电厂电气设备及系统.docx

全厂电气系统概述、600MW发电机的规范和性能特点、励磁系统、发电机的结构、发电机的试验、发电机的运行、变压器的规范及运行、配电装置的规范及运行、继电保护、电气操作、事故处理等共计十八章。

目 录

第一章 概述 1
第一节 全厂概况 1
第二节 电气系统概述 4
第二章 600MW发电机的规范、性能特点 16
第一节 大容量机组的特点 16
第二节 我厂600MW发电机技术参数 17
第三节 我厂600MW发电机技术性能 26
第三章 600MW机组励磁方式选择及我厂励磁系统特点 29
第一节 600MW机组励磁方式 29
第二节 我厂励磁系统技术特点 31
第四章 发电机结构 34
第一节 概述 34
第二节 发电机定子结构 35
第三节 发电机转子结构 38
第五章 发电机的试验 41
第一节 试验的种类 41
第二节 发电机的型式试验 41
第三节 发电机交接和预防性试验 42
第六章 发电机的运行 51
第七章 变压器的规范及运行 60
第一节 变压器的基本原理 60
第二节 主变压器 60
第三节 500KV降压变 68
第四节 高压厂用变压器 72
第五节 低压厂用变 80
第六节 变压器的检查试验及运行维护 84
第八章 直流系统 95
第一节 概述 95
第二节 直流系统的运行 96
第三节 异常运行和事故处理 97
第九章 保安电源系统 100
第十章 不停电电源系统 105
第十一章 配电装置 106
第一节 断路器 106
第二节 母线和刀闸 122
第三节 互感器 133
第四节 避雷器 144
第十二章 发电厂防雷与过电压保护 147
第一节 避雷针与避雷线 147
第二节 避雷器 147
第三章 发电厂的接地装置 148
第四节 我厂防雷与接地装置 149
第十三章 继电保护 151
第一节 500KV线路、母线、断路器保护 151
第二节 发变组保护 159
第三节 厂用电系统保护 161
第四节 110KV母线、线路、断路器保护 168
第十四章 电气倒闸操作原则及注意事项 170
第十五章 电气防止事故反措 174
第十六章 电气事故处理规程 180
第十七章 电气工作安全知识 192
附件1：MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置运行使用手册 220
附件2：三菱MGS系列柴油发电机组操作手册 233
附件3：UN 5000励磁系统运行手册 255
附件4：SMC直流智能高频开关操作指导 267
附件5：电气名词解释 270

第一章 概述

工程概况
云南滇东能源有限责任公司4×600MW新建工程厂址位于云南省富源县南部地区的黄泥河镇管辖区，富源县位于云南省东部，县境东面、东南面与贵州省的盘县、兴义市接壤，南部、西南部与罗平县毗邻，西部、西北部与沾益县交界，北部与宣威市相连，有云南东大门之称。全县总面积3348平方公里，人口约62万，是全国一百个重点产煤县之一，又是云南省煤炭生产基地县，现已探明储量64.24亿吨，远景储量204.71亿吨。滇东电厂五乐厂址位于富源县黄泥河镇五乐村西南面的城迤头村附近，厂址附近有五乐村、黄家扎外村和白龙山煤矿工业广场。黄泥河镇至五乐、雨汪的乡村公路从厂址内经过。厂址北距黄泥河镇约13km（公路距离），东距小黄泥河取水口河段4.5km，西南距火头地灰场5km（直线距离为2.0km）、距豪猪洞灰场8.0km（直线距离）、东北距大田边火车站4.5km，西南至罗平500kV变电所约55km。黄泥河镇北距富源县城101km，距曲靖市174km。
厂址为高原山区的山间坡地，场地主要由台地、岩溶残丘和洼地构成，场地标高城迤头村以西约在1340m～1390m之间，迤头村以东约在1320m～1365m之间，总体上西北高东南低，场地内有两座标高分别为1410.30m和1402.90m的山丘，场地可利用面积、南北向宽约600m～1100m，东西向约1200m（包括白龙山煤矿工业广场场地和东侧两个村庄）。厂址南侧和东南侧为黄泥河的支流扎外河由西南向东北流过，厂址西侧为规划建设的白龙山煤矿工业广场，厂址北侧为高山。
本期建设规模为4×600MW。三大主机分别采用北京巴威、东方汽轮机厂、东方电机厂生产的国产亚临界机组，烟气脱硫设施与电厂同步建设。电厂燃煤为白龙山煤矿无烟煤，白龙山煤矿工业广场紧邻厂区西侧，燃煤采用皮带运输进厂；水源取自小黄泥河东拉水库；灰场为火头地灰场和豪猪洞灰场，两灰场均位于厂区西南侧，直线距离分别约为2km和8km（其中火头地灰场为初期灰场）；根据接入系统审查意见，电厂本期出2回500KV线路至罗平变，并预留扩建1回的可能。

6 发电机主要参数
型号：QSFN-600-2-22
额定容量 667MVA
额定功率 600MW
最大连续输出功率 641.12MW（在额定氢压、额定功率因数下与汽轮机功率相匹配）
额定电压 22kV
额定功率因数 0.9（滞后）
频率 50Hz
额定转速 3000r/min
绝缘等级
定子绕组绝缘等级 F（注：按B级绝缘温升考核）
转子绕组绝缘等级 F（注：按B级绝缘温升考核）
定子铁芯绝缘等级 F（注：按B级绝缘温升考核）
短路比 0.6034
直轴超瞬变电抗Xd” 0.1826（标么值，饱和值）
直轴瞬变电抗Xd’ 0.2421（标么值，饱和值）
效率 98.951％
相数 3
极数 2
定子绕组接线方式 Y
负序电流承载能力
连续： I2/IN≥10％
短时： （I2/IN）2t≥10s
额定氢压： 0.414Mpa（g）
励磁方式： 静态自并励励磁

滇东电厂本期规划装机容量2400MW，本期建设4X600MW燃煤机组。以500kV一级电压接入系统，电厂本期出线两回，并预留扩建一回的可能。电厂出线两回接至500kV罗平变电站，滇东电厂~罗平变两回线路长度约2x60km。
1电气主接线
1.1 500KV系统接线
500KV采用一个半断路器接线，优点是：可靠性高，每一回路由两台断路器供电，当发生母线故障时只跳开与此母线相连的所有断路器，任何回路不停电；当一台断路器故障或失灵时，只跳开与其相临的一个或两个回路，不会导致全厂停电；任一断路器检修时均不影响正常供电；运行调度灵活；检修操作方便，隔离开关仅作检修时用，避免了隔离开关做操作用时的误操作。
500kV共3个完整串，第一串接#1发变组和罗平1线，第二串接#2发变组和罗平2 线，第三串接#3发变组和#4发变组。2台530/115kV降压变分别经断路器接于500kV第I、II组母线。
1.2 110kV系统
为解决起动/备用电源的引接及从厂内向煤矿供电，在厂内设110kV配电装置，采用双母线接线方案，本期设2回降压变进线、2回煤矿出线、2回起备变、1回母联、母线设备共8个间隔。110KV电源由500KV经两台降压变供给。
1.3 发电机—主变压器系统接线
本期建设4×600MW发电机组均以发电机—主变压器组单元接线至厂内500KV母线。发电机与变压器间不装断路器。
高压起动/备用电源采用500/110kV及110/6.3kV两级降压的方式，厂内设110kV双母线接线配电装置。

2 厂用电接线及布置
2.1 厂用电接线
2.1.1 高压厂用电系统接线
每台机组设1台分裂绕组高压厂用工作变压器和1台高压脱硫变压器，其高压侧从发电机主回路离相封闭母线上T接。高厂变低压侧的两个分支分别带一段6kV工作母线，机组高压厂用电动机和主厂房成对设置的低压厂用变压器分别接于两段母线。高压脱硫变分别带本机组的脱硫6kV段。全厂设6KV公用段01A、01B两段分别接于＃1机组6KV1A段和＃2机组6KV2A段，两段之间加联络开关，＃3、4机组不设公用段。每两台机组设1台分裂绕组的起动/备用变压器。＃1、2高厂变及＃01起/备变容量为63/35-35MVA，＃3、4高厂变及＃02起/备变容量为50/31.5-31.5MVA。＃1、2高压脱硫变互为备用，容量为25MVA；＃3、4高压脱硫变互为备用，容量均为20MVA。
6kV开关柜采用中置式开关柜。原则上1000kW以下电动机、1250kVA以下的变压器采用“F＋C”回路供电，1000kW及以上的电动机、1250kVA及以上的变压器采用真空断路器供电。除脱硫及水源地外，6kV真空断路器开断容量为50kA(有效值)，动稳定电流125kA（峰值）；脱硫及水源地6kV真空断路器开断容量为40kA（有效值），动稳定电流100kA（峰值）。
2.1.2 低压厂用电系统接线
低压主厂房内低压厂用变压器按汽机、锅炉、公用分开的原则设置，便于实现“物理分散”，节省电缆费用。每台机组设两台汽机变、两台锅炉变和两台电除尘变，容量按互为备用。＃1、2机组设两台公用变，容量分别为1600kVA，互为备用；＃3、4机组另设两台公用变，容量分别为1250kVA，互为备用。每台机组设一台照明变和一台检修变，检修变同时作照明变的备用，每两台机组的检修变交叉引接，即＃1检修变接于＃2机6kV段，＃2检修变接于＃1机6kV段。
辅助厂房供电按工艺系统和区域相对集中的原则成对设置变压器，容量互为备用。本工程分别设2台锅炉补给水变、2台除灰变、2台循环水变、2台升压站变、2台输煤变；灰场设一台变压器，单电源供电；水源地负荷较大，供电距离较长，在厂区内设2台10.5/6.3kV的升压变压器，就地设2台10.5/6.3kV的降压变压器及2台6.3/0.4kV的低压变压器供电，均为互为备用。
低压厂用电系统采用PC－MCC供电方式，容量大于45kW的电动机和相对较大的静止负荷由PC供电，其余负荷由MCC供电。
低压配电盘中，PC采用GCS型配电盘，抽屉式回路与固定分隔式回路结合。MCC采用MNS型配电盘，拟全部采用抽屉式回路。
2.2 主厂房布置及设备选择
2.2.1汽机房A列外布置
在汽机房A列外布置有主变压器、高压厂用变压器、高压脱硫变压器及起动/备用变压器。每台机组的高压厂用变压器、高压脱硫变压器和每两台机组的起动/备用变压器沿A列轴线水平布置，位于主变与A列之间，距A列中心线12m，距主变中心线为17米，与主变的距离满足防火间距要求，不设防火墙。主变各单相之间设有防火墙。每台机组的高厂变和脱硫变之间可满足防火间距要求，可不设防火墙。每两台机组的起动/备用变压器布置于两台主变之间，以缩短起动/备用变低压侧共箱母线长度。起动/备用变高压侧采用110kV架空线引接。
2.2.2发电机小室布置
发电机与主变压器之间的连接母线及厂用分支母线采用全连式离相封闭母线。主回路离相封闭母线中心标高8.8m，与发电机出口PT及避雷器柜、发电机中性点变压器柜一起布置于6.4m层。发电机励磁变压器布置在汽机房0m，励磁变周围设围栏，可控硅整流柜、磁场断路器柜、灭磁柜及AVR柜等成套柜均布置于0.0m层的励磁设备间内。
2.2.3 500kV配电装置布置
500kV屋外配电装置位于汽机房A列柱外，厂区东侧，进出线按西、东向布置。出线在厂区外转向南至罗平500kV变电所。
500kV配电装置4回发变组进线，2回至罗平的出线，同时要求不堵死扩建1回出线的可能，3、4发变组可以接入同1串中。本工程设计推荐500kV接线按3个完整串考虑，预留1个串的场地以保证扩建可能；配串按电源与负荷配串等原则进行；配电装置采用常规三列式布置，如采用平环式布置将会使配电装置的一部分位于断裂带上。＃3发变组与＃4发变组考虑配在同1串中；2台降压变分别接入2组母线。根据出线方位和电厂总体规划，再结合布置，从北向南方向配串如下：
第1个间隔：第1串，#1发变组――罗平（一）；
第2个间隔：第2串，#2发变组――罗平（二），交叉进线；
第3个间隔：用于罗平（二）的交叉进串及#3发变组进串；
第4个间隔：第3串，#3发变组――＃4发变组；
第5个间隔：第4串，仅预留场地；
500kV主母线选用悬吊管母线，母线隔离开关采用单柱式垂直断口隔离开关。配电装置纵向尺寸146.5m，间隔宽度30m，上层导线高度27.5m，主母线及低架横穿构架高19.5m。
2.2.4 110kV配电装置布置
110kV配电装置紧靠500kV配电装置布置，位于500kV配电装置扩建端，出线方向朝南。
110kV配电装置采用普通中型软母线配电装置，断路器单列布置。间隔宽度8米。
2.2.5厂用电设备布置
2.2.5.1 6kV厂用设备布置
6kV开关柜布置在汽机房。机组6kV工作段分别布置于相应机组的固定端、中二层，公用段布置于汽机房固定端0m层，单元段布置在相应机组中二层扩建端，每台机组占一跨，即分别位于汽机房＃1～2、＃9a～10、＃16a～17、＃24a～25柱之间，柱间距10m，汽机房跨度30.6m。6kV公用段布置于主厂房固定端披屋。
2.2.5.2主厂房380V开关柜布置
主厂房低压厂用电负荷按单元汽机、单元锅炉及公用分设低压厂用变压器，并按照“物理分散”布置考虑，以节省低压动力电缆。
单元汽机PC布置在相应机组固定端的中二层靠6kV工作段配电室，即分别位于汽机房＃2～3、＃10～11、＃17～18、＃25～26柱之间，汽机保安段亦布置在该配电室内。汽机MCC布置在汽机房0m，不设MCC小室。
单元锅炉PC及公用PC、照明PC、检修PC、锅炉事故保安段、集控楼MCC、主厂房化水MCC、公用MCC等均布置在集控楼内7.2m层380V配电室。锅炉MCC1布置于锅炉房0m层，锅炉MCC2布置于锅炉房运转层，除渣MCC布置于渣仓控制室，煤仓间MCC布置于煤仓间皮带层的MCC室，主厂房通风MCC布置在汽机房中二层。
2.2.5.3 辅助厂房厂用电布置
每两台机组设1座电除尘、除灰及脱硫控制楼，该楼0m层布置脱硫6kV配电室、脱硫380V配电室，二楼为电缆夹层，三楼布置电除尘380V低压配电盘及电除尘器制造厂配套供货的控制段（配电盘）。
网控配电室布置在A列外单独的配电室内。500kV配电装置每串设1个户外动力配电箱。
输煤及废水系统变压器及PC盘布置于输煤综合楼内的配电室，各转运站、碎煤机室、筒仓、废水处理站等分别设置MCC小间。
锅炉补给水及净水站变压器及PC布置于锅炉补给水处理综合楼内0m层的配电室。
(e) 除灰系统配电室布置于除灰空压机房附近。
(f) 灰场设置灰场配电室。
(g) 水源地升压变布置于厂区内靠围墙附近的适当位置；水源地降压变布置于水源地户外；水源地低压变及PC布置于补给水泵房配电室。

3 各级电压中性点接地方式
3.1 500/110KV系统中性点接地方式
500KV系统中性点采用直接接地方式，通过主变的高压侧中性点死接地。预留经小电抗接地条件。起动/备用变110kV侧中性点采用经隔离开关，氧化锌避雷器，放电间隙接地，可根据系统调度灵活实现直接接地或不接地运行方式。
3.2 发电机中性点接地方式
发电机中性点经配电变压器接地，配电变压器二次侧接入电阻，保证接地保护不带时限跳闸。以便减少发电机定子绕组发生单相接地时电容电流对发电机造成的损害，限制发电机单相接地故障时健全相瞬时过电压不超过2.6倍额定相电压，接地电流不超过10—15A。
3.3 高压厂用电系统接地方式
6kV系统采用电阻接地方式，接地电阻接于厂用变压器Y绕组的中性点，接地电阻为9.01欧，接地电流推荐值为400A，接地故障动作于断路器跳闸。水源地6KV系统不接地。
3.4 低压厂用电系统接地方式
低压厂用电系统采用0.4/0.23KV中性点直接接地。

4 事故保安电源
每台机组设2段锅炉保安段、2段汽机保安段、1段脱硫保安段，按负荷计算选择1台1200kW的快速起动的柴油发电机组。锅炉、汽机保安正常运行时由相应的锅炉PC1A、1B和汽机工作PC1A、1B供电，脱硫保安段由相应的脱硫工作PC供电，当厂用电源消失时，柴油发电机快速起动并自动投入带保安负荷。
每台机组设置一套柴油发电机组作为机组的事故保安电源。柴油发电机组出线连接到保安电源动力中心（PC），再从保安电源动力中心（PC）分别接到各保安负荷。
正常由相应的动力中心（PC）供电，当任一段保安电源动力中心（PC）失去电源后，发出信号并自动启动本机组的柴油发电机组，待转速和电压达到额定值后，立刻向失去正常电源的保安电源动力中心（PC）供电。
保安负荷需按顺序自动投入，以保证柴油发电机组的频率和电压保持在允许的范围之内。
柴油发电机组可手动或自动启动，接到信号后3秒内能达到额定转速和额定电压，并准备带负荷。机组从启动到带满负荷的时间小于20秒，在无人值班的情况下可连续运行24小时。
柴油发电机组为快速启动、闭式循环水冷却。其主要的技术参数为：额定容量1200KW，额定电压400V，额定频率50Hz，额定功率因数0.8（滞相），三相Y接法，中性点直接接地。
5 交流不停电电源
每台机组设置一套100kVA和一套60kVAUPS装置，其中第一套UPS用于向阀门、仪表等热控负荷供电，第二套UPS专用于向热控DCS机柜提供可靠的220V交流电源。UPS不另配蓄电池，均由机组动力用直流系统提供直流电源。UPS布置于集控楼0m层。
正常运行时由事故保安段交流380V电源向其供电。当全厂停电或整流器故障时，由单元机组的220V蓄电池经逆变后向负荷供电。若逆变器故障，静态开关自动切换至旁路系统，由事故保安段经隔离变压器、稳压调压器、静态开关向负荷供电。
网络控制系统设一套UPS电源装置，用于网络微机监控系统供电，其容量为20 KVA，布置在集控楼13.7米层的电子设备间内。

6 直流系统单元机组直流系统
按《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》，本工程每台机组设置三组蓄电池。其中一组对动力负荷和直流事故照明负荷供电，另两组对控制负荷供电。动力和控制用直流系统的电压分别采用220V、110V。
6.1 每台机组设置一组2400Ah (104只)动力用蓄电池和两套240A高频开关电源充电装置。两台机组的两组蓄电池和两套充电装置构成供两台机组动力用直流系统，采用单母线接线方式。220V(动力)直流系统设置2面充电屏、3面直流屏。
110V(控制)直流系统由两组600Ah蓄电池(102只)和三套高频开关电源充电装置组成。每套高频开关电源额定输出电流为80A。110V(控制)直流系统设置3面充电屏、5面直流屏和2面直流分屏(布置于集控楼电气继电器室内)，直流系统采用单母线分段接线方式。两组蓄电池及两套高频开关电源装置分别接于两段直流母线上，第三组高频开关电源作为公用充电装置。
直流系统采用微机型直流绝缘检测仪，对直流母线和馈线的绝缘进行自动巡检。
蓄电池采用阀控式铅酸蓄电池。控制直流系统蓄电池事故放电时间按1h考虑。动力直流系统蓄电池事故放电时间，直流润滑油泵按1.5h考虑；直流密封油泵按3h；事故照明及热控负荷按8h考虑。
动力和控制负荷原则采用辐射供电方式。
高频开关电源较之晶闸管整流装置具有稳压稳流精度高、波纹系数小的优点，这对于微机型保护及自动装置的安全运行有重要意义。同时，高频开关电源体积小、效率高、无干扰和谐波畸变的优点也是晶闸管整流装置无法相比的。故本工程充电装置推荐采用高频开关电源。
机组蓄电池和直流屏均布置于集控楼0m层。
6.2网控直流系统
本工程网控部分设置两组阀控式铅酸蓄电池，向网络控制负荷和事故照明负荷供电。直流系统采用微机型直流绝缘检测仪，对直流母线和馈线的绝缘进行自动巡检。所有负荷采用辐射供电方式。
充电装置屏直流屏布置于500kV网络继电器室内。
6.3辅助厂房直流系统
为缩小主厂房直流供电网络，提高直流系统供电系统的可靠性，分别在输煤控制室、水务区、厂外水源地各设置一套220V直流成套电源装置，向就近的直流负荷供电。
7 二次线、继电保护及自动装置
7.1单元集控室二次线设计原则
本工程推荐采用双机炉集控方案，单元机组电气设备纳入机组分散控制系统(DCS) 监控。
电气纳入DCS后，仅设置少量安全停机必要的后备硬手操，必要常测仪表和光字牌信号。电气系统正常监控功能均由DCS完成。
6kV厂用电系统设置一套微机厂用电监测系统，完成对6kV厂用电系统电流、电压、功率及报警信号的采集，提供通信口上传DCS。
发电机同期采用自动准同期方式，由独立的微机自动准同期装置实现，取消手动准同期方式。厂用电源切换采用捕捉同期闭锁。
单元机组电气继电保护及自动装置屏柜布置于集控楼13.7m层电气继电器室内。
7.2网控二次线设计原则
本工程500kV采用一个半断路器接线，2回出线，4回进线，2回降压变。110kV网络系统包括2回进线，2回出线，2台起备变馈线。由于本工程网络系统相对复杂，故设置一套独立的网络计算机监控系统，实现常规控制方式的所有功能。
网络计算机监控系统采用全分布开放式系统结构，监控系统操作员站采用双机冗余配置，通信主干道采用100M双以太网。
本工程不设网控室，分别在500kV、110kV配电装置就地各设置1个继电器室。网络计算机监控系统就地间隔层设备与系统保护一道下放至就地继电器室，而监控系统的主机柜及工程师站、继保工作站、微机五防工作站等站控层设备布置于#1集控楼网络监控设备室，操作员站布置于两个单元DCS操作员站中间的操作台上。
发变组500kV断路器以DCS为主控制，也可经DCS确认并切换至网络计算机监控系统控制。
起备变110kV断路器由网络计算机监控系统控制。
7.3辅助厂房二次线设计原则
输煤、化水、电除尘等辅助厂房变压器6kV电源断路器由机组DCS控制，低压侧断路器由对应的程控完成控制。
机炉辅机由机组DCS系统控制；水系统、灰渣系统电动机由热工PLC控制。
输煤系统采用PLC控制方式，并设置一套工业电视系统监视输煤系统设备运行情况。
7.4自动装置
励磁系统采用自并励励磁系统，由机端励磁变压器、励磁调节装置(AVR)、可控硅整流装置、起励、灭磁装置及转子过电压保护装置等部分组成。自并励励磁系统具有高调节品质、高起始响应速度以及高可靠性。
AVR采用双通道微机型励磁调节器，两个通道相互跟踪、相互通讯、相互切换，互为备用，使励磁系统的可靠性大大提高，降低了机组强迫停机的机率。
励磁系统装置由东方电机厂成套供货，由3面功率整流柜、1面励磁调节柜和2面灭磁柜组成，布置于汽机房0m层发电机小室内。
高压厂用电源事故切换采用微机型快速自动切换装置。该装置可以完成高压厂用电源事故情况下的单向快速切换和正常厂用电源的双向切换。高压厂用电源快速切换采用串联并带同期闭锁功能，当快速切换不成功时自动转入慢速延时切换。
每台机组设一面发变组故障录波屏。
微机型自动准同期装置（无资料）
发电机自动电压调节器（无资料）
7.5元件继电保护
本工程所有电气主要元件均采用微机型成套继电保护装置。发变组保护(含高厂变、脱硫工作变)和500kV降压变保护采用双主双后的配置方案。110kV起备变保护按一套配置。
发变组保护装置组屏布置于机组集控楼电气继电器室内，500kV降压变及110kV起备变保护装置组屏布置于110kV网络继电器内。
6kV电动机和低压厂用变压器保护均采用微机综合保护装置，保护装置下放至相应的6kV开关柜内。
380V电机采用塑壳开关的智能脱扣器作为短路、过流保护，同时采用热继电器作为电动机过载、堵转保护。
7.6脱硫系统二次线
脱硫系统每两台机设置一套60kVA的UPS用于向脱硫岛DCS等热控重要负荷供电。UPS自带蓄电池组。
脱硫岛直流系统采用220V，每两台机设置一套300Ah的蓄电池组，充电装置采用两套40A的高频开关电源。
脱硫岛电源系统及电动机均在脱硫DCS中监控。
脱硫岛UPS及直流系统设备布置于机组电除尘楼内。
8 过电压保护和接地
8.1过电压保护
为保护发电机、变压器及其他电气设备免受直击雷和雷电入侵波破坏，本工程按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997的有关要求进行，在各级配电装置装设有如下过电压保护装置。
500kV屋外配电装置间隔及出线装设避雷线，A列墙顶装设避雷针，烟囱及冷却塔顶装设避雷针，燃油泵房所在的区域及燃油管道装设独立避雷针，制氢站装设独立避雷针，输煤系统的高建筑物装设避雷带，作防直击雷保护。
500kV屋外配电装置架空出线处装设金属氧化物避雷器，每台主变压器附近500kV进线装设金属氧化物避雷器，500kV配电装置母线暂考虑各装设1组金属氧化物避雷器。发电机出口装设金属氧化物避雷器。每台降压变、每台起动/备用变应装设金属氧化物避雷器，110kV母线装设金属氧化物避雷器，作防雷电侵入波保护。
110kV配电装置设置构架避雷针作为电气设备和导线的防直击雷保护。
燃油系统中的油罐及其管道、制氢站等处设有防静电及感应雷保护。
8.2接地
本工程全厂采用以水平接地体为主的接地网，辅以垂直接地极。独立避雷针、避雷器等处装设集中接地装置。计算机接地系统将按计算机系统（DCS、网络微机）的要求来设置独立接地网并接入主接地网。我们采用计算机接地网与电气设备接地网合并方式。
本工程接地材料采用铜电缆及热浸镀锌钢材。铜电缆主要用于架空电缆桥架的接地。热浸镀锌钢材主要用于主接地网。
9 照明及检修
9.1照明系统
照明由以下所述的三个独立子系统组成：
(a)正常AC照明系统
(b)事故AC照明系统
(c)直流事故照明系统
交流照明系统采用380/220V 3相4线，中性点直接接地系统，直流事故照明系统额定电压为220 V。灯用电压为220V。
9.1.1主厂房#1，#2机组分别设380/220V正常照明段，正常运行时，由对应机组正常照明变压器供电，当其中照明变检修或故障时，自动或手动切换至对应机组检修变压器供电。＃3,＃4机组供电方式与＃1，＃2机组相同。
其余辅助厂房的正常照明由就近的PC或MCC供电。
9.1.2 AC事故照明
主厂房各对应机组分别设置交流事故照明总盘。交流事故照明总盘正常时由对应机组正常照明段供电，事故时自动切换至保安段供电。
主厂房各层在疏散走道、出入口以及楼梯间设置由交流事故照明电源供电且自带蓄电池电源的出入口指示灯和疏散指示灯。
远离主厂房的输煤系统、化水系统、电除尘及脱硫控制楼、运煤综合楼、脱硫吸收塔等场所的事故照明采用自带直流蓄电池电源的应急灯。
9.1.3直流事故照明仅在集控楼和柴油发电机室等设置，在＃1、＃2集控楼分别设置事故照明逆变屏，其电源由220V直流屏和保安段供电。正常时由保安段供电，当所有的交流电源消失后自动切换至直流运行。在集中控制室主环内装设有直流常明灯。
9.2检修电源系统
检修网络电压为380/220V。
主厂房＃1、＃2机组分别设一380/220V检修段，检修段由一台800KVA检修变供电，检修段分别向主厂房内＃1、＃2机和#1集控楼的检修电源箱及部分小动力箱供电。＃1、＃2机组检修变交叉接于对应机组6KV工作段。＃3、＃4机组检修电源的设置与＃1、＃2机组相同。
其他建筑物的检修电源由就地或邻近建筑的380/220V PC或MCC供电。
锅炉本体检修照明电压为12V。沿锅炉平台和人孔附近设置低压12V检修照明插座箱。
各主要场所照明方式和灯具选型如下表所列：
安 装 地 点
光 源 类 型
灯 具 型 式
安 装 方 式
照度 (Lx)
汽机房运转层
金属卤化物灯
HID块板灯具
悬挂式
100
汽机房底层及中间层
金属卤化物灯
荧光灯
HID块板灯具，防水防尘灯具，防水防尘荧光灯具
悬挂式，壁式,吸顶式
50
锅炉房各层
金属卤化物灯
荧光灯
HID块板灯具,，防水防尘灯具，防水防尘荧光灯具
悬挂式，壁式
50
除氧煤仓间各层
金属卤化物灯
HID防水防尘灯具
悬挂式，壁式
30
锅炉本体各层
荧光灯
防水防尘荧光灯具
吸顶，壁式，立杆式
15
集中控制楼各层
荧光灯
高效节能荧光灯具
铝合金型体灯具
嵌入式，悬挂式，吸顶式
150
集中控制室
荧光灯
间接照明装置
嵌入式
300
输煤系统
金属卤化物灯
荧光灯
HID防水防尘灯具
防水防尘荧光灯具
投光灯具
悬挂式，壁式，吸顶式
30
烟囱
长寿命白炽灯
障碍标志灯具
立杆式

煤场
金属卤化物灯
投光灯具
投光灯塔
10
水工系统
金属卤化物灯
HID块板灯具，防水防尘灯具
悬挂式，壁式，吸顶式
30
除灰,除尘系统
金属卤化物灯
荧光灯
HID防水防尘灯具
防水防尘荧光灯具
投光灯具
悬挂式，壁式，吸顶式
30
辅助,附属建筑物
荧光灯
铝合金型体灯具
悬挂式，吸顶式
50
厂区道路
金属卤化物灯
钢杆路灯灯具
立杆式
5

9.3照明系统的控制
集控室照明采用调光控制箱控制。
厂房内照明一般在照明箱内集中控制。
经常无人停留、出入的房间的照明由就近的门或入口处的照明开关控制。
道路、烟囱、主变区域的照明采用光电自动控制。
煤场可采用远方集中控制，也可就地控制。
锅炉本体的照明采用光电自动控制。
9.4 管路系统
主厂房、输煤系统、除尘除灰系统、水工系统等工艺车间的照明和插座线路均采用镀锌钢管明敷设，明敷管路采用密闭式接线盒。
生产办公楼、电除尘控制楼、集中控制楼以及其他附属、辅助建筑的照明、插座线路采用镀锌钢管暗敷设。
锅炉本体及电除尘本体导线采用AF-150-0.45/0.75型耐热导线。
从配电箱至烟囱各层及冷却塔障碍标志灯采用KVV32型电缆。
室外厂区道路照明采用ZR-VLV22 型电缆直埋敷设，过道路、沟道均穿钢管保护。
其余未提及的场所采用BV-0.45/0.75型导线。
10 电缆及电缆设施
10.1电缆选型
根据<<工程建设标准强制性条文¾电力工程部分>>的要求，对水泵房、化学水处理及输煤系统等公用重要回路的双回路电缆，要求敷设于不同的电缆通道中，否则其中1回采用耐火电缆。另外，对锅炉区由于温度高，该部分电缆采用耐高温电缆。其余电缆均采用阻燃电缆。
6 kV电力电缆额定电压为6/6kV，380V电力电缆额定电压为0.6/1kV。6kV电力电缆采用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套钢带铠装（3芯）或全塑（单芯）电力电缆。380V电力电缆采用聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套钢带铠装电力电缆。
主厂房及辅助厂房的重要回路电力电缆采用铜芯电缆，其他地方采用铝芯电缆。
10.2全厂电缆设施
本工程主厂房区域采用电缆架空敷设，厂区电缆敷设拟考虑沿全厂公共综合管架采用电缆架空敷设为主，少量采用电缆沟（隧道）及直埋敷设。
主厂房内，汽机房在B列柱侧设三层纵向架空桥作为主通道，底层桥架标高＋4.9m，桥架宽度1.0m。该通道横向与6kV配电装置下的架空桥架和汽机380V配电装置下的架空桥架相连，并与集控楼4.2m层的电缆夹层相连。在汽机房固定端，有一条架空电缆通道与厂区综合管架相连，从主厂房至输煤、锅炉补给水、循环水泵房等区域的电缆可利用此通道。
集控楼7.2m层380V配电室下设有电缆夹层，经竖井向上与集控室下电缆主通道相通。
汽机房A列外沿A列设有一条架空电缆通道，此通道与汽机房电缆主通道相连，并通过电缆沟与主变场地、500kV和110kV配电装置相连，从集控楼和主厂房至A列外区域的电缆可利用此通道。
在＃1锅炉房扩建端和＃4锅炉房固定端各有一条架空电缆通道与电除尘控制楼相连并通过架空管架延伸至炉后灰库、除灰水泵房和气化风机房，进而通过电缆沟与循环水泵房相连。
通过至净水站的综合管架，电缆可到达锅炉补给水处理区域、厂前区区域和净水站。
综合管架连通至输煤综合楼、碎煤机室，其余输煤系统的电缆沿输煤栈桥架空敷设。
500kV、110kV屋外配电装置内电缆通道为电缆沟。
主厂房、集控楼电缆夹层及电缆竖井采用电缆桥架，煤仓间皮带层、厂区管架、输煤系统栈桥等环境较差且电缆架空敷设的地方采用顶层加护罩的电缆桥架或电缆槽盒，电缆沟内采用装配式电缆支架。
10.3电缆防火措施
采用阻燃电缆。架空电缆通道进入主厂房、集控楼的人口、机组的分界处采用耐火电缆槽盒。
电缆沟进入建筑物的人口处、分支处设置阻火墙。电缆竖井、墙洞、楼板孔洞、配电及控制盘柜底部的开孔处、均用防火板、耐火堵料及防火涂料进行封堵。电缆保护管两端用防火堵料封堵。
厂区管架上的电缆分段设置阻火设施。锅炉房、输煤系统栈桥、厂区公共管架上的电缆桥架分段采用电缆耐火槽盒。电缆密集处及重要的场所，设置火灾探测器及自动灭火器。
11 辅助车间
工程在生产综合楼设有试验维修间。用于电气试验的建筑物的面积及设备按DT/T5043-95《电力发电厂电气试验室设计标准》配备，估列费用。
主变压器、高压厂用变压器及起动/备用变压器均考虑就地检修，或在汽机房内检修。
主厂房内低压厂用变压器采用干式变压器，辅助厂房容量不大于1000kVA的低压厂用变压器采用干式变压器，辅助厂房容量大于1000kVA的低压厂用变压器采用全密封油绝缘变压器，免维护。
12 控制、信号、测量、同期方式
12.1控制、信号、测量方式
本工程的电气系统的控制、信号、测量均由DCS作为主要控制监测手段，不设常规的控制盘，以CRT和键盘为监视和控制中心，配以及少量必要的硬手操和常规仪表，使机、炉、电的控制水平协调一致。
在集中控制室控制的电气元件有：发电机变压器组、发电机励磁系统、高压厂用工作变压器、高压启动/备用变压器、主厂房内低压厂用工作变压器、消防水泵、厂用电动机。
12.2 同期方式
同期系统采用单相同期方式。设置独立的微机自动准同期装置，并与DCS、DEH之间通过标准的通讯接口进行信息交换。不设手动准同期装置。
12.3 DCS与其他电气专用装置的接口
发电机变压器组保护装置、厂用电系统保护装置、发变组故障录波器、发电机自动电压调节器（AVR）、厂用电快切装置等均独立于DCS装置。其中，与DCS之间传输信息量较多的装置通过标准通讯接口进行通讯，信息量较少的通过硬接线方式通讯。
12.4 后备监控设备
12.4.1 后备硬手操
在集中控制室控制台上保留下列按钮：
发变组500KV进线断路器跳