回龙山水电站工程电气二次设计与实现

王 阔，陈 冲

（1.华润电力西双版纳有限公司，云南 景洪666100；2.中国水利水电第八工程局有限公司，湖南 长沙410004）

1 概述

回龙山水电站位于云南省西双版纳傣族自治州勐腊县境内小黑江与曼赛河汇口的速底村上游约3km的河段上，是小黑江规划梯级开发的第二级，上游梯级为子罗山水电站。

场外交通运输按主线与辅线规划，主线为昆明→玉溪→磨黑→普洱→勐养→勐仑→坝址，该条线路公路总里程约627km，勐仑高速路口→坝址约42km，路面宽度约4.5m，属于农村公路，单车道设计，为混凝土块石路面，桥梁载荷为10t；辅线为昆明→玉溪→磨黑→普洱→勐养→勐仑→勐醒→帕扎河→象明→坝址，该条线路公路总里程约691km。

电站总装机容量113MW， 装设3台混流式水轮发电机组。分别为2台单机容量46MW，1台单机容量21MW。多年平均发电量4.603×108kW·h，年利用小时数4074h。

本工程计划2019年7月初首台机组发电，2019年11月底机组全部投产。

回龙山水电站电气二次部分，按“无人值班（少人值守）”的原则进行设计。电站继电保护系统、直流系统、励磁系统、调速系统、公用辅机设备控制系统等主要二次设备均选用性价比优越的微机型产品。

电站的控制和监视方式为全计算机监控，采用开放式分层分布系统结构，主要的功能和硬件采用了冗余配置方式；在副厂房内设置有中控室，运行人员在中控室可以实现对电站主要机电设备的集中监控。控制权限分为三级：现地、中控室及远方调度。对公用设备及机组辅助设备自动操作的控制逻辑采用可编程控制器（PLC）来实现，并将相应的状态及故障信号采用I/O及通信方式送电站计算机监控系统。保护、励磁、调速等控制设备，均选用了高智能微机型产品。

2 直流系统

全厂设置1套220V直流电源系统，带2组蓄电池。蓄电池每组容量为400AH（104只电池），美国GNB G602 2V 400AH管式胶体蓄电池。充电/浮充电装置采用高频开关整流装置。直流电源作为电站设备的控制、保护、事故照明、灭磁开关跳合闸、断路器跳合闸及起励备用电源。

3 同期系统

3.1 同期方式及同期点选择

本电站的同期方式有自动准同期和手动准同期两种方式。电站发电机出口断路器、110kV线路断路器及主变压器110kV侧断路器均作为同期点。所有同期点均以自动准同期为主用同期方式，手动准同期作为备用同期方式。

3.2 自动准同期

每台机组LCU设置1台双微机多对象自动准同期装置，作为发电机出口断路器及主变110kV侧断路器的自动准同期用，可自动调频、调压及自动发出合闸脉冲使断路器合闸。

开关站/公用LCU设置1台双微机多对象自动准同期装置，作为开关站110kV线路断路器的自动准同期用，可自动捕捉同期信号并发出合闸脉冲使断路器合闸。

3.3 手动准同期

每台机组LCU屏上设置1套手动准同期装置，作为发电机出口断路器及主变110kV侧断路器的备用同期方式。机组LCU屏上设有组合式同期表、断路器合闸开关等手动准同期设备。

开关站/公用LCU屏设置1套手动准同期装置，作为110kV线路断路器的备用同期方式。开关站/公用LCU屏上设有组合式同期表、断路器合闸开关等手动准同期设备。

为防止手动非同期合闸，用一只同步检查继电器作为手动同期的闭锁回路。在两侧电压相位差值超过允许值时，其接点断开断路器合闸回路将其闭锁。

4 计算机监控系统

4.1 系统结构

计算机监控系统采用开放式分层分布系统结构。系统共分2层：电站级及现地控制单元层，采用100M双星形光纤以太网结构，具有较高的网络可靠性。网络通信采用高性能的工业型网络交换机进行连接，系统具有较高的传输速率和良好的抗电磁干扰能力。

4.2 监控系统电站级基本配置及主要功能

电站级数据服务站承担全厂的运行管理、历史数据库和厂级实时数据库管理、数据采集和处理、与单元控制设备的通信、电站AGC、AVC及集中监控等任务，按全冗余配置。全厂共设置2套同型号、同功能的主机，互为热备用。

电站设置2台操作员工作站，操作员工作站是操作员与实时过程监视与控制交互的人机接口，提供操作员授权，图表生成和调用功能。完成电站运行工况监视、越限告警、事故告警、控制调节、发电机启停和运行应用软件，并显示执行成果等。操作员工作站布置在中控室，2台操作员工作站作用完全相同，互为热备用。

电站设置1套工程师工作站，可进行系统管理维护和故障诊断、编辑和修改应用软件、增加和修改数据库、画面和报表等工作并兼做电站运行人员的培训工作站。

电站设置2台调度通信服务器，用于完成监控系统与调度的数据通信。调度通信服务器能与网络上所有接点直接进行数据交换，以保证远动信息的直采直送。

电站设置1套厂内通信站，实现与电站火灾报警系统、微机五防系统、电能量采集系统及水情测报系统等之间的数据通信，当与处于不同安全区之间的设备采用网络通信时，通信服务器应采用具有访问控制功能的设备，防火墙或相当功能的设施，实现逻辑隔离。

本系统设置有1套ONCALL系统，当电厂发生事故时，可将相关信息发送给相关运行人员，便于对事故进行及时处理。

监控系统配有GPS时钟同步系统1套。作为监控系统的标准时钟，可对系统进行时钟同步。

本系统主控级计算机配置2台互为备用的10kVA交直流UPS电源。每组UPS的输入电源为厂用交流220V及电站直流220V，当厂用电消失时，自动转由电站220V蓄电池供电。

网络采用双冗余配置交换机，网络设备采用2台工业级主交换机及3套现地LCU交换机组成一个具有冗余功能的双星形网络结构。每套机组LCU、开关站/公用LCU、主机、操作员工作站、通信工作站等所有上位机均接入基于100Mb/s光纤网的网络交换机上。

4.3 监控系统现地单元级配置及主要功能

现地控制单元配置有以下特点：CPU采用双机热备的冗余配置，提高了系统的可靠性。采用RTD温度量采集模块，模块上的CPU可自动计算判别温度信号状态、越限及梯度等，避免了采用温度巡检装置的瓶颈效应。

监控系统现地单元级（LCU）具有完善的现地监控功能，与系统联网时，作为监控系统的一部分实现系统指定的功能。而当LCU与系统脱离时，可独立运行，实现LCU的现地监控功能，使系统运行具有更大的灵活性及更高的可靠性。

机组LCU每台机组均设置1套机组现地控制单元（LCU），机组 LCU 由 CPU（冗余配置）、电源模件、输入输出模件、交流采样和同期装置、通信模件及触摸屏等设备组成，其监控对象为：机组及其附属设备、主变压器断路器、发电机出口断路器、刀闸、机组进水口事故闸门等。机组进水口事故闸门设置1套机组进水口事故闸门远程I/O箱。远程I/O箱内配置PLC、交换机及电源模块，全站共3套远程I/O控制箱，分别布置在机组进水口事故闸门设备室内。

机组LCU盘上还设有不经过计算机用于紧急停机操作的紧急停机回路。

开关站/公用LCU开关站/公用LCU由CPU（冗余配置）、电源模件、输入输出模件、通信模件、触摸屏、交流采样和同期装置等设备组成，其监控对象为：110kV开关站线路及母线设备、直流设备、厂用电系统、供/排水系统、高/低压气系统、水位测量系统等。

坝区LCU坝区LCU由PLC、触摸屏、电压变送器、智能I/O模块等设备组成。现地控制单元应能独立运行，由它完成对所属设备的监控，包括在现地由操作员进行手动控制和自动控制。

坝区LCU监控对象为坝区闸门、坝区厂用电、坝区直流系统、水位测量系统等。

5 测量

5.1 电气测量系统

电气测量按“电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5137-2001”配置。

除开关柜等设备上自带的测量表计外，所有电气主设备（发电机、主变、220kV线路、10kV厂用电及400V厂用电等）需要测量的电气量均通过安装在电站计算机监控系统相应LCU上的交流采样装置实现。

具体采集点包括：110kV线路、110kV母线、1号厂用变、2号厂用变、坝区变、400V 厂用母线、发电机出口、主变高压侧。

5.2 非电量测量系统

电站水位测量系统在进水口400V配电盘室设置有坝区水位显控装置，接收来自栅前水位变送器、栅后闸门前水位变送器的信号；同时在中控室设置一面水位测量盘接收来自尾水位变送器、坝区水位显控装置的信号，除在本盘显示外，还将栅前水位、尾水水位、栅后水位、栅差、电站毛水头以4～20mA信号送至开关站/公用LCU。

水轮机流量、蜗壳进口压力、尾水管进口压力、顶盖供水压力、尾水管出口压力、调速器油压装置压力、技术供水流量及水温、导叶开度位置、机组电气转速等均配有相应的传感器，输出4～20mA模拟量送至机组LCU。

6 机组励磁系统

6.1 励磁系统结构

发电机采用自并励可控硅静止励磁方式。励磁系统由励磁变压器、调节柜、功率柜和灭磁柜组成。功率柜功率整流元件并联支路数为2，串联元件数为1。任一条支路退出工作，可保证发电机在所有工况下的长期连续运行，包括强励在内。

6.2 励磁调节器

励磁调节器为双微机双通道励磁调节器。2个通道均可以独立工作，任一通道出现故障，装置能无条件无扰动地自动切至另一通道，当双自动通道故障退出运行时，能无扰动切换到手动通道，保证励磁系统正常工作。

6.3 起励及灭磁

励磁系统起励电源正常为残压起励，备用起励电源为DC220V，起励电流为10%空载励磁电流，起励时间最大不超过5s。当机组转速达85%～95%额定转速时首先利用残压起励升压，若残压起励在一定时间内未能使发电机升压，则自动启动备用起励电源升压。

正常停机时自动逆变灭磁，事故情况下（发电机保护动作，水力机械保护动作）跳灭磁开关将磁场能量转移到高能氧化锌非线性电阻灭磁。

可控硅整流装置采用风机进行冷却，每个功率柜设置双风机，1台运行、1台备用，风机停运，励磁装置能带满负荷安全运行不短于1h。

7 调速器系统

电站调速器为可编程控制器的双微机调速器。调速器由机械柜及电气柜组成。调速器采用残压及齿盘测频，转速信号取自发电机机端PT及装于发电机大轴上的齿盘。

调速器具有PID调节规律，具有频率—出力调整、转速调整、开度控制、电力系统频率自动跟踪、自诊断和容错及稳定等功能。调速器除能在现地和远方进行机组的自动开、停机和事故停机外，还能在现地进行手动开/停机和事故停机。

8 进水口事故闸门

进水口事故闸门控制采用远程I/O控制箱，分别布置在机组进水口闸门设备室内。

远程I/O控制箱配置独立的电源模件、CPU处理器、通信模块、网卡、光转换设备及光纤等相应的元件设备，以及继电器、端子等附件。远程I/O控制的远程模件采用单CPU双以太网口通过光纤与现地LCU通信。

9 继电保护及安全自动装置

根据《继电保护和安全自动装置技术规程》，对电站的发电机、主变压器、厂用变、坝区变、110kV母线、110kV线路等配置了微机保护。

9.1 发电机-变压器保护

发电机-变压器组保护按单套配置，每套保护均配置完整的主、后备保护，且主后备保护为相互独立的装置，该套装置包含发电机主保护装置、发电机备用保护装置、变压器主保护装置、主变高后备保护装置、主变低后备保护装置、非电量保护装置。该套保护具有以下保护功能：

（1）发电机纵差保护。

（2）发电机负序过流保护。

（3）低压起动过电流保护（带电流记忆）。

（4）发电机定子绕组接地保护。

（5）发电机定子绕组过负荷保护。

（6）发电机转子一点接地保护。

（7）发电机过电压保护。

（8）发电机失磁保护。

（9）发电机横差保护。

（10）主变压器差动保护。

（11）主变压器高压侧复合电压过电流保护。

（12）主变压器冷却风扇启动回路。

（13）主变压器瓦斯保护。

（14）主变压器温度保护。

（15）主变压器油位保护（过高或过低）。

（16）主变压器压力释放保护。

（17）主变压器冷却器故障保护。

（18）主变压器零序过电流保护。

（19）主变压器间隙零序电流及零序过电压保护。

（20）主变压器低压侧单相接地保护。

（21）断路器失灵启动回路。

（22）断路器三相不一致保护。

（23）励磁变压器电流速断保护。

（24）励磁变压器过电流保护。

（25）励磁变压器温度保护。

9.2 厂用变保护

厂用变高压侧装设了1套限流熔断保护装置（带负荷开关），厂用变保护作为其后备及补充保护手段，动作于限流熔断器拒动或厂用变低压侧短路电流过低、限流熔断器不动作或动作时间过长的工况。

（1）过电流保护。

（2）温度保护。

（3）过负荷。

（4）零序过电流保护。

9.3 坝区变压器-线路组保护

坝区变接于2号发电机端10.5kV母线上，其低压侧通过架空线路送至坝区，坝区变压器-线路组配置1套保护用于坝区变低压侧及架空线短路电流过低、坝区变高压侧限流熔断器不动作或动作时间过长的工况。

（1）过电流保护。

（2）温度保护。

（3）过负荷保护。

9.4 110kV母线保护

110kV母线配置1套微机型母线保护装置。母差保护采用分项式比例差动保护。

9.5 110kV线路保护

110kV线路采用1套光纤差动保护作为线路主保护，且分别配置三段式相间距离保护、接地距离保护和四段式零序方向电流保护作为后备保护，并具有独立的综合重合闸功能。

9.6 故障录波装置

在110kV侧配置数字式故障录波装置1套。故障录波装置能记录模拟量、开关量和高频量。并能至少清楚记录12次谐波的波形。

10 机组辅机设备及公用设备控制装置

机组辅机设备及公用设备的各系统PLC、启动设备（软起动器、接触器）等主要元器件采用国际知名公司产品，具有现地闭环自动控制功能。

10.1 机组辅机设备

机组辅机设备重要的控制信号通过I/O接点送电站计算机监控系统。

机组辅机设备分项控制系统采用现场总线联接，并通过总线通信方式与电站计算机监控系统机组LCU实现通信。机组辅机设备包括：

（1）调速器油压装置控制设备。（2）机组技术供水系统控制设备。

10.2 全厂公用设备控制装置

公用设备重要的控制信号通过I/O口与电站计算机监控系统相联接。

全厂公用设备独立的控制系统间采用现场总线联接，并通过总线通信方式与电站计算机监控系统开关站/公用LCU实现通信。全厂公用设备包括：检修排水系统、渗漏排水系统、中间油箱、高压空压机系统、低压空压机系统、油处理室油泵控制箱、油处理室防爆风机控制箱、中控室风机控制箱、供水设备室轴流风机控制箱、高压空压机、低压厂用电盘室轴流风机控制箱、低压空压机、励磁变及PT室轴流风机控制箱、下游副厂房通风设备室空气处理风机控制箱。

11 400V厂用电备用电源自动投入系统

400V厂用电设有a、b、c段三段母线，正常运行情况下，a段、b段、c段母线独立运行，各段母线间的联络断路器处于分闸位置。当a、b两段母线中任一母线失电而另一段有电时，备用电源自动投入装置动作，跳开失电工作电源进线断路器，投入a、b两段母线间的联络断路器，完成备投功能。当投入不成功或a、b两段母线均失电，而c段母线有电，由运行人员在现地或远方跳开a、b两段母线进线电源断路器及a、b段母联断路器，并分别手动投入a、c段母线的联络断路器及b、c段母线的联络断路器。400V厂用电恢复采用手动方式，可通过上位机、开关站/公用LCU及开关柜上的相应操作画面或开关及按钮完成。400V备用电源自动投入装置采用微机型控制装置。为保证各断路器操作的安全性，在断路器操作回路中均设置有相应的操作闭锁条件。

12 110kV GIS部分

电站110kV配电装置采用SF6气体绝缘金属封闭开关设备。GIS设备厂家为每个GIS间隔的主设备（断路器、隔离开关、接地开关、CT、PT等）提供一个现地控制柜用于现地控制、监测、实现其电气操作闭锁、接受远方合闸、重合闸、跳闸、保护跳闸信号等及对GIS组件的监测。

110kV断路器包括主变高压侧断路器、线路断路器。在现地控制柜上装有（断路器、隔离开关、接地开关）切换控制权的“现地/远方”操作开关及现地跳合闸操作开关。电气操作回路中带有电气防误闭锁回路接口。

13 其他

回龙山水电站设计中，为简化二次接线，电站断路器的操作控制点设在中控室的上位机及现地LCU盘，各断路器现地控制柜（箱）上的操作开关均不作为操作点。若运行人员需要在现地操作断路器时，必需严格按操作票执行。

对于隔离开关、接地开关操作的五防闭锁，除了设备本身的机械闭锁及电气闭锁外，还应严格按操作票执行。

14 结束语

自动化元件的动作灵敏性和可靠性直接影响到整个控制系统的安全可靠。事实上，大多数的运行故障也是由硬件原因造成的。

随着科学技术的不断进步，自动化设备的制造水平也取得了很大的进步。笔者认为在设计工作中，在自动化设备的选型方面需要有很大的提高空间。也只有这样，整个电站控制系统才能真正地协调、安全、可靠运行。