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摘要：作为智能电网系统中各电压等级的重要枢纽，智能变电站技术的发展、创新对推动智能电网技术的进步与革新具有非常重要的作用。本文对智能变电站的技术特点进行简单的概括和总结，对智能变电站的建设、验收、运行和维护等关键点进行分析，在与传统变电站、数字化变电站等各阶段变电站的对比中，提出智能变电站的优势和研究注意事项，为更好地开展智能变电站的运行、维护和检修工作提供了理论基础。
关键词：智能电网；智能变电站；电力系统
0 引言
“智能电网”目前是电力系统发展的最前沿，是具有前瞻性和革命性的电网系统，是今后世界电网发展的主要方向。
智能变电站作为连接智能电网中不同电压等级的智能设备的枢纽，在智能电网中具有核心地位，其中智能变电站技术的发展决定了智能电网技术的突破与发展。
从电网层面看，智能变电站增强了变电站自动化系统的整体信息化程度，增强了与电力系统整体的协调能力；从站域层面看，其智能化表现在集成应用的能力上，有别于传统的综合变电站的继电保护自动化设备及通信网络设备，智能变电站更加智能化与集成化，更便于统一管理。智能变电站基于IEC61850规约的标准体系，采用了电子互感器等先进的互感器和其他智能化一次设备，利用光纤组网的网络化二次设备，可以实现智能装置之间的自动操作和各类信息的分享，为电网安全、稳定的发展奠定坚实的基础。
1 智能变电站的基本概念
智能变电站采用先进、可靠、集成、网络化、可持续性的智能设备，要求以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为标准，能自动完成一次设备、继电保护装置和自动化设备状态信息数据的采集、分析、监测、控制、发送报警信息等基本功能，而且可以收集网络数据，分析整体的电网状态，实现自动控制、智能通信等智能化的变电站。
2 智能变电站的优势
智能变电站是在常规变电站的基础上发展起来的，其中常规变电站经过不断创新和发展已经逐步体现出智能化的基础，如数字化变电站已经具有相应的智能化基础，智能变电站在数字变电站的基础上有所创新和改进。相对于常规变电站来说，智能变电站的优势主要体现在：
（1）常规变电站立足于本站的逻辑，统一站内一次设备与二次设备的标准，特别是站内通信系统可以做到在站内能建立一次设备和二次设备的联系，满足站内的监视与控制要求。而智能变电站着眼于地区电网的需求，统一整个电网的通信规约，使不同的变电站之间可以做到互动，而更重要的是可以将不同变电站的信息传输到调控中心和指挥中心，满足整体电网水平上的监测与控制，可以提高整体电网的安全水平。
（2）数字变电站的前瞻性为智能变电站技术的发展铺平了道路。数字变电站已经不满足于站内的一致性，在原有变电站设备的基础上统一各设备通信传输的端口，使不同厂家的不同设备具有统一性、可替换性。利用以太网对站内的一次设备和二次设备进行整合，而对不同站之间制定统一的设备端口，为智能化发展奠定了基础。
而智能变电站极大地促进了数字变电站的发展，建立了光纤组网的概念，不仅提高了速度，而且方便了安装与维护，更重要的是在统一各设备端口的基础上提出了统一大网络的概念，更好地实现了对一次设备、二次设备的监视与控制，更方便与不同变电站之间的互动，更好地实现调控中心、指挥中心等远程监测与控制。
3 智能变电站的层级结构
智能变电站宜采用“三层两网结构”，由站控层、间隔层和过程层三层组成，两层网络分别连接过程层设备与间隔层设备、间隔层设备与站控层设备。
3.1 过程层设备
过程层设备包括一次设备，如主变压器、断路器、隔离开关、接地隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、电容器等和智能终端、合并单元等智能设备，其主要是为了实现以下目的：一次设备的状态，如分合状态、电流、电压等数据；运行设备状态的实时监测；不同设备的功能实现。
3.2 间隔层设备
间隔层设备包括继电保护装置、测控装置、监控系统装置、网络通信装置及其他智能接口设备等，实现各个间隔数据的共享功能。
间隔层的主要功能：优化各类数据指令的发出；对由不同装置传输的数据进行在线初步分析；防误闭锁；网络通信；监测设备的运行状态并进行有效控制。
3.3 站控层设备
站控层设备包括监控机、路由器、调度数据网交换机、服务器、通信数据交换机、网络记录分析系统、同步对时装置、远方控制系统等，对智能变电站内的一次设备和二次设备进行监测、控制，必要时进行向远方传输报警信息，并形成相应报文。其主要实现对站内上网信息进行实时合并、分析；实现远方控制；实现远方对继电保护装置等设备程序的远方修改；可对全站防误闭锁参数进行在线修改；自动分析变电站的各类故障，可以进行反事故演习；共享各类规定至上级单位；可实现人机互动。
4 智能变电站的网络结构
目前，国网北京市电力公司220kV智能变电站主要采用三层两网网络结构，包括直采直跳、过程层SV不组网的形式。站控层采用双星型冗余网络，站控层实现MMS网络、GOOSE网络、SNTP网络合并，用以传输MMS报文和GOOSE报文；过程层GOOSE网络220kV和110kV分开组网，均采用双星型拓扑结构。35kV及10kV将测控装置就地安置在开光柜内。保护采样和跳闸采用光纤点对点方式，保护装置与合并单元通信采用IEC61850-9-2规约，与智能终端采用GOOSE规约。站控层采用SNTP对时，间隔层和过程层采用B码对时。
4.1 过程层网络
过程层网络包括sV和GOOSE网络，主要功能是实现开关量的上传及分合闸控制、防误闭锁等以及多功能测控装置、故障录波的网络采样。过程层组网方式分为网采网跳、直采直跳（GOOSE和SV共网）、直采直跳（GOOSE合SV分网）方式。 以220kV未来城站为例，其站内自动化过程层以SV+GOOSE两网合一的方式组网，按照220kV、110kV分别划分，均采用星形网络结构，两套SV+GOOSE网络在物理上相互独立，不配置独立的主变过程层网络，主变SV+GOOSE信息按电压等级分别接入220kV、110kV过程层网络。220kV过程层SV+GOOSE网络按双套物理独立的单网配置；110kV过程层除主变间隔按双套物理独立的单网配置外，其余间隔过程层SV+GOOSE网络按单网配置。
4.2 间隔层网络
间隔层网络采用双重化以太网结构，实现和其他设备间的通信传输，并传输MMS报文、GOOSE报文。
4.3 站控层网络
站控层网络结构采用双重化星型以太网结构，在间隔层和过程层之间通信，传输MMS报文、GOOSE报文。对网络数据进行分类合并处理，并设置优先级，用以实现不同的功能，同时利用网络实现设备的防误闭锁功能。
5 智能变电站设备及系统介绍
5.1 合并单元
合并单元是对一次设备的电压和电流状态进行合并处理，并按照特定的格式传输到相关设备的装置，其可以作为互感器的附属设备安装，也可以作为独立装置就地安置。
5.2 智能终端
智能终端为智能变电站中的智能设备，可以选择就地安置，是一次设备和继电保护装置、测控装置等二次设备的枢纽，一般用电缆与一次设备相连，用光纤与二次设备相连，既可以将一次设备的状态通过特定格式信息传输到二次设备层，又可以将二次设备下达的分、合闸等控制命令传输到一次设备，实现双方功能的可靠运行。
5.3 电子式电流互感器
电子式电流互感器是新型的智能装置，由几个电压互感器和几个电流互感器组成，可以连接传输系统和二次转换器，将电气量按照特定的格式传输至二次设备，用以实现继电保护、测控等功能，在数字接口的情况下一组电子式互感器可以共用一台合并单元完成此功能。
5.4 一体化电源系统
一体化电源系统整合了普通交、直流电源系统，对交流系统模块、直流系统模块、不间断电源系统等进行整合配置，形成一体化装置，通过交、直流电源总监控模块将站用电源各子系统通信网络化，实现站用电源的信息共享，建立数字化电源信息共享平台；将信息数据转换为符合DL/T860标准的数据传输至系统。
5.5 智能辅助控制系统
智能变电站可采用智能辅助控制系统，能对视频监控、技防布控、消防报警、主变水喷雾、门禁控制、厂房照明控制、电伴热、通风、SF6及含氧量的实时监控等系统进行智能化控制，实时监控各类数据、设备状态及视频信号，分类存储各类信息并进行汇总、分析、统计等处理。智能辅助系统通过DL/T860接口将重要信息上传至站内变电站一体化监控系统。
5.6 继电保护故障信息管理功能
在智能变电站设计时，可以统一对继电保护故障信息管理功能进行设计，继电保护故障信息系统与各继电保护自动化装置和故障录波装置进行数据共享和交流，记录各继电保护装置及故障录波装置的开关动作信号、设备运行状态信号，利用内置的分析软件在站内对事故进行初步分析。
5.7 测控装置
测控装置有自检及自诊断功能，装置异常及交、直流消失等有报警信号，装置本身应有LED状态信号。测控装置通过GOOSE网络实现对一次设备的控制和防误闭锁。
110kV及以下保护测控装置宜一体化配置，220kV及以上保护、测控装置宜分别配置。测控装置按间隔独立配置，主变间隔按各侧电压等级单独配置，母线间隔按每段母线单独配置，根据公用信息量接入需求配置1-2套公用测控装置。测控实现的功能有向智能终端发送断路器、刀闸遥控分合指令，接收智能终端断路器、刀闸位置、控制回路断线、机构本体信号、智能终端告警及闭锁等信息，接收合并单元测量电流、电压及同期电压SV采样等。
6 智能变电站的继电保护
6.1 继电保护设备现场巡视项目和要求
现场运行人员应定期对继电保护系统的各设备、回路进行巡视，并做好记录，其中包括运行环境、外观、压板及把手状态、时钟、装置面板指示灯状态、差流、定值区、装置通信状况、打印机工况以及户外继电器和端子箱（含汇控柜、智能组件柜等）的防雨、防潮、防冻、防尘等措施。
6.2 继电保护装置的技术要求
（1）保护装置应利用自身的对时系统实现保护功能的准确性和速动性。
（2）保护装置采用单网传输、直采直跳方式，并实现同步功能。
（3）继电保护装置利用直采直跳方式与本间隔智能终端进行通信；继电保护装置之间的联锁、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。
（4）保护装置应采取防止输入的双A/D数据异常时误动作措施。
（5）智能变电站应该采取防止继电保护装置误动作的措施。
（6）保护装置应具备检查通信中断、异常等状态和报警功能。
（7）保护装置应具备MMs接口。保护装置传输给显示系统应当将数字量转换为一次值供工作人员参考。
（8）为了满足远方控制的要求，继电保护装置除了检修硬压板为硬压板外，其余功能压板应当采用软压板。
（9）当检修硬压板投入时，监控后台应该接收到检修信号。
（10）保护装置应分析、处理合并单元上送的数据，当发生异常时及时发出报警信号，并在异常恢复之前解除被闭锁的保护功能，不闭锁与该异常数据无关的保护功能。
（11）继电保护设备应支持远方召唤至少最近八次录波报告的功能。
（12）继电保护装置应当自动传输断路器的状态变化、异常信息、保护动作信息。
（13）配置网络打印机，通过站控层网络打印全站保护装置的定值、告警、动作报告。
7 结论
本文主要介绍了智能变电站在智能电网中的重要作用，阐述了智能变电站三层两网的系统结构、系统配置。通过对比，提出了智能变电站的优势和发展方向，作为智能电网的发展重点，其发展空间非常大，但是对运行和维护人员提出了更高的要求和更新的挑战。
关键词：智能电网；智能变电站；电力系统
0 引言
“智能电网”目前是电力系统发展的最前沿，是具有前瞻性和革命性的电网系统，是今后世界电网发展的主要方向。
智能变电站作为连接智能电网中不同电压等级的智能设备的枢纽，在智能电网中具有核心地位，其中智能变电站技术的发展决定了智能电网技术的突破与发展。
从电网层面看，智能变电站增强了变电站自动化系统的整体信息化程度，增强了与电力系统整体的协调能力；从站域层面看，其智能化表现在集成应用的能力上，有别于传统的综合变电站的继电保护自动化设备及通信网络设备，智能变电站更加智能化与集成化，更便于统一管理。智能变电站基于IEC61850规约的标准体系，采用了电子互感器等先进的互感器和其他智能化一次设备，利用光纤组网的网络化二次设备，可以实现智能装置之间的自动操作和各类信息的分享，为电网安全、稳定的发展奠定坚实的基础。
1 智能变电站的基本概念
智能变电站采用先进、可靠、集成、网络化、可持续性的智能设备，要求以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为标准，能自动完成一次设备、继电保护装置和自动化设备状态信息数据的采集、分析、监测、控制、发送报警信息等基本功能，而且可以收集网络数据，分析整体的电网状态，实现自动控制、智能通信等智能化的变电站。
2 智能变电站的优势
智能变电站是在常规变电站的基础上发展起来的，其中常规变电站经过不断创新和发展已经逐步体现出智能化的基础，如数字化变电站已经具有相应的智能化基础，智能变电站在数字变电站的基础上有所创新和改进。相对于常规变电站来说，智能变电站的优势主要体现在：
（1）常规变电站立足于本站的逻辑，统一站内一次设备与二次设备的标准，特别是站内通信系统可以做到在站内能建立一次设备和二次设备的联系，满足站内的监视与控制要求。而智能变电站着眼于地区电网的需求，统一整个电网的通信规约，使不同的变电站之间可以做到互动，而更重要的是可以将不同变电站的信息传输到调控中心和指挥中心，满足整体电网水平上的监测与控制，可以提高整体电网的安全水平。
（2）数字变电站的前瞻性为智能变电站技术的发展铺平了道路。数字变电站已经不满足于站内的一致性，在原有变电站设备的基础上统一各设备通信传输的端口，使不同厂家的不同设备具有统一性、可替换性。利用以太网对站内的一次设备和二次设备进行整合，而对不同站之间制定统一的设备端口，为智能化发展奠定了基础。
而智能变电站极大地促进了数字变电站的发展，建立了光纤组网的概念，不仅提高了速度，而且方便了安装与维护，更重要的是在统一各设备端口的基础上提出了统一大网络的概念，更好地实现了对一次设备、二次设备的监视与控制，更方便与不同变电站之间的互动，更好地实现调控中心、指挥中心等远程监测与控制。
3 智能变电站的层级结构
智能变电站宜采用“三层两网结构”，由站控层、间隔层和过程层三层组成，两层网络分别连接过程层设备与间隔层设备、间隔层设备与站控层设备。
3.1 过程层设备
过程层设备包括一次设备，如主变压器、断路器、隔离开关、接地隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、电容器等和智能终端、合并单元等智能设备，其主要是为了实现以下目的：一次设备的状态，如分合状态、电流、电压等数据；运行设备状态的实时监测；不同设备的功能实现。
3.2 间隔层设备
间隔层设备包括继电保护装置、测控装置、监控系统装置、网络通信装置及其他智能接口设备等，实现各个间隔数据的共享功能。
间隔层的主要功能：优化各类数据指令的发出；对由不同装置传输的数据进行在线初步分析；防误闭锁；网络通信；监测设备的运行状态并进行有效控制。
3.3 站控层设备
站控层设备包括监控机、路由器、调度数据网交换机、服务器、通信数据交换机、网络记录分析系统、同步对时装置、远方控制系统等，对智能变电站内的一次设备和二次设备进行监测、控制，必要时进行向远方传输报警信息，并形成相应报文。其主要实现对站内上网信息进行实时合并、分析；实现远方控制；实现远方对继电保护装置等设备程序的远方修改；可对全站防误闭锁参数进行在线修改；自动分析变电站的各类故障，可以进行反事故演习；共享各类规定至上级单位；可实现人机互动。
4 智能变电站的网络结构
目前，国网北京市电力公司220kV智能变电站主要采用三层两网网络结构，包括直采直跳、过程层SV不组网的形式。站控层采用双星型冗余网络，站控层实现MMS网络、GOOSE网络、SNTP网络合并，用以传输MMS报文和GOOSE报文；过程层GOOSE网络220kV和110kV分开组网，均采用双星型拓扑结构。35kV及10kV将测控装置就地安置在开光柜内。保护采样和跳闸采用光纤点对点方式，保护装置与合并单元通信采用IEC61850-9-2规约，与智能终端采用GOOSE规约。站控层采用SNTP对时，间隔层和过程层采用B码对时。
4.1 过程层网络
过程层网络包括sV和GOOSE网络，主要功能是实现开关量的上传及分合闸控制、防误闭锁等以及多功能测控装置、故障录波的网络采样。过程层组网方式分为网采网跳、直采直跳（GOOSE和SV共网）、直采直跳（GOOSE合SV分网）方式。 以220kV未来城站为例，其站内自动化过程层以SV+GOOSE两网合一的方式组网，按照220kV、110kV分别划分，均采用星形网络结构，两套SV+GOOSE网络在物理上相互独立，不配置独立的主变过程层网络，主变SV+GOOSE信息按电压等级分别接入220kV、110kV过程层网络。220kV过程层SV+GOOSE网络按双套物理独立的单网配置；110kV过程层除主变间隔按双套物理独立的单网配置外，其余间隔过程层SV+GOOSE网络按单网配置。
4.2 间隔层网络
间隔层网络采用双重化以太网结构，实现和其他设备间的通信传输，并传输MMS报文、GOOSE报文。
4.3 站控层网络
站控层网络结构采用双重化星型以太网结构，在间隔层和过程层之间通信，传输MMS报文、GOOSE报文。对网络数据进行分类合并处理，并设置优先级，用以实现不同的功能，同时利用网络实现设备的防误闭锁功能。
5 智能变电站设备及系统介绍
5.1 合并单元
合并单元是对一次设备的电压和电流状态进行合并处理，并按照特定的格式传输到相关设备的装置，其可以作为互感器的附属设备安装，也可以作为独立装置就地安置。
5.2 智能终端
智能终端为智能变电站中的智能设备，可以选择就地安置，是一次设备和继电保护装置、测控装置等二次设备的枢纽，一般用电缆与一次设备相连，用光纤与二次设备相连，既可以将一次设备的状态通过特定格式信息传输到二次设备层，又可以将二次设备下达的分、合闸等控制命令传输到一次设备，实现双方功能的可靠运行。
5.3 电子式电流互感器
电子式电流互感器是新型的智能装置，由几个电压互感器和几个电流互感器组成，可以连接传输系统和二次转换器，将电气量按照特定的格式传输至二次设备，用以实现继电保护、测控等功能，在数字接口的情况下一组电子式互感器可以共用一台合并单元完成此功能。
5.4 一体化电源系统
一体化电源系统整合了普通交、直流电源系统，对交流系统模块、直流系统模块、不间断电源系统等进行整合配置，形成一体化装置，通过交、直流电源总监控模块将站用电源各子系统通信网络化，实现站用电源的信息共享，建立数字化电源信息共享平台；将信息数据转换为符合DL/T860标准的数据传输至系统。
5.5 智能辅助控制系统
智能变电站可采用智能辅助控制系统，能对视频监控、技防布控、消防报警、主变水喷雾、门禁控制、厂房照明控制、电伴热、通风、SF6及含氧量的实时监控等系统进行智能化控制，实时监控各类数据、设备状态及视频信号，分类存储各类信息并进行汇总、分析、统计等处理。智能辅助系统通过DL/T860接口将重要信息上传至站内变电站一体化监控系统。
5.6 继电保护故障信息管理功能
在智能变电站设计时，可以统一对继电保护故障信息管理功能进行设计，继电保护故障信息系统与各继电保护自动化装置和故障录波装置进行数据共享和交流，记录各继电保护装置及故障录波装置的开关动作信号、设备运行状态信号，利用内置的分析软件在站内对事故进行初步分析。
5.7 测控装置
测控装置有自检及自诊断功能，装置异常及交、直流消失等有报警信号，装置本身应有LED状态信号。测控装置通过GOOSE网络实现对一次设备的控制和防误闭锁。
110kV及以下保护测控装置宜一体化配置，220kV及以上保护、测控装置宜分别配置。测控装置按间隔独立配置，主变间隔按各侧电压等级单独配置，母线间隔按每段母线单独配置，根据公用信息量接入需求配置1-2套公用测控装置。测控实现的功能有向智能终端发送断路器、刀闸遥控分合指令，接收智能终端断路器、刀闸位置、控制回路断线、机构本体信号、智能终端告警及闭锁等信息，接收合并单元测量电流、电压及同期电压SV采样等。
6 智能变电站的继电保护
6.1 继电保护设备现场巡视项目和要求
现场运行人员应定期对继电保护系统的各设备、回路进行巡视，并做好记录，其中包括运行环境、外观、压板及把手状态、时钟、装置面板指示灯状态、差流、定值区、装置通信状况、打印机工况以及户外继电器和端子箱（含汇控柜、智能组件柜等）的防雨、防潮、防冻、防尘等措施。
6.2 继电保护装置的技术要求
（1）保护装置应利用自身的对时系统实现保护功能的准确性和速动性。
（2）保护装置采用单网传输、直采直跳方式，并实现同步功能。
（3）继电保护装置利用直采直跳方式与本间隔智能终端进行通信；继电保护装置之间的联锁、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。
（4）保护装置应采取防止输入的双A/D数据异常时误动作措施。
（5）智能变电站应该采取防止继电保护装置误动作的措施。
（6）保护装置应具备检查通信中断、异常等状态和报警功能。
（7）保护装置应具备MMs接口。保护装置传输给显示系统应当将数字量转换为一次值供工作人员参考。
（8）为了满足远方控制的要求，继电保护装置除了检修硬压板为硬压板外，其余功能压板应当采用软压板。
（9）当检修硬压板投入时，监控后台应该接收到检修信号。
（10）保护装置应分析、处理合并单元上送的数据，当发生异常时及时发出报警信号，并在异常恢复之前解除被闭锁的保护功能，不闭锁与该异常数据无关的保护功能。
（11）继电保护设备应支持远方召唤至少最近八次录波报告的功能。
（12）继电保护装置应当自动传输断路器的状态变化、异常信息、保护动作信息。
（13）配置网络打印机，通过站控层网络打印全站保护装置的定值、告警、动作报告。
7 结论
本文主要介绍了智能变电站在智能电网中的重要作用，阐述了智能变电站三层两网的系统结构、系统配置。通过对比，提出了智能变电站的优势和发展方向，作为智能电网的发展重点，其发展空间非常大，但是对运行和维护人员提出了更高的要求和更新的挑战。