智能化变电站是采用先进、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，可自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能的变电站。它在数字化变电站基础上发展而来，除基本功能外，还可支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策和协同互动等高级应用。作为智能电网输配电环节的重要基础与支撑，智能化变电站是智能电网的关键技术之一。
定义
智能化变电站指采用先进、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，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、协同互动等高级应用功能的变电站[1]。该定义最早出现在国家电网公司 2009 年发布的企业标准《智能变电站技术导则》中，该标准经修订后于 2012 年成为国家标准[2]。
智能化变电站在结构上分为过程层、间隔层和站控层。过程层也称设备层，由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元、智能终端组成，承担电能分配、变换、传输以及测量、控制、保护、计量和状态监测等功能；间隔层一般包括继电保护装置、测控装置等二次设备；站控层包含自动化系统、站域控制、通信系统和对时系统，完成数据采集与监视控制、操作闭锁、同步相量采集、电能量采集和保护信息管理等工作[3]。
智能化变电站与数字化变电站联系密切。数字化变电站由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在 IEC 61850 通信规范基础上，能够实现站内智能电气设备间的信息共享和互操作，被视为智能化变电站的基础和初级阶段，而智能化变电站是其发展与升级[4]。两者差别主要在于，数字化变电站侧重站内设备与系统间的互操作，智能化变电站则更强调变电站之间、变电站与调度中心之间的信息统一与功能层次化[4]。
原理
智能化变电站的核心思路是让一次设备智能化、二次设备网络化、设备检修状态化[3]。传统变电站以电缆传输信号，采用常规开关和基于电磁感应的电流互感器，智能化变电站改以光纤为主要传输介质，采用智能开关和电子式互感器作为主要一次设备，并按 IEC 61850 协议组织站内通信[5]。
电子式互感器是实现电流、电压模拟量数字化的关键设备，分为有源型和无源型。有源型电子式电流互感器采用罗氏空心线圈或小铁心线圈，依据法拉第电磁感应原理把一次侧电流转换为电压信号，再变换为光数字信号输出到合并单元；无源型的典型代表是基于法拉第磁旋光效应的光学电流互感器，线性偏振光通过磁场中的光学材料后偏振角发生偏转，偏转角度与电流瞬时值成正比。电子式电压互感器的有源型多采用电容、电阻或电感分压原理，无源型则基于普克尔斯效应检测线性双折射来间接测量电压[6]。
合并单元负责将电子式互感器的数字信号汇总后分发给保护、测控装置；智能终端则采集一个间隔内一次设备的位置和状态告警信息，并对一次设备实施控制，其输出数据格式符合 IEC 61850 规则，通过光纤与交换机相连[6]。各层之间按不同协议通信，站控层与间隔层保护测控设备间采用 IEC 61850-8-1，间隔层设备与过程层合并器之间采用 IEC 61850-9-2 点对点通信，间隔层设备与过程层智能终端之间采用 GOOSE 通信协议[7]。
发展历程
2004 年起，国家发展改革委陆续引进、翻译、转化并发布 IEC 61850 标准，该标准随后在数字化变电站和智能化变电站中大量应用，逐步成为智能化变电站乃至新一代智能化变电站建设的基础[2]。2009 年，国家电网公司发布《智能变电站技术导则》企业标准，首次明确智能化变电站的定义，并对其发展思路与建设理念提出系统性要求；同年，该公司结合第一批 4 座智能化变电站试点建设，组织开展智能变电站建设设计规范的研究编制[8]。
2010 年，国家电网公司发布《110（66）千伏～220 千伏智能变电站设计规范》和《330 千伏～750 千伏智能变电站设计规范》，统一了 66 千伏至 750 千伏智能化变电站的设计标准，规范了各类智能化变电站设计、设备的工程技术要求和配置原则[9]。2012 年，经修订更新的《智能变电站技术导则》成为国家标准[2]。
“十二五”期间，国家电网公司开展智能化变电站试点工作，建立了关键技术基本理论和技术标准体系。2013 年起，该公司推行“标准化设计、模块化建设”，开展标准配送式智能化变电站建设；2014 年又启动新一代智能化变电站的试点建设[2]。截至 2015 年底，国家电网公司共建设约 2800 座智能化变电站[2]。2024 年以来，新型数字化智能变电站在各地陆续投运，其中浙江首座新型数字化智能变电站 110 千伏雷东变于 2024 年 11 月在杭州送电投运[10]。
应用
智能化变电站用于输配电环节，承担区域电力供应与电网结构优化功能。2024 年 11 月，广州白云区 110 千伏大埔变电站投产，新增主变容量 12.6 万千伏安、110 千伏线路总长 8.4 千米，按 110 千伏智能变电站标准设计 V3.0 建设，应用基于“程序化操作加刀闸双确认”的技术手段并整合多种智能终端[11]。同月，安徽六安 220 千伏山杜变投运，本期建设 180 兆伏安主变 2 台、220 千伏出线 8 回、110 千伏出线 8 回、10 千伏出线 24 回，首次集成应用数字智能、绿色低碳、安全可靠三方面共 22 项关键技术，采用智能辅助监控集成设计[12]。
在运维层面，智能化变电站支持一键顺控、辅助设备监控和远程智能巡视等应用。2024 年 10 月投运的上海 220 千伏胜辛变电站采用一键顺控系统，使运维人员可在控制室内一键完成电气设备状态转换，将过去小时级的人工倒闸操作变为分钟级自动控制，并引入刀闸位置双确认机制，以 243 个摄像头实时查看刀闸分合指示位置；其辅助设备监控系统可实现全站设备表计数字化远传，远程智能巡视系统由 147 台摄像头和 60 台声音传感器组成[13]。
智能化变电站也被用于绿色低碳方向。2024 年 11 月投运的武汉庆云 110 千伏“零碳”变电站采用天然酯变压器和洁净空气 GIS 等环保电气设备，集成屋顶光伏、智能巡视机器人、数字孪生系统与综合能效管理系统[14]。山东东营 220 千伏董官变电站则采用主变压器铁芯夹件接地电流监测、二次系统在线监测等 21 项新技术，动环监测覆盖率超过 90%，人工例行巡检替代率达到 100%[15]。
局限
智能化变电站在推广早期面临技术标准不完善、系统集成度不高的制约。2010 至 2011 年实际建设投运数量低于预期，原因之一是参与试点项目的厂商技术路线不统一，系统集成度不高，另一原因是厂商在试点过程中成本控制不力，使智能化变电站整体造价一度高于传统变电站约 20%[16]。
部分智能设备本身存在可靠性短板。电子式互感器的长期运行稳定可靠性不足、抗干扰能力较差，曾是需要专项解决的技术问题，后续通过新技术应用才逐步提高其应用成熟度[17]。在电子式电压互感器方面，由于光学传感材料的可靠性、灵敏度以及微弱信号检测技术、稳定性等仍需改进，无源型电子式电压互感器尚未达到实用化程度[6]。此外，外界环境尤其是环境温度可能引起分压元件参数变化，影响分压比稳定性，直接关系到测量准确度[6]。
从适用范围看，电子式互感器的优势随电压等级升高而更明显，在电压等级较高的场合应用价值较大，而在中低电压等级使用电子式互感器的意义相对有限[18]。同时，智能化变电站涉及多厂家设备的互操作，需要通过统一建模和反复的互操作试验来保障，国家电力调度通信中心早期曾组织设备厂家开展 6 次互操作试验，为不同厂家设备之间的互操作打下基础[2]。
参见
参考资料
- 变电站数字化与智能化 [引用日期2026-10-14]
- “十三五”期间我国智能变电站再建8000座 [引用日期2026-10-14]
- 数字储能网 -零碳电网 [引用日期2026-10-14]
- 数字化变电站与智能变电站的关系 [引用日期2026-10-14]
- CN109474071A(PDF) [引用日期2026-10-14]
- 《宁夏电力》2013年第2期 [引用日期2026-10-14]
- 传统220kv变电站智能化改造方案 [引用日期2026-10-14]
- 国家电网公司发布两项智能电网规范-AET-电子技术应用 [引用日期2026-10-14]
- 国网发布66-750千伏智能变电站设计规范 [引用日期2026-10-14]
- 浙江首座！ 新型数字化智能变电站在杭投运 [引用日期2026-10-14]
- 更智能、更低碳！白云区110千伏大埔变电站投产 [引用日期2026-10-14]
- 安徽六安首座220千伏新型数字智能变电站投运 [引用日期2026-10-14]
- 首座！国网上海主网首座220千伏智慧变电站投运送电 [引用日期2026-10-14]
- show-1724863 [引用日期2026-10-14]
- 山东首座220千伏新型数字智能变电站投运 [引用日期2026-10-14]
- 智能变电站加速、配网自动化广泛试点 [引用日期2026-10-14]
- 新一代智能变电站 [引用日期2026-10-14]
- 数字化变电站概念 [引用日期2026-10-14]