西门子CPU模块6ES7212-1AE40-0XB0
我国的水力资源在地域分布上极不平衡，总体来看，西部多、东部少，水力资源相对集中在西南地区，而经济发达、能源需求量大的东部地区水力资源量极小，因此，西部水力资源开发除了西部电力市场自身需求以外，更重要的是要考虑东部市场，实行水电的"西电东送"战略。但是在水力资源开发尤其是内河河坝控制系统方面，仍然普遍存在设备落后、功能差和老化严重等问题，相应的系统能耗大，效率低，且面临技术改造和维修问题。很多河坝的闸门控制系统设备落后，自动化水平低，甚至存在相当大比例的人工操作，效率低，亟需系统的升级改进以满足更高更安全的控制需求。
作为通用工业控制计算机, 可编程控制器近40年来从无到有,其功能从弱到强,其应用领域从小到大。今天的可编程控制器正在成为工业控制领域的主流控制设备,在世界各地发挥着越来越大的作用。本文基于大型拦河坝闸门控制的具体情况，提出一个基于PLC和现场总线控制的整体设计方案。
该拦河坝由17孔启闭式闸门组成。其跨度约为300m，闸门的*大开度可达1.7m。闸门控制房距离大坝迎水面40m。由于地理跨度较大，本闸门控制系统采用总线分布式分级控制方式进行设计。
2 系统组成
系统采用总线分布式的控制方式，分为现场控制和集中控制两级。总线采用OMRON公司的CompoBus／S现场总线协议，见图1。
图1 系统总体示意图
现场级是由在每个闸门现场都安装的闸门控制柜(CPU采用OMRON公司的CP1H系列PLC)组成，共17台。其功能是实现在现场对闸门的手动控制，对水位、闸门开度、闸门运行状态和错误信息的现场采集与监视，并且完成与集中控制级的实时通信，包括：接收控制信息，完成闸门控制动作，发送用于远程监控的闸门运行状态、错误信息到主站。
集中控制级是由设置于闸门控制房内的一个控制柜(CPU采用OMRON公司的CJ1G 系列PLC)。其主要功能是：通过CompoBus／S与下级系统进行通信，处理相关数据，向监控主机发送闸门的运行状态、错误等信息以及接收监控主机的指令后向下转发。
监控主机通过监控软件(本系统采用的是组态王)接收并显示闸门开度、状态等信息，对错误信息进行报警，并且可以发出指令，控制闸门的运行，同时生成报表。UPS电源用来在停电时为两级控制系统供电，保证系统不间断工作。
3 系统配置及硬件接线
现场级单个闸门控制柜的输入输出点个数为：DI=16，DO=6，AI=2(第一孔)。本系统现场控制级CPU采用具有40个输入输出点的OMRON公司的CP1H系列PLC。由于一号控制柜将进行水位的采集，所以采用自带有模拟输入输出模块的CP1H—XA40D，此型号的PLC有4点的模拟量输入，2点的模拟量输出，其功能对于水位采集已经够用。其余控制柜采用不带模入／模出模块的CP1H—X40D。通信是通过CP1H扩展的一块通讯从单元SRT21完成，此通讯从单元节点号为O。根据PLC地址分配规则，输入地址为ClO2，输出地址为ClO102。
集中控制级的控制柜CPU采用了CJ1G 系列PLC扩展两块SRM21主站单元组成，其单元号分别为0和2。根据CJ1G的地址分配规则，其地址分别为CfO2O00与CfO202O。两块主站单元分别与下边的8个和9个从站单元进行数据交换，并与监控主机进行通信。监控主机与CJ1G通过RS232线缆连接。两级系统之间的通信采用的OMRON的现场总线协议CompoBus／S完成。
CompoBus／S通信模式可分为远距离通信和高速通信两种。当工作模式为远距离通信模式时，传输速率为83．75Kbps，传输距离可达500m； 当为高速通信模式时，传输速率为750Kbps，传输距离为100m。通信模式通过I／O连接单元的DIP开关设定。本系统选择远距离通信模式。
由于集中控制级的实现比较简单，这里只是介绍现场级控制柜PLC(第一孔)的接线图与软件实现。现场级控制柜的接线原理图如图2。
PLC 由UPS电源提供220VC 电源。PLC的0CH和1CH为输入通道，100CH和101CH为输出通道。其0CH通道的低8位I：0.00～I：0.07接旋转编码器，进行闸门开度状态的采集。0CH通道高4位进行现场闸门控制操作以及系统其他一些状态的采集。在1CH(输入)通道中I：1.08进行现场／集中控制的选择。I：1.09是为了清除错误报警位设立，当错误排出后，对I：1.09的输入使得错误信息复位，系统可以运行。1CH后两位提供了闸门运行的一种保护。
输出通道100CH的输出为闸门的控制信号以及提示、报警信息。图中的IN1+、IN1一为模拟量输入通道。它与水位仪连接。由于CP1H系列PLC提供了一个24VDC的电源输出，所以可以直接作为水位仪的电源。
图2 PLC现场接线原理图
4 软件设计
现场一号控制柜的软件编写如下：系统的自动控制功能可分为现场级控制、集中开／闭环控制。其控制的程序流程图如图3。现场控制级具有*高的优先级，这是由于对闸门的控制要求有较高的安全性和可靠性。当选择现场级控制后，集中开／闭环控制都被屏蔽。PLC采集现场控制柜的升、降、停控制输入状态，对闸门进行升降停操作。此时闸门的开度信息、运行状态可以在现地控制柜上的文本显示屏进行显示输出，并同时上传到监控主机显示。如发生错误，则发出报警并停止闸门运行。
图3 系统软件控制流程图
当W2．05复位时，进行集中开环控制。远程开环控制可以在监控主机上点击操作界面(本系统采用的是组态王)上的升、降、停按钮，完成对闸门的远程控制。当升、降、停按钮被点击时，主机会置位集中控制级PLC 的存储位，并通过CompoBus／S总线将置位信息传送给分散控制级PLC，其内存地址为W2.00、W2.01、W2.02。CP1H根据此三个开关量的状态进行闸门操作。考虑到升、降、停的快速切换可能会导致出错，所以要全都采用了互锁。当有错误发生时不管闸门的运行在何种状态都必须马上停止闸门，并发出报警，直到错误排出后，通过CP1H的故障复位按钮(CIO1.09)清除故障报警，并重新运行。
闸位的采集通过8位增量式旋转编码器输入得到。其输入通道为CIO0.00～CIO0.07。由于编码器输入的是格雷码，所以需要采用格雷码转换指令(GRY)将其转化为BIN(-进制化16进制)数据(存储与D20)。由于编码器的位数仅8位，因此还要对编码器所转过的圈数(D70)进行软件的采集计算。*后根据编码器的圈数D70和此时编码器的值D20计算闸门的运行距离(D250)。其计算公式为：D250=D70*单圈高度+D20。其流程图如图4。
图4 闸门开度采集子程序
系统水位采集时采用的水位传感器是压力式水位变送器，输出信号是4～20mA电流信号。由于PLC 自带有模拟信号输入通道，使得标准电流信号可直接输入PLC(本系统采用CIO200、CIO201分别为闸前、闸后水位输入通道)，不需要再扩展A／D模块。模拟信号在PLC模拟输入通道中自动完成A／D变换。这里的A／D变换全部采用的是线性变换，分辨率为1／6000或者1／12000，分辨率的选择通过PLC设定。闸门运行时的错误信息主要包括：闸门卡滞，闸门运行失速， 以及闸门开度过大引起的上升越限和下降过度引起的下越陷等。这些错误信息的采集比较简单，这里就不详细介绍。
5 总结
系统自投运以来，取得了显著的效益，体现在以下几个方面：
（1）提高了设备的使用效率。本方案通过对闸门控制的综合自动化，排除以往靠人工观察和经验进行操作，实现河坝闸门的优化运行，降低了主体设备的损坏率，延长其使用寿命和维护周期，每年节省备件消耗可达百万元同时本方案采用了实时负荷控制，提高设备的利用率，减少了设备的空转率，实现节能3%~5%。
（2）增强了可靠性和安全性。本设计方案实现了主体设备的联锁控制和异常报警和及时关停。工程师站设立授权以对有关参数进行修改，主控站以授权方式操作，避免了人为误操作等可能造成的设备损坏，增强了系统运行的安全性、可靠性。
（3）减轻了职工的劳动强度。本设计方案实现集控室的远程监视并相应进行相应操作即可，现场只需不定期巡视，减少了职工的所需数量和劳动强度，达到减员增效的目的。
在风力发电系统中，变桨距控制技术关系到风力发电机组的安全可靠运行，影响风力机的使用寿命，通过控制桨距角使输出功率平稳、减小转矩振荡、减小机舱振荡，不但优化了输出功率，而且有效的降低的噪音，稳定发电机的输出功率，改善桨叶和整机的受力状况。变桨距风力发电机比定桨距风力发电机具有更好的风能捕捉特性，现代的大型风力发电机大多采用变桨距控制。本文针对国外某知名风电公司液压变桨距风力机，采用可编程控制器(PLC)作为风力发电机的变桨距控制器。这种变桨控制器具有控制方式灵活，编程简单，抗干扰能力强等特点。本文介绍了液压变桨距系统的工作原理，设计了变桨控制器的软件系统。*后在国外某知名风电公司风力发电机组上做了实验，验证了将该变桨距控制器可以在变桨距风力机上安全、稳定运行的。
1、引言
随着风电技术的不断成熟与发展，变桨距风力发电机的优越性显得更加突出：既能提高风力机运行的可靠性，又能保证高的风能利用系数和不断优化的输出功率曲线。采用变桨距机构的风力机可使叶轮重量减轻，使整机的受力状况大为改善，使风电机组有可能在不同风速下始终保持**转换效率，使输出功率*大，从而提高系统性能。随着风电机组功率等级的增加，采用变桨距技术已是大势所趋。目前变桨执行机构主要有两种：液压变桨距和电动变桨距，按其控制方式可分为统一变桨和独立变桨两种。在统一变桨基础上发展起来的独立变桨距技术，每支叶片根据自己的控制规律独立地变化桨距角，可以有效解决桨叶和塔架等部件的载荷不均匀问题，具有结构紧凑简单、易于施加各种控制、可靠性高等优势，越来越受到国际风电市场的欢迎。
兆瓦级变速恒频变桨距风电机组是目前国际上技术比较先进的风力机型，从今后的发展趋势看，必然取代定桨距风力机而成为风力发电机组的主力机型。其中变桨距技术在变速恒频风力机研究中占有重要地位，是变速恒频技术实现的前提条件。研究这种技术，提高风电机组的柔性，延长机组的寿命，是目前国外研究的热点，但是国内对此研究甚少，对这一前瞻性课题进行立项资助，掌握具备自主知识产权的独立变桨控制技术，对于打破发达国家对先进的风力发电技术的垄断，促进我国风力发电事业的进一步发展具有重要意义。
为了获得足够的起在变桨距系统中需要具有高可靠性的控制器，本文中采用了OMRON公司的CJ1M系列可编程控制器作为变桨距系统的控制器，并设计了PLC软件程序，在国外某知名风电公司风力发电机组上作了实验。
2、变桨距风力机及其控制方式
变桨距调速是现代风力发电机主要的调速方式之一，如图1所示为变桨距风力发电机的简图。调速装置通过增大桨距角的方式减小由于风速增大使叶轮转速加快的趋势。当风速增大时，变桨距液压缸动作，推动叶片向桨距角增大的方向转动使叶片吸收的风能减少，维持风轮运转在额定转速范围内。当风速减小时，实行相反操作，实现风轮吸收的功率能基本保持恒定。液压控制系统具有传动力矩大、重量轻、刚度大、定位**、液压执行机构动态响应速度快等优点，能够保证更加快速、准确地把叶片调节至预定节距[4][5]。目前国内生产和运行的大型风力发电机的变距装置大多采用液压系统作为动力系统。
如图2所示为变桨距控制器的原理框图。在发动机并入电网之前由速度控制器根据发动机的转速反馈信号进行变桨距控制，根据转速及风速信号来确定桨叶处于待机或顺桨位置；发动机并入电网之后，功率控制器起作用，功率调节器通常采用PI（或PID）控制，功率误差信号经过PI运算后得到桨距角位置。
当风力机在停机状态时，桨距角处于90°的位置，这时气流对桨叶不产生转矩；当风力机由停机状态变为运行状态时，桨距角由90°以一定速度（约1°/s）减小到待机角度（本系统中为15°）；若风速达到并网风速，桨距角继续减小到3°（桨距角在3°左右时具有**风能吸收系数）；发电机并上电网后，当风速小于额定风速时，使桨距角保持在3°不变；当风速高于额定风速时，根据功率反馈信号，控制器向比例阀输出-10V－+10V电压，控制比例阀输出流量的方向和大小。变桨距液压缸按比例阀输出的流量和方向来操纵叶片的桨距角，使输出功率维持在额定功率附近。若出现故障或有停机命令时，控制器将输出迅速顺桨命令，使得风力机能快速停机，顺桨速度可达20°/s。
3、变桨控制器的设计
3.1系统的硬件构成
本文实验中采用国外某知名风电公司风力发电机组作为实验对象，其额定功率550KW，采用液压变桨系统，液压变桨系统原理图如图３所示。从图３中可以看出，通过改变液压比例阀的电压可以改变进桨或退桨速度，在风力机出现故障或紧急停机时，可控制电磁阀J-B闭合、J-A和J-C打开，使储压罐1中的液压油迅速进入变桨缸，推动桨叶达到顺桨位置（90°）。
本系统中采用OMRON公司的CJ1M系列PLC。发电机的功率信号由高速功率变送器以模拟量的形式（0～10V对应功率0～800KW）输入到PLC，桨距角反馈信号（0～10V对应桨距角0～90°）以模拟量的形式输入到PLC的模拟输入单元；液压传感器1、2也要以模拟量的形式输入。在这里选用了4路模拟量的输入单元CJ1W-AD041；模拟量输出单元选用CJ1W-DA021,输出信号为-10V～+10V，将信号输出到比例阀来控制进桨或退桨速度；为了测量发电机的转速，选用高速计数单元CJW-CT021，发电机的转速是通过检测与发电机相连的光电码盘，每转输出10个脉冲，输入给计数单元CJW-CT021。
3.2 系统的软件设计
本系统的主要功能都是由PLC来实现的，当满足风力机起动条件时，PLC发出指令使叶片桨距角从90°匀速减小；当发电机并网后PLC根据反馈的功率进行功率调节，在额定风速之下保持较高的风能吸收系数，在额定风速之上，通过调整桨距角使输出功率保持在额定功率上。在有故障停机或急停信号时，PLC控制电磁阀J-A和J-C打开，J-B关闭，使得叶片迅速变到桨距角为90°的位置。
风力机起动时变桨控制程序流程如图4所示。当风速高于起动风速时PLC通过模拟输出单元向比例阀输出1.8V电压，使叶片以0.9°/s的速度变化到15°。此时，若发电机的转速大于800r/min或者转速持续一分钟大于700r/min，则桨叶继续进桨到3°位置。PLC检测到高速计数单元的转速信号大于1000r/min时发出并网指令。若桨距角在到达3°后2分钟未并网则由模拟输出单元给比例阀输出-4.1V电压，使桨距角退到15°位置。
发电机并上电网后通过调节桨距角来调节发电机输出功率，功率调节程序流程图如图5所示。当实际功率大于额定功率时，PLC的模拟输出单元CJ1W-DA021输出与功率偏差成比例的电压信号，并采用LMT指令使输出电压限制在-4.1V（对应变桨速度4.6°/s）以内。当功率偏差小于零时需要进桨来增大功率，进桨时给比例阀输出的*大电压为1.8V（对应变桨速度0.9°/s）。为了防止频繁的往复变桨，在功率偏差在±10kW时不进行变桨。
在变桨距控制系统中，高风速段的变桨距调节功率是非常重要的部分，若退桨速度过慢则会出现过功率或过电流现象，甚至会烧毁发电机；若桨距调节速度过快，不但会出现过调节现象，使输出功率波动较大，而且会缩短变桨缸和变桨轴承的使用寿命。会影响发电机的输出功率，使发电量降低。在本系统中在过功率退桨和欠功率进桨时采用不同的变桨速度。退桨速度较进桨速度大，这样可以防止在大的阵风时出现发电机功率过高现象。
图6为变桨距功率调节部分的梯形图程序。100.08是启动功率调节命令，当满足功率调节条件时，继电器100.08由0变为1；D2100存放的是发动机额度功率与实际功率的偏差，当偏差ΔP满足-10kW<ΔP<10kW时将0赋给D2100；60.07为1时即功率偏差为负值，D2100中的功率偏差按一定比例进行缩放，并通过LMT指令限位输出到比例阀，输出的*小值对应-4.1V电压；若继电器60.07为0，即功率偏差为正值，将D2100的值通过SCL3指令按比例系数缩放，并通过LMT指令输出到比例阀，输出的电压*大值为1.8V。
4、结束语
采用OMRON公司的CJ1M系列PLC作为大型风力发电机变桨距系统的控制器，已经在广东南澳岛的国外某知名风电公司型变桨距风力机上作了实验。在现场的实验记录表明，采用这种PLC控制系统可以使风力机安全运行，在出现停机故障时可以迅速顺桨停机；运行时满足功率*优的原则，在额定风速之下时桨距角保持在3°不变，在高风速时能够根据输出功率调整桨距角的位置，使输出功率维持在550kW左右，在高风速阵风时，功率波动不超过额定功率的10%，满足设计要求。由于变桨距系统中采用了PLC作为控制器，使得该系统仅用简单的软件程序就完成了复杂的逻辑控制，而且抗干扰能力强，性能可靠。