海上风电柔性直流送出一体化监控系统方案设计

肖异，刘超，马怡晴，魏来，张勇，王文怡，刘宣宣，周欣宇，朱璧君

（中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司， 武汉 430071）

随着世界各国对能源与环境的重视程度不断提高，推动能源转型、加快新能源建设已成为普遍共识［1-4］。我国提出2030年碳达峰和2060年碳中和“双碳目标”，将极大推动可再生能源开发力度。相比陆上风电，海上风电具有年发电小时数高、风力资源稳定等优点，是较为优质的可再生能源［5］。我国经过近十年来大力发展，近海风电已趋近饱和，考虑到交流海缆的传输距离限制，以柔性直流送出技术为特征的中远海风电开发成为风电产业未来发展新的增长点。中远海风电通过柔性直流输电方式并网，海上风电柔性直流送出系统集海上风电场、海上升压站、海上换流站、陆上换流站、交流海缆、直流海缆于一体，由于海上场站地理分布广阔，且海上环境恶劣，海上场站的运行巡检工作十分困难。同时，海上风电柔性直流送出系统调度管理对象众多，投资主体不同，关系复杂，增加了调度管理的难度［6-11］。

欧洲包括HelWin1、HelWin2和BorWin在内的海上风电柔性直流送出工程都已竣工投运，国外类似工程依据承包厂家的不同采用局部集中的监控模式［12-15］。我国首个海上风电柔性直流送出示范工程三峡如东海上风电柔性直流示范项目已于2021年12月成功投运，如东工程采用一体化监控方式，将海上风场、海上升压站、柔性直流换流站、交直流海缆进行集中监控。

海上风电场/海上升压站计算机监控系统与海上换流站/陆上换流站计算机监控系统分别针对常规交流发输变电系统和柔性直流输电系统，两套系统所采用的技术路线、硬件平台、软件结构等均存在较大的差异或技术壁垒，在目前现状条件下，需要运行人员在不同的监控平台下分别对两套系统进行独立运维；
同时各个不同子系统之间互相孤立，形成信息孤岛，系统的信息融合度不够，缺乏对各系统数据进行挖掘整合的手段，增加了运维工作量，降低了运维效率。本文以实现海上场站、陆上换流站、交/直流海缆统一调度和集中监控为目标，首次提出了海上风电柔性直流送出一体化监控系统设计方案，应用一体化监控技术实现了对海上风电柔性直流送出系统的统一调度管理协同运行维护，打破因投资主体不同而带来的管理壁垒，实现了电网侧和新能源发电侧的互联互通、信息共享，强化了对海上风电柔性直流送出系统各环节安全生产的实时监管和专业化指导，为无人值守提供技术基础，为海上风电柔性直流送出系统一体化控制能力提出新方法、开拓新思路，实现在一个工作地点远程管理整个风电项目的功能，提高安全运行管理水平，进一步推进集约化管理，对后续类似工程具有指导意义。

海上风电柔性直流送出系统通常汇集两片以上的风电场风力资源，这些风电场由于投资主体不同，可能分属于不同的业主单位，柔性直流输电系统的业主单位和远海风电场的业主也可能不同。若各业主单位采用不具友好兼容特性的局部集中监控模式，海上风电柔性直流送出系统调度及运维管理模式将较为复杂，不便于系统统一协调运维。针对该问题，本文提出了一体化监控系统方案，以运维模式优化为目标，首次将海上风电柔性直流送出系统（海上风电场、海上升压站、海上换流站、陆上换流站）作为整体调度对象设计集控系统，并从工程经济性角度，提出了海上风电柔性直流送出一体化监控系统和陆上换流站监控系统同站址建设的工程建设模式。

该一体化监控系统由柔性直流控制保护系统［12］、升压站监控、风功率预测、风机监控、故障录波、保护及故障信息管理、电能量计量、设备状态在线监测、视频及环境监控、海缆监测等多个子系统共同组成，其总体架构如图1所示。

1.1 海上风电柔性直流送出一体化监控系统

海上风电柔性直流送出一体化监控系统主要设备由系统服务器、前置服务器、监控Ⅰ区工作站、同步相量测量系统主机、监控Ⅱ区工作站、综合应用服务器（兼前置服务器）、历史数据服务器、电能量处理器、智能运维服务器、WEB服务器、智能运维工作站、数据通信网关机、一体化接口装置（换流站部分、海上升压站部分）、核心以太网交换机、二次安防等设备组成。

海上风电场、海上升压站、柔性直流换流站控保信息、辅控信息根据各自系统安全分区分别通过站内光缆接入一体化监控系统各安全区。同时，一体化监控系统统一将各个区域调度所需信息汇集后接入调度数据网设备传送至各相关调度端。厂站端可在一体化监控系统实现全区域的运维管理，也可分别在各区域子系统实现各自区域的运维管控。一体化监控系统采用双局域网结构（图1中仅示意单网），构成分层分布式的开放系统，其各区按功能分别组网，可分为生产控制区、生产非控制区、管理信息区。各安全分区内部使用独立的数据网络，安全分区之间横向隔离，生产控制大区与电力调度数据网之间、管理信息大区与电力企业网络之间设置纵向加密认证装置。

图1 海上风电柔性直流送出一体化监控系统架构图Fig.1 Architecture diagram of integrated monitoring system for VSC-HVDC transmission of offshore wind power

1.1.1 生产控制区（安全区Ⅰ）

一体化监控系统Ⅰ区系统从陆上换流站控制部分和升压站控制部分的一体化接口装置上接收和处理Ⅰ区实时信息，换流站和升压站上送的遥测、遥信、事件等信息直接送达监控系统的前置系统，并通过Ⅰ区通信网关机将风电场及换流站调度所需信息接入调度数据网Ⅰ区交换机发送至相关调度端运行人员，通过监控中心工作站对换流站和升压站进行操作，遥控操作命令也通过监控系统前置网络下发至换流站和升压站执行。

1.1.2 生产非控制区（安全区Ⅱ）

根据二次安防相应规定，故障录波系统、在线监测系统、保信子站、智能辅控系统、电能计量系统属于安全区Ⅱ。换流站内和海上升压站的故障录波系统、在线监测系统、智能辅控系统、阀厅红外测温系统均仅在陆上换流站内设置系统主机，在陆上换流站、海上换流站、海上升压站分别设置相应系统的采集装置，各子系统采集装置采集信息后通过海缆光纤专线传至子系统主机。汇集后的换流站及海上风场相关信息，通过Ⅱ区通信网关机将调度所需信息发送至相关调度端；
并将日常运维所需信息通过正向隔离装置传送至管理信息区智能运维服务器。

1.1.3 管理信息区

监控中心管理信息区由智能运维服务器、智能运维工作站和WEB服务器及组网交换机组成，其中智能运维服务器用于从监控网中调取实时数据信息以及接收换流站、升压站和海上风机侧视频监控图像信息［16-19］，智能运维工作站提供人机接口给工作人员实现就地运维，WEB服务器用于实现信息展示交互与发布功能。

1.2 柔性直流换流站

陆上换流站设置有工程师工作站、陆上换流站控制保护系统设备（含阀控、阀冷、辅助）、交直流电源系统、电度表、在线监测系统［20-22］、故障录波系统、保信子站采集装置、智能辅助控制系统、阀厅红外测温系统、海缆监测系统［23］、视频监视系统。

海上换流站设置有海上换流站控制保护系统设备（含阀控、阀冷、辅助）、交直流电源系统、电度表及电能汇集装置、在线监测采集装置、故障录波装置、保信子站采集装置、智能辅助控制系统采集装置、阀厅红外测温系统前端设备、视频监视前端设备。各类二次系统的采集装置和前端设备均纳入陆上换流站的对应二次系统统筹考虑。

1.3 海上升压站

在陆上换流站设置海上升压站对应的各二次系统的设备，包含工程师工作站、风机监控系统、AGC系统、升压站综合自动化系统、风功率预测系统、故障录波系统、在线监测系统、智能辅助控制系统、视频监视主机、视频监视主机及前端设备。

海上风电场升压站内设置有便携工作站、风机监控系统、交直流电源系统、同步相量采集装置、风功率预测采集、电度表及电能汇集装置、在线监测采集装置、故障录波装置、保信子站采集装置、智能辅助控制系统采集装置、视频监视主机及前端设备。

1.4 中间传输链路层

中间传输链路层分别通过海底光电复合缆，设置两对SDH光端机，用于海上升压站至海上换流站、海上换流站至陆上换流站之间的信息传输。海上风电柔性直流送出一体化监控系统与调度中心之间，通过电力调度数据网进行传输。

一体化监控系统由统一应用支撑平台和基于该平台一体化设计开发的集中监控应用组成，满足升压站、风电场、柔性直流站等新能源应用领域的一体化集控需求［24-25］。系统以实现数字化、自动化、智能化为目标，实现对所辖海上风电场、海上升压站、海上换流站和陆上换流站数据的统一采集和集中监视，方便运行人员及时掌握各电站的现场情况、运行数据，加强海上风电场、海上升压站和柔性直流换流站安全生产的实时监管和专业化指导，能够实现各子站设备的远程遥控和各系统运行状态的远程监视。一体化监控系统主要涵盖了实时监视与控制、辅助监控及预警、生产运行管理及应用三大类应用功能，如图2所示。

图2 海上风电柔性直流送出一体化监控系统应用功能结构示意图Fig.2 Application function structure diagram of integrated monitoring system for VSC-HVDC transmission of offshore wind power

2.1 实时监视与控制类

远程实时监视应用实现对海上风电场、升压站和换流站设备运行和电力生产情况的集中远程监视、控制。

2.1.1 数据采集处理功能

海上风电柔性直流送出一体化监控系统采集的数据类型包括模拟量、开关量。模拟量包括风速、风向、光照、温度以及电压、电流、有功及无功功率、阀冷系统测量等电气模拟量和非电气模拟量；
开关量包括事故总信号、断路器及隔离开关的位置信号、设备状态信号、柔性直流系统的状态/运行方式/控制方式、阀冷系统的状态信号等；
重要继电保护动作信号和各类故障信号。

2.1.2 控制调节功能

一体化监控系统能够实现对海上风电场、海上升压站、柔性直流换流站内开关、刀闸开合，改变变压器的分接头位置，投切无功补偿装置，直流运行方式和控制方式的转换，直流功率调节等控制调节功能。操作控制权正常情况下设置在一体化监控系统，特殊情况下可切换至厂站层，操作控制权限控制点设在风电场。所有控制功能具有严格的分级操作原则和闭锁逻辑：就地、间隔层、站控层、集中监控层，控制权限可实现分级保护。对各点的控制内容如下：

1）海上风电场控制；

2）海上升压站控制；

3）柔性直流换流站控制。

2.1.3 防误闭锁

海上风电柔性直流送出一体化监控系统提供系统级一体五防功能，每次遥控操作均需检测与所操作对象有关联的设备，保证控制操作的安全。在一体化监控系统进行的操作进行防误闭锁判断。系统集成一体化的站控层防误闭锁功能，能对运行人员的电气设备操作步骤进行控制、判断和分析，以确定该操作是否合法、合理、安全和正确。

2.1.4 功率控制监视

海上风电柔性直流送出一体化监控系统可以接收各厂站上传的子站AGC系统数据，包括各厂站AGC调度指令、全站可增/减发有功量、全站可增/减发无功量、全站增/减有功闭锁、全站增/减无功闭锁、子站AGC运行状态等信息，由一体化监控系统实现AGC相关数据的统一存储、集中查询、展示。

2.2 辅助监控及预警类

辅助监控及预警应用实现各厂站辅助设备数据采集，如风电场功率预测、升压站在线监测、换流站在线监测、海缆监测等辅控系统，实现对各辅控系统进行的统一监视及预警。

2.2.1 风功率预测

受各种不确定因素的影响，中长期尺度的风功率预测应用场景相对较少，因此海上风电柔性直流送出一体化监控系统风功率预测主要实现超短期预测和短期预测，接入各海上风电场功率预测的信息，实现功率预测的统一管理：数据接入、误差统计、查询统计、数据存储。

2.2.2 保信及录波

保护及故障信息管理功能具备信息采集、数据处理及存储，具备系统信息的故障波形分析、保护装置运行管理、定值管理等应用功能。

2.2.3 智能化运维

海上风电柔性直流送出一体化监控系统智能化运维主要实现对海上风电场、海上升压站、柔性直流换流站、交直流海缆等主要电气设备的设备在线监测，以及对关键设备安装地点以及周围环境进行全天候的监测和图像监视。利用智能视频技术提升海上风电柔性直流送出系统各场站的无人值守水平和智能监督管理水平，以满足电力安全生产的要求，以及场站安全警卫的要求。

2.3 生产运行管理及应用类

一体化监控系统的生产管理类应用是实现海上风电柔性直流送出系统调度规范化、流程化和一体化管理的技术保障。生产管理类应用主要包括生产运行、专业管理、信息展示与发布、风机关键绩效指标、网页发布等应用。

2.3.1 生产运行

生产运行应用主要包括：设备运行管理、设备检修管理、运行值班管理3类功能模块。

2.3.2 专业管理

专业管理应用包含专业管理报表、文件/规定/标准/规程/规范管理、知识管理3个功能模块。

2.3.3 信息展示与发布

信息展示与发布应用实现系统运行信息、生产统计信息、分析统计报表、文档资料等信息的展示和发布；
提供各应用的操作界面及多维动态信息展示、资料搜索管理、分布式查询、信息发布管理工具等展示手段和展示工具。

2.3.4 风机关键绩效指标

风机关键绩效指标着重于将远程实时监视数据与风机各个部件相关联，重点研究采集的各类数据中两两之间的关系，在目前的实际应用当中，常见的关键绩效指标主要有：风机功率曲线、叶片变桨倾角。

2.3.5 网页发布

一体化监控系统监控画面支持B/S方式进行发布，可在客户终端进行显示，用户通过网页浏览看到的数据都是实时的，用于电站运维人员浏览、操作及生产管理使用。

可靠的通信系统是海上风电柔性直流送出一体化监控系统稳定工作的关键。对于海上风电经柔性直流送出这种全新的工程模式，需要在梳理各通信对象交互需求的前提下，研究各通信对象间的通信通道组织关系，并结合现有设备研制水平，研究适用于各通信通道的通信规约。

3.1 通信通道组织关系研究

海上风电柔性直流送出系统信号交互对象可以分为海上风电场、海上升压站、海上换流站、陆上换流站、一体化监控系统等。按照通信对象的位置分布，物理通信通道只在风电场与升压站、升压站与海上换流站、海上换流站与陆上换流站、陆上换流站与一体化监控系统。各类业务通信物理通道如表1所示。

表1 各类业务通信物理通道Tab.1 Physical communication channel of various bussiness

3.2 通信规约

海上风电柔性直流送出工程中多数系统数据均可通过统一的通信协议传输信息，基于现有技术水平，风电场中风电监控数据可采用IEC 60870-5-104［26］规约，各站点监控系统数据可采用IEC 60870-5-104［26］规约，同步相量数据可采 用IEC60044-8 FT3［27］规约，控制保护系统信息可采用IEC60870-5-103［28］规约，故障录波信息可采用IEC61850［29］或者 IEC 60870-5-103［28］规约，电能采集系统信息可采用IEC 60870-5-102［30］规约，风功率预测数据可采用SFTP协议、视频监控系统信息可采用SIP协议。

辅助系统及在线监测各个子系统多为分散独立运行、厂家众多，没有形成监测信息统一的传输规范。根据场站现有辅助运行设备的功能和通讯接口调研情况，各子系统底层数据采集多采用Modbus通讯协议，为实现通讯接口规范和规约的统一，建议采用IEC 61850协议进行统一系统建模。

根据电力监控系统安全防护相关规定，海上风电柔性直流送出一体化监控系统分为生产控制区、生产非控制区、管理信息区。

1）生产控制区：安全区Ⅰ包括柔性直流控制保护系统、风机监控系统、风电场综合自动化系统、同步相量测量系统、AGC系统、交直流电源系统。

2）生产非控制区：安全区Ⅱ包括故障录波系统、设备在线监测系统、保信子站、智能辅助控制系统、阀厅红外测温系统、电能计量系统、海缆监测系统。

3）管理信息区：包括视频监控系统、智能运维系统。

横向隔离要求：生产控制区和生产非控制区之间由于数据交换较多，通信则设置具有访问控制功能的网络设备、防火墙或相当功能的设施，实现逻辑隔离；
生产控制大区与管理信息区之间通信，则设置电力专用横向单向安全隔离装置。

纵向安全防护要求：生产控制大区与电力调度数据网的纵向连接处设置双向纵向加密认证装置；
管理信息区与电力企业网络之间设置防火墙、VPN和租用专线等方式；
同属于控制区或非控制区或管理信息大区的各系统之间、不同位置的网络之间若采用专线通信则设置一定强度的加密认证措施。

海上风电柔性直流送出系统通常存在多家投资主体，各家业主各自为阵配置运行维护人力资源，带来增加运维成本、运维标准不统一、运维技术手段不全面、工作接口不清晰等问题，对于海上风电设备的运维缺乏宏观的统筹与整体规划，增加了调度管理的难度。运用海上风电柔性直流送出一体化监控系统实现集中式运维，将多个海上风电场风机及输变电设备在同一平台下统一监控、统一管理、操作和调度，减少了受控海上风电场运行人员名额。此种运维方式有利于技术人员共享技术支持，打破了各个不同子系统之间的互相孤立，促进系统信息融合，对各系统数据进行挖掘整合，减少运维工作量和提升降低运维效率。一体化监控系统的运用，其对运行的提质增效的效果直接体现在运行人员配置方面，如图3所示。

图3 运行人员配置变化图Fig.3 Operation personnet change chart

海上风电柔性直流送出一体化监控系统将分散的各类二次子系统信息在一个系统平台内整合，实现对海上风电场、海上升压站、海上换流站、陆上换流站、交直流海缆的监视与控制，并对各类数据实施统一管理，将海上风电柔性直流送出系统各远动信息上送至电网调度中心，并接受电网调度的统一调度指令。该系统为海上风电柔性直流送出系统的统一协调管理提供了有力的支撑。

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