李忠明，庞敏，袁珂俊，倪维东，高志勇

(国电南京自动化股份有限公司，江苏 南京 210003)

0 引言

国家电网公司提出“发展以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，以信息化、自动化、互动化为特征，自主创新、国际领先的坚强智能电网”，标志着国内智能电网战略全面启动。大力开发水电、风电、太阳能等清洁能源是智能电网的重要特征，因此，水电站的建设与管理也将迎来智能化大发展的崭新机遇［1］。

水电站是电网发电环节的重要组成部分，在智能电网规划和发展的统一要求下，其智能化建设将是今后的主要发展方向和全新的目标;同时，水电站智能化对于水电行业建设也是一项刻不容缓的重要工作［2］。目前正在运行的水电站大都是在智能电网、智能化水电站目标提出前就已经完成设计、建设并已投入运行的传统水电站，因此，如何在最大限度地保护既有投资的前提下进行传统水电站的智能化改造，是一个值得研究和讨论的课题。

1 智能化水电站的技术要求

智能化水电站是在研究和总结水电枢纽(流域)工程变化特征的基础上，结合国内水电站监控系统成熟的开发和使用经验，以架构安全、稳定、高效的网络平台、实时数据平台、大型数据库平台、数据服务平台为核心的大型通用平台软件，集生产过程监控、运行维护管理、设备故障诊断、辅助决策分析等电力专用软件为一体，采用国际(国家)标准接口灵活地插接各种不同的专业应用子系统，实现同一节点不同软件的集成、不同节点不同软件的集成。它可以为企业生产运行管理各环节的综合需求提供基于统一信息平台的解决方案［3－4］。

实现一体化的平台必须基于统一的数据模型来交换数据，IEC 61850标准很好地满足了这个要求。尤其是IEC 61850－7－410—2007《电力公用事业自动化用通信网络和系统》规范了水电站中的核心设备如机组、励磁、涡轮机、水库、大坝和传感器等的模型。通常水电站的占地面积较大，不同机组的采集与控制系统需要大量的电缆相互连接。在水电站采用IEC 61850通信技术，通过信号的现地采集和光纤传输，能提高二次回路的可靠性，提高经济效益和设备使用效益［5］。

智能电网统一要求下的智能化水电站将在以下几个方面出现全新的转型和重大变革［2］:

(1)信息采集方式全面化、数字化、网络化的转型，为电站上层分析和功能控制管理系统提供全面、详尽以及标准化的基础信息数据。这是智能水电站建设的基础环节。

(2)在保证电站各自动化子系统先进性的前提下，对各系统提出统一的系统建模、数据定义和标准通信模式等要求，构建高速、标准的网络，实现各系统之间无缝通信、信息数据完全共享和深层次的互动，为电站综合分析、智能决策、调度管理等后台高级应用功能的实现创造良好的环境和条件。这是智能水电站建设的重要条件。

(3)智能化水电站的自动化体系结构将发生较大的变化，电站将形成以综合数据信息共享平台和综合智能决策管理系统为核心的高度集成和一体化的全厂智能控制中心(将取代传统水电站以计算机监控系统上位机为核心的中控室集控模式)，实现电站统一、整体、科学化和智能化的运行管理模式，为电站经济运行、节能增效、安全生产、科学管理提供有力保障。这是智能水电站建设的核心内容，也是现代化水电站的发展趋势。

因此，智能化水电站必然选择IEC 61850标准建模和通信，以实现水电站的智能化，IEC 61850作为IEC标准组织力推的电力系统无缝通信系统的统一传输协议，也必将应用于智能化水电站的建设［6］。

2 传统水电站的现状

为了检修维护的方便，早期的水电站自动化系统以发电机组为单元，将数据采集与控制集成到一台计算机或可编程逻辑控制器(PLC)中，构成了现地控制单元(LCU)。LCU无法直接接入以太网，而且计算机非常昂贵，不能给每台LCU都配备CPU接入以太网，因此，只能将计算机作为前置机以实现网络通信。自20世纪90年代国内首次将PLC应用于大型水电站作为监控设备以来，国内外各品牌的PLC在水电站的应用越来越广泛，现在已成为水电站LCU的主流核心控制平台［7］。

PLC或LCU等通过现场总线与基础层的智能I/O设备、智能仪表和远程I/O等相连接，构成现地控制子系统，并与厂级系统结合形成整个控制系统。对于大多数的工业化PLC产品，无论定位于高端应用还是低端应用，考虑到PLC高效快速通信的需求，它们与厂级系统通常都采用基于四遥方式的、较精简的协议通信。其中，Modbus规约是主流，Modbus规约完全开放的特点成就了其灵活性和广泛的适用性，但同时也导致各个厂家的Modbus规约各有不同，如功能码的选用、遥控选择和事件顺序记录(SOE)时标等特殊功能的实现方式等，使得系统集成时的互操作性问题越来越突出。同时，某些型号的PLC产品选用的是与Modbus规约类似的私有规约。因此，以上这些PLC产品与厂级系统的通信规约都需进行特定的开发［8－10］。

水电站内的智能设备如调速器、励磁装置、发电机保护装置、温度巡检装置、交流采样装置、碟阀装置、调速器油泵、智能电表、直流系统、主变压器保护装置、线路保护装置和电气系统等都需要连入中央监控系统，生产这些设备的厂家众多，通信方式、通信协议千差万别，牵涉的通信问题也较多，监控厂家在现场将很多精力放在了与智能设备的互联上。如果每种通信都需要在后台监控系统中编写相应的通信协议，则很不利于系统稳定运行。目前在常见的水电站系统模式中，通常采用的做法主要是在LCU柜上设置前置机来负责与各类智能设备通信，或是设置通信管理机，负责与各类智能设备通信并完成协议的转换工作［5］。

3 智能化改造中IEC 61850的实现方法

传统水电站智能化改造的关键在于:基于传统水电站的技术现状，选择合适的系统架构，稳妥可靠地实现IEC 61850建模和通信。

3.1 系统架构

为了保证传统水电站原有设备的稳定运行，原运行的机组LCU、公用LCU、开关站LCU等与机组控制、励磁装置、调速装置、公用辅机控制、闸门控制、通风控制和开关站就地设备等的通信方式保持不变，针对各LCU及智能通信设备，分别增设对应的IEC 61850智能化通信服务器，负责与LCU柜内PLC以及其他各种智能设备通信，完成符合IEC 61850标准的设备语义建模，并以IEC 61850方式与梯级水电站智能化集控中心(梯调主站系统)通信。智能化改造系统架构如图1所示。

图1 智能化改造系统架构图

3.2 设备建模

参考IEC 61850－7－410—2007《电力公用事业自动化用通信网络和系统》对水电站建模的定义，在智能化水电站中可应用的逻辑节点和数据对象可分为以下4 组［11］:

(1)电气功能。包括的逻辑节点已在 IEC 61850标准中定义，根据水电站的应用需要进行了增加或修改，其定义的新的逻辑节点并非只针对水力发电厂。

(2)机械功能。包括水轮机和相关设备的功能。这部分新增逻辑节点是为水电厂的应用而准备的，对其修改可以满足其他类型发电厂的需求。

(3)水文功能。包括与水流量、控制以及水库、大坝管理有关的对象。虽然它指定用于水电厂，但其定义的逻辑节点也可用于其他类型公用事业的水管理系统。

(4)传感器。对于发电厂来说，除了电气数据以外，还需要传感器测量其他数据。

具体到传统水电站智能化改造中各个智能化通信服务器的建模，针对所接入的智能装置，可应用到的逻辑节点归纳如下:

(1)机组LCU智能化通信服务器主要可应用的逻辑节点有:水电发电单元HUNT、速度监测HSPD、导叶HTGV、水压力监督SPRS、渗漏监督HLKG、水轮发电机轴承HBRG、电力制动HEBR、通用火灾检测与报警功能IFIR等。

(2)公用LCU智能化通信服务器主要可应用的逻辑节点有:水压力监督SPRS、水坝水位表HLVL、通用物理人机接口IHND、开关控制器CSWI、同期检查或同期RSYN。此外，由于公用LCU包含一些暂时无法准确建模的信息，可使用通用过程I/O逻辑节点GGIO建模。

(3)开关站LCU智能通信服务器、开关站保信子站智能化通信服务器的建模基本与智能变电站的模型相同，智能变电站的建模已有很多成功的工程应用，可直接参考。

(4)状态监测智能化通信服务器的建模可参考智能变电站的在线监测建模的相关工程应用规范。可应用的逻辑节点主要有:渗漏监督HLKG、油中气体在线监测SIML、局部放电在线监测SPDC、避雷器在线监测ZSAR和气体在线监测SIMG等。

(5)大坝监测智能化通信服务器主要可应用的逻辑节点有:水坝HDAM、大坝渗漏监测HDLS、水位的监督SLEV、媒质流监测SFLW等。

(6)水情水文智能化通信服务器主要可应用的逻辑节点有:水压力监督SPRS、水位监督SLEV、媒质流监测SFLW等。其他如降水、蒸发等信息目前尚无建模标准，可使用通用过程I/O逻辑节点GGIO建模。

3.3 主站通信

实现智能化水电站与主站通信的关键技术是如何将通信接入的LCU中PLC或其他智能装置的四遥数据点与其对应的装置模型之间建立语义关联。

模型与装置数据点建立语义关联的流程如图2所示。首先对接入的实际智能装置的四遥点在配置数据库中进行点名规范，形成语义化的装置四遥数据点点名;再将ICD文件形式的装置模型中的数据点对象(DO)添加语义化点名描述，形成CID文件，并使用CID文件中数据集名与装置数据库数据类型映射的方法自动生成与装置模型等价的模型四遥语义化点表［12－14］;最后由模型语义匹配模块对装置模型逻辑设备四遥点和实际装置四遥点进行分类型的点名逐点匹配，形成模型数据点对象与实际装置数据点的匹配关系文件，作为IEC 61850通信程序运行时的初始化信息。

图2 模型与数据点的关联定义图

在实际工程中，由于PLC或智能装置接入的数据点很多(一般可达到数千个数据点)，因此，工程中必须以简明扼要的多视图表格方式展示DO数据点与实际点的匹配结果，以方便工程现场排查错误。

匹配结果展示视图需考虑如下2点:

(1)可对各类型的四遥数据以简明可读的形式展示可能的匹配结果，对3种可能的匹配结果(包括匹配成功数据点、模型DO备用对象以及实际装置通信备用点等)进行分组展示。

(2)匹配结果的展示方式可以由工程人员自由选择，可按照实际装置四遥点的顺序表格方式展示，也可按照IEC 61850模型固有的树形层次方式展示。

IEC 61850通信转出模块最终实现的软件结构如图3所示。IEC 61850通信转出模块通过系统实时库获取遥信、遥测或下发遥控、遥调等四遥数据，同时使用CID文件形成装置运行时的IEC 61850模型数据结构，并基于系统组态配置时生成的模型DO与数据点匹配关系文件实现实时库四遥点与模型对象的双向映射，实现与梯级水电站智能化集控中心的基于IEC 61850模型的IEC 61850通信。

图3 软件结构图

4 结束语

本文介绍的水电站智能化的实现方法以及智能化通信服务器装置已在松江河流域水电站的智能化改造工程中实际投入运行，取得了较好的效果。

由于水电站智能化改造目前仍处于起步阶段，虽有相关国际标准以及国内智能电网标准体系可支撑，但具体的、可操作性强的工程实施规范仍比较欠缺。水电站智能化改造的工程实施规范至少需要考虑如下几个方面:

(1)水情水文相关的(如降水、蒸发等)信息以及水电站的部分公用信息，目前尚无相关建模标准可适用，需考虑扩充模型进行规范。

(2)目前国内智能变电站的建设已经取得了比较丰富的经验，可对水电站智能化建设提供较好的借鉴和指导作用。例如，智能变电站的IEC 61850工程实施规范中对IEC 61850模型中数据模板的选用、数据集的命名、报告是否缓存以及通信时的报告实例化方式和双网切换的模式等都作了详尽而又合理的规范［14］，水电站智能化改造的工程实施规范可引用、参考。

(3)智能变电站的基于站内IEC 61850 SCD文件的源端维护也已比较成熟［15－16］，为减少智能化梯级水电主站系统与IEC 61970相关的配置工作量，在进行水电站智能化改造时所生成的SCD文件也有必要强制要求其中SSD部分的一次设备拓扑连接关系的建模;同时，由于IEC 61850标准2.0版中SSD部分的定义已与IEC 61970标准的公共信息模型进行了协调，因此也具备了技术条件，可以更好地实现智能化水电站的源端维护。

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