发电厂电气部分(第五版)5123-7280苗世洪

发电厂电气部分（第五版）“十二五”普通高等教育本科国家级规划教材中国电力出版社苗世洪朱永利主编发电厂电气部分本课件是为了配合“十二五”普通高等教育本科国家级规划教材《发电厂电气部分》的教学需要而制作的。本课件采用PowerPoint软件。本课件中所使用的章节号，公式、图及表的编号均与原书一致。课件中未覆盖带“*”号标记供选学的内容，特此说明。2016年4月前言发电厂电气部分第一章概述5～71第二章载流导体的发热和电动力72～126第三章灭弧原理及主要开关电器127～215第四章电气主接线及设计216～357第五章厂用电接线及设计358～470第六章导体和电气设备的原理与选择471～576第七章配电装置577～627 目录 工贸企业有限空间作业目录特种设备作业人员作业种类与目录特种设备作业人员目录1类医疗器械目录高值医用耗材参考目录 发电厂电气部分第八章发电厂和变电站的控制与信号第九章同步发电机的运行第十章电力变压器的运行628～674675～710711～791发电厂电气部分第一节电力工业发展概况一、我国电力工业发展简况第一章概述1882年7月26日，上海电气公司在上海成立，安装了一台以蒸汽机带动的直流发电机，并正式发电，从电厂到外滩沿街架线，供给照明用电，这是我国的第一座火电厂。这与世界上第一座火电厂——于1875年建成的法国巴黎火车站电厂相距仅7年，与美国的第一座火电厂——旧金山实验电厂相距3年，与英国的第一座火电厂——伦敦霍尔蓬电厂同年建成，说明当年我国电力建设和世界强国差距并不大。发电厂电气部分从1882年7月上海第一台发电机组发电开始到1949年新中国成立，在60多年中经历了辛亥革命、土地革命、抗日战争和解放战争，这时期电力工业发展迟缓，全国发电设备的总装机容量184.86万kW（当时占世界第21位），年发电量仅43.1亿kW·h（当时占世界第25位），人均年占有发电量不足10kW·h。新中国成立后，电力工业有了很大的发展，尤其是1978年以后，改革开放、发展国民经济的正确决策和综合国力的提高，使电力工业取得了突飞猛进、举世瞩目的辉煌成就。到1995年末，全国年发电量已达到10000亿kW·h，仅次于美国而跃居世界第2位；全国发电设备总装机容量达2.1亿kW，当时居世界第3位。截至2013年底，全国发电装机容量达到12.5亿kW，首次超越美国位居世界第1位。从电力生产情况看，全年发电量达到5.35万亿kW·h，同比增长7.5%。全国火电机组供电 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 煤耗321g/kW·h，提前实现国家节能减排“十二五”规划目标，煤电机组供电标准煤耗继续居世界先进水平。发电厂电气部分1972年建成了我国第一条超高压330kV输电线路，由甘肃刘家峡水电厂到陕西关中地区。2005年9月，我国第一个超高压750kV输变电工程（官厅至兰州东）正式投入运行，这是我国电力工业发展史上一个新的里程碑。2006年8月19日，我国特高压试验示范工程1000kV晋东南—南阳—荆门工程正式奠基。2014年7月，溪洛渡左岸—浙江金华±800kV特高压直流输电工程正式投运。该工程在世界上首次实现单回直流工程800万kW连续运行和840万kW过负荷输电运行，创造了超大容量直流输电的新纪录。目前，我国最大的火电机组容量为110万kW（新疆农六师煤电有限公司二期工程），最大的水电机组容量为80万kW（向家坝水电站），最大的核电机组容量为175万kW（台山核电站）；最大的火力发电厂装机容量为540万kW（内蒙古托克托电厂，8×60万+2×30万kW），最大的水力发电厂装机容量为2250万kW（三峡电厂，32×70万+2×5万kW），最大的核电发电厂装机容量为380万kW（大亚湾——岭澳核电站，2×90万+2×100万kW），最大的抽水蓄能厂装机容量为240万kW（广东抽水蓄能电厂，8×30万kW）。发电厂电气部分二、电力系统发展前景为国民经济各部门和人民生活供给充足、可靠、优质、廉价的电能，是电力系统的基本任务。节能减排，“一特四大”，实现高度自动化，西电东送，南北互供，发展联合电力系统，是我国电力工业的发展方向，也是一项全局性的庞大系统工程。为了实现这一目标，还有很多事要做，且依赖于各方面相关技术的全面进步。如下为相关的技术与目标。1.节能减排，世纪之约2.做好电力规划，加强电网建设3.电力工业现代化4.联合电力系统5.电力市场6.IT技术7.洁净煤发电技术8.绿色能源的开发和利用发电厂电气部分第二节发电厂类型一、电能与发电厂 电能是由一次能源经加工转换而成的能源，称为二次能源。电能与其他形式的能源相比，其特点有：（1）电能可以大规模生产和远距离输送（2）电能方便转换和易于控制（3）损耗小（4）效率高（5）电能在使用时没有污染，噪声小 总之，随着科学技术的发展，电能的应用不仅影响到社会物质生产的各个侧面，也越来越广泛地渗透到人类生活的每个层次。电气化在某种程度上成为现代化的同义语，电气化程度已成为衡量社会物质文明发展水平的重要标志。发电厂电气部分 发电厂将各种一次能源转变成电能的工厂。按一次能源的不同发电厂分为：（1）火力发电厂（2）水力发电厂（3）核能发电厂（4）风力发电厂（5）地热发电厂（6）太阳能发电厂（7）潮汐发电厂发电厂电气部分二、火力发电厂（一）火电厂的分类 按原动机分（1）凝汽式汽轮机发电厂（2）燃气轮机发电厂（3）内燃机发电厂（4）蒸汽-燃气轮机发电厂等。（1）燃煤发电厂（2）燃油发电厂（3）燃气发电厂（4）余热发电厂 按燃料分发电厂电气部分 按蒸汽压力和温度分（1）中低压发电厂，其蒸汽压力在3.92MPa、温度为450℃的发电厂，单机功率小于25MW（2）高压发电厂，其蒸汽压力一般为9.9MPa、温度为540℃的发电厂，单机功率小于100MW（3）超高压发电厂，其蒸汽压力一般为13.83MPa、温度为540/540℃的发电厂，单机功率小于200MW（4）亚临界压力发电厂，其蒸汽压力一般为16.77MPa、温度为540/540℃的发电厂，单机功率为300MW直至1000MW不等；发电厂电气部分（5）超临界压力发电厂，其蒸汽压力大于22.11MPa、温度为550/550℃的发电厂，机组功率为600MW、800MW及以上；（6）超超临界压力发电厂，其蒸汽压力为26.25MPa、温度为600/600℃的发电厂，机组功率为1000MW及以上； 按输出能源分（1）凝汽式发电厂，即只向外供应电能的发电厂，其效率较低，只有30%~40%。（2）热电厂，即同时向外供应电能和热能的电厂，其效率较高，可达60%~70%。发电厂电气部分火力发电厂的生产过程概括地说是把煤炭中含有的化学能转变为电能的过程，如图1-1所示的凝气式电厂，整个生产过程可分为三个阶段：（1）燃烧系统：燃料的化学能在锅炉燃烧中转变为热能，加热锅炉中的水使之变为蒸汽，称为燃烧系统；（2）汽水系统：锅炉产生的蒸汽进入汽轮机，冲动汽轮机的转子旋转，将热能转变为机械能，称为汽水系统；（3）电气系统：超由汽轮机转子旋转的机械能带动发电机旋转，把机械能变为电能，称为电气系统；（二）火电厂的电能生产过程发电厂电气部分“十一五”国家级规划教材图1-1凝汽式发电厂生产过程示意图发电厂电气部分1.燃烧系统燃烧系统由运煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等环节组成，其流程如图1-2所示。图1-2火电厂燃烧系统流程示意图发电厂电气部分燃烧系统包括如下子系统：（1）运煤系统。（2）磨煤系统。（3）燃烧系统。（4）风烟系统。（5）灰渣系统。2.汽水系统火电厂的汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、除氧器、加热器等设备及管道构成，包括给水系统、循环水系统和补充给水系统，如图1-3所示。发电厂电气部分图1-3火电厂汽水系统流程示意图发电厂电气部分3.电气系统发电厂的电气系统，包括发电机、励磁装置、厂用电系统和升压变电站等，如图1-4所示。图1-4火电厂电气系统流程示意图发电厂电气部分(三)火电厂的特点（1）布局灵活，装机容量的大小可按需要决定。（2）一次性建造投资少，单位容量的投资仅为同容量水电厂的一半左右。（3）耗煤量大。（4）动力设备繁多，发电机组控制操作复杂，厂用电量和运行人员都多于水电厂，运行费用高。（5）燃煤发电机组由停机到开机并带满负荷需要几小时到十几小时，并附加耗用大量燃料。（6）火电厂担负调峰、调频或事故备用，相应的事故增多，强迫停运率增高，厂用电率增高。（7）火电厂的各种排放物（如烟气、灰渣和废水）对环境的污染较大。发电厂电气部分(四)火电厂对环境的影响及处理措施火电厂生产时的污染排放主要是烟气污染物排放、灰渣排放和废水排放，其中烟气中的粉尘、硫氧化物和氮氧化物经过烟囱排入大气，这些一次污染物通过在大气中的迁移、转化生成二次污染物，会给环境造成很大的危害。处理措施：（1）废水：净化，回收再利用（2）烟气：除尘，脱硫（3）灰渣：综合利用发电厂电气部分(一)水电厂的分类 1.按集中落差的方式分（1）堤坝式水电厂。在河流中落差较大的适宜地段拦河建坝，形成水库，将水积蓄起来，抬高上游水位，形成发电水头，这种开发模式称为堤坝式。由于水电厂厂房在水利枢纽中的位置不同，又分为坝后式和河床式两种型式。坝后式水电厂示意图如图1-6所示。河床式水电厂示意图如图1-7所示。三、水力发电厂发电厂电气部分图1-6坝后式水电厂示意图发电厂电气部分图1-7河床式水电厂示意图发电厂电气部分（2）引水式水电厂。由引水渠道造成水头，用于河床坡度较大的高水头中小型水电厂。图1-8引水式水电厂示意图发电厂电气部分（3）混合式水电厂。在适宜开发的河段拦河筑坝，坝上游河段的落差由坝集中，坝下游河段的落差由有压力引水道集中，而水电厂的水头则由这两部分落差共同形成，这种集中落差的方式称为混合开发模式，由此而修建的水电厂称为混合式水电厂，它兼有堤坝式和引水式两种水电厂的特点。 2.按径流调节的程度分（1）无调节水电厂。（2）有调节水电厂。根据水库对径流的调节程度，又可将水电厂分为：日调节水电厂，年调节水电厂和多年调节水电厂。发电厂电气部分(二)水电厂的特点（1）可综合利用水能资源。（2）发电成本低、效率高。（3）运行灵活。（4）水能可储蓄和调节。（5）水力发电不污染环境。（6）水电厂建设投资较大，工期较长。（7）发电不均衡。（8）给农业生产带来一些不利，还可能在一定程度破坏自然界的生态平衡。发电厂电气部分(三)抽水蓄能电厂 1.工作原理抽水蓄能电厂是以一定水量作为能量载体，通过能量转换向电力系统提供电能。图1-9抽水蓄能电厂示意图发电厂电气部分 2.抽水蓄能电厂在电力系统中的作用（1）调峰。（2）填谷。（3）事故备用。（4）调频。（5）调相。（6）黑启动。（7）蓄能。发电厂电气部分 3.抽水蓄能电厂的效益（1）容量效益。（2）节能效益。（3）环保效益。（4）动态效益。（5）提高火电设备利用率。（6）对环境没有污染且可美化环境。发电厂电气部分（一）核电厂的分类 1.压水堆核电厂图1-10所示为压水堆核电厂的示意图。整个系统分成两大部分，即一回路系统和二回路系统。一回路系统中压力为15MPa的高压水被冷却剂主泵送进反应堆，吸收燃料元件的释热后，进入蒸汽发生器下部的U形管内，将热量传给二回路的水，再返回冷却剂主泵入口，形成一个闭合回路。二回路系统的水在U形管外部流过，吸收一回路水的热量后沸腾，产生的蒸汽进入汽轮机的高压缸做功；高压缸的排汽经再热器再热提高温度后，再进入汽轮机的低压缸做功；膨胀做功后的蒸汽在凝汽器中被凝结成水，再送回蒸汽发生器，形成一个闭合回路。四、核能发电厂发电厂电气部分图1-10压水堆核电厂示意图发电厂电气部分 2.沸水堆核电厂图1-11所示为沸水堆核电厂的示意图。在沸水堆核电厂中，堆芯产生的饱和蒸汽经分离器和干燥器除去水分后直接送入汽轮机做功。在沸水堆核电厂中反应堆的功率主要由堆芯的含汽量来控制。图1-11沸水堆核电厂的示意图发电厂电气部分（二）核电厂的系统 1.核岛的核蒸汽供应系统核蒸汽供应系统包括以下子系统：（1）一回路主系统，包括压水堆、冷却剂主泵、蒸汽发生器和稳压器等。（2）化学和容积控制系统。（3）余热排出系统，又称停堆冷却系统。（4）安全注射系统，又称紧急堆芯冷却系统。（5）控制、保护和检测系统。发电厂电气部分 2.核岛的辅助系统核岛的辅助系统包括以下子系统：（1）设备冷却水系统，用于冷却所有位于核岛内的带放射性水的设备。（2）硼回收系统，用于对一回路系统的排水进行储存、处理和监测，将其分离成符合一回路水质要求的水及浓缩的硼酸溶液。（3）反应堆的安全壳及喷淋系统。（4）核燃料的装换料及储存系统，用于实现对燃料元件的装换料和储存。（5）安全壳及核辅助厂房通风和过滤系统。它的作用是实现安全壳和辅助厂房的通风，同时防止放射性外泄。（6）柴油发电机组，为核岛提供应急电源。发电厂电气部分 3.常规岛的系统常规岛的系统与火电厂的系统相似，它通常包括：（1）二回路系统，又称汽轮发电机系统，由蒸汽系统、汽轮发电机组、凝汽器、蒸汽排放系统、给水加热系统及辅助给水系统等组成。（2）循环冷却水系统。（3）电气系统及厂用电设备。发电厂电气部分（三）核电厂的运行核电厂的运行和火电厂相比有以下一些新的特点：（1）压水堆核电厂的反应堆，只能对反应堆堆芯一次装料，并定期停堆换料。（2）反应堆的堆芯内，核燃料发生裂变反应释放核能的同时，也放出瞬发中子和瞬发射线。（3）反应堆在停闭后，运行过程中积累起来的裂变碎片和、衰变，将继续使堆芯产生余热（又称衰变热）。（4）核电厂在运行过程中，会产生气态、液态和固态的放射性废物。（5）核电厂的建设费用高，但燃料所占费用较为便宜。发电厂电气部分第三节变电站类型变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电气设施。在电力系统中变电站是输电和配电的集结点。一、变电站的分类 （一）按变电站在电力系统中的地位和作用分类（1）枢纽变电站（2）中间变电站（3）区域（地区）变电站（4）企业变电站（5）末端（用户）变电站发电厂电气部分 （二）按变电站建筑形式和电气设备布置方式分类（1）户内变电站（2）半户内变电站（3）户外变电站 （三）其他分类（1）按变电站供电对象的差异，分为城镇变电站、工业变电站和农业变电站；（2）按变电站是否有人正常运行值班，分为有人值班变电站和无人值班变电站；（3）按变电站围护结构不同，分为土建变电站和箱式变电站。发电厂电气部分二、新型变电站简介 （一）数字化变电站1.含义和结构数字化变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信协议基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站自动化系统的结构在物理上可分为两类，即智能化的一次设备和网络化的二次设备；在逻辑结构上可分为三个层次，分别为过程层、间隔层、站控层。2.主要特点与优点特点：（1）变电站传输和处理的信息全数字化；（2）过程层设备智能化；（3）统一的信息模型，包括数据模型和功能模型；（4）统一的通信协议，数据无缝交换；（5）高质量信息，具有可靠性、完整性、实时性；（6）各种设备和功能共享统一的信息平台。发电厂电气部分优点：（1）各种功能共用统一的信息平台，避免设备重复投入；（2）测量准确度高、无饱和、无电流互感器二次开路；（3）二次接线简单；（4）光纤取代电缆，电磁兼容性能优越；（5）信息传输通道都可自检，可靠性高；（6）管理自动化。 （二）智能变电站智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要实现支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。1.智能设备智能设备是指附加了智能组件的高压设备。智能组件通过状态感知元件和指令执行元件，实现状态的可视化、控制的网络化和信息互动化，为智能电网提供最基础的功能支撑。发电厂电气部分2.智能变电站高级应用功能（1）设备状态可视化。（2）变电站智能告警在线处理专家系统。（3）变电站事故信息综合分析辅助决策系统。（4）智能变电站经济运行与优化控制。（5）与智能电网其他节点的互动。发电厂电气部分三、直流输电换流站 （一）换流站简介在输电系统的送端需要将交流电转换为直流电（此过程称为整流），经过直流输电线路将电能送往受端；而在受端又必须将直流电转换为交流电（此过程称为逆变），然后送到受端的交流系统中去，供用户使用。在这个系统的送端进行整流变换的地方称为整流站，而在受端进行逆变变换的地方称为逆变站，两者统称为换流站。 （二）背靠背换流站背靠背换流站作为高压直流输电工程的一种特殊换流方式，将高压直流输电的整流站和逆变站合并在一个换流站内，在同一处完成将交流变直流，再由直流变交流的换流过程，其整流和逆变的结构、交流侧的设施与高压直流输电完全一样。发电厂电气部分背靠背换流站具有以下优点：（1）换流站的结构简单，比常规换流站的造价低15%~20%。（2）控制系统响应速度更快。直流侧的故障率很低，从而使保护得到了简化。（3）在运行中可方便地降低直流电压和增加直流电流来进行无功功率控制或交流电压控制，以提高电力系统的电压稳定性。（4）在实现电力系统非同步联网时，可不增加被联电力系统的短路容量，从而避免了由此所产生的需要更换开关等问题；可利用直流输送功率的可控性，方便地实现被联电力系统之间的电力和电量的经济调度；此外，可方便地利用直流输送功率的快速控制来进行电力系统的频率控制或阻尼电力系统的低频振荡，从而提高了电力系统运行的稳定性和可靠性。（5）由于直流侧电压较低，有利于换流站设备的模块化设计。采用模块化设计可进一步降低换流站的造价，缩短工程的建设周期，提高工程运行的可靠性。发电厂电气部分 （一）一次设备通常把生产、变换、输送、分配和使用电能的设备，如发电机、变压器和断路器等称为一次设备。它们包括：（1）生产和转换电能的设备。（2）接通或断开电路的开关电器。第四节发电厂和变电站电气部分概述一、电气设备、接线和装置发电厂电气部分（3）限制故障电流和防御过电压的保护电器。（4）载流导体。（5）互感器，包括电压互感器和电流互感器。（6）无功补偿设备。（7）接地装置。发电厂电气部分对一次设备和系统的运行状态进行测量、控制、监视和起保护作用的设备，称为二次设备。（1）测量表计，如电压表、电流表、频率表、功率表和电能表等，用于测量电路中的电气参数。（2）继电保护、自动装置及远动装置。（3）直流电源设备，包括直流发电机组、蓄电池组和整流装置等。（4）操作电器、信号设备及控制电缆。 （二）二次设备发电厂电气部分一次电路：由一次设备，例如发电机、变压器、断路器等，按预期生产流程所连成的电路，称为一次电路，或称电气主接线；二次电路：由二次设备所连成的电路称为二次电路，或称二次接线。图1-12是具有两种电压（发电机电压及升高电压）大容量发电厂的电气主接线图。 （三）电气接线在发电厂和变电站中，根据各种电气设备的作用及要求，按一定的方式用导体连接起来所形成的电路称为电气接线。发电厂电气部分图1-12火电厂的电气主接线图发电厂电气部分 （四）配电装置配电装置按电气设备装设地点不同，可分为屋内配电装置和屋外配电装置。图1-12中，由断路器QF1和QF2，隔离开关QS1~QS4，母线W1~W3，电抗器L1和L2以及馈线WL1和WL2等，构成的配电装置，布置在屋内，称为屋内配电装置，又称发电机电压配电装置；而由断路器QF3~QF5，相应的隔离开关，母线W4和W5以及出线WL3和WL4等，构成的配电装置，称为屋外配电装置，又称高压配电装置。发电厂电气部分 （一）300MW发电机组电气部分1.电气主接线300MW发电机组，采用发电机－变压器单元接线，如图1-13所示。变压器高压侧，经引线接入220kV系统。二、发电厂电气部分发电厂电气部分图1-13300MW发电机组电气主接线图1—发电机；2—主变压器；3—高压厂用变压器（为分裂绕组变压器）4—电压互感器；5—高压熔断器；6—避雷器；7—电流互感器；8—中性点接地变压器发电厂电气部分由图1-13可看出，300MW发电机组电气主接线具有下述特点：（1）发电机与主变压器的连接采用发电机－变压器单元接线，无发电机出口断路器和隔离开关。（2）在主变压器低压侧引接一台高压厂用变压器，供给厂用电。（3）在发电机出口侧，通过高压熔断器接有三组电压互感器和一组避雷器。（4）在发电机出口侧和中性点侧，每相装有电流互感器4只。（5）发电机中性点接有中性点接地变压器。（6）高压厂用变压器高压侧，每相装有电流互感器4只。发电厂电气部分发电机和主变压器之间的连接母线及厂用分支母线均采用全连离相封闭母线。其具有以下优点：（1）供电可靠。（2）运行安全。（3）基本消除了母线周围钢构件的发热。（4）施工安装简便，运行维护工作量小。发电厂电气部分2.主要电气设备（1）发电机。（5）高压熔断器。（2）主变压器。（6）电流互感器。（3）高压厂用变压器。（7）发电不均衡。（4）电压互感器。（8）中性点接地变压器。发电厂电气部分 （二）600MW发电机组电气部分1.电气主接线图1-14600MW发电机组电气主接线图1—发电机；2—主变压器；3—高压厂用变压器4—高压公用变压器；5—励磁变压器；6—中性点接地变压器；7—电压互感器；8—熔断器；9—高压避雷器发电厂电气部分由图1-14可看出，600MW发电机组电气主接线具有下述特点：（1）发电机与主变压器的连接采用发电机－变压器单元接线，发电机和主变压器之间没有断路器和隔离开关。（2）主变压器采用三相双绕组变压器，低压侧绕组接成三角形，高压侧绕组接成星形。变压器高压侧中性点接地方式为直接接地。（3）在主变压器低压侧引接一台高压厂用变压器和一台高压公用变压器，供给厂用电。（4）在发电机出口侧，通过高压熔断器接有三组电压互感器和一组避雷器。（5）在发电机出口侧和中性点侧，每相装有电流互感器4只。（6）发电机中性点接有中性点接地变压器。发电厂电气部分（7）高压厂用变压器高压侧，每相配置套管式电流互感器3只。（8）主变压器高压侧每相各配置套管式电流互感器3只，中性点配置电流互感器1只2.主要电气设备（1）发电机。（5）电流互感器。（2）主变压器。（6）中性点接地变压器。（3）高压厂用变压器。（7）高压熔断器。（4）电压互感器。（8）避雷器。发电厂电气部分 （三）1000MW发电机组电气部分1.电气主接线1000MW发电机组，采用发电机－变压器单元接线，如图1-15所示。变压器高压侧，经隔离开关和引线接入500kV系统，500kV侧采用一个半断路器接线方式。发电厂电气部分图1-151000MW发电机组电气主接线图1—发电机；2—主变压器；3、4—高压厂用变压器；5—励磁变压器；6—中性点接地变压器；7、8—电压互感器；9—高压避雷器；10—隔离开关；11—电压互感器发电厂电气部分由图1-15可看出，1000MW发电机组电气主接线具有下述特点：（1）发电机与主变压器的连接采用发电机－变压器单元接线，发电机和主变压器之间没有断路器和隔离开关，但在主母线上设有可拆连接点。（2）发电机出口主封闭母线上有接地刀闸，母线接地刀闸能承受主回路动、热稳定的要求。接地刀闸附近有观察接地刀闸位置的窥视孔。（3）主变压器采用三台单相双绕组油浸式变压器，低压侧绕组接成三角形，高压侧绕组接成星形。变压器高压侧中性点接地方式为直接接地。（4）在主变压器低压侧引接两台容量相同的高压厂用变压器，供给厂用电。发电厂电气部分（5）在发电机出口主封闭母线有短路试验装置，主回路T接引至电压互感器柜，通过高压熔断器接有三组三相电压互感器和一组避雷器。（6）在发电机出口侧和中性点侧，每相装有套管式电流互感器4只。（7）发电机中性点经隔离开关接有中性点接地变压器。（8）高压厂用变压器高压侧，每相配置套管式电流互感器3只。（9）主变压器高压侧每相各配置套管式电流互感器4只，中性点配置电流互感器2只。发电厂电气部分2.主要电气设备（1）发电机。（2）主变压器。（3）高压厂用变压器。（4）电压互感器。（5）电流互感器。（6）中性点接地变压器。发电厂电气部分 （四）超超临界发电机组的特点与问题前述300MW发电机组为亚临界火力发电机组，600MW发电机组为超临界火力发电机组，1000MW发电机组为超超临界火力发电机组。超超临界火力发电机组和常规发电机组相比，具有无可比拟的优越性。但是，发展超超临界机组，在设计和制造方面还有许多关键技术问题有待解决，例如开发新材料就是关键的问题。发电厂电气部分三、500kV交流变电站电气部分目前，我国500kV变电站的电气接线一般采用双母线四分段带专用旁路母线和3/2断路器两种接线方式。如图1-16所示，两组母线W1和W2间有两串断路器，每一串的三组断路器之间接入两个回路引出线，如WL1、WL2，处于每串中间部位的断路器称为联络断路器（如QF12），由于平均每条引出线装设一台半断路器，故称为一台半断路器接线。 （一）500kV变电站电气主接线发电厂电气部分图1-16500kV变电站电气主接线发电厂电气部分 （二）500kV变电站主要电气设备500kV超高压变电站的主要电气设备有：1.主变压器：500kV升压变压器和500kV自耦变压器。2.断路器。3.隔离开关。4.电压互感器。5.电流互感器。6.避雷器。发电厂电气部分四、直流输电换流站电气部分 （一）换流站电气主接线换流站电气主接线有两种：一种由换流单元串联而成，另一种由换流单元并联而成。图1-17所示为两端双极直流输电系统电气主接线图。图1-17中换流变压器2和换流器3组成一个换流单元4，由两个换流单元4串联组成串联换流单元5。由换流站接地电极12与串联换流单元5、平波电抗器9组成换流站的极设备，简称极。对接地电极电位为正的称为正极，为负的称为负极。直流输电系统两端的换流站7各包括换流站极设备6和极的交流滤波器1、直流滤波器10以及一端接地电极12。直流输电线路有两根导线分别与换流站的正、负极相连，称其中每根输电线为直流输电线路11。直流输电线路把整流站的一个极和逆变站相同极性的一个极连接起来，形成极连接,由极连线再加上两端的接地电极12和大地回流电路。这便构成两端单极直流输电系统。如果再把另一个相反极性的两端单极直流输电系统包括进来，则成为两端双极直流输电系统。发电厂电气部分图1-17两端双极直流输电系统电气主接线图1—交流滤波器；2—换流变压器；3—换流器；4—换流单元；5—串联换流单元；6—极设备；7—换流站；8—极连接；9—平波电抗器；10—直流滤波器；11—直流输电线路；12—接地电极发电厂电气部分图1-18是图1-17所示换流站中1个极较为详细的电气主接线图。图1-18换流站1个极的电气主接线图1—交流滤波器组；2—换流变压器；3—同步调相机；4—避雷器；5—高频阻塞器；6—换流桥；7—旁路隔离开关；8—平波电抗器；9—直流滤波器组；10—直流冲击波吸收电容器；11—直流电压互感器；12—直流电流互感器；13—接地电极；14—直流输电线路；15—电力电容器组；16—交流断路器发电厂电气部分 （二）电气设备直流输电系统中的主要电气设备：（1）换流器（2）换流变压器（3）交流断路器（4）直流断路器（5）交流滤波器（6）直流滤波器（7）直流平波电抗器（8）无功补偿设备（9）直流输电线路（10）接地电极发电厂电气部分第一节概述第二章载流导体的发热和电动力 电气设备有电流通过时将产生损耗。长期发热，是由正常运行时工作电流产生的；短时发热，是由故障时的短路电流产生的。 发热对电气设备的影响：（1）使绝缘材料的绝缘性能降低。有机绝缘材料长期受到高温作用，将逐渐老化，以致失去弹性和降低绝缘性能。发电厂电气部分（2）使金属材料的机械强度下降。当使用温度超过规定允许值后，由于退火，金属材料机械强度将显著下降。（3）使导体接触部分的接触电阻增加。 最高允许温度：为了保证导体可靠地工作，须使其发热温度不得超过一定限值，这个限值叫作最高允许温度。按照有关规定：（1）导体的正常最高允许温度，一般不超过+70℃； 在计及太阳辐射（日照）的影响时，钢芯铝绞线及管形导体，可按不超过+80℃来考虑； 当导体接触面处有镀（搪）锡的可靠覆盖层时，允许提高到+85℃； 当有银的覆盖层时，可提高到95℃。发电厂电气部分（2）导体通过短路电流时，短时最高允许温度可高于正常最高允许温度，对硬铝及铝锰合金可取200℃，硬铜可取300℃。发电厂电气部分第二节导体的发热和散热导体的发热计算，根据能量守恒原理，（2-1）在发电厂和变电站中，母线（导体）大都采用硬铝或铝锰、铝镁合金制成。无论正常情况下通过工作电流，或短路时通过短路电流，母线都要发热。为使母线发热温度不超过最高允许温度，需了解发热过程，并进行分析计算。发电厂电气部分单位长度（1m）的导体，通过母线电流IW（A）时，由电阻损耗产生的热量，可用下式计算（2-2）导体的交流电阻为（2-3）式中：为导体的运行温度；Rac为1000m长导体在20℃的直流电阻；S为导体截面积。材料电阻率与电阻温度导数见表2-1.1.导体电阻损耗的热量QR发电厂电气部分导体的集肤效应系数Kf与电流的频率、导体的形状和尺寸有关。矩形截面导体的集肤效应系数，如图2-1所示，图中f为电流频率。圆柱及圆管导体的集肤效应系数Kf如图2-2所示。表2-1电阻率及电阻温度系数 材料名称 （℃-1） 纯铝 0.02900 0.00403 铝锰合金 0.03790 0.00420 铝镁合金 0.04580 0.00420 铜 0.01790 0.00385 钢 0.13900 0.00455发电厂电气部分图2-1矩形导体的集肤效应系数发电厂电气部分图2-2圆柱及圆管导体的集肤效应系数发电厂电气部分吸收太阳辐射（日照）的能量会造成导体温度升高，凡安装在屋外的导体应考虑日照的影响。对于单位长度圆管导体，可用下式计算（W/m）（2-4）对于屋内导体，因无日照的作用，这部分热量可忽略不计。2.导体吸收太阳辐射的热量Qt由气体各部分发生相对位移将热量带走的过程，称为对流。由传热学可知，对流散热所传递的热量，与温差及散热面积成正比，即导体对流散热量为（W/m）（2-5）3.对流散热量QL发电厂电气部分（1）自然对流散热。屋内自然通风或屋外风速小于0.2m/s，属于自然对流散热。空气自然对流散热系数，[W/（m2·℃）]（2-6）单位长度导体的散热面积与导体的形状、尺寸、布置方式等因素有关。导体片（条）间距离越近，对流散热条件就越差，故有效面积应相应减小。几种常用导体的对流散热面积如图2-3所示。图2-3常用导体对流散热面积形式发电厂电气部分单条矩形导体对流散热面积为如图2-3(b)所示，二条矩形导体对流散热面积为发电厂电气部分如图2-3(c)所示，三条矩形导体对流散热面积为当如图2-3(d)所示，槽形导体对流散热面积：当100mm<h<200mm时，为当h>200mm时，为发电厂电气部分当时，因内部热量不易从缝隙散出，平面位置不产生对流，故如图2-3(e)所示，圆管导体对流散热面积为（2）强迫对流散热。屋外配电装置中的管形导体，常受到大气中风吹的作用，风速越大，对流散热的条件就越好，因而形成强迫对流散热。强迫对流散热系数a1为发电厂电气部分（2-7）如果风向与导体不垂直，其值为将式（2-7）乘以修正系数后，代入式（2-5）中，即得强迫对流散热量为（2-8）发电厂电气部分热量从高温物体以热射线方式传给低温物体的传播过程，称为辐射。根据斯蒂芬—波尔兹曼定律，导体向周围空气辐射的热量，与导体和周围空气绝对温度四次方差成正比，即导体辐射散热量Qf为（2-9）式中，为导体材料的相对辐射系数，见表2-2。4.导体辐射散热量Qf发电厂电气部分表2-2导体材料的黑度系数Ff为单位长度导体的辐射散热表面积。计算时参见图2-4 材料 辐射系数 材料 辐射系数 绝对黑体 1.00 氧化了的钢 0.80 表面磨光的铝 0.040 有光泽的黑漆 0.82 氧化了的铝 0.20～0.30 无光泽的黑漆 0.91 氧化了的铜 0.60~0.70 各种颜色的油漆，涂料 0.92~0.96发电厂电气部分图2-4导体的辐射散热（a）单条矩形导体；（b）二条矩形导体发电厂电气部分图2-4（a）所示，单条矩形导体辐射散热表面积为图2-4（b）所示，二条矩形导体内侧缝隙间的面积仅有一部分能起向外辐射作用。故二条矩形导体的辐射散热表面积为三条矩形导体的辐射表面积，可按二条导体相同理由求得槽形导体的辐射散热表面积为发电厂电气部分5.导热散热量根据传热学可知，导热散热量Qd为（2-10）圆管导体的辐射散热表面积为为导热系数[W/（m·℃）]；Fd为导热面积（m2）；为物体厚度（m）；分别为高温区和低温区的温度（℃）。发电厂电气部分工程上为了便于分析和计算，常把辐射散热量表示成与对流散热量相似的计算形式，用一个总散热系数和总散热面积F来表示对流散热和辐射散热的作用，即在导体升温过程中，导体产生的热量QR，一部分用于本身温度升高所需的热量QC，一部分散失到周围介质中(Ql+Qf)。由此可写出热量平衡方程如下（2-12）（2-11）一、导体的温升过程第三节导体的长期发热及其载流量的计算发电厂电气部分设导体通过电流I时，在t时刻导体运行温度为，则其温升，在时间dt内的热量平衡微分方程为（2-13）导体通过正常工作电流时，其温度变化范围不大，因此电阻R、比热容c及散热系数均可视为常数。设t＝0时，初始温升。当时间由0→t时，温升由，对上式进行积分发电厂电气部分d（2-14）由此可求得（2-15）经过很长时间后，导体的温升亦趋于稳定值，故稳定温升为（2-16）导体的发热时间常数（2-17）发电厂电气部分升温过程表达式（2-18）上式说明升温的过程是按指数曲线变化，大约经过t=(3~4)Tr时间，便趋近稳定温升，如图2-5所示。图2-5导体温升的变化曲线发电厂电气部分二、导体的载流量根据稳定温升公，可计算导体的载流量，即 （2-19）则导体的载流量为 （2-20）对于屋外导体，计及日照时导体的载流量为 （2-21）发电厂电气部分三、大电流导体附近钢构件的发热随着发电机组容量的加大，导体的电流也相应增大，导体周围出现强大的交变电磁场，使其附近钢构件中产生很大的磁滞和涡流损耗，钢构件因此而发热。如果钢构件是闭合回路，其中尚有环流存在，发热还会增多。当导体电流大于3000A时，附近钢构件的发热不容忽视。钢构件温度升高后，可能使材料产生热应力而引起变形，或使接触连接损坏。混凝土中的钢筋受热膨胀，可能使混凝土发生裂缝。为了减少钢构件损耗和发热，常采用下面一些措施：（1）加大钢构件和导体之间的距离，使磁场强度减弱，因而可降低涡流和磁滞损耗（2）断开钢构件回路，并加上绝缘垫，消除环流（3）采用电磁屏蔽。在磁场强度H最大的部位套上短路环，利用短路环中感应电流的去磁作用以降低导体的磁场，如图2-6所示；或在导体与钢构件之间安置屏蔽栅，栅中的电流亦可使磁场削弱发电厂电气部分图2-6短路环屏蔽图1—导体；2—短路环；3—钢构件图2-7分相封闭母线1—母线；2—外（4）采用分相封闭母线。如图2-7所示，每相母线分别用铝质外壳包住，外壳上的涡流和环流能起双重屏蔽作用，壳内和壳外磁场均大大降低，从而使附近钢构件的发热得到较好改善。发电厂电气部分第四节短路时导体的发热及其最高温度的计算一、导体短路时发热过程载流导体短路时发热计算的目的：确定短路时导体的最高温度，它不应超过所规定的导体短时发热允许温度。当满足这个条件时则认为导体在流过短路电流时具有热稳定性。短路时导体的发热过程如图2-8所示。发电厂电气部分导体短路时发热有下列特点：（1）短路电流大，持续时间短，导体内产生的热量来不及向周围介质散布，可认为图2-8短路时均匀导体的发热过程发电厂电气部分在短路电流持续时间内所产生的全部热量都用来升高导体自身的温度，即认为是一个绝热过程。（2）短路时导体温度变化范围很大，它的电阻和比热容不能再视为常数，而应为温度的函数。根据短路时导体发热的特点，在时间内，可列出热平衡方程式（2-22）发电厂电气部分导体短路时发热的微分方程式整理后得 （2-23）对上式两边求积分（2-24）发电厂电气部分短路电流热效应为（2-25）式（2-24）右端积分式中发电厂电气部分于是式（2-24）可写成 （2-26）为了简化Aw和Ah的计算，已按各种材料的平均参数作成曲线，如图2-9所示。图中横坐标是A值，纵坐标是值。图2-9的曲线发电厂电气部分二、短路电流热效应Qk的计算由电力系统短路计算可知，短路全电流瞬时值的表达式为 （2-27） （2-28）发电厂电气部分1.短路电流周期分量热效应Qp的计算对于短路电流周期分量热效应，可采用辛卜生法进行计算。即 （2-29）在计算周期分量热效应时，代入，。当取n=4时，则，为了进一步简化，可以认为。可得 （2-30）发电厂电气部分由式（2-28）可得 （2-31）2.短路电流非周期分量热效应Qnp的计算如果短路电流切除时间tk>ls，导体的发热主要由周期分量来决定，在此情况下，则非周期分量的影响可略去不计，即发电厂电气部分表2-3非周期分量的等效时间T 短路点 T(s) ≤0.1s ＞0.1s 发电机出口及母线 0.15 0.20 发电机升高电压母线及出线、发电机电压电抗器后 0.08 0.10 变电站各级电压母线及出线 0.05 0.05发电厂电气部分一、计算电动力的方法如图2-10所示，处在磁场中的导体L（单位为m），通过电流i（单位为A），根据毕—沙瓦定律可知，导体单元长度dl上所受的电动力dF为 (2-32)根据式（2-32），载流导体2在dl上所受的电动力（2-33）1.毕奥—萨伐尔定律法第五节短路时导体电动力的计算发电厂电气部分图2-10磁场对载流导体的电动力电气设备在正常状态下，由于流过导体的工作电流相对较小，相应的电动力也较小。而在短路时，特别是短路冲击电流流过时，电动力可达到很大的数值,当载流导体和电气设备的机械强度不够时，将会产生变形或损坏。发电厂电气部分2.两条平行导体间的电动力计算设两条平行细长导体长度为L，中心距离为a，两条导体通过的电流分别为i1和i2，且二者方向相反，如图2-11所示。当L>>a和a>>d（d为导体直径）时，可以认为导体中的电流集中在各自的轴线上流过。图2-11两平行细长载流导体间的电动力发电厂电气部分为了利用式（2-33）来确定两条载流导体间的电动力，可以认为一条导体处在另一条导体的磁场里。设载流导体1中的电流i1在导体2处所产生的磁感应强度为根据式（2-32），载流导体2在dl上所受的电动力由于导体2与磁感应强度的方向垂直，故=90°，=1，作用在载流导体2全长上的电动力 （2-34）发电厂电气部分当考虑截面的因素时，常乘以形状系数K（形状系数表示实际形状导体所受的电动力与细长导体电动力之比）。这样，实际电动力为 （2-35）形状系数K，已绘成曲线。对于矩形导体，如图3-10所示。K是和的函数。图中表明<1，即导体竖放时，K＜1；当>1，即导体平放时，K>1；当＝1，即导体截面为正方形时，K≈1。当增大时（即加大导体间的净距），K趋近于1；当≥2，即导体间的净距等于或大于截面周长时，K=1，可以不考虑截面形状对电动力的影响，直接应用式（2-34）计算两母线间的电动力。对于圆形、管型导体，形状系数K=1。发电厂电气部分对于槽形导体，在计算相间和同相条间的电动力时，一般均取形状系数K≈1。 图2-12矩形截面形状系数曲线发电厂电气部分二、三相导体短路时的电动力1.电动力的计算如不计短路电流周期分量的衰减，三相短路电流为三相短路时，中间相（B相）和外边相（A、C相）受力情况并不相同，如图2-13所示。下面分别进行叙述。（2-36）发电厂电气部分（1）作用在中间相（B相）的电动力。假设电流的方向如图2-13（a）所示，中间相受到两个边相（A、C相）的作用力FBA和FBC，即图2-13对称三相短路时的电动力（a）作用在中间相（B相）的电动力；（b）作用在外边相（A相或C相）的电动力发电厂电气部分将短路电流算式（2-36）代入上式，经三角公式变换后，得(2-37)（2）作用在外边相（A相或C相）的电动力。外边相如A相，受到B相和C相的作用力分别为FAB和FBC，故 （2-38）发电厂电气部分由式(2-38)可知，FA由四个分量组成：①不衰减的固定分量，如图2-14(a)所示；②按时间常数Ta/2衰减的非周期分量，如图2-14(b)所示；③按时间常数Ta衰减的工频分量，如图2-14(c)所示；④不衰减的二倍工频分量，如图2-14(d)所示。这四部分之和为FA，如图2-14(e)所示。图2-14三相短路时A相电动力的各分量及其合力发电厂电气部分2.电动力的最大值工程上常用到电动力的最大值。先求外边相（A相或C相）和中间相（B相）电动力的最大值，然后进行比较。的最大值出现在固定分量和非周期分量之和为最大的瞬间，此时=，故，n=1，2，…。由此可得=75°，255°等，此角称为临界初相角。的最大值出现在非周期分量为最大的瞬间，此时，即故临界初相角为75°,165°,255°等。发电厂电气部分将临界初相角分别代入电动力表示式（2-38）和（2-37），一般取Ta=0.05s，可得 （2-39） （2-40）FA和FB的变化曲线，如图2-15所示。发电厂电气部分图2-15三相短路时电动力变化曲线(a)中间相FA；(b)外边相FB在短路发生后最初半个周期，短路电流的幅值最大，此t=0.01s，冲击流。代入式（2-39）和（2-40），便可分别得A相及B相的最大电动力将发电厂电气部分（N）（2-41） （2-42）比较此二式可知，故计算最大电动力时应取B相的值。再进一步比较两相短路和三相短路时的电动力。由于，故两相短路时的冲击电流为。当二相导体中流过此冲击电流时，其最大电动力为 （2-43）最后，比较、和，三个电动力中，仍以为最大，故遇到求最大电动力时，应取（2-44）发电厂电气部分 3.导体振动时动态应力导体具有质量和弹性，组成一弹性系统。当受到一次外力作用时，就按一定频率在其平衡位置上下运动，形成固有振动，其振动频率称为固有频率。由于受到摩擦和阻尼作用，振动会逐渐衰减。若导体受到电动力的持续作用而发生振动，便形成强迫振动。由图2-14(c)、(d)可知，电动力中有工频和二倍工频两个分量。如果导体的固有频率接近这两个频率之一时，就会出现共振现象，甚至使导体及其构架损坏，所以在设计时，应避免发生共振。发电厂电气部分导体的振动过程，可按结构动力学中具有分布质量的梁那样来处理。如机械阻尼略去不计，导体在电动力作用下运动微分方程为(2-45)上式表明，电动力F(t)被弹性力（左边第一项）及惯性力（左边第二项）所平衡。如果把硬导体看成多跨的连续梁，其一阶固有频率为(2-46)式中，L为绝缘子跨距（m）；Nf为频率系数，根据导体连续跨数和支撑方式而异，其值如表2-4所示。发电厂电气部分导体发生振动时，在导体内部会产生动态应力。对于动态应力的考虑，一般是采用修正静态计算法，即在最大电动力Fmax上乘以动态应力系数（为动态应力与静态应力之比值），以求得实际动态过程中动态应力的最大值。动态应力系数与固有频率的关系，如图2-16所示。表2-4导体在不同固定方式下的频率系数值 跨数及支承方式 单跨、两端简支 1.57 单跨、一端固定、一端简支，两等跨、简支 2.45 单跨、两端固定，多等跨简支 3.56 单跨、一端固定、一端活动 0.56发电厂电气部分图2-16动态应力系数由图2-16可见，固有频率在中间范围内变化时，>1，动态应力较大；当固有频率较低时，<1；而固有频率较高时，≈1。对屋外配电装置中的铝管导体，取=0.58。发电厂电气部分为了避免导体产生危险的共振，对于重要的导体，应使其固有频率在下述范围以外： 单条导体及一组中的各条导体35~135Hz； 多条导体及引下线的单条导体35~155Hz； 槽形和管形导体30~160Hz。如果固有频率在上述范围以外，可取=1。若在上述范围内，则电动力便应乘上动态应力系数，于是 （2-47）发电厂电气部分第一节电弧的形成和熄灭一、电弧的形成和弧隙中介质的游离过程第三章灭弧原理及主要开关电器 电弧的产生和维持是触头绝缘介质的中性质点被游离的结果，游离就是中性质点转化为带电质点的动态过程。电弧的形成过程就是气态介质或固态、液态介质高温气化后向等离子体态的转化过程。 电弧的形成与维持的三个阶段过程：电子发射，碰撞游离，热游离。发电厂电气部分（1）电子发射 在触头分离的最初瞬间，触头电极的阴极区发射电子对电弧过程起决定性作用。阴极表面发射电子的两种方式： 热电子发射，触头分离瞬间，接触电阻突然加大而产生的高温及电弧燃烧，使阴极表面出现强烈的炽热点，将使阴极的金属材料内的大量电子不断逸出金属表面。 强电场电子发射，触头刚分开时，触头间距离很小，产生很强的电场强度阴极表面的电子就会被电场力拉出而形成触头空间的自由电子。强电场电子发射是在弧隙间最初产生电子的主要原因。发电厂电气部分（2）碰撞游离 电弧的形成主要是碰撞游离所致。碰撞游离即阴极表面发射出的电子和弧隙中原有的少数电子在强电场能的作用下，向阳极方向运动，不断地与其他粒子发生碰撞，将中性粒子中的电子击出，游离成正离子和新的自由电子，新产生的电子也向阳极加速运动，同样也会使它所碰撞的中性质点游离。对于每种气体介质，都有一定值的游离电位。这是指它被电子撞击而游离时，电子所必须具备的最小速度，而这一速度对应游离电位。表3-1列出了几种气体的游离电位。表3-1几种气体的游离电位发电厂电气部分（3）热游离 热游离：电弧产生之后，弧隙的温度很高，具有足够动能的中性质点不规则热运动速度增加，互相碰撞游离出电子和正离子的现象。维持电弧燃烧所需的游离过程是热游离。在电弧燃烧的过程中，碰撞游离已不可能在弧隙中维持必要的离子和电子浓度。在电弧电流中，99%是由电子运动形成的，由正离子的运动形成的电流仅是总电流的1%。发电厂电气部分 图3-1是双原子气体和金属蒸气热游离的离子相对浓度某些双原子气体（曲线1，其游离电位原为15V）在10000℃以上，离子相对浓度A即急剧增加；而金属蒸气（曲线2，游离电位原为75V）离子相对浓度的急剧增加开始于4000℃。一般气体开始发生热游离的温度为9000～10000℃，由于开关电器中的金属触头在高温下熔化，以致在介质气体中混有金属蒸气，而弧心温度总大于4000～5000℃。所以热游离足以维持电弧的燃烧。图3-1双原子气体和金属蒸气热游离的离子相对浓度曲线1—双原子气体；曲线2—金属蒸气发电厂电气部分二、电弧间隙的去游离 去游离过程：带电质点减少的复合和扩散，与游离过程同事发生。（1）复合 复合：正离子和负离子互相吸引，结合在一起，电荷互相中和的过程。两异号电荷要在一定时间内，处在很近的范围内才能完成复合过程，两者相对速度越大，复合可能性就越小。通常，电子在碰撞时，先附在中性质点上形成负离子，速度大大减慢，而负离子与正离子的复合比电子与正离子间的复合容易得多。复合也发生在与电弧接触的固体介质（如在其中发生电弧的管子或狭缝壁等）的表面。发电厂电气部分（2）扩散 扩散：带电质点从电弧内部逸出而进入周围介质中的现象。扩散去游离主要有：①浓度扩散，带电质点将会由浓度高的弧道向浓度低的弧道周围扩散，使弧道中的带电质点减少；②温度扩散，弧道中的高温带电质点将向温度低的周围介质中扩散。扩散出去的带电质点在周围介质中进行再复合，电弧间隙中则减少了带电质点数目，有利于熄弧。扩散的速率决定于电弧表面上带电质点的数目，因而扩散的速率也与电弧直径成反比。发电厂电气部分 游离和去游离是电弧燃烧中的两个相反过程，这两个过程的动平衡，将使电弧稳定燃烧。 若游离过程大于去游离过程，将会使电弧愈加强烈地燃烧。反之，将会使电弧燃烧减弱，以致最终熄灭。 开关电气设备中，为了加强灭弧能力，都采用各种措施减弱游离过程。从等离子体观点来看，也就是控制温度，使触头间的介质由等离子体态转化为其它物态。发电厂电气部分三、电弧的特性及灭弧的基本原理 电弧上的电压是弧电流与电弧电阻的乘积，而电弧介质的电阻大小是由介质中弧电流消耗的热能所致的游离程度决定，显然介质电阻不仅与弧电流的平方成比例，而且受热惯性因素影响。 交流电弧具有过零值自然熄灭及动态的伏安特性两大特点。由于弧柱的热惯性，电弧温度变化即热游离程度变化滞后于电流变化，因而电弧电压呈现图3-2所示的马鞍形。发电厂电气部分 对应于正弦波电流，半个波内，电弧电压中间大部分平坦，只有在电流靠近零点，瞬时值很小时，电弧电压升高，呈现为电弧尖峰。图中A点是电弧产生时的电压，称为燃弧电压，而B点是电弧熄灭时的电压，称为熄弧电压。显然，由于介质的热惯性，燃弧电压必然大于熄弧电压。 交流电弧的上述特性，特别是过零值的自然暂时熄灭，对采取措施加强去游离，以使在下半周电弧不会重燃而最终熄灭尤为重要。图3-2电弧电压Ua波形发电厂电气部分 交流电弧熄弧的基本因素：弧隙的介质强度恢复过程，加在弧隙上的电压恢复过程（1）弧隙介质强度恢复过程 电弧间隙的介质强度：间隙的介质强度等于某一电压，将这一电压加在间隙上时，间隙的游离与去游离过程平衡，而间隙的游离程度不变。在非弧光放电时的介质强度又叫做击穿电压，此时当外加电压有微量增加时，非弧光放电即迅速转变为弧光放电，也就是说间隙被电击穿。 弧隙介质强度恢复过程：在电弧电流过零后，弧隙的绝缘能力在经过一定的时间恢复到绝缘的正常状态的过程。弧隙介质强度以耐受电压Ud(t)表示。发电厂电气部分弧隙介质强度Ud(t)主要由断路器灭弧装置的结构和灭弧介质的性质所决定，随断路器型式而异。目前，电力系统中常用的灭弧介质有油（变压器油或断路器油）、空气、真空、SF6等。图3-3介质强度恢复过程曲线1—真空；2—SF6；3—空气；4—油图3-3示出介质强度恢复过程的典型曲线在t=0电流过零瞬间，介质强度突然出现0a（0a′、0a″）升高的现象，称为近阴极效应。*发电厂电气部分 上述的阴极电压降与介质的性质及电极材料（介质中混合电极金属蒸气）有关，例如铁比黄铜的阴极电压降小40%~50%，但是此值与电弧电流的大小无关。而弧隙电流过零后的介质强度的增长速度和恢复过程与电弧电流的大小、介质特性、触头分离速度和冷却条件等因素有关。这是因为在电弧过零之前，弧隙充满着电子和正离子，当电流过零后，弧隙的电极极性发生改变，弧隙中的电子立即向新阳极运动，而比电子质量大一千多倍的正离子则基本未动，从而在新阴极附近呈现正电荷离子层，如图3-4所示。图3-4电流过零后电荷重新分布发电厂电气部分（2）弧隙电压恢复过程 弧隙电压恢复过程：电弧电流自然过零后，电源施加于弧隙的电压将从不大的熄弧电压逐渐恢复到电源电压的过程，以恢复电压Ur（t）表示。该电压恢复过程可能是周期性或非周期性的变化过程，这主要取决于系统电路的参数。 综上可知，在电弧电流过零时，弧隙之间同时存在着介质强度恢复过程和电源电压恢复过程。电弧熄灭的条件应为Ud(t)>Ur(t)；反之，弧隙被电击穿，电弧重燃。发电厂电气部分第二节切断交流电路时电压的恢复过程在交流电流通过零值时，开关电器触头上出现的恢复电压，是由于电力系统中的电磁暂态过程引起的，系统恢复电压上升的速度和幅值对交流电弧过零值后的熄灭具有决定性的作用，从而对各种开关电器的性能、结构和运行产生重要影响。现以开关电器中的断路器为例说明。发电厂电气部分如图3-5（a）所示电路，k点发生短路时，断路器QF能否开断电路，取决于电弧电流过零自然熄灭后，弧隙介质强度的恢复与弧隙电压恢复的过程。图3-5断路器开断短路电流（a）开断电路；（b）等值电路发电厂电气部分一、弧隙电压恢复过程分析 交流电弧过零值时，断路器触头上出现的电压恢复过程是电路中的电磁暂态过程。设电源G为中性点接地的电力系统，断路器QF带有并联电阻r（r亦可认为是熄弧后的弧隙电阻），R、L、C为一相电路元件参数，当电弧电流过零时，由于u和i不同相位，此时电源电压存在一定的瞬时值U0，称为开断瞬间工频恢复电压。熄弧后，断路器触头之间从熄弧电压过渡到电源电压这一过程时间很短，一般不超过几百微秒，可近似认为U0不变，并以直流电源来代替。则得等值电路如图3-5（b）所示。发电厂电气部分由等值电路图可得(3-1)整理后，可得线性常系数微分方程(3-2)微分方程的通解为(3-3)发电厂电气部分 断路器电压恢复过程相当于电压为U0的直流电源突然合闸于R、L、C串联电路时，在电容C两端的电压Uc变化过程，就是断路器触头之间的电压恢复过程，即Ur=Uc。1）当时(3-6)(3-7)(3-8)可见，弧隙电压恢复过程是非周期性的，且按指数规律变化。恢复电压最大值不会超过U0（如图3-6所示），因此，不会发生过电压。发电厂电气部分2）当时(3-10)图3-6恢复电压非周期性变化过程发电厂电气部分(3-11)在不计高压电网的电阻（R=0）及触头间没有并联电阻（r=∞）时，β=0，则(3-12)在周期性振荡过程中，触头弧隙的恢复电压最大值可达2U0，如图3-7中曲线1所示。如计及Ur0，则恢复电压最大值可达2U0+Ur0。在实际电路中，由于R、r的存在，将产生衰减，故恢复电压最大值一般小于2U0。发电厂电气部分 由此可见，在高压电网发生纯感性短路、开断电弧过零时，U0如恰为工频电源电压幅值，则恢复电压的最大幅值将达到两倍电源电压振幅，从而在电路中便可能出现过电压。图3-7周期性振荡恢复电压1－0的情况；2－的情况发电厂电气部分 幅值系数及电压恢复速度是描述恢复电压的重要特征量。幅值系数是瞬态恢复电压的最大值与工频恢复电压最大值的比值，一般为1.3～1.6； 电压恢复速度通常取固有振荡频率的半周期内电压恢复的平均速度。（3-13） 当触头间并联电阻r＜rcr时，电压恢复过程为非周期性；当r＞rcr时，为周期性过程。即临界并联电阻为（3-14）弧隙电压恢复过程，取决于电路的参数，而触头两端的并联电阻可以改变恢复电压的特性。当并联电阻的数值低于临界电阻时，将把具有周期性振荡特性的恢复电压过程转变为非周期性恢复过程。从而，大大降低恢复电压的幅值和恢复速度，相应地可增加断路器的开断能力。发电厂电气部分 在断路器触头间通过辅助触头接入一定数值的并联电阻，使主触头间产生的电弧电流被分流或限制使之容易熄灭，而且使恢复电压的数值及上升速度都降低，同时使可能的振荡过程变为非周期振荡，从而抑制过电压的产生。 在多个灭弧装置串联的积木式结构的断路器上，由于灭弧装置的导电部分与断路器底座和大地间分布电容的存在，使断路器开断电路时，每一个断口在开断位置的电压分配和开断过程中的恢复电压分配将出现不均匀现象，影响到整个断路器的灭弧能力。为此，通常在断路器的多断口（每一个灭弧室）上加装并联电容，只要电容量足够大（其电容量一般为1000～2500pF），断口上的电压分布就接近相等，从而保证了断路器的灭弧能力。发电厂电气部分 断路器的弧隙恢复电压与线路参数和开断瞬间工频恢复电压U0有直接关系，从而不同的短路类型将对断路器开断能力有着明显的影响。（1）开断中性点直接接地系统中的单相短路电路当电流过零，工频恢复电压瞬时值为。通常短路时，功率因数很低，一般＜0.15，所以≈1。此时(3-15)即起始工频恢复电压，近似地等于电源电压最大值。二、不同短路类型对断路器开断能力的影响发电厂电气部分（2）开断中性点不直接接地系统中的三相短路电路 三相交流电路中，各相电流过零时间不同，因此，断路器在开断三相电路时，电弧电流过零便有先后。在电流首先过零电弧熄灭的一相称为首先开断相。 图3-8示出发生短路开断后，A相首先电流过零。此时，B、C相仍由电弧短接。A相断路器靠近短路侧触头的电位相当于B、C两相线电压的中点电位。图3-8A相电弧熄灭后的等值电路及相量图发电厂电气部分 由图3-8（b）可知，（3-16）可见，A相开断后断口上的工频恢复电压为相电压的1.5倍。 在A相熄弧之后，由图3-8（b）可见，经过0.005s（电角度90°）后，B、C两相的短路电流同时过零，电弧同时熄灭，在B、C两相弧隙上，每个断口将承受线电压的一半，即0.866倍相电压。 断路器开断三相电路时，其恢复电压是首先开断相为最大。所以，断口电弧的熄灭，关键在于首先开断相。但是，后续断开相，燃弧时间将比首先开断相延长0.005s，相对来讲，电弧能量又较大，因而可能使触头烧坏，喷油、喷气等现象比首先开断相更为严重。发电厂电气部分（3）开断中性点直接接地系统中的三相接地短路电路 该系统发生三相接地短路故障时，断路器分断过程分析方法与前面介绍的相同。经分析，当系统零序阻抗与正序阻抗之比不大于3时，其首先开断相的恢复电压的工频分量为相电压的1.3倍。第二开断相恢复电压的工频分量可为相电压的1.25倍。最后开断相就变为单相情况，也就是相电压。 中性点直接接地系统中，由于额定电压高，相间距离大，一般不会出现三相直接短路，如果出现，则各相工频恢复电压与中性点不直接接地系统中的三相短路分析结果相同，即首相开断系数仍为1.5。发电厂电气部分从上面分析可见，断路器开断短路故障时的工频恢复电压除与系统中性点接地方式、短路故障类型有关外，还因三相开断的顺序而异，其中首先开断相的工频恢复电压最高。而断路器首相开断时工频恢复电压最大值Uprm1为（3-17）Usm为电网的最高运行电压；K1为首相开断系数，为首先开断相的工频恢复电压与相电压比。发电厂电气部分通常，对中性点直接接地系统，两相接地短路及单相接地故障时的工频恢复电压均较三相接地故障为低，且认为三相直接短路的机会极少，故依据三相接地短路时的故障，取首相开断系数为1.3；而对中性点不接地系统，一般以三相短路故障（接地或不接地都相同）为最高，即首相开断系数为1.5。若计及在中性点不接地系统中的异地两相接地故障，则计算短路电流开断相的工频恢复电压最大值时，K1=1.73。该异地两相接地故障，通常是单相接地故障的继发故障，且接地故障发生在断路器的不同侧的两相处。发电厂电气部分三、特殊运行方式下的开断对断路器开断能力的影响 备受关注的特殊运行方式：小电感电流开断、电容电流开断、近距离开断及失步故障开断等。断路器不仅在开断电力系统的短路大电流时可能出现震荡恢复电压，延长开断电路的时间，而在某些特殊运行方式时，即使开断的是小电流（如空载变压器和空载长线）也可能出现过高的恢复电压上升速度或幅值，发生不能开断电弧或在系统中引起危险的过电压，从而威胁设备的绝缘和系统运行的稳定性。发电厂电气部分（1）开断小电感电流开断空载变压器、并联电抗器及空载高压电动机，开断的都是数值不大的电感性电流。 对于依靠电弧自身能量灭弧的自能式断路器而言，小电流的电弧能量不足以灭弧，而此感性电弧电流过零自然熄灭时，加在断路器触头上电压正好是电源电压的幅值，易使电弧重燃，出现不稳定电弧电流，导致系统恢复电压产生高频振荡。 对于外能式断路器，由于具有很强的吹弧能力，当切断小电感电流时，往往在电弧电流到达零值之前，被强行熄灭，从而产生截留过电压，威胁系统安全。发电厂电气部分（2）开断电容电流 开断电容器组或超高压空载长线，虽然开断电流不大，但在电弧过零时，电容上或线路上电压是电力系统交流电压最大值Um，由于断路器处于电流为零的开断状态，残留在电容或线路上的电荷无处释放；经过半个周期，断路器断口两侧的电压将是电容上电压Um与电源侧电压-Um的叠加，即恢复电压呈现2Um值，如果断路器熄弧性能不够，电弧再次重燃；又经过半个周期，电路将产生振幅为3Um的高频振荡。依此类推，理论上，假设每隔半个工频周期后就重燃一次和熄弧一次，则过电压将按3Um、-5Um、7Um、-9Um…增长，从而威胁电力系统设备安全及系统稳定性。开断容性电流产生的过电压的实质是，因电弧电流过零后电容上存在残余高幅值电压，以及断路器弧隙介质强度恢复较慢而发生的“电击穿”。发电厂电气部分（3）近距离开断 近距离开断是指大容量系统中，距断路器出线端数百米至几千米线路上发生短路的故障开断。由于断路器与故障点之间数百米至几千米线路上存在分布参数的电感与电容，使断路器开断瞬间线路上的残留电荷往复反射，在断路器断口间产生高频振荡，使瞬态恢复电压起始部分的上升速度很高，电弧难以熄灭。 通常近距离开断以35～110kV中等电压的电力系统中最为严重。发电厂电气部分（4）失步故障开断 当电力系统发生短路或冲击负荷时，可能使一部分发电机过负荷，另一部分发电机欠负荷，导致电力系统失去稳定，发电机转入异步运行。失步故障开断的电流虽然远小于短路电流，但恢复电压很高，最严重的失步是两个电力系统电压正好相反，此时开断瞬间的工频恢复电压可达近2倍相电压，计及断路器首相开断系数，断路器首相开断时，在中性点不接地系统中，工频恢复电压为3倍相电压，在中性点直接接地系统中为2至6倍相电压。考虑到两电源完全反相开断的概率很低，国际IEC高压断路器标准规定，断路器首相开断时的工频恢复电压对中性点不接地系统为25倍相电压，而中性点直接接地系统为2倍相电压。发电厂电气部分第三节交流电弧熄灭的基本方法 交流电弧电流在每一个半周内都通过零值，此时电弧的自然暂时熄灭，与电弧间隙的去游离程度无关。此后，由于电流反向，电弧又重新点燃。电弧能否熄灭，决定于电弧电流过零时，弧隙的介质强度恢复速度和恢复电压上升速度的竞争。 加强弧隙的去游离或减小弧隙电压的恢复速度，都可以促使电弧熄灭。弧隙介质强度恢复过程Ud(t)主要由断路器灭弧装置的结构和灭弧介质性质决定，而恢复电压Ur(t)的上升过程主要取决于系统电路的参数。发电厂电气部分 这两种过程是相互有关系的，即恢复电压速度与弧隙的介质强度有关，而弧隙的介质强度又受电压恢复速度的影响。因此，应将它们看成一个复杂现象的两方面，虽然如此，有条件地将恢复电压看成独立的现象，有助于更深刻地理解在开断不同形式的电路时，断路器中电弧的熄灭条件。长弧和短弧的熄灭有较显著的差异。图3-9介质强度与恢复电压曲线如图3-9所示，当恢复电压按Ur1变化时，在t1时间之后，由于恢复电压大于介质强度，电弧即重燃；如按Ur2变化，则电弧就不会重燃。发电厂电气部分（1）短弧的熄灭在电流经过零值后，阴极附近空间的介质强度立刻恢复的现象，即近阴极效应呈现的起始介质强度150～250V，就是220V以下低压开关电器中交流电弧容易熄灭的原因。由于这种低电压开关电器的功率不大，在断路时，开关电器触头往往不大发热，因此电弧在电流第一次经过零值时即熄灭。只有当切断很大电流，触头炽热时，才发生延时电弧。这种近阴极效应呈现的起始介质强度，也可用在380V以上的低电压开关电器的电弧熄灭。（2）长弧的熄灭在几千伏或几万伏的高压断路器中灭弧，近阴极效应是无足轻重的。有决定意义的是电弧间隙即弧柱中的去游离过程，同时降低恢复电压上升的速度、幅度，抑制恢复电压可能产生的高频振荡。发电厂电气部分广泛采用的灭弧方法： 1.利用灭弧介质电弧中的去游离程度，在很大程度上取决于电弧周围介质的特性，如介质的传热能力、介电强度、热游温度和热容量。这些参数的数值越大，则去游离作用越强，电弧就越容易熄灭。空气的灭弧性能是各类气体中最差的，氢的灭弧能力是空气的7.5倍。用变压器油作灭弧介质，使绝缘油在电弧的高温作用下分解出氢气和其他气体来灭弧。六氟化硫（SF6）气体的灭弧能力比空气约强100倍。真空的介质强度比空气约大15倍。发电厂电气部分采用不同灭弧介质可以制成不同类型的断路器，如空气断路器、油断路器、SF6断路器、真空断路器等。由于空气灭弧性能差，而变压器油灭弧性能是依赖电弧电流产生的高温分解出氢气灭弧，有易燃易爆危险。因此，当前高压断路器主要采用真空介质及SF6气体介质，尤其是SF6气体具有无毒、不可燃、绝缘性能高和灭弧能力远超过一般介质的特点，因而SF6断路器几乎独占了110kV及以上电压等级的断路器份额。 2.采用特殊金属材料作灭弧触头采用熔点高、导热系数和热容量大的耐高温金属作触头材料，可以减少热电子发射和电弧中的金属蒸气，抑制弧隙介质的游离作用。同时，触头材料还要求有较高的抗电弧、抗熔焊能力。常用的触头材料有铜、钨合金和银、钨合金等。发电厂电气部分 3.采用灭弧介质或电流磁场吹动拉长与冷却电弧在高压断路器中利用各种结构形式的灭弧室，使气体或油产生巨大的压力并有力地吹向弧隙，将使带电离子扩散和强烈地冷却而复合。空气断路器利用充入压力约为2.3MPa的干燥压缩空气作为吹动电弧的灭弧介质。SF6断路器利用压力为0.3～0.7MPa的纯净SF6气体作为灭弧介质在灭弧室吹动电弧，油断路器利用油和油在电弧作用下分解出的气体吹动电弧，真空断路器利用电弧电流产生的横向或纵向磁场吹动电弧使之冷却。吹动方向与弧柱轴线平行的称为纵吹，它使电弧冷却变细；吹动方向与弧柱轴线垂直的称为横吹，它使电弧拉长，表面积增大并加强冷却。在断路器更多地采用纵、横混合吹弧或环吹方式，其熄弧效果更好。发电厂电气部分 4.采用多断口熄弧每相采用两个或更多的断口串联，在断路器分闸时，由操动机构将断路器各个串联断口同时拉开，断口把电弧分割成多个小电弧段，把长弧变成短弧。在相等的触头行程下，多断口比单断口的电弧拉得长，而且电弧被拉长的速度也增加，加速了弧隙电阻的增大。同时，由于加在每个断口的电压降低，使弧隙恢复电压降低，亦有利于熄灭电弧。多个灭弧装置串联的积木式结构的断路器在开断位置及开断过程中，由于灭弧装置的导电部分与断路器底座和大地间分布电容的存在，每一个断口在开断位置的电压分配和开断过程中的恢复电压分配将出现不均匀现象，影响到整个断路器的灭弧能力。通常在断路器的多断口上加装并联电容，只要电容量足够大断口上的电压分布就接近相等，从而保证了断路器的灭弧能力。发电厂电气部分如图3-10所示，断路器开断接地故障之后，U为电源电压，U1和U2分别为两个断口电压，CQ为断口触头之间形成的电容，C0为断路器整个带电灭弧室部分通过绝缘支架之间形成的电容，通常C0远大于CQ。可见，靠近接地端的断口电压U2由于CQ与C0并联作用，必远远小于电源端的断口电压U1。为此，在两个断口并入比C0与CQ大得多的电容，这个电容称为均压电容，可使两断口上的电压分布近于相等，以确保断路器的灭弧性能。图3-10断路器加装并联电容(a)断路器中电容分布(b)断口电压分布计算图发电厂电气部分 5.提高断路器触头的分离速度迅速拉长电弧，可使弧隙的电场强度骤降，同时使电弧的表面突然增大，有利于电弧的冷却和带电质点向周围介质中扩散和离子复合。为此，在高压断路器中都装有强有力的分闸操动机构，以加快触头的分断速度。 6.断路器加装并联电阻 上述几种方法，着重于提高断路器介质强度的恢复上升速度。而系统恢复电压上升的速度及幅值，对交流电弧的熄灭具有决定性影响。为了降低恢复电压上升速度及熄弧时的过电压，通常在大容量发电机出口断路器及110kV以上的高压断路器，特别是特高压断路器上的断口处加装并联电阻，如图3-11所示。发电厂电气部分图3-11分、合闸并联电阻滞后分断和提前关合的动作原理 分闸时，主触头先打开，由于有并联电阻接入，不仅使主触头间产生的电弧容易熄灭，而且使恢复电压的数值及上升速度都降低，并联电阻对电路的振荡过程起阻尼作用，可能使振荡过程变成非周期振荡过程，从而抑制了过电压，当主触头间电弧熄灭后，辅助触点打开，完全开断电路。合闸时，顺序相反，辅助触点先合，让其预合在电阻性负荷上，然后合上主触头，避免合闸过电压。发电厂电气部分第四节高压断路器原理及主要结构 高压断路器的功能是接通和断开正常工作电流、能快速切除过负荷电流和故障电流，它是开关电器中最为完善的一种设备。 高压断路器的基本结构，主要包括电路通断元件、绝缘支撑元件、操动机构及基座等几部分，如图3-12所示。 高压断路器按安装地点的不同，可分为户内型和户外型两种；按灭弧介质的不同，可分为六氟化硫断路器、真空断路器、油断路器、空气断路器等。图3-12高压断路器基本结构示意图发电厂电气部分电路通断元件是其关键部件，它由接线端子、导电杆、动/静触头及灭弧室等组成，承担着接通和断开电路的任务。绝缘支撑元件则安装在基座上，起着固定通断元件的作用，并使其带电部分与地绝缘。操动机构起控制通断元件的作用，当操动机构接到合闸或分闸命令时动作，经中间传动机构驱动动触头，实现断路器的合闸或分闸。发电厂电气部分一、真空断路器真空断路器是利用真空的高介质强度来灭弧的断路器。它具有触头开距短、熄弧快、体积小、质量轻、无爆炸危险、无污染等优点。由于真空间隙的气体稀薄，分子的自由行程大，发生碰撞的几率小，所以，碰撞游离不是真空间隙击穿的主要因素，触头电极蒸发出来的金属蒸气才是形成真空电弧的原因。因此，影响真空间隙击穿的主要因素除真空度外，还与电极材料、电极表面状况、真空间隙长度有关。发电厂电气部分图3-13真空灭弧室的结构1—绝缘筒；2—静端盖板；3—静触头；4—动触头；5—主屏蔽罩；6—波纹管屏蔽罩；7—动端盖板；8—波纹管；9—静导电杆；10—动导电杆（一）真空灭弧室的结构真空灭弧室是真空断路器的心脏，其基本结构如图3-13所示。由于波纹管在轴向上可以伸缩，因而这种结构既能实现从灭弧室外操动动触头作分合运动，又能保证外壳的密封性。由于大气压力的作用，灭弧室在无机械外力作用时，其动、静触头始终保持闭合位置，当外力使动导电杆向外运动时，触头才分离。发电厂电气部分 1.外壳外壳的作用是构成一个真空密封容器，同时容纳和支持真空灭弧室内的各种零件。波纹管的功能是用来保证灭弧室完全密封，同时使操动机构的运动得以传到动触头上。 2.屏蔽罩主屏蔽罩的主要作用是：(1)防止燃弧过程中电弧生成物喷溅到绝缘外壳的内壁上，引起其绝缘强度降低；（2)冷凝电弧生成物，吸收部分电弧能量，以利于弧隙介质强度的快速恢复；（3)改善灭弧室内部电场分布的均匀性，降低局部场强，促进真空灭弧室小型化。发电厂电气部分 3.触头由于纯金属触头缺乏真空触头良好的性能，故真空断路器触头材料使用了两种互不相同的合金的组合材料，即铜铋材料（Cu/Bi）和铜铬材料（Cu/Cr）。触头是真空灭弧室内最为重要的元件，真空灭弧室的开断能力和电器寿命主要由触头状况来决定。目前真空断路器的触头系统，就接触方式而言，都是对接式的。触头根据开断时灭弧的基本原理不同，大致可分为非磁吹触头和磁吹(横吹、纵吹)触头两大类。发电厂电气部分 中接式螺旋槽触头的工作原理如图3-14所示。当触头在闭合位置时，只有圆环部分接触；当触头分离时，最初在圆环上产生电弧电流i1。（1）非磁吹圆柱状触头。该触头的圆柱端面作为电接触和燃弧的表面，真空电弧在触头间燃烧时不受磁场的作用。（2）横磁吹触头。利用电流流过触头时所产生的横向磁场，驱使集聚性电弧不断在触头表面运动的触头，称为横磁吹触头。横磁吹触头主要可分为螺旋槽触头和杯状触头两种。图3-14中接式螺旋槽触头工作原理1—接触面；2—跑弧面；3—导电杆发电厂电气部分电流线在圆环处有拐弯，电流回路呈“［”形，其径向段在弧柱部分产生与弧柱垂直的横向磁场，使电弧离开接触圆环，向触头的外缘运动，推向开有螺旋槽的跑弧面。由于螺旋槽的限制，电流i2在跑弧面上只能按规定的路径流通，如图3-14中虚线所示。跑弧面上电流i2径向分量的磁场使电弧朝触头外缘运动，而其切向分量的磁场使电弧在触头上沿切线方向运动，故可使电弧在触头外缘上做圆周运动，不断移向冷的触头表面。（3）纵磁吹触头。纵向磁场的作用是，削弱电弧自生磁场所产生的磁收缩力，使真空电弧电流在电极间隙内及触头表面均匀分布，阻止阳极斑点的出现。其开断能力及抗电蚀性都强于横磁吹触头。发电厂电气部分纵磁吹触头的结构基本上有两种：一种靠在灭弧室外部装有线圈，当其被流过开关的电流所激励，将在触头间隙中形成一个相当均匀的纵磁场；另一种靠触头本身特殊结构产生纵磁场。 真空灭弧室技术已经有了很大的发展，重大标志是采用固封极柱真空灭弧室，即将真空灭弧室通过自动压力凝胶工艺包封在环氧树脂壳体内，形成固封极柱，避免了外力和外界环境对真空灭弧室及其他导电件的影响，增强了外绝缘强度，大大减少了装配工作量，并使真空断路器小型化。发电厂电气部分图3-15分体式真空断路器结构布置图(a)ZN4-10型悬挂式；(b)ZN28A型综合落地式（二）真空断路器的整体结构1.分体式:断路器的灭弧室和操动机构为分体式结构，通常采用悬挂布置或综合落地布置。图3-15所示为ZN4-10、ZN28A型真空断路器的结构布置图。发电厂电气部分2.整体式:断路器的灭弧室和操动机构设置在一个几何尺寸尽量小的共同框架上。ZN12系列真空断路器，其结构布置图如图3-16（a）所示。为追求加工准确度、外观质量、减少调整环节、保证一致性、免维护等，真空断路器正向复合绝缘或全绝缘型整体式结构发展，即由一浇注的绝缘框架或管状绝缘体支撑真空灭弧室。ZN63A系列真空断路器，其结构布置图如图3-16（b）所示。图3-16整体式真空断路器结构布置图(a)ZN12系列整体式；(b)ZN63A系列复合绝缘整体式发电厂电气部分二、SF6断路器目前，SF6断路器为单压式断路器，在开断短路电流时，由气缸与活塞之间的相对运动产生压气作用，使气缸内SF6气体压强升高，气体从喷口排出，对电弧产生纵吹使其在电流过零时熄灭。单压式断路器，结构简单，充气压强也较低，加之具有优越的开断性能，获得广泛应用。（一）灭弧室的结构单压式断路器的灭弧室是根据活塞压气原理工作的，故又称压气式灭弧室。这种灭弧装置结构简单、动作可靠。单压式灭弧室又分定开距和变开距两种。发电厂电气部分 1.定开距灭弧室结构和动作过程。图3-17所示为定开距灭弧室。图3-17定开距灭弧室动作过程(a)合闸位置；(b)压气过程；(c)吹弧过程；(d)分闸位置1—压气缸；2—压气室；3—动触头；4，5—静触头；6—固定活塞；7—拉杆发电厂电气部分图3-17(a)中断路器处于合闸位置，这时动触头3跨接于由两个带喷嘴的空心静触头4、5之间，构成电流通路；动触头与压气缸1在结构上连成一体，并与拉杆7连接，操动机构可通过拉杆带动动触头和气压缸左右运动。分闸时，操动机构通过拉杆带着动触头和压气缸向右运动，使压气室内的SF6气体被压缩，压力约提高1倍左右，如图3-17（b）所示。当动触头离开静触头4时，产生电弧，同时将原来被动触头所封闭的压气缸打开，高压SF6气体迅速向两静触头内腔喷射，对电弧进行强烈的双向纵吹，如图3-17(c)所示。当电弧熄灭后，触头处在分闸位置，如图3-17（d）所示。这种灭弧室中断路器弧隙由两个静触头4、5保持固定的开距，故称为定开距灭弧室。发电厂电气部分 2.变开距灭弧室的结构和动作过程。变开距灭弧室的灭弧过程如图3-18所示。图3-18变开距灭弧室动作过程（a）合闸位置；（b）吹弧过程；（c）分闸位置1—主静触头；2—弧静触头；3—喷嘴；4—弧动触头；5—主动触头；6—压气缸；7—逆止阀；8—压气室；9—固定活塞发电厂电气部分变开距灭弧室内动、静触头间的开距，随着压气室的运动而逐渐加大，即使电弧已被吹熄，动触头继续运动直至终止位置，即在吹弧过程中，触头开距不断加大。断路器的导电体由主触头和辅助触头两部分组成，合闸状态时，二者并联；分闸时，流经绝大部分电流的主触头先分离，电流转移到耐弧材料为铜钨合金做成的辅助弧触头上，随着操动机构运动，辅助弧触头打开而形成电弧，随即打开喷口间隙气吹熄电弧。发电厂电气部分 3.定开距与变开距灭弧室结构比较变开距在吹弧过程中电极开距不断变大，破坏了气流场的死区；此外，虽然熄弧后有较大的绝缘间隙，避免了熄弧后“电击穿”引发的电弧重燃，但由于燃弧时间增长，可能由于介质强度恢复速度减慢致使“热击穿”，从而限制了变开距断路器产品的极限开断电流。定开距结构的电场集中在固定的两喷口电极之间，开断过程中压气缸要耐受恢复电压，且在动触头过喷口瞬间，断口绝缘强度因短接一部分而降低，这使得定开距断路器产品的单元断口电压提高受限。110kV断路器灭弧室宜采用定开距灭弧室的结构，用于220kV及以上的单断口SF6断路器，以及用于发电厂出口反向开断时，采用变开距结构灭弧室较为有利。发电厂电气部分（二）SF6断路器的总体结构SF6断路器的总体结构可分为支柱式和落地罐式两大类。1.支柱式按其整体布置形式可分为Y形、T形及I形3种布置形式。Y形布置的LW6-500型SF6断路器一相结构如图3-19所示。T形布置的SFM-500型SF6断路器一相结构如图3-20所示。I形布置的LW15-220型SF6断路器一相结构如图3-21所示。2.落地罐式LW12-500型SF6断路器一相切面图如图3-22所示。发电厂电气部分图3-19Y形布置的LW6-500型SF6断路器一相结构图*发电厂电气部分图3-20T形布置的SFM-500型SF6断路器一相结构图发电厂电气部分图3-21I形布置的LW15-220型SF6断路器一相结构图发电厂电气部分图3-22落地罐式LW12-500型SF6断路器一相切面图发电厂电气部分三、油断路器及空气断路器（一）油断路器油断路器采用变压器油作为灭弧介质。其按绝缘结构可分为多油和少油断路器两大类。多油式断路器中的油具有灭弧和绝缘两大功能，因此外壳不带电压。少油断路器中的油仅作为灭弧介质使用，因此其外壳带有高压，漆为红色，警示运行人员不得触及。油断路器中的灭弧室是典型的自能式灭弧室，电弧在油中燃烧时，油迅速分解、蒸发并在电弧周围形成气泡。在灭弧室内由气体、油和油蒸气形成的气流和液流，按照具体的灭弧装置结构，可对电弧形成横向吹弧、平行于电弧的纵向吹弧或横纵结合方式吹弧，加速去游离过程，缩短熄弧时间，从而使电弧在电流过零时熄灭。发电厂电气部分这种主要利用电弧本身能量来熄灭电弧的断路器，其开断性能与被开断电流的大小有关。在其额定开断电流以内，被开断的电流越大，电弧能量越大，灭弧能力越强，燃弧时间也越短；而被开断的电流较小时，灭弧能力较差，燃弧时间反而较长，存在临界开断电流现象。（二）空气断路器空气断路器是采用压缩空气吹弧，拉长与冷却电弧。该断路器的灭弧室是典型的利用外部能量来熄灭电弧的外能式灭弧室，其开断性能主要与外部供给的灭弧能量有关。空气断路器在开断大、小电流时，外部供给的灭弧能量基本不变，因此其燃弧时间较稳定，具有大容量下开断能力强及开断时间短的特点。但其结构复杂，尚需配置压缩空气装置，价格昂贵，而且跳合闸时排气噪声大，现已趋于淘汰。发电厂电气部分第五节特高压断路器和智能断路器一、特高压断路器特高压断路器是指用于额定电压超过750kV电压等级的更高一级电压电网，通常为1000kV电压等级电网的断路器。由于SF6气体具有优异的灭弧与绝缘性能，使得SF6断路器具有许多优点，如断口电压高、开断能力强，可频繁操作和连续开断故障电流，以及开断容性电流不重燃等。因而，当前SF6断路器在特高压领域完全取代了空气断路器，同时广泛采用GIS（封闭组合电器）结构，与开敞式布置结构相比大幅度缩小占地面积，减少高电压的电磁污染，大大延长了设备检修周期。*发电厂电气部分 特高压断路器首先要求应能满足特高压电网大容量短路电流的开断能力，保证能安全可靠运行的电气绝缘性能，同时必须具有比一般高压断路器更高的技术要求。 1.降低开断和关合时的操作过电压特高压断路器采用了加装分闸和合闸电阻措施，以降低断路器操作过程中的系统恢复电压。为降低操作过电压，通常要求合闸电阻较低，分闸电阻较高，且对分闸电阻的热容量要求也很高。如图3-23所示，为国产1100kV四断口断路器，灭弧室与电阻共用一台操动机构，采用连杆传动分别动作。发电厂电气部分断路器在合闸过程中，电阻断口先接通，同时活塞推动活塞筒中的储能弹簧压缩。当断路器位于合闸位置时，弹簧处于被压缩状态；分闸时，电阻开关动触头在液压机构的带动下，快速分离，静触头在压缩弹簧及活塞筒中气体阻尼的共同作用下慢速恢复，从而实现了电阻系统的先合先分。取消分闸电阻后，分闸时可能出现的操作过电压，由电力系统安装的避雷器限制。图3-23带独立合闸电阻的四断口1100kV断路器发电厂电气部分 2.提高GIS中的SF6气体绝缘性能特高压GIS中，高额定电压及各种过电压值要求SF6绝缘间隙和内部设备尺寸都较大。图3-24中的曲线为不同压力下的气体击穿电压特性。工程应用中一般采用增加气体压力的方法，提高GIS间隙的击穿场强，缩小GIS内部电气设备的体积。然而，高的SF6气压加大了GIS密封技术的难度，而且使SF6在西北等高寒地区易液化，导致其绝缘能力减弱。图3-24不同压力下的气体击穿电压特性发电厂电气部分 SF6气体是一种具有潜在（目前全球SF6排放量还很少）温室效应的气体，它的全球变暖系数为二氧化碳的23900倍，大气中的寿命为3200年。同时，存在高寒条件下易液化的缺点。长期以来，各国都在不断寻找替代介质，现已发现的三氟碘甲烷（CF3I）气体绝缘性能很好，在均匀电场中的绝缘水平是SF6的1.2倍，其特性见表3-2。然而，CF3I气体虽然有良好的绝缘与环保特性，但有较高的液化温度，加之价格为SF6的100倍，因而要取代SF6介质在断路器中的地位是不现实的。当前SF6仍然是唯一可选的介质。表3-2CF3I气体特性*发电厂电气部分SF6气体中加入少量的N2气体，SF6/N2的配比如不低于50%/50%，其混合气体的绝缘强度与纯SF6气体相差很小，但可以降低GIS在较高的气体压力下的液化浓度，适用于高寒地区。此外，SF6/N2混合气体还能降低纯SF6气体放电电压对电场均衡的影响，降低金属微粒及电极表面的粗糙度，同时可降低SF6排放量，符合全球对环保的关注，具有良好的应用前景。发电厂电气部分 3.提高单个断口电压断路器的灭弧室由若干个断口组成，每个断口承受一定的电压，以积木式组成整个灭弧室。在特高压断路器内减少断口数目，可极大地改善每个断口在开断位置的电压分配和开断过程中的恢复电压分配不均现象，减少断口之间的并联均压电容数量，简化断路器结构，降低造价。目前，1000kV的断路器有两个断口和四个断口两种。为提高特高压断路器的单个断口开断能力，两断口断路器通常采用混合灭弧方式。也就是在压气基础上，利用电弧能量加热SF6气体，增加压力室的压力，形成强烈的双向吹弧，缩短开断时间；同时采用混合压气式原理，优化压气缸尺寸，利用电弧能量提高压气室内气体压力，从而降低了机构操作功，具有较强的短路开断能力。发电厂电气部分 图3-25所示为混合压气式灭弧室原理示意图。在开断初期［图3-25（a）］电弧加热气体的一部分，返回到压力室，提高了压力室的压力。在开断过程中［图3-25（b）］压气缸继续加大压力，形成强烈的双向吹弧。在这种混合压气式灭弧室中，压气和热膨胀同时发生在一个灭弧室内，压气的灭弧效力得到热膨胀的增强，从而提高了灭弧效能与开断能力。图3-25混合压气式灭弧室原理示意图（a）开断初期；（b）开断过程中发电厂电气部分 4.配置大功率高性能的操动机构由于特高压断路器灭弧室运动质量大，且要求分闸速度高，操作过程中传动及支撑部分都受到较大冲击力，并且要满足5000次机械寿命要求。因而，操动机构必须大功率、平稳可靠。为满足特高压电网对开断的系统稳定性及操作过电压水平的要求，操动机构还必须能快速响应，同时分、合闸速度具有可调性能。发电厂电气部分二、智能断路器 智能断路器的定义为“具有较高性能的断路器和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，不仅具有断路器的基本功能，还具有附加功能，尤其是在监测和诊断方面。”智能控制单元通常由数据采集、智能识别和调节装置三个基本模块组成。智能断路器的基本工作模式是根据监测到的不同故障电流，自动选择操动机构和灭弧室预先选定的工作条件。断路器的智能化操作要求其操动机构的动作时间具有可控性，但目前断路器常用的气动操动机构、液压操动机构、电磁操动机构和弹簧操动机构由于中间介质等因素，控制时间离散值大，其运动特性很难达到理想的可控状态。因此，智能断路器及满足要求的操动机构，特别是在高电压领域尚处于研究开发阶段。发电厂电气部分第六节高压断路器操动机构 操动机构是驱动断路器分合闸的重要配套设备，断路器的工作可靠性在很大程度上依赖于操动机构的动作可靠性。断路器的合闸、分闸动作是由操动机构和与此相互联系的传动机构来完成。一、对操动机构的要求 1.具有足够的合闸功率在电网正常工作时，用操动机构使断路器关合的是工作电流，关合是较容易的。但在电网事故情况下，如断路器关合到有预伏短路故障的电路时，短路电流可达几万安以上，断路器导电回路受到的电动力可达几千牛，从断路器导电回路的布置以及触头的结构来看，电动力的方向又常常是阻碍断路器关合的。因此，在关合有预伏短路故障的电路时，由于电动力过大，断路器有可能出现触头不能迅速、可靠地实现关合，从而引起触头严重烧伤。因此，操动机构必须具有足够的合闸功率，才能具有关合短路故障的能力。发电厂电气部分 2.接到分闸命令后应迅速可靠地分闸操动机构对断路器的分闸功率通常可以满足，这是由于断路器导电回路通过短路电流及触头结构所呈现的电动力方向，对于断路器的分闸起到加速作用。 3.具有自由脱扣装置与防跳跃措施操动机构中自由脱扣装置的作用是，断路器合闸过程中，若操动机构又接到分闸命令，则操动机构不应继续执行合闸命令而应立即分闸，并保持在分闸位置。 4.复位与闭锁功能断路器分闸后，操动机构中的各个部件应能自动地或通过简单的操作后，回复到准备合闸的位置，以保证操动机构的动作可靠。发电厂电气部分同时，要求操动机构应具有以下的闭锁装置：（1）分合闸位置连锁。保证断路器在合闸位置时，操动机构不能进行合闸操作；断路器在分闸位置时，操动机构不能进行分闸操作。（2）低气（液）压与高气（液）连锁。对于气动或液压操动机构，当气体或液体压力低于或高于额定值时，操动机构不能进行分、合闸操作。（3）弹簧操动机构中的位置连锁。弹簧储能不到规定要求时，操动机构不能进行分、合闸操作。发电厂电气部分二、操动机构的类型根据所提供能源形式的不同，操动机构可分为手动操动机构（CS）、电磁操动机构（CD）、弹簧操动机构（CT）、气动操动机构（CQ）、液压操动机构（CY）等几种。其中，手动、电磁操动机构属于直动机构，弹簧、气动、液压操动机构属于储能机构。在高压乃至特高压SF6断路器中，配用的操动机构有三种：液压、气动、弹簧操动机构。 1.电磁操动机构电磁操动机构是直接依靠电磁力合闸，可进行远距离控制和重合闸。其优点是结构简单、零件数少、工作可靠、制造成本低。其缺点是合闸线圈消耗的功率太大，合闸电流可达数百安，而且对二次操作电源可能形成一定冲击；要求配用220/110V的大容量直流电源,因而辅助设施投资大，维护费用高；机构本身笨重，由于电磁时间常数影响，使合闸时往往有一定延迟，故在真空断路器中使用已逐渐减少。发电厂电气部分 2.弹簧操动机构弹簧操动机构是以弹簧作为储能元件的机械式操动机构。弹簧操动机构不需要专门的操作电源，储能电动机功率小，交直流两用，同时合闸弹簧的储能还可以通过人工手动完成，使用方便；但弹簧操动机构结构比较复杂，零件数量较多，通常约为200个，成本较高，传动环节有出现故障的概率。 3.气动操动机构单一的压缩空气作动力的气动操动机构已淘汰，断路器当前采用的是以压缩空气作动力进行分闸操作，辅以合闸弹簧作为合闸储能元件的气动操动机构。发电厂电气部分 气动操动机构的缺点是体积较大，零部件的加工准确度比电磁操动机构还高，同时需要配备压缩空压装置及压缩空气罐，对空气的气密性要求很高，因此活塞和气缸维护的要求高。加之气动操动机构中能量的传递是压缩空气，操作过程中会发生动作延迟，因而在特高压断路器上较少使用。 4.液压操动机构液压操动机构将储存在储能器中的高压油作为驱动能传递媒体。液压操动机构具有操作平稳，无噪声、且需要控制的能量小，在不大的机构尺寸下就可以获得能量强大的操作力，以及液压元件质量轻且反应速度快，容易实现自动控制与各种保护，暂时失去电源时仍能操作多次，动作可靠等一系列优势，特别适用于126kV及以上的高压，超高压和特高压断路器。发电厂电气部分三、断路器操动机构的发展趋势目前，上述四种基本型式的操动机构都在不断改型，出现了不同原理的组合，如气动弹簧操动机构和液压弹簧操动机构，充分发挥了气动和弹簧、液压和弹簧两者的优势。近年来，为了解决传统液压操动机构储能器气体泄漏造成储能功能下降，影响能量输出而造成断路器的慢分和慢合的隐患，出现了新型液压弹簧操动机构。它是在液压操动机构基础上发展起来的，主要的改进是用碟簧储能取代氮气储压筒储能，实现模块化，集装板块结构，集成液压和弹簧操动机构的优点为一体，操作平稳，但制造难度较大，成本较高；同时，采用高集成的液压技术和先进的密封技术；使液压传递回路达到几乎完全密封的状况；不断改进液压操动机构，在设计中，合闸一级、二级阀和供排三级之间无管路连接，减少了漏油的环节，使产品结构更加紧凑，布置更趋合理。发电厂电气部分此外，弹簧操动机构出现了新的型式，从原来以螺旋弹簧为动力源的四连杆驱动方式，变成以盘簧（涡卷弹簧）为动力源的凸轮驱动方式。除了上述几种基本型操动机构，还出现了新型的电动机操动机构、永磁操动机构。（1）电动机操动机构。这种新颖的机构是利用先进的数字技术与简单、可靠、成熟的电动机相结合，不仅满足断路器操动机构的所有核心要求，而且在性能和功能方面具有简单可靠（只有一个运动件）、先进的监视平台、可优化的预设定行程曲线等很多优势。发电厂电气部分如图3-26所示,为电动机操动机构的基本单元的连接。图3-26电动机操动机构各单元之间的连接主要包括能量缓存单元、充电单元、交换器单元、控制单元、电动机与解算器单元及输入/输出（I/O）单元。电动机由能量缓存单元经变换器供电，能量缓存单元由充电单元来充电。基于微处理器的控制单元控制速度并进行监视。电动机操动机构的操动通过输入/输出单元来实现。发电厂电气部分（2）永磁操动机构。在中压断路器操动机构方面，继电磁操动机构和弹簧操动机构之后，出现了永磁操动机构。它是一种崭新的操动机构，利用电磁铁操动，永久磁铁锁扣，电容器储能，电子器件控制。永久磁铁用来产生锁扣力，不需任何机械能就可将真空断路器保持在合、分闸位置上。永磁操动机构还处于发展阶段，未来会有更大的发展空间。目前，其少量用于中小容量的真空断路器，而更多的用于需要频繁操作的重合器和接触器。发电厂电气部分第一节电气主接线本要求和设计程序一、对电气主接线的基本要求第四章电气主接线及设计1.可靠性分析电气主接线的可靠性时，要考虑发电厂和变电站在系统中的地位和作用、用户的负荷性质和类别、设备制造水平及运行经验等诸多因素。(1)发电厂或变电站在电力系统中的地位和作用。(2)负荷性质和类别。发电厂电气部分(3)设备的制造水平。(4)长期实践运行经验。主接线可靠性的基本要求通常包括以下几个方面： 断路器检修时，不宜影响对系统供电； 线路、断路器或母线故障时以及母线或母线隔离开关检修时，尽量减少停运出线回路数和停电时间，并能保证对全部Ⅰ类及全部或大部分Ⅱ类用户的供电； 尽量避免发电厂或变电站全部停电的可能性； 大型机组突然停运时，不应危及电力系统稳定运行。发电厂电气部分2.灵活性灵活性包括以下几个方面：(1)操作的方便性。(2)调度的方便性。(3)扩建的方便性。3.经济性经济性主要从以下几方面考虑：（1）节省一次投资。（2）占地面积少。（3）电能损耗少。发电厂电气部分发电厂和变电站基本建设的程序一般分为：初步可行性研究、可行性研究、初步设计、施工图设计等四个阶段。电气主接线设计在各阶段中随着要求、任务的不同，其深度、广度也有所差异，但总的设计原则、方法和步骤基本相同。其设计步骤和内容如下：1．对原始资料分析（1）工程情况（2）电力系统情况（3）负荷情况（4）环境条件（5）设备供货情况二、电气主接线的设计程序发电厂电气部分2．主接线 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 的拟定与选择3．短路电流计算和主要电气设备选择4．绘制电气主接线图5．编制工程概算发电厂电气部分主接线的基本形式，就是主要电气设备常用的几种连接方式，它以电源和出线为主体。由于各个发电厂或变电站的出线回路数和电源数不同，且每路馈线所传输的功率也不一样，因而为便于电能的汇集和分配，在进出线数较多时(一般超过4回)，采用母线作为中间环节，可使接线简单清晰，运行方便，有利于安装和扩建。而与有母线的接线相比，无汇流母线的接线使用电气设备较少，配电装置占地面积较小，通常用于进出线回路少，不再扩建和发展的发电厂或变电站。有汇流母线的接线形式可概括地分为单母线接线和双母线接线两大类。无汇流母线的接线形式主要有单元接线、桥形接线和角形接线。第二节主接线的基本接线形式发电厂电气部分 图4—1所示为单母线接线，其供电电源在发电厂是发电机或变压器，在变电站是变压器或高压进线回路。一、单母线接线及单母线分段接线1.单母线接线图4—1单母线接线发电厂电气部分 每条回路中都装有断路器和隔离开关，紧靠母线侧的隔离开关称作母线隔离开，靠近线路侧的隔离开关称为线路隔离开关。 由于断路器具有开合电路的专用灭弧装置，可以开断或闭合负荷电流和开断短路电流，故用来作为接通或切断电路的控制电器。 若馈线的用户侧没有电源时，断路器通往用户的那一侧，可以不装设线路隔离开关。但是由于隔离开关费用不大，为了阻止过电压的侵入或用户启动自备柴油发电机的误倒送电，也可以装设。 若电源是发电机，则发电机与其出口断路器之间可以不装隔离开关，因为该断路器的检修必然在停机状态下进行；但有时为了便于对发电机单独进行调整和试验，也可以装设隔离开关或设置可拆连接点。发电厂电气部分 QE是线路隔离开关的接地开关，用于线路检修时替代临时安全接地线。当电压在110kV及以上时，断路器两侧的隔离开关和线路隔离开关的线路侧均应配置接地开关。此外，对35kV及以上的母线，在每段母线上亦应设置1～2组接地开关或接地器，以保证电器和母线检修时的安全。发电厂电气部分 倒闸操作:发电厂和变电所电气设备有运行、备用和检修三种工作状态。由于正常供电的需要或故障的发生，而转换设备工作状态的操作称为“倒闸操作”。倒闸操作正确与否，直接影响安全运行。 倒闸操作“五防” 防止带负荷拉合隔离开关 防止带地线合隔离开关 防止带电挂接地线 防止误拉合断路器 防止误入带电间隔发电厂电气部分 根据QF和QS的作用不同，在倒闸操作中必须保证正确的操作顺序。以投切线路WL1为例，顺序如下：切除WL2（断电）顺序拉开QF2→QS22→QS21投入WL2（送电）顺序合上QS21→QS22→QF2发电厂电气部分 可以发现，基本的操作原则是：操作QS必须是在QF断开的时候进行；投入QS时，从电源侧往负荷侧合上QS；退出QS时，从负荷侧往电源侧拉开QS。 为了防止误操作，除严格按照操作规程实行操作票制度外，还应在隔离开关和相应的断路器之间，加装电磁闭锁、机械闭锁或电脑钥匙。 单母线接线优点是：接线简单，操作方便、设备少、经济性好，并且，母线便于向两端延伸，扩建方便。同时，QS隔离开关不作为操作电器，仅用作隔离电压。 单母线接线缺点是：①可靠性差。母线或母线隔离开关检修或故障时，所有回路都要停止工作，也就是要造成全厂或全所长期停电。②调度不方便，电源只能并列运行，不能分列运行，并且线路侧发生短路时，有较大的短路电流。 接线形式：一般只用在出线回路少，并且没有重要负荷的发电厂和变电站中。发电厂电气部分单母线分段接线如图4—2所示。单母线用分段断路器QFD进行分段，可以提高供电可靠性和灵活性；2.单母线分段接线图4—2单母线分段接线发电厂电气部分 对重要用户可以从不同段引出两回馈电线路，由两个电源供电；当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段隔离，保证正常段母线不间断供电，不致使重要用户停电；两段母线同时故障的几率很小，可以不予考虑。在可靠性要求不高时，亦可用隔离开关分段，任一段母线故障时，将造成两段母线同时停电，在判别故障后，拉开分段隔离开关，完好段即可恢复供电。 通常，为了限制短路电流，简化继电保护，在降压变电站中，采用单母线分段接线时，低压侧母线分段断路器常处于断开状态，电源是分列运行的。为了防止因电源断开而引起的停电，应在分段断路器QFD上装设备用电源自动投入装置，在任一分段的电源断开时，将QFD自动接通。发电厂电气部分 分段的数目，取决于电源数量和容量。段数分得越多，故障时停电范围越小，但使用断路器的数量亦越多，且配电装置和运行也越复杂，通常以2～3段为宜。 该接线适用于：中、小容量发电厂和变电站的6～10kV接线中。但是，由于这种接线对重要负荷必须采用两条出线供电，大大增加了出线数目，使整个母线系统可靠性受到限制，所以，在重要负荷的出线回路较多、供电容量较大时，一般不予采用。发电厂电气部分双母线接线有两组母线，并且可以互为备用，如图4-3所示。每一电源和出线的回路，都装有一台断路器，有两组母线隔离开关，可分别与两组母线连接。两组母线之间的联络，通过母线联络断路器(简称母联断路器)QFC来实现。二、双母线接线及双母线分段接线1.双母线接线图4—3双母线接线发电厂电气部分有两组母线后，使运行的可靠性和灵活性大为提高。其特点如下：(1)供电可靠。通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组母线而不致使供电中断；一组母线故障后，能迅速恢复供电。检修任一回路的母线隔离开关时，只需断开此隔离开关所属的一条电路和与此隔离开关相连的该组母线，其他电路均可通过另一组母线继续运行;发电厂电气部分上述所有操作均涉及到“倒母线”，其操作步骤必须正确。例如：欲检修工作母线，可把全部电源和线路倒换到备用母线上。其步骤是：其一，先合上母联断路器两侧的隔离开关，再合母联断路器QFC，向备用母线充电，这时，两组母线等电位。发电厂电气部分其二，为保证不中断供电，按“先通后断”原则进行操作，即先接通备用母线上的隔离开关，再断开工作母线上的隔离开关。其三，完成母线转换后，再断开母联断路器QFC及其两侧的隔离开关，即可使原工作母线退出运行进行检修。发电厂电气部分(2)调度灵活：各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上，能灵活地适应电力系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要；通过倒换操作可以组成各种运行方式。①当母联断路器断开，一组母线运行，另一组母线备用，全部进出线均接在运行母线上，即相当于单母线运行。 两组母线同时工作，并且通过母联断路器并联运行，电源与负荷平均分配在两组母线上，即称之为固定连接方式运行。这也是目前运行中最常采用的运行方式，它的母线继电保护相对比较简单。发电厂电气部分③有时为了系统的需要，亦可将母联断路器断开(处于热备用状态)，两组母线同时运行。此时，这个电厂相当于分裂为两个电厂各向系统送电，这种运行方式常用于系统最大运行方式时，以限制短路电流。双母线接线还可以完成一些特殊功能。例如：用母联与系统进行同期或解列操作；当个别回路需要单独进行试验时(如发电机或线路检修后需要试验)，可将该回路单独接到备用母线上运行；当线路利用短路方式熔冰时，亦可用一组备用母线作为熔冰母线，不致影响其他回路工作等。发电厂电气部分(3)扩建方便：向双母线左右任何方向扩建，均不会影响两组母线的电源和负荷自由组合分配，在施工中也不会造成原有回路停电。由于双母线接线有较高的可靠性，广泛用于：出线带电抗器的6～10kV配电装置；35～60kV出线数超过8回，或连接电源较大、负荷较大时；110～220kV出线数为5回及以上时。发电厂电气部分 为了缩小母线故障的停电范围，可采用双母线分段接线，如图4-4所示。用分段断路器将工作母线分为段和段，每段工作母线用各自的母联断路器与备用母线W2相连，电源和出线回路均匀地分布在两段工作母线上。2.双母线分段接线图4—4双母线分段接线发电厂电气部分 双母线分段接线比双母线接线的可靠性更高。当一段工作母线发生故障后，在继电保护作用下，分段断路器先自动跳开，而后将故障段母线所连的电源回路的断路器跳开，该段母线所连的出线回路停电；随后，将故障段母线所连的电源回路和出线回路切换到备用母线上，即可恢复供电。这样，只是部分短时停电，而不必全部短期停电。发电厂电气部分 双母线分段接线较多用于220kV配电装置，当进出线数为10~14回时，采用三分段（仅一组母线用断路器分段），15回及以上时，采用四分段（二组母线均用断路器分段）；同时在330～500kV大容量配电装置中，出线为6回及以上时，一般也采用类似的双母线分段接线。 在6～10kV配电装置中，当进出线回路数或母线上电源较多，输送和通过功率较大时，为限制短路电流，以选择轻型设备，并为提高接线的可靠性，常采用双母线三或四分段接线，并在分段处加装母线电抗器。发电厂电气部分（1）单母线分段带专用旁路断路器的旁路母线接线三、带旁路母线的单母线和双母线接线1.单母线分段带旁路母线的接线图4-5单母线分段带专用旁路断路器的旁路母线接线发电厂电气部分接线中设有旁路母线WP、旁路断路器QFP及母线旁路隔离开关QSPⅠ、QSPⅡ、QSPP，此外在各出线回路的线路隔离开关的外侧都装有旁路隔离开关QSP，使旁路母线能与各出线回路相连。在正常工作时，旁路断路器QFP以及各出线回路上的旁路隔离开关QSP，都是断开的，旁路母线WP不带电。发电厂电气部分通常，旁路断路器两侧的隔离开关处于合闸状态，即QSPP于合闸状态，而QSPⅠ、QSPⅡ二者之一是合闸状态，另一则为开断状态，例如QSPⅠ合闸、QSPⅡ分闸，则旁路断路器QFP对WI段母线上各出线断路器的检修处于随时待命的“热备用”状态。发电厂电气部分当出线WL1的断路器QF3要检修时，QSPⅠ处于合闸状态（若属分闸状态，则与QSPⅡ切换），则合上旁路断路器QFP，检查旁路母线WP是否完好。如果旁路母线有故障，QFP在合上后会自动断开，就不能使用旁路母线；如果旁路母线是完好的，QFP在合上后不跳开，就能进行退出运行中的QF3操作，即合上出线WL1的旁路隔离开关QSP1（两端为等电位），然后断开出线WL1的断路器QF3，再断开其两侧的隔离开关QS32和QS31，由旁路断路器QFP代替断路器QF3工作。QF3便可以检修，而出线WL1的供电不致中断。在上述的操作过程中，当检查到旁路母线完好后，可先断开旁路断路器QFP，用出线旁路隔离开关QSP1对空载的旁路母线合闸，然后再合上旁路断路器QFP，之后再进行退出QF3的操作。这一操作虽然增加了操作程序，然而可避免万一在倒闸过程中，QF3事故跳闸下，QSP1带负荷合闸的危险。发电厂电气部分（2）分段断路器兼作旁路断路器的接线有专用旁路断路器的旁路母线接线极大地提高了可靠性，但这增加了一台旁路断路器的投资。在可靠性能够得到保证的情况下，可用分段断路器兼作旁路断路器，从而减少设备，节省投资。图4-6所示是分段断路器兼作旁路断路器的接线。该接线方式在正常工作时，分段断路器QFD的旁路母线侧的隔离开关QS3和QS4断开，主母线侧的隔离开关QS1和QS2接通，分段断路器QFD接通。则断路器QFD在正常时以分段方式工作，旁路母线不带电。发电厂电气部分当WⅠ段母线上的出线断路器要检修时，为了使WⅠ、WⅡ段母线能保持联系，先合上分段隔离开关QSD，然后断开断路器QFD和隔离开关QS2，再合上隔离开关QS4，然后合上QFD。如果旁路母线是完好的，QFD不会跳开，则可以合上该出线的旁路开关，最后断开要检修的出线断路器及其两侧的隔离开关，就可对该出线断路器进行检修。图4-6分段断路器兼作旁路断路器的接线发电厂电气部分（3）旁路断路器兼作分段断路器的接线图4-7所示是旁路断路器兼作分段断路器的接线。该接线设置一台两个分段母线公用的旁路断路器，正常工作时，隔离开关QS1和QS3接通，旁路断路器QFP接通，WⅠ、WⅡ两段母线用旁路断路器QFP兼作分段断路器，旁路母线处于带电运行状态。图4-7旁路断路器兼作分段断路器的接线发电厂电气部分双母线带旁路母线的接线，可以设专用旁路断路器，也可以用旁路断路器兼作母联断路器，或用母联断路器兼作旁路断路器，分别如图4-8（a）、（b）、（c）所示。图4-8双母线带旁路母线的接线2.双母线带旁路母线的接线发电厂电气部分110kV及以上高压配电装置 因为电压等级高，输送功率较大，送电距离较远，停电影响较大，不允许因检修断路器而长期停电，故需设置旁路母线，从而使检修与它相连的任一回路的断路器时，该回路便可以不停电，提高了供电的可靠性。 当110kV出线在6回及以上、220kV出线在4回及以上时，宜采用带专用旁路断路器的旁路母线。 带有专用旁路断路器的接线，多装了价高的断路器和隔离开关，增加了投资，然而这对于接入旁路母线的线路回数较多，且对供电可靠性有特殊需要的场合是十分必要的。 不采用专用旁路断路器的接线，虽然可以节约建设投资，但是检修出线断路器的倒闸操作十分繁杂，而且对于无论是单母线分段接线或双母线接线方式，在检修期间均处于单母线不分段运行状况，极大地降低了可靠性。3.旁路母线设置的原则发电厂电气部分 在出线回数较少的情况下，也可为节省投资，采用母联断路器或分段断路器与旁路断路器之间互相兼用的带旁路母线的接线方式。 下列情况下，可不设置旁路设施：(1)当系统条件允许断路器停电检修时（如双回路供电的负荷）；(2)当接线允许断路器停电检修时（每条回路有2台断路器供电，如角形、一台半断路器、双母线双断路器接线等）；(3)中小型水电站枯水季节允许停电检修出线断路器(4)采用高可靠性的六氟化硫（SF6）断路器及全封闭组合电器（GIS）时。发电厂电气部分35～60kV配电装置 采用单母线分段且断路器无停电检修条件时，可设置不带专用旁路断路器的旁路母线； 当采用双母线接线时，不宜设置旁路母线，有条件时可设置旁路隔离开关； 当采用35kV单母线手车式成套开关柜时，由于断路器可迅速置换，故可不设置旁路设施。6～10kV配电装置 一般不设旁路母线，特别是采用手车式成套开关柜时，由于断路器可迅速置换，可不设置旁路设施。发电厂电气部分 单母线接线及单母线分段接线且采用固定式成套开关柜的情况，由于容易增设旁路母线，故可考虑装设。 双母线接线在布置上也不便于增设旁路母线。在下列情况下，也可设置旁路母线出线回路数多，断路器停电检修机会多多数线路系向用户单独供电，用户内缺少互为备用的电源，不允许停电；均为架空出线，雷雨季节跳闸次数多，增加了断路器的检修次数。需要强调的是：随着高压配电装置广泛采用六氟化硫断路器及国产断路器、隔离开关的质量逐步提高，同时系统备用容量的增加、电网结构趋于合理与联系紧密、保护双重化的完善以及设备检修逐步由 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 向状态检修过渡，为简化接线，总的趋势将逐步取消旁路设施。发电厂电气部分通常在330kV～500kV配电装置中，当进出线为6回及以上，配电装置在系统中具有重要地位，则宜采用一台半断路器接线。如图4-10所示。每两个元件(出线、电源)用3台断路器构成一串接至两组母线，称为一台半断路器接线，又称3／2接线。在一串中，两个元件(进线、出线)各自经1台断路器接至不同母线，两回路之间的断路器称为联络断路器。运行时，两组母线和同一串的3台断路器都投入工作，称为完整串运行，形成多环路状供电，具有很高的可靠性。四、一台半断路器及三分之四台断路器接线1.一台半断路器接线发电厂电气部分图4-10一台半断路器接线发电厂电气部分在一台半断路器接线中，通常有两条原则： 电源线宜与负荷线配对成串，即要求采用在同一个“断路器串”上配置一条电源回路和一条出线回路，以避免在联络断路器发生故障时，使两条电源回路或两条出线回路同时被切除。 配电装置建设初期仅两串时，同名回路宜分别接入不同侧的母线，进出线应装设隔离开关。当一台半断路器接线达三串及以上时，同名回路可接于同一侧母线，进出线不宜装设隔离开关。发电厂电气部分一台半断路器接线其主要特点是： 任一母线故障或检修，均不致停电； 任一断路器检修也不引起停电； 甚至于在两组母线同时故障(或一组母线检修另一组母线故障)的极端情况下，功率仍能继续输送。 一串中任何一台断路器退出或检修时，这种运行方式称为不完整串运行，此时仍不影响任何一个元件的运行。 运行方便、操作简单，隔离开关只在检修时作为隔离带电设备使用。发电厂电气部分一台半断路器的配置方式：图4-11所示一台半断路器的配置方式。图4-11（a）所示为电源（变压器）和出线相互交叉配置；非交叉接线（或称常规接线）如图4-11（b）所示。图4-11一台半断路器的配置方式发电厂电气部分交叉接线比非交叉接线具有更高的可靠性。交叉接线的配电装置的布置比较复杂，需增加一个间隔。显然，当该接线的串数等于或大于三串时，由于接线本身构成的闭环回路不止一个，一个串中的联络断路器检修或停用时，仍然还有闭合回路，因此可不考虑上述交叉接线。一台半断路器接线的运行特点：一台半断路器接线的运行可靠性和灵活性很高，在检修母线或回路断路器时不必用隔离开关进行大量的倒闸操作，并且，调度和扩建也方便。所以在超高压电网中得到了广泛应用，在500kV的升压变电站和降压变电站中，一般都采用这种接线。发电厂电气部分 由于高压断路器造价高，为了进一步减少设备投资，把3条回路的进出线通过4台断路器接到两组母线上，构成三分之四断路器接线方式。如下图所示。这种接线方式通常用于发电机台数（进线）大于线路（出线）数的大型水电厂，以便实现在一个串的3个回路中电源与负荷容量相互匹配。2.三分之四台断路器接线发电厂电气部分 实际运用中，可以根据电源和负荷的数量及扩建要求，采用三分之四台、一台半及两台断路器的多重连接的组合接线，将有利于提高配电装置的可靠性和灵活性。发电厂电气部分 各出线回路由2台断路器分别接在两组母线上，变压器直接通过隔离开关接到母线上，组成变压器母线组接线，如图4-12所示。五、变压器母线组接线图4-12变压器母线组接线发电厂电气部分 这种接线调度灵活，电源和负荷可自由调配，安全可靠，有利于扩建。 由于变压器是高可靠性设备，所以直接接入母线，对母线的运行并不产生明显影响。一旦变压器故障时，连接于对应母线上的断路器跳开，但不影响其他回路供电。 当出线回路较多时，出线也可采用一台半断路器接线形式。这种接线在远距离大容量输电系统中，对系统稳定和供电可靠性要求较高的变电站中采用。发电厂电气部分 单元接线是无母线接线中最简单的形式，也是所有主接线基本形式中最简单的一种。如图4-13所示。六、单元接线图4-13单元接线发电厂电气部分 图4-13（a）为发电机—双绕组变压器组成的单元接线，是大型机组广为采用的接线形式。发电机出口不装断路器，为调试发电机方便可装隔离开关，对200MW以上机组，发电机出口采用分相封闭母线，为了减少开断点，亦可不装断路器，但应留有可拆点，以利于机组调试。 这种单元接线，避免了由于额定电流或短路电流过大，使得选择出口断路器时，受到制造条件或价格甚高等原因造成的困难。发电厂电气部分 图(b)所示为发电机－三绕组变压器(自耦变压器类同)单元接线。为了在发电机停止工作时，还能保持和中压电网之间的联系，在变压器的三侧均应装断路器。 图(c)所示为发电机－变压器－线路单元接线，适宜于一机、一变、一线的厂、所。此接线最简单，设备最少，不需要高压配电装置。发电厂电气部分 图4-14(a)所示为发电机－双绕组变压器扩大单元接线。当发电机单机容量不大，且在系统备用容量允许时，为了减少变压器台数和高压侧断路器数目，并节省配电装置占地面积，将2台发电机与1台变压器相连接，组成扩大单元接线。图4-14扩大单元接线图发电厂电气部分 图4-14(b)所示为发电机－分裂绕组变压器扩大单元接线。通常，单机容量仅为系统容量的1％～2％或更小，而电厂的升高电压等级又较高，如50MW机组接入220kV系统、100MW机组接入330kV系统、200MW机组接入500kV系统，可采用扩大单元接线。发电厂电气部分 当只有两台变压器和两条线路时，宜采用桥形接线。桥形接线，根据桥断路器QF3的安装位置，可分为内桥接线和外桥接线两种，分别如图4-15（a）、（b）所示。七、桥形接线图4-15桥形接线发电厂电气部分 内桥接线在线路故障或切除、投入时，不影响其余回路工作，并且操作简单；而在变压器故障或切除、投入时，要使相应线路短时停电，并且操作复杂。因而该接线一般适用于线路较长(相对来说线路的故障机率较大)和变压器不需要经常切换(如火电厂)的情况。 外桥接线在运行中的特点与内桥接线相反，适用于线路较短(相对来说线路的故障机率较小，不需经常切换，因为线路投切操作不方便)和变压器需要经常切换(变压器切除、投入操作简单)的情况。当系统中有穿越功率通过主接线为桥形接线的发电厂或变电站高压侧时，或者桥形接线的2条线路接入环形电网时，都应该采用外桥接线。发电厂电气部分 如果采用内桥接线，穿越功率将通过3台断路器，继电保护配置复杂，并且其中任一台断路器断开时都将使穿越功率无法通过，或使环形电网开环运行。同理，采用外桥接线时，为减少开环及满足一回进线或出线停运时，桥断路器需退出运行的需要，可加“跨条”联络两臂，如图4-15所示。装设两台隔离开关构成跨条是为了便于轮流检修任一台隔离开关之用。 桥形接线只用3台断路器，比具有4条回路的单母线接线节省了1台断路器，并且没有母线，投资省；但可靠性不高，只适用于小容量发电厂或变电站，以及作为最终将发展为单母线分段接线或双母线接线的工程初期接线方式。也可用于大型发电机组的启动／备用变压器的高压侧接线方式。发电厂电气部分 多角形接线的断路器数等于电源回路和出线回路的总数，断路器接成环形电路，电源回路和出线回路都接在2台断路器之间，多角形接线的“角”数等于回路数，也就等于断路器数。图4-16（a）、（b）所示分别为四角形接线和三角形接线。八、多角形接线图4-16多角形接线发电厂电气部分多角形接线的优点： 所用的断路器数目比单母线分段接线或双母线接线还少1台，却具有双母线接线的可靠性，任一台断路器检修时，只需断开其两侧的隔离开关，不会引起任何回路停电； 没有母线，因而不存在因母线故障所产生的影响； 操作方便，所有隔离开关，只用于检修时隔离电源，不作操作之用，不会发生带负荷断开隔离开关的事故。发电厂电气部分 多角形接线的缺点： 检修任何一台断路器时，多角形就开环运行，如果此时出现故障，又有断路器自动跳开，将使供电造成紊乱； 不便于扩建； 由于运行方式变化大，电气设备可能在闭环和开环两种情况下工作，回路所流过的工作电流差别较大，会给电气设备的选择带来困难，并且使继电保护装置复杂化； 不适用于回路数较多的情况，一般最多用到六角形，而更以四角形和三角形为宜，以减少开环运行所带来的不利影响。这种接线的电源回路，应配置在多角形的对角上，使所选电气设备的额定电流不致过大。一般用于回路数较少且发展已定型的110kV及以上的配电装置中，中、小型水力发电厂中也有应用。发电厂电气部分前述的主接线基本形式，从原则上讲它们分别适用于各种发电厂和变电站。但是，由于发电厂的类型、容量、地理位置以及在电力系统中的地位、作用、馈线数目、输电距离以及自动化程度等因素，对不同发电厂或变电站的要求各不相同，所采用的主接线形式也就各异。火力发电厂可分为两大类：地方性火电厂和区域性火电厂（1）地方性火电厂电厂建设在城市附近或工业负荷中心，而且，随着我国近年来为提高能源利用率和环境保护的要求，对小火电实行关停的决策，当前在建或运行的地方性火电厂多九、典型主接线分析1.火力发电厂电气主接线发电厂电气部分为热力发电厂，以推行热电联产，在为工业和民用提供蒸汽和热水热能的同时，生产的电能大部分都用发电机电压直接馈送给地方用户，只将剩余的电能以升高电压送往电力系统。这种靠近城市和工业中心的发电厂，由于受供热距离的限制，一般热电厂的单机容量多为中、小型机组。通常，它们的电气主接线包括发电机电压接线及1～2级升高电压级接线，且与系统相连接。图4-17为某中型热电厂主接线图。发电厂电气部分*因为10kV用户都在附近，采用电缆馈电，可以避免因雷击线路而直接影响到发电机。母线分段断路器上串接有母线电抗器，出线上串接有线路电抗器，分别用于限制发电厂内部故障和出线故障时的短路电流，以便选用轻型的断路器。对于发电机容量为24MW及以上，同时发电机电压出线数量较多的中型热电厂，发电机电压的10kV母线采用双母线分段接线。G1、G2发电机在满足10kV地区负荷的前提下，将剩余功率通过变压器T1、T2升压送往高压侧。通常100MW及以上的G3、G4发电机采用双绕组变压器分别接成发电机—双绕组变压器单元接线，直接将电能送入系统。单元接线省去了发电机出口断路器，提高了供电可靠性。为了检修调试方便，在发电机与变压器之间装设了隔离开关。T1、T2三绕组变压器除担任将10kV母线上剩余电能按负荷分配送往110kV及220kV两级电压系统的任务外，还能在当任一侧故障或检修时，保证其余两级电压系统之间的并列联系，保证可靠供电。220kV侧母线由于较为重要，出线较多，采用双母线接线，出线侧带有旁路母线，并设有专用旁路断路器，不论母线故障或出线断路器检修，都不会使出线长期停电。110kV单母线分段接线，平时分开运行，以减少短路电流，重要用户可用接在不同分段上的双回路进行供电。发电厂电气部分（2）区域性火电厂区域性火电厂特点是： 属大型火电厂，建在煤炭生产基地附近，为凝汽式电厂，一般距负荷中心较远，没有发电机电压等级负荷，电能几乎全部用高压或超高压输电线路送至远方，担负着系统的基本负荷。 装机总容量在1000MW以上，单机容量为200MW以上，目前以600MW为主力机组。发电机电压侧多采用发电机－变压器单元接线、发电机－变压器－线路单元接线，升高为一个最多两个升高电压等级 发电机电压侧多采用发电机－变压器单元接线、发电机－变压器－线路单元接线，升高为一个最多两个升高电压等级 220kV～500kV的升高电压侧接线可靠性要求高，一般采用双母线、双母线带旁路、一台半断路器等接线图4-18所示某大型火力发电厂电气主接线图。发电厂电气部分*4台发电机，接成4组单元接线，2个单元接220kV母线，2个单元接500kV母线。220kV母线采用带旁路母线的双母线接线，装有专用旁路断路器。单机容量300MW及以上的大型机组停运对系统影响很大，故在变压器进线回路也接入旁路母线。500kV母线为一台半断路器接线，按电源线与负荷线配串原则，但因串数大于两串，不交叉布置。自耦变压器作为两级升高电压之间的联络变压器，其低压绕组兼作厂用电的备用电源和启动电源。发电厂电气部分水力发电厂电气主接线特点是： 一般距负荷中心较远，基本上没有发电机电压负荷，几乎全部电能用升高电压送入系统。因此，主接线中可不设发电机电压母线，多采用发电机－变压器单元接线或扩大单元接线。单元接线能减少配电装置占地面积，也便于水电厂自动化调节。 水力发电厂附近地形复杂，电气主接线应尽可能简单，减少变压器和断路器的数量，使配电装置紧凑，缩小占地面积。 水力发电厂的装机台数和容量，是根据水能利用条件一次性确定的，不必考虑发展和扩建。因此，除可采用单母线分段、双母线、双母线带旁路及3/2断路器接线外，桥型和多角形也应用较多。2.水力发电厂电气主接线发电厂电气部分 水轮发电机启动迅速、灵活方便，一般正常情况下，从启动到带满负荷只需4～5min，事故情况下还可能不到1min(火电厂则因机、炉特性限制，一般需6～8h)。因此，水电厂常被用作系统事故备用和检修备用。对具有水库调节的水电厂，通常在丰水期承担系统基荷，枯水期多带尖峰负荷。很多水电厂还担负着系统的调频、调相任务。因此，水电厂的负荷曲线变化较大、机组开停频繁，因此其接线应具有较好的灵活性，以利用自动化装置进行操作，避免误操作。图4-19所示某大型水力发电厂电气主接线图。发电厂电气部分*6台550MW发电机组(UN=18kV)以发电机—变压器单元接线直接把电能送至500kV电力系统。升压变压器与500kV的GIS配电装置之间采用干式电缆连接，两串一台半断路器接线中，同名元件可以方便地采用交叉布置，这没有带来增加间隔布置的困难，而增加了供电可靠性。为冬季担任系统调峰负荷的需要，在各发电机出口均装设有出口断路器，给运行带来极大的灵活性，避免了机组频繁开停对500kV接线运行方式的影响。可利用主变压器倒送功率，为机组启动／备用电源提供了方便。发电厂电气部分变电站电气主接线特点是： 变电站的高压侧，应尽可能采用断路器数目较少的接线，随出线数的不同，可采用桥形、单母线、双母线及角形接线等。如果变电站电压为超高压等级，又是重要的枢纽变电站，宜采用双母线分段带旁路接线或采用一台半断路器接线。 变电站的低压侧常采用单母线分段接线或双母线接线，以便于扩建。 6～10kV馈线应选轻型断路器；若不能满足开断电流及动稳定和热稳定要求时，应采用限流措施。 在变电站中最简单的限制短路电流方法，是使变压器低压侧分列运行。若分列运行仍不能满足要求，则可装设分裂电抗器或出线电抗器，一般尽可能不装限流效果较小的母线电抗器。3.变电站电气主接线发电厂电气部分在发电厂和变电站中，用来向电力系统或用户输送功率的变压器，称为主变压器；用于两种电压等级之间交换功率的变压器，称为联络变压器；只供本厂（站）用电的变压器，称为厂（站）用变压器或自用变压器。第三节主变压器的选择发电厂电气部分主变压器的容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构。它的确定除依据传递容量基本原始资料外，还应根据电力系统5～10年发展规划、输送功率大小、馈线回路数、电压等级以及接人系统的紧密程度等因素，进行综合分析和合理选择。变压器容量选得过大、台数过多，不仅增加投资，增大占地面积，而且也增加了运行电能损耗，设备未能充分发挥效益；变压器容量选得过小，将可能“封锁”发电机剩余功率的输出或者会满足不了变电站负荷的需要，这在技术上是不合理的，因为每千瓦的发电设备投资远大于每千瓦变电设备的投资。一、主变压器的容量、台数的确定原则发电厂电气部分单元接线的主变压器容量应按下列条件中的较大者选择：发电机的额定容量扣除本机组的厂用负荷后，留有10%的裕度。按发电机的最大连续容量，（制造厂家提供的数据）扣除一台厂用变压器的计算负荷和变压器绕组平均温升在标准环境温度或冷却水温度不超过的条件选择。该是依据我国电力变压器标准，即在正常使用条件下，油浸变压器在连续额定容量稳态下的绕组平均温度。1.单元接线的主变压器发电厂电气部分连接在发电机电压母线与系统之间的主变压器的容量，应考虑以下因素：（1）当发电机全部投入运行时，在满足发电机电压供电的日最小负荷，并扣除厂用负荷后，主变压器应能将发电机电压母线上的剩余有功和无功容量送入系统。（2）当接在发电机电压母线上的最大一台机组检修或者因供热机组热负荷变动而需限制本厂出力时，主变压器应能从电力系统倒送功率，保证发电机电压母线上最大负荷的需要。2.具有发电机电压母线接线的主变压器发电厂电气部分（3）若发电机电压母线上接有2台或以上的主变压器时，当其中容量最大的一台因故退出运行时，其它主变压器应能输送母线剩余功率的70%以上。（4）在电力市场环境下，中、小火电机组的高成本电量面临“竞价上网”的约束，特别是在夏季丰水季节处于不利地位，加之“以热定电”的中、小热电厂在夏季热力负荷减少的情况下，可能停用火电厂的部分或全部机组，主变压器应具有从系统倒送功率的能力，以满足发电机电压母线上最大负荷的要求。发电厂电气部分*3.连接两种升高电压母线的联络变压器联络变压器的台数一般只设置1台，最多不超过2台。这是考虑到布置和引线的方便。联络变压器的容量选择应考虑以下两点：（1）联络变压器容量应能满足两种电压网络在各种不同运行方式下有功功率和无功功率交换。（2）联络变压器容量一般不应小于接在两种电压母线上的最大一台机组容量，以保证最大一台机组故障或检修时，通过联络变压器来满足本侧负荷的要求；同时，也可在线路检修或故障时，通过联络变压器将剩余容量送入另一系统。发电厂电气部分（1）变电站主变压器容量确定原则：变电站主变压器容量，一般应按5～10年规划负荷来选择。根据城市规划、负荷性质、电网结构等综合考虑确定其容量。对重要变电站，应考虑当1台主变压器停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力允许时间内，应满足Ⅰ类及Ⅱ类负荷的供电；对一般性变电站，当1台主变压器停运时，其余变压器容量应能满足全部负荷的70％～80％。（2）变电站主变压器台数确定原则：对于枢纽变电站在中、低压侧已形成环网的情况下，变电站以设置2台主变压器为宜；对地区性孤立的一次变电站或大型工业专用变电站，可设3台主变压器，以提高供电可靠性。4.变电站主变压器发电厂电气部分 容量为300MW及以下机组单元连接的主变压器和330kV及以下电力系统中，一般都应选用三相变压器。因为单相变压器组相对投资大、占地多、运行损耗也较大，同时配电装置结构复杂，也增加了维修工作量。但是，由于变压器的制造条件和运输条件的限制，特别是大型变压器，需要考察其运输可能性。若受到限制时，则可选用单相变压器组。 容量为600MW机组单元连接的主变压器和500kV电力系统中的主变压器应综合考虑运输和制造条件，经技术经济比较，可采用单相组成三相变压器。二、变压器型式和结构的选择原则1.相数发电厂电气部分 电力变压器按每相的绕组数分为双绕组、三绕组或更多绕组等型式；按电磁结构分为普通双绕组、三绕组、自耦式及低压绕组分裂式等型式。 发电厂以两种升高电压级向用户供电或与系统连接时，可以采用2台双绕组变压器或三绕组变压器。 最大机组容量为125MW及以下的发电厂多采用三绕组变压器，但三绕组变压器的每个绕组的通过容量应达到该变压器额定容量的15％及以上，否则绕组未能充分利用，反而不如选用2台双绕组变压器在经济上更加合理。 在一个发电厂或变电站中采用三绕组变压器一般不多于3台，以免由于增加了中压侧引线的构架，造成布置的复杂和困难。2.绕组数与结构发电厂电气部分 此外，选用时应注意到功率流向。三绕组变压器根据三个绕组的布置方式不同，分为升压变压器和降压变压器。 升压变压器用于功率流向由低压绕组传送到高压和中压，常用于发电厂； 降压变压器用于功率流向由高压绕组传送至中压和低压，常用于变电站。 机组容量为200MW以上的发电厂采用发电机—双绕组变压器单元接线接人系统，而两种升高电压级之间加装联络变压器更为合理。联络变压器宜选用三绕组变压器(或自耦变压器)，低压绕组可作为厂用备用电源或厂用启动电源，亦可连接无功补偿装置。发电厂电气部分 扩大单元接线的主变压器，应优先选用低压分裂绕组变压器，可以大大限制短路电流。 在110kV及以上中性点直接接地系统中，凡需选用三绕组变压器的场所，均可优先选用自耦变压器，因其损耗小、价格低。 变压器三相绕组的接线组别必须和系统电压相位一致，否则，不能并列运行。 电力系统采用的绕组连接方式只有星形“Y”和三角形“d”两种。因此，变压器三相绕组的连接方式应根据具体工程来确定。 在发电厂和变电站中，一般考虑系统或机组的同步并列要求以及限制3次谐波对电源的影响等因素，主变压器接线组别一般都选用YN，d11常规接线。3.绕组联接组号发电厂电气部分 变压器阻抗实质是绕组之间的漏抗，当变压器的电压比、型式、结构和材料确定之后，其阻抗大小一般和变压器容量关系不大，各侧阻抗值的选择应从电力系统稳定、潮流方向、无功分配、短路电流、继电保护、系统内的调压手段和并联运行等方面综合考虑，以对具体工程起决定性的因素确定。 为了保证发电厂或变电站的供电质量，电压必须维持在允许范围内。通过变压器的分接开关切换，改变变压器高压侧绕组匝数，从而改变其变比，实现电压调整。 切换方式有两种：一种是不带电切换，称为无激磁调压，调整范围通常在±2×2.5％以内；另一种是带负荷切换，称为有载调压，调整范围可达30％。其结构较复杂，价格较贵。4.阻抗和调压方式发电厂电气部分5.冷却方法 电力变压器的冷却方式随变压器型式和容量不同而异，一般有自然风冷却、强迫风冷却、强迫油循环水冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环导向冷却。 中、小型变压器通常采用依靠装在变压器油箱上的片状或管形辐射式冷却器和电动风扇的自然风冷却及强迫风冷却方式散发热量。容量在31.5MV·A及以上的大容量变压器一般采用强迫油循环风冷却，在发电厂水源充足的情况下，为压缩占地面积，也可采用强迫油循环水冷却。容量在350MV·A及以上的特大变压器一般采用强迫油循环导向冷却。此外，SF6气体变压器冷却方式与油浸式相似；而干式变压器因容量较小，一般为自然风或风扇冷却两种方式。发电厂电气部分短路是电力系统中较常发生的故障。短路电流直接影响电气设备的安全，危害主接线的运行，特别在大容量发电厂中，在发电机电压母线或发电机出口处，短路电流可达几万安至几十万安。为使电气设备能承受短路电流的冲击，往往需选用加大容量的电气设备。这不仅增加投资，甚至会因开断电流不能满足而选不到符合要求的高压电气设备。为了能合理地选择轻型电气设备，在主接线设计时，应考虑采取限制短路电流的措施。第四节限制短路电流的方法发电厂电气部分加装限流电抗器限制短路电流，常用于发电厂和变电站的6～10kV配电装置。依据电抗器的结构限流电抗器分为普通电抗器和分裂电抗器两类。普通三相限流电抗器是由三个单相的空心线圈构成，采用空心结构是为了避免短路时，由于电抗器饱和而降低对短路电流的限制作用。因为没有铁心，因而它的伏安特性是线性的，当电流从额定电流到超过额定值10～20倍的短路电流的很大范围变化时，伏安特性都是线性的；同时由于无铁心，而电抗器的导线电阻又很小，因而在运行中的有功能量损耗也是极小的。普通电抗器可分为母线电抗器和线路电抗器两种。如图4-20。一、装设限流电抗器1.普通电抗器发电厂电气部分*正常工作情况下,母线分段处往往是电流流动最小的地方，在此装设电抗器，所引起的电压损失和功率损耗都比装在其他地方为小。对于母线电抗器L1，无论厂内(k1或k2点)或厂外(L3点)短路时，均能起到限流作用。为了运行操作方便和减小母线各段间的电压差，母线分段一般不宜超过三段。母线电抗器的额定电流按母线上因事故切除最大一台发电机时可能通过电抗器的电流进行选择，一般取为发电机额定电流的50％～80％，电抗百分值取为8％～12％。图4-20电抗器的接法*线路电抗器主要用来限制电缆馈线回路短路电流。由于电缆的电抗值较小且有分布电容，即使在电缆馈线末端发生短路，短路电流也和母线短路相差不多。为了出线能选用轻型断路器，同时馈线的电缆也不致因短路发热而需加大截面，常在出线端加装线路电抗器。它只能在电抗器以后如k3点短路时，才有限制短路电流的作用。由于架空线路本身的感抗值较大，不长一段线路就可以把出线上的短路电流限制到装设轻型断路器的数值，因此通常在架空线路上不装设线路电抗器。当线路电抗器后发生短路时(如L3点)，电压降主要产生在电抗器上，这不仅限制了短路电流，而且能在母线上维持较高的剩余电压，一般都大于65％UN，这对非故障用户，尤其对电动机极为有利当在分段上装设母线电抗器或在发电机、主变压器回路装设分裂电抗器不满足要求时，再考虑在线路上装设线路电抗器。线路电抗器的额定电流300～600A，电抗百分值3％～6％发电厂电气部分 分裂电抗器在结构上与普通电抗器相似，只是绕组中心有一个抽头，将电抗器分为两个分支，即两个臂1和2，一般中间抽头用来连接电源，分支1和2用来连接大致相等的两组负荷。 正常工作时，两个分支的负荷电流相等，在两臂中通过大小相等、方向相反的电流，产生方向相反的磁通，如图4-21（a）所示。每臂的磁通在另一臂中产生互感电抗，则每臂的运行电抗(称为穿越型电抗)为（4-1）XL－每臂的自感电抗；XM－每臂的互感电抗 f－互感系数，f＝XM/XL2.分裂电抗器发电厂电气部分图4-21(a)分裂电抗器正常工作时的工作原理 互感系数f一般等于0.5，则在正常工作时，每臂的运行电抗X＝0.5XL。可见，在正常工作时，分裂电抗器每个臂的电抗减少了一半。倘若将两个分支负荷等效为一个总负荷，则分裂电抗器的等值运行电抗仅为每臂自感电抗的1／4。发电厂电气部分 当分支1出线短路时，如图4-21（b）所示。①若忽略分支2的负荷电流，显然分裂电抗器臂1对经变压器T提供的短路电流IkS呈现的运行电抗值为XL(称为单臂型电抗)。图4-21(b)分裂电抗器短路时的工作原理发电厂电气部分②对臂2可能送来的短路电流IkG和系统送来的短路电流IkS在分裂电抗器中的流向是相同的，磁通方向也相同。每一臂由IkQ=IkG+IkS产生的磁通在另一臂中产生正的互感电抗，则两臂的总电抗(称为分裂型电抗)为（4-2）当f＝0.5时，X12＝3XL，分裂电抗器能有效的限制另一臂送来的短路电流。可见，当互感系数f＝0.5，每臂自感电抗为XL时 正常工作：穿越电抗X＝0.5XL 一臂短路：单臂电抗X＝XL；分裂电抗X＝3XL当两个分支负荷不等或者负荷变化过大时，将引起两臂电压产生偏差，造成电压波动，甚至可能出现过电压。发电厂电气部分* 采用低压分裂绕组变压器组成发电机-变压器扩大单元接线，如图4-22（a）所 示，以限制短路电流。分裂绕组变压器有一个高压绕组和两个低压的分裂绕组，两 个分裂绕组的额定电压和额定容量相同，匝数相等。由于两个分裂绕组有漏抗，所 以2台发电机之间的电路中有电抗，一台发电机端口短路时，另一台发电机送来的短 路电流就受到限制。二、采用低压分裂绕组变压器图4-22分裂绕组变压器及其等值电路发电厂电气部分 图4-22（b）所示的等效电路中，为高压绕组漏抗；、分别为高压绕组开路时，两个低压分裂绕组的漏抗，通常（已归算至高压侧）。 在正常工作时的等值电路如图4-22（c）所示，若通过高压绕组电流为I，每个低压绕组流过相同的电流为I/2，则高低压绕组正常工作时的等值电抗称为穿越电抗，其值为(4-3)发电厂电气部分 当任一低压侧发电机出口处短路，该处与另一低压侧发电机之间的短路电抗称为分裂电抗，其值为(4-4) 当任一低压侧发电机出口处短路，该处与系统之间的短路电抗称为半穿越电抗，其值(4-5) 可见，低压分裂绕组正常运行时的穿越电抗值较小。当一个分裂绕组出线端口发生短路时，来自另一分裂绕组端口的短路电流将遇到分裂电抗的限制，来自系统的短路电流则遇到半穿越电抗的限制，这些电抗值都很大，能起到限制短路电流的作用。显然，在采用扩大单元接线方式时，采用低压分裂绕组变压器对发电机出口短路电流具有明显的限制作用。发电厂电气部分 通常，变压器制造厂家仅提供分裂变压器的穿越电抗X12、半穿越电抗X12’和分裂系数Kf的数值。分裂系数Kf是两个分裂绕组间的分裂电抗与穿越电抗的比值，即(4-6)根据X12和Kf的定义，可得到等效电路中高压绕组电抗和两个分裂绕组电抗和，即(4-7)发电厂电气部分 分裂线组变压器的绕组在铁心上的布置有两个特点：其一是两个低压分裂绕组之间有较大的短路阻抗；其二是每一分裂绕组与高压绕组之间的短路阻抗较小，且相等。运行时的特点是当一个分裂绕组低压侧发生短路时，另一未发生短路的低压侧仍能维持较高的电压，以保证该低压侧上的设备能继续运行，并能保证电动机紧急启动，这是一般结构的三绕组变压器所不及的。发电厂电气部分*三、采用不同的主接线形式和运行方式 为了减小短路电流，可选用计算阻抗较大的接线形式和运行方式。 如对大容量发电机可采用单元接线，尽可能在发电机电压级不采用母线； 在降压变电站中可采用变压器低压侧分列运行方式，即所谓“母线硬分段”接线方式 对具有双回路的电路，在负荷允许的条件下可采用单回路运行； 对环形供电网络，可在环网中穿越功率最小处开环运行等。 加装限流电抗器限制短路电流，常用于发电厂和变电站的6～10kV配电装置。 依据电抗器的结构限流电抗器分为普通电抗器和分裂电抗器两类。发电厂电气部分第五节电气设备及主接线的可靠性分析对电气主接线进行可靠性分析计算的目的，主要是：（1）通过设备的可靠性数据来分析计算电气主接线的可靠性，作为设计和评价电气主接线的依据；（2）对不同主接线方案进行可靠性指标综合比较，提供计算结果，作为选择最优方案的依据；（3）对已经运行的主接线，寻求可能的供电路径，选择最佳运行方式；（4）寻找主接线的薄弱环节，以便合理安排检修计划和采取相应对策；（5）研究可靠性和经济性的最佳搭配等。发电厂电气部分一、基本概念元件、设备和系统在规定的条件下和预定时间内，完成规定功能的概率。对电气主接线来讲，也就是在规定的额定条件下和预定的时间内（例如一年）完成预期功能状况的概率。衡量主接线完成功能和丧失功能的判据可能是保证某回路或某若干回路供电连续性的概率、保证发电出力的概率、保证母线电能质量的概率等。判据越多，越接近工程实际情况，其可靠性计算也越复杂。判据的选择应根据电厂容量大小、重要程度、与电力系统连接方式以及经济效益等实际情况权衡而定。目前，在设计主接线时，多以保证连续供电和发电出力的概率作为可靠性计算的判据。1.可靠性的含义发电厂电气部分从可靠性观点看，电力系统中使用的设备（元件）可分为两类：可修复元件和不可修复元件。 可修复元件：如果设备经过一段时间工作后，发生了故障，经过修理能再次恢复到原来的工作状态，这种设备就称为可修复元件，例如断路器、变压器等设备。 不可修复元件：如果设备工作一段时间后，发生了故障不能修理，或者虽能修复但不经济，这种设备就称为不可修复元件，例如电容器、电灯泡等。2.电气设备的分类3.电气设备的工作状态电气设备的工作状态，基本上可分为运行状态（工作或待命）和停运状态（故障或检修）两种。发电厂电气部分运行状态又称为可用状态，即元件处于可执行它的规定功能的状态。停运状态又称为不可用状态，即元件由于故障处于不能执行其规定功能的状态。不可用状态中计划停运状态是事先安排的，强迫停运状态是随机的，为简化分析，可靠性研究中不包括计划停运状态。发电厂电气部分二、可靠性的主要指标（1）可靠度。一个元件在预定时间t内和规定条件下执行规定功能的概率，称为可靠度，记作R(t)。相反，不可靠度用F(t)表示。它们都是时间的函数。元件的可靠度是用概率表示的。设总共有n个相同元件，运行t时间以后，已有nf(t)个元件损坏，还剩ns(t)个元件完好，则有或（4-8）1.不可修复元件的可靠性指标发电厂电气部分当t=0时，R(t)=1；，。这说明元件在开始运行时是完好的，可靠度，但在工作无穷大时间以后，元件必然发生故障（失效），故。发电厂电气部分（2）不可靠度。不可靠度函数表示元件在小于或等于预定时间t发生故障的概率。当t=0时，R(t)=1，F(t)=0；时，R(t)=0，F(t)=1。 （4-9）f(t)是不可靠度F(t)对时间t的一阶微分，表示单位时间内发生故障的概率，称为故障密度函数，所以 （4-10）发电厂电气部分（3）故障率。故障密度函数f(t)与可靠度函数R(t)的比，称为故障率函数。它表示元件已正常工作到时刻t，在t时刻以后的下一个时间间隔△t内发生故障的条件概率，即 （4-11）由复合函数微分法则（4-12）（4-13）发电厂电气部分图4-23设备的典型故障率曲线（A）－早期故障期；（B）－偶发故障期；（C）－耗损故障期；—规定故障率由此可见，电气设备可靠度R(t)是以故障率λ(t)对时间积分为指数的指数函数，这个结论非常重要。通过大量的试验与长期观测以及理论分析，由多个零件构成的电气设备，其故障率λ(t)的典型形态如图4-23所示，此曲线形似浴盆，故称浴盆曲线。 发电厂电气部分根据设备的寿命，故障率大致分为三个阶段。第一阶段：早期故障期。第二阶段：偶发故障期。第三阶段：耗损故障期。电力系统的主要设备如发电机、变压器、断路器及输电线路等，都是可修复元件，通过定期检修可以使它们长期工作在偶发故障期，其故障率就具有浴盆曲线中的偶发故障期的特点，与时间无关，为一常数，即发电厂电气部分因此，对电力系统和电气设备而言 （4-14） （4-15）（4-16）由此可见，电力系统和电气设备的可靠度函数、不可靠度函数和故障密度函数都有一个共同特点，即都按时间呈指数分布。发电厂电气部分（4）平均无故障工作时间。 （4-17） 当呈指数分布，且故障率为常数时，有 （4-18）2.可修复元件的可靠性指标（1）可靠度。可靠度R(t)是指元件在起始时刻正常运行条件下，在时间区间[0、t]不发生故障的概率，对可修复元件主要集中在从起始时刻到首次故障的时间。发电厂电气部分（2）不可靠度。不可靠度F(t)又称失效度，是指元件在起始时刻完好条件下，在时间区间[0、t]发生首次故障的概率。元件在时刻t有故障密度f(t)是指元件在[t、t+]期间发生第一次故障的概率，即（3）故障率。故障率是元件从起始时刻直至时刻t完好条件下，在时刻t以后单位时间里发生故障的次数。平均故障率为（4-19）发电厂电气部分（4）修复率。元件由停运状态转向运行状态，主要靠修理，表示修理能力的指标是修复率。修复率表示在现有检修能力和维修组织安排的条件下，平均单位时间内能修复设备的台数。（5）平均修复时间。平均修复时间（Meantimetorepair）简记MTTR，亦称平均停运时间，用符号TD表示，为设备每次连续检修所用时间的平均值，是元件连续停运时间TD随机变量的数学期望。当修复率为常数，修复时间TD服从指数分布时（4-20）平均停运时间=发电厂电气部分（6）平均运行周期。可修复元件的平均故障间隔时间（Meantimebetweenfailure）简化为MTBF，或称为平均运行周期，用符号TS表示，则（7）可用度。可用度又称可用率、有效度，常用符号A表示，是指稳态下元件或系统处于正常运行状态的概率。设备在长期运行中，由于其寿命处于“运行”与“停运”两种状态的交迭中，则可用度应为 （4-21）发电厂电气部分（8）不可用度。不可用度又称不可用率、无效度，常用符号表示，是可用度的对立事件，它是指稳态下元件或系统失去规定功能而处于停运状态的概率。 （4-22） 元件的不可用度常用一个无量钢的因数来表示，称为强迫停运率（Forcedoutagerate）简记FOR，即FOR=（4-23）（9）故障频率。故障频率表示设备在长期运行条件下，每年平均故障次数，用符号f表示，为平均运行周期TS的倒数，即（4-24）发电厂电气部分三、电气主接线的可靠性分析计算 网络法：网络法是假定系统每一元件只有两种状态（运行和停运）为前提，根据系统运行方式及各元件的失效模式绘出逻辑图，建立可靠性数学模型，通过数值计算求得可靠性指标。 状态空间法：状态空间法是建立在马尔科夫模型基础上，在处理复杂系统或网络时，具有较大的灵活性，目前广泛应用于计算电力系统的可靠性。发电厂电气部分1.串联系统图4-24电路与串联系统框图(a)电容器的并联；(b)（a）图的串联逻辑图；(c)串联系统；(d)等效系统发电厂电气部分图4-24(c)、（d）分别表示由n个元件组成的串联系统和其等效系统。依概率乘法定律，串联系统的可靠度Rs为（4-25）当各元件故障率为常数时，则（4-26）（4-27）发电厂电气部分上式表明，串联系统的可靠度等于各元件可靠度的乘积，而串联系统的故障率等于各元件故障率之和。而且串联系统的可靠度比其中任何一元件的可靠度都小，也就是系统的可靠度要低于最弱元件的可靠度。串联系统的平均寿命Tus和元件的平均寿命有如下的关系 （4-28）对可修复元件组成的系统，要同时考虑故障率和修复率。当和均为常数时，经推导得出可用度的时间函数A(t)为 （4-29）发电厂电气部分当t=0时，A(t)=1；时，有 （4-30）应用的关系，求得的关系对可修复元件组成的串联系统，串联系统的可用度AS为 （4-31）发电厂电气部分凡在一个系统中，若所有元件都发生故障时才构成系统故障，这种系统称为并联系统，由个元件组成的并联系统如图4-25所示。2.并联系统图4-25并联系统框图(a)并联系统(b)等效系统发电厂电气部分若各元件的可靠度为，则各元件的不可靠度，由于所有元件都发生故障时系统才发生故障，则系统的不可靠度为并联系统的可靠度（4-32）并联系统的平均寿命当各元件故障率相等，（4-33）发电厂电气部分上式表明，并联系统的寿命比单个元件的寿命长，增加并联元件的个数能增加系统的寿命，但随着并联元件个数的增加，系统寿命增加的程度变小。对于可修复元件组成的并联系统，其系统的不可用度为各并联元件不可用度的乘积（4-34）系统未修复的概率为各元件未修复概率的乘积，即（4-35）其中发电厂电气部分串－并联混合系统是由串联系统和并联系统综合组成的系统。其系统可靠度计算方法，是将系统分解成若干个串、并联的子系统，然后按照先后顺序，分别计算各子系统的可靠度，最后计算系统的可靠度。3.串－并联系统4.复杂结构如图4-27所示的桥形网络，是典型的非串－并联系统（简称复杂结构）。由图4-27可见，图中没有简单的串－并联系统。对这类网络有多种有效的分析方法，如条件概率法，割集法和树图法等。现以割集法为例，对该网络进行分析。发电厂电气部分最小割集：其是指只要集合中的任何一个元件没有失效，就不会造成系统失效的一种割集。这个定义表明，最小割集中的所有元件都必须处于失效状态才能造成系统失效。利用这一定义即可得到图4-27桥形网络的最小割集，如表4-2所示。图4-27桥形网络表4-2桥形网络的最小割集 最小割集编号 割集中的元件 最小割集编号 割集中的元件 1 AB 3 AED 2 CD 4 BEC发电厂电气部分图4-28桥形网络的最小割集等效可靠性框图将表4-2中的最小割集组合构成图4-28所示的等效可靠性框图。在这里，由于同一元件出线在多个最小割集中，不能直接应用串联系统的概率计算公式，而需应用“并”集的原理处理。设第i个最小割集用Ci表示，最小割集用表示，则系统不可靠度为（4-36）发电厂电气部分技术经济分析的内容财务评价和国民经济评价 财务评价是从企业角度根据国家现行财税制度和现行价格，分析测算工程项目的经济效益和费用，考察项目的获利能力、清偿能力及外汇效果等财务状况，以判别建设工程项目财务上的可行性。 国民经济评价是从国家整体角度考察工程项目的效益和费用，计算分析项目给国民经济带来的净效益，评价项目经济上的合理性。第六节技术经济分析发电厂电气部分 财务评价与国民经济评价的主要区别：（1）分析问题的角度不同。（2）效益与费用的含义和计算范围不同。（3）使用价格不同。（4）主要参数不同。不确定性分析不确定性分析是分析可变因素以测定工程项目或设计方案可承担风险的能力。经济分析时采用的数据多为预测或估算的，具有不同程度的不确定性，故需要分析其变化对评价指标的影响，并且预测工程项目可能承担的风险能力。发电厂电气部分 方案比较常用的方法有：最小费用法、净现值法、内部收益率法，抵偿年限法等。方案比较一、常用的技术经济分析方法1.最小费用法（1）费用现值法。1.计算期相同。（4-37）发电厂电气部分2.计算期不同的费用现值法。（4-38）（4-39）（2）年费用比较法。（4-40）（4-41）（4-42）发电厂电气部分净现值是用折现率将项目计算期内各年的净效益折算到工程建设初期的现值之和。净现值率是反映该工程项目的单位投资取得的效益的相对指标，它是净效益现值与投资现值之比。（4-43）（4-44）2.净现值法发电厂电气部分（1）内部收益率法。（4-45）（2）差额投资内部收益率法。（4-46）4.抵偿年限法静态差额投资回收期（4-47）静态差额投资收益率（4-48）3.内部收益率法发电厂电气部分二、方案的经济比较项目综合总投资I主要包括变压器综合投资，开关设备，配电装置综合投资以及不可预见的附加投资等。（4-49）a为不明显的附加费用比例系数，如基础加工、电缆沟道开挖费用等，220kV取70，110kV取90。1.综合总投资发电厂电气部分年运行费用(4-50)2.运行期的年运行费用年损耗电能△A随变压器类型不同而异，分别叙述如下：（1）双绕组变压器。n台同类型、容量双绕组变压器并联运行时，其年损耗电能计算式为(4-51)（2）三绕组变压器。n台同容量、类型三绕组变压器并联运行时，其年损耗电能计算式为(4-52)发电厂电气部分第七节电气主接线设计举例一、发电厂电气主接线设计举例某火力发电厂原始资料如下：装机4台，分别为供热式机组2×50MW（UN=10.5kV），凝汽式机组2×300MW（UN=15.75kV），厂用电率6%，机组年利用小时数Tmax＝6500h。电力负荷及与电力系统连接情况资料如下：（1）10.5kV电压级最大负荷20MW，最小负荷15MW，cosφ=0.8，电缆馈线10回；（2）220kV电压级最大负荷250MW，最小负荷200MW，cosφ=0.85，Tmax=4500h，架空线5回；（3）500kV电压级与容量为3500MW的电力系统连接，系统归算到本电厂500kV母线上的电抗标幺值xs*=0.021（基准容量为100MV·A），500kV架空线4回，备用线1回。发电厂电气部分1.对原始资料的分析设计电厂为大、中型火电厂，其容量为2×50+2×300=700（MW），占电力系统总容量700/（3500+700）×100%=16.7%，超过了电力系统的检修备用容量8%～15%和事故备用容量10%的限额，说明该厂在未来电力系统中的作用和地位至关重要，且年利用小时数为6500h，远远大于电力系统发电机组的平均最大负荷利用小时数。该厂为火电厂,主接线设计务必着重考虑其可靠性。从负荷特点及电压等级可知，10.5kV电压上的地方负荷容量不大，共有10回电缆馈线，与50MW发电机的机端电压相等，采用直馈线为宜。300MW发电机的机端电压为15.75kV，拟采用单元接线形式，不设发电机出口断路器，有利于节省投资及简化配电装置布置。220kV电压级出线回路数为5回，为保证检修出线断路器不致对该回路停电，拟采取带旁路母线接线形式为宜；500kV与系统有4回馈线，呈强联系形式并送出本厂最大可能的电力为700-15-200-700×6%=443（MW）。可见，该厂500kV接线对可靠性要求应当很高。发电厂电气部分2.主接线方案的拟定（1）10kV电压级。确定为双母线分段接线形式。由于2台50MW机组均接于10kV母线上，有较大短路电流，为选择轻型电器，应在分段处加装母线电抗器，各条电缆馈线上装设出线电抗器。10kV电压与220kV电压之间按弱联系考虑，只设1台主变压器。（2）220kV电压级。出线回路数大于4回，为使其出线断路器检修时不停电，应采用单母线分段带旁路接线或双母线带旁路接线，以保证其供电的可靠性和灵活性。其进线仅从10kV送来剩余容量2×50-［(100×6%)+20］=74（MW），不能满足220kV最大负荷250MW的要求。以1台300MW机组按发电机—变压器单元接线形式接至220kV母线上，其剩余容量或机组检修时不足容量由联络变压器与500kV接线相连，相互交换功率。（3）500kV电压级。选用的方案为双母线带旁路接线和一台半断路器接线，通过联络变压器与220kV线路连接，并通过1台三绕组变压器联系220kV及10kV电压，以提高可靠性；1台300MW机组与变压器组成单元接线，直接将功率送往500kV电力系统。发电厂电气部分根据以上分析、筛选、组合，可保留两种可能接线方案：方案Ⅰ如图4-30所示；方案Ⅱ为500kV侧采用双母线带旁路母线接线，220kV侧采用单母线分段带旁路母线接线，示意图略。图4-30拟设计的火电厂主接线方案Ⅰ示意图发电厂电气部分3.方案的经济比较采用最小费用法对拟定的两方案进行经济比较。方案Ⅰ参与比较部分的设备折算到施工年限的总投资为6954.7万元，年运行费用为1016.29万元，火电厂使用年限按n=25年，电力行业预期投资回报率i=0.1，则方案Ⅰ的年费用为ACⅠ=1781.3(万元)。同理，在计算出第Ⅱ方案的折算年总投资及年运行费用之后，可得到方案Ⅱ的年费用。4.主接线最终方案的确定通常，经过经济比较计算，求得年费用AC最小方案者，即为经济上最优方案；然而，主接线最终方案的确定还必须从可靠性、灵活性等多方面综合评估，包括大型电厂、变电站对主接线可靠性若干指标的定量计算，最后确定最终方案。通过定性分析和可靠性及经济计算，在技术上（可靠性、灵活性）第Ⅰ方案明显占优势，这主要是由于500kV电压级采用一台半断路器接线方式的高可靠性指标，但在经济上则不如方案Ⅱ。鉴于大、中型发电厂大机组应以可靠性和灵活性为主，所以经综合分析，决定选图4-30所示的第Ⅰ方案为设计最终方案。发电厂电气部分二、变电站电气主接线设计举例拟设计的330/110kV降压变电站与系统的连接方式如图4-31（a）所示，有关原始数据如下：具有2台160MV·A自耦变压器；110kV侧负荷为200MW；330kV进线2回，其中一回与系统中的火电厂相连接、长度为250km，另一回与系统中枢纽变电站相连接、长度为200km。在本降压变电站的330kV侧有穿越功率100MW。可靠性数据：330kV线路：事故率λL=1次/（年·100km），故障停运时间TLf=8h。330kV断路器：事故率λQ=0.1次/年，故障停运时间TQf=10h，年计划检修周期MQr=1次/年，计划检修时间TQr=168h。变电站值班人员事故倒闸、处理事故、恢复供电等时间T0=0.5h。发电厂电气部分图4-31330/110kV变电站主接线方案（a）拟设计变电站与系统的连接方式；（b）桥形接线方案；（c）角形接线方案发电厂电气部分1.电气主接线的拟定该变电站进出线数目为4回，110kV负荷200MW，而自耦变压器为2台160MV·A，即已考虑到负荷远期发展，330kV高压侧无扩建要求，故宜选用无母线的简单接线方案。图4-31(b)所示为桥形接线，投资较省，考虑到330kV线路公里数较长，而又要求尽量减少穿越功率丢失，故采用内桥加跨条接线；图4-31（c）所示为角形接线方式，有较高可靠性。2.方案的经济计算通常，变电站建设周期很短，且主接线的差异对主体设备的投入无影响，因而可不考虑投资时间对经济效果的影响，故在方案比较中可采用静态比较法。现对初步拟定的桥形接线及四角形接线方案进行计算比较。发电厂电气部分［方案Ⅰ］桥形接线方案。（1）桥断路器出现拒动故障。在值班人员执行退出桥断路器、拉开桥断路器两侧隔离开关并合上线路侧跨条上两个隔离开关的T0（=0.5h）时间内，变电站对用户少送电量为ΔA1=PλQT0K=200000×0.1×0.5×2=20000(kW·h)（2）检修任一台出线断路器时另一台出线断路器故障。由于有穿越功率，故任一台出线断路器检修时，都必须合上跨条的两个隔离开关，此时若另一台出线断路器故障将导致2台自耦变压器停电（TQf=10h），此时少送电量为ΔA2=PλQKQrNTQfK=200000×0.1×0.02×2×10×2=16000(kW·h)断路器计划检修停运系数KQr的值为发电厂电气部分（3）在检修任一台出线断路器时线路故障跳闸。此时，由于双回路通过跨条并联运行，将导致2台自耦变压器停电（T0=0.5h），待值班人员切除故障线路（用隔离开关）后，方才恢复供电。停电时，少送电量为（4）变电站对用户少送电总和为∑A=20000+16000+36000=72000(kW·h)故障停电损失是实时电价的数十倍及以上，若以损失15元/（kW·h）计算，则故障停电损失为u=15×72000=108(万元)发电厂电气部分（5）中断穿越功率的损失。在产生（1）～（3）故障情况下，由火电厂经本变电站送至系统的穿越功率100MW将中断，系统被迫启动备用容量，其持续时间等于桥断路器或跨条隔离开关的开断时间。在上述三种故障情况下，开断穿越功率的时间为∑Δt=0.1×0.5+0.1×0.02×2×0.5+2×0.02×450100×0.5=0.142(h/年)在开断穿越功率期间受端枢纽变电站将可能启用区域系统备用，或在电力市场环境下，通过电网企业开设的电力辅助服务市场购买电力，从而增加购电成本。但是从上述计算可见，此部分的年交易量很小，由此产生的损失可略去不计。发电厂电气部分［方案Ⅱ］四角形接线方案。在检修任一台断路器时，“对面的”断路器出现拒动故障，在用隔离开关切除故障断路器的时间内，造成两变压器均停电0.5h，对用户停电量为ΔA=PNλQKQrT0K=200000×4×0.1×0.02×0.5×2=1600(kW·h)此外，在断路器检修期间，当对面断路器拒动时，一台自耦变压器负荷将由火电厂供给，而另一台自耦变压器负荷则靠电力系统枢纽变电站倒送100MW，同时电力系统枢纽变电站还失去了原来由本变电站转供的穿越功率100MW。此时（在断路器事故检修期间10h内）系统将启用备用容量200MW。年启用200MW备用容量的时间为Δt=NλQKQrTQf=4×0.1×0.02×10=0.08(h/年)可见，四角形接线方式下，对用户的停电损失远小于桥形接线，而在电力辅助服务市场中参与交易的备用容量与桥形接线大致相同。发电厂电气部分3主接线最终方案的确定在经济计算的基础上，综合评估不同方案的可靠性、灵活性、可扩建性，再确定最终方案。以上计算可见，在此拟定的变电站主接线中，桥形接线的故障停电损失远大于四角形接线。而四角形接线多一台330kV断路器间隔，若由此增加的一次投资为150万元；四角形接线所增加的投资与桥形接线相比，可以通过减少停电损失费在很短的时间内得到抵偿。此外，四角形接线有较高的灵活性，如不需再扩建变电站，宜采用四角形接线。当变电站在330kV侧有扩建要求，则可以考虑桥形接线，布置上考虑到今后扩建为单母线分段或双母线接线。最后，需要说明的是，停电对于非工业生产部门带来的损失，尽管无法用货币形式表达，但其影响也是十分严重的，过度频繁的停电将对人民生活、社会安定产生不良影响。这点在设计电气主接线时务必注意。发电厂电气部分第一节概述一、厂用电发电厂在启动、运转、停役、检修过程中，有大量以电动机拖动的机械设备，用以保证机组的主要设备（如锅炉、汽轮机或水轮机、发电机等）和输煤、碎煤、除灰、除尘及水处理的正常运行。这些电动机以及全厂的运行、操作、试验、检修、照明等用电设备都属于厂用负荷，总的耗电量，统称为厂用电。第五章厂用电接线及设计发电厂电气部分发电厂在生产电能的过程中，一方面向系统输送电能，另一方面发电厂本身也在消耗电能。厂用电的电量，大都由发电厂本身供给，且为重要负荷。其耗电量的高低与电厂类型、机械化和自动化程度、燃料种类及其燃烧方式、蒸汽参数等因素有关。在一定时间内，厂用电耗电量占全部发电量的百分数，称为“厂用电率”。kP=(SC/SN)×100%kP=(SC·cosΦav/PN)×100%其中：SC－厂用计算负荷SN－发电机额定视在功率cosΦav－平均功率因数PN－发电机额定功率发电厂电气部分厂用电率是发电厂主要运行经济指标。凝汽式火电厂： 5％～8％热电厂： 8％～10％水电厂： 0.5％～1％降低厂用电率可以降低发电成本，同时也增大了对系统的供电量。二、厂用电负荷分类(1)Ⅰ类厂用负荷：不允许停电通常设有两套设备互为备用，分别接到两个独立电源的母线上，设有电源自动投入装置（自动切换）。Ⅰ类厂用电动机必须保证自启动。发电厂电气部分(2)Ⅱ类厂用负荷：允许短时停电（几秒至几分钟）由两个电源供电，并采用手动切换。(3)Ⅲ类厂用负荷：允许较长时间停电一般由一个电源供电。(4)0Ⅰ类负荷（不停电负荷）。这类负荷由一般的电源自动切换系统已无法满足要求，所以专门采用由不停电电源（UPS）供电。(5)0Ⅱ类负荷（直流保安负荷）。发电厂的继电保护和自动装置、信号设备、控制设备以及汽轮机和给水泵的直流润滑油泵、发电机的直流氢密封油泵等，是由直流系统供电的直流负荷，称为直流保安负荷，或称为0Ⅱ类负荷。这类负荷要求由独立的、稳定的、可靠的蓄电池组或整流装置供电。发电厂电气部分(6)0Ⅲ类负荷（交流保安负荷）。在200MW及以上机组的大容量电厂中，自动化程度较高，要求在停机过程中及停机后的一段时间内，仍必须保证供电，否则可能引起主要设备损坏、自动控制失灵或危及人身安全等严重事故的厂用负荷，称为交流保安负荷，或称为0Ⅲ类负荷。如盘车电动机、交流润滑油泵、交流氢密封油泵、消防水泵等。发电厂电气部分一、对厂用电接线的要求（1）供电可靠，运行灵活。厂用负荷的供电除了正常情况下有可靠的工作电源外，还应保证异常或事故情况下有可靠的备用电源，并可实现自动切换。另外，由于厂用电系统负荷种类复杂、供电回路多，电压变化频繁，波动大，运行方式的变化多样，要求无论在正常、事故、检修以及机组启停情况下均能灵活地调整运行方式，可靠、不间断地实现厂用负荷的供电。(2)各机组的厂用电系统应是独立的。(3)全厂性公用负荷应分散接入不同机组的厂用母线或公用负荷母线。第二节厂用电接线的设计原则和接线形式发电厂电气部分 充分考虑发电厂正常、事故、检修、启动等运行方式下的供电要求，尽可能地使切换操作简便，启动(备用)电源能在短时间内投入。(5)供电电源应尽量与电力系统保持紧密的联系。当机组无法取得正常的工作电源时，应尽量从电力系统取得备用电源，这样可以保证其与电气主接线形成一个整体，一旦机组故障时，以便从系统倒送厂用电。(6)充分考虑电厂分期建设和连续施工过程中厂用电系统的运行方式，特别要注意对公用负荷供电的影响，要便于过渡，尽量减少改变接线和更换设置。发电厂电气部分①厂用电接线应保证对厂用负荷可靠和连续供电，使发电厂主机安全运转；②接线应能灵活地适应正常、事故、检修等各种运行方式的要求；③厂用电源的对应供电性，本机、炉的厂用负荷由本机组供电，这样，当厂用电系统发生故障时，只影响一台发电机组的运行，缩小故障范围，接线也简单；④设计时还应适当注意其经济性和发展的可能性并积极慎重地采用新技术、新设备，使厂用电接线具有可行性和先进性；⑤在设计厂用电系统接线时，还应对厂用电的电压等级、中性点接地方式、厂用电源及其引接和厂用电接线形式等问题进行分析和论证。二、厂用电接线的设计原则发电厂电气部分厂用电的电压等级是根据发电机额定电压、厂用电动机的电压和厂用电供电网络等因素，相互配合，经过技术经济综合比较后确定的。为了简化厂用电接线，且使运行维护方便，厂用电电压等级不宜过多。在发电厂中，低压厂用电压常采用380V，高压厂用电压有3kV、6kV、10kV等。在满足技术要求的前提下，优先采用较低的电压，以获得较高的经济效益；大容量的电动机采用较低电压时往往并不经济。为了正确选择高压厂用电的电压等级，需进行技术经济论证。三、厂用电的电压等级发电厂电气部分(一）按发电机容量、电压确定高压厂用电压等级（1）发电机组容量在60MW及以下，发电机电压为10.5kV，可采用3kV作为高压厂用电压；发电机电压为6.3kV，可采用6kV作为高压厂用电压；（2）当容量在100~300MW时，宜选用6kV作为高压厂用电压；（3）当容量在600MW以上时，经技术经济比较，可采用6kV一级电压，也可采用3kV和10kV两级电压作为高压厂用电压。发电厂电气部分(二）按厂用电动机容量、厂用电供电网络确定高压厂用电压等级发电厂中拖动各种厂用机械设备的电动机，容量相差悬殊，从数千瓦到数千千瓦，而且与电动机的电压和容量有关。在满足技术要求的前提下，优先采用较低电压的电动机，以获得较高的经济效益；因为高压电动机，制造容量大、绝缘等级高、磁路较长、尺寸较大、价格高、空载和负载损耗均较大，效率较低。但是，结合厂用电供电网络综合考虑，电压等级较高时，可选择截面较小的电缆或导线，不仅节省有色金属，还能降低供电网络的投资。发电厂电气部分火力发电厂采用3kV、6kV和10kV作为高压厂用电压，其特点分述如下：3kV电压供电的特点： 3kV电动机效率比6kV电动机约高1%~15%，价格约低20%； 将100kW及以上的电动机接到3kV电压母线上，100kW以下的电动机一般采用380V，可使低压厂用变压器容量和台数减少； 由于减少了380V电动机数量，使较大截面的电缆数量减少，从而减少了有色金属消耗量。由于减少了380V电动机数量，使较大截面的电缆数量减少，从而减少了有色金属消耗量。发电厂电气部分6kV电压供电的特点：①6kV电动机的功率可制造得较大，200kW以上的电动机采用6kV电压供电，以满足大容量负荷要求；②6kV厂用电系统与3kV厂用电系统相比，不仅节省有色金属及费用，而且短路电流亦较小；③发电机电压若为6kV时，可以省去高压厂用变压器，直接由发电机电压母线经电抗器供厂用电，以防止厂用电系统故障直接威胁主系统并限制其短路电流。发电厂电气部分10kV电压供电的特点：①10kV电动机的功率可制造得更大一些，以满足大容量负荷，例如2000kW以上大容量电动机的要求；②1000kW以上的电动机采用10kV电压供电，比较经济合理；③适用于300MW以上大容量发电机组，但不能为单一的高压厂用电压，因为它不能满足全厂所有高压电动机的要求。发电厂电气部分(三）厂用电压等级的应用（1）300MW汽轮发电机组的厂用电压分为两级，高压为6kV，低压为380V。（2）600MW汽轮发电机组的厂用电压，有如下两种方案：方案1。采用6kV和380V两个电压等级。200kW及以上的电动机采用6kV电压供电，200kW以下的电动机采用380V电压供电。方案2。采用10kV、3kV和380V三个电压等级。1800kW以上的电动机采用10kV电压供电，200~1800kW的电动机由3kV电压供电，200kW以下的电动机采用380V电压供电。上述方案1采用一个6kV等级的厂用高压，而方案2采用10kV和3kV两个等级的厂用高压。原则上前者可使厂用电系统简化，设备较少，但许多2000kW以上大容量电动机接在6kV母线上，也会带来设备选择和运行方面的问题。600MW机组厂用电压等级采用何种方案，应经过综合比较后确定。发电厂电气部分（3）1000MW汽轮发电机组的高压厂用电压等级。目前在建和已建的1000MW机组中，可归纳出以下4种方案：方案1（6kV一级电压）；方案2（10kV和6kV二级电压）；方案3（10kV和3kV二级电压）；方案4（10kV一级电压）。高压厂用电压等级采用上述4种方案中的哪一种，在设计时应经过短路电流计算、电动机启动电压校验、变压器阻抗选择以及经济比较后确定。在上述4种方案中，低压厂用电压等级均采用380V。发电厂电气部分（4）水力发电厂的厂用电压等级。对水力发电厂，由于水轮发电机组辅助设备使用的电动机容量均不大，通常只设380V一种厂用电压等级，由动力和照明公用的三相四线制系统供电。大型水力发电厂中，在坝区和水利枢纽装设有大型机械，如船闸或升船机、闸门启闭装置等，这些设备距主厂房较远，需在那里设专用变压器，采用6kV或10kV供电。发电厂电气部分高压（3kV、6kV、10kV）厂用电系统中性点接地方式的选择，与接地电容电流的大小有关：当接地电容电流小于10A时，可采用不接地方式，也可采用高电阻接地方式；当接地电容电流大于10A时，可采用经消弧线圈或消弧线圈并联高电阻的接地方式。一般发电厂的高压厂用电系统多采用中性点经高电阻接地方式。上述中性点接地方式的特点和适用范围叙述如下：（1）中性点不接地方式。当高压厂用电系统发生单相接地故障时，流过短路点的电流为电容性电流，且三相线电压基本平衡。若单相接地电容电流小于10A时，允许继续运行2h，为处理故障争取了时间；若厂用电系统单相接地电容电流大于10A四、厂用电系统中性点接地方式1.高压厂用电系统中性点接地方式发电厂电气部分时，接地处的电弧不能自动熄灭，将产生较高的电弧接地过电压（可达额定相电压的3.5~5倍）并易发展成为多相短路，故接地保护应动作于跳闸，中断对厂用设备的供电。这种中性点不接地方式曾广泛应用于火力发电机组的高压厂用电系统，今后仍会在接地电容电流小于10A的高压厂用电系统中采用。（2）中性点经高电阻接地方式。高压厂用电系统的中性点经过适当的电阻接地，可以抑制单相接地故障时健全相的过电压倍数不超过额定相电压的2.6倍，避免故障扩大。常采用二次侧接电阻的配电变压器接地方式，无需设置大电阻器就可达到预期的目的。当发生单相接地故障时，短路点流过固定的电阻性电流，有利于馈线的零序保护动作。中性点经高电阻接地方式适用于高压厂用电系统接地电容电流小于10A，且为了降低间歇性弧光接地过电压水平和便于寻找接地故障点的情况。发电厂电气部分（3）中性点经消弧线圈接地方式。在这种接地方式下，厂用电系统发生单相接地故障时，中性点的位移电压产生感性电流流过接地点，补偿电容电流，将接地点的综合电流限制到10A以下，达到自动熄弧、继续供电的目的。为了提高接地保护的灵敏度和选择性，通常在消弧线圈二次侧并联电阻。当机组的负荷变化时，需改变消弧线圈的分接头以适应厂用电系统电容电流的变化，但消弧线圈变比的变化又改变了接地点的电流值。为了保持接地故障电流不变，必须相应地调节二次侧的电阻，所以二次侧电阻应有与消弧线圈分接头相匹配的调节分接头。这一接地方式运行比较复杂，要增加接地设备投资，而且接地保护也比较复杂，适用于大机组高压厂用电系统接地电容电流大于10A的情况。发电厂电气部分2.低压厂用电系统的中性点接地方式低压厂用电系统中性点接地方式主要有中性点不接地或中性点经高电阻接地和中性点直接接地两种接地方式。（1）中性点不接地或中性点经高电阻接地方式。接地电阻值的大小以满足所选用的接地指示装置动作为原则，但不应超过电动机带单相接地运行的允许电流值（一般按10A考虑）。在低压厂用电系统中，发生单相接地故障时能继续运行一段时间，可以避免开关立即跳闸和电动机停运，也防止了由于熔断器一相熔断所造成的电动机两相运转，提高了低压厂用电系统的运行可靠性。但是，采用中性点不接地方式后，使用电压为220V的设备必须另设380/220V的、中性点接地的隔离变压器，增加了损耗和电压波动的几率。发电厂电气部分（2）中性点直接接地方式。在低压厂用电系统中，发生单相接地故障时，中性点不发生位移，防止了相电压出现不对称和超过250V，保护装置立即动作于跳闸。低压厂用网络比较简单，动力和照明、检修网络可以共用，但照明、检修回路的故障往往危及动力回路的正常运行，降低了厂用电系统的可靠性；同时，100kW以上的低压电动机启动时，会使灯光变暗，高压荧光灯可能由于电压降低而熄灭（重燃需历时6~10min），影响工作。对于采用熔断器保护的电动机，由于一相熔丝熔断，电动机会因二相运行而烧坏。发电厂电气部分发电厂的厂用电源，必须供电可靠，且能满足各种工作状态的要求，除应具有正常的工作电源外，还应设置备用电源、启动电源和事故保安电源。一般电厂中，都以启动电源兼作备用电源。发电厂的厂用工作电源，是保证正常运行的基本电源。通常，工作电源应不少于两个。(1)高压当主接线具有发电机电压母线时，则高压厂用工作电源（厂用变压器或厂用电抗器）一般直接从母线上引接，如图5-1（a）所示；五、厂用电源及其引接1.工作电源发电厂电气部分当发电机和主变压器为单元接线时，则厂用工作电源从主变压器的低压侧引接，如图5-1（b）所示。图5-1高压厂用工作电源的引接方式（a）从发电机电压母线上引接；（b）从主变压器低压侧引接发电厂电气部分厂用分支上一般都应装设高压断路器。该断路器应按发电机端短路进行选择，其开断电流可能比发电机出口处断路器的还要大，对大容量机组可能选不到合适的断路器，可加装电抗器或选低压分裂绕组变压器，以限制短路电流。如仍选不出时，对125MW及以下机组，一般可在厂用分支上按额定电流装设断路器、隔离开关或连接片，此时若发生故障，应立刻停机；对于200MW及以上的机组，厂用分支都采用分相封闭母线，故障率较小，可不装断路器和隔离开关，但应有可拆连接点，以供检修和调试用，这时，在变压器低压侧务必装设断路器。低压厂用工作电源，由高压厂用母线通过低压厂用变压器引接。若高压厂用电设有10kV和3kV两个电压等级，则低压厂用工作电源一般从10kV厂用母线引接。发电厂电气部分 厂用备用电源用于工作电源因事故或检修而失电时替代工作电源，起后备作用。备用电源应具有独立性和足够的供电容量，最好能与电力系统紧密联系，在全厂停电情况下仍能从系统取得厂用电源。 启动电源一般是指机组在启动或停运过程中，工作电源不可能供电的工况下为该机组的厂用负荷提供电源。因此，启动电源实质上也是一个备用电源。我国目前对200MW以上大型发电机组，为了确保机组安全和厂用电的可靠才设置厂用启动电源，且以启动电源兼作事故备用电源，统称启动/备用电源。2.备用电源和启动电源发电厂电气部分 启动/备用电源的引接应保证其独立性，并且具有足够的供电容量，以下是最常用的引接方式：（1）从发电机电压母线的不同分段上，通过厂用备用变压器（或电抗器）引接。（2）从发电厂联络变压器的低压绕组引接，但应保证在机组全停情况下，能够获得足够的电源容量。（3）从与电力系统联系紧密、供电最可靠的一级电压母线引接。这样，有可能因采用变比较大的启动/备用变压器，增大高压配电装置的投资而致经济性较差，但可靠性较高。（4）当技术经济合理时，可由外部电网引接专用线路，经过变压器取得独立的备用电源或启动电源。发电厂电气部分 厂用电源的备用方式有“明备用”或“暗备用”两种。 明备用 指在正常运行中全厂专设一台平时不工作的厂用变压器作为备用电源，当任一台厂用工作变压器检修或故障以及机、炉起停用时，可将厂用备用变压器投入，以保持厂用电设备的正常工作。 适合大型火电厂采用，可使工作变压器容量小（备用变压器容量与最大一台工作变压器容量相同），有利于经济运行，投资少。但需装设备用电源自动投入装置。发电厂电气部分 暗备用 不设专用的备用变压器，而是当厂用工作变压器成对出现时，将每台工作变压器的容量加大。正常运行时不满载，互为备用状态。不应装设备用电源自动投入装置。 适合水电厂采用，虽然工作变压器容量比明备用时大。但是由于水电厂用电率不高，故运行损耗不大，该方式但节省了明备用所需的配电装置与占地，有利于水电厂地形有限的设备布置。发电厂电气部分 对200MW及以上的大容量机组，当厂用工作电源和备用电源都消失时，为确保在严重事故状态下能安全停机，事故消除后又能及时恢复供电，应设置事故保安电源，以保证事故保安负荷，如润滑油泵、密封油泵、热工仪表及自动装置、盘车装置、顶轴油泵、事故照明和计算机等设施的连续供电。 事故保安电源必须是一种独立而又十分可靠的电源，通常采用快速自动程序启动的柴油发电机组、蓄电池组以及逆变器将直流变为交流作为交流事故保安电源。对200MW及以上机组还应由附近110kV及以上的变电站或发电厂引入独立可靠专用线路，作为事故备用保安电源。3.事故保安电源发电厂电气部分 图5-2所示为某发电厂200MW发电机组的事故保安电源接线示意图。图5-2事故保安电源接线示意图发电厂电气部分 事故保安电源通常采用380/220V电压，每台机组设置一段事故保安母线，采用单母线接线。每2台发电机组设置1台柴油发电机组作为事故保安电源。热工仪表及自动装置等要求连续供电的负荷，则由直流逆变器所连接的不停电母线（每台机组设置一段）供电，其电压为220V。 对于1000MW发电机组，每台机组设置一台快速启动的柴油发电机组，作为本机的事故保安电源。每台机组设置二段380V事故保安母线，正常运行时分别由低压工作电源供电，事故时由柴油发电机组供电。发电厂电气部分 发电厂厂用电系统接线通常都采用单母线分段接线，并以成套配电装置接受和分配电能。 因火电厂的厂用负荷大多集中在锅炉的辅助机械设备中，因此一般采用“按炉分段”的接线原则，将厂用高压母线按锅炉台数分成若干独立段。 厂用电各级电压母线均采用按锅炉分段接线方式，具有下列特点： 若某一段母线发生故障，只影响其对应的一台锅炉的运行，使事故影响范围局限在一机一炉；②厂用电系统发生短路时，短路电流较小，有利于电气设备的选择；③将同一机炉的厂用电负荷接在同一段母线上，便于运行管理和安排检修。六、厂用电接线形式发电厂电气部分 随着发电机组容量的不断增大，汽轮机辅机的容量也越来越大，如射水泵、凝结水泵等设备都进入了高压厂用负荷的范畴。加之大容量机组都实行机、炉单元集中控制，所以“按锅炉分段”的原则，实际已是“按机组分段”了。发电厂电气部分一、火电厂厂用电接线厂用电接线方式合理与否，对机、炉、电的辅机以及整个发电厂的运行可靠性有很大影响。厂用电接线应保证厂用供电的连续性，使发电厂能安全满发，并满足运行安全可靠、灵活方便等要求。1.300MW汽轮发电机组高压厂用电接线 300MW汽轮发电机组高压厂用电系统常用的有两种接线方案，如图5-3所示。图5-3（a）所示方案1，不设6kV公用负荷母线段，将全厂公用负荷（如输煤、除灰、化水等）分别接在各机组A、B段母线上；第三节不同类型发电厂的厂用电接线发电厂电气部分 图5-3（b）所示方案2，单独设置二段公用负荷母线，集中供全厂公用负荷用电，该公用负荷母线段正常由启动备用变压器供电。图5-3高压厂用电系统供电方案发电厂电气部分 （a）图所示方案1的优点是公用负荷分接于不同机组变压器上，供电可靠性高、投资省，但也由于公用负荷分接于各机组工作母线上，机组工作母线清扫时，将影响公用负荷的备用。另外，由于公用负荷分接于两台机组的工作母线上，因此，在机组G1发电时，必须也安装好机组G2的6kV厂用配电装置，并由启动/备用变压器供电。发电厂电气部分 （b)图所示方案2的优点：公用负荷集中，无过渡问题，各单元机组独立性强，便于各机组厂用母线清扫。 其缺点：由于公用负荷集中，并因启动/备用变压器要用工作变压器作备用（若无第二台启动/备用变压器作备用时），故工作变压器也要考虑在启动/备用变压器检修或故障时带公用负荷母线段运行。因此，启动/备用变压器和工作变压器均较方案1变压器分支的容量大，配电装置也增多，投资较大。发电厂电气部分 300MW汽轮发电机组厂用电接线举例。某厂厂用电接线如图5-4所示。厂用电压共分两级，高压为6kV，低压为380/220V，不设全厂6kV公用厂用母线。图5-4300MW汽轮发电机组厂用电系统接线图发电厂电气部分 每台300MW汽轮发电机从各单元机组的变压器低压侧接引一台高压厂用工作变压器作为6kV厂用电系统的工作电源。为了限制短路电流，选用分裂绕组变压器，启动/备用变压器引自升高电压用线，采用明备用。发电厂电气部分 600MW机组单元高压厂用电系统的接线，与采用的电压等级数、厂用工作变压器的型式和台数、启动备用变压器的型式和台数、启动备用变压器平时是否带公用负荷等因素有关。 600MW机组通常都为一机一炉单元设置，采用机、炉、电为一单元的控制方式，因此，厂用电系统也必须按单元设置，各台机组单元（包括机、炉、电）的厂用电系统必须是独立的，而且采用单母线多分段（两段或四段）接线供电。 600MW机组高压厂用电系统有下述两种接线形式。2.600MW汽轮发电机组高压厂用电接线发电厂电气部分 方案1。高压厂用电采用6kV一个电压等级。如图5-5所示，高压厂用电压采用6kV，设置一台高压厂用三相三绕组（或分裂绕组）工作变压器T1AB、两台三相双绕组启动/备用变压器Tfal、Tfa2，启动/备用变压器平时带公用负荷。图5-5600MW机组高压厂用电6KV系统接线发电厂电气部分 高压厂用电采用6kV电压等级接线的主要特点是：（1）机组单元（机、炉、电）厂用负荷由两段高压厂用母线（1A和1B）分担。正常运行时由高压厂用工作变压器供电，将双套或更多套设备均匀地分接在两段母线上，以提高供电可靠性。高压厂用工作变压器不带公用负荷，故其容量较小。发电厂电气部分（2）公用负荷由两段厂用公用母线（C1和C2）分担。正常运行时，两台启动/备用变压器各带一段公用母线（亦称公用段），两段公用母线分开运行。由于启动/备用变压器常带公用负荷，故又称其为公用备用变压器。发电厂电气部分（3）当一台启动/备用变压器停役或由于其他设备有异常使一台启动/备用变压器不能运行时，可由另一台启动/备用变压器带两段公用母线。因此，对公用负荷而言，2台启动/备用变压器是互为备用的电源。发电厂电气部分 方案2。高压厂用电采用10kV和3kV两个电压等级。如图5-6所示，每个机组单元设置2台三相三绕组工作变压器（高压厂用变压器）T1A、T1B，分接至四段高压厂用母线，既带机组单元负荷，又带公用负荷。每两台机组设公用的2台三绕组变压器作启动/备用变压器T12A、T12B，平时不带负荷。图5-6600MW机组高压厂用电10kV和3kV系统接线发电厂电气部分 高压厂用电采用10kV和3kV两个电压等级接线的特点：工作电源经2台三绕组变压器，启动/备用变压器发电厂电气部分某厂1000MW汽轮发电机组高压厂用电系统接线，如图5-7所示。3.1000MW汽轮发电机组高压厂用电接线图5-71000MW机组高压厂用电10kV系统接线发电厂电气部分 由图可以看出，高压厂用电压采用10kV，高压厂用电系统采用单母线接线，每台机组设置10kV高压厂用工作母线A、B、C、D四段，分别由两台分裂低压绕组的高压厂用工作变压器供电。发电厂电气部分 工作变压器的高压侧电源由本机组发电机引出线上引接，其中A、B段10kV母线由第一台高压厂用工作变压器的两个低压分裂绕组经共箱母线引接；C、D段10kV母线由第二台高压厂用工作变压器的两个低压分裂绕组经共箱母线引接。互为备用及成对出现的高压厂用电动机及低压厂用变压器分别由不同的10kV母线段上引接。发电厂电气部分 启动/备用变压器10kV侧通过共箱母线连接到每台机组的四段10kV工作母线上作为备用电源，A、B段10kV母线由第一台启动/备用变压器的两个低压分裂绕组经共箱母线引接；C、D段10kV母线由第二台启动/备用变压器的两个低压分裂绕组经共箱母线引接。发电厂电气部分 厂用高压变压器、启动/备用变压器低压中性点采用低电阻接地方式，接地电阻为60Ω。两台启动/备用变压器分别由220kV升压站各引接一回电源，确保在一台启动/备用电源检修或其他情况下，可保证有一台启动/备用变压器投入工作。高压厂用工作变压器与启动/备用变压器装有备用电源快速切换装置。发电厂电气部分 这种高压厂用电系统接线的特点是，高压厂用母线设4段，互为备用的负荷接入两台厂用变压器的两个低压分裂绕组上。可与启动/备用变压器组成一对一的接线方式，任何一台厂用变压器停运，只要投入相应的启动/备用变压器即可供电，可靠性极高，调度也非常灵活。发电厂电气部分二、水电厂厂用电接线 对水电厂来说，厂用电负荷属最重要负荷之一。水电厂厂用机械的数量、容量及重要程度等与机组容量有关，并受水头、流量和水轮机型式以及运行方式等条件影响。 一般水电厂最基本的厂用负荷是水轮机调速系统和润滑系统油泵、压缩空气系统的空气压缩机、发电机冷却系统和润滑系统的水泵、全厂辅助机械系统的电动机、闸门启闭设备、照明及水利枢纽等设施用电。发电厂电气部分 水电厂的厂用电接线也都采用单母线分段形式。 中、小型水电厂通常厂用母线只分为两段，由两台厂用变压器以暗备用方式给两段厂用母线供电； 大容量水电厂，厂用母线则按机组台数分段，每段由单独厂用变压器供电，并设置专用备用变压器。 为了供给厂外坝区闸门及水利枢纽防洪、灌溉取水、船闸或升船机、筏道、鱼梯等设施用电，可设专用坝区变压器，按其距主厂房远近、负荷大小以及发电机电压等条件，可采用6kV或10kV电压供电，其余厂用电负荷均以380/220V供电。发电厂电气部分 图5-8所示为大型水电厂的厂用电接线。图5-8大型水电厂厂用电接线发电厂电气部分 该厂装有4台发电机组，具有6kV大容量电动机拖动的坝区机械设备，且距厂房较远，同时水库还兼有防洪、航运等任务，因此，厂用电采用6kV及380V两级电压。发电厂电气部分 6kV公用系统为单母线分段接线，由高压厂用变压器T9和T10供电，备用方式为暗备用方式，每台机组的厂用电负荷采用了380/220V电压，分别由厂用变压器T5~T8供电，从各自的发电机出口处引接。发电厂电气部分 此外，还在2台发电机组的出口处装设了断路器QF1和QF2，这样，即使在全厂停运时，仍可以从电力系统取得厂用电源，即厂用电由变压器T1或T4低压侧取得电源。发电厂电气部分三、变电站站用电接线 变电站的主要站用电负荷是变压器冷却装置，直流系统中的充放电装置和晶闸管整流设备，照明、检修及供水和消防系统，对500kV变电站，还包括高压断路器和隔离开关的操作机构电源。尽管这些负荷的容量并不太大，但由于500kV变电站在电力系统中的枢纽地位，出于运行安全的考虑，其站用电系统必须具有高度的可靠性。 小型变电站，大多只装一台站用变压器，从变电站低压母线上引接，站用变压器二次侧为380/220V中性点直接接地的三相四线制系统。发电厂电气部分 对于中型变电站或装有调相机的变电站，通常都装设2台站用变压器，分别接在变电站低压母线的不同分段上，380V站用电母线采用低压断路器（即自动空气开关）进行分段，并以低压成套配电装置供电。 小型变电站，大多只装一台站用变压器，从变电站低压母线上引接，站用变压器二次侧为380/220V中性点直接接地的三相四线制系统。 500kV变电站必须装设2台或2台以上的站用工作变压器。当有可靠的外接电源时，一般设置1台与站用工作变压器容量相同的备用变压器作为备用电源，并且装设备用电源自动投入装置，以保证工作变压器因故退出运行时，备用变压器能自动投入运行。 当无可靠的外接电源时，可设1台自启动的柴油发电机组作为备用电源，其容量应至少满足主变压器的冷却装置负荷和断路器及隔离开关的操动机构电源的需要。发电厂电气部分 500kV变电站的站用电源引接方式，有下述三种：（1）由变电站内主变压器第三绕组引接，站用变压器高压侧要选用较大断流容量的开关设备，否则要加限流电抗器。（2）当站内有较低电压母线时，一般由这类电压母线上引接2个站用电源，这种站用电源引接方式具有经济性好和可靠性高的特点。（3）500kV变电站的外接站用电源多由附近的发电厂或变电站的低压母线引接。发电厂电气部分图5-9500kV变电站的站用电接线示意图。发电厂电气部分一、火电厂主要厂用电负荷 为了正确选择厂用变压器容量，不但要统计变压器连接的分段母线上实际所接电动机的台数和容量，还要考虑它们是经常工作的还是备用的，是连续运行的还是断续运行的。为了计及这些不同的情况，选出既能满足负荷要求又不致容量过大的变压器，所以又提出按使用时间对负荷运行方式进行分类： 经常——每天都要使用的负荷（电动机）； 不经常——只在检修、事故或机炉启停期间使用的负荷（电动机）； 连续——每次连续运转2h以上的负荷； 短时——每次仅运转10~120min的负荷；第四节厂用变压器的选择发电厂电气部分 断续——每次使用从带负荷到空载或停止，反复周期性地工作，其每一周期不超过10min的负荷。 上述“经常”和“不经常”主要用来表征该类设备电动机的使用机会。而“连续”、“短时”和“断续”则用来区分该类设备每次使用时间的长短。 表5-1列出火电厂主要厂用电负荷及其类别，供参考。 注I表示I类厂用负荷，II表示II类厂用负荷，III表示III类厂用负荷，保安表示保安厂用负荷。发电厂电气部分表5-1火电厂主要厂用电负荷及其类别 分类 名称 负荷类别 运行方式 备注 锅炉负荷 引风机 I 送风机 I 　 用于送粉时为I 排粉机 I或II 经常、连续 无煤粉仓时为I 磨煤机 I或II 　 无煤粉仓时为I 给煤机 I或II 　 给粉机 I 　 　 汽轮机负荷 射水泵 I 用汽动给水泵 凝结水泵 I 经常、连续 就无给水泵项 循环水泵 I 　 给水泵 I 不经常、连续 备用给水泵 I 　 　发电厂电气部分续表5-1火电厂主要厂用电负荷及其类别 电气及公共负荷 充电机 II 不经常、连续 　 浮充电装置 II或保安 经常、连续 空压机 II 经常、短时 变压器冷却风机 II 经常、连续 通信电源 I 经常、连续 事故保安负荷 盘车电动机 保安 不经常、连续 　 顶轴油泵 保安 不经常、短时 交流润滑油泵 保安 不经常、连续 浮充电装置 保安 经常、连续 机炉自控电源 保安 经常、连续 输煤负荷 输煤皮带 II 经常、连续 　 碎煤机 II 经常、连续 筛煤机 II 经常、连续发电厂电气部分续表5-1火电厂主要厂用电负荷及其类别 出灰负荷 灰浆泵 II 经常、连续 　 碎渣机 II 经常、连续 电气除尘器 II 经常、连续 厂外水工负荷 中央循环水泵 I 经常、连续 与工业水泵合用 消防水泵 I 不经常、短时 时生活水泵负荷 生活水泵 II或III 经常、短时 类别为II 冷却塔通风机 II 经常、连续 　 辅助车间负荷 化学水处理室 I或II 经常（或短时）、连续 大于300MW机 中央修配间 III 经常、连续 组时，化学水处 电气试验室 III 不经常、短时 理室负荷类别为I 起重机械 III 不经常、断续 　发电厂电气部分二、厂用电负荷的计算（1）经常连续运行的负荷应全部计入。如引风机、送风机、给水泵、排粉机、循环水泵、凝结水泵、真空泵等用的电动机。（2）连续而不经常运行的负荷亦应计入。如充电机、备用励磁机、事故备用油泵、备用电动给水泵等用的电动机。（3）经常而断续运行的负荷亦应计入。如疏水泵、空气压缩机等用的电动机。（4）短时断续而又不经常运行的负荷一般不予计算。如行车、电焊机等。但在选择变压器时，变压器容量应留有适当裕度。（5）由同一台变压器供电的互为备用的设备，只计算同时运行的台数。（6）对于分裂绕组变压器，其高压绕组、低压绕组的负荷应分别计算。(一）厂用电负荷的计算原则发电厂电气部分（1）换算系数法。厂用电负荷的计算方法常采用换算系数法，按下式计算（5-1）（5-2）(二）厂用电负荷的计算方法S－该厂用分段母线上的计算负荷(kVA)P－电动机的计算功率(应根据前面提到的其运行方式和特点来确定)K－换算系数，可取表5-2所列的数值Km－同时系数发电厂电气部分KL－负荷率(考虑到电机实际不满载)η－效率cosφ－功率因数表5-2换算系数 机组容量（MW） ≤125 ≥200 给水泵及循环水泵电动机 1.0 1.0 凝结水泵电动机 0.8 1.0 其他高压电动机及低压厂用变压器（kV·A） 0.8 0.85 其他低压电动机 0.8 0.7发电厂电气部分 电动机的计算功率P，应根据负荷的运行方式及特点确定。1）对经常、连续运行的设备和连续而不经常运行的设备，即连续运行的电动机均应全部计入，按下式计算（5-3）式中PN，为电动机额定功率（kW）。2）对经常短时及经常断续运行的电动机应按下式计算（5-4）3）对不经常短时及不经常断续运行的设备，一般可不予计算（5-5）发电厂电气部分这类负荷如行车、电焊机等。在选择变压器容量时由于留有裕度，同时亦考虑到变压器具有较大的过载能力，所以该类负荷可以不予计入。但是，若经电抗器供电时，因电抗器一般为空气自然冷却，过载能力很小，这些设备的负荷均应全部计算在内。4）对修配厂的用电负荷，通常按下式计算（5-6）为全部电动机额定功率总和（kW）为其中最大5台电动机的额定功率之和（kW）。发电厂电气部分5）煤场机械负荷中，对大型机械应根据机械工作情况具体分析确定。对中、小型机械，则按下式计算（5-7）(5-8)(5-9)为其中最大3台电动机的额定功率之和（kW）翻斗机轮斗机发电厂电气部分6）对照明负荷计算式为(5-10)Kd为需要系数，一般取0.8~1.0；PA为安装容量（kW）（2）轴功率法。厂用电负荷用轴功率法进行计算。轴功率法的算式为(5-11)Km为同时率，新建电厂取0.9，扩建电厂取0.95Pmax为最大运行轴功率（kW）；为对应于轴功率的电动机功率因数；为对应于轴功率的电动机效率；为低压厂用计算负荷之和（kV·A）。发电厂电气部分三、厂用变压器的选择(一）额定电压厂用变压器的额定电压应根据厂用电系统的电压等级和电源引接处的电压确定，变压器一、二次额定电压必须与引接电源电压和厂用网络电压相一致。(二）工作变压器的台数和型式 工作变压器的台数和型式与厂用高压母线的段数有关，而母线的段数又与厂用高压母线的电压等级有关。 当只有6kV或10kV一种电压等级时，一般分2段；200MW以上机组可分4段； 当10kV与3kV电压等级同时存在时，则分4段（10kV2段和3kV2段）。发电厂电气部分 当只有6kV或10kV一种电压等级时，高压厂用工作变压器可选用1台全容量的低压分裂绕组变压器，两个分裂支路分别供2段母线；或选用2台50%容量的双绕组变压器，分别供2段母线。当只有6kV或10kV一种电压等级时，一般分2段；对于200MW以上机组可分4段； 对于200MW以上机组，高压厂用工作变压器可选用2台低压分裂绕组变压器，分别供四段母线；当出现10kV和3kV两种电压等级时，高压厂用工作变压器可选用2台50%容量的三绕组变压器，分别供四段母线。发电厂电气部分(三）厂用变压器的容量厂用变压器的容量必须满足厂用电机械从电源获得足够的功率。因此，对高压厂用工作变压器的容量应按高压厂用计算负荷的110%与低压厂用计算负荷之和进行选择；而低压厂用工作变压器的容应留有10%左右的裕度。（1）高压厂用工作变压器容量。当为双绕组变压器时按下式选择容量(5-12)SH为高压厂用计算负荷之和；SL为低压厂用计算负荷之和。发电厂电气部分当选用分裂绕组变压器时，其各绕组容量应满足高压绕组(5-13)分裂绕组(5-14)S1N为厂用变压器高压绕组额定容量（kV·A）；S2N为厂用变压器分裂绕组额定容量（kV·A）；SC为厂用变压器分裂绕组计算负荷（kV·A）；Sr为分裂绕组两分支重复计算负荷（kV·A）。发电厂电气部分（2）高压厂用备用变压器容量。高压厂用备用变压器或启动变压器应与最大一台高压厂用工作变压器的容量相同；低压厂用备用变压器的容量应与最大一台低压厂用工作变压器容量相同。（3）低压厂用工作变压器容量。可按下式选择变压器容量(5-15)S为低压厂用工作变压器容量（kV·A）；为变压器温度修正系数。一般对装于屋外或由屋外进风小间内的变压器，可取=1，但宜将小间进出风温差控制在10℃以内；对由主厂房进风小间内的变压器，当温度变化较大时，随地区而异，应当考虑温度进行修正。发电厂电气部分厂用变压器容量的选择，除了考虑所接负荷的因素外，还应考虑：①电动机自启动时的电压降；②变压器低压侧短路容量；③留有一定的备用裕度。变压器的阻抗是厂用工作变压器的一个重要指标。厂用工作变压器的阻抗要求比一般电力变压器的阻抗大，这时因为要限制变压器低压侧的短路容量，否则将影响到开关设备的选择，一般要求阻抗应大于10%；但是，阻抗过大又将影响厂用电动机的自启动。(四）厂用变压器的阻抗发电厂电气部分厂用工作变压器如果选用分裂绕组变压器，则能在一定程度上缓解上述矛盾，因为分裂组变压器在正常工作时具有较小阻抗，而分裂绕组出口短路时则具有较大的阻抗。发电厂电气部分一、厂用机械特性和电力拖动运动方程发电厂中厂用机械设备的机械特性（即阻转矩或叫负载转矩Mm与转速n之间的关系）可归纳为两种类型：其一，恒转矩负载特性;其二，具有非线性上升的负载转矩机械特性。恒转矩负载特性即负载转矩Mm与转速n无关，当转速n变化时，负载转矩Mm保持不变。比如火电厂中的磨煤机、碎煤机、输煤皮带、绞车、起重机等就属于这类机械。如图5-10中曲线1所示。第五节厂用电动机的选择和自启动校验发电厂电气部分图5-10厂用机械负载转矩特性发电厂电气部分（5-16）M*m0-负载转矩标么值(以机械在额定出力时的额定转矩为基准值）M*m0-与转速n无关的摩擦起始负载转矩标么值，一般取成0.15n*-转速的标么值(以同步转速为基准值)Α-负载转矩随转矩变化的系数，一般等于2即负载转矩Mm与转速n有关，当转速n变化时，负载转矩Mm与n的二次方或高次方成比例，具有非线性上升关系。比如火电厂中的风机、油泵就属于这类机械。如图5-10中曲线2所示。非线性负载转矩特性发电厂电气部分由电动机和厂用机械设备组成的电力拖动系统是一个机械运动系统，其中有能量、功率和转矩的传递。代表运动特征的量是转速n、转矩M、角速度以及时间t等。电动机产生的电磁拖动转矩，用以克服机械负荷的阻转距后的剩余转矩，就会使机械传动系统产生加速运动，其旋转运动的方程式为(5-17)为电动机产生的电磁拖动转矩（N·m）；为机械负载转矩，或称阻转矩（N·m）；为惯性转矩，或称加速转矩（N·m）；J为包括电动机在内的整个机组的转动惯量（kg·m2）；为机组旋转角速度，。发电厂电气部分机组的转动惯量J是机组旋转部分惯性的量度，在电力拖动计算中常采用飞轮惯量，二者关系式为(5-18)则实用计算运动方程式为(5-19)由上式可分析电动机的工作状态：（1）当时，，则n=0或n=常数，即电动机静止或等速旋转，拖动系统处于稳定运行状态；（2）当时，，拖动系统处于加速状态；（3）当时，，拖动系统处于减速状态。发电厂电气部分二、厂用电动机的类型及其特点 异步电动机的机械特性是指电动机的电磁转矩Me与转速n的关系，即。将异步电动机的特性曲线与被拖动的机械设备的负载转矩特性曲线绘于一张图上，如图5-11所示。1.异步电动机图5-11异步电动机和机械设备的机械特性曲线发电厂电气部分 由图可见，该拖动系统初始时电动机转动的启动转矩必须大于被拖动机械在时的起始负荷转矩，并且在启动过程中，任一转速下都应有使剩余转矩为正，方能顺利地把机械设备拖动到稳定运行状态。发电厂电气部分 图5-11中以竖线条示出电动机对于=定值的设备剩余转矩。只有当电动机与厂用负荷相等，即工作在两条曲线的交点上（2或1）时，拖动系统才能稳定运行。 异步电动机的启动，一般不需要特殊设备，而采用直接启动方式，启动时的转矩为额定启动转矩，启动时间短，但是启动电流可达额定电流的4~7倍，这不仅使电源电压在启动时发生显著下降，而且更会引起电动机发热，特别在机组转动惯量较大，剩余转矩较小，启动缓慢的情况下更为严重。因此，对启动困难的厂用机械设备如引风机、磨煤机、排粉机等相配套的电动机，必要时需进行启动校验。发电厂电气部分 在发电厂中广泛使用的鼠笼式异步电动机有三种结构形式，即单鼠笼式、深槽式和双鼠笼式。后两种具有启动转矩大、启动电流较小等较好的启动性能。 绕线式异步电动机最大特点是可以均匀地无级调速，如采用转子电路内引入感应电动势的串级调速；也可以在转子电路串接电阻进行调整，即借助调节电阻使其在一定范围内改变转速、启动转矩和启动电流。发电厂电气部分 同步电动机具有以下特点：（1）采用直流励磁，可以工作在“超前”或“滞后”的不同运行状态。当工作在“超前”运行状态时，它可以提高厂用电系统的功率因数，同时减小厂用电系统的损耗和电压损失。（2）结构比较复杂，并需附加一套励磁系统。（3）对电压波动不十分敏感，因其转矩与电压成正比，而异步电动机的转矩与电压的平方成正比，并且装有自动励磁调节装置且能强行励磁，从而在电压降低时，仍能维持其运行稳定性。2.同步电动机发电厂电气部分 同步电动机启动、控制均较麻烦，启动转矩不大，在厂用电系统中，只在大功率低转速的机械上有时采用，例如循环水泵等设备。3.直流电动机 直流电动机具有以下特点：（1）借助调节磁场电流，可在大范围内均匀而平滑地调速，且调速电阻器消耗较省。（2）启动转矩较大。（3）不依赖厂用交流电源。 直流电动机用于对调速性能和启动性能要求较高的厂用机械，如给粉机。此外，直流电动机还用于事故保安负荷中的汽轮机直流备用润滑油泵等。但直流电动机制造工艺复杂、成本高、维护量大、工作可靠性也较差。发电厂电气部分三、厂用电动机选择（1）型式选择 厂用电动机一般都采用交流电动机。只有要求在很大范围内调节转速及当厂用交流电源消失后仍要求工作的设备才选择直流电动机。只有对反复、重载启动或需要小范围内调速的机械，如吊车、抓斗机等才选用线绕式电动机或同步电动机。对200MW以上机组的大容量辅机，为了提高运行的经济性可采用双速电动机。 厂用电动机的防护型式应与周围环境条件相适应，根据发电厂厂用设备安置地点可分别选用开启式、防护式、封闭式及防爆式等型式。发电厂电气部分（2）容量选择 选择拖动厂用机械的电动机时，其电压应与供电网络电压相一致，电机的转速应符合被拖动设备的要求，电动机容量ＰＮ必须满足在额定电压和额定转速下大于满载工作的机械设备轴功率ＰＳ，并留有适当的储备，即(kW)(5-20)式中，PN为电动机额定容量（kW）；PS为被拖动机械设备轴功率(kW)。发电厂电气部分四、电动机的自启动校验 厂用电系统中运行的电动机，当突然断开电源或厂用电压降低时，电动机转速就会下降，甚至会停止运行，这一转速下降的过程称为惰行。若电动机失去电压以后，不与电源断开，在很短时间（一般在0.5~1.5s）内，厂用电压又恢复或通过自动切换装置将备用电源投入，此时，电动机惰行尚未结束，又自动启动恢复到稳定状态运行，这一过程称为电动机的自启动。 若参加自启动的电动机数量多、容量大时，启动电流过大，可能会使厂用母线及厂用电网络电压下降，甚至引起电动机过热，将危及电动机的安全以及厂用电网络的稳定运行，因此必须进行电动机自启动校验。若经校验不能自启动时，应采取相应的措施。发电厂电气部分 根据运行状态，自启动可分为三类：（1）失压自启动。运行中突然出现事故，厂用电压降低，当事故消除、电压恢复时形成的自启动；（2）空载自启动。备用电源处于空载状态时，自动投入失去电源的工作母线段时形成的自启动；（3）带负荷自启动。备用电源已带一部分负荷，又自动投入失去电源的工作母线段时形成的自启动。 厂用工作电源一般仅考虑失压自启动，而厂用备用电源或启动电源则需考虑失压自启动、空载自启动及带负荷自启动等三种方式。发电厂电气部分 异步电动机的电磁转矩Me(如图5-12所示)与电压U的平方成正比，即 通常，异步电动机在额定电压下运行时，其最大转矩Memax约为额定转矩MeN的2倍。即 随着电压下降，电动机电磁转矩将急剧下降。当电压下降到70％UN时，它的最大转矩相应变为若此时电动机已经带有额定负载，则此刻的剩余转矩变为负值，电动机受到制动而开始惰行，并最终可能停止运行。(一）电动机自启动时厂用母线电压最低限值发电厂电气部分图5-12异步电动机转矩与电压、转速的关系发电厂电气部分 出现惰行的电压称为临界电压Ucr，这时电动机的最大电磁转矩M*emax恰好等于负载转矩M*m。根据可得于是(5-21) 通常，异步电动机的M*emax=1.8～2.4，所以U*cr=0.64～0.75，即电压降低到额定电压的64%～75%，电动机就开始惰行。发电厂电气部分 为了系统能稳定运行，规定电动机正常启动时，厂用母线电压的最低允许值为额定电压的80％；电动机端电压最低值为70％。 在自启动时，为了保证厂用Ⅰ类负荷自启动并同时考虑到机械惯性因素，规定厂用母线电压在自启动时，应不低于下表5-4中的数值表5-4电动机自启动要求的厂用母线最低电压 名称 类型 自启动电压为额定电压的百分值（%） 高压厂用母线 高温高压电厂 65~70① 中压电厂 60~65① 低压厂用母线 由低压母线单独供电电动机自启动 60 由低压母线与高压母线串接供电电动机自启动 55发电厂电气部分如图5-13所示为一组电动机经厂用高压变压器自启动的接线图及等值电路。(各元件标么值以厂用高压变压器的额定容量为基准值)(二）电动机自启动校验图5-13厂用电动机自启动接线及等值电路1.电压校验发电厂电气部分 由图5-13（b）可得电压关系。（5-22） 由此可得（5-23） 式中，I*为参加自启动电动机的启动电流标幺值总和；U*0为电源母线电压标幺值，一般采用经电抗器供厂用电时取1，采用无励磁调压变压器时取1.05，采用有载调压变压器时取1.1；X*m为厂用变压器或电抗器的电抗标幺值；为参加自启动电动机的等值电抗标幺值。发电厂电气部分 电动机自启动开始瞬间，高压厂用母线上的电压为（5-24） 则自启动开始瞬间厂用母线上的电压为（5-25） 对一台静止的电动机，在启动瞬间的电抗有的关系。如果所有自启动的电动机取一个平均的启动电流倍数Kav，则全部电动机折算后的等值总电抗可写为（5-26）发电厂电气部分 将式（5-26）代入式（5-25）则自启动开始瞬间厂用母线上的电压为（5-27）其中为自启动时电动机的容量标么值 由上式计算出的厂用母线的电压(标么值)不应低于允许值，才能保证电动机顺利启动。发电厂电气部分(2)高、低压电动机经高压厂用变压器和低压变压器串联自启动母线电压校验。图5-14表示厂用高、低压变压器串联，高、低压电动机同时自启动的等效电路。假设高压母线已带有负荷，自启动过程中继续运行。在这种情况下，应对高压厂用母线电压和低压厂用母线电压分别进行校验。图5-14厂用高、低压电动机同时自启动的等值电路发电厂电气部分1）高压厂用母线电压校验。由图5-14可知电压关系，得（5-28）电动机自启动时，通过高压厂用变压器的电流为（5-29）式中发电厂电气部分故通过高压厂用变压器的电流为因为项所占比重很小，可以略去，且K0=1，将代入电压关系式（5-28）中，即得而发电厂电气部分故有（5-30）当高压厂用变压器采用分裂绕组变压器时，高压绕组额定容量为S1N，分裂绕组额定容量为S2N，即（5-31）发电厂电气部分2）低压厂用母线电压校验。假设低压母线带有负荷，低压厂用变压器容量为St2，由电压关系可得（5-32）代入电压关系式，可得（5-33）又因发电厂电气部分由前面计算结果可知，电动机自启动时厂用母线上的电压不仅与变压器的电抗和容量有关，而且与总启动电流倍数和参加自启动的电动机容量有关。因此，若把厂用母线最低允许自启动电压当作已知值，则可由式反过来计算出自启动时，最大允许电动机总容量为：（5-35）（5-36）2.容量校验发电厂电气部分 重要结论：①当电动机额定启动电流倍数大，变压器短路电压高，机端残压要求高时，允许自启动的功率就小；②发电机母线电压高，厂用变压器容量大，电动机效率和功率因数均高时，允许参加自启动的功率就大。 因此，为保证重要厂用机械的电动机能自启动，通常可采取以下措施： 限制参加自启动的电动机数量。对不重要设备的电动机加装低电压保护装置，延时0.5s断开，不参加自启动。发电厂电气部分 负载转矩为定值的重要设备的电动机，因它只能在接近额定电压下启动，也不应参加自启动，可采用低电压保护和自动重合闸装置，即当厂用母线电压低于临界值时，把该设备从母线上断开，而在母线电压恢复后又自动投入 对重要的厂用机械设备，应选用具有较高启动转矩和允许过载倍数较大的电动机与其配套。 在不得已的情况下，或增大厂用变压器的容量，或结合限制短路电流问题一起考虑时适当减小厂用变压器的阻抗值。发电厂电气部分第一节电气设备选择的一般条件第六章导体和电气设备的原理与选择一、按正常工作条件选择电气设备电气设备所在电网的运行电压因调压或负荷的变化，有时会高于电网的额定电压，故所选电气设备允许的最高工作电压不得低于所接电网的最高运行电压。通常，规定一般电气设备允许的最高工作电压为设备额定电压的1.1～1.15倍，而电网运行电压的波动范围，一般不超过电网额定电压的1.15倍。1.额定电压发电厂电气部分因此，在选择电气设备时，一般可按照电气设备的额定电压不低于装置地点电网额定电压的条件选择，即（6-1）电器的额定电流IN是指在一定周围环境温度下，长时间内电器所能允许通过的电流。选择电器时，应使所选电器额定电流IN不低于所工作回路在各种可能运行方式下的最大持续工作电流Imax。即（6-2）2.额定电流发电厂电气部分电器工作的回路不同，其最大持续工作电流Imax不同。 发电机、调相机和变压器在电压降低5%时，出力可保持不变，故其相应回路的应为发电机、调相机或变压器的额定电流的1.05倍； 变压器有过负荷运行可能时，应按过负荷确定（1.3～2倍变压器额定电流）； 母联断路器回路一般可取母线上最大一台发电机或变压器的； 母线分段电抗器的应为母线上最大一台发电机跳闸时，保证该段母线负荷所需的电流，或最大一台发电机额定电流的50%～80%； 出线回路的除考虑正常负荷电流外，还应考虑事故时由其它回路转移过来的负荷。发电厂电气部分 海拔高度：通常非高原型的电气设备使用环境的海拔高度不超过1000m，当地区海拔超过制造厂家的规定值时，由于大气压力、空气密度和湿度相应减少，使空气间隙和外绝缘的放电特性下降。一般当海拔在1000～3500m范围内，若海拔比厂家规定值每升高100m，则电气设备允许最高工作电压要下降1%。当最高工作电压不能满足要求时，应采用高原型电气设备，或采用外绝缘高一电压等级的产品。对于110kV及以下电气设备，由于外绝缘裕度较大，可在海拔2000m以下使用。3.环境条件对设备选择的影响发电厂电气部分 温度：我国生产的电气设备一般使用的额定环境温度=+40℃，如周围环境温度高于+40℃（但≤+60℃）时，其允许电流一般可按每增高1℃，额定电流减少1.8行修正；当环境温度低于+40℃时，环境温度每降低1℃，额定电流可增加0.5%但其最大电流不得超过额定电流的20%。 在工程设计时，正确选择环境最高温度，对电气设备运行的安全性和经济性至关重要。选择导体及电气设备的环境最高温度宜采用表6-1所列数据。发电厂电气部分表6-1选择导体和电气设备的环境最高温度 裸导体 屋外安装 最热月平均最高温度（最热月每日最高温度的月平均值；取多年平均值） 屋内安装 该处通风设计温度。当无资料时，取最热月平均最高温度加5℃ 电气设备 屋外安装 年最高温度（一年中所测量的最高温度的多年平均值） 屋内电抗器 该处通风设计最高排风温度 屋内其他 该处通风设计温度。当无资料时，取最热月平均最高温度加5℃发电厂电气部分二、按短路状态校验短路电流通过电气设备时，电气设备各部件温度（或发热效应）应不超过允许值。满足热稳定的条件为（6-3）Qk为短路电流产生的热效应；It、t分别为电气设备允许通过的热稳定电流和时间。1.短路热稳定校验发电厂电气部分 电动力稳定是电气设备承受短路电流机械效应的能力，亦称动稳定。满足动稳定的条件为或（6-4）ish、Ish分别为短路冲击电流幅值及其有效值；ies、Ies分别为电气设备允许通过的动稳定电流的幅值及其有效值。2.电动力稳定校验 同时，应按电气设备在特定的工程安装使用条件，对电气设备的机械负荷能力进行校验，即电气设备的端子允许荷载应大于设备引线在短路时的最大电动力。发电厂电气部分 下列几种情况可不校验热稳定或动稳定：（1）用熔断器保护的电气设备，其热稳定由熔断时间保证，故可不验算热稳定。（2）采用有限流电阻的熔断器保护的设备，可不校验动稳定。（3）装设在电压互感器回路中的裸导体和电气设备可不验算动、热稳定。发电厂电气部分 为使所选电气设备具有足够的可靠性、经济性和合理性，并在一定时期内适应电力系统发展的需要，作验算用的短路电流应按下列条件确定：按工程设计最终容量计算，并考虑电力系统远景发展规划（一般为工程建成后5～10年）；其接线应采用可能发生最大短路电流的正常接线方式，但不考虑在切换过程中可能短时并列的接线方式（如切换厂用变压器时的并列）。3.短路电流计算条件（1）容量和接线。（2）短路种类。一般按三相短路验算，若其它种类短路较三相短路严重时，则应按最严重的情况验算。发电厂电气部分（3）计算短路点。在计算电路图中，同电位的各短路点的短路电流值均相等，但通过各支路的短路电流将随着短路点的不同位置而不同。在校验电气设备和载流导体时，必须确定出电气设备和载流导体处于最严重情况的短路点，使通过的短路电流校验值为最大。例如：1）两侧均有电源的断路器，如发电厂与系统相联系的出线断路器和发电机、变压器回路的断路器，应比较断路器前后短路时通过断路器的电流值，择其大者为短路计算点。2）母联断路器应考虑当采用母联断路器向备用母线充电时，备用母线故障，流过该备用母线的全部短路电流。发电厂电气部分3）带电抗器的出线回路由于干式电抗器工作可靠性较高，且断路器与电抗器间的连线很短，故障几率小，一般可选电抗器后为计算短路点，这样出线可选用轻型断路器，以节约投资。（1）热稳定短路计算时间tk。该时间用于检验电气设备在短路状态下的热稳定，其值为继电保护动作时间tpr和相应断路器的全开断时间tbr之和，即（6-5）4.短路计算时间发电厂电气部分 继电保护动作时间tpr，按我国电气设计有关规定，验算电气设备时宜采用后备保护动作时间；验算裸导体宜采用主保护动作时间，如主保护有死区时，则采用能对该死区起作用的后备保护动作时间，并采用相应处的短路电流值；验算电缆时，对电动机等直馈线应取主保护动作时间，其余宜按后备保护动作时间。 断路器全开断时间tbr是指给断路器的分闸脉冲传送到断路器操动机构的跳闸线圈时起，到各相触头分离后电弧完全熄灭为止的时间段。显然，tbr包括两个部分，即（6-6）tin为断路器固有分闸时间，它是由断路器接到分闸命令（分闸电路接通）起，到灭弧触头刚分离的一段时间，此值可在相应 手册 华为质量管理手册 下载焊接手册下载团建手册下载团建手册下载ld手册下载 中查出；发电厂电气部分ta为断路器开断时电弧持续时间，它是指由第一个灭弧触头分离瞬间起，到最后一极电弧熄灭为止的一段时间。对少油断路器为0.04～0.06s，SF6和压缩空气断路器约为0.02～0.04s，真空断路器约为0.015s。 通常，用全开断时间tbr来衡量高压断路器分闸速度的快慢，分为高、中、低速三类，在采用无延时保护时，短路计算时间tk可取表6-2所示的数据。表中tk已经计入了继保装置启动及执行机构动作时间。若继电保护装置有延时整定时，则按表中数据加上相应的继电保护整定时间。发电厂电气部分表6-2无延时保护时校验热稳定的短路计算时间 断路器开断速度 断路器全开断时间tbr/s 短路计算时间tk/s 高速断路器 ＜0.080.08~0.12＞0.12 0.10.150.2 中速断路器 低速断路器发电厂电气部分（2）短路开断计算时间。 断路器不仅在电路中作为操作开关，而且在短路时要作为保护电器，能迅速可靠地切断短路电流。为此，断路器应能在动静触头刚分离时刻，可靠开断短路电流，该短路开断计算时间应为主保护时间tpr1和断路器固有分闸时间tin之和，即（6-7） 对于无延时保护，tpr1为保护启动和执行机构时间之和，传统的电磁式保护装置一般为0.05～0.06s，微机保护装置一般为0.016～0.03s。 发电厂电气部分 高压断路器和隔离开关是发电厂与变电站中主系统的重要开关电器。 高压断路器主要功能是：正常运行时倒换运行方式，把设备或线路接入电路或退出运行，起着控制作用；当设备或线路发生故障时，能快速切除故障回路、保证无故障部分正常运行，能起保护作用。 高压断路器最大特点：能断开电气设备中负荷电流和短路电流。 高压隔离开关的主要功能：保证高压电气设备及装置在检修工作时的安全，不能用于切断、投入负荷电流或开断短路电流，仅可允许用于不产生强大电弧的某些切换操作。第二节高压断路器和隔离开关的选择发电厂电气部分一、高压断路器选择(一）断路器种类和型式的选择（1）SF6断路器。采用SF6气体作灭弧介质，具有优良的开断性能。SF6断路器运行可靠性高，维护工作量少，故适用于各电压等级，特别在220kV及以上配电装置中得到最广泛的运用。但是，SF6断路器在35kV及以下屋内配电装置中使用较少，这是因为气体虽无毒，但分解物有毒性，而且比重较空气大5.1倍，所以将断路器布置在屋内，需良好的通风、排风和可靠的检漏与检测设备，以防人员（特别是电缆沟内工作人员）中毒及窒息。发电厂电气部分（2）真空断路器。利用真空的高介质强度灭弧，具有灭弧时间快、低噪声、高寿命及可频繁操作的优点，已在35kV及以下配电装置中获得最广泛的采用。真空断路器切断短路电流及分合电动机负荷时，会产生截流过电压，需采用氧化锌避雷器等过电压保护措施。UN、USN分别为断路器和电网的额定电压（kV）；IN、Imax分别为断路器的额定电流和电网的最大负荷电流（A）。2.额定电压和电流选择发电厂电气部分3.开断电流选择 高压断路器的额定开断电流INbr是指在额定电压下能保证正常开断的最大短路电流，它是表征高压断路器开断能力的重要参数。高压断路器在低于额定电压下，开断电流可以提高，但由于灭弧装置机械强度的限制，故开断电流仍有一极限值，该极限值称为极限开断电流，即高压断路器开断电流不能超过极限开断电流。 额定开断电流应包括短路电流周期分量和非周期分量，而高压断路器的INbr是以周期分量有效值表示，并计入了20%的非周期分量。 一般中小型发电厂和变电站采用中、慢速断路器，开断时间较长（≥0.1s），短路电流非周期分量衰减较多，可不计非周期分量影响，采用起始次暂态电流校验，即(6-8)发电厂电气部分 在中大型发电厂（125MW及以上机组）和枢纽变电站使用快速保护和高速断路器，其开断时间小于0.1s，当在电源附近短路时，短路电流的非周期分量可能超过周期分量的20%，需要用短路开断计算时间，对应的短路全电流进行校验，即（6-9）Ipt为开断瞬间短路电流周期分量有效值，当开断时间小于0.1s时，Ipt≈I″（A）；Ta为非周期分量衰减时间常数，Ta=x∑/r∑（rad），其中的x∑，r∑分别为电源至短路点的等效总电抗和总电阻。发电厂电气部分4.短路关合电流的选择 在断路器合闸之前，若线路上已存在短路故障，则在断路器合闸过程中，动、静触头间在未接触时即有巨大的短路电流通过（预击穿），更容易发生触头熔焊和遭受电动力的损坏；且断路器在关合短路电流时，不可避免地在接通后又自动跳闸，此时还要求能够切断短路电流，因此，额定关合电流是断路器的重要参数之一。为了保证断路器在关合短路时的安全，断路器的额定短路关合电流iNcl不应小于短路电流最大冲击值ish，即发电厂电气部分5.短路热稳定和动稳定校验 校验式为6.发电机断路器的特殊要求（1）额定值方面的要求。发电机断路器要求承载的额定电流特别高，而且开断的短路电流特别大，这都远超出相同电压等级的输配电断路器。（2）开断性能方面的要求。发电机断路器应具有开断非对称短路电流的能力，其直流分量衰减时间可达133ms，还应具有关合额定短路电流的能力，该电流峰值为额定短路开断电流有效值的2.74倍，以及要具有开断失步电流等能力等。发电厂电气部分（3）固有恢复电压方面的要求。因为发电机的瞬态恢复电压是由发电机和升压变压器参数决定的，而不是由系统决定的，所以其瞬态恢复电压上升率取决于发电机和变压器的容量等级，等级越高，瞬态恢复电压上升得越快。发电厂电气部分 隔离开关一般配有电动及手动操作机构，单相或三相操作，它需与断路器配套使用。但隔离开关无灭弧装置，不能用来接通和切断负荷电流和短路电流。二、隔离开关的选择 隔离开关与断路器相比，在额定电压、电流的选择及短路动、热稳定校验的项目相同。但由于隔离开关不用来接通和切除短路电流，故无需进行开断电流和短路关合电流的校验。 隔离开关的型式较多，按安装地点不同，可分为屋内式和屋外式，按绝缘支柱数目又可分为单柱式、双柱式和三柱式，此外还有V形隔离开关。发电厂电气部分 隔离开关的工作特点是在有电压、无负荷电流情况下，分、合线路。其主要功能为：（1）隔离电压。在检修电气设备时，用隔离开关将被检修的设备与电源电压隔离，以确保检修的安全。（2）倒闸操作。投入备用母线或旁路母线以及改变运行方式时，常用隔离开关配合断路器，协同操作完成。（3）分、合小电流。因隔离开关具有一定的分、合小电感电流和电容电流的能力，故一般可用来进行以下操作：分、合避雷器、电压互感器和空载母线；分、合励磁电流不超过2A的空载变压器；关合电容电流不超过5A的空载线路。发电厂电气部分 互感器是电力系统中测量仪表、继电保护等二次设备获取电气一次回路信息的传感器。互感器将高电压、大电流按比例变成低电压（100、V）和小电流（5、1A），其一次侧接在一次系统，二次侧接测量仪表与继电保护装置等。 为了确保工作人员在接触测量仪表和继电保护装置时的安全，互感器的每一个二次绕组必须有一可靠的接地，以防绕组间绝缘损坏而使二次部分长期存在高电压。一、电磁式电流互感器 电磁式电流互感器工作原理与变压器相似。其特点有：（1）一次绕组串联在电路中，并且匝数很少，故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；第三节互感器的原理及选择发电厂电气部分（2）电流互感器二次绕组所接仪表的电流线圈阻抗很小，所以正常情况下，电流互感器在近于短路状态下运行。 电流互感器的额定电流比Ki为（6-10）I1N、I2N分别为一、二次绕组的额定电流；N1、N2分别为一、二次绕组的匝数。1.电流互感器的误差 电流互感器的等值电路及相量图如图6-1所示。图中二次绕组阻抗Z2（x2′，r2′）、负荷阻抗Z2L（x2L′、r2L′）和二次侧电动势、电压、电流的数值均是归算到一次侧的值。发电厂电气部分图6-1电流互感器（a）等值电路；（b）相量图（a）等值电路；（b）相量图发电厂电气部分铁心中合成磁动势，可得（6-11）可见，由于互感器存在励磁损耗，使一次电流与二次电流在数值上和相位上均有差异。这种误差通常用电流误差fi和相位差表示。 电流误差fi的定义为（6-12）从相量图可知，，而相位差通常很小，则可得（6-13）发电厂电气部分 可见，电流互感器的误差可用励磁磁动势I0N1来表示。当相量图中的N1用N1/I1N1表示时，则N1/I1N1在横轴上的投影就是电流误差，在纵轴上的投影就是相位差。 需要强调的是电流互感器在运行时，二次绕组严禁开路。二次绕组开路时，电流互感器由正常短路工作状态变为开路工作状态，，励磁磁动势由正常为数甚小的骤增为I1N1，铁心中的磁通波形呈现严重饱和的平顶波，因此二次绕组将在磁通过零时，感应产生很高的尖顶波电动势，其值可达数千甚至上万伏（与Ki及I1大小有关），危及工作人员的安全和仪表、继电器的绝缘。由于磁感应强度骤增，会引起铁心和绕组过热。此外，在铁心中还会产生剩磁，使互感器准确级下降。发电厂电气部分 根据电磁感应定律、磁动势方程和二次侧回路方程，代入式（6-13）可得(6-14)由式（6-14）可见，电流互感器的电流误差及相位差决定于互感器铁心及二次绕组的结构，同时又与互感器的运行状态（二次负荷Z2L及运行中铁心的值）有关。由于磁化曲线的非线性，为了减小误差，通常电流互感器按制造厂家设计的额定参数运行时，铁心的磁感应强度不大，即在额定二次负荷下，一次电流为额定值时，接近最大值。发电厂电气部分（1）测量用电流互感器的准确级。测量用电流互感器有一般用途和特殊用途（S类）两类。对于工作电流变化范围较大的线路及高压、超高压电网中，推荐采用带有S类测量级二次绕组的电流互感器。表6-4所示为测量用电流互感器在规定的二次负荷变化范围为（0.25~1）S2N时的准确级和误差限值。2.电流互感器的准确级发电厂电气部分表6-4测量用电流互感器准确级和误差（a）等值电路；（b）相量图 准确级 电流误差（±%）在下列一次额定电流（%）时 相位差（±’）在下列一次额定电流（%）时 1 5 20 100R120 1 5 20 100R120 0.2S0.5S 0.751.5 0.350.75 0.20.5 0.20.5 3090 1545 1030 1030 0.10.20.51 0.40.751.53.0 0.20.350.751.5 0.10.20.51.0 153090180 8154590 5103060 3 在(50-120)%额定电流时，电流误差为±3%，相位差不作规定 5 在（50-120%）额定电流时，电流误差为±5%，相位差不作规定发电厂电气部分1）P类电流互感器。 通常220kV及以下系统，一般保护宜选用不考虑瞬态误差而只保证稳态误差的稳态保护用电流互感器（P类）。 它的误差有两条要求：一是额定一次电流和额定二次负荷下的电流误差和相位差不超过规定值；二是在额定准确限值一次电流下的复合误差不超过规定限值。 复合误差ε定义为二次电流瞬时值（已归算到一次侧）与一次电流瞬时值I1之差的有效值，通常以一次电流有效值I1的百分数表示，即 （2）保护用电流互感器的准确级。保护用电流互感器按用途可分为稳态保护用（P）和暂态保护用（TP）两类。发电厂电气部分 稳态用的P类常用的包括P、PR类型。其中PR类是一种限制剩磁系数的“低剩磁保护级”电流互感器，常用于220kV变压器差动保护和100~200MW发电机变压器组及大容量电动机差动保护用的电流互感器。 电流互感器的准确级常用的有5P、10P和5PR、10PR。 标准规定：复合误差等于准确级限值的一次短路电流称为额定准确限值一次电流。而额定准确限值一次电流与额定一次电流的比值，称为额定准确限值系数，该系数标准值为：5，10，15，20，30等，如某电流互感器的保护准确级表示为5P或10P，而在误差限值之后可紧接着标出额定准确限值系数，如5P15与10P20中的15和20。 P类稳态保护电流互感器的误差限值如表6-5所示。发电厂电气部分表6-5P类稳态保护电流互感器的误差限值（a）等值电路；（b）相量图2）TP类电流互感器。 暂态保护用TP类电流互感器的准确级常用的有TPX、TPY、TPZ三个级别，且TP类电流互感器的铁心比P类的铁心截面大许多倍，才能保证在瞬态过程中有一定的准确度。 准确级 电流误差（±%） 相位差（±′） 复合误差（%）在额定准确限值一次电流下 在额定一次电流下 5P，5PR10P，10PR 1.03.0 60— 5.010.0发电厂电气部分 TPX级暂态保护型电流互感器在其环形铁心中不带气隙，由于是闭合铁心，静态剩磁较大，在短路暂态过程中，特别是在重合闸后的重复励磁下，铁心容易饱和，致使二次电流畸变，暂态误差显著增大，故超高压系统主保护一般不采用TPX级，但因价廉，可用于某些后备保护。 TPY级互感器的铁心带有小气隙，气隙长度约为磁路平均长度的0.05%，由于气隙使铁心不易饱和，有利于直流分量的快速衰减，与TPX级电流互感受器相比，稳态误差略高，采用相应措施可达到同时满足稳态与暂态误差要求。因而，它在330~500kV线路保护、高压侧为330~500kV的降压变压器差动保护和300MW及以上发电机变压器组差动保护等回路中得到了最广泛的应用。发电厂电气部分 TPZ级互感器的铁心有较大气隙，气隙长度约为磁路平均长度的0.1%，由于铁心气隙较大，一般不易饱和，可显著改善互感器暂态特性，因此特别适合于有快速重合闸（无电流时间间隙不大于0.3S）的线路上使用。TPZ级互感器通常适用于仅反应交流分量的保护，由于不保证低频分量误差及励磁阻抗低，一般不宜用于主设备保护和断路器失灵保护。 TP类暂态保护电流互感器误差限值如表6-6所示。表6-6TP类暂态保护电流互感器误差限值 准确级 电流误差（%） 相位差（’） 在准确限值条件下最大峰值瞬时误差（%） 在额定一次电流下 TPXTPYTPZ ±0.5±1±1 ±30±60180±18 101010*发电厂电气部分（1）种类和型式的选择。 应根据安装地点（如屋内、屋外）和安装方式（如穿墙式、支持式、装入式等）选择其型式： 3~20kV屋内配电装置的电流互感器，应采用瓷绝缘或树脂浇注绝缘结构； 35kV及以上配电装置宜采用油浸瓷箱式绝缘结构的独立式电流互感器； 有条件安装于断路器或变压器瓷套管内，且准确级满足要求时，应采用价廉、动热稳定性好的套管式电流互感器。3.电流互感器的选择 当一次电流较小（在400A及以下）时，宜优先采用一次绕组多匝式，以提高准确度；220kV及以上电压等级或采用微机监控系统时，二次额定电流宜采用1A。而强电系统均采用5A。发电厂电气部分（2）一次回路额定电压和电流的选择。一次回路额定电压UN和电流I1N应满足测量用电流互感器的一次额定电流不应低于回路正常最大负荷电流，且应尽可能比电路中的正常工作电流大1/3左右，以保证测量仪表在正常运行时，指示在刻度标尺的3/4最佳位置，并且过负荷时能有适当指示。（3）准确级和额定容量的选择。 为了保证测量仪表的准确度，互感器的准确级不得低于所供测量仪表的准确级。对测量精度要求较高的大容量发电机和变压器、系统干线、发电企业上网电量、电网或供电企业之间的电量交换的关口计量点宜用0.2级；发电厂电气部分 装于重要回路（如中小型发电机和变压器、调相机、厂用馈线、有收费电能计量的出线等）中的互感器的准确级采用0.2~0.5级； 对供运行监视、100MW及以下发电机组的厂用电、较小用电负荷以及供电企业内部考核经济指标分析的电能表和控制盘上仪表的电流互感器应为0.5～1级。 当所供仪表要求不同准确级时，应按相应最高级别来确定电流互感器的准确级。表6-7所示仪表与配套的电流互感器的准确等级。表6-7仪表与配套的电流互感器的准确等级 指示仪表 计量仪表 仪表准确等级 电流互感器准确等级 仪表准确等级 电流互感器准确等级 有功功率表 无功功率表 0.51.01.52.5 0.50.51.01.0 0.20.51.02.0 1.02.02.03.0 0.10.2或0.2S0.5或0.5S0.5或0.5S发电厂电气部分 电流互感器的额定容量S2N：是指电流互感器在额定二次电流I2N和额定二次阻抗Z2N下运行时，二次绕组输出的容量，S2N=I22NZ2N。由于电流互感器的额定二次电流为标准值，为了便于计算，厂家常提供电流互感器的Z2N值。 互感器按选定准确级所规定的额定容量S2N应大于或等于二次侧所接负荷即（6-15）ra、rre分别为二次侧回路中所接仪表和继电器的电流线圈电阻（忽略电抗）；rc为接触电阻，一般可取0.1Ω；rL为连接导线电阻。发电厂电气部分代入，得到在满足电流互感器准确级额定容量要求下的二次导线的允许最小截面为（6-16）S、Lc分别为连接导线截面（mm2）和计算长度（m）；ρ为导线的电阻率，铜ρ=1.75×10-2Ω·mm2/m。 式（6-16）中Lc与仪表到互感器的实际距离L及电流互感器的接线方式有关。图6-2为电流互感器常用接线方式。图6-2（a）用于对称三相负荷时，测量一相电流，Lc=2L；图6-2（b）为星形接线，可不计中性线电流，Lc=L，由于导线计算长度小，测量误差小，常用于110kV及以上线路和发电机、变压器等重要回路；发电厂电气部分图6-2（c）为不完全星形接线，常用于35kV及以下电压等级的不重要出线，按回路的电压降方程，可得。图6-2电流互感器与测量仪表接线图（a）单相接线；（b）星形接线；（c）不完全星形接线发电厂电气部分 工程上，二次连接导体均采用多芯电缆。按相关规定，芯线截面为1.5~2.5mm2者，每根电缆芯数不宜超过24芯，4.0~6.0mm2者，每根电缆芯数不宜超过10芯，即芯线截面越大，必增加电缆根数，给安装运行带来不便。当为减少电缆根数需要减少芯线截面而又不增加电流互感器的误差时，可采用下述措施：1）将同一电流互感器的两个二次绕组同名端顺向串联。2）将电流互感器二次侧接线方式由不完全星形改为完全星形，差电流接线改为不完全星形接线。3）采用额定二次负荷较大的电流互感器或低功耗的仪表与保护设备等。4）选用具有多个二次绕组的电流互感器，转移部分二次负荷。发电厂电气部分（1）种类和型式的选择。1）只对本身带有一次回路导体的电流互感器进行热稳定校验。电流互感器热稳定能力常以1s允许通过的热稳定电流It或一次额定电流I1N的倍数Kt来表示，热稳定校验式为（6-17）(4）热稳定和动稳定校验2）动稳定校验包括由同一相的电流相互作用产生的内部电动力校验，以及不同相的电流相互作用产生的外部电动力校验。显然，多匝式一次绕组主要经受内部电动力；单匝式一次绕组不存在内部电动力，则电动力稳定性为外部电动力决定。内部动稳定校验式为（6-18）发电厂电气部分ies、Kes分别为电流互感器的动稳定电流及动稳定电流倍数，由制造厂提供。外部动稳定校验式为（6-19）Fal为作用于电流互感器瓷帽端部的允许力，由制造厂提供；L为电流互感器出线端至最近一个母线支柱绝缘子之间的跨距；a为相间距离；0.5为系数，表示互感器瓷套端部承受该跨上电动力的一半。此外，选用母线型电流互感器时，应注意校核窗口尺寸。发电厂电气部分 电磁式电压互感器的工作原理和变压器相同，其特点是：（1）容量很小，类似一台小容量变压器，但结构上要求有较高的安全系数；（2）二次侧仪表和继电器的电压线圈阻抗大，电压互感器在近于空载状态下运行。二、电压互感器1.电磁式电压互感器 电压误差定义为(6-20)其中，额定电压比Ku=U1N/U2N。 相位差定义为超前于时取正值。通常很小，和可用电压降分别在图6-4中所示的坐标水平轴和垂直轴上的投影与的比值表示，即发电厂电气部分图6-4电压互感器相量图发电厂电气部分(6-21)(6-22)表6-9电压互感器的准确级和误差限值 用途 准确级 误差限值 适用运行条件 电压误差（±%） 相位差（±′） 一次电压变化范围 频率变化范围 功率因数及二次负荷范围 测量 0.10.20.513 0.10.20.51.03.0 5102040不规定 （0.8～1.2）U1N (0.99~1.01)fN （0.25～1） 保护 3P6P 3.06.0 120240 （0.05～1）U1N (0.96~1.02)fN 剩余绕组 6P 6.0 240发电厂电气部分 电磁式电压互感器分类： 按安装地点分为屋内和屋外式； 按相数分为单相和三相式，只有20kV以下才有三相式； 按绝缘分为浇注式、油浸式和SF6气体绝缘式。 浇注式用于3～35kV，油浸式主要用于110kV及以上。 油浸式电压互感器按其结构可分为普通式和串级式，3～35kV均制成普通式，需经隔离开关和熔断器接入高压电网。110kV及以上的制成串级结构，其特点是：绕组和铁心采用分级绝缘，同时绕组和铁心放在瓷套中，运行可靠性高，电压互感器只经隔离开关接入高压电网。 SF6气体绝缘电压互感器一般为110kV及以上与GIS配套使用。发电厂电气部分 电磁式电压互感器的励磁特性为非线性特性，在35kV及以下的电力系统中性点偏移、瞬间电弧接地或进行倒闸操作的激发下，都可能与电力系统分布电容形成铁磁谐振。为此，应采取必要的消谐措施，如在电压互感器零序电压线圈的端口接入电阻或专用电子消谐装置等。2.电容式电压互感器 电容式电压互感器的结构原理如图6-5所示。电容式电压互感器实质上是一个电容分压器，在被测装置的相和地之间接有电容器C1和C2，在电容器C2上的电压为（6-23）发电厂电气部分图6-5电容式电压互感器（a）原理图；（b）等效电路图；（c）相量图发电厂电气部分 电容式电压互感器的等效电路及相量图如图6-5(b)、(c)所示。为简化分析，不计R1、R2’和，则 由于，，即滞后90º，而超前90º，则 电压滞后90º，即，则图6-5电容式电压互感器（b）等效电路图；（c）相量图发电厂电气部分 电容式电压互感器的误差除受U1、Z2L和的影响外，还与电源频率有关，当系统频率变化超出50±0.5Hz范围时，会产生附加误差。此外，由于电容器对温度变化较为敏感，温度变化也将带来电压误差。3.电压互感器选择（1）电压互感器的种类和型式。1）在6～35kV屋内配电装置中，一般采用油浸式或浇注式电压互感器；110～220kV配电装置当容量和准确级满足要求时，宜采用电容式电压互感器，也可采用油浸式；500kV均为电容式。发电厂电气部分2）三相式电压互感器投资省，但仅20kV以下才有三相式产品。三相五柱式电压互感器广泛用于3～15kV系统，而三相三柱式电压互感器，为避免电网单相接地时，因零序磁通的磁阻过大，致使过大的零序电流烧坏电压互感器，则电压互感器的一次侧三相中性点不允许接地，不能测量相对地电压，故很少采用。3）用于接入精度要求较高的计费电度表时，可采用三个单相电压互感器组或两个单相电压互感器接成不完全三角形（也称V—V接线），而不宜采用三相式电压互感器。（2）一次额定电压和二次额定电压的选择。电压互感器一次绕组额定电压U1N，应根据互感器的高压侧接线方式来确定其相电压或相间电压。发电厂电气部分电压互感器二次绕组电压通常是供额定电压为100V的仪表和继电器的电压绕组使用。显然，单相式电压互感器单独使用或接成V—V接线时，二次绕组电压为100V，而接线方式为三相式的电压互感器，其二次绕组电压为V，并可获得相间电压100V；电压互感器剩余电压绕组的电压，当用于35kV及以下中性点不接地系统时为100/3V，110kV及以上中性点接地系统时为100V。（3）接线方式选择。1）一台单相电压互感器。用于110kV及以上中性点接地系统时，测量相对地电压；用于35kV及以下中性点不接地系统时，只能用于测量相间电压，不能测量相对地电压。发电厂电气部分2）三相式电压互感器（应用于3~15kV电压等级）及三台单相三绕组或四绕组电压互感器构成YNynd11接线，或YNyd11接线（应用于各个电压等级），其二次侧星形绕组用于测量相间电压或相对地电压，需抽取同期并列电压时b相或c相接地（y接线），否则为中性点接地（yn接线）；而剩余绕组d11三相首尾串联接成开口三角形，在中性点不接地的电力系统中，供交流电网绝缘监视仪表与信号装置使用，在中性点直接接地的电力系统中，供接地保护使用。3）两台单相电压互感器分别跨接于电网的UAB及UBC的线间电压上，接成不完全三角形，广泛应用在20kV以下中性点不接地的电网中，用来测量三个相间电压，节省一台电压互感器（仍不能测量相对地电压）。发电厂电气部分（4）容量和准确级选择。 按照所接仪表的准确级和容量，选择电压互感器的准确级和额定容量。 电压互感器的额定二次容量应大于电压互感器的二次负荷，即S2N≥S2L，而二次负荷（6-25） 电压互感器三相负荷常不相等，为满足准确级要求，通常以最大相负荷进行比较。 计算电压互感器各相的负荷时，必须注意电压互感器和负荷的接线方式。发电厂电气部分（1）母线。 除旁路母线外，一般工作及备用母线都装有一组电压互感器，用于同期、测量仪表和保护装置。 旁路母线上装设电压互感器的必要性，要根据出线同期方式而定。当需用旁路断路器代替出线断路器实现同期操作时，则应在旁路母线装设一台单相电压互感器供同期使用，否则，不必装设。三、互感器在主接线中配置原则1.电压互感器配置发电厂电气部分（2）线路。 35kV及以上输电线路，当对端有电源时，为了监视线路有无电压、进行同期和设置重合闸，装有一台单相电压互感器。（3）发电机。 一般装2～3组电压互感器。一组（三只单相、双绕组）供自动调节励磁装置，另一组供测量仪表、同期和保护装置使用。采用三相五柱式或三只单相接地专用互感器，其开口三角形供发电机在未并列之前检查是否有接地故障之用。 当电压互感器负荷太大时，可增设一组不完全星形连接的电压互感器，专供测量仪表使用。大、中型发电机中性点常接有单相电压互感器，用于100%定子接地保护。发电厂电气部分（4）变压器。变压器低压侧有时为了满足同期或继电保护的要求，设有一组电压互感器。（1）为了满足测量和保护装置的需要，在发电机、变压器、出线、母线分段及母联断路器、旁路断路器等回路中均设有电流互感器。对于中性点直接接地系统，一般按三相配置；对于中性点非直接接地系统，依据保护、测量与电能计量要求按二相或三相配置。2.电流互感器的配置（2）保护用电流互感器的装设地点应按尽量消除主保护装置的死区来设置。如有两组电流互感器，应尽可能设在断路器两侧，使断路器处于交叉保护范围之中。发电厂电气部分（3）为了防止电流互感器套管闪络造成母线故障，电流互感器通常布置在断路器的出线侧或变压器侧，即尽可能不在紧靠母线侧装设电流互感器。（4）为了减轻内部故障对发电机的损伤，用于自动调节励磁装置的电流互感器应布置在发电机定子绕组的出线侧。为了便于分析和在发电机并入系统前发现内部故障，用于测量仪表的电流互感器宜装在发电机中性点侧。发电厂电气部分新型互感器大致可分为两类：一是电子式互感器；二是光电式互感器。 电子式互感器的传感原理与传统互感器相同，即应用变压器原理、分压器原理，有的也用霍尔效应。与传统互感器的区别只是它的传感部分不传送功率而只送信号，再由电子放大器放大后送到负荷，它依靠光导纤维传递光信号，并作为互感器高低压侧之间的绝缘。四、新型高压互感器 光电式电流互感器的原理是：利用材料的磁光效应或电光效应，将电流的变化转换成激光或光波，经过光通道传送到低压侧，再转变成电信号经放大后供仪表和继电器使用。发电厂电气部分当分裂电抗器用于发电厂的发电机或主变压器回路时，Imax一般按发电机或主变压器额定电流的70%选择；而用于变电站主变压器回路时，Imax取两臂中负荷电流较大者，当无负荷资料时，一般也按主变压器额定容量的70%选择。一、额定电压和额定电流的选择第四节限流电抗器的选择发电厂电气部分二、电抗百分值的选择（1）按将短路电流限制到要求值来选择。设要求将经电抗器后的短路电流限制到I″，则电源至电抗器后的短路点的总电抗标么值（基准电流Id、基准电压Ud）。设电源至电抗器前的系统电抗标么值是，则所需电抗器的电抗标么值。以电抗器额定参数（UN、IN）下的百分值电抗表示，则应选择电抗器的电抗百分值为（6-26）1.普通电抗器电抗百分值的选择发电厂电气部分（2）电压损失校验。正常运行时电抗器的电压损失ΔU%不得大于额定电压的5%，考虑到电抗器电阻很小，且ΔU％主要是由电流的无功分量Imaxsin产生，则（6-27）（3）短路时母线残压校验。若出线电抗器回路未设置速断保护，为减轻短路对其他用户的影响，当线路电抗器后短路时，母线残压ΔUre%应不低于电网电压额定值的60%～70%，即（6-28）发电厂电气部分（1）按将短路电流限制到要求值来选择。采用分裂电抗器限制短路电流所需的电抗器电抗百分值xL%可按普通电抗器百分值公式计算，但因分裂电抗器产品系按单臂自感电抗xL1%标称的电抗值，所以应按设计中可能的运行方式进行换算，以求出待选定电抗器的xL%值。xL1%与xL%的关系决定于电源连接方式和限制某一侧短路电流有关，如图6-7（a）所示。2.分裂电抗器电抗百分值的选择图6-7分裂电抗器发电厂电气部分仅当3侧有电源，1（或2）侧短路时，有（6-29）当1、2侧均有电源，3侧短路时，有（6-30）f为分裂电抗器的互感系数，如无厂家资料，取f=0.5。（2）电压波动检验。I、II段母线电压的百分值分别为：（6-33）（6-34）正常运行时，要求两臂母线的电压波动不大于母线额定电压的5%。发电厂电气部分（3）短路时残压及电压偏移校验。设I段母线故障，短路电流为Ik，则分裂电抗器电源侧的残压百分值及非故障母线II段上的电压百分值可用下式计算（6-35）同理，II段母线故障时的及与式（6-35）类似。要求残压不低于60%~70%，非故障母线残电压为继电保护的过电压整定值提供依据。发电厂电气部分普通电抗器和分裂电抗器的动、热稳定校验相同，即均应满足：分裂电抗器除分别按单臂流过短路电流校验外，还应按两臂同时流过反向短路电流进行动稳定校验。三、热稳定和动稳定校验发电厂电气部分一、型式选择按安装条件及用途选择不同类型高压熔断器，如屋外跌开式、屋内式。对用于F—C回路及保护电压互感器的高压熔断器应选专用系列。二、额定电压和额定电流选择对于一般的高压熔断器，其额定电压UN必须大于或等于电网的额定电压USN。但是对于充填石英砂有限流作用的熔断器，则不宜使用在低于熔断器额定电压的电网中。1.额定电压选择第五节高压熔断器的选择发电厂电气部分（1）熔管额定电流的选择。为了保证熔断器壳不致损坏，高压熔断器的熔管额定电流应大于或等于熔体的额定电流，即（6-36）2.额定电流的选择（2）熔体额定电流选择。为了防止熔体在通过变压器励磁涌流和保护范围以外的短路及电动机自启动等冲击电流时误动作，保护35kV及以下电力变压器的高压熔断器，其熔体的额定电流应根据电力变压器回路最大工作电流Imax按下式选择（6-37）K为可靠系数，不计电动机自启动时K=1.1～1.3，考虑自启动K=1.5～2.0。发电厂电气部分保护电力电容器的高压熔断器的熔体，当系统电压升高或波形畸变引起回路电流涌流时不应熔断，其熔体的额定电流应根据电容器的回路的额定电流ICN按下式选择（6-38）K为可靠系数，对限流式高压熔断器，当一台电力电容器时K=1.5～2.0，当一组电力电容器时K=1.3～1.8。校验式为（6-39）对于没有限流作用的熔断器，用冲击电流的有效值Ish进行校验，对于有限流作用的熔断器，采用I″进行校验。三、开断电流和选择性校验1.开断电流校验发电厂电气部分为了保证前后两级熔断器之间或熔断器与电源（或负荷）保护装置之间动作的选择性，应进行熔体选择性校验。各种型号熔断器的熔体熔断时间可由制造厂提供的安秒特性曲线上查出。保护电压互感器用的高压熔断器，只需按额定电压及断流容量两项来选择。当短路容量较大时，可考虑在熔断器前串联限流电阻。2.选择性校验四、F—C回路中高压熔断器特性曲线的配合用于F—C回路专用的限流式高压熔断器，除应满足上述熔断器选择与校验的基本条件外，还必须依据F—C回路的大电流、极高的限流特性和快速切除的要求，通过对回路负荷的启动电流曲线与熔断器特性曲线的合理配合，选定高压熔断器。图6-9是采用双对数座标系绘制的F—C回路启动电流持续时间与熔断器额定电流选择配合曲线。通常，熔断器额定电流不得小于电动机额定电流的1.3倍。发电厂电气部分图6-9F－C回路的启动电流持续时间与熔断器额定电流选择配合曲线1、2、3－电动机的3种启动电流-时间曲线；4、5－熔断器的2种电流时间-特性曲线；6－接触器的综合保护反时限特性曲线发电厂电气部分一、导体选型导体通常由铜、铝、铝合金制成。载流导体一般使用铝或铝合金材料。 纯铝的成型导体一般为矩形、槽形和管形； 铝合金导体有铝锰合金和铝镁合金两种，形状均为管形，铝锰合金载流量大，但强度较差，而铝镁合金载流量小，但机械强度大，其缺点是焊接困难，因此使用受到限制； 铜导体只用在持续工作电流大，且出线位置特别狭窄或污秽对铝有严重腐蚀的场所。（1）材料第六节裸导体的选择发电厂电气部分硬导体截面常用的有矩形、槽形和管形。 矩形单条截面最大不超过1250mm2，以减小集肤效应，大电流使用时，可将2～4条矩形导体并列使用，矩形导体一般只用于35kV及以下、电流在4000A及以下的配电装置中； 槽形导体机械强度好，载流量大，集肤效应系数较小。一般用于4000～8000A的配电装置中； 管形导体集肤效应系数小、机械强度高、用于8000A以上的大电流母线或要求电晕放电电压高的110kV及以上的配电装置中。(2）导体截面形状发电厂电气部分矩形导体的散热和机械强度与导体布置方式有关。三相系统平行布置时，若矩形导体的长边垂直布置(竖放)方式，散热较好，载流量大，但机械强度较低，若矩形导体的长边呈水平布置(平放)，与前者则相反。因此，导体的布置方式应根据载流量的大小、短路电流水平和配电装置的具体情况而定。(3）导体布置方式软导线常用的有钢芯铝绞线、组合导线、分裂导线和扩径导线，后者多用于330kV及以上配电装置。(4）软导体发电厂电气部分二、导体截面选择导体截面可按长期发热允许电流或经济电流密度选择。 对年负荷利用小时数大（通常指Tmax＞5000h），传输容量大，长度在20m以上的导体，如发电机、变压器的连接导体其截面一般按经济电流密度选择。 对配电装置的汇流母线通常在正常运行方式下，传输容量不大，故可按长期允许电流来选择。1.按导体长期发热允许电流选择计算式为(6-40)Imax为导体所在回路中最大持续工作电流（A）；发电厂电气部分Ia1为在额定环境温度θ0=+25℃时导体允许电流（A）；K为与实际环境温度和海拔有关的综合修正系数，见附表3，或用下式计算(6-41)2.按经济电流密度选择按经济电流密度选择导体截面可使年计算费用最低。不同种类的导体和不同的最大负荷利用小时数Tmax，将有一个年计算费用最低的电流密度，称为经济电流密度J。导体的经济截面SJ为（6-42）发电厂电气部分各种铝导体的经济电流密度如图6-10所示。应尽量选择接近上式计算的标准截面，为节约投资，允许选择小于经济截面的导体。按经济电流密度选择的导体截面还必须按式（6-40）进行检验。图6-10经济电流密度发电厂电气部分三、电晕电压校验110kV及以上裸导体，需要按晴天不发生全面电晕条件校验，即裸导体的临界电压Ucr应大于最高工作电压Umax。可不进行电晕校验的最小导体型号及外径，可从相关资料中获得。在校验导体热稳定时，若计及集肤效应系数Kf的影响，由短路时发热的计算公式可得到短路热稳定决定的导体最小截面Smin为（6-43）四、热稳定校验发电厂电气部分C为热稳定系数，其值见表6-12；QK为短路热效应（A2·s）。表6-12 不同工作温度下裸导体的C值 工作温度(℃) 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 硬铝及铝锰合金 99 97 95 93 91 89 87 85 83 82 81 硬铜 186 183 181 179 176 174 171 169 166 164 161发电厂电气部分五、硬导体的动稳定校验各种形状的硬导体通常都安装在支柱绝缘子上，短路冲击电流产生的电动力将使导体发生弯曲，因此，导体应按弯曲情况进行应力计算。而软导体不必进行动稳定校验。（1）单条矩形导体构成母线的应力计算。 导体最大相间计算应力为（6-44）fph为单位长度导体上所受相间电动力（N/m）；1.矩形导体应力计算发电厂电气部分L为导体支柱绝缘子间的跨距（m）；M为导体所受的最大弯矩（N·m），通常为多跨距、匀载荷梁，取M=fphL2/10，当跨距数等于2时，M=fphL2/8；W为导体对垂直于作用力方向轴的截面系数（m3），在三相系统平行布置时，对于长边为h、短边为b的矩形导体，当长边呈水平布置，每相为单条时，W取值为bh2/6（两条时为bh2/3，三条时为bh2/2）；当长边呈垂直布置，每相为单条时，W为b2h/6（两条时为1.44b2h，三条时为3.3b2h）。 导体最大相间应力应小于导体材料允许应力（硬铝70×106Pa、硬铜140×106Pa），即（6-45）发电厂电气部分根据材料最大允许应力确定的满足动稳定要求的绝缘子间最大允许跨距Lmax为（6-46）为避免导体因自重而过分弯曲，所选跨距一般不超过1.5～2m。（2）多条矩形导体构成的母线应力计算。同相母线由多条矩形导体组成时，则母线满足动稳定的条件为（6-47）相间应力计算与单条导体的计算式相同，仅相间作用力的母线截面系数应采用多条组合导体的截面系数，而条间应力为（6-48）发电厂电气部分Mb为边条导体所受弯矩；为导体对垂直于条间作用力的截面系数，与导体放置方式无关；Lb为条间衬垫跨距（m），参见图6-11；图6-11双条矩形导体（竖放）俯视图发电厂电气部分fb为单位长度导体上所受条间作用力（N/m），可分别按下式计算： 同相由双条导体组成时，认为相电流在两条中平均分配，条间作用力为（6-49） 同相由三条导体组成时，认为中间条通过20%相电流，两侧条各通过40%，当条间中心距离为2b时，受力最大的边条作用力（6-50）K13为条1、3之间的截面形状系；K12为条1、2之间的截面形状系数。根据条间允许应力，则导体满足动稳定要求的最大允许衬垫跨距为Lbmaxe为（6-51）发电厂电气部分条间装设衬垫（螺栓）是为了减小，由于同相条间距离很近，条间作用力大，为了防止同相各条矩形导体在条间作用力下产生弯曲而互相接触，衬垫间允许的最大跨距，即临界跨距Lcr，可由下式决定(6-52)λ为系数，铜：双条为1774，三条为1355；铝：双条为1003，三条为1197。所选衬垫跨距Lb应满足Lb＜Lcr及Lb≤Lbmax，但过多增加衬垫的数量会使导体散热条件变坏，一般每隔30～50cm设一衬垫。发电厂电气部分截面系数： 槽形导体按图6-12（a）垂直布置，导体的截面系数W=2WX； 按图6-12（b）水平布置，W=2WY（WX、WY分别为单槽导体对X和Y轴的截面系数）。 当采用焊片将双槽导体焊成整体时，图6-12（b）的W=WY0，槽形导体的截面系数可查附表2（槽形铝导体长期允许载流量及计算数据）。2.槽形导体应力计算发电厂电气部分图6-12双槽形导体的布置方式当双槽导体条间距离为2b=h时，K12≈1，双槽导体间作用力可写成(6-53)发电厂电气部分由于双槽形导体间抗弯曲的截面系数W=WY，故条间应力(6-54)双槽导体焊成整体时，如图6-13所示，上式中的Lb改为Lb1，Lb1=Lb—Lb0。图6-13双槽形导体焊接片示意图发电厂电气部分六、硬导体共振校验对于重要回路（如发电机、变压器及汇流母线等）的导体应进行共振校验。按第三章所述方法，当已知导体材料、形状、布置方式和应避开的自振频率（一般为30~160Hz）时，导体不发生共振的最大绝缘子跨距Lmax为（6-55）发电厂电气部分一、电力电缆选择 电缆芯线有铜芯和铝芯。 电缆的型号很多，按绝缘方式和结构不同，可分为以下类型： 油浸纸绝缘电缆。 油浸纸绝缘电缆又可分为粘性和不滴流纸绝缘两类，按不同结构可分为带绝缘电缆、屏蔽型和分铅型电缆。 油浸纸绝缘电缆性能非常稳定，但不适宜用于高差大的场合。1.电缆芯线材料及型号选择第七节电缆、绝缘子和套管的选择发电厂电气部分 油浸纸绝缘电缆。 用聚合材料挤压在导体上作电缆绝缘，可分为聚氧乙烯、聚乙烯、交联聚乙烯和乙丙橡胶电缆等。它制造工艺简单、敷设接头方便，故在某些运用场合中，逐步取代油浸纸绝缘电缆。 它制造工艺简单、敷设接头方便，故在某些运用场合中，逐步取代油浸纸绝缘电缆。 压力电缆。 按填充或压缩气隙的措施不同，可分为自容式充油、充气、钢管电缆和压气（SF6）绝缘电缆等。 此外，为适应不同场合需求，电力电缆尚有若干附加运用技术条件，如用于高温发电厂电气部分条件的阻燃和耐火电缆等。电力电缆应根据其用途、敷设方式和使用条件进行选择。（1）电缆缆芯的相间额定电压UN应大于等于所在电网的额定电压USN，即UN≥USN。（2）电缆缆芯与绝缘屏蔽或金属套之间的额定电压选择原则。 中性点直接接地（或经低阻抗接地）的系统中，当接地保护切除故障时间很短（不超过1min）时，按使用回路的工作相电压，否则不宜低于133%相电压； 中性点不接地系统中，一般不宜低于133%相电压，对于单相接地故障可能持续保持时间在8h以上或对发电机等安全性要求较高的回路电缆，宜采用该回路的线电压。2.电压选择发电厂电气部分电力电缆截面选择方法与裸导体基本相同，值得注意的是用于电缆选择时，其修正系数K与敷设方式和环境温度有关，即Kt为温度修正系数，但电缆芯线长期发热最高允许温度θal与电压等级、绝缘材料和结构有关；K1、K2为空气中多根电缆并列和穿管敷设时的修正系数，当电压在10kV及以下、截面为95mm2及以下K2取0.9，截面为120～185mm2，K2取0.85；K3为直埋电缆因土壤热阻不同的修正系数；K4为土壤中多根并列修正系数。Kt、K1、K3、K4及θal值可分别查附表16、附表17、附表18、附表19。3.截面选择发电厂电气部分工程实际中，应尽量将三芯电缆的截面限制在185mm2及以下，以便于敷设和制作电缆接头。4.允许电压降校验对供电距离较远、容量较大的电缆线路，应校验其电压损失ΔU%。一般应满足ΔU%≤5%。对于长度为L，单位长度的电阻为r、电抗为x的三相交流电缆，计算式为（6-56）发电厂电气部分电缆芯线一般系多股绞线构成，Kf≈1，满足短路热稳定QK[单位：（kA）2·s]的最小截面Smin为（6-57）电缆的热稳定系数C用下式计算（6-58）η为计及电缆芯线充填物热容量随温度变化及绝缘散热影响的校正系数；Q为电缆芯单位体积的热容量；为电缆芯在20℃时的电阻温度系数；Kf为20℃时电缆芯线的集肤效应系数；为短路前电缆的工作温度(℃)；为电缆在短路时的最高允许温度，5.热稳定校验发电厂电气部分二、支柱绝缘子和穿墙套管的选择 根据装置地点、环境选择屋内、屋外或防污式及满足使用要求的产品型式。 支柱绝缘子一般屋内采用联合胶装多棱式，屋外采用棒式，需要倒装时，采用悬挂式。 穿墙套管一般采用铝导体，对铝有明显腐蚀的地区可用铜导体。1.型式选择2.额定电压选择无论支柱绝缘子或套管均应符合产品额定电压大于或等于所在电网电压的要求。 3～20kV屋外支柱绝缘子和套管，宜选用高一电压等级的产品。 3~6kV者，必要时也可采用提高两等级电压的产品，以提高运行过电压的安全性，而对其价格的影响甚微。发电厂电气部分具有导体的穿墙套管额定电流IN应大于或等于回路中最大持续工作电流Imax，当环境温度θ为40℃～60℃，导体的θal取85℃，应将套管的额定电流IN乘以温度修正系数Kθ，即（6-59）3.穿墙套管的额定电流选择与窗口尺寸配合4.动热稳定校验（1）穿墙套管的热稳定校验。具有导体的套管，应对导体校验热稳定，其套管的热稳定能力，应大于或等于短路电流通过套管所产生的热效应Qk，即。发电厂电气部分（2）动稳定校验。无论是支柱绝缘子或套管均要进行动稳定校验。布置在同一平面内的三相导体，如图6-15所示，在发生短路时，支柱绝缘子（或套管）所受的力为该绝缘子相邻跨导体上电动力的平均值。图6-15绝缘子和穿墙套管所受的电动力发电厂电气部分校验支柱绝缘子机械强度时，应将作用在母线截面重心上的短路电动力换算到绝缘子顶部，即支柱绝缘子的抗弯破坏强度Fde是按作用在绝缘子高度H处给定的（如图6-16所示），而电动力Fmax是作用在导体截面中心线H1上，换算系数为H1/H，则应满足穿墙套管及支柱绝缘子所受电动力Fmax为(6-60)LC为计算跨距（m）。如图6-15所示的穿墙绝缘子LC=(L1+LCA)/2，LCA为套管长度，校验式为对于支柱绝缘子1，取LC=（L1+L2）/2，其余支柱绝缘子LC=L2。发电厂电气部分(6-61)0.6为裕度系数，是计及绝缘材料性能的分散性；H1为绝缘子底部至导体水平中心线的高度（mm），H1=H+b+h/2，而b是导体支持器下片厚度，一般竖放矩形导体b=18mm，平放矩形导体及槽形导体b=12mm。图6-16绝缘子受力示意图发电厂电气部分第一节概述一、对配电装置的基本要求 配电装置是根据电气主接线的连接方式，由开关电器、保护和测量电器、母线和必要的辅助设备组建而成的总体装置。 作用：在正常运行情况下，用来接受和分配电能，而在系统发生故障时，迅速切断故障部分，维持系统正常运行。第七章配电装置发电厂电气部分 配电装置应满足下述基本要求：1.运行可靠2.便于操作、巡视和检修3.保证工作人员的安全4.力求提高经济性5.具有扩建的可能二、配电装置的最小安全净距 最小安全净距是指在这一距离下，无论在正常最高工作电压或出现内、外部过电压时，都不致使空气间隙被击穿。发电厂电气部分图7-1层内配电装置安全净距校验图 图7-1、图7-2分别为屋内、屋外配电装置安全净距校验图，图中有关尺寸说明如下：（1）配电装置中，电气设备的栅状遮栏高度不应低于1200mm，栅状遮栏至地面的净距以及栅条间的净距应不大于200mm。（2）配电装置中，电气设备的网状遮栏高度不应低于1700mm，网状遮栏网孔不应大于40mm×40mm。发电厂电气部分图7-2屋外配电装置安全净距校验图（3）位于地面（或楼面）上面的裸导体导电部分，如其尺寸受空间限制不能保证C值时，应采用网状遮栏隔离。网状遮栏下通行部分的高度不应小于1900mm。发电厂电气部分 A，B，C，D，E的含义分别叙述如下。1）A值： A值是各种间隔距离中最基本的最小安全净距，分为两项，A1和A2。 A1为带电部分至接地部分之间的最小电气净距；A2为不同相的带电导体之间的最小电气净距。 A值与电极的形状、冲击电压波形、过电压及其保护水平、环境条件以及绝缘配合等因素有关。一般地说，220kV及以下的配电装置，大气过电压起主要作用；330kV及以上，内过电压起主要作用。当采用残压较低的避雷器（如氧化锌避雷器）时，A1和A2值可减小。当海拔超过1000m时，按每升高100m，绝缘强度增加1%来增加A值。发电厂电气部分 A，B，C，D，E的含义分别叙述如下。1）A值： A值是各种间隔距离中最基本的最小安全净距，分为两项，A1和A2。 A1为带电部分至接地部分之间的最小电气净距；A2为不同相的带电导体之间的最小电气净距。2）B值： B值分为两项，B1和B2。 B1为带电部分至栅状遮栏间的距离和可移动设备的外廓在移动中至带电裸导体间的距离，即B1=A1+750（mm）750为考虑运行人员手臂误入栅栏时手臂的长度(mm)。发电厂电气部分 B2为带电部分至网状遮栏间的电气净距，即B2=A1+30+70（mm）30为考虑在水平方向的施工误差（mm）；70为指运行人员手指误入网状遮栏时，手指长度不大于此值（mm）。3）C值： C值为无遮栏裸导体至地面的垂直净距。保证人举手后，手与带电裸体间的距离不小于A1值，即C=A1+2300+200（mm）2300为指运行人员举手后的总高度（mm）；200为屋外配电装置在垂直方向上的施工误差，在积雪严重地区，此距离还应适当加大（mm）。发电厂电气部分对屋内配电装置，可不考虑施工误差，即C=A1+2300（mm）4）D值： D值为不同时停电检修的平行无遮栏裸导体之间的水平净距，即D=A1+1800+200（mm）1800mm为考虑检修人员和工具的允许活动范围（mm）；200为考虑屋外条件较差而取的裕度（mm）。 对屋内配电装置不考虑此裕度，即D=A1+1800（mm）发电厂电气部分5）E值： E值为屋内配电装置通向屋外的出线套管中心线至屋外通道路面的距离。 35kV及以下取E=4000mm； 60kV及以上，E=A1+3500（mm），并取整数值，其中3500为人站在载重汽车车厢中举手的高度，mm。配电装置按电器装设地点不同，可分为屋内配电装置和屋外配电装置。按其组装方式，又可分为装配式和成套式。在现场将电器组装而成的称为装配配电装置；在制造厂按要求预先将开关电器、互感器等组成各种电路成套后运至现场安装使用的称为成套配电装置。三、配电装置的类型及应用1.配电装置的类型发电厂电气部分（1）屋内配电装置的特点：①由于允许安全净距小和可以分层布置而使占地面积较小；②维修、巡视和操作在室内进行，可减轻维护工作量，不受气候影响；③外界污秽空气对电器影响较小，可以减少维护工作量；④房屋建筑投资较大，建设周期长。但可采用价格较低的户内型设备。（2）屋外配电装置的特点：①土建工作量和费用较小，建设周期短；②与屋内配电装置相比，扩建比较方便；③相邻设备之间距离较大，便于带电作业；④与屋内配电装置相比，占地面积大；⑤受外界环境影响，设备运行条件较差，须加强绝缘；⑥不良气候对设备维修和操作有影响。发电厂电气部分（3）成套配电装置的特点：①电器布置在封闭或半封闭的金属（外壳或金属框架）中，相间和对地距离可以缩小，结构紧凑，占地面积小；②所有电器元件已在工厂组装成一体，如SF6全封闭组合电器、开关柜等，大大减少现场安装工作量，有利于缩短建设周期，也便于扩建和搬迁；③运行可靠性高，维护方便；④耗用钢材较多，造价较高。 35kV及以下的配电装置多采用屋内配电装置，其中3~10kV的配电装置大多采用成套配电装置，110kV及以上大多采用屋外配电装置。对110~220kV配电装置有特殊要求时，也可以采用屋内配电装置。2.配电装置的应用发电厂电气部分 成套配电装置一般布置在屋内，3~35kV的各种成套配电装置，已被广泛采用。110~1000kV的SF6全封闭组合电器也已得到应用。配电装置的设计必须认真贯彻国家的技术经济政策，遵循有关规程、规范及技术规定，并根据电力系统、自然环境特点和运行、检修、施工方面的要求，合理制定布置方案和选用设备，积极慎重地采用新布置、新设备、新材料、新结构，使配电装置设计不断创新，做到技术先进、经济合理、运行可靠和维护方便。四、配电装置的设计原则及步骤1.配电装置的设计原则发电厂电气部分（1）满足安全净距的要求。（2）施工、运行和检修的要求。（3）噪声的允许标准及限制措施。（4）静电感应的场强水平和限制措施。（5）电晕无线电干扰和控制。绝缘强度增加1%来增加A值。2.配电装置的设计要求3.配电装置设计的基本步骤（1）选择配电装置的型式（2）配电装置的型式确定后，接着拟定配电装置的配置图。（3）按照所选电气设备的外形尺寸、运输方法、检修及巡视的安全和方便等要求，遵照配电装置设计有关技术规程的规定，并参考各种配电装置的典型设计和手册，设计绘制配电装置平面图和断面图。发电厂电气部分一、屋内配电装置概述发电厂和变电站的屋内配电装置，按其布置型式，一般可以分为三层式、二层式和单层式。 三层式是将所有电器依其轻重分别布置在各层中，它具有安全、可靠性高，占地面积少等特点，但其结构复杂，施工时间长，造价较高，检修和运行维护不大方便，目前已较少采用。 二层式是将断路器和电抗器布置在第一层，将母线、母线隔离开关等较轻设备布置在第二层。 单层式占地面积较大，通常采用成套开关柜，以减少占地面积。1.分类及有关术语第二节屋内配电装置发电厂电气部分电气工程中常用配电装置配置图（也称布置图）、平面图和断面图来描述配电装置的结构、设备布置和安装情况。 配置图是一种示意图，按选定的主接线方式，用来表示进线（如发电机、变压器）、出线（如线路）、断路器、互感器、避雷器等合理分配于各层、各间隔中的情况，并表示出导线和电器在各间隔的轮廓外形，但不要求按比例尺寸绘出。 平面图是在平面上按比例画出房屋及其间隔、通道和出口等处的平面布置轮廓，平面上的间隔只是为了确定间隔数及排列，故可不表示所装电器。 断面图是用来表明所取断面的间隔中各种设备的具体空间位置、安装和相互连接的结构图，断面图也应按比例绘制。2.屋内配电装置图发电厂电气部分二、屋内配电装置的布置原则配电装置的间隔布置应根据变压器进线和线路的顺序排列，尽量不交叉。相邻间隔均为架空出线时，必须考虑当一回路带电、另一回路检修时的安全措施，如将出线悬挂点偏移，两回出线间加隔板等。(1)矩形母线的布线应尽量减少母线的弯曲，尤其是多片母线的立弯，具体措施包括：①同一回路内相间距离的变化尽量减少；②同一回路内设备、绝缘子的中心线错开次数尽量减少；③当前后两中心线错开很多，中间又必须加一个绝缘子时，则中间绝缘子设在两个立弯的直线段上，此时其固定金具与母线呈一个夹角；④母线穿过母线式套管或电流互感器时，在其前后应只有一个大弯曲，如在布置中不能避免出现两个大弯曲时，则应采取措施（如母线用螺栓连接），以免母线配好后穿不进套管；⑤矩形母线弯曲处至最近绝缘子的母线固定金具边缘的距离应不小于50mm，但至最近的绝缘子中心线的距离应不大于该档线跨距的1/4。1.配电装置的间隔布置2.母线的布置发电厂电气部分(2)当汇流母线采用管形母线时，其至设备的引下线宜采用软线。(3)母线与母线、引下线或设备端子连接时，一般按通过电流及所连接的金属材料的电流密度计算所需的接触面积，以免接头过热。导体无镀层接头接触面的电流密度，不应超过表7-3所列数值。(4)在有可能发生不同沉陷和振动的场所，硬母线与电器连接处应装设母线伸缩节或采取防振措施。由于温度变化引起的硬母线伸缩，将产生危险应力。为此，在母线较长时，应加装母线伸缩节。伸缩节的总截面应尽量不小于所接母线截面的1.25倍，伸缩节的数量按母线长度确定，见表7-4。表7-3无渡层接头接触面的电流密度（A/mm2）发电厂电气部分表7-4母线伸缩节数量及母线长度（5）当母线为铜铝连接时，为保持所需的接触压力，连接处的螺栓数量与容许电流应符合表7-5的要求。表7-5铜铝连接处螺栓数量与容许电流发电厂电气部分(6)当母线工作电流大于1500A时，母线的支持钢构件及母线固定金具的零件（如套管板、双头螺栓、连接片、垫板等）应不使其成为包围一相母线的闭合磁路。对于钢制套管板，一般采用相间开槽的办法；对混凝土预制套管板，其板内钢筋交叉处应予绝缘，以免形成闭合磁路。(7)对于工作电流大于4000A的大电流母线，要采取防止附近钢构件发热的措施，如加大钢构与母线的间距、设置短路环等。(8)对于母线型电流互感器及穿墙套管，应校核其母线夹板允许穿过的母线尺寸，如所选母线无法穿过时，可局部改用铜母线或在订货时向制造厂要求提供所需尺寸的母线夹板。(9)屋外穿墙套管的上部是否设置雨篷，可按当地运行习惯结合地震、降雨等情况予以确定。发电厂电气部分3.断路器的布置一般选用屋内式断路器，如果无合适的屋内式设备时，也可选用屋外式断路器。断路器的布置应满足以下要求：(1)断路器与操动机构的联管要直接水平相连，尽量不转弯或有拐角装置转接，与隔离开关、电流互感器等连接方便。(2)要有“五防”措施，要有接地的设施。(3)对于间隔内带油位和气体压力指示器的电气设备，在布置时要考虑观察的便利，如设置窥视窗。当设备正反面均带指示器时，尽可能在其两侧分别设置巡视通道；若无条件时，可装设反光镜或采取其他措施。(4)充油套管的储油器（或称油封）应装设在便于监视油位和运行中加油的地方（一般安装在楼层通道内）。(5)充油套管应有取油样的设施，取样阀门一般装在底层离地1.2m处，并应防止漏油。发电厂电气部分4.隔离开关(1)隔离开关操动机构的安装高度，摇式一般为0.9m，上下板式一般为1.05m。(2)隔离开关传动系统的设计，必须防止出现操作死点。同时，设计中应留有裕度，以适应施工误差所引起的变化。(3)6~35kV两层配电装置中，为便于运行人员在底层操作时能观察到楼层母线隔离开关的开合情况，以往的工程设计和典型设计中考虑在隔离开关小间内的楼板上开设孔洞。此孔洞应尽量缩小，孔洞位置偏移，洞口加设护网、护沿，考虑搭跳板的便利，加宽底层的操作走廊等。此外，有时还考虑采用就地操作从而取消上述孔洞的，但此时必须采取措施以防万一发生误操作时危及操作人员生命。(4)双母线系统的隔离开关操动机构在间隔正面的布置一般按“左工”（工作母线）、“右备”（备用母线）的原则考虑。发电厂电气部分5.电抗器的布置(1)三相电抗器采用垂直布置时，电抗器基础的动荷载，除应考虑电抗器本身质量外，尚应计算5000N的电动作用力。(2)电抗器垂直布置时，B相必须放在中间；品字形（即两相垂直一相水平）布置时，不得将A、C相叠在一起。(3)电抗器垂直布置时，应考虑吊装高度。若高度不够时，其上方应设吊装孔。6.油浸式电压互感器的布置安装带放油阀的油浸式电压互感器的基础，要求高出地面不小于01m，以便于放油取样。发电厂电气部分7.配电装置的辅助设施(1)配电装置内照明灯具的装设位置，除需保证间隔及通道内的规定照度外，还应考虑换灯泡等维护工作的安全、方便。(2)配电装置内各层应设有调度电话分机，以便在操作过程中及检修、试验时与控制室进行联系。当配电装置较长时，每层可设两台共线电话分机。(3)配电装置内各层每隔1~2个间隔须设置一个临时接地端子。(4)配电装置内应考虑每隔2~3个间隔设置一个试验检修用的交流电源插座。发电厂电气部分三、屋内配电装置实例图7-3~图7-6分别为110kV变电站的屋内配电装置一层电气平面布置图、二层电气平面布置图和110kV配电装置进线间隔及桥间隔断面图。该变电站为典型的110kV屋内无人值班变电站，110kV为2回出线，采用室内GIS内桥接线，10kV选用金属铠装移开式开关柜。发电厂电气部分图7-3110kV变电站屋内配电装置一层电气平面布置图发电厂电气部分图7-4110kV变电站屋内配电装置二层电气平面布置图①、②—110kV进线间隔；③—110kV内桥间隔；④、⑤—主变压器进线间隔发电厂电气部分图7-5110kV配电装置进线间隔断面图发电厂电气部分图7-6110kV配电装置桥间隔断面图发电厂电气部分一、屋外配电装置概述根据电气设备和母线布置的高度，屋外配电装置可分为中型配电装置、高型配电装置和半高型配电装置。（1）中型配电装置。 中型配电装置是将所有电气设备都安装在同一水平面内，并装在一定高度的基础上，使带电部分对地保持必要的高度，以便工作人员能在地面上安全活动；中型配电装置母线所在的水平面稍高于电气设备所在的水平面，母线和电气设备均不能上、下重叠布置。屋外配电装置的分类及特点第三节屋外配电装置发电厂电气部分 中型配电装置优缺点：布置比较清晰，不易误操作，运行可靠，施工和维护方便，造价较省，并有多年的运行经验；其缺点是占地面积过大。 中型配电装置分类：按照隔离开关的布置方式，可分为普通中型配电装置和分相中型配电装置。所谓分相中型配电装置系指隔离开关是分相直接布置在母线的正下方，其余的均与普通中型配电装置相同。（2）高型配电装置。 高型配电装置是将一组母线及隔离开关与另一组母线及隔离开关上下重叠布置的配电装置，可以节省占地面积50%左右，但耗用钢材较多，造价较高，操作和维护条件较差。 高型配电装置按其结构的不同，可分为单框架双列式、双框架单列式和三框架双列式三种类型。发电厂电气部分（3）半高型配电装置。 半高型配电装置是将母线置于高一层的水平面上，与断路器、电流互感器、隔离开关上下重叠布置，其占地面积比普通中型减少30%。 半高型配电装置介于高型和中型之间，具有两者的优点，除母线隔离开关外，其余部分与中型布置基本相同，运行维护仍较方便。屋外配电装置的型式除与主接线有关外，还与场地位置、面积、地质、地形条件及总体布置有关，并受到设备材料的供应、施工、运行和检修要求等因素的影响和限制，故应通过技术经济比较来选择最佳方案。二、屋外配电装置的选型发电厂电气部分应综合工程实际、设备类型、占地面积、运行价格等因素确定母线及构架、电力变压器、高压断路器、避雷器、隔离开关和互感器、电缆沟、道路等的布置方案。三、屋外配电装置的布置原则四、屋外配电装置的布置实例屋外配电装置的结构型式与主接线、电压等级、容量、重要性以及母线、构架、断路器和隔离开关的类型有密切关系，与屋内配电装置一样，必须注意合理布置，并保证电气安全净距，同时还应考虑带电检修的可能性。图7-7、图7-8、图7-9、图7-10分别为普通中型、分相中型、高型及半高型配电装置的布置实例。发电厂电气部分图7-7110kV单母分段接线、断路器双列布置的配电装置进出线断面图（单位：mm）1—SF6断路器；2、3—隔离开关；4—电流互感器；5—阻波器；6—耦合电容器；7、8—悬式绝缘子串；9—母线；10—电缆沟；11—端子箱；12—出线；13—架空地线发电厂电气部分图7-8500kV一台半断路器接线、断路器三列布置的配电装置进出线断面图（单位：mm）发电厂电气部分图7-935kV双母线进出线、断路器双列布置的配电装置进出线断面图（单位：mm）发电厂电气部分图7-10110kV单母线分段接线、半高型布置的配电装置出线间隔断面图（单位：mm）发电厂电气部分一、成套配电装置概述 按照电气主接线的标准配置或用户的具体要求，将同一功能回路的开关电器、测量仪表、保护电器和辅助设备都组装在全封闭或半封闭的金属壳（柜）体内，形成标准模块，由制造厂按主接线成套供应，各模块在现场装配而成的配电装置称为成套配电装置。 成套配电装置分为低压配电屏（或开关柜）、高压开关柜和SF6全封闭组合电器三类。按安装地点不同，又分为屋内和屋外型。低压配电屏只做成屋内型；高压开关柜有屋内和屋外两种，由于屋外有防水、锈蚀问题，故目前大量使用的是屋内型；SF6全封闭组合电器也因屋外气候条件较差，大多布置在屋内。第四节成套配电装置发电厂电气部分二、低压配电屏 图7-11所示为MNS型低压手车式开关柜，广泛用于发电厂的低压配电装置。它可分为动力配电中心柜（PC）和电动机控制中心柜（MCC）两种类型。 动力配电中心柜（PC）采用ME、F、M、AH等系列断路器，柜内划分成四个隔室。水平母线隔室在柜的后部；功能单元隔室在柜前上部或柜前左边；电缆隔室在柜前下部或柜前右边；控制回路隔室在柜前上部。水平母线隔室与功能单元隔室、电缆隔室之间用三聚氰胺酚醛夹心板或钢板分隔；控制回路隔室与功能单元隔室之间用阻燃型聚胺酯发泡塑料模制罩壳分隔；左侧的功能单元隔室与右侧的电缆隔室之间用钢板分隔。 电动机控制中心柜（MCC）由大小抽屉组装而成，各回路主开关采用高分断塑壳断路器或旋转式带熔断器的负荷开关。柜内分成三个隔离室，即柜后部的水平母线隔室，柜前部左边的功能单元隔室，柜前部右边的电缆隔室。水平母线隔室与功能单元隔室之间用阻燃发泡塑料制成的功能臂分隔，电缆隔室与水平母线隔室、功能单元隔室之间用钢板分隔。发电厂电气部分图7-11MNS型低压手车式开关柜结构示意图（a）PC柜；（b）抽出式MCC柜发电厂电气部分三、高压开关柜1.手车式高压开关柜图7-12所示为KYN1-12型铠装开关柜，是全封闭型结构，由继电器室、手车室、母线室和电缆室四部分组成。各部分用钢板分隔，螺栓连接，具有架空进出线、电缆进出线及左右联络的功能。发电厂电气部分图7-12KYN1-12型高压开关柜结构及外形（单位：mm）1—仪表继电室；2—次套管；3—观察窗；4—推进机构；5—手车位置指示及锁定旋钮；6—紧急分闸旋钮；7—模拟母线牌；8—标牌；9—接地开关；10—电流互感器；11—母线室；12—排气窗；13—绝缘隔板；14—断路器；15—接地开关手柄；16—电磁式弹簧机构；17—手车；18—电缆头；19—厂标牌发电厂电气部分2.固定式高压开关柜图7-13所示为XGN2-10型固定式开关柜，屏体由钢板和角铁焊成，由断路器室、母线室、电缆室和仪表室等部分构成。断路器室在柜体的下部，并由拉杆与操动机构连接。断路器下引接与电流互感器相连，电流互感器和隔离开关连接。母线室在柜体后上部，母线呈“品”字形排列。电缆室在柜体下部的后方，电缆固定在支架上。仪表室在柜体前上部，便于运行人员观察。断路器操动机构装在面板左边位置，其上方为隔离开关的操动及联锁机构。发电厂电气部分图7-13XGN2—10型高压开关框发电厂电气部分四、箱式变电站1.箱式变电站的提出 国家在城乡供电网络建设中，要求高压直接进入负荷中心。有资料显示，将供电电压从400V提高到10kV，可以减少线路损耗60％，减少总投资和用铜量52％，其经济效益相当可观。要实现高压深入负荷中心，箱式变电站是最经济、方便、有效的配电设备，因此，箱式变电站是和谐社会经济发展的必然产物。 箱式变电站是一种将高压开关设备、变压器和低压配电装置按一定接线方式组成一体，在制造厂预制的紧凑型中压配电装置，即将高压受电、变压器降压和低压配电等功能有机组合在一起。发电厂电气部分 箱式变电站的分类 按产品结构可分为组合式变电站和预装式变电站； 按安装场所分为户内和户外； 按高压接线方式分为终端接线、双电源接线和环网接线； 按箱体结构分为整体和分体。 组合式变电站是将高压开关设备为一室称为高压室，变压器为一室称为变压器室，低压配电装置为一室称为低压室，这三个室组成的变电站可有两种布置，即“目”字型布置和“品”字型布置，直接装于箱内，使之成为一个整体。2.箱式变电站的分类发电厂电气部分 箱式变电站按产品结构分为组合式变电站和预装式变电站，如ZBW型为组合式变电站，YB27型为预装式变电站。图7-14所示为ZBW型组合式变电站的电气一次接线。图7-15为ZBW型组合式变电站的内部结构示意图。3.箱式变电站的接线和特点图7-14ZBW型组合式变电站的电气一次接线发电厂电气部分图7-15ZBW型组合式变电站的结构示意图发电厂电气部分 箱式变电站具有以下特点：（1）组合式变电站箱体材料采用非金属玻纤增强特种水泥制成，它具有易成形、隔热效果好、机械强度高、阻燃特性好以及外形美观、易与周围建筑群体形成一体化的环境。（2）箱体内部用金属钢板分为高压开关室、变压器室和低压开关室，各室间严格隔离。（3）高压室采用完善可靠的紧凑型设计，具有全面的防误操作联锁功能，性能可靠，操作方便，检修灵活。（4）变压器可选用SC系列干式变压器和S7、S9型油浸式变压器以及其他低损耗变压器。发电厂电气部分（5）低压室有配电柜，计量柜和无功补偿柜，满足不同用户的需求，方便变电站和变压器的正常运行。（6）箱式变电站适用于环网供电系统，也适用于终端供电和双线供电等供电方式，并且这三种供电方式的互换性极好。（7）高压侧进线方式推荐采用电缆进线，在特殊情况下与厂方协商可采用架空进线。（8）10kV侧采用真空断路器替代传统的负荷开关加熔断器，易于设置保护和快速消除故障，可迅速恢复供电，从而可减少由于更换熔断器的熔丝而造成的停电损失。发电厂电气部分 气体全封闭组合电器的英文全称为GasInsultedSwitchgear，简写为GIS。它是由断路器，隔离开关，快速或慢速接地开关，电流互感器，电压互感器，避雷器，母线和出线套管等元件，按电气主接线的要求依次连接，组合成一个整体，并且全部封闭于接地的金属外壳中，壳体内充一定压力SF6气体，作为绝缘和灭弧介质。五、气体全封闭组合电器 SF6全封闭组合电器按绝缘介质，可以分为全SF6气体绝缘型封闭式组合电器（FGIS，常简写为GIS）和部分SF6气体绝缘型封闭式组合电器（HGIS）两类。而后者则有两种情况：一种是除母线、避雷器和电压互感器外，其他元件均采用SF6气体绝缘，并构成以断路器为主体的复合电器（HGIS）；另一种则相反，只有母线、避雷器和电压互感器采用SF6气体绝缘的封闭母线，其他元件均为常规的空气绝缘的敞开式电器（AIS）。发电厂电气部分 SF6全封闭组合电器按主接线方式分。常用的有单母线、双母线、一个半断路器接线、桥形和角形等接线方式。图7-16220kV双母线SF6全封闭组合电器断面图发电厂电气部分第一节发电厂和变电站的控制方式一、火力发电厂的控制方式 就宏观而言，发电厂的控制方式分为主控制室方式和机炉电（汽机、锅炉和电气）集中控制方式。 就微观而言，发电厂设备的控制又分为模拟信号测控方式和数字信号测控方式。 目前，上述各种方式并存于我国电力系统，但发展方向是集中控制和数字化监控。第八章发电厂和变电站的控制与信号发电厂电气部分发电厂的单机容量小，常常采用多炉对多机(如四炉对三机)的母管制供汽方式，机炉电相关设备的控制采用分离控制，即设电气主控制室、锅炉分控制室和汽机分控制室。 电气主控制室为全厂控制中心，负责起停机和事故处理方面的协调和指挥，因此要求监视方便，操作灵活，能与全厂进行联系。图8-1为典型火电厂主控制室的平面布置图。1.主控制室控制方式发电厂电气部分图8-1典型火电厂主控制室平面布置图1－发电机、变压器、中央信号控制屏台；2－线路控制屏；3－厂用变压器控制屏；4－直流屏、远动屏；5－继电保护及自动装置屏；6－同步小屏；7－值班台发电厂电气部分单机容量为20万kW及以上的大中型机组，一般应将机、炉、电设备集中在一个单元控制室简称集控室控制。 现代大型火电厂为了提高热效率，趋向采用亚临界或超临界高压、高温机组，锅炉与汽机之间采用一台锅炉对一台汽机构成独立单元系统的供汽方式，不同单元系统之间没有横向的蒸汽管道联系，这样管道最短，投资较少；且运行中，锅炉能配合机组进行调节，便于机组启停及事故处理。 机炉电集中控制的范围，包括主厂房内的汽轮机、发电机、锅炉、厂用电以及与它们有密切联系的制粉、除氧、给水系统等，以便让运行人员注意主要的生产过程。至于主厂房以外的除灰系统、化学水处理等，均采用就地控制。2.机炉电集中控制方式发电厂电气部分 在集中控制方式下，常设有独立的高压电力网络控制室(简称网控室)，实际上就是一个升压变电站控制室，主变压器及接于高压母线的各断路器的控制与信号均设于网络控制室。 网络控制室发展方向是无人值班，其操作与监视则由全厂的某一集控室代管。另外，电厂的高压出线较少时一般不再设网控室，主变压器和高压出线的信号与控制均设在某一集控室。发电厂电气部分二、水力发电厂的控制方式由于水电机组的辅机设备远少于火电机组的辅机设备，所以水电厂的所有机组及其重要的辅助设备、重要的配电装置的监控都在中央控制室进行。在采用传统屏台控制时其布置方式类似于火电厂的主控制室布置。然而，目前新建水电厂都采用以计算机监控为基础的全厂集中监控方式，监控对象包括：水轮发电机组、主变压器、35~500kV配电装置、6kV及以上厂用变压器、外来备用电源和全厂水位等。不重要的设备的监控采用就地监控方式。发电厂电气部分 按控制开关控制方式分为：在主控制室内的集中控制和在设备附近的就地控制。 按控制电源电压的高低分为：强电控制和弱电控制。前者的工作电压为直流110V或220V；后者的工作电压为直流48V（个别为24V），且一般只用于控制开关所在的操作命令发出回路和电厂的中央信号回路，以缩小控制屏所占空间，而合跳闸回路仍采用强电。三、变电站的控制方式 变电站的控制方式按有无值班员分为：值班员控制方式、调度中心或综合自动化站控制中心远方遥控方式。 按断路器的控制手段分为控制开关控制和计算机键盘控制。发电厂电气部分 二次设备对一次设备进行测量、保护、监视、控制和调节的设备被称为二次设备。它包括测量仪表、继电保护、控制和信号装置等。二次设备通过电压互感器和电流互感器与一次设备相互关联。 二次回路二次回路是由二次设备组成的回路，它包括交流电压回路、交流电流回路、断路器控制和信号直流回路、继电保护回路以及自动装置直流回路等。第二节二次回路接线图发电厂电气部分 二次接线图二次接线图是用二次设备特定的图形符号和文字符号来表示二次设备相互连接情况的电气接线图。 二次接线图的表示法有三种：①归总式原理接线图；②展开接线图；③安装接线图。一、归总式原理接线图 在归总式原理接线图（简称原理图）中，有关的一次设备及回路同二次回路一起画出，所有的电气元件都以整体形式表示，且画有它们之间的连接回路。 二次接线图常用图形符号新旧对照表，如表8-1所示；常用文字符号对照表，如表8-2所示。发电厂电气部分表8-1二次接线常用新旧图形符号对照表发电厂电气部分发电厂电气部分表8-2二次接线图中常见文字符号新旧对照表 序号 元件名称 新符号 旧符号 序号 元件名称 新符号 旧符号 1 电流继电器 KA LJ 26 按钮 SB AN 2 电压继电器 KV YJ 27 复归按钮 SB FA 3 时间继电器 KT SJ 28 音响信号解除按钮 SB YJA 4 控制继电器 KC ZJ 29 试验按钮 SB YA 5 信号继电器 KS XJ 30 连接片 XB LP 6 温度继电器 KT WJ 31 切换片 XB QP 7 瓦斯继电器 KG WSJ 32 熔断器 FU RD 8 继电保护出口继电器 KCO BCJ 33 断路器及其辅助触点 QF DL 9 自动重合闸继电器 KRC ZCJ 34 隔离开关及其辅助触点 QS G 10 合闸位置继电器 KCC HWJ 35 电流互感器 TA LH 11 跳闸位置继电器 KCT TWJ 36 电压互感器 TV YH 12 闭锁继电器 KCB BSJ 37 直流控制回路电源小母线 + +KM发电厂电气部分 13 监视继电器 KVS JJ 　 　 - -KM 14 脉冲继电器 KM XMJ 38 直流信号回路电源小母线 700 +XM 15 合闸线圈 YC HQ 　 　 -700 -XM 16 合闸接触器 KM HC 39 直流合闸电源小母线 + +HM 17 跳闸线圈 YT TQ 　 　 - -HM 18 控制开关 SA KK 40 预告信号小母线（瞬时） M709 1YBM 19 转换开关 SM ZK 　 　 M710 2YBM 20 一般信号灯 HL XD 41 事故音响信号小母线 M708 SYM 21 红灯 HR HD 　 (不发遥信) 　 22 绿灯 HG LD 42 辅助小母线 M703 FM 23 光字牌 HL GP 43 “掉牌未复归”光 M716 PM 24 蜂鸣器 HA FM 　 字牌小母线 　 25 电铃 HA DL 44 闪光母线 M100(+) (+)SM发电厂电气部分 图8-3为某10kV线路的过电流保护归总式原理接线图。图8-310kV线路过电流保护原理图KA1、KA2—接于交流A相（第一相）和C相（第三相）的交流电流继电器；KT—时间继电器；KS—信号继电器；YT—断路器QF的跳闸线圈；XJ—测试插孔；XB1—连接片；SB—断路器跳闸试验按钮发电厂电气部分 从图中可以看出，一次设备和二次设备都以完整的图形符号表示出来，能使我们对整套保护装置的工作原理有一个整体概念。但是这种图存在许多缺点：⑴只能表示继电保护装置的主要元件，而对细节之处无法表示；⑵不能表明继电器之间接线的实际位置，不便于维护和调试；⑶没有表示出各元件内部的接线情况，如端子编号、回路编号等：⑷标出的直流“＋”、“－”极符号多而散，不易看图；⑸对于较复杂的继电保护装置很难表示，即使画出了图，也很难让人看清楚。发电厂电气部分二、展开接线图 展开接线图简称展开图，完全是以另一种方式的接线图，其二次电路按交流和直流分开画，即分为交流回路和直流回路，且电路的每个元件在回路中又被分解成若干部分，如一个继电器被分为带启动线圈的继电器主体和若干个继电器触点。图8-3中的10kV线路过电流保护可用展开图表示为图8-4。图8-410kV线路过电流保护展开图发电厂电气部分 由图8-4可见，元件的线圈、触点分散在交流回路和直流回路中，故分别叫做交流回路展开图（包括交流电流回路展开图和交流电压回路展开图）以及直流回路展开图。 展开图具有如下优点：⑴容易跟踪回路的动作顺序；⑵在同一个图中可清楚地表示某一次设备的多套保护和自动装置的二次接线回路，这是原理图所难以做得到的；⑶易于阅读，容易发现施工中的接线错误。发电厂电气部分三、安装接线图 屏面布置图是展示在控制屏（台）、继电保护屏和其它监控屏台上二次设备布置情况的图纸，是制造商加工屏台、安装二次设备的依据。1.屏面布置图 屏面布置应满足下列一些要求：①凡须经常监视的仪表和继电器都不要布置得太高；②操作元件（如控制开关、调节手轮、按钮等）的高度要适中，使得操作、调节方便，它们之间应留有一定的距离，操作时不致影响相邻的设备；③检查和试验较多的设备应布置在屏的中部，而且同一类型的设备应布置在一起，这样检查和试验都比较方便。此外，屏面布置应力求紧凑和美观。发电厂电气部分 图8-5所示为110kV线路控制屏的屏面布置图，屏面左半部为一回出线的二次设备布置，右半部为另一回出线的二次设备布置。图8-5110kV线路控制屏屏面布置图1－电流表；2－有功功率表和无功功率表；3－光字牌；4－转换开关和同期开关5－模拟母线；6－隔离开关位置指示器；7－控制开关发电厂电气部分 图8-6所示为传统的继电保护屏布置图，屏面自上而下布置有电流继电器、时间继电器、信号继电器、保护出口继电器和连接片等。图8-6继电保护屏屏面布置图发电厂电气部分 屏后接线图是以屏面布置图为基础，并以原理接线图为依据而绘制的接线图，表明了屏内各二次设备引出端子之间的连接情况，以及设备与端子排的连接情况，它既可被制造厂用于指导屏上配线和接线，也可被施工单位用于现场二次设备的安装。2.屏后接线图 屏后接线图是站在屏后所看到的接线图。从屏后向屏体看去，看到的一般为：两列垂直布置的端子排处于屏的两侧；处于屏顶的各种小母线、熔断器和小刀闸等；众多的二次设备的背面及其接线端子。发电厂电气部分 端子排图为屏后接线图的一个组成部分。 电缆联系图用于表明控制室内的各二次屏台及配电装置端子箱之间电缆编号、长度和规格，各屏台或配电装置用方框表示，框内注明其名称。3.电缆联系图 电缆联系图用于表明控制室内的各二次屏台及配电装置端子箱之间电缆编号、长度和规格，各屏台或配电装置用方框表示，框内注明其名称。发电厂电气部分4.二次回路编号 为便于二次设备的安装和维护，应在二次回路中进行回路编号。回路编号应尽量简单、易记和清晰，一些常用的回路编号已由国家标准规定。 回路编号的原则是：（1）编号由2~4位数字组成，交流回路为区分一次系统的A、B、C三相，可在编号前增注U、V、W（旧标准中用A、B、C）；（2）回路中的等电位段用同一个编号，而当经过继电器触点或各种小开关时两端应分别编号；（3）不需要对展开图中的每一个节点都进行编号，而仅对引至端子排上的回路进行编号。发电厂电气部分一、对控制回路的一般要求断路器控制回路的接线方式较多，按监视方式可分为灯光监视的控制回路与音响监视的控制回路。前者应用的较为普及，而后者一般只用于在电气主接线的进出线很多的场合，以减少控制屏所用的空间。（1）断路器的合闸和跳闸回路是按短时通电来设计的。（2）断路器既能在远方由控制开关进行手动合闸和跳闸，又能在自动装置和继电保护作用下自动合闸或跳闸。（3）控制回路应具有反映断路器位置状态的信号。（4）具有防止断路器多次合、跳闸的“防跳”装置。（5）对控制回路及其电源是否完好，应能进行监视。第三节断路器的传统控制方式发电厂电气部分（6）对于采用气压、液压和弹簧操作的断路器，应有对压力是否正常、弹簧是否拉紧到位的监视回路和动作闭锁回路。（1）断路器控制元件。 断路器的合、跳闸命令是由运行人员按下按钮或转动控制开关等控制元件而发出的。按钮虽然简单，但触点数量太少，不能满足控制与信号回路的需要，故多采用带有转动手柄的控制开关。二、灯光监视的控制回路和信号回路1.断路器控制元件、中间放大元件以及操动机构发电厂电气部分 控制开关的种类较多，但其作用是类似的，即在开关打到不同位置时不同的触点接通，因而制造商都会提供产品的触点图表。 图8-8是发电厂和变电站普遍使用的LW2－Z型控制开关的结构图。图8-8LW2－Z型控制开关结构图发电厂电气部分 表8-3为LW2-Z-1a、4、6a、20、20／F8型控制开关在手柄转至不同位置时6节触点盒的触点连通情况。表8-3LW2-Z-1a、4、6a、40、20、20/F8开关触点图表（背视图）发电厂电气部分2.控制回路和信号回路图8-9电磁操动机构灯光监视的断路器控制回路和信号回路展开图发电厂电气部分 这种二次回路采用LW2-YZ型控制开关，且跳合闸回路共用控制开关手柄中的信号灯，其工作原理与灯光监视的断路器控制回路相似，区别是：用合闸位置继电器代替了红灯，用跳闸位置继电器代替了绿灯，这两个继电器所在回路之一接通时，其常开触点将闭合信号灯所在的回路；当控制回路与回路断线时，位置继电器会因失电而通过其常闭触点接通中央信号回路。 这种控制方式的优点是信号灯的数量减半，适用于进出线较多的发电厂和变电站；缺点是不如双灯直观，只有借助灯光和控制开关所在位置来共同判定断路器所处的状态，因而在实际工程中使用较少。三、其它类型的断路器控制回路和信号回路1.音响监视的断路器控制回路和信号回路发电厂电气部分 在220kV及以上的中性点直接接地的系统中，线路发生单相接地时只跳单相，然后单相重合；其它故障跳三相后重合三相，若不成功再跳三相，也即综合重合闸方式。因此，在220kV以上的输电系统中一般都装设分相操作的断路器。这就要求相应的控制回路应既能实现手动的三相操作，又能实现自动单相或三相跳闸和合闸。 110kV及以上断路器的操动机构多为液压式，其中220kV及以上的断路常采用CY3型液压分相灯光监视的控制与信号回路。2.分相操作的断路器控制回路发电厂电气部分我国绝大多数发电厂和变电站的断路器的控制和信号回路沿用强电控制，即控制与信号电源直流电压为220V或110V，用弱电参数进行断路器的控制与监视，即二次回路的控制与信号的电源电压为直流48V、24V或12V。传统的弱电控制分为弱电一对一控制、弱电有触点选择控制、弱电无触点选择控制和弱电编码选择控制等。传统的几种弱电控制方式的共同特点是：①因弱电对绝缘距离、缆线的截面积都要求较小，控制屏（台）上单位面积可布置的控制回路增多，可缩小控制室的面积，电缆投资也小；②制造工艺要求较高，且运行中需要定期清扫，否则会因二次设备及接线之间的距离小而引发短路，这正是弱电控制使用较少的原因。3.传统的弱电控制回路发电厂电气部分一、RS-485串行接口和串行总线 如图8-18所示，每个RS-485串口由SN75176收发器制成，各个收发器可用一双绞线并联起来。 RS-485串行总线采用半双工通信方式，即总线上的信息流的方向是可改变的，但在某一个时间间隔只限于朝一个方向传递信息。总线的两端都并有一个终端电阻，其大小应等于信号线的特征阻抗，使得在信号传至总线末端时不再反射回去。RS-485的信息传输性能远高于RS-232，它在信号传输速率为1Mbps时可传送120m；在100kbps时可传送1200m。一组RS-485串行总线最多可带32个计算机节点。第六节变电站自动化数据通信技术发电厂电气部分图8-18RS-485半双工串行总线发电厂电气部分二、CAN现场总线 CAN（ControllerAreaNetwork）是一种串行通信总线。CAN总线的主要特点如下：（1）一般采用双绞线作为通信总线，总线两端也接有终端电阻以减少波反射，总线具有两种逻辑状态：隐性和显性。显性代表逻辑0，此时总线的信号线CANH处于高电平，CANL处于低电平，两个电压差大于最小阈值的差分电压；隐性代表逻辑1，此时两根信号线正处于悬浮状态，它们的电压差近似为0。（2）通信距离在信号传输速率为5kbps时可达10km，在1Mbps时达40m；总线上的允许节点数取决于总线驱动电路，目前可达110个。发电厂电气部分（3）网络上的任一节点均可在任意时刻主动向其它节点发起通信，网上节点无主次之分，且可实现点对点、一点对多点及全局广播等方式的通信。（4）数据链路层的功能较齐全，包括逻辑链路控制子层LLC和介质访问控制子层MAC。三、LonWorks现场总线 LonWorks(LocalOperatingNetworks)是于1991年推出的一种现场总线，现已进入第三代产品，能将各控制局域网互联成跨地域的广域网。LonWorks的技术性能在各总线中占优，但价格较高，目前在变电站自动化中适用于220kV及以上的大型变电站。发电厂电气部分四、以太网技术长期以来，以太网一直是使用最为广泛的局域网，于1972年开始，到上个世纪80年代，已生产出了10Mbps的以太网产品，后又在90年代相继出现了100Mbps和1000Mbps的产品。千兆位以太网主要用于通信骨干网，而另外两种产品则面向普通桌面用户。三种产品在帧结构和申请网络占用方面都很相似，且可以分级互联成树状网络。发电厂电气部分第七节综合自动化变电站的基本二次回路一、微机综合自动化变电站中断路器控制的组成与特征微机化综自站的断路器的控制是由计算机监控系统的站控层子系统、测控装置、操作箱和操动机构四部分构成。图8-20所示为微机化断路器控制组成框图。图8-20微机化断路器控制组成框图发电厂电气部分测控装置的作用：①接收网络或现场总线的控制命令，并通过控制相应的继电器实现对断路器和隔离开关的控制；②负责断路器所在一次回路的遥测和遥信。操作箱用于存放断路器操作控制和信号回路的电路。断路器操动机构箱主要用于放置断路器合分闸操作的控制和监测电路。综自站二次系统的典型布置方式是:计算机监控系统的站控层设备布置在主控室，监控终端布置在控制台上；测控装置布置在测控屏内；继电保护装置和操作箱布置在保护屏内；断路器操动机构布置在断路器本体旁。各屏之间通过数据线（以太网或现场总线）和控制电缆连接。发电厂电气部分二、10kV线路保护测控装置的电流、电压回路10kV线路电流互感器一般配置三组，分别供保护、测量和计量用。图8-21中，供保护用的电流互感器为1TA，可选用准确级为5P10的产品，其中的“P”表示保护用，整体含义是当一次侧流过10倍额定电流时，该电流互感器的复合误差≤±5%，若一次侧电流较大就要选用5P20。供测量用电流互感器为图中的2TA，其准确级为0.5。供计量用电流互感器为图中的3TA，其准确级为0.2S。10kV线路保护和测控一般为一体化装置。在图8-21中，继电保护回路的三相电流互感器采用星形接线，测量电流回路的三相电流互感器采用两相不完全星形接线（B相电流互感器二次绕组2TAb电流回路未使用）。在图8-22中，计量用的三相电流互感器采用星形接线。发电厂电气部分图8-2110kV线路保护测控装置的电流和电压二次回路发电厂电气部分三、10kV线路保护测控装置的控制和信号回路控制回路的对象为一次系统中的断路器。综自变电站远方对断路器进行操作的基本原理是：若通过变电站主控室监控主机进行操作,则跳合闸命令由监控主机发出，经变电站以太网络到10kV一次配电设备处的CAN网络（或其他现场总线），配电设备的保护测控装置接收到CAN网上的命令后驱动内部继电器动作，接通断路器回路跳合闸。若通过调度中心或集控中心进行操作，跳合闸命令由中心的监控主机发出，经光纤通信到变电站远动主机，再依次到变电站以太网、10kV配电设备处的CAN网络，驱动保护测控装置内部继电器动作，接通断路器回路跳合闸。发电厂电气部分（一）控制回路图8-23为综合自动化变电站中具有遥控功能的10kV断路器及保护装置的控制回路图。图8-23具有遥控功能的10kV断路器的控制回路发电厂电气部分断路器的远方和就地控制切换操作通过1QK实现；断路器的就地分闸和合闸通过控制开关1SA实现。表8-4为1SA和1QK的触点通断位置图表，“×”表示触点接通，“-”表示触点断开。表8-4控制开关LW21-16D/49.4665.3和切换开关LW21-16/9.6277.4触点通断位置图表发电厂电气部分图8-24所示为10kV开关柜中用于控制断路器机构分合动作的回路图，它对应图8-23中的“机构”方框。图中的长虚线用于表示多组触点附属于断路器的同一辅助开关，仅使用动合触点S（a2）作为断路器辅助开关触点输出（用于发出信号），其他为备用触点，底盘车辅助开关触点输出仅使用S8（1）和S9（1）用于合闸回路，其他为备用触点。图中小圆圈中的A、B、C、D表示航空插头接线。10kV断路器多采用弹簧储能机构，利用弹簧预先储备的能量作为断路器合闸的动力。断路器合闸时合闸线圈励磁，铁心运动使合闸弹簧释放能量，断路器合闸后弹簧要马上储能。断路器分闸无需弹簧释放能量。图中储能回路中的电动机M和弹簧储能灯均由交流电源供电。当断路器合闸瞬间弹簧能量释放完毕，S10动断触点接通，由回路711发出弹簧未储能信号，S4～S7微动开关（均为动断触点）处于接通状态，电动机M启动拉伸弹簧进行储能，储能完毕后S10动合触点接通，弹簧储能灯HL点亮表示弹簧已储能，S4～S7断开，切断电动机回路。分合闸回路采用整流桥V1、V2后，控制电源不管是交流还是直流，断路器均可以正常工作，直流供电时，整流器只起导通二极管的作用。发电厂电气部分图8-2410kV开关柜中断路器机构的控制回路发电厂电气部分（二）信号回路1.信号输入回路图8-25信号输入回路发电厂电气部分2.信号输出回路图8-26信号输出回路发电厂电气部分第一节同步发电机的参数及其额定值一、同步发电机的主要参数 600MW汽轮发电机组采取卧式轴，就主发电机本体而言，其最基本的组成部件是定子和转子。定子结构主要由机座、定子铁心、端盖、定子绕组及氢气冷却器等构成。转子主要由转子铁心、转子绕组、护环、滑环及风扇等组成。由于在正常运行状态，尤其是故障短路状态下，定子承受有很大的力矩，故必须用机座将其固定。在机座壁与铁心段之间有隔振结构，以减少倍频振动。图9-1展示了QFSN-600-2型机组的总体布置图.第九章同步发电机的运行发电厂电气部分图9-1QFSN6002型汽轮发电机的总体布置图发电厂电气部分 同步发电机根据其设计和制造所规定的条件长期连续工作，称为额定情况。表明额定情况的一些数据有电压、电流、容量、功率因数、转子电流和长期允许温度、冷却介质温度等，均由制造厂家标记在铭牌上，称为发电机的额定参数。二、运行参数不同于额定参数时发电机的运行 运行中的发电机，其允许负荷可随冷却介质温度不同于额定值而增减。决定允许负荷的原则是定子绕组和转子绕组温度都不超过允许值。 发电机定子绕组的温度由几部分组成：冷却介质的温度，由于通风摩擦损耗而引起的温升，铁耗引起的温升，铜耗引起的温升。假定转子转速恒定，可认为1.冷却介质不同于额定值时，对额定容量的影响发电厂电气部分通风损耗保持不变，铁耗与电压平方成正比，铜耗与电流平方成正比。用下角标“N”表示额定状态时的相应温升，则定子绕组的温度，可用下式表示，即（9-1） 在额定状态时，即额定电压、额定电流、额定转速、额定冷却介质温度时，定子绕组的温度为，则（9-2） 假定冷却介质温度不同于额定值，发电机在额定电压下运行，根据定子绕组温度不超过的原则，则得发电机的电流允许倍数为(9-3)发电厂电气部分转子绕组的温度为(9-4)为转子绕组的温度；为周围介质的温度；为转子绕组在额定负荷时的温升；为转子电流和转子额定电流之比。 冷却介质温度不同于额定值时，转子绕组的温度也要发生变化。在此情况下，转子绕组温度不超过额定值的转子允许负荷由下式决定，即(9-5) 某发电机，定子绕组用沥青云母绝缘，=105℃，=40℃，=25℃，=40℃，转子绕组用B级绝缘，=130℃，=90℃。求得不同冷却介质温度下定子和转子电流允许倍数及允许出力，列于表9-2及图9-2。发电厂电气部分表9-2不同冷却介质温度时发电机定子和转子电流允许倍数图9-2冷却介质变化时的允许出力 （℃） 20 30 40 50 60 1.22 1.22 1.00 0.87 0.71 1.11 1.05 1.00 0.95 0.88发电厂电气部分 从图9-2中可以看出：当冷却介质温度高于额定值时，应降低的定子电流倍数比转子电流为多，所以应按定子电流限制来减小出力，转子绕组温度此时不会超过允许值。当冷却介质温度低于额定值时，定子电流可以提高的倍数比转子多，所以应按转子电流允许增大的倍数来提高出力，此时定子绕组温度不会超过允许值。 虽然各台发电机的温升数据不尽相同，但图9-2所表明的基本特性，即冷却介质温度比额定值每低1℃所能增加的电流倍数，较之冷却介质比额定值每高1℃所应降低的电流倍数小。这个原则对一般外冷发电机都适用。 发电机运行规程中规定的电流允许变化，便是依据这一原则确定的。不过，规程从普遍安全考虑，规定的数据较严。对于具体某台发电机，可以根据其温升试验曲线，计算出在不同冷却介质温度(进口气温)下的允许电流值。发电厂电气部分 发电机正常运行的端电压，允许在额定电压±5％范围内变动，此时发电机可保持额定出力不变。当定子电压降低5％时，定子电流可增加5％；当电压升高5％时，电流也就降低5％。在这样的变化范围内，定子绕组和转子绕组的温度不会超过允许值。 当电压低于95％以下运行时，定子电流不应超过额定值的5％。此时发电机要降低出力，否则，定子绕组的温度要超过允许值。发电机运行电压的下限，可根据稳定要求确定，一般不应低于额定值的90％。 2.端电压不同于额定值时，发电机的运行发电厂电气部分 发电机运行电压高于额定值，升高到105％以上时,其出力须相应降低。因为电压升高，铁心内磁密度增加，铁耗增加，引起铁心温度和定子绕组温度增高。除此之外，电压增高，如维持有功出力不变，就要增加励磁电流，致使转子绕组的温度超过允许限度。 发电机运行的最高允许电压，应遵照制造厂的规定，最高值不得超过额定值的110％。因为现代大容量发电机，都是按相当高的饱和程度设计的，当运行电压超过5％～10％时，就会由于过度饱和，定子旋转磁场的漏磁部分大大增加，使定子本体机架回路感应出很大电流(有时可达几万安)，在机架的一些接缝处造成局部发热，甚至引起火花，使机器损坏。 发电厂电气部分 发电机运行频率允许变动范围是±0.5Hz。 运行频率比额定值高时，发电机的转速升高，转子承受的离心力增大，可能使转子某些部件损坏，因此频率增高主要是受转子机械强度的限制。同时，频率增高，转速增加，通风摩擦损耗也要增大，虽然在一定电压下，磁通可以小些，铁耗也可能有所降低，但总的来说，此时发电机的效率是下降的。3.运行频率不同于额定值时，发电机的运行 运行频率比额定值低，转速下降，使两端风扇鼓进的风量降低，使发电机的冷却条件变坏，各部分温度升高；频率降低，为了维持额定电压不变，就得增加磁通，如同电压增高时的情况一样，由于漏磁增加会产生局部过热；频率降低还可能使汽轮机叶片损坏，使厂用机械出力受到严重影响。发电厂电气部分发电机允许在不同的功率因数下运行，但受下列条件的限制:(1)高于额定功率因数时，定子电流不应超过允许值。(2)低于额定功率因数时，转子电流不应超过允许值。(3)在进相功率因数运行时，应受到稳定极限的限制。4.功率因数不同于额定值时，发电机的运行三、大型同步发电机参数的特点和发展趋势随着同步发电机容量的增大，其参数也发生变化，主要是阻抗值增大和机械时间常数减小，这对系统稳定带来很不利的影响。发电厂电气部分四、阻抗增大和时间常数减小对电力系统运行的影响 大型机组参数的变化对电力系统运行产生深刻影响。阻抗增大将使系统中短路电流减小(虽然绝对值仍很大)，这是有利因素。但在没有励磁控制(包括自动电压调节器)的情况下，阻抗增大，机械时间常数减小，将使系统稳定性降低。例如，单机对无穷大容量系统中，发电机的静态稳定极限功率由下式决定（9-8） 由上式可知，若发电机Xd值越大，而电网Xs值相对较小(即线路不长)时，静态稳定极限功率越小，故阻抗增大，导致静态稳定储备降低。一般采用励磁控制的方法(包括应用各种类型的自动电压调节器)，改善大型发电机参数所带来的不利影响。发电厂电气部分一、发电机的允许运行范围和P—Q图 在稳态条件下，发电机的允许运行范围决定于下列四个条件。⑴原动机输出功率极限，即原动机的额定功率一般要稍大于或等于发电机的额定功率。⑵发电机的额定容量，即由定子发热决定的允许范围。⑶发电机的磁场和励磁机的最大励磁电流，通常由转子发热决定。⑷进相运行时的稳定度，当发电机功率因数小于零而转入进相运行时，Eq和U的夹角不断增大，此时，发电机有功功率输出受到静态稳定条件的限制。第二节同步发电机的正常运行发电厂电气部分 在电力系统中运行的发电机，必须根据系统情况，调节有功和无功输出。在一定定子电压和电流下，当功率因数下降时，发电机有功功率输出减小，无功功率增大；而功率因数上升时则相反。所以运行人员必须掌握功率因数变化时，发电机的允许运行范围。发电机的P-Q曲线，就是表示其在各种功率因数下允许的有功功率输出P和允许的无功功率输出Q的关系曲线，又称为发电机的安全运行极限。如图9-3所示。 根据定子和转子绕组的允许电流、原动机额定出力的限制和发电机有功功率的输出受到静态稳定的限制等上述安全运行的4个允许条件，将B、C、D、E、F、G点连成曲线，就构成汽轮发电机的安全运行极限。发电厂电气部分图9-3汽轮发电机的安全运行极限发电厂电气部分二、同步发电机的正常运行特性 当P增加时，只有当>0发电机才具有稳定的工作点。如果在>情况下运行，有功负荷增加，增加，由于<0，电磁转矩下降，使角继续增加，最后导致发电机失步。如图9-5所示。1.Eq为常数，P为变数图9-5Eq为常数，P为变数时同步发电机的工作状态发电厂电气部分 当Eq为常数时，对应于的有功功率最大值Pmax，通常称为静态稳定极限。当有功负荷P比Pmax显得越小时，静态稳定储备越大。因此Pmax和Eq成正比，所以在增加有功负荷时，相应地也要增加励磁电流，即增加Pmax，以保持一定的静态稳定储备。 如图9-6所示，当发电机的励磁电流降低时，电磁转矩随之下降，由于原动机转矩未变，所以发电机加速。此时，功角由增至，相量转至的位置。由于P为常数，所以相量图中A1B1=A2B2，端点A的轨迹是一条与电压互相平行的直线。2.P为常数，Eq为变数发电厂电气部分图9-6在各种励磁电流情况下发电机的工作状态发电厂电气部分 当时（用标幺制表示），Q=0。当有功负荷P增大，功角增大，因此在Q=0时，励磁电流也越小。 时，发电机处于过励磁状态，向系统输出无功，此时，功角值显得相当小。若励磁电流越大，向系统输送的无功Q和定子电流I也越大，则越小，此时最大励磁电流不应超过转子的额定电流。发电厂电气部分 有功负荷越小，发电机从系统吸收最大无功功率时所需的励磁电流也越小。没有有功负荷时，最小励磁电流Ifmin等于零。发电机在进相运行时，励磁电流应大于最小电流Ifmin。 时，发电机欠励磁运行，从系统吸收无功功率。励磁电流If越小，从系统吸收的无功功率Q越多，定子电流I和功角也越大，则越小。最小励磁电流Ifmin，由≈90°决定，计算式（用标幺值表示）为(9-11)发电厂电气部分一、发电机的允许过负荷 同步发电机的非正常运行属于只允许短时运行的工作状态。此时，发电机的部分参量可能出现异常。例如：定子或转子电流超过额定值，电压不对称，产生某种频率的感应电流，引起局部过热等。 最常见的非正常工作状态有过负荷、异步运行、不对称运行等。 发电机的定子电流和转子电流均不得超过允许范围（即额定值）。但在系统发生短路故障，发电机失步运行，成组电动机起动以及强行励磁等情况时，发电机定子第三节同步发电机的非正常运行发电厂电气部分或转子都可能短时过负荷。电流超过额定值会使发电机绕组温度有超过允许限度的危险，甚至还可能造成机械损坏。过负荷数值愈大，持续时间越长，上述危险性越严重。因此，发电机只允许短时过负荷。过负荷数值不仅与持续时间有关，而且还与发电机的冷却方式有关。直接冷却的绕组在发热时容易产生变形，所以采用直接冷却绕组的发电机过负荷允许值比采用间接冷却绕组的要小。发电机定子和转子短时过负荷的允许值和允许时间由制造厂家规定。 发电机不允许经常过负荷，只有在事故情况下，当系统必须切除部分发电机或线路时，为防止系统静态稳定破坏，保证连续供电，才允许发电机短时过负荷运行。发电厂电气部分 水轮发电机一般不允许异步运行，汽轮发电机由于同步电抗xd较大及转差率S甚小，在失步运行时不会大量吸收电网无功功率，而引发发电机端电压下降以及转子损耗过大，故一般可短时（15~30min）处于异步运行状态，然而在失磁后异步运行的时间和功率，受到许多因素的限制，一般要根据发电机型式、参数、转子回路连接方式以及电力系统情况，进行具体分析，经过试验才能确定。二、异步运行 同步发电机进入异步运行状态的原因很多，常见的有：励磁系统故障，误切励磁开关而失去励磁，由于短路使发电机失步等。发电厂电气部分三、发电机的不对称运行 发电机的不对称运行可能是负荷不对称(电气机车、电弧炉等)，也可能由于输电线路不对称(断线)等等。 同步发电机在不对称运行时，定子除有正序磁场外，还有负序磁场。负序磁场对转子有双倍同步转速的相对运动，因此在转子绕组、阻尼绕组以及转子本体中感应出2倍额定频率(100Hz)的电流，引起转子过热和振动。 发电机的不对称运行有长时间和短时间两种情况。长时间不对称运行，是指不对称负荷情况；短时不对称，主要指不对称故障时的运行，持续时间极短。所以，不对称运行的允许负荷，也有长时间和短时间之分。发电厂电气部分 长时间允许负荷，主要决定于下列三个条件：（1)负荷最重相的定子电流，不应超过发电机的额定电流。（2)转子最热点的温度，不应超过允许温度。为此，在持续不对称运行时，相电流最大差值对额定电流之比，对汽轮发电机规定不得超过10％，水轮发电机不得超过20％；或者说，负序电流对额定电流之比，对汽轮发电机不得超过6％，水轮发电机不得超过12％。（3)不对称运行时出现的机械振动，不应超过允许范围。机械振动的允许值，应按制造厂家推荐的标准确定。发电厂电气部分 短时允许负荷主要决定于短路电流中的负序电流，由于时间极短，可以认为，负序电流在转子中引起的损耗，全部用于转子表面的温升，不向周围扩散。因此，允许的负序电流和持续时间决定于下式，即，（9-12）i2为负序电流瞬时值对额定电流的比值；I2为等值负序电流对额定电流的比值；K为常数，对于空气或氢气外冷发电机，k=30；对于内冷发电机，K值较小；大容量的内冷发电机，K值更小。我国内冷式大型发电机的K值，约在6～10之间，60万kW汽轮发电机的设计值为4。发电厂电气部分一、发电机进相运行的分析 进相运行是相对于发电机迟相运行而言的，此时定子电流超前于端电压，发电机处于欠励磁运行状态。发电机直接与无限大容量电网并联运行时，保持其有功功率恒定，调节励磁电流可以实现这两种运行状态的相互转换。 发电机进相运行的相量关系如图9-8所示。此时发电机的功角为，发电机电动势与电网电压相量之间的夹角为。 发电机迟相运行时，供给系统有功功率和感性无功功率，其有功功率和无功功率表的指示均为正值；而进相运行时供给系统有功功率和容性无功功率，其有功功率表指示正值，而无功功率表则指示负值，此时从系统吸收感性无功功率。第四节同步发电机的特殊运行方式发电厂电气部分图9-8发电机进相运行相量图 发电机进相运行时各电磁参数仍然是对称的，并且发电机仍然保持同步转速，因而是属于发电机正常运行方式中功率因数变动时的一种运行工况，只是拓宽了发电机通常的运行范围。同样，在允许的进相运行限额范围内，只要电力系统需要发电机是可以长时间进相运行的。发电厂电气部分 发电机进相运行时就其本体而言有两个特点：①发电机端部的漏磁较迟相运行时增大，会造成定子端部铁心和金属结构件的温度增高，甚至超过允许的温度限值；②进相运行的发电机与电网之间并列运行的稳定性较迟相运行时降低，可能在某一进相深度时达到稳定极限而失步。 发电机进相运行时允许承担的电力系统有功功率和相应允许吸收的无功功率值是有限制的。二、发电机进相运行的特点发电厂电气部分 发电机进相运行,从理论上分析是可行的。但由于发电机的类型差异，发电厂的电气主接线各异，发电厂和系统连接的紧密程度等原因，在进相运行时允许发出多少有功功率和吸收多少无功功率，理论上的计算结果是近似的，一般要通过运行试验来决定。应注意的问题有：静态稳定性的降低；端部漏磁的发热。三、进相运行所导致问题分析1.静态稳定性的降低 以隐极发电机为例，设电势为Eq,电抗xd=xq，端电压为UG，功率角为，发电机电磁功率为PM，则发电机的功-角关系可用下式表示(9-13)发电厂电气部分求导得（9-14）上式可以作为发电机静态稳定的判据。设在迟相运行时，发电机的功角为，进相运行时为，在运行方式由迟相逐渐过渡到进相时，由于励磁电流If下降，引起Eq下降（UG也相应下降一些），而Xd基本保持不变，则功角必然要增加，即从增到。此时最大功率点Pmax会下移。在=90时，PM=Pmax达到静态稳定极限。此时若再减少励磁电流，则会失去稳定。发电厂电气部分综上所述，得出如下结论：（1）带自动电压调节器后，进相能力明显增强。（2）发电机短路比大，即xd小，进相能力强。（3）发电机与系统联接紧密时，则进相能力强，而边远地区孤立的电厂，发电机进相能力弱，甚至不能进相。（4）系统电压越高，无功储备越大，则发电机进相时端电压下降越少，发电机进相运行能力越强。（5）机组所带的有功功率越多，则功角越大，静态稳定储备越低。发电厂电气部分在迟相运行时这种发热是在允许范围内的。而在进相运行时，随着进相功率的增大，发热越来越严重，这是因为端部合成漏磁通随功率因数的变化而增大所致。端部漏磁通与功率因数的关系，如图9-14所示。可以看出，如欲保持端部发热为一定值，亦即端部漏磁通为一定值，随着进相程度的增大，出力应相应降低。2.端部漏磁的发热图9-14端部漏磁通与发电机出力的关系发电厂电气部分图9-15表示大型机组功率因数变化时的允许出力(有功和无功)。当发电机由迟相转入进相运行时，随着功率因数的降低，发电机允许的出力剧烈下降。图9-15功率因数变化时，发电机的允许有功功率和允许无功功率发电厂电气部分 在一定电压上升范围、频率下降范围外的运行区域为发电机的过励磁运行区域，如图9-16所示。方框图内为电压、频率变化范围。斜线之外为过励磁运行区域。四、过励磁1.过励磁的定义图9-16发电机电压、频率变化范围和过励磁运行区域发电厂电气部分 短时间（几秒至几十秒）过励磁的允许范围决定于漏磁感应的循环电流以及由此而产生的局部过热等，长时间(几分至十几分)过励磁的允许范围决定于定子铁损的增加和铁心过热，一般都是由制造厂家提供过励磁运行允许范围曲线，如图9-17所示。图中，纵轴表示允许持续时间，横轴表示电压对频率之比的标幺值。2.过励磁运行的允许范围图9-17过励磁运行允许范围曲线发电厂电气部分第一节概述 电力变压器是发电厂和变电站中重要元件之一。随着电力系统的扩大和电压等级的提高，在电能输送过程中，电压转换（升压和降压）层次有增多的趋势，要求系统中变压器的总容量已由过去的5～7倍发电总容量，增加至9～10倍。电力变压器的效率虽然很高（99.5％），但系统中每年变压器总能量损耗仍是一个很大的数目。因此，尽量减少变压层次，经济而合理地利用变压器容量，改善网络结构，提高变压器的可靠性，仍是当前电力变压器运行中的主要课题。第十章电力变压器的运行发电厂电气部分 电力变压器可制成双绕组和三绕组，少数是四绕组的。目前，在中性点直接接地系统中，广泛使用自耦变压器；由于限制短路电流的需要，分裂绕组变压器也得到应用。 电力变压器的主要参数有额定容量、额定电压、额定变比、额定频率、阻抗电压百分数等。一、电力变压器负荷超过铭牌额定容量运行时的效应 电力变压器的额定容量含义：在规定的环境温度下，长时间地按这种容量连续运行，就能获得经济合理的效率和正常预期寿命（约20～30年）。换句话说，变压器的额定容量是指长时间所能连续输出的最大功率。发电厂电气部分 变压器负荷能力系指在短时间内所能输出的功率，在一定条件下，它可能超过额定容量。 负荷能力的大小和持续时间决定于：①变压器的电流和温度是否超过规定的限值。②在整个运行期间，变压器总的绝缘老化是否超过正常值，即在过负荷期间绝缘老化可能多一些，在欠负荷期间绝缘老化要少一些，只要二者互相补偿，总的不超过正常值，能达到正常预期寿命即可。发电厂电气部分 电力变压器的负荷超过额定值运行时，将产生下列效应：（1）绕组、线夹、引线、绝缘部分及油的温度将会升高，且有可能达到不允许的程度。（2）铁心外的漏磁通密度将增加，使耦合的金属部分出现涡流，温度增高。（3）温度增高，使固体绝缘和油中的水分和气体成分发生变化。（4）套管、分接开关、电缆终端头和电流互感器等受到较高的热应力，安全裕度降低。（5）导体绝缘机械特性受高温的影响，热老化的累积过程将加快，使变压器的寿命缩短。发电厂电气部分 为了能对电力变压器在预期运行方式下规定某一合理的危险程度，国际电工标准(IEC-354)考虑以下三种类型的变压器：（1）配电变压器(2500kV•A及以下)，只需考虑热点温度和热老化。（2）中型电力变压器(额定容量不超过100MV•A)，其漏磁通的影响不是关键性的，但必须考虑冷却方式的不同。（3）大型电力变压器(额定容量超过100MV•A)，其漏磁通的影响很大，故障后果很严重。发电厂电气部分二、电力变压器负荷超过额定容量运行时的限值表10-1电力变压器负荷超过额定容量时的温度和电流的限值 负荷类型 配电变压器 中型电力变压器 大型电力变压器 通常周期性负荷电流(标幺值)热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度(℃)顶层油温(℃) 1.5140105 1.5140105 1.3120105 长期急救周期性负荷电流(标幺值)热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度(℃)顶层油温(℃) 1.8150115 1.5140115 1.3130115 短时急救周期性负荷电流(标幺值)热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度(℃)顶层油温(℃) 2.0－－ 1.8160115 1.5160115发电厂电气部分一、发热和冷却过程 电力变压器运行时，其绕组和铁心中的电能损耗都将转变为热量，使变压器各部分的温度升高，这些热量大多以传导和对流方式向外扩散。所以，变压器运行时，各部分的温度分布极不均匀。图10-1表示油浸式变压器各部分的温升分布。图10-1油浸式变压器各部分的温升分布第二节电力变压器的发热和冷却发电厂电气部分 它的散热过程如下：（1）热量由绕组和铁心内部以传导方式传至导体或铁心表面，如图中曲线1-2部分，通常为几摄氏度。（2）热量由铁心和绕组表面以对流方式传到变压器油中（如曲线2-3），约为绕组对空气温升的（20～30）％。（3）绕组和铁心附近的热油经对流把热量传到油箱或散热器的内表面，如曲线4-5。这部分所占比重不大。（4）油箱或散热器内表面热量经传导散到外表面，如曲线5-6。这部分不会超过（2～3）℃。（5）热量由油箱壁经对流和辐射散到周围空气中，如曲线6-7。这部分所占比重较大，约占总温升的（60～70）％。发电厂电气部分 从上述散热过程中，可以归纳以下几个特点：（1）铁心、高压绕组、低压绕组所产生的热量都传给油，它们的发热互不关联，而只与本身损耗有关。（2）在散热过程中，会引起各部分的温度差别很大。绕组的温度最高，温度的最热点在高度方向的70％～75％处，而沿径向，则温度最热的地方位于线圈厚度（自内径算起）的1/3处。（3）大容量电力变压器的损耗量大，单靠箱壁和散热器已不能满足散热要求，往往需采用强迫油循环风冷或强迫油循环水冷，使热油经过强风（水）冷却器冷却后，再用油泵送回变压器。发电厂电气部分二、电力变压器的温升计算 电力变压器长期稳定运行，各部分温升达到稳定值，在额定负荷时的温升为额定温升。由于发热很不均匀，各部分温升通常都用平均温升和最大温升计算。绕组或油的最大温升是指其最热处的温升，而绕组或油的平均温升是指整个绕组或全部油的平均温升。 表10-2列出我国标准规定的在额定使用条件下变压器各部分的允许温升。额定使用条件为：最高气温+40℃；最高日平均气温+30℃；最高年平均气温+20℃；最低气温－30℃。发电厂电气部分表10-2变压器各部分的允许温升（℃） 冷却方式 自然油循环 强迫油循环风冷 导向强迫油循环风冷 绕组对空气的平均温升 65 65 70 绕组对油的平均温升 21 30 30 顶层油对空气的温升 55 40 45 油对空气的平均温升 44 35 40发电厂电气部分 图10-3示出变压器油和绕组温升沿高度的分布图。图中AB、CD分别表示油温升和绕组导线的温升。如图所示，从底部到顶部，油温升和绕组温升都呈线性增加，AB和CD相互平行，也就是说，在不同高度，绕组对油的温差是一常数，在图上用g表示，因此计算此绕组对空气温升时，可用绕组对油的温升和油对空气温升相加。由于杂散损耗增加，同时为了留有一定裕度，计算绕组最热点温度应比绕组顶部导线的平均温度高一些，计算时用绕组最热点温度与绕组顶部的油温之差τg表示。图10-3变压器温升分布图发电厂电气部分 在额定负荷时，对于油浸变压器，顶层油的温升等于55℃（B点），油平均温度约为最大值的80％，即44℃（N点），绕组平均温升等于65℃（M点），AB和CD的水平距离，即g值为21℃，绕组最热点的温升，大约比平均温升高13℃，则绕组最热点对油的温升τg为23（＝44＋21＋13－55）℃。如果变压器的负荷与额定负荷不同，温升将需计算和修正。发电厂电气部分三、稳态温度的计算（1）自然油循环冷却（ON）。在任何负荷下，绕组热点温度等于环境温度、温升以及热点与顶层油之间温差之和，即（10-3）θh为热点温度(不考虑导线电阻影响)；θ0为环境温度；其余符号同前。发电厂电气部分（2）强迫油循环冷却（OF）。顶层油温等于底层油温加上平均油温与底层油温之差的二倍。因此计算时，以底层油温和油平均温度作基础，热点温度等于环境温度，底层油温升，绕组顶部油温与底层油温之差，以及绕组顶部油温与热点温度之差的总合，即（10-4）τbN为额定负荷下底层油温升；τavN为额定负荷下油平均温升。发电厂电气部分（3）强迫油循环导向冷却(OD)。对于这种冷却方式，基本上与OF冷却方式一样，但考虑到导线电阻的温度变化，应加上一个校正系数，即＝θh＋0.15（θh－θhN）（10-5）为热点温度(考虑导线电阻影响)；θhN为额定负荷下绕组热点温度；θh为K负荷率条件下绕组热点温度。发电厂电气部分四、电力变压器的暂态温度计算 在电力变压器运行过程中，负荷不断改变，环境温度也有所变化，因此变压器的温升是瞬变的，远远没有达到稳定。在此情形下，任何负荷条件的变化都可看成一个阶跃函数。如果负荷的变化是阶段性的，如图10-4所示的矩形负荷图，它是一个上升阶跃函数和另外一个与其有一定延时的下降阶跃函数组成；如果是连续变化的负荷，阶跃函数是以较小的时间间隔依次施加的。对于前者，可用暂态发热公式依次推算，对于后者必须用计算机程序计算。发电厂电气部分图10-4变压器二阶段负荷和各部分的温升变化曲线发电厂电气部分一、变压器的热老化定律 电力变压器大多使用A级绝缘（油浸电缆纸），在长期运行中由于受到大气条件和其他物理化学作用的影响，使绝缘材料的机械、电气性能衰减，逐渐失去其初期所具有的性质，产生绝缘老化现象。 变压器的绝缘老化，主要是因为温度、湿度、氧气和油中的劣化产物的影响，其中高温是促成老化的直接原因。运行中绝缘的工作温度愈高，引起机械强度和电气强度丧失得愈快，即绝缘的老化速度愈大，变压器的预期寿命也愈短。根据研究结果，在80～140℃范围内，变压器的预期寿命和绕组热点温度的关系为第三节电力变压器的绝缘老化发电厂电气部分（10-9）z为变压器的预期寿命；θ为变压器绕组热点的温度；A为常数，与很多因素有关，如纤维制品的原始质量（原材料的组成和化学添加剂）以及绝缘中的水份和游离氧等；P为温度系数，在一定范围内，它可能是常数，但和纤维质量等因素无关。发电厂电气部分 现在尚没有一个简单的准则来判断变压器的真正寿命，通常用预期寿命来判断。一般认为：当变压器绝缘的机械强度降低至其额定值15％～20％时，变压器的预期寿命即算终止。因此在工程上通常用相对预期寿命z*和相对老化率υ来表示变压器的老化程度。 对于标准变压器，在额定负荷和正常环境温度下，热点温度的正常基准值为98℃，此时变压器能获得正常预期寿命20～30年。也就是说，此时变压器的老化率假定为1。根据式（10-9）计算，正常预期寿命为（10-10）发电厂电气部分 用Z/ZN的比例表示任意温度θ时的相对预期寿命，则（10-11）其倒数称为相对老化率υ，即υ＝（10-12）计算时，用基数2代替e较为方便，则υ＝（10-13）式中,（10-14）发电厂电气部分 研究表明：▽为6℃左右。这意味着绕组温度每增加6℃，老化率加倍，此即所谓热老化定律（绝缘老化的6℃规则）。根据老化率公式可计算在各温度下的老化率，列于表10-4。表10-4各温度下的老化率 温度（℃） 80 86 92 98 104 110 116 122 128 134 140 老化率v 0.125 0.25 0.5 1.0 2 4 8 16 32 64 128发电厂电气部分二、等值老化原则 等值老化原则就是使变压器在一定时间间隔T（一年或一昼夜）内绝缘老化或所损耗的寿命等于一常数，这个常数应相当于绕组温度在整个时间间隔T内为恒定温度98℃时变压器所损耗的寿命，即（10-15）只要使变压器在温度较高的时间内所多损耗的寿命（或预期寿命），与变压器在温度较低时间内所少损耗的寿命相互补偿，这样变压器的预期寿命可以和恒温98℃运行时等值。发电厂电气部分实际上，为了判断变压器在不同负荷下绝缘老化的情况，或在欠负荷期间变压器负荷能力的利用情况，通常将式（10-15）左右两端的比值（即变压器在某一段时间间隔内实际所损耗的寿命对绕组温度维持恒定98℃时所损耗寿命的比值）称为绝缘老化率υ，即υ=（10-16）显然，如υ>1，则变压器的老化大于正常老化，预期寿命大为缩短；如果υ<1，变压器的负荷能力未得到充分利用。因此，在一定时间间隔内，维持变压器的老化率接近于1，是制定变压器负荷能力的主要依据。υ=发电厂电气部分一、等值空气温度 等值空气温度就是指某一空气温度，在一定时间间隔内如维持此温度不变，当变压器带恒定负荷时，绝缘所遭受的老化等于空气温度自然变化时和同样恒定负荷情况下的绝缘老化，用算式表示为（10-17）或（10-18）制定变压器的正常过负荷能力，在考虑环境温度和负荷变化的影响时，通常用等值空气温度代替实际变化的空气温度，将实际负荷曲线归算成等值阶段负荷曲线。第四节电力变压器的正常过负荷和事故过负荷发电厂电气部分δeq为等值空气温度；δt为在各个短时间间隔Δt时空气的平均瞬时温度（δt＝δ1,δ2,…,δn）；T为某个时间间隔（通常为一年，一季度或一昼夜）。 空气温度的日或年自然变化曲线，可近似地认为是正弦曲线，也可用下式表示（10-19）δav为在时间间隔T内空气的平均温度；Δδ为在该时间间隔内空气温度的变化范围，即最高温度和最低温度之差。则δeq为δeq＝δav＋Δ（10-20）Δ为温度差，Δ＝f（Δδ）。发电厂电气部分 由于高温时绝缘老化的加速远较低温时绝缘老化的延缓为大，因此等值空气温度δeq不同于平均温度，它比平均气温大一个Δ数值，Δ数值依照气温变化的规律及其变化范围而不同，气温变化范围Δδ愈大，则Δ值愈大，Δ永远是正值；如气温变化是正弦曲线，Δ＝f（Δδ）曲线示于图10-9。图10-9Δ＝f（Δδ）关系曲线发电厂电气部分 变压器绕组和油都具有热容量，因此绕组温度变化往往落后于空气温度的变化，其变化范围也较小。根据经验和计算，绕组温度变化范围只有空气温度变化范围的80％左右。根据这个数据，曾计算过全国主要城市的年等值空气温度。结果表明，年等值空气温度约比年平均温度高3～8℃。所以我国变压器的额定容量不必根据气温情况加以修正，但在考虑过负荷能力时应考虑等值空气温度的影响。二、等值负荷曲线的计算 计算绕组热点温度时，将实际负荷曲线归算成二阶段或多阶段负荷曲线，见图10-10。归算的原则是：等值负荷期间所产生的热量与实际负荷运行时产生的热量等值。（10-21）发电厂电气部分Ki为i阶段等值负荷系数；Ii为i阶段内负荷电流值；ti为i阶段持续时间图10-10等值负荷曲线发电厂电气部分三、电力变压器正常允许过负荷 正常允许过负荷是以不牺牲电力变压器正常寿命为原则，所以必须根据环境温度、实际负荷曲线以及变压器的数据，计算变压器的老化率υ。如果υ≤1，说明过负荷在允许范围内；如果υ>1，则不允许正常过负荷。除此之外，绕组热点温度和电流等都不得超过其限值。 图10-11（a）和（b）分别表示自然油循环和强迫油循环变压器在日等值空气温度为+20℃时的过负荷曲线。图中K1和K2分别表示两段负荷曲线（如图10-10所示）中低负荷和高负荷的负荷率。T为过负荷的允许持续时间，利用过负荷曲线，很容易求出对应于允许持续时间的允许过负荷，但自然油循环的变压器过负荷不应超过50％，强迫油循环的变压器过负荷不应超过30％。发电厂电气部分图10-11正常过负荷曲线图（a）自然油循环的变压器；（b）强迫油循环的变压器发电厂电气部分四、电力变压器的事故过负荷 当系统发生事故时，保证不间断供电是首要任务，所以事故过负荷和正常过负荷不同，它是以牺牲变压器寿命为代价的，绝缘老化率允许比正常过负荷时高得多。但是确定事故过负荷时，同样要考虑到绕组最热点的温度不要过高，避免引起事故扩大。和正常过负荷一样，变压器事故过负荷时绕组最热点的温度不得超过140℃，负荷电流不得超过额定值的2倍。 国际电工技术委员会(IEC)没有严格规定允许事故过负荷的具体数值，而是列出了事故过负荷时变压器寿命相当于正常老化时所牺牲的天数。运行人员可参照变压器过去运行情况、当地的等值空气温度以及系统对事故过负荷的要求等情况灵活掌握。表10-5列出了自然油循环和风冷油循环的变压器事故过负荷时所牺牲的天数。发电厂电气部分表中K1表示事故过负荷前等值负荷率；K2表示事故过负荷倍数；“+”号表明即使在最低气温条件下也不允许运行；数字后面如附有A、B、C、D，则分别表明在最高等值空气温度为+30、+20、+10、0℃时允许运行。表10-5自然油循环和风冷油循环的变压器在不同事故过负荷1h所牺牲的天数（天） K2 K1 0.25 0.5 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 0.70.80.91.01.11.21.31.41.51.61.71.81.92.0 0.0010.0010.0010.0020.0030.0040.0070.0140.0290.0660.1580.397A1.05B2.88C 0.0040.0050.0050.0060.0080.0120.0190.0340.0690.1500.353A0.876B2.29C6.27D 0.0260.0270.0290.0320.0390.0490.0690.1120.2050.424A0.958B2.33C6.00D+ 0.0790.0830.0910.1020.1230.1620.2420.416A0.815B1.78B4.25C10.8D+ 0.2660.2830.3100.3560.4390.6040.953A1.74B3.63C8.38D++ 1.01.071.181.381.75A2.52B4.20C8.15C18.0D++ 1.074.505.03A5.97B7.81B11.7C20.7D+++ 4.1819.3A20.9B23.6B28.6C38.6D++++ 99.0D108C123D+++++ 558D++++++发电厂电气部分 上表中所列牺牲天数系指等值空气温度为+20℃时的数值，如等值空气温度不是+20℃，应乘以有关系数，见表10-6。表10-6等值空气温度不同于+20℃时的校正系数 等值空气温度（℃） 40 30 20 10 0 校正系数 10 3.2 1 0.32 0.1发电厂电气部分在电力系统中，三绕组变压器通常应用在下列场合：（1)在发电厂内，除发电机电压外，有两种升高电压与系统连接或向用户供电。（2)在具有三种电压的降压变电站中，需要由高压向中压和低压供电，或高压和中压向低压供电。（3)在枢纽变电站中，两种不同电压等级的系统需要相互连接。（4)在星形-星形联结的变压器中，需要一个三角形连接的第三绕组。第五节多绕组变压器和第三绕组发电厂电气部分一、三绕组变压器的运行特点三绕组变压器和双绕组变压器的原理相同，但由于多一个绕组，形成以下特点：（1）运行方式和容量匹配。三个绕组可以有多种运行方式：如高压-中压；高压-低压；高压同时向中、低压送电(或反之)等等。根据运行要求，三个绕组的容量可以相等，也可以不相等。按我国标准，三绕组变压器高-中-低压绕组额定容量的百分比有三种类型，即100％／100％／100％、100％／100％／50％和100％／50％／100％。在运行时，一个绕组的负荷等于其他两个绕组负荷的相量和，但不得超过各自的额定容量。发电厂电气部分（2）漏抗和等值电路。 由于三个绕组在磁路上相互耦合，所以每个绕组都有自感和与其他绕组之间的互感。这样在任一个绕组的电路的电压方程式中就必然包括本身的自感电动势和与其他绕组之间的互感电动势。 等值电路图示于图10-13。图中的x1，x2，x3与双绕组变压器中的x意义有所不同，它们并不代表各自绕组的漏电抗，而是代表由各绕组的电抗和各绕组之间的互感电抗组合而成的一个等值电抗。图10-13三绕组变压器等值电路图发电厂电气部分 从等值电路中也可看出：三个绕组的电路是彼此关联的，在运行时，一个绕组负荷电流的变化将会影响另外绕组的电压；同时，一个绕组的迟后电流在某些情况下，还可能引起另一个或几个绕组电压升高。（3）升压型和降压型结构。 三绕组变压器通常采用同心式绕组，绕组的排列在制造上有两种组合方式：升压型和降压型。高压绕组总是排列在最外层，升压型的排列为：铁心-中压绕组-低压绕组-高压绕组，高压绕组-中压绕组之间的阻抗最大。降压型的排列为：铁心-低压绕组-中压绕组-高压绕组，高压绕组-低压绕组之间的阻抗最大。降压型变压器中的无功损耗约为升压型的160％～170％。因此升压型通常应用在低压向高压送电(或反之)为主的场合，降压型一般用在高压向中压供电为主、低压供电为辅的场合。发电厂电气部分二、第三绕组在星形-星形联结的变压器中通常装有三角形第三绕组，它的作用如下：（1）减小3次谐波电压分量。（2）允许对不平衡的三相负荷供电。三相不平衡负荷通常可分解为一个平衡的三相负荷与一个单相负荷或两个单相负荷。不对称的负荷在三角形带三绕组内形成的平衡电流避免了不正常的电压降。（3）除主负荷外，给辅助负荷供电。第三绕组通常制成6～35kV电压，用来向附近地区供电，及供发电厂的厂用启动/备用电源或用来连接发电机、调相机等。发电厂电气部分一、自耦变压器的特点 自耦变压器是一种多绕组变压器，其特点就是其中两个绕组除有电磁联系外，在电路上也有联系。因此，当自耦变压器用来联系两种电压的网络时，一部分传输功率可以利用电磁联系，另一部分可利用电的联系，经济效高。 自耦变压器的主要缺点是：①由于一、二次绕组之间电的联系，致使较高的电压易于传递到低压电路，所以低压电路的绝缘必需按较高电压设计。②由于一、二次绕组之间电的联系，每相绕组有一部分又是共有的，所以一、二次绕组之间的漏磁场较小，电抗较小，短路电流和它的效应就比普通双绕组变压器要大。第六节自耦变压器的特点和运行方式发电厂电气部分 图10-18表示单相自耦变压器的原理图。1.自耦变压器的额定容量和标准容量发电厂电气部分 如略去变压器的损耗和磁化电流，可以认为：一次侧的输入功率等于二次侧的全部输出功率，这个功率的极限值称为自耦变压器的额定容量或称通过容量，即（10-25） 由上式可以看出：通过自耦变压器的传输功率由两部分组成：一部分是上式的前一项，即，表示通过串联绕组由电路直接传输到二次侧的功率；另一部分即上式的第二项，表示通过公共绕组由电磁联系传输到二次侧的功率。在自耦变压器中，由电磁联系传输的最大功率称为自耦变压器的标准容量。发电厂电气部分 图10-19表示两台变压器铁心相同，但接线不同。图10-19（a）为普通变压器，图10-19（b）为自耦变压器。比较图10-19（a）和（b）两种情况，可以看出：两者电磁功率相同，即标准容量相同，故铁心和绕组的截面、尺寸、重量都完全相等，但通过容量不等，普通变压器的通过容量等于标准容量，即为，而自耦变压器的通过容量为（或，忽略损耗），两者相比，得（10-26）Kb为自耦变压器的效益系数，即标准容量对通过容量的比值，其值小于1。2.自耦变压器的效益系数发电厂电气部分图10-192台电磁功率相等的变压器接线图（a）普通变压器；（b）自耦变压器发电厂电气部分 效益系数Kb是表示自耦变压器特点的重要系数。Kb愈小，说明自耦变压器的通过容量比同样普通变压器的显得愈大，在一定通过容量的条件下，自耦变压器的标准容量可以制造得愈小，损耗和短路阻抗也显得愈小，经济效益就愈大。 Kb和变压比k12有关，k12愈小，即一次电压和二次电压相差不大时，Kb值则愈小，自耦变压器的经济效益也越大；一般自耦变压器都应用在变压比为3:1范围以内。发电厂电气部分 第三绕组的容量，根据其用途有所不同。如果仅用来补偿3次谐波电流，则其容量大小或绕组的截面大小，应能满足低压侧短路时的热稳定和电动力稳定的要求，一般为标准容量的1/3左右。如果还用来连接发电机或调相机，第三绕组的容量应该等于其标准容量，但不得大于标准容量，因为自耦变压器的铁心截面和尺寸，是根据其电磁功率，即标准容量设计的。3.自耦变压器的第三绕组图10-20具有第三绕组的三相自耦变压器发电厂电气部分10-21降压型自耦变压器绕组布置图 第三绕组在铁心中排列的位置，与自耦变压器是升压型还是降压型有关。 降压型自耦变压器，主要功率是从高压侧流向中压侧，所以，第三绕组应与公共绕组并联靠近串联绕组，这样可使高中压侧短路阻抗最小（见图10-21）。发电厂电气部分图10-22升压型自耦变压器绕组布置图 升压型自耦变压器，功率是由低压侧流向高压和中压侧，所以，低压绕组（第三绕组）应排列在串联绕组和公共绕组中间，以便得到最小的短路阻抗（见图10-22）。发电厂电气部分 自耦变压器的特点之一，就是在高压侧和中压侧之间具有电气连接，这样就具备了过电压从一个电压等级电网向另一个电压等级电网转移的可能性。 处理过电压的措施：要求自耦变压器的中性点必须直接接地，或者经过小电抗接地，以防当自耦变压器高压侧发生单相接地时，在中压绕组其他两相出现过电压。4.自耦变压器的过电压问题 如果中性点不接地，当高压侧发生a相接地时，其他两相（b、c相）中压绕组的相电压为（10-27）发电厂电气部分二、自耦变压器的运行方式 自耦变压器有两种运行方式，即自耦运行方式（只在高－中压侧有交换功率）和联合运行方式（除高－中压侧有交换功率外，高－低压侧或中－低压侧也有交换功率）。自耦运行方式比较简单，联合运行方式则比较复杂。 联合运行方式时，自耦变压器公共绕组和串联绕组上的电流可认为由两个分量组成：①一个电流分量相当于自耦运行时，从高压侧流向中压侧的电流（或者相反）；②另一个电流分量相当于第三绕组通过变压方式（即电磁感应）传送的电流。发电厂电气部分 三绕组自耦变压器的联合运行方式，最典型的有两种：（1）运行方式一。高压侧同时向中压侧和低压侧送电，或低压侧和中压侧同时向高压侧送电，见图10-24（a）。图10-24(a)发电厂电气部分串联绕组中的负荷为(10-28)公共绕组的负荷为(10-29)在此运行方式下，串联绕组的电流较大，所以，最大传输功率受到串联绕组容量的限制。发电厂电气部分（2）运行方式二。中压侧同时向高压侧和低压侧（或高压侧和低压侧同时向中压侧）送电，见图10-24（b）。图10-24(b)发电厂电气部分串联绕组中的负荷为(10-30)公共绕组的负荷为(10-31)在这种运行方式下，最大传输功率受到公共绕组容量的限制。在此情形下，值得注意的是：当低压侧向中压侧的传输功率达到自耦变压器的标准容量时，高压侧不能再向中压侧传输任何功率。换句话说，在这种运行方式下，用变压方式传输功率达到标准容量时，就不允许用自耦方式传输功率，否则，公共绕组就要过负荷。发电厂电气部分三、自耦变压器的有功功率损耗 普通三绕组变压器的有功功率损耗可利用星形等值电路图（图10-25）来计算，根据短路试验结果，列出每一支路的额定短路损耗，计算式为（10-32）普通三绕组变压器总的有功损耗（10-33）发电厂电气部分图10-25三绕组变压器短路损耗等值电路图 三绕组自耦变压器的有功损耗，在计算△P1、△P2、△P3时，应将△P1-3、△P2-3归算到以自耦变压器的额定容量为基准，即△P1-3、△P2-3值应除以a系数的平方。（a=SN3/SN，即低压绕组额定容量SN3对自耦变压器额定容量SN之比值）。求总的有功损耗时，有时也可分别求出公共绕组（c绕组），串联绕组（s绕组）和第三绕组（t绕组）的有功损耗，然后相加。发电厂电气部分 根据短路试验[如图10-26的（a）、（b）所示]，有关绕组间的短路损耗为（10-34）（10-35）图10-26自耦变压器短路试验接线图发电厂电气部分 图10-26（c）和（d）分别表示串联绕组－第三绕组和高压绕组－第三绕组间的短路实验接线图。（10-36） 每个绕组中的损耗，也可以从每两个绕组间的损耗，即△PC-S、△Pc-t、△Ps-t中推算出来，即（10-37）（10-38）发电厂电气部分 分裂变压器和普通多绕组变压器不同点在于：在它的低压绕组中，有一个或几个绕组分裂成额定容量相等的几个支路，这几个支路没有电气上的联系，而仅有较弱的磁的联系。心式分裂变压器分裂绕组布置，如图10-27所示。图10-27分裂绕组变压器的绕组和铁心第七节分裂绕组变压器发电厂电气部分 单相双绕组双分裂变压器接线图，示于图10-28。图中，a1x1和a2x2都是低压侧分裂绕组，AX是高压侧绕组。两个低压侧分裂绕组的容量相同，都是高压绕组容量的一半。图10-28单相双绕组双分裂变压器接线图发电厂电气部分 分裂绕组变压器有三种运行方式：（1）分裂运行。指两个低压分裂绕组运行，低压绕组间有穿越功率，高压绕组不运行，高低压绕组间无穿越功率。在这种运行方式下，两个低压分裂绕组间的阻抗称为分裂阻抗。（2）并联运行。指两个低压绕组并联，高低压绕组运行，高低压绕组间有穿越功率。在这种运行方式下，高-低压绕组间的阻抗称为穿越阻抗。（3）单独运行。指任一低压绕组开路，另一个低压绕组和高压绕组运行。在此运行方式下，高低压绕组之间的阻抗称为半穿越阻抗。发电厂电气部分 分裂系数：分裂阻抗和穿越阻抗之比。 分裂变压器的阻抗百分值示于表10-7。表10-7分裂变压器的阻抗百分值 阻抗电压 径向式布置[图10-27（a）] 轴向式布置[图10-27(b)] ZH-L1 Z Z ZH-L2 Z Z ZL1-L2 ≈2.2Z (1.8~2.0)Z发电厂电气部分 分裂变压器有以下优缺点：（1）能有效地限制低压侧的短路电流，因而可选用轻型开关设备，节省投资。图10-29（a）和（b）所示分别为应用分裂变压器和应用普通变压器的两种接线方案。图10-29分裂变压器和普通变压器接线比较图发电厂电气部分（2）在降压变电站，应用分裂变压器对两段母线供电时（如图10-30所示），当一段母线发生短路时，除能有效地限制短路电流外，还能使另一段母线电压保持一定的水平，不致影响电力用户的运行。（3）分裂变压器约比同容量的普通变压器贵20％左右。（4）分裂变压器适用于两段负荷均衡、又需限制短路电流的情况。图10-30分裂变压器低压供电接线图发电厂电气部分 在发电厂和变电站中，通常将2台或数台电力变压器并联运行，并联运行比1台大容量变压器单独运行有下列优点：（1）提高供电可靠性，一台退出运行，其他变压器仍可照常供电；（2）在低负荷时，部分变压器可不投入运行，因而能减小能量损耗，保证经济运行；（3）减小备用容量。第八节电力变压器的并联运行发电厂电气部分 变压器并联运行时，通常希望它们之间没有平衡电流；负荷分配与额定容量成正比，与短路阻抗成反比；负荷电流的相位相互一致。要做到上述几点，就必须遵守以下条件：（1）并联运行的变压器一次电压相等，二次电压相等，也就是需要变压比相等；（2）额定短路电压相等；（3）绕组联结组号相同。上述三个条件中，第一条和第二条不可能绝对相等，一般规定变压比的偏差不得超过±0.5％，额定短路电压相差不得大于±10％。发电厂电气部分一、不满足变压器并联运行条件时的运行1.变压比不同的变压器的并联运行图10-312台变压比不同的单相变压器并联运行（a）接线图；（b）等值电路图发电厂电气部分 空载时平衡电流又故得发电厂电气部分假设，UN1I＝UN1II＝U1，则，（10-39)如，则，(10-40)发电厂电气部分 由上式可知：平衡电流决定于Δk*和变压器的内部阻抗，变压器的内部阻抗通常很小，即使Δk*不大，即2台变压器的变压比相差不大，也可能引起很大的平衡电流。 例如：在式(10-40)中，如果2台变压器的容量相同，短路电压相等，其标幺值等于0.05；变压比如果相差1％，平衡电流即可达额定值的10％。它占据了变压器的一部分容量，一般Δk*不得超过0.5％。2.短路电压不同的变压器并联运行 若有一组变压器并联运行，假定它们的变压比相同，则变压器中的电压降是一样的，即发电厂电气部分如果阻抗角相同，则故，（10-41)发电厂电气部分 当2台变压器并联运行时，有(10-42)(10-43) 因此，数台变压器并联运行时，如果短路阻抗不同，其负荷并不按额定容量成比例分配。由上式可知，负荷分配是与短路阻抗的大小成反比，短路阻抗小的变压器承担的比重大，往往在其他变压器没有达到额定负荷之前，它已经过负荷。长期过负荷是不允许的，在此情形，只能让短路阻抗大的变压器欠负荷运行，这样就限制了总输出功率，能量损耗也增多。发电厂电气部分 绕组联结组号不同的变压器并联运行时，同名相电压间的位移角，此时，变压器将出现平衡电流，引起此电流之电压等于（10-45）式中U＝UI＝UII所以，（10-46）3.绕组联结组号不同的变压器并联运行发电厂电气部分 如果并联运行的变压器容量相同，短路电压相同，而只有绕组联结组号不同，则变压器间的平衡电流为（10-47） 例如，当位移角＝30º，短路电压u*k=0.055时，则只有在故障情况下，才允许通过这样大的电流。至于允许平衡电流通过的时间，应依照事故过负荷的规定。 如果需要将绕组联结组号不同的变压器并联运行时，应采用将各相易名，始端与末端对换等方法，将变压器的连接化为同一联结组号，才能并联运行。发电厂电气部分二、三绕组变压器的并联运行1.2台三绕组变压器的两个绕组并联运行，第三绕组分别带负荷图10-322台三绕组变压器两个绕组并联运行，第三绕组分别带负荷（a）接线图；（b）等值电路图发电厂电气部分 图10-32（b）中，Z1、Z2、Z3分别表示绕组1、2、3的阻抗。其值分别为 由于2台变压器并联，它们高中压绕组ac之间的电压应相等，所以（10-48）发电厂电气部分（10-49） 则有，（10-50） 结论：并联绕组间负荷的分配受第三绕组负荷（和）的影响，在某些情况下，还可能引起某一侧过负荷，运行中要加以监视或重新分配。发电厂电气部分2.2台三绕组变压器三个绕组都并联运行图10-332台三绕组变压器三个绕组都并联运行（a）接线圈；（b）等值电路图发电厂电气部分 依照图10-33（b）所示的等值电路图可得，（10-51）（10-52）(10-53)(10-54)其中，(10-55)发电厂电气部分(10-56)一些特殊情况都可以从上述公式中推导出。例如，1台三绕组变压器和1台双绕组变压器并联运行时，，，即，发电厂电气部分欢迎使用本课件****