电气二次识图基础.docx

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电气二次识图基础

二次识图基础：

电流、电压、信号、控制、端子箱、机构箱回路

线路二次回路分为：

1、交流电流电压回路

2、控制、信号回路

3、测控柜端子排图

4、保护柜端子排图

5、断路器端子箱端子排图

6、断路器机构箱端子排图

7、电流互感器和电压互感器的接地点

1、交流电流电压回路

对于110kV回路CT二次部分分为4个绕组，分别对应（回路编号）

1LH保护     A411B411C411N411

2LH母差A310B310C310N310

3LH测量     A431B431C431N431

4LH计量A441B441C441N441

对于双母线接线的110kV母线，每段母线配置一个PT

1YM      A630B630C630L630

2YM      A640B640C640L640

1YMj      A630jB630jC630jL630j

2YMj      A640jB640jC640jL640j

A601-->空气开关（在压变端子箱中）-->A603-->电压并列装置重动线圈节点1YQJ（电压并列屏）-->A630-->电压切换装置（附属于每一个回路的保护装置）-->A701-->保护屏背面的空气开关-->进入保护装置

2、控制、信号回路

对于110kV线路，控制、信号回路包括如下设备：

测控装置、

保护装置（含操作箱、电压切换等附属设备）、

断路器机构箱

控制回路联系图如下：

测控装置---3、33---->保护装置（操作箱）---7、37--->断路器机构箱

母差保护--------33------||||

信号回路联系图如下（硬接点连接、220V开入）：

保护装置----保护动作信号--->测控装置

断路器机构箱----辅助节点、弹簧储能、SF6压力--->测控装置

断路器端子箱----（本间隔刀闸辅助节点）--->测控装置

5、断路器端子箱端子排图

内容比较丰富！

包括：

电流互感器、本间隔闸刀辅助节点接入等

从上到下依次为：

交流、直流、信号

7、电流互感器和电压互感器的接地点

电流互感器：

接地点就在相应间隔的开关端子箱，例外主变保护三侧差动电流接地点在主变保护屏

电压互感器：

接地点在电压并列装置

不论是CT还是PT，均要求一点接地！

Tip:

1、交直流回路不能共用一根电缆

2、电流回路电缆每芯为4mm2而不是2.5mm2

3、可结合大桥变综自改造施工图去理解，一副图可以胜过千言万语！

4、电缆标识的含义：

例如4*2.5

（2）代表4芯电缆，还剩2芯未使用

5、220kV线路保护采用双重配置：

不同厂家、不同原理的保护装置，目的是为了增加可靠性，一套保护因故未动作，只要另外一套保护动作即可。

另外还可以解释为什么220kV线路上面为什么要挂两个阻波器？

因为需要两套保护。

电压并列与电压切换

电压并列

针对双母线或单母线分段接线两段母线上的电压互感器而言；

通过电压互感器的闸刀的辅助触点以及母联（分段）开关的辅助触点、母联（分段）所对应的两把闸刀的辅助触点进行控制；

在控制屏上配置专用的电压并列装置；

电压并列装置原理图如下所示：

电压切换

针对双母线上的一回出现而言；

通过两条母线上的两把闸刀的辅助触点进行控制，确保正确反应线路所在母线的电压；

电压切换装置一般作为保护装置的附件存在，例如RCS941就附带了电压切换箱

电压切换的原理图如下所示：

220kV线路保护二次回路--断路器机构

一、

LW10-252，平高集团产品，SF6绝缘、液压机构、分相操作。

液压机构的基本原理：

断路器配置有油泵，油泵工作时将油挤压工作室中的氮气，形成高压油。

合闸时，高压油推动活塞运动，使断路器合闸并形成保持；跳闸时，与合闸相反。

合闸时需要油压最高、分闸时则较小，所以，当油压降低时，应该是先闭锁合闸，油压继续降低时，再闭锁跳闸。

（描述不太精确，大概就是这么个意思）

1.分相操作：

指断路器的A、B、C三相每一相都有独立的操作回路、独立的电机、独立的辅助回路、独立的机械系统进行合闸、跳闸动作，所以220kV线路有“单相跳闸”、“单相重合闸”的说法，而110kV断路器只有一套操作回路，机械系统使三相触头同时运动。

对110kV断路器而言，一个DL的常开接点即可表示断路器处于合位，对220kV断路器而言，需要DLA、DLB、DLC三个常开接点串联才能表示断路器处于合位。

2.两个跳闸回路：

220kV断路器每一相的操作回路均配置一个合闸回路、两个跳闸回路，即合闸回路、跳闸回路1、跳闸回路2。

3.操作回路分析

图10-1-1

LW10-252的操作回路非常简单，无防跳回路、无闭锁（液压闭锁、SF6闭锁）回路，如图10-1-1所示。

我们通常都会认为电压等级越高，设备就会越复杂，实际上，LW10B-252的机构二次回路实在是简单得有点不像话了。

图中兰色字为回路编号，“7”为合闸，“37”为跳闸1，“137”为跳闸2。

为什么合闸回路接负度电源102，而跳闸回路没有？

这个问题在关于操作箱的章节中再详述。

LW10-252的闭锁回路如图10-1-2所示。

图10-1-2

从图10-1-1中可以看出，机构的操作回路中没有闭锁回路，显然，这个断路器使用的是微机操作箱的闭锁回路。

图10-1-2中是断路器机构提供的闭锁无源接点，兰色字为回路编号。

可以看出，液压机构的闭锁接点与负电源连接，SF6系统的闭锁接点与正电源连接，这个问题在关于操作箱的章节中再详述。

LW10-252的报警回路如图10-1-3所示。

图10-1-3

图10-1-3中为断路器机构的报警信号无源节点。

因为本站为常规控制方式，所以这些信号全部接入220kV线路控制屏光字、音响回路，具体在关于控制信号回路的章节中再详述。

鉴于LW10B-252的机构过于简单，我们再针对ABB公司生产的HPL245B1型断路器进行一下分析。

二、HPL245B1，北京ABB，SF6绝缘、弹簧机构、分相操作。

图10-2-1

图10-2-1所示为断路器合闸回路。

S1为操作把手，S4为“远方/就地”切换把手，K3为“防跳”继电器，BW1为弹簧储能限位开关，BG1为断路器辅助接点。

这个回路的“防跳”与LW25-126的“防跳”原理是一样的，合闸成功后若操作把手粘连，K3依靠BG1的常开接点启动，随后依靠自身接点“21-24”形成自保持，接点“11-12”断开合闸回路，禁止再次合闸从而“防跳”。

图10-2-1所示为“防跳回路备用”时的接线，“531”点是空置的，负电源接至“625”使K3被跳过；使用断路器自身防跳时，将负电源接至“531”即可。

图10-2-2

图10-2-2所示为断路器分闸1回路。

BD1为SF6密度继电器，SF6压力降低到设定值时（低于此值则影响设备安全），BD1闭合启动中间继电器K9，K9的常闭接点断开跳闸回路。

为什么合闸回路里没有这个接点呢？

因为断路器的跳闸操作，不论是断开短路电流还是断开负荷电流，由于灭弧的需要，对SF6的密度要求都远高于合闸操作，所以随着SF6的密度降低，闭锁顺序是：

报警、闭锁分闸、闭锁操作。

图10-2-3

图10-2-3所示为分闸2回路。

分闸2回路与分闸1回路的明显区别就是，分闸1回路有就地手跳接点，分闸2回路没有。

本文以220kV常规变电站220kV线路为例分析二次接线。

一次接线形式：

双母线带旁路，母联兼旁路，SF6绝缘液压机构断路器；二次设备：

常规控制屏、双套微机保护（光纤纵差+高频距离）、继电器式母线保护、继电器式失灵保护。

220kV线路与110kV线路二次接线的主要区别：

110kV断路器为三相联动式机构，合则三相同时合，分则三相同时分，配置一套操作回路（合闸、跳闸）；

220kV断路器为分相操作，配置三套独立的操作回路（合闸、跳闸1、跳闸2），使每一相触头均可独立动作，且每套操作回路包括两个跳闸回路。

110kV线路配置一套保护装置、一套操作箱（一体化设计），一般组成一面保护屏，保护出口与操作箱间接线出厂前已经完成；

220kV线路配置两套保护装置（不同原理）、一套操作箱（均为独立装置），一般组成两面保护屏（一套保护+操作箱组成一面，另一套保护组成一面）。

与操作箱组成一面屏的保护装置出口与操作箱间接线出厂前已经完成，另一套保护出口与操作箱的接线需要施工现场接线，最终形成两套保护出口并联接入操作箱的形式。

在重合闸压板投入的情况下，110kV线路保护动作跳闸后，无如外部闭锁，则自动启动重合闸；

220kV线路保护的保护出口均为两组（两套，每一套均如此），一组启动重合闸，一组不启动重合闸，操作箱中有对应的跳闸回路（跳闸1、跳闸2）。

110kV线路操作箱配置的“断路器机构异常闭锁回路”的实现原理与220kV线路操作箱中对应的功能恰恰相反。

220kV线路配置失灵保护，110kV线路一般不配置。

220kV线路保护二次接线模型

断路器：

平高产品，型号为LW10-252，SF6绝缘、液压机构、分相操作。

微机保护：

南瑞公司产品，双套配置（光纤纵差+高频距离），RCS931A（光纤纵差）+CXZ-12R1（操作箱）组成一面屏；RCS-902A（高频距离）+LFX-912（收发信机）+RCS-923A（失灵启动）组成一面屏。

常规控制屏、继电器式母线保护、继电器式失灵保护（因无原始图纸，均参照1987年版许继定型屏典设）。

TWJ，即跳闸位置继电器，它一般与合闸回路并联后接入断路器机构“弹簧已储能”接点CK前。

这样会存在一个问题：

在手合或重合闸于永久性故障跳开时，会报出“控制回路断线”信号，原因是跳闸前弹簧未储能。

若将TWJ与合闸回路分开，接入CK后，上述现象消失，但绿灯无法监视合闸回路。

我和你的看法是比较一致的，这个问题最初我也没有注意到，是最近一个站用的大连LG的开关柜，采用了将TWJ接在CK后的接法，安装调试时别人告诉我的。

十分缺乏现场经验啊

问题的核心在于：

“控制回路断线”从原始意义上反应的应该是“控制回路电源消失”，由于在弹簧储能结束前（弹簧储能故障）跳闸造成的TWJ、HWJ均不动作而报出此信号，应该属于误报信号，能否为运行规程允许？

但是这种接法实现了对合闸回路完整性的监视，这一点似乎更重要。

CK其实是35kV断路器弹簧储能继电器常用的名字，LW25-126中使用的是88M的常闭接点。

可见第三章中的介绍，这是我的一个失误。

有一点值得注意的是，35kV断路器用的是CK的常开接点，LW25-126用的是88M的常闭接点，原因在于CK是由弹簧已储能的限位开关启动的，88M是由弹簧未储能的限位开关启动的。

想到一些断路器操作回路的识图要点，在这里补记一下。

从工程的角度讲，四大家（南瑞许继南自四方）中任何一家的操作箱都不会存在原则性的设计缺陷，所以内部的回路接线我们暂时放在一边，看一看操作箱与断路器的连接线，也就是我们的控制电缆需要接线的地方。

任何一个微机操作箱，我们都可以用“4个点”、“6个点”、“8个点”、“9个点”这五种方法来分析透彻，以完成接线，并搞清楚回路走向。

4个点：

101（正电源，空开下端）、102（负电源，空开下端）、107（操作箱合闸回路出口端）、137（操作箱跳闸回路出口端）；

6个点：

在4个点的基础上，增加103（手动合闸输入端）、133（手动跳闸输入端）；

8个点：

在6个点的基础上，增加106（红灯）、136（绿灯）；

9个点：

在8个点的基础上，增加R133（外部保护跳闸输入端）。

图L-2-1（点击看大图） 

以RCS-943A的操作回路为例。

图L-2-1中，用红色粗体字标出了这7个点的位置，这7个点也就是操作回路与外部的所有联系点（闭锁回路除外）。

关于这个操作箱的分析，请参照《第三章断路器的控制--LFP-941A的操作箱》，在此不再赘述。

10kV真空断路器、35kV真空（SF6）断路器本体不带手动操作按钮，只需接入107、137、102。

如图L-2-2所示。

图L-2-2

在操作箱发出“合闸”指令以后，，对断路器机构而言，107这个点就起到正电源的作用，它通过HQ与负电源构成回路，使HQ动作合闸。

跳闸回路类似。

紫色框内为断路器机构，兰色线为控制电缆，兰色线与紫色框的交叉点就是二次接线的点。

110kV六氟化硫本体带手动操作按钮，需要接入101、107、137、102。

如图L-2-3所示。

图L-2-3（点击看大图）

在“远方合闸”时，动作原理与10kV断路器的是类似的。

“就地合闸”时，通过11-52C将正电源接入合闸回路，所以需要将正电源101接入断路器机构。

主变10kV进线柜、35kV进线柜，柜体带手动操作按钮，保护装置安装在主变保护屏上，需要接入101、103、133、107、137、102。

L-2-4所示。

图L-2-4-1（点击看大图）

图L-2-4-2（点击看大图）

如图L-2-4-1所示，主变10kV进线开关柜主要包括两个部分：

断路器机构本体、安装在开关柜面板上的附件（操作把手、指示灯灯）。

如图L-2-4-2所示，201、203、233接入操作箱，形成了操作把手SK与主变保护屏上操作把手QK并联的关系，使得SK的操作也经过操作箱的操作回路，然后再通过207、237输出到10kV开关柜断路器机构。

微机测控屏与微机操作箱配合，需要接入101、103、133、106、136。

如图L-2-5所示。

图L-2-5（点击看大图）

常规控制屏与微机操作箱配合，需要接入101、103、133、106、136、102。

外部保护动作出口跳闸时，需要接入101、R133。

如图L-2-6所示。

图L-2-6（点击看大图）

微机测控屏与常规控制屏的接线类似。

红、绿指示灯通过控制电缆在106、136两个点与操作箱的HWJ（合位继）、TWJ（跳位继）的常开接点构成回路。

如图L-2-6所示，当图示操作箱用于内桥断路器时，主变保护屏提供的“主变差动保护跳内桥断路器”接点，通过101、R133两个点与操作箱连接，形成1TJ4与内桥保护跳闸接点TJ并联的关

备自投装置二次接线（补记）

一、概述

在内桥接线的110kV变电站GIS设备中，经常把电压互感器安装在进线断路器之前靠近线路侧，如图6-4-1所示。

这种接线造成变电站的电压并列回路与备自投回路接线与一般变电站不同，我把它叫做“电压互感器安装在线路侧的内桥变电站的电压并列及备自投动作分析”

图L-3-1（点击看大图）

图L-3-1中，右侧（2间隔）为1＃进线，PT21为1＃电压互感器；左侧（4间隔）为2＃进线，PT41为2＃电压互感器，CB21为1＃进线断路器111，CB41为2＃进线断路器112，CB31内桥断路器110。

PT21与PT41安装在线路上，而不是象图L-3-2那样安装在母线上。

图L-3-2（点击看大图）

二、PT重动

在《第二章电流互感器和电压互感器

（二）》，我们已经谈过电压互感器的重动回路，在此再罗嗦几句。

在图L-3-2中，当电压互感器隔离开关G1投入时，电压互感器的电压来源就是该段母线，电压互感器的二次线圈电压经过重动回路（G1的常开接点启动的中间继电器的常开接点）进入测控装置或保护装置。

电压互感器反映的是它所连接的母线的电压。

在图L-3-1中，没有对应于图L-3-2中G1位置的开关电器，电压互感器直接连在了线路上，完全等同于一个线路TYD。

在CB21、DS21、DS22都闭合时，1＃线路带Ⅰ段母线，此时，PT21也通过CB21连接在Ⅰ段母线上，即PT21的电压与Ⅰ段母线电压是一致的。

所以，可以认为CB21、DS21、DS22串联形成的回路等价于图L-3-2中的G1.

三、电压并列

电压并列装置选用RCS-9663D（南瑞继保产品，两段母线重动、并列），针对图L-3-1，其启动回路如图L-3-3所示，接点回路如图L-3-4所示。

图L-3-3（点击看大图）

简明起见，图L-3-3省略了遥控启动回路（全图可参照邮箱里的附件）。

在原始定义的“PT隔离开关位置”重动输入点上，用的是CB21、DS21、DS22的常开接点串联。

图L-3-4（点击看大图）

简明起见，图L-3-4省略了计量及开口三角的重动、并列接点回路（与保护电压接点回路类似，全图可参照邮箱里的附件）。

主变保护、综合测控使用的110kV母线电压均从小母线取得（图中红色部分），这个电压可以认为是母线电压。

四、内桥接线的备自投

内桥接线有两种备自投方式：

进线备投、桥备投，选用模型为RCS-9652（南瑞继保产品，四种备投方式）。

4.1进线备自投

以图L-3-1所示主接线为例，进线备投运行方式如图L-3-5-1所示（省略了隔离开关；开关红色表示合闸状态、绿色表示分闸状态）。

右侧为1＃进线，左侧为2＃进线。

图L-3-5-1（点击看大图）

图L-3-5-1所示为进线备投方式：

CB21合位、CB31合位，CB41分位；CB21带1＃主变，通过CB31带2＃主变。

2＃线路带电备用，CB41处于分位。

动作逻辑：

①1＃线路故障失电后，检测M1失压，M2失压，1＃线路失压、断流，备自投起动，跳开CB21，合CB41。

②1＃主变差动保护（或高后备）动作，CB21跳闸、CB31跳闸，导致M1失压，M2失压，备自投启动，合CB41，使CB41带2＃主变运行，使变电站不致全站失压，即1＃主变保护动作不闭锁进线备自投。

4.2桥备自投

以图L-3-1所示主接线为例，进线备投运行方式如图L-3-5-2所示（省略了隔离开关；开关红色表示合闸状态、绿色表示分闸状态）。

右侧为1＃进线，左侧为2＃进线。

图L-3-5-2（点击看大图）

图L-3-5-2所示为桥备投方式：

CB21合位、CB41合位，CB31分位；CB21带1＃主变，CB41带2＃主变。

动作逻辑：

①1＃线路故障失电后，检测M1失压，M2有压，备自投起动，跳开CB21，合CB31，带2＃主变。

②若主变故障（或10kV系统故障，111拒动），主变1＃主变差动保护（或高后备）动作，CB21跳闸，导致M1失压，M2有压。

若备自投启动，合CB31，则CB31合于故障点，保护动作跳开CB31。

即1＃主变保护动作闭锁桥备自投。

五、电压接线出现的问题

备自投装置需要检测4个电压量：

Ⅰ段母线电压、Ⅱ段母线电压、1＃线路电压、2＃线路电压；2个电流量：

1＃线路电流、2＃线路电流。

根据图L-3-4所示，Ⅰ段母线电压取A630、B630、C630，Ⅱ段母线电压取A640、B640、C640；由于电压互感器的安装方式与线路TYD相同，所以取一相电压作为线路电压，即线路1＃线路电压取A630、N600，2＃线路电压取A640、N600。

如图L-3-6所示。

备自投装置需要检测的开关量：

断路器跳位、KKJ位置、闭锁信号。

如图L-3-7所示。

图L-3-6（点击看大图）

图L-3-7（点击看大图）

引入线路电流的目的在于：

防止PT断线时，备自投误认为线路失压，只有电压、电流都无时才认为失去工作电源。

KKJ是断路器操作箱中的继电器的接点，代表的是“手动操作”，将KKJ的常开接点引入，作为“手动跳闸闭锁备自投”的启动回路。

按照以上接线完成后，调试发现备自投装置拒动。

原因分析如下：

以图L-3-5-1所示备自投方式为例，虽然M2电压接在A640、B640、C640上，但是由于CB41处于分位，CB31处于合位，所以实际上M2的电压是通过电压并列接点YQJ传过来的M1的电压A630、B630、C630。

RCS-9652的充电逻辑为：

M1有压、M2有压、2＃线路有压、CB21合位、CB31合位、CB41分位。

RCS-9652的动作逻辑：

若1＃线路失压后，PT1同时失压，备自投检测M1失压、M2失压、1＃线路无流、2＃线路有压，装置动作跳开CB21，合CB41。

但是，由于2＃线路电压取的是A640、N600（实际是A630、N600），在1＃线路失压后，所谓的“2＃线路电压”也会同时失压，备自投拒动。

改动：

为了让“线路电压”真实的反映线路电压，取“重动”前电压A602、N600作为线路电压输入。

1.综述

备用电源自动投入装置，用于在电力系统发生故障导致变电站失去工作电源时，将备用电源投入使变电站设备继续运行，简称备自投装置。

备自投装置接线简单、可靠性高，对电力系统的运行可靠性有很大的帮助，得到了广泛应用。

备自投装置的主要使用方式：

1.进线备投

2.分段（桥）备投

3.主变备投

备自投装置的主要使用原则：

1.备自投装置在合上备用电源断路器前，必须确保原工作电源断路器已经断开，以避免将备用电源系统连接至故障点。

事实上，备自投装置动作后会首先向原工作电源断路器发出跳闸命令，在采集到该断路器的“份位”信号后继续以后的动作。

在某些故障情况下，原工作电源断路器可能被继电保护装置跳开，此时应根据实际情况判断是否闭锁备自投装置。

值班人员手动操作跳开工作电源断路器时，备自投装置亦不应该动作将备用电源投入。

2.备自投装置只允许动作一次。

在备自投装置将备用电源断路器合上以后，如果继电保护装置动作出口将此断路器跳闸，则备自投装置不应将此断路器再次合闸，因为此种情况说明很有可能存在永久性故障。

3.备自投装置判断失去工作电源的判据应该是母线无电压且工作电源线路无电流，因为母线电压互感器二次回路的故障也可能导致测控系统认为母线已经失压，如果此时备自投装置动作，则会打乱正常的运行方式。

备自投装置的主要型号：

1.CSB-21A（四方公司产品，多方式切换的备自投装置）

2.WBT-821（许继公司产品，分段备投，带过流保护）

3.RCS-9652（南瑞继保公司产品，多方式切换的备自投装置，带过流保护）

本章选用CSB-21A型备自投装置作为模型。

2.CSB-21A

2.1功能概述

CSB-21A型数字式备用电源自动投入装置采用可编程逻辑的设计思想，可以实现多种运行方式的灵活设置，适用于110kV及以下电压等级。

2.2输入与输出

2.2.1输入量

无论备自投方式如何，其需要采集的模拟量及开关量不外以下几种：

①Ⅰ段母线电压（线电压或相电压）

②线路Ⅰ电压（线电压或相电压）

③Ⅱ段母线电压（线电压或相电压）

④线路Ⅱ电压（线电压或相电压）

⑤线路Ⅰ电流

⑥线路Ⅱ电流

⑦进线Ⅰ断路器DL1的位置

⑧进线Ⅱ断路器DL2的位置

⑨分段（桥）断路器DL3的位置

⑩闭锁信号

输入量的采集回路如图6-1-1、图6-1-2所示。

图6-1-1（点击看大图）

图6-1-2（点击看大图）

图6-1-1中为模拟量的采集，左侧为电流回路，右侧为电压回路。

电流回路中，取线路电流互感器的一相输入，作为判断电源线路失压的根据；电压回路中，取母线的线电压和线路电压互感器输入，作为判断电源失压且备用电源有压的根据。

图6-1-2为数字量的采集，绿色部分为各断路器的位置信号，红色部分为闭锁备自投的信号。

红色虚线框内接点代表各断路器的“手跳”信号，仅为闭锁备自投的各种信号的示意，还包括某些继电保护装置的动作等条件，这些接点并联接入闭锁回路。

2.2.2输出量

备自投装置的输出量用于实现对断路器的控制，包括：

①对进线Ⅰ断路器DL1的跳/合闸操作

②对进线Ⅱ断路器DL2的跳/合闸操作

③对分段（桥）断路器DL3的跳/合闸操作

如图6-2所示。

图