王明军，彭德民

（北京中水科水电科技开发有限公司，北京100038）

1 电站概况

龙羊峡水电站位于青海省共和县和贵南县交界处，电站于1987年投产发电。龙羊峡水电站现有4台机组、4台主变、6回出线，总装机容量为1280MW。龙羊峡水电站以发电为主，在西北电网中担任调峰、调频和事故备用，提高了下游各梯级电站的发电、防洪、灌溉、防凌和养殖等各项综合利用效益，是西北地区大型骨干电站之一。

2013年9月，龙羊峡水电站接入1座320MW光伏电站。龙羊峡水光互补320MWp并网光伏电站地处青海省海南州共和县恰卜恰镇以南约12km处的塔拉滩上，距西宁市直线距离约130km。一期建设320MWp电站经恰龙I线接入龙羊峡水电站GIS3309间隔，利用龙羊峡水电站已建的5回送出线路接入西北电网。

由于电站原监控系统运行已久，部分硬件及设备老化，备件采购困难，使得维护成本变高。同时，为了适应目前控制技术及自动化技术发展的要求，提高电站监控和运行管理自动化水平，确保电站安全运行，提高经济效益，故对电站进行监控系统改造。改造后，电站采用北京中水科技的H9000 V4.0计算机监控系统。

2 改造方案

龙羊峡水电站计算机监控系统改造采取全面改造的方式，改造过程主要分2期完成，第1期改造主要内容为全厂上位机厂内部分、1台机组LCU、开关站LCU、公用LCU、坝区LCU，第1期改造完成后所改设备一次性投入，由新的上位机系统负责全厂监控、管理等高级应用功能，并负责与上级调度部门信息数据传输和命令执行，未改造的机组LCU在第1期设备改造完成后，一并接入新的上位机系统（可通过IEC104通信实现新老系统之间进行数据传输）；第2期改造主要内容为远方控制室设备及剩余的3台机组LCU，剩余的各机组LCU分批改造后，取消规约转换环节，依次直接接入新的计算机监控系统。

在老系统与新系统分别选用1台服务器，采用IEC60870-5-104规约，将老系统现有所有监控数据利用此规约上送到新系统。

新老监控系统通信连接正常后，要对所有的信息点进行核对，由“现地—老系统—新系统”过程进行核对。对命令要由“新系统—老系统—现地”过程进行核对，命令只需要核对有功、无功调节令（为实现AGC/AVC功能，其他控制仍由老系统操作员站完成）。

新老系统联调试验完成后，需要进行与调度及集控数据通信的切割倒换，即将老系统与调度及集控的通信断开，由新系统完成数据通信。结构如图1所示。

AGC、AVC运行在新系统。对于已改造接入新系统的机组，AGC、AVC的有功和无功分配命令将直接下发至机组；对于未改造的机组，将通过厂内通信先下发至老系统，最终由老系统将命令下发到机组。

图1 新老系统与调度及集控连接结构图

随着LCU的逐台改造，现地LCU的监视及控制功能逐步转移到新系统，至最后1台LCU改造完成，厂内原监控系统上位机层设备可以全部拆除。

3 计算机监控系统实现

3.1 厂站层控制系统

厂站控制级设备主要布置在电站远方中控室区域和厂内控制室区域内的计算机室内。

远方中控室区域布置的设备主要包括：2套操作员工作站、1套工程师/培训工作站、2套生产信息查询统计服务器、1套远程维护和诊断服务器、1套厂内通信服务器、1套WEB数据工作站、1套WEB发布服务器、1套GPS时钟、1套UPS、部分网络设备。

厂内控制室区域布置的设备主要包括：2套应用程序服务器、2套历史数据库服务器、2套数据采集服务器、2套操作员工作站、1套工程师/培训工作站、5套通信服务器（1套厂内、2套调度、2套集控）、1套ON-CALL及报表外设服务器、1套GPS时钟、1套UPS（在线双并机）、部分网络设备。

厂站层主要采用双星型以太网结构，在厂内控制室和远方中控室里面分别设置冗余的星型以太网交换机（分别布置两台星型以太网交换机），2个控制室里的星型以太网交换机采用千兆光纤环网进行连接。

监控系统具有分布式数据库，系统功能分布在各个节点上，每个节点严格执行指定的任务并通过系统控制网与其他节点进行通信。

3.2 现地控制单元

电站LCU包括4套机组LCU、1套开关站LCU、1套公用LCU和1套坝区LCU。

现地控制单元采用施耐德Quantum unity热备型PLC。各LCU具有冗余配置的CPU模件、电源模件、现场总线模件、网络模件、机架等。冗余模件的工作方式为在线热备，切换无扰动，确保不会丢失数据。各LCU主要完成对监控对象的数据采集及数据预处理，并自动服从上位机的命令和管理。同时各LCU配备有人机触摸屏，具有控制、调节操作和监视功能。

4 水光互补

4.1 水光互补数据交互

（1）龙羊峡水光互补电站经恰龙I线接入龙羊峡水电站GIS，通过龙羊峡水电站已建的5回送出线路接入西北电网。光伏电站有功、无功、电压、电流等信号接入龙羊峡计算机监控系统开关站LCU，通过开关站LCU采集至上位机系统和水光互补系统。

（2）光伏电站监控系统和水电站监控系统之间的通信采用电力行业国际标准规约IEC61850-5-104。光伏电站监控系统将有功、无功等信息送给龙羊峡水光互补系统，用于水光互补AGC；同时龙羊峡监控系统将水电站的一些信息送给光伏电站监控系统作为信息补充。

（3）由于光伏电站信息量巨大，为了满足水电站对光伏电站信息的掌握，同时减轻通信负荷保证龙羊峡水电站监控系统的正常运行，在龙羊峡水电站中控室设置1台光伏电站服务器。该服务器运行光伏电站监控系统软件，通过光纤接入光伏电站监控系统。

4.2 水光互补AGC

由于光伏发电本身受到天气影响，其随机波动性、间歇性会对电力系统的稳定性产生影响，大容量光伏电站的并网将使电网的调峰、调频压力随之增加。因此需要对光伏电站进行功率控制，在保证电网安全稳定运行的前提下，尽最大可能提高电网对光伏的接收能力。

水光互补AGC就是将光伏电站作为水电厂不可调节的1台机组，通过调节其他可控水电机组，达到削峰填谷、平滑出力的效果，从而提高光伏电站并网电力质量。水光互补AGC结合光功率预测及发电计划曲线调节机组有功，最大限度的避免弃光、弃水。

4.3 水光互补AVC

大容量光伏电站在出力波动时，对电网电压有较大的影响，而现有的无功补偿装置又难以满足大规模光伏电站的建设需求。水光互补AVC即在出现电网电压波动时，通过调节水电站的无功协调控制光伏电站无功补偿设备，保证光伏电站并网点的电压在合理的范围之内。

研究水电机组无功调节能力是否能够取代无功补偿装置，或减少光伏电站无功补偿配置容量，为光伏电站无功补偿配置设计积累经验。

5 结束语

目前，龙羊峡水电站监控系统已完成上位机的全面升级，光伏电站成功接入，且开关站、公用系统、坝区及1台机组的改造也已完成。新监控系统设计合理，运行稳定，具有良好的兼容性和扩展性。水光互补AGC的设计满足调度的要求，它的投运真正实现了水电与光伏发电的互补，为以后水光互补积累了宝贵的经验。