河滨220kV智能变电站数字化技术的应用(7)

变电站现场调试验收方法

在继电保护方面存在的问题及现场解决

置启动闭锁重合闸功能闭锁重合。

（4）由于2套保护装置在过程层中分别处于GOOSA网和GOOSB网中，导致重合闸相互闭锁功能缺失。现场解决此问题的思路是：2套智能终端的闭锁重合闸开入通过空接点形成电气联系，再利用“虚端子”连线分别关联对应的保护装置的闭锁重合闸功能。

（5）由于功能的分布化，保护装置、合并单元及智能单元分别配置检修压板，逻辑上增加了实现检修状态功能的复杂性。国网规范只针对检修一致性有说明，并没有规范不同间隔检修时具体保护的逻辑配合问题。由于各厂家在技术规范理解上存在差异，使得母差保护等需各间隔相互配合的保护，增加了实现的困难度。2.2.2其他方面产生的问题及解决办法

（1）由于测控装置实现的逻辑闭锁功能和GIS

实现的电气闭锁功能在设计上存在差异，导致在测控装置和智能组件柜处分别退出闭锁时，会出现五防逻辑的不统一，本站解决策略是取消逻辑闭锁来避免逻辑混乱。

（2）母差、主变等公用设备难免要通过交换机间的级联来完成通信，所以在同一电压等级间保留VLAN，在一些需要级联的部分取消VLAN，来保证继电保护逻辑的完整性。

（3）由于本站利用大量的传感器件采集设备状态信息，但这些器件在运行时的精确性和可靠性不能保障，造成状态检修等高级应用并没有切实地投入运行，本站对于状态检修等应用也只是接入子站系统。

本站由于断路器机构延用传统变电站设计思路，配置2组跳闸线圈、1组合闸线圈，使得第2套智能终端不能独立实现对断路器的合闸操作，这有悖于智能变电站设备互操作性的理念。这样相悖的特性，使得现场施工验收时出现了以下一些问题。

（1）为了实现双套保护都满足低气压闭锁重合闸的要求，施工调试人员只能通过现场加装中间继电器的方式，通过重动接点来满足双重化配置的需要。

（2）由于第2套操作箱合后继电器不能启动，导致事故总信号不能发出，现场只能通过第1套智能终端合后继电器常开接点串接第2套智能终端跳闸位置接点后，接至第2套智能终端的事故总开入来解决此问题。

（3）手跳放电功能的缺失，导致在偷跳启动重合闸投入时，遥控分闸后断路器自动重合。现场解决此问题的思路是：将智能终端的手跳开入串接空接点，并通过“虚端子”连线将此空接点关联保护装置闭锁重合闸功能，即遥控分闸时保护装

3结论

（1）河滨220kV智能变电站和传统变电站相比，实现了从设备冗余到信息冗余的转变。

（2）由于设备生产厂家、设计人员和施工验收人员对变电站智能技术的理解不够深入，导致了河滨220kV智能变电站在建设过程中存在着文中所述的功能缺陷和调试困难。

（3）智能变电站的设备生产、设计、调试、运行

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