大型火力发电厂厂用电系统1

第一章 绪论

第一节 火力发电厂的厂用电系统及负荷分类

任一较现代化的工矿企业在进行生产时，必然要使用一些用电动机械。工厂越现代，这些电动机械一般就越多，向其供电的系统也越复杂。在设计与生产中，我们称这些电气负荷为“厂用负荷”，而将供电系统称为“厂用电系统”，而组成这套厂用电供电系统的设备则称之为“厂用电设备”。

火力发电厂也一样，发电机需汽轮机来拖动，而驱动汽轮机的蒸汽又来自锅炉，围绕着这个主系统，有许多的子系统为其服务，这些子系统又都是由成百上千的电动机机械组成的。

例如电厂的锅炉在运行时，需燃料系统为其服务，这系统就由翻车机系统、堆料取料机系统、碎煤机系统及皮带输送机系统组成。而翻车机系统又由重车拖动机械、空车拖动机械、空车平台移动机械及翻转机械等组成。这些大大小小的厂用机械需有机地结合起来一起工作，才能保证发电机组正常运行，并输出电力。这些为保证电厂安全运行的全部电动负荷，都统归在发电厂的厂用电范围中。

人们习惯地将厂用电负荷分类，以便于统一管理并分类供电，由于使用的角度不同，分类的方法也不相同，常用的分类方法有以下几类。 一、 按电源的种类分类

根据厂用电负荷所用电源的种类，可分为交流厂用电负荷（以下简称厂用负荷）及直流厂用负荷，由此对其供电的电源也按其种类分为交流电源和直流电源。

绝大部分的厂用负荷使用交流电源，因为该电源可从发电机出口及电力系统经降压获得，运行、维护都是很方便。而那些必须用直流电源或在全厂各种交流电源消失后仍需继续运行的负荷，则由另设的直流电源供电，如各种控制、保护、通信系统及直流电机等。

有一种负荷，虽然也运行在交流电压下，但究其电源，却是由直流电源供电，经逆变器或不停电电源（UPS）将其转换为交流电源后使用的。这种负荷我们按其实际使用的电压，仍称其为交流负荷。

将负荷按电源种类分类，可以使设计者了解负荷的电源要求，以及计算交直流各电源的容量，并将负荷按其电压性质分别接入不同系统，而运行人员据此可很容易地找到该负荷的供电系统。 二、 按电源的电压等级分类

厂用负荷按其供电电压可分为高压厂用负荷和低压厂用负荷。在我国的火力发电厂中，一般高压厂用电压有10kV、6kV及3kV三种，其中6kV最常见。在少数老电厂或从国外引进的大机组电厂中，也存在10kV及3kV的电压等级。老电厂的3kV系统是由解放前延续而来，现已基本改造完毕。而个别与国外联合设计的新型大容量电厂，因考虑发电机进相运行时大电动机的自启动电压要求，也出现过10kV及3kV两个高压厂用电系统。

发电厂的低压厂用电应包括交流厂用电和直流厂用电，但习惯上人们将低压交流厂用电系统称为“低压厂用电系统”，而将直流厂用电系统单独划为“直流系统”。电厂的低压厂用电电压等级，一般为380/220V。如果电厂采用的是中性点不接地系统，那么其低压厂用电电压为380V；如果电厂采用的是中性点直接接地系统，那么其电压则为380/220V。

为减小短路电流水平，节约铜等有色金属的消耗，近来有人提出增加660V这一级电压，但至今响应者不多。

在厂用电系统中设计中，将根据厂用负荷的容量大小来决定此负荷应接入高压系统还是

低压系统。如把较小的负荷接入6kV厂用高压系统，那么其绕组将极细而绝缘又极厚，不仅工艺较难，且不经济。反之也同样。根据我国的制造工艺及经济比较，把高低压厂用负荷的界限定于200kW，即当负荷容量大于及等于200kW时，应将其接于6kV系统；而小于200kW时，则接于380/220V系统。当然，在就地没有6kV系统，而低压厂用电系统的容量又足够大时，也允许将略高于200kW的负荷接于低压厂用电系统中。

当厂用电压为3kV时，与低压厂用电系统的负荷容量分界线定在100kW较为合适。 直流厂用电的电压一般为220V及110V，在中小型发电机组中，直流动力及控制为一个供电系统，所以常用220V一级直流电压。在大型机组中，要求将直流的动力和控制系统分开供电，所以往往采用220V和110V两种电压，前者为动力系统电源，后者为控制系统电源。

也有个别的直流设备电压要求为75V、15V或其他电压等级，这类负荷的容量一般较小，常单独设一组蓄电池供电。也可从上述厂用直流的蓄电池组中抽头分压获得，由于这种方法会影响电池的寿命，故现在已很少采用了。

将厂用负荷按其电压分类的方法，常用于高低压厂用负荷的计算及进行厂用负荷的配置等等。 三、 按负荷的工艺系统分类

一个大型电厂中，厂用负荷可达上千台，而这上千的厂用负荷，又相对按其用途集中在一个或几个工艺系统中，所以设计中也常常采用按负荷的工艺系统分类的方法。这样一个电厂大致可分为汽水系统、制粉系统、燃烧系统、开式和闭式冷却水系统、润滑油系统、循环水和供水系统、输煤系统、燃油或点火油系统、水预处理和代化学水系统、除灰系统、控制系统及电气、修配、暖通等公用负荷系统。

由于这种方法与专业分工及电厂目前的运行体制对应，所以使用很广，设计成品常按上述方法分卷分册，而厂用电供电系统也常按此设置电源，如化学变压器，输煤变压器等等，都直接表明了该变压器的主要用途。 四、 按负荷重要性分类

各厂用负荷在电厂正常生产中的性质不相同，所以对它的供电方式也不尽相同。按其在生产过程中的不同重要性，可将厂用负荷分为如下几类。

I类负荷：这类负荷对于电厂的生产极其重要，即便是在瞬时断电而由手动恢复供电前的短时停电中，也可能危及人身及设备的安全，使生产停顿或发电量大幅度下降，如送、引风机及给水泵等负荷。

Ⅱ类负荷：这类负荷允许短时停电，但如停电时间过长，有可能损坏设备或影响正常生产，如钢球磨煤机、碎煤机等负荷。

Ⅲ类负荷：这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设备等负荷。

随着机组容量加大及自动化水平的不断提高，有些负荷对电源可靠性的要求也越来越高，如机组的计算机控制系统就要求电源的停电时间不超过5ms，否则将造成数据遗失或失控。这类负荷过去常称为“不停电负荷”，现由国家有关部门规定，统一称为“0I类负荷”，由不停电电源供电，而相应地将直流负荷称之为“0Ⅱ类负荷”。

还有一类负荷，在机组启停中起极为重要的作用，而在正常运行工况时，只相当于上述I类负荷乃至Ⅱ类负荷。如发电机的盘车电动机及交流润滑油泵等，如在停机时失去电源，将造成发电机大轴弯曲和轴瓦烧损的事故。这类负荷正常时由低压厂用电系统供电，一旦全厂停电时，由一不受本厂厂用电系统及本区域电力系统影响的独立电源供电，以保障发电机组顺利停机，不致造成设备损坏，并能很快地再启动。此电源称为“保安电源”，这部分负荷常被称为“事故保安负荷”，在设计中将其定为“0Ⅲ类负荷”。

火力发电厂内主要负荷按其运行重要性的分类见表A。 以上仅是几种常用的负荷分类方法，它们相对独立而又互为交叉，各有特点而又互为补充，没有一个分类方法能全面地概括负荷的性质，所以在实际应用中，应根据自己的使用特点采用较合适的分类方法。在一项较复杂的工作中，往往需要几种方法并用才能得出结果。如厂用电系统设计中，需先按各负荷的电源、电压及用途性质将其分类并计算，然后才按其重要性接线，这将在以后章节分别论述。

第二节 厂用负荷的供电

虽然厂用负荷的分类方法很多，但对厂用负荷的供电方式却主要是由它在运行中的重要性来决定的。

（1）I类负荷。对I类负荷，常常要求将其接于供电可靠性较高的母线上。对于接有这类负荷的供电母线，要求系统可靠，且一旦工作电源故障后，应有备用电源自动投入。而设备配置方面，往往采用专门配置备用设备的方式，一旦工作设备故障停运，则备用设备自动投入，如凝结水泵、循环水泵等。但也有个别I类负荷不配置备用设备，而是要求对这些负荷作双电源供电，并设自动切换装置，以确保设备运行的安全，如发电机励磁用的硅整流盘通风机及主变压器的强油循环泵电源等。

（2）Ⅱ类负荷。Ⅱ类负荷与I类负荷的供电方式差不多，接有该负荷的母线也应电源可靠并具有备用电源，所不同的仅是备用电源不用自动投入，而用手动投入即可。Ⅱ类负荷往往也设有备用设备，互为备用的方式与I类负荷一样。

（3）Ⅲ类负荷。Ⅲ类负荷的供电系统可靠性要求可略低些，允许只有一个电源。如有可能，最好仍设有备用电源，以便在工作电源长时停电时，设备也能够运行。这类负荷一般没有备用设备。

（4）0I类负荷。对于0I类负荷（即不停电负荷）的供电，一般的电源自动切换系统已不能满足要求，所以专门采用不停电电源（筒称UPS）或逆变机组对其供电。正常时由厂用交流电源供电，一旦电源消失，UPS内无触点静态快速开关将电源在极短时间内（≤3ms）切换至直流系统，改由直流供电并逆变为交流输出，继续维持0I类负荷的运行。而0Ⅱ类负荷（即直流负荷），则自始至终一直由直流系统供电。

（5）0Ⅲ类负荷。在大机组电厂中，一般采用柴油发电机作为保安电源向0Ⅲ类负荷（即事故保安负荷）供电，因为它基本不受外界系统的影响。当电力系统停电或全厂事故停机时，柴油发电机便快速启动，向0Ⅲ类负荷供电。有些电厂认为柴油发电机有维护、检修、保养等诸多不便，因而从与本厂相对独立的当地电网中拉一回线路作为保安电源。这种方式做为柴油发电机的备用电源还可以，但如仅靠这一个电源来保证事故时的安全停机，却不能做到万无一失。因为如果遇到系统解裂及区域性的系统停电故障，上述电源是没有保障的。

在200MW机组中，也曾用交直流逆变机组作为保安电源。这种机组由一台交流电动机/发电机及一台直流电动机/发电机同轴耦合而成。正常运行时交流厂用电系统向交流电动机供电，交流电动机呈电动机状态运行，拖动同轴的直流电动机。此时直流电动机呈发电机运行，向蓄电池充电。一旦厂用电消失，直流电动机立即成为电动机状态，并拖动呈发电机运行的交流电动机，向0Ⅲ类负荷供电。当然，由于蓄电池组的容量有限，逆变机组容量不可能作得太大，一般仅为15~30kW，所以它仅用于200MW机组，且应适当限制保安负荷的容量。

保安电源一般设置在200MW及以上的机组中，这是因为在小机组中0Ⅲ类负荷容量很小。一些小负荷，如润滑油泵可用直流电动机驱动等；而盘机电动机等较大容量的设备，可用手动盘车等装置代替，就不用再设置价格昂贵的保安电源了。

要指出的是，保安电源并不是非常可靠的，它的职责是保证发电机组能安全地停机。在全厂停电时，不可排除柴油发电机有数次启动才能成功的可能性。即便一次投入成功，也要

数秒钟才能逐步带上负荷。因此，有人以为保安电源能够永远有效，将不允许短时停电的设备也接在其上，是很错误的。

随着技术水平的提高以及新一代的高可靠性设备的出现，上述接线原则也发生了较大的变化。尤其是采用了PC（动力中心）—MCC（电动机控制中心）的接线方式后，它以高可靠性的设备和清晰的接线，代替了原来的低参数设备和复杂的接线。I类负荷也被允许接在低一级的母线（MCC）上，并在电源的切换上也采用了手动切换，这在第三章中将予以细述。

第二章 高压厂用电系统

第一节 高压厂用电接线

一、 对高压厂用电系统的接线要求

在设计一个发电厂的高压厂用电接线时，首先应了解各工艺系统在电厂中的作用及区域，并结合运行、检修及施工的要求，对各类负荷设计合理的供电方案。对于I、Ⅱ类负荷，应考虑其电源有较高的可靠性，并配有备用电源自动投入装置。两个互为备用的负荷，则应尽量从不同的母线段引接。而对那些供电距离较远的负荷，则应对其供电方案作经济技术比较。当经济合理、技术可靠时，也可考虑用电缆或架空线路将厂用电源升压后送去。

高压厂用电的接线方案可以各有不同，但首先应遵循如下几点原则：

（1）各机组的高压厂用电系统应该相对独立，这一条对200MW及以上的机组尤为重要。这主要是为了防止某一台机组的厂用电母线故障时，不致影响其他机组的正常运行。200MW及以上的机组是电力系统的主力机组，一旦几台机组同时停机，极有可能造成电力系统的崩溃和解裂。同时，由于事故被限制在一个较小的范围，也便于事故处理，并使机组在短时内恢复运行。

（2）高压厂用电系统应设有启动/备用电源，该电源的设置方式根据机组容量的大小和它在系统中的重要性而异，但必须是可靠的，在机组起停及事故时的切换操作要少，并且与正常的工作电源能短时并列运行，以满足机组在启动和停运过程中的供电要求。

（3）要考虑全厂的发展规划，各高压厂用电系统的布置应留有充分的扩充余地，当规划容量能看得准时，在高压厂用电系统的容量上应考虑足够的裕度，以免在扩建时造成不必要的重复性浪费。

（4）由于大多数电厂均是一次设计分期建设，所以应充分考虑在这种施工情况下的高压厂用电系统运行方式。尤其是对公用负荷的供电，既要保证已建成机组的运行，也要考虑到在建机组建成后便于过渡。应尽量减少在数台机组连续施工过程中多次停电改变接线和更换设备的机率。 二、 各种容量机组的高压厂用电接线

在单机容量为25MW、50MW，甚至100MW的供热电厂或小型电厂中，往往机炉的数量是不对应的，锅炉产生的蒸汽进入母管，然后向汽轮机供汽。大容量的负荷主要集中于锅炉房及输煤系统，如送风机、引风机、磨煤机及输煤皮带等。因此在小容量机组的设计概念中，高压厂用母线应按炉分段，如图2-1所示。

随着发电机容量的不断增大，汽机辅机的容量也越来越大，如射水泵、凝结水泵等设备都进入了高压负荷的范围。由于汽机房内的高压负荷逐渐增多，加之在大容量机组中机、炉都成单元制运行，以炉分段的概念逐渐淡薄。当单机容量为200MW以上时，实际已是按机组分段了。

因为厂用电系统一般均可随机组检修时一起停电检修，加之高压厂用母线的故障机率极小，所以无论大小机组，绝大部分的高压厂用电系统都采用单母线接线。

高压厂用母线大都设有工作及备用两个电源，当工作电压故障失去时，备用电压应能自动投入。

1． 小机组的高压厂用电接线

在小容量机组中，高压厂用母线是以炉分段的。一般情况下，当锅炉容量为65t/h及以下时，两台炉可合用一段母线；锅炉容量达到120~220t/h时，则一台炉设一段母线。

当发电机接在一段较低电压的母线上，而此母线与系统连接时，由于这段母线的可靠性较高，高压厂用电源一般从此母线上通过高压厂用变压器引接。当母线电压与厂用电压等级一致时，可直接由母线相接。为限制厂用母线上的短路电流，也可通过电抗器限流，如图2-2（a）所示。这样，不仅机组间可互为备用，而且与系统电源连接的也能作为备用/启动电源，在全厂机组停运间将电力反馈回电厂。

如机组通过升压变压器直接送入较高的电力电网，则从发电机的出口引线处直接引取高压厂用电源，如图2-2（b）所示。

2． 大中容量机组的高压厂用电接线

大部分100MW机和125MW及以上的机组，其高压厂用电源都是从发电机出口母线处通过厂用变压器引接的，厂用电系统的备用电源另设。机组启动时，先由备用电源向厂用电系统供电，待运行正常后，则手动切换至工作电源。

国外有些大机组的高压厂用变压器也采用了有载调压变压器，这样可以很好的保证厂用电的质量，尤其是对存在进相运行可能的发电机组，更是如此。因为发电机进入进相运行工况时，其功率因数呈超前状态，励磁电流较正常运行时小，发电机的端电压也低，如厂用变压器为有载调压变压器，厂用电的电压质量可以很好地得到保持，否则一旦发电机进相运行，厂用系统便出现低电压工况，这不仅使大电动机的启动特别困难，而且对于一般电动机的寿命也极为不利。另外，有些电厂采用了有载调压变压器后，在发电机的出口再加装断路器，如图2-2（c）所示。这样，机组启动时，可先断开此断路器，厂用变压器由电力系统反送电，待发电机投入后，便自动由发电机供给电源。这种接线方式，可不用再另设启动电源。

高压负荷一般都比较重要，大多设有备用设置，当工作设备故障时，备用设备会自启动接替工作。为使工作与备用设备不会因母线故障而全部停运，设计中又将母线分为两段，把互为备用的设备接于不同段上，以达到上述目的，如图2-3（a）所示。

随机组及高压厂用变压器容量的不断增长，高压厂用电系统中的短路电流也在加大，为限制短路电流水平，除适当加大厂用变压器的阻抗外，还采用了低压为分裂绕组的分裂变压器，并将一台机组的两段高压母线接于不同的绕组上，如图2-3（b）所示。这种分裂变压器由于两个低压绕组间的分裂电抗很大，在短路时不仅可有效地阻止另一绕组的电动机反馈电流的流入，与双绕组变压器相比较少了短路电流水平，同时也能极大地减少故障绕组对非故障绕组母线电压的影响，使在另一段母线上运行的高压负荷能较正常地运行。在我国，分裂变压器一般用于200MW及以上的机组。 三、 高压公用负荷的接线

1． 设置高压公用段的目的

发电厂中有些负荷是不以机组为单元，而是为全厂服务的公用系统，如输煤系统、化学水处理系统及修配厂、污水处理场等等。对这类负荷的供电要避免仅依靠某个电源或某一台机组，以防止因某电源或某台机停运而使公用负荷不能运行，从而造成全厂停运的事故。

在设计公用负荷的接线时，还要特别注意其与连续施工的适应性。一般在建设的第一台机组投运前，公用负荷就必须建成投运，以保证第一台机在建成后便能投产。

在小机组的高压厂用电中，公用负荷的容量不大，且大半为低压负荷，因此如有高压负荷直接接于高压厂用母线上，而其他低压负荷就通过接在高压厂用母线上的降压变压器供电。

从200MW机组开始，公用负荷的容量增加了，并且其中高压负荷的成分也在增加，所以有必要就是否设专门的高压公用段作经济技术研究。在小机组电厂中，高压的公用负荷非常少，仅影响某一~二段厂用接线，当全厂停电检修时可一并检修带有公用负荷的厂用段。在大型区域性电厂中，是极少允许全厂停运检修的。如还像小电厂那样将高压公用负荷接于一个或几个厂用段上，那么只要有机组在运行，接有公用负荷的母线就极难停运行检修。如

公用负荷又分接于多台大机组的厂用段上，则问题就更突出了。所以，在大容量机组中设置高压公用段是很必要的。这不仅加强了机组的单元性，同时也有利于全厂公用负荷的集中管理。

2． 公用段的接线方式 公用段一般也分为两段，以便将互为备用的负荷接于不同的公用段上。公用段应设有工作与备用两个电源，可分别由高压厂用系统引4个不同电源，如图2-4（a）、（b）所示。也可仅引两回电源，而两段公用段互为备用，如图2-（c）4所示。

要注意的是，如采用专门的公用段，那么作为其电源的上一级高压厂用段的负荷容量将大幅度增加。如采用图2-4（a）、（b）所示的接线方式，一旦公用段失去某一电源，显而易见的是两段公用段负荷将全部作用在作为另一电源的高压厂用段上，这极易引起某一电源的过负荷。所以在设计中应特别注意负荷的合理分配。不仅在事故情况下不使电源过负荷，在正常运行及切换时，也不应因公用与工作负荷叠加在一起时引起电源过负荷。如不能避免上述现象时，应提出在这种情况时，通过启动某些互为备用的设备将部分负荷转移到另一高压厂用段上。

3． 公用段的设置地点

当公用负荷距离厂房较近时，可将公用段设在厂房内；如距离较远时，则可将公用段设在公用负荷较为集中心的地区，以减少电缆的长度及供电网络产生的电容电流。

我们知道，一般大型火力发电厂的范围比小型电厂要大很多，厂区内的公用负荷与高压厂用配电装置的距离也较远，如从主厂房内的高压配电装置至煤场、化学区域的电缆长度，可以达数百米。这不仅使电缆数量增加，并势必将增加高压厂用电系统的电容电流。

在我国的设计规程中要求：如采用中性点不接地系统，当由一个电源供电的高压厂用电系统的电容电流大于5A时，在该电源应设单相接地保护设施，一旦该系统有接地时，向运行人员发出报警信号。如这个系统的电容电流大于10A时，则应在该系统的每个回路上加装单相接地保护。这要求无论对于施工、运行及维护，都是比较困难的，所以我们希望将每个电源的电容电流能限制在10A以下，而分裂变压器的使用又为此创造了条件。因为分裂变压器的两个分裂绕组间不传递零序电流，所以电容电流的计算范围可仅限制在一个绕组的负荷中，相应减小了电容网络。因此，将公用段就地设置是减少电容电流最有效的方法。

一个电厂一般只设一个高压公用段，也可设视情况设几个公用段，此时按工艺的作用命名公用段，如输煤段、化学段等等。 四、 高压厂用启动/备用电源

为给发电机组正常启动时提供电源，必须提供一启动电源。保证高压厂用电系统的运行安全，设置厂用备用电源也是非常必要的。然而在现在设计中，一般将上述两种功能的电源合二为一，统称为“启动/备用电源”。

由于启动/备用电源所具备的功能，要求该电源应从与厂用电源相对独立的系统引接，所引接的系统应有两个以上的电源，并具有足够的容量。为保障电压质量，当启动/备用变压器的阻抗大于10.5%或所接电力系统的电压波动超过±5%时，还应考虑采用有载调压设施。

1． 启动/备用电源的引接

在小机组电厂中，数台机组常接于同一发电机电压母线上，此时启动/备用电源常直接从该电压母线引接。如电源的短路电流太大，则加装限流电抗器加以限制。当厂内还有与电力系统连接的更高一级电压母线，而系统的反馈容量又足够大时，为在全厂停电时能迅速取得备用电源，也可从此母线引接。

图2-5为大中型电厂高压厂用启动/备用电源引接方式。在大中型机组中，由于基本都是发电机—主变压器单元制接线，因此启动/备用电源一般从厂内最低一级的升高电压母线

引接，但先决条件是该母线与系统电源相连并具有足够的容量，如图2-5（a）、（b）所示。

作为较少的一种接线方式，也有将启动/备用电源从两个系统间的联络变压器的第三绕组引接的。这种接线方式固然可降低启动/备用变压器的造价，且可分别由两个系统引接启动/备用电源。但一旦联络变压器故障，则启动/备用电源也随此消失。因此这种接法使用不多，常见于变电所的所用电接线中，如图2-5（c）所示。

当大型发电厂内只有一级超高压母线时，从技术经济诸方面分析，启动/备用电源从此电压引接是不合适的。这种情况下，可从附近具有足够容量的较低级电压系统用专用线路引入电厂所需电源，如图2-5（d）所示。

由第一节所述，当发电机出口母线上加装断路器后，厂用电源有可能同时兼作机组的启动电源，不另设启动/备用电源。这在原苏联设计的大型电厂中较多见，但需另设一台同参数的高压厂用变压器作为“仓库备用”，一旦运行时的高压厂用变压器故障，则将机组停运并立即换上备用变压器，然后再并网发电。由于大型机组的高压厂用变压器事故率很低，因此这种方式也可作为启动/备用电源的一种方式。

启动/备用电源的接线方式还有几种，但因实用性不大，故不一一叙述。 2． 启动/备用电源的数量

根据实际调查及研究分析，我国对启动/备用电源的数量做如下规定：

（1）在单机容量为100MW以下的电厂中，当设置第六个高压厂用电源时配置第二个启动/备用电源。第二个启动/备用电源最好从与第一个启动/备用电源相对独立的电源系统引接。

（2）在单机容量为100~125MW时，设置第五个高压厂用电源配置第二个启动/备用电源。

（3）在单机容量达200~300MW时，每两台同型机组可设一个启动/备用电源。、

（4）当单机容量达600MW及以上时，一般每两台机组设一个高压启动/备用电源。但由于我国对于此容量等级发电机的厂用电设计刚起步不久，为安全起见，在有关的设计技术规程中要求：在发电机出口不装设断路器或负荷开关时，“应考虑一台高压用启动/备用变压器检修时，不影响任一台机组的启停”。为了履行这条规定，国内设计的600MW机组每一启动/备用电源都由两台较小容量的启动/备用变压器组成，以满足一台高压厂用启动/备用变压器检修时，另一台启动/备用变压器仍能满足机组启停的要求，如图2-5（e）所示。

3． 启动/备用电源间的连接

图2-6为两个启动/备用电源与各厂用母线段连接方式。

在小机组电厂中，两个启动/备用电源的二次侧（变压器、电抗器或直接从母线引接时的厂用电源断路器）往往相互连接，以便在其中一个电源故障时能互为备用，如图2-6（a）、（b）所示。

在大中型机组中，这种互为备用的连接方式就显得力不从心了，如图2-6（c）中互连线L。这主要是因为此连线两侧的断路器与正常工作的启动/备用电源的断路器间的连锁太繁琐，以致使各元件的连锁要求互相抵触。而为解决此问题设置的复杂的二次回路，反过来又增加了回路的故障率。考虑到大中型机组中启动/备用电源本来便是备用元件，其运行可靠性相对较高，再设置备用的备用意义不大，故在大中型机组中一般不设置两个启动/备用电源间的再次互为备用。

4． 启动/备用电源的运行方式

启动/备用电源的运行方式有两种。从提前发现问题，保证投入成功率方面讲，在正常运行时将启动/备用电源投入空载运行，使其处于“热备用”状态是有利的，设计中常常按这种工况进行设计。但从节约能源方面考虑，正常时将启动/备用电源不投入，在“冷备用”工作状态，以减少空载损耗，也是可行的。在80年代以前，考虑节约更多些，当时的启动/

备用电源大都运行在冷备用状态，而如今考虑机组的安全更多一些，所以有相当多的电厂已是采用了热备用的方式。

从及时发现启动/备用电源故障，更好地保障安全运行的前提出发，在电厂还是应提倡热备用的运行工况。

关于启动/备用电源的容量选择，将在本章第三节中详细阐述。 五、 200~300MW机组的高压厂用电系统

一般来讲，200~300MW机组的高压厂用电接线方式基本相同，仅是厂用变压器的容量有所改变而已。其接线如图2-4（a）、（b）所示。由图可见，高压厂用电源由发电机的出口引接，经一台分裂变压器降压后，分别向两段高压厂用母线供电，两段母线间无联络开关。

高压厂用母线的启动/备用电源来自高压启动/备用变压器，与厂用变压器一样，高压启动/备用变压器也采用分裂变压器，两个低压绕组分别向两个厂用母线供给启动/备用电源。所不同的是，由于系统电压变动范围较大，一般高压启动/备用变压器多采用有载调压器，而发电机的出口电压稳定，高压厂用变压器多采用无载调压变压器。

另设的两段高压公用段，其工作电源及备用电源引接，有如下两个常用的方案。

（1）从高压启动/备用变压器引接正常工作电源，而其备用电源自1号机的高压厂用段引接，如图2-4（a）所示。这是目前较常见的接线方式，其优点是公用段随1号机一次建成后便不受其他扩建机组的影响；

（2）正常电源及备用电源分别自1、2号机高压厂用段引接，如图2-4（b）所示。其优点是接于高压厂用段上的启动/备用电源可使公用段又得到一个安全运行的保障。遗憾的是这种接线方式不能随1号机一次建成，因此在2号机未投运前，公用段的另一电源得先暂由高压启动/备用变压器过渡引接，待2号机正常投运后，再将接线改接过来。因此，虽然理论上此方案可行，实际中极少使用。

也有一些设计将公用负荷分散在各台机组高压厂用段上，急用的先上，以后再投的接于后几台机组上。但是一旦有一台机组停运，就必然影响公用负荷的正常运行，这对正在运行的机组是很不安全的。 六、 600MW的高压厂用电接线

当机组容量增大至600 MW 及以上等级时（包括500MW），对于高压厂用变压器的设置有以下两种方式。

1． 采用一台大容量分裂变压器

这种方式是采用一台大容量的分裂变压器，由于变压器供给的短路电流也大，需将厂用系统的断路器开断电流提高到50kA及以上，两个分裂低压绕组的电压按设计需要可以相同，也可不同。这种接线大多见于由国外引进的机组。如元宝山电厂由法国引进的600MW机组，采用了一台63/35-35MVA（高压绕组容量为63MVA，低压分裂绕组容量各为35MVA）的分裂变压器作为高压厂用变压器，其阻抗百分数为14%（以高压侧容量为基准）。

2． 采用两台较小相同容量的分裂变压器 国产600MW机组的厂用变压器设置，从一开始就采用了较小的两台同容量分裂变压器并列运行的方式。这即可降低厂用电系统的短路电流水平以及每个低压绕组出口断路器的额定电流，提高厂用电源的运行可靠性，又与高压厂用启动/备用电源的设置相衔接。由于每台600MW机组使用了两台高压厂用分裂变压器并列运行，因此高压厂用段也分成了四段，其所需四个备用电源分别从两台启动/备用变压器引接。

目前国内600MW机组的高压厂用电压等级有10~3kV及6kV两个方案，其高压厂用电系统主要接线如图2-7所示。

图2-7（a）、（b）两种方案的电压等级均为10~3kV。图2-7（a）方案的10、3kV系统分别由独立的厂用变压器供电，为保证在一台备用变压器检修时不影响任一机组的启停，高

压启动/备用变压器采用两台低压侧为10kV、3kV的三绕组变压器。这种接线方式厂用变压器总容量小，投资较省。但任一台厂用变压器事故停运时都必须投入两台启动/备用变压器，并将另一台厂用变压器也停下来。

图2-7（b）方案为平圩电厂的接线方式，厂用变压器为两台相同容量的三绕组变压器。这种方式虽然投资较高，但启动/备用变压器与厂用变压器为一对一的接线方式。任一厂用变压器事故停运时只投入相应的启动/备用变压器既可。

图2-7（c）~图2-7（e）方案的电压等级均为6kV，而图2-7（c）、（e）方案的不同仅在于备用负荷的引接。图2-7（e）方案将互为备用的高压负荷接于同一台厂用变压器的两个低压分裂绕组上，在计算其高压侧容量时可只计工作负荷，因此厂用变压器的高压绕组容量的相应减少，能降低一些投资。但出于与图2-7（a）方案同样的理由，两台启动/备用变压器不能与厂用变压器形成一对一的备用，而是交叉接入，因此在任一台厂用变压器故障停运时都必须将两台启动/备用变压器投入。

图2-7（c）方案将互为备用的负荷分开接入两台厂用变压器的低压侧，使高压绕组的容量增大，投资增加。但它可与启动/备用变压器形成一对一的接线方式，任一台厂用变压器停运，只要投入相应的启动/备用变压器既可。

图2-7（d）方案采用了一台厂用变压器，但为满足“一台启动/备用变压器检修而不影响任一机组的启停”的要求，启动/备用变压器为两台，分别对厂用变压器的两个分裂机组作备用。此方案的高压厂用系统短路电流很大，一般应采用50kA等级的断路器，致使投资加大。但此方案接线清晰，运行操作方便。当启动/备用变压器也仅采用一台时，便是在国外大机组厂用电中采用较多的方案。

还有一种接线方式，每台机设置两台双绕组变压器作为一组厂用变压器，启动/备用变压器也同样处理。这种接线方式更清晰，操作方便。但由于事故时每段上的电动机反馈电流几乎增加一倍，所以需采用50kA开断电流的断路器，这在价格上较为昂贵。但如辅以50kA开断F-C回路（详见第四章），其设计思想是很可取的。

无论以上哪个方案，高压公用段仍只有两段，其两个电源的连接与200~300MW机组公用段的引接基本一样。

第二节 高压厂用电压

一、 高压厂用电压的等级

如上面一章所述，目前国内高压厂用电的电压等级为3、6、10kV。在其他一些国家，由于各自沿用的惯例及标准不一，采用的电压等级也不相同。这在进出口电厂的技术谈判中要特别注意，否则将因电压等级与国内不一致而使电动机设备无法自行配套。

有一些论点认为，在满足技术要求的前提下，应优先采用较低的电压等级，经获得较高的经济效益。从理论上讲，这是正确的，但还应考虑国内高压电动机的系列配套情况。电厂的高压电动机品种多、定货面广且每种的数量都不多，如特殊订货不仅价格高、时间长，能接受定货的厂家也极少。因此在考虑采用哪种电压等级时，不仅要进行技术上研究，同时也应顾及到国内的电工产品结构。

国内现今适用于电压的高压电气设备基本都为6kV，经过数十年的生产，品种系列都比较齐全。因此，在可能的条件下，电厂的高压厂用电系统应尽量采用6kV。例如当机组容量在60MW及以下，发电机电压为10.5kV时，由于其辅机中超过200kW容量的极少，因此经济分析表明将高压厂用电的电压等级定在3kV是合理的，这样可以降低厂用系统的投资。但实际中由于国内3kV的电动机系列不全，上述电厂往往还是采用了6kV作为高压厂用电的电压等级。

当机组为100MW及以上时，则应采用6kV作为高压厂用电的电压等级。一般，将200kW及以上的负荷接于6kV，将200kW以下的负荷接在低压系统。

表2-4 全国部分大电厂电动机（给水泵）启动时的母线电压计算结果

项目 电厂名称 机号 机组 容量（MW） 200 210 200 200 200 200 200 300 300 300 300 300 200 125 125 125 125 变压器参数 最大一台给水泵容量（kW） 5500 4000 4900 4000 5500 4000 5100 5500 6300 6300 5600 5500 4000 4000 4000 4000 4000 母线电压（给水泵启动后厂用变即潢负荷，标么值） 81.8 85.0 80.5 85.0 81.8 85.0 82.8 80.8 80.0 80.0 80.8 85.7 85.0 87.5 87.5 87.5 87.5 运行状态 锦州电厂 清河电厂 富拉尔基二厂 焦作电厂 马头电厂 望亭电厂 谏壁电厂 邹县电厂 神头电厂 淮北电厂 闵行电厂 闸北电厂 黄岛电厂 1,2 5,6,7 2,3 1,2 3 6 7 12 13 7 8 1 3,4 3 8,11 15,16 1,2 31.5/15.75-15.75MVA 15.75/6.3-6.3kV,Ud%=18.5 31.5/15.75-15.75MVA 15.75/6.3-6.3kV,Ud%=18.5 25/12.5-12.5MVA 15.75/6.3-6.3kV,Ud%=18.5 31.5/15.75-15.75MVA 15.75/6.3-6.3kV,Ud%=18.5 31.5/15.75-15.75MVA 15.75/6.3-6.3kV,Ud%=18.5 2×12.5MVA 18/6.3-6.3kV,Ud%=18.5 31.5/15.75-15.75MVA 15.75/6.3-6.3kV,Ud%=18.5 31.5/15.75-15.75MVA 18/6.3-6.3kV,Ud%=15.51 31.5/15.75-15.75MVA 18/6.3-6.3kV,Ud%=18.5 16MVA,10.5/6.3kV,Ud%=8 16MVA,10.5/6.3kV,Ud%=8 16MVA,10.5/6.3kV,Ud%=8 16MVA,10.5/6.3kV,Ud%=8 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 第三节 高压厂用变压器及启动/备用变压器的容量选择

选择高压厂用变压器容量时，应按机组辅机可能出现的最大运行方式进行计算。辅机的运行方式各有不同，大致可划分成以下几类：

（1）连续。指每次连续带负荷运行2h以上者。

（2）短时。指每次连续带负荷运行10min以上、2h以内者。

（3）断续。指每次使用都是从带负荷到空载或停止，周期性地工作，每个工作周期不超过10min。

（4）经常。指一般每天都要使用的，与生产过程有关的辅机。

（5）不经常。指正常运行时不用，只是在检修、事故或机炉起停期间才用的辅机。 在进行厂用负荷计算时，其原则如下： （1）连续运行的负荷应予以计算。

（2）计算机组运行负荷时，不经常而连续运行的负荷应予以计算。

（3）不经常而短时及不经常而断续运行的负荷应不予以计算，但由电抗器供电的应全部计算。

（4）由同一厂用电源供电的互为备用的负荷只计算运行的部分。但对于分裂变压器而

言，应分别计算其高低压绕组的负荷。如互为备用的负荷分接于两个低压分裂绕组上，则在计算各分裂绕组容量时应按单独变压器分别计算各自的负荷，只有在计算高压侧绕组总容量时，才允许将其视为一台完整的变压器而将备用负荷剔除。

（5）互为备用而由不同厂用电源供电的负荷，应全部计算。 （6）分裂电抗器应分别计算每一臂中通过的负荷。 一、厂用负荷的计算方法

按国家有关规程规定：高压厂用变压器的容量，应按高压电动机计算负荷的110%与低压厂用的计算负荷之和选择。因此，选择高压厂用变压器的第一步，是确定高压电动机的计算负荷。

目前国内外计算厂用负荷的方法很多，但简易实用的工程计算方法，是轴功率法与换算系数法。各国计算方法的差异仅在于系数的选取，他们按各自设备运行特点采用了不同的数值。

1. 轴功率法

各工艺专业在计算所选择设备的机械功率SC后，还要考虑电动机的效率等因素，才能按电动机制造规格选择电动机。所以电动机容量往往较设备的机械功率大一些。将机械轴功率SC（kVA）作为计算基数，则称为“轴功率法”，其表达式为

SC?Ksim?(Pmax) （2-5）

?cos?式中 Ksim——同时率，对新建电厂取0.9，扩建电厂取0.95；

Pmax——最大运行轴功率（kW）；

η——对应于轴功率的电动机效率；

cos?——对应于轴功率的电动机功率因数。

当仅有少数几台电动机的功率超过了变压器低压绕组容量的20%左右时，可用简化计算方法，即对这几台电动机单独按下式计算

SC?Pmax （2-6）

?cos?将引此结果与下节所述的换算系数法相比较，取其大者作为计算负荷，对其他小负荷仍用换算系数法计算。

由于电动机额定功率总要大于机械的轴功率，当进行厂用电率计算时，为得到较为准确的数据，将大容量负荷采用轴功率法计算、小容量负荷采用换算系数法计算比较合适。

2. 换算系数法

换算系数就是将负荷运行状况和相互间的关系，用一两个系数归纳起来，使其与负荷的容量组合后，能比较正确地反映电厂的实际运行工况，换算系数通常用K表示，故此法又称为“K值法”。由于此计算方法既简便又基本符合运行实际，所以无论国内或国外，都往往采用K值或类似于K值计算法来进行厂用电负荷的计算。

换算系数法的计算公式如下

SC??(KP) （2-7）

式中 SC——计算负荷（kVA）； K——换算系数；

P——电动机的计算功率（kW）。

（1）K值的定义。K值的定义可用下式表示

K?KsimKZ （2-8）

而 KZ?KL

?m?1co?sKL （2-9）

?m?1cos?则 K?Ksim?式中 Ksim——同时率；

KZ——单独电动机换算系数； KL——电动机负荷率；

?m——电动机效率；

?1——供电线路效率，厂用电线路较短，一般可认为?1=1.0； cos?——电动机功率因数。

由式（2-9）可见，在换算系数K中已经考虑了将电动机的功率（kW）换算为视在容量（kVA），因此经式（2-7）计算后的结果是kVA。

（2）K系数的取值。K系数是一个统计值，参与统计的电动机台数越多，则K值越准确。统计K值的方法，常用的有以下两种。

在式（2-9）中，Ksim是一个较难确定的统计值。在工程计算时，如公用负荷大于20%高压厂用额定负荷，Ksim取0.9；而当公用负荷小于20%的额定负荷时，Ksim取0.95。鉴于200MW及以上发电机组的高压厂用电中公用负荷一般均低于20%的额定负荷，所以在大型电厂的厂用电负荷计算中，取Ksim取0.95。那么，只要测出各电动机的负荷率KL，就可以通过式（2-9）计算出电动机的K值。这是第一种方法，在70年代曾广泛地使用。

在以后的实践中，发现每台运行电动机的负荷率虽然很高，但总的负荷又大大低于计算负荷。为此，又采用了另一种统计方法，从成组电动机的K值着手，测出一段母线上的负荷，取各类电动机运行容量的总和与电动机铭牌容量的总和相比，从中得出不同电动机的K值。这样，既包括了个电动机间的同时率，也考虑了电动机本身的负荷率。经数十台发电机组数百台电动机的统计和分析，得出了表2-5所示的K值。

实际中，对200MW及以上机组的给水泵、循环水泵和凝结水泵电动机进行运行实测后，将其K值数据出现概率以图2-8表示。可以发现，K值在1.0~1.1占了50%以上。而用上述第一种方法计算，此三类电动机的K平均值也在0.92~1.13之间。所以，将给水泵、循环水泵和凝结水泵电动机的K值定为1.0是完全有代表性的。 表2-5 换算系数K值表

机组容量（MW） 给水泵电动机 循环水泵电动机 凝结水泵电动机 其他高压电动机 其他低压电动机 （3）低压电动机K系数的取值。

≤125 1.0 1.0 0.8 0.8 0.8 ≥200 1.0 1.0 1.0 0.85 0.7 当发电机容量为125MW及以下时，有相当多的重要辅机因容量较小面接于低压厂用电系统中，所以此类发电机的低压厂用变压器的负荷率都较高，按统计资料，将K值取为0.8较为合适。

但当发电机容量上升至200MW及以上时，大部分重要辅机因电动机容量加大而接至高压厂用电系统，从而使低压厂用电系统中公用负荷的比例越来越大。由于多数公用负荷不是长期运行并且同时率很低，所以在实测调查中发现，在低压电动机按K=0.8计算的大中型机组中，低压厂用变压器的实际负荷率变小，低至50%及以下的占大多数。所以在经大量数据统计后，将200MW及以上的机组的低压电动机K值取为0.7。

在设计中要注意的是：由于大型电厂的范围较大，厂区风负荷集中点也分散，因低压系统供电距离的限制，势必在各负荷集中点分别设置低压变压器来供电。而选择这些变压器的时候又往往留有一定的裕度，致使低压变压器总容量在高压厂用变压器中所占的比例随机组容量加大而有上升的趋势。在200MW机组中，此比例一般为10%~20%，到300MW机组时，则上升为34%~38%。如按低压变压器容量进行高压厂用变压器的容量计算，其计算结果可能导致高压厂用变压器的容量在计算书上显得非常紧张并使得容量加大，这在300MW及以上机组中特别明显。因此，在计算高压厂用变压器容量时，应考虑计入低压厂用电的计算负荷，而不是低压厂用变压器的额定容量。

（4）计算功率PC

在式（2-7）中，还涉及到电动机的计算功率PC，该值并不是电动机的铭牌功率，而是应按本节开始时所提到负荷运行特点来确定的。

对于经常连续和不经常连续运行的电动机为

PC?PMN （2-11）

式中 PMN——电动机额定功率（kW）。

对于经常短时及经常断续运行的电动机为

PC?0.5PMN （2-12）

对于不经常短时及不经常断续运行的电动机为

PC?0PMN?0 （2-13）

（5）中央修配厂计算功率PC

目前我国设计规定中对中央修配厂计算功率P的计算方法，仍延用原苏联重工业企业电气设计院所编《确定工业企业电力负荷的暂行导则》，对三个及以上的用电同组设备（对于一个机床中的三台及以上的电动机，也视为同组的设备）供电时，其计算功率可按下式计算

PC?bP??cP?X （2-14）

式中 P?——修配厂内全部用电设备的额定功率总和（kW）；

P?X——其中x台最大用电设备的额定功率之和（kW）；

b，c——系数。

所谓“同组设备”，指那些有近似需要系数的、合并成组的设备。现将确定机床和电阻炉计算功率PC的公式列于表2-6。

电厂的中央修配厂一般为小批量和单独生产的情况，因此常使用表2-6中的第3项来计

算其负荷，即：

PC?0.14P??0.4P?X （2-15）

在表内1-4项中，若用电设备仅3~4台，式（2-14）中的x可按实际情况定。 如车间内仅一台设备，则其铭牌功率即为计算功率P（kW），当不知其功率因数时，可按0.85计。

表2-6 确定机床和电阻炉计算功率PC的计算公式 cos? 序号 用电设备组名称 计算公式 1 2 3 4 5 6 大批量生产及流水作业的金属热加工机床 大批量生产及流水作业的金属热加工机床 小批量及单独生产金属热加工机床 木工机械 自动装料的电阻炉（连续） 非自动装料的电阻炉（定期） 0.26P??0.5P?X 0.14P??0.5P?X 0.14P??0.4P?X 0.14P??0.5P?X 0.65 0.5 0.5 0.5 1.0 1.0 0.7P??0.3P?X 0.5P??0.5P?X 注 “大批量生产”指车间在某一时期内专门大量生产某一配件而言；“流水作业”指车间生产作业线是依次前进的，不允许中间停顿；“小批量生产”指车间生产任务经常变更，生产作业线也经常变更；“单独生产”指设备进行单独操作，很难形成固定流水线，也包括有多台电动机的单独机床；“金属热加工机床”指锻压设备；“金属冷切削机床”指金属切削机床。

如车间有2个用电设备，则计算功率P为两台设备铭牌容量的相加，回路功率因素平均值cos?av按下式计算

cos?av?P1cos?1?P2cos?2 （2-16）

P1?P2式中 P、cos?1 ——第一台设备的铭牌容量（kW）及功率因素； 1P2、cos?2 ——第二台设备的铭牌容量（kW）及功率因素。

在表2-4内第6项中，如非自动装料电阻炉仅3台，可先取其中容量较大的2台，按

上述2个用电设备的原则进行计算。

对修配厂内的单相用电设备，在设计时应尽量将其分接于不同相上，使三相负荷平衡，并取其中用电设备容量最大的一组，按单相进行计算功率P的计算，然后取其三倍作为三相负荷。

（6）煤场机械的计算功率P。

1）翻车机系统的计算功率。所谓翻车机系统，是指以翻车机为中心，包括重车调入和空车集结系统的卸煤生产作业线。

由于在翻车机生产线上的各电动机在一个工作周期内（进车—翻车—出车为一个周期，约耗时135s）并不是同时都在运行，其负荷随时间而变动，故应求翻车机在周期内的平均

负荷，算出多台翻车机系统周期内平均负荷的平均值Sav?。通过下式就可以得到翻车机系统的计算功率

P?KsimSav?/K （2-17）

式中 Ksim——同时率，同式（2-8）；

K——换算系数，同式（2-8）。 将此值换算成计算功率二项式，可得

P?0.22P??0.5P?X （2-18）

2）斗轮机的计算功率。目前在电厂常用的斗轮机主要有悬臂式斗轮机和门式斗轮机两种类型。斗轮机作为一个整体的用电负荷，至少由近20个不同的设备、设施组成。以测量多台斗轮机发现，各分项设备的单独换算系数KZ（表达式见（2-8）值相差很大，如用二项式表示更能反映实际负荷情况，则

悬臂式斗轮机 P C?0.13P??0.3P?X （2-19）门式斗轮机 PC?0.1P??0.5P?X （2-20） （7）电气除尘器的计算负荷SC。随着人们环保意识的提高，绝大多数大中型电厂都安装了用电量很大的电气除尘器。

在电气除尘器中，高压硅整流设备和套管磁瓶加热器的容量占了除尘器总功率的95.9%，并且都是连续运行的负荷，剩下少量负荷因不经常断续或容量太小可忽略不计。故在设计中可仅考虑连续运行负荷的容量。经测量统计，可控硅整流装置的K值约在0.45~0.75之间，其他用电负荷如石英套管及拉杆磁瓶加热器的K值为1.0。将上述结果组成二项式，为

SC?KP???PN （2-21）

式中 K——可控硅整流设备的换算系数，取0.45~0.75；

P?——可控硅高压整流设备额定容量之和（kW）； ?PN——电加热设备额定容量之和（kW）。

（8）照明系统的计算负荷SC。按照明专业的规定，照明系统的计算负荷为

SC??(KsimPA1??) （2-22） cos?式中 PA——照明安装功率（kW）；

cos?——功率因素，对白炽灯、卤钨灯，cos?=1对气体放电灯，cos?=0.6；

a——镇流器及其他附件损耗系数，白炽灯、卤钨灯为0，气体放电灯为0.2； Ksim——照明负荷同时系数，见表2-7。

表2-7 照明负荷同时系数Ksim 工作场所 汽机房 锅炉房 主控制楼 运煤系统 0.8 0.8 0.8 0.7 Ksim值 正常照明 事故照明 1.0 1.0 0.9 0.8 屋外配电装置 辅助生产建筑物 办公楼 道路及警卫照明 工作场所 0.3 0.6 0.7 1.0 Ksim值 正常照明 事故照明 — — — — 0.3 0.3 0.8 屋内配电装置 其他露天照明 — 如取Ksim=0.8，分别用cos?=1、cos?=0.6代入式（2-22），并将其改成式（2-7）的形式，得

SC??(0.8PA)(cos??1) （2-23） SC??(1.6PA)(cos??0.6) （2-24）

要指出的是，上述数据虽然规定在我国的照明有关设计规程中，但是在实际使用时，总是发现按此式计算的负荷比实际负荷要大许多。比较计算式（2-7）可以看出，式（2-23）和式（2-24）中的常数0.8和1.6即是式（2-7）中的K值，尤其是对于气体放电灯，其K值更比式（2-7）大2倍以上。从实际运行情况看，照明负荷的K值取0.8~1.0已足够。当照明负荷于其它负荷合用一个电源时，可取较小值。当照明负荷单用一个电源时，可取较大值。表2-7中的同时率可作为计算照明具体回路时使用。

（9）影响K值的因素。由于K值是一个反映各种负荷在运行时互相间关系的统计数值，所以不可避免地将受到电厂运行方式的较大影响。在设计中如能较灵活地根据实际情况应用K值，则可使计算值更接近于运行值，并可能在电源容量的选择中节约较大投资。

根据调查，影响K值的主要因素大致如下：

1）不需同时运行的同组设备（如互为备用的设备）同时运行。某些电厂为避免备用设备投入时的波动，或是因实际运行要求与设计工况不同，将互为备用的设备都投入了运行，使每个设备的负荷率大幅度下降，造成厂用电系统K值较低的情况。此现象大都出现在制粉系统。

2）某些设备按季节或昼夜的不同，不需要经常运行。这主要集中表现在输煤及上煤系统中。由于进煤、上煤时间较为集中，因此输煤厂用变压器的大负荷仅在一段时间内出现，而平时大多数时间均为极小负荷运行或干脆停运。因此，如将邻近与输煤负荷运行特点不同的设备也接入输煤变压器，使该变压器的负荷率提高，对于降低电压低压变压器总容量可能大有好处。

3）燃料品种、品质的变化。如某厂燃煤发热量较设计值低，为满足锅炉出力要求，磨煤机满载运行，在实测中该厂磨煤机的K值达到0.95左右。而另一电厂又因为实际燃煤的发热量较设计值高，加之个别设备选择容量又偏大，所以在实测时K值变小，排粉机的K值甚至只有0.19，致使该厂辅机的实际K值仅为0.62~0.68。由此可见，获得正确的煤质资料并合理地使用资料，是降低厂用电率的一个重要因素，所以各方对于电厂建设的前期工作都应予以充分的重视。

4）辅机选型时所留裕度太大。这种现象往往发生在国内设计安装首台新型机组的电厂中，由于设计经验不足，为保证安全运行，各重要辅机容量的安全系数都取得较大，从而使全厂的厂用电K值都显得较低。

影响K值的因素还有不少，总的来讲，只有当各辅机选择和运行都近似于设计工况时，

其K值才能与设计值比较接近。反过来也说明，设计时应认真选取和研究煤质、水质等资料及机组的运行情况，使设计与实际运行工况间的差距减少，以保证机组安全、经济运行。

（10）初步设计阶段的厂用负荷计算。在工程的初步设计阶段，由于各工艺专业仅确定主要的系统流程原则，不可能将所有的厂用电负荷都开列出来。尤其是低压设备，涉及范围广，数量多，受外界影响大，无法在初步设计阶段完全预见，因此仅按此阶段的负荷资料来选择低压厂用变压器的容量是欠妥的。

在初步设计时，低压厂用变压器容量的计算往往是参照各工艺专业的电动机负荷情况，再比照类似电厂按经验值留有一定的裕量来估算，这样就不能完全按上述第三点的要求计算高压厂用变压器的负荷。建议在初步设计阶段按表2-8所列K值换算，将低压厂用变压器容量直接换算后计入高压厂用变压器负荷。

表2-8 初步设计时低压厂用变压器的K值

机组容量（MW） 低压厂用变压器 低压公用变压器 两台厂用变压器互为备用②的PC-MCC接线方式 照明变压器 ①①≤125 0.9 0.9 — 0.8 200 0.8 0.75 0.6 0.8 ≥300 0.75 0.75 0.6 0.8 ① 为常规的中央盘—车间盘接线方式(见第三章)。

② 为动力中心—电动机控制中心（PC—MCC）接线方式（见第三章）。目前国内的125MW及以下机组极少采用PC—MCC接线方式，如采用PC—MCC接线时，可参照200MW机处理。

注 表中K值考虑了对选择变压器容量时预留裕度的折算。

二、厂用变压器容量选择

将接于一段母线上的各种负荷，按上述的计算方法一一计算后相加，便是该段母线的计算容量SC，并可按此负荷来选择变压器的容量。但是如果此变压器还要作为公用段的备用电源，即如图2-4所示的接线方式，那么其计算时考虑的因素就更要多一些。对于既带本机工作负荷，又负担公用段的备用电源这一特定的运行方式，有时甚至需要限制某些负荷的运行方式。

前已述及，按目前我国的规程要求，高压厂用变压器的容量，应是按高压电动机计算负荷的110%与低压厂用计算负荷之和来选择。而低压厂用变压器的容量，则按低压计算容量再留10%的裕度来选择。

在大机组中，如两台互为备用的设备接在高压厂用变压器的两个低压分裂绕组上，那么在单独计算任一分裂绕组的负荷时，都得把该设备容量计入。只有在计算分裂变压器的高压绕组容量时，才允许只计其中一台设备的容量。因此，有可能高压厂用变压器两个分裂低压绕组的总容量要大于其高压绕组的容量。此时，可不采用高低压绕组容量比为100/50-50%的分裂变压器，而使用容量比为100/63-63%的分裂变压器。用公式表示，即为

1）双绕组变压器：

STN?1.1Sh?S1 （2-25）

2）分裂绕组变压器：

分裂绕组 STS?1.1Sh?S1 （2-26） 高压绕组 STN??STS?S? （2-27）

式中 STN——厂用变压器高压绕组额定容量（kVA）；

Sh——厂用变压器低压绕组的高压电动机负荷（kVA）； S1——厂用变压器低压绕组的低压厂用计算负荷（kVA）；

STS——厂用变压器分裂绕组计算负荷（kVA）；

S′——厂用变压器两分裂绕组间互为备用计算负荷（kVA）。 三、启动/备用电源的容量

在小机组中，启动/备用电源的作用以备用为主，其容量不仅要考虑一个工作电源的厂用电负荷，同时还应满足再自投另一工作电源所带重要电动机自启动所需的最低电压要求。这种投运方式，在设计中称为“带一投一”，往往使启动/备用电流的容量大于一个工作电源的容量。

在200MW及以上的机组中，厂用工作变压器电源由发电机母线直接引接，其高压侧一般不设断路器，如图2-4所示。这种接线方式使得高压厂用变压器一旦发生较大故障，势必使发电机停机，从而使得启动/备用电源的“备用”在一定程度上意义减小，而主要担负起“启动”的功能。对该电源容量的要求，也改为带有设计的公用负荷后，仍能满足最大一台高压厂用变压器的备用要求。由于现在设计中启动/备用电源所带公用负荷数量相对变压器容量来说极小，或不带公用工作电源容量相等。所以一般启动/备用电源的容量来说极小，或不带公用负荷，所以一般启动/备用电源的容量与最大一个厂用工作电源容量相等。用公式表示，即为

1）双绕组变压器

STN?SP?STmax （2-28）

2）分裂绕组变压器

分裂绕组 STS?SP?STmax （2-29） 高压绕组 STN??STS?S? （2-30）

式中 STN——启动变压器高压绕组额定容量（kVA）；

SP——启动变压器低压绕组的高压电动机负荷（kVA）； STmax——最大一台厂用变压器分裂绕组计算负荷（kVA）；

STS——启动/备用变压器分裂绕组计算负荷（kVA）；

S′——启动/备用变压器两分裂绕组间互为备用计算负荷（kVA）。

为说明上述变压器容量选择的具体计算过程，在附表A和附表B中列出了2×300MW机组初步设计阶段的高压厂用负荷计算，从这两个附表中可以看出高压厂用变压器和高压启动/备用变压器容量的选择过程。其接线示意图如图2-4（a）所示。图中，高压厂用变压器和启动/备用变压器均为分裂变压器，其低压侧分为两段，额定电压是6.0kV。

四、国外的几种负荷计算方法

以下介绍几种国外的厂用电负荷计算方法，并将其与我国基本与K值法作一比较。 1.法国CEM公司计算法

此计算法用于由法国引进的元宝山电厂设计，其计算方法基本与K值法相同。其算式为

SC?K(SM?ST) （2-31）

式中 K——利用系数，取0.75； SC——计算负荷（kVA）；

SM——高压电动机容量总和（kVA）；

ST——低压变压器容量总和（kVA）。

计算时备用容量不计。计算中取cos?=0.8(平均值)，?=0.95（平均值），即

SM?PMPMP??M （2-32）

cos???0.8?0.950.76式中 PM——高压电动机功率总和（kW）。 因此 KSM?0.75?PM ?0.987PM （2-32）

0.76所以 SC?0.987PM?0.75ST （2-33） 2.日本日立公司计算法

此方法与CEM公司的方法基本相同，只有K的取数不同，其算式为

SC?K1P1?K2ST 式中 K1——换算系数，K1=1.0；

P1——电动机功率总和（kW）； K2——换算系数，K2=0.75；

ST——低压变压器容量总和（kVA）。

所以

SC?1.0P1?0.75ST 计算时备用容量不计。

3.意大利ASGEM公司计算法 本计算方法算式为

SC??S? ?Sa?(?Pa)2?(?Qa)2 PPoa?cos????cos??Po? QPoa?cos????sin??Po?tg? 式中 Sa——轴功率视在功率（kVA）；

Pa——轴功率的有功分量（kW）； Qa——轴功率的无功分量（kvar）； PO——电动机轴功率（kW）。

对低压变压器，取?=1.0，cos?=0.8，即

PT?cos??ST?0.8ST QT?sin??ST?0.6ST

计算时备用容量不计。

2-34）

2-35）

2-36） 2-37）

2-38）

2-39）

（ （ （ （ （ （

表2-9 各种厂用负荷计算法结果表

厂用负荷 电厂名称 K值法(kVA) 实测数值(kVA) 机组号 法国CEM公司法(kVA) 日本“日立”公司法(kVA) SC?K1P1?K2ST)24032.5(107.4%) 19655(108.4%) 27842.5(105%) 27972.5(106.4%) 22350(105%) 21696(107.4%) 19020(102.5%) 19070(103%) 32270(107%) 30405(105%) 32483.8(102.7%) 17785(106.9%) 27993(110.9%) 意大利ASGEM公司计算法 电动机(kW) 21010 17660 23530 26660 20100 20710 15270 16070 24170 21330 23075 16345 25560 变压器(kVA) 4030 2660 5750 1750 3000 1315 5000 4000 10800 12100 12545 1600 2600 SC??(KP) SC?K(SM?ST) 22373(100%) 18136(100%) 26433(100%) 26294(100%) 21285(100%) 20206(100%) 18559(100%) 18509(100%) 30169(100%) 28920(100%) 31629(100%) 16633(100%) 25240(100%) 23612.3(105.5%) 19301.8(106.4%) 27536.6(104%) 27626(105%) 22088.7(103.8%) 21427(106%) 18821.5(101.4%) 18861(101.9%) 31956(105.9%) 30127.7(104.2%) 32183.8(101.8%) 17332.5(104.2%) 27178(107.6%) SC??Sa Pa(kW) Qa(kvar) 9350 14721 SC(kVA) 18017(108%) 29313(116%) 富拉尔基二厂 焦作电厂 马头电厂 望亭电厂 谏壁电厂 邹县电厂 鞍山电厂 吉热电厂 1 2 1 2 6 7 12 13 7 8 1 1 11 19374 15052 21100 19630 18919 17383 10966 10624 17788 15952 16282 15401 25352 注 括号内是以K值为基准的百分比值。

4.日本三菱公司计算法

本计算法用于大连华能发电厂的厂用负荷计算。其算式为

SC?(P1?KsimP2?P3?P4)?110% （2-40）

式中 P1——连续运行负荷（kW）；

P2——断续运行负荷（kW）；

P3——最大一台电动门或电动档板容量（kW）； P4——最大一台启动用辅机的容量（kW）； Ksim——同时系数。 计算时备用容量不计。

分别用我国使用的换算系数K值法以及上述式（2-31）、式（2-34）、式（2-36）中所列的计算方法来共同计算同一个K值法计算的负荷为最低，约比“日立”公司的计算方法低5%左右。但从我国数十年实际运行情况看，已完全可以满足要求，并略有裕度。

第四节 高压厂用电系统的电压调整

一、一般要求

高压厂用电系统的电压调整一般有如下要求：

（1）在电源电压正常偏移及厂用电系统负荷波动时，高压厂用电的母线电压偏移不应超过额定电压的±5%；如仅对电动机供电，可允许不超过+10%，-5%。

（2）当高压厂用变压器由发电机电压母线引接时，发电机出口电压波动按±5%考虑。因大型机组的出口电压及所接系统电压都比较稳定，如在该机组电压计算中按此值无法满足正常偏移的要求时，也可采取+5%，-2.5%。否则，则采用有载调压变压器。

要指出的是：由于从发电机出口引接的高压厂用变压器的高压侧电压等级一般较低，所以额定电流很大。而大电流的有载调压变压器不仅价格很高，设备质量也不易保证，因此目前国产机组的高压厂用变压器中极少有采用有载调压的，仅在由原苏联引进的大型电厂中采用过此类调压变压器。

（3）对于选用的无载调压高压厂用变压器，其无载调压器应能适应近、远期系统电压的正常波动，调压范围取±5%为宜，额定分接头位置在调压范围中间，级电压尽量取2.5%，即±2×2.5%。

（4）对于有进相运行要求的发电机组，应考虑在进相运行状况下的厂用电压的变化。 （5）当高压启动/备用变压器的阻抗电压（对于分裂变压器指以低压绕组额定容量为基准的半穿越阻抗电压）大于10.5%，或所引接的系统电压波动（应计及全厂机组停电时负荷潮流变化引起的电压下降）超过±5%时，一般采用有载调压变压器。其调压范围尽量在20%左右，调压装置的级电压一般为1.25%~1.46%（对220kV电压等级而言），不宜太大，额定分接头位置在调压范围中间，如电压波动特征需要时，也可不放在中间位置。

二、调压开关及分接头位置选择

当采用有载调压的厂用变压器时，其调压开关的最高分接位置应保证在电源电压最高、负荷最小时，厂用母线电压不超过允许值；其最低分接位置应保证在电源电压最低、负荷最大时，母线电压不低于允许值。选择时，在上述计算范围内选择适用的调压开关。

分接头位置的计算公式为：

n?(US*U2*100?1)? （2-41）

Um*?S*Z*?%US*?US/U1，U2*?U2/U1

式中 n——厂用变调压开关分接位置，取正、负整数；

US*——电源电压标么值； US——电源电压（kV）；

U1——变压器高压侧额定电压（kV）； U2*——变压器低压侧额定电压标么值； U2——变压器低压侧额定电压（kV）；

UO——基准电压，电厂的高压厂用电系统取3、6、10kV，低压厂用系统取0.38kV； UM*——厂用母线允许最高或最低电压标么值，一般最高取1.05，最低取0.95； S*——厂用负荷标么值（以低压绕组额定容量为基准）； Z*——负荷压降阻抗标么值；

。 ?%——级电压（%）

Z*?RT*cos??XT*sin? （2-42）

RT*?(1.1?PC)/S2T XT*?1.1?Ud1?2%S2T? （2-43） 100ST式中 PT*——变压器电阻标么值；

PC——变压器额定铜耗，分裂变压器取单侧低压绕组通过额定电流时的铜耗（kW）； S2T——变压器低压绕组额定容量，对分裂变压器为单侧低压绕组的额定容量（kVA）；

cos?——负荷功率系数，一般取0.8(相应的sin?=0.6)；

XT*——变压器电抗标么值；

Ud1-2%——变压器阻抗百分数，分裂变压器取以高压绕组额定容量为基准的半穿越阻抗。

第五节 高压厂用变压器和启动/备用变压器阻抗的选择

高压厂用变压器的阻抗，与母线电压波动、短路电流水平及电缆稳定截面等诸参数都有关系，本节将结合300MW机组和600MW机组的高压厂用变压器选择，来说明其阻抗优化过程。高压厂用变压器低压侧额定电压为6.0kV，空载电压为6.3kV。

一、短路电流水平

目前国产真空、SF6及少油断路器的开断电流水平，大部分为40kA及以下等级，只有极少数厂生产开断电流为50kA的断路器，但其价格很高。因此，从制造水平和经济条件来分析，应将300MW及600MW机组的6kV高压厂用电系统中短路电流水平限制在40kA以下，国外的300MW和600MW机组，其高压厂用电系统的短路电流也大多在此水平以下。这样，对于40/20-20MVA的分裂变压器，可反推出其阻抗电压百分数Ud%大约应在12.5~13.5(以高压绕组容量为基准)左右。按我国有关规程规定，变压器的阻抗允许误差是±10%，以此差值来校验短路电流并计算上述容量的变压器阻抗，其阻抗电压百分数Ud%应在13.75~14.85之间。

按断路器制造标准要求，断路器动稳定电流（峰值）应是其额定开断电流的2.5倍。那么，对于开断电流为40kA（周期分量，有效值）的断路器，其动稳定电流值应为100kA（峰值）。但是在实际运行中，当短路瞬间，高压厂用母线上接有的大容量电动机群会同发电机一样输出持续时间很短但数值很大的反馈电流，它与短路电流合成的冲击电流峰值，可达短

路电流有效值的2.6~2.8倍。由于此值超过了断路器的动稳定系数，所以控制短路电流冲击峰值成了主要矛盾。实践证明，在大机组高压厂用电中，如断路器的动稳定已满足短路电流冲击峰值的要求，那么其开断电流也可满足实际回路的短路电流（有效值）水平。

在第三节中讲到，300MW机组的高压厂用电变压器一般为一台40/20-20MVA（或一台40/25-25MVA）分裂变压器，600MVA机则采用两台40/20-20MVA分裂变压器并列运行。表2-10和表2-11中分别列出了300MVA、600MVA机组40/20-20MVA及40/25-25MVA厂用变压器6.3kV侧短路电流计算结果,两表的差别在于电动机反馈容量的不同。表2-10中所示变压器的每个低压分裂绕组中，电动机反馈容量是16000kW，约占分裂绕组容量的80%，这基本符合300MW机的运行情况。而表2-11中每个分裂绕组中电动机反馈容量为17350kW，占各分裂绕组容量的87%，与600MW机组的情况相似。

表2-10 300MW机组40/20-20MVA或40/25-25MVA分裂

变压器低压侧（6.3kV）短路电流水平计算表（电动机反馈容量为16MW） 高压厂用变压器阻抗电压百分数（%） 12.9 13.0 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6 13.7 13.8 13.9 14.0 14.1 14.2 14.3 14.4 14.5 14.6 14.7 14.8 14.9 15.0 15.1 15.2 15.3 15.4 15.5 15.6 15.7 短路电流（kA） 周期分量I″ （有效值） 38.55 38.34 38.14 37.94 37.74 37.55 37.36 37.17 36.98 36.80 36.62 36.44 36.27 36.09 35.92 35.75 35.59 35.42 35.26 35.10 34.94 34.79 34.64 34.48 34.33 34.19 34.04 33.90 33.75 冲击电流ib （峰值） 101.14 100.60 100.00 99.55 99.04 98.53 98.03 97.54 97.05 96.58 96.10 95.64 95.18 94.73 94.28 93.84 93.40 92.98 92.55 92.13 91.72 91.32 90.91 90.52 90.13 89.74 89.36 88.98 88.68 0.11s非周期分量（有效值） 8.88 8.83 8.78 8.74 8.69 8.65 8.61 8.56 8.52 8.48 8.44 8.40 8.36 8.32 8.28 8.24 8.21 8.17 8.13 8.10 8.06 8.03 7.99 7.96 7.92 7.89 7.86 7.82 7.79 0.11s非周期分量（有效值） 29.42 29.21 29.01 28.81 28.61 28.42 28.23 28.04 27.86 27.67 27.49 27.31 27.14 26.97 26.79 26.63 26.46 26.30 26.13 25.97 25.82 25.66 25.51 25.36 25.21 25.06 24.91 24.77 24.63 注 为留有裕度，系统阻抗取零。

表2-11 600MW机组40/20-20MVA或40/25-25MVA

分裂变压器低压侧（6.3kV）短路电流 水平计算表（电动机反馈容量为17.35MW） 高压厂用变压器阻抗电压百分数（%） 13.3 13.4 13.5 13.6 13.7 13.8 13.9 14.0 14.1 14.2 14.3 14.4 14.5 14.6 14.7 14.8 14.9 15.0 15.1 15.2 15.3 15.4 15.5 15.6 15.7 15.8 15.9 16.0 16.1 16.2 短路电流（kA） 周期分量I″（有效值） 38.79 38.60 38.41 38.22 38.03 37.85 37.67 37.49 37.32 37.14 36.97 36.81 36.64 36.48 36.31 36.15 36.00 35.84 35.69 35.54 35.39 35.24 35.09 34.95 34.81 34.67 34.53 34.39 34.25 34.12 冲击电流ib（峰值） 101.82 100.31 100.81 100.32 99.83 98.36 98.88 98.42 97.96 97.51 97.06 96.62 96.18 95.76 95.33 94.92 94.50 94.10 93.69 93.30 92.91 92.52 92.14 91.75 91.39 91.02 90.66 90.30 89.95 89.60 0.11s非周期分量（有效值） 8.95 8.90 8.86 8.82 8.78 8.73 8.69 8.65 8.61 8.57 8.54 8.50 8.46 8.42 8.39 8.35 8.31 8.28 8.24 8.21 8.18 8.14 8.11 8.08 8.04 8.01 7.98 7.95 7.92 7.89 0.11s非周期分量（有效值） 28.79 28.60 28.41 28.22 28.03 27.85 27.67 27.49 27.32 27.14 26.97 26.80 26.64 26.47 26.31 26.15 26.00 25.84 25.69 25.54 25.39 25.24 25.09 24.95 24.81 24.67 24.53 24.39 24.25 24.12 注 表注内容同表2-10。

由表2-10、2-11可以看出，高压厂用电系统的短路电流冲击峰值大约是短路电流周期分量有效值的2.62倍。因此，如以开断电流为40kA、动稳定值为100kA峰值的6kV开关柜来校验，上述容量的厂用变压器阻抗电压百分数Ud%为13.1~13.7，考虑±10%的允差，则Ud%为14.4~15.1。Ud%是指以变压器高压绕组额定容量为基准的半穿越阻抗电压百分数。

如使用开断电流值为31.5kA、动稳定值是79kA（峰值）的断路器校验，那么上述变压器的阻抗电压百分数Ud%应为16.5~18.5，考虑允许偏差，便是Ud%为18.5较为合适。

高压启动/备用变压器的短路电流水平应与高压厂用变压器取值一致。但一般启动/备用变压器都采用有载调压，能维持较高的母线电压，可将阻抗略加大一些，短路电流水平也可略降低一些。

二、电动机启动时的母线电压波动

厂用变压器的阻抗值直接影响了电动机启动时母线电压，所以满足在这种运行情况下的电压要求，是非常重要的。在本章第二节中详细阐述了在厂用电压等级选择中母线电压波动值所起的决定性作用。反过来，在变压器阻抗的选择中，母线电压波动仍然起重要的作用。由于这是一个问题的两个方面，具有相同性，在此就不重复论述了。仅300MW及600MW机组变压器低压侧电动机启动时母线电压水平计算结果列于表2-12和表2-13，并在电动机成组自启动电压水平栏内加设了“快速切换”及“慢速切换”的电压值。

目前300MW及以上机组的高压厂用电系统中，大部分采用了真空或SF6断路器。这些断路器的自身动作很快，约0.07s左右便可完成跳闸或合闸过程。加上备用电源切换过程中继电器动作时间，总过程在0.12s以内，远小于0.8s这一快、慢速切换定义的时间分界线，设计中称之为“快速切换”。由于电动机在快速过程中停电时间短，转子尚在快速惰走时便恢复供电，因此自启动电流倍数小，在工程计算中取2.5倍。而300MW以下的机组厂用电中绝大多数使用少油断路器，其备用电源切换过程总时间大于0.8s，此时多数电机转子已惰走于低速，所以自启动电流将达到5倍左右，这种状态被称为“慢速切换”。因为电流大小决定了各设施阻抗的压降大小，反映到自启动的母线电压水平上，便是快速切换时母线电压要远远大于慢速切换时的母线电压水平。

表2-12 300MW机组40/20-20MVA或40/25-25MVA

分裂变压器6.3kV侧电动机启动时 母线电压水平计算结果表（标么值） 高压厂用变压器阻抗电压百分数(%) 12.5 12.6 12.7 12.8 12.9 13.0 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6 13.7 13.8 13.9 14.0 给水泵电动机启动时母线电压水平 0.8392 0.8381 0.8370 0.8360 0.8349 0.8338 0.8328 0.8317 0.8306 0.8296 0.8285 0.8275 0.8264 0.8254 0.8243 0.8233 电动机成组自启动时母线电压水平 快速切换 0.8415 0.8405 0.8394 0.8383 0.8373 0.8362 0.8352 0.8341 0.8331 0.8320 0.8310 0.8300 0.8289 0.8279 0.8269 0.8258 慢速切换 0.7264 0.7248 0.7233 0.7217 0.7201 0.7186 0.7170 0.7155 0.7139 0.7124 0.7109 0.7093 0.7078 0.7063 0.7048 0.7033 续表

高压厂用变压器阻抗电压百分数(%) 14.1 14.2 14.3 14.4 14.5 14.6 14.7 14.8 14.9 15.0 15.1 15.2 15.3 15.4 15.5 15.6 15.7 15.8 给水泵电动机启动时母线电压水平 0.8223 0.8212 0.8202 0.8192 0.8181 0.8171 0.8161 0.8151 0.8140 0.8130 0.8120 0.8110 0.8100 0.8090 0.8080 0.8070 0.8060 0.8050 电动机成组自启动时母线电压水平 快速切换 0.8248 0.8238 0.8228 0.8217 0.8207 0.8197 0.8187 0.8177 0.8167 0.8157 0.8147 0.8137 0.8127 0.8117 0.8107 0.8097 0.8087 0.8077 慢速切换 0.7018 0.7004 0.6989 0.6974 0.6960 0.6945 0.6930 0.6916 0.6902 0.6887 0.6873 0.6859 0.6845 0.6831 0.6817 0.6803 0.6789 0.6775 注 1.本表给水泵功率为5500kW。

2.表内标么值的基准值为6.0kV。

3.计算中发电机考虑进相运行，厂用变压器高压侧电压为0.95(标么值)，变压器变压比为1：1.05（标么值）。

表2-13 600MW机组40/20-20MVA或40/25-25MVA

-25MVA高压厂用变压器6.3kV侧电动机启动时

母线电压水平计算结果表（标么值） 高压厂用变压器阻给水泵电动机启动抗电压百分数(%) 时母线电压水平 12.5 12.6 12.7 12.8 12.9 13.0 13.1 13.2 13.3 0.8268 0.8256 0.8245 0.8234 0.8222 0.8211 0.8200 0.8188 0.8177 电动机成组自启动时母线电压水平 快速切换 0.8415 0.8405 0.8394 0.8383 0.8373 0.8362 0.8352 0.8341 0.8331 慢速切换 0.7264 0.7248 0.7233 0.7217 0.7201 0.7186 0.7170 0.7155 0.7139 续表

高压厂用变压器阻给水泵电动机启动抗电压百分数(%) 时母线电压水平 13.4 13.5 13.6 13.7 13.8 13.9 14.0 14.1 14.2 14.3 14.4 14.5 14.6 14.7 14.8 14.9 15.0 15.1 15.2 15.3 15.4 15.5 15.6 15.7 15.8 0.8166 0.8155 0.8144 0.8133 0.8121 0.8110 0.8099 0.8088 0.8078 0.8067 0.8056 0.8045 0.8034 0.8023 0.8012 0.8002 0.7991 0.7980 0.7970 0.7959 0.7948 0.7938 0.7927 0.7917 0.7906 电动机成组自启动时母线电压水平 快速切换 0.8320 0.8310 0.8300 0.8289 0.8279 0.8269 0.8258 0.8248 0.8238 0.8228 0.8217 0.8207 0.8197 0.8187 0.8177 0.8167 0.8157 0.8147 0.8137 0.8127 0.8117 0.8107 0.8097 0.8087 0.8077 慢速切换 0.7124 0.7109 0.7093 0.7078 0.7063 0.7048 0.7033 0.7018 0.7004 0.6989 0.6974 0.6960 0.6945 0.6930 0.6916 0.6902 0.6887 0.6873 0.6859 0.6845 0.6831 0.6817 0.6803 0.6789 0.6775 注 1.本表给水泵功率为6300kW。

2.表内标么值的基准值为6.0kV。

3.计算中发电机考虑进相运行，厂用变压器高压侧电压为0.95(标么值)，变压器变压比为1：1.05（标么值）。

由表2-12和表2-13可以看出，当成组自启动采用快速切换时，其母线电压与最大电动机（给水泵）启动时相差不多，而由于两者间对于母线电压波动的不同要求（见表2-1），所以满足最大电动机启动时的母线电压起了决定性作用。

同时也可以看出，在300MW及以上机组中再采用慢速切换，其母线电压波动值较快速切换低14%左右，已基本在规程要求的最低范围内，此时不可忽略因发热而造成的对电动机绝缘的热损坏。因此，在300MW及以上的机组高压厂用电中采用快速动作的真空断路器或SF6断路器，对机组安全运行是大有益处的。

根据最大电动机启动时母线电压应保持在80%的额定电压以上的要求，从表2-12、2-13中可大致确定变压器阻抗的最低值。对300MW机组，表2-12中所列的最大阻抗值都能使用；对600MW机组，则必须将变压器阻抗值限制在14.9及以下。

要指出的是，表2-12、2-13是以发电机长期工作电压为0.95（标么值）额定电压，即发电机在进相运行状态时的电压为计算基数的。实际国内大部分发电机无进相运行要求，所以表2-12与表2-13中的计算值对国内多数机组是留有裕度的。

三、电缆的热稳定截面

高压厂用电系统中采用的电缆截面，除应满足回路的载流量要求以外，还应校验其热稳定截面，以保证在用电设备发生短路故障时，馈电电缆不会在回路保护动作断开故障点之前，因短路电流的热效应而损坏。电缆的热稳定截面计算公式如下

S?QtC?103 （2-44）

1C??4.2Q1??(?km?20)1n?10?3 （2-45） K?20a1??(?rm?20)?rm??0?(?Nm??0)(Ic/Ip)2 （2-46）

式中 S——电缆热稳定要求最小截面（mm2）；

Qt——短路热效应（kA2 S），短路热稳定计算时间按回路主保护动作时间加断路器全分闸时间；短路点一般应按首端短路计算，当电缆长度超过200m时，可按电缆实际长度或 接头处计算；

C——热稳定系数；

η——计入电缆芯线充填物热容量随温度变化以及绝缘散热影响的校正系数，对于3~6kV厂用电回路，可取0.93；

Q——电缆缆芯单位体积的热容量（cal/cm3.℃按法定计量单位换算，1cal=4.1868J），对铝芯电缆取0.59，铜芯电缆取0.81；

a——电缆芯线在20℃时的电阻温度系数(1/℃)，见表2-14； K——20℃时电缆芯线的集肤效应系数，见表2-15； ρ20——电缆芯线在20℃时的电阻率（Ω.cm），见表2-14； θkm——电缆芯在短路时最高允许温度（℃），见表2-16； θrm——35kV及以下电缆在短路前的实际运行最高温度（℃）； θ0——电缆敷设地点的环境温度（℃）；

θNm——电缆芯在额定负荷下的最高允许温度（℃），见表2-16； Ic——电缆实际计算工作电流（A）； Ip——电缆长期允许工作电流（A）。

2

在工程实际应用中，对于截面在3×185mm以上的电缆，无论敷设及与设备接头都极困

2

难，所以在有可能的情况下，应尽量将3芯电缆的截面限制在185mm及以下。

2-14 常用材料的电阻率和电阻温度系数 材料名称 铜 铝 护层铅或铅合金 钢带铠装 黄铜 不锈钢 20℃时电阻率ρ20 -6(×10Ω.cm) 1.84 3.10 21.40 13.80 3.50 70.00 电阻温度系数a -3(×10/cm) 3.93 4.03 4.00 4.50 3.00 可以忽略

2-15 电缆的集肤效应系数K 电缆结构 三芯电缆 单芯电缆或分相铅包电缆 电缆芯额定截面(mm2) 150 1.010 1.006 185 1.020 1.008 240 1.035 1.0105 300 1.052 1.025 2-16 电缆芯在额定负荷及短路时的最高允许

温度θNM、θkM和热稳定系数C值 最高允许温度(℃) 电缆种类和绝缘材料 额定负荷进 θNM 80 65 60 90 130 140 短路时 θkM 200 200 200 200 热稳定系数C 87 93 95 82 3kV(铝芯) 普通油浸纸绝缘电缆 交联聚乙烯绝缘电缆 聚氯乙烯绝缘电缆 聚乙烯绝缘电缆 6kV(铝芯)1 10kV(铝芯) 10kV及以下(铝芯) 65 70 注 有中间接头的电缆在短路时的最高允许温度为:锡焊接头120℃，压接头150℃。电焊或气焊接头与无接头相同。

四、高压厂用变压器的阻抗优化值

根据上述一、二、三节中的计算结果，把各数据随变压器阻抗变化的曲线绘于图2-9和图2-10。可以看出：当设定断路器开断电流为40kA、厂用电采用快速切换、电缆最大热稳

2

定截面为185mm时，则厂用变压器的阻抗只能选择在A-B段之间。

图中的A点，即厂用变压器阻抗的允许最低值，是由断路器的额定开断电流和动稳定电流值所限定的。此处的断路器动稳定按有关规定取额定开断电流的2.5倍计算，即100kA峰值。这样，A点实际是被断路器的动稳定所限制。如果断路器的动稳定值大于2.5倍额定开断电流为2.62或2.7倍（实际上已有不少断路器制造厂家的产品动稳定值提高或超过了此要求，详见各厂家的产品样本），那么图中的A点将转为受断路器的开断电流限制而向左移，对照表2-10～表2-13可见，虽然只能使变压器阻抗降低不到1个百分点，但是这1个百分点同样可使电动机自启动电压升高近1～2个百分点，这是非常重要的，有时甚至可以决定高压厂用电压是6kV还是10～3kV的取舍。

图中的B点，即厂用变压器阻抗的允许最高值，是由最大电动机自启动母线电压要求所限制的，而对于电动机成组自启动工况，无论是采用快速切换还是慢速切换，在A-B段内外相当范围内都是满足规定（见表2-12、表2-13）的。要指出的是，电动机自启动电压值都是在发电机进相运行工况中的计算值，如所设计的发电机无进相运行的要求，那么最大电动机启动母线电压曲线将上升，使B点向左移动。

22

在阻抗允许选择范围内，电缆热稳定截面大致在158～160mm，都在185mm以下，无特殊要求。

因此，我们称A-B段阻抗为厂用变压器在特定参数下的最佳区域，而最佳阻抗应在该区域的中段。为给电动机自启动母线电压留有足够的裕度，加上考虑到短路电流计算时忽略了厂用变压器高压侧的系统阻抗，虽然对厂用变压器低压侧的短路电流影响不大，但还是略有一些裕度的，所以建议将最佳阻抗取在中间段的右侧即阻抗为14%。在此阻抗值上，图中各曲线对应值均满足规定的要求。换算至其他容量的变压器，其阻抗一并如表2-17所示。

要着重指出的是，由于图2-9及图2-10中A-B区域的限制，所以在表2-17所推荐的厂用变压器阻抗值中，用于300MW机组时要求其允许偏差不大于+10%、-5%；而用于600MW机组时，其允许偏差不大于+5%、-3%。

2-17 有进相运行要求的300MW及600MW机组

高压厂用变压器阻抗推荐值 变压器容量(MVA) 40/25-25 40/20-20 31.5/20-20

当厂用变压器阻抗的负误差超过上述值时，由图2-9与图2-10可见，母线上的短路电流冲击值ib（峰值）将大于断路器动稳定电流值；如阻抗正误差超过上述值，最大电动机自启动电压值便将低于最低电压的要求。

从变压器制造工艺上分析，一般大型变压器的阻抗误差大多向正方向偏移，要满足上述

22

要求困难不大。在这个允许偏差的范围内，电缆热稳定截面在153～160mm，建议按185mm选择。

要再次说明的是，这里提出的阻抗允许偏差，都是在考虑了发电机进相运行工况下，断路器动稳定电流只是其额定开断电流的2.5倍等诸多不利因素所计算得出的。而实际设计时，可以选择动稳定电流为额定开断电流2.7倍以上的断路器（目前大多数断路器的动稳定值已达到此值），发电机有进相运行要求的也极少极少，所以绝大多数发电机的高压厂用变压器阻抗允许偏差仍可以是±10%。

高压启动/备用变压器由于大多数采用有载调压装置，在母线电压下降时该调压装置会自动升高电压，所以不用象选择高压厂用变压器那样，考虑电动机自启动前母线电压仅有0.95%的情况，因此图2-9及图2-10中的B点应向右移。这样，启动/备用变压器的阻抗推荐值可如表2-18所示。如无有载调压装置，则应按上述方法计算得出。

当发电机容量、最大电动机容量以及选用断路器参数有不同时，可参照此计算方法绘出图2-9、图2-10曲线，以得出最佳阻抗范围，从技术经济的实际情况，选定最佳阻抗值。 2-18 300MW及600MW机组高压启动/备用

变压器阻抗推荐值

电压变比(kV) 20±2×2.5%/6.3-6.3 18±2×2.5%/6.3-6.3 20±2×2.5%/6.3-6.3 18±2×2.5%/6.3-6.3 20±2×2.5%/6.3-6.3 18±2×2.5%/6.3-6.3 阻抗推荐值(%) 14 14 14 14 11.5 11.5 变压器容量(MVA) 40/25-25 40/20-20 31.5/20-20

变压器电压变比(kV) 220±8×1.25%/6.3-6.3 110±8×1.25%/6.3-6.3 220±8×1.25%/6.3-6.3 110±8×1.25%/6.3-6.3 220±8×1.25%/6.3-6.3 110±8×1.25%/6.3-6.3 阻抗推荐值(%) 15 15 15 15 12.5 12.5 第六节 高压厂用电系统的中性点接地方式

一、高压厂用电系统的中性点接地方式

高压厂用电系统中性点的最常见接地方式有：①不接地；②经高电阻接地；③经消弧线圈接地；④经中电阻接地。

在我国的有关厂用电设计规定中指出：当单相接地故障电流大于5A时，应装设单相接地保护；单相接地电流为10A及以上进，应动作于回路断路器跳闸，单相接地电流为10A以下时，保护装置可动作于跳闸，也可动作于信号。

1.高压厂用电系统中性点不接地

这种方式在我国电厂中采用得最为广泛，200MW及以下大部分机组的高压厂用电系统均为这种接地方式。

（1）中性点不接地系统的接地电流。在中性点不接地系统中，当发生单相金属性接地故障时，零序电流不能通过变压器流通，系统的零序阻抗主要是对地容抗，则

Ie?3?U?10?3?3?CoU?10?3 （2-47） Zo

式中 Ie——单相接地电流（A）；

U——故障相相电压（kV）； Zo——电网零序阻抗（Ω）； Co——电网每相对地电容（F）。

当此电流Ie在3~5A以下时，接地电弧非常不稳定，由于接地电流较小，一般能自动灭弧，而不致发生电弧多次重燃；当Ie上升至5~30A时，在中性点不接地系统中将产生非稳定性电弧，容易发生电弧多次反复重燃，并伴随产生间歇性电弧接地过电压；只有当接地电流Ie增大到30A以上时，在中性点不接地系统中才能形成稳定电弧，此时非故障相过电压接近于完全接地时的数值即等于电网运行线电压。

在大机组高压厂用电系统中，如中性点不接地运行，其单相接地电容电流有可能达到5~10A。当Ie超过10A以上时，可能在单相接地状况下产生异常过电压，有时可达3.5倍的相电压，且持续时间较长，遍及全厂高压厂用电系统，从而将影响到电缆和电气设备的绝缘，降低使用寿命。同时，由于一相接地产生异常过电压，可能导致非故障相又击穿接地，造成两相接地短路，扩大了事故范围。所以，在中性点不接地系统中，单相接地时将产生较高过电压，这是该接线的主缺点之一。

由于200MW及以下机组的高压厂用电系统中，电容电流一般不会大于5~10A，所以传统上一直采用不接地系统。由于这种接地方式较简单，接线也方便。在Ie小于10A时还可以短时带故障运行，给运行人员处理事故创造了条件。不少设计和运行部门在300MW及以上容量的机组高压厂用电中，也多采用这类接线。由于大机组中的单相接地电流可能会增大，

从而影响厂用电的安全运行，所以有必要采取限制单相接地电流的措施。

（2）限制单相接地电流的措施。在中性点不接地系统中，单相接地电流主要是电缆电容电流形成的，只有绝少数部分才由变压器和其他电气设备的对地电容产生。

当采用了分裂变压器后，由于分裂绕组间无电的联系，所以两个分裂绕组所带的电缆网络是相对独立的，因此相对于同容量的双绕组变压器来讲，其供电系统的电容电流基本可减少近半。

600MW机组的高压厂用变压器分裂绕组容量与300MW机组相比并未增加，仅是变压器的数量多了（详见本章第一节），所以限制电容电流的措施上，两类机组没有太大差别。

电缆网络的电容电流中，大多数的电容电流来自高压厂用变压器向高压厂用配电装置供电的电源束（因为变压器的额定电流很大，所以采用几根电缆组成的电缆束）。一台40/25-25MVA厂用变压器，其每个分裂绕组的额定电流为2400A，在考虑电缆并列敷设降流

2

系数后，需采用十多根3×185mm电缆，当厂用变压器与高压配电装置间的距离较长时，所产生的电容电流是相当可观的。如采用单芯电缆，那么其对地电容则更大。所以，在厂用变压器供电回路中使用对地电容要小得多的共相封闭母线，是限制电容电流的好办法。实际上，大部分600MW机及300MW机的主厂房布置也是完全有条件使用共相封闭母线的。

比较不易解决的是启动/备用变压器的电源引入办法。由于不少电厂的高压启动/备用变压器安装的位置离主厂房较远，从而使配电电源电缆的电容量大大增加，当启动/备用变压器一旦投入，便使厂用网络中的电容电流超出规定要求。表2-19为几个电厂的6.3kV厂用电系统单相接地电容电流计算。由表2-19可见，大部分电厂的正常运行状态（厂用变压器供电）时电容电流都小于5A，但一旦投入启动/备用变压器，6.3kV系统的电容电流将上升到近10A，甚至超过10A。

使得启动/备用变压器距主厂房较远的原因有：

1）在100～125MW机组中，由于每5台高压厂用变压器才装设一台启动/备用变压器，而该变压器又必须与第一台机组同时投产，所以其安装位置常在1号机附近。当其他机组陆续安装及投产后，所属高压厂用变压器离此变压器的距离便越来越远，电源电缆所产生的电容电流也越来越大。

2-19 几个电厂的6.3kV厂用电系统单相接地

电容电流计算 电厂名称 机号 机组容量 (MW) 200 200 200 200 200 200 200 200 300 300 300 300 6.3kV配电装置段号 5段A 5段B 6段A 6段B 1段A 1段B 2段A 2段B 9段A 9段B 10段A 10段B 计算值(A) 正常运行方式 3.21 2.57 4.09 2.40 5.10 4.26 4.90 4.10 9.45 6.99 5.81 4.42 启动/备用变压器运行方式 10.05 9.38 11.8 9.14 9.36 7.27 9.06 7.11 11.97 9.53 10.27 8.90 5 徐州电厂 6 1 珞璜电厂 2 9 谏壁电厂 10 2）200～600MW机组均为2台高压厂用变压器设1台（组）启动/备用变压器，常将这台启动/备用变压器布置于两台机组之间。但有不少电厂的设计中，为使第二台机组的施工方便，将该启动/备用变压器布置在1号机附近。由于200～600MW机组长度比100～125MW机组长，所以电源电缆所产生的电容电流还是相当可观的。

3）大型机组出线电压较高，从经济技术方面考虑，启动/备用变压器电源由另一较低电压的系统引接并布置于该配电装置附近。因为较低电压的高压配电装置位置较远，所以在备用电源投入时电容电流急剧增加。表2-19中有几台机组便很明显地出现了这种情况。

综上所述，在中性点不接地系统中，为限制电容电流，以免在各回路中加设单相接地保护，建议尽可能（即便远一些）采用共相封闭母线向厂用配电装置供电。当启动/备用变压器的高压电源位置确实很远时，可考虑采用高压电缆将电源送入仍布置在厂用配电附近的启动/备用变压器的高压侧，有启动/备用变压器至厂用配电装置间采用共箱封闭母线，经减少电容电流。

2.高压厂用电系统中性点经高电阻接地

为了降低高压厂用电中性点不接地系统中可能出现的异常过电压，近年来国内一些大机组电厂的6.3kV厂用电系统中性点上，采用了经高电阻接地的方式，其接线如图2-11所示。

电网在单相接地以后之所以产生弧光过电压，是由于故障点接地电弧反复重燃，使系统中能量积聚之故。当系统中性点接入一个对地的泄漏电阻时，就可大大降低故障相恢复电压的上升速度，减少了电弧重燃的可能性，并可使电弧的重燃不致引起高幅度的过电压。

在高压厂用电系统的中性点经一高电阻接地后，相当于在电网集中对地容抗中并联了一个等值电阻，它能够有效地限制在单相接地时因电弧重燃而使变压器中性点出现的积累性电压升高，从而降低电弧接地过电压。当按流过电阻的有功电流IR等于或大于系统单相接地电容电流Ic来选择电阻时，非故障相的过电压可限制在2.6倍相电压及以下,但单相接地电流Ie值却增大了2倍.其电流值的算式如下。

因为有功电流IR与电容电流Ic的电角度相差90°，所以

22Ie?IR?IC

由 IR?IC 得 Ie?22IC?2IC

这样，很有可能使回路的单相接地电流增大到10A以上，从而使每个回路都加装单相

接地跳闸保护。

在200MW及以上机组的具体设计中，6.3kV厂用电系统的电缆因最小热稳定截面的要求，多在120~185mm2间，其正序或负序电抗极小，即使按电缆允许压降损失为5%这一最大值反推所得的电缆长度约为3.5km计算，在电缆末端接地时与变压器的综合正序X1或负序X2电抗值也仅0.49~0.53Ω,而系统的零序阻抗X0却极大，可达-500~-550Ω。因此，X0/X1的最小值在负千位数，远小于可能发生工频串联临界谐振点的数值-2，所以在6.3kV厂用电系统中的任一点发生单相接地都远离谐振点，不会发生工频串联谐振过电压现象。

要注意的是，如果略为减少流过变压器中性点电阻的有功电流，便可使回路单相接地电流保持在10A以内，而此时厂用电系统的过电压水平又不太高时，应尽量避免单相接地电流超出10A，以免在单相短路时造成设备的较大损坏。

高压厂用电系统的中性点经高电阻接地方式以通过单相配电变压器接电阻为好。 3.高压厂用电系统中性点经消弧线圈接地

高压厂用电系统的中性点也可经消弧线圈接地。这样，在单相接地时，流过故障点的单相接地电容电流，将被一个相位相差180°的电感电流所补偿，使电容电流趋于零值。这时，单相对地闪络所引起的接地故障容易自动消除，并迅速恢复电网的正常运行。对于间歇性电弧接地，消弧线圈可使故障相电压恢复速度减慢，这就降低了电弧重燃的可能性，也抑制了间歇性电弧接地过电压的幅值。这种接线方式在有电缆直配线的小容量发电机中采用较广。

采用消弧线圈接地时，根据消弧线圈产生的电感电流对系统电容的补偿程度，可以有欠补偿、过补偿和全补偿三种方式。

在正常运行时，由消弧线圈和电网对地电容组成的串联回路，可能发生串联谐振并产生基波谐振过电压。对有架空线路的高压厂用系统，各相参数可能出现不对称，当不对称度为0.015，阻尼率取0.5时，如采用全补偿运行，系统中性点位移电压最大值可达相电压30%，已超出规程规定的15%。这时除了采用过补偿可以弥补外，也可采用架空线路换位的方式来减少不对称度。当不对称度小到0.0075时，系统中性点电压位移最大值将在0.15倍相电压以下。但在实际运行中，还是采用过补偿这一措施为好。

采用消弧线圈过补偿接地时，过补偿控制在5%~10%内较合适，电网间歇性电弧接地过电压可以限制在2.4~2.5倍相电压以下。

当然，在理论上也存在欠补偿的方式，但当厂用电系统中的部分回路停运使电容电流减少时，很有可能出现上述的全补偿现象，所以一般不采用这种补偿方式。

目前在一些设计中推荐采用电阻与消弧线圈并联的接地方式，如图2-12所示。在正常运行时，这种接线可以进一步限制过电压水平。同时，当机组停运，而高压厂用电系统仍需小负荷运行时，由于消弧线圈过补偿太多，可将它断开，仅投入电阻运行，使厂用电系统的中性点变成经高电阻接地。并联的高电阻的选择原则见下一节。

4.高压厂用系统中性点经中电阻接地

当高压厂用电系统的单相接地电容电流大于10A，而又因各种原因不能采用消弧线圈时，也可以采用中性点经中电阻接地的方式，以便将单相短路电流提高到数百安倍（一般为400~1500A），以增加保护的灵敏度。厂用电系统一旦故障，便能立即动作跳闸，同时，也能进一步遏制系统的过电压水平。由于该电阻的阻值较低，允许流过的电流值较大，可直接接入变压器的中性点中，而不用与高电阻接地那样通过单相变压器接入电阻。但此方式在国内电厂中应用较少。

5.高压厂用系统的中性点接地方式的比较和应用 国内在大机组高压厂用电系统中，较多的还是采用常规的中性点不接地方式或高电阻接地方式。同时，按我国有关规定要求，当接地电流在于5A时，装设单相接地保护；单相接地电流为10A以下时，保护装置可动作于跳闸，也可动作于信号；当单相接地电流在10A及以上时，保护装置动作于跳闸。当单相接地电流小于5A时，则在母线上装设一套接地报警装置，允许短时带接地故障运行。

上述几种接地方式的比较见表2-20。目前在世界上这几种接地方式都有应用，但具体采用哪种方式还要视电厂实际情况定。当电容电流较大时，建议采用消弧线圈接地，以减少事故损失，并可带故障运行一段时间，为查找并消除故障创造条件。采用这种接地方式，最好是过补偿运行，过补偿度约为5%~10%。

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