备自投动作案例分析
220kV备自投动作失败原因分析及改进措施探讨
220kV备自投动作失败原因分析及改进措施探讨摘要:备用电源自投简称备自投,其装置是指由于电力系统中的工作电源出现故障或者由于其他原因发生失电事故之后被断开,由备用电源取而代之的装置。
本文讲述了220 kV在线路故障发生时备自投动作的情况,并对其动作失败原因进行分析,进而提出相应改进措施。
关键词:220 kV备自投工作电源防范措施探讨现在电网规模已经日渐扩大,在10～35 kV的较低电压等级电网中或者在110 kV较高电压等级电网中,为节省电力设备投资以及简化电力网接线进行继电保护,均对其非系统主联络线采取放射性供电。
同时采用备用电源的自动投入装置提高可靠性要求,结合继电保护与其系统自动装置,成为经济有效的不间断供电重要技术。
1 备自投概述1.1 220 kV备自投现状国内供电需求日益扩大,同时可靠性要求也越来越高。
而为了满足其电力系统的可靠性要求和保证供电行业的经济运行,如今供电领域采取了备自投装置技术。
备自投装置技术可以避免人为进行某种操作时有可能会发生的错误或者不准确动作,也可以在变电所中进行安全可靠的正常运转。
1.2 备自投原理只有在工作电源失电继而备自投起动并延时的情况下,工作电源断路器先进行跳位,确认之后,即可将之视为备自投满足了逻辑条件。
因此可以避免备用电源发生倒送电或者备自投动作在故障发生时合上的情况。
只是故障的切除不是由备自投来进行,因此备自投动作进行工作电源跳位的时限理应超过重合闸和有关所有保护最长动作时限。
就地或者远控操作工作电源断路器跳位时,不对备自投进行闭锁,而应该退出其跳闸压板或者功能压板。
备用电源不应该在不满足有压条件的时候进行动作。
1.3 备自投动作时限因为备自投延时的目的是避开母线电压的短暂下降,所以其时限应该超过外部切除故障的最长时间。
当母线失压是由于母线进线断路器的跳开,而且其进线没有重合闸的功能时,为了使备用电源加速合上,可以在不延时的情况下直接跳开进线断路器。
400 V备自投异常动作的原因分析及改进措施
水电与新能源 ＨＹＤＲＯＰＯＷＥＲＡＮＤＮＥＷ ＥＮＥＲＧＹ
第 ３５卷 Ｖｏｌ．３５
ＤＯＩ：１０．１３６２２／ｊ．ｃｎｋｉ．ｃｎ４２－１８００／ｔｖ．１６７１－３３５４．２０２１．０６．０１３
４００Ｖ备自投异常动作的原因分析及改进措施
马殿勋，周静位，吉元涛，李家汉，梁 刚，赵思意
２ 备自投装置异常动作及原因分析
２．１ 事件概况 大型水电站运行人员进行 １０ｋＶ厂用电倒闸操作
时，４００Ｖ供电点 ２１ＪＳ备自投异常动作导致 ４００ＶⅡ 段母线失电。供电点 ２１ＪＳ备自投接线示意图 １所示。
图 １ ４００Ｖ供电点 ２１ＪＳ备自投接线示意图
２．１．１ 倒闸前运行方式 １）１０ｋＶ１８Ｍ、１９Ｍ由厂内 １４Ｍ供电，Ｇ１８Ｋ１４、
马殿勋，等：４００Ｖ备自投异常动作的原因分析及改进措施
２０２１年 ６月
经过分析是 ＢＶ４输出异常导致。维护人员现场测量 电流测量值偏小，导致 ＰＬＣ未正确采集到模拟量进行 ＢＶ３、ＢＶ４输出电流，发现 ＢＶ３电流输出不稳定，ＢＶ４ 逻辑判断，导致备自投拒动，动作逻辑见图 ５。
图 ４ Ⅱ段进线失压，备自投动作合联络开关逻辑图
关键词：备自投装置；电压变送器；动作逻辑；失压 中图分类号：ＴＭ７２７ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１６７１－３３５４（２０２１）０６－００４８－０５
ＡｎａｌｙｓｉｓａｎｄＴｒｅａｔｍｅｎｔｏｆＡｂｎｏｒｍａｌＡｃｔｉｏｎｏｆ ４００Ｖ ＡｕｔｏｍａｔｉｃＳｗｉｔｃｈｏｖｅｒＢａｃｋｕｐＤｅｖｉｃｅ
（中国长江电力股份有限公司白鹤滩水力发电厂，四川 宁南 ６１５４００）
摘要：备自投装置目前广泛应用在电网中，是提高供电可靠性的一种重要手段。针对某大型水电站一起 ４００Ｖ备自投
10kV线路故障引起接地变开关跳闸、备自投动作案例分析
10kV线路故障引起接地变开关跳闸、备自投动作案例分析发布时间：2021-12-15T06:20:21.032Z 来源：《福光技术》2021年20期作者：卢传吉吴雄赵丽娜[导读] 随着电力改革的不断深入，电网企业的供电可靠性要求越来越高，用户的停电时间逐步缩短。
10kV线路直接与用户相连，一旦出现故障，往往影响用户的正常用电。
电力系统10kV线路跳闸几率往往比其它电压等级高，正是因为10kV线路的这种复杂多变性，大大降低了供电的可靠性和安全性。
海南电网有限责任公司海南输变电检修分公司 5700226摘要：随着电力改革的不断深入，电网企业的供电可靠性要求越来越高，用户的停电时间逐步缩短。
10kV线路直接与用户相连，一旦出现故障，往往影响用户的正常用电。
电力系统10kV线路跳闸几率往往比其它电压等级高，正是因为10kV线路的这种复杂多变性，大大降低了供电的可靠性和安全性。
因此，加深对10kV线路跳闸原因的了解、分析，有助于确保线路安全稳定的运行。
本文将引用某变电站10kV#2接地变跳闸、10kV备自投动作现象，分析查找跳闸原因，通过对继电保护定值调整、抓住备自投逻辑设计要点，避免此类跳闸事件再次发生，提高电力系统运行的可靠性。
关键词：10kV线路故障；接地变；备自投；事故分析引言用户供电可靠性是考核电网企业的重要指标，而10kV线路故障跳闸概率较高，容易导致用户停电，如何在10kV线路跳闸后快速恢复送电，是值得深入研究的课题。
本文以某变电站10kV线路接地故障导致接地变保护动作和备自投动作，导致10kV2M母线失压的案例，探讨该事件分析思路及处理措施，为10kV线路跳闸快速处理提供参考。
1 概述1.1事件前电网运行方式#1主变、#2主变正常运行，10kV1M、2M母线分列运行，#1主变供10kV1M母线负荷，#2主变供10kV2M母线负荷，10kV分段1012开关处于热备用；10kV备自投处于充电状态。
变电站备自投动作条件分析及改进
变电站备自投动作条件分析及改进备自投即备用电源自动投切装置，是变电站保护的重要组成部分，当变电站双电源线单条出现故障，或双母线单条出现失电的情况下，装置自动合闸母分开关，为母线提供备用电源，防止长时间失电，保证用户供电。
在现今越来越重视供电可靠性的形势下，备自投的作用将越来越重要。
以浙江富阳供电公司为背景，备自投的动作逻辑发展经历了几个过程，判定条件不断改进，但仍存在着隐患，文章通过对比几种备自投动作条件，对实际案例加以分析，来阐述备自投动作条件的设定应该因地制宜，千万不可千篇一律，否则，备自投将形同虚设，特别是很多供电单位采取了统一的标准，有时起到的效果却适得其反。
标签：备自投；动作条件；整定；可靠性；灵敏度1 备自投的几种常见动作条件备自投的动作条件一般都是通过检无压无流的方式来实现，这是一种最常见也是应用最广的方式，各大备自投生产厂家说明书中采用的基本都是这种方式。
而本单位却根据不同的接线方式，电压等级采用了两种方式。
1.1 检无压无流方式在内桥接线方式下（参考图2），一般采用的都是这种方式。
即通过判别进线1和进线2的电流及母线Ⅰ和母线Ⅱ的电压来判定备自投是否动作。
该方式的优点是动作可靠性高，缺点是判定条件较为复杂，当某变电站接线方式较为复杂时，就有可能出现拒动情况，灵敏度相对较低，且分为备进线及备母分多种方式。
1.2 检开关位置方式在单母分段接线方式下（参考图2），采用的是检开关位置的方式，即通过判别3DL和4DL的开关位置直接判定备自投是否动作。
该方式的优点是逻辑简单直接，灵敏度高，但是容易发生误动，可靠性相对较低。
1.3 备自投闭锁备自投都具有闭锁功能，常见的闭锁条件一般有：（1）动作一次闭锁。
（2）开关位置不对应闭锁。
（3）外部保护动作闭锁。
（4）本身备自投退出闭锁。
闭锁条件选择不当也容易引起备自投的拒动，扩大停电范围，影响供电可靠性。
2 几起案例分析及改进措施随着继电保护的发展，备自投装置的厂家越来越多，备自投装置动作的可靠性越来越高，对装置动作逻辑的设定也越来越多元化，可以满足不同用户的需求。
备自投装置拒动案例分析
备自投装置拒动案例分析作者：郑锐坚林永宏来源：《中国科技博览》2014年第11期摘要：简述备自投装置的原理，对两个备自投装置拒动案例进行分析，并提出相应的防止备自投装置拒动的措施。
关键词：备自投原理，拒动，案例分析，预防措施中图分类号：TM732一、前言电力系统对发电厂厂用电、变电所所用电的供电可靠性要求很高，因为发电厂厂用电、变电站站用电一旦供电中断，可能造成整个发电厂停电、变电站无法正常运行，后果十分严重。
因此发电厂、变电站、站用电均设置有备用电源。
当工作电源因故障被断开后，能自动而迅速地将备用电源投入工作，保证用户连续供电的装置即为备用电源自动投入装置，简称备自投装置。
若工作电源因故障断开后，备自投装置因某些原因发生拒动，将会导致其保护范围内的负荷失电，造成不可避免的损失甚至更为严重的后果。
因此，分析导致备自投装置拒动的原因并采取相应的措施进行预防，具有重要的意义。
二、备自投装置原理以母联备投方式为例，正常情况下母线工作在分段状态，靠母联断路器取得相互备用。
这是一种典型的暗备用。
在暗备用方式中，取线路电流作为母线失压的闭锁判据，从而防止TV 断线时备自投误动。
采用供电元件受电侧断路器的常闭辅助触点作为备用电源和设备的断路器合闸起动依据。
备自投装置由独立的低电压元件起动保护，从而使工作母线和设备上的电压不论何种原因消失时均起动备自投。
正常运行时，母联在断开状态，I、II段母线分别通过各自的供电设备或线路供电，当某一段母线因供电设备或线路故障跳开或偷跳时，若此时另一条进线断路器为合位，则母联断路器自动合闸，从而实现供电设备或线路互为备用。
该过程可分解为以下动作逻辑：1、充电条件：两个进线开关均在合位，母联开关在分位，且I母、II母均有压时备自投装置充电。
2、放电条件：只要其中一个进线开关在分位，或母联开关在合位，或I母、II母同时无压时备自投装置放电。
3、I母失压时起动条件：I母无压且进线I无流，同时II母有压且进线2开关在合位，则备自投起动后经延时跳进线1开关，合母联开关，发出动作信号，同时动作于信号继电器。
10kV母联备自投拒动的原因分析
10kV母联备自投拒动的原因分析赵猛1，周娴1，赵虎2（1.国网江苏连云港供电公司，江苏连云港 222004；2.江苏核电有限公司，江苏连云港222042）随着供电可靠性要求的不断提高，安全自动装置的可靠、正确动作将很大程度上保证对外供电的连续性。
但是由于二次设计不规范等原因导致安全自动装置拒动，从而可能引起事故范围的扩大[1-2]。
2013 年5 月19 日，110 kV某变电站就发生了一起10 kV 母联备自投拒动的故障。
1 故障现象1.1 故障前运行方式A 站蔷州743 线送C 站110 kV I 段母线设备、#1 主变、10 kV I 段母线，B 站蔷镇744 线送C 站110 kV Ⅱ段母线设备、#2 主变、10 kV Ⅱ段母线（C 站#1、#2 主变分列运行）。
C站110 kV 侧为内桥接线，110 kV 桥710 开关冷备用，110 kV 侧备自投停用，10 kV 侧母联备自投启用如图1所示。
#1 所变低压侧开关1ZKK 后（如图2 所示），380 V 所变交流电恢复。
同时10 kV I 段所接设备发出的T V 断线和装置告警信号复归、10 kV I 段母线电压恢复正常。
图2 所变低压侧接线图根据目前的情况笔者提出了三个疑问：第一10 kV 母联备自投为什么拒动？第二10 kV I 段母线电压为什么在有电的情况下会消失？而在380 V 所变交流电恢复后也随即恢复正常？第三380 V 所变交流电为什么消失？故障分析。
根据本次故障情况，10 kV 母联备自投的动作逻辑为检10 kV Ⅱ段母线无压、#2 主变102 开关无流，同时检10 kV I 段母线有压，这样满足这三个条件后母联备自投就会动作先跳开#2 主变102 开关，然后确认#2 主变102 开关跳开后，最后合上10 kV 母联110 开关（如图3 所示）。
因为在本案例中10 kV I 段母线也是失压的，那么就不具备备自投动作条件中的“检10 kV I 段母线有压”这一条，所以10 kV 母联备自投拒动是正确的。
锦西电厂两起400V备自投装置动作异常案例分析
锦西电厂两起400V备自投装置动作异常案例分析摘要：为提高厂站自用电供电可靠性，厂用电系统安装有备用电源自动投入装置，根据判据为相邻母线之间实现主备用电源自动切换的功能。
本文分析了在某些特定情况下，备自投装置会出现不能正确动作的情况，结合实际操作，提出规避意见，避免造成单段母线全部失电、设备停电时间太长等问题。
关键词：厂用电；备自投；异常；分析0 引言备用电源自动投入装置（下文简称备自投装置）的作用是当电源发生故障时，能自动将备用电源投入，使一些重要用户不致失去电源[1]。
备自投装置能够改善系统的供电能力，提高供电的可靠性和连续性，其安全可靠工作对设备安全运行至关重要。
而备自投装置正确运行与系统运行方式、保护配置整定、周密的备自投逻辑紧密联系，在一些特殊运行方式下，备自投需要做出相应调整，才能保证其正确运行[2]。
1 锦西电厂厂用电系统中的备自投装置1.1厂用电系统构成锦西电厂厂用电系统采用10kV、400V两级电压供电，厂内共设置6段10kV母线，由6个厂内独立电源点向其供电、2个外来电源点备用；厂外共设置3段10kV母线，由2个厂内独立电源点向其供电，1个外来电源点和1个保安电源备用。
母线间设置有联络开关，正常运行方式下，除厂内向厂外供电的两个联络开关合闸运行外，各10kV母线分段运行，事故或紧急情况下，主用电源失电后，可通过备自投装置进行自动联络/分段运行。
10kV经自用变压器变为400V电压等级后供各部厂房厂用电，其中相对较重要的负荷配电盘设置为双段母线供电，并设有联络开关，正常方式下，两段母线分段运行，其中一段主用电源消失、备自投装置满足自动作判据后，母线转联络运行，迅速恢复失电负荷供电。
1.2锦西电厂400V备自投装置构成锦西电厂厂用400V系统备自投共装设22套，采用太原合创自动化有限公司生产的WBT196D-I型微机备自投，分别装于厂内外双母线供电的配电盘，所有的装有备自投装置的配电盘均有备自投自动投入及自动恢复功能。
各类备自投装置差异分析及误动案例分析
很 多安全隐 患，需要保护人 员在工作 中不断学 习、不断总结。
关键词 ： 自投 装 置 ；差 异 备
备用 电源自动投入装置主要是通过对主电源 、备用电源 电压
通过 Ｓ Ｊ闭锁备投。 Ｔ 动作过程 ：ｌ （牟 ２ ）母 线无压、 １Ｈ （Ｌ Ｌ ２ Ｈ）无流则延 １ ＤＬ Ｓ Ｊ Ｔ （Ｄ ） ２ Ｌ 。确 认 １ （Ｄ ）跳 开 后 合 ３ 。 ＤＬ ２ Ｌ ＤＬ Ｂ Ｍ ０一— — ／ — — 一 — （ 闭锁 备投 开 入 ） 各保护厂家备自投装置的开出回路基本一致（ １ Ｌ出口、 跳 Ｄ 跳 图４ Ｓ Ｊ Ｔ 闭锁 备 投 ２ Ｌ出 口、合 ３ Ｌ出口） 自投装置的差异主要体现在备自投装 Ｄ Ｄ ，备 置的开入量。而备 自投的开入量包括交流开入量和直流开入量。 带电的如果操作箱没有 Ｓ Ｊ Ｔ 接点 ， 同时也没有备用遥控出口， 只 ２ ．交 流 开 入 量 能在手分回路中串入重动继电器 ， 利用其常开接点启动重动继电器。 ＺＴ 动 重 Ｉ 段母线 Ｐ 电压 Ｕａ ｌ ｂ ｌ ｌ Ｔ ｂ ，Ｕ ｃ ； ｌ 段母线 Ｐ 电压 Ｕａ２ Ｔ ｂ， Ｕｂ ２ ｃ ；１＃进线电压 Ｕ ， 电压 或相 电压 ； ≠ Ｌ１ 线 ２｝进线 电压 ＵＬ ， ２ 线电压或相电压 ：线路 ｌ 电流 Ｉ ；线路 ｌ电流 Ｉ ２ Ｌｌ ｌ Ｌ。 交流开入量各厂家基本一致 ，只是备投装置在实现过 负荷联 切时 ，采集 的电流回路 各有差异 ，有些采用单相 电流、有些采用 ２ ／ ． ３１ １ １ ５ ３ 。——一 一 ～——． （ 。 各自投总闭镀开＾） 三相 电流。 以往 的所有定值均要求过负荷判别电流取高压侧电流。 交 流量 开 入 引 起 的备投 误 动 案例 ： 图 ５ 在手分 回路 中串入重动继 电器 Ｉ ｌ 、 Ｊ 段母 线 电压 接 反导 致 故 障 时不 能 正确 判 断 失压 母 线 。 在 以上第 ２ 、３种 闭锁备投方式 中， 如果备投跳闸接在手跳位 由于两段母线电压编号 不同，这种情况一般不会出现。 置就会在跳开进线开关的同时闭锁备投 ，最终导致备投不能出口 ｌ 、２｝ 电压接反导致故障时备 自投拒动。当 １进线及 ｌ ≠ ≠ ｝ 进线 ≠ ｝ 合 上 备用 开 关 。 段母线失压后 ，由于 １进线 电压接在了 ２ 进线 电压开入位置，备 ≠ ≠ ４ ．有合后位置 自投误 判为 ２ 进线无压 ， 以拒动。由于 １、２｝ 电压一般在 弹 所 ≠ ｝ ｝ 进线 该类备 自投装置的充 电不仅需要正确的 Ｄ 跳位开入和交流 Ｌ 编号上没有 区别 ，只是通过双重编号 区分 ，所 以很容易接反。在 开入 ，还需要合位开关的合后位置 ，备 自投才能充 电 （ ６ ｏ因 图 进行模 拟试验时如果只是断开母 线电压来模拟故障则无法发现错 为当正常操作拉开开关时，对应开关的合后位置就会返回 ，所 以 误的接线。 不需要单独 的 “ 手跳闭锁备 自投” 回路。但需要注意 以下两点 ： 备 自投 装置有流定值都是根据 备投投运时站 内负荷情况整定 的 ，但 站内负荷经常会发生变化 ，此时备 自投 有流定值 可能不满 足 闭锁条件 。如果有流定值不满足闭锁条件 ，同时 由于 电压 回路 短路导致 电压空开跳闸 ， 自投装置就会误认 为母线失压而误动。 备 ３ 直 流 开 入 量 ． 闭锁备投开入 ｉ Ｄ ２ 、 Ｄ Ｌ、 ＤＬ ３ Ｌ跳位 １ Ｌ ２ Ｌ、 Ｄ １ Ｄ 、 Ｄ ３ Ｌ合后。 直流开入量各厂家的 区别主要是 “Ｄ １ Ｌ、２ 、３ Ｌ 合后” ＤＬ Ｄ 开入。国电南 自、北京四方、许继电气均未设计合后开入，南瑞 图 ６ 有合后位置备 自投装置逻辑 继 保、深圳南瑞则设计 了合后开入。在这里就针对两种情况分别 下转第 ０ ７页 ０ 进 行 分析 。 无合 后 位 置 ，备 自投 装 置 逻辑 如 图 ２所 示 。
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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。
并按照时间坐标再现各个关联信息的动作顺序，以便对各备自投动作情况有较全面的了解。
坐标a点：2013-06-16 22：51：32：235 1#所用交流失电告警
坐标b点：2013-06-16 22：51：36：350 102开关分闸
坐标c点：2013-06-16 22：51：36：388 3502开关分闸
坐标d点：2013-06-16 22：51：36：716 100开关合闸
坐标e点：2013-06-16 22：51：36：725 3500开关合闸
坐标f点：2013-06-16 22：51：36：833 110KV备投出口7跳长兴2开关
坐标g点：2013-06-16 22：51：37：009 110KV备投出口2合母联开关
以上各点由地调自动化系统采集的SOE信息，由于变电站对时系统限制，时间只能精确到秒，毫秒和实际可能有差别。
3 备自投装置动作分析
兴源变110KV备自投均为北京四方装置，其中110KV为CSC246装置，35KV、10KV为CSB21A装置，通过查阅装置技术说明书及咨询厂家研发人员，该两种备自投主要有以下几方面区别：
（1）CSC246装置接入UAB、UBC、UCA全线电压，每个线电压均满足无压启动定值时备自投方能启动，一旦有一个线电压不满足无压启动定值，备自投装置立刻返回且时间清零，下一次备自投启动重新计时。
（2）CSB21A装置只接入一个线电压（UAB），只要该线电压满足无压启动定值时备自投即能启动，一旦该线电压不满足无压启动定值，备自投装置只是暂停计时但时间不清零，若装置整组复归前再次满足无压启动定值，备自投则在上次计时的基础上累计跳闸时间。
兴源变三侧备自投无压启动定值均为25V，110KV跳闸时间为3S；35KV、10KV跳闸时间均为4S，现场检查三侧备自投装置定值整定均正确。
根据以上时间坐标备自投动作过程，我们分析得出如下结论：
（1）长兴2线发生AB短路，因为UBC、UCA线电压不满足无压启动定值，110KV备自投没有立刻启动，在故障持续817ms时对侧相间距离II段保护动作跳开长兴2开关时，兴源变三侧备自投均启动（满足小于25V定值、同时无流），1.5s后长兴2开关重合闸动作，110KV备自投返回（时间清零），100ms长兴2开关重合加速跳闸后，110KV备自投重新启动，经过备自投整定跳闸时间为3S，直到3.48S（坐标f点）长兴2开关跳闸，再合上1100开关。
（2）长兴2线发生AB短路，兴源变35KV、10KV备自投同样是在长兴2线相间距离II段保护动作跳开长兴2开关时启动，1.5s后长兴2开关重合闸动作，35KV、10KV备自投暂停计时但时间不清零，100ms长兴2开关重合加速跳闸后，35KV、10KV备自投累计跳闸时间直到其整定跳闸时间4S，分别到4.11S（坐标c点）3502开关跳闸和4.15S（坐标b点）102开关跳闸，再相继合上3500和100开关。
通过以上动作分析，我们得到造成兴源变35KV、10KV备自投误动的原因
是由于110KVCSC246型备自投装置和35KV、10KVCSB21A型备自投的无压判别差别造成的，由于CSC246型备自投启动要求全线电压（UAB、UBC、UCA）均满足无压启动定值，造成110KV线路重合加速时，CSC246型备自投装置返回（时间清零），加速跳闸后又重新计时。
CSB21A型备自投启动只要求接入的线电压（UAB）满足无压启动定值，110KV线路重合加速时，备自投装置只是暂停计时但时间不清零，且这样就破坏了原来设定的高压侧备自投和中、低压备自投的时间配合级差。
实际造成35KV、10KV备自投先于110KV备自投1.6S（重合闸+后加速）动作，最终造成兴源变三侧备自投均动作。
4 解决对策
将兴源变35KV、10KVCSB21A型备自投装置更换为CSC246型备自投装置，这样各电压等级备自投装置型号一样、原理相同，再不会出现因各电压等级备自投装置无压判别差异造成的备自投装置误动现象。
5 结语
针对变电站分步改造的项目，应充分考虑新旧设备的衔接和配合问题，特别是继电保护及安全自动装置更换工作，除要考虑被改造设备的情况外，还应重视和其有配合关系的其他二次设备，避免出现因改造工作造成新的不稳定因素，确保电网安全稳定运行。
参考文献：
[1]DL_T_623-2010电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程
[2]GBT 14285—2006继电保护和安全自动装置技术规程
[3]CSC 246数字式备用电源自投装置技术说明书
[4]CSB 21A数字式备用电源自投装置技术说明书。