色环电阻快速识别法

色环电阻快速识别法

（1）熟记第一、二环每种颜色所代表的数。可这样记忆：棕1，红2，橙3，黄4，绿5，蓝6，紫7，灰8，白9，黑0。这样连起来读，多复诵几遍便可记住。

记准记牢第三环颜色所代表的阻值范围，这一点是快识的关键。具体是：

金色：几点几Ω

黑色：几十几Ω

棕色：几百几十Ω

红色：几点几kΩ

橙色：几十几kΩ

黄色：几百几十kΩ

绿色：几点几MΩ

蓝色：几十几MΩ

从数量级来看，在体上可把它们划分为三个大的等级，即：金、黑、棕色是欧姆级的；红橙黄色是千欧级的；绿、蓝色则是兆欧级的。这样划分一下是为了便于记忆。

（3）当第二环是黑色时，第三环颜色所代表的则是整数，即几，几十，几百kΩ等，这是读数时的特殊情况，要注意。例如第三环是红色，则其阻值即是整几kΩ的。

（4）记住第四环颜色所代表的误差，即：金色为5％；银色为10％；无色为20％。

下面举例说明：

例1当四个色环依次是黄、橙、红、金色时，因第三环为红色、阻值范围是几点几kΩ的，按照黄、橙两色分别代表的数"4"和"3"代入,，则其读数为43 kΩ。第环是金色表示误差为5％。例2当四个色环依次是棕、黑、橙、金色时，因第三环为橙色，第二环又是黑色，阻值应是整几十kΩ的，按棕色代表的数"1"代入，读数为10 kΩ。第四环是金色，其误差为5％

在某些不好区分的情况下，也可以对比两个起始端的色彩，因为计算的起始部分即第1色彩不会是金、银、黑3种颜色。如果靠近边缘的是这3种色彩，则需要倒过来计算。

色环电阻的色彩标识有两种方式，一种是采用4色环的标注方式，令一种采用5色环的标注方式。两者的区别在于：4色环的用前两位表示电阻的有效数字，而5色环电阻用前三位表示该电阻的有效数字，两者的倒数第2位表示了电阻的有效数字的乘数，最后一位表示了该电阻的误差。

对于4色环电阻，其阻值计算方法位：

阻值=（第1色环数值*10+第2色环数值）*第3位色环代表之所乘数

对于5色环电阻，其阻值计算方法位：

阻值=（第1色环数值*100+第2色环数值*10+第3位色环数值）*第4位色环代表之所乘数例1：某4色环电阻色彩标识如下：

该电阻标称阻值=26*107=260,000,000Ω=260MΩ，误差范围±5%

例2：某5色环电阻色彩标识如下：

该电阻阻值=508*1，000=508，000Ω=508KΩ，误差范围±5%

对于4环电阻，前2环直接换成数字，第3环表示乘以10的若干次幂，如第一、二、三环的颜色分别为棕（1）、紫（7 ）、红（2），则表示的电阻为17×10^2，即表示1.7K的电阻值。

对于5环电阻，则第4环表示乘以10的若干次幂，用前3环表示的数字乘以10的n次幂（n为第4环表示的数字）。

4色环电阻：

第一色环是十位数，第二色环是个位数，

第三色环是应乘倍数，第四色环是误差率

5色环电阻：

第一色环是百位数，第二色环是十位数，

第三色环是个位数，第四色环是应乘倍数，

第五色环是误差率。

例如:5色环电阻的颜色排列为红红黑黑棕，

则其阻值是220×1=220 Ω，误差±1 ％

5色环电阻通常都是误差±1 ％的金属膜电阻。

1绪论

1.1数字变电站的发展过程

随着经济建设的进展，我国电力工业建设得到迅速的发展，电力系统输电容量不断扩大，电力网落结构更为庞大、复杂，推动了作为电力系统中的一个重要组成部分的变电站的模式的飞速发展。

常规变电站模式的二次设备主要由继电保护、就地监控(测量、控制、信号)、远动等装置组成。这些设备分属不同的专业，加上管理体制上的一些原因，在变电站上述各专业的设备出现了功能重复、装置重复配置、互连复杂等问题。随着微机技术的发展和在电力系统的普遍应用，这些装置都采用微机型的，即微机保护、微机监控、微机远动等。这些微机装置尽管功能不一，但其硬件配置却大体相同，装置所采集的量和要控制的对象许多是共同的。

这就迫切需要打破各专业分界的框框，从全局出发来考虑全微机化的变电站二次设备的优化设计，这便提出了变电站综合自动化的问题。变电站综合自动化利用微机技术将变电站的二次设备(包括控制、信号、测量、保护、自动装置、远动装置)经过功能的重新组合和优化设计，构成了对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的综合性自动化系统。它是计算机、自动控制、电子通讯技术在变电站领域的综合应用，它具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特点。

国外从70年代末80年代初就开始进行保护和控制综合自动化新技术的开发和试验研究工作。各大电力设备制造公司都陆续推出了系列化产品。90年代以来，世界各国新建变电站大部分采用了变电站综合自动化系统。我国在70年代初期便先后研制成电气集中控制装置和"四合一"集控台。随着微机技术在电力系统应用的日益成熟，80年代中期，我国亦开始研究变电站综合自动化技术，它就是利用大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。其特征是功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

虽然常规变电站综合自动化技术发展至今，虽已部分实现了计算机化和网络化，但是常规变电站存在以下缺点：

（1）、由于设备之间缺乏互操作性，不能够实现一体化。各厂家设备功能和接口的差异，导致设备维护和升级成本高;

（2）、变电站自动化系统与互感器、开关等终端设备需要通过大量的电缆相连，传输环节较多，电缆损耗，电磁兼容，电磁干扰、施工工艺等等问题，导致传输的模拟信号失真、误差大;

（3）、一次设备的在线检测信息不能共享;

（4）、变电站内、变电站与控制中心之间不能提供完全信息共享平台，造成物理设备的重复使用和浪费;

（5）、庞大的综合自动化、通信系统体现出附带设备众多等等缺点不断显数字现出来。所以构建新的变电站模式，数字通讯技术及新的网络结构在变电站中的应用己很必要，即建设数字化变电站。

数字化变电站是指变电站信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化即将设备采集、交换、传输的模拟交流量、开关量、控制命令等转化为数字信息，运用IEC61850协议构建的分层、分布式数字化网络系统，使全站设备信息采集、传输、处理、输出能共享一个信息平台，达到设备之间具有互操作性的目的。其基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化。

数字变电站自动化技术经过10 多年的发展已经达到了一定的水平, 在我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术, 实现无人值班, 而且在220kV 及以上的超高压变电站建设中也大量采用综合自动化新技术, 从而提高了电网建设的现代化水平, 增强了输配电的可能性, 降低了变电站建设的总造价。随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用, 势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响, 全数字化变电站自动化系统即将出现。

1.2 数字变电站应具备以下特点

1.2.1 光电化的电流电压互感器

采用罗氏线圈原理实现的光电互感器主要特点有绝缘简单，体积小、重量轻、CT动态范围宽，无饱和现象，无谐振、二次输出不怕开路，数字量输出的特点。一般可分为有源和无源两种，有源光电互感器即传感头部分需要外加"取能"或"送能"电源，利用光纤传输数据，易于实现高精度、高可靠性的电子电路，难点是电源的远端取电技术和电源的管理，并且有源的物理距离受一定的限制，长时间大功率激光供能对光电设备寿命影响，易受电磁干扰等问题。无源光电互感器即不需要外加电源的自励源式互感器，难点是如何减小"唤醒电流"的死角，晶体的双折射现象，光纤的偏振效应，维尔德常数的温度效应等。

1.2.2合并器

因有可能常规互感器与光电互感器同时存在、或光电互感器三相交流量的同步，主变不同电压侧间隔获得数据差动保护需求、母线不同间隔差动、线路两侧差动保护，安稳装置的同步要求，需要点对点的光纤网络数据收集和分发，使得合并器的出现就尤为重要。

1.2.3 智能化的一次设备

智能设备首先应具备数字化接口，一次设备被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路，采用微处理器和光电技术设计，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程控制器代替，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。通过过程总线接口给间隔层设备提供电气信息，接受间隔层设备的跳合闸等控制命令；各断路器的智能终端输入开关位置、低气压、刀闸位置等状态量，输出跳合闸命令，含操作回路；本体智能终端输入非电量、中性点刀闸位置、档位等信号，输出档位控制、中性点刀闸控制和风扇控制等接点，智能化设备是机电一体的进一步结合。

1.2.4 网络化二次设备

网络化的二次设备具有数字化接口，能满足电子式互感器和智能开关的要求，能满足IEC-61850的要求，目前的问题是基于IEC-61850的间隔层和站控层的二次设备和一次设备之间相互配合的技术壁垒实际上比常规站更高，设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二