第二篇电气主接线系统.docx
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第二篇电气主接线系统
第二篇：
电气主接线和厂用电接线
第一章：
电气主接线
张掖发电公司网控升压站共有一个电压等级：
即330kv系统，主接线330kv系统采用一个半断路器（3／2）接线，本期建成两个完整串。
电气主接线原则接线如图2-1所示。
图2-1张掖发电公司电气主接线原则接线图
第一节：
电厂建设的意义
一、电力系统现状
西北电网已经覆盖陕甘青宁四省的绝大部分地区，主网最高电压330KV，在宁夏的大部分地区、甘肃的中部及东南部、陕西的西南部等地区还分布有220KV电网。
甘肃电网位于西北电网的中心位置，主网电压为330KV，同时在中部的兰州、白银及连海地区、陇南地区还存在有相当规模的220KV电网，近年来在330KV电网快速发展的同时，220KV电网也有所完善。
甘肃330KV电网，以兰州、白银为核心，在该地区已经形成以海石湾～兰州西～银城为中轴线的南北单环网结构。
西北部形成330KV海～凉～金～张～嘉双回线为河西地区供电；西面形成六回330KV线路与青海电网连接；东面形成与陕西的三回联络线路，与宁夏电网的三回联络线，沿途经陇西变、秦安变、西峰变为天水地区、平凉地区、庆阳地区、定西地区、陇南地区供电。
河西330KV电网起于海石湾，至于嘉峪关，双回330KV网架供沿途经的武威、金昌、张掖和嘉峪关地区用电。
河西电网目前存在的主要问题是：
电力不足和电压偏低，供电可靠性及供电质量差，线路及变压器检修困难。
河西电网的供电按照区域划分为四片，分别为武威、金昌、张掖和嘉峪关电网。
2005～2020年是甘肃全面建设小康社会的关键时期，根据甘肃省国民经济结构、地区资源状况及多年来经济发展与电力增长实际情况，电力弹性系数将保持在0.7～0.8，电力的增长速度将保持在7%以上，因此至2020年甘肃省全社会用电量将达到1200亿KWh。
河西地区是未来甘肃省经济增长重要地区，从2000～2002年用电增长连续三年保持在10%以上，高于甘肃电网平均水平。
预测未来几年河西公网的负荷增长率在“十五”后期分别为8.0%和7.75%，“十一五”分别为7.08%和6.5%。
二、电厂在系统中的地位及作用
张掖发电公司地处河西电网中部的张掖地区，规划容量2×300MW+2×600MW，本期建设2×300MW，是河西电网装机容量最大的电源，因此张掖发电公司建成后将成为河西地区主力电厂。
河西地区目前供电能力及供电可靠性均较低，张掖发电公司建成后可以有效地缓解河西地区缺电状况，提高河西地区供电可靠性。
另外张掖发电公司的建设，为河西地区提供了电压支撑，从而提高河西电网运行稳定水平。
因此张掖发电公司的建设不仅对河西电网而且对甘肃电网都具有重要作用。
三、河西地区电网接线及电厂接入系统方案
第二节：
主接线
一、电气主接线概述
发电厂电气一次主接线是电力系统接线的重要组成部分，它表明该厂的发电机、变压器、断路器、隔离开关、母线和输电线路等之间是如何连接及如何接入系统的。
发电厂主接线系统运行方式的拟定，不仅关系到本厂机组的安全经济运行，还关系到整个电力系统的安全、灵活和经济运行。
对电厂而言，电气主接线在电厂设计时就根据机组容量、电厂规模及电厂在电力系统中的地位等，从供电的可靠性、运行的灵活性和方便性、经济性、发展和扩建的可能性等方面，经综合比较后确定。
其接线方式能反映正常和事故情况下的供送电情况。
通常电气一次主接线应满足以下几点要求：
1运行的可靠性。
主接线系统应保证供电的可靠性。
2运行的灵活性。
主接线系统应能灵活地适应各种工作情况，当一部分设备检修或工作情况发生变化时，能够通过倒换运行方式，做到不中断供电。
3主接线系统还应保证运行操作的方便及运行的经济性。
4具有扩建的可能性。
二、一个半断路器（3／2）接线的特点
1一个半断路器接线，它是由两个元件（线路或发变组）引线用三台断路器接往两组母线组成一个半断路器接线，每一回路经一台断路器接至母线，两回路间设一联络断路器形成一串，又称二分之三接线方式。
2一个半断路器接线，特别适宜于220KV以上的超高压、大容量系统中，但使用设备较多，特别是断路器和电流互感器，投资较大，二次控制回路接线和继电保护都比较复杂。
3运行时，两组母线和同一串的断路器都投入工作，称为完整串运行,形成多环装供电，具有较高的供电可靠性和运行灵活性。
任一母线、断路器故障或检修，均不致引起停电；甚至两组母线同时故障（或一组检修时另一组故障）的极端情况下，功率仍能继续输送。
4运行方便，操作简单，隔离开关只在检修时作为隔离电器。
该接线目前在大容量电厂中已被广泛采用。
三、运行方式
1正常运行方式
我公司电气主接线正常运行方式为330KV两组母线并列，第1－3串所有断路器均成串运行。
因采用了交叉接线方式，所以具有较高的运行可靠性。
2特殊运行方式
1）单母线运行，断开停运母线侧各断路器、隔离开关，其他各断路器正常运行。
2）两组母线停运，断开母线侧各断路器、隔离开关，中间断路器正常运行。
3）任一断路器停运，该串其他断路器正常运行。
第三节：
电力系统中性点的运行方式
大家知道，在三相系统中有中性点，但有的中性点接地，有的不接地。
这是因为电力系统除正常运行情况外，往往会出现各种故障，其中最多的是单相接地故障。
为了处理这种故障，根据不同的情况，将中性点采用了不同的运行方式。
目前，我国电力系统中的常见的中性点运行方式（亦称中性点接地方式）有三种：
不接地、经消弧线圈接地和直接接地。
前两种又称非直接接地。
中性点采用的运行方式不同，会影响到电力系统许多方面的技术经济问题。
如供电的可靠性、电气设备和线路的绝缘水平、对通讯系统的干扰、继电保护的正确动作等。
一、中性点不接地的三相系统
1正常运行情况
电力系统三相导线之间及各相导线对地之间，沿导线全长都均匀分布有电容，这些电容将引起附加电流。
各相导线间的电容及其所引起的电容电流较小，故不予考虑。
正常运行时，三相对称电源接带三相对称负载时，电源中性点对地电压为零，即中性点N与地的电位相等。
2单相接地故障
在中性点不接地的三相系统中，当由于绝缘损坏等原因发生单相接地故障时，情况将发生明显变化。
如图2－3所示为W相d点发生完全接地的情况。
所谓完全接地，也称为金属性接地，即认为接地处的电阻近似于零。
向量分析见2－3（b）图。
（a）（b）
图2－3中性点不接地系统单相接地
（a）电路图（b）相量图
如上图所示，当W相完全接地时，中性点对地电压不再为零，而为
。
各相对地电压也发生变化：
接地相W对地电压为0，未接地相U、V相对地电压值分别为原相电压的
倍。
但三相的线电压保持对称且大小不变，因此，对电力用户接于线电压的设备的工作并无影响，无须立即中断对用户供电。
以上分析是完全接地的情况。
当发生不完全接地时，即通过一定的电阻接地，接地相对地电压大于零而小于相电压，未接地相对地电压大于相电压而小于线电压，中性点对地电压大于零而小于相电压，线电压仍保持不变，但此时接地电流要小一些。
单相接地故障时，由于线电压保持不变，电力用户虽能继续工作，但是值得注意的是此时的接地电流可能会在接地处形成稳定的或间歇性的电弧。
当接地电流不大时，接地电流过零值时电弧将自行熄灭，于是接地故障随之消失。
如接地电流大于30A时，将产生稳定电弧，此电弧的大小与接地电流成正比，从而形成持续的电弧接地。
高温的电弧可能损坏设备，甚至导致相间短路，尤其在电机或电器内部发生单相接地出现电弧时最危险。
时间证明，在接地电流小于30A而大于5～10A时，可能产生一种周期性熄灭或复燃的间歇性电弧，这是由于网络中的电感和电容形成的振荡回路所致。
随着间歇性电弧的产生将出现网络电压不应有的升高，称为过电压，其幅值可达2.5～3倍的相电压，足以危及整个网络的绝缘。
3中性点不接地系统的适用范围
在中性点不接地系统中，发生单相接地故障时，不需要立即断开故障部分，不必中断向用户供电，因此提高了供电的可靠性，这是这种系统的主要优点。
但是，必须在较短的时间内，一般允许继续运行两小时，迅速发现并消除接地故障，以免由于未接地相对地电压长期升高，而发展成为多相接地短路。
所以在这种系统中，电气设备和线路的对地绝缘应按能承受线电压考虑设计，而且应装设交流绝缘监察装置，当发生单相接地故障时，应立即发出信号通知值班人员。
当线路不长、电压不高时，接地电流数值较小，接地电弧一般均能自动熄灭。
特别是在35KV以下的系统中，绝缘方面投资增加不多，而供电可靠性较高的优点突出，所以中性点采用不接地运行方式较合适。
但当电压高、线路长时，接地电流值较大，可能产生稳定电弧或间歇性电弧。
而且电压等级较高时，整个系统绝缘方面的投资大为增加，因此上述优点便不复存在了。
目前我国中性点不接地系统的适用范围如下：
1）电压在500V以下的三相三线制装置；
2）3～10KV系统当接地电流
时；
3）20～60KV系统当接地电流
时；
4）与发电机有直接电气联系的3～20KV系统，如要求发电机带内部单相接地故障运行，当接地电流
时。
当不能满足以上条件时，通常采用中性点经消弧线圈接地或直接接地的运行方式。
二、中性点经消弧线圈接地的三相系统
中性点不接地系统具有单相接地故障时可继续给用户供电的优点，但当接地电流较大时容易产生电弧接地而造成危害。
为了克服这一缺点，可设法减小接地处的接地电流。
采用的方法是在出现单相接地故障时，使接地处流过一个与接地电流相反的感性电流，因而出现了中性点经消弧线圈接地的运行方式。
1消弧线圈的工作原理
消弧线圈是一个具有铁芯的可调电感线圈，线圈的电阻很小，电抗很大，电抗值可用改变线圈匝数来调节，它装在系统中发电机或变压器的中性点与大地之间。
正常运行时，因消弧线圈的阻抗较大，消弧线圈的复导纳可忽略不计。
如各相对地电容相等，则中性点对地电压为零，消弧线圈中没有电流通过。
当发生单相接地时，接地电流与电感电流相位差为1800，方向相反，在接地处电流相互抵消，称为电感电流对接地电流的补偿。
如果适当选择消弧线圈的匝数，可使接地处的电流变得很小或等于零，从而消除了接地处的电弧以及由它所产生的危害。
2中性点经消弧线圈接地系统的适用范围
中性点经消弧线圈接地系统与不接地系统的优缺点一样。
但是由于中性点经消弧线圈接地后，能有效地减小单相接地故障时接地处的电流，迅速熄灭接地处电弧，防止间歇性电弧接地时所产生的过电压，故广泛应用于电压为3～60KV系统。
我国规定，凡不符合采用中性点不接地运行方式的3～60KV系统，均可采用中性点经消弧线圈接地的运行方式。
3消弧线圈的补偿方式
消弧线圈的补偿方式有三种：
完全补偿、欠补偿和过补偿。
1）完全补偿
完全补偿是使电感电流等于接地电流，即接地处电流为零。
正常运行时，在某些条件下，如线路三相的对地电容不完全相等或断路器接通时三相触头未能同时闭合等，中性点与地之间会出现一定的电压。
此电压与三相对地电容构成的串联回路中，因此时电感与容抗相等，满足谐振条件，形成串联谐振，在串联电路中会产生很大电流，使消弧线圈有很大压降。
结果，中性点对地的电位升高，可能使设备绝缘损坏。
因此，一般不采用完全补偿方式。
2）欠补偿
欠补偿是使电感电流小于接地电流。
在欠补偿时，在切除部分运行线路时使相对地的电容减小，或由于频率降低等原因使线路容抗增大，使接地电流减小，结果变成完全补偿，产生满足谐振的条件。
因此，装在电网的变压器中性点的消弧线圈，以及具有直配线的发电机中性点的消弧线圈，一般不采用欠补偿方式。
但对于采用与升压变压器单元连接的发电机中性点的消弧线圈，当变压器发生高压侧接地故障时，高压侧的过电压可能经电容耦合传递至发电机侧，在发电机电压网络中出现危险过电压，使发电机中性点位移电压升高。
另外，频率变化也会影响发电机中性点位移电压。
为了限制电容耦合传递过电压以及频率变化等对发电机中性点位移电压的影响，宜采用欠补偿方式。
3）过补偿
过补偿是使电感电流大于接地电流。
这种补偿方式不会有上述缺点，因为当接地电流减小时，过补偿电流更大，不会变成完全补偿。
另外即使将来电网发展，原有消弧线圈还可使用。
因此，装在电网中变压器中性点的消弧线圈，以及具有直配线的发电机中性点的消弧线圈，应采用过补偿方式。
但应指出，由于过补偿方式在接地处有一定的过补偿电流，这一电流值不能超过10A，否则接地处的电弧便不能自动熄灭。
三、中性点直接接地的三相系统
随着输电电压的增高和线路的增长，消弧线圈已不便使用。
克服中性点不接地系统缺点的另一种方法，是将中性点直接接地。
当发生单相接地故障时，由于接地相直接经过地对电源构成单相短路，故称此故障为单相短路，单相短路电流很大，继电保护装置应立即动作，使断路器断开，迅速切除故障部分，从而防止单相接地时产生电弧的可能。
单相短路时，接地相对地电压为零，未接地相对地电压基本不变，仍接近于相电压。
中性点直接接地系统的缺点：
1由于中性点直接接地系统在单相短路时须断开故障线路，中断用户供电，将影响供电的可靠性。
为了弥补这一缺点，目前在中性点直接接地系统的线路上，广泛装设有自动重合闸装置。
当发生单相短路时，在继电保护作用下断路器迅速断开，经一段时间后，在自动重合闸装置作用下断路器自动合闸，如果单相接地是暂时性的，则线路接通后用户恢复供电；如果单相接地是永久性的，继电保护将再次使断路器断开。
2单相短路时短路电流很大，甚至会超过三相短路电流，有可能须选用较大容量的开关设备。
此外，由于较大的单相短路电流只在一相内通过，在三相导线周围将形成较强的单相磁场，对附近通讯线路产生电磁干扰。
为了限制单相短路电流，通常只将系统中一部分变压器的中性点接地或经阻抗接地，接地变压器中性点的数目，根据将单相短路电流限制到小于三相短路电流的原则设计。
中性点直接接地系统的主要优点，是在单相接地时中性点的电位接近于零，未接地相对地电压接近于相电压。
这样，设备和线路对地的绝缘就可以按相电压决定，从而降低了造价。
研究表明，中性点直接接地系统的绝缘水平与中性点不接地时相比，大约可降低20％左右。
电压等级愈高，其经济效益愈显著。
目前我国电压为220KV及以上的系统，都采用中性点直接接地的运行方式，110KV系统也大都采用中性点直接接地的运行方式。
中性点不接地或经消弧线圈接地系统，也称小接地短路电流系统；直接接地系统，也称为大接地短路电流系统。
第二章：
厂用电系统
第一节：
概述
现代大容量火力发电厂要求其生产过程自动化和采用计算机控制。
为了实现这一要求，需要有许多厂用机械和自动化监控设备为主设备（汽轮机、锅炉、发电机等）和辅助设备服务，而其中绝大多数厂用机械采用电动机拖动。
因此，需要向这些电动机、自动化监控设备和计算机供电，这种电厂自用的供电系统称为厂用电系统。
厂用电系统的接线是否合理，对保证厂用负荷的连续供电和发电厂安全经济运行至关重要。
由于厂用电负荷多、分布广、工作环境差和操作频繁等原因，厂用电事故在发电厂事故中占有很大的比例。
此外，还因为厂用电接线的过渡和设备的异动比主系统频繁，如若考虑不周，也常常会埋下事故的隐患。
此外人们对厂用电往往不如对主系统那么重视，这就很容易让事故钻空子。
统计资料表明，不少全厂停电事故是由于厂用电事故引起的。
因此，必须把厂用系统的合理设计及安全运行提高到应有的高度来认识。
对300MW汽轮发电机组厂用电接线设计的要求是：
1各机组的厂用电系统应是独立的。
厂用电接线在任何运行方式下，一台机组故障停运或其辅机的电气部分故障不应影响另一台机组的运行，并要求受厂用电故障影响而停运的机组应能在短期内恢复机组的运行。
2全厂性公用负荷应分散接入不同机组的厂用母线或公用负荷母线。
在厂用电系统接线中，不应存在可能导致发电厂切断多于一个单元机组的故障点，更不应存在导致全厂停电的可能性。
目前，我厂的厂用公用负荷集中接带在厂用电公用系统中，如化水、综合、水源地、输煤等，对于有些负荷，则分别接入不同机组的单元厂用母线中，如空压机、皮带电机等，即遵守此条设计原则。
3厂用电的工作电源及备用电源接线应能保证各单元机组和全厂的安全运行。
4充分考虑电厂分期建设和连续施工过程中厂用电系统的运行方式，特别要注意对公用负荷供电的影响，要便于过渡，尽量减少改变接线和更换设备。
5设置足够的交流事故保安电源，当全厂停电时，可以快速起动和自动投入向保安负荷供电。
另外，还要设计符合电能质量指标的交流不间断电源，以保证不允许间断供电的热工负荷和计算机的用电。
我厂的保安段和UPS电源即是根据此条原则设计的。
6应该设置足够的直流电源，以实现各种控制，向保护及有些特别重要的负荷供电，如直流事故油泵。
采用直流电源控制有很多优点，因它是一个独立的电源系统，不会因厂用交流电源故障而引起失电，此时蓄电池可继续提供电源；另外，直流电源电压稳定，只要系统正常，其电压值不会因发生波动，而引起其它设备的误动。
第二节：
火力发电厂的厂用机械及其分类
由于现代化的火力发电厂的生产过程完全是机械化和自动化的，因此需要许多机械为发电厂的主要设备（锅炉、汽轮机、发电机）和辅助设备服务，这些机械称为厂用机械。
我公司的厂用机械分类如下：
1煤场中用于卸煤和在煤场范围内运煤的机械：
卸煤机、火车翻车机等。
2将煤从煤场送到碎煤机，然后再送到锅炉煤仓间的机械：
斗轮堆取料机、输煤皮带、碎煤机等。
3制造煤粉的机械：
磨煤机、给煤机等。
4为锅炉服务的机械：
引风机、送风机、一次风机、火检风机、密封风机等。
5为汽轮机服务的机械：
循环水泵、凝结水泵、电动给水泵等。
6为变压器服务的机械：
冷却风机、潜油泵等。
7供热装置的机械：
热网循环泵、补给水泵等。
8其它辅助机械及其它辅助部分：
供油泵、电动消防泵、疏水泵，生产场所的通风机、电梯、汽机车间的行车、电除尘器、蓄电池组充电用的充电设备，发电机的备用励磁、汽机、锅炉的电动门、化学水处理、综合泵房、弱酸处理、厂前区、启动锅炉房、中心修配车间、灰场、水源地等。
根据厂用设备在发电厂生产过程中的作用及其重要性，以及供电中断对人身、设备、生产的影响，厂用机械又可分为下列几类：
1第I类负荷：
短时（手动切换恢复供电所需的时间）的停电可能影响人身或设备安全，使生产停顿（机组解列）或发电机组出力大量下降者。
例如：
给水泵、凝结水泵、循环水泵、引风机、一次风机、送风机等。
对于I类厂用电动机必须保证能自启动，并应由两个独立电源供电，当一个电源失电后，另一电源应立即自动投入。
2第II类负荷：
较长时间的停电虽有可能损坏设备或影响正常生产，但在允许的停电时间内如及时经过人员的操作而重新取得电源，不致于造成生产混乱者。
如疏水泵、排污泵、输煤设备等。
对于第II类厂用电动机，应采用两个独立电源供电，一般采用手动切换。
3第III类负荷：
长时间停电不致直接影响生产者。
如中心修配车间的电动机，一般由一个电源供电。
4不停电负荷：
在机组运行期间，以及正常或停机过程中，甚至在停机后的一段时间内，需要进行连续供电的负荷。
例如：
计算机、热工保护、继电保护、自动控制和调节装置等。
5事故保安负荷：
在全厂发生停电时，为了保证机组安全地停止运行，事后又能很快地重新起动，或者为了防止危及人身安全等原因，需要在全厂停电时继续供电的负荷。
按负荷所要求又可分为直流保安负荷（如汽机直流润滑油泵、发电机氢侧和空侧密封直流油泵等）和交流保安负荷（如交流润滑油泵、盘车电机、顶轴油泵等）。
重要的机械除有工作机械外，还应有备用机械。
厂用机械主要由电动机拖动，因为电动机比其它原动机可靠、经济，并且起动、安装和维修简单，操作过程容易实现自动化。
火电厂中，也常用一部分由小功率汽轮机拖动的给水泵，它主要是在机组正常运行中，利用抽汽来作汽源，带动汽动给水泵给锅炉上水，以提高经济指标。
发电厂厂用机械用电及照明用电以及直流配电装置的电源用电称为发电厂的厂用电。
由于厂用机械的重要性，决定了厂用电的重要程度。
当厂用电消失时，发电厂生产将瘫痪，甚至影响电力系统的安全稳定。
厂用电是发电厂中最重要的负荷，为了保证发电厂能安全满出力发电，除了要求厂用电安全可靠、不间断供电外，还要求在接线上有灵活性、经济性、检修方便和操作简便的要求，以能适应发电厂在正常、事故、检修等各种情况下的供电要求。
万一全厂停电，应能尽快的从电力系统取得启动电源，迅速恢复正常工作。
第三节：
发电厂厂用电压的确定
现代发电厂单机容量都较大，发电机－变压器组接线也都采用单元接线的方式，故厂用电一般都从发电机的出口处引接，采用厂高变向高压厂用母线供电的方式。
由于发电厂的厂用电负荷主要是电动机和照明。
给厂用负荷供电的电压，主要又决定于厂用负荷的电压、供电网络、发电机组的容量和额定电压等因素有关。
由于目前生产的电动机，电压为380V时，额定功率在300KW以下；3～6KV时，最小额定功率分别为75KW和200KW；1000KW及以上的电动机，电压一般为6KV或10KV。
同功率的电动机，一般当电压高时，尺寸和重量大，价格高、效率低、功率因数也低。
但从供电网络方面来看，电压高时可以减小供电电缆的截面，减少变压器和线路等元件的电能损耗，使年运行费用减小。
所以，发电厂中厂用电动机的功率范围很大，可从几瓦到几千瓦。
发电机组容量越大，所需厂用电动机的功率也越大，因此选用一种电压等级的电动机，往往不能满足要求。
经过综合比较，为了给厂用电动机和照明供电，厂用电供电电压一般选用高压和低压两种。
我国有关规程规定，火电厂可采用3、6、10KV作为高压厂用电的电压，发电机单机容量为60MW及以下、发电机电压为10.5KV时，厂用电压可采用3KV；容量为100-300MW机组，厂用电压宜采用6KV。
当厂用电压为6KV时，200KW以上的电动机电压宜采用6KV，200KW以下的电动机电压宜采用380V。
火电厂低压厂用电压，动力电源电压宜采用380V，照明电源电压采用220V。
200MW及以上的机组，主厂房内的低压厂用电系统应采用动力与照明分开供电的方式，其他可采用动力与照明共用的380/220V网络供电。
低压厂用电系统中性点宜采用高电阻接地方式或直接接地的方式，可以采用三相三线制供电方式，也可采用动力和照明网络共用的中性点直接接地方式。
在我公司，高压厂用电源是从发电机的出口处引接，通过厂高变直接向高压厂用母线供电的方式，即将发电机出口电压20KV通过厂高变降压至6KV；低压厂用电源是通过厂用降压变将6KV高压电降压至380/220V，向低压厂用母线供电的方式，采用动力与照明分开的供电方式，中性点互不共用。
第四节：
系统接线概况
我公司电气系统主要有330KV主接线系统、35KV水源地供电系统、35KV施工电源（第一保安电源）供电系统、发电机出口20KV系统、6KV厂用工作（公用/备用）电源系统及380V/220V厂用工作（工作/备用）电源系统。
一、6KV厂用系统接线概况
高压厂用电采用6KV一级电压，中性点采用低电阻接地，设置6KV厂用公用段，正常由#0启备变供电，亦可由厂高变供电。
高压厂用电接线原则性示意图见图2－3。
图2-3高压厂用电原则性示意图
由于高压厂用工作变压器支接在发电机出口，支接线上短路电流更大，且因采用封闭母线结构，故厂高变高压侧不设断路器和隔离开关。
为提高厂用电系统工作的可靠性，厂高变和起动备用变压器的6KV低压分支母线采用共箱式封闭母线，厂用6KV配电装置采用GFC型全封闭手车式成套开关柜。
一般容量在200KW以上的电动机采用6KV电压供电。
为了保证厂用电安全运行，高压厂用电动机的引接应遵循以下原则：
1锅炉或汽机同一用途的A、B侧高压辅机，不论正常是一台工作，另一台备用（如凝结泵等）或两台同时工作（如
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