蓄能水电厂母线分析

蓄能水电厂母线分析（精选4篇）

蓄能水电厂母线分析 篇1

1 静止变频器的基本原理

SFC属于自控式变频调速系统, 主要由交-直-交电流型晶闸管变频器、同步电动机及控制单元组成。SFC启动机组的原理是当同步电动机转子加上励磁电压建立磁场后, 通过逐步改变加在定子绕组上的电流频率, 使电动机在电磁力矩的作用下, 逐步提高转速, 直至并网运行。SFC启动初始, 首先投入励磁, 从定子出口PT取3相的感应电势进行计算得到转子的初始位置, 通过控制变频器相应晶闸管的导通向定子输入电流推动转子旋转。随着转子的旋转, 可周期性地按一定顺序触发晶闸管。而晶闸管的关闭则分别由强迫换向和同步电动机的反电动势来完成, 这样就使得定子转子的两个磁动势在空间内以平均速度同步旋转。当两磁动势间有相位差且在小于等于180度空间电角度范围内变化时, 将产生方向一致的平均电磁转矩和脉动转矩分量, 使电动机按原方向连续旋转加速直至并网。

2 静止变频器的系统组成

静止变频器一般由输入单元, 变频单元, 输出单元, 控制和保护单元, 冷却单元组成。

2.1 输入单元

2.1.1 输入变压器 (TR1)

由一台18/4.2k V变压器组成。输入变压器将供电网电压转化为变频单元可承受的电压, 减少了晶闸管串联的数目, 同时也减少整流器产生的谐波电压对供电网的影响, 并隔断变频单元直流通路, 起到隔离的作用。

2.1.2 电压、电流互感器 (VT、CT)

主要检测输入单元的电压、电流用作变频单元输入侧的测量与保护。

2.1.3 避雷器 (LA1)

由氧化锌避雷器组成, 用作线间冲击 (雷电) 过电压保护元件。

2.2 变频单元

2.2.1 晶闸管换流桥 (NB、MB)

晶闸管换流桥为大功率可控硅三相六脉冲全控桥结构, 每个桥臂由4只晶闸管串联组成。为了保证晶闸管的动态均压, 每只晶闸管上并联一个阻容回路。接于电网侧的换流桥称为网桥 (NB, network bridge) , 接于电机侧的换流桥称为机桥 (MB, machine bridge) , 换流桥在不同的触发角状态下可将交流电整流成直流电, 也可将直流电逆变成交流电。当整流桥与逆变桥配合工作时, 即构成变频器。用于变频的晶闸管最高可承受4800V电压与5000A的电流。

2.2.2 电抗器 (LD1&LD2)

两个换流桥之间接有两个直流电抗器。每个电抗器电抗值为1.5m H, 最高电压5.7k VDC, 电流4.2k ADC, 热运行60分钟。该电抗器可以限制直流回路的电流上升率, 起着平波作用, 同时也有利于减小变频器产生的谐波。

2.3 输出单元

2.3.1 输出变压器 (TR2) 同输入变压器。

2.3.2 电流和电压互感器同输入单元。

2.3.3 切换隔离开关 (S1、S2)

切换隔离开关 (S1、S2) 用于SFC启动两阶段的切换。在机组变频起动过程中由于SFC系统的输出变压器TR2在低频0-5Hz时可能饱和, 此时隔离开关S2应投入而S1切除, 逆变器输出经S2直接至电动机。在5-50Hz阶段投入开关S1, 断开开关S2, 逆变器输出经输出变压器至电动机。

2.4 控制和保护单元

主要由PLC可编程逻辑控制器、脉冲控制单元、测量与保护单元组成。PLC可编程逻辑控制器用于SFC闭环调节、晶闸管保护、SFC与外部RTU之间的输入输出联络及故障处理。脉冲控制单元负责接收PLC发出的指令后, 产生并控制晶闸管的触发脉冲。测量与保护单元负责接收SFC控制所需的各种变量 (如电流、电压、速度等) 并完成SFC各种电气元件的保护 (如变压器、晶闸管等) 。

2.5 冷却单元

2.5.1 内冷却回路

晶闸管的冷却由特殊设置的装置来实现, 对内冷却水的电阻率要求很高, 选用去离子水为直接冷却介质, 对电阻率进行监测并每隔120min自动进行20min去离子处理, 以保证SFC处于随时可用状态。主要组成元件有:循环水泵、去离子装置、过滤器、流量计等。

2.5.2 外冷却回路

采用普通水冷却介质, 用于冷却去离子水。主要组成元件有:过滤器、水冷却器、温控阀等。

2.5.3 空气冷却回路

采用普通水冷却介质加空气冷却器, 用于盘柜内空气冷却。主要组成元件有冷却风扇、空气冷却器等。

由于采用了可承受18k V电网侧电压的晶闸管作为变频元件, 所以没有输入变压器与输出变压器。但为减少变频器启动时谐波对供电网的影响, 在变频器电网输入侧也设置了一台18/18k V的隔离变压器。

3 静止变频器启动时的谐波干扰问题

SFC装置运行时, 在从电网吸收基波电流的同时, 还给电网造成谐波干扰。由SFC产生的谐波电流将在发电电动机电压侧和输电电压侧产生电压谐波, 从而影响厂用电系统和系统其它用电设备的正常运行。

变频器中的换流器是6脉冲三相全控桥, 运行时会产生大量谐波, 其产生的特征谐波为6k±1 (k=1, 2, 3…) 次, 最低次谐波为5次谐波, 最低次谐波电流为基波电流的1/5, 而且5次谐波是负序性质的谐波, 且数值较大, 对于旋转电机的正常运行影响很大。在电力系统中消除或减少5次谐波, 一直是谐波抑制的目标。

针对变频器产生的谐波, 采取输入电抗器、输入变压器、输出变压器及平波电抗器共同抑制谐波的方法, 采取以上方法后, 厂用电的最大谐波畸变率降为4%左右。原本采用输入电抗器、平波电抗器及输出电抗器共同抑制谐波的方法, 但在调试中发现谐波干扰很大, 厂用电的谐波畸变率最大达到20.66%, 所以在输入电抗器后面加装了一台18/18k V的隔离变压器, 专门用来抑制谐波。加装隔离变压器后, 测到的厂用电的最大谐波畸变率降为1.22%左右。针对变频器启动过程中产生的干扰, 笔者认为可采取以下措施:

(1) 、在新的抽水蓄能电厂投产前, 为彻底抑制5、7次谐波, 可采用增加晶闸管脉数的方法, 即采用12脉冲整流的方法。

(2) 、在现有的SFC装置上抑制谐波, 可通过在变频器输入、输出端配置隔离变压器、调谐滤波器的方法实现。

4 结束语

目前, SFC已是大型抽水蓄能电厂必不可少的关键启动设备。SFC的应用有诸多优点:

(1) 效率高, 控制性能好。

(2) 能实现无级调速, 启动平稳, 不存在失步问题, 对电网无冲击。

(3) 可多台机组共用一套SFC, 设备省, 单机投资价格比低。

(4) 对于多机组电厂, 采用SFC启动为主, 背靠背启动备用的混合启动方式将获得较高的可靠性和经济性。

摘要：随着现代化大电网的不断发展, 大型抽水蓄能电厂以其快速、有效、经济、可靠的特点, 在电网的调峰填谷中扮演着重要的角色。抽水蓄能机组一般采用静止变频器作为启动方案, 具有启动速度快、启动容量大、工作可靠性高、维护工作量小等优点。本文试以静止变频器在蓄能水电厂的运行经验来介绍静止变频器在工程实例中的应用。

关键词：蓄能水电厂,静止变频器,应用

参考文献

[1]陆佑楣, 潘家铮.抽水蓄能电站[M].北京:水利电力出版社, 1992.[1]陆佑楣, 潘家铮.抽水蓄能电站[M].北京:水利电力出版社, 1992.

[2]宿清华, 吴国忠, 杨成林, 杨建军, 徐德鸿.抽水蓄能电站变频起动装置的谐波抑制探讨[M].浙江大学学报 (工学版) , 2002 (11) .[2]宿清华, 吴国忠, 杨成林, 杨建军, 徐德鸿.抽水蓄能电站变频起动装置的谐波抑制探讨[M].浙江大学学报 (工学版) , 2002 (11) .

[3]GEC ALSTHOM.STATIC FREQUENCY CONVERTER USER'SDOCUMENT.1989.[3]GEC ALSTHOM.STATIC FREQUENCY CONVERTER USER'SDOCUMENT.1989.

[4]郭海峰.静止变频器在现代大型抽水蓄能电站中的应用.[4]郭海峰.静止变频器在现代大型抽水蓄能电站中的应用.

抽水蓄能电厂机组保护探析 篇2

关键词：发电；水泵；机组保护；抽水蓄能

1 概述

抽水蓄能電厂相对于核电厂和风电厂来说，其运行成本低，稳定性高，容量大，因此在电网系统中具有重要地位。近年来，我国逐渐加大了抽水蓄能电站的建设力度，对稳定电力系统、促进经济稳步发展具有重要作用；然而，我国工农业生产和生活对电能的需求逐渐增加，抽水蓄能电站面临巨大的运行压力，如何做好机组保护工作，确保电站的安全运行就显得十分必要。

2 抽水蓄能电厂机组保护

2.1 理论概述

抽水蓄能电站是利用低估时期富裕电力做抽水工作，将水从下水库抽至上水库，这一过程是电能转化为势能的过程；在用电高峰期，将水从上水库下放，利用水的势能对发电机组做功，产生电能，补充高峰期时段电力的不足。由以上原理可知，抽水蓄能电厂机组需要具有良好的启、停反应机制，灵活的负荷调节能力，通过科学调度，达到调峰填谷、事故备用的目的。

2.2 机组保护分析

抽水蓄能电厂机组启动、停止次数较多，作业方式转换频率大，增加了机组的运行风险。为了确保机组的安全运行，机组运行管理人员需要针对不同的运行作业方式，制定合理的保护措施。抽水蓄能电厂机组工作时，需要进行抽水和发电两种操作，则机组旋转方向有两种，通过换向刀闸完成，如图1所示。

当机组需要抽水时，接通C相，需要闭合2、3、5极；需要发电时，则应该连通A相，需将1、3、4级闭合。机组执行换相操作时，会对继电保护带来影响，主要表现在两方面，其一是进行跨过换相刀的主变大差动保护时，会产生高低压侧相与相之间的不对应，需要在二次回路上进行补充保护；其二是机组作业方式有两种，运行环境也有两种，在对电压、电流相序进行保护时，需要设置两套保护装置，以适应不同的运行环境。例如，进行相序监视保护时就需要设置两套保护装置，除此以外，负序保护和失磁保护同样需要设置两套，以对应不同旋转方向时的工况，而且每套保护装置都要在不对应旋转方向时锁闭；低功率保护和溅水功率保护用于抽水作业保护，即电动机方向；逆功率保护则用于发电方向；功率保护和失磁保护设置时，要对旋转方向进行准确设定。各部分保护装置的设置目的分别为：①相序监视保护。抽水蓄能机组有两种作业方式，需要在两相间进行转换，为确保换向的正确性，配置了相序监视保护系统，该系统可通过发射信号提醒机组是否转向正确；相序监视保护系统采用电压继电器，当机组处于发电工况时，励磁在转速达到90%后才能运行，此时可判断转向是否正确。②低频过电流保护。机组处于抽水状态时，水泵启动的初始阶段，电流频率由小逐渐增大，然后达到正常运行条件。在这个渐变过程中，差动保护装置由于无法达到运行条件而不能执行保护动作，为保护机组设备，此时需要配置低频过电流保护，以适应低频状态下的过电流保护；对采集周波样进行分析可知，这一保护动作时间至少为40ms。③逆功率保护。抽水蓄能机组的作业方式有抽水和发电两种，机组在两种工况下运行时会出现S区。若在抽水状态下，水轮机空载运行达到额定转速时，或者机组并网后在低负载状态下运行时，流量较小，机组在S区的稳定性下降，就可能进入反水泵工作环境，即机组可能会从利用电能做功，增加机组的振动，为此配置逆功率保护系统，当水泵在非法条件下换相时将其闭锁，达到保护机组的目的。④低功率保护。蓄能机组在水泵工况时，利用电能做功，将下水库的水抽到上水库。在抽水过程中，水泵一旦失电，处于压力钢管中的水会逆向下落，对处于抽水状态的机组产生制动作用，甚至会改变其旋转方向，损害机组性能。为减少低功率时带来的危害，设置了低功率保护系统，当电动机的实际功率降到限定值时，保护系统发出跳机指令，关闭导叶，保护机组免受损害。⑤溅水功率保护。启动水泵工况时，机组拖至额定转速需要一个充水排气的过程，这个过程中涉及的操作有压水，将机组转至调相状态，然后转向水泵状态，以确保导叶打开时水泵不抽空。溅水功率保护系统设置的主要目的是向监视系统发送排气状况信息，控制程序执行，不执行跳机动作。⑥失磁保护。DRS系统失磁保护主要根据转子角和励磁电流两个指标进行判断。其中转子角是指电机内电势E与外系统电压VS之间的夹角，图2所示。

机组静态稳定限制决定转角设定，若转角大于设定值，且满足励磁电流降低依据，则短延时跳闸；若不满足，则长延时跳闸。该保护的整定包括等效系统电抗、电机交轴电抗、失步角、延时、励磁电流、电压相序。失磁保护涉及到了V和I，因此需要对发电方向和水泵方向分别设置独立的保护系统。

3 结束语

抽水蓄能电厂对调整用电峰谷，满足我国工农业生产和生活用电方面具有重要作用，是我国电力系统的重要组成部分，需要采取有效的安全防护措施，保障电厂机组安全运行。抽水蓄能电厂机组运行期间会涉及两种工况，因此在部分安全防护环节，需要设置两套保护系统，以满足发电和水泵两种工况安全运行的需要。

参考文献

[1]殷建刚，彭丰，杨学锋.抽水蓄能电厂机组保护的特点与配置[J].湖北电力，2002，04：82-84.

[2]张兵海，王献志，张立，李晓文.抽水蓄能机组工况运行对发变组保护的影响[J].水电自动化与大坝监测，2008，06：40-44.

[3]叶炜敏，龚剑超.桐柏抽水蓄能电厂继电保护的闭锁[J].水电厂自动化，2008，03：105-106+112.

蓄能水电厂母线分析 篇3

水电站长期最优运行是在原始数据和一定约束条件下, 由初始状态过渡到终了状态的最优控制问题。水电站蓄水期运行方式的确定需考虑防洪安全、下游供水及发电效益等多重因素, 对保障后续枯水期水电站的运行效益具有重要意义。

目前, 水电站蓄水期运行方式的制定有两类方法:一类是将蓄水期作为长期发电调度周期中的一段, 在整体优化中确定蓄水期的运行方式[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13]。这类方法能够兼顾当前时段与未来时段间的决策关联, 获得最佳整体效益。

另一类则是单独考虑蓄水期所面临的水文场景及综合效益要求, 以调度图或优化方法分析蓄水期运行方式[14,15,16,17]。文献[14]提出在水电站初期运行阶段, 蓄水调度方案的制定需充分考虑电网运行方式, 与已建成水电站联合优化以确保蓄水目标的实现。而对于处于稳定运行阶段的水电站, 蓄水期运行方式需依据来水及水库蓄能情况, 确定蓄水方式和蓄水时间。文献[15]在分析蓄水时间对水库防洪、发电及航运效益影响的基础上, 提出以多目标决策模型确定汛末蓄水时机。文献[16]对于给定蓄水起止时间, 以考虑综合利用要求的多目标蓄水调度模型确定调度方案。文献[17]构建不同的来水和下游需水的组合情景, 提出基于不同来水保证率的蓄水调度策略。水电站蓄水过程中, 水库蓄能增加的同时伴随着可发电量的减少。面对来水的不确定性, 尽量多蓄水的运行方式未必能够获得更大的发电收益。如何均衡水量利用与水头利用, 确定最佳蓄水方式是有待进一步深入解决的关键问题。

本文从蓄能分析的角度研究水电站蓄水运行规律, 以高效利用水库蓄能为目标, 通过合理控制水位上升过程减少来来流能的损失, 提出兼顾水量利用与水头利用的蓄水调度策略。

1 水电站蓄水调度规律

1.1 问题的描述

依据水电能源学的观点, 水电站发出的电能由两部分组成[18]:一部分是来流能, 它是由来水经水电站直接发出的电能;另一部分是水库中的动用蓄能, 它是由水库中的蓄水下泄而得到的电能。

一般而言, 蓄水期间来水的一部分蓄入水库, 表现为水库蓄能的增加;另一部分以发电流量下泄的形式, 直接转化为发电电能的增加。来流能的使用情况如图1所示。

从蓄能利用的角度出发, 将部分来水用于直接发电意味着动用了未来可用的水库蓄能。而这种部分蓄水、部分放水发电的运行方式相比较于将来水全部蓄入水库的运行方式而言, 发电水头有一定的损失, 即意味着来流能的损失。为实现尽可能多发来流能电量的目标, 需要在动用水库蓄能时保证有一定的利用效率能, 即保证有λ·ΔE (V) 的实际转化电能:

式中, 等式左边的E' (Q) 表示来水全部蓄入水库的运行方式下的来流能, E (Q) 表示来水部分蓄水、部分放水发电的运行方式下的来流能;等式右边的ΔE (V) 表示放水发电部分来水所动用的未来可用水库蓄能。

通过对水电站蓄水规律的深入研究, 能够确定水电站蓄水或发电的临界最优决策方式, 保证来流能在蓄水过程中的高效利用。

1.2 最佳蓄水调度策略

水库蓄水过程中, 由于来水部分用于发电放水, 降低了发电水头, 从而使得水库蓄能增加的同时, 面临着一定的来流能的损失。蓄水运行期间来水较小及来水较大情况下的蓄水过程曲线如图2所示。

在蓄水过程中, 由于处在汛期, 汛限水位与正常高水位是运行期间的控制水位Z控制。

蓄水过程中最少蓄水的运行方式分为以下2种情况:1) 若来水较小, 水电站维持初始水位Z初不蓄水, 以来水流量发电;2) 若来水大于最大引用流量, 水电站满发, 水位将自然蓄至Z满发。

而将来水全部蓄入水库的最大蓄水运行方式能够实现来流能的最大利用, 水电站将以高水头运行获得未来的最大发电量, 此时水位将蓄至Z全蓄。需要说明的是, 若来水全部蓄入水库后超过相应时段的控制水位Z控制, 则以控制水位控制蓄水过程, 高于控制水位部分的可蓄来水转化为必发电能。

实际蓄水过程中, 由于要满足负荷需求, 部分来水将用于放水发电, 水库将蓄水至Z部蓄, 部分来流能转化为发电电能。来水由于未能全部转化为水库蓄能, 意味着来流能以较低水头发电, 存在着来流能损失:

式中, ΔH为蓄水过程中由于来水未来全部蓄起造成的发电水头损失。

水库蓄水过程中动用的未来水库蓄能:

式中, μ为水电站平均发电耗水率。水库蓄能变化的计算可依据上游水位-库容曲线中水位变化与库容变化间的对应关系得到, 如图3所示。

2 应用实例

2.1 基本参数

以某不完全多年调节水电站与不完全季调节水电站为例, 进行蓄水期最佳蓄水运行方式的计算分析。某水电站的装机容量4 200 MW, 死水位1 166 m, 汛限水位1 132 m, 正常高水位1 240m, 水电站出力系数取为8.7, 平均发电耗水率取为1.6~2.0, 最大引用流量为2 340 m3/s。2011年蓄水期6月至10月的运行要求是从死水位1166 m蓄至正常高水位1 240 m, 期间以汛限水位控制。漫湾水电站的装机容量1 670 MW, 死水位982m, 汛限水位988m, 正常高水位994m, 水电站出力系数取为8.6, 平均发电耗水率取为4.5-4.9, 最大引用流量为1 970 m3/s。2011年蓄水期6月至10月的运行要求是从死水位982 m蓄至正常高水位994 m, 期间以汛限水位控制。水电站6月至10月的入库流量如表1所示。

2.2 蓄水期调度策略分析

由于小湾与漫湾水电站调节能力差别很大, 蓄水运行将对电站可发电能及蓄能利用效率产生不同影响, 因而对其蓄水期运行方式分别计算分析。

2.2.1小湾水电站蓄水期运行方式分析

*选择的月末控制水位标灰。

在6月份, 小湾水电站的入库流量为1 750m3/s, 小于最大引用流量。若将来水全部蓄入水库, 水位将由1 166 m上升至1 207.52 m。由图3的水位上升可查到相应的水库蓄能的变化, 进而可分别由式 (2) 和式 (3) 求得来流能的损失与动用的未来水库蓄能。由于月内运行水位较低, 耗水率取为2.0。表2为相应的小湾水电站蓄水过程中的来流能利用情况。

从表2中可看到, 随着蓄水的加大, 来流能的损失在减少, 获得了更大的蓄能利用效率。但由于来水更多的转化为水库蓄能, 水电站的实际可发电能逐渐减少。在电网供电形势紧张时, 可牺牲一定的蓄能利用效率, 以获得最大的实际可发电能;而在电量需求不足时, 则可在高效利用蓄能的同时满足电量平衡。在此选择将水位上升14 m的蓄水方案, 月末蓄水至1 180 m。

3 结束语

本文综合考虑来流能与水库蓄能的利用, 提出以水库蓄能高效利用为目标的水电站蓄水调度运行策略, 以协调水量利用与水头利用间的矛盾。通过对蓄水期水位上升过程中来流能损失与动用的未来水库蓄能的比较分析, 提出以蓄能利用效率作为蓄水决策的量化指标, 结合电网电量需求, 确定最佳蓄水决策, 为基于蓄能分析的蓄水调度规律在水电站调度运行决策中的应用提供参考。

参考文献

蓄能水电厂母线分析 篇4

锦屏一级水电站机组封闭母线为全连自冷式离相封闭母线、封闭母线系统采用微正压装置。对于大电流封闭母线, 在正常运行过程中导体本身损耗产生的热量很大, 如不充分考虑母线自冷散热水平, 将会严重影响母线系统的安全运行。同时, 大电流母线动热稳定电流值较高, 其本身的固有频率以及系统的固有频率双重作用下对绝缘子夸距的确定具有重要意义, 针对母线的发散热、电动力、绝缘子跨距计算分析如下。

2 设计计算

3 全连式自冷分相封闭母线的发、散热计算

1) 母线的发、散热计算:

(1) 母线电能损耗

母线的集肤效应系数: (说明:计算时, tm取值为90℃)

(2) 母线辐射散热

(3) 母线对流散热

(4) 母线辐射对流总散热量

Qmfd>Pm散热大于发热, 符合设计要求。

2) 外壳的发、散热计算

(1) 外壳电能损耗:

外壳的集肤效应系数: (说明:计算时, tk取值为70℃)

(2) 外壳辐射散热:

(3) 外壳对流散热:

(4) 外壳辐射、对流总散热量:

Qkfd>Pk散热大于发热, 符合设计要求。

3) 封闭母线发、散热量校核:

(1) 母线、外壳总发热量:

(2) 外壳总散热量:

结论:满足散热要求!

4 母线相间电动力计算及跨距计算

(按敞露母线电动力的0.33计算)

母线最大相间电动力为:

1) 母线的跨距计算:

W:母线断面系数铝材允许应力为:700kg/cm^2

2) 避开共振区域跨距计算:

由于电动力系同向均布, 短路时, 发生响应的主要是主频率, 共振频率按避开30-70Hz计算。检验仅选择双跨或单跨外伸两种情况:

躲开共振区, 跨距≤7.334126m或≥11.20306m。根据母线分段情况选择3.2m左右。

5 热稳定计算

短路时, 由于短路电流大于计算工作电流许多倍, 而且时间很短, 导体来不及散热, 因而导体温度突然上升达到很高的数值, 有可能影响安全运行, 因此需要进行热稳定校验。热稳定计算一般按绝热过程考虑, 其计算公式为:

对应导体截面积为:

结论:热稳定满足要求。

6 结论

经过上述封闭母线的发散热、强度校核、热稳定校核及其他封闭母线的基础数据的计算, 其结果完全满足设计要求计算通过。此封闭母线的设计符合国家标准GB8349-87及专业标准ZBK11001-89。

产生的经济效益及社会效益

锦屏一级水电站机组封闭母线在其设计研制过程中, 采用了多项新技术、新工艺, 也借鉴了标准封闭母线的结构及通用部件的特点, 在实现技术进步和降低生产成本方面都取得了较好效果, 为提供给600 MW级大机组水电站的应用奠定了良好基础。对今后研制、试验、生产大型水电机组用封闭母线积累了大量经验。

摘要：锦屏一级水电站位于四川省凉山州盐源县和木里县境内, 是雅砻江干流的龙头电站, 电站装设6台单机功率600MW的混流式水轮发电机组, 总装机容量3600MW, 是目前国家核准开工的最大水电站。年均发电量——166.2亿千瓦时。离相封闭母线是用于发电机至 (主变、厂变) 变压器, 变压器至开关柜之间连接的电器设备。本文通过对锦屏一级水电站原始数据进行计算分析, 论证水电站封闭母线在发散热、电动力、绝缘子跨距等一系列技术问题的设计特点。

关键词：离相封闭母线,自冷,动热稳定,跨距

参考文献

[1]吴励坚主编.大电流母线的理论基础与设计.水利电力出版社.

[2]罗敬安, 童群伦主编.金属封闭母线国家标准.GB/T8349-2000.

[3]封闭母线专业标准, ZB KII 001-89.

[4]电气装置安装工程母线装置施工及验收规范.中华人民共和国原水利电力部主编.