数字化水电站发展方向及关键技术解决方案

向泽江，陈家恒，李 颖

（1.华能澜沧江水电股份有限公司，云南 昆明650214；2.中国电建集团昆明勘测设计研究院有限公司，云南 昆明650051）

自2006年我国建成第一座数字化变电站云南曲靖翠峰变电站以来[1]，数字化变电站在我国发展迅速，目前在电网各种电压等级中都有着广泛的建设。相比数字化变电站，数字化水电站的研究和建设相对迟缓，目前仅少数几个水电站进行了数字化通信的尝试，但尚未有成熟的行业解决方案[2]，也还没有建成真正意义上的全数字化水电站。确定数字化水电站发展方向、找出数字化水电站建设的关键技术问题并提出解决方案是数字化水电站研究和建设的当务之急和重中之重。

1 数字化水电站发展现状

在大力建设智能电网和数字化变电站的过程中，国内外也在尝试建设数字化水电站，我国走在了这一建设领域的前列。

国内已建成的白山（300 MW×5）、松江河水电站（80 MW×2）对调速器、励磁系统进行了数字化改造，采用IEC61850 MMS协议与上位机系统进行了通信，部分信息实现了数字化传输。已建成的葛洲坝 水 电 站（170 MW×2+125 MW×5+125 MW×14）对500 kV升压站进行了数字化改造，通过加装合并单元和智能终端，实现了电气设备和保护、测控装置之间的IEC61850 GOOSE网及SV网数字化通信。同时葛洲坝水电站正在对机组LCU进行改造，通过为PLC加装独立工控机作为协议转换器，实现了机组LCU与上位机系统之间采用IEC61850 MMS协议进行的通信。但上述3个水电站均未采用电子式互感器。

新建的浙江桐柏抽水蓄能电站也进行了数字化尝试，该电站未采用IEC61850的数字化解决方案，也未采用电子式互感器，其计算机监控、调速器、励磁、保护等设备采用IEC-60870-5-104规约实现了网络化通信，公用辅机控制系统与计算机监控系统采用了分散式的现场总线进行通信，监控等主要系统与其余设备采用MODBUS或IEC-60870-5-104通信，上述系统之间大量采用了光缆进行通信，但上述系统与互感器、开关、自动化元件等现地设备和元件之间仍然采用电缆进行连接。

综上所述，目前仅少数几个水电站进行了数字化通信的尝试，并未得出完整的解决方案，也还没有建成真正意义上的全数字化水电站。

2 数字化水电站发展方向

目前水电站数字化解决方案大致存在两种技术路径，一种是基于IEC61850通信标准，另外一种是基于现场总线和IEC-60870-5-104协议。

桐柏抽水蓄能电站采用的基于IEC-60870-5-104协议和现场总线的数字化解决方案，无法采用电子式互感器，也没有办法实现现场开关、自动化元件等与控制保护设备之间的数字化通信，可以预见如果采用这一技术方向将无法建成完整、彻底的数字化水电站。

同时，当前水电站中不同设备厂家对同一总线协议经常存在不同的理解，这样就造成在同一工程上即使规定各种设备均采用同一总线协议，但到工程调试时经常不能成功通信，最终必须采用协议转换器或者交换机来进行通信，这为工程实施带来了难度，同时增加了投资、也影响了通信的可靠性。IEC61850作为电力系统自动化领域唯一的全球通用标准，自其诞生后在数字化变电站大量的工程实践证实了不同厂家的产品均采用IEC61850之后能保持很好的一致性和互操作性，能很好的解决这一难题。

数字化变电站中广泛采用了电子式互感器、智能一次设备、网络化二次设备，通信协议采用了IEC61850标准体系[3]，传输介质大量采用了光纤，实现了从现地设备到保护测控装置再到站控层自下而上完整的数字化解决方案。若数字化水电站采用数字化变电站的模式，无疑可以充分借鉴数字化变电站的经验和成果，这些经验和成果在大量工程实践中也被证实是成熟可靠的。

鉴于数字化水电站未来需要完全融入到智能电网中，而数字化变电站已经成为智能电网的重要组成部分，其技术和实践已经先行，并在经过数年的工程应用后被证实较为成熟可靠。所以，数字化水电站应该围绕以电子式互感器和数字化自动化元件为基础、以IEC61850通信标准为核心这一方向来建设更为合理，这一模式也更加适应行业技术发展潮流和智能电网发展需要。

3 数字化水电站关键技术问题及解决方案

要实现水电站数字化，必须实现水电站主要机电设备的数字化。水电站开关站的电气设备与变电站中的相应设备差别不大，可以借鉴数字化变电站的技术方案来解决。水电站特有的水力机械、金属结构、电气二次设备是数字化水电站研究的重点方向，在这3大专业设备中，PLC、电子式互感器及相关问题、数字化自动化元件是比较重要的几个关键技术问题。

3.1 PLC或智能控制器

水电站主要机电设备的核心控制器件基本上都采用PLC或者智能控制器，其中包括计算机监控系统LCU、调速器、公用辅机控制系统、进水阀和闸门控制系统等，PLC或者智能控制器在水电站控制系统中占有举足轻重的地位，目前尚不存在其他设备取代PLC或者智能控制器既能实现控制功能，又能满足IEC61850通信标准。

主流智能控制器和PLC厂家针对采用IEC61850数字化通信均有自己的解决方案，但各个厂家解决方式、实现的功能以及应用现状均存在一定的差异。

施耐德公司于2015年6月正式发布了Modicon Quantum IEC61850智能模块140 NOP85000，该模块兼具服务器和客户端的功能，Server功能可完成PLC和SCADA系统的IEC61850互联，Client功能可实现PLC与IED设备互联，该模块支持MMS网、GOOSE网，暂时不支持SV网。目前此模块已通过多项IEC61850领域相关认证，在大渡河沙坪二级新建项目、湖南碗米坡水电站改造项目、湖南凌津滩水电站项目、大渡河猴子岩水电站项目中使用并已经投入运行。

安德里茨公司AK1703系列智能控制器已经通过 IEC61850-6，7-1，7-2，7-3，7-4 及 8-1 的 KEMA认证，能实现IEC61850 MMS网、GOOSE网的通信，但暂不支持SV网的通信，目前该产品在电站计算机监控系统中尚无工程业绩。

AB公司Ctrollogix系列PLC采用专用第三方Prosoft产品来实现IEC61850数字化通信，采用插在PLC机箱上的模块MVI56 E-61850 S实现Server功能来完成PLC和SCADA系统的IEC61850互联，采用外置嵌入式微机PLX82-EIP-61850实现Client功能来完成PLC与IED设备互联，该方案支持MMS网、GOOSE网，也暂时不支持SV网，目前该产品在电站计算机监控系统中尚无工程业绩。

西门子公司S7-400系列PLC采用自产的外置嵌入式控制器EC31-RTX实现Server功能来完成PLC和SCADA系统的IEC61850互联，该方案支持MMS网通信，不支持GOOSE网、SV网，目前该方案及产品已经应用在2014年葛洲坝水电站计算机监控系统机组LCU中。

国内一些自动化设备厂家近年来也研发了自己的智能控制器，并在水电站计算机监控系统中有了一些应用。

南瑞继保研发了PCS-9150系列智能过程控制器，并成功运用于小水电的监控系统中，该产品是基于南瑞继保PCS测控平台开发的，具备IEC61850 MMS网、GOOSE网、SV网完整的数字化通信功能。该装置具有较强的逻辑编辑与运算能力，可用于执行机组控制的顺控流程，可以代替PLC。

国电南瑞在MB系列现有智能控制器的基础上开发出了新一代智能控制器，该产品与当前MB40、MB80或MB90组成的水电厂监控系统相比，除了具有可编程，支持梯形图语言、流程图语言以及ST语言编程，支持对多个智能终端设备的扩展，在实现对整个单元层的系统配置、管理控制及数据处理之外，新增IEC-61850 MMS、GOOSE/SV智能水电厂网络通信接口等功能，产品同时具备网络对时和硬件B码对时功能。

表1 PLC及智能控制器通信网络支持对照表

3.2 电子式互感器及相关问题

水电站的电气系统结构可以分为发变组、开关站、厂用电3大部分，开关站和厂用电的互感器和数字化变电站中的并无区别，完全可以借鉴应用。对于水电站特有的发电机中性点和机端互感器，虽然还没有成功的应用，但鉴于电子式互感器在电压等级更高的开关站上的成功应用，为发电机中性点和机端成功生产、安装和使用电子式互感器应该没有任何问题。对这两处，在安装空间充足时可采用有源电子式互感器，安装条件受限时还可以采用柔性光学电流互感器。

水电站全面采用电子式互感器后，对其特有的一些功能和装置，如调速器、励磁、交流采样、残压测频及同期等提出了新的需求，需要其通过IEC61850通信标准SV网协议接收电流、电压信号，这也是数字化水电站最难实施的一个环节，所幸随着行业内各方的努力推动，目前已经基本没有了障碍。对于调速器和残压测频装置，由于已有智能控制器具备了IEC61850 SV网通信能力，能够适应采用电子式互感器的需要。国内有基于保护装置平台的励磁产品，保护装置已能支持数字化变电站IEC61850 SV网通信的能力，对该励磁产品稍加研发和调整也能满足需要。同时据悉主流同期厂家也开发出了具备IEC61850 SV网通信能力的产品。所以，目前来讲已经基本具备了在发电机上使用电子式互感器的条件。

3.3 数字化自动化元件

自动化元件是指机组开机、运行、停机、事故停机及事故报警所用的自动化装置，主要指温度、转速、液位、物位、压力以及液流等非电量的监测转换操作所使用的控制装置和显示仪表及轴电流信号装置等[4]。水电站为机组、公用辅助系统等配置的自动化元件数量众多、类型各异，目前机组的自动化元件采集是通过在机坑就近设置水轮机端子箱、发电机端子箱，将分散在各处、数量众多的自动化元件通过近距离的电缆连接至端子箱，汇集后再通过电缆连接至机组LCU、调速器、机组附属设备控制系统等设备。公用辅助系统的自动化元件由于数量相对较小，则直接引至控制盘柜，信号形式为开关量、模拟量和温度量，图1为当前水电站机组自动化元件采集方式。为更加高效、全面的采集自动化元件信息，减轻施工工作量，便于后期运维，有必要对自动化元件信息进行数字化通信。

图1 当前水电站机组自动化元件采集方式

目前较为现实的一种方案是在机坑就近分别设置水轮机自动化元件数字化采集单元、发电机自动化元件数字化采集单元，将以开关量、模拟量为主的自动化元件信号通过近距离的电缆连接至数字化采集单元，经数字化采集单元汇集并编译成IEC61850 GOOSE报文后通过光缆以网络形式共享传输给相应智能电子设备，详见图2数字化水电站机组自动化元件数字化采集方式。可以采用具备GOOSE通信能力的PLC来作为数字化采集单元，同时数字化变电站中广泛应用的主变智能终端也可以用来作为数字化采集单元。

图2 数字化水电站机组自动化元件数字化采集方式

4 结语

根据目前掌握的信息和研究来看，数字化水电站向基于IEC61850通信标准这一方向来建设是合理和可行的。同时具备IEC61850通信能力的产品，如PLC、同期装置等已经研发成功，其安全性、可靠性可以经过实际工程应用加以验证。在建设实践中宜积极采用新技术、新产品，努力推进数字化水电站的技术应用和发展，使水电站能尽快融入智能电网，满足智能电网全面发展的需要。