电气部分 第一章 系统概述

第一节  电力系统简介

1. 电力系统与电力网

发电厂将一次能源转变成电能，生产的电能需要通过一定方式输送给电力用户。在由发电厂向用户供电过程中，广泛通过升压变电站、降压变电站、输电线路将多个发电厂连接起来并联工作，向用户供电。这种由发电厂、升压变电站、降压变电站、输电线路以及用电设备有机连接起来的整体，称为电力系统。

在电力系统中，由升压变电站、降压变电站和输电线路连接在一起的部分称为电力网。

2. 电力生产的特点

电能不能大量储存。电力系统中发电厂负荷的多少，决定于用户的需要，电能的生产和消费时时刻刻都是保持平衡的。电能的生产、分配和消费过程的同时性，使电力系统各个环节形成了一个紧密的有机联系的整体，发、供、用电设备任一环节发生故障，都将影响电能的生产和供应。

电力系统的电磁变化过程非常迅速。电力系统中，电磁波的变化过程只有几毫秒，甚至是几微秒；而短路过程、发电机运行稳定性的丧失则在零点几秒或几秒内即可形成。为了防止某些短暂的过渡过程对系统运行和电气设备造成危害，要求能进行非常迅速和灵敏的调整和切换操作，这些调整和切换操作，靠手动操作不能获得满意的效果，甚至是不可能的，因此电力系统采用了各种自动装置。

电力工业和国民经济各部门之间有着极其密切的关系。电能供应不足或中断，将直接影响国民经济各个部门的生产，也将影响人们的正常生活，因此要求电力工业必须保证安全生产，必须有足够的负荷后备容量，以满足日益增长的负荷需要。

3. 电力系统的运行要求

保证对用户供电的可靠性。在任何情况下都应该尽可能地保证电力系统运行的可靠性。系统运行可靠性的破坏，将引起系统设备损坏或供电中断，以致造成国民经济各部门生产停顿和人民生活秩序的破坏，甚至发生人身事故。

保证电能的质量。即要求供电电压的波形为较严格的正弦波，保证系统中电压和频率在一定的允许变动范围之内。电力系统电压允许偏差一般为额定电压的±5％，频率允许偏差一般为±0.5Hz。

保证运行的最大经济性。电力系统运行有三个主要经济指标，即生产每Kw.h 电能所需要的能源消耗（煤耗率、油耗率、水耗率等）；生产每Kw.h 电能所需要的自用电（厂用电率）；供配每Kw.h 电能在电力网中的电能损耗（线损率）。提高运行经济性，就是在生产和供配某一定数量的电能时，使上述三个指标达到最小。为了实现电力系统的经济运行，必须对整个系统实施最佳经济调度。

4. 电力系统的额定电压

额定电压等级。所谓额定电压，就是某一用电设备（电动机、电灯等）、发电机和变压器等在正常运行时具有最大经济效益的电压。为了便于电器制造业的生产标准化和系列化，国家规定了统一的电压等级标准。如下表所示：

交流额定电压等级(线电压单位：KV 有※者适用于升压变压器)

 

序号	用电设备	发电机	变压器
			一次绕组	二次绕组
1	0.22	0.23	0.22	0.23
2	0.38	0.4	0.38	0.40
3	3	3.15	3 及3.15	3.15及3.3
4	6	6.3	6 及6.3	6.3 及6.6
5	10	10.5	10 及10.5	10.5 及11
6	35	13.8	35	38.5
7	110	15.75	110	121
8	220	18.0	220	242
9	330	20.0	330	363
10	500	22.0	500	550
11	750		750	825

发电机额定电压。用电设备一般允许电压偏移±5%而线路电压降一般为10％，这就要求线路始端电压为额定值的105％，以使其末端电压不低于额定值的95％。发电机接于线路始端，因此发电机的额定电压取为电力网额定电压105%。

接到电力网始端即发电机电压母线的变压器，由于发电机电压一般比电力网额定电压高5％，且发电机至该变压器间的连线压降较小，为使变压器一次绕组电压与发电机额定电压相配合，可以采用高出电力网额定电压5％的电压作为该变压器一次绕组的额定电压。

接到电力网受端的变压器，其一次绕组可以当做受电器看待，因而其额定电压取与受电器的额定电压即电力网额定电压相等。

由于变压器二次绕组的额定电压，是指变压器空载情况下的额定电压。当变压器带负载运行时其一、二次绕组均有电压降，二次绕组的端电压将低于其额定电压，如按变压器满载时一、二次绕组压降为5％考虑，为使满载时二次绕组端电压仍高出电力网额定电压5％，则必须选择变压器二次绕组的额定电压比电力网额定电压高出10%。

由于电力网中各点电压是不同的，而且随着负荷及运行方式的变化，电力网各点的电压也要变化。为了保证电力网各点的电压在各种情况下均符合要求，变压器绕组均有用以改变变比的若干分接头（一般为高、中压绕组）。适当地选择变压器的分接头，可调整变压器的出口电压，使用电设备的电压能够接近它的额定值。

5. 电力系统负荷及负荷曲线

电力系统负荷是由国民经济各部门的用电负荷组成。它包括各种用电设备，如照明、电热器、电动机和整流设备等。

根据对供电持续性的要求，可把负荷分为三类。

一类负荷：如停止对该类负荷供电，将造成人身事故或重大设备损坏且难以修复或给国民经济带来重大损失，或使市政生活发生重大混乱。

二类负荷：如停止对该类负荷供电，将造成大量减产和废品，城市大量居民的正常生活受到影响。

三类负荷：如停止对该类负荷供电，不会直接影响生产，仅给生产、生活造成不方便。

对于一类负荷，至少要由两个独立电源供电，当一路电源故障，另一路电源仍能完全保证该负荷供电；对于二类负荷是否需要备用电源，要进行技术经济比较后才能确定；对于三类负荷，不需要备用电源。

电力系统各用户的负荷功率总是在不断变化，电力负荷随时间变化的关系一般用负荷曲线来描述。根据负荷的特性，负荷曲线可分为有功功率负荷曲线、无功功率负荷曲线和视在功率负荷曲线等；按所涉及的范围，负荷曲线可分为用户负荷曲线、变电所负荷曲线、发电厂负荷曲线以及电力系统负荷曲线等；根据持续的时间，负荷曲线又可分为日负荷曲线、周负荷曲线和年负荷曲线等。

日负荷曲线：日负荷曲线反映负荷在一天24 小时内随时间变化的规律。一天之内最大的负荷称为日最大负荷Pmax，也称尖峰负荷；一天之内最小的负荷称为日最小负荷Pmin，也称低谷负荷；最小负荷以下的部分称为基本负荷，简称基荷。

年持续负荷曲线：是以电力系统全年内每个小时的负荷按其大小及累计持续运行时间的顺序排列而成的。将全年中负荷所消耗的电能与一年内最大负荷相比，得到的时间Tmax 称为年最大负荷利用小时数。

年最大负荷曲线：年最大负荷曲线即表示一年内每月的最大负荷随时间变化的曲线。这曲线常用于制定发电设备的检修计划。机组检修应安排在负荷最小的时间段。

 第二节  电力系统运行方式

1.  概述

电力系统的中性点（实际上是指电力系统中发电机、变压器的中性点）接地或不接地是一个综合性的问题，中性点接地方式对于电力系统的运行，特别是对发生故障后的系统运行，有多方面的影响，所以在选择中性点接地方式时，必须考虑许多因素。

电力系统中性点的接地有中性点直接接地、经电阻接地和经消弧线圈接地三大类。其中经电阻接地又分经高电阻接地、经中电阻接地和经低电阻接地三种。

中性点直接接地、经中电阻接地和经低电阻接地称为大接地电流系统；中性点不接地、经消弧线圈接地和经高电阻接地称为小接地电流系统。

2. 中性点不接地系统

电力系统的每一相对地都有电容，它们分布在输电线路全长上和电气设备中。在中性点不接地系统中发生一相接地时，电力系统相间电压并不改变，因而相间电容所引起的电容电流也不会改变，一相接地时接地点的接地电流等于正常时相对地电容电流的三倍，其数值与电网的电压、频率和一相对地电容有关。

当中性点不接地的系统中发生一相接地时，接在相间电压上的用电设备的供电并未遭到破坏，它们可以继续运行，但是这种电网长期在一相接地的状态下运行，也是不能允许的，因为这时非故障相电压升高至√3倍，绝缘薄弱点很可能被击穿，而引起两相接地短路，将严重地损坏电气设备。所以，在中性点不接地电网中，必须设专门的监察装置，以便使运行人员及时地发现一相接地故障，从而切除电网中的故障部分。

在中性点不接地系统中，当接地的电容电流较大时，在接地处引起的电弧就很难自行熄灭。在接地处还可能出现所谓间隙电弧，即周期地熄灭与重燃的电弧。由于电网是一个具有电感和电容的振荡回路，间歇电弧将引起相对地的过电压，其数值可达（2.5～3）U。这种过电压会传输到与接地点有直接电连接的整个电网上，更容易引起另一相对地击穿，从而形成两相接地短路。

在电压为3～10kV的电力网中，一相接地时的电容电流不允许大于30A，否则，电弧便不能自行熄灭，而且由于3～l0kV电力网中使用电缆较多，其绝缘比较薄弱，一相接地转变为相间短路的可能性将大大增加。

在与发电机或调相机有直接电气连接的6～20kV回路中，为防止单相接地时烧坏电机铁芯，300MW容量及以上的发动机允许的一相接地电容电流一般不大于1A。

3. 中性点经消弧线圈接地系统

当一相接地电容电流超过了允许值时，可以用中性点经消弧线圈接地的方法来解决，该系统即称为中性点经消弧线圈接地系统。

消弧线圈主要由带气隙的铁芯和套在铁芯上的绕组组成，它们被放在充满变压器油的油箱内。绕组的电阻很小，电抗很大。消弧线圈的电感，可用改变接入绕组的匝数加以调节。显然，在正常运行状态下，由于系统中性点的电压是三相的不对称电压，数值很小，所以通过消弧线圈的电流也很小。

当发生一相完全接地时，消弧线圈处在相电压之下，通过接地处的电流是接地电容电流ÌC和线圈电感电流ÌL的相量和。因为电感电流和电容电流有180°的相位差，所以在接地处它们互相补偿。如果，ÌC= ÌL就没有电流在接地处通过，实际上，这种完全补偿的情况是不允许的，因为可能引起谐振。

在电力网中，一般都采用过补偿方式，即单相接地时消弧线圈的电感电流略大于系统一相接地电容电流，使补偿后的剩余电流较小。采用过补偿方式，即使系统的电容电流突然减少（如某回线路切除）也不会引起谐振，而是离谐振点更远。

在中性点经消弧线圈接地的系统中，一相接地时和中性点不接地系统—样，故障相对地电压为零，非故障相对地电压升高至√3倍，三相线电压仍保持对称和大小不变，所以也允许暂时运行，但不得超过两小时，消弧线圈的作用对于瞬时性接地故障尤为重要，因为它使接地处的电流大大减小，电弧可能自动熄灭。接地电流小，还可减轻对附近弱电线路的干扰。

消弧线圈通过隔离开关接在相应电网的发电机、变压器或专用接地变压器的中性点上。但是，这种接地方式对于运行方式变化较为频繁的系统，由于电容量的不断变化，中性点经消弧线圈接地可能会造成欠补偿从而引发谐振过电压。因此必须根据电容电流大小的变化调整消弧线圈的电感值。

4. 中性点直接接地系统

另一种常用的系统中性点的运行方式是将中性点直接接地。这样，中性点的电位在电网的任何工作状态下均保持为零。在这种系统中，当发生一相接地时，这一相直接经过接地点和接地的中性点短路，一相接地短路电流的数值很大，因而立即使继电保护动作，将故障部分切除。

在中性点直接接地的大电流系统内，为了减小一相接地短路电流，也可以将中性点经过电抗器接地，这时一相接地短路电流因受到电抗器的限制而大大减小，但通常采用的限制一相接地短路电流的方法是不将全部变压器的中性点都直接接地，而只将其中的一部分直接接地，这样，也可以将—相接地短路电流，减小到不超过可能的最大三相短路电流。

中性点直接接地或经过电抗器接地系统，在发生一相接地故障时，故障的送电线路被切断，因而使用户的供电中断。运行经验表明，在1000V 以上的电网中，大多数的一相接地故障，尤其是架空送电线路的一相接地故障，大都具有瞬时的性质，在故障部分切除以后，接地处的绝缘可能迅速恢复，而送电线可以立即恢复工作。目前在中性点直接接地的电网内，为了提高供电可靠性，均装设自动重合闸装置，在系统一相接地线路切除后，立即自动重合，再试送一次，如为瞬时故障，送电即可恢复。

中性点直接接地的主要优点是它在发生一相接地故障时，非故障相的对地电压不会增高，因而各相对地绝缘即可按相对地电压考虑；在高电压级时将大大降低电气设备和电网的建设费用。电网的电压愈高，经济效果愈大。

在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中，单相接地电流往往比正常负荷电流小得多，因而要实现有选择性的接地保护就比较困难，但在中性点直接接地系统中，实现就比较容易，由于接地电流较大，继电保护—般都能迅速而准确地切除故障线路，且保护装置简单，工作可靠。

一相接地是电力网中最常见的一种故障。如上所述，这种大接地电流系统在一相接地时将产生很大的—相接地短路电流，任何部分发生一相接地时都必须将其切除。即使采用自动重合闸装置，在发生永久性故障时，供电也将中断，有时甚至可能导致系统动态稳定破坏。

在大接地电流系统中，一相接地在线路与地之间流过很大的一相接地短路电流，将产生一个很强的磁场，而在附近的弱电线路（如通讯线路或铁路信号线路等）上感应出相当大的电势，轻则引起噪音，妨害通讯，重则可能引起弱电设备的损坏，并危及通讯人员安全或引起铁路信号的误动作，因此，大接地电流系统的送电线路，应与弱电线路保持一定的距离，或在弱电线路上采取有效的保安措施。

5. 中性点经电阻接地系统

过去我国电厂中压系统和城市、农村电网一律采用不接地或经消弧线圈接地的方式。随着社会的发展，目前大城市城区配电网、大中型工矿企业配电网、中小型发电机电压配电网、大型火力发电厂的中压厂用电系统等，均以电缆供电为主，大量的电缆馈线，使得配电网内的电容电流不断增大。部分城市达到几十安培至上百安培，大型的火力发电厂中压厂用电系统也达到了几十安培。这样，传统的接地方式就暴露了许多弊病。

内过电压倍数比较高,可达3.5～4 倍相电压。特别是间歇性电弧接地过电压和谐振过电压已超过了避雷器允许的承载能力，这对于具有大量高压电动机的工矿企业和火电厂,绝缘配合相当困难。

单相接地故障下，在升高的稳态电压下运行时间在2h 以上，不仅会导致绝缘早期老化，或在薄弱环节发生闪络，引起多点故障，酿成断路器异相开断，恶化开断条件。

配电网的电容电流大增。这使补偿用消弧线圈容量很大。况且，运行中电容电流随机性的变化范围很大，采用跟踪范围有限的自动调谐，不论在机械寿命、响应时间、调节限位等方面也难以满足这种频繁地、适时地大范围调节的需要。

电缆为非自恢复绝缘，发生单相接地必是永久性故障，不允许继续运行，必须迅速切断电源，避免扩大事故。消弧线圈在这种情况下不能充分发挥作用。

无间隙氧化锌避雷器应用于中性点非有效接地系统，在单相接地故障状态下的事故率很高。只有给避雷器加设串联间隙或提高其持续运行电压，才能保证其安全运行。

人身触电不立即跳闸，甚至因接触电阻大而发不出信号。长时间触电，人身安全难以保障。

因此，这就提出了改变传统的接地方式的要求，即由原来不立即跳闸改为立即跳闸和由原来中性点非有效接地改为中性点有效接地。单相接地故障，保护立即动作于跳闸。如果电网仍然是中性点不接地方式，由于电容电流较大，将会造成真空断路器或其他开断设备电弧重燃，无法灭弧的情况，同时产生严重的操作过电压，危害设备。这样就要求将中性点改为有效接地的型式，使接地电流由容性向阻性发展，使真空断路器或其他开断设备不致于电弧重燃，迅速开断故障电流。

中性点有效接地方式分为中性点直接接地和电阻接地。采用中性点直接接地，单相接地电流很大，可达到几千安甚至几十千安，虽然保护在较短的时间内跳闸，但接地点仍会因为流过强大的接地电流而严重烧损。采用电阻接地可以限制接地电流在一定的范围内，即达到保护接地点不会因为流过强大的接地电流而严重烧损，又能满足继电保护的灵敏度要求，达到限制单相接地时非故障相产生的瞬时过电压。

因此，目前国内在中压系统中，主要由电缆线路组成的电网，如大城市的10kV城网和大型火力发电厂的6kV厂用电系统，在电容电流超过7A时，均采用中性点直接接地，单相接地故障立即跳闸的接地方式。解决了上面所述的弊病，而由于立即跳闸而影响的供电可靠性，则可以从提高线路或设备的冗余度来解决。

当电厂高压厂用电系统的接地电容电流小于7A时，其中性点宜采用高电阻接地，也可采用不接地方式；当接地电容电流大于7A时，其中性点宜采用低电阻接地方式，也可采用不接地方式。

在6～10kV以至20kV的电网中，中性点经电阻接地目前所采用的有高电阻、中电阻、低电阻接地3 种形式。

其阻值与单相接地故障电流的范围如下表所示：

5.1. 高电阻接地

高电阻接地方式以限制单相接地故障电流为目的，并可防止阻尼谐振过电压和间歇性电弧接地过电压，但是它要使总的接地电流增大2倍，主要用于200WM 以上大型发电机回路和某些6～10kV配电网。

在发电机内部发生单相接地故障，为了减轻铁芯的烧毁程度，故障电流超过上表所示数值，须瞬时切机。

发电机中性点若采用消弧线圈接地方式也可以将故障点残余电流限制在上表范围内，而不要求瞬时切机。但此时须注意发电机出口避雷器的选型与发电机的绝缘配合，对无间隙氧化锌避雷器不推荐采用。

在6～10kV配电系统以及发电厂厂用电系统，当单相接地电容较小，故障不跳闸时，采用高电阻接地可以减少故障点的电压梯度，阻尼谐振过电压。为了遏制间歇性电弧接地过电压，至少应使IR =(1～1.5)Ic。考虑到故障电流宜限制在10A以下，以维持2h的运行条件。因此，故障电容电流Ic大于4～5A的网络，就不宜采用高电阻接地，从而大大限制了这种接地方式的推广应用。

5.2. 低电阻接地

中性点采用小于10Ω电阻接地方式的特点是获得一个大的阻性电流叠加在故障点上,其优点如下：

①快速切除故障，过电压水平低，谐振过电压发展不起来，可采用绝缘水平较低的电缆和设备；

②减少绝缘老化效应，延长设备寿命，提高网络及设备可靠性；

③把双重接地（异相故障）的几率削减至最低限度；

④为采用简单的、有选择性和足够灵敏度的继电保护提供了可能性；

⑤可以采用无间隙氧化锌避雷器；

⑥自动清除故障，运行维护方便；

⑦人身安全事故及火灾事故几率降低。

低电阻接地也有其局限性。由于低电阻接地方式的接地故障电流达400～1000A甚至更大，目的是提高接地保护的灵敏性和选择性，另一个原因是为了避开高压电动机的起动和线路冲击合闸。这种数百安以至上千安的接地故障电流会带来以下问题：

电缆一处接地，大的电弧可能会连带烧毁同一电缆沟或电缆隧道的其它相邻电缆，扩大事故，酿成火灾。

低值电阻中流过的电流过大，电阻的热容量与I2R成正比，给电阻的制造带来困难。 铸铁电阻难以胜任这种大的电流冲击，合金电阻的造价太高，而且体积太大。

引起的地电位升高达数千伏，大大超过了安全允许值。通信线路要求地电位差不超过430～650V；低压电器要求不大于(2U+1000)×0.75=1000V。电子设备不能承受600V的电位差，人身保安要求的接触电压和跨步电压在0.2s切断电源情况下不大于650V，延长切断电源的时间，将更会有危险。

5.3. 中电阻接地

为了克服低电阻接地的弊端而保留其优点，可以采用中电阻接地方式，其要求如下：

①保证IR =(1～1.5)Ic，以限制内过电压不超过2.6倍（此2.6倍，是高压电动机可以承受的最大过电压，也是当未发生间歇性电弧接地过电压时，网络上出现的较严重的过电压限值)。分析表明，进一步增大IR 减小电阻，对降低内过电压收效不大；

②保证接地保护的灵敏性和选择性；

③保证设备人身安全。

目前我国电力系统中性点运行方式，大体是以下几种：

对于6～l0kV系统，主要由电缆线路组成的电网，在电容电流超过7A时，均采用中性点电阻接地，单相接地故障立即跳闸的接地方式。

对于110kV及以上的系统，主要考虑降低设备绝缘水平，简化继电保护装置一般均采用中性点直接接地的方式。并采用送电线路全线架设避雷线和装设自动重合闸装置等措施，以提高供电可靠性。

20～60kV的系统，是一种中间情况，一般一相接地时电容电流不很大，网络不很复杂，设备绝缘水平的提高或降低对于造价影响不很显著，所以一般均采用中性点经消弧线圈接地的方式。

1kV以下的电网的中性点采用不接地的方式运行。但电压为380/220V的三相四线制电网的中性点，则是为了适应用电设备取得相电压的需要而直接接地。

 

第三节  我公司电力系统介绍

1.  系统介绍

华润电力菏泽电厂规划容量4×600MW凝汽式燃煤机组，一期工程建设2台600MW国产超超临界凝汽式燃煤机组，不堵死再扩建条件。

本期工程2×600MW超超临界机组高压厂用电电压采用6kV一级，每台机组设一台45/27-27MVA的分裂高厂变和一台15MVA的双卷高压脱硫变，两台机组设一台45/27-27MVA的有载调压分裂起/备变，两台机的双卷高压脱硫变互为备用。高压厂用电系统的短路水平控制在40kA以下。

优化设计、控制工程造价的主要措施：

发电机出口不设断路器，主变采用三相变压器。

单设高压脱硫变压器，两台机之间互为备用，较常规方案减少一台500kV高压起备变。

每台机组设两段6kV工作段，较以往常规3段或4段6kV工作段模式大大节省了共箱母线。

高压厂用电源采用6kV一级电压，将高压厂用电源各段短路水平控制在40kA以内以降低高压开关柜造价，减少工作段数从而减少了电源进线柜和PT柜。

两段保安MCC之间设联络开关，较以往工程采用每段保安MCC分别由机组380V工作A、B段提供电源的方式简化了接线，节省了开关柜和电源电缆。

设置电气管理系统并采用现场总线技术，在提高控制水平的同时降低了控制电缆的投资，比常规的控制方式降低了造价。

全厂电缆设施尽量采用架空桥架，避免了采用电缆沟的积水问题，便于电缆敷设和检修，从而降低了运行维护费用。

2. 电气主接线

华润电力菏泽电厂新建的2×600MW机组以500KV电压等级接入山东电网。500KV配电装置电气主接线采用双母线接线，单列中型布置，采用悬吊管型母线。

500kV系统为中性点直接接地系统。

500kV配电装置共有6个间隔，面对线路出线方向从右至左依次为：#1主变、起/备变、郓城变I、母联、#2主变、郓城变II间隔。

本期新建2台600MW机组分别通过双圈变压器接入电厂新建的500kV配电装置。

本期工程500kV电压等级出线两回，接入郓城500kV变电站。

本期工程两台机组共设一台45/27-27MVA的起/备变，电源直接从厂内500kV配电装置母线引接。

3. 厂用电接线

本期工程高压厂用电系统采用6kV电压，低压厂用电电压为380V。

高压厂用电系统采用在高厂变及高压起/备变低压侧中性点经电阻接地的方式。电阻值的选取按接地电流达100A即瞬时跳闸考虑。

低压厂用电采用中性点直接接地方式。

低压厂变成对配置、互为暗备用。两个低压母线段分别对应于高压厂用电系统的A、B两段母线。

低压厂用电系统采用暗备用PC-MCC供电方式，原则上75～200kW电动机接于PC，75kW以下电动机由MCC供电。

成对出现的电动机控制中心由成对的动力中心单电源供电，成对的电动机由对应的动力中心和电动机控制中心供电，对于单台的Ⅰ、Ⅱ类负荷，设1个双电源供电的控制中心供电，双电源从不同的动力中心引接。对接有I类负荷的电动机控制中心，双电源还设有自动切换。

4. 主厂房厂用电设备及布置

全厂所有低压变压器均采用干式变。

6kV开关柜采用金属铠装抽出式开关柜，采用真空断路器与F-C回路混合供电方案。容量为1000kW及以上的泵类、800kW及以上的风机和1600kVA及以上的厂用变压器采用真空断路器回路，其余采用F-C回路。

380V PC和MCC均采用高质量的金属封闭抽屉式开关柜。

两台机的6kV工作段分别布置在汽机房#1～#2柱间及#9b～#10柱之间的+6.7m层6kV配电室内。

每台机设两台2000kVA的低厂变，互为备用，分A、B两段向本机组的汽机、锅炉等单元负荷供电，双套辅机和成对出现的MCC分接在A、B两段上，两段同时工作。两台机的380V工作段分别布置在集控楼0.00m层380V配电室内，布置在该配电室的还有380V公用段。

两台机共设二台1600kVA的低压公用变，互为备用。为主厂房暖通负荷、化学负荷等公用负荷供电。

每台机分别设一台照明变及检修变，容量均为630kVA，检修变为照明变提供备用电源。

两台机组的检修PC、照明PC及化学加药取样MCC、锅炉MCC均布置在集控楼6.7m层配电室内。

5. 辅助车间厂用电接线及布置

输煤6kV配电装置布置在输煤综合楼6kV配电室内，向全厂输煤、翻车机、水工等负荷的6kV电动机和低压变压器供电。

两台机组设两台输煤变，容量为2000kVA，电源由输煤6kV段引接，为煤场、#2、3转运站、输煤配电室、碎煤机室、启动锅炉房、锅炉补给水处理室区域的负荷供电，互为备用的负荷分接在PC、MCC的A、B两段。

两台机组设两台翻车机变，容量为2000kVA，电源由输煤6kV段引接，为#1转运站、灰库和翻车机室等处负荷供电，互为备用的负荷分接在PC、MCC的A、B两段。

每台机组设两台除尘变，容量为2500kVA，电源由公用6kV段引接，为电除尘负荷供电，互为备用的负荷分接在PC的A、B两段。

两台机组设两台水工变，容量为2000kVA，电源由6kV工作段引接，为中水处理、公用水泵房、工业废水、污水处理站、燃油泵房区域的负荷供电，互为备用的负荷分接在PC、MCC的A、B两段。

两台机组设两台厂前区变，容量暂定为1000kVA，电源由主厂房6kV工作段引接，为厂前区低压负荷供电。

灰场采用事故备用干灰场，考虑从厂内提供一路6.3kV电源，就地设一台低压变压器，主要为撒水和值班生活负荷供电。

水库补充水泵房距离电厂较远，我院配合业主联系当地电业部门后，确定由附近牡丹变电站引接两路独立10kV电源以及就地设变压器为补充水泵房的高、低压负荷供电。

厂外污水处理厂中水泵房距离电厂较远，我院配合业主联系当地电业部门后，确定由花城变电站引接两路独立10kV电源，设就地变压器为中水泵房低压负荷供电。

6. 事故保安和不停电电源

每台机组设置一套1200kW可快速启动的柴油发电机组、保安PC及两段保安MCC，供电给本机组的交流保安负荷。

每段保安MCC的电源分别由本机组的380V厂用PC、另一段保安MCC及柴油发电机引接，两段保安MCC之间设联络开关。

正常运行时保安段由厂用一段母线供电，失电后，自动切换到另一段保安MCC，同时起动柴油发电机，若切换成功，不投柴油发电机，若切换不成功，则经过一定延时投入柴油发电机，然后分批次投入保安负荷。

保安PC、保安MCC布置在集控楼6.7m层保安380V配电室内。

每单元机组配置两台80kVA（100％容量）UPS，设置一段UPS交流母线，两台UPS并联运行；每单元机组按100％容量配置一路旁路备用电源，为两台UPS共用。

两台具有相同功率的UPS输出置于同幅度、同相位和同频率的状态而直接并联。正常工作时，由两台UPS各承担1/2负载电流；若其中一台UPS退出，另一台UPS可承担全部负载；若两台UPS退出，旁路备用电源可承担全部负载。

不停电电源系统采用静态逆变装置，该装置主要包括：整流器、逆变器、静态切换开关、旁路隔离变压器、旁路稳压变压器、手动旁路检修开关、隔离二极管、主配电屏及必要的测量、控制和保护装置等。

不停电电源装置布置于集控楼+6.70米中间层配电室内。

7. 直流系统

主厂房内每台机设一组1800Ah动力蓄电池组，为直流动力负荷供电，每组104只，电压为220V；主厂房内每台机设两组600Ah控制蓄电池组，为直流控制负荷供电，每组52只，电压为110V。

蓄电池容量计算采用阶梯负荷法。事故持续放电时间按一小时考虑。每只蓄电池的浮充电电压取2.23V，均衡充电电压取2.35V，事故放电末期终止电压取1.85V。

蓄电池为阀控式密封铅酸蓄电池。阀控式密封铅酸电池不需进行测量电解液比重，补充酸液，定期加水等维护工作，不漏液、无酸雾、不腐蚀设备，浮充电压不低于2.20V，亦不必定期进行均衡充电，维护工作量大大减少；内阻低，大电流放电性能好；安装方便，采用钢架组合结构，抗震性能较好，节省占地。

蓄电池组充电浮充电装置采用智能高频开关电源模块并联组成，智能高频开关电源装置具有稳压、稳流、精度高、体积小、重量轻、效率高，输出纹波及谐波失真小、可靠性高、自动化程度高等优点，适用于阀控式密封铅酸蓄电池。

220V蓄电池组充电浮充电装置采用模块备用配置方案：每台机组设一组充电浮充电装置（采用8+2冗余配置，30A模块）。

110V蓄电池组充电浮充电装置也采用模块备用配置方案：每组蓄电池设一组充电浮充电装置（采用5+2冗余配置，30A模块）。

直流系统配置蓄电池管理装置、绝缘监察装置及充电器监控装置等三种微机自动监控装置，由其构成以充电器监控装置为核心的监控系统，监控系统通过单元厂用电的配电综合自动化系统管理与单元机组DCS连接，也可以与单元机组DCS直接通信，满足电厂综合自动化的要求。

220V直流系统均按单母线接线方式考虑。两台机组的220V母线设联络开关。

110V直流系统采用单母线分段的接线方式，每组蓄电池设置一段单母线，每台机组两段单母线分别独立运行。

直流动力负荷采用辐射状供电方式，网络接线简单可靠，易于查找接地故障点。

直流控制负荷采用环形供电方式，正常开环运行

500kV配电装置网络继电器室设两组110V、300Ah蓄电池组，用于为直流控制负荷供电。每组蓄电池含52只阀控式密封铅酸蓄电池，组柜安装

500kV配电装置直流系统为单母线接线方式，供电方式与主厂房110V直流系统推荐方案相同，两段单母线间考虑设联络刀闸。充电浮充电装置采用智能高频开关电源模块并联组成（充电装置按3+1冗余配置，20A模块），共设两组，每组蓄电池设一组充电浮充电装置。

在输煤配电室设置一套直流系统，设置一组110V，200Ah阀控式密封铅酸蓄电池52只，配置一组充电浮充电装置，采用智能高频开关电源模块并联组成（按4+1冗余配置，10A模块）。

脱硫直流系统设分电屏，电源引自主厂房直流系统。

主厂房直流系统的直流屏及蓄电池分别布置于集控楼+6.70米中间层直流配电室及0米底层蓄电池室。输煤直流布置于输煤配电室附近的专用直流配电室内。

发电机励磁系统采用自并励静止励磁系统。该系统由并接于发电机机端的励磁变作为励磁电源，经可控硅整流后供给发电机磁场电流，自动电压调节器（AVR）改变可控硅整流装置的触发角来控制发电机的运行工况，系统主要由机端励磁变压器、可控硅整流装置、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、启励装置、必要的监测、保护、报警辅助装置等组成。

8. 电气监控系统

8.1. 主厂房电气系统监控

本期工程采用炉、机、电集中控制方式，单元机组的电气系统纳入DCS监控。

纳入DCS监控的电气设备有：发电机—变压器组及发电机励磁系统；高、低厂用工作变压器；高压厂用备用变压器；低压公用变压器；低压照明变压器，低压检修变压器；辅助车间变压器；单元机组用柴油发电机。

紧急停机按钮设置在操作台上。

厂用电监控系统采用硬接线和现场总线相结合的方式。其特点是通过硬接线与DCS交换信息量少，控制电缆较少，DCS卡件较少。有一个整体的厂用电监控系统，自动化程度高。平时检修维护量小，安全可靠性高，投资成本较低。

8.2. 网络监控系统

网络系统监控取消常规控制屏、模拟屏，以微机监控系统为手段完成对整个升压站的监视、测量、控制和运行管理，由微机监控系统能够完成以往常规控制所具有的全部功能。

监控系统为分层分布式结构，分为站控层和间隔层，站控层主机/工作站系统布置在主厂房单元集中控制室，间隔层布置在升压站继电器室，网络控制在单元集中控制室控制。测控与保护独立设置，独立组柜。

系统与电厂生产信息系统（SIS）联网，使电力网络部分的信息能实时地反馈到电厂的决策部门用于决策。

8.3. 辅助车间监控

辅助车间控制采用PLC-LCD及网络通信的系统结构实现辅助系统的相对集中控制。

输煤系统采用可编程序控制器进行顺序控制，采用PLC-LCD集中监控方式。全系统设二～三个远程站，系统纳入全厂辅助车间控制系统，所有皮带及沿线设备采用远方/就地两种控制方式，以远方控制为主，远方控制在集控室的辅助车间控制网络的上位机；在输煤电气继电器室设置系统监控调试终端。

输煤系统设置工业电视系统，在翻车机作业区、汽车卸车区、煤场、输煤栈桥、各转运站、碎煤机室、煤仓间等处设置摄像头，在集控室对上述场所进行监视。

斗轮机、翻车机等均为集中顺序控制，由制造厂提供成套设备，与输煤顺序控制系统有信号接口。

电除尘采用PLC+LCD控制方式，并能实现闭环控制，电除尘控制采用远方/就地两种控制方式，以远方控制为主，远方控制在集控室的辅助车间控制网络的上位机（由其它供货商提供）；就地设置上位机，布置在炉后除灰、除尘、脱硫综合控制室。

输煤及电除尘器的控制均具有远方/就地切换功能，通过交换机接入辅助车间控制网络。PLC的型号、操作员站、监控软件均与辅助车间控制网络一致。

9. 自动装置

同期系统

主厂房发变组系统每台机装设一套独立的同期系统，为微机型自动准同期装置，同期接线采用单相同期方式。

高压厂用电源同期利用厂用电源快切装置的同期功能。

备用电源自投装置

高压厂用电源采用快速切换装置。装置的切换方式分为正常手动切换、事故切换和不正常切换，并具有快速切换、同期捕捉和残压切换等功能，兼有并联、串联和同时切换功能。装置还具有切换录波功能。

每台机组设置一面故障录波器屏。测量系统纳入DCS进行监测。

10.保护装置

10.1.元件保护

发电机变压器组（包括高厂变）和高压起动/备用变的保护按主、后备保护双重化配置。每套保护尽量采用不同原理构成。元件保护配置的范围包括：发电机变压器组（包括高厂变）、高压起备变、低压厂用工作、公用及主厂房及辅助车间的其它变压器、高压厂用电动机等。保护装置均采用微机型，低厂变及高压电动机保护采用保护、测控通信合一装置。

对由工作或公用PC段供电的电动机及馈线由框架或塑壳断路器所带的智能脱扣器作保护，对由主厂房MCC供电的电动机设置智能马达保护器作保护。发变组及起备变保护装置布置集控楼+6.70米层电气继电器室。高压电动机、低厂变及馈线等的保护装置布置于高压开关柜内。380V厂用电系统的保护布置于低压开关柜内。

10.2.过电压保护及接地

直击雷保护：在500kV配电装置的构架上装设避雷针；烟囱顶部装设避雷针；油站、储氢站和输油管道等处装设独立避雷针；输煤系统转运站等高建筑物屋顶设避雷针（带）；主厂房A列柱顶设避雷针和A列外与500kV配电装置之间设独立避雷针，与500kV配电装置构架避雷针做联合保护，在保护架空导线的同时，保护主变、高厂变和起/备变。

雷电侵入波及操作过电压保护：500kV每组母线均装设氧化锌避雷器；主变、起/备变高压侧和发电机出口也各装设一组氧化锌避雷器。高压电动机回路在开关柜内装设氧化锌避雷器。

接地装置：为保证人身和设备的安全，所有设备的某些可导电部分均应接地。全厂接地装置，除利用自然接地体外，主要设置人工接地装置。接地装置包括垂直接地体及水平接地体，但以水平接地体为主。

为防止接地网腐蚀，接地网考虑设阴极保护，阴极保护的具体方式可根据实际情况在施工图阶段确定，并保证接地网30年的设计寿命。

11.照明和检修网络

本期工程设正常照明、交流事故照明和直流事故照明。

主厂房每台机组设一台630kVA专用照明变，备用电源引自本机组检修变压器。主厂房正常照明由照明变经自动调压器采用三相四线供电，交流事故照明由保安段供电。其它辅助车间的正常照明由就近MCC供电，事故照明一部分由保安段供电，其余的采用应急灯。

集控室和柴油机房设直流事故照明，由主厂房蓄电池组供电，直流事故照明在交流电源消失时自动投入。

每台机组主厂房设一台630kVA检修变，并做为本机组的主厂房照明备用电源。

在汽机房和锅炉房每台机分设汽机和锅炉检修MCC，主厂房检修箱、电动葫芦电源就近由检修MCC引接，检修箱采用单电源分组支接方式供电，每个电动葫芦由检修MCC分别引接电源。辅助车间检修箱、电动葫芦等检修负荷均由就近的MCC引接。

12.电缆设施

电缆选型和敷设：6kV电缆采用交联聚乙烯绝缘、聚氯乙烯护套、钢带铠装ZRC型阻燃电力电缆。主厂房及部分辅助车间380V采用聚氯乙烯绝缘、有（或无）钢带铠装、聚氯乙烯护套ZRC型阻燃电力电缆。部分辅助车间380V采用聚氯乙烯绝缘、钢带铠装、聚氯乙烯护套电力电缆。进入计算机电缆则采用屏敝电缆和计算机专用电缆。主厂房电缆敷设采用全架空的方式，厂区及辅助车间电缆敷设采用架空桥架和沟道相结合的方式。

防火措施：汽机房、集控室、电除尘、输煤系统均设置火灾报警装置，接入单元控制室内的火灾报警主机。主厂房内两台机组的电缆分通道敷设。主厂房至升压站的电缆按机组分通道敷设。电缆构筑物的孔洞，用耐火材料封堵。电缆桥架底层设阻火隔板，所有桥架按规定在适当位置设耐火槽盒，封堵采用阻火包、有机耐火堵料、无机耐火堵料、槽盒、阻火隔板、防火涂料等。厂内电动卷帘门由保安段供电。主厂房、输煤、燃油、储氢站及其它易燃易爆场所采用C级阻燃电缆。