王录永，胡 喆，郗发刚

（1.中国电建集团昆明勘测设计研究院有限公司，云南 昆明650051；2.华能澜沧江水电股份有限公司，云南 昆明650214）

自2006年我国第1座基于IEC61850传输协议的数字化变电站投运以来[1]，数字化变电站相关技术发展迅猛，截止2017年底，我国已建成了上千座数字化变电站，电压等级涵盖110 kV～750 kV。为了响应国家建设智能电网的号召、弥补当前水电站监控系统的不足，在数字化变电站技术的基础上，国内也在尝试数字化水电站的建设，如国内目前已建成的白山水电站[2-3]、松江河水电站[4]和葛洲坝水电站[5-6]，但由于水电站结构远比变电站复杂，电气和机械设备众多，白山、松江河、葛洲坝等水电站都处在基于IEC61850标准的数字化水电站的研究阶段，并未得出完整的数字化水电站监控系统解决方案。

1 当前水电站监控系统结构及不足

1.1 当前水电站监控系统结构

监控系统是水电站自动化体系中最为核心的系统，它承担着发电过程自动控制、安全监视、自动处理事故等一系列重要任务，是整个电站的大脑和中枢神经系统。水电站监控系统的发展大致可以划分为常规控制装置系统、常规控制装置与计算机监控并存的系统、全计算机监控系统3个阶段。经过30多年的发展，全计算机监控系统技术已经比较成熟和稳定，已成为我国当前水电站监控系统的主流，其结构见图1。

当前水电站计算机监控系统采用分层、分布、开放式系统结构，分为电站控制级和现地控制级。电站级设备主要包括服务器、工作站、时钟同步装置、网络设备等，通常设置在中控室或计算机室；现地控制级按被控对象分别设置现地控制单元（LCU），一般包括机组LCU、开关站LCU、厂用电LCU、公用LCU和坝区LCU，通常布置在被监控设备附近。电站控制级和现地控制级之间通过光纤以太网进行数据通信。而现地控制级LCU与电站其他系统如调速、励磁、保护、直流、辅助控制设备及CT、PT、现地自动化元件间则主要通过电缆硬接线方式进行数据采集和设备控制，通信方式仅作为数据采集的备用。

图1 当前水电站计算机监控系统结构

1.2 当前水电站监控系统的不足

当前水电站计算机监控系统经过多年的发展已经可以实现水电站的自动监视与控制[7]，但由于受到系统内各设备元器件技术发展的限制以及被监控的设备、自动化元件的技术发展的制约，当前的计算机监控系统存在着以下一些不足：①硬接线方式受制于LCU设备的采集端口数量限制，信号采集不完整；串口通信方式易受电磁干扰可靠性较差，且传输速率较慢，不适合于控制信号的传输。②硬接线方式信号传输需要布设大量的电缆，增加了电站的建设成本、加大了施工难度，造成电缆的维护、管理困难。③电站内设备都是各个厂家在不同时期各自研发的，各系统发展不平衡，通信接口、规约各异，缺乏统一性，造成设备间通信困难。④信号不能共享，各系统分别采集各自需要的信号，如互感器、断路器位置、导叶位置、机组转速等，造成现地设备的重复设置。数字化水电厂的建设则能很好的解决以上问题。

2 IEC61850与数字化水电站

IEC61850系列标准是由国际电工委员会第57技术委员会（IEC TC57）制定发布的，它规范了变电站内智能电子设备（IED）之间的通信行为和相关的系统要求，目前已经广泛的应用于我国数字化变电站、智能变电站的建设当中。2007年IEC61850标准中新增了IEC61850-7-410、510两个部分，是专门针对水电行业发布的，IEC61850-7-410全称为《水力发电厂监视与控制用通信》，规定了水电厂监视和控制的共用数据类、逻辑节点和数据对象，IEC61850-7-510《水力发电厂建模原理与应用指南》，解释了如何利用完整的IEC61850中的逻辑节点和信息交换服务来描述水电厂的控制系统及其他功能和生产的信息、以及相互之间交换的信息。

数字化水电站是指以主要机电设备为数字化对象，按照站控层、单元层、过程层3层构建，以网络通信平台为基础，采用IEC61850数据建模和通信服务协议，实现各种监测信号、控制信号的数字化采集、传输、处理和数据共享，达到信息数字化、通信网络化、集成标准化的水电站。

数字化水电站中信息的采集、传输、处理、输出过程应完全数字化[7]，信号通过网络以数字量方式传输。数字化水电站要求监控系统设备具有数字化接口，同时具备全网络化结构，以适应电站智能化一次设备、网络化二次设备、数字化现地元件的信息共享、交互传输要求。

3 数字化水电站监控系统结构解决方案

水电站与变电站有许多共性之处，借鉴数字化变电站的成熟经验，数字化水电站监控系统的结构应按照3层2网来构建，3层指站控层、单元层和过程层，2网指站控层网络和过程层网络。按照IEC61850通信标准的特性，在站控层设置MMS网络，供站控层设备与单元层设备之间数据交互使用，在过程层设置GOOSE、SV网，供单元层设备与过程层设备之间数据交互使用。为保证数据传输的可靠性，减少链路承载的数据量，站控层MMS网和过程层GOOSE网、SV网均应采用冗余网络，且3种网络之间相互独立，其中SV网专供电压、电流互感器数据传输使用。

根据水电站的特点，按照不同的受控对象，GOOSE、SV网应划分为不同网段，即机组GOOSE、SV网以及开关站GOOSE、SV网。机组GOOSE、SV网用于实现机组范围内单元层设备之间、单元层设备与过程层设备之间的数据交互，开关站GOOSE、SV网用于实现开关站范围内单元层设备之间、单元层设备与过程层设备之间的数据交互。厂用电、公用及坝区范围设备结构简单，不需设置单独的过程层GOOSE、SV网络，相关设备与监控系统的数据交互直接由站控层MMS网完成。数字化水电站监控系统结构如图2所示。

图2 数字化水电站计算机监控系统结构

数字化水电站单元层应设置机组LCU，用于实现发电机正常开机、停机及事故停机流程等功能，与站控层设备的通信通过MMS网来完成，与顺控流程相关的重要状态信号采集和控制命令的发布均通过GOOSE网或SV网来完成。

调速器、励磁、保护、直流、辅助设备控制、闸门控制等系统均采用支持IEC61850标准的PLC或ARM等智能控制器为核心元件，智能化程度已经大大提高，能独立完成本系统设备的监视与控制（包括有功、无功的闭环控制），无需LCU辅助，故将这些系统提升至单元层；开关站与厂用电部分在设备类型、运行方式等方面与变电站基本一致，可以借鉴数字化变电站的成熟经验，通过在单元层设置智能测控单元[8]与保护测控一体化装置[9]来完成此部分设备的监视和控制。上述结构变化减轻了机组LCU负担，同时不需要在单独设置开关站LCU、公用LCU、厂用LCU和坝区LCU。

数字化水电站监控系统网络与当前水电站监控系统相比，其性质已发生了变化。当前水电站监控系统网络仅站控层设置冗余以太网，供监控系统所属设备自用；而数字化水电站监控系统网络包括站控层网络（MMS网）和过程层网络（GOOSE、SV网），供励磁、调速、保护、智能测控单元等单元层设备和合并单元[10]、智能终端[11]等过程层设备共用。

4 数字化水电站监控系统设备解决方案

4.1 站控层监控设备

站控层监控设备主要包括服务器（工作站）、同步时钟系统、MMS网络交换机等，其中服务器（工作站）应接入MMS双网中，选型与当前水电站设备没有区别。

4.1.1 同步时钟系统

数字化水电站站控层设备可采用NTP对时方式，单元层和过程层则采用光纤B码方式对时，对不具备光纤B码方式对时的设备可以采用电B码或脉冲等方式对时。对时时钟主机应冗余设置，其中至少1台必须为北斗卫星时钟系统，当对时设备较多且布置区域分散时，可设置两级时钟，一级主时钟布置在中控室，二级分时钟按区域设置，可布置在各机组单元、开关站范围、公用设备范围、厂用电范围、坝区范围等区域，一、二级时钟通过光纤连接（图 3）。

图3 数字化水电站一、二级时钟系统方案结构图

4.1.2 MMS网络交换机

站控层MMS网络交换机应冗余配置，推荐采用3层以太网交换机，除完成站控层设备与单元层设备的数据交换外，还便于完成监控系统安全I区、安全II区及信息管理大区之间的信息交互。交换机按需配置光口和电口，供不同设备使用，单台交换机端口不足时可采用千兆端口进行级联扩展。交换机应具备网管功能，能支持广播风暴抑制、组播风暴抑制和未知单播风暴抑制功能，同时应支持VLAN功能且VLAN的个数不少于4096个。交换机需具备对时功能，以满足数字化水电站的需求。

4.2 单元层监控设备

单元层监控设备主要包括机组LCU、同期装置等，对上接入MMS双网中，对下按需接入GOOSE、SV双网中。

4.2.1 机组 LCU

机组LCU作为单元层的核心设备，承担着机组正常开停机流程及事故停机流程的执行、断路器等开关的防误闭锁、现地设备的状态监视及逻辑控制等任务，特别是事故停机流程作为保护水轮发电机组的一道重要屏障，关系到整个电站的运行安全，因此其运行的可靠性极为重要。

数字化水电站中的机组LCU应采用冗余设置的PLC作为其主控制器，PLC必须支持IEC61850 MMS网及GOOSE网的信息采集及命令发布，最好同时也能支持SV网的信息采集。机组LCU的信息采集和控制命令的发布全部通过网络完成，内部不需要配置开关量和模拟量的输入输出模块和交流采样装置。机组LCU内部交换机需支持IEC61850标准，可采用2层以太网交换机，全光口配置，其他参数应与MMS网主交换机一致。

4.2.2 同期装置

数字化水电站机组部分同期功能可采用全数字化同期装置来完成。全数字化同期装置支持接收SV报文，可实现PT模拟量的数字化采样；支持断路器位置、分/合闸命令、调频/调压令等开关量的GOOSE报文接收和发送；支持与站控层MMS网通信实现遥控、遥测、遥信功能。开关站部分的同期功能可借鉴数字化变电站经验，采用测控装置来完成，不需要单独设置同期装置。

4.3 过程层设备

过程层监控设备仅包括GOOSE、SV网交换机，推荐采用支持IEC61850 GOOSE报文和SV报文传输的2层以太网交换机，采用全光口配置，交换机端口不足时可采用级联或堆叠方式进行扩展，其他要求可参考MMS网交换机。

5 结束语

当前水电站监控系统电站控制级设备与现地控制级设备之间数据传输已普遍采用了光纤通信，但与其他机电系统设备之间的数据传输仍以电缆为主，存在着大量模拟量信号。数字化水电站监控系统要解决的核心问题是实现与其他系统设备之间数据传输的数字化。IEC61850规范为数字化水电站监控系统与其他系统设备之间的通信提供了统一的数据传输协议，使数字化水电站内的数据通过以太网得以高效、灵活的传输和共享，很好地解决了不同厂家产品的一致性和互操作性问题，大大减少了电站电缆的使用。本文提出的数字化水电站监控系统整体结构更加扁平，单元层LCU的简化设置使设备间数据传输更加简洁、高效，在保证可靠性和适用性的前提下，减少了系统设备和电缆使用量，节约了成本，同时IEC61850网络的引入也使数据的采集更加完整，系统抗干扰能力增强，很好地弥补了当前水电站监控系统的不足，具有很大的推广和实用价值。