智能變電站作為智能電網的重要節點，以全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化為基本要求，自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監測等基本功能，并可根據需要支持電網實時自動控制、智能調節、在線分析決策、系統互動等高級功能。

上述智能變電站的概念，本質是對智能變電站自動化技術和系統的定義。本文就智能變電站自動化系統區別于常規變電站的主要特征進行探討，并對自動化系統及設備實際運行中的相關問題提出建議。

1 調試及維護中存在的問題

1）投入運行前的系統調試

系統調試分為出廠調試及現場調試。出廠調試注重對變電站配置描述（substation configuration description, SCD）文件的驗證，對自動化系統及設備一般只選取典型間隔。

在現場調試中，存在數據庫及監控畫面反復修改、虛端子連接重新驗證、與調度主站調試受通信條件制約、不注重綜合調試（在電網事故、自動化設備故障或數據異常等情況下，變電站繼電保護、監控及調度主站系統反應的信息或作出的決策是否全面、準確）等問題。無人值守變電站對調控機構傳動工作存在數量大且繁瑣、人工對點效率低且極易出錯的問題。

2）系統及設備的維護

智能變電站自動化系統及設備在結構和功能方面的變化（例如，測控交流采集模塊獨立為合并單元、監控主機與數據通信網關機高度集成、“二次回路”以虛端子連接等），與常規變電站運行維護工作相比，在工作流程、安全措施、危險點以及使用的儀器儀表等方面存在差異。

3）系統功能及性能

系統功能及性能如下：

• ①智能設備提供了更為全面的運行及告警信息，自動化系統按要求在變電站端進行大量信息挑選及計算，增加了設備的運行負荷；
• ②智能設備取消了部分就地操作功能，改由自動化系統完成打印報告、投退壓板、修改定值等功能，對自動化設備的可靠性提出了更高要求；
• ③自動化系統反映自身運行狀況的信息較少，難以做到狀態評估與預警。故障后處理使設備不得不暫時退出運行，影響實時監控。

2 相關建議

2.1 設備功能及要求

1）規范智能設備的輸出監控信息

智能設備輸出的監控信息在數量及名稱方面與調度部門下發的典型監控信息表及技術規范均存在差異，其中以低壓、電源及輔助設備的問題較為突出。建議智能設備廠家在模型中按規范要求輸出監控信息：首先保證其中關鍵信息不缺失；其次在輸出詳細信息的同時，輸出設備故障、異常、動作等主要的合并信息。

2）恢復斷路器就地同期合閘的功能

智能變電站取消測控裝置的就地合閘操作把手，安裝在智能組件柜的智能終端上。在遙控操作失敗后，運行人員可在智能終端就地合閘，而部分智能變電站的此種合閘方式不經過測控裝置的同期判斷。在斷路器投入電網運行時，就地合閘與遙控合閘只是控制指令來源不同，都需要經過同期判斷。建議恢復斷路器就地同期合閘與強制合閘的切換功能，如選擇同期手合，無論將合閘操作把手安裝在智能終端上還是安裝在測控裝置上，均需經同期邏輯判斷。

3）改善監控主機的運行環境

智能變電站應將監控主機組屏到運行條件較好的計算機室，注意盡量縮短監控主機與顯示器的距離，否則中間經過電轉光、光轉電的過程，會出現延長設備不穩定、鼠標操作有延時的問題。

4）明確計算點的運算邏輯

變電站監控主機、通信網關機以及調度主站都需要對部分信息進行運算，比如越限、延時、合并、均值等。運行中出現問題較多的是事故總合并邏輯。

• （1）間隔事故總。智能變電站的繼電保護采取雙獨立操作回路設計及操作箱的就地設置，測控裝置采取的是單套跨雙網模式，可以實現對兩套智能終端GOOSE數據的傳輸。建議取兩個智能終端中由合后繼電器接點與跳位繼電器接點串聯而成的間隔事故總進行“或”邏輯運算，保證間隔事故總的可靠上送。
• （2）全站事故總。由間隔事故總與保護動作信息進行“或”邏輯運算，延時自動復歸。考慮到減少通信網關機計算負荷和間隔事故總可靠上送等因素，建議在合并中取消動作于多個斷路器的非按間隔配置的保護以及非電量保護，如母差保護、安全自動裝置、變壓器非電量保護等。

5）優化測量互感器變比及精度選擇

目前電流互感器變比、電壓互感器準確級（0.5級或3P）的選擇原則是，測量與繼電保護相一致。測控數據反映的是電網運行狀況，而繼電保護裝置則偏重于在故障情況下地快速反應及動作，兩類裝置對互感器要求不同。

建議測量電流互感器變比根據輸電線路導線最大載流量來選取，同時參考計量用變比。在數字量傳輸的條件下，對測量電壓互感器準確級選取與計量相同的等級（最低0.2級），進一步提高基礎數據質量和狀態估計的合格率。

2.2 系統調試及維護

1）投運前系統的調試

• （1）調試重點。出廠調試階段完成對自動化系統及設備主要功能的驗收。按照設備監控相關文件要求及“四統一”自動化設備的標準化信息接口，確定上送至變電站及調度主站的監控信息。根據調試時間，可選取典型間隔進行虛端子連線檢測，同時采用面向一次設備的預配置方式，提高現場配置虛端子連線的效率。現場調試階段重視帶負荷測試、數據庫和監控畫面的完善以及對調度主站的傳動及綜合調試。
• （2）新建變電站試采用移動主站或搭建臨時通道的方式，完成初步調試。待通信成功建立后進行抽檢或全檢。

2）數據通信網關機維護

數據通信網關機在功能方面高度集成，傳輸數據量與計算點數量增加。在維護工作中有如下建議：

• ①針對數據通信網關機編制關鍵配置檢查卡，熟練掌握新型設備的差異化配置；
• ②在進行更改轉發表、增加通信鏈路等工作時，需對每路轉發表，尤其是對其中的遙控部分進行認真核對，必要時可傳動驗證；
• ③增加數據網關機的網絡打印定值單功能，方便轉發表的核對與存檔。

3）對時情況的巡視檢查

智能設備精確的時間對動態數據采集、故障分析等至關重要，在維護工作中有如下建議：

• ①按國家電網有限公司調度控制中心關于加強時間同步監測管理的要求，站控層、間隔層設備均能反饋其對時狀況，建議監控及維護人員重視對時告警信息的巡視檢查；
• ②常規變電站采用測控裝置時間為事件順序（sequence of event, SOE）時間，智能變電站的開關量信號經智能終端生成GOOSE報文上送至測控裝置，因傳輸產生延時，故建議在現場驗收細則對SOE配置提出要求，采用智能終端時間為SOE時間，取消測控裝置SOE的相關配置。

4）自動化設備檢修機制

常規變電站測控裝置投入檢修壓板，對遙測、遙信不刷新，遙控不響應；而智能設備的檢修壓板作用是用來控制SV、GOOSE報文的檢修標志位的，當測控裝置檢修壓板或接收報文中檢修品質位為“1”時，變電站監控主機仍將遙測、遙信上送，但顯示在單獨的檢修窗口，不發出告警音響，遙控不響應或不執行。

由于遠動104規約不處理檢修品質位，所以檢修壓板對調度主站無影響。裝置的參數及配置文件只有在檢修狀態下才可下裝。建議在變電站系統調試及維護中，應進行檢修機制的驗證，掌握檢修壓板的投退原則；調度主站仍采取置檢修牌的方式來屏蔽檢修信息，并加強對智能設備檢修壓板狀態的監視。

3 新技術應用

1）自動化設備狀態的監測系統

在最新的智能變電站技術標準中，已納入了在線監測的有關內容，各級調控機構也在加快自動化系統狀態監測體系及技術的研究。對狀態監測有如下建議：

• ①增加自動化設備運行環境的監測，防止由于溫/濕度、供電電源質量等不符合要求而造成設備損壞或死機；
• ②豐富自動化設備內部元器件的自檢信息，除故障信息以外，還應包括參數出錯、通信異常、程序異常、超負載等影響設備運行性能的各項信息。以上信息送至調度主站系統的二次在線監測模塊，為故障預防、缺陷分析及處理決策等提供依據；
• ③完善現有網絡分析儀的功能，增加采集站控層網絡和站內調度通信網絡報文，在交換機上做鏡像，接入原有網絡分析儀或者增加一臺站控層網絡分析儀，實現監控系統缺陷的快速分析定位。

2）SCD文件的管控系統

在智能變電站的調試、驗收、維護、檢修和改擴建環節中，除按現行規范對SCD文件進行管理外，還建議增加在線或離線的SCD文件管控系統，實現虛端子連接可視化、不同版本文件比對、模型及其語法和配置參數的正確性檢測，以及基于SCD模型的智能變電站二次檢修安全措施自動生成等功能，保證SCD文件管控的安全性。

總結

以上建議及措施，將在智能變電站的應用中進一步提高自動化系統及設備運行的可靠性、調試和維護的效率以及專業管理和技術指標實施質量。隨著智能變電站建設的快速推進，必須快速掌握智能變電站運維的關鍵技術，及時總結先進的運維經驗，確保智能變電站安全、穩定和可靠的運行。