备自投试验报告

现场备自投实验调试心得李明阳

进线备自投实验失败心得
项目现场：大连香洲田园城项目
主要设备：两台PMC-651F和1台PMC-6830L
现场问题描述：现场两条进线1#和2#，PMC-6830L进线自投逻辑已正确输入到装置中，实验过程中，1#进线无压无流条件满足后，备自投跳开1#进线，达到合闸时间后备自投合2#进线，可以实现，但当2#进线满足无压无流条件后，备自投跳开2#进线后，1#进线合闸不成功。

问题解决过程：检查发现1#进线保护灯亮，事件是外保护动作，可以复归，分析可能是导致合闸不成功的原因，重新做试验发现只要2#进线合闸，1#进线保护装置保护灯点亮，并报出外保护动作事件，不可以复归，只有2#进线断路器分闸后，才可复归，检查PMC-6830L事件，查看到存在合1#进线命令，也听到断路器动作声音，但是没合上闸，说明备自投逻辑没问题，问题出在外保护动作信号上。

由于出现了2#进线可以成功自投合闸，说明两条进线的接线不一致；经过查看联跳入口处的原理图纸，然后检查两条进线的接线，发现1#进线断路器的的合闸的信号没有接到2#进线的保护联跳入口处，处于悬空状态，而2#进线断路器的合闸信号接到了1#进线保护的联跳入口处；从原理上讲在2#进线跳开后，4S 合闸时间时间已足够1#进线保护的联跳继电器复归，解除跳闸信号；另外在断路器分闸的情况下，是不需要保护动作的，这是不合理的现象；
为了现场能顺利送电，备自投功能的实现，建议把对侧合闸联锁信号由原来的联跳入口改接到跳闸入口，重新做实验备自投功能可以正常实现；
该问题既有图纸设计问题又有装置本身的继电器问题，首先两条进线的联锁信号不应该接到对侧的联跳入口处，会导致在本侧分闸时，对侧合闸后，本侧会出现保护动作信号；其次在对侧进线跳开后，本侧的联跳继电器没有复归。

3-10kV备自投保护装置调试报告(1)

3-10kV备自投保护装置调试报告(1)一、调试目的本次调试目的在于验证3-10kV备自投保护装置的功能和性能是否符合设计要求，并对其进行调整和优化，确保其在正常运行时能够及时准确地检测到电力系统中的故障，实现对电力系统的保护。

二、调试内容及方法1. 现场环境检查在进行调试之前，首先进行现场环境检查，确保设备的安装、接线、接地等环境符合要求，以排除环境因素对设备调试的影响。

2. 设备参数设置根据3-10kV备自投保护装置的设计参数，对设备进行相应参数设置，包括额定电压、额定电流、保护动作时间、故障检测时间等参数。

3. 设备接线检查按照设备接线图，对设备进行接线检查，检查电缆或导线的连接是否牢固，接线是否正确，以确保设备能够正常接受电力系统中传来的信号。

4. 设备性能测试通过对设备进行性能测试，检验设备是否符合设计要求，测试内容包括：•投入/退出及交叉投入的切换：测试在设备投入后，是否能够随时进行退出及交叉投入切换。

•对地短路保护：测试在交流系统对地短路故障时，设备是否能够及时动作，切断故障点与电源的电气连接。

•过流保护：测试在电力系统中的过流故障时，设备是否能够及时动作，切断故障点与电源的电气连接。

•过载保护：测试在电力系统中的过载故障时，设备是否能够及时动作，避免设备过载而损坏。

5. 调整和优化在设备性能测试中，如有发现不符合设计要求的地方，需要及时进行调整和优化，确保设备能够正常运行，提高设备在电力系统中的保护能力。

三、调试结果经过现场环境检查、设备参数设置、设备接线检查、设备性能测试和调整优化等步骤，本次3-10kV备自投保护装置调试取得了如下结果：•设备的安装环境符合要求，设备接线无误，设备性能符合设计要求。

•在性能测试中，设备能够及时准确地检测到电力系统中的故障，可以有效地保护电力系统安全运行。

•在调整和优化中，对发现的问题进行了及时调整和优化，确保了设备的正常运行。

四、后续工作建议本次3-10kV备自投保护装置调试取得了较好的效果，但仍需要进行后续工作：•对设备进行定期维护和检修，确保设备保持良好的运行状态。

kV备自投保护装置调试报告

0
2
805
手车试验位置
1
0
3
807
手车工作位置
1
0
4
809
进线1开关位置
1
0
5
811
进线2开关位置
1
0
6
813
储能位置
1
0
7
815
隔离车位置
1
0
6.分段保护试验：
1）过流保护:
项目
整定值
输入值
AN
BN
CN
电流速断
Idz仁3A
Tdz1=0.5S
0.95倍
不动作
—
不动作
1.05倍
505ms
—
506ms
过流保护
工程名称：阳光城假日广场（时代广场）10kV配电工程试验日期：2014年10月30日
安装位置:6AH联络柜
1.铭牌：
型号
SNP-2361
额定值
5A
直流工作电源
220V
制造厂
上海南自电力自动化系统有限公司
2.校验码检查:
校验码
0XFBD5
版本
V1.00
生成日期
2011.09
3.逆变电源检查:
序号
项目
—
0.990
0.980
0.980
0.5In
2.490
—
2.490
2.490
2.500
1.0In
5.010
—
5.000
5.010
5.000
通道
UAB1
UBC1
UCA1
UAB2
UBC2
UCA2
UX1

常规变电站验收-备自投

连接片应开口向上，相邻间距足够，保证在操作时不会触碰到
相邻连接片或继电器外壳，穿过保护柜（屏）的连接片导杆必须有绝缘套，屏后必须用弹簧垫圈紧固,跳闸线圈侧应接在出口压板上端.
6
打印机
进入保护装置打印菜单，检查、试验打印功能是否正常。
I.3交直流电源
序号
检查内容
验收标准
结论
备注
1
交直流空气开关（熔断器）的配置原则
屏柜附件安装正确（门开合正常、照明、加热设备安装正常、屏顶小母线安装正确，标注清晰）
2
二次电缆检查
电缆型号和规格必须满足设计和反措的要求
电缆及通信联网线标牌齐全正确、字迹清晰，不易褪色，须有电缆牌须有编号、芯数、截面及起点和终点命名
所有电缆必须标明起点和终点等信息
所有电缆应采用屏蔽电缆，开关场至保护室的电缆应采用铠装
2
备自投合闸
3
闭锁开入检查
与相关保护配合（差动保护、高后备保护、低后备
保护、本体保护）闭锁功能正常
4
充电监测
装置充电逻辑正确，充放电状态实现远方监控
I.7备自投与保护配合逻辑
开关名称
出口
硬压板
保护名称
结论
备注
差动保护
高后备保护
低后备保护
非电量保护
高压侧备自投
合
分
低压侧备自投
合
分
I．8保护信息
序号
检查内容
220kV变电站备自投首检式验收报告
I.1铭牌数据
装置型号、保护密码
装置直流电源电压
额定交流电压输入
额定交流电流输入
出厂日期
生产厂家
整定单编号
软件版本号
I.2安装工艺

低压备自投实验记录1

9:0.4KV二段进线柜低电压保护动作跳闸，母联柜断路器自动合上。
10：将母联柜备自投选择开关打到备自投退出
11：合上10KV二段变压器出线柜，合上0.4KV二段进线柜断路器，断开母联柜断路器，一段、二段分列运行。
12：实验完毕。
试验人：
日期：年月日
审核人：
日期：年月日
3：手动断开母联柜断路器，分闸指示灯亮
4：将母联柜Leabharlann 自投选择开关打到备自投投用5：在备自投充电完成后，手动停下10KV一段变压器断路器
6:0.4KV一段进线柜，低电压保护动作跳闸，母联柜断路器自动合上。
7：合上10KV一段进线断路器，合上0、4KV一段进线断路器，断开母联柜断路器。
8：手动停下10KV二段变压器断路器。
SH/T 3543—G123
低压备自投试验/调校记录
工程名称：压力罐区10KV变电所
单位工程名称：电气安装工程
专业工程
电气安装工程
施工图号
1：准备进行0.4KV一段、二段并列/备自投实验。将0.4KV一段、二段母联柜断路器摇至工作位置。
2：遥控合上母联柜断路器，低压系统并列运行，并检查0.4KV一段、二段并列电流。

10kV备自投试验报告,国电南瑞

动作时状态
Ⅰ母电压、电源 1电压、小于无压定值；电源 1进线无流；ⅠI母电压、电源 2 有压大于有压定值。
动作情况
经跳闸延时 TU1 发跳断路器 1DL 命令和联切跳闸命令。确认断路器 1DL、Ⅰ母联切（检Ⅰ母联切跳位参数投入）跳开后，经合闸延时 TU5 发合断路器 3DL 的命令。
9)分段（内桥）备自投方式4充放电条件；
动作情况
经跳闸延时 TU2 发跳断路器 2DL 命令和联切跳闸命令。确认断路器 2DL 跳开后，经合闸延时 TU4 发合断路器 1DL 命令。
7)分段（内桥）备自投方式3充放电条件；
备自投方式 3的充电条件
备自投方式 3的放电条件
1、两段母线电压大于有压定值；
1、两段母线电压均低于有压定值，持续时间大于放电时间 15S；
2)闭锁调试；
1001间隔、开关手动跳闸闭锁自投
闭锁备自投动作。
1002间隔、开关手动跳闸闭锁自投
闭锁备自投动作。
1012间隔、开关手动跳闸闭锁自投
闭锁备自投动作。
1001间隔、1002间隔、开关有流闭锁自投
闭锁备自投动作。
闭锁备自投压板投入
闭锁备自投动作。
3)进线备自投方式1充放电条件；
备自投方式 1 的充电条件
5.07
4.95
4.97
通道
Uab11
Ubc11
Uca11
Uab21
Ubc21
Uca21
UL11
UL21
0.35Un
35.41
ห้องสมุดไป่ตู้34.65
35.39
33.94
34.83
35.22
35.71
35.64
0.70Un

备自投装置调试报告

备自投装置调试报告.MFC2031-1型备自投装置调试报告装置型号安装位置外观状况试验日期检验项目：1、装置的外部检查。

检查回路是否符合装置设计要求，检查外部接线是否正确。

检查结论：正确2、通电检查送上直流电源，通电后装置开始进行自检，检查装置自检结果是否正确，检查装置显示是否正确。

检查结果：正确3备用开关自投试验3.1定值整定:按定值单整定U1%母线电压残压(0----60%)，U2%母线失压整定值(10%---80%)，U3%备用无压检定值(20%---100%)，T1失压起动延时（20---5000ms）。

3.2充电条件检查:当以下条件满足时，约10秒后备自投自动进入就绪状态：1DL合，1ZKK合，2ZKK分，1PT电压正常，2PT电压正常。

检查结果：正确3.3动作过程检查:✓1DL跳闸，备自投起动，先联跳1ZKK，确认其跳开后，合2DL和2ZKK。

✓1ZKK跳闸，备自投起动，合2DL和2ZKK。

✓380V母线三相失压，电压低于整定值U2达整定延时时间T1后，备自投起动，先跳1ZKK，确认其跳开后再合2DL和2ZKK。

检查结果：正确3.4闭锁条件检查✓刚完成一次自投动作后。

信号：“备投动作”、“备投闭锁”。

✓1DL、1ZKK和2DL、2ZKK均合上或均打开时，备自投无法进行自投。

信号：“备投闭锁”、“开位异常”。

✓备用无压，即2PT电压低于整定值U3时，将不进行自投。

信号“备投闭锁”、“备用无压”。

该功能可根据需要进行投退。

✓备自投起动后，在发出跳1ZKK命令约0.6s后，若1ZKK辅助接点信号未返回，装置将认为1ZKK拒动，为防止备用电源投入故障而不再发合2ZKK和2DL的命令。

信号：“备投闭锁”、“开位异常”。

.MFC2031-1型380VⅠ段良好2010.8.17装置名称备用电源自投装置生产厂家阿城继电器厂环境温度27℃.试验负责人试验人员MFC2031-1型备自投装置调试报告装置型号安装位置外观状况试验日期检验项目：✓装置检测到1PT之1相或2相断线后，将自行闭锁自投。

工程名称：东城变电站更换备自投试验日期：2010年07月17日10kV线路备自投保护屏：
1.铭牌：
2.校验码检查:
3.逆变电源检查：
4.装置采样校验：
a、在保护屏端子排的母线电压输入端子加入三相电压，显示采样值与实际加入量相
等，并校验三相相序正确。

b、在保护屏端子排的各进线电流、电压输入端子分别加入A相电流、电压，显示采
样值应与实际加入量相等。

5．开入量检查：
6.开出接点检查:
7.进线备自投保护试验：1)整定值校验：
2）保护逻辑试验：
8.装置异常检查:
9.整组试验：1）保护跳闸：
2）其它检查：
10.二次回路绝缘检查：
11.使用仪器、仪表:
12.试验结果:合格
试验人员：试验负责人：。

kv备自投调试报告

kv备自投调试报告
10kV精细化工开关站
备自投装置试验报告
主管：
审核：
检验：
湖南鸿源电力建设有限公司
2016年12月
10kV备自投试验报告
安装地点：精细化工开关站间隔名称：公用测控屏
一、刻度调试
条件：加相电压100V，加进线电流5A
装置型号
ISA-358G
制造厂家
长园深瑞继保自动化有限公司
刻度试验
1#进线柜（661开关）
自投跳进线开关时间
8529毫秒/8531毫秒
661开关手跳、保护跳闸闭锁自投
闭锁备自投动作。
662开关手跳、保护跳闸闭锁自投
闭锁备自投动作。
661、662开关有流闭锁自投
闭锁备自投动作
661开关TV断线闭锁自投
闭锁备自投动作，发I母TV断线告警信号。
662开关TV断线闭锁自投
闭锁备自投动作，发II母TV断线告警信号。
2#进线柜（662开关）
Uab1
Ubc1
IL1
Uab2
Ubc2
IL2
检查结果
备注：
二、整定值、闭锁调试
整定值调试
有压值70V
无压值30V
无流值
大于整定值105％，有压动作
小于整定值95％，无压动作
大于整定值105％，可靠动作闭锁备自投
小于整定值95％，有压不动作
大于整定值105％，无压不动作
小于整定值95％，其他条件满足是，自投能启动
闭锁备自投压板投入
闭锁备自投动作。
检查结果
合格
三、自投逻辑功能试验
序号自Leabharlann 1自投2自投条件I段母线电压失压、II段母线电压有压、#1进线无流

厂用电工作母线备自投试验方案

厂用电工作母线备自投试验方案一转眼，十年的方案写作经验累积下来，今天要写的这个方案可是个技术活儿。

咱们直接进入主题，关于“厂用电工作母线备自投试验方案”，咱们就按照实际操作流程，一点一点捋一捋。

咱们得明确试验的目的和意义。

简单来说，这个试验就是为了检验母线备自投装置在电力系统发生故障时，能否自动切换到备用电源，确保电力供应的连续性和稳定性。

这个试验可是至关重要，一旦母线出现问题，那整个工厂的电力系统都可能受到影响，所以这个试验必须做到位。

1.试验前期准备（1）试验人员及设备准备咱们先得组织一支专业的试验团队，包括电气工程师、技术人员、试验操作人员等。

人员到位后，要对试验人员进行安全教育和技术培训，确保每个人都知道试验的流程和注意事项。

设备方面，需要准备好试验所需的仪器、工具和备品备件，比如万用表、绝缘棒、试验电源等。

这些设备要提前检查，确保性能良好，避免试验过程中出现故障。

（2）试验现场布置试验现场要选择在电力系统的低压侧，避免对高压侧产生影响。

现场要布置试验线路，包括主电源线路、备用电源线路、母线连接线路等。

同时，要在试验现场设置安全警示标志，提醒人员注意安全。

2.试验流程及操作（1）试验启动试验开始前，先要对试验系统进行一次全面检查，确认所有设备正常运行。

然后，启动试验系统，让母线备自投装置处于待机状态。

（2）模拟故障模拟电力系统发生故障，比如断开主电源线路，使母线电压下降。

此时，母线备自投装置应该能够检测到故障，并在规定时间内自动切换到备用电源。

（3）检查切换效果在母线备自投装置切换到备用电源后，要对切换效果进行检查。

检查备用电源的电压和频率是否稳定，然后检查母线上的负载是否正常运行，确保电力供应没有受到影响。

（4）恢复试验系统检查完毕后，将试验系统恢复到初始状态，包括恢复主电源线路，关闭备用电源等。

此时，母线备自投装置应该自动切换回主电源。

3.试验结果分析及处理（1）试验数据分析试验过程中，要记录各种数据，包括故障发生时间、切换时间、备用电源电压和频率等。

备自投试验内容

高压变电所备自投试验
变电所低电压定值＿ V ＿ S 备自投切换试验步骤备自投转换开关位置试验项目试验内容 A段、B段进线开关在合位，母联开关在分位第一步 "投入"位置切A段进线A相保险确认备自投动作情况确认备自投系统 A段～B段备自投低电压继电器数量
□
切A段进线B相保险切A段进线C相保险
"解除"位置母联开关分闸第四步
□
B段进线开关合闸联系上级变电所A、B段并列手动合母联开关
第五步
"解除"位置手动分A段进线开关手动合A段进线开关手动分B段进线开关手动合B段进线开关
□
手动分母联开关 "投入"位置把备自投转换开关切换到"投入"位置
□Hale Waihona Puke A段进线开关不分闸，母联不合闸 A段进线开关不分闸，母联不合闸 A段进线开关分闸，母联合闸
"解除"位置母联开关分闸第二步
□
A段进线开关合闸 A段、B段进线开关在合位，母联开关在分位
第三步
"投入"位置切B段进线A相保险
□
切B段进线B相保险切B段进线C相保险
B段进线开关不分闸，母联不合闸 B段进线开关不分闸，母联不合闸 B段进线开关分闸，母联合闸

备自投实验

第三章.试验举例3.1交流电流继电器动作值﹑时间的测试1. 操作软件进入“电流电压保护”栏中的“交流继电器”应用程序，选择测试项目为“电流继电器”、设置“接线方式”：大电流输出时，用两并或三并接线方式。

2. 据设置的“接线方式”将相应的电流输出端子接至待测的交流电流继电器，并将继电器的一对常开（或常闭）接点接至N1~N5任一路输入通道。

自动测试时，一般根据继电器的整定值估出一个大致范围来设置变化范围的起始值和终止值。

所设置的范围不能太大、太大会增加测试时间。

选择变量变化方式为“始——终——始”。

若不测返回值、选择“始——终”方式。

手动测试时要求在试验之前设置好电流初始值。

3.确认仪器功放电源已投上后，点击“开始试验”处或按F10键开始输出。

对自动方式，自动测出动作值、返回值，并结束试验。

对手工方式，用“1、2、3”或“q、w、e”键或鼠标调节电流值大小，当显示动作时，自动记下动作值。

此时反向调节电流大小，当返回时自动记录返回值。

按F10键或用鼠标左键点击“停止试验”处停止输出，结束试验。

当输入信号功能设置为“关闭”时，需手工按d或z键分别记录动作或返回时的电流值为动作或返回值。

4. 测1.2倍电流定值下延时接点时间：设定电流起始值为0.9倍电流定值，终止值为1.2倍起始值,步长为0.3倍电流定值,，每步时间为稍大于所测延时时间。

变量变化方式为“始—终”。

延时接点接N1~N5任一对端子。

（也可用“工频交直流源”程序，按实际接线设置输出的电流。

“信号功能”设为动作停止。

）按F10输出电流，等接点翻转后停止输出。

5．测试负序电流继电器时，选择测试项目为“负序电流继电器”时,程序输出IA、IB、IC三相负序电流。

故电流按星形接线接入继电器相应的IA、IB、IC、IN端子。

显示结果直接为负序电流。

3.2微机电流保护动作值﹑时间的测试1．操作软件进入“电流电压保护”栏中的“微机电流保护”应用程序。

可模拟故障前状态突然故障，进行动态测试。

水布垭电厂10kV厂用电系统备自投试验报告

水布垭电厂10kV厂用电系统备自投试验报告一、结论1、10kV备自投按照设计流程动作正常。

2、10kV 备自投流程动作等待时间设计为10秒，400V 备自投设计为20秒。

整个试验中，10kV动作时间均小于10秒，400V备自投未动作，试验结果正常。

3、1#机组开机至步五建压，1011开关来电显示正常。

根据试验方案现地手动断开1012开关，1011开关合闸，试验结果正常，但监控系统有“合开关1011失败，第一组备自投流程报警”和“厂用10kV第一组备自投启动成功”报文，开关动作结果与报文不一致，初步分析为1011开关合闸信号反馈时间大于备自投流程等待时间所致。

4、试验过程中监控系统出现报文丢失现象。

二、试验过程1、校验1012开关带10KV一大段备自投动作流程。

1.1、10kV系统Ⅰ、Ⅱ段备自投“系统电源优先”；1.2、10kVⅠ、Ⅱ段备自投均在投，400V 1P-7P备自投均在投；1.3、现地手动断开1012开关；1.4、1001开关合闸，供电正常；1.5、400V备自投未动作。

2、校验1001开关带10KV一大段备自投动作流程。

2.1、1001开关带10kV Ⅰ、Ⅱ段，备自投电源选择“自备电站电源优先”；2.2、柳树坪电站断开1001开关对侧柳07开关；2.3、1012开关合闸，供电正常；2.4、400V备自投未动作；2.5、柳树坪电站合上1001开关对侧柳07开关；2.6、选择10kV系统Ⅰ、Ⅱ段备自投“系统电源优先”；3、校验1001开关异常且1#机组停机态1012开关带10KV一大段备自投动作流程。

3.1、10kV系统Ⅰ、Ⅱ段备自投“系统电源优先”；3.2、主站将1001开关强制为检修态；3.3、现地手动断开1012开关；3.4、10302开关合闸，供电正常；3.5、400V备自投未动作；3.6、倒换厂用电至初始运行方式即1012开关带10kV Ⅰ、Ⅱ段，1013开关带10kV Ⅲ、Ⅳ段3.7、1001开关检修态复归。

备自投装置调试报告

检查结果：正确
3.4闭锁条件检查
刚完成一次自投动作后。信号：“备投动作”、“备投闭锁”。
1DL、1ZKK和2DL、2ZKK均合上或均打开时，备自投无法进行自投。信号：“备投闭锁”、“开位异常”。
备用无压，即2PT电压低于整定值U3时，将不进行自投。信号“备投闭锁”、“备用无压”。该功能可根据需要进行投退。
交流伏安表 JD2-97G203 0.2级
试验负责人
试验人员
MFC2031-1型备自投装置调试报告
装置型号
MFC2031-1型
装置名称
备用电源自投装置
安装位置
380VⅢ段
生产厂家
阿城继电器厂
外观状况
良好
环境温度
27℃
试验日期
2010.8.17
页次
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检验项目：
1、装置的外部检查。
检查回路是否符合装置设计要求，检查外部接线是否正确。
3.2充电条件检查:
当以下条件满足时，约10秒后备自投自动进入就绪状态：
1DL合，1ZKK合，2ZKK分，1PT电压正常，2PT电压正常。
检查结果：正确
3.3 动作过程检查:
1DL跳闸，备自投起动，先联跳1ZKK，确认其跳开后，合2DL和 2ZKK。
1ZKK跳闸，备自投起动，合2DL和2ZKK。
380V母线三相失压，电压低于整定值U2达整定延时时间T1后，备自投起动，先跳1ZKK，确认其跳开后再合2DL和2ZKK。
备自投起动后，在发出跳1ZKK命令约0.6s后，若1ZKK辅助接点信号未返回，装置将认为1ZKK拒动，为防止备用电源投入故障而不再发合2ZKK和2DL的命令。信号：“备投闭锁”、“开位异常”。
试验负责人
试验人员

武大电气自动化实验备自投仿真实验

故障发生的时刻2故障发生的时刻3
6. “Generation Unit 10MVA , 15KV”的断路器动作特性
故障发生的时刻2故障发生的时刻3
7. “15KV-6.6KV System”的断路器动作特性
故障发生的时刻2故障发生的时刻3
8. “6.6KV-400V System”的断路器动作特性
故障发生的时刻2故障发生的时刻3
2.“15KV-6.6KV System”的三相电压数据
故障发生的时刻2故障发生的时刻3
3. “6.6KV-400V System”的三相电压数据
故障发生的时刻2故障发生的时刻3
4.“Emergency System”的三相电压数据
故障发生的时刻2故障发生的时刻3
5. “By-Pass System”中的三相电压数据
以故障发生的时刻1[0 .03 .0300001 .08 .0800001 .1]为例：
其中实验1频率为：2000hz；实验2频率为：200hz；实验3频率为：20000hz。
三.实验分析与结论（20分）
a备自投的动作响应时间？
答：备自投的动作响应时间为0.001s。
b“Emergency System”仿真模型中ControlleБайду номын сангаас Voltage Source的作用？
2.2.备自投装置的作用
由于在现代电力系统中广泛使用了微机线路备自投保护装置，使得不间断供电的需求有了更加可靠的保证，在电力自动化的进程中发挥了不小的作用。
2.3备自投动作遵循的基本原则
（1）满足充电条件；
（2）工作母线失压（非PT断线造成）；
（3）无外部闭锁条件闭锁备自投（如手跳、保护出口闭锁等）；

备自投施工工程总结(3篇)

第1篇一、工程背景备自投施工工程是指在电力系统中，为确保电力供应的可靠性，提高电力系统的抗风险能力，对电力设备进行定期维护、检修和更新改造的一项重要工作。

本次备自投施工工程旨在提高我单位电力系统的稳定性和安全性，确保电力供应的连续性。

二、工程概况1. 工程名称：XX电力系统备自投施工工程2. 工程地点：XX省XX市XX县3. 工程时间：2021年3月1日至2021年4月30日4. 工程内容：主要包括备自投装置的更换、调试、试验及验收等。

三、工程实施过程1. 施工准备阶段（1）编制施工方案：根据工程需求，编制详细的施工方案，明确施工步骤、安全措施、质量控制等。

（2）组织人员：成立施工小组，明确各成员职责，确保施工过程中各环节有序进行。

（3）设备材料准备：提前采购备自投装置及相关材料，确保施工过程中设备材料的充足。

2. 施工实施阶段（1）现场勘查：对现场进行勘查，了解设备运行状况，为施工提供依据。

（2）设备更换：按照施工方案，对备自投装置进行更换，确保设备性能达到设计要求。

（3）调试与试验：对更换后的备自投装置进行调试和试验，确保其功能正常。

（4）验收与交付：完成施工任务后，进行验收，确保工程符合设计要求，交付使用。

3. 施工总结阶段（1）整理施工资料：对施工过程中产生的各类资料进行整理，形成完整的施工档案。

（2）总结经验教训：对施工过程中遇到的问题进行分析，总结经验教训，为今后的施工提供借鉴。

四、工程成果1. 提高了电力系统的稳定性：通过更换备自投装置，提高了电力系统的抗风险能力，降低了故障发生率。

2. 保证了电力供应的连续性：施工完成后，电力系统运行稳定，电力供应连续可靠。

3. 提升了设备性能：更换后的备自投装置性能良好，为电力系统提供了有力保障。

五、不足与改进措施1. 不足：施工过程中，由于设备材料供应不及时，导致部分施工进度受到影响。

改进措施：加强与供应商的沟通，提前做好设备材料采购计划，确保施工进度不受影响。

1、66kV备自投装置试验报告

一、铭牌二、外观及接线检查检查结果：外观良好，接线正确三、整屏绝缘电阻测试四、装置基本功能检查1.时钟工作情况检查检查结果：正确2.定值区切换及定值固化功能检查检查结果：正确3.打印功能检查检查结果：正确五、版本信息六、开关量输入回路检查七、模拟量输入回路检查1.零漂检查及调整2.电压通道线性度检查（单位：V）标准值通道名称40 60 80 100显示值误差显示值误差显示值误差显示值误差Uab1 40.020.05%60.040.07%79.87-0.16%100.490.49% Ubc1 40.030.08%60.020.03%80.140.18%100.340.34% Uca1 40.100.25%60.140.23%79.79-0.26%100.270.27% Uab2 40.230.57%59.95-0.08%80.380.47%100.480.48% Ubc2 40.110.27%59.96-0.07%80.480.60%100.230.23% Uca2 40.130.33%60.030.05%80.400.50%100.480.48%技术标准标准值与显示值的最大误差不大于±5%3.电流通道线性度检查（单位：A）标准值通道名称1 3 5 7显示值误差显示值误差显示值误差显示值误差Ia 0.97-3.00% 3.000.00% 4.94-1.20% 6.97-0.43% Ib 0.97-3.00% 3.000.00% 4.98-0.40%7.000.00% Ic 0.99-1.00% 3.000.00% 4.98-0.40% 6.93-1.00% I1a 1.000.00% 2.99-0.33% 5.020.40%7.030.43% I2a 0.99-1.00% 3.010.33% 4.99-0.20%7.040.57%技术标准标准值与显示值的最大误差不大于±5%八、备自投逻辑功能检查1.主接线系统图66kV备自投试验报告(三)试验日期：2005 年05月05日2.备自投定值3.逻辑功能检查3.1分段（桥）开关自投3.1.1充放电条件检查3.1.2常规定值校验设置好开入回路,满足充电的开入条件，调节充放电时间至最小，调节电压，观察备自投充电开入由0→1来检验母线有压定值；使备自投充电，调节电压、电流观察备自投充电开入由1→0来检验母线无压、进线无流定值。

若飞变备自投动作分析报告

若飞变备自投动作分析报告情况简介：图1：变电站接线图梭筛变至洋坪变输电线路上发生C相接地故障，梭筛变距离保护Ⅰ段动作，洋坪变零序保护Ⅲ段动作，若飞变101断路器零序保护Ⅲ段动作，备自投动作，101断路器重合。

问1：101断路器跳开动作是否正确？问2：备自投动作将102断路器合上以后，为什么101断路器又能合上？分析报告：梭筛变至洋坪变输电线路上发生C相接地故障，梭筛变距离Ⅰ段动作，洋坪变是零序Ⅲ段动作，零序Ⅲ段带有一定的延时，图2：若飞变110kV母线接线在故障发生之前，若飞变110kV母线的运行方式是白洋若线101断路器运行，虹若线102断路器热备用位置，Ⅰ母Ⅱ母并列运行，母联110断路器运行。

经查找备自投说明书，了解到若飞变110母线采用线路备投方式，备自投的逻辑为：工作线路失电，相应的断路器处于合位，在备用线路有压、桥开关合位的情况下跳开工作线路断路器合备用线路断路器；当工作电源断路器偷跳合备用电源。

图3：备自投接线方式其动作过程为：动作Ⅰ：判断Ⅰ母电压小于U01，线路Ⅰ电流小于I01作为启动条件，DL1处于跳位作为闭锁条件，以TM1延时跳开DL1，检查DL1跳位判断是否成功。

动作Ⅱ:判断Ⅱ母电压小于U01，线路Ⅱ电流小于I02作为启动条件，DL2处于跳位作为闭锁条件，以TM2延时跳开DL2，检查DL2跳位判断是否成功。

动作Ⅲ：DL1跳位、Ⅰ段母线电压小于U01、线路Ⅱ电压大于U02作为启动条件，DL2合位、DL3分位作为闭锁条件，以TM3延时合DL2，检查DL2合位判断是否成功。

动作Ⅳ：DL2跳位、Ⅱ段母线电压小于U01、线路Ⅰ电压大于U02作为启动条件，DL1合位、DL3分位作为闭锁条件，以TM3延时合DL1，检查DL1ⅠⅠ合位判断是否成功。

在故障发生后，101断路器断开，Ⅰ母失压，白洋若线线路无电流，101断路器在分位，满足闭锁条件，不延时跳101断路器。

102断路器为热备用，虹若线线路有压，此时102断路器在分位、110断路器在合位，不满足闭锁条件，延时合102断路器（经查看定值书，时间为0.5s）。