国家电网公司智能变电站继电保护专业调研报告.docx

公司系统智能变电站继电保护
专业调研报告
一、 调研智能变电站情况 - 1 -
（一） 河南110kV金谷园变电站 - 1 -
（二） 江苏220kV西泾变电站 - 2 -
（三） 陕西750kV洛川变电站 - 3 -
（四） 四川110kV北川变电站 - 4 -
二、 调研总体情况 - 4 -
三、 继电保护专业调研分析 - 6 -
（一） 智能变电站新技术应用分析 - 6 -
1． 一次设备智能化 - 6 -
2． 电子式互感器 - 7 -
3． 一体化信息平台及高级功能应用 - 8 -
4． 系统网络架构 - 8 -
5． 一、二次设备功能优化配置 - 9 -
6． 智能辅助控制系统 - 9 -
7． 站用电源系统 - 10 -
（二） 智能变电站工程调试情况分析 - 10 -
（三） 智能变电站运行分析 - 15 -
（四） 智能变电站检修、维护及扩建分析 - 16 -
（五） 智能变电站规程规范制订情况分析 - 17 -
（六） 智能变电站的专业管理分析 - 19 -
四、 目前智能变电站试点存在的问题 - 21 -
（一） 执行企业标准 - 21 -
（二） 电子互感器 - 22 -
（三） 过程层设备 - 22 -
1． 过程层设备的抗干扰问题 - 22 -
2． 过程层设备未定型的问题 - 23 -
3． 过程层交换机配置问题 - 23 -
（四） 光纤敷设、测试与维护 - 24 -
1． 光纤的运行维护问题（标示等）需要规范和标准。 - 24 -
2． 光缆与动力电缆的同沟敷设问题 - 24 -
3． 光纤测试问题（光发送电平、光接收电平问题） - 25 -
（五） SCD文件的管理、维护和验证 - 25 -
（六） 高级应用功能不满足智能变电站要求 - 26 -
（七） 智能变电站继电保护二次设备工程调试、测试仪器、测试手段 - 27 -
（八） 智能变电站改扩建问题 - 27 -
五、 对智能变电站全面建设的思考与建议 - 28 -
（一） 继续贯彻落实《智能变电站继电保护技术规范》 - 28 -
（二） 深入开展智能变电站二次系统研究 - 28 -
（三） 积极推进智能变电站继电保护就地化工作 - 28 -
（四） 在确保继电保护性能技术原则的前提下，研究保护配置方式优化 - 29 -
（五） 慎重推广电子式互感器试点应用 - 29 -
（六） 重视智能变电站设备可靠性及抗干扰问题的研究 - 30 -
（七） 进一步智能变电站改扩建实现方式 - 30 -
（八） 界面清晰、分工明确，实现智能变电站专业管理和运行维护界面的统一 - 30 -
（九） 完善智能变电站相关测试设备和工具 - 31 -
（十） 完善智能变电站继电保护二次系统标准、规范体系 - 31 -
为贯彻落实国家电网公司智能电网建设运行工作要求，积极推动智能化变电站新技术应用，认真分析、总结智能变电站二次系统的运行管理经验，国调中心组织专家于2011年3月11日至18日对公司系统的四座智能变电站试点工程开展继电保护专业调研工作。
调研工作从智能变电站继电保护专业运行入手，全面调研试点智能变电站继电保护等二次系统的方案设计、设备制造、施工调试、运行维护、检修调试以及改扩建等全过程，深入了解和掌握智能变电站继电保护二次系统技术应用和运行管理情况，认真分析总结智能变电站新技术研究、新设备应用对继电保护专业管理的要求。现将调研的情况汇报如下：
一、 调研智能变电站情况
（一） 河南110kV金谷园变电站
河南110kV金谷园变电站始建于1959年，2007年底完成数字化改造并投运，2010年12月2日完成智能化改造并投运。现有主变3台，四条110kV进线，采用户外PASS开关，10kV出线32回，户内开关柜布置。
金谷园变电站智能化应用情况如下：
1. 全站采用IEC61850（DL860）标准，实现站内智能电气设备信息共享和互操作。
2. 继电保护设备实现方式完全符合《智能变电站继电保护技术规范》的要求，过程层未配置交换机，结构清晰，可靠性较高；
3. 全站采用保护测控一体化装置
4. 110kV线路保护装置采用靠近一次设备就地布置于户外智能柜方式；
5. 智能单元与合并单元一体化设计，采用就地放置于户外智能柜方式；
6. 实现了主变、PASS开关的一次设备状态检测；
7. 部分实现了二次设备的状态检测。
8. 电子式互感器试点情况：110kV各间隔采用PASS有源式电子互感器，主变中性点采用全光纤电流互感器，10kV采用罗氏线圈电子电流电压组合互感器（ECVT）并经调理单元输出小信号（模拟量），接入10kV保护装置及电度表。
（二） 江苏220kV西泾变电站
江苏220kV西泾站于2010年12月29日投运，现有180兆伏安变压器2台，远期三台，220kV出现4回，远景8回，110kV出线8回，远景12回，10kV出线24回，远景36回，220kV及110kV开关均采用GIS。智能化相关情况：
1）220kV部分采用符合国网直采直跳要求；110kV部分采用网采网跳；
2）220kV、110kV保护测控一体化；放置户内GIS旁；
3）实现了一次设备状态检测；
4）物联网技术实现辅助设备智能化；
5）110kV实现了SMV、GOOSE、1588三网合一；
6）全站采用全光纤电流互感器。

（三） 陕西750kV洛川变电站
陕西延安750kV洛川变电站2011年2月底投运，750kV部分采用一个半断路器接线，远期出线8回，本期2回，远期共5串，本期按1个完整串，1个不完整串配置；330kV部分采用一个半断路器接线，远期出线12回，本期4回，远期共7串，本期按2个完整串，1个不完整串配置。智能化相关情况：
1) 全站保护采用直采直跳要求，其中采样值传输采用点对点IEC60044-8；
2) 750kV、330kV保护测控分开，测控、PMU、计量采样值采用网采网跳方式
SV通讯规约采用IEC61850-9-2；
3) 实现了主变、开关等一次设备的状态检测；
4) 采用罗氏线圈原理电子电流互感器，电容分压式电子电压互感器，挂网试运
行一套光纤式电流互感器及一套磁光玻璃原理电流互感器。

（四） 四川110kV北川变电站
四川绵阳110kV北川变电站2010年9月29日投运，为内桥接线方式的终端站，10kV出线本期18回，智能化相关情况：
采用罗氏原理电子电流互感器。由差动MU采集各间隔电子互感器的FT3数据，合并后以扩展IEC61859-9-1方式传给主变差动保护,保护跳闸采用点对点GOOSE方式 。
实现了SF6气体密度微水在线监测及主变油色谱等一次设备的状态检测；
站控层设备采用SNTP网络对时，间隔层设备采用B码对时，过程层设备采用1588协议对时。
4）10kV采用罗氏线圈电子电流互感器与低功耗电流互感器，罗氏线圈输出不经积分调理，直接进10kV四合一装置，低功耗电流互感器小信号进电度表方式。
二、 调研总体情况
目前，国家电网公司试点建设的智能变电站，通过新技术、新设备、新材料的广泛应用，实现了全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化，是建设坚强智能电网的一次新的探索和尝试。
试点变电站统一采用基于DL860（IEC61850）标准，实现了二次设备信息交互数字化、标准化，提高了装置互操作性；
试点变电站建设将变电站保护、测控、直流电源、状态检测等多个子系统进行整合，采用统一的基于DL860标准实现全站信息标准传输，采用智能变电站信息一体化建设方案，对变电站全景数据进行整合，提高了数据利用率和互动性。
基于一体化信息平台的高级应用，在试点变电站得到了应用试点，综合智能告警和事故信息综合分析决策等高级功能对大运行和调控一体化的推进，提供了较好的技术支撑。试点智能变电站同时也基本实现了顺序控制、一次设备在线监测、辅助系统智能联动及变电站自动化系统高级应用等功能。
试点变电站较多的采用二次设备就地化布置方案，优化了设备布置，减少了光缆和二次控制电缆，节省了占地。
采用先进的传感技术采集一次设备关键状态信息，采用离线和在线相结合的方式，对站内各类设备的状态监测数据进行汇总、诊断分析。为一次设备状态检修提供数据支持。一次设备智能化逐步走向实用化。
在变电站内采用光纤连接，实现了间隔层和过程层二次设备互联互通，减少了二次电缆，实现了二次回路的实时监测，同时简化了电缆沟设计。
西泾变电站采用“物联网”技术建立传感测控网络，建立智能监测与辅助控制系统，实现了变电站辅助系统的集成应用和联动控制；
在智能变电站中有针对性的对部分新技术（如全光纤式电子互感器等）进行试运行，加快促进了智能电网新技术的应用和成熟。
变电站大量试点应用了罗氏线圈、全光纤、磁光玻璃等原理的电子式电流互感器，以及电子式电容分压式电压互感器。
三、 继电保护专业调研分析
（一） 智能变电站新技术应用分析
上述智能变电站试点工程都基本遵循了国家电网公司企业标准《智能变电站技术导则》以及《智能变电站继电保护技术规范》的要求，通过先进的传感技术、网络通信、DL/T860标准规约等，实现了采集、传输、执行过程的数字化，实现设备间的互操作性，解决常规变电站中的传统互感器、电缆连接、信息传输等方面存在的问题；通过采用新技术、新设备、新材料以及信息融合等手段，实现顺序控制、智能告警、状态检修、可视化和远程控制等高级应用功能。
1． 一次设备智能化
试点工程均实现一次设备的智能化，采用一次设备本体+智能组件的方案实现一次设备就地测量、控制、状态监测等功能，可以根据运行的实际情况进行操作上的智能控制，同时还可根据在线检测和故障诊断的结果进行状态检修。
一次设备在线监测对象主要有变压器或高抗油色谱/微水/油温/气体压力/局放/铁芯接地、GIS局放/SF6气体/断路器工作特性、避雷器泄露电流/放电次数、低压开关柜温度/断路器工作特性，试点工程根据各自建设需要，全部或部分实现上述设备的在线监测功能，全站配置统一的设备状态监测后台系统，采用离线和在线相结合的方式，采集一次设备关键状态信息，对站内各类设备的状态监测数据进行汇总、诊断分析。

2． 电子式互感器
目前主流电子式电流互感器传感头有全光纤原理、罗氏线圈原理、磁光玻璃原理；电子式电压互感器传感头普遍采用电容、阻容、电阻分压原理。试点工程中对上述原理的电子式互感器均有不同程度的应用。由于罗氏线圈原理的电子式电流互感器技术相对成熟，成本也较低，因此大部分试点站作为主要设备采用。光学原理的互感器在抗干扰性能、精度方面比罗氏原理更具优势，但其价格相对较高，目前作为试点应用，尚未大范围推广。
例如，罗氏线圈其远端模块AD元件在低压区存在弱电信号传递在开关操作干扰出现大数据，放置在高压区受电磁干扰及供电问题。磁光玻璃光学元件受震动和温度的影响；GIS内置的分压式电子式电压互感器本体线性度不足需要在MU增加补偿；某些厂家的电子互感器到现场后，往往还需要通过更改采集器或合并单元的内部参数来进行曲线拟合以满足精度要求。
电子式互感器目前总体还处在试点应用阶段，要实现全面推广还有待进一步完善与成熟。其电子部件的寿命、温度耐受能力以及抗电磁干扰能力，小信号传输的电磁兼容问题，有源电子式互感器的供能问题，长期运行稳定性、温度、振动对传感光纤的影响以及成本等都是电子式互感器发展过程中亟待解决的问题。
3． 一体化信息平台及高级功能应用
一体化信息平台和高级功能应用是智能变电站在数字化变电站技术基础上创新应用的新技术，是智能变电站的一个典型特征。一体化信息平台的目标是实现全站信息的有效融合，避免同一数据的重复采集，建立站内稳态、暂态、动态和状态信息全景数据的统一建模、统一接入、统一存储、统一处理、统一展示，建立变电站统一数据平台，供系统层各高级应用子系统进行统一、标准化、规范化的数据存取访问及向调度系统进行上送。
一体化信息平台和高级应用功能在智能变电站的建设中还处于试点阶段，缺乏统一的规范和实现方案，功能实现也各不相同。但是其技术深层次体现出智能变电站的技术特征和优势，提高了运行管理维护的水平。在目前的工程建设中可根据自身要求实现部分功能，对于现阶段不具备条件实现的高级功能应用，预留其远景功能接口。

4． 系统网络架构
智能变电站对于保护的重要信息采用直采直跳方式实现，降低了网络对于保护性能和可靠性的影响，为了简化网络结构和交换机投资成本应考虑对网络进行优化设计。
目前智能变电站工程普遍采用三层两网结构，站控层采用双星型网络，过程层GOOSE网、SV网独立设置，根据电压等级要求采样双星形或单星形网络。从而造成智能变电站网络结构复杂，交换机数量较多，对于高电压等级变电站交换机配置近百台，投资成本偏高。
5． 一、二次设备功能优化配置
智能变电站采用数字信号传输传统变电站模拟量和开关量信号，解决了传统继电保护、测控装置接入复杂的问题，使设备功能可以进行集成优化。
在目前智能变电站建设中采用了全站保护、测控一体化设计，某些辅助控制功能（如备自投、低周减载）也开始尝试取消专用装置采用网络分布式实现。
对于过程层智能终端、合并单元目前主要采用独立的配置，在部分工程中将两者进行了一体化设计就地安装于汇控柜或户外端子箱中，将GOOSE和SV的网络信息共网口传输。此模式一方面减少了设备组网的接口，另一方面简化了屏柜的布置，节省了安装空间。
6． 智能辅助控制系统
智能辅助设施是对变电站智能化的有效补充，能够有效提高变电站的总体智能化水平。系统包括变电站视频监控系统、安防系统、火灾报警、照明系统、采暖通风、运行温度监测、智能巡检等功能。
智能辅助控制系统能够有效提高变电站的运行安全性，维护的方便性，满足变电站集中控制、无人值班的要求。
在工程建设中应采用智能辅助系统平台，实时接收站端视频、环境数据、安全警卫、人员出入、火灾报警等各终端装置上传的信息，分类存储各类信息并进行分析、判断，实现辅助系统管理和监视控制功能。系统采用DL/T860标准与远方主站端系统通信。

7． 站用电源系统
智能一体化电源系统将直流控制电源、电力专用UPS电源、电力专用逆变电源（INV）和通信专用DC-DC变换器统一设计组合为一体，通过统一的智能网络平台，实现变电站交流控制电源的集中供电和统一的监控管理，进而实现在线的状态检测。共享直流操作电源的蓄电池组，取消传统UPS和通信电源的蓄电池组和充电单元，减少维护工作量。共享监控单元，采用IEC61850统一与站控层交换信息，实现对交直流控制电源全参数透明化管理。建立专家智能管理系统，减少人工操作，提高运行可靠性。
为了体现绿色环保理念，试点工程中也采用了太阳能清洁能源作为站用一体化电源系统的补充和备用，实现光伏电源并网运行。
交直流一体化设备有效减少了变电站设计的复杂程度，有利于提高站用电源的整体运行管理水平，在常规变电站和智能变电站得到广泛应用。

（二） 智能变电站工程调试情况分析
由于智能变电站的二次系统设计、设备、结构与传统变电站差异巨大，传统的继电保护二次系统的工程调试方法已不能满足智能变电站二次系统的工程调试要求。各试点单位根据智能变电站设计特点，创造性的试点应用了一些新的工程调试方法和手段，对智能变电站的工程调试工作进行了有益的尝试。
目前，智能变电站继电保护二次系统工程调试大体经过三个调试阶段：工厂试验(FAT)阶段、在电科院（试研院）搭建模型的联调试验以及现场调试(SAT)试验。
由于现阶段的条件限制，三种试验各有局限性，缺一不可。其中，为保证试验结果的真实性，前两项试验均需要相关一、二次设备尽可能都集中到试验场地。
3.1 工厂试验(FAT)及现场调试(SAT)试验
根据调研情况，在目前的设计、制造及试验条件下，工厂试验是检验智能化变电站互联、互通、互操作正确性及系统功能正确性的主要技术手段。
工厂试验的对象是由通过一致性测试的IED产品（主要包括保护及测控装置、智能终端等设备）、MU设备、数据交换机、电子式互感器（或能模拟其输出的装置）以及站控层设备组成的系统。试验目的是检查被试系统是否实现了基于IEC61850规约的智能化变电站通讯协议并实现了设计的技术功能。
试验前，试验负责单位需确认该工程使用的IED设备已经通过了一致性测试，并仔细检查描述被试系统功能及结构的SCD文件与设计意图的一致性。试验前需根据系统功能及结构制定完整、细致的试验方案，试验方案应经甲乙双方签字认可。
3.1.1 FAT集成商的工作：
1） 提供SCD生成工具。根据设计院的设计要求以及各厂家提供的装置ICD文件生成SCD文件并对SCD文件的正确性负责。根据SCD文件由工具生成并下装CID文件。
2） 根据设计的网络拓扑结构完成对IED设备、交换机以及其他智能单元的通讯设置。
3） 负责提出智能化变电站工厂试验方案。实验内容需包括三层（站控层、间隔层、过程层）设备间的互联、互通、互操作检查；各种操作命令、控制命令执行正确性检查；保护测量信息正确性、保护功能正确性及保护行为执行正确性检查；控制（如备自投）功能正确性检查；联锁、闭锁功能检查；时钟系统准确性检查；同步功能检查；录波设备及网络分析设备工作正确性检查；上传调度信息正确性检查；特殊功能（如：网络故障定位能力、执行AVC控制的能力、小电流接地选线正确性等）有效性检查。有条件时，还应对网络性能进行测试。
4） 提供FAT试验条件，构建试验系统。
5） 主持完成智能化变电站的FAT试验，处理或协调处理试验中发现的问题。
6） 编写FAT试验报告。
3.1.2业主方的工作：
1）对工程试验责任方提出的FAT试验方案进行审查，并对最终试验方案进行确认。
2）全程参与FAT试验，积极参与试验问题的处理。
3）对试验结果进行确认。
3.1.3其他设备供货商的工作：
1） 提供FAT试验用IED设备及交换机设备。提交的IED设备应是满足合同要求且通过了一致性测试的产品。
2） 提供IED设备的ICD文件和技术说明书。
3） 提供必要的技术支持，积极配合FAT试验，及时处理试验中发现的问题。

3.2继电保护专项测试
继电保护专项测试可以分为针对装置的专项测试和结合网络的专项测试。
针对装置的测试包括对各种继电保护装置、测控装置等设备的单体测试，电子式互感器（包括采集器和合并器）报文正确性测试、数据延时测试、间隔时间稳定性测试及时间抖动测试。
涉及到装置和网络的联合测试包括：交换机性能测试，站控层网络性能测试，GOOSE网络性能测试，SV网络性能测试，IEEE1588网络对时性能测试，母线电压并列测试，母线电压切换测试，线路光纤保护两侧同步性测试，保护整组联动试验，带负荷试验等项试验工作。
试验使用仪器主要有：数字式继电保护测试仪，SmartBit网络测试仪、时钟综合测试仪、电子式互感器校验仪、光纤故障检测笔、光电转换器、GOOSE模拟器、电子式互感器极性校验软件等仪器和软件。

3.3电子式互感器试验
电子式互感器的现场试验主要有互感器的耐压试验、互感器的角比差试验、延时测试、延时抖动测试、报文检查、极性检查以及带负荷试验。
以电子式电流互感器为例，试验时用模拟式大电流标准设备向被试电流互感器施加大电流，利用专用测试仪器将标准源输出的模拟量转换为数字量，将被试电子式电流互感器所接合并器的数字量输出送至该专用测试仪并由该仪器完成对被试品的角比差测试、延时测试、延时抖动测试和报文检查。
极性检查可以在做角比差试验时完成，也可以利用传统的极性试验配合波形分析完成。
带负荷试验则需对电网潮流、负荷特征、录波结果及保护测量值做综合判断才能得出最终判断。

3.4智能开关及在线监测设备的测试
金谷园站、西泾站、延安站高压断路器均采用“一次设备本体+传感器+智能组件”的方式实现开关智能化，延安站750kV断路器配置了断路器速度特性在线纪录装置。
调研的四个智能化变电站开关设备均采用SF6气体绝缘开关，并配置了SF6气体状态在线监测设备。在线监测的SF6气体参量包括微水含量、露点、气室压力、温度、SF6气体密度。西泾站、延安站GIS配置了局部放电在线监测系统。
为检验GIS局放在线监测系统技术性能，江苏试研院研制了“基于多种检测方法的GIS局部放电监测系统性能检测平台”，开展针对UHF超高频局放监测装置的性能检测工作。
为检查一次智能设备状态监测系统的装置性能、信息传输可靠性和系统分析功能，江苏试研院开展了“一次智能设备状态监测系统集中测试”工作，对在线监测设备功能、性能、网络规约一致性、网络可靠性以及在线监测系统评估功能进行集中测试。
（三） 智能变电站运行分析
本次调研的智能变电站均为国家电网公司2010年的智能变电站试点项目，投入运行时间较短，运行最长的为110kV北川变（170余天），最短的为750kV洛川变（不足20天），运行的保护设备均未受到过设备故障的考验。没有实际动作的记录。
但各试点变电站在在运行期间，均发生过因设备质量或调试质量以及技术成熟度等原因导致的设备异常和元器件损坏，甚至过程层网络中断等影响系统安全运行的情况发生。
调研发现，各智能变电站试点单位的领导对智能变电站的建设、运行均高度重视，为智能变电站的调试、运行和检修工作，配备了高素质的技术人员和运行值班人员，其中部分运行人员具有一定运行经验。运行人员通过提前介入变电站现场调试、验收等方式，认真了解、掌握至智能变电站相关设备的技术特性及操作方法，具有了一定智能变电站运行能力。但调研过程中也发现，各运行、维护人员对智能变电站的理解程度远不及传统变电站，对智能变电站的运行操作、异常消缺和事故处理尚不能满足运行需要。
同时，运行维护单位对基建、调试和设备制造单位的技术支持的依赖性较大，尚不具备完全承担智能变电站全部维护工作，特别是设备异常及严重事故处理的能力，对变电站安全稳定运行带来一定的隐患。
另外各试点变电站针对本站工程实际，编制了相应的运行规程，但规程、规定的细化程度不够，还存在死角和盲区。部分规程仅对原有针对传统变电站运行规程的少量修编，可操作性不强。否则，一旦出现较为复杂的事故或设备异常，运行维护人员将无所适从。
（四） 智能变电站检修、维护及扩建分析
目前公司试点的智能变电站投运时间均不满一年，继电保护二次系统均未进行第一年的全部检验周期，试点单位尚未安排设备检修，同时试点工程扩建也未进行扩建。
通过调研发现，由于智能变电站间隔层和过程层设备大量采用光缆和网络方式联接，各二次设备的关联和耦合增强，检修消缺和异常消缺时对二次设备的退出及与运行设备的隔离难度变大。同时由于取消了电缆回路和保护装置硬压板，设备隔离依靠装置内部软压板，安全措施没有明显的断开点。安全措施是否有效和正确，完全依赖装置软压板的逻辑是否正确。
由于过程层网络使变电站继电保护二次设备紧密耦合，二次设备的检修、消缺后的试验验证的安全性和完整性还需要进一步分析和研究。
由于智能变电站全站配置文件（SCD文件）异常重要，改扩建工程需要修改该文件，从而将影响全站的设备配置，可能影响变电站部分或全部运行的智能二次设备，影响变电站的安全运行。如因改扩建工作，导致修改全站配置文件或影响站内多个或全部运行的二次设备，所带来的系统风险性是无法承受的。以及需要考虑改扩建工作对现场调试，试验和验收工作的可行性。
目前，220kV西泾变远期有扩建需要，在变电站建设初期对未来的改扩建工作做了考虑。目前采取的措施是本期工程即按远景规划对SCD文件信息作了最大化的配置，同时按照终期规模预留交换机端口并对交换机端口按远景规划方案配置。对于跨间隔的保护设备（如母差保护）已按远景规划配置全部通讯和输入输出接口以及保护功能，目前运行时，将不存在的支路置退出状态。根据扩建时的需要增加设备信息，完成设备关联。以上工作要求系统集成商、设备供应商和调试单位共同配合才能完成。
另外，对改扩建的调试和验收工作，目前尚处于摸索阶段。调试试验工作的安全性和完整性还需要进一步的研究。
（五） 智能变电站规程规范制订情况分析
根据国家电网公司企业标准《智能变电站继电保护技术规范》（Q／GDW 441-2010）建立的四所变电站，在执行该标准的同时各站在安装调试和运行过程中相应建立和执行制定了相关的标准规程规范，各不相同。
110kV金谷园变电站针对智能变电站设备现场测试、验收的实际需求，编制完成了《金谷园变电站状态检修规程》《金谷园变电站继电保护现场规程》《金谷园变电站运行规程》《金谷园变电站设备调试验收大纲》《智能变电站现场测试验收标准体系》、《智能变电站运行维护管理规定》。
220kV西泾智能变电站根据国网公司智能变电站相关技术标准编制以下方案和规范：
《220kV西泾变总体方案》、《220kV西泾变61850工程实施规范》、《220kV西泾变网络配置方案》、《220kV西泾变集中测试方案》。《江苏省电力公司智能变电站运行管理规范（试行）》、《江苏省电力公司220kV西泾变验收大纲》、《220kV西泾变现场运行规程（试行）》《220kV西泾变事故处理预案（试行）》。
陕西洛川750kV智能变电站在施工调试阶段遵循DL/Z860《变电站通信网络和系统》和Q／GDW 396-2009《IEC 61850工程继电保护应用模型》、《电子式电流互感器技术规范》、电子式电压互感器技术规范》、《智能变电站合并单元技术规范》、《智能变电站测控单元技术规范》、《智能变电站网络交换机技术规范》、《智能变电站智能智能控制柜技术规范》、《智能变电站智能终端技术规范》、《智能变电站自动化系统现场调试导则》及《变电站智能化改造技术规范》的相关规定。
四川绵阳110kV北川变电站制定了《北川站运行规程》、《北川站倒闸操作典型操作票》、《北川站设备标准化巡视卡》、《110KV智能变电站检修检验规程检验》、《110KV智能变电站验收规程》等规定。
从调研四个站的总体来看，智能变电站继电保护系统由互感器、合并单元、保护装置、智能终端、交换机等多个环节协同完成，在一定程度上增加了保护测试验收的难度，如何合理确定保护系统各环节的界面，系统测试保护性能是继电保护专业面临的一个新问题，目前投运的智能二次设备基本没有做相关的型式试验，装置的安全稳定运行存在隐患。缺少智能二次设备的具体检验方法、检验要求和满足的智能变电站智能二次设备需要的的检验设备，有待于做进一步深入的研究制定有针对性试验方法和标准，研制相关的测试设备。智能变电站继电保护专业的重点由原来的二次回路转变为配置文件的管理，对继电保护专业人员提出了新的要求，研究行之有效的模型文件验证工具也是当务之急。
建议规范电子式互感器检验方法和标准；出台电子式电度表的计量标准；建议统一互感器通信规约标准；研制电子式互感器及合并单元的测试设备。
（六） 智能变电站的专业管理分析
为适应智能变电站的运行和管理，相关单位根据实际情况制定了智能变电站管理规定，基本明确变电站变电设备的专业管理界面和检修维护的职责分工。
河南洛阳供电公司承担变电站检修维护，专门成立保护综自部，负责保护测控装置、智能终端、合并单元、互感器本体至合并单元的电缆（光缆）以及站控层设备（包括后台监控系统、子站管理机、站控层网络交换机）、在线监测装置接口连接光纤及以上部分的运行维护。检修公司负责一次设备、光电互感器及安装在光电互感器本体的采集模块、变压器在线监测柜（包括柜内热交换器）运行维护。
江苏无锡供电公司承担智能变电站检修维护。保护、测控装置、智能终端、合并单元、故障录波器、交换机、网络分析仪及监控系统站控层设备属二次专业维护。一次设备、一次设备智能组件（汇控柜）及一次设备在线监测系统属一次专业维护。电子互感器以本体的光电转换箱为界，内侧引线以内属一次设备，外侧属二次设备（在线监测分界关系相同）。
陕西送变电检修中心和超高压运行公司共同承担智能变电站检修维护。陕西送变电检修中心承担一次设备、电子互感器（包括互感器、合并单元）、一次设备智能组件（汇控柜）及一次设备在线监测系统的检修维护，陕西电力超高压运行公司承担次二次专业（继电保护与自动化）专业管理，负责保护测控装置、网络分析记录仪、故障录波器及站控层设备（包括SCD、ICD配置文件）运行维护。交换机及全站光缆由通讯专业负责维护。
四川绵阳电业局承担智能变电站110kV变电设备的检修维护，北川公司承担10kV变电设备的检修维护。110kV一次设备和电子互感器由锦阳电业局检修专业负责检修维护，110kV 保护，备自投、合并单元、在线监测系统，过程层网络、网络分析仪等由修试所继电保护专业负责检修维护。测控装置、站控层设备、全站时间同步系统、视频安防系统等由通自所自动化专业负责检修维护。
分析总结：智能变电站的网络化、智能化，改变了变电站设备的结构，以往的设备和专业的明确分界点已消失，一、二次设备、通讯设备、自动化设备之间联系越来越紧密，相互之间界线已模糊、淡化。
四、 目前智能变电站试点存在的问题
（一） 执行企业标准
为进一步规范和推进公司智能变电站建设，公司先后出台了
在国家电网公司智能变电站工程试点中，各单位基本上按照相关企业标准和规范要求进行试点。尤其是《智能变电站继电保护技术规范》企业标准也得到了绝大部分试点单位的认可和严格执行。
但是试点过程中，也存在部分变电站，没有严格执行相关规程、规范。
其中：江苏220kV西泾变电站在智能变电站试点过程中，没有严格执行《智能变电站继电保护技术规范》，主要表现为：保护装置采用网络采样、网络跳闸方式，保护功能实现依赖于外部对时方式等方面。
在西泾变电站投运的2个多月时间里，也出现了由于网络采样负载高，以及外部时钟切换时导致网络异常中断、采样值异常以及多套保护同时闭锁退出的严重情况。
同时，通过网络采样与直接采样方式在调试和实际运行的对比，也真实的反映出直接采样方式无论从采样的离散性、稳定性、可靠性等关键性能指标方面强于网络采样方式。
试点工程实践表明，西泾变电站的继电保护设计实现方案不能作为今后智能变电站推广建设的方案。在现阶段和现有的工程技术水平下的智能变电站推广建设中还应坚持《智能变电站继电保护技术规范》中的技术原则和要求。进一步规范智能变电站建设，更有利于今后的智能变电站的运行。
（二） 电子互感器
在调研过程中，各试点单位集中反映了电子互感器应用试点过程中的问题。
过程层设备，特别是电子互感器的可靠性问题，某些站出现了电子互感器输出数据错误的问题，大都是由于屏蔽、接地问题引起的，这些设备往往运行在温度及电磁兼容环境都更为恶劣的场合。
部分厂家的电子互感器
某些厂家的电子互感器到现场后，往往还需要通过更改采集器或合并单元的内部参数来进行曲线拟合以满足精度要求，这对日后维护、运行和检修都带来很大的问题。
可靠性问题
性能
（三） 过程层设备
1． 过程层设备的抗干扰问题
对于电磁兼容环境较为恶劣的变电站而言，通过采用电子式互感器以及二次回路采用光纤替代电缆之后，原有的二次回路电磁干扰问题将得到很大程度的改善。
但是，值得注意的是：在智能变电站中所大量采用过程层设备，如电子互感器、MU单元、智能终端、交换机等设备，尤其是电子互感器、智能终端等设备采用就地靠近一次设备布置方式，其运行温度及电磁兼容环境比常规变电站更为恶劣。而且这些电子设备必须依赖于站用电源，当站用电源受到干扰时（如交流电源于直流电源混接，或电源电压波动）电子设备仍可能受到干扰，从而影响设备稳定运行。可以说智能变电站的干扰问题依然存在。因此，在设备的研制、设计中须认真考虑。
2． 过程层设备未定型的问题
由于在智能变电站试点中，大量采用了新技术、新设备，这些技术的成熟和设备的稳定都需要一定的时间。另外智能变电站工程试点推进较快，大部分智能变电站继电保护二次设备尚未进行型式试验和动模试验等考验。由于继电保护二次设备的软硬件尚未定型，部分设备的软件和硬件还不成熟，导致在工程调试过程中，经常出现边调试、边修改升级程序、修改SCD文件和ICD文件、处理硬件缺陷等情况，导致设备联调周期长，现场调试和运行问题频发等问题。
3． 过程层交换机配置问题
站内交换机数量仍然较多、配置复杂、不必要的1588交换机应用提高了变电站造价且降低了可靠性。一些站的交换机造价远远超过保护设备的造价。一些保护已经就地化的站仍然应用了过程层交换机。
智能化变电站大量应用了光纤传输，光收发器件的收发电平应予以重视，发生过由于收发电平异常所导致的数据异常。因此，在调试过程中或运行维护时应特别针对收发电平加以监视调整。
在检修维护方面：除北川变外由同一部门负责保护和自动化设备的检修维护，实现二次专业融合；电子互感器（包括合并单元）、在线监测系统等设备涉及多个专业，界面分割不统一。
在专业管理方面：沿袭传统变电站变电设备的分工界面，但智能变电站中部分设备（如电子互感器、合并单元）难以区分专业属性，各专业的职责还不够明确，存在技术管理的盲区。
（四） 光纤敷设、测试与维护
智能变电站大量应用光纤连接
光纤量大，熔接光纤工作量大，维护、测试难度大。
1． 光纤的运行维护问题（标示等）需要规范和标准。
部分光纤没有标示或标示不清楚，有的标示是用标签机打印胶纸粘贴的，容易褪色和脱落。对日后运行维护带来困难。
2． 光缆与动力电缆的同沟敷设问题
智能变电站的光缆承载着大量采样、控制保护信息，一旦光缆被破坏，其影响面较大，因此，当光缆与动力电缆同沟敷设时，需认真考虑电缆沟着火的防范措施，如不能妥善防范，则考虑分沟敷设。
3． 光纤测试问题（光发送电平、光接收电平问题）
二次回路采用光纤替代电缆之后，光发送器件/光接收器件的发送/接收电平应予以重视，通常光接收器件的接收电平是有一定范围的，低于限定值，接收信号将无效，但信号电平接近上限或更高时，同样会影响接收质量。因此，在调试过程中或运行维护时应对光发送器件/光接收器件的发送/接收电平加以监视调整。

（五） SCD文件的管理、维护和验证
目前在智能变电站中SCD文件的最终版本的确定并非由设计院或其他有资质的部门设计或审核，大多是由负责集成的厂家协调各供货厂家进行编制，由于种种原因，目前建设的智能变电站，SCD文件均需在现场进行调整、修改。虽然最终在完成传动试验后，SCD的最终版本将由设计、调试、运行等单位专业人员确认，但利用此种方式确定SCD文件，使得设计审核后移，设计责任弱化，将把关放在了非设计单位，安全性令人堪忧，
导致出现此种现象的主要原因目前在于适用于智能变电站的保护装置尚处在研发阶段，缺乏标准化的ICD文件，为适应不同的集成商或迎合不同用户的需求，对不同的变电站往往需要更改或调整保护装置的配置/控制功能，从而使得与之相关的全站配置文件不得不在现场联调时进行调整、修改。而最终的全站配置文件SCD正确与否，在一定程度上取决于投产调试时在现场的相关设计、调试及厂家专业人员的经验与技术水平上。通常，通过相关的传动试验，大多数保护功能是可以得到保证的，但由于缺乏详细验证，在特殊情况下是否能保证保护装置的正确动作以及保护功能的正确发挥，则不得而知。
从保证系统及智能变电站安全运行的角度出发，对于智能变电站，SCD文件编制的随意化必须在今后逐步予以纠正，解决问题的第一步似乎在于规范各IED设备（含继电保护装置）的ICD文件，由有资质的单位或部门根据变电站的接线形式及需求编制相应的SCD文件，在调试之前下传至各IED设备生成相应的CID文件。如需现场修正SCD及相应的CID文件，建议制定规范化的验证、审核流程，以保证其安全性和可依赖性。
全站配置文件SCD文件管理同样存在问题，SCD文件归口管理部门不明确，无修改、调整管理规范，修改后的核对及验证工作开