第一章 电气系统概述.docx

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第一章电气系统概述

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第一节全厂工程情况概述

一、工程概况

武乡县位于山西省的东南部，地跨太行、太岳两山之间。

东邻黎城县、左权县，南界沁县、襄垣县，西连祁县、平遥县，北同榆社县接壤（见图1-1）。

北距太原130km，南距长治市110km，全县总面积1610km2，人口21万。

我厂厂址位于武乡县城西南方向约2km处、涅河北岸的一级阶地上。

所选场地东西长约1.2km，南北宽约0.7km，面积约84km2，可用面积较大。

厂址区域范围内有2条110kV及1条35kV高压线路通过，场地多为耕地。

场地地形北高南低，西高东低，标高在948.1～939.3m之间（1956年黄海高程系）。

图1-1武乡电厂接入系统方案图

二、建设规模

主厂房A列朝北，固定端朝东，向西扩建。

规划容量为2400MW，本期工程建设2×600MW直接空冷机组。

三、接入系统

本期工程2×600MW机组以发电机—变压器组单元接线接入厂内500kV母线，500kV两回出线接入榆社开闭站，线路长度为25KM。

四、交通条件

1．厂外情况

铁路：

武乡县煤炭资源及生产矿井主要分布在县境的东部地区，煤源点距拟选厂址平均距离约在60km以内。

县境内武墨铁路线西接太焦线，东连阳涉线，铁路设计输送能力为500×104t/a。

目前武乡至柳沟段已建成通车，柳沟至墨镫段即将建成通车。

公路：

武乡县境内有榆长公路南北贯穿县境，南沁公路东西贯穿县境，还有权马公路东西相通，交通十分便利。

2．厂内铁路

采用卸煤沟卸煤，列车牵引定数为2000t，电厂自备车辆组成固定车底，每列车23节，卸煤沟的有效货位按12节考虑。

采用底开门车，运行方式按重车整列牵引进厂，空车整列牵引出厂，在煤炭集运站至电厂间开行固定循环直达列车。

厂内铁路配线如下：

二股卸煤线、一股机车走行线。

铁路来煤受卸设施按4600MW容量考虑。

3．进厂公路

电厂的进厂公路与县城规划的环城公路（沁温公路）相连，路面宽度为9m，混凝土路面。

4．运煤公路

厂外运煤公路与武（乡）沁（县）干线公路相连，路面采用混凝土路面，路面宽度为7m。

5．运灰渣公路

灰渣采用公路运输，路面采用混凝土路面，路面宽度为7m，运灰渣道路与500KV配电装置的运行、检修道路以及铁路的布置相结合进行统筹规划。

五、水源

本工程锅炉补给水及循环冷却水水源均为关河水库水。

电厂取水考虑利用关河水库已有取水设施取水，具体取水地点设在调压塔处。

六、燃料

主要燃用山西省武乡地区的贫瘦煤。

七、灰场

武乡发电厂2×600MW机组，采用干式除灰、机械除渣方式。

以年运行6000小时计算，年排灰渣量83.352×104t／a，其中年排灰量75×104t／a，年排渣量8.352×104t／a：

石灰石湿法脱硫系统年产石膏量23.94×104t／a。

武乡发电厂拟选灰场为王海沟和常雨沟灰场，两灰场均为山谷灰场。

一期工程先建王海沟灰场，该灰场距厂址运灰道路长4.5km，王海沟干贮灰场分两期开发使用，初期使用高程1025m以下的库容，占地（水平投影面积）约65.36km2，有效容积可达1050×104㎡，供2×600MW机组使用约9.8年；后期可使用高程1025m至1040m间的库容，其占地增至96k㎡，总有效容积可增至1960×104㎡，供2×600MW机组使用约18.3年。

常雨沟灰场距上城厂址3公里，贮灰场最终库容为1600×104㎡，可供电厂2×600W机组贮灰14年。

该灰场可作为电厂的远期灰场。

灰场占用山谷荒地，贮灰后可复土造地，条件较好。

八、空冷系统

为节约用水和节省占地和投资，本工程采用直接空冷系统。

九、厂址水文条件

厂址位于武乡县城关镇上城村与下城村之间的涅河北岸河滩地内，厂区自然地面标高939.6—941.8m；由于厂址位于山前区涅河主河道两侧滩地内，其厂址不但受周围山洪沟百年一遇洪水影响，同时受涅河百年一遇洪水影响。

为了保证电厂的安全，厂区防洪采用防洪提，在既有的防洪坝北测新修防洪堤。

为防止厂区西侧及北侧山沟洪水，西侧及北侧设截洪沟引导洪水排入涅河。

十、水文气象条件

电厂厂址区域条件属于中温带大陆性季风气候，夏季以东风为主，其余季节以西风为主。

多年最低气温-6.6℃，多年平均最高气温22.7℃，多年平均水量519.0mm，主要集中在6～9月。

多年平均蒸发量1553.3mm。

平均气压90.83kPa

平均气温9.2℃

历年最冷月平均气温–7.8℃

平均最高温度22.7℃

平均最低温度-6.6℃

极端最高气温37.7℃

极端最低气温-26.2℃

平均相对湿度62%

最小相对湿度0%

平均水汽压8.8kPa

平均降水量519.0mm

平均蒸发量1553.3mm

最大一日降水量150.6mm

一小时最大降水量57.3mm

最大积雪深度27cm

最大冻土深度92cm

平均风速1.2m/s

50年一遇10m高度10分钟平均最大风速21.7m/s

基本风压0.294kN/m2

十一、地震烈度

厂区处于地震相对稳定区，厂区基本地震烈度为7度，地震动水平峰值加速度为0.1g，特征周期0.55s。

厂址土壤为Ⅲ类场地土，主厂房零米地坪标高945.50m（1956年黄海高程）。

十二、环境保护

武乡县当地无大中型企业，环境本底较好，环境容量大，电厂燃用动力煤，灰份较小，并采取高效电除尘器、湿法脱硫、低氮燃烧等技术可大大降低电厂的烟尘和NOx的排放量和排放浓度，并达标排放。

生活和工业废水通过工艺处理循环使用，基本达到零排放。

十三、厂区规划及系统方式

1．厂区管线采用沟道与架空相结合，以架空为主。

2．厂区竖向布置采用平坡式和阶梯式相结合的布置方案。

3．本工程为减少建设用地不设单独的厂前区，而与生产区有机地结合起来。

厂区大门位于厂区东侧，坐北朝南，进入大门，展现在眼前的是一小型广场。

面对广场的为综合办公楼（包括行政办公、生产办公以及热控试验室、金相实验室、电气实验室、通信室、医务室等），在大门左右分别布置警卫传达室及自行车棚，小型广场左侧布置化学水车间与化验楼，综合办公楼后面布置多功能综合服务楼（包括职工浴室、职工食堂、检修及夜班人员休息室、招待所、单身公寓等）。

4．厂区绿化面积为8.38×104m2，绿化系数为20％，灰场绿化面积6×104㎡。

5．汽轮发电机组采用纵向顺列布置，机头朝向固定端。

取消除氧间，除氧器和高压加热器布置在汽机房B列，低加布置在A列侧。

汽机房分三层布置，即：

零米、6.9米和13.7米层。

运转层采用大平台布置型式，三台电动给水泵布置在汽机房零米。

6．制粉系统布置

0m层：

每台炉5台磨煤机占5个柱距。

运转层：

每台炉与磨煤机对应的柱距内布置封闭式皮带给煤机和磨煤机分离器。

输煤皮带层：

皮带层标高由给煤机标高和原煤斗的容积以及运煤系统等因素确定。

7．锅炉布置

锅炉采用半露天封闭布置，两台送风机和一次风机布置在锅炉两侧。

每台锅炉设有一台客货两用电梯，位于锅炉前部锅炉和集控楼之间，电梯与锅炉平台各主要层次设有联络步道。

8．炉后布置

每台锅炉炉后依次布置两台双室电气除尘器、两台静叶可调轴流吸风机。

二台锅炉合用一座高240m（暂定）的烟囱。

吸风机为室内布置。

除尘器场地两炉之间布置除尘器配电间。

9．直接空冷部分

空冷凝汽器布置在汽机房A列前，平台高度按4台机组排列布置考虑，机群的噪音按环保要求合理确定。

汽管道布置考虑排汽主管、支管的支撑、稳定性，热补偿等措施。

10．运煤部分

本期工程从主厂房固定端上煤，系统按1500t／h设计。

来煤受卸系统、运输、破碎筛分系统及相应的公用设施，土建、安装工程均按4×600MW机组一次建成设计。

火车卸煤沟按双线缝式煤槽设计。

根据当地的煤源分布、公路运输以及厂址的地形情况，适当加大汽车煤场，公路来煤受卸采用地下缝式煤槽，地下缝式煤槽布置于铁路卸煤槽东北侧，煤槽长约80余米，煤槽上口宽8m，设有振动平煤箅，煤槽上口设防雨棚。

11．除灰除渣部分

除灰系统拟采用正压气力输送系统。

每台600MW机组配置一套系统，灰库为两台机组共用。

除渣系统考虑每台锅炉配置一台刮板捞渣机，单侧出渣。

捞渣机关键部件采用进口设备。

全厂设立统一的压缩空气系统，供2×600MW机组各用气点用气。

通过对汽车运输与皮带运输方案的专题研究，厂外输灰推荐汽车运输方案。

12．脱硫部分

根据机组容量、脱硫率要求，以及对粉尘排放浓度要求的提高，本工程采用全烟气量湿式石灰石／石膏法烟气脱硫装置。

采用外购粉方案，石膏采用二级脱水至含水率～10％。

脱硫石膏运至灰场单独堆放，为今后的综合利用创造条件。

脱硫系统的废水处理由脱硫岛考虑。

脱硫系统中吸收塔除雾器、吸收塔内组件、吸收塔搅拌器、吸收塔循环泵、旁路档板、真空皮带脱水机、石膏旋流站及废水旋流站、重要的监测、采样一次元件及仪表可采用进口。

13．电厂化学部分

锅炉补给水处理采用一级除盐加混床系统。

凝结水精处理系统采用中压凝结水精处理装置。

每台机组各设粉磨树脂覆盖过滤器2台或阴阳床3台，每台出力50﹪凝结水量。

锅炉补给水处理车间位于主厂房固定端一侧，采取二列布置。

水处理室的一端建有二层化学用综合化验楼，用于化学运行控制、配电、化验和办公等。

锅炉补给水处理车间本期一次建成。

锅炉补给水处理系统主要阀门和在线仪表采用进口产品。

本工程酸碱运输方式按汽车运输设计。

本期工程设绝缘油库，内设80m3绝缘油箱两台以及必要的滤油设施，另外设事故油池一座以满足事故排油需要，主厂房内设集油箱、抗燃油箱、油净化装置：

燃油泵房设置供、储、卸供油设施。

本期工程拟设置1套中压水电解制氢装置，预留二期1台的位置。

14．厂用电部分

本工程高压厂用电采用l0kV一级电压，低压采用380V／220V电压。

每台机组设1台分裂绕组高压厂用变压器，两台机组设1台同容量起动／备用变压器；每台机组设两段10.5kV工作母线，其中两台电动给水泵分别从本机组两段10.5kV厂用工作段引接，另一台分别跨接在本机组两段10.5kV厂用工作段上。

公用负荷分别从两台机组工作段引接。

设置柴油发电机组作为交流事故保安电源。

交流不停电电源，每台机组设置一套UPS，机组UPS设备布置在集控楼UPS配电间内。

网络控制系统设二套UPS。

15．机组电气系统的控制方式

机组电气系统的控制、测量、信号均由分散控制系统（DCS）作为主要控制监测手段，不设常规的控制盘，以LCD和键盘为监视和控制中心，配以极少量必要的常规仪表，使炉、机、电的控制水平协调一致。

由DCS控制的主要电气设备有：

发电机双卷变压器组及其发电机励磁系统，高压厂用工作变压器，高压起动／备用变压器，主厂房内低压厂用变压器，消防水泵，厂用电动机。

设置必要的后备硬手操和设备，不设报警光字牌。

发变电组保护装置、厂用电系统的保护装置、同期装置、发变组故障录波装置、发电机自动电压调节装置（AVR）、厂用电源自动切换装置等均独立于DCS设置。

其中装置与DCS之间传输信息量较多的信号通过标准通讯接口进行通讯，信息量较少的信号通过硬接线方式通讯。

发电机变压器组及厂用电系统的保护采用微机型继电保护装置，辅助车间变压器、高压厂用电动机保护选用微机型综合保护装置。

16．热工自动化部分

16.1本工程拟设计厂级自动化系统（PAS），即在DCS的基础上扩展建立厂级通讯网络，厂级自动化系统（PAS）包括：

非实时管理的厂级管理信息系统（MIS）和实时管理的厂级监控信息系统（SIS）。

16.2采用微处理器为基础的分散型计算机监控系统（DCS）。

DCS的主要功能包括机组的数据采集系统（DAS）：

模拟量控制系统（MCS）；炉膛安全监视保护系统（FSSS）；主要的辅机顺序控制系统（SCS），包括电气发电机／变压器和厂用电顺序控制系统SCS（G／A）；机组的旁路控制系统（BPS）和汽机保护（ETS）系统。

将智能I／O设备安装在就地设备附近，初步实现分散控制系统在功能上和物理上均分散的控制效果。

16.3本工程采用炉、机、电、网控集中控制方式，两炉两机电气及电网监控共设一个控制室。

控制室、电子设备间、工程师室及SIS机房布置在控制楼内。

16.4对于辅助系统，拟采用PLC+上位机的网络控制方案，根据工艺系统的划分，全厂辅助车间分别设置煤、灰、水网络控制中心进行集中监视和控制，实现以计算机网络技术为主，运行人员在网络控制室内通过上位机实现辅助车间及系统的启／停运行控制，正常运行的监视和调整以及设备异常与事故工况的处理。

16.5水处理系统的汽水取样和加药部分纳入凝结水处理系统的控制中。

16.6本工程主厂房、水系统区域、灰系统区域分别设置数字化图象监控系统，并分别在单元集中控制室、水系统网络控制室、灰系统网络控制室装有闭路电视显示器，以监视无人值班场所设备的运行状况。

16.7辅属系统的控制部分留有实现全厂生产系统集中控制的通讯接口。

16.8空冷系统的控制纳入机组DCS，设置独立的控制器。

16.9烟气脱硫系统采用独立的DCS（随系统提供）与除灰网络合并一个控制室。

16.10由于本工程主系统和辅助系统按不设常规监控设备考虑，运行人员与工艺系统的界面是LCD操作员站，对于国内生产质量不符合控制系统要求的现场仪表和控制设备应选用进口产品。

——单独的系统程控采用可编程控系统

——控制室后备操作盘采用框架式仪表盘，电源盘、保护盘、就地盘均采用柜式仪表盘

——汽包水位工业电视采用双端单尾型工业电视

——炉膛火焰工业电视采用高温内窥式

——热力配电箱采用抽屉式

——变送器采用智能型变送器

——保护用开关量仪表选用进口产品

——FSSS燃油快关阀、火焰检测器选用进口产品

——用于变送器过程开关的仪表阀门选用进口产品

——电动执行机构选用进口产品

17．主机介绍

本工程选用哈尔滨汽轮机厂生产的NZK600-16.7/538/538亚临界、中间再热、单轴、三缸四排汽直接空冷凝汽式汽轮机。

给水回热为3高加+1除氧+3低加的系统，加热器疏水采用逐级自流，除氧器滑压运行，汽封为自密封系统。

本工程选用武汉锅炉股份有限责任公司WCZ2080／17.51—1型，亚临界控制循环汽包锅炉，四角切圆燃烧，单炉膛п型布置，一次中间再热，平衡通风，全钢构架，半露天布置，固态排渣煤粉炉。

四角切向布置，摆动式水平浓淡燃烧器。

容克式三分仓回转式预热器。

汽温调节方式：

过热蒸汽，两级喷水减温；再热蒸汽，摆动燃烧器辅以喷水减温。

本期工程发电机选用哈尔滨电机厂有限责任公司QFSN—600—2YHG三相两极同步发电机，采用水氢氢冷却方式，励磁方式为自并励静止励磁系统。

本期工程2×600MW机组以发—变组形式以500kV一级电压接入系统，电厂500kV出线两回，可满足4×600MW机组输送容量的需要。

电厂出双回路至榆社500kV变电站，线路长度为25km。

18．全厂管理信息系统

全厂管理信息系统包括两部分：

SIS系统和MIS系统。

SIS系统的主要功能为：

数据采集、储存、备份；在线维护功能；数据传送功能；系统显示功能；计算和统计功能；报表；查询等。

计算功能：

就是基本数据的计算（如：

累加、平均、最大、最小值、加权平均等），根据数学模型进行机组运行、性能和经济指标的计算。

统计功能：

就是主设备和重要辅助设备的运行台帐自动生成（包括运行时间、启停次数、异常运行时间、启停状态等），并同时对项目内容进行注解。

MIS系统的主要功能为：

1）设备资产管理系统：

设备管理、物资管理、状态检修、两票管理、工程管理。

2）生产管理系统：

运行管理、生产技术管理、安全监察、班组管理。

3）经营管理系统：

财务管理接口、综合计划管理、统计管理、燃料管理、全面预算管理、经济技术指标分析、竞价上网决策支持。

4）行政管理系统：

企业网站、人力资源管理、办公自动化、政工管理、档案资料管理、综合查询。

第二节电气系统主接线

电气主接线是指在发电厂、变电所、电力系统中，为满足预定的功率传送方式和运行等要求而设计的、表明高压电气设备之间相互连接关系的传送电能的电路。

电路中的高压电气设备包括发电机、变压器、母线、断路器、隔离开关、线路等。

它们的连接方式，对供电可靠性、运行灵活性及经济合理性等起着决定性作用。

一、电机—主变压器回路接线

发电机—主变压器回路接线是电厂主接线中的一部分。

发电机出口直接经变压器接入高电压系统的接线，称为发电机－变压器组单元接线。

目前我国及许多国家的大容量机组（特别是200MW以上的机组）的单元接线中，发电机出口一般不装设断路器，其理由是：

大电流大容量断路器（或负荷开关）投资较大，而且在发电机出口至主变压器之间采用封闭母线后，此段线路范围的故障可能性亦已降低。

甚至在发电机出口也不装隔离开关，只设有可拆的连接片，以供发电机测试时用。

我厂也采用发电机－变压器组单元接线，发电机出口不装设断路器和隔离开关的形式。

当然，发电机出口也有装设断路器的，例如大唐盘电2×600MW机组，其发电机出口就装设有断路器，且运行良好。

发电机出口装设断路器的理由是：

1）发电机组解、并列时，可减少主变压器高压侧断路器操作次数，特别是500KV或220KV为一个半断路器接线时，能始终保持一串内的完整性。

当电厂接线串数较少时，保持各串不断开（不致开环），对提高供电送电的可靠性有明显的作用。

2）起停机组时，可用厂用高压工作变压器供厂用电，减少了厂用高压系统的倒闸操作，也简化了同期操作，从而提高了运行可靠性。

当厂用工作变压器与厂用起动变压器之间的电气功角δ相差较大（一般大于15°）时，这种运行方式更为需要。

3）当发电机出口有断路器时，厂用备用变压器的容量可与工作变压器容量相等，且厂用高压备用变压器的台数可以减少。

如我国规程规定，两台机组（不设出口断路器）要设置一台厂用备用变压器，而前苏联的设计一般为6台机组设置一台厂用备用变压器。

4）当发电机出口至主变压器高压侧开关之间发生故障时，发电机出口断路器可迅速切断发电机侧提供的短路电流，而不设出口断路器时，发电机将一直提供短路电流，直到发电机灭磁过程完成，使故障设备损坏程度加剧。

发电机出口装设断路器所带来的主要缺点是：

在发电机回路增加了一个可能的事故点。

发电机与主变之间的连接采用全连式分相封闭母线，高压厂变、励磁变和高压脱硫变从发电机与主变低压侧之间引接。

厂用变压器分支引出线和电压互感器分支引出线也采用分相封闭母线。

由于励磁系统采用全静态可控硅整流的自并励方式，其励磁变压器电源从高厂变分支封闭母线上支接。

（如图1-2）。

图1-2发电机—主变压器单元接线

二、500KV系统接线

如图1-3所示，每两个元件（出线或电源）用三台断路器构成一串接至两组母线，称为一个半断路器接线，又称3／2接线。

在一串中，两个元件（进线或出线）各自经一台断路器接至不同母线，两回路之间的断路器称为联络断路器。

在装设600MW机组的大容量电厂中，广泛采用3／2接线。

在电厂第一期工程中，一般是机组和出线较少，例如：

只有两台发电机和两回出线，构成只有两串3／2接线。

在此情况下，电源（进线）和出线的接入点可采用两种方式：

一种是交叉接线，如图1－3（a）所示，将两个同名元件（电源或出线）分别布置在不同串上，并且分别靠近不同母线接入，即电源（变压器）和出线相互交叉配置，我厂采用这种接线方式；另一种是非交叉接线，如图1－3（b）所示，它也将同名元件分别布置在不同串上，但所有同名元件都靠近某一母线一侧（进线都靠近一组母线，出线都靠近另一组母线）。

通过分析可知，3／2交叉接线比3／2非交叉接线具有更高的运行可靠性，可减少特殊运行方式下事故扩大。

例如：

一串中的联络断路器（如502）在检修或停用，当另一串的联络断路器发生异常跳闸或事故跳闸（出线L2故障或进线T2回路故障）时，对非交叉接线将造成切除两个电源，相应的两台发电机甩负荷至零，电厂与系统完全解列；而对交叉接线而言，至少还有一个电源（发电机－变压器组）可向系统送电，L2故障时T2向L1送电，T2故障时T1向L2送电，仅是联络断路器505异常跳开时也不破坏两台发电机向系统送电。

还有些特殊故障，如当任一母线故障并发生与故障母线相连的两台断路器均拒动时，除了由母差保护切除连接故障母线的各断路器外，还要由拒动的断路器启动相应的失灵保护，跳开这两串的中间两台联络断路器，这样仅切除一回电源进线和一回出线，而不至于切除相同两个电源进线或两回出线。

但交叉接线的配电装置布置比较复杂，需增加一个间隔。

应当指出，当3／2接线的串数多于两串时，由于接线本身构成的闭环回路不止一个，一个串中的联络断路器检修或停用时，仍然还有闭环回路，因此不存在上述差异。

一个半断路器接线的主要优点是：

（a）交叉接线（b）非交叉接线

图1-3一个半断路器接线

1）运行时，两组母线和同一串的三个断路器都投入工作，称为完整串运行，形成多环路状供电，具有很高的供电可靠性。

任何一断路器故障，各回路按原方式运行。

能避免由于母线故障引起的大量线路停电及电源中断。

2）运行和调度灵活，一串中任何一台断路器退出或检修时，这种运行方式称为不完整串运行，此时仍不影响任何一个元件的运行。

3）这种接线运行方便、操作简单，隔离开关只在检修时作为隔离电器。

图1-4500kV系统接线

一个半断路器接线的主要缺点是：

1）从整个电网的角度来看，这种接线形式不能很好的满足形成一个合理而稳定的电网结构，因为一个合理的电网结构应该是外接电源适当分散，同时受端系统的联系应该加强，尤其是在事故情况下能对受端系统提供足够的电压支撑，能避免由于大负荷转移到相邻线路后引起的静态稳定被破坏，或受端电压大幅度下降而引起的电压崩溃。

2）继电保护复杂。

当一个电源进线或一回出线故障时，必须将该电源或出线与系统相连的两个断路器切除，设计保护逻辑时要充分考虑这一点。

相应的失灵保护、重合闸逻辑也比较复杂。

3）断路器多，投资较高。

火力发电厂的启动/备用变是为保证机组正常启动停机用电及厂用电源的备用电源而设置的电源系统。

备用电源应具有独立性和足够的供电容量，最好能与电力系统紧密联系，在全厂停电下仍能从系统获得厂用电源。

为了保证可靠性，当技术经济合理时，应由外部电网引接专用线路作备用电源。

但我厂引接专线时需从40公里以外的侯堡220KV变电站引接，线路投资较大，而且从地区网引接的电厂启动/备用电源要按大工业用户收取基本电费和电度电费，运行费用也很高。

因此我厂启动/备用电源直接从本厂500KV母线上引接，即在500KV系统增加一不完整串引接启动/备用电源。

对600MW机组，一般每两台机组设一套公用的启动／备用变压器。

我厂500KV系统接线如图1-4所示。

第三节厂用电系统接线及其运行方式

一、厂用电系统电压等级选择

发电厂在启动、运转、停役、检修过程中，有大量以电动机拖动的机械设备，用以保证机组的主要设备和输煤、碎煤、除灰、除尘及水处理等辅助设备的正常运行。

这些电动机以及全厂的运行、操作、试验、检修、照明等用电设备都属于厂用负荷，总的耗电量，统称为厂用电。

厂用电的电量，大都由发电厂本身供给。

其耗电量与电厂类型、机械化和自动化程度、燃料种类及其燃烧方式、蒸汽参数等因素有关。

厂用电耗电量占发电厂全部发电量的百分数，称为厂用电率。

厂用电率是发电厂运行的主要经济指标之一。

厂用电电压等级主要是根据厂用电动机容量来确定。

我厂一期工程2×600MW直接空冷机组采用三台50%电动给水泵，电动机功率11000KW，两台运行，一台备用。

电动给水泵启动时对厂用母线电压影响很大，当厂用电采用6KV时，选择50KA的开关柜也不能满足电动给水泵起动时的母线压降要求，所以高压厂用电压选择10.5K