电力系统概述.pdf

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1、第一章第一章 电力系统概述电力系统概述 第一节第一节 本厂在系统中的地位和作用本厂在系统中的地位和作用 一、华中电网现状一、华中电网现状 2002 年底华中地区装机容量为 52142MW。其中水电装机 17985MW，火电装机34157MW。分别占全部装机的 34.5%、65.5%。统调装机容量 39140MW，其中水电 12294MW，火电 26845MW。2002年华中地区发电量221.9TW h。其中水电发电量64.2TW h，火电发电量157.7TW h，分别占全部发电量的 28.9%、71.1%。统调发电量 168.1TW h，其中水电发电量 45.3TW h，火电发电量 122.8

2、TWh。2002 年华中地区全社会用电量为 220.3TWh。统调用电最高负荷 30790MW，比上年增长 14.72%。二、湖南省电力系统现状二、湖南省电力系统现状 1电源现状 2002 年底湖南省装机容量为 11110.86MW。其中水电装机 6135.28MW，火电装机4975.58MW。分别占全省装机的 55.2%、44.8%。2002 年统调装机容量为 7424.65MW，其中水电装机 3419.65MW、火电装机 4005MW。2002 年湖南省发电量 45.387TWh。其中水电发电量 25.329TWh、火电发电量20.05785TWh，分别占全省发电量的 55.8%、44.2

3、%。湖南省电网电源主要分布在湖南西部，全省最大火力发电厂为华能岳阳电厂（725MW）。最大水电站为五强溪水电站（1200MW）。2网络现状 湖南省电力系统是华中电力系统的重要组成部分，处于华中系统的南部，目前全网分为14 个供电区。湖南电网经两条联络线即葛洲坝岗市500kV线路及汪庄余峡山220kV线路与华中电网联系，贵州凯里电厂通过凯里玉屏阳塘 220kV 线路向湖南送电。目前省内已建成五强溪岗市复兴沙坪云田民丰五强溪 500kV 环网，并且岗市与云田间另有一回500kV 线路直接相联。2002 年底湖南省共有 500kV 变电所 5 座，变电容量 4,250MVA（云田（株洲）2,750M

4、VA，民丰（娄底）1,750MVA，岗市（常德）1,500MVA，复兴（益阳）1,750MVA，沙坪（长沙）1,750MVA）220kV 公用变电所 54 座，变电容量 10,590MVA，拥有 500kV 线路 8 条 894.3km，220kV 线路 136 条 6666km。2002 年底湖南电网共装有无功补偿设备 7630.7Mvar，其中电容器 6180.2Mvar，并联电抗器 1280.1Mvar，调相机 50.4Mvar，其他 165Mvar。3供用电现状 1 2002 年湖南省全社会用电量为 47.76TWh，其中统调供电量为 36.44TWh。售电量33.173TWh，统调用

5、电最高负荷 6483MW，华中电网净送湖南电量 1.59TWh。购贵州电网电量 0.592TWh。湖南省负荷主要分布在京广铁路沿线经济发达地区，包括长沙、湘潭、株洲、岳阳、衡阳等地区。三、娄底市电力系统概况三、娄底市电力系统概况 2002 年底娄底市拥有装机容量 720.126MW，其中水电 65.126MW、火电 655.0MW。发电量 2.97548TWh，其中水电 0.26015TWh、火电 2.71533TWh，统调装机容量 600MW（金竹山电厂）。2002 年娄底市全部供电量 3.125TWh，最大负荷 570MW，统调供电量 2.87TWh，统调最大负荷 489MW。娄底市现有

6、500kV 变电所 1 座，容量 750MVA。220kV 公用变电所 4 座，主变 6 台，容量720MVA。220kV用户自备变电所1座，主变6台，容量211.5MVA。220kV线路11条394km。四、湖南电网存在的主要问题四、湖南电网存在的主要问题 1电源布局受条件限制、受端系统不强 由于动力资源分布不均匀等原因，湖南电网主要电源集中在湘西北地区(柘溪凤滩、五强溪、石门、江垭、凌津滩等)。负荷主要分布在湘东的长、株、潭、岳地区(占全省 50%左右负荷)。大量电力远距离西电东送，给湖南电网运行带来许多困难，运行损耗较大、经济性较差。处于湖南省电网受端系统的长株潭地区，电力电量需求约占全

7、省 40%。但目前发电装机容量仅占全省的 12.3%。由于受端系统发电能力缺乏，电网支撑能力弱，承受故障冲击能力较差，高峰负荷时系统电压稳定存在一定问题。2500kV 网架有待加强 湖南 500kV 电网结构还不够坚强，500kV 与 220kV 仍保持电磁环网运行，电网存在安全隐患。因此，需继续加强 500kV 骨干网架的建设，并争取早日实现 500/220kV 电磁环网的开环运行。3丰枯差和峰谷差悬殊 2002 年湖南省电源中水电比重占 55.2%，除东江水电站(多年调节)、江垭水电站(年调节)外，其余的水电站均为季、周、日调节或径流电站。水库调节性能较差，因而造成水电在丰枯期出力和发电量

8、相差很大。19952002 年湖南统调水电站枯水期电量(月电量)及出力均约为丰水期的 1/3 左右，非统调水电站调节能力更差，其在电网中并网运行，进一步加大了湖南省水电丰枯期出力差，造成枯水期电网运行困难。由于湖南省居民生活用电比重的不断提高，使湖南电网系统峰谷差不断拉大。2002 年电网统调负荷最大峰谷差达 2129MW，电网调峰手段不足，调峰问题日益突出。4电网调相调压能力有待加强 湖南省电力市场供需及用电负荷特性发生较大变化后，系统运行的调相调压手段更显不足。主要表现在低谷时电压偏高现象，尤其是在枯水期小负荷方式下部分枢纽点运行电压越限。2 五、电厂在系统中的地位和作用五、电厂在系统中的

9、地位和作用 金竹山电厂扩建工程位于湖南省冷水江市，根据湖南省电力市场发展情况、电力工业发展规划，由于原厂址本身条件限制，电厂进行异地扩建工程建设。本期工程建设容量为1200MW（2600MW），并预留再扩建 2600MW 机组的余地，其接入系统方案主接线方案和出线走廊与老厂无直接关系。电厂燃料来源为娄底市本地煤，娄底市是湖南省最大的煤炭生产基地，市域内煤炭资源丰富。金竹山电厂扩建后是湖南电网的骨干电源，作为区域性大厂对湖南电力系统将起到强有力的电源支撑作用，对加强全省主网结构，提高外区电源（葛洲坝、三峡、三板溪水电站）送电湖南能力具有重要的作用。湖南电网水电比重大，电厂投产后将有利于水火电协调

10、运行，改善电网运行条件。对湖南电网调峰，调频及调压，提高电网供电质量具有重要作用。对降低全网发电煤耗，提高发电效益具有重要作用。第二节第二节 电力市场预测及电力电量平衡电力市场预测及电力电量平衡 一、电力市场预测一、电力市场预测 根据湖南省全面建设小康社会的目标纲要和湖南省政府有关部门提供的资料，预计湖南省国内生产总值 20002010 年年均增长 9%，20102020 年年均增长 8%左右。根据党的十六大会议后最新的湖南省电力工业十五规划调整，十一五规划及 2020 年远景目标，报告拟定高、中、低三个负荷水平，并以高、中方案作为基本方案进行电力电量平衡计算和分析。湖南省 20002020

11、年负荷预测如表 1-1 所示。表表 1-1 湖南省湖南省 20002020 年负荷预测年负荷预测 年份 项目 2000(实际)2002(实际)2005 2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020 高 40.6 47.76 63.0 68.0 74.0 80.0 86.0 93.0 130.0 183.0 中 40.6 47.76 60.0 64.0 69.0 75.0 80.0 86.0 117.0 160.0 电量(TWh)低 40.6 47.76 58.0 62.0 66.0 70.0 75.0 80.0 106.0 140.0 高 780 900 1200 13

12、00 1410 1530 1660 1800 2610 3800 中 780 900 1150 1245 1345 1450 1570 1700 2400 3400 负荷(10MW)低 780 900 1120 1200 1290 1390 1490 1600 2200 3000 二、全省电源规划装机安排二、全省电源规划装机安排 湖南省一次能源分布与电力负荷分布具有较大的不均衡性，东部的长株潭地区经济发展较快，是湖南省的负荷中心。但一次能源较缺乏，西部的娄底、邵阳、吉首怀化地区为经济欠发达地区。但其水力和煤炭资源较丰富，同时常德、益阳市为北方煤炭入湘的路口。因此，湖南电网的电源装机规划将从地区

13、自身特点出发，根据以电力市场为导向，以经济效益为中心的原则，实现资源的优化配置。3 同时随着电力体制改革的不断深入，发电领域的竞争态势已初步呈现。目前一些电源点的前期工作正在进行中，电源的装机进度可能发生变化，故表中新增电源仅列出已立项或在建项目。湖南省电源规划装机安排如表 1-2 所示。表表 1-2 湖南省湖南省 20022010 年主要电源新增装机进度年主要电源新增装机进度 2002 2003 2004 2005 2006 2007 年份 项目 台数容量 MW 台数 容量MW台数容量MW台数容量MW台数容量 MW 台数 容量 MW 洪 江 1 45 4 45 碗米坡 1 80 2 80 凤

14、滩扩机 开工 2 200 水电 三板溪 开工 3 250 1 250 株洲技改 1 3001 300 耒阳二期 1 3001 300 火电 金竹山扩建 开工 2 600 三、全省电力电量平衡三、全省电力电量平衡 1平衡原则 全省电力电量平衡的平衡原则为：（1）大型水电站按平水年多年平均发电量计算，大型火电厂按 4500h/a 估算电量；（2）年底新投产机组当年一般不参加平衡；（3）小火电机组（50MW 级）根据湖南省有关部门编制的湖南省小火电机组关停规划安排退役，即鲤鱼江电厂265MW机组和金竹山电厂250MW机组计划于2004年底退役，湘潭电厂 150MW 机组计划于 2015 年前退役；（

15、4）系统备用容量按系统最高负荷的 20%考虑；（5）夏季水电大发安排火电机组检修，冬季枯水期安排水电机组检修；（6）三峡送入电力电量取自国家计委基础产业司三峡水电站电力电量分配方案，并根据最新资料进行调整，玉阳线送入电力电量取自湘黔联网供电协议。2平衡结果 湖南省电力平衡结果高负荷水平方案如表 1-3 所示，电量平衡高方案如表 1-4 所示。由湖南省电力电量平衡结果可知，高负荷水平方案下十一五期间虽有三峡水电站送电湖南，同时安排了三板溪水电站、金竹山电厂扩建工程投产发电。2010 年全省电力电量仍有亏缺，电量缺额为 22.58TWh，电力缺额为 5110MW（枯大）。若金竹山电厂扩建工程不计算

16、在内，湖南电网的电力缺额将超过 6200MW。十二五期间，金沙江流域溪落渡向家坝水电站送电湖南，2015 年全省电力电量仍大量亏缺，其中电量缺额为 56.975TWh，电力缺额为 14170MW（丰大）。2020 年全省电力电量平衡中电量缺额为 103.485TW h，电力缺额为 24820MW（丰大）。中负荷水平方案下，2010 年全省电力电量仍有亏缺，电量缺额为 15.58TWh，电力缺额为 4030MW（枯大）。若金竹山电厂扩建工程不计算在内，湖南电网的电力缺额将超过5100MW。4 5 表表 1-4 湖南省湖南省 20002020 年电量平衡表（高方案）年电量平衡表（高方案）单位单位

17、GWh 20022005 2006 20072008200920102015 2020 一.全省需要电量 4776063000 6800074000800008600093000 130000 183000 二.现有可供电量 4756945764 4586445964460644616446264 45019 43889 1 水电 2691926151 2625126351264512655126651 26751 26751 双牌 744 585 585 585 585 585 585 585 585 柘溪 2709 2290 2290 2290 2290 2290 2290 2290 22

18、90 凤滩 1988 2043 2043 2043 2043 2043 2043 2043 2043 东江 1921 1474 1474 1474 1474 1474 1474 1474 1474 五强溪 5220 5370 5370 5370 5370 5370 5370 5370 5370 凌津滩 938 1215 1215 1215 1215 1215 1215 1215 1215 江垭 563 774 774 774 774 774 774 774 774 葛洲坝 1590 2200 2200 2200 2200 2200 2200 2200 2200 其它 1124610200 10

19、30010400105001060010700 10800 10800 2 火电 2065019613 1961319613196131961319613 18268 17138 金竹山 2479 2250 2250 2250 2250 2250 2250 1130 株洲 1153 1125 1125 1125 1125 1125 1125 1125 1125 湘潭 3017 2925 2925 2925 2925 2925 2925 2700 2700 华能 3113 3263 3263 3263 3263 3263 3263 3263 3263 耒阳 1626 1800 1800 1800

20、 1800 1800 1800 1800 1800 鲤鱼江 522 石门 2410 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 益阳 2273 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 贵州送入 592 450 450 450 450 450 450 450 450 其它 3465 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 2400 三.缺口-191-17236-22136-28036-33936-39836-46736-84981-139111 四.新投电量 485 9396 1216618

21、926204562146624156 28006 35626 五.新投水电电量 485 3996 5416 8126 9656 1066613356 17206 24826 洪 江 485 970 970 970 970 970 970 970 970 碗米坡 792 792 792 792 792 792 792 792 凤滩扩机 544 544 544 544 544 544 544 544 三板溪 1000 2000 2430 2430 2430 2430 2430 三峡 1690 2110 3820 4920 5930 8620 8620 8620 金沙江 3850 11470 六.新

22、投火电电量 5400 6750 10800108001080010800 10800 10800 耒阳二期 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 株洲技改 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2700 金竹山扩建 1350 5400 5400 5400 5400 5400 5400 七.盈(+)亏(-)-7840-9970-9110-13480-18370-22580-56975-103485 四、娄底市负荷预测四、娄底市负荷预测 娄底市是湖南省的能源原材料工业基地，主要工业有煤炭、建材、冶金、机械、化工、电力等行业。

23、骨干企业有华菱集团涟源钢铁公司、锡矿山矿务局、涟邵矿务局、资江氮肥厂、新化水泥厂和金竹山电厂。本市负荷中心集中在娄底市及冷水江市。娄底市位于湖南省地理中心位置，随着横贯本省南北的洛湛铁路(湖南段)开工建设，娄底市将成为继株洲市后江南地区又一重要铁路交通枢纽，同时由于潭邵高速公路和娄涟高等级公路的建成通车。娄底市的区位优势将更加明显，目前涟源钢铁公司的 200,104t/a 薄板钢 6 项目已经国务院批准开工建设，预计随着该项目一、二期工程相继投产，2006 年该公司最终负荷将达到 350MW 以上，同期资江氮肥厂、新化水泥厂、涟邵矿务局、冷钢的扩建项目也将极大促进该地区的负荷发展。根据娄底市国

24、民经济和社会发展规划及娄底市电网规划设计负荷预测的负荷水平，娄底市负荷、电量预测如表 1-5 所示。表表 1-5 娄底市电力负荷预测娄底市电力负荷预测 递 增 率(%)年份 项目 2000实际2005 2010 20152020200020052005201020102015 20152020 高 29.354 76 10614713.0 7.0 6.8 6.8 中 29.353 73 10013912.6 6.6 6.5 6.8 电量(108kWh)低 29.351 68 91 12211.7 5.9 6.0 6.0 高 515957 1380 1940272013.2 7.5 7.0 7.

25、0 中 515940 1330 1860260012.8 7.2 6.9 6.9 负荷(MW)低 515920 1250 1700230012.3 6.3 6.3 6.2 五、金竹山电厂近区负荷预测五、金竹山电厂近区负荷预测 金竹山电厂扩建工程位于娄底市冷水江市郊区，其近区负荷范围包括娄底市西部的冷水江市、涟源市和新化县共三个县市。根据三县市国民经济和社会发展规划及娄底市电网规划设计负荷预测，金竹山电厂近区负荷预测如表 1-6 所示。表表 1-6 金竹山电厂近区负荷预测金竹山电厂近区负荷预测 递 增 率(%)年份 项目 2000实际2005 2010 201520202000200520052

26、01020102015 20152020 高 16.226 35 48 64 10.0 6.0 6.4 6.0 中 16.225 33 45 60 9.1 5.7 6.4 5.9 电量(108kWh)低 16.224 31 41 52 8.2 5.3 5.8 4.9 高 283500 685 950132012.0 6.5 6.8 6.8 中 283490 650 900125011.6 5.8 6.7 6.8 负荷(MW)低 283480 610 820110011.1 4.9 6.1 6.1 六、娄底市及电厂近区电力电量平衡六、娄底市及电厂近区电力电量平衡 1平衡原则（1）考虑娄底市负荷特

27、性及供电现状，分丰大、丰小、枯大进行电力平衡，并以中方案作为基本方案进行电力电量平衡计算和分析；（2）事故和检修备用由系统统一考虑，负荷备用按系统最大供电负荷的 5%考虑；（3）金竹山电厂老厂#3、4 机组于 1976 年、1977 年投产，5、6 机组于 1983 年、1984年投产，目前金竹山电厂的#4 机组已于 2001 年进行技改，3 机组于 2003 年进行技改，5 机组将于 2005 年技改，6 机组将于 2007 年技改，若按 125MW 机组技改后再服役 10 年考虑，则 2010 年金竹山电厂仍有 500MW 装机容量，2015 年仍有 250MW 装机容量。（4）柘溪水电站

28、目前有二回 220kV 线路向娄底市供电，考虑夏季按 300MW、冬季按100MW 出力，1.5TWh 电量参入娄底市电力电量平衡。（5）湘西水电于 2005 年实现外送，届时将有溆浦、上渡和溆浦，涟源二条 220kV 线路送电娄底市，根据凤滩水电站扩机工程(2 200MW)接入系统设计报告并结合当地负荷及电源 7 的发展情况，湘西水电东送最大送电规模按 200、300MW 考虑，电量按 1.2TWh，参入娄底市电力电量平衡，2015 年停止向该区供电。（6）浪石滩水电站规划于 2010 年前投产，筱溪水电站规划于 2015 年前投产。2娄底市电力电量平衡及分析 由娄底市电力电量平衡结果表可知

29、，在金竹山电厂扩建工程投产后的第一年即 2008 年，该区电力最大富余为 1664MW（丰小），最小富余为 866MW（枯大），电量富余为 4.3TWh。2010 年该区电力电量仍比较富余，2010 年电力最大富余达 1584MW（丰小），最小富余为 718MW（枯大），电量富余 3.5TWh。2015 年娄底市电力电量平衡结果为电力最大富余 800MW（丰小），最大亏缺为 76MW（枯大），电量亏缺 1.0TWh。2020年娄底市电力电量平衡结果为电力最大富余仅88MW（丰小），最大亏缺为1029MW（枯大），电量亏缺 6.0TWh。从以上电力电量平衡可知，考虑柘溪水电站及湘西水电的西电东送

30、，2015 年前娄底市电力电量富余较多，尤其是在丰小方式下金竹山电厂扩建工程的电能基本上将外送。随着西部大开发的深入进行，湖南西部沅水流域水电梯级开发在其龙头水电站，三板溪水电站建成投产后将会加快沅水三、四期的开发建设进程，其送出电能有可能将进一步增加。但随着娄底地区负荷的持续增长和金竹山电厂老厂的逐步退役，2020 年娄底市电力电量平衡被打破，缺口较大，需要考虑建设金竹山电厂二期扩建工程以适应该区负荷的增长。3金竹山电厂近区电力电量平衡及分析 由金竹山电厂近区电力电量平衡结果可知，电厂近区虽然金竹山电厂原有机组要相继退役，但考虑柘溪、浪石滩、筱溪以及湘西水电西电东送后，直到 2015 年基本

31、能保持平衡并且近期有较大盈余。考虑金竹山电厂扩建工程按 500kV 一级电压接入系统，金竹山电厂近区 220kV 层面及以下的电力电量平衡情况如下。2008 年金竹山电厂扩建工程完全投产，近区电力最大盈余达 670MW（丰小），最小盈余174MW（枯大），电量盈余 1.6TWh。2010 年近区电力最大盈余达 660MW（丰小），最小盈余 119MW（枯大），电量盈余1.3TWh。2015 年近区电力最大盈余 62MW（丰小），最大亏缺 401MW（枯大），电量亏缺 1.7TW h。2020 年电厂近区电力电量均出现亏缺，最大亏缺 971MW（枯大），最小亏缺 398MW（丰小）电量亏缺 4.

32、4TWh，2020 年需考虑近区负荷供电问题。七、电厂送电范围七、电厂送电范围 根据湖南省负荷预测电源建设规划可知，湖南省的长株潭地区经济发达，负荷增长较快，是湖南电网的负荷中心，但由于受煤源、铁路运输和环保等条件的限制，本地电源建设难以满足该地区电力负荷增长要求，同时根据娄底市及金竹山电厂近区电力电量平衡情况可知，金竹山电厂扩建工程所发电能大部分将外送，以此确定金竹山电厂扩建工程送电主要范围为娄底市的娄星区及湖南电网的受端系统长株潭地区。八、电厂建设时序及发电利用小时数八、电厂建设时序及发电利用小时数 金竹山电厂扩建工程本期建设规模为 2600MW，并预留再扩建 2600MW 机组的余 8

33、地，根据湖南省电力电量平衡并结合电厂项目建议书已经国务院批复的情况，建议于 2004年 3 月 15 日主厂房开挖，2006 年 3 月 31 日投产第 1 台机组，2006 年 8 月 31 日投产第 2 台机组。电厂发电利用小时数按 4500h/a 考虑。第三节第三节 电力系统的中性点运行方式电力系统的中性点运行方式 电力系统的中性点（实际上是指电力系统中发电机、变压器的中性点）接地或不接地是一个综合性的问题，中性点接地方式对于电力系统的运行，特别是对发生故障后的系统运行，有多方面的影响，所以在选择中性点接地方式时，必须考虑许多因素。电力系统中性点的接地有中性点直接接地、经电阻接地和经消弧

34、线圈接地三大类。其中经电阻接地又分经高电阻接地、经中电阻接地和经低电阻接地三种。中性点直接接地、经中电阻接地和经低电阻接地称为大接地电流系统；中性点不接地、经消弧线圈接地和经高电阻接地称为小接地电流系统。一、中性点不接地系统一、中性点不接地系统 电力系统的每一相对地都有电容，它们分布在输电线路全长上和电气设备中，为了使讨论简化，设三相系统是完全对称的，并将分布的相对地电容用集中在线路中央的电容 C 来代替，如图 1-1。因为在中性点不接地系统中发生一相接地时，电力系统相间电压并不改变，因而相间电容所引起的电容电流也不会改变，所以可以不予讨论。在正常工作状态下，电网各相对地的电压U&A、U&B、

35、UB&C是对称的，并且在数值上等于电网的相电压，电源各相中的电流I&A、I&BB、I&C分别等于负荷电流I&fA、I&fB、I&fC和各相对地的电容电流、的相量和，见图 1-1（a）、（b）。此时三相电容电流、的相量和等于零，流经地中的电流为零。中性点对地电压=0。因此，这种电网，在正常运行时，中性点接地与否，对系统运行无任何影响。但如果发生一相接地，情况将发生明显的变化。0AI&0BI&0CI&0AI&0BI&0CI&0U&（a）（b）图 1-1 中性点不接地的三相系统（正常工作状态）(a)电流分布；(b)A 相电流、电压相量关系 图 1-2 表示当 C 相在 d 点发生金属性接地时的情况。

36、接地后故障点 d 的电压为零，即=0。这时，按故障相条件，可以写出电压方程式 CdU&9 （1-1）00=+CdCUUU&式中 U&CC相电源电压；U&0中性点对地电压 所以 （1-2）CUU&=0 图 1-2 中性点不接地的三相系统（C 相接地）(a)电流分布；(b)相量关系 上式表明，当发生C相金属性接地时，中性点的对地电位不再为零，而是-U&C。于是A、B相的对地电压相应地为 U&Ad=U&A+U&0=U&AU&CU&Bd=U&B+UB&0=U&BBU&C 而且 =UACU&Ad=3U&Ce-j150 CBU&=U&Bd=3U&Cej150 BAU&=AU&BU&3CU&e-j90 （1

37、-3）其相量关系如图 1-2（b）所示，相当于原有的线电压三角形 ABC 平移到了的位置。即三相间线电压仍保持对称和大小不变，故对电力用户的继续供电并无影响。但是，从式（1-3）及图 1-2（b）中均可看出，两个非故障相 A 和 B 的对地电压却升高至CBA3倍，所以在中性点不接地的电力网中，各种设备的对地绝缘应按线电压设计，才能承受在一相接地时，非故障相对地电压的升高影响。假定各相对地电容 C 均相等。在正常情况下，各相对地电容电流的大小也相等，即 xCxCCUXUI=0 （1-4）在C相接地时，C相对地电容被短接，其对地电容电流为零。非故障相对地电压分别升高为U&Ad、U&Bd其对地电容电

38、流分别为 I&CA=CAdjxU&=3jCU&Ce-j150=3CU&Ce-j60I&CB=CBdjxU&=3jCU&Cej150=3CU&Ce-j120经过 C 相接地点 d，流入地中的电容电流（即接地电流）为 I&C=(I&CA+I&CB)=3CU&C(e-j60+e-j120)=j3CU&C （1-5）一相接地时，接地点的接地电容电流绝对值 10 IC=3CUx=3IC0 （A）（1-6）式中 Ux相电压（V）；角频率（rad/s）；C相对地电容（F/相）。式（1-6）表明，在中性点不接地的电力网中，一相接地时接地点的接地电流等于正常时相对地电容电梳ICO的三倍，其数值与电网的电压、频率

39、和一相对地电容有关。系统对地电容则与电网类别（电缆电网或架空电网）、长度和大容量电机的容量及台数有关。线路一相接地电容电流可近似地用下列公式估计。对于架空电网 IC=(2.73.3)Ux-xl10-3 （A）（1-7）式中的系数，没有架空地线时取 2.7，有架空地线时取 3.3。对于同杆架设的双回路，电容电流为单回路的 1.31.6 倍。对于电缆电网 IC=0.1Ux-xl（A）（1-8）式中 Ux-x 电网线电压（kV）；有直接电连接的这一电压级电网送电线路的长度（km）。l由式（1-7）和式（1-8）可见，电缆电网比架空线电网的电容电流要大得多。由变电所配电装置及变压器绕组增加的一相接地电

40、容电流，用电网一相接地电容电流的附加比例估算，见表 1-7。表表 1-7 由变电所增加的一相接地电容电流附加值由变电所增加的一相接地电容电流附加值 电网额定电压（kV）6 10 15 35 60 110 154 220 电容电流附加值（%）18 16 15 13 1112910 8 7 发电机一相对地电容由制造厂提供或通过试验取得，亦可用下式估算 3/14/3)6.3(3nUKSCeF+=（F相）（1-9）式中 K系数，B 级绝缘的发电机，取 0.04；S发电机容量（kVA）；U发电机额定线电压（kV）；n转速（r/min）。发电机一相接地电容电流 FeFeFeCCUCfUCUI544.010

41、 3210 3333=（A）发电机电压母线一相接地电容电流可取 0.050.1A/100m，升压变压器低压绕组一相接地电容电流可取 0.10.2A。如上所述，当中性点不接地的系统中发生一相接地时，接在相间电压上的受电器的供电并未遭到破坏，它们可以继续运行，但是这种电网长期在一相接地的状态下运行，也是不能允许的，因为这时非故障相电压升高，绝缘薄弱点很可能被击穿，而引起两相接地短路，将 11 严重地损坏电气设备。所以，在中性点不接地电网中，必须设专门的监察装置，以便使运行人员及时地发现一相接地故障，从而切除电网中的故障部分。在中性点不接地系统中，当接地的电容电流较大时，在接地处引起的电弧就很难自行

42、熄灭。在接地处还可能出现所谓间隙电弧，即周期地熄灭与重燃的电弧。由于电网是一个具有电感和电容的振荡回路，间歇电弧将引起相对地的过电压，其数值可达（2.53）U。这种过电压会传输到与接地点有直接电连接的整个电网上，更容易引起另一相对地击穿，从而形成两相接地短路。在电压为 310kV 的电力网中，一相接地时的电容电流不允许大于 30A，否则，电弧便不能自行熄灭，而且由于 3l0kV 电力网中使用电缆较多，其绝缘比较薄弱，一相接地转变为相间短路的可能性将大大增加。在 2060kV 电压级的电力网中，间歇电弧所引起的过电压，数值更大，对于设备绝缘更为危险，而且由于电压较高，电弧更难自行熄灭。因此，在这

43、些电网中，规定一相接地电流不得大于 10A。在与发电机或调相机有直接电气连接的 620kV 回路中，为防止单相接地时烧坏电机铁芯，允许的一相接地电容电流更小，可参见表 1-8。表表 1-8 发电机回路一相接地电容电流的允许值发电机回路一相接地电容电流的允许值 发电机额定电压（kV）发电机额定容量（MW）额定电压下一相接地电流允许值（A）6.3 50 4 10.5 50100 3 13.8、15.75 125200 2 18、20 300 1 二、中性点经消弧线圈接地系统二、中性点经消弧线圈接地系统 当一相接地电容电流超过了上述允许值时，可以用中性点经消弧线圈接地的方法来解决，该系统即称为中性点

44、经消弧线圈接地系统。消弧线圈主要由带气隙的铁芯和套在铁芯上的绕组组成，它们被放在充满变压器油的油箱内。绕组的电阻很小，电抗很大。消弧线圈的电感，可用改变接入绕组的匝数加以调节。显然，在正常运行状态下，由于系统中性点的电压是三相不对称电压，数值很小，所以通过消弧线圈的电流也很小。当发生一相完全接地时，消弧线圈处在相电压之下，通过接地处的电流是接地电容电流和线圈电感电流的相量和，如图 1-3。这时消弧线圈的电感电流 CI&LI&hChCLLUXUI=（1-10）式中 和消弧线圈的电感和电抗。hLhX从图 1-3（b）可见，因为电感电流和电容电流有 180的相位差，所以在接地处它们互相补偿。如果，就

45、没有电流在接地处通过，实际上，这种完全补偿的情况是不允许的，因为可能引起谐振。CLII=在电力网中，一般都采用过补偿方式，即单相接地时消弧线圈的电感电流略大于系统一相接地电容电流，使补偿后的剩余电流较小。采用过补偿方式，即使系统的电容电流突然减 12 图 1-3 中性点经消弧线圈接地的三相系统(C 相接地的情况)图 1-4 消弧线圈的原理接线(a)电流分布；(b)相量关系 XH消弧线圈；YH电压互感器；LH电流互感器 少（如某回线路切除）也不会引起谐振，而是离谐振点更远。选择消弧线圈的容量，应考虑电网五年左右的发展规划，并按过补偿方式考虑，其容量按下式计算 xCUIS35.1=（kVA）式中

46、电网一相接地电容电流（A）；CI 电网相电压（kV）。xU在中性点经消弧线圈接地的系统中，一相接地时和中性点不接地系统样，故障相对地电压为零，非故障相对地电压升高至3倍，三相线电压仍保持对称和大小不变，所以也允许暂时运行，但不得超过两小时，消弧线圈的作用对于瞬时性接地故障尤为重要，因为它使接地处的电流大大减小，电弧可能自动熄灭。接地电流小，还可减轻对附近弱电线路的干扰。在中性点经消弧线圈接地的系统中，各相对地绝缘和中性点不接地系统样，也必须按线电压设计。消弧线圈通过隔离开关接在相应电网的发电机、变压器或专用接地变压器的中性点上，其原理接线见图 1-4。但是，这种接地方式对于运行方式变化较为频繁

47、的系统，由于电容量的不断变化，中性点经消弧线圈接地可能会造成欠补偿从而引发谐振过电压。因此必须根据电容电流大小的变化调整消弧线圈的电感值。但目前在线实时检测电网单相接地电容电流的设备很少，因此消弧线圈在运行中不能根据电容电流的变化及时地进行调节，不能很好地起到补偿作用。特别是由于故障电流减小为很小的残流后,接地支路的识别更加困难,这一难题一直未得到很好的解决。三、中性点直接接地系统三、中性点直接接地系统 另一种常用的系统中性点的运行方式是将中性点直接接地。这样，中性点的电位在电网的任何工作状态下均保持为零。在这种系统中，当发生一相接地时，这一相直接经过接地点 13 和接地的中性点短路，一相接地

48、短路电流的数值很大，因而立即使继电保护动作，将故障部分切除，如图 1-5。在中性点直接接地的大电力系统内，为了减小一相接地短路电流，也可以将中性点经过电抗器接地，如图 1-6。这时一相接地短路电流，因受到电抗器的限制而大大减小，即。但通常采用的限制一相接地短路电流的方法是不将全部变压器的中性点都直接接地，而只将其中的一部分直接接地，这样，也可以将相接地短路电流，减小到不超过可能的最大三相短路电流。)1()1(ddII 图 1-5 中性点直接接地的三相系统 图 1-6 中性点经过电抗器接地的三相系统 中性点直接接地或经过电抗器接地系统，在发生一相接地故障时，故障的送电线路被切断，因而使用户的供电

49、中断。运行经验表明，在 1000V 以上的电网中，大多数的一相接地故障，尤其是架空送电线路的一相接地故障，大都具有瞬时的性质，在故障部分切除以后，接地处的绝缘可能迅速恢复，而送电线可以立即恢复工作。目前在中性点直接接地的电网内，为了提高供电可靠性，均装设自动重合闸装置，在系统一相接地线路切除后，立即自动重合，再试送一次，如为瞬时故障，送电即可恢复。中性点直接接地的主要优点是它在发生一相接地故障时，非故障相的对地电压不会增高，因而各相对地绝缘即可按相对地电压考虑；在高电压级时将大大降低电气设备和电网的建设费用。电网的电压愈高，经济效果愈大。而且在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中，单相接地电流

50、往往比正常负荷电流小得多，因而要实现有选择性的接地保护就比较困难，但在中性点直接接地系统中，实现就比较容易，由于接地电流较大，继电保护般都能迅速而准确地切除故障线路，且保护装置简单，工作可靠。一相接地是电力网中最常见的一种故障。如上所述，这种大接地电流系统在一相接地时将产生很大的相接地短路电流，任何部分发生一相接地时都必须将其切除。即使采用自动重合闸装置，在发生永久性故障时，供电也将中断，有时甚至可能导致系统动态稳定破坏。而且在这种大接地电流系统中，一相接地在线路与地之间流过很大的一相接地短路电流，将产生一个很强的磁场，而在附近的弱电线路（如通讯线路或铁路信号线路等）上感应出相当大的电势，轻则