摘要：智能变电站的技术是采用较为先进的智能设备，并实现了智能化和共享化的发展模式，从而能建立了更为智能的发展模式和信息的搜集体系。通过对相应信息和设备的调整和发展实现了更为有效的设备运行和发展的模式。从而能建立一体化，以及标准化以及互动化的发展体系。通过智能化的变电站涵义的了解以及智能技术的发展，从而实现了相关的智能变电站的技术设计和发展。其中也存在着许多技术问题，需要我们认真分析解决。
关键词：智能变电站；智能技术的发展；智能设备
1、前言
智能变电站能实现了先进可靠和集成环保的智能设备，从而实现了全站的信息智能化以及信息通信的平台以及信息的共享发展的标准化的基本设计和要求。从而建立了信息的采集和控制保护等计量的标准和基本的功能体系，同时还能根据具体的需要建立持续的电网控制以及智能调节和分析决策等具有扩展功能的变电站。从而使智能的变电站系统建立在iec61850 标准基础之上，形成和体现了集成一体化、信息标准化、协同互动化的特征。智能变电站应在数字变电站的发展基础之上构建更为全面发展和更为智能化的发展模式，从而体现了智能变电站的发展和运行的模式，由此在更大的程度上建立了科学有序的智能变电站的发展体系。
2、智能化变电站的系统简介
智能化变电站是智能化的一次设备、网络化的二次设备在IEC61850通信协议技术上分层构建的，能够实现智能设备间信息共享和互操作。下面分别对三个组成部分进行介绍。
2.1智能化的一次设备
智能化的一次设备包括光电/电子式互感器，智能化断路器等。光电/电子式互感器的最大特点是可以输出低压模拟量和数字量信号，直接用于微机保护和电子式计量设备，适应电子系统智能化、智能化和网络化的需要，由于其动态范围比较大，能同时适用于测量和保护两种功能的应用。光电/电子式互感器具有良好的绝缘性能、较强的抗电磁干扰能力、测量频带宽、动态范围大等特点。
智能化断路器由微机、电力电子元件组成执行单元，代替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，而在系统故障时又能以较高的分闸速度进行开断。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设备内微机直接处理，并独立执行就地功能，而不依赖于变电站级的控制系统。
2.2变电站内的二次设备
变电站内的二次设备，如继电保护装置、测量控制装置、防误闭锁装置、远动装置、故障录波装置及正在发展中的在线状态监测装置，全部基于标准化、模块化的微处理器设计制造，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，它们之间的连接全部采用高速的网络通信，并且通过网络真正实现数据共享、资源共享。
2.3IEC61850标准
IEC61850是国际电工委员会TC57工作组制定的《变电站通信网络和系统》系列标准，它是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准，它不仅规范保护测控装置的模型和通信接口，而且还定义了数字式TA、TV、智能式开关等一次设备的模型和通信接口。它将变电站通信体系分为3层：变电站层、间隔层、过程层。在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范（MMS）、传输控制协议/网际协议（TCP/IP）以太网。在间隔层和过程层之间的网络采用单点向多点的单向传输以太网。变电站内的智能电子设备（IED，测控单元和继电保护）均采用统一的协议，通过网络进行信息交换。
2.4自动化的运行管理系统
变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能及时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。
标准通过对变电站自动化系统中的对象统一建模，采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口，增强了设备之间的互操作性，可以在不同厂家的设备之间实现无缝连接。它解决了变电站自动化系统产品的互操作性和协议转换问题。采用该标准还可使变电站自动化设备具有自描述、自诊断和即插即用的功能，极大的方便了系统的集成，降低了变电站自动化系统的工程费用。在我国采用该标准系列将大大提高变电站自动化系统的技术水平，提高变电站自动化系统安全稳定运行水平，节省检修维护的人力物力、实现完全的互操作性。
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3、智能变电站存在的技术问分析
3.1 判断GOOSE断链
取两倍的允许生存时间（TAL）作为GOOS断链的判断条件，一般允许生存时间取T0时间两倍，即10s，故接收方判断装置GOOSE断链时间为20s。
3.2 判断GOOSE配置不一致
组播地址、AppID、GOID、GOCBRef、DataSet要完全匹配，如收发双方的配置版本、数据集数目、数据类型等不一致将会造成告警；正确接收报文后复归。
3.3 GOOSE告警总
包括A/B网断链、GOOSE配置不一致等输出；所有告警都消失后复归。
3.4 GOOSE接收软压板
一般不开放，有多少GOCB 接收就对应多少个GOOSE接收软压板，当GOOSE接收软压板退出时，不判断该GOCB的断链信息，也同时不更新该GOCB的数据。
3.5 GOOSE检修不一致（GOOSE断链）对保护装置的影响
保护采用的 GOOSE 有效信息 ＝ GOOSE 接收信息 & 发送端和接收端检修压板状态一致 & 对应接收总投软压板投入 & 对应接收软压板投入 & 对应通信链路正常；此时一般的启动失灵、闭锁重合闸、远跳、跳闸开入应当置为0此时位置信息保持前值。
3.6 SV数据检修品质对保护的影响
当合并单元装置检修压板投入时，发送采样值报文中采样值数据的品质的Test位应置True，SV 接收端装置应将接收的SV报文中的test位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将该信号用于保护逻辑，否则应不参加保护逻辑的计算。
3.7工程中SV数据检修品质的处理方式：
在接收软压板投入的情况下，如果本地检修和发送方检修位不一致时，无流或数据无效情况下将本MU发送的模拟量从保护中剔除，有流情况下发送方投检修压板发检修异常告警信号，该报警信号返回前本MU模拟量继续参与保护逻辑运算。在接收软压板投入的情况下，如果本地检修和发送方检修位不一致时，装置报警且闭锁相关保护，所以MU投检修前应将相应的接收压板退出。
3.8 SV工程应用问题
3.81判断SMV断链
数据超时、解码出错、采样计数器出错做“或”处理，然后：延时10个采样点报警，报警之后展宽1S返回。
3.82时钟同步丢失报警
合并单元自己检测到其丢失时钟同步信号，并通知保护装置：延时10个采样点报警，报警之后展宽1S返回。
3.83 SMV告警总
包括A网链路出错，B网链路出错，SV数据出错、MU数据无效，MU失步，MU退出状态异常，MU检修状态异常，通道抖动异常，延时变化异常等的或关系输出；所有告警都消失后复归。
3.84 SMV接收软压板
一般必须开放，有多少SMVCB 接收就对应多少个SMVCB接收软压板，SMVCB接收软压板退出，不判断该SMVCB的断链信息，SMV相关数据始终不参与计算。
4、结论
鉴于变电站综合自动化系统当前还缺乏一个统一的国家标准，这就需要与之相关的各岗位的电力工作者在实际操作过程中不断总结经验，找到其规律性，不能因循守旧，而应根据具体情况，遵循科学、严谨的工作原则，用发展的眼光来进行变电站综合自动化系统的建设，以保证电网安全、经济、优质地运行。
参考文献：
[1]《智能变电站运行规范》
[2]《智能变电站继电保护技术规范》
作者简介：
白云飞19840405 男 满族 铁岭 辽宁省送变电工程有限公司 调试员 继电保护
论文作者:白云飞,王楚涵,王勇,张明昊
论文发表刊物:《电力设备》2017年第33期
论文发表时间:2018/4/17
标签：变电站论文; 压板论文; 智能论文; 设备论文; 装置论文; 信息论文; 数据论文; 《电力设备》2017年第33期论文;