110kV卓然变电所备自投装置的验收及其应用

110kV备自投保护在应用中相关问题的分析【摘要】近年来我国电力系统网络结构越来越复杂，用户对电能质量提出了更高的要求，在这种情况下，电力系统供电安全性与可靠性显得尤为重要。

本文与实际情况相结合，针对110kV变电站备用电源自动投入装置的应用进行了系统的研究，首先对110kV备自投装置的作用效率进行了简单的分析，其次探讨了进线备自投的动作逻辑，最后针对110kV备自投在应用中存在的危险点及防范性措施进行了详细的论述，希望本文的分析可以为同行业人士的研究提供一些借鉴与参考。

【关键词】110kV;备自投保护;应用近年来，随着我国社会经济的不断发展，电网规模也得到了扩大，同时电力系统网络结构朝着复杂化方向发展，电力用户对电能质量的要求不断提高，所以电力系统供电的安全性与可靠性显得尤为重要。

为了保证变电站运行的安全性与稳定性，110kV变电站采用双电源进行供电，其中一路作为主供电源，另外一路作为备用电源使用，系统采用备自投装置，如果主供线路因为故障的原因出现跳闸，这时备自投装置就会发生动作，备用的线路自动投入到使用中，这样一来就可以保证对用户进行不间断的供电，促进电力系统供电可靠性的提高。

1110kV备自投装置的作用效率分析备自投保护装置在整个电网中的作用效率主要可以从实际能够动作的条件以及综合投资效益两方面进行分析，下面让我们展开进一步的探讨。

1.1实际能够动作的条件分析一般来说，备自投保护会被配置到主变中、低压侧单母分段接线方式中，但是因为受到技术条件以及原理设计等方面因素的影响，在这种方式下，备自投保护只能被允许在主变本体或者主变差动的范围中发生故障，才能发生备自投动作，事实上，从大量的实践经验数据表明，线路故障是故障率最高的，所以由此来看，将220kV电压等级作为主网架的时候，电网短路容量的降低以及保护配置的优化会成为具体操作的要求，在这种情况下110kV电网会采用敷设方式来运行，并在此前提下，110kV变电站可能会为终端运行提供出现故障的可能性因素，进而造成全站失压，因此，一定要对110kV备自投保护进行装设，这样才能使供电的可靠性得到提高。

变电站10—110kV备自投运用解析作者：靳耀锋来源：《科学与财富》2015年第36期摘要：简要介绍了备自投装置工作原理，并对10-110KV备自投和运行过程中的注意事项进行了重点分析，目的在于提高变电站10-110KV备自投的运用水平。

随着变电站自动化及无人值守的普及推进，备自投在电网系统中的应用越来越显得重要和必要。

关键词：变电站；备自投；10-110KV现代工业的高速发展，使其对电能的质量提出了更高的要求，供电的可靠和连续性是确保电能质量能够得到标准的基础。

在电网运行过程中，应当尽量缩短停电时间或缩短设备维修的耗时，从而提高供电可靠性。

将备用电源自动投入装置（下文统一简称为备自投装置）应用到电力系统中，可以有效提高供电的可靠性。

一、备自投装置工作原理简介在变电站运行过程中，备用电源自投逻辑情况如下：进线和断路器两种电气元件中使用的备用电源电气元件备用电源都具有自投功能。

自投方式1和方式2：对应两条进线假设为#1和#2（下文提到的电压、电流、电压都为假设数值），两者互为明备用的工作方式；自投方式3与方式4所对应的断路器实现Ⅰ母和Ⅱ母分别为暗备用的两种方式。

嵌入在自投装置中的软件的工作原理如下：装置在运行过程中，需要向两端的母线输入电压UⅠ和UⅡ，主要作用是对是否存在电压进行判断；向两端进线输入U1和U2，将其作为动作辅助和自投准备的判断；在每条进线开关处引入电流I1与I2，避免PT三相在线路的正常运行过程中发生断线，从而导致设备在自投过程中发生误动作。

将电源1与电源2引入到装置中，分别与分段开关进行连接（位置节点为TWJ），其主要作用是判断子系统的运行方式，以及自投动作。

在装置中还应当引入电源1与电源2在闭合后信号位置，将其当作不同运行情况下，自投手跳闭锁。

依据自投装置特殊性以及其在电力装置中位置和其起到的作用，在对其进行应用过程中必须要遵循以下原则：1、备用电源的接入必须要在确认工作电源已经断开后才可进行。

Power Technology︱174︱2016年11期变电站进线备自投装置应用问题分析万顺明 杨德嵩 李晋杰 邱 华国网南平供电公司，福建 南平 353000摘要：对于已具备双电源接入供电的变电站，进线备自投装置的应用有效解决了由于双回线无法并列运行变电站的安全供电问题，本文结合110千伏变电站进线备自投装置在应用过程中暴露出的一些问题做深入分析，并提出相应解决措施及改造方案。

关键词：进线；备自投；手跳；闭锁中图分类号：TM63 文献标识码：B 文章编号：1006-8465（2016）11-0174-011 概述 目前电力系统中部分变电站已具备双电源接入，但由于电磁环网、保护配合等因素，两条电源进线常常不能同时投入，只能互为备用，当正常工作电源进线因故障被切除后若采用手动操作的方式恢复供电时间长，存在全站失压的安全隐患。

本文简述了备自投装置基本要求，介绍110千伏变电站进线备自投在应用过程中发现的问题，分析问题产生的原因及解决方案。

2 进线备投装置相关要求 ①在工作电源断开后备自投装置才能动作，合上备用电源开关，否则可能扩大事故范围。

②备自投装置应保证只动作一次。

③当备自投装置动作时合闸于故障线路，应有保护快速跳开故障线路。

④人工遥控或就地操作断开工作电源开关时，此时备自投装置不应动作。

⑤根据备投装置的应用范围，合理考虑其闭锁条件，防止因备投动作造成事故范围扩大，扩大停电范围。

⑥综合考虑备投装置电压条件，防止因电压条件不满足而造成备投装置拒动。

3 进线备自投在应用过程中发现的问题及解决措施 3.1 110千伏松源变进线备自投装置动作失败原因分析 2013年5月110千伏松源变电源进线1事故分闸后开关，110千伏进线备投装置发“备自投启动、出口7跳进线2DL、出口7动作失败、闭锁备自投”等信号，松飞线171开关未能合上，备投装置动作失败。

现场检查发现备自投装置动作后，首先跳电源进线1开关，查现场接线及设计图纸发现该设计有原则性错误，是期南瑞继保公司LFP-941型线路保护无永跳回路，设计为防备自投动作后线路保护当开关偷跳处理启动重合闸，故将备自投装置跳进线接入线路保护手跳回路（手跳闭锁重合闸），然而手跳后同时也闭锁了备自投装置，现场备投装置启动后出口7跳进线1开关，开关跳闸成功，同时通过手跳回路闭锁备投装置，装置被闭锁同时发出“闭锁备自投”信号，备投后续的合开关逻辑被终止，进线2开关未能合上；其次现场备投装置启动后出口7跳进线1开关，开关跳闸成功，但因开关机构箱端子排（外侧）接线错误，导致进线1开关位置状态未能进入备投装置的跳位继电器回路，备投装置无法通过跳位继电器判断开关位置，故发出“出口7动作失败”信号，无法判断进线1开关位置，备投后续的合开关逻辑被终止，同样导致备自投装置的闭锁。

变电站备用电源自投装置的应用探讨【摘要】随着国民经济的发展和人民生活水平的不断提高，对电力系统可靠性的要求越来越高，变电站作为重要的电力设施承担着供电任务，当发生设备故障时，继电保护快速切除故障，备用电源自投装置保持线路设备的正常供电，两者相辅相成，可见备用电源自投装置是保证电网供电可靠性的重要环节。

本文主要针对对变电站备用电源自投装置的应用进行探讨，对备自投装置的动作情况进行分析。

【关键词】备自投装置;应用;分析随着国民经济的发展和人民生活水平的不断提高，对电力系统可靠性的要求越来越高，变电站作为重要的电力设施承担着供电任务。

通过多年的电网改造和建设，110kV变电站基本上已达到一主一备供电要求，在具备两回线及以上的多回供电线路上安装备用电源自投装置（简称备自投装置），以保证对用户的正常供电。

当主供电电源发生故障后，备用电源自动投入运行，提高供电可靠性。

但若不正确使用会备自投于故障点，致使故障扩大。

可见备用电源自投装置是保证电网供电可靠性的重要环节。

1.备自投装置的基本要求备自投装置应符合下列要求：1.1 应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用电源或设备。

工作电源失压后，无论其电源开关是否跳开，即使已测定其开关电流为零，但还是要先跳开该开关，并确认是已跳开后，才能投入备用电源。

可避免备用电源合于故障元件上。

例如：工作电源故障保护拒动，但在其他地方被后备保护切除，备用自投装置动作后合于故障的工作电源。

1.2 工作电源或设备上的电压，不论因何原因消失时，自动投入装置均应动作。

但手动跳开工作电源时，备用自投装置不应该动作。

1.3 备自投装置应保证只动作一次。

微机型备用电源自投装置通过逻辑判断来实现只动作一次的要求，备自投装置只有在充电完成后，才可能动作。

其充电条件均满足持续备用自投充电时间后，备用投完成充电，任一放电条件满足，备自投即放电，备自投未启动时，只有再次充电后才可能再启动，已启动后，备自投动作过程立即终止。

继电保护备自投的应用及改进摘要：随着我国电力系统的不断发展，备自投装置的作用也变得越来越重要。

但是在实际的应用过程中，经常会出现无法正确投入到电网的运行之中，本文就继电保护备自投的应用及改进进行分析，以供参考。

关键词：放电开入；轻载备自投；跳位开入；PT断线；带方向TV断线过流；引言备自投装置是提高供电可靠性的一套安全自动装置，在主供电源失去时通过自投备用电源来保证正常供电，可提高电力系统的供电可靠性，在各电压等级电网中得到广泛应用。

由于备自投需要适应多种运行方式，因此其原理和二次回路接线都比较复杂，从而发生误动、拒动事件。

1备自投装置基本要求备自投装置（BZT）全称为备用电源自动投入装置。

备自投（BZT）装置是当工作电源因故障或其它原因被断开后，能迅速自动地将备用电源或其它正常工作的电源投入工作，使工作电源被断开的用户不至于停电的一种自动装置。

在变电站，为了提高供电可靠性，一般可以采用环网供电或两台以上变压器并列运行进行供电。

但是这种做法将使继电保护复杂化，而且增大了短路电流，加重了一次设备的负担。

如果采取分段母线接线，则在简化继电保护和减小短路电流等方面都有积极的效果。

而在常开的分段断路器上装设备自投装置，也就可以保证供电的可靠性。

所以对于备自投装置最重要要求就是其动作的正确性。

备自投装置的使用原则主要包括：一是，保证只动作一次，即动作后须人工复归才能准备下一次动作。

电网系统中的工作电源发生故障或失压之后，就需要装置动作，切除故障电源并合上备用电源，当备用电源恢复正常后，需要人工到备自投装置处进行复归确认，否则禁止装置自动充电，避免线路有检修等情况，备自投合上后线路发生恶性触电事件。

二是，备自投装置的放电开入须考虑周全。

备自投装置的放电开入主要有以下几点：以进线备自投为例图一为进线1，2互为备投，3DL为死开关（一直合位），a）手动分闸时，闭锁备自投。

这个避免在停电时，备自投误判为母线失压，合上备用电源又让母线重新带电。

110kV变电站备自投的应用研究作者：陈红许来源：《华中电力》2013年第04期摘要：本文针对广州地区110kV变电站的典型主接线形式，分析了备自投动作的逻辑方案，并且指出了备自投逻辑特点，对备自投实现方式进行了分析，通过对两种备自投实现方式进行了分析和比较，确定了一种比较好的备自投实现方式。

还提出了备自投设计实施过程中需要注意的问题，并且提出了相应建议。

最后还对备自投实现方式的变化进行了展望。

关键词：备自投；配置；逻辑一、前言随着电力系统的发展，为了确保电力系统安全稳定运行，进一步减少电网故障对用户的影响，提高电力用户、特别是重要用户的供电可靠性和连续性，备自投装置在电网中起着越来越重要的作用。

备自投装置是当工作电源由于故障或其他原因失去时，能够迅速的投入备用电源，避免了用户由于停电造成的损失。

目前110kV变电站的备自投主要有分段备自投和进线备自投方式，而分段备自投和进线备自投方式比较简单，本文主要以广州地区的典型主接线形式，分析和研究广州地区备自投的特点，广州地区的110kV变电站的典型接线为终期规模三台主变，其中110kV侧为线路变压器组接线，10kV侧为单母分四分段接线，其中二号主变为双分支，设两个10kV分段开关[1]。

（详见图1）目前电力系统是按N-1的原则来设计，又称单一故障安全准则。

按照这一准则，电力系统的N个元件中的任一独立元件（输电线路、变压器等）发生故障而被切除后，应不造成因其他线路过负荷跳闸而导致用户停电；不破坏系统的稳定性，不出现电压崩溃等事故[2]。

因此当一台主变停运或线路故障跳闸后，其它两台主变可以负担起全部负荷，这样正常运行时主变的负荷率大概在2/3。

该接线方案只要任何一条线路或主变发生故障的情况下，都有可能造成一段10kV母线失压，而110kV线路出现故障的几率比较高，因此需要解决10kV母线失压的问题，因此需要在10kV侧配置备自投装置，备自投装置需要完成恢复母线电压，同时还要完成负荷的均匀分配，不致造成主变的过负荷。

110kV变电站备自投装置分析摘要：目前南方电网中比较重要的110kV变电站都已经基本装有设备自投装置。

本文基于110kV变电站进线备或内桥（分段）备原理进行分析，备自投是如何保证对用户供电的连续性和可靠性。

关键词：进线备；内桥（分段）备；可靠性；小电源；闭锁；0 引言随着我国人民生产生活的现代化程度日益提高，国民对于电力供应可靠性要求的不断提高，备自投装置（BZT）将作为电力系统中非常重要的安全自动装置。

在110kV变电站大多采用进线备或内桥（分段）备的运行方式来保证对用户供电的连续性和可靠性。

1 备自投装置（BZT）动作基本原则根据《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》，备自投装置应遵循以下基本原则：⑴、只有工作电源确实被断开后，备用电源才能投入。

⑵、备自投备用对象故障，应闭锁备自投。

⑶、备自投延时应大于最长的外部故障切除时间。

⑷、人工切除工作电源时，备自投不应动作。

⑸、备用电源不满足有压条件时，备自投不应动作。

⑹、备自投装置应保证只动作一次。

⑺、装置启动部分能反应工作母线失去电压的状态。

⑻、备自投装置的动作时间以负荷的停电时间最短。

⑼、PT二次侧的熔断器熔断时，备自投装置不应动作。

⑽、自动投入装置中，可设置工作电源的电流闭锁回路。

2备自投装置（BZT）充电与放电3.1有压、无压和无流条件1) 母线有压：母线的线电压Uab和Ubc至少有一个大于母线有压的定值Ud1。

2) 母线无压：母线的线电压Uab和Ubc均都小于母线无压的定值Ud2。

3) 进线有压：采集进线PT的一个线电压（或相电压）Upt大于进线有压的定值Ud3。

4) 进线无流：工作电源进线的一个相电流IL小于进线无流定值Id1（小于最小负荷电流I0）。

3.2备自投装置充电条件充电条件包括如下内容：1) 备自投装置已投入工作；2) 工作电源和备用电源均正常（有压）；3) 工作断路器和备用断路器正常；4) 无闭锁条件、放电条件。

且备自投装置充电时长为10s。

kV 变电站 kV备自投装置检验记录（110kV标准化装置）批准：审核：检查负责人：检查人员：检查时间：目录1 装置硬件检验 (3)1.1外观检查 (3)1.2绝缘检验 (3)1.3耐压检验 (3)2 逆变电源检验 (4)3 接入回路检验 (4)3.1CT回路检查 (4)3.2PT回路检查 (4)3.3开入接点检验 (5)3.4跳合闸回路检查 (5)4 直流供电电源配置检验 (6)5 本体功能检验 (6)5.1软件程序版本记录 (6)5.2硬件系统时钟精度检验 (6)5.3采样精度测试 (6)5.4元件CT定值采样检验 (10)5.5信号回路检验 (10)6 装置逻辑功能校验 (11)6.1装置定值整定合理性判别逻辑测试 (11)6.2母联开关状态判断逻辑测试 (11)6.3110kV线路（或主变变中）的运行状态判别 (12)6.4110kV线路备自投动作逻辑的功能测试 (12)6.5110kV母联备自投动作逻辑的功能测试 (49)6.6异常告警功能检验 (56)7 现场恢复 (57)8 检验结论及遗留问题 (57)1装置硬件检验1.1外观检查序号检验方法和标准检查结果检查人1 装置的实际构成情况应与设计要求相符。

2 设备安装的工艺质量以及导线、端子的材质应满足国家有关要求。

3 应与现行规程或反事故措施、网（省）事先提出的要求等相符。

4 装置外检范围内的设备标志应正确、完整、清晰，表计、信号灯及信号继电器、光字牌的计量正确。

5 涂去装置上闲置压板的原有标志或加标“备用”字样，该闲置压板的连线应与图纸相符合，图上没有的应拆掉。

6 压板、按钮的安装应端正牢固，接触良好。

定值整定小开关、拨轮开关、微动开关操作灵活可靠，通、断位置明确，接触良好。

7 装置外检范围内各设备及端子排的螺丝应紧固可靠，无严重灰尘、无放电痕迹，端子箱内应无严重潮湿、进水现象。

8 装置屏附近应无强热源、强电磁干扰源。

有空调设备的，其所在的环境温度、湿度应满足相关规定。

变电站主变备自投的基本实现方案和典型应用摘要：随着电网规模的不断扩大，网络结构的日益复杂，备自投装置尤其是微机型备自投装置在110kV及以下电压等级的变电站中被广泛采用。

本文对变电站主变备自投的基本实现方案进行了详细说明，对备自投在110kV变电站中的典型应用进行了具体介绍，并分析了工程实际应用时的注意事项，对于主变备自投在110kV及以下变电站中的推广应用和运行维护具有重要的借鉴和指导意义。

关键字：备自投主变方案应用0 引言随着经济发展、社会进步和人民生活水平的提高，电力在社会生产生活中扮演着越来越重要的角色，同时，社会生产生活对供电可靠性的要求也越来越高。

近些年来，随着软件设计和硬件结构的不断改进，微机型备用电源自投装置即备自投装置在110kV及以下电压等级的变电站中获得了广泛应用。

在变电站中配置备自投装置，是确保变电网供电稳定和用户用电安全的重要手段。

常见的母联（分段、桥开关）备自投方案、进线备自投方案等动作于母联（分段、桥开关）、进线开关等各种线路开关，以线路为备用电源投入对象，统称为线路备自投方案，对动作于主变各侧开关、以主变为备用电源投入对象的备自投方案则称为主变备自投方案。

线路备自投方案和主变备自投方案都保障了母线的可靠供电，本文重点介绍主变备自投方案。

1基本方案1.1冷备用方案图1是两台双绕组变压器的运行方式，主变低压侧为单母线（分段）接线，正常运行时一台主变带低压侧母线运行、另一台主变处于冷备用状态，由一台备自投装置实现两台主变的备自投方案，这称之为冷备用方案。

1.1.1 备投逻辑以#1主变运行，#2主变备用为初始运行状态说明。

正常运行时，两台主变高压侧均有压，1DL、3DL在合位，2DL、4DL在分位，备自投处于图1(a)状态。

当#1主变自身或上级站故障导致低压侧母线失压时，备自投检测#1主变低压侧无流、#2主变高压侧有压，则延时T1同时跳开1DL、3DL，确认开关跳闸成功后延时T3合2DL，确认2DL合闸成功后延时T4合4DL,主变低压侧母线恢复正常供电，此时#2主变运行、#1主变备用、备自投处于图1(b)状态。

110kV电网备用电源自投装置的配置原则和技术要求为规范110kV电网备用电源自投装置的配置与使用，防止110kV线路等元件故障造成全站失压和负荷损失，提高用户供电的可靠性。

根据《继电保护和安全自动装置技术规程》及《广东电力系统调度规程》的规定，制定110kV电网备用电源自投装置（以下简称BZT）的配置原则和技术要求。

一、配置原则（一）凡具备两路及以上系统供电电源的110kV变电站（110kV电网属于T接方式的除外）均应在110kV侧配置线路及分段备用电源自投装置。

（二）有两台及以上主变的变电站，均应在10kV侧配置备自投装置。

（三）对于多馈入电源变电站，应选择正常运行方式下的备用线路配置BZT装置。

（四）对两回或以上220kV线路－变压器组接线方式的变电站，在110kV母联开关加装备自投装置。

（五）对一些重要供电负荷，运行方式条件允许的，可考虑装设备自投装置。

（六）备用电源自投装置的配置，对新建或扩建的变电站应纳入基建工程规划；对已运行的变电站，应纳入技改工程计划。

（七）35kV变电站BZT装置的配置可参照执行。

二、技术要求（一）应保证当主供电源断开后，才投入备用电源。

（二）要正确选取BZT装置的充电、放电和启动条件，保证BZT装置只动作一次。

（三）要充分考虑BZT装置的闭锁条件，防止BZT发生不正确动作的情况。

必须考虑的闭锁条件有：1、人工切除本站主供电源时，BZT应闭锁；2、对有母差保护的变电站，线路BZT应加装母差保护闭锁；3、线路BZT加装线路刀闸位置闭锁信号，防止开关检修时突然合闸；4、主变或10kV的BZT要增加主变后备保护动作闭锁，防止备用电源合于永久性故障上。

（四）BZT装置的整定时间必须考虑与线路重合闸、线路后备保护和上下级BZT装置动作时间的配合，并考虑相应的延时和闭锁功能。

（五） BZT动作投入备用电源，若备用电源投于故障，应具有加速跳闸功能。

（六）BZT的放电条件应考虑必要的延时，以防止系统扰动、故障等形成的短时异常条件造成BZT闭锁。

备自投装置在110k双母线接线变电站中的应用李莉美摘要：对于110kV内桥或分段接线的备自投装置，现场实际应用已有很多，但对110kV侧为双母线接线的备自投运行方式应用还很少。

针对变电站运行人员对变电站运行方式的特殊要求，现将备自投装置应用到了110kV双母线接线形式的变电站中，在原有备自投装置的基础上进行了接线改造，使变电站的运行方式灵活多变，供电更加可靠。

关键词：备自投；双母线接线；运行方式；电流电压回路一般的备用电源自投保护测控装置可实现各电压等级、不同主接线方式（内桥、单母线分段）的备用电源自投逻辑和分段（桥）开关的过流保护和测控功能。

但是当运行方式不固定或运行方式改变时，线路备自投及母联备自投装置接线不能完全满足双母线接线形式下的自投功能。

针对某110kV变电站双母线接线形式，要实现线路备自投和母联备自投功能，在原有备自投装置的基础上进行了接线改造，实现了双母线接线形式下的不同备自投方式。

1 备自投工作原理在发电厂及变电站中，为保证供电可靠性，一般采用由两个独立电源供电并考虑其备用的方式。

当一个工作电源故障失去电压时，另外独立的电源自动装置自动而迅速的投入工作，以保证供电的连续性，这种自动装置称为备用电源自动投入装置（auxiliaries-supply automatic transfer switching equipment），简称AAT装置【1】。

对于110kV内桥或分段接线形式的变电站，如图1，与线路一相连的为Ⅰ母，与线路二相连的为Ⅱ母。

装置从母线电压互感器引入Ⅰ段和Ⅱ段母线三相原始电压（Uab1、Ubc1、Uca1、Uab2、Ubc2、Uca2），用于有压、无压判别。

引入两回线路单相电压（Ux1、Ux2），即线路上单相电压互感器电压作为自投准备及动作的辅助判据。

每个进线开关各引入一相电流（I1、I2），防止PT三相断线后造成备自投装置误动。

装置引入线路一开关（CB11）、线路二开关（CB21）和内桥开关（CB31）的跳闸位置接点，用于系统运行方式判别，自投准备及自投动作。

110kV变电站备自投运行方式分析摘要:近年来我国110 kV变电站经常会出现一些失压事故，严重影响了用户的用电质量。

需要有针对性地调整110 kV变电站装置，从而形成高效、稳定的输配电体系。

利用备自投装置能够增强变电站架构，也可以减轻110 kV变电站运行负荷，降低变电站发生故障断电的可能性，为110 kV变电站稳定运行提供了良好保障。

本文对变电站远方备自投装置设置的必要性进行了研究，深入分析了110 kV变电站远方备自投装置的运行方式等关键要素，从而提高变电站运行的安全性、稳定性和经济性。

关键词:110kV变电站；备自投；运行方式随着电网一次系统的不断发展，电网安全运行的压力也越来越大，要保障系统的安全稳定，必须保证系统每一个环节保持正常工作。

作为系统的一个组成部分，备自投的正确动作是非常重要的，需要进一步解决备自投装置的故障问题，从而提高备自投正确动作率和减少缺陷障碍，保障系统的安全稳定运行。

一、110kV变电站备自投装置作用效率分析110kV变电站的备自投保护一般常配置在主变中、低压侧单母分段接线方式，但由于原理设计和技术要求等原因，在这种方式下，备自投保护仅在主变本体或主变差动范围内故障时，才允许备自投保护动作，而实际上据运行经验表明故障率最高的是线路故障，因此对于以220kV电压等级为主网架时，以降低电网短路容量和优化保护配置目的为要求，110kV电网逐步采取辐射方式运行的前提方向下，110kV变电站为终端运行可能有因线路故障造成全站失压的风险，所以必须装设110kV备自投保护来综合提高供电可靠性。

但同时，也应考虑变电站内单台主变带全站负荷和线路带多座变电站负荷的能力，采取适当措施，防止主变或线路过载而造成二次跳闸。

同时由于为尽可能减小主变的短路冲击电流，防止主变烧损。

也需要结合110kV电网系统的实际运行方式，在需要装设备自投保护的地方，合理配置设备，既节省设备投资，提高了保护的可靠性和设备实际利用率。

110kV备自投（LFP-965B型）保护全部检验作业指导书（范本）编写：年月日审核：年月日批准：年月日工作负责人：作业日期：年月日时分至年月日时分安徽省电力公司Word文档仅供参考1 范围本指导书用于XX变10KV备自投（LFP-965B型）全部检验工作,其他变电站同类型保护装置的全部校验工作可参照本指导书执行。

2 引用文件下列标准及技术资料所包含的条文,通过在本作业指导书中的引用,而构成为本作业指导书的条文。

本作业指导书出版时,所有版本均为有效。

所有标准及技术资料都会被修订,使用本作业指导书的各方应探讨使用下列标准及技术资料最新版本的可能性。

GB/T 7261--2000 继电器及装置基本试验方法JB/T 9569--1999 超高压输电线路距离保护装置JJG 1027—91 测量误差及数据处理DL/T 623--1997 电力系统继电保护和安全自动装置运行评价规程JB/T 9568--2000 电力系统继电器、保护及自动装置通用技术条件DL 408--91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）[急件]（87）电生供字第254号继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定（87）水电电生字第108号继电保护及电网安全自动装置检验条例DL/T 624--1997 继电保护微机型试验装置技术条件DL/T 5136--2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 478--2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 527-2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件DL 479--1992 静态距离保护装置技术条件DL 483--1992 静态重合闸装置技术条件电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点LFP-965B型备自投装置厂家技术说明书LFP-965B型备自投装置厂家分板原理图LFP-965B型备自投装置厂家现场调试大纲Word文档仅供参考3 准备3．1 作业任务及作业条件3.2 准备工作安排3.3 人员要求Word文档仅供参考3.4 备品备件3.5 工器具及相关资料资料Word文档仅供参考3.6危险点及预控措施Word文档仅供参考3.7 人员分工4 作业程序及作业标准4.1 开工Word文档仅供参考4.2检修项目和工艺标准Word文档仅供参考Word文档仅供参考Word文档仅供参考5.竣工6 验收记录Word文档仅供参考7.作业指导书评估附录A：XX变110KV备自投（LFP-965B型）全部检验现场二次工作安全措施票Word文档仅供参考执行人：监护人：恢复人：监护人：附录B： LFP-965B微机备自投检验报告一、检验使用的主要仪器仪表Word文档仅供参考二、参数核对（1）版本号、校验码三、检验项目名称1、外部检查Word文档仅供参考Word文档仅供参考3、逆变电源自启动性能检验4、通电初步检查7、功耗测量Word文档仅供参考7.1交流电流回路8.2交流电压回路8.3直流回路9、零漂检查：Word文档仅供参考10、有效值检查：11、保护定值及逻辑试验Word文档仅供参考四、整组试验结论：五、二次回路检查、设备清扫情况：六、试验结束后的定值核对：定值核对正确。

一、主变压器验收检查项目：1.主变压器交接试验项目：（1）绝缘油试验或SF6气体试验；（2）测量绕组连同套管的直流电阻；（3）检查所有分接头的电压比；（4）检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；（5）测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻；（6）非纯瓷套管的试验；（7）有载调压切换装置的检查和试验；（8）测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；（9）测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ；（10）测量绕组连同套管的直流泄漏电流；（11）变压器绕组变形试验；（12）绕组连同套管的交流耐压试验；（13）绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；（14）额定电压下的冲击合闸试验；（15）检查相位；（16）测量噪音。

1 容量为1600kV A 及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行；2 干式变压器的试验，可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行；3 变流、整流变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行；4 电炉变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行；5 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试验项目进行试验。

6 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目，现场试验按本标准执行。

7.0.2 油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验，应符合下列规定：1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0.2 的规定；试验项目及标准应符合本标准中表20.0.1 的规定。

2 油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在66kV 及以上的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。

变电站10—110kV备自投应用浅析【摘要】简要介绍了备自投作为电网系统内的保护自动装置所处的地位、发挥的作用、遵循的原则。

对目前杭州地区所新上的10-110kV备自投的部分逻辑以具体的变电站实例给予说明。

分析了浙江省10-110kV备自投逻辑下的一些特点，并根据现场实际情况加以说明，特别是在轻载变电站出现的新状况，提出运行人员应对现场实际问题的处理方法。

【关键词】备自投；逻辑；特点；处理方法一、备自投概述随着社会经济的不断发展，社会用电负荷的急剧增加，企业、居民用电要求的逐渐提升，促使电网供电的可靠性亟需加强，电网运行水平有待进一步提高。

现在电网架构虽日趋完善，但在各种设备、线路故障面前仍显薄弱，备用电源自动投入装置作为目前电网系统内保证可靠供电的重要设备，其有助于对薄弱电网架构的增强，有助于减轻配网事故的影响，在目前电网建设尚不完善的时期内，对区域内的供电可靠性起到积极的作用。

通过采集断路器位置、电压、电流等信息，当工作电源因故障被断开后，能够自动而迅速地将备用电源投入工作，保证用户连续供电的装置即称为备用电源自投装置，简称备自投装置。

一般来说，目前变电站装设的都是微机型备用电源自投装置。

备自投装置主要用于110kV以下的电网系统之中，是保证电力系统连续可靠供电的设备之一，110kV以上电网的备自投装置一般与主变过载联切装置配合使用。

装设备自投装置的基本条件是具备两个及以上电源供电，工作方式为一个为主供电源、另一个为备用电源（明备用），或者是两个电源各自带部分负荷，互为备用（暗备用），所以，备自投方式主要是根据变电站的一次系统接线图来进行设计的。

根据备自投装置的特殊性与其在电力系统中的功能位置，其应当遵循的原则有下列几种：1、工作电源确认断开后，备用电源方可投入。

2、备自投切除工作电源断路器必须经过延时。

3、手分或遥分工作电源，应闭锁备自投装置或者先停用备自投后进行手分与遥分。

4、应具有各种外部闭锁备自投装置的功能。

浅析110kV变电站10kV备自投装置随着电网负荷不断增长及对供电可靠性的要求日益增加，10kV备自投的重要性凸显。

文章主要对备自投的动作原理、备自投出现问题进行了分析与探讨，为今后再遇上和处理此类情况时候能够提供一定的参考。

标签：110kV变电站；10kV；备自投装置引言备自投装置又称为备用电源自动投入装置，它是继电保护与供电网络系统自动装置相结合的产物，是一种对供电系统提供不间断供电的经济而有效的技术装备。

当故障导致系统工作电源失去时，该自动装置能够迅速地将备用电源自动工作。

在实际的运行中，备自投装置时常都会发生误动、拒动，原因涉及运行维护、装置本身、接线等方面，比如备自投充放电、备自投过载联切等问题。

文章主要是分析110kV变电站10kV备自投装置出现的问题以及采取的防范措施。

1 10kV分段备自投装置原理图1 110kV变电站接线图1.1 参数说明外部电流和电压输入经隔离互感器变换后，在通过滤波输入到模数变换器，然后CPU采用数字处理后形成各种保护继电器，并计算各种遥测量，其中Ua1、Ub1、Uc1为1M母线的电压输入，Ua2、Ub2、Uc2为2M母线的电压输入，用于判别母线有压、无压；I1、I2为两进线一相电流输入，用于无流检测和防止PT断线时误启动装置；为零序电流输入，用于零序保护；IA、IB、IC测量两母线环流输入，其中，IA、IC为专用测量CT用输入，用于过流保护用。

1.2 原理说明装置引入两段母线电压，用于判别无压、有压，每个进线开关各引入一相电流为了判断进线开关已跳开，也是为了防止PT三相断线后造成分段开关误动作。

装置引入两个进线开关位置接点（TWJ1、TWJ2），加上装置自带操作回路产生的分段开关节点（TWJ3），用于判别系统运行方式、自投准备、自投操作。

装置将两个进线开关的KKJ（合后位置继电器：KKJ是反映手跳、手合的，即：如果手动合上开关，KKJ就变为1，如果再由保护切掉，KKJ仍然为1，只有手切才会变为0；同理，开关手切KKJ为0，如果保护合上开关，KKJ也还是为0，只有手合才会变为1。