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机械工程论文：700MW火力发电厂电气部分设计
来源：985论文网 添加时间：2020-05-28 14:38
700MW火力发电厂电气部分设计
摘要
本设计结合国电某火力发电厂700MW超临界空冷机组工程的实际情况，主要阐述全论文说明了各种设备选取的最基本的要求与原则依据。变压器的选取包括：发电厂主变压器、高压备用变压器及高压厂用变压器的台数、容量、型号等主要技术数据的确定；电气主接线主要介绍了电气主接线的重要性、设计依据、基本要求、各种接线形式的优缺点以及主接线的比较选取，并制定了适合本厂要求的主接线。短路电流计算是最重要的环节，本论文详细的介绍了短路电流计算的目的、假定条件、一般规定、元件参数的计算、以及各短路点的计算等知识；高压电气设备的选取包括母线、高压断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、高压开关柜的选取原则与要求，并对这些设备进行校验与产品相关介绍。发电厂与变电所的防雷保护则主要针对避雷针与避雷器的设计。此外，在论文适当的位置还附加了图纸及表格以方便阅读、理解与应用。
通过对电气主接线的设计、厂用电的设计与计算、短路电流的计算、电气设备的选取与校验以及配电装置的设计，简要完成了700MW超临界空冷机组的电气部分的初步设计。
关键词：火力发电厂；电气一次部分；短路电流；电气设备
第1章 绪论
1.1 设计背景与内容
目前，国内工业飞速发展，纷纷出现电力供应不足等情况。为此，国家在电力峰谷差较大，主要以火力发电为主的地区，规划建设一批抽水蓄能电站，尽快提高电网的供电、事故备用和调峰能力，提高电网的安全运行水平。在南方则建较多新的机组总装机容量不太大的热电厂，在山东、山西、内蒙古、东北则建一些总装机容量超过百万的大型发电厂，以解决当前电力缺乏的现状。中国电力体制改革标志着电力工业在建立社会主义市场经纪体制，加快社会主义现代化建设的伟业中进入了一个新的发展时期，为了促进电力工业的持续稳定发展，保证西电东送工程的成功建设，满足各地区供电负荷要求，实现安全供电，保证供电可靠性，发电厂的建设具有十分重要的意义。现在，我国电厂发展的趋势是根据经济发展需要和资源状况，以结构调整为基础，节约能源和保护环境为前提，保持电力工业适当的发展速度。如何保证电力供应不短缺，实质是使电力发展与国民经济发展相适应的问题；如何保证安全稳定的供电，既不造成严重缺电，影响国民经济快速健康发展，又不造成电力电量大量富裕，引起电力企业经营困难。这个问题对于我们来说是一个非常现实的问题。因为我国自建国以来长期缺电，筹建电厂并安全投入运行具有不可忽视的作用。
本设计是根据毕业任务书设计的要求，综合大学所学的专业知识及《电气设备实用手册》、《电力工程电气设备手册》等书籍的有关内容，在指导教师的帮助下，通过精心设计论证完成的。整个设计过程中，全面细致的考虑工程设计的经济性、系统运行的可靠性、灵活性以及该电厂的实际情况等诸多因素，最终完成本次设计。
1.2 设计目的和意义
发电厂是电力系统的重要组成部分，也直接影响整个电力系统安全与运行。火力发电厂的任务是将燃料中的热能转变为电能，再经输电、变电和配电将电能供应到各用户。此外发电机组还具有调频调压的功能。
随着国民经济的高速发展，我国的电力负荷出现前所未有的高速增长，电力供应不足的现象更加显现。要满足国民经济发展的要求，电力工业必须超前发展，因此，做好电力规划，加强电网的建设十分重要。针对目前我国煤炭资源储量相对丰富，以及水电、核电建设周期长，投资大，涉及因素多，风险高，而其他新能源发电受到调频调压技术的制约，因此火力发电在相当长的时间内仍将居于主导地位。
为了在火力发电厂设计中，贯彻国家的基本建设方针、政策，优先实行热电联产，讲求经济效益、社会效益，节约能源，节省工程投资，节约原材料，缩短建设周期；因地制宜地利用煤炭资源，实行综合利用，节约用地、用水，保护环境，执行劳动安全和工业卫生等现行的国家标准的规定，做到符合国情、技术先进、经济合理、运行安全可靠。
1.3 国内外发展状况
几十年来，随着电力工业的迅速发展，国外火电机组的单机容量也不断增大，国外一些工业发达国家广泛采用的火电机组为500~800MW，只有美、苏、甘三国采用少数1000~1300MW机组。采用大机组必然导致火电厂容量的增大。因此，国外火电发展的主要特点是采用高参数大容量机组，建设大电厂。这样做的好处是可以降低单位造价和发电成本，提高劳动生产率，还可以减少布点，便于集中力量，加快电力建设速度。
近年来，国外新建火电厂不仅采用大机组，而且台数少。例如：日本的鹿岛电厂安装4台600MW和2台1000MW机组，袖浦电厂安装1台600MW和3台1000MW机组。英国有7座电厂各安装2~660~660MW机组。有些国家过去由于大机组的制造落后于需要，建设了一些安装机组台数很多的电厂，这种情况以苏联最为突出，1991年11月28日收稿如布尔特什恩和塔什千电厂分别装有12台200MW和160MW机组。伏罗希洛夫电厂装有7台100MW和8台200MW机组。机组台数过多，对运行管理不利。因此，苏联在近几年来新建的大型火电厂一般安装4~6台800MW机组，个别大电厂准备安装8台800MW机组。因为电厂容量过大，会引起一系列的问题，倒如煤和水的供应问题，灰的处理和环境污染问题不易解决，这些经验都值得我们借鉴。
目前国内外的中小型发电厂发电机与变压器之间多采用通过不同的母线接线形式相连。当发电机容量不大、且系统备用容量允许时，可选用扩大单元接线；输送至电力系统部分可选用单母线、单母分段、双母线、双母分段。大型发电厂发电机与变压器之间采用单元接线，发电机出口到主变压器低压侧之间采用全连分相封闭母线，输送至电力系统部分多选用1台半断路器接线方式。
大型厂用电源从发电机与变压器之间引出，中小型电厂厂用电源从母线上直接引出。高低压厂用电母线均采用单母线接线，低压厂用电系统采用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的供电方式。低压厂用电系统采用中性点直接接地方式的三相四线制。
1.4 设计目标与可行性
一次部分设计完成主接线的设计、升压变压器的选择、短路电流计算、一次设备的选择，并对断路器和隔离开关等设备进行动、热稳定性校验；二次部分设计完成对主变压器进行保护配置，并对配置的保护进行整定计算。
在理论上，设计前期已查阅大量书籍和文献，奠定了坚实的理论基础，且设计中的设备选择与保护整定严格按照手册进行选择和计算，可靠程度高；在技术上，火力发电技术目前已经非常成熟，且接线设计遵循可靠性、灵活性、经济性，继电保护满足选择性、速动性、灵敏性、可靠性；在经济上，所有设备可靠性较高，但成本不高，有一定的运行效益；在应用上，火力发电技术目前仍居于主导地位，因此方案可行性较大。
第2章 700MW机组电气主接线设计
2.1 电气主接线概述
电气主接线是发电厂、变电所电气部分的主体。它反映了各设备的功能、连接方式和电路之间的相互关系。因此，它的设计直接关系到全厂电气设备的选择、配电设备的布置、继电保护、自动装置和控制方式的确定，对电力系统的安全经济运行起着决定性的作用。一般来说，主要包括以下几个方面：
（1） 可靠性：研究电气主接线的可靠性时，应考虑国内外长期运行经验，并对其可靠性进行定性分析。可靠性取决于一次设备和二次设备的集成，在很大程度上取决于设备的可靠性。
（2） 灵活性：主接线应能满足调度、检修、扩建的灵活性；
（3） 经济性：为节省投资，主接线应尽可能简单，以节省断路器、隔离开关、电流和电压互感器、避雷器等一次设备；二次接线应尽可能简单，以节省二次设备投资；能够限制短路电流；主变压器容量、数量、型号的经济合理选择。
将高压电气设备（包括发电机、变压器、母线、断路器、隔离开关、线路等）的图形用单线绘制成的接线图，称为电气主接线。电气主接线方式的选取，是为满足功率传输要求，对安全性、经济性、可靠性、灵活性的输送电能起着决定性作用。
对一个装有700MW机组的电厂而言，电气主接线在电厂设计时就已经根据机组容量、电厂规模及电厂在电力系统中的地位、供电负荷的距离等，以及保证输、供电可靠性、运行灵活性、经济性、发展与扩建的可能性等方面，并经综合比较后确定。
2.2 700MW机组电气主接线基本接线形式
本节主要介绍装有大容量（700MW及以上）汽轮发电机组的发电厂有关的基本主接线形式。
2.2.1 双母线接线
1.一般双母线接线
如图2-1所示，它具有两组母线：工作母线Ⅰ与备用母线Ⅱ。每回进出线均经一组断路器与两组母线隔离开关分别接至两组母线，两组母线间通过母线联络断路器QFc相连。
图2-1 一般双母线接线
有两组母线后，使运行的可靠性与灵活性大为提高，其特点如下：
（1）检修任意一组母线时，不会停止对用户的连续供电。例如，检修母线Ⅰ时，可把全部电源与复合线路切换到母线Ⅱ上。
（2）运行调度灵活，通过倒换操作能够实现不同形式的运行方式。当母联断路器QFc闭合，进出线适当地分配在两组母线上，形成双母线同时运行的状态（相当于单母线分段的运行方式）。有时为了系统的需要，亦可将母联断路器断开（处于热备用状态），两组母线同时运行。这时该电厂相当于分裂成两个电厂各自向系统送电。显然，两组母线同时运行的供电可靠性比只有一组母线运行时高。
2.双母线带旁路母线接线
一般双母线接线的主要缺点是，检修线路断路器会造成该回路停电。为了检修线路断路器时不致造成停电，可采取带旁路母线的双母线（应该注意的是旁路母线只为检修断路器时不中断供电而设，它不能代替汇流母线），如图2-2所示。在每一回路的线路侧装设一组隔离开关（旁路隔离开关）QS，接到旁路母线Ⅲ上，而旁路母线再经旁路断路器与旁路隔离开关接到两组母线上。
图2-2 双母线带旁母接线
图2-2中设有专用的旁路断路器QF，要检修某一线路的断路器时，基本操作步骤：先合旁路断路器两侧的隔离开关（母线侧合上一个），再合上旁路断路器QF对旁路母线进行充电与检查；若旁路母线正常，则待检修的断路器回路上的旁路隔离开关两侧已经等电位，能够合上该旁路隔离开关；此后可断开带检修短路器及其两侧的隔离开关，对断路器进行检修。此时已通过旁路断路器、旁路母线及有关旁路隔离开关想起供电。
3.双母线分段接线
双母线接线难以满足大型电厂与变电所对主接线可靠性的要求：不分段的双母线接线在母联断路器故障或一组母线检修，另一组运行母线故障时，有可能造成严重的或全厂（所）停电事故。
图2-3 双母线分段接线
如图2-3为双母线分段接线。用分段断路器QF3把工作母线Ⅰ分段，每段分别用母联断路器QF1与QF2与备用母线Ⅱ相连。这种接线比一般的双母线接线具有更高的供电可靠性与灵活性。但由于断路器较多，投资较大，一般在进出线路较多（如多于8回线路）时可能用这种接线。
以上三种双母线接线方式具有供电可靠、检修方便、调度灵活及便于扩建等优点，在国内大中型电厂与变电所广泛采取。但是这种接线所用设备多，在运行中隔离开关作为操作电器，交易发生误操作。特别是当母线系统发生故障时，需要短时间内切除较多电源与线路，这对于特别重要的大型发电厂变电所是不容许的。
2.2.2 3/2断路器接线
如图2-4所示，在上Ⅰ与下Ⅱ两组母线之间有3个断路器构成一串，给2个元件（出线或电源）使用，每个元件占用3/2断路器。称为3/2断路器接线，又称3/2接线。
图2-4 3/2接线
正常运行时，两组母线与同一串的三个断路器都投入运行，称为完整串运行，形形成多环路状供电，具有很高的可靠性。
其主要特点是，任一组母线故障或检修时，只断开与此母线相连的所有断路器，所有回路都不会停电。 任一断路器检修时，所有回路都不会停电(每个回路都经过两台断路器供电)。甚至在一组母线检修另一组母线故障或两组母线同时故障的极端情况下，也不中断供电。一串中任何一台断路器退出或检修时，这种运行方式称为不完全串运行，此此时任然不影响任何元件的运行。这种接线运行方便、操作简单，隔离开关只在检修时作为隔离电器用。
在装设700MW机组的大容量电厂中，广泛采取3/2断路器接线。在电厂一期工程中，一般机组与出现数较少。如本期700MW工程，只有两台发电机与两回出线（一回送至霍州500kV变电所，一回备用），构成只有两串的3/2断路器接线。在此情况下，电源（进线）与出线的接入点可采取两种方式：一种是交叉接线，如图2-5（a）所示，将两个同名元件（电源或出线）分别布置在不同串上，并且分别靠近不同母线接入，即电源（变压器）与出线相互交叉配置；另一种是非交叉接线，如图2-5（b）所示，它也将同名元件（电源或出线）分别布置在不同串上，但所有同名元件都靠近同一母线一侧（进线都靠近一组母线，出线都靠近一组母线）。
图2-5 3/2交叉接线 3/2非交叉接线
通过分析可知：3/2交叉接线比3/2非交叉接线具有更高的运行可靠性，能够减少特殊运行方式下事故扩大。例如，一串中的联络断路器（设502）在检修或停用，当另一串的联络断路器发生异常跳闸或事故跳闸（出线L2故障或进线T2回路故障）时，对非交叉接线将造成切除两个电源，相应的两台发电机甩负荷至零，电厂与系统完全解列；而对交叉接线而言，至少还有一个电源（发电机—变压器）可向系统送电，L2故障时T2向L1送电，T2故障时T1向L2送电，仅是联络断路器505异常跳开时也不破坏两台发电机向系统送电。
应当指出，当3/2接线的串数多于两串时，由于线路本身构成的闭环回路不止一个，一个串中的联络断路器检修或停用时，任然还有闭环回路，因此不存在交叉接线的优点。
2.3 电气主接线形式的确定
本期工程700MW超临界空冷凝汽机组以500kV一级电压接入系统，电厂出线1回，接入郑州500kV变电站。500kV系统采取一般双母线接线。
考虑到电厂的长期运行，本期工程用电采用机组联合接线，主变侧装设断路器，可避免一台机组检修投产时影响正常运行。结合系统总体规划和本工程近期规划，本工程发电机与主变压器的连接采用全连接分相封闭母线，以保证系统的可靠性，减少运行维护工作量，降低工程造价，发电机与主变压器之间未安装断路器，仅提供一个可拆卸的连接件进行维护和调试。（发电机出口未安装断路器。原因是大电流大容量断路器投资大，在本段线路范围内，发电机出口采用与主变压器和辅助工作母线完全连接的分相封闭母线后，也降低了发生相间短路故障的可能性。）该方案接线简单，投资少，布置简单。
高压厂用变压器与励磁变压器由发电机与主变低压侧之间引接。
第3章 700MW机组厂用电设计
3.1 厂用电概述及设计原则
电厂在启动、运行、停车和检修过程中，有大量的电动机驱动的机械设备。用于保证机组主要设备（如锅炉、汽轮机、发电机等）及输煤、煤粉、除灰、除灰、水处理等的正常运行。这些电动机以及全厂的运行、运行、试验、检修和照明设备均属于辅助负荷，总用电量统称为辅助用电。
厂用电设计要按照运行、维护和建设的要求，考虑全厂的发展规划，妥善解决分期建设带来的问题，积极稳妥地采用已查明的新技术、新设备，使设计经济合理、技术先进，保证机组发电运行的安全、经济和满意。
现代大容量火力发电厂要求其生产过程由计算机自动控制。为了达到这一要求，需要使用许多辅助机械和自动监测设备（如锅炉、汽轮机和发电机）以及辅助设备，而绝大多数机械是电力驱动的。因此，需要为这些电机自动监测设备和计算机供电。这种供电系统称为辅助供电系统。
厂用电系统设有完善的监测仪表、控制系统、保护联锁及自动装置等。
辅助电源的可靠性是整个电厂安全运行的关键，因此辅助电源系统的设计应满足以下基本要求：
（1）系统应安全可靠
厂用电源系统的接线方式和供电能力应能满足正常供电、事故异常、检修状态等工况的供电要求。同时考虑机组启停时的供电，便于电源切换操作。一般来说，每台机组的厂用电系统应尽量相互独立。当一台机组的厂用电系统发生故障或其相关设备发生故障时，只会影响机组的运行，不影响其他机组的正常运行，同时能使机组在短时间内恢复运行。合理安排公共负荷供电方式，尽量减小事故影响范围。
（2）系统接线简明、运行灵活
厂用电源系统分期建设与现场施工中厂用电系统的扩建方便与可靠切换运行，应结合远景规划，统一安排，便于过渡，尽可能减少改变接线与变换设备。同时要与电气主接线的方式相结合来考虑，尤其是在备用电源引线时。
（3）符合经济性要求
在满足可靠性的同时，还应注意厂用电源系统的经济性，压宿投资，降低运行费用。
3.2 厂用电的电压等级确定
700MW机组厂用电电压的选取，与很多因素有关，如厂用电接线方式，短路电流水平，母线电压水平，设备制造水平等。
对700MW机组的厂用电，根据国内以往若干电厂的设置情况，可分为以下两种：
方案一：厂用电采取6kV与380V两个电压等级。配电原则是：200kW及以上的电动机采取6kV电压供电，200kW以下的电动机采取380V电压供电。
方案二：厂用电采取10kV、3kV与380V三个电压等级。配电原则是：2000kW及以上的电动机采取10kV电压供电，200-2000kW的电动机采取3kV电压供电，200kW以下的电动机采取380V电压供电。
方案一采取一个6kV等级的厂用高压，而方案二采取了10kV与3kV两个等级的厂用高压。原则上，前者可使厂用电系统简化、设备减少，但是许多2000kW以上的大容量电动机接在6kV母线上，也会带来设备选取与运行方面的问题，如9000kW电动给水泵的启动就要考虑许多因素。700MW机组厂用电压等级采取哪一种方案，在设计时都要经过诸多因素的综合比较后予以确定。
由于本期工程厂用负荷较大，高压电机数量较多，厂用高压母线短路故障时，电动机的反馈电流大，在此种情况下，考虑到国内电机产品10kV系列中、小容量电动机生产、制造不存在问题。其余配电设备，因为10kV是我国标准配电电压等级，10kV开关柜、变压器、电缆，因此本工程选用10kV一级电压。
3.3 厂用电源及其引接方式
发电厂的厂用电源必须供电可靠，且能满足电厂各种工作状态的要求，除应具有正常的工作电源外，还应设置启动/备用电源与事故保安电源。下面简绍本工程700MW机组的厂用电源引接方式。
3.3.1 厂用工作电源及其引接
对于大容量机组，各台机组的厂用工作电源必须是独立的，保证机组正常运行最基本的电源，要求供电可靠，而且要满足整套机炉的全部厂用负荷要求。
本工程700MW机组采取发电机—变压器组电源接线，并采取全连式分相封闭母线。主变压器侧设有断路器，可避免一台机组检修与投运时影响另一台机组的正常运行。机组厂用电源从发电机G到主变压器T之间的全连式分相封闭母线引接，即从发电机出口经高压厂用变压器将发电机出口22kV电压降到所需的10kV厂用高压。700MW机组的厂用分支上不装设断路器，主要原因是：开断电流很大，断路器难以选取，而且发电机出口到主变压器与厂用工作母线采取全连式分相封闭母线后，此段线路范围内，相间短路故障的可能性亦已降低。也不装设隔离开关，只设置可拆连接片，以供检修与调试用。此方案接线简单、投资低、布置简单。
低压380V厂用工作电源，由10kV高压厂用工作母线通过低压厂用工作变压器引接。
3.3.2 启动/备用电源及其引接
备用电源用于因工作电源事故或检修时带提工作电源，起到后备作用。备用电源应具有独立性与足够的容量，最好能与电力系统紧密联系，在全长停电的情况下任然能从系统获得厂用电源。
启动电源一般是指机组在启动或停运过程中，工作电源不可能供电的情况下为该机组的厂用负荷提供电源。
本工程2台700MW机组启动、备用厂用电源与其它机组一样，采取采取启动电源兼做备用电源的方式设置，启动/备用电源可由用现有的霍州寺庄220kV变电所引接。
对于380V低压厂用备用电源，与低压工作电源的引接方法类似，也从高压厂用母线经低压变压器引接，但低压工作电源与备用电源取至不同的厂用高压母线分段上。
3.3.3 事故保安电源及其引接
对于大容量发电机组，当厂用工作电源与备用电源都消失时，为确保能安全停机，应该设置事故保安电源。通常采取的事故保安电源有蓄电池组、柴油发电机、外接电源。本工程每台机组设置一套380V、三相、50Hz柴油发电机组作为机组的事故保安电源。柴油发电机组连接到保安电动机控制中心。当失去厂用电源时，柴油发电机组能在10-15s之内快速启动，向保安负荷供电。
3.4 厂用电接线设计
厂用电接线方式合理与否，对机、炉、电的辅机以及整个发电厂的工作可靠性有很大的影响。厂用电的接线应保证厂用供电的连续性，使发电厂能安全满发，并满足运行安全可靠、灵活、方便等要求。
3.4.1 10kV高压厂用母线接线设计
本工程2台700MW超临界空冷机组10kV高压厂用母线的接线形式：单母线分段接线，且按炉分段（将厂用母线按锅炉台数分成若干独立段，凡属同一台锅炉的厂用负荷均接在同一段母线上，与锅炉同组的汽轮机的厂用负荷也接在该段上，而该段母线由其对应的发电机组供电）。
图3-1 10kv高压厂用电接线图
因此，每台机组设置A、B两段10kV母线，由双分裂厂用变压器供电，锅炉、汽机的双套辅机由A、B段母线供电。全厂公用负荷分摊到A、B两段母线。10kV高压工作母线向全厂低压厂用变压器与大于、等于200kW的电动机供电。
如图3-1所示，每台机组设置一台分裂绕组高压厂用变压器，容量为45MVA；两台机组设置1台起动/备用变压器，容量为65/45-45MVA。每台机组共2段10kV工作母线。该方案的优点是：接线简单清晰，共箱封闭母线布置方便，占地面积最小，最适应现场场地条件。
3.4.2 380/220V低压厂用电系统接线设计
本工程低压厂用电系统采取380/220V中性点直接接地系统，PC-MCC供电方式。PC-MCC的设置原则为：成对的两台低压厂用变压器低压侧设立两段PC母线，用断路器分段。正常工作时，断路器打开，不设置自动切换。但允许短时合上断路器，以便正常检修时转移负荷。在负荷中心设立MCC母线，向就近负荷供电，其电源由相应PC引接两路，一路工作，一路备用，采取手动或自动切换方式。
动力中心PC主要供电给下列负荷：大于等于75kW，小于200kW的电动机；大于等于100kVA静态负荷。
电动机控制中心MCC主要供电给下列负荷：75kW以下的电动机与小于100kVA的静态负荷由电动机控制中心供电。
成对的低压电动机分别由对应的动力中心与电动机控制中心供电。
主厂房内每台机、炉的两台低压厂用工作变压器互为备用，两台公用变压器互为备用。每台机组设1台容量为500kVA检修变压器与1台容量为500kVA照明变压器。两台机组的检修变压器、照明变压器互为备用。厂区内其它厂用变压器根据分片集中供电的原则设置。所有低压变压器接线组别为D，yn11，型式为干式。
3.5 厂用负荷计算
大型火电厂厂用负荷可达上千台，主要分布于汽水系统、循环水与供水系统、开式与闭式冷却水系统、润滑油系统、制粉系统、燃烧系统、输煤系统、燃油或点火油系统、水预处理与化学水系统、除灰系统、控制系统及电气、修配、暖通等公用负荷。厂用负荷按其在生产过程中的重要性可划分为：
（1）Ⅰ类负荷：如火力发电厂送、引风机、给粉机、给水泵、凝结水泵、循环水泵等。通常它们都设有两套或多套相同设备。如：①2×100%表示有两套相同的辅助设备，每一套辅助设备运行就能使主机带满负荷；正常运行时，一套运行，另一套备用或检修，能够相互连锁切换，如凝结水泵、工业水泵、疏水泵等。②2×50%表示有两套相同的辅助设备，每一套辅助设备运行就能使主机带50%负荷；正常运行时，两套同时运行，没有备用，其中一套因故障停运时，则主机降低出力到50%，如引风机、送风机、二次风机等。③3×50%表示有三套相同的辅助设备，每一套辅助设备运行就能使主机带50%负荷；正常运行时，两套同时运行，另一套备用或检修，能够相互连锁切换；其中一套因故障停运时，不影响主机的出力，如真空泵、电动给水泵。
（2）Ⅱ类负荷：允许短时间停电，但如果停电时间过长，有可能损坏设备或影响正常生产，如钢球磨煤机、碎煤机等。Ⅱ类负荷与Ⅰ类负荷的供电方式基本相同，所不同的仅是备用电源不用自动投入，而用手动投入即可。
（3）Ⅲ类负荷：一般与生产工艺过程无直接关系，即便较长时间停电，也不会直接影响到正常运行，如油处理设施及中央修配厂等负荷，这类负荷允许只有一个电源，在有条件情况下也设有备用电源，但没有备用设备。
表3-1火力发电厂主要厂用电负荷及其分类表
分 类 名称 负荷类别 运行方式 备 注
锅
炉
负
荷 引风机 Ⅰ类 经常、连续
送风机 Ⅰ类 经常、连续
二次风机 Ⅰ类 经常、连续
空气预热器 Ⅰ类 经常、连续
炉水循环泵 Ⅰ类 经常、连续
磨煤机 Ⅰ类、Ⅱ类 经常、连续 储库式制粉系统为Ⅱ类
给煤机 Ⅰ类、Ⅱ类 经常、连续 储库式制粉系统为Ⅱ类
排粉机 Ⅰ类、Ⅱ类 不经常、连续 储库式制粉系统为Ⅱ类
给粉机 Ⅰ类、Ⅱ类 不经常、连续 储库式制粉系统为Ⅱ类
1 厂用负荷的计算方法
厂用负荷的计算常采取“换算系数法”：
S——厂用分段母线上的计算负荷，kVA
P——电动机的计算功率kW；
K——换算系数（具体取值参见下表）
表3-2换算系数
机组容量（MW） ≤125 ≥200 机组容量（MW） ≤125 ≥200
给水泵及循环水泵电动机 1.0 1.0 其它高压电动机 0.8 0.85
凝结水泵电动机 0.8 1.0 其它低压电动机 0.8 0.7
3.6 厂用变压器的选取
电力变压器（文字符号为T或者TM），根据国际电工委员会界定，凡是三相变压器的额定容量在5k VA及以上，单相的在1k VA及以上的输变电用变压器，均称为电力变压器。电力变压器是发电厂和变电所中重要的一次设备之一，随着电力系统电压等级的提高和规模的扩大，电压升压和降压的层次增多，系统中变压器的总容量已达发电容量的7~10倍。可见，电力变压器的运行时电力生产中非常重要的环节。
主变压器在电气设备投资中所占的比例较大，同时与之相适应的配电装置，特别是大容量、高电压的配电装置的投资也很大。因此，主变压器的选择对发电厂、变电所的技术影响很大。
变压器选取的基本原则与应考虑的因素
（1）变压器、原副边额定电压应分别与引接点与厂用电系统的额定电压相适应。
（2）连接组别的选取，应使同一电压等级（高压或低压）的厂用工作、备用变压器输出电压的相位一致。
（3）阻抗电压及调压方式的选取，应使在引接点电压及厂用电负荷正常波动范围内，厂用电各级母线的电压偏移不超过额定电压的±5%。
（4）变压器的容量必须保证厂用机械及设备能从电源获得足够的功率。
厂用变压器三相双绕组固体浇注式无励磁调压铜芯干式变压器，其技术数据如下；
暗备用接线的变压器负荷计算时，不仅要计算两个不同PC半段的容量，还应考虑两个半段与在一起时的负荷容量，因为两个半段连接的是一台机组的两台
互为备用的辅机负荷。因此，计算一台变压器容量时，为两个半段负荷容量之与，扣除重复负荷容量。
其它低压厂用变压器的选取方法与之类似，都选取型号为SCB10-X/10的三相双绕组固体浇注式无励磁调压铜芯干式变压器。特别的，为保证照明电压的质量，照明变压器选取SCZB10-500/10型三相双绕组固体浇注式有载调压铜芯干式变压器。
表3-3 10kv干式变压器
型号 额定
容量
（kVA） 额定电压（kV） 连接
组别 损耗（W） 空载电流（%） 阻抗电压（%）
空载 负载
SCB10-1700/10 1700 10.5±2×2.5%/0.4kV D，yn11 2140 10200 0.6 6
SCB10-2000/10 2000 10.5±2×2.5%/0.4kV D，yn11 2400 12700 0.4 6
4 最大持续工作电流及短路计算
4.1 各回路最大持续工作电流
电气设备的额定电流 I N 应不小于该回路在各种合理运行方式下的最大持续工作电流I g.max。根据公式能够计算出各回路最大持续工作电流。
（4.1）
其中：Smax 为所统计各电压侧负荷容量，Un 为各电压级额定电压。
4.2 短路电流计算的主要目的
电力系统短路电流计算的主要目的有:
（1）选取导体与电气设备；
（2）电气主接线的比较与选取；
（3）选取继电保护装置与整定计算；
（4）验算接地装置的接触电压与跨步电压；
（5）分析送电线路对通讯设施的影响。
本次设计，进行短路电流计算主要是为了导体与电气设备的选择和继电保护装置选取与整定计算。
4.3 一般规定
4.3.1 计算的假定条件
短路电流实用计算中，作如下假设：
（1）正常工作时三相系统对称运行。
（2）系统中所有发电机都在额定负荷下运行。
（3）短路发生在短路电流最大的瞬间。
（4）非无限大容量电源供电时，发电机的等值电抗为 。
（5）发电机电动势均采取次暂态电动势 ，且同相位。认为 在短路瞬间不变，即 。
（6）短路点以外的负荷能够去掉，当短路点附近有大容量电动机时，则要计及电动机反馈电流的影响。
（7）不考虑短路点的电弧阻抗。
（8）忽略线路对地电容与变压器的励磁支路，计算110kV及以上高压电网时，忽略线路电阻的影响，只计电抗。
4.3.2 接线方式
计算短路电流所用的接线方式，应是可能发生最大短路电流的正常接线方式，即最大运行方式。但不考虑在切换过程中可能短时并列运行的接线方式(如切换厂用变压器时的短时并列)。
4.3.3 短路类型
一般按三相短路计算。通常三相短路时的短路电流最大，若其他类型短路较三相短路严重时，则应按最严重的情况计算。在本设计的电气主系统中，由于发电机出口采取分相封闭母线，故障几率小，所以运行可靠性高，及不可能出现比三相短路更为严重的短路类型，所以只需计算三相短路电流。
4.3.4 短路计算点
在计算电路图中，同电位各短路点的短路电流值均相等，但通过各支路的短路电流将随着短路点的位置不同而不同。校验电器与载流导体时，必须确定电气设备与载流导体处于最严重情况的短路点，使通过的短路电流校验值为最大。例如：两侧均有电源的断路器，如发电厂与系统相联系的出线断路器与发电机、变压器回路的断路器，应比较断路器前、后短路时通过断路器的电流值，择其大者为计算短路点；母联断路器应考虑当采取该断路器向备用母线充电时，备用母线故障流过该备用母线的全部短路电流；带电抗器的出线回路由于干式电抗器工作可靠性较高，且断路器与电抗器间的连线很短，故障几率小，电器一般可选电抗器后为计算短路点，这样出线可选用轻型断路器，以节约投资。
当10KV厂用母线短路时，如果高备变代替其中一台厂高变工作，流经厂高变与高备变的短路电流，要经过计算才能比较大小。
综上述分析，计算电路图中的短路点可设置为四点，即母线、发电机出口、厂高变分裂绕组一侧与高备变分裂绕组一侧。
4.4 短路电流计算步骤
实用计算中，用运算曲线法计算短路电流的具体步骤：
（1）选取短路计算点；
（2）系统元件参数计算(标么制)，取基准容量 ，基准电压 (各级平均额定电压)，按平均额定电压之比计算元件电抗的标么值；
（3）对电动势、负荷的简化，取各发电机次暂态电动势 ，电抗用次暂时态电抗 表示，略去非短路点的负荷，只计短路点附近大容量电动机的反馈电流；
（4）绘出等值网络，并将各元件电抗统一编号；
（5）网络化简，在离短路点的电气距离很近时，可将同一类型的发电机进行合并，但无限大容量电源应单独考虑；
（6）求转移电抗 (分别是等值电源与无限大容量电源对短路点的转移电抗)；
（7）求计算电抗 ，即将前面求出各等值电源的转移电抗按各相应等值电源的容量进行归算；
（8）由计算电抗分别查出0、2、4s时各等值电源供出的三相短路电流周期分量有效值的标么值 ，由无限大容量电源供给的三相短路电流不衰减，其周期分量有效值的标么值 ；
（9）计算短路电流周期分量有值 、 、 ；
（10）计算短路的冲击电流 。
4.5 计算公式
4.5.1 元件参数计算
1.发电机
（4.2）
式中 ——发电机电抗标么值；
——发电机次暂态电抗；
——基准容量(一般取100或1000)， ；
——发电机的额定容量， 。
2.双绕组变压器
（4.3）
式中 ——变压器电抗标么值；
——变压器短路电压百分数或阻抗电压百分数，%；
——变压器额定容量，MV•A。
3.分裂绕组变压器
（4.4）
式中 ——分裂变压器高压绕组与一个低压绕组间的电抗标么值；
——分裂变压器半穿越电抗百分数，%；
——分裂分压器的额定容量。
4.5.2 网络变换
1.两支路有源网络等值变换
（4.5）
式中 ——合并后的等值电源
——合并后的等值电抗
(a) 变换前的网络 (b)变换后的网络
图4.1 网络变换图
2.Y/Δ等值变换
Y/Δ网络变换如图4.2所示：
(a) Y形网络 (b) Δ形网络
图4.2 网络变换图
Y/Δ变换
（4.6）
Δ/ Y变换
（4.7）
4.5.3 计算电抗
（4.8）
… …
式中 、 …——等值电源1、2…短路点的转移电抗
、 …——等值电源1、2…的额定容量， 。
4.5.4 短路点短路电流周期分量有效值的计算
（4.9）
其中
… …
式中 ——短路点k所在电压级的平均额定电压，kV；
、 ——归算至短路点电压级各等值电源的额定电流，kA。
4.5.5 短路的冲击电流
（4.10）
式中 ——起始次暂态电流；
——冲击系数，一般取1.8。
4.6 短路电流计算
4.6.1 短路电流计算接线图
为了进行短路电流计算，根据第一部分的说明分析，现将电气主接图化简，如图4.3所示。图中各元件的技术数据已标出，线路电压采取平均额定电压，4个短路点也已确定，且均为三相短路。
图4.3短路电流计算接线图
4.6.2 参数计算
视系统为无限大容量电源，即 ，已经500kV母线与系统联系的电抗标么值 。取基准容量 ， ，计算各元件电抗的标么值取 ，并将各元件电抗编号，做出等值网络如下图4.4所示。这是纯电抗等值网络，图中电抗值前的 均已略去，并将电抗下标“*”也略去，相应的运算以实数运算。
图4.4 短路电流计算等值网络
4.6.3 500kV母线短路(k1)
1.网络化简
等值网络化简及进一步化简分别如图3.5(a)与(b)所示。发电机G1与G2合并，合并后的等值机G对短路点的等值电抗为
(a)网络化简 (b)进一步化简
图4.5等值网络化简
2.短路电流周期分量有效值
系统供给的短路电流不衰减，其周期分量有效值
标么值
有效值
等值机G对短路点K1的计算电抗为
查附图的运算曲线，可得
， ，
归算至短路点处电压级等值机G的额定电流为
于是短路点K1的不同时刻三相短路电流周期分量有效值分别为
3.短路的冲击电流
4.6.4 700MW发电机出口短路(k2)
1.网络化间
将图3.4的等值网络进行化简及进一步化简分别如图4.6(a)与(b)所示。
等值电抗 为
2.短路电流周期分量有效值
系统S与发电机G2对短路点K2的转移(利用星—三角变换)分别为
(a)网络化简 (b)进一步化简
图4.6等值网络化简
发电机G1和G2对短路点K2的计算电抗分别为
根据运算曲线，分别查t为0、2、4s时，发电机G1和G2供给的短路电流周期分量有效值的标么值
由系统供给的短路电流周期分量不衰减，其有效值的标么值为
固有效值 ，
归算至短路点处电压级G1和G2的额定电流为
于是短路点K2不同时刻短路电流周期分量的有效值分别为
3.短路的冲击电流
4.6.5 厂用高压工作变压器10kV一段短路(k3)
1.网络化简
等值网络进行化简，如图4.7所示。
图4.7 等值网络化简
其中
2.求解电流及电抗
将图进行网络变换，如图4.8(a)所示。令各等值电源电动势均为0，在短路点K3加电动势 变为等值网络图4.8(b)。
在此图中使 为单位电流，则有
，
(a)网络图 (b)等值网络图
图4.8网络图
，
根据电流分布的定义，各电源支的电流分布为
系统
发电机G2
发电机G1
对电流分布系数验算
可见计算结果正确。
短路回路的总等值电抗为
从而得各电源对短路点转移电抗为
系统
发电机G1
发电机G2
3.短路电流周期分量有效值
发电机G1和G2对短路点的计算电抗分别为
由于 、 均大于3.45，表示发电机G1和G2供给的短路电流周期分量不衰减，其标么值可分别用下式计算
，
系统供给短路电流周期分量有效值的标么值为
归算至短路点处电压级各发电机的额定电流为
基准电流
由于各电源供给的短路电流周期分量均不衰减，固短路点短路电流周期分量有效值为
4.短路的冲击电流
4.6.6 备用/启动变压器10kV一端短路(k4)
1.网络化简
将图4.4的等值网络进行化简及进一步化简分别如图4.9(a)和(b)所示，发电机G1和G2合并后的等值机G对短路点的等值电抗为
(a)网络图 (b)等值网络图
图4.9等值网络化简
2.短路电流周期分量有效值
各等值电源对短的转移电抗(利用星—三角变换公式)为
系统
等值发电机G
等值机G对短路点的计算电抗为
由于 ，表示等值发电机G供给的短路电流周期分量不衰减，其有效值的标么值可用下式计算
系统供给的短路电流周期分量不衰减，其有效值的标么值为
归算至短路点处电压级等值机G的额定电流为
基准电流
由于各等值电源供给的短路电流周期分量均不衰减，固短路点的短路电流周期分量有效值为
1.短路的冲击电流
计算结果列表
将以上三相短路电流的计算结果进行整理，如附表所示。
附表4-1 k1～k2点三相短路电流计算结果
短路点编号 短路点位置 不同时刻短路电流周期分量有效值(kA) 短路的冲击电流 (kA)
K1 500kV母线 10.26 8.85 8.90 26.16
K2 700MW发电机出口 184.59 136.46 135.89 470.70
K3 高厂变低压侧 24.35 24.35 24.35 62.00
K4 高备变低压侧 19.48 19.48 19.48 49.67
5 电气设备和导体的选择
5.1 电气设备选择的一般原则
尽管电力系统中各种电气设备的作用与工作条件并不一样，具体选取方法也不完全相同，但对它们的基本要求却是一致的。电气设备要能可靠地工作，必须按正常工作条件进行选取，并按短路状态来校验热稳定与动稳定。
5.1.1 按正常工作条件选择
1.额定电压
电气设备所在电网的运行电压因调压或负荷的变化，有时会高于电网的额定电压，故所选电气设备允许的最高工作电压不得低于所接电网的最高运行电压。通常，规定一般电气设备允许的最高工作电压为设备额定电压的1.1～1.15倍，而电气设备所在电网的运行电压波动，一般不超过电网额定电压的1.15倍。因此，在选取电气设备时，一般可按电气设备的额定电压 不低于装置地点电网额定电压 的条件选取，即
≥ （5.1）
2.额定电流
电气设备的额定电流 是指在额定环境温度 下，电气设备的长期允许电流。 应不小于该回路在各种合理运行方式下的最大持续工作电流 ，即
≥ （5.2）
由于发电机与变压器在电压降低5%时，出力保持不变，故其相应回路的 应为发电机与变压器的额定电流的1.05倍；若变压器有可能过负荷运行时， 应按过负荷确定(1.3～2倍变压器额定电流)。
3.环境条件对设备选择的影响
(1) 海拔高度的影响
当地区海拔超过制造厂家的规定值时，由于大气压力、空气密度与温度相应减少，使空气间隙与外绝缘的放电特性下降。一般非高原型的电气设备使用环境的海拔高度不超过1000m，当海拔在1000～3500m范围内，若海拔比制造厂家规定值每升高100m，则电气设备允许最高工作电压要下降1%。
(2) 温度的影响
电气设备的额定电流是指在基准环境温度下，允许长期通过的是最大工作电流。我国生产的电气设备一般使用的额定环境温度 ，如周围环境温度高于 （但 ≤ ）时，其允许电流一般可按每增高 ，额定电流可增加0.5%，但其最大电流不得超过额定电流的20%。
5.1.2 按短路状态校验
1.短路热稳定校验
短路电流通过电器时，电气设备各部件温度（或发热效应）应不超过允许值，即满足热稳定的条件
≥ （5.3）
式中 ——短路电流产生的热效应， ；
、 ——电气设备允许通过的热稳电流和时间，kA、s。
其中 （5.4）
（5.5）
（5.6）
式中 ——短路的计算时间，s
——继电保护动作时间，一般取后备保护动作时间3.9s；
——断路器的全开断时间，s；
——断路器固有分闸时间，SF6断路器一般为0.03s；
——断路器开断时电弧持续时间，约为0.02～0.04s；
可见，短路的计算时间 最大为3.97s，所以进行短路的热稳定校验时，一般取 均会满足要求。
2.电动力稳定校验
电动力稳定是电器承受短路电流机械效应的能力，亦称动稳定。满足动稳定的条件为
≥ 或 ≥ （5.7）
下列几种情况可不校验热稳定或动稳定：
（1）用熔断器保护的电气设备，其热稳定由熔断时间保证，固可不验算热稳定。
（2）采用有限流电阻的熔断器保护的设备，可不校验动稳定。
（3）装设在电压互感器回路中的裸导体和电气设备可不校验动、热稳定。
5.2 500kV高压设备的选择
5.2.1 高压断路器的选择
本次采用的主变2台，型号为ODFs一334000/500，500 kV为3/2接线接线，两组母线通过4串断路器相连，而进出线不设断路器，所以高压侧共需12台断路器。断路器的选取应在各种合理的运行方式下，按流过断路器的长期工作电流与短路电流最大的一台进行选取。
1.种类与型式的选取
高压断路器根据灭弧介质不同，可分为少油断路器、压缩空气断路器、真空断路器与六氟化硫SF6断路器四种。其中SF6断路器有断口耐压高、灭弧能力强、开断性能好、无噪声与干扰、制作精度高与密封性能好、体积与面积小等特点，而且维护工作量小、检修周期长与寿命长，目前SF6断路器已被广泛应用于电力系统。所以为满足可靠性的要求，本设计选用户外瓷柱式SF6断路器。
2.额定电压和电流的选择
≥ ， ≥ （5.8）
式中 、 ——分别为电气设备与电网的额定电压，kV；
、 ——分别为电气设备的额定电流与电网的最大负荷电流，A。
3.开断电流的选取
高压断路器的额定开断电流 ，不应小于实际开断瞬间的短路电流周期分量 。但当断路器的 较系统短路电流大很多时，可简化计算，即
≥ （5.9）
由于 仅计入了20%的非周期分量，一般中、慢速断路器，开断时间较长(≥0.1s)，短路电流非周期分量衰减较多，能满足标准规定的要求。但对SF6断路器，其全开断时间 最大为0.07s(<0.08s)，为高速断路器，其开断电流的最短时间 应为主保护动作时间 (一般为0.05～0.06s）与固有分闸时间 之与，最大为0.09s(<0.1s)。当在电源附近短路时，短路电流的非周期分量可能超过周期分量的20%，需要用短路全电流 进行校验。但如果在500KV侧，由于离电源的电气距离较远，同样非周期分量衰减较多，固可不计非周期热分量效应。
4.短路关合电流的选取
为了保证断路器在关合短路电流时的安全，断路器的额定关合电流 不应小于短路电流的最大冲击值 ，即
≥ （5.10）
5.短路热稳定和动稳定校验
校验式为
≥ 、 ≥ （5.11）
断路器的额定短路关合电流 等于其额定动稳定电流峰值 。
5.2.2 隔离开关的选择
隔离开关与断路器配套使用，对3/2接线，进出线不设隔离开关。但在500KV系统中，电压互感器与电网之间需装设隔离开关。隔离开关与断路器相比，额定电压、额定电流的选取及短路动、热稳定校验的项目相同。但由于隔离开关不用来接通与切除短路电流，故无需进行开断电流与短路关合电流的校验。
隔离开关型式的选取。按安装地点不同，可分为屋内式与屋外式；按绝缘支柱数目又可分为单柱式、双柱式各三柱式。型式对配电装置的布置与占地面积有很大影响，由于组合电器结构紧凑，占地面积小，有利于配电装置的布置。而GW7系列户外、三柱式隔离开关便于发展成组合电器，所以可选用此形式的隔离开关。
5.2.3 电流互感器的选
1.种类和型式的选择
按用途分测量用与保护用(B)两种，而保护用电流互感器又可分为稳态保护用(P)与暂时态保护用(TP)两种；按安装地点可分为户内式与户外式。在强电系统中，二次额定电流选用5A。
2.一次回路额定电压与电流与选取
一次回路额定电压 与电流 应满足
≥ 、 ≥ （5.12）
为确保所供仪表的准确度，电流互感器一次侧额定电流应尽可能与最大工作电流接近。
3.准确级的选取
为了保证测量仪表的准确度，电流互感器的准确级不得低于所供测量仪表的准确级。500KV电流互感器的准确级不应低于0.5级；而稳态保护用电流互感器的准确级常用的有5P与10P，暂态保护用电流互感器的准确级分别有TPX、TPY、TPZ三个级别。
4.热稳定与动稳定校验
(1) 热稳定考验，一般以 时允许通过的稳定电流 或一次额定电流 的倍数 来校验，即
≥ 或 ≥ （5.13）
(2)动稳定校验包括内部动稳定与外部动稳定校验，这里只进行内部动稳的校验，通常以额定动稳定电流 或动稳定电流倍数 表示，即
≥ 或 ≥ （5.14）
5.2.4 电压互感器的选择
1.种类和型式的选择
对500KV采取的3/2接线，应在每条母线上装设一组单相电压互感器，每回出线上装设一组三相电压互感器；由于500kV配电装置中，通常配有双套主保护，并考虑到后备保护、自动装置与测量的要求，电压互感器应具有三个二次绕组，即两个主二次绕组与一个辅助二次绕组；另外500kV系统广泛采取电容式电压互感器。
2.一次额定电压与二次额定电压的选取
（1）为保证测量的准确性，电压互感器一次额定电压应在所安装电网额定电压的90%～110%之间。如果用相电压，则为电网额定电压的1/ ，即
或 / （5.15）
（2）二次额定电压。对单相电压互感器，一次绕组接于电网线电压时，二次绕组额定电压为100V；一次绕组接于电网相电压时，二次绕组额定电压为100/ V；在电网中性点直接接地系统中，互感器开口三角形辅助绕组额定电压为100V。
3.容量与准确级的选取
根据仪表与继电器接线要求选取互感器接线方式，尽可能将负荷均匀分布在各相上，然后按各相负荷大小，按照所接仪表的准确级与容量，选取互感器的准确级与额定容量。
5.2.5 并联电抗器的选取
单机容量为700MW的发电厂中，通常在高压母线上并联电抗器，以补偿高压输电网的电容与吸收其无功功率，解决500kV母线电压偏高问题，并能提高线路的功率因数，降低超高压输电线路的电能损耗与有利于自动重合闸。并联电抗器是超高压电网中普遍采取的重要电气设备。
1.种类与型式的选取
超高压并联电抗器按结构可分为油浸电抗器与干式空芯电抗器，且每种电抗器又分三相电抗器与由单相组成的三相电抗器。目前，超高压系统并联电抗器采取油浸式较多。
2.额定电压的选取
并联电抗器的额定电压应不低于装置点电网的额定电压，即
（5.16）
3.额定容量的选取
并联电抗器的容量必须使系统同期并列点的工频稳态电位升高有所限制；当母线电压升高时，并联电抗器应使电压降低；降低潜工电流，提高单相快速重合闸的成功率。
5.3 10KV高压开关柜的选择
高压开关柜主要用来接受与分配电能，同时亦对电路与设备起保护、控制与监测的作用。开关柜由柜体与装于柜内的主开关(断路器)、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线等一次元件及控制、测量、保护装置等二次元件组成。
5.3.1 种类和型式的选择
高压开关柜按主开关的安装方式分固定式与移开式，由于固定式开关柜检修、调试不方便，现已很少采取，而多采取移开式；按隔室结构分铠装型、间隔型与箱型，其中铠装型具有单独的隔板，且防护等及不低于IP2X，当柜内某一隔室发生短路故障时，可将故障限制在该隔室内而不使故障扩大，因而可靠性比较高，应用也较多。
5.3.2额定电压和额定电流的选择
高压开关柜的额定电压和额定电流应满足
≥ ， ≥ （5.17）
式中 ——开关柜装置地点的电网额定电压，kV；
——开关柜装置回路的最大持续工作电流，A。
对10KV厂用配置的开关柜
（5.18）
式中 ——分裂变压器一个分裂绕组的容量，MV•A；
——分裂变压器的分裂绕组额定电压，kV。
5.3.3 防护等级的选择
开关柜由固定的柜体(金属外壳)和真空断路器手车组成，为防止人体接近其带电部分与触及其运动部分免受伤害，现行标准规定开关柜外壳的最低防护等级为IP2X，此外更高的防护等级还有IP3X、IP4X、IP5X。同时对于每个隔室应有压力释放通道，以保护人身安全，防止故障扩大。
5.3.4开断和关合短路电流的选择
开关柜短路开断、关合电流实际就是断路器的额定开断、关合短路电流，选择方法同断路器一样，即
≥ ， ≥ （5.19）
5.3.5 短路热稳定和动稳定校验
校验式为
≥ 、 ≥ （5.20）
其中，短路的冲击电流 应是6KV厂用母线短路时，流经厂用高压变压器或备用/启动变压器短路冲击电流的较大者。
5.4 裸导体的选择
5.4.1 500KV母线的选择
1.导线选型
500KV配电装置中的导线选取考虑电晕现象的影响，宜采取扩径导线或铝合金绞线组成的分裂导线，分裂间距可取200～400mm。如采取空心扩软导线组成的分裂导线，对双分裂间距一般取400mm。
2.截面的选取
导体截面可按长期发热允许电流或经济电流密度选取。对年负荷利用小时数大(通常指 >5000h)，传输容量大，长度在20m以上的导体，如发电机、变压器的连接导体，其截面一般按经济电流密度选取；而对500kV扩径导线，由于经济电流密度选取的困难，可按长期允许电流来选取，即
≤ （5.21）
式中 ——导体所在回路中最大持续工作电流，A；
——在额定环境温度 时导体允许电流，A；
——与实际环境温度和海拔有关的综合校正系统。
当导体允许最高温度为 和不计日照时，K值可用下式计算
（5.22）
式中， 、 分别为导体长期发热允许最高温度和导体安装地点实际环境温度。
5.4.2 母线的选择
对功率为200MW及以上的发电机引出线、厂用电源等分支线，为避免相间短路与减少导体对邻近钢构的感应发热，宜采取全连式分相封闭母线；对厂用高压变压器高压侧不设断路器，为提高厂用电系统的供电可靠性，由厂用高压变压器低压侧至厂用高压配电装置宜采取共箱封闭母线。如选定型产品，将提供有关的额定电压、电流与动稳定等参数，可按电气设备选取的一般原则进行选取与校验。如选用非定型封闭母线，应进行导体与外壳发热，应力及绝缘子抗弯的计算，并进行共振校验。为达到设计目的，这里只选定型产品。
5.4.3 电晕电压校验
对110kV及以上裸导体（包括扩径导线）需要按晴天不发生全面电晕条件校验，即裸导体的临界相电压 应大于最高工作相电压 。对分裂导线，电晕临界相电压应按下式计算
（5.23）
式中 ——导线光滑系数，对绞线取0.9；
——空气的相对密度，晴天一般取1；
——导线的半径，cm；
——导线的分裂数；
——与n有关的常数， 取2时， 也取2；
——分裂间距，cm；
——三相导线的几何平均距离，cm；
——分裂导线的等值半径，cm。
对一字排列的中间相导线的电晕临界相电压较上式的 低5%。
对双分裂导线的等值半径 为
（5.24）
5.4.4 热稳定校验
计及集肤效应系数 的影响时，由短路热稳定决定的导体最小截面为
（5.25）
式中 ——热稳定系数，其值见附表所示；
——短路热效应，
——集肤效应系数，一般取1。
由于所选母线为软导线，固不必进行动稳定校验。
5.5电气设备和导体的选择计算
5.5.1 500kV高压设备的选择
500kV电压回路的最大持续工作电流
由于 ，固不计非周期热效应。根据前面短路电流的计算结果，短路电流的热效应 等于周期分量热效应 ，即
而已知短路的冲击电流
（1）高压断路器的选择
根据高压回路的 、 及断路器的种类和型式，可选LW6-500型SF6断路器，具体参数如表5.1所示。
表5.1 高压SF6断路器技术数据
型 号 额定电压(kV) 最高工作电压(kV) 额定电流(A) 额定开断电流(kA) 额定峰值耐受电流(kA) 额定短时耐受电流(kA/s) 固有分闸时间(s)
LW6-500 500 550 3150 50 125 50/3 0.028
将所选型号数据与相应的计算数据比较，如表3.3所示。可见，所选LW6-500型断路器合格。
（2）高压隔离开关的选择
根据高压回路的 、 及隔离开关的种类和型式，可选GW7-500D型隔离开关，具体参数如表5.2所示。
表5.2 高压隔离开关技术数据
型 号 额定电压(kV) 最高工作电压(kV) 额定电流(A) 动稳定电流峰值(kA) 热稳定电流(kA/s)
GW7-500 500 550 3150 125 50/3
将所选型号参数与相应的计算数据比较，如表5.3所示。可见，所选GW7-500D型隔离开关合格。
表5.3 断路器、隔离开关选择比较
计算数据 LW6-500型断路器 GW7-500型隔离开关
500kV
500kV
500kV
873A
3150A
3150A
10.26kA
50kA ——
26.16kA
125kA ——
323
26.16kA
125kA
125kA
（3）电流互感器的选择
根据高压回路的 、 及电流互感器的种类和型式，可选LVBQ-500W2型电流互感器，具体参数如表5.4所示。
表5.4 电流互感器技术数据
型 号 额定电压(kV) 额定电流(kA) 保护级 测量级(VA)
额定输出(VA) 准确限值系数 额定输出 仪表保安数
0.2级 0.5级
LVQBT-500W2 500 1250/5 50 10P1520
5{1520 50 40 Fs5
热稳定校验
动稳定校验
可见，所选LVBQ-500W2型电流互感器合格。
（4）电压互感器的选择
根据高压回路的 及电压互感器的种类和型式，可选TYD500/ -0.005H型电容电压互感器，具体参数如表5.5所示。
表5.5 电容式电压互感器技术参数
型 号 额定电压比(kV) 准确级次 额定输出(VA) 剩余绕组输出(VA) 额定电容
TYD500/ -0.005H
0.2，0.5，3P 100，200，200 50 0.005
电压互感不必样验其热稳定和动稳定，固所选TYD500/ -0.005H型电容式电压互感受器合格。
（5）并联电抗器的选择
500kV电压母线通常选取BKD-50000/500型超高压油浸式并联电抗器，具体参数如表5.6所示。
表5.6 超高压并联电抗器主要技术参数
型 号 额定容量(kvar) 额定电压(kV) 额定电抗( )
线圈连接方式 噪声(dB)
BKD-50000/500 50000 550/
2016.7 1 ≤80
5.5.2 10kV高压开关柜的选择
开关柜装置回路的最大持续工作电流
根据开关柜装置回路的 及开关柜的种类和型式，可选KYN3-10型金属铠装移开式高压开关柜，具体参数如表5.7所示。
表5.7 金属铠装移开式高压开关柜技术参数
型 号 额定电压(kV) 最高工作电压(kV) 额定电流(A) 额定开断电流(kA) 额定动稳定电流(kA) 额定热稳定电流(kA/s) 额定热稳定时间(s) 防护等级 断路器 母线系统
KYN3-10 6 7.2 3000 40 80 31.5 4 IP2X SN10-10I 单线线
根据前面短路电流的计算结果，比较k3和k4点的短路电流，显然厂用高压工作变压器供给的短路电流大，所以使用k3点的短路计算结果，即
短路电流热效应
已经知的冲击电流
将所选开关柜的有关参数与计算数据进行比较，如表5.8所示。可见，所选KYN3-10型开关柜合格。
表5.8 开关柜选择结果比较
计算数据 KYN3-10型高压开关柜
6kV
6kV
1516A
3000A
24.35kA
40kA
62kA
80kA
2372
62kA
80kA
6 发电机、变压器继电保护和自动装置配置
6.1 继电保护配置
6.1.1 变压器保护
根据实际实际情况，变压器与高压输电线路元件相比，故障机率小，但其故障后对电力系统的影响却很大，特别是大容量变压器，任何由于保护装置本身的不合理动作都将给电力系统或变压器本身造成极大的危害。因此，必须合理的进行变压器保护配置。
1.变压器故障
(1)绕组及其引出线的相间短路；
(2)中性点直接接地侧的单相接地短路；
(3)绕组匝间短路；
(4)铁芯局部发热与烧损；
(5)油面下降。
2.变压器不正常运行状态
变压器不正常运行状态是指变压器本体没有发生故障，但外部环境变化后引起了变压器处于非正常工作状态。这种非正常运行状态如不及时处理或告警，可能会引发变压器的内部故障。
(1) 过负荷；
(2) 过电流；
(3) 中性点过电压；
(4) 过励磁；
(5) 变压器温度及油箱压力升高与冷却系统故障。
3.主变压器保护配置
(1) 瓦斯保护。当壳内故障产生轻微瓦期或油面下降时，应瞬时动作于信号；当产生大量瓦斯时，应瞬时切除故障。
(2) 差动保护。大型变压器一般采取差动保护反映相间短路，同时还能在一定程度上反映内部匝间短路及中性点接地侧的接地短路与引出线套管的短路故障。差动保护做为主保护，应瞬时切除故障。
(3) 发电机变压器组共用差动保护
(4) 低组抗保护。用于保护外部相间短路引起的变压器过电流，应带时限动作于跳闸。
(5) 零序电流保护。反应变压器中性点直接接地侧的单相接地短路，对500kV电力变压器，高压侧零序一段带时限动作于变压器本侧断路器，二段带时限保证切除故障。
(6) 过负荷保护。反应变压器过负荷状态，带时限动作于信号。
(7) 过励磁保护。过励磁是由于频率降低与电压升高引起的，其保护由两段组成，低定值段动作于信号，高定值段动作于跳闸。
(8) 相间后备保护。由于发电机变压器组单元接线方式的大型机组保护常采取双重化设置，这此保护往往与发电机变压器组共用一套。
(9) 开量保护。其包括绕组温度保护、油温保护、冷却器故障保护、压力释放等，可动作于信号或跳闸。
4.高压厂用与备用变压器保护配置
高压厂用变压器与备用压器的保护基本相同，主要有：瓦斯保护、差动保护、复合过流保护、分支电缆差动保护、分去过流保护、零序保护、非电气量保护。
变压器的单相原理接线图如图6.1：
图6.1 变压器纵差保护的单相原理接线图
一、整定计算
（1）按躲过励磁涌流整定
励磁涌流计算如下：单位KA
又因为 （ 取1.3）
所以有：
(2)按躲过最大的负荷电流整定
最大负荷电流计算如下：
500KV变压器高压侧线路
又有 （ 取1.3）
所以有：
（3）按躲过外部故障时的最大不平衡电流整定
根据分析，变压器的差动保护的最大不平衡电流 为：
式中：10%——电流互感器容许的最大相对误差；
——非周期分量影响系数，一般取1.3—1.5；
——电流互感器的同型系数；
——由变压器带负荷调压引起的相对误差，一般取电压调整范围的一半；
——由所采用的中间互感器变比或平衡线圈的匝数与计算值不同时，所引起的相对误差，初算时取0.05；
——流过变压器的最大短路电流。
对于变压器T1，T2：
又因为： （ 取1.3）
所以有：
2) 零序电流保护
本次设计零序保护采用的是变压器零序电流差动保护。
二、零序电流计算
变压器T1，T2外部故障的零序网络图如下图6.2：
图6.2 T1，T2零序网络图
零序电抗：
所以有零序电流：
三、整定计算
（1）按躲过变压器外部接地短路故障的最大不平衡电流计算：
式中： ——可靠系数，取1.3—1.5；
——电流互感器误差，取0.1；
、 ——差动继电器平衡线圈计算匝数与实际采用匝数不等所引起的相对误差，计算时一般取0.05；
——外部故障时流过变压器的零序电流最大值。
由于外部接地故障时，对于零序差动保护而言，总的零序电流之和恒为零，因此计算中不必考虑电压分接头的影响。
（2）按躲过变压器外部三相短路故障时产生的最大不平衡电力计算：
式中： ——可靠系数，取1.3—1.5；
——电流互感器误差，取0.1；
——变压器外部三相短路故障时，流过变压器的最大短路电流。
所以有：
对于变压器T1，T2
（3）按躲过变压器零序差动保护二次回路断线计算：
式中： ——可靠系数，取1.3—1.5；
——变压器额定电流。
又有
所以有：
四、灵敏度校验
式中： ——外部故障时流过变压器的零序电流最大值；
——实际的动作电流。
所以有： 满足要求
五、后备保护：复合电压过电流保护
复合电压闭锁的过电流保护一般用于升压变压器或过流保护灵敏度达不到要求的降压变压器上，适用于大多数中、小型变压器，保护原理接线图如图6.3所示。
图6.3 复合电压过电流保护原理接线图
这种保护的电压启动元件由反应不对称短路的负序电压继电器KVN（内附有负序电压过滤器）与反应对称短路接于相间电压的低电压继电器KV组成；电流元件由于接于相电流的继电器KA1—KA3组成；时间元件由时间继电器KT构成。
装置的动作情况如下：当发生不对称短路时，故障相电流继电器动作，同时负序电压继电器动作，其动断触点断开，致使低电压继电器KV失压，动断触点闭合，启动闭锁中间继电器KM。相电流继电器通过KM常开触点启动时间继电器KT，经整定延时启动信号与出口继电器，将变压器两侧断路器断开。因此，当负序电压消失后，KVN返回，动断触点闭合，此时加于KV线圈上的电压已是对称短路时的低电压，只要该电压小于低电压继电器的返回电压，KV不致于返回，而且KV的返回电压是其启动电压的 （大于1）倍，因此，电压元件的灵敏度可提高 倍。复合电压启动的过电流保护在对称短路与不对称短路时都有较高的灵敏度。
六、整定计算
普通的过电流保护的动作值是按躲过变压器可能出现的最大负荷电流整定，因此保护灵敏度不够。负荷电压启动的过电流保护由于采取了复合电压元件，因此必须当电流元件与复合电压元件都启动时，才能启动时间元件，经延时去跳闸，因此过电流继电器的动作电流只需躲过变压器的额定电流整定，即
式中： 为变压器的额定电流； 取0.85； 取1.2—1.3.
对于变压器：
所以有：
低电压元件的动作值应小于正常情况下母线上可能出现的最低工作电压，还要保证在外部故障切除后电动机自启动时低电压元件能可靠返回，根据运行经验取：
负序电压继电器的启动电压按躲开正常情况下负序电压过滤器输出的最大不平衡电压整定。根据运行经验。取：
复合电压启动的过电流保护在不对称短路时，电压元件有较高的灵敏度，且在变压器后的不对称短路，与变压器的接线方式无关。
七、灵敏度校验
对于变压器T1和T2，当f2（发电厂母线短路），f4点短路时流过变压器的最小短路电流：
满足要求
6.1.2 并联电抗器保护
1.并联电抗器故障
并联电抗器常见的故障类型有：
(1) 引线的相间短路和单相接地短路；
(2) 绕组的单相接地和匝短路；
(3) 由过电压引起的过负荷；
(4) 油面降低；
(5)温度升高和冷却系统故障。
2.并联电抗器保护配置
(1) 差动保护、零序差动保护。保护动作后，瞬时作用于跳闸，当电抗器线圈或引线发生单相接地短路时，保护快速动作，合闸时产生的励磁涌流不会导致保护动作。
(2) TA断线闭锁。动作后断开保护出口回路，并发出信号。
(3) 过电流保护。采取三相式过流保护，带时限动作于跳闸并闭锁重合闸。
(4) 过负荷保护。采取三相式过流保护，带时限动作于信号。
(5) 匝间短路保护。采取零序电流闭锁的带偏移零序方向阻抗保护作为电抗器匝间短路的保护，保护带时限动作于跳闸。
(6) 非电量保护。重瓦斯、高温、压力释放、冷却器全停等动作于出口；轻瓦期、油位、温度等动作于信号。
6.1.3 500kV线路保护
1.主保护配置
(1)设置两套完整、独立的全线速动主保护。
(2)两套主保护的交流电流、电压回路分别采取电流互感器与电压互感器的不同二次绕组，直流回路应分别采取专用的直流熔断器供电。
(3)每一套主保护对全线路内发生的各种类型故障，均能无时限动作切除故障。
(4)每套主保护应具有独立选相功能，能按用户要求实现分相跳闸或三相跳闸。
(5)断路器有两组跳闸线圈，每套主保护分别启动一组跳闸线圈。
(6)两套主保护分别使用独立的远方信号传输设备。
2.后备保护配置
(1)线路保护采用近后备保护方式。
(2)每条线路都应配置能反应线路各种类型故障的后备保护。当双重化的每套主保护都有完善的后备保护时，可不再另设后备保护。只要其中一套主保护无后备保护，则应再设一套完整的独立后备保护。
(3)对引间短路后备保护宜采取阶段式距离保护。
(4)对接地短路，应装设接地距离保护并辅以阶段式或反时限零诹电流保护；对中长线路，若零序电流保护能满足要求时也可只装设阶段式零序电流保护。接地后备保护应保证在接地电阻不大于 ，能可靠地、有选取性地切除故障。
(5)正常运行方式下，保护安装处短路，电流速断保护的灵敏系数在1.2以上时，还可装设电流速断保护作为辅助保护。
6.1.4 母线和断路器失灵保护
1.母线保护
母线故障大多是单相接地短路与由其引起的相间短路，根据规程规定，220～500kV母线应装设能快速而有选取地切除故障的母线保护，对3/2接线，每组母线宜装设两套母线保护。
2.断路器失灵保护
对于220～500kV系统，装设断路器失灵保护的规定：
(1)线路保护采取近后备方式时，对220～500kV分操作的断路器，可只考虑断路器单相拒动的情况。
(2)线路保护采取远后备方式时，由其他线路或变压器的后备保护切除故障将扩大停电范围，并引起平生后果时。
(3)如断路器与电流互感器之间发生故障，不能由该回路主保切除，而由其他断路器与变压器后备保护切除又将扩大停电范围，并引起严重后果时。
一般断路器失灵保护必须同时满足条件：跳闸脉冲已经发出；断路器却没有跳开；经延时故障依然存在，可用电流或母线电压来确定。
6.2 自动装置配置
1.自动重合闸装置
3kV及以上的架空线路，在具有断路器的条件下，如用电设备允许且无备用电源自动投入时，应装设自动重合闸装置；低压侧不带电源的降压变器，可装设自动重合闸装置；必要时母线故障可采取母线自动重合闸装置；对330～500kV线路，一般情下，应装设综合重合闸装置。
2.自动投入与准同步装置装置
装有备用电源的发电厂厂用电源，应装设备用电源与备用设备的自动投入装置。对单机容量为700MW及以上的发电厂，应装设自动准同步装置与带相位闭锁的手动准同步装置。
3.自动调节励磁与灭磁装置
发电机均应装设自动调节励磁装置，并且自动调节励磁装置应具备如下功能：在电力系统发生故障时，按给定的要求强行励磁；在正常运行情况下，按给定要求保持电压；在并列运行发电机之间，按给定要求分配无功负荷；提高静态稳定极限。对大型发电厂，可采取对电阻放电逆变灭磁、非线性电阻灭磁等灭磁方式。
4.自动故障记录装置
为了分析电力系统事故及继电保护与安全自动装置在事故过程中的动作情况，以及为迅速判定线路故障点的位置，在主要发电厂，应装设故障录波器或其它类型的自动故障记录装置。
6.3发电机差动保护
发电机完全纵差动保护对相故障的灵敏度最高，但对定子绕组匝间短路和开焊故障影响不大，而机组横向差动保护，不完全差动保护和分相差动保护可以弥补各自的不足，对相短路也能起到很好的作用。它们可以一起形成一个非常完美的发电机主保护双重方案。
对于发电机完全纵差保护我们已经很熟悉，对于上述的其他几种保护，需要作一些说明。
6.3.1 裂相差动保护
由于额定电流大，目前大容量汽轮发电机的每相由两个绕组并联而成的双星型连接。在正常运行期间，两个并联绕组中的电势相等，每一个都有一半的负载电流。然而，当绕组或两个并联绕组之间发生匝间短路时，两个绕组将产生电位差，从而产生环流。该循环可用于保护发电机定子绕组不发生匝间短路。保护接线如图 6-4所示。
6-4 裂相差动保护示意图
要构成此种保护需要六只CT和三只继电器，元件较多，接线复杂，而且当短路匝数少时会有死区。
6.3.2 单元件横差保护和不完全差动保护
此种保护接于图6-5中的CT1，CT1装于发电机两组星型中性点的连接线上，实际上是将一半绕组的三相电流之和与另一半绕组的三相电流之和进行比较，当发生绕组匝间短路、绕组相间短路、分支开焊等故障时在CT1处均有环流流过。此种保护所需元件少，接线简单，灵敏度较高。
6-5 单元件横差和不完全差动保护示意图
此种保护接于图 6-5中的 CT2 和 CT3，即差动保护的一侧接每相单分支的电流，另一侧接相电流，通过 CT 变比或保护装置内的平衡系数调整电流平衡。当发生绕组匝间短路、绕组相间短路、分支开焊、引出线短路等故障时有差流流过，使保护动作。
国内在建和已运行的很多大容量汽轮发电机组，如汕尾电厂、珠海电厂、台山电厂以及湛江奥里油电厂等，还有我们调研过的一些日本的大型电厂，其发电机中性点和出线侧均只能引出3个端头，国内三大电机厂与外方合作的产品均是如此，所以不可能安装横差保护、不完全差动保护和裂相差动保护，只能采用发电机完全纵差保护作为主保护。
由于在保护双重化之后采用两套发电机差动和主变压器差动保护，发变组大差动保护在提高可靠性方面已没有什么作用，反而会增加误动的可能，所以建议不配置发变组大差动保护，在发电机出口有断路器时更不能再采用发变组大差动保护。
6.3.3 发电机匝间短路保护
据调查，目前国内设计院设计的工程大多没有消除匝间短路保护，而国外设计的工程，如外高桥电厂、大亚湾核电站、岭澳核电站、日本滨安核电站、刘畅中核电站等，尚未安装此保护。日本技术人员认为发电机不存在匝间短路问题。法国阿尔斯通专家还认为，在设计核电站时，定子线圈的布置和工艺结构都避免了匝间短路的可能性。
中国三大电机厂都承诺，他们的发电机不会出现匝间短路。无需安装此保护。原因是槽内上下线圈的绝缘是槽侧壁的两倍。因此，定子接地故障应在匝间短路发生之前发生。但发电机端部结构复杂，具有相间绝缘和匝间绝缘。如果端部固定不当或振动不当，绝缘层可能逐渐磨损并导致匝间短路。《继电保护及安全自动装置技术规程》规定，对于50MW及以上发电机，当定子绕组为星形，中性点只有三个引出端子时，也可根据用户和厂家的要求安装特殊匝间短路保护。对于这个项目，我们认为有必要安装匝间短路保护。
保护原理方面，如前所述，由于发电机结构方面的原因，不能装设单元件横差保护、不完全差动保护、裂相差动保护等对匝间短路有很好技术性能的保护，只能使用纵向零序电压原理的保护。该保护虽然不正确动作率较高，但还没有其他可替代的成熟产品。
6.3.4 发电机定子接地保护
目前大多数采用以下两种保护方案：
方案一：基波零序过电压＋三次谐波电压比较。基波零序过电压保护从机端起定子绕组的85～95%；三次谐波电压（比较发电机中性点和机端的三次谐波电压）则保护发电机中性点附近的定子绕组接地。大部分保护厂家用此原理，如许继、国电南自、南瑞继保、四方、GE、SIEMENS等。
方案二：外加电源式保护方案。一般通过发电机中性点接地变压器的二次侧向定子注入一个低频电压，并附加谐波电压频率发生器。当发电机定子绕组接地时，部分电容被短接，引起次谐波电流增加，继电器动作。ABB、SIEMENS、许继、南瑞继保有此方案，ABB注入电压频率为12.5Hz，SIEMENS、许继和南瑞继保注入电压频率为20Hz。
上述两种定子接地故障保护方案各有优缺点，见表6-1。
表6-1 发电机100%定子接地保护方案比较表
序号 比较内容 方案一 方案二
1 保护覆盖区域 100% 100%
2 需要现场测量整定 需要 需要
3 整定计算和调试的困难度 容易 相对困难
4 在停机时检测接地 不能 能
5 附加电源 不需要 需要
6 依赖附加电源的可靠性 不依赖 依赖
7 对接地变压器的设计要求 不需要重新设计 需要重新计算参数
8 注入电源的谐波影响 无 有
9 价格 低 高
从表6-1中可以看出，外加电源式保护方案优点在于发电机停机时能检测接地，可兼作启停机保护。但是，发电机开机前必须做绝缘试验才能投入运行，其优点并不显著。该方案有时需要对现有的接地变压器参数进行论证和计算校对。对于扩建工程，往往要求对现有的接地变压器进行改造，增加费用，但如果参数调整得当，一般其灵敏度高于方案一，对于新建工程可以采用。
外加电源式保护方案的设备体积较大，且对注入设备的电源要求很高，否则外接的电源的谐波会影响保护，甚至误动。
由于三次谐波电压比较式的保护误动较多，且其灵敏反应的接地故障是靠近发电机中性点侧的，危害相对较小，因此应动作于信号，而基波零序过电压保护则动作于跳闸。
6.3.5 发电机转子接地保护
据了解，主要的保护厂家的转子接地保护情况如表6-2。
表6-2 主要继电保护厂家转子接地保护情况表
厂家 转子一点接地保护 转子两点接地保护
CE 叠加直流式 无
ABB 在发电机转子回路注入交流电压 无
SIEMENS 在发电机转子回路注入低频方波 无
南瑞继保 切换采样原理（乒乓式）/注入式 有
国电南自 注入直流电压 有
许继 切换采样原理（乒乓式） 有
四方 切换采样原理（乒乓式） 有
根据表6-2可见，进口保护采用无转子两点接地保护的注入式原理，国产保护采用转子两点接地保护的两种原理。从保护原理上分析，基于注入原理的保护在发电机停机或不加励磁电流时都能起作用。其缺点是需要一套低频方波注入设备，相对复杂、昂贵。但是，开关采样原理的保护只能在转子有励磁电流后才能工作，转子的正负两端需要同时引出。但其设备相对简单，实现两点接地保护相对容易。根据大型机组情况和转子接地保护现状，转子接地保护只能装设一点。为避免突然跳闸，可动作信号，立即转移负荷，安排停机。由于目前转子一点接地保护对接地电阻值测量比较准确，如注入式可达到1kΩ，低值时也可使用报警，高值时跳闸。
关于转子接地保护的安装地点，由于大机组的励磁电压都很高，大概在400～600V之间，强励时会达1000V左右，直接取出比较危险，电缆也不好选择，建议安装在励磁系统屏柜内。目前很多励磁系统生产厂家均可提供转子接地报警和保护装置，因此该保护功能也可由励磁系统完成。
6.3.6 发电机失步保护
发电机组一般具有一定的抗失步振荡能力。发电机失步励磁时，若振荡中心位于发变组外，且振荡电流小于发电机出口短路电流的60%-70%，则允许振荡周期为15-20次。当失步振荡中心位于发变组内部时，启动发电机失步保护跳闸。
近年来，发电机组的容量越来越大，其额定电抗值在设计上不断增大，而惯性常数不断减小。惯性常数的减小容易导致机组振荡失步，而单位电抗与系统电抗比值的增大则使电中心向机组方向靠近。在这种双重不利条件下，对发电机的摆振和失步的监测变得越来越重要。系统一旦发生振荡，振荡中心往往位于发电机附近，对机组及厂用电有严重影响。因此，应在大型机组上配置失步保护。
在发电机上安装失步保护可方便地监测失步现象，但并不意味着机组失步时应跳闸。理想的情况是一旦发现并确认失步，应采用适当的信息远程传输方式，使机组在距离理想功率分界点跳闸。但要做到这一点，还需要进一步完善系统的继电信息和调度管理系统。如果发电机失步振荡已达到预定的时间和次数，则可以断开发电机。应在角差小于120°时跳闸，或安装电流闭锁装置，以确保断路器分闸时的电流不超过断路器的额定失步开断电流。为防止失步故障扩大为电网事故，应设置一定的发电机断线延时，使电网和发电机有可能恢复同步。保护原理包括双阻抗元件式和三阻抗元件式，通过测量发电机端部阻抗变化轨迹，区分短路、稳定振荡和失步振荡，以及失步振荡时的保护动作来判断。
6.4 主变压器差动保护
对于700MW发电机主变压器，由于制造、运输等原因，部分工程选用单相变压器。对于单相变压器，每个绕组有两个端子，这为安装单独的侧差保护创造了必要的条件。每套分体式差动保护的保护对象只是纯回路的绕组，而不是传统的变压器差动保护。保护范围包括几个由铁芯磁路耦合而不与磁路相连的绕组，从根本上避免了励磁涌流的影响。一台双绕组变压器配置6套分体式纵差保护，是传统纵差保护的两倍。但对相间短路和高压侧接地故障具有良好的保护效果。其缺点是对绕组匝间短路无保护作用，需与其它保护配合使用。由于电厂主变压器低压侧多为高阻接地系统，当低压绕组接地时，接地电流很小，很难通过两侧纵向差来反映这种故障。
对于高压侧有Yn绕组的主变压器，如果采用传统的纵联差动保护作为主保护，当单相接地短路时，相间差动保护的灵敏度可能较低。随着单相变压器的应用，相间短路的概率大大降低，接地短路的概率相对增大。必须加强这方面的保护。零差保护已成功地应用于电厂自耦变压器和单相主变压器。零差保护接线如图6-6所示。Yn侧三相电流互感器二次侧接零序滤波器，与中性点电流互感器形成差动接线。当内部发生单相接地时，流过零差保护继电器的电流为故障电流之和，且受励磁涌流的影响较小，对高压绕组接地故障具有较高的灵敏度；当外部发生接地故障时，流过零差保护继电器的电流为故障电流之和由于继电保护不平衡电流很小，所以零点差保护是选择性保护，是快速排除故障的主要保护。它不需要与中性点零序过流保护等其它保护进行复杂的整定配合，非常适合于主变压器，特别是单相主变压器。
综上所述，不论是三相变压器还是单相变压器，均需配置纵差保护作为主保护，在纵差保护对高压绕组单相接地灵敏度不够时可配零差保护，缺点是难以用一次电流校验CT 接线的正确性。对于单相变压器，相间短路几乎不可能，配置零差保护和分侧纵差保护均是为了反应单相接地故障，性质相同，而零差保护所需元件较少，可优先考虑。 发电机-变压器组共用纵联差动保护，俗称发变组大差动保护，是将发电机、主变压器(有时也包括高压厂用变压器)及其之间的连接线看成一个保护区域的差动保护。在《规程》中规定：“对 100MW 及以上发电机变压器组，应装设双重主保护，每一套保护宜具有发电机纵联差动保护和变压器纵联差动保护功能”。《规程》已不再提及发变组大差保护。所以本项目建议不配置发变组大差动保护。
总 结
电气工程及其自动化专业的毕业设计是培养学生综合运用大学所学理论知识，独立分析与解决工程实际问题的初步能力的一个重要环节。本次设计是根据“电力系统及自动化专业”毕业任务书的要求，综合大学所学的专业知识及《电力工程电气设计手册》、《电力工程电气设备手册》等书籍的有关内容，在指导教师的帮助下，通过本人的精心设计论证完成的。整个设计过程中，全面细致的考虑工程设计的经济性、系统运行的可靠性、灵活性等诸多因素，最终完成本设计方案。在设计开始之前，我曾去过中泰电厂，了解了一些关于发电厂中发电机、变压器、主接线等知识，为毕业设计打下了一个很好的基础。在整个设计中，我本着“提出问题——分析问题——解决问题”的程序来完成。此设计主要是围绕着“短路电流的计算—设备的选取及校验—继电保护及自动装置的规划—图纸的绘制”几个步骤来完成。在设计期间，是我对大学的所学的专业知识的概括与总结，并很好的结合起来综合应用。
学习了关于电力工程设计、技术问题研究的程序与方法等，在搜索资料、查阅文献、方案比较、设计图纸等方面都取的了更大的进步，得到了更进一步的锻炼，对我国的电力工业建设的政策观念及发展前景都有了初步的了解。在指导教师的严格要求下，我的全部毕业设计都独立完成，遇到问题向老师请教，全面地、系统地、完整地把我大学几年来所学的知识联系起来，把自己的理论专业知识系统化，更重要的是锻炼了自己综合理论知识的能力，较自己设计之前的水平有了更进一步的提高。通过本次毕业设计，使我知道自己还有许许多多要去学习，对与即将毕业的我来说，这次设计给了我最好的启示：无论什么时候都不应该丢掉学习，应该去不断的深造自己，这样才会适应社会，跟的上社会发展的脚步。由于时间紧张与能力有限，此论文中难免会出现遗漏与错误，希望老师给予指点与更正。
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