110kV变电站备自投装置误动的事故分析
10kV电源备自投装置误动作事故分析及改进探讨
10kV电源备自投装置误动作事故分析及改进探讨在电力系统中，自投装置是一种用来自动分断电源供应的设备，其主要作用是在设备出现故障时，能够及时检测到故障并切断电源，以保证系统的安全运行。
在实际运行过程中，由于各种原因，自投装置可能会发生误动作的情况，导致电系统的停电，给生产和生活带来不便和损失。
对自投装置的误动作进行事故分析并进行改进探讨，对提高电力系统的可靠性和安全性具有重要意义。
我们需要分析自投装置误动作的原因。
可能的原因有以下几点：1. 供电电压波动：当供电电压发生大幅度波动时，可能会引起自投装置的误动作。
这是因为自投装置的传感器对电压的变化非常敏感，而供电电压的波动超过了设定的门槛值，就会误判为设备故障，从而导致误动作。
3. 传感器故障：自投装置的传感器是检测设备故障的重要部件，如果传感器本身发生故障，就会产生误判信号，导致自投装置误动作。
针对以上的误动作原因，我们可以通过以下方法对自投装置进行改进，以降低误动作的发生率：1. 提高传感器的稳定性和抗干扰能力：可以通过优化传感器的设计和制造工艺，提高传感器的稳定性和抗干扰能力，减少传感器误判的概率。
2. 设置合理的电压波动门槛：可以根据实际情况，设置合理的电压波动门槛，避免供电电压的正常波动引发误动作。
3. 增加故障判断的逻辑判断：可以在自投装置的控制器中增加更多的故障判断逻辑，提高控制器对设备故障的判断能力，减少误动作的发生。
4. 增加冗余控制和保护机制：可以在自投装置中增加冗余的控制和保护机制，如设置双重判断、多级保护，避免单一故障引发误动作。
对于10kV电源备自投装置误动作事故的分析及改进探讨，我们应该重点关注供电电压的稳定性和传感器、控制器的可靠性，并通过合理的设计和优化，增加故障判断的逻辑和冗余控制的机制，以降低误动作的发生率，从而提高电力系统的可靠性和安全性。
110kV线路保护误动跳闸事故的案例分析
许手合 加速标志 ；③保护启动 ；④距离保护 Ｉ 段 Ｉ Ｉ 动作 。分析这 ４ 个条件 ：
（）现 场查 看 定值 单 ，手合 加速 控 制字在 投入 １ 位 ，条件 ①满 足 。
（）定值单无流定值整定 ７２ ２ ．２ Ａ；检查保护装
确 保胶 带包缠 后 的粘合 密封质 量 。
２ 朱德恒 ，严
璋 ．高 电压绝缘 ［ ．北 京 ：清华大学出 Ｍ】
（）处理好绝缘表面。剥削外护套、绝缘屏蔽 ４
层 、半 导体 层 时要细 心 ，不得 伤及半 导 体层和 主 绝
版社 ，１９ ． ９ ２ ３ Ｌ Ｔ ２ 一１９ ．交 流 电气 装置的过 电压 保护和 绝缘 Ｄ ／ ６ Ｏ ９ ７
置时发现 ，当断路器实际在合闸位置时，保护装置
跳 、合 位 开入均 闭合 。对 回路进 行 了检查 ，发现 断 路器 控制 回路 中防跳 继 电器 采 用的是 断路器 本 体 防
手合加速保护误动所致。
３ 暴露出的问题
（ １ ）定值单管理制度执行不严 ， 现场管理松散。
（）装 置定 期巡 视 流于 形 式 ，未及 时 发现 开入 ２ 量 异常 现象 。
ｌ０ Ｖ线路保 护动作跳闸是 由于距离手合加速动 １ ｋ
作 而 引起 。
手 合加速 原理 框图 （ 图 １ 显示手合加速动 见 ）
作跳 闸有 ４ 条件 ：①手合 加速 控制 字投入 ；②允 个
报 “ 线路保护动作” ，线路断路器变位 ，保护装置 显示 “ 突变量启动” 手合加速动作跳闸” 故障 、“ 、“ 录波启动”告警 ，直流系统蜂呜告警 ，２ 号机组甩 负荷至空载，厂用 电消失 ，１０ｋ １ Ｖ线路 电压正常 。
备自投装置不正确动作的原因分析及对策
5第11卷(2009年第8期)电力安全技术微机型的备自投装置体积小、重量轻且使用智能化，整定灵活，能满足电力系统安全运行的需要，已在我局的110kV 变电站广泛使用。
但从2006年大量投入运行以来备自投装置的正确动作率仅为81%。
地区电网实行环网布置，开环运行，备自投拒动就造成全站停电，严重影响电网的安全运行，因此分析备自投装置不正确动作的原因，采取改进措施，已成为保证安全、可靠供电的一个重要课题。
1备自投装置不正确动作的统计从2006年到2008上半年，备自投装置不正确动作5次如表1所示。
表1备自投装置不正确动作统计装置型号不正确动作原因次数闭锁回路误将装置闭锁，造成装置拒动2CSB21A 型线操作箱未清扫，造成闭锁回路绝缘击穿，路自投装置装置闭锁，造成装置拒动1PSP642型保护人员处理缺陷或拆线时，没将自投母联自投装置装置退出，造成装置误动22原因分析根据备自投装置近2年的动作情况看，造成备自投装置不正确动作的原因主要有：(1)闭锁回路存在的问题造成备自投的不正确动作。
备自投装置在运行中一旦有闭锁量开入，立即放电，备自投装置将不动作。
常规的开入闭锁量有：备用线路无压闭锁、手跳运行开关闭锁、母差闭锁等。
如桥形接线、线路开关配置有保护的备自投装置需要实现手动闭锁备自投功能时，需要对线路保护、主变保护进行大量改线并要增加外附继电器等，还需要主变、线路停电传动才能保证该回路的正确性，大大增加了回路的复杂性和传动的工作量。
而通过对各种不同型号的微机型备自投装置的原理、闭锁量的作用及运行操作的实际情况等多方面进行深入的探讨后发现，这些闭锁量均按以往习惯进行常规设置，实际上并不是备自投装置必要的闭锁量，完全可以将其简化或拆除。
()对备自投装置的预试没有明确的规定。
在一次事故调查中发现，装置操作箱里布满灰尘，闭宁金锋（邯郸供电公司，河北邯郸056002）备自投装置不正确动作的原因分析及对策锁回路绝缘降低，造成自投装置闭锁。
一起备自投误动原因分析及整改措施
一起备自投误动原因分析及整改措施摘要：本文结合我局实例对一起备自投误动原因进行了分析并提出了整改措施。
关键词：备自投；误动；原因分析；整改措施0、引言备自投装置是避免电力系统发生大面积停电的一种安全自动装置，其接线简单、可靠性高，能大大提高电力系统的供电可靠性，已被广泛应用。
本文主要讲述了一起由于备自投放电闭锁回路接线错误而引起的备自投保护误动作，并进行原因分析及提出了整改措施。
1、事故前的设备状态110kV蒙×站110kV备自投装置起初配置为远方备自投方式，在2010年3月29日经过验收后于当年4月经带负荷试验后正式投入运行，于2010年10月18日完成首次定检，试验正常。
在2013年5月蒙×站、西山站110kV备自投由远方备投方式改为就地备投方式，于2013年7月18日进行带负荷试验，结果正确，并于2015年7月16号再次完成定检，试验正常。
110kV蒙×站110kV系统单母分段接线，103、105开关分列运行；110kV备自投装置型号ISA-358G，备自投运行在分段方式并且已充好电；故障时天气情况：晴天。
2、事情经过2018年11月16日，变管所按计划对蒙×站2号主变及110kV备自投装置进行定检。
约06时30分，在停电操作时，调度首先遥控分开105开关（此时110kV备自投仍在运行状态），在105开关跳开后约6s 110kV备自投误动作将100开关合上。
3、故障原因1）首先对备自投装置进行了校验，模拟其分段备投方式，各种充电及放电条件与说明书一致，装置功能逻辑正常，排除了装置的问题。
进一步检查发现，备自投装置外部闭锁开入（端子排1D23是闭锁分段方式、1D24是闭锁进线方式）仅接有103开关手跳闭锁回路（见图1“1Y133：J140”），而没有接有105开关手跳闭锁回路，但在105开关保护屏105开关的手跳接点已经有接线（见图2“3Y133：J140”），同时备自投装置1D23、1D24并没有短接。
110kV“备自投”误动的防范措施及运行维护注意事项
注意事项 ， 同行 的运行 工作者参考。 供
关键词 ： １ Ｖ备 自 ； １０ｋ 投 误动 ； 拒动 ； 措施 ； 注意事项
中图分类号 ： Ｍ７ Ｔ 。 文献标识码 ： Ｂ 文章编号 ：６ ２ ５ ５ （ ０ ２）５ ０ ７ — ３ １ ７— ４ Ｘ ２ １ ０ — １ ０ ０
近年来 ， 由于电网规模 的不断扩大 ， 电力系统 网 于最长的外部故障切 除时间 ，备 自投”跳故 障主供 “ 络结构 日 益复杂 。为保证 电力系统供电可靠性 ， 系统 线 路 断路 器 的延 时 ，需 大 于 电容 器 失 压保 护 动 作 延 中一般采用环形 电网供电。 但多级 电磁环网供电， 对 时 ， 以保证合备用线路断路器前 ， 可靠切除 电容器 。 系统 稳 定 不 利 ，在 １０ｋ １ Ｖ及 以下 电 网中较 少 采 用 ； （ ） 备 自投” 以下情况应 可靠 闭锁 ： ３ “ 在 手动跳 通 常在 １０ Ｖ及 以下 电网中 ， １ ｋ 多采用环形设计单路 开 工作 电源 ； 备用 电源进 线断 路 器在 合 闸位 置 ； 用 备 供 电的方式来保证其稳定性 ，采用备用电源 自动投 电源无压；备 自投” “ 停运 ； 母线 Ｔ ｖ断线 ； 母线保护动 入装置 简称 “ 自投 ” 备 来提高系统供电的可靠性 ， 这 作 ； 主变保护动作 。 种使系统 自动装置与继电保护相结合的方式 ，是一 １２ 备用 电源 自投装 置 的动作 过 程 ． 种保证用户不问断供电的经济又有效的重要技术措 １２１方式 １ — 线路 ２备投 （ １ 。 ２ ） ．． — 跳 ＤＬ 合 ＤＬ 施 ，但 有 源小 水 电的 上 网及运 行 方 式 的变 化 ，又 给 次 系统 接线 如 图 １ 。 “ 自投” 备 的正确动作带来 了一些新问题 。
探讨110kV备自投装置不正确动作原因与建议
探讨110kV备自投装置不正确动作原因与建议发表时间：2016-10-17T13:19:57.460Z 来源：《电力技术》2016年第6期作者：温仲文[导读] 110kV备自投装置的不正确动作会严重影响电力系统的安全运行，降低供电的可靠性。
鹤山市明鹤电力建设有限公司广东鹤山 529700摘要：110kV备自投装置的不正确动作会严重影响电力系统的安全运行，降低供电的可靠性。
因此，对备自投装置的不正确动作进行分析具有重要的现实意义。
本文结合某备自投装置不正确动作实例，对110kV备自投装置不正确动作的原因进行了分析，并就此提出了相应的解决方案。
关键词：备自投装置；不正确动作；原因；建议0 引言在110kV电力系统中，备自投装置的应用可以提高供电的可靠性急运行的稳定性，因而得到了广泛的应用。
但在实际应用中备自投装置多次出现不正确动作，造成了电网负荷损失，影响到了电力系统的安全运行，严重时还会导致一次设备损坏。
因此，对备自投装置不正确动作的原因进行分析，并采取合理的方案进行解决，保证电力供应的可靠性是当前的一个重要课题。
变配电站备自投有两种基本的供电方式。
第一种如图1所示，母联分段供电方式，母联开关断开，两个工作电源分别供电，两个电源互为备用，此方式称为母联备自投方式。
第二种如图2所示，双进线向单母线供电方式，即由一个工作电源供电，另一个电源为备用，此方式称为线路备自投方式。
1 母联备自投工作原理如图3所示，正常运行时，两段母线电压正常，两线路断路器闭合，母联断路器断开。
图3 35kV变电站一次系统图备自投装置动作条件如下:(1)只有在工作电源开关被断开后，备自投才能动作；(2)主变后备保护动作时，均应闭锁相应电压等级的备自投装置；(3)手动断开工作电源开关时，应闭锁备自投装置；(4)备自投装置整定延时应大于最大外部故障切除时间和重合闸时间。
如图3所示，TV装在母线侧时(TV1和TV2)，装置正向运行，一段母线失压，另外一段母线电压正常，无外部闭锁开关量输入。
备自投动作案例分析
备自投动作案例分析【摘要】安全自动装置是保证电网安全稳定运行的重要保证，安全自动装置的正常运行对整个电力系统来说具有非常重要的意义。
本文根据一起备自投装置不正确动作，分析原因，并对二次设备改造工作提出针对性建议。
【关键词】备自投装置；时间级差配合；设备改造；解决对策兴源变为110KV变电站，主变为三圈变压器，110KV、35KV、10KV均采用单母分段接线方式，正常运行三侧均分列运行，110KV长兴1线和长兴2线分别带110KVI、II段母线运行，110KV、35KV、10KV均配置北京四方CSB21A 型备自投装置。
2013年，兴源变只对110KV系统进行二次设备改造，将110KV 备自投装置由CSB21A型更换为CSC246型，35KV、10KV备自投装置仍为CSB21A型备自投装置。
1 兴源变备自投装置动作评价2013年06月16日22时51分，110KV长兴2线发生AB相间故障，故障持续817ms时对侧相间距离II段保护动作，对侧兴长2开关三相同时跳开；02382ms时重合成功动作，02483ms时距离加速动作，兴长2开关三相同时跳开；兴源变110KVII母失压后，三侧备自投装置动作，分别跳开长兴2、3502、101开关，合上1100、3500、100母联开关。
现场对兴源变备自投装置定值进行了检查，各侧备自投定值整定正确。
110KV CSC246备自投装置动作时间定值为3S，35KV、10KVCSB21A备自投装置动作时间定值为4S，当兴源变110KVII母失压后，110KV CSC246备自投装置动作正确。
按照时间级差配合，35KV、10KVCSB21A备自投装置应在110KV 备自投动作后电压恢复而返回，不应该动作。
因此，35KV、10KVCSB21A备自投装置评价为分别误动一次。
2 备自投装置动作过程为了对兴源变备自投动作行为作进一步分析，我们从自动化系统截取了兴源变备自投动作时的相关信息。
分段备自投误动事件分析及其改进措施
合 闸 回 路
分 段 备 自投 误 动 事 件 分 析 及 其 改 进措 施
张 荣 海
（ 韶 关供 电局 ，广 东 韶 关 ５ １ ２ ０ ２ ６ ）
［ 摘要］ 针对一起分段备 自投误 动事件 ，分析造 成分段备 自投误 动的原因 ，并提 出一种 简单、有 效的防误动措施 。
关键 词 分 段 备 自投 误 动 重 动
１ 动作 前 运 行 方 式
事 件发 生 前 ，该 １ １ Ｏ ｋ Ｖ 变 电站 ２台主 变 ３ ５ ｋ Ｖ 侧 分 列 运行 ，即 ３ ０ １ 开 关 、３ ０ ２开 关 合 闸 ， ３ ０ ０分 段 开 关 分 闸 ，
＃１ Ｐ Ｔ 和 ＃２ Ｐ Ｔ均投 运 ，如 图 １ 所示 。
进线 ｌ 进线 Ｉ Ｉ
该站 ３ ５ ｋ Ｖ分 段 备 自投 装 置 为 Ｎ Ｓ Ｒ ６ ４ １ Ｒ 型 ， 动 作 条
收 稿 日期 ： ２ ｏ ｌ ５ — ０ ５ — ０ ２
插件后 ，线路恢 复正常。
（ 下转 第 ６ ７页 ）
作者简介 ： 张荣海（ １ ９ ８ ３） ， 硕士 ， 工程 师 ， 研 究 方 向 为 电 力 系统 继 电保 护 与 自动 化 。
测控 柜至 汇控 柜 间 的控 制 电缆 中 找 到 １ 根备 用 线 ，一 端 接 Ｘ ３ Ｏ ］ 一 ５ ，另 一 端 接 １ Ｑ Ｋ⑦ 和 １ Ｓ ① 相 连 处 ，如 图 ４中 粗 实
线。接线经调整后，￥ １ ０ １ 在不同档位的功能均得以实现 。
ｆ 控制电源
『 微机监 控合闸
线 ”，直至当日 ２ １ ： ３ ８ ： ０ ２ 报３ ５ ｋ Ｖ Ｉ Ｉ 段重动信号 “ 合 ”。
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110kV变电站备自投装置误动的事故分析
摘要：随着电网变电站中备自投装置应用范围不断扩大，出现各种各样的问题
是必然的。
然而在出现问题后，我们需要不断在备自投装置上进行分析、研究和
改进，确保电网能够安全稳定的运行。
备自投装置能够有效提高供电可靠性，在
电力系统得到广泛运用，但早期备自投装置闭锁量不完善、逻辑繁琐以及依赖外
部接线情况较为突出，备自投装置在电网的实际应用中经常会出现问题。
本文通
过对 110 kV 变电站备自投装置误动的事故原因进行了分析，并提出了改进措施，
期望在遇到和处理此类情况时能够起到积极的启发作用。
关键词：110 kV 变电站；备自投装置；误动
随着我国电网建设步伐的加快，我国电力行业也取得了极大的进步,对电力系
统自动化的实现也提出较高要求。
变电站作为供电系统中的重要组成部分，在
110 kV 变电站中，常常采用双电源供电。
当主供电线路故障跳闸时，备自投装置
动作将备用线路自动投入，从而保障供电系统供电的稳定性。
然而从现行电力系
统运行现状看,仍存在较多故障问题,以其中110kv线路备自投故障最为明显,故障
出现后对整个系统的可靠运行都会带来不利影响。
这就要求做好故障分析工作,并
采取相应的完善策略。
1 变配电站备自投的供电方式
目前，电网应用的变配电站备用电源自动投入装置（备自投）一般有 2 种基
本的供电方式。
第一种如图 1 所示，母联分段供电方式，母联开关断开，2 个工
作电源分别供电，2 个电源互为备用。
此方式称为母联备自投方式。
第二种如图
2 所示，双进线向单母线供电方式，即由一个工作电源供电，另一个电源为备用。
此方式称为线路备自投方式。
2 母联备自投工作原理
如图 3 所示，正常运行时，2 段母线电压正常，2 主供电断路器闭合，母联断路器断开。
备自投动作条件如下：①只有工作电源确实被断开后，备自投才能启动；②主变后备保
护动作时，均应闭锁相应电压等级的备自投装置；③人工手动断开工作电源开关时，备自投
不应工作；④备自投整定延时应大于最大外部故障切除时间和重合闸时间。
如图 3 所示，TV 装在母线侧时（TV1 和 TV2），装置正向运行，一段母线失压，另一段
母线电压正常，无外部闭锁开关量输入。
当满足条件后，先跳开失压线路开关 QF1（或
QF2），经延时后合上分段开关 QF3。
3 某变电站备自投误动作
变电站一次系统如图 4 所示。
事件经过如下：2016-05-13T17：12 左右，监控系统报警，显示某 110 kV 变电站的 10 kV
侧 500 分段备自投装置动作。
经运行人员检查发现，10 kVI 段母线已失压，Ⅱ段母线电压正常，500，502 开关均在合位，501 已跳开，无保护动作报文，但发现 TV1 空气开关已跳开。
因此，初步判断为 500 分段备自投装置可能因失压引起误动。
随后，工作人员对备自投装置进行检查。
调阅 500 分段备自投定值发现，110 kV 变电站
的 10 kV 侧开关 CT 变比为 8 000/1，备自投电流闭锁值为 0.2 A；调阅该开关日负荷电流曲线
得知，该开关CT 在备自投动作时段最大一次负荷电流为346A，转换为二次电流值为0.043A。
4 备自投误动作原因分析
依据备自投的工作原理逻辑图分析，得出备自投装置误动的几点原因：①当电压回路断
线时，因负荷电流太小，电流闭锁回路不能将备自投装置闭锁。
例如在深夜雷雨天气时，受
雷击影响，电压互感器一次保险烧断，使二次回路失压（图 5 中1＃进线无压条件满足），
但由于此时负荷电流（二次值）小于备自投闭锁电流（0.2 A）（图 5 中 1＃进线无流条件满足），造成装置可能误动作。
②工作人员在备自投二次回路上工作时，由于误碰或误接二次接线，造成备自投装置误动作。
例如工作人员误短接备自投跳闸电源回路，引起装置误动。
③定值配合不当，引起备自投装置误动。
根据以上备自投误动作的原因分析可知，本案例备自投误动应为第一种原因引起，即由于 TV1 空气开关跳开，造成备自投误判 10 kVI 母无压。
由于负荷电流二次电流值为 0.043 A，小于备自投电流闭锁值 0.2 A，因此装置判断主变低压侧无流。
此时，10 kVⅡ母电压正常，满足装置动作条件，因此 500 分段备自投动作，经延时跳开 501 开关，再合 500 开关。
5 解决方案
综合以上几点原因分析，为了防止由于 TV 失压引起备自投误动，提出了以下几种解决方案：①在电流回路增设放大器。
此方案需要在电流回路中增加附加回路，增大了电流回路开路的风险，降低了回路的可靠性，也增大了投资，因此认为不是最佳方案。
②将备自投装置的电压空气开关换成容量较大的开关，以防跳开。
考虑到保护的级差配合，如果本侧发生短路，本侧的空开将不能保证优先跳开，可能导致对侧 TV 空开跳开，而对其他运行回路造成影响，因此也不是最佳方案。
③使用带脱扣节点的电压空气开关，并将空开常闭接点并入备自投回路，作为闭锁备自投的条件之一。
此方案为最终采用方案。
改进后的备自投功能图如图 5 所示。
当 TV 二次空开正常投入时，新增常闭触点断开，只要满足备自投动作条件，备自投就动作。
此时，备自投不会被闭锁。
而当 TV 二次空开跳开后，常闭触点闭合，将备自投闭锁，备自投不会误动作。
6 结论
变电站继电保护和自动装置等二次设备是保障电力一次系统安全、稳定运行的重要组成部分。
为了减少停电，提高供电可靠性，应制订各种措施，防止备自投装置的误动和拒动。
主要措施有：①备自投验收时，应做好各个功能和回路的校验，以保证闭锁和跳闸回路的正确性；新投入的备自投装置应进行带负荷试验，以确保装置正确动作。
②制作每个变电站的负荷曲线，对于负荷较小的线路，尽量将电流闭锁定值整定得小一些，以确保 PT 断线时能闭锁备自投。
③提高整定计算人员和运行人员的专业素质，尽量避免由于误整定和误碰、误接线引起的装置不正确动作。
④对装置进行局部技改，比如本案例从动作逻辑上保证装置的正确动作。
7 结束语
综上所述，在变电站 10 kV 母线上装设备自投装置是提高电网工作可靠性的重要措施之一。
本文对一起备自投装置误动作行为进行了分析，并对备自投装置动作逻辑提出了改进措施，对预防此类事故的发生有一定的积极作用，在变电运行专业及相关设备改造过程中应该注意的点上起一个警示作用。
总之，在设备改造过程中，应认真思考，防微杜渐，以确保电网正常运行。
参考文献:
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[2] 王丹 . 智能变电站自适应备自投应用 [J]. 现代工业经济和信息化 ,2016.
[3] 杨启洪 , 赵伟杰 , 陈善文等 . 备自投装置动作引起过负荷的解决方案 [J]. 电力系统保护与控制 ,2015.。