1.3 电力系统接线方式和电压等级 　　1.3.1 电力系统的接线方式 　　电力系统接线图是电力系统整体性质的图形表示，分为地理接线图与电气接线图。地理接线图是在地理图上布点布线，可与地理图较好地吻合，显示系统中发电厂、变电站的地理位置，电力线路的路径，以及它们之间的联接形式。因此，由地理接线图可获得对该系统的宏观印象。但由于地理接线图上难以表示主要发电机、变压器、线路等的联系，这时则需要阅读电气接线图。电气接线图一般表示为单线电气接线图，显示电力系统的各个能量变换元件、能量输送元件的联结，显示出组成电力系统主体设备（发电机、变压器、母线、断路器、电力线路等）的概貌。因此，由电气接线图可获得对该系统的更细致了解。实际应用时，一般将地理接线图与单线电气接线图相结合，可以了解整个系统中发电厂、变电站、电力线路、负荷等的相对位置及电气连接形式。 　　　 　　　　　　　　　　　　　　　　图1-2 电力系统地理接线图 　　电力系统的接线方式按供电可靠性分为有备用接线方式和无备用接线方式两种。无备用接线方式是指负荷只能从一条路径获得电能的接线方式。根据形状，它包括单回路放射式、干线式和链式网络。有备用接线方式是指负荷至少可以从两条路径获得电能的接线方式。它包括双回路的放射式、干线式、链式、环式和两端供电网络。 　　　　　　 　　　　　　　　　　图1-3 无备用接线图 （a）放射式（b）干线式 （c）链式 　　　 　　　　图1-4 有备用接线图（a）放射式（b）干线式 （c）链式 （d）环式（e）两端供电网 　　无备用接线的主要优点在于简单、经济、运行操作方便，主要缺点是供电可靠性差，并且在线路较长时，线路末端电压往往偏低，因此这种接线方式不适用于一级负荷占很大比重的场合。但在一级负荷的比重不大，并可为这些负荷单独设置备用电源时，仍可采用这种接线。这种接线方式之所以适用于二级负荷是由于架空电力线路已广泛采用自动重合闸装置，而自动重合闸的成功率相当高。 　　有备用接线的主要优点在于供电可靠性高，供电电压质量高。有备用接线中，双回路的放射式、干线式和链式接线的缺点是不够经济；环形网络的供电可靠性和经济性都不够，但其缺点是运行调度复杂，并且故障时的电压质量差；两端供电网络很常见，供电可靠性高，但采用这种接线的先决条件是必须有两个或两个以上独立电源，并且各电源与各负荷点的相对位置又决定了这种接线的合理性。 　　可见，接线方式的选择要经技术经济比较后才能确定。所选的接线方式在满足安全、优质、经济的指标外，还应保证运行灵活和操作方便、安全。 　　1.3.2 电力系统的电压等级 　　电力系统由多个层次的电压等级组成，这些不同的电压级是由国家规定的标准电压，又称额定电压。在电力系统中，各部分电压等级之所以不同，是因为三相功率正比于线电压及线电流（S= UI）。当输送功率一定时，输电电压愈高，则输送电流愈小，因而所用导线截面积愈小，从而线路投资愈小；但电压愈高对绝缘的要求愈高，杆塔、变压器、断路器的绝缘投资也愈大。综合考虑这些因素，对于一定的输送功率和输送距离应有一最合理的线路电压，但从设备制造角度考虑，为保证生产的系列性，又不应任意确定线路电压。另外，规定的标准电压等级过多也不利于电力工业的发展。我国国家标准规定的高压交流送电电压为6、10、35、（60）、110、（154）、220、330、500kV（其中60kV和154kV为历史上遗留下的将被限制发展的电压等级）和750kV，如表1-1所示。因而，选择电力线路电压时，只能选用国家规定的电压等级。 　　现将表1-1中用电设备、线路、发电机与变压器的额定电压之间的关系说明如下。 　　经线路输送功率时，沿线路的电压分布往往是始端高于末端。例如，如图1-2所示，沿线段ab的电压分布可能如直线Ua－Ub所示。从而，图中用电设备1~7的端电压将各不相同。所谓线路的额定电压UN实际就是线路的平均电压（Ua+Ub）/2，而各用电设备的额定电压则取与线路额定电压相等，使所有用电设备能在接近它们的额定电压下运行。 　　　　　　　　　表1-1 　　额定电压等级 　　单位：kV

用电设备额定线电压 /kV

交流发电机线电压 /kV

变压器线电压/kV

一次绕组

二次绕组

3

3.15

3及3.15

3.15及3.3

6

6.3

6及6.3

6.3及6.6

10

10.5

10及10.5

10.5及11.0

15.75

15.75

23.0

23.0

35

35

38.5

110

110

121

220

220

242

330

33

345及363

500

500

525及550

750

752

788及825

　 　　　　　　　　　　　　　　　　图1-5 电力网中的电压分布 　　由于用电设备的容许电压偏移一般为±5%，而沿线路的电压降落一般为10%，这就要求线路始端电压为额定值的105%，以使其末端电压不低于额定值的95%。发电机往往接在线路始端，因此，发电机的额定电压为线路额定电压的105%。 　　变压器一次侧接电源，相当于用电设备，二次侧向负荷供电，又相当于发电机。因此变压器一次侧额定电压应等于用电设备额定电压（直接和发电机相联的变压器一次侧电压应等于发电机额定电压），二次侧电压应较线路额定电压高5%。但又因变压器二次侧电压规定为空载时的电压，而额定负荷下变压器内部的电压降落约为5%，为使正常运行时变压器二次侧电压较线路额定电压高5%，变压器二次侧额定电压应较线路额定电压高10%。只有漏抗很小的，二次侧直接与用电设备相联的和电压特别高的变压器，其 二次侧额定电压才可能较线路额定电压仅高5%。 　　某一实例网络图如图1-6所示，各母线及变压器原幅边电压标于图中。 　 　　　　　　　　　　　　　　图1-6 电力系统中各元件额定电压 　　1.3.3 电力系统不同电压等级的适用范围 　　额定电压等级中相邻电压等级差之比不宜过小，根据经验，110kv以下的电压级差应超过三倍，如110、35、10kV；110kV以上的电压差则以两倍左右为宜，如110、220、500kV。因此，其他各级电压都有其适用范围，3kV限于工业企业内部采用，10kV是最常用的城乡配电电压，当负荷中高压电动机比重很大时采用6kV配电，35kV用于中等城市或大工业企业内部供电，也用于农村网，110kV即用于中小电力系统的主干线，也用于大电力系统的二次网络；220kV，330kV，500kV多半用于大电力系统的主干线。显然，这种划分不是绝对的，也不是一成不变的。例如，在农业用电负荷较重的地区就以110kV作农村网络电压；随着容量的增大，大电力系统主干线电压级进一步提高后，330、220kV就可能退而为二次网络电压。表1-2提供了不同电压等级的输送功率与输送距离的经验值。 　　　　　　　　　　　　表1-2　　 架空线路的电压与输送功率、输送距离

线路电压/kV

输送功率/MW

输送距离/km

3

0.1~1.0

1~3

6

0.1~1.2

4~15

10

0.2~2.0

6~20

35

2.0~10.0

20~50

110

10.0~50.0

50~150

220

100.0~500.0

100~300

330

200.0~800.0

200~600

500

1000.0~1500.0

150~850

750

2000.0~2500.0

500以上

　　1.3.4 电力系统中性点接地方式 　　电力系统的中性点指星型联结的变压器或发电机的中性点。这些中性点接地方式是一个很重要的综合性问题，它不仅涉及到电网本身的安全可靠性、过电压绝缘水平的选择，而且对通讯干扰、人身安全有重要影响。电力系统中性点接地方式是一个涉及到供电的可靠性、过电压与绝缘配合、继电保护、通信干扰、系统稳定诸多方面的综合技术问题，这个问题在不同的国家和地区，不同的发展水平可以有不同的选择。 　　中性点运行方式主要分两类：直接接地和不接地。直接接地系统供电可靠性低。因这种系统中一相接地时，出现了出中性点外的另一接地点，构成了短路回路，接地相电流很大，为了防止损坏设备，必须迅速切除接地相甚至三相，不接地系统供电可靠性高，但对绝缘水平要求也高。因这种系统中一相接地时，不构成短路回路，接地相电流不大，不必切除接地相，但这时非接地相的对地电压却升高为相电压倍。在电压等级较高的系统中，绝缘费用在设备总价格中占相当大的比重，降低绝缘水平带来的经济效益很显著，一般就采用中性点直接接地方式，而以其他措施提高供电可靠性。反之，在电压等级较低的系统中，一般就采用中性点不接地方式以提高供电可靠性。在我国，110kV及以上的系统中性点直接接地，60kV以下的系统中性点不接地。 　　属于中性点不接地方式的还有中性点经消弧线圈接地。所谓消弧线圈，就是电抗线圈。比较图1-7和图1-8来可理解消弧线圈的功能。由图1-7可见，由于导线对地有电容，中性点不接地系统中一相接地时，接地点接地相电流属容性电流。而且随网络的延伸，这电流也愈益增大，以至完全有可能使接地点电弧不能自行熄灭并引起弧光接地过电压，甚至发展成严重的系统性事故。为避免发生上述情况，可在网络中某个中性点处装设消弧线圈，如图1-8所示。由图可见，由于装设了消弧线圈，构成了另一回路，接地点接地相电流中增加了一个感性电流分量，它和装设消弧线圈前的容性电流分量相消，减小了接地点的电流，使电弧易于自行熄灭，提高了供电可能性。一般认为，对3～60千伏网络，容性电流超过下列数值是，中性点应装设消弧线圈：3～6kV网络，30A；10kV伏网络，20A；35～60kV网络，10A。 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 图1-7 中性点不接地时的一相接地 　　（a）电流分布；（b）电势、电流相量关系 　　　　　　　　　　 　　　　　　　　　　　　图1-8 中性点经消弧线圈接地时的一相接地 　　（a）电流分布；（b）电势、电流相量关系 　　城乡配电网主要指10kV、35kV、66kV三个电压等级的电网，在电力系统中量大面广，占有重要的地位。在过去，由于配电网比较小，主要采用不接地或经消弧线圈接地，一般来说运行情况是良好的，在80年代中后期，有些配电网的中性点采用了经低电阻接地或高电阻接地方式，近年来各种不同形式的自动跟踪补偿的消弧线圈开始在配电系统中运行。 　　各种中性点接地方式和装置都有一定的适用范围和使用条件，为此，采用不同的中性点接地方式是很正常的。我国城乡电网正在加快建设与改造的速度，中性点接点方式对于电网的发展是重要的技术问题，引起了多方面的关注和重视。 　　1)中性点不接地系统 　　如果三相电源电压是对称的，则电源中性点的电位为零，但是由于架空线排列不对称而换位又不完全等原因，使各相对地导纳不相等，则中性点将会产生位移电压。一般情况位移电压不超过电源电压的5%，对运行的影响不大。当中性点不接地配电网发生单相接地故障时，非故障的二相对地电压将升高，由于线电压仍保持不变，对用户继续工作影响不大。 　　单相接地时，当接地电流大于10A而小于30A时，有可能产生不稳定的间歇性电弧，随着间歇性电弧的产生将引起幅值较高的弧光接地过电压，其最大值不会超过3.5倍相电压，对于正常设备有较大的绝缘裕度，应能承受这种过电压，对绝缘较差的设备、线路上的绝缘弱点和绝缘强度很低的旋转电机有一定威胁，在一定程度上对安全运行有影响。由于中性点不接地配电网的单相接地电流很小，对邻近通信线路、信号系统的干扰小，这是这种接地方式的一个优点。 　　2)中性点经电阻接地 　　有些配电网发展很快，城市中心区大量敷设电缆，单相接地电容电流增长较快，虽然装了消弧线圈，由于电容电流较大，且运行方式经常变化，消弧线圈调整困难，还由于使用了一部分绝缘水平低的电缆，为了降低过电压水平，减少相间故障可能性，因此采用了中性点经低电阻接地的方式。采用中性点经低电阻接地，当Rn≤10Ω，在大多数情况下可使单相接地工频电压升高降低到1.4p.u左右。从限制弧光接地过电压考虑，当电弧点燃到熄灭过程中，系统所积累的多余电荷在熄灭后半个工频周波内能够通过Rn泄漏掉，过电压幅值就可明显下降。根据这个要求可以得到中性点的低电阻值应满足的条件为： Rn≤1/3ωC0 　　当Rn=10Ω时，弧光接地过电压则可降至1.9p.u.以下。 　　3)中性点谐振接地 　　消弧线圈是一个装设于配电网中性点的可调电感线圈，当发生单相接地时，可形成与接地电流大小接近但方向相反的感性电流以补偿容性电流，从而使接地处的电流变得很小或接近于零，当电流过零电弧熄灭后，消弧线圈还可减小故障相电压的恢复速度从而减小电弧重燃的可能性。完全补偿状态时，中性点位移电压U0将很高，因此一般都采取过补偿方式以减小中性点位移过电压。失谐度大可降低中性点位移电压，但失谐度过大，将使线路接地电流太大，电弧不易熄灭，因此合理地选择失谐度才能使消弧线圈正常运行。失谐度一般选在10%左右，长时间中性点位移电压不应超过额定相电压的15%。 　　消弧线圈的存在，使电弧重燃的次数大为减少，从而使高幅值的过电压出现的概率减小，一般认为66kV及以下系统发生间歇性电弧接地故障时，消弧红圈接地方式下的最大过电压为3.2Uxg,略低于中性点不接地系统。 　　中性点经消弧线圈接地的配电网接地电流小，对附近通信线路的干扰小是这种方式的一个优点。自动跟踪补偿消弧线圈装置可以自动适时的监测跟踪电网运行方式的变化，快速地调节消弧线圈的电感值，以跟踪补偿变化的电容电流，使失谐度始终处于规定的范围内。大多数自动跟踪消弧装置在可调的电感线圈下串有阻尼电阻，它可以限制在调节电感量的过程中可能出现的中性点电压升高，以满足规程要求不超过相电压的15%。当电网发生永久性单相接地故障时，阻尼电阻可由控制器将其短路，以防止损坏。其原理接线如图所示。 　　　　　 　　　　　　　　　　　　　　　图1-9 自动跟踪补偿消弧线圈