智能变电站继电保护运维实践

智能变电站继电保护运维实践2026年3月21日1智能变电站二次系统调试分析二2026年3月21日2智能变电站二次系统技术特点一智能变电站现场工作保安规定四

智能变电站二次系统现场运维三智能变电站继电保护技术2026年3月21日3需求：电网安全稳定运行的保障目前电网保护配置问题运行维护的问题

长期以来，快速可靠的继电保护一直是大型互联电网安全稳定运行的重要保障。现阶段变电站内保护装置独立配置，虽然能可靠保护单独的一次设备，但装置间信息交互少，后备保护功能配合通过多级延时方式实现，不易配置整定，对电网运行控制的需求响应较少，应对复杂故障的能力不足。同时，继电保护装置及回路结构复杂，建设、调试及故障隐患排查难度较大。智能变电站继电保护技术2026年3月21日4契机：智能变电站技术发展站内、站间通信技术的发展智能变电站建设经验智能变电站站内信息的数字化采集、网络化传输奠定了数据的高度共享基础，站内、站间网络通信技术的快速发展为电网新型保护控制体系的构建及发展创造了契机。12345智能变电站智能传感技术采用智能传感器实现一次设备的灵活监控网络传输技术构成网络化二次回路实现采样值及监控信息的网络化传输数字采样技术采用电子式互感器实现电压电流信号的数字化采集信息共享技术采用基于IEC61850(DL860)标准的信息交互模型实现二次设备间的信息高度共享和互操作智能变电站采用了多种新技术，其整个二次系统的整体架构、配置及与一次系统的连接方式与传统变电站相比均有较大变化同步技术采用B码、秒脉冲或IEEEl588网络对时方式实现全站信息同步智能变电站继电保护技术2026年3月21日5基于IEC61850体系站控层、间隔层、过程层设备及系统基于IEC61850的计算机监控系统基于IEC61850的嵌入式公用接口装置基于IEC61850的保护信息子站基于站控层IEC61850协议的成套继电保护、测控装置基于站控层IEC61850、GOOSE、SMV网络接口的成套继电保护、测控装置基于全站过程层网络信息共享接口的集中式数字化保护及故障录波装置罗氏线圈原理电子式互感器(ECT、EVT)光学原理电子式互感器（OCT、OVT）智能一次设备合并单元智能终端智能变电站分层结构2026年3月21日-6-传统微机保护交流输入组件A/D转换组件保护逻辑(CPU)开入开出组件人机对话模件端子箱传统变电站设备功能分布2026年3月21日7传统变电站二次设备典型布置2026年3月21日8智能终端MU传统微机保护交流输入组件A/D转换组件保护逻辑(CPU)开入开出组件人机对话模件端子箱一次设备和二次设备功能重新定位：ECT

IED数字化保护SMV光纤GOOSE光纤电缆电缆智能变电站与常规变电站实现方式区别2026年3月21日-9-智能变电站二次设备典型布置2026年3月21日10引领提升在全面建设的基础上，评估建设绩效，结合应用需求和技术发展，进一步完善和提升坚强智能电网的综合水平，引领国际智能电网的技术发展。智能变电站继电保护技术2026年3月21日11分阶段发展目标研究试点完成坚强智能电网的整体规划，形成顶层设计；制定坚强智能电网建设标准；加强各级电网建设，开展关键性基础性、共用性技术研究工作，进行技术和应用试点。统筹规划、统一标准、分布实施、试点先行、整体推进完善坚强智能电网建设标准，规范建设要求；跟踪发展需要、技术进步并进行建设评估，滚动修订发展规划，坚强智能电网建设全面铺开。全面建设近期（2009~2011年）中期（2012~2015年）远期（2016~2020年）智能变电站现阶段存在的问题2026年3月21日12一、设计设计人员缺乏对模型规范的了解，无法完成SCD文件的配置，SCD文件配置完全依赖厂家。SCD配置文件无法如常规站设计图纸一样直观的指导现场调试工作。缺乏统一的SCD文件配置工具，系统集成商配制出来的SCD文件存在很多问题，调试疏漏就可能把设计配置的问题带入到现场运行。能力问题应用问题工具问题智能变电站现阶段存在的问题2026年3月21日13二、调试常规变电站智能变电站调试简单；工作量小；调试人员可独立完成。投运调试组织困难，调试复杂。工作量大，严重依赖厂家。配置文件修改、下装需要厂家人员完成，调试人员无法独立完成调试智能变电站现阶段存在的问题2026年3月21日14三、检修检修安措：

常规站保护检修有明显的物理断开点，安全隔离容易实现，检修方便。智能站大量采用光缆和网络方式连接，设备功能隔离依靠装置内部软压板，安全措施没有明显的开断点。智能站安措退出XX出口软压板投入XX检修硬压板常规站安措断开XX出口硬压板打开XX端子连接片解开XX端子XX接线智能变电站现阶段存在的问题2026年3月21日15三、检修运维人员对智能变电站的前期参与程度低，对智能站缺乏了解。发生异常时对异常的影响范围及处理方式不清楚，操作和异常处理存在风险。电子式互感器、合并单元、智能终端、交换机等新设备技术尚不够，运行可靠性比常规站保护大幅降低。据统计：2012年全国合并单元的缺陷率为11.089次/百台·年，是常规保护装置缺陷率的5.4倍。智能变电站现阶段存在的问题四、运维五、设备质量智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日17建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究建立智能变电站继电保护全过程管理的技术标准和管理标准体系，指导继电保护等相关设备的研制、检测、调试、运维、管理等工作。智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日18建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究六统一保护装置检测新一代智能站保护检测合并单元检测智能终端检测电子式互感器管理设计调试运维专业检测新入网升级常规变电站的二次回路作业管理，在智能变电站中因二次回路的数字化、在线见识变得不再突出。对二次回路的数据载体——全站系统配置文件（SCD）、智能装置能力描述文件（ICD）、智能装置实例化配置文件（CID）的管理成为智能变电站二次系统管理工作重点。智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日19建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究ICD文件入网检测：在智能继电保护工程应用模型规范的基础上，将ICD文件作为继电保护软件版本管理的一部分，纳入继电保护及安全自动装置专业检测的测试范围，并要求对ICD文件进行统一的管理、发布，彻底解决ICD文件修改随意的现状。智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日20建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修·基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究CID文件管控：将装置配置版本与保护程序版本统一管理，保证装置核心功能可控、在控、确保管控闭环、风险见底。

统一装置配置工具，由运维单位使用统一工具生成、下装，实现厂家服务与变电站运维解耦。智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日21建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究SCD文件全过程管控：开发智能变电站模型配置和CAD图形设计一体工具软件；监控运行中SCD文件变更提示。

设计阶段，由设计院承担系统集成商的角色；施工调试阶段，由工程调试单位负责SCD管理；运维阶段，由运维单位负责SCD文件变更及管理。智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日22建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究智能变电站新技术的应用为系统故障信息、二次回路状态信息、设备运行状态信息等多种综合信息的获取及共享提供了有效手段，为实现二次设备在线监测及智能诊断（SMD）技术创造了条件。智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日23建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究SMD以直观的方式将二次系统的运行状况反映给变电站运维人员，为智能变电站二次系统的日常运维、异常处理剂电网事故智能分析提供决策依据。智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日24建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日25建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日26建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究SCD应用模型管理功能通过对装置过程层虚端子配置CRC与SCD应用模型相应CRC在线比对实现SCD变更提示。SCD应用模型管理功能可以界定SCD变更影响范围，并采取可视化技术展示。智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日27尽快建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究智能变电站信息数字化，便于从全站网络架构到设备内部逻辑，实现虚回路、设备状态、设备内部逻辑的透明化、可视化，为设备运行、故障诊断、检修等提供重要支撑手段。智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日28尽快建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究一键式安措及可视化展示：在顺序操作完成后，通过对所有IED模型状态进行读取，可视化结果与安措操作票进行比对，校验实施的正确性。智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日29尽快建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究保护装置按IEC61850规范统一要求将身份识别信息建立在自身模型文件中；站内保信系统子站可以召唤装置上送身份识别信息，并把身份识别信息上送到保信主站；保信主站将身份识别信息关联保护装置的运行状态、动作事件等数据，经过整理、统计和储存，同步传送到位于安全三区的统计分析及运行管理模块、状态检修模块，从而实现了对保护装置的身份等相关信息的自动化识别、传输和管理，完成在线信息的全寿命周期管理。智能变电站继电保护运维研究2026年3月21日30尽快建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究编制智能站运维检验工具配置标准运维检修单位按标准配置运维检验工具目前各运维检修单位均存在不同程度的智能站运维检验工具配置不足的情况。对今后的运维检修工作不利。而且运维检修单位不清楚配置那些运维检验工具。2026年3月21日31尽快建立标准体系加强设备入网检测加强配置文件管控在线检测与智能诊断基于智能变电站技术条件的运维检修基于身份识别的设备管理检验检测工具配置网采网跳模式研究

线路等保护站内采样及跳闸对象均在本地，无网采网跳要求，应该采用直采直跳；

母线保护对象多间隔，网采网跳有利于简化回路，有应用需求；

当前交换机在智能站过程层应用稳定性不足，网采网跳试验应在实验室中进行；

研究不依赖外部对时、高可靠性、实时性的保护网络化技术，研究支撑网络化应用的数据流优化及运维监控技术。

智能变电站二次系统调试分析二2026年3月21日32智能变电站二次系统技术特点一智能变电站现场工作保安规定四

智能变电站二次系统现场运维三智能变电站调试分析常规变电站电气二次图含电流电压回路图、控制信号回路图、端子排图、电缆清册等，所有不同设备间的连接均通过从端子到端子的电缆连接实现。这些图纸反映了二次设备的原理及功能，一、二次设备间的连接关系，以及可用于指导施工接线和运行的检修维护。智能变电站电气二次设计与常规变电站相比发生了很大的变化。智能变电站各层设备通过网络进行连接，设备间的连接是基于网络传输的数字信号，原有二次回路中点对点的电缆连接被网络化的光缆连接所取代，已不再有传统的端子的概念。2026年3月21日智能变电站调试分析调试方法的变化（相对传统站）规约的变化引起的调试方法的不同。网络的变化引起的调试方法的不同

。采用电子式互感器及合并单元引起的调试方法的变化。功能自由分布引起的调试方法的不同。

2026年3月21日智能变电站调试流程2026年3月21日常规变电站是厂家单屏或者单装置调试完成，直接发货到现场，然后安装调试、投运。智能变电站引入了FAT（工厂验收测试factoryacceptancetest），SAT（现场验收测试siteacceptancetest）FAT和SAT的目的：明确设联会上未确定的事情；消除各厂家对于61850认知的差异性导致设备互操作性的缺失。智能变电站调试分析2026年3月21日智能变电站标准化调试流程：组态配置→系统测试→系统动模→现场调试→投产试验

a）组态配置中SCD文件配置宜由用户完成，可指定系统集成商完成后经用户认可；设备下装与配置工作宜由相应厂家完成，可在厂家的指导下由用户完成；

b）系统测试宜在集成商厂家集中进行，但必须由用户或用户指定的第三方监督完成。系统测试也可在用户组织指定的场所进行，如电试院或变电站现场。与一次本体联系紧密的智能设备，如电子式互感器，其单体调试和相关的分系统调试也可在现场完成；其它智能设备可将智能接口装置，如智能终端、常规互感器合并单元等宜集中做系统测试。部分分系统调试，如防误操作功能检验也可在现场调试步骤进行；智能变电站调试流程2026年3月21日c）系统动模试验为可选步骤，应在变电站工程初步设计阶段明确是否需要，可根据以下条件有选择地进行：

1）工程采用的系统结构为首次应用；

2）工程虽采用已做过系统动模的典型系统结构，但局部更改明显；

3）工程采用的设备厂家与以往工程差异化明显；

4）同一厂家设备曾做过3次以上系统动模试验的不宜再做。

系统动模试验单位资质应由用户认可，用户可全程参与系统动模试验。

系统动模试验应出具完整的试验报告，对试验结果进行客观评价。

d）现场调试主要包括回路、通信链路检验及传动试验;辅助系统（含视频监控、安防等）调试宜在现场调试阶段进行；

e）投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷试验。智能变电站调试流程2026年3月21日智能变电站中，存在四种类型的模型文件：ICD、SSD、SCD、CID。ICD：IED设备能力描述文件，按设备配置，该文件描述IED的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通讯参数。SSD：系统规范文件，用于描述变电站一次系统，包含一次系统的单线图、设备逻辑节点、类型定义等。SCD：变电站配置文件，包含变电站一次系统、二次设备配置、通讯网络及参数配置。CID：实例化的配置文件，该文件中既包含与ICD数据模板一致的信息，也包含SCD文件中针对该装置的配置信息，如：通信地址、IED名称等。

2026年3月21日-39-智能变电站系统配置SSDICDSCDCID监控、远动系统规格文件IED能力描述文件装置实例配置文件装置组态工具系统组态工具SCD系统组态工具南瑞继保变电站系统配置文件其它厂商智能变电站系统配置2026年3月21日了解全站概况变电站规模主接线方式装置配置方案后台配置时间节点智能变电站系统配置了解联调方案联调的规模联调的方式目前装置的具备情况制定合理的联调时间表收集资料对照主接线图收集全站设备信息全站通讯图对应全站设备收集相关ICD文件通过设计获取全站虚端子连线图。2026年3月21日SCD制作全站IEDName及地址分配表ICD检测ICD的修改网络创建发送块的创建光口的配置描述的修改智能变电站系统配置2026年3月21日制作SCD过程的注意点智能变电站SCD是整个变电站的唯一数据源，为保证数据同源性，所有信号描述修改都是在SCD中进行的，一般后台，远动，子站，装置的配置必须从同一个SCD文件中统一导出生成，这样才能保证站内信息的统一性。现阶段SCD文件的完善是个不断完善的过程，这个文件的修改伴随着变电站的整个调试流程，造成修改的原因有:某厂家ICD不断变化，虚端子连线错误，增加测控联锁的GOOSE信息等。目前SCD基本上都是集成商做，但是以后的趋势是设计院做。虚端子的获取原则是设计院提供，但不排除设计院的设计错误，所以要辩证的看待虚端子设计图智能变电站系统配置2026年3月21日系统测试单装置调试、子系统调试、全站联调，其中子系统调试多用于间隔扩建或者站控层设备调试，全站联调前各供应商应已经完成装置的单体调试，全站联调仅调试设备间的信号。智能变电站调试-系统测试2026年3月21日系统测试应具备的要求各参与调试的装置已经通过入网检测设计提供全站设备清单、二次设备配置图、虚端子连接图、交换机端口分配图、VLAN划分表、各屏柜图纸等集成商根据分配文档完成SCD集成用SCD文件生成后台及智能网关机的数据库，制作后台画面；集成商用SCD文件生成全站联调信号表参与联调的设备到场，并提供相应的说明书交换机厂家根据VLAN划分表及过程层交换机端口分配图，配置交换机的VLAN准备调试仪器；制定厂内联调方案。智能变电站调试-系统测试2026年3月21日61850测试模型测试：(1)装置ICD文件的合法性静态检测模型合法性检查SCL内部合法性检查SCL引用检查要求：ICD模型必须符合DL/T860-6《变电站通信网络和系统》的要求。⑵数据模型内外描述的一致性要求：装置在线获得的配置必须与模型文件一致。智能变电站调试-系统测试2026年3月21日61850测试GOOSE测试：(2)装置GOOSE处理能力测试模拟多个开关频繁变位，测试装置能正确发送GOOSE的最大量；双网之间是否发送相同报文；装置GOOSEA网断链时，B网是否正常工作；超过两倍生存周期时间通信中断，接收装置是否报GOOSE通信中断。智能变电站调试-系统测试2026年3月21日61850测试(3)GOOSE联闭锁测试GOOSE联闭锁通信中断恢复；重载条件下GOOSE联闭锁通信；网络风暴条件下GOOSE联闭锁通信；GOOSE生存周期内通信中断时的GOOSE联闭锁正确性；超过GOOSE生存周期通信中断前后GOOSE联闭锁正确性。智能变电站调试-系统测试2026年3月21日智能变电站调试-系统测试SV测试SV发送测试合并单元发送给保护测控的采样频率应为4K/秒，SV报文中每1个APDU部分配置1个ASDU，发送频率应固定不变；SV报文中的采样值数据，样本计数应和实际采样点顺序相对应。样本计数应根据采样频率顺序增加并翻转，不能跳变或越限；SV采样值报文APPID应在4000-7FFF范围内配置2026年3月21日智能变电站调试-系统测试SV测试SV接收测试SV采样值报文接收方应根据报文中的APPID确定报文所属的采样值接收控制块;

SV采样值报文接收方应根据收到的报文和采样值接收控制块的配置信息，判断报文配置不一致，丢帧，编码错误等异常出错情况，并给出相应报警信号;

SV采样值报文接收方应根据采样值数据对应的品质中的validity，test位，来判断采样数据是否有效，以及是否为检修状态下的采样数据。2026年3月21日智能变电站调试-系统测试采样同步测试合并单元正常情况下对时精度应为±1us，守时精度范围为±4us/10min;合并单元采样点应该和外部时钟同步信号进行同步，在同步秒脉冲时刻，采样点的样本计数应翻转置0;当外部同步信号失去时，合并单元应该利用内部时钟进行守时。当守时精度能够满足同步要求时，采样值报文中的同步标识“SmpSynch”应为TRUE。当守时精度不能够满足同步要求时，

采样值报文中的同步标识位“SmpSynch”应为FALSE;

不论合并单元是否在同步状态，采样值报文中的样本计数均应在（0，3999）的范围内正常翻转。2026年3月21日间隔级调试包括本间隔内和间隔间信号调试，本间隔信号指本间隔的过程层设备和间隔层设备间的信号，间隔间信号指本间隔与其他间隔的信号，比如线路与母差间隔，母联与母差，主变与母差等。作业前，首先要生成整间隔调试记录表，调试记录表中的测试项目都是以装置发送端信号来组织。作业时对照表单，依次完成表单中各个工作栏中对应装置发送信号的测试项目即可。间隔内调试的调试范围是：该间隔内的所有装置只同本间隔的装置、后台发生联动关系。包括：线路间隔、母联间隔，其测试方案和内容一样。间隔间联调主要是应用调试模拟软件来模拟GOOSE、SV报文的送，在装置上查看相应开入信息能否正确变位、模拟量能否正确显示；在装置上做出口传动测试，用模拟软件模拟间隔内装置来监听其是否正确发送。智能变电站调试-系统测试2026年3月21日全站系统联调连接屏柜电源线，检查电源线，逐个装置上电连接各装置对时光纤或者电缆，修改装置对时方式，检查装置对时状态生成并下载各装置的ICD文件及其他配置文件搭建后台系统，在后台检查各装置的工况，保证所有装置跟后台通信正常按照VLAN划分表，配置过程层交换机VLAN检查各装置的链路告警，确保所有逻辑链路通信正常，比如GOOSE，SV，如果有异常，检查装置配置和交换机VLAN将SCD导入辅助调试工具，生成信号调试表按照调试方案逐项调试间隔内信号，跨间隔信号最后进行整组试验。间隔内调试的调试范围是：该间隔内的所有装置只同本间隔的装置、后台发生联动关系。包括：线路间隔、母联间隔，其测试方案和内容一样。间隔间联调主要是应用调试模拟软件来模拟GOOSE、SV报文的送，在装置上查看相应开入信息能否正确变位、模拟量能否正确显示；在装置上做出口传动测试，用模拟软件模拟间隔内装置来监听其是否正确发送。智能变电站调试-系统测试2026年3月21日合并单元合并单元硬接点开入；合并单元GOOSE接收断链告警：拔掉对应智能终端的组网光纤，不推荐拔掉合并单元的RX；时钟失步：拔下对时线，合并单元报时钟失步检修：投入合并单元检修压板GOOSE接收如果合并单元带有PT并列或者切换功能，且通过GOOSE接收位置信号，则需要调试相应的位置信号。从相应的智能终端上模拟合分位置，合并单元能够正确接收智能变电站调试-系统测试2026年3月21日54模拟量如果是传统互感器，用继电保护测试仪在合并单元交流输入端子处加量，在测控、间隔保护、母线保护、故障录波器上查看并记录数据；如果是电子式互感器或者光互感器，则需要互感器厂家提供模拟器，用继电保护测试仪在模拟器上加量；检修品质，投入合并单元检修压板，相应间隔层装置应报该合并单元检修；智能变电站调试-系统测试2026年3月21日55PT并列就地功能调试，I母和II母分别加不同幅值的电压，母联和PT间隔位置信号满足并列条件，在母线测控装置上查看电压，应能根据并列条件输出正确的电压。PT切换间隔合并单元根据母线刀闸位置，自动切换I母II电压，并把切换后的母线电压发送至间隔层设备智能变电站调试-系统测试2026年3月21日56智能终端开入信号调试普通开入信号在测控装置、后台查看，双母接线方式的线路间隔智能终端的母线刀闸位置还需要在母线保护上查看，开关位置要在测控、间隔保护和母线保护上查看控制回路及信号调试：接入模拟断路器，调试控制回路及其信号自诊断信号调试GOOSE告警检修功能调试：调试间隔层和过程层（保护、测控）的检修一致和不一致时，智能终端的动作情况智能变电站调试-系统测试2026年3月21日57测控装置1）遥控操作通过面板对各个对象分别进行分闸、合闸实验，装置应能正确发出GOOSE命令，装置应能记录遥控选择、执行命令。2）同期功能检测用数字保护校验仪对测控装置发送SMV采样值，分别模拟母线电压和线路电压，对同期的定值和闭锁逻辑进行检测，当同期条件满足时，装置应能发出GOOSE合闸命令。3）防误闭锁输入防误闭锁逻辑，模拟各种运行状况及网络运行情况，验证操作闭锁是否与输入闭锁逻辑一致。智能变电站调试-系统测试2026年3月21日58保护装置利用保护装置的传动功能，向智能终端发送开关跳闸命令间隔保护装置向母线保护发送启失灵联跳信号母线保护向各支路智能终端发送失灵跳闸信号智能变电站调试-系统测试2026年3月21日59MMS该调试主要是测试保护及保测装置是否能和后台正确对点。通过点击装置中的“通信传动”中的“跳闸传动”、“自检传动”和“遥信传动”的各个点完成和后台的对点任务。后台对每种型号装置的软压板进行遥控传动。后台对每种型号装置进行调用定值单、切换定值区测试。智能变电站调试-系统测试2026年3月21日60跨间隔调试涉及的跨间隔调试内容已经在前面涉及到了主要是保护装置间的失灵联跳、失灵跳闸、闭锁重合闸等信号稳控装置跟各支路间的信号同母差保护智能变电站调试-系统测试2026年3月21日61整组试验测试线路失灵：作业前，先将各个间隔支路挂在对应母线的一母或二母上，母联处于合位。作业时，选择一条线路间隔持续加故障电流，测试失灵动作，观察挂在与其相同母线上的所有支路应正确跳开，同时如有备自投的话，备自投功能应闭锁。测试母联失灵时，母联处于合位，在母联上持续加故障电流，观察挂在两条母线上的支路智能终端能否正确跳闸。母线启动主变联跳。测试主变失灵：在一个主变高压侧MU上持续加故障电流，观察主变三侧及挂在高压侧母线上的所有支路能否正确跳开。智能变电站调试-系统测试2026年3月21日62工厂验收工厂验收结束后，由验收工作组和生产厂家共同签署工厂验收报告，对出厂验收的结果作出评价。工厂验收报告应包含以下内容：1)工厂验收缺陷和偏差记录；2)工厂验收测试记录及分析报告；3)工厂验收结论；4)工厂验收遗留问题备忘录（应包含现象描述、解决方案和预计解决时间）；5)工厂验收大纲。智能变电站调试-系统测试2026年3月21日63现场调试电气安装系统及设备安装完毕。与自动化系统相关的二次电缆已施工结束。网络设备安装及通信线缆（铜缆和光缆）已施工结束，通信线缆测试合格并标示正确。现场交直流系统已施工结束，满足现场调试要求。智能变电站的调试方案-现场调试2026年3月21日技术文档工厂调试和验收报告；系统及设备技术说明书；设备调度命名文件；自动化系统相关策略文件；自动化系统定值单；远动信息表文件；网络设备配置文件；自动化系统设计图纸（应包括GOOSE配置表）；现场调试方案；其它需要的技术文档。测试仪器仪表自动化系统调试中使用的仪器、仪表应满足智能变电站测试技术要求，并经有检验资质的检测单位校验合格。智能变电站的调试方案-现场调试2026年3月21日调试流程由调试负责单位组织成立现场调试工作组；根据自动化系统工程要求编写现场调试方案和调试报告；现场调试工作组按调试方案开展现场调试工作，并记录调试数据；现场调试工作组负责整理现场调试报告；现场调试工作组向建设、运行单位移交资料。智能变电站的调试方案-现场调试2026年3月21日现场调试的主要内容二次回路校验；通信链路校验；辅助系统校验；传动试验。智能变电站的调试方案-现场调试2026年3月21日通信链路检验

光纤链路

a）检查确认光缆的型号、敷设与设计图纸相符、光纤弯曲曲率半径均大于光纤外直径的20倍、光纤耦合器安装稳固。

b）在被测光纤链路一端使用标准光发生器（与对侧光功率计配套）输入额定功率稳定光束，在接收端使用光功率计接收光束并测得输出功率，确认光功率衰耗满足要求。

双绞线链路

检查电缆模块化接头（RJ45水晶头）内双绞线的排列顺序符合单一线序标准。智能变电站的调试方案-现场调试2026年3月21日通信中断告警检查

a）检查所有站控层设备与智能电子装置通信中断告警功能；

b）检查所有智能电子装置之间的GOOSE通信告警功能；

c）检查所有间隔层装置与合并单元之间的采样值传输通信告警功能。智能变电站的调试方案-现场调试2026年3月21日一次设备启动试验

一次设备启动试验包括新投产设备充电、开关投切、合环等内容，试验按DL/T782执行。

核相与带负荷试验

a）用数字式录波器、数字式相位仪等仪器检查各合并单元输出的电压之间的相位关系；

b）用数字式录波器、数字式相位仪等仪器检查合并单元输出的电压电流相位、极性、相序关系；

c）检查各测控、保护、PMU等装置的相别、相位关系或功率、功率因素等参数正常；

d）检查各差动保护的差电流是否正常。智能变电站的调试方案-投产试验2026年3月21日智能变电站调试和投运过程中的文档较传统变电站多，且这些文档对以后扩建和维护至关重要。SCD工程文件带有全站信息，其唯一性和正确性对扩建和维护也很重要。智能变电站所用的装置配置信息较多，比如装置CID文件，带有装置私有信息的goose和sv配置文件。全站IED地址分配表，该表记录了全站设备的IP地址、MAC地址等信息；VLAN划分表，该表记录了全站过程层交换机的VLAN划分方案；SCD文件，该文件记录了全站的配置信息，是智能变电站的核心文件；装置的GOOSE和SV的配置文件，该文件除了虚端子信息外，还配置了装置收发网口信息；防误闭锁逻辑配置信息，如果采用一体化五防则只需要备份一个文件，否则后台和测控装置要分别备份；远动转发配置表。智能变电站的调试方案-文件管理2026年3月21日技术：在厂家的SCD组态工具中增加历史版本管理功能，当工程到一个基线时，配置人员点击归档，则保存当前版本号及日期；SCD组态工具具有历史版本回溯功能，当需要退回某个版本时有工具自动调出该历史版本；SCD组态工具具有版本比较功能，能比较出不同版本间的区别，供维护时参考。管理：工程结束时，将设计图纸和工程文件一起作为归档资料，移交给建设和运行单位。将来维护时以该归档资料为准；厂家应将装置的私有配置和CID一起备份。智能变电站的调试方案-文件管理2026年3月21日智能变电站二次系统调试分析二2026年3月21日73智能变电站二次系统技术特点一智能变电站现场工作保安规定四智能变电站二次系统现场运维三智能变电站安全措施研究智能站普遍采用GOOSE发送软压板、GOOSE接收软压板及检修压板等新型隔离技术，这些措施都是依靠装置软件实现，其可靠性如何保证？是否可以信赖？与传统变电站的硬压板相比，GOOSE软压板及检修压板隔离措施存在不直观、易漏投退等问题。传统变电站“明显电气断点”安措理论将无法在智能站中得到继承。检修和运行人员如何适应这种技术变革？GOOSE出口软压板、GOOSE接收软压板及检修压板存在着其各自的优缺点，智能站的安措隔离仅需依靠一种隔离技术，抑或是需要混合运用多种隔离技术？安全措施研究必要性2026年3月21日-75-智能变电站二次系统隔离技术智能变电站装置检修压板：检修压板投入时，装置发送的GOOSE报文中的test应置为TRUE；GOOSE接收装置将接收的GOOSE报文中test位与自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作，不一致时宜保持一致前状态。2026年3月21日-76-智能变电站二次系统隔离技术智能变电站装置检修压板：合并单元装置检修压板投入时，发送采样值报文中采样值数据的品质q的Test位应置True；保护装置应将接收的SV报文中的Test位与自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将该信号用于保护逻辑，否则应发告警信号并闭锁相关保护。2026年3月21日-77-智能变电站二次系统隔离技术保护装置、合并单元、智能终端的检修机制状态合并单元检修态合并单元非检修态保护装置检修态正常判别检修异常，闭锁保护保护装置非检修态检修异常，闭锁保护正常判别状态智能终端检修态智能终端非检修态保护装置检修态正常出口检修异常，闭锁出口保护装置非检修态检修异常，闭锁出口正常出口2026年3月21日-78-智能变电站二次系统隔离技术MMS报文检修处理机制：装置应将检修压板状态上送客户端；当装置检修压板投入时，本装置上送的所有报文中信号的品质q的Test位应置；客户端根据上送报文中的品质q的Test位判断报文是否为检修报文并作出相应处理。当报文为检修报文，报文内容应不显示在简报窗中，不发出音响告警，但应该刷新画面，保证画面的状态与实际相符。检修报文应存储，并可通过单独的窗口进行查询。2026年3月21日-79-智能变电站二次系统隔离技术装置检修压板：常规变电站装置检修压板智能变电站装置检修压板装置检修状态只涉及站控层通讯；放上装置检修压板后，装置上送监控及远动报文置检修位。装置检修压板不仅涉及到站控层通讯，还涉及到过程层设备检修；放上装置检修压板后，装置站控层报文，过程层报文均置检修。二次回路为继电器、电缆组成的回路，回路的检修通过短接或断开对应电缆回路实现；装置检修压板不涉及装置出口及采样回路的检修。二次回路除了与常规站相同的电缆回路，增加了新的内容和含义：SV、GOOSE；装置检修状态涉及装置出口、采样回路。2026年3月21日-80-智能变电站二次系统隔离技术智能变电站二次设备软压板设置原则：除远方操作压板和检修压板采用硬压板外，其它压板应采用软压板。保护装置应按MU设置“SV接收”软压板。“SV接收”压板退出后，相应采样值显示为0，不应发SV品质报警信息。（等同于常规变电站大电流试验端子）宜简化保护装置之间、保护装置和智能终端之间的GOOSE软压板，保护装置应在发送端设GOOSE出口软压板（等同于常规变电站保护装置出口硬压板）；除双母线和单母线接线启动失灵/失灵联跳开入软压板外（等同于常规变电站保护装置开入硬压板），接收端不设相应GOOSE开入软压板。2026年3月21日-81-智能变电站二次系统隔离技术装置压板对比：2026年3月21日-82-智能变电站二次系统隔离技术线路保护装置软压板：2026年3月21日-83-装置内名称功能正常状态功能软压板纵联差动保护投入功能投退软压板，置“1”，纵联差动保护投入。投入停用重合闸重合闸功能投退软压板，置“1”，停用重合闸。退出远方切换定值区置“1”，允许后台切换定值区（就地也可以），此压板只能在就地操作。投入远方控制压板置“1”，允许后台操作软压板（就地也可以），此压板只能在就地操作。投入远方修改定值置“1”，允许远方修改定值，但就地不能修改定值；置“0”，就地可以修改定值，但不允许远方修改定值；此压板只能在就地操作。退出某220kV线路第一套微机保护CSC-103B软压板功能智能变电站二次系统隔离技术2026年3月21日-84-装置内名称功能正常状态出口软压板GOOSE远跳置“1”，保护接收第一套母差启远跳、闭重。投入MU接收压板置“1”，保护接收第一套合并单元SV信息。投入GOOSE跳闸跳闸出口软压板，置“1”，允许跳闸出口。投入GOOSE合闸出口合闸出口软压板，置“1”，允许合闸出口。投入GOOSE启动失灵启动失灵软压板，置“1”，给第一套母差发启动失灵信息。投入GOOSE沟通三跳沟通三跳软压板，置“1”，允许沟通三跳。退出GOOSE闭锁重合闸闭锁重合闸压板，置“1”，允许闭锁重合闸出口。退出GOOSE三相不一致三相不一致出口压板，置“1”，允许三相不一致出口。退出智能变电站二次系统隔离技术2026年3月21日-85-智能变电站二次系统隔离技术装置间的光纤回路从物理上将保护与保护间或保护与智能终端之间的光纤隔断是最直观同时也是最有效的隔离手段。但是多次插拔可能导致光纤接插口损坏，也会导致接收装置发GOOSE断链告警，从而影响接收装置正常逻辑。智能终端出口硬压板在智能终端与一次设备的控制回路中串行设置了智能终端出口硬压板，作为一个明显断点隔离，控制保护重合及跳闸控制回路的通断，这个作法与传统变电站相同。需要指出的是对于单间隔保护（如线路保护）和跨间隔保护（如母差保护）是经过同一个跳、合闸硬压板出口的。智能变电站安全措施研究隔离措施优点缺点投入检修压板简单明确，仅需要对被检修设备进行操作，不会涉及运行设备1）装置出现软件异常时，可能失效，无法可靠隔离信号；2）下一级设备缺乏确认上一级设备投检修态。退出出口软压板操作较简单，仅需要对被检修设备进行操作，不会涉及运行设备1）装置出现软件异常时，可能失效，无法可靠隔离信号。退出接收软压板可靠隔离信号1）缺乏对退出接收软压板安措实施情况的确认能力；2）在运行设备上实施安措，操作较为复杂；3）智能终端未设置GOOSE接收软压板。断开光纤明显的光断开点，可靠的隔离信号1)多次插拔可能导致光纤接插口损坏；2)导致接收方报警干扰运行；3）保护试验、回路无法完整测试退出跳合闸出口硬压板明显的电气断开点，可靠的隔离信号会导致跨间隔保护（如母差保护）无法出口跳闸2026年3月21日隔离技术对比86智能变电站安全措施研究为确认上一级设备检修状态压板的状态，在GOOSE接收侧装置上宜按照GOOSE链路增加发送方检修状态指示功能，即采用发送方和接收方（或第三方）检修状态双确认机制：a)若接收侧装置具有液晶显示功能，则需在菜单中增加各GOOSE链路检修状态指示；b)若接收侧装置具无液晶显示功能，则需设置LED指示灯指示各相应GOOSE链路的检修状态。2026年3月21日安全措施基本原则87智能变电站安全措施研究“三信息”比对安全措施隔离技术：投入或退出检修装置（新上装置）检修压板、软压板，投入或退出相关联装置检修压板、软压板。在检修装置（新上装置）、相关联装置及后台监控系统核对相应装置检修压板、软压板状态，确认安全措施是否执行到位。可将“三信息”进行智能分析后以图形化显示装置检修状态和二次虚回路连接状态。二次虚回路包含但不仅限于软压板状态、交流回路、跳闸回路、合闸回路、启失灵回路等。2026年3月21日安全措施基本原则88智能变电站安全措施研究智能终端出口硬压板、装置间的光纤插拔可实现具备明显断点的二次回路安全措施。由于断开装置间光纤的安全措施存在着检修装置（新上装置）试验功能不完整、光纤接口使用寿命缩减，正常运行装置逻辑受影响等问题，作业现场应尽量避免采用断开光纤的安全措施。“三信息”比对的安全措施隔离技术可以代替光缆插拔的二次回路安全措施隔离技术。通过“三信息”比对或安全措施可视化界面核对检修装置（新上装置）、相关联的运行装置的检修状态以及相关软压板状态等信息，确认安全措施执行到位后方可开展工作。2026年3月21日安全措施基本原则89智能变电站二次系统隔离技术对于确无法通过退软压板停用保护、且与之关联的运行装置未设置接收软压板的GOOSE、SV光纤回路，可采取断开GOOSE、SV光纤的方式实现隔离，不得影响其它装置的正常运行。断开GOOSE、SV光纤回路前，应对光纤作好标识，取下的光纤应用相应保护罩套好光接头，防止污染物进入光器件或污染光纤端面。2026年3月21日90智能变电站SCD管控装置CID无法描述完整的虚拟二次回路配置；装置实例化配置、参数调整及下装需采用人工干预与修正；厂家系统配置工具及IED配置工具差异性大、可视化程度不高；各装置运行后发现的配置问题通过SCD人工方式检查和修正，效率低。技术方面现场SCD变动主要依靠人工管理，缺少跟踪与记录；SCD采用离线存储、版本较多、正确性和唯一性很难保证；配置信息修改涉及多环节，出现问题后定位和修正较为困难。管理方面智能变电站SCD管控SCD管控现状2026年3月21日92图2智能化变电站微机保护及二次回路构成图图1常规微机保护及二次回路构成图智能变电站SCD管控虚拟二次回路与传统二次回路的等价性分析2026年3月21日93智能变电站SCD管控现阶段SCD和过程文件的不等价配置2026年3月21日941396《IEC61850工程继电保护应用模型》规定装置物理端口应由厂家在ICD文件预先描述，ICD文件按访问点预先填写访问点物理端口。

<PhysConntype=“Connection/RedConn”><Ptype=“Plug”>ST</P><Ptype=“Port”>1-A</P><Ptype=“Type”>FOC</P></PhysConn>智能变电站SCD管控基于SCD文件管控方案的等价配置过程2026年3月21日95智能变电站SCD管控基于SCD文件管控方案的等价配置过程2026年3月21日96虚端子配置CRC校验码分为IED虚端子配置CRC码（简称IEDCRC码）和全站虚端子配置CRC码（简称SCDCRC码）。为每个IED提取的过程层虚端子配置文件计算CRC校验码，即IED过程层虚端子配置CRC码，用于单个装置过程层虚端子配置管理。按IED命名排序合成所有IEDCRC校验码生成全站过程层虚端子CRC码，用于全站虚端子配置管理。智能变电站SCD管控基于CRC校验的SCD文件管控方案2026年3月21日97智能变电站SCD管控过程层SCD配置升级报告任何IED过程层配置的改变均会在报告中产生记录；应用于过程层SCD配置升级所影响的装置范围的界定；母线保护接收配置升级报告对于某一具体装置而言，在其GOOSE或SV接收配置CRC改变时，进一步确定是哪些IED的GOOSE或SV发送配置改变导致的；应用于扩建工程母线保护试验范围的界定；IED信息比对报告对于过程层SCD配置升级报告中的每个IED逐一生成信息比对报告。智能变电站SCD管控智能界定升级范围2026年3月21日99下载配置文件后，装置应能根据《IEC61850工程继电保护应用模型》CRC生成方法，计算并存储过程层配置文件的CRC码；重启装置后，装置应能自动计算过程层配置文件的CRC码，并与已存储的CRC码进行比较，在CRC不一致时，装置应能告警或闭锁保护。智能变电站SCD管控装置自身计算过程层配置文件CRC码2026年3月21日100常规变电站智能化改造2026年3月21日101以500kV变电站为例，可以先改造母差保护，后按串进行智能化改造，改造开关、线路、主变保护，可提高改造过程中的供电可靠性、减少运行操作量；改造流程改造难点智能化母差保护与未改造的常规开关保护、主变保护等无法可靠配合。配置具备传统开关量输入输出功能、GOOSE报文传输功能的过渡装置，实现与传统保护配合，保证改造过程中继电保护设备可靠工作。解决方案

为实现智能化母差保护与传统主变及开关保护配合，增加母差保护过渡接口装置，将传统保护模拟开入/开出量转换为数字量后通过光纤接入智能化母差保护。500千伏母差保护过渡接口回路示意图500千伏母差保护过渡接口方案Page

102

单个间隔改造完成后，该间隔保护及开关的相关回路接入新母差保护，与原母差保护相关回路退出运行。500千伏母差保护过渡接口方案Page

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所有间隔改造完成后，原母差相关回路全部退出运行，新母差保护投入运行。500千伏母差保护过渡接口方案Page

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220千伏改造方式：220千伏间隔第一次轮停，完成间隔保护改造并完善第一套新母差保护内该间隔回路。轮停结束后，第一套新母差保护投入运行，老母差保护退出运行。220千伏间隔第二次轮停，完善第二套新母差保护内该间隔回路。轮停结束后，第二套新母差保护投入运行。220千伏母差保护过渡接口方案Page

105主变保护过渡接口方案过渡接口方案效益分析避免重复停电双龙变改造工程与浙西直流特高压工程同步实施，停电方式复杂。采用该方案后相关间隔改造均结合基建停电实施。1降低施工风险仅部分联闭锁开关量和跳闸回路需采用临时过渡回路。临时过渡回路拆除时无需设备停电，施工风险较低。2Page

107智能变电站不停电检修序号类型分析1整站全停全站一次设备停役，设备操作量大，严重影响供电可靠性，基建新建变电站或尚未投入运行变电站采用此模式较为可行；2部分设备停役全站部分一次设备停役，设备操作量有所降低，电网运行方式仍需改变，安全控制重点集中，较为容易实现。3不停电在线监视与诊断分析、一次设备不停电消缺、不停电改造、不停电扩建；作业要求及安全控制要求高，实现难度较大。1、智能变电站检修类型分析2026年3月21日108智能变电站不停电检修开展智能站检修“多维风险管控”、“综合效益评价”电网运行风险风险控制综合效益评价设备操作风险设备检修风险人员承载需求技术保障需求2、智能变电站检修风险分析2026年3月21日109智能变电站不停电检修控制目标：风险最小化，人员承载压力小、技术保障需求降低；开展综合效益评价：安措技术攻关有效降低现场检修作业风险、提升作业人员承载能力；开发应用专用工器具提升技术保障能力，降低技术保障需求；采用不停电检修策略降低电网运行风险、设备操作风险；全面提升检修综合效益！2、智能变电站检修风险分析2026年3月21日110智能变电站不停电检修3、风险控制技术应用安措变更管控离线仿真测试多信息源比对多重化安措技术2026年3月21日111智能变电站不停电检修3、风险控制技术应用安措变更管控离线仿真测试多信息源比对多重化安措技术2026年3月21日112智能变电站不停电检修3、风险控制技术应用安措变更管控离线仿真测试多信息源比对多重化安措技术APPIDGocbRefDateSetGoID2026年3月21日113智能变电站二次系统调试分析二2026年3月21日114智能变电站二次系统技术特点一

智能变电站现场工作保安规定四

智能变电站二次系统现场运维三智能变电站现场工作保安规定总则在智能变电站现场工作中，凡是接触到运行的继电保护、电网安全自动装置及其二次回路（包括变压器、母线、线路、短引线、断路器、母联、电抗器、电容器、站域保护等继电保护装置，电子式互感器采集卡、合并单元，智能终端，SV/GOOSE/MMS交换机，网络报文记录分析仪，备自投、故障测距、故障录波、频率电压紧急控制系统、安全自动装置、故障信息系统等电网安全自动装置及相关通信接口设备和二次回路、光纤回路）的安装调试、运行维护、检修、科研试验或其他工作（如仪表校核等）人员，均应遵守本标准，还应遵守电力安全工作规程（变电部分）准备与实际状况一致的图纸、前一次检验报告（或调试报告）、最新整定通知单、检验规程、标准化作业卡、保护装置说明书、运行规程等常规工作资料，ICD/SCD/CID文件及配置软件、SV/GOOSE虚端子联系图、VLAN/IP/MAC配置表、网络通信（含交换机）配置联系图等智能变电站工作资料。合格的仪器、仪表、工具、连接导线、尾纤跳线和备品备件等。确认微机继电保护和电网安全自动装置的软件版本符合要求。2026年3月21日工作前准备116智能变电站现场工作保安规定工作人员明确分工，并熟悉所检修设备所涉及的图纸，全站SCD、CID文件及厂家私有配置等文件，全站过程层网络（含交换机）配置图、参数表，全站SV、GOOSE关系表（虚端子图），检验规程等有关资料，掌握SCD文件配置工具和CID文件下装工具软件的使用。对重要的保护装置，特别是复杂保护装置或有联跳回路（以及存在跨间隔SV、GOOSE联系的虚回路）的保护装置如母线保护、失灵保护、主变保护、远方跳闸、有联跳回路的保护装置、电网安全自动装置和备自投装置、站域保护（备自投、低周减载、单保护后备）等的现场检验工作，应编制经技术负责人审批的检验方案和继电保护安全措施票。2026年3月21日工作前准备117智能变电站现场工作保安规定现场工作中遇有下列情况应填写二次工作安全措施票。在运行设备的二次回路上进行拆、接线工作；在运行设备的GOOSE、SV网络中进行涉及继电保护和电网安全自动装置的光纤拆、接线工作；在对检修设备执行隔离措施时，需断开、短路和恢复与运行设备有联系的二次回路工作（含运行设备上投退GOOSE、SV软压板）；需断开和恢复与运行设备有联系的GOOSE、SV回路光纤接线的工作。2026年3月21日工作前准备118智能变电站现场工作保安规定智能变电站中光纤回路的安全隔离安措采用如下格式：“保护（屏）（或就地智能控制柜/端子箱）、安全措施、端口号（含插件号）/回路号/光缆号、功能”填写，如“在（19J）220kV母联保护屏，拔出光纤，1n-3X:1-TX/AMBZTT/EML1M-W130和1n-3X:1-RX/AMBZTR/EML1M-W130，用于220kV母联保护1直跳25M智能终端1”2026年3月21日工作前准备119智能变电站现场工作保安规定智能变电站二次工作安全措施票应按照以下原则编制：隔离采样、跳闸（包括远跳）、合闸、启动失灵等与运行设备相关的联系。由多支路电流构成的保护，如变压器差动保护、母线差动保护和3/2接线的线路保护等，若某一断路器或电流互感器作业影响保护的和电流回路或保护逻辑判断，作业前应退出保护接收电流互感器SV间隔的压板，防止合并单元受外界干扰误发信号造成保护装置闭锁或跳闸，同时退出该保护跳此断路器智能终端的出口软压板及该间隔至母差保护的启动失灵软压板。在一次设备仍在运行时，退出部分设备进行试验，在对应保护未退出前不得投入合并单元检修压板。2026年3月21日工作前准备120智能变电站现场工作保安规定检修范围包含智能终端、间隔保护装置时，应退出与之相关的母线保护、断路器保护等运行设备的GOOSE软压板（含失灵回路出口和接收两侧软压板、联跳、远跳/远传回路出口和接收（线路无）两侧软压板、保护跳智能终端出口软压板、保护接收智能终端软压板（目前无）等软压板）；检修范围包含采集器、合并单元时，应退出相关保护的“合并单元投入”/“间隔投入”/“支路投入”/“采样值投入”等软压板。现场安全措施应尽量避免采用断开光纤的方式来实现，优先采用退出装置软压板、投入检修硬压板、断开二次回路接线等方式实现，可以通过退出出口和接收两侧软压板实现完全隔离SV、GOOSE的虚回路，不应采取拔出光纤的方式实现隔离。2026年3月21日工作前准备121智能变电站现场工作保安规定当无法通过退软压板停用保护及对于运行设备侧未设置接收软压板而无法通过投退软压板隔离的SV、GOOSE的光纤回路，可采取断开GOOSE、SV网络光纤的方式实现隔离，但不得影响其他保护设备的正常运行。按间隔配置的交换机故障，当不影响保护正常运行时（如保护采用直采直跳方式）可不停用相应保护装置；当影响保护装置正常运行时（如保护采用网络跳闸方式），应视为失去对应间隔保护，应停用相应保护装置，必要时停运对应的一次设备。公用交换机异常和故障若影响保护正确动作，应申请停用相关保护设备，当不影响保护正确动作时，可不停用保护装置。2026年3月21日工作前准备122智能变电站现场工作保安规定智能变电站二次工作安全措施票应按照以下顺序执行检查和确认检修范围内一次设备的状态；检查和确认检修范围内二次设备的状态；检查和确认检修范围内的断路器控制电源状态；与站内和主站运行人员联系，确认调度端和站内监控系统已挂检修牌；退出与检修相关的运行设备的GOOSE软压板；退出检修相关的“采样值投入”软压板。拔出无法通过投退软压板隔离的SV、GOOSE的光纤回路。2026年3月21日工作前准备123智能变电站现场工作保安规定智能变电站二次工作安全措施票应按照以下顺序执行投入检修范围内的所有IED装置（包括保护设备、智能终端、合并单元等）的检修硬压板，并检查和确认检修状态。确认安全措施满足现场要求后，断开合并单元模拟量输入侧的CT、PT二次回路连接片；开工前工作负责人应组织工作班人员核对安全措施票内容和现场接线，确保图纸与现场实际相符。2026年3月21日工作前准备124智能变电站现场工作保安规定在监控后台操作保护装置软压板时，应在后台相应间隔分图界面中核对软压板实际状态，确认后继续操作。保护装置就地操作软压板时，应查看装置液晶压板状态显示以及报文，确认后继续操作。投检修压板时，监控后台应核查运行设备是否出现非预期的信号。保护装置、智能终端、合并单元等智能设备“检修状态硬压板”投入后，必须查看装置指示灯情况、液晶面板变位报文或开入变位，确认设备状态正常后继续操作。投合并单元的检修压板时，若在运行的差动保护等装置发出装置闭锁信号，应立即停止操作，恢复原方式。2026年3月21日现场工作125智能变电站现场工作保安规定智能变电站现场工作保安规定现场工作执行安措时在运行中的一、二次设备如操作断路器和隔离开关，投退继电保护和电网安全自动装置，复归信号、监控后台和运行保护装置上投退功能软压板、GOOSE软压板、SV软压板以及切换定值区、二次熔丝、二次空气开关等均应由运行人员操作；检修硬压板由检修人员投退，工作负责人负责核查。运行中的继电保护和电网安全自动装置需要检验时，应先断开本装置跳闸和合闸等出口压板，并投入保护装置检修硬压板，再断开装置的工作电源，隔离至运行设备的采样、启动失灵、远跳等回路。在保护工作结束，恢复运行时，应先检查智能终端相关跳闸和合闸压板在断开位置，检查装置正常，用高内阻的电压表检验压