第二节　智能变电站的发展

变电站是电力网络的节点，它连接线路，输送电能，担负着变换电压等级、汇集电流、分配电能、控制电能流向、调整电压等功能。

一、智能变电站的发展历程

变电站的发展经历了若干阶段。从电压等级来划分，有低压、高压、超高压、特高压。按变换的电流电压特征划分，可分为交流、直流。按使用的一次设备的绝缘特征划分，可分为AIS、GIS等。如果从继电保护设备的发展历程来划分，期间也经历了电磁型、晶体管型、集成电路型、微机型等保护设备时代，直至今天也可以说仍是微机保护的时代，当然微机保护自身又经历了从早期的单片机到今天的DSP/FPGA及数字采样的变化。如果按变电站自动化的发展看，则又分为传统变电站、综合自动化变电站及数字化变电站、智能变电站。

应该说，今天我们定义的智能变电站，更多的是从变电站信息化的角度而言的。20世纪80年代及以前，变电站保护设备以晶体管、集成电路为主，二次设备独立运行，变电站逐步实现了“遥测”、“遥信”、“遥控”、“遥调”的“四遥”功能，这可以算作传统变电站时代，当然传统是针对后来所言的。20世纪90年代，随着微机保护的广泛应用，以及计算机、网络、通信技术的发展，变电站自动化取得了实质性进展。利用计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术，建成了变电站综合自动化系统，实现了对变电站设备运行情况进行监视、测量、控制和协调的功能。综合自动化系统先后经历了集中式、分散式、分散分层式等不同结构的发展。国内所言的综合自动化系统大部分并不包含继电保护，这与国外的概念稍有不同，国外所言的自动化系统（SAS）一般都是包括了变电站的继电保护、安全自动装置、自动化设备等共同构成的二次系统，不像我们把专业划分地如此之细微。21世纪以来，随着数字化技术的不断进步和IEC 61850标准在国内的推广应用，国内出现了一些基于IEC 61850的数字化变电站，其特征尤其体现在过程层设备信息的数字化、网络化，主要包括电子互感器及其采样网络的使用。但这对于智能电网的需求来说是远远不够的，因此国家电网公司在建设统一坚强智能电网的变电环节中，提出建设智能变电站的目标。

2001年，美国电力科学研究院（EPRI）提出“Intelligrid”（智能电网）的概念，并于2003年提出《智能电网研究框架》并展开研究；美国能源部（DOE）随即发布“Grid2030计划”，通过采用先进的材料技术、超导技术、电力电子技术，重点研究控制技术、广域测量技术、实时仿真技术、储能技术、可再生能源发电技术、微型燃气轮机发电技术等，以构建全美骨干电网、区域性电网、地方电网和微型电网（分布式电力系统）等多层次的电力网络，争取到2030年建成完全自动化、高效能、低投资、安全可靠、灵活应变的输配电系统，以保障大电网的安全性及稳定性，提高供电的可靠性及电能质量。

2005年欧洲提出类似的“smart grid”概念，2006年，欧盟智能电网技术论坛推出了《欧洲智能电网技术框架》，认为智能电网技术是保证欧盟电网电能质量的一个关键技术和发展方向，主要着重于输配电过程中的自动化技术。

我国在智能电网概念的提出方面虽然稍晚，但之前就在相关技术领域开展了大量的研究和实践。1999年进行的“我国电力大系统灾变防治和经济运行的重大科学问题研究”，就已经提出过“数字电力系统”的概念。2007年10月，华东电网正式启动了智能电网可行性研究项目，计划建成具有自愈能力的智能电网。

2008年11月11日至13日，中美清洁能源合作组织特别会议召开，在会上开始使用“smart grid”，中国将之翻译为“智能电网”，并在国内统一推广这一概念，以指导相关研究的开展。在2009年5月召开的“2009特高压输电技术国际会议”上，中国国家电网公司正式提出“坚强智能电网”的概念，并计划于2020年基本建成中国的坚强智能电网，自此正式拉开了中国坚强智能电网的研究与建设序幕。

国家电网公司在认真分析国内经济发展形势和技术水平的基础上，根据国情现状，按照统筹规划、统一标准、试点先行、整体推进的原则，分阶段推进坚强智能电网的建设。2009年至2010年为规划试点阶段：重点开展电网智能化发展规划工作，制订技术标准和管理标准，开展关键技术研发和设备研制，开展各环节的试点工作；2011年至2015年为全面建设阶段：加快特高压电网和城乡配电网建设，初步形成智能电网运行控制和互动服务体系，关键技术和装备实现重大突破和广泛应用；2016年至2020年为引领提升阶段：基本建成坚强智能电网，使电网的资源配置能力、安全水平、运行效率，以及电网与电源、用户之间的互动性显著提高。

随着特高压建设进入实用化阶段，风电、光伏等新能源也要陆续接入系统，这对系统的安全稳定性要求更高，对作为智能电网支撑节点的变电站也提出了新的要求，比如优化资源配置，智能设备之间应实现进一步的互联互通，支持采用系统级的运行控制策略，提供高级应用，与大用户、调度、相邻变电站、电源之间协同互动等内容。

在常规的综自站中，比较典型的问题包括：采集资源重复、设计复杂问题，变电站内存在多套系统，数据采集要求不一致，大量设备都有数据采集单元；系统、设备之间互操作性差的问题，通信规约繁杂，缺乏一致性测试、权威认证，线性点表传输割裂了数据之间的联系；信息不标准、不规范、难以充分应用的问题，原理、算法、模型不一致导致信息输出不一致，装置信息输出不平衡，通讯规约的信息承载率低等。

在数字化变电站建设中，也暴露出一些突出问题，如缺乏相关的建设标准、规范；过程层或间隔层设备与一次设备接口不规范；没有解决IEC 61850/61970的问题；主要局限在自动化系统本身，无整个变电站的建设体系（计量）；变电站没有信息体系；没有形成更多的智能应用；缺乏检验、试验评估体系等。数字化变电站建设总体还在试验阶段中就被智能变电站的概念替代。

在智能变电站中，要实现全网运行数据的统一断面采集、实时信息共享以及电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。设备信息和运行维护策略与电力调度实现全面共享互动，实现基于状态的全寿命周期综合优化管理。

2013年，在智能变电站开始全面建设过程中，国家电网公司又提出了建设新一代智能变电站的设想。

新一代智能变电站从设计、设备、控制三方面入手，采用整体集成设计，引导设备研制，优化主接线和总平面布局，提高变电站整体设计水平，以实现“系统高度集成、结构布局合理、装备先进适用、经济节能环保、支撑调控一体”的目标。采用一次设备与传感器、智能组件的一体化设计，实现设备功能高度整合。整合变电站的多套系统，采用层次化保护控制系统，深化、优化变电站二次系统控制技术应用。以“占地少、造价省、可靠性高”为目标，遵循电力二次系统安全分区原则，采用多级保护防御策略，保证快速保护动作的可靠性，构建新一代智能变电站。

在一次设备方面，采用隔离式断路器，大幅节省占地面积，远期可考虑集成电子式互感器；采用集成状态监测传感器和智能组件的智能电力变压器，进一步提升一次设备集成度和智能化水平。采用稳定可靠的电子式互感器，力争解决电子式互感器的长期稳定运行可靠性不足以及抗干扰能力较差等问题，使得制造技术达到国际领先水平。

在二次设备方面，采用就地化装置，解决环境、电磁干扰等对保护装置的影响，提高就地装置运行的可靠性；采用合并单元智能终端一体化装置、多功能测控装置，减少装置数量，简化二次电缆布线。应用层次化保护控制系统，突破间隔化保护控制的局限性，实现站域后备保护和站域智能控制策略。

优化监控系统的结构和功能，深化智能告警、信息综合分析、一键式顺控等高级应用功能，解决目前存在的系统功能分散、集成度低、维护工作量大等问题，提升变电站监控系统集成度和高级应用实用化水平。

提升数据通信网关机性能，集成多种通信方式，提供面向主站的实时数据服务和远程数据浏览，满足主厂站信息交互的“告警直传、远程浏览、数据优化、认证安全”的新要求，支撑调控一体化的业务需求。

采用虚拟装置和数字化调试工具，应用远程可视化技术，简化调试工作量，提高智能变电站运维的便利性，缩短变电站建设调试周期。

二、智能变电站与数字化变电站

智能变电站与数字化变电站有密不可分的联系。数字化变电站的部分特征是智能变电站发展的基础，智能变电站是进一步综合站内功能与发展的对外支撑，智能变电站并不要求高度的数字化，如全站采用电子式互感器、具备数字化接口的开关，基于IEC 61850标准的变电站网络通信是最大的共同点。

二者差别主要体现在：数字化变电站主要从满足变电站自身的需求出发，实现站内一、二次设备的数字化通信和控制，建立全站统一的数据通信平台，侧重于在统一通信平台的基础上提高变电站内设备与系统间的互操作性。而智能变电站则从满足智能电网运行要求出发，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信息的统一与功能的层次化，以在全网范围内提高系统的整体运行水平为目标。数字化变电站已经具有了一定程度的设备集成和功能优化的概念，要求站内应用的所有智能电子装置（IED）满足统一的标准，拥有统一的接口，以实现互操作性。IED分布安装与站内其功能的整合以统一标准为纽带，利用网络通信实现。数字化变电站在以太网通信的基础上，模糊了一、二次设备的界限，实现了一、二次设备的初步融合。而智能化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。智能变电站在数字化变电站的基础上实现了两个技术上的跨越：监测设备的智能化，重点是对断路器、变压器的状态监测；故障信息综合分析决策，变电站要和调度进行信息的双向交流。

三、智能变电站技术标准的发展

在技术方面，变电站自动化领域技术发展很快，计算机信息与通信技术也有很大发展，国际上即将颁布IEC 61850第二版，这些都为智能变电站建设提供了有力支撑。

按照国家电网公司的“三统一”原则（统一规划、统一标准、统一建设），智能变电站的发展也应该遵循统一的标准。在智能变电站建设初期，国家电网公司相关部门、全部网省公司、科研单位、顾问集团公司、设计院、三大开关制造商、三大变压器制造商、许继、国电南自、东方电子等设备厂家，共同制定了国家电网公司企业标准《智能变电站技术导则》。考虑到智能电网发展时间跨度大，为保证技术的前瞻性及创新性，该标准仅对变电站的发展目标和各个环节提出功能性要求，具体技术实现细节由后续的相关标准完成。尽可能描述与传统变电站不同的技术和功能，提出的新概念体现了一次、二次专业有机融合的趋势，又考虑适应近期发展现状，提出了一系列系统级高级应用。

随后国家电网公司相继出台了大量的企业标准、文件、制度等，以推进智能变电站的发展、建设、运维等工作的开展。如智能变电站建设标准系列、智能变电站运行控制标准系列、智能变电站自动化系统功能规范标准系列、智能变电站设备标准系列等。但是出于多方原因，不同部门负责起草的标准、文件之间有些冲突，变化也较快，基层较难全部、准确、及时地掌握，如合并单元的配置和使用、就地布置环境、保护组屏等技术问题争议较多。在具体工程的方案设计和实现中，由于设计审查、设备招标等影响因素，较难按统一标准执行，设计变动较多，使SCD等配置文件控制难度很大，也造成已投运的智能变电站“千人千面”，给以后的运维带来很大困难。

四、河北电网智能变电站的建设

国网河北省电力公司自2007年后，开始数字化变电站的建设工作，先后投运了3个数字化变电站（220kV名府、220kV白洋淀和110kV富村）。2009年后，相继投运了220kV苏正、110kV贾口、500kV元氏等不同电压等级的智能变电站。截止到目前，国网河北省电力公司辖500kV智能变电站4座，220kV智能变电站22座。智能变电站的继电保护系统总体运行情况尚可，但也暴露出智能电子设备不成熟、不可靠、不规范，调试验收不规范，运维技术力量不足，技术管理滞后等问题。