发布时间：2022-05-20 09:59:47
序言：写作是分享个人见解和探索未知领域的桥梁，我们为您精选了8篇的智能化变电站样本，期待这些样本能够为您提供丰富的参考和启发，请尽情阅读。
中图分类号：TM63 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2017）01-135-2
0 引言
常规变电站进行智能化改造是新时代下电网技术不断发展的必然趋势，在电力企业不断发展的同时，变电站的技术改革也在逐步向发达国家靠近。目前，我国在常规变电站智能化技术改造方面已取得一定的成果，但在技术推进过程中还存在着一些问题需要继续摸索和探究。
1 常规变电站与智能化变电站的对比
1.1 常规变电站与智能化变电站结构方面的比较
传统的常规变电站在一、二次设备之间进行网络连接的是电缆回路，而且常规的设备在信号采集方面，由于设备功能较为单一，一次设备采集的信号无法传导给二次设备供二次设备识别，这就导致一、二次设备之间相互较为独立，联系不起来。同时，由于一、二次设备之间没有交互功能，二者对信号采集的精确度的要求也无法同步。因此，传统的常规变电站对智能化功能的要求无法实现。虽然一、二次设备有网络的连接，但又由于网络的限制，二者之间无法进行远程的技术操控，在一定程度上限制了设备运用的灵活性。
智能化变电站的结构配置与常规变电站相较而言更为清晰明朗。智能化变电站的由站控层、间隔层、过程层构成的“三层”和三层两两之间存在的“两网络”组成。各层之间既相互独立，又互有联系。智能化变电站分层设置的形式，使得变电站在运作时人机交互功能的优势更为凸出，系统的自检、维护功能更为完善，而且在运作中全程监控系统等一体化信息平台同时运作，信息传递更为准确，操作更为安全便捷。
图1 常规变电站网络结构示意图
图2 智能化变电站网络结构示意图
1.2 常规变电站与智能化变电站性能方面的比较
1.2.1 常规变电站设备功能单一，技术落后
相较于智能化变电站，常规变电站的设备已无法达到智能化的要求。一、二次设备在目前来说，技术水平与设备功能等均较为落后。而智能化变电站在设备方面有了革新，各设备分支相较于常规变电站智能化程度均有不同程度的提高。
1.2.2 常规变电站网络连接复杂且效率不高
常规变电站设备之间由大量的电缆进行连接，采用电缆连接的方式，不仅在铺设时费时、费力、费工，在使用中效率也极为低下，并且在需要线路改动时也相当复杂，另外，电缆在使用的过程中出现故障的概率较高。智能化变电站在网络连接方面使用光纤等替换了常规变电站使用的电缆，使得信息的采集完全数字化，在精确度与时效性方面都要高于常规变电站设备所采集的信息。
1.2.3 常规变电站缺少一体化平台
常规变电站在设备运作系统中缺少相应监督检查系统，一体化平台不健全，不能实时进行设备运作的监控监测，致使工作中失误的概率增大;智能化变电站将电子信息平台运用到整体运作机制中，增加了设备系统的一体化程度。相对于常规变电站来说，智能化变电站的功能更为强大，也更为高级。
2 常规变电站智能化技术改造原则与方案
2.1 改造原则
将常规变电站进行智能化改造时，首先要遵循的理念是低碳环保理念。我们改造的初衷就是节能减排，减少环境污染、抗击雾霾。另外，根据不同变电站的实际情况，在智能化技术改造方案制定时，要以安全可靠、经济适用为改造目标，不可盲目地因改造而改造。变电站改造技术方案必须符合相应法律法规的要求，做到切实可行，杜绝与改造初衷相违背的情况发生。
2.2 具体改造方案
2.2.1 以对二次系统智能化改造为主
变电站系统的关键部分在二次系统方面，因此对于常规变电站的智能化改造，我们主要针对二次系统进行智能化改造，一次系统为辅。对二次系统的改造主要是建立相较于传统设备来说较为高级的系统应用，像一体化信息平台、监控机制、设备预警和故障分析处理等系统应用。并且改造过后，变电站的整体结构框架更为清晰，层与层之间既相互联系又相互独立。
2.2.2 对原始通信网络进行改造
智能变电站的机组运作需要有较为精确的数据采集来进行信息反馈，那么这就要求变电站的通信网络要同时具备可靠性和安全性。根据我国的相关标准规定，对变电站网络通信系统的改造要符合数据流要求，同时还要依据具体的安装要求进行改造。改造后的智能变电站，最终可达到“故障弱化”的通信标准。另外对于新旧网络及设备的更替，在改造时要兼顾好各系统的重构和重建。
2.2.3 完善一体化信息平台
常规变电站的缺点之一就是一体化信息平台不完善，数据的传输存在问题，分系统相互之间的交互存在欠缺。将常规变电站进行智能化改造，其中很重要的一步是要建立健全完善的一体化信息平台。这样，各层之间的数据采集、信息传递等都可在这些高级应用功能之间进行。数据信息的反馈也会更加精确，对设备的实时监控力度加大，设备的故障率降低，从而提高了变电站的整体效率。
2.2.4 新技术的应用
对常规变电站进行智能化改造，必不可少的要用到一些新的技术。其中之一即为GOOSE报文技术的应用。该技术的应用，在一定程度上降低了变电站设备的故障率，且提高了故障信息传递的时效性，增强了设备的人机交互性能，确保工作人员在第一时间得到设备故障信号，并及时作出处理。
3 结论
总的来说，常规变电站的智能化改造过程是一个漫长而又艰辛的过程，在变电站智能化改造的过程中遇到的问题也是层出不穷，但是不管怎样，改造的初衷不能违背。不论是常规变电站还是改造后的智能化变电站，要达到的最基本的要求就是要保证变电站设备运作的安全、可靠和稳定。随着我国综合国力的发展，常规变电站进行智能化改造将是国家电网系统的一个发展目标，为了达到这个目标，我们现在要做的就是在技术改造的道路上继续探究，并不断摸索着前进，结合现有的技术要素，不断创新，制定出符合实情并切实可行的技术改造方案，以便提高变电站的整体技术水平，使得迅猛增加的社会用电量能够得到满足。
参 考 文 献
[关键词] 变电站；智能化；改造；经济运行
doi ： 10 . 3969 / j . issn . 1673 - 0194 . 2016. 21. 054
[中图分类号] F273 [文献标识码] A [文章编号] 1673 - 0194（2016）21- 0113- 01
随着我国经济取得了飞速的发展，全球经济形势和能源发展格局的变化，使得清洁能源、可持续发展、节能环保、低碳经济成为世界关注的焦点。电网作为资源优化配置的主要载体，对促进能源开发、提高能源利用效率、优化调整能源消费结构至关重要。依靠现代信息、通信、传感和控制技术，提高电网智能化水平，转变电力发展方式，充分发挥电网资源优化配置作用，已经成为我国能源和电力行业发展的必由之路。常规变电站存在着设备之间不具备互操作性、信息难以共享、系统的可靠性受到电磁干扰等、使得现有变电站的运行不能很好的满足社会生产和生活的要求；另一方面，智能电网可靠、稳定、安全经济的运行目标也对现有变电站提出了更高的要求。
总书记在2010 年中国工程院、中国科学院院士大会上提出“构建覆盖城乡的可靠、高效、智能的电网体系”，2010年3月，国务院总理在《政府工作报告》中正式提出“加强智能电网建设”，电网的智能化建设符合我国电力发展的要求，是我国电网发展的必然趋势。在智能电网建设的六个部分中，变电站的智能化建设起着重要的作用，而变电站智能化改造将贯穿智能变电站建设的始终。目前我国大部分地方110kV 变电站自动化水平不高，站内设备陈旧，站容站貌差。2008 年的南方雪灾中，曾调研了湖南、广西、云南三省变电站设备的运行情况，在我国的中西部地区很多110kV 变电站依然存在少油断路器，以及一些手动刀闸。通过变电站智能化改造，可以降低变电站设备的操作次数和减少检修工作量，提高设备运行的可靠性，提升运行管理水平。
根据国家电网公司建设统一坚强智能电网的战略目标，把常规变电站经过智能化改造成为具有数字化、网络化、标准化、互动化等自动化程度较高的智能变电站。由于当前存在大量的常规变电站，智能化变电站的建设中重要的一部分是把常规变电站智能化改造为智能变电站。因此，常规变电站智能化改造在智能电网建设中占据着重要的内容地位。
国家电网公司在建设坚强智能电网的智能变电环节中，提出建设智能变电站的目标。一般认为，智能变电站是以数字化变电站为依托，通过采用先进的传感器、电子、信息、通信、控制、智能分析软件等技术，建立全站所有信息采集、传输、分析、处理的数字化统一应用平台，实现变电站的自动控制运行、设备状态检修、运行状态自适应、提高管理和运行维护水平。智能变电站中二次设备和一次设备之间用光纤代替了电缆、用电子式互感器代替了传统互感器、将传统一次设备改为智能一次设备，并且增加了合并单元与智能接口。与传统变电站相比，其结构设计紧凑、布局更加合理，占地面积小。使用价格低、质量轻的光纤，减少了有色金属的使用，有利于环保和节能。为了延长设备使用寿命，提高安全可靠性以及运行维护水平，对设备进行了寿命周期管理。智能变电站吸收了数字化变电站的优点，以数字化变电站为技术体系架构为基础，实现了一次设备智能化、二次设备网络化、信息交互标准化、运行控制自动化、设备的状态检修、经济运行与优化控制和智能告警等功能。
（1）智能化的一次设备是未来智能变电站的重要组成部分。光电技术的应用使其可以实现在线监测、智能控制、数字化接口等智能化功能。
（2）可靠、实时、高效的网络体系是通信系统的关键之一。二次设备的网络化解决了变电站自动化系统内部以及其他系统之间的信息交换。
（3）智能变电站内从过程层到控制中心均采用统一的IEC 61850 规约进行信息交互。变电站内各种设备的信息建模在IEC 61850 规约框架下进行，实现变电站内、外的信息交互和共享。
（4）配有用于监测系统主设备的传感器，采集主设备的各种运行状态特征量，为状态检修提供数据，从而实现设备的状态检修。
（5）如果变电站内主设备发生异常和故障，系统根据已经设定好的参数，对主保护进行保护动作，并记录下该时期发生的时间和情况，提供状态分析报告，给出故障原因及处理意见。
【关键词】智能变电站；数字职能；继电保护
1概述
1.1智能变电站的结构
智能变电站作为一种新提出的概念，其界限没有严格的划分，但业界通常这样认为：
智能变电站是由过程层、间隔层、站控层三个方面构成的。
过程层是指由一次设备和智能组件构成，主要的任务是用来实现变电站电能分配、转换、传输，同时兼顾控制、保护、测量、计算、监控等辅助功能的部分，即可使一次设备实现完全智能化。间隔层是由继电器即设备保护系统以及测控系统等二次设备组成，他的工作目的是为了实现与各种非系统远程I/O设备、传感器和控制器通信的功能，从而实现二次设备的信息通讯。站控层主要包括自动化系统、站域控制、通信系统和对时系统等子系统，它的主要任务是为了对全站实现整体的测量和控制功能。如可以实现对数据进行采集以及对同步相量采集、能量状态和保护信息的采集与分析管理等相关功能。从总体上来看，智能变电站是过程层、间隔层、站控层不同分工的统一体。
1.2现代智能变电站系统对保护系统的要求
保护测控设备是以智能化组件的一部分存在且面向间隔的。不论往多间隔二次设备集成
的趋势发展，还是向按间隔一二次设备集成的思路发展，均会对设备设计提出了新的更高的要求：
（1）统一化的硬件平台
因为测量与执行部分通过一次设备的智能化从保护测控设备中分离开来，保护测控设备只要强大的数据通信能力以及强大的逻辑运算能力，为保护测控设备应用统一硬件平台创造了有利条件。
（2）与光电互感器与智能化开关数字接口以及大流量数据信息处理能力智能化变电站根据合并单元MU以及智能化单元一次设备的智能化到智能化变电站的智能化一次设备，均着重要求数据采集的通信方法，这是光缆取代电缆的必然趋势。保护测控设备的直接模拟采集和完成数据运算的方法出现了根本的改变。要求保护测控设备要有与智能化一次设备的数字网络接口。
（3）要求多个不同用途的以太网数据通信接口的建立
智能化变电站的结构为三层两网，因为信息的交换，网络流量以及运行实时性不同的要求，组成不同的以太网通信接口。发展的过程中出于可靠性的考虑，要求GOOSE与采样值分别组网。
2数字化变电站主要设备
2.1光学互感器
光学互感器的作用原理是通过光敏原件对光线变化产生感应从而测量电路参数的变化。根据作用原理它可以分为电流互感器和电压互感器。电流互感器的作用原理依据法拉第效应，光的偏振角的变化可以反映晶体周围磁场的变化，通过测量偏振角的变化得出导线电流。电压互感器作用原理是依据波克尔效应，光的入射角与出射角之差反映出周围电场的变化通过测量此参数的变化来得出导线电压。光学互感器具有很多优秀的特点，其具有抗电磁干扰能力强、测量范围大、响应时间短、轻便易用等优点。
2.2智能化断路保护器
智能化断路保护器的主要特征：数字化的接口取代硬接线，完成对断路器的控制和状态监视；能够给出断路器的健康状况及检修建议。
3数字继电保护测试仪
数字化智能变电站的系统环境见下图1，数字继电保护测试仪，即图中的F66，它不仅具备IEC61850数字测试和小信号模拟量测试的两种功能，并可同时外接电流与电压功放器。他所拥有的4对光电收发器，可以对IEC61850规范中各种通信信息进行标准有效且实用的编解码操作。其调试系统还支持储存完整的基于保护模型的解析文件，从而能够实现电流电压通道选择等配置，因此此数字继电保护测试仪能够很方便地与各种型号保护接口相连，使用起来非常灵活实用。而2组隔离的12路模拟小信号输出，可同时支持测试不同种类与型号的互感器信号以及对其进行保护，对功率的输入也可以支持不同类型与品牌的外接功率源，来对传统普通保护和数字智能化保护进行对比测试。同时其拥有八组不同功用的开入量，其中四对为通用开出量，另外四对为快速开出量以，从而在功能上可以实现保护的完整闭环测试。系统内置GPS是为了实现远距离信息交流。系统同样可接入与变电站同步电信号，实现测试仪输出与变电站同步。
4智能变电站保护装置跳闸方式
现在，南方电网公司下的各个现代数字变电站，其保护装置的出口跳闸均使用网跳的方式。早期国家电网建设的现代数字智能化变电站保护装置有一部分同样是网跳方式，但自从《Q/GDW441—2010智能变电站继电保护技术规范》后，国家电网公司新建的智能变电站基本上全部采用的是采用直跳方式。
采用直跳方式的智能变电站保护装置，优点是不依懒于网络，采用的是点对点传输模式，二次接线如图2
由于使用了点对点传输技术，网络通信不会对保护系统的跳闸动作产生影响，所以在很大程度上可避免交换机带来的问题。因为交换机的延时很有可能造成误动，且交换机易受电磁干扰。
但直跳方式也有明显的缺点，其一他对硬件的配置要求增高，因为点对点模式下，保护装置的数据接口大幅增加，CPU需同时处理各个端口的数据，处理量增大。相应的保护硬件的成本增加。其二由于端口的增加导致故障的概率也明显增加，CPU发热量大，光纤熔接点增多都是增加故障概率的因素。同时，故障发生后的分析难度变大。
5基于IEC61850标准的装置建模
IEC61850并非用于使系统功能标准化，其实它的功用是为了实现变电站与集控中心之间及变电站内IED之间的通信要求。建立IED的对象模型，以IEC61850标准对IED的功能进行定义、分析和分配。如在数控式变压器保护装置为例，虽然不同型号与品牌的产品在功能细节上有一些差异，但都包含五个方面的基本功能：一保护功能。二测量功能：电流功率的有无及影响因素。三控制功能：电路的断电保护控制。四故障数据记录。五人机交互：提供人机就地交互的功用。
IEC61850标准用逻辑节点LN（LogicalNode）描述设备的功能，实际设备的每个功能都定义为相应逻辑节点类的一个实例。现在在通用典型的变压器保护装置中，其中的每一个功能都是可以用IEC61850-7-4中与之对应的逻辑节点来描述。然后按功能将其分配到不同层空间中去，如图3结构所示。
注：图中，RADR表示扰动记录功能；逻辑节点PDIF、PHAR、PIOC分别表示差动保护、谐波制动、瞬时过流保护功能；MMXU表示测量功能；CSWI表示断路器控制功能；IHMI表示就地设定和手动操作功能；TCTR、TVTR分别表示电流、电压互感器；XCBR表示断路器。
6配置工具
在通常情况下，系统的功能描述性文件至少几千行，而整个系统的信息描述文件有可能达到几万，甚至几十万行，这些内容如果全是由手写工作来完成系统功能配置，会使工作量及其巨大同时还非常容易出错。所以，简单方便的可视化配置工具，对于整个系统来说是十分必要的，因为不但可以极大减少人工的工作量，提高配置效率，还能清晰有效地检查配置文件的正确与否。传统的变电站，即使是正确的二次接线图，也不能保证现场实际操作时能否配置正确；而通过静态验证手段，配置工具却可以保证二次设备之间逻辑联结的正确性，从而保证实施的可靠性。配置工具，从其不同的功能上大体上可划分为系统配置工具和装置配置工具。系统配置工具主要工作是负责校验导入导出的配置文件，保证语法的正确性。装置配置工具则是生成和维护装置ICD文件，完成装置配置并导入装配置数据到装置。
系统配置工具的下面五种实例配置能够得到装置配置工具的支持：
（1）通信参数配置。
（2）IED名称及描述。
（3）数据对象实例（DOI）描述的配置。
（4）报告控制块及其数据集配置。
（5）GOOSE控制块及其数据集配置。
7系统装置的测试
测试是保护系统开发研制过程中必不可少的一部分。需要进行包括形式试验、兼容性试验等性能测试和系统一致性测试。只有通过一致性测试，才能从功能上实现互操作。有许多专门的机构来进行这方面的测试。
装置的功能测试相较于以往发生了较大的变化，主要是因为数据接口方式与传统相比有着本质上的不同。测试的方法是，第一要搭建测试系统，方法是通过传统的继电保护测试仪结合模块单元以及保护测控装置构成闭环的测试系统。只要模块单元和保护测控装置已经完成相应的配置工作，我们就可以将他们当做一个整体看待，这样一来它与传统的继电保护装置就基本上一致了。采用专业的能支持IEC61850的测试仪或软件工具针对性的进行测试，是更为直接有效地方式。除此之外，有许多软件工具都能够进行数字智能化保护装置调试或测试，比如IEDScout组态软件。
8结语
智能化化变电站的快速发展，在逐渐地改变二次保护的设计思路与方法。目前，智能电网战略更加速了智能变电站的发展，许多具有革命性的新技术方案被提出和实现，这也同时对继电保护装置的设计提出了根本性的变革要求。智能变电站智能保护系统的很多实现技术和手段都可以沿用数字化变电站的方案，许多非常高级的应用都已逐步实现。本文通过对现有电网采用合理有效的保护测试分析方法，兼容新旧了变电站以不同方式，进一步实现了变电站一二次设备，继电保护系统的智能化诊断，分析及决策功效，全面总结和阐述了智能变电站保护测控装置开发设计的一般思路，所涉及的关键技术正在不断地完善和成熟，对建立电力系统设备保护测试智能化分析决策系统具有很高的现实意义。
参考文献：
一、智能化变电站工程总体技术情况
（一）110kV智能变电站的智能化改造要采用大量新设备新技术，实现全站通讯协议标准化。其中110kV系统和主变系统采用光电和电子CT、PT， SV网、GOOSE网实现了网络采样和网络跳闸。
（二）主变监控智能化，具有有载分接开关数字化测控、顶层油温双重监测、绕组油温检测、油中溶解气体分析监测、本体油中含水量监测等在线监测功能。主要特点体现在以下几个方面：
1.油气监测装置UDM-501-E连续在线监测变压器油中氢气(H2)、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）以及二氧化碳（CO2）七种气体综合浓度和变化趋势，当溶解气体和微水含量或产生速率超过设定值时起动报警并由UDM-501-E发送给状态监测系统以及调度端，根据监测结果来分析变压器内部的异常和故障发展趋势，以保证变压器的安全可靠运行。
2.智能组件UDM-501-D根据顶层油温和绕组温度的监测结果并向后台监控系统及远动系统上送数据。
3.主变本体智能终端PRS7741实时采集上送主变本体信号、变压器分接开关档位、110kV中性点刀闸、311-4刀闸位置等遥信信息，接收主变本体保护动作信息出口跳各侧开关；接受上级调度或当地监控后台指令调节开关档位、进行刀闸遥控操作,从而完成对主变区域设备的智能自动控制，真正做到无人值守，并且在任何情况下都可以从主控室人工接管对电气设备的就地控制。
4.变压器110kV中性点零序电流互感器和间隙电流互感器采用双AD技术，通过电流合并单元实时采集主变110kV中性点零序电流互感器、间隙电流互感器信号，并通过光缆上传主变保护装置。
（三）NS851金属氧化物避雷器绝缘在线监测装置适用于各电压等级金属氧化物避雷器（MOA）的绝缘状况在线监测。NS851 装置通过测量流经避雷器全电流和系统电压，分析得出避雷器的阻性电流及有功损耗，有效反映避雷器的健康指数。配套的在线监测系统利用基于“浏览器/服务器”方式，极为方便用户随时查看在线设备的状态，对于不安全的情况可以随时排除。
（四）智能化变电站改造需要安装一次设备状态监测系统一套，通过监测系统平台软件可以实现对所检测设备运行过程中的实时数据展现、历史数据存储、报表管理、报警、通信状态一览等功能。
（五）安装站用电一体化电源系统一套，该系统主要由GZDW3 系列高频开关直流电源系统、IDC-300C直流电源监控装置(主监控)、IJC-100C智能直流绝缘检测装置组成，实现站用电源的科学管理、自动调整、实时监控、信息上送等智能化监控功能。
GZDW3系列高频开关直流电源系统作为新型无人值守不间断直流电源系统，主要用于对蓄电池进行科学的管理和维护，以及给信号设备、保护、自动装置、事故照明、应急电源及断路器分、合闸操作提供直流电源。工作原理简述如下：1.两路主、从热备份市电经自动互换装置及防雷系统分别给智能高频开关电源模块提供三相交流电源；2.充电模块在监控装置的智能程序监控下，将三相交流电转换为符合蓄电池充电特性的可控直流电。一路给蓄电池进行智能充电、浮充电；一路经由动力断路器给合闸负荷供电；3.两段母线时，当任一母线段的蓄电池组需要核对性充放电试验时，将联络开关合上，由另一母线段的充电装置和蓄电池组给整个系统供电；4.蓄电池组在正常工作情况下，长期运行在浮充电状态；A当断路器分、合闸时，由充电模块及蓄电池组并联提供瞬时分、合闸大电流。B当交流断电时，则所有用电负荷都由蓄电池供电；5.绝缘监测可通过智能直流绝缘检测装置来实现；6.监控装置采用高性能、高速新型AVR 单片机，其通过交、直流采样传感器将系统的所有开关量、模拟量采集后，经计算进行监测与显示，并通过监控装置对智能高频开关电源模块进行监控，且根据系统设置驱动声、光报警系统对异常情况进行报警并记录。同时，通过串行口与后台监控系统通信，组成综合自动化系统。
（六）3IJC-100C智能直流绝缘检测装置(主机)用于直流母线接地电阻、支路接地电阻的检测、报警以及故障记录，实时进行在线监测母线电压及正、负母线对地电压，计算出母线接地电阻，并与设定的绝缘报警参数、瞬时接地报警参数、接地报警参数进行比较，小于参数值则报警。如果接地电阻值小于绝缘降低报警值大于接地报警值，立即进行绝缘降低报警。如果接地电阻值小于瞬时接地报警值，立即进行瞬时接地报警。如果接地电阻值小于接地报警值持续3分钟，则进行接地报警。接地报警以后，如果支路巡检方式设为自动，且当前不在连续支路巡检或单支路巡检状态，则自动进入连续支路巡检，检测支路接地电阻。
（七）安装一套变电站综合运行管理系统，集成站内室内环境监测、火灾报警、视频监视、脉冲电网等子系统，通过对站内烟雾、温度、湿度、红外、图像等传感器进行综合判断，采用图像处理、模式识别等技术并联动其它设备进行智能处理。
（八）安装五防系统一套，五防系统与后台监控系统合用一台工控机。
关键词:智能化；远动自动化；变电站
中图分类号TM411：文献标识码： A
一、智能变电站
1、智能变电站的特点
1.1 智能化的一次设备
一次设备被检测的信息回路和被控制的操作驱动回路，、采用微处理器与光电技术设计，简化了传统变电站的控制回路结构。运用网络信号传输取代传统的导线连接，提高了变电站设备的通信质量，实现了变电站设备的智能化控制。
1.2网络化的二次设备
继电保护、防误闭锁、测量控制、故障录波、同期操作等装置的二次设备在变电站系统中发挥着极其重要的作用，这些装置对变电站的每个环节都起一定的作用。自动化技术应用于智能变电站后，上述设备之间的连接全部采用先进的互联网通信技术，二次设备不再出现常规功能装置重复的 I/O 现场接口，通过网络真正实现设备资源共享和数据共享。
1.3 运行管理系统自动化
在智能变电站运行过程中，运行管理系统起着非常重要的作用，比如电力运行数据的统计、数据的分层化操作和自动化的分流操作等。如果变电站在运行过程中出现问题，系统会及时进行故障分析，输出分析报表，并指出故障源头，进行自动检修。如果变电站无法做到自动检修，则会“通知”工作人员协助进行故障检修工作，将系统维持在正常的工作状态。
1.4 网络技术自动化
互联网通信和信息技术是智能变电站的核心技术，维持着整个变电站系统的运行。在传统变电站系统中，数据的采集、统计、整理和分析由 1 个 CPU 系统来完成，这种方法方便、快捷，但采集与分析数据的能力较差。在自动化技术运用于智能变电站后，整套系统采用多个 CPU 来操作，并采用相应的操技术对 CPU 进行控制，使其分工协作，高效、高质量地维持变电站的运行。
二、智能化变电站远动自动化的概述
在电力系统中，智能化开关、光电式电流电压互感器等一大批变电站智能化管理技术相继出现。并在我国计算机高速网络的不断普及过程中得到进一步深化。当前已经基本实现了对变电站所有信息采集、管理的数字化。智能化变电站远动自动化技术是经通道对被调度对象实行遥信、遥测、遥控、遥调的一种技术。其中遥信即遥远信号，其作用是将被监视的发电厂。智能化变电站的主要设备及线路的断路器位置信号及其它用途的信号传送给调度所，在调度所模拟盘上用灯光信号直接反映或用其它显示装置反映出来。遥测即遥远测量，其作用是将被监视的发电厂，变电站的某些运行参数传送给调度所，在调度所一般可以用表计模拟量或数字量显示其参数；遥控即遥远控制，其作用是调度所值班人员，通过远动装置对智能化变电站的某些设备进行控制。遥调即遥远调节，其作用是在调度所直接远方调节发电厂的有功或无功出力，也可用于远方调节带负荷调压变压器的分节头等。
三、智能化变电站远动自动化系统的功能特点
智能化功能的应用与开发，为变电站的信息采集，传输和全智能的处理提供了物质和理论的基础，提高了现代计算机技术在变电站中的应用，计算机高速网络在实时系统中的开发应用,势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响,全智能化的变电站自动化系统即将出现，我们在以下的文章中对于智能化变电站远动自动化系统的功能特点进行了简要分析，如下：
1、技术性能
智能化变电站硬件系统需要选用技术比较成熟，以及比较先进可靠的工业产品设备，系统内所有的模件也应该是固态电路、模件化、标准化与插人式的结构。硬件还要具备较好的可维护性，支持系统整体结构的扩展与功能的升级，系统硬件接口还需要采用工业标准与国际标准。智能化变电站远动自动化系统还可采用开放与分层分布式的网络结构。系统软件还需要具有比较好的兼容性、可靠性及可移植性。同时，系统还要具有良好的电磁兼容的特性，不可发生拒动或误动，及扰动等影响其监控系统的正常常运行。系统需要采取相应措施，避免或阻止因为计算机的病毒侵害，所造成的系统内存数据的丢失与系统损坏等不良影响。其中智能化变电站中，断路器的智能化，代替了常规机械结构的辅助开关和辅助继电器,实现按电压波形控制跳、合闸角度,精确控制跳、合闸时间,减少暂态过电压幅值;检测电网中断路器开断前一瞬间的各种工作状态信息,自动选择和调节操动机构以及灭弧室状态相适应的合理工作条件,以改变现有断路器的单一分闸特性;在轻载时以较低的分闸速度开断,而在系统故障时又以较高的分闸速度开断等,这样就可获得开断时电气和机构性能上的最佳开断效果;断路器设备的信息由微处理器直接处理,并独立执行当地功能。
2、监控保护装置结构及特点
模块化的结构，GE-UR系列的监控保护装置是采用模块化的结构，给设计和维修，以及扩展带来了极大的方便。其根据功能与信号类型来划分模块:电源、cpu、开关量输入、开关量的输出入、开关量输入的输出、等等模块。因为UR系列的监控保护装置所采用模块化的结构，用户还可通过选择不同种类的模块，来组成不同类型的装置。
3、实时监控子系统
实时监控子系统，是智能化变电站远动自动化中的基础部分，为远动自动化的综合系统，提供了运行工况的监视与控制操作的手段，还要具备相应处理的能力和较高的安全性及可靠性。所以，此系统节点一般都采用冗余的配置。系统具有的硬件设备与软件任务模块运行的自监视功能，可自动通过热备，以切换等机制，来保证系统能够正常运行。实施监控子系统，还包括几方面：首先， 数据采集。数据采集功能是数据采集系统及监事控制系统，与变电站的直接接口。通过与远程终端控制系统设备的通信，来实现对电网的实时运行信息的采集，使实时数据能够提供给应用子系统的实时数据库，并根据应用子系统所下达的相关命令，来实现对远方变电站或者当地变电站所的调节与控制。数据采集还要具备高度的可靠性，以及强大信息处理的能力。其次数据处理。数据的处理一般是遥信处理和遥测处理，以及电量的处理。再者。监视功能。系统的配置画面，直观的显示系统的各模块，运行状态与网络通信的状态，用图形的方式来显示自动化系统的每个设备间 配置与连接，还可采用不同颜色或者动画，来体现设备状态变化。最后，转发的功能。系统需要提供不同转发的方式，并设独立转发的工作站，也就是设置成通道型转发，还可设置成网络型转发。对其转发的数据和转发的地点，以及转发的速率等都可以任意的设置。
四、加强智能化变电站远动自动化系统的运行
1、提高系统的可靠性
依照调试与运行的经验，在其设备的选型时，不但要保证所选的功能够满足其变电的需求之外，还需要有先进的技术，避免由于功能的欠缺，引起后期使用过程中，不能够安全的运行，甚至导致过时或被淘汰。其智能化变电站的综合自动化的系统，其工作侧重点为稳定和安全，以及完整的监控站以内，各个主设备与电网运行的状况，同时合理的运行与优化调度来进行提供可靠的依据。在选型时，比较适合采用稳定与可靠类型的设备，着重点在其数据采集和运行监视，另外，历史数据的记录和遥控的正确性，以及遥控的可靠性等，还应该具备可维护与可扩展的性能。
2、加强其标准化的建设
在智能化变电站远动自动化的选型工作时，还要树立合理化、标准化等理念。首先，要形成宏观与科学选型的体系，并统一自动化系统的选型原则。同时还要建立完善、科学、合理评价的体制和评价程序，以及评价方法。其次，要从微观方面人手，在其设备的选型、交换机的选择、服务器和操作系统的选取等关键环节，推广通用的设计、造价、设备及标准的工艺等，形成能够指导电网设计、设备采购和基建施工等不同阶段的规范标准，构建高效完整和统一协调的电网规划的整体框架。
五、结束语
远动自动化技术是智能变电站系统中非常重要的部分，在变电站未来发展中占据着无法取代的地位。当前，远动自动化技术在智能变电站中的应用主要表现在对设备的实时监控与检修方面，这些控制和操作对变电站的正常运行有着极其重要的意义。因此，相关工作人员一定要提高对自动化技术的重视程度，不断采用先进的技术手段，逐步完善变电站的基础设施与自动化系统。对变电站未来发展的智能化与自动化技术开展专项研讨，为变电站的建设打好基础，提高整个电力系统的运营能力。
参考文献：
［1］宋彦哲.智能变电站自动化技术应用探讨［J］.机电信息，
2013，12（12）：75-76.
[1]王大成,徐锋,鲁志豪,张辉. 基于多种数据流的变电站远动通信设备隐性故障监视系统[J]. 华东电力,2011,10:1759-1760.
关键词 智能化变电站；继电保护调试；应用
中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）108-0157-02
目前，智能变电站技术的方兴未艾，它代表了变电站的自动化技术的未来发展方向，是智能电网建设的重要组成部分，因此，智能变电站和继电器调试研究具有重要的意义。本文对智能化变电站继电器的应用以及调试方式进行了讨论。
1概述
智能变电站与传统变电站有一个很大的优势比较，在智能变电站中涉及到许多先进技术，如光电技术，网络通信技术，尤其是在二次系统中最大程度的发展信息技术及其应用模式，以电量的形式向数字化输出实现，以便在通信网络中的信息传输。智能变电站设备在过去的TA和电视机的变化和使用新的数字变压器，身体和功耗大大减少。
智能变电站继电器和传统变电站相比，主要通过过程层网络为基础的，作为通信标准IEC61850，特别是其架构系统在以下几个方面：
第一，智能变电站继电器“三两个网络”架构体系。三两个网络是指智能变电站在逻辑上分为站控层，过程层和隔离层，这意味着在两个网络和处理站级网络层网络；
第二，基于IEC 61850标准。IEC 61850标准是智能化变电站原则中继电站网络和通信技术应遵循的，体现在模型是基于传统的保护装置相对简单的单一功能的逻辑位进行划分，即详细地遵循了基本功能单元的逻辑节点划分，如跳闸重要节点循环的算法和处理的样品，体现在按智能变电站通信协议IEC61850标准体系有根据服务的类型的差异，并有一定的差异的特定性能，要求获得对应于一个特定的通信协议，诸如用于SV/GOOSE通信保证了通信的实时传输，在传输层和网络层协议的映射是空白的，体现在数据智能变电站IEC61850标准，该协议具体划分覆盖现有的基本数据类的数据，和相关信息的数据扩展。
2调试方式
2.1对保护装置元件的调试进行分析
智能变电站相关设备的检查，首先要对保护定值进行校准工作。校准对象包括纵联差动保护设置，过零序反时限流保护设置， PT断线相过流和零序过流定值等。将每项保护定值进行校准后，就要对光纤通道进行联调，在进行联调前，要对光纤通道进行检查，以确保连接正常，指示灯没有发出异常预警，保持点亮状态。联调的主要步骤为，对差流以及侧电流进行检测，然后再对两侧设备的众联差动保护功能做出相应的联调。
2.2对通道调试方式进行分析
对智能变电站进行通道调试时，具体的步骤如下：第一，要对设备的工作情况以及状态进行判断，尤其是对光纤通道的检查，确保保护装置的光纤通道处于正常连接状态，且没有任何预警报告，若异常指示灯出现点亮状态，则要对通道进行详细检查，此灯的预警表示通道内的状态计数处于不恒定状态。另外，在对通道进行调试以前，还应该对设备光纤头进行检查，确保其干净，若通道中还有其它接口设备存在，则要逐一对这些设备进行检查，确保各个设备接地正常。
2.3对GOOSE的调试方式进行分析
对变电设备菜单栏进行调试时，首先要对GOOSE的报文统计和通信状态进行配置，保证不出现预警信号，主要的预警信号有GOOSE-B网网络风暴报警、GOOSE-A、GOOSE出现配置不一致的报警等。GOOSE的调试发送功能很强，可以同时承载八个发送模块进行发送，因此，为了让现场调试更加方便快捷，对发送压板进行配置时，应该多配置一些， 但是最多不要超过十二个。若在进行调试过程中，发送压板出现退出使用时，与之相关的GOOSE所发送的信息要进行清零处理。此外，对于GOOSE来讲，不仅具备发送功能，还具备较强的信息接收功能。
3应用分析
智能变电站继电保护在电力工程中的应用，较为重要的便是GOOSE的连线功能，此连线方式采取的硬电缆接线方式，将数字信号进行采集，然后形成数据集，以数据集的形式将信息向外传递。智能变电站的接收方只能对一部分信号进行接收，所以，在对GOOSE连线功能进行配置前，需要智能变电站接收方对内部与外部信号进行添加。此外，还要关注的问题是，若外部信号相同，那么将无法与两个内部信号连接，相反，若内部信号相同，也无法与两个外部信号连接。对日志窗口进行查看，以对详细记录进行掌握，进而通过此功能对内部信号进行添加。
本文将以实际案例为主，对其调试方法以及应用情况进行分析，有一个保护装置，线路为220KV。首先，对此保护装置的开入量通道做测试，采用的辅助仪器为智能继电保护校验仪器，对此装置的异常情况进行检查，目前，校验仪器已经对此线路的保护做出检查，但是在保护装置内部并没有与其对应的开入信息。下面将对此种现象进行分析，首先，我们先对校验仪器的61850配置检查，经过多次的检查与校验后发现，此配置并没有问题出现，并且光网口的灯在连续闪烁，这可以表明在硬件口发送出的数据信息也没有问题。接下来，对模型文件的配置进行分析，将母差的模型文件打开，找出与之相对应的数据集。
依据一定的顺序将线路二的出口节点找出，将模型文件打开，问题被发现，在数据集的发送成员中发现，External signal IED Name以及External Siganl Reference Name同母差的模型文件存在一致性，此情况是非常惊人的，又对母差模型文件的相关内容进行查看，发现在模型的出口处，出现相同的两个跳闸数据，是dscGOOSE与dscGOOSE1，正常情况下，母差所发送的数据集是dscGOOSE1，此时，便可以得出是由于名称出现不一致而发生GOOSE的开入出现异常。最后，对该设备的说明进行详细的分析，了解到此类型的装置有其特殊的要求，在对GOOSE的参数进行校对后，还要判别其数据集，若出现数据集不一致的情况时，便会造成开入锁闭的现象。
4结论
综上所述，智能化变电站继电保护装置将是未来的电力工程发展方向，并逐渐的应用到实际的电力工程中。对于智能化变电站来讲，对继电保护装置进行调试与应用是非常关键的，直接关系着投入使用时的效果与安全，因此要对其具体调试方式，应用情况进行细致分析。
参考文献
[1]林中时.智能化变电站继电保护调试研究及应用 [D].浙江大学，2011（10）.
关键词：110kV变电站；智能化；网络结构；建设技术
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.09.131
智能化变电中承载着网络连接、电能传送、电压变换及综合调整等作用，虽然供电企业在普通变电站中的建设与数字信息化方面取得了显著的效果，然而在110kV变电站智能化建设中依旧存在诸多问题，这也是相关技术维修人员需要进一步研究和探讨的共同话题。
1 110kV智能化变电站的结构和特点
1.1 110kV智能化变电站的特点
智能化变电站的特点主要包括一次设备智能化、二次设备网络化、全站信息数字化、信息标准化共享、全自动化运行控制以及高级应用的互动性。而一次智能设备包括电子式电流感应器、全光纤式电压互感器、合并单元、在线监测设备等；二次设备网络化的作用是将全站的设备笼络为三个等级，分别是站控层、间隔层和过程层，而全站的设备所遵循的规约统一为IEC-61850。在三种等级层次中，站控层采用了MMS网，间隔层则采用了GOOSE网及SMV网，其中，过程层使用的网络与间隔层是相同的，两个网络间的配置呈独立状态。由此可见，全站信息在智能化设备的推动下已实现了数字化及标准化伟大章程。
1.2 110kV智能化变电站的结构
110kV智能化变电站的结构非常复杂，其内部设备可以完成测点、保护、控制、检测、计量等工作，同时还要进行信息共享、设备状态可视化、智能警报、智能应用等功能。在智能化变电系统中，所采用的结构都是分层处理的，由于三种分层应用的网络不同，如间隔层和站控层之间主要是以传输MMS与GOOSE两种信号为主，而过程层与间隔层之间则采用GOOSE与SMV两种信号进行传输，因此，在接下来的结构建设和改造中，一定要针对智能化变电站对称的运输原理进行切换，以保证每一项功能都能正常运行。其中，GOOSE与SMV网络信号既可以分开组网又可以统一组网，但为了确保智能化变电站的可靠性和稳定性，采取分别组网模式，是最为保险的传输信息做法。
2 智能化在110kV变电站中的重要性
常规的综自系统只有站控层和间隔层两个部分，所采用的通讯方式以DNP、103、104、MODBUSCDT为主，同时需要大量的规约方可实现转换功能，由于使用的电缆连接过于密集且布线十分复杂，从而影响数据的准确性。而智能化变电站虽然也是一项较为复杂的系统，但比常规综自系统要完美的多，智能变电站系统分为站控层、过程层和间隔层三个部分，其运行标准是以IEC61850为主，直接通过光纤化进行通讯衔接，并在电子式互感器、智能合并单元、网络化二次设备及IEC61850的规范中实施分层作业，不但实现了信息共享化，而且布线较为简单，所采集的数据也是相当精准，是提高110kV变电站工作效率的新篇章。
3 改进110kV智能化变电站建设中的关键问题分析
3.1 单母线分段接线方式下对电压互感器与保护装置的要求
由于城市是最大的耗电中心，所以在建设110kV智能化变电站过程中，可以利用110kV/10kV降压原理变向周围用户进行供电。而对于建设终端变电站，110kV配电建设可以采取线路变压器组接线方式，在10kV侧可以按单母线四分段，每一段之间的母线带12-13回出现，110kV终期可以用4-6回，单母线分段接线。如果10kV侧的母线分四段，每一段母线可带13-14回出线，若以八段考虑，每段母线则带7回即可。在10kV分段开关处安装设备自控装置，是有效保证110kV线路可靠运行的最佳方案。
3.2 电子式互感器接入合并单元的规约问题分析
首先，以我国华东地区其中一座110kV智能化变电站为例，由于变电站电子式互感器标书主要包括电流互感器和电压互感器两部分，如果将合并单元纳入该电流互感器标书中，会因厂家不同而导致电流与电压发生故障，虽然针对这种问题，已经有了一定的解决方案，也就是将电压互感器输出的信号以FT3格式接入到电流互感器的合并单元，但由于FT3帧格式中的数据位为128bit，同时附加了16it的CRC校验位，其构造新的纠错码时需尽量避免破坏FT3的数据长度，采用BCH（144，128）码作为校码，以BCH码代替CRC码。BCH（144，128）码是由BCH（255，239）截短而来。由于截短码就是另信息码元的前若干位为0构成BCH码，所以此时码元不用发出去，以此减少码元长度，但在编辑时将其计入并且监督位数不变，同时纠错能力不变，缩短信息码元的数目。在采集器到合并单元通信中，传输1帧的数据量是144bit，所以可应用BCH（144，128）纠错码纠正两位错误。
3.3 加强配电设备的智能控制
在智能110kV变电站配电设备中所运用的智能控制部分，主要以光纤通讯电缆光端机电路、设备操作回路、信息数据采集电路及信号数据判断电路为主，其工作原理是在配电网设备系统发出信号后，信号数据会采集电路，随后会再次进行采集，与此同时输送给光端机电路和信号数据计算判断电路，而信号数据计算判断电路会进行比较，最后，对运行中的设备状态进行判断，一旦发现设备中存在故障，就会启动保护信号功能，同时向设备操作回路进行信息传输，实施跳闸指令。
4 结束语
综上所述，智能化技术无论是在变电站中或者是其它相关领域中都将是不断引领社会发展的必然趋势，它是一个全新的里程碑。而110kV作为电力系统中重要组成部分，会随着电力系统的不断发展发挥其更大的社会价值，因此，智能化技术人员一定要将智能化变电站的建设逐步完善，从而为电网智能化的发展打下扎实基础。
参考文献：
[关键词]智能电网；智能变电站；智能终端
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）27-0022-01
近20年的发展，国内外在智能变电站设备的研究、开发和运用上取得长足进展。目前，国内已有多个智能变电站投入运行，且运行状况良好。但现阶段对变电站智能化技术的研究多为新建智能变电站的应用，而对常规变电站智能化改造的研究却较少。现有的少数几个改造案例的实施方案基本上都是全站停电后进行一次、二次设备的全部更换，以此实现常规变电站的智能化改造。这种改造方式成本高，相当于在原站址重建一座智能变电站，而且在一些重要枢纽变电站无法采用全站停电的改造方案。因此研究一种行之有效的分阶段智能化改造方案，实现分设备停电改造，才能满足对大多数常规变电站进行智能化改造的需求。我国智能电网是社会、经济和技术发展的必然结果。智能化变电站则是整个智能电网发展的关键，智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，同时具备支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能。变电站实现智能化的方式无非是新建与改造两种，而我国在已建立较为成熟可靠电网的基础上，通过对常规变电站的改造来实现智能化成为智能化变电站建设的主要方式。在智能化技术日益完善的过程中，不同的设计不同的施工方案利弊存在争议。
1、 变电站智能化改造工程
智能化变电站是数字化变电站的升级和发展，在数字化变电站的基础上，结合智能电网的需求，对变电站自动化技术进行充实，以实现变电站智能化功能。除了变压器、开关设备、输配电线路及其配套设备之外，智能化变电站在硬件上的两个重要特征是：大量新型柔流输电技术及装备的应用，智能化变电站的一二次设备进行高度的整合与集成，所有的装备具有统一的接口。智能化变电站是采用先进的传感器、信息、通信、控制、智能等技术，以一次设备参量数字化、标准化、规范化信息平台为基础，实现变电站实时全景监测、自动运行控制、与站外系统协同互动等功能，达到提高变电可靠性、优化资产利用率、减少人工干预、支撑电网安全运行、可再生能源“即插即退”等目标的变电站。变电站的智能化改造同时涉及一次设备及二次设备的更换改造，在改造过程中既要保证改造工作的顺利进行，又要保证其他运行设备的安全，还要尽量缩短设备的停电时间，往往任务重、时间短。在对老旧变电站的智能化改造过程中，运行人员的停送电倒闸操作频繁、一二次设备改造牵扯面广，接线复杂。改造中多专业、多单位、多班组交叉作业，现场人员多，人员技术素质不一、施工地点多，因此现场危险点多，极易发生各类违章和事故，为了保证用户可靠供电、电网安全、设备安全和改造现场安全，必须做好现场智能化改造的一系列工作：提前做好智能化改造变电站现场勘查，做好三措（组织措施、技术措施和安全措施）和施工方案，周密做好停电计划，主管部门和各单位、各班组做好协调和沟通工作。
2、智能化改造方案
变电站智能化改造采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，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、智能巡检等高级应用功能。 改造后由智能化一次设备（电子式互感器及常规互感器就地数字化、合并单元、智能化终端等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在iec61850通信规范基础上，变电站将成为能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。
3.1、220kv、35kv及主变110kv侧采用原有的常规互感器+就地合并单元的形式，实现电流电压采样值的就地数字化。合并单元将采样值信息以iec61850-9-2点对点的方式传输给各间隔保护测控等间隔层设备。110kv出线侧采用电子式互感器+就地合并单元的形式，合并单元将采样值信息以iec61850-9-2点对点的方式传输给各间隔保护测控等间隔层设备。智能开关采用智能终端+goose实现了开关设备的数字化和过程层数字化，智能终端安装在户外智能就地柜内与开关设备配合实现一次设备的智能化。
3.2 智能化变电站的体现方式
电子互感器及常规互感器及就地数字化；二次设备的网络化；高级应用的实现；合并单元及智能终端的应用；增加变压器等的在线监测装置；辅助系统的应用。
3.2.1、站控层与间隔层保护测控等设备采用iec61850-8-1通信协议；间隔层保护测控等设备与过程层智能终端采用goose通信协议。
3.2.2、间隔层保护测控等设备与过程层合并器采用iec61850-9-2点对点通信协议；
3.2.3、过程层设备由互感器、智能就地柜等与一次设备直接联系的单元组成。
3.3、针对户外开关的智能控制要求，采用智能就地柜和智能终端。智能终端是连接一次开关设备和二次保护、测控装置的智能化设备，其作用是采集一次开关设备的状态通过goose网络传输至保护和测控装置，同时通过goose网络接收保护和测控装置的命令对一次开关设备进行操作。智能终端单独下放到户外，安装在一次设备旁边，通过光纤goose网络与保护室内的保护和测控装置进行通讯。每台主变配双重化的主后一体化装置、单套测控装置；主变保护跳各侧开关通过直接用光缆点对点给智能终端发跳闸命令。主变智能终端、非电量保护及主变本体测控整合下放到主变旁的户外柜，非电量遵循国网要求直采直跳。主变中性点和间隙电流互感器采用常规互感器，常规互感器的二次模拟信号接入合并单元后可转化为数字信号。合并单元就地放置于户外密封箱中。间隔层、站控层之间采用以太网双网，以iec61850通信协议构建，具备站内智能电气设备间信息共享和互操作的条件。间隔层设备由继电保护装置、测控装置等组成。与过程层智能终端采用goose通信协议，与合并器采用iec61850-9-2通信标准，220kv、110kv、35kv主变间隔的智能终端和合并单元均配双套。站控层一体化信息平台，支持各种数据的接入、存储和快速高效的检索，采用统一建模思想和方法，将在线监测、保护、测控、通信、计量、直流辅助系统、环境监测、视频、安防、环境参量等数据的模型标准化。在保护基础数据的完整及一致性基础上，建立统一的全景数据处理平台，为各智能应用提供标准化的信息访问接口。
4、结束语
变电站的智能化改造工程，从运行人员的角度来说，是一项从头至尾全过程负责到底的工作，现场大、工作复杂、人员多、危险点多，运行人员的责任也就更大，变电站内的一切都是他们的责任区，做好风险管控工作，做好现场安全工作，对保证变电站智能化改造安全、顺利的完成起着至关重要的作用。经过智能化升级改造后，将与传统变电站在技术、运行、检修维护等方面均存在较大差异，智能化变电站在国内还处在起步阶段，在今后的应用过程中还会不断的发展、完善、提高。
