王 鸣，朱 群，姚建华，陈 超

（嘉兴电力局，浙江 嘉兴 314000）

智能化变电站作为电网发展的方向，它改进了传统变电站诸如互感器饱和、铁磁谐振、二次电缆隐患、信息共享性差、互操作性差等问题，其技术上的优越性是显而易见的。但是，一方面由于智能化变电站部分技术（如智能断路器等）尚处于探索阶段，另一方面由于智能电子设备数字化后本身的技术特点所决定，使智能化变电站无论从技术、运行维护等方面都出现了需要注意的问题，只有深入认识这些新问题，才能确保运行检修维护的工作质量，从而确保智能化变电站的安全供电。

1 智能化变电站的主要技术特点

智能化变电站相对传统自动化变电站，具有数据采集数字化、系统分层分布化、信息交互网络化、设备检修状态化、设备操作智能化等特点。

（1）通过61850规范对各种信息对象进行统一建模，把属于不同技术管理部门、各自相对独立发展的各种技术集成到变电站自动化系统中，使变电站的信息在相应的运行和管理部门之间得到充分共享。

（2）61850规范统一了信息标准，1个制造厂或不同制造厂提供的2个或多个智能电子设备（IED）之间的互操作性得以实现。

（3）电子式互感器取代传统互感器，解决了电流互感器饱和、过载、开路，电压互感器铁磁谐振等问题。

（4）利用光缆取代电缆解决了二次电缆的系列问题。

（5）一次和二次设备智能化，使在线监测等高级应用功能得以实现。

2 智能化变电站技术带来的新问题

2.1 对保护可靠性的影响

有源电子式互感器在一次设备内部安装有远端模块，系电子元器件且需要电源供电，长期运行可靠性、稳定性不如传统互感器。光学互感器则受温度等因素影响较大，光纤与玻璃之间的粘结存在可靠性问题。高压电子式互感器由于受传输途径和高压电磁场影响，还存在输出特性不稳定、波形畸变等问题，此时对保护要求较高（譬如采取特殊算法等）。

合并单元作为间隔数据集中采集源，一旦出错将导致所有相关保护闭锁，扩大故障范围。此外，光纤传输采样数字信号，类似于电缆传输存在开路、断线可能，同样存在采样异常情况，如通信中断、数据无效或失步等问题，对此要求闭锁相关有影响的保护并发告警信号，譬如GOOSE（面向通用对象的变电站事件）断链，无论保护处于运行或者检修状态，均发运行异常信号，开入记忆失效前状态。

对采样和跳闸点对点“直采直跳”的要求，必然导致大量光纤的集中使用，大量的光接口元件集中于同一块插件带来光接口设备功率增大发热的问题，另外由于每个光纤口需要独立的控制器，对装置硬件要求提高。应考虑分散式布置方案，如将母差保护、主变压器保护按主单元和子单元分散布置以减少光纤过多集中的影响。

2.2 对保护快速性方面的影响

与传统互感器相比，电子式互感器传输数字量从互感器到合并单元，再从合并单元到交换机或保护测控，中间环节较多，增加了传输延时。同时，保护跳闸出口要经过智能终端的处理。对保护快速性也有一定影响：

采样过程：电子式互感器→合并单元→保护装置。

跳闸出口过程：保护装置→智能终端→断路器机构。

相比传统，保护动作延时主要在合并单元、智能终端处理和光纤传输部分，据厂家经验数据较传统微机保护慢了5～7 ms。

2.3 信息的安全性问题凸现

以往变电站设备之间点对点的通信方式，安全性比较高，这种信息的交互机制在安全性方面体现为局部性特征。变电站内信息交互采用对等通信模式后，所有IED设备的信息均在局域网上实现，一旦某个IED受到恶意攻击，在变电站未实现信息有效安全防护的情况下，有可能对整个变电站自动化系统的安全运行带来极大的影响。

由于变电站IED之间将不再有点对点的硬接线，常规变电站内装置之间明显的安全隔离点将不复存在，装置在任何情况下的隔离措施将通过软件来实现，因此，系统运行安全性全部依赖IED的控制系统和变电站集中控制系统。变电站的控制、跳闸、联/闭锁、事件记录等功能全部通过软件来实现，这样，变电站自动化系统的信息安全机制变得尤为重要。这种安全机制在对等方式信息交互机制下，将更多地体现为网络的安全性问题。

2.4 保护就地安装组网方式带来的影响

为体现智能化，以减少控制电缆为原则，故考虑就地安装保护设备（原则上越靠近一次设备越好），目前较可行的方案是智能汇控柜室外安装。此时对智能汇控柜适应室外环境要求较高（温度控制在-25℃～70℃，相对湿度＜90%），这就大大增加了设备成本，甚至出现辅助设备（如空调）成本高于主设备的情况。此外，设备检修、运行维护工作环境恶化的问题也应考虑。

3 智能化变电站运行维护需要特别注意的几个问题

3.1 重视设计、施工、运行、检修标准体系建设

智能化变电站的设计一方面需要设计人员更密切地协调设备制造厂家，才能充分贯彻智能化设计理念与现场实际应用的结合；另一方面设计规范也需要在实践中不断完善改进。

施工检修方面，传统的检修模式被颠覆，原传统继电保护模拟量输入部分的合并单元和开入开出部分的智能终端被下放到了过程层，这些设备与保护设备是不可分割的，亟待出台相关的校验联调工作试验标准和规范。另外，施工投产验收技术规范和标准也同样需要。另一个检修施工问题是数字化保护投运后在技改、升级、扩建等后续工作中，如在部分老间隔或新增间隔上的改动，需要生成新的全站系统配置文件（SCD），然后相关配置的IED都要重新下装已配置的IED描述文件（CID），此时如何确保其他正常运行设备的安全性，如何进行试验保证保护动作的正确性等都必须有明确的规范。

对运行环节来说，合并单元、保护装置、智能终端、交换机等IED设备在运行中出现异常情况时，由于数字化的技术特点其处置方式完全不同于以往传统设备，必须有明确、规范的处置流程来确保安全。如智能电子设备压板的设置模式，除了应明确定义各类IED的“停用、信号、检修”状态，还应该对各类压板的操作有明确的操作规范标准。

3.2 重视专业技术队伍建设

智能化变电站技术特点决定了各IED的运维工作高度融合了继电保护、通信、自动化各专业工作面。要求继保人员全面了解甚至熟悉通信、自动化相关知识，如61850规范、通信接口、组态工具等，才能完成常规的保护校验、联调以及故障判断处理工作。

运行人员在保护装置、智能终端、合并单元、GOOSE交换机等出现运行异常时，需要根据掌握的专业知识现场初步作出正确的判断，分析故障部位和原因，考虑相关设备停用对一次运行设备的影响，从而做出正确的处理。

运维人员面对智能化变电站的运行维护，在观念和技能方面都需要一个提高、适应的过程，具备继保、自动化、通信综合专业知识的专业人才队伍建设迫在眉睫。否则，如果过度依赖于厂家技术服务，对智能化变电站投运后的运维工作极为不利。

3.3 明确各专业分界面

智能化变电站二次系统继保、自动化、通信各专业工作分界面越来越模糊。例如间隔层GOOSE交换机，其功能相当于传统保护装置之间联系的电缆，应明确其维护职责、归口管理。

针对智能化变电站技术、设备特点和新的实现方式，应明确设计、验收、运行管理的工作职责和界面分工。例如智能化变电站以SCD文件描述二次回路连接，成为变电站二次系统设计的核心。应重点明确SCD文件各阶段的管理职责，做到工程建设与生产运行的全面衔接。按照工作职责分工，设计单位负责SCD文件的设计和最终确认，工程调试单位负责SCD文件的验证，运行维护单位负责验收和归口管理，并报送相关调度部门备案

3.4 加强整定值和压板管理

由于一体化信息平台上对数字化保护装置的操控性更便捷，必须加强数字化保护的定值管理，对定值的修改、切区等操作必须有严格的规定。

数字化软压板替代了传统保护的功能投入、出口跳闸硬压板，唯一的装置检修硬压板也赋予了新的含义，已投入检修状态硬压板的一次设备严禁运行，仅部分设备停役时，严禁取下停役设备的检修状态硬压板。其他诸如各IED装置功能软压板、GOOSE软压板、保护及测控装置的远方修改切换定值区软压板、远方控制GOOSE软压板、远方操作软压板等投退操作规范、流程必须有严格的规定。

3.5 规范工程文档和交换机管理

全站SCD文件、GOOSE交换机等设备参数宜纳入继电保护专业管理。由设计院提供、调试单位在工程竣工后作为竣工资料移交运行单位继电保护部门。其他相关专业变动SCD文件必须事先告知继电保护专业，征得许可后再更改。

GOOSE交换机、装置、录波器、录波子站、故障信息管理系统的IP地址、子网掩码、MAC地址等设备参数按变电站远景规模分配，由相关专业部门按整定单模式管理。交换机屏柜上粘贴端口图实对应表，并注明调试端口。

GOOSE交换机要有双重命名，GOOSE交换机参数按整定单管理。全站SCD文件、GOOSE交换机、装置等设备运行参数等必须有备份文件，严禁随意更改。SCD文件按版本保存，每次修改后投入使用的版本号不得重复，并要有简要修改情况的说明。

尽管61850规范较好解决了建模、语言、接口、互操作性的统一标准问题，但是各装置生产厂家在继电保护功能配置等方面仍未完全统一，如保护功能软压板、GOOSE软压板、SV软压板的设置规范（包括名称、数量、功能等），这些细节如何与现场运行检修维护相适应，需要现场工程技术人员考虑并及时向厂家提出整改建议。

4 关于变电站智能化的一些思考

目前，智能化一次设备的发展步伐尚跟不上需求。传统开关配智能终端、传统互感器配合并单元实现模拟量就地数字化，存在二次适应一次传统设备的问题。传统的控制电缆仍部分存在（从智能终端到断路器、刀闸等），严格来说还没有实现真正意义上的远端维护，应该加快智能化一次设备（如断路器）的发展步伐。

在智能化设备、网络的故障诊断方面，目前基本上依赖于专业人员的分析判断，需要技术人员全面掌握各专业知识。另外，由于网络连接设备面广点多，人工查找故障经常采用轮停设备的排除法，对设备安全运行不利。如果通过智能化的分析手段，根据全站一体化信息平台的综合信息采集来分析并将故障定位到某一IED设备，将能体现检修维护的智能化。

如果关键的一次设备传感器技术等发展成熟，一次设备的智能状态在线监测系统可以实时监测设备的运行状态，也可以此作为状态检修的客观依据。基于这些监测手段得到的数据和信息可作为状态检修评估的客观依据，以此制定检修策略，这将大大提高状态检修评估、决策的科学性，更大程度上发挥智能化的作用。

[1]高翔.数字化变电站应用技术[M].北京：中国电力出版社，2008.