第三章 电气主接线第一节 对电气主接线的基本要求 第二节 电气主接线的基本接线形式 第三节 发电厂和变电所主变压器选择第四节
限制短路电流的方法第五节 发电厂和变电所的典型电气主接线第六节 电气主接线设计第七节 电气主接线的可靠性计算?电气主接线:
也称为电气主系统或电气一次接线。它是由电气一次设备按电力生产的顺序和功能要求连接而成的接受和分配电能的电路，是发电厂、变电所电气部
分的主体，也是电力系统网络的重要组成部分。 ?电气主接线反映了：1) 发电机、变压器、线路、断路器和隔离开关等有关电气设备的数量。
2) 各回路中电气设备的连接关系。3) 发电机、变压器和输电线路及负荷间以怎样的方式连接。 ?电气主接线直接关系到电力系统运
行的可靠性、灵活性和安全性，直接影响发电厂、变电所电气设备的选择，配电装置的布置，保护与控制方式选择和检修的安全与方便性。所以电气
主接线是电力设计、运行、检修部门以及有关技术人员必须深入掌握的重要内容。?电气主接线图：就是用国家规定的电气设备图形与文字符号，详
细表示电气主接线组成的电路图。电气主接线图一般用单线图表示（即用单相接线表示三相系统），但对三相接线不完全相同的局部图面（如各相中
电流互感器的配置）则应画成三线图。 ?常用一次设备的图形和文字符号：G ( F ) 名称
图形符号 文字符号 (旧符号)T ( B ) T
( B ) T ( B ) 双绕组变压器三绕组变压器三绕组自耦变压器发电机名称
图形符号 (旧符号) 文字符号(旧符号)断路器隔离开关熔断器电抗器QF ( DL ) QS
( G ) FU ( RD ) L ( DK) 名称
图形符号 (旧符号) 文字符号(旧符号)手车断路器母线电缆终端头QF ( DL ) W
( MX ) L ( XL )避雷器F第一节 对电气主接线的基本要求 概括地
说是应满足可靠性、灵活性、经济性三项基本要求。 一、可靠性 (1)电能生产的特点要求电气主接线首先应满足可靠性的要求。
电能不能大量储存，发电、输电和用电必须在同一瞬间完成的，任何一个环节出现故障都会造成供电中断。电气主接线是其中一个重要环节。(2
)可靠性不是绝对的, 对于不重要的用户, 太高的可靠性将造成浪费。 确定主接线的可靠性时，要考虑发电厂与变
电所在电力系统中的地位和作用、负荷的性质、设备的可靠性和运行实践等因素。 ?分析和评估主接线可靠性时应该考虑的几个问题 (1)发电
厂与变电所在系统中的地位和作用 对于大、中型发电厂和变电所，在电力系统中的地位非常重要，其电气主接线应具有很高的可
靠性。对于小型发电厂和变电所就没有必要过分地追求过高的可靠性而选择复杂的主接线形式。 (2)用户的负荷性质 电力用户负荷按照其对
供电可靠性的要求分为三个等级，即I、II、III类负荷。 I类负荷：对这类负荷突然中断供电，将造成人身伤亡，或造成重大设备损坏，或
给国民经济带来重大的损失。II类负荷：对这类负荷突然中断供电将造成生产设备局部破坏，或造成生产流程紊乱且难以恢复，或出现大量废品和
减产，因而在经济上造成一定损失。III类负荷： I类和II类负荷之外的其它负荷。对I类负荷供电的要求是：任何时候都不允许停电。对I
I类负荷供电的要求是：必要时仅允许短时间停电。III类负荷对供电没有特殊的要求，可以较长时的停电。 (3)设备的可靠
性 电气主接线是由电气设备组成的，选择可靠性高、性能先进的电气设备是保证主接线可靠性的基础。 (4)运行实践
应重视国内外长期积累的运行实践经验，优先选用经过长期实践考验的主接线形式。 由此可见，对于带I、II类型负荷的发电厂与
变电所应该选择可靠性较高的主接线形式。?定性分析和衡量主接线可靠性的评判标准?评判方法：定性分析和定量计算（可靠性计算）。?评判标
准:4)大机组和超高压的电气主接线能否满足对可靠性的特殊要求。2)母线（或断路器）故障以及母线或母线隔离开关检修时，停运的回路数的
多少和停电的时间的长短，能否保证对I类负荷和大部分II类负荷的供电。3)发电厂、变电所全部停运的可能性。1)断路器检修时，能否不影
响供电。二、灵活性(1)调度灵活：能按照调度的要求，方便而灵活地投切机组、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。 (2)检修安全、方便：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。应尽可能的使操作步骤少，便于运行人员掌握，不易发生误操作。 (3)扩建方便 能根据扩建的要求，方便地从初期接线过渡到
远景接线：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。三、经济
性 主接线应在满足可靠性和灵活性的前提下，做到:1. 节约投资 ?主接线应力求简单清晰，节省断路器、隔离开关等一次电气设备；?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，以便于选择价廉电气设备和轻型电器等。?一次设计，分期投资建
设、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、
绝缘子及安装费用;?在运输条件许可的地方，应采用三相变压器而不用三台单相变压器组。 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。
第二节 电气主接线的基本接线形式 (1) 电气主接线的基本环节是电源（发电机或变压器）和出线，它们之间如何连接是电气主接线的主
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。母线
也称汇流母线，起汇集和分配电能的作用。(4) 主接线的分类：根据是否有母线，主接线接线形式可以分为有母线和无母线两大类型。(3)
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。(2) 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），需设置母线作为中间环节(掌握中间环节是关键)。220kV管形母线110kV软母线(LGJ)?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。 一、有母线的基本接线形式 1. 单母线接线及其母线分段的接线⑴单母线接线
如图3-1所示。?结构特征：只有一组母线W，接在母线上的所有电源和出线回路，都经过开关电器连接在该母线上并列运行。 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。各回路都装有断路器和隔离开关:断路器: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: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。 母线隔离开关：与母线相连接的隔离开
关，如图3-1中的QS11； ?倒闸操作原则：断路器与隔离开关间的操作顺序：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，绝不能带负荷拉刀闸（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。线路隔离开关：与线路相连接的隔离开关，如图3-1中的QS12。 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。 例如：对WL
1送电时，先合上QS11，再合上QS12，最后合上QF1。对WL1停电时，先断开QF1，再依次拉开QS12和QS11。 ?接地开关
(图3-1中QS13)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
设置接地开关，母线也应设置接地开关或接地器，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。 ?评价：主要优点是
接线简单清晰，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。?适用范围：单母线接线只能用于某些出
线回数较少，对供电可靠性要求不高的小容量发电厂和变电所中。主要缺点是可靠性和灵活性都较差：1)母线和母线隔离开关检修时，全部回路均
需停运；2)母线故障时，继电保护会切除所有电源，全部回路均需停运；3)任一断路器检修时，其所在回路停运；4)它只有一种运行方式。⑵
单母线分段接线 ?结构特征：如图3-2所示。 1) 设置分段断路器QFd将母线分成两段，当可靠性要求不高时，也可利用分段隔离开关Q
Sd进行分段。 2) 各段母线为单母线结构。 ?评价：1) 接线简单清晰，经济性好。2) 有一定灵活性(有三种运行方式)。3) 可
靠性:?任一母线或母线隔离开关检修时，仅停检修段。?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。?任一断路器检修时，该断路器所带用户停电。 单母线分段接线的可靠性比单母线接线有了较大提高，但
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；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。 ?适用范围：
这种接线广泛应用于中、小容量发电厂和具有两台主变的变电所的6~10kV配电装置，出线回路数在8回以下的35~66kV配电装置中，出
线回路数在6回以下和4回以下的110kV和220kV配电装置(出线回路数较少)。2．带旁路母线的单母线分段接线 (1) 带专用旁路
断路器的单母线分段带旁路母线接线 ?结构特征：如图3-3所示。1) 在单母线分段的基础上又增加了旁路母线W3、专用旁路断路器QFp
及旁路回路隔离开关QS1和QS2 。2) 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。 ?旁路母
线的作用是：检修任一进出线断路器时，不中断对该回路的供电。?检修断路器时的不停电倒闸操作过程：如检修WL1的断路器QF1，使该出线
不停电的操作步骤为： 正常运行时，旁路断路器QFp、各进出线回路的旁路隔离开关是断开的，旁路断路器两侧的隔离开
关是合上的，旁路母线W3不带电。 ?适用范围： 6~10kV配电装置。?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。但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。 1)
合上QFp;给旁路母线W3充电，检查旁路母线W3是否完好，如果旁路母线有故障，QFp在继电保护控制下自动切断故障，旁路母线不能使用
；如果QFp合闸成功，说明旁路母线完好。3) 断开出线WL1的断路器QF1; 4) 断开QS12和QS11。 此时
出线WL1已经由旁路断路器QFp回路供电，在需要检修的断路器QF1两侧布置安全措施后，就可以对其进行检修。 2) 合上出线旁路隔离
开关QS1p；此时QS1p的两端等电位。也可以先断开QFp，然后合上QS1p，再合上QFp，以避免万一合上QS1p前，发生线路故障
，QF1事故跳闸，造成QS1p合到短路故障上。2) 电源回路也可以接入旁路，如图3-3中虚线所示，这种进出线全接入旁路的形式叫全旁
路方式。 3) 由于线路故障较多，出线断路器检修较频繁，故出线应接入旁路；1) 一般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，如不允许停电检修，就需要设置旁路母线。4) 考虑到变压器是静止元件，故障率低，且在变电所一般由多台变压
器并列运行，而发电厂发电机—变压器回路的断路器可以安排在发电机检修时一起检修，故主变进线回路接入旁路的情况较少。5) 对于采用手车
式成套开关柜的6~35kV配电装置，由于断路器可以快速更换，也可以不设置旁路母线。?旁路母线的设置原则：(2)单母线分段带简易旁路
母线接线 ?结构特点：如图3-4所示。它是在单母线分段接线的基础上，增加了旁路母线W3、隔离开关QS3、QS4、分段隔离开关QSd
及各出线回路中相应的旁路隔离开关，分段断路器QFd兼作旁路断路器。与图3-3所示的接线相比，少用一台断路器，节省了投资。 旁路母
线可以经QS4、QFd、QS1接至母线W2，也可以经QS3、QFd、 QS2接至母线W1。 分段隔离开关QSd的作用是：可使QF
d作旁路断路器时，保持两段工作母线并列运行。 ?检修线路断路器时的不停电倒闸操作过程：初始条件：平时旁路母线不带电，QS1、QS
2及QFd合闸，QS3、QS4及QSd断开，按单母线分段方式运行。 2)断开QFd，断开QS2，合上QS4，合上QFd; 给旁路母
线W3充电，检查旁路母线W3是否完好，如果QFd合闸成功，说明旁路母线完好。4) 断开出线WL1的断路器QF1; 5) 断开QS1
2和QS11。 3) 合上出线旁路隔离开关QS1p；此时QS1p的两端等电位。操作步骤为： 1)合上QSd ;(3)其他简易旁路母
线接线形式 图3-5a、b、c所示接线与图3-4相比较，均省去一组隔离开关。 图3-5a所示接线在正常运行时，旁路母线不带电，但旁
路母线只能接至母线W2，检修母线W1上的出线断路器时将造成分段上有较大的功率穿越(有电源进线接在W1上)。 图3-5b所示接线的断
路器作分段断路器用时，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。 图3-5c所示接线的旁路母线平时也带电，旁路运
行时，W1、W2两段工作母线分列，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。 ?适用范围：单母线分段带简易旁路母
线接线常用于出线回路不多的35 ~ 110kV配电装置中。 3．双母线接线 ?结构特征：如图3-6所示。1) 有两组母线W1、W2
，两组母线间通过母线联络断路器QFc相连； 2) 每回进出线均经一组断路器和两组母线隔离开关分别接至两组母线。正常运行时只合一组隔
离开关。 ?运行方式: 1) 两组母线同时工作 将母联断路器QFc合闸，而进出线均衡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，母联断路器断开，仅停故障的母线。2) 一组母线工作，另一组母线备用
全部电源和出线接于工作母线上，母联断路器断开，按单母线方式运行。工作母线故障时，全部短时停电。?优点：1) 运行方式灵活，有多
种运行方式。 由于每个回路均可以换接至两组母线的任一组上运行，使得双母线接线的可靠性和灵活性大大提高。 2) 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。 3) 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。 ?缺点：1) 检修任一回路断路器时，该回路仍需停
电。 2) 任一母线故障仍会短时停电。 3) 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，容易出现误
操作。 4) 增加了大量的母线隔离开关和母线长度，双母线的配电装置结构较复杂，占地面积大，投资大。 ?适用范围：双母线接线广泛应用
于对可靠性要求较高、出线回路数较多的6~220kV配电装置中。 5) 双母线存在全部停电的可能，如母联断路器故障或一组母线检修，另
一组运行母线故障时。?倒母线操作：例如，图3-6所示接线在母线W1工作、母线W2备用的运行方式下，欲检修母线W1时的倒闸操作步骤如
下：①检查母线W2是否完好，合QFc两侧隔离开关及QFc，向母线W2充电，若母线W2完好，则QFc不会因继电保护动作而跳闸，便可继
续倒闸操作；②合上所有回路与母线W2连接的隔离开关，之后再断开所有回路与母线W1连接的隔离开关，以实现全部回路由母线W1换接至母线
W2。③断开QFc及其两侧隔离开关，此时母线W1不带电，母线W2变为工作母线。35～66kV线路为8回及以上时，亦可采用双母线接线
。110kV线路为6回及以上时，220kV线路为4回及以上时宜采用双母线接线。4．双母线分段接线 双母线接线难以满足大型电厂和变电
所对主接线可靠性的要求：不分段的双母线接线在母联断路器故障或一组母线检修，另一组运行母线故障时，有可能造成严重的或全厂（所）停电事
故。(1) 双母线三分段接线：如图3-7所示。将一组母线用分段断路器QFd分为两段（W1和W2），两个分段母线（W1和W2）与另一
组母线（W3）之间都用母联断路器连接，也称为双母线三分段接线。 分段双母线，比双母线具有更高的可靠性，运行方式更为灵活。 1) W
1和W2作为工作母线，W3作为备用母线，全部进出线均分在W1和W2两个分段上运行；2) 也可以将两个母联断路器中的一个和分段断路器
合上，全部进出线合理地分配在三段上运行，三段母线并列运行。此种运行方式降低了全厂（所）停电事故的可能性；可以减小母线故障的停电范围
，母线故障时的停电范围只有1/3，此时没有停电部分还可以按双母线或单母线分段运行。 双母线三分段接线在一组母线检修合并母联断路器
故障时，会发生全厂（所）停电事故。为进一步提高大型电厂和变电所主接线可靠性，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（见图3-11）。是一种发生任何双重故障情况下均不致造成全停电的接线。另外该接线母线故障时的停电范围只有1/4，可靠性进一步
提高。 ?适用范围： 220kV配电装置进出线总数为10~14回，可采用双母线三分段接线，进出线总数为15回及以上时宜采
用双母线四分段接线。330~500kV配电装置当线路、变压器等连接元件总数为6回及以上可采用双母线分段接线。 (2) 双母线四分
段接线：在中、小型发电厂的6～10kV配电装置中，为限制6～10kV系统中的短路电流，常采用用叉接电抗器分段的双母线接线形式。
由图3-8可见，在分段处装设有分段断路器QFd，母线分段电抗器L及4台隔离开关。为了使任一工作母线停运时，电抗器仍能起到限流作
用，母线分段电抗器L可以经分段断路器及隔离开关交叉接至备用母线上。 正常运行方式：W1和W2两段母线经分段电抗器、断路器
及隔离开关并列运行，W3备用。 (3) 带叉接电抗器的双母线分段接线?缺点：双母线分段接线使用的电气设备更多，配电装置也更为复杂
。 5．双母线带旁路母线接线 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。 ?结构特征：如图3-9
所示。1) 增设了一组旁路母线W3及专用旁路断路器QFp回路。 2) 各回路除通过断路器与两组汇流母线连接外，还通过旁路隔离开关与
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。 ?评价：1) 可靠性、灵活性都相当高。
b) 任一组母线故障时仅短时停电。 c) 检修任一回路断路器时，该回路不停电。 2) 所用的电气设备数量较多，操作、接线及配电
装置较复杂，占地面积较大，经济性较差。 ?适用范围：a) 任一组母线检修或母线隔离开关时不中断供电。 1) 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。 2)由于六氟化硫断路器工作可靠，可以长时间不
检修，当使用六氟化硫断路器且与系统联系紧密时，可以不设置旁路母线。 3) 当出线回数较少时，可采用如图3-10所示的以母联断路器兼
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。但其缺点是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。 图3-10a正常运行时旁路母线W3不带电，只有W1能带旁路。 图3-10b的优点是W1、W2均能
带旁路。 图3-10c在正常运行时旁路母线W3带电，但W1、W2均能带旁路。 图3-10d正常运行时旁路母线W3不带电，但只有W1
能带旁路。 下图是双母线四分段带旁路母线接线(母联断路器兼旁路断路器)。 6．一台半断路器接线 ?结构特征：如图3-12所示。1
) 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, 两个回路中间的断路器称为联络断路器 2) 由多个串构成多环路
(3~5串较经济)?完全串：两个回路三台断路器?不完全串：一个回路两台断路器(工程初期)1) 多环路供电，可靠性高。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
)。 甚至在一组母线检修另一组母线故障或两组母线同时故障的极端情况下，也不中断供电。 ?优点：2)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。 ?主要缺点是： 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。 ?进一步提高可靠性的措施： 为了避免两个电源回路或去同一系统的两回线路同时停电，同名回路（功能相同的回路，如两
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，以避免联络断路器故障时或一串中母线侧断路器检修，同串中另一侧
回路故障时，使该串中的两个同名回路同时断开。 接同一串中接同一母线2）在只有两串的情况下，对于特别重要的同名回路，应分别接入不同的
母线，称为交叉换位(如图3-12中的右边两串)，以避免:一串中联络断路器检修(如QF2)时，另一串两个回路中的任一个故障(如WL2
或T2故障)，同时切除两个同名回路(如图3-12中的左边两串)，可能造成全厂(所)停电。 ?当接线的串数多于两串时，也可不进行交叉
换位。进出线可不装隔离开关。 交叉换位?适用范围： 一台半断路器接线是大机组、特、超高压主接线中应用得最多的一种接线，对于大型电
厂和变电所的500~1000kV配电装置，重要电厂和变电所的220kV和330kV配电装置，宜采用一台半断路器接线。二、无母线的基
本接线形式 1．桥形接线 (1) 结构特征：如图3-15所示。1)无母线，只有两台变压器和两回线路(常见形式)。 2)四个回路使用
三台断路器，中间的断路器称为联络断路器，连同两侧的隔离开关称为联接桥。联接桥靠近变压器为内桥接线，联接桥靠近线路为外桥接线。1)
内桥接线适用于变压器不需要经常切换、输电线路较长(故障率高，故障断开机会较多)、电力系统穿越功率较小的场合，但切除变压器需要操作两
台断路器。 (2) 特点：(4) 适用范围： 桥形接线一般可用于两变配两线的中小型发电厂和变电所，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(一期上两台主变)。 2) 外桥接线适用于线路较短(故障率较低)、主变压器需经常投切(因
经济运行的需要)、以及电力系统有较大的穿越功率通过联桥回路的场合，但切除线路需要操作两台断路器。 图3-14中的虚线部分为跨条，加
跨条可在联络断路器检修时，使穿越功率从“跨条”中通过，减少了系统的开环机会。装设两台隔离开关的目的: 能轮流停电检修任意一台隔离开
关，避免检修隔离开关造成全所停电。 3) 易于发展过渡为单母线分段或双母线接线； 4) 但可靠性和灵活性不够高。 1) 桥形接线简
单清晰，没有母线; 2) 所用断路器数量最少，经济性好; (3) 评价：2．多角形接线 (1) 结构特征：如图3-16所示。1)
多角形接线的断路器数与回路数相同;2) 每个边中含有一台断路器和两台隔离开关，各个边互相连接成闭合的环形;3) 每个回路都接在两
台断路器之间。 4) 难于发展扩建； 1) 可靠性和灵活性较高。任一断路器检修时不停电，隔离开关不作为操作电器； 2) 接线简单清
晰，没有母线; 3) 所用断路器数量少，经济性好; 5) 继电保护复杂； (2) 评价：6) 检修任一断路器时，多角形将变成开环
运行，可靠性显著降低，若再发生故障，可能造成两个及以上回路停电，多角形接线将被分割成两个互相独立的部分，功率平衡遭到严重破坏。 在
图3-16c中，如果QF1检修，此时线路WL3故障，QF2和QF3自动断开，T1和WL1为一独立部分，T2和WL2为一独立部分。
(3) 适用范围：中小型水电厂的110kV及以上配电装置中。 一般多角形不要超过六角形。设计时应将
电源回路按对角原则配置，以减少设备（如断路器）故障时或开环运行合并一个回路故障时的影响范围。 3．单元接线 (1) 结构特征：如图
3-17所示。发电机与变压器直接连接，中间不设母线。 (2) 单元接线1)发电机—双绕组变压器单元接线a) 由于发电机和变压器不可
能单独运行，故发电机出口不装断路器（当发电机、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）;2)
发电机一三绕组变压器（或自耦变）单元接线 a) 为了在发电机停运时，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； b) 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； c) 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一双绕组变压器单元接线。 b) 但为调试发电机方便，可装一组隔离开
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。 3) 发电机一双绕组变压器一线
路组单元接线 发电机电能直接由双绕组变压器升压后经输电线路送入系统，高压侧不设母线，简化了接线。 当发电机容量不大时，可由两台发电
机与一台变压器组成扩大单元接线，减少了变压器及其高压侧断路器的台数，相应的配电装置间隔也减少，节约投资与占地。 图3-18a所示是
发电机—变压器扩大单元接线。 图3-18b所示是发电机—分裂低压绕组变压器的扩大单元接线，它的优点是可以限制其低压侧的短路电流。
1) 接线简单清晰、用的设备少;2) 配电装置简单、节省占地、经济性好;3) 可以采用封闭母线、故障的可能性小，可靠性高;4) 没
有多台发电机并列运行，发电机电压侧短路电流小。 (4) 评价：(3) 扩大单元接线 单元接线的主变压器、厂用变压器及封闭母线侧面第
三节 发电厂和变电所主变压器选择 主变压器：在发电厂和变电所中，用来向电力系统或用户输送电能的变压器。联络变压器：用于两个电压等
级之间交换电能的变压器。厂(所)变压器：用于本厂(所)用电的变压器，也称自用变。 一、主变压器台数的选择 1．发电厂主变压器台数的
选择 1）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两台。
2）单元接线变压器为一台。扩大单元接线时，两台发电机配一台变压器。 2．变电所主变压器台数的选择 1）变电所中一般装设两
台主变压器，以免一台主变故障或检修时中断供电。 2）对大型超高压枢纽变电所，为减小单台容量，可装设2～4台主变压器。 二、主变压器
容量的选择 1. 发电厂主变压器容量的选择 1)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。 PN为发电机的额定功率， cosφN为额定功率因数，Kp为厂用电率
。(1)单元接线的主变容量选择2) 主变压器容量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选择(发电机的最大连续容量各
厂家不相同，约为额定容量的108%~110%。)。3)对扩大单元接线的变压器容量应按单元接线选择原则计算出的两台机容量之和选择2)
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选择根据附录A表A-1可选择360MVA的三相双绕组变压器2 台，电压为24
2/20kV。 【例3-1】某新建电厂安装两台额定容量为300MVA，额定电压为20kV，额定功率因数为0.85，最大连续输出容量
为额定容量的1.08倍，厂用电计算负荷为42MVA，采用发电机-双绕组变压器单元接线，高压电压等级为220kV，请选择主变压器容量
。解：1）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%的裕度计算MVAMVASNi
——第i台发电机的额定视在功率; Kpi ——第i台发电机的厂用电率; Smin——发电机电压母线上最小负荷的视在功率 。 n、m
——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停机，主变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 (2)接于发电机电压母线上的主变容量选择 按下述三条计算，根据最大的计算结果选择容量。
1）当发电机电压母线上的负荷最小时，扣除厂负荷后，主变能将最大剩余功率送入电力系统。即 3）若发电机电压母线上接有两台及以上主变
时，其中一台容量最大的主变退出运行时，应该能输送母线最大剩余功率的70%以上，即 (3) 联络变压器的容量选择 一般不应小于接在两
种电压母线上最大一台发电机的容量，以保证该发电机停运时，通过联络变压器来满足本侧负荷的需要。 2．变电所主变压器容量的选择 1）所
选择的n台主变压器的容量和，应该大于等于变电所的最大综合计算负荷，即 nSN≥ Smax SNmax 、 Smax ——最大一台发
电机的额定视在功率和最大负荷的视在功率。 2）装有两台及以上主变的变电所，当一台主变停运时，其余主变容量一般应满足60%（220k
V及以上电压等级的变电所应满足70%）的全部最大综合计算负荷，以及满足全部I类负荷SI和II类负荷SII（ 220kV及以上电压等
级的变电所，在计及过负荷能力后的允许时间内，应满足全部SI和SII）即 (n-1)SN≥(0.6~0.7) Smax(n-1)SN
≥ SI + SII 最大综合计算负荷的计算 Pimax 、 cosφi——各出线的远景最大负荷和自然功率因数； Kt——同时系
数，出线回路数越多其值越小，一般取0.8~0.95； α%——线损率，取5%。 三、主变压器型式的选择 1．相数选择
三相变压器：造价低，占地小，应优先选用，但运输不易。 三单相变压器组：造价高，占地大，运输易，用于超
高压大容量。 2．绕组数选择 三绕组：机组容量在125MW及以下且有两种升高电压时使用。 双绕组：机组容量超过200MW及以上时
，采用双绕组变压器组成单元接线形式。若有两个升高电压，加装联络变压器，宜选择三绕组变（或自耦变），低压绕组作为厂用启动备用电源。
自耦变：220kV及以上电压等级的变压器可以选择自耦变。 低压分裂绕组：扩大单元接线的变压器或厂用变压器。 若为
三绕组变压器还应考虑中、低压侧间的负荷同时系数。中、低压侧的最大综合计算负荷分别按式（3-6）计算，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．绕组联结方式 ?高压绕组为星形联结时，用符号Y表示，如果将中性点引出则用YN表示，对于中、低
压绕组则用y及yn表示； ?高压绕组为三角形联结时，用符号D表示，低压绕组则用d表示。 例如常用YN yn0 d11接线组别，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。 4．调压方式的选择 变压器绕组的联结方式选择
应考虑(1)必须与多电压级闭环电网的电压相位一致；(2)并列运行的变压器联结组别必须相同，否则不能并列运行；(3)还应考虑消除三次
谐波对电压波形的影响(三角形联结的绕组可以消除三次谐波的影响) 。 调压方式分：1) 带负荷切换的有载（有励磁）调压方式；2)
不带负荷切换的无载（无励磁）调压方式。 5．变压器阻抗的选择 无载调压变压器的分接头挡位较少，电压调整范围一般只有10%以内，而有
载调压变压器的电压调整范围大，能达到电压的30%，但其结构比无载调压变压器复杂，造价高。 1) 在能满足电压正常波动情况下一般采用
无载调压方式。 2) 发电厂可以通过发电机的励磁调节来调压，其主变压器一般选择无载调压方式。3) 一般变电所的变压器选择有载调压方
式。 三绕组变压器的各绕组之间的阻抗，由变压器的三个绕组在铁心上的相对位置决定。故变压器阻抗的选择实际上是结构形式的选择。
三绕组变压器分升压结构和降压结构两种类型，如图3-19a、b所示。 升压结构 降压结构1)升压结
构变压器高、中压绕组阻抗大而降压结构变压器高、低压绕组阻抗大。从电力系统稳定和供电电压质量及减小传输功率时的损耗考虑，变压器的阻抗
越小越好，但阻抗偏小又会使短路电流增大，低压侧电器设备选择遇到困难； 另外，变压器的选择内容还有：变压器的容量比、冷却方式
、绝缘和绕组材料等的选择。2) 接发电机的三绕组变压器，为低压侧向高中压侧输送功率，应选升压型；3) 变电所的三绕组变压器，如果以
高压侧向中压侧输送功率为主，则选用降压型；如果以高压侧向低压侧输送功率为主，则可选用升压型，但如果需要限制6~10kV系统的短路电
流，可以考虑优先采用降压结构变压器。 第四节 限制短路电流的方法 问题的提出：在发电机或变电所的6～10kV母线上发生短路时，短路
电流的数值可能很大，致使电气设备的选择发生困难，或使所选择的设备容量升级，投资增加。 限制短路电流可使得：1)发电机电压和变电所的
6～10kV出线回路中能采用容量不升级的电器(选择轻型断路器)及截面较小的电力电缆，节约投资。2)维持母线电压于较高水平，提高供电
可靠性。 一、采用适合的主接线形式及运行方式 选择计算阻抗比较大的接线形式或运行方式，增大电源至短路点的等效电抗。
例如，限制接入发电机电压母线的发电机台数和容量；大容量的发电机采用单元接线形式；降压变电所采用变压器在低压侧分列运行的方式；合理
地断开环网（在环网中穿越功率最小处开环运行）等。二、装设限流电抗器 ｛普通电抗器分裂电抗器｛母线电抗器 线路电抗器 限流电抗器分1
．装设母线分段电抗器 如图3-20所示。?母线分段电抗器装设地点：在发电机电压的6~10kV母线分段处。?作用：限制来自另一母线的
发电机所提供的短路电流（限制发电厂内部的短路电流），对系统提供的短路电流也能起到一定的限制作用。 由于母线电抗器的额定电流较大，由
上式可以看出：在相同额定电抗百分值下的电抗有名值较线路电抗器小，故其对出线回路的限流作用较小。 母线电抗器的参数选择：IN =(
0.5 ~ 0.8) IGmaxxL %= 8% ~ 12%电抗有名值：加装母线电抗器后：可使所选择的发电机、主变、分段、母联回路
的断路器容量不升级，减少投资。2．装设线路电抗器 母线电抗器对出线回路的限流作用较小：如图3-19所示。?线路电抗器装设地点：在线
路隔离开关与线路断路器之间。作用：限制电缆线路的短路电流（架空线路的电抗大，不需装电抗器）。 ?加装线路电抗器后：a) 可使电缆线
路的断路器容量不升级；b)电缆截面减小；c) 维持母线残压在较高数值，这对其他回路正常运行有利。xL %= 3% ~ 6%?线路电
抗器的参数选择：IN多为300 ~ 600A3．装设分裂电抗器 分裂电抗器的图形符号、一相接线及等效电路如图3-21所示。 ?结构
参数分裂电抗器是一个中间有抽头的电感线图，中间抽头将电抗器分成了两个分支（也称为两个臂）。两个分支线圈的缠绕方向与结构参数都相同，
其间存在互感。 分裂电抗器的每臂自感为L，两臂间的互感为M，互感系数f =M / L， 它与电抗器的结构有关，一般取f =0.5。
每臂自感抗xL=ωL，两臂间的互感抗xM=ωM=ωf L=f xL。?作用分析 如果分裂电抗器的工作方式是公共端3接电源，两个
臂1、2接均衡负荷。 1) 正常运行时，所接的负荷电流大致相等但方向相反，在两个臂中产生的磁通的方向也是相反的，则每臂的电压降为由
此可见，正常运行时，由于互感的作用，每臂的电抗值只有其自感电抗的一半，故正常工作时的电压损失较小 。 2) 当1端发生短路时，若忽
略臂2上的负荷电流，此时臂1上的电压降为 由于1端发生短路时互感作用很小，每臂的等值电抗为每臂的自感电抗xL，大于正常运行时的电抗
，故限流作用强。 缺点：一臂负荷变动过大时，另一臂将产生较大的电压波动；一臂短路、另一臂接有负荷时，由于互感电势的作用，将在另一臂
产生感应过电压。 4．采用低压分裂绕组变压器 ?结构低压分裂绕组变压器是一种将低压绕组分裂成为相同容量和相同电压的两个绕组的变压器
，其电路图形符号及等效电路见图3-22。?常见应用1) 常用于发电机—变压器扩大单元接线（如图3-22a所示），限制发电机出口短路
时的短路电流；2) 作为大容量机组的高压厂用变压器（如图3-22b所示），以限制厂用电系统的短路电流。图3-22c是它们的等效电路
，图3-22d是正常运行时的等效电路图。图3-22c中x1为高压绕组电抗，数值很小。x2’、 x2’’分别为两个分裂低压绕组的电抗
，它们的数值相等而且比较大。 ?作用分析1）低压分裂绕组变压器正常工作时，低压分裂绕组的2个分支并联成一个总的低压绕组与高压绕组串
联运行，称为穿越运行，此时高低压之间的电抗称为穿越电抗x12。高压绕阻与低压绕组之间总的等值电抗由图3-22 d可见，若忽略高压侧
比较小的电抗x1时为2）当低压分裂绕组的一个分支对高压绕组运行时，称为半穿越运行，此时高低压之间的电抗称为半穿越电抗x12''。高压
侧有电源、低压侧一端短路时，如2''点短路时的短路电抗就等于半穿越电抗，其值为即高压侧有电源、低压侧一端短路时的短路电抗约为正常工作
时的2倍，来自高压侧的短路电流受到2x12限制。3）低压分裂绕组一个分支对另一个分支运行时，称为分裂运行，此时低压分裂绕组之间的电
抗称为分裂电抗x2‘2"。高压侧开路、低压侧两端有电源、一端短路时，两个低压分裂绕组之间的短路电抗就等于分裂电抗，其值为即高压侧开
路，低压侧两端有电源，任一端短路时的短路电抗约为正常工作时的4倍，来自另一端的短路电流受到4x12限制。低压分裂绕组变压器的运行特
性有如下优点： (1)用作发电机—变压器扩大单元接线时，当一个发电机出口短路时，可减小高压侧供给的短路电流和另一发电机供给
的短路电流。 (2)用作高压厂用变压器时，当低压分裂绕组的一个支路短路时，由电网供给的短路电流受到半穿越电抗的限制，低压分裂
绕组另一支路电动机供给短路点的反馈电流，受到分裂电抗的限制，亦减少很多，从而保证了厂用母线上电气设备的短路稳定性。同时另一未短路支
路仍能维持较高的电压水平。三、发电厂和变电所中采用的限流措施1. 降压变电所采用变压器在低压侧分列运行的方式；3．10、6kV
出线上装设线路电抗器。 2．在主变低压侧装设普通电抗器或分裂电抗器； 1．在发电机电压母线的分段回路装设电抗器； 2．扩大单元接线
或厂用电回路装设采用低压分裂绕组变压器； 3．发电机电压出线上装设线路电抗器。 ?发电厂：?变电所：第五节 发电厂和变电所的典型电
气主接线 1—发电机；2—主变压器；3—高压厂用变压器（为分裂绕组变压器） ；4—励磁变压器；5—中性点单相接地变压器；6—电压互
感器；7—电压互感器；8—电压互感器；9—避雷器；10—电流互感器；11—中性点电流互感器;12—主变压器高压套管电流互感器；13
—避雷器；14—隔离开关;15—500kV电压互感器；1.1000MW发电机组电气主接线由上图可看出，1000MW发电机组电气主接
线具有下述特点：（1）发电机与主变压器的连接采用发电机－变压器单元接线，发电机和主变压器之间没有断路器和隔离开关。（2）主变压器采
用三台单相双绕组油浸式变压器，低压侧绕组接成三角形，高压侧绕组接成星形。变压器高压侧中性点接地方式为直接接地。（3）在主变压器低压
侧引接1台高压厂用工作变压器，供给本机组厂用电负荷。（4）主回路T接引至电压互感器柜，通过高压熔断器接有三组三相电压互感器和一组避
雷器。主回路T接引1台励磁变压器。（5）发电机中性点经隔离开关接有中性点接地变压器。（6）在发电机出口侧和中性点侧，每相装有套管式
电流互感器4只。（7）高压厂用变压器高压侧，每相配置套管式电流互感器5只。（8）主变压器高压侧每相各配置套管式电流互感器3只，中性
点配置电流互感器2只。2．大型区域发电厂的电气主接线 大型区域发电厂一般是指单机容量为200MW及以上的大型机组、
总装机容量为1000MW及以上的发电厂，其中包括大容量凝汽式电厂、大容量水电厂和核电厂等。 1) 大型区域性电厂建设在燃料产地，一
般距负荷中心较远，担负着系统的基本负荷，在系统中地位重要。2) 电厂附近没有负荷，不设置发电机电压母线，发电机与变压器间采用简单可
靠的单元接线直接接入220～500kV配电装置，通过高压或超高压远距离输电线路将电能送入电力系统.3) 升高电压1~2级，最多不超
过3级。 下图所示为某大型区域性火电厂(平顶山姚孟电厂)电气主接线简图，该厂有4台300MW和2台600MW大型凝汽
式汽轮发电机组，均采用发电机一双绕组变压器单元接线形式，其中2台300MW机组单元接入带专用旁路断路器的220kV双母线带旁路母线
接线。?大型区域性火电厂另2台300MW机组和2台600MW机组单元接入500kV的一个半断路器接线。500kV与220kV配电装
置之间，经一台自耦联络变压器联络。每2台机组设置1台厂用起动/备用变压器，联络变压器的第三绕组上接有1台厂用高压起动/备用变压器。
220kV母线接有2台厂用起动/备用变压器。?某2×1000MW的大型火电厂电气主接线图3-25为某2×1000MW的大型火电厂电
气主接线简图，该厂有两台1000MW大型凝汽式汽轮发电机组，均采用发电机一双绕组变压器单元接线形式，以一级升高电压接入一台半断路器
接线的500kV超高压配电装置，为进一步提高可靠性，同名回路交叉换位分别接入不同的母线。为了防止发电机引出线路中发生短路故障，对发
电机造成危害，发电机引出线采用分相封闭母线。该厂每台发电机的高压厂用工作变压器采用一台，从主变低压侧引接，容量为78/45-45M
VA，变比为27/10.5-10.5kV。两台机组设置一台厂用高压起动/备用变压器，经技术经济比较，高压起动/备用变压器没有以不完
全串接入500kV母线而是从500kV母线经断路器直接引接，可靠性能满足要求。 图3-26所示为世界最大水电厂(三峡
右岸电站)电气主接线图，该厂有12台容量为70万kW的发电机，因发电机台数多、容量大,采用两个单元接线组成联合单元接线（以减少50
0kV3/2接线的串数），将电能送到500kV的分段3/2接线，联合单元接线与扩大单元接线比较，可靠性高，停运2台机的频次较低，运
行灵活性也好，但投资略贵。该水电厂的500kV超高压远距离输电线路上装设有并联电抗器，以吸收线路的充电功率。?大型水电厂1) 通常
建设在水力资源丰富的江河湖泊狭谷处，厂址较为狭窄，建设规模比较明确。2) 一般远离负荷中心，不设发电机电压母线。采用单元接线和扩大
单元接线。3) 一般水电站还承担调峰任务，大型水电厂担负着系统的基本负荷，在系统中地位重要。该大型水电厂有4台机组在发电机出口处装
设了出口断路器GCB（generator circuit breaker） ，优点是：机组停运时可以从主变压器倒送厂用电, 提
高了厂用电的可靠性(该水电厂还有另外3种独立厂用电源)；可减少开机、停机时高压侧断路器操作次数。图3-26 三峡右岸电站主接线图
?中小型地区性电厂1)建设在工业企业或靠近城市的负荷中心，通常还兼供部分热能，所以它需要设置发电机电压母线，使部分电能通过6～10
kV的发电机电压向附近用户供电。2) 机组多为中、小型机组，总装机容量也较小。3) 以1～2种升高电压将剩余电能送往电力系统。
图3-27所示为某中型热电厂的主接线，它有四台发电机，两台100MW机组与双绕组
变压器组成单元接线，将电能送入110kV电网；两台25 MW机组直接接入10kV发电机电压母线，机压母线采用叉接电抗器分段的双母线
分段接线形式，以10kV电缆馈线向附近用户供电。由于短路容量比较大，为保证出线能选择轻型断路器，在 10kV馈线上还装设出线电抗器
。 110kV出线回较多，所以采用带专用旁路断路器的双母线带旁路母线接线形式。2．中小型地区性电厂的电气主接线 4.变电所的电气主
接线 变电所电气主接线的设计也应该按照其在系统中的地位、作用、负荷性质、电压等级、出线回路数等特点，选择合理的主接线
形式。 枢纽变电所的电压等级高，变压器容量大，线路回数多，通常汇集着多个大电源和大功率联络线，联系着几部分高压和中
压电网，在电力系统中居于重要的枢纽地位。枢纽变电所的电压等级不宜多于三级，最好不要出现两个中压等级，以免接线过分复杂。 图3-28
所示的是一个大型枢纽变电所，为方便500kV与220kV侧的功率交换，安装两台大容量自耦主变压器。220kV侧有多回向大型工业企业
及城市负荷供电的出线，供电可靠性要求高，由于采用了六氟化硫断路器，故不设置旁路母线，为提高可靠性，采用双母线四分段接线形式。500
kV配电装置采用一台半断路器接线形式，主变压器采用交叉换位布置方式，主变压器的第三绕组上引接无功补偿设备以及所用变压器。 第六节
电气主接线设计 一、综述(在以后课程设计中学习) 二、电气主接线的技术经济比较 1) 拟定出2～3个技术上能满足要求的较好方案进行
详细技术经济比较，最后确定最佳方案。 2) 电气主接线方案的技术比较，主要是对各方案的可靠性、灵活性进行定性的对比分析，兼顾设计、
施工、运行、维修等各方面的要求。3) 对保留的几个技术上相当的较好方案，难于直观判定优劣时，可通过经济比较计算确定最佳方案。经济比
较中，一般只比较各个方案的不同部分，因而不必计算出各方案的全部费用。 1．投资和年运行费的计算 ?综合投资 ?年运行费 式中
O0——主接线方案中主体设备的投资（万元），包括主变压器、开关设备、母线、配电装置投资及明显的增修桥梁、公路和拆迁等费用；
a——不明显的附加费用比例系数，如设备基础施工、电缆沟道开挖等费用，对220kV电压级取70，对110
kV电压取90。 U1—— 主接线的维修费(万元)，一般可取为(0.022～0.042)O； U2——主接线的折旧费(万元)，一般
可取为(0.005～0.058)O。 ΔA、α——主变的年电能损耗(kW·h)和电价(元/kW·h)； ?主变压器年电能损耗的计
算 主变压器的年电能损耗，可以根据变压器的型式和年负荷曲线进行计算。 1）并联运行的相同双绕组变压器 式中 n——
相同型号变压器的台数； SN——每台变压器的额定容量(kVA)； Si、ti——n台变压器的总负荷(kVA)及相应的持续时间(h)
； ΔP0 、 ΔQ0 ——每台变压器的空载有功损耗(kW)及空载无功损耗(kvar)； ΔPk 、 ΔQk ——每台变压器的短路
有功损耗(kW)及短路无功损耗(kvar)； K——单位无功损耗折算为有功损耗的比例系数，或称为无功经济当量。 2）并联运行的容量比为100/100/100、100/100/50或100/50/50的相同三绕组变压器及自耦变压器 式中 S1i、S2i、S3i、ti——在ti小时内n台相同三绕组变压器第1、2、3侧的总负荷（kVA）； SN2 、SN3——变压器第二、三绕阻的额定容量（kVA）。 2．经济比较 常用的经济比较方法有两种：静态比较法和动态比较法。 (1) 静态比较法 这种方法认为工程的综合投资与运行费是固定不变的，即不随时间而改变，常采用抵偿年限法。当参加比较的方案为两个，其中一个方案的投资OI较高而年运行费UI较低，另一个方案的投资OII较低而年运行费UII比较高时，可用下式计算其抵偿年限T 然后，再将T与按照国家现阶段的技术经济政策确定的标准抵偿年限Tn（Tn=5～8年）进行比较。若T < Tn，应选取投资较高的方案；若T > Tn，则应选取投资较低的方案。抵偿年限的含义：表明了采用第一方案多投资的费用利用节约年运行费来抵偿时所需的年数。(2) 动态比较法 这种比较方法是基于货币的经济价值随时间而改变。考虑时间因素的动态比较法更接近实际。电力工业推荐使用最小年费用法进行动态经济比较。 1) 资金的分类与换算。 ?资金的分类资金现在值P：系指当前或折算到当前的金额，如图 3-27a所示； 资金将来值F：系指从现在算起到第n年末的金额，如图3-27b所示； 资金等年值A：系指分年次等额支付的金额，如图3-27c所示。 a) 将资金现在值 P 换算为等价的将来值 F （本利和计算）的换算公式为 ?资金的换算 式中，n为换算年数； r0为年利率。b) 资金将来值 F 换算为等价的现在值 P 的换算公式，可以由式（3-12）得出 （3-12）（3-13）c) 资金等年值 A 换算为等价的将来值 F ，即等年值本利和计算，根据公式（3-12）得 （3-14）将式（3-14）的两边乘以（1+ r0 ），得 （3-15）将式（3-15）减去式（3-14）得 （3-16） d) 资金将来值 F 换算为等价的等年值 A，即偿还基金计算。由式（3-16）可得 （3-17） e) 资金等年值 A 换算为等价的现在值 P，即等年值折现计算。先将等年值 A 换算为将来值 F，再将将来值换算为现在值 P，计算公式为 （3-18） f) 资金现在值换算为等价的等年值，即投资回收计算。由式（3-18）可以得到 2) 最小年费用法。 将施工期每年的投资折算到第 m 年(施工完成年)的总投资为 式中 t ——从工程开工这一年起的年份(即开始投资的年份)； m——施工年数； Ot——第 t 年的投资。 r0——年利率，也称为投资回收率，电力工业取0.1； ?年费用的计算方法： 部分投运年份的运行费Ut(现在值)折算到施工完成的第 m 年(将来值)的总费用为 工程完工后各年份的运行费Ut(将来值)折算到施工完成的第 m年(现在值)的总费用为 将折算到第m年的总运行费用U‘+U“折算为m+1到m+ n期间的等额年运行费 以上三式中 t’——工程部分投产的起始年份； Ut——第 t 年所需的年运行费； n——工程的经济使用年限，对于水电厂为50年；火电厂为25年；核电厂为25年；输变电为20~25年。 将折算到第m年的总投资折算为m+1到m+n期间的等额年投资，它与等额年运行费之和即为年费用AC，即 ?当多个方案参与比较时，年费用AC最小的方案为经济上的最佳方案。 ?年费用法各参量关系如图3-28所示。 |
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