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摘要：随着众多智能变电站工程的投产运行，智能变电站的软肋也逐渐显露，主要体现在继电保护二次部分，集中表现为电子式互感器设备异常、GOOSE回路异常、智能终端设备异常、控制回路异常和继电保护设备异常。对近年来智能变电站发生的事故进行分类剖析并给出解决措施，针对智能变电站事故特性提出智能站运行维护发展构想，并提出未来不再采用电子式互感器，及对智能终端和合并单元、虚端子回路、二次安措设置等改进措施。
关键词：智能变电站；事故分析；虚端子；处理措施
1智能变电站故障点分析
智能变电站通过采用先进、稳定可靠的智能设备，如电子式互感器，合并单元，智能终端等，达到信息传输网络化、传输介质光纤化、通信标准统一化，信息应用一体化，并实时支持电网在线自动控制、决策、智能调节、协同互动等功能的变电站。
鉴于智能变电站的传输光纤化、通信一体化、设备智能化和信息传输网络化的特点，在运行过程中可能导致继电保护出现以下几个方面问题。
1.1电子式互感器设备异常
主要包括合并单元异常、采集单元异常、采集器与合并单元数据光纤断线或虚断、互感器本体异常以及光纤回路或电源回路异常等。
1.2GOOSE回路异常
主要包括光纤回路异常、过程层交换机电源消失、智能终端与交换机光纤断、交换机设备异常以及相关设备GOOSE端口异常。
1.3控制回路异常
主要包括控制回路异常和控制电源异常。
1.4继电保护设备异常
主要包括采集异常、GOOSE异常、保护装置外接同步信号异常、电源异常以及主CPU设备异常。
1.5智能终端设备异常
主要包括装置异常、开出自检异常、开入异常和GOOSE收发异常。
1.6二次安措设置异常
主要体现在布置安全措施时的二次设备虚端子软压板的投退与否以及投退顺序的操作会引起设备的异常或事故的发生，其原因是常规回路与虚端子回路差异化带来的问题。
2智能变电站事故案例及分析
2.1智能终端设备异常案例
案例一：某500kV5022开关B套智能终端GOOSE接收中断告警。随后5672线B套线路保护接收5022开关GOOSE中断告警。23：44，十分钟后5022开关B套智能终端告警。
处理措施：申请网调将5022开关第二套开关保护和5672线第二套线路保护及远跳由跳闸改接信号。
事故原因：检查发现5022汇控柜内B套智能终端PCC–222至5022开关保护尾缆收发两芯均断芯、至5672第二套保护尾缆收发两芯均断芯、至组网（B网）收断芯、I母第二套母差至5022智能终端B套发送光缆断芯，现场更换损坏尾纤后，所有装置恢复正常。
2.2合并单元异常
案例事件：某变500kVⅠ母第二套母差保护动作（A相故障），500kVⅠ母5041、5051、5062开关均三相跳闸。其5871线第二套保护动作，5042开关A相跳闸重合成功。
事故分析：现场查看了其变一、二次设备，检查核对变电站保护装置信息、故障录波信息、压板投入及保护定值，分析保护动作情况及故障录波报告，调阅了变电站监控系统事件记录。
从网络报文分析仪分析：5041开关第二套合并单元A相的AD1及AD2采样电流均发生畸变，二次峰值达到0.72A，与故障录波图波形吻合。
事故原因：500kV变继电保护采用常规互感器+合并单元采样模式，所采用的模拟量输入式合并单元因A相小，电流互感器二次侧管脚间歇性接触不良导致双AD采样数据异常，母线保护和线路保护感受到差电流，进而引起保护误动作。查明母线跳闸原因为5041开关第二套合并单元故障，导致采样值异常。
2.3电子式互感器异常案例
某特高压直流投运以来，其下站电子式互感器共发生14次测量故障，其中激光发射板故障9次、远端模块故障5次，共造成24套次直流保护装置工作异常或单套装置误发跳闸信号，厂家仅采取更换板卡、光纤或重启测量装置等措施临时解决问题，并未找到故障原因，导致异常频发，对其特高压直流安全运行造成严重威胁。
事故原因：事故站电子式互感器产品质量存在缺陷，给现场安全运行留下极大隐患。电子式互感器技术仍然薄弱，任何一个环节出现异常都将导致保护存在误动风险。
2.4虚端子回路操作事故案例
事件经过：220kV某变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。随后，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，在退出Ⅰ–Ⅱ段母线A套差动保护“投检修”压板后，操作批量投入各间隔的“GOOSE发送软压板”和“间隔投入软压板”。Ⅰ–Ⅱ段母线母差保护动作，跳开Ⅰ–Ⅱ母母联212开关、2号主变232开关、Ⅰ线241开关以及Ⅱ线242开关Ⅰ线243开关、Ⅱ线244开关因“间隔投入软压板”还未投入，未跳闸，事件没有造成负荷损失。
原因分析：在恢复220kVⅠ-Ⅱ段母线A套差动保护过程中，运行人员错误地将母差保护“投检修”压板提前退出，并投入了Ⅰ、Ⅱ母各间隔“GOOSE发送软压板”，使母差保护具备了跳闸出口条件，在批量投入“间隔投入软压板”过程中，母差保护出现差流并达到动作门槛，母差保护动作。
3智能变电站事故分析应对措施或建议
上述对智能变电站内发生的事故进行分类剖析，并提出相应的解决措施和方案。针对智能变电站事故经常发生的继电保护故障点处，现提出相应的改进方案和合理性建议，希望能减少智能变电站事故，提高运维人员的技术水平和处理分析事故的能力。
3.1电子式互感器合理性建议
电子式互感器通常由传感模块和合并单元两部分构成，传感模块又称远端模块，安装在高压一次侧，负责采集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号。合并单元安装在二次侧，负责对各相远端模块传来的信号做同步合并处理。
由于电子式互感器的高集成度和技术攻坚难，导致电子式互感器缺陷率居高不下，给电网稳定带来严重威胁。当该类设备发生异常和事故时，解决措施基本上都是厂家人员换插件或主板，没有从根本上解决问题。
2015年7月国网智能变电站有关技术问题研讨会纪要指出未来110kV及以上新建智能变电站应采用“常规互感器+合并单元”模式，接入保护装置。其实已经明确说明，未来不再采用电子式互感器。
因此，是否可以考虑对某些智能变电站内高故障率的电子式互感器进行改造，采用传统互感器和合并单元模式代替，这样至少可以保证智能站的稳定运行，减少运行风险。
3.2智能终端和合并单元改进措施
通过上述智能站事故分析，其实智能终端和合并单元故障缺陷主要集中在硬件缺陷，光口损坏和装置电源损坏等。
对硬件缺陷主要体现在CPU面板问题，所以各个运维班组应该准备足够备件和组件，以便不时之需。对于光口损坏现象造成装置告警，保护误动或拒动的事故也是智能终端和合并单元的反措重点，对运维人员而言应该加强对智能终端和合并单元光纤端口光纤进行排查，发现破皮、衰耗增大等情况，及时更换相应光纤。
4结束语
智能变电站是电力技术发展的新产物，其智能设备间光纤互联、虚端子和软压板等技术应用，使得二次系统构成复杂，成为“黑匣子”，虚端子间关联性较强，技术复杂，对人员要求较高。导致了近年来智能变电站发生事故层出不穷，有必要改进工作方法，提高人员水平，明确安全策略在智能变电站设备维护、虚端子回路可视化方面和定值压板自动巡检校核方面形成统一的、标准的运检机制，减少智能站的事故，保障智能变电站稳定运行
参考文献：
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[2]郑宁敏，黄肇敏，高翔，江能明.智能变电站二次系统可视化运维技术研究[J].供用电，2017，01：55-60.
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