1. 国网目前推广的运维一体化，已经要求运行人员进行压板和定值 操作。
2. 智能化变电站已经可以实现遥控切换定值区，但是各保护厂家兼 容性不好。对于外厂家往往无法实现。
3. 检修压板操作应注意，防止检修不一致退出保护运行。
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§5.4.3一体化监控系统防误闭锁管理
1. 蓄电池要求三次充放电试验。
2. 蓄电池组冲击放电，目前施工单位不进行。
3. 蓄电池内阻测试和开路电压易不合格。
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6.2充电ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ元
6.2.2 充电机稳压精度≤± 0.5% ，稳流精度≤± 1% ， 纹波系数≤ 0.5% ； 6.2.3 应具有软启动特性，软启动时间 3 ～ 8s ，防止开机电压冲击； 6.2.5 高频开关电源型充电模块采用并联运行方式，模块总数宜不小于 3 块； 6.2.6 高频开关电源型充电模块并机工作时，在额定负载电流的 50% ～ 100% 范围内， 其均流不平衡度应不大于 ±5% ；
1. 明确了验收时间，拒绝赶工验收。
2. 提出了提前介入验收，注意为去确保后期验收时间，运维单位注 意提前介入验收时间不应计入整体验收时间。
3. 验收时需有与实际相符竣工草图，竣工后有电子版图纸。
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6 文件及资料验收
6.1 设备硬件清单及系统配置参数。 6.2 设备说明书。 6.3 IED文件、ICD文件、SCD文件。 6.4 全站MMS、GOOSE、SV网络通信配置表 6.5 交换机VLAN配置表 6.6 设备现场安装调试报告 6.7 竣工草图 6.8 现场验收申请报告
1. 接地选线功能是绝缘监测的重点检查项目。由于霍尔传感器国产 化，长期运行后易损坏。
2. 要求厂家增加蓄电池总保险击穿告警信号。
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5 验收组织管理及要求
5.4 现场验收的时间应根据现场验收方案的工作量决定，110kV智能变电站 现场验收的时间应至少在启动投运前20个工作日进行，验收时间由验收工 作组根据验收方案的工作量决定。 5.6 对于新建智能变电站可提前介入工程安装调试工作，严格按照《继电保 护和电网安全自动装置检验规程》的要求，对继电保护装置、二次汇流进 行整组测试，重视对电流/电压互感器、断路器、隔离开关、光纤（高频） 通道等二次回路的验收检验。 5.7 新设备投产前，工程管理单位应组织新设备投产交底，向运行维护单位 移交与现场投产设备相一致的图纸、保护装置技术资料、调试报告、备品 备件和专用试验仪器工具等；新设备投产后1个月内，工程管理单位向运行 维护单位提交纸质和电子版竣工图纸。
2. 一体化五防弊端：因综合自动化系统配置的打印机不标准，操作 票打印不能完全满足需要，需要慢慢整改
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§6.2现场运行规程编制
6.2.1 全站网络结构：站控层、间隔层、过程层的网络结构和传输报文形式， 网络出现异常情况时的处理方案，明确公用交换机故障处理时应停用保护 的范围和方法。 6.2.2 一体化监控系统：系统功能介绍及构成、网络连接方案、测控装置作 用、 顺序控制等高级应用的功能介绍、日常巡视检查维护项目、正常运行 操作方法及注意事项、事故异常及处理方案。 6.2.3 在线监测系统：功能介绍及构成、网络连接方案、 主要技术参数及 运行标准、日常巡视检查维护项目、正常运行操作方法及注意事项、事故 异常及处理方案。 6.2.4 辅助系统：视频监控、安防系统、照明系统、环境监测、光伏发电等 系统功能介绍及构成、网络连接方案、主要技术参数及运行标准、日常巡 视检查维护项目、正常运行操作方法及注意事项、事故异常及处理方案。 6.2.5 电子互感器：功能介绍及构成、主要技术参数及运行标准、日常巡视 检查维护项目、投运和检修的验收项目、 正常运行操作方法及注意事项、 事故异常及处理方案。
1. 明确要求尾纤、光缆、网线应有足够清晰的标识。 2. 尾纤、光缆的弯曲半径，防止尾纤提早老化。 3. 不与电缆共同绑扎，防止电缆松动或抽出牵引。
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8 配置文件验收
8.1 装置ICD文件验收 8.2 SCD文件验收 8.3 二次系统虚端子验收 8.3.1 检查SCD文件中的虚端子连接应与设计图纸一致。 8.3.2 检查SCD文件中信息命名应与装置显示及图纸一致。
§5.2压板及定值操作管理
5.2.1 运行人员应明确软压板与硬压板之间的逻辑关系，并在变电站现场运 行规程中明确。 5.2.2 运行人员宜在站端和主站端监控系统中进行软压板操作，操作前、后 应在监控画面上核对软压板实际状态。 5.2.3运行人员宜在站端和主站端监控系统中进行定值区切换操作，操作前、 后应在监控画面上核对定值实际区号， 切换后打印核对。 5.2.4正常运行时，运行人员严禁投入智能终端、保护测控等装置检修压板。 设备投运前应确认各智能组件检修压板已经退出。
1. ICD、SCD文件验收，需要很高的技术水平，目前普通调试人员 不满足，要求厂家提供的ICD经过国网电科院开普试验室检测， SCD校验无异常即可。
2. 虚端子连接可采用SCD文件导出版与设计版核对方式进行。 3. 要求SCD文件中的每一个有用的DO都依据实际内容进行信号名
称实例化。
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1. 稳压稳流精度和波纹系数，反应充电模块内部是否老化，现场应 该严格检查，不满足要求的应让厂家更换。
2. 均流不平衡度，防止模块损坏后发生雪崩效应，逐一报废。
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7监控模块
7.2.1 绝缘监测 7.2.1 a)当直流母线发生接地故障（正接地、负接地或正负同时接地）， 其 绝缘水平下降到低于25kΩ时，绝缘监测应报警，并显示接地的极性和对地 绝缘电阻值、对地电阻； 7.2.2 接地选线 ：当绝缘监测装置发生报警时，接地选线装置应选出故障支 路，且在选择接地选线时，引起的对地电压波动不应大于 10% 的系统电压。 7.3.3 交流装置保护动作、系统异常、直流绝缘故障、充电装置交流失电、 UPS 电源故障等应配置硬接点输出；
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§6.2现场运行规程编制
6.2.6 合并单元、采集器、保护装置、智能终端、安全自动装置：功能介绍 及构成、 网络连接方式、主要技术参数及运行标准、日常巡视检查维护项 目、软压板与硬压板之间的逻辑关系、正常运行操作方法及注意事项、事 故异常及处理方案。 6.2.7 站用交直流一体化电源：功能介绍及构成、网络连接方案、主要技术 参数及运行标准、 日常巡视检查维护项目、正常运行操作方法及注意事项、 事故异常及处理方案。 6.2.8 根据变电站的设备增加和系统功能变化，及时完善变电站现场运行规 程。
3. 调试报告是施工单位进行项目的记录，可以反映调试内容。竣工 草图需重点检查光路链接，确保图实相符。
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7.5电缆、光纤、光纤配线架、网线验收
b) 尾纤、光缆、网线应有明确、唯一的名称，应注明两端设备、端口名称。 c) 尾纤的连接应完整且预留一定长度，多余的部分应采用弧形缠绕。尾纤在 屏内的弯曲内径大于10cm（光缆的弯曲内径大于70cm），不得承受较大外 力的挤压或牵引； d) 尾纤不应存在弯折、窝折现象，不应承受任何外重，不应与电缆共同绑 扎，尾纤表皮应完好无损。 f) 光纤配线架中备用的及未使用的光纤端口、尾纤应带防尘帽。
9.1 合并单元
9.1.1 采样值报文格式检查。 a) 报文格式应符合国网支持通道可配置的扩展IEC 60044-8和IEC61850-92协议格式； b) 报文中采样值发送通道顺序应与SCD文件中配置相同。 9.1.2 采样报文通道延时测试，包括MU级联条件下的测试。 9.1.3 采样值同步性能检验 a) 合并单元输出的采样同步误差不大于±1μs； b) 守时误差不大于±4μs； c) 采样值发送间隔离散度不大于250±10μs； d) 失步再同步功能测试不大于250±20μs。 9.1.4 同步异常告警检查。 a) 外时间同步信号丢失GOOSE告警报文检查； b) 合并单元失步GOOSE告警报文检查； c) 同步异常时合并单元1PPS告警指示灯指示检查。 9.1.5 采样值状态字测试。 a) 同步/失步时，检测合并单元发送的采样值数据同步指示位应指示正确；
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6.1蓄电池
6.1.1 蓄电池组按下表规定的放电电流进行容量验收，蓄电池组允许进行三 次充放电循环，10h率容量在第一次循环不应低于 0.95C10 ，第三次循环应 达到额定容量。 6.1.2 蓄电池组按规定的事故放电电流放电1h后，叠加 8I10 的冲击电流， 进行 10 次冲击放电。冲击放电时间为 500ms，两次之间间隔时间为 2s， 在 10 次冲击放电的时间内，直流（动力）母线上的电压不得低于标称电压 的 90% 。 6.1.3 每只蓄电池内阻值与标称值之差的绝对值不大于标称值的10% 。 6.1.4 蓄电池组中各蓄电池的开路电压最大最小电压差值不得超过0.03。
5.4.3.a）防误闭锁功能应由运行部门审核，经批准后由一体化监控系统维护 人员实现。 5.4.3.b）防误闭锁功能升级、修改，应进行现场验收、验证。 5.4.3.c）应加强一体化监控系统防误闭锁功能检查和维护工作。
1. 推广一体化五防，不单设五防机。各后台厂家吞并了原五防厂家， 五防系统彻底整合进综合自动化系统。
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5.1 站用交流电源
5.1.2.b) 自恢复功能：交流电源在主备用供电方式下应具有自恢复功能， 主 供电源失电恢复正常后， 应能自动恢复到由主供电源供电方式。 5.1.2.c )开关状态采集功能：应具有进线开关、馈线开关、母线分段及 ATS 等状态采集功能。 5.1.2.d )电源模拟量采集功能：应具有电流、电压、功率等模拟量采集功能。 5.1.2.e )保护功能：当交流电源过载或短路时，应自动切除故障， 故障排除 后， 应能手动恢复工作， 现场无条件时， 可通过查阅相应报告。