电气主接线设计原则和设计程序.docx

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电气主接线设计原则和设计程序

电气主接线设计原则和设计程序

4.5.1电气主接线的设计原则

电气主接线的设计是发电厂或变电站电气设计的主体。

它与电力系统、电厂动能参数、基本原始资料以及电厂运行可靠性、经济性的要求等密切相关，并对电气设备选择和布置、继电保护和控制方式等都有较大的影响。

因此，主接线设计，必须结合电力系统和发电厂或变电站的具体情况，全面分析有关影响因素，正确处理它们之间的关系，经过技术、经济比较，合理地选择主接线方案。

电气主接线设计的基本原则是以设计任务书为依据，以国家经济建设的方针、政策、技术规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各项技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便，尽可能地节省投资，就近取材，力争设备元件和设计的先进性与可靠性，坚持可靠、先进、适用、经济、美观的原则。

在工程设计中，经上级主管部门批准的设计任务书或委托书是必不可少的。

它将根据国家经济发展及电力负荷增长率的规划，给出所设计电厂（变电站）的容量、机组台数、电压等级、出线回路数、主要负荷要求、电力系统参数和对电厂（变电站）的具体要求，以及设计的内容和范围。

这些原始资料是设计的依据，必须进行详细的分析和研究，从而可以初步拟定一些主接线方案。

国家方针政策、技术规范和标准是根据国家实际状况，结合电力工业的技术特点而制定的准则，设计时必须严格遵循。

设计的主接线应满足供电可靠、灵活、经济、留有扩建和发展的余地。

设计时，在进行论证分析阶段，更应合理地统一供电可靠性与经济性的关系，以便于使设计的主接线具有先进性和可行性。

4.5.2电气主接线的设计程序

电气主接线的设计伴随着发电厂或变电站的整体设计进行，即按照工程基本建设程序，历经可行性研究阶段、初步设计阶段、技术设计阶段和施工设计阶段等四个阶段。

在各阶段中随要求、任务的不同，其深度、广度也有所差异，但总的设计思路、方法和步骤基本相同。

电气主接线的设计步骤和内容如下：

1．对原始资料分析

（1）工程情况，包括发电厂类型（凝汽式火电厂，热电厂，或者堤坝式、引水式、混合式水电厂等），设计规划容量（近期、远景），单机容量及台数，最大负荷利用小时数及可能的运行方式等。

发电厂容量的确定与国家经济发展规划、电力负荷增长速度、系统规模和电网结构以及备用容量等因素有关。

发电厂装机容量标志着发电厂的规模和在电力系统中的地位和作用。

在设计时，对发展中的电力系统，可优先选用较为大型的机组。

但是，最大单机容量不宜大于系统总容量的10％，以保证在该机检修或事故情况下系统的供电可靠性。

当前，单机300、600MW容量的机组已成为电网的主力机组，1000MW级的火电机组正在酝酿中。

发电厂运行方式及利用小时数直接影响着主接线设计。

承担基荷为主的发电厂，设备利用率高，一般年利用小时数在5000h以上；承担腰荷的发电厂，设备利用小时数应在3000～5000h；承担峰荷的发电厂，设备利用小时数在3000h以下。

对不同的发电厂其工作特性有所不同。

对于核电厂或单机容量300MW及以上的火电厂以及径流式水电厂等应优先担任基荷，相应主接线应以供电可靠为主选择主接线形式。

水电厂是电力系统中最灵活的机动能源，启、停方便，多承担系统调峰、调相任务，根据水能利用及库容的状态可酌情担负基荷、腰荷和峰荷。

因此，其主接线应以供电调度灵活为主选择主接线形式。

（2）电力系统情况，包括电力系统近期及远景发展规划（5～10年），发电厂或变电站在电力系统中的位置（地理位置和容量位置）和作用，本期工程和远景与电力系统连接方式以及各级电压中性点接地方式等。

发电厂的总容量与电力系统容量之比，若大于15％时，则就可认为该厂是在系统中处于比较重要地位的电厂，应选择可靠性较高的主接线形式。

因为它的装机容量已超过了电力系统的事故备用和检修备用容量，一旦全厂停电，会影响系统供电的可靠性。

主变压器和发电机中性点接地方式是一个综合性问题。

它与电压等级、单相接地短路电流、过电压水平、保护配置等有关，直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性和连续性、主变压器和发电机的运行安全以及对通信线路的干扰等。

我国一般对35kV及以下电压电力系统采用中性点非直接接地系统（中性点不接地或经消弧线圈接地），又称小电流接地系统；对llOkV及以上高压电力系统，皆采用中性点直接接地系统，又称大电流接地系统。

发电机中性点都采用非直接接地方式，目前，广泛采用的是经消弧线圈接地方式或经中性点接地变压器接地。

（3）负荷情况，包括负荷的性质及其地理位置、输电电压等级、出线回路数及输送容量等。

电力负荷的原始资料是设计主接线的基础数据，电力负荷预测工作是电力规划工作的重要组成部分，也是电力规划的基础。

对电力负荷的预测不仅应有短期负荷预测，还应有中长期负荷预测，对电力负荷预测的准确性，直接关系着发电厂和变电站电气主接线设计成果的质量，一个优良的设计，应能经受当前及较长远时间（5—10年）的检验。

发电厂承担的负荷应尽可能地使全部机组安全满发，并按系统提出的运行方式，在机组间经济合理地分配负荷，减少母线上电流流动，使发电机运转稳定和满足电能质量要求。

（4）环境条件，包括当地的气温、湿度、覆冰、污秽、风向、水文、地质、海拔高度及地震等因素，对主接线中电气设备的选择和配电装置的实施均有影响。

对此，应予以重视。

对重型设备的运输条件亦应充分考虑。

（5）设备供货情况。

这往往是设计能否成立的重要前提，为使所设计的主接线具有可行性，必须对各主要电气设备的性能、制造能力和供货情况、价格等资料汇集并分析比较。

2．主接线方案的拟定与选择

根据设计任务书的要求，在原始资料分析的基础上，根据对电源和出线回路数、电压等级、变压器台数、容量以及母线结构等不同的考虑，可拟定出若干个主接线方案（本期和远期）。

依据对主接线的基本要求，从技术上论证并淘汰一些明显不合理的方案，最终保留2～3个技术上相当，又都能满足任务书要求的方案，再进行经济比较。

对于在系统中占有重要地位的大容量发电厂或变电站主接线，还应进行可靠性定量分析计算比较，最终确定出在技术上合理、经济上可行的最终方案。

3．短路电流计算和主要电器选择

对选定的电气主接线进行短路电流计算，并选择合理的电气设备。

4．绘制电气主接线图

对最终确定的主接线，按工程要求，绘制工程图。

5．编制工程概算．

对于工程设计，无论哪个设计阶段（可行性研究、初步设计、技术设计、施工设计），概算都是必不可少的组成部分。

它不仅反映工程设计的经济性与可靠性的关系，而且为合理地确定和有效控制工程造价创造条件，为工程付诸实施，为投资包干、招标承包、正确处理有关各方的经济利益关系提供基础。

’

概算的编制以设计图纸为基础，以国家颁布的《工程建设预算费用的构成及计算标准》、《全国统一安装工程预算定额》、《电力工程概算指标》以及其他有关文件和具体规定为依据，并按国家定价与市场调整或浮动价格相结合的原则进行。

概算的构成主要有以下内容：

（1）主要设备器材费，包括设备原价、主要材料（钢材、木材、水泥等）费、设备运杂费（含成套服务费）、备品备件购置费、生产器具购置费等。

除设备及材料费外，其他费用均按规定在器材费上乘一系数而定。

其系数由国家和地区随市场经济的变化在某一时期内下达指标定额。

（2）安装工程费，包括直接费、间接费及税金等。

直接费指在安装设备过程中直接消耗在该设备上的有关费用，如人工费、材料费和施工机械使用费等；间接费指安装设备过程中为全工程项目服务，而不直接耗用在特定设备上的有关费用，如施工管理费、临时设施费、劳动保险基金和施工队伍调遣费用等；税金是指国家对施工企业承包安装工程的营业收入所征收的营业税、教育附加和城市维护建设税。

以上各种费用都根据国家某时期规定的不同的费率乘以基本直接费来计算。

（3）其他费用，系指以上未包括的安装建设费用，如建设场地占用及清理费、研究试验费、联合试运转费、工程设计费及预备费等。

所谓预备费是指在各设计阶段用以解决设计变更（含施工过程中工程量增减、设备改型、材料代用等）而增加的费用、一般自然灾害所造成的损失和预防自然灾害所采取的措施费用以及预计设备费用上涨价差补偿费用等。

根据国家现阶段下达的定额、价格、费率，结合市场经济现状，对上述费用逐项计算，列表汇总相加，即为该工程的概算。

4．6发电厂和变电所主变压器的选择

发电厂和变电所中，用于向电力系统或用户输送功率的变压器，称为主变压器；只用于两种升高电压等级之间交换功率的变压器，称为联络变压器。

4.6.1主变压器容量、台数的选择

主变压器的容量和台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构。

它的选择除依据基础资料外，主要取决于输送功率的大小、与系统联系的紧密程度、运行方式及负荷的增长速度等因素，并至少要考虑5年内负荷的发展需要。

如果容量选得过大、台数过多，则会增加投资、占地面积和损耗，不能充分发挥设备的效益，并增加运行和检修的工作量；如果容量选得过小、台数过少，则可能封锁发电厂剩余功率的输送，或限制变电所负荷的需要，影响系统不同电压等级之间的功率交换及运行的可靠性等。

1．发电厂主变压器容量、台数的选择

《发电厂设计技术规程》规定：

（1）单元接线中的主变压器容量SN应按发电机额定容量扣除本机组的厂用负荷后，留有10％的裕度选择

SN≈1.1PNG（1﹣KP）／cosφG（MVA）（4.6.1）

式中PNG——发电机容量，在扩大单元接线中为两台发电机容量之和，MW；

cosφG——发电机额定功率因数；

KP——厂用电率。

每个单元的主变压器选择一台。

（2）接于发电机电压母线与升高电压母线之间的主变压器容量SN按下列条件选择。

1）当发电机电压母线上的负荷最小时（特别是发电厂投入运行初期，发电机电压负荷不大），应能将接于发电机电压母线上发电机发出的功率减去发电机电压母线上的最小负荷而得到的最大剩余功率送至系统（计算中不考虑稀有的最小负荷情况）。

即

SN≈[∑PNG（1﹣KP）／COSφG﹣Pmin／cosφ]／n（MVA）（4.6.2）

式中　　∑PNG——发电机电压母线上的发电机容量之和，MW；

　Pmin——发电机电压母线上的最小负荷，MW；

　cosφ——负荷功率因数；

n——接于发电机电压母线上的主变压器台数。

2）若发电机电压母线上接有2台及以上主变压器，当负荷最小且其中容量最大的一台主变压器退出运行时，其他主变压器应能将发电厂最大剩余功率的70％以上送至系统。

即

SN≈[∑PNG（1﹣KP）／COSφG﹣Pmin／cosφ]×70％／（n—1）（MVA）（4.6.3）

3）当发电机电压母线上的负荷最大且其中容量最大的一台机组退出运行时，主变压器应能从系统倒送功率，满足发电机电压母线上最大负荷的需要。

即

SN≈Pmax／cosφ一∑P＇NG（1﹣KP）／COSφG（MVA）（4.6.4）

式中　∑P＇NG——发电机电压母线上除最大一台机组外，其他发电机容量之和，MW；

　Pmax——发电机电压母线上的最大负荷，MW。

4）对水电厂比重较大的系统，由于经济运行的要求，在丰水期应充分利用水能，这时有可能停用火电厂的部分或全部机组，以节约燃料，火电厂的主变压器应能从系统倒送功率，满足发电机电压母线上最大负荷的需要。

即

SN≈Pmax／cosφ一∑P＂NG（1﹣KP）／COSφG（MVA）（4.6.5）

式中∑P＂NG——发电机电压母线上停用部分机组后，其他发电机容量之和，MW。

对式（4.6.2）～式（4.6.5）计算结果进行比较，取其中最大者。

接于发电机电压母线上的主变压器一般说来不少于2台，但对主要向发电机电压供电的地方电厂、系统电源主要作为备用时，可以只装设一台。

2．变电所主变压器容量、台数的选择

变电所主变压器的容量一般按变电所建成后5—10年的规划负荷考虑，并应按照其中一台停用时其余变压器能满足变电所最大负荷Smax的60％～70％选择（对于35~110kV变电所取60％，对于220～500kV变电所取70％）。

当全部I、Ⅱ类重要负荷超过上述比例时，应按满足全部I、Ⅱ类重要负荷的供电要求选择。

即

SN≈（0.6—0.7）Smax／（n-1）（MVA）（4.6.7）

式中n——变电所主变压器台数。

为了保证供电的可靠性，变电所一般装设2台主变压器；枢纽变电所可装设2~4台；地区性孤立的一次变电所或大型工业专用变电所，可装设3台。

3．联络变压器容量的选择

1）联络变压器的容量应满足所联络的两种电压网络之间在各种运行方式下的功率交换。

2）联络变压器的容量一般不应小于所联络的两种电压母线上最大一台发电机组的容量，以保证最大一台发电机组故障或检修时，通过联络变压器来满足本侧负荷的需要；同时也可在线路故障或检修时，通过联络变压器将剩余功率送入另一侧系统。

联络变压器一般只装一台。

4.6.2主变压器型式的选择

1．相数的确定

在330kV及以下的发电厂和变电所中，一般都选用三相式变压器。

因为一台三相式较同容量的三台单相式投资小、占地少、损耗小，同时配电装置结构较简单，

运行维护较方便。

如果受到制造、运输等条件（如桥梁负重、隧道尺寸等）限制时，可选用两台容量较小的三相变压器，在技术经济合理时，也可选用单相变压器组。

在500kV及以上的发电厂和变电所中，应按其容量、可靠性要求、制造水平、运输条件、负荷和系统情况等，经技术经济比较后确定。

2．绕组数的确定

（1）只有一种升高电压向用户供电或与系统连接的发电厂，以及只有两种电压的变电所，采用双绕组变压器。

（2）有两种升高电压向用户供电或与系统连接的发电厂，以及有三种电压的变电所，可以采用双绕组变压器或三绕组变压器（包括自耦变压器）。

1）当最大机组容量为125MW及以下，而且变压器各侧绕组的通过容量均达到变压器额定容量的15％及以上时（否则绕组利用率太低），应优先考虑采用三绕组变压器，如图4.6.1（a）所示。

因为两台双绕组变压器才能起到联系三种电压级的作用，而一台三绕组变压器的价格、所用的控制电器及辅助设备比两台双绕组变压器少，运行维护也较方便。

但一个电厂中的三绕组变压器一般不超过2台。

当送电方向主要由低压侧送向中、高压侧，或由低、中压侧送向高压侧时，优先采用自耦变压器。

2）当最大机组容量为125MW及以下，但变压器某侧绕组的通过容量小于变压器额定容量的15％时，可采用发电机一双绕组变压器单元加双绕组联络变压器，如图4.6.1（b）所示。

3）当最大机组容量为200MW及以上时，采用发电机一双绕组变压器单元加联络变压器。

其联络变压器宜选用三绕组（包括自耦变压器），低压绕组可作为厂用备用电源或启动电源，也可用来连接无功补偿装置，如图4.6.1（c）所示。

4）当采用扩大单元接线时，应优先选用低压分裂绕组变压器，以限制短路电流。

5）在有三种电压的变电所中，如变压器各侧绕组的通过容量均达到变压器额定容量的15％及以上，或低压侧虽无负荷，但需在该侧装无功补偿设备时，宜采用三绕组变压器。

当变压器需要与110kV及以上的两个中性点直接接地系统相连接时，可优先选用自耦变压器。

图4.6.1有两种升高电压的发电厂连接方式

（a）采用三绕组（或自耦）主变压器；（b）采用双绕组主变压器和联

络变压器；（c）采用双绕组主变压器和三绕组（或自耦）联络变压器

3．绕组接线组别的确定

变压器的绕组连接方式必须使得其线电压与系统线电压相位一致，否则不能并列运行。

电力系统变压器采用的绕组连接方式有星形“Y”和三角形“D”两种。

我国电力变压器的三相绕组所采用的连接方式为：

110kV及以上电压侧均为“YN'’，即有中性点引出并直接接地；35kV（60kV）作为高、中压侧时都可能采用“Y”，其中性点不接地或经消弧线圈接地，作为低

压侧时可能用“Y”或“D”；35kV以下电压侧（不含0．4kV及以下）一般为“D”，也有“Y'’方式。

变压器绕组接线组别（即各侧绕组连接方式的组合），一般考虑系统或机组同步并列要求及限制三次谐波对电源的影响等因素。

接线组别的一般情况是：

（1）6～500kV均有双绕组变压器，其接线组别为“Y，d11”或“YN，d11”、“YN，y0”或“Y，yn0”。

下标0和11，分别表示该侧的线电压与前一侧的线电压相位差0。

和330。

（下同）。

组别“I，I0”表示单相双绕组变压器，用在500kV系统。

（2）110～500kV均有三绕组变压器，其接线组别为“YN，y0，dll”、“YN，yn0，d11”，“YN，yn0，y0”、“YN，dll—dll”（表示有两个“D”接的低压分裂绕组）及“YN，a0，d11”（表示高、中压侧为自耦方式）等。

组别“I，I0，I0”及“I，a0，I0”表示单相三绕组变压器，用在500kV系统。

4．结构型式的选择

三绕组变压器或自耦变压器，在结构上有两种基本型式。

（1）升压型。

升压型的绕组排列为：

铁芯一中压绕组一低压绕组一高压绕组，高、中压绕组间相距较远、阻抗较大、传输功率时损耗较大。

（2）降压型。

降压型的绕组排列为：

铁芯一低压绕组一中压绕组一高压绕组，高、低压绕组间相距较远、阻抗较大、传输功率时损耗较大。

应根据功率的传输方向来选择其结构型式。

发电厂的三绕组变压器，一般为低压侧向高、中压侧供电，应选用升压型。

变电所的三绕组变压器，如果以高压侧向中压侧供电为主、向低压侧供电为辅，则选用降压型；如果以高压侧向低压侧供电为主、向中压侧供电为辅，也可选用“升压型”。

5．调压方式的确定

变压器的电压调整是用分接开关切换变压器的分接头，从而改变其变比来实现。

无励磁调压变压器的分接头较少，调压范围只有10％（±2×2．5％），且分接头必须在停电的情况下才能调节；有载调压变压器的分接头较多，调压范围可达30％，且分接头可在带负荷的情况下调节，但其结构复杂、价格贵，通常在下述情况下采用：

（1）出力变化大，或发电机经常在低功率因数运行的发电厂的主变压器。

（2）具有可逆工作特点的联络变压器。

（3）电网电压可能有较大变化的220kV及以上的降压变压器。

（4）电力潮流变化大和电压偏移大的110kV变电所的主变压器。

6．冷却方式的选择

电力变压器的冷却方式，随其型式和容量不同而异，冷却方式有以下几种类型：

（1）自然风冷却。

无风扇，仅借助冷却器（又称散热器）热辐射和空气自然对流冷却，额定容量在10000kVA及以下。

（2）强迫空气冷却。

简称风冷式，在冷却器间加装数台电风扇，使油迅速冷却，额定容量在8000kVA及以上。

（3）强迫油循环风冷却。

采用潜油泵强迫油循环，并用风扇对油管进行冷却，额定容量在40000kVA及以上。

（4）强迫油循环水冷却。

采用潜油泵强迫油循环，并用水对油管进行冷却，额定容量在120000kVA及以上。

由于铜管质量不过关，国内已很少应用。

（5）强迫油循环导向冷却。

采用潜油泵将油压入线圈之间、线饼之间和铁芯预先设计好的油道中进行冷却。

（6）水内冷。

将纯水注入空心绕组中，借助水的不断循环，将变压器的热量带走。