发电厂电气主接线及设计.ppt

第四章电气主接线及设计,主要内容：1.电气主接线设计的基本要求和原则 2.主接线的基本接线形式 3.主变压器的选择 4.限制短路电流的方法 5.各类发电厂和变电站的主接线的特点 6.电气主接线设计举例,电气主接线的重要性,1)电气主接线是发电厂和变电所电气部分的主体，它表明了各种设备的数量及连接情况。2)电气主接线决定了可能存在的运行方式，影响着运行的可靠性和灵活性。3)电气主接线决定了电气设备的选择、配电装置的布置。4)电气主接线决定了继电保护和控制的方式。,第一节电气主接线设计原则,1、可靠性,类负荷：即使短时停电也会造成人员伤亡、重大设备损坏或政治、军事、经济上的重大损失，任何时间都不能停电类负荷：停电将造成减产，使用户蒙受较大的经济损失，仅在必要时可短时停电类负荷：、类负荷以外的其他负荷，停电不会造成大的影响，必要时可长时间停电,（1）发电厂、变电站在电力系统中的作用和地位,（2）负荷性质和类别,类负荷、类负荷、类负荷,可靠性、灵活性、经济性,一、对电气主接线的基本要求,定性分析和衡量主接线可靠性的标准：断路器检修时，能否不影响供电线路、断路器或母线故障时，以及母线或母线隔离开关检修时，停运出线回路数的多少和停电时间的长短，以及能否保证对、类负荷的供电发电厂或变电站全部停电的可能性(4)大型机组突然停运时，对电力系统稳定运行的影响及后果等因素,（4）运行经验,（3）设备制造水平,二、灵活性1.操作方便2.调度方便3.扩建方便,三、经济性1.节省一次投资2.节约占地面积3.降低运行费用,二、主接线的设计原则,以设计任务书为依据，以国家经济建设的方针、政策、技术规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各项技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便，尽可能地节省投资，就近取材，力争设备元件和设计的先进性与可靠性，坚持可靠、先进、适用、经济、美观的原则。,一般一个厂、站中有多回进线（或电源），多回出线，为提高供电可靠性，必须使每一回出线都能从任一电源获得供电。最好的方法：进出线多于4回时，采用母线，即电源不直接与出线相连，而是与母线相连把电能送到母线上，各回出线也间接到母线上获得电能。这样以母线来汇集和分配电能，使整个主接线环节减少，简单清晰，运行方便、可靠，也有利于安装和扩建。相应的缺点：开关设备增多，配电装置占地面积增大。进出线回数较少时，可采用无母线的方式，由发电机、变压器和出线直接相连，减少了开关设备和占地面积。,第二节 主接线的基本形式（典型、常用的接线形式）,有汇流母线的电气主接线 按有无汇流母线分类：无汇流母线的电气主接线,为什么按有无汇流母线分类？,分类：有汇流母线的电气主接线 无汇流母线的电气主接线 单元接线 桥形接线 角形接线,第二节 主接线的基本形式（典型、常用的接线形式）,对每一种基本接线形式，要求掌握：1)接线图画法：进出线环节如何与母线连接，开关设备如何连接2)可能存在的运行方式和运行特点3)优缺点4)适用场合：适用的电压等级；适用的进出线回数,WL：输电线路（出线）QS11：电源隔离开关QS21：母线隔离开关QS22：线路隔离开关QF1：电源断路器QF2：出线断路器W：母线QE：接地开关,单母线接线-最原始、最简单的接线1）构成,一、单母线接线,（一）有汇流母线的接线形式,2)单母线接线特点：,ii.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,iii.电源可以在母线上并列运行，任一出线可以从任一电源获得电能，各出线在母线的布置尽可能使负荷均衡分配于母线上，以减小母线中的功率传输,i.只有一组母线，所有电源（进线）和出线都经过一台断路器和隔离开关连接在母线上,3)回路基本组成：每条回路中都装有断路器和隔离开关。断路器：具有专用的灭弧装置，可以接通和断开负荷电流和短路电流隔离开关：没有灭弧装置，不能带负荷拉、合,为什么断路器两侧配有隔离开关？,QE：线路隔离开关的接地开关（接地刀闸），用于线路检修时替代临时安全接地线,4）倒闸操作 发电厂、变电所的电气设备有三种状态：运行、备用、检修 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：倒闸操作。倒闸操作的正确与否，影响系统的安全运行。,4）倒闸操作,单母线接线,操作顺序：退出线路WL2：断开QF2 断开QS22 断开QS21,恢复供电：合上QS21 合上QS22 合上QF2,若操作顺序有误有何影响？,基本原则：操作QS必须在QF断开的时候进行。投入QS时，从电源侧向负荷侧合上QS。退出QS时，从负荷侧向电源侧拉开QS。,电气“五防”是指：1、防止带负荷分、合隔离开关。（断路器、负荷开关、接触器合闸状态不能操作隔离开关。）2、防止误分、误合断路器、负荷开关、接触器。（只有操作指令与操作设备对应才能对被操作设备操作）3、防止接地开关处于闭合位置时关合断路器、负荷开关。（只有当接地开关处于分闸状态，才能合隔离开关，才能进至工作位置，才能操作断路器、分荷开关闭合）4、防止在带电时误合接地开关。（只有在断路器分闸状态，才能操作隔离开关才能从工作位置退至试验位置，才能合上接地开关）5、防止误入带电室。（只有隔室不带电时，才能开门进入隔室）,防止误操作的措施：严格按照操作规程实行操作票制度（组织措施）；加装电磁闭锁、机械闭锁、电气闭锁或电脑钥匙（技术措施）。,倒闸操作程序示意图：,操作票：在电力系统中进行电气操作的书面依据，包括调度指令票和变电操作票。,操作人：监护人：值班负责人：值长：,5)优点：接线简单、操作方便、设备少、经济性好，便于扩建；隔离开关不作为操作电器。,6)缺点：（1）可靠性较差（2）灵活性较差，调度不方便,7)适用范围：一般适用于6-220kV系统中只有一台发电机或主变，出线回路少，并且没有重要负荷的中小型发电厂和变电所。610kV配电装置，出线回路数不超过5回。3563kV配电装置，出线回路数不超过3回。110220kV配电装置，出线回路数不超过2回。,2.单母线分段接线,1)接线形式为了提高供电可靠性，可以用断路器将母线分段，从而形成单母线分段接线。,QFd：分段断路器QFd两侧的隔离开关用于检修QFd时隔离电压。,2)分段数目和原则,母线分段的数目取决于电源的数目和功率、电网的接线，分段的数目一般在2-3段。且引出线在各母线段上分配时，应尽量使各段功率平衡。,3)单母分段运行方式,A.正常运行时，分段断路器QFd断开。,特点 应装设备自投装置，提高供电可靠性。当任一电源断开时QFd应能自动投入，保证全部引出线继续供电。这种运行方式可以限制母线短路电流水平，简化继电保护。,3)单母分段运行方式,B.正常运行时，分段断路器QFd闭合。,特点当任一母线发生短路故障时，在母线继电保护的作用下，QFd和连接故障母线的电源QF断开，则非故障母线段可以继续供电。,无论哪种运行方式，单母分段可以给重要负荷供电，从两个母线段上引出2个回路。两段母线同时故障几率几乎为0。,4)用隔离开关替代分段断路器,当可靠性要求不高时，也可以用隔离开关QSd将母线分段，母线故障时将会短时全厂停电，拉开分段隔离开关后，无故障段恢复运行。,5)优点,具有单母线接线简单、经济、方便、易于扩建的优点。相比单母线接线，可靠性更高，运行方式更灵活。,电源可以并列运行也可以分列运行,重要用户可以从不同段引出两回馈线,任一母线或母线隔离开关检修，只停该段，其他段继续供电,任一母线段故障，则只有该母线段停电,电源分列运行时，任一电源断开，则QFd自动接通,6)缺点,增加了分段设备的投资和占地面积；某段母线故障或检修仍有停电问题；某回路的断路器检修，该回路停电；扩建时，需向两端均衡扩建,7)适用范围广泛应用于中、小容量发电厂的6-10kV接线和6-220kV变电站中。610kV配电装置，出线回路数6回及以上时；发电机电压配电装置，每段母线上的发电机容量为12MW及以下时。3563kV配电装置，出线回路数48回。110220kV配电装置，出线回路数34回。,3.单母线(分段)带旁母接线,引出原因：1)单母线及单母分段接线都不能解决某一回路检修QF时必须停电的问题。2)断路器必须检修。断路器经过长期运行或者开断一定次数的短路电流之后，其机械性能和灭弧能力都会下降，必须进行检修以恢复其性能。一般情况下，该回路必须停电。,单母线带旁路：“专用旁路断路器”单母线分段带旁路：又包括“专用旁路断路器”和“分段断路器兼作旁路断路器”两种接线。,为解决在检修断路器期间该回路必须停电的问题，可采取加装“旁路母线”的方法。增加一条称为旁路母线的母线，该母线由“旁路断路器”供电，在检修出线断路器时，就可将该条线路转移到旁路母线上，用旁路断路器代替出线断路器工作，从而实现不间断供电。,1）单母线带旁母接线,接线特点：专设旁路断路器QFP和旁路母线WP。QFP连接旁路母线WP和工作母线W。每一出线回路在线路隔离开关的线路侧再用一台旁路隔离开关QSP连接至旁路母线WP上。,WP：旁路母线QFP：(专用)旁路断路器QSP：旁路隔离开关,正常状态？,QFP、QSP1、QSP3、QSP分闸，WP不带电。,合上QSP1 合上QSP3合上QFP，使旁母WP带电；合上QSP断开QF1 断开QS13断开QS11。,不断电检修QF1倒闸操作?,优点：供电可靠性提高，保证对重要用户不间断供电；采用专用旁路断路器，倒闸操作相对简单。缺点：增加了设备，从而增大了投资和占地面积。,旁路母线与电源回路连接，可不断电检修电源回路断路器。（变电站）检修电源侧断路器操作？旁路母线通过旁路隔离开关接至电源，然后断开电源侧的断路器，出线不会停电。,但接线比较复杂，将使配电装置布置困难和增加建造费用，所以旁路母线一般只与出线回路相连，即不包括虚线部分。,2）单母线分段带旁母接线,正常运行时：旁路断路器及两侧QS及每回出线的QSP都断开，单母线分段运行。,A.专设旁路断路器QFP和旁路母线WP,检修出线QF3时：倒闸操作与前类似。,与单母带旁路比较，可靠性有所提高，检修时仍以单母线分段运行。,接线方式1,接线方式2,A.专设旁路断路器QFP和旁路母线WP,正常运行时：旁路断路器及每回出线的QSP都断开，WP不带电。QSPP合闸，QSPI或QSPII和合闸，使QFP处于“热备用”状态。,检修QF3：倒闸操作与前类似。,正常运行时：QFd、QS1、QS2合，QSd、QS3、QS4、QSP分。WP平时不带电。,B.分段断路器QFd兼作旁路断路器,QFd：正常运行时作为分段QF，检修出线QF时作为旁路QF。,B.分段断路器QFd兼作旁路断路器,检修出线QF3：,其他接线形式,旁路断路器兼作分段断路器：正常运行时，WP均带电，故障几率大；但倒闸操作相对简单。,不设母线分段隔离开关,3)单母（分段）带旁路接线的适用情况,610kV屋内配电装置一般不设旁路母线：供电负荷小，供电距离短，易于从网路中取得备用电源，还可以采用易于更换的手车式成套开关柜。同时，大多数为电缆出线，事故跳闸次数很少。只有在架空出线很多且用户不允许停电检修QF时才考虑单母分段加旁路母线的接线方式。,3560kV可不设旁路母线：因为重要用户多采用双回路供电，有可能停电检修断路器。其次，断路器年平均检修时间段，通常23天。,110220kV一般要设置旁路母线：线路输送距离远，输送功率大，停电影响大，断路器平均每年检修时间57天。凡采用检修周期可以长达20年的SF6断路器或全封闭组合电器时，可不装旁路母线。,单母线接线共同问题：接线形式简单，所用设备少，相对而言供电可靠性较低。不论母线是否分段，当母线（段）故障或母线隔离开关检修或故障时，接在该母线（段）上的所有回路都必须停电，检修完或故障排除后方能恢复供电。停电时间可能很长，降低了供电可靠性。,根本原因：每个回路都只通过唯一的通道连接在唯一的一条母线上。,解决问题：增加一条母线，形成双母线接线。,二、双母线接线及双母线分段接线,1.双母线接线,两组母线：W1，W2 每一个电源回路和出线回路均通过一台QF和两台QS分别连接在两组母线上。两组母线通过一台母联断路器QFC连接。,1)接线形式,QFC断开，所有进出线接在工作母线上的QS全部闭合，接在备用母线上的全部断开。备用母线不带电，相当于单母线运行。任一组母线都可以是工作或备用。,2)运行方式A.一组母线工作，另一组备用,QFC及两侧QS闭合，W1和W2均为工作母线。由于母线继电保护的要求，一般把电源和出线均匀分布在两组母线上。每一回路固定与某一组母线相连，接于该组母线的QS闭合。相当于单母线分段运行。（QFC断开时，相当于分裂为两个电厂，可限制短路电流）,2)运行方式B.两组母线并联运行,方法：将要检修的母线上的全部回路通过倒闸操作转移到另一组母线上。-“倒母线”必须严格按正确带电操作顺序，避免误操作。,3)运行特点,A.检修母线时不影响正常供电,正常情况：工作方式1，W1工作，W2备用。检修W1：将W2转为工作，W1转为备用。,3)运行特点,A.检修母线时不影响正常供电,合QS2、QS1、QFC，使W2带电，检查W2是否完好。依次合上各回路接于W2母线侧的QS，再依次断开各回路接于W1母线侧的QS。拉开QFC，W1可退出检修。,检修QS5：思路：断开WL1回路，并使W1不带电。,3)运行特点,B.检修任一母线QS，只影响该回路供电。,断开QF1、QS7。将电源和其余出线全部经“倒母线”转移到W2上，再断开QFC。此时W1不带电，QS6本来就是断开的，因此QS5完全不带电，可安全检修。,工作母线发生短路故障后时，所有电源回路QF自动跳闸。,3)运行特点,C.工作母线故障后，所有回路能迅速恢复供电。,断开各出线QF及所有故障母线侧的QS。合上各回路备用母线侧的QS。合上电源及出线QF。这样所有回路不必等待故障排除即可迅速恢复供电。,例如用QFC代替QF1。,3)运行特点,D.任一出线的QF故障、拒动或不允许操作时，可利用QFC代替。,断开QF1、QS7、QS5，用跨条短接QF1。合上QS6、QS7、QS2、QS1，再合上QFC，则恢复WL1供电。,4)优缺点优点：可靠性高、运行灵活、扩建方便。（补充：可根据调度需要，完成特殊功能：同期、解列、融冰等）,缺点：增加了母线长度，每回路多了一组母线QS，从而配电装置架构增加，占地面积增大，投资增多。由于母线故障或检修而进行倒闸操作时，QS作为倒换操作电器，极易容易发生误操作。工作母线故障时，造成整个配电装置在倒母线期间停电。（解决方法：将某组母线分段）检修任一回路QF时，该回路必须停电。即使用母联断路器代替，也要短时停电，而且检修期间变成单母线分段运行，可靠性有所降低。（解决方法：加装旁路母线）,5)双母线接线的适用情况,由于可靠性高，广泛适用于6220kV进出线较多，输送功率和穿越功率较大，运行可靠性和灵活性要求高的场合。,3560kV：出线超过8回，或连接电源较多，负荷较大时采用，这样检修设备比较方便。,110220kV：出线回数为5回以上时，或出线回数为4回但在系统中地位重要时采用。,610kV：当发电机电压负荷大，出线较多，且有重要用户时，有采用双母线的必要。,2.双母线分段接线方式-解决工作母线检修或故障时，出线短时停电的问题。,原WI分为两段（WI、WII），原II段母线（W3）仍备用，平时不带电。WI、WII各通过一台母联断路器（QFC1、QFC2）与W3相连，WI与WII之间通过分段断路器QFD连接。,接线形式,优点：可靠性、灵活性高。一段母线检修或故障时，可将该分段上的所有回路转至备用母线，则备用母线与完好分段通过母联并列运行；610kV发电机电压母线中，加装分段电抗器可限制短路电流。缺点：增加了母联断路器和分段断路器的数量，占地面积增加，配电装置投资增大。,双母线分段接线的适用情况,由于可靠性高，广泛适用于6220kV进出线较多，输送功率和穿越功率较大，运行可靠性和灵活性要求高的场合。,220kV及以上：进出线回数为1014回时，可采用双母线3分段，进出线回数为15回及以上时，可采用双母线4分段。在可靠性要求很高的330500kV超高压配电装置中，当进出线回数为6回以上时，也可采用双母线3分段或4分段。,610kV：广泛应用于进出线较多的发电机电压母线。,3.双母线带旁路接线方式-解决某回路断路器检修需要停电的问题。,1)带专用旁路断路器QFP,正常运行时多采用固定连接方式，即双母线同时运行，出线和电源回路平均分配好以后，固定工作于某一组母线上。负荷平衡，母联上流过的电流最小。,适用情况,110220kV配电装置出线送电距离长，输送功率大，停电影响较大，且常用少油断路器年均检修时间长达57天，因此多设置旁路母线。如果采用检修周期可以长达20年的SF6断路器，不必安装旁路母线。,220kV出线5回及以上，110kV出线7回及以上，一般应设专用的旁路QF。,2)旁路兼作母联或母联兼作旁路,A.旁路兼作母联正常运行时：QFP要起母联作用，QFP、QS1、QSPP、QS8合上，QS2断开，WP带电。检修时：QFP作旁路断路器，应先转为单母线运行。,考虑检修QF1时如何不停电倒闸操作？,B.母联兼作旁路（正常运行时WP不带电）,(a)(b),三、3/2断路器接线,每两回进线、出线占用3台QF构成一串，接在两组母线之间，因而称为“3/2断路器接线”，也称“一台半断路器接线”。,1)接线形式,A.可靠性高 任一元件（一回出线、一台主变）故障均不影响其他元件的运行。母线故障时，与其连接的断路器跳开，但各回路供电均不受影响。当某一串中既有电源又有出线时，即使两组母线同时故障影响也不大该串中的出线不影响供电。,2)优点,B.调度灵活 正常运行时，两组母线和全部断路器都投入运行，形成环状供电，调度方便灵活。,2)优点,C.操作方便 只需操作断路器，而不必利用隔离开关进行倒闸操作，从而使误操作事故大大减小。隔离开关不作操作电器，仅作检修时隔离电压用。,D.检修方便 检修断路器时，只需断开该断路器本身，然后拉开其两侧的QS即可检修。检修母线时，不用切换回路，也不影响各回路的供电。,A.用断路器、电流互感器多，投资大，二次控制线和继电保护复杂。,3)缺点,B.断路器动作频繁，检修次数多。,C.接线至少配成3串才能形成多环状供电。,注意：配串时应该使同一用户的双回路布置在不同的串中，电源进线也应分布在不同的串中，以避免在某些可能的情况下，使同一串中的两回出线或两回电源进线全部同时断开。,交叉接线,非交叉接线,两条原则：（1）电源线宜与负荷线配对成串，即最好同一个断路器串中，配置一条电源线和一条出线回路（2）当初期只有两串时，同名回路宜分别接于不同的母线侧，当达到三串时，同名线路可接于同侧母线,4)应用范围：具有高可靠性，因此是现代大型电厂和变电所超高压（330kV、500kV及以上电压等级）配电装置的常用接线方式。,四、变压器母线组接线,接线方式：由于变压器是质量可靠、故障率很低的设备，所以直接接入母线，省去断路器以节约投资。双母线，两台主变直接通过隔离开关分别接到两组母线上。其出线采用双断路器接线或一台半断路器接线。正常运行时，两组母线和所有断路器均投入。,检修任一台QF：不停电。主变故障分析：主变（如T1）故障相当于与之连接的母线（W2）故障，所有靠近该母线的断路器均跳闸，但不影响各出线的供电。主变用隔离开关（QS1）断开后，母线即可恢复运行。一组母线故障或检修：相连QF断开，只减少输送功率，不会停电。,出线多于4回时：,优点：可靠性较高调度灵活扩建方便缺点：使用断路器和隔离开关多，投资大适用范围：远距离、大容量输电系统中，对系统稳定和供电可靠性要较高的变电站中采用，要求主变的质量可靠、故障率甚低。,（二）无汇流母线的接线形式,无汇流母线的主接线没有母线这一中间环节，使用开关电器少（共同特点：断路器数少于或等于出线回路数），占地面积小，投资较少，没有母线故障和检修的问题，但一般只适用进出线较少、没有扩建或发展可能的发电厂和变电站。,一、单元接线-无母线接线中最简单的形式。,接线形式：发电机和变压器直接串联连成一个单元，再经断路器接至高压系统，发电机出口处除厂用分支外，不再装设母线，这种接线称：发电机-变压器单元接线。发电机仅在升高电压侧并联工作，因此升高电压侧必须有母线。,1.发电机-双绕组变压器单元接线,1)变压器可以是一台三相双绕组变压器，也可以是三台单相双绕组变压器。2)变压器与发电机容量配套，两者不可能单独运行，因此发电机出口可不装设断路器。3)为了便于对发电机进行试验，可装设一组隔离开关。4)适用于大、中、小型机组，尤其是大型机组广泛采用。（200MW及以上大机组一般采用与双绕组变压器组成单元接线，当电厂具有两种升高电压等级时，则装设联络变压器。）,2.发电机-三绕组变压器单元接线,1)若高、中压侧无电源，发电机、变压器之间可不装QF。2)若高、中压侧有电源，且高、中亚侧在发电机不工作时仍需保持联系时，发电机、变压器之间应装QF。3)为了检修高、中压侧断路器时隔离带电部分，QF两侧均装QS。4)大型机组一般不采用这种接线方式。,2.发电机-变压器扩大单元接线,为了减少变压器台数和升高电压侧断路器的数量，从而节约投资和占地面积，采用两台发电机连接一台变压器的扩大单元接线。接线方式1：两台发电机并联，连在同一台变压器上，发电机和变压器之间分别装设断路器。缺点：运行灵活性较差，尤其检修变压器时，需停两台发电机，影响较大。因此必须是电力系统允许和技术经济合理时才采用。,2.发电机-变压器扩大单元接线,接线方式2：采用分裂绕组变压器作为主变，两台发电机分别接在变压器低压侧分裂绕组的每个臂上。好处：可以有效的限制发电机出口或变压器低压侧短路时的短路电流水平。（比较接线方式1）,发电机-变压器扩大单元接线适用范围：发电机单机容量偏小（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。,3.发电机-变压器-线路组单元接线,当只有一台发电机、一台变压器和一条出线时，可采用发电机-变压器-线路组单元接线。即发电厂内不设升压站，把电能直接送到附近的枢纽变电所。优点：节约了占地面积，只有单元控制室，没有网络控制室。适用：没有发电机电压负荷，场地狭窄，且发电厂距离枢纽变电所较近的情况。,单元接线的特点：,优点：（1）接线简单，开关设备少，操作简便（2）故障可能性小，可靠性高（3）由于没有发电机电压母线，无多台机组并列，发电机出口短路电流相对减小（4）配电装置简单，占地少，投资省缺点：单元中任一元件故障或检修都会影响整个单元的工作。,二、桥形接线,当只有两回进线和两回出线时，可采用桥形接线，此时有4回进出线，但只用3台断路器，数目最少。根据连接桥的位置，分为“内桥接线”和“外桥接线”。,内桥：桥连断路器设置在变压器侧外桥：桥连断路器设置在线路侧,内桥接线：（正常运行时所有QF、QS合上）,特点：（1）一回线路检修或故障时，其余部分不受影响，操作简单。,（2）变压器切除、投入或故障时，有一回路短时停电，操作复杂。(检修T1时倒闸操作？),（3）线路侧断路器检修时，线路需较长时间停电。,（4）穿越功率经过的断路器较多，使断路器故障和检修机率大。,适用范围：输电线路较长(相对来说线路的故障机率较大)或雷击率较高，或变压器又不需经常投、切及穿越功率不大的小容量配电装置中。,外桥接线,（3）变压器侧断路器检修时，变压器需较长时间停电。,特点：（1）一回线路检修或故障时，有一台变压器短时停运，操作较复杂。,（2）变压器切除、投入或故障时，不影响其余部分，操作简单。,（4）穿越功率只经过断路器QF3，使断路器故障和检修及系统开环的机率小。,适用范围：输电线路较短，变压器经常投、切及穿越功率较大的小容量配电装置中。,优点：高压电器少，没有母线，布置简单，造价低；经适当布置可较容易的过渡到单母分段或双母线接线。,桥形接线总结,缺点：可靠性不是太高，切换操作比较麻烦。,适用范围：多用于小容量的发电厂或变电所中，或作为发电厂和变电所建设初期的一种过渡性接线。,三、角形接线,（a）三角形接线（b）四角形接线,将几台断路器连成闭合环状，在相邻两台断路器之间引接一回进线或一回出线，构成角形接线。“角”数=进出线回数总数=断路器台数。,优点：1）使用断路器少，经济性较好。2）闭环运行时，可靠性和灵活性较高。3）检修任一断路器时，只需断开其两侧的隔离开关，不会引起停电。4）隔离开关只用于检修时隔离电压，不作操作电器。5）任一回路故障，只跳开与其相连的的2台断路器，不影响其他回路供电。,注意：尽量把电源回路和出线回路交叉布置，避免同时失去两个电源或两个负荷，提高供电可靠性。,缺点：1）角形中任一台断路器检修，变开环运行，可靠性降低。此时恰好有线路故障，则会影响其他回路供电，因此，一般将电源与出线回路交替布置。2）开环闭环运行工作电流相差很大，且每个回路连2个断路器，每个断路器连2个回路，可能使设备选择困难，继电保护整定、控制复杂。3）建成后扩建困难。,适用范围：适用于最终规模较明确（35回，一般不超过六回）的110kV及以上的配电装置中（例如水电厂及无扩建要求的变电所）。,电气主接线方式小结,有汇流母线无汇流母线,单母线接线双母线接线一台半断路器接线变压器母线组接线,单母线接线单母线分段接线单母线带旁路母线接线单母线分段带旁路母线接线,双母线接线双母线分段接线双母线带旁路母线接线双母线分段带旁路母线接线,单元接线桥形接线角形接线,第三节 主变压器的选择,主变压器：用来向电力系统或用户输送功率的变压器。,正确合理的选择主变压器，是电力系统规划和主接线设计中的一个主要问题。主变的选择包括：一、变压器的容量和台数的选择二、变压器型式和结构的选择,联络变压器：用来两种电压等级之间交换功率的变压器。,厂（所）用变压器：只供本厂（所）用电的变压器。,一、主变压器容量和台数的选择,选择依据：基本原始资料；传输功率大小、与系统联系的紧密程度、运行方式及负荷的增长速度；考虑510年的电力系统发展规划及负荷发展的需要。,台数选多、容量选大了：投资增加、占地面积增多、运行损耗大。台数选少、容量选小了：可能封锁发电厂剩余功率的输送；或满足不了变电所负荷（发展）的需要。,一、变压器容量和台数的确定,1.单元接线的主变压器容量、台数的选择（没有发电机电压负荷）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。每单元的主变压器为一台。,-发电机的容量（扩大单元接线中为两台发电机容量之和）-发电机的额定功率因数-厂用电率,举例：某电厂采用扩大单元接线，每台发电机额定容量50MW，厂用电率：10%，则主变容量为：,一、变压器容量和台数的确定,2.接于发电机电压母线和升高电压母线之间的主变压器的选择,1）所有机组满发，发电机电压母线上的负荷最小（特别是发电厂投入运行初期），扣除厂用后，保证送出全部剩余功率。,-发电机电压母线上的最小负荷,2.接于发电机电压母线和升高电压母线之间的主变压器的选择,2）发电机电压母线上接有2台或以上主变时，当容量最大的一台退出时，剩余主变应保证送出全部剩余功率的70%以上。安装2台主变时，主变容量计算：,3）发电厂容量最大的一台机组因故障或检修退出，而发电机电压负荷（地方负荷）最大时，主变应能从系统倒送功率满足地方负荷需要。,-除最大一台机组外，其他发电机容量之和,4）对水电比重较大的系统，在丰水期火电机组停机时，火电厂的主变应能从系统倒送功率，满足发电机母线上的最大负荷要求,台数选择：接于发电机电压母线的上的主变压器一般来说不应少于2台，但对主要向发电机电压供电的地方电厂、系统电源主要作为备用时，可以只装一台。,2.接于发电机电压母线和升高电压母线之间的主变压器的选择,容量选择：取以上4种情况计算结果最大的一个，查表选择接近国家标准容量的变压器。,3.连接两种升高电压母线的联络变压器的选择,1)联络变压器的容量应能满足所联络的两种电压网络在各种不同运行方式下功率的交换。2)联络变压器的容量一般不应小于接在两种电压母线上最大一台机组的容量，以保证最大一台机组故障或检修时，通过联络变满足本侧负荷的需要；同时也可在线路检修或故障时，通过联络变将剩余功率送入另一侧系统。联络变压器通常只选一台，最多不超过两台。,4.变电所主变压器的选择容量选择：变电所主变容量，一般按510年规划负荷选择，根据城市规划、负荷性质等综合考虑其容量。1）对重要变电所，当一台主变压器停运时，其余变压器的容量在计及过负荷能力允许时间内，应满足、类负荷的供电。2）对一般变电所，当一台主变压器停运时，其余变压器容量应能满足全部负荷的70%80%,台数选择：对于枢纽变电站在中低压侧已形成环网的情况下，变电站设置2台主变为宜；对地区性孤立的变电所或大型工业专用变电所，可设3台主变压器。,二、主变压器型式和结构的选择,1.相数的选择 1）300MW及以下机组单元接线的主变压器和330kV及以下电力系统中，一般都应选用三相变压器。如受到制造能力和运输条件限制，亦可选两台小容量三相变压器或单相变压器组。2）600MW机组单元接线的主变压器和500kV电力系统中的主变压器，应综合考虑，进行技术经济比较来确定。,包括：相数的选择、绕组数的选择、绕组接线组别的选择、调压方式的选择、冷却方式的选择,单相变压器,三相变压器,2.绕组数的选择（1）只有一种升高电压向系统供电的发电厂或只有两种电压的变电所，采用双绕组变压器。（2）有两种升高电压向用户供电或与系统连接的发电厂以及有三种电压的变电所，可以采用双绕组变压器或三绕组变压器。,2）最大机组为200MW及以上的发电厂，宜采用发电机双绕组变压器单元加联络变压器。联络变压器宜采用三绕组（包括自耦变压器）变压器，其低压侧作厂用电和启动电源。,3）当采用扩大单元接线时，宜采用低压分裂绕组变压器，以 限制短路电流。,4）在有三种电压的变电所中，如变压器各侧绕组的通过容量均达到变压器额定容量的15%及以上，或低压侧虽没有负荷，但需在该侧接无功补偿设备时，宜采用三绕组变压器。,5）110kV及以上的中性点直接接地系统中，凡需选用三绕变压器的场所，均可优先选用自耦变压器。,1）最大机组容量为125MW及以下，而且变压器各侧绕组的通过容量均达到变压器额定容量的15%及以上时，应优先考虑采用三绕组变压器。当某侧的通过容量少于15%时，可采用双绕组变压器加联络变压器。,3.绕组接线组别的选择,变压器三相绕组的接线组别必须与系统电压相位一致，否则不能并列运行。常用接线方式：Y(YN)，D。在我国：110kV及以上电压侧，变压器三相绕组接成“YN”，称为中性点直接接地系统，也称大电流接地系统。35kV作为高、中压侧时都可能采用“Y”，中性点不接地或经消弧线圈接地，称为中性点非直接接地系统，也称小电流接地系统；作为低压侧时可能用“Y”或“D”；35kV以下（不包含0.4kV）一般都为“D”。主变压器接线组别一般都采用YN，d11常规接线，三绕组变压器采用YN,YN0,d11接线。,4.调压方式的选择无载调压：必须停电时才能调节变压器高压绕组的分接头，从而改变变压器的变比以达到调节低压侧电压的目的。其调压范围较小，一般在5%以内（2*2.5%）。一年之内只能调节1，2次。电力系统用的大多是无载调压变压器。有载调压：有载调压变压器具有专用的分接头切换开关，能在不停电（带负载）的情况下改变分接头位置调压。调压范围较大，一般为15%以上甚至30（如8*1.25%），可根据负荷大小的变化一天调节几次，并且可进行自动调节。用于运行方式变化较大的情形。,应用：有载调压变压器价格要贵一些，当负载变化较大，采用无载调压变压器电压质量无法保证时，采用有载调压变压器。在发电厂中，一般情况下升压变不用有载调压变压器。但接于出力变化大的发电机母线的主变，或功率方向经常变化的联络变，常采用有载调压变压器。,5.冷却方式的选择,1)自然风冷却2)强迫空气冷却3)强迫油循环风冷却（适用于大容量变压器）4)强迫油循环水冷却5)强迫油循环导向冷却：效率最高（适用于大容量变压器）,限制短路电流的目的：使短路电流水平降低，以便采用价格较便宜的轻型电器以及截面积较小的导体，从而降低投资。,第四节 限制短路电流的方法,限制短路电流的方法：从根本上讲，增大电源至短路点之间的等效阻抗，即：减少并列，增加串联。包括：选择适当的主接线形式和运行方式 加装限流电抗器 采用低压分裂绕组变压器,1、大容量发电机组，不设发电机电压母线，采用单元接线，出口采用分相封闭母线。2、降压变电所，变压器低压侧分裂运行，也称为母线硬分段。,一、选择适当的主接线形式和运行方式,3、双回路线路，采用线路分开运行方式，或在负荷允许的条件下，按单回路运行。,4、环形网络，在环网中穿越功率最小处开环运行。,电抗器：由铜或铝导线绕制而成的空心线圈，在专设的支架上浇注成水泥支柱，又称“水泥电抗器”。电抗器没有铁心，所以其电抗值恒定不变；电抗器导线电阻很小，有功能量损耗极小。电抗器主要用于发电厂和变电所的610kV配电装置中，目的在于限制发电机回路和发电机电压负荷用户侧短路时的短路电流水平，以便在这些回路中选用轻型电气设备，从而减少投资。按结构不同，分为“普通电抗器”和“分裂电抗器”。普通电抗器按安装地点不同，分“出线电抗器”和“母线电抗器”。,二、加装限流电抗器,1)母线电抗器目的：让发电机出口断路器、变压器低压断路器、母联断路器和分段断路器等均能按各回路额定电流来选择位置：母线分段处，损耗最小作用范围：无论厂内（K1、K2）或厂外（K3）短路时，L1均可起限流作用,1.普通电抗器,1)母线电抗器百分电抗：电抗器在其额定电流下产生的压降 与其额定相电压比值的百分数。（母线电抗器一般为8%12%）,额定电流：根据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来选择。一般取发电机额定电流的50%80%。,2)线路电抗器目的：限制电缆馈线短路电流位置：发电机电压母线的电缆引出线回路中断路器的后面。（架空线不装）作用：A.限制该电抗器后发生故障时的短路电流；B.由于短路时电压降主要落在电抗器上，因而能在母线维持较高的剩余电压。（K3处短路时，母线电压维持大于65%额定电压)作用范围：只有在该电抗器后发生故障时才起限流作用。,2)线路电抗器百分电抗：为了能限制短路电流，维持较高的母线剩余电压，又不致在正常运行时产生较大的电压损失（一般要求不应大于5%UN）和较多的功率损耗，通常选3%6%。,额定电流：与所在回路的负荷电流相匹配，一般为300600A。,2.分裂电抗器,结构：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。特点：两臂之间有磁的联系（互感耦合），也有电的联系（电气上连通）。,2)短路时：限流作用与普通电抗器相同。（对短路电流呈现的运行电抗为）,优点：1)正常运行情况：当分裂电抗器的分支电抗值与普通的电抗值相等时，电压损失约为普通电抗器的一半。,3)比普通电抗器多供一倍的出线，可减少电抗器数目。,缺点：正常运行时，当一臂的负荷变动时，会引起另一臂母线电压波动，甚至出现过电压。,装设地点：,电抗百分值：8%12%。,三、采用低压分裂绕组变压器,当发电机容量较大时，采用低压分裂绕组变压器，组成扩大单元接线，可以起到限制短路电流的效果。分裂绕组变压器有一个高压绕组和两个低压的分裂绕组。设计时，其高压绕组和两个低压绕组之间磁耦合较紧密，而两个低压绕组相互之间的磁耦合较弱。因此低压分裂绕组变压器高压绕组的等值电抗X10。两个低压绕组容量相同，漏抗相同。,1.低压分裂绕组变压器的应用,2.正常运行情况分析,图c是分裂绕组变压器的等值电路。正常运行时两支路负荷基本相等，两个低压绕组相当于并列运行，此时的等值电路如图d。,3.短路情况分析,2)分裂变压器用于扩大单元的主变某一臂（如K1）短