冯 黎 兵(四川水利职业技术学院，成都 611231)

从2009年开始实施的中国智能电网发展战略涵盖了发电、输电、变电、配电、用电和调度等环节[1],但是与智能变电站迅速发展形成鲜明对比的是，我国目前仅在很少部分大中型水电厂进行了智能化改造尝试，且未充分体现信息化、互动化的技术特征。究其原因，主要是水电厂自动控制需要测控管理的对象众多，相关科研单位、制造厂家投入的研究资源不多，市场上未提供成熟的解决方案和足够的智能化设备。水电厂自动控制最基础、最核心的就是构建机组现地控制单元(以下简称机组LCU)，其智能化程度直接制约着水电厂智能化改造程度与进度[2]，也制约着智能电网“源网协调”目标的实现，所以对智能水电厂机组LCU的研究显得尤为必要。

1 机组LCU的结构

1.1 现 状

国内科研机构从2010年开始对智能水电厂体系结构进行了探讨，通过借鉴智能变电站建设的成功经验，文献[3]从设计的角度对体系结构、关键技术及制约条件等方面提出了智能化水电站建设思路；文献[4]从数据建模角度论述了励磁系统智能化的实现手段；文献[5]提出了符合IEC61850标准的水轮机调速器智能化方案；文献[6]基于合并单元、断路器智能终端及IEC61850规约转换器的应用，提出了智能水电厂监控系统的2种过渡性结构方案；文献[7]基于信息采集数字化要求，提出了发电厂电气二次系统的一体化解决方案；文献[8]从实现数字化、信息化、网络化角度对机组现地控制系统结构和设备智能化趋势进行了探讨；文献[9]在介绍葛洲坝电厂智能化改造方案基础上，重点分析了机组信息模型的应用情况。

综合以上研究成果，现阶段机组LCU的结构方案可以概括为图1所示。

图1 机组LCU结构现状Fig.1 The present situation of LCU

由图1可见，在机组LCU范畴内微机保护、自动励磁、自动调速等功能已响应IEC61850要求，基本具备信息采集数字化、信息传输网络化的特征，为水电厂智能化奠定了坚实的基础。这种过渡性质的结构方案应该说是一种最经济的智能化改造模式，其优点是：仅增加少量装置或仅对部分设备进行升级即可满足站控层MMS网络的“四遥”应用需求。但从智能水电厂的技术要求看，其缺点有5个：一是现地控制层测控功能的实现仍然需要依赖传统的硬布线方式，信号传输过程中易受耦合干扰，系统可靠性不足；二是部分数据重复采集，信息共享性差；三是微机保护采用“网采网跳”方案，已有工程实践证实其可靠性不足；四是现地测控功能高度依赖可编程控制器(以下简称PLC)实现，建模复杂且单个装置故障影响范围大，系统的分布性不足；五是当机组台数较多时，现地层设备数量将急剧增加，对站控层网络资源需求极大，MMS报文交换速度也受影响。

1.2 改进措施

针对上述缺点，为充分响应智能电网“一次设备智能化、二次设备网络化”要求，机组LCU微机监控网络结构应做如下优化，如图2所示。

图2 智能化机组LCU结构Fig.2 The LCU structure of the intelligent hydropower station

图2中，过程层网络、现地层网络均按间隔配置。过程层设备主要由测量合并单元、开关智能终端、机组智能终端及可能发展出来的智能传感器、智能执行元件等组成，过程层网络采用100 M光纤以太网数字交换系统、GOOSE/SMV 2网合并的解决方案。现地层设备主要由微机保护、机组顺控、自动调速、自动励磁、辅机自控及在线监测等装置构成，各装置均按照IEC61850标准建立数据模型和通信服务，相对独立地实现各自的保护测控功能。各装置与站控层数据平台之间、装置与装置之间采用1 000 M高速以太网、MMS协议进行数据交换，网络介质采用增强型超5类屏蔽双绞线或光纤[10]。

1.3 主要优点

图2所示结构方案主要优点有3个：一是数据交换完全通过网络实现数字化传输，在极大减少控制电缆使用量的同时，能有效地解决信号传输过程中耦合干扰问题，信息共享性好，系统可靠性高；二是微机保护装置采用“直采直跳”方式，建设成本虽有所增加，但对于提升保护装置的可靠性意义重大。其他现地层设备与过程层设备之间因无3 ms跳闸的要求，采用“网采网跳”方式[11]，节约投资；三是机组LCU的测控功能分别由在线监测装置和机组顺控装置实现，在优化顺控装置结构和建模的同时，可提高系统功能的分散性。在线监测装置还同时兼具前置机(或机组信息子站)功能，当站控层网络通信中断时，具备历史数据库功能，确保数据不丢失。在机组台数较多情况下，还可降低对站控层网络资源的需求。

2 关键技术

2.1 机组智能终端

水轮发电机组自动化测控需要采集机组本体部分位置信号、状态信号，如：冷却水中断、轴承油位越限等，这些信号已由相应的机组自动化元件以开关量形式输出至机组本体端子箱。通过设置机组智能终端，可与现地层设备经过程层网络进行双向数据交换，实现机组本体各类开关量信息的就地采集与发送，解析机组顺控装置下发的控制命令，执行刹车制动、冷却水投切等操作任务，满足机组自动控制需要。

机组智能终端应下放布置于机组本体端子柜内，与转速测控装置、温控测控装置、剪断销信号器及刹车制动装置等集中组屏为机组本体汇控柜，解决信号长距离传输所带来的静电耦合干扰和电磁耦合干扰问题。

具体实现上可借鉴高压断路器智能终端的成功经验，采用FPGA+ARM的硬件结构[12]，通过开入模块采集水力机械保护与控制所需的转速、温度、压力、流量等状态信号，依据IEC61850标准建立数据模型、数据集及通信服务，以GOOSE报文形式分别上送机组顺控装置和在线监测装置解析处理。对机组顺控装置下发的GOOSE控制报文，由机组智能终端解析后交付开出模块执行，通过驱动继电器完成冷却水投切、刹车制动装置投切等操作任务。以某立式混流机组为例，该装置开入开出信息不完全统计如表1所示。

为监视水轮发电机组相关部位运行状态，机组本体还安装有数量较多的压力、液位、转速等传感器。由于常规传感器输出的信号为4～20 mA模拟量，且这些数据一般不参与自动控制功能的实现，因此在无智能传感器情况下，机组智能终端还需配置模入模块采集本体各类模拟量数据，并按照IEC61850标准建立数据模型、数据集和通信服务，以MMS协议发送至在线监测装置解析处理。机组智能终端模拟量输入信息统计如表2所示。

表1 机组智能终端开入开出信息统计Tab.1 Intelligent terminal input and output information statistics

表2 机组智能终端模拟量输入信息统计Tab.2 Intelligent terminal analog input information statistics

2.2 机组顺控装置

机组顺控装置主要实现水轮发电机组正常开停机与事故停机流程控制、工况转换、自动准同期并网等控制任务，功能上类似于常规机组LCU中的PLC，但结构上不再需要开入、模入及开出模块，取消常规硬布线回路，与其他装置之间完全依靠通信进行数据交换，是实现水电厂智能化控制的核心。其数据流关系如图3所示[3-8]。

由图3可见，机组顺控装置只完成顺序控制和自动准同期并网功能，控制所需的各类位置信息、电流电压数值及控制命令通过“两网”通信获取，反映机组运行情况的各类状态信号、模拟量信号等监视数据交给机组在线监测装置采集处理。这样可以最大限度降低过程总线负载，将大量的网络资源预留给GOOSE报文收发使用，保证控制功能及时、可靠地执行。组屏时可借鉴传统微机监控系统做法，设置一些就地手动操作器具，在现地层与站控层通讯中断情况下满足机组就地运行控制需要。

3 主要功能的实现方式

3.1 水机保护功能

转速、温度、压力、流量、剪断销等机组自动化元件参数越限(或动作)后触发机组智能终端向顺控装置发送GOOSE报文，由顺控装置解析、判断后按既定的控制流程以GOOSE报文形式给相应装置下发跳闸、停机、灭磁、关主阀、刹车制动等控制命令，并以MMS报文形式将报警信息、动作信息上送机组在线监视装置。出于安全考虑，大多数水电厂在机组LCU都布置有常规硬布线控制逻辑实现手动、自动紧急停机，这点在智能水电厂改造中应继承。

3.2 事故停机联锁功能

微机保护、自动调速器、自动励磁等装置向机组顺控装置下发事故停机联锁GOOSE报文，由该装置解析后按顺控程序以GOOSE报文形式下发机组智能终端解析并执行刹车、制动、关冷却水等操作任务。命令始发者与最终执行者间不直接通信的原因是事故停机有一整套操作流程，把该项功能交付机组顺控装置执行有利于简化其他装置软硬件设计。虽然停机命令经中间装置转发会造成执行速度延迟，但发电机组在跳闸、灭磁后停机时间长短已经不影响设备安全性。当然，紧急停机时关闭主阀命令仍然需要直接发送到主阀智能控制装置执行，不宜由测量顺控装置转发，以确保可靠性。

3.3 励磁控制功能

微机励磁系统是一套相对独立的子系统，一般就地布置于机旁，且技术相对较为成熟。其智能化的主要思路是按照IEC61850标准建立励磁调节器的信息模型和通信服务模型，这里只阐述该装置与外部设备的数据关联问题。以自并励装置为例，电压、电流数值及断路器位置状态等经过程层网络采集，机组顺控装置所发控制命令(起励、并网、灭磁、增磁、减磁、紧急停机、分合灭磁开关等)以GOOSE快速报文形式接收并解析、执行，同时应能解析站控层装置所发MMS控制报文，励磁装置运行数据和报警信息则通过MMS报文与在线监测装置进行数据交互。输入输出数据接口关系如表3所示。

图3 机组顺控装置数据流关系示意Fig.3 The data flow relationship of sequence control device

表3 励磁装置主要数据接口统计Tab.3 Excitation device main data interface statistics

3.4 转速控制功能

微机调速系统也是一套相对独立且技术成熟的子系统，其智能化的思路同微机励磁装置一样，在装置内增加一套处理系统，专门解决数据的输入输出问题，篇幅所限，此处不再赘述。

3.5 温度测控功能

水轮发电机组测温点位多，不仅需要实时监视温度数值，还要求温度越限时自动报警或执行停机操作。传统的温度测控仪和温度巡检仪虽具备这些功能，但因布置于测温制动屏内，测温电阻引接线较长易引入干扰信号导致测温数值不精确，且信号输出方式不能满足机组顺控装置需求。解决办法是将轴承温度测控仪和机组温度巡检仪下放布置到机组本体端子柜内，与机组智能终端布置于同一面柜内，缩短测温电阻引接线长度。温度测控仪、温度巡检仪输出的开关量和模拟量由机组智能终端采集处理，将停机信号组成一个数据集以GOOSE报文形式发送至机组顺控装置解析并执行，将报警信号和温度实时数据组成2个数据集并以MMS报文形式发送至机组在线监测装置解析处理。温度测控功能实现方式如图4所示。

图4 温度测控功能实现方式Fig.4 The realization method of temperature measurement and control functio

3.6 运行状态监测功能

反映机组运行状态的各类参数(机端电流、电压、转速、轴承温度、冷却水压力等)及机组LCU范畴下各智能电子设备的报警信息、动作信息均以MMS报文形式上送机组在线监测装置，其他独立的机组状态监测装置(如振动与摆度监测装置、气隙监测装置、定子绝缘监测装置等)在智能化后也可将相关数据发送至机组在线监测装置，实现机组各类运行数据的就地存储和实时监视。同时，采集的机组运行数据应分别组建为遥测数据集、遥信数据集、报警信号数据集和保护动作数据集等，以MMS报文形式上送站控层数据平台，为后台监视、应用及状态检修决策提供全面、详实的运行数据。

4 结 语

源网协调是智能电网的重要标志之一，为提高水电厂智能化程度，本文从机组LCU的结构方式上将测量功能与控制功能彻底分开，并较为详细地论证了主要测控功能的实现方法，通过设置机组智能终端和机组在线监测装置，既可以优化机组顺控装置的硬件结构与建模，又有利于提升整套系统的可靠性和信息化程度，对水电厂实施智能化改造具有一定的应用价值。从水电厂自动化发展的历史进程来看，尽管现阶段对智能化改造有不同的认识，但是伴随着技术进步、价格降低及体制改革强势推进，水电厂实施智能化改造将是必然选择。

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