CN114825624A - 一种中小型水电站智能化改造方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种中小型水电站智能化改造方法，属于水利水电自动化技术领域，包括以下步骤，步骤1：基于安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，建立中小型智能化水电站系统架构。步骤2：建立系统通信网络，实现单元层设备与厂站层设备互联的厂站层网络、单元层设备与过程层设备互联的过程层网络的建设。步骤3：建立面向服务的一体化监控系，实现中小型水电站全站信息的统一接入、存储与展示。步骤4：明确具体设备功能及其相关配置发明。本发明基于统一规划、统一标准、统一建设的原则，旨在智能化中小水电站的建设与改造，以提高各小水电站的智能化水平，充分挖掘小水电综合效益发挥的潜力，实现无人值班的现代化水电站。

Description

一种中小型水电站智能化改造方法
技术领域
本发明涉及水利水电自动化技术领域，尤其涉及一种中小型水电站智能化改造方法。
背景技术
中小水电站智能化建设是发电环节的重要组成部分，其智能化水平代表了当前国际水利水电自动化技术的发展方向，中小智能水电处的发展对于提高整个水电行业建设及运营具有重要意义。目前，国内外对于智能化水电站的概念、目标、功能、系统配置、数据模型及系统间互动等的建设技术标准与规范仍不够完善，技术发展方向还缺乏共识，同时缺少适应水电站的部分智能设备，其发电环节智能化建设、研制关键设备和系统均需进一步研究明确。
近年来我国一直大力支持和发展小水电，先后推行了小水电代燃料建设和水电农村电气化县建设等一系列工作，随着科学技术的进步与发展，很有必要对现有中小水电站智能化建设进行技术改造与更新。
发明内容
本发明的目的在于提供一种中小型水电站智能化改造方法，解决现有水电站耗水量高的技术问题。能够在减少了总耗水量的同时，保证了机组的高效率运行。
适用于总装机容量300MW及以下，单台机组容量1MW及以上，110kV及以下电压等级，新建和改造水电厂的设计、系统组网及设备配置等。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
一种中小型水电站智能化改造方法，所述方法包括如下步骤：
步骤1：基于安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，建立满足负荷电力二次系统安全防护要求的中小型智能化水电站系统架构；
步骤2：建立系统通信网络，实现单元层设备与厂站层设备互联的厂站层网络、单元层设备与过程层设备互联的过程层网络的建设；
步骤3：建立面向服务的一体化监控体系，实现中小型智能化水电站信息的统一接入、存储与展示，实现一、二次设备运行、操作、检修、维护工作的规范化；
步骤4：对中小型智能化水电站的相关设备进行功能调试和配置。
进一步地，步骤1中，中小型智能化水电站的系统架构包括以下建设标准：
遵循《电力自动化通信网络和系统》(DL/T860)标准，进行全站信息统一建模，建立中小型智能化水电站全景数据，满足基础数据的完整性、准确性和一致性的要求，实现信息统一存储，提供统一规范的数据访问服务，时间同步系统全中小型智能化水电站统一，同步对时信号取自同一信号源，满足智能电子装置IED及智能设备的对时要求。
进一步地，步骤1中，中小型智能化水电站系统架构由横向层次划分和纵向层次划分进行两个层次划分，横向层次划分的具体内容为，根据中小型智能化水电站的系统架构的建设标准横向应划分为3个安全区，分别为安全Ⅰ区、安全Ⅱ区和管理信息大区，其中，安全Ⅰ区、安全Ⅱ区隶属于生产控制大区，安全Ⅰ区为实时控制区，用于实时且带有控制功能的电力信息系统，其安全防护等级最高，继电保护、稳定控制、现地控制、调速、励磁、振摆保护系统部署在安全Ⅰ区的单元层，自动发电控制AGC、自动电压控制AVC的智能应用组件应部署在安全Ⅰ区厂站层，安全Ⅱ区为非控制生产区，用于实时但不带有控制功能的电力信息系统，主设备状态在线监测、水情自动测报系统部署在安全Ⅱ区单元层，中长期水文预报、发电计划、风险分析、节能考核、保护信息管理的智能应用组件部署在安全Ⅱ区厂站层，管理信息大区为生产管理信息区，用于电力生产管理的信息系统和电力生产办公的信息系统，工业电视和门禁系统部署在管理信息大区单元层，主设备状态检修决策、安全防护管理的智能应用组件部署在管理信息大区厂站层；
纵向层次划分的具体内容为，生产控制大区包括安全Ⅰ区和安全Ⅱ区，纵向应划分为过程层、单元层和厂站层，管理信息大区纵向应划分为单元层和厂站层，厂站层一体化平台采用分布式结构，分别布置于3个大区，厂站层网络及相应设备在安全Ⅰ区和安全Ⅱ区之间应设置硬件防火墙进行安全隔离，安全Ⅱ区和管理信息大区之间应设置物理隔离设备进行安全隔离，厂站层由一体化监控系统和计算机、时钟同步装置硬件设备构成，一体化监控系统纵向贯通调度和生产主站系统，横向联通水电厂内的自动化设备，直接采集站内电网运行信息和二次设备运行状态信息，通过标准化接口与输变电设备状态监测、辅助应用、计量进行信息交互，实现水电厂全景数据采集、处理、监视、控制和运行管理，单元层负责采集本单元内过程层所有实时数据信息，对所有数据进行运算、存储及转发，实现系统信息数据的承上启下功能，并实施对现场设备进行控制、操作、保护和监测。
进一步地，步骤2中的系统通信网络包括以下建设标准：
步骤2.1：通讯网络的过程层采用GOOSE点对点的组网方式或冗余的GOOSE网组网，具备远程配置、监视、报警和维护功能；
步骤2.2：通讯网的厂站层采用单星型网络或双星型网络，具备远程配置、监视、报警和维护功能，且要保证生产控制大区厂站网络设备单个元件故障不造成系统全局性故障；
步骤2.3：建立通信总线，生产控制大区应采用《电力自动化通信网络和系统》(DL/T860)标准MMS协议实现一体化平台与单元层设备通信，管理信息大区应采用《能量管理系统应用程序接口》(DL/T890)标准Web Service规范实现一体化平台与外部系统通信；
步骤2.4：中小型智能化水电站与电网电力调度控制中心调度控制系统之间的通信符合《远动设备及系统》第5-104部分，传输规约采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问的要求，与电网电力调度控制中心水调自动化系统之间的通信应符合《电力系统实时数据通讯应用》(DL/T 476)的要求，与水文和防汛部门之间的通信应符合《水情信息编码标准》(SL 330)的要求；
步骤2.5：对于新建水电站，所有设备均须符合《电力自动化通信网络和系统》(IEC61850)标准或《远动设备及系统》第5-104部分的传输规约IEC60870-5-104标准，对于改造水电站，厂站端到集控中心的项目、监控保护设备全套改造的项目，设备均须符合IEC61850标准，集控中心所有设备均须符合IEC61850标准。
进一步地，厂站层网络的具体内容为，厂站层网络采用满足IEC61850标准要求的交互式以太网，传输MMS报文，满足厂站层设备之间以及厂站层设备和单元层设备之间的信息数据互联传输，网络设计采用100Mbps及以上的工业以太网和IEC61850-8-1通信协议，通信介质考虑光纤和双绞线结合使用的方式，网络拓扑结构根据实际规模及投入选用单星形结构或冗余结构，厂站层设备应采用SNTP网络对时方式；
管理信息大区选用IEC61970标准作为与工业电视系统、网管系统、消防系统的软件系统之间的通信协议，采用Web Service的方式实现若干个系统之间的信息集成和服务集成；
实现外部接口的通信网关宜完成IEC61850和IEC61970标准模型转换任务，即实现智能化电厂系统内部的IEC61850 SCL模型转为对外的IEC61970CIM模型接口要求；
水电厂厂站层网络与集控中心厂站层网络之间应直接采用IEC61850标准MMS协议进行通信，水电厂计算机网络和流域集控中心计算机网络与上级电力调度部门之间的通信协议应遵循IEC 60870-5-104或IEC 61970；
过程层网络的具体内容为，过程层网络采用满足IEC61850标准要求的交互式以太网，传输GOOSE报文，满足单元层设备和过程层设备之间的信息数据互联传输；
过程层网络应采用100Mbps工业以太网，采用GOOSE通信协议，通信介质考虑光纤和双绞线结合使用的方式，网络拓扑结构根据实际规模及投入可选用单星形结构或冗余结构，单元层和过程层设备采用IRIG-B对时方式。
进一步地，步骤3中，建立面向服务的一体化监控系应包括以下建设标准：
步骤3.1：采用统一的水电公共信息模型HCIM，并提供全局模型访问功能，具备跨安全区的数据信息同步功能，为不同安全区业务互动提供支撑，对外提供统一的数据访问接口，并具备实时数据和历史数据的通用访问功能，提供满足水电厂一体化管控要求的基础应用组件，人机界面可自由组态，应具备应用组件部署、发布、运行与管理功能，并支持第三方组件集成；
步骤3.2：通过可视化技术，实现对电网运行信息、保护信息、一次和二次设备运行状态的信息的运行监视和综合展示；
步骤3.3：实现中小型智能化水电站内设备就地和远方的操作控制，包括厂内操作、远程控制、调度控制、自动控制、防误闭锁和智能操作票；
步骤3.4：通过对中小型智能化水电站的各项运行数据的综合分析处理，提供分类告警、故障简报及故障分析报告的结果信息，各项运行数据包括站内实时/非实时运行数据、智能应用信息和报警及事故信号。
步骤3.5：通过人工录入或系统交互的手段，建立完备的中小型智能水电厂设备基础信息，实现一、二次设备运行、操作、检修、维护工作的规范化，包括源端维护、权限管理、设备管理定值管理和检修管理；
步骤3.6：基于标准化接口与信息交互功能，建立智能决策系统，实现中小型智能化水电站的经济运行、水情测报、主设备状态检修及决策和安全防护管理。
进一步地，步骤3中一体化监控系统的应用功能结构分为三个层次，包括数据采集和统一存储、数据消息总线和统一访问接口、五类应用功能，五类应用功能包括运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理和智能应用。
进一步地，步骤4的具体内容为，通过对中小型智能化水电站的运行数据的综合分析处理，提供分类告警、故障简报及故障分析报告的结果信息，运行数据包括站内实时/非实时运行数据、智能应用信息和各种报警及事故信号。
进一步地，步骤4的数据处理过程包括站内数据辨识、故障决策分析和智能警告，站内数据辨识的具体内容为，水电站的数据辨识工作分为数据校核与数据筛选，数据校核为检测可疑数据，辨识不良数据，校核实时数据准确性，数据筛选为对告警信息进行筛选、分类和上送；
故障决策分析的具体内容为，故障决策分析由故障分析、决策分析和人机交互组成，即在电厂事故、保护动作、装置故障、异常报警的情况下，通过综合分析站内的事件顺序记录、保护事件、故障录波的信息，实现故障类型识别和故障原因分析，根据故障分析结果，给出处理措施，通过设立专家知识库，实现单事件推理、关联多事件推理、故障智能推理的智能分析决策功能，并将其操作处理建议及分析结果进行可视化展站厂故障信息的逻辑和推理模型，进行在线实时分析和推理，实现告警信息的分类和过滤，为调度中心提供分类的告警简报。
本发明由于采用了上述技术方案，具有以下有益效果：
本发明基于统一规划、统一标准、统一建设的原则，旨在智能化中小水电站的建设与改造，以提高各小水电站的智能化水平，充分挖掘小水电综合效益发挥的潜力，实现无人值班的现代化水电站。
附图说明
图1是本发明系统架构图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下参照附图并举出优选实施例，对本发明进一步详细说明。然而，需要说明的是，说明书中列出的许多细节仅仅是为了使读者对本发明的一个或多个方面有一个透彻的理解，即便没有这些特定的细节也可以实现本发明的这些方面。
如图1所示，为中小型水电站智能系统架构图我，一种中小型水电站智能化改造方法，包括如下步骤：
S1、基于安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，建立满足负荷电力二次系统安全防护要求的中小型智能化水电站系统架构。如图1所示，系统可由纵横两个方向划分层次。
(1)横向层次划分
系统按照上述的智能水电厂相关技术规范，横向应划分为3个安全区，分别为安全Ⅰ区、安全Ⅱ区和管理信息大区。其中，安全Ⅰ区、安全Ⅱ区隶属于生产控制大区。
安全Ⅰ区为实时控制区，用于实时且带有控制功能的电力信息系统，其安全防护等级最高。继电保护、稳定控制、现地控制、调速、励磁、振摆保护系统应部署在安全Ⅰ区单元层。自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)等智能应用组件应部署在安全Ⅰ区厂站层。
安全Ⅱ区为非控制生产区，用于实时但不带有控制功能的电力信息系统。主设备状态在线监测、水情自动测报系统应部署在安全Ⅱ区单元层。中长期水文预报、发电计划、风险分析、节能考核、保护信息管理等智能应用组件应部署在安全Ⅱ区厂站层
管理信息大区为生产管理信息区，用于电力生产管理的信息系统和电力生产办公的信息系统。工业电视、门禁系统应部署在管理信息大区单元层。主设备状态检修决策、安全防护管理等智能应用组件应部署在管理信息大区厂站层。
(2)纵向层次划分
生产控制大区(包括安全Ⅰ区、安全Ⅱ区)纵向应划分为过程层、单元层和厂站层，管理信息大区纵向应划分为单元层和厂站层。
厂站层一体化平台采用分布式结构，分别布置于3个大区。厂站层网络及相应设备在安全Ⅰ区和安全Ⅱ区之间应设置硬件防火墙进行安全隔离，安全Ⅱ区和管理信息大区之间应设置物理隔离设备进行安全隔离。厂站层主要由一体化监控系统和计算机、时钟同步装置硬件设备等共同构成。一体化监控系统纵向贯通调度、生产等主站系统，横向联通水电厂内各自动化设备。直接采集站内电网运行信息和二次设备运行状态信息，通过标准化接口与输变电设备状态监测、辅助应用、计量等进行信息交互，实现水电厂全景数据采集、处理、监视、控制、运行管理等。
单元层主要负责采集本单元内过程层所有实时数据信息，对所有数据进行运算、存储及转发，实现系统信息数据的承上启下功能，并实施对现地设备的控制、操作(闭锁、同期等)、保护及监测等功能。
S2、建立系统通信网络，实现单元层设备与厂站层设备互联的厂站层网络、单元层设备与过程层设备互联的过程层网络的建设。如图1所示，根据系统架构纵横向的层次划分，3个层次之间设置2个网络。
(1)厂站层网络
第1个在单元层设备和厂站层设备之间设置的厂站层网络。厂站层网络采用满足IEC61850标准要求的交互式以太网，主要传输MMS报文，满足厂站层设备之间以及厂站层设备和单元层设备之间的信息数据互联传输。其网络设计采用100Mbps及以上的工业以太网和IEC61850-8-1(MMS)通信协议，通信介质考虑光纤和双绞线结合使用的方式，网络拓扑结构根据实际规模及投入选用单星形结构或冗余结构，厂站层设备应采用SNTP网络对时方式，。
管理信息大区为实现一体化管控选用IEC61970标准作为与工业电视系统、网管系统、消防系统等软件系统之间的通信协议，采用Web Service的方式实现多个系统之间的信息集成和服务集成。
实现外部接口的通信网关宜完成IEC61850和IEC61970标准模型转换任务，即实现智能化电厂系统内部的IEC61850 SCL模型转为对外的IEC61970CIM模型接口要求。
水电厂厂站层网络与集控中心厂站层网络之间应直接采用IEC61850标准MMS协议进行通信。水电厂计算机网络和流域集控中心计算机网络与上级电力调度部门之间的通信协议应遵循IEC 60870-5-104或IEC 61970。
(2)过层次网络
第2个在单元层设备和过程层设备之间设置的过程层网络。过程层网络采用满足IEC61850标准要求的交互式以太网，主要传输GOOSE报文，满足单元层设备和过程层设备之间的信息数据互联传输。
过程层网络应采用100Mbps工业以太网，采用GOOSE通信协议，通信介质考虑光纤和双绞线结合使用的方式，网络拓扑结构根据实际规模及投入可选用单星形结构或冗余结构，单元层和过程层设备采用IRIG-B对时方式。
S3、建立面向服务的一体化监控系，实现中小型水电站全站信息的统一接入、存储与展示，实现一、二次设备运行、操作、检修、维护等工作的规范化。
S3.1、中小型智能水电厂一体化监控系统的应用功能结构分为三个层次：数据采集和统一存储、数据消息总线和统一访问接口、五类应用功能。五类应用功能包括：运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理、智能应用。其需要满足以下系统功能要求和运行性能要求：
(1)系统功能要求
使用全厂统一的水电公共信息模型(HCIM)，并提供全局模型访问功能；具备跨安全区的数据信息同步功能，为不同安全区业务互动提供支撑；对外提供统一的数据访问接口，并具备实时数据和历史数据的通用访问功能；具备满足水电厂一体化管控要求的各类基础应用组件，人机界面可自由组态；具备应用组件部署、发布、运行与管理功能，并支持第三方组件集成。
(2)主要性能要求
模拟量越死区传送整定最小值<0.1％(额定值)，并逐点可调；事件顺序记录分辨率(SOE)：单元层测控装置≤1ms；模拟量信息响应时间(从I/O输入端至数据通信网关机出口)≤2s；状态量变化响应时间(从I/O输入端至数据通信网关机出口)≤1s；厂站层平均无故障间隔时间(MTBF)≥20000h，间隔层测控装置平均无故障间隔时间≥30000h；厂站层各工作站和服务器的CPU平均负荷率：正常时(任意30min内)≤30％，电力系统故障时(10s内)≤50％；网络平均负荷率：正常时(任意30min内)≤20％，电力系统故障时(10s内)≤40％；画面整幅调用响应时间：实时画面≤1s，其他画面≤2s；实时数据库容量：模拟量≥5000点，状态量≥10000点，遥控≥3000点，计算量≥2000点；历史数据库存储容量：历史数据存储时间≥2年，历史曲线采样间隔1min～30min(可调)，历史趋势曲线≥300条。
S3.2、通过可视化技术，实现对电网运行信息、保护信息、一次和二次设备运行状态等信息的运行监视和综合展示；
(1)运行设备的状态监视、监测
实现一次设备的运行状态的在线监测和综合展示，应包括水电厂设备有关的温度、振动、摆度、压力、水位、油位(上、下支架，水导轴承等)、流速、转速、开关位置、电压、电流、绝缘电阻、功率、频率等数据；
实现二次设备的在线状态监视，通过可视化手段实现二次设备运行工况、厂内网络状态和虚端子连接状态监视；
实现水工建筑物实时监视，对大坝和引水管道等渗漏、位移、变形、沉降等在线监测和对渠道、进水口拦污栅前后水位差在线监测。
(2)远程浏览
调度(梯级中小水电调度)中心可以通过数据通信网关机，远方查看智能水站厂一体化监控系统的运行数据，包括电厂潮流、设备状态、历史记录、操作记录、故障综合分析结果等各种原始信息以及分析处理信息。
S3.3、实现中小型智能水电厂内设备就地和远方的操作控制，包括厂内操作、远程控制、调度控制、自动控制、防误闭锁和智能操作票。调度(梯调)中心通过数据通信网关机实现调度控制、远程浏览等。包含以下内容：
(1)厂内操作
具备对全站厂所有发电机组、断路器、电动开关及与控制运行相关的智能设备的控制及参数设定功能；具备事故紧急控制功能，通过对开关的紧急控制，实现故障区域快速隔离；具备软压板投退、定值区切换、定值修改功能。
(2)远程控制
远程控制应该具备大坝进水口工作闸和泄洪工作闸的远程控制功能；前池进水口工作闸远程控制功能；机组主阀及旁通阀远程控制功能；顶盖排水泵远程控制功能；每台机组的冷却水总管远程控制功能；渗漏排水泵远程控制功能；调速器油泵控制箱远程控制功能；低压开关柜总开关电源远程控制功能；升压站隔离刀闸、断路器和接地刀闸远程控制功能；高压开关柜断路器远程控制功能；
(3)调度控制
调度控制应支持调度(梯级水电站调度)中心对厂内设备进行控制和调节以及调度(梯级水电站调度)中心对保护装置进行远程定值区切换和软压板投退操作。
(4)自动控制
自动控制主要包括开停机控制以及顺序控制，开停机控制即在满足机组开停机条件的前提下，按照预定的操作顺序自动完成一系列控制功能；顺序控制即在满足操作条件的前提下，按照预定的操作顺序自动完成一系列控制功能，宜与智能操作票配合进行，使水电站相关设备在满足防误闭锁和运行方式要求的前提下，自动生成符合操作规范的操作票。
(5)防误闭锁
根据中小型智能水电厂电气设备的网络拓扑结构，进行电气设备的有电、停电、接地三种状态的拓扑计算，自动实现防止电气误操作逻辑判断。
S3.4、通过对中小型智能水电厂各项运行数据(站内实时/非实时运行数据、智能应用信息、各种报警及事故信号等)的综合分析处理，提供分类告警、故障简报及故障分析报告等结果信息。主要包含以下内容：
(1)站内数据辨识
水电站的数据辨识工作主要为数据校核(检测可疑数据，辨识不良数据，校核实时数据准确性)与数据筛选(对告警信息进行筛选、分类、上送)。
(2)故障决策分析
故障决策分析主要由故障分析、决策分析和人机交互组成。即在电厂事故、保护动作、装置故障、异常报警等情况下，通过综合分析站内的事件顺序记录、保护事件、故障录波等信息，实现故障类型识别和故障原因分析，根据故障分析结果，给出处理措施。宜通过设立专家知识库，实现单事件推理、关联多事件推理、故障智能推理等智能分析决策功能，并将其操作处理建议及分析结果进行可视化展示。
(3)智能警告
建立中小型智能水电厂故障信息的逻辑和推理模型，进行在线实时分析和推理，实现告警信息的分类和过滤，为调度(梯级水电站调度)中心提供分类的告警简报。
S3.5、通过人工录入或系统交互等手段，建立完备的中小型智能水电厂设备基础信息，实现一、二次设备运行、操作、检修、维护工作的规范化，包括源端维护、权限管理、设备管理定值管理和检修管理。具体内容如下
(1)源端维护
利用图模一体化建模工具生成包含水电厂主接线图、网络拓扑、一二次设备参数及数据模型的标准配置文件，提供给一体化监控系统与调度中心，中小型智能水电厂一体化监控系统与调度中心根据标准配置文件，自动解析并导入到自身系统数据库中，当电厂配置文件改变时，装置、一体化监控系统与调度中心之间应保持数据同步。
(2)权限管理
设置操作权限，根据系统设置的安全规则或者安全策略，操作员可以访问且只能访问自己被授权的资源，并详细地自动记录用户名、修改时间、修改内容等详细信息，落实工作责任制。
(3)设备管理
通过中小型智能水电厂配置描述文件(SCD)的读取、与生产管理信息系统交互和人工录入三种方式建立设备台账信息，并通过设备的自检信息、状态监测信息和人工录入三种方式建立设备缺陷信息。
(4)定值管理与检修管理
接收定值单信息，实现保护定值自动校核，通过计划管理终端，实现检修工作票生成和执行过程的管理
S3.6、基于标准化接口与信息交互功能，建立智能决策系统，实现中小型水电站的自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)、水情测报、主设备状态检修及决策和安全防护管理。包括以下内容：
(1)自动发电控制
a)应对所用的到遥测遥信数据进行校验等防误处理，保证控制安全。
b)应对下发的控制指令进行安全校核。
c)必须具备基本安全约束功能。
d)操作和监视界面必须清晰明确，便于监视和操作，并具有防误操作功能。
e)发电机AGC控制应具备调度自动控制方式(调度设定值方式)、电厂自动控制方式(当地设定值方式/当地曲线方式)、电厂人工控制方式(当地人工方式)、电厂开环控制方式(当地指导方式)。
f)出力分配策略应保持出力的稳定性和出力变化的平滑性。
g)出力分配应保证全厂的机组特性满足调试和电力监控机构对调节速率和响应时间等指标的要示。
h)应具备按容量成比例分配、按等耗量微增率等多种负荷分配方式。
i)AGC分配值与调度/集控给定值差值尽可能最小。
j)电厂实际执行和总出力和调度给定值的偏差在设定的死区范围内。
k)相邻两次负荷调节所造成的机给负荷波动最小。
l)保证整体调节性能的条件下，机组调节次数最少。
m)对全厂设定值进行优化分配，避免机组在振动区运行。
n)避免机组频繁穿越振动区，使所有机组穿越振动区总的次数最小。
(2)自动电压控制
a)应对所用的到遥测遥信数据进行校验等防误处理，保证控制安全。
b)应对下发的控制指令进行安全校核。
c)必须具备基本安全约束功能。
d)操作和监视界面必须清晰明确，便于监视和操作，并具有防误操作功能。
e)发电机AVC控制应具备闭环控制方式(远方控制方式)、开环控制方式(当地指导方式)。
f)具备常用的的无功分配算法(包括等功率因数、等比例、相似调整裕度等)。
(3)水情测报
a)应具有根据水文气象资料，利用采集数据、上游来水量、区间水量及洪水总量之和来预报入库流量。对某一水体、地区或水文站在未来一定时间内的水文情况作出定性或定量的预报功能。
b)应具备水文信息的统计，实现中长期水文预报、洪水预报、发电计划、风险分析、节能考核的功能。
c)应具备电厂自身的防汛、防洪安全指标的监测和报警，预警机制的建立，应根据防汛信息实现最优决策，蓄水量的最优调节，同时不能影响大的防洪战略，并实现电厂多发电。
d)应实现基于安全防汛的统一调度，解决电厂的运行安全。应具备将相关信息发送给防洪办或上一级的防洪部门，为他们及时提供现场的水情信息数据；同时应具备接收有关防汛部门的指示，用于决策电厂安全、经济运行。
(4)设备状态检修决策
a)应具备设备健康分析功能，根据实时数据采集、数据处理和设备设计参数、设备全生命周期建模分析及档案记录，运用智能分析方法进行设备健康状态和寿命的分析(正常、异常、严重、事故、报废)，生成设备优化使用的指导意见。
b)应具备设备故障诊断功能，能根据设备采集数据、设计参数，针对不同设备，运用多种故障诊断方法，生成设备故障诊断结论信息。同时，应能以时域波形图、频谱图和历史趋势图等进行数据效果展示，直观展现出设备故障情况，对设备故障进行定位、记录、预报、预警，提示值班人员适时进行故障确认和检查。
c)应具备设备能耗分析功能，能根据运行数据，根据能耗统计算法，在线计算设备运行的能耗数据，并生成统计、分析报告。
d)应具备设备计划检修决策建议功能，能根据设备运行的健康状态或故障状态和事先录入的运行管理规程，生成设备计划检修决策报告，提示值班人员和管理人员适时进行设备计划检修，并能将检修后录入检修结果记录于系统数据库中，作为下次生成设备计划检修决策报告的依据。
e)应具备优化运行管理功能，能通过对水轮机组、开关柜、变压器等设备运行数据和能耗分析，检测出不稳定负荷区(危险点运行和低效率运行)等危险运行工况，生成优化运行管理报告，提示值班人员和管理人员进行优化运行操作和管理。
(5)安全防护管理
a)应支持监控点的分区、分组管理，如树形分组管理等方式。
b)应具备多级告警级别的灵活设置，支持按监控设备、监测量的种类，告警情况的严重性设置告警级别。
c)应具备设备报警条件的灵活设置，支持任意监控量联动条件设置，多条件任意组合。
d)应具备报警处理功能，可区分多级报警级别，报警事件发生时系统自动按事件级别排队报警、处理，并对应各级别发送报警信息。
e)应具备强大的智能联动功能，能够对相关设备或子系统实现全自动化联动控制(譬如消防系统报警后，自动切断电源，控制门禁开启，邻近摄像机录制现场画面等)。
S4、水电站具体设备功能及其相关配置。
S4.1厂站层设备
厂站层负责水电厂的数据处理、集中监控和数据通信，包括监控主机、数据通信网关机、数据服务器、应用服务器、操作员工作站、工程师工作站、二次安全防护设备、工业以太网交换机及打印机等。
监控主机：负责站内各类数据的采集、处理，实现站内设备的运行监视、操作与控制、信息综合分析及智能告警，集成防误闭锁操作工作站和保护信息子站等功能,可单套配置。
操作员工作站：站内运行监控的主要人机界面，实现对全站一、二次设备的实时监视和操作控制，具有事件记录及报警状态显示和查询、设备状态和参数查询、操作控制等功能，操作员工作站与监控主机合并双套配置。
工程师工作站：实现中小型智能水电厂一体化监控系统的配置、维护和管理，工程师工作站与监控主机合应宜双套配置；
应用服务器：实现经济运行、水情自动测报、主设备状态检修及决策、安全防护管理功能的应用，进行集中处理、分析和展示。
数据服务器：用于水电厂全景数据的集中存储，为厂站层设备和应用提供数据访问服务，应双套配置。
Ⅰ区数据通信网关机：直接采集站内数据，通过专用通道向调度(梯调)中心传送实时信息，同时接收调度(梯调)中心的操作与控制命令。采用专用独立设备，无硬盘、无风扇设计，其数据通信网关机宜双重化配置。
Ⅱ区数据通信网关机：实现Ⅱ区数据向调度(梯调)中心的数据传输，具备远方查询和浏览功能，其数据通信网关机单套配置。
管理信息大区数据通信网关机：实现与主设备状态监测等其他主站系统的信息传输，其数据通信网关机单套配置；
S4.2单元层设备
(1)单元层的保护与测控
单元层的保护测控装置应具备GOOSE功能，应具有点对点传输功能，接口数量不低于2个。
发电机宜采用主、后备保护及测量一体化装置，每台发电机应配置1面机组保护测控屏，布置在机组旁，屏内宜设计事故报告打印机。当采用双重化配置时，按2面屏配置。机组宜选用具有IEC61850功能的控制装置，用以实现机组正常开、停机控制，事故停机控制，设备位置、告警信号监视，设备操作控制等功能。针对1台发电机组宜配置1套发电机成套保护装置，用以实现发电机主、后备测控及保护。针对每台机组至少配置1面机组LCU屏，布置在发电机层。当1面屏不能满足要求时可再增加屏体数量。
主变配置1面主变保护测控屏，布置在主控室，屏内宜设计事故报告打印机。当采用双重化配置时，按2面屏配置。35kV主变保护参照执行。针对1台主变宜配置1套变压器成套保护装置，用以实现变压器主、后备保护及测量。宜配置1套变压器本体保护测控装置，用以实现变压器非电量保护及测量。
110kV线路中，最多2条线路保护配置1面高压线路保护测控屏，布置在主控室，屏内宜设计事故报告打印机。针对每条110kV线路宜配置1套高压线路保护测控装置，用以实现高压线路主、后备保护及测控。
开关站35kV的每个间隔配置1套支持IEC61850标准的保护测控一体化装置，就地采集开关、刀闸位置信息，同时完成保护、控制出口。各保护测控一体化装置均直接接入主控层网络，不再设置过程层网络，通过主控层网络完成信息交换。
35kV及以下间隔保护，当采用开关柜方式时，保护装置安装于开关柜内；当间隔设计在户外时，采用现场就地安装，可安装于就地汇控柜或户外柜内(目的是减少二次控制电缆)。
0.5kV厂用变配置1套支持IEC61850标准的厂用电保护测控装置，就地采集开关、刀闸位置信息，同时完成保护、控制出口。
0.4kV系统2路进线共配置1套支持IEC61850标准的厂用电保护测控装置，就地采集开关、刀闸位置信息，同时完成保护、控制出口、厂用电的自动备自投。各保护测控一体化装置均直接接入主控层网络，不再设置过程层网络，通过主控层网络完成信息交换。
(2)调速器
调速器应支持MMS通信功能，宜支持GOOSE通信总线与过程层设备进行信息交互，应对转速、导叶开度、断路器信号进行直接采样。
每台机组宜配置1套支持IEC61850标准的调速器，要求配置双套电气设备，调速器工作时，要求一套设备处于工作状态，另一套设备处于热启动备用状态。
(3)励磁
励磁装置应支持MMS通信功能，宜支持GOOSE通信总线与过程层设备进行信息交互，应对机端电压和断路器信号进行直接采样。每台机组宜配置1套支持IEC61850标准的励磁系统，要求配置双全控桥、双通道，要求一个全控桥及一个通道处于工作状态，另一个全控桥及通道处于热启动备用状态。
(4)水情自动测报
水情自动测报终端设备应支持有线、无线传输方式，有线方式应支持MMS通信功能，终端设备应具有水位、流量、雨量、图片数据的采集、传输、处理、存储等功能，应优先选用市电供电方式，当现场无法提供市电时，水情自动测报终端应具备太阳能供电方式，水情自动测报终端设备应具备高节能性，具备防雷击、抗电磁干扰能力，能在无人值守的野外条件下长期稳定工作。
对于流域式电站，应在电站上游每隔约5～10公里位置，配置水情自动测报终端设备。
对于具有水库的电站，应在坝首、坝尾分别配置水情自动测报终端设备。
对于引水式电站，存在较长引水明渠且明渠下方有村庄等生活、生产设施时，应在明渠段，在5公里间隔内配置水情自动测报终端设备。
对于有生态流量考核指标的电站，应在生态流量泄放口位置配置生态流量监测装置。
(5)运行工况的监视
在智能水电站运行时，基于安全经济绿色高效运行的原则，需对水工设施、电气设备及消防安防的各个运行工况点进行运行监测与监视。
对水工设施的监视主要为：大坝、量水堰、闸门(含冲沙闸)漏水状况的实时监视；坝肩、放水塔、明渠塌方状况以及库区易塌方点的监视；水库、前池等的水位监视；进水口拦污栅状况的实时监视，判断是否堵塞影响水流量；压力管边坡易塌方点的监视；溢洪道、尾水环境的监视；尾水位的监视；集水井水位的监视；隧洞进水口的监视以及其他需要设置监视装置的位置。
对电气设备运行工况的监视主要为：发动机碳刷的监视；上导轴承油位的监视(或卧式机组的径向推力轴承油位监视)；机组LCU屏面板、励磁面板、测温自动屏的监视；调速器开度的监视；下导轴承油位的监视(或卧式机组的径向轴承油位监视)；水轮机的水导轴承油位监视；水导轴承的顶盖漏水监视；升压站变压器接头、断路器分合闸状况、变压器油位的监视；隔离刀闸、接地刀闸分合闸状况的监视；高压室面板状况的监视；低压开关柜分合闸状况的监视；发电机出线接头状况的监视。
消防安防的监视主要为：大坝环境状况的监视；厂区道路、大门、围墙状况的监视；操作员工作站的实时监视；厂房发电机层整体状况的监视；水轮机层环境状况的监视；升压站及入口周围环境状况的监视；水泵室环境状况的监视；集水井周围环境状况的监视；高压室周围环境状况的监视；尾水范围环境状况的监视；泄洪道环境状况的监视。
(6)设备状态的监测
状态监测设备应支持MMS通信功能，应具有对水电站水轮发电机组、开关柜、变压器、避雷器等电气设备及关键水工机械设备状态信息(温度、振动、摆度、压力、位置、电阻、速度等)实时采集和在线监测，并进行初步分析诊断。智能测温装置应具备温度越限、温升越限告警功能；应具备通道震荡频度超限自检、温度离散度超限自检功能；应具备温度实时数据、历史数据、趋势分析结果等画面展示功能。振摆监测装置应具备自动对机组的稳态运行、暂态过程(包括瞬态)的振动、摆度变化分析，异常预警。
水轮机应配置智能测温装置，每台水轮机水导轴承应配置1～2个点主瓦温度检测、1个油槽温度监测，实现对水轮机各关键点(如轴瓦)温度的监测，具有温度变化趋势、历史数据统计分析，故障诊断等功能，同时还需配置振摆监测装置，实现对水轮机水平、垂直位置振动和摆度数据的监测，此外，需要辅助配置蜗壳水压力监测装置、装置水导轴承油位监测装置、水导轴承油混水监测装置、导叶状态监测装置、剪断销状态监测装置、主阀两边水压力监测装置、主阀开关状态、旁通阀状态监测装置、顶盖漏水水位监测装置、置顶盖排水泵远程控制装置、置水导轴承冷却水压力、流量的监测装置和主轴密封压力的监测装置。
发电机应配置智能测温装置，每台发电机上导轴承推力瓦应配置不少于2个测温点，上导轴承油温1个测温点，径向瓦应配置2个测温点；根据发电机容量及出口电压等级应按如下测温点配置：800kW及以下(400V)低压机组定子铁芯、定子线圈分别配置3个测温点，800kW以上(6.3kV及以上电压等级)定子铁芯、定子线圈分别配置6个测温点，实现对发电机各关键点(如定子)温度的监测，具有温度变化趋势、历史数据统计分析，故障诊断等功能。其下导轴承径向轴瓦应配置不少于2个测温点，油温1个测温点，同时还应配置高精度的定子、转子绝缘监测装置，实现对接地故障的监测，此外仍需辅助配置部放电装置、上导轴承油位监测装置、上导轴承油混水监测装置、下导轴承油位监测装置、下导轴承油混水监测装置、上导轴承冷却水压力、流量的监测、下导轴承冷却水压力、流量的监测、空冷器温度监测，进风口、出风口各配置1个测温点、空冷器冷却水压力、流量的监测、置发电机测速装置(含齿盘测速等)、发电机刹车装置的位置监测、冷却水总管压力、流量监测装置。
变压器应配置智能测温装置，实现对变压器各关键点(如油温)温度的监测，具有温度变化趋势、历史数据统计分析，故障诊断等功能，同时应配置油位监测装置，对于大容量变压器，宜配置局部放电装置，对于大容量变压器，宜配置变压器油中溶解气体在线监测装置。
压力管道应针对压力管道应配置压力管道压力脉动监测、配置压力管水压监测装置和压力钢管镇墩位移的监测装置。
大坝应配备坝肩形变、位移的监测装置、形变、位移、沉降、渗漏监测装置、大坝泄洪闸门行程监测装置、进水口工作闸、泄洪工作闸应配置远程控制装置。
引水系统(含隧洞、渠道)宜配置隧洞洞壁形变、位移、易沉降点的监测、中间泄洪闸门行程监测装置，前池进水口工作闸应配置远程控制装置。
除以上主设备外，还需对以下设备完成监控装置的配置：
主阀：配置机组主阀及旁通阀远程控制装置。
调速器：配置油泵控制箱远程控制装置。
高压开关柜：配置无线测温装置，实现对柜内各关键点(如断路器上触头、下触头、母排、电缆头)温度变化趋势的监测，宜选配局部放电监测装置、高压开关柜断路器应配置远程控制装置。
避雷器：宜配置避雷器监测装置。
升压站：断路器、隔离开关、接地刀闸、互感器分合闸位置的监测和隔离刀闸、断路器、接地刀闸应配置远程控制装置。
直流系统：宜配置电池均衡器，用于平衡电池组中的各电池电压，让所有电池在充放电时同时达到充电限制电压或放电截止电压，延长电池组的使用时间。
供水系统：供水总管流量、压力的监测，上导轴承、下导轴承、水导轴承、主轴密封进水管流量、压力的监测，并在每台机组的冷却水总管应配置远程控制装置。
排水系统：集水井水位监测、顶盖漏水水位的监测，应配置渗漏水排水泵远程控制装置。
供气系统：供气管压力监测。
油系统：油压装置压力监测。
厂用电系统：厂用电、低压开关柜开关位置的监测，低压开关柜总开关电源应配置远程控制装置。
水库大坝：水位、前池水位、拦污栅前后水压差、尾水位的监测，降雨量的监测。
(7)安全防护
安全防护系统的防护级别与被防护对象的风险等级相适应，兼顾安全性和经济性。安全防护系统中，入侵、视频、灯光、门禁、消防等各子系统宜实现联动控制。
中小型智能水电厂安全防护等级应根据治安风险等级划分，安全防护级别由低到高分为四级安全防护、三级安全防护、二级安全防护、一级安全防护。(治安风险等级应根据中小型智能水电厂的重要程度、当地社会治安状态以及电力设施遭受侵害后对公共安全和人身财产安全造成危害的程度，由低到高划分为四级风险、三级风险、二级风险和一级风险)一、二、三、四级安全防护等级中小型智能水电厂安全防范系统配置应满足表1规定。
表1安全防范设施配置表
Figure BDA0003609144760000191
S4.3过程层设备
智能水电站的过程层主要智能设备为智能终端和智能电子装置。过程层的保护装置的跳合闸及重要开出GOOSE信号应采用光纤点对点方式直接接入就地智能终端，其保护装置的开出信息、逻辑互锁信息、断路器及机组I/O信息和告警信息以及保护间的闭锁、启动信息应采用光纤点对点方式直接接入相关装置。变压器非电量保护采用电缆直接跳闸。
为减少二次回路电缆的使用，宜将智能终端安装于就地汇控柜或户外柜，智能电子装置主要负责数据采集、处理、传输以及控制指令传输与执行，应采用就地安装方式。
(1)智能终端
发电机组机端断路器配置1套智能终端，宜安装于高压开关室开关柜。对于110kV主变配置1套智能终端，对于主变本体配置1套变压器本体智能终端，均安装于就地汇控柜或户外柜。对于每回110kV线路断路器配置1套智能终端，安装于就地汇控柜或户外柜。对于35kV及以下出线、10.5kV厂用变间隔无需单独配置智能终端，每个间隔各配置1套保护测控一体化装置。当采用开关柜方式时，安装于开关柜上；当为户外开关时，安装于就地汇控柜或户外柜。
(2)智能电子装置
智能电子装置主要用于电厂各个电气控制系统规模较大、分类明确的场合，采用就地安装方式。规模较小时无需配置，直接由PAC负责统一采集。
针对阀门控制系统配置1套进水阀控制装置，安装于阀门旁。
针对高压油系统储油罐油压的监测及泵的控制配置1套高压油系统的控制装置，安装于高压油室内。
针对发电机的温度(推力轴承、导轴承、发电机轴承、各相绕组)、振动等的监测及控制配置1套发电机在线监测装置，安装于发电机旁。
针对溢洪道闸门和大坝的监测及控制配置1套大坝监测装置，安装于大坝控制室。
针对调速系统的接力器、控制器及水轮机信息的监测及控制配置1套调速器控制装置，安装于调速器控制箱中。
针对励磁系统的调节、控制、磁场断路器、保护功能的应用配置1套励磁调节装置，安装于励磁屏中。
S4.4系统软件
智能水电站的主要系统软件包括操作系统、历史/实时数据库和标准数据总线与接口等
(1)操作系统
智能水电站的操作系统应优先选用国产操作系统，可采用Linux/Unix操作系统。
(2)历史数据库
历史数据库宜采用成熟商用数据库。提供数据库管理工具和软件开发工具进行维护、更新和扩充操作。
(3)实时数据库
实时数据库提供安全、高效的实时数据存取，支持多应用并发访问和实时同步更新。
(3)应用软件
应用软件采用模块化结构，具有良好的实时响应速度和稳定性、可靠性、可扩充性。
(4)标准数据总线与接口
数据总线与接口应提供基于消息的信息交换机制，通过消息中间件完成不同应用之间的消息代理、传送功能。
S4.5工具软件
(1)系统配置工具
提供独立的系统配置工具和装置配置工具，能正确识别和导入不同制造商的模型文件，具备良好的兼容性。系统配置工具应支持对一、二次设备的关联关系、全站的智能电子设备(IED)实例以及IED间的交换信息进行配置，导出全站SCD配置文件；支持生成或导入水电厂规范模型文件(SSD)和智能电子设备配置描述(ICD)文件，且应保留ICD文件的私有项；
装置配置工具应支持装置ICD文件生成和维护，支持从SCD文件中提取需要的装置实例配置信息，应具备虚端子导出功能，生成虚端子连接图，以图形形式来表达各虚端子之间的连接。
(2)模型校核工具
模型校核工具具备SCD文件导入和校验功能，可读取智能变电厂SCD文件，测试导入的SCD文件的信息是否正确；具备合理性检测功能，包括介质访问控制(MAC)地址、网际协议(IP)地址唯一性检测和VLAN设置及端口容量合理性检测；具备智能电子设备实例配置文件(CID)文件检测功能，对装置下装的CID文件进行检测，保证与SCD导出的文件内容一致。
本发明结合我国能量系统、电力系统和通讯系统的引用规范，提出了中小型智能水电的系统架构，提出了中小水电站的通信系统、监控系统建设标准，为小水电站的具体设备功能与配置提供了全新的方法和思路，为中小型水电站的智能化改造与建设提供了理论基础保障，具有较强的工程指导性。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以作出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种中小型水电站智能化改造方法，其特征在于：所述方法包括如下步骤：
步骤1：基于安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，建立满足负荷电力二次系统安全防护要求的中小型智能化水电站系统架构；
步骤2：建立系统通信网络，实现单元层设备与厂站层设备互联的厂站层网络、单元层设备与过程层设备互联的过程层网络的建设；
步骤3：建立面向服务的一体化监控体系，实现中小型智能化水电站信息的统一接入、存储与展示，实现一、二次设备运行、操作、检修、维护工作的规范化；
步骤4：对中小型智能化水电站的相关设备进行功能调试和配置。
2.根据权利要求1所述的一种中小型水电站智能化改造方法，其特征在于：步骤1中，中小型智能化水电站的系统架构包括以下建设标准：
遵循《电力自动化通信网络和系统》(DL/T860)标准，进行全站信息统一建模，建立中小型智能化水电站全景数据，满足基础数据的完整性、准确性和一致性的要求，实现信息统一存储，提供统一规范的数据访问服务，时间同步系统全中小型智能化水电站统一，同步对时信号取自同一信号源，满足智能电子装置IED及智能设备的对时要求。
3.根据权利要求2所述的一种中小型水电站智能化改造方法，其特征在于：步骤1中，中小型智能化水电站系统架构由横向层次划分和纵向层次划分进行两个层次划分，横向层次划分的具体内容为，根据中小型智能化水电站的系统架构的建设标准横向应划分为3个安全区，分别为安全Ⅰ区、安全Ⅱ区和管理信息大区，其中，安全Ⅰ区、安全Ⅱ区隶属于生产控制大区，安全Ⅰ区为实时控制区，用于实时且带有控制功能的电力信息系统，其安全防护等级最高，继电保护、稳定控制、现地控制、调速、励磁、振摆保护系统部署在安全Ⅰ区的单元层，自动发电控制AGC、自动电压控制AVC的智能应用组件应部署在安全Ⅰ区厂站层，安全Ⅱ区为非控制生产区，用于实时但不带有控制功能的电力信息系统，主设备状态在线监测、水情自动测报系统部署在安全Ⅱ区单元层，中长期水文预报、发电计划、风险分析、节能考核、保护信息管理的智能应用组件部署在安全Ⅱ区厂站层，管理信息大区为生产管理信息区，用于电力生产管理的信息系统和电力生产办公的信息系统，工业电视和门禁系统部署在管理信息大区单元层，主设备状态检修决策、安全防护管理的智能应用组件部署在管理信息大区厂站层；
纵向层次划分的具体内容为，生产控制大区包括安全Ⅰ区和安全Ⅱ区，纵向应划分为过程层、单元层和厂站层，管理信息大区纵向应划分为单元层和厂站层，厂站层一体化平台采用分布式结构，分别布置于3个大区，厂站层网络及相应设备在安全Ⅰ区和安全Ⅱ区之间应设置硬件防火墙进行安全隔离，安全Ⅱ区和管理信息大区之间应设置物理隔离设备进行安全隔离，厂站层由一体化监控系统和计算机、时钟同步装置硬件设备构成，一体化监控系统纵向贯通调度和生产主站系统，横向联通水电厂内的自动化设备，直接采集站内电网运行信息和二次设备运行状态信息，通过标准化接口与输变电设备状态监测、辅助应用、计量进行信息交互，实现水电厂全景数据采集、处理、监视、控制和运行管理，单元层负责采集本单元内过程层所有实时数据信息，对所有数据进行运算、存储及转发，实现系统信息数据的承上启下功能，并实施对现场设备进行控制、操作、保护和监测。
4.根据权利要求3所述的一种中小型水电站智能化改造方法，其特征在于：步骤2中的系统通信网络包括以下建设标准：
步骤2.1：通讯网络的过程层采用GOOSE点对点的组网方式或冗余的GOOSE网组网，具备远程配置、监视、报警和维护功能；
步骤2.2：通讯网的厂站层采用单星型网络或双星型网络，具备远程配置、监视、报警和维护功能，且要保证生产控制大区厂站网络设备单个元件故障不造成系统全局性故障；
步骤2.3：建立通信总线，生产控制大区应采用《电力自动化通信网络和系统》(DL/T860)标准MMS协议实现一体化平台与单元层设备通信，管理信息大区应采用《能量管理系统应用程序接口》(DL/T890)标准Web Service规范实现一体化平台与外部系统通信；
步骤2.4：中小型智能化水电站与电网电力调度控制中心调度控制系统之间的通信符合《远动设备及系统》第5-104部分，传输规约采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问的要求，与电网电力调度控制中心水调自动化系统之间的通信应符合《电力系统实时数据通讯应用》(DL/T 476)的要求，与水文和防汛部门之间的通信应符合《水情信息编码标准》(SL 330)的要求；
步骤2.5：对于新建水电站，所有设备均须符合《电力自动化通信网络和系统》(IEC61850)标准或《远动设备及系统》第5-104部分的传输规约IEC60870-5-104标准，对于改造水电站，厂站端到集控中心的项目、监控保护设备全套改造的项目，设备均须符合IEC61850标准，集控中心所有设备均须符合IEC61850标准。
5.根据权利要求4所述的一种中小型水电站智能化改造方法，其特征在于：厂站层网络的具体内容为，厂站层网络采用满足IEC61850标准要求的交互式以太网，传输MMS报文，满足厂站层设备之间以及厂站层设备和单元层设备之间的信息数据互联传输，网络设计采用100Mbps及以上的工业以太网和IEC61850-8-1通信协议，通信介质考虑光纤和双绞线结合使用的方式，网络拓扑结构根据实际规模及投入选用单星形结构或冗余结构，厂站层设备应采用SNTP网络对时方式；
管理信息大区选用IEC61970标准作为与工业电视系统、网管系统、消防系统的软件系统之间的通信协议，采用Web Service的方式实现若干个系统之间的信息集成和服务集成；
实现外部接口的通信网关宜完成IEC61850和IEC61970标准模型转换任务，即实现智能化电厂系统内部的IEC61850 SCL模型转为对外的IEC61970 CIM模型接口要求；
水电厂厂站层网络与集控中心厂站层网络之间应直接采用IEC61850标准MMS协议进行通信，水电厂计算机网络和流域集控中心计算机网络与上级电力调度部门之间的通信协议应遵循IEC 60870-5-104或IEC 61970；
过程层网络的具体内容为，过程层网络采用满足IEC61850标准要求的交互式以太网，传输GOOSE报文，满足单元层设备和过程层设备之间的信息数据互联传输；
过程层网络应采用100Mbps工业以太网，采用GOOSE通信协议，通信介质考虑光纤和双绞线结合使用的方式，网络拓扑结构根据实际规模及投入可选用单星形结构或冗余结构，单元层和过程层设备采用IRIG-B对时方式。
6.根据权利要求5所述的一种中小型水电站智能化改造方法，其特征在于：步骤3中，建立面向服务的一体化监控系应包括以下建设标准：
步骤3.1：采用统一的水电公共信息模型HCIM，并提供全局模型访问功能，具备跨安全区的数据信息同步功能，为不同安全区业务互动提供支撑，对外提供统一的数据访问接口，并具备实时数据和历史数据的通用访问功能，提供满足水电厂一体化管控要求的基础应用组件，人机界面可自由组态，应具备应用组件部署、发布、运行与管理功能，并支持第三方组件集成；
步骤3.2：通过可视化技术，实现对电网运行信息、保护信息、一次和二次设备运行状态的信息的运行监视和综合展示；
步骤3.3：实现中小型智能化水电站内设备就地和远方的操作控制，包括厂内操作、远程控制、调度控制、自动控制、防误闭锁和智能操作票；
步骤3.4：通过对中小型智能化水电站的各项运行数据的综合分析处理，提供分类告警、故障简报及故障分析报告的结果信息，各项运行数据包括站内实时/非实时运行数据、智能应用信息和报警及事故信号。
步骤3.5：通过人工录入或系统交互的手段，建立完备的中小型智能水电厂设备基础信息，实现一、二次设备运行、操作、检修、维护工作的规范化，包括源端维护、权限管理、设备管理定值管理和检修管理；
步骤3.6：基于标准化接口与信息交互功能，建立智能决策系统，实现中小型智能化水电站的经济运行、水情测报、主设备状态检修及决策和安全防护管理。
7.根据权利要求6所述的一种中小型水电站智能化改造方法，其特征在于：步骤3中一体化监控系统的应用功能结构分为三个层次，包括数据采集和统一存储、数据消息总线和统一访问接口、五类应用功能，五类应用功能包括运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理和智能应用。
8.根据权利要求7所述的一种中小型水电站智能化改造方法，其特征在于：步骤4的具体内容为，通过对中小型智能化水电站的运行数据的综合分析处理，提供分类告警、故障简报及故障分析报告的结果信息，运行数据包括站内实时/非实时运行数据、智能应用信息和各种报警及事故信号。
9.根据权利要求8所述的一种中小型水电站智能化改造方法，其特征在于：步骤4的数据处理过程包括站内数据辨识、故障决策分析和智能警告，站内数据辨识的具体内容为，水电站的数据辨识工作分为数据校核与数据筛选，数据校核为检测可疑数据，辨识不良数据，校核实时数据准确性，数据筛选为对告警信息进行筛选、分类和上送；
故障决策分析的具体内容为，故障决策分析由故障分析、决策分析和人机交互组成，即在电厂事故、保护动作、装置故障、异常报警的情况下，通过综合分析站内的事件顺序记录、保护事件、故障录波的信息，实现故障类型识别和故障原因分析，根据故障分析结果，给出处理措施，通过设立专家知识库，实现单事件推理、关联多事件推理、故障智能推理的智能分析决策功能，并将其操作处理建议及分析结果进行可视化展站厂故障信息的逻辑和推理模型，进行在线实时分析和推理，实现告警信息的分类和过滤，为调度中心提供分类的告警简报。
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