浅谈智能化变电站调试中值得注意的几个问题1
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式智能变电站自动化系统的调试是确保系统稳定运行的关键环节，但在实际操作中常常会遇到一些问题。
下面将分析智能变电站自动化系统调试的常见问题及解决方式。
1. 系统通信问题：智能变电站自动化系统涉及到多个设备之间的通信，如果通信失败或不稳定，会导致系统无法正常运行。
通常的解决方式是检查设备之间的连接线路是否正确连接，检查设备的通信参数是否正确设置，检查设备是否支持相同的通信协议，如MODBUS等。
如果仍无法解决，可以尝试重新配置通信参数或更换设备。
2. 采样误差问题：智能变电站自动化系统中的数据采集是非常关键的，如果采样误差过大，会影响系统的测量和控制精度。
常见的采样误差问题包括采样频率不匹配、采样电压不稳定等。
可以通过调整采样频率和增加滤波器等方式来解决采样误差问题。
3. 逻辑控制问题：智能变电站自动化系统中的逻辑控制是实现自动化操作的关键，但在调试过程中常常会遇到逻辑控制不准确或无法实现预期控制的问题。
解决这类问题的关键是对逻辑控制的规则进行检查和调试，例如检查逻辑控制的输入是否正确，检查逻辑控制的输出是否符合预期规则等。
4. 软件故障问题：智能变电站自动化系统的调试过程中，常常会遇到软件故障问题，如软件崩溃、死机等。
解决软件故障问题的常用方式是重新启动软件、检查软件的配置文件是否正确设置、升级软件到最新版本等。
5. 硬件故障问题：智能变电站自动化系统中使用的硬件设备可能会出现故障，如传感器故障、控制器故障等。
解决硬件故障问题的方式是检查设备的连接是否牢固、检查设备的电源是否正常供电、检查设备是否存在异常报警等。
智能变电站自动化系统调试过程中常见的问题和解决方式有系统通信问题、采样误差问题、逻辑控制问题、软件故障问题和硬件故障问题等。
通过对这些问题进行分析和解决，可以确保智能变电站自动化系统的稳定运行。
智能变电站在运行中的常见问题及提升措施
智能变电站在运行中的常见问题及提升措施智能变电站是现代电力系统中的重要组成部分，它能够实时监测、有效控制电力设备的运行状况，提高电网的稳定性和可靠性。
在智能变电站的运行中，也存在着一些常见问题。
本文将介绍智能变电站运行中的常见问题，并提出相应的提升措施。
一、智能变电站运行中的常见问题：1. 软件故障：智能变电站的运行涉及到大量的软件系统，如监控系统、数据采集系统等。
由于软件系统的复杂性，可能出现软件故障导致设备无法正常运行。
2. 通信故障：智能变电站需要通过通信系统与其他设备进行数据交互和信息传输，如果通信系统出现故障，将会导致设备无法实现远程控制和监测。
3. 电力设备故障：智能变电站中的电力设备可能会出现故障，如变压器过载、开关断路器错误等，这些故障将影响智能变电站的正常运行。
4. 安全隐患：智能变电站涉及到高电压设备，如果操作不当或者设备老化，可能会引发安全隐患，如触电、火灾等。
二、提升智能变电站运行的措施：1. 健全软件系统：智能变电站应建立完善的软件系统，确保软件的稳定性和可靠性。
定期进行软件升级和维护，检查系统漏洞并及时修复，提高系统的安全性。
2. 加强通信系统的稳定性：智能变电站的通信系统应采用可靠的通信协议和设备，确保通信的稳定和可靠。
定期对通信设备进行检修和更新，提高通信系统的容错能力。
3. 实施设备巡检和维护：定期对智能变电站中的电力设备进行巡检和维护，发现问题及时修复，防止设备故障对变电站正常运行造成影响。
4. 增强安全意识和培训：加强智能变电站操作人员的安全意识，确保操作规范和安全操作。
定期对操作人员进行培训和考核，提高其技术水平和应急处理能力，减少安全事故的发生。
智能变电站在运行中可能存在软件故障、通信故障、电力设备故障和安全隐患等问题。
通过加强软件系统建设、通信系统稳定性、设备巡检维护和安全培训等措施，能够提升智能变电站的运行水平，保障电力系统的稳定和安全运行。
智能变电站在运行中的常见问题及提升措施
智能变电站在运行中的常见问题及提升措施随着社会的不断发展，能源领域也迎来了智能化的革新。
智能变电站作为电力系统中重要的组成部分，具有自动化、智能化、信息化等特点，可以提高电网运行效率和安全性。
智能变电站在运行中也会遇到一些常见问题，这些问题可能会对电网运行产生不良影响。
努力解决这些问题，并采取相应的提升措施，将对提升智能变电站的运行效率和安全性具有重要意义。
1. 设备故障智能变电站包括各种电气设备和控制设备，这些设备在长时间运行中很可能出现故障，例如绝缘击穿、断路器跳闸、保护装置误动作等。
这些故障将会导致变电站的正常运行受到影响。
2. 数据通信异常智能变电站需要通过数据通信实现设备之间的互联和集中监控，如果数据通信异常，可能会导致设备控制失效、监测数据错误等问题，严重影响变电站的运行。
3. 人为操作失误智能变电站涉及到复杂的设备和系统，人为操作失误可能会导致设备损坏、系统故障等问题，严重影响变电站的运行稳定性。
4. 安全隐患智能变电站在运行中可能存在安全隐患，例如设备绝缘破损、设备过载等问题，这些安全隐患一旦发生可能会导致事故发生，对变电站的运行安全造成威胁。
5. 风险管理不足智能变电站需要面对各种风险，如雷击、电网故障等，如果变电站的风险管理不足，将难以保障变电站的安全稳定运行。
二、智能变电站运行中的提升措施1. 定期维护保养针对设备故障问题，智能变电站需要建立健全的设备维护保养制度，对各类设备进行定期检测和维护，及时发现并处理设备故障，保障设备的正常运行。
2. 加强数据通信监控针对数据通信异常问题，智能变电站需要加强对数据通信系统的监测和管理，建立完善的数据通信监控系统，及时发现并处理数据通信异常，保障数据的准确传输和处理。
3. 人员培训和管理针对人为操作失误问题，智能变电站需要加强对人员的培训和管理，提高人员的操作技能和意识，严格执行操作规程，减少操作失误的发生。
4. 安全隐患排查和整改针对安全隐患问题，智能变电站需要建立完善的安全管理制度，加强对安全隐患的排查和整改，及时消除安全隐患，保障变电站的安全运行。
分析智能变电站二次设备调试中的几个问题
分析智能变电站二次设备调试中的几个问题摘要：进入新世纪以来，随着科技的发展以及生活生产方式的转变，传统的变电站的设备已经不能适应当今社会高速发展的需求，作为智能电网当中的重要组成部分之一，在此我们对智能变电站以及常规变电站当中的设备系统的结构和特点进行相互比较，从而找出智能变电站当中的二次设备进行调试过程当中所存的几个问题，同时对此问题进行解决并对智能变电站现阶段的运行和维护管理工作提出相应的建议。
关键词：二次设备调试；结构和特点；存在的问题在我国的电力系统当中，变电站的二次设备调试占据着非常重要的地位，在对变电站设备进行调试过程当中或多或少的会出现许多的问题，在此我们根据变电站二次系统的结构和特点以及相关问题进行讨论，以便于更好地处理职能变电站系统二次设备当中所发生的意外情况。
1 智能变电站与常规变电站的区别1.1 常规变电站当中的二次系统特点常规变电站的二次系统主要是采用单元之间相互间隔的情况进行布置，同时设备之间的信息是属于相互独立的。
同时信号的传输和对变电设备的控制等功能都是通过传统的电缆形式来实现的，常规的变电设备装置之间缺乏整体的协调功能和优化功能，在常规的变电站信息不能够共享［1］。
1.2 智能变电站当中的系统特点智能变电站的系统特点是经过同意的协议信号进行传输的，在设计功能当中包含了站控层、间隔层以及过程层的三层设备共同组合而成的，同时使用分层和分布的互联网货进行相互连接。
在二次系统当中统称为“三层两网”的结构模式，站控网络实现站控层设备和间隔层设备的相互连接，由过程层的设备对单元进行合并。
而在间隔层当中间隔层的设备主要包括装置保护、故障记录等、站控层的设备包含了监控系统以及故障信息检测系统，智能变电站的特点是独一无二的。
1.3 智能站与常规站之间相互比较智能站较常规站最为直观变化有两个部分。
第一个是电子式互感器以及合并单元和智能终端的网络设备的使用，第二个是硬接线的二次回路被传输报文信息的光纤和网络所代替。
智能变电站在运行中的常见问题及提升措施
智能变电站在运行中的常见问题及提升措施智能变电站是目前电力系统智能化建设的重要组成部分，具有很高的技术含量和运行风险。
在实际运行中，智能变电站存在一些常见问题，需要及时采取措施来提升其运行效率和可靠性。
1. 故障监测与诊断不及时智能变电站为了实现自动化、智能化运行，其系统安装了大量传感器和检测设备，一旦发生故障，可以通过集中式监控系统及时发现并进行处理。
但在实际运行中，由于人力资源不足等因素，有时监测与诊断不及时，导致故障得不到及时处理，影响电力系统的稳定运行。
提升措施：加强人力资源投入，建立完善的监测与诊断机制，提高故障处理效率。
2. 安全隐患智能变电站涉及到高压设备和高电流传输，一旦发生安全事故，将会导致极大的人身和财产损失。
而在实际运行中，由于一些维护人员的不当行为，如操作不当、疏忽大意等，往往会引发安全事故。
提升措施：严格执行安全制度和操作规程，加强人员培训，提高工作安全意识。
3. 能耗过高智能变电站系统包括多个子系统，涉及到大量的电力设备，其能耗较高。
若能耗过高，将会大大增加电力系统的运行成本，降低整个系统的经济效益。
提升措施：对智能变电站系统进行能耗分析，对能耗较高的子系统进行优化升级，加强节能意识，降低能耗。
4. 软件故障智能变电站是由多个不同的软件组成，软件存在各种错误可能导致系统运行异常。
而在实际运行过程中，由于软件版本不同、操作系统不兼容、病毒侵害等原因，软件故障时有发生。
提升措施：定期对软件版本进行更新升级，加强防病毒措施，加强软件测试和维护工作。
5. 维护周期过长智能变电站的维护需要定期进行，以保证系统的可靠性和稳定性。
而在实际运行中，由于维护周期较长，开销较大，往往会影响系统的稳定运行。
提升措施：优化维护策略，提高维护效率和质量，采用更加先进的技术和工具，缩短维护周期。
综上所述，智能变电站在实际运行中存在一些常见问题，需要从人员管理制度、技术工具和维护策略等方面加强改进，提高其运行效率和可靠性。
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式智能变电站自动化系统调试是保证系统正常运行的关键环节，但调试过程中常常会遇到一些问题，本文将分析智能变电站自动化系统调试中常见问题及解决方法。
一、通信问题智能变电站自动化系统涉及到众多设备的通信，如保护装置、遥控、遥信等，设备之间的通信状态直接影响系统的运行稳定性。
通信问题常见的表现有：遥信遥控功能异常、串口通信异常、网络故障等。
一般是由于通信配置不正确、设备通信参数设置错误、通信协议不匹配等原因导致，调试时应先检查通信配置是否正确，逐步排查。
二、逻辑运算问题智能变电站自动化系统中有许多逻辑运算，如保护逻辑、控制逻辑、故障诊断等。
逻辑运算异常表现为系统输出信号不正常、保护装置误动等情况。
逻辑运算问题多半是由于逻辑关系不正确、参数设置错误、逻辑中断等原因导致，调试时应通过逐步排查或 debug 工具进行定位。
三、设备配置问题智能变电站自动化系统涉及设备众多，设备配置不正确会直接影响系统的稳定性。
设备配置问题表现为系统无法正常启动、设备信号异常等。
设备配置问题多半是由于设备参数未设置或设置错误、设备连接错误等原因导致，调试时应检查设备连接情况、设备参数设置情况等，并逐步解决问题。
四、软件升级问题由于智能变电站自动化系统的软件功能不断更新迭代，软件升级过程中可能出现错误。
软件升级问题表现为系统无法启动、运行慢等情况。
软件升级问题多半是由于软件版本不匹配、升级过程中意外中断等原因导致，调试时应记录升级日志、检查升级文件是否完整，并逐步解决问题。
总之，进行智能变电站自动化系统调试时，应注重排查通信问题、逻辑运算问题、设备配置问题、软件升级问题等常见问题。
针对每个问题，采取逐步排除的方法进行定位和解决，以保证系统的正常运行。
智能变电站自动化系统现场调试常见问题及建议
智能变电站自动化系统现场调试常见问题及建议发表时间：2015-09-21T11:53:36.060Z 来源：《电力设备》第02期供稿作者：刘京辉[导读] 国网浙江省电力公司检修分公司兰亭运维站浙江杭州对于装置精度的验收调试，应在厂家联调阶段完成，便于及时发现问题和提高现场调试效率。
刘京辉（国网浙江省电力公司检修分公司兰亭运维站浙江杭州 311232）摘要：介绍了智能变电站自动化系统现场调试重点项目，结合工作实际情况，对调试过程容易出现的问题进行了分析，并提出了建议。
关键词：智能变电站；自动化系统；调试；建议1采样异常问题1.1装置精度不够在对某智能变电站调试主变差动保护时，利用模拟量微机测试仪输出额定电流、电压至高低压侧合并单元，发现保护差流明显偏大，分析发现高低压侧存在70角差，改用数字测试仪试验后差流正常，确定为高低压侧两合并单元采样异常引起的差流。
后经合并单元厂家程序调校，提高装置精度后再次试验误差达到允许范围。
建议：对于装置精度的验收调试，应在厂家联调阶段完成，便于及时发现问题和提高现场调试效率。
1.2直采网采模式混淆IEC61850-9-2（网采）采样值传输标准是在数据源端（合并单元）对时进行同步采样，依赖于全站统一对时系统以满足间隔层各系统应用。
在对某智能变电站调试合并单元直采/网采模式时，首先停用GPS装置，合并单元报时钟丢失告警，然后使用模拟量微机测试仪持续输出电压至主变低压侧电压合并单元（高压侧合并单元经光纤与低压侧合并单元连接），现场检查合并单元报装置采样异常，保护测控装置采样同样出现电压不规律衰减的浮动问题。
启用GPS装置，观察合并单元和保护测控装置发现恢复正常。
重复该试验，确证电压量采集采用网采模式，不符合设计要求。
建议：采用直采模式的智能变电站现场调试时，必须进行直采/网采试验，确保符合设计要求。
2 保护通道联调问题在对某变电站智能化改造线路保护通道割接调试时，通道调试正常，而在线路投运后出现了通道告警，保护被闭锁。
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式智能变电站自动化系统是现代电力系统中不可或缺的重要组成部分，它能够实现对电力设备的监测、控制和保护，提高电力系统的可靠性和安全性。
在实际调试使用过程中，可能会遇到各种常见问题，本文将对智能变电站自动化系统调试过程中常见的问题进行分析，并提出解决方式。
一、通信问题智能变电站自动化系统中各个设备之间需要进行通信才能实现相互之间的控制和监测，因此通信问题是调试过程中的常见问题之一。
通信问题可能表现为设备无法互相通信、通信延迟严重或者通信报文丢失等情况。
解决方式：1. 检查通信连接是否正常：首先要检查设备之间的通信连接是否正常，包括网线、光纤、通讯模块等各个部分。
2. 检查通信协议设置是否正确：确保各个设备的通信协议设置是一致的，包括波特率、数据位、校验位等参数。
3. 检查网络规划是否合理：如果是采用网络通信，需要确保网络规划合理、网线连接良好。
4. 查看设备日志信息：通过查看设备的日志信息，可以了解设备通信过程中是否存在异常情况，帮助排查问题。
二、数据采集问题智能变电站自动化系统需要对各种数据进行采集，并进行实时处理和分析，因此数据采集问题也是常见的调试问题之一。
数据采集问题可能表现为数据采集失败、数据缺失或者数据异常等情况。
解决方式：1. 检查采集设备是否正常：首先需要检查各个数据采集设备是否正常运行，包括传感器、数据采集模块等。
2. 检查数据采集参数设置：确保数据采集参数设置正确，包括采集频率、采集通道配置等参数。
3. 检查数据采集设备连接：检查数据采集设备的连接是否正常，包括电源供应、信号线连接等。
4. 检查数据质量：通过对采集数据的质量进行评估，可以及时发现数据异常问题，帮助排查问题的原因。
三、控制逻辑问题智能变电站自动化系统中的控制逻辑是系统运行的核心部分，控制逻辑问题可能导致系统无法正常运行或者出现操作失误。
控制逻辑问题可能表现为控制指令无效、控制逻辑错误等情况。
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浅谈智能化变电站调试中值得注意的几个问题郭旭光赵勇（河北省送变电公司，河北省石家庄 050051）E-mail:loxxol@，hnzhaoyong@摘要：智能化变电站的概念是采用先进、可靠、低碳、环保的智能化设备，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、协同互动等高级功能的变电站。
本文作者试图通过以苏正220kV智能化变电站的调试过程为例，分析在智能化变电站调试中可能会遇到的各种问题和解决方法，以供广大继电保护同行借鉴参考。
关键词：智能化变电站调试继电保护二次设备数字化引言智能化变电站是智能电网的重要组成部分，目前全国电网的智能化变电站建设正处于试点阶段。
苏正220kV变电站（以下简称苏正站）作为河北南网首座投运的智能变电站，其调试过程具有重要的参考价值，尤其是在调试中遇到的各种问题和解决方法，对以后的智能站调试具有重要的指导意义。
正文1 苏正智能化变电站概况1.1一次设备情况：苏正220kV变电站属于国网公司智能变电站试点工程，也是河北省公司首座220kV智能化变电站，工程于2011年5月1日开工建设，2011年12月23日投入运行。
本期建设2台180MVA主变，220kV出线4回，110kV出线3回，10kV出线20回。
220kV终期采用双母线单分段接线，本期为双母线接线，110kV、10kV采用单母线分段接线，220kV、110kV设备采用户内GIS，由平高电气提供，10kV设备采用铠装手车式金属封闭开关柜。
220kV、110kV 系统采用南京新宁公司的全光纤互感器，110kV线路采用普克尔效应光学原理的电压互感器，这是国内首次将光学原理电压互感器应用于实际工程。
电气一次设备配备智能状态监测系统，可在线监测、诊断设备运行工况。
1.2二次设备的构成：苏正站二次系统基于IEC61850通信标准构建，采用三层联网结构，采样值信息采用点对点直采方式，保护跳闸GOOSE信号采用直跳方式，其他GOOSE量采用网络传输，对时方式采用IEC61588网络对时。
在站控层积极实践站域保护，10kV备自投、主变过负荷联切功能由站域保护实现。
系统集成商为南瑞继保公司，监控系统（集成五防功能）、远动系统、保信子站系统、公用测控装置、220kV线路保护（每条出线其中一套）、10kV保护为该公司产品，其余测控装置、220kV线路另一套保护（带测控功能）、全部主变保护、110kV线路保护、220kV、110kV全部智能终端均为许继电气公司产品，此外还配备了武汉中元公司的故障录波器、山东鲁能公司的交直流一体化电源系统和南京南自公司的智能辅助系统。
2 调试问题浅析苏正站正式调试从10月4日开始，到12月23日结束，笔者作为调试主持人主持了调试的全过程。
现就调试中遇到的几个重要问题进行浅析：2.1光缆的安装敷设与整理光纤是智能化变电站中信号的主要传输媒介，这也是智能站与非智能站的一个显著区别。
苏正站的安装过程中用到了光缆、尾缆、尾纤、跳线等多种线缆，传输模式上也用到了单模、多模两种，光纤接口也涉及到了FC、SC、ST、LC等几种，可谓相当复杂。
在光缆的安装敷设中有几个问题值得注意：2.1.1施工现场各类线缆数量上应留有一定富裕，防止因缺少某型号线缆而导致的工期延误。
从前述的线缆类型来看，智能站可能涉及到的光纤类型一般都会比较多，而且各类线缆基本上不可能互相替代（这一点上铜缆就比较灵活，应急状况下，多芯可以代替少芯电缆，粗芯可以代替细芯，此外还可转接），而这些线缆的供货厂家可能也会涉及到很多家，同时对于带有光纤接口的尾缆，其长度是固定的，也决定了在使用上要受到很大限制，基于以上特点，智能站在安装敷设前应统计好所用各类光缆的种类及数量，防止遗漏，最好是每种线缆在设计阶段就留出足够的数量。
同时，调试人员在调试开展以前应首先进行光缆、尾缆等的勘察统计，对已经安装和未安装的线缆及现场剩余线缆数量做到心中有数。
尤其是数量较少或者较为特殊的线缆，要考虑到万一在调试中或者投运时发生问题必须有应急的备用材料。
2.1.2安装敷设时应避免光纤过度弯曲和敷设后应注意保护。
光纤的材质是玻璃丝，其强度肯定是无法与铜缆相比，但我们的施工现场已经习惯了铜缆的各种安装工艺和环境，同时现场的各方施工人员大部分从意识上也对于光纤的强度没有概念，这就导致了在施工中可能发生光纤容易被压、折、拉导致断裂，光纤接口未做好防尘措施或者弯曲过大导致衰耗剧增等问题。
此外，可能很多人都知道光纤弯曲过大可能折断，但实际上弯曲对光纤的损耗也有影响，这里有一个弯曲损耗的概念，所谓弯曲损耗是指如果光纤弯曲的曲率半径太小，将引起光的传播途径的改变，使光从纤芯渗透到包层，甚至有可能穿过包层向外渗漏。
在正常情况下，光在光纤里沿轴向传播的常数β应满足：n2k0＜β＜n1k0 (1)当光纤弯曲时，光在弯曲部分中进行传输，要想保持同相位的电场和磁场在一个平面里，则越靠近外侧，其速度就会越大。
当传到某一位置时，其相速度就会超过光速，这意味着传导模要变成辐射模，所以，光束功率的一部分会损耗掉，这也就意味着衰减将会增加。
一般建议动态弯曲半径不得小于光缆外径的20倍，静态弯曲半径不得小于光缆外径的15倍。
因此我们在光缆、尾缆的敷设时应尽量避免弯曲，无法避免弯曲时也应尽量增大弯曲半径，如安装盘纤轴等。
同时注意固定光纤时不能简单的用塑料卡子进行绑扎，这样将很容易出现过度弯曲造成损耗加大。
图1：光纤弯曲损耗示意图2.1.3尾纤的整理应尽量安排在装置调试之前，并做好线芯标识。
在智能化站的调试中，屏柜内尾纤的整理是一项很重要的工作，整理好光纤不仅可使屏内布线更加美观，同时也大大减少光纤的交叉缠绕造成传输损耗，同时进行必要的线芯标识也是为了将来运行维护方便。
此项工作应尽量提前进行，尽量安排在装置调试之前，如果调试之后再进行此项工作，则一是有可能导致在整理后光纤插错位置导致设备故障，二是整理后光纤不通导致需要重复试验。
在光纤的标识方面，由于屏内光纤的数量较多，我们在苏正站的调试中采用了在光纤的接头上粘贴标签，并制作光纤连接表贴于装置后面板的方式对每面屏的光纤进行详细标注，取得了良好效果。
光纤连接表中标识了每根光纤起终点所在的屏柜号、具体装置名称、插件、所插端口、光缆编号、光缆用途等，为将来的维护带来极大的方便。
2.2调试中应注意不同厂家设备间的兼容性虽然目前的智能站所用各种智能设备均基于IEC-61850通信标准，但各厂家的装置互相通信上还做不到100%兼容。
在苏正站调试中我们就发现了许继电气公司生产的测控装置和南瑞继保的监控后台在链路层处理机制存在差异，导致频繁发测控装置B网通信中断信号。
由于测控装置和监控后台之间采用的是MMS双网通信，正常情况下仅在A网进行数据的传输，B网平时仅保持链路层通信，但由于许继的测控程序存在bug，在B网的链路层报文中有时会产生部分校验码不对的错误帧，当错误帧发生连续出现时南瑞后台就认为测控装置的B网存在通信问题而报通信中断。
经过与许继厂家探讨此问题，发现许继自己生产的后台系统在判别通信中断的机制上并不一样，是采取判断实际数据报文出错后才会发出告警信息，因此在其他使用许继后台的变电站从未出现过此现象，后经过许继修改测控装置程序消除bug后，频发通信中断的现象消除，但从这个问题上就可以看出尽管目前各厂家都基于IEC61850标准研发各自的装置程序，但实际上每个厂家在通信细节上的处理不可能做到100%一致性，也就相应会产生各种问题。
在苏正站调试中，类似问题还出现在河北旭辉生产的消弧线圈智能系统与南瑞继保监控系统通信上，旭辉公司也对自己的程序进行了大量修改最终才确保了与监控系统通信正常。
此外在状态监测系统调试时，南京南自海吉公司生产的10kV光纤测温系统与上海思源公司生产的状态检测后台系统也存在通信问题，导致数据上传不正确，经过厂家研发人员反复调试后才得以解决。
总之，现阶段不同厂家智能设备间的通信可以说仍处于磨合期，凡是第一次进行通信合作的不同厂家，几乎都要进行程序上的修改才能确保通信正常，因此对于我们调试方来说，如果可能，应建议在今后的智能站设计中同一系统尽量采用同一厂家的二次智能设备，这样可以大量减少由于不同厂家间的不兼容带来的各种问题。
此外应尽量将涉及不同厂家间通信的调试工作提前进行，为解决各种通信问题留出足够的时间。
2.3数字式互感器的调试苏正站采用的是南京新宁光电公司生产的纯光学电流及电压互感器，经过互感器的各种调试后，笔者认为有下面几个问题值得注意：2.3.1应注意互感器二次输出中保护、计量级别的正确配置光学互感器与常规互感器相比不再使用多组二次抽头，但其二次输出保护和计量也是分开的，这就要求我们在配置互感器合并单元的配置时要注意正确使用相应准确级别的输出。
线路保护、母线保护装置都使用保护级别的输出，测控装置、电能表都要使用计量级别的输出。
由于靠一次升流、升压无法检验出各装置所用的级别是否正确（因为即使配错了也能看到数值），即使在送电后也无法看出，因此这里实际上成为了调试中的一个盲区，只能靠查看程序配置才可以确认。
因此在厂家对合并单元进行配置时我们应注意关注其配置是否正确。
2.3.2外附电源的正确使用光学互感器与常规互感器相比一个显著的特点就是必须使用外附电源，而此外附电源的重要性对整个二次系统来说不言而喻，一旦失电，相关的保护系统、测量系统、计量系统甚至整个母线保护就会全部闭锁或停止工作，因此我们对此电源回路必须予以高度重视，其相关报警功能也必须重点测试。
在苏正站调试中我们发现新宁公司生产的光学互感器其外附电源为直流，所用空开仅为2A，虽然经测试互感器在正常工作状态下功率仅有10W左右，但当互感器从失电到合上电源的瞬间，其启动电流有时会超过2A，也就是说所用空开容量不能满足实际需要，经过与设计和厂家沟通后，全站的互感器空开最后都换成了6A。
2.3.3PT并列功能的实现PT并列功能是PT检修时经常用到的功能，而对于数字式电压互感器来说，其PT并列的实现与常规站相比具有明显的区别，需要考虑的因素比较多。
尤其是在带分段的双母线系统中，更应该全面考虑各种情况。
从原理上，PT并列是采集母联或分段断路器及隔离开关的相关位置和PT并列控制把手的位置进行逻辑判断，当满足条件时将相应的母线电压复制到另外一条母线的电压上，与常规站不同的是，PT并列把手是单方向的，也就是说甲复制给乙和乙复制给甲是用不同的把手位置，这一点需要注意，此外当接线方式较为复杂时，也应考虑各种运行方式的情况，苏正站220kV系统的接线方式终期是双母线单分段，在此暂命名为1母、2母、3母，本期1母和3母是死连接，即为双母线方式。