主接线的发展.docx

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1、变电站主接线的发展主接线是汇集和分配电能的通路，它由最初的简单的几种接线方式，发展到现在的二十多种接线方式，并不是简单的就不好，复杂的就好，而是适合可靠性、灵活性、经济性的才是好的。一旦选定了某种主接线，它就决定了配电装置设备的数量，并表明以什么方式来连接发电机、变压器和线路，以及怎样与系统连接和怎样操作。主接线的确定，对电力系统的安全、经济运行，对系统的稳定和调度的灵活性，以及对电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护及控制方式的拟定都有密切关系。变电运行人员应首先清楚所管站的主接线以便于心中有数正确操作，我们从最简单的主接线说起。1、 变压器-线路 单元接线如图一 所示 当刚建站时，只有一

2、条线路和一台变压器多用这种接线，线路和变压器高压侧共用一台断路器，这种接线变压器的停送电，需要用对端的开关进行操作，线路故障变压器也要停电。我们的许昌变电站最早就是这种接线，甚至在许昌变电站刚有两台变压器时把两台变压器死并在一起，也采用这种接线。随着负荷的增加，当有两条线路和两台变压器时主接线有两种发展方向，一种是单母线接线，一种是桥型接线。2、 桥型接线。如图二所示： 当有两台变压器和两条线路时，多用这种接线，在变压器-线路单元接线的基础上，在其中间加一连接桥开关，和相应的刀闸，则成为桥型接线，按照桥断路器的位置，可分为内桥和外侨两种接线，桥型接线使用断路器较少，但可靠性和灵活性较差。A、内

3、桥接线（图二）。它的特点是连接桥断路器在内侧，其他两台断路器接在线路上，因此线路的投切比较方便，并且当线路发生短路故障时，仅故障线路断路器跳闸，不影响其他回路运行。但是，当变压器故障时则与变压器连接的两台断路器都要跳闸，也影响了一回未发生故障的线路运行，另外变压器的投入与切除操作都比较复杂，需要投入和切除与该变压器连接的两台断路器，鉴于变压器故障率较线路少一般不经常切换，一般都用内桥接线。许昌变电站就是发展为桥型接线，现在还是这种接线。B、外桥接线（图三）。他的特点是桥断路器接在外侧，其他两台断路器接在变压器回路中，所以，当线路故障及投入和切除操作时需操作与之相连的两台断路器，并影响一台未故障

4、变压器的运行，但当变压器故障和进行切除操作时不影响其他回路运行，当电网有穿越性功率经过变电站时（为了使穿越性功率经过的开关少）或变压器经常投切时采用外桥型接线。C、为了在检修出线或变压器回路中的断路器时不中断线路和变压器的正常运行，有时再在桥型接线中加一个跨条（图四），在跨条上装两台隔离开关，可轮流检修任何一组隔离开关，许昌变电站曾经使用过内桥外跨，这种接线停主变增加很多操作。如果认为当有两台变压器和两条线路时，桥型接线不够可靠，有的发展为多角型接线。3、 多角型接线 如图五所示 为了提高桥型接线的可靠性和灵活性，在桥型接线的跨条中增设一台断路器，既成为闭环运行的四角型接线，多角型接线的各断路

5、器互相连接而成闭合的环状，是一种单环型接线，每个回路都经两个断路器连接，实现了双重连接的目的在角数不多的情况下，具有较高的可靠性和灵活性，而且用断路器较少，多角型接线有如下优点：a) 任何一台断路器检修时不会中断供电，b) 可靠性高，运行中某一元件故障只影响到本身，不影响其他设备正常运行，c) 操作简单不易发生误操作，所有隔离开关，只用于检修时隔离电源，不作操作之用，故易于实现自动化和遥控。d) 设备少节省占地面积和投资缺点：A、 断路器检修时开环运行，潮流变化较大，给设备选型和继电保护带来很大困难，B、 多角型接线较难扩建和发展。多角型线的配电装置，扩建较为困难。多角型接线开环运行后如再发生

6、一元件切除，可能造成供电紊乱。单元接线如果进出线准备发展的较多。则发展为单母线接线进而发展为双母线接线。4、 单母线接线，如图六所示当母线上有三条以上进出线时多发展为单母线接线，单母线接线的优点是；接线简单明显，建造费用低，操作方便。其缺点是；供电可靠性低。不仅母线故障和断路器故障会引起变电站全停，而且母线隔离开关检修时也必须将变电站全部停电。因此，在无重要用户或出线回路不多的情况下采用。为了不使检修时全站停电有了下面的发展。5、 用隔离开关分段的单母线接线，如图七所示用隔离开关分段的单母线接线，与无分段的单母线接线方式相比较，投资增加不多，但运行的灵活性有很大提高，因此在小容量水电厂中和一些

7、中小用户变电站中用的较多。采用这种接线方式，当某一段母线或直接与母线相连的设备需要检修时,可只停该段母线上的所有配出线,然后拉开分段隔离开关,即可进行检修工作，另一段母线仍可继续运行。现在的高营变电站110KV就是用隔离开关分段的单母线接线。用隔离开关分段的单母线接线检修时不用全站停电，但事故时还会造成全站停电，因此又有了下面的发展。6、 用断路器分段的单母线接线 如图八所示用隔离开关分段的母线，当一段母线发生故障时，全部装置仍将停电。如果采用断路器分段，则当母线任一段发生故障时，母线分段断路器在继电保护作用下，断路器跳闸。这时母线的另一分段仍可继续工作，现在的禹县变电站、灞陵变电站等很多11

8、万站都是这种接线。 在正常运行时，母线分段断器也可处于分闸位置。这时，重要用户可采用由不同母线段分别引出的双回路供电方式，以保证供电的可靠性。当母线分段断路器在分闸位置时，可装设备用电源自动投入装置。当任一电源发生故障跳闸时，备用电源自动投入，保证继续供电。用断路器分段的单母线接线的方式缺点是； （1） 建设投资费用要比单母线接线和采用隔离开关分段的单母线接线都有提高；（2） 当母线发生故障或检修时，仍有一部分单回路供电用户受影响。为了在某段母线检修时它的重要用户不受影响和为了在不中断供电的情况下检修断路器，有了以下发展。6、带旁路母线的单母线分段接线单母线分段带旁路母线的接线方式 如图九所示

9、。图中利用母线分段断路器DL兼做旁路断路器，正常运行时,I、II段母线的隔离开关均闭合，旁路母线的各隔离开关均为断开，如需检修线路开关旁路隔开关3G、5G、6G都在断开位置，当检修出线1DL时，首先断开DL，再合上6G，修改保护，合上旁路断路器DL，对旁母试充电，充电正常后断开旁路断路器DL，合上旁刀闸3G，合上旁路断路器DL，检查带负荷正常后断开断路器1DL及两侧隔离开关1G、2G。这时就由旁路断路器DL代替线路断路器1DL工作.现在的许昌变电站和禹县变电站的35KV部分近似这种接线，只不过他们的旁开关只接在一段母线上。出线回路较多时（例如出线在4回以上负荷又较为重要），可设置专用的旁路断路

10、器。需要注意;在上述操作中,必须利用旁路断路器向旁路母线充电,不准许用旁路刀路刀闸充电。这是因为如旁路母线存在某种缺陷将引起断路器1DL跳闸.造成线路停电以及带故障点拉合刀闸电弧伤人.有了旁路检修母线时只能带一路，很多条线路时影响供电，为了避免单母线在母线或母线隔离开关故障或检修时引起长时间停电可发展为双母线接线。葛南站就发展为了双母线。7、双母线接线双母线接线，这种接线两条母线可同时运行，电源和用户的双回线可适当分配在两条母线上，以保证供电的可靠性。A、 单断路器双母线接线 如图十所示 这种接线方式每回引出线，经一台断路器和两组隔离开关分别接在两组母线上，并装有一组母线联络断路器。现在的付庄

11、变电站220KV、110KV母线都是这种接线。单断路器双母线接线方式的优点：（1） 检修工作母线时，可利用母联断路器DL把工作母线上的全部负荷倒换到另一组母线上，不中断供电。a.首先合上隔离开关7G、8G，b.合上母联断路器DL向备用母线II充电，（需要充电保护的配合）c.合上备用母线隔离开关，1G、3G、5G、11G、13G、15G。d.拉开工作母线的各隔离开关2G、4G、6G、12G、14G、16G。e.最后断开母联断路器，DL及其两侧隔离开关7G、8G和I母PT二次、一次。f.工作母线退出运行可进行检修。（2） 检修任一组母线隔离开关时，只需断开此隔离开关所属的一条电路和与此隔离开关相连

12、的母线。其他电路均可通过另一组母线继续运行。（3） 工作母线在发生故障时，可利用备用母线迅速恢复对各配出线的供电。（4） 任一断路器，如出现拒动，或因故不允许操作时，可利用母线联络断路器来串带该回路的断路器进行操作。由上所述，双母线接线较单母线接线提高了供电可靠性，和运行灵活性，但也存在一些缺点：（1） 切换母线操作时，隔离开关的操作较多且隔离开关的操作不但与本单元的开关相关而且与母联及另一组刀闸都相关，容易因误操作而引起重大事故。（2）工作母线故障时，该母线上的全部出线仍出现短时间停电。（3）检修出线断路器时该电路仍必须停电。(4)双母线使用的隔离开关比单母线蹭加，使结构复杂，投资蹭加。B、

13、 双断路器双母线接线 如图十一所示 双断路器双母线接线每个回路都有两套断路器分别接到I母和II母上，运行极其灵活，正常时双母线双断路器全运行，检修任一台断路器时，可不停电，而且操作简单，只需断开断路器及两侧隔离开关即可，双断路器双母线接线方式，所使用的高压断路器数量增加，结构复杂，建设投资昂贵，一般很少采用。C、 双母线四分段接线 如图十二所示 单断路器双母线接线在我国广泛应用，但是，由于大机组和超高压输电的采用，使这种接线有了新的发展，其主要原因是当断路器故障时将造成严重的甚至是全站停电停电事故，为了达到安全可靠的要求，采用双母线四分段接线的方法，来限制故障范围，采用双母线四分段接线的方法后

14、每段母线平均连接两个回路，故障范围缩小，也避免了全站停电。采用双母线四分段接线的方法时，为避免同名回路同时停电的可能性，最好不要将同名回路（如两个变压器回路或双回路）配置在同一侧的两段母线上，采用双母线四分段接线的方法是超高压配电装置的基本接线之一。D、 有旁路母线的双母线接线 为了保证断路器检修时（包括保护定检），不中断对用户的供电，可装设旁路母线，现在的薛坡变电站220KV、110KV母线都是这种接线。有专用旁路断路器的旁路母线接线，如图十三所示 当检修断路器1DL时，首先合上DL，对旁路母线充电，充电后断开，再推上所代线路的旁路隔离开关3G，再和上DL然后断开1DL及两侧隔离开关，线路断

15、路器1DL既可检修，当然，旁路断路器对旁母充电前，要按所代线路的保护进行更改，以便使保护正确动作，开关正确跳闸。另外还有母联断路器兼作旁路断路器的旁路母线接线 郑州职大仿真站是这种接线，正常时旁路断路器作为母联断路器，当需要作为旁路断路器时必须将两组母线上的负荷集中到一组母线上。旁路断路器兼作母联断路器的旁路母线接线 郑州电校仿真站是这种接线旁路断路器兼作母联断路器如运行方式以旁路断路器为主时，接线的缺点是当旁路断路器做母联断路器时旁路母线必须带电。双母线接线由于母线故障、线路开关拒动、母线保护误动、误操作等将使一条母线或两条母线全停，造成大面积停电，因此人们又研究了二分之三接线。7、 二分之

16、三接线 如图十四所示二分之三接线是从双断路器双母线接线改进而发展成的，因为双断路器双母线接线的投资大造价高，同时二分之三接线仍具有调度的灵活性和可靠性，二分之三接线是一种没有多回路集结点的双重连接的多环状接线，是现代国内外大型变电站超高压配电装置应用最为广泛的一种典型接线，其优点如下：a) 运行调度灵活。正常时两条母线和全部断路器都投入工作，从而形成多环状供电。b) 操作检修方便。隔离开关仅作隔离电源用，避免了将隔离开关作操作用的大量倒闸操作，当任一台断路器或任一组母线停电检修时各回路无须进行切换。c) 具有调度可靠性。每一回路由两台断路器供电，发生母线故障时只需跳开与此母线相连所有断路器，任

17、何回路不停电，在事故与检修相重合情况下的停电回路不会多于两回。采用二分之三接线与采用双母线接线带旁路母线接线相比，当断路器检修时其一次回路和二次回路都不需要进行带旁路的倒闸操作也无须调整保护。 二分之三接线的缺点是：由于每个回路连接着两台断路器，一台中间联络断路器连接着两个回路，使继电保护及二次回路复杂化。限制了他的使用范围，近年来通过总结经验及引进国外先进技术，特别是微机保护的发展使继电保护及二次回路逐步成熟，所以这种接线得以逐步推广，以后技师学院的培训肯定就是这种接线。变电站的倒闸操作倒闸操作是指电气设备或电力系统由一种状态变换到另一种运行状态，由一种运行方式转变为另一种运行方式的一系列有

18、序的操作。倒闸操作既有其典型性，又有其特殊性，电网不同的运行方式，变电站不同的主接线，继电保护及自动装置配置的差异以及不同的操作任务，都将影响到倒闸操作的每一具体步骤，这些需要写好倒闸操作和做好危险点分析。倒闸操作好像有操作票，按项目进行就可以了，但从全国每年都有恶性误操作事故发生来看，问题远不是那么简单。倒闸操作，开始可能会有思想不集中，小操作不重视，倒闸操作中途可能会有忘拿工具，设备解不开锁，操作不动，时间要求紧赶进度。有些单项断合开关、投退压板、转换切换开关不开操作票，现在又增加了单人操作。这些都存在着不安全因素。针对倒闸操作，制定了标准化作业制，倒闸操作五制，这些制度很好但还应突出倒闸

19、操作的精髓 “看清认准 注意关连”。通过看清认准来唤醒你的意识，避免错看、错听、错觉。据统计很多误操作都是走错间隔，拧错开关或安措没有拆完，这些错误要仔细看清楚，相关连的事想清楚想就不会发生了。例如：（1)某年某站，应该推上太11旁南刀闸，没看清，将I太铁1南刀闸拉开啦，造成带负荷拉刀闸，母差动作110KV南母失压；（2）某年某站，10KV盘内安措没拆完，也没仔细看，即锁上门，推刀闸，造成带地线合刀闸，10KV南母失压。（3）某年某站，地调令断开“胜中1”开关，没仔细看，断开了“胜金1”开关。（4）某年某站，操作票中应断开“I孟西1”开关，没仔细看，断开了“II孟西1”开关。（5）某年某站，没

20、有看清认准开关位置，就拉刀闸，造成带负荷拉刀闸。（6）某年某厂，误将350西看作30西拉开。这些事故是同一地区同一年中运行人员出的所有事故，看来都和没有“看清认准”有关。不管多项有操作票的操作，还是单项无操作票的操作；不管是监护下操作还是单人操作；不管有五防装置，还是没有五防装置；不管今天有没有烦心的事；不管是很大型的操作，还是切换一个小开关的操作，都做到“看清认准”这些事故就可以避免发生了。 操作不但要看清认准，而且要注意关连，例如：操作PT要注意所关连的保护自动装置计量装置受不受影响。操作主变开关，要注意所关连的中性点接地刀闸及其保护。倒母线要注意关连的母联开关操作保险，推拉刀闸注意开关在

21、断开位置，合联络线开关要注意经过检同期，各种操作都要注意关连的保护自动装置的配合。倒闸操作还要突出一个早字，早做准备，早想好危险点，早给调度协商清楚操作顺序，否则到了时间调度员催着，检修班催着，一切只有从简，给事故埋下了隐患。下面分析一些典型的操作。1、开关及线路停运解备做安措注意点：（表格内的是易忘记点，表格外的是不会忘的）退重合闸切换重合闸方式开关断开开关检查表计检查确已断开断开电机电源拉开甲刀闸拉开母刀闸检查相关刀闸位置取下线路PT二次保险验电装设地线退高频和失灵保护取下操作保险拉开信号小刀闸2、开关及线路拆除安措恢备投运注意点：（表格内的是易忘记点，表格外的是不会忘的）推上信号小刀闸装

22、上操作保险检查操作保险接触良好拉开地刀拆除地线检查安措全部拆除投入退出的保护压板检查重合闸出口压板检查保护压板投入正确装上线路PT二次保险检查开关确在分闸位置推上母刀推上甲刀检查相关刀闸位置合上电机电源检查机构压力检查SF6压力切换同期装置小开关合上开关检查表计检查开关确已合好切回同期装置小开关投入重合闸全面检查3、主变停运解备做安措注意点：（表格内的是易忘记点，表格外的是不会忘的）检查并列电源开关带负荷运行正常倒换中地及相应零序保护推中地（或检查中地）断开三侧开关三侧开关解备断开冷却电源三侧验电三侧装设地线拉开中地退出跳运行开关的保护压板取下操作保险拉开信号小刀闸全面检查4、主变拆除安措恢备

23、投运注意点：（表格内的是易忘记点，表格外的是不会忘的）推上信号小刀闸装上操作保险检查操作保险接触良好拆除三侧地线拉开地刀检查安措全部拆除推中地合上冷却电源检查机构压力投入退出的保护检查保护压板投入位置正确检查三侧开关确在分闸位置将三侧开关恢备检查三侧开关确已储能检查三侧开关SF6压力正常检查两台主变档位一致合上三侧开关检查三侧开关带负荷正常切换中地及中地保护全面检查5、PT停运解备做安措注意点：（表格内的是易忘记点，表格外的是不会忘的）检查母联开关确在运行状态检查另一台PT运行正常合上PT二次联络开关检查PT切换装置变化正常断开PT二次检查母线电压指示正常检查PT二次确已断开拉开PT一次刀闸验

24、电推表地全面检查6、PT拆除安措恢备投运注意点：（表格内的是易忘记点，表格外的是不会忘的）拉开表地检查PT安措全部拆除检查PT二次确在断开位置推上PT一次刀闸装上PT二次检查PT二次确已合好断开PT二次联络开关检查切换装置变化正常检查电压指示正常全面检查7、倒母线操作注意点：（表格内的是易忘记点，表格外的是不会忘的）检查母联开关确在运行状态取下母联开关操作保险检查关联刀闸位置推上西刀闸拉开东刀闸检查所有元件已倒完检查母联电流表无指示装上操作保险检查操作保险接触良好全面复查8、母线停运解备做安措注意点：（表格内的是易忘记点，表格外的是不会忘的）检查所有元件已倒完断开PT二次检查PT二次确已断开断

25、开母联开关检查母联表计确无指示检查母联开关确已断开拉开母联开关东刀闸拉开母联开关西刀闸检查PT二次确在断开位置拉开PT一次刀闸母线上验电母线接地退出母差保护屏低电压闭锁压板全面检查9、母线拆除安措恢备投运注意点：（表格内的是易忘记点，表格外的是不会忘的）拆除地线拉开接地刀闸检查安措确已全部拆除检查母联开关确在分闸位置推上母联开关西刀闸 推上母联开关东刀闸检查母联开关机构压力正常检查母联开关SF6压力正常检查PT二次确在断开位置推上PT一次刀闸投入母线充电保护压板合上母联开关（用充电合闸按扭）检查母联开关表计指示正常将母联开关把手切至合闸后位置退出母线充电保护压板检查母联开关确已合好合上PT二次

26、检查PT二次确已合好检查东母电压表指示正常投入母差保护屏东母低电压闭锁压板全面复查操作无误 汇报调度10、母线倒至正常运行方式操作注意点：（表格内的是易忘记点，表格外的是不会忘的）检查母联开关确在运行状态取下母联开关操作保险检查关联刀闸位置推上东刀闸拉开西刀闸检查东西母线确已倒至正常运行方式装上操作保险检查操作保险接触良好全面检查11、中置柜式电容器开关停运解备做安措注意点断开关检查表计检查确已断开断开储能电源小开关拉至试验位置拔出二次插件拉至检修位置拉开外刀闸检查带电显示器确无显示推上地刀闸外刀闸电缆头侧验电推上外地刀扎闸外刀闸电容器侧验电装设一组地线取操作保险拉开信号小刀闸全面检查12、中

27、置柜式电容器拆除安措恢备投运注意点推上信号小刀闸装上操作保险检查操作保险接触良好拆除地线拉开地刀检查安措全部拆除检查保护投入正确检查开关确在检修位置推上外刀闸检查开关确在分闸位置推至试验位置插入二次插件推至工作位置合上储能电源小开关检查确已储能合上开关检查表计检查开关确已合好全面检查13、中置柜式开关停运解备线路做安措注意点退重合闸压板断开关检查表计检查确已断开拉至试验位置询问调度对端确已解备检查本端确已解备检查带电显示器确无指示推上地刀闸全面检查14、中置柜式线路拆除安措恢备投运注意点拉开地刀检查安措全部拆除询问调度对端确无安措检查本端确无安措检查重合闸出口压板确在退出位置检查保护压板投入正

28、确检查开关确在分闸位置推至工作位置检查确已储能合上开关检查表计检查开关确已合好全面检查15、 变压器操作的危险点及其防范 变压器的操作通常包括向变压器充电、带负荷、并列、解列、切断空载变压器等项内容，是电气倒闸操作中最常见的典型操作之一。 变压器操作的危险点主要有：一是切合空载变压器过程中可能出现的操作过电压，危及变压器绝缘；二是变压器空载电压升高，使变压器绝缘遭受损坏。 5.1 切合空载变压器产生操作过电压的防范措施 变压器中性点接地，主要是避免产生操作过电压。在110 kV及以上大电流接地系统中，为了限制单相接地短路电流，部分变压器中性点是不接地的，也就是说：变压器中性点接地数量和在网络中

29、的位置是综合变压器的绝缘安全、降低短路电流、继电保护可靠动作等要求决定的。切合空载变压器或解、并列电源系统，若将变压器中性点接地，操作时断路器发生三相不同期动作或出现非对称开断，可以避免发生电容传递过电压或失步工频过电压所造成的事故。所以，防范切合空载变压器产生操作过电压造成的危害，应集中在变压器中性点接地刀闸操作的正确性上。 变压器中性点接地刀闸操作应遵循下述原则： (1) 若数台变压器并列于不同的母线上运行时，则每一条母线最好有1台变压器中性点直接接地，以防止母联开关跳开后使某一母线成为不接地系统。 (2) 若数台变压器并列运行，正常时只允许1台变压器中性点直接接地。在变压器操作时，应始终

30、至少保持原有的中性点直接接地个数，例如2台变压器并列运行，1号变中性点直接接地，2号变中性点间隙接地。1号变压器停运之前，必须首先合上2号变压器的中性点刀闸，同样地必须在1号变压器(中性点直接接地)充电以后，才允许拉开2号变压器中性点刀闸。 (3) 变压器停电或充电前，为防止开关三相不同期或非全相投入而产生过电压影响变压器绝缘，必须在停电或充电前将变压器中性点直接接地。变压器充电后的中性点接地方式应按正常运行方式考虑，变压器的中性点保护要根据其接地方式做相应的改变。 5.2 变压器空载电压升高的防范措施 调度员在指挥操作时应当设法避免变压器空载电压升高，如投入电抗器、调相机带感性负荷以及改变有

31、载调压变压器的分接头等以降低受端电压。此外，也可以适当地降低送端电压。送端如果是单独向一变电站供电的发电厂，可以按照设备要求较大幅度地降低发电厂的电压；如果发电厂还有其它负荷时，在有可能的条件下，可将发电厂的母线解列，以一部分电源单独按设备要求调整电压。 16、 母线倒闸操作的危险点及其防范 母线的操作是指母线的送电、停电，以及母线上的设备在两条母线间的倒换等。母线是设备的汇合场所，连接元件多，操作工作量大，操作前必须做好充分的准备，操作时严格按程序进行。 母线操作潜在的危险点：一是可能发生的带负荷拉刀闸事故；二是继电保护及自动装置切换错误引起的误动；三是向空载母线充电时电感式电压互感器与开关

32、断口电容形成的串联谐振。 母线操作的正确方法及需注意的事项有： (1) 备用母线的充电，有母联开关时应使用母联开关向母线充电。母联开关的充电保护应在投入状态，这样，如果备用母线存在故障，可由母联开关切除，防止事故扩大。如无母联开关，也可以主进开关和线路开关充电，必要时要将保护整定时间调整到0。确认备用母线处于完好状态，也可用刀闸充电。 (2) 除用母联开关充电之外，在母线倒闸过程中，母联开关的操作电源应拉开，防止母联开关误跳闸，造成带负荷拉合刀闸事件。 (3) 一条母线上所有元件须全部倒换至另一母线时，有两种倒换次序，一种是将某一元件的刀闸合于一母线之后，随即拉开另一母线刀闸；另一种是全部元件

33、都合于一母线之后，再将另一母线的所有刀闸拉开。这要根据操作机构位置(两母线刀闸在一个走廊上或两个走廊上)和现场习惯决定。 (4) 由于设备倒换至另一母线或母线上的电压互感器停电，继电保护及自动装置的电压回路需要转换由另一电压互感器给电时，应注意勿使继电保护及自动装置因失去电压而误动作。避免电压回路接触不良以及通过电压互感器二次向不带电母线反充电，而引起的电压回路熔断器熔断，造成继电保护误动等情况的出现。 (5) 进行母线操作时应注意对母差保护的影响，要根据母差保护运行规程作相应的变更。在倒母线操作过程中无特殊情况下，母差保护应在投入使用中。母线装有自动重合闸，倒母线后如有必要，重合闸方式也应相

34、应改变。 (6) 作为国产SW-220少油开关停送仅带有电感式电压互感器的空母线时，为避免开关触头间的并联电容与电感式电压互感器感抗形成串联谐振，和防止某些PT二次回路没有断开，我公司规定母线停送电前应将电压互感器先停运17、 直流回路操作的危险点及其防范 直流回路操作是变电站、发电厂运行值班人员常见的操作项目：直流系统发生一点接地时查找接地点的检查，某些继电保护及自动装置临时性的检查、退出、投入等。直流回路操作同样存在危险点，如操作方法不正确，也将造成某些保护及自动装置误动作，因此直流回路操作同样应遵守一些规定。 7.1 直流控制熔断器(即保险)的操作 (1) 取下直流控制熔断器时，应先取正

35、极，后取负极。装上直流控制熔断器时，应先装负极，后装正极。这样做的目的是防止产生寄生回路，避免保护装置误动作。装、取熔断器应迅速，不得连续地接通和断开，取下和再装上之间要有一段时间间隔(应不小于5 s)。 (2) 运行中的保护装置要停用直流电源时，应先停用保护出口连接片，再停用直流回路。恢复时次序相反。 (3) 母线差动保护、失灵保护停用直流熔断器时，应先停用出口连接片。在加用直流回路以后，要检查整个装置工作是否正常，必要时，使用高内阻电压表测量出口连接片两端无电压后，再加用出口连接片。 (4) 在断路器停电的操作中，断路器的控制熔断器应在拉开开关并做好安全措施(指挂地线或装绝缘罩)之后取下。

36、因为当断路器万一未断开，造成带负荷拉隔离开关时，断路器的保护可动作于跳闸。如果在拉开隔离开关之前取下熔断器，则会因断路器不能跳闸而扩大事故。 (5) 在断路器送电操作中，断路器的控制熔断器应在拆除安全措施之前装上。这是因为在装上控制熔断器后，可以检查保护装置和控制回路工作状态是否完好。如有问题，可在安全措施未拆除时，予以处理。另外，这时保护装置已处于准备工作状态，万一在后面的操作中，因断路器的原因造成事故，保护回路可以动作于跳闸。如果在合上隔离开关后，再装上控制熔断器，万一因断路器未断开造成带负荷合隔离开关，使断路器不能跳闸而扩大事故。 7.2 断路器合闸熔断器(即保险)的操作 断路器合闸熔断

37、器是指电磁操动机构的合闸熔断器，断路器停电操作时，应在断路器断开之后取下，目的是防止在停电操作中，由于某种意外原因，造成误动作而合闸；如果合闸熔断器不是在断路器断开之后取下，而是在拉开隔离开关之后再取，那么万一在拉隔离开关时断路器误合闸，就可能造成带负荷拉隔离开关的事故。 同理，在断路器送电的操作中，合闸熔断器应该在推上隔离开关之后，合上断路器之前装上。 18、 环形网络并解列操作的危险点及其防范 环形网络(或称环网)的并解列也称合环、解环操作，是电力系统由一种方式转换为另一种方式的常见操作。环网常由同一电压等级的线路组成，有的也包括变压器，由不同电压等级的线路组成。环网的并解列操作，除应符合

38、线路和变压器本身操作的一般要求外，还具有本身的特点，其中最主要的是正确预计操作中每一步骤的潮流分布，以及如何在操作中控制其不超过各元件允许范围。为确保环网并解列操作后电力系统的安全运行，合环操作必须满足下述条件： (1) 相位一致。在初次合环或进行可能引起相位变化的检修之后合环操作，必须进行相位测定。 (2) 调整其电压差，最大允许电压差为20%，特殊情况下，环网并列最大电压差不应超过30%。 (3) 系统环状并列时，应注意并列处两侧电压向量间的角度差，对整个环网内变压器结线角度差必须为0。对潮流分布产生的功率角，其允许数值应根据环内设备容量、继电保护等限制而定。有条件时，操作前应检查相角差和

39、电压差并估算合环潮流。 (4) 合环后各元件不过载，各结点电压不超出规定值。 (5) 系统继电保护应适应环网的方式。 解环操作时主要考虑解环后引起的潮流电压变化、负荷转移、以及自动装置继电保护的改变等。变电站的事故处理1、处理事故的六句法则： 发生事故时一片闪光、喇叭、警铃，如果没有“看清认准”注意相关连问题就操作，很可能会该断的没断，该合的没合，造成很严重的后果。长篇大论的处理事故的原则和方法，发生事故时不易对照，我总结用“谁动了、啥动了、判范围、找原因、快隔离、速送电”六句话，十八个字，会较容易的有秩序的处理事故： (1)谁动了：听到喇叭和警铃响，先看跳闸开关，看都谁跳了，要看清认准，不能

40、看错和漏统计。有时主进开关和母联开关离的较远，容易漏统计。看过开关之后看表计谁动了，主要是看各级母线电压有无消失。(2)啥动了：检查光子牌和保护及自动装置掉牌看什么保护动了，因为开关有开关管的范围，保护有保护管的范围，为判断故障点打下基础。 (3)判范围：根据动作的开关、失压的母线，保护及自动装置和表计判断什么范围内出了故障，主保护动作故障范围容易判断，后备保护动作故障范围一般是与主保护交叉的范围内或共同的保护范围内出了故障。(4)找原因：根据范围对一、二次设备进行检查，找出故障点，包括主要故障点和次要故障点。(5)快隔离：把找到的故障点尽快从系统中隔离出去，包括主要故障点和次要故障点。(6)

41、速送电：将完好的元件，经过倒闸操作尽快恢复供电。2、 六句法则举例 拿南阳电技校仿真变电站宛110开关与CT之间发生短路故障为例：(1) 谁动了：宛111、宛112、宛110、宛陈2、宛新1、宛浦厂、宛张1开关跳闸，除宛112是110KV II母的主进开关外其余都是I母母线上所连接的开关；失压母线是110KVI母、II母。光看动作开关应该感觉故障点在I母母差用CT范围内。(2) 啥动了：光子牌和保护屏都指示I母母差、2#主变复压方向过流保护动作。大致判断I母和II母范围内都有故障。(3)判范围：因为I母母差动作了肯定故障点在I母母差的保护范围内，它的保护范围是I母所连接的CT范围以内包括110

42、CT，既然2#主变复压方向过流也动作了，说明I母母差主保护没有将故障点跳掉，又引起在2#主变复压方向过流后备保护动作，才将故障点跳掉，所以故障点应该在110开关与CT之间。(4)找原因：到设备区，在分析的范围内找故障点，确认在宛110开关与CT之间短路，确认是它造成的I母母线失压和II母母线失压。(5)快隔离：将失压母线上的开关断开，将宛110开关解备，隔离故障点。(6)速送电：因宛110不能运行了，一般不允许母线分裂运行，那就需要将两条母线上的元件倒至一条母线上，保护作相应的配合，然后经过充电，分别送上各个分路，这个充电可以用主变充电，因为故障点不在母线上且已隔离。3、事故处理的一般原则处理

43、事故的六句法则总共18个字，比较好记，是解决遇事不慌按顺序处理的问题。但具体细节也要了解事故处理的一般原则：（1）变电站事故和异常处理，必须严格遵守电业安全工作规程.调度规程.现场运行规程及有关安全工作规定，服从调度指挥，正确执行调度命令。（2） 如果对人身和设备的安全没有构成威胁时，应尽力设法保持设备运行，一般情况下，不得轻易停运设备；如果对人身和设备的安全构成威胁时，应尽力设法解除这种威胁；如果危及到人身和设备 的安全时，应立即停止设备运行。（3） 在处理事故时，应根据现场情况和有关规程规定启动备用设备运行，采取必要的安全措施，对未造成事故的设备进行必要的安全隔离，保持其正常运行，防止事故

44、扩大。（4） 在处理事故的过程中，首先应保证所用电的安全运行和正常供电，当系统或有关设备事故和异常运行造成 的所用电停电事故时，应首先处理 和恢复所用电的运行，以确保其供电。（5） 事故处理时工作人员应根据当时的运行方式.天气.工作情况.继电保护及自动装置的动作情况.光字牌信号.事件打印.表记指示和设备情况，及时判明事故和性质和范围。（6） 尽快对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电。（7） 当设备损坏无法自行处理时，应立即向上级汇报。在检修人员到达现场之前，应先做好安全措施。（8） 为了防止事故的扩大，在事故处理过程中，变电站值班人员应与调度员保持联系，主动将事故处理的进展情况报告调度

45、员。（9） 每次事故处理完后，都要做好详细的记录，并根据要求，登陆在运行日志、事故障碍及断路器跳闸记录上。运行值班长要组织有经验 的值班员整理好现场事故处理报告。（10） 当事故未查明，需要检修人员进一步试验或检查时，运行人员不得将继电保护屏的掉牌信号复归，以便专业人员进一步分析。8、 系统发生事故时运行人员必须立即向调度汇报的主要内容系统发生事故时，当值运行人员应立即准确地向有关上级值班调度员报告事故概况，汇报内容包括事故发生的时间及现象、断路器跳闸情况、继电保护及自动装置动作情况和频率、电压、潮流的变化及设备状况等。9、 变压器事故跳闸的处理原则（1） 检查相关设备有无过负荷问题。（2）

46、若主保护（气体保护、差动等）动作，未查明原因消除事故前不得送电。（3） 如只是过流保护（或低压过流）动作，检查主变压器无问题后可以送电。（4） 装有重合闸的变压器，跳闸后重合闸不成功应检查设备后再考虑送电。（5） 有备用变压器或备用电源自动投入的变电站，当运行变压器跳闸时应先考虑备用变压器或备用电源，然后再检查跳闸的变压器。（6） 如因线路故障，保护越级动作引起变压器跳闸，则故障线路断路器断开后，可立即恢复变压器运行。（7） 变压器跳闸后应首先确保所用电的供电。6、变压器故障一般容易在何处发生？常见的故障或异常有哪些变压器与其他设备相比，它的故障是很少的，因为它没有象电机那样的转动部分，而且元件都浸在油中。但由于操作或维护不当也容易发生事故，一般变压器的故障都发生在绕组、铁芯、套管、分接开关和油箱等部件上。漏油、引线接头发热的问题带有普遍性。变压器常见的故障及异常有：（1） 变压器内部声音异常或有爆裂声。（2） 在正常条件下温度不断上升。（3） 变压器严重漏油。（4） 套管出现裂纹、破损或放电，套管渗油。（5） 顶盖和其他部位着火。（6） 变压器油色变化过甚，油内出现炭化。（7） 变压器油位低于下限值。（8） 变压器呼吸器硅胶变色。（9） 变压器引线接头发热。（10） 变压器油面过高或有油从油枕中溢出。（11） 变压器油向调压油箱渗漏。（12） 调