍山水電站電氣二次部分，按“無人值班（少人值守）”的原則進行設計。電站繼電保護系統、直流系統、勵磁系統、調速系統、公用輔機設備控制系統等主要二次設備均選用性價比優越的微機型產品。

電站的控制和監視方式為全計算機監控，采用開放式分層分布系統結構，主要的功能和硬件采用了冗余配置方式；在副廠房內設置有中控室，運行人員在中控室可以實現對電站主要機電設備的集中監控。控制權限分為三級：現地、中控室及遠方調度。對公用設備及機組輔助設備自動操作的控制邏輯采用可編程控制器（PLC）來實現，并將相應的狀態及故障信號采用I/O及通信方式送電站計算機監控系統。保護、勵磁、調速等控制設備，均選用了高智能微機型產品。

2 直流系統

全廠設置1套220V直流電源系統，帶2組蓄電池。蓄電池每組容量為400AH（104只電池），美國GNB G602 2V 400AH管式膠體蓄電池。充電/浮充電裝置采用高頻開關整流裝置。直流電源作為電站設備的控制、保護、事故照明、滅磁開關跳合閘、斷路器跳合閘及起勵備用電源。

3 同期系統

3.1 同期方式及同期點選擇

本電站的同期方式有自動準同期和手動準同期兩種方式。電站發電機出口斷路器、110kV線路斷路器及主變壓器110kV側斷路器均作為同期點。所有同期點均以自動準同期為主用同期方式，手動準同期作為備用同期方式。

3.2 自動準同期

每臺機組LCU設置1臺雙微機多對象自動準同期裝置，作為發電機出口斷路器及主變110kV側斷路器的自動準同期用，可自動調頻、調壓及自動發出合閘脈沖使斷路器合閘。

開關站/公用LCU設置1臺雙微機多對象自動準同期裝置，作為開關站110kV線路斷路器的自動準同期用，可自動捕捉同期信號并發出合閘脈沖使斷路器合閘。

3.3 手動準同期

每臺機組LCU屏上設置1套手動準同期裝置，作為發電機出口斷路器及主變110kV側斷路器的備用同期方式。機組LCU屏上設有組合式同期表、斷路器合閘開關等手動準同期設備。

開關站/公用LCU屏設置1套手動準同期裝置，作為110kV線路斷路器的備用同期方式。開關站/公用LCU屏上設有組合式同期表、斷路器合閘開關等手動準同期設備。

為防止手動非同期合閘，用一只同步檢查繼電器作為手動同期的閉鎖回路。在兩側電壓相位差值超過允許值時，其接點斷開斷路器合閘回路將其閉鎖。

4 計算機監控系統

4.1 系統結構

計算機監控系統采用開放式分層分布系統結構。系統共分2層：電站級及現地控制單元層，采用100M雙星形光纖以太網結構，具有較高的網絡可靠性。網絡通信采用高性能的工業型網絡交換機進行連接，系統具有較高的傳輸速率和良好的抗電磁干擾能力。

4.2 監控系統電站級基本配置及主要功能

電站級數據服務站承擔全廠的運行管理、歷史數據庫和廠級實時數據庫管理、數據采集和處理、與單元控制設備的通信、電站AGC、AVC及集中監控等任務，按全冗余配置。全廠共設置2套同型號、同功能的主機，互為熱備用。

電站設置2臺操作員工作站，操作員工作站是操作員與實時過程監視與控制交互的人機接口，提供操作員授權，圖表生成和調用功能。完成電站運行工況監視、越限告警、事故告警、控制調節、發電機啟停和運行應用軟件，并顯示執行成果等。操作員工作站布置在中控室，2臺操作員工作站作用完全相同，互為熱備用。

電站設置1套工程師工作站，可進行系統管理維護和故障診斷、編輯和修改應用軟件、增加和修改數據庫、畫面和報表等工作并兼做電站運行人員的培訓工作站。

電站設置2臺調度通信服務器，用于完成監控系統與調度的數據通信。調度通信服務器能與網絡上所有接點直接進行數據交換，以保證遠動信息的直采直送。

電站設置1套廠內通信站，實現與電站火災報警系統、微機五防系統、電能量采集系統及水情測報系統等之間的數據通信，當與處于不同安全區之間的設備采用網絡通信時，通信服務器應采用具有訪問控制功能的設備，防火墻或相當功能的設施，實現邏輯隔離。

本系統設置有1套ONCALL系統，當電廠發生事故時，可將相關信息發送給相關運行人員，便于對事故進行及時處理。

監控系統配有GPS時鐘同步系統1套。作為監控系統的標準時鐘，可對系統進行時鐘同步。

本系統主控級計算機配置2臺互為備用的10kVA交直流UPS電源。每組UPS的輸入電源為廠用交流220V及電站直流220V，當廠用電消失時，自動轉由電站220V蓄電池供電。

網絡采用雙冗余配置交換機，網絡設備采用2臺工業級主交換機及3套現地LCU交換機組成一個具有冗余功能的雙星形網絡結構。每套機組LCU、開關站/公用LCU、主機、操作員工作站、通信工作站等所有上位機均接入基于100Mb/s光纖網的網絡交換機上。

4.3 監控系統現地單元級配置及主要功能

現地控制單元配置有以下特點：CPU采用雙機熱備的冗余配置，提高了系統的可靠性。采用RTD溫度量采集模塊，模塊上的CPU可自動計算判別溫度信號狀態、越限及梯度等，避免了采用溫度巡檢裝置的瓶頸效應。

監控系統現地單元級（LCU）具有完善的現地監控功能，與系統聯網時，作為監控系統的一部分實現系統指定的功能。而當LCU與系統脫離時，可獨立運行，實現LCU的現地監控功能，使系統運行具有更大的靈活性及更高的可靠性。

機組LCU每臺機組均設置1套機組現地控制單元（LCU），機組 LCU 由 CPU（冗余配置）、電源模件、輸入輸出模件、交流采樣和同期裝置、通信模件及觸摸屏等設備組成，其監控對象為：機組及其附屬設備、主變壓器斷路器、發電機出口斷路器、刀閘、機組進水口事故閘門等。機組進水口事故閘門設置1套機組進水口事故閘門遠程I/O箱。遠程I/O箱內配置PLC、交換機及電源模塊，全站共3套遠程I/O控制箱，分別布置在機組進水口事故閘門設備室內。

機組LCU盤上還設有不經過計算機用于緊急停機操作的緊急停機回路。

開關站/公用LCU開關站/公用LCU由CPU（冗余配置）、電源模件、輸入輸出模件、通信模件、觸摸屏、交流采樣和同期裝置等設備組成，其監控對象為：110kV開關站線路及母線設備、直流設備、廠用電系統、供/排水系統、高/低壓氣系統、水位測量系統等。

壩區LCU壩區LCU由PLC、觸摸屏、電壓變送器、智能I/O模塊等設備組成。現地控制單元應能獨立運行，由它完成對所屬設備的監控，包括在現地由操作員進行手動控制和自動控制。

壩區LCU監控對象為壩區閘門、壩區廠用電、壩區直流系統、水位測量系統等。

5 測量

5.1 電氣測量系統

電氣測量按“電測量及電能計量裝置設計技術規程DL/T 5137-2001”配置。

除開關柜等設備上自帶的測量表計外，所有電氣主設備（發電機、主變、220kV線路、10kV廠用電及400V廠用電等）需要測量的電氣量均通過安裝在電站計算機監控系統相應LCU上的交流采樣裝置實現。

具體采集點包括：110kV線路、110kV母線、1號廠用變、2號廠用變、壩區變、400V 廠用母線、發電機出口、主變高壓側。

5.2 非電量測量系統

電站水位測量系統在進水口400V配電盤室設置有壩區水位顯控裝置，接收來自柵前水位變送器、柵后閘門前水位變送器的信號；同時在中控室設置一面水位測量盤接收來自尾水位變送器、壩區水位顯控裝置的信號，除在本盤顯示外，還將柵前水位、尾水水位、柵后水位、柵差、電站毛水頭以4～20mA信號送至開關站/公用LCU。

水輪機流量、蝸殼進口壓力、尾水管進口壓力、頂蓋供水壓力、尾水管出口壓力、調速器油壓裝置壓力、技術供水流量及水溫、導葉開度位置、機組電氣轉速等均配有相應的傳感器，輸出4～20mA模擬量送至機組LCU。

6 機組勵磁系統

6.1 勵磁系統結構

發電機采用自并勵可控硅靜止勵磁方式。勵磁系統由勵磁變壓器、調節柜、功率柜和滅磁柜組成。功率柜功率整流元件并聯支路數為2，串聯元件數為1。任一條支路退出工作，可保證發電機在所有工況下的長期連續運行，包括強勵在內。

6.2 勵磁調節器

勵磁調節器為雙微機雙通道勵磁調節器。2個通道均可以獨立工作，任一通道出現故障，裝置能無條件無擾動地自動切至另一通道，當雙自動通道故障退出運行時，能無擾動切換到手動通道，保證勵磁系統正常工作。

6.3 起勵及滅磁

勵磁系統起勵電源正常為殘壓起勵，備用起勵電源為DC220V，起勵電流為10%空載勵磁電流，起勵時間最大不超過5s。當機組轉速達85%～95%額定轉速時首先利用殘壓起勵升壓，若殘壓起勵在一定時間內未能使發電機升壓，則自動啟動備用起勵電源升壓。

正常停機時自動逆變滅磁，事故情況下（發電機保護動作，水力機械保護動作）跳滅磁開關將磁場能量轉移到高能氧化鋅非線性電阻滅磁。

可控硅整流裝置采用風機進行冷卻，每個功率柜設置雙風機，1臺運行、1臺備用，風機停運，勵磁裝置能帶滿負荷安全運行不短于1h。

7 調速器系統

電站調速器為可編程控制器的雙微機調速器。調速器由機械柜及電氣柜組成。調速器采用殘壓及齒盤測頻，轉速信號取自發電機機端PT及裝于發電機大軸上的齒盤。

調速器具有PID調節規律，具有頻率—出力調整、轉速調整、開度控制、電力系統頻率自動跟蹤、自診斷和容錯及穩定等功能。調速器除能在現地和遠方進行機組的自動開、停機和事故停機外，還能在現地進行手動開/停機和事故停機。

8 進水口事故閘門

進水口事故閘門控制采用遠程I/O控制箱，分別布置在機組進水口閘門設備室內。

遠程I/O控制箱配置獨立的電源模件、CPU處理器、通信模塊、網卡、光轉換設備及光纖等相應的元件設備，以及繼電器、端子等附件。遠程I/O控制的遠程模件采用單CPU雙以太網口通過光纖與現地LCU通信。

9 繼電保護及安全自動裝置

根據《繼電保護和安全自動裝置技術規程》，對電站的發電機、主變壓器、廠用變、壩區變、110kV母線、110kV線路等配置了微機保護。

9.1 發電機-變壓器保護

發電機-變壓器組保護按單套配置，每套保護均配置完整的主、后備保護，且主后備保護為相互獨立的裝置，該套裝置包含發電機主保護裝置、發電機備用保護裝置、變壓器主保護裝置、主變高后備保護裝置、主變低后備保護裝置、非電量保護裝置。該套保護具有以下保護功能：

（1）發電機縱差保護。

（2）發電機負序過流保護。

（3）低壓起動過電流保護（帶電流記憶）。

（4）發電機定子繞組接地保護。

（5）發電機定子繞組過負荷保護。

（6）發電機轉子一點接地保護。

（7）發電機過電壓保護。

（8）發電機失磁保護。

（9）發電機橫差保護。

（10）主變壓器差動保護。

（11）主變壓器高壓側復合電壓過電流保護。

（12）主變壓器冷卻風扇啟動回路。

（13）主變壓器瓦斯保護。

（14）主變壓器溫度保護。

（15）主變壓器油位保護（過高或過低）。

（16）主變壓器壓力釋放保護。

（17）主變壓器冷卻器故障保護。

（18）主變壓器零序過電流保護。

（19）主變壓器間隙零序電流及零序過電壓保護。

（20）主變壓器低壓側單相接地保護。

（21）斷路器失靈啟動回路。

（22）斷路器三相不一致保護。

（23）勵磁變壓器電流速斷保護。

（24）勵磁變壓器過電流保護。

（25）勵磁變壓器溫度保護。

9.2 廠用變保護

廠用變高壓側裝設了1套限流熔斷保護裝置（帶負荷開關），廠用變保護作為其后備及補充保護手段，動作于限流熔斷器拒動或廠用變低壓側短路電流過低、限流熔斷器不動作或動作時間過長的工況。

（1）過電流保護。

（2）溫度保護。

（3）過負荷。

（4）零序過電流保護。

9.3 壩區變壓器-線路組保護

壩區變接于2號發電機端10.5kV母線上，其低壓側通過架空線路送至壩區，壩區變壓器-線路組配置1套保護用于壩區變低壓側及架空線短路電流過低、壩區變高壓側限流熔斷器不動作或動作時間過長的工況。

（1）過電流保護。

（2）溫度保護。

（3）過負荷保護。

9.4 110kV母線保護

110kV母線配置1套微機型母線保護裝置。母差保護采用分項式比例差動保護。

9.5 110kV線路保護

110kV線路采用1套光纖差動保護作為線路主保護，且分別配置三段式相間距離保護、接地距離保護和四段式零序方向電流保護作為后備保護，并具有獨立的綜合重合閘功能。

9.6 故障錄波裝置

在110kV側配置數字式故障錄波裝置1套。故障錄波裝置能記錄模擬量、開關量和高頻量。并能至少清楚記錄12次諧波的波形。

10 機組輔機設備及公用設備控制裝置

機組輔機設備及公用設備的各系統PLC、啟動設備（軟起動器、接觸器）等主要元器件采用國際知名公司產品，具有現地閉環自動控制功能。

10.1 機組輔機設備

機組輔機設備重要的控制信號通過I/O接點送電站計算機監控系統。

機組輔機設備分項控制系統采用現場總線聯接，并通過總線通信方式與電站計算機監控系統機組LCU實現通信。機組輔機設備包括：

（1）調速器油壓裝置控制設備。（2）機組技術供水系統控制設備。

10.2 全廠公用設備控制裝置

公用設備重要的控制信號通過I/O口與電站計算機監控系統相聯接。

全廠公用設備獨立的控制系統間采用現場總線聯接，并通過總線通信方式與電站計算機監控系統開關站/公用LCU實現通信。全廠公用設備包括：檢修排水系統、滲漏排水系統、中間油箱、高壓空壓機系統、低壓空壓機系統、油處理室油泵控制箱、油處理室防爆風機控制箱、中控室風機控制箱、供水設備室軸流風機控制箱、高壓空壓機、低壓廠用電盤室軸流風機控制箱、低壓空壓機、勵磁變及PT室軸流風機控制箱、下游副廠房通風設備室空氣處理風機控制箱。

11 400V廠用電備用電源自動投入系統

400V廠用電設有a、b、c段三段母線，正常運行情況下，a段、b段、c段母線獨立運行，各段母線間的聯絡斷路器處于分閘位置。當a、b兩段母線中任一母線失電而另一段有電時，備用電源自動投入裝置動作，跳開失電工作電源進線斷路器，投入a、b兩段母線間的聯絡斷路器，完成備投功能。當投入不成功或a、b兩段母線均失電，而c段母線有電，由運行人員在現地或遠方跳開a、b兩段母線進線電源斷路器及a、b段母聯斷路器，并分別手動投入a、c段母線的聯絡斷路器及b、c段母線的聯絡斷路器。400V廠用電恢復采用手動方式，可通過上位機、開關站/公用LCU及開關柜上的相應操作畫面或開關及按鈕完成。400V備用電源自動投入裝置采用微機型控制裝置。為保證各斷路器操作的安全性，在斷路器操作回路中均設置有相應的操作閉鎖條件。

12 110kV GIS部分

電站110kV配電裝置采用SF6氣體絕緣金屬封閉開關設備。GIS設備廠家為每個GIS間隔的主設備（斷路器、隔離開關、接地開關、CT、PT等）提供一個現地控制柜用于現地控制、監測、實現其電氣操作閉鎖、接受遠方合閘、重合閘、跳閘、保護跳閘信號等及對GIS組件的監測。

110kV斷路器包括主變高壓側斷路器、線路斷路器。在現地控制柜上裝有（斷路器、隔離開關、接地開關）切換控制權的“現地/遠方”操作開關及現地跳合閘操作開關。電氣操作回路中帶有電氣防誤閉鎖回路接口。

13 其他

回龍山水電站設計中，為簡化二次接線，電站斷路器的操作控制點設在中控室的上位機及現地LCU盤，各斷路器現地控制柜（箱）上的操作開關均不作為操作點。若運行人員需要在現地操作斷路器時，必需嚴格按操作票執行。

對于隔離開關、接地開關操作的五防閉鎖，除了設備本身的機械閉鎖及電氣閉鎖外，還應嚴格按操作票執行。

14 結束語

自動化元件的動作靈敏性和可靠性直接影響到整個控制系統的安全可靠。事實上，大多數的運行故障也是由硬件原因造成的。

隨著科學技術的不斷進步，自動化設備的制造水平也取得了很大的進步。筆者認為在設計工作中，在自動化設備的選型方面需要有很大的提高空間。也只有這樣，整個電站控制系統才能真正地協調、安全、可靠運行。