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摘要：作为坚强智能电网的核心组成部分和基础支撑力量的智能变电站，其运行安全稳定性是电网可靠安全运行的前提。智能变电站与传统变电站在功能结构上存在较大的差异，并且变电站的设备在功能原理上也发生了变化，因此传统变电站的运行维护模式已不能满足智能变电站的要求,需结合智能变电站自身特点研究出相应的运行维护方式。本文通过对已投运的智能变电站在建设、调试、投运、检修、维护过程中总结的经验，详细分析智能化设备特点、技术功能以及设备在运行维护过程中的注意事项和缺陷处理，并对智能变电站的建设、及运维管理提出相关建议，为智能变电站的建设及日常运维工作提供借鉴。
关键词：智能电网；智能变电站；传统变电站；运行维护；
1引言
智能变电站作为电网发展的方向，解决了传统变电站诸如CT开路、饱和、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，从而确保智能变电站的安全可靠。
2智能变电站概述
2.1智能变电站及其特征
智能变电站是利用集成、环保、可靠而先进的智能化设备，以信息共享标准化、全站信息数字化与通信平台网络化为要求，在高速网络通信平台上实现信息传输，并自动完成信息采集与控制、信息保护和计量、最终检测等功能，同时根据实际需要支持电网实现自动控制、动态在线分析与决策、协同互动与智能调节等诸多高级功能的智能化变电站。
2.2智能变电站与传统变电站的区别
智能变电站与传统变电站有本质区别，智能变电站实现了一次设备智能化、二次设备网络化。基于IEC-61850标准建设的智能变电站二次系统设备的输入/输出电气连接端子接口逐步被网络通信接口取代，通过网络通信实现分布功能，取代了传统变电站的二次回路，使二次回路概念发生了巨大的变化。通过网络将分布在不同区域、操作相对独立的多台智能设备连接起来，再配置相应的网络操作系统和应用协议，在原本独立的设备之间实现软硬件资源共享和信息传递。由于设备间的连接是基于网络传输的数字信号，原有二次回路中点对点的电缆连接被网络化的光缆连接所取代，已不再有传统端子的概念，取而代之的是虚端子。因此在智能变电站日常维护、巡视及二次检修工作布置安全措施时，与传统变电站有很大不同，所以在智能变电站运维工作中，需使用新技术、新方法和新的管理思路展开维护。
3智能变电站技术带来的新问题
有源电子式互感器在高压侧有对传感头的输出信号进行采集和模数转换的电子电路，且需要电源供电，长期运行可靠性、稳定性不如传统互感器。无源式电子互感器虽然目前已在工程中逐步得到广泛应用，但环境温度、震动等外界因素对互感器的影响还需要在实际工程中验证，互感器还缺乏长期运行的考验。
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，故障时保护将拒动。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。
为了满足采样和跳闸点对点，即“直采直跳”的要求，必然会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会带来光接口设备功率增大发热的问题，另外由于每个光纤接口需要独立的控制器，因此对装置硬件以及工艺要求提高。
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。
4智能变电站运行维护需要特别注意的问题
智能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lED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“投运/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。
智能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。
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。
5关于变电站智能化的一些思考
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类专业知识。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，将能实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。
参考文献：
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