浅谈水电站GIS智能监控的几种模式

摘要：文章结合目前水电站GIS智能监控系统在各水电站的应用情况，通过对几种主要监控模式在技术性、可靠性、经济性、可实施性等方面的比较，对当前水电站GIS的监控模式的选择提出指导性建议。

关键词：水电站；GIS智能监控系统；智能汇控柜；计算机监控系统；开关站LCU 文献标识码：A

中图分类号：TM564 文章编号：1009-2374（2015）29-0127-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.29.064

随着现代计算机技术、电力电子和通讯技术的飞速发展，基于数字化、网络化二次设备的综合自动化系统在变电站的应用越来越多，基于IEC61850的数字化智能变电站应用也越来越广泛，在此基础上发展起来的变电站GIS（气体绝缘开关）智能监控系统的应用也越发成熟。针对国内水电站，不论从技术连接还是从管理归属角度，GIS开关站都属于水电站不可分割的一部分，但同时又相对独立，目前GIS智能监控系统的应用并不十分普遍。大部分水电站GIS的监控仍然普遍采用全厂共用一套计算机监控系统进行统一监视和控制，且多年来的运行经验证明是稳定、可靠的。随着智能变电站技术的推广使用，其部分优势也逐步在少量水电站的GIS监控中得以体现，由此发展而来的GIS智能监控技术在部分电站逐步推广。

1 GIS监控模式介绍

目前，国内水电站并存的开关站GIS监控有以下三种模式：

1.1 传统的开关站LCU监控模式（方案一）

该模式基于全厂计算机监控系统，在GIS开关站设置一套独立的现地控制单元（开关站LCU），GIS采用传统的汇控柜模式接线。与开关站相关的所有监视信息，包括GIS开关设备，继电保护及自动装置，交、直流电源系统等的状态和报警信息，均通过LCU的输入模板进行采集，并统一由监控系统处理，同时通过输出模板直接控制到断路器、隔离开关等被控对象，同期选线和合闸等功能由安装在开关站LCU上的同期装置统一完成，与GIS汇控柜有关的接线均采用硬接线连接。

该监控模式为目前的主流控制模式，在中国电建集团成都勘测设计院设计的大部分电站均采用了该模式，包括雅砻江干流上已投产的锦屏一级、锦屏二级、官地、桐梓林水电站、大渡河上的瀑布沟电站，均采用了常规监控系统和GIS汇控柜方式进行设计。

1.2 水电站GIS智能监控模式（方案二）

该模式以智能控制、监视、测量一体化的GIS智能控制柜为核心，同时结合分布式500kV GIS保护，通过通信网络实现与保护、监控主机连接实现500kV GIS保护、控制、监视、测量功能的分布式系统。该系统主要由后台机、网络设备以及前端的智能汇控柜和分布的保护装置等构成。开关站相关的监视信号均通过GIS智能汇控柜内的智能模件进行采集上送，智能汇控柜包括现地柜和智能柜两部分，前者主要安装开关电机、接触器、操作模拟等传统回路，后者布置智能装置、操作箱和交换机等，两柜并柜安装，通过插接端子连接，将传统汇控柜内的二次测控与GIS监控结合起来，优化了部分操控回路，减少了传统回路中大量电缆。开关的远方控制和同期功能也通过智能装置完成。本GIS智能控制系统内部采用61850规约，并通过通信装置经规约转换与远方的计算机监控系统交换信息。调度需要的直采直送信息也通过该通信装置传递到计算机监控系统上送。对各开关的控制，是通过电站计算机监控系统厂站层负责发操作命令，并负责监视GIS设备状态，GIS智能控制系统则负责完成操作的软件闭锁、操作过程、同期及设备状态的反馈，同时在智能汇控柜保留完整的硬接线闭锁功能。

目前中国电建集团成都勘测设计院设计的电站中，只有溪洛渡电站、大岗山电站采用了此模式，此外，三峡地下电站、向家坝等巨型水电站也采用了该模式。但上述电站均保留了传统的开关站LCU，用于采集开关站的一些公用信息以及必要的一些500kV系统关键量“直采直送”重要信号。

1.3 全数字式智能GIS监控模式（方案三）

在水电站全盘采用数字化变电站模式，也是基于面向61850规约的一种尝试。该模式在第二种模式的基础上更进一步，基于一、二次设备的全面智能化，从前段采集到后台处理均基于光纤构架，从CT、PT回路到开关量输入等均统一采集，各保护、测控装置、操作机构等应用系统均通过通信方式完成输入输出，闭锁回路也采用通信方式完成。系统由合并单元（前端CT、PT采集单元）、智能终端单元（跳闸输出单元）、保护装置、智能测控装置、交换机网络以及后台设备等组成，统一组成智能汇控柜。跨间隔的开关操作闭锁功能通过通信完成，不再保留硬接线闭锁，本间隔的闭锁仍保留硬接线。与监控系统的分工及通信与第二种模式基本类似。

该模式目前在电网智能变电站的应用十分广泛，但中国电建集团成都勘测设计院设计院设计的水电站尚无使用案例，已经投运的湖北葛洲坝水电站改造项目和正在实施的由中国电建集团成都勘测设计院设计院设计的猴子岩电站部分采用了该模式（一次设备尚未完全智能化，例如500kV电子式CT/PT在水电站尚无使用

案例）。

2 三种方案的比较

2.1 方案一

2.1.1 优点：（1）全厂采用同一套监控系统，对全厂的监控有完整、可靠的保证，系统之间不存在规约转换、对上级调度完全满足“直采直送”的要求；（2）同一套监控系统便于维护方便、减少备件和运行管理成本；（3）前端采用硬接线连接，不依赖于通信网络，可靠安全；（4）整体设备费用较方案二略低。

2.1.2 缺点：（1）二次回路硬接线复杂，尤其是前端汇控柜系统具有较复杂逻辑的操作回路和闭锁回路，容易出现接线错误；（2）前端电缆较多，设备较多，占地面积相对较大；（3）一次和二次设备之间的联调复杂、费力；（4）电缆接线复杂，设计院工作

量大。

2.2 方案二

2.2.1 优点：（1）为今后推行61850数字化电站打好了基础。优化了二次回路和结构，减少了硬接线，从而节约了电缆等设备投资以及相应的施工投资，对于大型开关站优点更为突出；（2）减少了开关站LCU的采集量，节约了同期装置，简化了回路；（3）由于回路减少，占地面积可适当减少；（4）联调在出厂前完成，现场调试工作量减少；（5）设计院工作量减少。

2.2.2 缺点：（1）全厂采用了两套监控系统，一定意义上破坏了系统的完整性。与调度间的通信经过了转换环节，是否能取得电网调度认可需进一步核实；（2）由于是两套系统，对运行维护增加了成本，同时两个系统间有冗余设置的一些功能；（3）虽然监控系统的配置和电缆节约了一定的成本，但由于增加了一套独立系统，总体造价比方案一偏高；（4）水电站有应用业绩的相关系统厂商较少。

2.3 方案三

2.3.1 优点：（1）优点同方案二，但接线更为简化，占地更为减少，调试更为方便；（2）提供了系统间更好的交互性、提高信息化管理水平；（3）基于通信和组态软件的联锁功能比传统硬接点联锁方便和简单；（4）缩小了与互感器的电气距离，减轻了互感器的负载；（5）由于优化了大量接线，与传统的方案一比较，造价不会更高。

2.3.2 缺点：（1）对网络的依赖性较强，大量使用交换机；（2）由于无较多的水电站应用业绩，系统运行是否稳定、与外围系统的接口是否存在隐患等不确定因素；（3）需一次设备配套使用智能装置，根据开关站的规模，投资或许增大；（4）其他同方案二。

3 水电站GIS监控模式选择的建议

综合上述比较，三种监控模式各有其优缺点。针对各水电站GIS的监控模式选择，若出于经济、实用和可靠方面的考虑，传统的方案一是较好的选择。若考虑今后数字化发展趋势，简化设计回路，减少占地面积，敢于在水电站数字化进程中做有益尝试，可选择方案三。由于方案二属于一种过渡方案，部分冗余的接线和配置反而使系统复杂化，尤其对于中、小规模水电站使用的意义不大，建议不必考虑。

4 结语

作为水电站不可分割的开关站GIS设备，对其的监视和控制起着至关重要的作用。随着数字化技术的发展和IEC 61850的逐步推广，智能化GIS监控系统在水电站的应用必将成为趋势。但就目前国内水电站监控系统的发展现状而言，要做到大量推广和成熟应用，还需各大生产商、集成商及业主、设计院的共同努力，统一平台、达成共识，应当还有较长的路要走。但目前部分电站的成功应用实例，已经在数字化进程中做出了有益尝试，也为后续电站在GIS监控方面的模式选择提供了宝贵的经验。

作者简介：李伶（1969-），女，四川宜宾人，中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司高级工程师，电气二次室副主任，研究方向：电气二次设计、咨询和管理。

（责任编辑：蒋建华）