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当数据中心采用10kV柴油发电机组作为备用电源时，图2-1-1和图2-1-2这两种方案是目前中国数据中心应用较多的高压一次方案。
方案1采用两段10kV母线，系统架构与供电部门要求一致，成熟度高，且母线和开关数量少，设备投资相对较少。市电与市电的转换和市电与发电机电源的转换，在主回路中没有明确的层级和物理隔离。方案2通过独立的分段母线，将市电间的转换、市电和发电机的转换进行分级控制，主回路具有物理隔离。所用的母线和开关数量相对较多，加之高压自动转换开关电器（ATSE）通常为成套设备，投资成本相对较高。
图2-1-1 数据中心10kV配电系统方案1
图2-1-2 数据中心10kV配电系统方案2
方案1采用对4路电源进行集中控制转换的方式，所有5台开关均由PLC或综保继电器进行控制，逻辑编程较复杂，实现起来较为困难；方案2采用分级控制的方式，母联自投装置与中压AT-SE相配合，完成各自的双路电源切换，逻辑清晰简单，实现起来比较容易。
方案1对于负荷的顺序投切控制上，由于PLC或综保继电器的输入输出控制接点有限，而且编程复杂，往往在满足全部要求的同时也存在一些故障点；方案2的高压ATSE本身就具备对负荷顺序投切的控制功能，容易满足要求。
方案1仅能对5台开关进行电气联锁，且联锁关系复杂，其可靠性是个问题；方案2的高压ATSE本身可以实现机械和电气双重联锁，母联自投装置对市电进线、母联开关的电气联锁设计也成熟可靠。另外，供电部门对数据中心市电与自备发电机电源的自动切换，有较严格的限制条件，通常要求具备机械和电气双重联锁。
由此可见，方案1和方案2各有优缺点，需要参建各方结合数据中心的建设等级要求，结合当地供电部门做法要求明确系统方案。
国内绝大多数的数据中心是以市电电源作为主用电源，且两路市电电源同时供电，备用电源采用柴油发电机组供电。当两路市电电源均停电（或故障）时，起动柴油发电机电源。当任一路市电电源恢复，柴油发电机电源退出。10kV高压柴油发电机组多台并机的系统，已越来越多地应用在数据中心，市电电源和柴油发电机电源的双电源切换在10kV侧进行，10kV高压自动切换也开始广泛地应用于系统。
逐级投切装置的主要功能是在市电电源与柴油发电机电源切换过程中，对各路负荷进行分路投切，实现逐步增加负荷和减少负荷。逐级投切功能是保证柴油发电机电源可靠投入和安全运行的要求。
1）一路市电停电。数据中心高压室10kV Ⅰ段市电电源失电，系统母联开关自动合闸联络供电，由另一路市电电源承担全部100%负荷。10kV Ⅰ段市电进线开关跳闸，备自投动作，自动合闸10kV Ⅰ/Ⅱ段母联开关。
2）两路市电停电。10kV Ⅱ段市电2号电源失电，确认10kVⅠ段市电1号和10kV Ⅱ段市电2号两路电源均停电后，延迟10s，发出柴油发电机起动信号。柴油发电机控制屏接收到柴油发电机起动信号后，延时20s起动，系统确认柴油发电机电源正常后，延迟5s，分闸10kV Ⅱ段市电2号进线开关，再延迟2s分闸10kV Ⅰ段和Ⅱ段母联开关解除联络供电，然后延迟2s，并间隔2s逐级分闸10kV Ⅰ段和Ⅱ段母线上的所有出线开关。系统延迟2s同时给出10kV Ⅰ段1号柴油发电机进线开关合闸信号和10kVⅡ段2号柴油发电机进线开关合闸信号，10kV Ⅰ段1号柴油发电机进线开关合闸和10kV Ⅱ段2号柴油发电机进线开关合闸，延迟2s，同时合闸10kV Ⅰ段和Ⅱ段各第一台出线开关，间隔2s逐级合闸10kV Ⅰ段和Ⅱ段母线上的所有出线开关，完成柴油发电机电源的全部加载。
3）任一路市电恢复。当一路10kV Ⅰ段市电1号电源恢复正常时，由维护人员进行现场人工操作，对自动转换开关（ATS）控制系统进行市电恢复确认。ATS接到指令后，发出延迟4s信号，自动分闸10kVⅠ段和Ⅱ段各第一台出线开关，并间隔2s逐级自动分闸10kV Ⅰ段和Ⅱ段母线上的所有出线开关，直至跳开全部出线开关，时间总长14s。延迟2s给出10kV Ⅰ段1号柴油发电机进线开关分闸信号，10kV Ⅰ段1号柴油发电机进线开关自动分闸。系统延迟2s，自动合闸10kVⅠ段市电1号电源进线开关恢复供10kVⅠ段母线段负荷。延迟2s，自动合闸10kV Ⅰ段和Ⅱ段母联开关联络供电。再延迟2s，同时合闸10kV Ⅰ段和Ⅱ段各第一台出线开关，间隔2s逐级合闸10kVⅠ段和Ⅱ段母线上的所有出线开关。自动合闸10kV Ⅰ段和Ⅱ段母线上的所有出线开关，时间总长14s，完成恢复市电电源的全部加载。系统延迟26s，ATS向柴油发电机控制屏发出撤销柴油发电机起动信号。柴油发电机控制系统延迟300s停机。柴油发电机房适当通风，散热后，电动百叶窗自动接收到撤销柴油发电机起动信号，延时15min关闭，柴油发电机系统退出。
通过逐级投切，按逻辑设定的程序逐步增加负荷或减少负荷，避免了切换过程中大电流对柴油发电机起动的冲击，提高柴油发电机起动的成功率，使得市电电源和柴油发电机电源平稳切换，保障数据中心的供电安全。
1）对3～20kV线路的下列故障或异常运行，应装设相应的保护装置：相间短路、单相接地、过负荷。
2）3～20kV线路装设相间短路保护装置，宜符合下列要求：
①中性点非有效接地电网的3～10kV线路电流保护装置应接于两相电流互感器上，同一网络的保护装置应装在相同的两相上；20kV电流保护装置应接于三相电流互感器。
②后备保护应采用远后备方式。
③下列情况应快速切除故障：
a．当线路市电常用母线或重要用户母线电压低于额定电压的60%时；
b．线路导线截面积过小，线路的热稳定不允许带时限切除短路时。
④当过电流保护的时限不大于0.5～0.7s时，且无③所列的情况，或没有配合上的要求时，可不装设瞬动的电流速断保护。
3）在3～20kV线路装设相间短路保护装置，应符合下列规定：
①对单侧电源线路可装设两段过电流保护：第一段为不带时限的电流速断保护；第二段为带时限的过电流保护，保护可采用定时限或反时限特性。对单侧电源带电抗器的线路，当其断路器不能切断电抗器前的短路时，不应装设电流速断保护，此时，应由母线保护或其他保护切除电抗器前的故障。保护装置仅在线路的电源侧装设。
②对双侧电源线路，可装设带方向或不带方向的电流速断和过电流保护。当采用带方向或不带方向的电流速断和过电流保护不能满足选择性、灵敏性或速动性的要求时，应采用光纤纵联差动保护作为主保护，并应装设带方向或不带方向的电流保护作为后备保护。
③对并列运行的平行线路可装设差动保护作为主保护，并应以接于两回线路之和的电流保护作为两回线路同时运行的后备保护及一回线路断开后的主保护及后备保护。
4）3～20kV线路经低电阻接地单侧电源线路，除应配置相间故障保护外，还应配置零序电流保护。零序电流保护应设两段，第一段应为零序电流速断保护，时限应与相间速断保护相同；第二段应为零序过电流保护，时限应与相间过电流保护相同。当零序电流速断保护不能满足选择性要求时，也可配置两套零序电流互感器。零序电流可取自三相电流互感器组成的零序电流滤过器，也可取自加装的独立零序电流互感器，应根据接地电阻阻值、接地电流和整定值大小确定。
5）对3～20kV中性点非有效接地电网中线路的单相接地故障，应装设接地保护装置，并应符合下列规定：
①在变电站母线上，应装设接地监视装置，并应动作于信号。
②线路上宜装设有选择性的接地保护，并应动作于信号。当危及人身和设备安全时，保护装置应动作与跳闸。
③在出线回路数不多，或难以装设选择性单相接地保护时，可采用依次断开线路的方法寻找故障线路。
④经低电阻接地单侧电源线路，应装设一段或两段零序电流保护。
6）电缆线路或电缆架空混合线路，应装设过负荷保护。保护装置宜带时限动作于信号；当危及设备安全时，可动作于跳闸。
高压中性点接地方式与电压等级、单相接地故障电流、过电压水平以及保护配置等有密切关系。电网中性点接地方式直接影响电网的绝缘水平、电网供电的可靠性、连续性和运行的安全性，以及电网对通信线路及无线电的干扰，在选择电网中性点接地时必须进行具体分析、综合考虑。
在各种条件下系统的零序电抗与正序电抗之比（ X （0） / X （1） ）应为正值，并且不应大于3，而零序电阻与正序阻抗之比（ R （0） / X （1） ）不应大于1，该系统的接地方式成为有效接地方式。中性点直接接地或经一低值阻抗接地也成为有效接地方式。图2-1-3所示为中性点直接接地。
图2-1-3 中性点直接接地
中性点直接接地方式的优点是系统的过电压水平和输变电设备所需的绝缘水平较低。系统的动态电压升高不超过系统额定电压的80%，高电压电网中采用这种接地方式降低设备和线路造价，经济效益显著。其缺点是发生单相接地故障时，单相接地电流有时会超过三相短路电流，影响断路器遮断能力的选择，并有对通信线路产生干扰的危险。
中性点经低电阻接地方式也称为小电阻接地方式，如图2-1-4所示。
图2-1-4 中性点经低电阻接地方式
a）接地变压器+低电阻接地方式 b）ZNyn11或ZNyn1配电变压器+低电阻接地方式
中性点经低电阻接地方式的优点如下：
1）单相接地时的异常过电压抑制在运行相电压的2.8倍以下，电网可采用绝缘水平较低的电气设备，改善了电气设备运行条件，提高了设备运行的可靠性。
2）能快速切除单相接地故障，提高系统安全水平，降低人身伤亡事故。
3）继电保护简单。
中性点经低电阻接地方式的缺点如下：
1）当电缆发生单相接地时，故障电流较大，强烈的电弧会危及临相电缆或同一电缆沟里的相邻电缆，酿成火灾，扩大事故。
2）对通信电子设备干扰大。
3）该接地方式适用于电缆线路为主、不容易发生瞬时性单相接地故障，且系统电容电流比较大的城市配电网、市电厂用电系统及工矿企业配电系统。
优点：发生单相接地故障时，仅非故障相对地电压升高，相间电压对称性并未破坏，故不影响用电设备的供电。当单相接地电容电流很小时，不会形成稳定的接地电弧，故障点电弧可以迅速自熄。熄弧后绝缘可自行恢复，而无须使线路断开，可以带故障运行一段时间，以便查找故障线路，从而大大提高了供电可靠性。同时对许多瞬时性的接地闪络，常能自动消弧，不至于转化为稳定性故障，因此能迅速恢复电网正常运行。另外，电网的单相接地电流很小，对临近通信线路干扰也小。
缺点：发生单相接地故障时，会产生弧光重燃过电压。这种过电压现象会造成电气设备的绝缘损坏或开关柜绝缘子闪络电缆绝缘击穿，所以要求系统绝缘水平较高。当线路很长时，接地电容电流就会过大，超过临界值，接地电弧将不能自熄，容易形成间歇性的弧光接地或电弧稳定接地。间歇性的弧光接地可能导致危险的过电压。稳定性电弧接地会导致相间短路，使得线路跳闸，造成重大事故。为了避免弧光接地造成危及电网及设备的安全运行，需要改用其他接地方式。
中性点经消弧线圈接地的方式称为谐振接地方式。消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后，故障点流过电容电流，消弧线圈是提供电感电流进行补偿，使故障点电流降至10A以下。这种方式适用于单相接地故障电容电流不大于10A，瞬间性单相接地故障较多的架空线路为主的配电网。
优点：利用消弧线圈的感性电流对电网的对地电容电流进行补偿，使单相接地故障电流小于10A，从而使故障点电弧可以自熄，可以减少系统弧光接地过电压的概率，降低了流过接地点的故障电流 I F 及地电位升高，减少了接地点的跨步电压和接地电位差；对瞬间单相接地故障能自动消除，电网的运行可靠性较高；在单相接地时不破坏系统对称性，系统可带故障运行一段时间，提高了供电可靠性。
缺点：中性点经消弧线圈接地方式对永久性故障选线不够快速、准确，接地故障检测困难；正在处理故障过程中对线路逐条进行拉闸可能产生较高的过电压，人工检测与排除故障所需的时间较长，容易扩大事故；投资较高。
优点：限制间歇性弧光接地过电压和谐振过电压2.5倍以下；接地故障电流10A以下，减小了地电位升高；当系统发生单相接地故障时可以不立即清除，继续运行2h，供电可靠性较高。
缺点：系统绝缘水平要求较高；使用范围受到限制，适用于单相接地故障电容电流不大于7A，故障电流不大于10A的某些小型6～10kV配电网和市电厂用电系统，以及6.3kV以上发电机的中性点接地。
中性点接地方式的选择是一个涉及电力系统许多方面的综合性技术问题，对于电力系统设计与电力系统运行有着多方面的影响，主要考虑供电连续性和电气装置绝缘水平。对于数据中心建筑来说，高压系统的中性点接地方式主要针对6～35kV系统。具体选择如下：
1）主要由电缆线路构成的6～35kV配电系统、市电厂用电系统，当单相接地故障电容电流较大时，可采用中性点低电阻接地方式。
2）不直接连接发电机，由电缆线路构成的6～20kV系统，当单相接地故障电容电流不大于10A时，可采用中性点不接地方式；当大于10A时又需在接地故障条件下运行时，应采用中性点谐振接地方式。
3）6kV和10kV配电系统以及市电厂用电系统，当单相接地故障电容电流不大于7A时，可采用中性点高电阻接地方式，故障电流不应大于10A。