35kV GIS母联备自投情况及开关对侧接地闭锁问题

GIS组合电器电气联锁回路及逻辑分析作者：罗军皮志勇罗皓文严文洁来源：《中国科技纵横》2016年第02期【摘要】由于GIS设备具有占地小、设备运行稳定等优点被广泛采用。

变电站GIS设备采用厂家自带的电气联锁和微机五防共同实现防误操作逻辑，不像常规AIS设备配置独立的五防挂锁，节约了电网投资，减少维护量，但GIS存在的电气闭锁安全隐患，必须引起我们的重视和广泛关注。

本文分析了GIS电气联锁现状，重点对GIS设备电气联锁回路、逻辑的安全隐患进行分析，并提出的解决方案。

对于今后新投GIS设备电气联锁提供了新的思路和参考，为GIS组合电器安全稳定运行提供了技术措施。

【关键词】GIS 电气联锁安全隐患1 概述GIS组合电器GIS（Gas Insltated Substation）组合电器（以下称GIS）由断路器、隔离刀闸、接地刀闸、互感器、避雷器、母线、出线套管等组合而成，将上述高压电器和绝缘件封闭在金属筒内部充入一定压力的SF6气体作为绝缘和灭弧介质。

具有占地面积小、元件全部密封不受环境干扰、运行可靠性高、运行方便、检修周期长、维护工作量小、安装迅速、运行费用低、无电磁干扰等优点，特别适合在用地紧张的城市变电站、企业变电站、山区和污秽严重的地区使用。

GIS设备主要采用厂家自带的电气五防闭锁和微机五防共同实现防误操作逻辑，不像常规AIS设备配置独立的五防设备，节约了电网投资，但GIS存在电气联锁回路和逻辑单一等安全隐患，必须引起我们足够重视和广泛关注。

2 GIS电气联锁原理及要求电气联锁的基本原理是在GIS设备电动操作控制回路中，依据正确的操作规则串入断路器、隔离刀闸、接地刀闸等辅助接点进行相互闭锁。

当违反操作规则时，则由相应设备的辅助接点切断该操作设备的控制回路正电源，禁止操作，从而达到防误操作的目的。

与常规站不同，GIS设备的开关、刀闸、地刀均采用带电气闭锁功能的电动操作机构，所以联锁回路比较多，一般在厂家提供的图册里会有相应的间隔联锁回路原理图。

母线保护闭锁备自投装置动作方式探讨母线故障被母线保护切除后，在某些情况下备自投能够动作于合闸，使变电站的断路器合闸于故障，導致事故扩大。

本文以110kV单母分段接线具备4出线间隔的变电站为例，通过分析不同母线运行方式下的故障特征，总结备自投装置动作情况。

针对合于故障的备自投运行方式，设计了母线保护闭锁备自投的三种方式，以满足不同条件的备自投装置选择特定的闭锁方式。

关键词保护配合;闭锁方式;母线保护引言在变电站内，当母线因线路故障导致失压时，备自投装置能够动作恢复母线电压，降低线路故障的影响。

然而，当母线上发生故障时，由于备自投装置感受的故障特征条件与线路故障时一致，在满足动作条件时，备自投装置会动作，并合于母线故障，后果轻则导致分段断路器爆炸，重则直接威胁全站电力设备安全。

本文采用过程分析法，以110kV单母线分段的变电站为模型，对母线故障时的备自投动作情况进行分析推断，确定母线保护与备自投装置动作冲突点，并提出了防止备自投装置动作合闸于母线故障的多种方式。

1 母线保护及备自投装置概述1.1 母线保护母线是变电站电能流通的枢纽，是变电站内最重要的电力设备，当母线发生故障时，母线保护能快速动作切除母线相连各断路器，以隔离故障点，减少设备停运范围。

母线保护需要判断母线电压及母线相连运行间隔的电流矢量值。

当电压和差动电流条件均满足时，母线保护动作断开分段断路器、故障母线上的线路断路器及变压器高压侧断路器。

目前部分110kV单母分段接线变电站已完成母线保护改造并投入运行。

1.2 备自投装置备自投装置全称是备用电源自动投入装置，当其感受到母线电压降低，电源线路电流消失时，备自投装置能够主动断开电源线路断路器并自动投入备用电源线路，它的应用能有效减少电力负荷损失。

在110kV单母分段接线变电站中，均有设计110kV备自投装置[[参考文献：国家标准. 继电保护和安全自动装置技术规范[S]. GB/T 14285-2006]]。

变电站35kV系统单相接地故障分析及防范策略摘要：变电站的各项设备在实际运行中需要充分利用电力系统，电力系统中的35kV系统需要进行接地处理，从而更好地为各项设备进行运行提供电力保障。

本文就变电站35kV系统单相接地常见的故障进行分析，从而探讨如何进行故障防范。

关键词：变电站；35kV系统；单相接地；故障1、电力系统接地的介绍在变电站电力系统根据接地方式的不同主要是分为直流、电抗以及低阻的大电流接地系统以及高阻、消弧线圈、以及不接地的小电流接地系统。

其中变电站中的35kV系统在进行接地的过程中主要是采取的消弧线圈接地或者是不接地的小电流接地方式进行系统运行。

35kV系统单相接地过程中很容易发生故障，因为在接地过程中，线电压的相位和大小没有发生变化，并且设计的系统具有按线电压且绝缘，因此若是设备发生故障而不进行处理，在短时间内还可以运行2小时，从而确保稳定供电，然而，若是出现单相接地故障，很容易导致其他接地电压迅速升高，尤其是会出现间歇性接地故障的时候造成电压升高至3倍左右。

2、 35kV系统单相接地故障出现的原因分析和现象判断35kV系统单相接地出现故障的原因和现象主要集中在以下几点：2.1完全接地若是电力系统单相A完全接地，那么发生故障相的电压会直接降低到0，没有发生故障的相电压会以倍数升高，导致电压互感器的开口三角处以及保护测控装置中的电压升高至上限，之后后台会对这种接地信号通过监控系统捕捉并发出去。

2.2不完全接地若是电力系统单相如A相出现不完全接地的现象，那么中性点电位会通过电弧或者是高电阻接地，最终发生偏移，降低了故障相的电压值，而非故障相的电压反而会升高，并且比相电压数值更高，比线电压值小。

此时，电压互感器的开口三角处会出现整定告警值的电压，从后台的监控系统中会相应地将接地信号进行捕捉并发出去。

3、处理35kV系统单相接地故障的对策35kV系统出现单相接地的故障时主要是有两种现象，一种是金属性接地现象，此时系统会发出接地故障的信号，出现故障的相电压变成0，而非故障相的电压会成倍进行升高，线电压保持不变，同时开楼三角出的电压会维持在100V，电力系统能够进行供电，但是供电时间最多2小时，所以维修人员需要在短暂的时间内将发生接地故障的原因进行分析，同时解决问题；另一种是非金属性接地现象，电力系统也会将接地故障进行信号发出，同时故障相的电压也不断降低，非故障相的电压以及开口三角处的电压会相对升高，也能够在两小时之内进行供电，所以维修人员也需要尽快找出故障原因并进行故障排查。

GIS变电站防误闭锁改造方案摘要随着用户对供电可靠性要求越来越高，越来越多稳定性好、可靠性高的设备被引入到电网中。

特别在城区，为节省占地面积，多采用户内GIS变电站。

其中，GIS站一般在高压侧配备GIS设备，低压侧采用中置柜。

本文对GIS设备和中置柜防误闭锁存在的不足进行分析，并提出改造方案。

关键词GIS；变电站；防误闭锁1防误闭锁功能特性分析1.1GIS设备防误闭锁功能分析GIS柜采用电气防误闭锁，由开关、隔离开关、接地刀闸的位置辅助接点的接通或断开，实现三者之间电气操作回路的闭锁功能。

由于电气防误闭锁的实现需要接入大量的二次电缆，接线方式较为复杂，运行维护较为困难，且运行中存在开关辅助接点工作不可靠的问题，闭锁功能随二次接线而定，不易增加和修改，因此，一般的电气闭锁回路的复杂程度都不太高，能实现以下几点：①防止带负荷拉合隔离开关；②防止带电合接地刀闸；③防止带接地刀闸合断路器；但无法实现防止误拉合断路器功能和防止误入带电间隔功能。

隔离开关、接地刀闸分合后其机械位置不可见。

GIS设备中的柜内的开关、隔离开关、接地刀闸均处于全密封SF6气体环境中，无法直接看到机械位置及其变化。

运行操作人员只能依靠设备分合后辅助接点传回的位置信号综合判断，如辅助接点出现故障，非常容易造成运行操作人员对分合位置的误判。

万能解锁开关解除后，电气防误逻辑联锁全部解除，极易造成带负荷拉隔离开关、带电合接地刀闸等恶性误操作事故。

1.2中置柜设备防误闭锁功能分析中置柜的防误由机械闭锁和电气闭锁构成，其中机械闭锁可靠性较高。

手车开关到工作位置，断路器才能允许操作，断路器在工作位置时，手车开关不能退出工作位置。

手车开关在工作位置时，接地刀闸不能操作。

接地刀闸在工作位置时，手车开关不能推进到工作位置。

开关柜的电缆室门（或盖板）必须在接地刀闸合上后才能打开，以防误入带电间隔。

但接地刀闸只有确认线路无电才能合上，这样势必要打开柜门对线路验电确认无电后才能操作接地刀闸。

一起单相接地引发35kV母线跳闸的事故分析摘要：不接地系统发生单相接地允许短时间运行，但不及时处理可能引发出其它故障。

本文针对一起35kV电容器组户外电缆头击穿发生单相接地，造成35kV开关柜穿柜套管炸裂，引发35kV母线跳闸的事故，分析事故原因并提出防范措施，提高电网运行的安全稳定性。

要求在新投产设备采购和验收时把好设备质量关，提高变电运行人员事故处置分析能力。

关键词：单相接地；套管；母线跳闸；分析Abstract：No grounding system，single-phase grounding allows the short running time，but not timely treatment may cause other faults.Aiming at a series of capacitor banks outdoor cable head of single-phase grounding breakdown which caused 35kV switchgear bushing’s drivepipe burst，and led to a 35kv busbar trip accident ，the cause is analyzed and the preventive measures are proposed，To improve the security and stability of power system. In the new production equipment procurement and acceptance of the good equipment quality，improve substation disposal operation personnel accident analysis ability.Keywords：single-phase grounding，bushing，busbar trip，analysis一、引言目前对于220kV变电站35kV系统多采用中性点不接地的方式运行，当35kV 系统发生单相接地时，保护装置不动作于跳闸，只给出接地信号，允许运行2小时，极大的提高了供电可靠性。

35kV分段备自投误动作事件分析作者：游先亮来源：《科学与财富》2018年第12期摘要：35kV分段备自投广泛应用于电网中以提高供电可靠性，本文结合变电站运行方式针对PT失压和母线无流同时发生导致备自投装置误动作，分析了备自投误动作的原因，并提出了有效防范措施，进而提高备自投装置的正确动作率保证供电可靠性，对实际运行具有重要意义。

关键词：备自投；PT失压；动作条件；误动作进入“十三五”，随着用电客户对供电可靠性的要求不断提高以及特高压电网规模的不断扩大，电网结构多采用环形电网[1，2]。

虽然环型电网能够提高电力系统的安全稳定运行，但是环型电网故障时产生的巨大短路电流会给继电保护的整定、一次设备的选择带来了极大的困难，所以通常对于35 kV及以下电压等级的系统，多采用环网结构开环运行的方式，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。

如果没有充分分析备自投工作原理或者动作判据，没有根据其动作逻辑调整好系统运行方式就可能会导致备自投的不正确动作[3]，从而对电网的安全稳定运行造成不良的影响。

本文根据备自投动作原理，分析了A变电站35kVⅡ母在低负荷的情况下同时发生35kVⅡ母PT二次空开自由脱扣造成35kV 分段备自投不正确动作。

本文分析了此次备自投装置误动作的原因，并提出相应的技术解决措施。

1 分段备自投装置原理介绍分段备自投大多采用两台主变各带一段母线运行，正常运行时分段开关处于热备用如图1。

当其中一段母线失压后，分段备自投动作，分段开关运行转带失压母线负荷，两段母线互为备用。

充电条件：1、Ⅰ母、Ⅱ母均三相有压（三相电压均大于有压定值）；2、1DL、2DL在合位，3DL在分位。

满足以上条件，经装置参数整定菜单中的备自投充电时间后充电完成。

放电条件： 1、 3DL在合位；2、Ⅰ、Ⅱ母均不满足有压条件（三相电压均小于有压定值），延时15s；3、有外部闭锁信号；4、手跳 1DL 或 2DL（即 KKJ 闭锁备投开入为 0）；（本条件可由用户退出，即“手不闭锁备自投”控制字整为1）5、装置发出跳进线开关命令后，若一定时间内（由装置整定-装置参数菜单中“开拒跳放电延时”整定）相应开关未变位；6、控制回路断线，合闸压力降低开入为1，1DL，2DL或3DL的TWJ异常；7、远方退出备自投（软压板“备自投总投退”为0）动作过程：当备自投装置充电完成后，Ⅰ母（Ⅱ母）无压（三相电压均小于无压定值）、I1（I2）无流，Ⅱ母（Ⅰ母）有压则起动，经T1延时后跳开1DL（2DL），确认1DL（2DL）跳开后且Ⅰ母（三相电压均小于无压合闸定值），经T2（200ms）短延时合3DL完成动作过程。

35kV母线专用保护闭锁自切方式分析许震欢;方祺;顾国平;周珺【摘要】对某110 kV变电站35 kV母线专用保护闭锁自切的动作过程进行了详细分析,并通过现场试验查证了母线专用保护闭锁自切的动作逻辑,找出了保护逻辑所存在的问题,并提出了相应的改进措施,旨在能够完善母线专用保护与自切之间的配合,具有一定的现实意义.【期刊名称】《电力与能源》【年(卷),期】2016(037)006【总页数】3页(P811-813)【关键词】母线专用保护;自切;闭锁接点;瞬时动作【作者】许震欢;方祺;顾国平;周珺【作者单位】国网上海市电力公司培训中心,上海200438;国网上海市电力公司青浦供电公司,上海201700;国网上海市电力公司青浦供电公司,上海201700;国网上海市电力公司青浦供电公司,上海201700【正文语种】中文【中图分类】TM773自切装置的应用保证当出现一侧主变失电或主变故障而对侧主变正常运行时，变电站仍能由一台主变通过分段断路器同时带两条母线持续安全供电。

35 kV母线专用保护，采用低压闭锁过流原理，并带短延时出口，解决了母线故障由变压器后备保护切除所造成的时间长、对变压器和断路器设备冲击过大的问题，相对于主变后备过流保护而言，具有较高的灵敏度和较短的动作时限，同时又与馈电线路的过流保护配合。

正常运行情况下，若由于母线故障引起母线专用保护动作时，应闭锁相应的自切保护装置，避免保护不必要动作。

本文就某变电站35 kV母线专用保护闭锁自切的一次动作情况进行了介绍，通过试验查证了该闭锁回路的保护逻辑，分析了该回路所存在的问题，并给出了相应的解决方案。

某110 kV变电站35 kV侧事故前的运行方式为：1号主变带35 kVⅠ母运行，2号主变带35 kVⅡ母运行，分段断路器(1SF-DL)在热备用状态(见图1)。

当天14时59分，2号主变差动保护动作，2B-1DL、2B-2DL准确动作跳闸，35 kV自切不动作，1SF-DL始终处于分位，事故造成35 kVⅡ母失电。

2011年第04期 总第287期电力系统提高供电可靠性的方法大致有以下几种：一是采用环网供电，此种方式使得供电可靠性大大提高，但多级环网系统故障时造成短路电流过大，不稳定，同时设备选型困难，在中低压电网中较少采用；另一种提高供电可靠性的方式是采用双电源供电，此方法将带来继电保护配合困难等问题。

所以在中低压电网中较为广泛地选择单路供电，当电源出现故障不能正常供电时，自动切换至另一路备用电源供电的方式，这种装置简称备自投装置。

备自投装置主要用于110 kV及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。

1 事故概况及保护动作情况图1为某110 kV变电站的一次主接线。

系统供电方式为：线路Ⅰ供变电站全部负荷，线路Ⅱ作为变电站的备供电源。

变电站的一次方式为：1QF、3QF断路器运行（#1、#2主变由线路Ⅰ供电），2QF断路器热备用，110 kV备自投启用，投2QF断路器。

保护动作情况为：#1主变保护的后备保护先发了A/D电源降低指令，接着发间隙保护Ⅰ、Ⅱ时限动作指令，跳开了主变四侧，备自投没有动作使全站失电。

当继保人员到现场后发现#1主变保护还一直在发间隙保护Ⅰ、Ⅱ时限动作指令，于是把#1主变跳闸出口压板退掉，分开1QF断路器及其两侧隔离开关，3QF断路器及其两侧隔离开关，#1主变高压侧隔离开关，通过2QF断路器送#2主变，恢复变电站供电。

当时分析是主变后备保护装置有问题，询问厂家以后也是得到同样的答复，厂家当天就派人过来处理，对后备保护装置高后备CPU1进行更换，换过以后做试验一切都正常。

2 事故分析此次#1主变动作是保护装置故障引起的误动作，110 kV备自投在这次#1主变动作过程中未动作，原因是闭锁备自投方案为，采用主变保护动作闭锁所有备自投合闸方案，即#1主变高后备保护动作闭锁备自投合闸，从而使#2主变未能通过备自投装置动作自投到备用电源110 kV线路Ⅱ供电，造成了全站失电。

10kV备自投装置闭锁回路缺陷分析及其防范措施发表时间：2019-01-15T16:12:00.910Z 来源：《电力设备》2018年第26期作者：袁鹏陈学有[导读] 摘要：本文从某110kV变电站10kV母线失压事件入手，对接地变保护跳主变变低开关闭锁备自投实现方式、接地变保护跳10kV分段开关锁备自投实现方式进行了分析，并结合实际提出防范措施，对现场工作有一定的指导意义。

（深圳供电局有限公司广东深圳 518000）摘要：本文从某110kV变电站10kV母线失压事件入手，对接地变保护跳主变变低开关闭锁备自投实现方式、接地变保护跳10kV分段开关锁备自投实现方式进行了分析，并结合实际提出防范措施，对现场工作有一定的指导意义。

关键词：10kV备自投；闭锁回路；防范措施1.110kV某站10kV母线失压事件1.1事件经过2016年10月19日18点40分6秒，110kV某站10kV#3接地变D03开关保护装置零序过流Ⅱ段动作、零序过流Ⅲ段动作跳开503开关，之后10kV备自投动作合上10kV分段532、521开关，10kV#1接地变D01、#2接地变D02零序过流Ⅱ段动作、零序过流Ⅲ段动作跳开10kV分段532、521开关及501、502A、502B开关，10kV母线失压。

1.2原因分析事件原因分析：1）10kV3M故障馈线保护没有动作；2）10kV备自投未收到闭锁信号。

D03保护动作后理应闭锁备自投装置，实际未能正确闭锁，由于110kV某站组网方式采取“直采网跳”，因而需要查找网络中是否将跳闸报文送至10kV备自投保护，以及10kV备自投保护受到命令后是否正确执行。

经厂家查询规定记录，10kV备自投装置与接地变保护未有任何数据交互。

初步判断为10kV备自投闭锁回路存在隐患；3）接地变保护动作未能跳开10kV分段开关。

D01、D02零序过流动作后先跳10kV分段开关，因为能跳开才导致后续跳主变变低，初步分析接地变保护跳10kV分段开关功能部分存在问题。

低压母联自投装置常见故障及排除摘要：在连续生产的大型企业，低压母联自投装置是抗晃电的主要措施，母联自投失败不仅影响装置连续供电，严重时会造成爆炸火灾事故。

本文将母联自投装置常见故障进行分析，便于及时排除故障，保障安全供电。

关键词：低压；母联自投；故障；排除在电气设备春检中多个变电所先后发现母联自投装置不动作，即电网发生波动时，故障段进线断路器不跳闸，母联断路器不能投入，直接影响到变电所的抗晃电能力，也影响到装置晃电后生产的恢复速度。

常见故障有：1 0.4kV进线开关下侧故障，保护拒动，越级跳闸根据保护原理，备自投装置只允许动作一次，当故障段电源失电，备自投装置动作，母联开关合闸，若母联开关立即断开，则说明0.4kV开关下侧存在故障，则不允许再次投入母联，以免多次投入到故障电源上，对系统造成不必要的冲击和严重的事故。

这类故障主要是保护回路故障，开关下侧设备故障时，过流及速断保护未动作，故障越级，上级开关动作，对0.4kV进线及母联开关造成低电压的假象，低电压动作，进线开关跳闸，自投装置动作，将电压再次送到故障点上，造成故障范围扩大。

发生上述故障，主要检查开关的保护设置及保护元器件是否故障。

2 0.4kV进线开关上侧故障，进线开关跳闸，自投装置不动作如下图：进线开关跳闸，说明低电压继电器动作正常，时间继电器1kT动作正常，故障常表现为时间继电器1kT1或中间继电器1kA不动作，312-309母联合闸回路不得电，母联不能合闸。

进线原理图2.1排除方法2.1.1检查时间继电器1kT1，若时间继电器不动作，说明时间继电器线圈故障，进行更换。

2.1.2若时间继电器动作正常，则检查中间继电器辅助接点动作是否正常。

总之，出现这类故障应检查与母联合闸回路有关的所有元器件及其辅助接点的动作情况，一般都能排除故障。

3 0.4kV进线开关上侧故障，进线开关不跳闸，自投装置不动作母联原理图从保护原理分析，0.4kV侧备自投的投入主要检测母线电压，只有故障段的进线断路器断开后，母联断路器才能合闸，其目的是为了防止将备用电源投入到故障元件上，扩大事故。

变电站不同电压等级备自投装置配合问题分析摘要备用电源自投装置就是备自投装置，在变电站不同电压等级上安装备自投装置能够有效提高变电站供电的可靠性，本文主要探讨变电站不同电压等级备自投装置配合问题，首先具体描述案例，分析问题的原因，然后提出了变电站不同电压等级备自投装置配合问题解决措施：合理调整高低压侧的备自投装置的定值;增加开关合位判据。

希望能为关注此话题的研究学者提供参考意见。

关键词备自投装置;甲母线;合位判据前言不同电压等级之间备自投装置的配合容易发生問题。

有可能是一侧发生失压，而另一侧的备自投装置出现错误动作，导致供电系统发生故障。

1 变电站不同电压等级备自投装置配合问题描述1.1 案例描述变电站的电压等级为35kV。

在运行的过程中，备自投与线路保护装置的配合出现了一定的问题。

继电保护人员校验35kV季桥变和35kV备自投装置的运行。

该站共有3条进线、4台主变、4段母线。

进线的性质都是纯电缆线路。

重要客户的供电应该有一定的保障。

为此不仅要在高压侧配备备自投装置，还要在低压侧配备备自投装置。

线路在运行的过程中有可能会出现高压侧进线失压的情况，为此要保证高压侧的备自投装置能够有选择性的配合。

设置低压侧备自投装置的动作时间为2.7秒。

当线路正常运行桥开关33在分位，分段开关13也在分位。

线路的运行发现高压线进线开关发生了接地故障，故障发生在上级线路。

也就是说零序过流动作没有发生在该处。

该线路为纯电缆线路。

线路上也没有设置重合闸。

该事故使得甲母线、主变发生了失压的情况，而且没有电流通过。

高压侧备自投装置和低压侧的备自投装置同时开始工作[1]。

高压侧的备自投装置先开始动作才是正常的现象，但是实际的情况是低压侧的备自投装置先开始了动作。

备自投装置的型号为RCS-9651C，在高压侧和低压侧分别安装，某日检测高压侧的动作，从报告中可以看出，在当天的18时11分24秒，装置检测察觉了故障的发生。

35KV的系统发生了电压降低的情况，此时备自投装置开始启动，显示在18时11分29秒，备自投动作跳进了线开关31。

35KV分段自切保护原理分析及校验注意事项摘要：自切保护也称备自投，是110kv以下电网减小停电面积主要方法。

本文简单总结了35KV分段自切保护的作用、基本要求，闭锁回路和低压起动回路原理及构成，校验过程中安措的注意事项。

关键词：闭锁回路低压起动后加速安措注意事项1 概述自切保护又称作备用电源自动投入简称备自投。

自切的目的就是当工作电源因故障或失电被断开以后，能自动而迅速地将备用电源投入工作或将用户切换到备用电源上去，从而使用户不至于被停电。

自切保护成功动作，能大大减少用户停电时间，提高电力系统的稳定性和可靠性。

1.1自切装置投入方式一般自切投入方式可分为以下四种：(1）线路自投(2）变压器自投(3）线路变压器综合自投(4）母联（或分段）开关自投本文介绍上面所列自投方式中的第四种：母联（或分段）开关自投。

如图1所示，分段母线上是由彼此独立运行的变压器（或电源线路）供电，正常情况下，I段母线和II段母线分别由1号主变和2号主变供电，母联（或分段）开关打开。

1号主变发生故障，则由继电保护动作，将1号主变开关1DL打开，然后自切装置动作将母联（或分段）开关DL投入，使接在I段母线上的用户由2号主变供电。

反之，当2号主变发生故障，则断开2DL，同时投入分段开关DL，使II段母线上的用户由1号主变供电。

1.2 明备用和暗备用根据一次电源设备运行方式，可将电源备用方式分为明备用与暗备用两种情况。

在正常运行情况下母线元件靠工作电源送电，工作电源故障时，自切动作使处于热备用或充电状态的另一条电源线路（或主变）恢复对失电母线送电的方式，称之为明备用。

例如图2：正常情况下，I 母和II母分别由T1和T2供电，T3备用。

当T1故障时，继电保护动作断开1DL和2DL，然后自切动作将3DL和4DL迅速合闸，使接在I母上的元件由备用变压器重新得到供电。

这是变压器自投方式的一种，同时也属于明备用方式。

在正常情况下两路（或多路）工作电源对各自母线元件送电，当一路工作电源故障时，自切动作使处于热备用状态的母联（或分段）开关恢复对失电母线送电的方式，称之为暗备用方式。

35kV高压开关柜及母线接地防误操作回路的探讨【摘要】35kV高压开关柜及母线接地防误操作回路在电力系统中起着至关重要的作用。

本文首先介绍了研究背景和研究意义，接着详细探讨了35kV高压开关柜接地防误操作回路设计和母线接地防误操作回路设计。

随后对其工作原理进行了深入分析，讨论了在实际应用场景中的实用性，以及其可靠性。

在结论部分进行了总结分析，展望未来研究方向，并提出了研究成果推广的建议。

本文旨在为高压开关柜及母线接地防误操作回路的设计和应用提供参考，推动相关技术的进步与发展。

【关键词】35kV高压开关柜, 母线接地, 防误操作, 回路设计, 工作原理, 应用场景, 实用性, 可靠性, 总结分析, 展望未来, 研究成果推广1. 引言1.1 研究背景35kV高压开关柜及母线接地防误操作回路的设计和应用在电力系统中起着非常重要的作用，能够有效防止误操作引发的事故。

研究如何设计更加可靠、实用的35kV高压开关柜及母线接地防误操作回路成为当前电力领域的热点问题。

随着电力系统的不断发展和完善，35kV 高压电器设备的要求也越来越高，对于母线接地防误操作回路的设计提出了更高的要求。

有必要对35kV高压开关柜及母线接地防误操作回路的设计做出详细的探讨和研究。

通过深入了解研究背景，可以更好地把握研究的方向和重点，提高研究工作的针对性和有效性。

的探讨将有助于读者对本文研究内容有一个清晰的认识，为接下来的内容阐述奠定基础。

1.2 研究意义现代社会对电力系统的要求越来越高，35kV高压开关柜及母线接地防误操作回路的设计与研究就显得尤为重要。

研究的意义主要体现在以下几个方面：1. 提高电力系统的安全性：35kV高压开关柜及母线接地防误操作回路的设计，能够有效减少人为误操作导致的事故发生。

通过加强对电力系统的保护，可以保障电力设备和人员的安全。

2. 提升电力系统的可靠性：误操作往往是导致电力系统故障的重要原因之一。

设计合理的防误操作回路，可以有效降低系统的故障率，提升系统的可靠性和稳定性。

6月13日35kV I段母差保护动作事故原因分析一、跳闸分析：①6月12日20:00有雷电大雨，20:37：20.748ms35kVⅠ、Ⅱ段母线保护柜同时出现母差保护启动、TA三相断线动作告警，A相差流0.631A，TA断线有闭锁差动保护功能，且差流未达到定值1A，因此母差保护启动告警，但处于出口闭锁状态。

此后35kVⅠ、Ⅱ段母线保护持续出现母差保护启动、TA三相断线动作告警，均同一时间启动告警及复归。

A相差流达到1.564A>差流定值1A。

②6月13日1:03:21.316ms，35kVⅠ段母线保护柜母差出口，35kVⅠ段母线所有开关全部跳闸，调出后台事件列表查看保护动作顺序：从以上保护信息分析：6月12日20:37开始35kVⅠ、Ⅱ段母线保护持续出现母差保护启动，A相差流>保护定值1A，因TA断线闭锁差动出口，6月13日1:02，锦鑫原矿#1破碎机电机出现故障，造成35kV Ⅰ段电压波动，CA线电压异常下降，产生负序电压7.261V，母差差动电压动作，因此满足母线保护关于TA断线情况下开放差动出口的条件：35kVⅠ段所有开关跳闸，由35kVⅠ段供电的#1联络线失电，#1联络线带的同在一个系统上10kV锦鑫原矿Ⅰ段、沉降Ⅰ段、焙烧Ⅰ段、分解循环水Ⅰ段、蒸发Ⅰ段及电厂综合泵房Ⅰ段、主厂房Ⅰ段失电启动备自投。

二、35kVⅠ、Ⅱ段母线保护A相出现差流分析：①6月13日1:03，35kVⅠ段所有开关跳闸后，检查一二次设备并未发现任何异常，电缆、母线绝缘合格，母线做耐压试验合格，但35kV Ⅰ段所有开关跳闸后，处于检修状态，35kVⅠ、Ⅱ段母线保护仍有差动启动告警，直到4:03告警消失，保护恢复正常。

5：00恢复#1主变及35kVⅠ段母线运行，5:20恢复35kVⅠ段馈线#1电石311开关、#2电炉313开关、#1联络318开关、#1电容315开关、#2电容316开关、#1接地变317开关、#6整流314开关运行，均未出现异常。