智能变电站关键技术应用与发展研究

孙鹏 卢军 陈理 蔡勇

摘要：通信网络技术、电子式互感器、在线监测技术、IEC-61850规约研究应用逐渐走向成熟，智能变电站成为电力系统技术发展的必然选择。论文对电子互感器、智能组件、变电设备在线监测、网络及虚回路、一体化平台、生产辅助系统等关键技术与设备进行分析，提出在现场应用中的选用标准、技术要求和发展趋势。

关键词：智能变电站；关键技术；关键设备；应用研究

1、概述

随着电力系统的迅猛发展，变电站控制与保护系统在经历了电磁式、半导体和集成电路保护阶段后，上世纪90年代发展到微机保护时代。经过10年发展，在解决间隔层设备大量数字信息共享与传输问题的过程中，变电站综合自动化技术迅猛发展，常规的模拟信号控制屏以及间隔层到站控层的电缆被取消，变电站自动控制与保护达到较高的水平。但是在发展过程中，微机保护和综自系统的一些不足之处也逐渐显露出来。之前，由于通讯技术不完善，必须采用现场计算、小数据量低速数据传输方式，金属通讯线路在恶劣的电磁环境中会受到强烈信号的干扰，直接造成了信息传输速度低、数据信息不丰富、终端设备成本高等一系列不足。近些年，通信网络技术、电子式互感器、在线监测技术、IEC-61850规约研究应用逐渐走向成熟，智能变电站成为电力系统技术发展的必然选择。

智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。智能变电站总体上来看是在数字变电站的基础上，向过程层的一次设备智能化和站控层一体化信息平台的高级应用发展而来，从而实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化，满足无人值班和集中监控技术要求。其基本特征是：通信规约及信息模型符合DL/T860标准；建立信息一体化平台；支持顺序控制；具备完善智能组件；具备一次设备状态监测功能；具有智能告警及故障综合分析功能；实现图模一体化源端维护；支持电网经济运行与优化控制。

与常规变电站比较，智能变电站具有突出优势。采用全数字接口的二次设备，利用光缆代替传统电缆，长期困扰继电保护安全稳定运行的CT开路、PT短路、电磁干扰、一点接地等问题不复存在，节约了大量二次电缆和造价，体现了节能环保理念；采用智能组件技术实现一次设备智能化，可对一次设备进行在线故障诊断，为运维自动化及设备全寿命周期管理提供技术支撑；建立了信息一体化平台，融合保护信息、视频安防系统、电源系统、一次设备状态监测等多套系统的信息及功能。简化了二次系统的配置，实现全景数据集成、标准化后统一上送，实现了源端维护，提高了工程调试效率和系统的安全性。基于信息一体化平台构建了多个智能高级应用功能，使原先人工运维的工作全部实现自动化，为大运行管理提供了可靠的技术保证。

下面，论文对电子式互感器等智能变电站关键技术与设备进行分析，提出现场应用中的选用标准、技术要求和发展趋势。

2、电子式互感器

目前电力系统中广泛应用的常规电磁式电流、电压互感器或电容式电压互感器绝缘结构复杂、体积大,还存在着磁饱和、铁磁谐振、动态范围小等缺点。近10年来，光纤技术和电子技术的进步促进了各种电子式互感器研究、生产、应用的迅速发展。电子式互感器具有绝缘结构简单、无磁饱和、暂态响应范围大、体积小等优点，实现了高低压电磁隔离、数字化输出、光纤化传输，测量线性度好是互感器发展的必然趋势。电子式互感器的主要类型可以分为以下图1所示的类型。

图1电子互感器类型

2.1电子式电流互感器主要性能对比

温度特性对于磁光玻璃电流互感器，其传感部件维尔德常数随温度变化较大，导致测量精度存在温漂的现象；对于全光纤电流互感器，本身光纤的维尔德常数随温度变化很小，但温度的不均匀会影响线性双折射，从而导致测量精度的变化；有源型电流互感器的测量基本不受温度影响，但对于LPCT（低功率电流互感器），若采样电阻选取不当，阻值温度系数大，会影响测量精度，因此选用采样电阻时需选用阻值稳定的电阻。振动和应力对于磁光玻璃电流互感器，振动引起的传感元件内因弹光效应导致线性双折射的改变、母线在原来固定位置附近振动及对上行传导光纤的作用使进入起偏器的光强发生波动均会破坏系统输出的稳定性。对于全光纤电流互感器，传感元件内线性双折射大，而线性双折射受振动、应力的影响较大，从而导致测量精度的变化。对于有源型电流互感器，母线振动可能造成罗氏线圈输出的波动，但对精度影响不大。电磁兼容性能，对于无源型电流互感器高压侧无电子元件，电磁兼容性能较好。有源型电流互感器采集器元件位于高压侧，存在电磁兼容问题。小电流时的测量精度。磁光玻璃电流互感器测量精度高，线性度好，测量小电流时，由于光路短，传感头灵敏度高，光纤自身白噪声造成的影响较小，信噪比好；全光纤电流互感器光路长，传感元件维尔德常数小，测量小电流时，“白噪声”对精度测量有一定影响；对于有源型电流互感器，罗氏线圈在额定电流至二三十倍额定电流范围线性度较好，但在小电流时计量精度不高，一般用于保护，并与LPCT配合使用，LPCT在5%-120%额定电流下线性度较好，精度较高，通常为0.1/0.2S，用于测量和高精度计量。对于频响特性，无源型电流互感器测量基于磁光效应，频响特性较好，但在系统短路等少数情况下，仍有拖尾现象存在。有源型电流互感器基于电磁感应，在测量高次谐波时有拖尾现象。

2.2电子式电压互感器主要性能对比

目前，研究和制造的无源式电压互感器多是基于Pokels效应的光学电压互感器，运行环境温度对其稳定性和可靠性有较大影响。目前，国内仅有南瑞航天生产的无源型电压互感器产品通过了型式试验，有两台产品挂网运行在安徽110kV桓谭变电站。阿海珐近期也将在中国建设无源型电压互感器的生产线。

有源型电压互感器的电压测量部分可采用电容、电感或电阻分压等型式，在110(66)kV及以上电压等级通常采用电容分压，技术较为成熟。但由于主体仍是采用传统的电容分压方式，除实现了数字化输出功能外，有源型电压互感器在绝缘性能、体积上与传统电容式电压互感器相同，在价格、精确度和稳定性等方面也基本没有优势。

2.3技术瓶颈

温漂是无源型电子式互感器的技术瓶颈。对于磁光玻璃型电流互感器，其传感部件维尔德常数随温度变化较大；全光纤型电流互感器本身光纤的维尔德常数随温度变化很小，但光纤内的线性双折射对于温度的变化十分敏感，从而影响其测量精度。目前厂家多采用实测环境温度来补偿维尔德常数和线性双折射的变化，但这种软件补偿方式未从根本上解决温漂问题。

目前无源型电压互感器仍处于研究阶段，国内外挂网运行的产品很少。现在研究的无源型电压互感器多是基于Pokels效应的光学电压互感器，运行环境温度对其稳定性和可靠性有很大影响，主要体现在:光学晶体除具有光电效应外，同时还具有弹光效应、热电效应，这些干扰效应直接影响光学电压互感器的稳定性；光路结构，温度变化会引起光路系统变化，随温度变化具有较长的迟滞时间，且重复性差。

供能是有源型电流互感器的技术瓶颈。母线取能方式下，在母线电流很小(额定电流的10%左右)时，不足以维持正常的激励状态，无法供能，且由于供电回路充电需要一定时间，间隔合闸瞬间电子式互感器将无法正常工作，不能满足保护要求。激光供能方式下，对供能激光器功率要求较高，这种大功率激光器寿命一般较短（目前尚无实际运行统计数据，资料显示一般为1~2年），且主要依靠进口，价格昂贵，一般占电子式互感器总成本的1/4~1/3左右。目前多采用复合供能方式，即正常时采取母线取能，激光供能处于备用状态，这种方式下可减少激光器在大功率状态下的工作时间，延长其寿命（资料显示为2~3年），但又可能造成两种供能方式切换过程中出现供能“真空”问题，不满足保护要求。而对有源型电压互感器和用于GIS的有源型电流互感器，可以直接由站内直流电源供能，不存在上述供能方面的问题。

长期可靠性。电子式互感器中采用了光学器件、电子器件等相对易耗元件。此外，在长期运行过程中，由于光学器件的特性及传感单元中部分元件的性能劣化会引起测量误差。目前电子式互感器的运行年限还较短，缺乏运行寿命方面的统计数据，对于电子式互感器的长期可靠性问题必须引起高度关注。

2.4电子式互感器选型

对于无源型电流互感器，根据工程特点和应用需要，可在110(66)kV电压等级应用；对于有源型电流互感器，根据工程特点和应用需要，可在110(66)kV电压等级应用，其中GIS式的宜在110(66)kV及以上各电压等级推广应用；对于无源型电压互感器，待技术和产品成熟，有挂网运行经验后，试点运行；对于有源型电压互感器，根据工程实际需要选择应用。对于35kV及以下电压等级，电子式互感器在绝缘方面的优势不明显，而其在性价比和成熟度上均不如传统互感器，建议不推广使用。

3、智能合并单元与智能终端

3.1合并单元

合并单元(Merging Unit)的概念最早出现在电子式互感器的标准IEC60044-7/8中，后来在IEC61850-9-1标准中做了扩展。合并单元是按照时间相关组合二次变换器电流、电压数据的物理单元。合并单元可以是现场变送器的一部分或是控制室中的一个单元。

合并单元在间隔层和过程层之间交换采样值，其作用是将互感器（传统型或电子式）与变电站自动化连接起来，为二次设备和系统提供时间同步的电流和电压信号。MU在处理采样值通信时有以下特点：多任务处理，高可靠性和强实时性，通信流量大，通信速度高；同时接受多路A/D转换，并对其检验是否在传输过程中发生畸变；对于检验后正确的电流电压信号及时传输给二次保护、测控设备；采样频率高，同时还有部分状态信息进行通信。MU的时间同步、数据精确度、数据实时性是其主要技术指标。

目前智能变电站采用“直采直跳”的方式。MU与二次设备之间一般通过光纤相连，按照IEC61850-9-1/2或IEC60044-8的规范进行通信。当采样IEC60044-8规范通信时，采样Manchester编码，传输速度为2.5Mbit/s或10Mbit/s，只能实现点到点通信，目前应用在继电保护装置的采样值传输上；对测控、计量等实时性要求不高的数据利用IEC61850-9-1/2规范通过以太网接口进行通信，传输速度为10Mbit/s或100Mbit/s，可实现点对点或网络方式通信。合并单元采样值发送间隔离散值应小于10μs，能提供点对点和组网输出接口。若电子式互感器由合并单元提供电源，合并单元应具备对激光器的监视以及取能回路的监视能力；合并单元输出采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。

3.2智能终端

智能终端是一种智能组件，与一次设备采样电缆相连，与保护、测控等二次设备采样光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量和控制功能。智能终端是智能化变电站系统中一次设备与二次设备的结合面，采集一次设备的开关和信号电气量，并以GOOSE协议上传至保护测控装置，并将保护的通过网络传出的跳合闸命令转化为控制一次设备的硬节点输出，具有传统操作箱功能和部分测控功能。智能终端主要插件包括CPU插件、智能开入插件、智能开出插件、智能跳合闸插件、智能操作回路插件，模拟量采集插件等。CPU插件一般采用32位处理器，运算与逻辑功能强大，负责与保护等间隔层设备的GOOSE通信，另外一方面完成逻辑，开放出口继电器的正电源，具有10路以上100M光纤以太网GOOSE接口，其中一个光纤口具有IEC61588对时功能；智能开入插件，接受无源节点输入，经光耦隔离，支持24路以上开入，并将信息通过内部总线传给CPU板；智能开出插件，提供12路以上无源空节点输出，给相关设备提供各种信号；智能跳合闸插件支持12路无源空节点开出；智能操作回路插件实现断路器跳合闸电流的自保持功能；模拟量采集插件主要用于现场环境温度、湿度等小信号的传感器的输入。

智能终端在选型上，应具有开关、变压器、高压并联电抗器本体信息交互功能（非电量动作报文、调档及及测温等），并可提供用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点；支持多套装置直跳，具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑10个）和GOOSE网络接口，至少提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点；支持分相、三相、双跳圈，配有多路的GOOSE接口，能够接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等；具备对时功能、事件报文记录功能，动作时间应小于7ms；智能终端具备跳/合闸命令输出的监测功能。当智能终端接收到跳闸命令后，应通过GOOSE网发出收到跳令的报文，告警信息通过GOOSE上送。

4、变电设备在线监测

4.1在线监测装置类型

变电设备在线监测装置通常安装在被监测设备上或附近，用于对变电设备进行状态监测。按照变电设备类型，在线监测设备可分为油、气中含水量和组份监测，容性设备监测（互感器、套管等），开关设备（含GIS）监测，及避雷器在线监测。

变压器在线监测装置主要包括对油中溶解气体、套管绝缘、局部放电及铁芯接地电流的监测。变压器油中溶解气体（DGA）在线监测通过对油中溶解的气体进行气相色谱分析，可发现变压器内部的发热和放电性故障。变压器套管绝缘监测能灵敏、及时地反映出套管绝缘进水、进气受潮和电容屏放电烧伤等现象，是及时发现套管绝缘问题、防止套管运行事故的有效手段之一。局部放电检测是评估设备绝缘状态的重要有效手段，在离线的应用中，局放检测方法已获得十分有效的应用，局放在线监测技术还不够成熟，应用范围也不广，需要更进一步的研究。铁芯接地电流在线监测能及早发现铁芯问题造成的故障，有关资料统计表明，因铁芯问题造成的故障比例占变压器各类故障的第三位。

    GIS/断路器在线监测装置主要包括    机械特性在线监测、    SF6气体及微水在线监测、绝缘在线监测。机械特性在线监测主要监测分合闸线圈电流、分合闸线圈电压、断路器动触头行程、断路器动触头速度、开断电流、断路器操作次数等，通过机械特性的在线监测能及时发现断路器设备操动机构的异常，有效避免事故的发生。SF6气体浓度及微水含量在线监测，可有效预防SF6气体泄漏造成的人身危害以及微量水分含量超标导致的开关绝缘性能降低等问题。GIS/断路器的绝缘监测主要是监测介质损耗、漏电流和局部放电。

耦合电容器、电容式的套管及电流互感器等变电设备都属于容性设备，容性设备的在线监测项目主要是对其泄漏电流、介损值、等值电容等绝缘性能参数进行监测。

    避雷器在线监测装置主要实现对避雷器的绝缘性能（介损、泄漏电流、等值电容）以及雷击动作次数的监测。

4.2在线监测装置运行情况与主要问题

湖北电网变电设备在线监测装置主要为变压器油色谱在线监测、容性设备绝缘在线监测、GIS/断路器在线监测、避雷器在线监测。其中，变压器油色谱在线监测技术应用较为广泛，其余监测手段总体处于试点探索阶段。

据统计，变压器油色谱在线监测技术占已安装在线监测装置数目的68.78%，其次为容性设备在线监测装置，占比为12.20%。其他如断路器开关特性在线监测、SF6气体监测、局部放电监测、避雷器在线监测等监测技术应用不多。油色谱作为变压器在线监测相对成熟的技术，主要集中安装在220kV和500kV等级变压器上。

从在运监测装置的运行情况来看，在线监测装置的故障率较高，主要故障原因有通讯故障、传感器及测量系统故障、计算机系统故障、安装问题和误报漏报等。总的来说，其可靠性需要进一步提高，随着越来越多的在线监测装置投入运行，装置维护工作量较大，且存在一定比例的误报、漏报情况，这均会对在线监测技术的推广产生不利影响。

目前，在线监测装置的运行管理中存在主要问题有以下几个方面：

(1)    在线监测装置管理及检验检测标准体系尚未建立，在线监测装置的运行维护未纳入生产体系管理。缺乏在线监测数据专业（专职）人员的分析，缺乏对监测经验的总结分析。

(2)    在线监测技术总体覆盖率较低。除了主变油色谱设备覆盖率为13.14%，容性设备覆盖率为0.37%，避雷器在线监测覆盖率为0.21%，其它在线监测设备覆盖率则更低。

(3)    在线监测装置缺少入网检测手段和流程。监测设备往往只经过出厂试验，就进入基建安装阶段，缺乏必要检验检测的中间环节，基建安装过程也缺少必要的质量监督管理。不少监测设备还没到投入运行或投入运行时间不久，就不能正常工作，严重影响技术推广和一线工作人员积极性。

4.3在线监测装置的配置

基于目前在线监测技术的发展水平、在线监测系统应用效果以及变电设备重要程度，推荐变电设备在线监测装置在220千伏及以上电压等级枢纽变电站进行试点应用。

对于变压器在线监测，500千伏及以上电压等级油浸式变压器应配置油中溶解气体在线监测装置，装置类型宜选用多组分在线监测装置，可根据需要配置油中含水量在线监测。220千伏及以上电压等级变压器、换流变可根据需要配置铁心及夹件接地电流在线监测；对于运行位置特别重要，或者存在潜伏性绝缘缺陷、严重家族性绝缘缺陷的220千伏、110千伏电压等级油浸式变压器宜配置油中溶解气体在线监测装置。

对于    GIS/断路器在线监测，500千伏及以上电压等级SF6断路器或220千伏及以上电压等级GIS可根据需要配置SF6气体压力和湿度在线监测装置，用以监测设备的密封和绝缘情况。220千伏及以上电压等级SF6断路器及GIS可根据需要配置断路器分（合）闸线圈电流在线监测装置，用以监测电磁铁本身以及所控制的锁闩或阀门以及连锁触头在操作过程中的工作情况。

对于    容性设备在线监测，220千伏及以上电压等级变压器（电抗器）套管可根据需要配置绝缘在线监测装置，实现对全电流、tanδ、电容量、三相不平衡电流或不平衡电压等状态参量的在线监测，以发现电容型设备的早期绝缘缺陷。220千伏及以上电压等级电流互感器、耦合电容器可可根据需要配置带电检测单元，实现对泄漏电流、tanδ、电容量、三相不平衡电流或不平衡电压等状态参量的带电检测。倒立式油浸电流互感器、SF6电流互感器因其结构原因不宜配置绝缘在线监测装置。

对于避雷器在线监测，220千伏及以上金属氧化物避雷器必要时，宜配置泄漏电流和阻性分量在线检测单元，用以监测避雷器的运行状况。

5、基于IEC61850规约的高速工业以太网与二次虚回路

5.1变电站网络

目前一个数字化变电站存在的网络有：站控层网络、过程层网络；系统结构分为三层：站控层、间隔层、过程层，如图2所示。

图2 变电站网络结构

按照功能划分可分为：站控层数据网络（MMS）、对时网络（IEC1588）、采样值网络（SV）、快速事件网络（GOOSE）；在过程层网络中将1588、SV、GOOSE统一走一种物理连接的网络称为三网合一。

5.2虚回路概述

随着基于IEC61850标准在变电站中普及应用，变电站的网络化应用又提到了一个新的层次。传统变电站系统中不同厂家之间的设备使用不同的现场总线和不同的规约进行通讯，它们之间的互联非常的麻烦，而且成本昂贵。目前以太网己经进入变电站自动化领域，在变电站层上应用并逐渐向间隔层和过程层的深入。直接替代来原有的大量的电缆硬连接，这就出现了虚回路的概念。

过程层的网络使得原有大量电缆硬连接被以太网络所替代，由原来的多条实际的连接点被一条虚拟化的网络线所替代。传统的变电站功能由设备和回路共同确定。设备具备特定的功能，且定义了外部的输入输出接口，在变电站建设时通过电缆回路实现了变电站需求的各种功能，而此后变电站生命周期内的重要工作就围绕着这些设备和回路展开。纸质的设计图纸成为各方对工作进行理解的重要依据，必须对其进行严格的归档管理。而基于IEC61850标准的智能变电站可实现功能自由分布，逻辑节点依赖通信网络实现信息传递和功能协同，功能间的信息流向关系则可以由规范化的变电站配置描述语言（SCL）来进行表达。

IEC61850标准模型和传统图纸可以表达出相同的信息，两者的最大区别在于文件格式和阅读对象的不同。传统变电站设计图纸对象主要是人，其中多采用自由表格、逻辑框图、电气信号回路图、自然语言描述等方式进行说明，信息含量大且带有很强的设计人员个人风格成分，很难做到完全的标准化，不利于计算机自动识别处理。而采用标准的IEC61850模型，由于其面向对象表达，语义和语法定义明确，格式规范化，使得可被计算机识别，方便各类软件对模型信息进行处理。

IEC61850标准中采用LLN0中的Inputs节点模型来定义数据连接关系。国家电网公司颁布的企业标准IEC61850工程应用模型再次对此模型进行了规范。目前虚回路的应用还仅限于GOOSE连线和SV连线。

5.3虚回路应用

目前智能变电站中，已广泛的采用GOOSE连线方式进行虚回路的设计。在ICD模型建立上默认预置了GOOSE控制块和GOOSE输入输出数据集，且数据集以DA方式进行预置。工程实施期，采用系统配置工具首先将站内所有的IED设备进行集成，生成SCD文件，在此基础上进行连线配置。

连线时，根据设计进行连线，内部端子与外部端子清晰对比。内部端子支持访问点过滤、逻辑设备过滤、逻辑节点过滤、数据集过滤、参引类型过滤及字符过滤；外部端子，可选择要关联的IED设备，支持访问点过滤、逻辑设备过滤、数据集过滤及字符过滤。可可视化批量添加，操作便捷，信息全面。默认为在预置的输入输出数据集中进行连线选择。支持连线的备份与恢复，且可以Excel格式导出连线信息，供设计阅读检查。

在具体操作时，首先将SCD文件提交给设计院，设计院根据设备信息进行虚回路预设计，设计完毕后交由工程实施者进行连线配置，目前交付格式为Excel格式。

6、一体化信息平台

传统的变电站自动化系统（SAS）根据业务范围的不同，在站控层划分为后台监控系统、远动主机、故障信息子站、五防主机、PMU子站等不同的子系统，这些不同子系统之间是相互的，难以实现数据和信息的资源共享。

《智能变电站技术导则》Q/GDW383—2009中提到：“宜建立站内全景数据的统一信息平台，供系统层各子系统统一数据标准化规范化存取访问以及和调度等其它系统进行标准化交互。”按照此要求，可在站控层整合运行数据、继保数据和PMU数据，建立集合静态、暂态和动态信息的全景数据平台。

相比于传统的变电站自动化系统，从全景数据平台可以方便的访问到更多的数据，因此在全景数据平台的基础上，可以实现更为智能化的各种高级应用，包括：一体化五防、顺序控制、站域控制（支撑经济运行）、源端维护、一体化故障信息子站、故障信息综合分析决策、智能报警、分布式状态估计等。这些高级应用功能体现了智能电网“信息化、自动化、互动化”的特征，是智能变电站的重要特色。

6.1一体化五防

为满足上述要求，变电站发展出了防误操作系统。当前的变电站防误系统可分为五防系统和一体化五防系统。五防系统是指防误系立于监控系统，一般通过通信方式（串口或以太网）从监控系统获取位置信息；一体化五防系统是指在监控系统中集成五防系统功能。与传统的微机防误闭锁相比，一体化五防不仅具有防误系统的各项功能，还有以下优势：

(1)直接从监控系统数据库获取数据，可以具有更全面的防误功能。

(2)取消防误系统和监控系统之间的通信，消除了影响系统稳定性的薄弱环节，防误系统具有更好的可靠性和实时性。

(3)五防规则是编制的，防误功能具备性。也具备和电脑钥匙通信功能，可通过电脑钥匙和锁具实现现场操作。

(4)与监控系统共用统一的数据库、图形系统，节省了工作量，降低了成本。

(5)与监控系统的测控装置形成更全面防误闭锁功能，即使后台机故障退出，也具有完备的间隔层全站逻辑闭锁。

(6)维护更改方便，不存在监控与防误厂家的管理配合问题，节省了工程制作特别是工程扩建的施工周期。

图3 一体化五防

6.2顺序控制

智能变电站网络通信技术以及变电站内可电动化操作的一次设备，均为变电站的顺序控制提供了良好的技术支撑。是指按照预先设定好的操作步骤由系统自动进行操作，以缩短一次设备的操作时间。通过在变电站中采用程序化控制技术，可以实现倒闸操作的程序化，提高操作效率，减少或杜绝因为人为原因导致的误操作，提高变电站的安全运行水平。

程序化操作操作票的生成在站控层设备完成，采用图票一体化技术和拓扑五防校验机制，实现智能操作票开具。

6.3一体化故障信息子站

在一体化平台上实现了传统监控子站、保护故障信息子站、录波子站等多应用功能，各应用功能相对，又数据共享。其中，故障信息相关工作站的配置模式之一如下：

图4 一体化故障信息子站

在综合一体化的监控系统中，保护信息子站中的所有二次设备操作功能都集成在一体化系统中，主要涉及保护及故障信息的处理及接收、定值管理、压板投退、录波管理、上送数据至主站等功能。所有装置的控制操作都事先进行用户操作权限校核，严守安全规范。

7、生产辅助系统

变电站智能辅助控制系统是电网智能化、安全生产所需要的重要技术支持手段。随着变电所无人值班以及变电运行集中监控等电网运行模式的推进，智能辅助控制系统的重要性更加突出。智能辅助系统由辅助控制系统后台、图像监视及安全警卫子系统、火灾报警子系统、环境监测子系统组成，通过辅助控制系统后台实现子系统之间及与消防、暖通、照明等的联动控制。

7.1技术特点

常规变电站的生产辅助系统均分散建设，由不同供应商提供的各子项目通信规约一般不能兼容，难以实现网络化管理，不能实现资源共享，辅助系统集成度不高，缺乏统一协调处理，不能实现各系统的联动，制约了生产管理水平的提升。智能辅助控制系统考虑将图像监视系统、火灾报警系统、消防系统、门禁系统、照明控制以及动力环境监控系统的配置和功能进行整合优化，同时通过各系统之间的广泛联动，实现系统功能共享，提升各子项目性能。例如，视频监控与监控系统联动，在设备操控和事故处理时显示可操作对象的实时图像信息，进一步保证整个过程的可靠实施；图像监视系统和火灾报警系统联动，当火灾报警系统显示某处有报警信号时，联动相关的图像监视系统摄像头自动推出报警画面，图像监视系统的可视化、直观性极大提升了火灾报警系统的可靠性。

7.2主要效益优势

与常规变电站相比，智能辅助控制系统在电网生产运行中的效益体现主要有以下几点：

(1)可根据温、湿度、水位等环境监测信息，实现采暖通风、空调、给排水设备的自动控制。

(2)可实现照明、视频与监控设备的联动操作。

(3)可引入图像识别、人工智能等技术，实现智能巡检，取代运行人员进行设备巡视，提高巡视质量与效果。

(4)对于敞开式配电装置，可将图像识别结果作为顺序控制的辅助判别手段。

8、智能设备调试

智能设备是智能变电站的重要组成，全面、细致的功能调试是保证设备安全稳定运行的基础。

8.1调试内容

智能设备调试可细为单体功能调试、设备联合调试和系统功能调试三个阶段。单体调试通过对单个设备输入输出的测试，检测设备功能是否达到工程设计及相关技术要求。设备联合调试重在检测设备间信息交换的正确性、实时性以及完备性，实现设备间的互操作。系统功能调试是以调试各项系统功能为目的，检测智能设备在正常运行态、故障态、检修态等状态下的功能是否满足相关要求。

智能设备调试与常规设备调试的差异性主要体现在调试仪器和调试方法的不同。在调试仪器配置上，智能设备调试采用数字式测试仪表（数字式保护测试仪、数字式万用表等）、报文分析仪、网络测试仪等，而常规设备调试采用模拟式测试仪表。在调试方法上，智能设备调试与常规设备调试并无本质差别，只是在调试项目中增加了设备互操作性调试。

8.2技术措施

从目前工程调试情况来看，智能设备调试的难点往往出现在设备互操作性调试，其原因在于不同智能设备制造商对技术标准理解和执行上尚存在一定差异，使智能设备之间“读不懂”相互交换的信息，可采取以下技术措施提高调试水平：

(1)开发icd标准验证工具，对智能设备制造商提供的icd文件进行解析和验证，确保icd文件的合法性。

(2)开发scd文件的检测工具，对scd文件的合法性进行验证，对虚端子图与SCD文件的匹配性进行验证，避免工程配置与设计的不一致。

9、智能设备应用分析

智能设备是智能变电站的核心部件，其智能化主要体现在：可视化——对设备的运行状况进行实时监控；信息化——通过网络系统进行数据的实时采集、整合，使数字传输信息化，以便对设备状况进行实时分析；自动化——嵌入式自主的处理技术；互动化——实现分布式管理与控制、组成全开放式系统,已达到对整个变电站运行的优化管理。

9.1应用现状与发展趋势

根据智能设备技术现状及发展趋势，高压设备智能化可分为以下三种方式。一是运行的传统一次设备加上外置的智能组件，智能组件单独组屏，安装于就地或保护小室，各功能元件既可合并，又可。二是一次设备加上内嵌的包含互感器、状态检测传感器等部件的智能组件，再加上外置的一个或多个智能组件。三是一次设备加上内嵌的智能组件，形成真正意义上的紧凑型一体化智能设备。

随着技术发展，智能组件和一次设备将进一步融合，一次设备可以集成的组件也越来越多，最终形成一体化智能设备，智能设备本体融合了在线检测、保护、测量、控制和计量等所有智能组件功能。目前，智能组件基本由二次设备厂家开发，随着智能化技术的发展，智能设备解决方案将逐步过渡方案二，在不远的将来，将最终实现方案三。

9.2现场应用中需要重视的问题

由于智能化技术仍处于不断发展提升的阶段，智能设备的选用模式、设计思路和方案、布置等方面还有许多值得思考和讨论之处，目前应重视以下几个方面的问题：

(1)电子部件经常受到现场大电流开断而引起的高强度电磁场干扰，电磁兼容、电子部件的供电电源等技术问题仍需要进一步解决，电子设备的运行稳定性有待验证。

(2)电子设备大都布置在户外时，其运行环境与控制室相比要恶劣的多，因此改善户外设备的运行环境对提高设备运行可靠性尤为重要。

(3)智能设备与常规设备在调试方法、调试工器具等方面变化较大，应积极探索智能设备调试试验新方法，制定智能设备交接试验规程、调试规范等标准。

(4)传统的二次回路设有压板等明显断开点，可保证检修、调试时的安全性。智能变电站全面采用网络通信，设备之间不存在明显的物理断开点，智能设备的运行检修与传统方式发生了巨大转变，在变电站运行规程中应规范智能设备运行检修的责任部门和相关要求。

10、结语

为进一步提升智能变电站的先进性，突出智能变电站在降低运维成本、优化资源配置、提升运行指标等方面的技术优势，建议在以下几方面加大研究力度。

(1)积极探索智能变电站继电保护就地化。在智能变电站中，继电保护就地、分散布置，能够大幅度减少电缆（光缆），降低二次回路干扰，进一步提高安全可靠性，符合智能变电站技术发展方向，同时进一步减少建筑面积，降低变电站建设成本，应在系统设计、工程建设和改造中，根据变电站一次设备条件、环境因素和保护配置要求，积极推广保护小室、集装箱式、就地柜式等保护就地化应用。

(2)明确智能变电站系统设计、调试验收、运行管理工作职责。针对智能变电站技术、设备特点和新的实现方式，应明确设计、验收、运行管理的工作职责和界面分工。智能变电站以系统配置文件（SCD文件）描述二次回路连接，成为变电站二次系统设计的核心。应重点明确智能变电站SCD文件各阶段的管理职责，做到工程建设与生产运行的全面衔接。按照工作职责分工，设计单位负责SCD文件的设计和最终确认，工程调试单位负责SCD文件的验证，运行维护单位负责验收和归口管理，并报送相关调度部门备案。

(3)尽快开展运行维护、检修、改扩建方式的研究。智能变电站继电保护等二次系统是变电站运行的关键核心。由于技术先进、系统集成度高，运行维护、检修试验难度大，改扩建安全风险控制要求高，应引起高度重视。