2.2　电气一次

鉴于电站在系统中传输容量和潮流变化大，且经常变换工况运行，因此要求选择相对可靠性高、运行灵活、投资合理、设备选型适合国情的电气主接线。考虑到电网的要求和电站的实际情况，电站按500kV一级电压接入电力系统，出线一回，经约28km线路（导线型号LGJ-4×300）送至武川500kV变电站，再并入内蒙古西部电网。

2.2.1　电气主接线

（1）总体选择原则。

抽水蓄能电站电气主接线的选择遵循“安全可靠、接线简单、运行灵活和经济合理”的基本原则。本电站为内蒙古西部电网的主力调峰电站，其接线方式对系统稳定和安全运行有较大影响，结合系统对电站电气主接线的要求，确定呼和浩特抽水蓄能电站电气主接线选择的基本原则如下：

1）接线安全可靠、简单清晰、运行灵活，能适应各种不同工况下的运行方式。

2）充分考虑电站工况转换和操作频繁的要求，保证厂用电源供电的可靠性。

3）根据电站实际布置条件，结合高压配电装置的选型考虑接线方式。

4）设备费、土建费、电能损耗等综合经济指标优越。

5）继电保护配置简单。

6）布置简单紧凑，尽量减少地下厂房开挖量。

7）从技术和经济两方面进行综合比较，选择技术先进、经济合理的电气主接线。

（2）发电/电动机与主变压器的组合方式。

就发电/电动机与主变压器的组合方式，分析比较了联合单元、低压双分裂扩大单元和单元接线共三种接线方案，如图2.2.1所示。

对单元接线和联合单元接线来说发电/电动机回路可装设或不装设发电机断路器，但扩大单元由于机组同期的需要则必须要装设发电机断路器。发电/电动机出口装设发电机断路器，主要优点有：有效限制主变压器内部故障扩大；减少500kV侧断路器操作次数；提高厂用电的可靠性；减少厂用电设备投资；简化启动回路接线。装设发电机断路器也存在不利因素，如设备布置较为复杂、占地面积大等。装设发电机断路器明显比不装设断路器占优，故推荐在发电/电动机出口装设断路器的方案。

（3）方案的技术比较。

结合所选方案各自的特点，从技术方面对联合单元、扩大单元和单元接线三种接线方案进行比较。单元接线具有接线简单清晰、故障影响范围小、运行可靠灵活、检修维护方便、控制保护简单等优点，主变压器故障时也仅影响本台机组送电，但主变压器高压侧出线回路数多，增加布置场地与设备投资；与单元接线相比，低压双分裂扩大单元接线优点是减少两组主变压器及相应的高压设备，有利于设备布置和简化高压侧接线并节省投资，但控制保护稍复杂，主变压器故障或检修将造成两台机组容量不能送出，且主变压器制造难度较大，若采用三相式变压器运输尺寸和重量上也存在很大困难；联合单元接线不但具有简化高压侧接线并节省投资的优点，而且机组停机时可通过主变压器倒送厂用电，但一台主变压器故障时接在联合单元的另一台机组需短时停电，且机组停机断开发电机断路器后主变压器仍带电，增加了空载损耗。

（4）方案经济比较。

从可比设备投资总和看，方案一、方案二、方案三的投资分别为20453万元、20013万元、24753万元。即方案一投资居中，方案二比方案一稍低，方案三明显偏高。

综合比较后认为，发电/电动机与主变压器的连接采用联合单元接线，在技术上能满足要求，投资也相对较低，故选用方案一的联合单元接线。

2.2.2　500kV开关站布置形式及侧接线

（1）接线方案选择。

依据前述接入系统情况，电站按500kV一回出线考虑。根据确定的设计原则和电站具体情况，设计上拟定不完全单母线+跨条接线、不完全单母线接线、三角形接线、单母线接线四种接线方案，并进行了电气主接线的可靠性计算，如图2.2.2所示。

（2）方案的技术比较。

结合四种接线各自的特点，对不完全单母线+跨条接线、不完全单母线接线、三角形接线、单母线接线进行了技术分析和比较。

这四种接线形式各有其优、缺点。接线清晰性方面，方案二、方案四相对方案一、方案三来说更显简单、清晰；设备投资和布置方面，方案一、方案二均为两台断路器，布置相对简单，投资较省，方案三、方案四均多一台断路器，布置相对复杂，投资也较高；接线可靠性方面，方案一、方案三可靠性相对较高，方案二、方案四相对较低；继电保护方面，方案二、方案四相对简单，方案一、方案三相对复杂。

（3）方案的经济比较。

就不完全单母线+跨条（方案一）、不完全单母线（方案二）、三角形（方案三）、单母线（方案四）四种接线方案，从静态和动态投资两个方面出发，针对户外敞开式、地下GIS、地面GIS和户外H-GIS四种不同的布置形式进行经济上的比较和分析。

综合比较，方案一、方案二、方案三和方案四对应的户外敞开式方案总投资分别为18262万元、17056万元、19885万元、19256万元，地下GIS方案总投资分别为13829万元、13729万元、15879万元、15879万元，地面GIS方案总投资分别为17799万元、17444万元、19849万元、19594万元，户外H-GIS方案总投资分别为18215万元、17258万元、19567万元、18958万元。

从比较结果来看：方案一、方案二、方案三和方案四对应的地下GIS方案总投资均低于其他三种开关站布置形式；对应地下GIS方案，方案二总投资最低，方案一与方案二接近但稍高，方案三和方案四较高。

方案一和方案三相比，从可靠性方面来看方案三略优于方案一，从投资费用和年运行费用来看方案一又比方案三经济，两种方案总体指标较好且各有其优点。从可靠性和经济性综合指标来看，电能不能转移时跨条方案稍好，电能能够转移时则角形接线略好。考虑到方案三所需500kV设备较多，投资较大，继电保护要求较高，综合考虑后采用不完全单母线+跨条接线的地下GIS方案。

2.2.3　机组启动方式与接线

（1）启动方式选择。

对于大型可逆式抽水蓄能机组，可以采用的启动方式有异步启动、同轴小电机启动、变频装置启动及背靠背同步启动等，下面从技术和经济两方面对这几种启动方式的优、缺点进行比较分析。

异步启动具有最简单和最经济的优点，但单机异步启动时500kV侧产生的电压降对电力系统影响较大，且结构上的特殊要求会使机组造价增大。同轴小电机启动对电力系统影响小，可靠性也高，但需增加主机设备的高度，对机组稳定运行不利，且机组正常运行时增加的小电机附加损耗使机组总效率降低约1%～1.5%。故这两种启动方式均不推荐采用。

变频装置启动和背靠背同步启动各有其优点。变频装置启动可通过电子线路调节加速力矩，不会对系统造成冲击；不存在同轴小电机启动方式引起的机组稳定运行问题和机组正常运行时引起的附加损耗；结构上采用内部通用的插件插板形式，检修维护方便，可靠性高；随着可控硅制造技术的不断发展，变频技术日趋完善，价格也呈逐步下降趋势；全站可共用一套变频启动装置，比同轴小电机启动方式更能节省投资。背靠背同步启动对电力系统和机组本身不会造成任何冲击，但需设置同步启动母线及相应的开关设备，且不能将最后一台机组启动。结合这两种启动方式的优点，本电站推荐采用设一套变频启动装置作为四台机组抽水工况的主启动方式；由于变频启动装置可靠性较高，且背靠背同步启动所需增加的设备又不多，采用“一对一”背靠背同步启动作为备用。

（2）启动接线。

为满足机组频繁启动和并网的要求，考虑在发电/电动机与主变压器之间设置发电机断路器和换相隔离开关。变频装置启动电源可取自1号、3号发电/电动机电压回路，为避免换相造成厂用电源相位的变化，换相隔离开关设置在厂用电引接点靠近发电/电动机的一侧。变频装置启动的输出端接在发电机断路器靠近发电/电动机的下侧，这样还可以利用发电机断路器作为背靠背同步启动的断路器。

由于采用主变压器低压侧同期的方式，变频启动装置的输出电压等于发电/电动机出口电压并直接与被启动的机组相连接，因此启动母线布置在发电/电动机电压回路侧，变频装置启动和背靠背启动共用同一启动母线。SFC电源自1号、3号主变压器低压侧的离相封闭母线下所连接的限流电抗器后接取。

（3）机组制动方式。

因抽水蓄能电站机组工况变换频繁，机组启动和停机次数与常规机组相比明显要多。为实现机组工况的快速转换，尽量缩短制动时间，机组制动推荐采用电气制动和机械制动相结合的联合制动停机方式。

2.2.4　厂用电接线

（1）供电范围及电压等级。

厂用电供电范围包括厂内机组自用电、全厂公用电、上水库供电、下水库供电以及厂坝区照明等。由于电站规模较大，厂用电负荷相对比较分散，其中上、下水库用电负荷又远离电站厂房，若只采用0.4kV一级电压供电，将导致许多用电负荷在供电距离、电压降等方面远超出低压供电的允许范围，无法满足全厂用电负荷的供电要求，故采用10kV和0.4kV两级电压供电的方式。

（2）厂用电源及备用厂用电源。

作为内蒙古西部电网仅有的抽水蓄能电站，机组工况的变换十分频繁，而且电站厂房又设在地下洞室内，这些因素决定着电站对厂用电接线可靠性和灵活性的要求比常规电站要高。对电站厂用电源的设置，正常情况下必须保证三个或三个以上独立电源，且在全厂机组停机时应保证有两个可靠的外来电源。

1）厂用电源。采取从发电/电动机出口引接厂用电源，正常情况下可以直接从机组获得厂用电，机组停机时又可以很方便地通过主变压器从系统倒送厂用电，这样全厂就可保证有机组厂用电和通过主变压器倒送两个稳定的厂用电源。

考虑到电站在系统中担负调峰任务，每天开停机组次数比较频繁，采用从两台发电/电动机出口各引一个厂用电分支，以保证电站运行调度时的灵活性。由于1号、3号发电/电动机出口布置有限流电抗器和断路器开关柜（用于SFC变频启动装置回路），为有利于设备布置和有效节约母线洞长度，考虑厂用电源的引接从2号、4号发电/电动机出口取得。同时，为了保证在第一台机组发电时就能通过机组获得厂用电，可以采取从1号发电/电动机出口临时引接厂用电源的过渡方法，这样做与简化母线洞设备布置和有效节约母线洞长度带来的好处相比还是值得的。

从发电/电动机出口引接厂用电源的方式有两种：一种是直接从发电/电动机出口引电源，下接厂用变压器回路负荷开关柜，再经厂用变压器降压后接至10kV厂用电母线；另一种是从发电/电动机出口引电源接一组限流电抗器，下接厂用变压器回路断路器开关柜，再经厂用变压器降压后接至10kV厂用电母线。两者的区别是：前一种引接方式对应厂用变压器回路短路电流很大，负荷开关只能正常投切负荷电流，无法开断短路电流；后者由于厂用变压器高压侧的断路器柜装设在限流电抗器之后，断路器选择要相对容易得多。综合考虑，采用后一种引接厂用电源的方式。

2）备用厂用电源。110kV中心变电站在建造时按两回110kV进线设计，其中一回引自可镇220kV变电站的110kV出线间隔（线路长41.6km），另一回由呼武线“T”接引入（线路长37.8km）。电站施工完毕后，可对中心变电站进行改造，只保留来自可镇变电站的一回110kV线路即可，并以此作为电站厂用电的一个可靠的外来电源。

由于本电站仅一回500kV出线，一旦该线路出现故障或检修，电站厂用电将同时失去机组厂用电和通过主变压器倒送两个独立的厂用电源。尽管厂用电的备用电源为110kV架空线路，但也存在停电的可能性，因此为确保厂用电供电的可靠性，考虑另设一台容量为800kW的柴油发电机组作为电站的保安电源，并以10kV电压等级直接接入高压厂用电母线，从而可以保证机组启动、消防用电、渗漏排水系统、事故照明等的正常供电。

（3）厂用电接线。

1）厂用电接线方案。对电站10kV高压厂用电接线方式，设计上考虑了如下四种接线方案。

方案一：从2号、4号发电/电动机出口各接一台限流电抗器，分别经一台厂用变压器降压后接至10kV厂用电母线，另从中心变电站和柴油发电机组各引一回10kV电源也接至厂用电母线上。10kV厂用电母线分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3个母线段，其2号机厂用电分支接Ⅰ段，两个备用厂用电源接Ⅱ段，4号机厂用电分支接Ⅲ段，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线之间接成环形供电方式。除一台公用变压器接在Ⅱ段外，其余两台公用变压器、机组自用变压器、照明变压器以及上、下水库供电变压器等分别接在上述Ⅰ、Ⅲ两段母线上。机组自用电、全厂公用电、地下厂房照明用电及上/下水库供电等采用分别供电方式。

方案二：从2号、4号发电/电动机出口各接一台限流电抗器，分别经一台厂用变压器降压后接至10kV厂用电母线，另从中心变电站和柴油发电机组各引一回10kV电源也接至厂用电母线上。10kV厂用电母线分为Ⅰ、Ⅱ两个母线段，其中2号机厂用电分支和中心变电站10kV电源接Ⅰ段，4号机厂用电分支和柴油发电机组接Ⅱ段，Ⅰ、Ⅱ两段母线之间互为联络。机组自用变压器、公用变压器、照明变压器以及上/下水库供电变压器等分别接在上述Ⅰ、Ⅱ两段母线上。机组自用电、全厂公用电、地下厂房照明用电及上/下水库供电等采用分别供电方式。

方案三：从2号、4号发电/电动机出口各接一台限流电抗器，分别经一台厂用变压器降压后接至10kV厂用电母线，另从可镇变电站110kV出线间隔和呼武线“T”接各引入一回110kV线路降压到10kV后也接至厂用电母线上。10kV厂用电母线分为Ⅰ、Ⅱ两个母线段，其中2号机厂用电分支和来自可镇的10kV电源接Ⅰ段，4号机厂用电分支和来自呼武线的10kV电源接Ⅱ段，Ⅰ、Ⅱ两段母线之间互为联络。机组自用变压器、公用变压器、照明变压器以及上、下水库供电变压器等分别接在上述Ⅰ、Ⅱ两段母线上。机组自用电、全厂公用电、地下厂房照明用电及上/下水库供电等采用分别供电方式。

方案四：从2号、4号发电/电动机出口各接一台限流电抗器，分别经一台厂用变压器降压后接至10kV厂用电母线，另从中心变电站和柴油发电机组各引一回10kV电源也接至厂用电母线上。10kV厂用电母线分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3个母线段，其中2号机厂用电分支接Ⅰ段，两个备用厂用电源接Ⅱ段，4号机厂用电分支接Ⅲ段，Ⅰ、Ⅱ段之间以及Ⅱ、Ⅲ段之间均设联络。除一台公用变压器接在Ⅱ段外，其余两台公用变压器、机组自用变压器、照明变压器以及上、下水库供电变压器等分别接在上述Ⅰ、Ⅲ两段母线上。机组自用电、全厂公用电、地下厂房照明用电及上/下水库供电等采用分别供电方式。

2）接线方案比较。

方案一：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线之间接成环形供电方式，一旦Ⅰ或Ⅲ段母线上端失电，两段之间首先能够互为备投，两个备用厂用电源一回取自可镇变电站的110kV出线间隔，另一回从10kV柴油发电机组取得，其对应的Ⅱ段又能作为Ⅰ或Ⅲ段的备用，运行灵活，可靠性也较高。

方案二：两个备用厂用电源一回取自可镇变电站的110kV出线间隔，另一回从10kV柴油发电机组取得。在电站500kV出线故障或检修时，若遇取自可镇变电站110kV出线间隔的Ⅰ段母线同时故障，只能靠柴油发电机组来保证重要负荷的供电。

方案三：不单设柴油发电机组，两个备用厂用电源一回取自可镇变电站的110kV出线间隔，另一回从呼武线110kV线路“T”接引入，可靠性可以满足要求，但缺点是运行成本比较高。

方案四：仅Ⅰ、Ⅱ段及Ⅱ、Ⅲ段之间互联，Ⅰ、Ⅲ段之间不设联络，一旦Ⅰ段或Ⅲ段母线上端失电，两段之间不能首先互为备投，只能依靠Ⅱ段上的两个备用厂用电源，运行不灵活，可靠性也较差。

从上述对四个接线方案的比较分析，方案四可靠性明显较差，方案三运行成本较高，方案二接线简单、投资低，但不如方案一灵活可靠。综合考虑选择方案一。

2.2.5　主要电气设备选择布置

（1）短路电流计算。

1）由呼和浩特抽水蓄能电站系统阻抗资料可知，远景年折算到电站500kV母线的系统阻抗标么值为：X1=0.0075，X0=0.0189（基准容量为100MVA，基准电压为525kV）。

2）发电/电动机部分的电气参数参照国内已建和在建的同类电站工程的相关资料，主变压器、厂用变压器、限流电抗器等其他参数取自本电站的相关资料。

3）根据电力系统运行方式的要求，500kV侧主变压器全部接地。

在进行电站内短路电流计算时，采用了经鉴定的《电力系统短路电流计算软件包》潮流计算程序。

（2）短路电流计算结果。

根据以上资料，进行了电站内短路电流的分析和计算，短路电流计算结果见表2.2.1。

（3）主要电气设备选择。

电站厂房机组安装高程为1295.00m，上水库坝顶高程为1943.00m，电站所有高、低压电气设备的外绝缘等级均应根据设备安装海拔高度进行修正。除上水库抗震烈度按Ⅷ度设防外，其余应满足抗震设防烈度Ⅶ度的要求。

1）发电/电动机。发电/电动机形式为三相、立轴、可逆式、空冷、半伞式同步电机，数量为4套，额定容量为333.3MVA（发电工况）、不小于319MW（电动工况），额定工作电压为18kV，额定功率因数0.9滞后（发电工况）、0.975（抽水工况），额定频率为50Hz，额定转速为500r/min，飞逸转速约为750r/min，定、转子绕组绝缘等级为F级。

2）主变压器。主变压器形式为三相双绕组电力变压器，数量为4台，额定容量为360MVA，额定电压为550（调压范围：0～-2×2.5%）/18kV，相数三相，冷却方式为强迫油循环水冷，连接组别为YN、d11，阻抗电压约为14%，运输重量小于200t。

3）发电机电压回路设备。发电机断路器形式为SF6气体绝缘，分相封闭、自然冷却、三相联动、三极驱动、水平布置、户内式，数量为4组，额定工作电压为18kV，额定电压为24kV，额定电流不小于13000A，额定频率为50Hz，额定开断电流（有效值）发电机侧为80kA、系统侧为100kA，额定短时耐受电流不小于100kA，持续时间不小于3s，额定峰值耐受电流不小于300kA，操作电源直流为220V，不检修机械操作次数不小于20000次。

换相隔离开关形式为三相五极式、封闭型、自然冷却、水平滑动式、电动操作、三相联动，数量为4组，额定工作电压为18kV，额定电压为24kV，额定电流不小于13000A，额定频率为50Hz，额定短时耐受电流不小于100kA，持续时间不小于3s，额定峰值耐受电流不小于300kA，操作电源直流为220V，不检修机械操作次数不小于20000次。

电制动开关形式为带封闭外壳与离相封闭母线连接，数量为4组，额定工作电压为18kV，额定电压为24kV，短时工作电流不小于8000A（10min），额定短时耐受电流不小于63kA，持续时间不小于3s，额定峰值耐受电流不小于170kA，额定频率为50Hz，操作方式为电动、交流220V，不检修操作次数不小于10000次。

离相封闭母线形式为三相全连式离相封闭母线，数量为4套，额定工作电压为18kV，额定电压为24kV。额定电流主回路为13000 A、分支回路为2000 A、中性点回路为3×4000 A；主回路额定短时耐受电流不小于80kA，持续时间不小于4s，分支回路额定短时耐受电流不小于160kA，持续时间不小于4s，中性点回路额定短时耐受电流不小于80kA，持续时间不小于4s；主回路额定峰值耐受电流不小于200kA，分支回路额定峰值耐受电流不小于400 kA，中性点回路额定峰值耐受电流不小于200 kA。

启动用隔离开关形式为单极，金属封闭外壳，与离相封闭母线连接，数量为8组（4组用于SFC启动，4组用于背靠背启动），额定电压为24kV，额定电流为2000A，额定短时耐受电流不小于160kA，持续时间不少于3s，额定峰值耐受电流不小于450kA，不检修操作次数不少于10000次，操作方式为电动、交流220V。

4）启动回路设备。启动回路限流电抗器（SFC电源侧）形式为单相、干式，数量为6台，额定电压为24kV，额定电流为2000A，额定频率为50Hz，电抗率为6%，排列方式为水平“品”字形布置。

启动回路限流电抗器（SFC负荷侧）形式为单相、干式，数量为3台，额定电压为24kV，额定电流为2000A，额定频率为50Hz，电抗率为6%，排列方式为水平“一”字形布置。

启动回路断路器形式为SF6或真空断路器，数量为3台，额定电压为24kV，额定电流为1250A，额定频率为50 Hz，额定开断电流（有效值）不小于31.5kA，额定短时耐受电流不小于31.5kA，持续时间不小于4s，额定峰值耐受电流不小于80kA，额定短路电流开断次数为20次，SF6断路器额定电流开断次数不小于10000次、真空断路器额定电流开断次数不小于20000次，储能电动机额定电压为直流220V。

启动回路分支离相封闭母线形式为三相全连式离相封闭母线，数量为1套，额定工作电压为18kV，额定电压为24kV，额定电流为2000A。额定短时耐受电流不小于160kA，持续时间不小于4s，额定峰值耐受电流不小于400kA。

5）厂用电回路设备。厂用电回路限流电抗器形式为单相、干式，数量为6台，额定电压为24kV，额定电流为1000A，额定频率为50 Hz，电抗率为6%，排列方式为水平“品”字形布置。

厂用电回路断路器形式为SF6或真空断路器，数量为2台，额定电压为24kV，额定电流为1250A，额定频率为50Hz，额定开断电流（有效值）为31.5kA，额定短时耐受电流不小于31.5kA，持续时间不小于4s，额定峰值耐受电流不小于80kA，额定短路电流开断次数为20次，SF6断路器额定电流开断次数不小于10000次，真空断路器额定电流开断次数不小于20000次，储能电动机额定电压为直流220V。

6）500kV GIS设备。500kV GIS包括的设备有：断路器、隔离开关、快速接地开关、检修接地开关、电流互感器、电压互感器、母线、避雷器等。GIS主要设备（包括断路器、隔离开关、快速接地开关和母线）的技术参数见表2.2.2。

7）SF6管道母线形式为单相一壳，额定电压为550kV，额定电流为2000A，额定频率为50Hz，额定短时耐受电流为50kA，持续时间为2s，额定峰值耐受电流为125kA，管道母线长度为1.35km，安装高差约为100m，管道母线终端一端与500kV GIS连接、另一端与500kV出线设备连接。

8）500kV出线场设备。500kV出线场设备包括SF6空气出线套管、隔离开关、阻波器、氧化锌避雷器、电容式电压互感器等。主要设备的技术参数如下：

隔离开关形式为户外型，数量为1组，额定电压为550kV，额定电流为3150A，额定短时耐受电流为50kA，持续时间为1s，额定峰值耐受电流为125kA，额定雷电冲击耐受电压（相对地）为1550kV，额定操作冲击耐受电压（相对地）为1175kV，额定1min工频耐受电压（相对地）为680kV。

阻波器形式为户外型，数量为1台，额定电压为550kV，额定电流为2000A，额定频率为50Hz，额定雷电冲击耐受电压（相对地）为1550kV，额定操作冲击耐受电压（相对地）为1175kV，额定1min工频耐受电压（相对地）为680kV。

9）氧化锌避雷器。氧化锌避雷器的主要技术参数见表2.2.3。

2.2.6　过电压保护及接地

（1）绝缘配合设计原则及保护方式。

过电压保护包括发电/电动机电压侧保护、升高电压侧保护和中性点保护等，主要从以下几点考虑：

1）呼和浩特抽水蓄能电站的绝缘配合是以氧化锌避雷器保护作为基础，该避雷器的保护特性决定被保护设备的雷电冲击基准绝缘水平BIL。本电站500kV开关设备雷电冲击耐压水平定为1550kV。

2）在线路空载合闸时，由于线路电感-电容的振荡将产生合闸过电压，通常限制该类过电压的有效措施是在断路器上安装合闸电阻或在线路两端安装氧化锌避雷器。本电站输电距离仅为28km，故只考虑设氧化锌避雷器用来限制合闸和重合闸过电压。

3）为防止操作空载母线产生的重击穿过电压对电气设备造成危害，在500kV出线侧设置氧化锌避雷器保护。

4）为防止静电耦合过电压危及主变压器低压侧线圈绝缘，在发电/电动机出口侧设置氧化锌避雷器。

（2）中性点接地方式。

主变压器中性点接地方式按直接接地方式考虑，发电/电动机中性点装设接地变压器。

（3）电站接地设计。

1）电阻率。根据电阻率现场测试成果，确定本电站部分地区的岩石和水的电阻率，见表2.2.4。

2）入地短路电流。根据电站短路电流计算结果可知，500kV母线上单相短路电流周期分量为18.068kA（T=0s），其中1～4号机提供的单相短路电流为6.532kA，系统提供的单相短路电流为13.165kA。经计算，当在电站内发生单相接地短路时，流经接地装置的入地短路电流为6.583kA。

3）接地电阻计算。电站为大接地短路电流系统，电站接地装置的接地电阻宜符合下面的公式要求：

R≤2000/I

式中：R为电站接地装置最大接地电阻，Ω；I为计算用的流经接地装置最大的入地短路电流，A。

若接地网接地电位按2000V考虑，则电站接地装置总的接地电阻应达到0.30Ω。结合本电站所处地理位置地质条件，厂房、主变压器洞基岩电阻率达6500～8200Ω·m，属高电阻率地区，因此要做到R≤0.30Ω是非常困难的。为此，在进行电站接地设计时，除考虑充分利用自然接地体和水下接地网外，还需采用部分隔离和均压措施来降低接触电位差和跨步电位差。

（4）接地装置。

由于岩石电阻率很高，除充分利用自然接地体降低电站的接地电阻外，还应考虑敷设以水平接地体为主的人工接地网。接地系统由人工接地网和自然接地体两大部分组成。

1）人工接地网。在上水库进/出水口混凝土底板扩散段做人工接地网。上水库底板高程为1886.00m，面积约为10000m2，水深5～37m，ρ/ρs取116.7，该部分工频接地电阻计算值约为1.1Ω。

在下水库进/出水口混凝土底板上做人工接地网。下水库底板高程为1343.00m，面积约为4万m2，水深10.7～45m，ρ/ρs取150，该部分工频接地电阻计算值约为0.8Ω。

500kV地面出线场地处下水库进/出水口和下水库拦河坝之间靠近左岸的库区公路旁，平台高程为1405.50m，面积约为2500m2，该部分工频接地电阻计算值约为40Ω。从计算值可以看出，地面出线场接地网仅能起到均压作用，对降低全厂工频接地电阻所起作用很小，故根据需要采用适量的人工降阻剂。

2）自然接地体。为有效降低接地电阻，应充分利用电站的自然接地体，如压力钢管、机组蜗壳、闸门槽及各种钢预埋件等。除此之外，还应利用主副厂房、主变压器洞及各种洞室等钢筋混凝土内的钢筋作为自然接地体。

3）接地网的布置。上水库进/出水口扩散段底板的人工接地网与进/出水口各闸门槽相连接，并通过两条压力钢管与主厂房蜗壳连接，利用扁钢引上后再与主副厂房各层均压接地网连接。主厂房的主接地扁钢经四条尾水管钢筋与下水库各闸门槽及下水库扩散段和底板的人工接地网连接。

主副厂房接地扁钢经四条母线洞、低压电缆廊道与主变压器洞各层均压网连接，再经出线洞与500kV地面出线场接地网相连。500kV地面出线场距离下水库内的人工接地网较近，其接地网采用两根以上镀锌扁钢或铜带与下水库内的人工接地网可靠连接。

2.2.7　主要电气设备布置

（1）主厂房布置。

主厂房分发电/电动机层、母线层、水轮机层和球阀层。副厂房和安装场分别布置在地下主厂房的两端。

发电/电动机层（高程为1295.00m）：除2号、3号机组段间距为23m外，其余相邻机组段间距为22m；主厂房跨度为23.5m，内部净尺寸为21.5m。在每台机组上游侧布置机旁动力盘，下游侧分别布置励磁盘和机组控制保护盘等。

母线层（高程为1288.80m）：发电/电动机离相封闭母线从下游-Y轴方向出线，并引入母线洞。发电/电动机出口CT布置在相应出线中的机墩外，中性点设备布置在第三象限与-X轴夹角30°，中性点出线为上下双层布置。

副厂房：副厂房布置在靠近主厂房的右侧，长24m，跨度与主厂房一致。副厂房共有七层，其中二层布置有三台公用变压器和两台照明变压器，四层布置有低压公用电主盘和照明配电主盘，为方便电缆敷设还在二、四层之间专门设有电缆层。

（2）母线洞布置。

在主厂房机组段和主变压器洞的主变开关室之间共设有四条母线洞，地面高程为1288.80m。每条母线洞长47m，净宽8.5m，至拱顶高为8.8m。洞内主要布置发电机电压回路和启动回路设备，具体设备包括：主回路离相封闭母线、启动回路离相封闭母线、PT柜、发电机断路器、换相隔离开关、电制动开关柜、PT及避雷器柜、励磁变压器柜、SFC电源侧限流电抗器和断路器柜、厂用变压器回路限流电抗器和断路器柜等。

（3）主变压器洞布置。

主变压器洞位于主厂房靠下游侧，与主厂房平行相距46m，包括主变压器副厂房和主变压器开关室两部分。主变压器洞总长122m，净宽16.4m，至拱顶高为32m。

主变压器开关室与主厂房机组段之间通过四条母线洞相连，主变压器副厂房与主厂房右侧的副厂房之间通过一条低压电缆廊道相连。

1）主变压器开关室。主变压器开关室分为上、中、下三层。主变压器开关室下层为主变压器层，地面与发电/电动机层同高程为1295.00m，层净高为10.7m。上游侧为主变压器室，宽11m；下游侧为主变压器搬运通道，宽5.4m。该层布置有四个主变压器室，四台主变压器分别与各自的机组段对应布置。在1号、2号主变压器室以及3号、4号主变压器室之间，各设一个变压器冷却器室。此外，在2号、3号主变压器室之间还设有上、下两层房间：下层为高压厂用变压器室，布置2号高压厂用变压器；上层为限流电抗器室，布置SFC负荷侧限流电抗器。

主变压器开关室上层为GIS设备层，地面高程为1309.70m，该层主要布置有500kV GIS设备及控制保护盘柜。在主变压器开关室上、下层之间设管道层，层高为3.5m。该层主要布置与GIS设备连接的管道母线及启动母线。GIS设备仅有出线一回，其SF6管道母线经主变压器开关室管道层、主变压器副厂房三层（电缆层）、出线洞引至与主变压器洞相距约324m远的500kV地面出线场。

2）主变压器副厂房。主变压器副厂房布置在主变压器开关室的右侧，长30m，跨度与主变压器开关室一致。主变压器副厂房共有六层，其中：一层布置SFC输入变压器、SFC输出变压器和1号高压厂用变压器；二层布置SFC盘柜、直流电抗器和SFC开关柜；四层布置厂用电10kV高压开关柜及为主变压器洞供电的低压配电柜；此外，还在二、四层之间专门设有电缆层，以方便电缆敷设并兼作SF6管道母线去往地面出线场的通道。

（4）出线洞布置。

出线洞位于地下主变压器洞和500kV地面出线场之间，由出线下平洞、出线斜洞和出线上平洞三部分组成，总长约324m。SF6管道母线在出线洞内沿左侧布置，动力和控制电缆沿右侧布置。

（5）地面出线场布置。

对500kV地面出线场的位置，设计上进行了三个方案的比选论证。经过比选和实地踏勘，500kV地面出线场的位置选在电站下水库左岸侧位于进/出水口和拦河坝之间的公路旁，出线场地面高程为1409.00m。

地面出线场内布置有关SF6空气出线套管、氧化锌避雷器、阻波器、电容式电压互感器和隔离开关等高压出线设备，上述出线设备及道路占地面积约为2601m2。