0 引言

智能变电站是智能电网的重要建设环节。保证电网安全稳定是一个系统工程，取决于诸多因素，不是单靠提高变电站的智能化就可以实现的。变电站的安全稳定运行是与变电站接入方案是否可靠、系统网架是否合理、运行方式是否合适分不开的。必须明确“智能化”是确保电网安全、可靠、经济运行的手段，而不是目的。智能化不能牺牲电网原有的安全性、可靠性和经济性。

智能变电站与数字变电站的区别如下：(1)一次设备状态监测与一次设备智能化;(2)一体化信息平台与智能高级应用;(3)辅助系统智能化。

智能变电站的定义

智能变电站的如下定义：由先进、可靠、节能、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，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。

2 智能变电站的特征

智能变电站的特征：一次设备智能化、信息交换标准化、系统高度集成化、运行控制自动化、保护控制协同化、分析决策在线化。智能变电站是智能电网的重要组成部分。高可靠性的设备是变电站坚强的基础，综合分析、自动协同控制是变电站智能的关键，设备信息数字化、功能集成化、结构紧凑化是发展方向。

3 智能变电站的结构

智能变电站设备分为过程层、间隔层、站控层。

(1)过程层：指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分3类：电力运行实时的电气量检测;运行设备的状态参数检测;操作控制执行与驱动。

(2) 间隔层：其设备的主要功能是汇总本间隔过程层实时数据信息;实施对一次设备保护控制功能;实施本间隔操作闭锁功能;实施操作同期及其他控制功能;对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别的控制;承上启下的通信功能，即同时高速完成与过程层及站控层的网络通信功能。必要时，上下网络接口具备双口全双工方式，以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。

(3)站控层：其主要任务是通过2级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库;按既定规约将有关数据信息送向调度或控制中心;接收调度域控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行;具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能;具有(或备有)站内当地监控，人机联系功能;具有对问隔层、过程层诸设备的在线维护、在线组态、在线修改参数的功能;具有(或备有)变电站故障自动分析和操作培训功能[1]。

过程层设备是联系一次设备和二次系统的桥梁，为间隔层设备提供一次设备的数据，执行间隔层和站控层对一次设备的控制、调节等功能。间隔层设备完成对一次设备的测量、控制、保护、计量、检测等功能。智能组件以测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化为特征，集成了过程层和间隔层的部分功能，具备测量、控制、保护、计量、检测中的全部或部分功能。高压一次设备与相关智能组件的有机结合构成了智能化一次设备，这种有机结合可以是独立运行的高压设备加外置的智能组建，也可以是高压设备内嵌部分智能组建再加外置智能组件，还可以是高压设备内嵌相关智能组件。智能组件是一次设备实现智能化的主要途径。

4 一次设备智能化

变电站设备主要包括变压器、断路器、互感器、母线等一次设备和变电站自动化系统、辅助系统、智能组件等二次设备。

一次设备智能化是智能变电站的重要标志之一。采用标准的信息借口，实现融状态监测、测控保护、信息通信等技术于一体的智能化一次设备，可满足整个智能电网电力流、信息流、业务流一体化的需求。智能化一次设备通过先进的状态监测手段和可靠的自评价体系，可以科学地判断一次设备的运行状态，识别故障的早期征兆，并根据分析诊断结果为设备运维管理部门合理安排检修和调度部门调整运行方式提供辅助决策依据，在发生故障时能对设备进行故障分析，对故障的部位、严重程度进行评估。大规模间隙发电和分布式发电接入，要求电网具有很高的灵活性，而一次设备智能化是满足这种要求的重要基础。

把一次设备智能化的信息传输至信息一体化平台，建设变电站状态监测系统，智能变电站通过状态监测单元实现主要一次设备重要参数的在线监测，为电网设备管理提供基础数据支撑。实时状态信息通过专家系统分析处理后可作出初步决策，实现站内智能设备自诊断功能。

智能组件是一次设备智能化的核心部分，对智能组件应有如下要求：

a 智能组件的投入和使用不应改变和影响一次设备的正常运行;

b 智能组件应能自动连续地进行监测、数据处理和存储;

c 智能组件应具有自检和报警功能;

d 智能组件应具有较好的抗干扰能力和合理的监测灵敏度;

e 监测结果应具有较好的可靠性、重复性以及合理的准确度;

f 应具有状态标定其监测灵敏度的功能。

(1)主变压器智能化

主要包括油中溶解气体在线监测、油中微水在线监测、套管绝缘在线监测(含环境温湿度监测)、局部放电在线监测、温度负荷在线监测等单元，实现对变压器油溶解气体，油中微水，局部放电，变压器铁芯和夹件电流，套管绝缘介损、电容值、泄漏电流值、温度负荷趋势、油温、油位、风扇状态、油泵状态等的在线监测功能。

油色谱可以区分放电类型与过热类型、油过热与油-绝缘纸过热等。微水检测可以反映油的受潮程度。局部放电监测可以反映电晕、油中气体放电等多种缺陷。

总体而言，变压器状态监测功能方面已经一定突破，实现了将各自独立的监控系统集成为一个系统，可以实现对变压器所有主要部件进行监控;但变压器智能化的核心 ——专家诊断系统，还需要积累大量运行数据，挖掘设备运行特性，研究诊断方法开发分析系统，从而实现设备状态诊断智能化。另外，考虑到传感器的使用寿命，尤其内置传感器，对于主设备本体运行的影响，监测量的选择以及传感器布点方面仍有待研究。

(2)开关设备智能化

GIS密度微水在线监测系统实现了SF6气体的密度、微水监测功能;GIS局放在线监测系统实现了GIS局放的在线监测功能;GIS设备光纤测温在线监测，利用温度传感器采集GIS内部温度数据，可以直观地反映GIS内部温度变化。

目前GIS绝缘在线监测最有效地方法是局部放电监测，可以发现GIS设备制造和安装及维修时引入的导电微粒及其他杂物，电极表面产生的毛刺、刮伤等损伤，导电或接地接触不良，支持绝缘内部的气隙等缺陷，多点监测可以实现故障定位。

断路器在线监测系统实现了断路器的SF6气体密度、微水;分合闸线圈电流的波形状态、断路器的特征分合闸速度、储能电机电流波形、储能状态、储能时间、频率等参量的在线监测功能;

(3)避雷器设备智能化

避雷器在线监测系统实现了避雷器的全电流、泄漏电流值以及计数器动作次数的在线监测功能。

(4)电容性设备智能化

主要实现介质损耗因数、电容量以及三相不平衡电流的监测，掌握其绝缘特性。

(5)电缆

主要监测电力电缆的局部放电、介质损耗因数、直流分量等参量，掌握其绝缘特性。

(6)电子式互感器

电子式互感器是实现变电站运行实时信息数字化的主要设备之一，在电网动态观测、提高继电保护可靠性等方面具有重要作用。准确的电流、电压动态测量，为提高电力系统运行控制的整体水平奠定测量基础。

电子式互感器利用电磁感应等原理感应被测信号，对于电子式电流互感器，采用罗氏线圈;对于电子式电压互感器，则采用电阻、电容或电感分压等方式。罗氏线圈为缠绕在环状非铁磁性骨架上的空心线圈，不会出现磁饱和及磁滞等问题。电子式互感器的高压平台传感头部分具有需用电源供电的电子电路，在一次平台上完成模拟量的数值采样，采用光纤传输将数字信号传送到二次的保护、测控和计量系统。电子式互感器的关键技术包括电源供电技术、远端电子模块的可靠性和采集单元的可维护性等[2]。

光学电子式电流互感器采用法拉第磁光效应感应被测信号，传感头部分又分为块状玻璃和全光纤两种方式。目前的光学电子式电压互感器大多利用Pokels电光效应感应被测信号。光学电子式互感器传感头部分不需要复杂的供电装置，整个系统的线性度比较好。光学电子式互感器的关键技术包括光学传感材料的稳定性、传感头的组装技术、微弱信号调制解调器、温度对精度的影响、振动对精度的影响、长期运行的稳定性等。

与传统电磁感应式电流互感器相比，电子式互感器具有以下优点：(1)高、低压完全隔离，具有优良的绝缘性能;(2)不含铁芯，消除了磁饱和及铁磁谐振等问题;(3)动态范围大，频率范围宽，测量精度高;(4)抗电磁干扰性能好，低压侧无开路和短路危险;(5)互感器无油可以避免火灾和爆炸等危险，体积小，重量轻;(6)经济性好，电压等级越高效益越明显。

5 状态检修技术

目前电力系统中电力设备大多采用的计划检修体制存在着严重缺陷，如临时性维修频繁、维修不足或维修过剩、盲目维修等，这使每年在设备维修方面耗资巨大。

随着传感技术、微电子、计算机软硬件和数字信号处理技术、人工神经网络、专家系统、模糊理论等综合智能系统在状态监测及故障诊断中的应用，使基于设备状态监测和先进诊断技术的状态检修研究得到发展和应用。

状态检修，即根据状态监测所提示的检修需求进行检修，也就是说对设备状态进行监测，按设备的健康状态来安排检修，这种检修方式解决了多年来在预防性检修中存在检修过剩或检修不足的问题，可以节约大量的维修费用和资源，并提高设备运行的可靠性。

一次设备智能化的目的是为了及时掌握设备的运行状态，在此基础上为设备的状态检修提供依据，进而达到预测设备剩余寿命的目的。

通过智能变电站一次设备智能化的研发及设备智能化改造，建设设备状态监测服务器，具备数据管理及分析功能，实现全站设备状态监测数据的传输、汇总和诊断分析;建设设备状态自诊断系统，实现自动监测包括变压器油温测量数据等检测仪表读数，并通过在传统检测仪器仪表基础上增设实时监测和数据采集装置，提取设备自身故障模式的典型特征参量并进行智能化处理、分析，给出设备的运行状态、可靠性水平、典型故障风险水平、寿命曲线等信息，为电网运行提供实时的设备可靠性数据，服务于电网的智能调度，实现电网灵活优化控制，降低电网的事故风险，提高电网的运行可靠性。通过基于智能设备的检修优化策略以及全寿命周期成本管理，实现针对变电设备状态的智能化监测检测、设备的控制与调整、设备状态的自诊断功能。

6 全寿命周期管理技术

资产全寿命周期管理，是指资产从构思、决策、设计、建造、使用，经过有形磨损，直至在技术上或经济上不宜继续使用，需要进行更新所经历的时间，开展资产全寿命周期管理的目的就是加强资产管理，降低资产维护检修成本，延长资产使用时间，提高资产利用率。

资产全寿命周期管理是从资产的长期效益出发，通过技术手段和管理方法的创新，统筹规划设计、招标采购、运行维护、退役更新等各环节，在确保规划合理、工程优质、电网安全、设备可靠的前提下，实现成本收益率最大化。它是对资产寿命期各环节的投入和收益的综合决策，是依靠技术和经济手段对管理制度和模式的创新 [3]。

智能变电站资产全寿命周期管理应首先以一次设备为重点，涵盖变电站规划设计、采购基建、运行维护、更新改造、退役处理的全寿命周期跨度的管理，在风险评估与状态检修、寿命预测等技术手段的辅助下，完善资产全寿命管理策略，实现资产全寿命期内增值、优质、安全的目标。

7 结论及建议

(1) 智能变电站与数字化变电站及传统变电站在一次设备上的区别如下:

a 一次主设备采用在线监测设备实时监测设备状态,即设备状态可视化;

b 在线监测装置及保护装置采取智能组件方式，就地安装，以减少信号及控制电缆的长度;

c 状态监测参量的通信符合IEC61850标准;

d 状态监测参量集成在集控室信息一体化平台中;

e 互感器均采用电子式或光电式。

(2)智能变电站一次设备智能化是基于在线监测的基础上建设，需要准确选择在线监测参量。

根据国网公司 Q/GDW 393-2009 《110(66)kV～220kV智能变电站设计规范》[4]及 Q/GDW 394-2009《330kV～750kV智能变电站设计规范》[5]，一次设备监测参量有：主变——油中溶解气体;220kV GIS——SF6 气体密度、微水;110kV GIS——SF6气体密度、微水;避雷器——泄漏电流、动作次数;220kV GIS 局放应综合考虑安全可靠、经济合理、运行维护方便等要求，通过技术经济比较后确定。

根据以上标准，需认真考虑例如主变的超高频局放、套管介损、绕组温度等在线监测参量是否选取，是否需要增加其他有效的在线监测参量。

(3)在线监测智能终端采用就近安装，即室外运行，智能单元从本质上仍是电子元件，工作年限一般不超过12年，与一次设备(20年及以上)不匹配，因此其长时运行的测量精确性及使用寿命有待检验。

(4)根据已投入的在线监测设备运行经验，在线监测装置易发生误报警。应在主变、开关设计之初就考虑融入智能传感器、控制设备等，使主设备结构更加紧凑、设计更加合理、绝缘更加可靠、监测参量更加精确。