智能变电站试点工程关键技术综述

宋璇坤 ，闫培丽 ，吴蕾 ，李军，邹国辉

（1.国网北京经济技术研究院，北京市 100052；2.河南省电力勘测设计院，郑州市 450007）

0 引言

2009年5月，国家电网公司提出建设坚强智能电网的发展目标。按照智能电网建设“规划试点阶段”的总体部署，先后安排了2批47座新建智能变电站试点工程的建设工作［1］。试点工程涉及24个网、省、直辖市公司，覆盖从66～750kV 不同电压等级，包括采用空气绝缘的敞开式开关（air insulated switchgear，AIS）、气体绝缘组合开关（gas insulated switchgear，GIS）、复合式开关（hybrid gas insulated switchgear，HGIS）等设备的户外、户内变电站。至2011年底，智能变电站试点工程已经竣工投产41座。

智能变电站建设技术复杂、涉及面广。试点工程广泛采用了智能化新技术、新设备，包括不同原理、不同类型的电子式互感器；不同内容、不同参量、不同监测方式的设备监测系统；不同电压等级不同类型的组网方式；变电站自动化系统的集成优化；一体化电源系统及智能辅助控制系统等。攻克了从理论研究到工程应用全过程的难关，实现了标准制订、设备研制和工程建设等领域的重大突破，取得了阶段性成果。在技术创新、功能集成、节约环保等方面各具特色。本文侧重分析试点工程关键技术应用现状、存在的问题，便于把握工程技术特点，提炼技术成果，总结经验规律，指导智能变电站的全面建设及新一代智能变电站示范工程的建设。

1 智能变电站试点工程关键技术

1.1 电子式互感器

电子式互感器在智能变电站试点工程中得到了广泛应用。其中电流互感器包括罗氏线圈型、低功率线圈型、全光纤型、磁光玻璃型；电压互感器包括电容分压型、电阻分压型、阻－容分压型、光学电压互感器型［2］。

1.1.1 应用情况

试点工程中各种类型的电子式互感器应用情况参见表1。

表1 试点工程电子式互感器应用情况Tab.1 Applications of electronic transformer in pilot projects

1.1.2 运行问题

由于电子式互感器在短时间的批量应用，厂家型号较多，技术成熟度相对较差，在实际应用中稳定性、可靠性相对较低，故障情况如表2所示。

表2 试点工程电子式互感器故障情况Tab.2 Fault conditions of electronic transformer in pilot projects

安装调试中存在的问题是电子式互感器输出精度校验调试时，需对互感器校正系数频繁配比，造成调试时间较长；光学互感器安装过程中出现光纤损坏，因光纤需专用设备熔接，对现场环境要求高，施工难度大。

1.1.3 效益浅析

电子式互感器具有体积小、暂态稳定性高、安全性好等优势，可避免传统互感器铁磁谐振、充油互感器潜在的易燃易爆、六氟化硫气体泄漏、电流互感器开路导致高压危险等固有问题。同时能够节约大量铁芯、铜线等金属材料，更符合智能变电站低碳环保的设计理念。

试点工程对电子式互感器造价进行了测算分析，220 kV 及以上电压等级电子式互感器价格约为常规互感器的1.3～4倍；110 kV 电子式互感器约为常规互感器的1.16～4.7倍。故电压等级越高，电子式互感器的经济性越明显。

现阶段，受温度、振动等影响的电子式互感器运行的稳定性有待考证。

1.2 一次设备状态监测

1.2.1 应用情况

试点工程配置的状态监测系统监测参量较为齐全，主要包括主变／高抗油中溶解气体、主变铁芯接地电流、主变／GIS局放、GIS／高压断路器SF6密度、断路器机械特性、避雷器泄漏电流及动作次数等。

1.2.2 运行问题

试点工程状态监测系统存在的问题体现在：1）内置传感器与一次设备的寿命匹配问题；2）状态监测智能电子设备（intelligent electronic device，IED）与后台数据的传输、配合；3）监测参量误差；4）IED 及监测传感器质量；5）传感器与一次设备接口安装质量；6）状态监测厂家与一次厂家间的配合等问题。

1.2.3 效益分析

采用电气设备状态监测技术，有选择地对电气一次设备进行在线监测，实时监测运行设备的各种参数，及时发现设备的潜在故障，真正实现高压电气设备的状态检修，对智能变电站安全可靠运行有着重要意义。其效益主要体现在增加设备可用系数、提高电网可靠性、减少检修工作量等方面。

由于试点工程阶段许多设备处于研发起步阶段，试点工程的设备价格较高，状态监测设备投资约占智能化设备投资的10.4%～27.0%。且由于部分设备技术不够成熟，质量较差，厂家间配合经验不足，运行成本较高。

1.3 光缆选择与敷设

1.3.1 应用情况

试点工程配置了过程层设备，通过合并单元、智能终端实现就地采集的数字化、网络化，光缆取代了大量的长电缆。配电装置智能控制柜与二次设备间采用光缆连接，室内屏柜之间的二次设备采用尾缆连接，柜内采用尾纤连接。

1.3.2 运行问题

试点工程阶段，由于缺少相关规程或典设，光缆选择及敷设选择较为多样。有采用非铠装无金属光缆，也有采用铠装光缆的；有全站光缆均采用槽盒或穿管敷设的，有仅对非铠装光缆和尾缆进行槽盒或穿管敷设的，也有非铠装光缆直接敷设到电缆桥架上的；有对同一起止点光缆进行优化整合的，也有同一起止点根据不同功能回路单独配置光缆的。多数存在光缆数量多、型式不一；光缆的敷设、熔接等工作界面不清、工艺不规范等问题。

1.3.3 效益浅析

智能变电站大量铜芯电缆被少量光缆替代，连接介质减少。2011年开始，进入智能变电站全面建设阶段后，按照通用设计对光／电缆进行了优化整合，更大程度地减少光缆数量，简化接线，缩小站内电缆沟截面，减少敷设材料，实现了电缆沟的优化。进而降低了工程造价，提高了系统运行的可靠性。

1.4 组网方式及交换机配置

1.4.1 应用情况

根据调研结果，试点工程中220 kV 及以上变电站自动化系统均采用3层设备2层网络结构，分为站控层、间隔层和过程层；110／66 kV 多数采用3 层2网结构，少数主接线形式较为简单的工程采用了3层1网结构。

330 kV 及以上的试点工程均采用了SV、GOOSE独立组网方案。

220 kV 试点 工程采用SV 点 对 点，GOOSE 独 立组网方案的占35%，采用SV、GOOSE 共网方案的占41%，采用SV、GOOSE 独立组网方案的占24%。

过程层交换机多数采用按多间隔共用配置，方案不一。

1.4.2 运行问题

试点工程中交换机存在的主要问题是部分过程层交换机过载发热，故障及报文错误。

1.4.3 效益浅析

试点工程阶段组网方式多样，网络相对复杂，过程层交换机工程首批采用，价格较高，导致投资较高。

随着智能电网全面建设的推进，交换机的批量应用，价格将大幅下降。

1.5 保护及保护测控装置集成

1.5.1 应用情况

试点工程中330 kV 及以上电压等级保护测控装置均独立配置。

2个500 kV 变电站、17个220 kV 变电站共19个工程，其中9个工程220 kV 电压等级采用了保护测控装置集成技术，采用率为47.37%。

1个330 kV、15个220 kV 及17个110 kV 变电站共33个工程，其中30个工程110 kV 电压等级采用了保护测控装置集成技术，采用率为90.91%。

17个110 kV 变电站中有16个工程采用了主变后备保护测控一体化装置，采用率为94.12%。2个66 kV 变电站全部采用了主变后备保护与测控装置集成技术。

1.5.2 运行问题

从试点工程反馈的运行情况来看，保护测控集成装置总体运行情况较好，问题主要存在于以下方面：1）220 kV 及以上系统采用保护测控一体化装置，由于保护的双重化配置，导致测控功能的被动双重化，由此带来了监控后台的双数据源处理问题。绝大多数厂家的后台处理双遥信信息时，采用了“不同的遥信全接收，冗余的遥信取A 套”的原则，第2套遥信信息意义不大。绝大多数工程仅第1套保测一体装置含控制功能；2）采用保测一体装置后，由于招标分标不同，监控后台与保测一体装置往往不是同一厂家，2个厂家设计理念和习惯不同，会出现不兼容问题。

1.5.3 效益浅析

采用保护测控集成装置，减少了设备及接口数量，不仅节省了设备投资，也为组柜方案、交换机端口数量、光缆优化及减少变电站建筑面积创造了有利条件。

1.6 合并单元

1.6.1 应用情况

试点站中均采用了合并单元，布置方式分为室内布置与就地布置。41个试点变电站中，合并单元采用室内布置方式总共有15个；采用就地布置方式有28个（存在同一个站采用2种布置方式的情况）。

1.6.2 运行问题

合并单元存在的问题主要有：1）不同厂家合并单元间以及合并单元与保护、监控等装置的配合兼容；2）电子式互感器、采集器与合并单元抗干扰；3）合并单元就地安装时环境的适应性；4）互感器－合并单元系统检测及校验等问题。

1.6.3 效益浅析

采用合并单元后，各间隔所需的电流、电压信号可通过合并单元共享，对常规CT＋合并单元的技术方案，可减少CT 二次绕组数量；保护、测控装置只需通过光缆或尾缆即可从合并单元采集所需模拟量信号，同一个间隔保护、测控、计量、录波装置不需单独拉电缆，不仅简化接线，而且可以节省大量的电缆硬接线，节约成本。

1.7 智能终端

1.7.1 应用情况41个试点站中均采用了智能终端，实现开关量采集的就地数字化。

1.7.2 运行问题

智能终端存在的主要问题有：1）智能终端就地化后运行环境较为恶劣，温度较高，易造成装置死机或损坏，影响装置寿命；2）个别变电站2套智能终端之间的相互闭锁重合闸、事故总信号、手跳放电、控制回路断线信号等功能不完备，影响保护及测控功能的实现；3）智能终端虚端子的配置和数量缺少规范，设计及调试工作量大；不同厂家的智能终端自产的合成信号在数量、功能上均不相同，部分厂家智能终端虚端子设置功能缺失（如缺少母联手合送母差的虚端子等），亟需规范［3］。

1.7.3 效益浅析

应用智能终端可简化二次回路，利用光缆代替大量控制电缆，减少有色金属消耗。智能终端是实现一次设备智能化的关键，试点站工程为远期一二次设备融合提供了技术基础和运行经验。

1.8 计量表计

1.8.1 应用情况

部分试点站中采用了数字式电能表和保护测控计量一体化装置。

试点站中计量装置模拟量采集主要包括以下3种方式：1）常规互感器直接接入方式；2）点对点直接采样方式；3）网络采样方式。

根据调研，41个试点工程中，有30个工程采用方式1；32个工程采用了方式2；15个工程采用了方式3（同一个站在不同电压等级有采用不同的模拟量采集方式）。

1.8.2 运行问题

智能变电站中计量表计存在的主要问题有：1）由于试点阶段缺少相关规范和通用设计，各工程配置方案多样；2）数字式电能表检测、检定、校验不完善；3）数字式电能表信息传输不规范；4）互感器－合并单元－数字式电能表系统以及保护测控计量多合一装置精度差；5）电压切换／并列与3／2及桥型接线和电流接入问题。

1.8.3 效益浅析

采用数字式电度表后，光缆代替了电缆硬接线，减少了有色金属消耗；采用保护测控计量多合一装置，可减少电能表数量及柜内空间占用，降低成本。

1.9 智能控制柜

1.9.1 应用情况

41个试点站全部配置了安装于配电装置区的智能控制柜，智能控制柜温控方式主要有3种：风扇、热交换器和空调。

对于配电装置区智能控制柜，19个变电站采用了风扇方式，采用率为46%；13个变电站采用了热交换器方式，采用率为32%；9个变电站采用了空调方式，采用率为22%。

对于主变智能控制柜，15个变电站采用了风扇方式，采用率为37%；14个变电站采用了热交换器方式，采用率为34%；12个变电站采用了空调方式，采用率为29%［4］。

1.9.2 运行问题

根据试点站的调研情况，智能控制柜的主要问题集中在温控效果、防护措施、柜体设计、配线和布置的规范性上，主要体现在：1）智能控制柜散热方式的选择没有依据；2）智能控制柜尺寸和制造缺乏统一标准；3）部分变电站由于本地气候特殊性，智能控制柜防尘防雨性能不足；4）提供智能 控制柜的GIS厂家与二次设备厂家配合不佳；5）柜内航空插头、光纤配线架、绕纤盘、光缆固定方式等缺乏统一标准，亟需规范；6）GIS招标技术规范中缺少散热方式及容积要求，无法对GIS厂家提出对智能控制柜的要求。

1.9.3 效益浅析

智能控制柜是二次设备下放后可靠工作的保障，是实现减少控制电缆用量、降低有色金属消耗、减小电缆沟面积等目标的基本前提，其可靠性直接影响二次设备的安全运行，是智能变电站建设不可或缺的重要的基础性设备。

1.10 一体化电源

1.10.1 应用情况

智能变电站一体化电源最主要的技术特征是将交流电源系统、直流电源系统、逆变电源系统、通信电源系统统一设计，实现变电站交流控制电源的集中供电和统一的监控管理；整合全站的蓄电池组，取消传统不间断电源（uninterruptible power supply，UPS）和通信电源的蓄电池及其充电单元和监测单元，减少建设成本和运行维护成本［5］。

试点工程共有3种方案，采用通信、二次整合蓄电池，一体化监控方案的共有34个工程；采用通信、二次整合蓄电池，非一体化监控方案的有2个工程；采用通信、二次独立蓄电池，一体化监控的有5个工程，多集中在330 kV 及以上工程。

1.10.2 运行问题

在投运的试点站一体化电源在运行过程中，整体运行情况较好，但也存在一些问题，主要有：1）个别工程ATS设备不稳定；2）一体化电源监控与监控后台通信不兼容。

1.10.3 效益浅析

与常规站用电源系统相比，采用一体电源的效益主要表现在：

（1）交、直流以及UPS电源由同一厂家供货，通信蓄电池与直流蓄电池整合，使采购成本降低。

（2）由于智能蓄电池巡检仪的使用，蓄电池不必定期整体更换，仅需更换存在隐患的个体，成本降低。

（3）一体化设计减少了人工巡检的工作量，因此减少了运行维护成本。

1.11 其他二次系统

1.11.1 时间同步系统试点站工程中站控层时间同步方式选择较为统一，绝大多数站采用SNTP网络对时。对于间隔层和过程层，部分站选择1588对时，部分站选择IRIG－B码对时，采用1588对时的站较多。

采用1588对时需要配置支持IEC61588的交换机，价格较高；且各装置对时依赖交换机，如果交换机故障或掉电，此交换机连接的各装置同时丢失对时信号。

1.11.2 辅控系统

智能辅助控制系统由图像监视子系统、周界防范子系统、门禁子系统、火灾报警子系统、环境监测子系统组成，通过辅控后台主机实现子系统之间与消防、暖通、照明等的联动控制。

41个试点变电站工程中，采用了智能照明的有21个站，环境监测与空调／风机联动的有30个站，视频联动有25个，水泵接入辅控系统的有15个站。

1.12 高级应用功能

1.12.1 应用情况

高级应用功能是区别智能变电站与常规变电站的核心所在，是实现变电站“智能”的关键，包括运行监视、辅助决策、调节控制、维护管理等类。试点工程高级应用功能差异较大，应用深度和广度也有区别。从总体上看，各试点工程中均已具备智能告警、故障综合分析、顺序控制等高级应用功能中的基本功能，其他高级应用功能则根据工程的实际配置选择采用。

1.12.2 运行问题

站域备自投、过负荷闭锁在个别110 kV 等级智能变电站试点工程中已有应用，低频低压减负荷和过负荷联切尚处于研究试点阶段。源端维护、优化调节控制、分布式状态估计除了厂站端要配置相应的模块外，主站端的系统也要有相应的配置功能，因此应根据当地的主站系统的条件有选择地实施。

1.12.3 效益浅析

智能变电站搭建的一体化信息平台具备了全面和标准的基础数据，为高级应用功能提供了有力的支撑。可直接面向用户需求，面向变电站的运行、检修、调试、管理等多方面，提高变电站的运行管理水平，提高变电站维护的自动化水平，实现变电站运行的实时自动控制、智能调节、在线分析决策及与电网的协同互动，为各级电网的安全、稳定、高效运行及电力设备全寿命周期综合优化管理奠定了基础。

2 智能变电站试点工程效益分析

2.1 建设成本

试点工程采用了大量的新设备、新技术。合并单元、智能终端、交换机、状态监测等设备处于研发阶段，未批量应用，设备购置费用较高；同时由于采用光纤网络互联，光纤熔接及设备调试等新技术，工作量增加，二次设备安装调试费用也有所上涨［6］。

试点工程中330 kV 以上及66 kV 工程数量较少，因此，对17个220 kV 变电站和17个110 kV 变电站初步设计静态投资进行统计，与常规站建设投资对比如表3所示。

表3 智能站试点工程与常规站工程建设投资对比表Tab.3 Investment comparison between pilot project of smart substation and conventional substation

2.2 运行成本

运行成本包括维修、站用电、巡视、值守、就地操作等费用。

现阶段，智能变电站新增了合并单元、智能终端、交换机等二次设备；由于智能变电站建设标准还未趋于稳定，各厂家设备短时间内不断更新，产品成熟度相对不高，故障率相对较高；就地智能控制柜的散热设备需定期维护、除灰和更换。故现阶段二次设备维修成本相对较高。

智能变电站通过状态监测技术，减少了设备维修次数和时间，从而节约了一次设备维修成本。

随着顺控等高级应用技术的逐步应用，调控一体化系统的建设，智能变电站巡视、值守、就地操作的费用相对常规站会降低。

综上所述，现阶段智能变电站的建设及运行维护成本都有所上升，随着智能化技术的深度应用和不断成熟，会逐渐趋于下降趋势，最终与常规站运维费用比较会相对降低。

3 关键技术评价与推广建议

根据智能变电站试点工程建设的实际情况，通过对现有智能变电站的相关设备和技术应用进行评价，对主要智能化技术今后的推广提出以下建议：

（1）电子式互感器长期运行的稳定性、可靠性还有待于进一步检验，应跟踪运行情况不断改进。

（2）状态监测参量中变压器油中溶解气体、铁芯接地电流监测、油温监测、SF6密度监测等技术已相对成熟，可以推广；变压器和断路器局放IED 应用效果有待检验，应继续试点应用，暂不推广；变压器套管介损、断路器机械特性监测等技术尚待成熟，可以继续试用。

（3）试点工程在“三网合一”和GOOSE 网络跳合闸方面均有应用，可选择110 kV 变电站推广使用。

（4）信息一体化及高级功能应用基本具备推广条件，应在推广使用的同时，继续提升变电站信息一体化水平。

（5）继续推广一体化电源系统、新建智能变电站配置智能辅助控制系统，实现图像监控、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制。

（6）推广光缆优化整合，在中低电压等级推广智能终端、合并单元一体化技术。

（7）对已投运试点站的直采网跳、网采网跳与1588对时技术继续积累运行经验。

（8）继续推进一二次设备的融合技术研发。

4 措施和建议

4.1 设备方面

（1）试点站中电子式互感器及采集器容易被操作时产生的VFTO 干扰甚至损坏，提高电子式互感器－采集器抗干扰能力及精度仍是下一阶段的重要工作。

（2）对于数字（光纤）接口计量表计，亟需完善接口标准、检定及校验方法，形成数字计量表计检验仪器规范。

（3）多数厂家交换机过热问题比较普遍，需考虑装置散热问题。

（4）对已投运的采用网络跳闸方案的变电站进行详细了解，对网络跳闸的正确率、信息传输速度等形成统计数据。

（5）对于智能控制柜，提高其环境调节能力，降低对散热装置的维护工作量和维护频率，降低运行成本，制定开门检修时的防雨措施。

（6）状态监测方面，厂家应提高产品质量和精度，提高调试水平，IED 应提供通用格式数据，以便接入监控系统厂家综合应用服务器。

（7）各厂家对运行、操作习惯及规约理解不一致，设备仍存在兼容性问题，统一各厂家间虚端子接口，应提出国网或地区电网内统一的虚端子类型和数量。

4.2 招标及造价控制方面

（1）考虑到电子式互感器—采集器—合并单元间规约有可能为私有规约，使用电子式互感器时，互感器、采集器和合并单元最好为同一厂家产品。

（2）针对智能化技术的发展方向，制定合理的设备分包方案。

（3）可借鉴110 kV 变电站经验，对220 kV 及以上电压等级变电站也采用二次总集成商的招标模式。可以降低设备造价，减少各方配合及设备联调时工作量和运输量，保证站内各设备间的兼容性，减少运行人员需要熟悉的设备品牌和型号。

（4）建议GIS／主变技术规范中加入传感器类型、数量及规约选项，内置传感器由GIS／主变厂家提供，保证设备密封性和绝缘［7］。

（6）由于集中招标时间和里程碑进度问题，光缆、电缆招标往往先于施工图，型号和长度无法把握。建议光缆、电缆仍由设计院在施工图结束后开列准确的电缆清册，通过施工单位采购。

4.3 设计方面

现阶段各监控、保护厂家开发自有的配置软件，系统集成由系统集成商完成，设计院仅进行虚端子设计，完成后交给系统集成商来制作SCD 和CID 文件。虚端子设计采用的软件多为 Excel 或AutoCAD，效率低且易出错，设计及校核工作量很大。绝大多数设计院并没有设计输出SCD 文件的能力，无统一的配置软件。因此，亟需开发一款适合设计人员使用的、对各装置厂家设备配置文件兼容性较好的通用配置软件，并对设计人员进行培训，提升设计阶段效率及设计质量。

4.4 施工调试方面

目前，电子式互感器、合并单元、计量表计的调试复杂，无法在现场校验系统整体精度，亟需研发相关校验测试设备。

针对智能变电站现场施工工作量大、调试复杂等问题，应向“工厂化预制、装配式建设”的智能变电站建设方向发展。

4.5 运行维护方面

目前网内多数检修及维护队伍对智能变电站中的交换机网络及通过光纤传输测量的保护测控装置了解程度不足，缺乏网络、交换机知识，且缺少必备的测试仪及检验工具，导致目前二次设备检修、维护、故障消除等工作严重依赖厂家。随着智能变电站进入全面建设阶段，厂家难以提供及时的维修维护。对系统内检修及维护队伍实现高标准培训，增强网络知识，配置适应智能变电站的保护、网络测试仪及检验工具，提高检修水平。

4.6 标准、规范、法规方面

电子式互感器及数字式电能表的计量标准无法进行溯源，也缺少检定或检验所依据的规程及相关检定认证机构对于仪器设备的检定证书，贸易结算用电子式互感器及数字式电能表也就无法进行合理、合法的溯源检定，所以现阶段关口表仍使用常规表计，需根据接线方式配置电压并列或切换设备。提高互感器—合并单元—数字式电能表计量系统精度，同时推进相关计量法规的更新，推广数字式电能表的应用，仍是下一步的重要工作［8］。

智能变电站采用了辅助控制系统以及状态监测系统，多数地区正在建设新的辅控主站以及状态监测主站。主站竣工前，部分地区需将变电站内视频监控系统接入原有的视频监控主站，由于主站系统较老，某些视频格式无法接入，需要配置特定型号的硬盘录像机或者较老的模拟式摄像机，才能接入，在现阶段招标模式下，设计方无法指定设备品牌，造成设计方、运行方、厂家协调配合工作量很大。因此，现阶段亟需规范辅控主站、状态监测主站系统的规约考虑及设备的兼容性［9］。

4.7 配套管理制度建设方面

智能化技术的深度使用，必须有相适应的管理制度。站内信息及设备的高度集成整合需要主站端的配套调整，需要运行、调度、基建及物资部门高度统一。各部门应做好协调工作，按照“统一规划，协调建设”的建设理念，总结已有工程及运行维护管理经验，配套建设相适应的管理制度。

5 结语

智能变电站试点工程在技术上全面执行《智能变电站技术导则》［2］、Q／GDW 393《110（66）～220 kV智能变电站设计规范》、Q／GDW 394《330～750 kV智能变电站设计规范》及《智能变电站继电保护技术规范》［4］等相关标准规范，并针对不同电压等级、不同地域的工程特点，全方位试点采用了一次设备智能化、电子式互感器、设备状态监测系统配置、通信网络配置、一体化电源等技术。实践证明，其技术发展方向是正确的。

随着智能电网建设的不断推进，对智能变电站的建设提出新的更高的需求。通过对已投运的41个新建智能变电站试点工程建设经验进行总结，深入探索前沿技术，创造了新一代智能变电站的建设模式。通过检测检验的电子式感器的采用、层次化保护控制系统的构建、组网方案的优化、“工厂化预制、装配式建设”的建设模式的实施、按站采用二次总集成商的招标方式等，深度优化了设计方案，有效控制了工程造价，达到了“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”的建设目标。

［1］国家电网公司.智能变电站试点工程评价报告［R］.北京：国家电网公司，2011.

［2］国家电网公司.Q／GDW383—2009智能变电站技术导则［S］.北京：中国电力出版社，2009.

［3］国家电网公司.Q／GDW Z410—2010 高压设备智能化技术导则［S］.北京：中国电力出版社，2010.

［4］国家电网公司.Q／GDW441—2010 智能变电站继电保护技术规范［S］.北京：中国电力出版社，2010.

［5］国家电网公司.国家电网公司输变电工程通用设计：110（66）～750 kV 智能变电站部分（2011年版）［M］.北京：中国电力出版社，2010.

［6］刘有为，邓彦国，吴立远.高压设备智能化方案及技术特征［J］.电网技术，2010，34（7）：1－4.

［7］王勇，曹保定，姜涛.电子式互感器合并单元的快速数据处理［J］.电网技术，2009，33（1）：87－91.

［8］李仲青，周泽昕，黄毅，等.数字化变电站继电保护适应性研究［J］.电网技术，2011，35（5）：210－215.

［9］国网北京经济技术研究院.变电站二次系统整合方案研究报告［R］.北京：国网北京经济技术研究院，2011.