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《泵站运行工技能竞赛》
第一章 供电负荷分级及要求
1．1 负荷分级
电力负荷应根据对供电可靠性的要求及中断供电在政治、经济上所造成损失或影响的程度进行分级，并应符合下列规定： 一、符合下列情况之一时，应为一级负荷： 1、中断供电将造成人身伤亡时。
2、中断供电将在政治、经济上造成重大损失时。例如：重大设备损坏、连续生产过程被打乱需要长时间才能恢复等。
3、中断供电将影响重要用电单位的正常工作。例如：重要通信枢纽、经常用于国际活动的大量人员集中的公共场所等用电单位中的重要电力负荷。
在一级负荷中，当中断供电将造成人员伤亡或重大设备损坏或发生中毒、爆炸和火灾等情况的负荷，以及特别重要场所的不允许中断供电的负荷，应视为特别重要的负荷。 二、符合下列情况之一时，应为二级负荷：
1、中断供电将在政治、经济上造成较大损失时。例如：主要设备损坏、连续生产过程被打乱需较长时间才能恢复等。
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2、中断供电将影响较重要用电单位的正常工作。例如：通信枢纽等用电单位中的重要电力负荷，以及中断供电将造成较多人员集中的重要的公共场所秩序混乱。
三、不属于一级和二级负荷者应为三级负荷。
1．2 供电要求
1．2．1一级负荷的供电电源应符合下列规定：
一级负荷应由双重电源供电；当一个电源发生故障时，另一个电源不应同时受到损坏。
一级负荷中特别重要的负荷，除应由双重电源供电外，尚应增设应急电源，并严禁将其它负荷接入应急供电系统。
下列电源可作为应急电源：独立于正常电源的发电机组、供电网络中独立于正常电源的专用的馈电线路、蓄电池、干电池。 1．2．2二级负荷的供电系统，宜由两回线路供电。在负荷较小或地区供电条件困难时，二级负荷可由一回6kV及以上专用的架空线路供电。当采用电缆线路时，应采用两根电缆组成的线路供电，其每根电缆应能承受100%的二级负荷。
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第二章 电气主接线
2．1 概述
电气主接线是指泵站中的一次设备按照设计要求连接起来，表示汇集和分配电能的电路，也可称为主电路。电气主接线由电动机、变压器、断路器、互感器等电气设备以及它们之间的连接导体所组成，它反映泵站的电能从接受到分配的过程。
电气主接线中的设备用标准的图形符号和文字符号表示的电路图称为电气主接线图。
电气主接线是泵站电气部分的主体，它与电力系统、电气设备的选择和布置、继电保护等都有密切的关系，它的型式将影响泵站配电装置的布置、供电的可靠性、运行灵活性。因此，泵站的电气主接线应根据供电系统要求以及泵站的规模、运行方式、重要性等因素合理确定。主接线应简单可靠、操作检修方便、节约投资。当泵站分期建设时，主接线尚应考虑便于过渡。
2．2 电气主接线的基本形式
2．2．1电源侧接线
电源侧一般采用单母线不分段接线。对于双回路供电的泵站，也有采用单母线分段或其他接线形式。 2．2．1．1单母线不分段接线
母线也称为汇流排，起着汇集和分配电能的作用。每一条进出线
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回路都组成一个接线单元，每个接线单元都与母线相连，电源回路将电能送至母线，引出线从母线得到电能。单母线是指只采用一组母线的接线。
根据断路器和隔离开关用途的不同，在运行中的操作顺序也不同。接通电路时，先合上断路器两侧的隔离开关（先合母线侧隔离开关，然后合线路侧隔离开关），再合断路器；切断电路时，先断开断路器，再断开两侧的隔离开关（先断开线路侧隔离开关，然后断开母线侧隔离开关）。为了防止误操作，在断路器和隔离开关之间，必须装有防误操作的电气或机械闭锁装置。
单母线不分段接线简单、清晰，设备少，操作方便，投资少，便于扩建，但可靠性和灵活性较差。单母线不分段接线适用于用户对供电连续性要求不高的二、三级负荷用户。 2．2．1．2单母线分段接线
为提高供电可靠性,可将母线分段。 单母线分段接线的特点是：
（1） 当母线发生故障时，仅故障母线段停止工作，另一段母线仍可
以继续工作。
（2） 两段母线可以看作是两个独立的电源，提高了供电的可靠性。 （3） 当一段母线发生故障或检修时，必须断开接在该段母线上的所
有支路，使之停止工作。
（4） 任一支路的断路器检修时，该支路必须停止工作。
单母线分段接线与单母线接线相比提高了供电可靠性和灵活性。
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用隔离开关、负荷开关分段的单母线接线，适用于由双回路供电的、允许短时停电的具有二级负荷的用户。用断路器分段的单母线接线，可靠性提高，一般可以对一级负荷供电。 2．2．1．3“站变合一”的供电管理方式
对于泵站的专用变电所，一般采用“站变合一”的供电管理方式。它是指将专用变电所的开关设备、保护控制设备等与泵站的同类设备统一进行选择和布置。这种供电管理方式能节省电气设备和土建投资，并且可以相对减少运行管理人员。 2．2．2电动机电压侧接线
电动机电压母线一般采用单母线接线，对于多机组、大容量和重要泵站也有采用常用单母线分段接线。
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第三章 泵站主要电气设备
3．1 同步电动机
同步电动机是属于交流电机，定子绕组与异步电动机相同。它的转子旋转速度与定子绕组所产生的旋转磁场的速度是一样的。
同步电动机工作在过励状态，从电网吸取容性无功功率，可就地向其它感性负载提供感性无功功率，从而提高功率因数。因此，同步电动机的功率因数一般均设计为1-0.8(超前)。 3．1．1同步电动机的起动
同步电动机不能自起动，必须借助其他方法起动。同步电动机的起动方法有辅助电机法，变频起动法和异步起动法等。应用最广的是采用异步起动法。 3．1．1．1异步起动法
采用异步起动法时，转子上需加设鼠笼式起动绕组，起动时，先把励磁绕组通过一个电阻短接，该电阻的阻值约为励磁绕组本身电阻的10倍左右。异步起动时，同步电动机的励磁绕组既不能开路，也不能直接短路。如果励磁绕组开路，由于起动时定子旋转磁场与转子的相对速度很大，励磁绕组的匝数又较多，将在励磁绕组中感应出很高的电压，可能击穿绕组的绝缘，造成人身及设备的损害。另外，励磁绕组也不能直接短路，否则励磁绕组电流很大，将产生一个较大的
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附加转矩，可能使同步电动机的转速无法上升到接近额定转速。因此，同步电动机起动时，必须在励磁绕组中串入附加电阻。
定子绕组接通电源，靠起动绕组所产生的异步转矩起动，待转速上升至接近同步转速时(约95%n0)，将励磁绕组换接到励磁电源上，使转子建立励磁磁场，此时气隙磁场与励磁磁场的转速十分接近，依靠两个磁场相互作用产生的转矩，能将电动机转子牵入同步，以同步转速稳定运行。
同步电动机异步起动时，为减小起动电流，也可采用降压起动方法。
3．2 异步电动机
异步电动机的额定转速和其同步转速之间有一个滑差，这个滑差是必需的，它使转子绕组或铜条在定子旋转磁场的作用下产生感应电动势和电流，从而和定子旋转磁场相互作用使转子发生旋转，故也称为感应电动机。
3．2．1异步电动机的起动
异步电动机从接通电源开始，转速由零增加到额定转速或对应负载下的稳定转速的过程称为起动过程。为使电动机能够尽快达到额定转速，要求具有足够大的起动转矩，起动电流较小。
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起动时，电动机转子电流达到最大值，一般为额定电流的5-8倍。根据磁动势平衡关系，定子电流随转子电流作相应的变化，一般为额定电流的4-7倍。
异步电动机起动的主要问题是起动电流很大，但起动转矩不大。 3．2．1．1鼠笼式电动机的起动 （1）直接起动
将额定电压直接加在电动机的定子绕组上，使电动机起动。 这种起动方法的缺点是起动电流大，起动转矩不大；优点是起动设备简单，起动迅速。
异步电动机能否采用直接起动由电网容量、起动的频繁程度、电网允许的干扰程度、电动机的容量、型式等决定。 （2）降压起动
利用起动设备将加在电动机定子绕组上的电源电压降低，起动结束后再恢复到额定电压运行。
降压起动以降低起动电流为目的，但同时电动机的起动转矩也大大减小。
①定子回路串电抗（电阻）降压起动
电动机起动时在定子回路串入适当的电抗器或变阻器，待电动机的转速升高后，切除电抗器或变阻器，电动机在全电压下正常运行。
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②星形-三角形换接降压起动
适用于正常运行时定子绕组为三角形接法的电动机。起动时将绕组改接成星形，待电机转速上升到接近额定转速时再改成三角形。 采用星形-三角形换接降压起动，其起动电流及起动转矩均减少到直接起动时的1/3。 ③自耦变压器降压起动
起动时，电源电压经过自耦变压器降压后加在电动机定子绕组上，限制了起动电流，待待电机转速上升到接近额定转速时，切除自耦变压器，电动机在全电压下正常运行。 3．2．1．2绕线式电动机的起动
鼠笼式电动机直接起动电流大，起动转矩不大；利用降压起动的方法虽减小了起动电流，但起动转矩也随起动电压成倍减小，因此只适用于空载和轻载的负荷。对于重载起动的负荷，广泛采用起动性能较好的绕线式电动机。
绕线式电动机与鼠笼式电动机最大的区别是转子绕组为三相对称绕组。转子回路串入可调电阻或频敏变阻器，可以减小起动电流，同时增大起动转矩。 ①转子回路串入电阻起动
起动过程中为了获得较大的加速转矩，缩短起动时间，并使起动
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过程平滑，应在转子回路串入多级对称电阻，随着转速的升高，逐步切除起动电阻。
如果绕线式电动机不接起动电阻，而采用全压起动，由电动机机械特性可知，起动转矩很小，有可能导致电动机起动困难，甚至无法起动。
绕线式电动机转子回路串入电阻起动，可以减小起动电流，同时增大起动转矩，选择适当的电阻值可使起动转矩达到最大值，因此可以允许电动机在重载下起动。 ②转子回路串入频敏变阻器起动
频敏变阻器是根据涡流的原理工作，铁芯涡流损耗与频率的平方成正比。
当绕线式电动机刚起动时，铁芯中涡流损耗及对应的等效电阻最大，相当于转子回路串入了一个较大的起动电阻，起到了减小起动电流、增大起动转矩的作用。起动后，随着转速上升，频敏变阻器的涡流损耗减小，反应铁芯损耗的等效电阻也随着减小，起到转子回路自动切除电阻的作用。
绕线式电动机在轻载起动时，一般采用频敏变阻器起动，重载时一般采用串变阻器起动。 3．2．2异步电动机的运行方式
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3．2．2．1电动机的运行方式
电动机的运行方式一般分为：正常运行方式（常指额定运行方式）、异常运行方式和事故运行方式。 ① 正常运行方式 1）正常运行方式
电动机的各项运行参数均在允许的范围内，温度、温升、振动等均不超过允许值，可以长期、连续地运行。 2）额定运行方式
电动机的各项运行参数均为额定值，温度、温升、振动等均不超过允许值，是正常运行方式的一种特例。 3）空载运行方式
指电动机不带负载的运行方式，也是正常运行方式的一种特例。 ② 异常运行方式
电动机在运行中，某一项或若干项参数超过允许值。
异常运行会缩短电动机的使用寿命。大多数情况下，异常运行如 果得不到及时的处理会转化成事故。 ③事故运行方式
电动机在运行中，某一项或若干项参数超过允许值的程度已达到足以使电动机发生损坏的情况。电动机的事故主要分为短路、断线、
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绝缘击穿等电气事故和各种机械故障。 3．2．2．2电动机的绝缘电阻允许值
为了防止电动机因绝缘下降而发生相间或相对地故障，电动机在投入运行前应测量绝缘电阻。
交付运行的电动机的绝缘电阻要求使：
1） 额定电压为380V的电动机的绝缘电阻不小于0.5MΩ(用500V 摇表)。
2） 额定电压大于等于3kV的电动机的绝缘电阻每千伏不小于1M Ω(用1000V摇表)。
3） 绝缘电阻低于允许值，电动机不允许投入运行。 3．2．2．3电动机对频率、电压的要求
电动机正常运行对频率、电压的变化范围有一定的要求,超出了要求的范围,就会进入异常运行状态,甚至会发生事故。
电源电压的要求：-5%-+10%的额定电压范围内。
电源频率的要求：频率的偏离在±0.5Hz额定频率的范围内。 相间电压不平衡性要求：不平衡度不超过5%。
相间电流不平衡性要求：当其它各项参数满足要求时，相间电流的不平衡度不超过10%，且任何一相的电流值不超过额定值。 ①电源电压降低对电动机运行的影响
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若电动机的负载不变，电压降低，使电磁力矩下降，引起电动机的转速下降，转子感应电动势增加，转子电流增加，从而使定子电流增加，对电动机的正常运行不利。 ②电源电压上升对电动机运行的影响
若电动机的负载不变，电压升高，使电磁力矩上升，引起电动机的转速上升，转子感应电动势减小，转子电流减小，从而使定子电流减小，但另一方面，由于电动机定子铁损与电压的平方成正比，电源电压升高会使电动机定子铁损增加，引起铁芯的温度上升。 ③频率变化对电动机运行的影响
若电动机的外加电压不变，频率与电动机铁芯的磁通成反比。频率的下降会导致电动机每极的磁通增加，从而使得产生磁通的激磁电流增加，引起无功电流的增加，使得电动机的功率因数降低，增加定子电流，电动机温度升高。
④三相电压、电流不平衡电动机运行的影响
三相电压不平衡主要是由于电源电压不对称引起，三相电流不平衡则主要是由于负载不对称引起。
无论是三相电压不平衡还是三相电流不平衡，均会导致电动机磁通的不对称，引起电动机的局部发热，电动机的振动增加，严重时可能会损坏电动机。
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3．2．2．4电动机的允许温度、温升
电动机在运行中总是存在铜损（电流流过电阻的损耗）和铁损（铁芯损耗，由磁通引起），它们均会转化为热量引起电动机温度的升高。电动机的绝缘材料在高温的作用下会加速老化，引起绝缘的降低。
电动机在运行中既不能使温度超过允许值，也不能使温升超过允许值。
电动机各部位的允许温度、温升如下：
表一 P≥5000kW
电动机 部位 A级绝缘 E级绝缘 B级绝缘 F级绝缘 H级绝缘 温度 温 升 温度 温 升 温 度 温 升 温 度 温 升 温 度 温 升 定子绕组 105 65 125 85 145 105 170 130 转子绕组 100 60 115 75 120 80 145 105 165 125 定子铁芯 100 60
120 80 145 105 165 125 内容为网络收集 仅供参考
表二 200kW＜P＜5000kW
电动机 部位 A级绝缘 E级绝缘 B级绝缘 F级绝缘 H级绝缘 温度 温 升 温度 温 升 温 度 温 升 温 度 温 升 温 度 温 升 定子绕组 100 60 115 75 120 80 145 105 165 125 转子绕组 100 60 115 75 120 80 145 105 165 125 定子铁芯 100 60 115 75 120 80 145 105 165 125 3．2．3大功率异步电动机的软起动 软起动可以分为有级和无级两类，前者的调节是分档的；后者的调节是连续的。有级的的软起动，如Ｙ／△变换软起动、自耦变压器软起动等。无级调节主要有三种：以电解液液阻限流的软起动、以晶闸管为限流器件的晶闸管软起动、以磁饱和电抗器为限流元件的磁控软起动。
变频器也是一种软起动装置，而且是比较理想的一种，它可以在限流的同时保持高的起动转矩。目前使用变频器一般都是着眼于调速，常常不把它归类于软起动装置。
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3．2．3．1液阻软起动
液阻是一种由电解液形成的电阻，它导电的本质是离子导电。其阻值正比于二块电极板的距离，反比于电解液的电导率，极板距离和电导率都便于控制，且液阻的热容量大。液阻的这两大特点（阻值可以无级控制和热容量大），恰恰是软起动所需要的。但液阻软起动也有如下缺点：
１）基于液阻限流，液阻箱容积大，且一次起动后电解液通常会有10℃～30℃的温升，使软起动的重复性差；
２）移动极板需要一套伺服机构，移动速度较慢，难以实现起动方式的多样化；
３）液阻软起动装置液箱中的水，需要定期补充。电极板长期浸泡于电解液中，表面会有一定的锈蚀，需要作表面处理；
液阻软起动装置可以串在绕线式电动机转子回路中以实现重载软起动，在软起动过程中不产生高次谐波。 3．2．3．2晶闸管软起动
目前在低压范围内，晶闸管软起动产品的主要性能大大优于液阻软起动。与液阻软起动相比，它的体积小，结构紧凑，几乎免维护，功能齐全，启动重复性好，保护周全，这些都是液阻软起动无法达到的。但是，晶闸管软起动也有如下缺点：
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１）高压产品的价格较液阻高出很多； ２）晶闸管引起的高次谐波较严重。 3．2．3．3磁控软起动
磁控软起动是从电抗器软起动衍生出来的。将三相电抗器串在电源和电动机定子之间实现降压是两者的共同点。磁控软起动不同于电控器软起动的主要点是其电抗值可控。总体说来，启动开始时电抗器的电抗值较大，在软起动过程中，通过反馈调节使电抗值逐渐减小，及至软起动完成后被旁路短接。
电抗值的变化是通过控制直流励磁电流，改变铁芯的饱和度实现的，故称磁控软起动。
电抗值的调节是静止的，无接触的，非机械式的。所以，在工作原理上磁控软起动与晶闸管软起动是完全相同的。
磁饱和电抗器具有一定的惯性，这使得磁控软起动的快速性比晶闸管软起动慢一个数量级，而对于电动机系统的大惯性来说，磁控软起动的惯性是不足为虑的。
磁饱和电抗器产生的高次谐波比工作于斩波状态的晶闸管要小一些。磁控软起动装置需要有相对功率较大的辅助电源，噪声较大则是其不足之处。
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3．2．3．4变频器
变频器可以设定为软启动工作方式，并在大功率电机的起停控制中得到广泛的应用。
3．3 电力变压器
3．3．1变压器的允许运行方式 3．3．1．1温度与温升的允许运行方式 （1） 允许温度
运行中的变压器由于铜损耗和铁损耗的原因，温度必然会升高。铁损耗基本不变，铜损耗与电流的平方成正比变化。随着长时间温度的作用，变压器绝缘材料的原有绝缘性能会降低，温度越高，绝缘老化越快。通过试验得知，当变压器绝缘材料的工作超过允许的长期工作最高温度时，每升高8℃，其使用寿命减少一半。这是变压器运行的8℃原则（干式变压器为10℃原则）。
油浸式变压器的最高温度到最低温度的秩序依此为：绕组-铁芯-上层油温-下层油温。变压器绕组热点温度的额定值（长期工作的允许最高温度）为正常的寿命温度，变压器绕组热点温度的最高允许值（非长期的）为安全温度。
油浸式变压器的绝缘材料一般为A级，其最高的耐热温度为105℃，也就是说油浸式变压器绕组的最高允许温度为105℃。由于绕组的平均温度约比油温高10℃，因此油浸式变压器上层油温最高
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允许温度为95℃，考虑到油温对油的劣化作用，故上层油温的允许值一般不超过85℃。 （2） 允许温升
允许温度是反映变压器绝缘材料耐受温度破坏的能力，允许温升是反映变压器绝缘材料承受对应热的允许空间。绝缘材料一旦确定，其承受热的空间温度就不允许超过对应的允许值。
变压器温度与周围环境温度的差值叫温升，温升的极限值叫允许温升。因此A级绝缘的油浸式变压器，周围环境温度为+40℃，上层油的允许温升不超过55K。
变压器在运行中，不仅要监视上层油温，同时要监视上层油的温升。这是由于变压器内部介质的传热能力与周围环境温度的变化不是成正比的，当周围环境温度下降很多时，变压器外壳的散热能力大大增加，而变压器内部的散热能力却提高很少。当变压器在环境温度很低的情况下带大负荷或超负荷运行时,由于外壳散热能力的提高,尽管上层油温尚未超过允许值,但是上层油的温升已经超过允许值,这样的运行也是不允许的。
变压器在任何环境条件下运行，其温度、温升都不能超过允许值。 3．3．1．2变压器的允许过负荷
在正常的冷却条件下，变压器负载的变化，是导致变压器温度波动的根本原因。过负荷电流或短路电流是导致变压器温度突变从而影响寿命的根本原因。
根据对变压器的影响及时间的关系，变压器的负载可分为正常
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周期性负载、长期急救周期性负载和短期急救性负载三种。 （1）正常周期性负载：变压器在额定条件下或在周期性负载下运行，一段时间环境温度较高或超过额定电流，可以由其它时间内环境温度较低或低于额定电流，在热老化方面等效补偿。变压器可以在正常周期性负载下正常运行。
（2）长期急救周期性负载：要求变压器长时间在环境温度较高或超过额定电流的情况下运行。这种运行方式将导致变压器的加速老化，在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式，必须要采用的话，应尽量缩短超额定电流运行的时间、超额定电流的倍数。当变压器存在较严重的缺陷或绝缘有弱点时，一般不应超额定电流运行。
（3）短期急救性负载：要求变压器短时间大幅度超额定电流运行。这种运行方式可能导致变压器绕组热点温度达到危险的程度，应尽量压缩负载、减少运行的时间，一般不超过0.5h。 3．3．1．3变压器运行的允许电压
由于系统运行方式的改变、负载的变动及发生事故等，电压总会有一定的波动，变压器一次绕组的电压也会有一定的波动。当电压低于变压器分接头电压时，对变压器本身并无损害，但会变压器的容量不能得到充分利用。当电压高于变压器分接头电压较多时，会对变压器的运行产生不利的影响，使铁芯损耗增加，变压器所消耗的无功功率增加，从而使变压器的实际出力降低。
按照变压器的运行规范，变压器的运行电压一般不应高于运行分
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接额定电压的105%，对于特殊的使用情况，允许在不超过110%的额定电压下运行，此时允许的电流值应遵守相关的规定。
3．4 无功补偿装置
3．4．1无功功率
供、配电系统中的电气设备，大多是根据电磁感应原理工作的。变压器是通过电磁场改变电压，并将电能由原边绕组传送到副边绕组；电动机也是通过磁场才能传动。磁场所具有的能量由电源提供，但是变压器和电动机在能量转换过程中所建立的交变磁场，在一个周期内，如果设备在线路上吸收（上半周）和释放回线路上（下半周）的功率相等，它们只是与电源之间进行能量的互换，在设备上并未消耗真正的能量，这种没有被设备消耗的功率称为感性无功功率，这类设备称为电感性负荷。同样，在一个周期内，如果设备释放回线路上（上半周）和在线路上吸收（下半周）的功率相等，这种功率称为容性无功功率，这类设备称为容性负荷。 3．4．2无功补偿方式
对于电力系统而言，在高压侧或低压侧均可进行补偿。但是，如果在低压侧进行补偿，既可减少变压器、输电线路等的损耗，又可提高变压器、输电线路的利用率及提高负载端的端电压，所以补偿电容器的安装越靠近负载端，对用户而言越可获取较大的经济效益。
理论上而言，无功补偿最好的方式是在哪里需要的无功，就在哪里补偿，整个系统将没有无功电流的流动。但在实际电网当中这是不
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可能做到的。因为无论是变压器、输电线路还是各种负载，均会需要无功。所以实际电网当中就补偿装置的安装位置而言有如下几种补偿方式：①变电所集中补偿；②配电线路分散补偿；③负荷侧集中补偿； ④用户负荷的就地补偿。
对于低压配网无功补偿，通常采用负荷侧集中补偿方式，即在低压系统(如变压器的低压侧)利用自动功率因数调整装置，随着负荷的变化，自动地投入或切除电容器的部分或全部容量。
按照电压质量和无功电力管理的相关规范要求，无功补偿的原则是分散补偿、就地平衡。补偿的方式为高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主。110kV及以下电压等级主变压器二次侧功率因数应为0.90及以上；100千伏安及以上容量的变压器二次侧功率因数应为0.90及以上（10kV配电变压器容量在100千伏安及以上，必须进行无功补偿）。
3．4．3无功补偿设备的现状
传统的无功补偿设备有并联电容器、调相机和同步发电机等。但是并联电容器阻抗固定不能动态的跟踪负荷无功功率的变化；而调相机和同步发电机等补偿设备又属于旋转设备，其损耗、噪声都很大，还不适用于太大或太小的无功补偿。所以这些设备已经越来越不适应 电力系统发展的需要。
20世纪70年代以来，随着研究的进一步加深出现了一种静止无功补偿技术。所谓静止无功补偿是指用不同的静止开关投切电容器或电抗器，使其具有吸收和发出无功电流的能力，用于提高系统的功率
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因数，稳定系统电压，抑制系统振荡等功能。目前这种静止开关主要分为两种，即断路器和电力电子开关。由于用断路器作为接触器，其开关速度较慢，不可能快速跟踪负载无功功率的变化，而且投切电容器时常会引起较为严重的冲击涌流和操作过电压，这样不但易造成接触点烧焊，而且使补偿电容器内部击穿，所受的应力大，维修量大。 目前所指的静止无功补偿装置一般专指使用晶闸管的无功补偿设备，主要有以下三大类型，一类是具有饱和电抗器的静止无功补偿装置；第二类是晶闸管控制电抗器、晶闸管投切电容器，这两种装置统称为SVC；第三类是采用自换相变流技术的静止无功补偿装置——高级静止无功发生器ASVG，它是通过将自换相桥式电路直接并联到电网上或者通过电抗器并联到电网上。ASVG根据直流侧采用电容和电感两种不同的储能元件，可以分为电压型和电流型两种，无论是电压型，还是电流型的ASVG其动态补偿的机理是相同的。当逆变器脉宽恒定时，调节逆变器输出电压及系统电压之间的夹角δ，就可以调节无功功率及逆变器直流侧电容电压UC，同时调节夹角δ和逆变器脉宽，既可以保持UC恒定的情况下，发出或吸收所需的无功功率［7］。 ASVG在系统电压很低的情况下，仍能输出额定无功电流，而SVC补偿的无功电流随系统电压的降低而降低。正是由于这些优点，ASVG在改善系统电压质量，提高稳定性方面具有SVC无法比拟的优点，这也显示出ASVG是今后静止无功补偿技术发展的方向。
3．5 高压断路器
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3．5．1高压断路器的用途
高压断路器是泵站的重要电气设备，是一次设备中控制和保护的关键电器。在正常和故障情况下，断路器用于接通和开断电路。当回路发生短路故障时，依靠继电保护装置启动断路器迅速切断短路电流，隔离故障点，以保证其它设备正常工作。 3．5．2对高压断路器的基本要求
（1） 工作可靠。能在规定的运行条件下长期可靠地工作，并能在正
常和故障情况下准确无误地完成关合和开断电路的指令。 （2） 具有足够的开断能力。断路器的开断能力是指能够安全切断最
大短路电流的能力，它主要决定于断路器的灭弧能力。 （3） 动作快速。在电路发生故障时，快速地切除故障电路，缩短故
障时间，减轻对设备的损害。
（4） 结构简单，经济合理。在满足安全、可靠的同时，还应考虑到
经济性。
3．5．3断路器操动机构的分类
（1） 手动型操动机构是指靠人力合闸、靠弹簧力分闸的操动机构。 （2） 电磁型操动机构是指直接依靠电磁力来合闸的操动机构。 （3） 液压型操动机构是指用高压油推动活塞实现合闸与分闸的操
动机构。
（4） 气压型操动机构是指以压缩空气推动活塞实现合闸与分闸的
操动机构。
（5） 弹簧型操动机构是以小功率电动机将弹簧拉伸储能实现合闸
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与分闸的操动机构。 3．5．4高压断路器的分类
根据安装地点的不同，断路器有户内式和户外式两种。根据灭弧介质的不同，有油断路器、真空断路器、六氟化硫断路器等。 （1） 油断路器。指采用变压器油作为灭弧介质的断路器。分为少 油断路器和多油断路器。多油断路器的油除了作为灭弧介质和触头开断后的绝缘，还作为带电部分对地的绝缘。少油断路器的油只作为灭弧介质和触头开断后的绝缘，而带电部分对地的绝缘采用瓷件或其它介质。
（2） 真空断路器。指采用真空的高绝缘强度来灭弧的断路器。特 点是触头开距小，动作快；燃弧时间短，触头烧损影响小；体积小，重量轻；维修工作量小；防火防爆；操作和运行时噪音小；适用于频繁操作，特别适合于开断容性负载电流。
但真空断路器开断小电感电流时，有可能产生较高的过电压，
需采取降低过电压的措施。真空断路器产生操作过电压的根本原因是电流截断和开断高频电流。真空断路器开断小电感电流时，因真空电弧的截流现象，电流可能在电流过零点前被切断，由此产生截流过电压。切断变压器的励磁电流及电机的空载电流时容易发生危险的截流过电压。
常用阻容(R－C)串联回路、金属氧化物避雷器等防止或降低真空断路器产生的过电压。
（3） SF6断路器。指利用具有优异的灭弧性能和绝缘性能的SF6
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气体作为灭弧介质和绝缘介质的断路器。特点是灭弧能力强，绝缘强度高，开断电流大，燃弧时间短；开断容性电流时可以无重燃或复燃，开断感性电流时可以无截流，过电压低，电气寿命长，检修周期长，适合于频繁操作。
35kV以上电压等级优先选用SF6断路器，35kV及以下宜选用真 空断路器或SF6断路器。 3．5．5操作原则
3．5．5．1断路器允许断开、合上额定电流以内的负荷电流及切断额定遮断容量以内的故障电流。
3．5．5．2在进行操作的过程中，如遇断路器跳闸，则应暂停操作。
3．6 隔离开关
3．6．1隔离开关一般作为隔离电器之用，它的重要用途是造成明显的空气绝缘间隙，使带电部分与不带电部分有明显的断开点，以便在检修设备和线路停电时，断开电路。 3．6．2操作原则
3．6．2．1禁止用隔离开关拉合带负荷设备或带负荷线路。 3．6．2．2允许使用隔离开关进行下列操作： （1） 拉合无故障的电压互感器及避雷器。
（2） 在系统无故障时，拉合变压器中性点接地开关。
（3） 拉、合励磁电流不超过2A的空载变压器和电容电流不超过5A
的无负荷线路。
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3．6．2．3电压互感器停电操作时，先断开二次空气开关（熔断器），后拉开一次隔离开关。送电操作顺序相反。 3．6．2．4操作中发生带负荷拉、合隔离开关时：
⑴即使发生错合，甚至在合闸时产生电弧，也不准将隔离闸刀再拉开； ⑵如果发生错拉隔离开关，则不允许再合上；
3．7 母线、电缆
3．7．1母线
3．7．1．1母线的用途
母线是汇集和分配电流的裸导体，在正常的运行中，通过的功率大，在发生短路故障时承受很大的热效应和电动力效应。
母线有软、硬之分。软母线一般采用钢芯铝绞线，由于在拉紧时存在适当的弛度，工作时会产生横向摆动，因此软母线的线间距离要大，常用于屋外配电装置。硬母线采用矩形、槽形或管形截面的导体，多数只作横向约束，而沿纵向可以伸缩，硬母线的相间距离小，广泛用于屋内、外配电装置。
母线的材料有铜、铝和钢。铜的电阻率低，机械强度高，防腐性能好，便于接触连接，是优良的导电材料。铝的比重只有铜的30%，导电率约为铜的62%。钢母线价廉，机械强度好，焊接简便，但电阻率为铜的7倍，且集肤效应严重，若常载工作电流则损耗太大，常用于电压互感器、避雷器回路引接和接地网的连接线。 3．7．2电缆
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3．7．2．1电力电缆的用途
电缆结构紧凑，占用空间远比母线小，走向和布置灵活方便，在无外界严重损伤和破坏的条件下运行可靠性高。电缆的导体散热条件不如裸母线好，大电流大截面时的金属材料利用率较低，故载流量有限。
3．7．2．2电力电缆的一般结构
各种电力电缆在基本结构上，均由导电芯线、绝缘层、密封护套和保护层等主要部分组成。
（1） 导电芯线。有铜芯线和铝芯线。
（2） 绝缘层。绝缘层的材料有橡皮绝缘、聚氯乙烯绝缘、聚乙烯绝
缘和交联聚乙烯绝缘等。
（3） 密封护套。作用是保护绝缘层，材料一般有铅、铝或塑料等。
具有密封护套是电缆区别于绝缘电线的标志。
（4） 保护层。作用是保护密封护套，并使电缆具有必要的机械强度。
保护层的主体钢带铠装。 3．7．2．3电力电缆的类型
（1） 按电压高低有高压电缆和低压电缆（1000V及以下） （2） 按使用环境有空气中敷设电缆、直埋电缆与水下电缆等。 （3） 按芯数有单芯、双芯、三芯、四芯、五芯等。 （4） 按密封护套有铅包、铝包、塑料包或橡套电缆。
（5） 按保护层有裸钢带、钢丝铠装电缆和带麻被层的钢带、钢丝铠
装电缆等。
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（6） 按绝缘材料有橡皮绝缘、塑料绝缘。
3．8 互感器
互感器的作用是：
（1） 将一次回路的高电压和大电流变为二次回路标准的低电压和
小电流，使测量仪表和保护装置标准化、小型化、结构轻巧，便于在屏内安装。
（2） 使二次设备与高电压部分隔离。且互感器二次侧均接地，从而
保证了二次设备和人身的安全。 3．8．1电流互感器 3．8．1．1工作特点
广泛使用的是电磁式电流互感器，它的工作原理和变压器相似， 是按电磁感应的原理工作的。
与普通变压器相比，电流互感器有如下特点：
（1） 一次绕组串联在电路中，并且匝数很少，因此一次绕组中的电
流完全取决于被测电路的负荷电流，而与二次电流大小无关。 （2） 二次绕组所接仪表的电流线圈阻抗很小，所以正常情况下，电
流互感器在近似于短路的状态下运行。
（3） 运行中的电流互感器二次回路不允许开路，否则会在开路的两
端产生高电压，危及人身安全或使电流互感器发热损坏。 （4） 一、二次侧回路均不得装设熔断器。
（5） 电流互感器运行中的容量不得超过其铭牌上所标的规定值。
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为了防止绝缘损坏时高压串入二次侧，危及人身和设备安全，电流互感器二次绕组一端及铁芯必须接地。
①电流互感器的二次额定电流有5A和1A两种，一般弱电系统用1A，强电系统用5A，当配电装置离控制室较远时，也可考虑用1A。 ②二次绕组的数量取决于测量装置、保护装置和自动装置的要求。 3．8．1．2准确度
用于电能计量的电流互感器，准确度不应低于0.5级；用于电流、电压测量的，准确度不应低于1级，非重要回路可用3级。
用于继电保护回路的电流互感器，应用10P（或5P）级，同时应校验额定10%倍数，以保证过电流时误差不超过规定值。 3．8．2电压互感器 3．8．2．1工作特点
电压互感器也是一种特殊的变压器，一次侧并联接入电网。二次侧并联接入仪表和继电器等的电压绕组，其阻抗都非常大，故所带负荷很小，致使电压互感器正常工作状态接近变压器空载状态。
和普通变压器一样，电压互感器的二次侧负载不允许短路，否则有被烧毁的危险，故一般在其二次侧装设熔断器或自动开关作保护。
电压互感器运行中的容量不得超过其铭牌上所标的规定值。 3．8．2．2准确度
用于电能计量的电压互感器，准确度不应低于0.5级；用于电压测量的，准确度不应低于1级，用于继电保护不应低于3级。
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第四章 电气设备布置
4．1 泵站电气设备总体布置
4．1．1配电装置布置的基本原则
泵站电气设备布置的主要任务是：根据电气主接线，泵站的自然环境、地形、地质条件，对泵房、主变压器及开关站相对位置作技术性的合理布置。一般要求如下： ⑴主接线决定配电装置布置的前提。
⑵配电装置的布置应根据泵站的地形、地貌、地质条件，因地制宜利用地形，并有利于主要电气设备之间的电气连接和安全运行。 ⑶配电装置的高压裸带电体应对运行、检修、维护等现场工作人员保持可靠的隔离。此外，还应顾及在装置发生爆炸、飞弧、火灾和浓烟等故障情况下，现场人员的安全。
⑷为了便于操作、巡视和运行管理，减少土建工程量，节省投资，降压变泵站应尽量靠近主泵房、高压配电室。
⑸主变压器布置，应考虑设备的搬运通道、消防通道，同时应符合防火规范的要求。 4．1．2配电装置的类型
按工作环境的不同，配电装置分为屋内式和屋外式两大类型。 4．1．2．1屋内配电装置
屋内配电装置的结构型式与电气主接线、电压等级和采用的电气设备的型式密切有关。该类配电装置要求建造特殊的房屋，但节约用
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地，设备运行条件好，尤其在污秽区可大大减轻设备受污秽的程度。此外，也改善了运行人员的工作条件，无需在恶劣的气候条件下进行露天巡视和操作。
（1） 屋内低压成套配电装置
适用于额定电压在500V以下，作动力、照明及配电设备的电能转换、分配与控制之用。
低压成套配电装置的型式较多，就结构而言，主要有固定式和抽屉式。
（2） 屋内高压成套配电装置 ① 固定式高压开关柜。 ② 手车式高压开关柜。
泵站的6-10kV高压配电装置，优先采用成套高压开关柜，并设置单独的高压配电室。 4．1．2．2屋外配电装置
屋外配电装置布置主要有：中型、半高型、高型三种。 （1）中型布置是将电气设备用支架布置在离地面一定高度的同一水平面上，且与母线、跳线成三层不同高程。由于带电部分对地保持了必要的高度，操作人员能够安全地在地面进行操作、维护。缺点是占地面积大。中型布置采用较多，有较成熟的运行经验。
（2）半高型布置是将断路器和隔离开关分别放在两层，操作设备都放在地面层。由于这种布置形式将设备在空间上重叠，因而节省了占地面积，但上面设备检修时会对下面设备安全运行造成威胁。
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（3）高型布置是将两组母线上下重叠布置，母线隔离开关对应地放在各层母线上，而断路器等较重要的设备则放在地下，因此占地面积最小，约为中型布置的一半。缺点是运行维护不便，上层设备检修会对下层设备有影响。
上述类型的选用主要取决于电压等级、地形条件和环境等因素，通常35kV及以下采用屋内式，35kV以上采用屋外式。 4．1．3主变场地的布置 4．1．3．1进出线方式 （1） 电缆进出线 （2） 硬母线进出线
（3） 跳线-架空拉线出线。用架空拉线挂接至变压器附近，再由拉
线向变压器出线套管跳线。 4．1．3．2主变的防火和防爆 （1） 事故排油和储油池
总油量超过100kg的屋内油浸电力变压器，一般装设在单独的防爆间内，并应设置贮油设施或挡油设施。挡油设施应按容纳20%油量设计，并应有将事故油排至安全处的设施，当事故油无法排至安全处时，应设置能容纳100%油量的贮油设施。
总油量超过1000kg的屋外油浸电力变压器应设置能容纳100%油量的贮油池，或20%油量的贮油池和挡油墙。贮油池和挡油墙的长、宽尺寸，可按设备外廓尺寸每边相应大1m计算。 （2） 防火隔墙
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油重均为2500kg以上的屋外油浸变压器之间无防火墙时，其最
小防火净距应符合以下的规定:35kV及以下为5m,110kV为8m。
当屋外油浸变压器之间防火间距不能满足要求时，需设置防火墙，防火墙的高度不应低于变压器油枕的顶端高度，防火墙的两端应分别大于变压器贮油池的两侧各0.5m。
当火灾危险类别为丙、丁、戊类的生产建筑物外墙距屋外油浸变压器外廓5m以内时，在变压器高度以上3m的水平线以下及外廓两侧各加3m的外墙范围内，不应有门、窗或通风孔。当建筑物外墙距变压器外廓为10m以内时，可在外墙上设防火门，并可在变压器高度以上设非燃烧性的固定窗。 4．1．3．3干式变压器的布置
干式变压器无须布置在单独的封闭小间内，但应设防护围栏或防护等级不低于IP2X的防护围罩。
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第五章 过电压保护与接地
5．1 过电压保护
泵站的过电压包括内部过电压和外部过电压两大类。由内部操作或故障引起的过电压为内部过电压；由于雷云放电引起的过电压为外部过电压（大气过电压或雷电过电压）。 5．1．1外部过电压
外部过电压又分为直击雷过电压和感应雷过电压。 5．1．1．1直击雷过电压
当电气设备遭受雷击时，雷电将通过设备向大地传导电流，而设备与大地间又呈现一定的电阻，故使设备上产生较高的电压；同时，雷电放电极快，通过设备的电流变化剧烈，形成变化率很大的磁场，设备与大地间的电感上作用出电压。两种电压的叠加，构成了直击雷过电压。
按照过电压保护规程的规定，砖木结构（无钢筋）主泵房和辅机房、屋内外配电装置、高压架空引线、母线桥、油处理室等，均应装设直击雷保护。
泵房的屋顶系钢筋混凝土建筑物时，只需将其钢筋接地即可；泵房屋顶系装配式的屋面板时，应在屋面板上补充敷设保护建筑物用的避雷网。
电压为110kV的屋外配电装置防直击雷保护，可将避雷针装设在配电装置的构架上。对于35kV配电装置防直击雷保护，一般采用独
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立避雷针。
独立避雷针离被保护的建筑物及与其有联系的金属物的距离应符合以下要求：地上部分的距离不小于5m, 地下部分的距离不小于3m。
5．1．1．2感应雷过电压
当雷击中线路附近的地面或物体时，会在架空线路三相导线上出现感应电压，它常会使绝缘较低的电气设备发生闪络事故，这就是感应雷过电压作用的结果。
直接与架空线路连接的电动机应在母线上设置避雷器与电容器组。对于中性点有引出线的电动机，尚应在中性点设置避雷器，并应靠近电动机装设。 5．1．2内部过电压
5．1．2．1内部过电压及分类
在电力系统内部，由于断路器操作、系统故障或其他原因造成的电网电压升高，称为内部过电压。内部过电压的能量来源于电网本身，所以它的形成与系统的接线方式、设备参数、故障的性质及操作过程等因素有关。内部过电压持续时间相对运行电压来说要短得多，但是如果幅值太高，会造成电气设备的损坏。
内部过电压的种类很多，一般分为两类：暂时过电压和操作过电压。暂时过电压又可分为工频过电压和谐振过电压。 5．1．2．2内部过电压产生的原因和特点
（1） 工频过电压产生的原因：电力系统的不对称短路、长线电容效
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应等。
（2） 谐振过电压产生的原因：系统中某一电感和电容元件参数的适
当配合，形成产生谐振的振荡回路。这种过电压的幅值较高，持续时间较长。
（3） 操作过电压产生的原因：开关对线路或其他电器进行各种正常
或故障分合过程中，产生的电压振荡以及间歇性电弧短路、中性点不接地系统的弧光接地等。
5．2防雷设备
防止直击雷过电压一般使用避雷针或避雷线；防止感应雷过电压、侵入波以及内部过电压一般使用避雷器。 5．2．1避雷针与避雷线
5．2．1．1避雷针与避雷线的基本结构
（1）避雷针由三部分组成：上部的接闪器、中部的接地引下线和下部的接地体。
（2）避雷线也是由三部分组成：平行悬挂在空中的金属线（接闪器）、接地引下线和接地体。 5．2．2避雷器
雷电击到输电线路上，产生雷电波，它会沿着线路行进，侵入到泵站一次设备上，这种雷电波称为雷电侵入波。一旦雷电侵入波幅值超过电气设备的雷电冲击耐压水平，电气设备绝缘就有损坏的危险。避雷针（线）只能对直击雷起防护作用，对于感应雷或雷电侵入波的
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限制措施，就是安装避雷器。 5．2．2．1避雷器的类型
避雷器一般分为管式、普通阀式（FZ、FS）、磁吹阀式（FCZ、FCD）和金属氧化锌四种类型。目前使用较多的是氧化锌避雷器。
对于串联间隙金属氧化物避雷器的额定电压，在一般情况下110kV系统不低于0.8Um，3kV～10kV和35kV系统分别不低于1.1Um和Um。
采用无间隙金属氧化物避雷器作为雷电过电压保护装置时，避雷器的持续运行电压和额定电压应不低于下表所列数值。
无间隙金属氧化物避雷器持续运行电压和额定电压
持续运行电压 系统接地方kV 式 相 地 有效110kV 接地 1.38 不接地 35kV
Um Um/3 Um/3 额定电压 kV 中性点 相 地 中性点 0.45 Um 0.75 Um 0.57 Um 0.8 3kV～20kV 1.1 Um; 0.64Um;Um?g/3Um·g Um;1.25 Um;0.72 Um·g Um·g 1.25 Um 0.72 Um 内容为网络收集 仅供参考
5．2．2．2避雷器与被保护设备间的距离
当雷电波侵入时，各设备受到避雷器保护的效果不同，距离避雷器近的保护的效果好，距离远的保护效果差。如果距离超过一定范围，避雷器就不能保护设备。与避雷针（线）有一定的保护范围一样，避雷器也有一定的保护范围，即避雷器与被保护设备之间的最大距离。 避雷器与被保护设备之间的最大距离与设备的冲击耐压值、避雷器动作后的残压以及雷电侵入波的陡度有关。
普通阀式避雷器至主变压器间的最大电气距离 m 系统标称电压 kV 进线长度 1 km 1 35 1.5 2 1 110 1.5 2 25 40 50 45 70 100 40 55 75 70 95 135 50 65 90 80 115 160 55 75 105 90 130 180 2 3 ≥4 进 线 路 数 注：1、全线有避雷线进线长度取2km，进线长度在1km～2km间时的距离按补插法确定。 2、35kV也适用于有串联间隙金属氧化物避雷器的情况。 3、对其他电气设备的最大距离相应增加35%。
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金属氧化物避雷器至主变压器间的最大电气距离 m 系统标称电压 kV 进线长度 1 km 1 110 1.5 2 注 1、本表也适用于泵站碳化硅磁吹避雷器的情况。 2、对其他电气设备的最大距离相应增加35%。
5．3 接地
5．3．1接地的分类
所谓接地，就是将电气设备的某些部分用导线（接地线）与埋在土壤中或水中的金属导体（接地体）相连接。按接地的作用，电气设备的接地主要有四种形式：
（1） 工作接地。工作接地是为了使电气装置正常工作而将电气回路
中的某一特定点接地，使之与地基本保持等电位。比如变压器中性点、电压互感器中性点等的接地。
（2） 保护接地。保护接地是将主要电气设备可能带电的金属部分进
行接地，防止由于绝缘损坏使外壳带上危险的电压，以保护人
55 90 125 85 120 170 105 145 205 115 165 230 2 3 ≥4 进 线 路 数 内容为网络收集 仅供参考
身安全。比如电气设备的金属外壳、钢或钢筋混凝土构架、杆塔、停电检修的电路、电流互感器二次回路的一点接地等的接地。
（3） 雷电保护接地。雷电保护接地是将雷电流安全地泄入地中，消
除过电压的危险影响。比如避雷针、避雷器、线路杆塔等的接地。
（4） 防静电接地。防静电接地是为防止静电对易燃油、天然气储罐
和管道等的危险作用而设的保护。
工作接地、保护接地、防静电保护接地和雷电保护接地，在泵站内共用一个统一的接地装置。雷电保护接地也有设置独立的集中接地装置，构成过电压保护装置的一部分。 5．3．2接地系统
5．3．2．1接地系统的构成
接地系统由接地体和接地线组成。 （1） 接地体
埋入地中并直接与大地接触的金属导体。
① 自然接地体：指兼作接地体用的直接与大地接触的各种金属构
件、金属管、钢筋混凝土建筑内的钢筋等。
② 人工接地体：指人为埋入地中的金属构件，可以分为水平接地
体和垂直接地体。
（2） 接地线
电气设备的接地部分与接地体连接用的金属导体。
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5．3．3泵站接地的一般要求 （1）一般要求
①为保证人身和设备的安全，电力设备应该接地。
②不同用途和不同电压的电力设备，除独立避雷针、避雷线另有规定外，应使用一个总的接地体。接地电阻应符合其中最小值的要求。（2）泵站需要接地的地方
①电动机、变压器、电器、照明器具、携带式及移动式用电器具等的机座和金属外壳。 ②电力设备的传动装置。 ③互感器的二次绕组。 ④配电屏与控制屏的框架。
⑤屋内外配电装置的金属构架和钢筋混凝土架以及靠近带电部分的金属围栏和金属门。
⑥交、直流电力电缆的接线盒、终端盒的金属外壳和电缆的金属外皮、穿墙的钢管、电缆架等。
⑦铠装控制电缆的金属外皮，非铠装或金属护套电缆的屏蔽芯线。 （3）泵站不需要接地的地方
①在木质、沥青等不良导电地面的干燥房间内，交流标称电压380V及以下、直流标称电压220V及以下的电气设备外壳，但当维护人员可能同时触及电气设备外壳和接地物件时除外。
②安装在配电屏、控制屏和配电装置上的电测量仪表、继电器和其他低压电器等的外壳，以及当发生绝缘损坏时在支持物上不会引起危
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险电压的绝缘子金属底座等。
③安装在已接地的金属架构上的设备(应保证电气接触良好)，如套管等。
（4）泵站电气装置的接地装置，除利用自然接地体外，还应按照相关规定敷设以水平接地体为主的人工接地网。
（5）泵站配电装置构架上避雷针(含悬挂避雷线的架构)的集中接地装置应与主接地网连接，由连接点至变压器接地点沿接地极的长度不应小于15m。
（6）1kV以下中性点直接接地的系统中，电气设备的金属外壳一般与变压器的接地中性线连接。 5．3．4泵站的接地电阻要求
5．3．4．1有效接地系统中泵站电气装置保护接地的接地电阻一般情况下，接地装置的接地电阻应符合下式
R?2000I
式中：R——考虑到季节变化的最大接地电阻，Ω；
I——计算用的流经接地装置的入地短路电流，A。
5．3．4．2不接地系统中泵站电气装置保护接地的接地电阻应符合下列要求：一般不超过4Ω。 5．3．5降低接地电阻值的常用措施 5．3．5．1敷设外引接地网
若在附近2km以内有电阻率较低的土壤，可以设置外引接地网，它与主接地网至少用两根接地干线相连。凡便于施工、水域宽阔的地
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方均宜加以利用。 5．3．5．2深埋接地体
由于地下水层导电性能的改善和散流截面的扩大，降阻效果明显。
5．3．5．3换土
用电阻率较低的土壤（如粘土、黑土及矿渣、石灰、木炭等与天然土壤的混合物）替换电阻率较高的土壤。 5．3．5．4使用降阻剂
降阻剂是用来降低高土壤电阻率接地体接地电阻的一种物质，由多种化学物质配置而成。在大型接地网中，由于降阻剂使接地网的有效尺寸扩大的百分比有限，作用不大。 5．3．6低压系统接地型式
低压系统接地可采用以下几种型式。
TN—S系统，整个系统的中性线与保护线是分开的
5．3．6．1TN系统。系统有一点直接接地，装置的外露导电部分用保护线与该点连接。按照中性线与保护线的组合情况，TN系统有以
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下3种型式：
（1）TN—S系统。整个系统的中性线与保护线是分开的，具有TN-C系统的优点。由于正常情况下PE线不通过负荷电流，与PE线相连的电气设备金属外壳不带电位，所以适用于数据处理和精密电子仪器设备的供电，也可用于有爆炸危险的环境中。
（2）TN—C—S系统。系统中有一部分中性线与保护线是合一的。 （3）TN—C系统。整个系统的中性线与保护线是合一的，具有简单、经济的优点。当发生接地故障时，故障电流大，可采用一般过电流保护电器切断电源，以保证安全。但对于单相负荷或三相不平衡负荷以及有谐波电流负荷的线路，正常PEN线有电流，其所产生的压降呈现在电气设备的金属外壳和线路金属套管上，这对敏感的电子设备不利。另外，PEN线上的微弱电流在爆炸危险环境也能引起爆炸。5．3．6．2TT系统。TT系统有一个直接接地点，电气装置的外露导电部分接至电气上与低压系统的接地点无关的接地装置。
5．3．6．3IT系统。IT系统的带电部分与大地间不直接连接(经阻抗接地或不接地)，而电气装置的外露导电部分则是接地的。
TN—C—S系统，系统有一部分中性线与保护线是合一的
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TN—C系统，整个系统的中性线与保护线是合一的
TT系统
IT系统
5．3．7等电位联结
将电气装置内外露可导电部分、电气装置外可导电部分、人工或自然接地体用导体连接起来以达到减少电位差称为等电位联结。
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等电位联结有总等电位联结、局部等电位联结和辅助等电位联结之分。
总等电位联结是将下列导电部分汇接到接地母排(总接地端子板)上而互相联结：
——配电箱的PEN母排；
——自接地极引来的接地干线；
——公用设施金属管道； ——建筑物的金属结构；
——钢筋混凝土内的钢筋网。
局部等电位联结是在建筑物内的局部范围内按总等电位联结的 要求再做一次等电位联结。
辅助等电位联结则是在伸臂范围内有可能出现危险电位差的可同时接触的电气设备之间或电气设备与装置外可导电部分(如金属管 道、金属结构件)之间直接用导体作联结。
在等电位联结范围内电气装置外露可导电部分和装置外可导电部分都和接地母排相连通，基本处于同一电位上，人体接触这些导电 部分时，没有接触不同电位，自然不存在电击危险的。
5．4 低压系统防雷保护
国内外防雷科技工作者经过多年的理论研究和大量科学实践，认为雷电侵入监控系统、通信系统等的途径主要有四个方面：电源系统引入；信号传输通道引入；地电位反击及因机房屏蔽不良而造成的雷
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电电磁脉冲的直接影响等。为了确保设备及网络系统稳定可靠运行以及保障工作人员有安全的工作环境，除了架设良好的避雷针，避雷带外，还必须在电源系统（所有供电设备、用电设备、备用发电设备）、天馈系统、信号采集传输系统、程控交换系统等进行可靠有效的保护。 5．4．1系统防护
感应雷的电涌保护主要分为接地保护、电源系统的电涌保护、信号传输系统的电涌保护三大部分。 5．4．1．1电源系统的防雷保护
为了避免高电压经过避雷器对地放电后的残压过大或因更大雷电流在击毁避雷器后继续毁坏后续设备，以及进一步防止电缆遭受二次感应，应采取多级保护。一般来讲，电源应采用两级至三级防护，重要设备采用三至四级防护。电源避雷器并联安装于线路中，平时一般不影响供配电系统的正常工作。 5．4．1．2信号传输系统的防雷保护 （1）计算机网络信号防雷保护
在市话、专线进入设备处根据其传输线的工作电压不同分别安装信号避雷器。
为了保护局域网中的服务器、工作站等重要设备，需在HUB或路由器连接终端的输出侧端口安装网络信号避雷器。
在与机房外部相连的带RS接口的数据传输线上可安装对应于不同的针数的信号防雷器。
（2）图像监视系统的信号防雷保护
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图像监视系统的监视信号一般采用同轴信号传输，需在监视设备以及摄像头前安装信号避雷器。在自动控制线及数据采集线上安装双绞线信号避雷器。 （3）程控交换机
在程控交换机中继线上可安装双绞线信号避雷器。
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第六章 电气倒闸操作
6．1基本概念
6．1．1电气设备的状态
电气设备的状态有以下四种:
运行状态: 设备带有电压，其功能有效。母线、线路、断路器、变压器、电抗器、电容器及电压互感器等一次电气设备的运行状态，是指从该设备电源至受电端的电路接通并有相应电压(无论是否带有负荷)，且控制电源、继电保护及自动装置正常投入。
热备用状态：设备已具备运行条件，经一次合闸操作即可转为运行状态的状态。母线、变压器、电抗器、电容器及线路等电气设备的热备用是指连接该设备的各侧断路器全部在断开位置，且至少一组断路器各侧隔离开关处于合上位置，设备继电保护投入，断路器的控制、合闸及信号电源投入。断路器的热备用是指其本身在断开位置、各侧隔离开关在合闸位置，设备继电保护及自动装置满足带电要求。
冷备用状态：连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点。
检修状态：连接设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点，需要检修的设备已接地，或该设备与系统彻底隔离，与断开点设备没有物理连接时的状态。在该状态下设备的保护和自动装置、控制、合闸及信号电源等均应退出。 6．1．2倒闸操作
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使电气设备从一种状态转换到另一种状态的过程称为倒闸，所进行的操作称为倒闸操作。比如将变压器从运行状态转换为空载状态。
6．2倒闸操作中常见的误操作事故
误分、误合断路器(开关)；误入带电间隔；带负荷拉、合隔离开关(刀闸)；带电挂(合)接地线(接地刀闸)；带接地线(接地刀闸)合断路器(开关)等。其中，后三类因性质恶劣、后果严重，称为恶性误操作事故。
6．3 防止电气误操作的措施
防止误操作的闭锁装置(简称防误装置)是防止误操作，保证安全生产必不可少的技术措施。凡有可能引起误操作的电气设备，均应装设防误装置，并确保防误装置正常运行。
选择成套开关柜时，应选用符合产品标准、\五防\功能齐全的产品。
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第七章 泵站节能技术
7．1电动机
电动机的能量损耗，包括可变损耗、固定损耗及其它杂散损耗。可变损耗是随负荷变化的，包括定子电阻损耗(铜损)、转子电阻 损耗和电刷电阻损耗。
固定损耗与负荷无关，包括铁芯损耗和机械损耗。
其它杂散损耗是机械损耗和其它损耗，包括轴承的摩擦损耗和风扇、转子等由于旋转引起的风阻损耗。
由于电动机存在着各种损耗，所以在考虑电动机节约用电时，就要研究降低电动机各部分能量损耗，合理选择电动机。 7．1．1电动机功率的选择：
空载运行的异步电动机，吸取的无功功率约为满载时的60%～70%，所以应合理选择电动机的功率，避免电动机长期轻载运行。 7．1．2电动机电压的选择：
凡是供电线路短，电网容量允许，且起动转矩和过载能力要求不高的场合，一般选用低压异步电动机。因为低压异步电动机效率高，利于节电且检修便宜，减少一次性投资，其控制设备采用低压电器即可。如选用同功率的高压电动机，一方面增加了一次性投资，且效率比低压电动机低。 7．1．3电动机的变频调速 7．1．3．1变频节能
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由流体力学可知，功率=流量╳压力，流量与转速的一次方成正比，压力与转速的平方成正比，功率与转速的立方成正比，如果水泵的效率一定，当要求调节流量下降时，转速N可成比例的下降，而此时轴输出功率成立方关系下降，即水泵电机的耗电功率与转速近似成立方比的关系。
7．1．3．2功率因数补偿节能
无功功率不但增加线损和设备的发热，更主要的是功率因数的降低导致电网有功功率的降低，大量的无功电能消耗在线路当中，设备使用效率低下，浪费严重。普通水泵电机的功率因数在使用变频调速装置后，由于变频器内部滤波电容的作用，COSФ≈1，从而减少了无功损耗，增加了电网的有功功率。 7．1．3．3软启动节能
由于电机为直接启动时启动电流约等于(４-7)倍额定电流，这样会对机电设备和供电电网造成严重的冲击，而且还会对电网容量要求过高，启动时产生的大电流和震动对阀门等的损害极大，对设备、管路的使用寿命极为不利。而使用变频节能装置后，利用变频器的软启动功能将使启动电流从零开始，最大值也不超过额定电流，减轻了对电网的冲击和对供电容量的要求，延长了设备的使用寿命。节省了设备的维护费用。
7．1．4电动机的软起动技术
电动机软起动器通过改变晶闸管的触发角，可调节晶闸管调压电路的输出电压。在整个起动过程中，软起动器的输出是一个平滑的升
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压过程（且可具有限流功能），直到晶闸管全导通，电动机在额定电压下工作。“软启动”不仅能够大幅度减轻传动系统本身所受到的启动冲击，延长关键零部件的使用寿命，同时还能缩短电动机启动电流的冲击时间，减小对电动机的热冲击负荷及对电网的影响，从而节约电能并延长电动机的工作寿命。
7．2 变压器
7．2．1合理选择变压器容量
变压器运行的经济性，是合理选择变压器容量时要考虑的重要因素之一。通常情况下，电力变压器运行的负载在60～70％Se左右（Se—电力变压器的额定视在容量）比较理想，此时变压器损耗较小，运行费用较低。尽可能使变压器处在经济运行区，是降低变压器损耗的一种方法。
7．2．2选用节能型变压器
根据有关资料，S11型卷铁芯变压器具有绕制工艺简单、重量轻、体积小、空载损耗比S9降低25%～30%、维护方便、运行费用节省、节能效果明显等优点，工程中应积极推广使用这一产品。S9系列10kV的电力变压器是我国目前生产的低损耗产品，其损耗值与S7系列对比，空载损耗可降低10%，负载损耗可降低10%，节能效果较为显著，是目前大量使用的通用产品。 7．2．3降低变压器运行温度
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变压器的温升每超过8℃，寿命将减少一半。如果运行温度超过变压器绕组绝缘允许的范围，绝缘迅速老化，甚至使绕组击穿，烧毁变压器。
7．2．4保持变压器三相负载平衡
变压器三相不平衡，负序电流最大不能超过正序电流的5％。如果变压器绕组为YNO接线，在中线上流过的电流不应超过25％Ie。如果超过这一数值，损耗将加大。
7．3 无功就地补偿
电动机、变压器等，大部分属于感性负荷，在运行过程中需向这些设备提供相应的无功功率。安装并联电容器等无功补偿设备以后，可以提供感性电抗所消耗的无功功率，减少了电网电源向感性负荷提供、由线路输送的无功功率，由于减少了无功功率在电网中的流动，因此可以降低线路和变压器因输送无功功率造成的电能损耗。加装无功补偿设备，不仅可使功率消耗减小，功率因数提高，还可以充分挖掘设备输送功率的潜力，是一项投资少，收效快的降损节能措施。
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第八章 泵站技术管理
8.1 基本概念
泵站技术管理应包括下列内容:
1、根据相关规程和国家有关规定，制定泵站运行、维修、调度和安全等方面的规章制度；
2、完善管理机构，明确职责范围，建立健全岗位责任制； 3、搞好泵站的机电设备和工程设施的运行调度和检修维护等的管理工作；
4、认真总结经验，开展技术改造、技术革新和科学试验，采用和推广新技术；
5、按照泵站技术经济指标，考核泵站技术管理工作。 其主要内容是：
1、泵站管理单位应根据相关规程和国家有关规定，结合泵站的具体条件制定运行、检修和安全等方面的规章制度。
2、要求各地要充实和完善管理机构，并采取相应的措施，提高管理队伍的综合素质和泵站技术管理水平。 8．1．1设备的完好率和安全运行率 8．1．1．1设备的完好率
泵站机组的完好台套数与总台套数的比值。对于电力泵站，设备的完好率不应低于90%。 8．1．1．2 安全运行率
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主机组安全运行台时数与主机组安全运行台时数和主机组停机（由于事故）台时数之和的比值。对于电力泵站，安全运行率不应低于98%。
8．1．2能源单耗、泵站效率 8．1．2．1能源单耗
水泵每提水1000t，扬高1m所消耗的能量。对于电力泵站，能源单耗不应大于5kW?h/(kt·m)。 8．1．2．2装置效率
抽水装置的输出功率与输入功率的比值。
抽水装置的效率应根据泵型、平均装置扬程和水源的含沙量按以下规定取值：
①装置扬程在3m以上的大、中型轴流泵站与混流泵站的装置效率一般不低于65%；装置扬程低于3m的泵站一般不低于55%。 ②离心泵站，在抽清水时，其装置效率一般不低于60%；在抽吸浑水（含沙水流）时，其装置效率一般不低于55%。
8．2 主电动机技术状态完好的主要标志
1、能随时投入运行。
2、绝缘良好，定子绕组直流电阻稳定，各项试验符合行业或国家现行的标准。
3、机组振动、摆度符合标准，性能稳定。 4、冷却系统运行正常，冷却效果良好。
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5、轴承和密封装置运行正常，无漏油情况，轴瓦温度正常。
8．3 泵站主要设备的评级标准
泵站主要设备的评级应符合下列规定： 一类设备：技术状态良好，能保证安全运行。
二类设备：技术状态基本完好，某些部件有一般性缺陷，可在短期内修复，保证安全运行。
三类设备：技术状态不好，主要部件有严重缺陷，不能安全运行。
8．4 电气设备及管理的技术要求
8．4．1一般规定
所有电气设备都应进行编号，并将序号固定在明显的位置，旋转机械应表示出旋转方向。
长期停用和大修后的机组投入正式运行前，应进行试运行。 电气设备的操作应按规定的操作程序进行。
电气设备运行过程中应监听设备的声音和振动，并注意其它的异常情况。
测量设备运行参数的仪表至少应每1-2h记录一次。 对运行设备应定期巡视检查。
电气设备运行过程中的缺陷和发生的故障，应查明原因及时处理。
严寒地区的泵站每年冬季对电气设备应进行防冻维护、保养。
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8．4．2主电动机
8．4．2．1测量电动机定子回路绝缘电阻，可包括连接在电动机定子回路上不能用隔离开关断开的各种电气设备，并采用1000-2500V摇表测量。
绝缘电阻测量，规定用60s的绝缘电阻。吸收比的测量，规定用60s与15s绝缘电阻的比值。测量绝缘电阻应同时测量周围的温度、湿度，如果在温度、湿度相近的试验条件下，绝缘电阻降低至初次（交接或大修后）测量结果1/3-1/5时，应查明原因，进行处理，吸收比应不小于1.3。
8．4．2．2滑环和电刷在运行中发生火花的主要原因是表面不清洁或接触面烧毛等。 8．4．3变压器
8．4．3．1变压器投入运行后应定期对变压器进行外部检查。 8．4．3．2变压器三相负载不平衡时，应监视最大电流相的负载。接线组别为Y,yno的变压器，中性线电流的允许值为变压器额定电流的25%。
8．4．4电力电缆
8．4．4．1电缆原则上不允许过负荷，即使在处理事故时出现过负荷，也应迅速恢复到正常电流。
8．4．4．2检查电缆的温度，应选择电缆排列最密处或散热最差处测量电缆的温度，应在夏季或电缆处于最大负荷时进行。
全国水利行业职业技能竞赛
