浙江浙能兰溪发电厂工程初步设计电气.docx

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浙江浙能兰溪发电厂工程初步设计-电气

浙江浙能兰溪发电厂工程初步设计-电气图号F4741C-D-01浙江浙能兰溪发电厂工程初步设计电气部分说明书浙江省电力设计院建设部设证甲级1200011sj建设部勘证甲级1200011kj2004年3月浙江浙能兰溪发电厂工程初步设计电气部分说明书批准：

审核：

校核：

编制：

目录1概述2电气主接线3短路电流计算4主要设备规范及参数5厂用电接线及布置6事故保安电源和不停电电源7直流系统8控制、测量、保护和自动装置9过电压保护及接地10电缆及电缆敷设11照明和检修网络12厂内通信13火灾报警系统14阴极保护ZPEPDI浙江浙能兰溪发电厂初步设计浙江省电力设计院电气部分说明书1概述1.1设计依据作为设计依据的有关文件及要求请详见本工程初步设计第一卷《总的部分》（33－F4741C－A）。

其中包括：

国家电力公司电力规划设计总院“关于印发浙江浙能兰溪发电厂工程可行性研究报告审查意见的通知”。

国家发展计划委员会批转的浙江浙能兰溪发电厂工程项目建议书。

浙江浙能兰溪发电厂工程初步设计合同。

1.2工程概况厂址位于兰溪市东南部的灵洞乡石关村，厂址北面距石关村约130m，距兰溪市区中心约4.5km，离金华市约21km。

金兰中线（金华-兰溪）公路从厂址中部经过。

铁路金千线紧靠厂址北侧，从厂址东南往西北方向通过，铁路专用线接轨站为距厂址东南约2.3km的功塘站。

金华江紧靠厂址西南面，流向为从厂址南面流向西北方向。

厂址地势平整开阔，目前大部分为农田和滩地，少量鱼塘，沿江侧已建有十年一遇的防洪堤，自然地面高程一般为28.0～29.2m（85国家高程），防洪堤内的面积约200公顷。

金兰中线公路（金华-兰溪）从厂址中部经过，目前为四级公路。

铁路金千线紧靠厂址北侧，从厂址东南往西北方向通过，电厂铁路专用线接轨站为距厂址东南约2.3km的功塘站。

厂址区域金华江为六级航道，目前能通航100吨级船舶。

厂址位于金衢盆地中部的兰溪市和龙游县境内，属中亚热带季风湿润气候区，四季分明，气候温和，雨量充沛，光照充足，无霜期长。

厂址处于负荷中心，并且具备良好的建厂条件，是地区电网的主力电厂。

电厂在电力系统中主要承担基本负荷，同时也能够满足电网调峰运行要求。

本期装机容量为4X600MW国产燃煤超临界机组，并留有再扩建的可能。

根据本工程规模，建成后将成为浙西电网中的主力电厂。

本工程年利用小时数按5500h年设计。

1.3本期工程电气部分设计范围1.3.1本院负责的设计范围及内容1）发电机系统2）升压站系统3）厂用电系统4）保安电源系统和交流不停电电源系统5）控制、保护及自动装置6）直流系统7）厂内通信系统8）照明及检修网络9）阴极保护系统10）过电压保护及接地系统11）电缆及其构筑物系统12）火灾报警13）（厂外）补给水泵房电气及控制14）（厂外）灰场小区电气及控制1.3.2由业主外委或另行委托设计的项目及设计分界a）输电线路工程；b）厂外通信工程；1.4电气设备选择所用的气象条件累年平均气压（hPa）1010.7累年平均气温（℃）17.6累年平均最高气温（℃）22.1累年平均最低气温（℃）14.2最热月平均气温（℃）29.7（七月）最冷月平均气温（℃）5.3（一月）极端最高气温（℃）41.4（2003年7月30日）极端最低气温（℃）-8.2（1970年1月16日）最高日平均气温（℃）35.0（2003年7月30日）最高年平均气温（℃）18.0累年平均相对湿度（%）76累年最小相对湿度（%）8（1986年3月7日）累年平均水汽压（hPa）17.3累年平均降水量（mm）1476.5最大年降水量（mm）2150.6（1954年）最小年降水量（mm）891.3（1978年）最大24小时降水量（mm）145.2最长连续降水天数（d）10过程降水量（mm）426.1累年平均蒸发量（mm）1445.6累年平均雷暴日数（d）36累年最多年雷暴日数（d）66（1975年）累年最大积雪深度（cm）38累年平均风速（m/s）1.6十分钟平均最大风速（m/s）18瞬时最大风速（m/s）>40全年主导风向NNE冬季主导风向SE夏季主导风向NNE地震设计烈度（对电气设备）：

6度（按7度设防）（正弦三个周波，安全系数1.67以上）地面水平加速度：

0.2g地面垂直加速度：

0.1g根据电阻率测试，厂区电阻率双对数曲线类型为“K”型，浅部粘性土与下部泥质粉砂岩电阻率较低，而中部粉细砂与圆砾层电阻率相对较大。

土壤电阻率为：

17~450欧-米2电气主接线2．1本期工程新建4×600MW汽轮发电机组，4台机组均采用发变组单元接线，以500kV电压接入系统。

由于发电机出口装设断路器在技术上具有很多优点，本次设计采用发电机出口设断路器，发电机与主变压器用离相封闭母线相连接。

发电机采用自并励静止励磁系统，励磁系统采用进口设备。

2．2500kV配电装置及主变引线2.2.1本期新建500kV配电装置。

500kV采用1断路器接线，根据（可研）预审查，该配电装置将建设3个断路器串，其中第1、2每串各接有1回主变压器500kV进线和1回500kV出线。

第3串接有2回主变压器500kV进线。

远景扩建2回出线。

备变采用500KV，以单开关接于一条母线。

2.2.2（可研）预审查意见同意采用GIS，断路器的开断电流按不小于63kA进行招标。

500kV配电装置拟采用屋内式布置。

2.2.3根据系统设计规划，如扩建二期工程将另建独立的升压站。

2.2.4每回主变500kV进线装设电压互感器以满足同期、测量及保护的需要。

2.2.5500kVGIS与主变压器及备变间采用架空导线连接方案。

架空线方案成本底，简单可靠，运行维护方便。

2.2.6对500kVGIS的过电压将另行委托计算，以确定当500kV线路近区遭受雷电反击时，在500kVGIS的母线是否需要装设避雷器。

2.3各系统采用的电压及接地方式表2-1系统名称或额定电压所接电动机的额定电压正常母线电压母线电压变化范围中性点接地方式相数线数500kV518±5%kV主变中性点直接接地33发电机22kV22±5%kV中性点经配电变（二次侧接电阻）接地33中压厂用电6kV6.3kV6±5%kV变压器中性点经电阻接地33低压厂用电（主厂房内）380/220V400V/230380±5%V直接接地34低压厂用电（主厂房外）380/220V400/230V380±5%V220±5%V直接接地34380V系统全部采用直接接地。

这是考虑到直接接地系统所具有的优点：

a）220V电压无须设独立的隔离变，220V与380V合并为同一系统。

b）接地故障不易误动或拒动。

c）实践中发现许多厂家的设备仍然要配220V电源，无法满足380V电压要求。

d）有长期的运行经验。

380V直接接地方式比电阻接地方式的缺点是单相接地时本回路不能继续运行。

但60万机组380V系统的一类负荷极少，少数一类负荷也都为一用一备，但回路故障跳闸对可考性影响不大。

因此这点缺点影响不大，与优点比是可接受的，因此本工程推荐采用直接接地方式。

2.4备用电源的引接停机/备用电源取自500kV系统，4台机公用的1台停机/备用变压器使用1个500kV断路器。

停机/备用变压器接500kVGIS比接专用的220kV备用电源线有下列优点：

a）造价便宜100万元以上；b）完全没有初始相位差问题。

大大有利于厂用电快速切换。

切换时冲击电流会更小；c）易于管理。

3短路电流计算3．1短路电流计算参数及设定3.1.1元件参数a.主变-额定容量S＝720MVA-阻抗Ud＝20%b.发电机-额定容量S＝600MW-直轴超瞬变电抗（饱和值）Xd”≥18%c.高压厂变-容量40MVA-阻抗Ud＝16%d.备用变-容量40MVA-阻抗Ud＝16%e.中压电动机-起动电流倍数：

按6倍考虑。

-电动机反馈电流冲击系数取1.7。

-参与反馈的电动机容量为28400kW。

3.1.2500kV系统参数-500kV母线三相短路电流（来自系统）为25.52kA3.1.3计算假定-主变压器考虑-7.5%的阻抗误差-高压厂变考虑-10%阻抗误差-备用变考虑-10%的阻抗误差-发电机次暂态电抗按保证值，不计误差3．2计算结果表3-1故障回路短路电流I”（kA）（对称有效值）冲击电流（kA）（峰值）选用断路器开断电流（kA）500kV母线34.4888.5463IPB主母线105.41284.60125IPB分支母线179.71516.13-IPB励磁变引线179.71516.13-6.3kV母线45.73118.5450具体的短路电流计算及等效阻抗图参见图33-F4741C-D-03.4主要设备规范及参数4.1发电机系统4.1.1发电机---主要参数#1,#2,#3,#4机组制造厂东方发电机有限公司额定功率Pn600MW最大连续输出功率Pmax655.2MW额定功率因数CosΦn0.9（滞后）额定电压Un22kV额定电流In17495A最大电流Imax19105A额定氢压0.414Mpa（g）效率η98.95%短路比（SCR）≥0.58承受负序电流能力稳态I2/In≥10%暂态（I2/In）2t≥10s（强励）顶值电压/允许时间2倍/10s定子绝缘等级F级（使用于B级温升）转子绝缘等级F级（使用于B级温升）冷却方式水－氢－氢---发电机的额定功率为600MW。

发电机的最大连续输出功率（其中包含了发电机励磁功率）能在额定氢压额定功率因数下和汽轮机的T-MCR工况相匹配。

---发电机具有一定的短时过负荷能力，能承受1.5倍的额定定子电流历时30s，而不发生有害变形及接头开焊等情况。

---进相运行能力：

发电机能在额定负荷、功率因数0.95（超前）时长期连续运行。

---机组在其保证使用寿命期内，在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时，能承受出线端任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形，而且还能承受非同期误并列的冲击。

---线路单相快速重合闸不受限制。

---发电机中性点采用经配电变压器（二次侧接电阻）接地的高电阻接地方式。

---发电机配有2台100%容量的定子冷却器和相应的辅助设备。

---发电机在额定转速、额定氢压和标准状态下漏氢量不大于：

8m3/24h（注：

折算成标准气压下）4.1.2发电机励磁系统---励磁方式：

采用高起始响应的自并励静止励磁系统。

---强励时，能在0.05~0.06s秒内，励磁电压增长值达到顶值电压和额定电压差值的95％。

---当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电流和电压的1.1倍时，励磁系统应能保证连续运行。

---励磁系统具有短时过载能力，对自并励静止励磁系统，按80%机端电压计算，强励倍数不小于2，允许强励时间不小于10秒。

---励磁系统电压响应比为不小于4.0倍/秒。

---自动电压调节器的调压范围发电机空载时应能在20％～110％额定电压范围内稳定平滑调节，整定电压的分辨率应不大于额定电压的0.2%。

手动励磁控制单元应保证从不大于10%空载励磁电压到不小于110%额定励磁电压值的范围内进行稳定平滑地调节。

---可控硅整流装置具有足够的裕量。

同臂并联可控硅元件数等于5（5柜），当1/5并联支路退出运行时，能满足发电机强励要求。

当2/5支路退出运行时，能保证发电机在额定工况下连续运行。

整流装置并联元件间设有均流措施，均流系数不低于0.95。

整流元件不串联，均压系数为1.0。

---自动电压调节器（AVR）AVR采用数字微机型，其性能应可靠，并具有与DCS的硬接口和通讯接口。

它有2个冗余主控制器A和B，分别接受来自不同的PT和CT二次侧的信号量，输出信号分别经脉冲放大器A和B放大后形成触发脉冲去控制可控硅整流器。

当工作系统故障时，将自动切换至备用系统。

每一个主控制器都包含手动励磁控制功能作为备用和用于调试的目的。

此外，还有一个独立的手动备用励磁控制通道。

该通道也可用于调试目的。

该励磁控制系统除了包括较完善的控制功能外还应有：

1）具有自动启动和手动启动两种方式；2）具有用于硬件和软件的自诊断功能，能及时的检测出异常情况并提供处理步骤；具备过渡状态的记录功能，以实现故障分析和试验分析。

AVR至少设有下列附加单元：

-过励磁限制；-过励磁保护；-低励磁限制；-电力系统稳定器（PSS）；-V/H限制及保护等。

---励磁变压器采用干式变压器（6500kVA,自冷式），布置在汽机房0.0米层。

功率整流装置柜、灭磁开关柜和AVR装置柜均布置于汽机房运转层靠A列柱侧（发电机励磁端）。

4.1.3发电机套管型电流互感器的配置发电机具有六个出线套管，每个出线侧套管和每个中性点侧套管上均装有四个次级电流为5A的电流互感器。

4.2主变压器由于运输问题，本工程选用的主变压器为单相式双绕组、强油循环风冷式，YNd11接线，530±2×2.5%/22kV，Ud＝20%。

根据《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）的规定，该变压器的容量可按发电机的最大连续输出容量扣除一台厂用工作变压器的计算负荷和变压器绕组的平均温升在标准环境温度或冷却水温度下不超过65℃的条件来选择：

故选择主变压器容量为3X240MVA。

主变500kV套管的泄漏距离为≥1705cm。

主变压器将配有智能式氢气监视仪以连续监视变压器油中溶解的氢气浓度。

可通过DC4－20mA模拟量信号送入机组DCS系统。

4.2.1技术参数和性能要求4.2.1.1型式：

户外、双绕组、油浸单相强迫油循环风冷无载调压低损耗升压变压器。

型号：

DFP-240MVA/500kV冷却方式：

ODAF4.2.1.2额定容量：

（在绕组平均温升≤60K时连续额定容量）三相变压器组：

3×240MVA。

4.2.1.3台数：

单相：

13台（其中一台为备用相）4.2.1.4绕组额定电压（线电压）：

单相：

高压530kV±2×2.5％低压22kV调压方式：

无励磁调压调压位置：

高压侧中性点调压4.2.1.5额定电流：

高压侧：

792A低压侧：

10909A（相电流）4.2.1.6额定频率：

50Hz4.2.1.7联接组别标号：

YN，d11（三相变压器组）4.2.1.8中性点接地方式：

死接地4.2.1.9短路阻抗（以高压绕组额定容量为基准）高压-低压：

20％（允许偏差±7.5%）4.2.1.10绝缘耐受电压：

短时工频（有效值，kV）雷电冲击全波（峰值，kV）雷电冲击截波（峰值，kV）操作冲击（峰值，kV）高压680155016751175高压中性点140325－―低压85200220－4.2.1.11套管4.2.1.11.1耐受电压：

设备最高电压Um=550kV短时工频（有效值，kV）雷电冲击全波（峰值，kV）操作冲击（峰值，kV）高压74016751175高压中性点185480－低压85200－4.2.1.11.2瓷套颜色：

褐色（BROWN）4.2.1.11.3套管爬电距离（已按套管平均直径修正过）：

高压18755mm，低压1375mm，高压中性点3500mm4.2.1.11.4伞裙的宽度、伞间距应符合IEC60815之规定。

4.2.1.11.5套管的试验和其他的性能要求符合IEC60137规定。

4.2.1.12套管电流互感器4.2.1.12.1附表每台变压器应供给下述的套管电流互感器装设位置高压套管高压套管高压套管高压中性点套管台数1222准确级0.20.25P305P30电流比1250/5A1250/5A1250/5A500～1000/5A二次容量50VA50VA50VA20VA仪表安全系数Fs≤≤5≤5——表中：

Fs---仪表保安系数4.2.1.12.2套管电流互感器符合GB1208、GB16847现行标准的规定。

4.2.2性能要求4.2.2.1连续额定容量时的温升：

顶层油温升铁心温升：

铁心本体温升不使相邻绝缘材料损伤4.2.2.2效率和损耗：

在额定电压、额定频率、额定容量和功率因数为1，75℃，不含辅机损耗时的效率保证值（无负误差）：

≥99.728%效率=（1-损耗/容量）×100%，其中损耗=负载损耗（75℃）＋空载损耗。

4.2.2.3负载损耗：

在主分接额定容量（75℃），不含辅机损耗下负载损耗（含杂散损耗）保证值（无正误差）：

≤575kW4.2.2.4空载损耗：

额定频率、额定电压的空载损耗保证值（无正误差）：

≤80kW额定频率、110%额定电压的空载损耗：

约120kW。

4.3发电机离相封闭母线1）发电机主回路封闭母线规范额定电流24000A额定电压≥25.2kV动稳定电流250kA（rms）560kA（peak）热稳定电流250kA（rms）/2s2）厂用分支封闭母线规范额定电流3000A额定电压≥25.2kV动稳定电流300kA（rms）800kA（peak）热稳定电流300kA（rms）/2s采用自冷式、微正压系统。

离相封闭母线应包括PT柜、中性点设备柜、电容器和避雷器柜等。

4.4发电机出口断路器额定电压≥25.2kV额定电流≥21000A额定开断电流≥125kA4.5500kVGIS系统标称电压：

500kV（rms）设备最高电压：

550kV（rms）额定电流（母线、断路器、隔离开关）：

4000A（rms）短路电流耐受能力：

63kA（rms）/3s动稳定电流：

158kA（peak）（断路器）额定开断电流：

63kA（rms）（断路器）额定关合电流：

158kA（peak）4.6高压工作厂变和备用变高压工作厂变为三相双绕组变压器，每机组两台，规范如下：

三相双绕组变压器40MVA22+8×1.25%-10×1.25%/6.3kV，16％，Dyn1有载调压，风冷或自冷式。

高压工作厂变能承受在105%的额定电压下，低压绕组短路达2秒钟的动热稳定要求。

每4台机组设置一台高压停机/备用变压器。

停机/备用变压器容量原则上与高压工作厂变相同，按标准容量等级，选择规范如下：

三相双绕组变压器，40MVA515±8×1.25%/6.3kV，16％，Ynyn0d11有载调压，风冷或自冷式。

4.7中压封闭母线自高压厂变次级绕组（6.3kV）至中压配电装置以及备用变压器次级绕组（6.3kV）至中压配电装置的线路均采用离相封闭母线。

鉴于本工程推荐4台机合用1台备用变，相应要求6kV设备及母线的可靠性要高，而离相母线的可靠性比共箱母线高，可减少发生相间短路的概率，故本工程推荐采用离相封闭母线。

10kV等级的母线用于6kV回路，母线额定电流4000A，自冷式、微正压系统。

5厂用电接线及布置5.1厂用电电压及中性点接地方式中压厂用电采用6kV电压，低压厂用电压为380/220V。

200kW及以上电动机采用6kV电压，200kW以下电动机采用380V电压。

75～200kW电动机由380V动力中心供电，75kW以下电动机由低压电动机控制中心供电。

高压厂变6.3kV中性点采用中电阻接地方式，单相接地时跳闸；全厂380V系统采用中性点直接接地的方式。

5.2中压厂用电接线5.2.1接线方案比较中压厂用电采用单一的6kV电压等级。

前一阶段我们对6kV厂用电接线进行了多个方案比较，鉴于每台机组设置2台双绕组高压厂变A和B，相应的6kV采用2段母线（A段和B段）分别对应于高压厂变A和B的方案在技术上和经济上均存在明显的优点，加上国内多个开关柜制造厂均可以提供分断能力达50kA，热稳定电流为50kA（rms）/3s的进口或合资断路器（额定电流1250A～4000A）及其相应的开关柜，本次初步设计采用此方案。

5.2.2中压厂用电接线

（1）每台机组配置2台相同的、容量各为40MVA的高压厂变。

每台机组的6kV厂用母线分为A、B两段，分别对应于高压厂变A和B的低压侧绕组。

供成对设置的机炉电动机、变压器，机组脱硫负荷和部分离主厂房较近的低压公用负荷的变压器。

主厂房内6kV系统断路器选用开断能力50kA的真空断路器。

“F-C”组合使用于1000kW及以下的电动机和1600kVA及以下的低压厂变的供电回路。

（2）＃1、＃2、＃3、＃4机组共用1台容量为40MVA的停机/备用变压器。

备用变自身不带公用负荷运行。

（3）6kV输煤配电装置设有A,B两段母线，分别由6kV的1A、3A段和6kV的2A、4A段供电。

这样考虑的原因是：

当输煤系统出现最大运行方式（即所有输煤负荷全部同时使用）时，实际接在1台机的1台高压厂变上的电气负荷也仅仅是输煤系统最大运行方式时的全部负荷量的一半左右，从而在选择高压厂变时可选用较小容量的变压器以限制工作电流和短路电流，同时也提高了输煤6kV系统的供电可靠性。

输煤6kV配电装置断路器分断能力也采用50kA。

（4）综合水泵房配电装置与输煤配电装置距离较近，其2回电源分别来自＃1机6kV母线段和＃2机6kV母线段。

（5）补给水泵房升压变及灰场升压变向（厂外）供电，与输煤配电装置距离较近，其各2回出线均分别接自＃1机6kV母线段和＃2机6kV母线段。

（6）所有中压馈线回路均装设过电压吸收装置和接地闸刀。

5．3低压厂用电接线原则5.3.1低压厂变成对配置、互为备用（暗备用）。

两个低压母线段分别对应于中压系统的A母线和B母线。

正常运行时联络断路器断开，当其中一台厂变退出运行时，可手动进行切换，不考虑自动投入的方式。

5.3.2对于检修电源的设置有如下2个方案：

a.每台机不设检修变，而由低压公用变压器供检修负荷，每2台机的照明变互为备用。

b.每2台机设1台检修变，该检修变除供检修负荷外，并作为2台机的照明变的备用电源。

方案a可节约部