基于IEC-61850的數字化調速器系統(tǒng)方案設計

李慧音，張世玲，戴 驅

（1.中國電建集團昆明勘測設計研究院有限公司，云南 昆明650051；2.華能瀾滄江水電股份有限公司，云南 昆明650214）

隨著網絡技術的發(fā)展和設備的日新月異，變電站的數字化技術（滿足IEC-61850通信標準）已趨成熟，而水電站領域則暫未出現完整且成熟的數字化解決方案。本文參考數字化變電站的設計方案[1]，依據《DL/T 1547-2016智能水電廠技術導則》，基于“一次設備智能化，二次設備網絡化，符合IEC-61850通信標準”的思路，將數字化水電站設計為“過程層”、“單元層”、“站控層”和過程層網絡（GOOSE網、SV網）、站控層網絡（MMS網）的3層2網結構層次[2]（后文提及的數字化均以IEC-61850為基礎）。

水輪機調速器作為水電站的重要控制設備，位于數字化水電站的單元層[2]，其主要任務是根據負荷的改變，相應改變水輪機導水機構（導葉、槳葉或噴嘴）的開度調節(jié)過機流量，以使水輪發(fā)電機組的轉速（或負荷）維持在某一預定值，或按某一預定的規(guī)律變化。由于水輪機調速器對水輪發(fā)電機組安全、可靠運行具有舉足輕重的作用，并直接影響著電力系統(tǒng)向用戶供電的質量及可靠性，因此，水輪機調速器一直是電力系統(tǒng)自動控制的重要組成部分。因現階段數字化變電站已有完整的解決方案，數字化水電站的關鍵在于調速器系統(tǒng)與勵磁系統(tǒng)的數字化實現，其他系統(tǒng)的方案可參考數字化變電站實施，經過對現階段國內外主流調速器系統(tǒng)廠家的調研，發(fā)現因PLC/PCC技術發(fā)展的限制，暫無可全面支持IEC-61850標準的設備，針對該現狀，本文提出了一種調速器系統(tǒng)的數字化設計方案，在數字化水電站的設計中具有重大的意義。

1 調速器數字化實施方案

與傳統(tǒng)水電站相比，數字化調速器系統(tǒng)位于中間層，該系統(tǒng)需通過MMS網連接上位機，通過SV網連接數字化互感器/合并單元，通過GOOSE網與過程層現地元件和中間層設備進行連接，因此完全數字化的調速器需支持并適應“兩網”站控層網（MMS網）及過程層網（GOOSE網、SV網）的建設，全面融入IEC-61850通信標準體系，使“二量”（模擬量、開關量）的傳輸以數字化的傳輸方式來進行。

調速器系統(tǒng)的數字化主要分為3部分，詳見圖1。

（1）站控層的數字化：要求上位機滿足IEC-61850通信標準的要求，可通過MMS網與數字化調速器進行數據交換。

（2）單元層的數字化：要求單元層設備即調速器實現與GOOSE、SV和MMS網的連接，現階段已有實現部分IEC-61850服務的調速器裝置，該裝置與上位機雙向數據交換的功能已實現，可支持MMS網收發(fā)數據；因當前的調速器及PLC/PCC產品均不支持SV網，且僅有部分產品支持GOOSE網，如何實現與GOOSE網及與SV網之間的數據交換是調速器系統(tǒng)數字化的難點。

（3）過程層的數字化：要求CT、PT及現地元件輸出的數據均數字化，CT、PT要求與合并單元相連接（電子式互感器通過光纜連接，電磁式互感器通過電纜連接），電流、電壓數據數字化后通過光纜與SV網交換機連接；現地元件則要求經電纜連接至智能終端，將開關量或模擬量信號轉化為數字信號并經光纜傳輸至GOOSE網、SV網交換機。

圖1 數字化調速器系統(tǒng)結構

2 關鍵點分析

建設數字化水電站的前提是所有設備的基本功能必須滿足要求。調速器作為水電站調節(jié)的關鍵設備，是一個對實時控制要求極為嚴格的系統(tǒng)[4]，數字化建設后，調速器的調節(jié)原理和控制方式未變，僅數據采集和輸出由原本的電纜傳輸改變?yōu)椴捎没贗EC-61850標準的網絡傳輸，因此網絡傳輸的可靠性和實時性將決定調速器的調節(jié)性能。對互感器采樣數據的延時進行有效、準確的分析，進而實現模擬量采樣數據的同步工作尤為重要。為論證調速器數字化的可行性，下文將對調速器的實時性和可靠性進行分析。

調速器系統(tǒng)從MMS網上采集的數據為有功功率給定和水位信息，該部分數據對實時性要求不高，網絡傳輸的實時性可滿足需求；部分開關量數據采集自GOOSE網，因GOOSE網快速響應的特性，網絡傳輸的延時非常小，對調節(jié)性能也無影響；因此網絡傳輸實時性的瓶頸在于SV網數據的采集，要求采樣的總延時盡可能短，而且要求延時盡可能的穩(wěn)定，不能跳變。

調速器對于互感器采樣數據傳輸方式的選擇是一個需要重點考慮的問題。電流、電壓模擬量數據的傳輸方式是指電子式互感器采樣得到的數據通過合并單元上送至電站各不同數據采集系統(tǒng)所采樣的方式，有組網模式（網采）和點對點模式（直采）兩種。組網模式見圖2，點對點模式見圖3。在數字化水電站中，電流、電壓互感器數據傳輸的延時包含3部分：①電子式互感器和合并單元等器件本身的延時，主要包含采樣延時（采樣、調節(jié)、A/D轉換等）、重采樣延時（合并單元將各個帶有時標的不同時刻采集得到的信息量同步成同一時刻的信息量）、定時發(fā)送延時，這部分延時時間用t1表示；②數據傳輸方式所帶來的延時，用t2表示；③數據在傳輸媒介中傳輸所需的時間，用t3表示。從目前的實際工程經驗來看，第1部分和第3部分的延時比較確定，第1部分（電子互感器+合并單元）的延時基本穩(wěn)定在2 ms左右，第3部分的傳輸延時都是微秒級別（如按傳輸距離200 m來計算，傳輸耗時約1 μs），需要考慮的重點在于第2部分延時的確定。數據傳輸示意圖如圖2所示，為盡可能的保證數據的實時性，減少傳輸方式帶來的延時，調速系統(tǒng)和提供該系統(tǒng)所需電流、電壓數據的合并單元應連接至同一臺交換機。

圖2 數字化調速器系統(tǒng)數據傳輸示意圖（組網模式）

圖3 數字化調速器系統(tǒng)數據傳輸示意圖（點對點模式）

若采取點對點傳輸模式，則合并單元輸出的數字量采樣值直接通過多根網線或是光纖送至各系統(tǒng)的采樣單元，該環(huán)節(jié)內不經過交換機，延時約為2 ms。當采取組網模式時，合并單元輸出的數字量采樣值信號需經過交換機共享至過程層總線，而這一過程會產生延時的不穩(wěn)定性，當合并單元和調速器系統(tǒng)連接至同一個交換機且保證網絡帶寬合理（SV網上的數據量不存在故障情況下爆炸式增長的情況），延時僅為交換機轉發(fā)的時間，t2為10μs，信號在光纖中傳輸的時間t3非常短，t2和t3可以忽略，僅考慮t1，延時約為2 ms。經過比較可發(fā)現，合理的組網模式相比直采模式的延時并未有明顯增加，但組網模式下需配置的設備較少，接線更為簡潔，資源可得到更為合理的配置和利用，數字化程度更高。

從上文分析可見，數字量采樣值經網絡傳輸的延時約為2 ms，傳統(tǒng)調速器系統(tǒng)中，互感器數據進入功率變送器后經處理傳輸至PLC/PCC，延時約為200～300 ms，因此網絡傳輸互感器數據不影響調速器系統(tǒng)的調節(jié)性能。

傳統(tǒng)調速器系統(tǒng)功率變送器多為雙套配置，輸入為雙重化，但在同一時刻僅有1套PLC/PCC輸出數據，因此輸出為單套且只能采用單根電纜傳輸，在該電纜出現故障時，整個調速器系統(tǒng)會癱瘓，其可靠性較低。數字化調速器系統(tǒng)的SV網采用雙網配置，PLC/PCC以及互感器均雙重化配置，輸出數據也連接至雙重化配置的網絡，可靠性高。

傳統(tǒng)調速器與數字化調速器的對比如表1所示。

表1 傳統(tǒng)調速器與數字化調速器對比

3 結論及展望

目前有部分調速器生產廠家生產的設備已具備了與站控層之間的MMS網通信能力，并且已經在已投運的電站中得到實踐檢驗，但目前的數字化調速器還不具備支持過程層GOOSE/SV網通信功能，該功能需進一步研究開發(fā)方可實現。本文提出的方案在保證甚至提高調速器各方面性能的同時實現滿足IEC-61850通信標準的網絡化信息交互，減少了二次電纜的用量，簡化了二次回路，抗干擾性能增強，為數字化水電站的建設奠定了基礎。