35 kV进线备自投拒动故障探讨 - 电力与能源网
35kV分段备自投误动作事件分析
35kV分段备自投误动作事件分析作者：游先亮来源：《科学与财富》2018年第12期摘要：35kV分段备自投广泛应用于电网中以提高供电可靠性，本文结合变电站运行方式针对PT失压和母线无流同时发生导致备自投装置误动作，分析了备自投误动作的原因，并提出了有效防范措施，进而提高备自投装置的正确动作率保证供电可靠性，对实际运行具有重要意义。
关键词：备自投；PT失压；动作条件；误动作进入“十三五”，随着用电客户对供电可靠性的要求不断提高以及特高压电网规模的不断扩大，电网结构多采用环形电网[1，2]。
虽然环型电网能够提高电力系统的安全稳定运行，但是环型电网故障时产生的巨大短路电流会给继电保护的整定、一次设备的选择带来了极大的困难，所以通常对于35 kV及以下电压等级的系统，多采用环网结构开环运行的方式，同时采用备用电源自动投入装置（以下简称备自投）来提高系统的供电可靠性。
如果没有充分分析备自投工作原理或者动作判据，没有根据其动作逻辑调整好系统运行方式就可能会导致备自投的不正确动作[3]，从而对电网的安全稳定运行造成不良的影响。
本文根据备自投动作原理，分析了A变电站35kVⅡ母在低负荷的情况下同时发生35kVⅡ母PT二次空开自由脱扣造成35kV 分段备自投不正确动作。
本文分析了此次备自投装置误动作的原因，并提出相应的技术解决措施。
1 分段备自投装置原理介绍分段备自投大多采用两台主变各带一段母线运行，正常运行时分段开关处于热备用如图1。
当其中一段母线失压后，分段备自投动作，分段开关运行转带失压母线负荷，两段母线互为备用。
充电条件：1、Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压（三相电压均大于有压定值）；2、1DL、2DL在合位，3DL在分位。
满足以上条件，经装置参数整定菜单中的备自投充电时间后充电完成。
放电条件： 1、 3DL在合位；2、Ⅰ、Ⅱ母均不满足有压条件（三相电压均小于有压定值），延时15s；3、有外部闭锁信号；4、手跳 1DL 或 2DL（即 KKJ 闭锁备投开入为 0）；（本条件可由用户退出，即“手不闭锁备自投”控制字整为1）5、装置发出跳进线开关命令后，若一定时间内（由装置整定-装置参数菜单中“开拒跳放电延时”整定）相应开关未变位；6、控制回路断线，合闸压力降低开入为1，1DL，2DL或3DL的TWJ异常；7、远方退出备自投（软压板“备自投总投退”为0）动作过程：当备自投装置充电完成后，Ⅰ母（Ⅱ母）无压（三相电压均小于无压定值）、I1（I2）无流，Ⅱ母（Ⅰ母）有压则起动，经T1延时后跳开1DL（2DL），确认1DL（2DL）跳开后且Ⅰ母（三相电压均小于无压合闸定值），经T2（200ms）短延时合3DL完成动作过程。
一起变电站35kV进线备投失败造成35kV母线失压事故的原因分析及备投改进措施
一起变电站35kV进线备投失败造成35kV母线失压事故的原因分析及备投改进措施福建西部山区大多数变电站会有当地小水电接入上网，而春夏季节往往伴随有强降雨、雷电、台风等恶劣天气，因此山区电网线路在恶劣天气下跳闸现象频发。
在有多路电源和地方小水电接入的变电站，常规备自投方案难以适用，进线备投需要进行优化改进。
本文通过一起变电站35kV进线备投失败造成35kV母线失压的事故，充分进行原因分析，提出了在小水电接入的山区变电站的备投改进方案和措施。
标签：进线备投;小水电接入;线路联跳1.事故过程1.1事故前运行方式时间为2019年4月下旬，该山区变电站A变为35kV变电站，两台主变低压侧分列运行，35kV为单母线方式，35kV白展线303、35kV白罗线305接当地小水电上网运行，35kV吉沙线304接110kV 变电站B变处于运行状态，35kV 白苏线306接110kV 变电站C变正常处于热备用状态。
35kV备自投型号为PSP641U备自投装置，采用进线备投方式为1DL（35kV 吉沙线304）、2DL（35kV白苏线306）互为进线备投方式，联跳2条35kV小水电上网线路（白罗线305、白展线303），联跳5条10kV小水电上网线路。
3DL 因无35kV母分开关，按合位接入装置。
1.2事故发展过程（1）15时39分，110kV变电站B变35kV吉沙线303开关距离Ⅰ段保护动作跳闸，重合闸未动作;35kV小水电带35kV变电站A变孤网运行。
（2）15时49分，35kV变电站A变35kV母线失压。
5355毫秒后，A变35kV进线备自投开始动作，跳吉沙线304开关，联跳白展线303开关、白罗线305开关，但是白苏线306开关未合上，现场有“闭锁备自投”信号，备自投动作后又失败。
（3）15时50分，调度通过遥控对35kV吉沙线送电，35kV变电站A变35kV 母线恢复运行，整个事故导致A变35kV母线失压53秒。
一起35kV进线备自投隐患分析
一起 35kV进线备自投隐患分析摘要：随着国民经济的发展，对电网可靠性的要求越来越高。
目前红河电网35kV变电站进线均采用一主一备接线，进线备自投方式，以满足对用户供电可靠性的需求，要求进线都有线路电压互感器，而变电站为保证站内负荷不间断供电，站用变采用一台接35kV进线和一台接10kV母线。
进线电压互感器和站用变电源配合是我们必须注意和研究的问题。
本文通过一起35kV进线备自投隐患，分析故障原因，提出运维人员在日常运维与事故处理中的优化思路，以避免事故升级，快速隔离故障。
关键词：进线备自投、站用变切换、处理方法1基本原理35kV进线备自投，一般对于35kV变电站来说，为降低投资成本通常没有设置分段断路器，因此进线备自投分段断路器合后位置直接在端子排上短接，站内运行方式安排为进线一主供进线二备用，当进线一线路故障跳开断路器，备自投检测进线一断路器无压无流，进线二断路器有压无流，备自投（在充电满状态下）固定时限下装置动作合上进线二断路器，保证站内负荷正常供电。
如图一所示。
图一：变电站部分主接线图进线二线路上挂接35kV1号站用变，进线二线路电压取自站用变低压进线空气断路器（1QF）下端头，单相电压为交流220伏，不能直接接进备自投装置，通过单相小变压器降压至100伏左右满足备自投线路电压取值要求。
站用变ATS动作逻辑和进线备自投类似，一般采用35kV1号站用变主供全站交流负荷，若一路35kV1号站用变400伏进线失压，ATS判断一路进线无压无流，二路10kV2号站用变400伏进线有压有流，ATS动作断开一路无压进线空气断路器，合上二路有压有流空气断路器保证站内负荷正常供电。
如图二所示。
图二：站用变接线图2事件经过某35kV变电站进行站用变倒方式过程中，35kV1号站用变由运行转为空载运行时（断开1QF及3QF空气断路器），站内交流负荷由10kV2号站用变供电，此时35kV进线备自投由于没有进线电压，备自投装置放电，备自投装置不动作。
一起35kV备自投不正确动作事件分析
一起35kV备自投不正确动作事件分析摘要：本文重点分析了某110kV变电站一起35kV备自投不正确动作事件，并对备自投不正确动作的原因进行了分析探讨，提出了相应的防范措施。
关键词：备自投、备自投闭锁、分析1 事件简况2012年3月14日，某110kV变电站35kVⅠ母电压异常，Ua=34.55kV，Ub=1.68kV，Uc=35.58kV，3Uo=34.98V，现场大风。
变电站后台监控机发“35kVⅠ段母线电压互感器二次空开跳闸”信号，同时35kVⅠ母电压显示：Ua=34.68kV，Ub=1.66kV，Uc=0kV，3Uo=35.41V。
地调根据小电流选线装置判断条件对某一35kV出线检跳后，35kVⅠ母A、B相电压恢复正常，C相电压为0。
现场人员检查发现35kVⅠ段母线保护C相二次空开跳闸，无法合上，接下来的检查中，在现场人员断开了35kVⅠ段母线保护A、B相二次空开后35kV备自投装置动作跳开1号主变35kV侧301断路器，合上35kV分段312断路器。
后经专业人员检查发现35kVⅠ段母线电压互感器低电压监视器继电器击穿，解脱后电压恢复正常。
2 变电站运行方式该110kV变电站两台主变运行，1、2号主变容量均为50MV A，110kV、35kV 及10kV侧均分列运行，三侧备自投装置均投入运行，35kV及10kV母线上各出线断路器均正常运行，接线简图如下：图1 变电站接线简图3 备自投动作原理该变电站35kV备自投装置型号为NSR641RF分段备自投保护测控装置。
对于该站35kV分段备自投充电条件需要同时满足以下五项：1、301、302断路器均处于合位，且为合后位；2、312断路器处于跳位；3、分段备自投的软、硬压板均处于投入位置；4、无闭锁分段备自投条件；5、35kV Ⅰ、Ⅱ母均满足有压条件。
35kV分段备自投充电逻辑图如下：图2 35kV分段备自投充电逻辑图该站35kV分段备自投动作跳开1号主变35kV 侧301断路器，合上35kV 分段312断路器的条件应同时满足以下五项：1、35kV Ⅰ母满足无压条件；2、35kV Ⅱ母满足有压条件；3、301断路器电流值小于进线无流电流定值；4、分段备自投充电正常，CD=1;5、无闭锁分段备自投条件；对应的35kV分段备自投动作逻辑图如下：图3 35kV分段备自投动作逻辑图该站35kV分段备自投放电条件只要满足以下六项中的任一项，备自投即放电：1、35kV Ⅰ母或Ⅱ母满足无压条件，且持续时间大于分段备自投放电时间TFD；2、301或302断路器经人工断开；3、分段备自投的软压板或硬压板处于退出位置；4、有闭锁分段备自投条件；5、在分段备自投动作过程中，有断路器拒跳或拒合；6、备用电源312断路器合上。
备自投装置不正确动作的原因分析及对策
备自投装置不正确动作的原因分析及对策摘要：通过分析备自投装置不正确动作的常见原因，并制定相应的对策，使备自投装置避免拒动、误动，为提高电网的可靠性，减少用户停电时间作出积极作用。
关键词：备自投装置拒动误动对策Abstract:By analyzing the Self Input Device does not correct the common causes of action, and to develop appropriate countermeasures to prevent tripping, malfunction, to improve grid reliability, reduce outage time users make a positive effect.Keywords: Self Power Input Device,refused to move,malfunction,countermeasures1.引言随着我国人民生活水平的不断提高，人们对电力的需求越来越大，依赖程度越来越强，对电能质量的要求也更加严格，供电可靠性成为供电考核的重要指标。
因此，利用各种电气设备保证电源的不间断供电和提高供电可靠性成了现代供电企业供电工作的重要部分。
备自投装置通过供电网络系统自动装置与继电保护装置相结合，对供电网络提供不间断供电的经济而又有效的技术措施，是保证电网安全、稳定、可靠运行的有力技术手段，在现代供电系统中得到了广泛的应用。
不过受工作人员误操作、误碰及供电系统复杂性等因素的影响，备自投时常出现异常现象，影响着备自投装置的正常运行，出现各种不正确动作。
本文通过总结实践经验，分析备自投不正确动作的常见原因，并提出相关的解决办法。
2.备自投工作原理常见的备自投方式分为：进线备投和桥备投。
不管是进线备投还是桥备投，其动作逻辑均由三个部分组成：允许条件、闭锁条件、充放电逻辑。
35kV备用电源进线断路器BZT装置拒动故障分析
３ ５ ｋ Ｖ备用电源 进线断路器 Ｂ Ｚ Ｔ装置拒动故障分析
袁 克 昱
（ 国家广电总局 ９ １ ６台 青海格 尔木 ８ １ ６ ０ ０ ０ ）
摘要 ： 本文 阐述 了３ ５ ｋ Ｖ 备用 电源进线断路 器Ｂ Ｚ Ｔ 装 置的动作原 理， 分析 ＴＢ Ｚ Ｔ 装置拒动 故 障的原 因。 关键词： Ｂ Ｚ Ｔ 装置动作 原理 故障分析 中图分 类号 ： Ｔ Ｍ５ ６ ｌ 文献标识 码： Ａ 文 章编号 ： １ ０ ０ ７ — ９ ４ １ ６ （ ２ ０ １ ４ ） ０ ２ — ０ ２ １ ０ — ０ ２
１概 述
备用电源和备用设 备 自动投入装置就是 当工作 电源或工作设 备 因故障被断开后 ， 能 自动而且迅速 的将备用电源或设备投入工作 的装置简称Ｂ Ｚ Ｔ 。 Ｂ Ｚ Ｔ 装置 由于结构简 单， 投资少， 可靠性高 ， 能保证 供 电的连续性等优点在发射 台电力系统 中得到了有效 的应用 ， Ｂ Ｚ Ｔ
学 术 论 坛
电压继电器１ Ｋ Ｖ、 ２ Ｋ Ｖ、 ３ Ｋ Ｖ的常开接点与常闭接点分别并联后又与
中间继电器２ Ｋ Ａ 线圈串联。 电压继电器 １ Ｋ Ｖ 、 ２ Ｋ Ｖ 、 ３ Ｋ Ｖ 的线圈分别
接到Ｐ Ｔ 二次侧ｕ 、 Ｖ 、 ｗ三相上 ， 这样外线失去 电压后三块电压继 电器 也同时失压 ， ２ ＫＡ不会励磁动作 。 Ｐ Ｔ 二次侧～相或两相熔断器熔断 或断线时 ， 一块或两块 电压继 电器会失去 电压 ， 中间继 电器２ ＫＡ线 一３ ＱＴ５ —７ 一ｌ ＱＦ２ —２ ＫＴ一 １ ＫＳ一２ ＱＦｌ — ＹＣ一２ ＦＵ一一Ｗ Ｃ ２ ＃ 圈回路被 接通动作 ， 常闭接点２ ＫＡ打开 ， 切断（ 图３ ） 中Ｂ Ｚ Ｔ 低 电压起 电源进线断路器２ Ｑ Ｆ自动合闸 ， 实现 了Ｂ Ｚ Ｔ 装置由供 电元件受 电侧 动回路 ， 起ＮＰ Ｔ ： 次侧 断线闭锁Ｂ Ｚ Ｔ装置 的作用。 断路器１ Ｑ Ｆ 常闭辅助触点起动 的功 能。 ３故障原 因分 析 时间继 电器２ Ｋ Ｔ延时打开的常开触点是为 了保证Ｂ Ｚ Ｔ 装置 只 故 障现象 ： １ ＃主用 电源失 电时， 进线断路器 １ Ｑ Ｆ 不 自动跳 闸， 动作一次 ， 因为 当母线发生永久性故 障等原因跳开 １ ＃进线 断路 器 ＃备用 电源未 能 自动投 入 ， 全变 电站失 电。 手动操作 １ ＃电源进 线 １ Ｑ Ｆ时 ， ２ ＃电源进线断路器２ ＱＦ 的Ｂ Ｚ Ｔ装置 也会动作使２ ＃电源 进 ２ Ｑ Ｆ 的控制把手 １ Ｑ 分闸， 断路器 １ Ｑ Ｆ 能正常分闸， ２ ＃备用 电 线断路器２ Ｑ Ｆ自动投入 。 由于母线故 障为永久性故 障， 投入 到故障设 断路器 １ 源能 自动投入 。 备后断路 器２ Ｑ Ｆ的保护装置 动作又 会使断路器２ ＱＦ ￣ ［ 开， 断路 器 用断路器控制把手１ Ｑ 将断路器 １ Ｑ Ｆ 分闸时， ２ ＃备用 电源能 自 ２ Ｑ Ｆ的常 闭辅助触点２ Ｑ Ｆ１闭合接通Ｂ Ｚ Ｔ合闸回路 ， 断路器２ Ｑ Ｆ 再 排 除１ ＃主用 电源进线断路器分 闸回路故障及２ ＃备用进线 次投入到故障设备 ， 可见Ｂ Ｚ Ｔ重复 动作会有很大的供 电安全 隐患 ， 动投入 ， １ ＃电源失 电时 ， ２ ＃备用 电源 可能会导致故 障扩大化 ， 因此采用Ｂ Ｚ Ｔ 装置 时必须保证只能动作一 断路器 自动合闸 回路故障 的可能性 。 进线断路器的低 电压起动 回路首先应该接通 。 用万用 表测量２ ＃备 次 由于 采用了时间继 电器２ ＫＴ 廷时打开的常开触 点， 若对时间继 电 用电源低 电压闭锁 回路 中的 中间继 电器１ Ｋ Ａ线圈 电压（ 图３ ） ， 测得 电 器２ ＫＴ 的动作 时间整定适当， 第一次Ｂ Ｚ Ｔ 动作投入 断路器２ Ｑ Ｆ 后， 保 判断２ ＃进 线电源低 电压闭锁 回路正常 ； 测 时间继 电器２ Ｋ Ｔ 护装置动作跳开断路器２ Ｑ Ｆ 常 闭辅助触点２ Ｑ Ｆ１ 闭合前 时间继 电器 压正常 ， 此状态下正常时时间继电器２ Ｋ Ｔ线圈应该有 电压， 故障 延时打开的常开触点２ ＫＴ 先断开 ， 切断Ｂ ｚ ］ 、 Ａ闸回路 ， 这样就避免了 线圈无 电压， 在Ｂ Ｚ Ｔ低 电压 起 动 回 路 ； 进一 步 测 量 电压 继 电器 １ ＫＶ、 ２ Ｋ Ｖ的 常 闭 Ｂ Ｚ Ｔ装置再次动作 。 ＫＶ ２ 、 ２ Ｋ Ｖ２ 及监测 电压 互感器二次侧有无断线的中间继 电器 Ｂ Ｚ Ｔ 装置另外一种起动 原理 为低 电压起 动 ， １ ＃主用 电源 电压 触点１ ＫＡ的常闭触 点２ ＫＡ的通断情况 ， 发现常闭触 点１ ＫＶ２ 、 ２ Ｋ Ｖ２ 、 在接 消失时Ｂ Ｚ Ｔ 装置也应动作 ， １ ＃主用电源进线外线失 电时 ， Ｂ Ｚ Ｔ 装置 ２ 通状态 ， 中间继 电器常 闭触 点２ ＫＡ在断 开状态 ， 判 断 中间继 电器 自动跳开 供 电元件 受 电侧 的断路器 １ Ｑ Ｆ， 自动合 备用 线路 断路器 ２ ＫＡ已启 动 ， Ｂ Ｚ Ｔ 低 电 压 起动 回路被 电压 互感器二次侧断线闭锁继 ２ Ｑ Ｆ 。 这种起动方式原理如 图３ 所示 ， 当主用进 线失 电时， 低 电压继电 ＫＡ常闭触点闭锁 ， 导致Ｂ Ｚ Ｔ起动 失败 。 器１ ＫＶ、 ２ ＫＶ （ 图４ 所示） 失 电动作 ， 图３ 中Ｂ Ｚ Ｔ 低 电压起动 回路 中的常 电器２ 进一步分析 电压互感器二次侧断线 闭锁继 电器２ ＫＡ起动的原 闭接点１ ＫＶ ２ 、 ２ ＫＶ２ 闭合 ， 其 回路 中常闭接点２ ＫＡ是监视Ｐ Ｔ 二次侧 因， 接着 测三块 电压 继 电器１ ＫＶ、 ２ Ｋ Ｖ、 ３ Ｋ Ｖ线圈 电压 ， 线圈均无 电 有无断线的中间继电器２ ＫＡ的常闭触点 ， Ｐ Ｔ 二次侧无断线时２ ＫＡ不 判断 电压继 电器 的触 点 出现 了故 障， 取 出电压继 电器 动作 ， 常闭接点２ ＫＡ 接通。 Ｂ Ｚ ］ 换开关３ Ｑ 吨 投入位置 ， 接点 １ ３ —１ ５ 压属正 常 。 ＫＶ观察常开触点 Ｉ ＫＶＩ ， 发现触点有烧变形的痕迹 ， 用万用表测 电 接通 ； Ｂ Ｚ Ｔ 装置的低 电压起动 回路接通＋ ｗｃ 一１ Ｆ Ｕ一３ Ｑ Ｔ１ ３ 一ｌ ５ — ｌ 压继电器 １ Ｋ Ｖ常开触点１ Ｋ Ｖ１ 通断情况 ， 发现常开触点１ Ｋ Ｖ１ 接通 ， 测 ２ ＫＡ一１ ＫＶ ２ —２ Ｋ Ｖ２ —２ Ｋ Ｔ一２ Ｆ Ｕ一一 ＷＣ 时间继电器２ ＫＴ 励磁动 常闭触点１ ＫＶ１ 断开 �
某大型风电场35kV集电线路接地故障保护拒动原因分析及处理24
某大型风电场35kV集电线路接地故障保护拒动原因分析及处理摘要：本文对某35kV集电线路接地故障所引发的保护拒动、集电线路解列和风电场全停等异常情况进行了分析和讨论，通过现场调查、分析和测试等技术手段，找到了事故发生的真实原因。
为避免风电场再次发生类似事故，本文制定了相应的解决措施，有效地提高了风电场的运行可靠性。
关键词：集电线路接地故障保护拒动原因分析1 概述某大型风电场装机容量148.5MW，共99台1.5MW风机，共有35kV集电线路11条、3台SVG及1台站用变。
风电场由1台220kV联络变升压至220kV母线，再经220kV线路送至电网变电站。
2019年01月09日21时43分19秒，某大型风电场35kV集电线路Ⅱ回C相电缆发生接地故障，但35kV集电线路Ⅱ回测控保护未正确动作；相反，站用变却发生过流Ⅰ段保护动作联跳1号主变低压侧301断路器，301断路器跳闸导致连接于35kVⅠ段母线上的35kV集电线路Ⅰ回、35kV集电线路Ⅱ回线和35kV集电线路Ⅲ回线等全部集电线路与电网系统解列，所有运行风机全停，对电网造成了一定影响。
为查明35kV集电线路Ⅱ回保护拒动的原因及防止类似事件再次发生，需对该事件原因进行现场调查及分析，并制定相应的处理方案。
2 集电线路接地故障某大型风电场全停事故发生后，风电场组织技术人员对现场一次及二次设备进行了全面检查。
经现场查看，发现35kV集电线路Ⅱ回电缆C相有接地现象，故障录波装置的录波文件显示，在故障跳闸发生时35kV母线C相电压发生了突降，C相二次电压下降至7V左右。
通过故障录装置对所有间隔的数据进行查询，发现故障发生时只有35kV 1号站用变及35kV集电线路Ⅱ回线的电流发生突变。
进一步对故障录波数据进行分析，可以看出故障时35kV集电线路Ⅱ回线C相电流明显增大，C相电流值达到1.1A，A、B相电流均为0.4A，自产零序3I0电流值达到1.6A，因而可断定35kV集电线路Ⅱ回线C相发生了接地故障。
一起35kV线路保护拒动的故障分析
一起35kV线路保护拒动的故障分析作者：朱松杰戚大为刘永来源：《中国新技术新产品》2014年第24期摘要：本文叙述了一起35kV光伏电厂出线的保护拒动事故的排查经过，分析、阐述了差动保护、低压闭锁过流保护拒动的原因及事故处理情况，为类似线路保护定值的整定提供了警示。
关键词：光伏；保护；差动；拒动中图分类号：TM77 文献标识码：A一、故障概述2014年XX月XX日，220kV甲变电站35kV甲乙线线路末端故障（乙站为光伏发电厂，故障点在出线电缆接头处），甲变电站35kV甲乙线四方CSC-213保护拒动，1号主变第一、二套CSC-326D保护低压侧后备保护（复压过流保护1段1时限）出口，跳开主变301开关，故障切除。
二、事故调查经过二次人员接到通知，赶至现场后，首先检查了1号主变第一、二套保护录波、定值等信息，1号主变定值核对无误，保护动作行为正确，录波完好。
主变低压侧录波图如图1所示。
由图1可以看出，故障初期，A相电压降低，接近为0，B相电压、C相电压升高至100V 左右，根据小电流接地系统故障知识可知，此阶段发生了A相接地故障。
由于35kV侧为小电流接地系统，A相故障电流仅为电容电流，因此，从图中可以看出，A相故障电流近似为零。
故障第二阶段，A、B相电压均降低，至20V左右，C相电压较第一阶段略有降低，但仍在90V以上；A、B相电流急剧增大，且大小相等、方向相反，故障电流55A，可判断故障发展为AB相接地短路。
另从录波图也可以看出，第二阶段中，A相电压幅值比B相电压稍高，根据相间短路故障分析可以判断，AB相间非金属性短路，存在一定过渡电阻，导致超前相电压比之后相低压幅值略高，因与本文所述内容不大，不再详细分析。
从录波图可知，期间确实发生了线路故障，非主变保护误动，而是甲乙线线路保护拒动。
经检查，甲乙线线路保护定值核对无误，但保护仅有启动信号。
甲乙线线路保护配置有光纤差动保护、低压闭锁方向过流保护，两保护均未动作。
一起备自投装置拒动事故
一起备自投装置拒动事故[摘要] 介绍了某变电站35kV备自投装置拒动案例，通过分析说明了备自投装置动作不成功原因，将备自投装置程序升级后能有效避免类似的事故发生，进一步提高了供电可靠性。
[关键词] 备自投据动母线TV断线逻辑升级0.引言微机备自投装置在保证电力系统可靠供电中发挥了巨大的作用。
然而在实际工作中，由于各种原因造成备自投装置拒动的事故时有发生。
本文介绍一起由于备自投装置逻辑错误，从而导致其拒动的案例。
因此，备自投装置逻辑的正确性值得关注。
1.事故经过1.1 事故前运行方式如图1所示（电气主接线示意图）220kV变电站内4DL断路器运行，通过#1线路供内桥接线方式的35kV变电站内两台主变负荷，并配置三段式过流保护；220kV变电站内5DL运行，供#2线路做为35kV变电站另外一回备用电源。
图135kV变电站内1DL、3DL运行，2DL作为备用电源断路器。
35kV变电站内35kV备自投装置运行，作为负荷端1DL、2DL并未配置保护装置。
35kV系统均为中性点不接地系统。
在此种运行方式下，备自投装置采集到1DL合后、2DL跳位、#1进线有压、有流、#2进线有压、两段母线均有电压，无各种闭锁信号，装置延时15S即能充电。
充电完成后，若满足母线无压、#1进线无流、#2进线有压，则延时跳1DL。
确认1DL跳开后，合2DL。
1.2 事故经过8月13日，01时50分43秒，4DL断路器过流I段动作跳闸，重合闸不成功。
35kV 变电站内35kV备自投装置动作不成功，即备用2DL断路器未合上，导致35kV变电站全站失压。
2.拒动原因分析2.1事故情况信息收集事故发生后，收集35kV备自投装置及后台机的SOE报文。
只收集到在01时48分58秒，母线TV断线，闭锁备自投动作。
再收集220kV变电站4DL保护装置及后台机SOE，整理后有：a）01时48分48秒263毫秒，35kV系统接地报警动作；b）01时50分41秒546毫秒，4DL过流I段动作；c）01时50分41秒629毫秒，4DL断路器分位动作；d）01时50分43秒644毫秒，4DL断路器重合闸动作；e）01时50分43秒741毫秒，4Dl断路器合位动作；f）01时50分43秒776毫秒，4DL过流I段动作；g）01时50分43秒866毫秒，4DL断路器跳位动作；h）01时50分44秒170毫秒，35kV系统接地报警返回。
35kV断路器拒动原因分析及处理措施
35kV断路器拒动原因分析及处理措施王银海;关德华【摘要】针对某220kV变电站35kV断路器发生的拒动故障，从断路器电气二次回路和机构机械回路等方面进行分析，认为断路器分闸后，分闸弯板未复归，导致合闸时合闸绕组烧坏是引起断路器拒动的原因，提出相应的处理措施，并说明处理效果。
%Aimingat35kVcircuitbreakerfailuretooperationinsome220kVsubstation,onthebasisofanalyzingseconda-rycircuitofbreakerandmechanismofmechanical,thispaper considersthatbendingslabshasnotreturnafterbreaker switchoff,leading breakerto refuse operation whenthe breakerswitchonleadclosingcoilburning,andthenpropo-sestreatments,meanwhilestatesthetreatmenteffect.【期刊名称】《河北电力技术》【年(卷),期】2013(000)002【总页数】2页(P44-45)【关键词】35kV断路器;拒动;分闸弯板;合闸绕组【作者】王银海;关德华【作者单位】邢台供电公司，河北邢台 054001;邢台供电公司，河北邢台054001【正文语种】中文【中图分类】TM561.2断路器分合装置应能关合、导通和开断正常状态电流，并能在规定的短路等异常状态下，在一定时间内进行关、合导通和开断；在系统发生故障时，与保护装置、自动装置相配合，迅速切断故障电流，减少停电范围，保证系统的安全运行。
断路器发生拒动故障，主要由断路器的电气二次回路和机构机械回路引起，当断路器发生拒动故障时，如果不能快速切断故障电流，势必扩大事故范围，越级到上一电压等级，严重时引起断路器爆炸。
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#2主变
0202 --2
五是其他外部闭锁信号。经检修人员仔细排查，排除前 4 个因素，为找到其他闭锁备自投的原因，检修人员作 了一次模拟试验，退出备自投合 0253 开关压板、备自投 跳开 0254 开关压板，用短接线短接 #2 进线西柘线电流， 拉开 35 kV I 段母线、 II 段母线电压空开，模拟备自投动 作条件，发现备自投动作报文正常，还是查不到原因。 最后，联系调度在停电时间不超过5 min的前提下，在夜 间进行实际试验，停掉西柘线上一级电源。结果实际试 验备自投拒动，查看报文发现所有开入量都有抖动，其 RURAL ELECTRIFICATION
3 事故处理
由于35 kV变电站在西柘线上，故把运行方式倒置一 下，把#1进线柘杨线改为工作电源，#2进线西柘线改为备 用电源，即合上0253开关，由热备用改为运行，拉开0254 开关，由运行改为热备用。这样即使柘杨线事故跳闸后， RURAL ELECTRIFICATION 由于西柘线线路有压，故35 kV所变不会失压，可以保证 站用交流电源不会失去。这是未更换直流系统的临时处理 措施。由于直流系统已投运10年，年限已久，达到了设备 使用寿命，故考虑欲予更换。从根本上解决问题实质，使 保护装置不会因直流电源问题发生拒动，误动事故。
4 结束语
通过这次进线备自投拒动故障暴露出设备运行管理方 面的缺陷。因此要加强对直流系统的运行维护工作，检查 蓄电池的外壳有无裂纹、损伤，电极之间的连接条有无锈 蚀、爬碱等，平时做好清洁工作，将蓄电池外壳上的正负 极柱上的爬碱擦干净。对蓄电池组应满足事故停电放电容 量的要求，及其他冲击性直流负荷的要求，必要时配备带 两套相对独立、同容量的充电装置的直流屏。对于直流屏 每年至少要进行两次微机控制自动化程序试验，限流、过 流保护试验，三遥功能试验和抗高频干扰试验等，还要定 期测量绝缘电阻试验，二次回路对地的绝缘电阻值不应超 过1 MΩ，设备试验工况及应测的参数应符合技术要求。
1 事故前运行方式
某变电站220 kV母线为双母线双分段接线方式。2010 年10月3日，当日220 kV变电站运行方式为：#2主变三侧 运行， 220 kV IA 、 IIA 母线运行， 4711 、 4717 、 4C13 开 关运行，IB母线检修；IA、IIB母线运行。母联4700开关 运行，220 kV IB、IIB母线第一套母差停用，220 kV IB、 IIB母线第二套母差运行，如图1所示。
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安全生产 Safety
一起220 kV母差保护调试中 误动事故的原因分析
唐 俊 （巢湖供电公司，安徽 巢湖 238000）
摘要：该文通过对一起220 KV母差保护调试中误跳运行开关事故的分析，找出了母差保护不正确动作的原因，总 结了经验教训，并提出了相应的防范措施。 关键词：母差保护；开关传动；误动 中图分类号：TM403.5 文献标志码：B 文章编号：1003-0867(2011)03-0034-02 具体工作内容及步骤如下： ·核对并执行作业卡上的安全措施票； ·4100开关电流回路接入220 kV IB、IIB母线第一套母差 保护； ·41001、41002刀闸节点回路接入； ·4100开关跳闸回路接入； ·进行4100开关电流回路采样检查； ·进行母差动作跳4100开关传动试验； ·进行4100开关充电保护动作跳4100开关传动试验； ·进行4100开关过流保护动作跳4100开关传动试验； ·进行4100开关失灵保护动作逻辑试验； ·进行4100开关死区保护动作逻辑试验； ·恢复安全措施，检查保护定值，清理现场，填写二次
参考文献
[1] 许正亚. 电力系统安全自动装置[M]. 北京: 中国水利水电 出版社，2006. [2] 孙成宝，徐海明. 直流设备检修[M]. 北京：中国电力出版 社，2003.
(责任编辑：刘艳玲）
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2011年第03期 总第286期
2 事故过程
当日工作任务是：新建分段开关4100电流回路、跳闸 回路、刀闸节点回路接入220 kV IB、IIB母线第一套ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ差 保护、开关传动试验。2010年10月3日8时30分工作开始， 中 #1 进线 0253 开关量的抖动满足了进线备自投的放电条 件，使备自投装置不能动作。因35 kV西柘线有站用变， 当西柘线失压时，造成全站站用交流电失压，直流系统 本身运行已久，已达到寿命，加之直流屏的交流输入电 压为 0 ，直流输出电压瞬时偏低，所有直流负荷全部由 蓄电池组供电，冲击负荷大，造成蓄电池组的端电压降 低，保护装置电压不稳定，发生抖动，造成所有保护装 置及备自投装置重新启动。
图1
事故前一次接线及设备状态图
2 事故原因调查分析
2.1 线路跳闸原因 2010年8月13日7时29分#2进线西柘线过流I段跳闸， 动作电流45.5 A。当天巡线人员排查故障，发现35 kV西 柘线#9杆塔附近有烧焦的鸟巢，经路人证实为小鸟搭建巢 穴时树杈与架空线短接发生短路，使线路跳闸，巡线人员
Safety
安全生产
35 kV进线备自投拒动故障探讨
李 涛 （泗水县供电公司，山东 泗水 273200）
摘要：该文介绍了关于35 kV柘沟变进线备自投拒动的事故经过，分析事故原因并提出了对策，加强了变电设备管 理维护，解决了生产实际问题。 关键词：进线备自投；拒动故障 中图分类号：TM762.1 文献标志码：B 文章编号：1003-0867(2011)03-0033-02 立即报告，并清理了残余鸟巢与周围树障。9月15日的跳 闸原因为雷击35 kV西柘线#3号杆塔造成过流跳闸。 2.2 进线备自投装置拒动原因 两次备自投拒动故障引起了公司领导的注意，并组 织保护检修人员到 35 kV 柘沟变查寻原因，检查备自投 保护装置报文，未发现备自投动作信息，说明备自投根 本没有启动，但事故前满足备自投充电条件。所谓充电 条件，就是要使备自投动作，必须使内部时间元件充足 电，为动作准备好条件。这种运行方式的充电条件为： 一是35 kV I段母线II段母线均三相有压，备自投软压板、 硬压板投入，#1进线35 kV柘杨线线路有压；二是母联隔 离开关0250-1、0250-2在合位，#2进线西柘线0254开关在 合位， #1 进线柘杨线 0253 开关在分位。事故前均满足保 护装置线路备自投（方式2）的充电条件，充电完成后， 当#2进线西柘线过流I段跳闸后，35 kV I段母线、II段母 线均无压， #1 进线 35 kV 柘杨线线路有压，因 #2 进线 35 kV西柘线线路跳闸，故线路电流为0，满足备自投动作条 件延时整定值 0.9 s 后，跳开 0254 开关，确认 0254 开关跳 开后合上 #1 进线开关 0253 ，恢复全站供电。但是备自投 装置并未合上 #1 进线断路器 0253 ，属于进线备自投拒动 故障。 这个备自投是 2010 年更换的新设备，做过出厂合格 鉴定，无质量问题。检修人员又检查了二次接线，未发 现原则性错误。那么只有可能存在备自投放电的因素， 此种方式备自投的放电条件为：一是#1进线35 kV柘杨线 无压；二是 0253 断路器在合位；三是手动跳开 0254 ；四 是整定控制字不允许 35 kV 柘杨线进线开关 0253 自投；
10 kV II母
1 事故经过
35 kV柘沟变采用单母线双隔离开关分段接线方式， 由 #1 进线 35 kV 柘杨线和 #2 进线 35 kV 西柘线双电源供 电。35 kV柘杨线经0253断路器供给I段母线，35 kV#2进 线西柘线经 0254 断路器供给 II 段母线， 35 kVI 段母线和 II 段母线通过 0250-1 、 0250-2 隔离开关连接， I 段母线经 0251断路器供给#1主变，II段母线经0252断路器供给#2主 变。该35 kV变电站一次接线如图1所示。 2010年8～9月发生的两次进线备自投拒动时，#2进线 35 kV西柘线运行，#1进线35 kV柘杨线热备用，母联隔离 开关0250-1、0250-2闭合，两次故障都是雷雨天气，西柘 线短路故障，保护跳开0254断路器，而35 kV柘杨线（备 用线）进线开关0253没有闭合，造成全站失压。
35 kV#1进线柘杨线 --3 0253 --1 35 kV I母 --1 0251 0250--1 0250--2 P51 35 kV#2进线西柘线 --3 35 kV所用变 0254 --2 35 kV II母 --2 0252 P52
#1主变
--3 0201 --1 10 kV I母 --3