2017年2月15日，计划开展220kV宝江I回2522母线侧隔离开关检修。运行人员将Ⅱ段母线负荷转移到Ⅰ段母线kV备用电源自投装置跳开220kV宁江Ⅰ回254断路器、宁江Ⅱ回线kV宝江Ⅱ回线断路器，后因宝江Ⅱ回线主一、主二保护距离手合加速保护动作断开宝江Ⅱ回线断路器，发生全站失压事件。
图1 220kV江川变电站一次主接线kV线kV线kV备自投装置动作前，220kV江川变所有进线kVⅠ段母线kVⅡ段母线断路器和宁江Ⅱ回线隔离开关处于分闸位置），220kV宝江Ⅱ回线主变压器运行于220kVⅠ段母线kVⅠ、Ⅱ段母线kVⅠ、Ⅱ段母线kVⅠ、Ⅱ段母线。
运行状态：备自投功能正确投入。因220kV宝江Ⅰ回线断路器检修，备自投装置当时状态为： 252断路器相关出口连接片退出，252断路器检修状态投入，其余三回220kV线路备自投功能正常投入。
09时47分24秒063毫秒，220kVⅠ段母线PT二次保护电压空开、B相计量电压空开跳闸，备自投装置启动。
09时47分26秒016毫秒，220kV备自投装置动作跳开220kV宁江Ⅰ回254断路器、宁江Ⅱ回线kV备自投装置动作合上220kV宝江Ⅱ回线kV宝江Ⅱ回线路主一、主二保护距离手合加速保护动作，永跳251断路器，220kV江川变全站失压。
09时47分18秒051毫秒,运行人员按调度令遥控断开220kV母联212断路器，结合母差保护装置开入变位情况（图2）及故障录波图（图3）中分析，212断路器在图3红线标尺位置处于分闸位置，220kV Ⅱ段母线kV Ⅰ、Ⅱ段母线%UN左右且二者波形完全一致，并列装置电压监视继电器返回，后台报220kVPT并列装置Ⅰ母、Ⅱ母失压信号，但220kV Ⅱ段母线PT二次仍有电压，据此可推断I、II母PT二次侧出现并列运行。
此时220kV Ⅰ段母线带电、Ⅱ段母线已停电，但Ⅰ、Ⅱ段母线断路器间隔的电压切换回路并列（原因后述），此时220kV Ⅰ段母线PT经Ⅰ段母线二次电压空开、Ⅰ母PT重动回路、220kV宁江Ⅰ回254断路器电压切换回路、Ⅱ母PT重动回路、Ⅱ母二次电压空开向220kV Ⅱ母PT反送电，产生较大的涌流，导致220kV Ⅰ母PT二次保护电压空开（B6，三相联动空开，如图4所示）、计量电压B相空开（C6，A、B、C相分相空开）跳闸（计量电压回路与保护电压回路采用同一组重动切换接点，因此均发生二次并列，但空开型号不同，二者动作结果不同，动作时序无必然联系
09时47分24秒063毫秒，因反送电产生较大的涌流致使220kV Ⅰ母PT保护电压三相联动空开跳闸，计量电压B相空开跳闸（如图5所示）.
空开跳闸后涌流断开，故220kV Ⅱ母PT二次电压空开未跳闸。220kV母联212断开后至Ⅰ母PT二次电压空开跳闸期间间隔约6S时间，根据空开动作特性试验（如表1所示）可以看出，流过空气开关的电流不同，空气开关的动作时间不相同，判断是因为流过Ⅰ母PT二次电压空开的电流未达到速动的条件导致空开未瞬间动作(因涌流大小无法测知，故不能确定6s动作时间是否正确)。
2017年2月15日09时30分左右，运行人员将220kV宁江Ⅰ回254断路器由220kVⅡ段母线倒闸由Ⅰ段母线隔离开关辅助接点因行程转换不到位导致未变位，致使Ⅱ母电压切换继电器未复归，保持动作状态，而此时2541已合闸且辅助接点转换到位，Ⅰ母电压切换继电器 ，形成Ⅰ、Ⅱ母电压切换继电器同时动作，将220kVⅠ、Ⅱ段母线PT二次电压并列（空开位于电压互感器二次绕组与切换箱端子之间）。
09时47分26秒016毫秒，220kVⅠ段母线PT二次保护电压空开跳闸后，220kVⅠ、Ⅱ段母线kV BZT装置进入备自投判断逻辑，因满足其动作条件：1、220kVⅠ、Ⅱ段母线、备自投有流判据满足动作条件（该备自投装置有流闭锁定值为0.5A，故障录波测得220kV宁江Ⅰ回254断路器、宁江Ⅱ回253断路器流过最大二次电流为0.2A，达不到有流闭锁定值，如图7），220kV备用电源自投装置经过定值延时1506ms（装置内延时跳闸定值为1.5s）后出口跳开主供线ms（装置内延时合闸定值为3s）出口合上220kV宝江Ⅱ回线kV宝江Ⅱ回线断路器因距离手合加速动作跳开（原因后述），BZT动作情况如图8所示。
距离手合加速需满足以下条件：①手动合闸加速动作。三相开关跳位10S后又有电流突变量启动，则判为手动合闸，投入手合加速动能,PT断线不闭锁手动合闸加速。②加速距离段测量阻抗满足接地或相间距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段其中一段定值。③电流突变量启动。
09时47分28秒663毫秒，220kV备用电源自投装置出口合220kV宝江Ⅱ回线kVⅠ段母线PT二次保护电压失压，且电流有非常大突变（从0到负荷电流，并附加主变的冲击电流），使得测量阻抗很小，同时满足手合加速动作条件，距离手合加速动作，主一、主二保护出口永跳251断路器，同时发远跳开入给本侧主一、主二保护，主一、主二保护收到远跳开入后通过光纤通道向对侧发跳闸命令。
对侧主一、主二保护装置型号及版本与本侧一致，其收到远方跳闸命令后经就地判据动作，如表2所示，
对侧主一保护收到远方跳闸命令后需经距离方向元件和突变量启动元件闭锁，因线路未发生故障，对侧距离方向元件未动作，但有突变量启动，所以对侧主一保护未动作，主二保护动作出口跳闸，同时主二保护向220kV江川变主二保护发差动动作，故220kV江川变主二保护收到“对侧差动动作”信号。
目前，云南电网进线/母联备自投的动作判据及逻辑为：当母线电压低于母线无压判据定值，主供线路电流小于无流判据定值，且备供线路/备用母线的电压大于备供线路或备用母线有压判据定值时，备自投经延时t1动作跳开主供线合上备供线路或母联开关。备自投装置动作逻辑如下图10所示：
按上述备自投动作逻辑，当线路在轻载运行时（负荷电流小于备自投装置整定的无流定值），如果发生母线PT异常失压，备自投将会动作出口，即目前的备自投在特殊运行情况下防PT异常失压后误动作的措施不足。
经研究，可通过增加主供线路电压和开关位置的判别措施来解决当前备自投存在的上述问题，即优化后的动作判据有两种：第一种，当母线电压低于母线无压判据定值，主供线路电流小于无流判据定值，备供线路/备用母线电压大于备线/备用母线有压判据定值，主供线路开关在合位且线路无压时，备自投经延时t1动作跳开主供线合上备供线路或母联开关；第二种，当母线电压低于母线无压判据定值，主供线路电流小于无流判据定值，备供线路/备用母线电压大于备线/备用母线有压判据定值，且主供线路开关在分位时，备自投经延时t1动作跳开主供线合上备供线路/母联开关。优化后的动作逻辑图如图11所示：
