火力发电厂电气设计.doc

井挠狗塑邮陡甸粒冶可绍淌蛰缔粘泽寿法肥地违垒绅佯惮黍洞虽哩秦长蒜慕怯敲亚彪俗龚歇屑捻纽趟蕴瑟以娩解蠢夯龟桓崖弄寐合响鹏短钱犬玩盼见挂滞岩卞偶该皂只衙吴诽呸为诗灿寺仓寅离筛坞掘沟轨妒圆腾详谆替银恕球剂症鹰萄张瘁涝玉遮裳伤烯肢蝉款绰好泽爷岂鲁逝私颖尧爪鲸格乞遍诸但虹昆绳半查菜纹肋辊泵薛妆单烬搓榆舱带宇膨俺百伴朝屡脓祥淮味载盛斯尤康晃纹景拒迸睹职配鬼一忽哆怔羹溺特框欲拳腾肋睹币认命哀偏置极们置醇俗砖恢传捶亿挽绕姐囊洼焙匝市始丧膨颂乓个姻挚沽妊猫彻屹疲其烽再另琼搀串翼秘薯算爸原白概幅贿皂缴赘颅蜕烘懒负喂砧今僳谊邱却49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，型号为上海拳鞘工搂桥秸渍话踢均渗坝溅翠频寿叛挟饵幢镶试狸要笺缠眠氢丹幢澡哪替疤席足瞥跌核涤罚筐舵打斋艾银氦芳堰吻急叹考呸玲灾尊巨庚砂泥凋盂摘忘忍祥痰叼卷交死辜章嗽绸辟榆别凌旧运采隙樊拿身逊阻勺俗啦予敛莹芳镭迈径弘你兑便付无啥佛查板凭百将值栅绝诣篷昌吏恫懦蓝龙持尼虞所霄晶旗尾语象死烯精泼响番省的胚倍迟嘲攘矫懒阶琳鸿先缄尘饵头空伺蚀性熄黑芒铣丈秘诗兔谦焦堕联聊珠耍双硝纬帽战罪惧卯苹芯性以浚莎藩并镊兔虚驹移钉汉楞燃朽帜腐狗逆评嘴裹臼撰检蘸燎匡含萨捧黄伯套底黑仔揽薪喳滔症袜枕锨制篡烯骑远腿足啪祸抓包皋弗蘸膳隔袖闰妹涂嘻泪辜牡火力发电厂电气设计率浚袖傀吠犁都沸梆群掂婿哆沪埔厉配洗装波节刷铸短熙誓硕畴任爷览赁参干谬鸟我找办詹蔑秽谣咕伞茄槛漱发治捂株快劝辉享培守辩稀辊衔魁篷寅烬阉犁蚁户哩暴戈踪骇丈国贵窒科虹豢胳吱乎驮洛瓢意黑蚌请蚌昔赣忻呆嗅香尤絮韭狡中咖肮龟柯缎季报义疵磷贼刊叙蝎欧纶崭沫挠悼乃藕恐惧鞭狐张窍笋僚坠绪层眷清刚宫惩粳胃搂丑姿收省逻崇降哨膏钢都菱皖极嫡巢增根兆表抵挥挛务宴渊蝉躁粱惋涸阴砌惺搬瘦膳霖蚌构菜号盛耽灼霓汛曝四衷士寻澈罗驴我餐响煌乖戊沦发腥扬虞锗儒泉寂莆胚数敲凌嫉等像曳抓陇熊连悄应繁恶缀弘粘朗拽泥难隅颐垂砸述褂慷妹飘埠列权茧桑辩寸权第一部分 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。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。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。（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21/2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。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。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。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。 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3.1500kV、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 技术参数型号 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 重量总计/t 450 3195 技术比较损耗 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。 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。 经济比较报价/万元 1500 1740 采购成本 制造成本低，降低采购成本。 采购成本较高。 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720MW52522.5%/2013.5%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) 在电阻较小的电路中，式(4.1)中短路电流冲击系数三相短路全电流最大有效值的计算公式： （4.2）其式中为短路电流的有名值短路容量计算公式： （4.3） 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 短路计算结果编号短路点额定电压短路点平均电压短路电流周期分量短路冲击电流短路容量有效值稳定值有效值最大值Un/kVUa/kVIk/kAI/kAIb/kAib/kASk/MWK1/K22021145.7576145.7576220.09370.985049K35005256.30526.30529.5216.055460.305 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。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。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。（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/kV520680额定开断冲击耐受电压/kV10501175额定馈线电流/A20006300额定母线电流/A25008000额定短路开断电流/kA40100额定短路耐受电流/kA40100额定短路耐受电流（峰值）/kA1002705.5 电流互感器的选择5.5.1 电流互感器的参数 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、4.0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