智能變電站發展的現狀與形勢分析

文/中國電器工業協會智能電網設備工作委員會/

1 背景概述

隨著我國智能電網建設的全面開展，國家電網公司已經完成了多個變電站的智能化改造，并計劃在“十二五”期間新建約5100座智能變電站，對約1000座變電站進行智能化改造。為了使設備制造廠商能夠更好的了解智能電網的建設發展思路及智能電網設備的發展趨勢，我們選取了河南洛陽110kV金谷園變、山東青島220kV午山變、浙江金華500kV芝堰變、陜西延安750kV洛川變四個電壓等級的樣本（其中金谷園變、午山變、芝堰變是由數字化變電站改造升級為智能變電站，洛川變是新建智能變電站）進行了實地調研。同時，我們還調研了中國科學院白銀超導變電站，并在之前發布的《浙江金華500kV芝堰變調研報告》、《山東青島220kV午山變調研報告》、《白銀超導變電站調研報告》基礎上，完成了此調研報告。希望此報告能夠在研發方向、制造理念等方面給予智能電網設備制造廠商一定的幫助。

2 變電站發展的幾個階段

變電站是電力網絡的節點，它連接線路，輸送電能，擔負著變換電壓等級、匯集電流、分配電能、控制電能流向、調整電壓等功能。變電站的智能化運行是實現智能電網的基礎環節之一。變電站的發展經歷了如下幾個發展階段。

2.1 傳統變電站

20 世紀80年代及以前變電站保護設備以晶體管、集成電路為主，二次設備均按照傳統方式布置，各部分獨立運行。隨著微處理器和通信技術的發展，遠動裝置的性能得到較大提高，傳統變電站逐步增加了“遙測”、“遙信”、“遙控”、“遙調”的四遙功能。

2.2 綜合自動化變電站

20 世紀90年代，隨著微機保護技術的廣泛應用，以及計算機、網絡、通信技術的發展，變電站自動化取得實質性進展。利用計算機技術、現代電子技術、通信技術和信息處理技術，對變電站二次設備的功能進行重新組合、優化設計，建成了變電站綜合自動化系統，實現對變電站設備運行情況進行監視、測量、控制和協調的功能。綜合自動化系統先后經歷了集中式、分散式、分散分層式等不同結構的發展，使得變電站設計更合理，運行更可靠，更利于變電站無人值班的管理。

2.3 數字化變電站

近年來，隨著數字化技術的不斷進步和IEC61850標準在國內的推廣應用，國內已經出現了基于IEC61850的數字化變電站。數字化變電站具有全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化、高級應用互動化四個重要特征。數字化變電站體現在過程層設備的數字化，整個變電站內信息的網絡化，以及斷路器設備的智能化，而且設備檢修工作逐步由定期檢修過渡到以狀態檢修為主的管理模式。

2.4 智能變電站

數字化變電站從技術上來說，其突出成就是實現了變電站信息的數字采集和網絡化信息交互，但這對于智能電網的需求來說，還是遠遠不夠的。國家電網公司在建設統一堅強智能電網的變電環節中，提出建設智能變電站的目標。智能電網中的智能變電站是由先進、可靠、環保、集成的設備組合而成，以高速網絡通信平臺為信息傳輸基礎，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，同時具備支持電網實時自動控制、智能調節、在線分析決策、協同互動等高級功能的變電站。智能變電站分為設備層、系統層。設備層主要由高壓設備、智能組件和智能設備構成，實現IEC61850中所提及的變電站測量、控制、保護、檢測、計量等過程層和間隔層的功能。系統層相當于變電站的站控層,實現信息共享、設備狀態可視化、智能告警、分析決策等高級智能應用，包含智能變電站系統級的先進功能。隨著高壓設備智能化的不斷發展,傳統意義上的一、二次設備間的界限也將逐漸模糊，一次設備通過安裝和集成智能組件，將成為智能設備。

3 智能變電站同數字化變電站的區別

智能變電站與數字化變電站有密不可分的聯系。數字化變電站的部分特征是智能變電站發展的基礎，智能變電站是進一步綜合站內功能與發展對外支撐，智能變電站并不要求高度數字化，例如全站采用電子式互感器、具備數字化接口的開關，基于IEC61850標準的變電站網絡通信是最大的共同點。二者差別主要體現在：

一、數字化變電站主要從滿足變電站自身的需求出發，實現站內一、二次設備的數字化通信和控制，建立全站統一的數據通信平臺，側重于在統一通信平臺的基礎上提高變電站內設備與系統間的互操作性。而智能變電站則從滿足智能電網運行要求出發，比數字化變電站更加注重變電站之間、變電站與調度中心之間的信息統一與功能的層次化，以在全網范圍內提高系統的整體運行水平為目標。

二、數字化變電站已經具有了一定程度的設備集成和功能優化的概念，要求站內應用的所有智能電子裝置（IED）滿足統一的標準，擁有統一的接口，以實現互操作性。IED分布安裝與站內其功能的整合以統一標準為紐帶，利用網絡通信實現。數字化變電站在以太網通信的基礎上，模糊了一、二次設備的界限，實現了一、二次設備的初步融合。而智能化變電站設備集成化程度更高，可以實現一、二次設備的一體化、智能化整合和集成。

三、智能變電站在數字化變電站的基礎上實現了兩個技術上的跨越：監測設備的智能化，重點是對開關、變壓器的狀態進行監測；故障信息綜合分析決策，變電站要和調度器進行信息的雙向交流。

4 典型配置方案

調研的110kV金谷園變、220kV午山變、500kV芝堰變、750kV洛川變四個變電站，雖然既有改造站，又有新建站，并且電壓等級不同，地理位置相距較遠，但在智能化思路的選擇上基本是相同的。下面以浙江金華500kV芝堰變為例，介紹其智能化方案，隨后再將其他三個變電站的特點逐一介紹。

4.1 芝堰變智能化改造

500 kV芝堰變位于浙江金華市，原為室外AIS數字化變電站。改造項目靜態總投資3200多萬元，其中智能化投資1700多萬元。

4.1.1 智能高壓設備

智能組件是若干智能電子裝置（IED）的集合，安裝于宿主設備旁，承擔與宿主設備相關的測量、控制和監測等功能。智能組件還可集成相關繼電保護。智能組件集成與宿主設備相關的測量、監測和控制等基本功能，由若干智能電子裝置實現。

智能組件是一個靈活的概念，可以由一個組件完成所有功能，也可以分散獨立完成，可以外置于主設備本體之外，也可以內嵌于主設備本體之內。

智能高壓設備是一次設備和智能組件的有機結合體，具有測量數字化、控制網絡化、狀態可視化、功能一體化和信息互動化等特征。智能控制和狀態可觀測是高壓設備智能化的基本要求，其中運行狀態的測量和健康狀態的監測是基礎。

浙江金華500kV芝堰變在改造中于500千伏應用了一套線路保護、一套合并單元和兩套開關保護（測控）一體化裝置、兩套智能終端（合并單元）一體化裝置、兩套狀態監測裝置；220千伏部分投運了兩套線路保護（測控）一體化裝置、兩套智能終端、兩套合并單元、一套狀態監測裝置；35千伏應用了一套低抗保護、一套狀態檢測裝置、一臺數字式電表。

1）電子式互感器應用

在220千伏應用了無源光學電子式電流電壓互感器，合并單元就地化布置。該互感器利用全光纖電流互感器測量一次電流（采用反射式Sagnac干涉原理和Faraday磁光效應），利用電容分壓器測量一次電壓。

35 千伏復合電器采用有源電子式電流電壓互感器（EVCT），保護電流傳感采用了羅氏線圈，測量電流傳感采用低功率線圈（LPCT）,電壓傳感采用電壓環分壓原理。電流電壓傳感信號經過遠端模塊采集和處理后，轉換為數字信號通過光纖送至智能匯控柜的合并單元。

2）變壓器智能化改造

在變壓器原有非電量保護、智能終端不變的前提下加裝了包括冷卻器智能控制、頂層油溫監測、鐵芯電流監測、變壓器油色譜在線檢測、微水監測、氣體繼電器聚集量監測、特高頻局部放電在線監測、變壓器限額智能分析等變壓器在線監測單元。

通過改造建立變壓器性能評估及綜合診斷模型。根據變壓器過載能力數據，結合環境溫度、負荷、油溫和繞組溫度，建立變壓器負荷動態智能監控系統，進行變壓器過載能力評估。根據頂部油溫、負荷、環境溫度等進行絕緣老化與剩余壽命評估。根據變壓器當前運行溫度，將變壓器在不同運行額定負荷下的運行時間提供給遠方調度人員，使得調度可以充分利用變壓器的變送容量，同時保證變壓器的安全可靠運行。

圖1 主變監測智能組件總體結構圖

在此次改造中，一套變壓器智能組件由3套智能柜組成，每相配置1個智能柜，包含主IED、冷卻裝置監測IED、局放監測IED、控制參量測量IED和油中氣體及微水監測IED；智能柜間采用光纖以太網連接，3套智能柜內各子IED共用1套主IED，主IED、冷卻裝置監測IED、非電量保護裝置放置在A相智能柜。每相各功能IED傳感器采用屏蔽電纜就近接入該相組件柜，B、C相智能組件柜過程層交換機采用多模光纖接入A相過程層交換機，三相共用一套主IED。A相智能組件柜站控層交換機采用2路多模光纖接入35kV繼保小室光纖交換機，1路接入在線監測MMS網，1路接入保護監測MMS網，匯總后接入信息一體化平臺。總體結構如圖1所示。

3）高壓開關智能化改造

針對開關故障多為絕緣和機械原因的特點，安裝位移傳感器進行機械特性監測，安裝穿心式電流傳感器進行儲能電機電流監測，同時裝有SF6微水密度監測IED。

開關在線監測IED擁有風險度評估功能，裝置將位移特性，機械特性，絕緣特性進行綜合評估后得出風險度、風險類型、當前狀態后送上后臺。

4）避雷器智能化改造

全站避雷器安裝在線監測設備，在避雷器接地線上串入傳感器，監測避雷器泄漏電流的全電流和阻性電流，設備狀態數據采用無線方式進行傳輸，監測裝置可測量毫安級電流信號，同時能檢測避雷器動作電流次數。

避雷器絕緣監測IED采用基波法測量氧化鋅避雷器的泄漏電流和阻性電流來實現動態監測避雷器的絕緣狀況；通過2.4GHz無線網絡接收現場監測傳感器發送的泄露電流、阻性電流和動作次數等數據，并通過橫向縱向比較、診斷、預警，從而實現避雷器絕緣狀態的在線監測，經過處理后的數據和設備狀態根據IEC61850規約進行數據封裝，通過光纖以太網上傳至變電站信息一體化平臺。絕緣監測傳感器采用電池供電，更換電池可持續使用1年，具有電池低電量報警功能。

5）35千伏間隔開關智能化

將原敞開式的斷路器、隔離開關、接地開關、電子式互感器等用智能高壓組合電器（HGIS）替代。其采用有源電子式電流電壓互感器，裝有光學環型位移傳感器及SF6微水密度監測IED，并配有智能匯控柜，內置“保護、測控、智能終端、合并單元”四合一智能開關控制器和HGIS智能在線監測裝置。智能柜安裝了熱交換器，具有溫、濕度控制功能，可以確保柜內最高溫度不高于環境溫度10℃。

4.1.2 信息一體化平臺及高級應用

1）信息一體化平臺

信息一體化平臺主要用于將變電站內的實時監控SCADA子系統、故障錄波子系統、電能量子系統、在線監測子系統、視頻安防等輔助子系統的各種數據進行統一接入、統一存儲、統一處理等綜合管理，建立統一的變電站數據處理平臺，為各智能應用和遠方系統提供標準化規范化的信息訪問接口。

其特點有：信息一體化平臺將各個子系統的數據源在間隔層統一采集到平臺中，避免了在站控各子系統相互通信的混亂，為各種高級應用提供了統一的標準化的數據源，各種高級應用可以采用組件方式根據用戶實際情況進行選擇性靈活配置。在實現與主站系統互動的無人值班的自動化系統中，部分高級應用可以配置在子站控制器中；平臺采用統一的建模思想和通信服務，將保護、測控、通信、計量、故障錄波、在線監測、直流電源、環境監測、視頻、安防及其他輔助系統的數據通過標準通信服務接入平臺進行統一管理，平臺一方面將五防閉鎖、順序控制、電壓無功自動控制等高級應用的輸入與輸出數據進行模型標準化，同時也規范了這些應用對外服務接口的標準化與規范化，為各種高級應用以及實現變電站與主站的互動提供統一的基礎支撐。

2）高級應用

(1) 智能開票

實現根據運行方式自動推理開票。運行人員可選擇智能開票、畫面開票、手工開票、調用存票四種模式開票。當運行人員根據調度任務，選用智能開票時，系統將結合設備實際運行狀態，匹配規則庫，自動生成所需的操作票。

(2) 一鍵式順序控制

實現一鍵式順序控制，通過智能巡視機器人，自動實現了一鍵式順序控制與視頻系統的結合，當操作某個一次設備時，自動控制視頻系統獲取設備圖像，通過圖像識別技術判斷出此設備的狀態，進行自動確認，實現高效準確的順序控制。

(3) 智能告警與故障綜合分析

通過研究智能告警的信息處理模型，實現了告警信息預處理系統，建立了故障處理專家系統知識庫。通過研究告警信息，故障簡報，錄波波形的綜合顯示分析方案，研究智能告警系統與人機界面的集成方式，開發了智能告警人機顯示界面，有效的實現了信息分層的理念；基于信息一體化平臺開發了故障信息綜合分析軟件，提供了故障診斷和定位、設備動作情況的監視和評判、諧波分析和波形處理等故障分析功能，提出可行的故障信息綜合分析方案。

(4) 變電站圖模一體化

建立變電站模型（IEC61850）與主站調度模型（IEC61970）的映射關系，實現子站端一次維護數據模型和圖形畫面，即時導入調度中心在各種自動化系統中使用，減少維護工作量，保證各子站和主站系統模型和數據的一致性，在集控中心試用驗證。源端維護大大減輕了調度端系統圖模維護工作，消除了變電站與調度信息核對工作。

4.1.3 智能巡視系統

智能巡視系統采用巡檢機器人和固定攝像頭相結合的模式，能夠部分取代運行人員進行一次設備巡視、紅外線測溫、一次設備狀態確認，并實現巡視結論的后臺展示與告警。

在智能巡視系統中，應用圖模識別技術、磁導航、FID定位技術和多角度云臺預置技術以滿足變電站各類設備巡視要求。特別是基于視覺伺服移動機器人精確定位云臺系統、基于SIFI特征電力設備刀閘狀態識別技術兩項關鍵技術。

表1 變壓器狀態監測參量

表2 變壓器智能組件應用情況

表3 斷路器狀態監測參量

表4 斷路器智能組件應用情況

4.1.4 輔助設備智能化

1）智能接地線管理系統

通過智能接地線管理系統實現接地線存取全過程管理，并將接地線的使用納入變電站現有微機防誤閉鎖系統。

2）緊急解鎖鑰匙智能管理系統

通過緊急解鎖鑰匙直流管理系統的應用，實現了多種形式防誤鎖具的解鎖鑰匙的智能化管理，防止因取錯鑰匙造成誤解除閉鎖；解決一對多鑰匙錯誤解鎖不應解鎖的鎖具，實現所有設備的一對一的解鎖，防止走錯間隔；控制解鎖鑰匙使用的中間過程，控制解鎖鑰匙取出后的濫用問題。

3）站內智能組件柜智能化改造

對站內智能組件柜進行智能化改造，加裝熱交換器智能調節柜內溫度、濕度。

4）站內輔助系統智能化改造

實現一次設備操作聯動、視頻監視與電子圍欄、移動定位、門禁等安防設備聯動以及電纜溝水位監視、生產建筑溫濕度監視、空調、照明等設備的遠方控制與監視。

4.1.5 光伏發電和綠色照明

安裝太陽能光伏發電系統。該系統正常運行時，輸出交流380伏并入所用電運行，緊急情況時該系統通過控制器輸出直流110伏接入充電機直流側對直流系統進行充電，實現了直流系統應急備用功能。同時改造照明系統，實現綠色照明。

4.2 其余變電站的特點

110 kV金谷園變位于河南省洛陽市，始于1962年建成投運，2007年底完成數字化改造，2010年底完成智能化改造，并成功投運。其發展歷程是從典型的傳統變電站、數字化變電站、到智能化變電站。金谷園變智能化改造項目靜態總投資1100余萬元，其中智能化投資800多萬元。在之前的數字化改造中，已實現了變電站信息的數字化采集和網絡化傳輸，應用了光電互感器，將GOOSE機制、VLAN技術、標準化建模等先進技術引入變電站系統，實現了網絡化保護和控制功能。作為一個戶外站，金谷園變在改造中針對當地氣候特點，在部分智能控制柜中加裝了空調等降溫通風設備，避免了智能單元工作溫度過高，柜內凝露等現象。同時金谷園變實現了無人值守及變電站與區域配網重要用戶的信息互動。

表5 避雷器狀態監測參量

表6 電子式互感器應用情況

表7 IEC61850標準應用范圍

220 kV午山變位于山東青島，原為室內GIS數字化變電站。改造項目靜態總投資1800多萬元，其中智能化投資1000多萬元。改造中220kV系統全部采用了電子式電流電壓組合型互感器，建立了面向變電站全景數據的一體化信息平臺，實現了無人值守、變電站運行環境統一監測與智能巡檢。變壓器采用了變頻冷卻風機。

750 kV洛川變位于陜西延安市，為新建室外AIS站。項目靜態投資5.8億多元，其中新增智能化投資3600多萬元。變電站建設周期近兩年，實現了變壓器、斷路器以及高壓電抗器的智能化。首次在750kV變電站采用羅氏線圈、光纖、磁光玻璃等原理的電子式互感器。變壓器采用了變頻冷卻風機，噪音小，風扇可分組運行，節能14%～15%。

4.3 方案對比

4.3.1 變壓器智能化

表8 信息一體化及高級應用的應用范圍

變壓器智能化通過在傳統設備上加裝傳感器和智能組件實現。智能化后，變壓器測量和狀態監測的信息內容更加全面，智能組件通過對數據的綜合分析，實現變壓器狀態信息的共享互動和智能化控制。

4.3.2 斷路器智能化

斷路器智能化通過加裝本體狀態量傳感器和智能組件實現了開關設備的智能化，實現了對斷路器自身狀態信息的采集與處理，為開關的智能控制提供了支撐。

4.3.3 避雷器智能化

斷路器智能化的內容包括全電流、阻性電流和動作次數的監測，個別站在遠程監測和數據共享方面采用了無線傳輸技術。

4.3.4 電子式互感器的應用

電子式互感器的應用可方便的實現電流電壓采樣數據的全站共享，節省了電纜連接，簡化了二次設計，實現了強弱電的有效隔離，為信息一體化及其拓展應用提供了支撐。

我們調研的四個變電站由于實際情況不同，電子式互感器的配置選型、安裝設計呈現出明顯的差異性。

4.3.5 IEC61850標準應用

調研的幾個變電站二次設備全部采用IEC61850標準實現站內通信，部分一次設備及輔助控制系統也實現了基于IEC61850標準的站內通信。

4.3.6 信息一體化及高級應用

信息一體化可實現對站內信息的統一采集，建立全站全景數據平臺，為高級應用提供唯一標準的基礎數據和信息，并提供統一的面向模型的訪問接口。

由于站內信息的來源及用途上的差異，以及技術實現手段的不同，幾個變電站信息一體化的程度不一。二次設備普遍實現了信息一體化集成。狀態監測信息、電能計量信息以及部分輔助控制信息、環境信息等只在部分站實現了集成。

5 從評價指標看智能化設備

國家電網公司在智能化變電站首批試點工程完成后，適時的推出了《智能變電站評價細則》。通過該細則中的部分評價指標（技術性指標），我們能夠對智能化設備應具有的基本功能有個初步了解。

該細則中關于技術性指標的內容如下文所述。

5.1 基礎功能完備性

評價指標包括一次設備智能化（變壓器、GIS、斷路器等設備）、電流電壓數字化采集、站控層信息一體化集成度、二次系統網絡化接入及網絡記錄分析、一體化電源（含通信電源）系統、通信與信息安全防護體系等。

一次設備智能化，是指智能化設備應具備測量、控制、狀態監測等綜合功能，智能組件宜采用一體化設計，全部信息標準化。

站控層信息一體化集成度，是指實現自動化站級監視、控制、告警、通信等子系統的集成度。

二次系統網絡化接入及網絡記錄分析，是指二次系統符合IEC61850標準，采用網絡化接入，變電站內可配置獨立的網絡報文記錄分析系統，實現對全站各種網絡報文的實時監視、捕捉、存儲、分析和統計功能。

一體化電源系統，是指全站直流、交流、逆變、UPS、通信等電源采用一體化監控。

電流電壓數字化采集，是指全站是否采用數字化電流電壓采集設備，全站電子式互感器的使用情況。

通信與信息安全防護體系，包括二次系統防護要求、智能化設備的安全功能、通信網絡的安全性。

5.2 技術先進性

評價指標包括變電站順控操作和上級調度的源端維護能力、設備狀態可視化、智能告警、支持經濟運行與優化控制等高級功能應用，以及繼電保護信息綜合監視及分析，變電站輔助系統綜合運行與監視，其他設備及環境智能化監控等高級功能。

變電站順控操作，是指變電站監控系統應具備站控層順序控制功能，且具備與上級調度的互動功能。

和上級調度的源端維護能力，是指可以生成智能電子設備與變電站通信網絡配置的文件，以及將站內監控系統的圖形文件轉換為主站可以識別的交換格式，并將這些文件提供給主站。

設備狀態可視化，是指采集主要一次設備（變壓器、斷路器等）狀態信息，進行狀態可視化展示并發送到上級系統。智能告警，是指建立變電站告警信息的邏輯和推理模型，實現對告警信息的分類和過濾，對變電站的運行狀態進行在線實時分析和推理，自動報告變電站異常并提出故障處理指導意見。可根據主站需求，為主站提供分層分類的告警信息。

支持經濟運行與優化控制，是指變電站具備智能負荷控制、智能無功優化等與上級調度、用戶的互動功能。

繼電保護信息綜合監視及分析，是指具備綜合信息展示、保護動作信息展示，事故情況下分析判斷及智能提示。

變電站輔助系統綜合運行與監視，是指視頻監控、火災自動報警、照明系統、安防系統綜合運行和監視能力。

其它設備及環境智能化監控，是指變電站是否具備技術創新、節能環保的特點。

6 超導變電站

超導技術作為智能電網基礎技術之一，在未來電網中必將得到大規模的應用。為此，我們特別前往我國首座超導變電站，也是世界首座超導變電站——中國科學院白銀超導變電站進行現場調研。

白銀超導變電站集成了我國在超導電力技術近十年來最新、最先進的研究開發成果，是國內領先、國際一流的一系列技術成果的結晶，應用了包括：超導儲能系統、超導限流器、超導變壓器、超導電纜等多種高溫超導電力裝置。超導變電站采用串、并聯相結合的系統結構。超導儲能系統以并聯方式接入；超導限流器、超導變壓器、超導電纜依次串接，并與電網實際負荷相連接。

7 總結

本次調研的幾個智能化變電站實現了國家電網公司的設計、改造、設備等技術標準的規定，建立了智能變電站的技術體系結構，完善了智能變電站關鍵設備標識體系，并在部分技術領域上取得了突破。實踐證明，在國家電網公司的智能變電站技術、設計、改造、設備技術條件等系列標準中提出的智能變電站技術原則、體系結構、功能要求，以及設計、測試、運維、調試驗收等內容，符合變電站技術的發展方向，引領了變電站技術的發展，對今后智能變電站的工程建設起到了重要指導作用，其技術方向是正確的。

在智能變電站試點工程實踐過程中，通過關鍵技術研發和工程建設應用，部分技術及管理要求已經較為成熟，具備推廣的條件。同時，國家電網公司將會對以上內容進行規范化、標準化后加以推廣，并以此指導后續的變電站建設。如一次設備智能組件、IEC61850的應用、信息一體化技術、高級應用功能、站用一體化電源系統等。這正是我們要在后期持續關注的。

同時，實現了功能增加，造價不增加。遠期按資產全壽命周期成本考慮，智能變電站成本相對常規站至少下降5%以上。

在智能變電站的建設過程中，呈現出一些尚需解決的技術問題，需繼續深化研究。在幾個站的應用中，發現電子式互感器的穩定性和可靠性的研究還有待深化，對相關標準也需要進一步研究完善。

在IEC61850標準應用過程中，出現各設備供應廠家在聯調及測試階段，存在模型不統一、配置工具不統一等問題，影響了現場調試進程。因此需要繼續補充完善IEC61850標準的工程應用規范，并實現配置工具的標準化設計。

在一次設備智能化方面，我國幾乎是從無到有，搭建形成的技術體系在實踐中得到初步應用。目前，傳感器對一次設備本體的影響以及傳感器本身可靠性等方面還需要進一步研究。同時智能組件就地安裝對其內部IED的電磁兼容設計提出了更高的要求，因此需繼續研究并規范一次設備本體傳感器配置、安裝模式等，對智能組件的布置方式、設備配置、內部通信等進行規范。

其他需要深入研究的方面還有網絡跳閘關鍵技術、一次設備智能化的通信要求和檢測規范、二次設備的整合、站域控制等。

由于這些智能化變電站的運行時間尚短，在降低整體故障率與自愈化等方面尚需時間檢驗。

變電站設備智能化水平的發展仍處于不同的階段和深度。分別為：一次、二次獨立，外掛智能端子箱和合并單元；智能端子箱與合并單元作為一次設備的一個組成部分與一次設備融為一體；一次設備創新設計，引入狀態檢修手段，一、二次設備在嶄新意義上融為一體。

設備的“傳統質量”仍是變電站安全運行的主要保障，在發展智能化設備的過程中，一定要同時關注設備質量的保障與提升。