基于IEC 61850标准的智能化水电站设计探讨

刘秋华，胡 睿，黄慧民，王汉武

（1.中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司，浙江省杭州市 311122；2.河海大学，江苏省南京市 210098）

0 引言

目前，我国大中型水电站普遍采用以计算机监控系统为基础的全厂自动控制方式，自动化程度较高。水电站控制系统采用网络和现场总线的通信方式，已基本实现电站信息数据的交换功能。但由于发展阶段和技术条件限制，各系统的信息和数据相对独立，标准差异性大，系统间信息关联交互复杂，设备互联性差，软件一致性低，这些都给大数据的挖掘和应用带来很大的困难。传统水电站向智能水电站的发展将是一个必然的趋势。2015年，国电大渡河流域开发有限公司提出建设智慧大渡河的宏伟目标，沙坪二级水电站作为智能水电站进行建设试点，华东院在原电站计算机监控系统的构架下，进行沙坪二级水电站智能电站的设计探索，成功地应用IEC 61850标准进行智能水电站的建设，并完成智能巡检系统、智能钥匙管理系统等的应用，电站首台机组于2017年6月底投入商业运行，成为智能化水电站设计的成功应用示例。

1 沙坪二级水电站简介

沙坪二级水电站位于四川省乐山市峨边县，是大渡河规划的22个梯级水电站中的第20级。电站装设6台国内最大单机容量为58MW 贯流灯泡式水轮发电机组，发电机额定电压为10.5kV，采用二机一变扩大单元接线，500kV GIS接线为“三进二出”五角形接线，2 回500kV出线，1 回接上游沙坪一级水电站，1 回接入南天变电站。本电站按无人值班“少人值守”设计，采用计算机监控系统，由大渡河流域梯级调度中心统一调度运行。

2 智能化计算机监控系统设计

2.1 智能化计算机监控系统构架

根据DL/T 1547—2016 《智能水电厂技术导则》，沙坪二级智能水电站计算机监控系统采用分层分布式结构，按照机组、间隔划分单元，各单元独立组网，包括过程层、单元层和厂站层，如图1所示。单元层包括机组现地控制系统，如机组LCU、调速器以及励磁调节器等。单元层控制系统直接与过程层现场设备连接，采集设备层的各种信号并对现场设备进行自动控制，可与多种专用功能装置配套使用；厂站层主要包括中央控制主站、操作员工作站、控制数据库以及通信工作站等，厂站层承担了对全厂机组主设备、辅助设备、开关站设备、公用设备以及闸门设备的运行监控和操作控制任务。

图1 智能水电站网络结构Fig.1 Smart hydropower network structure

沙坪二级水电站计算机监控系统按照智能水电站三层三网系统构架结构进行设计。目前，主要配置安全I区主要设备。计算机监控系统各层主要设备如下：

厂站层：包括2套主服务器、2套操作员站，2套历史数据服务器，2套调度通信服务器，2套集控通信服务器，1套厂内通信工作站，1套工程师及培训工作站，1套语言及ON-CALL工作站，1套时钟同步系统，2套逆变电源系统。

单元层：包括计算机监控系统各现地控制单元LCU（包括6套机组LCU，1套公用LCU，1套开关站LCU，1套坝区LCU），机组保护、调速系统、励磁系统、机组技术供水系统、智能开关站保护设备、以及辅机及公用系统控制设备（包括低压气控制系统、中压气控制系统、检修排水泵控制系统、渗漏排水泵控制系统、主变消防泵控制系统、全厂消防泵控制系统、主变冷却水泵控制系统等）等独立子系统控制单元。

过程层：包括智能终端、测控装置、合并单元以及温度、压力、流量、液位、开关等自动化元件。

计算机监控系统采用开放的1000M分层分布式双星型光纤智能网络结构，通信规约采用IEC61850，厂站上位机与单元层智能设备采用局域网（LAN）连接；与四川电网调度以及大渡河流域集控中心等外部系统采用广域网连接。基于智能化平台的计算机监控系统上位机配置如图2所示。

基于IEC61850的计算机监控系统通信网络由过程层网络设备和厂站层网络设备组成。其中，过程层网络设备由冗余的GOOSE网和冗余的SV网组成。生产控制大区采用IEC61850 MMS协议实现厂站层与单元层设备通信，管理信息大区采用Web Service规范实现一体化平台与外部系统通信。通信协议均采用IEC61850。

2.2 计算机监控系统功能

（1）厂站层：厂站层计算机监控系统负责对全厂主要机电设备进行控制，对全厂所有机电设备的运行情况进行全面监视，并接受机组在线监测系统、主变在线监测系统、GIS在线监测系统、通风监控系统、火灾报警及消防控制系统、工业电视系统等信息，与省调进行信息交互，接受省调的调度指令并向省调上送电站运行信息。与流域集控中心进行信息交互，接受流域集控中心的控制指令并上送电站运行信息。

图2 沙坪二级水电站计算机监控系统网络结构图Fig.2 Computer monitoring system network structure of SPII Hydropower Station

（2）单元层：单元层智能设备与厂站层具有相对独立性，在厂站层设备故障或者通信中断时能够完成各单元设备的实时数据采集和处理、单元设备的监视、控制和调节功能。

2.3 计算机监控系统单元层设备配置

（1）监控系统各现地控制单元具有智能性和可编程能力，控制系统采用双机热备的硬件冗余配置方案，两个主处理器（CPU）分别安装在两个独立的机架上，每个主处理器（CPU）机架包括主处理器模块、电源模块、通信模块、I/O 通信网络模块，以保证在异常情况下能够自动切换到备用系统。为确保双机热备用切换时无扰动、实时任务不中断，每个CPU分别接入双星型光纤智能网络的A、B网。

（2）为了保证机组安全稳定运行，每台机组配置一套独立的水机保护PLC。水机保护PLC与机组LCU的主PLC分别独立采集水机事故停机信号，包括：调速器事故低油压、机械过速动作、电气一级过速、电气二级过速、机组振摆保护动作、事故停机按钮、中控室事故停机以及机组水淹厂房液位信号等，以保证机组机械跳闸回路的独立PLC信号及计算机监控系统机组LCU的信号的冗余，增加信息输出的安全性和可靠性。

2.4 机组测温系统接线设计

灯泡贯流机组轴瓦测温系统主要包括：正向推力瓦测温、反向推力瓦测温、径向瓦测温、水导瓦测温。每块瓦设置双PT100测温电阻。根据《水力发电厂自动化设计技术规范》（NB/T 35004—2013）轴瓦温度设置两段定值，第一段定值报警，第二段定值停机。为了温度保护系统的可靠性，机组LCU和水机保护PLC分别采集1组RTD测温电阻信号。机组LCU的PLC每个温度RTD模件为8个输入。如果将某一个轴瓦测温电阻全部接入同一块RTD模块，则当这一RTD模块故障时，将会失去机组对应轴瓦的温度保护。因此，为了提高整个系统的可靠性，在进行RTD接入时，将同一轴瓦的测温信号分配到4个不同的RTD模块，可以大大提高机组温度保护的可靠性。在温度停机的组态上，根据灯泡贯流机组轴承受力的特点，可以采用单点停机、任意两点停机以及相邻两点停机等多种不同停机逻辑，后期还可根据实际运行情况进行调整。

3 智能开关站设计

3.1 智能开关站过程层设备配置

沙坪二级水电站500kV GIS开关站采用三进两出五角形接线，GIS共设置11个间隔，其中5个断路器间隔，5个进、出线间隔，1个电抗器间隔。开关站采用数字化智能开关站设计，设置双星形SV网、GOOSE网和MMS网。每个间隔设置1面间隔智能汇控柜，汇控柜内配置合并单元、智能测控装置和智能终端。智能开关站网络结构如图3所示。

图3 智能开关站网络结构Fig.3 Intelligent switchyard network structure

3.1.1 合并单元MU配置

合并单元按间隔配置，其功能是采集间隔电流、电压信号，将其转化为光纤信号提供给单元层测控及保护设备。合并单元输入接口需满足本间隔电流互感器和电压互感器信号接入要求。根据保护双重化的要求，两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的合并单元MU，每个间隔合并单元采用双重化配置。每套合并单元MU的接口配置能同时满足保护、测控、录波等二次设备使用要求，合并单元采用IEC61850-9协议及IEC60044-8的FT3协议的接口及以太网接口（SV网），合并单元分别装于各间隔智能控制柜内。

3.1.2 智能终端配置

智能终端是一种智能组件，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，实现对一次设备（如：断路器、隔离开关、主变压器等）的测量、控制等功能。智能终端按断路器双重化配置，每个智能终端配置足够的以太网接口，采用IEC61850-8协议通信。智能终端分别装于各间隔智能汇控柜内，实现对GIS设备（断路器、隔离开关及接地开关）位置信号的采集和监视、模拟量信号采集与显示、远方/就地控制、告警和闭锁、信号及操作事件的记录与上传等一系列功能。具有断路器操作箱功能，包含分合闸回路、合后监视、重合闸、操作电源监视和控制回路断线监视、断路器防跳、三相不一致保护及各种压力闭锁等；接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离开关、接地隔离开关等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离开关及接地隔离开关位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等。

3.1.3 测控单元配置

测控单元按间隔配置，每个间隔配置一套测控单元。测控单元具有交流量采集及处理功能，通过采集电流互感器、电压互感器合并单元数字量信号，实现进出线电流、电压、有功功率、无功功率、功率因素及频率等的测量功能。通过GOOSE网络或直接采集开关位置信号、GIS设备故障、报警信号等，并通过智能测控装置就地报警。直接接收电站计算机监控系统下达的操作命令，实现对有关断路器、隔离开关的分/合操作。通过模拟屏操作把手实现对断路器、隔离开关的就地操作。具有断路器同期功能，包括检无压、检同期及退出3种方式。实现断路器、隔离开关、接地隔离开关操作的闭锁与连锁，包括软件逻辑闭锁。

3.2 智能开关站保护配置

500kV GIS开关站继电保护系统按智能变电站要求设计，保护装置与过程层信息交互采用IEC 61850标准，保护的电压电流量采集通过合并单元SV网采集光纤数字信号，保护跳合闸命令采用GOOSE网光纤点对点方式至智能终端跳断路器，启动失灵及联锁信息通过GOOSE组网方式传输。

GIS开关站继电保护系统主要包括3套主变压器进线短线保护、2套线路出线短线保护、5套断路器保护，每套保护采用双重化配置。对2回出线对应的4只断路器测控装置具有自动重合闸功能。保护装置组柜布置在继保室。保护装置与合并单元之间采用SV网点对点连接方式。保护设备跳闸出口采用点对点GOOSE网光纤至断路器智能终端直接跳闸。保护装置之间的联闭锁信息、失灵启动等信息采用GOOSE网络传输方式。

3.3 智能开关站设计优点

目前，常规GIS开关站中一次设备、汇控柜和控制、保护设备是割裂开来的，相互之间通过大量的二次电缆进行连接。这种模式下，信息无法实现共享，接线复杂，安装、调试、维护工作量大。而智能开关站通过设置智能终端、合并单元和测控装置，通过SV网、GOOSE网和MMS网将一次设备与控制、保护设备融为一体。相比较而言，智能开关站有以下优点：

（1）实现了监视和控制设备分散化设计，优化了二次回路逻辑和结构，减少了开关站控制电缆的数量，降低了电缆采购和施工成本及工期。

（2）智能化开关站将数据由模拟量转化为数字信号，并采用光纤进行传输，少量的光纤能够代替大量的电缆接线，大大增加了传输的带宽的传输速度，显著提高了GIS站内信号传输的可靠性，提高了交互性能。由于电缆数量的减少，从而避免了电缆中交直流的碰撞及两点接地等一系列问题。

（3）一次设备和二次设备之间的光纤通信具备完善的自检功能，当信号出错或者光纤通道断线时，会及时发出相应的告警信号，从而解决了传统电缆短线、短路等难以发现的困扰。

（4）数字技术实现了真正意义上的信息共享，间隔内的电流、电压互感器信息通过合并单元可以被所有二次设备（控制、保护、测量等）共享，改变了传统模式下通过配置较多的电流、电压互感器线圈实现不同保护装置的信息采集。另外，数字信号的传输和使用极大地减少了互感器的输出容量，减少了制造成本。

（5）运行管理更加自动化，采用数字化技术的电站可以实现自动故障分析、设备正常状态监测和程序化控制等，提高了自动化运行水平，减少了运行维护的难度和工作量。

4 智能巡检系统

电站配置智能巡检机器人来实现运行期间的巡检工作。智能机器人针对相对集中式、排列式设备，采用固定路径对设备进行周期性的图像采集（包含红外测温），并将前后相邻两次采集的图像进行对比，若出现异样则报警。智能机器人巡检系统由3个子系统组成。

4.1 无线局域网系统

无线网络是基于IP协议的无线宽带接入技术，它融合了WLAN和Adhoc网络的优势，支持多点对多点的网状结构，具有自组网、自修复、多跳级联、节点自我管理等智能优势以及移动带宽等特点，是一种大容量、高速率、覆盖范围广的网络，成为宽带接入的一种有效手段。

智能巡检系统无线局域网由无线网络基站和无线接入点（AP）组成，根据现场已知情况，在室外空旷区安装基站和无线AP密度小，在室内或者遮挡物多的区域适当多安装基站和无线AP，充分考虑信号重叠，确保全场覆盖无线局域网。

4.2 无线机器人定位系统

无线机器人定位系统是巡视机器人在巡视前将服务器软件配置好巡检区的地图，标记好基站的位置。巡视机器人在工作时带上数字标签，数字标签直接将所处当前位置信息发送到电站的巡检系统计算机中，形成实时交流界面。

定位系统由标签（识别卡）、基站、传输设备、操作电脑（含显示器）、系统软件、服务器等组成。

4.3 无线机器人巡更系统

巡检工作采用智能机器人对电站设备进行定期或不定期画面巡视，并对设备的运行状况、运行参数（元器件信息可电子识别）进行简单记录。

巡视机器人在设备巡检前，将需要巡检设备的预置正常画面及巡回路径输入至机器人内部，巡检机器人按照既定路线对设备进行图像扫描，一是将实时画面传回巡更系统进行比对；二是巡回机器人本体完成图像比对，仅将结果传回巡更系统，对异常画面及时通过ON_CALL系统送出告警信息。

5 智能钥匙管理系统

随着电力生产系统现代化、智能化程度的不断提高，对电力生产运行管理要求也越来越高，目前很多设备和门仍使用普通的锁具进行闭锁，还停留在传统的“一扇门、一把锁、一把钥匙”的原始管理层面，从而导致运行人员在维护管理设备时需要在一大串钥匙中寻找相应的钥匙，存在携带不便、管理不便等情况，影响工作效率。因此，为了提高工作效率，提升管理智能化，电站配置了智能钥匙系统，智能钥匙使用灵活、高效，安装简单、维护方便。

5.1 系统组成及特性

系统由智能锁具、智能电子钥匙、智能钥匙充电/通信器、软件管理系统组成。电子钥匙经过智能钥匙充电/通信器与装有管理系统的工作站进行通信，运行管理部门可以授权电子钥匙能够打开的锁具范围，然后根据工作需要将电子钥匙授权给指定的工作人员，只能打开指定的锁具，所有授权行为在授权过程中被记录，包括授权者和被授权者的身份、授权时间等。

5.2 系统技术特点

（1）系统管理软件设有严格的权限管理功能，使用安全、可靠；在一次任务中，只能对选定范围内的锁具进行开锁。系统管理范围广，可对多种门及各类手动设备进行管理。

（2）电子钥匙开锁机构采用了高科技技术，保密程度高，钥匙无法复制，最大程度保证了系统的安全性；电子钥匙体积小，方便操作和携带，功耗低。

（3）主控机门禁管理软件设有严格的权限管理功能，使用安全、可靠；在一次任务中，只能对圈定范围内的锁具进行解锁，可以避免走错位置（设备间隔）。

（4）操作流程完善、高效，可10s内完成圈定和授权工作，得到最高权限授权可以打开站内所有的锁具，可大大提高工作效率。

6 结束语

智能化水电站是未来水电站管理提升的发展方向，沙坪二级水电站的智能化设计是智能水电站建设的一次有益的探索。电站控制和保护系统按照三层三网结构进行设计，通信规约采用IEC61850。配置机器人巡检系统和智能钥匙管理系统，大大提高了电站智能化水平和效率。由于受智能化设备发展水平的制约，电站部分设备配置未能完全满足新颁布的《智能水电站技术导则》要求。智能化水电站的建设还有很长的路需要走，需要建设方、设计方和设备制造方等共同努力来推动智能水电站的发展。

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刘秋华（1981—），男，硕士，高级工程师，主要研究方向：水电站计算监控、继电保护等。E-mail: liu_qh2@ecidi.com

胡 睿（1995—），男，本科，主要研究方向：电力系统自动化。E-mail：2854804703@qq.com

黄慧民（1966—），男，教授级高级工程师，主要研究方向：水电站计算监控、继电保护等。E-mail: huang_hm1@ecidi.com

王汉武（1962—），男，高级工程师，主要研究方向：水电站计算监控、继电保护等。E-mail: wang_hw@ecidi.com