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1、圖 號F4741C-D-45初 步 設 計電氣部分高壓廠用電方案研究初 步 設 計電氣部分高壓廠用電方案研究批準：審核：校核：編制：目 錄1、本工程的基本特點2、6kV廠用電接線方式2.1 影響廠用電接線的幾個主要因素2.1.1 高壓廠變調壓方式2.1.2 脫硫輔機電源的接線方式2.1.3 6kV輸煤段的設置2.2 主廠房6kV廠用電原則接線方案2.3 事故保安電源接線3 廠用電系統中性點的接地方式 初步設計1 本工程的基本特點 a）4臺60萬機組一起設計。 b）主接線方案在前一階段中已經確定采用發電機設出口斷路器。 c）每臺機組按單元設FGD脫硫系統。脫硫系統為單套輔機方案。 d）汽機房經優2、化以后，留給6kV配電裝置的空間受到限制，每臺機組只有一跨。e）由于本工程為超臨界機組，汽機鍋爐附機的電動機容量比亞臨界大很多，而電動給水泵則達到9100KW。 e）運煤系統采用鐵路運輸，運煤工藝有明確的雙路皮帶同時運行要求，尤其是卸煤系統。當一路皮帶失去電源時，即可能造成壓車。因此，必須考慮雙路電源皆能同時可靠供電。2 6kV廠用電接線方式2.1 影響廠用電接線的幾個主要因素2.1.1 高壓廠變調壓方式發電機設有出口斷路器，機組通過高壓廠變直接啟動，備變僅為停機備用。主變22kV側最大電壓波動已達88%-105%，因此主變或高壓廠變必須采用帶負荷調壓方式。在主變或高壓廠變二種帶負荷調壓方式中3、，本工程采用高壓廠變帶負荷調壓方式。此方式具有下列優點：1、投資相近，但更有利于6kV廠用母線的電壓穩定。采用+81.25%/-101.25%有載調壓開關后，6kV廠用母線正常電壓波動很容易穩定在5%以內。而主變帶負荷調壓方式理論上只能保證主變低壓側（22kV）的電壓穩定，不能抵消廠用母線上因廠用電負荷潮流變化引起的電壓波動。2、廠變可選較大的阻抗16%，可使6kV廠用母線短路電流限制在50kA以內。為簡單經濟的兩段方案提供可能。若主變采用有載調壓方式而高壓廠變不采用有載調壓方式，廠變短路阻抗最大只能選10.5%，經計算若采用兩段方案6kV廠用母線短路電流將超過50kA，因此兩段方案不能成立。4、2.1.2 脫硫輔機電源的接線方式本工程脫硫主要輔機為單套方案，每臺機組配一臺增壓風機、3臺吸收塔循環泵及一臺GGH低泄漏風機全部運行，僅氧化風機為兩臺一用一備。脫硫輔機的接線有兩種選擇：1、設專門的6kV脫硫段；2、直接連接于主廠房工作段上。兩種方案比較如下：當設專門的6kV脫硫段時，如果采用每臺機組兩段互為備用方式，則與單套輔機的特點不相適應。如果采用單段方式，則僅僅為了9個6kV回路就要從主廠房工作段分別引接工作電源及備用電源，而且低壓脫硫變的引接仍不方便。無論采用一段或二段的專用脫硫段方案，都有下列缺點：a、每臺機組都須增加電源開關柜46臺（僅僅為了9個6kV回路）。b、由于容量達805、00kVA，又需要工作及備用雙路電源。因此電纜也不能減少。c、工作段下面增加了一級6kV廠用母線。增加了6kV廠用電源保護因級差配合引起的復雜性。經比較后，結合本工程具備脫硫工程與主體工程同步建設這一前提條件，確定把6kV脫硫輔機直接連接于主廠房廠用工作段上。2.1.3 6kV輸煤段的設置本期全廠公用的輸煤負荷、石灰粉廠及輸煤控制樓附近的綜合泵房、補給水升壓變、灰場升壓變等負荷，總共約10000kVA。雙路皮帶有同時運行的要求。尤其是卸煤系統，當4臺機全部建成后，按雙路同時運行設計。當變為單路運行時就可能造成壓車。因此本工程在煤場區域設置6kV輸煤段，為輸煤負荷、石灰粉廠等公用負荷供電，輸煤控6、制樓附近的綜合泵房變壓器、補給水升壓變、灰場升壓變也接于6kV輸煤段，則是為了實現節省電纜的目的。而離主廠房較近的公用性質低壓變，如化水變、廠前區變、暖通變等，仍從主廠房接。多數電廠中，輸煤段多采用兩段兩電源加聯絡開關方案。此接線的特點是當一個電源故障時要么剩下的一個電源要帶全部負荷，要么就限制運煤的運行方式，只允許單路皮帶運行。本工程則考慮了4臺機一起設計的特點后，采用更好的兩段4電源設臨時聯絡開關（用備用開關兼）的方案。此方案比前一方案比僅增加2臺開關柜，但具有下列優點：a、完全不限制運煤皮帶的運行方式，雙路可同時運行。b、接于每臺機組工作段的輸煤負荷僅為半容量（單路皮帶容量），從而減少了7、所引接的工作段的容量。c、可靠性非常高，每段都為雙電源，4電源中只要有一個電源存在就能維持運行。d、更適應于快切裝置的應用，當前國內生產的快切裝置都為標準的雙電源切換方案，當用于聯絡開關的方案時還有一些問題。e、當#3、#4未建成時，兩段間暫由備用開關柜臨時作聯絡開關使用，無須增加額外投資。待#3、#4機建成后，聯絡解除，恢復為備用開關柜。f、#3，#4廠變容量相對#1，#2廠變本來就有裕度，因此完全不會增大#3，#4廠變容量。2.2 主廠房6kV廠用電原則接線總體方案的擬定a) 備變容量選擇發電機有出口斷路器，按規程多臺廠變也只需要1臺備用變，而國外電廠也有不設備變的。備變主要用于機組事故安8、全停機，可選60%-100%廠變容量。本工程備變容量選用100%廠變容量，是考慮本工程采用廠變帶負荷調壓，對廠變可靠性有一定的影響，而在價錢增加不大的情況下，選用100%廠變容量可以為一臺故障廠變做備用。同時確定調壓開關采用進口，以增加廠變的可靠性。b) 低壓公用負荷的供電 發電機有出口斷路器時，只有1臺備用變，顯然不能帶公用負荷。因此公用負荷一定是跨接于各單元機組。由于有出口斷路器，廠變實際上接于系統而不是發電機，發電機停機與否對廠用電影響極微，要求廠用電切換的概率很小，廠用電的“單元性”限制已非常模糊。這也是發電機有出口斷路器帶來的額外好處之一。離主廠房較近的低壓公用負荷跨接于任何二臺機皆9、可。考慮到#1、#2機先建設，可更早使雙電源完整。因此確定，離主廠房較近的低壓公用負荷跨接于任何1、2號機。而離輸煤段較近的低壓公用負荷接于6KV輸煤段以節約電纜。c) 廠用電分段 僅僅從雙套輔機及雙回路暗備用PC接線可靠性角度考慮，每臺機組設A、B 二段即已足夠。三段及四段方案主要為了減少開關柜的短路電流及進線電流，以解決供貨可能性及造價問題。 經過前一階段的論證工作，經過各種因素的優化，本工程已經確定采用二段方案。此方案的特定為：每臺機組設兩臺有載調壓高壓廠變，每臺40MVA，阻抗16%，采用A、B兩段6kV工作段。經計算，6kV進線開關最大工作電流可限制在3700A以下（在工作電流37010、0A以下，額定電流為4000A的開關有多家廠家能提產品并有運行業績），短路電流限制在50kA以下。經校驗，運行電壓、單臺電動機起動電壓、快速切換及慢速切換時的成組自起動電壓皆滿足要求。此方案具有簡潔、經濟、可靠、布置緊湊的優點。是相當完美的方案。2.3 事故保安電源接線 本工程每臺機組設一臺1200kVA左右的柴油發電機組，作為事故保安電源。保安電源設3段MCC。1段及2段用于主廠房，3段用于脫硫。脫硫系統不設單獨的保安柴油機組，是一個經濟的方案。MCC1段及MCC2段為了分批啟動，又設為二個半段。3段只有250kVA左右，無須再分半段。這樣每臺機組的的保安負荷分為5批，按不同情況進行分批啟動11、，保證柴油機組的啟動成功。保安電源的正常電源為2路，分別接于鍋爐段PC的A、B段。保安電源的切換控制進入ECS，實現計算機監控。另設硬接線的緊急啟動按鈕，以增加控制的后備可靠性。3 廠用電系統的中性點的接地方式 本工程6kV廠用電系統電容電流在15A以上，已不能采用高阻接地方式。為有效防止非接地方式下單相接地時非接地相可能出現的過電壓，本工程采用中阻接地方式，接地電流為200A。接地故障時動作于瞬時跳閘。 380V系統全部采用直接接地。這是考慮到直接接地系統所具有的優點：a）220V電壓無須設獨立的隔離變，220V與380V合并為同一系統。 b）接地故障不易誤動或拒動。c）實踐中發現許多廠家的設備仍然要配220V電源，無法滿足380V電壓要求。d）有長期的運行經驗。 380V直接接地方式比電阻接地方式的缺點是單相接地時本回路不能繼續運行。但60萬機組380V系統的一類負荷極少，少數一類負荷也都為一用一備，但回路故障跳閘對可考性影響不大。因此這點缺點影響不大，與優點比是可接受的，因此本工程推薦采用直接接地方式。6