下载文档原格式
智能变电站检修机制分析丰建军摘要：智能变电站是数字化变电站的延续和发展。
数字化变电站保护装置和测控装置的检修压板是保护装置检修进行试验屏蔽软报文和闭锁遥控的，不影响保护动作、就地显示和打印等功能；而智能变电站保护装置的检修压板是检修时闭锁相关保护动作的。
保护、测控、合并单元和智能终端都有检修压板，而且检修压板是保护屏上仅有的一个硬压板，不同智能电子设备（以下简称“装置”）之间检修压板组合会有不同动作行为，尤其是检修时，一定要深刻理解检修压板的内涵，正确投退不同智能电子设备的检修压板，避免保护装置不正确动作。
关键词：智能变电站；检修机制；公共数据类常规的变电站中，为了不干扰综自后台及调度正常采集站内信息和便于检修调试，检修一次或二次设备时，在保护自动化装置中专门设立了检修压板，这样在传动调试时，装置就不会向后台发送任何因检修时所上送的保护信号，也就不会影响本站后台或者各级调度正常的监测工作。
常规变电站中保护装置的检修就是在检修过程中不向其他任何设备发送信号，其功能比较单一。
实际上，在检修过程中由于人为的种种原因并未对保护装置降低安全隐患。
因此，为了避免保护装置因设备检修时造成误动我们需要一种新的检修方式来解决检修时带来的这些弊端。
随着整个电力行业的不断发展以及十二五规划，建立坚强的智能电网成为最终目标。
因此，智能化变电站将会越来越普及，而智能变电站中的一次或二次设备检修时，所出现的联带问题越来越值得关注，我们需要一种新的检修机制，来适应变电站发展和维护的需求。
因 IEC61850 规范标准的出现，在智能变电站中具有逻辑判断能力的设备数量开始增加。
因此，可以置检修的设备也就随之增加，这样为新机制的产生创造了条件，并在设备之间形成了一种配合关系，即在检修调试过程中，同一个间隔不同设备之间或者公用系统与某一个间隔或者某一个设备之间置检修后的相互配合。
这种配合关系，目的在于检修过程中避免检修设备发生误动，造成事故，这也就是我们要讨论的检修机制。
变电站智能压板检测的技术及运用探析1. 引言1.1 背景介绍变电站是电力系统中重要的组成部分，承担着将高压电能转变为适宜用户使用的低压电能的重要任务。
在变电站的运行过程中，压板是承载设备重量并传递电力的重要部件，其安全性和正常运行状态对电网的稳定性和安全性至关重要。
传统的压板检测方式存在人工操作繁琐、易出错、效率低等问题，难以满足变电站高效运行的需求。
随着人工智能技术的不断发展和应用，智能压板检测技术应运而生。
通过人工智能技术结合图像处理、深度学习等技术手段，可以实现对压板的自动化检测和分析，大大提高了检测效率和准确性。
智能压板检测技术还可以实现对压板的实时监测和预警，及时发现问题并采取措施，提高了变电站的安全性和稳定性。
本文将就变电站智能压板检测技术进行深入探讨，分析其应用场景、技术优势、挑战与问题以及解决方案，进一步探索其在电力系统中的重要作用和发展前景。
【说明：此文段仅为示例内容，实际内容需根据实际情况进行补充和调整。
】1.2 研究意义变电站作为输电网的重要组成部分，承担着电能的转换、配送和调控等重要功能。
而变电站中的压板作为连接各种电器设备的关键部件，其安全可靠性直接影响整个电力系统的运行稳定性。
目前，传统的压板检测方式存在着人工检测效率低、准确性差等问题，亟待引入智能化技术来进行优化升级。
研究变电站智能压板检测技术具有重要的现实意义和实践价值。
引入智能化技术可以提高压板检测的效率和准确性，减少人为因素对检测结果的影响，提高变电站的安全运行水平。
智能化技术还可以实现对压板的实时监测和预警，及时发现问题并进行处理，避免事故的发生，保障电力系统的稳定运行。
本文旨在探讨变电站智能压板检测技术的应用与优势，同时分析存在的挑战与问题，并提出相应的解决方案，为推动变电站压板检测技术的升级和发展提供理论支持和实践指导。
【研究意义】。
2. 正文2.1 变电站智能压板检测技术变电站智能压板检测技术是指利用先进的传感技术和数据处理技术，对变电站的压板进行非接触式的智能检测。
一起500kV智能变电站跳闸事故分析摘要：本文详细讨论了一起500kV智能变电站跳闸事故，阐述了事故发生过程，深入分析了事故发生的原因，并有针对性的提出了预防措施和改进建议。
为防止类似电网事故的发生提供了参考和借鉴。
关键字：500kV变电站；事故分析1 事故简述××年××月，某500kV变电站正常方式运行，该变电站1、2、3期工程同时开工建设，安装1×1000MVA主变压器一台，电压等级为500/220/35kV；500kV出线9回，采用3/2断路器接线；220kV出线6回，采用双母线接线。
10日15时，该站500kV#1、#2母线CSC-150型微机母线保护中的失灵直跳功能出口（另外一套母线保护为RCS-915E型，也包含失灵保护，未动作），跳开#1母线的5011、5042、5061、5071开关及#2母线的5013、5043、5063、5073开关，5013、5043开关的RCS-921A型断路器保护三相跟跳，500kV#1、#2母线失电。
跳闸过后变电站500kV系统接线图如图1所示。
2 事故原因分析调查人员到达现场后，通过查询故障录波器、调度自动化系统记录等，确认其时变电站的500kV#1、#2母线并未发生故障，CSC-150型母线失灵直跳功能的出口属于误动。
（一）变电站500kV#1、#2母线的保护配置500kV#1母线：保护I：RCS-915E（南瑞继保）保护II：CSC-150（北京四方）500kV#2母线：保护I：RCS-915E（南瑞继保）保护II：CSC-150（北京四方）（二）CSC-150保护报文分析CSC-150保护的报文显示，造成变电站500kV#1、#2母线同时掉闸的保护是CSC-150型母线保护中的失灵直跳功能。
变电站使用了CSC-150型母线保护的两部分功能：一是母差功能，二是失灵直跳功能。
失灵保护的动作逻辑在各断路器的断路器保护中完成，母线保护中的失灵直跳功能实际上只是为失灵保护提供出口回路，与母差功能的动作逻辑无关。
智能变电站继电保护检修体制一、智能变电站继电保护压板投退变得更复杂智能变电站继电保护压板数目的大批减少，其实不等于投退压板变的简单了然。
相反，不行能依据二次图纸找到压板的地点来投退。
需要剖析 IED 设施检修体制，联合详细检修工况，进行压板正确投退方式。
传统的鉴于模拟量 / 电平量模式的保护检修时，检修人员可采纳将电流/ 电压联接端子连片断开，以及把开入、出口、功能压板退出等举措在回路上保证检修设施与运转设施之间的二次回路完整隔绝。
对于智能变电站，不行能经过插拔光纤，更不行能经过改变装置参数配置进行检修/ 运转的切换。
相对于惯例变电站，智能变电站只在智能终端保存出口压板。
出口压板的投退与惯例站同样。
智能变电站功能压板只有一个，即检修压板。
依据 IEC61850 模型，在归并单元、保护装置、智能终端等每个装置设置一个检修压板，但其投退与惯例站是不同的，在检修压板投入时在其向外发送的 GOOSE 或许 SV 报文中增添检修位，接收装置判断检修位标记，当检修位标记完整一致时，方能出口。
二、正确投退压板前应熟习保护数据物理链路及信息走向1 、220kVGOOSE 网表示图220kV GOOSE A 网所联设施：母差保护 A 套，母联保测 A ，线路保护测控 A 套， 220 kV 间隔的智能单元 A、故录、网络剖析仪等。
A 套设施上 A 网， B 套设施上 B 网。
（1）各个间隔归并单元和保测装置采纳点对点方式实现电流电压传输；母线电压归并单元级联至各个间隔的归并单元以实现线路同期电压采纳 4-8 格式；保护的电压切换经过每个归并单元从本间隔智能单元获取刀闸地点信号（也能够与GOOSE 连结从网上取）来实现；母线电压归并单元达成电压并列功能；母线电压归并单元与其余间隔归并单元不一样，直接上 GOOSE 网，从GOOSE 网取母联开关、刀闸信号，智能单元和保测装置采纳点对点方式实现GOOSE 直采直跳。
智能站软压板误操作风险分析及防范措施摘要：以阳江供电局唯一一座500千伏智能站——500千伏鹅凰站为试点，本文章通过结合现有规章制度，总结500千伏鹅凰站投运前后运行人员关于二次设备软压板验收、运维及操作情况，较为全面的分析了智能站可能存在的误操作风险，并提出一系列关于防范二次设备软压板误操作的控制措施。
为阳江电网未来更多智能站软压板防误操技术的建设推进，提供必要的参考价值。
关键词：智能站，软压板，误操作风险，防范措施1 前言阳江供电局现有智能站较少，仅在2021年先后投运了两座智能站。
现阶段，运行人员智能站二次设备软压板验收、运维以及操作等相关经验与技能水平均存在不足，而且智能站二次设备软压板操作方面管控力度不足，存在较大误操作风险。
近期，贵州电网公司毕节供电局已出现一起因重合闸软压板漏投导致全站失压事件，突显安全生产形势之严峻。
为扭转不良安全生产局面，现结合500千伏鹅凰站投运前后的验收、运维及操作经验，进行二次设备软压板误操作风险分析，提出行之有效的防范措施。
2 阳江智能站软压板投退操作情况按照南方电网智能站标准化设计，智能站保护装置只设“远方操作投入”和“装置检修状态”两块硬压板，而保护功能压板、保护跳合闸出口压板等其他压板只设软压板，故运行人员无法在保护屏通过投退保护功能硬压板实现装置的保护功能及重合闸功能的投退。
虽然智能站后台监控机具备远方操作软压板功能，但是现有两座智能站内各种保护装置保护定值单均将“远方投退软压板”定值置0，导致阳江供电局运行人员只能在保护装置面板上操作软压板。
3阳江智能站软压板误操作风险分析现通过结合500千伏鹅凰站投运前后的验收、运维和操作相关经验，以具体操作对象和操作过程中的关键节点为关注点，对可能导致误操作的风险点进行全面分析。
3.1 后台机软压板误操作风险分析运行人员对500千伏鹅凰站进行全面验收工作。
在进行保护装置压板验收工作中，发现压板投退标识方面存在较大的设备操作及维护安全隐患。
智能变电站检修状态压板的功能及运行操作注意事项摘要：智能变电站的推广应用对电网运行、技术人员提出了新的要求。
现阶段，智能变电站整体较短，在日常维护与操作过程中仍然存在诸多不足，有待进一步完善。
鉴于此，笔者结合实践研究，对智能变电站检修状态压板的功能与规范操作展开分析，进一步推动智能化变电站发展。
关键词：智能变电站；检修状态；压板功能；运行操作；注意事项伴随着信息化、数字化发展，智能变电站得到了广泛应用，智能变电站具有信息搜集、检测、管理、保护作用，能够结合电网进行自动化控制、调节。
常规保护检修状态压板功能为屏蔽设备故障、动作信息。
智能变电站的智能设备中都安装了检修状态硬压板，保证设备检修时的有效运行。
一、智能变电站检修状态压板分析通常系统上安装投检修态的压板，装置检修过程中把压板投上，运行过程中压板退出。
现阶段，智能变电站选用GOOSE报文与SMV报文，达到开关量信号与交流模拟量信号的输送，在保护、检测、智能终端、合并单元传送的各网络报文数据包中全部有“检修位”。
在收到报文的检修为与实际检修位相同，则可判断成有效数据；反之为无效数据。
根据智能变电站检修压板类型划分可以分为几种：第一，合并单元检修压板。
当合并单元需要检修时，利用合并单元传输至保护、测控等其他装置的SMV的报文数据为检修位1。
第二，智能终端检修压板。
检修压板指的是在开关类一次设备需要投入时，智能终端不执行保护装置的跳闸指令与遥控指令。
第三，保护装置检修压板。
当保护装置需检修时投入，保护装置就会对SMV报文信息与GOOSE报文信息集中处理。
不过，不会执行动作出口与数据传输。
第四，测控装置检修压板。
当测控装置要求检修投入时，期装置就会执行遥控指令闭锁，不执行其他指令。
二、检修压板一致性要求当合并单元检修压板投入后，合并单元就会发送SMV信息检修位置1。
在保护与测控设备收到SMV指令后，相对于主体检修，在检修位相同时为有效信息，反之为无效信息。
智能站主变二次设备检修压板投退的分析和研究摘要：社会的不断进步和时代的全面发展，对智能变电站提供了创新型的技术支持。
特别是受变压器影响，需要使用不同的差动保护技术进行方法实践，全面遵循设备检修压板投退的基本原则，不仅有利于减小安全隐患的问题，还有利于提高检修的精度。
基于上述内容，本文分析了智能变电站的二次结构的构建方式，提出检修压板投退方法对智能变电站的影响价值，以期为变电站的发展提供技术性建议。
关键词：智能站；检修；保护；操作建议引言：受环境因素的影响，难免会造成电力系统故障的现象，限制了电网的经济效益的高效发展。
其中，继电保护措施就是保护智能站基础性能的设备之一，减小发动机、变压器等设备的安全隐患问题。
由此，需要重视检修过程中压板的投退技术，精准的分析设备的运维情况，做出系统的保护、防治措施，提高智能变电站的运维效率。
因此，需要精准检修压板的投退方式的基本内容，将其操作步骤拓展至实践当中，这对于提高设备的工作能力有积极意义。
一、智能站的二次结构的构建方法简析智能变电站主体分为两个部分：智能高压设备和信息统一平台。
其中，该设备主体以光纤作为信息传递的介质，通过互感器、保护装置等设备的控制，有效的实现多方面的数据、技术的监测。
在实际应用中，交换机设备使作用信息统一平台的核心装置，它有效协调了内部的信息网络的传递功能，进而实现有价值意义的信息共享功能。
同时，在后期的技术维护过程中，交换机需要协调智能变电站的实践过程设备、中介间隔设备以及总调度控制设备三个层面，并联动通信的信息网，纵向传递所有的数据信息，以此实现各操作层面的技术控制，让各层次的基础运维凸显的更加直观、透明[1]。
现阶段的智能变电站主体遵循IEC-61850的操作细则，主体操作流程如下：首先通过合并单元对智能变电站所产生的I、U值进行实践测量，通过数据模型进行测算与整合；其次通过调度控制网进行信息的传递，将这些信息输入至交换机当中，通过模型公式进行测算，实践保护装置的主体作用。
智能变电站事故分析及运维处理措施摘要：与传统变电站相比，智能变电站拥有更多超越和横跨传统变电站的性能优势，但是，随着智能变电站的日益推广和普及，一些不易发现的关于变电站运行稳定和信息安全的问题慢慢浮出水面。
本文首先分析了智能变电站常见故障，接着探讨当前变电站运行及维护过程中存在的问题，并提出几点优化措施，旨在为相关工作提供参考。
关键词：智能变电站；故障分析；运维措施；1智能变电站常见故障分析1.1电子式互感器设备异常主要包括合并单元异常、采集单元异常、采集器与合并单元数据光纤断线或虚断、互感器本体异常以及光纤回路或电源回路异常等。
1.2GOOSE回路异常主要包括光纤回路异常、过程层交换机电源消失、智能终端与交换机光纤断、交换机设备异常以及相关设备GOOSE端口异常。
1.3控制回路异常主要包括控制回路异常和控制电源异常。
1.4继电保护设备异常主要包括采集异常、GOOSE异常、保护装置外接同步信号异常、电源异常以及主CPU设备异常。
2智能变电站现存运维问题2.1传统变电站的信息安全隐患现今智能变电站的整体架构有一部分是依托传统变电站人工统计数据改造而来的，由于人工化的操作难以适应网络信息交互的复杂性，容易导致数据统计过程中出现差错，以致实际运行时信息遗漏丢失，给变电站的运行维护造成一定的信息危机，埋下一定的安全隐患。
例如传统变电站和智能变电站都存在二次安全防护设备，但整体结构基本沿用了传统变电站调度数据网安装纵向加密认证装置的部署方案，但在现阶段智能变电站内过程层采用GOOSE组网、站控层采用MMS网的复杂情况下，单一的数据网对调度主站的通讯加密已经不能百分百保证变电站的运行安全。
2.2数据信息同步采集存在一定困难在智能化的变电运行中，传统的各线路单元数据可以同步采集，但智能变电站是依靠互感器内部之间的回路来实现数据采集，中间的任一环节断链皆会导致整个采集工作的缺失和安全自动保护装置的闭锁。
例如智能变电站的GIS高压室内汇控柜存在智能终端的联锁功能，在无法正确采集到相应刀闸的实际位置时，该侧的线路刀闸是被闭锁操作的。
