水電廠數字化解決方案分析探討

張 毅，王德寬，劉曉波，文正國

（北京中水科水電科技開發有限公司，北京 100038）

1 智能水電廠的發展現狀

水電廠計算機監控、水情水調、繼電保護、在線監測等自動化系統的廣泛應用，為水電廠智能化建設打下了良好的基礎，國內水電廠計算機監控系統的主要研發單位北京中水科水電科技開發有限公司等開展了水電廠智能一體化平臺和相關智能化高級應用技術的研究開發工作，成都勘測設計研究院、西北勘測設計研究院、北京勘測設計研究院、昆明勘測設計研究院等設計單位也開展了智能化水電廠建設的規劃設計工作。白山發電廠、松江河電廠、葛洲壩電廠、漫灣電廠及大渡河公司、五凌電力公司、清江公司、黃河水電公司等發電企業開展了智能化水電廠的規劃設計和試點實施工作。

水電廠智能化建設主要涉及如下兩方面內容，一方面是建設全廠綜合一體化平臺實現數據共享、統一管理功能以及系統互動、經濟運行、優化調度、設備狀態評估決策等智能應用；另一方面是進行現場設備的智能化改造，通過數字化和網絡化實現互連互通，獲取更全面的設備狀態信息，為全廠一體化平臺和智能應用提供支撐，同時減少硬接線解決現場傳感采集設備重復設置和干擾問題。

綜合調研情況分析，目前水電廠監控、水情水調、保護測控、在線監測等自動化系統一般是在不同時期由各專業廠家實施的，各系統通過各自的二次電纜與現場設備連接，實現數據采集與控制，相互獨立，缺乏統一的標準和互聯接口，現場總線等常規通信接口一般僅作為輔助連接方式。目前開展智能化建設試點研究的實施重點主要在全廠一體化平臺和智能化高級應用功能上，其關注點在廠站層，基本繞開了難度較大的設備智能化改造和數字化，仍大量重復采用硬接線，離全廠數字化目標還有較大差距。

試點電廠在進行智能化改造時也在嘗試對LCU采用IEC61850 MMS標準接入，通過建立一體化平臺提供統一規范的通信接口服務，實現電廠各相關專業系統數據共享、集中管理與綜合應用。但除開關站外，智能化改造均基本限于廠站層與單元層，未涉及過程層網的建設，現地數字化程度仍較低，智能設備應用未獲得突破，缺乏支撐全廠智能化應用的完整設備狀態數據，導致智能化研究和應用的實施效果不甚理想。這主要是因為與變電站相比，水電廠所涉及的設備與系統更多更復雜，特別是缺少適合水電廠的IED設備，進行數字化建設的技術難度更大，同時水電廠智能化技術發展方向還缺乏共識，技術標準與規范還不夠完善。

總體而言智能化在水電領域目前還處于試點探索階段，雖在全廠智能一體化平臺建設上取得了一定進展，但遇到了較大的數字化難題。現階段開展過程層數字化研究探索，加大水電廠智能化設備研制和現場設備智能化改造力度，切實解決水電廠傳感采集設備重復配置和信號干擾問題就顯得尤為重要。亟需通過數字化試點探索推動水電廠智能化研究與建設進程，努力突破當前困境并取得實效，充分發揮智能化建設的優勢，為全廠一體化平臺及智能高級應用提供更加有力的支撐，并為最終實現全數字化的智能水電廠提供技術基礎。

2 水電廠數字化概念及特點

目前智能化水電廠的概念比較模糊，缺乏統一的認識和被廣泛接受的明確定義，數字化則更加明確具體。我們認為，數字化水電廠通過現場設備的智能化建設實現標準網絡互連與數據共享，即所有數據從現場設備源頭開始即按統一的網絡通信接口以數字化形式傳輸，設備間具有良好的互操作性。最顯著的特征是在單元層和過程層之間組建獨立的過程層網絡，逐步減少水電廠I/O硬接線和常規模擬量，而全數字化水電廠可能要在經歷一個相當長的數字化與I/O硬接線共存的過渡階段后才能最終實現。

數字化智能水電廠的主要特點如下：

（1）實現現地過程層設備的數字化互連

現地設備智能化程度高并建立過程層網絡，用通信光纜取代傳統的二次電纜。過程層網絡技術與智能設備一起將以其優越的性能成為未來水電廠技術發展應用的方向。

（2）系統和設備遵循統一的標準規范

解決傳統水電廠各自動化系統和設備接口種類繁多，數據共享、互動困難的不利局面。雖然IEC61850系列標準在水電應用還存在諸多不完善的地方，但它仍然是目前唯一可采用的通用標準。

（3）構建全廠綜合一體化平臺

構建全廠一體化平臺系統，在水電廠過程層數字化的基礎上實現全廠各自動化系統信息的共享與互動、統一管理與綜合應用，并為高級智能決策功能提供技術支撐。

（4）生產決策與設備管理的智能化

基于全廠一體化平臺開展數據挖掘、大數據分析與智能高級應用，實現生產決策支持與設備管理的智能化，有效提升電廠生產運行管理的智能化水平，提高設備故障診斷水平以及設備安全運行的可靠性，減少運行維護及檢修成本，全面提升經濟效益。

3 水電廠數字化體系結構

3.1 水電廠數字化總體架構

根據目前我國水電廠運行方式，全廠各自動化系統采用分區、分層分布的總體架構設計，由一系列具有特定功能的專業應用系統有機集成構成分層分布式系統總體結構；數字化水電廠在物理上可分為兩類，即智能化的現地設備和網絡化的二次設備；在邏輯結構上可分為“過程層”、“單元層”、“廠站層”3個層次，廠站層和單元層通過標準的廠站層網絡連接，單元層設備(包括機組LCU、開關站LCU、公用LCU)通過過程層網絡與過程層智能設備連接。

3.2 廠站層網絡結構

廠站層網絡采用分區部署的方案，即在系統安全I區、Ⅱ區、Ⅲ區中，分別部署廠站層網絡，通過統一規范的網絡接口，接入本安全分區各系統，并通過網絡安全隔離設備實現與其他安全區系統的互聯和數據共享。實現跨分區全廠信息的統一管理、共享與互動。

安全Ⅰ區廠站層網絡與現有常規水電廠網絡結構基本相同，采用雙網冗余結構，安全Ⅰ區的所有服務器工作站均接入廠站層網絡，主要由采集服務器、數據庫服務器、應用服務器、調度通信服務器、操作員站、廠內通信服務器等組成，單元層的IED設備和系統根據需要均可直接接入廠站層網絡，包括順控PLC、測控、保護、調速、勵磁等。廠站層設備采用雙絞線接入，單元層設備均采用光纜接入。

廠站層通過提供IEC61850通信客戶端和服務器端功能接口模塊，實現IEC61850的抽象通信服務接口 (ACSI)以及MMS、GOOSE等應用協議及其映射，采集匯總全廠的實時數據，實現全廠集中監控及人機聯系功能。按與調度通信的標準遠動規約（IEC60870-5-104），將有關數據信息送往調度或控制中心，并接收調度或集控中心有關控制命令，轉單元層、過程層執行。

廠站層網絡除直接接入單元層IED設備和系統外，采集服務器可采用網關的方式，接入包括暫不支持IEC61850及不宜與廠站層網絡直接連接的系統。

3.3 過程層網絡結構

過程層網絡一般包括采樣值(SV)網、GOOSE網和IEEE 1588標準對時網絡，目前過程層采樣值網（SV）和GOOSE組網方式主要有光纜點對點直接連接、交換機分別組網、合并組網等幾種方式。過程層網絡的典型報文主要有多播采樣值(SV)報文和通用面向對象變電站事件(GOOSE)報文，以及IEEE 1588標準對時報文。

采用光纜點對點直接連接方式IED設備需提供多個直連光纖網絡接口，除特殊使用要求外，一般不宜采用此方式。交換機分別組網方式網絡結構較為復雜，所需要的交換機數量較多，采用雙重化冗余配置時數量會成倍增加。過程層可采用共網方式，減少交換機數量。考慮極端情況下對時報文會有上百毫秒的修正延時，智能設備時鐘同步宜采用IRIG-B碼進行對時。

根據智能變電站繼電保護技術規范中保護裝置采用“直采直連”的要求，合并單元應以直連的方式給保護裝置傳輸采樣數據，對保護跳閘網絡須采用GOOSE網直連方式，以更好地滿足跳閘時延要求。另外，考慮到水電廠的實際情況，大量的現場設備尚不具備接入標準過程層網絡的能力，特別是輔機及非電量采集，現階段過程層可采用現場總線網連接。典型的過程層網絡結構如圖1所示。

圖1 過程層網GOOSE+SV（采樣值）及現場總線結構圖

3.4 時間同步系統結構

精準的系統時間是水電廠進行數據采樣、統計計算、故障處理及事故分析的基礎。數字化水電廠系統和智能裝置多、分布廣，應統一建設分布式全廠衛星時鐘系統，推薦采用一、二級時鐘系統的方案，其中一級時鐘為雙機熱備冗余配置，同時接收北斗和GPS衛星時鐘信號，主站設備和單元層設備可采用NTP網絡對時，時鐘精度可達到10 ms。在各LCU現地柜設置二級時鐘，通過冗余光纖與2臺一級時鐘連接，接收一級時鐘的時鐘同步脈沖信號，分別采用PTP方式和IRIG-B碼為現地過程層交換機和智能設備提供1 μs精度對時信號。

4 數字化水電廠整體解決方案

4.1 廠站層解決方案

廠站層采用一體化平臺解決方案，通過在安全Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ區分區部署一體化平臺，將各安全區域系統和設備采用分層分布式結構有機接入一體化平臺。

安全Ⅰ、Ⅱ區的一體化平臺采用DL/T680（IEC61850-8-1 MMS）標準接入單元層設備，對不具備標準接口的單元層設備，應采用常規標準協議直接接入，不宜采用外接IEC61850協議轉換器，避免降低系統性能、增加故障點。安全Ⅲ區的系統可采用IEC61970標準（WEB Services接口）或其他通用通信協議接入一體化平臺。

一體化平臺采用面向服務的架構(Service-Oriented Architecture，縮寫SOA)，以分布式服務總線為基礎，系統采用的分布式的服務組件模式，具有良好的開放性，通過標準服務接口提供對第三方應用的支持，可滿足水電廠對實現監控、水情水調、經濟運行、狀態監測、決策支持及綜合展示等多業務不斷發展的需求。

從層級結構上看，基于SOA的廠站層一體化系統分為硬件層、操作系統層、數據層、服務層、基礎應用層、集控應用層。硬件層應支持x86、RISC等各類硬件，特別是對主流國產服務器及工作站的支持。系統關鍵服務器和工作站應采用中文企業級UNIX或Linux操作系統，輔助功能的計算機可采用Windows操作系統。

全廠一體化平臺應具有完整的通信規約庫，支持的標準通信協議除IEC61850外，還支持包括Modbus TCP等所有主流PLC通信協議，國際標準通信規約 IEC60870-5-101/102/103/104、IEC60870-6-TASE.2，以及DL476、DNP3.0等常用通信規約，以滿足當前系統和設備接入需求。

面對日益增長的海量數據，一體化平臺安全III區數據中心建議采用分布式數據庫系統，以高可用性、可擴展性和并發訪問性能滿足全廠智能應用需要。

4.2 現地單元層解決方案

現地單元層主要實現本單元的數據采集和監控功能，并提供本單元的現地人機交互功能。在水電廠數字化3層結構中，現地單元層擔負著承上啟下的通信功能，通過廠站層網上傳本單元的實時數據，接收廠站層設備下發的控制調節命令，實現與廠站層的數據采集和控制功能。現地單元層設備主要包括現地LCU、在線監測、保護單元、輔機控制、閘門控制以及電能計量、安防門禁等系統；通過過程層網絡或I/O接點方式及常規通信接口實現過程層智能設備的數據采集與控制功能。

4.2.1 設備選型

現地單元層設備應重點關注其采集控制與網絡通信能力，是沿用傳統水電廠的PLC控制器，還是采用在數字化/智能化變電站廣泛應用的測控單元，需分別對其優劣進行分析。

PLC控制器能在水電廠現場惡劣環境下穩定可靠運行，具有較強的數據采集與控制能力，特別是提供了靈活方便、功能強大的順控能力，非常適合完成水電廠現場設備的實時控制，可完全滿足水電廠現地無人值班與安全穩定的運行需要。PLC控制器性能瓶頸主要在網絡通信能力上。

目前各PLC廠家均推出了支持IEC61850功能的網絡模塊，據我們調查了解和實際測試，一般主流PLC均實現了IEC61850-8-1客戶端功能，即具備接入IEC61850 IED設備的能力。與廠站層進行IEC61850通信時，因數據量大，能完全滿足功能和實時性能要求的不多，大部分需采用外接協議轉換器的方式實現，PLC主要完成穩態實時數據的采集和順控功能，不需要高速采集的瞬態數據，故不需與過程層采樣值網通信，部分PLC支持GOOSE通信，可滿足數字化水電廠基本應用需要。

測控單元具有較強的數據采集處理和網絡通信能力，能實現與廠站層和過程層通信，滿足水電廠數據采集處理和開關刀閘等單一設備的控制操作要求。但測控裝置主要用于變電站間隔層，尚無法保證其適用于主輔設備多，控制流程相對復雜的水電廠應用環境。與變電站間隔層的主要區別在于水電廠單元層需完成控制相對復雜的主輔設備順控流程，包括：機組開/停機順序控制、機組單步開機/停機順序控制、運行監視及水機保護控制、事故停機與緊急停機控制、機組有功/無功負荷調節控制及公用輔助系統設備的控制等。雖然測控單元可將大部分復雜的順控流程在廠站層實現，且便于流程統一集中管理、維護，但會顯著降低系統的響應時間，對系統控制的實時性與可靠性帶來不利影響，一旦廠站層網絡故障或通信阻塞，還存在直接導致電廠控制功能失效的風險。

此外，水電廠設備按單元分布，現地單元LCU需具有較強的系統管理能力，能自成系統，必要時可脫離廠站層獨立完成本單元相關設備的數據采集與控制功能；但測控單元一般比較難以滿足上述要求，因測控裝置由各廠家自行研制，現場維護人員較難以完全掌握，設備的運行維護一般需依賴各設備廠家的技術支持來進行。

綜上所述，我們認為在現有單元控制設備水平的條件下，水電廠實施現地單元數字化時，不宜單獨采用測控裝置，而應綜合各類設備的優勢，充分借鑒數字化/智能化變電站成功經驗，采用測控裝置實現與過程層設備的數字化連接，同時，LCU繼續采用PLC控制器實現電廠主輔設備數據采集與順控，滿足水電廠安全穩定應用需求，共同完成現地單元層全部功能。

4.2.2 解決方案

現地單元層在采用傳統單元系統結構，即本單元設備互連接入LCU的基礎上，借鑒扁平化連接結構，必要時將LCU以下設備同時接入廠站層網，有利于各系統設備的互聯互通和面向對象建模。

PLC控制器是LCU的關鍵設備，應采用高品質的國際主流產品，關鍵部件采用冗余配置。主要完成水電廠機組、公用等現場主輔設備的實時順序控制，并承擔現地單元LCU的集中管理功能，采用觸摸屏作為人機界面，實現對本單元現地設備的操作控制，方便LCU進行現地調試和監控。PLC應根據現場設備實際分布設置測溫、進水口門等遠程I/O單元，就近接入設備信號減少硬接線I/O電纜；并通過工業以太網現場總線接口接入調速、勵磁、保護設備等，實現設備狀態有關的所有狀態量及報警量（包含內部設備狀態等）上送廠站層，改變硬接線采集信號不全，特別是缺乏內部設備狀態信息的現狀。

SV（采樣值）網高速采樣數據主要用于保護裝置，對設備要求高、技術風險較大，由于目前電子式互感器存在穩定性不夠等問題，仍需采用常規互感器，組建SV網實際意義不大，故不推薦采用。系統結構配置示意圖如圖2。

圖2 系統結構配置示意圖

機組、主變保護及線路保護裝置根據運行情況可采用目前較為成熟的智能保護測控設備，直接接入廠站層平臺。機組、主變在線狀態監測系統，可配置狀態監測主機集中采集來自現地監測設備的信息，然后采用標準協議傳輸接入數字化改造后的廠站層平臺。

4.3 過程層解決方案

過程層是一次設備與二次設備的結合面，目前常規水電廠自動化系統變送器重復設置、信號重復采集、結構繁雜、信息源多，且易受到電磁干擾；通過數字化減少現場重復的采集裝置并消除復雜的二次電纜接線是水電廠未來技術的發展方向。

具備條件的水電廠可開展過程層網絡建設試點和智能設備改造，智能設備主要包括電子式互感器、合并單元、智能終端等。現場暫不具備IEC61850過程層接口的設備和系統，可采用工業以太網現場總線或常規通信方式接入LCU，如現地壓縮空氣系統、濾水器、油壓裝置、消防濾水器、主變冷卻水、通風、排水等控制系統，必要時可采用升級PLC或增加現場總線模塊的方式進行改造。已經實現通信的設備，應增加與設備內部狀態有關的數據上送，并減少I/O硬接線。

考慮到目前數字化傳感器和智能開關組件尚不成熟和穩定，雖然無源全光纖互感器仍是未來發展方向，但存在著性能不夠穩定、精度易受環境溫度影響等問題，目前變電站已暫緩推廣使用，目前智能水電廠建設不宜采用電子式互感器。

基于通信網絡的安全性、可靠性問題，在水電廠開展數字化建設時，應保留部分與控制直接相關硬接線，在現有條件下，建議保留的常規接線方式信號包括：機組有/無功變送器、與調速器、勵磁的常規接口。

5 結束語

本文是基于我們對水電廠數字化的理解，結合當前我國水電廠數字化實際應用情況編寫的，由于時間倉促，水平有限，對水電廠數字化的理解不一定完全到位，在方案和文字描述等方面難免有謬誤之處，敬請指正，以便我們在今后工作中加以改正。希望我們的研究工作對水電廠數字化建設能有所裨益。我們愿意與大家進行廣泛交流探討，進一步優化完善系統結構和方案，為我國水電廠技術水平的提高做出貢獻。

[1]王德寬，張毅，何飛躍，等.iP9000水電廠智能平臺[J].水電站機電技術，2014，37(3)：1-3，27.

[2]樊陳，倪益民，竇仁輝，等.智能變電站過程層組網方案分析[J].電力系統自動化，2011，35(18)：67-71.