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[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1
35kV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，母線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。
2.2动作情况分析
通过35kV变电站中所收集信息，可推断出备自投装置据动是因为母线TV断线而造成的。
分析220kV变电站中收集到的信息可判断事故的发展过程：
01时48分48秒35kV母线接地报警动作，即能明确在220kV变电站内35kV系统上发生了单相接地；众所周知在中性点不接地系统中，发生单相接地时，由于故障电流不大，不能达到跳闸的整定值，故只发接地告警信号并无断路器跳闸。2分钟后，4DL保护装置过流I段动作，且4DL断路器确已在分闸位置；2秒后重合闸动作，且动作成功；紧接着重合闸后加速保护动作，且动作成功；当4DL在分闸位置后，35kV系统上的接地告警消失。
可得出#1线路上首先发生了单相接地故障，造成35kV系统发接地告警信号，2分钟后发展成为多相故障，造成4DL过流I段动作，该故障为永久性故障，造成4DL重合闸不成功。
综合两侧变电站所收集信息，发现在35kV系统接地告警发出10S后，备自投装置发出母线TV断线，并闭锁备自投装置。10S时间与备自投装置母线TV断线逻辑中延时时间相吻合，但在当时情况下，并不满足备自投装置判母线TV断线的条件。
备自投装置母线TV断线的逻辑框图如图2所示（因为I、II段母线TV断线逻辑相同，故仅画出I段母线TV断线逻辑框图）：
图2
该逻辑框图取三相电压的向量和的绝对值大于18V，作为母线TV不对称断线的判据；取至少有一线电压的模值之差小于80V，作为在中性点不接地系统中，单相接地故障时，三相的线电压仍然是对称的，以此来区分单相接地故障和不对称断线；母线PT断线投入，满足以上两个条件时，延时10S判I段母线TV断线并发信。
取三相相电压同时小于18V，作为母线TV三相断线的判据；取线路电流大于有流定值，以此区分线路是否投入运行的判据，母线PT断线投入，满足以上两个条件时，延时10S判I段母线TV断线并发信。
2.3模拟试验
通过分析，将备自投装置的母线TV断线逻辑作为模拟实验的重点。模拟事故的发展过程，对备自投装置进行校验，进行明确的判断。
首先按照故障前的运行方式，对备自投装置加入额定母线相电压、额定相电流的模拟量及相应开关量，让备自投装置充电；在此状态下，模拟A相金属性单相接地情况，即输入备自投装置母线电压分别为A相0V、B相100V、C相100V，延时10S后备自投装置发出“母线TV断线，闭锁备自投”告警信号，同时将备自投装置放电闭锁相关功能。对B相、C相进行类似试验，结果相同。
根据模拟试验可明确判断该备自投装置母线TV断线逻辑与说明书中逻辑框图不对应，在发生系统单相接地时导致误判母线TV断线，闭锁了备自投装置。
将试验结果告知厂家技术人员，并督促厂家技术人员对该装置母线TV断线逻辑在厂里进行试验，得出与我们试验相同的结果。
3.处理措施
督促厂家尽快对该备自投装置进行程序升级。对升级后的程序进行试验。
（1）按照故障时情况，加入额定模拟量及相应开入量，使备自投装置充电完成后，模拟单相接地故障时情况，备自投装置无任何报文，依然保持充电状态。在此状态下模拟4DL断路器跳闸后状态，即#1进线无压、无流，备自投所取两端母线均无压，#2进线有压，备自投装置动作正确。
（2）加入额定模拟量及相应开入量，使备自投装置充电完成后，任意降低一相电压，使得三相电压之和的绝对值大于18V，延时10S，装置报母线TV断线，并闭锁备自投功能。
（3）加入额定模拟量及相应开入量，使备自投装置充电完成后，降低三相电压至小于18V，延时10S，装置报母线TV断线，并闭锁备自投功能。
（4）验证备自投装置的其他逻辑，均能正确动作。
4.结束语
在当今微机备自投装置已经非常成熟的情况下，发生由于逻辑错误而引起的事故是非常少见的。这也提醒我们，无论在改造或基建过程中，继电保护工作者应模拟各种可能发生的运行情况，对备自投装置逻辑进行全面试验检查。
参考文献：
[1]宋丛矩，贺家李，梁统珍.电力系统继电保护原理[Ml.北京:电力工业出版社，1980.
作者简介：
苏嘉力（1980- ），男，本科，助理工程师，从事电力系统继电保护工作。
[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1
35kV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，母線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。
2.2动作情况分析
通过35kV变电站中所收集信息，可推断出备自投装置据动是因为母线TV断线而造成的。
分析220kV变电站中收集到的信息可判断事故的发展过程：
01时48分48秒35kV母线接地报警动作，即能明确在220kV变电站内35kV系统上发生了单相接地；众所周知在中性点不接地系统中，发生单相接地时，由于故障电流不大，不能达到跳闸的整定值，故只发接地告警信号并无断路器跳闸。2分钟后，4DL保护装置过流I段动作，且4DL断路器确已在分闸位置；2秒后重合闸动作，且动作成功；紧接着重合闸后加速保护动作，且动作成功；当4DL在分闸位置后，35kV系统上的接地告警消失。
可得出#1线路上首先发生了单相接地故障，造成35kV系统发接地告警信号，2分钟后发展成为多相故障，造成4DL过流I段动作，该故障为永久性故障，造成4DL重合闸不成功。
综合两侧变电站所收集信息，发现在35kV系统接地告警发出10S后，备自投装置发出母线TV断线，并闭锁备自投装置。10S时间与备自投装置母线TV断线逻辑中延时时间相吻合，但在当时情况下，并不满足备自投装置判母线TV断线的条件。
备自投装置母线TV断线的逻辑框图如图2所示（因为I、II段母线TV断线逻辑相同，故仅画出I段母线TV断线逻辑框图）：
图2
该逻辑框图取三相电压的向量和的绝对值大于18V，作为母线TV不对称断线的判据；取至少有一线电压的模值之差小于80V，作为在中性点不接地系统中，单相接地故障时，三相的线电压仍然是对称的，以此来区分单相接地故障和不对称断线；母线PT断线投入，满足以上两个条件时，延时10S判I段母线TV断线并发信。
取三相相电压同时小于18V，作为母线TV三相断线的判据；取线路电流大于有流定值，以此区分线路是否投入运行的判据，母线PT断线投入，满足以上两个条件时，延时10S判I段母线TV断线并发信。
2.3模拟试验
通过分析，将备自投装置的母线TV断线逻辑作为模拟实验的重点。模拟事故的发展过程，对备自投装置进行校验，进行明确的判断。
首先按照故障前的运行方式，对备自投装置加入额定母线相电压、额定相电流的模拟量及相应开关量，让备自投装置充电；在此状态下，模拟A相金属性单相接地情况，即输入备自投装置母线电压分别为A相0V、B相100V、C相100V，延时10S后备自投装置发出“母线TV断线，闭锁备自投”告警信号，同时将备自投装置放电闭锁相关功能。对B相、C相进行类似试验，结果相同。
根据模拟试验可明确判断该备自投装置母线TV断线逻辑与说明书中逻辑框图不对应，在发生系统单相接地时导致误判母线TV断线，闭锁了备自投装置。
将试验结果告知厂家技术人员，并督促厂家技术人员对该装置母线TV断线逻辑在厂里进行试验，得出与我们试验相同的结果。
3.处理措施
督促厂家尽快对该备自投装置进行程序升级。对升级后的程序进行试验。
（1）按照故障时情况，加入额定模拟量及相应开入量，使备自投装置充电完成后，模拟单相接地故障时情况，备自投装置无任何报文，依然保持充电状态。在此状态下模拟4DL断路器跳闸后状态，即#1进线无压、无流，备自投所取两端母线均无压，#2进线有压，备自投装置动作正确。
（2）加入额定模拟量及相应开入量，使备自投装置充电完成后，任意降低一相电压，使得三相电压之和的绝对值大于18V，延时10S，装置报母线TV断线，并闭锁备自投功能。
（3）加入额定模拟量及相应开入量，使备自投装置充电完成后，降低三相电压至小于18V，延时10S，装置报母线TV断线，并闭锁备自投功能。
（4）验证备自投装置的其他逻辑，均能正确动作。
4.结束语
在当今微机备自投装置已经非常成熟的情况下，发生由于逻辑错误而引起的事故是非常少见的。这也提醒我们，无论在改造或基建过程中，继电保护工作者应模拟各种可能发生的运行情况，对备自投装置逻辑进行全面试验检查。
参考文献：
[1]宋丛矩，贺家李，梁统珍.电力系统继电保护原理[Ml.北京:电力工业出版社，1980.
作者简介：
苏嘉力（1980- ），男，本科，助理工程师，从事电力系统继电保护工作。