水电厂数字化解决方案分析探讨

张 毅，王德宽，刘晓波，文正国

（北京中水科水电科技开发有限公司，北京 100038）

1 智能水电厂的发展现状

水电厂计算机监控、水情水调、继电保护、在线监测等自动化系统的广泛应用，为水电厂智能化建设打下了良好的基础，国内水电厂计算机监控系统的主要研发单位北京中水科水电科技开发有限公司等开展了水电厂智能一体化平台和相关智能化高级应用技术的研究开发工作，成都勘测设计研究院、西北勘测设计研究院、北京勘测设计研究院、昆明勘测设计研究院等设计单位也开展了智能化水电厂建设的规划设计工作。白山发电厂、松江河电厂、葛洲坝电厂、漫湾电厂及大渡河公司、五凌电力公司、清江公司、黄河水电公司等发电企业开展了智能化水电厂的规划设计和试点实施工作。

水电厂智能化建设主要涉及如下两方面内容，一方面是建设全厂综合一体化平台实现数据共享、统一管理功能以及系统互动、经济运行、优化调度、设备状态评估决策等智能应用；另一方面是进行现场设备的智能化改造，通过数字化和网络化实现互连互通，获取更全面的设备状态信息，为全厂一体化平台和智能应用提供支撑，同时减少硬接线解决现场传感采集设备重复设置和干扰问题。

综合调研情况分析，目前水电厂监控、水情水调、保护测控、在线监测等自动化系统一般是在不同时期由各专业厂家实施的，各系统通过各自的二次电缆与现场设备连接，实现数据采集与控制，相互独立，缺乏统一的标准和互联接口，现场总线等常规通信接口一般仅作为辅助连接方式。目前开展智能化建设试点研究的实施重点主要在全厂一体化平台和智能化高级应用功能上，其关注点在厂站层，基本绕开了难度较大的设备智能化改造和数字化，仍大量重复采用硬接线，离全厂数字化目标还有较大差距。

试点电厂在进行智能化改造时也在尝试对LCU采用IEC61850 MMS标准接入，通过建立一体化平台提供统一规范的通信接口服务，实现电厂各相关专业系统数据共享、集中管理与综合应用。但除开关站外，智能化改造均基本限于厂站层与单元层，未涉及过程层网的建设，现地数字化程度仍较低，智能设备应用未获得突破，缺乏支撑全厂智能化应用的完整设备状态数据，导致智能化研究和应用的实施效果不甚理想。这主要是因为与变电站相比，水电厂所涉及的设备与系统更多更复杂，特别是缺少适合水电厂的IED设备，进行数字化建设的技术难度更大，同时水电厂智能化技术发展方向还缺乏共识，技术标准与规范还不够完善。

总体而言智能化在水电领域目前还处于试点探索阶段，虽在全厂智能一体化平台建设上取得了一定进展，但遇到了较大的数字化难题。现阶段开展过程层数字化研究探索，加大水电厂智能化设备研制和现场设备智能化改造力度，切实解决水电厂传感采集设备重复配置和信号干扰问题就显得尤为重要。亟需通过数字化试点探索推动水电厂智能化研究与建设进程，努力突破当前困境并取得实效，充分发挥智能化建设的优势，为全厂一体化平台及智能高级应用提供更加有力的支撑，并为最终实现全数字化的智能水电厂提供技术基础。

2 水电厂数字化概念及特点

目前智能化水电厂的概念比较模糊，缺乏统一的认识和被广泛接受的明确定义，数字化则更加明确具体。我们认为，数字化水电厂通过现场设备的智能化建设实现标准网络互连与数据共享，即所有数据从现场设备源头开始即按统一的网络通信接口以数字化形式传输，设备间具有良好的互操作性。最显著的特征是在单元层和过程层之间组建独立的过程层网络，逐步减少水电厂I/O硬接线和常规模拟量，而全数字化水电厂可能要在经历一个相当长的数字化与I/O硬接线共存的过渡阶段后才能最终实现。

数字化智能水电厂的主要特点如下：

（1）实现现地过程层设备的数字化互连

现地设备智能化程度高并建立过程层网络，用通信光缆取代传统的二次电缆。过程层网络技术与智能设备一起将以其优越的性能成为未来水电厂技术发展应用的方向。

（2）系统和设备遵循统一的标准规范

解决传统水电厂各自动化系统和设备接口种类繁多，数据共享、互动困难的不利局面。虽然IEC61850系列标准在水电应用还存在诸多不完善的地方，但它仍然是目前唯一可采用的通用标准。

（3）构建全厂综合一体化平台

构建全厂一体化平台系统，在水电厂过程层数字化的基础上实现全厂各自动化系统信息的共享与互动、统一管理与综合应用，并为高级智能决策功能提供技术支撑。

（4）生产决策与设备管理的智能化

基于全厂一体化平台开展数据挖掘、大数据分析与智能高级应用，实现生产决策支持与设备管理的智能化，有效提升电厂生产运行管理的智能化水平，提高设备故障诊断水平以及设备安全运行的可靠性，减少运行维护及检修成本，全面提升经济效益。

3 水电厂数字化体系结构

3.1 水电厂数字化总体架构

根据目前我国水电厂运行方式，全厂各自动化系统采用分区、分层分布的总体架构设计，由一系列具有特定功能的专业应用系统有机集成构成分层分布式系统总体结构；数字化水电厂在物理上可分为两类，即智能化的现地设备和网络化的二次设备；在逻辑结构上可分为“过程层”、“单元层”、“厂站层”3个层次，厂站层和单元层通过标准的厂站层网络连接，单元层设备(包括机组LCU、开关站LCU、公用LCU)通过过程层网络与过程层智能设备连接。

3.2 厂站层网络结构

厂站层网络采用分区部署的方案，即在系统安全I区、Ⅱ区、Ⅲ区中，分别部署厂站层网络，通过统一规范的网络接口，接入本安全分区各系统，并通过网络安全隔离设备实现与其他安全区系统的互联和数据共享。实现跨分区全厂信息的统一管理、共享与互动。

安全Ⅰ区厂站层网络与现有常规水电厂网络结构基本相同，采用双网冗余结构，安全Ⅰ区的所有服务器工作站均接入厂站层网络，主要由采集服务器、数据库服务器、应用服务器、调度通信服务器、操作员站、厂内通信服务器等组成，单元层的IED设备和系统根据需要均可直接接入厂站层网络，包括顺控PLC、测控、保护、调速、励磁等。厂站层设备采用双绞线接入，单元层设备均采用光缆接入。

厂站层通过提供IEC61850通信客户端和服务器端功能接口模块，实现IEC61850的抽象通信服务接口 (ACSI)以及MMS、GOOSE等应用协议及其映射，采集汇总全厂的实时数据，实现全厂集中监控及人机联系功能。按与调度通信的标准远动规约（IEC60870-5-104），将有关数据信息送往调度或控制中心，并接收调度或集控中心有关控制命令，转单元层、过程层执行。

厂站层网络除直接接入单元层IED设备和系统外，采集服务器可采用网关的方式，接入包括暂不支持IEC61850及不宜与厂站层网络直接连接的系统。

3.3 过程层网络结构

过程层网络一般包括采样值(SV)网、GOOSE网和IEEE 1588标准对时网络，目前过程层采样值网（SV）和GOOSE组网方式主要有光缆点对点直接连接、交换机分别组网、合并组网等几种方式。过程层网络的典型报文主要有多播采样值(SV)报文和通用面向对象变电站事件(GOOSE)报文，以及IEEE 1588标准对时报文。

采用光缆点对点直接连接方式IED设备需提供多个直连光纤网络接口，除特殊使用要求外，一般不宜采用此方式。交换机分别组网方式网络结构较为复杂，所需要的交换机数量较多，采用双重化冗余配置时数量会成倍增加。过程层可采用共网方式，减少交换机数量。考虑极端情况下对时报文会有上百毫秒的修正延时，智能设备时钟同步宜采用IRIG-B码进行对时。

根据智能变电站继电保护技术规范中保护装置采用“直采直连”的要求，合并单元应以直连的方式给保护装置传输采样数据，对保护跳闸网络须采用GOOSE网直连方式，以更好地满足跳闸时延要求。另外，考虑到水电厂的实际情况，大量的现场设备尚不具备接入标准过程层网络的能力，特别是辅机及非电量采集，现阶段过程层可采用现场总线网连接。典型的过程层网络结构如图1所示。

图1 过程层网GOOSE+SV（采样值）及现场总线结构图

3.4 时间同步系统结构

精准的系统时间是水电厂进行数据采样、统计计算、故障处理及事故分析的基础。数字化水电厂系统和智能装置多、分布广，应统一建设分布式全厂卫星时钟系统，推荐采用一、二级时钟系统的方案，其中一级时钟为双机热备冗余配置，同时接收北斗和GPS卫星时钟信号，主站设备和单元层设备可采用NTP网络对时，时钟精度可达到10 ms。在各LCU现地柜设置二级时钟，通过冗余光纤与2台一级时钟连接，接收一级时钟的时钟同步脉冲信号，分别采用PTP方式和IRIG-B码为现地过程层交换机和智能设备提供1 μs精度对时信号。

4 数字化水电厂整体解决方案

4.1 厂站层解决方案

厂站层采用一体化平台解决方案，通过在安全Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ区分区部署一体化平台，将各安全区域系统和设备采用分层分布式结构有机接入一体化平台。

安全Ⅰ、Ⅱ区的一体化平台采用DL/T680（IEC61850-8-1 MMS）标准接入单元层设备，对不具备标准接口的单元层设备，应采用常规标准协议直接接入，不宜采用外接IEC61850协议转换器，避免降低系统性能、增加故障点。安全Ⅲ区的系统可采用IEC61970标准（WEB Services接口）或其他通用通信协议接入一体化平台。

一体化平台采用面向服务的架构(Service-Oriented Architecture，缩写SOA)，以分布式服务总线为基础，系统采用的分布式的服务组件模式，具有良好的开放性，通过标准服务接口提供对第三方应用的支持，可满足水电厂对实现监控、水情水调、经济运行、状态监测、决策支持及综合展示等多业务不断发展的需求。

从层级结构上看，基于SOA的厂站层一体化系统分为硬件层、操作系统层、数据层、服务层、基础应用层、集控应用层。硬件层应支持x86、RISC等各类硬件，特别是对主流国产服务器及工作站的支持。系统关键服务器和工作站应采用中文企业级UNIX或Linux操作系统，辅助功能的计算机可采用Windows操作系统。

全厂一体化平台应具有完整的通信规约库，支持的标准通信协议除IEC61850外，还支持包括Modbus TCP等所有主流PLC通信协议，国际标准通信规约 IEC60870-5-101/102/103/104、IEC60870-6-TASE.2，以及DL476、DNP3.0等常用通信规约，以满足当前系统和设备接入需求。

面对日益增长的海量数据，一体化平台安全III区数据中心建议采用分布式数据库系统，以高可用性、可扩展性和并发访问性能满足全厂智能应用需要。

4.2 现地单元层解决方案

现地单元层主要实现本单元的数据采集和监控功能，并提供本单元的现地人机交互功能。在水电厂数字化3层结构中，现地单元层担负着承上启下的通信功能，通过厂站层网上传本单元的实时数据，接收厂站层设备下发的控制调节命令，实现与厂站层的数据采集和控制功能。现地单元层设备主要包括现地LCU、在线监测、保护单元、辅机控制、闸门控制以及电能计量、安防门禁等系统；通过过程层网络或I/O接点方式及常规通信接口实现过程层智能设备的数据采集与控制功能。

4.2.1 设备选型

现地单元层设备应重点关注其采集控制与网络通信能力，是沿用传统水电厂的PLC控制器，还是采用在数字化/智能化变电站广泛应用的测控单元，需分别对其优劣进行分析。

PLC控制器能在水电厂现场恶劣环境下稳定可靠运行，具有较强的数据采集与控制能力，特别是提供了灵活方便、功能强大的顺控能力，非常适合完成水电厂现场设备的实时控制，可完全满足水电厂现地无人值班与安全稳定的运行需要。PLC控制器性能瓶颈主要在网络通信能力上。

目前各PLC厂家均推出了支持IEC61850功能的网络模块，据我们调查了解和实际测试，一般主流PLC均实现了IEC61850-8-1客户端功能，即具备接入IEC61850 IED设备的能力。与厂站层进行IEC61850通信时，因数据量大，能完全满足功能和实时性能要求的不多，大部分需采用外接协议转换器的方式实现，PLC主要完成稳态实时数据的采集和顺控功能，不需要高速采集的瞬态数据，故不需与过程层采样值网通信，部分PLC支持GOOSE通信，可满足数字化水电厂基本应用需要。

测控单元具有较强的数据采集处理和网络通信能力，能实现与厂站层和过程层通信，满足水电厂数据采集处理和开关刀闸等单一设备的控制操作要求。但测控装置主要用于变电站间隔层，尚无法保证其适用于主辅设备多，控制流程相对复杂的水电厂应用环境。与变电站间隔层的主要区别在于水电厂单元层需完成控制相对复杂的主辅设备顺控流程，包括：机组开/停机顺序控制、机组单步开机/停机顺序控制、运行监视及水机保护控制、事故停机与紧急停机控制、机组有功/无功负荷调节控制及公用辅助系统设备的控制等。虽然测控单元可将大部分复杂的顺控流程在厂站层实现，且便于流程统一集中管理、维护，但会显著降低系统的响应时间，对系统控制的实时性与可靠性带来不利影响，一旦厂站层网络故障或通信阻塞，还存在直接导致电厂控制功能失效的风险。

此外，水电厂设备按单元分布，现地单元LCU需具有较强的系统管理能力，能自成系统，必要时可脱离厂站层独立完成本单元相关设备的数据采集与控制功能；但测控单元一般比较难以满足上述要求，因测控装置由各厂家自行研制，现场维护人员较难以完全掌握，设备的运行维护一般需依赖各设备厂家的技术支持来进行。

综上所述，我们认为在现有单元控制设备水平的条件下，水电厂实施现地单元数字化时，不宜单独采用测控装置，而应综合各类设备的优势，充分借鉴数字化/智能化变电站成功经验，采用测控装置实现与过程层设备的数字化连接，同时，LCU继续采用PLC控制器实现电厂主辅设备数据采集与顺控，满足水电厂安全稳定应用需求，共同完成现地单元层全部功能。

4.2.2 解决方案

现地单元层在采用传统单元系统结构，即本单元设备互连接入LCU的基础上，借鉴扁平化连接结构，必要时将LCU以下设备同时接入厂站层网，有利于各系统设备的互联互通和面向对象建模。

PLC控制器是LCU的关键设备，应采用高品质的国际主流产品，关键部件采用冗余配置。主要完成水电厂机组、公用等现场主辅设备的实时顺序控制，并承担现地单元LCU的集中管理功能，采用触摸屏作为人机界面，实现对本单元现地设备的操作控制，方便LCU进行现地调试和监控。PLC应根据现场设备实际分布设置测温、进水口门等远程I/O单元，就近接入设备信号减少硬接线I/O电缆；并通过工业以太网现场总线接口接入调速、励磁、保护设备等，实现设备状态有关的所有状态量及报警量（包含内部设备状态等）上送厂站层，改变硬接线采集信号不全，特别是缺乏内部设备状态信息的现状。

SV（采样值）网高速采样数据主要用于保护装置，对设备要求高、技术风险较大，由于目前电子式互感器存在稳定性不够等问题，仍需采用常规互感器，组建SV网实际意义不大，故不推荐采用。系统结构配置示意图如图2。

图2 系统结构配置示意图

机组、主变保护及线路保护装置根据运行情况可采用目前较为成熟的智能保护测控设备，直接接入厂站层平台。机组、主变在线状态监测系统，可配置状态监测主机集中采集来自现地监测设备的信息，然后采用标准协议传输接入数字化改造后的厂站层平台。

4.3 过程层解决方案

过程层是一次设备与二次设备的结合面，目前常规水电厂自动化系统变送器重复设置、信号重复采集、结构繁杂、信息源多，且易受到电磁干扰；通过数字化减少现场重复的采集装置并消除复杂的二次电缆接线是水电厂未来技术的发展方向。

具备条件的水电厂可开展过程层网络建设试点和智能设备改造，智能设备主要包括电子式互感器、合并单元、智能终端等。现场暂不具备IEC61850过程层接口的设备和系统，可采用工业以太网现场总线或常规通信方式接入LCU，如现地压缩空气系统、滤水器、油压装置、消防滤水器、主变冷却水、通风、排水等控制系统，必要时可采用升级PLC或增加现场总线模块的方式进行改造。已经实现通信的设备，应增加与设备内部状态有关的数据上送，并减少I/O硬接线。

考虑到目前数字化传感器和智能开关组件尚不成熟和稳定，虽然无源全光纤互感器仍是未来发展方向，但存在着性能不够稳定、精度易受环境温度影响等问题，目前变电站已暂缓推广使用，目前智能水电厂建设不宜采用电子式互感器。

基于通信网络的安全性、可靠性问题，在水电厂开展数字化建设时，应保留部分与控制直接相关硬接线，在现有条件下，建议保留的常规接线方式信号包括：机组有/无功变送器、与调速器、励磁的常规接口。

5 结束语

本文是基于我们对水电厂数字化的理解，结合当前我国水电厂数字化实际应用情况编写的，由于时间仓促，水平有限，对水电厂数字化的理解不一定完全到位，在方案和文字描述等方面难免有谬误之处，敬请指正，以便我们在今后工作中加以改正。希望我们的研究工作对水电厂数字化建设能有所裨益。我们愿意与大家进行广泛交流探讨，进一步优化完善系统结构和方案，为我国水电厂技术水平的提高做出贡献。

[1]王德宽，张毅，何飞跃，等.iP9000水电厂智能平台[J].水电站机电技术，2014，37(3)：1-3，27.

[2]樊陈，倪益民，窦仁辉，等.智能变电站过程层组网方案分析[J].电力系统自动化，2011，35(18)：67-71.