智能变电站是建设坚强智能电网的重要基础和支撑节点。国家电网公司不断应用各类先进技术、工艺、材料，已经建成了很多智能变电站，有效解决了传统变电站信息共享差、互操作性差、操作效率低、二次电缆多等典型问题。
智能变电站的基本特点
智能变电站以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求。基本特点具体表现为一次设备数字化、智能化，二次设备网络化，高级应用互动化。
智能组件是区别于传统变电站最显著的特征之一，包含了合并单元和智能终端。合并单元是数据采样、预处理单元，常规电压/电流互感器二次模拟量通过电缆传输给合并单元，合并单元A/D模块将其转换为数字量信号后根据IEC61850-9-1/2或者IEC60044-8协议经光纤传输给保护、测控、网络分析仪等装置。智能终端是保护、测控装置的控制命令输出单元，其通过光纤接收来自保护、测控装置发来的GOOSE命令，将断路器、隔离开关的分合闸命令转换成相应继电器的硬接点输出，实现断路器与隔离开关的分合闸，同时还能采集断路器、隔离开关位置等开关量，通过GOOSE网上传给相应的保护和测控装置。智能组件一般就地安装，大大节省了二次电缆，减小了信号传输的衰减，提高了采样精度和控制命令反应速度。
全站信息数字化使各类信号以数字量的形式加以传输，这必然要求智能变电站采用大量的光纤来取代传统的二次电缆。光纤的大量应用有效解决了传统二次电缆抗电磁干扰性差、信号传输误差大、延时高、多点接地等问题。同时，IEC61850标准为信息网络化传输和信息共享标准化提供了标准规范，而光纤正是GOOSE网和MMS网的重要载体。
保护与测控装置中软压板的大量应用是智能变电站的另一特点。在智能变电站内保护测控装置、智能组件仅保留少量的硬压板，并且平时很少涉及操作，如检修压板、智能终端的分合闸出口压板等，软压板能够简化电气连接回路，保护功能投退、保护出口、定值区修改、定值修改等均可通过软压板进行遥控操作，缩短了操作时间，并为顺序控制操作奠定了基础。与差动保护有关的断路器在开关检修时其流变电流端子不再需要短接，只需退出相应合并单元SV接收软压板，大大简化了操作步骤，并且避免了电流互感器二次开路的风险。
由于全站信息共享，防误闭锁功能得到完善，大量软压板遥控操作的实现，为一键式的顺序控制操作(简称顺控操作)提供了可行性。顺控操作大大减少了人工干预，降低了误操作风险，提高了操作效率，缩短了停电时间。但是也正因为顺控操作中运行人员的参与度大大降低，对监控系统与二次网络的依赖性越来越大，所以要求其具有很高的可靠性和安全性。
设备巡视要点
众多高科技、新技术在智能变电站的推广应用，打破了很多传统的管理理念，有些新问题无据可循，有些甚至与现有的管理规范发生冲突，给变电运行管理部门提出了新的问题与挑战。
合并单元和智能终端通常以间隔为单位安装于智能组件柜内，并且与一次设备就近安装。巡视时首先要检查柜内是否有异响，正常时没有声音;其次检查设备各信号指示灯，正常时运行灯绿色常亮，报警灯灭，检修灯灭，GOOSE异常等各类异常灯灭，检查隔离开关位置指示灯与设备实际位置、系统实际运行方式一致;检查光纤接口是否紧密，是否有松动、脱落现象;检查热交换机运行是否正常，尤其室外智能组件柜，柜内温度是否超过允许水平。
当智能组件发生异常时，首先应该根据装置信号指示灯与后台报文快速查找异常原因，并将异常现象与原因汇报给调度和上级相关部门。对于运行人员能够立即解决且不影响设备运行的异常问题，应该立即现场处理。如果一时无法解决，应该等待检修部门和调度命令进行处理。
对于涉及保护的合并单元采样异常，应该退出相关的保护功能，如母线电压合并单元采样异常，与电压有关的保护应该退出运行或者取消复合电压闭锁功能;如果与差动保护有关的合并单元采样异常，应该停运相应的一次设备并退出该电流采样合并单元。
对于智能终端异常，若保护分合闸功能、遥控分合闸功能受影响，应该立即汇报调度，经调度同意可以重启一次装置，重启前需退出相应出口功能的软压板并投入检修状态硬压板，重启后若恢复正常，先退出检修状态压板，再投入相应的功能压板;如果不能恢复正常，应根据调度命令考虑将相关的一次设备停电，并联系检修或厂家对智能终端进行缺陷处理。
智能组件是作为新增的变电设备，出现异常和故障需要按设备缺陷管理制度进行定性处理。但是目前还没有统一的此类设备的缺陷库，按照智能组件故障时对设备、电网造成的危害程度，将智能组件的缺陷分为紧急、重要、一般3类。其中，紧急缺陷是直接影响保护功能，会造成保护误动、拒动的缺陷，如合并单元装置失电、光耦失电、采样中断、发送给保护装置的采样数据异常、智能终端GOOSE出口断链、装置光纤接口脱落等;重要缺陷是不影响保护的主要功能，但对设备正常运行产生重要威胁的缺陷，如合并单元采样无效、同步异常、隔离开关位置异常、热交换机故障、与测控装置有关的合并单元采样数据异常、GOOSE断链、装置信号指示灯损坏、光纤接口锈蚀、松动等。
软压板运维要点
软压板主要包含于主变保护装置、测控装置以及备自投装置中，其命名应该等同于变电二次设备的命名，需双重化命名且全站唯一，即名称加编号。但是目前对于不同的生产厂商，此类装置中的软压板命名规则不统一，都以各厂家自有的命名规则进行了初始命名，且由于软件技术原因，运行部门并无权限修改，有些即使请厂家修改，也因装置本身的原因而无法满足运维部门的要求，给日常的运维工作带来了不便。
以北京四方的CSC-326F/E数字式变压器保护装置为例。其软压板命名虽可在装置内修改，但是最多只能显示10个汉字的字节，或者只能显示20个数字、字母字节，这对于按双重命名规则的某些压板命名显然是不够的，如“1#主变110kV复压闭锁过流保护投入压板1LP1”，共有11个字母和14个汉字字节，无法全部显示，只能显示到“1#主变110kV复压闭锁过”，这使得在操作中需要核对设备命名的操作规范将无法实现。
为了解决上述矛盾，保护测控装置中保留设备的出厂初始命名;在监控后台机上采用设备实际的双重化命名;在保护测控装置的显示屏边额外制作一个软压板命名对照表，即保护测控装置中的软压板命名和设备实际的双重化命名(典型操作票、微机开票、实际操作票中的命名)对照表;一般的软压板操作均采用后台遥控操作、顺控操作，只需核对后台的软压板命名;在现场操作时，需核对对照表来确定软压板实际状态。
软压板的投退主要在后台机上遥控实现。在传统变电运行倒闸操作中，为了防止保护装置异常而误分合断路器，都按照先投功能压板后投出口压板，退出时顺序相反。对于出口压板，如果是硬压板，在投入此类压板时则需要先测量压板两端确无电压后方能放上，这可以有效防止误投压板或者在装置故障时投入压板引起保护误动。但是对于软压板，在投入此类GOOSE出口软压板前，目前还没有类似于硬压板那种有效的方法来检测保护回路的正确性，给设备的运行造成了一定的安全隐患，为了确保安全性，现在的做法仅是在投入软压板前检查与其有关的保护测控装置无异常、无告警信号，但是还不够全面和稳妥，因此需要设备厂商或者运行管理部门来提供切实可靠的解决方法。
保护装置一般分为跳闸、信号、停用三个状态，传统变电站均是通过投退相应的硬压板来实现，但对于智能变电站，这些操作均能通过遥控软压板来实现。跳闸状态操作包括保护功能投入软压板、GOOSE出口软压板、跳合闸出口硬压板均在投入位置;信号状态操作包括保护功能投入软压板，GOOSE出口软压板、跳合闸出口硬压板均在退出位置;停用状态操作包括保护功能投入软压板、GOOSE出口软压板、跳合闸出口硬压板均在退出位置。
对于退出部分保护功能的操作，如取消电压闭锁功能，只需在保护装置中将该电压采样SV接收软压板退出即可，又如某个间隔退出差动保护范围，也只需在保护装置中将该间隔的电流采样SV接收软压板退出即可。
顺序控制操作的运维要点
常规变电站的倒闸操作可以通过就地操作、遥控操作、程序操作完成，而智能变电站一键式的顺控操作正是一种程序操作方式，需要满足一定的技术要求和管理规范。
顺控操作的技术要求首先要求一次设备均配备电动操作机构，二次设备大量采用软压板，以实现后台遥控操作;其次要求全站信息网络化传输、信息共享，监控后台能正确采集设备实际状态，能正确发出控制命令与反校，并实现可靠的五防闭锁功能。顺控操作还需要有强制模拟预演的功能，且有人工紧急停止操作的实现手段。
顺控操作规范与传统操作有很大的区别，目前还没有统一的管理规范。以变电所监护操作流程为例，在操作过程中，要求每步操作前必须核对当前步设备命名与状态，在操作中要求逐项复诵操作并勾票，而顺控操作一键式完成，无法满足现有操作一步打一个勾的操作规范，需要运行管理部门出台新的操作规范。
目前所执行的顺控操作规则是：操作前，现场核对所有与操作有关的一次设备的实际初始状态，在监控后台核对软压板的实际状态;操作时，采用监护操作，严格管理监控后台操作人员、监护人员登录权限;认真核对操作指令和设备命名，在实际操作时履行唱票复诵制度;操作过程中仔细监视设备状态改变与操作指令的对应关系，如发生异常应立即人工中断顺控操作。操作后，现场检查一次设备是否达到操作目标状态，监控后台检查涉及的软压板是否达到操作要求，并且检查所有设备均无异常后终结本次操作。
如果出现操作中断，首先应立即停止顺控操作，并现场检查操作中断的具体原因，若能排除故障则可继续进行顺控操作，在继续操作前重新核对当前步的一次设备与软压板的实际状态;若不能排除故障，则应取消顺控操作，并可根据实际情况改为常规操作。
若中断后改为常规操作，如果未执行的操作步骤无变化，则可继续使用原顺控操作票，并在备注栏内写明转常规操作的原因与开始步数;如果后面的操作步骤有变化，则应该汇报调度，根据调度命令重新填写常规操作票，在原顺控操作票已执行步骤的下一栏内盖“已执行”章，并在备注栏内写明操作中断时的设备实际状态、中断原因，在新的常规操作票备注栏内写明转常规操作的原因与当前的设备状态。在恢复操作前，需现场核对一次设备及软压板的实际状态，确认无误后方可执行下一步操作。
变电站运行管理的其他问题
智能化的一次设备(如合并单元、智能终端、智能设备在线监测装置等)和网络化的二次设备(如MMS网络交换机、GOOSE交换机、网络分析仪、GPS对时系统等)其运行规程并不完善，需职能部门明确其调度管辖范围、归口管理部门、异常处理原则规范。而目前运维部门只能参照厂家的设备说明书编制相应的技术规程和总体的处理原则，且各厂家设备的差异性较大，需统一运行规程来加以管理。
顺控典型操作票应该纳入典型操作票的管理规范中，应该能够完成各种运行方式下的倒闸操作任务，典型操作票编制完成后需要经过上级管理部门审核，并且经过测试、验收合格后，经批准才能投入使用。经审核的典型操作票不准随意修改，若一次系统接线或者设备变动，影响到原本的顺控操作，则需要重新修订典型操作票，并且重新经过审核、测试、验收、批准等流程。
智能设备的缺陷处理、事故处理、以及调试和检修工作需要采用工作票。对于需要将一次设备停电或者做安全措施者，填用变电站第一种工作票，对不需要一次设备停电和做安全措施者填用变电站第二种工作票。由于智能变电站网络化程度很高，对于智能设备的检修所涉及的间隔将会很广，此时所做的安全措施也需要进一步加以规范。
对于智能变电站新采用的新技术、新设备，上级管理部门还没有出台与此相关的缺陷库，所以对于智能设备发生的缺陷还没有统一的定性、定级，在目前的实际操作过程中各单位均按照自己对缺陷所涉及的影响范围和危害程度进行缺陷填报，缺少一定的一致性和标准规范依据。
智能变电站是新材料、新技术、新工艺的综合体现。智能化设备的应用、高级应用功能的实现等对运行维护工作提出了很多新课题。一方面，要提高运行维护人员的生产技能水平，增加智能变电站相关知识的培训，使其具备设备结构、工作原理、性能特点、技术规范、维护要点、故障处理等方面的知识。另一方面，智能设备的归口管理部门、职能部门应该在智能变电站启动建设时提早介入，通过安排专业人员去设备厂商进行联调试验，使一些问题在出厂之前得到解决，避免了后期现场的重复工作，并且需在投运前提前制定相应的管理规范和标准，用以指导今后的运维工作。
