西藏西郊110千伏变电站智能化改造与应用探讨
肖方勇
（西藏电力有限公司运维检修部）
摘要：介绍了西藏西郊110千伏变电站智能化改造工程的智能化技术特点和实施方案，分析了该工程主要应用的智能化技术：采用保护测控一体化及过程层设备实现GIS室就地安装，采用通用面向对象的变电站事件(GOOSE)网络化方式实现信息共享；采用一次设备的在线监测系统提高设备状态检修水平；采用智能辅助控制系统实现站内视频监控、火灾消防报警、门禁、照明、SF6及含氧量监控等子系统的智能化监控。采用一体化信息监控平台，可实现一键式顺序控制、智能告警及分析决策等高级应用功能。全面总结分析了该变电站智能化改造过程中存在的问题，为公司后续智能化变电站的建设、调试、验收和运维管理提供借鉴。 关键词：IEC 61850；智能变电站；保护测控一体化；智能辅助控制系统 0 前言
西郊110千伏智能变电站是西藏首座完成智能化技术改造的变电站，是西藏电力有限公司重点技改项目。本站是利用原西郊110千伏变电站院内35千伏架构区用地，新建的一座110千伏全户内、无人值班智能变电站。本站仅有一栋三层建筑，所有设备均布置于户内，一层设 GIS室、主变室、10千伏开关室、警卫消防控制室等；二层设电容器室、站用变及消弧线圈室；三层设二次设备室、通信设备室等；地下层设电缆夹层及泵房水池等。该站本期建设规模为2台5万千伏安有载调压变压器，电压等级110千伏，采用室内GIS单母线分段布置，出线间隔6个，10千伏出线16回。本站是遵循国家电网公司智能电网试点工程“统一规划、统一标准、统一建设”原则和执行《变电站智能化改造技术规范》而设计建设的智能变电站，智能化设备应用广泛。 1 智能化设备的应用及成果 1.1 一次设备的智能化
考虑到目前国内智能设备仍出于研发阶段，在实际运行的变压器和GIS设备中没有一台实现真正意义上的智能化。大多数厂家的技术方案是设置独立的智能组件箱（智能控制柜），将智能终端、合并单元、在线监测装置等集成到一起，智能组件箱通过光缆与二次设备室连接实现数据和控制信号的传输，同时也考虑到在国内多个智能变电站试点工程中，投入运行的电子式互感器（ECT、EVT）运行还不够稳定和成熟。
因此综合各方因素考虑，本站一次设备智能化改造方案采用常规一次设备+智能组件的方
案，一次设备中互感器配置仍采用常规互感器。加装了三大设备（主变压器、GIS和避雷器）在线监测系统。设备状态在线监测的目的是进行设备故障诊断，进而提供设备检修辅助决策功能，是智能变电站建设的重要内容。各系统按统一通信规约与站控层设备实现信息共享，各监测功能均以智能组件方式实现模块化。将过程层的智能终端和合并单元通过智能控制柜就地下放到了设备室；以光纤通信技术全面取代设备室到保护室以及保护测控屏间的电缆硬连接，与同规模常规变电站相比，能够节约控制电缆2／3，只有少量装置电源电缆采用常规电缆。 主变压器：
每台主变压器配置就地智能控制柜，采集和控制单元及智能组件就地设置，以适应现场电磁、温度、湿度及振动等运行环境的要求。主变压器配置了油色谱在线监测、铁芯接地电流（如图1）在线监测装置，以满足安全运行和状态检修的需求。实现状态监测参量数据采集及数字化处理、就地智能控制和监测，相关信息以网络方式输出、上传和接收。
图1：主变压器铁芯接地电流在线监测装置
GIS：
110千伏GIS设备每个间隔配置1面智能控制柜，就地安装。柜内含一套智能组件装置，即智能终端、合并单元、在线监测装置，完成电流、电压及GIS的各元件位置信号、告警信息、状态监测参量的采集及数字化处理等功能，实现就地智能控制和监测，信息处理后按照DL/T 860(IEC61850)规约上传，并接收下行命令。GIS设备配置了SF6气体微水（如图2）
和避雷器运行泄漏电流（如图3）在线监测装置，外置传感器。
图2：GIS配置的SF6气体微水含量在线监测传感器
图3：GIS配置的避雷器运行泄漏电流在线监测传感器
所有的在线监测信息接入了全站统一的设备在线监测后台，本站在线监测后台采用了宁波理工的MDS4000设备状态监测和评估系统，该系统具有良好人机界面，能与本站一体化监控后台及生产管理系统（PMS）通信，能对设备状态监测参量实现实时监测分析、智能告警
和状态检修辅助决策。 1.2 二次设备的智能化
继电保护：
本站110 千伏线路采用保护测控一体化，有利于简化设计、减少连线、提高系统的利用率，并通过先进的计算机网络技术解决过程层和站控层数据的同一性；110 千伏线路保护测控屏采用了在GIS室内就地布置，大幅减少了GIS智能控制柜至保护测控屏的光缆数量；因西郊变电站是藏中电网110千伏环网中重要的枢纽变电站，因此本站110千伏线路保护采用双重化配置。为适应线路保护双重化配置，每个间隔均配置双套合并单元及开关智能终端，GOOSE和MMS网络均配置双网，相互独立；110千伏线路和主变压器保护测控装置与本间隔智能终端和合并单元之间的光纤通信（采样值和跳闸）采用GOOSE点对点通信方式实现直采直跳，减轻了GOOSE网络流量，避免了通过GOOSE网络跳闸带来时间延迟和网络堵塞风险，继电保护之间的联闭锁信息及遥信、遥控等采用GOOSE网络传输方式；主变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送过程层GOOSE网。10千伏采用常规保护测控一体化的微机保护装置，就地布置于开关柜本体，通过MMS网实现与站控层通信。
图片：保护测控一体及就地化布置 综合自动化系统：
本站综合自动化系统采用南瑞继保公司XX系统，统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860(IEC61850)通信标准，实现当地监控、远动、电压无功自动调节、防误操作闭锁以及一键式顺序控制、故障信息综合分析决策，经济运行与优化控制、智能告警及分析决策等高级应用功能。
在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层设备组成，三层之间用分层、分布、开放式网络实现连接。站控层设备包括主机兼操作员站、远动通信装置、网络打印机、网络记录分析系统及其它智能接口设备等。通过站控层设备向站内运行人员提供人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，同时与远方调度中心通信，以适应变电站无人值班的要求。间隔层设备包括保护测控装置、故障录波装置、行波测距装置、电能计量装置及其他智能接口设备等，完成全站的保护、测量、控制、计量、状态监测等功能。过程层设备包括合并单元和智能终端，完成与一次设备相关的功能，完成实时运行电气量采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
本站综合自动化系统网络由站控层网络、间隔层网络、过程层网络组成，采用100M及
以上高速以太网构建。站控层网络采用单星型拓扑结构，传输MMS报文和GOOSE报文，与站控层其他设备及间隔层网络通信。间隔层网络采用单星型拓扑结构，可传输MMS报文和GOOSE报文，与间隔层其他设备及站控层网络通信。过程层网络传输GOOSE报文，主要功能是实现开关量的上传及分合闸控制、防误闭锁、跳分段断路器及闭锁备自投等。保护测控装置、故障录波、电量采集装置点对点采集后，不再配置独立的采样值网络。本工程主变保护按主后备按单套分别配置，故过程层GOOSE网按照单网配置。过程层网络完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间及过程层设备之间的数据通信。
全站网络配置图如下：()
自动化系统交换机具备配置如下表：
安装地点 二次设备室 二次设备室 二次设备室 10千伏开关室 功能 站控层 间隔层 过程层 间隔层 交换机数量 1台 2台 4台 2台 交换机端口规格 24百兆电口、6百兆光口 24百兆电口、6百兆光口 16百兆光口 24百兆电口、2百兆光口 故录及网络通信记录分析系统
本站采用成都府河2台数字式故障录波器，电流、电压量采用点对点接入方式，信号量
采用GOOSE报文方式接入。
全站采用了深圳国电南思系统控制有限公司的一套网络通信记录分析系统，实时监视、记录GOOSE网络、MMS网络通信报文。并进行实时解码分析和存储，实现过程层报文分析、站控层报文分析、波形数据分析等功能，并对网络流量进行监测和统计，在异常时告警。 电度计量
本站所有110千伏电度表（三相四线、双方向）、主变10千伏电度表（三相三线、双方向）均采用智能数字电能表，采样值是采用光纤点对点数字信号传输方式，通信规约符合DL/T645-2007《多功能电能表通信规约》以及DL/T860(IEC61850)标准的要求，与传统电能表相比，具有高可靠性、高稳定性和误差小的特点；10千伏出线采用常规多功能电度表（三相三线、双方向）。本站配置了一套专用电能量采集终端，通过太网口点对点采集各电度表的信息，所有电度信息量由采集终端经专用通道上送至调控中心。 一体化电源系统
本站交直流电源系统采用一体化设计，采用了XX公司一体化电源由交流电源、直流电源、交流不间断电源、直流变换电源（DC/DC）等装置组成，并统一监视控制，共享直流