火力发电厂电气设计

第一部分 设计说明书

1 概述

1.1 原始资料

1.1.1 工程概况

某地区根据电力系统的发展规划，拟在该地区新建一座装机容量为2400MW的火力发电厂，发电厂安装4台600MW机组，发电机端额定电压为20kV,此电厂一期工程计划安装2台600MW的汽轮发电机组，型号为上海汽轮机有限公司的QFSN-600-2型，发电机额定电流19245A，功率因数为0.9，安装顺序为#1、#2机，厂用电率为8%，机组年利用小时最大为6000小时，出线2回与500kV的系统相连,2回线路输送功率相等，每回线路的最大负荷510MW，最小负荷为496MW；二期工程计划安装2台600MW的汽轮发电机，本次设计以一期工程为例。

1.1.2 计算参数

#1、#2机经变压器与500kV的系统相连，以100MVA为基数值归算到本厂500kV母线上阻抗为0.048。

1.1.3 厂址条件

厂址位于海边，水源充足，附近有煤矿，周围地势平坦，并具有主干铁路与外相连。

1.1.4 气象条件

DT发电厂所在地最高温度为40℃；最高月平均温度为25℃；风向以东北风为主。

1.2 设计主要内容

发电厂是电力系统的重要组成环节，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，本设计主要讲述了电气主接线和主变的选择，阐述了电气一次部分及其设备选择的原则内容，力求概念清楚，层次分明。

设计说明书包括电气主接线的设计，主变压器的选择，短路电流的说明，电气设备的选择，厂用电的设计，发电厂平面布置优化设计，防雷保护设计。设计计算书包括短路电流计算，电气设备的校验计算和防雷范围的计算。设计图纸包括电气主接线图，厂用电接线图，电气平面图和部分设备的剖面图。

2 电气主接线设计

2.1 电气主接线设计的原则

电气主接线是发电厂电气设计的首要部分，也是构成电力系统的主要环节。电气主接线的确定与电力系统整体及发电厂本身运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并且对电气设备选择、配电装置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。因此，主接线的正确、合理设计，必须综合处理各个方面的因素，经过技术、经济论证比较后方可确定[1]。

2.2 大型发电厂电气主接线的基本要求

大型发电厂电气主接线应满足可靠性、灵活性和经济性的要求；应满足电网调峰和事故备用的要求；应满足《电力系统安全稳定导则》的要求；有利于电厂的运行管理和适应厂网分开及竞价上网的需要；应尽量简单。

2.2.1 可靠性

安全可靠是电力生产的首要任务，保证供电可靠和电能质量是对主接线最基本要求，而且也是电力生产和分配的首要要求。停电不仅给发电厂造成损失，而且给国民经济带来的损失将更加严重。

主接线可靠性的具体要求：断路器检修时，不宜影响对系统的供电；断路器或母线故障以及母线检修时，尽量减少停运的回路数和停运时间，并要求保证对一级负荷全部和大部分二级负荷的供电；尽量避免发电厂全部停运的可能性。

2.2.2 灵活性

电气主接线应能适应各种运行状态，并能灵活地进行运行方式的转换。灵活性包括以下几个方面：

（1）操作的方便性：电气主接线应该在满足可靠性的条件下，接线简单，操作方便，尽可能地使操作步骤少，以便于运行人员掌握，不致在操作过程中出差错。

（2）调度的方便性：电气主接线在正常运行时，要能根据调度要求，方便地改变运行方式，并且在发生事故时，要能尽快地切除故障，使停电时间最短，影响范围最小，不致过多地影响对用户的供电和破坏系统的稳定运行。

（3）扩建的方便性：对将来要扩建的发电厂，其接线必须具有扩建的方便性。尤其是火电厂，在设计主接线时应留有发展扩建的余地。设计时不仅要考虑最终接线的实现，还要考虑到从初期接线到最终接线的可能和分段施工的可行方案，使其尽可能地不影响连续供电或在停电时间最短的情况下，将来能顺利完成过渡方案的实施，使改造工作量最少。

2.2.3 经济性

主接线在满足可靠性、灵活性要求的前提下做到经济合理,经济性从以下几个方面考虑：

（1）投资省：主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关、电流和电压互感器、避雷器等一次设备的投资，要能使控制保护不过于复杂，以利于运行并节约二次设备和控制电缆投资；要能限制短路电流，以便选择价格合理的电气设备或轻型电器。

（2）占地面积小：主接线要为配电装置布置创造条件，以节约用地和节省构架、导线、绝缘子及安装费用。对大容量发电厂或变电站，在可能和允许条件下，应采取一次设计，分期投资、投建，尽快发挥经济效益。

（3）电能损失少：经济合理地选择主变压器的型式、容量和数量，避免两次变压而增加电能损失。

2.3 主接线的接线方式选择

目前大型发电厂电气主接线的典型方案：大型发电厂一般采用220～500 kV (750kV)一级电压等级直接接入系统，330kV以上的发电厂大多采用3/2接线方式(即1台半断路器接线方式) 也有采用1/2和环形母线多分段接线。

2.3.1 3/2接线方式

3/2（一个半断路器）接线，这种接线方式是从双母线双断路器接线方式演变而来。最大的优点是任何一台断路器发生故障退出运行,不影响任何一个回路的正常运行,甚至当一段母线故障后,也不会影响供电。具有较高的供电可靠性和灵活性。与双母线双断路器接线方式相比,每一回路可以少半台断路器,符合经济性的要求。3/2接线图如图2.1所示

图2.1 3/2接线图

3/2接线方式具有较强的优势,到现在为止仍被广泛应用在大型发电厂和变电所中。3/2接线方式用于出线回路数较多的枢纽变电所,优势特别明显,并会在今后相当长的时间被采用，但是3/2接线在大型发电厂也存在下列问题

（1）为了使潮流分配合理,电源侧和负荷侧的回路必须搭配在1串断路器内,以减少母线中流过的电流。线路断路器要求采用分相操作的操作机构,以满足单相重合闸的要求。而发电机—变压器组断路器要求采用三相联动的操作机构,以防止发电机非全相运行,这样中间断路器不可能同时满足2种功能的要求。

（2）在继电保护上存在“和电流”等问题,容易引起保护误动。为防止误动,要采取一定的技术措施,如加装“和电流”保护器等,使保护接线复杂化。中间断路器为2个回路公用,使控制回路接线变得复杂,甚至有可能出现集控和网控两地控制的现象,为防止误操作,在控制回路需加装闭锁回路, (或在软件上加装闭装操作回路) ,使控制回路变得更为复杂。

（3）发电机的启、停操作相对比线路操作要多,发电机解列后,为保持1串断路器的完整性,经过一番倒闸操作后,把发电机——变压组所联的2台断路器投入。当

发电机需要并网时,先要经过一番倒闸操作后,把发电机—变压器的2台断路器断开后,才能并网操作, 因此操作较为复杂。为此, 根据DL5000—2000《火力发电厂设计规程》13.2.8条规定:“技术经济合理时,容量为600 MW 机组的发电机出口可装设断路器或负荷开关”,这样可以减少启、停机时,主变高压侧2台断路的操作次数。水电机组因调峰需要,启、停频繁,均采用发电机出口断路器( GCB ) 。由于大型发电机GCB 只有瑞士(ABB) ,法国(ALSTHOM)等少数厂商有制造和研发能力,所以价格非常昂贵,在火电厂中严格控制应用。

2.3.2 1/2接线方式[2]

1/2接线方式是一种由常规双母线接线方式演变而来的“单双断路器”接线方式,简写为1/2接线,这里的“1”是指发—变组用1台断路器控制,“2”是指线路用2台断路器控制。1/2接线如图2.2

图2.2 1/2接线图

1/2接线的基本接线方式与常规双母线接线方式相同,相应的控制和保护也与常规双母线基本相同,由于没有母联与旁路,故母线保护比常规双母线更简单、可靠。对

于机组较多的发电厂,在断路器可靠性有保障的前提下,发—变组适当降低一点可靠性,用1台断路器控制则比较经济。而对超高压、重负荷的线路,从系统安全稳定角度出发,用2台断路器控制1回线路则比较可靠。

随着电力系统容量的不断扩大,单机容量在全系统容量中所占比率相对减少,发电机组因故退出运行,对全系统的影响也相应减少,按N-1原则,不会引起系统的稳定问题。随着超高压断路器制造质量和可靠性的提高,因断路器故障造成发电机组退出运行的可能性越来越小。反之随着输电线路电压等级的提高和长距离输电的需要,系统稳定问题比较突出。综合上述因素,提出一种接线简单、清晰,操作灵活、方便,投资相对节省的1/2接线方式。

（1）1/2电气主接线的优点

①发—变组高压侧断路器可以采用电气联动的断路器,能有效止制非全相运行事故的发生。由于水电机组一般在发电机出口装有GCB,主变高压侧断路器操作的次数相对较少,非全相运行的可能性要比火电机组小得多。

②在继电保护上不存在“和电流”的问题,可使继电保护回路接线简化而可靠。 ③由于没有中间断路器,使断路器的控制为一一对应的控制方式,简化断路器的控制回路、同期回路和保护回路的接线,相应简化操作程序,减少误操作的可能性。 ④从运行的可靠性分析来讲, 1/2接线的最大特点是发—变组与线路在一次和二次控制、保护完全分开,结线简单、清晰,互不牵连,不存在中间断路器两地控制的问题,不易发生误操作。可集中控制,也可分网控、集控控制,发—变组的启、停操作对系统的接线方式(运行方式)不影响,对系统的安全稳定有好处,容易实现厂网分开的管理体制。

⑤在3/2接线方式中有失灵保护的配合问题、继电保护的检修问题、电流互感器和电压互感器的配置问题、二次线安装单位的划分问题、同名回路的配置等一系列问题,而在1/2接线方式中基本不存在。所以1/2接线的二次接线大为简化,可降低二次回路的故障几率,有利于运行和检修,有利于电气主接线整体可靠性和系统安全稳定性的提高。

（2）1/2电气主接线的缺点

由于1/2接线是从双母线接线演变而来,存在双母线接线方式的缺点,即当一段 母线故障或断路器失灵保护动作时,该段母线失电,使全厂一半机组要退出运行,有可

能造成系统失去稳定。但母线故障的几率极低。

2.3.3 环形母线多分段接线

环形母线多分段接线的每段母线可连接一回发电机和一回发电机—变压器组，相当于以发电机—变压器—线路与环形母线多分段相连接，日本东京电力公司沿海大型电厂500kV配电装置已经运用。环形母线多分段接线图如图2.3

图2.3 环形母线多分段接线图

环形母线多分段优点：设备投资和占地面积方面少，且继电保护和二次回路简单，并可做单层屋内布置，特别适用于严重污秽而采用屋内配电装置的发电厂。

环形母线多分段缺点：此接线出线断路器不便设旁路设施，必须配合线路进行检修，因而只能采用质量可靠，检修周期超过20年的SF6断路器。与一个半断路器相比，其可靠性和灵活性明显降低，其灵活性不足只能靠断路器的质量来弥补。

此发电厂单机容量为600MW，一期工程容量达到1200MW，总容量将达到2400MW，属于大型火电厂，该电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6000h>5000h，大于电力系统发电机组的平均最大负荷利用小时数。该电厂为火电厂，在电力系统中将主要承担基荷，从而该厂主接线设计务必着重考虑其可靠性，因此采用3 /2接线。其主接线图见附图1。

3 主变压器的选择

3.1 主变选择的原则

主变容量一般按发电厂建成后5～10年的规划输送容量来进行选择，并适当考虑远期10～20年的负荷发展。如果主变容量选得过大，台数过多，不仅增大投资，增大占地面积，而且也增加了运行电能的损耗，设备未能充分发挥效益，若容量选得过小，将可能封锁发电机剩余功率的输出或者不能满足用户用电的需要。

根据发电厂向系统输送容量的大小和电网结构来确定主变的容量。对于对系统有重要影响的发电厂，应考虑一台主变停运时，能保证发电厂70%～80%的电能输出，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入系统。 [3]

3.2 主变容量的确定

大型发电厂采用单元接线，根据运行经验，变压器的容量应保证在有一台检修的情况下，其他变压器能输送全部容量的70%，按原始资料提供的数据（按最大输送容量算），因此本设计的主变每台应带负荷为：(510×2)×0.7=714MW，查《发电厂电气部分课程设计资料》，选定变压器的容量为720MW.由于变压器只有两个电压等级，所以这里选择双绕组变压器，单元接线时变压器容量应按发电机的额定容量扣除本机组厂用负荷后，留有10%的裕度来确定。

即600MW×（1-8%）÷85%×110%=714.4MW＜720MW，满足要求。

3.3 调压方式的确定

为了保证系统的供电质量，电压必须维持在允许范围内。通过变压器的分接头开关切换，改变变压器高压部分绕组匝数，从而改变其变比，实现电压调整。切换方式有两种：不带电切换，称无励磁调压，调整范围通常在 10%以内；另一种是带负荷切换，称为有载调压，调整范围可达30%。其结构复杂，价格较贵，主要适用接于出力变化大的发电厂的主变压器，以保证母线电压恒定。该发电厂出力基本恒定，因此该发电厂主变采用励磁调压。

3.4 冷却方式的选择

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。

自然风冷却及强迫风冷却适用于中、小型变压器；大容量变压器一般采用强迫油循环风冷却。在水源充足的条件下，为压缩占地面积，也可采用强迫油循环水冷却方式。主变的容量较大因此主变采用强迫油循环风冷却。

3.5 主变相数的选择

DL－5000－2000《火力发电厂设计技术规程》规定：与容量为300MW及以下机组单元连接的主变压器，若不受运输条件的限制，宜选用三相变压器。与容量为600MW机组单元连接的主变压器，应综合运输和制造条件，经经济和技术比较后，选用单相或三相变压器。当选用单相变压器组时，根据所连接的电力系统和设备情况，确定是否需要装设备用相。 [4]

DT发电厂位于沿海，规划建设4台600MW级的火电机组，总容量为2400MW，本工程分两期建设，一期工程为2台国产600MW机组，上网电压为500kV，已通过初步设计审查，通过技术经济比较和考虑DT发电厂地处沿海可以海运的优越地理位置，主变选型确定为全容量三相变压器。下面就以1台SFP－720MVA/500kV三相变压器与3台DFP－240MVA/500kV单相变压器组在运输条件、技术和经济上进行论证。

3.5.1 单相与三相变压器组在运输条件、技术和经济上比较

（1）运输情况的比较：运输大容量变压器尤其是500MVA及以上容量的变压器，困难很大，主要受运输重量、高度和宽度等因素的影响。

①铁路运输：铁路运输受桥梁、铁路承重及铁路涵洞等因素的限制。如配600MW机组的升压变压器(720MVA/500kV)，其重量和尺寸超出正常运输的限制条件，必须采用特殊的运输方式，需要增加运输车辆的改造费、通过路段桥梁的加固费和对铁路正常运力的干扰费，这笔费用很大。

②公路运输：公路运输受桥梁、路基、运输车辆等因素的限制。桥梁的加固费、公路的加宽费、重新修建公路费等投资较大。

③海运：DT发电厂地处沿海，已有5000t级重件码头，具有很好的运输条件。目前国内制造厂家如沈变、保变、重庆

ABB和常州东芝，也具备运输全容量三相

变压器的条件，其中沈变、保变可通过公路运输至海港再海运到电厂重件码头，重庆ABB、常州东芝可先通过内河再转海运到电厂重件码头。沈变、保变和重庆均为三峡工程ABB840MVA

C

[5]的大容量变压器的运输做过详细方案，证明运输方案是可行的。沈变为沙角电厂、常州东芝为福建后石电厂制造的大容量变压器，均有过成功的运输经验。因此在运输条件上，选用全容量三相变压器是可行的。

（2）三相变压器与单相变压器组的技术比较

①三相变压器效率高，在同等负载损耗下，三相变压器比单相变压器组的空载损耗要低20kW左右。

②三相变压器占用场地小，有利于用地紧张的电厂，安装调试方便。

③三相变压器渗漏油点少，产品维护方便。

④三相变压器运输尺寸较大，对于运输条件要求较高，比较适宜于海运，DT发电厂的地理位置非常适合大型变压器的运输。

⑤单相变压器在实际运行中存在三相不平衡时，可能会产生磁振荡，存在事故隐患。

⑥沈变、保变与德国西门子公司的合作制造三峡枢纽工程SSP－840MVA/500kV电力变压器，国内变压器制造厂家已具备生产SFP－720MVA/500kV三相变压器的技术和能力。

⑦在招投标过程中，保变、重庆ABB、常州东芝变压器均获得了国外厂家的质量担保，其中东芝为常州东芝变为台山发电厂制造的变压器承担法律和经济上的责任。 ⑧采用3台变压器的可靠性和1台三相变压器差不多，而增加1台备用相又增加投资。

目前，随着大容量变压器技术的发展，变压器的可靠性均满足设计、生产的要求。因此，在技术和制造能力上，选用全容量三相变压器也是可行的。

（3）三相变压器与单相变压器组的经济比较

①三相变压器占用场地小，节省了大量的土地资源和土建费用。

② 三相变压器避免了单相变压器使用离相封闭母线联结组别的连接，节约了大量离相封闭母线，另外延伸到高压厂变的共相封闭母线也得到了节约。

③三相变压器比3台单相变压器组检修和维护费用少。

④三相变压器空载损耗低，大大降低了成本。

⑤三相变压器的制造成本低，可以降低采购成本。SFP－720MVA/500kV三相变压器价格比3台DFP－240MVA/500kV单相变压器组的价格低240万元。因此，在经济上选用全容量三相变压器是合适的。

三相变压器与单相变压器组的综合比较详见表3.1

表3.1 500kV、720MVA变压器技术及经济比较 类别 项 目

型 号

额定容量

/MVA

相数 三相变压器 SFP－720MVA/500kV 720 三相 单相变压器 3台DFP-240MVA/500kV 3×240 单相

3×100

3×410

3×147

3×195

空载损耗高

材料消耗多

低 280 技术空载损耗参数 /kW 1230 负载损耗/kW 运输重量/t 360 重量总计/t 450 损耗 材料消耗 效率

技术

比较 运输

可靠性

其它 空载损耗低 材料消耗少 高 运输条件要求较高，比较适宜于海运。 运输条件要求较低。 已具备生产的技术和能力。 已制造过多台，技术相对成熟。 占用场地小，安装方便，便于维护检修。 安装调试工作量大。

1740

采购成本较高。 报价/万元 1500 采购成本

经济维护费

比较

基建费

变电成本 制造成本低，降低采购成本。 便于检修和维护，节省了变压器的运行运行及检修费用较高。 及检修费用。 节省了大量的土地资源以及基建费用。 一次性投入较高。 空载损耗低，降低了变电成本。 空载损耗高，变电成本较高。

三相变压器在技术经济上均优于单相变压器组，性价比较高，根据DT发电厂地处沿海的优越地理位置，采用三相变压器运输条件是允许的。因此，在技术和经济上，主变选型确定为全容量三相变压器是可行的。主变选择结果见表3.2。 表3.2 主变选择结果

型号

容量

变比

阻抗 SFP 720MW 525±2×2.5%/20 13.5% 接线方式 相数 调压方式 冷却方式 YNd11 三相 励磁调压 强迫油循环风冷却

4 短路电流的计算说明

4.1 短路电流计算的目的

在发电厂电气设计中，短路电流计算是其中的一个重要环节。其计算目的主要有以下几个方面：

在选择电气设备时，为了保证设备在正常运行和故障状况下都能安全、可靠的工作。同时又力求节约资金，这就需要按短路情况进行全面校验。

在设计屋外高压配电装置时，需按短路条件校验软导线相间和相对地安全距离。 在选择继电保护方式和进行整定计算，需以各种短路时的短路电流为依据。 接地装置的设计，也需用短路电流。

4.2 短路电流计算条件

4.2.1 基本假定

正常工作时，三相系统对称运行；所有电流的电功势相位角相同；电力系统中所有电源均在额定负荷下运行；短路发生在短路电流为最大值的瞬间；不考虑短路点的衰减时间常数和低压网络的短路电流外，元件的电阻都略去不计；不考虑短路点的电流阻抗和变压器的励磁电流；元件的技术参数均取额定值，不考虑参数的误差和调整范围；输电线路的电容略去不计。 [6]

4.2.2 一般规定

验算导体和电器动稳定、热稳定以及电器开断电流所用的短路电流，应按本工程设计规划容量计算，并考虑电力系统远景的发展计划；选择导体和电器用的短路电流，在电器连接的网络中，应考虑具有反馈作用的异步电动机的影响和电容补偿装置放电电流影响；选择导体和电器时，对不带电抗回路的计算短路点，应选择在正常接线方式时短路电流最大点；导体和电器的动稳定、热稳定和以及电器的开断电流，一般按三相短路计算。

4.3计算公式的说明

三相短路冲击电流的计算公式 ：

ibKb2If (4.1)

在电阻较小的电路中，式(4.1)中短路电流冲击系数Kb1.8

三相短路全电流最大有效值的计算公式：

’2IKI2(K1)If （4.2） bbfb

其式中If为短路电流的有名值

短路容量计算公式：

S3UavIf （4.3）

4.4 三相短路计算结果

短路发生在K1（K2）时短路电流的标幺值为53.0146，有名值为145.7576kA 按式（4.1）得冲击电流：370.98kA

按式（4.2）得全电流最大有效值：220.09kA

按式（4.3）得短路容量：5049MW

短路发生在K3时，短路电流的标幺值为57.3334，有名值为6.3052kA. 按式（4.1）得冲击电流：16.05kA

按式（4.2）得全电流最大有效值：9.52kA

按式（4.3）得短路容量： 5460.30MW

三相短路计算结果见表4.1

表4.1 短路计算结果

短路点额

定电压 短路点平 均电压 短路电流周期分量 有效值

Ik/kA

145.7576

6.3052 稳定值 I∞/kA 短路冲击电流 短路容量 有效值 Ib/kA 最大值 ib/kA 370.98 16.05 Sk/MW 5049 5460.30 编号 K1/K2 K3 Un/kV 20 500 Ua/kV 21 525 145.7576 220.09 6.3052 9.52

5 电气设备选择说明

5.1 电气设备选择的一般原则

正确选择电气设备是电气主接线和配电装置达到安全、经济运行的重要条件。在进行电器选择时，应根据工程实际情况，在保证安全、可靠的前提下，积极而稳妥地采用新技术，并注意节省投资，选择合适的电气设备。

尽管电力系统中各种电器的作用和工作条件并不一样，具体选择方法也不完全相同，但对它们的基本要求确是一致的。电气设备要可靠地工作，必须按正常工作条件进行选择，并按短路状态来校验动、热稳定性。 [7]

5.2 电气设备选择要求

应满足正常运行、检修、断路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展的需要；应按当地环境条件校验；应力求技术先进与经济合理；选择导体时应尽量减少品种；选用新产品，均应具有可靠的实验数据，并经正式鉴定合格。

5.3 电气设备选择技术条件

选择的高压电器，应能在长期工作条件下和发生过电压、过电流的情况下保持正常运行。同时，所选择导线和电气设备应按短路条件下进行动、热稳定校验。

近海地区的盐雾污秽主要是受到海风作用造成的。当空气潮湿时, 海风带着盐雾吹来, 极易在电气设备的绝缘体上沉淀积蓄, 使电气设施受到污染。由于盐污容易吸收水分, 在有雾或毛毛雨的情况下, 盐污受潮, 其表面将形成多处导电小桥, 从而引起闪络事故。此外,当台风来临时, 被卷起的海水将形成海水雨滴并积蓄在电器绝缘体上, 从而造成瓷瓶闪络,这也是发生事故的原因之一。根据《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》(GB/T 16434—1996)的规定, 离海岸1km以内, 当盐密大于0.25～0.35mg/cm时, 为I级污秽等级, 其爬电比距按最高电压计算, 应该为3.10 cm /kV。DT电厂的500 kV配电装置距海边约700～2[8]800m , 属I类污秽区,选用配电装置时应考虑海洋对电气设施的盐雾污染。

对沿海发电厂(I类污秽区) 500 kV 配电装置,普通防污型敞开式电器的外绝缘水平已不能满足要求, 故该厂500 kV 配电装置有如下方案可供选用。

方案一 大爬电距离(以下简称爬距) 电气设备的户外敞开式配电装置

方案二 户内SF6 全封闭组合电器(GIS)

方案三 户外SF6 全封闭组合电器(GIS)。

5.3.1 户外敞开式配电装置的特点

500 kV 罐式断路器至今国内还没有供货及运行业绩；500 kV 户外配电装置占地面积大, 土建工程量大, 施工安装周期长；虽然采用大爬距电气设备, 但是由于电气设备暴露在空气中, 防污能力较GIS 差；正常维护工作量大。 [9]

5.3.2 户内GIS

所有G IS 厂家生产的G IS 设备都可以用于户内。沈阳高压开关厂及欧洲一些厂家如ABB、梅兰、日兰等公司生产的设备价格上略有降低。

500 kV GIS 布置于户内,主要优点是检修环境好(尤其在严寒地区更合适, 如伊敏发电厂500 kVGIS 等) ; 对某些厂家的产品在外暴露联接件、罐体表面处理、汇控柜及操作机构的箱体表面处理等方面要求较低，户内GIS 具有如下优点:

（1）防污染能力强, 全部电气元件都封闭在充气的外壳内, 电气绝缘不受导电尘埃、盐雾污染影响(套管除外)。

（2）完全工厂化成套生产, 土建工作量小, 施工安装方便, 建设速度快。

（3）维护工作量少, 检修周期长, SF6气体泄露指标一般为每年1% , 5～10年 充气1 次, 检修周期为10～20年。

（4）设备小, 重心低, 抗震性能好。

（5）运行安全可靠性高, 无火灾危险, 外壳屏蔽接地, 没有触电危险。

（6）维护环境好, 检修较方便。

户内GIS具有如下缺点:

（1）制造检修工艺要求高, SF6气体经电弧作用形成的SF4与水反应生成含毒物质, 检修时要采取防护措施, 防止吸入或接触中毒。

（2）进出线GIB 较长,占地面积较户外式略大。

（3）低氟化硫气体对人身的危害性较户外式大。

（4）需设置专门的检修及通风设施。

5.3.3 户外GIS方案

除具有户内GIS的全部优点外,与户内GIS相比还具有以下优点:

（1）进出线GIB 缩短, 占地面积较户内式小，可节省一部分投资。

（2）可节省1座约21m ×160m ×18m 的建筑物; 1台10t的遥控吊车; 及1套环保设施(设备)、通风设施及其供电设备等。

（3）可减少由于低氟化硫气体对人身的危害。

（4）可缩短施工和安装周期。

（5）可避免GIS设备基础的户内、户外不同沉降而造成的影响。

户外GIS具有如下缺点:

（1）制造检修工艺要求高, SF6气体经电弧作用形成的SF4与水反应生成含毒物质, 检修时要采取防护措施, 防止吸入或接触中毒。

（2）维护环境略差。

由上述可以看出,500kV GIS与户外敞开式配电装置相比,技术上非常优越,且可少占地55% 以上,但可比初投资,户外敞开式配电装置较GIS低很多。考虑到王滩发电厂地处海滨,受海风盐雾影响较重,且至今国内还没有一个大型海滨发电厂采用500kV户外敞开式配电装置,而均采用G IS。虽然从技术上分析,500kV户外敞开式配电装置可以作为此发电厂这样海滨电厂配电装置的一个选型方案,但由于目前缺少运行维护业绩,尤其作为配电装置的核心元件500kV罐式断路器至今国内还没有供货及运行业绩,所以此发电厂不推荐敞开式配电装置。

通过以上技术经济分析论证,500kV户外GIS与户外敞开式配电装置相比,虽然可比初投资高, 但技术上具有可靠性高、基本不受盐污影响、维护工作量少、施工安装方便、建设周期短、占地面积小等优点,尤其适用于发电厂这样的滨海电厂。

户外GIS在技术上较户内GIS 优越,投资也较户内低840.64万元,而且占地面积小, 所以这样的滨海电厂500kV配电装置宜采用户外型GIS。

5.4 组合器的选择

5.4.1 组合器的概述

SF6气体绝缘开关装置（Gas Insulation Switchgear）也称封闭式组合电器，

简称GIS，是由断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线（单相或三相）、连接管、电缆连接头、出线套管、与变压器的连接装置等多种高压电器组合而成的成套装置，其基本结构是以金属筒为外壳，将上述高压电器和绝缘件封闭在金属筒内部并充入一定压力的SF6气体作为绝缘和灭弧介质。根据电气主接线的要求，可以选用上述电器通过适当的连接方式以组成所需的GIS。组合器的平面图见附图2，组合器的剖面图见附图3。

目前GIS的电压等级已包括72.5～800kV,日本已研制成功1100kV（双断口）特高压GIS，并投入试运行。与国外产品相比，国产GIS还存在差距[10]。

5.4.2 组合器的特点

（1）占地面积及安装空间小。由于采用SF6气体作为绝缘介质，导电体与金属地电位壳体之间的绝缘距离大大缩小，因此，GIS的占地面积和安装空间只有相同电压等级常规电器的百分之几到百分之二十左右。

（2）安全可靠性高。全部电器元件都被封闭在接地的金属壳体内，带电体不暴露在空气中，运行中不受自然条件的影响，其可靠性和安全性比常规电器好得多，SF6气体是不燃不爆的惰性气体，所以GIS属防爆设备，适合在城市中心和其他防爆场合安装使用。

（3）安装周期短。GIS主要组装调试工作已在制造厂内完成，现场安装和调试工作量较少，可以缩短发电厂的建设周期。

（4）无需检修。只要产品的制造和安装调试质量得到保证，在使用过程中除了断路器需要定期维修外，其他元件几乎无需检修，因而维修工作量和年运行费用大为降低。但GIS的事故后平均停电检修时间则比常规发电厂要长。

（5）具有控制、计量和保护等多种功能。

（6）结构复杂，价格比较贵。GIS设备结构比较复杂，要求设计制造安装调试水平高。GIS价格也比较贵，发电厂建设的一次性投资大。但选用GIS后，发电厂的土建费用和年运行费用很低，因而从总体效率讲，选用GIS有很大优越性。

5.4.3 GIS的母线筒结构

（1）全三相共体式结构，不仅三相母线，而且三相断路器和其他电器元件都采用共箱筒体。

（2）不完全三相共体式结构。母线采用三相共箱式。

（3）全分箱式结构。母线采用三相共箱式，而断路器和其他电器元件采用分箱式。

（4）三相共箱式结构的体积和占地面积小，消耗钢材少，加工工作量小，但其技术要求高，额定电压高，制造难度大。

5.4.4 GIS的出线方式

（1）架空线引出方式。在母线筒出线端装设充气（SF6）套管。

（2）电缆引出线方式。母线筒出线端直接与电缆头组合。

（3）母线筒出线端直接与主变压器对接。此时连接套管的一侧充有SF6，另一侧则有变压器油。

5.4.5 组合器型号的选择

根据电压等级和短路结果初步选择8D5型组合器，其参数见表5.1所示

表5.1 8D5型组合器的参数

额定电压/kV

额定馈线

电流/A

额定短路耐受

电流/kA 420～525 额定工频耐受电压/kV 额定母线 电流/A 额定短路耐受电流（峰值）

/kA 520～680 额定开断冲击耐受电压/kV 额定短路开断电流/kA 1050～1175 2000～6300 2500～8000 40100 40～100 100～270

5.5 电流互感器的选择

5.5.1 电流互感器的参数

电流互感器的型号很多，其特征由型号表示，常用型号中字母的含义如下： 第一个字母:L—电流互感器。

第二个字母:D—贯穿式单匝，F—贯穿式复匝，M—贯穿式母线型，R—装入式，

Q—线圈式，C—瓷箱式，Z—支柱式，Y—低压型。

第三个字母:L—电容式绝缘，Z—浇注绝缘，C—瓷绝缘，W—户外装置。

第四个字母:D—差动保护，B—过流保护，J—接地保护或加大容量，S—速饱和，

G—改进型，Q—加强型。

电流互感器的二次额定电流有5A和1A两种，一般弱电系统用1A，强电系统用5A，当配电装置距离控制实较远时亦考虑用1A，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。

电流互感器的额定的二次负荷标准值，按GB1208—75的规定，为下列数值之一：5、10、15、20、25、30、40、50、60、80、100VA。当额定电流为5A时，相应的额定负荷阻抗值为0.2、0.4、0.6、0.8、1.0、1.2、1.6、2.0、2.4、

3.2、4..0欧，当一个二次绕组的容量不能满足要求时，可将两个二次绕组串联使用。

二次级的数量决定于测量仪表、保护装置和自动装置的要求。一般情况下，测量仪表与保护装置宜分别接于不同的二次绕组，否则应采取措施，避免相互影响。

5.5.2 一次额定电流的选择

（1）当电流互感器用于测量时，其一次额定电流应尽量选择比回路中正常工作电流大1/3左右，以保证测量仪表的最佳工作，并在过负荷时使仪表有适当的指示。

（2）电力变压器中心点电流互感器的一次额定电流应按大于变压器允许的不平衡电流选择，一般情况下，可按变压器额定电流的1/3进行选择。

（3）中性点非直接接地系统中的零序电流互感器，在发生单相接地故障时，通过零序电流较中心点直接接地系统小得多。为保证保护装置可靠动作，应按二次电流及保护灵敏度来校验零序电流互感器的变比，电缆式零序电流互感器的窗口应能通过一次回路的所有电缆；母线式零序电流互感器的母线截面应按一次回路的电流选择，其窗口应考虑有一根继电保护用的二次电缆要从窗口穿过。

（4）发电机横联差动保护用的电流互感器一次电流，应按下列情况选择：安装于各绕组出口处时，一般按定子绕组每个支路的电流选择；安装于中心点连接线上时，可按发电机允许的最大不平衡电流选择[11]。根据运行经验，此电流一般取发电机额定电流的20～30%，电流互感器的选择结果见表5.2。

表5.2 电流互感器的选择结果 位置

发电机侧

＃1A厂变侧

＃1B厂变侧

电抗器侧 备用变侧

型号 LMZ LMZ LMZ LC LC 变比 25000/5A 2000/5A 1000/5A 400/1A 400/1A 测量级精度 0.2S 0.2 0.2 0.2 0.2 保护级精度 5P20 5P20 5P20 5P30 5P20

5.6 电压互感器的选择

5.6.1 电压互感器型式的选择

电压互感器的型号含义如表5.3所示

表5.3 电压互感器的型号含义

J D 相数 S J 绝缘型式 G Z B 结构型式 W J 电压互感器 单相 三相 油浸式 干式 浇注式 补偿线圈 五心三线圈 接地

220kV及以上的配电装置，当容量和准确度等级满足要求时，一般采用电容式电压互感器，接在110kV及以上线路侧的电压互感器，当线路上装有载波通讯时，应尽量与耦合电容器结合，统一选用电容式电压互感器。

5.6.2 电压互感器接线方式

在满足二次电压和负荷要求的条件下，电压互感器应尽量采用简单的接线方式。其接线方式有二个单相电压互感器接成V-V形；三个单相电压互感器接成星形—星形，高压侧中心点接地；一个三相三柱式电压互感器；一个三相五柱式电压互感器；三个单相三线圈电压互感器

5.6.3 额定电压的选择

由于超高压线路要求双套主保护，并考虑到后备保护、自动装置和测量仪表的要求，电压互感器一般应具有三个二次绕组，即两个主二次绕组、一个辅助二次绕组。其中一个主二次绕组的准确度应不低于0.5级。

电压互感器的额定电压按表5.4选择。

表5.4 电压互感器的额定电压

型式 一次电压（V）

接于一次线电压

上(如V/V接法)

接于一次

相电压上 二次电压（V） 100 100/第三绕组电压（V） 中心点非直接

接地系统 100/3、100/Ux 单相 Ux/3 3

中心点直接

接地系统 三相 100 100/3 Ux 100 电压互感器的选择结果见表5.5

表5.5 电压互感器的选择结果

位置

500kV出线侧 发电机侧 发电机侧 备用变高压侧 型号 JVJ JDJ JSJ JVJ 变比 5000.10.10.1////0.1kV 333200.1//0.1kV 200.10.10.1///kV 33335000.10.10.1////0.1kV

33

5.7 绝缘子和穿墙套管选择

5.7.1 绝缘子和穿墙套管选择的要求

发电厂与变电所的3～20kV屋外支柱绝缘子和穿墙套管，当有冰雪时，宜采用高一级电压的产品；母线型穿墙套管不按持续电流来选择，只需保证套管的型式与母线的尺寸相配合。

5.7.2 绝缘子和套管型式的选择

屋外支柱绝缘子一般采用棒式支柱绝缘子，屋外支柱绝缘子需倒装时，宜用悬挂式支柱绝缘子，屋内支柱绝缘子一般采用联合胶装的多棱式支柱绝缘子，穿墙套管一般采用铝导体穿墙套管，对铝有明显腐蚀的地区如沿海地区可以例外，在污秽地区，应尽量选用防污盘形悬式绝缘子。

悬式绝缘子片数选择可按照额定电压和泄漏比距选择。330kV和500kV可用XP-10型绝缘子。

根据上述要求，本次设计中500kV侧采用棒式支柱绝缘子的型号为ZS—500，绝缘子选用35片XP-10型悬垂绝缘子串。

6 厂用电的设计

6.1 厂用电的设计原则

厂用电的接线形式与机组容量密切相关，单机容量越大，在电力系统当中占有的地位越重要，则接线形式要求的可靠性越高。此外，机组的蒸汽压力、温度等参数越高、机组的自动化水平越高、相应地对供电可靠性和灵活性的要求也就越苛刻。不仅要求机组在正常运行和起停时有安全可靠的供电能力，而且要求工艺系统的辅机故障或电力系统发生短路且系统电压波动、频率摇摆等事故状态下，都应该可靠的供电，且要求保证电能的质量。

6.1.1 厂用电系统的基本要求

（1）厂用电系统应按机组单元自成体系，每台机组的厂用电系统能在允许的频率、电压质量范围内正常工作，不受外部电力系统故障的干扰，同时一台机组的故障不影响其它发电机组的正常运行。

（2）配置合理而经济的启动/停机电源和备用电源。当采用专门的启动/备用电源时，要求工作电源故障时电源的切换快速简便。

（3）在满足机组安全运行的前提下，厂用电系统力求简洁清晰。

（4）合理地配置全厂性公用负荷。

随着600MW机组越来越多的采用超临界参数和脱硫装置，电动给水泵容量和厂用电负荷大幅度增加，对高压厂用电接线的设计提出了更高的要求。

6.1.2 厂用电接线方式的几个主要因素

（1）600MW机组的高压厂用工作电源，按机组单元自成体系的要求，从发电机出口引接。由于发电机引出线及高压厂用工作变压器高压侧厂用分支全部采用分相封闭母线，多年的运行经验表明，不仅接线清晰美观，而且避免了短路故障，安全可靠。

（2）600MW机组高压厂用电一般采用6kV一级电压。

（3）当发电机出口不装设断路器时，高压厂用工作变压器高压侧采用无激磁调压，而不采用有载调压。

6.2 厂用电压等级的选择

按照《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T 5153—2002 中的规定：“容量为600MW及以上的机组，根据工程具体条件采用6kV一级或3kV，10kV两级高压厂用电压。”采用3kV，10kV两种电压等级时，10kV级短路容量较低，可选用较低的短路开断电流水平的开关设备，或可以降低变压器的阻抗以使大电动机起动时母线电压裕度增大，但是，3kV电压等级的设备目前厂家批量生产很少，在电厂中采用会在设备供货、维护、管理上带来一定的难度，并且3kV电压级所要求的短路电流开断水平至少要50kA，国内多数开关厂不能制造，订货时经常是以6kV或10kV设备代替，实际造成很大的浪费，通过国内外诸多工程的比较，从经济上看，高压厂用电采用3kV、10kV方案的综合造价并不比单一采用6kV方案优越。同时，采用6kV电压等级，只要合理选择变压器容量及阻抗值，厂用电系统的短路电流水平和电动机起动电压均可满足设计要求。采用不同电压等级时其相应设备的比较如表6.1

表6.1 两种不同电压等级所需相应设备

设备 3kV、10kV两个电压等级

10 kV 及3 kV 均选用国产40 kA 开关柜

由于主厂房内配电间空间有限, 因此3

kV 采用双回路真空开关柜

由于国内没有3 kV 电压等级的电缆, 只

能用6 kV 电缆代替, 因此, 3 kV 选用6

kV 电缆。 6kV一个电压等级 选用国产40 kA 开关柜真空开关柜、F—C 回路柜 6 kV 电缆 开关柜 电缆

6.3 厂用电接线方式

《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T 5153—2002在正文中规定：“600MW机组的高压厂用工作电源可采用一台或两台变压器。”在条文说明中注明：“当600MW机组采用一种高压厂用电压等级时，可采用两台分列（或两台双绕组）变压器供4段高压厂用电母线的接线方案；在高压厂用开断设备的额定开断电流和进线断路器的额定电流能满足要求的条件下，也可采用1台分列变压器供两段高压厂用电母线的接线方案.”

双绕组变压器结构简单、成熟，运行故障率相对分列绕组变压器低；在机组设置两台双绕组变压器时，一台变压器检修和故障，仍然有另一台变压器运行。

分列绕组变压器为每相一个高压绕组与两个或多个电压和容量均相同的低压绕组，构成多绕组变压器。它具有以下特点：当低压侧的一个绕组发生故障时，具有限制短路电流的作用；能减少与无故障分列母线相连的电动机流向短路点的反馈电流，保持无故障母线有较高的残压，可以改善电动机的起动条件和满负荷运行；每台机组仅设置一台时，相对于两台双绕组变压器，可有效节省场地，使电厂设备减少，布置方便；与同容量的双绕组变压器相比，分列绕组变压器结构复杂，消耗材料较多[12]。

国内一些开关厂6～10kV断路器的短路开断容量有了很大的提高，可以做到50～63kV；分列绕组变压器的结构和工艺也有了很大的改善，容量最大可以做到63/35-35MVA，许多600MW工程的高压厂用电系统在设计中相应采用了单台分列绕组变压器的方案，四分段厂用电接线方式和带公用母线厂用电接线方式2种接线方式比较如下：

方案一四分段厂用电的接线方式如图6.1所示

厂用1A段厂用1B段厂用1C段厂用1D段厂用2A段厂用2B段

厂用2C段厂用2D段

图6.1 四分段厂用电接线图

1台机组设置2台三绕组的高压厂用工作变压器, 从发电机出口引接, 电压变比均为(20±2×2.5% )/6.3/6.3 kV，高压厂用工作母线段设置4 段6kV 母线段，无公用母线段。起动备用变压器为2台三绕组有载调压变压器,电压变比为(500±8×1. 25%)/6.3/6.3kV; 有载调压方式，电源从厂内原有500 kV 升压站引接。 方案二带公用母线用电接线方式如图6.2所示

厂用1A段厂用1B段公用1A段公用1B段厂用2A段厂用2B段

图6.2 带公用母线厂用电接线图

1台机组设置2台高压厂用工作变压器,1台为分裂三绕组变压器，电压变比为(20±2×2.5% )/6.3/6.3 kV , 选定容量：50/29/29MVA，与高压厂用工作母线段设置2段6.3kV母线段相连,另1台为双绕组变压器，电压变比为(20±2×2.5% )/6.3 kV，额定容量为29MVA，从发电机出口引接，与高压公用母线段相连,单元机组及辅助车间的高压电动机和低压变压器均由6.3 kV工作母线供电, 双套高压辅机及互为备用的低压厂用变压器分别接在2 台高压厂用工作变压器的对应母线段上。启动备用变压器为分裂绕组有载调压变压器,额定容量为 58/29/29MVA; 电压变比为(500±8×1.25%)/6.3/6.3kV;有载调压方式，电源从厂内原有500 kV升压站引接。

方案一的优点是可选用较小容量技术成熟的分列变压器，运行可靠，在任何一台厂用变压器故障或检修时，只要投入相应的起动、备用变即可。缺点是接线复杂，进线电源数量增加较多，布置不易，设备运行、维护工作量大。

方案二接线相对简单、清晰，变压器的数目少，但是变压器的容量较大，其结构及其制造工艺复杂，故障率相对较高。

由于变压器的制造水平的提高，大容量的变压器的可靠性能满足供电要求，综合可靠、经济考虑选用方案二较好，＃1发电机厂用电接线图见附图4。

7 发电厂平面布置优化设计

7.1 占地面积的优化

在满足功能、方便运行检修的前提下，该厂采取了以下优化措施，以达到节约占地的目的。本次设计中采取的方法：采用组合式；将500kV线路阻波器布置在出线梁上；高压电抗器布置在线路阻波器的外侧。该布置方案具有接线清晰、直观、布置比较灵活，节约占地的特点。

7.2 道路优化

厂区的道路设置既要考虑方便电气设备检修运输，又要考虑其共用性和灵活性，提高道路利用率。该设计道路采用4.5m、3.5m两种路面形式。进厂道路和大门的位置既考虑了主变压器的运输畅通方便，减少了主干道在厂前的转弯半径占地面积。主变运输道路采用单向4.5m宽道路，可减少厂区横向和纵向占地。围墙至道路的距离进一步压缩，由常规的3.5m压缩至3.0m，此项可减少所内占地600m。主变进厂道路转弯半径为12m，采用公路型混凝土路面；其他道路转弯半径为6m，采用城市型混凝土路面。

对于配电装置道路的优化，并不是一味地压缩，而是结合实际工程，有张有弛，合理布局，按需设置，达到了二者有机的统一。 2

7.3 设备布置优化

合理的设备布置方案，既可以达到方便运行与维护的目的，又可以保证运行人员的安全。

采用三相变压器组，本期安装2台主变压器，主变压器布置沿主变运输道路一字排开，相间设置防火隔墙。此种布置方案，为主变压器的安装维护、巡视创造了条件。

经过以上优化措施，在确保其功能完善、安装检修维护方便、布置清晰美观的同时，也有效合理地压缩了占地面积。 

7.4 管(沟)道优化

在满足发电厂有关规程要求的前提下，尽可能压缩各建(构)筑物之间、建(构)筑物与道路之间、道路与围墙之间、沟管线之间的距离。将电缆沟、上下水管线利用

有效空间，合理布置，节约占地面积。

7.5 厂区优化与美化

发电厂的环境美化是文明生产的具体体现。根据发电厂的特点，在厂内配电区，采用大面积草地绿化；而厂前部分(包括主控楼及发电厂主入口)是人流主要集中场所，也是设计的重点之一，发电厂大门采用红色弧形板及门形钢架相结合的手法，产生一种稳重且朝气蓬勃的效果。主控楼兼有厂内人员生产、生活的职能，设计中注重功能分区，做到稳重大方。设计中注重广场灯、庭院灯及铺地等细节的设计，使厂前部分能为工作人员提供优美且适合工作、生活的环境，发电厂平面图见附图5。

8 防雷保护设计

一旦发生雷击事故，将会造成巨大的财产损失或人身伤害，所以防雷措施显得尤为重要。电力设施等为了防止直接遭受雷击，一般采取避雷针作为保护，主要类型有：单支避雷针保护、两支等高避雷针保护、两支不等高避雷针保护或多支等高避雷针保护等。为保护电气设备，一般安装避雷器。

8.1 独立避雷针

避雷针的保护范围，在实际中，我们往往是根据被保护物的高度和所选用的避雷针高度来确定被保护物中避雷针与避雷针之间的距离。下面，通过对上述的三种不同的防雷保护类型范围进行分析，以确定实际工作中避雷针安装位置的方法。

8.1.1 单支避雷针的保护范围

单支避雷针的保护范围图如图8.1

图8.1 单支避雷针的保护范围

当h/2≤hr时， rx(hhx).p只要避雷针和被保护物的距离小于rx(hhx).p，被保护物就完全受到保护了。

当h/2≥hr时， rx(1.5h2hx).p （8.1） 式中，p——为高度修正系数。

当h≤30m时，p=1；当30＜h≤120m时，p5.5/h。

8.1.2 双支等高避雷针的保护范围

双支等高避雷针的保护范围图如图8.2

图8.2 双支等高避雷针的保护范围

等高双避雷针的联合保护范围要比两针各自保护范围的和要大，避雷针的外侧保护范围同样由单只避雷针的公式确定，而击于两针之间单针保护范围边缘外侧的雷，可能被相邻避雷针吸引而击于其上，从而使两针间保护范围加大。

hohD/7p

bx1.5(hohx)

为了达到联合保护的效果，两支避雷针之间的距离D不宜大于5h。

8.1.3 独立避雷针的布置

四根独立避雷针等高，均取h=30。各针保护率为rx，保护高度为

h

xmax

为终端

1

杆hxmax=13.5m＜h=15m，由公式：

2

rx=(1.5h-2hx)P=

1.6(hhx)

P

1hx/h

式中 P——高度影响系数，当h≤30m时， P=1

H——避雷针高度

hx——被保护物的高度

两针间的保护宽度由公式（8.2）确定

D

) （8.2） bx1.5(h0hx)1.5(h

7Phx

式中 D——两针间的距离

P——为高度影响系数，取1

将计算结果列入表8.1，由计算结果可知，保护宽度都大于零，被保护物都在保护范围内。

表8.1 避雷针保护范围

针号 1 2 3 4 1-2 2-3 3-4 4-1

两针距离(m)

75.5 105 75.5 105

针高(m) 30 30 30 30

保护半径(m)

17 17 24 24

被保护物高(m) 500kV出线构架14 500kV出线构架14 ＃1主变构架10.5 ＃2主变构架10.5 500kV出线构架14 母线构架14 ＃2主变构架10.5 母线构架14

保护密度(m)

7.8 1.5 13.1 1.5

8.2 避雷器的选择 8.2.1 避雷器的特点和结构

目前在发电厂中，一般都选用氧化锌避雷器，作为电力变压器等电气设备的大气过电压、操作过电压及事故过电压的保护设备。氧化锌避雷器是一种与传统避雷器概念完全不同的新型避雷器。传统的避雷器都采用碳化硅阀片，正常运行时靠间隙将其电源隔开，出现过电压时间隙被击穿，阀片放电泄流。氧化锌避雷器不带间隙，从而解决了由于间隙放电时限及放电稳定性所引起的各种问题。

氧化锌避雷器与碳化硅（SiC）阀型避雷器相比，具有下列优点：残压低、无续

流、通流容量大、性能稳定，动作迅速。

氧化锌避雷器的型号含义如下：

第一个字母：Y—瓷套式金属氧化物避雷，YH—复合外套金属氧化物避雷器。 第二个字母：标称放电电流kA。

第三个字母：W—无间隙，C—串联间隙，B—并联间隙。

第四个字母：S—配电型，Z—电站型，R—保护电容器组，X—保护线路绝缘子

T—电气化铁道，L—直流。

第五个字母：设计序号。

第六个字母：避雷器额定电压kV。

第七个字母：W—防污型，D—带点检修型，L—带脱离装置，Z—支柱型，

H—横担式。

8.2.2 避雷器的配置原则

在变压器上避雷器的配置，有效接地系统中的中性点不接地的变压器，如中性点采用分级绝缘且未装设保护间隙，应在中性点装设雷击过电压保护装置，且宜选变压器中性点金属氧化物避雷器。如中性点采用全绝缘；不接地、消弧线圈接地和高电阻接地系统中的变压器中性点，一般不装设保护装置，但多雷区单进线变电所且变压器中性点引出时，宜装设保护装置；架空进线全部在厂区内，且受到其他建筑物屏蔽时，可只在母线上装设阀式避雷器；有电缆的架空线路，阀式避雷器应装设在电缆头附近，其接地端应和电缆金属外皮相连；阀式避雷器应以最短的接地线于主接地网相连，阀式避雷器附近应装设集中接地装置。

8.2.3 避雷器的选择

（1）按额定电压选择，选择避雷器额定电压应大于或等于所在保护回路的标称额定电压如式：

UbNUsN （8.3）

式中UbN——避雷器的额定电压，单位为kV UsN——系统标称额定电压，单位为kV

氧化锌避雷器的额定电压应大于或等于避雷器的工频过电压，如下式：

UbNUg

式中Ug——氧化锌避雷器工频参考电压，单位为kV

在中性点有效接地系统，避雷器的额定电压一般与避雷器的直流1mA参考电压接地或相等。而在中性点非有效接地时，选择氧化锌避雷器的直流1mA参考电压应为额定电压的1.2～1.4倍。

（2）按持续运行电压选择，为了保护选择的避雷器具有一定的使用寿命，长期施加于避雷器上的运行电压不得超过避雷器的持续运行电压即

UbyUxg (8.4)

式中Uby——金属氧化物避雷器的持续运行电压的有效值，单位为kV

Uxg——系统最高相电压有效值，单位为kV

（3）按标放电流选择，10kV配电设备过电压保护选用的氧化锌避雷器标放电电流一般选择5kA；220kV以上的一般选用10kA。避雷器选择结果见表8.2

表8.2 避雷器的选择结果

位置 500kV出线 主变出线 电抗器侧 发电机侧 启/备变的进线

额定电压kV

444 420 200 20 420

额定电流kA

10 10 10 42 10

9 导线的选择

9.1导体的选择和校验原则

裸导体分为硬导体和软导体两种。10KV及以下母线一般选用硬导体，35KV及以上的母线一般选用钢芯型铝导线。常用的硬导体截面有矩形、槽形和管形。

载流导体一般采用铝质材料。对于持续工作电流较大且位置特别狭窄的发电机、变压器出线端部，或采用硬铝导体穿墙套管有困难时，以及对铝有较严重腐蚀场所，可选用铜质材料的硬裸导体。

回路正常工作电流在4000A及以下时，一般选用矩形导体。工作电流为

4000~8000A时，一般选用槽形导体。对于容量为200MW及以上的发电机引出线

和厂用电源、电压互感器等分支线，应采用全连式分相封闭母线。容量200～225MW发电机的封闭母线，一般采用定型产品，如选用非定型产品时，应进行导体和外壳发热、应力、以及绝缘子抗弯的计算，并校验固有振动频率。

110kV及以上高压配电装置，一般采用软导线。当采用硬导体时，宜用铝锰合

金管形导体。

母线和电缆截面的选择按长期发热允许电流或经济电流密度选择。对于配电装置的汇流母线及较短导体可按导线长期发热允许电流；对于年平均负荷较大，母线较长，传输容量较大的回路，均应按经济电流密度选择母线截面。

9.1.1 按导体长期发热允许电流选择

导体在电路中最大持续工作电流 应不大于导体长期发热的允许电流，

Ixu≥Ig （9.1）

式中， Ig——导体在回路中最大持续工作电流（A）

Ixu——相应于导体在某一运行温度、环境条件及安装方式下长期允许

的载流量（A）

9.1.2 按经济电流密度选择

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，对应不同种类的导体和不同的最大负荷年利用小时数Tmax将有一个年计算费用最低的电流密度—经济电流密度（J）。

导体的经济截面可由式：Sj



Igj

（9.2）

式中Sj——经济截面 （mm2）

Ig——回路的持续工作电流 （A）

j ——经济电流密度（A/mm2）

9.1.3 热稳定校验

在校验导体热稳定时，若计及集肤效应系数 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为S

式中，C——热稳定系数；

Qd——短路电流的热效应；（As） S ——导体的载流截面。（mm2）

铜C=171；铝及铝锰合金C=87；钢（不和电器直接连接时）C=67；钢（和电器直接相连接时）C=60。

2

d

C

9.1.4 动稳定校验

动稳定满足公式 бphбal 式中 бph ——导体最大相间应力 бal ——导体材料允许应力

9.2 发电机出线母线的选择

母线有分相封闭母线、共箱母线和电缆母线三种。

9.2.1 分相封闭母线

在200MW及以上发电机引出线回路中采用分相封闭母线目的：减小接地故障，避免相间短路；消除钢构发热；减小相间短路电动力；母线封闭后，便有可能采用微正压运行方式，防止绝缘子结露，提高运行安全可靠性，并为母线采用通风冷却方式创造条件；封闭母线由工厂成套生产，质量有保证。

9.2.2 共箱母线

共箱母线主要用于单机容量为200～300MW的发电厂的厂用回路，共箱母线是将每相多片标准型铝母线装设在支柱式绝缘子上，外用金属（一般是铝）薄板制成罩箱来保护多相导体的一种电力传输装置。

共箱母线在发电厂中主要用于厂用高压变压器低压侧到厂用高压配电装置之间的连接线。这是因为厂用高压变压器高压侧分支上一般不设断路器，需要防止由于外界因素造成低压侧引出线上的短路故障，同时又要求能够经济可靠地输送较大的厂用功率。

9.2.3 电缆母线

电缆母线的每相由一至数根单芯电缆组成，每根电缆之间保持一定间距，彼此间相互平行、直线式地全部装在罩箱内，整套装置均由厂用成套供货，现场架空安装。与共箱母线相比具有以下的优点：安全可靠；装置内部布置紧凑；有较好的柔软性；适应性较强；一经投入运行，基本上无需要进行维护、检修。

为了提高发电机运行的可靠性，因此本设计中发电机出线选用分相封装母线。

10 补偿装置的选择 10.1 补偿装置的分类和功能

补偿装置分为两大类：串联补偿装置和并联补偿装置，补偿装置都是设置于发电厂、变电站、配电所、换流站或开关站中，大部分连接在这些厂站的母线上，也有的补偿装置是并联或串联在线路上，目前电力企业施行“厂网分离, 竞价上网”。厂网分离即发电和输配电分离,发电企业在面对电力市场的激烈竞争时, 只有通过降低发电成本, 提高机组可靠性, 提高机组竞争力才是竞价上网的基础。在不影响系统稳定性的前提下, 如何提高自身的经济效益是发电厂关注的首要问题。现代发电厂的厂用电量占发电总量的5%～10%， 相当于一个大型企业的年度用电量; 厂用电动机需要消耗大量的无功, 厂用电系统内的无功电流加大了线路的损耗和设备的发热。因此在发电厂的厂用电系统中采用无功补偿, 即主要采用厂用电动机就地无功补偿技术, 对厂用电系统长时间运行的、负荷比较稳定的、容量超过200 kW 的高压电动机进行就地无功补偿, 从而提高发电厂的经济效益。

10.1.1 串联电容补偿装置

在110kV及以下的电网中，当线路没有分支线时，串联补偿装置均装设在线路末端的变电所，当线路上有多个线路分支时，将串联补偿装置设在线路总压降为一半的附近变电所中。

在220kV及以上的电网中，一般将串联补偿装置与线路中间的开关站或变电所合建在一起，当无中间开关站或变电所时，才将串联补偿装置设置在末端变电所中

10.1.2 超高压并联电抗器

超高压并联电抗器一般并接于需要控制工频过电压幅值的线路中间或末端，常设置于线路中间开关站或末端变电所，有时在一个变电所中，串联装置和超高压并联电抗器同时设置。

10.1.3 并联电抗补偿装置

并联电抗补偿装置一般连接在大型发电厂或I级变电所的63kV以下电压母线上，在发电厂中，它常接在联络变压器的低压侧，在变电所中，它常接在主变压器的

低压侧。

10.1.4 调相机、并联电容补偿装置和静止补偿装置

这三种装置都是直接连接或者通过变压器并接于需要补偿无功的变电所、换流站的母线上。

10.2 无功补偿装置的选择原则

在并联补偿装置中，除了超高压并联电抗器之外，主要用来对电网的容性或感性无功功率进行调节。高压并联电抗补偿装置仅提供感性无功功率，可和并联电容补偿装置组合使用，在四种装置在容量的选择上，具有一定的共性，而在型式上各有特点，在选型时必须进行技术经济比较。

根据上述原则，500kV出线线路上选择500kV并联电抗器。

第二部分 设计计算书

11 短路电流计算 11.1 参数的计算

取SB100MW

UBUav

变压器阻抗标幺值

xtud/100sB/sN13.5/100100/7200.01875

发电机阻抗标幺值

''

xgxd/100sB/sN20.5/100100/6000.0342

系统归算500kV标幺值

xs0.048

11.2 三相短路电流的计算 11.2.1 系统等效电路图

系统的电路图如图11.1所示

图11.1 系统的电路图

系统等效电路图如图11.2所示

图11.2 等效电路图

11.2.2 三相短路计算过程

（1）当k1（k2）点短路，简化电路图如图11.3所示

图11.3 简化电路图a

7

2

1

图11.3 简化电路图b

图11.3 简化电路图c

图11.3 简化电路图d

x6x5x40.053

x7x3//x60.0252

E4

x3E2x6E3

0.9331

x3x6

x8x7x20.044

x9x8//x10.01924

E5

x8E1x1E4

1.02

x1x8

E5

I153.0146

x9

If1

SB

I1145.7567kA 3UB

Sk1UNIf15049MW

（2）当短路发生在k3时，简化电路图如图11.4所示

图11.4 简化电路图a

110.0171

图11.4 简化电路图b

E6E1E21.08

x10

x1x2

0.0265 2

x11x3//x100.0171 E7

x3E6x10E3

0.9804

x3x10

E7

I257.3334

x11If2

SB3UB

I26.3052kA

Sk33UNIf25460.3MW

12 电气设备校验计算 12.1 组合器的校验

（1）电压的校验：组合器的额定电压420～525kV大于额定电压500kV，满足要求。

（2）电流的校验：组合器的额定断开电流40～100kA大于短路电流周期分量有效值，满足要求。

（3）动稳定的校验：组合器的动电流

imax=100～270>ib=16.05kA, Imax=40～100>Ib=9.52kA,符合要求。 （4）热稳定的校验：SF6的开断时间t0=0.04s，取保护装置后备保护时间tr=0.6s，则te=t0+tr=0.64s，热稳定电流ItIte=25.44kA,小于组合器额定短路耐受电流40～100kA,符合要求。

2

2

12.2 导线的校验

500kV硬母线选用φ150/φ136mm铝锰合金管，其导体截面3143mm2，允许

工作温度80℃载流量为3140A。25℃修正系数为1。

Ig

1.05SN1.05720MW

831.4AIxu3140A，符合（9.1），满足要求。 UN3525kV

当T=6000h时，查表得j=0.68代入公式(9.2) 得Sj=1223mm2

软母线选用防腐型铝绞线LG，根数为61，计算截面为850mm2，80℃长期允许载流量为1377A。25℃修正系数为1 ，当T=6000h时，查表得j=0.7。

Ig

1.05SN

UN



1.05720MW

320kV

21.8kA

I1.03nIxu1.0361137786.5kA21.8kA

由公式（9.2）得Sj=841mm2

13 防雷保护计算

13.1 独立避雷针保护范围计算

由公式（8.1）得四针保护半径分别为：

rx1= (1.530-214) =17m

rrr

x2

= (1.530-214) =17m = (1.530-210.5) =24m = (1.530-210.5) =24m

x3

x4

由公式（8.2）得

75.5

14)7.8(m) (D1275.5m) 71105

1.5(3014)1.5(m) (D23105m) bX23

7175.5

1.5(3010.5)13.1(m) (D3475.5m) bX34

71105

1.5(3014)1.5(m) (D41105m) bX41

71

bx121.5(30

13.2 避雷器的校验

（1）按额定电压选择，500kV最高电压525kV，避雷器相对地电压为

0.75Um=0.75×525=393.8，取避雷器的额定电压为444，符合式(8.3)满足要求。

525

303.1kV（2）按持续运行电压选择，500kV系统相电压为

，查得

Y10W5—440避雷器额定电压有效值为396～468kV，符合(8.4)，满足要求。

（3）按标称放电电流选择，IN10kV，满足要求。

总结

通过本次设计，DT发电厂电气一次部分设计基本完成，设计内容包括电气主接线的设计、主变压器的选择、厂用电的设计。在设计过程中根据短路电流计算结果选出各种相配的电气设备并进行了校验，最后对全厂总平面布置，并做出相关的CAD图纸。

在本次设计过程中，在罗教授的精心指导和本人的刻苦努力下，基本完成本次设计任务。通过本次设计，本人对四年所学知识有了一个全面、系统的掌握，为以后的工作打下了扎实的基础，掌握了怎样快速查阅有关的参考资料，初步了解电力系统设计的步骤和怎样解决设计中遇到困难。

本次设计由于水平有限，理论知识又不够扎实，固在本次设计中难免存在着某些错误，望老师给予指正和批评。

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致谢

本次毕业设计过程长达整个学期，在此期间，在有关专家和老师的指导下，我顺利的完成本次设计。我要特别感谢罗教授，在百忙之中能指导我的设计，给与我莫大的支持和帮助，每当设计处在瓶颈之处，总是能给我提供建议，从而使我顺利渡过设计中的难关，还有我的同学，他们时常耐心地回答我设计中遇到的问题，当我设计出现错误时大家一起商量怎样改正，让我避免走弯路，在此感谢你们的指导和帮助。

第一部分 设计说明书

1 概述

1.1 原始资料

1.1.1 工程概况

某地区根据电力系统的发展规划，拟在该地区新建一座装机容量为2400MW的火力发电厂，发电厂安装4台600MW机组，发电机端额定电压为20kV,此电厂一期工程计划安装2台600MW的汽轮发电机组，型号为上海汽轮机有限公司的QFSN-600-2型，发电机额定电流19245A，功率因数为0.9，安装顺序为#1、#2机，厂用电率为8%，机组年利用小时最大为6000小时，出线2回与500kV的系统相连,2回线路输送功率相等，每回线路的最大负荷510MW，最小负荷为496MW；二期工程计划安装2台600MW的汽轮发电机，本次设计以一期工程为例。

1.1.2 计算参数

#1、#2机经变压器与500kV的系统相连，以100MVA为基数值归算到本厂500kV母线上阻抗为0.048。

1.1.3 厂址条件

厂址位于海边，水源充足，附近有煤矿，周围地势平坦，并具有主干铁路与外相连。

1.1.4 气象条件

DT发电厂所在地最高温度为40℃；最高月平均温度为25℃；风向以东北风为主。

1.2 设计主要内容

发电厂是电力系统的重要组成环节，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，本设计主要讲述了电气主接线和主变的选择，阐述了电气一次部分及其设备选择的原则内容，力求概念清楚，层次分明。

设计说明书包括电气主接线的设计，主变压器的选择，短路电流的说明，电气设备的选择，厂用电的设计，发电厂平面布置优化设计，防雷保护设计。设计计算书包括短路电流计算，电气设备的校验计算和防雷范围的计算。设计图纸包括电气主接线图，厂用电接线图，电气平面图和部分设备的剖面图。

2 电气主接线设计

2.1 电气主接线设计的原则

电气主接线是发电厂电气设计的首要部分，也是构成电力系统的主要环节。电气主接线的确定与电力系统整体及发电厂本身运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并且对电气设备选择、配电装置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。因此，主接线的正确、合理设计，必须综合处理各个方面的因素，经过技术、经济论证比较后方可确定[1]。

2.2 大型发电厂电气主接线的基本要求

大型发电厂电气主接线应满足可靠性、灵活性和经济性的要求；应满足电网调峰和事故备用的要求；应满足《电力系统安全稳定导则》的要求；有利于电厂的运行管理和适应厂网分开及竞价上网的需要；应尽量简单。

2.2.1 可靠性

安全可靠是电力生产的首要任务，保证供电可靠和电能质量是对主接线最基本要求，而且也是电力生产和分配的首要要求。停电不仅给发电厂造成损失，而且给国民经济带来的损失将更加严重。

主接线可靠性的具体要求：断路器检修时，不宜影响对系统的供电；断路器或母线故障以及母线检修时，尽量减少停运的回路数和停运时间，并要求保证对一级负荷全部和大部分二级负荷的供电；尽量避免发电厂全部停运的可能性。

2.2.2 灵活性

电气主接线应能适应各种运行状态，并能灵活地进行运行方式的转换。灵活性包括以下几个方面：

（1）操作的方便性：电气主接线应该在满足可靠性的条件下，接线简单，操作方便，尽可能地使操作步骤少，以便于运行人员掌握，不致在操作过程中出差错。

（2）调度的方便性：电气主接线在正常运行时，要能根据调度要求，方便地改变运行方式，并且在发生事故时，要能尽快地切除故障，使停电时间最短，影响范围最小，不致过多地影响对用户的供电和破坏系统的稳定运行。

（3）扩建的方便性：对将来要扩建的发电厂，其接线必须具有扩建的方便性。尤其是火电厂，在设计主接线时应留有发展扩建的余地。设计时不仅要考虑最终接线的实现，还要考虑到从初期接线到最终接线的可能和分段施工的可行方案，使其尽可能地不影响连续供电或在停电时间最短的情况下，将来能顺利完成过渡方案的实施，使改造工作量最少。

2.2.3 经济性

主接线在满足可靠性、灵活性要求的前提下做到经济合理,经济性从以下几个方面考虑：

（1）投资省：主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关、电流和电压互感器、避雷器等一次设备的投资，要能使控制保护不过于复杂，以利于运行并节约二次设备和控制电缆投资；要能限制短路电流，以便选择价格合理的电气设备或轻型电器。

（2）占地面积小：主接线要为配电装置布置创造条件，以节约用地和节省构架、导线、绝缘子及安装费用。对大容量发电厂或变电站，在可能和允许条件下，应采取一次设计，分期投资、投建，尽快发挥经济效益。

（3）电能损失少：经济合理地选择主变压器的型式、容量和数量，避免两次变压而增加电能损失。

2.3 主接线的接线方式选择

目前大型发电厂电气主接线的典型方案：大型发电厂一般采用220～500 kV (750kV)一级电压等级直接接入系统，330kV以上的发电厂大多采用3/2接线方式(即1台半断路器接线方式) 也有采用1/2和环形母线多分段接线。

2.3.1 3/2接线方式

3/2（一个半断路器）接线，这种接线方式是从双母线双断路器接线方式演变而来。最大的优点是任何一台断路器发生故障退出运行,不影响任何一个回路的正常运行,甚至当一段母线故障后,也不会影响供电。具有较高的供电可靠性和灵活性。与双母线双断路器接线方式相比,每一回路可以少半台断路器,符合经济性的要求。3/2接线图如图2.1所示

图2.1 3/2接线图

3/2接线方式具有较强的优势,到现在为止仍被广泛应用在大型发电厂和变电所中。3/2接线方式用于出线回路数较多的枢纽变电所,优势特别明显,并会在今后相当长的时间被采用，但是3/2接线在大型发电厂也存在下列问题

（1）为了使潮流分配合理,电源侧和负荷侧的回路必须搭配在1串断路器内,以减少母线中流过的电流。线路断路器要求采用分相操作的操作机构,以满足单相重合闸的要求。而发电机—变压器组断路器要求采用三相联动的操作机构,以防止发电机非全相运行,这样中间断路器不可能同时满足2种功能的要求。

（2）在继电保护上存在“和电流”等问题,容易引起保护误动。为防止误动,要采取一定的技术措施,如加装“和电流”保护器等,使保护接线复杂化。中间断路器为2个回路公用,使控制回路接线变得复杂,甚至有可能出现集控和网控两地控制的现象,为防止误操作,在控制回路需加装闭锁回路, (或在软件上加装闭装操作回路) ,使控制回路变得更为复杂。

（3）发电机的启、停操作相对比线路操作要多,发电机解列后,为保持1串断路器的完整性,经过一番倒闸操作后,把发电机——变压组所联的2台断路器投入。当

发电机需要并网时,先要经过一番倒闸操作后,把发电机—变压器的2台断路器断开后,才能并网操作, 因此操作较为复杂。为此, 根据DL5000—2000《火力发电厂设计规程》13.2.8条规定:“技术经济合理时,容量为600 MW 机组的发电机出口可装设断路器或负荷开关”,这样可以减少启、停机时,主变高压侧2台断路的操作次数。水电机组因调峰需要,启、停频繁,均采用发电机出口断路器( GCB ) 。由于大型发电机GCB 只有瑞士(ABB) ,法国(ALSTHOM)等少数厂商有制造和研发能力,所以价格非常昂贵,在火电厂中严格控制应用。

2.3.2 1/2接线方式[2]

1/2接线方式是一种由常规双母线接线方式演变而来的“单双断路器”接线方式,简写为1/2接线,这里的“1”是指发—变组用1台断路器控制,“2”是指线路用2台断路器控制。1/2接线如图2.2

图2.2 1/2接线图

1/2接线的基本接线方式与常规双母线接线方式相同,相应的控制和保护也与常规双母线基本相同,由于没有母联与旁路,故母线保护比常规双母线更简单、可靠。对

于机组较多的发电厂,在断路器可靠性有保障的前提下,发—变组适当降低一点可靠性,用1台断路器控制则比较经济。而对超高压、重负荷的线路,从系统安全稳定角度出发,用2台断路器控制1回线路则比较可靠。

随着电力系统容量的不断扩大,单机容量在全系统容量中所占比率相对减少,发电机组因故退出运行,对全系统的影响也相应减少,按N-1原则,不会引起系统的稳定问题。随着超高压断路器制造质量和可靠性的提高,因断路器故障造成发电机组退出运行的可能性越来越小。反之随着输电线路电压等级的提高和长距离输电的需要,系统稳定问题比较突出。综合上述因素,提出一种接线简单、清晰,操作灵活、方便,投资相对节省的1/2接线方式。

（1）1/2电气主接线的优点

①发—变组高压侧断路器可以采用电气联动的断路器,能有效止制非全相运行事故的发生。由于水电机组一般在发电机出口装有GCB,主变高压侧断路器操作的次数相对较少,非全相运行的可能性要比火电机组小得多。

②在继电保护上不存在“和电流”的问题,可使继电保护回路接线简化而可靠。 ③由于没有中间断路器,使断路器的控制为一一对应的控制方式,简化断路器的控制回路、同期回路和保护回路的接线,相应简化操作程序,减少误操作的可能性。 ④从运行的可靠性分析来讲, 1/2接线的最大特点是发—变组与线路在一次和二次控制、保护完全分开,结线简单、清晰,互不牵连,不存在中间断路器两地控制的问题,不易发生误操作。可集中控制,也可分网控、集控控制,发—变组的启、停操作对系统的接线方式(运行方式)不影响,对系统的安全稳定有好处,容易实现厂网分开的管理体制。

⑤在3/2接线方式中有失灵保护的配合问题、继电保护的检修问题、电流互感器和电压互感器的配置问题、二次线安装单位的划分问题、同名回路的配置等一系列问题,而在1/2接线方式中基本不存在。所以1/2接线的二次接线大为简化,可降低二次回路的故障几率,有利于运行和检修,有利于电气主接线整体可靠性和系统安全稳定性的提高。

（2）1/2电气主接线的缺点

由于1/2接线是从双母线接线演变而来,存在双母线接线方式的缺点,即当一段 母线故障或断路器失灵保护动作时,该段母线失电,使全厂一半机组要退出运行,有可

能造成系统失去稳定。但母线故障的几率极低。

2.3.3 环形母线多分段接线

环形母线多分段接线的每段母线可连接一回发电机和一回发电机—变压器组，相当于以发电机—变压器—线路与环形母线多分段相连接，日本东京电力公司沿海大型电厂500kV配电装置已经运用。环形母线多分段接线图如图2.3

图2.3 环形母线多分段接线图

环形母线多分段优点：设备投资和占地面积方面少，且继电保护和二次回路简单，并可做单层屋内布置，特别适用于严重污秽而采用屋内配电装置的发电厂。

环形母线多分段缺点：此接线出线断路器不便设旁路设施，必须配合线路进行检修，因而只能采用质量可靠，检修周期超过20年的SF6断路器。与一个半断路器相比，其可靠性和灵活性明显降低，其灵活性不足只能靠断路器的质量来弥补。

此发电厂单机容量为600MW，一期工程容量达到1200MW，总容量将达到2400MW，属于大型火电厂，该电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6000h>5000h，大于电力系统发电机组的平均最大负荷利用小时数。该电厂为火电厂，在电力系统中将主要承担基荷，从而该厂主接线设计务必着重考虑其可靠性，因此采用3 /2接线。其主接线图见附图1。

3 主变压器的选择

3.1 主变选择的原则

主变容量一般按发电厂建成后5～10年的规划输送容量来进行选择，并适当考虑远期10～20年的负荷发展。如果主变容量选得过大，台数过多，不仅增大投资，增大占地面积，而且也增加了运行电能的损耗，设备未能充分发挥效益，若容量选得过小，将可能封锁发电机剩余功率的输出或者不能满足用户用电的需要。

根据发电厂向系统输送容量的大小和电网结构来确定主变的容量。对于对系统有重要影响的发电厂，应考虑一台主变停运时，能保证发电厂70%～80%的电能输出，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入系统。 [3]

3.2 主变容量的确定

大型发电厂采用单元接线，根据运行经验，变压器的容量应保证在有一台检修的情况下，其他变压器能输送全部容量的70%，按原始资料提供的数据（按最大输送容量算），因此本设计的主变每台应带负荷为：(510×2)×0.7=714MW，查《发电厂电气部分课程设计资料》，选定变压器的容量为720MW.由于变压器只有两个电压等级，所以这里选择双绕组变压器，单元接线时变压器容量应按发电机的额定容量扣除本机组厂用负荷后，留有10%的裕度来确定。

即600MW×（1-8%）÷85%×110%=714.4MW＜720MW，满足要求。

3.3 调压方式的确定

为了保证系统的供电质量，电压必须维持在允许范围内。通过变压器的分接头开关切换，改变变压器高压部分绕组匝数，从而改变其变比，实现电压调整。切换方式有两种：不带电切换，称无励磁调压，调整范围通常在 10%以内；另一种是带负荷切换，称为有载调压，调整范围可达30%。其结构复杂，价格较贵，主要适用接于出力变化大的发电厂的主变压器，以保证母线电压恒定。该发电厂出力基本恒定，因此该发电厂主变采用励磁调压。

3.4 冷却方式的选择

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。

自然风冷却及强迫风冷却适用于中、小型变压器；大容量变压器一般采用强迫油循环风冷却。在水源充足的条件下，为压缩占地面积，也可采用强迫油循环水冷却方式。主变的容量较大因此主变采用强迫油循环风冷却。

3.5 主变相数的选择

DL－5000－2000《火力发电厂设计技术规程》规定：与容量为300MW及以下机组单元连接的主变压器，若不受运输条件的限制，宜选用三相变压器。与容量为600MW机组单元连接的主变压器，应综合运输和制造条件，经经济和技术比较后，选用单相或三相变压器。当选用单相变压器组时，根据所连接的电力系统和设备情况，确定是否需要装设备用相。 [4]

DT发电厂位于沿海，规划建设4台600MW级的火电机组，总容量为2400MW，本工程分两期建设，一期工程为2台国产600MW机组，上网电压为500kV，已通过初步设计审查，通过技术经济比较和考虑DT发电厂地处沿海可以海运的优越地理位置，主变选型确定为全容量三相变压器。下面就以1台SFP－720MVA/500kV三相变压器与3台DFP－240MVA/500kV单相变压器组在运输条件、技术和经济上进行论证。

3.5.1 单相与三相变压器组在运输条件、技术和经济上比较

（1）运输情况的比较：运输大容量变压器尤其是500MVA及以上容量的变压器，困难很大，主要受运输重量、高度和宽度等因素的影响。

①铁路运输：铁路运输受桥梁、铁路承重及铁路涵洞等因素的限制。如配600MW机组的升压变压器(720MVA/500kV)，其重量和尺寸超出正常运输的限制条件，必须采用特殊的运输方式，需要增加运输车辆的改造费、通过路段桥梁的加固费和对铁路正常运力的干扰费，这笔费用很大。

②公路运输：公路运输受桥梁、路基、运输车辆等因素的限制。桥梁的加固费、公路的加宽费、重新修建公路费等投资较大。

③海运：DT发电厂地处沿海，已有5000t级重件码头，具有很好的运输条件。目前国内制造厂家如沈变、保变、重庆

ABB和常州东芝，也具备运输全容量三相

变压器的条件，其中沈变、保变可通过公路运输至海港再海运到电厂重件码头，重庆ABB、常州东芝可先通过内河再转海运到电厂重件码头。沈变、保变和重庆均为三峡工程ABB840MVA

C

[5]的大容量变压器的运输做过详细方案，证明运输方案是可行的。沈变为沙角电厂、常州东芝为福建后石电厂制造的大容量变压器，均有过成功的运输经验。因此在运输条件上，选用全容量三相变压器是可行的。

（2）三相变压器与单相变压器组的技术比较

①三相变压器效率高，在同等负载损耗下，三相变压器比单相变压器组的空载损耗要低20kW左右。

②三相变压器占用场地小，有利于用地紧张的电厂，安装调试方便。

③三相变压器渗漏油点少，产品维护方便。

④三相变压器运输尺寸较大，对于运输条件要求较高，比较适宜于海运，DT发电厂的地理位置非常适合大型变压器的运输。

⑤单相变压器在实际运行中存在三相不平衡时，可能会产生磁振荡，存在事故隐患。

⑥沈变、保变与德国西门子公司的合作制造三峡枢纽工程SSP－840MVA/500kV电力变压器，国内变压器制造厂家已具备生产SFP－720MVA/500kV三相变压器的技术和能力。

⑦在招投标过程中，保变、重庆ABB、常州东芝变压器均获得了国外厂家的质量担保，其中东芝为常州东芝变为台山发电厂制造的变压器承担法律和经济上的责任。 ⑧采用3台变压器的可靠性和1台三相变压器差不多，而增加1台备用相又增加投资。

目前，随着大容量变压器技术的发展，变压器的可靠性均满足设计、生产的要求。因此，在技术和制造能力上，选用全容量三相变压器也是可行的。

（3）三相变压器与单相变压器组的经济比较

①三相变压器占用场地小，节省了大量的土地资源和土建费用。

② 三相变压器避免了单相变压器使用离相封闭母线联结组别的连接，节约了大量离相封闭母线，另外延伸到高压厂变的共相封闭母线也得到了节约。

③三相变压器比3台单相变压器组检修和维护费用少。

④三相变压器空载损耗低，大大降低了成本。

⑤三相变压器的制造成本低，可以降低采购成本。SFP－720MVA/500kV三相变压器价格比3台DFP－240MVA/500kV单相变压器组的价格低240万元。因此，在经济上选用全容量三相变压器是合适的。

三相变压器与单相变压器组的综合比较详见表3.1

表3.1 500kV、720MVA变压器技术及经济比较 类别 项 目

型 号

额定容量

/MVA

相数 三相变压器 SFP－720MVA/500kV 720 三相 单相变压器 3台DFP-240MVA/500kV 3×240 单相

3×100

3×410

3×147

3×195

空载损耗高

材料消耗多

低 280 技术空载损耗参数 /kW 1230 负载损耗/kW 运输重量/t 360 重量总计/t 450 损耗 材料消耗 效率

技术

比较 运输

可靠性

其它 空载损耗低 材料消耗少 高 运输条件要求较高，比较适宜于海运。 运输条件要求较低。 已具备生产的技术和能力。 已制造过多台，技术相对成熟。 占用场地小，安装方便，便于维护检修。 安装调试工作量大。

1740

采购成本较高。 报价/万元 1500 采购成本

经济维护费

比较

基建费

变电成本 制造成本低，降低采购成本。 便于检修和维护，节省了变压器的运行运行及检修费用较高。 及检修费用。 节省了大量的土地资源以及基建费用。 一次性投入较高。 空载损耗低，降低了变电成本。 空载损耗高，变电成本较高。

三相变压器在技术经济上均优于单相变压器组，性价比较高，根据DT发电厂地处沿海的优越地理位置，采用三相变压器运输条件是允许的。因此，在技术和经济上，主变选型确定为全容量三相变压器是可行的。主变选择结果见表3.2。 表3.2 主变选择结果

型号

容量

变比

阻抗 SFP 720MW 525±2×2.5%/20 13.5% 接线方式 相数 调压方式 冷却方式 YNd11 三相 励磁调压 强迫油循环风冷却

4 短路电流的计算说明

4.1 短路电流计算的目的

在发电厂电气设计中，短路电流计算是其中的一个重要环节。其计算目的主要有以下几个方面：

在选择电气设备时，为了保证设备在正常运行和故障状况下都能安全、可靠的工作。同时又力求节约资金，这就需要按短路情况进行全面校验。

在设计屋外高压配电装置时，需按短路条件校验软导线相间和相对地安全距离。 在选择继电保护方式和进行整定计算，需以各种短路时的短路电流为依据。 接地装置的设计，也需用短路电流。

4.2 短路电流计算条件

4.2.1 基本假定

正常工作时，三相系统对称运行；所有电流的电功势相位角相同；电力系统中所有电源均在额定负荷下运行；短路发生在短路电流为最大值的瞬间；不考虑短路点的衰减时间常数和低压网络的短路电流外，元件的电阻都略去不计；不考虑短路点的电流阻抗和变压器的励磁电流；元件的技术参数均取额定值，不考虑参数的误差和调整范围；输电线路的电容略去不计。 [6]

4.2.2 一般规定

验算导体和电器动稳定、热稳定以及电器开断电流所用的短路电流，应按本工程设计规划容量计算，并考虑电力系统远景的发展计划；选择导体和电器用的短路电流，在电器连接的网络中，应考虑具有反馈作用的异步电动机的影响和电容补偿装置放电电流影响；选择导体和电器时，对不带电抗回路的计算短路点，应选择在正常接线方式时短路电流最大点；导体和电器的动稳定、热稳定和以及电器的开断电流，一般按三相短路计算。

4.3计算公式的说明

三相短路冲击电流的计算公式 ：

ibKb2If (4.1)

在电阻较小的电路中，式(4.1)中短路电流冲击系数Kb1.8

三相短路全电流最大有效值的计算公式：

’2IKI2(K1)If （4.2） bbfb

其式中If为短路电流的有名值

短路容量计算公式：

S3UavIf （4.3）

4.4 三相短路计算结果

短路发生在K1（K2）时短路电流的标幺值为53.0146，有名值为145.7576kA 按式（4.1）得冲击电流：370.98kA

按式（4.2）得全电流最大有效值：220.09kA

按式（4.3）得短路容量：5049MW

短路发生在K3时，短路电流的标幺值为57.3334，有名值为6.3052kA. 按式（4.1）得冲击电流：16.05kA

按式（4.2）得全电流最大有效值：9.52kA

按式（4.3）得短路容量： 5460.30MW

三相短路计算结果见表4.1

表4.1 短路计算结果

短路点额

定电压 短路点平 均电压 短路电流周期分量 有效值

Ik/kA

145.7576

6.3052 稳定值 I∞/kA 短路冲击电流 短路容量 有效值 Ib/kA 最大值 ib/kA 370.98 16.05 Sk/MW 5049 5460.30 编号 K1/K2 K3 Un/kV 20 500 Ua/kV 21 525 145.7576 220.09 6.3052 9.52

5 电气设备选择说明

5.1 电气设备选择的一般原则

正确选择电气设备是电气主接线和配电装置达到安全、经济运行的重要条件。在进行电器选择时，应根据工程实际情况，在保证安全、可靠的前提下，积极而稳妥地采用新技术，并注意节省投资，选择合适的电气设备。

尽管电力系统中各种电器的作用和工作条件并不一样，具体选择方法也不完全相同，但对它们的基本要求确是一致的。电气设备要可靠地工作，必须按正常工作条件进行选择，并按短路状态来校验动、热稳定性。 [7]

5.2 电气设备选择要求

应满足正常运行、检修、断路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展的需要；应按当地环境条件校验；应力求技术先进与经济合理；选择导体时应尽量减少品种；选用新产品，均应具有可靠的实验数据，并经正式鉴定合格。

5.3 电气设备选择技术条件

选择的高压电器，应能在长期工作条件下和发生过电压、过电流的情况下保持正常运行。同时，所选择导线和电气设备应按短路条件下进行动、热稳定校验。

近海地区的盐雾污秽主要是受到海风作用造成的。当空气潮湿时, 海风带着盐雾吹来, 极易在电气设备的绝缘体上沉淀积蓄, 使电气设施受到污染。由于盐污容易吸收水分, 在有雾或毛毛雨的情况下, 盐污受潮, 其表面将形成多处导电小桥, 从而引起闪络事故。此外,当台风来临时, 被卷起的海水将形成海水雨滴并积蓄在电器绝缘体上, 从而造成瓷瓶闪络,这也是发生事故的原因之一。根据《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》(GB/T 16434—1996)的规定, 离海岸1km以内, 当盐密大于0.25～0.35mg/cm时, 为I级污秽等级, 其爬电比距按最高电压计算, 应该为3.10 cm /kV。DT电厂的500 kV配电装置距海边约700～2[8]800m , 属I类污秽区,选用配电装置时应考虑海洋对电气设施的盐雾污染。

对沿海发电厂(I类污秽区) 500 kV 配电装置,普通防污型敞开式电器的外绝缘水平已不能满足要求, 故该厂500 kV 配电装置有如下方案可供选用。

方案一 大爬电距离(以下简称爬距) 电气设备的户外敞开式配电装置

方案二 户内SF6 全封闭组合电器(GIS)

方案三 户外SF6 全封闭组合电器(GIS)。

5.3.1 户外敞开式配电装置的特点

500 kV 罐式断路器至今国内还没有供货及运行业绩；500 kV 户外配电装置占地面积大, 土建工程量大, 施工安装周期长；虽然采用大爬距电气设备, 但是由于电气设备暴露在空气中, 防污能力较GIS 差；正常维护工作量大。 [9]

5.3.2 户内GIS

所有G IS 厂家生产的G IS 设备都可以用于户内。沈阳高压开关厂及欧洲一些厂家如ABB、梅兰、日兰等公司生产的设备价格上略有降低。

500 kV GIS 布置于户内,主要优点是检修环境好(尤其在严寒地区更合适, 如伊敏发电厂500 kVGIS 等) ; 对某些厂家的产品在外暴露联接件、罐体表面处理、汇控柜及操作机构的箱体表面处理等方面要求较低，户内GIS 具有如下优点:

（1）防污染能力强, 全部电气元件都封闭在充气的外壳内, 电气绝缘不受导电尘埃、盐雾污染影响(套管除外)。

（2）完全工厂化成套生产, 土建工作量小, 施工安装方便, 建设速度快。

（3）维护工作量少, 检修周期长, SF6气体泄露指标一般为每年1% , 5～10年 充气1 次, 检修周期为10～20年。

（4）设备小, 重心低, 抗震性能好。

（5）运行安全可靠性高, 无火灾危险, 外壳屏蔽接地, 没有触电危险。

（6）维护环境好, 检修较方便。

户内GIS具有如下缺点:

（1）制造检修工艺要求高, SF6气体经电弧作用形成的SF4与水反应生成含毒物质, 检修时要采取防护措施, 防止吸入或接触中毒。

（2）进出线GIB 较长,占地面积较户外式略大。

（3）低氟化硫气体对人身的危害性较户外式大。

（4）需设置专门的检修及通风设施。

5.3.3 户外GIS方案

除具有户内GIS的全部优点外,与户内GIS相比还具有以下优点:

（1）进出线GIB 缩短, 占地面积较户内式小，可节省一部分投资。

（2）可节省1座约21m ×160m ×18m 的建筑物; 1台10t的遥控吊车; 及1套环保设施(设备)、通风设施及其供电设备等。

（3）可减少由于低氟化硫气体对人身的危害。

（4）可缩短施工和安装周期。

（5）可避免GIS设备基础的户内、户外不同沉降而造成的影响。

户外GIS具有如下缺点:

（1）制造检修工艺要求高, SF6气体经电弧作用形成的SF4与水反应生成含毒物质, 检修时要采取防护措施, 防止吸入或接触中毒。

（2）维护环境略差。

由上述可以看出,500kV GIS与户外敞开式配电装置相比,技术上非常优越,且可少占地55% 以上,但可比初投资,户外敞开式配电装置较GIS低很多。考虑到王滩发电厂地处海滨,受海风盐雾影响较重,且至今国内还没有一个大型海滨发电厂采用500kV户外敞开式配电装置,而均采用G IS。虽然从技术上分析,500kV户外敞开式配电装置可以作为此发电厂这样海滨电厂配电装置的一个选型方案,但由于目前缺少运行维护业绩,尤其作为配电装置的核心元件500kV罐式断路器至今国内还没有供货及运行业绩,所以此发电厂不推荐敞开式配电装置。

通过以上技术经济分析论证,500kV户外GIS与户外敞开式配电装置相比,虽然可比初投资高, 但技术上具有可靠性高、基本不受盐污影响、维护工作量少、施工安装方便、建设周期短、占地面积小等优点,尤其适用于发电厂这样的滨海电厂。

户外GIS在技术上较户内GIS 优越,投资也较户内低840.64万元,而且占地面积小, 所以这样的滨海电厂500kV配电装置宜采用户外型GIS。

5.4 组合器的选择

5.4.1 组合器的概述

SF6气体绝缘开关装置（Gas Insulation Switchgear）也称封闭式组合电器，

简称GIS，是由断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线（单相或三相）、连接管、电缆连接头、出线套管、与变压器的连接装置等多种高压电器组合而成的成套装置，其基本结构是以金属筒为外壳，将上述高压电器和绝缘件封闭在金属筒内部并充入一定压力的SF6气体作为绝缘和灭弧介质。根据电气主接线的要求，可以选用上述电器通过适当的连接方式以组成所需的GIS。组合器的平面图见附图2，组合器的剖面图见附图3。

目前GIS的电压等级已包括72.5～800kV,日本已研制成功1100kV（双断口）特高压GIS，并投入试运行。与国外产品相比，国产GIS还存在差距[10]。

5.4.2 组合器的特点

（1）占地面积及安装空间小。由于采用SF6气体作为绝缘介质，导电体与金属地电位壳体之间的绝缘距离大大缩小，因此，GIS的占地面积和安装空间只有相同电压等级常规电器的百分之几到百分之二十左右。

（2）安全可靠性高。全部电器元件都被封闭在接地的金属壳体内，带电体不暴露在空气中，运行中不受自然条件的影响，其可靠性和安全性比常规电器好得多，SF6气体是不燃不爆的惰性气体，所以GIS属防爆设备，适合在城市中心和其他防爆场合安装使用。

（3）安装周期短。GIS主要组装调试工作已在制造厂内完成，现场安装和调试工作量较少，可以缩短发电厂的建设周期。

（4）无需检修。只要产品的制造和安装调试质量得到保证，在使用过程中除了断路器需要定期维修外，其他元件几乎无需检修，因而维修工作量和年运行费用大为降低。但GIS的事故后平均停电检修时间则比常规发电厂要长。

（5）具有控制、计量和保护等多种功能。

（6）结构复杂，价格比较贵。GIS设备结构比较复杂，要求设计制造安装调试水平高。GIS价格也比较贵，发电厂建设的一次性投资大。但选用GIS后，发电厂的土建费用和年运行费用很低，因而从总体效率讲，选用GIS有很大优越性。

5.4.3 GIS的母线筒结构

（1）全三相共体式结构，不仅三相母线，而且三相断路器和其他电器元件都采用共箱筒体。

（2）不完全三相共体式结构。母线采用三相共箱式。

（3）全分箱式结构。母线采用三相共箱式，而断路器和其他电器元件采用分箱式。

（4）三相共箱式结构的体积和占地面积小，消耗钢材少，加工工作量小，但其技术要求高，额定电压高，制造难度大。

5.4.4 GIS的出线方式

（1）架空线引出方式。在母线筒出线端装设充气（SF6）套管。

（2）电缆引出线方式。母线筒出线端直接与电缆头组合。

（3）母线筒出线端直接与主变压器对接。此时连接套管的一侧充有SF6，另一侧则有变压器油。

5.4.5 组合器型号的选择

根据电压等级和短路结果初步选择8D5型组合器，其参数见表5.1所示

表5.1 8D5型组合器的参数

额定电压/kV

额定馈线

电流/A

额定短路耐受

电流/kA 420～525 额定工频耐受电压/kV 额定母线 电流/A 额定短路耐受电流（峰值）

/kA 520～680 额定开断冲击耐受电压/kV 额定短路开断电流/kA 1050～1175 2000～6300 2500～8000 40100 40～100 100～270

5.5 电流互感器的选择

5.5.1 电流互感器的参数

电流互感器的型号很多，其特征由型号表示，常用型号中字母的含义如下： 第一个字母:L—电流互感器。

第二个字母:D—贯穿式单匝，F—贯穿式复匝，M—贯穿式母线型，R—装入式，

Q—线圈式，C—瓷箱式，Z—支柱式，Y—低压型。

第三个字母:L—电容式绝缘，Z—浇注绝缘，C—瓷绝缘，W—户外装置。

第四个字母:D—差动保护，B—过流保护，J—接地保护或加大容量，S—速饱和，

G—改进型，Q—加强型。

电流互感器的二次额定电流有5A和1A两种，一般弱电系统用1A，强电系统用5A，当配电装置距离控制实较远时亦考虑用1A，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。

电流互感器的额定的二次负荷标准值，按GB1208—75的规定，为下列数值之一：5、10、15、20、25、30、40、50、60、80、100VA。当额定电流为5A时，相应的额定负荷阻抗值为0.2、0.4、0.6、0.8、1.0、1.2、1.6、2.0、2.4、

3.2、4..0欧，当一个二次绕组的容量不能满足要求时，可将两个二次绕组串联使用。

二次级的数量决定于测量仪表、保护装置和自动装置的要求。一般情况下，测量仪表与保护装置宜分别接于不同的二次绕组，否则应采取措施，避免相互影响。

5.5.2 一次额定电流的选择

（1）当电流互感器用于测量时，其一次额定电流应尽量选择比回路中正常工作电流大1/3左右，以保证测量仪表的最佳工作，并在过负荷时使仪表有适当的指示。

（2）电力变压器中心点电流互感器的一次额定电流应按大于变压器允许的不平衡电流选择，一般情况下，可按变压器额定电流的1/3进行选择。

（3）中性点非直接接地系统中的零序电流互感器，在发生单相接地故障时，通过零序电流较中心点直接接地系统小得多。为保证保护装置可靠动作，应按二次电流及保护灵敏度来校验零序电流互感器的变比，电缆式零序电流互感器的窗口应能通过一次回路的所有电缆；母线式零序电流互感器的母线截面应按一次回路的电流选择，其窗口应考虑有一根继电保护用的二次电缆要从窗口穿过。

（4）发电机横联差动保护用的电流互感器一次电流，应按下列情况选择：安装于各绕组出口处时，一般按定子绕组每个支路的电流选择；安装于中心点连接线上时，可按发电机允许的最大不平衡电流选择[11]。根据运行经验，此电流一般取发电机额定电流的20～30%，电流互感器的选择结果见表5.2。

表5.2 电流互感器的选择结果 位置

发电机侧

＃1A厂变侧

＃1B厂变侧

电抗器侧 备用变侧

型号 LMZ LMZ LMZ LC LC 变比 25000/5A 2000/5A 1000/5A 400/1A 400/1A 测量级精度 0.2S 0.2 0.2 0.2 0.2 保护级精度 5P20 5P20 5P20 5P30 5P20

5.6 电压互感器的选择

5.6.1 电压互感器型式的选择

电压互感器的型号含义如表5.3所示

表5.3 电压互感器的型号含义

J D 相数 S J 绝缘型式 G Z B 结构型式 W J 电压互感器 单相 三相 油浸式 干式 浇注式 补偿线圈 五心三线圈 接地

220kV及以上的配电装置，当容量和准确度等级满足要求时，一般采用电容式电压互感器，接在110kV及以上线路侧的电压互感器，当线路上装有载波通讯时，应尽量与耦合电容器结合，统一选用电容式电压互感器。

5.6.2 电压互感器接线方式

在满足二次电压和负荷要求的条件下，电压互感器应尽量采用简单的接线方式。其接线方式有二个单相电压互感器接成V-V形；三个单相电压互感器接成星形—星形，高压侧中心点接地；一个三相三柱式电压互感器；一个三相五柱式电压互感器；三个单相三线圈电压互感器

5.6.3 额定电压的选择

由于超高压线路要求双套主保护，并考虑到后备保护、自动装置和测量仪表的要求，电压互感器一般应具有三个二次绕组，即两个主二次绕组、一个辅助二次绕组。其中一个主二次绕组的准确度应不低于0.5级。

电压互感器的额定电压按表5.4选择。

表5.4 电压互感器的额定电压

型式 一次电压（V）

接于一次线电压

上(如V/V接法)

接于一次

相电压上 二次电压（V） 100 100/第三绕组电压（V） 中心点非直接

接地系统 100/3、100/Ux 单相 Ux/3 3

中心点直接

接地系统 三相 100 100/3 Ux 100 电压互感器的选择结果见表5.5

表5.5 电压互感器的选择结果

位置

500kV出线侧 发电机侧 发电机侧 备用变高压侧 型号 JVJ JDJ JSJ JVJ 变比 5000.10.10.1////0.1kV 333200.1//0.1kV 200.10.10.1///kV 33335000.10.10.1////0.1kV

33

5.7 绝缘子和穿墙套管选择

5.7.1 绝缘子和穿墙套管选择的要求

发电厂与变电所的3～20kV屋外支柱绝缘子和穿墙套管，当有冰雪时，宜采用高一级电压的产品；母线型穿墙套管不按持续电流来选择，只需保证套管的型式与母线的尺寸相配合。

5.7.2 绝缘子和套管型式的选择

屋外支柱绝缘子一般采用棒式支柱绝缘子，屋外支柱绝缘子需倒装时，宜用悬挂式支柱绝缘子，屋内支柱绝缘子一般采用联合胶装的多棱式支柱绝缘子，穿墙套管一般采用铝导体穿墙套管，对铝有明显腐蚀的地区如沿海地区可以例外，在污秽地区，应尽量选用防污盘形悬式绝缘子。

悬式绝缘子片数选择可按照额定电压和泄漏比距选择。330kV和500kV可用XP-10型绝缘子。

根据上述要求，本次设计中500kV侧采用棒式支柱绝缘子的型号为ZS—500，绝缘子选用35片XP-10型悬垂绝缘子串。

6 厂用电的设计

6.1 厂用电的设计原则

厂用电的接线形式与机组容量密切相关，单机容量越大，在电力系统当中占有的地位越重要，则接线形式要求的可靠性越高。此外，机组的蒸汽压力、温度等参数越高、机组的自动化水平越高、相应地对供电可靠性和灵活性的要求也就越苛刻。不仅要求机组在正常运行和起停时有安全可靠的供电能力，而且要求工艺系统的辅机故障或电力系统发生短路且系统电压波动、频率摇摆等事故状态下，都应该可靠的供电，且要求保证电能的质量。

6.1.1 厂用电系统的基本要求

（1）厂用电系统应按机组单元自成体系，每台机组的厂用电系统能在允许的频率、电压质量范围内正常工作，不受外部电力系统故障的干扰，同时一台机组的故障不影响其它发电机组的正常运行。

（2）配置合理而经济的启动/停机电源和备用电源。当采用专门的启动/备用电源时，要求工作电源故障时电源的切换快速简便。

（3）在满足机组安全运行的前提下，厂用电系统力求简洁清晰。

（4）合理地配置全厂性公用负荷。

随着600MW机组越来越多的采用超临界参数和脱硫装置，电动给水泵容量和厂用电负荷大幅度增加，对高压厂用电接线的设计提出了更高的要求。

6.1.2 厂用电接线方式的几个主要因素

（1）600MW机组的高压厂用工作电源，按机组单元自成体系的要求，从发电机出口引接。由于发电机引出线及高压厂用工作变压器高压侧厂用分支全部采用分相封闭母线，多年的运行经验表明，不仅接线清晰美观，而且避免了短路故障，安全可靠。

（2）600MW机组高压厂用电一般采用6kV一级电压。

（3）当发电机出口不装设断路器时，高压厂用工作变压器高压侧采用无激磁调压，而不采用有载调压。

6.2 厂用电压等级的选择

按照《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T 5153—2002 中的规定：“容量为600MW及以上的机组，根据工程具体条件采用6kV一级或3kV，10kV两级高压厂用电压。”采用3kV，10kV两种电压等级时，10kV级短路容量较低，可选用较低的短路开断电流水平的开关设备，或可以降低变压器的阻抗以使大电动机起动时母线电压裕度增大，但是，3kV电压等级的设备目前厂家批量生产很少，在电厂中采用会在设备供货、维护、管理上带来一定的难度，并且3kV电压级所要求的短路电流开断水平至少要50kA，国内多数开关厂不能制造，订货时经常是以6kV或10kV设备代替，实际造成很大的浪费，通过国内外诸多工程的比较，从经济上看，高压厂用电采用3kV、10kV方案的综合造价并不比单一采用6kV方案优越。同时，采用6kV电压等级，只要合理选择变压器容量及阻抗值，厂用电系统的短路电流水平和电动机起动电压均可满足设计要求。采用不同电压等级时其相应设备的比较如表6.1

表6.1 两种不同电压等级所需相应设备

设备 3kV、10kV两个电压等级

10 kV 及3 kV 均选用国产40 kA 开关柜

由于主厂房内配电间空间有限, 因此3

kV 采用双回路真空开关柜

由于国内没有3 kV 电压等级的电缆, 只

能用6 kV 电缆代替, 因此, 3 kV 选用6

kV 电缆。 6kV一个电压等级 选用国产40 kA 开关柜真空开关柜、F—C 回路柜 6 kV 电缆 开关柜 电缆

6.3 厂用电接线方式

《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T 5153—2002在正文中规定：“600MW机组的高压厂用工作电源可采用一台或两台变压器。”在条文说明中注明：“当600MW机组采用一种高压厂用电压等级时，可采用两台分列（或两台双绕组）变压器供4段高压厂用电母线的接线方案；在高压厂用开断设备的额定开断电流和进线断路器的额定电流能满足要求的条件下，也可采用1台分列变压器供两段高压厂用电母线的接线方案.”

双绕组变压器结构简单、成熟，运行故障率相对分列绕组变压器低；在机组设置两台双绕组变压器时，一台变压器检修和故障，仍然有另一台变压器运行。

分列绕组变压器为每相一个高压绕组与两个或多个电压和容量均相同的低压绕组，构成多绕组变压器。它具有以下特点：当低压侧的一个绕组发生故障时，具有限制短路电流的作用；能减少与无故障分列母线相连的电动机流向短路点的反馈电流，保持无故障母线有较高的残压，可以改善电动机的起动条件和满负荷运行；每台机组仅设置一台时，相对于两台双绕组变压器，可有效节省场地，使电厂设备减少，布置方便；与同容量的双绕组变压器相比，分列绕组变压器结构复杂，消耗材料较多[12]。

国内一些开关厂6～10kV断路器的短路开断容量有了很大的提高，可以做到50～63kV；分列绕组变压器的结构和工艺也有了很大的改善，容量最大可以做到63/35-35MVA，许多600MW工程的高压厂用电系统在设计中相应采用了单台分列绕组变压器的方案，四分段厂用电接线方式和带公用母线厂用电接线方式2种接线方式比较如下：

方案一四分段厂用电的接线方式如图6.1所示

厂用1A段厂用1B段厂用1C段厂用1D段厂用2A段厂用2B段

厂用2C段厂用2D段

图6.1 四分段厂用电接线图

1台机组设置2台三绕组的高压厂用工作变压器, 从发电机出口引接, 电压变比均为(20±2×2.5% )/6.3/6.3 kV，高压厂用工作母线段设置4 段6kV 母线段，无公用母线段。起动备用变压器为2台三绕组有载调压变压器,电压变比为(500±8×1. 25%)/6.3/6.3kV; 有载调压方式，电源从厂内原有500 kV 升压站引接。 方案二带公用母线用电接线方式如图6.2所示

厂用1A段厂用1B段公用1A段公用1B段厂用2A段厂用2B段

图6.2 带公用母线厂用电接线图

1台机组设置2台高压厂用工作变压器,1台为分裂三绕组变压器，电压变比为(20±2×2.5% )/6.3/6.3 kV , 选定容量：50/29/29MVA，与高压厂用工作母线段设置2段6.3kV母线段相连,另1台为双绕组变压器，电压变比为(20±2×2.5% )/6.3 kV，额定容量为29MVA，从发电机出口引接，与高压公用母线段相连,单元机组及辅助车间的高压电动机和低压变压器均由6.3 kV工作母线供电, 双套高压辅机及互为备用的低压厂用变压器分别接在2 台高压厂用工作变压器的对应母线段上。启动备用变压器为分裂绕组有载调压变压器,额定容量为 58/29/29MVA; 电压变比为(500±8×1.25%)/6.3/6.3kV;有载调压方式，电源从厂内原有500 kV升压站引接。

方案一的优点是可选用较小容量技术成熟的分列变压器，运行可靠，在任何一台厂用变压器故障或检修时，只要投入相应的起动、备用变即可。缺点是接线复杂，进线电源数量增加较多，布置不易，设备运行、维护工作量大。

方案二接线相对简单、清晰，变压器的数目少，但是变压器的容量较大，其结构及其制造工艺复杂，故障率相对较高。

由于变压器的制造水平的提高，大容量的变压器的可靠性能满足供电要求，综合可靠、经济考虑选用方案二较好，＃1发电机厂用电接线图见附图4。

7 发电厂平面布置优化设计

7.1 占地面积的优化

在满足功能、方便运行检修的前提下，该厂采取了以下优化措施，以达到节约占地的目的。本次设计中采取的方法：采用组合式；将500kV线路阻波器布置在出线梁上；高压电抗器布置在线路阻波器的外侧。该布置方案具有接线清晰、直观、布置比较灵活，节约占地的特点。

7.2 道路优化

厂区的道路设置既要考虑方便电气设备检修运输，又要考虑其共用性和灵活性，提高道路利用率。该设计道路采用4.5m、3.5m两种路面形式。进厂道路和大门的位置既考虑了主变压器的运输畅通方便，减少了主干道在厂前的转弯半径占地面积。主变运输道路采用单向4.5m宽道路，可减少厂区横向和纵向占地。围墙至道路的距离进一步压缩，由常规的3.5m压缩至3.0m，此项可减少所内占地600m。主变进厂道路转弯半径为12m，采用公路型混凝土路面；其他道路转弯半径为6m，采用城市型混凝土路面。

对于配电装置道路的优化，并不是一味地压缩，而是结合实际工程，有张有弛，合理布局，按需设置，达到了二者有机的统一。 2

7.3 设备布置优化

合理的设备布置方案，既可以达到方便运行与维护的目的，又可以保证运行人员的安全。

采用三相变压器组，本期安装2台主变压器，主变压器布置沿主变运输道路一字排开，相间设置防火隔墙。此种布置方案，为主变压器的安装维护、巡视创造了条件。

经过以上优化措施，在确保其功能完善、安装检修维护方便、布置清晰美观的同时，也有效合理地压缩了占地面积。 

7.4 管(沟)道优化

在满足发电厂有关规程要求的前提下，尽可能压缩各建(构)筑物之间、建(构)筑物与道路之间、道路与围墙之间、沟管线之间的距离。将电缆沟、上下水管线利用

有效空间，合理布置，节约占地面积。

7.5 厂区优化与美化

发电厂的环境美化是文明生产的具体体现。根据发电厂的特点，在厂内配电区，采用大面积草地绿化；而厂前部分(包括主控楼及发电厂主入口)是人流主要集中场所，也是设计的重点之一，发电厂大门采用红色弧形板及门形钢架相结合的手法，产生一种稳重且朝气蓬勃的效果。主控楼兼有厂内人员生产、生活的职能，设计中注重功能分区，做到稳重大方。设计中注重广场灯、庭院灯及铺地等细节的设计，使厂前部分能为工作人员提供优美且适合工作、生活的环境，发电厂平面图见附图5。

8 防雷保护设计

一旦发生雷击事故，将会造成巨大的财产损失或人身伤害，所以防雷措施显得尤为重要。电力设施等为了防止直接遭受雷击，一般采取避雷针作为保护，主要类型有：单支避雷针保护、两支等高避雷针保护、两支不等高避雷针保护或多支等高避雷针保护等。为保护电气设备，一般安装避雷器。

8.1 独立避雷针

避雷针的保护范围，在实际中，我们往往是根据被保护物的高度和所选用的避雷针高度来确定被保护物中避雷针与避雷针之间的距离。下面，通过对上述的三种不同的防雷保护类型范围进行分析，以确定实际工作中避雷针安装位置的方法。

8.1.1 单支避雷针的保护范围

单支避雷针的保护范围图如图8.1

图8.1 单支避雷针的保护范围

当h/2≤hr时， rx(hhx).p只要避雷针和被保护物的距离小于rx(hhx).p，被保护物就完全受到保护了。

当h/2≥hr时， rx(1.5h2hx).p （8.1） 式中，p——为高度修正系数。

当h≤30m时，p=1；当30＜h≤120m时，p5.5/h。

8.1.2 双支等高避雷针的保护范围

双支等高避雷针的保护范围图如图8.2

图8.2 双支等高避雷针的保护范围

等高双避雷针的联合保护范围要比两针各自保护范围的和要大，避雷针的外侧保护范围同样由单只避雷针的公式确定，而击于两针之间单针保护范围边缘外侧的雷，可能被相邻避雷针吸引而击于其上，从而使两针间保护范围加大。

hohD/7p

bx1.5(hohx)

为了达到联合保护的效果，两支避雷针之间的距离D不宜大于5h。

8.1.3 独立避雷针的布置

四根独立避雷针等高，均取h=30。各针保护率为rx，保护高度为

h

xmax

为终端

1

杆hxmax=13.5m＜h=15m，由公式：

2

rx=(1.5h-2hx)P=

1.6(hhx)

P

1hx/h

式中 P——高度影响系数，当h≤30m时， P=1

H——避雷针高度

hx——被保护物的高度

两针间的保护宽度由公式（8.2）确定

D

) （8.2） bx1.5(h0hx)1.5(h

7Phx

式中 D——两针间的距离

P——为高度影响系数，取1

将计算结果列入表8.1，由计算结果可知，保护宽度都大于零，被保护物都在保护范围内。

表8.1 避雷针保护范围

针号 1 2 3 4 1-2 2-3 3-4 4-1

两针距离(m)

75.5 105 75.5 105

针高(m) 30 30 30 30

保护半径(m)

17 17 24 24

被保护物高(m) 500kV出线构架14 500kV出线构架14 ＃1主变构架10.5 ＃2主变构架10.5 500kV出线构架14 母线构架14 ＃2主变构架10.5 母线构架14

保护密度(m)

7.8 1.5 13.1 1.5

8.2 避雷器的选择 8.2.1 避雷器的特点和结构

目前在发电厂中，一般都选用氧化锌避雷器，作为电力变压器等电气设备的大气过电压、操作过电压及事故过电压的保护设备。氧化锌避雷器是一种与传统避雷器概念完全不同的新型避雷器。传统的避雷器都采用碳化硅阀片，正常运行时靠间隙将其电源隔开，出现过电压时间隙被击穿，阀片放电泄流。氧化锌避雷器不带间隙，从而解决了由于间隙放电时限及放电稳定性所引起的各种问题。

氧化锌避雷器与碳化硅（SiC）阀型避雷器相比，具有下列优点：残压低、无续

流、通流容量大、性能稳定，动作迅速。

氧化锌避雷器的型号含义如下：

第一个字母：Y—瓷套式金属氧化物避雷，YH—复合外套金属氧化物避雷器。 第二个字母：标称放电电流kA。

第三个字母：W—无间隙，C—串联间隙，B—并联间隙。

第四个字母：S—配电型，Z—电站型，R—保护电容器组，X—保护线路绝缘子

T—电气化铁道，L—直流。

第五个字母：设计序号。

第六个字母：避雷器额定电压kV。

第七个字母：W—防污型，D—带点检修型，L—带脱离装置，Z—支柱型，

H—横担式。

8.2.2 避雷器的配置原则

在变压器上避雷器的配置，有效接地系统中的中性点不接地的变压器，如中性点采用分级绝缘且未装设保护间隙，应在中性点装设雷击过电压保护装置，且宜选变压器中性点金属氧化物避雷器。如中性点采用全绝缘；不接地、消弧线圈接地和高电阻接地系统中的变压器中性点，一般不装设保护装置，但多雷区单进线变电所且变压器中性点引出时，宜装设保护装置；架空进线全部在厂区内，且受到其他建筑物屏蔽时，可只在母线上装设阀式避雷器；有电缆的架空线路，阀式避雷器应装设在电缆头附近，其接地端应和电缆金属外皮相连；阀式避雷器应以最短的接地线于主接地网相连，阀式避雷器附近应装设集中接地装置。

8.2.3 避雷器的选择

（1）按额定电压选择，选择避雷器额定电压应大于或等于所在保护回路的标称额定电压如式：

UbNUsN （8.3）

式中UbN——避雷器的额定电压，单位为kV UsN——系统标称额定电压，单位为kV

氧化锌避雷器的额定电压应大于或等于避雷器的工频过电压，如下式：

UbNUg

式中Ug——氧化锌避雷器工频参考电压，单位为kV

在中性点有效接地系统，避雷器的额定电压一般与避雷器的直流1mA参考电压接地或相等。而在中性点非有效接地时，选择氧化锌避雷器的直流1mA参考电压应为额定电压的1.2～1.4倍。

（2）按持续运行电压选择，为了保护选择的避雷器具有一定的使用寿命，长期施加于避雷器上的运行电压不得超过避雷器的持续运行电压即

UbyUxg (8.4)

式中Uby——金属氧化物避雷器的持续运行电压的有效值，单位为kV

Uxg——系统最高相电压有效值，单位为kV

（3）按标放电流选择，10kV配电设备过电压保护选用的氧化锌避雷器标放电电流一般选择5kA；220kV以上的一般选用10kA。避雷器选择结果见表8.2

表8.2 避雷器的选择结果

位置 500kV出线 主变出线 电抗器侧 发电机侧 启/备变的进线

额定电压kV

444 420 200 20 420

额定电流kA

10 10 10 42 10

9 导线的选择

9.1导体的选择和校验原则

裸导体分为硬导体和软导体两种。10KV及以下母线一般选用硬导体，35KV及以上的母线一般选用钢芯型铝导线。常用的硬导体截面有矩形、槽形和管形。

载流导体一般采用铝质材料。对于持续工作电流较大且位置特别狭窄的发电机、变压器出线端部，或采用硬铝导体穿墙套管有困难时，以及对铝有较严重腐蚀场所，可选用铜质材料的硬裸导体。

回路正常工作电流在4000A及以下时，一般选用矩形导体。工作电流为

4000~8000A时，一般选用槽形导体。对于容量为200MW及以上的发电机引出线

和厂用电源、电压互感器等分支线，应采用全连式分相封闭母线。容量200～225MW发电机的封闭母线，一般采用定型产品，如选用非定型产品时，应进行导体和外壳发热、应力、以及绝缘子抗弯的计算，并校验固有振动频率。

110kV及以上高压配电装置，一般采用软导线。当采用硬导体时，宜用铝锰合

金管形导体。

母线和电缆截面的选择按长期发热允许电流或经济电流密度选择。对于配电装置的汇流母线及较短导体可按导线长期发热允许电流；对于年平均负荷较大，母线较长，传输容量较大的回路，均应按经济电流密度选择母线截面。

9.1.1 按导体长期发热允许电流选择

导体在电路中最大持续工作电流 应不大于导体长期发热的允许电流，

Ixu≥Ig （9.1）

式中， Ig——导体在回路中最大持续工作电流（A）

Ixu——相应于导体在某一运行温度、环境条件及安装方式下长期允许

的载流量（A）

9.1.2 按经济电流密度选择

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，对应不同种类的导体和不同的最大负荷年利用小时数Tmax将有一个年计算费用最低的电流密度—经济电流密度（J）。

导体的经济截面可由式：Sj



Igj

（9.2）

式中Sj——经济截面 （mm2）

Ig——回路的持续工作电流 （A）

j ——经济电流密度（A/mm2）

9.1.3 热稳定校验

在校验导体热稳定时，若计及集肤效应系数 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为S

式中，C——热稳定系数；

Qd——短路电流的热效应；（As） S ——导体的载流截面。（mm2）

铜C=171；铝及铝锰合金C=87；钢（不和电器直接连接时）C=67；钢（和电器直接相连接时）C=60。

2

d

C

9.1.4 动稳定校验

动稳定满足公式 бphбal 式中 бph ——导体最大相间应力 бal ——导体材料允许应力

9.2 发电机出线母线的选择

母线有分相封闭母线、共箱母线和电缆母线三种。

9.2.1 分相封闭母线

在200MW及以上发电机引出线回路中采用分相封闭母线目的：减小接地故障，避免相间短路；消除钢构发热；减小相间短路电动力；母线封闭后，便有可能采用微正压运行方式，防止绝缘子结露，提高运行安全可靠性，并为母线采用通风冷却方式创造条件；封闭母线由工厂成套生产，质量有保证。

9.2.2 共箱母线

共箱母线主要用于单机容量为200～300MW的发电厂的厂用回路，共箱母线是将每相多片标准型铝母线装设在支柱式绝缘子上，外用金属（一般是铝）薄板制成罩箱来保护多相导体的一种电力传输装置。

共箱母线在发电厂中主要用于厂用高压变压器低压侧到厂用高压配电装置之间的连接线。这是因为厂用高压变压器高压侧分支上一般不设断路器，需要防止由于外界因素造成低压侧引出线上的短路故障，同时又要求能够经济可靠地输送较大的厂用功率。

9.2.3 电缆母线

电缆母线的每相由一至数根单芯电缆组成，每根电缆之间保持一定间距，彼此间相互平行、直线式地全部装在罩箱内，整套装置均由厂用成套供货，现场架空安装。与共箱母线相比具有以下的优点：安全可靠；装置内部布置紧凑；有较好的柔软性；适应性较强；一经投入运行，基本上无需要进行维护、检修。

为了提高发电机运行的可靠性，因此本设计中发电机出线选用分相封装母线。

10 补偿装置的选择 10.1 补偿装置的分类和功能

补偿装置分为两大类：串联补偿装置和并联补偿装置，补偿装置都是设置于发电厂、变电站、配电所、换流站或开关站中，大部分连接在这些厂站的母线上，也有的补偿装置是并联或串联在线路上，目前电力企业施行“厂网分离, 竞价上网”。厂网分离即发电和输配电分离,发电企业在面对电力市场的激烈竞争时, 只有通过降低发电成本, 提高机组可靠性, 提高机组竞争力才是竞价上网的基础。在不影响系统稳定性的前提下, 如何提高自身的经济效益是发电厂关注的首要问题。现代发电厂的厂用电量占发电总量的5%～10%， 相当于一个大型企业的年度用电量; 厂用电动机需要消耗大量的无功, 厂用电系统内的无功电流加大了线路的损耗和设备的发热。因此在发电厂的厂用电系统中采用无功补偿, 即主要采用厂用电动机就地无功补偿技术, 对厂用电系统长时间运行的、负荷比较稳定的、容量超过200 kW 的高压电动机进行就地无功补偿, 从而提高发电厂的经济效益。

10.1.1 串联电容补偿装置

在110kV及以下的电网中，当线路没有分支线时，串联补偿装置均装设在线路末端的变电所，当线路上有多个线路分支时，将串联补偿装置设在线路总压降为一半的附近变电所中。

在220kV及以上的电网中，一般将串联补偿装置与线路中间的开关站或变电所合建在一起，当无中间开关站或变电所时，才将串联补偿装置设置在末端变电所中

10.1.2 超高压并联电抗器

超高压并联电抗器一般并接于需要控制工频过电压幅值的线路中间或末端，常设置于线路中间开关站或末端变电所，有时在一个变电所中，串联装置和超高压并联电抗器同时设置。

10.1.3 并联电抗补偿装置

并联电抗补偿装置一般连接在大型发电厂或I级变电所的63kV以下电压母线上，在发电厂中，它常接在联络变压器的低压侧，在变电所中，它常接在主变压器的

低压侧。

10.1.4 调相机、并联电容补偿装置和静止补偿装置

这三种装置都是直接连接或者通过变压器并接于需要补偿无功的变电所、换流站的母线上。

10.2 无功补偿装置的选择原则

在并联补偿装置中，除了超高压并联电抗器之外，主要用来对电网的容性或感性无功功率进行调节。高压并联电抗补偿装置仅提供感性无功功率，可和并联电容补偿装置组合使用，在四种装置在容量的选择上，具有一定的共性，而在型式上各有特点，在选型时必须进行技术经济比较。

根据上述原则，500kV出线线路上选择500kV并联电抗器。

第二部分 设计计算书

11 短路电流计算 11.1 参数的计算

取SB100MW

UBUav

变压器阻抗标幺值

xtud/100sB/sN13.5/100100/7200.01875

发电机阻抗标幺值

''

xgxd/100sB/sN20.5/100100/6000.0342

系统归算500kV标幺值

xs0.048

11.2 三相短路电流的计算 11.2.1 系统等效电路图

系统的电路图如图11.1所示

图11.1 系统的电路图

系统等效电路图如图11.2所示

图11.2 等效电路图

11.2.2 三相短路计算过程

（1）当k1（k2）点短路，简化电路图如图11.3所示

图11.3 简化电路图a

7

2

1

图11.3 简化电路图b

图11.3 简化电路图c

图11.3 简化电路图d

x6x5x40.053

x7x3//x60.0252

E4

x3E2x6E3

0.9331

x3x6

x8x7x20.044

x9x8//x10.01924

E5

x8E1x1E4

1.02

x1x8

E5

I153.0146

x9

If1

SB

I1145.7567kA 3UB

Sk1UNIf15049MW

（2）当短路发生在k3时，简化电路图如图11.4所示

图11.4 简化电路图a

110.0171

图11.4 简化电路图b

E6E1E21.08

x10

x1x2

0.0265 2

x11x3//x100.0171 E7

x3E6x10E3

0.9804

x3x10

E7

I257.3334

x11If2

SB3UB

I26.3052kA

Sk33UNIf25460.3MW

12 电气设备校验计算 12.1 组合器的校验

（1）电压的校验：组合器的额定电压420～525kV大于额定电压500kV，满足要求。

（2）电流的校验：组合器的额定断开电流40～100kA大于短路电流周期分量有效值，满足要求。

（3）动稳定的校验：组合器的动电流

imax=100～270>ib=16.05kA, Imax=40～100>Ib=9.52kA,符合要求。 （4）热稳定的校验：SF6的开断时间t0=0.04s，取保护装置后备保护时间tr=0.6s，则te=t0+tr=0.64s，热稳定电流ItIte=25.44kA,小于组合器额定短路耐受电流40～100kA,符合要求。

2

2

12.2 导线的校验

500kV硬母线选用φ150/φ136mm铝锰合金管，其导体截面3143mm2，允许

工作温度80℃载流量为3140A。25℃修正系数为1。

Ig

1.05SN1.05720MW

831.4AIxu3140A，符合（9.1），满足要求。 UN3525kV

当T=6000h时，查表得j=0.68代入公式(9.2) 得Sj=1223mm2

软母线选用防腐型铝绞线LG，根数为61，计算截面为850mm2，80℃长期允许载流量为1377A。25℃修正系数为1 ，当T=6000h时，查表得j=0.7。

Ig

1.05SN

UN



1.05720MW

320kV

21.8kA

I1.03nIxu1.0361137786.5kA21.8kA

由公式（9.2）得Sj=841mm2

13 防雷保护计算

13.1 独立避雷针保护范围计算

由公式（8.1）得四针保护半径分别为：

rx1= (1.530-214) =17m

rrr

x2

= (1.530-214) =17m = (1.530-210.5) =24m = (1.530-210.5) =24m

x3

x4

由公式（8.2）得

75.5

14)7.8(m) (D1275.5m) 71105

1.5(3014)1.5(m) (D23105m) bX23

7175.5

1.5(3010.5)13.1(m) (D3475.5m) bX34

71105

1.5(3014)1.5(m) (D41105m) bX41

71

bx121.5(30

13.2 避雷器的校验

（1）按额定电压选择，500kV最高电压525kV，避雷器相对地电压为

0.75Um=0.75×525=393.8，取避雷器的额定电压为444，符合式(8.3)满足要求。

525

303.1kV（2）按持续运行电压选择，500kV系统相电压为

，查得

Y10W5—440避雷器额定电压有效值为396～468kV，符合(8.4)，满足要求。

（3）按标称放电电流选择，IN10kV，满足要求。

总结

通过本次设计，DT发电厂电气一次部分设计基本完成，设计内容包括电气主接线的设计、主变压器的选择、厂用电的设计。在设计过程中根据短路电流计算结果选出各种相配的电气设备并进行了校验，最后对全厂总平面布置，并做出相关的CAD图纸。

在本次设计过程中，在罗教授的精心指导和本人的刻苦努力下，基本完成本次设计任务。通过本次设计，本人对四年所学知识有了一个全面、系统的掌握，为以后的工作打下了扎实的基础，掌握了怎样快速查阅有关的参考资料，初步了解电力系统设计的步骤和怎样解决设计中遇到困难。

本次设计由于水平有限，理论知识又不够扎实，固在本次设计中难免存在着某些错误，望老师给予指正和批评。

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致谢

本次毕业设计过程长达整个学期，在此期间，在有关专家和老师的指导下，我顺利的完成本次设计。我要特别感谢罗教授，在百忙之中能指导我的设计，给与我莫大的支持和帮助，每当设计处在瓶颈之处，总是能给我提供建议，从而使我顺利渡过设计中的难关，还有我的同学，他们时常耐心地回答我设计中遇到的问题，当我设计出现错误时大家一起商量怎样改正，让我避免走弯路，在此感谢你们的指导和帮助。