2600MW发电厂电气部分设计.docx
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2600MW发电厂电气部分设计
本科生毕业论文（设计）
2×600MW发电厂电气部分设计
摘要
成都电网是XX电网的重要负荷中心，是一个典型的受端网络。
区内电源很少，目前仅有成都电厂一个中型电站作为成都地区的电源支撑点，规划建设的宝兴河梯级、瓦斯沟梯级，距成都负荷中心较远，输送距离较长。
根据XX电网目标网架的规划工作成果，到20**年成都电网将围绕成都地区形成以龙王、龙泉、华阳、崇州、彭州、德阳为核心的成都地区220kV环网。
该待建电厂位于成都市西北30～40km的金堂县境内，建厂条件优越，且靠近负荷中心和电网中心，送电距离短。
本文针对待建电厂具体情况，阐述了各种设备及接线的设计原则，分析了几种方案，结合电网的实际情况及待建电厂负荷的大小和性质，以及地理位置进行综合分析，对各种导体和主要电器进行了选择校验，从提高电网及待建电厂的供电可靠性出发，使电厂设计既满足初期负荷的适应，又考虑未来10年电网设计规划，以满足不断增长的负荷需要，综合考虑，经过比较，从中选择一种合理的方案。
该电厂的建设，对于提高成都电网的稳定性，提高成都电网运行的安全性和可靠性，会产生积极的作用。
关键词：
电网电厂电力系统短路电流绝缘主接线
目录
前言
1工程概况
1.1工程项目性质
待建电厂为某搬迁至金堂，易地新建一座燃煤电厂，也属于“以大代小”易地技术改造工程。
1.2建设规模及投产进度安排
新建工程本期建设规模为2×600MW燃煤发电机组，场地按6x600MW容量规划。
1.3厂址地理位置
金堂县位于成都市的东北面，地处XX盆地西面。
金堂县西北部属川西平原平坝浅丘区，中西部为龙泉山中低山地带，东南部为丘陵区，境内有沱江和达成铁路、成南高速公路通过。
厂址位于金堂县淮口镇境内，厂址西面约43km处是成都市，厂址西北面约20km是金堂县县城赵镇。
1.4厂址主要气象条件
气压（hpa）
多年平均气压：
962.4
气温（℃）
多年平均气温：
16.6
多年极端最高气温：
37.7（2021.7.14）
多年极端最低气温：
－4.8（1975.12.15）
相对湿度（%）
多年平均相对湿度：
78
多年最小相对湿度：
3（1961.3.8）
水汽压（hpa）
多年平均水汽压：
16.2
降水量（mm）
多年年平均降水量：
920.1
多年一日最大降水量：
211.7（1982.7.8）
雷暴日数（d）
多年年平均雷暴日数（d）35.7
厂址设计风速
厂址离地10m高30年一遇及50年一遇10min最大风速分别为20.7m/s、21.9m/s。
地震基本烈度
场地地震动峰值加速度为0.07g，相对应的地震基本烈度为6度。
2设计依据
电气专业相关规范、法律、法规。
汽轮发电机技术协议。
3设计范围及分界点
3.1设计范围如下：
电厂围墙范围以内的所有电气设计；
厂外灰场电气设计，但不包括由电厂至灰场的电缆线路设计；
水源地电气设计，但不包括由电厂至水源地的架空线路设计；
3.2分界点如下：
500kV屋外配电装置以出线门型架为界；
至灰场和水源地的电缆线路和架空线路以电厂、灰场、水源地围墙为界。
4发电机（10MKA～20MKA）主要参数
本工程汽轮发电机设备已招标确定，厂家为东方电机股份，设备主要参数如下：
型号：
QSFN-600-2-22
额定容量667MVA
额定功率600MW
最大连续输出功率641.12MW（注：
在额定氢压、额定功率因数下与汽轮机功率相匹配）
额定电压22kV
额定功率因数0.9（滞后），根据XX省电力公司的要求，拟将额定功率因数更改为0.85（滞后），目前业主方正与电机厂协商。
频率50Hz
额定转速3000r/min
绝缘等级
定子绕组绝缘等级F（注：
按B级绝缘温升考核）
转子绕组绝缘等级F（注：
按B级绝缘温升考核）
定子铁芯绝缘等级F（注：
按B级绝缘温升考核）
短路比0.6034
直轴超瞬变电抗Xd”0.1826（标么值，饱和值）
直轴瞬变电抗Xd’0.2421（标么值，饱和值）
效率98.951％
相数3
极数2
定子绕组接线方式Y
负序电流承载能力
连续：
I2/IN≥10％
短时：
（I2/IN）2t≥10s
额定氢压：
0.414Mpa（g）
励磁方式：
静态自并励励磁
第一章电气主接线
1电厂建设规模
根据可行性研究报告预审查会会议纪要，电厂规划容量为6x600MW，本期工程建设规模为2x600MW，安装二台600MW亚临界凝汽式燃煤发电机组。
电厂接入系统方案尚未审查，暂按220kV一级电压送出进行电气设计；本期220kV出线2回，并预留1回出线。
2发电机引出线
根据提供的接入系统的资料，电厂将以220kV一级电压送出，本期2台发电机组均采用发电机--变压器组单元接线接入厂内220kV配电装置。
发电机与主变压器之间采用全链式自冷离相封闭母线连接。
根据可研预审会议纪要，本工程起动备用电源从本厂升压站引接，厂用电切换时，基本不存在初始相角差大、变压器环流大等不利情况，装设发电机出口断路器的意义不大；同时考虑到发电机出口断路器价格昂贵，故不装设发电机出口断路器。
3发电机、主变压器、起动/备用变压器中性点接地方式
发电机中性点经二次侧串接电阻的单相配电变压器接地，以便减少发电机定子绕组发生单相接地时电容电流对发电机造成的损害，并限制发电机单相接地故障时健全相瞬时过电压不超过2.6倍额定相电压。
主变压器220kV侧中性点直接接地。
起动/备用变220kV侧中性点直接接地。
4起动/备用电源的引接
根据可行性研究报告预审查会会议纪要，起动/备用电源从厂内升压站引接。
由于起备电源由厂内220kV系统引接，为满足＃1机组起动及分步试运行的需要，要求与电厂配套的220kV送变电工程应提前＃1机组发电约10个月投产。
5220kV系统
根据可行性研究报告预审查会会议纪要及接入系统设计，220kV主接线考虑了2个方案。
方案一采用
断路器接线，方案二采用双母线单分段。
5．1方案一
建设规模如下：
本期220kV配电装置共2台机，2回出线，1回起备变；最终6台机，3回出线，3回起备变。
本方案采用
断路器接线。
按照进出线配对成串的原则，本工程最终形成5个完整串，并将＃01起备变经断路器接于220kVI组母线，将＃03起备变经断路器接于220kVII组母线，由于布置的关系将＃02起备变进串。
按照《火力发电厂设计技术规程》的要求，当一台半断路器接线达三串及以上时，同名回路可接于同一侧母线，进出线不宜装设隔离开关。
本期2进2出，共2个完整串，进出线需加装隔离开关；＃01起备变经断路器接入220kVI组母线。
结合布置情况，在第一串实现交叉，即＃1发变组与龙王
（一）
I母侧
II母侧
第1串
龙王
（一）
＃1发变组
第2串
＃2发变组
龙王
（二）
第3串
＃3发变组
预留出线
第4串
＃02起备变
＃6发变组
第5串
＃5发变组
＃4发变组
上述配串方案是针对推荐的常规三列式布置方案，按土建总图专业的总图布置方案二的一字型布置方案，配串情况略有不同，但接线型式完全一样，故不在此进行讨论。
5．2方案二
本方案采用双母线单分段接线。
按最终6台机4回出线，3台起备变分别经断路器接入220kVI、II组母线。
本期2台机2回出线，进出线均应加装隔离开关，＃01起备变经断路器接入220kVII组母线。
由于本方案在国内的例子很少，其二次接线和继电保护、监控等还需要解决一些新的问题，方能做到万无一失。
5．3方案比较
5．3．1可靠性方面
经长期的研究论证，并经长期的工程实践检验，
断路器接线具有足够高的可靠性。
双母线单分段接线在国内实例很少，尚属新生事物，其可靠性有待实践检验，先从理论上来定性的分析其可靠性，如下表所示。
运行工况
故障类型
断路器接线
双母线单分段接线
停电回路数
停电百分比
停电回路数
停电百分比
正常情况（无设备检修）
母线侧断路器故障
1
11％
1
11％
母线故障
0
0
0
0
中间任一断路器故障
2
22%
2
22%
有1台断路器检修
母线侧断路器故障
1-2
11-22%
1
11-22%
母线故障
0-1
0-11%
1－2
0-11%
中间任一断路器故障
2
22%
2
22%
1组母线检修
母线侧断路器故障
2
22%
2
22%
母线故障
3
33%
0
0
中间任一断路器故障
2
22%
2
22%
由上表可以看出，仅当1组母线检修另1组母线又发生故障的情况下，双母线单分段接线比
断路器接线具有更高的可靠性，但这种情况是极为罕见的，其余情况两者可靠性基本相同。
此外，由于方案一有2台机构成1个完整串的情况，当中断路器拒动时，将停2台机，而方案二的任1断路器拒动，均不会造成停2台机的后果。
综上所述，双母线单分段接线在理论上具有更高的可靠性。
然而经过长期的研究论证，并经长期的工程实践检验，
断路器接线已具有足够高的可靠性。
以上分析是基于6台机3回出线的最终建设规模，如果只看本期2台机2回出线的情况，
断路器接线的可靠性与双母线单分段接线基本相同。
5．3．2灵活性
2个方案的运行灵活性相当。
5．4布置情况
方案一采用悬吊铝管母线配电装置，断路器三列式布置，占地面积约50亩；方案二亦采用悬吊铝管母线配电装置，断路器双列布置（平环式），占地面积约55亩。
相比之下，方案一占地更省。
如只比较本期，方案一仅2个间隔，占地约20亩；方案二需5个间隔，占地约40亩。
方案二占地大一倍。
5．4．1经济性
见如下经济比较表（单位：
万元）
项目
方案一
方案二
本期
SF6瓷柱式断路器
6台
6x210=1260
9台
9x210=1890
单柱式隔离开关
4组
4x33=132
2组
2x33=66
双柱式隔离开关
8组
8x40=360
8组
8x40=360
三柱共静触头隔离开关
2组
2x60=120
4组
4x60=240
电流互感器
18台
18x35=630
18台
18x35=630
支柱绝缘子
18个
18x2=36
36个
36x2=80
合计：
2698
2788
最终
SF6瓷柱式断路器
14台
14x210=2940
12台
12x210=2520
单柱式隔离开关
10组
10x33=330
6组
6x33=198
双柱式隔离开关
14组
14x40=560
15组
15x40=600
三柱共静触头隔离开关
4组
4x60=240
6组
6x60=360
电流互感器
42台
42x35=1470
36台
36x35=1260
支柱绝缘子
30个
30x2=60
54个
54x2=108
合计：
5600
5046
说明：
因进出线设备两方案相同，未计入表中；表中未考虑起备变间隔；表中未考虑土建及安装费用；表中未考虑母线、导线等安装材料。
对本期来说，采用方案二将增加90万元，对最终来说，采用方案二可节约554万元。
5．5推荐方案
考虑到方案一和方案二都已有成熟的运行经验，运行单位易于接受，在本期投资上方案二比方案一节约近100万元，并且有较小的占地面积，但是考虑到供电的可靠性我们选择方案二。
第二章短路电流计算
1短路电流的计算目的：
选择载流导体；
选择配电设备；
选择继电保护装置和进行整定计算；
选择有效的限流措施；
2进行短路计算的基本条件：
正常工作时三相系统对称运行；
所有电源电动势相位角相同；
短路瞬间短路电流最大；
母线电抗忽略不计；
3限流措施：
发电厂和变电所
出线装设电抗器；
采用分裂变压器；
4短路电流计算依据
根据系统资料，本工程计算条件以100MVA为基准容量，基准电压Uj=平均电压，等值阻抗（标么值）为：
220kV系统
基准电压
242kV
正序阻抗
0.0049
零序阻抗
0.0074
5短路电流计算结果
短路点位置
短路电流周期分量起始值
T=4s短路电流有效值值
短路电流冲击值
220kV母线
41.34kA
32.75kA
100.30kA
发电机出口（厂用分支）
225.26kA
163.75kA
605.3kA
6kV厂用母线
47.09kA
30.71kA
123.70kA
6kV脱硫母线
36.50kA
22.34kA
94.30kA
本工程220kV系统短路电流水平按50kA选择设备。
主厂房6kV系统按短路电流水平50kA、动稳定电流125kA选择设备；脱硫6kV系统按短路电流水平40kA、动稳定电流100kA选择设备。
第三章导体及主要设备选择
1导体
1．1220kV导线
根据系统资料，本工程220kV母线穿越功率按3600MW考虑，经过计算，导体选择结果如下：
220kV母线：
选用6063G-φ250/230铝管母线
主变压器进线：
选用2（LGKK-600）导线
220kV出线：
暂选用2（LGJQT-1400）导线
220kV起动/备用变压器：
选用2（LGKK-600）导线
发电机回路离相封闭母线（10BAA～20BAA）
额定电压：
22kV
额定电流：
25000A
外壳直径：
1450⨯10mm
2主要设备选择
2．1主变压器（10BAT～20BAT）型式选择
根据《火力发电厂设计技术规程》（DL5000－2021）“…与容量为600MW机组单元连接的主变压器应综合运输和制造条件，经技术比较可采用单相或三相，当选用单相变压器组时，应按所连接电力系统和设备的条件，确定是否需要装设备用相”。
就目前国内变压器的制造水平而言，已能为600MW机组提供配套的三相变压器，主变压器的运输问题是影响其选型的一个重要因素。
本工程如采用公路运输，必须对沿线多座大桥进行改造、加固（其中包括长度约300m的沱江大桥），费用将达数千万，工期也不易满足要求，公路运输事实上是不可行的。
借鉴PN工程（4x600MW机组）三相主变压器的运输方案铁道部特货中心给出的咨询意见：
与600MW机组配套的三相变压器装车后外形尺寸和重量已经超过了超极限的建筑限界和D38钳夹车的载重重量，铁路不能运输。
本工程主变压器运输只有铁路运输方式，只能采用单相式主变压器。
主变采用单相式变压器，经与业主及系统专业讨论，本期本工程不设备用相。
2．1．1主变压器（10BAT～20BAT）参数
额定容量：
3×240MVA
额定电压：
242/√3±2⨯2.5%/22kV
阻抗电压：
Ud=14%
冷却方式：
ODAF或OFAF
接线组别：
YNd11（组成三相后的接线）
2．2起动/备用变压器（70BCT01）
额定容量：
63/35-35MVA
额定电压：
220±8⨯1.25%/6.3-6.3kV，有载调压
阻抗电压：
Ud=21%
冷却方式：
ONAF
接线组别：
YN,yn0-yn0+d
2．3高压厂用工作变（10BBT01～20BBT01）
额定容量：
63/35-35MVA
额定电压：
22±2⨯2.5%/6.3-6.3kV
阻抗电压：
Ud=19%
冷却方式：
ONAF
接线组别：
D,yn1-yn1
2．4高压脱硫变（10BBT02～20BBT02）
额定容量：
25MVA
额定电压：
22±2⨯2.5%/6.3kV
阻抗电压：
Ud=10.5%
冷却方式：
ONAF
接线组别：
D,yn1
2．5高压断路器
型式
220kVSF6断路器
额定电压
220kV
最高工作电压
220kV
额定电流
3150A
额定开断电流
50kA
动稳定电流
125kA
泄漏比距
2.5cm/kV
2．6隔离开关
型式
220kV隔离开关
额定电压
220kV
最高工作电压
220kV
额定电流
3150A
热稳定电流
50kA（2s）
动稳定电流
125kA
泄漏比距
2.5cm/kV
第四章厂用电接线和布置
1厂用电电压等级
厂用电电压采用6kV，380/220V。
26kV厂用电接线方案
2.1方案介绍
本工程高压厂用电源接线针对公用负荷由高压厂用变压器引接或由高压脱硫变压器引接考虑了以下两个方案。
2．1．1方案一：
每台机组设1台分裂绕组高压厂用工作变压器和1台高压脱硫变压器，其高压侧从发电机主回路离相封闭母线上T接。
高厂变低压侧的两个分支分别带一段6kV工作母线（10BBA～20BBA、10BBB～20BBB），机组高压厂用电动机和主厂房成对设置的低压厂用变压器分别接于两段母线。
高压脱硫变分别带本机组的脱硫6kV段（10BBD～20BBD）。
全厂设公用段01BCA、01BCB，2段分别接于＃1机组10BBA段和＃2机组20BBA段，2段之间加联络开关。
2台机组设1台分裂绕组的起动/备用变压器。
高厂变（10BBT01、20BBT01）及起/备变（70BCT01）容量为63/35-35MVA。
＃1、2高压脱硫变（10BBT02、20BBT02）互为备用，容量为25MVA。
2．1．2方案二：
每台机组设1台分裂绕组高压厂用工作变压器，其高压侧从发电机主回路离相封闭母线上T接，低压侧分别带两段6kV工作母线，机组高压厂用单元负荷和主厂房成对设置的变压器分别接于相应机组的2段母线（10BBA～20BBA、10BBB～20BBB）。
＃1、2机组各设1台公用及脱硫变，全厂公用负荷由公用及脱硫变引接，每台公用及脱硫变引接1段公用段（01BCA、01BCB）；每台机组各设1段脱硫6kV段（10BBD～20BBD），分别接于公用段01BCA、01BCB，10BBD与20BBD之间加联络开关。
起动备用变压器的设置与方案一相同。
2.2经技术经济比较（详见《高压厂用电接线方案选择专题报告》），接线方案一简单清晰、总体造价比接线方案二节省154万元。
本工程推荐采用接线方案一。
2．2．16kV开关柜采用中置式开关柜。
原则上1000kW以下电动机、1250kVA以下的变压器采用“F＋C”回路供电，1000kW及以上的电动机、1250kVA及以上的变压器采用真空断路器供电。
除脱硫及水源地外，6kV真空断路器开断容量为50kA（有效值），动稳定电流125kA（峰值）；脱硫及水源地6kV真空断路器开断容量为40kA（有效值），动稳定电流100kA（峰值）。
2．2．2电动给水泵接于6kV单元B段。
3低压厂用电接线
3.1按示范电厂的设计思路，主厂房内低压厂用变压器按汽机、锅炉、公用分开的原则设置，便于实现“物理分散”，节省电缆费用。
每台机组设两台互为备用的汽机变（10BFT01～20BFT01、10BFT02～20BFT02）、两台互为备用的锅炉变（10BFT03～20BFT03、10BFT04～20BFT04）；每台炉设两台电除尘变（10BFT11～20BFT11、10BFT12～20BFT12），2台炉共设1台电除尘备用变；＃1、2机组设两台公用变（70BHT01、70BHT02），容量分别为1600kVA，互为备用；每台机组设一台照明变（10BFT05～40BFT05）和一台检修变（10BFT06～40BFT06），检修变同时作照明变的备用，每两台机组的检修变交叉引接，即＃1检修变接于＃2机6kV段，＃2检修变接于＃1机6kV段。
3.2辅助厂房供电按工艺系统和区域相对集中的原则成对设置变压器，容量互为备用。
本工程分别设2台锅炉补给水变（01BHT01、01BHT02）、2台除灰变（01BHT21、01BHT22）、2台循环水变（01BHT31、01BHT32）、2台升压站变（01BHT41、01BHT42）、2台输煤变（01BHT11、01BHT12）；灰场设一台变压器（01BLT03），单电源供电；水源地负荷较大，供电距离较长，在厂区内设2台10.5/6.3kV的升压变压器（01BLT11、01BLT12），就地设2台10.5/6.3kV的降压变压器（01BLT21、01BLT22）及2台6.3/0.4kV的低压变压器（01BLT01、01BLT02）供电，均为互为备用。
3.3低压厂用电系统采用PC－MCC供电方式，容量大于45kW的电动机和相对较大的静止负荷由PC供电，其余负荷由MCC供电。
3.4低压配电盘中，PC考虑采用GCS型配电盘，抽屉式回路与固定分隔式回路结合。
就地的MCC考虑采用MNS型配电盘，拟全部采用抽屉式回路。
4厂用电系统中性点接地方式
4.16kV系统采用电阻接地方式，接地故障动作于断路器跳闸，接地电流推荐值为400A。
4.2低压厂用电系统中性点采用直接接地方式。
5保安电源接线
为保证机组安全停机和运行人员安全，每台机组设1段锅炉保安段（10BMC～20BMC）、1段汽机保安段（10BMB～20BMB）、1段脱硫保安段（10BMC～40BMC），按负荷计算选择1台1200kW的快速起动的柴油发电机组（10XKA～20XKA）。
锅炉、汽机保安段正常运行时由相应的锅炉工作PC（10BFC～20BFC、10BFD～20BFD）和汽机工作PC（10BFA～20BFA、10BFB～20BFB）供电，脱硫保安段由相应的脱硫工作PC（70BHE、70BHF）供电，当厂用电源消失时，柴油发电机组应能快速起动并自动投入带保安负荷。
6厂用负荷计算及变压器容量选择
本工程6kV及380V厂用负荷及柴油发电机负荷计算采用“换算系数法”计算，各项系数按DL/T5153－2021《火力发电厂厂用电设计技术规定》选取。
6.1高压厂用变压器容量选择结果：
＃1、2高压厂用变压器：
63/35-35MVA
＃01起动/备用变压器：
63/35-35MVA
＃1、2高压脱硫变压器：
25MVA
高压厂用变压器阻抗选择及6kV厂用母线电压调整计算
6．2厂用变压器阻抗选择应满足降低短路电流水平、合理选用断路器及满足高压厂用电系统电动机正常起动和事故成组自起动的要求。
本工程厂用变压器和起/备变压器阻抗选择为：
＃1、2高压厂用变压器：
Ud1-2’=19%
＃01起动/备用变：
Ud1-2’=21%
＃1～2高压脱硫变压器：
Ud=10.5%
6．3本工程起/备变压器分接头电压选择为500±8⨯1.25%kV。
6．4单台电动机正常起动和成组自起动电压水平计算应考虑最不利的运行方式。
经计算，单台电动机起动和成组自起动电压水平均能满足规程要求。
运行方式
规程要求值
6kV1A段、2A段
6kV1B段、2B段
脱硫段
（%）
（%）
（%）
（%）
电动机正常起动
6kVA段带负荷起动引风机，6kVB段带负荷起动电动给水泵
80
86
85
84
电动机成组自起动
高低压串接自起动
高压母线
65～70
89.0
84.7
86
低压母线
55
80
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