发电厂和变电站电气主接线示范

一、火电厂的主接线

发电厂电气主接线的确定，主要取决于发电机单机容量、引出线的数目和用户的性质，以及发电厂的容量及其在电力系统中的地位、作用等因素。设计发电厂电气主接线时，要综合考虑各种因素，经过技术经济比较，确定最合理的方案。

1.大型火电厂的电气主接线

随着电力事业的发展，发电机组容量逐渐增大，目前通常将单机容量在200MW以上的发电机组称为大型机组，将发电厂容量在1000MW及以上的发电厂称为大型发电厂，将电压为330kV及以上的电力系统称为超高压系统。大机组、大容量、超高压的大型发电厂在电力系统中起着极其重要的作用，担负着系统的基本负荷，供电范围很广。因此，对这类电厂的电气主接线有更高的要求，特别要避免多回路集结点的故障，尽量限制故障的影响范围，提高供电的可靠性。

大型火电厂一般都建在能源丰富的煤炭产地附近，距离负荷中心较远，全部电能用高压或超高压线路输送到远方。

图4-15为4×300MW发电厂电气主接线。发电机和变压器采用最简单、可靠、设备少的单元接线，分别接到220kV和500kV母线。220kV采用典型的双母线带旁路的接线，当断路器检修时该回路也不必停电。500kV采用一台半断路器接线，电源回路和负荷回路交替布置，提高供电可靠性。厂用备用变压器为一台三绕组自耦变压器，它除作厂用电的备用电源和起动电源外，还担负着220kV电压母线与500kV电压母线间的联络。

图4-15 4×300MW发电厂电气主接线

图4-16为某5×800MW发电厂的电气主接线图。

图4-16 某5×800MW发电厂电气主接线

330kV采用4/3接线，即三个回路占用四台断路器构成一“串”，其原理和可靠性与3/2接线（即一台半接线）基本相同，但断路器台数减少，投资更省。电源回路接到一“串”电路的中间部位，在其两侧分别接出两条330kV线路，使发电机的全部功率经两条线路送出。

750kV侧看似3/2接线，实际上为六角形接线。T01与T02是两台三绕组自耦联络变压器，容量均为3×330MVA，高、中压绕组分别接至750kV与330kV。T03和T04则为厂用备用变压器，容量为63MVA。

2.中型热电厂电气主接线

容量为200～1000MW的发电厂称为中型发电厂，单机容量通常为50～200MW。热电厂一般建在工业中心和城市附近，除供电外还兼向用户供热水和热气。

图4-17为某热电厂的电气主接线。发电厂附近用户，由10kV发电机电压母线直接馈电。根据发电机防雷保护的要求，10kV馈电线路全部采用电缆，以免线路遭雷击时威胁发电机。

图4-17 中型热电厂电气主接线

由于10kV发电机电压母线负荷数目较多，所以采用双母线分段接线。为限制母线短路电流，以及短路时维持较高母线残压，装设了母线分段电抗器；10kV出线上均装有线路电抗器，以便选用10kV轻型断路器。为减少运行损耗，维持两段母线电压均衡，10kV的负荷应均匀分配。

发电机G1和G2接到10kV母线，除供10kV直配负荷外，剩余功率经两台三绕组变压器T1、T2送往高压系统。变压器T1和T2同时担负着110kV与220kV系统联络的任务。变压器T1、T2容量一般应相同，并满足以下要求：

当机压母线上的负荷最小时，能将全部剩余功率送入系统；当机压母线上的最大一台发电机停机时，又能从电力系统受电，满足机压母线最大负荷的要求；另外，变压器每个绕组的通过容量，应达到变压器额定容量的15%及以上。

10kV发电机电压母线正常运行时可采用一组母线工作、一组母线备用的方式，或者两组母线同时运行的方式。在采用双母线同时运行时，为提高可靠性，可将一台主变压器和一台厂用备用变压器接到Ⅱ母线上工作。这样，当Ⅰ母线任意一分段发生母线短路故障后，厂用备用变压器的电源仍可继续供电。

110kV母线引出线数目较少，采用单母线分段接线。对其重要用户，可用不同分段的双回路供电，可靠性也较高。

220kV母线的出线数目较多，采用双母线带旁路接线。正常运行时，为提高可靠性，通常采用固定连接在双母线上同时运行的方式（即单母分段运行方式）。

二、水电厂的电气主接线

水力发电厂建在水力资源丰富的地方，一般距负荷中心较远，基本上没有发电机电压负荷。除去厂用电（多在1%以下）外，几乎全部电能用升压变压器送入系统。

发电厂的装机台数和容量，是根据水能利用条件一次确定的，一般不考虑发展和扩建问题。水电厂附近一般地形复杂，为了缩小占地面积，电气主接线应尽可能简单，使配电装置布置紧凑。

水轮机组起动迅速，灵活方便，从起动到带满负荷，正常时只需4～5min，事故情况下不到1min。因此，水电厂经常被用做系统的事故备用或担任系统的尖峰负荷，一昼夜内可能多次开、停机，所以，其电气主接线应尽量简洁，容易实现自动化和远动化，避免采用倒闸操作繁琐的接线方式（如双母线）。

图4-18所示为一中型水电厂的电气主接线。由于没有发电机电压负荷，发电机与变压器采用扩大单元接线。(www.xing528.com)

图4-18 中型水电厂的电气主接线

水电厂扩建的可能性小，其高压侧采用四角形接线，隔离开关只作为检修时隔离电源用，而不作为操作电器，故容易实现自动化和遥控；检修任一断路器时，均不需要切除线路或变压器。这种主接线变压器和断路器的台数都比较少，经济性较好，运行的可靠性也很高。

三、变电站的电气主接线

变电站电气主接线的选择，主要决定于变电站在电力系统中的地位、作用、负荷性质、出线数目多少、电网结构等。变电站变压器的台数，一般宜装设两台，当一台变压器因故停止工作时，另一台变压器应能保证供给变电站最大负荷的70%，以便保证对一、二类负荷供电。当变电站只有一个电源时，则装设一台变压器。

变电站有三个电压等级时，一般采用三绕组变压器或自耦变压器。当中压侧中性点直接接地（110kV及以上）时，多采用自耦变压器。因为与三绕组变压器比较，自耦变压器有电能损耗少、投资少及便于运输等优点。

下面介绍几种类型变电站的电气主接线。

1.枢纽变电站电气主接线

系统枢纽变电站汇集多个大电源和大容量负荷的联络线，处于系统枢纽位置，高压侧有很大的功率交换，并担负着向中压侧输送电能的任务。枢纽变电站发生故障，会危害系统的安全运行，严重时，甚至会破坏系统的稳定，使系统瓦解或造成大面积停电。因此系统枢纽变电站的电气主接线对可靠性、灵活性要求很高。

我国现今建设的枢纽变电站，一般为500kV或330kV的电压等级，出线多为电力系统的主干线或给较大区域供电的220～110kV线路。

图4-19所示为枢纽变电站电气主接线。该变电站采用两台三绕组自耦变压器。220kV侧出线较多，采用带旁路母线的双母线接线，并设置专用旁路断路器。500kV侧为一个半断路器接线。

图4-19 枢纽变电站电气主接线

为了满足系统无功补偿的要求，在自耦变压器第三绕组侧，连接无功补偿装置，同时还接有变电站自用变压器。枢纽变电站中的无功补偿装置目前有以下几种：调相机，静止补偿装置（由可控硅控制的电容器和电抗器组成），电抗器，以及分组投/切的电容器。

调相机造价高、损耗大、维护麻烦，而静止补偿装置调节性能好、电能损耗小、年运行费用少、维护管理简便，所以调相机将逐渐被静止补偿装置所替代。

2.地区变电站电气主接线

地区重要的变电站处于地区网络的枢纽点，高压侧接受功率供给中压侧和低压侧负荷。如果发生全所停电事故，将会造成地区电网的瓦解，影响整个地区的供电。

图4-20所示为一地区变电站电气主接线。地区重要变电站的电气主接线同样应有较高的可靠性和灵活性。

图4-20 地区变电站电气主接线

该变电站的负荷主要是地区性负荷。变电站110kV侧和10kV侧，均采用单母线分段接线。为限制短路电流，本接线中采用了两种措施：一是变压器低压侧母线分开运行，在正常工作时各母线分段断路器断开；二是在变压器低压回路中加装分裂电抗器。这种接线要求10kV各段母线上负荷分配要大致相等，否则分裂电抗器中的电能损耗增大，且使各段母线电压不等。采用这种限制短路电流的措施后，如还不能将短路电流限制到可以使用10kV轻型断路器时，才在出线上加装电抗器。一般在变电站中不采用母线分段电抗器，因为它限制短路电流的作用较小。

3.终端变电站电气主接线

图4-21所示为终端变电站电气主接线。终端变电站的容量较小，降压后直接向附近用户供电，变电站停电后只影响其低压负荷的供电。

图4-21 终端变电站电气主接线

（a）装有两台变压器的终端变电站；（b）装有一台变压器的终端变电站

图4-21（a）所示的变电站供电给重要用户，装设两台变压器，高压侧有两回电源进线，采用内桥接线。低压侧采用断路器分段的单母线分段接线。

图4-21（b）所示为只有一台变压器的终端变电站接线，高压侧用高压熔断器保护（省去高压断路器）；低压侧采用单母线接线。若变电站的低压侧没有其他电源时，在变压器与低压母线之间也可不装设隔离开关和断路器。