第二部分 变配电基本设备

变配电工基础培训2014年7月培训内容第一部分供配电基础知识第二部分供配电基本设备第三部分供配电日常运行及管理第四部分供配电基本操作及应急处理第五部分供配电安全管理第二部分供配电基本设备一、变配电系统设备（一）、变压器（二）、互感器（三）、断路器（四）、电容器（五）、避雷器（六）、二次设备三、综合自动化控制系统（一）、自动化控制系统（二）、直流系统二、配电系统相关配套设施第二部分供配电基本设备（一）、变压器一、变配电系统设备1、基本工作原理变压器的主要部件是铁心和套在铁心上的两个绕组。两绕组只有磁耦合没电联系。在一次绕组中加上交变电压，产生交链一、二次绕组的交变磁通，在两绕组中分别感应电动势。只要一、二次绕组的匝数不同，就能达到改变压的目的。2、分类

按用途分：电力变压器和特种变压器。

按绕组数目分：单绕组（自耦）变压器、双绕组变压器、三绕组变压器和多绕组变压器。按相数分：单相变压器、三相变压器和多相变压器。按铁心结构分：心式变压器和壳式变压器。按调压方式分：无励磁调压变压器和有载调压变压器。按冷却介质和冷却方式分：干式变压器、油浸式变压器和充气式变压器。3基本结构一、铁心变压器的主磁路，是变压器电磁感应的磁通路，它是用导磁性能很好的硅钢片叠装组成的闭合磁路。

为了提高导磁性能和减少铁损，用0.35mm厚、表面涂有绝缘漆的硅钢片叠成。二、绕组变压器的电路，一般用绝缘铜线或铝线绕制而成。三油箱：是变压器的外壳。内装铁芯、线圈和变压器油，同时起散热作用。

四、油枕：当变压器油的体积随油温变化而膨胀或缩小，油枕起着储油及补油的作用，以保证油箱内充满油，油枕还能减少油与空气的接住面，防止油被过速氧化和受潮。

五、呼吸器：油枕内的油是通过呼吸器与空气相同的，呼吸器内装干燥剂，为了吸收空气中的水分和杂质，是油保持良好的电气性能。

六、散热器：当变压器上层油温与下层油温产生温差时，通过散热器形成油的循环，使油经散热器冷却后流回油箱，起到降低变压器油温的作用。

七、防爆管：当变压器内部有故障，油温升高，油剧烈分解产生大量的气体。使油箱内部压力剧增，这使防爆管玻璃破碎，油及气体从管口喷出，以防止变压器油箱爆炸或变形。

八、高、低压绝缘套管：是变压器高、低压绕组的引线引到油箱外部的绝缘装置。它起着固定引线和对地绝缘的作用。九、分接开关：是调整变压器电压比的装置。

十、瓦斯继电器：是变压器的主要保护装置，当变压器内部发生故障时，瓦斯继电器上接点接信号回路，下接点接断路器跳闸回路，能发出信号并使断路器跳闸。4型号与额定值（1）型号型号表示一台变压器的结构、额定容量、电压等级、冷却方式等内容，表示方法为如OSFPSZ-250000/220表明自耦三相强迫油循环风冷三绕组铜线有载调压，额定容量250000kVA，高压额定电压220kV电力变压器。（2）、额定值三者关系：此外，额定值还有额定频率、效率、温升等。指长期运行时所能承受的工作电压指铭牌规定的额定使用条件下所能输出的视在功率。指在额定容量下，允许长期通过的额定电流。在三相变压器中指的是线电流5变压器的并联运行变压器运行规程规定：在任何一台变压器不过负荷的情况下，变比不同和短路阻抗标么值不等的变压器可以并联运行。又规定：阻抗标么值不等的变压器并联运行时，应适当提高短路阻抗标么值大的变压器的二次电压，以使并联运行的变压器的容量均能充分利用。为了使各台变压器所承担的电流同相位，要求各变压器的短路阻抗角相等。一般来说，变压器容量相差越大，短路阻抗角相差也越大，因此要求并联运行的变压器的最大容量之比不超过3：1。6、变压器的运行管理1、变压器的冷却装置：

a、.水冷却器应保证在任何情况下冷却器中的油压大于水压约0.05MPa(制造厂另有规定者除外)。

b、强油循环冷却的变压器，应能按温度和(或)负载控制冷却器的投切。

2、变压器有载分接开关：a、运行6～12个月或切换2000～4000次后，应取切换开关油箱中的油样作试验；

b、.新投入的分接开关，在投运后1～2年或切换5000次后，应将切换开关吊出检查，此后可按实际情况确定检查周期；

c、运行中的有载分接开关切换5000～10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时，应更换切换开关油箱的绝缘油；

d、操作机构应经常保持良好状态。（1）、对变压器附属部件的要求：6、变压器的运行管理3、油浸式变压器顶层油温一般限值

：a、自然循环自冷、风冷：冷却介质最高温度40(℃)；最高顶层油温95(℃)

。b、强迫油循环风冷：冷却介质最高温度40(℃)；最高顶层油温85(℃)

。c、强迫油循环水冷：冷却介质最高温度30(℃)；最高顶层油温70(℃)。6、变压器的运行管理（2）、变压器定期检查内容

：a、外壳及箱沿应无异常发热；

b、各部位的接地应完好必要时应测量铁芯和夹件的接地电阻；

c、强油循环冷却的变压器应作冷却装置的自动切换试验；d、水冷却器从旋塞放水检查应无油迹；

e、有载调压装置的动作情况应正常；

f、各种标志应齐全明显；

g、各种保护装置应齐全、良好；

h、各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠；

i、消防设施应齐全完好；

j、室内变压器通风应完好；

k、贮油池和排油设施应保持良好状态；

M、对变压器油进行定期试验。6、变压器的运行管理（3）、变压器定期维护项目的内容

：a、清除储油柜集污器内的积水和污物；

b、冲洗被污物堵塞影响散热的冷却器；

c、更换吸湿器和净油器内的吸附剂；

d、变压器的外部(包括套管)清扫；

e、各种控制箱和二次回路的检查和清扫。6、变压器的运行管理（4）、变压器的不正常运行和处理：1、值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录。

2、变压器有下列情况之一者应立即停运：

a.变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；

b.严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；

c.套管有严重的破损和放电现象；

d.变压器冒烟着火。

3、当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运。

4、当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。

6、变压器的运行管理5、变压器油温升高超过制造厂规定或相应的限值时，值班人员应按以下步骤检查处理：

a、检查变压器的负载和变压器油的温度，并与在同一负载下的变压器油的温度进行核对；

b、核对温度测量装置；

c、检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。

d、若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；

e、若不能立即停运修理，则值班人员应调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。

f、在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。

g、

瓦斯保护装置动作的处理

：

（1）、瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。

若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。

若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。（2）、瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：

①是否呼吸不畅或排气未尽②保护及直流等二次回路是否正常③变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象④气体继电器中积集气体量，是否可燃⑤气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果⑥必要的电气试验结果

⑦变压器其它继电保护装置动作情况。

6、变压器的运行管理（5）、变压器的运行要求

：1、对运行中的变压器要加强巡视，检查变压器的油位、油色、外壳有无渗漏现象，检查套管有无闪络放电现象，发现问题及时处理并做好记录。2、动力变压器送电时要切除负荷空载投运，不能带负荷送电。送电后应检查变压器声音是否正常，检查二次三相电压是否平衡，如无异常方可带负荷运行。3、电炉变压器投运时一定要将三相电极抬起将负荷降到额定负荷的50%以下送电，决不允许满负荷送电。4、电炉变压器要时刻保持三相负荷平衡，三相负荷电流要控制在额定值内，不允许过负荷运行。6、变压器的运行管理5、电炉变压器在运行中跳闸，一定要查明原因方可送电运行，特别是出现重瓦斯保护或速度按保护动作，决不允许送电，必须立即通知值班电工进行认真检查，确认变压器不存在问题是才能送电运行。6、变压器油实验如发现油中水分升高或有杂质、沉淀物时，则应进行过滤。如油的绝缘性能降得过低或色谱分析发现异常，则应检查变压器是否发生故障。第二部分供配电基本设备（二）、互感器一、变配电系统设备户外干式电压互感器 户内电流互感器户外油浸式电压互感器 户外气体式电流互感器电压互感器和电流互感器（1）、互感器属测量装置，按变压器原理工作。（2）、电力系统中的大电流/高电压有时无法直接用普通的电流表和电压表来测量，必须通过互感器将待测电量按比例减小后测量。使用仪用互感器目的：（1）.测量人员的安全，使测量回路与高压电网隔离；（2）.扩大测量仪表（电流表及电压表）的测量范围。（3).还用于各种继电保护装置的测量系统。。

1801、电流互感器 同测量高电压一样。测量高电 压线路的电流，也不宜将仪表 直接接入电路。 用电流互感器将高压线路隔开， 将大电流变小。再用电流表测 量，接线如图。为I

181注意：（1）电流互感器副方不允许开路。 开路后一次绕组流过的电流全部为Im→铁心 Φ↑↑→pFe↑↑→铁心过热，烧损绕组；e2↑ （4.44fNΦ↑）二次绕组感应出很高的电压→绝缘 击穿，危及测量人员和设备的安全。 因此在一次电路工作时如需检修或拆换电流表、功 率表的电流线圈时，必须先将电流互感器的二次绕 组短接。（2）电流互感器副绕组一端和铁心须可靠接地。以防止绝缘击穿后，电力系统的高压危及工作人员及设备的安全。

2、电压互感器

电压互感器作用是将高电压 降为低电压（一般额定值为 100V）供电给测量仪表和继 电器的电压线圈，使测量、 继电保护回路与高压线路隔 离，保证人员和设备的安全。 原绕组并联在被测的高压线 路上，副绕组与电压表、功 率表的电压线圈等构成闭合 回路。由于副边所接的电压 表等负载的阻抗很大，副边 电流很小，电压互感器实际 上相当于一台空载运行的双 绕组降压变压器。=ku==

N1N2

E1E2

U1U2为了减少测量误差，设计时应尽量减小短路阻抗和励磁电流，当忽略漏阻抗压降时有：式中ku为电压互感器的变压比。一般与电压互感器相配的电压表，已考虑变比的折算，所以从电压表上可直接读出实际的电压值。电压互感器在使用时应注意： ①副边决不允许短路，否则会产生很大的短路电流，烧坏电压互感器； ②为确保工作人员安全，电压互感器的副绕组以及铁芯应可靠接地；③为确保测量精度，电压互感器的副边不宜并接过多的负载：例：用变压比为10000／100V的电压互感器，变流比为100／5A的电流互感器扩大量程，其电流表读数为3.5A，电压表读数为96V，试求被测电路的电流、电压各为多少？3、互感器的运行管理运行中的PT电压和CT电流不超过额定值的110%。所有电压互感器和电流互感器的二次绕组应有永久性的、可靠的保护接地、电压互感器二次侧不允许短路和接照明，电流互感器的二次侧绝不允许开路。运行中的检查内容；a、浇注绝缘无破裂、无放电现象。b、接线牢固，不松动，无过热现象。c、声音正常无异味。送电前必须做好检查，符合送电条件。PT停电前应先将有关保护退出，做好事故预想。母线PT送电前投入，停电后退出。（1）、PT和CT的运行规定与维护3、互感器的运行管理PT回路断线现象：警铃响，“电压回路断线”电脑报警亮，绝缘检查一相指示为零或降低，电压表指示可能降低，有功表、无功表指示降低。处理：用绝缘检查电压表确定故障相，现场用验电笔或万用表进一步在PT二次侧验证故障相，退出有关保护和自动装置，检查二次保险有无熔断，若熔断更换后又断应汇报值长，若一次保险熔断，应查看PT绕组有无异常并汇报值长。按值长令处理。运行中的PT有下列现象时，禁止使用隔离刀闸，摘下熔断器等方法退出，应用开关或其它方法将其切除。a、一次保险连续熔断两次。b、PT温度过高、内部发出臭味或冒烟。c、有火花放电或其它异常声响。（2）、PT和CT的事故处理3、互感器的运行管理CT二次回路断线现象：①断线相电流表指示为零，有功表、无功表指示下降，电度表变慢。②CT发出嗡嗡声。③断线处有放电声和火花，严重时CT烧坏、有焦臭味。④差动保护CT断线时，警铃响“CT断线”电脑报警亮。处理：差动CT断线时、测量不平衡电流大于规定值时，退出差动保护压板，退出有关保护和自动装置，采取措施将CT二次回路短接，无法短接时，立即停电处理，并汇报值长。互感器破裂或着火的处理：①退出有关保护及自动装置。②汇报值长，立即断开有关电源，防止扩大事故。③采取一切措施进行灭火并防止火势蔓延；汇报专工第二部分供配电基本设备（三）、断路器一、变配电系统设备（一）断路器基本知识1、什么是断路器？

短路器是指能够关合、承载和开断正常回路条件下的电流，并能关合、在规定的时间内承载和开断异常回路条件(包括短路条件)下的电流的开关装置。（断路器按其使用范围分为高压断路器和低压断路器，高低压界线划分比较模糊，一般将3kV以上的称为高压电器。低压断路器又称自动开关，俗称“空气开关”也是指低压断路器，它是一种既有手动开关作用，又能自动进行失压、欠压、过载、和短路保护的电器。它可用来分配电能，不频繁地启动异步电动机，对电源线路及电动机等实行保护，当它们发生严重的过载或者短路及欠压等故障时能自动切断电路，其功能相当于熔断器式开关与过欠热继电器等的组合。而且在分断故障电流后一般不需要变更零部件，已获得了广泛的应用。）几种常见断路器低压断路器真空断路器SF6断路器2、高压断路器有哪些实用型式？

根据灭弧原理可分为自动产气、磁吹、多油、少油、压缩空气、真空和六氟化硫等类型，其操动机构有手动、电磁、弹簧、气动和液压等多种类。目前使用较多的是少油、真空和六氟化硫三种型式。3、什么是油断路器？

油断路器是指用变压器油作为灭弧和绝缘介质的断路器。（通常油断路器分为少油断路器和多油断路器）4、什么是真空断路器？真空断路器因其灭弧介质和灭弧后触头间隙的绝缘介质都是高真空而得名；其具有体积小、重量轻、适用于频繁操作、灭弧不用检修的优点，在配电网中应用较为普及。（真空断路器主要包含三大部分：真空灭弧室、电磁或弹簧操动机构、支架及其他部件）5、什么是SF6断路器？

是用SF6气体作为灭弧和绝缘介质的断路器。它具有开断能力强，开断性能好，电气寿命长，单断口电压高，结构简单维护少，因此在各个电压等级尤其是在高压领域得到了越来越广泛的使用。（SF6的灭弧性能是空气的100倍）6、对高压断路器有什么基本要求？（1）在合闸状态时应为良好的导体，在合闸状态时应具有良好的绝缘性。（2）在开断规定的短路电流时，应有足够的开断能力和尽可能短的开断时间。（3）在电网发生故障时能将故障从电网切除。（4）要尽可能的缩短断路器切除故障的时间，以减轻电力设备的损坏和提高电网的稳定性。（5）能配合自动重合闸进行多次关合和断开。7、断路器主要技术参数的含义是什么？（1)额定电压(标称电压)：它是表征断路器绝缘强度的参数，它是断路器长期工作的标准电压。为了适应电力系统工作的要求，断路器又规定了与各级额定电压相应的最高工作电压。对3—220KV各级，其最高工作电压较额定电压约高15%左右；对330KV及以上，最高工作电压较额定电压约高10%。断路器在最高工作电压下，应能长期可靠地工作。（2）额定电流：它是表征断路器通过长期电流能力的参数，即断路器允许连续长期通过的最大电流。（3）额定开断电流：它是表征断路器开断能力的参数。在额定电压下，断路器能保证可靠开断的最大电流，称为额定开断电流，其单位用断路器触头分离瞬间短路电流周期分量有效值的千安数表示。当断路器在低于其额定电压的电网中工作时，其开断电流可以增大。但受灭弧室机械强度的限制，开断电流有一最大值，称为极限开断电流。（4）动稳定电流：它是表征断路器通过短时电流能力的参数，反映断路器承受短路电流电动力效应的能力。断路器在合闸状态下或关合瞬间，允许通过的电流最大峰值，称为电动稳定电流，又称为极限通过电流。断路器通过动稳定电流时，不能因电动力作用而损坏。（5）关合电流：是表征断路器关合电流能力的参数。因为断路器在接通电路时，电路中可能预伏有短路故障，此时断路器将关合很大的短路电流。这样，一方面由于短路电流的电动力减弱了合闸的操作力，另一方面由于触头尚未接触前发生击穿而产生电弧，可能使触头熔焊，从而使断路器造成损伤。断路器能够可靠关合的电流最大峰值，称为额定关合电流。额定关合电流和动稳定电流在数值上是相等的，两者都等于额定开断电流的2.55倍。（6）热稳定电流和热稳定电流的持续时间：执稳定电流也是表征断路器通过短时电流能力的参数，但它反映断路器承受短路电流热效应的能力。热稳定电流是指断路器处于合闸状态下，在一定的持续时间内，所允许通过电流的最大周期分量有效值，此时断路器不应因短时发热而损坏。国家标准规定：断路器的额定热稳定电流等于额定开断电流。额定热稳定电流的持续时间为2S，需要大于2S时，推荐4S。（7）合闸时间与分闸时间：这是表征断路器操作性能的参数。各种不同类型的断路器的分、合闸时间不同，但都要求动作迅速。合闸时间是指从断路器操动机构合闸线圈接通到主触头接触这段时间，断路器的分闸时间包括固有分闸时间和熄弧时间两部分。固有分闸时间是指从操动机构分闸线圈接通到触头分离这段时间。熄弧时间是指从触头分离到各相电弧熄灭为止这段时间。所以，分闸时间也称为全分闸时间。8、高压短路器的额定操作循环？操作循环：这也是表征断路器操作性能的指标。架空线路的短路故障大多是暂时性的，短路电流切断后，故障即迅速消失。因此，为了提高供电的可靠性和系统运行的稳定性，断路器应能承受一次或两次以上的关合、开断、或关合后立即开断的动作能力。此种按一定时间间隔进行多次分、合的操作称为操作循环。我国规定断路器的额定操作循环如下：自动重合闸操作循环：分——t’——合分——t——合分非自动重合闸操作循环：分——t——合分——t——合分其中分——表示分闸动作；合分——表示合闸后立即分闸的动作；t’——无电流间隔时间，即断路器断开故障电路，从电弧熄灭起到电路重新自动接通的时间，标准时间为0.3S或0.5S，也即重合闸动作时间。t——为运行人员强送电时间，标准时间为180S9、高压断路器的型号是怎样规定的？目前我国断路器型号根据国家技术标准的规定，一般由文字符号和数字按以下方式组成：其代表意义为：（1）—产品字母代号，用下列字母表示：S—少油断路器；D—多油断路器；K—空气断路器；L—六氟化硫断路器；Z—真空断路器；Q—产气断路器；C—磁吹断路器。（2）—装置地点代号；N—户内，W—户外。（3）—设计系列顺序号；以数字1、2、3……表示。（4）—额定电压，KV。（5）—其它补充工作特性标志，G—改进型，F—分相操作。（6）—额定电流，A。（7）—额定开断电流，KA。（8）—特殊环境代号。10、概述隔离开关及其作用。

隔离开关是在高压电气装置中保证工作安全的开关电器，结构简单，没有灭弧装置，不能用来接通和断开负荷电流电路。隔离开关的作用为：隔离电源，倒闸操作，接通和切断小电流电路。11、高压断路器由哪几个部分组成，其各自的作用是什么？

高压断路器由以下五个部分组成：通断元件，中间传动构，操动机构，绝缘支撑件和基座。通断元件是断路器的核心部分，主电路的接通和断开由它来完成。主电路的通断，由操动机构接到操作指令后，经中间传动机构传送到通断元件，通断元件执行命令，使主电路接通或断开。通断元件包括有触头、导电部分、灭弧介质和灭弧室等，一般安放在绝缘支撑件上，使带电部分与地绝缘，而绝缘支撑件则安装在基座上。这些基本组成部分的结构，随断路器类型不同而异。12、重合闸操作中，无电流时间和合分时间的意义是什么？

无电流操作是指断路器在自动重合闸过程中，从断路器所有极的电弧最终熄灭到随后重新合闸时任何一级首先通过电流时为止的时间间隔。在额定重合闸操作顺序中，无电流时间取为0.3S，但实际上无电流时间可以因予击穿时间和燃弧时间的变化以及系统运行条件的不同而不尽相同。合分时间又称金属短接时间，在合闸操作过程中从首合相触头接触间起到随后的分闸时所有的相中弧触头都分离瞬间为止的时间间隔。金属短接时间的长短要满足断路器自卫能力的要求，原则上应大于其分闸时间和予击穿时间之和。13、高压断路器的绝缘结构主要由哪几部分组成？

高压断路器的绝缘结构主要由导电部分对地、相间和断口间等三部分绝缘组成。

少油、空气、和瓷柱式SF6等的对地绝缘主要由支柱或支柱瓷套、绝缘拉杆及相应的液体、气体介质所构成。多油断路器和落地罐式SF6断路器的对地绝缘包括套管、绝缘拉杆及相应的液体、气体介质。14、真空断路器有哪几部分构成？

真空断路器由真空灭弧室、保护罩、动触头、静触头、导电杆、分合操作机构、支持绝缘子、支持套管、支架等构成。15、真空灭弧室是结构及各部件的作用是什么？

真空灭弧室由真空容器、动触头、静触头波形管、保护罩、法兰、支持件等构成。作用（1）动触头。在绝缘杆与分合操作机构的控制下完成真空断路器的分合操作。真空灭弧室触头结构可分为非磁吹和磁吹两大内，主要的实用品种有：圆柱状触头；横磁吹触头；纵向磁吹触头。（2）保护罩。吸收灭弧过程中的金属蒸汽微粒。（3）法兰、支持件。起到连接、支撑作用。

1．正常操作的要求

（1）新装或大修后的断路器，投运前必须验收合格才能施加运行电压。（2）断法器的分、合闸指示器应指示正确，且与当时实际运行相符。（3）断路器接线板的连接处或其它必要的地方应有监视运行温度的措施，如示温蜡片等。（4）断路器金属外壳接地良好且有明显的接地标志，接地体的截面积符合规程要求。（5）油断路器的油色应正常，油位应在油位指示的上、下限油位监视线中，绝缘油牌号和性能应满足当地最低气温的要来，油质合格。（6）六氟化硫断路器，为监视其气体压力，应装有密度继电器或压力表，并附有压力表和压力温度关系曲线，其有SF6气体补气接口。（7）真空断路器应配有限制操作过电压的保护装置。

（二）断路器运行管理2.断路器操作机构的要求

（1）操作机构动作电压应满足：低于额定电压的30％时不动作；高于额定电压的65％时可靠动作。（2）机构箱应具有防尘、防潮、防小动物进入及通风措施，液压与气动机构应有加热装置和恒温控制措施。（3）电磁操作机构的合闸电源应保持稳定。运行中电源电压如有变化，其电压不低于额定电压的80％，最高不得高于额定电压的110％。（4）液压操作机构应具有防“失压慢分”装置，并用有防“失压慢分”的机构卡具。所谓“失压慢分”是指液压操作机因某种原因压力降到零，然后重新启动油泵打压时，造成断路器缓慢分闸、采用液压或气动机构时，其工作压力大于1MPa（表压）时，应有压力释放装置。（5）弹簧操作机构在断路器合闸释放能量后，应能自动再次储能。

3．故障状态下的操作要求：（1）断路器在运行中，由于某种原因造成油断路器严重缺油，六氟化硫断路器气体压力异常（如突然降至零等），严禁对断路器进行停、送电操作，应立即断开故障断路器的控制电源，及时采取措施，将故障断路器退出运行。（2）分相操作的断路器操作时，发生非全相合闸，应立即将已合上相拉开，重新操作合闸一次，如仍不正常，则应拉开合上相后汇报，上级派员处理。当发生非全相分闸时，应立即拉开故障开关控制电源，手动操作将拒动相分闸。

（3）严禁将有拒跳或合闸不可靠的断路器投入运行。第二部分供配电基本设备（四）、电容器一、变配电系统设备（一）电容器基本知识1、电容补偿原理把具有容性功率负荷的装置与感性功率负荷并接在同一电路，当容性负荷释放能量时，感性负荷吸收能量，而感性负荷释放能量时，容性负荷吸收能量，能量在两种负荷之间交换。这样，感性负荷所吸收的无功功率可由容性负荷输出的无功功率中得到补偿，这就是电容补偿的原理。

LC2、高压并联电容技术规范1、高压并联电容器装置：制造厂根据标准要求设计并组装供货的整套并联电容器装置。装置由并联电容器组及相应的一次和二次配套设备组成；配套设备一般应包括：断路器、串联电抗器、放电线圈、避雷器、电容器单台保护用熔断器及保护和自动装置。2、装置的额定容量：一套装置中电容器组的额定容量即为该套装置的额定容量。3装置额定输出容量：当装置中电容器组承受的电压等于电容器组的额定电压时，装置的额定输出容量等于装置的额定容量减去配套串联电抗器的额定容量。4、额定电抗率：装置中串联电抗器的感抗与电容器容抗的比值。安全要求；1、放电线圈必须直接并接于电容器组的两端，期间不得有断路器、熔断器或任何别的隔离部件。2、在人员接触电容器之前，都必须将电容器的端子短路并接地。3、并联电容器的运行标准：（1）、允许过电压电容器组允许在其1.1倍额定电压下长期运行，允许短时过电压作用，短时过电压幅值由时间加以限定。超时1.1U应退出运行。(2)、允许过电流电容器组允许在其1.3倍额定电流下长期运行。在允许超过额定电流的30%中，10%是由允许的工频过电压引起的，20%是由高次谐波引起的。(3)、允许温度电容器组的周围环境温度，一般在-40~+40℃.如果温度过高介质损耗加剧，会影响其使用寿命，甚至引起介质击穿。温度过低电容器内部压力将降低，会使游离电压下降即局部放电电场强度降低，内部气泡容易放电。工频过电压最长持续时间说明1.1U连续电容器运行中任何一段时间的最高平均值1.15U每24h中30min系统电压的调整与波动1.2U5min轻负荷时电压升高1.3U1min1、串联及并联电抗器：串联电抗器主要用来限制短路电流，也有在滤波器中与电容器串联或并联用来限制电网中的高次谐波。

220kV、110kV、35kV、10kV电网中的电抗器是用来吸收电缆线路的充电容性无功的。可以通过调整并联电抗器的数量来调整运行电压。超高压并联电抗器有改善电力系统无功功率有关运行状况的多种功能，主要包括：(1)轻空载或轻负荷线路上的电容效应，以降低工频暂态过电压。(2)改善长输电线路上的电压分布。(3)使轻负荷时线路中的无功功率尽可能就地平衡，防止无功功率不合理流动同时也减轻了线路上的功率损失。(4)在大机组与系统并列时降低高压母线上工频稳态电压，便于发电机同期并列。(5)防止发电机带长线路可能出现的自励磁谐振现象。(6)当采用电抗器中性点经小电抗接地装置时，还可用小电抗器补偿线路相间及相地电容，以加速潜供电流自动熄灭，便于采用。（二）电抗器2、串联电抗器抑制高次谐波：并联电容器进行无功补偿是电力系统改善功率因素和跳崖的有效措施。然而电力系统中大量非线性负载的投运，特别是以晶闸管作为换流元件的电力半导体器件，由于它以开关方式工作，将会引起电网电流、电压波形的畸变，产生大量高次谐波。而电容器对高次谐波反应比较敏感，会对谐波电刘起到放大作用，严重时还会产生谐振，造成电容器自身的损坏或无法工作，还危及附近其他电器设备的安全。

在具有高次谐波背景中装设补偿电容器，一般采用在电容器回路中串联电抗器的措施，这既不影响电容器的无功补偿作用，又能抑制高次谐波。但串联电抗器必须考虑电容器接入处电网的谐波背景，绝不可任意组合。只有合理选择串联电抗器的电抗率，使之与电容器进行合理匹配，才能有效地起到抑制谐波的作用，并有限制合闸涌流的效果。谐波的危害谐波对电力系统电磁环境的污染将危害系统本身及广大电力用户，危害面十分广泛。归纳起来其主要危害有：（1）产生附加损耗，增加设备温升。如谐波电流通过有铁芯的电气设备时，铁芯的磁滞损耗和涡流损耗将增大。这些附加损耗使设备温升增加，加速设备绝缘老化。（2）恶化绝缘条件，缩短设备寿命。如谐波电流通过变压器，可使变压器的铁芯损耗明显增加，丛而使变压器出现过热，缩短使用寿命。（3）可能引起电机的机械振动。由谐波电流和电机旋转磁场相互作用产生的脉动转矩可能引起电机的机械振动，从而严重影响机械加工的产品质量。（4）无功补偿电容器组可能引起谐波电流的放大，甚至造成谐振。从而产生危险的过电流和过电压。（5）工业电子设备功能会由于谐波干扰而被破坏。（6）对继电保护、自动控制装置和计算机产生干扰和造成误动作，造成电能计量的误差。（7）谐波电流电流在高压架空线路上的流动除增加线损外，还将对相邻通讯线路产生干扰影响。3、限制合闸涌流

无功补偿电容器在投运合闸瞬间，往往会产生冲击性合闸涌流，这是因为首次合闸的电容器处于未充电状态，流入电容器的电流仅受回路阻抗的限制，因该回路处于接近短路状态，回路阻抗很小，故而在合闸瞬间往往会产生很大的冲击涌流。4、电抗率的选择电抗率是电抗器的重要参数，而电抗率的大小将直接影响它的作用与系统的安全。为能合适的选用电抗率，必须了解电容器接入处电网存在谐波的背景。只有通过实测各次谐波后，才能使用电容器与之串联的电抗器相匹配。

（1）补偿电容器接入处的背景谐波为三次，而且含量已超过或接近标准时，宜选用12%的串联电抗器。

（2）补偿电容器接入处的背景谐波为3次和5次为主，而且两者含量均较大，宜选用12%与4.5%~6%两种电抗率混装方式的串联电抗器，以保证抑制3次谐波放大为前提。该方案优点比全部采用串联12%方案可降低无功损耗。三、高压无功补偿装置的维护、检查维护：由于电容器是静止的和全密封的电气设备，且串联电抗器和放电线圈都是干式设备。因此，日常的维护工作量较少。主要是定期进行清扫(每年一次)检查各连接部分的紧固，在电容器损坏，熔丝熔断应及时进行调换和平衡工作。检查项目：

1、根据高压设备的巡视检查制度，每周应对运行中的电容器组巡视检查一次。2、外壳各部是否渗漏油。3、外壳是否膨胀，膨胀量是否超过正常热胀冷缩的弹性许可度。4、电容器外壳油漆是否脱落，变色。5、套管是否清洁完整，有无裂纹，放电现象。

6、引线连接处，各处有无松动，脱落和断线，发热变色。电容器回路中任何连接处接触不良都可能引起高频振荡的电弧,使电容器过热和场强过高而发生早期损坏，甚至使整个设备发生故障。7、异声：应区分是放电声，还是机械振动弓I起的噪音。放电声可能是内部接线脱焊，或内部引线绝缘套管没有套好造成的放电声，类似变压器音响的噪音，尤其是向我厂这种装于室内，单台大容量的电容器组。8、检查通风设施，测录环境的最高温度，检查通风装置是否良好。9、检查配套设备，包括串联电抗器、开关刀闸，互感器，支持绝缘子，二次设备等，网状遮栏完整，门窗完好。无雨雪，小动物侵袭可能。10、检查电流表和电压表的指示，注意三相电流是否平衡，相差太大可能电容器发生损坏，熔丝熔断，系统电压不平衡，也会引起三相电流不平衡，注意电压不可超过规定值。四、高压无功补偿装置的运行管理高压电容运行的一般要求：1.电容器应有标出的基本参数等内容的制造厂铭牌2.电容起的金属外壳应有明显的接地标志,其外壳应与金属框架共同接地3.电容器周围环境无易燃易爆危险的,无剧烈冲击和震动4.器应有温度测量设备,可在适当的位置安装温度计或贴示温蜡纸;一般情况下,环境温度在±40℃之间时,充矿物油的电容器允许温升势50℃,充硅油的电容器允许温升为55℃.5.电容起应有合格的放电设备;6.允许过电压,电容起组在正常的运行时,可在1.1倍额定电压下长期运行.对于瞬时过电压,时间较短时根据过电压得时间限定过电压倍数:一般过电压持续1分钟时,可维持1.3倍额定电压;持续5分钟时,可维持1.2倍额定电压.7.允许过电流,电容器组在1.3倍额定电流下长期运行.高压电容器组运行操作注意事项1.正常情况下全变电所停电操作时,应先拉开高压电容器支路的断路器,再拉开其他各支路的断路器;恢复全变电所送电视的操作顺序与停电相反,应先合上各支路的断路器,最后合入高压电容器组的断路器.事故情况下,全厂无电后,必须将高压电容器组的支路断路器先断开.2.高压电容器的保护熔断器突然熔断时，在未查明原因之前，不可更换熔体恢复送电。3.高压电容器禁止在自身带电荷时合闸。如果电容器本身有存储电荷，将它接入交流电路中，电容器两端所承受的电压就会超过其额定电压。如果电容器刚断电即又合闸，因电容器本身有存储的电荷，电容器所承受的电压可以达到2倍以上的额定电压，这不仅有害于电容器，更可能烧断熔断器或断路器跳闸，造成事故。因此，高压电容器严禁带电荷合闸，以防产生过电压。高压电容器组再次合闸，应在其断电3min后进行。高压电容器组投入或退出运行时的注意事项1.正常情况下，高压电容器组的投入和退出运行应根据系统的无功潮流、负荷的功率因数和电压等情况确定。一般功率因数低于0.85时，要投入高压电容器组；功率因数高于0.95且仍有上升的趋势时，高压电容器组应退出运行；系统电压偏低时，也可以投入高压电容器组。2.高压电容器组所接的母线的电压超过电容器的额定电压的1.1倍或电容器的电流超过其额定电流的1.3倍时，高压电容器组应退出运行。电容器室的温度超过±40℃范围时，高压电容器组亦应退出运行。3.当高压电容器组发生下列情况之一时，应立即退出运行：电容器爆炸；电容器喷油或起火；瓷套管发生严重放电、闪络；接点严重过热或熔化；电容器内部或放电设备由严重异常响声；电容器外壳有异形膨胀。4.禁止高压电容器组带电荷合闸。运行中的高压电容器检查1.电容器应在额定电压下运行,长时间运行电压不得超过额定的1.1倍;发现长期超过额定电压的1.1倍时,应立即停运.2.电容器应在额定电流下运行,其最大电流不应该超过额定电流的1.3倍,一旦超过,应立即停运.3.电容器外壳是否膨胀,是否有漏油、渗漏现象。4.电容器外壳是否有放电痕迹，其内部是否有放电声或其它异常声响。5.电容器部件是否完整，引出端子、出线瓷套管是否松动，出线瓷套管是否有裂痕和漏油，瓷釉有无脱落，外壳表面涂漆油五脱落。6.电容器接头是否发热。高压电容器组在运行中的常见故障和处理高压电容器组在运行中的常见故障和处理如下表所示

常见故障产生原因处理方法渗漏油搬运方法不当，使瓷套管与外壳交接处碰伤；在旋转接头螺栓时用力太猛造成焊接处损伤；原件质量差、有裂纹‚保养不当，使外壳漆脱落。铁皮生锈ƒ电容器投运后，温度变化剧烈，内部压力增加，使渗油现象严重搬运方法要正确，出现裂纹后，应更新设备‚经常巡视检查，发现油漆脱落，应及时补修ƒ注意调节运行中电容的温度外壳膨胀内部发生局部放电或过电压‚使用期限已过或本身质量有问题对运行中的电容器应进行外观检查，发现外壳膨胀应采取措施。如降压使用，膨胀严重的应立即停用‚立即停用

电容器爆炸电容器内部发生相间短路或相对外壳的击穿（这种故障多发生在没有安装内部元件保护的高压电容器组）安装电容器内部元件保护，使电容器在酿成爆炸事故前及时从电网中切出。一旦发生爆炸事故，首先应切断电容器与电网的连接。另外，也可用熔断器对单台电容器保护发热电容器室设计、安装不合理，通风条件差，环境温度高‚接头螺丝松动ƒ长期过电压，造成过负荷④频繁投切使电容器反复受到浪涌电流的影响①注意通风条件、增大电容之间的安装距离②停电时，检查并拧紧螺丝③调换为额定电压高的电容器④运行中不要频繁投切电容器瓷绝缘表面闪络

由于清扫不及时，使瓷绝缘表面污秽，在天气条件较差或遇到各种内外过电压时，即可发生闪络经常清扫，保持其表面干净无灰尘。对于严重的地区，要采取反污秽措施异常响声①有"滋滋"或"沽沽"声时一般为电容器内部有局部放电②有"沽沽"声时，一般为电容器内部崩溃的前兆①经常巡视，注意声响②发现有声响应立即停运，检修并查找故障第二部分供配电基本设备（五）、避雷器一、变配电系统设备（一）避雷器的概述1、避雷器原理避雷器是变电站保护设备免遭雷电冲击波袭击的设备。当沿线路传入变电站的雷电冲击波超过避雷器保护水平时，避雷器首先放电，并将雷电流经过良导体安全的引入大地，利用接地装置使雷电压幅值限制在被保护设备雷电冲击水平以下，使电气设备受到保护。避雷器按其发展的先后可分为：保护间隙——是最简单形式的避雷器；管型避雷器——也是一个保护间隙，但它能在放电后自行灭弧；阀型避雷器——是将单个放电间隙分成许多短的串联间隙，同时增加了非线性电阻，提高了保护性能；磁吹避雷器——利用了磁吹式火花间隙，提高了灭弧能力，同时还具有限制内部过电压能力；氧化锌避雷器——利用了氧化锌阀片理想的伏安特性（非线性极高，即在大电流时呈低电阻特性，限制了避雷器上的电压，在正常工频电压下呈高电阻特性），具有无间隙、无续流残压低等优点，也能限制内部过电压，被广泛使用。2避雷器分类电涌保护器器的种类名目繁多的避雷器在我国的市场上已经超过了上百种，如何对不同品牌、不同型号的避雷器进行分类也许就摆在我们面前。从组合结构分；现在市场上的避雷器有几下几种：1）间隙类————开放式间隙、密闭式间隙2）放电管类———开放式放电管密封式放电管3）压敏电阻类——单片、多片4）抑制二极管类5）压敏电阻/气体放电管组合类----简单组合、复杂组合6）碳化硅类

4）抑制二极管类5）压敏电阻/气体放电管组合类----简单组合、复杂组合6）碳化硅类3避雷器的作用及特点

避雷器的作用是用来保护电力系统中各种电器设备免受雷电过电压、操作过电压、工频暂态过电压冲击而损坏的一个电器。避雷器的类型主要有保护间隙、阀型避雷器和氧化锌避雷器。保护间隙主要用于限制大气过电压，一般用于配电系统、线路和变电所进线段保护。阀型避雷器与氧化锌避雷器用于变电所和发电厂的保护，在500KV及以下系统主要用于限制大气过电压，在超高压系统中还将用来限制内过电压或作内过电压的后备保护。

4、通用型避雷器系列及其应用范围

序号名称系列代号应用范围1低压阀式避雷器FS用于低压网络，保护交流电器、电能表和配电变压器低压绕组2配电用普通阀式避雷器用于3～10kV交流配电系统，保护变压器等电气设备3电站用普通阀式避雷器FZ用于3～110kV交流系统，保护变压器等电气设备4电站用磁吹阀式避雷器FCZ用于35kV及以上交流系统，保护变压器等电气设备，尤其适合于绝缘水平较低或需要限制操作过电压的场合5保护旋转电机用磁吹阀式避雷器FCD用于保护交流发电机和电动机6无间隙金属氧化物避雷器YW包括序号1到序号5中的全部应用范围7有串联间隙金属氧化物避雷器YC用于3～10kV交流系统，保护配电变压器、电缆头和其它电气设备，与YW相比各有其特点8有并联间隙氧化物避雷器YB用于保护旋转电机和要求保护性能特别好的场合9直流金属氧化物避雷器YL用于保护直流电气设备1氧化锌避雷器简述

氧化锌避雷器是具有良好保护性能的避雷器。利用氧良好的非线性伏安特性，使在正常工作电压时流过避雷器的电流极小（微安或毫安级）；当过电压作用时，电阻急剧下降，泄放过电压的能量，达到保护的效果。这种避雷器和传统的避雷器的差异是它没有放电间隙，利用氧化锌的非线性特性起到泄流和开断的作用。2氧化锌避雷器介绍氧化锌避雷器测试仪介绍：采用微电脑进行采样、控制等先进技术，可测量氧化锌避雷器在工频电压下的全电流、三次谐波、阻性电流、阻性电流峰值、容性电流、有功功率等。3氧化锌避雷器分类(1).按电压等级分氧化锌避雷器按额定电压值来分类，可分为三类；（一）氧化锌避雷器高压类；其指66KV以上等级的氧化锌避雷器系列产品，大致可划分为500kV、220kV、110kV、66kV四个等级等级。中压类；其指3kV～66kV（不包括66kV系列的产品）范围内的氧化锌避雷器系列产品，大致可划分为3kV、6kV、10kV、35KV四个电压等级。低压类；其指3KV以下（不包括3kV系列的产品）的氧化锌避雷器系列产品，大致可划分为1kV、0.5kV、0.38kV、0.22kV四个电压等级。(2).按标称放电电流分氧化锌避雷器按标称放电电流可划分为20、10、5、2.5、1.5kA五类。(3).按用途分氧化锌避雷器按用途可划分为系统用线路型、系统用电站型、系统用配电型、并联补偿电容器组保护型、电气化铁道型、电动机及电动机中性点型、变压器中性点型七类。(4).按结构分氧化锌避雷器按结构可划分为两大类；

瓷外套；瓷外套氧化锌避雷器按耐污秽性能分为四个等级，Ⅰ级为普通型、Ⅱ级为用于中等污秽地区（爬电比距20mm/KV）、Ⅲ级为用于重污秽地区（爬电比距25mm/kV）、Ⅳ级为用于特重污秽地区（爬电比距31mm/kV）。复合外套；复合外套氧化锌避雷器是用复合硅橡胶材料做外套，并选用高性能的氧化锌电阻片，内部采用特殊结构，用先进工艺方法装配而成，具有硅橡胶材料和氧化锌电阻片的双重优点。该系列产品除具有瓷外套氧化锌避雷器的一切优点外，另具有绝缘性能、高的耐污秽性能、良好的防爆性能以及体积小、重量轻、平时不需维护、不易破损、密封可靠、耐老化性能优良等优点。(5).按结构性能分氧化锌避雷器按结构性能可分为；无间隙（W）、带串联间隙（C）、带并联间隙（B）三类1阀型避雷器介绍

阀型避雷器是由空气间隙和一个非线性电阻串联并装在密封的瓷瓶中构成的。在正常电压下，非线性电阻阻值很大，而在过电压时，其组织又很小，避雷器正是利用非线性电阻这一特性而防雷的：在雷电波侵入时，由于电压很高（即发生过电压），间隙被击穿，而非线性电阻阻值很小，雷电流便迅速进入大地，从而防止雷电波的侵入。当过电压消失之后，非线性电阻阻值很大，间隙又恢复为断路状态。随时准备阻止雷电波的入侵。2阀型避雷器的特点明显区别为：阀形避雷器：体积大，泄露电流小，一般用在变电站的高压侧110kV及以上，多安装在构架上。（三）阀型避雷器1避雷器的运行避雷器在运行中应与配电装置同时进行巡视检查，雷电活动后，应增加特殊巡视。巡视检查项目如下：①瓷套是否完整；②导线与接地引线有无烧伤痕迹和断股现象；③水泥接合缝及涂刷的油漆是否完好；④10kV避雷器上帽引线处密封是否严密，有无进水现象；⑤瓷套表面有无严重污秽；⑥动作记录器指示数有无变化，判断避雷器是否动作并做好记录。2、避雷器的运行管理：

①避雷器投入运行时间，应根据当地雷电活动情况确定，一般在每年3月初到10月投入运行；②避雷器每年投入运行前，应进行检查试验，试验项目为：1)用1000～2500V兆欧表测量绝缘电阻，测量结果与前一次或同型号避雷器的试验值相比较，绝缘电阻值不应有显著变化；2)测量工频放电电压，对于FS型避雷器，额定电压为3kV、6kV、10kV时，其工频放电电压分别为8～12kV、15～21kV、23～33kV；3)FZ型避雷器一般不做工频放电试验，但应做避雷器的泄漏电流测量。（四）避雷器运行管理3、避雷器运行中常见故障：①避雷器内部受潮。避雷器内部受潮的征象是绝缘电阻低于2500MΩ，工频放电电压下降。内部受潮的原因可能为：1)顶部的紧固螺母松动，引起漏水或瓷套顶部密封用螺栓的垫圈未焊死，在密封垫圈老化开裂后，潮气和水分沿螺钉缝渗入内腔；2)底部密封试验的小孔未焊牢、堵死；3)瓷套破裂，有砂眼，裙边胶合处有裂缝等易于进入潮气及水分；4)橡胶垫圈使用日久，老化变脆而开裂，失去密封作用；5)底部压紧用的扇形铁片未塞紧，使底板松动，底部密封橡胶垫圈位置不正，造成空隙而渗入潮气；6)瓷套与法兰胶合处不平整或瓷套有裂纹。

②避雷器运行中爆炸：

避雷器运行中发生爆炸的事故是经常发生的，爆炸的原因可能由系统的原因引起，也可能为避雷器本身的原因引起：1)由于中性点不接地系统中发生单相接地，使非故障相对地电压升高到线电压，即使避雷器所承受的电压小于其工频放电电压，而在持续时间较长的过电压作用下，可能会引起爆炸；2)由于电力系统发生铁磁谐振过电压，使避雷器放电，从而烧坏其内部元件而引起爆炸；3)线路受雷击时，避雷器正常动作。由于本身火花间隙灭弧性能差，当间隙承受不住恢复电压而击穿时，使电弧重燃，工频续流将再度出现，重燃阀片烧坏电阻，引起避雷器爆炸；或由于避雷器阀片电阻不合格，残压虽然降低，但续流却增大，间隙不能灭弧而引起爆炸；4)由于避雷器密封垫圈与水泥接合处松动或有裂纹，密封不良而引起爆炸。第二部分供配电基本设备（六）、二次设备一、变配电系统设备1、概述（1）、一次设备：直接生产、输送和分配电能钓电气设备，如发电机、变压器、输电线、电力电缆、断路器、隔离开关、母线、避雷器、电流互感器、电压互感器等。一次系统：由这些设备连接在一起构成的电路，称为一次接线或称为主接线。描述一次接线的图纸称为一次主接线图。（2）、二次设备：对一次设备的工作状况进行监视、测量、控制、保护、调节所必需的电气设备，如监控装置、继电保护装置、自动装置、信号器具等。通常还包括电流互感器、电压互感器的二次绕组引出线和站用直流电源。这些二次设备按一定要求连接在一起构成的电路，称为二次接线或二次回路。描述二次接线的图纸称为二次接线图或二次回路图。控制系统信号系统测量与监察系统继电保护及自动装置系统操作电源系统2、控制系统控制系统的作用：对变电站的开关设备进行就地或远方跳、合闸操作，以满足改变主系统运行方式及处理故障的要求。控制系统的构成:由控制器具(装置)、控制对象及控制网络构成。在实现了综合自动化的变电站中，控制系统控制方式包括远方控制和就地控制。远方控制有变电站端控制和调度(或集控中心)端控制方式。就地控制有操动机构处和保护(或监控)屏处控制方式。3、信号系统作用：准确及时的显示出相应一次设备的运行工作状态，为运行人员提供操作、调节和处理故障的可靠依据。组成：信号发送机构、信号接受显示元件(装置)及其网络构成。状态信号断路器位置信号、各种其它开关位置信号,变压器档位信号等实时登录信号保护动作信号,装置故障信号,断路器监视的各异常信号等瞬时动作信号延时动作信号自动复归信号手动复归信号4、测量及监察系统作用：指示或记录电气设备和输电线路的运行参数，作为运行人员掌握主系统运行情况、故障处理及经济核算的依据。组成：由各种电气测量仪表、监测装置、切换开关及其网络构成。变电站常见的有电流、电压、频率、功率、电能等的测量和交流、直流绝缘监察。5、调节系统作用：调节某些主设备的工作参数，以保证主设备和电力系统的安全、经济、稳定运行。组成：由测量机构、传送设备、自控装置、执行元件及其网络构成。常用的调节方式有手动、自动或半自动方式。6、继电保护及自动装置系统作用：当电力系统发生故障时，能自动、快速、有选择地切除故障设备，减小设备的损坏程度，保证电力系统的稳定，增加供电的可靠性；及时反映主设备的不正常工作状态，提示运行人员关注和处理，保证主设备完好及系境的安全。7、操作电源系统作用：供给上述各二次系统的工作电源，断路器的跳、合闸电源，及其他设备的事故电源等。操作电源系统是由直流电源或交流电源供电，一般常由直流电源设备(包括蕾电池及充电机)和供电网络构成。第二部分供配电基本设备（一）、监控系统:用于对各运行设备的音视频监控，对设备突发故障提供原始资料。（二）、消防安全：保障变电站所消防安全，对火灾的应急处理（三）、防汛系统：保障雷雨季节的防汛安全。（四）、小动物防范：避免因小动物造成电气短路事故（五）、温度检测系统：对在线运行设备的电气节点温度进行实时监控，确保供电安全。二、配电系统相关配套设施（六）、消弧接地选线系统:当发生供电线路、设备接地故障时，提供补偿电流，熄灭接地弧光，并对故障线路进行筛选。（七）、消协装置：对电力系统中高次谐波进行补偿、消除，保证系统安全。（八）、应急照明系统（九）、其他辅助系统第二部分供配电基本设备变电站综合自动化是指利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和数字信号处理（DSP）等技术，实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。它综合了变电所内除交直流电源以外的全部二次设备功能。电力系统进行的农网改造、城网改造对于变电站二次系统的改造主要是以综合自动化系统替换原有的常规二次系统。

它是一项提高变电站安全、可靠稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，向用户提供高质量电能服务的一项措施。随着“两网”改造的深入和电网运行水平的提高，采用变电站综合自动化技术是计算机和通信技术应用的方向，也是电网发展的趋势。

三、综合自动化控制系统(一)、自动化控制系统变电站自动化系统的基本结构有集中式系统结构、分布式系统结构和分散（层）分布式结构。

变电站综合自动化系统应能实现的功能：

微机保护:是对站内所有的电气设备进行保护，包括线路保护，变压器保护，母线保护，电容器保护及备自投，低频减载等安全自动装置。各类保护实现故障记录、存储多套定值、适合当地修改定值等功能。

·数据采集

①状态量采集：状态量包括：断路器状态，隔离开关状态，变压器分接头信号及变电站一次设备告警信号等。目前这些信号大部分采用光电隔离方式输入系统，也可通过通信方式获得。保护动作信号则采用串行口（RS-232或RS485）或计算机局域网通过通信方式获得。②模拟量采集：常规变电站采集的典型模拟量包括：各段母线电压，线路电压，电流和功率值。馈线电流，电压和功率值，频率，相位等。此外还有变压器油温，变电站室温等非电量的采集。模拟量采集精度应能满足SCADA系统的需要。③脉冲量：脉冲量主要是脉冲电度表的输出脉冲，也采用光电隔离方式与系统连接，内部用计数器统计脉冲个数，实现电能测量。

·事件记录和故障录波测距

事件记录应包含保护动作序列记录，开关跳合记录。其SOE分辨率一般在1~10ms之间，以满足不同电压等级对SOE的要求。变电站故障录波可根据需要采用两种方式实现，一是集中式配置专用故障录波器，并能与监控系统通信。另一种是分散型，即由微机保护装置兼作记录及测距计算，再将数字化的波型及测距结果送监控系统由监控系统存储和分析。

·控制和操作闭锁

操作人员可通过CRT屏幕对断路器，隔离开关，变压器分接头，电容器组投切进行远方操作。为了防止系统故障时无法操作被控设备，在系统设计时应保留人工直接跳合闸手段。操作闭锁应具有以下内容：①电脑五防及闭锁系统②根据实时状态信息，自动实现断路器，刀闸的操作闭锁功能③操作出口应具有同时操作闭锁功能④操作出口应具有跳合闭锁功能。

·同期检测和同期合闸

该功能可以分为手动和自动两种方式实现。可选择独立的同期

设备实现，也可以由微机保护软件模块实现。·电压和无功的就地控制

：一般采用调整变压器分接头，投切电容器组，电抗器组，同步调相机等方式实现。操作方式可手动可自动，人工操作可就地控制或远方控制。可由监控系统根据保护装置测量的电压，无功和变压器抽头信号通过专用软件实现。·数据处理和记录历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，它包括上一级调度中心，变电管理和保护专业要求的数据，主要有：①断路器动作次数②断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数③输电线路的有功、无功，变压器的有功、无功、母线电压定时记录的最大，最小值及其时间。④独立负荷有功、无功，每天的峰谷值及其时间⑤控制操作及修改整定值的记录，根据需要，该功能可在变电站当地全部实现，也可在远动操作中心或调度中心实现。

·系统的自诊断功能：系统内各插件应具有自诊断功能，自诊断信息也象被采集的数据一样周期性地送往后台机和远方调度中心或操作控制中心。

·与远方控制中心的通信

本功能在常规远动„四遥‟的基础上增加了远方修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，其信息量远大于传统的远动系统。根据现场的要求，系统应具有通信通道的备用及切换功能，保证通信的可靠性，同时应具备同多个调度中心不同方式的通信接口，且各通信口及MODEM应相互独立。保护和故障录波信息可采用独立的通信与调度中心连接，通信规约应适应调度中心的要求，符合国标及IEC标准。

1、直流系统概述（1）直流系统组成a、直流操作电源b、直流供电网络c、直流负荷操作电源:给继电保护装置、自动装置、信号装置、微机监控及综合自动化系统、断路器控制等二次回路供电及事故照明的电源,分为交流电源、直流电源。直流操作电源对变电站的安全运行起着至关重要的作用，是变电站安全运行的决定性条件之一（2）直流负荷分类:变电所的直流负荷按其用电特性可分为(二)、直流系统经常负荷：在各种运行状态下由直流电源不间断供电的负荷。事故负荷：当变电所失去交流电源全所停电时，由直流电源供电的负荷。冲击负荷：断路器合闸时的短时冲击电流及此时直流母线所承担的其他负荷电流的总和。（3）蓄电池直流电源可重复使用的化学电源。充电：电能化学能放电：电能化学能不依赖于交流系统的运行，具有很高的稳定性和可靠性。应用：大中型变电所和对可靠性要求较高的小型变电所。2、蓄电池分类及工作原理（1）酸性蓄电池：铅酸蓄电池碱性蓄电池：镉（铁）镍电池结构：正极板（PbO2）、负极板（Pb）、硫酸溶液、隔板、蓄电池槽、蓄电池盖等。结构：正极板（氧化镍）、负极板（镉-铁）、溶液（氢化钾或氢化钠中加入适量的氢化锂）。（2）蓄电池的运行方式充放电运行方式充好电的蓄电池组接在直流母线上对直流负荷供电，同时断开充电装置。放电结束后给蓄电池充电。浮充电运行方式①正常时，蓄电池组和整流设备并接在直流母线上，整流设备一方面向直流负荷供电，一方面以较小的充电电流向蓄电池浮充电，以补充蓄电池的自放电。②当交流系统或整流设备故障时，甚至全所停电，由蓄电池维持向直流负荷的连续供电，保证供电不中断。3、蓄电池的检测与维护（1）、每个蓄电