智能變電站試點工程關鍵技術綜述

宋璇坤 ，閆培麗 ，吳蕾 ，李軍，鄒國輝

（1.國網北京經濟技術研究院，北京市 100052；2.河南省電力勘測設計院，鄭州市 450007）

0 引言

2009年5月，國家電網公司提出建設堅強智能電網的發展目標。按照智能電網建設“規劃試點階段”的總體部署，先后安排了2批47座新建智能變電站試點工程的建設工作［1］。試點工程涉及24個網、省、直轄市公司，覆蓋從66～750kV 不同電壓等級，包括采用空氣絕緣的敞開式開關（air insulated switchgear，AIS）、氣體絕緣組合開關（gas insulated switchgear，GIS）、復合式開關（hybrid gas insulated switchgear，HGIS）等設備的戶外、戶內變電站。至2011年底，智能變電站試點工程已經竣工投產41座。

智能變電站建設技術復雜、涉及面廣。試點工程廣泛采用了智能化新技術、新設備，包括不同原理、不同類型的電子式互感器；不同內容、不同參量、不同監測方式的設備監測系統；不同電壓等級不同類型的組網方式；變電站自動化系統的集成優化；一體化電源系統及智能輔助控制系統等。攻克了從理論研究到工程應用全過程的難關，實現了標準制訂、設備研制和工程建設等領域的重大突破，取得了階段性成果。在技術創新、功能集成、節約環保等方面各具特色。本文側重分析試點工程關鍵技術應用現狀、存在的問題，便于把握工程技術特點，提煉技術成果，總結經驗規律，指導智能變電站的全面建設及新一代智能變電站示范工程的建設。

1 智能變電站試點工程關鍵技術

1.1 電子式互感器

電子式互感器在智能變電站試點工程中得到了廣泛應用。其中電流互感器包括羅氏線圈型、低功率線圈型、全光纖型、磁光玻璃型；電壓互感器包括電容分壓型、電阻分壓型、阻－容分壓型、光學電壓互感器型［2］。

1.1.1 應用情況

試點工程中各種類型的電子式互感器應用情況參見表1。

表1 試點工程電子式互感器應用情況Tab.1 Applications of electronic transformer in pilot projects

1.1.2 運行問題

由于電子式互感器在短時間的批量應用，廠家型號較多，技術成熟度相對較差，在實際應用中穩定性、可靠性相對較低，故障情況如表2所示。

表2 試點工程電子式互感器故障情況Tab.2 Fault conditions of electronic transformer in pilot projects

安裝調試中存在的問題是電子式互感器輸出精度校驗調試時，需對互感器校正系數頻繁配比，造成調試時間較長；光學互感器安裝過程中出現光纖損壞，因光纖需專用設備熔接，對現場環境要求高，施工難度大。

1.1.3 效益淺析

電子式互感器具有體積小、暫態穩定性高、安全性好等優勢，可避免傳統互感器鐵磁諧振、充油互感器潛在的易燃易爆、六氟化硫氣體泄漏、電流互感器開路導致高壓危險等固有問題。同時能夠節約大量鐵芯、銅線等金屬材料，更符合智能變電站低碳環保的設計理念。

試點工程對電子式互感器造價進行了測算分析，220 kV 及以上電壓等級電子式互感器價格約為常規互感器的1.3～4倍；110 kV 電子式互感器約為常規互感器的1.16～4.7倍。故電壓等級越高，電子式互感器的經濟性越明顯。

現階段，受溫度、振動等影響的電子式互感器運行的穩定性有待考證。

1.2 一次設備狀態監測

1.2.1 應用情況

試點工程配置的狀態監測系統監測參量較為齊全，主要包括主變／高抗油中溶解氣體、主變鐵芯接地電流、主變／GIS局放、GIS／高壓斷路器SF6密度、斷路器機械特性、避雷器泄漏電流及動作次數等。

1.2.2 運行問題

試點工程狀態監測系統存在的問題體現在：1）內置傳感器與一次設備的壽命匹配問題；2）狀態監測智能電子設備（intelligent electronic device，IED）與后臺數據的傳輸、配合；3）監測參量誤差；4）IED 及監測傳感器質量；5）傳感器與一次設備接口安裝質量；6）狀態監測廠家與一次廠家間的配合等問題。

1.2.3 效益分析

采用電氣設備狀態監測技術，有選擇地對電氣一次設備進行在線監測，實時監測運行設備的各種參數，及時發現設備的潛在故障，真正實現高壓電氣設備的狀態檢修，對智能變電站安全可靠運行有著重要意義。其效益主要體現在增加設備可用系數、提高電網可靠性、減少檢修工作量等方面。

由于試點工程階段許多設備處于研發起步階段，試點工程的設備價格較高，狀態監測設備投資約占智能化設備投資的10.4%～27.0%。且由于部分設備技術不夠成熟，質量較差，廠家間配合經驗不足，運行成本較高。

1.3 光纜選擇與敷設

1.3.1 應用情況

試點工程配置了過程層設備，通過合并單元、智能終端實現就地采集的數字化、網絡化，光纜取代了大量的長電纜。配電裝置智能控制柜與二次設備間采用光纜連接，室內屏柜之間的二次設備采用尾纜連接，柜內采用尾纖連接。

1.3.2 運行問題

試點工程階段，由于缺少相關規程或典設，光纜選擇及敷設選擇較為多樣。有采用非鎧裝無金屬光纜，也有采用鎧裝光纜的；有全站光纜均采用槽盒或穿管敷設的，有僅對非鎧裝光纜和尾纜進行槽盒或穿管敷設的，也有非鎧裝光纜直接敷設到電纜橋架上的；有對同一起止點光纜進行優化整合的，也有同一起止點根據不同功能回路單獨配置光纜的。多數存在光纜數量多、型式不一；光纜的敷設、熔接等工作界面不清、工藝不規范等問題。

1.3.3 效益淺析

智能變電站大量銅芯電纜被少量光纜替代，連接介質減少。2011年開始，進入智能變電站全面建設階段后，按照通用設計對光／電纜進行了優化整合，更大程度地減少光纜數量，簡化接線，縮小站內電纜溝截面，減少敷設材料，實現了電纜溝的優化。進而降低了工程造價，提高了系統運行的可靠性。

1.4 組網方式及交換機配置

1.4.1 應用情況

根據調研結果，試點工程中220 kV 及以上變電站自動化系統均采用3層設備2層網絡結構，分為站控層、間隔層和過程層；110／66 kV 多數采用3 層2網結構，少數主接線形式較為簡單的工程采用了3層1網結構。

330 kV 及以上的試點工程均采用了SV、GOOSE獨立組網方案。

220 kV 試點 工程采用SV 點 對 點，GOOSE 獨 立組網方案的占35%，采用SV、GOOSE 共網方案的占41%，采用SV、GOOSE 獨立組網方案的占24%。

過程層交換機多數采用按多間隔共用配置，方案不一。

1.4.2 運行問題

試點工程中交換機存在的主要問題是部分過程層交換機過載發熱，故障及報文錯誤。

1.4.3 效益淺析

試點工程階段組網方式多樣，網絡相對復雜，過程層交換機工程首批采用，價格較高，導致投資較高。

隨著智能電網全面建設的推進，交換機的批量應用，價格將大幅下降。

1.5 保護及保護測控裝置集成

1.5.1 應用情況

試點工程中330 kV 及以上電壓等級保護測控裝置均獨立配置。

2個500 kV 變電站、17個220 kV 變電站共19個工程，其中9個工程220 kV 電壓等級采用了保護測控裝置集成技術，采用率為47.37%。

1個330 kV、15個220 kV 及17個110 kV 變電站共33個工程，其中30個工程110 kV 電壓等級采用了保護測控裝置集成技術，采用率為90.91%。

17個110 kV 變電站中有16個工程采用了主變后備保護測控一體化裝置，采用率為94.12%。2個66 kV 變電站全部采用了主變后備保護與測控裝置集成技術。

1.5.2 運行問題

從試點工程反饋的運行情況來看，保護測控集成裝置總體運行情況較好，問題主要存在于以下方面：1）220 kV 及以上系統采用保護測控一體化裝置，由于保護的雙重化配置，導致測控功能的被動雙重化，由此帶來了監控后臺的雙數據源處理問題。絕大多數廠家的后臺處理雙遙信信息時，采用了“不同的遙信全接收，冗余的遙信取A 套”的原則，第2套遙信信息意義不大。絕大多數工程僅第1套保測一體裝置含控制功能；2）采用保測一體裝置后，由于招標分標不同，監控后臺與保測一體裝置往往不是同一廠家，2個廠家設計理念和習慣不同，會出現不兼容問題。

1.5.3 效益淺析

采用保護測控集成裝置，減少了設備及接口數量，不僅節省了設備投資，也為組柜方案、交換機端口數量、光纜優化及減少變電站建筑面積創造了有利條件。

1.6 合并單元

1.6.1 應用情況

試點站中均采用了合并單元，布置方式分為室內布置與就地布置。41個試點變電站中，合并單元采用室內布置方式總共有15個；采用就地布置方式有28個（存在同一個站采用2種布置方式的情況）。

1.6.2 運行問題

合并單元存在的問題主要有：1）不同廠家合并單元間以及合并單元與保護、監控等裝置的配合兼容；2）電子式互感器、采集器與合并單元抗干擾；3）合并單元就地安裝時環境的適應性；4）互感器－合并單元系統檢測及校驗等問題。

1.6.3 效益淺析

采用合并單元后，各間隔所需的電流、電壓信號可通過合并單元共享，對常規CT＋合并單元的技術方案，可減少CT 二次繞組數量；保護、測控裝置只需通過光纜或尾纜即可從合并單元采集所需模擬量信號，同一個間隔保護、測控、計量、錄波裝置不需單獨拉電纜，不僅簡化接線，而且可以節省大量的電纜硬接線，節約成本。

1.7 智能終端

1.7.1 應用情況41個試點站中均采用了智能終端，實現開關量采集的就地數字化。

1.7.2 運行問題

智能終端存在的主要問題有：1）智能終端就地化后運行環境較為惡劣，溫度較高，易造成裝置死機或損壞，影響裝置壽命；2）個別變電站2套智能終端之間的相互閉鎖重合閘、事故總信號、手跳放電、控制回路斷線信號等功能不完備，影響保護及測控功能的實現；3）智能終端虛端子的配置和數量缺少規范，設計及調試工作量大；不同廠家的智能終端自產的合成信號在數量、功能上均不相同，部分廠家智能終端虛端子設置功能缺失（如缺少母聯手合送母差的虛端子等），亟需規范［3］。

1.7.3 效益淺析

應用智能終端可簡化二次回路，利用光纜代替大量控制電纜，減少有色金屬消耗。智能終端是實現一次設備智能化的關鍵，試點站工程為遠期一二次設備融合提供了技術基礎和運行經驗。

1.8 計量表計

1.8.1 應用情況

部分試點站中采用了數字式電能表和保護測控計量一體化裝置。

試點站中計量裝置模擬量采集主要包括以下3種方式：1）常規互感器直接接入方式；2）點對點直接采樣方式；3）網絡采樣方式。

根據調研，41個試點工程中，有30個工程采用方式1；32個工程采用了方式2；15個工程采用了方式3（同一個站在不同電壓等級有采用不同的模擬量采集方式）。

1.8.2 運行問題

智能變電站中計量表計存在的主要問題有：1）由于試點階段缺少相關規范和通用設計，各工程配置方案多樣；2）數字式電能表檢測、檢定、校驗不完善；3）數字式電能表信息傳輸不規范；4）互感器－合并單元－數字式電能表系統以及保護測控計量多合一裝置精度差；5）電壓切換／并列與3／2及橋型接線和電流接入問題。

1.8.3 效益淺析

采用數字式電度表后，光纜代替了電纜硬接線，減少了有色金屬消耗；采用保護測控計量多合一裝置，可減少電能表數量及柜內空間占用，降低成本。

1.9 智能控制柜

1.9.1 應用情況

41個試點站全部配置了安裝于配電裝置區的智能控制柜，智能控制柜溫控方式主要有3種：風扇、熱交換器和空調。

對于配電裝置區智能控制柜，19個變電站采用了風扇方式，采用率為46%；13個變電站采用了熱交換器方式，采用率為32%；9個變電站采用了空調方式，采用率為22%。

對于主變智能控制柜，15個變電站采用了風扇方式，采用率為37%；14個變電站采用了熱交換器方式，采用率為34%；12個變電站采用了空調方式，采用率為29%［4］。

1.9.2 運行問題

根據試點站的調研情況，智能控制柜的主要問題集中在溫控效果、防護措施、柜體設計、配線和布置的規范性上，主要體現在：1）智能控制柜散熱方式的選擇沒有依據；2）智能控制柜尺寸和制造缺乏統一標準；3）部分變電站由于本地氣候特殊性，智能控制柜防塵防雨性能不足；4）提供智能 控制柜的GIS廠家與二次設備廠家配合不佳；5）柜內航空插頭、光纖配線架、繞纖盤、光纜固定方式等缺乏統一標準，亟需規范；6）GIS招標技術規范中缺少散熱方式及容積要求，無法對GIS廠家提出對智能控制柜的要求。

1.9.3 效益淺析

智能控制柜是二次設備下放后可靠工作的保障，是實現減少控制電纜用量、降低有色金屬消耗、減小電纜溝面積等目標的基本前提，其可靠性直接影響二次設備的安全運行，是智能變電站建設不可或缺的重要的基礎性設備。

1.10 一體化電源

1.10.1 應用情況

智能變電站一體化電源最主要的技術特征是將交流電源系統、直流電源系統、逆變電源系統、通信電源系統統一設計，實現變電站交流控制電源的集中供電和統一的監控管理；整合全站的蓄電池組，取消傳統不間斷電源（uninterruptible power supply，UPS）和通信電源的蓄電池及其充電單元和監測單元，減少建設成本和運行維護成本［5］。

試點工程共有3種方案，采用通信、二次整合蓄電池，一體化監控方案的共有34個工程；采用通信、二次整合蓄電池，非一體化監控方案的有2個工程；采用通信、二次獨立蓄電池，一體化監控的有5個工程，多集中在330 kV 及以上工程。

1.10.2 運行問題

在投運的試點站一體化電源在運行過程中，整體運行情況較好，但也存在一些問題，主要有：1）個別工程ATS設備不穩定；2）一體化電源監控與監控后臺通信不兼容。

1.10.3 效益淺析

與常規站用電源系統相比，采用一體電源的效益主要表現在：

（1）交、直流以及UPS電源由同一廠家供貨，通信蓄電池與直流蓄電池整合，使采購成本降低。

（2）由于智能蓄電池巡檢儀的使用，蓄電池不必定期整體更換，僅需更換存在隱患的個體，成本降低。

（3）一體化設計減少了人工巡檢的工作量，因此減少了運行維護成本。

1.11 其他二次系統

1.11.1 時間同步系統試點站工程中站控層時間同步方式選擇較為統一，絕大多數站采用SNTP網絡對時。對于間隔層和過程層，部分站選擇1588對時，部分站選擇IRIG－B碼對時，采用1588對時的站較多。

采用1588對時需要配置支持IEC61588的交換機，價格較高；且各裝置對時依賴交換機，如果交換機故障或掉電，此交換機連接的各裝置同時丟失對時信號。

1.11.2 輔控系統

智能輔助控制系統由圖像監視子系統、周界防范子系統、門禁子系統、火災報警子系統、環境監測子系統組成，通過輔控后臺主機實現子系統之間與消防、暖通、照明等的聯動控制。

41個試點變電站工程中，采用了智能照明的有21個站，環境監測與空調／風機聯動的有30個站，視頻聯動有25個，水泵接入輔控系統的有15個站。

1.12 高級應用功能

1.12.1 應用情況

高級應用功能是區別智能變電站與常規變電站的核心所在，是實現變電站“智能”的關鍵，包括運行監視、輔助決策、調節控制、維護管理等類。試點工程高級應用功能差異較大，應用深度和廣度也有區別。從總體上看，各試點工程中均已具備智能告警、故障綜合分析、順序控制等高級應用功能中的基本功能，其他高級應用功能則根據工程的實際配置選擇采用。

1.12.2 運行問題

站域備自投、過負荷閉鎖在個別110 kV 等級智能變電站試點工程中已有應用，低頻低壓減負荷和過負荷聯切尚處于研究試點階段。源端維護、優化調節控制、分布式狀態估計除了廠站端要配置相應的模塊外，主站端的系統也要有相應的配置功能，因此應根據當地的主站系統的條件有選擇地實施。

1.12.3 效益淺析

智能變電站搭建的一體化信息平臺具備了全面和標準的基礎數據，為高級應用功能提供了有力的支撐?？芍苯用嫦蛴脩粜枨?，面向變電站的運行、檢修、調試、管理等多方面，提高變電站的運行管理水平，提高變電站維護的自動化水平，實現變電站運行的實時自動控制、智能調節、在線分析決策及與電網的協同互動，為各級電網的安全、穩定、高效運行及電力設備全壽命周期綜合優化管理奠定了基礎。

2 智能變電站試點工程效益分析

2.1 建設成本

試點工程采用了大量的新設備、新技術。合并單元、智能終端、交換機、狀態監測等設備處于研發階段，未批量應用，設備購置費用較高；同時由于采用光纖網絡互聯，光纖熔接及設備調試等新技術，工作量增加，二次設備安裝調試費用也有所上漲［6］。

試點工程中330 kV 以上及66 kV 工程數量較少，因此，對17個220 kV 變電站和17個110 kV 變電站初步設計靜態投資進行統計，與常規站建設投資對比如表3所示。

表3 智能站試點工程與常規站工程建設投資對比表Tab.3 Investment comparison between pilot project of smart substation and conventional substation

2.2 運行成本

運行成本包括維修、站用電、巡視、值守、就地操作等費用。

現階段，智能變電站新增了合并單元、智能終端、交換機等二次設備；由于智能變電站建設標準還未趨于穩定，各廠家設備短時間內不斷更新，產品成熟度相對不高，故障率相對較高；就地智能控制柜的散熱設備需定期維護、除灰和更換。故現階段二次設備維修成本相對較高。

智能變電站通過狀態監測技術，減少了設備維修次數和時間，從而節約了一次設備維修成本。

隨著順控等高級應用技術的逐步應用，調控一體化系統的建設，智能變電站巡視、值守、就地操作的費用相對常規站會降低。

綜上所述，現階段智能變電站的建設及運行維護成本都有所上升，隨著智能化技術的深度應用和不斷成熟，會逐漸趨于下降趨勢，最終與常規站運維費用比較會相對降低。

3 關鍵技術評價與推廣建議

根據智能變電站試點工程建設的實際情況，通過對現有智能變電站的相關設備和技術應用進行評價，對主要智能化技術今后的推廣提出以下建議：

（1）電子式互感器長期運行的穩定性、可靠性還有待于進一步檢驗，應跟蹤運行情況不斷改進。

（2）狀態監測參量中變壓器油中溶解氣體、鐵芯接地電流監測、油溫監測、SF6密度監測等技術已相對成熟，可以推廣；變壓器和斷路器局放IED 應用效果有待檢驗，應繼續試點應用，暫不推廣；變壓器套管介損、斷路器機械特性監測等技術尚待成熟，可以繼續試用。

（3）試點工程在“三網合一”和GOOSE 網絡跳合閘方面均有應用，可選擇110 kV 變電站推廣使用。

（4）信息一體化及高級功能應用基本具備推廣條件，應在推廣使用的同時，繼續提升變電站信息一體化水平。

（5）繼續推廣一體化電源系統、新建智能變電站配置智能輔助控制系統，實現圖像監控、火災報警、消防、照明、采暖通風、環境監測等系統的智能聯動控制。

（6）推廣光纜優化整合，在中低電壓等級推廣智能終端、合并單元一體化技術。

（7）對已投運試點站的直采網跳、網采網跳與1588對時技術繼續積累運行經驗。

（8）繼續推進一二次設備的融合技術研發。

4 措施和建議

4.1 設備方面

（1）試點站中電子式互感器及采集器容易被操作時產生的VFTO 干擾甚至損壞，提高電子式互感器－采集器抗干擾能力及精度仍是下一階段的重要工作。

（2）對于數字（光纖）接口計量表計，亟需完善接口標準、檢定及校驗方法，形成數字計量表計檢驗儀器規范。

（3）多數廠家交換機過熱問題比較普遍，需考慮裝置散熱問題。

（4）對已投運的采用網絡跳閘方案的變電站進行詳細了解，對網絡跳閘的正確率、信息傳輸速度等形成統計數據。

（5）對于智能控制柜，提高其環境調節能力，降低對散熱裝置的維護工作量和維護頻率，降低運行成本，制定開門檢修時的防雨措施。

（6）狀態監測方面，廠家應提高產品質量和精度，提高調試水平，IED 應提供通用格式數據，以便接入監控系統廠家綜合應用服務器。

（7）各廠家對運行、操作習慣及規約理解不一致，設備仍存在兼容性問題，統一各廠家間虛端子接口，應提出國網或地區電網內統一的虛端子類型和數量。

4.2 招標及造價控制方面

（1）考慮到電子式互感器—采集器—合并單元間規約有可能為私有規約，使用電子式互感器時，互感器、采集器和合并單元最好為同一廠家產品。

（2）針對智能化技術的發展方向，制定合理的設備分包方案。

（3）可借鑒110 kV 變電站經驗，對220 kV 及以上電壓等級變電站也采用二次總集成商的招標模式?？梢越档驮O備造價，減少各方配合及設備聯調時工作量和運輸量，保證站內各設備間的兼容性，減少運行人員需要熟悉的設備品牌和型號。

（4）建議GIS／主變技術規范中加入傳感器類型、數量及規約選項，內置傳感器由GIS／主變廠家提供，保證設備密封性和絕緣［7］。

（6）由于集中招標時間和里程碑進度問題，光纜、電纜招標往往先于施工圖，型號和長度無法把握。建議光纜、電纜仍由設計院在施工圖結束后開列準確的電纜清冊，通過施工單位采購。

4.3 設計方面

現階段各監控、保護廠家開發自有的配置軟件，系統集成由系統集成商完成，設計院僅進行虛端子設計，完成后交給系統集成商來制作SCD 和CID 文件。虛端子設計采用的軟件多為 Excel 或AutoCAD，效率低且易出錯，設計及校核工作量很大。絕大多數設計院并沒有設計輸出SCD 文件的能力，無統一的配置軟件。因此，亟需開發一款適合設計人員使用的、對各裝置廠家設備配置文件兼容性較好的通用配置軟件，并對設計人員進行培訓，提升設計階段效率及設計質量。

4.4 施工調試方面

目前，電子式互感器、合并單元、計量表計的調試復雜，無法在現場校驗系統整體精度，亟需研發相關校驗測試設備。

針對智能變電站現場施工工作量大、調試復雜等問題，應向“工廠化預制、裝配式建設”的智能變電站建設方向發展。

4.5 運行維護方面

目前網內多數檢修及維護隊伍對智能變電站中的交換機網絡及通過光纖傳輸測量的保護測控裝置了解程度不足，缺乏網絡、交換機知識，且缺少必備的測試儀及檢驗工具，導致目前二次設備檢修、維護、故障消除等工作嚴重依賴廠家。隨著智能變電站進入全面建設階段，廠家難以提供及時的維修維護。對系統內檢修及維護隊伍實現高標準培訓，增強網絡知識，配置適應智能變電站的保護、網絡測試儀及檢驗工具，提高檢修水平。

4.6 標準、規范、法規方面

電子式互感器及數字式電能表的計量標準無法進行溯源，也缺少檢定或檢驗所依據的規程及相關檢定認證機構對于儀器設備的檢定證書，貿易結算用電子式互感器及數字式電能表也就無法進行合理、合法的溯源檢定，所以現階段關口表仍使用常規表計，需根據接線方式配置電壓并列或切換設備。提高互感器—合并單元—數字式電能表計量系統精度，同時推進相關計量法規的更新，推廣數字式電能表的應用，仍是下一步的重要工作［8］。

智能變電站采用了輔助控制系統以及狀態監測系統，多數地區正在建設新的輔控主站以及狀態監測主站。主站竣工前，部分地區需將變電站內視頻監控系統接入原有的視頻監控主站，由于主站系統較老，某些視頻格式無法接入，需要配置特定型號的硬盤錄像機或者較老的模擬式攝像機，才能接入，在現階段招標模式下，設計方無法指定設備品牌，造成設計方、運行方、廠家協調配合工作量很大。因此，現階段亟需規范輔控主站、狀態監測主站系統的規約考慮及設備的兼容性［9］。

4.7 配套管理制度建設方面

智能化技術的深度使用，必須有相適應的管理制度。站內信息及設備的高度集成整合需要主站端的配套調整，需要運行、調度、基建及物資部門高度統一。各部門應做好協調工作，按照“統一規劃，協調建設”的建設理念，總結已有工程及運行維護管理經驗，配套建設相適應的管理制度。

5 結語

智能變電站試點工程在技術上全面執行《智能變電站技術導則》［2］、Q／GDW 393《110（66）～220 kV智能變電站設計規范》、Q／GDW 394《330～750 kV智能變電站設計規范》及《智能變電站繼電保護技術規范》［4］等相關標準規范，并針對不同電壓等級、不同地域的工程特點，全方位試點采用了一次設備智能化、電子式互感器、設備狀態監測系統配置、通信網絡配置、一體化電源等技術。實踐證明，其技術發展方向是正確的。

隨著智能電網建設的不斷推進，對智能變電站的建設提出新的更高的需求。通過對已投運的41個新建智能變電站試點工程建設經驗進行總結，深入探索前沿技術，創造了新一代智能變電站的建設模式。通過檢測檢驗的電子式感器的采用、層次化保護控制系統的構建、組網方案的優化、“工廠化預制、裝配式建設”的建設模式的實施、按站采用二次總集成商的招標方式等，深度優化了設計方案，有效控制了工程造價，達到了“系統高度集成、結構布局合理、裝備先進適用、經濟節能環保、支撐調控一體”的建設目標。

［1］國家電網公司.智能變電站試點工程評價報告［R］.北京：國家電網公司，2011.

［2］國家電網公司.Q／GDW383—2009智能變電站技術導則［S］.北京：中國電力出版社，2009.

［3］國家電網公司.Q／GDW Z410—2010 高壓設備智能化技術導則［S］.北京：中國電力出版社，2010.

［4］國家電網公司.Q／GDW441—2010 智能變電站繼電保護技術規范［S］.北京：中國電力出版社，2010.

［5］國家電網公司.國家電網公司輸變電工程通用設計：110（66）～750 kV 智能變電站部分（2011年版）［M］.北京：中國電力出版社，2010.

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［7］王勇，曹保定，姜濤.電子式互感器合并單元的快速數據處理［J］.電網技術，2009，33（1）：87－91.

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