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摘 要：介绍了智能变电站相关的理论基础知识，结合厂内联调及现场调试过程，阐述了智能变电站与常规变电站在运行维护上的几点关键区别。
关键词：智能变电站；运行维护；区别
Key Differences of Operation Maintenance Between Intelligent
Substation and Conventional Substation
Xuejiao
Maintenance company，gansu baiyin，gansu province silver district LAN road no. 603，730900
ABSTRACT：Introduces intelligent substation related basic theoretical knowledge，combined with the debugging and Commissioning process in practice，elaborates the key points of differences between intelligent substation and conventional substation.
KEY WORD：intelligent substation；operation and maintenance；difference
1 引言
2012年至今，甘肃电力检修公司智能化变电站相继入运行，运维人员对智能站设备的验收、运行、维护、操作等必须认识到其与常规变电站的区别，通过实质性接触智能变电站装置，对智能变电站有了较深层次的认识，了解到智能变电站与常规变电站在运行与维护上的几点关键区别。
2 智能变电站的基础知识
2.1 智能化变电站基本定义
智能变电站是采用先进的智能设备，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，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。
2.2 智能变电站相关基本概念
2.2.1 IEC61850
当前电力系统，对变电站自动化的要求越来越高，为方便变电站中各种IED 的管理以及设备间的互联，就需要通过一种通用的通信方式来实现。IEC61850 提出了一种公共的通信标准，通过对设备的一系列规范化，使其形成一个规范的输出，实现系统的无缝连接。可以简单认为它就是一种通信协议，这个协议是各生产厂家必须认可 和接受的。
2.2.2 GOOSE
面向通过对象的变电站事件（Generic Object Oreinted Substation Event，GOOSE）是IEC61850标准中用于满足变电站自动化系统快速报文需求的机制。通过GOOSE报文格式提高了测控装置之间数据传送的效率和系统实时性指示。开关跳合闸、刀闸分合闸指令，开关、刀闸位置状态，装置并联闭锁等都是在GOOSE网络中传输。
2.2.3智能终端
一种智能组件。采用电缆与一次设备连接，采用光纤与保护、测控等二次设备连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。智能控制柜将智能操作箱（向过程层传送开关及刀闸信息给保护及测控装置，实现对开关、刀闸的分合闸及闭锁功能）、断路器在线监测（收集断路器的基本运行信息，包括断路器的动作次数、行程、SF6气体压力、柜内温度等）、合并单元（对CT、PT完成采集以SV格式上传给保护及测控装置）的三类设备集中组柜放在开关场。
2.2.4合并单元
英文全称“Merging Unit”，简称“MU”。用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行数据进行时间相关组合的物理单元。MU可是互感器的一个组件，也可是一个独立单元。MU即可放在智能组件柜内，也可放置在保护屏内，视具体设计而定。为了确保220kV及以上保护装置采样及动作正确性，220kV及以上保护采用双保护+双MU+双智能操作箱配置。
2.2.5智能电子设备
英文名全称“Inteligent Electronic Device”简称“IED”，包含一个或多个处理器，可接收来自外部员的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等。且具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。
2.2.6全站系统配置文件
英文名全称“Substation Configuration Description”，简称“SCD”文件，应全站唯一，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数，IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。这个文件非常重要，它是厂家完成厂内联调后生成的唯一文件。该文件的正确性是确保变电站安全稳定运行的前提。
2.2.7 其它配置文件
IED实例配置文件-英文简称“CID”文件、IED能力描述文件-英文简称“ICD”文件、系统规格文件-英文简称“SSD”文件。这三个文件主要是厂家在设备配置及调试时使用，再不做详细介绍。
2.3 智能变电站结构
1.智能变电站从逻辑上看，采取三层两网结构；三层即过程层、间隔层、站控层，两网即过程层网络、站控层网络。网络结构基本采用沉余网络，采用双星型网构拓扑结构。
图1 智能变电站结构图 2.过程层：主要包括变压器、断路器、隔离刀闸、电流互感器、电压互感器等一次电气设备及所属的智能组件以及独立的智能电子装置，实现测量、控制、状态检测等功能。
3.间隔层：主要包括数字式保护装置、测控装置、监测功能组主IED等二次设备，利用过程层网络实现对一次设备的测量和控制。
4.站控层：主要包括保护及工程师站、信息一体化平台工作站（五防、备自投、顺序控制等其它高级应用功能）、远方工作站、在线监测站、智能辅助系统（遥视安防、消防给水控制、全站温度监测和控制、照明控制等）对时系统。
5.过程层网络：按照国家要求，为了确保采样及跳合闸正确性，保护及测控采取直采直跳组网模式。即MU采样后SV报文直接上传给保护及测控装置，保护及测控装置跳合闸直接下传给智能终端，中途数据不经过交换机转发，因此过程层网络中SV不再单独组网，只包括GOOSE A网、GOOSE B网。由于光纤对电磁辐射具有天然的免疫，它成立过程层网络传输的首选介质。
6.站控层网络：包括MMS A网、MMS B 网、在线监测网。间隔层通过站控层网络及站控层联络，从而实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制、操作闭锁以及同步向量采集、电量采集、保护信号管理等相关功能。
3 智能变电站与传统变电站的区别
随着科技的进步，高科技含量的设备不断应用于电力系统。变电站经过传统常规型、综合自动化、数字化的发展，逐步走向智能化变电站。智能化变电站是在数字化变电站的基础上发展起来的，与数字化变电站相比，网络化信息共享是智能变电站的重要特征，其站控层的功能更加强大、智能。智能变电站与传统变电站主要有五点区别：
1.智能终端就地化，减少二次电缆使用量，光缆取而代之。
2.跳闸方式发生了变化，保护装置出口采用软压板方进行投退。
3.程序化操作，IEC 61850的应用使保护等二次设备具备远方操作的技术条件。
4.二次设备网络化，安全措施发生变化。
5.自动化、保护专业逐渐向大二次系统专业融合，运行、检修规范发生变化。
6.调试方法发生变化，需要网络联调，使用试验仪器设备发生边化。
图2 传统变电站与数字化变电站结构
4 智能变电站给运行维护带来的转变
智能变电站中一次设备智能化，二次设备网络化。设备之间连接介质由光缆或双绞线替代了传统的电缆，电磁信号被转换成了数字信号，二次回路成了“虚回路”。相比较传统变电站而言，其运行维护带来了改变。
1.保护功能压板投退发生改变。保护屏传统意义上的保护功能“硬压板”被后台监控系统界面上的“软压板”所取代。以往投退保护装置时，运行人员需要在保护屏上进行操作，现在只需在后台监控系统上用鼠标完成全部操作。
2.开关跳、合闸压板投退发生改变。传统保护屏上的跳、合闸压板被“搬”上了后台监控系统界面上，并给了它一个特色名称“GOOSE跳、合闸压板”。开关跳合闸硬压板在全站设置成了唯一，所有的保护装置跳、合闸必须经过智能控制柜内的跳、合闸压板去实现。
3.二次设备巡视重点发生改变。二次设备的网络化，使数据被装置共享。一个MU采集的电流、电压信息可以同时给线路保护（主变保护）、母线保护、测控装置所使用。智能终端采集的开关、刀闸信息在GOOSE网络中共享给测控装置、保护装置、合并单元。这些装置一旦发生故障，影响范围较大，必须等同于一次设备故障处理。
4.检修压板的作用发生改变。原来装置检修状态压板作用是屏蔽装置的故障、动作信息，不上传给站控层。智能变电站为了方便设备检修，在检修过程中不发生误跳合闸，在保护装置、测控装置、智能操作箱、合并单元都配置了相应的“检修”硬压板。在装置的“检修状态压板”加用后，其网络数据打上了“检修”的标记，装置间的逻辑关系取决于此标记。例如：保护装置“检修状态压板”加用，智能操作箱未加用，当保护装置跳闸指令发出后，开关不会跳闸，因智能操作箱的“检修状态压板”未加用，二者状态不对应。
5.GPS对时系统的作用发生改变，常规变电站GPS系统作用是确保全站时间一致性，以便于故障分析。智能变电站GPS系统的时间同步关系到分析处理事故的能力，它是实现站域、区域实时控制的安全策略基础。与常规综自系统变电站相比，GPS对时系统更加重要。
6.设备验收过程发生改变。智能变电站的二次回路通过全站SCD未见合法性、数据模型内外描述一致性、以及全站智能设备互操作性及一致性，需要进行场内联调。在厂家联调过程中系统集成商将除了一次设备（变压器、断路器、隔离刀闸等）外的所有二次系统相关设备在厂内完成安装，模拟文件配置、装置调试。设备调试中的一大部分调试项目在厂内完成，实现最大化的工厂工作量。厂内联调过程验收成为不可缺少的环节。
5智能变电站运维管理
5.1智能变电站运行注意事项
1.运维人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态。
2.正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。运维人员不得改变压板状态。
3.设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板。
4.设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查确认间隔中各智能组件的“置检修”压板已取下。
5.禁止通过投退智能终端的断路器跳合闸压板的方式投退保护。
6.智能变电站二次设备采用了检修机制，相关智能设备（保护装置、 合并单元、 智能终端等）设置了检修硬压板，可作为装置检修状态下的隔离措施。“检修” 压板作为保护装置的隔离措施，其使用权限应由现场运行管理，现场应制定详细的操作规定。 7.部分变电站母线压变对应合并单元同时采集两段母线电压，分供两套保护，故在压变检修时不能将对应合并单元检修压板投入。比如：220千伏正母压变2507汇控柜内合并单元采集正副母电压，供第一套线路保护、母差、主变等使用。副母压变2508汇控柜内合并单元采集正副母电压，供第二套线路保护、母差、主变等使用。1108副母压变汇控柜内合并单元采集正副母电压，供第二套主变保护使用。因此在压变停电检修时，相应母线合并单元的置检修压板严禁投入。
8.智能站中取消了电压切换装置，相应功能可由母线电压合并单元实现。 监控后台可实现保护装置功能软压板、 GOOSE 软压板以及定值区切换功能。 采用监控后台执行保护定值区切换时须严格按现场规程中规定的操作顺序执行，定值区切换后必须进行核对。 涉及保护定值更改只能在就地进行，不允许后台更改定值，更改定值时保护应改“信号” 状态。合并单元检修时，需要将相应母线保护、 主变保护等跨间隔保护的该支路退出，防止造成对运行保护的误闭锁。
9.智能站中光缆取代了传统的电缆，因此在做生产准备工作的过程中应清楚地标示各交换机和交换机上各根光纤（包括端口）的作用与去向。对备用光纤也不能例外。由于现场 安全措施要求，当需要采用拔光纤的方式时，现场运行人员对可能造成的运行设备 报数据断链情况，应提前向调度汇报。
5.2智能变电站异常处理
1.运行中的智能设备出现异常（或告警）时，现场应及时汇报调度，为保证装置运行安全，运行人员可根据现场规程，对面板复归一次，严禁对保护装置进行掉电重启操作。 无法复归，现场应及时汇报调度并通知继电保护专业人员处理（实际可以申请退出智能终端对应的所有出口压板后重启一次）。
2.保护装置、 智能终端装置、 GOOSE 交换机等停用时，由现场运行人员分析二次设备停用对一次设备的影响和要求，并向调度汇报；变电站扩建或系统规模变化时，现场应及时调整二次设备停用对一次设备的影响和要求。
3.对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，应申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智1）对合并单元双套配置的，停用与该合并单元相关的保护装置，包括本间隔保护和跨间隔保护（线路（主变）保护、母线保护装置等）；
4.对单套配置的，对应一次设备应停电，并退出母线保护相应间隔。
5.母线电压互感器合并单元，母线复压条件开放，对采用母线电压的线路保护其距离保护功能自动闭锁。申请停用相应的母线保护和线路距离保护功能。
6.对由于电子式互感器一次设备（含采集单元）异常造成的采样数据无效情况，以及 GOOSE或 SMV 链路异常情况，应根据现场技术规范要求判断是否要停用相应的保护，若需将相关保护（或保护功能）改停用，及时向调度申请。
7.双套配置的智能终端，当一套异常时，停用与该套相关的保护装置（线路（主变）保护、母线保护装置等） 。
8.单套配置的，对应一次设备应停电。不能远方操作的，应就地停运断路器。
9.两套智能终端均停用时，此时设备上发生任何故障保护均无法出口，并可能引起失灵保护动作造成事故扩大，因此须将一次设备停运。
10.间隔交换机故障，影响本间隔GOOSE链路，应视为失去本间隔保护，应申请停用相应保护装置，及时处理；（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）。
11.由于跨间隔保护的报文通过组网方式传输（如至母差的失灵信号），过程层交换机异常时将影响本间隔保护接收的组网信息。 当运行中的过程层 GOOSE 交换机发生故障时需停用时，此时对应那套的保护功能不完整（母线上支路故障，断路器拒动无失灵，母线故障无远跳），值班人员应向调度员提示清楚并做好事故预想。
6结束语
智能电网是当今世界电力乃至能源产业发生变革的最新动向，代表着未来发展的方向和社会的进步，智能化变电站是智能电网的重要基础和支撑，着国家电网智能变电站的相继投运，运维人员必须掌握智能化变电站运维技术，总结运行经验，提高运维水平，确保智能电网变电站的安全稳定运行。
参考文献：
[1] Q/GDW383-2009 智能变电站技术导则[S]. 国家电网公司
[2] Q/GDW441-2010智能变电站继电保护技术规范[S]. 国家电网公司
[3] 智能变电站1000问 中国电力出版社
[4] 参考甘肃电力公司330kV变电站通用规程
关键词：智能变电站；运行维护；区别
Key Differences of Operation Maintenance Between Intelligent
Substation and Conventional Substation
Xuejiao
Maintenance company，gansu baiyin，gansu province silver district LAN road no. 603，730900
ABSTRACT：Introduces intelligent substation related basic theoretical knowledge，combined with the debugging and Commissioning process in practice，elaborates the key points of differences between intelligent substation and conventional substation.
KEY WORD：intelligent substation；operation and maintenance；difference
1 引言
2012年至今，甘肃电力检修公司智能化变电站相继入运行，运维人员对智能站设备的验收、运行、维护、操作等必须认识到其与常规变电站的区别，通过实质性接触智能变电站装置，对智能变电站有了较深层次的认识，了解到智能变电站与常规变电站在运行与维护上的几点关键区别。
2 智能变电站的基础知识
2.1 智能化变电站基本定义
智能变电站是采用先进的智能设备，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，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。
2.2 智能变电站相关基本概念
2.2.1 IEC61850
当前电力系统，对变电站自动化的要求越来越高，为方便变电站中各种IED 的管理以及设备间的互联，就需要通过一种通用的通信方式来实现。IEC61850 提出了一种公共的通信标准，通过对设备的一系列规范化，使其形成一个规范的输出，实现系统的无缝连接。可以简单认为它就是一种通信协议，这个协议是各生产厂家必须认可 和接受的。
2.2.2 GOOSE
面向通过对象的变电站事件（Generic Object Oreinted Substation Event，GOOSE）是IEC61850标准中用于满足变电站自动化系统快速报文需求的机制。通过GOOSE报文格式提高了测控装置之间数据传送的效率和系统实时性指示。开关跳合闸、刀闸分合闸指令，开关、刀闸位置状态，装置并联闭锁等都是在GOOSE网络中传输。
2.2.3智能终端
一种智能组件。采用电缆与一次设备连接，采用光纤与保护、测控等二次设备连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。智能控制柜将智能操作箱（向过程层传送开关及刀闸信息给保护及测控装置，实现对开关、刀闸的分合闸及闭锁功能）、断路器在线监测（收集断路器的基本运行信息，包括断路器的动作次数、行程、SF6气体压力、柜内温度等）、合并单元（对CT、PT完成采集以SV格式上传给保护及测控装置）的三类设备集中组柜放在开关场。
2.2.4合并单元
英文全称“Merging Unit”，简称“MU”。用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行数据进行时间相关组合的物理单元。MU可是互感器的一个组件，也可是一个独立单元。MU即可放在智能组件柜内，也可放置在保护屏内，视具体设计而定。为了确保220kV及以上保护装置采样及动作正确性，220kV及以上保护采用双保护+双MU+双智能操作箱配置。
2.2.5智能电子设备
英文名全称“Inteligent Electronic Device”简称“IED”，包含一个或多个处理器，可接收来自外部员的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等。且具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。
2.2.6全站系统配置文件
英文名全称“Substation Configuration Description”，简称“SCD”文件，应全站唯一，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数，IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。这个文件非常重要，它是厂家完成厂内联调后生成的唯一文件。该文件的正确性是确保变电站安全稳定运行的前提。
2.2.7 其它配置文件
IED实例配置文件-英文简称“CID”文件、IED能力描述文件-英文简称“ICD”文件、系统规格文件-英文简称“SSD”文件。这三个文件主要是厂家在设备配置及调试时使用，再不做详细介绍。
2.3 智能变电站结构
1.智能变电站从逻辑上看，采取三层两网结构；三层即过程层、间隔层、站控层，两网即过程层网络、站控层网络。网络结构基本采用沉余网络，采用双星型网构拓扑结构。
图1 智能变电站结构图 2.过程层：主要包括变压器、断路器、隔离刀闸、电流互感器、电压互感器等一次电气设备及所属的智能组件以及独立的智能电子装置，实现测量、控制、状态检测等功能。
3.间隔层：主要包括数字式保护装置、测控装置、监测功能组主IED等二次设备，利用过程层网络实现对一次设备的测量和控制。
4.站控层：主要包括保护及工程师站、信息一体化平台工作站（五防、备自投、顺序控制等其它高级应用功能）、远方工作站、在线监测站、智能辅助系统（遥视安防、消防给水控制、全站温度监测和控制、照明控制等）对时系统。
5.过程层网络：按照国家要求，为了确保采样及跳合闸正确性，保护及测控采取直采直跳组网模式。即MU采样后SV报文直接上传给保护及测控装置，保护及测控装置跳合闸直接下传给智能终端，中途数据不经过交换机转发，因此过程层网络中SV不再单独组网，只包括GOOSE A网、GOOSE B网。由于光纤对电磁辐射具有天然的免疫，它成立过程层网络传输的首选介质。
6.站控层网络：包括MMS A网、MMS B 网、在线监测网。间隔层通过站控层网络及站控层联络，从而实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制、操作闭锁以及同步向量采集、电量采集、保护信号管理等相关功能。
3 智能变电站与传统变电站的区别
随着科技的进步，高科技含量的设备不断应用于电力系统。变电站经过传统常规型、综合自动化、数字化的发展，逐步走向智能化变电站。智能化变电站是在数字化变电站的基础上发展起来的，与数字化变电站相比，网络化信息共享是智能变电站的重要特征，其站控层的功能更加强大、智能。智能变电站与传统变电站主要有五点区别：
1.智能终端就地化，减少二次电缆使用量，光缆取而代之。
2.跳闸方式发生了变化，保护装置出口采用软压板方进行投退。
3.程序化操作，IEC 61850的应用使保护等二次设备具备远方操作的技术条件。
4.二次设备网络化，安全措施发生变化。
5.自动化、保护专业逐渐向大二次系统专业融合，运行、检修规范发生变化。
6.调试方法发生变化，需要网络联调，使用试验仪器设备发生边化。
图2 传统变电站与数字化变电站结构
4 智能变电站给运行维护带来的转变
智能变电站中一次设备智能化，二次设备网络化。设备之间连接介质由光缆或双绞线替代了传统的电缆，电磁信号被转换成了数字信号，二次回路成了“虚回路”。相比较传统变电站而言，其运行维护带来了改变。
1.保护功能压板投退发生改变。保护屏传统意义上的保护功能“硬压板”被后台监控系统界面上的“软压板”所取代。以往投退保护装置时，运行人员需要在保护屏上进行操作，现在只需在后台监控系统上用鼠标完成全部操作。
2.开关跳、合闸压板投退发生改变。传统保护屏上的跳、合闸压板被“搬”上了后台监控系统界面上，并给了它一个特色名称“GOOSE跳、合闸压板”。开关跳合闸硬压板在全站设置成了唯一，所有的保护装置跳、合闸必须经过智能控制柜内的跳、合闸压板去实现。
3.二次设备巡视重点发生改变。二次设备的网络化，使数据被装置共享。一个MU采集的电流、电压信息可以同时给线路保护（主变保护）、母线保护、测控装置所使用。智能终端采集的开关、刀闸信息在GOOSE网络中共享给测控装置、保护装置、合并单元。这些装置一旦发生故障，影响范围较大，必须等同于一次设备故障处理。
4.检修压板的作用发生改变。原来装置检修状态压板作用是屏蔽装置的故障、动作信息，不上传给站控层。智能变电站为了方便设备检修，在检修过程中不发生误跳合闸，在保护装置、测控装置、智能操作箱、合并单元都配置了相应的“检修”硬压板。在装置的“检修状态压板”加用后，其网络数据打上了“检修”的标记，装置间的逻辑关系取决于此标记。例如：保护装置“检修状态压板”加用，智能操作箱未加用，当保护装置跳闸指令发出后，开关不会跳闸，因智能操作箱的“检修状态压板”未加用，二者状态不对应。
5.GPS对时系统的作用发生改变，常规变电站GPS系统作用是确保全站时间一致性，以便于故障分析。智能变电站GPS系统的时间同步关系到分析处理事故的能力，它是实现站域、区域实时控制的安全策略基础。与常规综自系统变电站相比，GPS对时系统更加重要。
6.设备验收过程发生改变。智能变电站的二次回路通过全站SCD未见合法性、数据模型内外描述一致性、以及全站智能设备互操作性及一致性，需要进行场内联调。在厂家联调过程中系统集成商将除了一次设备（变压器、断路器、隔离刀闸等）外的所有二次系统相关设备在厂内完成安装，模拟文件配置、装置调试。设备调试中的一大部分调试项目在厂内完成，实现最大化的工厂工作量。厂内联调过程验收成为不可缺少的环节。
5智能变电站运维管理
5.1智能变电站运行注意事项
1.运维人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态。
2.正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。运维人员不得改变压板状态。
3.设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板。
4.设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查确认间隔中各智能组件的“置检修”压板已取下。
5.禁止通过投退智能终端的断路器跳合闸压板的方式投退保护。
6.智能变电站二次设备采用了检修机制，相关智能设备（保护装置、 合并单元、 智能终端等）设置了检修硬压板，可作为装置检修状态下的隔离措施。“检修” 压板作为保护装置的隔离措施，其使用权限应由现场运行管理，现场应制定详细的操作规定。 7.部分变电站母线压变对应合并单元同时采集两段母线电压，分供两套保护，故在压变检修时不能将对应合并单元检修压板投入。比如：220千伏正母压变2507汇控柜内合并单元采集正副母电压，供第一套线路保护、母差、主变等使用。副母压变2508汇控柜内合并单元采集正副母电压，供第二套线路保护、母差、主变等使用。1108副母压变汇控柜内合并单元采集正副母电压，供第二套主变保护使用。因此在压变停电检修时，相应母线合并单元的置检修压板严禁投入。
8.智能站中取消了电压切换装置，相应功能可由母线电压合并单元实现。 监控后台可实现保护装置功能软压板、 GOOSE 软压板以及定值区切换功能。 采用监控后台执行保护定值区切换时须严格按现场规程中规定的操作顺序执行，定值区切换后必须进行核对。 涉及保护定值更改只能在就地进行，不允许后台更改定值，更改定值时保护应改“信号” 状态。合并单元检修时，需要将相应母线保护、 主变保护等跨间隔保护的该支路退出，防止造成对运行保护的误闭锁。
9.智能站中光缆取代了传统的电缆，因此在做生产准备工作的过程中应清楚地标示各交换机和交换机上各根光纤（包括端口）的作用与去向。对备用光纤也不能例外。由于现场 安全措施要求，当需要采用拔光纤的方式时，现场运行人员对可能造成的运行设备 报数据断链情况，应提前向调度汇报。
5.2智能变电站异常处理
1.运行中的智能设备出现异常（或告警）时，现场应及时汇报调度，为保证装置运行安全，运行人员可根据现场规程，对面板复归一次，严禁对保护装置进行掉电重启操作。 无法复归，现场应及时汇报调度并通知继电保护专业人员处理（实际可以申请退出智能终端对应的所有出口压板后重启一次）。
2.保护装置、 智能终端装置、 GOOSE 交换机等停用时，由现场运行人员分析二次设备停用对一次设备的影响和要求，并向调度汇报；变电站扩建或系统规模变化时，现场应及时调整二次设备停用对一次设备的影响和要求。
3.对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，应申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智1）对合并单元双套配置的，停用与该合并单元相关的保护装置，包括本间隔保护和跨间隔保护（线路（主变）保护、母线保护装置等）；
4.对单套配置的，对应一次设备应停电，并退出母线保护相应间隔。
5.母线电压互感器合并单元，母线复压条件开放，对采用母线电压的线路保护其距离保护功能自动闭锁。申请停用相应的母线保护和线路距离保护功能。
6.对由于电子式互感器一次设备（含采集单元）异常造成的采样数据无效情况，以及 GOOSE或 SMV 链路异常情况，应根据现场技术规范要求判断是否要停用相应的保护，若需将相关保护（或保护功能）改停用，及时向调度申请。
7.双套配置的智能终端，当一套异常时，停用与该套相关的保护装置（线路（主变）保护、母线保护装置等） 。
8.单套配置的，对应一次设备应停电。不能远方操作的，应就地停运断路器。
9.两套智能终端均停用时，此时设备上发生任何故障保护均无法出口，并可能引起失灵保护动作造成事故扩大，因此须将一次设备停运。
10.间隔交换机故障，影响本间隔GOOSE链路，应视为失去本间隔保护，应申请停用相应保护装置，及时处理；（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）。
11.由于跨间隔保护的报文通过组网方式传输（如至母差的失灵信号），过程层交换机异常时将影响本间隔保护接收的组网信息。 当运行中的过程层 GOOSE 交换机发生故障时需停用时，此时对应那套的保护功能不完整（母线上支路故障，断路器拒动无失灵，母线故障无远跳），值班人员应向调度员提示清楚并做好事故预想。
6结束语
智能电网是当今世界电力乃至能源产业发生变革的最新动向，代表着未来发展的方向和社会的进步，智能化变电站是智能电网的重要基础和支撑，着国家电网智能变电站的相继投运，运维人员必须掌握智能化变电站运维技术，总结运行经验，提高运维水平，确保智能电网变电站的安全稳定运行。
参考文献：
[1] Q/GDW383-2009 智能变电站技术导则[S]. 国家电网公司
[2] Q/GDW441-2010智能变电站继电保护技术规范[S]. 国家电网公司
[3] 智能变电站1000问 中国电力出版社
[4] 参考甘肃电力公司330kV变电站通用规程