全数字化水电站构建探讨

张 宏，郗发刚，戴 驱

（华能澜沧江水电股份有限公司，云南 昆明650214）

自 2006年我国首座基于IEC61850（DL/T860）通信标准的数字化变电站投运以来，数字化变电站建设发展迅猛，截止2015年底，国内建成了上千座数字化变电站。2012年3月，我国科技部下发《智能电网重大科技产业化工程“十二五”专项规划》，提出了智能电网包括大规模间歇式新能源并网技术在内的9大重点任务，以满足新能源、分布式能源的发展需要，要建立一个涵盖发电、输电、配电、用电、储能的智能电网综合集成示范工程，实现智能电网多个领域技术的综合测试、实验和示范。目前智能电网建设已上升为我国国家战略，先后列入了国家“十二五”、“十三五”发展规划，并被写入2016年政府工作报告。目前国内仅少数几个水电站进行了数字化通信的尝试，并未建成真正意义上的全数字化水电站。为了探索完整的水电站数字化整体解决方案，华能澜沧江水电股份有限公司成立了课题组进行专题研究。

1 数字化水电站的特点及发展现状

1.1 数字化变电站的定义

中国南方电网有限责任公司企业标准《数字化变电站技术规范》对数字化变电站的定义是：数字化变电站是指按照DL/T860标准分为站控层、间隔层、过程层构建，采用DL/T860数据建模和通信服务协议，过程层采用电子式互感器等具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，实现了变电站监测信号、控制命令、保护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和数据共享，可实现网络化二次功能、程序化操作、智能化功能等的变电站。

目前，国内尚没有标准对数字化水电站进行定义和解释。但水电站与变电站的控制网络构架相似，数字化水电站应至少由站控层、单元层、过程层3层构成。

1.2 数字化水电站的特点

结合水电站的实际情况，经研究，数字化水电站应包含以下几个基本特点：

（1）电站上位机、单元层、现地层控制系统均采用IEC61850通信标准进行统一建模，全站自下而上所有机电设备实现了通信协议和通信接口的统一，最大程度上实现了互联互通，为不同设备间的信息共享提供支持。

（2）反映电站运行状况的电气量、状态量均采用数字化采集和传输，操作、控制和调节命令等均以网络信息报文方式进行传输。

（3）大量采用光纤替代电缆作为传输介质，传输过程中几乎没有信号的衰减和失真，提高数据传输的完整性，增强数据传输的可靠性。

（4）采用电子式互感器替代常规电磁式互感器，提高互感器的可靠性和安全性。采用智能开关，实现电气设备间的互操作性。

（5）测量温度、压力、液位、流量等信号的传感器方面，用光纤传感器或其他数字式传感器替代传统的传感器，直接输出光信号与现地单元实现通信，新型传感器不再需要单独供电。

1.3 数字化水电站发展现状

目前，国内的白山、松江河、葛洲坝等水电站已进行数字化水电站建设探索和实践，并取得了一定的成果。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通信，部分信息实现了数字化传输。葛洲坝水电站对机组LCU进行改造，通过为PLC加装独立协议转换器，实现了机组LCU与上位机系统之间采用IEC61850 MMS协议进行通信。虽然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，但对数字化设备及控制装置的研发和运用起到积极的引导作用，并解决了不少从理论研究到过程应用的实际问题，为真正意义上的全数字化水电站建设奠定了基础。

2 数字化水电站的优点

2.1 数据高度共享

目前的水电站控制系统中，因各个控制系统的厂家不一，通信方式、通信规约不一致，大部分系统都会独立配置相应信号，造成信号过度冗余配置，大大增加了投资成本和后期维护工作量、维护成本。采样统一的通信标准后，各系统之间相互共享信息，可大大减少相同信号点传感器及电缆的配置。

2.2 经济性优

数字化水电站以光纤替代电缆作为传输介质，除了电源电缆外，其余的信号都通过光纤传输，可大大降低电站建设时期的电缆购置和施工安装投资。同时，光纤传感器与传统传感器相比，不需要供电，进一步降低电缆的使用。另外，冗余传感器减少后节约了投资，同时，总体设备精简后，后期的维护成本也随之降低，带来很好的经济效益。

2.3 安全性好

数字式互感器具有体积小、重量轻、绝缘性好，不存在电磁式互感器中PT不能短路和CT不能开路的问题，使维护工作的安全风险得到降低。同时，采用光纤替代电缆作为传输介质后，大量电缆和接线端子的减少，使人员触电、误碰、误短的可能性降低。目前的水电站继电保护等装置定检措施较多，数字化水电站中类似安全措施可以通过数据封锁实现，大大降低了安全风险。

2.4 可靠性高

采用光纤传输后，抗干扰性强，信号几乎没有衰减和失真，数据传输的可靠性得到提高，有助于提高控制装置的精准度。数字式互感器不存在饱和的问题，使得保护装置的可靠性得到提高。随着设备的减少和智能终端即插即用的实现，设备间的互操性得到增强，设备技改可在设备停运前完成硬件配置和编程，设备停运后对设备进行替换即可，进而缩短设备的检修维护工期，设备可靠性得到提高。

2.5 可拓展性强

传统水电站中，为了节约投资，部分信号未进行采集或合并上送监控系统，不利于故障分析判断。数字化水电站可以较为全面的采集信号，共享程度高，方便设备故障分析，为后续高级功能开发和功能拓展奠定了基础。而且功能开发通过编程等手段即可实现，基本不需增加硬件配置和敷设电缆，拓展方便。

2.6 维护便利

数字化水电站中，智能终端互操性的普及，使得设备维护消缺更加方便，维护时设备隔离基本通过插拔光纤实现，可以省去传统水电站中拆解线及相关记录、回路检查等繁琐的工作，工作更加方便、高效，而且不容易出错。

3 数字化水电站的构架

参考《智能水电厂技术导则》（DLT 1547-2016）、中国南方电网有限责任公司企业标准《数字化变电站技术规范》等有关规定，数字化水电站以IEC61850为通信标准，采用分层、分布式的开放架构，按照3层2网的方式设计，从逻辑概念上和物理概念上整个电站自动化系统划分为3层：站控层、单元层和过程层，不同层之间设备、同层内设备之间均采用IEC61850通信标准进行数字化通信，系统构架见图1。

3层次间设置两个网络：站控层设备和单元层设备之间设置MMS通信规约的站控层网络，以实现站控层内部以及站控层与单元层之间的数据传输；在单元层设备和过程层设备之间设置SV和GOOSE通信规约的过程层网络，实现单元层设备与过程层设备之间的数据传输。

图1 数字化水电站系统架构

站控层设备包括服务器、操作员工作站、同步对时系统等设备。单元层设备包括机组LCU、调速器装置、励磁装置、公用辅机系统控制装置、保护装置、测控装置、安全自动装置、计量装置等。过程层设备包括电子式互感器、合并单元、智能终端、自动化元件及其采集装置等。

4 数字化水电站建设运营面临的挑战

4.1 标准制度有待健全

众所周知，数字化变电站的建设起步较早，目前建设和运营管理已非常成熟，管理标准比较齐全，在数字化变电站、智能化变电站的建设运营中得到不断改进和完善。而目前关于数字化水电站方面的管理标准，只有《智能水电厂技术导则》（DL/T 1547-2016），该标准于2016年6月1日起实施，对智能水电厂的术语和定义、系统结构、设备功能、系统功能等方面进行了简要的介绍。水电站与变电站最大的区别在于变电站的设备为“静止”设备，水电站还多了“旋转”设备，数字化水电站的建设部分可以参考数字化变电站进行，最终实施时，需结合现场实际摸索建立健全适合水电站的技术标准、试验标准及管理标准。

4.2 现场实施将会遇到众多问题

目前，国内尚无全数字化的水电站，已进行数字化电站建设尝试的单位中，只是某一层级或是部分设备支持IEC61850通信标准，全数字化水电站的建设面临着设备是否都支持统一的通信标准、网络传输延时和网络风暴如何避免、新的数字化元器件（或光线传感器）的稳定性和可靠性有待验证等问题。这需要业主、设计单位、施工单位、生产厂商等各方群策群力、众志成城解决实际技术问题，以促进新设备的研发，推进行业技术进步。

4.3 电站运营维护管理模式需要转变

水电站数字化后，电站通信标准、网络构架发生变化，对人员开展设备故障原因排查、消缺等工作提出了新的要求，需要进行学习，以提升专业技能。尤其是在早期的投产电站，因数字化设备及自动化元器件的产品大多为新研发的产品，难免存在可靠性和稳定性不高的问题，进一步增加了电站运营维护的难度。随着设备的性质发生变化，运维人员的结构组成也需进行相应的调整和优化。

4.4 需得到调度的认可

前面已谈到因数字化水电站缺乏相应标准，为建成真正意义上的全数字化水电站，在保证安全的前提下，部分解决方案可能会突破现有标准，如取消硬接线等，现场解决方案需要得到调度机构的认可，数字化水电站建成后方能顺利投产发电。

5 结论

经研究，全数字化水电站整体解决方案满足电站运营管理要求，还具备数据共享程度高、经济性优、安全性好、可靠性高、可拓展性强、维护便利等优点，相信数字化水电站的建成对提升电站本质安全、提升企业竞争力、推进电力行业技术进步具有重要的意义。虽然，数字化水电站的建设面临着缺乏标准、部分设备暂不支持通信标准等问题，但整体的解决方案技术上是可行的，相信在业主、设计单位、施工单位、生产厂商等各方的共同努力下，全数字化水电站的建成投产指日可待。