《继电保护及二次回路》4.doc

高频收发讯机第一节 收发讯机的工作概况本局所用的收发讯机大部分为南瑞公司的lfx系列，另有几台国电南自的psf系列。有关该两种类型的收发讯机的工作原理等基本概念如外差、频谱向上搬移等已在其技术说明书上有详细的讲解。这里只讲述其在电网中的工作特点。在图4.1中，当k点发生故障 mnkp图4.1qenem瞬间，所有地点保护都会启动发讯，然后m、n、q处保护判定为正方向故障停讯，p点保护判定为反方向故障而一直让收发讯机发讯闭锁本侧保护与对端的q保护。必须等到m、n保护把故障隔离后才停讯。所以若工作需要要退出p点收发讯机时，必须通知q点也退出收发讯机，不然有可能k点故障时因q点保护收不到闭锁信号而越级跳闸。由于保护启动值比动作值灵敏，故障量一旦达到启动值所有收发讯机都发讯，高频讯号一方面闭锁自己保护，一方面去闭锁对端保护，p点的反方向元件一直保持，m、n、q三处保护都要发讯10ms之后才投入各自的正方向元件，这样可以防止q处保护正方向元件先动作而误跳闸。这也可以看出高频保护的动作时间大于10ms，一般在15ms左右。反方向元件d比正方向元件d+优先动作，如果是从区内到区外的转换性故障，无论开关跳闸与否，d+都立刻返回，d立刻动作，收发讯机立刻重新发讯。收发讯机发出的高频讯号电平40db，这40db分以下几个部分：1、对侧收发讯机远方启动所需要的最小灵敏启动电平4 db。 2、收发讯机不确定动作电平6 db。 3、收发讯机正常工作所需要的最小工作电平9 db。 4、线路传输允许的最大衰耗21 db。 这里的最小工作电平9 db即通常说的1奈倍（nb）（1nb8.686 db）。两侧通道联调时，本侧收讯回路收到的电平不能小于9db，最好也不能超过18 db，收到电平过大，也不利于收发讯机装置的工作。收到电平过大，可以人为投入衰耗，在收发讯机上有跳线设计，按照说明书上每个跳线的衰耗根据需要投入。这里本侧收讯回路收到的电平，并不是是指装置背后端子处的电平，而是指高频波进入装置内部经人为衰耗之后的电平。电平与频率的概念是不一样的。频率表示高频波振荡周期的快慢，电平是指高频波振荡能量的大小，所以高频波只衰耗电平不改变频率。测试到本侧收到对侧高频波电平值后就需要在收发讯机上整定好该电平值，这是正常时候收讯应该达到的电平，如果今后通道实验时收到的电平比整定值低3 db，装置发“3 db告警”信号。3 db告警是一个很重要的概念，它不是指收到的电平小于3db，而是指收到的电平比正常电平要少3个db以上。此时就应该检查高频通道，找出衰耗增大的原因。作通道试验时两侧的收发讯机工作情况可以用图4.2表示。m侧先按下试验按钮，m侧收发讯机发讯200 ms后停止，n侧收发讯机收到讯后立刻被m侧远方起讯而发讯10s，m侧停讯5s后再重新发讯10s。从图4.2也可看到大约有近5s的时间内是处于两侧收发讯机都发讯的状态，此时若功放面板上的指针晃动比较剧烈（lfx系列），说明两侧装置的差拍比较大。接口面板上“op”灯有可能熄灭，装置报警，此时可以投入“功放板上的跳线”来消除这个现象。图4.2t10s200ms5s10sn侧收到m侧讯号的时间接口发讯功率放大线路滤波高频通道收讯图4.2t10s200ms5s10sn侧收到m侧讯号的时间txf 0f l图4.4时控门所谓差拍是指收发讯机同时收到两侧的高频讯号，若两侧讯号幅值相等，相位相反，则会因讯号的互相抵消而出现一个低谷，若低谷电平低于收发讯机启动电平，收讯输出就灰出现一个缺口，这就是差拍，也叫频拍。若缺口时间tx足够大，则保护会判发讯停止而误动作。为了解决这个问题，收发讯机设计了分时接受法，在自己发讯时关闭时控门，只收自己的讯号，自己停发时才打开时控门接受对侧讯号，这样就能很好的避免差拍现象。图4.3给出了差拍现象的波形和采用了时控门后收到的讯号波形。图4.4给出了时控门的逻辑图。在图4.4中，因为功放是在收讯环节与时控门之前，所以功率放大环节的差拍不影响收讯环节，同时功放板也起到监视差拍的作用。m侧发讯tttx缺口时间m侧产生差拍现象t采用分时法m侧收讯tn侧发讯图4.3 利用图4.4也可以帮助理解频谱向上搬移的优点。已知装置发出整定频率的讯号f0，同时又自动发出本振频率fl（f0+fl=1mhz），在收讯回路中两个频率进行混频，经滤波后成为1mhz的高频波进入装置，这样无论整定的频率f0有多大，总有一个fl与其相对应，装置只需要对1mhz的高频波进行计算，与f0、fl的大小无关，就大大提高了收发讯机装置的可靠性。第二节 高频装置试验收发讯机装置的电气参数试验项目主要有三个试验项目。1、发讯电平测试将收发讯机的通道连接跳线插在“本机”与“负载”上，选频电平表的选频档位打在所测频率档，测试线插入线路滤波的“负载”与“公共”孔内。如图4.5按下发讯按钮，该收发讯机装置自动投入20db衰耗，所以在电平表上测得是20db的功率电平，如果选频电平表是测电压电平的，则测量值应该是11db。（在负载波阻抗z=75时，lpx=lux+9db，有关匹配、波阻抗、功率电平、电压电平等概念可以查阅技术问答。）本机图4.5公共负载7520db发讯负载选频电平表2、收讯启动电平测试 将收发讯机的通道连接跳线插在“本机”与“通道”上，发频振荡器接在高频电缆所接的端子上（可将高频电缆断开），振荡器输出频率交接在收发讯机装置的工作频率调节振荡器输出电平大小使收发讯机启动，此时电平表测到振荡器最小的输出电平应为4db，若输出是电压电平，则为5 db。如图4.6可调衰耗高 频 装 置高 频 装 置电平表75高频电缆振荡器图4.7图4.6 3、3db告警测试在收发讯机入口处接选频电平表，在高频电缆处串联可调衰耗，拔出本侧发讯插件，由对侧发出连续高频信号，监测到本侧的收讯电平后整定好。通过调节可调衰耗逐步加大高频衰耗使本侧的收讯电平下降3db，然后插入本侧发讯插件由本侧发讯启动对侧发讯，此时本侧应该发“3db告警”信号，减少1db的衰耗重复做以上试验就不再有告警信号。但最低的收讯电平仍然不能小于1nb。试验方法如图4.7一般故障排除在通道试验时，功放板指针瞬间摆动后迅速回零，此时应该观察张制面板上各个“op”灯是否正常，如果所有灯都正常，则可以初步判断装置正常。另外还可以将通道连接跳线插在“本机”与“负载”上，按下发讯按钮作装置闭环试验，装置工作正常则可以判定为通道故障，就必须检查高频电缆和结合滤波器是否接地或开路，通道切换把手是打在“旁路”还是“本线”等。第二章 电网安全与自动控制装置第一节 中性点不接地电网的单相接地故障与接地选线和消谐装置宜宾局35kv及以下电网均采用中性点不直接接点运行方式，该类电网如果发生单相接地，接地点仅仅通过线路的对地电容电流，如果35kv电网电容电流不超过10a，10kv电网不超过30a，就采用不接地方式，如果超过这个值，就必须采用经消弧线圈接地方式。这两种方式统称小电流接地方式。该类电网发生单相故障时，线电压仍然是三相对称，并不影响用户用电，且故障电流较小，可以允许电网继续运行12小时。但是单相故障若不及时排除，容易转换为多相故障。原始的方式是采用手工逐条线路拉闸的方式查找故障线路，现在采用接地选线装置可以自动判断出故障线路。一、中性点不接地电网故障分析图5.1abciiiiiikeaebecicicicicic6ic6ic3ic3icic 在i号线路a相发生金属接地故障时，ii、iii号线路a相与地是等电位，无电容电流，三条线路的b、c两相对地都有电容电流ic，由母线流向线路到大地，在故障点有故障电流6ic由大地流入线路到母线。省略掉复杂的计算公式，可以只观的从图5.1得到以下结论：1、不接地系统发生单相故障，故障相对地电压为零，非故障相对地电压为电网的线电压，电网出现零序电压，大小等于电网正常时的相电压，但电网的线电压仍是三相对称的。2、非故障线路的3i0大小为该线路的对地电容电流之和，故障线路的3i0大小为所有非故障线路的对地电容电流之和在图5.1中，非故障的ii、iii号线路3i0=2ic,方向为流出母线， i号故障线路3i0=6ic2 ic=4ic,方向为线路流向母线。3、结合结论2且因为零序电流是电容电流，所以非故障线路的零序电流超前零序电压为90，故障线路的零序电流滞后零序电压为90，两者相差180。矢量图如图5.24、故障时接地点k的电流等于所有线路（包括故障线路）的接地电容电流的总和，它超前零序电压为90。在图5.1中，ik=6ic，这里的ik应看做所有线路b、c两相电容电流之和，所以方向应与其一致。非故障线路3i0故障线路3i0u0图5.2u*l10u*l350参考设计手册，线路电容电流可以有以下计算公式架空线路：ic= 电缆线路：ic= ic:对地电容电流u：电网线电压（kv）l：线路长度（km） 二、绝缘监察与接地选线装置利用上面结论中的电气特征，设计出该装置。由结论1，线路单相接地时，母线pt开口三角形上有输出电压，装置报警有线路接地，但此时还不知道具体的接地线路。要找出故障线路，结合结论2，采用考察零序电流大小的方式，结合结论3，采用考察零序功率方向的方式来查出故障线路。一般都在出线电缆头处安装一穿心式零序ct来采集零序电流，在考察零序电流大小的方式中，装置选取零序电流最大的线路为故障线路。该方法在线路越多时，故障线路零序电流越大于非故障线路的零序电流，就越灵敏，越可靠。在考察零序功率功率方向的方式中，由结论3很容易理解故障线路零序功率方向与非故障线路的零序功率方向是相反的。有的厂家生产的该装置是结合了以上两种方式来选线。先选出零序电流最大的三条线路，再判别功率方向。这种方法避免了因为线路长短不一，电容电流差别较大，有可能某条非故障线路零序电流与故障线路零序电流很接近的情况下装置选线错误。三、消谐装置 在以上分析是以假设单相故障是金属性接地故障为前提的，实际中的故障往往是闪络性质的弧光接地，弧光的温度可以达到上千度，不容易熄灭，产生危害很大，造成线路绝缘降低转换成多相故障，扩大电网事故；弧光上的高电压也容易引起电气设备产生高压谐振，同时弧光的闪络产生大量杂波也不利于选线装置工作等等，所以有些电网还采用了消谐装置来消除这个危害。消谐装置的工作原理如图5.3a消谐装置bcdlbdlcdla接地开关故障线路图5.3当某条线路a相故障时，微机消谐装置根据输入的零序电压启动，再对输入的三相电压进行计算，当判断为弧光接地时，迅速将分相操作的一次接地开关dla合上，从而达到迅速灭弧的目的。第二节 中性点经消弧线圈接地电网单相接地故障 与接地选线和消弧装置上节开始提到接地电容电流较大时，必须采用消弧线圈接地方式，有了消弧线圈，再出现接地故障，线圈会对电容电流进行补偿，使其迅速灭弧。电网中普遍采用过补偿方式，过补偿度为5%10%。该接地系统故障时的电气量分析如图5.4cbaiiiicic3icea3icebii6ic+ilecic消弧线圈icillik6ic+ilicic图5.4注意到在过补偿情况下故障点电流（6ic+il）近似纯电感性质，这一点是图5.4与图5.1的不同点同样，分析图5.4可以得到以下结论：1、在经消弧线圈接地电网中发生单相接地故障时，故障相对地电压为零，非故障相对地电压为电网的线电压，电网出现零序电压，大小为电网正常时的相电压，但电网三相仍然是三相对称的。 2、消弧线圈两端电压为零序电压，消弧线圈电流il通过故障点与故障相，不经过非故障线路。 3、接地故障处残余电流6ic+il等于补偿度与电网电容电流总和的乘积，滞后零序电压90，残余电流数值较小。 4、非故障线路3i0大小等于本线路接地电容电流，方向是电流从母线流向线路。在过补偿的情况下，故障线路3i0大小为残余电流与本线接地电容电流之和，呈纯电感性质，方向是从大地流向母线。5、非故障线路零序电流超前零序电压90，在过补偿情况下，故障线路零序电流也超前零序电压90，两者相位一致（这是两种小电流接地的不同点，要特别注意。）。比较小接地电流系统的这两种接地方式的故障情况可以发现由于采用了过补偿方式，使得经消弧线圈接地电网故障点残余电流较小，因此故障线路与非故障线路零序电流相差无几； 同时两者功率方向一致，所以不能采用上一节比较工频零序电流大小与工频零功方向的方法选线。以上的分析都是都是采用故障时电流的基波分量，在实际故障中，还同时产生大量的高次暂态谐波，故障线路谐波远比非故障线路大。同时消弧线圈的电感性对频率越高的谐波，越呈开路状态，对地电容的电容性对频率越高的谐波越呈短路状态。这样装置提取5次谐波作为分析对象的话，系统特性就与不接地系统完全一致了。电感线圈的感抗：zl=2n*f0*l12n*f0*c电容的容抗：zc=n:谐波次数 f0：基波频率 l：电感常数 c：电容常数在正常运行时，电感消弧线圈是可调的，装置根据当前对地电容电流大小适时的调节线圈的档围，使其始终保持在合适的过补偿状态之下。第三节 电力系统有功的平衡与低周减载电力系统无时无刻不在进行着有、无功的交换，为了保持电力系统稳定的运行，必须时刻保持发电机的有、无功与各种无功设备发出的无功与负载在网络中吸收的有、无功相平衡。有功功率的概念：电力系统中由于电阻的存在所消耗的有用功，称作有功功率。有功功率是与频率有直接关系的。频率是衡量电能质量的两大重要指标之一，在采用现代化自动装置后，频率的误差不可以超过0.15hz。维持频率在额定值是靠调速系统控制系统中所有发电机组输入的有功功率总和等于系统中所有设备在额定频率时所消耗的有功功率总和来实现。电力系统中的有功平衡是一个动态过程，它随时都在发生变化，如果仅仅是较小的电网扰动，电力系统很快就能自动平衡。如果瞬间有大负荷被切除，电网可能会发生振荡，可以采用振荡解列装置，将电网解成几个部分, 目前宜宾局还没有采用这种装置。如果瞬间有大机组被切除，则使得电网中的有功严重不平衡，此时频率会迅速降低，从而使得全电网出现频率崩溃。为了避免这样的电网事故，就必须采用低周减载装置事先设定好的频率分几轮逐步切除各条负荷，一直到有功平衡，频率恢复正常。低周减载的对象是负荷，所以一般安装在低压馈线中，在输电网中不使用。低周减载装置主要以电网电压的频率为主要判据。当电网频率低于设定值时，装置启动经延时切断减载线路。为了防止线路空载时低周不必要动作，有的装置还投入了无流闭锁条件，这样线路无负荷就不动作。和低周减载相关的还有一个滑差闭锁的概念。滑差是指电网频率的变化量。这个变化量一般都设临界值为5hz/s，滑差超过5hz/s即使电网频率低于低周减载定值低周也不会动作。滑差闭锁一旦启动，再次开放的条件只能是频率恢复正常，与启动后滑差的大小就没有关系了。为什么要设计滑差闭锁？因为从本质上讲，低周减载装置不是用来切除故障的保护，而是保证电网有功平衡的安控装置，低周只能在有功不平衡下才能动作。在图5.5中，当线路mkl1l2图5.5l1有故障时，波形的突变使得频率变化剧烈，有可能瞬间降低以至于频率低于l2线路的低周减载值，让低周装置切除了正常运行的线路l2。设计了滑差闭锁后，如果是故障，电压频率的滑差超过5 hz/s，低周闭锁。由有功不平衡原因导致频率的滑差一般都远小于5 hz/s，特别是大电网中其自身平衡有功的能力更强。这就区别了正常运行与故障两种情况下的低周现象。低周减载也就能正确动作。第四节 电力系统无功的平衡与无功补偿电力系统功率除了有功功率外还有无功功率。无功功率的概念：无功功率比较抽象，它是用于电路内电场与磁场的交换，并用来在电气设备中建立和维持磁场的电功率。它不对外作功，而是转变为其他形式的能量。凡是有电磁线圈的电气设备，要建立磁场，就要消耗无功功率。由于它不对外做功，才被称之为“无功”。无功功率的符号用q表示，单位为乏(var)或千乏(kvar)。因此，所谓的无功并不是无用的电功率，也不是不消耗电功率，只不过它的功率并不转化为机械能、热能而已.无功功率的用处很大，电动机需要建立和维持旋转磁场，使转子转动从而带动机械运动，电动机的转子磁场就是从电源取得无功功率建立的。变压器也同样需要无功功率，才能使变压器的一次线圈产生磁场，在二次线圈感应出电压。因此，没有无功功率，电动机就不会转动，变压器也不能变压，交流接触器不会吸合。无功功率与电压的大小有直接关系，电压也是衡量电能质量的重要指标，维持电力系统电压在额定范围内运行，是以调节系统内无功功率平衡为前提的。无功电源主要是发电机，调相机以及宜宾局大量使用的并联电容器等。特别要指出的是，根据能量平衡的原则，电容器是不可能主动发出功率的。只是由于电网呈感抗性质，使得发电机又发有功又发无功，现在由于加入了并联电容器，把绝大部分感抗补偿掉了，改变了网络阻抗特性，使得整个网络近似与电阻性质，这样发电机只需要发少量无功就能满足无功需求，从而提高了有功的发出能力，也提高了发电机的效率。从这个角度讲，犹如电容器发出了无功供给感抗消耗，所以电容器被称作无功电源。在小电网低负荷时，发电机自身就能平衡系统中无功的需求，但是在大电网，高负荷时，发电机很难满足网络无功的需求，此时电压降低，严重危害系统的稳定。这样就必须投入无功补偿装置。电压无功补偿装置又称vqc，是在电网有较大无功需求时自动根据事先设定的定值进行有载调压与电容器的投切。这样能够减少电网的无功消耗，改善电网运行质量。下面以广州科立公司生产的dwk型无功补偿装置为例讲解其原理。dwk装置具有电压、无功、时间三个判别区间，在任意时刻，电网的运行状态都能在图5.6上找到它的对应点。图5.6是一个井字形的控制区间，其阴影部分为防振带，防振带的宽度由投单组电容器后母线电压的变化量u决定，因为在投切电容器时不但会改变电网的无功消耗，还会改变系统的电压，所以必须把2区和6区各自再分成两个区，也就是说2a区和2c区，6b区和6d区是有区别的。在各区内装置都要按最优的控制顺序和无功设备组合，使系统运行点进入9区。1区：先投电容器，当电容器全投入后电压仍低于下限时，发有载调压升压指令。2a区：投电容器，当电容器投完后还在该区，则维持。2c区：如还有电容器未投，则先发有载调压降压指令再投电容器，如果电容器投完后还在该区，则维持。3、4区：先发有载调压降压指令，如果有载档位已经在最低点，则切除电容器。5区：先切除电容器，如果电容器切完后电压仍然高于上限，则发有载调压降压指令。6b区：切电容器，如果电容器切除完后仍然在该区，则维持。6d区：先发有载调压升压指令，再切电容器，若电容器切完仍在该区，则维持。 7、8区：先发有载调压升压指令，当有载调压档位已在上限时，则投入电容器。543p96b2c6d2a781q图5.6经过无功补偿后，35kv及以下馈线的功率因数应不小于0.9， 即功率因数角不大于25，35kv以上输电网的功率因数不应低于0.95，即功率因数角不大于18。补充知识：功率方向的判断有功功率计算公式：p=u*i*cos 无功功率计算公式：q=u*i*sin规定功率由母线流向线路为正方向送出，由线路流入母线为反方向流入。当有功送出时：p0，即9090当有功流入时：p0，即90270当无功送出时：q0，即0180当有功流入时：q0，即180360由以上分析，可以用图5.7更简单的表示如下：图5.7pqo当在第一象限，p0，q0；当在第二象限，p0，q0；当在第三象限，p0，q0；当在第四象限，p0，q0；已知网络上功率的流动方向，就可以验证保护的功角是否正确，这是带负荷测试的一个重要项目。也可以根据功角的位置观察网络功率的流动方向。第五节 故障解列装置在多电源网络中，根据网络电源和负荷分布，还可以在适当的地方装设故障解列装置。在网络有故障时电网解列成几个独立电网继续运行，保证重要负荷的安全运行。在宜宾电网主网和地方小电源的联络线上就装设了故障解列装置。例如吊黄楼变电站解列吊纸线517，对端纸厂有小电源，正常运行时与主网联结，增加供电可靠性。如图5.8图5.8517吊黄楼主网负荷f1系统电源e1纸厂电源e2纸厂负荷f2 当吊黄楼母线故障，或出线故障而未能即使切除故障线路时，母线电压降低，或者零序电压升高，满足装置的动作判据时，解列装置动作跳开吊纸线517，纸厂电源e2与纸厂负荷f2，主网电源e1与主网负荷f1各自构成电网独立运行。刚解列的电网也要考虑各自的稳定性。对于主网，是否会因此丢掉大负荷，丢失大负荷后是否会出现电网振荡，对于小电网，是否会突然增加大负荷，增加大负荷是否会出现低周现象，出现低周是否会有合适的减载装置等。可见，故障解列与低周减载的概念是完全不同的，在电网中的作用也不同。另外在宜宾电网中还有一个故障解列起的作用与前面讲的不同，那就是用户昌宏化工厂内部安装的故障解列装置。如图5.91#开关昌宏巡场k1#炉变系统电源e12#开关2#炉变1753#开关4#开关3#炉变4#炉变图5.9当巡昌线发生故障，巡场175开关跳闸并重合，但是由于昌宏化工的负荷几乎是大的炉变，几台变压器的负荷以及变压器的励磁涌流之和会远远大于175开关的后加速定值，所以175开关无法合上，这样，就只有在昌宏变电站安装解列装置，解列掉几台炉变（例如1#、2#开关），让剩下的负荷（3#、4#开关）不至于把175开关冲跳。等175开关运行稳定后再逐步投入解列掉的几台炉变。（说明，一般方式下，巡昌线的负荷不经过巡场175，而是龙头站龙巡西线直接经巡场旁母上巡昌线，只是为了这里解释方便采用是巡场供电方式。）第六节 备用电源自投装置备自投装置用于多电源点的变电站，当主供电源断开时自动将备用电源投入，保证供电的持续性。备自投分进线备投与分段备投两种方式，用图5.10来解释。i段l1315l242ii段nm图5.101、进线备自投l1线路运行，l2线路备用，即开关1，开关2，开关3运行，开关4热备用，分段开关5运行，线路l1有线路电压，备投充电完成。当l1出现故障，m侧的保护跳开开关1，如果是永久故障，重合不成功。n侧备投检查母线失压，而l2线路有压，则延时跳开开关3再合上开关4，这是备投线路l2，称备投方式1。同理，线路l2运行，l1备用，称备投方式2。2、分段备自投线路l1和l2都运行，即开关1、开关2、开关3、开关4合上，分段开关5热备用，备投充电完成。同样假设l1出现永久故障，开关1重合不成功，n侧备投检查i段母线失压，ii段母线有压，延时跳开开关3再合上开关4，这是ii段备投i段，称备投方式三。同理由i段备投ii段称方式四。根据当前电网运行方式，通过把手开关切换来选择备投方式。通过对备自投动作的分析，可知装置必须采用的电气量是两条线路的线路电压，两段母线的母线电压，开关3、开关4、开关5的位置信号（跳位twj）和合后信号（kkj），为了防止在母线pt断线时装置误动作，还引入了开关3与开关4的b相电流作有流闭锁作用。装置接线方式如图5.11。kkj的作用是为了防止备投误动作。例如方式一中，因为运行需要i母要停运，手动断开开关3，此时kkj返回，备投放电，不会自动投上开关4引发事故。线路pt的作用是只有待备投线路有压，备投才有意义。线路无压，备投放电。图5.11备投信号公共端twj和kkj来自各自对应开关的操作回路twjkkjtwjkkjtwjkkjj41j42j43j43j43j42j42线路i位置线路ii位置分段开关位置线路i kkj线路ii kkj分段 kkj备自投动作时间应该大于对端开关的重合闸时间。备自投分合开关应该将其出口接点接在开关操作回路的手分手合位置。图上已标出在图2.16的端子号。备投对分段没有跳闸。1d44d31d44d3131hjd42备投分段出口备投线路出口图5.123hj33tj本局的备投一般是作为变电站高压电源的备投，在一些特殊的地方特别是比较大的用户站也使用低压备投的方式来增加供电的可靠性。如图5.13，这里1g、2g是变压器的低压总路，3g是低压母线，方式以1b运