智能变电站保护装置软压板投退不当引起保护误动分析
误操作引起智能变电站继电保护误动分析
误操作引起智能变电站继电保护误动分析发布时间：2021-08-20T14:39:20.830Z 来源：《当代电力文化》2021年4月第10期作者：丁健鹏[导读] 智能变电站继电保护运维过程中，运维人员的误操作会给变电站正常运行带来安全隐患，甚至可能造成设备损坏、丁健鹏陕西省电力公司渭南供电公司陕西渭南 714000摘要：智能变电站继电保护运维过程中，运维人员的误操作会给变电站正常运行带来安全隐患，甚至可能造成设备损坏、人身伤亡或电网瓦解的严重事故。
智能变电站作为输配电系统中的一个关键环节，对整个电网的正常运行有重要影响。
因而研究智能变电站继电保护运维防误技术，对变电站及电网的安全运行具有十分重要的意义。
关键词：误操作；智能变电站；继电保护；误动；分析1保护动作分析1.1故障前电网运行方式A变电站内一次设备采用常规互感器，通过合并单元完成电流、电压模拟量采集，通过智能终端完成一、二次设备信息交互，各保护采用直采直跳；母线采用3／2接线形式，并通过XX一线、XX二线与对侧B变电站连接。
故障前，A变电站内第1、3、4串合环运行，XX一线、XX二线及#1、#3主变运行，第2串3320开关、3322开关及#2主变检修。
1.2事故前保护运行工况某日，现场运维人员根据工作票所列安全措施内容投入3320开关汇控柜合并单元A、B套“装置检修”压板，而后相关保护运行工况如下：XX一线A套保护装置“告警”灯亮，面板显示“3320A套合并单元SV检修投入报警”；XX一线B套保护装置“告警”灯亮，面板显示“中CT检修不一致”。
1.3保护动作情况分析当日3时59分，A变电站XX一线发生异物接地短路故障。
由于3320开关汇控柜合并单元A、B套“装置检修”压板投入，因此A变电站XX 一线双套保护闭锁。
(1)线路对侧B变电站XX一线距离I段保护动作，3361、3360开关跳闸；694ms后，3361开关重合动作，再经83ms，重合后加速保护动作，跳开3361、3360开关。
智能变电站合并单元检修压板误操作引起保护误动分析
智能变电站合并单元检修压板误操作引起保护误动分析作者：刘振勇来源：《中国高新科技·下半月》2017年第03期摘要：文章分析了一起变电站全停事故，探讨了智能变电站二次安全措施与常规变电站的主要区别，提出了智能变电站二次安措的主要实现方法和实施的基本原则。
关键词：智能变电站；继电保护；合并单元；二次安措文献标识码：A 中图分类号：TM77文章编号：2096-4137（2017）08-082-03 DOI：10.13535/ki.10-1507/n.2017.08.271 概述智能变电站是以变电站一次设备、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字信息进行标准化，实现站内外信息共享和互操作性，实现测量监视、控制保护、信息管理、智能状态监测等功能的变电站。
智能变电站以“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，具有更广的适用范围及更好的发展趋势，将逐步取代常规变电站和数字化变电站。
随着国内电网的发展建设，智能变电站应用越来越广泛，然而智能变电站与常规变电站继电保护装置运行维护方面存在诸多差异，如果不加注意就会造成保护误动或者拒动等电网事故的发生。
本文主要分析了一起某3/2接线智能变电站在2#主变间隔检修改造过程中由于3320中间断路器合并单元检修压板误操作，造成线路保护装置闭锁，此时线路发生故障，线路远后备保护动作引起变电站全停事故的原因，探讨智能变电站继电保护二次安全措施与常规变电站二次安措的区别，以及智能变电站二次安措的实施方法和原则。
2 事故发生经过330kV甲变电站为智能变电站，事故发生前330kVⅠ母、Ⅱ母，通过第1完整串、第3、4不完整串合环运行，甲乙I线、甲乙II线以及第1#主变、第3#主变处于运行状态，3320、3322断路器及2#主变停电检修。
甲变电站330kV系统接线如图1所示：某年10月19日3时59分，甲乙I线11号塔发生A相接地故障，甲乙I线路甲站侧保护装置因中间断路器3320合并单元检修状态硬压板投入，双重化配置的两套保护装置均闭锁。
变电站内保护压板投退过程及防误操作对策分析
变电站内保护压板投退过程及防误操作对策分析发表时间：2020-06-03T10:31:40.007Z 来源：《中国电业》2020年4期作者：吴桐[导读] 保护压板是保护装置联系外部接线的桥梁和纽带，关系到保护的功能和动作出口能否正常发挥作用摘要：保护压板是保护装置联系外部接线的桥梁和纽带，关系到保护的功能和动作出口能否正常发挥作用。
为了防止开关出现误跳等情况，有时候需要将保护出口压板退出，而在此投退过程中，容易出现误碰误操作导致开关误跳。
基于此种原因，本文从保护压板的分类及投退过程的分析出发，分析保护压板出现误操作的原因，并采取合理的措施来降低保护压板误投退操作。
关键词：保护压板；操作；原因措施保护压板也叫保护连片，保护装置联系外部接线的桥梁和纽带，关系到保护的功能和动作出口能否正常发挥作用。
近年来，随着变电站自动化水平的进一步提高，保护压板的重要性也更加突出，保护压板的正确投退，直接关系到局部电网的安全稳定运行，如何制定更有效的措施来保证压板操作的正确性和可靠性，已经成为了一个难点。
一、保护压板的分类保护压板按接入保护装置二次回路位置的不同，可以分为保护功能压板和出口压板两大类。
保护功能压板是独立实现或取消保护装置某些功能（如差动保护、距离保护、零序保护、过流保护等的投退），这种压板一般接的是直流24V，投退仅对本身所对应的功能有影响。
跳闸出口压板连接断路器的跳闸线圈，其投退情况决定了保护动作的实际结果，我所大部分跳闸出口压板接的是直流110V。
除了与二次回路直接连接的保护硬压板之外，现在大部分厂家还设置了保护软压板，便于监控后台机、调度后台机远方投、退保护。
软压板与硬压板组成“与”的关系来决定保护功能的投、退，只有两种压板都投入且定值整定为投入时，保护功能才起作用，任一种压板退出，保护功能将退出。
在保护装置所保护的对象没有大的变化需要更改定值时，软压板一般在验收正式启动运行后没什么变化，运行人员只能根据检修、试验、定检等需要操作硬压板。
智能变电站主变间隙保护误动分析
智能变电站主变间隙保护误动分析发布时间：2023-02-21T01:22:56.658Z 来源：《中国科技信息》2022年19期作者：魏翔[导读] 通过对某220kV智能变电站主变保护误动事故进行分析,得出影响保护误动的因素:一是专业人员对设备的原理和处理方法缺乏了解,魏翔国网山西省电力公司超高压变电分公司山西太原 030031摘要:通过对某220kV智能变电站主变保护误动事故进行分析,得出影响保护误动的因素:一是专业人员对设备的原理和处理方法缺乏了解,现场难以发现一些隐性故障;二是在设备检修过程中,对安全措施的制定方法和程度难以准确掌握,容易人为造成隐性故障?指出运行及检修人员要深入了解智能变电站技术,提高继电保护运行可靠性,准确隔离电网故障?关键词:继电保护;非全相运行;中性点间隙保护;故障分析0引言随着我国电网系统的飞速发展,智能变电站在我国电网的成功运用,使我国电网系统运行的智能化和可视化程度更高?智能化的设备运用先进的技术提高了其自动化水平,从而降低了人的工作量和操作工序的繁琐程度,减少了人为操作不正确可能带来的事故,有助于提高电网安全运行的稳定性?但是,智能变电站中新设备和新技术的运用也带来了常规站未遇到的技术难题,如:电子式互感器?合并单元?软件版本?光纤通道?SCD文件配置各环节都有可能存在一些配合上的问题,在实际运行中已发现的缺陷和隐患,应做好防范措施,减少智能站的隐性故障?智能变电站继电保护的调试?测试方法也发生了转变,目前智能站的运维人员对新技术了解深度不够,也给继电保护安全稳定运行带来较大的安全隐患?本文通过对某220kV智能站1号主变A套保护发生间隙电流保护?零序电压保护误动作事故的整个过程的分析与总结,对智能变电站应用后继电保护专业带来新问题进行分析和探讨?1 220kV主变误动事例2009年某日,某220kV变电站1号主变跳闸?该变电站只有1台主变,变压器中性点接地运行,主变跳闸后造成110kV母线失压?该主变配置2套许继WBH-800保护,跳闸时相关信息如下:1号主变保护A屏:12:57:20:536,高压侧间隙零序启动;高压侧间隙过流动作,动作电流2.651A,动作时间531ms?1号主变保护B屏:12:57:20:21,启动?1号主变220kV侧故障录波屏显示:12:57:20:936.1,A-N故障,N相二次电流为2.896A?1号主变110kV侧故障录波屏显示:12:56:20:936,110kV甲线A-N故障,故障距离19.38km,N相二次电流18.41A?根据当时的运行方式来看,运行的220kV1号主变其220kV?110kV侧中性点均接地?1号主变的间隙过流保护不应动作(220kV中性点间隙过流保护定值为2.5A/0.5s,零序过流保护定值为3A/6s),1号主变的间隙过流保护的动作为误动?2误动原因分析从110kV侧故障录波数据可以看出,该故障点在110kV线路甲线,故障类型为A相接地,故障零序电流为18.4A?查看甲线定值单,甲线零序II段定值为13.5A/0.6s,甲线线路保护没有动作?同时,主变保护A屏采集到了故障量,且该故障电流达到了间隙过流保护定值(2.5A/0.5s),间隙过流保护动作跳闸?主变跳开后,110kV母线失压,甲线线路保护返回,没有动作?从以上分析可以得出,110kV甲线线路保护没有动作,并不是线路保护拒动,而是没有达到动作时间,主变间隙过流保护“抢跳”,造成了无选择性动作?该主变220kV侧中性点接地运行,间隙过流保护是不应该有电流的;但保护又确实“感受”到了,从这种矛盾基本可以判断出二次回路接线有误?3事故分析保护动作后,变电站现场工作人员对1号主变A屏保护装置?B屏保护装置?故障录波器?1号主变220kV侧汇控柜保护用PT合并单元及其所在的220kVⅠ母电压?Ⅲ母电压汇控柜二次回路?各级联光纤回路进行检查,检查发现如下问题:现场打印保护装置动作报告,A屏保护装置动作报告显示17时01分20秒442毫秒,220kV1号主变A屏保护装置启动,1463ms后高压侧中性点间隙电流保护动作(此时电流值0.001A);高压侧零序电压保护动作(此时电压值271.607V),数据如表1所示?跳闸时间1463ms与定值500ms不相符?检查1号主变B屏保护装置无任何启动及动作报告,如表2所示?现场打印保护装置以及故障录波报告,A屏保护装置录波显示动作时刻电压最大值约为2.36V,故障录波器录波显示动作时刻电压最大值约为2.01V,远远小于A屏保护装置动作报告中显示271.607V的动作电压?检查室外1号主变220kV侧汇控柜保护用PT合并单元及其所在的220kVⅠ母电压?Ⅱ母电压汇控柜二次回路?各级联光纤回路,均未发现异常情况?现场检查1号主变220kV侧避雷器?间隙放电计数器均无新增动作计数,未发现放电痕迹,一次设备正常,无故障发生?4防范措施在新建工程施工时,一旦发生上述接线错误,按照供电公司目前生产验收的程序及1年后定检的项目要求,很难发现和改正这种错误,为事故的发生埋下了隐患?为了避免类似的接线错误,可以采取以下措施:制定生产验收的标准化作业书?特别注意电流?电压回路的通流?加压试验,做到不缺项?不漏项?不忽视任何细节?尤其要关注中性点间隙CT?套管CT使用绕组的一次通流试验,可以将该项试验作为反事故措施写进相关标准?规程?完善现场运行规程?将零序过流及间隙过流保护的投入?退出写进运行规程,要求运行人员根据一次方式的转变及时投退二次保护?联合厂家对保护升级?引入中性点接地刀闸位置,使微机保护装置的零序过流和间隙过流保护能根据运行方式的变化自动投入与退出?零序过流和间隙过流保护的压板合用一个负电公共端,在投运零序过流保护压板时,必须先断开间隙过流保护的压板;反之亦然,确保在逻辑上避免2个保护同时投入运行?5结束语通过对智能站主变中性点间隙保护误动作的过程分析得到其原因是A屏保护装置的软件配置错误造成的,通过这次事故反映出两个主要问题:一是运行人员对智能站的了解不深,对智能站只会简单的?机械式的操作,而没有对智能保护装置的原理进行深入了解,对厂家的依赖性高,几乎所有的缺陷和故障都是由厂家来解决,而厂家人员专业能力的参差不齐是造成本次事故的主要原因?二是智能变电站相比传统变电站的物理的逻辑设备对应的是智能变电站的虚拟的逻辑设备;传统变电站的物理端子则对应智能站的虚段子;传统变电站的实际电缆连线则对应智能站的虚段子连线等,带来的问题及缺陷隐藏得更深,更难检查出来?智能变电站的安全稳定运行要求提高专业人员对设备原理的了解,增强发生故障时正确分析与处理问题的能力;应使运行人员掌握设备检修过程中安全措施的制定方法,减少人为造成隐性故障概率?避免保护装置误动是广大继电保护工作者的责任和使命,同时保护不正确动作的原因又是千差万别的,是多种因素的结合和巧合,只有不断地总结?积累,依靠一丝不苟的工作态度,正确完备的试验方法和手段,才能将误动的概率降到最低?参考文献:[1]樊陈,倪益民,申洪,等.中欧智能变电站发展的对比分析[J].电力系统自动化,2015,39(16):1-7.[2]王建华,张国钢,耿英三,等.智能电器最新技术研究及应用发展前景[J].电工技术学报,2015,30(9):1-11.[3]王同文,谢民,孙月琴,等.智能变电站继电保护系统可靠性分析[J].电力系统保护与控制,2015,43(6):58-66.。
智能变电站继电保护的典型缺陷分析与处理对策
智能变电站继电保护的典型缺陷分析与处理对策智能变电站继电保护是保障电力系统安全运行的重要组成部分，然而在实际运行过程中，可能会出现一些典型的缺陷问题。
本文将分析智能变电站继电保护的典型缺陷，并提出相应的处理对策。
1. 误动问题：智能变电站继电保护的误动问题是指在无故障情况下，保护装置错误地动作造成的停电现象。
这可能是由于保护装置参数设置不合理、故障检测算法设计不完善或工作状态检测不准确等原因造成的。
解决误动问题的对策包括：优化保护装置参数设置，引入故障模拟技术对保护装置进行测试，提高保护装置的可靠性和准确性。
2. 延时问题：延时问题是指在故障发生后，保护装置动作时间过长，导致电力设备受损甚至发生事故。
延时问题可能是由于通信网络延时、处理器运行速度不够快、算法设计不合理等原因造成的。
解决延时问题的对策包括：优化通信网络结构，提高通信速率和可靠性，采用高效的算法设计，提高处理器运行速度。
4. 兼容问题：兼容问题是指智能变电站继电保护与传统继电保护装置之间的兼容性不好，导致智能变电站与传统继电保护系统无法协同工作。
兼容问题可能是由于通信协议不一致、数据格式不统一、接口标准不同等原因导致的。
解决兼容问题的对策包括：统一通信协议和数据格式，优化接口标准，加强智能变电站与传统继电保护系统之间的对接和对比。
5. 安全问题：安全问题是指智能变电站继电保护存在的潜在安全隐患，可能被黑客攻击或者病毒感染，导致变电站受到破坏，严重影响电力系统的安全运行。
解决安全问题的对策包括：加强智能变电站继电保护系统的网络安全防护措施，加强系统的入侵检测和邮件检测功能，及时更新系统补丁和防火墙。
智能变电站继电保护存在的典型缺陷包括误动问题、延时问题、联动问题、兼容问题和安全问题。
针对这些问题，需要优化参数设置、改进算法设计、加强通信系统的可靠性和安全性等对策来处理。
采样接收软压板误操作的影响分析
接收软压板，引起保护装置的告警或者误动作 。 [4-6] 自 2006 年 12 月起，国家电力调度通信中心多次组 织制定变电站 ( 含智能站 )220 k V 及以上电压等级 保护 ( 含相关辅助装置 ) 的设计、制造等方面的技 术原则，历经了六统一、新六统一以及“6+3”规范， 采样接收软压板方面也作出了相应的改动，由于运 行经验积累不足等原因不同程度上给运维人员造成 了困扰 [7-9]。鉴于“6+3”规范的设备还没有大面积 推广使用，以培训中心 220 kV 智能变电站数字物理 混合仿真系统为平台，结合相关规程规定，以接入 多间隔的母差保护 [5] 为例，详细分析了采样接收 软压板在智能变电站六统一及新六统一不同“代差” 设备中具备的功能及对保护装置动作的影响。
28142 2800
电工电气 (2019 No.4)
是站控层、间隔层、过程层以及站控层网络和过程
层网络。其中过程层设备包括合并单元、智能终端、
智能组件等；过程层网络包括 GOOSE 网及 SV 网。
合并单元的作用是将互感器输出的电流、电压
信号合并，为互感器提供统一的标准输出接口，合
并单元的数字输出接口称为 S V、S A V 或 S M V 接口，
0 引言
智能变电站是以全站信息数字化、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 [1]。 智能站信息采集是通过合并单元针对电压 / 电流信 息进行 A/D 转换并同步以及相关组合，保护装置经 过相应的采样机制 ( 直采或网采 ) 接收采样值数据。 保护装置中设有相应采样接收的软压板 ( 间隔投入 软压板或者 S V 软压板 )，负责接收来自合并单元 的采样值信息，同时监视采样链路的状态 [2]。
针对某500kV变电站误投退压板导致事故的几点安全性分析
针对某500kV变电站误投退压板导致事故的几点安全性分析摘要：继电保护是电力系统的重要组成部分，对电力系统的安全稳定运行，起到了至关重要的作用。
人类用电的需求增多而越来越快，促使我国电力事业的飞速发展。
随着500kV综合自动化变电站的不断增加，整个系统的方式也在不断变化，继电保护作业方式也在不断变化，但是存在的问题和导致的事故也在发生着根本性的变化。
在继电保护设备的大部分工作都严重影响一次设备安全稳定运行。
工作前，针对这些不安全因素，我们不仅要找出其中的危险点，而且还要制定相应的预控措施。
发生事故后，在吸取教训的同时我们更多地是要认识问题发生的根本原因，总结事件的教训和应该采取的措施。
针对某500kV变电站误投退保护压板造成误跳闸事件，本文进行了安全性分析。
关键词：误跳闸；继电保护；原因；事故2015年1月29日，某变电站由于运行人员误投压板发生事故，导致500kV线路跳闸。
跳闸前该变电站500kV系统运行方式为： 500kV1、2号母线运行，5011、5012 、5013断路器运行，5021、5022、5023断路器运行，5031、5032断路器热备用，5041、5042、5043断路器运行，5051、5052、5053断路器运行，5061、5062断路器运行，5071、5072断路器冷备用。
就此次事故分析如下：一、事故发生的原因运行人员不熟悉保护装置和压板功能，误投退CT（电流）开入量功能压板，导致L90保护电流异常变化，产生差流，使差动保护动作跳闸，是此次事件的直接原因。
运行人员投入CT压板时没有按照规程要求按照“先投入功能压板，再投入出口压板”的要求进行操作，是此次事件的主要原因。
运行人员没有认真分析本次工作内容所涉及设备的运行方式和运行状态，同时，也没有认真分析本次工作所需要的现场安全措施，盲目操作，扩大安全措施，是造成此次事故的重要原因。
二、此次事故暴露出的问题人员思想安全意识差。
现场检修工作任务下达后，当值人员没有认真分析此检修工作应该做哪些按错，也没有与专业人员进行认真沟通及询问，而是盲目的进行了操作，导致了事故的发生。
智能变电站备自投装置误动分析及改进措施
作者简介：吴勇海(1987— )，男，高级工程师，硕士，从事继电保护和电能质量研究工作。
吴勇海(国网福建省电力有限公司龙岩供电公司，福建 龙岩 364000)摘 要：分析了一座110kV 智能变电站在母线电压互感器PT 及一条110kV 线路转检修过程中，110kV 备自投装置动作后，未合上备用线路开关，造成全站短时失压的事故。
通过对现场备自投装置动作报文、开入量SOE 变位及监控后台报文分析，并查阅该110kV 备自投装置说明书，得到备自投装置在联切线路转检修时逻辑存在问题——联切线路的跳位取的是操作箱的TWJ，断开操作电源时TWJ 复归。
根据影响110kV 备自投正确动作的不同原因提出：一是增加联切线路检修时对应的线路相对应的检修开入压板；二是110kV 进线备自投的两条互备线路及母线PT，三者其中之一转检修，也同时将备自投装置退出，以防备自投装置误动。
关键词：智能变电站；备自投装置；误动；改进措施中图分类号：TM63 文献标识码：B 文章编号：1007-3175(2020)11-0049-04Abstract: In this paper, analysis an 110kV smart substation in the bus voltage transformer PT and an 110kV line in the process of overhaul, after the 110kV reserve power source automatic connection devices(RPSACDs)is activated, the backup line switch is not closed, causing a short-term voltage loss of the whole station.By analyzing the operation messages of the on-site RPSACDs, the position of the input SOE and monitoring the background message, and consulting the 110kV RPSACDs manual, it is found that the RPSACDs has logic problems when the combined switching line is transferred for maintenance— —The jump position of the combined circuit is the TWJ of the operation box, and the TWJ will reset when the operating power is disconnected.According to the different reasons that affect the correct operation of 110kV standby automatic switching, the following is proposed: First, increase the maintenance opening of the corresponding line during the maintenance of the combined line; the second is the two mutual backup lines and busbar PT of 110kV incoming line and automatic switching.One of the three is transferred to overhaul, and the automatic RPSACDs is also withdrawn to prevent the RPSACDs from malfunctioning.Key words: smart substation; reserve power source automatic connection devices; incorrect operation; improvement measuresWU Yong-hai（Longyan Power Supply Company, State Grid Fujian Electric Power Company, Longyan 6 000, China ）Analysis and Improvement Measures of an Incorrect Operation of the ReservePower Source Automatic Connection Devices in Smart Substation智能变电站备自投装置误动分析及改进措施0 引言近年来，随着新建变电站都采用智能变电站，且新建110kV 变电站一般为降压变，110kV 线路较少，多采用两座220kV 变电站的110kV 母线“手拉手”或一座220kV 变电站两段母线“双回辐射”供电方式，同时为避免电磁环网运行对电力系统安全稳定运行的威胁和使继电保护的配置复杂化，所以采用开环运行方式保证电力系统安全稳定[1-2]，并采用备自投装置来提高电网的可靠性[3]。
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智能变电站保护装置软压板投退不当引起保护误动分析
发表时间：2018-06-14T09:40:06.683Z 来源：《电力设备》2018年第5期作者：王涛1 张丽1 黄安1 王徽2
[导读] 摘要：近年来国家经济的迅速发展，带动市场格局的不断发展与更新。
在新的电力时代背景下，智能变电站已经被普及，智能变电站在运行过程中会出现许多与常规变电站不同的问题。
（1 国网安徽省电力公司安庆供电公司安徽安庆 246000；2 国网安徽省电力公司省检修公司安徽合肥 230041）
摘要：近年来国家经济的迅速发展，带动市场格局的不断发展与更新。
在新的电力时代背景下，智能变电站已经被普及，智能变电站在运行过程中会出现许多与常规变电站不同的问题。
本文以某 220kV 智能站出现的一例误操作事故，所出现的问题进行技术分析，提出建议和预防措施，旨在给其它同类问题提供一些借鉴和参考依据。
关键词：220kV；智能站；误操作；技术分析
1 概述
（1）故障概述
某日，某220kV智能变电站进行220kV分段合并单元更换，在恢复220kV母差保护的过程中，由于操作顺序执行错误，导致Ⅰ-Ⅱ段母差保护动作，跳开母联、2条线路和1台主变，事件没有造成负荷损失。
2）故障前运行情况
故障前，该220kV智能变电站运行方式如图1所示：
1）220kV系统采用双母线双分段接线，运行出线8回，主变2台；
2）#1线、#3线运行于Ⅰ母；#2线、#4线、#2主变运行于Ⅱ母；#7线、#9
线、#3主变运行于Ⅲ母；#8线、#10线运行于Ⅳ母；
3）母联212开关、母联214开关、分段213开关运行，分段224开关检修。
图1 故障前运行方式
2 保护动作情况及原因分析
（1）保护动作情况
该220kV智能变电站进行Ⅱ-Ⅳ母分段224开关合并单元及智能终端更换、调试工作，224开关处于检修状态。
按现场工作需要和调度令，站内退出220kVⅠ-Ⅱ段母线及Ⅲ-Ⅳ段母线A套差动保护。
现场工作结束后，运行人员按调度令开始操作恢复220kVⅠ-Ⅱ段母线及Ⅲ-Ⅳ段母线A套差动保护，首先退出Ⅰ-Ⅱ段母线A套差动保护“投检修”压板，然后操作批量投入各间隔的“GOOSE发送软压板”和“间隔投入软压板”。
在投入“间隔投入软压板”时，Ⅰ-Ⅱ段母线母差保护动作，跳开Ⅰ-Ⅱ母母联212开关、#2主变232开关、#1线241开关以及#2线242开关，#3线243开关和#4线244开关由于“间隔投入软压板”还未投入，未跳开，事件没有造成负荷损失。
（2）原因分析
在恢复220kVⅠ-Ⅱ段母线A套差动保护过程中，运行人员先将母差保护“投检修”压板提前退出，然后投入了Ⅰ、Ⅱ段母线上各间隔的“GOOSE发送软压板”，这使母差保护具备了跳闸出口条件，在投入“间隔投入软压板”过程中，已投入“间隔投入软压板”的支路电流参与母差保护计算，而未投入“间隔投入软压板”的支路电流不参与母差保护计算，因此Ⅰ、Ⅱ段母线上运行的支路有些参与差流计算，有些未参与差流计算，这势必导致出现差流，当投入#1线、#2线和#2主变间隔后，差流达到动作门槛，差动保护动作，跳开所有已投入“间隔投入软压板”的支路，其他支路不跳闸。
3 暴露问题
（1）现场工作组织管理不力。
对智能化设备更换工作组织管理不到位，现场施工方案执行落实不到位，工作前未充分组织运行人员、检修人员、专业管理人员开展风险辨识，在倒闸操作中错误地填写、执行倒闸操作票，现场作业组织管理和监督执行不到位。
（2）现场运维水平有待提高。
运行人员对智能变电站二次设备的工作机制了解不深入，对设备压板的正确操作方法不掌握；现场没有编制设备操作规程，导致现场操作不规范、无依据。
（3）“两票三制”执行不到位。
现场工作中，倒闸操作票步骤顺序填写错误，提前退出了220kVⅠ-Ⅱ段母线保护“投检修”压板，之后的操作顺序也未按照倒闸操作票执行，操作顺序和操作票不一致，先投入了“GOOSE发送软压板”，再投入“间隔投入软压板”，导致母差保护动作，暴露出运行人员执行倒闸操作随意，存在习惯性违章行为。
（4）运行管理存在薄弱环节。
人员技能培训不够，现场运行人员对智能变电站相关技术掌握不足。
执行倒闸操作准备不充分，倒闸操作票审核把关不严，操作前运行人员未能提前辨识操作中的风险。
现场运行规程编制不完善，针对智能化设备的运行、操作等内容指导性不强，典型操作票不完善。
4 措施和建议
（1）现场加强监督管理，运行人员应在智能变电站投运之前根据实际工程情况编制详细的操作规程，变电站运维过程中各项工作应严格执行操作规程和两票制度；智能变电站运维操作过程应加强监护，确保变电站的安全可靠运行。
（2）加强智能变电站技术培训，开展智能站设备原理、性能及异常处置等专题性培训，使现场运维人员对智能变电站工作机理具有深入理解，熟练掌握设备的日常操作，提升智能变电站运维管理水平。
（3）智能变电站执行安措时，应第一步退出“GOOSE出口软压板”或出口硬压板，然后进行其他操作；在恢复安措过程中，应在检查装置无异常且无跳闸动作的情况下，最后一步投入“GOOSE下出口软压板”或出口硬压板。
（4）现场工作应时刻监视设备的运行状态，现场进行设备操作过程中，应关注设备的运行状态和告警信号，当设备有异常告警时应立刻停止操作，在该变电站进行母线保护“间隔投入软压板”投入操作时，应及时检查差动保护的差流大小，在投入第一个“间隔投入软压板”时，差流比较小，还未达到差动动作值，若及时发现应避免差动保护动作。
参考文献：
[1]刘浩宇简析智能变电站运行维护管理[J] 科技展望，2016
[2]单娟智能化变电站主要关键技术问题研究[J]，科技传播，2014。