水电站数字化励磁系统设计方案研究

张世玲，胡 喆，虞晓昕

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

近年来，国家电网已明确提出建设坚强智能电网的发展目标，并大力发展水电、抽水蓄能等清洁能源项目。数字化变电站建设则是其中重要的组成部分。在国内电网大力推广已建设并运行的数字化变电站[1]中，IEC-61850[2]通信标准的应用、完善也得到很大发展，变电站的数字化技术（满足IEC-61850通信标准）已趋于成熟，变电站内各类满足该标准的设备均已投入运行，设备性能安全稳定，相关设备厂家也有了响应特定需求的成熟产品，并具备研究开发新产品的实力，目前已具备建设数字化水电站的基础。

1 数字化水电站励磁系统设计概述

相对于数字化变电站，水电站领域则暂未出现完整且成熟的数字化解决方案。参考数字化变电站的设计方案，依据《DL/T 1547-2016智能水电厂技术导则》[3-4]，基于“一次设备智能化，二次设备网络化，符合IEC61850通信标准”的思路，数字化水电站网络结构分为“过程层”、“单元层”、“站控层”，采用过程层网络（GOOSE网、SV网）、站控层网络（MMS网）的3层2网结构层次。数字化水电站的所有电气设备均应满足IEC-61850通信规约。

励磁系统[5]是水电站发电机的重要组成部分，它通常由励磁功率单元、励磁调节单元和灭磁单元3部分构成，通过励磁系统中的励磁调节器对励磁功率单元进行控制，达到调节发电机无功功率和电压的效果。励磁调节系统应能够满足系统在正常和事故情况下的调节需要。在数字化水电站中，励磁系统除完成水轮发电机组的开机、停机、增减无功功率、紧急停机等任务外，还应能满足IEC61850数据建模及通信功能，全面支持与站控层网（MMS网）、过程层网（GOOSE网和SV网）两网通信。同时，应能接受监控系统提供无功功率给定值，完成无功功率的闭环控制。

为满足实际应用需求，励磁系统在逻辑上被划分为许多个可以独立访问和处理的逻辑设备。励磁系统装置布置在数字化水电站系统结构上的单元层，合并单元[6]、智能终端[7]、辅控单元等装置或智能设备布置在过程层（图1）。

图1 数字化励磁系统结构图

数字化电站站控层的上位机满足IEC61850通信标准的要求，通过MMS网将励磁系统的信号上送监控系统上位机。

数字化励磁系统应满足可与GOOSE网及SV网交换机相连接，采集过程层的数据。

过程层的数字化则要求CT、PT及现地元件输出的数据均为数字化形式，CT、PT与合并单元相连接（电子式互感器[8]通过光缆连接，电磁式互感器通过电缆连接），电流、电压数据数字化后通过光缆与SV网交换机连接，现地元件则要求经电缆连接至智能终端，将开关量或模拟量信号转化为数字信号并经光缆传输至GOOSE网交换机。

参考数字化变电站的设计模式，电流、电压模拟量数据的传输方式有组网模式（网采）和点对点模式（直采）两种，基于最大化精简电缆或者光纤数量及利用网络安全、快速、数据共享等的传输优势原则，本文推荐SV网采用组网模式进行采样。

2 水电站励磁系统数字化具体实施方案

励磁系统主要分3个部分：励磁调节器、功率单元以及灭磁单元。

功率单元主要输入交流电源，通过接受调节器的控制量控制可控硅整流桥工作，最后对发电机转子回路输出励磁电流，同时功率柜还向调节柜反馈其实时运行状态信息。因功率柜大多布置与调节柜相邻，且功率柜与外部数据交换很少，没有进行数字化的必要，功率单元与励磁调节器之间采用直连，通过硬接线方式进行数据交换，通信量包括：可控硅状态监视、快熔监视、功率柜温度、各桥臂电流监视、风机状态、脉冲检测等信息、启停风机等。

经过对现阶段国内外主流励磁系统厂家的调研发现，至今为止，电站励磁系统行业中暂无实际投入运行的成熟产品能支持IEC61850 GOOSE网和SV网，励磁产品由于励磁灭磁柜及调节器技术发展的限制，暂无可全面支持IEC-61850标准的励磁设备。针对励磁设备现状，为满足数字化整体要求，如何实现励磁系统3个主要部分的数字化功能是整个实施方案的关键及技术重点、难点。

本文提出的数字化励磁系统实施方案主要包含励磁调节器的数字化和灭磁单元的数字化2部分。

2.1 数字化励磁调节器的实现

数字化励磁调节器的功能实现可以通过在调节器装置背板上增加GOOSE插件、SV采样插件的方式来实现GOOSE、SV采样功能；也可以采用支持GOOSE、SV服务的智能控制板方式实现。

励磁调节器需接收并处理发电机机端电压、电流，励磁电流等模拟量以及开机、停机、并网等开关量信号，实现励磁系统的自动控制、调节，同时向电站其他系统输出励磁系统的运行状态信息。

数字化励磁调节器具体实现IEC61850服务和相关功能有如下几点：

（1）电流、电压信号的采集：PT、CT通过合并单元转化为SV格式数据包，上送至SV网上，励磁调节器直接从SV网上采集电压、电流数据。

（2）发电机出口断路器GCB及系统侧主变高压侧断路器位置的采集：GCB及主变高压侧位置信号通过智能终端上送至GOOSE网，励磁调节器从GOOSE网上获取GCB和主变高压侧断路器位置信号。

（3）与电站监控系统上位机的通信：监控系统上位机通过站控层MMS网直接下发无功功率给定值至励磁系统，励磁系统完成无功功率的闭环控制；励磁系统计算当前的无功功率，将所有的信号通过站控层MMS网上送至监控系统上位机。当上位机故障时，励磁系统将自动切换至机端电压闭环模式，维持住当前的机端电压；同时，励磁系统将所有的信号通过GOOSE网转送机组LCU。

（4）与机组LCU的通信：机组LCU对励磁系统的控制信号（开机、停机等）通过GOOSE网发至励磁系统，同时，励磁系统将无功功率及重要的故障信号通过GOOSE网送至机组LCU。

（5）与机组同期装置的通信：机组同期装置的调压命令通过GOOSE网发至励磁调节器。

为了实现励磁系统的PSS功能，励磁系统应能准确测量发电机的频率（转速）。在测频方式上，为了达到尽可能高的精度，一般都是采用FPGA测频方式。在测频信号的来源选择上，有两种方式，即机端电压测频和同步电压测频。

2.2 数字化灭磁柜的实现

灭磁及过电压保护柜主要接收调节器投切起励电源命令，灭磁开关的分合闸命令，以及实现灭磁及过电压保护等功能。它需要对外输出发电机运行过程中实时的转子电流和转子电压信号，灭磁开关位置等信息，同时还需要向调节柜反馈灭磁柜的实时运行状态。

灭磁柜可以使用合并单元+智能终端的合智一体装置，通过GOOSE网传输灭磁开关位置状态信号和控制灭磁开关分/合闸命令；该装置可以采集转子的励磁电压、励磁电流，经同步和重采样等处理后通过GOOSE网送给发电机保护、发变组故障录波等设备，通过GOOSE网上送转子电流、转子电压信息；该装置通过GOOSE网接收发电机保护或机组LCU的分合灭磁开关命令，对灭磁开关分合闸线圈进行操控；同时灭磁开关的分合闸状态信号经合智一体装置采集后经GOOSE网上送给监控系统和保护系统。

励磁系统灭磁柜和调节柜一般就近统一布置。灭磁柜通过电缆与励磁调节器相连，灭磁柜的状态、故障信号由励磁调节器统一收集后经站控层MMS网上送计算机监控上位机系统。

2.3 传统励磁与数字化励磁采集方式区别

数字化与传统水电站励磁系统模拟量信号采集方式对比见表1。

表1 采集方式对比

由表1所述可知：在数字化电站中，一次设备和励磁系统设备之间直接通过光纤连接，代替了传统水电站中大量采用的电力电缆，数字化水电站各系统间采用通信方式传输信息，通信系统在传输有效信息的同时传输信息校验码和通道自检信息，一方面杜绝误传信号，另一方面在通信系统故障时可及时告警。在数字化电站中，可以采用微机处理和光纤数字通信优化电站层和间隔层的功能配置，控制和运行支持系统通过局域网彼此互相连接，共享数据信息，简化单个系统的结构，同时保持各个系统的相对性。

3 结论

通过对水电站中励磁系统的功能和IEC61850通信标准相关要求的比较分析，可以看出：目前励磁系统已具备与站控层之间的IEC61850中MMS网通信能力，并且已经在已投运的电站中得到实践检验，过程层GOOSE/SV网的通信功能已经具备，但还未实际应用，具备完全功能的数字化励磁装置其性能和应用效果还有待在今后的实际工程应用中予以检验。

具备数字化功能的励磁系统产品，首先应能保证甚至提高励磁各方面性能，同时实现满足IEC-61850通信标准的网络化信息交互需求。在数字化励磁系统设计中，可以大大减少二次电缆的用量，减小电站运营维护工作难度，简化二次回路，增强电气回路抗干扰性能，为实现数字化水电站“信息化、自动化、互动化”特征，实现数字化水电站“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合的整体建设奠定了基础。