1_电气一次系统

11电气系统总论1.1电气主接线1.1.1发电厂电气主接线的基本要求发电厂的电气主接线是电力系统接线的主要部分，它表明了发电机、变压器、线路和断路器等电气设备的数量，并且指出了发电机、变压器、线路的连接方式，从而完成发电、变电、输电、配电的任务。主接线的质量对电力系统的安全、稳定、灵活、经济运行，以及对发电厂电气设备的选择、配电装置布置、继电保护和控制方式的拟定等都有密切的关系。由于发电、变电、输电、配电和用电是同时完成的，所以主接线设计、施工、运行的质量不仅影响电力系统本身，同时也影响到工农业生产和人民生活。发电厂的主接线应根据发电厂在电力系统中的地位、回路数、设备特点及负荷性质等条件确定，并且应满足运行可靠、简单灵活、操作方便和节约投资的要求。a)可靠性根据系统和用户的要求，保证必要的供电可靠性是对电气主接线最基本的要求。停电不仅对发电厂造成损失，给国民经济各部门带来的损失更严重，往往比因停电而少发电能的价值大许多倍。可靠性的客观衡量标准是运行实践，可靠性还是主接线各组成元件，包括一次部分和二次部分在运行中可靠性的综合，不仅要考虑母线、断路器、隔离开关、互感器等一次设备的故障率及其对供电的影响，还要考虑继电保护等二次设备的故障率及其对供电的影响。衡量主接线可靠性的标志是：断路器检修时不影响供电；线路、断路器或母线故障时以及检修母线时，停运回路数少，停运时间短，能保证对重要用户的供电；发电厂全部停运的可能性小。b)灵活性电气主接线的布局应能适应各种运行方式。不但在正常时能方便地投入或切换某些设备，而且在其中一部分电路检修时，能尽量保证未检修的设备继续供电和检修工作的安全进行。同时，主接线的布局要求在各种切换操作时操作步骤最少。c)经济性2主接线应简单清晰，以便节省断路器、隔离开关、电流和电压互感器、避雷器等一次设备的投资；要能使控制保护不过于复杂，以节约二次设备和控制电缆投资；要能限制短路电流，以便选择价格合理的电气设备或轻型电器。1.1.23/2接线3/2接线是指在两组母线间，装有三台断路器，但可引接两个回路。3/2接线是现代国内外大型发电厂和变电站330~750kV超高压配电装置应用最广泛的一种典型接线。3/2接线一次回路的突出优点为运行调度灵活，操作检修方便，有高度的可靠性。正常运行时，两组母线和全部断路器都投入工作，形成多环形供电，运行调度灵活。当一组母线停电检修时，回路不需要切换。任一台断路器检修时，各回路仍按原接线方式运行，也不切换。隔离开关仅在检修时作隔离电器使用。一组母线故障时，只断开与该母线相连的所有断路器，全部线路仍可通过另一组母线继续供电。在两组母线同时故障或一组检修另一组故障的极端情况下部分线路仍能继续输送功率。3/2接线在一次接线方面具有较突出的优点，但是由于每个回路连接着两台断路器，一台中间联络断路器连接着两个回路，给继电保护及二次线带来了复杂性。这些问题已逐步得到妥善解决，如每回线路设两套主保护，同时出口继电器、断路器跳闸线圈和直流回路均为双套，比较灵活可靠。1.1.3发电机－变压器单元接线大容量发电机出口断路器由于制造困难、技术尚欠成熟、造价很高，一般均不装设。制造大机组出口断路器需要解决的主要问题是大电流发热问题及开断短路时的过渡现象问题。对较小容量发电机因电感与电阻的比值小，时间常数小，直流分量衰减很快。短路一般经数十毫秒即通过零点，灭弧较容易。对大机组因电感与电阻的比值大，时间常数大，直流分量衰减慢，短路电流有时经数百毫秒也不通过零点，断路器动作切断短路故障时会产生异常过电压，灭弧不易。3我国在九十年代300兆瓦机组是电力系统的主力，担负着基本负荷，起停次数并不频繁，大多数采用发电机—变压器单元接线，一般不考虑装设发电机出口断路器或负荷开关。在发电机与主变压器以及厂用变压器之间采用全连式分相封闭母线连接，中间不设任何操作电器。这一方面是由于主变压器采用双绕组式而无断开的必要，另一方面也使大电流回路尽量简化，保持可靠的连接。发电机做耐压试验时，连同主变低压绕组及厂用变压器高压绕组一并进行。至于厂用电回路则由于电流小，连接和拆卸方便，有的电厂采用可拆连接，进行简单作业即可断开和安装。发电机出口双绕组变压器之间采用分相封闭母线。采用分相封闭母线的原因为：目前世界上投入运行的最大单机容量已达1500MW，在我国600MW容量的机组也相继投入运行。单机容量的增大，使联接发电机与变压器之间母线的电流随之增大，其相间故障短路电流亦增大。首先，母线额定电流增大，不仅使母线本身的损耗和发热增大，而且由于母线通过电流时，在母线周围伴随着强大的交变磁场，使母线周围钢结构的感应损耗和发热十分严重，影响母线的安全经济运行，其次是大型发电机出口相间短路电流很大，相应的短路电动力也很大．致使发电机出口回路的设备制造和选择发生困难。一旦发生故障，会造成大面积停电，甚至引起电力系统瓦解和重大设备损坏。采用分相封闭母线就可以提高发、供电的可靠性，它的主要优点是：a)减少接地故障，避免相间短路。只有不同相的两点同时发生接地故障时，才能成为相间短路，这种机率是很少的。封闭母线因有外壳保护，可基本消除外界潮气，灰尘以及外物引起的接地故障。b)封闭母线采用外壳屏蔽可从根本上解决钢结构感应发热问题。当很大的短路电流流过母线时，由于外壳的屏蔽作用，使相导体所受的短路电动力大为降低。c)母线封闭后，采用微正压运行方式，防止绝缘子结露，并为母线采用通风冷却方式创造了条件。d)封闭母线由工厂成套生产，质量较有保证，运行维护工作量小，施工安装方便，不需设置网拦，简化了结构，也简化了对土建的要求。4分相封闭母线主要由母线导体、支持绝缘子、防护屏蔽外壳三部分组成。导体和外壳均采用铝管结构。分相封闭母线按外壳电气连接方式可分为分段绝缘式和全连式。分段绝缘式封闭母线的特点是：沿母线长度方向的外壳各段之间彼此绝缘，相与相之间和外壳对地之间也彼此绝缘，且规定每段外壳只在一点接地，以避免产生环流。分段绝缘式分相封闭母线的主要优点是：可使现场焊接工作量减到最小，能实现快速安装。缺点是外壳上的短路电动力很大。全连式封闭母线的特点是沿母线长度方向上的外壳，在同一相内从头到尾全部连通。在封闭母线的各个终端通过短路板，将各相的外壳连接成完整的电气通路。全连式分相封闭母线以母线导体为一次侧，母线外壳为二次侧，恰似一台变比为1:1的空气芯变压器。当导体通电时，外壳上产生一个方向相反而其数值几乎与母线导体上流过的电流相等的感应电流，使壳外剩余磁场大为降低，周围钢结构或混凝土钢筋中几乎不存在热损耗或温升。由于母线相间短路电动力很小，从而可采用较轻型的支持结构。外壳基本处于等电位，使接地方式大为简化。全连式分相封闭母线导体一般用三个绝缘子组成一组，在外壳上支持，在空间以彼此相差120°的位置安装。1.1.4电气主接线运行方式及倒闸操作1.1.4.1运行方式的编制原则电气主接线的运行方式是电气运行人员在电气主接线正常运行、操作及事故状态下分析和处理各种事故的基本依据，电气运行人员必须熟悉和掌握电气主接线的各种运行方式。由于电力系统负荷和潮流分布的变化，系统的频率和电压需要调整，发电厂的主辅设备的停电检修和重新投入运行，发生电气事故，这些都需要改变运行方式。在改变运行方式时，应最大限度地满足安全可靠的要求，遵守以下几个原则：1.1.4.1.1保证厂用电的可靠性及经济性厂用电是发电厂最重要的负荷，为了保证供电的可靠件和连续性．使发电厂能安全满发，故应考虑发电厂在正常、事故及检修状态时厂用电的运行5方式，以及机炉起动及停止过程中的供电要求，此外，还应考虑切换操作的简便。厂用工作电源的每一分段，均有备用电源，当工作电源发生故障时，备用电源应能自动投入。发电厂起动初期或全厂停电时，可从系统取得厂用电。适当地将最重要辅机安排在有厂用柴油发电机的系统上，当遇到电网发生故障或频率、电压突变时，柴油发电机可与电网解列运行，以保证主设备的安全。1.1.4.1.2保证对用户供电的可靠性。大型电厂对枢纽变电站应采用双回路供电。1.1.4.1.3潮流分布要均匀，避免设备过负荷而限制出力。1.1.4.1.4便于事故处理，尽量缩小故障范围并保证厂用电安全。1.1.4.1.5满足防雷保护和继电保护的要求。在各种运行方式下避免继电保护误动作，避免在故障时继电保护拒动。1.1.4.1.6在满足安全运行的同时，应考虑到运行的经济性，减少线路损耗。1.1.4.1.7满足系统静态稳定和动态稳定的要求。在正常运行方式下，联络线的最大输送功率不得超过允许值，发电机强行励磁及自动电压调整器等自动装置应投入运行。这样，在负荷变化，发电机经受微小干扰后，能恢复到原来的稳定运行状态，满足静态稳定要求。在系统发生短路等故障时，断路器切除故障的时间要短，线路的自动重合闸装置的动作要正确，使系统内发电机保持同步运行，达到动态稳定。1.1.4.1.8电气设备的遮断容量应大于最大运行方式时的短路容量，否则在短路状态下，电气设备不能完全切断短路电流，以致发生爆炸，扩大事故。1.1.4.2倒闸操作发电厂中运行的电气设备，常常遇到检修、试验及处理事故等情况，这就需要改变电气设备的运行状态或改变系统的运行方式、当电气设备由一种状态转换到另一种状态或改变系统的运行方式时，需要进行一系列倒闸操作。6倒闸操作主要指拉开或合上某些断路器和隔离开关；拉开或合上某些直流操作回路；切除或投入某些继电保护等自动装置或改变其定值；拆除或装设临时接地线及检查设备的绝缘等。倒闸操作是一件既重要又复杂的工作，若发生误操作事故，可能会导致设备的损坏，危及人身安全及造成大面积停电，对国民经济带来巨大损失。因此，必须采取有效的措施加以防止，这些措施包括组织和技术两个方面。1.1.4.2.1倒闸操作的原则应使用断路器拉、合闸，绝对禁止使用隔离开关切断或接通负荷电流。（电路未设置断路器的特殊情况，按有关规定执行。）送电线路若需停电时，必须先拉开断路器，然后拉开线路侧隔离开关，最后拉开母线侧隔离开关。送电时的操作顺序与此相反。双绕组升压变压器停电时，应先拉开变压器高压侧断路器，再拉开变压器低压侧断路器，最后拉开变压器两侧隔离开关；送电操作顺序与此相反。双绕组降压变压器停电时，应先拉开变压器低压侧断路器，再拉开变压器高压侧断路器，最后拉开变压器两侧隔离开关；送电操作顺序与此相反。三绕组升压变压器停电时，应按顺序拉开变压器高、中、低三侧断路器，再拉开变压器三侧隔离开关；送电时的操作顺序与此相反。三绕组降压变压器停送电时的操作顺序与三绕组升压变压器相反。总的来说，变压器停电时，先拉开负荷侧断路器，后拉开电源侧断路器，送电时的操作顺序与此相反，这是为了保证继电保护装置能正确动作。倒换母线时，应首先给备用母线充电，检查两组母线电压应相等。进行环网的合环操作时，首要条件是相序一致，初次合环要进行定相。其次是各电气设备不应过负荷，系统继电保护装置应适应环网的方式。进行解环操作时，各电气设备在解环后不应过负荷，继电保护不致发生误动作。对于只有熔断器和隔离开关的电路，送电操作时，应先给上熔断器，后合隔离开关；停电操作顺序相反。回路中未设置断路器时，允许用隔离开关进行如下操作：拉合无故障的电压互感器和避雷器；拉合母线和直接连接在母线上的设备的电容电流；拉合变压器中性点的接地隔离开关，但当中性点上接有消弧线圈时，只有在系统没有接地故障时才可进行；当断路器在合闸位置时拉合与断路器并联的旁7路隔离开关；拉合10.5kV以下电容电流不超过5A的无负荷线路和励磁电流不超过2A的空载变压器。拉合电压在10kV及以下，电流在70A以下的环路均衡电流。1.1.4.2.2倒闸操作的基本要求和注意事项在一般情况下，断路器不允许带电手动合闸，这是因为手动合闸慢，易产生电弧。遥控操作断路器时，不得用力过猛，以防止损坏控制开关；也不得返回太快，以防止断路器合闸后又跳闸。在操作断路器后，应检查有关信号灯及测量仪表的指示，以判断断路器动作的正确性。如不能从信号灯及测量仪表的指示来判断的断路器的实际开合位置，则应到现