智能变电站作为智能电网的重要节点，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、系统互动等高级功能。

上述智能变电站的概念，本质是对智能变电站自动化技术和系统的定义。本文就智能变电站自动化系统区别于常规变电站的主要特征进行探讨，并对自动化系统及设备实际运行中的相关问题提出建议。

1 调试及维护中存在的问题

1）投入运行前的系统调试

系统调试分为出厂调试及现场调试。出厂调试注重对变电站配置描述（substation configuration description, SCD）文件的验证，对自动化系统及设备一般只选取典型间隔。

在现场调试中，存在数据库及监控画面反复修改、虚端子连接重新验证、与调度主站调试受通信条件制约、不注重综合调试（在电网事故、自动化设备故障或数据异常等情况下，变电站继电保护、监控及调度主站系统反应的信息或作出的决策是否全面、准确）等问题。无人值守变电站对调控机构传动工作存在数量大且繁琐、人工对点效率低且极易出错的问题。

2）系统及设备的维护

智能变电站自动化系统及设备在结构和功能方面的变化（例如，测控交流采集模块独立为合并单元、监控主机与数据通信网关机高度集成、“二次回路”以虚端子连接等），与常规变电站运行维护工作相比，在工作流程、安全措施、危险点以及使用的仪器仪表等方面存在差异。

3）系统功能及性能

系统功能及性能如下：

• ①智能设备提供了更为全面的运行及告警信息，自动化系统按要求在变电站端进行大量信息挑选及计算，增加了设备的运行负荷；
• ②智能设备取消了部分就地操作功能，改由自动化系统完成打印报告、投退压板、修改定值等功能，对自动化设备的可靠性提出了更高要求；
• ③自动化系统反映自身运行状况的信息较少，难以做到状态评估与预警。故障后处理使设备不得不暂时退出运行，影响实时监控。

2 相关建议

2.1 设备功能及要求

1）规范智能设备的输出监控信息

智能设备输出的监控信息在数量及名称方面与调度部门下发的典型监控信息表及技术规范均存在差异，其中以低压、电源及辅助设备的问题较为突出。建议智能设备厂家在模型中按规范要求输出监控信息：首先保证其中关键信息不缺失；其次在输出详细信息的同时，输出设备故障、异常、动作等主要的合并信息。

2）恢复断路器就地同期合闸的功能

智能变电站取消测控装置的就地合闸操作把手，安装在智能组件柜的智能终端上。在遥控操作失败后，运行人员可在智能终端就地合闸，而部分智能变电站的此种合闸方式不经过测控装置的同期判断。在断路器投入电网运行时，就地合闸与遥控合闸只是控制指令来源不同，都需要经过同期判断。建议恢复断路器就地同期合闸与强制合闸的切换功能，如选择同期手合，无论将合闸操作把手安装在智能终端上还是安装在测控装置上，均需经同期逻辑判断。

3）改善监控主机的运行环境

智能变电站应将监控主机组屏到运行条件较好的计算机室，注意尽量缩短监控主机与显示器的距离，否则中间经过电转光、光转电的过程，会出现延长设备不稳定、鼠标操作有延时的问题。

4）明确计算点的运算逻辑

变电站监控主机、通信网关机以及调度主站都需要对部分信息进行运算，比如越限、延时、合并、均值等。运行中出现问题较多的是事故总合并逻辑。

• （1）间隔事故总。智能变电站的继电保护采取双独立操作回路设计及操作箱的就地设置，测控装置采取的是单套跨双网模式，可以实现对两套智能终端GOOSE数据的传输。建议取两个智能终端中由合后继电器接点与跳位继电器接点串联而成的间隔事故总进行“或”逻辑运算，保证间隔事故总的可靠上送。
• （2）全站事故总。由间隔事故总与保护动作信息进行“或”逻辑运算，延时自动复归。考虑到减少通信网关机计算负荷和间隔事故总可靠上送等因素，建议在合并中取消动作于多个断路器的非按间隔配置的保护以及非电量保护，如母差保护、安全自动装置、变压器非电量保护等。

5）优化测量互感器变比及精度选择

目前电流互感器变比、电压互感器准确级（0.5级或3P）的选择原则是，测量与继电保护相一致。测控数据反映的是电网运行状况，而继电保护装置则偏重于在故障情况下地快速反应及动作，两类装置对互感器要求不同。

建议测量电流互感器变比根据输电线路导线最大载流量来选取，同时参考计量用变比。在数字量传输的条件下，对测量电压互感器准确级选取与计量相同的等级（最低0.2级），进一步提高基础数据质量和状态估计的合格率。

2.2 系统调试及维护

1）投运前系统的调试

• （1）调试重点。出厂调试阶段完成对自动化系统及设备主要功能的验收。按照设备监控相关文件要求及“四统一”自动化设备的标准化信息接口，确定上送至变电站及调度主站的监控信息。根据调试时间，可选取典型间隔进行虚端子连线检测，同时采用面向一次设备的预配置方式，提高现场配置虚端子连线的效率。现场调试阶段重视带负荷测试、数据库和监控画面的完善以及对调度主站的传动及综合调试。
• （2）新建变电站试采用移动主站或搭建临时通道的方式，完成初步调试。待通信成功建立后进行抽检或全检。

2）数据通信网关机维护

数据通信网关机在功能方面高度集成，传输数据量与计算点数量增加。在维护工作中有如下建议：

• ①针对数据通信网关机编制关键配置检查卡，熟练掌握新型设备的差异化配置；
• ②在进行更改转发表、增加通信链路等工作时，需对每路转发表，尤其是对其中的遥控部分进行认真核对，必要时可传动验证；
• ③增加数据网关机的网络打印定值单功能，方便转发表的核对与存档。

3）对时情况的巡视检查

智能设备精确的时间对动态数据采集、故障分析等至关重要，在维护工作中有如下建议：

• ①按国家电网有限公司调度控制中心关于加强时间同步监测管理的要求，站控层、间隔层设备均能反馈其对时状况，建议监控及维护人员重视对时告警信息的巡视检查；
• ②常规变电站采用测控装置时间为事件顺序（sequence of event, SOE）时间，智能变电站的开关量信号经智能终端生成GOOSE报文上送至测控装置，因传输产生延时，故建议在现场验收细则对SOE配置提出要求，采用智能终端时间为SOE时间，取消测控装置SOE的相关配置。

4）自动化设备检修机制

常规变电站测控装置投入检修压板，对遥测、遥信不刷新，遥控不响应；而智能设备的检修压板作用是用来控制SV、GOOSE报文的检修标志位的，当测控装置检修压板或接收报文中检修品质位为“1”时，变电站监控主机仍将遥测、遥信上送，但显示在单独的检修窗口，不发出告警音响，遥控不响应或不执行。

由于远动104规约不处理检修品质位，所以检修压板对调度主站无影响。装置的参数及配置文件只有在检修状态下才可下装。建议在变电站系统调试及维护中，应进行检修机制的验证，掌握检修压板的投退原则；调度主站仍采取置检修牌的方式来屏蔽检修信息，并加强对智能设备检修压板状态的监视。

3 新技术应用

1）自动化设备状态的监测系统

在最新的智能变电站技术标准中，已纳入了在线监测的有关内容，各级调控机构也在加快自动化系统状态监测体系及技术的研究。对状态监测有如下建议：

• ①增加自动化设备运行环境的监测，防止由于温/湿度、供电电源质量等不符合要求而造成设备损坏或死机；
• ②丰富自动化设备内部元器件的自检信息，除故障信息以外，还应包括参数出错、通信异常、程序异常、超负载等影响设备运行性能的各项信息。以上信息送至调度主站系统的二次在线监测模块，为故障预防、缺陷分析及处理决策等提供依据；
• ③完善现有网络分析仪的功能，增加采集站控层网络和站内调度通信网络报文，在交换机上做镜像，接入原有网络分析仪或者增加一台站控层网络分析仪，实现监控系统缺陷的快速分析定位。

2）SCD文件的管控系统

在智能变电站的调试、验收、维护、检修和改扩建环节中，除按现行规范对SCD文件进行管理外，还建议增加在线或离线的SCD文件管控系统，实现虚端子连接可视化、不同版本文件比对、模型及其语法和配置参数的正确性检测，以及基于SCD模型的智能变电站二次检修安全措施自动生成等功能，保证SCD文件管控的安全性。

总结

以上建议及措施，将在智能变电站的应用中进一步提高自动化系统及设备运行的可靠性、调试和维护的效率以及专业管理和技术指标实施质量。随着智能变电站建设的快速推进，必须快速掌握智能变电站运维的关键技术，及时总结先进的运维经验，确保智能变电站安全、稳定和可靠的运行。