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一起10kV备自投装置误动事件分析作者：聂小勇李婷婷来源：《科技创新与应用》2016年第28期摘要：7月12日，广西网区某供电局继电保护班在110kV某变电站开展10kV备自投装置定检作业，在试验过程中发生了10kV母联900开关自动合上的开关误动事件。
文章对此误动事件产生的原因进行了详细的分析，并提出了相应的处理办法以及在以后的生产过程中应采取的措施。
关键词：10kV备自投装置；误动；二次回路；冗余回路1 事件前运行方式及10kV备自投装置情况1.1 变电站运行方式事件发生变电站为110kV内桥接线，有两台容量为31.5MVA的主变压器。
事件发生前，两台主变压器分裂运行，10kV母联900开关为热备用方式。
1.2 变电站10kV备自投装置情况事件发生变电站10kV备自投装置为国电南自生产的PSP642型，于2008年6月份投产，两主变低压侧开关的进线备自投功能逻辑、母联开关备自投功能逻辑及10kV母联900开关的操作箱及测控功能均由此装置实现。
1.3 事件发生当天继电保护班检修工作开展情况7月12日，在未申请10kV母联900开关停电的情况下，申请退出10kV备自投装置即开展定检作业。
作业方法为先拆除两主变低压侧开关跳合闸接线及逻辑开关量接线，再拆除10kV母联900合闸接线，并用模拟开关代替两主变低压侧开关及10kV母联900开关进行模拟试验。
2 备自投装置动作情况及开关误动原因分析7月12日11时21分监控中心汇报110kV某变电站10kV母联900开关无操作自动合上。
询问监控中心及变电站值班员均无操作，检查监控后台机也无操作记录。
10kV母联900开关动作时，现场正在开展10kV备自投装置定检工作，初步判断事件原因为检修工作人员误操作所致。
现场检查监控后台机有如下动作信息：7月12日11时17分11秒998毫秒10kV备自投装置启动；7月12日11时17分12秒498毫秒10kV备自投装置出口3动作（跳#1主变低压侧901开关）；7月12日11时17分13秒552毫秒10kV备自投装置出口2动作（合10kV母联900开关）；7月12日11时17分13秒612毫秒10kV母联900开关由分至合。
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。
一次备自投误动作逻辑分析摘要：本文通过对一起备自投误动作事件进行分析，阐述了备自投装置的动作原理，并提出了相应的整改意见。
关键词：备自投充放电；接地距离；充电未满；1.故障简述2022年2月16日14时00分，110KV变电站110kV备投装置动作，跳开173开关，合上101开关合。
该站为内桥接线，故障前的运行方式为母联备自投方式，即：两条进线开关172、173运行状态，母联开关101为热备用状态。
故障发生前，线路及站内无故障，备自投装置运行状态良好，无异常报警信息。
2.备自投保护动作逻辑说明2.3备自投闭锁逻辑为：1、手跳（遥跳）工作进线开关；2、变压器T1、T2保护动作；3、两段母线同时失去电压；4、桥联开关在合闸位置。
上述条件任何一个满足都会闭锁备自投装置。
此外，备自投动作后，会有一个在保持逻辑来闭锁备投，确保备自投仅动作一次。
当变压器T1、T2保护动作，则闭锁备投。
3.原因分析及判断由于故障发生前，线路及站内无故障，备自投装置运行状态良好，无异常报警信息。
因此将着重点放在了对回路的检查。
现场检查发现，12PT端子箱内保护用电压空开跳开（110kV备投装置II母失压），当时173线路负荷电流为0.21A（小于备投有流闭锁电流定值0.3A），满足110kV备投动作逻辑，跳开173开关，合上101开关。
检查12PT保护电压二次回路绝缘，A、C相均在1000MΩ以上，B相为5MΩ，明显偏低。
进一步检查，发现为12PT端子箱至12-7刀闸辅助开关的电压切换B相线芯绝缘降低，在12-7刀闸辅助开关接线盒电缆入口处有线芯破皮现象。
因此判断12PT保护电压B相曾发生短路，造成保护空开（三相联动）跳开。
现场更换了备用线芯，并将12PT保护电压空开更换为三只单联空开。
由此判断：11PT保护电压B相至刀闸辅助开关的线芯绝缘损坏，导致B相接地短路，使空开跳开，又因线路负荷电流较小，未能闭锁备投，从而导致110kV备投动作。
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。
一起主变变低开关保护重瓦斯误动作事件分析摘要：本文介绍了一起主变变低开关保护重瓦斯误动作事件，并对事件处理情况及原因进行了重点分析，最后提出了针对性的防范措施。
关键词：变压器；重瓦斯；跳闸；事件一、事件基本情况（一）跳闸设备情况：35kV XX站#1主变：广东五华变压器厂，型号S9-6300/38.5，生产日期2004年12月，2018年12月投入配电站使用。
（二）事件地区气象情况：气温：11-20℃，风力：3级微风，其他：无。
（三）事件前电网运行方式：35kV XX站，共1台主变，35kV进线1条，10kV出线5条。
故障跳闸前35kV线路在运行状态；#1主变在运行状态；10kV1M共5回10kV馈线在运行状态。
（四）事件发生经过X月X日04时47分44秒，35kV XX站#1主变变低501开关保护重瓦斯动作，501开关分闸。
线路未见明显故障点，调度下令断开各支线开关。
X月X日05时39分27秒，调度试送501开关成功，最后合上各支线开关。
09时59分37秒，501开关重瓦斯保护再次动作，501开关跳闸。
经判断，35kV XX站#1主变转检修进行检查处理，于16时02分，现场处理完毕恢复#1主变供电，16时54分，恢复各分支线路供电。
二、检查处理分析（一）继保专业：检查#1主变变低501开关智能保护终端装置，事件报文为：重瓦斯分闸，501开关分闸灯亮。
打开#1主变瓦斯继电器接线盒，盒内干燥，各接线未有触碰外壳情况，重瓦斯动作接点未导通，轻瓦斯动作接点持续导通。
核查现场二次回路接线，#1主变瓦斯继电器只有一个重瓦斯动作节点，接至变高301开关智能保护终端装置，用于重瓦斯动作时跳开电源侧301开关，501开关智能保护终端装置应只接本体的轻瓦斯信号，仅用于发告警信号。
继保人员检查轻瓦斯信号回路发现，在本体瓦斯继电器接线盒处错将#1主变变低501开关智能保护终端装置重瓦斯信号线（标号6）接到了本体轻瓦斯信号接线端子，如图1所示，当轻瓦斯接点接通时，造成501开关智能保护终端装置误报重瓦斯动作，保护终端装置接收到重瓦斯开入后作用于501开关跳闸。
一起备自投与重合闸失配导致重合闸误动事件的分析摘要：备自投是当工作电源因故障被断开以后，能迅速自动地将备用电源或备用设备投入工作，使用户不至于停电的一种装置。
如今，备自投装置已广泛应用于110kV及35kV和10kV变电站，备自投的可靠性直接影响系统及站用电的供电可靠性，因此掌握其工作原理、特性及要求是非常有必要的。
备自投作为一个自动投入装置，其启动及闭锁都需要满足一定的要求和条件，只有真正掌握它的特性，在今后的运用过程中才会更加得心应手。
自动重合闸大大提高了供电的可靠性，减少线路停电的次数，特别是对单侧电源的单回线路尤为显著；重合闸对断路器本身由于机构不良或继电保护误动作而引起的误跳闸，也能起到纠正作用。
电力系统采用自动重合闸装置，减少了停电损失，而且还能提高电力系统的暂态稳定水平，增强了线路的送电容量。
备自投和重合闸在电力系统中如此关键，所以两者的配合动作显得尤为重要，备自投的误动或重合闸的误动都将给电力系统带来严重的后果。
关键词：备自投，重合闸，启动，闭锁，误动1.事件背景1号变电站母线检修工作结束，甲线送电正常后，调整3号变电站供电方式。
（1）现运行方式：①2号变电站35kV乙线361断路器运行供3号变电站负荷，35kV甲线332断路器热备用。
②1号变电站35kV甲线377断路器运行供空线。
（2）调整运行方式为：①3号变电站自行调整站用电供电方式后，2号变电站断开35kV乙线361断路器。
②35kV备自投装置正确动作跳开35kV乙线331断路器，合上35kV甲线332断路器对3号变电站站内设备送电。
③2号变电站合上35kV乙线361断路器对线路送电正常。
图1-1 运行方式联络图2.进线备投动作原理2号变电站35kV乙线361断路器运行供3号变电站负荷，3号变电站35kV乙线331断路器在运行状态，作为供电电源，1号变电站35kV甲线377断路器运行供空线，3号变电站35kV甲线332断路器在热备用状态，作为备用电源。
复位PT二次开关引起备自投误动作事故案例分析骆耀锦(中海石油化学股份有限公司，海南东方，572600)摘要：备自投能否正确启动直接关系到供电的可靠性。
本文通过对6KV配电室备自投误动作进行分析，指出了其存在的缺陷，并提出了相应的改进措施，试验及现场运行表明这些措施是可靠有效的。
关键词：备自投；PT断线；有流闭锁；改进措施A accident analysis of automatic bus transfer false actionwith resetting PT secondary power switchLUO Yaojin（China BlueChemical Ltd.，Dongfang 572600, China）Abstract:Whether the automatic bus transfer device start correctly or not is directly related to the reliability of the power supply. By analysis of automatic bus transfer false action in 6KV distribution room, it discusses the existing problems and gives the corresponding technology improvement measures. The test and running experience show that the improvement measure is effective and reliable.Key words:automatic bus transfer device; PT-breaking; current blocking; improvement measure 0引言近年来，随着用户对供电可靠性的不断提高以及电网规模的不断扩大，电网结构多采用环形电网，由于电磁环网运行对电力系统的安全稳定运行有一定的威胁[1,2]，所以对于110KV及以下电压等级的系统，多采用环网结构开环运行的方式保证安全稳定，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。
一起备自投误跳变低开关的事件分析与处理摘要：通过对某110kV变电站在进行站用变切换操作后，10kV分段备自投误动造成变低开关跳闸的事件分析，阐述了保证备自投二次母线电压及出口回路正确接线的重要性。
并有针对性的提出了对该事件暴露问题的解决措施，以及对于老旧设备、回路区别性对待的思维方法。
对于今后的二次设备维护工作具备一定的指导意义。
关键词：备自投、站用变切换、中间继电器、手跳回路0引言随着电力系统向着大型化、复杂化的方向发展，为了提高供电的可靠性、简化继电保护配置、节省电力建设投资[1]，变电站广泛采用了备用电源自投装置，可以在工作电源因故障被断开后，能自动且迅速地将备用电源投入工作[2]-[3]。
所以备自投装置能保证间隔的安全稳定运行，因而备自投的验收、定检以及消缺等工作重要性尤为突出。
110kV岗美站10kVⅠ母检修工作结束后，运行人员开始恢复#1主变及10kVⅠ母相关设备送电。
在此过程中，运行人员发现#1变低501开关跳闸，且备自投装置对应于501开关跳闸的动作指示灯亮。
由于主变为一个变电站的关键设备，分析备自投误动跳变低的原因并提出改进措施显得尤为重要。
1备自投原理如图1所示，从110kV岗美站的主接线简化图可以看出，该站10kVⅠ母、Ⅱ母正常运行时分列运行，即变低501开关和变低502开关合上，分段512开关是断开的。
图1 110kV岗美站低压侧主接线简化图1.1备自投动作逻辑岗美站10kV备自投装置采用北京四方公司CSC-246A型号产品，其10kV分段备自投动作过程如下：Ⅰ段母线失压，跳开501开关，在Ⅱ段母线有压的情况下合512开关。
当501开关或502开关偷跳时，合上512开关保证正常供电。
为防止PT断线时备自投误动，取线路电流作为母线失压的闭锁判据。
以上过程可以分解为下列动作逻辑：（1）501开关在跳闸位置作为闭锁条件。
Ⅰ段母线失压，Ⅱ段母线有压，线路电流小于有流闭锁电流定值，以3.5S延时跳开501开关。
（2）Ⅱ段母线电压小于有压定值作为闭锁条件。
501开关在跳闸位置，Ⅰ段母线失压作为允许条件，以5S延时合上512开关。
1.2备自投开入图2 备自投直流回路接线图如图2所示为备自投的直流回路接线图，从中可以看到开关量的输入回路有两台主变低压侧进线开关和分段开关的辅助接点，它们用于判断开关的位置，确定当前的运行方式。
也有对备自投装置进行闭锁的开入量，有两种情况：（1）当手动操作要停用备自投装置时，切换转换开关，其接点闭合，闭锁备自投。
（2）当变低开关手动跳闸或遥控分闸的时候，手跳继电器STJ动作，常开接点闭合，闭锁备自投。
保护跳变低开关时主变操作箱回路不经STJ，对应的STJ接点不动作，则不会有闭锁备自投的开入量。
2事件经过及分析2.1事件经过2017年3月14日18时，110kV岗美站10kVⅠ母检修工作结束后，运行人员开始恢复送电。
在完成10kV 51PT、#1变低501开关转运行、10kV分段512开关转热备用、投入10kV备自投等操作步骤后，开始进行10kVⅠ母元件及馈线送电操作。
当进行至#1站用变转运行，进行交流屏ATS站用变切换时，501开关跳闸、512开关未合闸。
2.2原因分析经现场调取后台报文分析，在501开关跳闸同时，后台报“10kV备自投保护动作”与“10kV分段备自投总闭锁”，对应于501开关跳闸的“装置出口5”动作指示灯亮，初步认为存在10kV备自投动作使501开关跳闸的可能性。
利用模拟断路器对10kV备自投装置进行单机调试，开入及逻辑正确，排除备自投装置硬件问题。
2.2.1备自投误跳501开关原因分析报文显示10kV备自投动作发生在交流失压3.5S左右之后，与备自投动作延时吻合。
经过核实现场10kV Ⅰ母二次电压回路，发现10kVⅠ母保护电压经过51PT柜内中间继电器（许继电气DZJ-210）动合接点，DZJ-210为交流操作电磁式中间继电器，工作电源为220V交流电，包含六对动合接点和两对转换接点。
具体接线如图3所示。
图3 中间继电器DZJ-210内部接线图从图4中可以看出，A相交流电经过电压闭锁电源空开1DK到ZJ:7，给中间继电器供电，从ZJ:8出来再经过闭合的51PT刀闸辅助接点和空开1DK，到达N 相。
当51PT刀闸小车合上时，对应的51PT刀闸辅助开关的常开接点闭合，启动中间继电器。
此时中间继电器的所有常开接点均闭合，10kVⅠ母保护二次电压经中间继电器重动接点接至10kV PT并列屏，再引至10kV开关柜顶电压小母线。
10kV备自投Ⅰ母二次电压则取自10kV分段开关柜顶电压小母线。
如图5和图6所示。
图4 中间继电器DZJ-210工作条件示意图图5 10kV保护电压重动示意图图6 10kV分段备自投电压回路示意图从前文10kV分段备自投动作逻辑中得知：10kV母线二次电压消失是备自投的启动条件。
从附录的岗美站一次电气主接线图可以看出，#1站用变接10kVⅠ母，#2站用变接35kV母线。
由于35kV和10kV属于不同等级的电压系统，其二次电压存在相位差，两者之间不能进行电压并列，因此站内进行站用变切换操作时，采取站用变变低交流进线开关“先断后合”的步骤，过程中会造成交流输出短时失电。
当51PT小车位置重动中间继电器交流工作电源消失，其线圈掉电返回，常开接点断开，则造成10kVⅠ母保护二次电压小母线1YMa、1YMb、1YMc电压消失。
另外，由于站用变的切换需要先拉开35kV站用变的低压侧开关，检查380V配电盘的负荷情况，再合上10kV站用变的低压侧开关，期间交流380V系统失压造成10kVⅠ母保护二次电压消失时间远大于备自投失压的逻辑判断时间3.5S。
再则，当时10kVⅠ母仅完成#1站用变、#1接地变送电，#1变低所带负荷小，开关CT二次电流未能达到备自投有流闭锁定值，故备自投经整定延时出口跳开501开关。
2.2.2备自投误跳501开关后，512开关未合闸原因分析经过以上的分析确定了501开关是由10kV备自投跳开，按照备自投的动作逻辑，理应将分段开关512合上，但现场的装置显示512开关一直处于分闸位置，SOE报文也没有512开关合闸的记录。
经分析有以下两种可能：（1）512开关合闸回路不通当512开关分位，开关机构箱的合闸回路不通时，保护装置会发“控制回路断线”信号。
控制回路断线信号是由跳位继电器（TWJ）动断接点与合位继电器（HWJ）动断接点串联构成的。
如图7所示。
图7 控制回路断线信号示意图正常情况下，TWJ及HWJ其中一个励磁，一个失磁，故动断接点也将一个闭合，一个打开。
当某种原因引起跳位继电器与合位继电器同时失磁，动断接点同时闭合时，就会出现“控制回路断线”信号。
从后台SOE报文可以看出，保护装置未报“控制回路断线”，进一步测量合闸回路直流电位，512开关机构箱合闸入口处为-110V，证明机构箱部分的回路完好。
故512开关不动作并非合闸回路不通造成的。
此推论不成立。
（2）501开关跳开后，备自投存在闭锁开入从后台报文及装置动作事件记录看出，在501开关跳闸的同时备自投装置报“备自投总闭锁”，故此推论初步成立。
那么接下来需要确定501开关跳闸后，备自投闭锁开入的来源。
分析现场501开关跳闸回路，如图8所示，当10kV备自投跳501开关出口接点TJ闭合，且31LP3出口压板投入时，跳闸命令经R133电缆进入#1变低操作箱手动跳闸入口（红色虚线处，为错误接线，正确接线如绿色虚线所示），启动STJ继电器，其常开接点闭合使501开关分闸回路导通完成分闸。
然而问题在于，为防止主变停电手动操作变低开关时备自投误动，设计了STJ重动至备自投闭锁开入的回路，即手分501开关时闭锁备自投。
因此，当备自投动作跳开501开关同时，备自投收到总闭锁开入放电，造成后续合512开关逻辑条件不满足，不能完成合闸。
此推论成立。
图8 备自投出口回路错误接线示意图3措施及建议110kV岗美站在进行站用变切换时，由于51PT柜内PT小车位置重动继电器工作电源不满足站内设备运行条件，会造成10kV Ⅰ母二次侧短时失压，存在#1主变低后备保护、10kV保护装置及10kV备自投误动的风险。
对此，提出以下解决措施：3.1改变中间继电器的工作条件（1）将中间继电器工作电源取自交流不间断电源UPS。
因为UPS通过主机逆变器等模块电路将来自蓄电池的直流电转换成工频交流电，不会因站用变的切换而出现短时失电的现象，保证中间继电器电源稳定，使采集10kVⅠ母母线电压的装置如备自投装置等能够正常工作，能够有效规避切换站用变时的交流失压的影响。
（2）选择将原来的交流型继电器更换为直流型继电器，其工作电源来自直流系统，当直流母线失去整流电源时，可以通过蓄电池保证中间继电器正常运行一段时间。
满足要求的直流型继电器的型号包括：DZY-210、DZY-211、DZK-210、DZK-211等。
从经济角度出发，可以选择价格相对经济的DZY-210、DZY-211。
如果对继电器的动作时间的要求更加严格的话，可以选择快速动作电磁式继电器DZK-210、DZK-211。
3.2更换51PT小车辅助开关根据南方电网反措的要求，电压并列回路的刀闸应取自对应机构的辅助接点。
当51PT小车的辅助接点数量不足时，需扩充其数量，使电压重动前后的接点都取自51PT小车的辅助开关接点。
这样可以使得电压重动前后的状态不受到中间继电器的工作状态影响。
对应的中间继电器可以取消。
3.3更改备自投跳501开关出口接入位置备自投跳501开关出口应该接入主变保护的保护跳闸开入位置。
原本误接入的主变手跳位置会闭锁备自投，使得备自投无法正确动作。
正确接入至保护跳闸入口后备自投的动作逻辑才正确。
在改接线后需要重新对备自投进行传动试验，保证备自投的动作正确出口。
4总结10kV备自投是保证10kV母线不间断供电的重要设备之一。
在对备自投设备接线进行设计时要严格依据最新的设计标准，仔细审核好每一张图纸。
在设备自投产前的验收时，对备自投装置的二次接线要足够重视，特别是备自投的跳闸出口应该接入保护的保护跳开入位置，合闸出口应该接入保护的手合开入位置。
同时也要确保备自投动作逻辑、开入开出符合要求，要做到保证各断路器都能按照预设的逻辑正确动作，要以达到备自投正确动作成功率百分之百为目标。
由于设计图纸依据标准每隔几年就会有修订更新，老设备的设计不一定符合当前的设计标准。
这要求现场工作人员在平时的工作中，要避免习惯性思维，需要从实际回路、实际设备出发，彻底了解现场情况后再作判断下结论。
做到在周期性定检、日常消缺等工作中，确保备自投满足最新的标准。
参考文献:[1]高祥银. 浅析备自投装置正常运行时的操作注意事项[J]. 通讯世界,2017,(11):148-149.[2]余兰,陈芳. 站用变低压备自投装置故障的分析与解决[J]. 电工技术,2016,(11):76-77.[3]金鑫锋. 变电站备自投动作条件分析及改进[D].华北电力大学,2015.[4]郁岩. 中间继电器可靠性实验研究[J]. 企业导报,2012,(22):290.[5]尹剑烽. 220kV开关操作箱永跳与手跳回路相继动作分析[J]. 机电信息,2011,(33):18-19.附录图9 110kV岗美站电气主接线图图10 事件发生前后SOE报文(1)图11 事件发生前后SOE报文(2)。
