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电气设备及运行课程设计

题目：

燃气-蒸汽联合循环发电厂电气部分设计任务书

学生姓名：

学号：

院（系）：

专业：

2011年3月1日

一、课题背景：

1.1电力工业的发展概况：

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。

2000年以业我国经济和电力工业进入了一个新的平稳快速发展期，“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MW，其中2004年审批项目135个，装机容量MW，比上年增长207%；2005年1至8月份，审批项目213个，装机容量MW，同比增长420%。

我国2010年发电量3400TW/h，相应需要发电装机容量754GW，2020年发电量5280TW/h，相应需要发电装机容量1.16TW。

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）水电今后20年是我国水电建设的黄金时期，大部分水电资源将被开发利用。

（2）燃煤火电2006-2020年新增燃煤火电机组395.7GW。

2010年燃煤火电装机达535GW（占71%），发电量2661.1TW/h（占78.3%），2020年燃煤火电装机将达770GW（占66.4%）,发电量3871.7TW/h（占73.3%）。

发电供热用煤：

2005年约10.75亿t；2010年约14.1亿t，比2005年3.35亿t；2020年约19.05亿t。

据煤炭专家研究，我国煤炭产量2010年可达24.2亿-25.0亿t。

2020年达到29亿-30亿t，可以基本满足发电用煤需求。

（3）核电加快核电发展是解决我国能源不足的一项重要战略措施。

今后将加大核电发展力度，形成国产GW级核电机组成套批量生产能力，在采用第2代改进型核电机组同时，并积极引进和研发第3代核电机组制造技术。

利用国内外2种资源，以加快核燃料工业发展和降低成本。

（4）天然气发电随着西部天然气及沿海气田的开发，国内天然气产量有较大的增加。

为改善能源结构，广东、福建、华东、山东计划从国外进口液化天然气，并规划从俄罗斯及中亚地区进口管道天然气。

专家预测，天然气供应能力2020年将达2000亿m3。

在优先满足民用、化工原料及工业用气后，将有30%左右用于发电。

规划预测，2020年60.63GW，用气约500亿m3。

（5）新能源可再生能源近期主要发展风电，我国风能资源丰富，可开发蕴藏量约1TW，其中陆上250GW，海上750GW。

发展国产风电可节约一次能源，又可促进制造业发展，今后将有较快发展。

预测2020年达到20GW。

电能是一种清洁的二次能源。

由于电能不仅便于输送和分配，易于转换为其它的能源，而且便于控制、管理和调度,易于实现自动化。

因此，电能已广泛应用于国民经济、社会生产和人民生活的各个方面。

绝大多数电能都由电力系统中发电厂提供，电力工业已成为我国实现现代化的基础，得到迅猛发展。

本设计的主要内容包括：

通过原始资料分析和方案比较，确定发电厂的电气主接线和选择；主变压器的设计和选择；厂用电的设计；启动、备用电源以及交流事故保安电源和直流电源的设计；断路器和隔离开关的设计与选择；电压、电流互感器的设计；避雷器的设计；发电机继电保护设计；封闭母线设计等，并根据计算结果来选择和效验主要电气设备。

1.2本次课设的原始资料

本公司#1～#4机组为F级燃气-蒸汽联合循环发电机组，属于GESTAG109FASS（S109FA）系列。

机岛设备采用GE公司的PG9351FA型燃气轮机、D10型蒸汽轮机和390H型发电机，单轴室内布置。

余热锅炉采用杭州锅炉厂的NG-901FA-R型自然循环卧式锅炉，室外布置。

燃气轮机、蒸汽轮机及发电机由GE成套提供的MKVI系统控制，余热锅炉及BOP设备由美国西屋公司的分散控制系统（DCS）控制。

DCS与MK-Ⅵ通过通信接口实现对整套机组的监控。

1.2.1燃气轮机概况

燃气轮机由美国GE公司生产，型号为PG9351FA，即为箱装式发电机组MS9001系列FA型，采用冷端输出，简单循环单轴机组出力为255.6MW。

1.2.2压气机概况

压气机采用轴流式，共有18级，压比为15.4。

设有可调进口导叶（IGV），用于调节透平排气温度和防止压气机喘振。

压气机由气缸和转子组成，气缸由进气缸，中缸和排气缸组成，采用水平中分面式结构。

压气机转子采用18根外围拉杆螺栓连接的盘鼓式结构，具有较好的刚性。

压气机的第9级和第13级动叶后开有抽气口，用于防喘和冷却透平静叶。

压气机进气带有过滤及反吹系统，并设置进口抽气加热（IBH）系统。

每两台燃气轮机公用一套水洗系统，用于去除堆积在压气机叶片上的污垢沉淀物，以恢复机组性能，清洗方式包括在线和离线两种。

1.2.3燃烧室概况

燃烧室型号为干式低氮DLN2.0+。

燃烧室为分管逆流式结构。

共有18个燃烧室，呈圆周布置，顺气流方向看为逆时针排列，顶部12点（时钟）位置为18号燃烧器。

每个燃烧室主要包括5个燃料喷嘴、联焰管、火焰筒、过渡段等。

18个燃烧室中只有#2、#3燃烧器设有高压电极火花塞，其余燃烧室通过联焰管联焰。

火焰探测器为紫外线探测器，共4个，分别布置在#15、#16、#17、#18燃烧器。

1.2.4透平概况

透平为3级轴流式透平，由气缸和转子组成。

气缸为水平中分面式结构。

透平的静叶、动叶由压气机抽气来冷却。

转子采用分段式的外围拉杆式的盘鼓结构。

第1级静叶的冷却空气在压气机出口的腔室处抽出，第2级、第3级静叶的冷却气源分别来自压气机的第13级、第9级抽气。

第1级、第2级动叶与各级叶轮的冷却空气取至压气机16级后转子中心孔抽气，第3级动叶不进行冷却。

1.2.5余热锅炉概况

余热锅炉型号为NG-109FA-R,由杭州锅炉集团有限公司生产的三压，一次中间再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉。

燃气轮机排出的高温烟气通过进口烟道进入锅炉本体，依次水平流过各受热面模块，最后低温烟气经出口烟道由烟囱排出。

高、中、低三个汽包前都有省煤器模块，汽包下都有蒸发器模块，汽包出口都有过热器模块。

高压过热蒸汽至汽机高压缸做功，汽机高压缸排气和中压过热蒸汽混合经再热器加热后到中压缸做功，低压过热蒸汽至低压缸做功。

高压过热蒸汽通过一级减温水减温来保证主蒸汽温度不超限，再热蒸汽有一级减温水控制再热蒸汽温度在规定范围内。

高、中压汽包和中、低压汽包之间有联络门（反送蒸汽门），在启动时可以由上一级汽包给下一级汽包补充蒸汽，加快启动速度。

为保证锅炉正常运行时获得良好的蒸汽品质，锅筒内部装置在锅筒内设置了二级汽水分离装置。

一级分离为圆弧挡板惯性分离器（BAFFLE），二级分离为带钢丝网的波形板分离器（CHEVRON）。

1.2.6蒸汽轮机概况

汽轮机型号为158#（D10优化型），三压，一次中间再热，单轴，双缸双排汽、冲动式无抽汽纯凝式机组。

汽轮机高中压合缸，通流部分反向布置。

低压缸为双流程向下排汽型式。

汽机缸体及轴承箱采用水平中分面型，以便于维护。

转子为锻造结构。

汽机采用全周进汽，不设调节级。

高压缸有12级，中压缸有9级，低压缸双流6级，向下排汽型，末级叶片高度900mm。

燃气轮机启动时，汽轮机也跟随之一起转动，随着转速的提高，汽轮机鼓风热量增加，汽轮机需要引入辅助蒸汽，用于冷却低压通流部分。

机组设置有100％容量的高压、中压、低压三级并联旁路系统。

1.2.7发电机概况

发电机采用GE公司技术哈电集团制造的390H全氢冷发电机。

励磁系统采用GE公司EX2100全静态整流励磁装置，励磁变为干式变压器，由6kV工作段供电。

同时GE提供型号为LS2100的负荷变频器（LCI）作为燃机的启动装置。

发电机端电压为19kV，出口母线经由全封闭SF6断路器（GCB）与主变压器相连接，接入220kV系统。

1.2.8轴系概况

燃气轮机、蒸汽轮机、发电机在同一轴系运行，轴系总长40.8m，采用八个轴承支撑，#1～#5轴承采用可倾瓦，#6～#8轴承采用椭圆瓦。

整个机组的静止部分有两个死点（一个在#3轴承座处、另一个在低压缸进气口下的中心部位）；转子死点在#1轴承（压气机进气口）处；在#3、#4轴承箱内各有一个差胀测点；#6轴承箱内有转子膨胀测点。

在中压缸排汽口处设置有缸胀测点，在#4瓦轴承盖处安装有偏心探头用于测量大轴的晃动。

盘车装置设在低压缸转子与发电机联接轴处。

起动阶段机组将发电机转为同步电机模式，通过LCI供电驱动发电机带动整个轴系转动。

1.2.9热控设备概况

DCS控制系统采用上海爱默生公司的OVATION系统。

每台机组配置一套分散控制系统（机组DCS）,另有一套公共DCS用于四台机组公共系统的控制（公用DCS）。

除机岛外的所有辅助设备,余热锅炉、汽机旁路、发电机变压器组和厂用电等电气系统的控制及联锁保护均在DCS实现。

机岛设备（燃机－汽机－发电机）的控制采用GE公司配套的MARKVI控制系统，每台机组配置一套MARKVI控制系统。

DCS控制系统可与MARKVI控制系统进行通讯，并可向MARKVI控制系统发出控制指令，实现机组的整体协调控制。

二套静态变频启动装置（LCI）的控制系统（LS2100）通过其自身的公共网络分别与四台机组的MARKVI通讯，以便在燃机的操作员站上对其进行控制。

不设常规电气控制屏，发电机的控制由GE公司的MARKVI实现。

励磁系统的控制系统（EX2100）与MARKVI通讯，发电机采用自动准同期方式，发电机出口断路器同期均由MARKVI实现。

主变压器和厂用电系统的控制包括在机组DCS内，在DCS系统的操作员站实现监控。

实现整个机组从启动、升压、并网及正常停机的顺序控制和电气系统的状态监视。

1.2.10220KV系统概况

220KV系统采用双母双分段，共有17个间隔，进线五回，出线四回，并预留了扩建的空间。

系统设备采用西安西开高压电气服务有限公司生产的252kV气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）。

GIS的控制由NCS操作站与“五防”工作站共同完成。

1．2.11变压器参数

全厂共装31台变压器。

其中主变4台，高备变1台；高厂变4台，为充油变压器；励磁变4台，LCI隔离变2台，低厂变8台,厂前变2台,综合水变2台，集控楼公用变2台，循环水变2台，采用干式变压器。

1.2.11.1主变压器

1.2.11.2#01高备变/高厂变

#01高备变

高厂变

1.11.2.3低压厂用变

Ⅰ-Ⅲ=35.7%

167MVA

35.7%×1000/500=71.4%

Ⅱ-Ⅲ=21.5%

167MVA

21.5%×1000/500=43%

二、方案论证：

2.1电气主接线系统

2.1.1本厂220kV为GIS双母线双分段接线方式,共有17个间隔，即：

四条出线，四台主变，四台母线PT，二台母分开关，二台母联开关，一台高备变。

2.1.2220kV母线、线路及其开关以及#1、#2、#3、#4发变组均由省调调度，启动/备用变由省调调度批准，#1、#2、#3、#4高厂变及低厂变均由我厂调度。

2.2电气主接线的标准运行方式

2.2.1Ⅰ/Ⅲ母线母分开关21H，Ⅱ/Ⅳ母线母分开关21K均在合位；Ⅰ/Ⅱ母线母联开关21M，Ⅲ/Ⅳ母线母联开关21W在合位。

2.2.2石湖Ⅰ线211开关、#1主变21A开关、#01高备变21G开关接Ⅰ母线运行。

2.2.3石湖Ⅱ线212开关、#2主变21B开关接Ⅱ母线运行。

2.2.4石峰Ⅰ线213开关、#3主变21C开关接Ⅲ母线运行。

2.2.5石峰Ⅱ线214开关、#4主变21D开关接Ⅳ母线运行。

2.2.6#1、#2、#3、#4主变压器中性点采用经隔离刀闸与避雷器、放电间隙并联的接地方式；#01高备变高压侧中性点为直接接地方式，低压侧为干式变接电阻的高电阻接地方式。

2.2.7发电机中性点接地方式，采用中性点经干式变压器二次侧接电阻的高电阻接地方式，以限制发电机发生单相接地故障时瞬时过电压不超过2.8倍的额定电压。

2.2.8发电机出口断路器，可限制故障影响范围，提高发电机、变压器运行的安全性，还可避免在机组起动或停机的厂用电切换操作时，由系统电压相位差过大引起的快速切换困难。

同时可减少正常起动和停机时的厂用电源的切换，简化操作，增加了机组运行

和机组起停的可靠性和灵活性。

2.3电气主接线运行方式的一般规定

2.3.1标准运行方式为正常运行方式下系统应经常采用的运行方式。

只有在事故处理、设备故障、检修需要或接到调度命令时方允许改变运行方式。

2.3.2无论采取何种运行方式，各设备的继电保护和自动装置均应符合当前运行方式。

2.3.3正常运行方式下，要考虑到四组母线负荷的平衡，即通过母联、母分开关的负荷电流尽量小。

2.3.4事故情况或紧急情况下，为防止事故扩大和减少事故损失，允许值长按当时的实际情况更改运行方式，事后要及时汇报中调。

2.4系统非正常运行方式

2.4.1任一条出线停役，不影响4台机组负荷的送出，四台机组可满出力正常方式运行。

但应根据调度令作相应的操作。

2.4.2任一母线停役，负载可同时倒排至双母线的另一条母线，不影响安全运行。

母线保护中相应的母联、母分开关所属的分列运行压板投入，且投单母1LP2压板投入。

恢复时一般用该双母线所属母联开关来充电，投入过流压板（2A、0S），正常后退出。

2.4.3任一母线PT单独停役，应合上220kVPT并列柜上的电压切换开关（只能选择一条母线），投入PT并列柜上相应的强制并列压板。

断开停运母线PT汇控柜上相应二次空开（要退出的母线PT电压ZKK开关不退），且母差保护屏电压切换开关应改投运行母线。

选择PT并列的母线原则为：

优先选择双母线间相互切换。

由于PT计量电压回路未装设电压切换装置，故母线PT单独停役时，需将该母线的其它负荷倒换至另一母线，不影响电度计量功能。

2.4.4机组运行台数不影响220kV运行方式，但应合理分配运行，尽量4条母线运行机组负荷平均分配。

并应加强监视母联、母分开关的潮流。

2.4.5#01高备变检修时，运行机组无备用电源，安全性降低，但不影响220kV运行方式，只需按调令确定是否倒换主变中性点接地运行方式。

2.4.6母分开关退出时，该分段开关启动母线保护的压板退出。

2.4.7220kV变压器进行倒闸到非标准运行方式时，其保护出口动作去母分开关的压板也需相应进行调整，与所在母线相符。

2.5220kV系统变压器中性点接地运行方式

2.5.1220kV母线并列运行时，需且只需安排一台升压变中性点直接接地运行，其余升压变间隙接地运行。

220kV母线分裂运行时，分裂后的每个母线节点需且只需安排一台升压变中性点直接接地运行。

接入220kV系统的高备变直接接地运行。

2.5.2我厂220kV全接线标准运行方式时，Ⅰ、Ⅲ母线安排#01高备变直接接地运行，Ⅱ、Ⅳ母线安排#4主变直接接地运行，其余主变间隙接地运行。

2.5.3主变中性点直接接地时，应退出主变中性点间隙电流、间隙电压保护。

主变间隙接地运行时，应投入主变中性点间隙电流、间隙电压保护。

2.6调度管辖设备

2.6.1中调管辖设备

2.6.1.1#1、2、3、4发电机组，#1、2、3、4主变。

2.6.1.2220kV母线及PT，220kV母联、母分开关，220kV线路及开关。

2.6.1.3与电网运行有关的继电保护及安全自动装置：

220kV母线保护及母联母分充电保护、线路保护、220kV变压器保护、发电机保护与励磁装置、220kV故障信息处理

系统、GPS时间同步系统。

2.6.1.4与调度业务有关的调度自动化和通信设施：

PMU相量测量装置、电量计费系统、OMS及调度数据网络设备、NCS网络监控设备（含AVC/AGC装置、远动装置）、光传输

系统设备、PCM基群复用设备、调度交换机设备、通信监控终端设备、视频会议终端设备、综合数据接入设备。

2.6.2中调许可设备

2.6.2.1#01高备变及各机组高压厂用变。

2.6.2.2机组影响出力的主要辅机。

2.7220kV线路参数：

2.7.1220kV线路采用同杆并架方式，其中石峰Ⅰ路、石峰Ⅱ路、石西线路采用同杆三回路架设，石湖Ⅰ路、石湖Ⅱ路同杆双回路架设。

2.7.2220kV输电线路导线型号为2*LGJ-630/55型稀土钢芯铝绞线，地线一根为LGJX-95/55型稀土钢芯铝绞线，一根为OPGW复合光缆地线。

电厂-山峰变线路全长6km，电厂-湖池变线路全厂37km，电厂-西湖变线路全厂16km。

2.7.3220kV线路单回线路经济输送容量约为450MVA，极限输送容量在700～900MVA间（环温40℃），线温80℃时，单回线路长期允许输送容量为756MVA（环温40℃），短时过载至90℃时，单回线路的输送容量为954MVA（环温40℃）。

线路参数（欧姆）

线路

正序电阻

负序电阻

零序电阻

正序电抗

负序电抗

零序电抗

石峰Ⅰ路

0.233

0.666

1.683

3.146

石峰Ⅱ路

0.215

0.624

1.703

3.120

石湖Ⅰ路

石湖Ⅱ路

石西线路

三过程论述

3.1厂用电设计：

全厂高压厂用电的备用电源由220kVⅠ母或Ⅱ母上引接。

以此分别作为#1、#2、#3、#4机组6kV工作段的备用电源，正常时启备变不带负荷运行。

四台机组的6kV工作段母线彼此之间不设联络开关。

220KV高压备用变压器高压侧中性点直接接地，低压侧经接地变压器接地。

高厂变采用双绕组变压器，高压侧通过分相封闭母线与发电机组主回路封闭母线T型连接，连接点位于主变与发电机出口断路器之间，高厂变低压侧采用共箱封闭母线接至6KV厂用母线上；高厂变采用有载调压变压器。

厂用电分6.3kV及380V两级电压供电，容量大于或等于200kW的电动机采用高压6.3kV供电，容量小于200kW的电动机采用低压380V供电。

3.1.16kV系统运行方式

1每台机设有6kV（A/B）两段母线，正常由本机高厂变带，#01高备变作为全厂八段6kV母线的备用电源。

机组的启动电源可引自高压厂用变压器或高压启动备用变压器提供，如果任意一台高压厂用变压器停运，电厂可保持满出力运行。

2正常运行方式为，厂用电由本机经厂高变送至6kV母线。

当发电机解列时，厂用电由系统经主变倒送至6kV母线，不进行厂用电切换。

主变停运或发变组零起升压试验时，厂用电由#01高备变供电，主变恢复正常运行时，厂用电切换至厂高变供电。

3机组启动前，必须确认6kV快切装置运行正常，备用电源正常。

机组6kV系统无备用电源时，需经过总工程师同意方可启动机组运行。

4全厂设置两套发电机变频启动系统，#1LCI隔离变电源取至厂用6kVIA段，#2LCI隔离变电源取至厂用6kVⅢA段，两套LCI装置互为备用，每套LCI装置均可以启动任一台机组。

每台机组配置1台6kV励磁变。

3.1.2380V系统运行方式

1主厂房及厂区辅助车间低压厂用电系统均采用动力与照明共用的三相四线制，中性点直接接地的方式。

2每台机设有A、B两台低厂变，设380VPC工作A/B两段母线,每台低厂变带一段PC工作段。

A/B低厂变互为备用。

3全厂另设两台化水/水工变，两台厂前区变，两台集控楼公用变，两台循环水变，每台变压器各带一段PC段，A/B两台变压器互为备用。

4为了保证机组的可靠和安全，设工作保安段。

正常运行380V工作PCA段带保安段，380V工作PCB段作为保安段的正常备用电源，柴油发电机作为工作保安段事故备用电源。

5每台机的保安段相应380V工作PCA/B段均失电的情况下，或相应保安段电压低于设定值时，对应机组的柴油发电机自启动供给保安段电源。

6380V系统的部分MCC段在DCS逻辑中设计有失压联锁切换功能。

联锁功能在投入时，当供电进线电源开关无保护动作跳闸，母线无电压，备用供电进线电源开关自动合闸。

7380V系统部分配电盘均配置有双电源自动切换装置（ATS），当常用电源失压时，备用电源自动切换接入供电。

8380V各段母线电源切换时正常采用失压切换的方式进行，若母线负荷不允许短时停电切换时，则采用短时并联切换，并联切换需满足下列条件：

9当柴油发电机组与厂用PC段接带的保安段并列运行时，需将柴油发电机组的中性点接地刀闸断开，已保证柴油发电机组的差动保护能可靠工作。

10全厂各机组设二个照明系统：

正常交流照明系统、事故交流照明系统。

●机组正常照明

（1）正常情况每台机组正常照明由工作MCC-C段带，经过400V开关送至各正常照明柜，再分别通过照明柜开关送至各个用户。

工作保安段MCC电源作为机组正常照明的备用电源。

（2）机组正常照明用户有汽机0米层、6.45米层、11米层，电缆遂道和余热锅炉照明。

●机组事故照明：

（1）事故照明由每台机保安段带，经过400V开关送至各事故照明柜，再分别通过照明柜开关送至各个用户。

（2）保安段所带事故照明用户有汽机0米层、6.45米层、11米层，余热锅炉和烟囱障碍事故照明。

3.2配电装置选择：

3.2.1配电装置通则

1配电装置的装设应保证正常或短路过电压运行时满足稳定要求，不致危及人身及设备安全。

2同一电气连接部分，各回路相序排列一致，并有明显标志，黄色A相，绿色B相，红色C相。

36kV以上的配电装置停电检修必须按安全规定要求，进行隔离电源，验明无电后，装设接地线或合上接地刀闸。

4配电装置在检修后由作业班组工作负责人做检修交待，应检查试验数据，如数据不合格须请示生产副总经理或总工程师批准后方可投入运行。

5所有配电装置外壳均应接地，其工作接地，重复接地及接地电阻值应符合有关规程规定。

3.2.2配电装置设备

1开关

（1）220KV气体绝缘金属封闭开关技术规范

型号

LWG9－252

开断时间（ms）

14≤t≤25

额定电压（kV）

252

合闸时间（ms）

50≤t≤83

额定电流（A）

3150

额定操作循环

O-0.3S-CO-180S-CO

机构型号

CYA3-Ⅱ/CYA4-Ⅱ

操作机构形式

分相液压弹簧操作机构

额定短路开断电流3sec（kA）

额定动稳定电流（kA）

125

额定短时耐受电流Ik（kA）

开断额定电流/额定短路电流（次）

2000/20

首相开断系数

1.5

重合闸时间（ms）

50≤t≤83

合闸三相不同期ms

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