电气主接线及厂用电详解.docx

断路器介绍断路器的作用：断开或闭合正常情况下的工作电流，故障情况下的过负荷和短路电流；与隔离开关配合进行运行方式的转换。因此要求断路器要有足够的开断能力，尽可能短的时间内可靠熄灭电弧，还要保证设备稳定运行。高压断路器的基本要求：在各种情况下应具有足够的开断能力、尽可能短的动作时间和高度的工作可靠性。根据断路器所采用的灭弧介质及作用原理，断路器可分为油断路器、压缩空气断路器、六氟化硫（SF6）断路器、真空断路器、自动产气断路器。隔离开关的作用及要求隔离开关主要用来隔离电路，在分断状态下有明显可见的断口，在关合状态下，导电系统中可以通过正常的工作电流和故障短路电流，隔离开关没有灭弧装置，除了能开断很小的电流外，不能用来开断负荷电流，更不能开断短路电流。但隔离开关必须具有一定的动、热稳定性。允许用隔离开关进行下列操作：1.在系统无接地时拉、合电压互感器。2.在无雷电时拉、合避雷器。3.拉合220kV及以下母线的充电电流(未经计算或试验证明前暂不进行该项操作)。4.拉、合3/2断路器接线方式的母线环流。5.在没有接地故障时，拉、合变压器中性点接地刀闸。6.拉合500KV及以下空载母线必须经生产副经理批准后方可执行。注意：严禁使用隔离开关切断负荷电流或对空载线路、空载变压器进行充电操作。严禁使用隔离开关进行系统解、合环操作。一、宁东电厂电气系统概述电气主接线概述我公司750KV系统主接线方式为3/2接线。一期工程2×660MW 机组共有两回进线，两回出线，构成两个完整串。两回进线分别为＃1发变组进线、＃2发变组进线；两回出线分别为东银Ⅰ回线、东银Ⅱ回线。正常情况下，750KV系统合环运行。750KV升压站共有六组SF6型断路器。进出线侧均装设有隔离开关，两条双分裂软母线采用耐热铝合金绞线。为了提高运行的可靠性、灵活性和经济性，750KV系统第一串采用进出线交叉接线方式，发电机出口装设断路器。110KV停机/备用电源系统采用线路变压器组单元接线供电方式。I期工程停机/备用电源从330KV徐家庄变电站引接，经厂内110KV配电装置及停机/备用变压器降压后作为一期#1、#2机组6KV厂用电后备电源，在6KV厂用及公用段工作进线电源故障的情况下给厂用和公用段供电。I期工程110KV徐家庄变电站—水洞沟电厂110KV线路简称为徐水I回线。750kV主接线形式和特点在发电机-变压器组接线中，发电机经发电机出口断路器与主变相连，主变再经过出口隔离开关和两台断路器与750kV母线相连。发电机出口断路器及主变出口的两台断路器作为发变组保护和线路保护的断开点，也作为同期操作用。750kV升压站设置两条母线，两回进线、两回出线构成两个完整串，第一串采用了交叉接线方式。此接线方式正常运行时，两组母线和同一串的三个断路器都投入工作，形成双环路状供电，具有很高的可靠性和灵活性。750kV系统中性点采用直接接地方式，宁东－银川东750kV线路出口装设一组隔离开关。京能宁东电厂设计为山东地区送电。电厂先将750KV超高压电送至距离电厂15公里的银川东变电所，再由变电所的直流换流站转换为直流电送至山东。750kV系统主接线采用一个半断路器接线，发电机出口设置断路器。按规划容量，750kV配电装置主变进线4回出线2回。一期工程750kV配电装置主变进线2回（#1、#2主变）出线2回（东银1、东银Ⅱ），构成2个完整串； 750kV隔离开关的配置：断路器两侧均装设隔离开关，以便在断路器检修时隔离电源；为方便主变、高厂变、高公变及线路检修，750KV系统进出线回路及发电机出口断路器后均装设隔离开关。750kV电压互感器的配置：每回进出线的三相上装设电压互感器；每组母线的C相上装设电压互感器；母线电压互感器有3个二次线圈、其余电压互感器有4个二次线圈。750kV电流互感器的配置：每完整串设置6×4组电流互感器，每个电流互感器有7个二次绕组。发电机出线端和中性点端的出线套管上各装设4组电流互感器，发电机出线端配置3组电压互感器和1组避雷器。发电机出口断路器出口配置1组电压互感器和1组避雷器。发电机中性点经二次侧带有接地电阻的配电变压器接地。目的是限制发电机电压系统发生弧光接地时所产生过电压不超过额定电压的2.6倍，以保证发电机及其他设备的绝缘不被击穿。其二次侧负荷电阻作用是消除谐振，并在电阻上并联接地检测继电器，提供发电机定子绕组接地保护。国内有专家极力推荐用消弧线圈接地，因为经配电变压器高阻接地方式使接地故障电流比自然电容电流大1.414倍以上，但是经消弧线圈谐振接地缺乏实践，特别是在大型汽轮发电机上的经验积累。目前，大多数660MW机组还是采用经配电变压器高阻接地。我公司750KV系统主接线方式为3/2接线。一期工程2×660MW 机组共有两回进线，两回出线，构成两个完整串。两