天荒坪抽水蓄能电站控制系统设计特点及技术发展

傅新芬 ，羊 鸣 ，郑 波 ，王运罡

（1.中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司，浙江省杭州市 311122；2.国家能源水电工程技术研发中心抽水蓄能工程技术研发分中心，浙江省杭州市 311122）

0 引言

抽水蓄能电站控制系统是电站运行的神经网络，计算机监控系统是电站运行的大脑枢纽。随着技术发展及反措要求的提高，对控制系统的要求呈现出时代特征。天荒坪抽水蓄能电站使用国际银行贷款进行主机及关键设备的采购，采用国际招标形式采购来自十几个国家的先进设备，在设计过程中，通过与厂家的设计联络会及目睹试验，学习及融合了先进的设计理念，运行20年来，电工二次设备的原理设计、控制策略及软件设计改动较少，说明设计方案是合适的。本文对天荒坪抽水蓄能电站电工二次控制系统的主要设计内容进行分析，对20年来的抽水蓄能电站电工二次相关技术发展及进步进行阐述，观点实用可行，供同行借鉴。

1 计算机监控系统

1.1 系统结构及硬件设备

天荒坪抽水蓄能电站计算机监控系统随主机机电设备一起利用世行贷款于1993年公开招标采购的加拿大BAILEY INFINET-90系统，采用“无人值班”（少人值守）原则设计。电站监控系统采用分层分布结构，分调度级、电站控制级、现地控制单元级等三个层级。电站控制级为多微机系统，主要设备包括操作人员工作站、电站计算机、控制链路（远动规约）、操作链路（网络通信）和事故顺序记录设备（SOE站，分辨率2ms），均采用冗余配置。工程师站、报表打印站和厂长监视站为单机配置。中控室内设置模拟屏。

现地控制单元分机组1～6LCU，地下厂房公用系统8LCU，地面开关站9LCU，地面公用系统及模拟屏10LCU，上库公用系统11LCU，各LCU设置单独UPS及人机接口操作人员工作站（OIS）。在机组的OIS上可监视其余机组的画面，便于两台机组的背靠背起动控制及机组LCU的备用。其中1～6LCU、9LCU、10LCU为完全冗余LCU；8LCU中仅SFC控制部分为冗余，11LCU为单LCU。系统还包括一个热备用LCU和一个移动式编程器。现场LCU与中控楼之间网络介质采用光纤，上库LCU与中控楼之间通信采用光纤和微波两种方式，其他网络连接采用同轴电缆。

1.2 软件逻辑设计

1.2.1 电站控制级软件

电站控制级软件主要功能为数据采集和处理、安全监测、制表打印和记录、控制与操作、与华东总调监控系统通信。包括对电站主要设备的电气量和非电气量以及运行信息定时或随机进行采集，并经处理后及时更新历史数据库；对全厂主要设备运行状态和运行参数进行巡回检测、越限报警、趋势分析、事故追忆和显示记录（可同时在主模拟屏上显示）；控制与操作包括机组开、停操作，工况转换操作、机组有功功率/无功功率分配及电压控制。

电站控制级控制软件包括：一是常规成组控制软件，包括成组负荷管理（AGC）和成组电压管理（AVC）；二是优化软件。

（1）成组负荷管理。

电站总有功负荷设定值，根据由华东总调下发的预报日负荷曲线、有功负荷设定值和电厂备用容量（PM）来设定。另外，在电站作发电运行时，华东总调的频率调节系统还以一定的时间间隔（4～20s）发送周期设定值至天荒坪电站计算机监控系统，通过控制电站的有功出力来满足电网实际功率的需要，以达到调频的作用。

成组负荷管理软件根据水库有效水量和电站总有功设定值（包括已投运的有功及备用量）控制电站的有功输出。机组的工况和出力由成组控制软件操作。根据电站总有功设定值，成组控制软件产生机组的起/停命令，并输出相应的机组有功设定值（mA信号）。机组之间的实际出力分配取决于机组调速器的转速调差系数bp。

（2）成组电压管理。

电站总有无功负荷设定值根据由华东总调下发的预报日电压曲线或电压设定值来设定，成组电压管理软件根据电站500kV开关的连接方式，维持相应500kV线路电压在预先设置的范围内，控制机组的无功功率输出。

无功负荷设定值首先由调相机组承担，这样可使发电机运行在最佳效率状态下。剩余的由发电机组均分，在发电机的励磁容量极限内、无功功率平均地分配到所有工作在发电工况或水泵工况机组中。

（3）优化软件。

优化软件主要包括3个主模块和3个辅助模块，通过1个主控模块来调度。3个主模块为机组优先级计算、最佳出力优化计算、有功/无功负荷分配，3个辅助模块为防止频繁起动/停机机组的延时函数、数据分析软件（效率曲线）和水位预测计算。

当优化软件投入运行后，它将根据日负荷曲线，计算上、下库的水位预报曲线，根据当前水位，计算出能够使用的水量（在可用绝对水位内），从而计算出可发电电量值。在发电工况时，运行机组的台数和有功分配，通常是由一个专用优化软件包来完成，可使分配负荷时，电站水量损耗为最小。

1.2.2 机组控制级软件

（1）机组控制软件主要功能：

1）顺序控制：机组不同运行工况之间的安全转换。

2）机组机械保护：处理所有引起机组停机（不包括电气保护信号）的信号，机械保护使用常规的硬线连接技术。

3）机组电气保护：电气保护采用独立于机组控制系统的装置，处理机组的电气事故保护信号。

（2）水泵机组起动。天荒坪抽水蓄能电站设两套变频起动装置，两条起动母线。两条起动母线可通过一个分段开关来切换。为了避免消耗水量，电站水泵工况起动以变频起动方式为主，两台机组背靠背起动方式为备用。

2 抽水蓄能电站控制技术发展

经过20多年的运行，天荒坪抽水蓄能电站计算机监控系统的硬件及软件进行了多次更换升级，基本原则是保留系统原有控制策略，针对一些技术落后、存在重大缺陷的设备和回路，优化调整各现地控制单元配置、完善硬件布置和分配以及与现场设备接口的设计、弥补原先控制策略上的缺陷。下面结合现在的控制技术、最新的规范和反措要求对天荒坪计算机监控系统的改造进行梳理，对抽水蓄能电站控制系统设计的技术发展进行总结。

2.1 输入输出信号的发展

2.1.1 输入输出信号的冗余

因担心外部信号源及输入输出模块的可靠性，天荒坪电站计算机监控系统的信号输入大量采用冗余设计，包括控制器、通信接口、I/O模件等，对数字量输入（DI）采用过程干接点转换成电压信号的冗余方式；对模拟量输入（AI）采用串联方式接入冗余的模拟量模件；数字量输出（DO）采用双接点并联输出的方式；模拟量输出（AO）采用串联输出方式，只有脉冲和RTD输入未采用冗余方式。因为大量DI和AI量的信号源只有一个，采用冗余输入后，必须增加转换处理，且输入信号二选一的表决方式若不增加其他辅助条件判断无法确定孰是孰非，而如何设计其他辅助条件以及辅助条件增加将导致逻辑判断上的复杂化，因此当初设计对冗余不一致信号只作告警处理。由此可见，当初电站的冗余方式并未增加其可靠性，而不一致报警将影响运行人员的判断。后续进行的天荒坪抽水蓄能电站计算机监控系统LCU改造中，已经取消信号冗余，仅对部分重要开关量输出仍采用冗余。这种模式和抽蓄电站计算机监控系统近几年的主流设计一致，各现地控制单元只要求电源模块、控制器、通信模块冗余，输入信号不做冗余，重要信号如调速器和球阀的事故低油位、事故低油压分别采集低、过低信号接入不同的IO模板，用于逻辑综合判断。

2.1.2 SOE信号的采集

20年前的INFI-90系统无法直接处理高分辨率的事件，为了事故分析，因此天荒坪抽水蓄能电站采用了一个独立的SOE系统，采集的SOE信号由专用网络送到SOE主站进行时标标注和事件排序处理。采用独立的SOE系统，相应的SOE输入信号就必须与数字量DI输入共享，存在前述的干接点转化成电压信号的转换过程，降低了信号的可靠性，系统更加复杂化。近年来，随着INFI-90系统的升级，已具备处理高分辨率的事件的能力，在电站计算机监控系统改造时已取消了独立的SOE系统，SOE信号直接输入各LCU，由INFI-90系统完成SOE事件分析和处理。这已是抽蓄电站计算监控系统的常规做法，目前部分厂家数字量输入模块已具备SOE分辨率（1ms）要求，可只设置DI模块不需单独设置SOE模块。

2.1.3 温度信号的采集

天荒坪抽水蓄能电站设计时，监控产品多半不具备直接采集RTD温度量的功能，每台机组根据测点的布置位置和数量，配置不同的温度采集装置，天荒坪抽水蓄能电站配置的是温度巡检装置、温度变送器和温度智能卡的方式。大部分温度信号输入至温度巡检装置，根据设定逻辑，输出温度报警和停机信号至机组LCU。温度智能卡的功能与温度巡检装置类似，每台机设置22个温度智能卡，每个温度智能卡只能接收一个温度信号，除输出停机信号外还能输出4～20mA量至机组LCU。每台机设置8个温度变送器，直接将温度量变成4～20mA量输出至机组LCU。在电站计算机监控系统改造时，保留了温度巡检装置，取消了温度智能卡和温度变送器，原引至温度智能卡和温度变送器的信号直接引至LCU增设的RTD模块。采用RTD模块具备信号直采，且采样周期短，跳闸逻辑组态方便的优点，已成为抽蓄电站温度量采集的常用手段，新建电站已逐步淘汰温度巡检装置。

2.1.4 电气量采集

天荒坪抽水蓄能电站现地控制单元设有大量的电气量变送器，变送器输出4～20mA模拟量信号至LCU，部分串接机组LCU和中控室模拟屏上表计指示。计算机监控系统改造后取消了电气量变送器，增设一只多功能表，用于测量机组的三相电流、三相电压、频率、功率因数、有功功率、无功功率、有功电度和无功电度，并通过通信的方式将电气量信号上传至机组LCU。随着电流电压交流采样模块和多功能表的成熟运用，目前抽蓄电站的电气量变送器用的越来越少，仅保留部分有功功率和无功功率变送器，以满足功率调节的要求。

2.1.5 远程IO的采用

天荒坪抽水蓄能电站在设计时还未出现远程IO技术，大量的信号通过电缆直接与各LCU相连。随着远程IO技术的出现，目前的抽蓄电站设计时大量采用了远程IO，各信号就近接入远程IO，远程IO不设置处理器，直接采用通信模式将信号与各LCU的处理器进行交换，所有流程组态仍由各LCU完成。此种设计减少了电缆远距离传输，增加了可靠性，也简化了电站电缆桥架设计。唯一不足之处是远程IO没有通信模块，不能与现地设备直接通信，如有大量的信号通过通信方式传输，必须直接与各LCU直接通信。

2.2 事故停机和控制回路

天荒坪抽水蓄能电站原机组现地控制柜中含有两组互为冗余的机械跳闸矩阵硬布线回路，每组矩阵输入128点，通过矩阵二极管选择至矩阵出口继电器回路，每组矩阵出口继电器12只。每个矩阵输入信号同时输出至机组LCU的开关量输入模块，其中1组矩阵输入信号经转换后输入SOE系统。电站计算机监控系统改造时取消了这两组跳闸矩阵，增加一对独立的控制器及其开关量输入/输出模件，通过软件编程分别用来实现两组跳闸矩阵的功能，矩阵原有的出口继电器回路和跳闸逻辑保持不变，用于机组紧急卸载关闭导叶、关进水球阀、断开GCB和停励磁。机械跳闸矩阵改造后，还设立一个独立的紧急停机硬布线回路，当LCU冗余控制器故障、过速保护动作或按下紧急停机按钮时启动。

事故停机分机械事故停机、紧急（过速）事故停机和电气事故停机3种，除了计算机监控系统常规控制回路来实现事故停机功能外，还配置独立的事故停机回路，采用独立的继电器接线或独立的控制器两种模式，其电源回路与常规控制电源分开。采用独立的继电器接线，逻辑关系清晰，易于检查，采用独立的控制器，动作逻辑修改方便，各有优缺点，所以两种方式均有大量的实际应用，可根据工程实际进行选择。独立的事故停机（含机械和紧急）回路力求简单，只选择重要的水力机械事故信号、冗余控制器故障、现地屏上的按钮作为启动源，电气事故在跳相应断路器的同时，也启动独立的事故停机回路。

天荒坪抽水蓄能电站输水系统及电气主接线十分复杂，引水系统采用一管三机、主接线为每个机组变压器组为单元接线、每两台变压器高压侧结成联合单元与500kV断路器相连、500kV开关站接线为三进两出，采用不完全单母线接线方式（双内桥）。因此在工况转换，特别是水泵工况启动（背靠背拖动和SFC启动）时，两台机组LCU之间、机组LCU与SFC主变压器洞LCU之间存在大量的信号交换及闭锁，为了保证闭锁清晰可靠，故在机组LCU和SFC主变压器洞LCU中仍采用硬布线方式交换重要信息，这也是目前抽蓄电站的常规做法，与天荒坪抽水蓄能电站一致。

对于6台机组的电站，因为配置了2套SFC设备，每套SFC设备可通过启动母线的开关切换拖动全厂任意一台机组，为简化硬布线接线，目前主流设计已不考虑机组之间背靠背拖动。而4台机组的电站仍然采用SFC启动及背靠背拖动两种方式。

2.3 水淹厂房措施

自俄罗斯萨扬电厂和回龙电厂发生水淹厂房事故后，电监会、国家电网公司和国网新源控股有限公司先后发文，对电站安全设计做出了重要指示。

新建抽水蓄能电站的设计中，在主厂房最低处设有3套防止水淹厂房浮球开关报警装置，并设有独立的光纤硬布线紧急操作系统，在浮球开关三取二逻辑动作、发电机层水淹厂房按钮动作或中控室按钮按下时，可直接停机并关闭上库和尾水（或下库）闸门。水淹厂房控制除了采用电站计算机监控系统常规控制外，同时启动独立的光纤硬布线紧急操作系统，通过设置独立的点对点光端机、控制器和光缆，在全厂计算机监控系统失效的情况下仍能事故停机和关闭闸门。

为了确保水淹厂房全厂失电的情况下也能关闭机组，新建抽水蓄能电站的设计中均要求做到调速器和进水球阀能失电动作，即在失去控制电源的情况下，通过液压回路设计能关闭导叶和进水球阀，降低损失。

天荒坪抽水蓄能电站在电监会和国网新源控股有限公司、国家电网公司发文之前虽已投产多年，但部分设计仍能满足如今的要求，如在主厂房蜗壳层设有3套防止水淹厂房浮球开关，能自动启动停机、关闸门，另在中控室及主厂房设有紧急停机、关闸门的按钮，可通过硬布线完成停机和关闸门。由于调速器和进水球阀液压系统设计理念不同，改造困难，目前调速器和进水球阀并未装设失电动作电磁阀，通过对调速器和进水球阀控制电源的监视，经机组LCU的事故停机回路完成失电停机功能。

2.4 模拟屏的设置

天荒坪抽水蓄能电站投产较早，因担心计算机监控系统的网络可靠性，故在中控室设有功能完备的模拟屏，在INFI-90网络通信中断后，在中控楼模拟屏上可维持机组远方监视的常规手段，包括电站一次接线设备的状态、机组的运行工况、机组及公用系统的告警等。机组将重要的告警按子系统分成15组，以独立于INFI-90网络的方式，通过硬布线直接驱动模拟屏上的相应的告警窗，500kV开关站和辅助公共设备也有类似的应用。

随着计算机应用和网络技术的普及，冗余网络的设计越来越普遍，网络可靠性大大提高，目前抽蓄电站的设计中多采用大屏幕来代替模拟屏，即使设置模拟屏，也是采用通信方式，从监控系统取得所需信号进行显示，而不是采用硬接线从设备源头采集信号，以简化电缆接线。而大屏幕除了能满足常规模拟屏的功能外，还具有视觉清晰、选择灵活、操作便利、接线简单、维护方便等特点，已取得越来越广泛的应用。模拟屏上的紧急操作按钮可通过在控制台或中控室侧墙单独设置紧急操作按钮箱来实现。

3 结语及展望

抽水蓄能电站运行调度复杂、工况转换频繁，“无人值班”（少人值守）原则设计及监控系统分层分布结构的设计理念经过实践检验，已成为规范标准。在电站安全性设置上，独立机组LCU的事故停机回路、水淹厂房独立光纤硬布线操作及闸门安全设备联动的设计思路得到大力推广。

随着计算机硬件设备技术的巨大进步，在设备配置、数据库、网络架构上，发生了巨大的变革，以硬件为主的数据处理大部分改为软件处理，网络通信介质全面采用光纤保证了长距离数据传输的安全稳定性，大大减少了电站的控制电缆数量。

2009年华东院启动《大型抽水蓄能电站机组控制流程与控制策略研究》的课题研究，2011年底国网新源控股有限公司启动抽水蓄能设计标准化建设，2012年新源天荒坪抽水蓄能公司委托上海明华电力技术工程有限公司编制《抽水蓄能机组控制流程典型设计》，2013年新源江苏宜兴抽水蓄能公司委托华东勘测设计研究院编制《抽水蓄能机组LCU控制与其他辅助设备监控配合的典型设计》，行业内的有关专家参与讨论审核，形成的抽水蓄能典型设计及软件控制逻辑经过严密推敲及实际检验，已成为我国抽水蓄能设计的成熟技术。

随着《水力发电厂自动化设计技术规范》（NB/T 35004—2013）、《抽水蓄能机组工况转换技术导则》（GB/T 32894—2016）、《水电厂计算机监控系统运行及维护规程》（DL/T 1009—2016）等规范的发布，标志着我国在抽水蓄能控制技术已越来越成熟规范。但计算机监控系统的设计重点—软件逻辑设计，由于厂家的设计理念不同，可能有所差异，根据电站布置及主接线、机组型式的不同特点，还需要进一步提炼。