第四章 电气主接线及设计

发电厂及变电站电气部分三峡大学电气与新能源学院CollegeofElectricalEngineering&NewEnergy第4章电气主接线设计第4章电气主接线设计第一节电气主接线设计的基本要求电气主接线又称为电气主系统或电气一次接线。电气主接线图是采用国家规定的电力设备图形与文字符号按电能生产、传输和分配顺序排列，详细表示电力设备和成套装置的全部基本组成和连接关系的单线接线图。电气主接线图一般用单线图表示1

对电气主接线设计的基本要求

电气主接线设计应满足可靠性、灵活性和经济性三项基本要求。1.1.1选择可靠性时应考虑的几个问题1)发电厂与变电站大型发电厂中、小型发电厂和变电站双回路或环网等强联系形式高电压输送，容量大采用单回线弱联系的方式2）负荷性质和类别带Ⅰ、Ⅱ类型负荷发电厂或变电站可靠性较高的主接线形式，并且保证有两路电源供电。Ⅲ类负荷较长时间停电3）设备的制造水平可靠性高和性能先进的电力设备是保证主接线可靠性的基础。4）长期的实践运行经验选用经过长期实践考验的主接线形式。1.1.2主接线可靠性的定性评判标准定性分析定量计算检修时大机组和超高压的电气主接线能满足对可靠性的特殊要求。考虑瞬时故障、永久故障及检修停电的影响。断路器可靠性，其主要指标有故障率、可用系数和平均修理小时数。

评估供电可靠性的主要指标有：

停电频率、每次停电的持续时间、用户在停电时的生产损失以及电力企业在电力市场环境下通过辅助服务市场获得备用容量所付出的代价。减少停运出线回路数和停电的时间,保证对Ⅰ类负荷和大部分Ⅱ类负荷的供电,避免发电厂变电站全部停运的可能性。1.2灵活性1)调度的灵活性电气主接线能按照调度的要求，灵活地改变运行方式（投切机组、变压器和线路，调配电源和负荷），以满足在正常、事故、检修等运行方式下的切换操作要求。3)扩建的方便性电气主接线能根据扩建的要求，方便地从初期接线过渡到最终接线，在不影响连续供电或停电时间最短的情况下，投入新机组、变压器或线路而不互相干扰，对一次设备和二次设备的改造为最少。2)操作的方便性电气主接线在满足可靠性的基本要求的条件下，接线简单，可以方便地停运断路器、母线及其二次设备进行检修，而不致影响电网的运行和对其它用户的供电。应尽可能地使操作步骤少，便于运行人员掌握，不易发生误操作。1.3经济性

1)节约一次投资

主接线应力求简单清晰，节省断路器、隔离开关等一次电力设备；要使相应的控制、保护不过于复杂，节省二次设备与控制电缆等；能限制短路电流，以便于选择廉价电力设备和轻型电器等；一次设计，分期投资建设和投产。2)占地面积小

主接线的形式影响配电装置的布置和电气总平面的格局，主接线方案应尽量节约配电装置占地和节省构架、导线和绝缘子，同时应注意节约搬迁、安装外汇费用。对大容量发电厂或变电站，在可能和允许的情况下，应采取一次设计，分期投资、投建，尽快发挥经济效益。3)年运行费用小年运行费用包括电能损耗费、折旧费及大修费、日常小修的维护费等。电能损耗主要由变压器引起，因此要合理选择主变压器的型式、容量和台数及避免两次变压而增加损耗。2电气主接线分类基本形式是主要电力设备常用的几种接线方式，它以电源（发电机或变压器）和出线为主体。有母线的主接线由于设置了母线，使得电源和引出线之间连接方便，接线清晰，接线形式多，运行灵活，维护方便，便于安装和扩建。但有母线的主接线使用的开关电器多，配电装置占地面积较大，投资较大。无母线的主接线使用的开关电器少，配电装置占地面积较小，投资较小。母线也称汇流母线，起汇集和分配电能的作用。主接线接线形式可以分为有母线和无母线两大类型。当同一电压等级配电装置中的进出线数目较多时（一般超过4回），采用母线作为中间环节，对于进出线数目少、不再扩建和发展的电气主接线，不设置母线而采用简化的中间环节。线路有母线的接线形式分为单母线接线和双母线接线。无母线的接线形式分为桥形接线、角形接线和单元接线。第二节单母线接线单母线的基本接线形式不分段的单母线接线单母线分段接线带旁路母线的单母线分段接线单母线分段带专用旁路断路器的旁路母线接线分段断路器兼作旁路断路器的单母线分段带旁路母线接线旁路断路器兼作分段断路器的单母线分段带旁路母线接线。带旁路母线的单母线分段接线1不分段的单母线接线图4

‑1不分段的单母线接线QF-断路器；QS-隔离开关；W-母线；L-线路电源1电源223QS21QS2QFL1L2L3L4QEW1.1接线特点当进线和出线回路数不止一回时，为适应负荷变化和设备检修的需要，使每一回路引出线均能从任一电源取得电能，或者任一电源被切除时，仍能保证供电，在引出回路和电源回路之间，用母线连接。不分段的单母线接线是有母线接线中最简单的接线形式。

不分段的单母线接线如图4‑1所示。其供电电源在发电厂是发电机或变压器，在变电站是变压器或高压进线回路。不分段的单母线接线的接线特点是只有一组母线，接在母线上的所有电源和出线回路，都经过相应断路器和隔离开关连接在该母线上并列运行。各出线回路输送功率不一定相等，应尽可能使负荷均衡地分配于母线上，以减少功率在母线上的传输。如图4‑1所示，各回路都装有断路器和隔离开关，出线L2通过断路器2QF和隔离开关21QS、23QS连接到母线W上。与母线相连接的隔离开关21QS称作母线隔离开关。与线路相连接的隔离开关23QS称作线路隔离开关。断路器(具有灭弧装置)用以正常工作时投切该回路及故障时切除该回路；隔离开关(不具有灭弧装置)用以在切断电路时建立明显可见的断开点，将电源与停运设备可靠隔离，以保证检修安全。

1.2运行操作顺序——倒闸操作原则断路器与隔离开关间的操作顺序为：保证隔离开关“先通后断”（在等电位状态下，隔离开关也可以单独操作），这种断路器与隔离开关间的操作顺序必须严格遵守，绝不允许带负荷拉刀闸（即隔离开关），否则将造成误操作，产生电弧而导致严重的后果。母线隔离开关与线路隔离开关间的操作顺序为：

母线隔离开关“先通后断”，即接通电路时，先合母线隔离开关，后合线路隔离开关；切断电路时，先断开线路隔离开关，后断开母线隔离开关。以避免万一断路器的实际开合状态与指示状态不一致时，误操作发生在母线隔离开关上，产生的电弧会引起母线短路，使事故扩大。例：在断路器2QF未断开的情况下，先断开线路隔离开关23QS将发生电弧短路，这时故障点在线路侧，继电保护装置将断路器2QF自动断开，切除故障点，把故障限制在该回路间隔中，对其它回路设备（特别是母线）运行影响较少。如果线路侧发生故障，继电保护装置或断路器拒动，不能自动切除故障，会引起电源断路器跳闸，造成母线停电。随后只要拉开母线隔离开关隔离故障点，即可恢复其它部分的供电。反之如果先断开母线隔离开关21QS，则故障点在母线侧，与母线相连接的所有电源侧开关将被继电保护装置跳开，导致全部停电，扩大事故的影响范围。因此，对L2送电时，先合上21QS，再合上23QS，最后合上2QF。对L2停电时，先断开2QF，再依次拉开23QS和21QS。

1.3接地开关QE的作用有些类型的隔离开关配有专门的接地开关（如图4.1中的QE）线路隔离开关的接地开关QE的作用：保证检修安全。当电压等级在110kV及以上时，线路隔离开关或断路器两侧的隔离开关（布置较高时）都应配置接地开关，35kV及以上母线应配置1~2组接地开关或接地器，以代替人工挂接地线，保证出线、断路器和母线检修时，检修人员的安全。1.4评价单母线接线的优点是：接线简单，设备少，操作方便，造价便宜，只要配电装置留有余地，母线可以向两端延伸，可扩性好。单母线接线的缺点是：①可靠性、灵活性差。母线故障、母线和母线隔离开关检修时，全部回路均需停运造成全厂或全站长期停电；任一断路器检修时，其所在回路也将停运。②调度不方便。电源只能并列运行，不能分列运行，线路侧发生短路时，有较大的短路电流。1.5适用范围

单母线接线一般用于6～220kV系统中，出线回路较少，对供电可靠性要求不高的小容量发电厂和变电站中。尤其对采用开关柜的配电装置更为合适。

2单母线分段接线

当出线回路数较多时，采用不分段的单母线接线已无法满足供电可靠性的要求，为了提高供电可靠性，把故障和检修造成的影响局限在一定的范围内，可采用隔离开关或断路器将单母线进行分段。

2.1接线特点如图4‑2所示，设置分段断路器0QF将母线分成两段，提高可靠性和灵活性，当可靠性要求不高时，也可利用分段隔离开关0QS进行分段。各段母线为单母线结构。电源1电源2L1L2L3L4Ⅱ段0QF01QS02QSⅠ段()0QS图4‑2单母线分段接线0QF-分段断路器；0QS-分段隔离开关当采用隔离开关0QS将母线分段时，若任一段母线（Ⅰ段或Ⅱ段）及其母线隔离开关停电检修，可以通过事先断开分段隔离开关0QS，使另一段母线的工作不受影响。但当分段隔离开关0QS投入，两段母线同时运行期间，若任一段母线发生故障，仍将造成整个配电装置的短时停电。只有在用分段隔离开关0QS将故障段母线隔开后，才能恢复非故障段母线的运行。

当采用断路器0QF将母线分段时，当分段断路器0QF闭合后，任一段母线发生故障时，在继电保护装置的作用下，母线分段断路器0QF断开和连接在故障段母线上的电源回路的断路器相继断开，从而保证了非故障段母线的不间断供电。用断路器0QF将母线分段后，可满足采用双回线路供电的重要用户供电可靠性要求。例如，在图4‑2中若某电力用户采用双回路供电，每回线路可分别连接到母线的分段Ⅰ和分段Ⅱ上，并且每回线路的传输容量按该电力用户的满负荷设计。这样，当任一段母线故障停运，该电力用户均可从另一段母线上获得电能，从而保证了对重要电力用户的连续供电。

在正常情况下检修母线时，可通过分段断路器0QF将待检修母线段与另一段母线断开，而不中断另一段母线的运行。因此采用断路器分段的单母线接线比不分段的单母线接线和采用隔离开关分段的单母线接线具有更高的可靠性。2.2评价

单母线分段接线接线简单清晰，经济性好，有一定灵活性，可靠性比单母线接线有了较大提高，任一段母线故障时，继电保护装置可使分段断路器跳闸，保证正常母线段继续运行，减小了母线故障影响范围。但在任一段母线故障或检修期间，该段母线上的所有回路均需停电，并且当任一断路器检修时，该断路器所带用户也将停电。考虑到采用单母线分段接线时，重要用户可从不同母线段上分别引出两回馈线向其供电，保证不中断供电，故对采用两回馈线供电的用户来说，有较高供电可靠性。当采用这种双回线路方式供电时，常会使架空线路出现交叉跨越。此外，扩建时需要向两个方向均衡扩建。单母线分段接线的分段的数目取决于电源的数量和容量、电网的接线及主接线的运行方式，通常以2~3段为宜，其连接的回路数一般比不分段的单母线接线增加一倍，但仍不宜过多。2.3适用范围单母线分段接线主要应用于中、小容量发电厂和变电站的6~10kV配电装置和出线回路数较少的35~220kV配电装置中。中、小容量发电厂，每段母线上出线不多于5回。35~63kV配电装置，每段母线上出线4~8回。3单母线分段带旁路母线的接线单母线接线在检修进出线断路器时会造成相应回路供电中断为克服这一问题，提高供电可靠性，可增设旁路母线。

旁路母线的接线方式有单母线分段带专用旁路断路器的旁路母线接线、分段断路器兼作旁路断路器的单母线分段带旁路母线接线以及旁路断路器兼作分段断路器的单母线分段带旁路母线接线形式。单母线分段带旁路母线的接线，主要用于电压为6~10kV出线较多而且对重要负荷供电的装置中，35kV及以上有重要联络线路或较多重要用户时也采用。

对于出线回路不多的35~110kV配电装置，当出线回路数不多时，旁路断路器利用率不高，为了减少占地面积和节省设备投资，可以与分段断路器合用。电源1电源2L1L2L3L4Ⅱ段0QF01QS02QSⅠ段23QS21QS2QF25QS905QS901QS902QS90QFPW图4‑3带旁路母线的单母线分段接线3.1单母线分段带专用旁路断路器的旁路母线接线

1）接线特点如图4‑3所示，该接线方式在单母线分段的基础上增加了旁路母线PW、专用旁路断路器90QF及旁路回路隔离开关901QS和902QS接到Ⅰ、Ⅱ段母线上。

各出线回路除通过断路器与汇流母线连接外，还通过旁路隔离开关与旁路母线相连接。正常运行时，90QF回路以及旁路母线PW处于冷备用状态。

此接线方式的旁路母线平时也带电，旁路运行时，Ⅰ、Ⅱ段工作母线分列运行，但旁路母线可接至任一段母线，不破坏原有两段母线上的功率平衡。2）检修出线断路器时不停电的倒闸操作过程

正常运行时，旁路断路器90QF是断开的，旁路断路器两侧的隔离开关901QS、902QS和905QS是合上的，旁路母线PW不带电，各进出线回路的旁路隔离开关是断开的。

若检修L2的断路器2QF，使该出线不停电的操作顺序为：

合上90QF，给旁路母线PW充电，检查旁路母线PW是否完好，如果旁路母线有故障，90QF在继电保护控制下自动切断故障，旁路母线不能使用；

如果90QF合闸成功，说明旁路母线完好。合上出线的旁路隔离开关25QS，此时25QS的两端等电位，也可以先断开90QF，然后合上25QS，再合上90QF，以避免万一合上25QS前，发生线路故障，2QF事故跳闸，造成25QS合到短路故障上。断开出线L2的断路器2QF，断开23QS和21QS。此时出线L2已经由旁路断路器90QF回路供电，在需要检修的断路器2QF两侧布置安全措施后，就可以对其进行检修。3）评价

单母线分段接线增设旁路母线后，可以使单母线分段接线在检修任一出线断路器时不中断对该回路的供电。

配电装置占地面积增大，增加了断路器和隔离开关数量，接线复杂，投资增大。优点：缺点：3.2分段断路器兼作旁路断路器的单母线分段带旁路母线接线电源1电源2L1L2Ⅱ段0QF01QS02QSⅠ段05QS03QS04QS图4‑4分段断路器兼作旁路断路器的单母线分段带旁路母线接线PW23QS21QS2QF25QS06QS1）接线特点如图4‑4所示，它是在单母线分段接线的基础上，增加了旁路母线PW、隔离开关05QS、06QS、分段断路器0QF及各出线回路中相应的旁路隔离开关，分段断路器0QF兼作旁路断路器，并且在分段工作母线之间再加两组串联的分段隔离开关01QS和02QS。

分段隔离开关的作用是使0QF作旁路断路器时，保持两段工作母线并列运行。旁路母线PW可以经03QS、0QF、06QS接至母线Ⅰ段上，也可以经04QS、0QF、05QS接至母线Ⅱ段上。带旁路母线的单母线分段接线相比，少用一台断路器，节省了投资。2）检修线路断路器时不停电的倒闸操作过程

正常运行时，旁路母线不带电，03QS1、04QS及0QF合闸，05QS、06QS断开，01QS和02QS，一组断开，一组闭合，按单母线分段方式运行。

如果01QS断开，02QS闭合，检修L2的断路器2QF，使该出线不停电的操作顺序为：

合上01QS，断开0QF，断开03QS，合上05QS，合上0QF，给旁路母线PW充电，检查旁路母线PW是否完好，如果0QF合闸成功，说明旁路母线完好。断开0QF合上出线旁路隔离开关25QS，此时25QS的两端等电位，再合上0QF。

断开出线L2的断路器2QF，断开23QS和21QS。3.3旁路断路器兼作分段断路器的单母线分段带旁路母线接线电源1电源2L1L2Ⅱ段01QS02QS03QS901QS图4‑5旁路断路器兼作分段断路器的单母线分段带旁路母线接线PW23QS21QS2QF25QS905QS90QFⅠ段如图4‑5所示，正常运行时，01QS和02QS，一组断开，一组闭合。两段母线通过901QS、90QF、905QS，旁路母线PW以及03QS构成通路，此时旁路断路器90QF起到了分段断路器的作用，旁路母线带电，旁路母线也只能接至旁路断路器所在的一段母线。

单母线接线不论是否分段，当母线和母线隔离开关故障或检修时，连接在该段母线上的进出线在检修期间将长时间停电，因此可以采用双母线的接线形式。第三节双母线接线

双母线的接线形式，按照每个回路使用断路器的数目，可以分为：

单断路器双母线接线

双断路器双母线接线

一台半断路器接线

变压器-母线组接线1单断路器双母线接线1.1双母线接线图4‑6单断路器双母线接线0QF-母线联络断路器；01QS,02QS-母线联络隔离开关W1W20QF电源1电源211QS12QS21QS22QS31QS32QS1QF2QF3QF13QS23QS33QSL2L1L341QS42QS51QS52QS01QS02QS1）接线特点

如图4-6所示，这种接线方式设有两组母线W1和W2，两组母线之间通过母线联络断路器0QF连接，每个回路都通过一台断路器和两组隔离开关连接到两组母线上。2）运行方式

双母线接线的运行方式有三种：母线联络断路器合闸，两组母线同时工作；母线联络断路器断开，两组母线同时工作；一组母线工作，另一组母线备用。

母线联络断路器合闸，两组母线同时工作时，为了减少母线故障而造成的停电范围，通常正常运行时双母线的两组母线同时工作，并通过母线联络断路器0QF并联运行。电源和负荷被适当地分配在两组母线上。相当于单母线分段的运行方式。当一组母线故障时，在继电保护作用下，母线联络断路器断开，仅停运故障的母线。母线联络断路器断开，两组母线同时运行，常用于系统最大运行方式以限制短路电流。当一组母线工作，另一组母线备用时，全部电源和出线接于工作母线上，母线联络断路器0QF断开，按单母线方式运行。工作母线故障时，全部短时停电。

双母线还可以根据系统需要完成一些特殊的功能。例如：需要单独进行试验（如发电机或线路检修后需要试验）的回路可单独接到备用母线上运行；当采用短路的方式进行熔冰时，可用一组备用母线作为熔冰母线而不影响其他回路的工作；利用母线联络断路器与系统进行同期或解列操作等。3）倒母线操作正常运行时，母线W1工作，母线W2备用，欲检修母线W1时的倒闸操作步骤为：依次合母线联络隔离开关01QS、02QS及母线联络断路器0QF，向母线W2充电，检查母线W2是否完好，若母线完好，则0QF不会因继电保护动作而跳闸，便可继续倒闸操作。为保证不中断供电，按“先通后断”原则进行操作：先接通备用母线W2上的隔离开关，再断开工作母线W1上的隔离开关，以实现全部回路由母线W1换接至母线W2。断开母线联络断路器0QF及母线联络隔离开关01QS、02QS，此时母线W1不带电，母线W2变为工作母线。4）评价双母线接线的可靠性和灵活性大大提高，扩建方便。运行方式灵活，有多种运行方式。任一组母线检修时不中断供电，检修任一回路母线隔离开关时，只中断该回路的供电。当任一组母线故障时，仅短时停电，停电时间是接于该母线上的所有回路切换至另一组母线所需时间，故障母线上的回路经短时停电便可恢复供电。

当检修任一回路断路器时，该回路仍需停电。当一组母线检修时，全部电源及线路都集中在另一组母线上，若该组母线再故障将造成全停事故。当任一组母线短路，而母线联络断路器拒动，将造成双母线全停事故。在变更运行方式时，要用各回路母线侧的隔离开关进行倒闸操作，操作步骤较为复杂，隔离开关作为切换操作电器，容易出现误操作。而且双母线接线方式的配电装置结构较复杂，增加了大量的母线隔离开关和母线长度，占地面积大，投资大。优点：缺点：5）适用范围由于双母线接线具有较高的可靠性和灵活性，其广泛应用于对可靠性要求较高、出线回路数较多的6~220kV配电装置中。通常进出线回数较多、容量较大、出线带电抗器的6~10kV配电装置，35~60kV出线数超过8回或连接电源较大、负荷较大的配电装置，110kV出线数为6回及以上，220kV出线数为4回及以上的配电装置应采用双母线接线方式。1.2双母线分段接线W1W300QF电源1电源2L2L101QS02QSL3L4W201QF02QF图4‑7双母线三分段接线00QF-母线分段断路器；01QF,02QF-母线联络断路器1）双母线三分段接线2）双母线四分段接线：双母线三分段接线在一组母线检修合并母线联络断路器故障时，会发生全厂（站）停电事故。为进一步提高大型电厂和变电站主接线可靠性，可将两组母线均用分段断路器分为两段，就构成了双母线四分段接线。该接线母线故障时的停电范围只有1/4，可靠性得以进一步提高。W1W300QF电源1电源2L2L101QS02QSL3L4W201QF02QF图4‑7双母线四分段接线00QF-母线分段断路器；01QF,02QF-母线联络断路器？1.3双母线带旁路母线接线W2电源1电源2L2L1图4‑9带专用旁路断路器的双母线接线L3L4W1PW901QS905QS90QF902QS0QF01QS02QS

为了使双母线接线在检修任一回路断路器时不中断该回路的供电，可增设旁路母线。1）接线特点如图4‑9所示采用两组母线固定连接方式运行时，通常应设置有专用的母线差动保护装置。若一组母线在运行时发生短路故障，与该母线连接的出线、电源和母线联络断路器将被母线保护装置跳开，以维持非故障母线的正常运行。然后按操作规程将与故障母线连接的出线和电源回路切换到非故障母线上，恢复送电。如图4‑10所示为双母线四分段带旁路母线的接线方式。W1W400QF电源1电源2L2L1图4‑10双母线四分段带旁路母线接线L3L4W3W201QFPW03QF02QF为带专用旁路断路器的双母线接线，增设了一组旁路母线PW及专用旁路断路器90QF回路。各回路除通过断路器与两组汇流母线连接外，还通过旁路断路器和旁路隔离开关与旁路母线相连接。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。

双母线带旁路母线接线在正常运行时，多采用两组母线固定连接方式，即双母线同时运行的方式，如图4‑9所示，此时母线联络断路器处于合闸状态，并要求某些出线和电源固定连接于W1母线上，其余出线和电源连接到W2母线上。两组母线固定连接回路的确定既要考虑供电可靠性，又要考虑负荷的平衡，尽量使母线联络断路器通过的电流最小。PWPWPWPWW2W100QF001QS002QS005QSW2W100QF001QS005QS002QS003QS(a)(b)W2W190QF901QS905QS902QS903QS(c)W2W100QF001QS002QS003QS(d)图4‑11母线联络断路器兼作旁路断路器接线2）母线联络断路器兼作旁路断路器接线当出线数目不多，安装专用旁路断路器利用率不高，为了节省断路器和配电装置间隔，可采用母线联络断路器兼作旁路断路器接线方式。PWPWPWPWW2W100QF001QS002QS005QSW2W100QF001QS005QS002QS003QS(a)(b)W2W190QF901QS905QS902QS903QS(c)W2W100QF001QS002QS003QS(d)图4‑11母线联络断路器兼作旁路断路器接线2）母线联络断路器兼作旁路断路器接线

图（a）为一组母线带旁路，正常运行时旁路母线PW不带电，只有W2能带旁路。用00QF代替出线断路器供电时，需将W1倒换为备用母线，W2为工作母线，然后按操作规程完成用00QF代替出线断路器的操作。PWPWPWPWW2W100QF001QS002QS005QSW2W100QF001QS005QS002QS003QS(a)(b)W2W190QF901QS905QS902QS903QS(c)W2W100QF001QS002QS003QS(d)图4‑11母线联络断路器兼作旁路断路器接线2）母线联络断路器兼作旁路断路器接线图(b)是两组母线带旁路，正常运行时旁路母线PW不带电，如果需要用00QF代替出线断路器供电时，需将双母线的运行方式改为单母线运行方式，再按操作规程完成用00QF代替出线断路器的操作。PWPWPWPWW2W100QF001QS002QS005QSW2W100QF001QS005QS002QS003QS(a)(b)W2W190QF901QS905QS902QS903QS(c)W2W100QF001QS002QS003QS(d)图4‑11母线联络断路器兼作旁路断路器接线2）母线联络断路器兼作旁路断路器接线

图(c)(d)设有旁路跨条。

图(c)正常运行时旁路母线PW带电，且W1、W2均能带旁路。用90QF代替出线断路器供电时，需将双母线的运行方式改为单母线运行方式，再按操作规程完成用90QF代替出线断路器的操作。图中（d）正常运行时旁路母线PW不带电，只有W2能带旁路。3）旁路母线的设置原则110kV及以上的高压配电装置中，电压等级高，送电距离较远，输送功率较大，而一台高压断路器检修需要5~7天的时间，因此不允许因为检修断路器而较长时间的停电。

当220kV出线在4回及以上、110kV出线在6回及以上时，宜采用有专用旁路断路器的旁路母线接线。当出线回数较少时，可采用以母线联络断路器兼作旁路断路器的简易接线形式，以节省断路器和占地，改善其经济性。缺点：检修出线断路器的倒闸操作繁杂，并且每当检修线路断路器时都要将所有回路换接在一组母线上，按单母线方式运行，降低了可靠性。变电站电源侧断路器可以接入旁路母线发电厂电源侧断路器。出线断路器应接入旁路母线断路器切断的短路故障次数达到需要检修的次数后（或长期运行后），就需要检修，当系统条件不允许停电检修，就需要设置旁路设施。接入旁路母线：不用接入旁路母线六氟化硫断路器且与系统联系紧密时，可以不设置旁路设施采用手车式成套开关柜6~10kV配电装置，以及35kV单母线手车式成套开关柜时，由于断路器可以快速更换，也可以不设置旁路设施。35~60kV配电装置采用单母线分段接线且出线断路器无条件检修时，可设置不带专用旁路断路器的旁路母线。当采用双母线接线时，不宜设置旁路母线，条件允许时，可设置旁路隔离开关，如下图4‑12中出线L3的旁路隔离开关QSP。对于特殊要求，但又不便于设置旁路母线的情况，可设置临时“跨条”。如下图4‑12。随着SF6断路器的广泛采用和国产断路器质量的提高，系统备用容量的增加，电网结构趋于合理与联系紧密、保护双重化的完善以及设备检修逐步由计划检修向状态检修过渡，为简化接线，总的趋势将逐步取消旁路设施。取消旁路设施W1W20QF电源1电源211QS12QS21QS22QS31QS32QS1QF2QF3QF13QS23QS33QSL2L1L341QS42QS51QS52QS01QS02QS图4‑12设置临时“跨条”的双母线接线QSP整个代路过程中只有出线L2短时停电，其它回路正常运行。当检修出线L2断路器2QF时，将原来连接在母线W1的各回路切换到母线W2上，断开母线联络断路器0QF及两侧隔离开关01QS和02QS，母线W1停电，再断开待检修断路器2QF及两侧隔离开关23QS和22QS然后拆开断路器2QF两端的接线，并用“跨条”接上，如图4‑12中2QF右侧虚线所示，再合上出线L2上隔离开关21QS和23QS，合上母线联络断路器0QF两侧隔离开关及母线联络断路器0QF，这时电流由母线W2，经母线联络断路器0QF，再经母线W1送向出线L2，此时出线L2单独在母线W1上工作，母线联络断路器代替出线断路器。4）评价双母线带旁路母线接线所用的电力设备数量较多，操作、接线及配电装置较复杂，占地面积较大，经济性较差。优点：双母线带旁路母线接线大大提高了系统的可靠性和灵活性。当任一组母线检修时不中断供电，检修任一回路母线隔离开关时，只中断该回路的供电。当任一组母线故障时，仅短时停电。检修任一回路断路器时该回路不停电。缺点：

2一台半断路器的双母线接线

2.1接线特点一台半断路器的双母线接线方式从双断路器双母线接线改进而来，在双断路器双母线接线的基础上不仅减少了断路器的数量，而且仍旧具有高度的供电可靠性及运行的灵活性。一台半断路器的双母线接线简称：一台半断路器接线，3/2接线是国内外大机组、超高压电气主接线中广泛采用的一种典型的接线方式。

2一台半断路器的双母线接线

2.1接线特点特点：由许多“串”并联在两组母线上形成，每两个回路经三台断路器（称为一串）接在两组母线之间，构成一串。由多个串构成多环路。每个回路相当各占一台半断路器。一台半断路器的接线方式有两种：

图4‑13中的第一串和第三串、第二串和第三串均为交叉接线，即将两个同名元件分别布置在不同串上，并分别靠近不同母线接入。以第一串和第三串为例，同名元件L1和L3分别接在两个不同的串上，L1靠近母线W1，L3靠近母线W2。

2一台半断路器的双母线接线

2.1接线特点图4‑13一台半断路器的双母线接线一台半断路器的接线方式有两种：图4‑13中的第一串和第二串为常规接线，也称非交叉接线，即将两个同名元件分别布置在不同串上，所有同名元件都靠近某一母线一侧。如图4‑13所示，同名元件L1和L2分别接在两个不同的串上，L1和L2均靠近母线W1。

2一台半断路器的双母线接线

2.1接线特点图4‑13一台半断路器的双母线接线一台半断路器的接线方式有两种：两个回路中间的断路器称为联络断路器，如图4‑13中的5012QF和5022QF，靠近母线侧的断路器称为母线断路器，如图中的5011QF、5013QF、5021QF、5023QF。

2一台半断路器的双母线接线

2.1接线特点图4‑13一台半断路器的双母线接线一台半断路器的接线方式有两种：运行中两组母线和同一个串的三台断路器都投入运行，称为完整串运行，如图4‑13中的第一串、第二串和第三串。一串中任何一台断路器退出运行或检修时，称为不完整串运行，如图4‑13中的第四串。

2一台半断路器的双母线接线

2.1接线特点图4‑13一台半断路器的双母线接线2.2评价❀优点：供电可靠性高

每一回路经过两台断路器供电，形成了具有双重连续特性的多环形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)。在事故和检修重合的情况下，停电回路数不超过2回（见表4‑1）表4‑1一台半断路器接线（8回进出线）的故障停电范围运行情况故障类型停电回路数有一台断路器检修母线侧断路器故障1~2母线故障0~2中间断路器故障2一组母线检修母线侧断路器故障2母线故障0~2中间断路器故障2无设备检修母线侧断路器故障1母线故障0中间断路器故障2所用断路器、电流互感器等设备多、投资较大，继电保护及二次回路的设计、调整、检修等比较复杂。例如失灵保护设计问题、重合闸使用问题、继电保护检修问题、安装单位划分问题、互感器配置问题等。

任何一回路停送电时互不影响，使运行调度十分灵活。这种接线方式中隔离开关只作为隔离电器，避免了复杂的倒闸操作和误操作。运行可靠，灵活性高

隔离开关只作为隔离电器，在检修母线或回路断路器时减少了因倒闸操作而引起的误操作，并且方便调度和扩建。运行调度灵活❀缺点：

2.3进一步提高供电可靠性的措施（2）在只有两串的情况下，属于单环形，与角形接线类似（见第四章第四节），对于特别重要的同名回路，应分别接入不同的母线，称为交叉接线，并且为避免线路检修时需将两台断路器断开，而造成系统解环，进出线应装设隔离开关。当接线的串数多于两串时，也可不采用交叉接线，进出线亦可不装设隔离开关。为了避免两个电源回路或同一系统的两回线路同时停电，进一步提高供电可靠性，同名回路（两个电源回路或两回线路）的配置原则为：（1）同名回路应布置在不同串中，即同一个串中配置一条电源回路和一条出线回路，以避免联络断路器故障时或一串中母线侧断路器检修，同一串中另一侧回路故障时，使该串中的两个同名回路同时断开。

交叉接线比非交叉接线具有更高的运行可靠性，可减少特殊运行方式下事故扩大。第一串和第二串为非交叉接线，当第二串中联络断路器5022QF检修或停用时，第一串中的联络断路器5012QF发生异常跳闸，或者出现线路L1或进线1T故障引起联络断路器5012QF事故跳闸，此时将出现同时切除两个电源回路，造成全厂（站）停电。对于第一串和第三串为交叉接线的情况，出现上述情况，至少还有一个电源可向系统送电。当第三串中联络断路器5032QF检修或停用时，线路L1故障时，联络断路器5012QF事故跳闸，1T通过5011QF及两端隔离开关，母线W2，5031QF及两端隔离开关向线路L3送电，进线1T故障时，联络断路器5012QF事故跳闸，3T通过5033QF及两端隔离开关，母线W1，5013QF及两端隔离开关向线路L1供电。但是交叉接线的配电装置布置比较复杂，需增加一个间隔。2.4适用范围在330~500kV，进线为6回及以上的配电装置中，以及在系统中地位重要的配电装置中宜采用一台半断路器接线。3变压器-母线组接线3.1接线特点

在超高压配电装置中，为了保证超高压和长距离输电线路的输电可靠性，线路部分采用双断路器的变压器-母线组接线，各出线回路由2台断路器分别接在两组母线上，当线路较多时采用一台半断路器的变压器-母线组接线。如图4-14所示(a)双断路器的变压器-母线组接线；(b)一台半断路器的变压器-母线组接线。(a)双断路器的变压器-母线组接线；(b)一台半断路器的变压器-母线组接线图4‑14变压器-母线组接线对于主变压器，考虑其运行可靠、且平时切换操作的次数较少，不会造成经常停母线切换变压器的情况，故不用断路器，而直接通过隔离开关接到母线上。当有4台主变压器时，可利用断路器将双母线分成4段，在每段母线上连接1台主变压器。如图4-15所示。图4-15双母线分段的变压器-母线组接线3.2评价经济性好所有变压器回路都不用断路器，从而使所用断路器的总数减少，节省了总投资。变压器-母线组接线调度灵活，电源和负荷可自由调配，安全可靠，并且有利于扩建。由于变压器可靠性高，直接接入母线，对母线的运行没有明显的影响。可靠性高当任一一台断路器故障或拒动时，仅影响一组变压器和一回线路的供电；母线故障时只影响一组变压器供电；变压器故障时，与该变压器相连母线上的断路器全部跳开，但是这并不影响其它回路的供电。当变压器用隔离开关断开后，母线即可恢复供电。3.3适用范围适用于发电机台数大于线路数的大型水电厂，同时适用于远距离大容量输电系统，以及对系统稳定和供电可靠性要求较高的变电站。第四节无母线的电气主接线1

单元接线发电机与变压器或线路直接串联连接，除厂用分支外，不设母线之类的横向连线。

单元接线是无母线的电气主接线中最简单的一种，也是所有主接线基本形式中最简单的接线形式。

按照串联元件不同，单元接线有三种形式：

发电机-变压器单元接线扩大单元接线发电机-变压器-线路单元接线1.1发电机-变压器单元接线对于大容量发电机装设出口断路器具有其优越性。主变压器或常用变压器故障时，迅速断开变压器高压侧断路器和发电机出口断路器，有利于发电机和变压器的安全。发电机故障只需断开发电机出口断路器，不需断开变压器高压侧断路器，不会造成高压系统正常运行方式下的接线改变，特别是对3/2断路器接线串数不多时，不易导致系统开环，有利于电网安全运行。发电机组正常启、停或事故停机时，只需操作发电机出口断路器，厂用电可由主变压器从系统倒送，不需切换厂用电的操作，大大提高了厂用电的可靠性。由于主变压器可兼作厂用的启动与备用电源，容量大、可靠性高，减少了厂用变压器的台数和容量，简化了厂用电系统接线，具有明显经济效益。1）接线特点图4-16发电机-变压器单元接线(a)发电机-双绕组变压器单元接线(b)发电机-三绕组变压器单元接线(c)发电机-自耦变压器单元接线

图4-16（a）由于发电机和变压器不可能单独运行，故发电机出口和厂用分支高压回路不设断路器，只在主变压器高压侧装设断路器作为整个单元的控制和保护，当发电机和主变压器故障时，通过断开主变压器高压侧断路器和发电机的励磁回路来切除故障电流。为调试发电机方便，发电机出口装设一组隔离开关。对于200MW及以上机组，发电机引出线采用封闭母线，可不装隔离开关，但应有可拆的连接片。图4-16发电机-变压器单元接线(a)发电机-双绕组变压器单元接线(b)发电机-三绕组变压器单元接线(c)发电机-自耦变压器单元接线发电机-变压器单元接线如图4-16（a）、（b）所示。将发电机和变压器直接连成一个单元组，再经断路器接至高压母线，发电机发出的电能经变压器升压后直接送入高压电网。变压器的容量与发电机的容量相匹配。在发电机和变压器之间接有厂用分支线。发电机-变压器单元接线具有接线简单清晰、设备投资少等优点。图4-16发电机-变压器单元接线(a)发电机-双绕组变压器单元接线(b)发电机-三绕组变压器单元接线(c)发电机-自耦变压器单元接线

当高压侧需要连接两个电压等级时，主变压器采用三绕组变压器或自耦变压器，图4-16（b）、（c）分别为发电机-三绕组变压器单元接线和发电机-自耦变压器单元接线。为了在发电机或厂用分支停运时，不影响高、中压侧电网间的功率交换，在发电机出口应装设断路器及隔离开关，当高压侧和中压侧对侧无电源时，发电机出口可不设断路器。为保证在断路器检修时不停电，高中压侧断路器两侧均应装隔离开关。图4-16发电机-变压器单元接线(a)发电机-双绕组变压器单元接线(b)发电机-三绕组变压器单元接线(c)发电机-自耦变压器单元接线发电机-变压器单元接线简单清晰，电力设备少，配电装置简单，投资少，占地面积小。不设发电机电压母线，发电机或变压器低压侧短路时，短路电流小。可以采用封闭母线、故障的可能性小，可靠性高。操作简便，降低了故障的可能性，提高了工作的可靠性，继电保护简化。但是任意一个元件故障或检修对全部停止运行，检修时灵活性差。由于200MW及以上机组的发电机出口断路器制造很困难，造价也很高，故200MW及以上机组一般都是采用发电机-双绕组变压器单元接线。没有地区负荷的发电厂，或地区负荷由原有机组承担而电厂进行扩建时，大都采用单元接线。单元接线适用于机组台数不多的大、中型不带近区负荷的区域发电厂，以及分期投产或装机容量不等的无机端负荷的中、小型水电厂。3）适用范围2）评价1.2扩大单元接线(a)发电机-变压器扩大单元接线；(b)发电机-分裂低压绕组变压器的扩大单元接线图4-17扩大单元接线扩大单元接线减小了主变压器和主变高压侧断路器的数量，减少了高压侧接线的回路数，从而简化了高压侧接线，相应的减少了配电装置间隔，节省了投资和场地。任一一台机组停机都不影响厂用电的供给。扩大单元接线在水力发电厂和火力发电厂中均有应用，尤其对于200~300MW大型机组。在系统有备用容量时的大中型发电厂也可采用。2）评价当变压器发生故障或检修时，该单元的所有发电机都将无法运行。在检修一台发电机时，则会出现变压器严重欠载的运行方式。因此这种接线方式必须在电力系统允许和技术经济合理时才能采用。优点：缺点：3）适用范围1.3发电机-变压器-线路单元接线1）接线特点发电机-变压器-线路单元接线形式如图4-18所示。它是将发电机、变压器和线路直接串联，这种接线方式实际上是发电机-变压器单元和变压器-线路单元的组合。变压器高压侧靠电厂端是否装断路器，取决于线路长度以及短距离线路保护的复杂性和可靠性。目前我国电厂中多数装设有断路器。图4-18发电机-变压器-线路单元接线采用发电机-变压器-线路单元接线不需要在发电厂中设置高压配电装置，电能通过线路直接输送到附近的枢纽变电站和开关站，使电厂结构更为紧凑，节省占地面积。同时由于不设高压配电装置，在火电厂不存在烟尘及冷却水塔的水汽对配电装置的污染问题。该接线单元性强，可在机-炉-电单元控制室集中控制，不设网络控制室，有利于发电厂的布置和运行管理。2）评价当线路或者变压器故障时，都将使发电机发出的电能无法送出。缺点：优点：该接线涉及电网系统规划和布置、电厂布置与投资、电厂启动与备用电源如何抽取等问题，需在工程中慎选。3）适用范围：发电机-变压器-线路单元接线常用于1~2台发电机、一回输电线路，且不带近区负荷的梯级开发的发电厂，把电能输送到梯级开发的联合开关站。这种接线方式适用于远离负荷中心的大型发电厂，发电厂地理位置狭窄，或地区内有多个相互之间距离很近的发电厂，且靠近发电厂中心地区设置有枢纽变电站或开关站，汇集各发电厂电能向负荷集中输送的场合。2桥形接线

当发电厂和变电站中只有两台变压器和两回线路时，可采用桥形接线。桥形接线有内桥和外桥两种接线方式。如图4-19所示。图4-19桥形接线:(a)内桥接线；(b)外桥接线桥形接线无母线，只有两台变压器和两回线路。4个回路使用3台断路器，中间的断路器3QF称为连接桥断路器，连同两侧的隔离开关称为连接桥。连接桥靠近变压器为内桥接线，如图4-19（a）所示。连接桥靠近线路为外桥接线，如图4-19（b）所示。特点：图4-19桥形接线:(a)内桥接线；(b)外桥接线2.1内桥接线在内桥接线中，连接桥断路器3QF设在靠近变压器一侧，另外两台断路器1QF、2QF接在线路上，这样线路操作比较方便。(a)内桥接线当线路发生故障时，与故障线路相连的断路器断开，不影响其它回路运行。但是当主变压器需要切除和投入时，需要动作2台断路器，造成其中一回线路暂时停运。特点：例：变压器1T要停电检修，操作步骤为：

主变压器送电的操作步骤与停电操作步骤相反。(a)内桥接线可见：在主变压器1T的投入与切除的过程中，未故障线路L1将暂时停运。

断开1QF、3QF以及变压器1T的低压侧断路器，变压器1T停电；

为恢复线路L1供电，断开隔离开关4QS，然后合上断路器1QF和3QF。

较长输电线路，故障机会较多、而变压器不需要经常切换的中小容量的发电厂和变电站中，以及电力系统穿越功率较少的场合。

适用场合：2.2外桥接线(b)外桥接线在外桥接线中，连接桥断路器3QF设在靠近线路的一侧，另外两台断路器1QF、2QF接在主变压器回路中，这样变压器的正常投入和切除非常方便，不会影响线路的正常运行。但是当线路发生故障或进行切除和投入时，需要动作与之相连的2台断路器，造成其中一台变压器暂时停运。特点：适用场合：

外桥接线适用于线路短，检修、操作及故障机会均较多，因经济运行的需要主变压器需经常投切、以及电力系统有较大的穿越功率通过联接桥回路的场合。

在图4-19中，虚线部分为跨条，加跨条可使连接桥断路器3QF检修时，穿越功率可从“跨条”中通过，减少了系统的开环机会。(b)外桥接线

跨条回路中装设两台隔离开关的目的是能轮流停电检修跨条上任意一台隔离开关。

在内桥接线中，利用跨条可避免当出线断路器检修时，线路较长时间中断运行；在外桥接线中，利用跨条可避免当变压器侧断路器检修时，造成变压器在较长时间内中断运行的情况。2.3评价

桥形接线的缺点：

简单清晰，没有母线；

在所有主接线中所用断路器数量最少，经济性好；

易于发展过渡为单母线分段或双母线接线。

桥形接线的优点：

可靠性和灵活性不够高。2.4适用范围桥形接线一般可用于两台主变压器配两条线路的小容量发电厂或变电站，或作为最终接线为单母线分段或双母线接线的工程初期接线方式。桥形接线也可用于大型发电机组的启动/备用变压器的高压侧接线方式。3多角形接线

(a)三角形接线；(b)四角形接线；(c)五角形接线图4-20多角形接线

第五节发电厂变电站主变压器的选择1主变压器容量和台数的确定原则

只用于本电厂（变电站）用电的变压器，称为厂（站）用变压器，也称自用变压器。主变压器：

在发电厂和变电站中，用来向电力系统或用户输送功率的变压器联络变压器：

用于两个升高电压等级之间交换功率的变压器自用变压器：

如果变压器选择的台数过多、容量过大，会增加投资、增大占地和电能损耗，并且不能充分发挥设备的效益，增加运行和检修的工作量；相反如果变压器选择的台数过少、容量过小，则可能封锁发电厂剩余功率的输送，或限制变电站负荷的需要，对系统不同电压等级之间的功率交换及运行的可靠性等有着一定的影响。主接线的形式和配电装置的结构受主变压器的容量和台数的直接影响。主变压器的选择除了依据基本资料外，主要取决于输送容量的大小、与系统联系的紧密程度、发展远景（电力系统5~10年的发展规划）、馈线回路数、电压等级等。为保证供电可靠性，接在发电机电压母线上的主变压器一般不少于2台，但对于主要向发电机电压供电的地方电厂、系统电源主要作备用时，可以只装设1台。1.1发电厂主变压器容量和台数的选择单元接线每个单元变压器为1台。扩大单元接线时应尽量采用分裂绕组变压器，2台发电机配1台变压器。1.1.1具有发电机电压母线接线的主变压器容量选择

按下述三条计算，根据最大的计算结果选择容量。1）发电机全部投入运行时，在满足发电机电压母线上的日最小负荷，扣除厂负荷后，主变压器能将最大剩余功率送入电力系统（不考虑稀有的最小负荷情况），即SN为主变压器的容量SGNi为第i台发电机的额定视在功率Kpi

为第i台发电机的厂用电率Smin为发电机电压母线上最小负荷的视在功率n、m分别为发电机电压母线上的主变压器台数和发电机台数2）发电机电压母线上的最大一台发电机检修停机或因供热机组热负荷变动而需限制本厂输出功率时，主变压器应能从电力系统倒送功率，满足发电机电压母线上的最大负荷和厂用电的需要，即SGNmax、Smax

分别为最大一台发电机的额定视在功率和最大负荷的视在功率。1.1.1具有发电机电压母线接线的主变压器容量选择

按下述三条计算，根据最大的计算结果选择容量。3）若发电机电压母线上接有2台及以上主变压器时，当负荷最小且其中容量最大的一台主变压器退出运行时，剩余的主变压器应该能将母线最大剩余功率的70%以上输送至系统，即Smin为发电机电压母线上最小负荷的视在功率。1.1.1具有发电机电压母线接线的主变压器容量选择

按下述三条计算，根据最大的计算结果选择容量。4）中小型火电厂在电力市场环境下面临“竞价上网”的约束，中小型热电厂在夏季热力负荷减少的情况下，可能停用火电厂的部分或全部机组，主变压器应具有从系统倒送功率的能力，以满足发电机母线上最大负荷的要求。为发电机电压母线上停用的所有机组的容量和。1.1.1具有发电机电压母线接线的主变压器容量选择

按下述三条计算，根据最大的计算结果选择容量。1.1.2单元接线的主变压器容量选择按下述两条计算，根据最大的计算结果选择主变压器容量。1）主变压器容量应与发电机容量配套，按发电机的额定容量PN/cosφN扣除本机组的厂用负荷KpPN/cosφN后，留10%的裕度选择，即式中PGN为发电机的额定功率，cosφGN为额定功率因数，Kp为厂用电率。2）按发电机的最大连续容量（制造厂家提供的数据），扣除一台厂用变压器的计算负荷和变压器绕组平均温升，在标准环境温度或冷却水温度不超过65℃的条件下选择。

1.2变电站中主变压器的选择对于只供电给Ⅱ、Ⅲ类负荷的变电站，原则上只装设1台变压器。对大型超高压枢纽变电站，为减小单台容量，可装设2～4台主变压器。对于大城市郊区的一次变电站，如果中、低压侧是环网，变电站装设2台变压器为宜。对于地区性孤立的一次变电站或大型工业专用变电站，可装设3台主变压器以提高供电可靠性。变电站中一般装设2台主变压器，以免一台主变故障或检修时中断供电。

1.2.1变电站中主变压器台数的选择变电站主变压器容量的选择，一般按变电站建成后5~10年规划负荷考虑，根据城市规划、负荷性质、电网结构等综合考虑并确定其容量。变电站主变压器容量的选择考虑以下因素。1）所选择的n台主变压器的容量和，应该大于等于变电站的最大综合计算负荷，即

nSN≥Smax

（MVA）n为变电站主变压器的台数SN为主变压器的容量Smax变电站最大综合计算负荷

1.2.2变电站中主变压器容量的选择2）装有两台及以上主变的变电站，当一台主变停运时，其余主变容量一般应满足60%（220kV及以上电压等级的变电站应满足70%）的全部最大综合计算负荷，以及满足全部Ⅰ类负荷SI和大部分Ⅱ类负荷SⅡ（220kV及以上电压等级的变电站，在计及过负荷能力后的允许时间内，应满足全部SⅠ和SⅡ）即

SN≈(0.6~0.7)Smax

/(n-1)

（MVA）SN≈(SⅠ+SⅡ)/(n-1)

（MVA）SⅠ为Ⅰ类负荷，SⅡ为Ⅱ类负荷。

1.2.2变电站中主变压器容量的选择Pimax

、cosφi分别为各出线的远景最大负荷和自然功率因数；Kt为同时系数，出线回路数越多其值越小，一般取0.8~0.95；α%为线损率，取5%。最大综合计算负荷的计算若为三绕组变压器，还应考虑中、低压侧间的负荷同时系数。总的最大综合计算负荷为它们之和再乘以中、低压侧间负荷的同时系数。

3）采用自耦变压器时，当其第三绕组接有无功补偿设备时，应根据无功潮流校核公共绕组的容量。1.3联络变压器的容量选择

2）联络变压器容量一般不应小于所联络的两种电压母线上最大一台发电机的容量，以保证最大一台发电机停运时，通过联络变压器来满足本侧负荷的需要。同时也可在线路检修或故障时，通过联络变压器将剩余功率送入另一侧系统。联络变压器一般只设置1台，最多不超过2台。联络变压器容量的选择考虑以下因素。1）联络变压器的容量应能满足两种电压网络在各种不同运行方式下有功功率和无功功率交换。2主变压器型式和结构的选择原则2.1相数选择1）三相变压器与同容量的3台单相变压器相比，三相变压器造价低、占地小、损耗小，配电装置结构较简单和运行维护较方便，应优先选用。

三相变压器适用于机组容量为300MW及以下的单元接线，以及系统电压为330kV及以下的发电厂和变电站中。但三相变压器制造、运输不易，如果实际条件限制，可选用两台容量较小的三相变压器，在技术经济合理时，也可选用单相变压器组。采用单相变压器组时，应根据系统要求、设备质量以及变压器故障率引起的停电损失费用等因素，考虑是否装设备用相，如需装设备用相，应按地区（运输条件允许）或同一电厂3~4组的单相变压器组（容量、变比与阻抗相同），合设一台备用相。2）单相变压器组单相变压器组投资多，占地大，但是运输方便，适用于超高压大容量的场合。

单相变压器组适用于机组容量为600MW的单元接线，以及500kV的电力系统。2主变压器型式和结构的选择原则

2.2绕组数选择变压器按每相的绕组数分为双绕组、三绕组、更多绕组等型式；

按电磁结构分为普通双绕组、三绕组、自耦式或低压绕组分裂式等型式。

1）只有一种升高电压向用户供电或与系统连接的发电厂，以及只有两种电压等级的变电站，采用双绕组变压器。

2）有两种升高电压向用户供电或与系统连接的发电厂，以及有三种电压等级的变电站，可采用双绕组变压器或三绕组变压器（包括自耦变压器）。具体内容如下：

当机组容量在125MW及以下，但变压器某侧绕组通过的容量小于变压器额定容量的15%时，可采用发电机-双绕组变压器单元和双绕组联络变压器，如图4-21（a）。2主变压器型式和结构的选择原则G~G~采用发电机-双绕组变压器单元和双绕组联络变压器；(b)采用发电机-双绕组变压器单元和自耦变压器图4-21有两种升高电压的发电厂以及有三种电压的变电站的连接方式2主变压器型式和结构的选择原则

当机组容量在125MW及以下，变压器各侧绕组通过的容量均达到变压器额定容量的15%及以上时（否则绕组的利用率很低），应优先采用三绕组变压器。因为此时如果采用2台双绕组变压器联系三个电压级，与采用1台三绕组变压器相比，价格、所用的控制电器及辅助设备增多，维护也不方便。需要注意在一个电厂中三绕组变压器一般不超过2台。当送电方向主要由低压侧送向中、高压侧，或由低、中压侧送向高压侧，优先采用自耦变压器

机组容量超过200MW以上时，采用发电机-双绕组变压器单元接线形式。若有两个升高电压，加装联络变压器，宜选择三绕组变压器（或自耦变压器），低压绕组作为厂用启动备用电源，也可用来连接无功补偿装置，如图4-21（b）。2主变压器型式和结构的选择原则采用扩大单元接线时，应优先选择低压分裂绕组变压器，以限制短路电流。220kV及以上电压等级的变压器可以选择自耦变压器。110kV及以上的两个中性点直接接地系统相连接时，可优先选用自耦变压器。多绕组(四绕组)变压器一般用作600MW级大型机组启动兼备用变压器(YNyn0yn0d11)。d绕组不接负荷，提供3次谐波电流通路以改善电动势波形。2主变压器型式和结构的选择原则2.3绕组联结方式

考虑必须与多电压级闭环电网的电压相位一致，并列运行的变压器联结组别必须相同，否则不能并列运行。还应考虑消除三次谐波对电压波形的影响。在绕组联结中常用大写字母A、B、C表示高压绕组首端，用X、Y、Z表示其末端；用小写字母a、b、c表示低压绕组首端，x、y、z表示其末端，用o表示中性点。2主变压器型式和结构的选择原则变压器三相绕组有星形联结、三角形联结与曲折形联结等三种联结法。Y（或y）表示星形接线；D（或d）表示三角形接线；Z（或z）表示曲折形接线；N（或n）表示带中性线；常用数字时钟表示法表示一、二次侧线电压的相位关系：一次侧线电压相量作为分针，固定指在时钟12点的位置；二次侧的线电压相量作为时针。自藕变压器有公共部分的两绕组中额定电压低的一个用符号a表示。对高压绕组分别用大写字母Y、D、Z表示；对中压和低压绕组分别用小写字母y、d、z表示。2主变压器型式和结构的选择原则110kV及以上的高压侧为星形联结且中性点引出并直接接地，用“YN”表示，35kV（60kV）作为高（中）压侧且中性点不接地或经消弧线圈接地可采用“Y（y）”。35kV（60kV）作为低压侧可以采用“y”或“d”。35kV以下（不含0.4kV及以下）的电压侧可采用为三角形联结，也可采用星形联结。例如常用YN，yn0，d11接线组别，分别表示高中压侧均为星形联结且中性点都引出，高、中压间为0点接线，高、低压间为11点接线。2主变压器型式和结构的选择原则不同变压器绕组联结方式的一般情况是：1）6~500kV均有双绕组变压器，其绕组联结方式为Yd11或YNd11、YNy0或Yyn0。Ⅱ0表示单相双绕组变压器，用于500kV系统。2）110