摘要：针对近期发生的一起备自投装置动作异常情况进行了分析，指出了跳闸位置信号对进线备自投产生的影响，提出了备自投装置校验的建议，从而保障备自投装置可靠动作。
关键词：备自投；校验；合后位置
一、事情经过：
2016年07月30日上午12：54分55秒，220kV某甲变电站220kV河泉线跳闸，全站110kV及35kV各配出失压，致某甲变电站110kV浚山线停电所带110kV某乙变电站全部失电，自投装置动作跳开110kV浚山线111开关，致110kV某变电站停电至14时12分16秒恢复供电，停电时间1小时17分。
二、故障前运行方式：
图1 某乙变电站主接线图
某乙变电站：110kV浚山线带110kV某变电站110kVI段及II段母线运行。110kVI段母线带1号主变运行，2号主变冷备用。1号主变带35kVI段、II段母线及10kVI段、II段母线运行。
三、情况落实及处理经过：
某乙变电站跳闸发生后，检修人员快速赶到故障现场做好故障信息采集及分析工作。检修人员对备自投装置进行检查，110kV备自投装置系甲公司ISA-358GA型号，于2015年5月初安装投运。同时联系保护厂家甲公司服务人员赶往事故现场进行故障判别。
现场动作图示2
四、原因分析：
经过查看系统保护事项，某甲变电站备自投装置正常充电动作。220kV河泉线跳闸后110kV浚山线线路失电，某乙110kV母线电压消失，110kV浚山线111开关电流为0，满足备自投启动条件，备自投逻辑跳开110kV浚山线111开关。执行下一步跳开并网线10kV临源光伏线开关，备自投装置未继续执行动作。致使110kV温山线开关未动作投入。
经过对设计图纸、厂家说明书及现场施工接线认真对照发现备自投逻辑跳开110kV浚山线111开关后备自投装置开关变位发生改变。
110kV浚山线111开关“合后”位置由1变位为0。如图3所示
图3浚山线111开关“合后”位置由1变位为0
110kV浚山线111开关“跳位”位置由1变位为0。如图4所示
图4浚山线111开关“跳位”位置由0变位为1
110kV浚山线111开关“跳位”位置正确，而“合后”位置由1变位为0，备自投装置认为110kV浚山线111开关是遥控（手动）分闸。在遥控（手动）分闸模式下，备自投装置将放电（说明书截图如下图5所示详细说明见ISA-358G 备用电源自动投入装置技术使用说明书 P11-12 4.3.2款）。导致此次备自投装置逻辑不往下执行。
图5 厂家说明书放电条件截图
图6现场施工图纸设计
由图6可知现场施工接线节点取自线路开关机构箱，对比设计蓝图发现110kV浚山线111开关的“合后”位置确由开关机构箱提供。现场接线与图纸相符。经与保护厂家甲公司ISA-358GA厂家原理图对比，备自投装置“合后”位置应取自保护装置提供的专用“合后”位置。
五、故障暴露出以下原因
1.甲公司在备自投装置逻辑启动后，再判断开关操作来源的设计有待优化。
2.保护装置在设计时未做好与厂家沟通，导致对接点位置有误解，造成事故隐患。
3.110kV备自投保护未与上级备自投保护装置在动作逻辑及时间上做好配合。
六、下一步改进措施
1.联系甲公司厂家能否改进逻辑判断顺序，先行判断开关操作来源后再判断备自投装置是否启动。
2.联系设计单位对保护装置重新设计，重新敷设控制电缆对信号回路进行完善，于近期进行电缆敷设及接线。
3.与保护定值下达专工认真分析保护动作逻辑及时间，重新配置相关保护设置。
4.提报某乙全站停电计划，对保护装置进行整体回路动作校验。
作者简介：
李公波（1986-）工程师，研究方向为变电检修技术、继电保护技术（通讯作者），
梁倩（1986-）讲师 研究方向计算机控制，自动化技术
论文作者:李公波1,梁倩2
论文发表刊物:《电力设备》2018年第31期
论文发表时间:2019/4/22
标签：装置论文; 变电站论文; 位置论文; 动作论文; 母线论文; 逻辑论文; 接线论文; 《电力设备》2018年第31期论文;