国网天津市电力公司城南供电分公司的研究人员唐其筠、宁国丽、王志远、王新铭、拱志新，在2017年第7期《电气技术》杂志上撰文，针对一起由110kV变电站进线电源故障引发的下级变电站35kV系统备自投装置误动作事件进行分析。

结合故障时刻保护动作报文，通过理论分析和试验验证，明确了备自投装置计时器逻辑不一致是造成保护误动作的主要原因，并提出了有效的故障处理方法。

区别于传统配电网的单电源放射性网架结构[1]，110kV系统普遍采用双电源供电方式，在进线电源故障时，通过备自投装置快速完成电源切换，提升系统供电可靠性[2-3]。备自投装置分布于多个电压等级中，为满足层级配合要求，需对各级备自投系统动作时间进行整定[4-5]。通常设定为上级备自投系统优先动作，相邻层级间备自投系统检无压时间延时1s。

本文围绕一起由110kV电源故障引发的下级变电站35kV系统备自投装置误动作事件展开讨论，对影响备自投装置层级间配合的原因进行分析，并提出针对性的解决办法。

1 故障概述

西花园110kV变电站与小站35kV变电站运行方式如图1所示。112葛双线带1号变运行，114盛万线带2号变运行，110kV侧单母线运行，无备自投。西花园35kV侧301开关、3021开关、3441开关单母分段运行，3441母联开关备自投方式运行。小站35kV变电站1号变电源为西小线，2号变电源为盛小线，35kV侧312开关、318开关、345开关单母分段运行，345母联开关备自投方式运行。

图1 备自投系统运行方式概况

表1 变电站备自投系统定值

西花园3441开关备自投、小站345开关备自投定值如表1所示。事故发生时，葛双线发生单相接地故障，接地距离Ⅰ段保护动作，跳开112开关。1s后重合闸动作，112开关合与永久性故障，接地保护启动再次跳开112开关。西花园1号变、小站1号变失压，西花园3441开关、小站345开关备自投同时动作。依据保护层级配置，认定西花园3441开关备自投正确动作，小站345开关备自投误动作。

2 事故原因调查

2.1 备自投装置检查

事故发生后，变电运检室成立专项工作小组，对设备进行停电检查。工作组首先检查西花园变电站3441备自投保护装置、小站变电站345备自投保护装置定值，确认定值无误后，分别对装置进行模拟传动试验，验证备自投装置可靠性。

试验模拟变电站在备自投方式下正常运行时，改变单侧35kV母线电压及进线电流值，对无压定值、有压定值、有流定值、检无压延时、备自投重合时间进行验证，并观察备自投装置动作逻辑是否正确。在共20次试验中，两套备自投保护装置均正确动作，排除备自投装置本身故障可能性。

2.2 保护报文分析

故障发生时刻，西花园110kV变电站、小站35kV变电站保护装置报文如表2所示。在西花园葛双线发生单相接地故障时，接地距离Ⅰ段保护动作，西花园35kVⅠ母及小站35kVⅠ母失压，站内35kV备自投装置启动，开始失压计时。

故障发生1s后，根据系统可靠性的要求，线路重合闸保护启动[6]，112线路重合闸动作，合于永久性故障，0.15s后接地距离Ⅰ段保护动作，再次跳开112开关。此后大约5s，西花园3441备自投与小站345备自投装置同时动作。对比两套备自投装置定值，可以发现备自投检无压时间相差1s，而重合闸动作时间为1s，时间基本相符。推测两套备自投装置计时清零逻辑存在差异，如图2所示。

图中，Un为系统正常运行时母线电压，Ta为西花园112开关重合闸时间1s，Tb为接地距离Ⅰ段保护动作时间0.15s，Tc为西花园变电站345备自投装置检无压延时定值5s。

表2 故障时保护装置动作报文

西花园变电站在112开关重合后，无压延时停止计时并将计时器清零，当112开关再次跳开后，无压延时重新开始计时，因此本站的无压动作时间为上级重合闸动作时间（Ta）、接地距离Ⅰ段保护（Tb）与本站备自投动作时间（Tc）之和，约6.15s，动作时间与装置的报文显示时间相符。小站变电站在35kVⅠ母失压后即开始无压计时，在112开关重合时，无压计时停止，但计时器不清零。

当上级电源重合不良跳开后，无压延时将继续计时，小站345备自投装置无法躲避上级电源重合闸动作时间，自故障发生后约6.15s后备自投保护动作。综上所述，两套备自投装置动作时间基本一致。

图2 保护动作时序分析图

2.3 验证试验

利用继电保护试验仪中状态序列功能，采用图3中所示方法，对西花园3441备自投装置、小站345备自投装置进行试验，验证装置无压计时逻辑。

图3 验证试验施加电压

首先模拟正常备自投运行方式，在35kVⅠ、Ⅱ段母线上施加70V线电压，持续时间1s。保持Ⅱ母电压不变，将Ⅰ母电压降为0，持续时间1s。此后，将Ⅰ母线电压恢复至70V，持续1s后，再次将电压降为0。同时，监测备自投装置跳闸出口时间Ts。

多次试验表明，西花园3441备自投装置跳闸信号约8s出口，小站345备自投装置跳闸信号约8s出口，由此可以断定，西花园备自投装置无压计时暂停后计数器清零，而小站备自投装置无压计时暂停后计数器不清零。

3 故障处理

依据天津市电力公司调度〔2010〕15号关于印发《微机型保护装置天津电网标准软件版本》的通知，要求备自投装置启动，检一段母线三线电压无压且本段无流，在到达时间定值之前，上级线路重合闸动作，母线有压（≥15V），备自投返回，如重合闸未成功，母线再次无压，备自投启动，重新开始动作逻辑。因此小站变电站345备自投装置在执行保护要求上存在问题，需进行整改。

整改方案有两种。

第一种方案是对小站变电站所采用的南瑞继保RCS-9651C装置（版本号：2.20，校验码：C97B）进行保护版本升级，该版本程序的基本逻辑是：在备自投装置启动后，一侧母线低电压达到启动定值；在无压延时内，如果母线电压恢复，则备自投返回，同时自投装置计时器清零。

第二种方案是调整备自投装置检无压延时时间。由于软件版本升级费用高[4]，且备自投保护装置版本升级需停电作业。考虑升级范围较大，制定统一停电计划存在困难，因此采用方案二对现有备自投系统进行整改，将下级变电站备自投检无压延时，在原有基础上增加上级进线电源重合闸时间。

对于小站变电站，将35kV备自投检无压延时由6s改为7s，10kV备自投检无压延时由7s改为8s。该方案可满足备自投系统层级配合要求，确保进线电源发生故障时各级备自投装置正确动作。

4 结论

随着电网的不断发展，备自投装置越来越多的出现在各个电压等级电网系统当中。在发生故障时，不同层级间备自投装置可靠动作对电网安全至关重要。本文围绕一起35kV系统备自投装置误动作事件展开讨论，结合保护事件报文对事故原因进行深入剖析。理论分析表明不同厂家备自投装置检无压逻辑不一致是造成此次事故的根本原因，现场试验结果验证了理论分析的正确性。

综合考虑改造成本及方案可行性，本文推荐采用重新优化定值配置的方案解决这一问题，即将下级备自投装置检无压时间在原有基础上增加上级进线电源重合闸时间。

在实际工作中，由于不同厂家备自投装置逻辑有细微差异，在配合使用时存在潜在安全风险。继电保护工作人员在对装置进行验收试验时，应充分考虑此类潜在风险，依据公司相关版本要求新投运设备置严格把关，确保二次系统安全可靠运行。