峨眉地区电网规划及新建清山发电厂电气部分设计

摘要电气主接线是发电厂、变电所电气设计的首要部分，是构成电力系统的重要环节。主接线的确定对电力系统整体及发电厂、变电所本身的运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关。并且对电气设备选择、配电装置配置、继电保护和控制方式的拟定有较大的影响。电能的使用已经渗透到社会、经济、生活的各个领域，而在我国电源结构中火电设备容量占总装机容量的75%。本文是对峨眉山地区电网规划及发电厂电气部分设计，主要完成了电气主接线的设计。具体过程和步骤:根据通过原始资料分析和方案比较，确定发电厂的电气主接线方案和发电厂主变压器台数、容量和型号,然后进行短路电流的计算,并对隔离开关，母线，电压互感器，电流互感器进行稳定性校验，最后作了发电机、变压器和母线的继电保护。本论文包括地区电网接线方案的潮流计算、比较、选择；发电厂主变压器容量计算、台数和型号的选择；短路电流计算；主要电气设备的选择与校验；继电保护配置；英文资料翻译。关键字：电气主接线；短路电流计算；设备选择；继电保护配置AbstractElectricalwiringisthemainpowerplant,electricalsubstationdesignimportantpart,constitutesanimportantpartofthepowersystem.Connectiontodeterminetheoverallpowersystemandpowerplant,substation'sreliability,flexibilityandeconomyarecloselyrelated.Andtheelectricalequipmentselection,distributiondeviceconfiguration,thewayofprotectionandcontroloftheprotocolhasagreatinfluence.Theuseofelectricityhasbeeninfiltratedintothesocial,economic,inallareasoflife,whileinChinathepowerstructureinthermalpowerplantcapacityaccountedfor75%oftotalinstalledcapacity.ThisarticleisontheMountEmeiareapowernetworkplanningandtheelectricalpartofpowerplantdesign,mainlytocompletethemainelectricalwiringdesign.Thespecificprocessandsteps:accordingtotheoriginaldataanalysisandschemecomparison,determinethepowerplantelectricalmainwiringschemeandmainpowertransformernumber,capacityandmodel,thenthecalculationofshort-circuitcurrent,andtheisolationswitch,generator,voltagetransformer,currenttransformerforverificationofstability,finallymadeagenerator,transformerandthebusbarprotection.Thisthesisincludesregionalpowergridconnectionschemeflowcalculation,comparison,selectionofmainpowertransformer;capacitycalculation,numberandtypechoice;short-circuitcurrentcalculation;themainelectricalequipmentselectionandcalibration;relayprotection;Englishtranslation.Keywords:themainelectricalwiring;short-circuitcurrentcalculation;equipmentselection;relayprotectionconfiguration目录1绪论 51.1课题背景 51.1.1社会背景 51.2国内外研究现状 61.2.1电力系统的国内外发展概况 61.2.2火电厂设计研究的国内外发展概况 61.3课题的主要研究工作 71.3.1设计内容 71.3.2拟解决的关键问题 72确定发电机型号及地区电网接线方案 82.1确定火电厂和水电厂的发电机型号、参数 82.2通过技术经济比较确定地区电网接线方案 82.3地区电网接线方案1的计算(辐射网) 102.3.1地区电网接线方案1的功率平衡计算 102.3.2地区电网接线方案1的架空线路导线型号初选 132.3.3地区电网接线方案1的导线截面积校验 152.3.4地区电网接线方案1的潮流计算 172.3.5地区电网接线方案1的总投资和年运行费 212.4地区电网接线方案2的计算(环网) 252.4.1地区电网接线方案2的功率平衡计算 252.4.2地区电网接线方案2的架空线路导线型号初选 262.4.3地区电网接线方案2的导线截面积校验 272.4.4地区电网接线方案2的潮流计算 282.4.5地区电网接线方案2的总投资和年运行费 322.5通过技术经济比较确定最佳方案 343确定发电厂的电气主接线 353.1火电厂电气主接线的确定 353.2水电厂电气主接线的确定 364确定发电厂的主变压器 374.1确定火电厂的主变压器 374.2确定水电厂主变压器 395短路电流的计算 405.1优选方案短路电流计算 405.2各元件电抗标幺值的计算 435.3K1点(110kV母线)短路电流计算 455.3.1火电厂电源(S(1)、S(2))供给的短路电流 465.3.2火电厂电源(S(3))供给的短路电流 475.3.3水电厂电源(S(4，5))供给的短路电流 475.3.4大系统电源(S∞)供给的短路电流 485.3.5各电源供给的短路电流汇总表 485.4K2(35kV母线)短路电流计算 495.4.1火电厂电源(S1、S2)供给的短路电流 505.4.2火电厂电源(S3)供给的短路电流 505.4.3水电厂电源(S(4,5))供给的短路电流 515.4.4大系统电源(S∞)供给的短路电流 515.4.5各电源供给的短路电流汇总表 525.5K3(10kV母线)短路电流计算 525.5.1火电厂电源(S1、S2)供给的短路电流 525.5.2火电厂电源(S3)供给的短路电流 535.5.3水电厂电源(S(4,5))供给的短路电流 535.5.4大系统电源(S∞)供给的短路电流 545.5.5各电源供给的短路电流汇总表 546主要电气设备的选择和校验 566.1选择电气一次设备遵循的条件 566.1.1按正常工作条件选择 566.1.2按短路条件进行校验 586.2电气设备的选择 606.2.1系统各个回路的最大工作电流 606.2.2高压断路器的选择 616.2.3高压隔离开关的选择 696.2.4互感器的选择 746.2.510kV出线电抗器的选择 806.2.6避雷器的选择 827继电保护配置 837.1发电机的继电保护配置 847.1.1发电机保护装置 847.1.2发电机保护(型号：NSP-711) 857.2电力变压器的继电保护配置 857.2.1电力变压器的继电保护 857.2.2变压器组保护(型号：PST-1260系列) 857.3110kV线路的继电保护配置 868外文翻译 87结论 97致谢 98参考文献 991绪论1.1课题背景1.1.1社会背景电能是经济发展最重要的一种能源，可以方便、高效地转换成其他能源形式。提供电能的形式有水利发电，火力发电，风力发电，随着人类社会跨进高科技时代又出现了太阳能发电，磁流体发电等。但对于大多数发展中国家来说，火力发电仍是今后很长一段时期内的必行之路。火力发电是现在电力发展的主力军，在现在提出和谐社会，循环经济的环境中，我们在提高火电技术的方向上要着重考虑电力对环境的影响，对不可再生能源的影响，虽然现在在我国已有部分核电机组，但火电仍占领电力的大部分市场，近年电力发展滞后经济发展，全国上了许多火电厂，但火电技术必须不断提高发展，才能适应和谐社会的要求。“十五”期间我国火电建设项目发展迅猛。2001年至2005年8月，经国家环保总局审批的火电项目达472个，装机容量达344382MW，其中2004年审批项目135个，装机容量107590MW，比上年增长207%；2005年1至8月份，审批项目213个，装机容量168546MW，同比增长420%。如果这些火电项目全部投产，届时我国火电装机容量将达5.82亿千瓦，比2000年增长145%。2006年12月，全国火电发电量继续保持快速增长，但增速有所回落。当月全国共完成火电发电量2266亿千瓦时，同比增长15.5%，增速同比回落1个百分点，环比回落3.3个百分点；随着冬季取暖用电的增长，火电发电量环比增长较快，12月份与上月相比火电发电量增加223亿千瓦时，环比增长10.9%。2006年全年，全国累计完成火电发电量23186亿千瓦时，同比增长15.8%，增速高于2005年同期3.3个百分点。随着中国电力供应的逐步宽松以及国家对节能降耗的重视，中国开始加大力度调整火力发电行业的结构。1.2国内外研究现状1.2.1电力系统的国内外发展概况新中国成立以后，特别是改革开放以来，我国电力工业得到了迅速发展。在党中央、国务院的正确领导下，广大电力职工奋发图强，辛勤耕耘，中国的电力工业取得了令人瞩目的成就。1987年，全国电力装机容量迈上1亿千瓦台阶；1995年突破2亿千瓦；到2000年底，全国电力装机容量已达3.19亿千瓦。从1949年到改革开放前的1978年，我国电力装机由185万千瓦增加到5712万千瓦，增长了29.9倍；年发电量由43亿千瓦时增加到2566亿千瓦时，增长了58.7倍。而从1978年到二十世纪末，我国电力装机和年发电量又分别增长了4.58和4.33倍。目前，我国的电力装机容量和年发电量均居世界第2位；我国的电力工业也已从大电网、大机组、超高压、高自动化阶段，进入了优化资源配置、实施全国联网的新阶段。我国是发展中国家，我国的电力工业长期以来依靠多家办电的政策，吸引了投资，促进了我国电力工业的发展；并通过引进、消化和吸收和技术创新，极大地提高了电力的技术水平和装备水平；通过十年的坚持不懈的达标、创一流工作，大大提高了电力企业的管理水平，很多电力企业，尤其是一些发电厂的管理水平可以与发达国家的电厂的管理一比高低。但是，我国人均用电水平还很低，面临着继续快速发展的巨大压力。自从加入了ＷＴＯ以后，国家电力公司已经确定了“建成控股型、经营型、集团化、现代化、国际一流的电力公司”的战略目标，并已在2000年跻身世界500强，2001年在世界500强中位居77位。中国加入WTO对电力工业来说，是机遇与挑战并存，机遇大于挑战。1.2.2火电厂设计研究的国内外发展概况在我国乃至全世界范围，火电厂的装机容量占总装机容量的70％左右，发电量占总发电量的80％左右。截止目前为止，我国火力发电厂单机容量以30万千瓦和60万千瓦机组为主，浙江省温州市玉环县的华能玉环电厂正在投建4台100万千瓦发电机组。其100万千瓦超超临界火力发电机组主蒸汽压力为25兆帕，主蒸汽和再热蒸汽温度均为600度，这不仅在我国是最高参数，在世界上也处于最前沿水平。此前，上海电气与西门子合作制造的上海外高桥2台90万千瓦火力机组是我国第一个超临界百万级项目，首台机组已于2006年开始发电。1.3课题的主要研究工作1.3.1设计内容拟订主接线的方案：分析原始资料、确定主接线、主变形式、设计经济比较并确定最佳方案、合理的选择各侧的接线方式、确定所用电接线方式。计算短路电流：选择计算短路点、计算各点的短路电流、并列出计算结果表。合理地选择主要的电气设备：选择电气的主接线、避雷设备和各个电压等级主母线上的电压互感器及电流互感器。配置主要的电气设备：配置各级电压互感器、配置避雷器和各个支路的电流互感器和配电装置。合理设计各种保护：防直击雷保护、主变的继电保护、发电机的继电保护和发电厂出线的线路的保护。1.3.2拟解决的关键问题根据通过原始资料分析和方案比较，确定发电厂的电气主接线方案和发电厂主变压器台数、容量和型号,然后进行短路电流的计算,并校验隔离开关，母线，电压互感器，电流互感器的稳定性，最后作了发电机、变压器和母线的继电保护。2确定发电机型号及地区电网接线方案2.1确定火电厂和水电厂的发电机型号、参数根据设计任务书，拟建火电厂容量为汽轮发电机100MW2台、125MW1台；水电厂容量为水轮发电机50MW2台。确定汽轮发电机及水轮发电机型号、参数，详见表2-1表2-2。表2-1汽轮发电机型号参数型号额定容量(MW)额定电压(KV)额定电流(A)功率因数(cosφ)次暂态电抗Xd″台数QF-100-210010.564690.850.1832QF-125-212513.865370.80.181表2-2水轮发电机型号、参数型号额定容量(MW)额定电压(KV)额定电流(A)功率因数(cosφ)次暂态电抗Xd″台数SF50-44/9205010.529500.850.2822.2通过技术经济比较确定地区电网接线方案根据地理位置，可拟出多个地区电网接线方案。根据就近送电、安全可靠、电源不要窝电等原则，初步选出两个比较合理的方案，进行详细的技术经济比较。方案1：如图2.1所示，火电厂以双回线分别平口变和大系统；水电厂以双回线送电给夹江变，以单回线送电给大系统。所有线路均选用110kV。方案2：如图2.2所示，火电厂仍以双回线分别平口变和大系统；水电厂则以单回线分别送电给夹江变和大系统，同时再以单回线连接大系统和夹江变。所有线路均选用110kV。经过输电线选择计算和潮流计算，两个设计方案在技术上都可行，再对两个方案进行详细的技术、经济比较。在对设计方案进行性能比较时，有时要用抵偿年限来判断。抵偿年限的含义是：若方案1的工程投资小于方案2的工程投资，而方案1的年运行费用却大于方案2的年运行费用，则由于方案2年运行费用的减少，在若干年后方案2能够抵偿所增加的投资。一般，标准抵偿年限T为6～8年(负荷密度大的地区取较小值；负荷密度小的地区取较大值)。当T大于标准抵偿年限时，应选择投资小而年费用较多的方案；反之，则选择投资多而年费用少的方案。在本设计中，方案1的工程投资小于方案2的工程投资：而方案1的年运行费用也小于方案2的年运行费用：本设计中方案1总投资和年运行费用都少方案2.方案1不仅技术可行，经济上也比方案2合理，因此，不需要采用抵偿年限来判断。最终选取方案1作为本地区电网最佳接线方案。经济指标比较见表2-3。表2-3方案的经济比较方案线路总长度(km)线路总投资(万元)线路年电能损耗(万元)年运行费用(万元)1105222557.62516.840962868266122334.841982.3地区电网接线方案1的计算(辐射网)2.3.1地区电网接线方案1的功率平衡计算1.平口变平口变负荷功率为：则功率因数:按要求应当采用电容将功率因数补偿到0.9以上：解得即经电容QC补偿后，平口变所需功率变为：平口变补偿电容容量少为：火电厂拟采用双回线供电给平口变，线路末端每一回线的功率为：火电厂供平口变线路首端，每一回线的功率初步估算为：2.夹江变夹江变负荷功率为：则功率因数:按要求应当采用电容器将功率因数补偿到0.9以上。设用电容将功率因数补偿到0.93：解得经电容补偿后，夹江变实际负荷为：夹江变补偿电容容量为：水电厂拟以双回线供电给夹江变，每回线末端的功率为：线路首端每一回线的功率初步估算为：3.水电厂水电厂输出有功功率：水电厂一般无附近电荷，因此可设其运行功率因数为较高值，以避免远距离输送无功。令水电厂110kV出口处：则输出视在功率为：输出无功功率为：水电厂输出功率为：水电厂分别向大系统和夹江变两个方向供电。(1)水电厂拟以双回线向夹江变供电，线路首端每一回线的功率初步估算为：(2)水电厂多余功率拟以单回线送往大系统。则大系统功率为：4.火电厂火电厂需分别向平口变和大系统两个方向供电。(1)火电厂外送总功率。火电厂厂用取为的5%以10kV供出50MW，以35kV供出60MW，其余容量汇入110kV系统。火电厂以110kV外送总有功功率为：令其运行功率因数为：则外送总视在功率为外送总无功功率为：火电厂以110kV外送总功率为(2)火电厂供平口变总功率。火电厂供平口变线路首端双回线总功率估算为：(3)火电厂送大系统总功率。火电厂送大系统总功率为：火电厂拟以双回线送往大系统，线路首端每一回线的功率为：5.大系统火电厂送出给大系统总功率为：水电厂送出给大系统总功率为：火电厂、水电厂送出给大系统总功率为：2.3.2地区电网接线方案1的架空线路导线型号初选1.火电厂→平口变由于火电厂至平口变采用双回路，因此每条线路上总功率和电流为：,查软导线经济电流密度表2-4，得；则导线经济截面：试取最接近的导线截面为,选取钢芯铝绞线。表2-4经济电流密度J单位：A/mm2线路电压(kV)导线型号最大负荷利用小时Tmax(h)200030004000500060007000800010LJ1.481.191.000.860.750.670.60LGJ1.721.401.171.000.870.780.7035～220LGJ、LGJQ1.871.531.281.100.960.840.762.火电厂→大系统火电厂至大系统采用双回路，每条线路上总功率和电流为：,查软导线经济电流密度表2-4，得；则其经济截面为：试取导线截面为,选取钢芯铝绞线。3.水电厂→夹江变水电厂至夹江变采用双回路，每条线路上总功率和电流为：,查软导线经济电流密度表2-4，得；则其经济截面为：试取导线截面为,选取钢芯铝绞线。4.水电厂→大系统水电厂经单回路送往大系统：,查软导线经济电流密度表2-4，得；则其经济截面为：试取导线截面为,选取钢芯铝绞线。图2.7为方案1系统示意图。2.3.3地区电网接线方案1的导线截面积校验按机械强度校验导线截面积为保证架空线路具有必要的机械强度，对于110kV等级的线路，一般认为不得小于35mm2。因此所选的全部导线均满足机械强度的要求。按电晕校验导线截面积根据表2-5可见，所选的全部导线均满足电晕的要求。表2-5不必验算电晕临界电压的导线最小直径和相应型号额定电压(kV)110220330500(四分裂)750(四分裂)单导线双分裂导线外径(mm2)9.621.433.1相应型号LGJ-50LGJ-240LGJ-6002LGJ-2404×LGJQ-3004×LGJQ-400按允许载流量校验导线截面积允许载流量是根据热平衡条件确定的导线长期允许通过的电流。所有线路都必须根据可能出线的长期运行情况作允许载流量校验。进行这种校验时，钢芯铝绞线的允许温度一般取70℃，并取导线周围环境温度为25℃，各种导线的长期允许通过电流如表2-6所示。表2-6导线长期允许通过电流单位：A截面积(mm2)标号35507095120150185240300400LG170215265325375440500610680830LGJ170220275335380445515610700800按经济电流密度选择的导线截面积，一般都会比较正常运行载流量计算的截面积大许多。而在故障情况下，例如双回线中有一回断开时，则有可能使导线过热。根据气象资料，最热月平均最高气温为28℃，查得的允许载流量应乘以温度修正系数：(1)火电厂→平口变(双回线)：钢芯铝绞线允许载流量为，乘以温度修正系数后：合格当双回路断开一回，流过另一回的最大电流为：，仍小于温度修正后的允许载流量，合格。导线满足要求，查得其参数(电阻，电抗，充电功率)如下：，,(2)火电厂→大系统(双回线)：钢芯铝绞线允许载流量为，乘以温度修正系数后：合格当双回路断开一回，流过另一回的最大电流为：，仍小于温度修正后的允许载流量，合格。导线满足要求，查得其参数(电阻，电抗，充电功率)如下：，,(3)水电厂→夹江变(双回线)：钢芯铝绞线允许载流量为，乘以温度修正系数后：合格当双回路断开一回，流过另一回的最大电流为：，仍小于温度修正后的允许载流量，合格。导线满足要求，查得其参数(电阻，电抗，充电功率)如下：，,(4)水电厂→大系统(单回线)：钢芯铝绞线允许载流量为，乘以温度修正系数后：合格导线满足要求，查得其参数(电阻，电抗，充电功率)如下：，,2.3.4地区电网接线方案1的潮流计算仅进行最大负荷时的潮流计算，最小负荷时的潮流计算从略。1.火电厂→平口变(双回线如图2.3)对于每一回线：,每一回线的功率损耗：每一回线路上产生的充电功率为：分算到线路两端： 火→平线末端每回线上功率为：火电厂的出口电压暂设为，此线路上的电压降落为：平口变110kV母线的电压为：合格2.火电厂→大系统(双回线如图2.4)对于每一回线：,每一回线的功率损耗：每一回线路上产生的充电功率为：分算到线路两端：火电厂送大系统线路首端每一回线上功率为：已设火电厂的出口电压为。线路上的电压降落为：大系统母线的电压为：合格3.水电厂→大系统(如图2.5)由水电厂至大系统采用单回线：,线路上的功率损耗：线路上产生的充电功率为：分算到线路两端：由水电厂送往大系统的功率为：已算出大系统母线处电压即U4为,线路上的电压降落：水电厂出口母线的电压为：合格4.水电厂→夹江变(双回线如图2.6)对于每一回线：,每一回线的功率损耗：每一回线路上产生的充电功率为：分算到线路两端：夹江变处每回线功率为：已算出水电厂出口母线电压为,线路上的电压降落:夹江变母线的电压为：合格各节点电压均在降压变压器分接头的调节范围之内，因此完全可满足母线对调压的要求。2.3.5地区电网接线方案1的总投资和年运行费可通过最大负荷损耗时间计算电网全年电能损耗，进而计算年费用和抵偿年限。最大损耗时间可由表2-7查得。表2-7最大损耗时间的值单位：h0.800.850.900.951.0020001500120010008007002500170015001250110095030002000180016001400125035002350215020001800160040002750260024002200200045003150300029002700250050003600350034003200300055004100400039503750360060004650460045004350420062005250520051005000485070005950590056005700560075006650660065506200640080007400735072501.方案1线路的电能损耗(1)火电厂→平口变(双回路)：,查表得：则全年电能损耗：(2)火电厂→大系统(双回路)：,查表得：则全年电能损耗：(3)水电厂→夹江变(双回路)：,查表得：则全年电能损耗：(4)水电厂→大系统(单回路)：,查表得：则全年电能损耗：(5)方案1的全年总能损耗(仅限于线路损耗)：2.方案1线路投资火电厂→平口变：双回线路。火电厂→大系统：双回线路。水电厂→夹江变：双回线路。水电厂→大系统：单回线路。方案1线路总投资：线路造价为虚拟的，与导线截面成正比，同杆架设双回线系统取。3.方案1变电所和发电厂投资方案1与方案2的变电所投资和发电厂的投资均相同，设为。4.方案1工程总投资方案1的工程总投资即为：5.方案1年运行费用维持电力网正常运行每年所支出的费用，称为电力网的年运行费。年运行费包括电能损耗费、小修费、维护管理费。电力网的年运行费可以按下式计算：式中计算电价，(此设计中电价取)Δ每年电能损耗，kW·h；电力网工程投资，元；折旧费百分数；小修费百分数；维修管理费百分数。电力网的折旧、小修和维修管理费占总投资的百分数，一般由主管部门制定。设计时可查得表2-8取适当的值。表2-8电力网的折旧、小修和维修管理费占总投资的百分数单位：%设备名称折旧费小修费维护管理费总计木杆架空线81413铁塔架空线4.50.527钢筋混凝土杆架空线4.50.527电缆线路3.50.526本设计采用钢筋混凝土杆架空线，三项费用总计取总投资的。则方案1的年运行费用为：2.4地区电网接线方案2的计算(环网)2.4.1地区电网接线方案2的功率平衡计算1.平口变平口变负荷及线路情况与方案1相同，火电厂以双回线供平口变，线路首端每一回线的视在功率初步估算为：2.夹江变夹江变负荷及线路情况与方案1相同，线路首端的功率初步估算为：3.水电厂水电厂输出功率仍为：水电厂分别向大系统和夹江变两个方向供电。(1)水电厂拟以单回线向夹江变供电，线路首端每一回线的功率初步估算为：(2)水电厂多余功率拟以单回线送往大系统。则大系统功率为：4.火电厂火电厂分别向平口变和大系统两个方向供电。火电厂以双回线送往平口变，线路首端每一回线的功率为：火电厂以双回线送往大系统，线路首端每一回线的功率为：5.大系统火电厂送出给大系统总功率为：水电厂送出给大系统总功率为：火电厂、水电厂送出给大系统总功率为：2.4.2地区电网接线方案2的架空线路导线型号初选1.火电厂→平口变由于火电厂至平口变负荷及线路情况与方案1相同，因此仍选取钢芯铝绞线。2.火电厂→大系统由于火电厂至大系统负荷及线路情况与方案1相同，因此仍选取钢芯铝绞线。3.水电厂→夹江变水电厂至夹江变采用单回路，线路上的功率：,查软导线经济电流密度表，得；则其经济截面为：试取导线截面为,选取钢芯铝绞线。4.水电厂→大系统水电厂经单回路送往大系统：,查软导线经济电流密度表，得；则其经济截面为：试取导线截面为,选取钢芯铝绞线。5.大系统→夹江变大系统→夹江变正常运行时功率很小，但考虑到当环网其他某一回路断开时，流过本线路的电流大，因此仍选为导线。图2.8为方案二系统示意图。2.4.3地区电网接线方案2的导线截面积校验1.火电厂→平口变(双回线)情况与方案1相同，因此导线满足要求，其参数如下：，,2.火电厂→大系统(双回线)情况与方案1相同，因此导线满足要求，其参数如下：，,3.水电厂→夹江变(单回线)钢芯铝绞线允许载流量为，乘以温度修正系数后：合格当环网中水电厂→大系统断开时，流过本线路的最大电流为：，仍小于允许载流量，合格导线满足要求，查得其参数如下：，=0.382Ω/km,=3.48Mvar/100km4.水电厂→大系统(单回线)钢芯铝绞线允许载流量为，乘以温度修正系数后：合格当环网中水电厂→夹江变断开时，流过本线路的最大电流为：，仍小于允许载流量，合格导线满足要求，查得其参数如下：，=0.382Ω/km,=3.48Mvar/100km5.大系统→夹江变(单回线)大系统→夹江变正常运行时功率很小，但考虑到当环网其他某一回路断开时，流过本线路的电流大，因此仍选为LGJ-300导线。，=0.382Ω/km,=3.48Mvar/100km2.4.4地区电网接线方案2的潮流计算仅进行最大负荷时的潮流计算，最小负荷时的潮流计算从略。1.火电厂→平口变(双回线)由于火电厂至平口变负荷及线路情况与方案1相同，因此计算从略。平口变母线的电压为：合格2.火电厂→大系统(双回线)由于火电厂至大系统负荷及线路情况与方案1相同，因此计算从略。大系统母线的电压为：合格3.水电厂→大系统(如图2.10)初步选择时环网的3边均选了钢芯铝绞线，现按均一环形电网如图2.9来计算环网的潮流分布，校验初选的钢芯铝绞线是否合适。即水电厂→大系统单回路线路功率为：,查软导线经济电流密度表，得；则其经济截面为：可仍选截面为的导线,即选取钢芯铝绞线是合适的。,线路上的功率损耗：线路上产生的充电功率为：折算到线路两端：由水电厂送往大系统的功率为：已算出大系统母线处电压即U4为,线路上的电压降落：水电厂出口母线的电压为：合格4.水电厂→夹江变(如图2.11)由水电厂至夹江变采用单回线：,查软导线经济电流密度表，得；则其经济截面为：可仍选截面为的导线,即选取钢芯铝绞线是合适的。,线路上的功率损耗：线路上产生的充电功率为：折算到线路两端：已算出水电厂出口电压为,线路上的电压降落：夹江变母线的电压为：稍低，但仍在变压器分接头范围之内。因为开始时暂设火电厂的出口电压为118kV,导致夹江变110kV母线电压稍低。只要开始时暂设火电厂的出口电压为121kV(发电厂高压母线电压可以方便地调高到121kV),各节点电压均在110/11kV降压变压器分接头的调节范围之内，就完全可满足10kV母线对调压的要求。因此本方案可行，不再重新计算。5.大系统→夹江变()水电厂→夹江变线路末端：大系统→夹江变线路末端：已选取钢芯铝绞线：,线路上的功率损耗：2.4.5地区电网接线方案2的总投资和年运行费1.方案1线路的电能损耗(1)火电厂→平口变。与方案1相同，全年电能损耗：(2)火电厂→大系统。与方案1相同，全年电能损耗：(3)水电厂→夹江变：,查表得：则全年电能损耗：(4)水电厂→大系统：,查表得：则全年电能损耗：(5)大系统→夹江变：,查表得：则全年电能损耗：(6)方案2的全年总能损耗(仅限于线路损耗)：2.方案2线路投资火电厂→平口变：双回线路。火电厂→大系统：双回线路。水电厂→夹江变：单回线路。水电厂→大系统：单回线路。大系统→夹江变：单回线路。方案2线路总投资：3.方案2变电所投资认为方案2与方案1的变电所投资和发电厂的投资均相同，设为。4.方案2工程总投资方案2的工程总投资即为：5.方案2年运行费用则方案2的年运行费用为：2.5通过技术经济比较确定最佳方案两个设计方案在技术上都可行，通过经济性能比较，最终确定最佳方案。在本设计中，方案1的工程投资小于方案2的工程投资：而方案1的年运行费用也小于方案2的年运行费用：因此，最终选取总投资和年运行费用都少的方案1。3确定发电厂的电气主接线3.1火电厂电气主接线的确定电气主接线的设计原则是：根据发电厂在电力系统的地位和作用，首先应满足电力系统的可靠运行和经济调度的要求。根据规划容量、本期建设规模、输送电压等级、进出线回路数、供电负荷的重要性、保证供需平衡、电力系统线路容量、电气设备性能和周围环境及自动化规划与要求等条件确定。应满足可靠性、灵活性和经济性的要求。可靠性：衡量可靠的标准，一般是根据主接线型式机主要设备操作的可能方式，按一定的规律计算出“不允许”事件发生的规律，停运的持续时间期望值等指标，对几种主接线型式中择优。所谓“不允许”事故，是指发生故障后果非常严重的事故，如全部电源津县停运、朱变压器停运，全场停电事故等。供电可靠性是电力生产和分配的首要要求，主接线首先应满足这个要求。灵活性：是指在调度时，可以灵活的投入和切除发电机、变压器和线路，调配电源和负荷，满足系统在事故运行方式、检修运行方式以极特殊运行方式下的系统电镀要求；在检修时，可以方便的停运断路器、母线及其继电保护设备，而不致影响电力网的运行和对用户的供电；在扩建时，可以容易的从初期接线扩建到最终接线，在不影响连接供电或停电时间最短的情况下，投入新机组、变压器或线路，并对一次和二次部分的改建工作量最少。在操作时间便、安全、不易发生误操作的“方便性”。主接线应在满足供电可靠性、灵活性要求的前提下做到经济性。即：主接线应力求简单，以节省断路器、隔离开关、电流和电压互感器等一次设备，要是控制、保护不过于复杂，要能限制短路电流，以便于选择价廉的电气设备或轻型电器。做到投资省。合理的选择主变压器的种类（双绕组、三绕组或自耦变等）容量、台数，避免两次变压而增加电能的损失。电器主接线选择时要为配电装置的布置创造条件，尽量使占地面积减少。主接线的确定：100MW汽轮发电机2台，发电机出口电压为10.5kV。10kV机压母线采用双母线分段接线方式，具有较高的可靠性和灵活性。125MW汽轮发电机1台，发电机出口电压为13.8kV，直接用单元接线方式升压到110kV,110kV侧采用双母线接线，运行可靠性高，调度灵活方便。10kV机压母线接出2台三绕组升压变压器，其高压侧接入110kV母线；其中压侧为35kV,选用单母线接线方式。图3.1为火电厂电气接线简图。3.2水电厂电气主接线的确定水电厂有50MW水轮发电机2台，发电机出口电压为10.5kV。直接用单元接线方式升压到110kV，110kV侧选用内桥接线方式，经济性好且运行很方便。4确定发电厂的主变压器4.1确定火电厂的主变压器电力变压器（文字符号为T或TM），根据国际电工委员会的界定，凡是三相变压器的额定容量在5KVA及以上，单相的在1KVA及以上的输变电用变压器，均成为电力变压器。电力变压器是发电厂和变电所中重要的一次设备之一，随着电力系统电压等级的提高和规模的扩大，电压升压和降压的层次增多，系统中变压器的总容量已达发电机容量的7-10倍。可见，电力变压器的运行是电力生产中非常重要的环节。主变压器在电气设备投资中所占比例较大，同时与之相适应的配电装置，特别是大容量、高电压的配电装置的投资也很大。因此，主变压器的选择对发电厂、变电所的技术性影响很大。例如，大型大电厂高、中压联络变压器台数不足（一台）或者容量不足将导致电站、电网的运行可靠性下降，来年络变压器经常过载或被迫限制两级电网的功率交换。反之。台数过多、容量过大将增加投资并使配电装置复杂化。发电厂200MW及以上机组为发电机变压器组接线时的主变压器应满足DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》的规定：“变压器容量可按发电机的最大连续容量扣除一台厂用变压器的计算负荷和变压器绕组的平均温度或冷却水温度不超过650C的条件进行选择”。连接在发电机电压母线与系统间的主变压器容量，应按下列条件计算：当发电机电压母线上负荷最小时，能将发电机电压母线上的剩余有功和无功容量送入系统，但不考虑稀有的最小负荷情况。当发电机电压母线上最大一台发电机组停用时，能由系统供给发电机电压的最大负荷。在电厂分期建设过程中，在事故断开最大一台发电机组的情况下，通过变压器向系统取得电能时，可以考虑变压器的允许过负荷能力和限制非重要负荷。根据系统经济运行的要求，而限制本厂的输出功率时能供给发电机电压的最大负荷。按上述条件计算时，应考虑负荷曲线的变化和逐年负荷的发展。特别注意发电厂初期运行时当发电机电压母线负荷不大时，能将发电机电压母线上的剩余容量送入系统。发电机电压母线与系统连接的变压器一般为两台。对装设两台变压器的发电厂，当其中一台主变推出运行时，另一台变压器应承担70%的容量。变压器的连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统采用的绕组连接方式只有Y型和△型，高、中、低三侧绕组如何组合要根据具体工程来确定。三相变压器的一组相绕组或连接成三相组的三相变压器的相同电压的绕组连接成星型、三角型、曲折型时，对高压绕组分别以字母Y、D或Z表示，对中压或低压绕组分别以字母y、d或z表示。如果星型连接或曲折型连接的中性点是引出的，则分别以YN、ZN表示，带有星三角变换绕组的变压器，应在两个变换间已“-”隔开。我国110KV以上电压，变压器的绕组都采用Y连接。35KV以下电压，变压器绕组都采用△连接。本设计中1台125MW发电机采用150MVA双绕组变压器直接升压至110kV；2台100MW发电机采用2台120MVA三绕组变压器升压至35kV和110kV。两台变压器可以互为备用。火电厂共有汽轮机发电机3台，其中100MW2台，125MW1台。(1)125MW发电机采用双绕组变压器直接升压至110kV。按发电机容量选择配套的升压变压器：故125MW发电机输出采用容量为150000kVA的双绕组变压器，变比为13.8、121，型号为。(2)10kV母线上有50MW供本市负荷，同时厂用电取为5%，则通过两台升压变压器的总功率为：两台100MW发电机剩余容量采用两台三绕组变压器输出，两台变压器应互为备用，当一台故障或检修时，另一台可承担70%的负荷，故每台变压器容量计算如下：选用两台容量相近的120000kVA三绕组变压器，变比为10.5/38.5/121，型号为,具体参数详见表4-1。表4-1火电厂主变压器型号、参数名称型号额定容量(Kva)额定电压(kV)阻抗电压(%)台数高压中压低压高中高低中低三绕组变压器SFPZ9-120000/11012000012138.510.51710.56.52双绕组变压器SSPL-150000/11015000012113.812.6814.2确定水电厂主变压器水电厂水轮发电机为2台50MW，全部以110kV供本地系统。考虑到供电可靠性的要求，采用两台双绕组变压器。水电厂主变压器型号、参数见表4-2.水电厂每台水轮发电机为50MW，拟采用一双绕组变压器单元式接线，直接升压至110kV输出。水电厂厂用电很少，仅占容量的1%左右。按发电机容量选择变压器：选用两台容量为90000kVA双绕组变压器输出，变比为13.8/121,型号为,具体参数详见表4-2。表4-2水电厂主变压器型号、参数名称型号额定容量(kVA)额定电压(kV)阻抗电压(%)台数高压低压双绕组变压器SSPL-90000/1109000012113.810.525短路电流的计算5.1优选方案短路电流计算电力系统运行有三种状态：正常运行状态、非正常运行状态和短路故障。在供电系统的设计和运行中，还要考虑到可能发生的故障以及不正常运行情况。对供电系统危害最大的是短路故障。短路电流将引起电动力效应和发热效应以及电压的降低等。因此，短路电流计算是电气主接线的方案比较、电气设备及载流导体的选择、节地计算以及继电保护选择和整定的基础。短路就是指不同电位导电部分之间的不正常短接。如电力系统中，相与相之间的火中性点直接节地系统中的相与地之间的短接都是短路。为了保证电力系统的安全、可靠运行，在电力系统设计和运行分析中，一定要考虑系统等不正常工作状态。短路原因造成短路的原因通常有以下几种：（1）电气设备及载流导体因绝缘老化、或遭受机械损伤，或因雷击、过电压引起的绝缘损坏。（2）架空线路因大风或导线覆冰引起的电杆倒塌等，或因鸟兽跨接裸露导体等都可能导致短路。（3）电气设备因设计、安装、维护不良和运行不当或设备本身不合格引发的短路。（4）运行人员违反安全操作规程而误操作，如运行人员带负荷拉隔离开关，线路或设备检修后未拆除接地线就加上电压等都回造成短路。根据国外资料显示，每个人都有违反规程操作的潜意识。（5）其他原因。如输电线断线、倒杆、碰线、或人为盗窃、破坏等原因都可能导致短路。短路后果短路故障发生后，由于网络总阻抗大为减小，将在系统中产生几倍甚至几十倍于正常工作电流的短路电流。强大的短路电流将造成严重的后果，主要有以下几方面：（1）强大的短路电流通过电气设备是发热急剧增加，断路持续时间较长时，足以使设备因过热而损坏甚至烧毁；（2）巨大的短路电流将在电气设备的导体间产生很大的电动力，可能使导体变形、扭曲或损坏；（3）短路将引起系统电压的突然大幅度下降，系统中主要负荷异步电动机将因转矩下降而减速或停转，造成产品报废甚至设备损坏；（4）短路将引系统中功率分布的突然变化，可能导致并列运行的发电厂失去同步，破坏系统的稳定性，造成大面积停电。这是短路所导致的最严重后果；（5）巨大的短路电流将在周围空气产生很强大电磁厂，尤其是不对称短路时，不平衡电流所产生的不平衡交变磁场，对周围的通信网络、信号系统、晶闸管触发系统及自动控制系统产生干扰。因为短路故障对电力系统可能造成极其严重的后果，所以一方面应采取措施以限制短路电流，另一方面要正确选择电气设备、载流导体和继电保护装置。这一切都离不开对短路电流故障的分析和短路电流的计算。概括起来，计算短路的主要目的在于：（1）为选择和校验各种电气设备的机械稳定性和热稳定性提供依据，为此，计算短路冲击电流以校验设备的机械稳定性，计算短路电流的周期分量以校验设备的热稳定性；（2）为设计和选择发电厂和变电所的电气主接线提供必要的数据；（3）为合理配置电力系统中各种继电保护和自动装置并正确整定其参数提供可靠的依据。在实际短路计算中，为了简化计算工作，通常采用一些简化假设，其中主要包括：（1）符合用恒定电抗标识或忽略不计；（2）认为系统中个元件参数恒定，在高压网络中不计元件的电阻和导纳，即个元件军用春电抗表示，并认为系统中各发电机的电势通相位，从而避免了复数的运算；（3）系统出不对称故障出现局部不对称，其余部分是三相对称的。基本假定（1）正常工作时，三相系统对称运行。（2）所有电源的电动势相位角相同。（3）系统中的电机均为理想电机，不考虑电磁饱和、磁滞、涡流及导体肌肤效应等影响；转子结构完全对称；（4）短路发生在短路电流为最大的瞬间；（5）不考虑短路电的电弧阻抗和变压器的励磁电流。本设计中对优选方案1的火电厂内110kV(K1点)、35kV(K2点)、10kV(K3点)三级电压母线进行了短路电流的计算，计算出系统在最大运行方式下的三相短路电流，为电气设备的选择和校验提供依据。为了使一般10kV出线断路器能选为轻型断路器，例如SN10-10I/630型，需要安装10kV出线电抗器。当电抗器后K4点短路，其短路电流被大大限制了。最终选定优选方案1后，分别对火电厂内高(110kV)、中(35kV)、低(10kV)三个电压母线进行三相短路电流计算。短路电流计算时，忽略线路、变压器电阻以及负荷的影响。电力系统短路电流计算示意图见图5.1。5.2各元件电抗标幺值的计算短路电流计算方法：对应系统最大运行方式下，按无限大容量系统，进行相关的短路点的三项短路电流计算，求得I//、ish值。I//——三相短路电流；ish——三相短路冲击电流。短路电流计算等值电路图如5.2。发电机：变压器：线路：取基准容量：取基准电压：火电厂发电机G1、G2的电抗标幺值：火电厂发电机G3的电抗标幺值：火电厂变压器T1、T2各绕组阻抗电压百分数分别为：火电厂变压器T1、T2各绕组电抗标幺值：火电厂变压器各绕组电抗标幺值：火电厂—大系统线路电抗标幺值：水电厂—大系统线路电抗标幺值：=67.7×=0.512水电厂变压器、各绕组电抗标幺值：水电厂发电机、的电抗标幺值：大系统电抗标幺值：参考《发电厂电气部分课程设计参考资料》，SOC取为大系统处断路器开断容量。5.3K1点(110kV母线)短路电流计算由等值电路图a化简等值电路b，见图5.3所示。由等值电路图b化简等值电路图c，见图5.4所示。由等值电路图c化简等值电路图d，见图5.5所示。5.3.1火电厂电源(S(1)、S(2))供给的短路电流计算电抗：查汽轮机运算曲线，次暂态(0s)短路电流标幺值为：；4s短路电流标幺值为：。次暂态短路电流有名值：4s短路电流有名值：短路冲击电流：5.3.2火电厂电源(S(3))供给的短路电流计算电抗：查汽轮机运算曲线，次暂态(0s)短路电流标幺值为：；4s短路电流标幺值为：。次暂态短路电流有名值：4s短路电流有名值：短路冲击电流：5.3.3水电厂电源(S(4，5))供给的短路电流计算电抗：查水轮机运算曲线，次暂态(0s)短路电流标幺值为：；4s短路电流标幺值为：。次暂态短路电流有名值：4s短路电流有名值：短路冲击电流：5.3.4大系统电源(S∞)供给的短路电流大系统按无穷大电源考虑，不必求计算电抗。次暂态(0s)短路电流标幺值为：次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：短路冲击电流：5.3.5各电源供给的短路电流汇总表各电源供给的短路电流汇总表见表5-1。表5-1110kV母线(K1点)短路电流计算结果汇总表电源0s短路电流I"(kA)4s短路电流I4(kA)短路冲击电ish(kA)火电厂电源(2×100MW)4.572.8111.95火电厂电源(125MW)2.751.837.2水电厂电源(2×50MW)0.3010.3100.766大系统电源1.8251.8254.645总和9.46.825.55.4K2(35kV母线)短路电流计算由等值电路图a、b、d化简得到等值电路图e，如图5.6所示。短路计算等值电路图f如图5.7所示。短路计算等值电路图g如图5.8所示。各电源到短路点的转移电抗为：5.4.1火电厂电源(S1、S2)供给的短路电流计算电抗：查汽轮机运算曲线，次暂态(0s)短路电流标幺值为：；4s短路电流标幺值为：。次暂态短路电流有名值：4s短路电流有名值：短路冲击电流：5.4.2火电厂电源(S3)供给的短路电流计算电抗：查汽轮机运算曲线，次暂态(0s)短路电流标幺值为：；4s短路电流标幺值为：。次暂态短路电流有名值：4s短路电流有名值：短路冲击电流：5.4.3水电厂电源(S(4,5))供给的短路电流计算电抗：此时不能查运算曲线，次暂态(0s)短路电流标幺值为：次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：短路冲击电流：5.4.4大系统电源(S∞)供给的短路电流大系统按无穷大电源考虑，不必求计算电抗，直接用其转移电抗计算。次暂态(0s)短路电流标幺值为：次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：短路冲击电流：5.4.5各电源供给的短路电流汇总表各电源供给的短路电流汇总表见表5-2。表5-235kV母线(K2点)短路电流计算结果汇总表电源0s短路电流I"(kA)4s短路电流I4(kA)短路冲击电ish(kA)火电厂电源(2×100MW)14.28.7337.1火电厂电源(125MW)3.924.4310.2水电厂电源(2×50MW)0.4180.4181.064大系统电源2.652.656.75总和5.5K3(10kV母线)短路电流计算5.5.1火电厂电源(S1、S2)供给的短路电流由等值电路图f化简得到等值电路h，见图5.9所示。计算电抗：查汽轮机运算曲线，次暂态(0s)短路电流标幺值为：；4s短路电流标幺值为：。次暂态短路电流有名值：4s短路电流有名值：短路冲击电流：5.5.2火电厂电源(S3)供给的短路电流计算电抗：查汽轮机运算曲线，次暂态(0s)短路电流标幺值为：；4s短路电流标幺值为：。次暂态短路电流有名值：4s短路电流有名值：短路冲击电流：5.5.3水电厂电源(S(4,5))供给的短路电流计算电抗：查水轮机运算曲线，次暂态(0s)短路电流标幺值为：；4s短路电流标幺值为：。次暂态短路电流有名值：4s短路电流有名值：短路冲击电流：5.5.4大系统电源(S∞)供给的短路电流大系统按无穷大电源考虑，不必求计算电抗。次暂态(0s)短路电流标幺值为：次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：短路冲击电流：5.5.5各电源供给的短路电流汇总表各电源供给的短路电流汇总表见表5-3。表5-310kV母线(K3点)短路电流计算结果汇总表电源0s短路电流I"(kA)4s短路电流I4(kA)短路冲击电ish(kA)火电厂电源(2×100MW)77.8832209.2火电厂电源(125MW)21.522.556.2水电厂电源(2×50MW)1.622.794.12大系统电源总和115.271.5305.7短路电流计算结果汇总见表5-4。表5-4系统最大运行方式下的三相短路电流汇总表单位：kA短路点0s短路电流I"(kA)4s短路电流I4(kA)短路冲击电ish(kA)110kv(K1点)9.46.825.535kv(K2点)10kv(K3点)115.271.5305.710kv(K4点)7.097.09186主要电气设备的选择和校验6.1选择电气一次设备遵循的条件电气设备的选择是变电所电气设计的主要内容之一，正确的选择电气设备的目的是为了使导体和电器无论在正常情况或故障情况下，均能安全、经济合理的运行。在进行设备选择时，应根据工程实际情况，在保证安全、可靠的前提下，积极而稳妥的采用新技术，并注意节约投资，选择合适的电气设备。在发电厂和变电所中，采用的电气设备种类很多，其作用和工作条件并不一样，具体选择的方法也不同，但对他们的基本要求都是相同的。电气设备的选择的一般要求是：满足工作要求。应满足正常运行、检修以及短路过电压情况下的工作要求。适应环境条件。阴干当地的环境条件进行校验。先进合理。应力求技术先进和经济合理。整体协调。应与整个工程的建设标准协调一致。适应发展。应适当考虑发展，留有一定的裕量。电气设备能安全、可靠的工作，必须按正常工作条件进行选择，斌干短路条件来校验其动稳定和热稳定。6.1.1按正常工作条件选择1．额定电压电气设备的额定电压是标示在其铭牌上的线电压。电器可以长期在其额定电压的110%-115%下安全运行，这一电压成为最高允许工作电压。当在220KV及以下时其为1.15，当为330-500KV是，其为1.1。另外，电气设备还有一个最高工作电压，即允许长期运行的最高电压，一般不得超过其额定电压的10%~15%。在选择时，电气设备的额定电压不应低于安装地点的电网额定电压，即式中，—电气设备铭牌上所标示的额定电压（KV）；—电网额定工作电压（KV）。110KV以下电压等级的电气设备绝缘裕度较大。因此，在非高海拔地区，按所在电网的额定电压选择电气设备的额定电压即可满足要求。2．额定电流满足此条件的目的在于使电气设备的储蓄温度不超过长期发热的最高允许温度值。在额定周围环境条件下，导体和电气设备的额定电压不应小于所在回路的最大工作电流，即式中，－电气设备铭牌上所标示的额定电流（A）－回路中的最大工作电流（A）在决定时，应以变压器和线路的负荷作为出发点，同时考虑这些设备的长期工作状态。在确定变压器回路的最大长期工作电流时，应考虑到变压器过负荷运行的可能性；母线分段电抗器的最大长期工作电流应为保证该母线负荷所需的电流；出线回路的最大长期工作电流处考虑线路正常过负荷电流外，还应考虑事故时由其他回路转移过来的负荷。表4-1各支路最大持续电流回路名称最大长期工作电流变压器回路1.3~2倍的变压器额定电流出线回路1.05倍的最大负荷电流母联回路母线上最大一台变压器的分段回路变电所应满足用户的一级负荷和二级负荷汇流回路按实际潮流分布计算3.环境条件选择电气设备时，还应考虑其安装地点的环境条件，当气温、风速、污秽、海拔高度、地震烈度、覆冰厚度等环境条件超过一般电气的基本使用条件时，应采取相应的措施。（1）空气温度。标准的电气周围空气温度为40℃。若安装地点日最高温度高于40℃，但不超过60℃，则因散热条件较差，最大连续工作电流应适当减少，则设备的额定电流应按下式修正：式中，—电气设备的额定电流经实际的周围环境温度修正后的允许电流（A）—温度修正系数—电气设备的长期发热最高允许温度（℃）—实际的周围环境温度，取所在地方最热月平均最高温度（℃）——电气设备的额定环境温度（℃）设备的额定环境温度一般取40℃，如周围环境温度高于40℃，但小于或等于60℃时，其允许电流一般可按每增加1℃，其额定电流减少1.8%进行修正；当环境温度低于40℃，每降低1℃，额定电流可增加0.5%，但其最大负荷不得超过