文/中国电器工业协会智能电网设备工作委员会/

1 背景概述

随着我国智能电网建设的全面开展，国家电网公司已经完成了多个变电站的智能化改造，并计划在“十二五”期间新建约5100座智能变电站，对约1000座变电站进行智能化改造。为了使设备制造厂商能够更好的了解智能电网的建设发展思路及智能电网设备的发展趋势，我们选取了河南洛阳110kV金谷园变、山东青岛220kV午山变、浙江金华500kV芝堰变、陕西延安750kV洛川变四个电压等级的样本（其中金谷园变、午山变、芝堰变是由数字化变电站改造升级为智能变电站，洛川变是新建智能变电站）进行了实地调研。同时，我们还调研了中国科学院白银超导变电站，并在之前发布的《浙江金华500kV芝堰变调研报告》、《山东青岛220kV午山变调研报告》、《白银超导变电站调研报告》基础上，完成了此调研报告。希望此报告能够在研发方向、制造理念等方面给予智能电网设备制造厂商一定的帮助。

2 变电站发展的几个阶段

变电站是电力网络的节点，它连接线路，输送电能，担负着变换电压等级、汇集电流、分配电能、控制电能流向、调整电压等功能。变电站的智能化运行是实现智能电网的基础环节之一。变电站的发展经历了如下几个发展阶段。

2.1 传统变电站

20 世纪80年代及以前变电站保护设备以晶体管、集成电路为主，二次设备均按照传统方式布置，各部分独立运行。随着微处理器和通信技术的发展，远动装置的性能得到较大提高，传统变电站逐步增加了“遥测”、“遥信”、“遥控”、“遥调”的四遥功能。

2.2 综合自动化变电站

20 世纪90年代，随着微机保护技术的广泛应用，以及计算机、网络、通信技术的发展，变电站自动化取得实质性进展。利用计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术，对变电站二次设备的功能进行重新组合、优化设计，建成了变电站综合自动化系统，实现对变电站设备运行情况进行监视、测量、控制和协调的功能。综合自动化系统先后经历了集中式、分散式、分散分层式等不同结构的发展，使得变电站设计更合理，运行更可靠，更利于变电站无人值班的管理。

2.3 数字化变电站

近年来，随着数字化技术的不断进步和IEC61850标准在国内的推广应用，国内已经出现了基于IEC61850的数字化变电站。数字化变电站具有全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化四个重要特征。数字化变电站体现在过程层设备的数字化，整个变电站内信息的网络化，以及断路器设备的智能化，而且设备检修工作逐步由定期检修过渡到以状态检修为主的管理模式。

2.4 智能变电站

数字化变电站从技术上来说，其突出成就是实现了变电站信息的数字采集和网络化信息交互，但这对于智能电网的需求来说，还是远远不够的。国家电网公司在建设统一坚强智能电网的变电环节中，提出建设智能变电站的目标。智能电网中的智能变电站是由先进、可靠、环保、集成的设备组合而成，以高速网络通信平台为信息传输基础，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，同时具备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。智能变电站分为设备层、系统层。设备层主要由高压设备、智能组件和智能设备构成，实现IEC61850中所提及的变电站测量、控制、保护、检测、计量等过程层和间隔层的功能。系统层相当于变电站的站控层,实现信息共享、设备状态可视化、智能告警、分析决策等高级智能应用，包含智能变电站系统级的先进功能。随着高压设备智能化的不断发展,传统意义上的一、二次设备间的界限也将逐渐模糊，一次设备通过安装和集成智能组件，将成为智能设备。

3 智能变电站同数字化变电站的区别

智能变电站与数字化变电站有密不可分的联系。数字化变电站的部分特征是智能变电站发展的基础，智能变电站是进一步综合站内功能与发展对外支撑，智能变电站并不要求高度数字化，例如全站采用电子式互感器、具备数字化接口的开关，基于IEC61850标准的变电站网络通信是最大的共同点。二者差别主要体现在：

一、数字化变电站主要从满足变电站自身的需求出发，实现站内一、二次设备的数字化通信和控制，建立全站统一的数据通信平台，侧重于在统一通信平台的基础上提高变电站内设备与系统间的互操作性。而智能变电站则从满足智能电网运行要求出发，比数字化变电站更加注重变电站之间、变电站与调度中心之间的信息统一与功能的层次化，以在全网范围内提高系统的整体运行水平为目标。

二、数字化变电站已经具有了一定程度的设备集成和功能优化的概念，要求站内应用的所有智能电子装置（IED）满足统一的标准，拥有统一的接口，以实现互操作性。IED分布安装与站内其功能的整合以统一标准为纽带，利用网络通信实现。数字化变电站在以太网通信的基础上，模糊了一、二次设备的界限，实现了一、二次设备的初步融合。而智能化变电站设备集成化程度更高，可以实现一、二次设备的一体化、智能化整合和集成。

三、智能变电站在数字化变电站的基础上实现了两个技术上的跨越：监测设备的智能化，重点是对开关、变压器的状态进行监测；故障信息综合分析决策，变电站要和调度器进行信息的双向交流。

4 典型配置方案

调研的110kV金谷园变、220kV午山变、500kV芝堰变、750kV洛川变四个变电站，虽然既有改造站，又有新建站，并且电压等级不同，地理位置相距较远，但在智能化思路的选择上基本是相同的。下面以浙江金华500kV芝堰变为例，介绍其智能化方案，随后再将其他三个变电站的特点逐一介绍。

4.1 芝堰变智能化改造

500 kV芝堰变位于浙江金华市，原为室外AIS数字化变电站。改造项目静态总投资3200多万元，其中智能化投资1700多万元。

4.1.1 智能高压设备

智能组件是若干智能电子装置（IED）的集合，安装于宿主设备旁，承担与宿主设备相关的测量、控制和监测等功能。智能组件还可集成相关继电保护。智能组件集成与宿主设备相关的测量、监测和控制等基本功能，由若干智能电子装置实现。

智能组件是一个灵活的概念，可以由一个组件完成所有功能，也可以分散独立完成，可以外置于主设备本体之外，也可以内嵌于主设备本体之内。

智能高压设备是一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化等特征。智能控制和状态可观测是高压设备智能化的基本要求，其中运行状态的测量和健康状态的监测是基础。

浙江金华500kV芝堰变在改造中于500千伏应用了一套线路保护、一套合并单元和两套开关保护（测控）一体化装置、两套智能终端（合并单元）一体化装置、两套状态监测装置；220千伏部分投运了两套线路保护（测控）一体化装置、两套智能终端、两套合并单元、一套状态监测装置；35千伏应用了一套低抗保护、一套状态检测装置、一台数字式电表。

1）电子式互感器应用

在220千伏应用了无源光学电子式电流电压互感器，合并单元就地化布置。该互感器利用全光纤电流互感器测量一次电流（采用反射式Sagnac干涉原理和Faraday磁光效应），利用电容分压器测量一次电压。

35 千伏复合电器采用有源电子式电流电压互感器（EVCT），保护电流传感采用了罗氏线圈，测量电流传感采用低功率线圈（LPCT）,电压传感采用电压环分压原理。电流电压传感信号经过远端模块采集和处理后，转换为数字信号通过光纤送至智能汇控柜的合并单元。

2）变压器智能化改造

在变压器原有非电量保护、智能终端不变的前提下加装了包括冷却器智能控制、顶层油温监测、铁芯电流监测、变压器油色谱在线检测、微水监测、气体继电器聚集量监测、特高频局部放电在线监测、变压器限额智能分析等变压器在线监测单元。

通过改造建立变压器性能评估及综合诊断模型。根据变压器过载能力数据，结合环境温度、负荷、油温和绕组温度，建立变压器负荷动态智能监控系统，进行变压器过载能力评估。根据顶部油温、负荷、环境温度等进行绝缘老化与剩余寿命评估。根据变压器当前运行温度，将变压器在不同运行额定负荷下的运行时间提供给远方调度人员，使得调度可以充分利用变压器的变送容量，同时保证变压器的安全可靠运行。

图1 主变监测智能组件总体结构图

在此次改造中，一套变压器智能组件由3套智能柜组成，每相配置1个智能柜，包含主IED、冷却装置监测IED、局放监测IED、控制参量测量IED和油中气体及微水监测IED；智能柜间采用光纤以太网连接，3套智能柜内各子IED共用1套主IED，主IED、冷却装置监测IED、非电量保护装置放置在A相智能柜。每相各功能IED传感器采用屏蔽电缆就近接入该相组件柜，B、C相智能组件柜过程层交换机采用多模光纤接入A相过程层交换机，三相共用一套主IED。A相智能组件柜站控层交换机采用2路多模光纤接入35kV继保小室光纤交换机，1路接入在线监测MMS网，1路接入保护监测MMS网，汇总后接入信息一体化平台。总体结构如图1所示。

3）高压开关智能化改造

针对开关故障多为绝缘和机械原因的特点，安装位移传感器进行机械特性监测，安装穿心式电流传感器进行储能电机电流监测，同时装有SF6微水密度监测IED。

开关在线监测IED拥有风险度评估功能，装置将位移特性，机械特性，绝缘特性进行综合评估后得出风险度、风险类型、当前状态后送上后台。

4）避雷器智能化改造

全站避雷器安装在线监测设备，在避雷器接地线上串入传感器，监测避雷器泄漏电流的全电流和阻性电流，设备状态数据采用无线方式进行传输，监测装置可测量毫安级电流信号，同时能检测避雷器动作电流次数。

避雷器绝缘监测IED采用基波法测量氧化锌避雷器的泄漏电流和阻性电流来实现动态监测避雷器的绝缘状况；通过2.4GHz无线网络接收现场监测传感器发送的泄露电流、阻性电流和动作次数等数据，并通过横向纵向比较、诊断、预警，从而实现避雷器绝缘状态的在线监测，经过处理后的数据和设备状态根据IEC61850规约进行数据封装，通过光纤以太网上传至变电站信息一体化平台。绝缘监测传感器采用电池供电，更换电池可持续使用1年，具有电池低电量报警功能。

5）35千伏间隔开关智能化

将原敞开式的断路器、隔离开关、接地开关、电子式互感器等用智能高压组合电器（HGIS）替代。其采用有源电子式电流电压互感器，装有光学环型位移传感器及SF6微水密度监测IED，并配有智能汇控柜，内置“保护、测控、智能终端、合并单元”四合一智能开关控制器和HGIS智能在线监测装置。智能柜安装了热交换器，具有温、湿度控制功能，可以确保柜内最高温度不高于环境温度10℃。

4.1.2 信息一体化平台及高级应用

1）信息一体化平台

信息一体化平台主要用于将变电站内的实时监控SCADA子系统、故障录波子系统、电能量子系统、在线监测子系统、视频安防等辅助子系统的各种数据进行统一接入、统一存储、统一处理等综合管理，建立统一的变电站数据处理平台，为各智能应用和远方系统提供标准化规范化的信息访问接口。

其特点有：信息一体化平台将各个子系统的数据源在间隔层统一采集到平台中，避免了在站控各子系统相互通信的混乱，为各种高级应用提供了统一的标准化的数据源，各种高级应用可以采用组件方式根据用户实际情况进行选择性灵活配置。在实现与主站系统互动的无人值班的自动化系统中，部分高级应用可以配置在子站控制器中；平台采用统一的建模思想和通信服务，将保护、测控、通信、计量、故障录波、在线监测、直流电源、环境监测、视频、安防及其他辅助系统的数据通过标准通信服务接入平台进行统一管理，平台一方面将五防闭锁、顺序控制、电压无功自动控制等高级应用的输入与输出数据进行模型标准化，同时也规范了这些应用对外服务接口的标准化与规范化，为各种高级应用以及实现变电站与主站的互动提供统一的基础支撑。

2）高级应用

(1) 智能开票

实现根据运行方式自动推理开票。运行人员可选择智能开票、画面开票、手工开票、调用存票四种模式开票。当运行人员根据调度任务，选用智能开票时，系统将结合设备实际运行状态，匹配规则库，自动生成所需的操作票。

(2) 一键式顺序控制

实现一键式顺序控制，通过智能巡视机器人，自动实现了一键式顺序控制与视频系统的结合，当操作某个一次设备时，自动控制视频系统获取设备图像，通过图像识别技术判断出此设备的状态，进行自动确认，实现高效准确的顺序控制。

(3) 智能告警与故障综合分析

通过研究智能告警的信息处理模型，实现了告警信息预处理系统，建立了故障处理专家系统知识库。通过研究告警信息，故障简报，录波波形的综合显示分析方案，研究智能告警系统与人机界面的集成方式，开发了智能告警人机显示界面，有效的实现了信息分层的理念；基于信息一体化平台开发了故障信息综合分析软件，提供了故障诊断和定位、设备动作情况的监视和评判、谐波分析和波形处理等故障分析功能，提出可行的故障信息综合分析方案。

(4) 变电站图模一体化

建立变电站模型（IEC61850）与主站调度模型（IEC61970）的映射关系，实现子站端一次维护数据模型和图形画面，即时导入调度中心在各种自动化系统中使用，减少维护工作量，保证各子站和主站系统模型和数据的一致性，在集控中心试用验证。源端维护大大减轻了调度端系统图模维护工作，消除了变电站与调度信息核对工作。

4.1.3 智能巡视系统

智能巡视系统采用巡检机器人和固定摄像头相结合的模式，能够部分取代运行人员进行一次设备巡视、红外线测温、一次设备状态确认，并实现巡视结论的后台展示与告警。

在智能巡视系统中，应用图模识别技术、磁导航、FID定位技术和多角度云台预置技术以满足变电站各类设备巡视要求。特别是基于视觉伺服移动机器人精确定位云台系统、基于SIFI特征电力设备刀闸状态识别技术两项关键技术。

表1 变压器状态监测参量

表2 变压器智能组件应用情况

表3 断路器状态监测参量

表4 断路器智能组件应用情况

4.1.4 辅助设备智能化

1）智能接地线管理系统

通过智能接地线管理系统实现接地线存取全过程管理，并将接地线的使用纳入变电站现有微机防误闭锁系统。

2）紧急解锁钥匙智能管理系统

通过紧急解锁钥匙直流管理系统的应用，实现了多种形式防误锁具的解锁钥匙的智能化管理，防止因取错钥匙造成误解除闭锁；解决一对多钥匙错误解锁不应解锁的锁具，实现所有设备的一对一的解锁，防止走错间隔；控制解锁钥匙使用的中间过程，控制解锁钥匙取出后的滥用问题。

3）站内智能组件柜智能化改造

对站内智能组件柜进行智能化改造，加装热交换器智能调节柜内温度、湿度。

4）站内辅助系统智能化改造

实现一次设备操作联动、视频监视与电子围栏、移动定位、门禁等安防设备联动以及电缆沟水位监视、生产建筑温湿度监视、空调、照明等设备的远方控制与监视。

4.1.5 光伏发电和绿色照明

安装太阳能光伏发电系统。该系统正常运行时，输出交流380伏并入所用电运行，紧急情况时该系统通过控制器输出直流110伏接入充电机直流侧对直流系统进行充电，实现了直流系统应急备用功能。同时改造照明系统，实现绿色照明。

4.2 其余变电站的特点

110 kV金谷园变位于河南省洛阳市，始于1962年建成投运，2007年底完成数字化改造，2010年底完成智能化改造，并成功投运。其发展历程是从典型的传统变电站、数字化变电站、到智能化变电站。金谷园变智能化改造项目静态总投资1100余万元，其中智能化投资800多万元。在之前的数字化改造中，已实现了变电站信息的数字化采集和网络化传输，应用了光电互感器，将GOOSE机制、VLAN技术、标准化建模等先进技术引入变电站系统，实现了网络化保护和控制功能。作为一个户外站，金谷园变在改造中针对当地气候特点，在部分智能控制柜中加装了空调等降温通风设备，避免了智能单元工作温度过高，柜内凝露等现象。同时金谷园变实现了无人值守及变电站与区域配网重要用户的信息互动。

表5 避雷器状态监测参量

表6 电子式互感器应用情况

表7 IEC61850标准应用范围

220 kV午山变位于山东青岛，原为室内GIS数字化变电站。改造项目静态总投资1800多万元，其中智能化投资1000多万元。改造中220kV系统全部采用了电子式电流电压组合型互感器，建立了面向变电站全景数据的一体化信息平台，实现了无人值守、变电站运行环境统一监测与智能巡检。变压器采用了变频冷却风机。

750 kV洛川变位于陕西延安市，为新建室外AIS站。项目静态投资5.8亿多元，其中新增智能化投资3600多万元。变电站建设周期近两年，实现了变压器、断路器以及高压电抗器的智能化。首次在750kV变电站采用罗氏线圈、光纤、磁光玻璃等原理的电子式互感器。变压器采用了变频冷却风机，噪音小，风扇可分组运行，节能14%～15%。

4.3 方案对比

4.3.1 变压器智能化

表8 信息一体化及高级应用的应用范围

变压器智能化通过在传统设备上加装传感器和智能组件实现。智能化后，变压器测量和状态监测的信息内容更加全面，智能组件通过对数据的综合分析，实现变压器状态信息的共享互动和智能化控制。

4.3.2 断路器智能化

断路器智能化通过加装本体状态量传感器和智能组件实现了开关设备的智能化，实现了对断路器自身状态信息的采集与处理，为开关的智能控制提供了支撑。

4.3.3 避雷器智能化

断路器智能化的内容包括全电流、阻性电流和动作次数的监测，个别站在远程监测和数据共享方面采用了无线传输技术。

4.3.4 电子式互感器的应用

电子式互感器的应用可方便的实现电流电压采样数据的全站共享，节省了电缆连接，简化了二次设计，实现了强弱电的有效隔离，为信息一体化及其拓展应用提供了支撑。

我们调研的四个变电站由于实际情况不同，电子式互感器的配置选型、安装设计呈现出明显的差异性。

4.3.5 IEC61850标准应用

调研的几个变电站二次设备全部采用IEC61850标准实现站内通信，部分一次设备及辅助控制系统也实现了基于IEC61850标准的站内通信。

4.3.6 信息一体化及高级应用

信息一体化可实现对站内信息的统一采集，建立全站全景数据平台，为高级应用提供唯一标准的基础数据和信息，并提供统一的面向模型的访问接口。

由于站内信息的来源及用途上的差异，以及技术实现手段的不同，几个变电站信息一体化的程度不一。二次设备普遍实现了信息一体化集成。状态监测信息、电能计量信息以及部分辅助控制信息、环境信息等只在部分站实现了集成。

5 从评价指标看智能化设备

国家电网公司在智能化变电站首批试点工程完成后，适时的推出了《智能变电站评价细则》。通过该细则中的部分评价指标（技术性指标），我们能够对智能化设备应具有的基本功能有个初步了解。

该细则中关于技术性指标的内容如下文所述。

5.1 基础功能完备性

评价指标包括一次设备智能化（变压器、GIS、断路器等设备）、电流电压数字化采集、站控层信息一体化集成度、二次系统网络化接入及网络记录分析、一体化电源（含通信电源）系统、通信与信息安全防护体系等。

一次设备智能化，是指智能化设备应具备测量、控制、状态监测等综合功能，智能组件宜采用一体化设计，全部信息标准化。

站控层信息一体化集成度，是指实现自动化站级监视、控制、告警、通信等子系统的集成度。

二次系统网络化接入及网络记录分析，是指二次系统符合IEC61850标准，采用网络化接入，变电站内可配置独立的网络报文记录分析系统，实现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。

一体化电源系统，是指全站直流、交流、逆变、UPS、通信等电源采用一体化监控。

电流电压数字化采集，是指全站是否采用数字化电流电压采集设备，全站电子式互感器的使用情况。

通信与信息安全防护体系，包括二次系统防护要求、智能化设备的安全功能、通信网络的安全性。

5.2 技术先进性

评价指标包括变电站顺控操作和上级调度的源端维护能力、设备状态可视化、智能告警、支持经济运行与优化控制等高级功能应用，以及继电保护信息综合监视及分析，变电站辅助系统综合运行与监视，其他设备及环境智能化监控等高级功能。

变电站顺控操作，是指变电站监控系统应具备站控层顺序控制功能，且具备与上级调度的互动功能。

和上级调度的源端维护能力，是指可以生成智能电子设备与变电站通信网络配置的文件，以及将站内监控系统的图形文件转换为主站可以识别的交换格式，并将这些文件提供给主站。

设备状态可视化，是指采集主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，进行状态可视化展示并发送到上级系统。智能告警，是指建立变电站告警信息的逻辑和推理模型，实现对告警信息的分类和过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。可根据主站需求，为主站提供分层分类的告警信息。

支持经济运行与优化控制，是指变电站具备智能负荷控制、智能无功优化等与上级调度、用户的互动功能。

继电保护信息综合监视及分析，是指具备综合信息展示、保护动作信息展示，事故情况下分析判断及智能提示。

变电站辅助系统综合运行与监视，是指视频监控、火灾自动报警、照明系统、安防系统综合运行和监视能力。

其它设备及环境智能化监控，是指变电站是否具备技术创新、节能环保的特点。

6 超导变电站

超导技术作为智能电网基础技术之一，在未来电网中必将得到大规模的应用。为此，我们特别前往我国首座超导变电站，也是世界首座超导变电站——中国科学院白银超导变电站进行现场调研。

白银超导变电站集成了我国在超导电力技术近十年来最新、最先进的研究开发成果，是国内领先、国际一流的一系列技术成果的结晶，应用了包括：超导储能系统、超导限流器、超导变压器、超导电缆等多种高温超导电力装置。超导变电站采用串、并联相结合的系统结构。超导储能系统以并联方式接入；超导限流器、超导变压器、超导电缆依次串接，并与电网实际负荷相连接。

7 总结

本次调研的几个智能化变电站实现了国家电网公司的设计、改造、设备等技术标准的规定，建立了智能变电站的技术体系结构，完善了智能变电站关键设备标识体系，并在部分技术领域上取得了突破。实践证明，在国家电网公司的智能变电站技术、设计、改造、设备技术条件等系列标准中提出的智能变电站技术原则、体系结构、功能要求，以及设计、测试、运维、调试验收等内容，符合变电站技术的发展方向，引领了变电站技术的发展，对今后智能变电站的工程建设起到了重要指导作用，其技术方向是正确的。

在智能变电站试点工程实践过程中，通过关键技术研发和工程建设应用，部分技术及管理要求已经较为成熟，具备推广的条件。同时，国家电网公司将会对以上内容进行规范化、标准化后加以推广，并以此指导后续的变电站建设。如一次设备智能组件、IEC61850的应用、信息一体化技术、高级应用功能、站用一体化电源系统等。这正是我们要在后期持续关注的。

同时，实现了功能增加，造价不增加。远期按资产全寿命周期成本考虑，智能变电站成本相对常规站至少下降5%以上。

在智能变电站的建设过程中，呈现出一些尚需解决的技术问题，需继续深化研究。在几个站的应用中，发现电子式互感器的稳定性和可靠性的研究还有待深化，对相关标准也需要进一步研究完善。

在IEC61850标准应用过程中，出现各设备供应厂家在联调及测试阶段，存在模型不统一、配置工具不统一等问题，影响了现场调试进程。因此需要继续补充完善IEC61850标准的工程应用规范，并实现配置工具的标准化设计。

在一次设备智能化方面，我国几乎是从无到有，搭建形成的技术体系在实践中得到初步应用。目前，传感器对一次设备本体的影响以及传感器本身可靠性等方面还需要进一步研究。同时智能组件就地安装对其内部IED的电磁兼容设计提出了更高的要求，因此需继续研究并规范一次设备本体传感器配置、安装模式等，对智能组件的布置方式、设备配置、内部通信等进行规范。

其他需要深入研究的方面还有网络跳闸关键技术、一次设备智能化的通信要求和检测规范、二次设备的整合、站域控制等。

由于这些智能化变电站的运行时间尚短，在降低整体故障率与自愈化等方面尚需时间检验。

变电站设备智能化水平的发展仍处于不同的阶段和深度。分别为：一次、二次独立，外挂智能端子箱和合并单元；智能端子箱与合并单元作为一次设备的一个组成部分与一次设备融为一体；一次设备创新设计，引入状态检修手段，一、二次设备在崭新意义上融为一体。

设备的“传统质量”仍是变电站安全运行的主要保障，在发展智能化设备的过程中，一定要同时关注设备质量的保障与提升。