数字化水电站在线监测系统解决方案研究

刘 松，昝亚峰，李文金

（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）

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，我国数字化变电站建设发展迅猛，截止2017年底，我国建成了上千座数字化变电站，电压等级涵盖110 kV～750 kV。而对于数字化水电站的建设，国内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。本文旨在依托数字化水电站3层（站控层、单元层和过程层）2网（站控层网络和过程层网络）的自动化体系结构[1]，对水电站数字化在线监测系统提出解决方案。

1 在线监测系统现状

1.1 运用现状

当前水电站的在线监测系统结构分为电站层和现地层，电站层包括上位机和交换机，现地层包括机组监测屏和现地传感器。电站层对机组监测屏上送的动态参数进行集成，建立设备状态综合数据库，自动生成设备状态参数报表和变化趋势曲线，对设备状态的历史参数趋势分析和相对比较相结合，综合专家数据库实现设备状态的诊断，同时通过网络，实现设备的远程/现场状态监测、诊断和评估[2]。

现地层的机组监测屏通过电缆采集各个传感器上送的机组状态参数，如振动、摆度、压力脉动、空气间隙、局部放电等，同时通过硬接线从其他外部设备采集并网信号、灭磁开关位置、机组的有功和无功功率、励磁电流和电压等数据，上述数据在机组监测屏进行处理和分析后，在机旁进行结果展示并通过光纤传输上送至上位机。当前水电站在线监测系统结构详见图1。

图1 当前水电站在线监测系统结构图

1.2 发展现状

1.2.1 行业应用情况

当前水电站暂无数字化机组在线监测系统的应用。随着数字化变电站的大力推广，数字化输变电设备在线监测系统已有较为成熟的产品及方案。

1.2.2 厂家研发、制造情况

①国电南瑞：国电南瑞现阶段正在开发内置IEC61850模块的在线监测采集装置，此装置集数据采集和基本数据分析功能于一身，可布置于现地端子箱附近或者于机旁组屏安装。装置已进行MMS网和SV网的相关研究，CT、PT的数据可进入合并单元后上送SV网，装置直接从SV网交换机采集电流及电压数据，其余数据可通过硬接线接入或从MMS网上采集，收集的数据直接上送MMS网交换机，但该装置暂不支持GOOSE网。②华科同安：华科同安的数据采集箱TN8000可通过硬接线从现地传感器采集数据并进行分析处理，再将处理后的数据通信至上位机或硬接线连接至其他系统。TN8000现阶段不支持MMS网和GOOSE网采集和上传数据，暂未进行本系统的建模。华科同安公司表示，可对TN-8000外部接口进行数字化相关研究，研究成果能够满足IEC61850通信标准的要求，开发难度较小且开发周期也会较短。③武汉南瑞：武汉南瑞的输配电在线监测设备可支持IEC61850通信标准，已有多个成熟产品支持IEC61850且通过多个机构的一致性检测，在数字化变电站中有大量的应用业绩，有成熟的产品及解决方案。

2 在线监测系统数字化解决方案

2.1 总体解决思路和系统结构

数字化水电站在线监测系统按照“过程层”、“单元层”、“站控层”的结构层次布置。该方案基于“一次设备智能化，二次设备网络化，符合IEC61850通信标准”的设计思路，信息全部做到数字化，传递实现网络化，通信模型达到标准化。这使得数字化水电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比当前水电站有大幅提升[3]。

在线监测系统的上位机系统由数据服务器、WEB服务器、网络设备以及打印机等组成，其中数据服务器负责存储和管理电厂各重要设备的状态监测数据，WEB服务器负责在线监测系统与电厂局域网之间的通信。本文仅对机组在线监测系统进行描述，机组振摆保护系统和输配电设备在线监测系统的原理与机组在线监测系统基本一致。

2.2 机组在线监测系统数字化解决方案

2.2.1 数字化机组在线监测系统具体需求分析

机组在线监测系统的数字化主要包括3个部分：上位机（站控层）的数字化、数据采集分析装置（中间层）的数字化、传感器和端子箱（过程层）的数字化，即要求上述设备满足IEC61850通信标准的要求。

（1）上位机的数字化

机组在线监测系统的上位机需支持与MMS网交换数据。

（2）数据采集分析装置的数字化

在线监测现地数据采集箱需支持电缆/GOOSE网（依传感器输出的数据格式而定）的形式采集状态监测量参数，支持从MMS网采集工况参数和过程量参数；数据采集箱对数据进行初步的分析和处理后，需支持MMS网发送数据。

（3）传感器的数字化

如图2所示，机组在线监测系统所需采集的参数包括以下3类：机组的振动、摆度、轴向位移、压力脉动、空气间隙、磁通密度、局部放电、定子线棒端部振动等反映发电机组状态的状态监测量；轴瓦温度、油温、油位、冷却水温度、定子铁心温度等变化相对较慢的过程量参数；机组转速、有功及无功功率、励磁电流及电压、定子电流及电压、导叶开度、桨叶转角、水头、机组流量、GCB位置等表征水轮发电机组各种运行工况特征的工况参数[4]。

图2 在线监测系统采集参数分类

状态监测量参数详见图3，状态监测量都配置有专用的传感器，各种传感器输出的数据格式见表1。

图3 机组状态监测量参数基本配置

表1 在线监测传感器输出数据形式

压力脉动传感器、气隙传感器、磁通量传感器以及局部放电检测装置输出的参数格式较为常规，为4～20 mA模拟量或串口通信方式传输，振动传感器、摆度传感器及键相传感器输出为非常规的电压型模拟量。水电站数字化的过程中，在线监测系统过程层的数字化有两种方案，①传感器数字化，即从传感器直接送出GOOSE数据包，②就近配置智能采集单元，通过电缆采集传感器的数据并打包上传。传感器直接数字化涉及到的厂家较多且受到技术发展的限制，现阶段较难实现，建议现地配置智能采集单元。

工况参数需由其他系统提供，当前在线监测系统通过硬接线从自动化元件、CT、PT、励磁系统、发电机出口断路器等设备采集。因在线监测系统对数据的时效性要求不高，而上述各参数均存在于MMS网上，直接从MMS网采集即可。

过程量参数在当前在线监测系统中通过通信的方式从监控系统采集，在数字化水电站中，轴瓦温度、油温、油位、冷却水温度、定子铁心温度等数据进入智能单元后以MMS数据包的形式进入交换机，在线监测系统可直接从MMS网采集该部分数据。

2.2.2 数字化机组在线监测系统解决方案

结合各个在线监测系统厂家的发展现状以及数字化水电站的需求，提出以下方案，见图4。

图4 在线监测系统数字化方案结构图

该方案中数据采集箱要求模块化、微型化，采用分布式布置，尽可能靠近传感器，在线监测系统与其他系统之间的数据交换通过网络通信实现。

过程层包含现地传感器，受传感器现阶段的技术制约，决定了传感器和数据采集箱之间采用电缆连接。

数据采集箱需支持MMS网上采集工况参数及过程量参数。图中的数据采集箱个数需依据电站实际情况确定，通过划分区域就近布置数据采集箱，依据DL/T 1197-2012的要求，数据采集单元根据每台机组监测的参数数量和信号类别来确定，振动、摆度、压力脉动等稳定性参数共用1套数据采集单元，空气间隙、磁场强度和局部放电等发电机参数共用1套数据采集单元。

站控层上位机需支持MMS网收发数据。

在线监测系统数字化之后，数据采集箱的分布式布置将各个机组状态量参数现地数字化，仅保留很少的硬接线，数据采集箱通过光缆与站控层上位机通信，充分发挥了光纤优良的抗干扰性能。现阶段大多数在线监测系统厂家已有数据采集箱的成型产品，仅需针对IEC61850通信标准进行二次开发，研发成本低、周期短；该方案的数字化程度较高。

3 结束语

通过对水电站中机组在线监测系统的功能和IEC61850通信标准相关要求的比较分析，可以看出：目前，机组在线监测系统虽然暂不具备满足IEC61850通信标准中2网（站控层网络和过程层网络）的通信能力，但各主流厂家均在开发满足IEC61850通信标准要求的产品[5]，且主流厂家大多具有数字化变电站中输配电设备在线监测系统的实际应用经验，数字化机组在线监测系统的二次开发难度不大。因此，可以预测，数字化水电站在线监测系统的开发应用指日可待！