张沛超 高 翔

（1.上海交通大学国家能源智能电网研发中心，上海 200240；2.上海思源弘瑞自动化有限公司，上海 201108）

1 引言

智能电网[1-2]是促进可再生能源发展、实现低碳经济的核心。继美国之后，我国有望成为第二个将智能电网上升为国家战略的国家。智能变电站是伴随着智能电网的概念而出现的，是建设智能电网的重要基础和支撑。在现代输电网中，大部分传感器和执行机构等一次设备，以及保护、测量、控制等二次设备皆安装于变电站中。作为衔接智能电网发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节的关键，智能变电站是智能电网中变换电压、接受和分配电能、控制电力流向和调整电压的重要电力设施，是智能电网“电力流、信息流、业务流”三流汇集的焦点，对建设坚强智能电网具有极为重要的作用。

为有效推进智能变电站建设的规范化，国家电网公司在总结前几年近百个各种类型数字化变电站项目实施经验的基础上，组织一系列标准和规范的讨论[3-6]，并由智能电网部牵头编写了《智能变电站技术导则》、《高压设备智能化技术导则》等；由基建部牵头编写了《智能变电站设计规范》；由国调中心牵头编写了《智能变电站继电保护技术规范》；由国网公司经济技术研究院牵头编写了《智能电网试点项目评价指标体系与评价方法研究》等。这些标准和技术规范的出台，为下阶段智能变电站的项目实施试点提供了规范化的依据。

本文分析了智能变电站产生的技术背景，讨论了智能变电站的设计原则，分析了智能变电站的典型技术特征和基础支撑技术。最后，对现阶段智能变电站工程实施中的若干问题进行了讨论。

2 智能变电站技术内涵

2.1 数字化变电站与智能变电站

“数字化变电站”是指[7-8]：变电站二次控制系统采用数字化电气量测技术；二次侧提供数字化的电流、电压输出信号；变电站信息实现基于 IEC 61850标准的统一信息建模；站内自动化系统实现分层、分布式布置；IED设备之间的信息交互以网络方式实现；断路器操作具有智能化判别特征。

“智能变电站”是指[4]：由先进、可靠、节能、环保、集成的智能设备组合而成，以高速网络通信平台为信息传输基础，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、协同互动等高级应用功能的变电站。

由上可见，智能变电站与数字化变电站既有密不可分的联系，也存在重要差别。数字化变电站主要强调手段，而智能变电站更强调目的。与数字化变电站相比，智能变电站概念中更蕴含了两个方面的集成：物理集成和逻辑集成，如图1所示。

图1 物理集成和逻辑集成

（1）物理集成。在智能变电站中，将属于相同一次设备的信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能集成到同一“智能组件”中；进一步，该“智能组件”可以内嵌到一次设备内部，构成“智能设备”。上述物理集成将逐渐弱化一次设备和二次设备的界限，强调一、二次设备的融合。站在系统的层面，这种物理集成真正体现了面向对象、功能自治的思想，有利于提高间隔功能的可靠性，降低运行和维护费用。

（2）逻辑集成。另一方面，电力系统本质是一个互联的系统。仅依靠单间隔、局部信息是难以在系统层面优化保护与控制功能的。为此，智能变电站同时强调逻辑集成，以构成面向系统的虚拟装置，实现就地、区域和全局功能的协调，支持具有在线决策、协同互动特征的各种高级应用。

在IEC 61850中，逻辑节点、逻辑设备、逻辑连接等概念支撑了IEC 61850标准的一个重要制订目标，即实现“功能可以自由分配”。在智能变电站中，物理集成和逻辑集成可以有机共存，正是对IEC 61850标准的充分实践。通过上述分析，可以得出数字化变电站与智能变电站的两个主要区别。

（1）在设备层面，智能变电站更强调智能一次设备概念。数字化变电站己经具有了一定程度的设备集成和功能优化的概念，而智能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。

（2）在系统层面，智能变电站更具备“全网”意识[9]。数字化变电站主要从满足变电站自身的需求出发，而智能变电站则更强调满足电网的运行要求，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统一与协调，以在全网范围内提高系统的整体运行水平为目标。

2.2 智能变电站与智能电网

显然，智能变电站的设计和建设，必须在智能电网的背景下进行。智能变电站应对我国智能电网信息化、数字化、自动化、互动化提供直接支撑。

（1）在以数字化为基础的智能变电站中，如下技术正在走向成熟：高精度、小型化的非常规互感器技术[10-14]，符合IEEE 1588标准的千兆以太网交换技术，高精度（μs级）的全网高精度同步采样技术[18,19]，以及具有“无扰恢复”（bumpless）和自愈能力的高可靠通信网络技术[20]。这些技术的广泛采用将确保基础数据的准确性、完整性、及时性、一致性和可靠性，从而为智能电网提供坚实的数字化条件。

（2）智能变电站系统是以IEC 61850[15]作为主要的信息建模和信息交换标准。基于统一的标准，可以建立就地、区域以及广域保护、测量、控制的统一信息模型，实现统一的、满足实时信息交换要求的信息订阅/发布机制，实现智能装置的互操作、“即插即用”和实时信息交换，为智能电网准备信息化基础条件。

（3）智能变电站中将部署很多具有高度功能集成的一体化智能装置，能够对三态数据（稳态数据、暂态数据、动态数据）进行统一采集和处理，从而大大提高智能电网对全景信息的感知能力，提高高级应用的精度和鲁棒性，实现自动化、互动化的目标。

（4）由于非常规互感器的广泛采用以及基于统一信息建模，可更为方便地实现设备状态信息的采集、传输、分析和挖掘，实施状态维修，实现变电站设备状态的监控、诊断信息与电网运行管理的双向互动，为实现资产全寿命周期管理打下坚实基础。

（5）智能电网拥有更大量新型柔性交流输电技术及装备的应用，以及风力发电、太阳能发电等间歇式分布式清洁电源的接入。中低压智能化变电站允许分布式电源的接入，需要满足间歇性电源“即插即用”的技术要求。

3 智能变电站设计原则

20世纪 90年代以来，变电站自动化系统的设计原则逐步从传统变电站“面向功能”（保护、监控、录波、计费、通信、远动等）的设计，走向了“面向间隔”（主变、出线、母线、母联、分段开关等）的设计，实现了从“条条”到“块块”的转变。按照间隔的设计原则遵循了电力系统变电站按照间隔建设、运行维护的特点。

智能变电站系统在继承基于“间隔”的设计思想基础上，必须能有效解决现有变电站自动化系统存在的问题，体现信息采集和应用的“唯一、同步、标准、全站”的特征。具体来讲有如下设计原则：

（1）功能自治原则。间隔内实现电流、电压信息完整采集，本间隔保护跳闸基于“直采直跳”模式，不依赖于外部对时和网络。变压器可以视为特殊间隔，母线保护则比较特殊，属于跨间隔保护，不同间隔的信息同步采用插值再采样同步或基于IEEE1588的时标同步。

（2）信息共享原则。本间隔信息的采集由过程层装置完成，采用对等通信机制，支持网内任何设备的自由通信和信息共享，实现“一处采集，全站共享”。发布和订阅机制可实现网络化信息共享机制下的“按需订阅”，优化网络的信息流量。

（3）分层处理原则。变电站信息按照分层处理原则，单一事件就地处理后提供明确的结果上送电网调度或集控站，如事故简报信息、断路器打压信息等。统计类事件按照固定的周期选择“打包”上送，如一次设备的温度特性等。对于反映一次设备运行劣化趋势的信息需要通过一段时间内的信息，基于统计分析模型得出相关结论。这样，可以大大优化变电站的信息流，避免电网调度中心处于“信息海洋”中。

（4）全景优化原则。变电站站控层可以获得“全站、唯一、标准、同步”的信息，因此，可以获得基于全景信息的优化控制结果，如智能防误闭锁，站域控制（低周、备自投等）。

上述设计原则将决定智能变电站自动化系统的基本框架。

4 智能变电站典型特征

4.1 信息采集就地化

鉴于电子式互感器工程应用所反映的稳定性问题尚未得到有效解决，智能变电站的应用特征并非以电子式互感器为应用标志已成为一种共识。《智能变电站技术导则》中提出了智能组件的概念，展示了智能化一次设备发展趋势。因此，智能变电站技术发展过程中作为过程层的智能组件将起到关键作用，这里所谈到的智能组件包含合并单元/智能终端的功能，实际上执行间隔的信息采集和执行功能，见示意图2。

图2 常规IED功能分解图

变电站发展不同阶段过程层智能组件的发展趋势见图3。

图3 变电站不同发展阶段过程层的演变趋势

由图可见，随着技术的进步与发展，过程层的智能组件将成为一次设备的组成部分，因此，过程层智能组件在智能变电站初期将靠近一次设备安装，过程层就地化体现为“缩短电缆，延长光缆”，目前主要以户外柜的方式应用。智能变电站的重要特征体现为一、二次技术的融合，智能组件的功能主要是信息采集与执行，与电力系统的外在特性无关，因此，完全可以作为智能一次设备的一个组成部分，就地化靠近一次设备安装，最终形成智能一次设备的产业化。智能一次设备演变图见图4。

4.2 信息共享网络化

图4 智能一次设备演变图

过程层就地化后解决了间隔信息采集的唯一性问题。以往变电站自动化系统各个IED装置分别采集模拟量及开关量信息的现象将能得到有效解决。《智能变电站继电保护技术规范》规定保护采取“直采直跳”的模式，在高压系统符合继电保护对于“四性”的要求，即可靠性、快速性、选择性、灵敏性。在整流型、晶体管、集成电路、微机保护的不同技术发展阶段，随着技术进步保护的“四性”不断得到改善。在工业以太网技术和网络同步技术尚未在实践中得到充分验证的情况下，保护“直采直跳”模式体现了电网第一道防线的简约化原则，任何技术实现不能以降低保护的“四性”为代价。

除保护功能实现外，信息的应用模式是智能变电站有别于传统变电站的重要特点。同时，IEC61850标准为信息共享提供了技术体系的支持，设备之间支持互操作，不同厂家的IED装置可以自由交换信息。在此基础上可以建立基于全站信息的数据中心和面向对象的故障录波分析平台。真正建立电力系统运行分析“黑匣子”，为事故分析的可追忆提供完整数据支撑。

4.3 信息应用智能化

智能变电站的站控层可以获得“高质量”的数据，数据的“高质量”体现在“同步、全站、唯一、标准”。其中，“同步”指这些数据都是由经网络对时同步后由各个合并单元送来，信息具有同步性特征；“全站”是指数据覆盖了变电站的各个方面，对应用而言信息具有完备性特征；“唯一”是指一个电气量只由一个设备采集，体现“一处采集，全网共享”的数据共享机制，彻底消除了数据的二义性；“标准”是指数据的表达、获取等满足 IEC 61850标准，通过工程工具可以轻松获取数据，以专注于应用，从而避免大量的规约转换和驱动工作，信息具有标准化特征。

基于 IEC61850标准的信息具有“自我描述”功能，变电站的数据源非常有序、标准，因此，可以比较容易地突破常规变电站自动化系统的“信息孤岛”现象。通过对于数据的有效处理，提升应用功能的智能化程度，如源端数据维护、基于规则的智能防误、基于实时模拟量信息的智能操作票、顺序控制、基于全站信息共享的站域控制等。

4.4 设备检修状态化

国家电网公司在2008年11月组织编制完成了《资产全寿命周期管理框架体系》，明确了公司资产全寿命周期管理总体目标、工作流程和管理方法，建立了总体框架、实施体系和评估改进体系，确定了评估指标体系、评估流程和评估模型的构建思路，并制订了详细的分步实施方案。因此，智能变电站的建设必须考虑变电站全生命周期管理，在满足安全、效能的前提下追求资产全寿命周期成本最优，实现系统优化。

实现变电站的全生命周期管理其关键在于设备的状态监视技术。电力设备的状态监视不是一个新问题，在国内已经有了几十年的发展历史，但诸多因素的影响使电力设备状态监视技术和产品在实际应用过程中的表现并不尽如人意。从体系架构上，现有系统都是一种纵向结构，其特点是：①各状态监视系统在纵向上呈现一种相对封闭的结构体系，信息缺乏统一建模，通信规约多为私有。不同状态监视系统之间的信息共享很难，存在很大的规约转换鸿沟；②状态监视系统与其他自动化系统之间同样缺乏信息共享机制。

由此带来的问题有：①在信息采集方面，面向单一设备。难以在统一架构下覆盖全站所有需要监测的电气设备，无法实现从“设备”监测到“系统”监测的转变；②在信息处理方面，状态信息单一，难以综合利用电气量、非电气量、环境变量等进行多信息融合；③在信息存储方面，信息独立存储，冗余度大，难以直接利用变电站自动化系统已有存储系统；④在信息应用方面，由于和其他自动化系统缺乏有效的信息共享机制，难以实现状态检修，设备状态信息难以参与运行决策。

智能变电站提供了更好的条件以解决上述问题，并使得电气设备状态监视系统可以融入统一的智能电网广域监测与预警系统。

智能变电站状态检修主要集中在两个方面：

（1）高压设备状态技术。高压设备的状态监测主要集中在变压器、断路器方面，需要逐步从外挂式互感器向内嵌式互感技术发展。同时，由于智能变电站中过程层设备靠近一次设备安装，通过光缆将一次设备的状态信息传输出来，因此，有可能将反映一次设备状态变化的微弱信息无衰减地传送出来，提高一次设备状态监测信息的完整性。

（2）二次系统状态监视[17]。变电站自动化系统主要由IED设备、电缆、光缆及连接器件组成。IED本身具有完整的自检功能，因此，二次系统状态监测的难点在于整个回路不能有监测盲点，以往综自系统存在的大量二次电缆是无法实现状态的有效监视。80年代微机保护解决了保护装置逻辑回路简化问题，90年代综合自动化变电站解决了变电站间隔层和变电站层的信息传输、展示问题，因此，智能变电站系统需要解决：过程层装置逻辑回路简化、操作箱微机化，实现二次回路无盲点的状态监测，如基于故障匹配检测机制的输入回路正确性检验；基于故障合闸预置的在线传动功能，监测保护跳闸压板未投等跳闸回路异常；基于过程层就地化的交流回路实时监测等。

最终，智能变电站状态监视将实现从单一“设备”诊断向“系统”监视的转变。从传统关注设备可靠性转变为关注电网的可靠性，并从电网的大视角实现全寿命周期的成本管理。通过与调度系统互动，向其发送设备故障模式及几率的预报信息，使设备状态对调度系统是可观测的。

5 智能变电站信息基础设施

智能变电站的几乎所有技术特征，都离不开一个完善可靠的信息基础设施。需要围绕智能变电站综合信息平台建设开展一系列基础性研究工作。该基础设施的基本任务之一是为各类变电站信息打上准确的时空标签。其中，“空间标签”是指信息的语义和全局唯一的识别符；“时间标签”是指信息的高精度时标。

5.1 变电站基础信息的标准化

对智能化变电站基础信息进行标准化与统一建模研究，是为了给信息赋予表征其语义的“空间标签”，实现广域全景信息统一模型、统一语义，为实现智能电网能量流、信息流、业务流一体化奠定基础。在目前情况下，需针对智能变电站重点开展如下研究：

（1）智能设备的技术标准体系，以规范智能化设备的研究开发。

（2）设备状态信息统一建模。现有主设备（变压器、断路器、GIS等）状态信息皆采用私有规约，极大限制了状态信息共享数据库的建立，难以进行状态数据挖掘，难以进行多参量状态检测与诊断。必须建立符合IEC 61850的状态信息建模规范和传输规范。

（3）电网故障信息统一建模。IEC 61850提供了良好的机制实现正常运行数据的建模与传输，但对故障时数据的描述则相对不足。为了实现事故分析系统，需要解决故障数据的统一建模问题，并重点从故障录波数据、保护动作事件、故障简报、保护定值等几个方面建立标准。

（4）在中低压变电站中，重点研究与分布式电源接入、微网相关的信息标准。

（5）IEC 61850与IEC 61970-CIM两大标准的融合。研究基于IEC 61850与IEC 61970-CIM的智能变电站信息集成方案，研究智能变电站全景信息集成到调度系统的方案。

5.2 基于IEEE 1588的时间同步系统

智能变电站更强调逻辑集成，故对时间同步的要求远高于常规变电站和数字化变电站。常规变电站时间同步主要用于SOE时标，用于判断动作时序，但不影响电网本身的安全运行；数字化变电站强调同步采样，但并不强调绝对时刻。智能变电站由于有协同互动功能，必须要有精确的绝对时标。

IEEE 1588-2008所定义的精确网络同步协议实现了网络中的高度同步，同步误差可控制在 1us。IEEE 1588-2008使得在分配控制工作时无需再进行专门的同步通信。图5描述了智能变电站内的各种同步方式。以GPS作为外部时钟源对主时钟（Grand Master Clock）进行精确授时。站内采用支持IEEE 1588-2008的交换机，该交换机承担透明时钟（Transparent Clock）的功能。合并单元则为从属时钟，只要接入了支持IEEE 1588的交换机，都可自动获得同步。如有需要，保护、测控以及PMU等智能电子装置也可成为从钟。利用具有边界时钟（Boundary Clock）功能的路由装置，还可通过广域网实现全网范围的同步。

图5 基于IEEE 1588实现同步

5.3 高可用自动化网络

在智能变电站中，“二次系统”的范围已从保护、测控等扩大到通信网络。根据IEC 61850，诸如采样值传输、母差保护等功能必需实现无扰恢复，即交换机、光纤等发生任意单点故障后，通信网络皆可零延时恢复，从而使应用层感受不到扰动。为此，IEC制订了IEC 62439：“高可用自动化网络（Highly Available Automation Networks）”[20]。与 IEC 61850紧密相关是IEC 62439-3部分：并行冗余协议（Parallel Redundancy Protocol，PRP）和高可用无隙环（High Availability Seamless Ring，HSR)。在 IEC 61850-9-2 Ed 2.0中，将把采用基于PRP或HSR的网络作为过程总线的技术实现导则。

5.4 GARP组播注册协议

GARP组播注册协议（GMRP，GARP Multicast Registration Protocol）实现IED和交换机的互动[8]，由装置告诉交换机需要接收哪些组播地址的数据，避免了交换机的维护工作，自然也就不存在人工配置所可能带来的问题。

GMRP是一种基于以太网链路帧的自动组播配置方案，不同于IGMP Snooping三层组播管理方法，可适用于组播报文直接映射到第2层的IEC 61850过程层通信。装置可根据SCD文件中的GOOSE和采样值配置，识别出所需要接收的以太网组播地址，采用GMRP报文格式告诉交换机在连接的端口上转发哪些组播报文。GMRP在不会给继电保护等关键应用带来额外的风险，因为交换机和设备间的组播配置异常带来的结果无非两种：转发了不希望的组播报文或收不到希望的正常报文，而这两种情况在人工划分VLAN等方式下同样可能发生，装置应会在应用层对它识别并进行相应的告警处理。

6 现阶段工程实施的关键问题

6.1 工程配置工具

变电站的智能化有着丰富的内涵，涵盖从设计、施工到运行、维护等诸多方面。传统变电站的工程实施过程相当的不智能。在智能变电站条件下，随着数字化的推进，硬件回路将逐渐减少以至于不复存在，以往大量的二次电缆连接模式演变成了虚端子、虚回路的配置。智能变电站信息传输以光纤替代电缆，端子连接以虚端子代替物理端子，以逻辑连接替代物理连接，见图 6。这些导致传统的基于设备和回路的一系列设计、施工、运行、维护等方面的做法和工具都不再适应。事实上，按照 IEC 61850标准中的思想，智能变电站的工程实施将变得更为标准、有序、高效和高质量。

图6 虚端子、虚回路示意图

相比于传统变电站围绕着纸质图纸，智能变电站围绕着SCD文件。从所能表达的内涵上，图纸和SCD文件是相同的。但其本质区别在于，前者是人可读（human-readable），而后者则是机器可读（machine-readable）的。机器可读的意义在于，可以最大程度摒弃设计过程中设计人员的非标准化和个人风格化，最大程度利用计算机进行自动的设计、模型变换、校核和测试。所以，在未来的智能变电站建设中，必将具备用SCD文件代替传统二次图纸的条件，设计工作和系统集成工作将逐渐融合，设计院可以逐渐承担起系统集成商的角色，设计工作可以直接提交出包含全站模型信息的 SCD文件并提供给各设备厂商，供其直接导入，完全避免了原先对照图纸、依靠人力进行信息输入和现场接线的弊端，从而在工程实施这个关键环节体现智能变电站的魅力和价值。

6.2 老站改造模式

大量现存变电站的智能化改造模式是现阶段智能变电站发展必须考虑的问题，一般来讲一次设备的生命周期较长，因此，老站改造主要集中在二次系统方面。由于变电站需要在改造过程中部分承当电网运行的作用，因此，需要建立老站改造分步走方案。

以220kV及以上系统为例，首先可以优先考虑信息处理机制问题，如通过智能组件就地化实现二次系统状态监测及全站故障录波，保持继电保护的“点对点”跳闸模式；其次通过网络化测控实现监控系统的升级问题；最后逐套更换保护装置完成全站的智能化升级。

6.3 模块化建设方案

鉴于土地资源的有限及GIS价格的不断下降，GIS的应用已经越来越广泛，根据GIS构架将智能组件直接安装在GIS汇控柜上，实现标准化、模块化连接，将涵盖GIS及智能组件的分解为不同模块，如内桥布置的GIS可以分为7个模块，见图7，模块之间采用标准的光缆连接，其中站控层系统可以作为一个独立模块。模块内部的连接和调试完全可以在工厂内部实现，现场只需要进行模块之间的光缆连接和配置，这将大大简化现场工作量，实现变电站建设的标准化。

图7 内桥式GIS示意图

智能变电站技术将极大地改变变电站建设运行模式，以往现场大量的接线、对点工作量将显著改变，实现“最大化工厂工作量、最小化现场工作量”，符合国家电网公司“两型两化”的要求，使变电站建设更容易，运行更简单。

7 结论

智能变电站是建设智能电网的重要基础和支撑。在设备层面，其智能化主要体现在智能一次设备以及设备状态监视等；在系统层面，其智能化主要表现为采集“全站、唯一、标准、同步”的全景信息、获得基于全景信息的优化控制结果并最终满足智能电网的运行要求。

智能变电站的智能化不仅仅体现在运行、维护环节，还体现在工程实施环节，变电站建设模式也将获得巨大改变。

完善的信息基础设施是变电站智能化的重要保障。为此，需在变电站基础信息的标准化、时间同步系统、高可用自动化网络等方面开展基础性研究工作。

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