1.5MW风电机组MITA控制系统国产化PLC改造技术方案
 

目前国内部分风机采用MITA控制系统，由于系统封闭控制策略不够优化，风机监测运行信息不开放等原因，使得风场发电量受限，机组状态监视不足，也无法做到故障早期发现、精细化维护。主要问题有：

1．机组控制策略不够优化，发电量受限，其控制策略比较落后，主要存在以下两个方面的问题：

a) 实际功率曲线与标准功率曲线略有偏差，特别是在中低风速区间，实际功率曲线略差于标准功率曲线，由于该区域为风场风资源主要集中区域，故此区域发电量会略有损失。

b) 该型风机的满发功率为1500kW，从实际运行数据来看，大部分风机并不能达到该最大功率，发电量还有一定的提升空间。

2．控制系统封闭，优化困难

MITA控制器，控制策略比较封闭，对风机的监控信号不足，相比较目前主流的风机200个左右的信号监测点，差距较大。另外，该控制器控制源码和控制策略都在主机厂商处，并未提交给业主，风机的任何优化和技改，都必须通过主机厂商完成，限制了风电场的技术水平的提升。

3. 通讯协议不开放，无法扩展外围通讯

MITA控制器通讯规范采用自有协议，在没有授权的情况下，第三方设备无法接入，不能适应异构系统间的数据交换，不能实现与不同主站（省调、地调、电网公司）、风电场内其他设备的数据通讯，限制了场站级监控维护。

4．控制器数据不开放，难以支持数据分析和精细化运营

MITA控制器与HMI之间，以及其与SCADA系统之间，对外开放的，仅仅只有少量的状态信息和操作接口。风机运行过程中产生的大量数据对业主来说都无法获取，使得机组状态监视不足，无法做到故障早期发现、精细化维护。也更无法利用以进行更加精细的数据分析和运营管理。

5．人机接口不友好，维护不便

塔基操作设备是MITA的WP4051，该设备为目前已淘汰，英文界面且菜单操作繁琐，不符合中国人操作习惯，且操作响应缓慢，维护人员只能记住重要的参数和操作，难以通过该人机界面直接明了的了解风机各项运行参数，影响维护的效率，同时也存在一定的人员误操作安全隐患。

6．SCADA系统功能有限

SCADA系统采用MITA公司Gateway系统，据风场工作人员反馈人机交互不够友好，功能不全面，从风机获取信息非常不全面，且存储量有限、历史记录难以导出，统计功能非常有限，对风电场的运行管理帮助不大，也不利于数据的分析和利用。

7．设备老化，故障率升高，采购风险提升

由于MITA控制器为国外产品，备品价格高，备货周期长，备品备件采购渠道少，机组维护费用居高不下。

8.后期维护保障难

同时由于华创整机厂家无法提供后续技术支持及相关服务， 有必要进行控制系统升级改造，以确保机组后续服务被延续，保障业主发电收益。

本方案适用于1.5MW风电机组使用MITA主控系统、变桨系统和监控系统的控制系统升级改造。
 

技术方案介绍
 

1. 总体方案说明
 

改造前，原机组控制系统方案构成如图1所示，整套主控系统由机舱控制柜与塔基控制柜组成，其中塔基控制柜为PLC主控制系统，负责塔基相关信号的采集和处理，与变流器采用CAN通讯方式，并通过交换机实现风电场组网；机舱控制柜作为远程I/O，负责机舱相关信号的采集和处理，与变桨系统采用RS485通讯方式。在机舱和塔基控制柜内均配置有人机界面。通过电缆、光缆等介质将风电机组进行物理连接，接入风电场监控系统。

图1 改造前控制系统组成示意图

控制系统改造基本思路为：本次升级改造内容涉及主控系统、变桨系统以及监控系统三部分内容，其中主控系统改造内容主要包括核心控制单元、HMI、电量采集模块等；变桨系统升级改造内容主要为升级控制软件；监控系统升级改造内容主要包括网络机柜以及SCADA系统等。

考虑到系统不需要特别增加输入输出点和通信，因此，塔基使用我公司JW40系列控制器，与机舱JW40组件通过光纤模块通讯，在新控制模块中编写新的控制软件实现核心控制和基本运算及日志等功能；，与变桨及变流器的通讯保留原来的通讯接口和协议，变流器通过CANOPEN总线进行通讯，与变桨通过RS485总线进行通讯。在机舱和塔基均配置有国产中文触摸操作屏，使用国内标准三相电计量模块进行电能采集，计量模块通过RS485与JW40控制器进行通讯。改造后的控制系统构成如图2所示

本方案以高性能、高可靠性、高安全性、良好的可扩展性、可管理性为原则，通过对原有系统实施最小化手术方式实现其功能的完善和性能的提高。

图2 改造后主控制系统方案构成示意图