电网主设备技术概况技改检修定额辅助材料.docx

电网主设备技术概况技改检修定额辅助材料.docx

《电网主设备技术概况技改检修定额辅助材料.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电网主设备技术概况技改检修定额辅助材料.docx（35页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

电网主设备技术概况技改检修定额辅助材料

电网主设备技术概况

（技改检修定额辅助材料）

前言：

为了维持电网的正常运行，电网设备需要进行检修（大修）。

过去，规定作“定期检修（包括预试）”。

随着市场技经的发展和技术的进步，现在大都过渡为“状态检修（在线监测）”。

按照计划经济时代的概念，“大修”定义为恢复设备原来的能力（健康水平），所花的费用不作固定资产增值。

根据生产需要，提高某些设备的能力，是技术改造，也叫技术改进，简称技改。

技改提高了设备生产力，可能使设备固定资产增值。

过去，基建有严格的定额，大修技改只是参照执行。

然而，生产和基建终究不同。

根据电网的规范化管理的要求，检修也需按定额进行。

为配合已制定的检修技改定额的推行，省公司生产技术部编制本辅助课程，介绍定额管理所涉及的主要电网设备的技术概况，供技经人员参考。

本课程基本内容：

●广东电网主设备的主要类别及运行特点；

●

设备运行中较经常遇到需要检修的异常或故障；

●设备主要检修的技术内容；

●设备典型技改的技术大概。

1.变压器类设备

变压器类设备包括电力变压器、电流互感器、电压互感器和电抗器。

1.1.变压器的类别

1.1.1从线卷结构来分

●双卷变压器（两线卷变压器）。

就是说绕着铁芯，只有高、低压两个线卷。

例如配

变压器只有10kV和0.4kV两个线卷；城区经常用的110kV/11kV双卷变。

●三卷变压器（三线卷变压器）。

就是说绕着铁芯，有高、中、低压3个线卷。

例如

常见的220kV/121kV/11kV的地区220kV变电站所用的变压器。

有35kV电网的

地区的110kV/38.5kV/11kV变压器，以及500kV变电站的500kV/242kV/34.5kV变压器。

（解释：

为什么次级电压不是10kV、35kV、110kV和220kV？

）

1.1.2.从“器身”结构来分

首先声明，变压器行业所指的“器身”是线圈、铁芯和它们的绝缘结构的总成，并不像定额那样包括油箱。

●芯式变压器（见图1）。

线圈包铁芯。

●壳式变压器（见图2、3）。

铁芯包线圈。

1.1.3.从相数来分

●单相变压器（见图3）。

●三相变压器（见图2）。

广东电网用的三菱电工500kV变压器是单相壳式“适型（formfit）”变压器。

内部绝缘子十分紧凑。

其它厂家也是单相壳式，但不是“适型”结构。

1.1.4.从冷却方式来分（共4类）

（表1）

No.

冷却方式

符号

描述

1

全自然冷却

ONAN

无油泵、无风扇。

2

自然油循环，强逼风冷

ONAF

无油泵、有风扇（停风扇负荷减少20～40%）

3

强逼油循环，强逼风冷

OFAF

有油泵、有风扇（停泵停扇负荷减少50～60%）

4

导向油循环，强逼风冷

ODAF

有油泵、有风扇（停泵只能运行20～30分钟）

1.1.5.从用途来分（共4类）（表2）

No.

类别

描述

1

降压变

广东电网所有降压变电站的变压器。

中、低压侧电压比额定高5～10%。

2

升压变

发电厂用。

三线卷的,低压线卷置于中间!

高压侧电压比额定高5～10%。

3

分裂变压器

次级有两个同样的绕组（只用于有些发电厂作厂用变）。

4

换流变

直流送电的换流站用。

1.1.6.从油箱形式来分（共4类）

（表3）

No.

类别

描述

1

平顶上盖式（图4）

≤35kV小型变压器

2

钟罩式（图5）

≥110kV变压器

1.1.7.配变的主要类型（≤35kV）

（表4）

绝缘方式

铁芯结构

油浸

罗栓安装

常规叠片式

易于检修，容量没限制。

卷铁芯式

几乎不可检修。

小容量有优势。

容量只宜≤1600kVA

渐开线平面接触式。

（实际使用不多）

全密封

干式

环氧树脂浇注

包封式（不适合潮湿灰尘环境）

1.2.油浸电力变压器的主要附件

1.2.1.储油柜（油枕）及吸潮呼吸器

1.2.1.1.用途：

提供变压器油热涨冷縮空间。

1.2.1.2密封类别：

为了隔绝变压器油和空气接触，储油柜装有橡皮隔膜或胶囊。

但近代变压器几乎都用胶囊密封。

随着变压器油温变化，胶囊膨胀或缩小呼吸空气。

呼吸通过吸潮呼吸器进行，保持胶囊里面绝对干燥，以防止万一胶囊穿孔使水份进入变压器油（见图6，图7）。

1.2.2.调压开关（抽头开关）

1.2.2.1.无激磁调压开关（俗称‘无载开关’）

无激磁调压开关只容许变压器完全不带电状态下操作。

变压器带电就一定‘激磁’，也绝对不容许操作！

所以无载开关’是不准确的叫法。

1.2.2.2.有载调压开关（OLTC，Onloadtapchanger）

有载有载调压开关由‘选择开关’和‘切换开关’两部分组成。

操作时，先动作‘选择开关’，升或降一级抽头。

选定了，‘切换开关’临时通过电阻将前后两个抽头（几匝线圈）‘短路’，马上断开旧抽头，并将电阻短路，于是就移到新抽头供电（过程见图8）。

‘选择开关’和变压器器身共处同一大油箱，泡在变压器的‘干净’绝缘油中。

‘切换开关’有切换油腔，和变压器油箱动密封（因为有传动轴穿入主油箱带动‘选择开关’）隔离。

‘切换开关’每调压切换一次都会建弧灭弧。

所以切换油腔的油相当于油开关的油，比较肮脏，操作一定次数（或运行时间），切换油腔要换油。

‘选择开关’操作一定次数（上万次！

或运行很长时间），需要检查清理触头。

切换油腔也有自己的储油柜（油枕），也有自己的吸潮呼吸器，也装瓦斯继电器（见下1.2.3.）。

当万一‘切换开关’无法灭弧时，瓦斯继电器动作，跳主变各侧开关，以免切换油腔爆炸。

装设了有载调压开关‘在线净油器’的变压器，基本不需要更新切换油腔的油，只需定期更新或再生‘在线净油器’的吸附剂。

有载调压开关配备整套操作机构，可以就地（人工或电动）操作，在控制室可以遥控及显示档位。

当变电站装设两台主变并列运行时，可以配备几台变压器联动调节的自动控制装置。

有载调压开关控制装置有和‘无功自动化’系统的接口，实现抽头与补偿电容器投切联动。

1.2.3.瓦斯继电器（Buchholzrelay）

瓦斯继电器安装在主油箱到油枕的油管（见图6）。

当变压器内部发生短路，绝缘油产生瓦斯浪涌冲击，接通瓦斯继电器内的保护接点，跳主变各侧开关，避免扩大事故。

对变压器内部故障，它比差动保护灵敏。

瓦斯继电器是变压器的主保护。

瓦斯继电器带有更灵敏的动作机构，专门动作于内部小问题，如局部过热或潜油泵进气产生的气体。

叫做‘轻瓦斯’。

‘轻瓦斯’动作只告警，不跳开关。

1.2.4.压力释放阀（又称压力释放继电器）

安装在变压器主油箱顶部。

当变压器油箱内部油压升高到整定值时，阀门打开，放出高压油；同时接通保护接点，跳主变各侧开关（有时只设为告警，不出口跳开关）。

1.2.5.套管

套管是变压器重要而又比较脆弱的部件。

变压器套管有两大类，即架空导线接引的普通套管，及接GIS母管的‘油气套管’。

后者在广东电网只用于500kVGIS配电的变电站（如江门变电站）。

1.2.5.1.普通套管（以下简称‘套管’）

35kV及以下的套管，是瓷质绝缘套管，但导电杆泡在主变绝缘油中，以散热和加强绝缘。

110kV及以上的套管多半是‘油纸电容式套管’。

柠黄

大红

柠黄

柠黄

大红

淡黄

淡棕

淡棕

1.2.5.2.油气套管

用于充油变压器和GIS连接。

上部为SF6绝缘，下部为油绝缘，下部结构和油纸电容式套管下截相似（见p.8图7a）。

1.2.6.温度计

通常有上层油温温度计。

有些变压器，如500kV变压器一般带有“线圈温度计”。

线圈处于高电位，是无法安装温度探头的。

古老的办法是用绝缘物容器内装有机气体，将气体用绝缘导管引出气体压力，因为气体压力和温度成正比，用压力计测线圈温度。

第一期香港联网的中电132kV变压器就是这样测线圈温度的。

500kV变压器用模拟法侧线圈温度。

用高压套管CT的电流（正比于高压线圈电流），通过发热丝，去加热一个特殊小容器的油，测小油箱的油温，模拟油中高压线圈的运行温度。

少数变压器装有铁芯温度计。

1.2.7.散热器

上世纪80年代以前用的是油管散热器，开始是圆管，后来进步到扁管。

80年代以后多半用波纹板的片状散热器。

1.2.8.各种阀门。

1.2.8.1.主排油阀和排油阀。

置于油箱底部，用作事故排油。

但实际上发生事故几乎未用它来排过油，而是用作循环滤油的进出口。

1.2.8.2.碟阀

连接在油箱和每一组散热器之间的阀门，和连接油枕与油箱之间的阀门。

在更换某组散热器时，临时将它和油箱隔离。

在拆除变压器的套管或其它顶部部件时，临时将油枕的油隔离；在恢复时，开放油枕的油去充满顶部空间。

1.2.8.3.排气阀

在油箱顶部，散热器顶部可能滞留气体部位，都设有排气阀。

2.互感器（CT、PT）

互感器包括电流互感器（CT）和电压互感器（PT或VT），在技术上属于‘变压器类’设备。

因为它们都有线圈和铁芯，都是靠工频交变电磁感应原理工作的。

2.1.电流互感器（CT，CurrentTransformer）

CT的工作原理可以看作为运行在‘短路状态’的变压器。

因为它是‘恒流源’的次级可以短路，它的外电路电流恒定为5A或1A，负荷用阻抗多少欧姆来计算（只有几个欧姆，如果太大就会产生高压危险！

）。

即使带仪表、继保设备工作时，外负荷的阻抗很低，近于短路状态。

但运行中决不容许开路。

因为它的次级匝数比初级多得多，相当于一台高变比的升压变压器。

开路会产生很高的电压，危害设备及人身安全。

2.1.1.高压电流互感器分类

2.1.1.1.户外正立式CT（国产多用的结构，为油浸绝缘，见图10c）。

铁芯及次低压级线圈置于下部油箱，高压电流引线从顶部，穿过瓷套管引下再回去。

2.1.1.2.户外倒置式CT（进口的结构，油浸绝缘和SF6绝缘都有，见图10d）。

铁芯、高压初级电流引线及次低压级线圈都置上部油箱，次级穿过瓷套管引下出线。

2.1.1.3.穿心式CT（SF6绝缘）。

低压次级线圈绕在环形铁芯，套在GIS母管上。

母管内导电杆作为初级。

2.1.2.高压电流互感器额定电压和变比

额定电压从10kV、35kV、…一直到500kV。

高压CT次级额定电流有5A和1A两种。

国产的计量、继保设备多用5A，变比就是600/5、1200/5、…6000/5等。

进口和近代国产的二次设备用1A，变比就是600/1、1200/1、…6000/1。

高压一次电流

2.2.电压互感器（PT，PotentialTransformer）

可以视为运行在‘开路状态’的变压器，PT和变压器是‘恒压源’。

它的次级不可以短路。

带仪表、继保设备工作时，外负荷的阻抗很高，电流很小，近于开路状态。

但运行中决不容许短路，短路会烧毁PT。

2.2.1.高压电压互感器分类

2.2.1.1.正常电磁式PT其实就是一台容量很小的变压器。

2.2.1.2.电容式电压互感器（CVT）

CVT由高压电容C1和分压电容C2组成的‘电容分压器’，及像普通电磁式PT的抽取装置构成。

高压电容C1承受很高的电压，实际上它由几个高压电容器串联而成。

电压高的PT，多用CVT。

它的结构和工作原理和载波的高压电容抽取（以前叫YDR）几乎一样。

因此，CVT除了作为电压源之外，还可作载波的信号通道。

YDR也可作为PT使用。

差别只是CVT容量大一些。

2.2.2.高压电压互感器变比（和容量）

PT（包括CVT）的次级电压有100V和110V。

国产的二次设备是100V。

进口二次设备多为110V。

＞10kV的PT都是按相电压制造的。

所以变比是：

；

；

…

PT既然是一台小型变压器，它的容量就以VA来计算。

2.3.互感器的常见故障和现场检修

无论PT或CT，常见病是受潮，表现为介损超标。

而CT要求比较严格，油纸电容套管一样，当即使测出的介损完全及格（110kV的≤1%；220kV的≤0.8%），如果发现增长＞0.3%，就要停运处理。

常见病还有局放超标，表现为油色谱分析特征气体超‘注意值’。

受潮，有时在现场用油处理可能恢复。

后者则要进车间解体处理。

3.电抗器（包括阻波器，补偿装置）

电抗器按电气连接方式分为并联电抗器（并抗）和串联电抗器（串抗）两大类。

3.1.串联电抗器（串抗）

电力用的串抗主要用于限制短路电流，叫限流电抗器。

但广东电网用得不多。

3.1.1.分裂电抗器

分裂电抗器是特殊的限流电抗器。

它由两个完全对称但绕向相反的限流线圈组成。

两个线圈（两臂）分别串接10kV两段母线（图11）。

在正常运行时，两臂的负荷电流大致相等，两个线圈的磁通反向抵消，电抗几乎为零。

这样，压降很小，也不怎么消耗容性无功。

一当某一侧有馈线或母线短路，短路的磁通大大地超过另一侧的正常磁通，就产生限流的电抗，限制短路电流。

1974年已经在江门北街220kV变电站使用。

现在广东厂家生产很多，主要供应外省。

广东限流喜欢用高阻抗变压器。

这种变压器造价高，抗短路能力差。

分裂电抗器多为空心干式。

近年来也有带铁芯油浸或环氧树脂密封浇注带铁芯的。

3.1.2.阻波器

阻波器是特殊用途的串抗，用它来阻隔载波信号的高频电流，对工频电流阻抗并不大（一般工频压降不到1kV）。

3.1.3.电容器组的串抗

用于削减电容器充电的浪涌电流和消除谐波。

多为铁芯油浸电抗器。

3.2.

并联电抗器（并抗）

3.2.1.空心干式并抗

用于500kV变电站作无功调节，额定电压为35kV。

3.2.2.带铁芯油浸高压电抗器（高抗）

并于500kV变电站的长500kV线路进线，用来抑制500kV空长线路的法兰第（Ferrantieffect）电压升，和空长线操作过电压。

3.2.3.带铁芯电抗器和变压器的差别

带铁芯电抗器，特别是高抗，外表很像油浸电力变压器。

差别

是，电抗器没有次级线圈；电抗器铁芯磁路带间隙，不闭合，以防止铁芯磁饱和，电抗变化。

3.3.电容器和‘静止无功补偿器（SVC）’

3.3.1.并联补偿电容器

电网用的最多的是并联补偿电容器，用来为电网提供容性无功，改善电压。

这种电容器的故障是内部极间击穿。

表现为外保险丝熔断。

处理办法就是更换。

3.3.2.‘静止补偿器（SVC，StaticVarCompensator）’

SVC通常由3部分组成：

TSR（Thyristorswitchingreactor）晶闸管投切电抗器；

BSC（Breakerswitchingcapacitor）开关投切电容器；

FC（Fixedcapacitor）固定电容器。

SVC按系统状态指令，用晶闸管（双向可控硅）无级地控制的电抗器的电流和用开关投切电容器，快速、准确地补偿系统无功。

它的意义已经超出一般的无功补偿，可以“无缝地”调节系统电压。

在系统受到扰动（如短路事故、冲击负荷…）时，保持系统稳定。

早期江门变电站的瑞士ABB进口的SVC非常昂贵，故障频繁，修理多，运行少，成为运行的一大累赘。

现在，广东厂家已能批量生产，性能稳定，在国内普遍使用（广钢220kV变电站，电气化铁道等）。

SVC常见的故障主要有控制电子回路的功能紊乱，大容量晶闸管击穿，脱离子冷却水问题等。

处理办法一般是更换电路板，更新晶闸管，更新离子交换树脂等。

3.4.电抗器的常见故障和处理

3.4.1.高抗常见故障

高抗的常见毛病和充油变压器，互感器一样。

是进水受潮和局放超标。

处理也和变压器电抗器相似。

3.4.2.空心干式并抗常见故障

空心干式并抗经常发生表面包封绝缘层的雨水电蚀痕损坏。

处理是重涂绝缘层和加防雨盖。

3.4.3.所有电抗器都容易发生漏磁局部发热问题。

对于高抗，严重的要返厂处理。

空心电抗器漏磁，会造成地基铁件发热。

要重新处理地基的铁件（包括地脚螺栓）。

3.5.串联补偿电容器（串补）

长线路装串联补偿电容器，主要是为了缩短线路的‘电气距离’。

南网的500kV文山―大新线设有蚬山串补站。

在上世纪70年代的220kV茂江线用过串联补偿（阳江双捷串补站），已经退出运行，广东电网已没有串补的线路。

4.变电站配电装置

这里的‘配电装置’是指变电站各回路之间切换操作的设备，包括各种电压级的开关，刀闸、母线及穿墙套管等。

比通常说的≤10kV配电网的‘配电’含义更广泛。

4.1.高压开关

历史上曾用过的高压开关的种类很多，如多油开关、空气开关等。

这里只提及目前还在使用的开关。

4.1.1.少油开关

在上世纪，广东电网≤220kV的变电站还较普遍地使用少油开关。

开关中的绝缘油，起着绝缘、冷却触头和灭弧作用。

它最大缺点是开断6～7次事故之后，就要更换灭弧室的油。

运行检修的工作量很大。

所以，近年已经渐渐退出历史舞台。

可能在一些代管县变电站还有使用。

常见故障是高压绝缘操作杆受潮、液压操作机构动密封泄漏等。

4.1.2.真空开关

真空开关主要用于≤10kV配电。

由于‘真空’，真空也是‘电介质（可以传递电场）’，但不是‘导电介质’，理论上，开断电流不会产生电弧。

真空开关常见的故障是‘真空泡’真空度下降，处理就是更换。

操作机构的毛病多半是触头压力不足，其它如导电回路的毛病，如回路接触电阻大，接头发热等，和其它开关相同。

4.1.3.SF6开关（独立的开关）

SF6开关用SF6气体作为绝缘、冷却和灭弧介质。

从6kV到500kV开关都有。

是目前电网使用最普遍的开关。

SF6开关通常的故障是SF6气体含水量超标。

处理办法是换气。

如果含水是由于密封不良引起就要更新密封（为什么SF6气体压强比外面大几倍，水还能进去？

）。

如果是内部吸附剂失效，要更新吸附剂。

现代的≥110kVSF6开关的操作机构多半用‘弹簧储能+液压传动’，工作比较耐久，检修量较少。

旧式的操作机构用‘高压空气储能+液压传动’。

由于长时间储能气体处于高压状态，密封老化就会泄气。

处理是解体更新密封件（如江门变电站第一期的GIS）。

4.1.4.气体绝缘变电站（GIS，GasInsulatedSubstation）

GIS是将配电装置需要高压绝缘的部件，开关、刀闸、PT、CT、避雷器、接地刀、母线及出线支路…等，都包封在SF6气体中。

由于的绝缘强度比空气高得多，所有整套配电装置的体积大大缩小。

由于设备全包封，不会受潮氧化和尘污，运行比传统的敞开配电设备更安全耐久。

GIS配电装置的常见缺陷是SF6气体含水量超标，处理办法同独立SF6开关。

有时GIS母管有异物，造成局放不及格（广州天河220kV曾清出大量铝屑），就要解体清除。

除此之外，开关、刀闸和接地刀的也会出现机械故障，需要排除。

4.1.5.复合式气体绝缘开关装置（H-GIS，GasInsulatedSwitchgear）

上述GIS装置的缺点是扩建间隔比较麻烦而且昂贵。

麻烦在于GIS母线的延伸。

增加间隔必须延伸母管，原有设备需要停运。

如果扩建采用另外厂家的产品，配合也很麻烦。

所以复合式气体绝缘开关装置H-GIS就应运而生。

所谓复合，就是母线还是用敞开式（空气绝缘，多半在户外），而整套间隔设备则包封在SF6气体组成整体。

母线端和出线端用瓷套管引出，可以接常规的母线和出线。

示意（图14）是最简单的一个间隔的H-GIS。

H-GIS的常见故障和处理和GIS大致相同。

但瓷套管多为油纸电容式，和变压器套管一样，也会发生受潮，介损、局放超标等问题。

处理办法和变压器油纸电容式套管相同。

4.2.避雷器（包括放电间隙）

4.2.1.用途

4.2.1.1电力系统的过电压

所谓过电压就是设备在运行、操作中遇到或产生超过正常运行电压，甚至超过设备承受能力的高电压。

电力系统的过电压有两大类：

‘内过电压’和‘外过电压’。

其中，‘外过电压’就是雷电过电压。

雷电只能遇到，一般不能产生。

‘内过电压’是系统自己的运作产生的，原因和类别有6、7种之多。

其中比较重要的是‘操作过电压’。

例如切合空载线路，切合电容器等等，都会产生几倍额定电压的过电压。

4.2.1.2.避雷器（包括放电间隙）

就是用来抑制（不是防止！

）各种过电压，保护设备的。

4.2.2.避雷器工作原理

避雷器的特性有类于‘非线性电阻’，就是在运行电压下，电阻很高，几近绝缘，只有很微量的泄漏电流（mA级）。

施加的电压达到某个阈值时，电阻突然下降，将形成过电压的电荷泄放，也就是抑制了过电压，保护了设备（图15）。

4.2.3.避雷器种类

过去，常用所谓‘丸阀式避雷器’，里面非线性电阻材料是碳化硅。

后来加上吹弧线圈，造成所谓‘磁吹避雷器’。

现代的非线性电阻材料都用氧化锌ZnO，又称MOA（MetalOxiideArrestor），即金属氧化物避雷器。

MOA有两种，一种是带间隙的，两一种是不带间隙的。

带间隙的MOA用于线路，即所谓杆上避雷器。

不带间隙的用于变电站，它经过一个mA电流表接地，随时监测避雷器的泄漏电流。

4.2.4.避雷器常见故障和处理

避雷器泄漏电流（全电流）含有大量的容性无功分量。

当避雷器全电流的超过一定值时，就要进一步测量其中的‘有功电流’。

如果‘有功电流’超标，表示避雷器芯片受潮，就要更换下来处理。

4.3.母线及绝缘子（非GIS）

4.3.1.母线

10kV及以下的母线都用铝排。

户外的用支柱绝缘子安装在所谓‘母线桥’上，引进高压室。

≥35kV的户外母线有软母线和硬母线两种。

软母线用输电线路的导线（一般为钢芯铝绞线LGJ）作母线及引下线。

母线用耐张绝缘子串挂在构架上。

硬母线用厚壁铝管作母线，用支柱绝缘子固定支撑。

引下线则和软母线一样，用输电线路的导线。

有时由于硬母线的支撑点距离刚好令铝管发生谐振。

为抑制谐振，可以在管内穿一根导线作为‘阻尼’。

4.3.2.绝缘子

软母线的耐张绝缘子串用的是输电线路一样的悬式绝缘子串。

过去多用瓷质悬式绝缘子。

但瓷质悬式绝缘子会劣化，需要定期检测，十分麻烦，对于变电站，几乎无法执行。

后来改用玻璃悬式绝缘子。

也会劣化，但劣化会自爆而不掉串，不用检测。

也有用整根合成绝缘子作耐张（如沙C电厂的500kV升压站）。

4.3.3.变电站母线的常见故障和处理

无论用瓷质悬式绝缘子串或玻璃悬式绝缘子，都会遇到更换劣化绝缘子的问题。

除此，母线的运行比较简单可靠。

极少数情况会遇到引下线接头发热，或者过长（过高）的引下线摆动，造成接头金具机械性损坏，要更换接头金具。

4.4.站用电和直流系统（黑起动）

4.4.1.站用电是变电站设备运行和行政生活用电的电源。

站用变压器一般为10kV或35kV（500kV变电站）的配电变压器。

为了方便维护，运行可靠，现代站用变多采用环氧树脂浇注的干式变压器。

站用电是变电站的保安电源，往往除了本站主变电源之外，还从外配网引入辅助电源。

4.4.2.直流系统

4.4.2.1.用途

直流电源是变电站的保护、操作、事故照明和‘黑起动’的电源。

所谓‘黑起动’就是当变电站外部电源全部消失，变成‘孤岛’时，还能维持一切操作、控制和通信的活动（当然，变电站不能恢复向外供电）。

4.4.2.2直流系统的组成和运行

直流系统包括充电装置和蓄电池组。

稍为重要的变电站（包括110kV变电站）直流系统都需要双重配置。

现代的充电装置，包括蓄电池组，已经是智能化的成套设备。

对每个组成的蓄