滇东可研_9电气说明书1

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1、9电气部分9.1电气主接线9.1.1概述本工程建设规模为4x600MW。电厂以500kV电压等级送出，4台600MW机组分别以发电机变压器组单元接线接入厂内500kV升压站。500kV出线共3回，至拟建的换流站或罗平500kV变电站。应业主要求，在电气主接线的设计中考虑了煤矿的供电，煤矿要求提供2回110kV或220kV电源，每回容量48000kVA，已反映在电气主接线图上。另外根据初步掌握的资料，云南省供电部门将对从系统中引接的起动备用变压器收取基本电费，具体收费标准有按变压器容量和按实际最大需量2种。前者为19.5元/

2、kVA/月，后者为22.5元/kVA/月。这一因素也将对电气主接线的设计造成重大影响。电气主接线图见50－F111K3－D01（方案一），D02（方案二）图。9.1.2方案一（a）4台发电机均以发变组单元接线接入厂内500kV升压站。（b）本电厂装机容量大，在云南省电力系统中占有重要的地位，所以500kV系统采用3/2断路器接线。4回发变组进线及3回出线共形成3个完整串和1个不完整串。2组母线各接1回降压变。（c）＃1、2机组各设1台63/35－35MVA的高厂变；＃3、4机组各设1台63/31.5－31.5MVA的高厂变

3、；每台机组设1台16MVA的脱硫变。每2台机设1台63/35-35MVA的起动备用变；4台机共设1台16MVA的脱硫变。14（a）起动备用电源考虑厂内引接，每组500kV母线上各接有1台525/115kV、160MVA的降压变。降压变与母线之间设断路器。110kV系统用以引接起动备用变压器及煤矿电源，进出线共6回（降压变进线2回、煤矿2回、起动/备用电源2回），采用双母线接线。（b）本方案的起备电源从厂内升压站引接，暂不涉及基本电费问题。按下表估算，安装发电机出口断路器将增加初投资3000多万元。故不考虑装设发电机出口断路

4、器。项目方案A（不设发电机断路器）方案B（设发电机断路器）1.发电机出口断路器无4台：4x800=3200万元2.起动/备用变2台110kV63/35-35MVA2x200=400万元1台110kV50/27-27MVA190万元（备用变）3.高厂变调压方式无载调压有载调压，增加4x80=320万4.脱硫变4台16MVA无载调压4x60＝240万元4台25MVA有载调压4x120=480万元5.脱硫备用变1台110kV、16MVA160万元无合计：800万元4190万元价差：03390万元9.1.1方案二（a）4台发电机均

5、以发变组单元接线接入厂内500kV升压站。（b）本电厂装机容量大，在云南省电力系统中占有重要的地位，所以500kV系统采用3/2断路器接线。4回发变组进线及3回出线共形成3个完整串和1个不完整串。（c）＃1、2机组各设1台63/35－35MVA的高厂变；＃3、4机组各设1台63/31.5－31.5MVA的高厂变；每台机组设1台25MVA的脱硫变。4台机设1台50/27-27MVA的备用变；而＃1、2机的脱硫变互为备用；＃3、4机的脱硫变均互为备用。14（a）备用电源考虑由系统引接。由于110kV电源的功角差超过20º，不能

6、满足要求，需引接220kV电源才能满足要求，又考虑到煤矿要求双电源，故考虑由距离电厂约65km的罗平变引接2回220kV电源作为本厂备用电源和煤矿电源。220kV系统进出线共5回（罗平2回、煤矿2回、备用变1回），采用双母线接线。（b）本方案需装设发电机出口断路器。这是因为本方案起备电源从系统引接，存在基本电费的问题。本工程每台机设1台分裂绕组高厂变（＃1、2机组容量63/35-35MVA，＃3、4机组容量63/31.5－31.5MVA），按《火力发电厂设计技术规程》规定，如不装设发电机出口断路器，4台机至少要引接2台63

7、/35-35MVA的分裂绕组起备变，每年需交纳基本电费63000x2x19.5x12=29484000元（假定按变压器容量计费）；而装设发电机出口断路器后，4台机只需设1台50/27-27的分裂绕组备用变，每年需交纳的基本电费为50000x19.5x12=11700000元，每年可节约基本电费17784000元；参考方案一中的表格可知，4台机安装发电机出口断路器增加的费用为3000多万元，不到3年即可收回。可见，当起备电源由系统引接时，安装发电机出口断路器是有相当大的经济效益的。9.1.1方案比较（a）初期投资见下表：（万

8、元）项目方案一方案二220kV线路无65km双回，单价61万/km,61x65x2＝793014厂外部分罗平变220kV间隔扩建无扩建2个间隔，2x234=468厂内部分220kV断路器间隔无6x234=1404220kVPT间隔无2x30=60500kV断路器间隔2x500=1000无110kV断路器