2012毕业设计sun1

2×300MW级火力发电厂电气设计

毕业设计（论文）任务书 一、设计题目：1、题目名称 2×300MW级火力发电厂电气设计 2、题目来源 国电长治热电厂 二、目的和意义 本课题的目的是“火力发电厂电气部分”。通过本次设计，我们能够巩固所学的基本理论、专业知识、并结合运用所学知识来解决实际的工程问题，学习工程设计的基本技能，基本程序和基本方法。 在设计中，我们要对所给的原始资料进行详细的分析、研究、并确定研究方法及工程设计程序，这培养我们具有初步的科研和设计能力。在查阅资料和分析的过程中，也将大大拓宽我们的专业知识领域，独立的分析问题、解决问题，使理论知识与工程实际相联系，并达到对知识的融会贯通及合理运用。 通过这次设计，我们进一步领会电力工业建设中的政策观念和经济技术观念，以及对工程技术中的技术和经济问题，能够进行比较全面的综合分析。使我们对电力系统有了一个整体和具体的了解，这对我们今后工作中有积极的意义。 三、原始资料 1.1工程概况 本工程规划容量4?300MW级供热机组，本期工程建设规模为2?300MW级供热机组。本期采用220KV电压等级接入系统，出线两回，接至长治大堡头220KV变电站。 根据系统专业提供的资料，2020年，长治热电厂220KV系统三相和单相短路电流分别为18.3KA和14.1KA。 1.2主机概述 按照本工程主机设备的定货合同和技术协议，北京北重汽轮电机有限责任公司供货，主要参数如下：

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型号 冷却方式 额定功率 额定功率 最大功率 额定转速 额定频率 额定电压 额定电流 功率因数 T255-460型 水氢氢 自并励静止励磁 330MW 3471MW 3000r/min 50Hz 24kV 9339A 0.85(滞后） 1.3厂址的环境条件 该地区的水文气象条件见下表： 水文气象条件表 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 项 目 极端最高气温 极端最低气温 多年平均气温 年平均湿度 多年年平均风速 极端最大风速 全年主导风向 年平均降水量 一日最大降水量 最大降雪厚度 土壤最大冰结深度 履冰厚度 年平均雷暴日数 海拔高度 单 位 ℃ ℃ ℃ % m/s m/s mm mm cm m mm d m 统计值 37.3 -22.2 9.7 61 2.1 26 SE 549.2 100.3 17 0.63 40 1000以下 备 注 1.4 按《中国地震动峰值加速度区划图》(GB18306-2001)电厂厂址的地震动峰值加速度为0.1g，相应地震基本烈度为7度。电气设备按8度设防。 四、设计说明书应包括的内容 1、电厂主系统设计

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2、发电厂厂用电系统设计 3、短路电流计算 4、电气设备选择 5、高压配电装置 6、防雷设计 7、继电保护配置 8、控制系统设计 五、设计应完成的图纸 1、电气一次主接线图，1张 2、厂用电系统图，1张 3、220kV屋外配电装置平面布置图 4、220kV屋外配电装置断面图 5、继电保护配置图，1张 6、控制系统电路图，1张 六、主要参考资料 1、火力发电厂设计技术规定 2、火力发电厂厂用电设计术规定 3、导体和电器选择设计技术规定 4、高压配电装置设计技术规程 5、电力工程电气设计手册（电气一次部分） 6、电力工程电气设备手册（上、下册） 7、电力系统分析 8、发电厂电气部分 七、进度要求 1、实习阶段 第15 周至第18周共3周 2、设计阶段 第1周至第 14周共14周 3、答辩日期 第 14 周（ 2012 年 5月26日）

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摘 要

本课题的目的是“火力发电厂电气部分”。通过本次设计，我们能够巩固所学的基

本理论、专业知识、并结合运用所学知识来解决实际的工程问题。本论文主要介绍了2×300MW级火力发电厂电气主接线设计，根据对火力发电厂原始资料的进行详细分析，拟定了两种电气主接线方案，并依据电力工程设计手册确定了最后设计方案；采用双母线接线形式，具有足够的可靠性和经济性；厂用电接线方面，采用高压6kV，低压380/220V的单母线分段接线型式，对电动机进行了自启动校验和电压调整的计算；在采用运算曲线法进行了短路电流计算后，根据已知参数和计算结果分析，进行了电气设备选择，最后对高压配电装置、防雷保护的设计、发变组继电保护装置和控制系统的设计做详尽的论述，进一步完善了设计。

关键词：主接线设计； 短路电流； 电气设备选择； 高压配电装置； 防雷保护

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Subsystem Design On Electricity Of Coal-Fired Power

Plants In 2×350MW

Abstract

The purpose of this topic is \able to consolidate the basic theory, application expertise, combined with the knowledge to solve practical engineering problems. This paper mainly introduces the 2x300MW-level electrical design of thermal power plants, based on raw data for detailed analysis of thermal power plants, developed two kinds of electric main wiring scheme, and is based on electric power design manual to determine the final design; Double Busbar system, with sufficient reliability and affordability; Auxiliary power connection, the use of high-voltage 6kV, low voltage single bus segment connecting to 380/220V type, since the motor starting voltage adjustment calculation of the checksum; Operation curve method for short-circuit current calculation, calculation and result analysis based on known parameters, selection of electrical equipment, last on the high-voltage distribution equipment, lightning protection design, protection of generator-transformer unit relay device and control system design of a detailed exposition, further improved the design.

Keywords：main electric； short current； electric equipment choice；High-voltage power distribution unit; Lightning protection

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表1-4 两方案的综合比较 方案 项目 方案Ⅰ (单母分段接线） 1简单清晰，设备少，设备本身○可靠性 故障率小 2可以轮流检修母线，但若出线○较多，停电范围仍较大 1运行方式相对简单，调度灵活○灵活性 性差 2不便于扩建和发展 ○1设备相对少，投资小，年费用○经济性 少 2占地面积相对小 ○ 2采用双母线接线，提高了可靠性，○增大了占地面积 2易于扩建和实现自动化 ○方案Ⅱ （双母线接线） 1可靠性高：轮流检修母线进出线不○需停电；母线故障时，经短时操作即可恢复供电；检修任一回路侧QS，仅相应回路停电 1运行调度灵活 ○1投资高，设备数量多，年费用大 ○1.5 确定主接线

通过定性分析和可靠性及经济比较，在技术上（可靠性、灵活性）方案Ⅱ明显合理，

在经济上方案Ⅰ占优势。鉴于大型发电厂又为大机组应以可靠性和灵活性为主，所以经综合分析，决定选方案Ⅱ即双母线接线为设计最终方案。

主系统接线图见附图1

1.6 主变的选择

按照《火力发电厂设计技术规程》DL5000?2000第13.1.5条：“容量为200MW

及以上的发电机与主变器为单元接线时，该变压器的容量可按发电机的最大连续容量扣除一台厂用工作变压器的计算负荷和变压器的平均温升在标准环境温度或冷却水温度下不超过650C的条件进行选择。“规定，本工程主变压器选用强迫油循环风冷三相双绕组铜线圈无载调压变压器，其容量为400MVA，接线组别为YN，d11，阻抗为18.5%，电压比为236?2?2.5$KV

第2章 发电厂厂用电系统设计

厂用电的可靠性，对电力系统的安全运行非常重要。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。随着大容量机组及核电厂的出现，要求其生产过程自动化和计算机实时控制的采用，对厂用电的可靠性提出了更高的要求。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

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电厂事故中占有很大比例。为此，必须合理的选择厂用电电源及取得方式、供电电压和接线方式，配备完善的继电保护与自动装置，合理配置厂用机械，并正确选择电动机类型、容量和台数。另外，在运行中必须正确使用和科学管理。

2.1 厂用电系统接线

2.1.1 确定厂用电系统接线的电压等级

根据《火力发电厂设计技术规程》规定：“发电厂可采用3、6、10kv作为高压厂用电压。容量为60MW及以下机组，发电机电压为10.5KV时，可采用3KV；发电机电压为6KV时，可采用6KV；容量为100~300MW的机组，宜采用6KV；容量为600MW的机组，根据工程具体条件可采用6KV一级或3、10KV两级高压厂用电压。”

低压厂用电电压，动力宜采用380V，照明采用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。其他可采用动力和照明公用的380/220V网络供电。

本设计容量为2?330MW供热机组，故高压厂用电压等级采用6KV。 2.1.2 厂用电源及其引接

发电厂的厂用电源必须供电可靠，且能满足各种工作状态的要求，除应具有正常的工作电源外，还应设置备用电源、启动电源、事故保安电源和交流不停电电源。 （1）工作电源引接

本期设计的两台330MW机组均为单元接线，经变压器接于高压母线，高压厂用变压器由发电机机端引接。按DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》规定：“200~300MW机组的高压厂用电源宜采用一台分裂绕组变压器供电”，6KV厂用母线为单母分段接线。

（2）启动/备用电源引接

根据DL5153—2002《火力发电厂设计技术规程》规定；“容量为200~300MW机组，每两台机组可设一台高压启动/备用变压器。”故本期设置一台高压启动/备用变压器供两台机组共用，启动备用电源从220KV母线引接。 （3）事故保安电源引接

为了保证事故保安负荷的连续供电，应将机炉PC、快速启动的柴油发电机组电源和由蓄电池组逆变成的交流电源引接至事故保安段。这样事故保安负荷在工作电源和备用电源都正常的情况下由机炉PC供电，在工作电源和备用电源消失时，最初由蓄电池组供电，待柴油发电机组起动后尤其供电。 （4）交流不停电电源（UPS）引接

DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》规定，当采用计算机监控时，应按机组设置交流不停电电源。交流不停电电源宜采用静态逆变装置，不宜设备用。UPS负荷主要有电子计算机、热机监测和自动装置等，它要求机组启停和运行的全部过程供电不间断。本次设计正常运行时，不停电母线段由厂用工作PC供电和由蓄电池组通过的逆变装置供电，可保证在全厂交流停电时不停电母线不需切换，在运行中逆变装置发生故障时才需切换到旁路回路（保安电源PC），为了使交流侧的断电时间不大于5ms，采用电子开关构成的静态切换开关保证。采用静态逆变装置，可靠性高，故障检修时间短，故不设备用电源静态逆变装置。 2.1.3 6kV母线是否设公用段

发电厂厂用电系统接线通常都采用单母分段接线形式，并多以成套配电装置接受和分配电能。300MW级汽轮发电机组高压厂用电系统常用的有两种接线方案，如图2-1所示。图2-1（a）所示方案I，不设6kV公用母线段，将全厂公用负荷分别接在各机组

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A、B段母线上；而图2-1（b）所示方案2，单独设置二段公用负荷母线，集中供全厂公用负荷供电，该公用负荷母线段正常由启动备用变 压器供电。

图2-1（a）方案I—不设6kV公用负荷母线

图2-1（b）方案II—设置6kV公用负荷母线

对两种方案进行经济技术比较：

（1）从两种接线方案看，当设置公用段时，将公用负荷与机组本身负荷分开，加强了机组的单元性，便于机组的检修和停运，但公用段除增加电源进线外还需每段增加备用电源进线，厂用工作段上的备用电源转接过多，因而显得接线复杂。不设置6kV公用段接线，厂用工作段备用电源通过6kV共相封闭母线接与启动/备用变压器，接线简洁明快。若设置公用段其电源取自启动/备用变，启动/备用变常处于低负荷运行状况，损耗较大。当公用段电源取自机组工作段时，公用负荷虽与机组负荷不在同一段上，但降低了机组的单元性，与不设公用段效果一样。

（2）当设置6kV公用段时，公用段可布置在主厂房内或主厂房外。若布置在主厂

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房外，由于公用负荷布置分散，使得电缆用量增加。若布置在主厂房内，则会导致不设公用段时主厂房体积的增加（不设公用段有利于主厂房布置紧凑），而且设公用段还会增加高压开关柜的数量。

因此，经综合比较看，就本期而言，设公用段接线较为复杂，启动/备用变常处于低负荷运行状况，损耗较大，布置较困难，在技术没有太大的优势，在经济性上又不及不设公用段的情况，因而本期厂用电接线不设公用段。 2.1.4 高压厂用电接线

本期工程高压厂用电采用6kV中性点低电阻接地系统： 本期工程每台机设置一台高压厂用工作变压器，变压器的高压侧电源由本机组引出线上支接，6kV侧通过共箱母线引至每台机组的两段6kV工作母线上。两台机组设置一台与工作厂高变同容量的启动/备用变压器，启动/备用变压器6kV侧通过共箱母线引至每台机组的两段6kV工作母线上作为备用电源。高压厂用电接线采用单母线接线，每台机设厂用工作A、B段，两套辅机分别接于厂用工作A、B段上。两台炉各设一段输煤脱硫高压段（输煤、脱硫部分的负荷电源由该部分引接），其余公用负荷分接在两台机组的6kV母线上。

本期工程电厂厂用电率计算值为：热电厂供热厂用电率为12.89Wh/GJ 热电厂发电厂用电率为6.96% 纯凝工况厂用电率为9.08% 2.1.5 低压厂用电接线

本工程低压厂用电接线采用 380/220V 中性点直接接地系统，主厂房内采用PC-MCC供电方式。容量75KW及以上的低压电动机和200KVA及以上的静止负荷由PC供电，容量75KW以下的电动机及200KVA以下的静止负荷一般由MCC供电。

为配合主厂房模块化设计和减少动力与控制电缆长度，本工程对主厂房内低压厂用电接线及布置进行了如下考虑：

每台机组低压工作厂用电动力配电中心（PC）分别按汽机和锅炉配置。即在汽机房和集控楼内，分别设两台800KVA汽机变和两台1600KVA锅炉变，两台汽机变和锅炉变均为互为备用；在集控楼0米设置两台1600KVA的公用变，互为备用；另外，在汽机房每台机设一台500KVA照明变，每台机照明段的电源进线上设置分级补偿的有载自动调压器，使照明母线电压自动调整在0~5%以内；每台机设四台1600KVA空冷变，三台工作，一台备用。本工程主厂房不设专用检修变，只设检修MCC，由主厂房公用段供电。

本工程辅助车间厂用电系统采用380/220V三相四线制，动力与照明合并供电系统。按负荷分布情况采用分片集中供电。设置情况如下：

每台机设一台脱硫变压器，容量为1600KVA，向脱硫负荷供电。

每台机设三台电除尘变压器，容量为1600KVA，两台变压器工作，一台备用，电除尘PC段向电除尘负荷及部分除灰负荷供电。

在综合办公楼两台变压器，容量为800KVA，两台变压器互为备用，该PC段向综合办公楼、食堂、综合检修楼等负荷供电。

在化学水车间设两台变压器，容量为1250KVA，两台变压器互为备用，该PC段向化学水车间、化验楼等负荷供电。

在综合水泵房设两台变压器，容量为1250KVA，两台变压器互为备用，该PC段向综合水泵房、中水深处理、制氢站、燃油泵房、含煤废水等负荷供电。

辅机循环水泵房设两台变压器，容量为1600KVA，两台变压器互为备用，该PC段向辅机循环水泵房、工业废水处理站、生活废水处理站和综合材料库等负荷供电。

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在输煤配电间设两台输煤变压器，容量为1600KVA，两台变压器互为备用，输煤PC段向输煤负荷、启动锅炉等负荷供电。

电动机控制中心（MCC）根据负荷分散设置，成对的电动机分别由相应的两段PC供电。

以上变压器均为干变式。

厂用电原则接线图见F1891C-D-05图。

灰场管理站内设有1台500KVA干式变压器，备用水源地设有1台500KVA干式变压器，其电源由厂外就地引接。 2.1.6 对厂用负荷进行负荷分配

将厂用负荷平均分配与四段母线上。厂用电负荷分配及厂用高压变压器的型号参数见下表2-1。

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表2-1 厂用电负荷分配表

设备数据 序号 设备名称 额定 容量 KW/KVA 1400 800 3600 630 630 5800 560 400 1600 560 5730.1 5549.04 355 800 1600 1600 1600 1600 1250 1600 1250 800 500 安装 数量 台/回 6 4 4 6 4 6 6 4 4 3 2 2 1 4 4 8 6 2 2 2 2 2 2 工作 数量 台/回 6 4 4 6 4 4 4 2 4 2 1 1 1 2 2 6 4 1 1 1 1 1 1 换算 系数 K 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 1 1 1 0.85 0.85 1 1 0 1 1 1 1 1 1 1 1 0.85 1 计算 容量 KVA 1190 680 3060 535.5 535.5 5800 560 400 1360 476 5730.1 5549.04 0 607.53 1211.6 1496.99 1312.198 1203.96 593.5 1224.8 715.1 680 321.9 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

磨煤机 送风机 吸风机 排粉风机 一次风机 电动给水泵 主凝结水泵 辅机循环水泵 热网循环水泵 疏水泵 1#脱硫 2#脱硫 消防水泵 小计S1 汽机变 锅炉变 空冷变 电除尘变 低压公用变 化学变 循环水泵房变 综合水泵房变 综合办公楼 照明变 小计S2 分裂绕组负荷小计（KVA）Sjs=S1+S2 高压绕组负荷（KVA） 所选变压器容量（MVA) 表2-1 厂用电负荷分配表（续表） 序号 1#机 6KV IA段 6KV IB段 2#机 6KV IIA段 6KV IIB段 1#机 重复2#机 重复容

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安装数量台/回 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 2 1 1 1 1 2 1 1 1 0 1 0 1 13 1 1 2 2 0 1 0 1 1 1 10 23 安装数量台/回 1 1 1 2 1 2 2 1 1 1 1 0 0 14 1 1 2 1 1 0 1 0 0 0 7 21 49447.3 50000/31500-31500 安装数量台/回 2 1 1 1 1 2 1 1 1 1 0 1 13 1 1 2 2 0 1 0 1 1 1 10 23 安装工作容数量量KVA 台/回 1 1 1 2 1 2 2 1 1 1 0 1 14 1 1 2 1 1 0 1 0 0 0 7 21 49742.3 50000/31500-31500 1190.0 680 3060 1071.0 535.5 5800.0 1120.0 400.0 1360.0 476.0 0.0 5549.04 0.0 21241.5 607.53 1211.6 2994.0 1312.2 1203.96 0.0 1224.8 0.0 0.0 0.0 8554.07 29795.6 容量 S3 KVA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 560.0 400.0 0.0 0.0 5730.1 0.0 0.0 607.53 1211.6 1497.0 1312.2 量 S3 KVA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 560.0 400.0 0.0 0.0 0.0 5549.04 0.0 607.53 1211.6 1497.0 1312.2 工作容量KVA 2380.0 680 3060 535.5 535.5 5800.0 560.0 400.0 1360.0 0.0 5730.1 0.0 21041.1 607.53 1211.6 2994.0 2624.4 0.0 593.5 0.0 715.1 680.0 321.9 9748.03 30789.1 工作容量KVA 1190.0 680 3060 1071.0 535.5 5800.0 1120.0 400.0 1360.0 476.0 5730.1 0.0 21422.6 607.53 1211.6 2994.0 1312.2 1203.96 0.0 1224.8 0.0 0.0 0.0 8554.07 29976.7 工作容量KVA 2380.0 680 3060 535.5 535.5 5800.0 560.0 400.0 1360.0 476.0 0.0 5549.04 21336.0 607.53 1211.6 2994.0 2624.4 0.0 593.5 0.0 715.1 680.0 321.9 9748.03 31084.0 2.1.7 高压厂用变压器和启动/备用变压器容量选择

本期高压厂用工作变压器容量为50/31.5-31.5MVA，采用三相油浸铜线圈分裂绕组无激磁调压变压器，其高压电源由发电机出口引接，阻抗为16.5%，变压器调压范围

24?2?2.5%6.3?6.3KV。启动/备用变压器容量为5031.5?31.5MVA，采用三相油浸铜线圈分

裂绕组有载调压变压器，其高压电源由厂内220KV母线引接，阻抗为20%，变压器调压范围为220?8?1.25%6.3?6.3KV。

高压厂用变压器负荷统计及高压变压器容量选择见见表2-1，本期工程脱硫部分按湿法脱硫装置考虑。

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厂用电系统接线见附图2

2.2 电动机自启动校验

当发电厂厂用母线电压下降或厂用工作电源断开使厂用母线失去电压时，厂用电系统中运行电动机的转速就会下降，甚至停止运行。若经过短时间后，故障切除或备用电源自动投入，厂用母线电压将会逐渐恢复，此时，在母线电压下降或失压后未与电源断开的电动机的转速将会自动上升，恢复正常运行，这一过程称为电动机的自启动。由于参加自启动的电动机很多，启动电流很大，将会在厂用变压器上产生很大的阻抗压降，母线电压因此恢复很慢，甚至不能恢复到正常值，使参加自启动的电动机绕组发热，危及电动机和厂用电系统的安全。为此，应进行电动机的自启动电压校验。

电动机自启动时，厂用母线电压最低限值与电动机的型式和机械转矩特性有关。根据经验，对高温高压发电厂厂用母线电压要求为：

(1)电动机容量在2000KW以上，正常电台启动时，厂用母线电压最低允许值为额定电压的80%。

(2)成组电动机自启动时，为了保证I类电动机的自启动，要求自启动时厂用母线电压不低于表2-2中所列值。

表2-2自启动要求最低厂用母线电压

名称 高压厂用母线 低压厂用母线 类型 高温高压电厂 低压母线单独自启动 低压母线与高压母线串联自启动 自启动电压（%） 60~70 60 55 注：失压或空

载自启动取上限，带负荷自启动取下限。

检验自启动条件：

(1)工作和启动备用变压器应校验带正常负荷情况下，最大一台电动机的自启动。 (2)厂用工作电源失压时自启动是否满足要求。

(3)启动备用电源应考虑空载、失压和已带部分负荷自启动三种方式。

1）空载自启动是指备用电源由备用状态自动投入失去电源的工作母线段形成的自启动。

2）失压自启动是指工作或备用电源已带有厂用母线段，运行中突然出现低电压，当事故消除后电压恢复形成的自启动。

3）带负荷自启动是指备用电源已带有部分负荷，又自动投入失去电源工作段形成的自启动。

4）对于低压厂用变压器，一般尚需按高、低压厂用母线串联自启动校验。 对本次设计厂用6kV母线电压校验：

根据负荷分配情况，对各个校验条件分别按其最为严重的情况进行校验，校验的计算过程见附录三，计算结果见下表2-3：从下表可以看出，电动机成组自启动和电动机正常启动时，厂用母线电压均能满足要求。

表2-3：电压水平校验结果表 校验项目 1 2 计算值 83.6% 84.2% 要求值 80% 80%

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2×300MW级火力发电厂电气设计

3 4 5 6 7 8 90.7% 90.7% 77.7% 74.7% 77.2% 69.1% 80% 80% 70% 70% 70% 65% 注：1.为由高厂变对6kV IIA段负荷供电，且当满载给水泵正常启动时 2.为由启备变对6kV IIA段负荷供电，且当满载给水泵正常启动时 3.为由高厂变对6kV IIA段负荷供电，且当空载给水泵正常启动时 4.为由启备变对6kV IIA段负荷供电，且当空载给水泵正常启动时

5.为由高厂变对6kV IIA段负荷供电，且母线失压全部负荷参加自启动时 6.为由启备变对6kV IIA段负荷供电，且母线失压全部I类负荷参加自启动时 7.为启备变空载，自投6kV IIA段负荷时

8.为由启备变对6kV IIA段负荷供电，且当满载又自投6kV IA段时

2.3 电压调整计算

2.3.1一般要求

1. 在正常电压偏移和厂（所）用负荷波动的情况下，厂（所）用电各级母线的电压偏移应不超过额定电压的?5%；当仅接有电动机时，则可不超过?10%和?5%。

2. 电源电压的波动范围应根据各电厂的具体情况确定，发电机出口电压的波动范围，一般可按5%考虑，当出口引接的高压厂用工作变压器阻抗电压（对分裂变压器系以低压绕组额定容量为基准的半穿越阻抗电压）不大于10.5%时，可采用普通变压器，但应符合下列要求：

(1)为适应近、远期电源电压的正常波动，分接开关的调压范围应取10%（从正分接到负分接）；

(2)分接开关的级电压应尽量采用2.5%； (3)额定分接位置宜在调压范围的中间。

对有进相运行要求的大容量发电机，其厂用电压的变化及厂用变压器阻抗选择应通过技术经济比较后确定；

3. 当高压厂用备用变压器的阻抗电压大于10.5%时，或引接地点的电压波动（备用变压器引接地点的电压波动，应计及全厂停电时负荷潮流变化引起电压下降）超过?5%时，宜采用有载调压变压器，其分接开关的参数宜按下列要求确定：

(1)调压范围尽量采用20%（从正分接到负分接）；

(2)调压装置级电压不宜过大，对220kV级变压器一般采用1.46%，发电机电压级的变压器最大不超过2.5%；

(3)额定分接位置宜在调压范围的中间。 2.3.2分接位置及调压开关的选择 选择原则

(1)按电源电压最高、负荷最小、母线电压不超过允许值，选择最高分接位置； （2）按电源电压最低、负荷最大、母线电压不低于允许值，选择最低分接位置； （3）根据最高、最低分接头位置及制造厂产品选定调压开关。 高压厂用启动/备用变压器分接位置及调压开关的选择:

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2×300MW级火力发电厂电气设计

1.原始数据

高压厂用启动/备用变压器

高压侧额定容量：SB=5000kVA，低压侧额定容量：S2B=31500kVA； 分裂变压器单侧铜耗： Pr12=165kW 分裂变压器以SB为基准半穿越点抗： UK1-2=18.5% 电源电压最低值： UGd＝198kV 电压源电压最高值： UGg＝242kV 分裂变压器高压侧额定电压： U1e =220 kV 分裂变压器低压侧额定电压： U2e =6.3kV

分裂变压器分支计算负荷： Smax＝31084kW，Smin=0kW 负荷功率因数： cosφ=0.8，sinφ＝0.6 母线负荷电压： 6kv

2. 数据计算

变压器中压绕组额定电压标幺值： U2.0*?电源电压标幺值：

最低值：Ugd??UGd198??0.9 U1e220UGgU1e?242?1.1 220U2.06.3??1.05 Ui6最高值：Ugg??变压器电抗标值：XB*?1.1?X1?2S2B18.5?31500??1.1??0.128 100SB100?50000PT1?2165?1.1??0.0058 S2B31500变压器电阻标幺值 ： RB*?1.1?变压器负荷压降阻抗标幺值：

Z?*?RB*cos??XB*sin??0.0058?0.8?0.128?0.6?0.0184 厂用负荷标幺值：

最大值：Smax*?31084?0.987； 31500最小值： Smin*?0

3. 选择分接头位置及调压开关 （1）选最高分接位置

按电源电压最高，负荷最小，母线电压为最高允许值选最高分接位置。 取Ugg*=1.1，S*=0，Um*=1.05，δu%=1.25%

?Ugg*U2g*?100?0.9?1.05?100?n??1?????1????6.63 ?U?SZ??%?0.95?0.987?0.08141.25?min*?*?m*?u

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2×300MW级火力发电厂电气设计 附表1-2 单母分段接线可靠性计算表

故障元件及故障率 计划检修元件 计划检修停运系数 被切除元件；平均停运时间；被切除元件停运频次 0 0.93638 Q1 0.0126 Q2 0.0126 Q3 0.0126 Q4 0.0126 Q1 L1 T1 L1 L2 T1 T1 L1 T2 T1 0.016 0.4 50 ---------- 46.875 50 50 0.4 50 0.014982 0.000202 0.000202 0.000202 故Q2 L2 T2 L1 L2 T2 L2 T1 T2 T2 障0.016 0.4 50 46.875 50 ---------- 0.4 50 50 元0.014982 0.000202 0.000202 0.000202 件Q3 T1 L1 L1 50 T1 L2 L1 T1 T2 L1 及0.0224 0.5 50 0.000282 0.5 50 ---------- 46.875 50 故0.020975 0.000282 0.000282 障Q4 T2 L2 L1 T2 L2 L2 50 T1 T2 L2 率 0.0224 0.5 50 0.5 50 0.000282 46.875 50 ---------- 0.020975 0.000282 0.000282 Q5 L1 L2 T1 T2 L2 T2 L1 L1 T1 L2 L2 T2 T1 T2 L1 T1 0.032 0.5 0.5 45.875 0.5 46.875 0.5 46 .875 46.875 0.5 0.029964 0.000403 0.000403 0.000403 0.000403 W1 L1 T1 L1 L2 L1 T1 T1 T2 L1 T1 0.08 6 6 5.955 6 6 5.955 6 0.074910 0.001008 0.001008 0.001008 0.001008 W2 T2 L2 L2 T2 L1 L2 T1 L2 T2 T2 0.08 6 6 5.955 6 5.955 6 6

0.074910 0.001008 0.001008 0.001008 0.001008 计算结果

项目 各元件的停运频次(f/a) L1=0.15189 L2=0.15189 T1=0.149272 T2=0.149272 各元件年停运时间（h） L1=1.781407 L2=1.781407 T1=1.354544 T2=1.354544

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2×300MW级火力发电厂电气设计

附表1-2（续表） 计划检修元件 故障元件及故计划检修停运系数 障率 被切除元件；平均停运时间；被切除元件停运频次 Q5 0.0126 故障元件及故障率 Q1 0.016 Q2 0.016 Q3 0.0224 Q4 0.0224 Q5 0.032 L1 T1 46.875 50 0.000202 L2 T2 46.875 50 0.000202 T1 L1 46.875 50 0.000282 T2 L2 46.875 50 0.000282 ---------- L1 T1 6 0.001008 T2 L2 6 0.001008 W1 0.0004566 W2 0.0004566 L1 T1 2.5 50 0.000073 ---------- T1 L1 2.5 50 0.0000102 ---------- ---------- L2 T2 2.5 50 0.0000073 ---------- T2 L2 2.5 50 0.0000102 ---------- ---------- L1 T1 6 0.0000365 ---------- W1 0.08 W2 0.08 计算结果 项目 ---------- L2 T2 6 0.0000365 同时停运频次(f/a) 一元件: 0.231196 全停: 0.033754

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2×300MW级火力发电厂电气设计 附表1-3 双母线接线可靠性分析表

故障元件及故障率 计划检修元件 计划检修停运系数 被切除元件；平均停运时间；被切除元件停运频次 0 0.93638 Q1 0.0126 Q2 0.0126 Q3 0.0126 Q4 0.0126 Q1 L1 T1 L1 L2 T1 T1 L1 T2 T1 0.016 0.4 50 ---------- 46.875 50 50 0.4 50 0.014982 0.000202 0.000202 0.000202 故Q2 L2 T2 L1 L2 T2 L2 T1 T2 T2 障0.016 0.4 50 46.875 50 ---------- 0.4 50 50 元0.014982 0.000202 0.000202 0.000202 件Q3 T1 L1 L1 T1 L2 L1 T1 T2 L1 及0.0224 0.5 50 50 0.5 50 ---------- 46.875 50 故0.020975 0.000282 0.000282 0.000282 障Q4 T2 L2 L1 T2 L2 L2 T1 T2 L2 率 0.0224 0.5 50 0.5 50 50 46.875 50 ---------- 0.020975 0.000282 0.000282 0.000282 Q5 L1 L2 T1 T2 L2 T2 L1 L1 T1 L2 L2 T2 T1 T2 L1 T1 0.032 0.5 0.5 0.9 0.5 0.9 0.5 0.7 0.7 0.5 0.029964 0.000403 0.000403 0.000403 0.000403 W1 L1 T1 L1 L2 L1 T1 T1 T2 L1 T1 0.08 0.9 0.7 0.9 0.5 0.9 0.074910 0.001008 0.001008 0.001008 0.001008 W2 T2 L2 L2 T2 L1 L2 T1 L2 T2 T2 0.08 0.9 0.9 0.7 0.9 0.5

0.074910 0.001008 0.001008 0.001008 0.001008 计算结果 项目 各元件的停运频次(f/a) L1=0.119471 L2=0.119471 T1=0.119391 T2=0.119391 各元件年停运时间（h） L1=1.203897 L2=1.203897 T1=0.89996 T2=0.89996

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2×300MW级火力发电厂电气设计

附表1-3（续表）

故障元件及故障率 计划检修元件 计划检修停运系数 被切除元件；平均停运时间；被切除元件停运频次 Q5 0.0126 故障元件及故障率 Q1 0.016 Q2 0.016 Q3 0.0224 Q4 0.0224 Q5 0.032 L1 T1 0.7 50 0.000202 L2 T2 0.7 50 0.000202 T1 L1 0.5 50 0.000282 T2 L2 0.5 50 0.000282 ---------- L1 T1 0.9 0.001008 T2 L2 0.9 0.001008 W1 0.0004566 L2 T2 L1 T1 0.4 50 0.0000073 L2 L1 T1 T2 0.4 50 0.0000073 L2 T2 T1 L1 0.5 50 0.0000102 T2 L1 T1 L2 0.5 50 0.0000102 ---------- W2 0.0004566 L2 T2 L1 T1 0.4 50 0.000073 L2 L1 T1 T2 0.4 50 0.0000073 L2 T2 T1 L1 0.5 50 0.0000102 T2 L1 T1 L2 0.5 50 0.0000102 ---------- L2 T2 L1 T1 2.5 0.0000365 ---------- W1 0.08 W2 0.08 计算结果 项目 ---------- L2 T2 L1 T1 2.5 0.0000365 同时停运频次(f/a) 一元件: 0.231088 全停: 0.033862

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2×300MW级火力发电厂电气设计

2. 两方案可靠性计算结果分析

（1）各回路每年停运频次及停运时间

附表1-4 各回路每年停运频次及停运时间对比表

停运频次（f/a) 停运元件 L1 L2 T1 T2 I 0.15189 0.15189 0.149272 0.149272 II 0.119471 0.119471 0.119391 0.119391 停运频次比 I/II 1.271355 1.271355 1.250278 1.250278 每年停运时间（h) I 1.781407 1.781407 1.354544 1.354544 II 1.203897 1.203897 0.89996 0.89996 停运时间比 I/II 1.479701 1.479701 1.505116 1.505116

注：I为单母分段接线，II为双母线接线

由附表1-4可见：元件的停运频次，单母分段接线相应比双母线接线高

1.250278~1.271355；元件每年停运时间高1.479701~1.505116倍。 （2)不同元件发生停运的频次

附表1-5不同元件数量发生停运频次对比表

停运频次（f/a) 停运元件数量 I II

0.231196 0.231088 一元件 0.033754 0.033862 全停

由附表1-5 可见：单母分段接线和 双母线接线不同元件发生的停运频次几乎是相等的。

通过逻辑表格法对两方案分析计算，虽然两种方案元件的停运频次几乎是相等的，但是单母分段接线元件停运要高于双母线接线。因此双母线接线的可靠性优于单母分段接线。

二．单母分段接线与双母线接线主接线方案的经济性比较

主系统的建设费用为设备费、安装费和土建费之和，分别对两种主接线方案的各费用进行计算，并进行经济性比较

已知：

设备费：断路器为38万/台；单柱式隔离开关为7.15万/台；双柱式隔离开关为6.04万/台；单相式电流互感器10.67万/台；单相式电压互感器（电磁式）2.9万/台；单相式电压互感器（电容式)2.49万/台;避雷器2.75万/台。 安装费：双母线每回进线的安装费1.4010?2.3万元；单母分段接线每回进线的安装费0.9106?2.3万元；母联回路安装费0.7653?2.3万元；分段回路安装费0.7357?2.3万元；母线接地刀安装费0.2286?2.3万元；双母线安装费(一条三相）0.7935?2.3?20万元；单母分段母线安装费(一条三相）0.7935?2.3?10万元。

土建费：双母建筑及构架土建费82.4万元；设备及支架土建费96.4万元；单母分段建筑及构架土建费70.3万元；设备级支架土建费83万元。 1. 单母分段接线的建设费用 （1）设备费

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2×300MW级火力发电厂电气设计

n取整数-7。

（2）选用变压器调压开关

选用调压范围为20%的调压开关，其分接头为：

220?8?1.25%6.3?6.3，

（3）确定额定电压分接头位置

按电源电压为220kV，负荷最大，母线为额定电压时的正常分接位置.

取Ugd*=1，S*?0.987，Um*=1

?Ug*U2e*?100?1?1.05?100n???1?????1????2.25

?U?SZ??%?1?0.987?0.084?1.25*?*?m*?u n取整数-2。

4. 计算母线电压偏移

（1）计算母线电压最高值

按电源电压最高，分接头位置最高，负荷最小计算：

取Ugg*=1.1，n=+8，S*=0

Umax*Ugg*U2g*1.1?1.05??S*Z?*??0?1.05

?u%1.251?8?1?n100100（2）计算母线电压最低值

按电源电压最低，分接头位置最低，负荷最大计算： 取Ugd*=0.9，n=-7，S*=0.987

Umin*Ugd*U2e*0.9?1.05??S*Z?*??0.987?0.0814?0.955

?u%1.251?7?1?n100100实际电压偏移为+5%?? ―4.5%

（3）计算母线正常运行电压

按电源电压为20kV，负荷最大，分接头为-2

Um*?1?1.05?0.987?0.0814?1 1.251?2?100第3章 短路电流的计算

短路是电力系统中常见的、十分严重的故障。短路结果将使系统电压降低、短路回路电流增大，可能破坏电力系统的稳定运行和损坏电气设备。所以，电气设计和运行中都需要对短路电流进行计算。

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3.1 短路电流的计算目的和基本假设条件

3.1.1 短路电流的计算目的

（1）电气主接线方案的比较和选择； （2）电器设备和载流导体的选择； （3）继电保护装置的选择和整定计算； （4）验算接地装置的接触电压和跨步电压； （5）系统运行和故障情况的分析等。 3.1.2 短路电流使用计算的基本假设条件

选择电气设备时，只需近似算出通过所选设备的可能最大三相短路电流值；设计继电保护和故障分析时，要对各种短路情况下，各支路中的电流和各节点电压进行计算。在现代电力系统的实际情况下，要进行极准确的短路计算式相当复杂的，同时解决大部分实际工程问题，并不要求极准确的计算结果。为了简化和便于计算，实用中多采用近似计算方法。这种方法是建立在一系列基本假设条件基础上的，计算结果有些误差，但不超过实际工程的允许范围。这里的基本假设条件是：

(1)系统在正常工作时三相是对称的。

(2)电力系统各元件的磁路不饱和，即各元件的电抗值与电流的大小无关，所以在计算中可以应用叠加原理。

(3)除计算短路电流的衰减时间常数和低压网络的短路电流外，元件的电阻均略去不计。

(4)输电线路的电容忽略不计。

(5)变压器的励磁电流略去不计，相当于励磁阻抗回路断开，这样可以简化变压器的等值电路。

(6)电力系统中所有发电机电动势的相位在短路过程中都相同，频率与正常工作时相等，不考虑短路过程中发电机转子之间的摇摆现象对短路电流的影响。

(7)不考虑短路点的电弧阻抗。

(8)短路发生在短路电流为最大值的瞬间。

(9)元件的参数均取其额定值，不考虑参数的误差和调整范围。 (10)系统中的电动机均为理想的电动机。

(11)电力系统中所有电源都在额定负荷下运行，其中50%负荷接在高压母线上。

3.2 一般规定和计算步骤

3.2.1. 一般规定

（1）验算导体和电气设备动稳定、热稳定以及电气设备开断电流所用的短路电流，应按本工程的规划容量计算，并考虑电力系统的远景发展规划（一般为本期工程建成后5~10年）。确定短路电流时，应按可能发生最大短路电流的正常接线方式，而不应按仅在切换过程中科能并列运行的接线方式。

（2）选择导体和电气设备用的短路电流，在电气连接的网络中，应考虑具有反馈作用的异步电动机的影响和电容补偿装置放电电流的影响。

（3）选择导体和电气设备时，对不带电抗器回路的计算短路点，应选择在正常接线方式时短路电流为最大的地点。对电抗器的6~10KV出线与厂用分支回路，除其母线与母线隔离开关之间隔离板前的引线和套管的计算短路点应选择在电抗器外，其余导体和电气设备的计算短路点一般选在电抗器后。

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（4）导体和电气设备的动稳定、热稳定以及电气设备的开断电流，一般按三相短路验算。若发电机出口的两相短路，或中性点直接接地系统及自耦变压器等回路中的单相、两相接地短路较三相短路严重时，则应按严重情况计算。 3.2.2. 计算步骤

（1）绘制相应的电力系统接线图。 （2）确定与短路电流有关的运行方式。 （3）计算各元件的序阻抗。

（4）绘制相应的短路电流计算等值电路图。

（5）根据需要取不同的短路点进行短路电流计算。

3.3本次设计短路电流的计算

以下只列出了各短路点的短路电流计算结果，计算过程见附录三 3.3.1．三相短路电流计算： 1．d1点短路短路电流值见下表

表3-1 各电源供给的短路电流值 电源 发电机G1～G4 系统S1 合计

\I* I\(kA) im(kA) 29.56 47.88 77.44 I0.045(kA) 2.736 7.286 ------- 10.7 18.3 29 I0.09(kA) 2.614 7.286 ------- 10.2 18.3 28.5 2.9 7.286 -------- 11.3 18.3 29.6 2.d2点短路电流值见下表

表3-2 各电源供给的短路电流值

电源 \I* I\(kA)im(kA) -------- I0.5(kA) -------- -------- I1(kA) 系统S 发电机G2--G4 合计 1.2463 28.554 -------- 6.47 26.864 -------- -------- -------- 41.095 110.42 -------- -------- G1 5.9 52.481 141.02 3.288 29.246 2.944 26.186

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3.d3点短路电流值见下表

表3-3 各电源供给的短路电流值 电源 \I* I\(kA)

im(kA) --------- --------- 239.25

系统S 发电机G1~G4 合计 1.2463 1.7 --------- 28.554 60.484 89.038

4.d4点短路电流值见下表

表3-4 各电源供给的短路电流值 电源 \I* I\(kA)im(kA) 44.56 I0.2(kA) I0.4(kA) 发电机G1～G4 系统S1 合计 0.123 17.505 0.123 17.505 0.123 17.505 0.09 --------- 8.248 25.753 21 65.10 0.09 ------ 8.248 25.753 0.09 -------- 8.248 25.753

3.3.2 单相短路电流计算 d1处的单相短路电流值见下表

表3-5 各电源供给的短路电流值 电源 发电机G1～G4 系统S1 合计

\I* I\(kA) 3.78 6.26 30.12 im(kA) ---------- ---------- 78.8 0.97 2.49 ---------- 第4章 电气设备选择

导体和电器的选择，必须执行国家的有关技术经济政策，并应做到技术先进合理、

安全、可靠、运行方便和适当地留有发展余地，以满足电力系统安全经济运行的需要。

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一般原则：

（1）应满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展。 （2）应按当地环境条件校核。 （3）应力求技术先进和经济合理。

（4）与整个工程的建设标准应协调一致。 （5）同类设备应尽量减少品种。

（6）选用的新产品均应有可靠的实验数据，并经正式鉴定合格。在特殊情况下，选用未经正式鉴定的新产品时，应经上级批准。

以下电气设备的选择只列出其选择型号和参数，具体的选择过程见附录四

4.1 选择220kV电气设备

4.1.1. 断路器和隔离开关的选择

断路器和隔离开关的相关参数见下表4-1

表4-1 QF、QS的有关参数及与计算数据比较 计算数据 LW-220型断路器 GW6-220型隔离开关（单柱式） GW6-220型隔离开关（双柱式） UN 220kV Imax 1051A UN 220kV IN 1600A UN 220kV Imax 2000A ———— ———— UN 220kV Imax 1250A ———— ———— I?? 29.6kA ish 77.44kA INbr 40kA INcl 100kA It2t QK 145.83(kA)?s 2It2t 402?3?4800(KA)2S ies 100kA It2t 31.52?2?1984.5(KA)2S 402?3?4800(KA)2S ish 77.44kA ies 100kA ies 80kA 由上表可见，所选LW-220断路器，母线侧GW6-220隔离开关，出线侧GW4-220隔离开关均满足要求：

①两台进线断路器，两台出线断路器和母联断路器均为LW-220型。 ②母线侧均为GW6-220型单柱式隔离开关，共10台。 ③出线侧均为GW4-220型双柱式隔离开关，共两台。 4.1.2 汇流母线的选择

母线的的载流量按与其相连的容量最大的变压器的额定电流选，选择的母线：

D1D2为?7064的圆管型铝锰合金导体，导体截面631mm2，截流量1413A，可满足要

求。

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4.1.3 电流互感器的选择

选用LJBJ-220W型电流互感器，变比为1500/1A，二次绕组准确级为5P30/5P30/5P30/5P30/0.2/0.2S，SN?15VA；电流互感器连接导线截面选定为1.5mm2。 4.1.4. 电压互感器的选择

选用TYD220/3?0.01H型电容式电压互感器，各绕组额定电压

2203/

0.13/

0.13/

0.13/0.1kV，额定二次负荷最大容量为100VA。

4.2 选择机端电气设备

1. 封闭母线的选择

选择型号如下表4-2 绝缘水平 （kV） 24 额定电流 （A） 10000 外形尺寸（mm） φA 850 S 1200 H 700 2. 电流互感器的选择

选用LRZB-24型电流互感器，变比为12000/5A，二次绕组准确级为

SN?40VA；5P20/5P20/0.2S/0.2S，电流互感器接于保护回路的导线截面选定为1.5mm2，

对于计量回路为了提高准确度应选择截面为2.5mm2的铜线。

3. 电压互感器的选择

选用3?JDJX?24型单相式电压互感器，各绕组额定电压二次负荷最大容量为100VA。

243/

0.13/

0.13/0.1kV，额定

4.3 厂用电气设备的选择

1. 工作电源小车开关的选择

选用KYN3-10型金属铠装开关柜，其技术数据如下：

表4-3 KYN3-10型金属铠装移开式高压开关柜技术数据

名称 参数 名称 额定热热稳定电流(kA) 额定热热稳定时间（s） 额定电流 (A) 母线系统 参数 31.5 4 1250~3000 单母线 额定电压 (kV) 6 最高工作电压(kV) 额定关合短路电流（峰值） (kA) 额定动稳定电流 (kA) 7.2 80 80

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开关柜内选用ZN-10/3150-40型真空断路器，选用的断路器参数见下表4-4

表4-4 断路器和开关柜的有关参数及与计算数据比较

计算数据 ZN-10/3150-40型断路器 KYN3-10型开关柜 UN 6kV Imax 3031A UN 10kV IN 3150A UN 6kV IN 3000A ———— I?? 25.75kA Qk?265.2(kA2)S INbr 40kA It2t 402?2?3200(kA2)S INcl 100kA It2t 31.52?4?3969(kA2)S INcl 80kA ies 80kA ish 65.1kA ish 65.1kA ies 100kA

可见所选择的断路器和开关柜的型号满足要求。厂用母线的各电动机和变压器类负荷均采用KYN3-10型开关柜。 2. 厂用高压电缆的选择

(1) 2000kW及以上的负荷

选用三根ZLQ20型三芯油浸纸绝缘铅套钢带凯装电力电缆，每根电缆S=185mm2，Ial25℃=315A，正常允许最高温度为60℃。 （2）.1000kW~2000kW

选用一根ZLQ20型三芯油浸纸绝缘铝芯铅包带凯装防腐电缆，每根电缆S=150mm2，Ial25℃=280A，正常允许最高温度为60℃ (3) 1000kW及以下

选用一根ZLQ20型三芯油浸纸绝缘铝芯铅包带凯装防腐电缆，每根电缆S=120mm，Ial25℃=250A，正常允许最高温度为60℃

3. 厂用电6KV母线的选择

选择三条100mm?10mm，矩形铝导体，竖放电流为3578A，每跨绝缘子中设两个衬垫，其间距为0.4m。

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第5章 高压配电装置

5.1配电装置的设计原则

高压配电装置的设计认真遵循有关规定、规范及技术规定，并根据电力系统条件、自然环境特点和运行、检修、施工等方面的要求，合理制定布置方案和选用设备，积极慎重采用新布置、新设备、新材料、新结构，使配电装置设计不断创新，做到技术先进、经济合理、运行可靠、维护方便。

火力发电厂及变电所的配单装置型式选择，应考虑所在地区的地里情况及环境条件，因地制宜，节约用地，并结合运行、检修和安装要求，通过技术经济比较予以确定。

5.2配电装置的设计要求

1. 节约用地。配电装置的设计制造和建造，应特别注意节约用地。各类配电装置占地面积的比较：

以屋外中型配电装置占地面积100%为标准，则： 屋外分相中型 70%~80% 屋外半高型 50%~60% 屋外高型 40%~50% 屋内型 25%~30% SF6全封闭电器 5%~10%

2. 保证运行安全、工作可靠和操作巡视方便。配电装置的布置要整齐清晰，并能在运行中满足对人身和设备的安全要求，如保证各种电气安全距离，装设访误操作的闭锁装置，采取防火、防爆和蓄油、排油措施，考虑设备防冻、防风、抗震、耐污等性能。使配电装置一旦发生事故时，能将事故限制到最小范围和最低程度，并使运行人员在正常操作和处理事故的过程中不致发生意外情况，以及在检修维护过程中不致损坏设备。此外，还应重视运行维护时的方便条件，如合理确定电气设备的操作位置，设置操作巡视通道，便利与主控室联系等。

3. 便于检修和安装。对于各种型式的配电装置，都要考虑检修和安装条件。如为高型或半高型布置时，要对上层母线和上层隔离开关的检修、试验采取适当措施；要考虑构件的标准化，减少构架类型；设置设备搬运通道、起吊设施和照明条件等。此外，配电装置的设计还必须考虑分期建设和扩建的要求。

4. 在保证上述条件要求下，采取有效措施节约材料，减少投资。

5.3 本厂的220KV高压配电装置

本期所设计的是220kV配电装置，采用断路器双列布置的分相中型配电装置，其配电装置平面图和断面图分别见附图3和附图4。该型配电装置是把所有电气设备都安装在地面的基础上，或安装在设备支架上，以保持带电部分与地之间必要的高度，这样使各种电气设备基本处在同一个水平面内。母线布置在比电气设备较高的水平面内，母线和各种电气设备均不上、下重叠布置。所以，无论在施工、运行和检修方面都比较方便，而且可靠，但占地面积大。

该配电装置采用扩径导线，母线侧采用单柱式隔离开关，出线侧采用双柱式隔离开关，共有4回进出线，接成2串，共7个间隔，总宽度为98.5m，配电装置间隔宽度为

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13m，相间距离为3m，相地距离为4.35m。

第6章 防雷保护设计

电气设备在运行中承受的过电压，包括来自外部的雷电过电压和由于系统参数发生变化时电磁能产生振荡，积聚而引起的内部过电压两种类型。为防止雷电过电压，可采用加装避雷针和避雷器等措施来进行保护。

6.1 直击雷保护

为了避免发电厂和变电站的电气设备及其它建筑物遭受直接雷击。需要装设避雷针或避雷线，使被保护物体处于避雷针或避雷线的保护返回之内；同时还要求雷击避雷针或避雷线时，不应对被保护物发生反击。

按安装方式，避雷针可分为独立避雷针和构架避雷针两种。独立避雷针具有独立于变电站地网的接地装置，而构架避雷针安装于配电构架上，并与变电站的地网相连。对于110kV及以上的配电装置，可以将避雷针架设在配电装置的构架上，因为此类电压等级的配电装置的绝缘水平较高，雷击避雷针时，在配电构架上出现的高电位一般不会造成反击事故，并且可以节约投资、便于布置。为了确保变电站中最重要而绝缘又脆弱的设备——主变压器的绝缘免受反击的威胁，要求在装设避雷针的构架附近埋设辅助集中接地装置，且避雷针与主接地网的地下连接点至变压器接地线与主接地网的地下连接点之间，沿接地体的长度不得小于15m。这是因为当雷击避雷针时，在接地装置上出现的电位升高，在沿接地体传播过程中将发生衰减，经15m的距离后，一般已不至于对变压器反击。出于相同的考虑，在变压器的门型构架上，一般不允许装设避雷针（线）。

已知该发电厂的配电装置面积为109.5m×57m,被保护物高度为145m，为了防止直击雷，在配电装置的四角各装设一个避雷针，如图6-1.

2

图6-1 已知两针间距离为D12=109.5m，D23=57，

D13?D24?109.52?572?123.4m，被保护物高度hx=14.5m.

假设30m≤h≤120m，则避雷针影响系数P?设hx?5.5h；

1h0，则两针间hx水平面上保护范围的一侧最小宽度bx=h0-hx。 222

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要使全部面积受到保护，各相邻避雷针间保护范围的一侧最小宽度bx≥0。 令bx≥0，则h0=hx=14.5m，据h0=h-D/7P有：

h12?h0?D12109.5?14.5?

5.57P7?h12h23?h0?D23?14.5?7P7?57 5.5h23h24?h0?D24123.4?14.5?

5.57P7?h24可以列方程解得： h12=30m

h23=21.3m

h13=32.9m 取最高者，即避雷针的高度选为35m。

6.2 入侵雷保护

雷击线路时无论发生绕击还是反击，都会自雷击点产生向变电站方向传播的入侵电压波，入侵电压波的最大幅值等于线路绝缘的冲击放电电压，而变电站电气设备的绝缘水平通常低于线路的绝缘水平，因此入侵波对变电站的电气设备会构成严重威胁。

变电站中限制雷电入侵波过电压的主要措施是装设避雷器。无间隙金属氧化物避雷器分为电站用、发电机用、电动机用、发电机中性点用、变压器中性点用等类型，不同类型的避雷器的标称放电电流是不同的。标称放电电流按国家标准GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器的》分20kA、10kA、5kA、2.5kA、1.5kA、1kA六级。电站用避雷器，对500kV系统，当只有一组避雷器时，标称放电电流为20kA，当有多组时为10kA；对330kA系统，标称放电电流为10kA；对220kV及以下系统，标称放电电流为5kA。发电机、变压器中性点用避雷器。标称放电电流为1.5kA和1kA。 6.2.1 220kV配电装置避雷器选择 1. 变压器出口侧装设一组避雷器 (1)持续运行电压Uby

Uby≥Uxg=252/3=145.5kV

Uxg—系统最高相电压有效值（kV）

(2)额定电压Ube

Ube＝Uby/（0.75～0.8）＝145.5/（0.75～0.8）＝182～194kV

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（4）为了防止过励磁而损坏铁芯，应装设过励磁保护 （5）发电机失磁保护反应发电机失磁或部分失磁故障

（6）负荷不对称出现的负序电流可能引起发电机转子表层过热，需装设反时限不对称过负荷保护

（7）与系统并列运行的发电机可能因机、炉保护动作等原因将汽门关闭而引起逆功率运行，为了防止汽轮机叶片与残留尾汽剧烈摩擦过热而损坏汽轮机，应装设逆功率保护 （8）定子绕组单相接地保护反应绕组接地故障

（9）发电机转子励磁绕组接地保护反应转子励磁绕组一点和两点接地 （10）阻抗保护为发电机的相间后备保护

（11）对于定子绕组过电压，低频运行，非全相运行，失步运行等异常情况也装设相应保护

2. 主变压器各保护的范围和作用

（1）主变差动保护为三侧电流差动，即主变高压侧电流引自高压断路器处的电流互感器，主变低压侧电流分为两路，一路引自高压厂用变压器高压侧的电流互感器，另一路引自发电机机端处的电流互感器，保护范围为三组电流互感器所限定的区域。作用：可以反应在这个区域内的相间短路，主变高压侧接地短路以及主变绕组匝间短路故障。 （2）主变间隙零序反应220KV系统中变压器外部接地短路 （3）主变通风反应变压器的过负荷

（4）主变瓦斯保护反应变压器油箱内部的故障，如：严重漏油、匝数很少的匝间短路故障及绕组断线故障

（5）主变温度保护在冷却系统发生故障或其他原因引起变压器温度超过限值时，发出警告信号，或者延时作用于跳闸

（6）主变冷却器故障保护在温度保护无法返回时动作于解列或程序跳闸 3. 高压厂用变压器各保护的范围和作用

（1）高厂变差动保护反应三个电流互感器区域内的相间短路故障

（2）高厂变复合电压过流保护为高厂变内部及低压分支外部相间短路故障的后备保护 （3）低压分支过流保护反应低压分支相间短路故障 （4）高厂变瓦斯反应高厂变内部的故障

（5）高厂变温度保护在冷却系统发生故障或其他原因引起变压器温度过限值时，发出警告信号；或延时作用于跳闸

（6）高厂变冷却器故障保护在温度保护无法返回时动作于解列或程序跳闸

第8章 控制系统设计

8.1控制系统的简介

目前，分散控制系统（DCS）已在国内电厂得到广泛地运用，特别是在火电厂锅炉和汽轮机自动化控制方面已取得应用经验和运行业绩，DCS的可靠性和灵活性已被认可，并使单元机组热工自动化水平得到很大提高。随着火电厂机炉电一体化控制，机组整组启动及电厂AGC发展的需要，电气自动化系统已完全纳入DCS。按常规划分方法，火电厂电气设备分为单元机组电气部分和电厂网控部分，单元机组电气部分和全厂网控部分都纳入DCS进行设计，其中全厂NCS部分集中在电厂网控室，单元机组ECS部分集中在中央控制室内。

本次设计即采用分散控制系统。220kV系统采用单元机组电气自动化控制系统

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ECS，全厂网控自动化控制系统NCS和DCS控制系统。

8.2 发电厂的断路器控制信号电路

目前，对大容量机组的发电厂的控制，已取消了常规LW2型控制开关对断路器的控制，监控回路已微机化，断路器的控制分别在DCS和NCS的CRT操作画面上进行。发变组的断路器控制电路和厂用工作电源开关的控制电路图分别见附图6 。现分别对两断路器的控制电路予以说明。

8.2.1 220kV发电机变压器组断路器的控制信号电路（=S1=E1=AC=AC1）

图8-1示出了220kV发电机变压器组断路器（=S1=E1=GT-QF）的控制信号电路（=S1=E1=AC=AC1）。图中设备配置如表8-1所示，表中液压操作机构的微动开关触点及SF6气体密度继电器的动作条件如表8-2所示。图8-1点划线框内为发变组保护C柜总出口操作箱（=AP-C+C2）内设备，其余设备为断路器机构箱及控制箱内设备。防跳则采用断路器机构本身的防跳回路，而将保护C柜操作箱中的防跳接线予以短接（图中未画出）。

该电路的控制原理如下： 1. 合闸控制

合闸控制有三种形式：

（1）手动就地合闸。将选择开关SA置于就地（L）位置，其触点5-6接通。按下合闸按钮SB1，合闸线圈Y1经回路“L1+→QF1?SA触点5-6?SB1?Y1及PC1?KCF·2触点?QF·2（QF·3）?KL4·1触点?KL3·1触点?QF2?L1-”接通，带电启动，实现断路器手动就地合闸。计数器PC1用于断路器合闸次数的计数

（2）远方控制（DCS控制）合闸。将选择开关SA置于远方（R）位置，其触点7-8接通。DCS控制发合闸命令，DCS合闸继电器（=AC-DCS-K1）常开触点闭合，启动手动合闸继电器KC1，其常开触点KC1闭合，将合闸线圈Y1接通，带电启动，实现断路器DCS合闸。与此同时，启动合闸保持继电器，给两对常开触点KCH·1、KCH·2形成自保持回路。

（3）自动准同期（ASA)合闸。在选择开关SA置于远方（R）位置，且满足同期条件时，自动准同期装置动作，其出口继电器（=AS-ASA-K1）常开触点闭合，启动手动合闸继电器KC1，使合闸线圈Y1带电启动，实现断路器自动合闸。此时仍有KCH构成的自保持回路。

断路器合闸后，断路器的辅助常闭触点QF·2、QF·3断开，辅助常开触点QF·4、QF·5、QF·6、QF·7闭合，合闸位置继电器KCC1、KCC2分别经回路“L2+?QF3?KCC2线圈?SA触点11-22?Y22?QF·6（QF·7）1触点?KL5·1触点?QF4?L2-”?KL2·

带电启动，其常开触点KCC1·2、KCC1·3、KCC2·2、KCC2·3闭合，其常闭触点KCC1·4、KCC2·4断开，发出断路器合闸位置信号（包括遥信)。

2. 跳闸控制

跳闸控制有三种形式：

（1）手动就地跳闸。将选择开关SA置于就地（L）位置，其触点1-2、9-10接通，按下跳闸按钮SB2、SB3，跳闸线圈Y21、Y22分别经回路“L1+?QF1?SA触点1-2?SB2?Y21?QF·4（QF·5)?KL1·1?KL3·1?QF2?L1-”和回路“L2+?QF3?SA触点9-10?SB3?Y22?QF·5（QF·6)?KL2·1?KL5·1?QF4?L2-”接通，带电启动，实现断路器手动就地双重跳闸。

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2×300MW级火力发电厂电气设计

（2）远方控制（DCS控制）跳闸。将选择开关SA置于远方（R）位置，其触点3-4、11-12接通。DCS控制发出跳闸命令，DCS跳闸继电器（=AC-DCS-K2)常开触点闭合，启动手动跳闸继电器KC2，其常开触点KC2·1、KC2·2 闭合，分别将跳闸线圈Y21、Y22接通，带电启动实现断路器DCS双重跳闸。与此同时，KTH2·1、KTH2·2形成自保持回路。

（3）继电保护自动跳闸。在选择开关SA置于远方（R）位置，一次系统发生故障时，继电保护动作，其出口继电器（=AP-A-K）或（=AP-B-K）或（=AP-C-K1+C1）、（=AP-C-K2+C1）或母线保护（图中未画）常开触点闭合，启动保护总出口继电器KCO1或KCO2，其常开触点KCO1·1、KCO1·2或KCO2·1、KCO2·2闭合分别使跳闸线圈Y21、Y22带电启动，实现断路器自动双重跳闸。此时，仍有KTH1、KTH2构成的自保持回路。另外，对瞬时性故障，还启动保护中的重合闸功能，实现自动重合闸（图中未画）。

断路器跳闸后，断路器辅助常开触点QF·4、QF·5、QF·6、QF·7断开，辅助常闭触点QF·2、QF·3闭合，跳闸位置继电器经回路“L1+?QF1?KCT线圈?SA触点7-8?Y1线圈?KCF·2触点?QF·2（QF·3）?KL4·1触点?KL3·1触点?QF2?L1-”带电启动，其常开触点KCT·2闭合，发出断路器跳闸位置信号。

3. 电气防跳

本电路采用的是由防跳继电器电压启动并保持的防跳原理。当断路器进行合闸操作并合于故障又很快被保护跳开，且此过程中合闸脉冲一直未消失（如KCL一直励磁），则防跳继电器KCF线圈在断路器合闸状态中经其辅助常开触点QF·1启动并经常开触点KCF·1自保持，常闭触点KCF·2断开切断合闸回路，防止了断路器再次合闸，即实现了断路器的电气防跳。

4. 液压及气压检查

根据表8-3所示微动开关和密度继电器的动作条件，正常油压为31.6~32.6MPa。当由于漏油或其他原因造成油压低于31.6MPa时，微动开关S5、S6闭合，启动交流接触器KM并形成KM的自保持回路，常开触点KM·1、KM·2闭合，启动油泵电动机M打压。KM启动的同时时间继电器也启动。一旦打压超时（3min），1CT常闭触点延时断开，KM失电，实现电动机打压超时闭锁。当油压高于31·6MPa时，S5断开，当油压升至32.6MPa，S6断开，KM线圈失电，电动机停转，停止打压。当油压低于30.5MPa时，微动开关S4闭合，闭锁重合闸（图中未画）并发闭锁信号。当油压低于27.8MPa时，S3闭合，启动闭锁继电器KL4，其常闭·触点KL4·1断开，切断合闸回路，实现合闸闭锁。同时常开触点KL4·2闭合，发合闸闭锁信号。当油压升至29.8MPa时，S3断开，合闸闭锁解除。当油压低于25.8MPa时，S1、S2闭合，启动闭锁继电器KL1、KL2，其常闭触点KL1·1、KL2·1断开，分别切断跳闸回路I、II，实现跳闸双重闭锁。同时常开触点KL1·2、KL2·2闭合，发跳闸闭锁信号，当油压升至27.8MPa。S1、S2断开，跳闸闭锁解除。断路器SF6气体压力低于0.55MPa时，密度继电器KD1常闭触点闭合，发低气压报警信号。当气体压力低于0.52MPa时，密度继电器KD2闭合，分别启动闭锁继电器KL3、KL5，常闭触点KL3·1断开，闭锁合闸回路和跳闸回路I，常闭触点KL5·1断开，闭锁跳闸回路II。同时常开触点KL3·2和KL5·2闭合发闭锁信号。

5. 电源监视及切换

当电源I（L1+、L1-）消失，电源监察继电器KVS1或KVS2失电，其常闭触点闭合，公共电源切换为电源II供电。

6. 断路器液压操作机构箱的照明驱潮及加热

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投入电源开关QF4，驱潮加热器EHD开始工作，当打开照明灯HL的门控开关后，机构箱照明灯点亮（门关即灯灭）；当投入QF5且KM·3闭合，计数器PC2启动，用于油泵启动次数的计数；投入QF6，温度控制器S接通电源，当液压机构箱温度低于要求值时S工作，并启动高容量继电器KH和温度传感器，常开触点KH1闭合，启动保温加热器EHK1、EHK2，液压机构箱升温。温度升到要求值后，S停止工作，EHK1、EHK2退出运行。

7. 控制电路的特点综述

（1）控制电路双重化设计。

为了准确可靠切除故障，断路器能否可靠动作至关重要。断路器的可靠工作与灭弧装置、操作机构和控制电路有关。前两个因素取决于断路器制造水平，后一个因素则却取决于控制电路的设计。为了提高控制电路的可靠性，断路器的跳闸线圈和控制电源及控制电缆均配有独立的两套，实现了跳闸双重化的要求。

（2）DCS控制合闸和ASA合闸

大容量发电厂机组采用DCS控制时，一般每台机组专设一套自动准同步装置（ASS），ASS通过接口接入网络总线中。此时，发电机的断路器合闸有两个途径。一个途径是由DCS的机组程序起动来实现，即DCS发出机组起动指令后，对汽轮机进行调速，达到接近同步转速时，DCS（有些DCS系统由DEH来实现）发出指令，自动将灭磁开关合闸，并投入自动电压调整装置（AVR),又AVR自动调节励磁电流，使发电机机端电压接近额定值；随后，DCS发出指令接通ASS，ASS对运行和带并机组的在线参数进行判断，给DEH和AVR脉冲，自动调节发电机转速和电压，ASS按断路器的实际合闸时间整定越前时间，当满足同步条件时，DCS发出合闸脉冲，操作的全过程由DCS自动完成。另一个途径是当发电机转速和电压接近同步条件时（可由DEH和AVR自动调节，也可由运行人员手动调节），运行人员投入ASS，ASS按上述途径将发电机断路器合闸，这个途径是当机组运行前DCS未调整好或DCS机组程序起动故障或停运时，运行人员干预进行同步操作。

（3）合、跳闸保持继电器的采用。

由于跳合闸回路接有跳合闸线圈，属于感性负载，触点在断开时，会承受线圈产生的很高的反向浪涌电压，往往会造成弧点拉弧，导致触点烧毁。因此，控制电路中自动装置和继电保护元件出口触点经中间继电器重动，并且加设合、跳闸保持继电器构成保持回路。而采用保持回路后，中间继电器触点在导通跳合闸回路的同时启动保持回路，由 保持回路来保证即使保护触点断开，而跳合闸回路仍旧导通，切断跳合闸线圈回路由具有一定灭弧能力的断路器辅助触点在断路器主触头动作后完成。从而既保证了断路器的可靠分合，也避免了保护触点直接拉弧，所以在继电保护反措要求中明确规定应有保持回路。

（4）位置继电器与控制电路断线。

位置继电器除了提供断路器指示外，另一个重要作用是监视控制电路是否完好。即当控制回路断线时，合、跳闸位置继电器同时失电，其常闭触点闭合发控制回路断线信号。按照技术要求，必须监视跳闸回路（跳闸回路断线比合闸回路断线后果要严重的多），因而合闸位置继电器负端没有引出装置直接在内部就和跳闸回路并在一起。而跳闸位置继电器负端单独引出，主要是为了与不同类型的断路器空载电路配合。但常规设计上，一般也在端子排上直接同合闸回路并接（如图8-1所示）。

（5）断路器自身防跳功能与控制回路配合。

为了达到防跳目的，断路器的操作机构和保护装置操作箱均有防跳功能。在现场一般取消保护装置的防跳功能，而保护装置的防跳继电器从板子上焊掉，而直接将防跳继

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电器的常闭触点用连线焊接短接。

（6）控制电路的信号回路。 在发电厂和变电所中，为了监视各种电气设备和系统的运行状态，需设置信号回路。按信号的性质可分为事故信号、预告信号、位置信号和继电保护与动作装置信号。 事故信号是指发生事故时，断路器事故跳闸的信号；预告信号是指一次或二次设备偏离正常运行状态的信号；位置信号是指表示断路器、隔离开关、变压器调压开关等开关设备触头位置的信号。继电保护与自动装置动作信号是指各类继电保护或自动装置动作后相应的显示信号。其中事故信号和预告信号又统称为中央信号。

传统的信号回路是由专门的信号装置（以冲击继电器为核心元件）构成，目前均已淘汰，信号回路及其功能由计算机控制系统代替，即上述各种信号分别经控制电路、继电保护、自动装置起动后送人测控装置、遥信装置、故障录波装置予以显示，如图8-1（二）所示。

8.2.2 6KV厂用工作电源开关的控制信号电（=S1=E1-AC-AC2）

附图6示出了6KV厂用工作电源开关（=S1=E1=PC-QF1）的控制信号电路（=E1-AC-AC2），图中设备配置如表8-3所示。

该电路的控制原理如下： 1. 合闸控制

合闸控制有三种形式：

（1）就地合闸。将选择开关SA置于就地（L）位置，其触点5-6接通。按下合闸按钮SB1，此时开关柜手车在“工作”位置（S1闭合）或“试验”位置（S2闭合），弹簧操作机构储能结束（辅助开关S3·1断开，防跳继电器KCF线圈失电，KCF·1闭合），则合闸线圈Y1经回路“L+?QF1?SA触点5-6?SB1?KCH线圈?S1（或S2）?KCF·1?QF·1?Y1?QF2?L1-”接通，带电启动，实现断路器就地合闸。与此同时，合闸保持继电器KCH经其常开触点形成自保持回路。

（2）远方控制（DCS控制）合闸。将选择开关SA置于“远方（R）”位置，其触点1-2接通。DCS控制发合闸命令，启动综合保护测控装置APC的遥控合闸继电器，其常开触点闭合，将合闸线圈Y1接通，带电启动，实现断路器DCS合闸。

（3）快切装置合闸。当厂用快切装置因运行需要而须投入工作电源时，快切装置AQ发出合闸命令，AQ出口合闸继电器K1常开触点闭合，接通合闸线圈Y1，使其带电启动，实现断路器快切合闸。

需要说明的是，上述三种形式的合闸均经合闸保持继电器KCH的常开触点形成自保持回路；上述DCS合闸和快切合闸其装置本身均有自动捡同期合闸功能；上述三种形式的合闸完成后，合闸位置继电器KCC带电启动，点亮合位指示红灯，表明的断路器在合闸位置。

2. 跳闸控制

跳闸控制有四种形式。即“就地（L）”跳闸（SA触点5-6接通并按下跳闸按钮SB2）；“远方（R）”跳闸（SA触点1-2接通，同时DCS发跳闸命令使遥控跳闸继电器K11常开触点闭合）；快切跳闸（AQ出口跳闸继电器K2常开触点闭合）；保护跳闸（保护A柜或B柜或C柜保护动作，其出口继电器K常开触点闭合）。四种形式均使跳闸线圈Y2带电启动，实现断路器跳闸，而且四种形式的跳闸均经跳闸保持继电器KTH的常开触点形成自保持回路。断路器跳闸后，跳闸位置继电器KCT带电启动，点亮跳位指示绿灯，表明断路器在跳闸位置。

3. 弹簧操作机构储能

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断路器合闸操作完毕，弹簧释放能量，其辅助开关S3·2、S3·3闭合，启动储能电动机M使合闸弹簧储能，储能结束，S3·2、S3·3断开，电动机停转，S3·4闭合点亮储能灯HL。同时S3·1断开，为下次合闸做好准备。

4. 电气防跳

该电路的电气防跳功能采用断路器机构本身的防跳回路。防跳原理是：断路器合闸后，合闸弹簧储能释放，S3·1闭合，如此时合闸脉冲一直未消失，则防跳继电器KCF经S3·1励磁启动，其常开触点KCF·2闭合形成自保持回路，其常闭触点KCF·1断开，切断合闸回路，而断路器跳闸后阻止了再次 合闸，实现了电气防跳。 表8-1设备表（=S1=E1） 项目代号 -QF1~-QF4 -KC1 -KC2 -KCO1 =AP-C+C2 （保护操作箱） -KCO2 -KCT -KCC1-KCC2 -KCH1 -KTH1-KTH2 -KVS-KVS1-KVS2 -QF3~-QF6 -SA -SB1 -SB2-SB3 -KCF -KM -KT =AC-AC1+CB （断路器控制箱） -KL1~KL5 -KD -KH -XB1 -X -PC1-PC2 -ZB -S =AC-1+LB （断路器机构箱） -HL -S1~-S6 名称 直流小空开 手动合闸继电器 手动跳闸继电器 保护出口继电器 保护出口继电器 跳闸位置继电器 合闸位置继电器 合闸保持继电器 跳闸保持继电器 电源监察继电器 小型断路器 选择开关 合闸按钮 跳闸按钮 防跳继电器 交流接触器 时间继电器 闭锁继电器 密度继电器 高容量继电器 连接片 插座 计数器 温度传感器 温度控制器 照明灯 微动开关触点

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-QF·1~-QF·7 -Y1 -Y21-Y22 -M -EHD -EHK1-EHK2 =AS-ASA -K1 -K1 =AC-PCS -K2 -SB =AP-A =AP-B =AP-C+C1 -K -K -K1-K2 断路器辅助触点 合闸线圈 跳闸线圈 油泵电动机 驱潮加热器 保温加热器 自动准同期装置 出口继电器 DCS合闸继电器 DCS跳闸继电器 紧急跳闸按钮 保护A柜出口继电器 保护B柜出口继电器 保护C柜出口继电器 表8-2微动开关及密度继电器动作值（MPa）

表8-3设备表（=S1=E1） 项目代号 -KCT =APC （微机综合保护测控装置） -KCC -KCH 名称 跳闸位置继电器 合闸位置继电器 合闸保持继电器

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-KTH -K11 -K21 -S1 -S2 -S3 =AC-AC2+LB1 （6KV开关柜机构箱） -QF·1~-QF·3 -KCF -Y1 -Y2 -M -SA -SB1 =AC-AC2+LB2 （6KV开关柜柜面） -SB2 -HR -HG -HL =AQ （6KV厂用电快切装置） =AP-A =AP-B =AP-C -K1 -K2 -K -K -K 跳闸保持继电器 APC遥控合闸继电器 APC遥控跳闸继电器 手车限位开关（工作位置） 手车限位开关（试验位置） 弹簧操作机构辅助开关 断路器辅助触点 防跳继电器 合闸线圈 跳闸线圈 储能电动机 选择开关 合闸按钮 跳闸按钮 红灯 绿灯 白炽灯 AQ出口合闸继电器 AQ出口跳闸继电器 保护A柜出口继电器 保护B柜出口继电器 保护C柜出口继电器 附录：2×300MW级火力发电厂电气设计计算书

一．单母分段接线与双目接线主接线方案的可靠性比较

可靠性计算的假设条件：1220KV采用SF6断路器，输电线路长度取L＝80km，○设备原始数据取为：断路器故障率?Q?0.016fa，母线故障率?w?0.08fa，线路故障率?L?0.008fa，断路器大修周期?0?0.17ra，断路器小修周期?0?0.7ra，断路器故障停运时间TQf?50h，断路器大修时间TQr0?400h，断路器小修时间TQr?80h，

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故障查明时间Twf?0.3h，隔离开关分合闸时间Tc?0.1h，母线检修周期?wr?0.08ra，母线停故障运时间Twr?6h，母线检修停运时间Twr?5h；○2单母线接线正常运行时分段断路器投入，T1/L1接于W1段母线，T2、L2接于W2段母线；双母线接线正常运行时母联断路器投入，T1、L1接于W1段母线，T2、L2接于W2母线。 1.辅助系数的计算

L （1）断路器故障率?Qi??Q??L???fa?，对断路器分别计算，其中对母联断路

100器和分段断路器?Q，修正为2?Q，计算结果示与附表1-1： 附表1-1

断路器编号 Q1 Q2 Q3 Q4 Q5 线路长度L(km) 0 0 80 80 0 自身故障率 ?Q（f/a） 线路影响率L ?L100(f/a) 0.014 0.014 0.014 0.014 0.028 0 0 0.0064 0.0064 0 母线影响率 λ（f/a） 0.002 0.002 0.002 0.002 0.004 某断路器故障率?Qi??Q??LL???fa? 1000.016 0.016 0.0224 0.024 0.032 （2）断路器故障停运系数

由公式KQfi??QiTQfi8760求得

单母分段接线与双母接线的断路器故障停运系数相同： KQf1?KQf2? KQf3?KQf4 KQf5?0.016?50?0.00009 1387600.0224?50??0.000127 9

87600.032?50?0.00018 268760(3) 断路器计划检修停运系数

u0TQr0?uQTQrkQri?8760uQ由下式求得

0.17?400?0.7?80??87600.7?0.170.7?0.0126

uQ?u0(4) 母线故障停运系数 由下式求得

kwf??wTwf8760?0.08?6?0.0000548 8760(5) 母线计划检修停运系数 由下式求得

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kwr?uwTwr0.8?5??0.0004566 87608760 (6) 正常工作系数 ：单母分段接线与双母接线相同

55由下式求得

k0?1??kQf? 8?0.9363i?kQri11(7) 一台断路器检修期间，另一台故障停运引起对应线路被迫停运时间分别计算断路器和母线故障

① 断路器故障：Tr1f2?Tf2?Tf222Tr1502?50??46.875(h)

2?400② 母线故障：Tr1wf?Twf?2Twf2Tr162?6??5.955(h)

2?400(8) 一母线检修期间，另一元件故障，引起对应线路被迫停运时间分别计算断路器和母线故障。

11①断路器故障：TWr1f2?TWr??5?2.5(h)

2211②母线故障：TWr1wf?TWr??5?2.5(h)

22(9) 断路器或其它元件故障，引起对应元件被迫停运时间，即对应元件经切换的恢复时间。由下式求得

T?T0＋nTC?0.3?n?0.1

式中，n视隔离开关切换台数而定。

（10）全部原件正常时，某断路器或母线故障的停运频次由式

?r0f2?Kr1?f2 可得。详见表附1-2和附表1-3.

（11）断路器检修时，另一断路器或母线故障的停运频次由式

?r1f2?Kr1?f2可得。详见附表1-2和附表1-3.

以上参数经计算后，其结果分别列入附表1-2和附表1-3中，根据全概率定理即可求得：各元件的停运的时间；同时切除两元件的概率；同时停运频次等可靠性指标，详见表附1-2和附表1-3.

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