第4章电气主接线分解.ppt

* 因为10kV用户都在附近，采用电缆馈电，可以避免因雷击线路而直接影响到发电机。 母线分段断路器上串接有母线电抗器，出线上串接有线路电抗器，分别用于限制发电厂内部故障和出线故障时的短路电流，以便选用轻型的断路器。 对于发电机容量为24MW及以上，同时发电机电压出线数量较多的中型热电厂，发电机电压的10kV母线采用双母线分段接线。 G1、G2发电机在满足10kV地区负荷的前提下，将剩余功率通过变压器T1、T2升压送往高压侧。 通常100MW及以上的G3、G4发电机采用双绕组变压器分别接成发电机—双绕组变压器单元接线，直接将电能送入系统。 单元接线省去了发电机出口断路器，提高了供电可靠性。为了检修调试方便，在发电机与变压器之间装设了隔离开关。 T1、T2三绕组变压器除担任将10kV母线上剩余电能按负荷分配送往110kV及220kV两级电压系统的任务外，还能在当任一侧故障或检修时，保证其余两级电压系统之间的并列联系，保证可靠供电。 220kV侧母线由于较为重要，出线较多，采用双母线接线，出线侧带有旁路母线，并设有专用旁路断路器，不论母线故障或出线断路器检修，都不会使出线长期停电。 110kV单母线分段接线，平时分开运行，以减少短路电流，重要用户可用接在不同分段上的双回路进行供电。 （2）区域性火电厂 区域性火电厂特点是： 属大型火电厂，建在煤炭生产基地附近，为凝汽式电厂，一般距负荷中心较远，没有发电机电压等级负荷，电能几乎全部用高压或超高压输电线路送至远方，担负着系统的基本负荷。 装机总容量在1000MW以上，单机容量为200MW以上，目前以600MW为主力机组。 发电机电压侧多采用发电机－变压器单元接线、发电机－变压器－线路单元接线，升高为一个最多两个升高电压等级 220kV～500kV的升高电压侧接线可靠性要求高，一般采用双母线、双母线带旁路、一台半断路器等接线 图4-18所示某大型火力发电厂电气主接线图。 * 4台发电机，接成4组单元接线，2个单元接220kV母线，2个单元接500kV母线。 220kV母线采用带旁路母线的双母线接线，装有专用旁路断路器。 单机容量300MW及以上的大型机组停运对系统影响很大，故在变压器进线回路也接入旁路母线。 500kV母线为一台半断路器接线，按电源线与负荷线配串原则，但因串数大于两串，不交叉布置。 自耦变压器作为两级升高电压之间的联络变压器，其低压绕组兼作厂用电的备用电源和启动电源。 水力发电厂电气主接线特点是： 一般距负荷中心较远，基本上没有发电机电压负荷，几乎全部电能用升高电压送入系统。因此，主接线中可不设发电机电压母线，多采用发电机－变压器单元接线或扩大单元接线。单元接线能减少配电装置占地面积，也便于水电厂自动化调节。 水力发电厂附近地形复杂，电气主接线应尽可能简单，减少变压器和断路器的数量，使配电装置紧凑，缩小占地面积。 水力发电厂的装机台数和容量，是根据水能利用条件一次性确定的，不必考虑发展和扩建。因此，除可采用单母线分段、双母线、双母线带旁路及3/2断路器接线外，桥型和多角形也应用较多。 (二）水力发电厂电气主接线 水轮发电机启动迅速、灵活方便，一般正常情况下，从启动到带满负荷只需4～5min，事故情况下还可能不到1min (火电厂则因机、炉特性限制，一般需6～8h)。因此，水电厂常被用作系统事故备用和检修备用。对具有水库调节的水电厂，通常在丰水期承担系统基荷，枯水期多带尖峰负荷。很多水电厂还担负着系统的调频、调相任务。因此，水电厂的负荷曲线变化较大、机组开停频繁，因此其接线应具有较好的灵活性，以利用自动化装置进行操作，避免误操作。 图4-19所示某大型水力发电厂电气主接线图。 * 6台550MW发电机组(UN=18kV)以发电机—变压器单元接线直接把电能送至500kV电力系统。 500kV侧为二串一台半断路器接线和二串为 台断路器接线，实现6条电源进线和4条出线配对成串。 升压变压器与500kV的GIS配电装置之间采用干式电缆连接，两串一台半断路器接线中，同名元件可以方便地采用交叉布置，这没有带来增加间隔布置的困难，而增加了供电可靠性。 为冬季担任系统调峰负荷的需要，在各发电机出口均装设有出口断路器，给运行带来极大的灵活性，避免了机组频繁开停对500kV接线运行方式的影响。 可利用主变压器倒送功率，为机组启动／备用电源提供了方便。 变电站电气主接线特点是： 变电站的高压侧，应尽可能采用断路器数目较少的接线，随出线数的不同，可采用桥形、单母线、双母线及角形接线等。如果变电站电压为超高压等级，又是重要的枢纽变电站，宜采用双母线分段带旁路接线或采用一台半断路器接线。 变电站的低压侧