第1章 电力系统及变电站简介

1.1 电力系统的基本知识

1.1.1 电力系统的基本概念

1. 电力系统的组成

电力的特点：电能是发电厂的产品，和其他产品不同的是它不能储存，电能的产生（电厂）和消耗（用户）是随时平衡的，也就是电力生产、输送、分配和使用的全过程，是由发电厂、变配电站、送电线路和用户紧密联系起来的一个整体，在同一瞬间实现的。

电力系统是通过各级电压的电力线路，将发电厂、变配电站和电力用户连接起来的一个发电、输电、变电、配电和用电的整体。发电厂与电力用户之间的输电、变电和配电的整体，包括所有变配电站和各级电压的线路，称为电力网，如图1-1所示。

电力系统加上热能、水能及其他能源动力装置，称为动力系统。

电力网包括输电网和配电网。输电网是由35kV及以上的输电线路和变电站组成的，是电力系统的主要网络，也是电力系统中电压最高的网络，它的作用是将电能输送到各个地区的配电网或直接送给大型工业企业用户。配电网是由10kV及以下的配电线路和变电站组成的。它的作用是将电力分配到各类用户。

2. 对电力系统的基本要求

（1）保证供电的可靠性

衡量供电可靠性的指标，一般以全部用户平均供电时间占全年时间（8760h）的百分数表示。电力系统的供电可靠性与发、供电设备和线路的可靠性、电力系统的结构和接线（包括发电厂和变电站的电气主接线）形式、备用容量、运行方式以及防止事故连锁发展的能力有关。为此，欲提高供电的可靠性，应采取以下措施：①采用高度可靠的发供电设备，做好这些设备的维护保养工作，并防止各种可能的误操作。②提高送电线路的可靠性，系统中重要线路采用双回路，或采用双电源（两个不同的系统电源）供电。③选择合理的电力系统结构和接线，电力系统的结构和接线以及发电厂和变电站的主接线对供电可靠性影响很大，在设计阶段就应保证有高度的可靠性，对重要的用户应采用双电源供电。④保证适当的备用容量，为使电力系统在发电设备定期检修及机组发生事故时均不对用户停电，为满足国民经济发展的需要，应使电力系统的装机容量比最高负荷大15%～20%。⑤制定合理的运行方式，电力系统的运行方式必须满足系统稳定性和可靠性的要求。⑥采用自动装置，对高压输电线路采用自动重合闸装置，变电站装设按频率自动减负荷装置等。⑦采用快速继电保护装置。⑧采用以计算机为中心的自动安全监视和控制系统。

（2）保证良好的电能质量

电压和频率是衡量电能质量的主要指标。《供电营业规则》规定：在电力系统正常状况下，用户受电端的供电电压允许偏差为35kV及以上供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%；10kV及以下三相供电电压允许偏差为±7%；220V单相供电电压允许偏差为+7%、-10%。在电力系统非正常状况下，用户受电端的电压最大允许偏差不应超过额定电压的±10%。

频率的调整，主要依靠发电厂来调节发电机的转速。一般交流电力设备的额定频率为50Hz（工频）。按原电力工业部1996年发布的《供电营业规则》规定：在电力系统正常情况下，工频的频率偏差一般不得超过±0.5Hz。如果电力系统容量达到3000MW或以上时，频率偏差则不得超过±0.2Hz。在电力系统非正常状况下，频率偏差不应超过±1Hz。

1.1.2 电力系统的负荷及负荷曲线

1. 电力系统的负荷

连接在电力系统上的一切用电设备所消耗的电能，称为电力系统的负荷。其中由电能转换成其他形式的能量，是用电设备中真实消耗的功率，称为有功负荷，如机械能、光能和热能等。用字母P来表示，单位是瓦（W）。电力电路中，在电磁场间交换的那部分能量，即在能量转换中（如建立磁场）消耗掉的一部分，没有做功，称为无功负荷，用字母Q来表示，单位是乏（Var）。发电机既产生有功功率，又产生无功功率，发电机的额定电压U_N和额定电流I_N的乘积，定义为视在功率S_N，单位是V·A，对于三相交流发电机的视在功率是

按供电可靠性要求将负荷分为三级，每级负荷对供电电源的要求也不同。

第一级负荷是指对它中断供电将造成人身事故、设备损坏，除会产生废品外，还将使生产秩序长期不能恢复，人民生活发生混乱等。由于一级负荷属重要负荷，中断供电所造成的后果十分严重，因此要求由两路独立的电源供电，当其中一路电源发生故障时，另一路电源应不致同时受到损坏。一级负荷中特别重要的负荷，除采用两路电源供电外，还必须增设应急电源。为保证对特别重要负荷的供电，严禁将其他负荷接入应急供电系统。常用的应急电源包括：①独立于正常电源的发电机组。②供电网络中独立于正常电源的专用馈电线路。③蓄电池。④干电池。

第二级负荷是指对它中断供电将造成大量减产，将使人民生活受到影响等。二级负荷也属于重要负荷，要求由两回路供电，供电变压器也应有两台（这两台变压器不一定在同一变配电站）。在其中一回路或一台变压器发生常见故障时，二级负荷应不致中断供电，或中断后能迅速恢复供电。只有当负荷较小或者当地供电条件困难时，二级负荷可由一回路6kV及以上的专用架空线路供电。这是考虑架空线路发生故障较电缆线路发生故障易于发现且易于检查和修复。当采用电缆线路时，必须采用两根电缆并列供电，每根电缆应能承受全部二级负荷。

第三级负荷是指所有不属于第一级、第二级负荷之外的负荷，如工厂的附属车间、城镇和农村等。三级负荷为不重要的一般负荷，因此它对供电电源无特殊要求。

2. 负荷曲线及其用途

负荷曲线是指某一时间段内负荷随时间而变化的规律。按负荷种类，负荷曲线可分为有功负荷曲线和无功负荷曲线；按时间段长短，可分为日负荷曲线、周负荷曲线、月负荷曲线、季负荷曲线和年负荷曲线；因负荷变化的随机性，很难确切预计负荷变化的情况，一般是通过以往仪表的测量记录，来研究负荷变化的规律性，并用曲线来描述它。

（1）日负荷曲线的意义及用途

日负荷曲线表示负荷在0～24h内的变化情况，其表示方法如图1-2所示。在日负荷曲线上，平均负荷P_av以上部分称为尖峰负荷，最大的负荷叫作日最大负荷P_max，又称为尖荷、峰值等，最小的负荷叫作日最小负荷P_min，又称为谷荷，由于它们代表了一日之内负荷变化的两个极限，对电力系统的运行有很大的影响。最小负荷P_min以下的部分称为基荷，平均负荷与最小负荷之间的部分称为中间负荷或腰荷。电力系统每日最大负荷与每日最小负荷之差，称为日负荷峰谷差。积累电力系统峰谷差的资料主要用来研究调峰措施、调整负荷及规划电源。影响峰谷差的主要因素是负荷组成、季节变化和节假日等。表示日负荷曲线的特性指标有电力系统日负荷率，常以γ表示；以及日最小负荷率，常以β表示。γ是电力系统一昼夜内平均负荷与最大负荷的比值，其平均负荷由日电量除以24h后得出。日负荷率越高，说明负荷在一天内的变化越小。较高的负荷率有利于电力系统的经济运行。所以，各国都很注重提高日负荷率的工作。β是日最小负荷与同日最大负荷的比值，表示一天内负荷变化的幅度。β的大小与用电结构关系密切。连续性生产的工业用电比重越大，β值也越高。若将电力系统负荷进行削峰填谷，则β值也较高。若系统中市政生活、商业及照明用电比重很大，则β值较低。

日负荷曲线的横坐标一般按半小时分格，以便确定“半小时最大负荷”。利用日负荷曲线可以估算用户一天消耗的电能。

（2）年最大负荷曲线及用途

年最大负荷曲线反映一年内各月最大负荷的变化状况，是以每月（30天）中的日负荷最大值逐月绘制全年的最大负荷曲线，如图1-3所示。利用年最大负荷曲线可以安排整个系统的机组检修计划、决定整个系统的装机容量而有计划的兴建机组。

（3）年持续负荷曲线

把全年的负荷值由大到小排队，并统计出各个负荷值累计持续运行的小时数，这样绘制的曲线为年持续负荷曲线，如图1-4所示。年持续负荷曲线可以用来估算全年消耗的电能。年持续负荷曲线下面以0～8760h所包围的面积就等于该工厂在一年时间内消耗的有功电能，如果将此面积用与其相等的矩形（P_max-C-T_max-0）的面积来表示，则矩形的高代表最大负荷，矩形的底代表年最大负荷利用小时数T_max。年最大负荷利用小时数T_max是一个假想的时间，他的意义是如果电力负荷按年最大负荷P_max持续运行T_max小时所消耗的电能，恰好等于该电力负荷全年实际消耗的电能。

1.1.3 电力系统的电压等级

按GB 156—2007《标准电压》规定，我国三相交流电网和发电机的额定电压如表1-1所示。表1-1中的变压器一、二次绕组额定电压是依据我国电力变压器标准产品规格确定的。

1. 电网（线路）的额定电压

电网的额定电压等级是国家根据国民经济发展的需要和电力工业的水平，经全面的技术经济分析后确定的。它是确定各类电力设备额定电压的基本依据。

2. 用电设备的额定电压

用电设备的额定电压规定与同级电网的额定电压相同。通常用线路首端与末端的算术平均值作为用电设备的额定电压，这个电压也是电网的额定电压。由于线路运行时（有电流通过时）要产生电压降，所以线路上各点的电压都略有不同，如图1-5所示，所以用电设备的额定电压只能取首端与末端的平均电压。

3. 发电机的额定电压

由于电力线路允许的电压偏差一般为±5%，即整个线路允许有10%的电压损耗。为了维持线路的平均电压为额定值，线路首端（电源端）的电压应较线路额定电压高5%，而线路末端则可较线路额定电压低5%，如图1-5所示，所以发电机额定电压规定应高于同级电网（线路）额定电压的5%。

4. 电力变压器的额定电压

电力变压器一次绕组是接受电能的，相当于用电设备；其二次绕组是送出电能的，相当于发电机。因此对其额定电压的规定有所不同。

1）电力变压器一次绕组的额定电压分两种情况：①当变压器直接与发电机相联时，如图1-6中的变压器T₁，其一次绕组额定电压应与发电机额定电压相同，即高于同级电网额定电压的5%。②当变压器不与发电机相联而是连接在线路上时，如图1-6中的变压器T₂，则可看做是线路的用电设备，因此其一次绕组额定电压应与电网额定电压相同。

2）电力变压器二次绕组的额定电压也分为两种情况：①如图1-6中的变压器T₁，变压器二次侧供电线路较长，其二次绕组额定电压应比相联电网额定电压高10%，其中有5%是用于补偿变压器满负荷运行时绕组内部的约5%的电压降，另外变压器满负荷时输出的二次电压相当于发电机，还要高于电网额定电压5%，以补偿线路上的电压损耗。②变压器二次侧供电线路不长，如为低压（1000V以下）电网或直接供电给高低压用电设备时，如图1-6中的变压器T₂，其二次绕组额定电压只需高于所联电网额定电压5%，仅考虑补偿变压器满负荷运行时绕组内部5%的电压降。

1.1.4 电力系统中性点的运行方式

电力系统中性点即是发电机和变压器的中性点。电力系统中性点运行方式分为两大类：一类称为大接地电流系统，另一类称为小接地电流系统。中性点直接接地或经过低阻抗接地的系统称为大接地电流系统；中性点绝缘或经过消弧线圈以及其他高阻抗接地的系统称为小接地电流系统。从运行的可靠性、安全性和人身安全考虑，目前采用最广泛的有中性点直接接地，中性点经消弧线圈接地和中性点不接地3种运行方式。中性点直接接地运行方式的主要缺点是供电可靠性低。当系统中发生一相接地故障时，通过故障点和变压器的中性点与大地形成短路回路，出现很大的短路电流，引起线路跳闸。为了减少供电线路事故的停电次数，采用中性点不接地的运行方式是有利的。中性点不直接接地系统，当一相故障时，不构成短路回路，故障线路可以继续带故障点运行两小时，这时其他两个非故障相对地电压变为线电压。因此，中性点不接地系统的电气设备对地绝缘应按线电压考虑。对于电压等级较高的系统，电气设备的绝缘投资对总投资影响较大，降低绝缘水平的要求会带来显著的经济效益。在我国，110kV及以上的系统，一般都采用中性点直接接地的大电流接地方式。对于电压为6～10kV的系统，单相接地电流I₀≤30A，20kV及以上系统，I₀≤10A时，才采用中性点不接地方式。35～60kV的高压电网多采用中性点经消弧线圈接地方式。对于低压用电系统，为了获得380/220V两种供电电压，习惯上采用中性点直接接地，构成三相四线制供电方式。

1.中性点不接地系统

电力系统的三相导线之间和各相导线对地之间，沿导线全长都有电容分布，这些电容引起了附加电流。为了讨论方便，认为三相系统是对称的，则各相均匀分布的电容由一个集中电容来表示，中性点不接地系统正常运行时如图1-7所示。线间电容电流数值较小，可不考虑。

（1）正常运行

中性点不接地系统正常运行时，各相对地电压是对称的，三相对地电容也是对称的，三个相的对地电容电流也是平衡的，如图1-7所示。因此三个相的电容电流的相量和为零，地中没有电流流过。各相的对地电压，就是各相的相电压。

（2）系统发生单相接地故障

假设是C相接地，中性点不接地系统发光单相接地短路如图1-8所示。这时C相对地电压为零，中性点对地的电压的大小等于，方向与C相正常时的相电压相反，即。而A相对地电压和B相对地电压升高倍变为线电压。当C相接地时，系统的接地电流（电容电流）应为A、B两相对地电容电流之和，即，由图1-8的相量图可知，在相位上超前，而在量值上，由于，而，因此I_C=3I_C0，即单相接地电容电流为正常运行时一相对地电容电流的3倍。中性点不接地系统中的单相接地电流通常采用下面的经验公式计算：

式（1-2）中，I_C为系统的单相接地电容电流（单位为A）；U_N为系统额定电压（kV）；l_oh为同一电压U_N的具有电联系的架空线路总长度（km）；l_cab为同一电压U_N的具有电联系的电缆线路总长度（km）。

若中性点不完全接地（经一定电阻接地），“接地相”对地电压大于零小于相电压，而“非故障相”对地电压大于相电压小于线电压，则接地电流也比完全接地时小些。

对于中性点不接地系统的单相接地故障，一般继电保护不会起作用。如果接地故障不是瞬间发生后立即消失，则在故障点处会产生电弧。有稳定的电弧是比较危险的，电弧可能烧坏设备，或者从单相接地电弧扩大为两相或三相弧光短路。

单相接地可能形成周期性熄灭和重燃的间歇性电弧。间歇性电弧可能引起相对地谐振过压，其值可达到2.5～3倍以上的相电压。这种过电压会危及与接地点有直接电气连接的整个电网上，可能在某一绝缘较为薄弱的部位引起另一相对地击穿，造成两相短路。

综上所述，中性点不接地系统发生单相接地时，三相线电压的数值和相位关系并未改变，除了发电机和高压电动机等特殊设备外，一般可以继续带故障运行。为了防止单相接地扩大为两相或三相弧光短路，规定单相接地后带故障运行时间最多不超过2h，这就要求在发生单相接地后，必须尽快查清故障部位，迅速将故障消除。为此，在中性点不接地电网中，应装设监视装置，监察单相接地的绝缘情况。

2.中性点经消弧线圈接地

在中性点不接地系统中，当单相接地电流超过规定的数值，电弧将不能自行熄灭，为了减小接地电流，一般采用中性点经消弧线圈接地。

目前35～60kV的高压电网多采用此运行方式。如果消弧线圈能正常运行，则是消除因雷击等原因而发生瞬时单相接地故障的有效措施之一。

（1）消弧线圈的结构

消弧线圈是一个具有铁心的电感线圈，其线圈的电阻很小、电抗很大，可以有效地消弧。国产消弧线圈的铁心和线圈浸在油箱里，铁心柱有很多间隙，间隙中填着绝缘纸板，目的是为了避免铁心磁饱和，可以得到一个稳定的电抗值，使补偿电流I_L与中性点对地电压呈线性关系，使线圈保持有效的消弧作用。

（2）消弧线圈的工作原理

图1-9为中性点经消弧线圈接地系统的接线和相量图。

在正常工作时，三相系统是对称的，其中性点对地电压为0，所以没有电流通过消弧线圈，线圈上也没有电压。当C相接地时，地对中性点电压为U_C，加在消弧线圈上，此时有一电感电流I_L，通过消弧线圈和接地点，滞后U_C90°。其值为I_L=U_C/X_L。接地点通过的电流是对地总电容电流I_C，并超前U_C90°，由此可见I_L与I_C在相位上相反，实现了对单相接地时电容电流的补偿。随着接地电流的减小，电弧自行熄灭，故障消失。

（3）补偿方式

根据消弧线圈中电感电流对电容电流的补偿程度不同，可以分为全补偿、欠补偿和过补偿3种补偿方式。

当感抗等于容抗（I_L=I_C）时，接地点电流为0时称为全补偿。因为在正常运行时，各相对地电压不完全对称，在未发生故障时，中性点对地之间出现一定电压（称为中性点位移电压）。此电压将引起串联谐振过电压，危及电网的绝缘。因此，实际上不采用此种补偿方式。

当感抗大于容抗（I_L＜I_C）时，接地点尚有未补偿的电容电流时称为欠补偿，这种方式也很少采用。因为在欠补偿运行时，切除部分线路（对地电容减少），系统频率降低，线路发生一相断线（送电端一相断线，该相电容为0）等，均可能造成系统全补偿，出现串联谐振过电压。

当感抗小于容抗（I_L＞I_C）时，即接地处具有多余的电感性电流时称为过补偿。这种补偿方式可以避免上述出现的过电压，因此得到广泛的应用。因为当I_L＞I_C时，消弧线圈留有一定的裕度。将来，电网发展，对地电容增加后，原来的消弧线圈还可以使用。但应指出在过补偿方式下，接地点将流过电流，这个电流不能超过某一规定值，否则故障点的电弧不能自动熄灭。一般采用过补偿方式时，补偿后的残余电流不得超过5～10A。运行经验表明，各种电压等级的电网，只要残余电流不超过表1-2规定的允许值，接地电弧就会自动熄灭。

如果系统中性点位移电压过高，则单相接地时采用消弧线圈也难以灭弧。因此，要求中性点经消弧线圈接地的系统，在正常运行时，中性点的位移电压不得超过额定相电压的15%。这样采用消弧线圈易于灭弧。中性点经消弧线圈接地的系统，当发生单相接地时，允许连续运行2h，这段时间内运行人员应尽快采取措施，查出故障并消除。

3.中性点直接接地方式或经低阻抗接地

为了防止单相接地时产生间歇电弧过电压，可以使中性点直接接地，其系统如图1-10所示。

在中性点直接接地的电网中，当发生单相接地时，故障相直接经过大地形成单相短路，继电器保护立即动作，开关跳闸，因此不会产生间歇性电弧。此外，由于中性点直接接地后，中性点电位为接地体所固定，不会产生中性点位移。因此发生单相接地时，其他两相也不会出现对地电压升高的现象，因此中性点直接接地的系统中的供、用电设备绝缘只需按相电压考虑，而无需按线电压考虑。这对110kV及以上的超高压系统是很有经济技术价值的。因为高压电器的绝缘问题是影响电器设计和制造的关键。电器绝缘要求的降低，不仅降低了电器的造价，而且改善了电器的性能。因此我国110kV及以上超高压系统的电源中性点通常都采取直接接地的运行方式。直接接地的运行方式有以下特点。

1）发生单相接地时，形成单相对地短路，开关跳闸，中断供电、影响供电的可靠性。

2）为了弥补上述不足，广泛采用自动重合闸装置。实践经验表明，在高压架空电网中，大多数的一相接地故障都具有瞬时的性质。在故障部分断开后，接地处的绝缘可能迅速恢复，开关自动合闸，系统恢复正常运行，从而确保供电的可靠性。

3）中性点直接接地系统，单相接地时，短路电流很大，因此开关设备容量要选择大些。同时由于单相短路电流较大，引起电压降低，影响系统的稳定性。另外当大短路电流在导体中流过时，周围形成强大的磁场，会干扰附近通信线路。针对上述缺点，在大容量的电力系统中，为减小接地电流常采用中性点经电抗器接地的方式。

在现代化城市电网中，由于广泛采用电缆取代架空线路，而电缆线路的单相接地电容电流远比架空线路的大，因此采取中性点经消弧线圈接地的方式往往也无法完全消除接地故障点的电弧，从而无法抑制由此引起危险的谐振过电压。因此我国部分城市的10kV电网中性点采取低电阻接地的运行方式。它接近于中性点直接接地的运行方式，必须装设单相接地故障保护。在系统发生单相接地故障时，开关跳闸，迅速切除故障线路，同时系统的备用电源投入装置动作，投入备用电源，恢复对重要负荷的供电。由于这类城市电网，通常采用环网供电方式，而且保护装置完善，因此供电可靠性是相当高的。

1.1.5 变电站电气设备简介

1. 变电站的分类及作用

发电厂的发电机和用户的用电设备额定电压较低，因此为了把电能送到较远的地区，减少送电过程中的电能损耗，需要把发电厂内的电压升高，而后经线路输送到用电地区，经降压变压器降压，再分配给用户。这就是变电站的主要作用，即变压、接受和分配电能。

变电站由电力变压器和室内、外配电装置以及继电保护、自动装置及监控系统构成。如果仅有配电装置用以接受和分配电能，无需变压器改变电压时，则称为配电站。

变电站分为升压变电站和降压变电站。升压变电站通常与大型发电厂结合在一起，在发电厂电气部分中装有升压变压器，把发电厂的电压升高，通过高压输电网将电能送向远方。降压变电站设在用电中心，将高压的电能适当降压后，向该地区用户供电。因供电范围不同，变电站可分为一次变电站（枢纽变电站）和二次变电站。工厂企业的变电站可分为总降压变电站和车间变电站。

一次变电站简称为一次变，它从220kV及以上的输电网受电，将电压降到35～110kV，供给较大范围的用户。一次变通常采用双绕组变压器，也有些装设三绕组变压器，将高压降为两种不同的电压，与相应电压级的网络联系起来。一次变的供电范围较大，是系统与发电厂联系的枢纽，故有时称为枢纽变电站。

二次变电站大多由35～110kV网络一次变受电，有些也由地方发电厂直接受电。将35～110kV电压降为6～10kV，向较小的范围（一般约为数公里）进行供电。

总降压变电站是对工厂企业供电的枢纽，故又称为中央变电站。它与二次变电站的情况基本相同，也是从一次变单独引出的35～110kV网络直接受电，经电力变压器降压至6～10kV，对工厂企业内部供电。一个大型企业可能要建设多个总降压变电站，分别对各分厂和车间供电。对于小型企业，可几个企业共用同一个总降压变电站。

车间变电站从总降压变电站引出的6～10kV厂区高压配电线路受电，将电压降至低压380/220V对各用电设备直接供电。

变电站的规模一般用电压等级，变压器容量和各级电压的出线回路数表示。

2. 变电站电气系统的主要内容

变电站的电气系统，按其作用的不同分为一次系统和二次系统。一次系统是直接生产、输送和分配电能的设备（如电力变压器、电力母线、高压输电线路、高压断路器等）及其相互间的连接电路；对一次系统的设备起控制、保护，调节、测量等作用的设备称为二次设备，如控制与信号器具、继电保护及安全自动装置，电气测量仪表、操作电源等。二次设备及其相互间的连接电路称为二次系统或二次回路。二次系统是电力系统安全、经济、稳定运行的重要保障，是发电厂及变电站电气系统的重要组成部分。二次回路设备通常为低压设备，二次系统是通过电压互感器与电流互感器与一次系统相联系的。

（1）变电站中主要的一次设备及作用

下面将结合图1-11变电站的接线图介绍变电站的一次设备。GB 4728—2000常用电气符号表如表1-3所示。

变压器：文字符号为T（电力变压器为TM），其作用是将电压升高或降低，以利于电能的合理输送、分配和使用。

高压断路器：文字符号为QF，其作用是使电压在1000V以上的高压线路在正常的负荷下，接通和断开正常的负荷电流；在线路发生故障时，通过继电保护装置将故障线路自动断开。

高压负荷开关：文字符号为QL，其作用是接通和断开正常的负荷电流和过负荷电流，但不能断开短路电流。实际上高压负荷开关往往和高压熔断器串联使用，借助熔断器进行短路保护。

高压隔离开关：文字符号为QS，主要是用来隔离高压电源。其断开后有明显的断口，使要检修的设备和电网可靠地隔离，以保证设备和线路的安全检修。隔离开关没有专门的灭弧装置，不允许带负荷操作隔离开关。但是可以用来通断一定的小电流，如分、合电压互感器和避雷器及系统无接地的消弧线圈；接通或断开电容电流不超过5A的空载线路；可接通或断开110kV及以下，空载电流不超过2A的空载变压器。

高压熔断器：文字符号为FU，主要用来对电路及其设备进行短路保护和过载保护，是当通过的电流超过规定值并经过一定的时间后，其熔体熔断而分断电流、断开电路的保护电器。

避雷器：文字符号为F，用来保护变电站的电气设备免受大气过电压及操作过电压危害的保护设备。

母线：文字符号为W，又称为汇流排，是用来汇集和分配电能的导体。高压配电站的母线，通常采用单母线制。如果是两路或以上电源进线时，则采用高压隔离开关或高压断路器（其两侧装隔离开关）分段的单母线制。

并联电容器：文字符号为C，主要用于产生无功功率，进行无功补偿，提高电力网的功率因数。

互感器：包括电流互感器（文字符号为TA）和电压互感器（文字符号为TV），其作用是使仪表、继电器等二次设备与主电路的一次设备绝缘，这既可避免主电路的高电压直接引入仪表、继电器等二次设备，又可防止仪表、继电器等二次设备的故障影响主电路，提高一、二次电路的安全性和可靠性，并有利于人身安全。同时，互感器可以将大电流变成小电流，高电压变成低电压，供给测量仪表、继电器等二次设备。

成套设备：成套设备是按一次电路接线方案的要求，将有关一次设备及控制、指示、监测和保护一次设备的二次设备组合为一体的电气装置，例如高压开关柜、低压配电屏等。

（2）变电站二次系统

变电站二次系统是一个具有多种功能的复杂网络，包括以下子系统。

1）控制系统。控制系统由各种控制开关和控制对象的操动机构组成，其主要作用是对发电厂、变电站的开关设备进行远方跳、合闸操作，以满足改变一次系统运行方式及处理故障的要求。

2）信号系统。信号系统由信号发送机构、接收显示元器件及其网络构成，其作用是准确、及时地显示出相应一次设备的工作状态，为运行人员提供操作、调节和处理故障的可靠依据。

3）测量与监测系统。测量与监测系统由各种电气测量仪表、监测装置、切换开关及其网络构成，其作用是指示或记录主要电气设备和输电线路的运行状态和参数，作为生产调度和值班人员掌握主系统的运行情况、进行经济核算和故障处理的主要依据。

4）继电保护与自动装置系统。继电保护与自动装置系统由互感器、变换器，各种继电保护及自动装置、选择开关及其网络构成，其作用是监视一次系统的运行状况，一旦出现故障或异常便自动进行处理，并发出信号。

5）调节系统。调节系统由测量机构、传送设备、执行元器件及其网络构成，其作用是调节某些主设备的工作参数，以保证主设备和电力系统的安全、经济、稳定运行。

6）操作电源系统。操作电源系统由直流电源设备和供电网络构成，其作用是供给上述各二次系统的工作电源。

7）综合自动化系统。变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次系统（包括控制、测量、信号、故障录波、继电保护、自动装置及运动系统等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制的任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次系统，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。