2018电力系统运行知识基础

目录TOC\o"1-3"\h\u8085第1章电力系统的基本知识 6159381.1 6113551. 6290242. 6274703. 7321901.2 7297481. 7154112. 810303. 10100594. 11324361.3 12247071. 12163582. 1272903. 12150914. 1255285. 13111106. 14248247. 19252821.4 208086 20259661. 2056582. 22225063. 22183491.5 231723 2421690第2章电力系统的电压与无功功率控制 27262932.1 2793612.2 2762771. 27228502. 2845282.3 34182181. 35241592. 36138303. 40191184. 4780762.4 4730558 4932727第3章电力系统的频率与有功功率控制 52156323.1 52118173.2 5267813.3 54104523.4 563396 6221829第4章电力系统的稳定性及控制 64292484.1 64321324.2 64126844.3 65242351.单机—— 65234482. 66307544.4 67184331. 6824632. 7030793. 70241204. 7135434.5 7113587 7625348第5章电力系统的过电压与防雷保护 79236645.1 79235225.2 80312621. 80272972. 8252863. 84195454. 85191135.3 88193071. 88210572. 89281233. 90267324. 90142265.4 90227241. 91101592. 92184573. 9244264. 931605. 95131365.5 9613526 10220592第6章电力系统的操作 10557096.1 105202651. 105184172. 105275053. 106121846.2 10737411. 10722552. 107182803. 108274556.3 11027466 11318726第7章变电所的综合自动化与无人值班 115295747.1 115201551. 115316312. 11544603. 115132394. 115139175. 116292597.2 116126887.3 12578101. 12529722. 125194323. 126189194. 126210417.4 126137421. 127196092. 127246813.调度（控制）中心SCADA 12713314. 128308057.5 128132791. 128220452. 130301427.6 13013564 13318770第8章变电所设备常见故障及事故处理 136206908.1 136319291. 136168982. 13698863. 137279208.2 137183921. 138195422. 138252923. 139195344. 140325215. 140305326. 1407077. 140213498.3 141227991. 141119182. 142212623. 143115894. 144254528.4 145242551. 14638072. 147260873. 1483894. 14919805. 150308046. 152126757. 154263698.5 155239641. 155179142. 156133143. 15644668.6 159275778.7 16024481. 160237342. 16213358.8 163281671. 163297092. 164108258.9 165208971. 165216692. 16768848.10 170273791. 17082762. 17296508.11 17588388.12 176196961. 176214882. 177126428.13 17829224 18121298第9章变电所的安全运行管理和设备管理 184312179.1 184195371. 184217032. 1875959.2 19050761. 19010472. 190111143. 190229894. 191316129.3 1915401. 19152882. 192280133. 193263234. 19342709.4 194116259.5 19413061 197第1章电力系统的基本知识减少燃料消耗（火电厂、燃气、天然气，水电站发电用水）表1.1衡量电力系统电能质量的3300万kW及以上的，为±0.2Hz；电网容量在300万kW及以下的，为±0.5Hz供电部门供给用户的受端电压变化幅值不应超过下列数值，见表1.2表1.2各类用户的允许电压偏移表1.3表1.4日平均负荷：把一天内各小时的负荷加起来，再除以24图1-1表1.5全电力公司的电源构成发展（装机容量）单位：万表1.6全电力公司的电源构成发展（发电量）单位：亿图1-2图1-3为了可靠性，主干网采用环形连接，其与放射形相比较的特征见表1.7。环形连接在导致故障范围蔓延弄得复杂化。表1.74图1-41-5所示。IdA图1-54）电弧一般均能自动熄灭。特别是在35k以上系统中，绝缘方面投资增加不多，而供电可靠性较高的优点突出，所以中性点采用不接地运行方式较合适。中性点经消弧线圈接地系统。在中性点不接地的三相系统中，发生单相接地故障时，故障相电流较大，见图16。当单相接地电流超过一定的数值时，接地点的电弧就地故障时可减少故障电流，以自动熄弧，保证继续供电。图1-6表1.8电力系统中性点三种连接方式运行的优缺点比较。详见表1.9表1.9表1.10表1.11表1.12表1.13（仅用于西北电网）1990年12月1我国电网电压偏差的状况。1981～1982年，电力科学研究院、国防大学对5个省（直辖市）120个变电所10～220k母线电压偏差进行了调查，调查结果，电压偏差超出额定电压5范围的为运行时间的36%～76%，超出额定电压10范围的为4.5%～36.5%。此较差。关于电压的调整将在第2我国电网频率，规定为50。所以我国电网以50作为调整目标。电力系统频率的发电机继续运转，不受异常的影响，而且在可能的情况下尽快恢复正常状态。图1-7阻），2003年8月149300平方英里，5000开式电网比闭式电网供电可靠性高。对于远距离输电线路，输送的电压等级越高越经济。电力系统的波形失真是由3、5、7次等谐波叠加形成的。中性点直接接地系统接地点的非故障相的电流较小。负荷率越高电能成本越低。长距离输电线路，由于电抗中所储存的磁能在短路时释放，在无串联补偿电容的端流向电抗器。（）电力网是电力系统的一部分它是由（）在电力系统正常状况下，用户受电端的电压最大允许偏差不应超过额定值的（）（A）±2%（B）±5%（C）±7%（A）110kV（B）121kV（C）115.5kV中性点不接地的三相系统发生单相接地时，继续运行的时间不得超过（）（A）1.5h（B）2h（C）2.5h电压的大小和相位（）。中性点经消弧线圈接地，若发生单相接地故障时对设备的损坏（）（）每条母线的变压器中性点都直接接地（B）大接地电流系统中，双母线上两组电压互感器二次绕组应（）中性点经装设消弧线圈后，若接地故障点的电流为电感电流，此时的补偿方式为）10.在20～66kV系统，当（）经消弧线圈接地（A）IC＞30A（B）IC＜30A（C）IC≤30A（D）IC≥30A第2章电力系统的电压与无功功率控制图2-1图2-2图2-3图2-4图2-5可控硅控制电抗器。可控硅控制电抗器（）是一个可控电抗，见图26，可用作静止补偿器的可控电抗部分。电容串联的电抗器为高次调谐电感线圈，与电容组成滤波电路，可以根据需要滤去5、7、11、13下，发出无功功率，在谐波状态下吸收谐波电流。图2-6无功补偿设备的类型与作用。表2.1表2.1配电变电所直接向用户供电。为使用户处的电压稳定在允许范围内，需分3图2-7较高的电压水平，必须要有充足的无功功率电源。但是要使所有用户处的电压都符合要求，还必须采用各种调压控制手段。图28所示的电力系统可以说明各种调压措施的基本原理。图2-8控制和调节发电机励磁电流，以改变发电机端电压UG图2-9在图29中，当发电机电压恒定时，在最大负荷时发电机母线到末端负荷点的总电压损耗为20；最小负荷时为8。末端负荷点电压变动范围为12在用发电机进行逆调压，最大负荷时发电机电压升高5，考虑到变压器二次侧电压较图2-10图2-11按式（2-12）计算出变压器分接头电压后，就可以根据U1tav【例2-1】图2-12所示为降压变压器，变压器参数及负荷、分接抽头已标明，高压侧图2-12假定变压器在最大负荷和最小负荷运行时低压侧的电压分别为U2max＝6kV和图2-13图2-14图2-15【例2-2】输电系统及其等值电路如图2-16和图2-17图2-16图2-17图2-18在输配电线路中经调压为目的的串联电容补偿，其补偿度常接近于1或大于11～4 表2.2通过个别调整电压或无功功率来维持预先设定的目标值，即发电厂通过（自动电压调节器）来控制电压，维持其目标值。而在变电所里则通过有计划地运行（电容图2-19表2.32001年全国电力系统无功补偿情况单位：万减少电网无功负荷是使用感性无功功率来补偿容性无功功率。无论哪一种类型的变压器都可以在不停电的情况下调整电压。电力系统的无功电源有无功静止补偿器、静电电容器、调相机和（）当把电容并联接入感性负荷回路时，（）采用无功补偿装置调整系统电压时，对电力系统来说（）电容器串联的补偿度不宜超过（）（A）0.3（B）0.5（C）0.6调压要求电压中枢点的电压较该点所连接线路的额定电压（）无功静止补偿器与其他无功电源相比，最大的优点是（）高次谐波对电容器的影响是（）在（）之间。（A）1～2（B）1～3（C）1～4（D）1～5有一台100k，100.4k配电变压器，接在线电压x＝10.5k压器短路损耗＝2.25kW，短路电压（阻抗）百分数为%＝4.5，变压器二次侧的电压损耗＝50k，功率因数o＝0.8，求变压器一次侧的损耗和二次侧实际电压是多第3章电力系统的频率与有功功率控制图3-1KL的标么值（KL*）一般的KL*＝1～3 50Hz，所有发电机均满载运行，如果电力系统在发生事故后失去350MW的电源功率，求或进水量，使原动机的运行点不断从一根频率特性曲线向另一曲线过渡，如图中的－－…。图中的曲线组分别对应不同进汽量或进水量的频率特性。连接不同曲线上运行′、、、…虚线123则是有调速器调节，或有频率的一次调整时的频率静态特性。线段23之所以有下降趋势，是因为运行点转移到2点时，进汽量或进水量已达最大值，调速水量的频率特性转移，原动机的功率只能下降。有时，为简化分析，常以直线12代替曲线，以直线23′替代曲线23，即可认为进汽或进水量达到最大值后原动机的机械功率可保持不变。图32中直线（实线）123′为有调速器时电源的有功功率——频率静态特性。图3-2图3-3发电机组的有功功率—水轮发电机组：σ%＝2～4或KG*＝50～25图3-4在图34中已表示出了有功功率负荷随时间变化的曲线，将这不规则的实际负荷曲线分解为三种负荷曲线的迭加。对于第一种负荷1变化引起的频率偏移依靠调速器自动调节原动当负荷功率突然增加ΔPL0用而增大，图35中运行点从点沿原动机的频率特性向上转移。负荷的功率将因它本身的调节效应而减小，减小的趋势见图35（d）中运行点从点沿负荷的频率特性向上增加，后者沿负荷特性向下减小，正好到′点即为新的运行工作点，对应的发电功率为P图3-5图3-6。点即为二次调整后的频率特性曲线，功率为0，频率为0后，可以供给负荷的功率由′0增加到0（0＞′0），频率偏差由（＞′），显然系统的运行质量提高了。由图36还可看出，只进行一次调整时，负荷的原始增量0可分解为两部分：一部分是因调速器的调整作用而增大的发电机组功率－′（图中′′），另一部分是因负荷本身的调节效应而减少的负荷功率′（图中′′）。当不仅进行第一次调整，而且还进行第二次调整时，这个负荷增量0发电机组增发的功率0（图中部分）；另一部分是由于调速器的调整作用而增大的发电机组功率－（图中＝）；第三部分仍是由于负荷本身的调节效应而减少的负荷功率（图中＝）。即有下降才有所减小，负荷所能获得的功率才有所增大。如当ΔPG0＝ΔPL0图3-7 电力系统频率控制是有功功率和无功功率的供求平衡。当频率下降时，负荷取用的功率减少；当频率升高时，负荷取用的功率增加。电力系统在发生事故后失去电源功率，电力系统频率将上升。负荷变化周期长变化幅度大频率较低的脉动负荷为（）发电机组的有功功率随频率的（）；系统的有功负荷随频率的（）一般总备用容量为最大发电负荷的（）（A）12%～15%（B）10%～18%（C）15%～20%（D）10%～15%（A）n≈nN；n＜nN（C）f＞fN；f＝fN（D）f＝fN；f＜fN载运行，如果电力系统在发生事故后失去400MW的电源功率，求电力系统频率将下降多第4章电力系统的稳定性及控制表4.1单机——图4-1单机-图4-2图4-3图4-4考虑在点有一微小的扰动加在了发电机的转子上，功角有一增量＞0，因而电功率增加了＞0。由于机械功率保持一定的输出功率发电机的转子转速减慢，使功角δ又回到了点。相反，有一微小的扰动使发电机的转子减速，电功率减少了表4.2图4-5图4-6显然它比双回路时的极限功率要小，即P2m＜P1m故障中的功率PⅢ图4-8因此发电机转子开始加速，也开始增加，运行点从b点向点移动。当到达点时＝0。虽然加速功率为零，但是功角的加速最大，由于惯性作用，续向d点运行。由于在d间的＜0，发电机转子是逐渐减速，当到达d点时，减速的能量与前面加速的能量正好相等，达到最大值，发电机转子停止加速。由于＜0，发电机转子减慢，将按db的方向向后移动。此后，就这样反复震荡，正如图49的实线所示。由于存在阻尼，实际上如图49的虚线所示，最终落在新的稳态平衡点上。也就是说，落在机械功率与电功率相等的地方，1＝＋2，＝。图4-9图4-10最大加速面积Sabc＜最大减速面积Sdef表4.3表4.3图4-11图4-12电力系统稳定器PSS从图413可以看出，没有快关汽门时＞，系统是不稳定的。当调速器系统具有关迅速下降，此时减速面积变为（＋′），大于加速面积，从而使系统在第一个摇摆周期保持稳定。图4-13图4-14图4-15从图4-15（a）可见，不装自动重合闸装置时，因为Sabcd＞SedfSadef＋Sgkf＞Sabcd图4-16在暂态稳定的情况下系统的总电抗大于静态稳定的总电抗。缩短电气距离加强电气联系可以提高电力系统静态稳定。采用分裂导线或双回输电线路可以提高电力系统的静态稳定。改善继电保护和开关特性，可以提高电力系统的暂态稳定。变压器中性点经小电阻接地，可以提高电力系统的暂态稳定。当加速面积大于减速面积时可以提高系统的暂态稳定。电容器的并联补偿时，电容器组（）串联电容补偿时，电容器组（）用有载调压变压器的调压装置进行调整电压时，对系统来说（）电力系统在很小的干扰下，能独立地恢复到它初始运行状况的能力，称为（）电力系统的无功严重不足时，会使系统（）对于系统具有暂态稳定性的正确说法是（）电力系统无功容量不足必将引起电压（）（）电力系统受到较大的干扰，不是指（）电力系统受到大的干扰后，若转子受到加速，功角不断增大对功角超过（）时，（A）90°（B）120°（C）150°第5章电力系统的过电压与防雷保护图5-1表5.1IEC图5-2图5-3图5-4而两触头间恢复电压越来越高。再经0.01s，到t4时刻，恢复电压uAB可达4Uxg3Uxg，－5Uxg，7Uxg…图5-5图5-6路。图5-7中C22、C11和L1构成回路，图5-8中C′22－C′11－L1和C12－L1图5-7图5-8为了限制和降低切断空载长线路时的过电压，可使用有并联电阻的断路器（图5-9图5-10图510（b）中雷电流从架空线上的雷击点，从两个方向或通过接地电阻流入铁塔的或者大气中线间的电压而引起的闪络叫逆闪络。图5-11图5-12避雷针在被保护物高度hx，空间保护范围的保护半径rx式中：rx为避雷针hx高度的保护半径，m；hx为避雷针在被保护物高度，m图5-13图5-14当hx≥0.5h当hx＜0.5h图5-15正常运行时，避雷器通过间隙S1、S2图5-16阀型避雷器。阀型避雷器在220k及以下系统主要用于限制大气过电压，在超电阻盘串联而成。间隙与阀片电阻也是相互串联，如图516所示。阀片电阻值与流过的电流值有关，电流越大，电阻越小；反之，电流越小，电阻越大。这种电阻称为“阀性电阻，“阀型避雷器也因此而得名。阀型避雷器的工作原理如下：图5-17无电缆段进线的GIS图5-18有电缆段进线的GIS一般避雷器与被保护设备之间应留有一定的电气距离（保护范围）图5-1935～110kV图5-2035～220kV（3）35k电缆段的变电所进线保护接线。变电所的35k及以上电缆进线段，在电缆末端的金属外皮应直接接地，如图521（）所示；对于单芯电缆，应经接地器或保护间隙接地，如图521（b）所示。连接电缆段的1k架空线路应装设避雷线。图5-2135kV变压器中性点的防雷保护。变压器是变电所最重要的设备，一般在其出口装设避雷器就能有效的保护。但在电网运行中，我国60k及以下电网中的变压器中性点不直地的。这些变压器中性点的绝缘水平一般比较低（多数变压器的中性点按半绝缘设计当三相来波时，理论上中性点电位是绕组首端电位的2倍，这极易造成变压器绝缘的损表5.2从图522向土壤中扩散电流。因此，复式接地装置总的冲击电阻并不等于各个接地体冲击电阻之和，而是要大一些。但比单个的接地体小即：图5-22事故经过。1990年9月20日，系统以正常方式运行，除检修容量360W、备用容量180W 外，其余机组部分运行；16时22分220k芳顺线61号塔因雷击造成两相接地短路，顺德侧零序Ⅰ段、高频、距离保护同时动作三相跳闸，芳村侧保护未动，引起多条相邻线路跳闸。16时37分，220k棠郭线23～24号档距间相导线对下面交叉跨越的10kV馈线放电，造成相接地短路，重合不成功，两侧三相跳闸。至此，北部电网与主网解列，由于功率缺额大、频率低，引起北部电网内各电厂机组相继解列停运，北部电网负荷全停。19时24图5-23切除空载长线路产生过电压的根本原因是断路器的截流。直击雷过电压是雷电流在被击物阻抗（包括接地电阻）上的压降。三绕组变压器中压侧绕组，但其绝缘水平比低压绕组高，一般不加装避雷器。避雷器与被保护设备之间的允许电气距离随变电所的出线（）变压器投切时会产生（）使避雷针与被保护物间不发生反击的最小空间距离是（）（A）3m（B）4m（C）5m铁磁谐振过电压一般为相电压的（）（A）2～3（B）1～1.2（C）1～1.5停用空载变压器时可能产生操作过电压，其幅值可达相电压的（）（A）1～2（B）2～3（C）3～4切除空载变压器时下列产生的过电压较小的是（）角不超过（），接地电阻不超过（）。（A）20°；10Ω（B）30°；10Ω（C）20°；5Ω在切空线或切空变采取断路器并联电阻的方法限制过电压，下面不正确的说法是）般不加装避雷器。但当母线距变压器各侧之间的距离大于（）时，应加装避雷器。（A）25m（B）30m（C）35m行相电压的（）倍；在中性点不接地电网中，一般不超过（）倍。（A）2.5；3（B）3；4（C）3；5第6章电力系统的操作图6-1（1）发电机电压与系统电压在数值上相等，即发电机频率与系统频率相等，即ωG＝ωN利用自动装置实现同期并列时，自动准同期装置应完成3对于单机容量在100MW及以下的汽轮发电机经过计算后也可采用。图6-2图6-3表6.1是与电力系统的3表6.1电力系统调节的内容见表6.2。通过发电机等设备的功率来调节系统潮流，或通过变系统切换时，停电以后进行的停电切换是通过（断开）和来自其他系统（受电）其他系统之间进行（投入闭环），然后再（断开闭环）具体操作内容见表6.3。表6.2表6.3注表中图示系统为事先的状态，单元操作为（）中所写的状态。另式，对于单机容量在100MW及以下的汽轮发电机经过计算后也可采用。（）同期开关在断开是电压表和功率表与同期母线联接；切换到细调位置时，同期仪表与同期母线全部接通。（）报。并列后如表针摆过大，（）内不能消除即进行解列。（A）2～3min（B）3～4min（C）1～2min却（）后再进行。（A）10min（B）9min（C）8min细的调节发电机的频率稍（）系统频率。实现准同期操作时，发电机频率与系统频率相差不超过（）电力系统的状态分（）第7章变电所的综合自动化与无人值班图7-1变电所常规二次设备（系统）包括常规保护设备和远动设备（系统），信息传输（即通信）系统（通称通道）图7-2表7.1软件计算方法。软件计算方法并不需要任何硬件设备，其实质是数据采集系统利用交流采样得到的电流、电压值，通过软件计算出有功电能量。因为、的采集是监控系统或数据采集必须的基本量，因此利用所采集的、值计算出电能量，不需要增加专门径：在监控系统或数据采集系统中计算和用微机电能计量仪表计算。故障录波与测距。110k及以上重要输电线路距离长、发生故障影响大，必须尽采用专用的微机故障录波器，并且故障录波器应具有串行通信功能，可以与监控系统通信。h.d.g.图7-3MVR—Ⅲ开关量输入回路采集变压器分接头、电容器位置的辅助触点；以及变压器运行方式需采集的部分断路器及隔离开关的辅助触点。使用了可以先输入的开关量经制系统的抗干扰能力。前一种控制方法是将全部馈电线路分为1～8轮（也可根据用户需要设置低于8轮的）的特殊轮，然后根据系统频率情况去切除负荷。（注：第1轮的频率整定为47.5～48.5，最后一轮的频率整定为46～46.5频率差为0.5，动作时限为0.5；若采用微机低频负荷装置，则相邻两轮间的整定频率差可以减少，时限差也可以减少。特殊轮的动作频率可取47.5～48.5，动作时限可取15微机保护装置一样，方便地与保护管理机或综合自动化系统接口，适用于无人值班变电所。主变压器有载分接开关位置（当用遥测方式处理时）主变压器有载分接开关位置信号（当作遥信方式处理时）消防及保卫信号（根据各地区情况确定）调度（控制）中心SCADA变电所实行无人值班后，由电动开关（如断路器、隔离开关）操作等均由调度（控制）中心系统施加控制命令来完成，这对调度（控制）中心及运行等提出了更高的要求，其要求如下：变电所自动化系统的技术要求和指标见表7.2表7.2（监控）常规保护输出的瞬时和延时信号，应根据需要送至自动化（监控）模拟量测量误差不大于0.5%变送器（电气量和非气量）精度宜为0.5级，特殊要求可为0.2级，输入为远动信息的海明距离大于4系统年可用率不小于99.8%4图7-4对于变电所的二次设备，国际组织57技术委员会第103类：①以、为主的一次、二次设备的接口设备；②保护控制仪表设备；③所级单元（onun）设备。传统与调度中心的通信功能是所级单元设备最基本的一个功能，但所接设备功能的内涵更广、更深。I在的基础上将接口扩展为10个，对于这些设备之间的接口及其时间响应，I也相应地定义了3类，见图7。图7-5EPRI定义的接口分类1～10—图7-6图7-7分布式组态（集中组屏）分散（层）分布式。分散（层）分布式系统从逻辑上将变电所自动化划分为图7-8分散（层）实现了变电所自动化也就是实现了变电所的综合自动化。遥”（）变电所综合自动化数据采集的内容是（）对于变电所实现综合自动化，正确的说法是。（）人们把使两端信息发生一一对应的信息传递过程称作（）变电所综合自动化的监视子功能中的事件顺序记录中记录的是（）变电所综合自动化电能计量采用的各种表计是（）关于变电所综合自动化下面不正确的说法是（）实现变电所综合自动化的操作控制功能必须具备（）无人值班的变电所系统通信必须具备（）第8章变电所设备常见故障及事故处理用控制开关操作，电动合闸不成功时，对于线路断路器，不应只简单地认为是合闸失灵。因为，某些线路（35k及以下）的二次回路中，没有保护后加速动作信号。如果在合闸时，线路上有短路故障，保护后加速动作使开关跳闸无任何保护动作信号报判断。图8-1对变压器进行外部检查，包括以下5表8.1图8-2表8.2变压器并列运行的3图8-3图8-4Y，yo与Y，d11表8.3【例8-2】某两台联接组不同的变压器并列，两二次绕组电压相位相差荷60.9万kW事故拉闸18条，共25万kW负荷，低频持续6min。事故经过。1996年12月4日晚系统运行正常，220k接地现象。22时12分该站2＃主变压器10k侧板断路器限时速断动作跳闸，12＃、9＃母线母联断路器自投装置动作，自投10k11、12＃母线故障、10k12＃断线、掉牌未事故原因。综合分析这次事故直接原因系互12＃避雷器内部受潮，间隙击穿爆使控制总保险熔断致全站保护失去直流电源。又因互12＃柜灭火时使用了大量干粉灭火表8.4操作回路中端子的松动，合闸接触器（电磁机构）或合闸线圈（弹簧、液压机构图8-5表8.5表8.6表8.7处理方法包括以下几种情况，其处理过程见表8.8表8.8表8.9SF6表8.10各气体间隔内SF6额定压力事故经过：某110k变电站因检修工作完毕后，在恢复送电过程中，执行合上该断路器”后，在执行断开另一断路器时该断路器操作机构机械故障，断路器拒分，烧器的端子，使其断路器跳闸，某变110k断电。事故经过：事故发生在断路器正常使用1个月后，在2台机组正常发电，供热，某日18时50分主控室事故音响响，2号低压变（6k0.4k）闸；备用电源自投装置动作，低压备用厂变自投成功，但低压备用分支自投不成功，低压段母线失电，2号汽机辅助失电；电气运行值班人员立即手合强送低备分支断路器（15—150），合闸瞬间低备分支又过流动作跳闸，遂立即分断该断路器，低压段失电，2号汽机因真空而跳机。电气值班人员立即赶赴低压配电室，室内已烟气呛人，经检查发现2号送风机电机断路器间隔起火，随后用灭火器灭火，并拉开低压段母线各侧隔离开关，隔离故障点后，测量母线绝缘良好，立即投运2号低压电压互感器本体故障处理方法见表8.11表8.11表8.12图8-6（630、630、63）电压正常，而保护回路的交流电压（710、710、710）不正常，可能是切换继电器接点接触不良，或端子排、接线柱等有断线点或接触不良，见图7。图8-7表8.13系统发生单相间歇性弧光接地。由于此时会出现过电压（可达相电压的二次保险（或二次断路器）电流互感器常见故障见表8.14表8.14A与禁止平台金属框架之间空气击穿，造成220kV2＃母线接地，母差保护动作，220kV2＃1988年10月16日某变电所（一次接线图见图88）母联断路器起火，该所220k母差保护动作，跳开2＃母线上的所有断路器。同时，因爆炸瓷套飞击，使7＃、8＃主变压器瓷套打坏，引起差动保护动作跳三侧断路器，调相机被迫停机。图8-8故障发展到1＃母线，此时比相母差保护不能再动作，1＃母线上0和11断路器跳闸段分别动作跳闸，11断路器距离段动作跳闸，连切线的3个断路器。1104相差保护动作跳闸，又联切11、12、15事故时有振荡现象，频率由49.94上升到50.24。隔离开关操作失灵故障及处理措施，见表8.15表8.15缺少润滑，可加注机油，多转动几次，拉开隔离开关。如果抵抗力在隔离开关的接触部位、主导流部位，不许强行拉开。应倒运行方式，将故障隔离开关停电检修。并联电容器的常见故障包括6类，详见表8.16表8.16图8-9表8.17图8-10的；先停户外的，后停室内的；先停不重要的后停重要的；先停备用设备，后停运行设备；先停新投运的设备，后停已运行多年的设备。图8-11母线失压故障判断。母线失压事故的判断见表8.18表8.18对于未装失灵保护的母线，电源进线保护（一般为后备保护，如主变压器过流保护等）动作跳闸，并且跳分段（或母联）故障造成表计指示摆动，无其他任何异常情况，并伴有“直流母线接地或差动电流回路断线”、交流电压回路断线等信号报出，检查母线及连接设备上无迹象，则可能是母线保护或电源进线保护误动引起。检查步骤见图812。母线失压事故处理程序。该程序分4图8-12图8-13图8-14图8-15图8-16图8-17×中调下令断开Q所04断路器。Q所W变汇报该04断路器断开，W变失压，×中调下令2.6～10kV（3）图8-186日20时55分变运行人员在做应急柴油发电机可用性实验过程中，监护人员后背误碰001配电盘中部一拉杆式125直流信号电源开关8.10的拉杆，造成500kV系统125直流电源中断，500k断路器位置重动继电器失磁，2＃机组计算机控制系统即令汽轮机快速降负荷并转带厂用电方式，后因汽轮机真空恶化，2＃机组跳闸，甩负荷985W。导致系统频率由50.00降至49.60。致使两省间500k降至700W。图8-191000MW正常运行时，由于系统内部短路、大容量发电机跳闸（或失磁）3.系统发生振荡事故时的处理方法见表8.19表8.19500kV某双线、WY线及220kV主要联络线均投入正常运行方式，W变电所因220kV母联断路器W线一隔离开关及3＃母线电压互感器检修，3＃母线停电，4＃母线为单母运行，同时W下二回线停电检修。事故前系统有关一次接线见图8-20。图8-20W及零序方向过流Ⅰ段保护动作B相跳闸。单相重合成功，W变22断路器高频相差保护0.13动作三相跳闸（因系统稳定要求索W 变22断路器重合闸装置停用），致使两网解列，解列后另一省网频率下降至48.63，致使某220k变电所低频装置动作，全所停电，同时500kW变28高频相差保护（—11）因发讯机放大管42基极上的偏电阻4至电源的印刷电路板铜泊开焊，导致收不到对方讯号，致使W 变28断路器动，在事故发生约0.6时，W变220k下Ⅰ回线3断路器失灵保护误动作，切除220k其他出线及1＃、2＃主变断路器，造成×500kVW变220kV