數字化水電站監控系統解決方案研究

王錄永，胡 喆，郗發剛

（1.中國電建集團昆明勘測設計研究院有限公司，云南 昆明650051；2.華能瀾滄江水電股份有限公司，云南 昆明650214）

自2006年我國第1座基于IEC61850傳輸協議的數字化變電站投運以來[1]，數字化變電站相關技術發展迅猛，截止2017年底，我國已建成了上千座數字化變電站，電壓等級涵蓋110 kV～750 kV。為了響應國家建設智能電網的號召、彌補當前水電站監控系統的不足，在數字化變電站技術的基礎上，國內也在嘗試數字化水電站的建設，如國內目前已建成的白山水電站[2-3]、松江河水電站[4]和葛洲壩水電站[5-6]，但由于水電站結構遠比變電站復雜，電氣和機械設備眾多，白山、松江河、葛洲壩等水電站都處在基于IEC61850標準的數字化水電站的研究階段，并未得出完整的數字化水電站監控系統解決方案。

1 當前水電站監控系統結構及不足

1.1 當前水電站監控系統結構

監控系統是水電站自動化體系中最為核心的系統，它承擔著發電過程自動控制、安全監視、自動處理事故等一系列重要任務，是整個電站的大腦和中樞神經系統。水電站監控系統的發展大致可以劃分為常規控制裝置系統、常規控制裝置與計算機監控并存的系統、全計算機監控系統3個階段。經過30多年的發展，全計算機監控系統技術已經比較成熟和穩定，已成為我國當前水電站監控系統的主流，其結構見圖1。

當前水電站計算機監控系統采用分層、分布、開放式系統結構，分為電站控制級和現地控制級。電站級設備主要包括服務器、工作站、時鐘同步裝置、網絡設備等，通常設置在中控室或計算機室；現地控制級按被控對象分別設置現地控制單元（LCU），一般包括機組LCU、開關站LCU、廠用電LCU、公用LCU和壩區LCU，通常布置在被監控設備附近。電站控制級和現地控制級之間通過光纖以太網進行數據通信。而現地控制級LCU與電站其他系統如調速、勵磁、保護、直流、輔助控制設備及CT、PT、現地自動化元件間則主要通過電纜硬接線方式進行數據采集和設備控制，通信方式僅作為數據采集的備用。

圖1 當前水電站計算機監控系統結構

1.2 當前水電站監控系統的不足

當前水電站計算機監控系統經過多年的發展已經可以實現水電站的自動監視與控制[7]，但由于受到系統內各設備元器件技術發展的限制以及被監控的設備、自動化元件的技術發展的制約，當前的計算機監控系統存在著以下一些不足：①硬接線方式受制于LCU設備的采集端口數量限制，信號采集不完整；串口通信方式易受電磁干擾可靠性較差，且傳輸速率較慢，不適合于控制信號的傳輸。②硬接線方式信號傳輸需要布設大量的電纜，增加了電站的建設成本、加大了施工難度，造成電纜的維護、管理困難。③電站內設備都是各個廠家在不同時期各自研發的，各系統發展不平衡，通信接口、規約各異，缺乏統一性，造成設備間通信困難。④信號不能共享，各系統分別采集各自需要的信號，如互感器、斷路器位置、導葉位置、機組轉速等，造成現地設備的重復設置。數字化水電廠的建設則能很好的解決以上問題。

2 IEC61850與數字化水電站

IEC61850系列標準是由國際電工委員會第57技術委員會（IEC TC57）制定發布的，它規范了變電站內智能電子設備（IED）之間的通信行為和相關的系統要求，目前已經廣泛的應用于我國數字化變電站、智能變電站的建設當中。2007年IEC61850標準中新增了IEC61850-7-410、510兩個部分，是專門針對水電行業發布的，IEC61850-7-410全稱為《水力發電廠監視與控制用通信》，規定了水電廠監視和控制的共用數據類、邏輯節點和數據對象，IEC61850-7-510《水力發電廠建模原理與應用指南》，解釋了如何利用完整的IEC61850中的邏輯節點和信息交換服務來描述水電廠的控制系統及其他功能和生產的信息、以及相互之間交換的信息。

數字化水電站是指以主要機電設備為數字化對象，按照站控層、單元層、過程層3層構建，以網絡通信平臺為基礎，采用IEC61850數據建模和通信服務協議，實現各種監測信號、控制信號的數字化采集、傳輸、處理和數據共享，達到信息數字化、通信網絡化、集成標準化的水電站。

數字化水電站中信息的采集、傳輸、處理、輸出過程應完全數字化[7]，信號通過網絡以數字量方式傳輸。數字化水電站要求監控系統設備具有數字化接口，同時具備全網絡化結構，以適應電站智能化一次設備、網絡化二次設備、數字化現地元件的信息共享、交互傳輸要求。

3 數字化水電站監控系統結構解決方案

水電站與變電站有許多共性之處，借鑒數字化變電站的成熟經驗，數字化水電站監控系統的結構應按照3層2網來構建，3層指站控層、單元層和過程層，2網指站控層網絡和過程層網絡。按照IEC61850通信標準的特性，在站控層設置MMS網絡，供站控層設備與單元層設備之間數據交互使用，在過程層設置GOOSE、SV網，供單元層設備與過程層設備之間數據交互使用。為保證數據傳輸的可靠性，減少鏈路承載的數據量，站控層MMS網和過程層GOOSE網、SV網均應采用冗余網絡，且3種網絡之間相互獨立，其中SV網專供電壓、電流互感器數據傳輸使用。

根據水電站的特點，按照不同的受控對象，GOOSE、SV網應劃分為不同網段，即機組GOOSE、SV網以及開關站GOOSE、SV網。機組GOOSE、SV網用于實現機組范圍內單元層設備之間、單元層設備與過程層設備之間的數據交互，開關站GOOSE、SV網用于實現開關站范圍內單元層設備之間、單元層設備與過程層設備之間的數據交互。廠用電、公用及壩區范圍設備結構簡單，不需設置單獨的過程層GOOSE、SV網絡，相關設備與監控系統的數據交互直接由站控層MMS網完成。數字化水電站監控系統結構如圖2所示。

圖2 數字化水電站計算機監控系統結構

數字化水電站單元層應設置機組LCU，用于實現發電機正常開機、停機及事故停機流程等功能，與站控層設備的通信通過MMS網來完成，與順控流程相關的重要狀態信號采集和控制命令的發布均通過GOOSE網或SV網來完成。

調速器、勵磁、保護、直流、輔助設備控制、閘門控制等系統均采用支持IEC61850標準的PLC或ARM等智能控制器為核心元件，智能化程度已經大大提高，能獨立完成本系統設備的監視與控制（包括有功、無功的閉環控制），無需LCU輔助，故將這些系統提升至單元層；開關站與廠用電部分在設備類型、運行方式等方面與變電站基本一致，可以借鑒數字化變電站的成熟經驗，通過在單元層設置智能測控單元[8]與保護測控一體化裝置[9]來完成此部分設備的監視和控制。上述結構變化減輕了機組LCU負擔，同時不需要在單獨設置開關站LCU、公用LCU、廠用LCU和壩區LCU。

數字化水電站監控系統網絡與當前水電站監控系統相比，其性質已發生了變化。當前水電站監控系統網絡僅站控層設置冗余以太網，供監控系統所屬設備自用；而數字化水電站監控系統網絡包括站控層網絡（MMS網）和過程層網絡（GOOSE、SV網），供勵磁、調速、保護、智能測控單元等單元層設備和合并單元[10]、智能終端[11]等過程層設備共用。

4 數字化水電站監控系統設備解決方案

4.1 站控層監控設備

站控層監控設備主要包括服務器（工作站）、同步時鐘系統、MMS網絡交換機等，其中服務器（工作站）應接入MMS雙網中，選型與當前水電站設備沒有區別。

4.1.1 同步時鐘系統

數字化水電站站控層設備可采用NTP對時方式，單元層和過程層則采用光纖B碼方式對時，對不具備光纖B碼方式對時的設備可以采用電B碼或脈沖等方式對時。對時時鐘主機應冗余設置，其中至少1臺必須為北斗衛星時鐘系統，當對時設備較多且布置區域分散時，可設置兩級時鐘，一級主時鐘布置在中控室，二級分時鐘按區域設置，可布置在各機組單元、開關站范圍、公用設備范圍、廠用電范圍、壩區范圍等區域，一、二級時鐘通過光纖連接（圖 3）。

圖3 數字化水電站一、二級時鐘系統方案結構圖

4.1.2 MMS網絡交換機

站控層MMS網絡交換機應冗余配置，推薦采用3層以太網交換機，除完成站控層設備與單元層設備的數據交換外，還便于完成監控系統安全I區、安全II區及信息管理大區之間的信息交互。交換機按需配置光口和電口，供不同設備使用，單臺交換機端口不足時可采用千兆端口進行級聯擴展。交換機應具備網管功能，能支持廣播風暴抑制、組播風暴抑制和未知單播風暴抑制功能，同時應支持VLAN功能且VLAN的個數不少于4096個。交換機需具備對時功能，以滿足數字化水電站的需求。

4.2 單元層監控設備

單元層監控設備主要包括機組LCU、同期裝置等，對上接入MMS雙網中，對下按需接入GOOSE、SV雙網中。

4.2.1 機組 LCU

機組LCU作為單元層的核心設備，承擔著機組正常開停機流程及事故停機流程的執行、斷路器等開關的防誤閉鎖、現地設備的狀態監視及邏輯控制等任務，特別是事故停機流程作為保護水輪發電機組的一道重要屏障，關系到整個電站的運行安全，因此其運行的可靠性極為重要。

數字化水電站中的機組LCU應采用冗余設置的PLC作為其主控制器，PLC必須支持IEC61850 MMS網及GOOSE網的信息采集及命令發布，最好同時也能支持SV網的信息采集。機組LCU的信息采集和控制命令的發布全部通過網絡完成，內部不需要配置開關量和模擬量的輸入輸出模塊和交流采樣裝置。機組LCU內部交換機需支持IEC61850標準，可采用2層以太網交換機，全光口配置，其他參數應與MMS網主交換機一致。

4.2.2 同期裝置

數字化水電站機組部分同期功能可采用全數字化同期裝置來完成。全數字化同期裝置支持接收SV報文，可實現PT模擬量的數字化采樣；支持斷路器位置、分/合閘命令、調頻/調壓令等開關量的GOOSE報文接收和發送；支持與站控層MMS網通信實現遙控、遙測、遙信功能。開關站部分的同期功能可借鑒數字化變電站經驗，采用測控裝置來完成，不需要單獨設置同期裝置。

4.3 過程層設備

過程層監控設備僅包括GOOSE、SV網交換機，推薦采用支持IEC61850 GOOSE報文和SV報文傳輸的2層以太網交換機，采用全光口配置，交換機端口不足時可采用級聯或堆疊方式進行擴展，其他要求可參考MMS網交換機。

5 結束語

當前水電站監控系統電站控制級設備與現地控制級設備之間數據傳輸已普遍采用了光纖通信，但與其他機電系統設備之間的數據傳輸仍以電纜為主，存在著大量模擬量信號。數字化水電站監控系統要解決的核心問題是實現與其他系統設備之間數據傳輸的數字化。IEC61850規范為數字化水電站監控系統與其他系統設備之間的通信提供了統一的數據傳輸協議，使數字化水電站內的數據通過以太網得以高效、靈活的傳輸和共享，很好地解決了不同廠家產品的一致性和互操作性問題，大大減少了電站電纜的使用。本文提出的數字化水電站監控系統整體結構更加扁平，單元層LCU的簡化設置使設備間數據傳輸更加簡潔、高效，在保證可靠性和適用性的前提下，減少了系統設備和電纜使用量，節約了成本，同時IEC61850網絡的引入也使數據的采集更加完整，系統抗干擾能力增強，很好地彌補了當前水電站監控系統的不足，具有很大的推廣和實用價值。