浅谈常规水电站智能化改造思路

(四川南充水利电力建筑勘察设计研究院，四川 南充 637000)

1 概 述

经过近10年发展，我国智能电网建设取得了巨大成就，但电网智能化比较偏重输电、配电和用电环节，而在水力发电环节智能化建设非常滞后。据最新统计，我国水电装机和年发电量分别占全国装机容量和年发电量的20.9%和19.4%，预计2020年水电总装机容量将达3.8亿kW，发电量将达1.25万亿kW·h，水力发电在电网中的地位和作用愈发突显。国家能源局在《水电发展“十三五”规划》中提出，我国将大力开展水电科技、装备和生态技术研发，建设“互联网+”智能水电站，重点推动水电工程设计、建造和管理数字化网络化智能化，研发和建立数字流域和数字水电，促进智能水电站、智能电网、智能能源网友好互动。

本文结合近年我国水电站现状，提出常规水电站存在的问题，借鉴变电站智能化建设与改造的成功经验及可以引用的体系和规程规范，探究水电站智能化解决方案。

2 常规水电站存在的问题

2.1 电站中配套设备较差

先期建设的水电站机电设备标准各异，站内主机、励磁、调速、保护、监控等关键设备通信一般采用低速串口方式，各设备通信协议不统一，互操作性差。随后建设的水电站采用了现场总线技术，但大量的现场总线导致基础信息交换效率低下，兼容性差，互操作性仍较差，阻碍了全站信息共享和网络化。随着网络通信的发展，近十几年建设的电站站级通信采用了以太网，但由于通信规约不统一，站内须配设专门的规约转换器以衔接不同规约的设备以及远方调度，导致数据、信息的采集与传输迟滞、低效。

2.2 二次设备结构性能较差

常规水电站二次装置大多为电磁型或小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，且结构复杂、可靠性差。另外，系统需要定期的试验和维修，且仍然存在故障或异常运行不能及时发现的现象，而试验和维修又可能由于工作人员过失引起新的故障。

2.3 设备异构问题突出

常规水电站自动化系统设备异构问题突出，设备间相对独立，协调和互动化困难。站内基础自动化层各类信息数据向高级应用层传输及不同高级应用层应用之间的横向共享均存在一定障碍。需大量人力干预与衔接，增加了人工强度和出错概率。

2.4 远动功能不完善

传统自动化系统中，水电站能提供给远方调度控制中心的信息量少、精度差，且站内自动控制和调节手段不全，难以满足电网实时监测和控制的要求。

2.5 高级应用功能的综合分析和智能决策水平低

水电站中存在AGC/AVC控制、安全运行管理、设备在线诊断和监测、事故分析和处理专家策略等多种高级应用功能，它们在常规水电站中以计算机监控系统为核心并协调其他二次装置实现控制、调度、管理。这些高级应用功能常受制于微机监控系统的局限性和不同系统之间信息共享和互动化方面的障碍，其分析、诊断、决策智能化水平不很理想。

2.6 常规水电站依赖性较强

由于传统一次设备及基础信息层主要依靠电缆进行硬接点和模拟信号的采集、传输、交换，一方面系统信息量小、可靠性低；另一方面系统易遭受电磁干扰和一次设备传输过电压的影响而引发二次设备运行异常、继电保护误动等隐患；另外由于电缆多，互感器负载重、二次设备冗余配置多，导致接线复杂、检修困难、投资大。

3 常规水电站智能化改造的必要性

3.1 常规水电站智能化改造符合国家及行业发展规划

智能电网发展列入了国家《十三五发展规划(纲要)》并逐步实施，电网智能化建设应在规划指导下在发、输、变、配、用、调度六大环节全面协同推进。水电站是电网重要组成部分，常规水电站智能化改造符合国家发展规划，是建设坚强智能电网的重要基础。

3.2 常规水电站智能化改造是提高水电站安全运行的技术举措

常规水电站智能化改造是提升设备安全能力的有效途径，可实现设备的可观、可控和可调。可通过管理平台了解每个工作岗位的任务、全体设备的运行状况，可实时对不规范行为进行提示和修正，从而全面提升安全生产管理水平。

3.3 可实现无人值守

常规水电站智能化改造可减少人力工作、人力干预、人工出错，提高劳动效率，真正实现“无人值班”。

3.4 可降低现场建筑安装和设计工作量

常规水电站智能化改造可逐步实现水电站相关子系统模块化、集成化、装配化、标准化，从而大大降低现场建筑安装和设计工作量，缩短建设工期；水电站智能化建设与改造简化了二次接线，可大大节省安装、检修、维护工作量，可降低误操作概率。

3.5 水电站智能化改造是经济运营的需要

水电站安全经济运行受负荷需求、接入传统、水文气象条件、水情、防洪、灌溉、航运等多方面条件的制约。欲实现经济运行就必须建立一整套完备的智能决策分析系统，智能化水电站可智能化地合理调配流域水资源，提高流域水资源利用率，实现最优经济运行。

4 智能水电站体系结构

4.1 常规水电站体系结构

目前，常规水电站监控基本上采用分层分布式结构，分为电站层和现地层。电站层主要包括数据服务器、工作站、时钟同步、UPS电源、网络设备等，现地层主要包括机组、升压站、公用和大坝等LCU。各现地设备主要通过硬接线电缆与现地控制单元LCU相连，LCU与电站层通过网络相连，电站不同的自动化系统或系统内不同的IED之间采用网络或现场总线通信。站内微机监控、调速、励磁、保护、辅助控制、闸门控制、故障录波、报价、通信、设备状态监测与分析、安全防误、消防报警、工业电视、水情测报与水库调度、大坝安全监测等各系统均已基本实现信息化和数字化，已初步具备“智能化”的部分特征。

4.2 智能化水电站体系结构

由于水电站布置形式多样，设备分散且种类和数量繁多，自动化子系统数量也较多，因此，目前还没有层次划分标准模式。本文将智能水电站体系结构划分为三层二网，即主控层、单元层和过程层；主控层网络和过程层网络。

4.2.1 主控层

智能水电站的主控层包括站级监控、通信和对时等系统，主要由主计算机、操作员工作站、远动工作站、保护故障信息系统和其他各种高级应用功能站构成。主控层主要完成监视、控制、告警及数据通信功能；数据采集处理和监控与调节等功能；操作闭锁及同步相量电能量采集、保护信息管理等功能；故障诊断、状态监测功能；运管、指导、培训功能；自动控制、智能调节、协同互动及综合决策分析管理等高级功能；与远方监控调度中心通信并接受其控制的功能。

4.2.2 单元层

本文将常规水电站的LCU定义成智能水电站的单元层，包括现地控制单元、继电保护装置、励磁系统、调速器电柜、电气量智能采集装置、温度智能测控装置等。

单元层主要实现本单元的数据采集且作用于被控设备，实现本单元内各设备的监控、保护、操作闭锁、同期、励磁和调速的控制与调节等功能；实现与各种远方输入/输出设备、传感器和控制器通信；实现同时与主控层和过程层网络通信的功能。

4.2.3 过程层

过程层包括主变、隔离开关、断路器、互感器、避雷器、合并单元等一次设备及其所属的智能组件和独立的智能电子装置，还包括主机及其附属设备(阀门、自动化元件、电机及各类传感器等)、公用设备、坝区启闭机闸门设备、水工建筑等特有系统及其所属的智能组件、智能终端设备。过程层将各现地设备与单元层有机结合，完成与现地设备相关的电气量与非电气量的监测与采集、运行状态的监测与统计、控制命令的执行等。

主控层、单元层和过程层既相对独立又相互联系，单元层功能的实现不依赖于主控层，即使在主控层及网络失效的情况下，单元层应能独立完成本单元设备的就地监控功能。

5 分阶段实施常规水电站智能化改造方案

水电站智能化改造涉及所有一、二次电气设备及主机、辅机、阀门、启闭机等各种机电设备和水工建筑物。由于目前水电站智能设备研发相对滞后，加之各水电站建成时序、分布地域、企业属性等各异，运管模式五花八门，各站自动化水平、效率水平、安全性、可靠性、可控性等千差万别。因此全国水电站智能化整体推进是一个长期的过程，分阶段实施较适合我国现状。改造可从机组及其附属设备、主变、升压站开关设备、线路、监控保护等机电设备的智能化改造开始，根据各水电站具体情况分阶段、逐步实施。

5.1 先对一次设备进行更新的智能化改造

对于一次设备使用寿命届满的水电站，互感器可换用电子或光学式互感器，断路器、隔离开关等全部更新为智能设备，从而完成过程层的智能化改造。互感器需选用可提供数字和模拟两种信号接口的型号以便先期通过模拟接口与原常规二次系统通信，待后期二次设备智能化改造后通过数字接口与智能化的二次系统通信，全面实现全站智能化改造。

在对过程层进行智能化改造的同时，可同步对主控层进行智能化改造。

5.2 先对二次系统进行更新的智能化改造

对未实现微机监控的水电站二次系统智能化改造，将原常规RTU报废，全面完成单元层、主控层的智能化更新改造。过程层改造可根据情况先完成MU单元的配置，一次部分可继续利用原有电磁式互感器，通过具备二次电流、电压设备的MU合并单元与电磁式互感器接口。待一次设备使用寿命届满时，再以智能化一次设备替换原设备从而实现全站智能化。

对已实现微机监控的水电站的智能化改造。只需对二次系统软件进行升级使其满足IEC61850标准规约通信，完成单元层、主控层的智能化改造。单元层设备与一次设备之间仍保留原有接口，待未来一次设备智能化改造时完成过程层的更新换代，并将原间隔层设备改为数字化接口从而实现全站的智能化改造。

6 智能化改造方案

6.1 一次设备智能化改造方案

6.1.1 主变改造方案

对于还有使用价值的主变可通过设置外置式传感器和智能组件实现智能化改造，智能组件主要包括智能终端、状态监测IED、通信接口等。主变各侧智能终端单套配置并分散于就地智能组件柜内，本体智能终端需具有主变非电量保护，智能单元实现所有非电量保护信号启动并经大功率继电器重动。非电量保护跳闸通过控制电缆以直跳方式实现，信息通过本体智能终端上送至过程层GOOSE网络，再通过GOOSE经测控装置上送至站控层MMS网络。状态监测传感器按照设备参量对象进行配置，各状态参量共用状态监测IED。智能组件通信采用光纤以太网接口，非电量保护采用基于MMS的DL/T 860服务实现在线监测信号传输及设置。对于使用寿命届满的主变，应将其更换为节能、环保、智能化的主变。

主变改造后应具备冷却器智能控制；油位、绕组温度、套管、局放等监测；顶层油温数字化测量及本体非电量保护等。330kV及以上主变还应具备油中溶解气体分析(DGA)监测、油色谱分析、铁芯电流监测、油中含水量监测和气体继电器压力测量等在线监测功能。

主变中性点互感器相关数据传输至主变高压侧合并单元。

6.1.2 升压站断路器、隔离开关改造方案

常规水电站开关设备众多，对于大量的水电站而言，原有开关往往仍有较长的使用寿命。开关设备智能化改造不宜盲目追求智能而全面换代。高压开关设备的智能化改造可选用两种实施方案：ⓐ敞开式配电装置采用“智能终端+GOOSE网络”；ⓑ气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)配电装置采用“GIS智能汇控柜+GOOSE网络”。

敞开式配电装置智能化改造采用就地增设智能终端且单独就地布置在一次设备附近方式。通过光纤GOOSE网络与保护测控装置通信。智能终端应具备“操作箱”功能(分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视、控制回路断线监视等)。其以GOOSE方式上传一次设备状态信息，同时接受来至主控层、单元层GOOSE下行的控制命令实现实时控制功能。其能记录GOOSE命令、收到命令时刻及来源、出口动作时刻等内容并能查看。其具备完善的闭锁告警功能，能接受传感器输出信号，能接入温度、湿度等模拟量输入功能并上传自动化系统。智能终端与一次设备采用电缆连接，与保护测控等二次设备采用光纤连接。

GIS的智能化改造采用在原GIS本体上附加智能组件或传感器方式。通过智能组件以及状态传感器和指令执行元件实现状态的可视化、控制的网络化和自动化。智能组件构成：开关控制器(实现 GIS 测量控制网络化)，集成到 GIS 智能组件柜内，其与GIS本体采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接； 合并单元(实现互感器就地数字化采集)，集成到GIS 智能组件柜内，也可安放在保护小室单独组屏，其对二次转化器的电流、电压数据进行相关组合，使电流、电压数据符合IEC61850 标准；状态监测IED(构建GIS状态监测)，集成到GIS智能组件柜内，安装在开关本体或附近，接收本体传感器发送的数据，实现数据采集、加工、分析、转换，输出数据符合IEC61850标准；传感器(感知元件)，将GIS设备的某状态参量转变为可采集的信号(如SF6压力传感器、UHF局放传感器等)。GIS智能汇控柜具备对GIS设备位置信号采集和监视、模拟量信号采集与显示、远方/就地控制、信号与操作事件记录与上传、谐波分析、储能电机的驱动与控制、在线监测、基于网络通信的软件连锁等一系列功能。GIS智能汇控柜将传统的二次测控功能与GIS监控有机结合起来，联合组屏形成智能化控制功能。

智能终端或智能汇控柜配置原则：送出线路间隔、母联(分段)间隔单套配置，且采用合并单元、智能终端一体化装置；主变各侧，35kV及以下配电装置采用保护、测(计)量、控制、合并单元、智能终端多功能一体化装置。

参与顺序逻辑的各级隔离开关和接地开关操作机构采用电动机构并实现远动。

改造后开关不仅具备常规功能，还具有在线监视、智能控制、数字化接口、状态检修、电子操动等附加功能。

6.1.3 互感器改造方案

将常规互感器的模拟量先接入电流、电压采集装置(采集装置安装于户外柜内并作为互感器不可分割但又相对独立的一部分)，再通过转换装置使模拟量转换为标准数据并以光纤传输至合并单元，合并单元对传来的数据进行处理后，再为保护、测量、计量、控制、录波等提供采样值数据。当电磁型互感器生命周期届满时，只需将常规互感器更换为电子互感器或光电互感器，其光纤连接回路无需改造。

6.1.4 避雷器改造方案

将避雷器(升压站和户内开关柜)的常规监测仪，更换为具有远传功能的在线监测仪。

6.1.5 户内开关柜改造方案

应彻底淘汰无“五防功能”、采用油式断路器、锈蚀严重、机构失效、存在安全隐患的户内开关柜，配以新型智能型高压开关柜。其集保护、监测、控制与故障诊断于一体，具备数字及状态显示和双向数据通信等功能。相关性息依靠传感器采集、微机处理、网络传输、数字与波形显示。智能开关柜可对开关重要参数进行不间断在线监测，可监测开关状态，能分析各种重要参数变化趋势，识别故障，从而提高设备的利用率，减少维修保养的费用。

6.1.6 厂用电系统改造方案

厂用电不设置过程层网络，中低压进线、低压联络间隔应配置支持IEC61850标准的单套保护测控一体化装置，就地采集开关、刀闸位置信息，同时完成保护，控制出口。全站配置1套支持IEC61850标准的备投装置，完成厂用系统的自动备投。厂用系统各保护测控及备投装置均直接接入主控层网络，备投装置与相关单元通过主控层网络完成信息交换。

6.1.7 交直流电源改造方案

交直流电源均配置支持IEC61850标准的管理单元，完成交直流电源的集中供电和统一监控管理，实现在线状态检测，并将信息上送至主控层。

6.1.8 公用设备改造方案

空压、检修排水、渗漏排水等相对独立系统，均分别配置智能PLC，按常规接线实现监控功能。公用系统不设置过程层网络，信息直接送主控层网络。

火警、通风等系统可经现场总线或常规接线接入公用系统智能PLC，完成信息交换。

6.1.9 一次设备状态监测系统

所有一次设备、主机、油水气、闸坝等系统的传感器一般外置于设备或其附件，传感器对各系统信息进行数字化采集。主变、开关等在线监测装置作为独立的智能装置(IED)具有数据分析和处理功能。主变处设智能组件柜，实时在线监测油中气成分分析、局部放电、接地电流、油温、油位等参数，并以光纤接入IED信息。由于升压站各开关间隔需监测的参数较少，故以电压等级分区，各电压等级场区分别设置2面智能组件柜，将开关设备特性参数、避雷器泄漏电流等监测信息通过光纤或电缆就近接入各智能组件柜。对主机、油水气系统，主厂房各层分设2～4面智能组件柜，将主机、油水气系统特性参数监测等信息通过光纤或电缆就近接入各智能组件柜。升压站、主厂房、闸坝各智能组件柜分别以光纤网络接入主控层，在主控层之间实现各系统之间的信息交互，各智能组件柜之间也可以信息共享。站端信息根据需要，分别通过调度数据网、综合数据网上传至梯级调度中心、集控中心、公司监测中心等，真正实现全站设备状态信息的数字化采集、网络化传输、状态智能分析和可视化观测。

状态监测系统包括数据采集层、数据集中层、数据综合层、数据整合层、功能应用层。

6.2 微机保护智能化改造方案

对常规水电站中不支持IEC61850协议的已有保护设备须全面更换，对硬件支持IEC61850协议但通信为其他规约的已有设备应升级改造。将所有保护装置通过IEC61850规约接入后台监控一体化平台，建立完善的智能告警、分析决策、故障信息综合分析系统，再通过调度数据网和调度端调控一体化系统与继电保护主站相连，实现所有保护软压板远方投退和定值区切换、保护动作报告的远方提取、远端复归报警信号等功能。

6.2.1 设备智能化改造

6.2.1.1 机组LCU配置方案

常规水电站通过现地LCU(PLC)统一采集数据并向主控层设备上传信息，现地PLC的I/O量大。而智能化水电站的主控层网络采用开放协议，各厂家产品在对外通信上均采用同一个协议，在单元层上的控制保护设备可直接上传信息到主控层的设备，大大减少了现地LCU的数据采集量(PLC的I/O量)。由于常规水电站主要采用PLC，且PLC种类多、可靠性高，因此虽然当前还没有基于IEC61850标准的产品，但对机组启/停控制，水轮发电机组的油温、瓦温、绕组温度、油位、水位、压力和流量采集仍利用PLC实现，智能化采用智能装置+PLC方式来实现。

6.2.1.2 发电机保护智能化改造方案

发电机分别配置保护装置(双配)和测控装置(单配)来实现机组保护测控功能。

保护测控装置的光口接口均按IEC61850标准配置，数量满足直采直跳及网络传输要求。其中1个光口用于接入过程层网络，接收开关位置、保护闭锁、失灵启动等GOOSE信息。发电机保护相互独立并分别接入独立的过程层网络。保护跳闸采用光纤点对点直跳，装置提供相应光口分别接入各智能终端，保护测控装置接收发电机各侧合并单元的交流采样值。

对于转子一点接地等保护采用传统的硬线接入。

6.2.1.3 调速系统

调速系统分布在主控层和过程层网络之间，调速控剌器按照DL/T860(IEC61850)标准建模，具备完善的自描述功能，与机组过程层网络直接通信。其从过程层网络采集电压、电流等交流电气量和其他必要的状态和位置信号。处于单元层的是冗余型水轮机调节器，含两套互为主备用的控制器。处于过程层的是A/B液压伺服系统智能接口、压油系统智能接口、转速继电器智能接口、机组单元智能接口。调速器还应具有在线监测、自诊断功能。

由于电站往往难以停运改造，加之符合上述功能要求的设备还在研发中，故调速系统改造考虑在现有调速器上加装满足IEC61850标准的智能终端来实现。智能终端配置两套互为主备用，具有符合IEC61850的通信通道(也可通过协议转换设备)接入过程层和主控层冗余网络。

为适应现有调速系统工作需要，保留现有调速器与液压伺服系统、导叶反馈信号的控制和采集接线。

6.2.1.4 励磁系统

励磁系统分布在主控层和过程层网络之间，对其改造对外接口应满足IEC61850标准的网络系统。处于单元层的是冗余型励磁调节器(两套互为备用)，处于过程层的是磁场断路器智能接口，它们控制和采集磁场断路器的开关量、温度量、反馈量等信号。励磁调节器通过智能接口GOOSE接收信息及进行相关操作，通过网络接收发电机、励磁变、系统等的电压、电流、开关位置等相关数据。励磁调节器系统具有在线监测、自诊断功能。灭磁系统全方位在线监测可通过开关量启动，也可通过模拟量突变启动。

为方便监控系统采集数据，调节器把所有采集到的数据和软件的运行状态通过主控层及过程层网络发送给上位机及机组智能控制单元，同时通过网络调节器接受并执行控制室操作人员从监控系统发来的操作指令。

由于满足上述要求的智能化励磁设备尚处于研发中，故当前励磁系统智能化采取将励磁设备加装智能终端的方式，为了保证磁场断路器可靠分/合，另单独为其配置智能终端，并按过程层设备处理。

励磁调节器智能终端应符合IEC61850通信通道(也可通过协议转换设备)标准并分别接入主控层和过程层网络，完成机组的启动和工况变换控制以及单机或成组无功调节。灭磁开关等设备的智能终端接入过程层网络，完成单元层设备之间信息交换。

为适应现有励磁设备的工作需要，保留配置一套常规电流、电压互感器。

6.2.2 故障录波改造方案

基于IEC61850标准的故障录波设备处于单元层，其能记录机组的交直流电压量、交直流电流量和开关量。交流电压量用于记录发电机机端/中性点电压；交流电流量用于记录发电机定子电流；直流电流用于记录发电机转子电压/电流、保护/控制用直流电源等；开关量用于记录发电机组继电保护装置的跳闸触点、水机保护装置的跳闸触点、断路器辅助触点、灭磁开关辅助触点及其它影响机组运行的重要触点，故障录波系统采用直接接入。

6.2.3 计量改造方案

计量智能化改造应支持IEC61850标准，可接收来自合并单元的测量/计量值信息，可通过点对点或网络方式采集电流电压信息。

6.2.4 二次系统安全防护

IEC61850通信协议未对网络安全作规定，且其本身也标准化并具有开放特性，故各类供应商都可开发应用程序进行监控或远方诊断，因此网络安全性较低。智能化电站安全防护目前采用加密与防火墙两类技术措施。水电站分为生产控制和管理大区，生产控制大区又分为安全区Ⅰ(控制区)和安全区Ⅱ(非控制区)。安全区Ⅰ中主要有监控、保护、安控、PMU等；安全Ⅱ区主要有水能量自动化、电能量采集、市场报价终端、故障录波等；管理信息大区主要有水电站生产管理、气象网关、水文网关等。

水电站智能化改造应根据安全分区在多处部署安全隔离。

6.3 水电站通信系统网络化改造方案

6.3.1 主控层网络

主控层网络是指主机与单元层IED之间以及单元层IED之间的信息传输交换式以太网。

通过使用ACSI和SCSM技术，可解决IEC61850标准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾(当网络技术发展时只需要改动SCSM而不必修改ACSI)。IEC61850-8-1映射到应用层采用MMS协议，支持所有的通信网络(包括以太网、令牌总线、串行接口RS232C、TCP/IP等)，主控层可适应各种网络结构。

6.3.2 过程层网络

过程总线是过程层与单元层之间基于交换式以太网的串行通信方式，过程总线有很多数据通信种类，采样值(SMV)和面向通用对象的水电站事件(GOOSE)是其中最重要的两类信息。除SMV和GOOSE信息外，还有对时信息(SNTP/PTP1588)等少量辅助信息。

由于过程层传输信息实时性要求高，故SMV和GOOSE传输模型对数据传输的通信协议结构只用了国际标准组织开放系统互连(ISO/OSI)中的4层，应用层特定的通信服务在表示层编码后，直接映射到数据链路层。减少了发送报文的打包时间和接收报文的解码时间，降低了传输延时。采样值报文和GOOSE报文的传输均采用发布者/印阅者通信机制。

网络结构主要有三种：总线网络、星形网络、环形网络。其中，环形网络有一定的冗余能力，可靠性最高；星形网络在合理分配交换机后可靠性其次；总线网络可靠性最差。但环形网络任一交换机故障或任一交换机连线中断时，虽可通过快速生成树协议(RSTP)实现网络愈合(愈合时间为数百毫秒)，但无法满足IEC61850标准对GOOSE报文延时时间的要求(小于4ms)。因此为使网络可靠，水电站过程层智能化改造通常采用双星形冗余结构。

6.3.3 水电站智能化网络构建方案

过程层设网络柜2面，柜内装交换机；变频启动设备设网络柜1面，柜内设合并单元及交换机；公用设备设网络框1面。主控层设网络柜2面，布置在计算机室或控制室。

7 结 语

综上所述，当前我国常规水电站存在诸多问题和缺陷。通过智能化改造，可提高水电站的运行可靠性，可提高发电效益，可提高电能质量和安全稳定性，可为智能电网提供技术支持，可促进水电站可持续发展。但由于水电站智能化建设与改造毕竟才处于起步阶段，仍存在一系列有待解决的制约条件，水电站智能化的推广与应用障碍较多。随着技术进步，智能化设备的投资有望逐步下降，加之电网智能化总体规划的逐步实施，水电站智能化是必然趋势，具有良好的经济性和推广前景。