智能水电厂现地自动化系统技术探讨

张红芳，彭文才，闽 峥

（国网电力科学研究院/南京南瑞集团公司，江苏 南京 210003）

0 引言

智能水电厂建立在集成、统一、可靠的软硬件平台基础上，通过采用先进的传感和测量技术自动获得电站运行和设备状况信息，应用可靠的控制方法、数据分析技术和智能化的决策支持技术，实现水库和机组的安全经济运行，提高水电厂效率，实现效益最大化[1]。

建设智能水电厂可以提升水电生产管理水平和层次，合理调配流域水资源，提高流域水能资源利用率，实现最优经济运行；充分提升节能、增效、减排等社会效益，实现企业发电经济效益、防洪兴利、节能减排等效益的有机统一[1]。

智能水电厂的系统设计应借鉴智能电网的特点与优势，充分考虑并采用先进、主流、可靠的应用技术，以国际标准为基础，以统一平台建设为目标，利用各类专家知识库与分析模型算法，形成智能化的生产运行决策辅助系统，充分考虑各种规范与标准，保证系统的可靠性、高效性、稳定性、开放性，形成统一化、智能化的水电厂应用平台。

智能水电厂自动化系统总体架构横向按照二次安全防护要求划分为生产控制大区（I、II区）和管理信息大区（III区、IV区），两大区之间采用物理隔离装置连接。生产控制大区和管理信息区纵向上都划分为厂站级和现地级。在水电厂厂站级智能化中，重点从经济运行、状态检修、智能化决策管理等领域规划了智能水电厂改造的内容，主要包括智能统一平台、经济调度与控制、生产管理与决策支持、安全防护体系等的智能化改造。生产控制大区的现地层设备主要包括现地控制单元、继电保护系统、调速器系统、励磁调节器系统、电力五防系统、辅机控制系统、在线监测系统、水情自动测报系统、大坝安全监测系统、泄洪闸门控制系统等。管理信息区的现地层设备主要包括门禁控制装置、消防装置、无线巡检装置、环境监测装置、工业电视控制装置等。现地自动化系统是智能水电厂的一个重要组成部分，现地智能控制系统是智能水电厂的一个关键技术。与传统的现地自动化系统相比，智能水电厂现地自动化系统应具备数字化、网络化、智能化等特征。

我们需要深入研究如何实现水电厂现地自动化系统的智能化，开发诸如调速器、励磁、在线监测等现地系统的智能化产品。

1 水电厂现地自动化系统技术现状

水电厂的继电保护装置目前仍以传统微机保护为主，但水电厂的继电保护装置在结构、功能、接口等方面和变电站继电保护装置基本相同，差别仅在于保护对象不同而造成的具体的保护功能的不同，只需将现有智能变电站继电保护装置技术移植到水电厂继电保护装置上即可。

水电站现地控制单元基本为集中采集、控制的模式，监控系统的控制核心以PLC为主。PLC将所有信号采集进来，经过流程运算，输出控制信号到现地设备，并通过以太网等方式将数据送到后台计算机。PLC的信号采集和输出以开关量、模拟量为主，外围智能的数据由于通信接口和通信规约不统一，只能通过串口等方式进行数据交换，甚至各自重复采集。PLC本身不对数据进行分类加工，只是将所有数据统一上送。IEC61850-7-410标准目前已发布，该标准针对水电厂应用对数据对象进行了定义，对传统水电站监控的控制模式将带来很大的改变。

调速器应具有速度控制、功率控制、开度控制、开停机、并网和紧急停机控制、导叶开度限制、频率跟踪控制、适应式控制、快速同步等功能。目前，国内水电厂源于保电网运行的理念，采用的都是一台机组专用一套水轮机调速器系统，该套调速器中微机控制系统大多采用的是双套，即A、B套测控装置冗余的方式，其中一套工作，另一套热备，属于系统级冗余，两套测控装置之间的I/O模块只能与本套装置的CPU通讯，彼此不能互用。目前，基于IEC61850标准和以太网的模块级冗余，智能系统在数字化变电站中应用的较多，其中的部分成果可以借鉴，但是基于上述标准和网络结构的模块级冗余的智能调速器微机系统尚未见应用报道。

发电厂励磁装置发展至今，功率元件已基本定型，发展的重点是微机调节器。随着新型CPU的推出以及新技术的应用，国内外励磁系统发展重点是向运行可靠、自控功能强大、操作简单等方向发展。功率单元、灭磁单元、过压保护单元等励磁系统基本组件趋向于模块化和通用化，每个组件具有独立的、智能化的数字式监控接口，可进一步提高励磁系统的可靠性和标准化。目前，国内外还未见智能水电厂励磁系统研究的文献报道。

我国水情自动测报系统的建设始于20世纪80年代初期，至今已走过了30年的发展历程。近十年来，北斗卫星、GPRS、SMS等通信技术大量普及，国内水情自动测报系统进入了技术提高阶段，国产设备完全替代进口设备占据了大部分市场份额。水情自动测报技术已经涵盖了水雨情、流量、水质、气象、工况以及地质灾害等多种信息。国内水情自动测报系统所形成的微功耗、宽温度工作范围、多信道接入及丰富的传感器采集等核心技术已经与国际水平接近，设备的小型化和智能化水平不断提高，但传感器技术仍有相当的差距。

设备状态监测技术主要是通过利用在线监测设备和故障诊断技术，收集和积累设备的状态信息，分析设备状态和发展趋势，进行系统的分析和科学的判断，以便科学的安排检修计划和检修内容，提高设备的运行可靠性、可用性和经济性。当前已有很多水电厂建立了机组在线监测系统，主轴各关键处的摆度、各个轴承和机架的振动、轴承温度、蜗壳和尾水管的压力、发电机功率、接力器行程等参数纳入了监测的范围，这具备了实现状态检修的最根本的设备条件。

2 智能水电厂现地系统IEC61850技术探讨

目前，现地自动化系统越来越多，变送器重复设置，信号重复采集，结构繁杂，信息源多，易受到电磁干扰，同时由于缺少统一的接口标准和数据结构模型，没有从根本上解决信息化孤岛问题，各自动化设备与系统间接口复杂，难以相互兼容和互操作，不同厂家设备间的互操作性更难以实现，制约了水电厂生产管理和自动化技术的进一步提高[2]。

智能水电厂现地自动化系统除各自独立实现的功能外，应实现信息的标准化、数字化采集并通过统一的、冗余的现场数据总线与厂级层联接，为厂级层实现对现地各自动化系统的监控提供标准的、统一的数据接口。国际电工委员会第57技术委员会（IECTC 57）制定了有关自动化系统实时通信的国际标准IEC61850，可以将水电厂当前众多的通信协议规范化，代表了自动化技术的发展方向。目前，已正式出版了水电厂监控通信标准IEC61850-7-410。

基于IEC61850的智能变电站技术在国内发展基本成熟，以国网电科院为代表的电力自动化研究机构及厂家纷纷推出了符合IEC61850标准的电力自动化装置，并在多个智能变电站得到应用。

MMS（Manufacturing Message Specification）即制造报文规范，是在80年代初期为了美国通用汽车公司的MAP（制造自动化协议）项目而开发的,它主要是规范工业自动化领域内智能设备间的通信行为，广泛地应用于工业过程控制、工业机器人等领域。IEC61850标准的MMS协议是基于802.3标准的应用层协议,该协议适用于厂站级和间隔级设备，或间隔级设备间，或厂站级设备间的通讯。

IEC61850标准的SV协议可用于电子式电流互感器（ECT）或电压互感器（EVT）的合并单元等过程层设备与诸如继电保护这样的间隔层设备之间的通信。

IEC61850标准中还定义了通用变电站事件模型（GSE-generic substation event model），该模型提供了在全系统范围内快速可靠地输入、输出数据值的功能。GSE分为2种不同的控制类和报文结构，一种是GOOSE（generic object oriented substation event），面向通用对象的变电站事件；另一种是GSSE（generic substation state event），通用变电站状态事件[3]。

根据水电厂各现地自动化系统的功能和应用场合，不同的现地自动化系统可设计为支持IEC61850标准的不同协议或模型。

3 智能水电厂现地系统体系结构技术探讨

智能水电厂现地自动化系统的体系结构设计时可分析智能变电站的体系结构，借鉴智能变电站的成功经验，并充分考虑水电厂和变电站在诸多方面的不同特点。

3.1 智能变电站的系统结构

智能变电站的体系结构从整体上分为三层：过程层、间隔层和变电站层。过程层总线处理间隔层和过程层的通信以及合并单元与二次设备之间的通信；站控层总线处理变电站层和间隔层的通信。过程层包括智能一次设备、合并单元、过程总线。过程总线负责过程层与间隔层之间的数据传输，也就是将传统的用于测量和控制的“硬接线”代之以数字式的网络或总线通信，简化了二次接线[4]。

理想的智能变电站，其过程层设备操作可实现智能化，一次设备与二次设备之间完全取消电缆连接。配备的新型传感器和操作机构，使一次设备智能化。从设备造价和可靠性角度出发，国内大多使用断路器配智能终端，智能终端采集非常规互感器输出的数字信号、常规互感器输出的常规模拟信号、相应间隔和其关联部分的状态信号等，也包括控制输出信号（包括跳合闸输出继电器信号），并向过程总线传送数据。间隔层包括各类二次设备，如保护、测控、计量、录波等[4]。

3.2 智能水电厂现地系统结构技术探讨

从常规变电站到智能变电站，变电站二次设备的装置结构、一次设备、体系结构都发生了很大的变化。总体来说，智能变电站除了保护、测控等装置的结构发生变化外，大量使用了智能终端、智能控制柜等设备，这些智能测控设备被下放至一次设备旁边。变电站的一次设备主要包括变压器、断路器、互感器等，设备类型不算多，自动化系统主要包括保护、测控等，但是水电厂的一次设备类型远多于变电站，这些一次设备包括水库、大坝、闸门、水轮机、阀门、发电机、大量辅助设备，水电厂自动化系统包括保护装置、调速器、励磁调节器、电力五防系统等等。传统水电厂各现地自动化系统中，核心的控制系统是现地控制单元（Local Control Unit，以下简称“LCU”），传统的做法是一台机组配置一套LCU，机组LCU的基础功能是负责采集和机组有关的所有信号并对机组相关设备进行控制操作，需要采集的信号类型有电气量（电流、电压）、非电气量（温度、压力）、数字量，一般情况下，LCU可通过硬接点或通讯的方式采集其它现地自动化系统的信息，也可通过硬接点或通讯的方式实现对其它现地自动化系统的控制，水电厂监控系统上位机软件与LCU进行通讯，实现监控系统的监视和控制功能。从另一个角度说，传统水电厂现地自动化系统之间仅存在弱联系，各现地自动化系统可能是若干个独立的子系统。未来的智能水电厂现地自动化系统是否设计成类似于智能变电站的结构目前还不明确，如果能，所有现地自动化系统将接入高速现地总线，LCU将弱化为测控单元，若干个智能的一次设备直接接入IEC61850标准的过程层总线，并将信号送至间隔层，间隔层设备应包括励磁、调速、保护、测控、计量、水情测报等。测控、保护、励磁等将现地自动化系统统一接入高速数据总线，这些系统在逻辑上是平等的，现地系统之间可根据需要通过IEC61850/GOOSE协议实现数据的共享，同时现地系统可通过IEC61850/MMS协议实现与厂站级服务器的数据交互。智能水电厂的体系结构见图1。

图1 智能水电厂的体系结构

以水电厂机组现地自动化系统为例，现地装置应包括保护系统、调速器系统、励磁系统和测控系统等，其中测控系统包括机组顺序控制装置（以下简称“顺控装置”）以及兼容传统传感器的测量装置等。保护装置的保护跳闸信号通过IEC61850/GOOSE协议自动送到顺控装置，顺控装置将根据收到的信号启动机组保护跳闸流程；跳闸流程执行过程中，顺控装置通过IEC61850/GOOSE协议自动将停机命令发至励磁系统和调速器系统。顺控装置通过标准接口接入IEC61850高速数据总线，该装置可能只包括CPU而不含数据采集系统，装置所需要的数据全部来自高速数据总线上的其它自动化系统。和同一台机组的不同现地系统一样，不同机组的各现地系统接入相同的高速数据总线，并且同样可以通过IEC61850标准的系列协议实现数据的共享。各现地系统之间以及现地系统和统一平台之间、现地系统和智能一次设备之间的信息流向关系见图2。

图2 现地统之间及其与外围之间的信息流向

4 智能水电厂现地系统的智能化技术探讨

智能变电站着重关注的是一次设备的智能化，在二次设备方面着重强调数字化、网络化、信息化，并未强调二次设备的智能化，主要原因是变电站的二次设备如保护装置或测控装置的功能比较明确，技术已经很成熟。水电厂现地自动化系统的发展已经经历了比较长的时间，各生产厂家生产的产品在基本功能方面都比较类似，但是如果仅仅具备基本功能的话，那么它和智能化水电厂的要求还有差距，提升现地自动化系统的智能化特征是智能水电厂的一个研究方向。根据现地自动化系统各自的特点，可以在不同的方面提升各自的智能化特征。现地自动化系统的智能化特征包括很多方面，状态监测和在线诊断功能、故障分析功能、联闭锁功能、智能化控制等。

4.1 调速器系统

智能调速器系统具备智能数字化管理平台，包括智能内置运行调试系统、专家预警系统、故障分析系统、时标化录波、随手行帮助系统等。具备三维数字化液压调节装置、数字化电液转换器、数字化传感器。采用先进可靠的通讯协议：不仅支持传统的MODBUS通讯协议，而且，该新型数字化调速器内部用双以太网络，支持IEC61850标准，具备高可靠性的网络通讯功能。

4.2 励磁系统

智能励磁系统的调节器可通过采用变参数的控制策略，解决电网大扰动时调节的快速性与电网小扰动时调节的稳定性之间的矛盾；可通过快速量测技术的PT断线算法，快速准确地判断出不同类型的PT断线；通过完善励磁系统的控制策略，实现发电机组群的励磁协调控制，从而提高厂网协调能力，更好地接受调度控制。

智能励磁系统的功率柜通过常规的均流设计，利用智能均流控制技术，确保并列运行的两个功率桥之间以及各可控硅之间的电流均衡性，从而保证功率柜的长期安全稳定运行；通过合理的热设计，提高功率柜整体的散热效率。

4.3 状态监测系统

实施状态检修辅助决策系统是建设智能水电厂的主要目标之一[2]，实现状态检修、提高设备可用率、降低检修成本。状态监测系统是状态检修辅助决策系统的主要的数据来源。

智能化水电厂水电机组、变电设备状态监测系统主要由两部分组成：机组、变电设备状态监测数据智能采集单元和传感器元件。

水电机组状态监测系统通过监测机组各部位的振动、摆度、抬机量和压力脉动分析诊断机组运行稳定性；监测机组各部位温度、液位、流量等，分析诊断机组部件过热、介质泄漏等故障；监测机组有关电量、非电量分析诊断机组效率；监测机组有关电量、非电量对开机、停机、系统振荡、事故等动态过程进行分析；监测定、转子气隙分析诊断机组轴系、转子等运转性能；监测定子局放水平分析诊断定子绝缘状况；监测机组有关电量、非电量分析诊断转轮和导水机构气浊、磨蚀、裂纹。

变压器状态综合监测是融合先进的一次设备智能化技术、通讯信息技术、状态评估及故障预警技术、状态检修技术于一体的解决方案，可以很好地实现变压器状态监测和状态检修，并控制变压器安全经济地运行，延长其使用寿命。

断路器状态监测掌握断路器寿命、机械特性、二次回路的运行状态，为断路器更换、及时检修提供决策依据，避免断路器发生误动、拒动、触头烧毁等事故。

4.4 智能测控装置

根据智能变电站建设的经验，智能测控装置是智能水电厂的一个研究内容。智能测控装置应全面支持IEC61850标准，能够通过GOOSE网、SV网采集电子式互感器、合并单元、智能终端、非电量现地变送器、测温电阻等过程层智能设备的数据，能够通过高速数据总线访问调速器系统、励磁系统、保护系统等的信息，避免现场信号的重复采集。

为支持水电厂的传统设备，智能测控装置应同时具备传统信号的采集能力，可以接入各种普通信号。

智能测量控制系统按照面向对象的思想设计，遵循IEC61850-7-410对水电厂控制对象的定义，便于以后系统的维护。

5 结语

现地自动化系统是智能水电厂的一个重要组成部分，现地智能控制系统是智能水电厂的一个关键技术。与传统的现地自动化系统相比，智能水电厂现地自动化系统应具备数字化、网络化、智能化等特征。本文在对智能变电站进行研究的基础上，分别从构建现地系统高速数据总线的IEC61850标准、现地系统的体系结构、现地系统的智能化等几个方面探讨了智能水电厂现地自动化系统技术。

[1]刘观标，李晓斌，李永红，等.智能水电厂的体系结构[J].水电厂自动化与大坝监测，2011,35（1）：1-4.

[2]王德宽，张 毅，刘晓波，等.智能水电厂自动化系统总体构想[J].水电厂自动化与大坝监测，2011,35（1）：5-9.

[3]中华人民共和国电力行业标准DL/T 860.72：变电站通信网络和系统第7-2_部分：变电站和馈线设备的基本通信结构_抽象通信服务接口(ACSI)[S].

[4]于立涛.青岛午山数字化变电站建设模式及经济性评价研究[硕士论文].[D].华北电力大学，2009.