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摘 要：本文对一起由于隔离开关卡涩引起的两条线路同时跳闸的严重事故进行了详细的分析，说明了变电站使用常规备用电源自动投入装置控制隔离开关时存在的问题，并指出了改进方法。
关键词： 隔离开关 备用电源自动投入装置 继电保护
引言
为保证重要用户供电可靠性，通常为用户提供双电源供电方式，两条线路出自不同变电站，一条供电、一条备用，通过安装与用户变的备用电源自动投入装置实现两个电源的自动切换。目前，部分用户为节约变电站建设成本，往往使用隔离开关代替进线、母联断路器，并设置备用电源自动投入装置直接控制隔离开关，以实现电源的自动投切。由于隔离开关可靠性较差，容易发生机构卡涩，导致分、合闸不到位，在电源切换过程中可能造成事故的发生。
1 事故简述
用户110kV高沙窝牵引站接有两条电源线路：110kV州高牵线、蒋高牵线，分别接至330kV盐州变与330kV蒋家南变。两条线路电源侧配置有线路保护，负荷侧无保护，用户变110kV未安装断路器，进线、母联仅安装隔离开关，运行方式如图1所示。
由告警记录可看到，在故障发生时刻，用户变内曾有进线备自投装置动作信息，经调查，该站检修人员于故障发生前进行了进行备自投传动试验，在先行断开站内负荷后，人为断开I、II母母线PT二次电压后，进线备自投启动，发出分1011隔离开关命令，但由于1011隔离开关机构发生卡涩，隔离开关三相触头、触指未完全分开（如图5所示），此时备自投发合1021隔离开关命令，造成蒋高牵线、州高牵线合环运行，引发1011隔离开关扯弧。电弧在上升燃烧过程中发生AB相间短路，随后发展为三相短路，造成两条进行同时跳闸，电弧熄灭。
随后蒋高牵线重合闸动作，由于州高牵线未重合，两条线路未形成合环，加之用户变无负荷，因此电弧未复燃。
3 常规备自投装置控制隔离开关时存在的问题分析
有上述分析可知，本次事故发生的主要原因在于用户变电站内进线备自投装置在发出分开1011隔离开关命令后，在1011隔离开关未真正分开的状态下，误判断1011隔离开关在分位，从而错误的发出合1021隔离开关命令，导致事故发生。
经检查，用户变采用常规备自投装置，该装置设有“进线1开关合位”、“进线2开关合位”、“母联开关合位”三个位置开入，分别接取1011、1021、1001隔离开关常开辅助触点。
该装置通过判别开入电位来判断相应隔离开关的位置，当开入有电位时判断隔离开关在合位，无电位时认为隔离开关在分位。
使用该备自投装置控制断路器时并无问题。但值得注意的是，隔离开关与断路器不同，隔离开关有较长时间的分、合闸过程，在分、合闸过程中，其常开、常闭辅助触点均不闭合。
当隔离开关常开辅助触点闭合时，说明其在合闸位置；当常开辅助触点断开时，隔离开关可能在分位，也可能在分闸过程中。因此，不能仅仅通过一对辅助触点的闭合或断开，来判断隔离开关分闸、合闸状态。
本次事故中，正是由于1011隔离开关处在分闸过程中，其常开辅助触点断开，造成备自投装置误判断1011在分位，从而导致事故发生。
为解决上述问题，可在屏内增加双线圈继电器，将隔离开关的常开、常闭辅助触点接至双线圈继电器的动作、复归线圈，再引继电器的一对常开节点接至备自投装置相应开入，其接线示意图如图6所示。
4 结语
目前，铁路牵引变等重要用户变电站多采用本文所述的设备配置方式，在并网运行之前，应特别注意备自投装置与隔离开关的相关回路，避免上述事故的发生。
关键词： 隔离开关 备用电源自动投入装置 继电保护
引言
为保证重要用户供电可靠性，通常为用户提供双电源供电方式，两条线路出自不同变电站，一条供电、一条备用，通过安装与用户变的备用电源自动投入装置实现两个电源的自动切换。目前，部分用户为节约变电站建设成本，往往使用隔离开关代替进线、母联断路器，并设置备用电源自动投入装置直接控制隔离开关，以实现电源的自动投切。由于隔离开关可靠性较差，容易发生机构卡涩，导致分、合闸不到位，在电源切换过程中可能造成事故的发生。
1 事故简述
用户110kV高沙窝牵引站接有两条电源线路：110kV州高牵线、蒋高牵线，分别接至330kV盐州变与330kV蒋家南变。两条线路电源侧配置有线路保护，负荷侧无保护，用户变110kV未安装断路器，进线、母联仅安装隔离开关，运行方式如图1所示。
由告警记录可看到，在故障发生时刻，用户变内曾有进线备自投装置动作信息，经调查，该站检修人员于故障发生前进行了进行备自投传动试验，在先行断开站内负荷后，人为断开I、II母母线PT二次电压后，进线备自投启动，发出分1011隔离开关命令，但由于1011隔离开关机构发生卡涩，隔离开关三相触头、触指未完全分开（如图5所示），此时备自投发合1021隔离开关命令，造成蒋高牵线、州高牵线合环运行，引发1011隔离开关扯弧。电弧在上升燃烧过程中发生AB相间短路，随后发展为三相短路，造成两条进行同时跳闸，电弧熄灭。
随后蒋高牵线重合闸动作，由于州高牵线未重合，两条线路未形成合环，加之用户变无负荷，因此电弧未复燃。
3 常规备自投装置控制隔离开关时存在的问题分析
有上述分析可知，本次事故发生的主要原因在于用户变电站内进线备自投装置在发出分开1011隔离开关命令后，在1011隔离开关未真正分开的状态下，误判断1011隔离开关在分位，从而错误的发出合1021隔离开关命令，导致事故发生。
经检查，用户变采用常规备自投装置，该装置设有“进线1开关合位”、“进线2开关合位”、“母联开关合位”三个位置开入，分别接取1011、1021、1001隔离开关常开辅助触点。
该装置通过判别开入电位来判断相应隔离开关的位置，当开入有电位时判断隔离开关在合位，无电位时认为隔离开关在分位。
使用该备自投装置控制断路器时并无问题。但值得注意的是，隔离开关与断路器不同，隔离开关有较长时间的分、合闸过程，在分、合闸过程中，其常开、常闭辅助触点均不闭合。
当隔离开关常开辅助触点闭合时，说明其在合闸位置；当常开辅助触点断开时，隔离开关可能在分位，也可能在分闸过程中。因此，不能仅仅通过一对辅助触点的闭合或断开，来判断隔离开关分闸、合闸状态。
本次事故中，正是由于1011隔离开关处在分闸过程中，其常开辅助触点断开，造成备自投装置误判断1011在分位，从而导致事故发生。
为解决上述问题，可在屏内增加双线圈继电器，将隔离开关的常开、常闭辅助触点接至双线圈继电器的动作、复归线圈，再引继电器的一对常开节点接至备自投装置相应开入，其接线示意图如图6所示。
4 结语
目前，铁路牵引变等重要用户变电站多采用本文所述的设备配置方式，在并网运行之前，应特别注意备自投装置与隔离开关的相关回路，避免上述事故的发生。