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摘要：随着经济高速发展，我国电网规模不断扩大，信息化程度越来越高。在这种发展形式下，国家电网公司提出“坚强智能电网”的概念。为了保证电网安全、稳定运行，建立数字化电网和变电站势在必行。本文以智能变电站的概念入手探讨了智能变电站的设计构架及相比普通变电站的应用优势，并对普通变电站的智能化改造原则及技术要求进行探讨，为智能变电站的推广应用指明方向。
关键词：变电站；智能；设计架构；优势；改造；技术；
中图分类号：S611 文献标识码：A 文章编号：
1.引言
国家电网公司在“2009特高压输电技术国际会议”上提出了名为“坚强智能电网”的发展规划。“坚强智能电网”以特高压电网为骨干网架，以通信信息平台为支撑，以智能控制为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合，是坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动的现代电网。因此，“坚强”和“智能”是坚强智能电网的基本内涵。而智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑。
智能化变电站就是利用数字化技术使变电站的信息采集、传输、处理、计量、输出过程全部数字化，并使通信网络化、模型和通信协议统一化、设备智能化、运行管理自动化。智能化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在工EC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。
2.智能变电站的设计构架及优势
2.1智能变电站自动化系统的构架
智能变电站的基本概念为变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化，基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化等。智能变电站建设的关键是实现满足上述要求的通信网络和系统。IEC61850标准包括变电站通信网络和系统的总体要求、功能建模、数据建模、通信协议、项目管理和一致性检测等一系列标准。按照IEC61850标准建设通信网络和系统的变电站，符合智能变电站的要求。
智能变电站的主要一次设备和二次设备安到要求应为智能设备，这是变电站实现数字化的基础。这些智能设备具有设备之间交互参数、状态和控制命令等信息的通信接口。设备间信息传输的方式主要为网络通信方式，取代传统的二次电缆等硬接线。如果使用传统非智能一次设备，则应通过配置智能终端将其改造为智能设备。智能变电站的基本架构体系如图1所示。
图1智能变电站自动化系统结构示意图
2.2智能变电站的主要优势特征
2.2.1系统分层分布化
根据IEC61850标准的描述，智能变电站的设备可以分为三层：过程层，间隔层，站控层。基于IEC61850标准的智能变电站确立电力系统的建模标准，采用面向对象建模技术、软件复用技术、高速以太网技术、嵌入式系统技术和嵌入式实时操作系统技术、XML技术等，体现了“软件总线”的概念，实现软件领域的即插即用。满足了电力系统实时性、可靠性要求，有效地解决了异构系统间的信息互通、数据内容与显示分离、自定义性及扩展性等问题，使得变电站分层分布式方案的实施具备了可靠的技术基础。
2.2.2信息交互网络化
智能变电站采用低功率、数字化的电子互感器代替常规电磁型互感器，将高电压、大电流直接变换为数字信号。变电站内各设备之间通过高速网络进行信息交互，二次设备不再出现功能重复的FO接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，实现了数据及资源共享。具体包括:过程层与间隔层之间的信息交换；间隔层设备之间的信息交换；间隔层与变电站层的通信；变电站层不同设备之间的通信。
2.2.3设备操作智能化
电子式互感器与控制元件相配合，独立采集运行状态数据，可有效地判断断路器的工作状况。连续自我检测和监视断路器一次、二次系统设备，可检测设备缺陷和故障，在缺陷变为故障之前发出报警信号，为状态检修提供参考。智能断路器可按电压波形控制跳、合闸角度，精确控制跳、合闸过程的时间，减少暂态过电压幅值；智能断路器的专用信息由装在断路器设备内基于计算机技术的控制单元直接处理，使断路器能独立地执行其它功能，而不依赖于变电站层的控制系统。
2.2.4设备检修状态化
在智能变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据以及各种智能装置的故障和动作信息，实现对操作及信号回路状态的有效监视。智能变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的定期检修变成状态检修，从而大大提高系统的可用性。
3.常规变电站的智能化改造应用
国内电网经过多年的建设，常规变电站的建设数量大，普及范围广。如果将这些常规变电站都拆除废弃重新建设新的智能变电站，这样建设成本太大，智能电网建设周期太长。并且有些常规站投运时间并不长，设备都还比较新，重建将是资源的浪费，也不符合国家的低碳经济要求。因此，常规站的智能化改造将是智能电网建设过程中重要的环节。
3.1智能化改造的原则
变电站智能化改造原则是，智能化改造应严格遵循电网安全生产运行相关规程规定的要求，不得因智能化改造使变电站的安全可靠水平下降；智能化改造应结合变电站重要程度、设备型式、运行环境、场地布置等实际情况，从充分发挥资产使用效率和效益角度出发，以提高生产管理效率和电网运营效益为目标，务求经济、实用；智能化改造应按照智能电网建设的统一部署和智能变电站技术功能要求，在统一标准后推进，并在试点工作中及时对相关标准进行更新和完善。智能化改造应在总体技术框架下，因网因地制宜，制定有针对性、切实可行的实施方案。常规变电站改造后结构如图2所示。
圖2常规变电站改造后结构图示
3.2智能化改造的技术要求
3.2.1一次设备智能化的改造技术要求
变压器改造后应具备冷却器智能化控制、有载分接开关数字化测控、顶层油温数字化测量及本体非电量保护功能。330kV及以上变压器还应具备油中溶解气体分析监测、铁心电流监测、本体油中含水量监测和气体继电器压力测量等在线监测功能。变压器智能组件通信采用光纤以太网接口，非电量保护宜通过直跳方式跳闸，宜采用基于MMS的服务实现在线监测信号传输设置和变压器调压远方控制，智能组件宜就地安装。
开关设备改造后可具备间隔内信号数字化测量和网络化控制功能，可具备SF6气体压力等状态在线监测功能。开关设备智能组件通信采用光纤以太网接口，应用基于MMS服务实现在线监测信号传输及设置。开关设备改造为网络化控制和数字化测量时，应用基于GOOSE服务接收保护和控制单元的分合闸信号，传输断路器、隔离开关位置及压力低闭锁重合闸等信号。设备智能组件宜就地安装。断路器改造可结合设备正常更新改造直接更换为智能设备。
3.2.2间隔层二次设备智能化改造的技术要求
智能组件应在保证安全性与可靠性的一前提下，实现网络互联、信息共享。220kV及以上电压等级的保护单元、关口计量单元、合并单元等关键设备应冗余配置；应满足电磁环境、温度、湿度、灰尘、振动等现场运行环境要求。智能组件应支持IEC6185O标准服务，输出基于标准模型的数据信息，并支持模型自描述。可支持组播注册协议，实现GOOSE和SV传输组播报文的网络自动分配及通信中断告警功能。
控制功能支持标准增强安全型控制模型，具备紧急操作模式，应用GOOSE服务实现全站间隔层。应具备断路器同期和无压合闸功能，并支持双母线同期电压自动选择。开关设备进行网络化控制和数字化测量改造时，控制单元应用GOOSE服务控制智能化开关设备。
保护功能应按IEC61850标准保护模型(PDIF、PTRC等)及相关功能模型(RREC、RBRF等)建模，保護应直接采样。对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护(母线保护)可直接跳闸。对于涉及多间隔的保护，如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。双重化配置的两套保护，应分别配置两套独立的互感器线圈或传感器、合并单元、断路器跳闸线圈等。
3.2.3站控层智能化改造的技术要求
站控层智能化改造主要功能是指系统的智能化高级应用。站控层应满足无人值班及区域监控中心管理模式的要求。通信协议和信息交互，应遵循IEc61850标准，实现站内数据信息集中共享;满足集中监控、顺序控制、状态检修等要求；满足图、模、库一体化维护要求。
断路器、隔离开关等在顺序控制时应有可靠的位置判断措施，并应具备急停功能。顺序控制宜在站控层实现。可实现数据辨识与处理，保证基础数据的正确性，支持智能电网调度技术支持系统对电网状态估计的应用需求。建立电压幅值、谐波等电能质量监测与评估系统。可配置独立的网络报文记录分析系统，具备对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。
4.结语
全球资源、环境、经济等问题日益突出，可再生能源、分布式能源快速发展，世界各国面临着可再生能源如何接入及充分利用等一系列问题，需要用智能化的技术和手段来应对目前面临的各种挑战。智能电网是电力工业将来的发展方向，在变电环节，在智能电网规划的推动下，未来智能化变电站将成为新建变电站的主流。积极发展智能电网，适应未来可持续发展的要求，也成为国际电力发展的现实选择。
参考文献：
[1] 高翔.数字化变电站应用技术[M].北京:中国电力出版社，2008.
[2] 易永辉.基于工EC61850标准的变电站自动化若干关键技术研究[D].杭州:浙江大学，2008.
[3] 李孟超，王允平，李献伟等.智能变电站及技术特点分析[J].电力系统保护与控制，2010.
[4] 李瑞生，李燕斌，周逢权.智能变电站功能架构及设计原则[J].电力系统保护与控制，2010.
关键词：变电站；智能；设计架构；优势；改造；技术；
中图分类号：S611 文献标识码：A 文章编号：
1.引言
国家电网公司在“2009特高压输电技术国际会议”上提出了名为“坚强智能电网”的发展规划。“坚强智能电网”以特高压电网为骨干网架，以通信信息平台为支撑，以智能控制为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合，是坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动的现代电网。因此，“坚强”和“智能”是坚强智能电网的基本内涵。而智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑。
智能化变电站就是利用数字化技术使变电站的信息采集、传输、处理、计量、输出过程全部数字化，并使通信网络化、模型和通信协议统一化、设备智能化、运行管理自动化。智能化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在工EC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。
2.智能变电站的设计构架及优势
2.1智能变电站自动化系统的构架
智能变电站的基本概念为变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化，基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化等。智能变电站建设的关键是实现满足上述要求的通信网络和系统。IEC61850标准包括变电站通信网络和系统的总体要求、功能建模、数据建模、通信协议、项目管理和一致性检测等一系列标准。按照IEC61850标准建设通信网络和系统的变电站，符合智能变电站的要求。
智能变电站的主要一次设备和二次设备安到要求应为智能设备，这是变电站实现数字化的基础。这些智能设备具有设备之间交互参数、状态和控制命令等信息的通信接口。设备间信息传输的方式主要为网络通信方式，取代传统的二次电缆等硬接线。如果使用传统非智能一次设备，则应通过配置智能终端将其改造为智能设备。智能变电站的基本架构体系如图1所示。
图1智能变电站自动化系统结构示意图
2.2智能变电站的主要优势特征
2.2.1系统分层分布化
根据IEC61850标准的描述，智能变电站的设备可以分为三层：过程层，间隔层，站控层。基于IEC61850标准的智能变电站确立电力系统的建模标准，采用面向对象建模技术、软件复用技术、高速以太网技术、嵌入式系统技术和嵌入式实时操作系统技术、XML技术等，体现了“软件总线”的概念，实现软件领域的即插即用。满足了电力系统实时性、可靠性要求，有效地解决了异构系统间的信息互通、数据内容与显示分离、自定义性及扩展性等问题，使得变电站分层分布式方案的实施具备了可靠的技术基础。
2.2.2信息交互网络化
智能变电站采用低功率、数字化的电子互感器代替常规电磁型互感器，将高电压、大电流直接变换为数字信号。变电站内各设备之间通过高速网络进行信息交互，二次设备不再出现功能重复的FO接口，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，实现了数据及资源共享。具体包括:过程层与间隔层之间的信息交换；间隔层设备之间的信息交换；间隔层与变电站层的通信；变电站层不同设备之间的通信。
2.2.3设备操作智能化
电子式互感器与控制元件相配合，独立采集运行状态数据，可有效地判断断路器的工作状况。连续自我检测和监视断路器一次、二次系统设备，可检测设备缺陷和故障，在缺陷变为故障之前发出报警信号，为状态检修提供参考。智能断路器可按电压波形控制跳、合闸角度，精确控制跳、合闸过程的时间，减少暂态过电压幅值；智能断路器的专用信息由装在断路器设备内基于计算机技术的控制单元直接处理，使断路器能独立地执行其它功能，而不依赖于变电站层的控制系统。
2.2.4设备检修状态化
在智能变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据以及各种智能装置的故障和动作信息，实现对操作及信号回路状态的有效监视。智能变电站中几乎不再存在未被监视的功能单元，设备状态特征量的采集没有盲区。设备检修策略可以从常规变电站设备的定期检修变成状态检修，从而大大提高系统的可用性。
3.常规变电站的智能化改造应用
国内电网经过多年的建设，常规变电站的建设数量大，普及范围广。如果将这些常规变电站都拆除废弃重新建设新的智能变电站，这样建设成本太大，智能电网建设周期太长。并且有些常规站投运时间并不长，设备都还比较新，重建将是资源的浪费，也不符合国家的低碳经济要求。因此，常规站的智能化改造将是智能电网建设过程中重要的环节。
3.1智能化改造的原则
变电站智能化改造原则是，智能化改造应严格遵循电网安全生产运行相关规程规定的要求，不得因智能化改造使变电站的安全可靠水平下降；智能化改造应结合变电站重要程度、设备型式、运行环境、场地布置等实际情况，从充分发挥资产使用效率和效益角度出发，以提高生产管理效率和电网运营效益为目标，务求经济、实用；智能化改造应按照智能电网建设的统一部署和智能变电站技术功能要求，在统一标准后推进，并在试点工作中及时对相关标准进行更新和完善。智能化改造应在总体技术框架下，因网因地制宜，制定有针对性、切实可行的实施方案。常规变电站改造后结构如图2所示。
圖2常规变电站改造后结构图示
3.2智能化改造的技术要求
3.2.1一次设备智能化的改造技术要求
变压器改造后应具备冷却器智能化控制、有载分接开关数字化测控、顶层油温数字化测量及本体非电量保护功能。330kV及以上变压器还应具备油中溶解气体分析监测、铁心电流监测、本体油中含水量监测和气体继电器压力测量等在线监测功能。变压器智能组件通信采用光纤以太网接口，非电量保护宜通过直跳方式跳闸，宜采用基于MMS的服务实现在线监测信号传输设置和变压器调压远方控制，智能组件宜就地安装。
开关设备改造后可具备间隔内信号数字化测量和网络化控制功能，可具备SF6气体压力等状态在线监测功能。开关设备智能组件通信采用光纤以太网接口，应用基于MMS服务实现在线监测信号传输及设置。开关设备改造为网络化控制和数字化测量时，应用基于GOOSE服务接收保护和控制单元的分合闸信号，传输断路器、隔离开关位置及压力低闭锁重合闸等信号。设备智能组件宜就地安装。断路器改造可结合设备正常更新改造直接更换为智能设备。
3.2.2间隔层二次设备智能化改造的技术要求
智能组件应在保证安全性与可靠性的一前提下，实现网络互联、信息共享。220kV及以上电压等级的保护单元、关口计量单元、合并单元等关键设备应冗余配置；应满足电磁环境、温度、湿度、灰尘、振动等现场运行环境要求。智能组件应支持IEC6185O标准服务，输出基于标准模型的数据信息，并支持模型自描述。可支持组播注册协议，实现GOOSE和SV传输组播报文的网络自动分配及通信中断告警功能。
控制功能支持标准增强安全型控制模型，具备紧急操作模式，应用GOOSE服务实现全站间隔层。应具备断路器同期和无压合闸功能，并支持双母线同期电压自动选择。开关设备进行网络化控制和数字化测量改造时，控制单元应用GOOSE服务控制智能化开关设备。
保护功能应按IEC61850标准保护模型(PDIF、PTRC等)及相关功能模型(RREC、RBRF等)建模，保護应直接采样。对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护(母线保护)可直接跳闸。对于涉及多间隔的保护，如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。双重化配置的两套保护，应分别配置两套独立的互感器线圈或传感器、合并单元、断路器跳闸线圈等。
3.2.3站控层智能化改造的技术要求
站控层智能化改造主要功能是指系统的智能化高级应用。站控层应满足无人值班及区域监控中心管理模式的要求。通信协议和信息交互，应遵循IEc61850标准，实现站内数据信息集中共享;满足集中监控、顺序控制、状态检修等要求；满足图、模、库一体化维护要求。
断路器、隔离开关等在顺序控制时应有可靠的位置判断措施，并应具备急停功能。顺序控制宜在站控层实现。可实现数据辨识与处理，保证基础数据的正确性，支持智能电网调度技术支持系统对电网状态估计的应用需求。建立电压幅值、谐波等电能质量监测与评估系统。可配置独立的网络报文记录分析系统，具备对全站各种网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能。
4.结语
全球资源、环境、经济等问题日益突出，可再生能源、分布式能源快速发展，世界各国面临着可再生能源如何接入及充分利用等一系列问题，需要用智能化的技术和手段来应对目前面临的各种挑战。智能电网是电力工业将来的发展方向，在变电环节，在智能电网规划的推动下，未来智能化变电站将成为新建变电站的主流。积极发展智能电网，适应未来可持续发展的要求，也成为国际电力发展的现实选择。
参考文献：
[1] 高翔.数字化变电站应用技术[M].北京:中国电力出版社，2008.
[2] 易永辉.基于工EC61850标准的变电站自动化若干关键技术研究[D].杭州:浙江大学，2008.
[3] 李孟超，王允平，李献伟等.智能变电站及技术特点分析[J].电力系统保护与控制，2010.
[4] 李瑞生，李燕斌，周逢权.智能变电站功能架构及设计原则[J].电力系统保护与控制，2010.