110kV变电站备自投动作案例分析
变电站110kv备自投动作的原因分析
变电站110kv备自投动作的原因分析变电站备自投保护是一种重要的保护，备自投的保护形式根据现场的实际接线方式设定不同动作逻辑，文章通过对特殊天气及特殊运行方式的情况下的备自投动作简要的分析，对于预防此类事故的发生有一定的反思，在变电运行专业及相关设备改造过程中应该注意的点做一个警示作用，在设备改造过程中要认真思考，防微杜渐。
标签：综自改造；备自投动作；全站失压；改进措施变电站在综合自动化的改造过程中，设计勘察是一个很重要的环节，做到对设备的心中有数，才能对设备开始工作，万一碰到运行中的设备将会造成重大的电网事故。
下面介绍下事故经过：2013年3月20日上午8：30，在变电施工队张XX、吴XX等六人会同XX 公司负责人周XX一起为110kv线路181、18M间隔综自改造第一阶段停电办票做前期准备。
周XX将事先审核的二次安全措施票交于张XX、吴XX，用现场办理好的电气二种工作票其工作地点在继保室3J#2主变保护屏、5J线路181、母分18M测控、备自投屏、6J西长线线路保护屏、7J沙西线线路保护屏、9J直流馈电屏等，工作内容：进行综自改造安装调试及相关二次电缆敷设工作）在现场再一次进行二次安措的核对，确保110kv综自改造第一阶段工作安全顺利进行。
事故前运行方式：110kv沙西线182开关（保护投信号）开关接110kvⅡ段母线送#2主变，#2主变低压侧68B开关送10kv西郊线601、西芹线602、兴华线603、化工线605开关、磷肥线604、塔前线607、西禾线608、京福Ⅱ线610线路；10kv母分68M开关处运行；#2站用变处运行、施工变处空载；110kv备自投投入；110kv母分18M开关、西长线181开关、电容器Ⅱ组6C2开关及电容器组处检修，18M6（甲、乙）。
1816（丙、乙）接地刀闸在合位（全站4组地刀在合位）。
当时暴雨雷鸣，运行人员在10kv开关室进行相关操作。
9：30左右，现场施工人员在5J线路181、母分18M测控、备自投屏查线，在查电缆编号为ⅡYYH-133的110kv母线电压回路时，得到运行人员电告110kv线路182开关跳开，立即停止工作检查原因。
110kV变电站备自投装置误动的事故分析
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。
事故处理案例分析题(高级技师)
一、如图所示:1、延钰变110kV双母线运行，母联500断路器合；2、延钰变延北线502断路器运行于110kV I母3、延钰变110kV旁母冷备用；4、110kV延北线线路保护仅延钰变侧投入，北关侧保护退出；5、北关变带有煤矿、冶炼厂负荷，无法转走，且不能停电。
110kV110kV旁路延钰变故障：延钰变汇报延北线5021隔离开关C相静触头侧发热严重，申请将502断路器及110kVＩ母转检修，且延钰变汇报延北线5021隔离开关无法拉开，请写出两种事故处理方法，要求写出具体操作步骤，并比较两种方法优缺点。
参考答案方法1：a)延钰变：合上延北线5022隔离开关；b)延钰变：断开母联500断路器操作电源，拉开母联500断路器；c)延钰变：拉开母联5001隔离开关；送母联500断路器操作电源d)延钰变：合上旁路5005隔离开关；e)延钰变：投入旁路500断路器充电保护；f)延钰变：合上旁路500断路器；g)延钰变：拉开旁路500断路器；h)延钰变：退出旁路500断路器充电保护；i)延钰变：将旁路500断路器保护按代AB线502保护调好并投入；j)延钰变：合上延北线5025隔离开关；k)延钰变：合上旁路500断路器；l)延钰变：拉开延北线502断路器；m)延钰变：拉开延北线5023、5022隔离开关；n)延钰变：将110kV I母及延北线502断路器转检修；o)延钰变：通知延北线5021隔离开关事故抢修开工。
方法2：1、将旁路500断路器保护按代AB线502保护调好并投入；2、合延北线5025，3、断开母联500断路器操作电源，合母联5005；4、送母联500断路器操作电源，拉开502断路器5、拉开延北线5023，母联50016、延钰变：将110kV I母及延北线502断路器转检修；7、延钰变：通知延北线5021隔离开关事故抢修开工。
比较：1、第二种方法操作简单，操作量小，误操作可能性小；2、第二种方法若出现线路跳闸，仅110kVI母失压不会导致延钰变全站失压；评分标准：1)出现误操作本项不得分；2)操作AB线停电本项不得分；3)一处调度术语不规范处扣1分，扣完为止；4)未通知事故检修开工扣1分；5)第一种方法未考虑代开关过程中对旁母充电及母联断路器充电保护投退扣0.5分。
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。
浅析110kV备自投拒动
浅析110kV备自投拒动摘要：备自投装置作为电力系统的一个重要组成部分，当工作电源因故断开后，能自动迅速的将备用电源投入，以提高电力系统供电的可靠性。
但当前110kV备自投逻辑下在某些故障状况可能会出现备自投拒动，从备自投装置的动作原理出发对备自投逻辑进行了分析探讨，并提出改进措施，以保证系统的稳定性合可靠性。
关键词：110kV备自投；备自投拒动1 概述备自投装置是电力系统的重要自动装置，对电力系统的供电可靠性起着十分重要的作用，可以在发生电网事故或线路事故时，保证用户供电的连续性，将负荷损失降低到最少。
本文以110kV某变电站为例分析在发生故障时110kV备自投拒动时的改进方法。
2 110kV备自投原理（1）充电逻辑①“备自投功能压板”在投入位置；②母线有压；③备投元件处于热备用状态。
同时满足以上逻辑备自投充电（2）放电逻辑①“备自投功能压板”退出；②母线无压且线路有流；③备投开关在合位；④装置启动跳原主供开关后没有检测到相应的开关变位；（3）启动条件①满足所有充电条件；②满足任一放电条件；③运行线路无流母线无压。
3 110kV某变电站110kV备自投拒动变电站的接线方式是单母分段，其主接线图如下所示：110kV备自投具有两主两备带分段备投功能。
（1） 110kV公合I线1317开关、公合II线1318开关在合位为主供线路；北合II线1358开关、北合I线1357开关在分位，对侧开关在合位，即两线路处于空充状态，作为备投线路；110kV分段1012开关在分位。
某日，110kV公合I线发生故障，线路保护动作跳开110kV公合I线两侧开关，此时110kV备自投分段备投逻辑应动作合上1012开关，但事故发生时110kV备自投并没有动作造成1M失压。
（2）目前运行状态下，分段1012开关在分位，公合II线处于空充状态，即1318开关处于热备用状态，此运行状态下110kV 1M由公合I线供电，2M由北合I线供电。
110kV变电站备自投运行方式分析
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备自投保护装置不正确动作实例分析及对策
备自投保护装置不正确动作实例分析及对策【摘要】备自投保护装置自大量投入运行以来的正确动作率并没有达到人们的期望值，为保证电力的可靠供应，本文对变电站典型备自投配置、备自投动作原理以及备自投判据及动作逻辑进行了简单的阐述，并且结合工程实例分析了备自投不正确动作的原因，提出了相关的对策，希望对相关工作有所帮助。
【关键词】备保护自投装置；不正确动作；实例分析；对策1.备自投方式110kV某变电站采用内桥式接线，正常运行时，两段母线并列运行，1条进线作为主供电源，另1条进线为备用电源，称之为进线备自投（方式1、方式2）；若两段母线分列运行，每条进线各带1段母线，则2条进线互为备用电源，称之为分段备自投（方式3、方式4）。
2.备自投装置要求（1）当母线电压小于备自投装置检无压定值，且无压时间超出装置整定定值时，备自投装置应起动。
备自投装置时间定值的整定应与其相关的保护时间及线路重合闸时间配合。
（2）备用电源开关应处于热备用状态，备自投装置满足充电条件后充电，投入时应可靠动作，否则应予以闭锁。
（3）为防止将备用电源合闸于故障点，备自投在起动后应先跳开主供电源断路器，隔离故障点后，再投入备用电源。
（4）备自投装置引入进线断路器的手动跳闸（简称：手跳）信号作为自投闭锁量，防止自投于永久性故障。
当有手跳信号开入时，应立即放电，实现闭锁。
（5）备自投装置在收到闭锁开入或功能退出时应立即放电，充电条件均满足后经延时充电，正常情况下备自投装置只允许动作1次。
3.备自投判据及动作逻辑3.1 进线备自投以方式1的2号进线备用为例，分析备自投判据及动作逻辑。
1号进线作为主供电源正常运行，2号进线作为备用，即QF1、QF3在合位，QF2在分位。
当1号进线主供电源因故障或其他原因被切断后，备自投装置动作投入2号进线作为主供电源，且只允许动作1次。
为此对备自投装置设计了类似于线路自动重合闸的充电过程，只有在充电完成后才允许自投。
（1）充电条件：Ⅰ母、Ⅱ母三相均有压，且线路电压检查控制字投入时，2号线路Ux2有电压；QF1、QF3在合位，QF2在分位；无其他闭锁开入。
110kV轻载变电站实现主变备自投功能实例分析
近些年 ，随着 电力 体制改革 的逐步深入和 信息技术 的飞速发展 ，发 电企业 对信息系统 的 依赖性逐渐提 高，信息系统在企 业生产经营和 管理中扮演 的角色越来越重要 。发 电企业通过 信息化方式进 行生产管理和办 公得到了广泛认 同，并因此 大幅提 高 了 生 产效率和管理水平。 其 中 ，网络 安全 工作 的落实 情况 是 企业 信 息化管理水 平的集中体现 。作 为国家能源行 业 的一份子 ，发 电企业的信息 网络 安全尤为重 要 ，保障发 电企业 的网络安全也 是保 障 国家和 社会 安全的重要 一环。发 电企业对 于信息化 的 重视程 度也体现在加 强 自身信息 网络 安全工作 上 ，网络安全 已经成 为发 电企业 安全 生产的一 项重要 内容 ，不论对 于火力 、水 力、核电、风 能、太 阳能还是新 能源发 电企业 ，网络 安全 同 等重要 。 从电力行业信息化 的发展现 状来 看 ，网络 安全工 作大致可 以分 为以下几个方面 ：网络安 全管 理、安全防护技 术、应急保 障和 宣传教育 等 。网络安全管理包括 ：企业要有 网络 安全领 导责任 制、管理机构和信 息化 网络专 责工作人 员 ；网络安全责任制 的具体落实 以及 责任追究 机制 ；人员、信息化经 费、信息资产 、采 购、 培训 、外包人员等 日常安全管理 ；完整 、完善 的网络 安全管理制度 体系；安全监测 、硬件冗 余 、安 全 审计 、补 丁 管理 。安 全 防护 技术 包 括 ：防病毒、防篡 改、防瘫痪、防攻击 、防泄
队伍 、重大安全事件处置 等。宣传教育 工作 包 括 ：企 业 日常 网络 安全 培 训 （ 包含 ： 企业 领 导 、信 息化 人员和业务人 员 ）和 网络安 全管理 员专业技术培训 。
发 电企业 已经在网络安全方面取得 了很大 的成绩 ，软件正版化 率、 自主开发软件 和国产 信息系 统的使用率都在逐 年提高 ，国产 网络 安 全防护 设备 也 已经大 范围应用在企业 网络 中。 发 电企业在 取得一些成 绩的同时 ，还 需要充 分 认识到 自身的不足之处 ，很多发 电企业 认为 发 电才是 自己的主业 ，对 企业信息化不够 重视 ，
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110kV变电站备自投动作案例分析
摘要：随着用户对供电质量和供电可靠性的要求日益提高，备自投已成为中低
压系统变电站自动化的最基本功能之一；本文以工作中发生的两起110kV变电站
备自投动作案例为例，结合自身的运行经验，深入探讨备自投的动作机理，提出
对现有备自投装置的一些改进建议以及现场在查找直流接地时应注意的一些事项。
关键词：备自投；误动；直流接地；过流闭锁
1 引言
随着国家经济的飞速发展、科学技术的不断提高以及居民用电需求的不断增长，用户对
供电质量和供电可靠性的要求日益提高，备用电源自动投入是保证配电系统连续可靠供电的
重要措施。
因此，备自投已成为中低压系统变电站自动化的最基本功能之一。
备用电源自动
投入装置(简称AAT)就是当主供电源因故障被断开后，能自动、迅速地将备用电源或备用设
备投入工作，使原来的工作电源、被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置。
采用ATT可提高供电可靠性、简化继电保护、限制短路电流并提高母线残压。
2 备自投方式及基本要求
2.1 备用电源自投的方式
备自投主要用于中、低压配电系统中。
根据备用电源的不同，备自投主要有以下两种方式：1、母联断路器自动投入：如图1，金海变#1主变、#2主变同时运行，母联710开关断开，#1主变与#2主变互为备用电源，此方案也称为“暗备用”接线方案；2、进线备用电源自
动投入：金海变兴金853开关和振金743开关只有一个在分位，另一个在合位，因此当母线
失压，备用线路有压，并且兴金853线(振金743线)无电流时，即跳开兴金853开关(振金
743开关)，合上振金743开关(兴金853开关)，此方案也称为“明备用”接线方案；
1.2 备自投的基本要求
备自投工作时有以下几点基本要求：1、主供电源确实断开后，备用电源才允许投入；2、备自投只允许动作一次；3、手动跳开主供电源时，应闭锁备自投；4、工作母线失压时还必
须检查工作电源无流，才能启动备自投，以防TV二次三相断线造成误动。
3 案例分析
3.1 查找直流接地导致备自投误动
110kV金海变正常运行方式为：110kV进线振金743、兴金853运行，110kV母联710开
关热备用，110kV母联备投启用，如图1所示。
某日金海变发“直流绝缘异常”动作，现场检查确实有直流接地现象。
检修人员检查为兴
金853开关端子箱内湿度大，已用加热器除湿，信号已复归。
调度员调取D5000系统图时，
发现兴金853开关、母联710开关处运行状态，振金743开关处热备用状态。
即联系运维人
员去现场核实一次接线方式。
运维人员到现场后与调度核实运方，确认金海变现运方为兴金853开关、母联710开关运行，振金743开关热备用。
调度员即询问监控振阳变是否有振金743开关的保护装置和开关动作信息，监控经反复核对，确认振阳变无振金743开关任何信息，但是金海变上传大量信号，其中有110kV备自投动作、振金743、母联710开关变位的
信号。
至此，已可初步确认金海变110kV备自投装置发生误动作。
根据本文之前备自投动作的条件，可分析得出金海变备自投动作的原因可能有两种：1、
金海变振金743开关偷跳，导致110kV母联备自投动作；2、检修人员在拉路查找直流接地
过程中，造成II段母线二次电压回路失电，同时，由于#2主变无负荷，振金743线路无流，
I段母线正常运行（有压），满足母联备自投动作条件，导致110kV母联备自投动作。
事后，经排查分析，二次人员现场消缺直流系统接地缺陷时，拉路查找直流馈线分支，
使110kV电压并列装置(型号：DSA2304A，厂家：南京城乡电网公司，出厂时间2007年6月)短时失电。
110kVⅠ段母线电压切换采用母线刀闸辅助触点(2007年一期设计安装)，110kVⅡ
段母线电压切换采用110kV电压并列装置重动继电器触点(2012年Ⅱ段母线扩建设计安装)，
由于该型号电压并列装置重动继电器触点不能自保持，装置失电切断110kVⅡ段母线电压回
路。
造成备自投装置Ⅱ段母线电压失电，同时Ⅱ段母线无负载，备自投有流闭锁开放，备自
投满足条件动作。
造成金海变110kV备自投误动。
3.2 备自投正确动作导致110kV母线反复冲击
110kV施庄变由海翔变翔庄795线路主供，盐城变盐阜722线路备供，备自投配置情况：母线无压，备用线路有压，主供线路无流，满足条件后3.6秒，跳翔庄795开关，合盐阜
722开关；海翔变翔庄795开关、盐城变盐阜722开关保护及重合闸启用，施庄变翔庄795、盐阜722开关保护及重合闸停用。
事故前运行方式如图2：
某日监控汇报海翔变翔庄795线路保护动作跳闸，重合不成，施庄变备自投动作成功，
切翔庄795开关，合盐阜722开关，紧接着盐城变盐阜722开关距离、零序二段保护动作跳闸，重合不成。
施庄变全所失电。
根据保护、自动装置的动作情况，可判定故障点在施庄变110kV母线上，且应为永久性
故障。
本次事故处理较简单，但是值得思考的内容有很多。
盐城电网目前采用类似接线方式
的110kV变电所非常多，如何减小此类故障的影响时间和范围，对调度运行工作有深远的实
际意义。
结合个人对备自投的理解及工作经历，提出了下列几种避免对故障母线多次冲击的
方案并分析各种方案的优缺点。
1)、退出备用线路重合闸
若翔庄795线路或施庄变母线发生瞬时故障时，海翔变翔庄795开关的重合闸重合成功。
如重合不成，则一般来说应为永久性故障，此时施庄变110kV备自投动作，跳开翔庄795开关，合上盐阜722开关，故障点在翔庄795线路上，则维持对用户的供电，故障在110kV母
线上时，则备自投动作后，备用线路将跳闸，此时再重合的意义不大，且对故障母线多冲击
一次。
此方案缺点：1、当备用线路发生瞬时故障时，退出备用线路重合闸则失去了备用线路；2、当主供线路发生永久性故障时，备自投动作调由备用线路供电，但重合闸需现场启用，增加操作。
2)、加装进线开关过流闭锁备自投装置
当前方式下，单母分段接线方式变电站母线发生故障时，主供线
路进线开关均会有过流出现，可考虑在备自投逻辑中的闭锁环节增设一进线开关过流延
时闭锁条件，即在母线发生故障时，备自投被闭锁。
线路故障时，进线开关无过流出现，备
自投正常动作。
母线瞬时故障时，由重合闸补救，因此该闭锁条件不影响母线瞬时故障的正
常供电。
目前苏南地区不少110kV变电站采取该种方案。
该方案缺点：1、故障发生在主供
线路开关与电流互感器之间时，导致闭锁备自投，母线失电；2、若110kV变电站无其它辅
助保护信息上传，调度员第一时间无法判断是母线故障还是备自投未动作，采用试送方式依
然会对故障点再次冲击。
目前，盐城地区110kV单母分段方式变电站也有安装母差保护装置的，可以有效切除故障母线，但费用较高，不适合普遍推广。
4 结论
本文通过两起110kV变电站备自投动作案例，对备自投的动作原理及行为进行了深入分析，可得出以下几点启示：
检修人员在采用分路试停的方法寻找直流接地时，应充分了解本站的接线方式及设备特点，停电前应采取必要的措施，以防止直流失电可能引起保护及自动装置的误动作；
110kV变电站备自投方式共两大类，即母联备投方式和进线备投方式，对每一类备投的
动作条件应充分理解，在事故分析时才能得心应手；
作为一名调度运行人员，对每一起事故应深入分析、反复思考，多问几个为什么，才能
快速提升业务水平，适应电网的不断发展。
参考文献
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作者简介
王辉，国网盐城供电公司电力调控中心,硕士，研究方向：微电网经济运行优化。