智能变电站继电保护检修机制一、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量的大量减少，并不等于投退压板变的简单明了。相反，不可能根据二次图纸找到压板的位置来投退。需要分析IED设备检修机制，结合具体检修工况，进行压板正确投退方式。传统的基于模拟量/电平量模式的保护检修时，检修人员可采取将电流/电压联接端子连片断开，以及把开入、出口、功能压板退出等措施在回路上保证检修设备与运行设备之间的二次回路完全隔离。对于智能变电站，不可能通过插拔光纤，更不可能通过改变装置参数配置进行检修/运行的切换。相对于常规变电站，智能变电站只在智能终端保留出口压板。出口压板的投退与常规站一样。智能变电站功能压板只有一个，即检修压板。根据IEC61850模型，在合并单元、保护装置、智能终端等每个装置设置一个检修压板，但其投退与常规站是不同的，在检修压板投入时在其向外发送的GOOSE或者SV报文中增加检修位，接收装置判断检修位标志，当检修位标志完全一致时，方能出口。二、正确投退压板前应熟悉保护数据物理链路及信息走向1、220kVGOOSE网示意图220kVGOOSEA网所联设备：母差保护A套，母联保测A，线路保护测控A套，220kV间隔的智能单元A、故录、网络分析仪等。A套设备上A网，B套设备上B网。（1）各个间隔合并单元和保测装置采用点对点方式实现电流电压传输；母线电压合并单元级联至各个间隔的合并单元以实现线路同期电压采用4-8格式；保护的电压切换通过每个合并单元从本间隔智能单元获得刀闸位置信号（也可以与GOOSE连接从网上取）来实现；母线电压合并单元完成电压并列功能；母线电压合并单元与其他间隔合并单元不同，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用点对点方式实现GOOSE直采直跳。（2）母差保护和每个间隔的智能单元、合并单元直接连接，母差的跳令和刀闸位置有两条通道（直跳和网跳，直采和网采）。许继和南瑞的区别。（3）母差保护和线路保测之间，启失灵，重合闸闭锁，远跳；（4）母差保护和母联保测之间，启失灵，从母联智能终端取TWJ、SHJ；（5）主变保护和220kV母联智能单元之间的物理链路；（6）主变保护和220kV母差保护之间的物理链路。2220kV（110kV）保测间隔链路图说明①线路间隔保测装置、智能单元、合并单元、电度表组一个屛，安装在就地。②线路MU直采方式与保测装置连接，保测装置通过SV接口从线路MU接收电流、电压；因220kV、110kV线路装的是三相PT、母线也是三相PT，线路保测、计量用三相线路PT、母线PT只是测控同期用。SV输出里包含以下模拟量：通道延时、CPU1线路保护电流A、B、C，CPU2线路启动电流A、B、C，线路测量电流A、B、C，线路保护电压A、B、C，线路启动电压A、B、C，线路测量电压A、B、C，母线电压C相（切换后取了单相）。电压切换由合并单元根据GOOSE网络中的闸刀位置自行完成。保测采样输入有SV接收软压板，③线路保测通过GOOSE直跳口从智能终端接收开关位置TWJA、B、C、刀闸、地刀位置、压力低等信号开入；测控功能通过GOOSE口向智能终端开出分、合闸等信号，保护功能通过GOOSE直跳口向智能终端开出跳闸（TA、TB、TC）、重合闸等信号；注意智能终端闭锁保护重合闸信号是否合成连线，110线路间隔出现手合重合的实例。线路保护和母差不直接联系，从GOOSE网络口接收母线保护闭锁重合闸、远跳等信号，向母线保护等开出启动失灵（TA、TB、TC、ST）等信号；④从MMS网络口获得其它间隔的联闭锁位置信号、摇控信号、远方定值切换等信号，向其它间隔发送本间隔位置信号、向监控后台及远动机发送遥信和遥测等信号。保护和测控功能的软压板和硬压板应相对独立。⑤线路间隔保护和测控采用保测一体装置，虽然SV输入接口和几个GOOSE输入输出接口均独立，MMS接口独立。但保护、测控共用以太网插件、CPU插件、DSP（数据信号处理）插件，保护、测控采用同一插件接收交流量采样，也采用同一块CPU插件进行处理。上述插件故障会同时影响保护、测控功能。保护修改定值或进行定值区切换或进行程序升级，需要重启装置，会影响测控功能。保护启动、动作或者改信号状态不会影响测控功能。测...
