智能变电站案例分析
一起智能终端告警案例解析
设备异常。详细解析了一起智能终端插件异常引起的告警案例处理过程，为智能变电站安装调试及运维检
修中类似问题的分析及处理提供经验和借鉴。
关键词：智能终端；插件；GOOSE 告警
中图分类号：TN87
智能变电站继电保护二次设备中的智能终端、 段母线压变隔离开关、110 kV I段母线压变接地开关。
合并单元装置的工作环境在室外或室内高压设备区，
110 kV I 段母设相关的一次设备示意如图 2，图 置会告警。
中有 3 把开关：110 kV I 段母线接地开关 、 110 kV I
在厂方将 CPU 板件里的 CONFIG 文件中检测
RURAL ELECTRIFICATION
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2019 年第 6 期 总第 385 期
1906() 第46页 共111页
该智能终端采集这 3 把开关遥信状态 GOOSE 传
高压设备区空间较大，且一般没有降温除湿装置， 送至母设测控装置，后台及调度 SCADA 可以远程
夏季高温时高压设备区温度和湿度均过大，这是装 发遥控分闸/合闸令至母设测控装置，再由智能终端
置出现异常的诱因之一。同时装置插件其他异常情 出口对 3 把开关进行操作。
检 查 母 设 测 控 装 置 的 自 检 信 息 中 有 “1213 板
仔细检查在 CPU 板件中配置的 CONFIG 文件，
GOOSE 总告警”的记录。
CONFIG 文件程序语句批处理，在智能终端重启时，
2 母设智能终端的信息流及功能
会检测所有板件是否正常，均无异常则检查通过。 如果所有板件中任一块异常，检测将不会通过，装
夏季某天，该智能终端告警灯点亮。后台画面
做最小化测试，拔出所有 BI/BO 插件，留下
变电部分案例分析（5题）（精选5篇）
变电部分案例分析（5题）（精选5篇）第一篇：变电部分案例分析(5题)变电部分案例分析（5题）【1】变电站技改工作中人身触电死亡事故。
（安全情况通报2010年第4期）（一）事故经过2010年8月19日，一座220kV变电站进行技术改造工程，主要内容为全站综合自动化改造，其中包含更换10kV高压柜及其他部分一次设备。
涉及单位有供电公司（建设单位）、施工单位、设计单位、监理单位、设备生产厂家。
10kVⅠ段高压柜于2010年5月21日开始施工（当时10kVⅠ段电压互感器高压柜安装也是此班组施工），施工单位变电工程分公司于2010年5月27日向供电公司生产技术部提交了10kVⅠ段高压柜的竣工报告。
5月28日，生产技术部组织变电运行分公司、变电检修试验分公司、电力调度中心相关人员对变电站10kVⅠ段电压互感器进行了验收，当时发现电压互感器未按招标文件要求提供二次补偿绕组，后告知厂家，厂家答应重新发货（带二次补偿绕组电压互感器）。
由于该缺陷暂不影响运行，考虑到10kVⅠ段母线带有重要负荷，6月7日18时37分10kVⅠ段母线电压互感器投入运行。
在厂家发送带二次补偿绕组的电压互感器到货后，供电公司8月17日安排由施工单位变电工程分公司进行技改，8月19日对电压互感器进行更换。
8月18日20时，220kV变电站收到施工单位变电工程分公司检修班的一份变电第一种电子工作票，工作内容为“10kVⅠ段电压互感器更换”，工作票编号为“变电站201008015”，工作负责人为徐×，工作票签发人为彭×。
8月19日7时10分，变电站值班员汪×接到地调洪×关于10kVⅠ段母线电压互感器由运行转检修的指令，操作人徐×，监护人何×，填写并执行“变电站201008015号”操作票，于7时23分完成操作，将10kVⅠ段母线电压互感器由运行转检修。
变电站运行人员未认真审核工作票上所列安全措施内容，只按照工作票所填要求，拉出10kVⅠ段母线设备间隔9511小车至检修位置，断开电压互感器二次空开，在Ⅰ段母线电压互感器柜悬挂“在此工作”标示牌，在左右相邻柜门前后各挂红布幔和“止步，高压危险”警示牌，现场没有实施接地措施。
情景再现：变电站各类事故案例分析
情景再现：变电站各类事故案例分析2023年，变电站仍然是电力系统中不可或缺的重要组成部分。
然而，在使用变电站的过程中，各类事故依然时有发生。
本文将针对电力系统中变电站的各类事故进行案例分析，以期提高变电站的安全性和稳定性。
首先，我们来分析一下由设备故障引起的变电站事故。
由于设备的老化、损坏、误操作等原因，很容易引发变电站发生故障。
如果不及时发现和处理，这些故障会导致变电站的工作失灵或短路，从而导致电力系统的故障。
例如，在2019年，南昌某变电站发生了由设备故障引起的事故。
当时，由于电缆发生故障，变电站的出线装置失效，导致变电站出现短路，整个变电站瞬间失去电力。
这就给电力系统带来了很大的影响。
为了避免此类事故的发生，我们可以采取以下预防措施。
首先，对设备进行定期的检查和保养，避免由于设备老化等原因引发故障。
其次，建立完善的设备管理制度，规范操作流程和检查标准。
这样可以减少人为失误对设备的损害。
最后，要加强培训，提高员工的技能水平和安全意识。
其次，我们来分析一下由外部因素引起的变电站事故。
在变电站的周围，存在各种各样的因素会影响变电站的正常运行，比如天气、外界冲击等。
在2018年，山东济宁市一变电站发生了由外部因素引起的事故。
当时，风力过大，导致变电站的接地装置损坏，导致变电站的失灵，最终引起了大面积的停电事件。
针对此类事故，我们应该采取一些措施进行防范。
首先，对变电站的周围环境和外界因素进行评估和预测。
根据评估结果，采取相应的措施，进行预警和预防。
同时，我们可以针对变电站的接地装置、支架等关键部位进行加固和改造，提高其抗风能力和耐久性。
最后，建立健全的应急机制，加强应急演练，提高响应能力和处置能力。
最后，我们来分析一下由人为因素引起的变电站事故。
在变电站的操作和管理过程中，存在很多可控的因素和环节。
如果不严格控制和管理，可能会导致变电站事故的发生。
例如，在2015年，广东省某变电站发生了由人为因素引起的事故。
SPV智能变电站监控系统配置及调试的案例分析
随 着科学 的发 展和技术 的进步， 变 电站 的智能化系统越 来越先进 ，
智 能化变 电站具 有占地 少、 造价 省、 可靠 性高等 优 点， 为“ 坚强 电网” 带 护、 测控 、 自 动 装置等 设备 的电流 、 电压 、 相位 ， 并与线路 对端 、 站 内相 来了越 来越便 捷的服务。 智能变 电站 的监控 系统 的调试 对变电站功能 的 关设备 的运行参 数进行核对 等。 实 现具 有重大 意义， 本 文将以Ｓ Ｐ Ｖ 智能 变电站为例 ， 对其监 控系统 的配 （ ６ ） 键 顺控 操作 调试 。 依 据 运行状 态要求 ， 对多个有远方 控制 操作 置及调试 进行具体研究 与论述 。 的设 备在满 足五防 规 则的前 提下一次性 进行 一键 顺控操 作 。 当投入 顺 控时， 前一 步条 件 满足 时， 程 序能 自动执 行 下一步 程 序 ， 直 至程 序 结 １ ． 案 例背 景 分析 ｓ Ｐ Ｖ 智 能变 电站 采用的 Ｃ Ｂ Ｚ － ８ ０ ０ ０ ￣ Ｉ 动化 系统基于 Ｗｉ ｎ ｄ ｏ ｗｓ ２ ０ ０ ０ 束。
４ ． Ｓ Ｐ Ｖ 监 控 系统 的 配置 及调 试 常见 问题 的解 决 方案 （ １ ） Ｓ Ｃ Ｄ配置文件 问题 。 要保证 智能变 电站监 控 系统各功 能信号正
确， 除了保证常规 监控 系统的软件 和数据库 正确外 ， 还 要保证装 置的配 置软件 （ 虚端 子） 和 通信链路正确 对应 。 例如 在调试过程 中， 发现ｌ ｌ Ｏ ｋ Ｖ 个应 用单元 按照模块 化 设计， 可组可分。 系统 既支持服 务器双机 热备也 第一套母 差 保护不能 跳开 主变高压 侧开关 ， ｌ Ｏ ｋ Ｖ 主变差动 保护 中主变
操作 系统 ， 采 用面 向对 象的分 层分布 式设 计思想 ， 间隔层的 设备直接通 （ ７ ） 远动 工作 站的调 试 。 调试 基本 与常规远 动工作站 的调试 相 同， 过 以太 网与上 层进行通讯 ， 系统设计 遵循 国际标 准Ｉ Ｅ Ｃ ６ ０ ８ ７ ０ － ５ － １ ０ ３ ， 包括 远方 “ 四遥” 功能 测试 、 远 动工作站 主备切 换功 能测试 、 远动工作 Ｉ Ｅ Ｃ ６ ０ ８ ７ ０ － ５ ～ １ ０ ４ 传输 规 约 ， 安全可靠 性 和开放 性都 得 到 了极大 地提 站故 障时监控 系统中站控层设备工作状态检查等。 高。 系统分 为两层 ： 站 控 层和 间隔层。 各 间隔的设 备相对 独立 ， 仅 通过 站 内通信 网与站控 层进 行互联 。
智能变电站技术研究及应用实践分析
智能变电站技术研究及应用实践分析第一章前言随着电力市场的不断发展，电网的规模不断扩大，现有的变电站面临着严重的压力，需要更智能化、自动化的技术来提高其安全性和稳定性。
因此，智能变电站技术的研究和应用实践变得非常重要。
本文将探讨智能变电站技术的相关内容。
第二章智能变电站技术介绍智能变电站技术是借助现代计算机、通讯、控制、监测、保护等技术对传统变电站进行升级改造，实现设备状态的智能化、自动化、信息化和网络化。
通过实现线路状态动态监测、智能配电、远程操作、自动调度等功能，为电网安全可靠运行提供了有力保障。
智能变电站技术主要包括以下方面：1、通讯技术方面包括局域网、广域网、无线通信、射频识别技术等。
通过网络化技术实现设备状态监测、远程操作和管理等。
2、控制技术方面采用先进的PLC、控制器等控制设备，实现设备的自动化控制和运行管理。
3、监测技术方面采用高精度的传感器和测量仪器，实时监测设备状态和线路运行情况，对异常情况及时报警并进行处理。
4、保护技术方面采用数字式保护装置，实现对电网的实时保护，提高电网的安全性和稳定性。
第三章智能变电站技术应用实践分析智能变电站技术在电力行业的应用已经比较广泛，下面是一些应用实践案例：1、华东电网公司埃及地中海分公司智能变电站工程华东电网公司埃及地中海分公司智能变电站工程是华电国际在2010年中标的第一份海外EPC订单。
该项目是一座220kV变电站，借助智能技术实现了双回馈系统的全过程监控，自动发现和处理异常情况，提高了电网安全和稳定性。
2、国内某智能变电站工程该工程采用智能化技术实现了多环网电源切换、自动安全闭锁、远程故障定位等功能，提高了设备的管理效率和工作安全性。
3、西门子（SIEMENS）公司开发的NECST工程NECST是一种全新的智能化变电站控制系统，在德国首次应用。
该工程实现了数字化电网的管理，大幅提高了电网的运行效率和可靠性。
第四章智能变电站技术的前景随着电力市场的竞争和发展，智能变电站技术的应用前景非常广阔。
一起智能变电站保护装置重合闸误动作案例分析
以重合 闸的启动 条件是关 键。于是 ，现场对
程重演 ，从 中发现 解决 问题 的切入 点，再逐 各型号 的线路保护 装置进 行检查 。先是到线 的Ｃ Ｓ Ｃ 一 １ ０ ３ Ｂ ／ Ｅ 型 、长园深 瑞 的Ｐ Ｒ Ｓ 一 ７ ５ ３ 一 Ｄ 型 检 查 线 路保 护 装置 和 智 能 终端 装 置 的 问 路保 护装 置 的开入 菜单 中观 察Ｔ Ｗ ３ 的开 入量 （ 下文将简化线路保护型号 ，以各装置 的数字 题 ，以确 定发生 问题的根本 原 因，寻找解 决 的变化 ，两端配 合 ，一端 在室外操 作智能终
２ ２ ０ ｋ Ｖ 过程 层采用 双套单 星型Ｇ ０ ０ ｓ Ｅ 网络 ；全 针 对 智 能终 端 重启 导 致 线 路保 护 装置 站 采用常 规 电磁式 互感器 ；合并单元 设备为 重合 闸动 作的 问题 ， 已经不 能采用传 统变 电 设备为 北京 四方 公司 的Ｊ Ｆ Ｚ 一 ６ ０ ０ Ｆ 型设 备 ，线
别，指出 了智能变 电站二次设备 的维护 思路 ，利于今 后检修 工作 的开展。 【 关键词】智能变 电站 ；二次设备 ；智 能终 端；重合 闸
最 初 试验 的线 路 间隔 其保 护 装 置配 置 （ ２ ） 只断开 智能 终端 的控制 电源 空开再 为线路保 护Ａ 为１ ０ ３ ，线路保 护Ｂ 为７ ５ ３ ，在 室 恢复 ，四套线路保护 重合 闸均不 动作 。 随着２ ２ ０ ｋ Ｖ 龙泉智 能化变 电站 的投 产 ， （ ３ ） 只断开 智能 终端 的遥信 电源 空开再 保 定供 电公司智能化 变 电站 的二次检修 调试 外线路 间隔智能组 件柜 中配 置有分 别独立 的 工作 也 已提 上 日程 。 由于 智 能化 变 电站 二 Ａ 、Ｂ 网智 能终端 ，每个智 能终端设 备包括三 恢复 ，四套线路保护 重合 闸均不动 作。
智能变电站过程层交换机异常案例分析
智能变电站过程层交换机异常案例分析摘要：近年来，随着电网技术的发展，智能变电站已大量普及。
由于智能变电站的一次设备与二次设备之间采用光纤进行采样值、状态量、控制命令等信息的交换，各种二次设备之间采用通信网络实现开关量、模拟量的交换，因此大量的网络交换机得以被应用，分析和总结网络交换机的异常案例，对电网的安全稳定运行有重要的实际意义。
关键词：交换机异常；案例；分析1智能变电站的结构智能变电站从逻辑上看，采取三层两网式结构。
三层即过程层、间隔层、站控层，两网即过程层网络和站控层网络。
网络大都采用双星型网构拓扑结构，冗余设计。
二次设备的网络化，意味着信息在通过交换机会产生延时或发生错误，两者制约着保护跳闸的可靠性。
为了保证采样和跳闸的可靠性与实时性，保护装置和智能终端之间采用点对点的光纤连接，即“直采直跳”的方式。
对于保护动作自身带有延时的跳闸命令和对于实时性要求不高的控制命令，可以经交换机连接，即“网采网跳”。
智能变电站的分层结构如图1所示。
2智能变电站的信息流智能变电站的信息流指的是在GOOSE网络和SV网络中传输的数据流。
GOOSE网络主要传输一次设备的位置信号、控制命令信号，SV网络以电压电流信号为主。
理清智能变电站的信息流对查找二次设备异常和故障有非常重要的现实作用。
2.1 线路间隔的信息流为了保证可靠性，220kV线路间隔配置了双套保护装置。
以第A套保护为例：智能终端作为一次设备的外延，它将一次设备（开关、闸刀）的位置信息提供给线路保护和母线保护（直采）；线路保护、母线保护将动作跳闸出口命令传输给智能终端（直跳）。
合并单元结合智能终端传递过来的母线侧闸刀位置信息，将电流传给线路保护和母线保护，将切换后的电压信息传给线路保护（直采），如下表。
3过程层交换机异常案例分析通过对智能变电站结构及信息流的介绍我们得知，智能变电站保护是直采直跳，即合并单元采集的电流电压直接通过光纤上传给保护，故障时保护的跳闸或重合闸命令直接通过光纤传给智能终端，不经过程层交换机转发。
变电站智能机器人巡检系统应用案例分析
科技资讯2015 NO.30SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION动力与电气工程随着变电站无人值班模式在电力系统的广泛推行,出现机构精简、工作量加大的现实问题,人员劳动强度明显增加,且由于人员业务素质、工作状态及环境的差异,设备巡视质量出现一定下降。
另外在一些严重故障设备、雷雨高温天气等特殊工况下,人工巡视往往伴随着一定的风险。
因此,如何提高设备巡视效率和质量、降低人员劳动强度、提高应急情况下设备巡检安全性成为迫切需要解决的难题。
采用智能机器人巡检系统替代人工巡视、测温、仪表数据采集等工作,可将运维人员从繁重的巡视工作中解放出来,投入到运维一体及设备诊断分析工作中去,从而提高运维工作效率。
智能机器人巡检系统正是利于机器人自带摄像功能,通过程序自动控制机器人按指定的路线开展巡视工作,并对机器采集的数据进行自动分析及实现实时报警功能,实现对设备运行工况的监视及分析功能,并能实现从远方进遥控,现场应用效果十分明显。
1 智能机器人巡检系统介绍1.1 基本原理智能机器人巡检系统以智能巡检机器人为核心,整合机器人技术、电力设备非接触检测技术、多传感器融合技术、模式识别技术、导航定位技术以及物联网技术等,能够实现变电站全天候、全方位、全自主智能巡检和监控。
1.2 主要功能应用1.2.1 设备巡视人工巡检分全面巡视、例行巡视、特殊巡视、熄灯夜巡及风险管控巡视。
特殊巡视包括:在大风后;雷雨后;新设备投入运行后;设备经过检修、改造或长期停运后重新投入系统运行后;重要设备缺陷需要跟踪时;设备发生过负荷或负荷剧增、超温、发热、系统冲击、跳闸等异常情况时;法定节假日、上级通知有重要保供电任务;电网供电可靠性下降或存在发生较大电网事故(事件)风险时段。
机器人代替部分替代人工进行全面巡视、特殊巡视、风险管控巡视。
机器人特殊巡视分重载设备特巡、缺陷跟踪、迎峰度夏红外普测、防汛抗台模块。
1.2.2 红外测温功能变电站智能巡检机器人红外测温,是通过预先设置多个监测点,从多个角度对全站设备进行整体性扫描式温度采集,系统能①作者简介:张灿峰(1982—),男,汉,福建南安人,本科,工程师,研究方向:电力设备运行状态数据监测与分析、新技写报告术在电力系统中的应用。
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101 100
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#1变
#2变 602 600
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保护配置 101、102间隔各配置两套合并单元和智能终 端一体装置，100开关配置两套合并单元和智 能终端一体装置。 #1、#2主变各配置两套电量保护，主变低压 侧各配置两套合并单元和智能终端一体装置。 110kV、10kV配置备自投。
案例3：运行主变电量保护SV间隔投入压板误退出
事故分析 报文分析判断：#1主变第Ⅰ套差动保护是在 101开关合上后动作跳闸，#1主变第Ⅱ套保护 在此过程没有保护动作报文，有三种可能性： ①#1主变差动保护范围内发生故障，第Ⅰ套 差动保护正确动作跳闸，第Ⅱ套差动保护拒 动； ②#1主变没有故障，第Ⅰ套差动保护存在故 障误动作； ③第Ⅰ套差动保护投切错误导致主变差动保 护误动作。 结合当天的工作，在处理101间隔合智单元时 将第Ⅰ套电量保护101间隔SV投入压板退出， 判断可能是由于101间隔SV投入压板漏投导致 差动保护误动作，故第③种可能性最大。
二、GOOSE断链
GOOSE组网：
保 护 监控后台
MMS网
直采直跳GOOSE网：
保 护
测控
GOOSE交换机
合并单元
智能终端
电缆
一次设备
智能终端
案例2:闽清261线路保护直跳GOOSE断链， 闽清261线路发生区内故障。
现象：综自后台有GOOSE断链报文， GOOSE断链表相 应灯亮，保护装置“GOOSE”告警灯亮。
7
8 9 10 11 12 13 14
14:15:00.026
14:15:00.027 14:15:00.027 14:15:00.027 14:15:00.031 14:15:00.032 14:15:00.033 14:15:00.034
601开关分位--合
101开关合位--分 100开关合位--分 601开关合位--分 400VⅠ段交流母线欠压 400V交流系统故障总告警 #1 UPS交流输入异常 110kVⅠ段母线电压越下限
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#1变
#2变 602 600
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案例3：运行主变电量保护SV间隔投入压板误退出
序号 1 2 3 4 5 6 告警时间 14:15:00.000 14:15:00.000 14:15:00.005 14:15:00.005 14:15:00.026 14:15:00.026 101开关分位--分 101合位--合 #1主变保护（Ⅰ）套事故总信号动作 #1主变保护（Ⅰ）套比率差动动作 101开关分位--合 101开关分位--合 告警信息 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 14:15:00.543 14:15:03.020 14:15:03.020 14:15:03.021 14:15:03.022 14:15:03.042 14:15:03.043 14:15:03.064 14:15:03.065 14:15:03.066 14:15:03.067 14:15:03.068 14:15:09.068 #2电容器929开关合位--分 10kV备自投事故信号总动作 10kV备自投事故信号总动作 10kV备自投跳601开关 10kV备自投合600开关 10kV母分600开关合位--合 10kV母分600开关分位--分 400VⅠ段交流母线欠压复归 400V交流系统故障总告警复归 #1 UPS交流输入异常复归 10kVⅠ段母线电压越下限复归 10kVⅡ段母线电压越下限复归 #1主变iPACS5941D（Ⅰ）套比率差动动 作复归
智能变电站典型案例分析
一、误投检修压板
检修压板在智能变电站和常规综自站的区别
常规变电站检修压板的 作用：为了防止在保护装 置试验时有关报告向监控 系统发送相关信息，干扰 调度系统的正常运行，在 装置检修时将检修压板投 入。 误投检修压板，只会导 作。
案例2:闽清261线路直跳GOOSE断链，闽清 261线路发生区内故障。
若此时，闽清261线路发生区内故障。那么保护的动作 行为会是如何了？ 分析：闽清261线路直跳GOOSE断链意味着闽清261保 护装置与智能终端的通讯中断。闽清261线路故障，线 路保护动作，但由于直跳GOOSE断链，无法通讯，智能 终端接收不到保护动作信息，不能动作跳开开关。 母差保护通过GOOSE组网接收到线路保护动作启 动失灵的信息，且失灵电流达到动作值，失灵保护通 过直跳口跟跳261开关，失灵保护返回。若失灵无跟 跳功能，将会使得失灵出口切除对应母线上的开关， 造成严重的影响。
智能变电站，检修压板 投入时远方不可投退压板、 不可修改定值、不可切换 定值区。且装置上送带有 Test的品质位报文，是的保 护闭锁拒动或者开关拒动 等。 在IED装置下装程序， 检修工作时，需要投入该 压板。
案例1：建新264线路智能终端检修压板投入， 建新264线路发生区内故障。
现象：智能终端检修压板投入，则智能操作箱上“检 修”灯亮，综自后台也有相应线路智能终端检修压板投入 的报文。
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#1变
#2变 602 600
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案例3：运行主变电量保护SV间隔投入压板误退出
案例要点分析 在智能变电站中，保护装置中的间隔SV投入软 压板非常关键，相当于间隔接入保护的“总开 关”，当这块软压板投入时，相当于“总开关” 是运行的，保护装置接收该间隔的SV采集量， 并纳入计算；当这块软压板退出时，相当于 “总开关”是退出的，保护装置不接收该间隔 的SV采集量，不纳入计算。因此，在间隔运行 时，保护装置中的该软压板必须在运行。本案 例中，工作时把#1主变第Ⅰ套差动保护101间 隔SV投入软压板退出，避免消缺工作影响主变 保护的正常运行，但是在工作结束后忘记将该 软压板投入，在101开关转运行后，101开关流 过负荷电流，但是主变差动保护不计算101开 关的电流，使差动保护出现差流，而差动保护 动作不经电压闭锁，差流达到动作值即出口跳 闸，造成差动保护误动作。
案例1：建新264线路智能终端检修压板投入， 建新264线路发生区内故障。
若此时，建新264线路发生区内故障。那么保护的动作 行为会是如何了？
建新264线路发生区内故障，建新264线路保护正确动作， 由于智能终端与保护的检修不一致造成264开关无法跳开， 母差保护通过GOOSE组网接收到线路保护动作启动失灵的 信息，且失灵电流达到动作值，失灵保护动作，跳开该段 母线上其它开关。
总结一：
智能终端检修压板投入，则智能终端上传的所有信息均 带Test的品质位。那么线路故障，保护装置发送动作信息给 智能终端，智能终端虽然接收到保护动作信息，但不做处
理。相当于传统变电站的开关拒动。
思考：
1、若保护装置置检修时，又有什么影响？
2、若合并单元置检修时，又有什么影响？ 3、若110kV变电站主变某侧支路智能终端误投检修,有 何 影响?
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#1变
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案例3：运行主变电量保护SV间隔投入压板误退出
事故描述 某日，101间隔合智单元（Ⅰ）套因处理缺陷 要求101开关转冷备用，合智单元（Ⅰ）套置 检修。为了不影响主变的正常运行，调度安 排#1主变转至102线路运行，运维人员根据二 次安措票要求将#1主变第Ⅰ套电量保护中101 间隔SV投入软压板退出。14:00，缺陷处理完 毕，运维人员根据调度指令逐步恢复送电， 当操作至101开关转合环运行时，#1主变第Ⅰ 套差动保护动作跳闸。
34 35
阅读报文后，可以得出事故经过：在合上101 开关后，#1主变第Ⅰ套差动保护动作跳开两侧 开关后，110kVⅠ母和#1主变失压，10kVⅠ母 线失压，400V交流Ⅰ段母线失压，#1、#2电容 器欠压动作跳闸。3000ms后10kV备自投动作， 合上600开关，10kVⅠ、Ⅱ电压恢复正常， 400V交流Ⅰ段母线欠压动作复归，#1UPS充电 机输入异常复归。
总结二：
GOOSE链路，有区分组网与直连。在出现链路断链异常 时，应注意区别分析。直连口相对较重要些，发生故障时 第一时刻造成影响；而组网口，一般在n-1的情况下，产生
影响。
思考：
GOOSE信息量，哪些走组网口，哪些走直连口？
三、SV投入软压板
电流 电压 采样值
案例3：运行主变电量保护SV间隔投入压板误退出
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#1变
#2变 602 600
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思考？
某站接线方式如图所示。主变保护采用双套 配置方式。 运行方式：进线101、102开关运行，主变低 压侧601、602开关运行，其余热备用 问题一： #2变 602 600 问题二： 在100间隔第一套合并单元发生异常故障时， 如何处理？ 在601间隔第一套合并单元发生异常故障时， 如何处理？
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#1变
#2变 602 600
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案例3：运行主变电量保护SV间隔投入压板误退出
事故处理参考步骤 （1）立即查看#2主变负荷，若有重载或过载 应立即汇报调度； （2）查看监控主机上#1主变第Ⅰ套差动保护 101间隔SV投入软压板，发现该软压板在退出 状态，立即将该软压板投入； （3）查看#1主变差动范围内一次设备情况， 未发现异常； （4）向调度汇报：事故原因是由于#1主变第 Ⅰ套差动保护101间隔SV投入软压板未投入造 成#1主变第Ⅰ套差动保护误动作，现已将该 软压板投入，#1主变差动范围内检查未发现 异常，申请#1主变送电，依据调度指令将#1 主变由热备用转接101线路运行； （5）依据调度指令，在#1主变恢复送电后， 将10kVⅠ段母线转由#1主变供电，恢复10kV 母线正常分列运行方式。