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7.5电压互感器二次侧必须接地的原因-地级电网调度倒闸操作
7.5电压互感器二次侧必须接地的原因
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电压互感器二次侧接地属保护接地。为防止一、二次侧绝缘损坏击穿
，高电压串到二次侧来，对人身和设备造成危险，所以二次侧必须接地。
地级电网调度倒闸操作
肖建云
图书目录
前言
1.1电力系统运行操作的原则
1.2调度操作指令的形式及适用范围
1.3调度术语中“同意”、“许可”、“直接”、“间接”的含义
1.4调度下令操作前应认真考虑的问题
1.5系统中的正常操作，应尽可能避免的时间段
1.6电网运行备用容量配置要求
1.7电力系统标准频率及其允许偏差
1.8核相原因及需要核相的情况
1.9系统并列操作的规定
1.10合解环路操作的规定
1.11负荷预测的概念及原理
2.1线路操作的一般规定
2.2线路的电容效应
2.3交流输电线路中的电功率是否由高电压端向低电压端传送
2.4操作实例一
2.5操作实例二
2.6操作实例三
2.7操作实例四
2.8操作实例五
3.1变压器操作的一般规定
3.2变压器并联运行条件不满足造成的不良影响
3.3变压器停送电操作时，其中性点需接地的原因
3.4励磁涌流及其产生的原因
3.5新变压器或大修后的变压器正式投运前做冲击试验的原因及要求
3.6操作实例一
3.7操作实例二
3.8操作实例三
3.9操作实例四
3.10操作实例五
3.11操作实例六
4.1母线操作的一般规定
4.2母线操作方法和注意事项
4.3如何避免用母联断路器向空母线充电发生谐振
4.4在母线电流差动保护中采用电压闭锁元件的原因
4.5设置母线充电保护的原因
4.6线路备自投的动作条件
4.7分段备自投的动作条件
4.8操作实例一
4.9操作实例二
4.10操作实例三
4.11操作实例四
4.12操作实例五
5.1开关操作的一般规定
5.2在调度运行中，出现需要向上级调度借用旁路（或母联）开关的情况时的正确做法
5.3线路备自投的充放电条件
5.4分段备自投的充产电条件
5.5操作实例一
5.6操作实例二
5.7操作实例三
5.8操作实例四
6.1刀闸操作的一般规定
6.2操作实例一
6.3操作实例二
7.1电压互感器操作的一般规定
7.2电压互感器所接的保护及自动装置
7.3电压互感器的操作顺序
7.4运行中的电压互感器二次侧短路的危害
7.5电压互感器二次侧必须接地的原因
7.6在双母线系统中电压切换的作用
7.7两台电压互感器并列运行应注意的事项
7.8大修或新更换的电压互感器核相（定相）的原因
7.9操作实例一
8.1操作实例一
8.2操作实例二
8.3操作实例三
8.4操作实例四
8.5操作实例五
8.6操作实例六
8.7操作实例七
9.1线路保护的运行操作原则
9.2需要停用重合闸的情况
9.3母差保护及失灵保护的运行操作原则
9.4 220kV母差保护停运时间较长时的保护调整要求
9.5 220kV变电站的110kV母线保护停运时间较长时的保护调整要求
9.6变压器保护的运行操作原则
9.7操作实例一
9.8操作实例二
10.1新设备投运应具备的条件
10.2新设备启动的相关要求
10.3启动投产方案实例一
10.4启动投产方案实例二
10.5启动投产方案实例三
10.6启动投产方案实例四
附录一：一次设备常用调度指令
附录二：继电保护装置常用调度指令
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