主编：李家坤朱华杰主审：陈光会

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普通高等教育“十二五”规划教材普通高等教育“十二五”规划教材高等职业教育电气类专业系列教材高等职业教育电气类专业系列教材

主编：李家坤朱华杰主审：陈光会

5 电气主接线

发电厂及变电站电气设备发电厂及变电站电气设备FADIANCHANG JI BIANDIANZHAN DIANQISHEBEI

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5.1 5.1 电气主接线概述电气主接线概述 11

5.2 5.2 电气主接线的基本形式电气主接线的基本形式 22

5.3 5.3 主变压器的选择主变压器的选择 33

5.4 5.4 电气主接线设计电气主接线设计 44

5.5 5.5 典型电气主接线方案典型电气主接线方案 55

5 电气主接线

目录


【知识目标】1．了解电气主接线的概念及分类，掌握各种电气设备的标准图形符号和文字符号；2．掌握单母线接线、双母线接线、单元接线、桥形接线、多角形接线的接线形式、优缺点及应用；3．了解选择主变压器的原则，掌握主变压器台数、容量、型式的确定；4．掌握技术比较的内容、各种费用的计算，以及经济比较的方法；5．了解火电厂、水电站、变电站的典型主接线方案，掌握工程实际中的主接线方案的拟订和比较，确定最优方案。

5 电气主接线


【能力目标】1．能够认识电气设备的标准图形符号和文字符号；2．能够分析各类电气的主接线形式、优缺点及其应用；3．能够合理选择主变压器；4．能够对主接线方案进行技术经济比较；5．能够分析常见的典型电气主接线方案。

5 电气主接线


5.1 电气主接线概述



发电厂、变电站的电气主接线是指由发电机、变压器、断路器、隔离开关、电抗器、电容器、互感器、避雷器等高压电气设备以及将它们连接在一起的高压电缆和母线等一次设备，按其功能要求通过连接线连成的用于表示电能的生产、汇集和分配的电气主回路电路，通常也称之为电气一次接线或电气主系统、主电路。

5.1.1 电气主接线的概念及其重要性



用规定的设备图形和文字符号，按照各电气设备实际的连接顺序绘成的能够全面表示电气主接线的电路图，称为电气主接线图。主接线图中还标注出了各主要设备的型号、规格和数量。因为三相系统是对称的，所以主接线图常用单线来代表三相接线（必要时某些局部可绘出三相），也称为单线图。发电厂、变电所的电气主接线可有多种形式。选择何种电气主接线，是发电厂、变电所电气部分设计中的最重要的问题，对各种电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和控制方式的拟定等都有决定性的影响，并将长期地影响电力系统运行的可靠性、灵活性和经济性。



发电厂和变电站中的电气主接线主要作用如下：（ 1）电气主接线图是电气运行人员进行各种操作和事故处理的重要依据，因此电气运行人员必须熟悉本厂（或所）电气主接线图，了解电路中各种电气设备的用途、性能及维护、检查项目和运行操作的步骤等。

5.1.2 电气主接线的主要作用



（ 2）电气主接线表明了发电机、变压器、断路器和线路等电气设备的数量、规格、连接方式及可能的运行方式。电气主接线直接关系着全厂电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定，是发电厂、变电站电气部分投资大小的决定性因素。（ 3）电能生产的特点是发电、变电、输电和供、用电是在同一时刻完成的，所以电气主接线直接关系着电力系统的安全、稳定、灵活和经济运行，也直接影响到工农业生产和人民生活。



电气主接线代表了发电厂和变电站电气部分的主体结构，起着汇集电能和分配电能的作用，是电力系统网络结构的重要组成部分。电气主接线应满足以下基本要求：（ 1）保证必要的供电可靠性（ 2）具有一定的灵活性（ 3）保证维护及检修时安全、方便（ 4）尽量减少一次投资和降低年运行费用（ 5）必要时要能满足今后扩建的须求

5.1.3 对电气主接线的基本要求



发电厂、变电站的电气主接线，因建设条件、能源类型、系统状况、负荷需求等多种因素而异。典型的电气主接线，线和单元可分为有母线和无母线两类。有母线类主要包括单母线接线、双母线接线等；无母线类主要包括桥形接线、多角形接线等。



5.2 电气主接线的基本形

式

5.2 电气主接线的基本形式


电气主接线可分为有汇流母线和无汇流母线两大类，具体又有多种形式，如图 5.1所示：

有汇流母线

无汇流母线内桥接线

多角形接线外桥接线

桥形接线

单母线不分段

单元及扩大单元接线

单母线分段带旁路单母线分段

双母线

单母线

双母线带旁路一台半断路器接线

双母线分段双母线不分段

变压器 ---母线组接线电气主接线

图 5.1 电气主接线分类



母线也称为汇流排，起着汇集和分配电能的作用。单母线接线是指只采用一组母线的接线，具体分为单母线不分段接线、单母线分段接线、单母线分段带旁路接线三种。

5.2.1 单母线接线



5.2.1.1 单母线不分段接线（ 1 ）接线特点当进线和出线回路数不止一回时，为了适应负荷变化和设备检修的需要，使每一回路引出线均能从任一电源取得电能，或任一电源被切除时仍能保证供电，可在引出回路与电源回路之间用母线WB连接。单母线不分段接线如图5.2所示。在主接线设备编号中，隔离开关编号前几位与该支路或支路断路器编号相同，线路侧隔离开关编号尾数为 3，母线侧隔离开关编号尾数为 1（双母线时是 1和 2）。



图 5.2 单母线不分段接线QF—断路器；

QS—隔离开关；QSe—接地隔离刀闸；

WB—母线； L—出线



单母线接线的特点是每一回线路均经过一台断路器 QF和隔离开关 QS接于一组母线上。断路器用于在正常或故障情况下接通与断开电路。断路器两侧装有隔离开关，用于停电检修断路器时作为明显断开点以隔离电压。靠近母线侧的隔离开关称为母线侧隔离开关（如 11QS），靠近引出线侧的称为线路侧隔离开关（如 13QS）。在电源回路中，若断路器断开之后，电源不可能向外送电能时，断路器与电源之间可以不装隔离开关，如发电机出口处。若线路对侧无电源，则线路侧也可不装设隔离开关。



（ 2 ）优缺点分析单母线不分段接线的优点是：接线简单清晰，设备少，操作方便，投资少，便于扩建。其缺点是：可靠性和灵活性较差。在母线和母线隔离开关检修或故障时，各支路都必须停止工作；引出线的断路器检修时，该支路要停止供电。



（ 3 ）典型操作① 线路停电操作。以 L1线路停电为例，其操作步骤是：断开 1QF断路器，检查 1QF确实断开，断开 13QS隔离开关，断开 11QS隔离开关。停电时先断开线路断路器后断开隔离开关，其原因是断路器有灭弧能力而隔离开关没有灭弧能力，必须用断路器来切断负荷电流，若直接用隔离开关来切断电路，则会产生电弧造成短路。停电操作时隔离开关的操作顺序是先断开负荷侧隔离开关 13QS，后断开母线侧隔离开关 11QS。



这是因为，如果在断路器未断开的情况下，先拉开 L1线路侧隔离开关 13QF，即带负荷拉隔离开关，此时虽然会发生电弧短路，但由于故障点仍在线路侧，继电保护装置将跳开 1QF断路器以切除故障线路，这样只影响到本线路，对其他回路设备（特别是母线）运行影响甚少。若先断开母线侧隔离开关 11QS 后断开负荷侧隔离开关13QS，则故障点在母线侧，继电保护装置将跳开与母线相连接的所有电源侧开关，这将导致全部停电，事故影响范围扩大。



② 线路送电操作。以 L1线路送电为例，其操作步骤是：检查 1QF确实断开，合上 11QS隔离开关，合上 13QS隔离开关，合上 1QF断路器。



（ 4 ）适用范围单母线不分段接线不能满足对不允许停电的重要用户的供电要求，一般用于出线回路较少，对供电可靠性要求不高的 6k ～ 200kV电压等级的中、小型发电厂与变电站中。



5.2.1.2 单母线分段接线（ 1 ）接线特点当引出线数目较多时，为提高供电可靠性，可用断路器将母线分段，成为单母线分段接线，如图5.3所示。



图5.3

单母线分段接线



正常运行时，单母线分段接线有两种运行方式：①分段断路器闭合运行。②分段断路器 0QF断开运行。



（ 2 ）优缺点分析①单母线分段接线的优点是：当母线发生故障时，仅故障母线段停止工作，另一段母线仍继续工作；两段母线可看成是两个独立的电源，这就提高了供电可靠性，可保证对重要用户的供电。②单母线分段接线的缺点是：当一段母线故障或检修时，该段母线上的所有支路必须断开，停电范围较大；任一支路断路器检修时，该支路必须停电。



（ 3 ）适用范围单母线分段接线与单母线不分段接线相比提高了供电可靠性和灵活性，但在电源容量较大、出线数目较多时，其缺点更加明显。因此，单母线分段接线用于以下情况：① 电压为 6 ～ 10kV时，出线回路数为 6回及以上，每段母线容量不超过 25MW；否则，回路数过多将影响供电可靠性。② 电压为 35 ～ 63kV时，出线回路数为 4 ～ 8回为宜。③ 电压为 110 ～ 220kV时，出线回路数为 3 ～4回为宜。



5.2.1.3 单母线分段带旁路母线接线为克服出线断路器检修时该回路必须停电的缺点，可采用增设旁路母线的方法。（ 1 ）接线特点图5.4为单母线分段带旁路接线的一种情况。旁路母线经旁路断路器 90QF接至Ⅰ、Ⅱ段母线上。正常运行时， 90QF回路以及旁路母线处于冷备用状态。



图 5.4 单母线分段带旁路接线



若出线回路数不多，旁路断路器利用率不高，可将其与分段断路器合用，并有以下两种接线形式：①分段断路器兼作旁路断路器接线。如图5.5所示，从分段断路器 0QF的隔离开关内侧引接联络隔离开关 05QS和 06QS 至旁路母线，在分段工作母线之间再加两组串联的分段隔离开关 01QS和 02QS。正常运行时，分段断路器 0QF及其两侧隔离开关 03QS和 04QS处于接通位置，联络隔离开关 05QS和 06QS处于断开位置，旁路母线不带电。分段隔离开关 01QS和 02QS可用于检修分段断路器 0QF，以连通Ⅰ、Ⅱ段母线供电。



图 5.5 单母线分段断路器兼作旁路断路器接线



② 旁路断路器兼作分段断路器接线，如图5.6所示。正常运行时，两分段隔离开关 01QS、 02QS一个投入、一个断开，两段母线通过 901QS、90QF、 905QS、旁路母线、 03QS相连接， 90QF起分段断路器的作用。



图5.6 旁路断路器兼作单母线



（ 2 ）优缺点分析单母线分段带旁路接线与单母线分段相比，优点就是出线断路器故障或检修时可以用旁路断路器代路送电，使线路不停电。其缺点是接线相对复杂，开合闸操作顺序较为繁锁。



（ 3 ）典型操作以图5.4为例，检修线路 L1的断路器 1QF时，要求线路不停电。其操作顺序如下：检查 90QF确实断开，合上 901QS，合上 905QS，合上 90QF，检查旁路母线电压正常；断开 90QF，合上 15QS，合上 90QF，检查 90QF三相电流平衡；断开 1QF，断开 13QS，断开 11QS，然后按检修要求做好安全措施，即可对 1QF进行检修，而整个过程 L1线路不停电。



（ 4 ）适用范围单母线分段带旁路接线主要用于电压等级为 6 ～10kV出线较多而且对重要负荷供电的装置中；电压等级为 35kV及以上有重要联络线路或较多重要用户时也常采用。



5.2.2.1 双母线不分段接线（ 1 ）接线特点不分段的双母线接线如图5.7所示。这种接线有两组母线（ I 段和Ⅱ段），在两组母线之间通过母线联络断路器 0QF（以下简称母联断路器）连接；每一条引出线（ L1、 L2、 L3、 L4）和电源支路（ 5QF、 6QF）都经一台断路器及两组母线隔离开关分别接至两组母线上。

5.2.2 双母线接线



图 5.7 双母线接线



（ 2 ）优缺点分析①可靠性高 ②灵活性好通过操作可组成如下运行方式：a. 母联断路器断开，进出线分别接在两组母线上，相当于单母分段运行。b. 母联断路器断开，一组母线运行，一组母线备用。c. 两组母线同时工作，母联断路器合上，两组母线并联运行，电源和负荷平均分配在两组母线上，这是双母线常采用的运行方式。



③ 扩建方便④检修出线断路器时该支路仍然会停电⑤设备较多、配电装置复杂，运行中需要用隔离开关切换电路，容易引起误操作；同时投资和占地面积也较大



（ 3 ）典型操作以下操作均以图5.7为例说明双母线不分段接线的典型操作。

① I 段母线运行转检修操作a. 正常运行方式：两组母线并联运行， L1、 L3、5QF接 I 段母线， L2、 L4、 6QF接Ⅱ段母线。应使 L1、 L3出线从 I 段母线转接至Ⅱ段母线运行，其操作步骤如下：确认 0QF在合闸运行，取下 0QF操作电源熔断器，合上 52QS，断开 51QS，合上 12QS，断开 11QS，合上 32QS，断开 31QS，投上 0QF操作电源熔断器。



然后断开 0QF，检查 0QF确已断开，断开 01QS，断开 02QS，然后退出 I 段母线电压互感器，按检修要求做好安全措施，即可对 I 段母线进行检修，而整个操作过程没有任何回路停电。在此过程中，操作隔离开关之前取下 0QF操作电源熔断器是为了使在操作过程中母联断路器 0QF 不跳闸，确保所操作隔离开关两侧可靠等电位。因为如果在操作过程中母联断路器跳闸，则可能会造成带负荷断开（合上）隔离开关，造成事故。



b. 正常运行方式： I 段母线为工作母线，Ⅱ段母线为备用母线。其操作步骤如下：依次合上母联隔离开关 01QS和 02QS，再合上母联断路器 0QF，用母联断路器向备用母线充电，检验备用母线是否完好。若备用母线存在短路故障，母联断路器立即跳闸；若备用母线完好时，合上母联断路器后不跳闸。



然后取下 0QF操作电源隔离开关，合上 52QS，断开 51QS，合上 62QS，断开 61QS，合上 12QS，断开 11QS，合上 22QS，断开 21QS，合上 32QS，断开 31QS，合上 42QS，断开 41QS，投上 0QF操作电源熔断器。因为母联断路器连接两套母线，所以依次合上、断开以上隔离开关只是转移电流，而不会产生电弧。最后，断开母联断路器 0QF，依次断开母联隔离开关 01QS和 02QS。至此，Ⅱ段母线转换为工作母线， I 段母线转换为备用母线，在上述操作过程中，任一回路的工作均未受到影响。



②51QS隔离开关检修其正常运行方式：两组母线并联运行， L1、 L3、5QF接 I 段母线， L2、 L4、 6QF接Ⅱ段母线。其操作步骤为：只需将 L1、 L3线路倒换到Ⅱ段母线上运行，然后断开 5QF回路和与 51QS隔离开关相连接的 I 段母线，使 5QF断路器和 I 段母线都处在停电检修状态，并做好安全措施， 51QS隔离开关就可以停电检修了，具体操作步骤参考操作 I 段母线运行转检修操作。



③L1线路断路器 1QF 拒动，利用母联断路器切断 L1线路其正常运行方式是：两组母线并联运行， L1、L3、 5QF接 I 段母线， L2、 L4、 6QF接Ⅱ段母线。其操作步骤如下：首先利用倒母线的方式将 L3回路和 5QF回路从 I母线上倒到Ⅱ母线上运行，这时 L1线路、 1QF、 I 段母线、母联、Ⅱ段母线形成串联供电电路，然后断开母联断路器 0QF切断电路，即可保证线路 L1可靠切断。其具体操作步骤可参考前面的操作。



（ 4 ）适用范围由于双母线接线具有较高的可靠性和灵活性，这种接线在大、中型发电厂和变电站中得到广泛的应用。它一般用于引出线和电源较多、输送和穿越功率较大、要求可靠性和灵活性较高的场合，包括：① 电压为 6 ～ 10kV时，短路容量大、有出线电抗器的装置。② 电压为 35 ～ 60kV时，出线超过 8回或电源较多、负荷较大的装置。③ 电压为 110 ～ 220kV时，出线为 5回及以上或者在系统中居重要位置、出线为 4回及以上的装置。



5.2.2.2 双母线分段接线双母线分段接线如图5.8所示， I 段母线用分段断路器 00QF分为两组，每组母线与Ⅱ段母线之间分别通过母联断路器 01QF、 02QF连接。这种接线较双母线接线具有更高的可靠性和更大的灵活性。



图 5.8 双母线分段接线



当 I 段母线工作、Ⅱ段母线备用时，它具有单母线分段接线的特点。 I 段母线的任一组段检修时，将该组母线所连接的支路倒至备用母线上运行，仍能保持单母线分段运行的特点。当具有 3 个或3 个以上电源时，可将电源分别接到 I 段的两组母线和Ⅱ段母线上，用母联断路器连通Ⅱ段母线与 I 段某一组母线，构成单母线分三段运行，可进一步提高供电可靠性。



双母线分段接线主要适用于大容量进出线较多的装置中，如：（ 1）电压为 220kV进出线为 10 ～ 14回的装置。（ 2）在 6 ～ 10kV配电装置中，当进出线回路数或者母线上电源较多，输送的功率较大时，短路电流较大，为了限制短路电流、选择轻型设备、提高接线的可靠性，常采用双母线分段接线，并在分段处装设母线电抗器。



5.2.2.3 双母线带旁路接线（ 1 ）接线特点有专用旁路断路器的双母线带旁路接线如图5.9所示。旁路断路器可代替出线断路器工作，使出线断路器检修时线路供电不受影响。双母线带旁路接线正常运行多采用两组母线固定连接方式，即双母线同时运行的方式，此时母联断路器处于合闸位置，并要求某些出线和电源固定连接于 I 段母线上，其余出线和电源连至Ⅱ段母线。两段母线固定连接回路的确定既要考虑供电可靠性，又要考虑负荷的平衡，并尽量使母联断路器通过的电流最小。



图 5.9 有专用旁路断路器的双母线带旁路接线



双母线带旁路接线采用固定连接方式运行时，通常设有专用的母线差动保护装置。运行时，如果一段母线发生短路故障，则保护装置动作，跳开与该母线连接的所有出线、电源和母联断路器，维持未发生故障的母线正常运行。然后，可按操作规程的规定将与故障母线连接的出线和电源回路倒换到未发生故障的母线上运行，重新恢复送电。用旁路断路器代替某出线断路器供电时，应将旁路断路器 90QF 与该出线对应的母线隔离开关合上，以维持原有的固定连接方式。



当出线数目不多，安装专用的旁路断路器利用率不高时，可采用母联断路器兼作旁路断路器的接线，以节省资金，其具体连接如图5.10（a

）、（b）、（c）所示。



图 5.10 母联断路器兼作旁路断路器接线(a)两组母线带旁路； (b)一组母线带旁路； (c)设有旁路跨条



（ 2 ）优缺点分析双母线带旁路接线大大提高了主接线系统的工作可靠性，当电压等级较高、线路较多时，因一年中断路器累计检修时间较长，这一优点更加突出。而母联断路器兼作旁路断路器的接线经济性比较好，但在代路供电过程中需要将双母线同时运行改成单母线运行，降低了可靠性。



（ 3 ）典型操作以图5.9为例，介绍 1QF运行转检修，线路不停电的典型操作。其正常运行方式为：采用固定连接方式， 1QF、2QF接 I 段母线， 3QF、 4QF接Ⅱ段母线， 90QF回路以及旁路母线冷备用。其操作步骤如下：① 给旁路母线充电，检查 90QF确实断开，合上 901QS，合上 905QS，合上 90QF，查旁路母线电压正常。



② 用旁路断路器给线路送电，断开 90QF，合上 15QS，合上 90QF，检查 90QF三相电流平衡。③ 断开 1QF，检查 1QF确实断开，断开 13QS，断开 11QS，然后按检修要求作安全措施，即可对 1QF进行检修。（ 4 ）适用范围这种接线一般用在 220kV线路 4回及以上出线或者 110kV线路 6回及以上出线的场合。



5.2.2.4 双母线分段带旁路接线双母线分段带旁路接线就是在双母线带旁路接线的基础上，在母线上增设分段断路器，将双母线三分段或四分段连接。另外旁路母线也可以增设分段断路器，与各种分段母线组合运行，这些接线方式都具有双母线带旁路的优点。但投资费用较大，占用设备间隔较多，应用并不广泛。一般采用此种接线的原则为：（ 1）当设备连接的进出线总数为 12 ～ 16回时，在一组母线上设置分段断路器；（ 2）当设备连接的进出线总数为 17回及以上时，在两组母线上设置分段断器。



5.2.2.5 一台半断路器接线（ 1 ）接线特点一台半断路器接线如图5.11所示，图示标号中略去了断路器后的 QF和隔离开关后的 QS。它有两组母线，每一回路经一台断路器接至一组母线，两个回路间有一台断路器联络，形成一串电路（如图 5.11中从 50111QS、 5011QF，经 5012 QF 、 5013 QF到 50132QS的这一竖串电路），每回进出线都与两台断路器相连，而同一串的两条进出线共用三台断路器，故而得名一台半断路器接线或叫做二分之三（ 3/2）接线。正常运行时，两组母线同时工作，所有断路器均闭合。



图5.11 一台半断路器接线



（ 2 ）优缺点分析① 运行灵活可靠。正常运行时成环形供电，任意一组母线发生短路故障，均不影响各回路供电。② 操作方便。隔离开关只起隔离电压作用，避免用隔离开关进行倒闸操作。任意一台断路器或母线检修，只需拉开对应的断路器及隔离开关，各回路仍可继续运行。③ 一般情况下，母线侧一台断路器故障或拒动时，只影响一个回路工作，只有联络断路器故障或拒动时，才会造成二条回路停电。④ 一台半断路器接线的二次接线和继电保护比较复杂、投资较大。



一般采用交替布置的原则：重要的同名回路交替接入不同侧母线；同名回路接到不同串上；把电源与引出线接到同一串上。这样布置，可避免联络断路器检修时，因同名回路串的母线侧断路器故障，使同一侧母线的同名回路一起断开。同时，为使一台半断路器接线优点更突出，接线至少应有三个串（每串为三台断路器）才能形成多环接线，这样可靠性更高。



（ 3 ）典型操作①I 段母线由运行转检修a.断开 5011QF，检查 5011QF在分闸位置；b.断开 5021QF，检查 502lQF在分闸位置；c.断开 50111QS，检查 50111QS分闸到位；d.断开 50211QS，检查 5021lQS分闸到位；e.进行保护的投退和安全措施后，即可对 I 段母线进行检修。



②I 段母线由检修转运行a. 拆除全部措施以及进行保护投退切换；b.检查 5011QF确实断开，合上 50111QS，检查 50111QS合闸到位；c.检查 5021QF确实断开，合上 50211QS，检查 50211QS合闸到位；d.合上 5011QF，检查 5011QF在合闸位置；e.合上 5021QF，检查 5021QF在合闸位置。



③1E出线由运行转检修a.断开 5012QF，检查 5012QF在分闸位置；b.断开 5013QF，检查 5013QF在分闸位置；c.断开 50136QS，检查 50136QS分闸到位；d.在进行保护的投退和安全措施后，即可对 1E线路进行检修。



④1E线路由检修转运行a. 撤出安全措施和进行保护的投退；b.检查 5012QF确实断开；c.检查 5013QF确实断开；d.合上 50136QS，检查 50136QS合闸到位；e.合上 5013QF，检查 5013QF在合闸位置；f.合上 5012QF，检查 5012QF在合闸位置。



⑤5012QF由运行转检修a.断开 5012QF，检查 5012QF确实断开；b.断开 50122QS，检查 50122QS分闸到位；c.断开 50121QS，检查 50121QS分闸到位；d.在进行保护的投退和安全措施后，即可对 5012QF进行检修。



⑥5012QF由检修转运行a. 撤除安全措施和进行保护的投退；b.检查 5012QF确实断开；c.合上 50122QS，检查 50122QS合闸到位；d.合上 50121QS，检查 50121QS合闸到位；e.合上 5012QF，检查 5012QF在合闸位置。



（ 4 ）适用范围一台半断路器接线广泛应用于大型发电厂和变电站的 330 ～ 500kV配电装置中。当进出线回路数为 6回及以上，并在系统中占重要地位时，宜采用一台半断路器接线。



5.2.2.6 变压器 - 母线组接线除前面常见的几种接线之外，还可以采用如图5.12所示的变压器母线组接线。这种接线变压器直接接入母线，各出线回路采用双断路器接线（如图5.12（a）所示）或者一台半断路器接线（如图 5.12（b）所示），其调度灵活，电源与负荷可以自由调配，安全可靠，利于扩建。因为变压器运行可靠性较高，所以直接接入母线，对母线运行不产生明显的影响。一旦变压器故障，连接于母线上的断路器跳开，但不影响其他回路供电，再用隔离开关把故障变压器退出后，即可进行倒闸操作使该母线恢复运行。



图 5.12 变压器 - 母线组接线（ a）双断路器接线；（ b）一台半断路器接线



5.2.3.1 桥形接线桥形接线适用于仅有两台变压器和两回出线的装置中，接线如图5.13所示。桥形接线仅用三台断路器，根据桥回路断路器（ 3QF）的位置不同，可分为内桥和外桥两种接线。桥形接线正常运行时，三台断路器均闭合工作。（ 1 ）内桥接线内桥接线如图 5.13（ a）所示，桥回路置于线路断路器内侧（靠变压器侧），此时线路经断路器和隔离开关接至桥接点，构成独立单元；变压器支路只经隔离开关与桥接点相连，是非独立单元。

5.2.3 无母线接线



图 5.13 桥形接线（ a）内桥接线；（ b）外桥接线



内桥接线的特点为：① 线路操作方便。② 正常运行时变压器操作复杂。③ 桥回路故障或检修时两个单元之间将失去联系；同时，出线断路器故障或检修时将造成该回路停电。为此，在实际接线中可采用设外跨条的方法来提高运行的灵活性。



（ 2 ）外桥接线外桥接线如图 5.13（ b）所示，桥回路置于线路断路器外侧（远离变压器侧），此时变压器经断路器和隔离开关接至桥接点，构成独立单元；而线路支路只经隔离开关与桥接点相连，是非独立单元。



外桥接线的特点为：① 变压器操作方便。② 线路投入与切除时操作复杂。③ 桥回路故障或检修时全厂分裂为两部分，使两个单元之间失去联系；同时，出线侧断路器故障或检修时，将造成该侧变压器停电。为此，在实际接线中可采用设内跨条来提高运行灵活性。



④ 桥形接线具有接线简单清晰，设备少，造价低，易于发展成为单母线分段或双母线接线。为节省投资，在发电厂或变电站建设初期，可先采用桥形接线并预留位置，后期逐步发展成为单母线分段或双母线接线。外桥接线适用于两回进线两回出线且线路较短、故障可能性小和变压器需要经常切换，而且线路有穿越功率通过的发电厂和变电站中。



5.2.3.2 单元接线单元接线是将不同性质的电力元件（发电机、变压器、线路）串联形成一个单元，然后再与其他单元并列。由于串联的电力元件不同，单元接线有如下几种形式：（ 1）发电机 -变压器单元接线发电机变压器单元接线如图 5.14所示。



图 5.14 单元接线（ a）发电机双绕组变压器单元；（ b）发电机三绕组变压器单元；（ c）发电机自耦变压器单元



发电机 -变压器单元接线的特点为：①接线简单清晰，电气设备少，配电装置简单，投资少，占地面积小。② 不设发电机电压母线，发电机或变压器低压侧短路时，短路电流小。③操作简便，降低了故障的可能性，提高了工作的可靠性，继电保护可简化。④ 任一元件故障或检修将使线路全部停止运行，检修时灵活性差。单元接线适用于机组台数不多的大、中型不带近区负荷的区域发电厂及分期投产或装机容量不等的无机端负荷的中、小型水电站。



（ 2 ）扩大单元接线采用两台发电机与一台变压器组成的单元接线称为扩大单元接线，如图 5.15所示。在这种接线中，为了适应机组开停的需要，每一台发电机回路都装设断路器，并在每台发电机与变压器之间装设隔离开关，以保证停机检修的安全。装设发电机出口断路器的目的是使两台发电机可以分别投入运行或当任一台发电机需要停止运行或发生故障时，可以操作该断路器，而不影响另一台发电机与变压器的正常运行。



图5.15

扩大单元接线

（a）发电机

双绕组变压器扩大单元接线；

（b）发电机分裂绕组变压器扩大单元接线



大单元接线与单元接线相比有如下特点：① 减小了主变压器和主变高压侧断路器的数量，减少了高压侧接线的回路数，从而简化了高压侧接线，节省了投资和场地。② 任一台机组停机都不影响厂用电的供给。③ 当变压器发生故障或检修时，该单元的所有发电机都将无法运行。扩大单元接线用于在系统有备用容量时的大、中型发电厂中。



（ 3 ）发电机 - 变压器 - 线路单元接线发电机变压器线路单元接线如图 5.16所示。它是将发电机、变压器和线路直接串联，中间除了自用电外没有其他分支引出。这种接线实际上是发电机变压器单元和变压器线路单元的组合，常用于 l ～ 2台发电机、一回输电线路，且不带近区负荷的梯级开发的水电站，以把电能送到梯级开发的联合开关站。



图5.1

6

发电机-变压器-

线路单元接线



5.2.3.3 多角形接线多角形接线也称为多边形接线，如图 5.17所示。它相当于将单母线按电源和出线数目分段，然后连接成一个环形的接线，比较常用的有三角形、四角形、五角形接线。



图 5.17 多角形接线（ a）四角形接线；（ b）多角形接线



多角形接线具有如下特点：① 每个回路位于两个断路器之间，具有双断路器接线的优点，检修任一断路器都不中断供电。②所有隔离开关只用作隔离电器使用，不作操作电器用，故容易实现自动化和遥控控制。③ 正常运行时，多角形是闭合的，任一进出线回路发生故障仅使该回路断开，其余回路不受影响，因此运行可靠性高。④ 任一断路器故障或检修时，则形成开环运行，此时若环上某一元件再发生故障就会出现非故障回路被迫切除并将系统解裂。这种缺点随角数的增加更为突出，故多角形接线最多不超过六角。



⑤开环和闭环运行时流过断路器的工作电流不同，这将给设备选择和继电保护整定带来一定的困难。⑥此接线的配电装置不便于扩建和发展。因此，多角形接线多用于最终容量和出线数已确定的 110kV及以上电压等级的水电厂中，且接线不宜超过六角形。



5.3 主变压器的选择



主变压器（简称主变）是发电厂和变电站中最为主要的电气设备之一，在电气设备的投资中占有较大比例，同时它还影响与之相配套的电气装置的投资。因此，对主变压器的台数、容量和型式的选择至关重要，这对发电厂和变电站的经济技术有很大影响。同时，它也是主接线方案确定的基础。主变压器的选择与变压器的台数、形式、连接组别、电压等级、调压方式、冷却方式、运输条件以及变电站的容量、发展远景等因素有关。在选择主变压器型式时，这些问题都需考虑。



变压器的运行可靠性高，发生故障的几率小，检修周期长，损耗低，所以在选择时一般不考虑主变压器的备用。主变压器台数的选择是与发电厂（变电站）的接入方式、机组的台数、容量及基本接线方式密切相关，大体上要求主变应与其他的各个环节的可靠性应相一致。

5.3.1 主变台数的选择



变电站主变压器台数可按如下原则确定：（ 1）对于只供电给二类、三类负荷的变电站，原则上只装设一台变压器。（ 2）对于供电负荷较大的城市变电站或有一类负荷的重要变电站，应选用两台相同容量的主变压器。每台变压器的容量应满足一台变压器停运后，另一台变压器能供给全部一类负荷的需要；在无法确定一类负荷所占比重时，每台变压器的容量可按计算负荷的 60% ～ 80%选择。



（ 3）对于大城市郊区的一次变电站，在中、低压侧已构成环网的情况下，以装设两台主变压器为宜；对地区性孤立的一次变电站或大型工业专用变电站，在设计时应考虑装设三台主变压器的可能性；对于规划只装两台主变压器的变电站，其变压器的基础宜按大于变压器容量的 1 ～ 2 级设计。



发电厂主变容量的选择应根据在正常运行有最大功率通过时不过载的原则来选定，避免出现功率的“瓶颈现象”。同时，过大的容量不仅会增加投资，而且还会加大有功和无功的损耗，增加运行费用，出现“大马拉小车”的现象。

5.3.2 主变容量的选择



变电站的容量是由供电地区供电负荷（综合最大负荷）决定的，如果已知供电地区的计算负荷，则变电站容量为：

式中 ——变电站计算负荷， kW； ——平均功率因数，一般取 0.6 ～ 0.8。

cosc

T

PS

cosCP

（ 5.1 ）



主变容量的确定可按以下方法选择：（ 1）发电机 -变压器单元接线中，主变的容量应与所接的发电机的容量相配套；扩大单元接线的变压器容量应不小于扩大单元中发电机总的视在功率。（ 2）接于发电机汇流主母线上的一台主变，其容量应为该母线上发电机的总容量扣除接在该母线上的近区负荷的最小值。



（ 3）接于发电机汇流主母线上的两台并联运行的主变，其总容量也按上述原则 (2)选择。由于并联运行的变压器的功率分配与变比、短路阻抗有关，因此，两主变应尽量采用同型号、同容量甚至相同厂家的同一批产品。（ 4）接于发电机汇流母线上的两台非并列运行的主变，一台与电网相连，另一台接负荷。则第一台主变压器的容量应为接于该母线的发电机总容量减去另一台主变与近区变的最小负荷之和。另一台主变容量则按所送最大的视在功率确定。



（ 5）梯级联合开发的中心水电站，其主变容量应在考虑本站情况的基础上再加上由其他梯级电站转送来的最大功率。实际选择的变压器容量是在根据上述原则选择的基础上取相近并稍大的标准值。



5.3.3.1 相数的确定凡是能够采用三相变压器时都应首先选择三相变压器。在 330kV及以下电力系统中，一般都应选用三相变压器。由于变压器的制造条件和运输条件的限制，特别是对于大型变压器，尤其需要考察其运输可能性。除按容量、制造水平、运输条件确定主变相数外，更重要的是考虑负荷和系统情况，保证供电可靠性，并进行综合分析，在满足技术、经济条件的情况下来确定选用单相变压器还是三相变压器。

5.3.3 主变型式的选择



5.3.3.2 绕组数的确定国内电力系统中采用的变压器按其绕组数分类有双绕组普通式、三绕组式、自耦式以及低压绕组分裂式等变压器。如以两种升高电压级向用户供电或与系统连接时，可以采用两台双绕组变压器或三绕组变压器，亦可选用自耦变压器。



在 110kV及以上高、中压侧中性点均直接接地的电网中，凡需选用三绕组变压器的场所，均可优先选用自耦变压器，因为它损耗小、体积小、效率高，具有较好的经济效益，但限制短路电流的效果较差，故变比不宜过大。当机组为 125MW及以下容量的发电厂有两级升高电压时，一般优先考虑采用三绕组变压器。但当两种升高电压的负荷相差很大，流过三绕组变压器某一侧的功率经常小于该变压器额定容量的15%时，则宜选两台双绕组变压器。



对于 200MW及以上的机组，其升压变压器一般不选用三绕组变压器。否则，发电机出口必须设置十分昂贵的大容量断路器。联络变压器一般都选用三绕组变压器（多为自耦三绕组变压器），其第三绕组（低压绕组）可接发电厂厂用启动／备用变压器，并可接大功率无功设备（调相机、静止补偿器或并联电抗器）。



5.3.3.3 绕组连接组别的确定变压器三相绕组的连接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有星形“ Y（ y）”和三角形“ D（ d）”两种，对于高压绕组分别用大写字母 D、Y表示，中间或低压绕组分别用小写字母 d、 y表示，对于有中性点引出线的星形连接方式在字母后面加一个 N（或 n）。高、中、低压绕组连接字母标志按额定电压递减次序标注，中、低压绕组连接字母后紧接着标出其相位移时钟序数。



变压器三相绕组的连接方式应根据具体工程来确定。对于三相双绕组变压器的高压侧， 110kV及以上电压等级均为中性点直接接地系统，三相绕组都采用“ YN”连接； 35kV及以下采用“ Y”连接；对于三相双绕组变压器的低压侧，三相绕组采用“ d”连接，若低压侧电压等级为 380／ 220V，则三相绕组采用“ yn0”连接。



在变电站中，为了限制三次谐波，主变压器接线组别一般都选用 YNd11常规连接。近年来，国内外亦有采用全星形连接组别的变压器。所谓“全星形”变压器，一般是指高低压侧全为星形连接，其连接组别为： YNyn0y0（ YNyn0yn0）或 YNy0（ YNyn0）的三绕组变压器或自耦变压器。由于相位一致，故在与 35kV电网并列时比较方便，而且零序阻抗较大，有利于限制短路电流，同时也便于在中性点处连接消弧线圈。但是，由于全星形变压器三次谐波无通路，因此，将引起正弦波电压畸变，并对通信设备发生干扰，同时对继电保护整定的准确度和灵敏度均有影响。



5.3.3.4 调压方式的确定为了保证变电站的供电质量，电压必须维持在允许范围内。通过切换变压器的分接头开关，改变变压器高压侧绕组匝数，从而改变其变比，可实现电压调整。其切换方式有两种：一种是不带电切换，称为无励磁调压（或无载调压）。另一种是带负荷切换，称为有载调压。



在发电厂中，升压主变压器一般不必采用有载调压变压器。但接于出力变化大的发电机电压母线的主变压器，或功率方向常常变化的联络变压器以及一些厂用高压变压器，则常选用有载调压变压器。



5.3.3.5 冷却方式的选择电力变压器的冷却方式随其型号和容量不同而异，一般有以下几种类型：（ 1）自然风冷却（ 2）强迫空气冷却。它又简称风冷式（ 3）强迫油循环水冷却（ 4）强迫油循环风冷却（ 5）强迫油循环导向冷却（ 6）水内冷变压器



5.4 电气主接线设计



电力工程设计中，电气主接线设计是一项繁琐而复杂的综合性工作，必须遵循国家的有关法律、法规、方针、政策，依据相应的国家规范、标准和设计规程，结合具体工程的不同情况、不同要求，按照严格的设计程序，与其他专业互相协调，由宏观到微观，逐步地细化和充实，反复地比较和优化，最后提出技术上先进可靠、经济上合理的设计方案。

5.4.1 电气主接线设计的地位及步骤



在电力建设项目的“初步可行性研究”阶段，电气专业的工作量很小，主要是配合系统专业就出线条件、总体布置等提出设想。在电力建设项目被批准后正式进入“可行性研究”阶段，需提交《可行性研究报告》。电气专业应在其中的“工程设想”一节中说明电厂主接线方案的比较和选择、各级电压出线回路数和方向、主要设备选择和布置等，并提供电气主接线图。



在上级正式下达《电力建设项目设计任务书》后，设计工作进入初步设计阶段。初步设计其实是工程建设中特别重要的设计阶段，所有重大事项和各种设计方案经过反复和充分的论证后，基本都作出了选择和决定，最后提交初步设计说明书和相关图纸。



电气专业在初步设计阶段必须完成以下内容：（ 1）根据发电厂、变电站和电网的具体情况，初步拟出若干种技术可行的接线方案，相应地在电网的地理接线图和电气主接线图上表示出接入点、出线回路数和出线电压等级等。（ 2）对主变压器进行选择，包括台数、运行方式、容量、型式及参数等。（ 3）拟定发电机电压侧（或低压侧）和升压侧（或高压侧）的基本接线形式。（ 4）选择厂（站）自用电和近区用电的引接方式，包括接入点、电压等级、供电方式等。



（ 5）对上述各部分方案进行合理组合，拟出若干个技术合理的主接线方案，并以不遗漏最优方案为原则。再按照主接线的基本要求，结合发电厂（变电站）和电网的实际情况进行技术分析比较，从中选出 2 ～ 3 个较优方案。（ 6）对上述几种方案进行经济比较，最后确定最优方案作为最终的主接线方案。



电气主接线的设计是发电厂或变电站电气设计的主体，必须以设计任务书为依据，以国家相关的法规、规程为准则，结合工程的具体特点，全面地、综合地加以分析，设计出可靠性高、运行方便灵活而又经济合理的最佳方案。

5.4.2 电气主接线的设计原则



具体设计中还应注意以下几个问题：（ 1 ）对发电机的容量和台数的考虑①应根据发电厂在系统中的地位和作用，优先选用较大容量的发电机组，因为大机组（我国现为300MW及以上机组）的经济性好。如果附近负荷有供电的要求，一般可采用在负荷中心建降压变电所解决。②为便于管理，火力发电厂内一个厂房的机组不宜超过 6台。



③发电厂最大机组的单机容量应不大于系统总容量的 10%。④一个发电厂内发电机组的容量等级不宜过多，最好只有 1 ～ 2种，且同容量机组应尽量选用同一型式，以方便管理、运行和维护。



（ 2 ）对电压等级及接入系统方式的考虑①大、中型发电厂的电压等级不宜多于 3 级（发电机电压一级，升高电压一级或两级）。大型发电机组要直接升压接入系统主网（目前指 330 ～500kV 超高压系统）；地区电厂接入 110 ～ 220kV系统。②一般发电厂与系统的连接应有两回或两回以上线路，并接于不同的母线段上，不应因线路故障造成“窝电”现象。



个别地方电厂以供给本地负荷为主，仅有少量剩余功率送入系统时，也可以用一回线路与系统连接。③35kV及以上高压线路多采用架空线路， 10kV线路可用架空线路，也可用电缆线路。



（ 3 ）对保证负荷供电可靠性的考虑①对于一级负荷必须有两个独立电源供电，且当任何一个电源失去后，能保证对全部一级负荷不间断供电。②对于二级负荷一般也要有两个独立电源供电，且当任何一个电源失去后，能保证全部或大部分二级负荷供电。③对于三级负荷一般只需要一个电源供电。



（ 4 ）其他方面的综合考虑其他应考虑因素也很多，如主要设备的供货厂家、交通运输、环境、气象、地震、地质、地形及海拔高度等，都会影响电气主接线的设计，须综合加以考虑。



电气主接线的技术比较，主要是比较各方案的供电可靠性和运行灵活性。评价电气主接线的可靠性，一般多用定性分析，现在也应用可靠性理论来进行定量计算。

5.4.3 电气主接线方案的技术比较



5.4.3.1 对电气主接线可靠性的一般考虑（ 1）运行实践是电气主接线可靠性的客观衡量标准。国内外长期积累的运行实践经验在评价可靠性时起决定性作用。目前，常被选用的主接线类型并不很多。（ 2）可靠性概念不是绝对的。不能脱离发电厂和变电站在系统中的地位和作用，脱离负荷的重要程度，片面地追求高可靠性，对某一电厂而言，可靠性不够高的一种主接线形式，对另外一个电厂则可能是合适的。



5.4.3.2 衡量主接线可靠性的具体标志（ 1）断路器检修时，能否不影响供电。（ 2）线路、断路器甚至母线故障以及母线检修时，停运的回路数和停运时间的长短，能否保证对重要用户的供电。（ 3）发电厂或变电站全部停运的可能性。



5.4.3.3 对大机组超高压主接线提出的可靠性准则大机组或超高压变电所的容量巨大，供电范围广，在电力系统中的地位十分重要。当发生事故时会造成难以估量的损失，因此对大机组超高压电气主接线的可靠性要求极高，特别要避免因母线故障而导致全厂（所）性停电事故的发生。参照国外经验并结合国内工程设计中遇到的实际情况，我国提出的大机组（ 300MW及以上）超高压（ 500kV）电气主接线可靠性准则如下：



（ 1）任何断路器检修，不得影响对用户的供电。（ 2）任一台进出线断路器故障或拒动，不应切除一台以上机组及相应线路。（ 3）任一台断路器检修并与另一台断路器故障或拒动相重合，以及当分段或母联断路器故障或拒动时，不应切除两台以上发电机组，不宜切除两回以上超高压线路。（ 4）一段母线故障（或连接于母线上的进出线断路器故障或拒动），宜将故障范围限制到不超过整个母线的 1/4；当分段或母联断路器故障时，其故障范围宜限制到不超过整个母线的 1/2。



5.4.3.4 电气主接线可靠性计算简介可靠性是指一个元件、设备或系统，在预定时间内完成规定功能的能力，常用可靠度表示无故障（成功）的概率，用不可靠度表示故障（失败）的概率。现代电力系统中，一般以每年用户不停电时间占全年的百分比来表示供电的可靠性，先进的指标都在 99.9%以上，即每年用户停电时间不会超过8.76h。可靠性计算是以概率论和数理统计学为基础的。



为开展这一工作，需要较长时期地积累和整理有关设备元件的实际故障率（每年发生故障的次数）、检修周期和检修时间等基础资料，其中尤以断路器的故障率最为重要。同时还需指出，已取得的数据资料不是一成不变的，随着设备本身质量和运行、检修水平的提高，这些数据亦应不断加以修正才能反映真实情况。这是一项涉及面很广且十分繁复的系统性工作。此外，主接线系统包括了为数甚多的设备。利用建立数学模型的方法来计算其可靠性相当复杂，现今试用的“表格法”等几种近似计算方法还不够完善，例如，对如何计算继电保护和二次回路对主接线可靠性的影响，目前尚无实用的方法。



经济比较包括计算综合投资、计算年运行费用和方案综合比较三方面内容。计算时，只计算各方案中不同的部分即可。

5.4.4 主接线方案的经济比较



5.4.4.1 计算综合投资综合投资主要包括变压器、配电装置等主体设备的投资及不可预见的附加投资。综合投资可表示为：

式中 Z0——主体设备投资，包括变压器、配电装置以及明显的大额费用，如拆迁、征地、土石方工程等费用，万元；

a—— 不明显的附加费用比例系数，如现场安装费用，基础加工、辅助设备的费用等，一般 35kV电压等级取 100； 110kV电压等级取 90； 220kV电压等级取 70。

0)1001( Z

aZT （ 5.2 ）



5.4.4.2 计算年运行费用年运行费用主要包括一年的电能损耗费和电气设备每年的折旧费及维护检修费。（ 1）设备折旧费 U1

对于变压器：

对于配电装置：

则设备折旧费为：

TT ZU %8.51

DD ZU )%10~6(1

1 1 1T DU U U

（ 5.3 ）

（ 5.4 ）



（ 2）设备维修费 U2

ZU )%4.2~2.2(2 （ 5.5 ）



（ 3）电能损耗费设电能价格为 α 元 /kW·h（取各地实际电价），主变压器每年电能损耗为 ΔA （ kW·h），则全年电能损耗费为 αΔA。一台双绕组变压器全年电能损耗为：

式中 ΔP0——变压器的空载有功损耗， kW； ΔPk——变压器的短路有功损耗， kW； Se——变压器的额定容量， kV·A；

Smax——变压器通过的最大负荷， kV·A；

Nk S

SPTPA max

0 （ kW·h）（ 5.6 ）



T——变压器一年中的运行小时数， h； τ——变压器的最大负荷损耗时间， h，

其值可由表 5.1查出。（祥见课本 167页）一台三绕组变压器全年电能损耗为：

式中 S1、 S2、 S3——经过变压器高、中、低压绕组的最大负荷， kV·A；

2 2 2

1 2 30 1 1 2 2 3 3k k k

e e e

S S SA P T P P P

S S S

（ kW·h）

（ 5.7 ）



表 5.1 最大功率损耗时间 τ 值（ h ）



τ1 、 τ2 、 τ3 ——变压器高、中、低压绕组的最大负荷损耗时间， s；

ΔPk1、 ΔPk2 、 ΔPk3 ——折合到变压器额定容量 Se的变压器高、中、低压绕组的短路损耗， kW。ΔPk1、 ΔPk2 、 ΔPk3的换算公式如下：

][2

13231211 ）k（）k（）k（k PPPP （ kW）

][2

13132212 ）k（）k（）k（k PPPP （ kW）

（ 5.8 ）

（ 5.9 ）



式中、、 ——三绕组变压器产品手册中给出的短路损耗值， kW。当变压器的容量比不是 100/100/100时（如是 100/100/50时），则还需换算一次，即用去乘、，而不变。最后，参与比较的方案年运行费用为：

][2

12132313 ）k（）k（）k（k PPPP （ kW）（ 5.10 ）

2

50

100

)21( kP )32( kP )31( kP

)31( kP )32( kP )21( kP

AUUU 21 （ 5.11 ）



5.4.4.3 各方案的综合比较——经济最优方案的确定计算出两方案的综合投资和年运行费用后，若其中一方案的综合投资和年运行费用都高，则显然该方案经济性差，应被淘汰，宜选用两项数值均低的方案。只有综合投资高（低）而年运行费用低（高）的方案才有被比较的必要。如第一方案的综合投资 Z1高而年运行费用 U1 低，第二方案的综合投资 Z2 低而年运行费用 U2高，则应进一步进行比较。



其综合比较方法有静态比较法和动态比较法两种。（ 1 ）静态比较法静态比较法就是不考虑资金的时间效益，忽略投资时间与经济效益的影响，以设备、材料和人工等的经济价值固定不变作为前提，认为资金价值与时间无关的比较方法。它是静态的，适用于工期很短的较小项目，又可分为抵偿年限法和年计算费用法两种方法。



① 抵偿年限法若第一个方案综合投资多于第二个方案，但年运行费少于第二个方案，则可求出其抵偿年限 T为：

根据国家经济政策的规定， T以 5 ～ 8 年为限，它表示第一个方案中多投资的费用可在 T 年内由节省的年运行费用予以补偿。若 T小于 5 ～ 8 年，则选取第一个方案；若 T大于 5 ～ 8 年，则选用第二个方案。

Z ZT

U U

1 2

2 1

（ 5.12 ）



② 年计算费用法若有多个方案参加比较，可计算每个方案的年计算费用：

可取 T=5 ～ 8 年，并把总投资分摊到每一年中，然后分别计算各方案每一年的计算费用 Ci,其中Ci最小的方案为最经济方案。

ii

i UT

ZC ,.....)3,2,1( i （ 5.13 ）



（ 2 ）动态比较法发电厂建设工期一般较长，各种费用支付时间不同，就会有不同的效益。在方案比较时应充分计算资金的时间效益，须进行动态比较。按照我国《电力工程经济分析暂行条例》规定，采用“最小年费用法”进行方案的动态比较。最小年费用法是将参加比较的诸方案计算期内的全部支出费用折算到某一年，然后计算同一时期内的等年值费用（即年费用）后进行比较，年费用低的方案即为经济最优方案。



5.5 典型电气主接线方案



5.5.1.1 水力发电厂电气主接线的特点（ 1）水力发电厂建在有水能资源处，一般离负荷中心较远，当地负荷很小甚至没有，电能绝大部分要以较高电压输送到远方。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。

5.5.1 水力发电厂的电气主接线



（ 2）水力发电厂的电气主接线应力求简单，主变台数和高压断路器数量应尽量减少，高压配电装置应布置紧凑、占地少，以减少在狭窄山谷中的土石方开挖量和回填量。（ 3）水力发电厂的装机台数和容量大都一次确定，高压配电装置也一次建成，一般不考虑扩建问题。这样，除可采用单母线分段、双母线不分段、双母线带旁路及 3/2断路器接线外，桥形和多角形接线也应用较多。



（ 4）水力发电机组启动快，启停时额外耗能少，常在系统中担任调频、调峰及调相任务，因此机组开停频繁，运行方式变化大，主接线应具有较好的灵活性。（ 5）水力发电机组的运行控制比较简单，较易实现自动化，为此，电气主接线应尽量避免以隔离开关作为操作电器。



5.5.1.2 大型水力发电厂的电气主接线图 5.18为两个大型水力发电厂的电气主接线。图 5.18（ a）为某大型水电厂的电气主接线，其发电机均与升压变压器构成了单元接线或扩大单元接线，扩大单元中的主变压器还采用低压分裂的形式连接两台发电机。这样不仅简化了接线，还可有效地限制发电机电压侧的短路电流。图 5.18（ b）为葛洲坝（大江）水电厂主接线，4台 125MW发电机共用一台 600MV·A 主变压器并升压至 500kV。因为该厂为低水头发电厂，发电机容量不大，这样配置既减少了主变台数又减少了 500kV断路器和隔离开关的数量，减少了占地，降低了投资。



图5.18

大型水力发

电厂的电气主接线

（a）某大型水电厂电气主接线；

（b）葛洲坝（大江）水电厂

主接线（隔离开关等略）



5.5.1.3 中型水力发电厂的电气主接线如图 5.19所示，某水电厂共有 4台发电机， G1 ～Ｇ 4中每 2台发电机与 1台升压变压器构成扩大单元接线。其中 T1为低压绕组分裂的变压器，T2为一台自耦变压器，高压与中压分别联络 220kV和 110kV 两级升高电压，第三绕组则分裂为两个相同的低压绕组与两台发电机相连。发电机G5、 G6分别经双绕组升压变压器升压后在高压侧并为一点接入 110kV系统。这种接线称为联合单元接线，能节省高压侧断路器和隔离开关的数量，并使高压侧接线简化，以减少占地面积。其220kV和 110kV电压级都采用了五角形接线。



图 5.19 某水力发电厂电气主接线（略去隔离开关等）



根据火力发电厂的容量及其在电力系统中的地位，一般可将火力发电厂分为区域性火力发电厂和地方性火力发电厂。这两类火力发电厂的电气主接线有各自的特点。

5.5.2 火力发电厂的电气主接线



5.5.2.1 区域性火力发电厂的电气主接线区域性火力发电厂的单机容量及总装机容量都较大，我国目前这类电厂的单机容量多为 200MW和 300MW及少量 600MW，电厂总装机容量可达 100MW 甚至 600MW以上。区域性火力发电厂多建在大型煤炭基地（有时称为“坑口电厂”）或运煤方便的地点（如沿海或内河港口），而与负荷中心（城市）距离较远。它们生产的电能主要经过升压变压器升至较高电压后送入系统，一般不设发电机电压母线给当地负荷供电。电气主接线多采用发电机变压器单元接线，升高为一个（最多两个）电压等级。



220 ～ 500kV电压等级的配电装置都采用可靠性较高的接线形式，如双母线不分段、双母线带旁路、双母线四分段带旁路以及更为灵活可靠的 3/2断路器接线等。



图 5.20为某大型区域性火电厂的电气主接线图。该厂有 4台 300MW机组和 2台 600MW机组；500kV线路 4回，采用 3/2接线，每回出线均装有高压并联电抗器以吸收线路电容充电功率； 220kV 出线有 7回，采用带旁路母线的双母线接线。由于高、中压穿越功率较小，采用一组自耦变压器作为 500kV和 200kV之间的联络变压器，其第三绕组 35kV 侧既作为启动／备用变压器电源，又接入低压电抗器抵消多余的充电功率。



图 5.20 某大型区城性火力发电厂电气主接线简图（图中未标注设备型号）



5.5.2.2 地方性火力发电厂的电气主接线地方性火电厂的单机容量和总装机容量都较小，一般都建在负荷中心附近（城市边缘）。所发出的电能有较大部分以发电机电压（ 10kV）经线路直接送到附近的用户，或升至 35kV 送到稍远些的用户，其余的电能则升压到 110kV或 220kV 送入系统。在本厂发电机故障或检修时，可由系统返送电能给地方负荷。



发电机电压母线在地方性火电厂主接线中显得非常重要，一般采用单母线分段、双母线不分段、双母线分段接线等形式。为限制过大的短路电流，分段断路器回路中常串入限流电抗器， 10kV出线也常需要串入限流电抗器。这样就可以选用较便宜的轻型断路器。升高电压级则根据具体情况，一般可以选用单母线、单母线分段、双母线不分段等接线形式。



图 5.21为某地方性中型火力发电厂的电气主接线图。该厂设有四台发电机，其中 G1、 G2容量为 100MV·A，发电机电压母线采用双母线分段，设有母线分段电抗器。 G1、 G2和 10kV线路均匀分布在发电机电压母线的两个分段上，G1、 G2一部分电能直接以 10kV电缆线路供电给附近用户（出线都带电抗器），剩余电能经两台三绕组变压器升压为 35kV和 110kV供电给较远用户和系统。因为有两条架空线路供电给稍远一点的较大用户，故 35kV 采用内桥式接线。



110kV 采用双母线带旁路母线接线，有 6回架空出线与系统相连并供电给大企业和城市 110/10kV变电所。发电机 G3、 G4容量为 125MW，额定电压为 13.8kV，以发电机变压器单元接线形式直接将电能汇入 110kV系统。



图 5.21 某地方性中型火力发电厂的电气主接线图



热电厂常建在工业区附近，除向附近用户供电外，还向其供热，也属于地方性火力发电厂。图 5.22为某热电厂的电气主接线。该厂是为了满足气候较冷的北方大城市集中供热，减轻城市烟尘污染的需要而建的，可为附近建筑供热。该厂虽然也承担向附近几个有较大负荷的企业和居民点供电的任务，但并未设置发电机电压母线，而是采用发电机变压器单元接线直接将电能送入 110kV高压母线，以 110kV线路向企业和居民点的 110/6 ～ 10kV变电所供电。



图 5.22 某热电厂的电气主接线



电力系统中的变电站可分为以下三类：枢纽变电站——为系统的最高电压变电站，一般电力系统中的大型电厂均与之连接，实现电力系统主要发电功率的分配，并作为与其他远方电力系统的联络站；区域变电站——承担大面积的区域供电，其电压等级仅次于枢纽变电站；配电变电站——在区域变电站下承担一个小区的供电。

5.5.3 变电站电气主接线



（ 1 ）系统枢纽变电站接线枢纽变电站的电压等级高，变压器容量大，线路回数多，通常汇集着多个大电源和大功率联络线，联系着多个高压和中压电网，在电力系统中居于重要的枢纽地位。枢纽变电站的电压等级不宜多于三级，最好不要出现两个中压等级，以免接线过分复杂。图 5.23所示为某枢纽变电站主接线，其电压等级为 500／ 220／ 35kV，主变压器是两台容量为 750MV·A的自耦变压器，方便 500kV 与 220kV 侧的功率交换。



500kV配电装置采用一台半断路器接线，主变压器采用交叉换位布置方式，其第三绕组上引接无功补偿设备以及所用变压器，具有非常高的供电可靠性。 220kV 侧有大型工业企业及城市负荷（共 14回线路），该侧配电装置采用有专用旁路断路器的双母线带旁路接线，可以保证在母线检修、出线断路器检修时线路不停电。两台主变压器 35kV侧都采用单母线不分段接线，每台主变压器低压侧带 120Mvar并联电容器和 135Mvar并联电抗器以及站用变压器，两台主变压器 35kV 侧不设联络断路器，以方便运行和管理。



图5.23 某枢纽变电所的主接线



（ 2 ）区域变电站接线区域变电站一般是向一个地区供电，通常是一个地区或城市的主要变电站，区域变电站高压侧电压等级一般为 110 ～ 220kV，低压侧为 35kV或10kV。 220kV大容量地区变电站的电气主接线一般较复杂，根据出线回路数的多少和对可靠性的要求，其 220kV和 110kV 侧可以采用双母线不分段（或双母线分段）或双母线（或双母线分段）带旁路母线接线，常在主变低压侧装普通电抗器来限制 10kV系统的短路电流。 110kV地区变电站的电气主接线出线回路数一般较少， 110kV可以采用单母线分段或单母线分段带简易旁路母线接线； 35kV可以采用双母线不分段或单母线分



段接线（屋内用手车式开关柜）， 6 ～ 10kV可以采用单母线分段（屋内用手车式开关柜或固定式开关柜）和单母线分段带旁路接线（屋内用固定式开关柜），通常不需采用限流措施，当短路容量比较大时，可采用变压器低压侧分裂运行并与备用电源自动投入装置相配合的方式限制短路电流至允许范围，以便选择轻型电器，其接线较为简单。全屋内的 220kV和 110kV变电站可采用六氟化硫全封闭组合电器。



图 5.24所示为某 200kV中型区域变电站的电气主接线。 220kV配电装置采用内桥接线，为了避免桥断路器检修时导致系统开环运行，在线路侧设置了跨条。 110kV配电装置采用单母线分段接线，部分重要用户从两段母线引接电源采用双回线路供电，以保证用户对供电可靠性的要求。35kV 侧给附近用户供电，也采用单母线分段接线。


图5.24

某220kV

中型区

域变电站的电气主接线



（ 3 ）配电变电站接线配电变电站多为终端或分支变电站，降压供给附近用户或企业。其站址接近负荷点，或为大型企业的变电所，电压等级一般为 110kV／ 10kV或110kV／ 6kV，由 1 ～ 2回 110kV线路向其供电，接线较简单。其高压可以采用单母线分段或桥形接线形式，低压出线回路数比较多时，也可考虑采用单母线分段或单母线分段带旁路的接线方式。



图 5.25为终端变电站的电气主接线，该变电站高压侧由一条 110kV线路供电，变电站只设一台主变压器，高压侧采用单母线不分段接线，低压侧有三条出线，线路较少，也采用单母线不分段接线，若用户侧没有其他电源，则线路侧也可以不设置隔离开关。



图5.25 终端变电站电气主接线



电气主接线是发电厂和变电站的主体，是由一次设备按一定的要求和顺序连接成的电路。它直接影响着发电厂和变电站的安全可靠和经济运行。电气主接线应满足供电的安全可靠，具有一定的灵活性，力求操作简单，运行检修方便，节省投资和减少年运行费用，并有发展和扩建的可能。电气主接线可分为有母线和无母线两大类。有母线的主接线形式包括单母线和双母线两种。单母线又可分为单母线不分段、单母线分段、单母线分段带旁路等形式；双母线又分为双母线不分段、双母线分段、双母线带旁路、双母线分段带旁路、一台半断路器接线、变压器母线等形式。

小结


无母线的主接线主要有单元接线、桥形接线和多角形接线等。不同的主接线有不同的优缺点以及相应的适用范围。发电厂和变电站主接线方案的设计，应综合考虑各种因素，按照国家的有关政策，根据具体情况经过技术经济比较后确定。

小结

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主 编：李家坤 朱华杰 主 审：陈光会

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