变配电运行知识 路改强 2016年3月.

Presentation on theme: "变配电运行知识 路改强 2016年3月."— Presentation transcript:

1 变配电运行知识 路改强 2016年3月

2 目 录 一 电力系统简介 二 变配电运行常识

3 一 电力系统简介 （一）电力系统的组成 电力系统主要由发电厂、电力网以及用户三个部分组成。 1、发电厂
发电厂的作用是将一次能源转变成电能。发电厂使用的一次能源有热能、水能、核能、风能、太阳能等，根据利用的能量形态的不同，可以将发电厂分为火力发电厂、水力发电厂、核能发电厂、风力发电厂、太阳能（光伏）电站和其他类型发电厂。

4 一 电力系统简介 2、电力网 电力网通常是指交流电力网，由电力线路、母线、变压器、开关等输送、变换和分配电能的设备所组成，可分为输电网和配电网。 （1）输电网用较高的电压将各个发电厂与负荷中心进行连接并形成多级较高电压的网络。可分为高压电网（220kV）、超高压电网（330～750kV）、特高压电网（1000kV及以上）。 （2）配电网进行电能的分配，用较低电压的线路连接用户，也组成多级较低电压的网络。按电压高低可分为低压电网（1kV以下）、中压电网（1～10kV）、高压电网（35～110kV）。

5 一 电力系统简介 3、负荷（用户） 电力系统的用电负荷，也称负荷或用户。包括工业、农业、交通运输等国民经济负荷和居民生活负荷。异步电动机、少数的同步电动机、电热、整流和照明等设备组成负荷，它们将电能分别转换为机械能、热能、化学能和光能。

6 一 电力系统简介 （二）电力系统的发展 1、电力系统初期概况
1831年法拉第发现了电磁感应定律，接着出现了直流发电机，将其他形式的能转变为电能，开始了电能的生产和使用。当时所采用的是低压直流，主要供给照明用电，供电范围很小。1882年第一座发电厂在英国伦敦建成，原始的电力线路输送的是100V和400V的直流电，同年法国人德普列茨提高了直流输电电压，使之达到1500～2000V，输送功率2kW，输电距离57km，一般认为这是世界上第一个电力系统，它包含了发电、输电和用电。

7 一 电力系统简介 1891年出现了三相交流输电，它由95V、230kW的水轮发电机，经变压器升压至15200V，将功率传送到178km以外的法兰克福，然后用两台变压器降压至112V，分别供给照明负荷和一台异步电动机驱动的75kW水泵，从而形成了现代电力系统的雏形。

8 一 电力系统简介 2、中国电力工业的发展和成就
中国的电力工业至今已有一百多年的历史，经历了旧中国艰难曲折的发展和新中国成立后的快速发展，目前已进入世界先进水平的行列。2015年底全国装机总容量达15.1亿kW，发电量5.6万亿kWh，位居世界第一。但我国人均用电量仍然发展中国家水平，各种能源资源人均占有量低，处于世界80名以后。

9 一 电力系统简介 中国电力能源结构： 2015年底全国装机总容量达15.1亿kW，发电量5.6万亿kWh，位居世界第一。
其中：火电总装机容量为9.9亿kW；水电总装机容量、发电量分别为3.2亿kW、1.11万亿kWh，均居世界第一；风电总装机容量为1.29亿kW，占全球四分之一；光伏发电总装机容量、发电量分别为4318万kW、392亿kWh，均居世界第一；核电总装机容量为2608万kW，在建3203万kW，规模居世界第一。

10 一 电力系统简介 3、中国电力工业发展的预期 全球气候变暖对人类生存和发展带来严重挑战。大气中二氧化碳浓度升高带来全球气候变化已确定为不争的事实。为此，以低能耗、低污染、低排放为基础的经济模式被称作“低碳经济”。近几年，中国单位国内生产总值能耗逐年降低，大力提倡新能源。目前，我国新能源和可再生能源增长速度最快，水电装机、核电在建、太阳能利用和光伏发电均居世界第一位。十二五末非化石能源发电装机比重已提高到35%，可再生能源装机占全球总量的24%。

11 一 电力系统简介 我国的电力工业已进入了大机组、大电厂、大电网、超高压、自动化、信息化、智能化和水电、火电、核电、新能源发电全面发展的新时期。西电东送、南北互供、全国联网已形成。1000kV交流、正负800kV直流特高压已运行，国产1000MW超超临界机组已投产；柔性输电技术取得进展。特别是特高压、超导、智能电网的兴起，中国大力工业将迎来更大的预期。

12 一 电力系统简介 （三）中国电力网概况 目前，我国电力网经过多年发展，额定电压逐步变高，主网架已经由低压电网变成高压电网（220kV）和超高压电网（500kV）。根据我国地理位置分布，中国电力网有国家电网、南方电网、台湾电网组成。 1、国家电网 有华北电网（北京、天津、河北、冀北、山西、山东）、华东电网（上海、江苏、浙江、安徽、福建）、华中电网（河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆）、东北电网（辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古东部）、西北电网（陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆、西藏）组成。

13 一 电力系统简介 2、南方电网 南方电网（广东、广西、云南、贵州、海南）是我国电力体制改革时推出的电力集团股份公司，可市场化运营。
3、台湾电网 现在台湾省是独立电网。

14 一 电力系统简介 （四）电力系统的主要参数 1、电压等级
我国的电压等级有3、6、10、35、60、110、154、220、330、500、750、1000千伏发、输、供、配、用电交流电压。还有100V以下主要用于对使用者人身安全的动力、照明、蓄电池及其他特殊设备供电的直流6、12、24、48V，交流6、12、24、36V等。100～1000V之间主要用于工业、民用、照明、普通电器、电动机、动力及控制设备供电。直流110V、220V电压在发电厂、变电站的控制、保护、信号及自动装置回路中广泛采用。

15 一 电力系统简介 2、额定频率 我国电力系统的额定频率为50Hz，简称工频，它是电力系统发电和负荷有功功率理想平衡时由全体发电机同步转速决定的交流电压、电流的频率。但实际运行中有功功率平衡随时都有偏差，频率也随时都会偏离额定值，我国规定电力系统正常运行时允许的频率偏移应不超过±0.2～0.5Hz。

16 一 电力系统简介 （五）电力系统接线图 电力系统接线图分电气接线图和地理接线图。 1、电气接线图
又称发电厂、变电站的电气主接线。是发电厂、变电站电气一次设备通过导线连接成的接受和分配电能的电路。表示变电站的母线、发电机、变压器、断路器和电力线路之间的电气连接关系。典型的电气主接线形式大致分为有母线和无母线两类。 （1）有母线的接线形式 包含单母线接线、双母线接线、双母线带旁路母线接线、二分之三断路器接线。

17 一 电力系统简介 （2）无母线的接线方式 包含桥形接线（内桥接线、外桥接线）、多角形接线（三角形接线、四角形接线）、单元接线（发电机-变压器单元接线、线路-变压器组单元接线）。 2、地理接线图 电力系统地理接线图主要反映发电厂、变电站、输电线路在一定地域内的相对地理位置和它们之间的电气联接关系。

18 一 电力系统简介 （六）电力系统接地方式 1、电气设备接地
电气设备接地是把电气装置和设施的金属等可导电部分外壳接地，主要目的是保证运行人员安全和设备安全。 我国规定独立避雷针接地电阻不应大于10Ω，架空线路杆塔保护接地电阻不应大于30Ω，防静电引起易燃易爆的储罐管道接地电阻不应大于30Ω。

19 一 电力系统简介 2、电力系统接地 （1）中性点的接地方式
电力系统接地是指三相交流电力系统星形联接变压器或发电机定子绕组的中性点与大地之间的电气连接方式，称为中性点接地方式，主要目的是满足电力系统运行和排除故障的需要；分直接接地、经电阻或电抗接地、不接地三种。

20 一 电力系统简介 2、电力系统接地 （2）有效接地
我国规定110kV及以上电网为中性点接地电网，中性点直接接地和经小电阻或小电抗接地，又称有效接地或大接地电流方式。这种电网发生单相接地故障时，非故障相电压仍为相电压，故障点经中性点接地支路形成回路，故障电流较大，会立即使继电保护动作将故障切除。

21 一 电力系统简介 2、电力系统接地 （3）非有效接地
我国110kV以下电网为非有效接地又称小接地电流方式，包括中性点不接地、中性点经消弧线圈接地、中性点经高阻抗接地。这种电网中发生单相接地故障时，非故障相对地电压由相电压上升为线电压或接近线电压，中性点电压上升为接近相电压；故障电流为分布电容电流（忽略分布电导电流），数值小，此时继电保护不动作于跳闸，故障可以延时切除。 分布电容电流较大的非有效接地电网发生单相接地时，接地电弧不能自动熄灭。采用经消弧线圈接地，用电感电流过补偿，可避免谐振。

22 一 电力系统简介 （七）电力生产特点和对电力系统基本要求 1、电力生产的特点 （1）电能不能大量储存
电能的生产、输送、分配和使用是在同一时刻完成的。电力系统中的功率每时每刻都是平衡的。 （2）暂态过程非常迅速 电能以电磁波的形式传播，其传输速度与光速相同，每秒达30万km，即使相距几万km，发电、供电、用电都在同一瞬间实现。由于雷击或开关操作过电压，暂态过程只有微秒到毫秒数量级；从发生故障到系统失去稳定通常几秒时间。为了使设备在故障等暂态过程中不致损坏，更为了防止电力系统失去稳定或发生崩溃，电力系统必须装设各种快速保护装置和自动控制装置。

23 一 电力系统简介 1、电力生产的特点 （3）电力和国民经济与人民生活的关系密切
由于电能使用和控制方便，而且能够远距离输送，国民经济各部门都广泛使用电能作为生产动力，人民的生活用电也日益增加。如果电能供应不足或突然停电将给国民经济造成巨大损失，给人民生活带来影响。另外，电能质量、价格还影响产品的成本，从而影响大多数商品和服务的价格。

24 一 电力系统简介 2、对电力系统运行的基本要求 （1）供电可靠性
电力系统供电的中断将使生产停顿，生活混乱，甚至危及人身和设备安全，后果严重。电力系统为了保持高的供电可靠性，必须有足够的电源容量和合理布局，电网结构必须合理，部分设备故障或检修时，不影响对用户的供电。 对供电可靠性威胁最大的是系统失去稳定，必须有保护和提高稳定性的措施。

25 一 电力系统简介 2、对电力系统运行的基本要求 （2）良好的电能质量
电能质量包括频率、电压、波形三方面。我国电力系统频率偏差一般不超过±0.2～0.5Hz；电压偏移一般不超过用电设备额定电压的5%上下；电流谐波含量过高会使波形严重畸变，不仅影响设备正常运行，还可能在电力系统中产生局部谐振，对通信造成干扰。波形电压闪变、跌落还运行计算机等电子设备的运行安全。

26 一 电力系统简介 2、对电力系统运行的基本要求 （3）系统运行的经济性
电能生产的规模很大，消耗的一次能源在国民经济一次能源总消耗量中所占比重大，因此提高电力系统运行的经济性具有极其重要意义。电力系统经济指标一般是指火电厂的煤耗、厂用电率、电网的网损率。所以要采用高效、节能的发电设备，能源之间调度调剂。

27 一 电力系统简介 2、对电力系统运行的基本要求 （4）节能和环保
环保问题为人们日益关注。在火电厂生产过程中产生的各种污染物质，包括氧化硫、氧化氮、飞灰、灰渣、废水等排放量的限制，进行脱硫处理，也成为对电力系统的基本要求。 节能降耗和污染减排是一项全社会任务，是构建和谐社会的重要因素。所以要优化调度、降低综合线损、用的侧管理、建筑节能等，可再生能源开发利用。

28 二 变电配电运行常识 （一）变电配电运行工作任务 1、正确监控设备
变电配电运行人员首要任务是对所管设备进行监视监控，对设备运行参数（电压、电流、功率等）会监视，对设备出现异常信号会正确判断。 2、能及时巡视发现设备缺陷 运行人员开展定期巡视，对设备正常、异常运行状况会判断，能及时发现运行中设备的缺陷，使之得到及时停电修理，保证设备运行供电。

29 二 变电配电运行常识 （一）变电配电运行工作任务 3、正确操作设备
正确操作设备是变配电运行人员重要任务。操作是对所管设备进行停送电，即对设备运行状态（合闸、分闸等）进行倒闸切换。 4、正确维护设备 运行人员能对运行和停电设备进行维护，即对主设备的辅助设施进行保养，对运行设备带电测试，对备用设备充电切换。

30 二 变电配电运行常识 （二）变电配电运行规程制度 1、电力安全工作规程
它是变配电运行人员须执行的最重要规程。主要包含高压设备巡视的基本要求、保证安全的组织措施和技术措施、线路作业时变电站和发电厂的安全措施、在二次回路上工作、在六氟化硫电气设备上的工作、高压试验等。 2、变电配电现场运行规程 这是变配电运行人员现场遵守的基本制度。主要对设备的巡视项目、操作注意事项、维护要求进行规定，对异常设备处理步骤规定清楚。

31 二 变电配电运行常识 （二）变电配电运行规程制度 3、电网调度规程
它是变配电运行人员须执行的重要规程。适用于所辖电力系统范围内发电、输电、售电、用电、电力监管及其它活动中与电力调度有关的行为。电力调度坚持安全第一、预防为主，与各企业、用户共同维护电力系统安全稳定运行。电力调度应当符合电力系统运行的客观规律和市场经济规律的要求，实行统一调度，分级管理，以保障电力系统安全、优质、经济运行。

32 二 变电配电运行常识 （二）变电配电运行规程制度 4、变配电运行管理制度
有交接班规定、设备巡视检查规定、两票管理规定、设备定期试验轮换规定等。具体见“变电运维管理规定” 5、变配电运行管理记录 有运行日志、设备巡视检查记录、设备缺陷记录、运行分析记录等。具体见“变电运维管理规定”

33 变配电一次设备 路改强 2016年3月

34 目 录 一 变配电站的作用和构成 二 变配电站的电气一次设备

35 一 变配电站的作用和构成 （一）变（配）电站的作用和构成
为了把电力输送到远离发电厂的城镇、工矿等负荷中心，通常在发电厂或发电厂附近建立升压变电站，将发电机电压升高，然后通过输电线路与电力系统连接。再经降压变电站的降压变压器把电压降到所需各级电压，供给用户使用。因此，变电站是连接发电厂和电力用户的中间环节，起着升降电压、汇集和分配电能、控制操作等功能。 变电站通常由变压器、高低压配电装置以及相应的建筑物等构成。

36 一 变配电站的作用和构成 （二）变（配）电站分类 变电站可按其在电力系统中的作用和地位、管理控制方式及地理条件等进行分类。
1、按作用和地位分类 枢纽变电站--位于电力系统枢纽点，电压等级高（330kV及以上），进出线回路多，容量大，对系统运行的稳定性和可靠性起着重要的作用。 中间变电站--在系统中起交换功率或使高压长距离输电线路分段的作用；同时降压向所在地区用户供电。电压等级多为220kV，若全站停电会引起区域网络解列。

37 一 变配电站的作用和构成 地区变电站--是一个地区或城市的主要变电站，其最高电压等级为110kV或220kV。
2、按管理形式分类 有人值班变电站--站内设有常驻值班人员，对设备进行监视、维护、操作、管理等，容量一般较大。 无人值班变电站--不设常驻值班人员，在运维班或监控中心进行遥控操作，特殊情况派人到站进行检查、维护、切换设备及进行停送电操作。

38 一 变配电站的作用和构成 3、按结构型式分类 屋外变电站--其主要电气一次设备布置在屋外，多数站采用。
屋内变电站--电气设备均布置在屋内，这类变电站多位于市区居民密集地区或污秽严重地区，电压等级一般在110kV以下。 地下变电站--因受地理条件限制，电气设备建在地下屋内，供电线路采用电缆线路。

39 一 变配电站的作用和构成 （三）变（配）电站规模 变电站规模一般以电压等级、变压器总容量和出线回路数来表示。
电压等级通常以变压器的高压侧额定电压表示，如35,110,220,330,500kV变电站等。 变压器总容量，通常以全站主变压器容量之和来表示。 出线回路数，根据变电站的容量、工业区用户和电压等级来确定，如某一变电站有35kV输电线路5条、110kV输电线路3条、10kV用户配电线路7条，该变电站就共有出线15回。

40 二 变配电站的电气一次设备 发电厂和变电站的电气设备，分一次设备和二次设备。其中直接生产、输送和分配电能的设备是一次设备。 （一）变压器
1、变压器的工作原理 变压器的工作原理是电磁感应原理，即“电生磁”、“磁生电”的一种具体应用。 2、变压器的作用 变压器主要作用是变换电压等级，即将一种等级的电压变换成另一种等级的电压，利于电能的传输和使用。

41 二 变配电站的电气一次设备 3、变压器的分类 （1）变压器按相数分，有单相变压器和三相变压器。受制造和运输条件限制，大容量变压器可制成单相变压器，由3台单相变压器组成三相运行。 （2）按用途分，有升压变压器、降压变压器和联络变压器。 （3）按绕组分，有双绕组变压器（每相有高压和低压绕组）、三绕组变压器（每相有高、中、低压三个绕组）、自耦变压器（高、中压侧每相共用一个绕组，从高压绕组中间抽头）。 （4）按铁芯型式分，有心式变压器和壳式变压器。

42 二 变配电站的电气一次设备 3、变压器的分类 （4）按铁芯型式分，有心式变压器和壳式变压器。
（5）按有无绝缘油分，有油浸式变压器和干式变压器。 4、变压器的铭牌和技术数据 电力变压器的铭牌标定着变压器的额定技术数据，如额定容量、额定电压、额定电流、负载损耗、质量等，这些技术数据对变压器的运行人员来说是必须掌握的。 电力变压器产品型号标注有一定规范，见图。

43 二 变配电站的电气一次设备 （1）额定容量 在额定电压和额定电流下连续运行时，变压器所能输出的视在功率值称为额定容量，单位kVA。 计算公式
（2）额定电压 系指变压器长期运行时所能承受的工作电压，单位kV。电力变压器的高压侧都有分接抽头，抽头之间的电压称为分接级电压，铭牌上的Ｕ℮值指中间抽头的额定电压值。

44 二 变配电站的电气一次设备 （3）额定电流 在额定电压和额定容量下，变压器允许长期工作通过的电流，称为额定电流，单位A。 计算公式
（４）空载电流 当变压器一次绕组加额定电压，二次绕组开路空载时，一次绕组中通过的电流，称为空载电流，即励磁电流，以Ｉo的百分值标定，即 Ｉo% = Ｉo／Ｉ℮1×100%

45 二 变配电站的电气一次设备 变压器的空载电流是一个重要的技术参数，其与变压器的容量和铁芯的材料有关，通常容量越大的变压器，Ｉo%越小。从空载电流的大小，可判断变压器下述性能： 1）判断铁芯质量的高低。例如节能型变压器SL7-50/10，Ｉo% =2.8%，而同等容量的高能耗变压器SJL--50/10，Ｉo% =8%。整个SL7系列变压器，空载电流Ｉo%通常在4%以下，可见其铁芯材质是良好的。

46 二 变配电站的电气一次设备 2）判断切除空载变压器的过压倍数。切除空载变压器时，空载电流被强迫切断，一次绕组储存的磁场能量要转换成断口处电容的电场能量，作用在断口处的电压与Ｉo有关。有时在变压器一次绕组和断路器之间装设阀型或氧化锌避雷器，作为操作过电压保护。 （5）空载损耗 当变压器一次绕组在额定电压作用下，二次绕组开路时，变压器所产生的损耗，以W或kW为单位。它实际包括三部分：一次绕组中的铜损；磁滞损失；涡流损失。后两种损失合称为变压器铁损，因铜损值较小，故空载损耗又称为变压器铁损。

47 二 变配电站的电气一次设备 （6）短路电压 短路电压又称阻抗电压，将变压器二次绕组短路，一次绕组两端缓慢加压，当二次绕组中短路电流等于额定电流时，此时一次绕组施加的电压值称为短路电压，常以对一次额定电压比值的百分数表示。即 Ｕｋ1%=Ｕｋ1/Ｕe1×100% 短路电压对讨论变压器并列运行、突然短路有重要意义。

48 二 变配电站的电气一次设备 （7）短路损耗 短路损耗是变压器二次绕组短路，在一次绕组额定分接头处通入额定电流时，变压器的有功功率损耗，单位W或kW表示。包括两部分： 一、二次绕组的铜损；铁芯中的损耗。 因此时二次绕组短路，一二次绕组流过额定电流，短路电压Ｕｋ1远小于Ｕe1。因 Ｕｋ1 =4.44ｆΝ1φｋ 则φｋ<<φe,此时铁损很小，可略去，短路损耗可近似等于一二次绕组在额定状态下的铜损。

49 二 变配电站的电气一次设备 （8）接线组别 变压器同一侧绕组是按照一定形式进行连接的。变压器绕组连接方式由三相绕组的连接顺序、绕组缠绕方向、绕组端头的标志三个因素决定，连接方式直接影响三相变压器高、中、低压侧线电压的相位关系。三相变压器可以连接成星形、三角形和曲折形，通常采用星形、三角形两种连接方法，用Y，D表示。 将变压器按高压、中压、低压绕组连接的顺序组合起来就是绕组的连接组别。工程上采用钟向法，即把360°分成12等份，每30°就构成一种接线组别，共有12组接线组别。我国常用有 Y,yn0 ; Y,d11 和 YN,d11三种。

50 二 变配电站的电气一次设备 （9）温升 变压器绕组或上层油面的温度与变压器周围环境的温度之差，称为变压器绕组和上层油面的温升。
变压器铭牌上标定的温升是限值，国家标准规定，当变压器安装地点的海拔高度不超过1000m时，绕组温升限值65℃，上层油面温升限值为55℃，因此，周围环境温度不超过40℃时，变压器运行的上层油面温度不应超过95℃，为保证变压器油和绝缘在长期使用下不致迅速劣化变质，变压器上层油面温度不宜经常超过85℃。

51 二 变配电站的电气一次设备 5、变压器的构造和作用 变压器的构造见图，由几部分组成： （1）芯体
芯体包括变压器的铁芯、绕组、绝缘、引线、分接开关等。 （2）油箱 油箱包括油箱本体和附件。 （3）出线装置 包括高压、中压、低压套管。 （4）保护装置 包括油枕、油表、呼吸器、防爆管、测温元件、气体继电器等。

52 二 变配电站的电气一次设备 （5）冷却装置 包括散热器、冷却器等。 变压器各部件的作用分述如下 （1）铁芯
铁芯是变压器的磁路部分，分铁芯柱和铁轭两部分，一二次绕组绕在铁芯柱上，铁轭将其连起来成闭合磁路。为了提高磁路的导磁系数和降低铁芯内的涡流损耗，铁芯通常采用厚度0.35mm的硅钢片，表面涂绝缘漆，分层迭装。铁芯在运行中必须单点可靠接地。

53 二 变配电站的电气一次设备 （2）绕组 绕组是变压器的电路部分，一般用绝缘纸包的铝线或铜线绕成。高压绕组、低压绕组之间的相对位置不同，可构成同心式和交叠式绕组。 同心式指高、低压绕组同心地套在铁芯柱上，由于低压绕组对铁芯的绝缘要求低，故将其布置在靠铁芯的内层。 交叠式是搞、低压绕组沿铁芯柱高度方向交叠地排列，为减少绝缘距离，通常低压绕组靠近铁轭。大容量变压器的高压绕组多采用连续式，连续式绕组的盘与盘之间有横向油道，起绝缘、冷却、散热作用。

54 二 变配电站的电气一次设备 （3）油箱与变压器油
油箱是油浸式变压器的外壳，箱内注满变压器油，变压器芯体浸泡在油中。变压器油要求十分纯净，不能含水分和杂质，如酸、碱、硫、灰尘、纤维等。变压器油的作用是起绝缘、冷却、散热作用。水分会降低绝缘、腐蚀金属、降低散热，必须采取措施减少油与空气的接触。 （4）绝缘套管 变压器的引出线从油箱内穿过油箱盖时，须经过绝缘套管，以使带电的引线和接地油箱绝缘。绝缘套管一般是瓷质的，结构取决于电压等级。

55 二 变配电站的电气一次设备 1）10kV以下的为单体瓷质绝缘套管

56 二 变配电站的电气一次设备 （5）油枕、呼吸器和防爆管
1）油枕：变压器在运行中铁芯和绕组发热，使油温增加，油的体积要因此而膨胀。设置油枕，为变压器提供了膨胀室，缩小了油与空气的接触面积，延缓油吸潮和氧化速度，防止油膨胀时箱体受高压爆炸。油枕使油面高度超过箱盖和套管高度，使套管充满变压器油，增加了引出线的绝缘。 油枕上装有油位表，监视变压器油面变化。 2）呼吸器：油枕内装有与外界连通的管子，管子下端装有呼吸器。呼吸器内有硅胶，能吸潮变色；呼吸器下端是油封，使空气不能直接经呼吸器进入油枕。

57 二 变配电站的电气一次设备 （5）油枕、呼吸器和防爆管
3）防爆管或压力释放器：800kVA以上的变压器都装设保护装置。中小型变压器装设防爆管，大型变压器采用压力释放器。它们都与箱体相通，当变压器内部发生短路故障时，温度升高，油被分解产生气体，呼吸器排放不及，箱体内压力增大，气体和 油将冲破防爆玻璃或释放器，降低箱内压力，保护油箱。 （6）冷却装置 变压器运行中，因铁芯和绕组有铁损、铜损和附加损耗，变成热能使变压器温度升高，所以必须冷却，冷却方式有：

58 二 变配电站的电气一次设备 1）油浸自冷式。分平板式箱壁冷却、管式散热器。
2）油浸风冷式。当变压器容量超过5000kVA时，因其热量大，自然冷却不能满足，需装上冷却风扇，加速散热器中油的冷却。 3）强迫油循环冷却。分风冷、水冷和导向冷三种。 强迫油循环风冷是用潜油泵将油箱中上层热油抽出，经散热管风扇冷却，由泵打入油箱底部，从而冷却铁芯和绕组，反复形成油循环。

59 二 变配电站的电气一次设备 强迫油循环水冷的原理与强迫油循环风冷一样，用冷水代替风扇。
强迫油循环导向冷却是潜油泵送入铁芯、绕组间的油道中，使热量直接被一定流速的冷油带走，潜油泵抽出上层热油，经水冷却器冷却后送入箱底，形成循环。

60 二 变配电站的电气一次设备 6、变压器电压的调整
变压器电压调整通过分接开关进行，因调压分无励磁调压和有载调压，分接开关就有无载、有载分接开关两种。 无励磁调压是变压器不带任何负载，在停电无励磁情况下，变换绕组的分接头，以实现调压。 有载调压是在变压器不停电情况下，带有负载时变换绕组分接头，实现调压。通常采用电阻式组合型有载分接开关。其电路分调压电路、选择电路、过渡电路。

61 二 变配电站的电气一次设备 7、变压器的运行规定
变压器必须根据其铭牌所示的技术规范运行，运行电压一般不应高于分接头额定电压的105%。 （1）主变运行油温标准 控制主变的运行油温是确保变压器正常运行和其绝缘强度，防止绝缘油劣化的基本措施。对运行中的油浸式主变，监视其上层油温不超规定值。 变压器正常运行时，上层油温不超过85℃，若超过应采取措施启动备用冷却器或转移负荷，此时最高不应超过95℃。

62 二 变配电站的电气一次设备 （2）变压器负载运行规定
1）正常周期性负载的运行：变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行，允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下，周期性超额定电流运行。 2）长期急救周期性负载的运行：此时，平均相对老化率可大于1，甚至远大于1将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量这种运行机会；必须采用时，应尽量缩短额定电流运行时间，降低倍数，有条件可投入备用冷却器。 3）短期急救负载的运行：此时，相对老化率远大于1，绕组热点温度可能达到危险程度。这时应投入所有冷却器，尽量压缩负载、减少时间，一般不超0.5小时。

63 二 变配电站的电气一次设备 （3）变压器并列运行条件 8、变压器的巡视检查 （1）变压器正常运行检查项目
1）绕组接线组别相同； 2）变比相等，允许相差±0.5%； 3）阻抗电压相等，相差不超过10%； 4）容量之比不大于3。 8、变压器的巡视检查 （1）变压器正常运行检查项目 1）检查油枕和充油套管的油位、油色是否正常，器身及套管有无渗油、漏油现象。 2）根据温度表指示检查变压器上层油温是否正常。 3）检查变压器音响是否正常。正常运行时内部发出均匀的“嗡嗡”电磁声。

64 二 变配电站的电气一次设备 4）检查瓷套管应清洁、无破损裂纹和打火放电现象。
5）检查冷却器组数按规定运行，分布合理，油泵运转正常，无漏油现象。 6）引线接头接触是否良好，红外测温测量接触处温度不超70℃。 7）检查呼吸器通畅，硅胶变色不超一半，油封内的油浸过呼吸嘴。 8）压力释放器指示杆未突出，无喷油痕迹。 9）瓦斯继电器与油枕间连接阀门应打开，内无气体充满油。 10）检查其铁芯接地良好，钳形表测量不大于0.5A。 11）有载调压分接开关位置正确，机构与远控指示一致。

65 二 变配电站的电气一次设备 （2）变压器特殊巡视内容
1）气温骤变时，检查油枕油位和瓷套管油位是否有明显下降，各侧连接引线是否有断股或接头发红现象。 2）大风、雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象。 3）浓雾、小雨雪时，瓷套管有无表面闪络放电，各接头在雨中和雪后有无水蒸气或立即熔化现象。

66 二 变配电站的电气一次设备 （2）变压器特殊巡视内容
4）过负荷时，应检查负荷电流、油温油位变化，检查声音是否正常，接头是否发热，冷却器投入足够，防爆膜、压力释放器是否动作过。 5）变压器发生短路或穿越性故障时，应检查变压器有无喷油，油色是否变黑，油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断，瓷质外绝缘有无破裂，接地引下线有无烧断。 6）新投入或大修后投入运行后，4小时内，每小时检查一次，除了正常巡视项目外，应检查声音是否正常，有无内部放电现象；油位变化应正常；冷却器阀门全打开。

67 二 变配电站的电气一次设备 9、变压器的故障分析处理
大中型变电站的主变压器都有较完备的变化装置，主变故障时其瓦斯、差动等主保护动作跳闸，切除故障变压器。 （1）变压器瓦斯保护动作后的处理 1）轻瓦斯动作处理：当轻瓦斯动作后，报出光子牌信号。此时应汇报调度，检查主变油温、油位及声音，用2支注射器抽取瓦斯继电器内气体，一支送化验室分析，一支现场点燃判定是否可燃，如可燃应申请停运试验，不可燃应继续运行监视。

68 二 变配电站的电气一次设备 2）重瓦斯动作后处理
当主变重瓦斯动作跳闸后，会出现音响、报出光子牌信号，三侧开关跳闸，电流为零。此时应解除音响，汇报调度，全面检查主变外部，有无喷油、冒烟、着火和严重漏油等，观察油色、油温、油位变化；检查瓦斯继电器二次接线是否正确；拉开三侧开关刀闸，做好安措待测试；检查气体性质是否可燃；对主变取油样进行色谱分析；对其进行绝缘测试。

69 二 变配电站的电气一次设备 （2）变压器差动保护动作后的处理
当主变差动动作时，会出现音响、报出光子牌信号，三侧开关跳闸，电流为零。此时应解除音响，汇报调度，检查主变差动保护区内的套管、导线、接头等有无放电和烧伤痕迹，主变油色、油温、油位有无异常；检查二次回路接线是否正确；测量主变绝缘和直流电阻是否正常；对主变取油样进行色谱分析；如差动回路误接线，装置因穿越性故障误动，须对差动保护全面校验。 若主变突发着火，应立即断开三侧开关进行灭火，如火灾扩大应打开事故放油阀，进行放油灭火。

70 二 变配电站的电气一次设备 10、变压器检修、试验 （1）变压器检修项目、周期 1）变压器大修项目、周期
大修项目：器身铁芯、线圈、绝缘、引线检查；检修箱盖、油枕、套管等；检修冷却装置，控制箱和阀门；检查处理穿芯螺杆、接地线；清洗油箱内外附件；更换密封胶垫，消除渗漏油；处理绝缘油（过滤或更换）；检修分接开关；检查处理呼吸器、净油器；检验测温、仪表、信号和保护装置；进行必要的测量和试验。 大修周期：投运后5年修1次，以后每10年1次；全封闭变压器试验结果有必要时；运行主变承受出口短路后考虑提前大修；有载调压分接开关达到厂家操作次数后，应将切换开关取出检修。

71 二 变配电站的电气一次设备 2）小修项目、周期
小修项目：检查套管；清扫外壳、套管和冷却装置，处理渗漏油缺陷；检查呼吸器、净油器，更换干燥剂；检修冷却器潜油泵、风扇、电机；检验温度计；检查处理防爆筒玻璃或压力释放器；检查处理油枕胶囊、瓦斯继电器；进行规定的测量试验。 小修周期：每年小修1次。 近几年，变压器采用状态检修，可根据其运行状态确定，故大修、小修周期不完全符合。

72 二 变配电站的电气一次设备 （2）变压器试验项目
1）主要的绝缘试验项目：绕组绝缘电阻、吸收比的测定；绕组连通套管的泄漏电流试验；绕组连通套管的介损试验；绕组连通套管的直流电阻试验；电容套管末屏绝缘及介损试验；绝缘油试验。 2）新投产及大修后试验项目：检查各分接头位置上的绕组连同套管的直流电阻；检查所有分接头的变压比；检查三相接线组别；测量绕组连同套管的绝缘电阻吸收比；绕组连同套管的交流耐压试验；绕组连套管的局部放电试验；测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；绝缘油试验；有载调压切换装置的检查试验；冲击合闸试验。

73 二 变配电站的电气一次设备 3）主变故障后试验项目：根据大修规定进行试验，还补充以下项目。额定电压下空载电流和空载损耗测量；额定电流下的短路电压和短路损耗测量；局部放电试验；感应耐压试验或操作波试验。

74 二 变配电站的电气一次设备 （二）互感器 电力系统应用的高压互感器分电压互感器和电流互感器。其用途是与电气仪表和继电保护自动装置配合测量高电压回路的电压、电流及电能等参数，隔离高电压，保障工作人员与设备安全。 1、电压互感器 （1）电压互感器工作原理 电压互感器是将电力系统的高电压变成一定标准的低电压（100V等）的电气设备。从结构上讲是一种小容量、大电压比的降压变压器，基本原理与变压器相同。但是它不输送电能，仅作为测量和保护用的标准电源。

75 二 变配电站的电气一次设备 （2）电压互感器特点
1）电压互感器二次回路的负载是计量表计、继电保护及自动装置的电压线圈，其阻抗很大，二次工作电流小，相当于变压器空载运行。 2）电压互感器二次绕组不能短路。短路后二次回路阻抗变很小，会产生很大的短路电流，造成继电保护误动，甚至烧毁互感器。 此外，电压互感器二次绕组及零序电压绕组的一端须接地，防止一次侧线路发生故障时，在二次感应出高电压，危及仪表、继电器和人身安全。一般是中性点接地或b相接地。

76 二 变配电站的电气一次设备 （3）电压互感器的分类及结构 电压互感器的分类： 1）按安装地点分为户内、户外电压互感器。
2）按相数分为单相式和三相式，35kV及以下多为三相式。 3）按绕组分为双绕组和三绕组。 4）按绝缘方式分干式、浇注式、油浸式和充气式。电压互感器的结构： 可分为普通式和串级式两种。 普通式就是二次绕组和一次绕组相互耦合，与普通的变压器一样，常用于35kV及以下。

77 二 变配电站的电气一次设备 串级式就是一次绕组有几个单元串联而成，最后一个单元接地，二次绕组只与最后一个单元耦合。用于110kV及以上电压互感器，通常采用单相瓷箱式结构。 电容式电压互感器是组合式单柱结构，由瓷套外壳、经高真空浸油处理的电容芯子、充满瓷套的绝缘油，上下节串联组合而成。

78 二 变配电站的电气一次设备 （4）电压互感器的接线方式 电压互感器有以下几种常见接线：见图
1）一台单相电压互感器，用于测量某一相间电压（35及以下电网）或相对地电压（110及以上中性点直接接地电网）。 2）两台单相接成V--V形，它能测量各相间电压，但不能测量相电压。广泛用于20kV以下中性点不接地或经高阻抗接地的电网。 3）一台三相三柱电压互感器接线，只能测量相间电压，Y/Y0方式。

79 二 变配电站的电气一次设备 4）一台三相五柱式电压互感器，一、二次绕组均接成星形，且高压侧中性点接地，为Y0/Y0/∆形式，用于3～15kV电网中。可测量各相间电压和相对地电压，其第三绕组接成开口三角形，供保护和接地信号用。 5）用三台单相三绕组电压互感器构成Y0/Y0/∆的接线方式，广泛应用于35～330kV电网中。

80 二 变配电站的电气一次设备 （5）电压互感器的运行规定
1）电压互感器允许在额定容量下长期运行，60kV及以下的，其一次侧装设熔断器，110kV及以上的一次侧不装熔断器；电压互感器二次侧装设熔断器或低压断路器。 2）电压互感器运行电压不超过其额定电压的110%。 3）在电压互感器本体上或底座上进行工作，要把其一次侧、二次侧都拉开，有明显断开点。 4）油浸式电压互感器应装设油位计和呼吸器，全封闭式或带金属膨胀器的，有渗漏油应及时处理。 5）高压侧熔断器的额定电流（一般0.5A）和遮断容量应足够；二次熔丝电流应大于负荷电流1.5倍。

81 二 变配电站的电气一次设备 （6）电压互感器的巡视检查 1）电压互感器的瓷瓶是否清洁完整，有无裂纹、放电现象；
2）油位、油色是否正常，有无漏油现象。 3）内部声音是否正常。 4）高压引线接头连接是否良好，有无过热，二次回路电缆、导线有无破损。 5）二次侧和外壳接地是否良好。 6）检查波纹金属膨胀器运行状况，油位应在20℃上下。 7）端子箱是否清洁、受潮，箱门是否关好。

82 二 变配电站的电气一次设备 （7）电压互感器的故障分析处理
1）电压互感器响声异常：内部有劈啪声，说明内部故障，应立即停用；系统谐振或单相接地，会出现较高的“哼哼”声。 2）内部故障过热产生高温，油位上升，膨胀漏油；运行异常使熔断器连续熔断2-3次。 3）电压互感器内发生臭味或冒烟，说明连接部位松动或高压侧绝缘损伤。 4）绕组、引线与外壳间有火花放电，说明绕组内部绝缘损坏或连接部位接触不良。 5）电压互感器因密封老化引起严重漏油故障，处理时禁止用刀闸或取下高压保险的方法停用故障PT，应用高压断路器切除所在母线。

83 二 变配电站的电气一次设备 2、电流互感器 电流互感器是将高压系统中的电流或低压系统中的大电流变成一定量标准的小电流（5A或1A）的电气设备。 （1）电流互感器的基本原理 电流互感器是接近于短路运行的变压器，基本原理与变压器相似，只是取电流变换，其一次绕组串联在线路。 （2）电流互感器的特点 电流互感器不同于变压器的特点

84 二 变配电站的电气一次设备 1）电流互感器二次回路负荷是计量、保护、自动装置的电流线圈，阻抗小，相当于变压器短路运行，一次电流由线路负荷决定，二次电流只随一次电流变化而变化，所以能测量电流。 2）电流互感器二次绕组绝对不允许开路运行。二次侧一端必须接地，以防止一二次绝缘击穿时危及仪表和人身安全。 （3）电流互感器的分类和结构 电流互感器的分类： 1）按安装地点分为户内、户外式、装入式（套管式）。

85 二 变配电站的电气一次设备 2）按安装方法分为穿墙式、支持式。 3）按绝缘分为干式、浇注式、油浸式、充气式等。
4）按一次绕组匝数分为单匝式和多匝式。 电流互感器的结构： 电流互感器一次绕组串联于电网中，通过电流大，导线截面大，匝数较少。其结构主要以一次绕组的结构不同而不同。电流互感器结构有U字形和8字形（链形）结构。因8字形线圈电场不均匀，只用于35～110kV电压级。220kV及以上电压等级电流互感器一般采用U形结构，U字形绕组电容式结构，主绝缘全包在一次绕组上，电场分布均匀，被广泛应用。

86 二 变配电站的电气一次设备 （4）电流互感器的接线 电流互感器的接线有几种常见接线，见图：
1）单相接线：用在三相三线系统中，当各相负荷平衡时，可在一相中装电流互感器，测量一相的电流。 2）星形接线：可测量三相负荷电流，监视每相负荷不对称情况。 3）不完全星形接线：可用来测量平衡负荷和不平衡负荷的三相系统各相电流。图中是只取A、C两相电流时，用二元件功率表接线，流过公共导线上的电流为A、C两相电流的向量和，即-Ｉb

87 二 变配电站的电气一次设备 （5）电流互感器的运行规定 1）电流互感器的负荷电流应补超过其额定值的110%。
2）电流互感器运行中二次回路始终闭合，二次绕组不允许开路。 3）油浸式电流互感器应装设封闭的金属膨胀器或微正压装置。 4）二次绕组至少有一个端子可靠接地，属于保护接地。 5）电流互感器与电压互感器的二次回路不允许互相连接。

88 二 变配电站的电气一次设备 （6）电流互感器的巡视检查、故障分析
1）电流互感器的巡视项目：瓷套管是否清洁无破损裂纹、放电；油色、油位是否正常；连接处是否良好无松动、过热、放电现象；有无渗漏油；金属膨胀器指示正常；声音、气味正常；接地线良好无松动现象；端子箱清洁无受潮，二次端子接触良好无开路放电现象。 2）电流互感器正常工作时近于短路状态，运行声音极小，故障时会出现异常声音、其它现象。

89 二 变配电站的电气一次设备 二次回路短路时，电流表、功率表指示为零或减少，保护误动或不动。此时应保持负荷不变，停用可能误动的保护装置，进行处理，否则停电处理。 二次回路开路时，故障点端子排会击穿冒火。应检查互感器二次回路端子接触是否良好，立即恢复。 检查充油型电流互感器密封、油位是否正常。膨胀器导向指示急剧上升，系内部短路或决议过热，应申请停电处理。油位急剧下降，可能是严重漏油引起，应汇报调度，让检修人员停电处理。

90 二 变配电站的电气一次设备 （7）互感器的试验项目 电压互感器、电流互感器合称互感器，检修试验项目相同。
1）互感器的检修项目：绕组、铁芯检查处理；绝缘件是否良好，末屏或二次接地可靠；更换绝缘密封件及附件；绝缘油处理；密封试验、电气试验；外壳油漆。 2）互感器的试验项目：测量绕组的绝缘电阻；绕组套管对外壳的交流耐压试验；测量介质损失；测量直流电阻；绝缘油试验化验；检查接线组别及引出线极性；检查变比；局部放电试验。

91 二 变配电站的电气一次设备 (三）高压断路器
高压断路器是电力系统中重要的控制和保护设备，不管系统处于什么状态，它都应可靠动作。其控制作用是根据电网运行需要投入或切除部分电力设备和线路；保护作用是电力设备或线路发生故障时，通过继电保护及自动装置作用于断路器，将故障部分从电网中迅速切除，以保证电网非故障部分的正常运行。

92 二 变配电站的电气一次设备 1、高压断路器的基本原理
高压断路器通断电路是由操动机构经过传动机构驱动两个金属触头（通常称动、静触头）的接触和分开进行的，且必须保证可靠地熄灭电弧。 2、高压断路器的结构 尽管断路器种类繁多，结构复杂，总体可由导电回路、灭弧室、绝缘部分、操动机构、传动机构、外壳及支撑部分组成。

93 二 变配电站的电气一次设备 3、高压断路器的分类
根据不同的灭弧原理，高压断路器可分为多油断路器、少油断路器、压缩空气断路器、真空断路器、SF6断路器。 SF6气体因在常温下无色、无毒、不燃、不臭，绝缘性能优良，是空气的3倍，不会老化变质，不溶于水和变压器油，不与氧、氮、铝等许多物质反应，熄弧后绝缘强度恢复快，比空气快100倍，因此，SF6断路器被广泛应用，且可把多种设备组合在一起，成全封闭组合电器（GIS）。但它有缺点：SF6在电弧和电晕作用下产生剧毒的低氧化物，可引起绝缘结构材料损坏；分解受水分及电场不均匀影响大，故要求纯度高；在低温时易液化。

94 二 变配电站的电气一次设备 4、高压断路器的参数 （1）额定电压：保证断路器正常长期工作的电压。
（2）额定电流：断路器可长期工作的最大电流。 （3）开断电流：断路器在给定电压下正常开断的最大短路电流。 （4）热稳定电流：断路器所承受短路电流热效应的能力，一般按4秒时间通过热稳定电流。 （5）额定动稳定电流：用来表征断路器承受短路电流电动力能力，指在关合状态下，能通过不妨碍其正常工作的最大短路电流瞬时值。

95 二 变配电站的电气一次设备 4、高压断路器的参数
（6）分闸时间：断路器接到分闸命令起，到电弧熄灭止所经历的时间为全分闸时间。（固有分闸+熄弧时间） （7）合闸时间：断路器接到合闸命令起，到触头刚接触的时间止所经历的时间。 5、高压断路器操动机构 有手动操动机构，电磁操动机构，电动机构，气动机构，弹簧操动机构，液压操动机构。

96 二 变配电站的电气一次设备 5、高压断路器的运行 （1）高压断路器允许按其额定电压和额定电流长期运行。
（2）断路器的负荷电流一般不应超过额定值，事故时过负荷不超10%，时间不超4小时。 （3）安装地点的相同短路容量不应大于其铭牌规定的开断容量，有短路时能满足热、动稳定要求。 （4）严禁将拒绝跳闸的断路器投入运行。 （5）严禁对运行中的断路器慢合慢分试验。 （6）断路器跳闸后应进行细致检查，若绿灯不亮而红灯已熄灭，应立即取下控制保险防止跳闸线圈烧坏。

97 二 变配电站的电气一次设备 （7）高压断路器无论哪种类型操动机构，均应经常保持足够的操作能源。
（8）采用电磁式操动机构的断路器，禁止用手动杠杆或千斤顶带电合闸操作。液压或气动机构的断路器，压力异常导致分合闸闭锁时，不准擅自解除闭锁进行操作。 （9）断路器的金属外壳及底座应有明显的接地标志并可靠接地。 （10）断路器的分合闸指示器应易于观察且指示正确。

98 二 变配电站的电气一次设备 6、断路器的巡视检查
（1）油断路器的巡视内容：检查油位、油色是否正常；有无渗漏油现象；有无放电和异常声音；接头有无过热；红绿指示灯、机械指示、负荷电流与实际相符；瓷质绝缘完好，无破损裂纹、放电现象。 （2）SF6断路器的巡视内容：检查SF6压力正常，在0.4～0.6MPa范围；各部通道有无异常、异味；绝缘套管无裂纹放电和脏污；连接接头无过热现象。 （3）空气断路器的巡视检查：空气压力是否正常；空气系统阀门法兰、通道、储气筒等处无明细漏气；空压机运转正常无异常声音；绝缘拉杆完整；绝缘套管无裂纹放电和脏污；连接接头无过热现象。

99 二 变配电站的电气一次设备 6、断路器的故障分析处理 （1）断路器异常运行分析处理
1）响声不正常：可能是套管或瓷柱破损放电、内部起泡放电、二次接线接触不良放电、连接部位烧红放电等，应视其程度判准部位，汇报调度紧急停电。2）接触发热：因开断容量不足、过负荷、切除短路电流、机构合闸不到位，引起动静触头接触不良发热，也会因引线接触氧化、螺栓松动发热。应申请转移负荷、停电处理。 3）大量漏油：因密封老化漏油。此时注意不许在断路器严重缺油、无油时分闸。应立即转移负荷，利用旁路开关或上一级开关断开，停电处理。

100 二 变配电站的电气一次设备 4）内部其它故障：可能会因本体内部或操动机构故障引起断路器异常运行。应根据程度处理，必要时停电处理。
（2）断路器故障分析处理 1）合闸失灵：根据红绿灯指示判断操作电源、合闸回路是否正常。控制保险、合闸线圈、防跳继电器、机构回路故障均会导致合闸失灵。查出故障原因应立即处理，否则应通知检修人员处理。 2）分闸失灵：正常操作拒分，可根据红灯指示判断操作电源是否正常；检查分闸线圈、机构压力或回路故障。后台监控机上不能分闸时，应检查闭锁回路、分闸程序、测控屏是否正常。

101 二 变配电站的电气一次设备 7、断路器的检修、试验 （1）断路器检修项目
1）断路器本体：导电系统、灭弧装置分解检修；中间机构箱分解；支持瓷套、提升杆分解；主轴、传动装置分解；分闸缓冲器分解；放油阀、排气装置、油位计分解；绝缘油过滤；操动机构及拉杆分解；跳闸试验；整体清扫、除锈、刷漆。 2）（电磁、液压、弹簧）机构：分合闸部件分解；工作缸、信号缸维修；储压筒、储能弹簧维修；端子及二次回路检查试验；密封检查；分合闸试验；机构清扫、除锈、刷漆。

102 二 变配电站的电气一次设备 （2）断路器试验项目
绝缘拉杆的绝缘电阻及工频耐压测量；本体直流泄漏电流试验；交流耐压试验；每相导电回路电阻测量；测量分合闸时间和速度；并联电容器试验；SF6气体微水测量；检测SF6密封性能等。

103 二 变配电站的电气一次设备 (四）隔离开关 隔离开关又名隔离刀闸（简称刀闸），是高压开关的一种。 1、隔离开关的基本原理
隔离开关没有专用的灭弧装置，不能用来切断负荷电流和短路电流，但它具有电动力稳定性和热稳定性，不因短路电流通过而自动分开或烧坏触头。隔离开关由操动机构驱动本体闸刀分、合，分闸后有明显的电路断开点。 2、用途 （1）隔离电源。它使需停电工作的设备与带电部分可靠隔离，确保了工作人员的安全。

104 二 变配电站的电气一次设备 （2）分合无阻抗的并联支路。双母线方式，设备倒换母线运行；断路器合位时，分合与其并列的旁路刀闸。
（3）接通或断开小电流电路。分合电压互感器、避雷器，无接地的消弧线圈与中性点接地刀；分合电容电流不超5A的空载线路及励磁电流不超2A的空载变压器；分合10kV以下15A以内的负荷电流及70A以内的环流。

105 二 变配电站的电气一次设备 3、隔离开关的类型、结构 隔离开关有以下类型： （1）按绝缘支柱数目分为单柱、双柱、三柱式。
（2）按刀闸运行方式分为水平旋转、垂直旋转、摆动、插入式。 （3）按有无接地刀分为带接地闸刀、无接地闸刀式。（4）按操动机构不同分为手动、电动、气动、液压式。 （5）按极数可分为单极、三极式。 （6）按使用特性分为母线型、穿墙套管型。 （7）按使用地点分为户内、户外式。

106 二 变配电站的电气一次设备 隔离开关基本由下列各部分组成： （1）接线端。连接母线或设备。 （2）触头。动、静触头或两个可动触头。
（3）绝缘子。支持绝缘子、操作绝缘子。 （4）传动机构。接受操动机构的力，用拐臂、连杆、轴齿轮、操作绝缘子等传给触头，实现分合闸。 （5）操动机构。通过传动装置，控制刀闸分合并供给操动力。 （6）支持底座。将上述各部件组合固定。 常用的隔离开关有：GN1-10、GN6-10T户内式；GW4-110、GW4-220双柱，GW5-110D Ｖ型，GW6-220GD单柱，GW7-220单极三柱户外式。

107 二 变配电站的电气一次设备 4、隔离开关的运行、巡视
（1）隔离开关运行技术规定：允许在额定电流、额定电压下长期运行；导体连接头温度不应超过70℃；严禁带负荷进行分、合闸操作；满足热稳定要求；分闸状态安全距离明显。 （2）隔离开关巡视内容：瓷绝缘是否完整无裂纹放电现象；操动机构不变形、锈蚀、开焊等；闭锁装置完好，销子锁牢；接地刀闸接触良好；合闸时触头接触良好，不发热；通过短路电流后绝缘子无破损放电痕迹和熔化现象。

108 二 变配电站的电气一次设备 5、隔离开关的异常运行分析处理
（1）隔离开关接触发热：原因是压紧弹簧、螺栓松动、表面氧化等。处理时，双母线方式可倒换另一母线刀闸运行，后拉开发热刀闸；单母线的，应汇报调度，减少负荷，转移负荷，有旁路的用旁路代运行，无旁路要监视温度，停电处理。 （2）瓷瓶裂纹破损：不严重的可继续运行；破损严重有放电时，应停电处理。

109 二 变配电站的电气一次设备 （3）拒分、拒合：查找原因处理，禁止盲目操作。如防误闭锁装置问题，应检查程序，消缺后进行。若操动机构问题，应消除，不能电动的改手动。 （4）隔离开关本身传动机械故障：停电处理。 （5）操作时，发现刀刃与刀嘴接触部分有抵触时，不能强行进行，否则会造出支持瓷瓶的破坏，应停用进行处理。

110 二 变配电站的电气一次设备 6、隔离开关的检修
大修内容：操动机构分解检修，涂润滑油；各部连杆分解调整；转动部分分解检修、加油；导电回路解体；瓷瓶清扫、检查及连接线螺栓紧固；三相同期调整；各部铁件除锈、油漆；防误闭锁装置检修。

111 二 变配电站的电气一次设备 (五）电抗器、电容器 1、电抗器 （1）电抗器分类 电抗器有限流电抗器、分裂电抗器、油浸电抗器。
1）限流电抗器：限流电抗器的作用是限制短路电流，按安装地点分为母线电抗器和线路电抗器，一般制成干式，在6-35kV中应用。 母线电抗器装在发电机电压母线、母线分段、变压器低压出口处，与断路器串联，百分电抗值为8%-12%。 线路电抗器串联在线路中，限制短路电流。

112 二 变配电站的电气一次设备 2）分裂电抗器：为限流短路电流和维持母线残压，要求电抗器的电抗较大，为了减少电抗器中的电压损失，要求电抗器的电抗越小越好。为解决这一矛盾，采用分裂电抗器。 分裂电抗器中间有抽头，可连接两个分支。 3）油浸电抗器：与变压器结构相同，变电站中，多用在与并联电容器串联，组成谐振回路。目前，在超高压500kV及以上系统中，采用大型油浸电抗器并联在线路末端，用来吸收容性无功控制电压过高、降低操作过电压。

113 二 变配电站的电气一次设备 （2）电抗器的运行、巡视及维护
1）电抗器运行：按铭牌要求运行，电压不得超过额定电压的10%，工作电流不应大于额定电流，环境温度超35℃时，工作电流应低于额定电流；夏天室温过高，应加强通风或减少负荷；分裂电抗器一般不得单臂运行，为保证母线电压质量，两臂中电流方向相反，大小尽量一致。

114 二 变配电站的电气一次设备 （2）电抗器的运行、巡视及维护
2）电抗器巡视项目：接头是否接触良好无过热；周围是否清洁无杂物，无磁性物体；支持瓷瓶无裂纹，安装牢固；室内空气流通，无漏雨；检查其振动和噪声。发生短路后，检查是否位移；绝缘子是否松动扭伤；引线无弯曲；水泥柱无破碎；有无放电声和焦气味。 3）电抗器异常处理：运行中电抗器有均匀的“嗡嗡”声，如内部故障，声音异常。充油式严重漏油或绝缘子破损、内部损坏、开关跳闸，应停电处理。

115 二 变配电站的电气一次设备 2、消弧线圈 （1）消弧线圈作用
1）作用：消弧线圈是一个具有铁芯的可调电感线圈，接于变压器或发电机的中性点与大地之间。当发生单相接地故障，消弧线圈产生一个与接地电流大小相近、方向相反的电感电流，对接地电流起补偿作用，使接地点电流减少或接近于零，消除接地电弧及其危害。 2）补偿方式：全补偿、欠补偿、过补偿。我国采用的是接近谐振的过补偿。

116 二 变配电站的电气一次设备 （2）消弧线圈安装位置
1）装设在变压器中性点上：消弧线圈与避雷器并联，通过刀闸接于变压器中性点上，消弧线圈内部有PT和CT，有可调的分接头。 2）采用专用接地变压器：如变压器无中性点或中性点未引出，应装设专用接地变。一般装在变压器低压侧不接地系统，容量与消弧线圈配合。

117 二 变配电站的电气一次设备 （3）消弧线圈运行、巡视维护
1）消弧线圈的运行要求：正常运行，应监视其电压、电流、温度；监视中性点位移电压，长时间允许值不得超过额定电压的15%，操作过程1小时内的值不得超过额定电压的30%；当单相接地时，应监视仪表和信号变化，判断接地相，汇报调度；寻找接地线路使消弧线圈带负荷运行，其上层油温不超过95℃为限；消弧线圈有故障需立即停电，不能用刀闸切除带故障的消弧线圈。

118 二 变配电站的电气一次设备 2）消弧线圈的巡视项目：上层油温、油位是否正常，油色是否发黑；隔离开关、套管、绝缘子是否清洁无破损裂纹；油箱清洁无渗漏油；各部引线牢固，外壳接地和中性点接地良好；正常运行无声音，接地时有嗡嗡声；油枕呼吸器内硅胶无变色；瓦斯继电器玻璃清洁无渗油；指示信号正常。 3）消弧线圈异常处理：当消弧线圈发生防爆管喷油、严重漏油、响声异常放电、套管破裂放电、着火等故障，应需立即通过高压断路器切除或用主变停电切除。当消弧线圈温度超过极限、分接开关接触不良、接地引线折断、刀闸严重接触不良，应立即停电。

119 二 变配电站的电气一次设备 3、电容器 （1）电容器的作用
电容器分为串联电容器、并联电容器，都用于改善电力系统的电压质量和提高输电线路输电能力。 串联电容器串联在线路中，利用容抗补偿线路感抗，提高线路末端电压，改善系统潮流分布，提高系统稳定性和线路输送能力。 并联电容器并联在系统母线上，提供感性无功，改善系统运行的功率因数，提高母线电压水平。 并联电容器应用广泛、数量多。

120 二 变配电站的电气一次设备 （2）并联电容器的结构 箱式电容器主要由油箱、膨胀器、器身、芯子（电容元件）、出线套管等组成。
集合式电容器有单相和三相两种，也称密集型电容器。由油箱、器身、油枕、出线套管等组成。 （3）并联电容器组的接线方式 高压并联电容器组最常用的基本接线为星形、双星形。

121 二 变配电站的电气一次设备 （4）并联电容器的保护
内熔丝保护，外熔丝保护，不平衡电压保护，相电压差动保护，中性点不平衡电流保护，桥式差电流保护。 （5）电力电容器运行维护 1）运行要求：电容器各相容量应相等；应在额定电压和额定电流下运行；电容器不可带残留电荷合闸，须经充分放电后可合闸；电容器室通风良好，运行温度不超允许值。

122 二 变配电站的电气一次设备 2）允许运行方式：允许运行电压不宜超过额定电压的1.05倍，最高不超1.1倍；允许运行电流最大不超额定电流的1.3倍，三相电流差不超额定电流的5%；允许运行的环境温度须与电容器温度适应，外壳温度不超55℃。 3）电容器的维护：经常巡视，每天不少于一次；保护动作后，不许强行试送，应查明原因，试验后送电；处理故障电容器时，应合上接地充分放电后，方可接触电容器；对外部熔断器定期检查、更换。

123 二 变配电站的电气一次设备 （六）母线、绝缘子、电缆 1、母线 （1）母线作用
母线在发电厂、变电站中，汇集、分配、传送电能，是构成电气主接线的主要设备。 （2）母线的分类 按所用材料分为铜母线、铝母线；按截面形式分为圆形、矩形、槽形、管形等。 （3）布置方式 常见的有水平布置、垂直布置两种。

124 二 变配电站的电气一次设备 （4）母线的着色 母线着色是为识别相序、散热。 1）直流母线：正极--赭色，负极--蓝色；
2）交流母线：A相-黄色，B相-绿色，C相-红色。 3）中性点：不接地中性线--白色，接地中性线--紫色带黑色横条。 2、绝缘子 （1）绝缘子的作用 绝缘子又名瓷瓶，被广泛用于户内外配电装置和输电线路中，用来支持和固定带电导体，使导体与地绝缘、导体间的绝缘。要求绝缘子必须有足够的电气强度和机械强度，在高温潮湿环境运行。

125 二 变配电站的电气一次设备 （2）绝缘子的分类 绝缘子按装设地点分为户内、户外；按用途分为电站绝缘子、电器绝缘子、线路绝缘子。
（3）绝缘子的结构 绝缘子由绝缘体和金属配件构成。 绝缘体有电瓷、玻璃、玻璃钢、有机复合材料等制成。绝缘瓷件的外表面涂有一层棕色、白色或蓝色的硬质瓷釉，以提高绝缘子的绝缘和机械性能。 金属配件与瓷件大多用水泥胶合剂胶合在一起，作用是把绝缘子固定在接地架上，把导体固定在绝缘子上。

126 二 变配电站的电气一次设备 （4）绝缘子的运行维护
1）巡视项目：外表检查清洁无放电；瓷质无裂纹破损放电；金具是否生锈、损坏、缺销子等；固定螺丝检查；测量绝缘电阻满足要求。 2）运行维护：绝缘子、套管表面被污损，绝缘性能会显著下降，会引起闪络、产生爬电，应定期测量绝缘子、套管上的盐分。还要清洗绝缘子、绝缘套管；涂硅脂；喷防污闪绝缘涂料。

127 二 变配电站的电气一次设备 3、电力电缆 （1）电力电缆的种类 1）油浸纸绝缘电缆；
2）塑料绝缘电缆（用聚氯乙烯、聚乙烯、交联聚乙烯等石化产品为绝缘层，造价低、电气稳定、易加工，广泛应用）； 3）橡皮绝缘电缆（天然橡胶为绝缘材料）； 4）新型电缆。包括超导电缆、低温电缆、带测温光纤电缆、气体绝缘电缆等。

128 二 变配电站的电气一次设备 （2）电力电缆的结构和敷设 电缆基本结构包括导体、主绝缘、护层三部分。
电力电缆的敷设方式有：直埋、排管、沟隧道、桥架等几种。 （3）电缆的运行维护 1）巡视周期：运行中110kV及以上电缆，每三个月至少巡视一次；隧道敷设电缆，至少每月巡视一次；沟道敷设电缆每6个月巡视一次；雷暴雨后或外部施工的电缆应增加巡视。

129 二 变配电站的电气一次设备 2）巡视内容：红外测温；地面设施走廊检查无杂物、建筑、腐蚀排泄材料等；护管或隔墙检查；编号检查，电缆接地箱有无损坏、进水。与架空线连接的终端头完整、引出线有无发热、破坏。 3）电力电缆常见故障：外护套破损或绝缘降低；电缆终端或中间接头出现电气损坏；主绝缘击穿；其它故障如护层接地电流过大，金属护层感应电压超标，护层绝缘预试不合格。

130 高电压技术及防护 路改强 2016年3月

131 目 录 一 安全防护技术 二 过电压防护

132 一 安全防护技术 安全防护技术主要有屏护、间距、绝缘防护、保护接地、保护接零、电气保护装置、过电压及其保护、防火与防爆等，下面分别讲解。
（一）屏护、间距、安全标示 1、屏护 屏护措施将带电体间隔起来，可以有效地防止由于偶然触及或过分接近带电体而遭受电击或电伤的危害。 （1）屏护的作用 1）防止工作人员意外碰触或过分接近带电体，如遮栏、栅栏、保护网、围墙等；

133 一 安全防护技术 2）作为检修部位与带电体的距离小于安全距离时的隔离措施，如绝缘隔板；
3）保护电气设备不受机械损伤，如低压电器的箱、盒、罩等。 （2）屏护的要求 1）屏护装置与带电体的距离应符合安全距离要求及规定，并配以明显标志； 2）屏护装设信号指示和连锁装置时，人体跨越、移开屏护，应发出警告信号或自动切断电源； 3）所有屏护都应符合防火、防风要求并具有足够的机械强度。

134 一 安全防护技术 2、安全距离（间距） （1）间距的意义
裸带电体之间、带电体与地面和其它设施之间是靠空气绝缘的，带电体的工作电压越高要求其间的空气距离越大。为了防止发生人身触电和短路接地故障，应规定带电体间、带电体与地面间、带电体与其他设施间、工作人员与带电体间必须保持的最小空气间隙，称之为安全距离。 （2）间距的规定 安全距离的大小，主要是根据电压的高低、设备状况、安装方式来决定，并在各种规程中作出明确规定。

135 一 安全防护技术 3、安全标示牌 （1）作用 在有触电危险的处所或容易产生误判断、误操作的地方，存在不安全因素的现场，设置醒目的文字或图形标志，提示人们识别危险，防止触及或过分接近带电体而触电。 （2）要求 1）文字简明扼要，图形清晰、色彩醒目； 2）标志统一，符合习惯，便于管理。 我国规程上有明确规定。

136 一 安全防护技术 （二）绝缘防护 1、绝缘防护的作用 （1）作用
绝缘防护就是用绝缘材料将带电导体封护或隔离起来，使电气设备及线路能正常工作，防止发生人身触电的措施。 （2）分类 按其防护部位不同，可分为主绝缘和匝间绝缘。主绝缘又分为带电导体间的绝缘、带电体与“地”间的绝缘。匝间绝缘是纵绝缘，是电器绕组、线圈相邻线匝间的绝缘。

137 一 安全防护技术 2、常用绝缘材料 绝缘材料品种多，按形态分为气体、液体、固体绝缘材料；按化学性质分为无机、有机、混合绝缘材料。
常用的气体绝缘材料有：空气、氮气、氢气、CO2、SF6等。 液体绝缘材料有：变压器油、断路器油、电容器油、电缆油、硅油、蓖麻油等。 固体绝缘材料有：电瓷、玻璃、云母、石棉、大理石等无机材料；棉纱、纸、麻、蚕丝、漆胶、橡胶、塑料等有机材料。

138 一 安全防护技术 3、绝缘事故及防范 （1）绝缘事故
绝缘性能恶化或破坏，将导致短路接地等事故。绝缘性能包括电气性能、机械性能、耐热性能以及抗生物性。电气性能是主要性能，必须在出厂、交接时按规定测试。 （2）预防措施 不使用质量不合格的电气产品；按规程规范安装设备；按工作环境和使用条件正确选用；按技术参数使用，避免过压和过负荷；正确选用绝缘材料；按规定周期对电气设备进行绝缘预试；改善绝缘结构；避免绝缘受损、受潮、脏污；中性点不接地系统中装设绝缘监察装置。

139 一 安全防护技术 （三）保护接地 1、接地的种类 （1）正常接地
1）工作接地：一是利用大地作导线的接地，正常情况下有电流通过，如直流工作接地、弱电工作接地；二是维持系统安全运行的接地，正常情况下没有电流或只有很小不平衡电流通过，如110kV以上高电压系统的工作接地、三相四线制系统变压器中性点的工作接地等。 2）安全接地：包括防止触电的保护接地、防雷接地、防静电接地、屏蔽接地等。

140 一 安全防护技术 （2）故障接地 带电体与大地发生意外的连接，如电气设备碰壳短路、电力线路接地短路等。 2、保护接地及应用
保护接地就是把故障情况下可能呈现危险的对地电压的金属部分同大地紧密连接起来。 （1）保护接地在IT系统中的应用 IT系统是指电源中性点不接地或经阻抗接地，电气设备的金属外壳经各自保护线PE分别直接接地的三相三线制低压配电系统。

141 一 安全防护技术 （2）保护接地在TT系统中的应用
TT系统是指电源中性点直接接地，设备的外露金属外壳也经各自保护线PE分别直接接地的三相四线制低压供电系统。 （3）保护接地电阻 人体接触设备外壳，采用保护接地，接地电阻数值很关键。并联接地线的小电阻对人体大电阻有强分流作用。 中性点不接地的380V系统电压低，长度小，单相接地电流不超10A，允许设备外壳对地电压取安全电压36V，故规程要求接地电阻小于4Ω。

142 一 安全防护技术 （四）保护接零 1、保护接零的原理
在常用的380/220V三相四线制变压器中性点直接接地系统中，把电气设备正常情况下不带电的金属部分与电网的零线紧密连接起来，就是保护接零。 见图所示。当某相带电部分碰连外壳时，通过外壳形成相线对零线单相短路，短路电流能使线路上保护装置（熔断器）迅速动作断开电源，消除触电危险。 接地电网采用保护接地存有危险，见图示。

143 一 安全防护技术 2、重复接地 将零线上一处或多处通过接地装置与大地再次连接，称为重复接地。
重复接地的作用：见图所示。降低漏电设备对地电压；减轻零线断线的危险；缩短故障时间；改善防雷性能。

144 一 安全防护技术 （五）电气安全保护装置 1、剩余电流动作保护装置 剩余电流动作保护器，又称触电保安器或保护器、保安器。
（1）剩余电流动作保护装置的作用 剩余电流动作保护的断路器，能在接地故障电流小至几个毫安时，动作跳闸，断开故障线路，防止电气火灾。范围是，当电路中发生相对地漏电产生的剩余电流超过规定值时，能够自动切断电源或报警。

145 一 安全防护技术 （2）剩余电流动作保护装置的安装、使用 剩余电流动作保护装置，仅安装在线路末端；保证接线正确。
保护器能保护人身安全，监督低压对地绝缘；在人体发生单相触电事故时才起作用；装设地点以后的线路应对地绝缘；实行分级装设时，注意动作时间和电流大小配合，总保护动作电流最大不超75-100mA（非阴雨）及 mA（阴雨）；低压电网总保护采用时，变压器中性点应直接接地，中性线不得有重复接地；照明和其他单相用电负荷要均匀分配到三相电源线上，力求使各相漏电电流接近。

146 一 安全防护技术 （六）电气装置防火防爆 1、电气火灾爆炸原因 （1）发热原因：短路；过载；接触不良；铁心发热；散热不良。
（2）电火花和电弧 2、灭火要求 （1）先断电后灭火； （2）带电灭火要求：与接地点保持足够安全距离，高压室内4m，室外8m；使用不导电的CO2、四氯化碳、1211和干粉灭火器；对空中带电设备灭火，人体与之仰角不超45°；带电导线落地，避免跨步电压触电，防止积水触电。

147 一 安全防护技术 （3）充油设备灭火要求：变压器、油断路器着火，火势小时用除泡沫灭火器外的灭火器带电灭火，火势大应立即停电放油，用砂灭油坑内火；旋转电机着火，可边盘动边灭火，用喷雾水、CO2灭火；电缆着火，应佩戴正压式空气呼吸器，以防中毒和窒息。 3、电气防火防爆措施 （1）电气装置保证绝缘强度 （2）限制导线负荷，不长期超载 （3）严格按标准安装，质量合格 （4）经常监视负荷，不使设备过热

148 一 安全防护技术 （5）防止机械损伤、绝缘破坏、接线错误 （6）按电气装置性能合理选择、使用 （7）导体接触须牢固
（8）采取防火阻燃措施：如电缆穿板、穿墙，采取防火材料封堵。

149 二 过电压防护 （一）雷电及防雷设备 1、雷电 雷电放电是由带电荷的雷云引起的。
雷云对大地的放电通常包括若干次重复的放电过程，而每次放电又分为先导放电与主放电两个阶段。 （1）雷电过电压 通常将雷电引起的电力系统过电压，称为大气过电压，也叫雷电过电压。 1）感应雷过电压：由雷云放电引起电磁场的剧烈变化，电磁耦合而产生的。一般不会超500kV，对35kV及以下电力设备绝缘有威胁。

150 二 过电压防护 2）直击雷过电压：由于流经被击物的大电流造成的过电压。因过电压高，电力系统应重点防护。 2、防雷设备 （1）避雷针、避雷线
直击雷防护措施通常采用接地良好的避雷针或避雷线。其作用原理：当雷云的先导向下发展到离地面一定高度时，利用避雷针（线）产生的强电场影响雷云的电场分布和下行先导的发展方向，使其向着避雷针（线）方向发展导通雷电流，使附近物体受到保护。 1）避雷针结构：由接闪器（针头）、引下线、接地体三部分。

151 二 过电压防护 2）单只避雷针保护范围：见图所示。 被保护物高度hx的水平面上，其保护半径rx为 当hx≥h/2时，rx=（h-hx)pn
3）双只、多只等高避雷针的保护范围： 分布见图所示。 4）避雷线：由悬挂在空中的水平接地线（接闪器）、接地引下线和接地体组成。作用是保护线路。 单根、平行两根避雷线保护范围见图示。

152 二 过电压防护 （2）避雷器 避雷器是应用最广泛最有效的过电压限制器。它与被保护设备并联运行，当作用电压超过一定幅值后，避雷器总是先动作，通过自身泄放大量的能量，限制过电压，保护电气设备。 1）避雷器应满足的基本条件：能长期承受系统正常持续运行电压，短时承受过电压；过电压作用下，放电电压低于被保护设备绝缘的冲击耐压；承受过电压作用下产生的能量；灭弧性能好，能迅速切断工频续流，过电压消失后迅速恢复正常工作状态。

153 二 过电压防护 2）避雷器的种类：保护间隙；管型避雷器；阀型避雷器；磁吹避雷器；氧化锌避雷器。
3）氧化锌避雷器的特点：非线性系数值很小；保护性能好，可迅速吸收过电压能量；基本无续流，伏安特性对称；通流容量大；结构简单，易生产，造价低；适用于多种特殊需要。

154 二 过电压保护 3、输电线路防雷保护 雷云活动在输电线路附近，线路上会产生感应雷过电压和直击雷过电压，还会发生反击、绕击等。
（1）输电线路防雷主要措施 1）防止雷直击导线； 2）防止雷击塔顶或避雷线后绝缘闪络； 3）防止雷击闪络后转化为稳定的工频电弧； 4）防止线路中断供电。 （2）输电线路的直击雷防护 1）架设避雷线； 2）装设避雷针。

155 二 过电压保护 （3）反击雷防护 1）安装避雷针和架设避雷线； 2）加强线路绝缘； 3）采用消弧线圈接地方式； 4）线路采用不平衡绝缘方式；
5）用耦合地埋线或架设耦合地线； 6）降低杆塔接地电阻； 7）装设自动重合闸； 8）安装线路避雷器。

156 二 过电压保护 4、变电站的防雷保护 （1）直击雷保护 1）装设避雷针； 2）采用部分架空避雷线； （2）防止雷电波 1）装设避雷器；
2）装设可靠的进线保护段1-2km。 3）电缆进线段保护：电缆与架空线连接处装设避雷器。

157 二 过电压保护 (3）变压器防雷保护 1）三绕组变压器：任一相低压绕组出线端对地加装避雷器，高、中压绕组出线侧也可加装三相避雷器。
2）自耦变：在高压、中压侧与断路器间应分别装设一组避雷器。

158 二 过电压保护 （二）电力系统操作过电压 电力系统过电压分外部过电压（大气过电压）、内部过电压。
内部过电压是因操作、故障、谐振、运行状况变化激发电磁能量的转化或传递的过电压。可分为操作过电压和暂态过电压。 1、操作过电压 指操作行为在电感-电容回路中激发高频振荡暂态过程而引起的过电压。

159 二 过电压保护 2、操作过电压原因、措施 1）开断电容性负载时的过电压：常见有切除空载线路过电压，切除电容器组的过电压。
原因均是切电容电流时，电弧重燃引起过电压。 限制措施：选用无重燃断路器；采用氧化锌避雷器；电容器组中性点对地接电阻。 2）空载线路合闸的过电压 原因是电容、电感的振荡电压叠加在稳态电压上所致。 限制措施：降低工频电压升高；断路器装并联电阻；控制合闸相位；消除线路残余电荷；装设避雷器。

160 二 过电压保护 3）电弧接地过电压 中性点不接地电网中的单相接地电流（电容电流）较大，接地电弧不能自熄，而以断续电弧形式存在，这种操作过电压为电弧接地过电压。 原因是当发生间歇性电弧接地时，因健全相对地电压的起始值与稳态值不同，电容与电源电感会产生振荡，引起过电压。 限制措施：采用中性点经消弧线圈接地方式。 4）切除空载变压器过电压 原因是变压器电感磁场能转变为其对地电容上的电场能，产生截流，引起过电压。 限制措施：变压器任一侧装设金属氧化锌避雷器。

161 二 过电压保护 （三）电力系统工频过电压与谐振过电压 电力系统暂态过电压分为工频过电压、谐振过电压。 1、工频过电压
把频率为工频或接近工频的过电压。 1）空载线路电容效应引起的工频过电压； 2）不对称短路引起的工频过电压； 3）甩负荷引起的工频过电压。

162 二 过电压保护 2、谐振过电压 因系统的电感、电容参数配合不当，出现各类持续时间长、波形周期性重复的谐振现象，引起的过电压。
分为线性谐振过电压、铁磁谐振过电压和参数谐振过电压。 1）线性谐振过电压 线性谐振是由线性电感和线性电容构成的，当L-C自振频率接近或等于电源频率时，出现高幅值谐振。 满足条件的机会极少，但危害很大。

163 二 过电压保护 2）非线性谐振过电压 电力系统运行时，由于系统断线、接地等，使带有铁心的电感元件（电磁式PT、电抗器、变压器），因饱和引起电感电流或磁通的非线性变化，电感和电容满足一定条件会发生分频、基频或倍频的宽范围的铁磁谐振。 铁磁谐振频带宽、振幅高、大电流、自保持等特点。 其危害大：过压破坏绝缘；大电流引起温升烧毁设备；影响过压保护装置工作条件。

164 二 过电压保护 3）参数谐振过电压 系统中电感元件某种情况下发生周期性变化，当电机带有电容负载，在某种参数搭配下，可能产生参数谐振现象。（发电机自激） 消除措施：采用快速自动调节励磁装置；超高压系统中采用并联电抗组补偿；绕组中串入大电阻；操作方式使回路参数处于自励磁范围外。

165 继电保护及自动装置 路改强 2016年3月

166 目 录 一 继电保护的原理与运行 二 安全自动装置的构成及运行

167 一 继电保护的原理与运行 （一）继电保护的基本知识 1、继电保护的作用 （1）继电保护主要功能：
1）有选择性地通过断路器将故障设备从系统中快速自动切除，保证无故障设备继续运行； 2）反应电力系统的不正常工作状态，根据运行维护的条件和设备承受能力，发出警告信号、减负荷或延时跳闸。 （2）作用：检测短路电流，短时间切除故障，保证系统安全稳定运行，提高供电可靠性，降低主设备损坏程度。

168 一 继电保护的原理与运行 2、继电保护的基本原理
电力系统正常运行有其额定参数（电流、电压、功率），短路时电流增加、电压和有功减少，频率变化。根据短路基本特征构成不同原理的保护： （1）反应电流急剧增加的电流保护； （2）反应电压急剧降低的低电压保护； （3）反应电流和电压变化（电压和电流比值）的阻抗保护（距离保护）； （4）同时反应被保护元件两端电气量的快速保护，如差动保护、高频保护等； （5）反应不对称或异常运行时出现的判据，如负序或零序分量的保护； （6）反应非电气量的瓦斯保护、超温保护。

169 一 继电保护的原理与运行 3、继电保护的基本要求及发展 （1）继电保护基本要求
1）可靠性。正常运行和区外故障不误动，区内故障可靠动作不拒动。 2）选择性。系统发生故障，保护仅切除故障元件。 3）快速性。尽可能短的时间切除故障。 4）灵敏性。保护装置对故障或不正常状态反应灵敏。 （2）继电保护的发展过程 继电接触式保护--集成电路式保护--微机保护

170 一 继电保护的原理与运行 （二）电力变压器保护 1、变压器故障和不正常状态 （1）变压器故障类型
1）油箱故障：绕组相间短路、匝间短路及中性点接地系统绕组的接地短路； 2）油箱外故障：套管、引出线上发生相间、接地短路。 （2）变压器不正常工作状态：外部短路引起的过流；过负荷；油箱漏油造成油面降低；中性点电压升高或外部电压过高、频率降低引起过励磁。

171 一 继电保护的原理与运行 2、变压器保护配置 （1）反应变压器油箱内部各种短路故障和油面降低的瓦斯保护；
（2）反应变压器绕组和引出线相间短路、中性点直接接地系统绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路的纵差保护； （3）反应变压器外部相间短路的作为瓦斯和差动保护后备的过电流保护； （4）反应中性点直接接地系统中变压器外部接地短路的零序电流保护； （5）反应变压器对称过负荷的过负荷保护； （6）反应变压器过励磁保护。

172 一 继电保护的原理与运行 3、变压器瓦斯等非电量保护
利用变压器的油、气、温度等非电量构成的变压器保护称为非电量保护。有瓦斯保护、压力保护、温度保护、油位保护、冷却器全停保护。 （1）瓦斯保护 当变压器油箱内部发生故障，短路电流和电弧作用使内部产生大量气体，油流加快，利用气体和油流实现的保护称为瓦斯保护。 轻瓦斯气体动作于信号（250cm3)；严重故障油流速度高（整定1m/s)，重瓦斯动作跳闸。

173 一 继电保护的原理与运行 （2）瓦斯保护优缺点
优点：简单、灵敏，全面反应变压器油箱内的各种故障。800kVA及以上油浸变压器、400kVA及以上室内油浸变压器均装设瓦斯保护。 缺点：不能反应变压器套管和引出线的故障。

174 一 继电保护的原理与运行 4、变压器差动保护 （1）差动保护范围：各侧电流互感器所包围的电气部分。范围内发生绕组相间短路、匝间短路、引出线相间短路，中性点接地侧绕组、引出线、套管单相接地短路时，差动保护均动作。 （2）差动保护类型：变压器的差动保护有变压器纵差、分侧差动、零序差动保护。 1）纵差保护：变压器主保护。电压10kV以上、容量10MVA及以上的变压器均配纵差保护。如图示。

175 一 继电保护的原理与运行 2）分侧差动保护是在各侧绕组的两端设电流互感器实现差动。多用于超高压大型变压器的Y侧，构成简单、灵敏度高，不受励磁电流、涌流、带负荷调压及过励磁影响。如图示。 3）零序差动保护由高压侧、中压侧、公共绕组侧的零序电流构成，各侧零序电流由微机型保护自产所得。主要用于大容量超高压三绕组自耦变Y侧内部接地故障。有与分侧差动保护一样的优点，如图示。

176 一 继电保护的原理与运行 （3）纵差保护原理 变压器纵差保护是在假设变压器的电能量传递为线性的情况下，基于基尔霍夫第一定律构成，即
ΣＩ=０　　　　　如图示。 　　空投变压器、外部故障，差动回路中流过较大的不平衡电流或励磁涌流，会引起差动保护误动。因此，微机型差动保护要采取措施。 微机差动保护原理是利用软件计算方法来实现的。所以考虑：1）差动电流互感器TA二次电流移相；2）滤除区外接地时流过主变的零序电流；3）使主变各侧差动TA二次电流大小相同。如图示。

177 一 继电保护的原理与运行 5、变压器过流保护 （1）变压器过流保护组成
变压器复合电压过流、复合电压闭锁方向过流等。（2）复压闭锁过流保护作用 负序电压和低电压构成的复合电压能够反映保护范围内变压器各种故障，降低了过流保护的电流整定值，提高了过流保护的灵敏度。 （3）复压闭锁过流保护动作逻辑。如图示。 6、变压器保护配置图 如图示

178 一 继电保护的原理与运行 7、变压器保护的运行
变压器运行中主保护、后备保护不能任意投入、退出、变更定值，若需要须根据调度指令进行。运行主变的主保护（差动、瓦斯保护）不许同时退出，更不许无保护状态下运行。 （1）主变保护巡视检查 1）根据运行日志投运记录核对保护压板； 2）检查保护信号显示是否正确； 3）检查保护屏装置有无异常声音； 4）二次回路接线端子有无松动过热；

179 一 继电保护的原理与运行 5）主变保护停用定检或除缺时，检查主变保护联跳其它母联开关压板是否退出；
6）主变保护动作时，应将保护动作时间、信号、自动装置动作信号完整无误记入运行日志，便于分析处理。 （2）瓦斯保护运行 1）主变投运前，检查瓦斯继电器有无气体，是否漏油，试验轻瓦斯能否动作于信号、重瓦斯能否动作于跳各侧开关； 2）新投产或大修后的主变投运后，重瓦斯先动作于信号，待试运时间后再投跳闸；

180 一 继电保护的原理与运行 3）主变正常运行，轻瓦斯应投信号，重瓦斯投跳闸； 4）主变停运时，轻瓦斯保护不应退出，以便发现油面降低；
5）主变运行中加油、滤油及油路系统检修时，调度同意可将重瓦斯改投信号，工作完毕应每12小时释放瓦斯继电器内的气体，一天后无气体方可把重瓦斯投跳闸。

181 一 继电保护的原理与运行 （3）轻瓦斯动作后处理 1）报告调度，记录时间，复归信号；
2）检查主变有无不正常现象（油温、油位、声响），查明瓦斯继电器是否空气侵入、油面降低、二次回路故障等； 3）如主变外部无异常，应鉴定气体继电器内气体性质，如气体无色、无臭、不可燃，主变可继续运行；如气体可燃，须把主变退出运行； 4）以上检查没问题，应查油的闪点，若闪点温度较过去记录低5℃，说明内部有故障，应停运。

182 一 继电保护的原理与运行 （4）重瓦斯动作后处理 当主变重瓦斯保护动作于跳闸，会出现音响、光字信号，各侧开关无数据。
1）报告调度，记录时间、信号，复归音响、闪光； 2）检查主变外部，有无喷油、冒烟、着火，有无漏油，检查油位、油温、油色变化； 3）检查瓦斯继电器二次回路是否正确； 4）检查气体继电器内气体性质，分析判断故障原因，进行处理； 5）测量主变绝缘电阻、直流电阻，油样色谱分析； 4）以上检查没问题，调度同意后，可将主变投运，并监视。

183 一 继电保护的原理与运行 （5）差动保护运行 1）差动保护第一次投运，应作空载合闸试验，检验其躲励磁涌流的性质；
2）差动回路上工作，应将差动保护退出； 3）新投产和二次差动回路改动后的保护，应作六角图试验，证明变比、极性正确及差压满足要求，方可将保护投入； 4）二次回路断线，应将差动保护退出。

184 一 继电保护的原理与运行 （6）差动保护动作后处理 当主变差动保护动作于跳闸，会出现音响、光字信号，各侧开关闪光无数值。
1）报告调度，记录时间、信号，复归音响、闪光； 2）检查主变本体有无异常，套管有无闪络，引出线及绝缘子有无故障痕迹； 3）检查主变油位、油温、油色是否正常； 4）检查二次回路有无断线、短路，直流回路是否两点接地，二次回路端子是否松动； 5）测量主变绝缘电阻、直流电阻；

185 一 继电保护的原理与运行 6）根据现象判断是否系统穿越性故障引起； 7）若瓦斯和差动都动作，须对主变试验检查；
8）若因外部短路引起误动，应对保护进行试验，合格后投运； 9）若差动回路接线错误引起，一时无法消除，经调度同意后，可将主变投运，差动保护暂时退出； 10）差动保护动作后，不查明原因不得试运。

186 一 继电保护的原理与运行 （三）输电线路保护 1、相间短路的三段式电流保护
线路短路时，线路电流增大，母线电压降低。利用电流增大超过定值即动作，为线路的电流保护。 电流保护分为：瞬时电流速断保护、限时电流速断保护、定时限过电流保护。 （1）瞬时电流速断保护 瞬时电流速断保护反应线路故障电流增大而动作，没有延时，选择被保护线路上发生短路才动作。动作电流整定为：躲过本线路末端短路可能出现的最大短路电流。原理见图示。

187 一 继电保护的原理与运行 （2）限时电流速断保护
限时电流速断保护范围要求保护线路全长并延伸到下级线路中，不超过下级线路速断保护范围。因此，限时速断电流保护必须与下级线路的电流速断保护配合，动作时限比下级速断高出一个时间阶梯（一般取0.5s）。原理见图示。

188 一 继电保护的原理与运行 （3）定时限过电流保护
为防止本线路主保护（电流速断、限时电流速断保护）拒动和下一级线路的保护或断路器拒动，装设定时限过电流保护作为后备保护。 过电流保护有两种：动作时间为固定整定的定时限过流保护；动作时间与过流倍数有关，电流越大动作越快，为反时限过流保护。 过电流保护的动作电流须大于本线路最大负荷电流，动作时限比下一级线路过流保护动作时间高出一段（一般1.5～2.5s）。过流时限选择，如图示。

189 一 继电保护的原理与运行 （4）阶段式电流保护
电流速断保护、限时电流速断保护和过电流保护按照不同原则选择动作电流：速断是按躲开本线路末端最大短路电流来整定；限时速断是按躲开下级各相邻线路电流速断保护的最大动作范围来整定；过电流是按躲开本线路最大负荷电流来整定。 电流速断不能保护线路全长，限时速断不能作为相邻线路的后备保护，因此，为保证迅速、有选择切除故障，常把三种保护组合一起，构成三段式电流保护。

190 一 继电保护的原理与运行 2、电网相间短路的方向电流保护 电网示意图如图示，提出了方向问题。
解决措施是在过电流保护中各加一功率方向元件，构成了方向电流保护。规定短路功率方向从母线流向被保护线路为正。 方向电流保护的时限、原理接线如图示。

191 一 继电保护的原理与运行 3、电网的接地保护 中性点直接接地电网发生接地短路，出现大的零序电流，反应零序电流增大而动作的保护叫零序电流保护。
接地保护装置通过零序电流滤过器取得零序电流（电缆线路采用零序电流互感器），通过零序电压滤过器取得零序电压。分别见图示。

192 一 继电保护的原理与运行 （1）中性点直接接地系统的接地保护
1）零序电流保护：常采用三段式零序电流保护，即零序电流速断（零序Ⅰ段）、限时零序电流速断（零序Ⅱ段）、零序过电流（零序Ⅲ段）。 2）零序方向电流保护：同样三段式零序方向电流保护。 （2）中性点不接地系统的接地保护 中性点不接地电网发生单相接地时，故障电流小，一般允许继续运行1-2h，保护装置发出信号不跳闸。绝缘监视装置利用单相接地出现零序电压接通信号回路，原理见图示。

193 一 继电保护的原理与运行 4、电网的距离保护 距离保护是反应故障点至保护安装处的距离，并根据距离远近确定动作时间的一种保护装置，又叫阻抗保护。 ZK =Ｕ/Ｉ ZK <Zzd,故障点在保护范围内，保护动作；ZK >Zzd故障点在保护范围外，保护不动作。 （1）三段式距离保护 距离I段保护范围为被保护线路全长的80-85%，动作时限为固有动作时间，瞬时动作。

194 一 继电保护的原理与运行 距离Ⅱ段保护线路全长及下一线路的30-40%，动作时间与下一线路距离I段动作时限配合，多0.5s。
（2）振荡闭锁、断线闭锁 1）并联运行的电力系统或发电厂之间因短路切除太慢或遭受较大冲击出现功率角大范围周期性变化的现象，称为电力系统振荡。 此时，系统各点电压、电流、功率大小方向及距离保护测量阻抗都周期性变化，距离保护可能误动。

195 一 继电保护的原理与运行 2）振荡闭锁 系统故障（不可能三相对称）会出现负序分量，且负序电流是突变的；振荡时（三相完全对称无负序分量），负序电流缓慢变化。用负序电流增量元件作振荡闭锁回路的启动元件，区别故障还是振荡。 3）电压断线闭锁 二次电压回路断线，造成测量阻抗为0假象，阻抗继电器误动。采用负序、零序电流或其增量元件作启动元件，电压断线时，阻抗继电器误动但整套距离保护不动作。设置专用的断线闭锁回路，可发现消除电压断线及误动。

196 一 继电保护的原理与运行 5、输电线路全线速动保护 （1）线路光纤差动保护
纵联差动保护是用某种通信通道将线路两端的保护装置纵向连接，把各端电气量传送对端比较，判断故障在线路范围内还是外，决定是否跳闸。 1）光纤纵联电流差动保护 两端电流相量和作为动作电流，相量差作为制动电流。原理如图：线路内部故障，动作电流很大，等于短路点电流；制动电流较小，小于短路电流，差动继电器动作。线路外部故障，动作电流为0，制动电流为2倍短路电流，差动继电器不动作。

197 一 继电保护的原理与运行 （2）线路纵联保护 纵联保护是用线路两端的电气量在故障、非故障的特征差异，即线路区内、外故障时，两端的电流波形、功率方向、电流相位、测量阻抗有明显差异，可构成不同原理的纵联保护。 1）纵联保护分类 纵联电流差动保护； 方向比较式纵联保护； 电流相位比较式纵联保护； 纵联距离保护。

198 一 继电保护的原理与运行 （3）高频闭锁方向保护
高频闭锁方向保护是利用高频信号，间接地比较线路两端电气量的方向，以判别是被保护线路内部还是外部故障，决定其是否动作的保护。 规定母线指向线路的电流方向为正方向，线路指向母线的电流方向为反方向。高频闭锁方向保护故障原理见两图。 当被保护线路内部故障时，两端的短路电流方向皆为正方向，两侧均不发闭锁信号，立即跳闸。 当被保护线路外部故障时，近故障点一侧的短路电流方向为反方向，发高频闭锁信号，一方面使该侧不动作，另一方面把高频闭锁信号送到对端。对侧短路电流方向为正方向，但收到对侧送来的高频信号闭锁而不动作。

199 一 继电保护的原理与运行 （4）相差高频保护 相差高频保护是利用高频信号将电流相位传送到对侧，比较被保护线路两侧电流相位。
当被保护线路内部故障时，两端的电流相位相同均为正，皆为正方向，两侧收发信机收到高频信号是间断的，正半周有高频信号，负半周无高频信号，保护正确动作。 当被保护线路外部故障时，两侧电流相位为180，两侧收发信机交替工作，收到连续的高频信号，两侧高频信号互为闭锁而不动作于跳闸。

200 一 继电保护的原理与运行 （5）保护通道 1）导引线通信 导引线电流差动保护原理，如图示。 2）电力线载波通信
相-地耦合专用通道，相-相耦合复用通道如图示。 3）光纤通信 单向光纤通信构成，如图示。 优点：通信容量大、中继距离长、不受电磁干扰、资源丰富、重量轻、体积小，被广泛应用。

201 一 继电保护的原理与运行 （四）母线保护、断路器保护 1、母线保护
110kV及以上电压等级的母线，有单母线、单母分段、双母线、3/2断路器接线等，为防止变电站母线故障，设备损坏、系统失稳，要装设选择性好、动作迅速可靠的母线保护。 母线保护有：母线完全差动保护、比相式母线差动保护、比例制动式母线差动保护、中阻抗母差保护。

202 一 继电保护的原理与运行 （1）母线完全差动保护
母线上全部连接元件按相接入差回路，各元件单元TA二次电流的相量和作为动作电流。母线故障，母差动作；母线外部故障，母线上流进流出一次电流之和为零，母差可靠不动作。 如图示，单母全差保护原理接线图。 双母线运行方式，按一定要求，把引出线和电源支路分配固定连接于两条母线上，这种固定连接母线差动保护称为固定连接方式的母线完全差动保护。母线故障，只切除故障母线上元件，非故障母线继续运行；当固定连接方式被破坏，保护将无选择切除所有元件。如图示。

203 一 继电保护的原理与运行 （2）比相式母线差动保护
母线上各元件电流正方向为流入母线，将一条母线看作一个节点，各元件电流同相，认为该母线故障，当任一路电流反相，说明母线外部故障。 如图示，比相差动保护原理框图、原理图。 （3）中阻抗母差保护 差流回路阻抗较大，该保护动作快、躲故障时TA饱和能力强，多用于500kV母线保护中。

204 一 继电保护的原理与运行 2、断路器保护 220kV及以上的变电站需对断路器进行保护，因为断路器所带线路、变压器、母线等故障，断路器拒动失灵后果严重：引起主设备损坏；停电范围扩大。（1）断路器失灵保护 判断断路器失灵两个条件：保护动作未返回；该断路器中还有电流。 断路器失灵保护动作后，先切除母联断路器，再切除故障母线。见图示

205 一 继电保护的原理与运行 （2）断路器非全相保护
断路器非全相运行保护是根据非全相运行时三相开关位置不一致及产生负序及零序电流的特点构成。当非全相保护有断路器三相不一致开入且零序或负序电流达到整定值，经过延时跳开该断路器。图示。 （3）短引线保护 双断路器接线（3/2接线），所带线路或变压器停运，断路器仍连接运行时，装设短引线保护来保护之间连线故障，并且用刀闸辅助触点控制该保护投退。原理见图示

206 二 安全自动装置的构成与运行 （一）输电线路的自动重合闸 1、自动重合闸的作用与分类 （1）自动重合闸的作用
1）提高供电可靠性。因线路瞬时故障多，90%； 2）可纠正保护误动、人员误碰、开关机构不良导致的误跳； 3）提高了系统并列运行的稳定性。

207 二 安全自动装置的构成与运行 （2）自动重合闸的分类 1）按作用于断路器的方式分为三相、单相、综合重合闸；
2）按重合条件分为单侧电源线路、双侧电源线路重合闸，双侧电源线路重合闸又分快速、非同期、检无压、检同期重合闸； 3）按动作次数分为一次、二次重合闸。二次重合闸很少用。

208 二 安全自动装置的构成与运行 （3）对自动重合闸的基本要求 1）自动重合闸装置动作应迅速，动作后能自动复归；
2）手动分闸时不应重合；手动合闸到故障线路时保护动作跳闸后不重合； 3）装置能在重合闸后加速保护动作； 4）装置宜采用控制开关与断路器位置不对应启动； 5）动作次数符合规定，能自动闭锁。

209 二 安全自动装置的构成与运行 2、单、双电源侧线路三相一次重合闸 1）单电源侧线路三相一次重合闸 见流程图。 2）双电源侧线路三相一次重合闸
检无压、检同期三相重合闸工作流程、原理见图示。

210 二 安全自动装置的构成与运行 3、综合重合闸 （1）功能 1）单相接地故障，只切除故障相，进行单相重合；重合到永久故障时跳三相，不再重合；
2）切除故障后非全相运行过程中，若健全两相发生故障：故障发生在单相重合脉冲前，应立即切除三相并进行一次三相重合；如果发生在脉冲后，则跳开三相不重合。 3）线路发生相间故障，跳开三相进行一次重合。 工作流程见图示。

211 二 安全自动装置的构成与运行 （2）重合闸在3/2接线中的应用
1）边断路器重合优先：边断路器重合成功后，中断路器开始计时重合；如果边断路器重合不成功，保护再次快速跳开，中断路器不再重合。 2）500kV变电站多采用3/2接线方式，线路重合闸采用单相重合闸方式。 见图示。

212 二 安全自动装置的构成与运行 （二）备自投装置AAT
当工作电源故障被断开后，能自动迅速将备用电源投入工作的装置称为备用电源自动投入装置，简称备自投装置。 1、备自投典型接线 见图示 2、备自投的作用 1）提高供电可靠性，节省建设投资； 2）简化继电保护； 3）限制短路电流，提高母线残压。

213 二 安全自动装置的构成与运行 3、对备自投的要求 1）保证工作电源盒设备断开后才动作，装置保证只动作一次；
2）工作母线上电压消失时，备自投装置应启动； 3）工作和备用电源同时消失，装置不应动作； 4）一个电源作为几个备用，备用已代替一个工作后，另外电源断开，装置应启动； 5）备自投装置动作时间应使停电时间尽量短。

214 二 安全自动装置的构成与运行 4、典型备自投方式 1）内桥断路器备自投；见图 2）进线备自投； 3）变压器备自投；见图
4）三主变四分段备自投。见图

215 二 安全自动装置的构成与运行 （三）按频率自动减负荷装置AFT 发电厂、变电站装设。略 （四）自动并列装置 发电厂装设。略

216 二 安全自动装置的构成与运行 （五）故障录波装置
故障录波器是电力系统发生故障及振荡时，能迅速自动直接记录下反映到装置安装处的系统故障电气量的一种自动装置。 1、故障录波器的作用 1）记录不同故障的电流电压，对故障线路测距，缩小查找范围，迅速恢复供电； 2）记录作为分析评价保护、自动装置工作情况的资料，记录的电流电压量判断是否故障； 3）记录可以及时发现保护、自动装置、断路器等设备及二次回路中存在的缺陷。

217 二 安全自动装置的构成与运行 2、故障录波器的构成
故障录波器主要包括模拟量、开关量采样回路、控制和数据处理单元及通信、存储、对时等附属单元。 3、故障录波器记录波形、数据 1）时间； 2）设备名称； 3）母线电压、线路电压的波形； 4）变压器或线路的三相电流波形； 5）所录元件的零序电流、零序电压的波形。

218 二次回路 路改强 2016年4月

219 目 录 一 二次回路基本知识 二 二次操作、控制、信号回路

220 一 二次回路基本知识 （一）二次回路内容 1、二次回路概念
二次回路是把测控、保护等二次设备按一定功能要求连接起来所形成的电气回路，以实现对一次设备运行工况的监视、测量、控制、保护、调节等功能。 2、二次回路划分 按用途划分为不同功能子回路。 （1）继电保护回路及安全自动装置回路； （2）测量回路； （3）调节系统；

221 一 二次回路基本知识 （4）断路器控制回路； （5）隔离开关操作及闭锁回路； （6）信号回路； （7）同期回路； （8）直流电源回路。
二次回路按供电电源性质划分为：交流回路；直流回路。

222 一 二次回路基本知识 （二）二次回路图分类 1、二次回路图概念
为便于设计、制造、安装、调试及运行维护，通常在图纸上使用元件的图形符号及文字符号按一定规则连接起来对二次回路进行描述。这类图纸称之为二次回路图。 2、二次回路图分类 （1）原理接线图 1）归总式原理接线图；（以设备为中心，把相互连接的电流、电压、直流回路等综合在一起描绘的电气图）见图示

223 一 二次回路基本知识 2）展开式原理接线图（以回路为中心，把原理图分拆成交流电流、交流电压、直流控制、信号等独立回路展开表示）。
（2）安装接线图 1）屏面布置图（按一定比例绘制屏上设备的安装位置及设备间距离，并标注外形尺寸的正面图）； 2）屏背面接线图（以屏面布置图为基础，以原理展开图为依据绘制的工作人员屏背后工作时的背视图） 屏背面接线图又分：屏内设备连接图、端子排接线图。

224 一 二次回路基本知识 （三）阅读二次回路图的基本方法 1、展开式原理图的识绘图 （1）展开式原理图画法特点
1）各回路排列顺序一般是交流电流、交流电压、直流控制再直流信号回路； 2）交流回路按U、V、W相序排列；直流回路按动作顺序由上到下逐行排列，每行从“+”到“-”按电流路径展开； 3）图形符号、文字符号对应，右侧文字框。 见图示

225 一 二次回路基本知识 （2）展开式原理图的阅图要领 先交流，后直流；交流看电源，直流找线圈；抓住触点不放松，一个一个全查清。 例子

226 二 二次操作、控制、信号回路 （一）变电站操作电源回路 1、蓄电池操作电源 （1）变电站直流负荷 分经常性负荷、事故性负荷、冲击性负荷。
（2）变电站对操作电源要求 1）保证供电可靠性； 2）具有足够的容量； 3）具有良好的供电质量，正常运行操作电源母线电压波动小于5%，事故时不低于90%额定值。

227 二 二次操作、控制、信号回路 （3）蓄电池常用充电方式 1）均衡充电； 2）浮充电。 （4）变电站直流系统典型接线 1）一蓄一充方式；
2）一蓄两充方式； 3）两电三充接线。

228 二 二次操作、控制、信号回路 2、交流操作电源
最常见的交流操作电源是互感器电源。互感器一次侧接于一次系统，电压源取自电压互感器，电流源取自电流互感器。 一次系统短路时，过电流不影响保护装置工作，低电压将不能正常工作。电流源可靠性优于电压源，所以断路器分闸回路一律采用交流电流源作交流操作电源。 如图，交流分闸式过流保护回路有三种：直接动作式、中间电流互感器式、去分流分闸式。

229 二 二次操作、控制、信号回路 3、直流绝缘监察装置
变电站直流系统是不接地系统，当发生一点接地属于不正常状态，再发生另一点接地，可能引起二次设备不正确动作（保护误动或拒动），甚至使直流跳闸中断供电。 （1）对直流绝缘监察装置基本要求 1）能正确反映直流系统中任一极绝缘下降，发出灯光、音响信号； 2）能测定正极或负极的绝缘电阻下降； 3）能查找直流系统发生接地点。

230 二 二次操作、控制、信号回路 （2）电磁型直流绝缘监察装置 见几个回路图所示。 （3）微机型直流绝缘监察装置 见图示

231 二 二次操作、控制、信号回路 （二）断路器控制回路 1、断路器控制方式和基本要求 （1）断路器控制方式
远方控制--利用监控主机在主控室、调控中心对断路器进行的遥控或远方控制； 就地控制--利用控制开关在控制室测控柜或断路器汇控柜处对断路器进行控制。

232 二 二次操作、控制、信号回路 （2）控制回路的基本要求
断路器跳合闸完成后自动切断跳合闸回路；断路器跳合闸线圈电流一般为直流；断路器都应有防止跳合的电气防跳措施；断路器可利用控制开关或计算机监控主机进行手动合跳，也可由保护和自动装置自动合跳；能监视控制电源及合跳回路的完好性、对二次回路短路或过负荷进行保护；应有反映断路器位置信号和自动跳合的不同显示信号；对气动、液压、弹簧机构断路器，应有压力、弹簧储能的监视回路、闭锁回路；对分相操作断路器，应有监视三相位置不一致的措施。

233 二 二次操作、控制、信号回路 2、断路器基本跳合闸回路 见图示。其中合闸回路串入动断触点，跳闸回路引入动合触点。
3、断路器防跳跃闭锁控制回路 见图示。（防跳继电器KCF） 4、断路器位置信号回路 遵循“不对应”原则。见图示，双灯指示的断路器跳合闸回路。

234 二 二次操作、控制、信号回路 （三）信号回路 1、信号合闸知识 （1）信号类型 事故信号；预告信号；位置信号。 （2）预告信号内容
设备过负荷；油温高；机构异常信号；单相接地；直流接地；三相位置不一致；开展回路断线；电流、电压二次回路断线；保护交直流电源断线；保护、自动装置动作信号。

235 二 二次操作、控制、信号回路 2、中央信号回路 见事故信号、预告信号两图。 3、综合自动化变电站信号系统
如图示。分为保护动作信号、自动装置动作信号、位置信号、二次回路运行异常信号、压力异常信号、装置故障和失电告警信号。

236 二 二次操作、控制、信号回路 （四）6-35kV开关柜二次回路 举几个例子。 1、交流电流回路；如图 2、交流电压回路；如图
3、直流控制回路。如图

237 变电倒闸操作及事故处理 路改强 2016年3月

238 目 录 一 变配电设备倒闸操作 二 变配电站事故处理

239 一 变配电设备倒闸操作 （一）倒闸操作的原则、方法 1、倒闸操作的原则 （1）操作隔离开关时，断路器必须先断开；
（2）设备送电前必须将有关保护投入，无保护或不能自动跳闸的断路器不准送电； （3）油断路器不许带电手动合闸，运行中的小车开关不许打开机械闭锁手动分闸； （4）操作中，发现误合刀闸，不许把误合的再拉开；发现误分刀闸，不许把误分的再合上。

240 一 变配电设备倒闸操作 2、倒闸操作人员应具备的基本知识
（1）必须熟悉本站所一次设备（一次接线，设备作用、原理、性能、操作方法，设备位置、名称）； （2）必须熟悉本所二次设备（保护、自动装置配备，装置作用、特点、方法）； （3）必须熟悉本所正常运行方式和非正常方式； （4）必须熟悉有关规程（安规、现场规程、调度规程）。

241 一 变配电设备倒闸操作 3、倒闸操作的基本方法 （1）高压断路器 1）远方操作的，不许带电受合； （2）隔离开关
2）操作控制盘上的控制开关，不能用力过猛、过快； 3）拒跳的断路器不得投运； 4）分合后立即检查信号、仪表指示、分合位置。 （2）隔离开关 1）分合刀闸时，开关应在断开位置，分合后检查实际位置； 2）远方操作的一般不许就地手动操作； 3）手动就地操作刀闸应迅速果断； 4）停电操作，开关断开后，应先拉负荷侧后拉电源侧刀闸，送电时相反。

242 一 变配电设备倒闸操作 （3）验电操作 （4）挂拆接地线 1）操作时，先装接地端，后装导体端；拆时顺序相反；
1）高压验电，操作人员须戴绝缘手套，穿绝缘靴； 2）验电须用电压合适、试验合格的验电器； 3）雨天室外验电，禁止用普通验电器； 4）验电前在有电设备上检查验电器良好，停电设备各侧及需要短路接地的部位分相验电。 （4）挂拆接地线 1）操作时，先装接地端，后装导体端；拆时顺序相反； 2）操作人员戴绝缘手套，接地线与带电设备保持足够安全距离； 3）使用地线合格无断股，严禁缠绕。

243 一 变配电设备倒闸操作 （5）保护及自动装置的操作 1）设备不允许无保护运行；
2）设备送电前，保护、自动装置应齐全、整定值正确，试验良好，压板投退正确； 3）设备停电一般不操作保护，如影响保护工作，要停用引起误动的保护； 4）保护装置投入时，应先投交流电，后投直流电，再投出口压板；投直流电时应先投负极、后投正极； 5）操作保护、自动装置，一般只操作连接片压板，不中断装置电源。

244 一 变配电设备倒闸操作 （二）倒闸操作要点 1、主变压器停送电 （1）空载拉合主变，应将110kV及以上中性点地刀推上，防止操作过电压；
（2）主变送电，先从电源侧充电，再送负荷侧；各侧均有电源，先从高压侧充电； （3）主变停电，先停负荷侧，再停电源侧；各侧均有电源，先停低压侧。 2、单母线检修 （1）断开接至母线上所有断路器； （2）拉开所有断路器两侧刀闸； （3）母线上工作地点验电接地。

245 一 变配电设备倒闸操作 3、双母线操作 （1）倒母线 1）母联控制电源先断开，检查母联运行，双母并联；
2）两种方法倒母线操作：逐一元件先合后拉母线上的刀闸；全部元件母线刀闸合上，再拉开另一母线刀闸。 3）注意电压回路切换。 （2）一条母线停电检修 1）倒母线； 2）将退出母线停电。

246 一 变配电设备倒闸操作 （三）典型操作票填写 见《典型操作票》示例

247 一 变配电设备倒闸操作 （四）防误闭锁装置 1、防误闭锁装置的功能 （1）防止误断、误合断路器； （2）防止带负荷误拉、误推隔离开关；
（3）防止带地线、地刀合闸送电； （4）防止带电挂地线、推地刀； （5）防止误入带电间隔。 2、防误闭锁装置分类 主要有机械连锁式、电气连锁式、机械程序式、微机式防误闭锁装置。

248 一 变配电设备倒闸操作 3、防误闭锁装置的使用管理 （1）操作人员必须熟悉装置结构、原理和使用方法；
（2）操作中装置打不开，要冷静处理，查找原因； （3）紧急解锁钥匙要妥善保管，不得随意乱放使用； （4）对装置定期维护。

249 二 变配电事故处理 （一）事故处理原则 正确处理事故是控制事故扩大和减少危害的基本措施。 1、运行人员处理事故的主要任务
（1）迅速限制事故发展，判明和消除事故根源，解除对人身和设备的危险； （2）用一切可能方法保持设备继续运行对用户供电； （3）迅速对已停电的用户恢复供电； （4）调整系统运行方式，恢复正常。

250 二 变配电事故处理 2、事故处理原则 （1）根据信号、表计指示等现象正确判断事故性质；
（2）限制事故发展，消除事故根源，迅速切除对人身和设备安全威胁的设备； （3）对保护、自动装置未动的设备，迅速手动切除故障； （4）调整没有受到影响的系统、设备运行方式，尽力保持设备继续运行对用户正常供电； （5）检查保护、故障录波动作情况，做记录，判断事故范围；

251 二 变配电事故处理 （6）无故障象征的，属于保护误动、人员误碰或越级跳闸，应汇报调度送电； （7）尽快恢复所用电和重要用户供电；
（8）检查故障设备，判明故障点和故障程度； （9）将故障设备停电，通知检修人员修复； （10）对系统全面检查，恢复正常运行方式； （11）做好事故现象记录、处理过程； （12）事故处理要在调度统一指挥下，由变电站站长、值长指挥处理。

252 二 变配电事故处理 （二）变电站常见事故处理 1、断路器自动跳闸
跳闸后信号掉牌，控制盘开关绿灯闪光，各表计为零，微机后台监控机出现事故报文。 （1）解除开关闪光，检查保护动作情况； （2）记录故障时间、信号，打印录波，汇报调度； （3）检查开关外观，油色油位、瓷件、SF6压力、机构是否正常，连接线有无短路等； （4）110kV及以上馈线开关，外观无异常重合闸投入未动，可手动试送一次； （5）馈线跳闸后，不论其重合闸或强送是否成功，均应对开关及相关设备仔细检查，报调度待处理； （6）对永久故障线路，应停电检查试验，合格后方可送电。

253 二 变配电事故处理 2、所用电源中断事故处理 所用电中断会导致全所失压，因此，值班员要熟悉所用电运行方式，保证所用电系统可靠供电，时刻做好事故预想。 所用电一般有两台所变，低压单母分段，母联备自投。低压开关因所变故障跳闸，中央信号掉牌，主变风冷电源报出一段电源故障。 （1）如单台所变运行，可手动强送一次。不成功应拉开低压母线上所有馈线刀闸，先送低压母线，正常后逐一恢复； （2）若两台所变运行，可退出故障所变，通过低压400V母联带负荷。

254 二 变配电事故处理 （三）电网异常事故处理 1、系统非周期振荡
（1）象征：电压、电流、有功、无功各表计指示出现周期性剧烈摆动，电压波动大，照明忽明忽暗，主变发出周期性的轰鸣声。 （2）处理 1）振荡时，值班员应立即汇报调度，加强监视，听候处理； 2）利用设备过负荷能力提高电压，促使系统迅速恢复稳定。

255 二 变配电事故处理 2、系统内部过电压 系统过电压一般有：操作过电压、弧光接地过电压、谐振过电压、工频过电压。
操作过电压是由开关操作引起的；谐振过电压是由系统电感电容组成谐振回路引起的；弧光接地过电压是由间歇性接地电弧引起的；工频过电压是由运行方式突然改变引起的。 在“高电压防护”已介绍。

256 二 变配电事故处理 3、系统不对称运行 系统不对称状态是指各相阻抗、电压、负荷等对称性破坏下的运行状态。非全相运行是其特殊情况。系统三相阻抗对称性破坏，将导致电流、电压对称性破坏，会出现负序电流，中性点直接接地系统还会出现零序电流，直接影响系统的稳定运行。 （1）220kV系统断路器非全相运行 系统发生单相永久故障，开关一相跳闸，单相重合闸动作不成功，且健全相未动作跳闸，值班员应立即手动分闸，记录事故状态，汇报调度停电处理。

257 二 变配电事故处理 （2）110kV系统断路器非全相运行
系统发生单相永久故障，开关三相跳闸且重合闸动作不成功，若断路器仍有电流，可能未三相跳开。原因可能是开关连杆或机械部分故障，此刻保护会越级跳主变或母线保护动作跳闸切除故障。 （3）66kV及以下系统不对称运行 出现单相接地故障，允许接地相与大地同电位，正常相对地电压升高为相间电压，此状态运行不得超过2h，运行人员应尽快查出故障馈线，停电检查处理。

258 二 变配电事故处理 4、母线故障及处理 （1）母线故障原因 1）母线短路或母线保护动作； 2）馈线故障引起保护越级跳闸；
3）降压变电站受电线路故障或上一级电源故障； 4）馈线故障，保护拒动，失灵动作切除故障母线； 5）电源侧断路器跳闸。

259 二 变配电事故处理 （2）母线故障处理 母线故障或全所停电，会造成电网解列和频率电压变化，运行人员应根据信号和保护动作情况，判明母线故障原因；迅速查明故障点并隔离；设法恢复母线送电。

260 二 变配电事故处理 （四）事故实例讲述 1、带负荷拉刀闸
1989年，某变电站站长在未通知值班员情况下，陪同检修人员到10kV高压室消缺，看到电容器开关柜上电流表为零，擅自拉开隔离开关（断路器分合把手在控制室），造成带负荷短路事故。事故造成电容器开关柜内刀闸烧坏，前柜门和侧柜门挡板被电弧烧坏变形，浓烟熏黑屋顶，操作人面部、头发被电弧烧伤。

261 二 变配电事故处理 2、220kV主变有载调压装置烧坏

262 二 变配电事故处理 3、220kV母线单相接地 1992年2月4日2:15，北风小雪天气。220kV某变电站突然全站失压，照明熄灭，220kV设备区有较大的电弧光（3分钟）。经检查发现系220kV西母A相管母一端掉落在构架上，单相接地短路。 全站失压原因：该站220kV母差保护未动（接线错误），主变中压侧后备保护动作跳开主变；两进线开关越级对侧；一对侧站开关保护方向错，再越级；另一侧站开关后备保护动作切除。 母线掉落原因：支柱瓷瓶母线，固定夹安装太紧，恶劣天气金属收缩，瓷瓶受力，端部最严重，端部一瓷瓶内部有气隙。

263 二 变配电事故处理 4、运行中电流互感器爆炸 1993年10月，220kV某变电站运行于西母的220kV进线充油电流互感器夜间突然爆炸起火，母差保护动作跳开西母所有开关，西母失压。爆炸TA造成多间隔设备支柱瓷瓶受损，影响该进线长时间送电。 原因：电流互感器上部膨胀器渗油，停电处理后未真空滤油充油，运行1周后爆炸。

264 二 变配电事故处理 5、电容器运行中爆炸 1994年3月，220kV某变电站，10kV运行的一组分散式电容器组，停电后短时间合闸送电，2支电容器爆炸着火，电容器组过流、过压、不平衡保护均动作，开关跳闸。事故造成该组72支电容器中26支损坏。 原因：电容器渗漏油，维修质量不高投运，运行一段时间，停电再次充电，时间短，渗漏电容器内部电容不达标，操作过电压促使爆炸。

265 二 变配电事故处理 6、雷电侵入变电站 1996年7月，雷雨天气。220kV某变电站运行中两台主变低压侧均同时跳闸，所用电源失去，10kV高压室火光、浓烟冒出。检查发现高压室开关柜全部被烧损，只剩少量铁框架；10kV出线避雷器炸粉碎。 原因：变电站外村民发现，雷电沿一条10kV线路进入高压室，随后听到爆炸声，看到火光。（球形雷电波击中导线）

266 二 变配电事故处理 7、220kV母线发生谐振过电压
1997年10月，220kV某变电站，220kV东母检修任务。运行人员操作，先倒母线，后用母联开关停东母，在母联开关分闸后，东母上电压表计继续存在，出现周期性忽高忽低，且一次比一次幅值大，最高达到线电压2倍多（480kV）。检查发现东母上电压互感器有很大周期性响声，一只互感器的膨胀器已突出。（通知我后，现场判断为谐振过电压，立即将备用母联开关合上，谐振消除）

267 二 变配电事故处理 8、110kV母线带电合地刀 1998年某变电站，两名值班员操作110kV南母电压互感器停电检修，TV接地刀和母线接地刀装在同一隔离开关构架上，因名称标牌装反，操作中拉开TV刀闸，合TV接地刀时锁具打不开，值班员未核对真实设备擅自用解锁钥匙开锁，带电误合母线地刀，造成110kV母线保护动作跳闸失压。

268 二 变配电事故处理 9、220kV带电设备对移动梯子放电
2005年1月12日，220kV某变电站220kV南母及两个间隔刀闸大修，3名检修人员从一间隔移动到另一间隔，并推着铝合金升降梯子（未降落）在设备区内移动，当走到中间运行设备间隔，没有顾及安全距离，带电设备对梯子放电，母线保护动作，220kV运行母线失压，造成全站失压。事故导致3名检修人员电弧着伤。

269 智能变电站简介 路改强

270 智能变电站的背景 常规变电站自动化现状 采集资源重复、设计复杂 变电站内存在多套系统 数据采集要求不一致 大量设备都有数据采集单元
系统、设备之间互操作性差 通信规约繁杂 缺乏一致性测试、权威认证 线性点表传输割裂了数据之间的联系

271 信息不标准不规范，难以充分应用 原理、算法、模型不一致导致信息输出不一致 装置信息输出不平衡 通讯规约的信息承载率低

272 智能变电站的背景 数字化变电站 数字化变电站两大应用 电子式互感器 数字化变电站存在的问题 缺乏相关的建设标准、规范 总体上处于试验阶段
IEC61850 数字化变电站存在的问题 缺乏相关的建设标准、规范 过程层／间隔层设备与一次设备接口不规范 没有解决IEC61850／61970的问题 主要局限在自动化系统本身，无整个变电站的建设体系（计量） 变电站没有信息体系，没有形成更多的智能应用 缺乏检验、试验评估体系 总体上处于试验阶段

273 构建以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网 管理上实现集团化、集约化、精益化、标准化
智能变电站的背景 中国坚强智能电网发展战略框架 构建以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网 一个目标 技术上实现信息化、自动化、互动化 管理上实现集团化、集约化、精益化、标准化 两条主线 年： 研究试点阶段 年： 全面建设阶段 年： 完善提升阶段 三个阶段 电网基础体系 技术支撑体系 智能应用体系 标准规范体系 四个体系 坚强可靠 经济高效 清洁环保 透明开放 友好互动 五个内涵 发电 线路 变电 配电 用户 调度 六个环节

274 智能变电站的背景 智能电网建设思路 “三统一”原则 统一规划、统一标准、统一建设 工作方针 统筹规划、统一标准、试点先行、整体推进

275 智能电网下对变电站功能的重新定位与发展目标
智能变电站的背景 智能电网下对变电站功能的重新定位与发展目标 变电站是智能电网建设的重要节点之一，其主要作用就是为智能电网提供标准的、可靠的节点（包含一、二次设备和系统）支撑 设备信息和运行维护策略与电力调度实现全面共享互动，实现基于状态的全寿命周期综合优化管理 实现全网运行数据的统一采集、实时信息共享以及电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用 枢纽及中心变电站全面建成或改造成为智能化变电站

276 智能变电站的优势及特点 智能变电站是智能电网的重要内容 输电 发电 变电 配电 调度 用电 变电领域的发展重点是智能变电站 智能 电网
智能变电站对智能电网的建设将起到先驱作用

277 智能变电站的优势及特点 变电站层 间隔层 过程层 网络 103规约 电缆 变电站综合自动化 智能变电站 微机保护/微机测控 计算机监控系统
新型电子式互感器 数字化一次设备 网络 IEC IEC 一次设备 电磁式互感器 103规约 电缆 变电站综合自动化 智能变电站

278 智能变电站的优势及特点 光纤代替电缆，设计安装调试都变得简单 模拟量输入回路和开关量输入输出回路都被通信网络所取代，二次设备硬件系统大为简化
统一的信息模型，避免了规约转换，信息可以充分共享 可观测性和可控性增强，产生新型应用：如状态监测、站域保护控制

279 智能变电站的优势及特点 电缆 交流输入模件 Ａ／Ｄ变换 微计算机 开入开出模件 电缆 人机对话模件 端子箱 继电保护

280 一次设备的数字化改变了继电保护设备的结构
智能变电站的优势及特点 高速以太网通信 微计算机 智能终端 交流输入模件 Ａ／Ｄ变换 人机对话模件 合并单元 继电保护 一次设备的数字化改变了继电保护设备的结构

281 智能变电站的优势及特点 监控主机 电子式互感器、合并单元 智能终端、交换机等 IEC 61850标准、IEEE 1588
1）新装置、新设备 监控主机 电子式互感器、合并单元 智能终端、交换机等 MMS 2）新标准 IEC 61850标准、IEEE 1588 SV GOOSE 3）新体系结构 合并 单元 智能 终端 继电保护系统、通信网络结构 4）新功能与新应用

282 智能变电站的优势及特点 智能变电站的本质特征 电子式互感器/合并单元 智能终端 IEC 61850标准 网络通信技术 过程设备的数字化
信息传输的网络化 网络通信技术

283 智能变电站的优势及特点 智能变电站的分层 智能变电站按体系分层：过程层、间隔层和站控层。
过程层包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属 的智能组件以及独立的智能电子装置。 间隔层设备一般指继电保护装置、测控装置、监测功能组主IED 等二次设备。 站控层包括自动化站级监视控制系统、通信系统、对时系统等。 远方控制中心 技术服务 7 功能A 功能B 9 站控层 3 控制 继电保护 8 1 6 间隔层 传感器 操作机构 过程层接口 过程层 高压设备 4 5

284 智能变电站的优势及特点 智能变电站自动化系统通信网络 *

285 智能变电站的优势及特点 智能变电站构成

286 智能变电站带来了什么？ 运行维护的挑战 智能变电站以先进的信息化、自动化和分析技术为基础，完成测量、控制、调节、保护、安稳等功能，实现提高电网安全、可靠、灵活和资源优化配置的目的，为智能电网的发展做了很好的支撑 智能变电站的发展，很大程度上依赖于技术的进步，如智能高压设备、智能断路器、智能互感器及智能一体化监控系统等，对技术的要求是不言而喻的 但是，随着智能变电站新技术的应用，设备和系统的运行维护，作为管理的一个重要方面，也提出了更高的要求，对于运行维护单位和人员更应重视，设备再好，技术再先进，缺少了有效的运维管理手段是不会发挥出其应有的效果的

287 智能变电站带来了什么？ 以人为本，提高运维效能
在智能变电站、智能设备和技术不断应用的过程中，设备、系统厂家在考虑基本功能的同时，更应考虑基本性能问题 在考虑设备新技术的同时，更应考虑设备的可运维问题，包括运行维护人员技能培训、管理规范化等 在提升智能化水平的同时，更应以人为本，让智能化更有利于管理、更有利于运行、更有利于维护，考虑这些需求，而不是只单纯追求技术

288 电网可观测性强 电网可控制性强 电网分析功能强 智能全景数据平台 设备状态可观测 管理多手段 智能电网发展契机 运行和维护人员需了解什么?
操控智能一体化 设备状态观测直观 运行巡视智能化 电网可观测性强 电网可控制性强 电网分析功能强 运行人员 电网（调度） 管理人员 维护人员 智能全景数据平台 设备状态可观测 管理多手段 智能电网发展契机 自动化系统智能一体 设备智能互通 二次设备一体化管理 系统平台功能强大

289 对运行和维护人员提出了要求 对运行维护人员的技能提出要求
保证设备和系统安全稳定、可靠、易维护、可维护 需要了解知识面广。目前，自动化专业运行维护人员存在知识面不够、基础不牢的问题，尤其在网络通信基础、单片机技术等方面欠缺，常规站、综自站应对通讯问题、设备问题都存在问题，更何况智能变电站（更依赖于通信、高速处理器） 智能变电站，二次系统相互融合，多种应用相互关联，对运行维护人员提出更高的要求

290 对运行和维护人员提出了要求 对运行维护的管理提出要求 保证设备和系统安全稳定、可靠、易维护、可维护
智能变电站智能设备维护要求、检测手段、检测指标、作业流程和方法，需要明确，而且要具备可操作性，智能变电站中智能设备和系统的应用，专业技术要求更高，运行维护模式和人员的配置也提出了要求

291 智能变电站检修注意事项 检修调试 安全措施－出口软压板： 安全措施－检修压板： 出口软压板退出之后只有面板报文，无GOOSE信号输出。
检修压板（Test Mode）将站内设备划分为检修域和运行域，跨域互相自检之间不处理报文。

292 智能变电站检修注意事项 安全措施－物理隔离： 最后一招：拔光纤，有可见断口，最可靠，但光纤插拔有寿命问题，类似光纤纵差通道插拔。

293 智能变电站检修注意事项 对异常信息的监控： 新增监控内容：SV断链监视、GOOSE断链监视、交换机状态监视。

294 智能变电站检修注意事项 检修维护： 变电站扩建：数据配置规划（如VID）按终期设计，母差交换机按终期配置（预留端口）、母差保护增加配置。

295 智能变电站检修注意事项 状态检修： 继电保护设备的状态检修通常被称为预知性检修，即根据继电保护设备的实际运行状况，决定是否需要进行设备的检测和维修 继电保护装置的状态检修将取代定期检修 对于继电保护设备采取状态检修，减少了带电或停电检修的工作量，对于提高设备的安全性能和延长使用寿命是很重要的

296 Thank you !