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
备 ， 用’ 主
’ ～ ～ 。
，
条 工 断 器 ；作 路 幂
一 ’ 、一 。 一 、
电因被开 源故断后
一
，
能迅速 地将 备 用 电源 自动投 入工作 的
，
～
箸
二 靠性
，
６ ＇ － 减 少故 障 ． 响汜 围。 － Ｊ 影 Ｔ ， －
最
保证 用户 对 供电 连续 的 性和可 求Ｈ
① ｌ 线备 用 ｌ母线 方 式 ；ｌ 失压 ， 母 有压 ， ５ ２ 母 Ｊ ｆ母 ｌ 跳 １ 开 关 ， 迟合 ５ １开 关 。② ｌ母 线备 用 Ｉ 延 ０ ｌ 母线 方 式 ； 母失 Ｉ 压 ， 母 有压 ， ５ Ｉ ｌ 跳 １ １开关 ， 迟合 ５ １开关。 确认 ５ 延 ０ １ １跳
，
圆 体 名
罡
白
左
壬 由
，
１９ ０
０ 进 线 Ｉ 过 １ ） 通 １ １
开关带 Ｔ １主 变 ：进 线 ｌ Ｉ
通 过 １ ２开 关 、 ２开 关 １ １ ０
它主 要有 以下 ４种 运行 方式 ：
带 Ｔ ３主 变 和 Ｔ 主 变 ： ２ １ Ｖ Ｉｌ段 桥 １ １开 ０ ｋ 、Ｉ １ ０
．
部充电 条件后
～一
备 自投 装置 应 处 在 备投 状 ～’ … 一 … … … 一
喜妻 量 自装 有 投置 备 。． 电件闭 条 ） ２ 放 条 （锁 件 ４ 下 毽 电羹 苎 常 于 ｏ及 见 ”ｋ 以 Ｖ 琶 硬 软 板 出 备 《 ） 退； 用 或压 ② 南 蛀喜 占 翮 电源 本文 论 塞 １ｋ Ｖ １ ０ 菜 Ｉ ‘，蓄 ｌ ｌ Ｊ ￣ ｋ ３ ｎ１ 自０ Ｖ（ ５ 行皂， 作确 保 电 网的安 全性和 行 耽 投 多运要 靠 在种 方可动 式 曼 嚣 巳。； 又 加 暑 ￡ （ 田 军 可靠 用
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 ，
一起110kV某变电站备自投动作的原因分析
一起110kV某变电站备自投动作的原因分析摘要：本文介绍了一起110kV某变电站110kV备用电源自投装置（备自投）动作跳闸的事故。
针对此次事故备自投动作的具体情况，进行了事件原因分析，并提出了事件防范措施。
关键词：110kV；变电站；备自投动作；原因分析1 引言xxxx年x月xx日，110kV马叫变电站（简称马变）发生110kV下永马线马02开关、栖马线马06开关跳闸事件。
事件前的运行方式：220kV新下陆变电站（简称下变）侧：110kV下永马线下07开关在合闸位置；220kV栖儒桥变电站（简称栖变）侧：110kV栖马线栖24开关带110kV马叫变电站全站负荷馈线方式运行。
110kV马叫变电站侧：110kV下永马线马02开关、110kV栖马线马06开关、110kV马1、2、3#主变高压侧马07、08、09开关在合闸位置，110kV母联马10开关在分闸位置。
2 保护动作情况xxxx年x月xx日2时18分50秒，220kV新下陆变电站综自后台及地调OPEN3000系统发出110kV下永马线下07开关跳闸信号，110kV马叫变1#母线失压。
2时18分51秒，马叫变电站110kV备用电源自投装置启动，2时18分56秒，备自投装置跳开110kV下永马线马02开关、合上马110kV母联马10开关。
2时18分58秒，栖儒桥变侧110kV栖马线栖24开关跳闸，110kV马叫变电站2#母线失压，相关保护装置动作相关报文如下：表1 下永马线下07线路保护动作报文表2 马110kV备自投装置动作报文3 现场检查情况检修分公司变电检修室抢修工作组分别赶赴220kV新下陆、栖儒桥变电站和110kV马叫变电站进行相关保护装置动作行为检查，现场检查220kV新下陆、栖儒桥变电站线路保护动作报文与监控、后台一致，均为线路保护A相永久性接地故障，重合闸加速动作跳闸。
图1 马02开关保护装置动作报文110kV马叫变电站侧工作组检查110kV下永马线马02开关线路保护装置（北京四方CSC-161A型）发现：跳闸事件发生后，马02开关断路器在合闸位置，马02开关保护装置有“偷跳启动重合闸”“重合出口”等装置报文，马02开关保护装置动作报文见图1。
针对110kV内桥接线母线故障时备自投动作情况的分析总结
针对110kV内桥接线母线故障时备自投动作情况的分析总结【摘要】110kV内桥接线变电站的母线一般不配置专用保护，也不在主变保护的保护范围内，母线发生永久性故障时，传统的备自投极易导致全所失电，文中对母线故障时备自投动作情况进行了定性的逻辑分析，并针对这一问题提出了改进措施。
【关键词】内桥接线；母线故障；备自投；动作逻辑；改进措施1 引言随着经济的飞速发展和人们生活用电的需要，为满足电网经济运行及可靠供电，常采用备用电源自动投入装置[1]（以下简称备自投装置）。
备自投装置是自动装置与继电保护装置相结合，是对用户提供不间断供电的经济而又有效的技术措施之一。
当主供电源发生故障时，通过备自投装置的正确动作，自动跳开故障线路，并经短延时后合上备用电源。
备自投装置作为安全自动装置的一种，对提高供电可靠性具有重要的作用。
配备备自投的110kV内桥式接线变电站以其经济性、可靠性、适用性得到了广泛的应用。
2 110kV内桥接线备自投动作逻辑内桥接线是110kV终端变电站较普遍的一种接线方式，已纳入国家电网公司110kV变电站的典型设计。
目前为保障供电可靠性，备自投一般都采用两条进线互为备用的暗自投方式[2]，在因为故障失去工作电源时，要求备自投能够正确判断故障发生的原因，迅速做出正确动作，既要隔离故障点，又要保证无故障部分正常供电。
2.1 方式1：分段（桥）开关备投分段（桥）开关备投，正常运行时，每条进线各带一段母线，两条进线互为暗备用，母联开关处于热备用状态。
1DL、2DL运行，电源1、电源2分别对I 母、II母供电，分段3DL开关热备用。
2.2 方式2：进线开关备投进线开关备投，正常运行时，一条进线带母线并列运行，另一条进线作为明备用，采用进线备自投。
中3DL运行，1DL和2DL中有一个开关运行，一个开关热备用。
3 目前存在的问题及解决措施3.1 110kV内桥接线方式变电所存在问题目前，备用电源自投装置应用于110kV内桥接线形式变电所时，当母线发生永久性故障，由于110kV母线一般不配置专用母线保护，主变差动大部分采用的“小差”，即主变差动保护取高压侧的独立流变或套管流变和中、低压侧开关流变[3]，故保护范围也不包括110kV母线，母线故障将由供电线路电源侧继电保护动作切除。
某变电站110kV线路备自投异常动作分析
某变电站110kV线路备自投异常动作分析针对110kV变电站线路备自投装置实际应用问题，以某变电站110kV线路备自投异常动作为例，分析了异常动作发生的主因，提出相应的对策，望对类似变电站管理工作有所借鉴。
标签：备自投；异常动作；原因分析；解决对策引言随着电力自动化进程的不断深入，国内大多数区域变电站基本实现了自动化，110kV电源备自投是电力自动化标准配置。
备自投装置能够大大改善网络结构，增强其运行可靠性，降低线路故障发生对地区正常供电的影响。
然而，备自投装置在实际应用过程中，出现多起异常动作情况，以事例分析变电站为例，其备自投装置在近两年动作共7次，其中成功5次，失败2次。
总结失败动作发生的原因，主要为正常动作程序被打断，不能完成预期工作设置，故而造成短时间的供电故障。
1 110kV线路备自投概述图1所示为某变电站110kV主接线简图，其中甲线为该变电站的主线，乙线为备用线路。
一旦主线路所在回路发生故障，变电站备自投装置就会自行开始检测启动条件；如条件满足备自投启动，则备自投装置进入启动倒计时。
备自投进入启动倒计时会经历两个阶段的判别与行动：首先如果故障线路重合成功，则备自投装置停止启动；否则经历第二时段的延时后，备自投装置判别为主线路永久性故障，断路器不能正常重合，备自投装置会向主线断路器发出跳闸脉冲，向乙线断路器发出合闸脉冲，确保在主线不能正常工作的前提下变电站正常运行。
2 异常动作发生经过2014年12月7日10时50分，变电站主线（甲）发生瞬间故障，导致线路两侧保护装置执行保护命令而发生跳闸动作。
甲线跳闸发生后需经过一定时长延时（设定为1.5s）才能重合，而变电站备自投装置能够实现加速跳闸出口，可在跳闸动作发生后的瞬间便启动，并向主线断路器发出跳闸脉冲。
这种没有经过延时就发出跳闸脉冲，导致备自投装置与主线重合闸装置瞬间闭锁，导致失压事故的发生。
除瞬间故障外，变电站主线还发生一起永久性故障，电源侧断路器重合闸失败，本侧断路器虽能够重合，而不能正常供电。
一起110kV变电站备投未成功动作事故分析
一起110kV变电站备投未成功动作事故分析摘要：本文详细介绍了一起110kV变电站备投未成功动作事故的主要内容。
结合故障的调查及回顾，我们分析了事故的原因，提出了一起110kV变电站备投未成功动作事故的整改措施。
关键词：110kV变电站；备投未成功动作；事故分析一、一起110kV变电站备投未成功动作事故概览变电站一般配有备用电源自投装置，在一路电源失去的时候装置自动切换至另一路电源供电，从而保证供电可靠性。
然而某110kV变电站110kV进线失电时，变电站备自投装置没有成功动作，造成变电站损失负荷，对外造成停电事故。
2017年5月4日晚23：20，某110kV变电站由于上级电源问题110kV进线失电，导致#1主变失电、10kVⅠ段母线失电，100母联备投启动但未动作。
23：36，调控中心远方合上100母联开关，拉开101#1主变开关，恢复10kVⅠ段母线供电。
0：00，值班员变电站现场汇报检查一、二次设备正常，保护装置正常。
0：07调度发令拉开1101#1主变开关。
事故发生后，变电运维室对备自投没有成功动作的原因展开调查。
在后台机的报警信号中发现，主变失电的同时曾有过短暂的全站直流消失现象。
进一步进行分析，主变失电时，接于10kVⅠ段母线上的1X1#1接地变失电，一路站用电源消失。
站用电切换至另一电源一般有延时，在这几秒钟的延时时间里，直流系统本应由蓄电池供电，但却没有成功，造成直流系统短时失压，因此备自投装置失电，备自投未动作。
此时一次状态已满足备自投启动的条件，因此备投启动。
但是备自投装置需完成充电才能动作，而此时的一次状态已不满足“备用电源和工作电源均有压”的充电条件，因此造成了备自投虽启动但却没有成功动作的结果。
虽然查明了备投没有成功动作的原因，但是蓄电池未及时供电的原因仍存在疑问。
检修人员对该变电站的蓄电池组进行了检查，发现蓄电池整体电压低，#12蓄电池存在开路，导致蓄电池组回路开路，全站直流系统失压。
一起110kV变电站高低压侧备自投动作失配事件的分析
2016 NO.05SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION动力与电气工程21科技资讯 SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION 备用电源自动投入(简称备自投)装置对于提高供电可靠性和保证供电连续性具有重要作用。
目前常规110kV内桥接线变电站高、低压侧各配置一套备自投装置,利用动作延时配合,将高压侧备自投动作延时设置为小于低压侧备自投,使得高压侧备自投先于低压侧动作。
该文通过分析一起110kV线路跳闸后变电站高低压侧备自投动作失配事件,指出存在的问题,提出定值设置方面的解决办法。
同时总结了常规变电站和智能变电站实现站域或广域备自投配合的诸多方式。
1 备自投动作经过1.1 变电站运行方式该110kV变电站是一个内桥接线的智能变电站,为负荷终端变电站。
变电站运行方式如图1所示,110kV母联110断路器、①作者简介:崔金兰(1981—),女,汉,山东青州人,硕士,工程师,现从事电网调度工作。
DOI:10.16661/ki.1672-3791.2016.05.021一起110kV 变电站高低压侧备自投动作失配事件的分析①崔金兰 陈力 王娟 司瑞芹 秦莉敏 杨铮 时慧军(国网河南省电力公司郑州供电公司 河南郑州 450052)摘 要:介绍了河南电网某110kV内桥接线智能变电站因一条电源线路故障跳闸,高、低压侧备自投装置未按照整定配合关系由高压侧备自投先动作,而是两侧备自投同时动作,导致出现非正常运行方式的一起事件。
结合线路保护定值、重合闸设置及备自投装置定值对该事件进行了详细分析,发现是由于两侧备自投装置失压计时算法不同导致定值整定中所设置的时间裕度不足引起的。
针对事故原因提出了定值整定方面的解决方案。
并提出基于智能电网的广域备自投控制系统是未来的发展方向。
关键词:备自投 失配 计时算法 智能变电站 广域中图分类号:TM772文献标识码:A文章编号:1672-3791(2016)02(b)-0021-02图1 110kV内桥接线变电站10kV母联ⅠⅡ0断路器在热备用状态,其他断路器均在运行状态。
110kV变电站备自投动作失配原因分析及解决 方案的思考
110kV变电站备自投动作失配原因分析及解决方案的思考摘要：文章以某110KV变电站备自投动作失配故障为例，阐述出现故障的原因以及解决问题的方法。
希望可以为相关工作的时效性开展带去一定的借鉴与帮助。
关键词：110KV变电站；备自投；动作失配前言在110KV变电站当中，备自投动作失配这一故障会导致供电系统的稳定性匮乏，这也就会影响电力资源的持续稳定供应，最终影响社会生产与生活的正常进行。
因此，笔者针对《110kV变电站备自投动作失配原因分析及解决方案的思考》一题的研究具有现实意义。
1 110kV变电站备自投动作经过本文所分析的110KV变电站是一个内桥接线类型的智能变电站，是一个终端负荷类型的变电站，该变电站的运行方式如图1所示。
通过对图1的分析可知，该变电站当中110KV母联110断路器，10KV母联III断路器，而其它的断路器都处于运行的状态。
图1 110KV内桥接线变电站在该变电站当中所存在的两条110KV进线都是T接支线，在其中的901断路器以及902断路器都没有设计保护措施，是三段式相同以及接地距离。
在线路的对侧各设置了一套WXH811类型的线路保护（如图2所示）。
1号以及2号主变都配置了PST671U保护设施。
在110KV侧设置了一套PSP643U的保护设备，在备自投方面利用的是桥自投的模式。
在10KV侧设计了iPACS-5763D的保护装置，在备自投方面利用的是母联分段化自投模式。
图2 WXH811型线路保护在故障发生的时候，线路与II之间的距离为0.3s的动作，该线路与母线出现第一次失压的时间是0s。
在1.0s之后，重合闸开始工作，将其传送到了故障节点当中，之后重合闸开始出现加速动作，此时重合动作失效。
在6.0s之后，110KV桥备自投装置开始出现动作，于是901断路器开始跳开，延时为1.0s，在闭合110KV桥备自投器110。
在这一过程中，10KV的母线备自投设备同时出现相应的动作，出现了101断路器跳开的情况，延时为1.0s，同时ⅠⅡ 0 断路器出现了闭合情况。
某变电站110 kV线路备自投异常动作原因与对策
摘要：随着变电站自动化建设日趋完善，110kV电源备自投装置成为了电力自动化建设的标配。
然而在实际应用中，备自投的逻辑会受低压侧电源的影响，出现异常动作的情况，无法按照定值设定的时间动作，影响供电稳定性。
现以某变电站110kV线路备自投异常动作为例进行分析，提出了相应对策，为电网稳定运行提供了保障。
关键词：110kV线路；备自投；异常动作1 事件概况2019年5月某日，某变电站110kV线路出现备自投动作异常的情况。
110kV 2MPT并列装置重动回路失压，23：12：11.364 110kV线路备自投保护动作，切开110kV芙冶线1216开关，然后备自投合上110kV鹰冶线1286开关，23：12：11.585 110kV鹰冶线合闸后距离加速保护动作，跳开1286开关。
2 110kV线路备自投异常动作分析2.1保护动作过程保护动作过程详细时序如表1所示。
110kV备自投保护在23：12：10开始启动，在1s内完成了跳主供电源、合备供电源、鹰冶线距离加速保护动作、鹰冶线距离I段保护动作。
动作过程时序如图1所示。
2.2保护动作行为分析2.2.1 110kV线路备自投保护装置动作分析表2为110kV线路备自投保护相关定值，据此我们做出如下分析：110kV芙冶线与110kV鹰冶线互为备自投，其中110kV芙冶线为主供线路，110kV鹰冶线为备供线路，两条线路同在110kV 2M上，故备自投保护装置的母线电压只采集110kV 2MPT三相电压。
在23：12：10.672，110kV线路备自投保护装置启动，母线电压为0.18V，满足无压定值要求（30V），110kV芙冶线三相电流均低于0.15A（0.03I N=0.15A），满足无流定值要求，在23：12：11.364，备自投正确动作，切开主供电源110kV芙冶线1216开关，确认了110kV芙冶开关分位后，在23：12：11.521备自投保护正确动作，合110kV鹰冶线1286开关。
一起110kV备自投装置异常动作的分析
电 安全 术 力 技
第ｌ ２１ 第 期） ３ ０年 ４ 卷（１
一
起 １ ０ｋ 备 自投 装 置异 常动 作 的 分析 Ｖ １
栗 维勋 ，齐 雅 彬 ， 吕 凡
（ 家庄 供 电公 司，河 北 石 家庄 石 ００９ ） ５０ １
为保证系统安全稳定运行 ， 确保对城区重要用
现 象 为西 郊站 在 １０ｋ 侧备 自投 合 １ １ 关恢 复 １ Ｖ ０开 １０ｋ １ Ｖ供 电前 ，１ Ｖ 侧备 自投 已经开 始动作 。期 ０ｋ 间 ，用户 共 中断供 电 ６ ２Ｓ ． 。
２ 异常动作情况分析
２ １ 正 常情况 下动作 结果 ． 按 河北南 网微机 型备用 电源 自动 投入 装置 技
作 中继 电保 护装置 原理研 究方面 的薄弱环节 及今 后
改进 的方 向。
４１ ｓ９ｌ １ｍｓ
４ ４ ９ｍ ｓ ２ｓ ３
１ 异常动作的发 生
西郊 一线 西郊 二线
６０ ０ｍｓ西郊站 １ ｋ ２ ０ Ｖ各 自投动作 合 ５ １ ０ 开关 出 Ｖ Ｉ
其 间各开 关无拒动 情况发生 ，总 的来讲 ，异 常
侧配 置 北 京 四方 继 保 自动 化 股 份有 限公 司 生 产 的
Ｃ Ｂ１ Ｓ ２ Ａ型 备 自投 装 置 。 事故 前 该 装 置 也投 分 段
２ ２ 异 常情况 分析 。
（ ） 桥 自投方 式 ，定值 为 ：跳进 线延时 ５Ｓ ，合分段 延时 ｌ 。一 次接 线如 图 ｌ Ｓ 所示 。
相对时 间
动 作情况
０ｍｓ 侧 １７开关跳 开 （ 关变位 时间 ） 对 ５ 开 １６ ０ｍｓ对侧 １７开关重 合 （ 关变位 时间 ） ５ ５ 开
110kV线路备自投装置不正确动作分析及改进
‘
２ ２ ０ ｋ ｖ琶江变 电站
：
确动作原 因， 并提 出了相应 的改进措施 ， 对提高 供 电可靠 性 ， 保
证系统稳定运行有着重要意义 。
１ １ １ ０ ｋ Ｖ线 路 备 自投 装 置 不 正确 动 作原 因 分 析
Ｚ ｈ ｕ ａ ｎ ｇ ｂ ｅ ｉ ｙ ｉ ｎ ｇ ｙ ｏ ｎ ｇ ｙ ｕ Ｙ ａ ｎ ｊ ｉ ｕ ◆装备应用与研究 意
■■■■■■■■ ■■■■■■■■■■■■■ ■■■■■■■■■ ■■■■■一 Ｉ Ｉ Ｉ Ｉ Ｉ ＿ Ｉ
１ １ ０ ｋ Ｖ 线 路 备 自投 装 置 不 正 确 动作 分析 及 改进
关键 词 ： 备自 投装置； 不 正确 动作 ； 原因； 改进； 补 跳 பைடு நூலகம்
●
一
一
一
一
一
一
一
一
０ 引 言
随 着 电力 系 统 自动 化 进 程 的推 进 ， 许 多地 区 电 网 的 １ １ ０ ｋ Ｖ 变 电站 基 本 实 现 了 自动 化 ， 而 备 用 电 源 自动 投 入 装 置 也 成 了标 准配 置。在平 常的定检 中 ， 带 开 关 整 组 试 验 比 较 困难 ， １ １ ０ ｋ Ｖ 线 路 备 自动 投 装 置 易 出 现 不 正 确 动 作 情 况 ， 例如在 １ １ ０ ｋ Ｖ 迳
曹 亮
（ 广 东 电网公 司清 远供 电局 ， 广东 清远 ５ １ １ ６ ０ ０ ）
摘
要： 介绍了 Ｃ Ｓ ￣２ １ Ａ 系列 １ １ ０ ｋ Ｖ线 路备 用 电源 自投 与测 控 装置 的工作 原理 和动 作过 程 ， 分 析 了该 装 置在实 际运行 过程 中发 生不
110kV变电站备自投运行方式分析
110kV变电站备自投运行方式分析摘要:近年来我国110 kV变电站经常会出现一些失压事故，严重影响了用户的用电质量。
需要有针对性地调整110 kV变电站装置，从而形成高效、稳定的输配电体系。
利用备自投装置能够增强变电站架构，也可以减轻110 kV变电站运行负荷，降低变电站发生故障断电的可能性，为110 kV变电站稳定运行提供了良好保障。
本文对变电站远方备自投装置设置的必要性进行了研究，深入分析了110 kV变电站远方备自投装置的运行方式等关键要素，从而提高变电站运行的安全性、稳定性和经济性。
关键词:110kV变电站；备自投；运行方式随着电网一次系统的不断发展，电网安全运行的压力也越来越大，要保障系统的安全稳定，必须保证系统每一个环节保持正常工作。
作为系统的一个组成部分，备自投的正确动作是非常重要的，需要进一步解决备自投装置的故障问题，从而提高备自投正确动作率和减少缺陷障碍，保障系统的安全稳定运行。
一、110kV变电站备自投装置作用效率分析110kV变电站的备自投保护一般常配置在主变中、低压侧单母分段接线方式，但由于原理设计和技术要求等原因，在这种方式下，备自投保护仅在主变本体或主变差动范围内故障时，才允许备自投保护动作，而实际上据运行经验表明故障率最高的是线路故障，因此对于以220kV电压等级为主网架时，以降低电网短路容量和优化保护配置目的为要求，110kV电网逐步采取辐射方式运行的前提方向下，110kV变电站为终端运行可能有因线路故障造成全站失压的风险，所以必须装设110kV备自投保护来综合提高供电可靠性。
但同时，也应考虑变电站内单台主变带全站负荷和线路带多座变电站负荷的能力，采取适当措施，防止主变或线路过载而造成二次跳闸。
同时由于为尽可能减小主变的短路冲击电流，防止主变烧损。
也需要结合110kV电网系统的实际运行方式，在需要装设备自投保护的地方，合理配置设备，既节省设备投资，提高了保护的可靠性和设备实际利用率。
备自投不能动作的分析
备自投不能动作的分析在110kV甲站变电站备自投传动试验中，备自投没有正确动作，根据现场的情况提出问题的改进方法及解决方案。
标签：备自投线路电压母线电压切换把手0 引言由于近年来对供电可靠性的要求提高，电网中陆续增加了许多备自投装置。
在我电网变电站中的一个备自投调试和运行过程中没有正确动作，发现了一些必须重视的细节问题。
现将其汇总，以便与大家交流，共同把工作做好。
1 故障情况综述甲站正常运行方式为乙线191处于热备状态，丙线192带全站负荷。
具体接线方式如下图：■2008年3月22日00时37分备自投带电传动试验，结果不成功，备自投装置没有按预期投入。
要解决此问题，需先对备自投的基本知识在此进行一下简要介绍。
2 备自投知识的简要介绍2.1 备自投概述电力系统对变电所所用电的供电可靠性要求很高，因为所用电一旦供电中断，可能造成整个变电所无法正常运行，后果十分严重。
因此变电所的所用电均设置有备用电源。
此外，一些重要的工矿企业用户为了保证其供电可靠性，也设置了备用电源。
当工作电源因故障被断开以后，能自动而迅速地将备用电源投入工作，保证用户连续供电的装置既称为备用电源自动投入装置，简称备自投装置。
备自投装置主要用于110kV以下的中、低压配电系统中，是保证电力系统连续可靠供电的重要设备之一。
2.2 对备自投装置的要求参照有关规程，对备自投的基本要求可以归纳如下：①应保证在工作电源和设备断开后，才投入备用电源或备用设备。
②工作母线和设备上的电压不论何种原因消失时备自投装置均应启动。
③备自投装置应保证只动作一次。
④若电力系统内部故障使工作电源和备用电源同时消失时，备自投装置不应动作。
2.3 典型备投方式2.3.1 线路备自投①正常运行条件：a.进线2备用进线1：1DL、3DL处于合位置，2DL处于分位置，两段母线均有电压，备自投投入开关处于投入位置。
b.进线1备用进线2：2DL、3DL处于合位置，1DL处于分位置，两段母线均有电压，备自投投入开关处于投入位置。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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
[1]袁和刚,秦鹏,梁俊.110kV备自投装置应用问题分析[J].电力科学与工程,2008,24(9):65-67．
[2]徐建良.备用电源自动投入装置的扩展应用[J].电力系统保护与控制,2008,36(16):99-102．
[3]何永华.发电厂及变电站的二次回路[M].中国电力出版社，2011,42-43．
[5]高亮.电力系统微机继电保护[M].中国电力出版社,2007，71-77．
[5]许正亚.电力系统安全自动装置[J].中国电力出版社,2004,22-27．
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。