火力发电厂电气设计.doc

1 第一部分 设计说明书 1 概述 1.1 原始资料 1.1.1 工程概况 某地区根据电力系统的发展规划，拟在该地区新建一座装机容量为2400MW 的火力发电厂，发电厂安装4台600MW机组，发电机端额定电压为20kV,此电 厂一期工程计划安装2台600MW的汽轮发电机组，型号为上海汽轮机有限公司的 QFSN-600-2型，发电机额定电流19245A，功率因数为0.9，安装顺序为#1、#2 机，厂用电率为8%，机组年利用小时最大为6000小时，出线2回与500kV的系 统相连,2回线路输送功率相等，每回线路的最大负荷510MW，最小负荷为 496MW；二期工程计划安装2台600MW的汽轮发电机，本次设计以一期工程为 例。 1.1.2 计算参数 #1、#2机经变压器与500kV的系统相连，以100MVA为基数值归算到本 厂500kV母线上阻抗为0.048。 1.1.3 厂址条件 厂址位于海边，水源充足，附近有煤矿，周围地势平坦，并具有主干铁路与外 相连。 1.1.4 气象条件 DT发电厂所在地最高温度为40；最高月平均温度为25；风向以东北风 为主。 1.2 设计主要内容 发电厂是电力系统的重要组成环节，它直接影响整个电力系统的安全与经济运 行，本设计主要讲述了电气主接线和主变的选择，阐述了电气一次部分及其设备选 择的原则内容，力求概念清楚，层次分明。 2 设计说明书包括电气主接线的设计，主变压器的选择，短路电流的说明，电气 设备的选择，厂用电的设计，发电厂平面布置优化设计，防雷保护设计。设计计算 书包括短路电流计算，电气设备的校验计算和防雷范围的计算。设计图纸包括电气 主接线图，厂用电接线图，电气平面图和部分设备的剖面图。 3 2 电气主接线设计 2.1 电气主接线设计的原则 电气主接线是发电厂电气设计的首要部分，也是构成电力系统的主要环节。电 气主接线的确定与电力系统整体及发电厂本身运行的可靠性、灵活性和经济性密切 相关，并且对电气设备选择、配电装置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。 因此，主接线的正确、合理设计，必须综合处理各个方面的因素，经过技术、经济 论证比较后方可确定1。 2.2 大型发电厂电气主接线的基本要求 大型发电厂电气主接线应满足可靠性、灵活性和经济性的要求；应满足电网调 峰和事故备用的要求；应满足电力系统安全稳定导则的要求；有利于电厂的运 行管理和适应厂网分开及竞价上网的需要；应尽量简单。 2.2.1 可靠性 安全可靠是电力生产的首要任务，保证供电可靠和电能质量是对主接线最基本 要求，而且也是电力生产和分配的首要要求。停电不仅给发电厂造成损失，而且给 国民经济带来的损失将更加严重。 主接线可靠性的具体要求：断路器检修时，不宜影响对系统的供电；断路器或 母线故障以及母线检修时，尽量减少停运的回路数和停运时间，并要求保证对一级 负荷全部和大部分二级负荷的供电；尽量避免发电厂全部停运的可能性。 2.2.2 灵活性 电气主接线应能适应各种运行状态，并能灵活地进行运行方式的转换。灵活性 包括以下几个方面： （1）操作的方便性：电气主接线应该在满足可靠性的条件下，接线简单，操作 方便，尽可能地使操作步骤少，以便于运行人员掌握，不致在操作过程中出差错。 （2）调度的方便性：电气主接线在正常运行时，要能根据调度要求，方便地改 变运行方式，并且在发生事故时，要能尽快地切除故障，使停电时间最短，影响范 围最小，不致过多地影响对用户的供电和破坏系统的稳定运行。 4 （3）扩建的方便性：对将来要扩建的发电厂，其接线必须具有扩建的方便性。 尤其是火电厂，在设计主接线时应留有发展扩建的余地。设计时不仅要考虑最终接 线的实现，还要考虑到从初期接线到最终接线的可能和分段施工的可行方案，使其 尽可能地不影响连续供电或在停电时间最短的情况下，将来能顺利完成过渡方案的 实施，使改造工作量最少。 2.2.3 经济性 主接线在满足可靠性、灵活性要求的前提下做到经济合理,经济性从以下几个方 面考虑： （1）投资省：主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关、电流和电压互感 器、避雷器等一次设备的投资，要能使控制保护不过于复杂，以利于运行并节约二 次设备和控制电缆投资；要能限制短路电流，以便选择价格合理的电气设备或轻型 电器。 （2）占地面积小：主接线要为配电装置布置创造条件，以节约用地和节省构架、 导线、绝缘子及安装费用。对大容量发电厂或变电站，在可能和允许条件下，应采 取一次设计，分期投资、投建，尽快发挥经济效益。 （3）电能损失少：经济合理地选择主变压器的型式、容量和数量，避免两次变 压而增加电能损失。 2.3 主接线的接线方式选择 目前大型发电厂电气主接线的典型方案：大型发电厂一般采用220500 kV (750kV)一级电压等级直接接入系统，330kV以上的发电厂大多采用3/2接线方 式(即1台半断路器接线方式) 也有采用1/2和环形母线多分段接线。 2.3.1 3/2接线方式 3/2（一个半断路器）接线，这种接线方式是从双母线双断路器接线方式演变 而来。最大的优点是任何一台断路器发生故障退出运行,不影响任何一个回路的正常 运行,甚至当一段母线故障后,也不会影响供电。具有较高的供电可靠性和灵活性。 与双母线双断路器接线方式相比,每一回路可以少半台断路器,符合经济性的要求。 3/2接线图如图2.1所示 5 母线 母线 一期二期 图 2.1 3/2 接线图 3/2接线方式具有较强的优势,到现在为止仍被广泛应用在大型发电厂和变电 所中。3/2接线方式用于出线回路数较多的枢纽变电所,优势特别明显,并会在今后 相当长的时间被采用，但是3/2接线在大型发电厂也存在下列问题 （1）为了使潮流分配合理,电源侧和负荷侧的回路必须搭配在1串断路器内,以 减少母线中流过的电流。线路断路器要求采用分相操作的操作机构,以满足单相重合 闸的要求。而发电机变压器组断路器要求采用三相联动的操作机构,以防止发电机 非全相运行,这样中间断路器不可能同时满足2种功能的要求。 （2）在继电保护上存在“和电流”等问题,容易引起保护误动。为防止误动,要 采取一定的技术措施,如加装“和电流”保护器等,使保护接线复杂化。中间断路器 为2个回路公用,使控制回路接线变得复杂,甚至有可能出现集控和网控两地控制的 现象,为防止误操作,在控制回路需加装闭锁回路, (或在软件上加装闭装操作回路) ,使 控制回路变得更为复杂。 （3）发电机的启、停操作相对比线路操作要多,发电机解列后,为保持1串断路 6 器的完整性,经过一番倒闸操作后,把发电机变压组所联的2台断路器投入。当 发电机需要并网时,先要经过一番倒闸操作后,把发电机变压器的2台断路器断开 后,才能并网操作, 因此操作较为复杂。为此, 根据 DL50002000火力发电厂设 计规程13.2.8条规定:“技术经济合理时,容量为600 MW 机组的发电机出口可 装设断路器或负荷开关”,这样可以减少启、停机时,主变高压侧2台断路的操作次 数。水电机组因调峰需要,启、停频繁,均采用发电机出口断路器( GCB ) 。由于 大型发电机GCB 只有瑞士(ABB) ,法国(ALSTHOM)等少数厂商有制造和研发 能力,所以价格非常昂贵,在火电厂中严格控制应用。 2.3.2 1/2接线方式2 1/2接线方式是一种由常规双母线接线方式演变而来的“单双断路器”接线方 式,简写为1/2接线,这里的“1”是指发变组用1台断路器控制,“2”是指线路 用2台断路器控制。1/2接线如图2.2 一期 二期 图 2.2 1/2 接线图 1/2接线的基本接线方式与常规双母线接线方式相同,相应的控制和保护也与常规 7 双母线基本相同,由于没有母联与旁路,故母线保护比常规双母线更简单、可靠。对 于机组较多的发电厂,在断路器可靠性有保障的前提下,发变组适当降低一点可靠 性,用1台断路器控制则比较经济。而对超高压、重负荷的线路,从系统安全稳定角 度出发,用2台断路器控制1回线路则比较可靠。 随着电力系统容量的不断扩大,单机容量在全系统容量中所占比率相对减少,发 电机组因故退出运行,对全系统的影响也相应减少,按N-1原则,不会引起系统的稳 定问题。随着超高压断路器制造质量和可靠性的提高,因断路器故障造成发电机组退 出运行的可能性越来越小。反之随着输电线路电压等级的提高和长距离输电的需要, 系统稳定问题比较突出。综合上述因素,提出一种接线简单、清晰,操作灵活、方便, 投资相对节省的1/2接线方式。 （1）1/2电气主接线的优点 发变组高压侧断路器可以采用电气联动的断路器,能有效止制非全相运行事 故的发生。由于水电机组一般在发电机出口装有GCB,主变高压侧断路器操作的次 数相对较少,非全相运行的可能性要比火电机组小得多。 在继电保护上不存在“和电流”的问题,可使继电保护回路接线简化而可靠。 由于没有中间断路器,使断路器的控制为一一对应的控制方式,简化断路器的控 制回路、同期回路和保护回路的接线,相应简化操作程序,减少误操作的可能性。 从运行的可靠性分析来讲, 1/2接线的最大特点是发变组与线路在一次和二 次控制、保护完全分开,结线简单、清晰,互不牵连,不存在中间断路器两地控制的问 题,不易发生误操作。可集中控制,也可分网控、集控控制,发变组的启、停操作对 系统的接线方式(运行方式)不影响,对系统的安全稳定有好处,容易实现厂网分开的 管理体制。 在3/2接线方式中有失灵保护的配合问题、继电保护的检修问题、电流互感器 和电压互感器的配置问题、二次线安装单位的划分问题、同名回路的配置等一系列 问题,而在1/2接线方式中基本不存在。所以1/2接线的二次接线大为简化,可降低 二次回路的故障几率,有利于运行和检修,有利于电气主接线整体可靠性和系统安全 稳定性的提高。 （2）1/2电气主接线的缺点 由于1/2接线是从双母线接线演变而来,存在双母线接线方式的缺点,即当一段 8 母线故障或断路器失灵保护动作时,该段母线失电,使全厂一半机组要退出运行,有可 能造成系统失去稳定。但母线故障的几率极低。 2.3.3 环形母线多分段接线 环形母线多分段接线的每段母线可连接一回发电机和一回发电机变压器组， 相当于以发电机变压器线路与环形母线多分段相连接，日本东京电力公司沿海 大型电厂500kV配电装置已经运用。环形母线多分段接线图如图2.3 图 2.3 环形母线多分段接线图 环形母线多分段优点：设备投资和占地面积方面少，且继电保护和二次回路简 单，并可做单层屋内布置，特别适用于严重污秽而采用屋内配电装置的发电厂。 环形母线多分段缺点：此接线出线断路器不便设旁路设施，必须配合线路进行 检修，因而只能采用质量可靠，检修周期超过20年的SF6断路器。与一个半断路 器相比，其可靠性和灵活性明显降低，其灵活性不足只能靠断路器的质量来弥补。 此发电厂单机容量为600MW，一期工程容量达到1200MW，总容量将达到 2400MW，属于大型火电厂，该电厂在未来电力系统中的作用和地位至关重要， 且年利用小时数为6000h5000h，大于电力系统发电机组的平均最大负荷利用小 时数。该电厂为火电厂，在电力系统中将主要承担基荷，从而该厂主接线设计务必 着重考虑其可靠性，因此采用3 /2接线。其主接线图见附图1。 9 3 主变压器的选择 3.1 主变选择的原则 主变容量一般按发电厂建成后510年的规划输送容量来进行选择，并适当考 虑远期1020年的负荷发展。如果主变容量选得过大，台数过多，不仅增大投资， 增大占地面积，而且也增加了运行电能的损耗，设备未能充分发挥效益，若容量选 得过小，将可能封锁发电机剩余功率的输出或者不能满足用户用电的需要3。 根据发电厂向系统输送容量的大小和电网结构来确定主变的容量。对于对系统 有重要影响的发电厂，应考虑一台主变停运时，能保证发电厂70%80%的电能 输出，机组容量为200MW以上的发电厂采用发电机双绕组变压器单元接线接入系 统。 3.2 主变容量的确定 大型发电厂采用单元接线，根据运行经验，变压器的容量应保证在有一台检修 的情况下，其他变压器能输送全部容量的 70%，按原始资料提供的数据（按最大输 送容量算），因此本设计的主变每台应带负荷为：(5102)0.7=714MW，查发 电厂电气部分课程设计资料，选定变压器的容量为720MW.由于变压器只有两 个电压等级，所以这里选择双绕组变压器，单元接线时变压器容量应按发电机的额 定容量扣除本机组厂用负荷后，留有10%的裕度来确定。 即600MW（1-8%）85%110%=714.4MW720MW，满足要求。 3.3 调压方式的确定 为了保证系统的供电质量，电压必须维持在允许范围内。通过变压器的分接头 开关切换，改变变压器高压部分绕组匝数，从而改变其变比，实现电压调整。切换 方式有两种：不带电切换，称无励磁调压，调整范围通常在 10%以内；另一种是 带负荷切换，称为有载调压，调整范围可达30%。其结构复杂，价格较贵，主要适 用接于出力变化大的发电厂的主变压器，以保证母线电压恒定。该发电厂出力基本 恒定，因此该发电厂主变采用励磁调压。 10 3.4 冷却方式的选择 电力变压器的冷却方式随变压器型式和容量不同而异，一般有自然风冷却、强 迫风冷却、强迫油循环水冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环导向冷却。 自然风冷却及强迫风冷却适用于中、小型变压器；大容量变压器一般采用强迫 油循环风冷却。在水源充足的条件下，为压缩占地面积，也可采用强迫油循环水冷 却方式。主变的容量较大因此主变采用强迫油循环风冷却。 3.5 主变相数的选择 DL50002000火力发电厂设计技术规程规定：与容量为300MW及 以下机组单元连接的主变压器，若不受运输条件的限制，宜选用三相变压器。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，经经济和技术比 较后，选用单相或三相变压器。当选用单相变压器组时，根据所连接的电力系统和 设备情况，确定是否需要装设备用相4。 DT发电厂位于沿海，规划建设4台600MW级的火电机组，总容量为 2400MW，本工程分两期建设，一期工程为2台国产600MW机组，上网电压为 500kV，已通过初步设计审查，通过技术经济比较和考虑DT发电厂地处沿海可以 海运的优越地理位置，主变选型确定为全容量三相变压器。下面就以1台 SFP720MVA/500kV三相变压器与3台DFP240MVA/500kV单相变压器 组在运输条件、技术和经济上进行论证。 3.5.1 单相与三相变压器组在运输条件、技术和经济上比较 （1）运输情况的比较：运输大容量变压器尤其是500MVA及以上容量的变压 器，困难很大，主要受运输重量、高度和宽度等因素的影响。 铁路运输：铁路运输受桥梁、铁路承重及铁路涵洞等因素的限制。如配 600MW机组的升压变压器(720MVA/500kV)，其重量和尺寸超出正常运输的限 制条件，必须采用特殊的运输方式，需要增加运输车辆的改造费、通过路段桥梁的 加固费和对铁路正常运力的干扰费，这笔费用很大。 公路运输：公路运输受桥梁、路基、运输车辆等因素的限制。桥梁的加固费、 公路的加宽费、重新修建公路费等投资较大。 11 海运：DT发电厂地处沿海，已有5000t级重件码头，具有很好的运输条件。 目前国内制造厂家如沈变、保变、重庆ABB和常州东芝，也具备运输全容量三相 变压器的条件，其中沈变、保变可通过公路运输至海港再海运到电厂重件码头，重 庆ABB、常州东芝可先通过内河再转海运到电厂重件码头。沈变、保变和重庆 ABB 均为三峡工程840MVA的大容量变压器的运输做过详细方案，证明运输方 案是可行的。沈变为沙角C电厂、常州东芝为福建后石电厂制造的大容量变压器， 均有过成功的运输经验5。因此在运输条件上，选用全容量三相变压器是可行的。 （2）三相变压器与单相变压器组的技术比较 三相变压器效率高，在同等负载损耗下，三相变压器比单相变压器组的空载损 耗要低20kW左右。 三相变压器占用场地小，有利于用地紧张的电厂，安装调试方便。 三相变压器渗漏油点少，产品维护方便。 三相变压器运输尺寸较大，对于运输条件要求较高，比较适宜于海运，DT发 电厂的地理位置非常适合大型变压器的运输。 单相变压器在实际运行中存在三相不平衡时，可能会产生磁振荡，存在事故隐 患。 沈变、保变与德国西门子公司的合作制造三峡枢纽工程 SSP840MVA/500kV电力变压器，国内变压器制造厂家已具备生产 SFP720MVA/500kV三相变压器的技术和能力。 在招投标过程中，保变、重庆ABB、常州东芝变压器均获得了国外厂家的质 量担保，其中东芝为常州东芝变为台山发电厂制造的变压器承担法律和经济上的责 任。 采用3台变压器的可靠性和1台三相变压器差不多，而增加1台备用相又增 加投资。 目前，随着大容量变压器技术的发展，变压器的可靠性均满足设计、生产的要 求。因此，在技术和制造能力上，选用全容量三相变压器也是可行的。 （3）三相变压器与单相变压器组的经济比较 三相变压器占用场地小，节省了大量的土地资源和土建费用。 12 三相变压器避免了单相变压器使用离相封闭母线联结组别的连接，节约了大 量离相封闭母线，另外延伸到高压厂变的共相封闭母线也得到了节约。 三相变压器比 3 台单相变压器组检修和维护费用少。 三相变压器空载损耗低，大大降低了成本。 三相变压器的制造成本低，可以降低采购成本。SFP720MVA/500kV三 相变压器价格比3台DFP240MVA/500kV单相变压器组的价格低240万元。 因此，在经济上选用全容量三相变压器是合适的。 三相变压器与单相变压器组的综合比较详见表3.1 表 3.1 500kV、720MVA 变压器技术及经济比较 类别项 目三相变压器 单相变压器 型 号 SFP720MVA/500kV 3 台 DFP-240MVA/500kV 额定容量 /MVA 720 3240 相数 三相 单相 空载损耗 /kW 280 3100 负载损耗 /kW 1230 3410 运输重量/t 360 3147 技术 参数 重量总计/t 450 3195 损耗 空载损耗低 空载损耗高 材料消耗 材料消耗少 材料消耗多 效率 高 低 运输 运输条件要求较高，比较适宜于海运。 运输条件要求较低。 可靠性 已具备生产的技术和能力。 已制造过多台，技术相对成熟。 技术 比较 其它 占用场地小，安装方便，便于维护检 修。 安装调试工作量大。 报价/万元 1500 1740 经济 比较采购成本 制造成本低，降低采购成本。 采购成本较高。 13 维护费 便于检修和维护，节省了变压器的运 行及检修费用。 运行及检修费用较高。 基建费 节省了大量的土地资源以及基建费用。 一次性投入较高。 变电成本 空载损耗低，降低了变电成本。空载损耗高，变电成本较高。 三相变压器在技术经济上均优于单相变压器组，性价比较高，根据DT发电厂 地处沿海的优越地理位置，采用三相变压器运输条件是允许的。因此，在技术和经 济上，主变选型确定为全容量三相变压器是可行的。主变选择结果见表3.2。 表 3.2 主变选择结果 型号SFP接线方式YNd11 容量 变比 阻抗 720MW 52522.5%/20 13.5% 相数 调压方式 冷却方式 三相 励磁调压 强迫油循环风冷却 14 4 短路电流的计算说明 4.1 短路电流计算的目的 在发电厂电气设计中，短路电流计算是其中的一个重要环节。其计算目的主要 有以下几个方面： 在选择电气设备时，为了保证设备在正常运行和故障状况下都能安全、可靠的 工作。同时又力求节约资金，这就需要按短路情况进行全面校验。 在设计屋外高压配电装置时，需按短路条件校验软导线相间和相对地安全距离。 在选择继电保护方式和进行整定计算，需以各种短路时的短路电流为依据。 接地装置的设计，也需用短路电流。 4.2 短路电流计算条件 4.2.1 基本假定 正常工作时，三相系统对称运行；所有电流的电功势相位角相同；电力系统中 所有电源均在额定负荷下运行；短路发生在短路电流为最大值的瞬间；不考虑短路 点的衰减时间常数和低压网络的短路电流外，元件的电阻都略去不计；不考虑短路 点的电流阻抗和变压器的励磁电流；元件的技术参数均取额定值，不考虑参数的误 差和调整范围；输电线路的电容略去不计6。 4.2.2 一般规定 验算导体和电器动稳定、热稳定以及电器开断电流所用的短路电流，应按本工 程设计规划容量计算，并考虑电力系统远景的发展计划；选择导体和电器用的短路 电流，在电器连接的网络中，应考虑具有反馈作用的异步电动机的影响和电容补偿 装置放电电流影响；选择导体和电器时，对不带电抗回路的计算短路点，应选择在 正常接线方式时短路电流最大点；导体和电器的动稳定、热稳定和以及电器的开断 15 电流，一般按三相短路计算。 4.3 计算公式的说明 三相短路冲击电流的计算公式 ： (4.1) fbb IKi2 在电阻较小的电路中，式(4.1)中短路电流冲击系数8 . 1 b K 三相短路全电流最大有效值的计算公式： （4.2） fbfbb IKIKI 2 ) 1(21 其式中为短路电流的有名值 f I 短路容量计算公式： （4.3） favI US3 4.4 三相短路计算结果 短路发生在K1（K2）时短路电流的标幺值为53.0146，有名值为 145.7576kA 按式（4.1）得冲击电流：370.98kA 按式（4.2）得全电流最大有效值：220.09kA 按式（4.3）得短路容量：5049MW 短路发生在K3时，短路电流的标幺值为 57.3334，有名值为6.3052kA. 按式（4.1）得冲击电流：16.05kA 按式（4.2）得全电流最大有效值：9.52kA 按式（4.3）得短路容量： 5460.30MW 三相短路计算结果见表4.1 表 4.1 短路计算结果 短路电流周期分量短路冲击电流 编号 短路点额 定电压 短路点平 均电压 有效值稳定值有效值最大值 短路容量 Un/kVUa/kVIk/kAI/kAIb/kAib/kASk/MW 16 K1/K22021145.7576145.7576220.09370.985049 K35005256.30526.30529.5216.055460.30 5 电气设备选择说明 5.1 电气设备选择的一般原则 正确选择电气设备是电气主接线和配电装置达到安全、经济运行的重要条件。 在进行电器选择时，应根据工程实际情况，在保证安全、可靠的前提下，积极而稳 妥地采用新技术，并注意节省投资，选择合适的电气设备。 尽管电力系统中各种电器的作用和工作条件并不一样，具体选择方法也不完全 相同，但对它们的基本要求确是一致的。电气设备要可靠地工作，必须按正常工作 条件进行选择，并按短路状态来校验动、热稳定性7。 5.2 电气设备选择要求 应满足正常运行、检修、断路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展的需要； 应按当地环境条件校验；应力求技术先进与经济合理；选择导体时应尽量减少品种； 选用新产品，均应具有可靠的实验数据，并经正式鉴定合格。 5.3 电气设备选择技术条件 选择的高压电器，应能在长期工作条件下和发生过电压、过电流的情况下保持 正常运行。同时，所选择导线和电气设备应按短路条件下进行动、热稳定校验。 近海地区的盐雾污秽主要是受到海风作用造成的。当空气潮湿时, 海风带着盐 雾吹来, 极易在电气设备的绝缘体上沉淀积蓄, 使电气设施受到污染。由于盐污容 易吸收水分, 在有雾或毛毛雨的情况下, 盐污受潮, 其表面将形成多处导电小桥, 从而引起闪络事故。此外,当台风来临时, 被卷起的海水将形成海水雨滴并积蓄在电 器绝缘体上, 从而造成瓷瓶闪络,这也是发生事故的原因之一。根据高压架空线路 17 和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准(GB/T 164341996)的规定 8, 离海岸1km以内, 当盐密大于 时, 为I级污秽等级, 其爬电 2 mg/cm35 . 0 25 . 0 比距按最高电压计算, 应该为3.10 cm /kV。DT电厂的500 kV配电装置距海边约 700800m , 属I类污秽区,选用配电装置时应考虑海洋对电气设施的盐雾污染。 对沿海发电厂(I类污秽区) 500 kV 配电装置,普通防污型敞开式电器的外绝缘 水平已不能满足要求, 故该厂500 kV 配电装置有如下方案可供选用。 方案一 大爬电距离(以下简称爬距) 电气设备的户外敞开式配电装置 方案二 户内SF6 全封闭组合电器(GIS) 方案三 户外SF6 全封闭组合电器(GIS)。 5.3.1 户外敞开式配电装置的特点 500 kV 罐式断路器至今国内还没有供货及运行业绩；500 kV 户外配电装置 占地面积大, 土建工程量大, 施工安装周期长；虽然采用大爬距电气设备, 但是由 于电气设备暴露在空气中, 防污能力较GIS 差；正常维护工作量大9。 5.3.2 户内GIS 所有G IS 厂家生产的G IS 设备都可以用于户内。沈阳高压开关厂及欧洲一些 厂家如ABB、梅兰、日兰等公司生产的设备价格上略有降低。 500 kV GIS 布置于户内,主要优点是检修环境好(尤其在严寒地区更合适, 如 伊敏发电厂500 kVGIS 等) ; 对某些厂家的产品在外暴露联接件、罐体表面处理、 汇控柜及操作机构的箱体表面处理等方面要求较低，户内GIS 具有如下优点: （1）防污染能力强, 全部电气元件都封闭在充气的外壳内, 电气绝缘不受导电 尘埃、盐雾污染影响(套管除外)。 （2）完全工厂化成套生产, 土建工作量小, 施工安装方便, 建设速度快。 （3）维护工作量少, 检修周期长, SF6气体泄露指标一般为每年1% , 510 年 充气1 次, 检修周期为1020年。 （4）设备小, 重心低, 抗震性能好。 （5）运行安全可靠性高, 无火灾危险, 外壳屏蔽接地, 没有触电危险。 （6）维护环境好, 检修较方便。 18 户内GIS具有如下缺点: （1）制造检修工艺要求高, SF6气体经电弧作用形成的SF4与水反应生成含毒 物质, 检修时要采取防护措施, 防止吸入或接触中毒。 （2）进出线GIB 较长,占地面积较户外式略大。 （3）低氟化硫气体对人身的危害性较户外式大。 （4）需设置专门的检修及通风设施。 5.3.3 户外GIS方案 除具有户内GIS的全部优点外,与户内GIS相比还具有以下优点: （1）进出线GIB 缩短, 占地面积较户内式小，可节省一部分投资。 （2）可节省1座约21m 160m 18m 的建筑物; 1台10t的遥控吊车; 及1套 环保设施(设备)、通风设施及其供电设备等。 （3）可减少由于低氟化硫气体对人身的危害。 （4）可缩短施工和安装周期。 （5）可避免GIS设备基础的户内、户外不同沉降而造成的影响。 户外GIS具有如下缺点: （1）制造检修工艺要求高, SF6气体经电弧作用形成的SF4与水反应生成含毒 物质, 检修时要采取防护措施, 防止吸入或接触中毒。 （2）维护环境略差。 由上述可以看出,500kV GIS与户外敞开式配电装置相比,技术上非常优越,且 可少占地55% 以上,但可比初投资,户外敞开式配电装置较GIS低很多。考虑到王滩 发电厂地处海滨,受海风盐雾影响较重,且至今国内还没有一个大型海滨发电厂采用 500kV户外敞开式配电装置,而均采用G IS。虽然从技术上分析,500kV户外敞开式 配电装置可以作为此发电厂这样海滨电厂配电装置的一个选型方案,但由于目前缺少 运行维护业绩,尤其作为配电装置的核心元件500kV罐式断路器至今国内还没有供 货及运行业绩,所以此发电厂不推荐敞开式配电装置。 通过以上技术经济分析论证,500kV户外GIS与户外敞开式配电装置相比,虽然 可比初投资高, 但技术上具有可靠性高、基本不受盐污影响、维护工作量少、施工 安装方便、建设周期短、占地面积小等优点,尤其适用于发电厂这样的滨海电厂。 19 户外GIS在技术上较户内GIS 优越,投资也较户内低840.64万元,而且占地面积 小, 所以这样的滨海电厂500kV配电装置宜采用户外型GIS。 5.4 组合器的选择 5.4.1 组合器的概述 SF6气体绝缘开关装置（Gas Insulation Switchgear）也称封闭式组合电器， 简称GIS，是由断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线（单相或三 相）、连接管、电缆连接头、出线套管、与变压器的连接装置等多种高压电器组合 而成的成套装置，其基本结构是以金属筒为外壳，将上述高压电器和绝缘件封闭在 金属筒内部并充入一定压力的SF6气体作为绝缘和灭弧介质。根据电气主接线的要 求，可以选用上述电器通过适当的连接方式以组成所需的GIS。组合器的平面图见 附图2，组合器的剖面图见附图3。 目前GIS的电压等级已包括72.5800kV,日本已研制成功1100kV（双断口） 特高压GIS，并投入试运行。与国外产品相比，国产GIS还存在差距10。 5.4.2 组合器的特点 （1）占地面积及安装空间小。由于采用SF6气体作为绝缘介质，导电体与金属 地电位壳体之间的绝缘距离大大缩小，因此，GIS的占地面积和安装空间只有相同 电压等级常规电器的百分之几到百分之二十左右。 （2）安全可靠性高。全部电器元件都被封闭在接地的金属壳体内，带电体不暴 露在空气中，运行中不受自然条件的影响，其可靠性和安全性比常规电器好得多， SF6气体是不燃不爆的惰性气体，所以GIS属防爆设备，适合在城市中心和其他防 爆场合安装使用。 （3）安装周期短。GIS主要组装调试工作已在制造厂内完成，现场安装和调试 工作量较少，可以缩短发电厂的建设周期。 （4）无需检修。只要产品的制造和安装调试质量得到保证，在使用过程中除了 断路器需要定期维修外，其他元件几乎无需检修，因而维修工作量和年运行费用大 为降低。但GIS的事故后平均停电检修时间则比常规发电厂要长。 （5）具有控制、计量和保护等多种功能。 20 （6）结构复杂，价格比较贵。GIS设备结构比较复杂，要求设计制造安装调试 水平高。GIS价格也比较贵，发电厂建设的一次性投资大。但选用GIS后，发电厂 的土建费用和年运行费用很低，因而从总体效率讲，选用GIS有很大优越性。 5.4.3 GIS的母线筒结构 （1）全三相共体式结构，不仅三相母线，而且三相断路器和其他电器元件都采 用共箱筒体。 （2）不完全三相共体式结构。母线采用三相共箱式。 （3）全分箱式结构。母线采用三相共箱式，而断路器和其他电器元件采用分箱 式。 （4）三相共箱式结构的体积和占地面积小，消耗钢材少，加工工作量小，但其 技术要求高，额定电压高，制造难度大。 5.4.4 GIS的出线方式 （1）架空线引出方式。在母线筒出线端装设充气（SF6）套管。 （2）电缆引出线方式。母线筒出线端直接与电缆头组合。 （3）母线筒出线端直接与主变压器对接。此时连接套管的一侧充有SF6，另一 侧则有变压器油。 5.4.5 组合器型号的选择 根据电压等级和短路结果初步选择8D5型组合器，其参数见表5.1所示 表 5.1 8D5 型组合器的参数 额定电压/kV420525 额定工频耐受 电压/kV 520680 额定开断冲 击耐受电压 /kV 10501175 额定馈线 电流/A 20006300 额定母线 电流/A 25008000 额定短路开 断电流/kA 40100 额定短路耐受 电流/kA 40100 额定短路耐受 电流（峰值） /kA 100270 5.5 电流互感器的选择 5.5.1 电流互感器的参数 21 电流互感器的型号很多，其特征由型号表示，常用型号中字母的含义如下： 第一个字母:L电流互感器。 第二个字母:D贯穿式单匝，F贯穿式复匝，M贯穿式母线型，R装入式， Q线圈式，C瓷箱式，Z支柱式，Y低压型。 第三个字母:L电容式绝缘，Z浇注绝缘，C瓷绝缘，W户外装置。 第四个字母:D差动保护，B过流保护，J接地保护或加大容量，S速饱和， G改进型，Q加强型。 电流互感器的二次额定电流有5A和1A两种，一般弱电系统用1A，强电系 统用5A，当配电装置距离控制实较远时亦考虑用1A，保护用电流互感器按用途可 分为稳态保护用（P）和暂态保护用（TP）两类。 电流互感器的额定的二次负荷标准值，按GB120875的规定，为下列数值 之一：5、10、15、20、25、30、40、50、60、80、100VA。当额定电流为 5A时，相应的额定负荷阻抗值为 0.2、0.4、0.6、0.8、1.0、1.2、1.6、2.0、2.4、3.2、40欧，当一个二次绕 组的容量不能满足要求时，可将两个二次绕组串联使用。 二次级的数量决定于测量仪表、保护装置和自动装置的要求。一般情况下，测 量仪表与保护装置宜分别接于不同的二次绕组，否则应采取措施，避免相互影响。 5.5.2 一次额定电流的选择 （1）当电流互感器用于测量时，其一次额定电流应尽量选择比回路中正常工作 电流大1/3左右，以保证测量仪表的最佳工作，并在过负荷时使仪表有适当的指示。 （2）电力变压器中心点电流互感器的一次额定电流应按大于变压器允许的不平 衡电流选择，一般情况下，可按变压器额定电流的1/3进行选择。 （3）中性点非直接接地系统中的零序电流互感器，在发生单相接地故障时，通 过零序电流较中心点直接接地系统小得多。为保证保护装置可靠动作，应按二次电 流及保护灵敏度来校验零序电流互感器的变比，电缆式零序电流互感器的窗口应能 通过一次回路的所有电缆；母线式零序电流互感器的母线截面应按一次回路的电流 选择，其窗口应考虑有一根继电保护用的二次电缆要从窗口穿过。 22 （4）发电机横联差动保护用的电流互感器一次电流，应按下列情况选择：安装 于各绕组出口处时，一般按定子绕组每个支路的电流选择；安装于中心点连接线上 时，可按发电机允许的最大不平衡电流选择11。根据运行经验，此电流一般取发电 机额定电流的2030%，电流互感器的选择结果见表5.2。 表 5.2 电流互感器的选择结果 位置型号变比测量级精度保护级精度 发电机侧LMZ25000/5A0.2S5P20 1A 厂变侧LMZ2000/5A0.25P20 1B 厂变侧LMZ1000/5A0.25P20 电抗器侧LC400/1A0.25P30 备用变侧LC400/1A0.25P20 5.6 电压互感器的选择 5.6.1 电压互感器型式的选择 电压互感器的型号含义如表5.3 所示 表 5.3 电压互感器的型号含义 相数绝缘型式结构型式 JDSJGZBWJ 电压互感器单相三相油浸式干式浇注式补偿线圈五心三线圈接地 220kV及以上的配电装置，当容量和准确度等级满足要求时，一般采用电容 式电压互感器，接在110kV 及以上线路侧的电压互感器，当线路上装有载波通讯时， 应尽量与耦合电容器结合，统一选用电容式电压互感器。 5.6.2 电压互感器接线方式 在满足二次电压和负荷要求的条件下，电压互感器应尽量采用简单的接线方式。 其接线方式有二个单相电压互感器接成 V-V 形；三个单相电压互感器接成星形星 形，高压侧中心点接地；一个三相三柱式电压互感器；一个三相五柱式电压互感器； 三个单相三线圈电压互感器 5.6.3 额定电压的选择 23 由于超高压线路要求双套主保护，并考虑到后备保护、自动装置和测量仪表的 要求，电压互感器一般应具有三个二次绕组，即两个主二次绕组、一个辅助二次绕 组。其中一个主二次绕组的准确度应不低于0.5级。 电压互感器的额定电压按表5.4选择。 表 5.4 电压互感器的额定电压 型式一次电压（V） 二次电压 （V） 第三绕组电压（V） 接于一次线电压 上(如 V/V 接法) x U100 中心点非直接 接地系统 100/3、100/3 单相 接于一次 相电压上 /3 x U 100/3 中心点直接 接地系统 100 三相 x U100 100/3 电压互感器的选择结果见表5.5 表 5.5 电压互感器的选择结果 位置型号变比 500kV 出线侧JVJ kV1 . 0/ 3 1 . 0 / 3 1 . 0 / 3 1 . 0 / 3 500 发电机侧JDJ kV1 . 0/ 3 1 . 0 / 3 20 发电机侧JSJ kV 3 1 . 0 / 3 1 . 0 / 3 1 . 0 / 3 20 备用变高压侧JVJ kV1 . 0/ 3 1 . 0 / 3 1 . 0 / 3 1 . 0 / 3 500 5.7 绝缘子和穿墙套管选择 5.7.1 绝缘子和穿墙套管选择的要求 发电厂与变电所的320kV屋外支柱绝缘子和穿墙套管，当有冰雪时，宜采 用高一级电压的产品；母线型穿墙套管不按持续电流来选择，只需保证套管的型式 与母线的尺寸相配合。 5.7.2 绝缘子和套管型式的选择 屋外支柱绝缘子一般采用棒式支柱绝缘子，屋外支柱绝缘子需倒装时，宜用悬 24 挂式支柱绝缘子，屋内支柱绝缘子一般采用联合胶装的多棱式支柱绝缘子，穿墙套 管一般采用铝导体穿墙套管，对铝有明显腐蚀的地区如沿海地区可以例外，在污秽 地区，应尽量选用防污盘形悬式绝缘子。 悬式绝缘子片数选择可按照额定电压和泄漏比距选择。330kV和500kV可用 XP-10型绝缘子。 根据上述要求，本次设计中500kV侧采用棒式支柱绝缘子的型号为ZS 500，绝缘子选用35片XP-10型悬垂绝缘子串。 6 厂用电的设计 6.1 厂用电的设计原则 厂用电的接线形式与机组容量密切相关，单机容量越大，在电力系统当中占有 的地位越重要，则接线形式要求的可靠性越高。此外，机组的蒸汽压力、温度等参 数越高、机组的自动化水平越高、相应地对供电可靠性和灵活性的要求也就越苛刻。 不仅要求机组在正常运行和起停时有安全可靠的供电能力，而且要求工艺系统的辅 机故障或电力系统发生短路且系统电压波动、频率摇摆等事故状态下，都应该可靠 的供电，且要求保证电能的质量。 6.1.1 厂用电系统的基本要求 （1）厂用电系统应按机组单元自成体系，每台机组的厂用电系统能在允许的频率、 电压质量范围内正常工作，不受外部电力系统故障的干扰，同时一台机组的故障不 影响其它发电机组的正常运行。 （2）配置合理而经济的启动/停机电源和备用电源。当采用专门的启动/备用电源 时，要求工作电源故障时电源的切换快速简便。 （3）在满足机组安全运行的前提下，厂用电系统力求简洁清晰。 （4）合理地配置全厂性公用负荷。 随着600MW机组越来越多的采用超临界参数和脱硫装置，电动给水泵容量和 25 厂用电负荷大幅度增加，对高压厂用电接线的设计提出了更高的要求。 6.1.2 厂用电接线方式的几个主要因素 （1）600MW机组的高压厂用工作电源，按机组单元自成体系的要求，从发电 机出口引接。由于发电机引出线及高压厂用工作变压器高压侧厂用分支全部采用分 相封闭母线，多年的运行经验表明，不仅接线清晰美观，而且避免了短路故障，安 全可靠。 （2）600MW机组高压厂用电一般采用6kV一级电压。 （3）当发电机出口不装设断路器时，高压厂用工作变压器高压侧采用无激磁调 压，而不采用有载调压。 6.2 厂用电压等级的选择 按照火力发电厂厂用电设计技术规定DL/T 51532002 中的规定：“容 量为600MW及以上的机组，根据工程具体条件采用6kV一级或3kV，10kV两级 高压厂用电压。”采用3kV，10kV两种电压等级时，10kV级短路容量较低，可选 用较低的短路开断电流水平的开关设备，或可以降低变压器的阻抗以使大电动机起 动时母线电压裕度增大，但是，3kV电压等级的设备目前厂家批量生产很少，在电 厂中采用会在设备供货、维护、管理上带来一定的难度，并且3kV电压级所要求的 短路电流开断水平至少要50kA，国内多数开关厂不能制造，订货时经常是以6kV 或10kV设备代替，实际造成很大的浪费，通过国内外诸多工程的比较，从经济上看， 高压厂用电采用3kV、10kV方案的综合造价并不比单一采用6kV方案优越。同时， 采用6kV电压等级，只要合理选择变压器容量及阻抗值，厂用电系统的短路电流水 平和电动机起动电压均可满足设计要求。采用不同电压等级时其相应设备的比较如 表6.1 表6.1 两种不同电压等级所需相应设备 设备3kV、10kV两个电压等级6kV一个电压等级 开关柜 10 kV 及3 kV 均选用国产40 kA 开关柜 由于主厂房内配电间空间有限, 因此3 kV 采用双回路真空开关柜 选用国产40 kA 开关柜 真空开关柜、FC 回 路柜 26 电缆 由于国内没有3 kV 电压等级的电缆, 只 能用6 kV 电缆代替, 因此, 3 kV 选用6 kV 电缆。 6 kV 电缆 6.3 厂用电接线方式 火力发电厂厂用电设计技术规定DL/T 51532002在正文中规定： “600MW机组的高压厂用工作电源可采用一台或两台变压器。”在条文说明中注 明：“当600MW机组采用一种高压厂用电压等级时，可采用两台分列（或两台双 绕组）变压器供4段高压厂用电母线的接线方案；在高压厂用开断设备的额定开断电 流和进线断路器的额定电流能满足要求的条件下，也可采用1台分列变压器供两段高 压厂用电母线的接线方案.” 双绕组变压器结构简单、成熟，运行故障率相对分列绕组变压器低；在机组设 置两台双绕组变压器时，一台变压器检修和故障，仍然有另一台变压器运行。 分列绕组变压器为每相一个高压绕组与两个或多个电压和容量均相同的低压绕 组，构成多绕组变压器。它具有以下特点：当低压侧的一个绕组发生故障时，具有 限制短路电流的作用；能减少与无故障分列母线相连的电动机流向短路点的反馈电 流，保持无故障母线有较高的残压，可以改善电动机的起动条件和满负荷运行；每 台机组仅设置一台时，相对于两台双绕组变压器，可有效节省场地，使电厂设备减 少，布置方便；与同容量的双绕组变压器相比，分列绕组变压器结构复杂，消耗材 料较多12。 国内一些开关厂610kV断路器的短路开断容量有了很大的提高，可以做到 5063kV；分列绕组变压器的结构和工艺也有了很大的改善，容量最大可以做到 63/35-35MVA，许多600MW工程的高压厂用电系统在设计中相应采用了单台分 列绕组变压器的方案，四分段厂用电接线方式和带公用母线厂用电接线方式2种接线 方式比较如下： 方案一四分段厂用电的接线方式如图6.1所示 27 厂用1C段厂用1D段厂用2A段 厂用2B段 500kV升压站 厂用2C段 厂用2D段 1A高压厂变 1B高压厂变 1发电机 2A高压厂变 2发电机 2B高压厂变 厂用1B段 启动、备用变 启动、备用变 厂用1A段 图6.1 四分段厂用电接线图 1台机组设置2台三绕组的高压厂用工作变压器, 从发电机出口引接, 电压变比 均为(2022.5% )/6.3/6.3 kV，高压厂用工作母线段设置4 段6kV 母线段，无 公用母线段。起