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附件二：新建、扩建和改建发电厂基本情况表发电厂名称*********发电有限公司投资方中国***集团公司50％、9％、资公司1％法人代表*****设计单位施工单位监理单位湖质检单位监督中心站调试单位湖研究有限公司调度机构*****省电力调度中心立项开工审批文件文号国家发展和改革委员会：发改能源【2008】****号《国家发展改革委关于******电厂二期核准的批复》与电网企业签定并网运行合同的情况已与***省电力调度中心签订并网调度协议接入系统的方式本工程1×680MW机组以220kV一级电压接入系统，电厂内设置220kV配电装置，电气主接线为双母线接线，新建220kV出线4回，其中2回至500kV磁湖变，2回至220kV黄泥湖变电站。预计首次并网时间2010年12月主要设备发电机主变压器高压侧断路器锅炉汽轮机型号QFSN-680-2-22SFP10-820000/220GISHG-2098/26.15-YM3N680－25/600/600数量11111主要参数额定功率680MW；额定电压22kV；额定电流19828.2A；额定功率因素0.9（滞后）；励磁方式：自并励额定容量820MVA;额定电压及抽头230±2×2.5/22kV；接线组别YN，d11，短路阻抗14%，ODAF额定电压252kV，额定电流4000A,额定开断电流50Ka；弹簧操动机构额定流量2098t/h；额定压力26.15MPa；额定温度605度。主汽门前额定压力25MPa，主汽门前额定温度600℃，再热主汽阀前额定温度600℃须另外提供以下资料各一份：1.并网机组的调试方案和计划；2.剩余工程安排。申请单位（公章）申请时间2010年11月1日并网发电厂并网安全性评价申报表2发电厂名称*********发电有限公司投资方由中国***集团公司、1％的比例出资进行建设。法人代表***全厂容量660MW机组台数1各台机组容量和投产时间#3机组660MW，2010年12月投产与电网企业签定并网运行合同的情况同***省电力调度中心已经签订并网调度协议接入系统的方式机组以220kV电压与系统相连，以发电机-变压器组单元接线，经塞222开关与220kV系统相联，发电机出口不设断路器。220kV系统（GIS）为双母接线方式，共有四回出线，其中2回至500kV***变，2回至220kV*****变电站，分别为二回。发电机、主变压器、高压侧断路器、锅炉、汽轮机的型号、数量和主要参数发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-680-2-22水氢氢冷却三相同步汽轮发电机额定功率680MW；额定电压22kV；额定电流19828.2A；额定功率因素0.9（滞后）；励磁方式：自并励。主变压器为特变电工衡阳变压器厂生产的SFP10-820000/220额定容量820MVA、额定电压230±2×2.5/22kV、接线组别YN，d11、冷却方式ODAF：220kV配电装置采用上海中发依帕超高压电器有限公司生产的全封闭组合电器GIS设备，额定电压252kV，额定电流4000A,额定开断电流50kA锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG-2098/26.15-YM3型锅炉，额定流量2098t/h，主蒸汽额定压力26.15MPa，额定温度605度。汽轮机为东方汽轮机股份公司生产的N680－25/600/600超超临界一次中间再热单轴三缸四排汽凝汽式汽轮机，主汽门前额定压力25MPa，主汽门前额定温度600℃，再热主汽阀前额定温度600℃。须另外提交安全性评价自评报告一份申请单位（公章）申请时间：2010年12月25日*********发电有限公司1×680MW机组并网运行安全性评价自查报告31、工程概况*********发电有限公司位于***省***市***区，位于***市东部***东南约2km，由中国***集团公司、有限公司、***市投资公司三方分别按50％，49％和1％的比例出资进行建设。一期2×300MW燃煤发电机组，分别于2005年6月和12月投产发电，本工程在一期扩建端建设一台660MW超超临界机组，机组采用EPC总承包模式建设，于2007年12月28日开工，2010年12月投产发电。1.1机组基本情况汽轮机为东方汽轮机股份公司生产的N680－25/600/600超超临界一次中间再热单轴三缸四排汽凝汽式汽轮机;锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG-2098/26.15-YM3型超超临界参数变压运行直流锅炉，发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-680-2-22水氢氢冷却三相同步汽轮发电机，DCS使用上海FOXBORO的I/A系统，公用系统通过网桥与＃3机组的DCS相连。机组于2010年12月进入168试运，一次性成功转商业运行。1.2涉网设备总体情况1.2.1三大主机设备参数锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG-2098/26.15-YM3型锅炉，该锅炉是超超临界参数变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、改进型低NOXPM（PollutionMinimum）主燃烧器和MACT（MitsuibishiAdvancedCombustionTechnology）型低NOx分级送风燃烧系统、墙式切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。过热蒸汽调温方式以煤水比为主，同时设置三级喷水减温器；再热蒸汽主要采用尾部竖井分隔烟道调温挡板调温，同时燃烧器的摆动对再热蒸汽温度也有一定的调节作用，在低温再热器入口管道上还设置有事故喷水减温器。锅炉采用平衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用晋北煤。汽轮机为东方汽轮机股份公司生产的N680－25/600/600超超临界一次中间再热单轴三缸四排汽凝汽式汽轮机,机组配置2台50%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的启动及备用电动给水泵。回热系统为三级高压加热器（内设蒸汽冷却段和疏水冷却段），一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水采用逐级自流。循环水系统为开式水循环方式，水源为长江水，共四台循环泵，凝汽器为双流程表面式，顶部外围管子数量1620根，主凝结区管子数量36484根，空气抽出区管子数量2432根，管束总长11990mm，有效长度11880mm，冷却面积38000m2，冷却水流量20.7t/s。4发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-680-2-22水氢氢冷却三相同步汽轮发电机，额定功率680MW，额定电压22kV,额定电流19828.2A，额定功率因素：0.9滞后，励磁方式为静止励磁。1.2.2电气主接线***电网是***电网的重要组成部分，是***南电网的枢纽部分。它同*****及江西电网连接，担负着本地区的供电以及向相邻地区转供电任务。目前，***电网已形成以500kV**变电所、***电厂、***电厂为电源中心，向***变辐射供电的网络。同时又通过220kV****线与***主网联接，220kV下柘线作为将联网的备用通道，并通过220kV线馈送家湾变。本期工程1×680MW机组以220kV一级电压接入系统，电厂设置220kV配电装置，电气主接线为双母线接线，新建220kV出线4回，其中2回至500kV变电站，一回线对应本侧的开关编号为“**221”，塞泥二回线对用本侧的开关编号为“**223”，另外2回线至220kV****变电站，**一回线对应本侧的开关编号为“*227”，***二回线对应本侧的开关编号为“**229”。本期220kV配电装置与一期无电气联系。本期工程设一台启动/备用变压器（#02启动/备用变压器），电源由一期220kV配电装置#10间隔引接，经启动/备用变压器降压至高压厂用工作电压。发电机与主变之间采用全连式离相封闭母线连接，高压厂用工作电源通过离相封闭母线从发电机主回路封母上“T”接。发电机出口不设断路器，在发电机中性点采用经单相接地变压器，二次侧串电阻的高阻接地方式。#02启动/备用变压器间隔采用西安西电高压开关有限责任公司生产的LW25A-252型断路器，额定电压252kV，额定电流3150A，额定开断电流50kA，三相联动；隔离开关型号为GW10-252W和GW10-252DW，额定电压252kV，额定电流2500A，分相操作，可电气三相联动。1.2.3电气一次设备发电机采用东方电机股份有限公司生产的QFSN-680-2-22型产品。额定功率：680MW、额定电压22kV、额定电流19828.2A、额定功率因素0.9（滞后）、励磁方式：自并励静态励磁；主变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的SFP10-820000/220型强迫油循环风冷三相变压器；启动/备用变压器采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的SFFZ10-CY-63000/220型三相自然油循环风冷有载调压双分裂绕组变压器；高压厂用变5压器采用特变电工衡阳变压器有限公生产的SFF-63000/22型三相自然油循环风冷无激磁调压双分裂绕组变压器；高压公用变压器采用成都双星变压器有限公司生产的SF9-12500/22型三相双绕组自然油循环风冷无激磁调压变压器。220kVGIS配电装置采用上海中发依铂超高压电器有限公司生产的全封闭组合电器GIS设备，垂直主厂房布置，直接向东架空出线，额定电压252kV，额定电流4000A，额定开断电流50kA；6kV高压开关柜采用上海通用广电电气工程有限公司生产的P/V-12型真空断路器(VCB)柜和P/VII-7.2（J.R）型F-C柜产品。1.2.4电气二次设备220kV系统线路保护均采用不同厂家、不同原理微机保护双重化配置，其中塞泥一回（塞221）和塞泥二回（塞223），第一套采用四方GXH103B—123保护屏，配有CSC—103B（光差+重合闸）＋JFZ—30QA（电压切换）；第二套采用南瑞PRC02G－16保护屏，配有RCS—902G（高频+重合闸）+PCS－９１２（收发信机）＋ＣＺＸ－１２Ｇ（操作箱）。塞磁一回（塞227）和塞磁二回（塞229），第一套采用南瑞PRC31A—02保护屏，配有RCS—931AMM（光差+重合闸）＋CZX—12R2—P（操作箱）；第二套采用四方GXH103B—123保护屏，配有CSC—103B（光差+重合闸）＋JFZ—30QA（电压切换）。母差保护也采用了双重化的保护配置：第一套母线保护采用南瑞PRC15AB—415A保护屏，配有RCS—915AB母线差动；第二套母线保护采用南自GSGB750—C11AG保护屏，配有SGB—750母线差动。母联断路器采用南瑞PRC23A—12保护屏，配有RCS—923（过流）＋CZX—12R2—P（操作箱）。220KV主系统故障录波器为武汉方得电子有限公司的FTR—01L型录波器。发电机保护和启备变采用的是国电南自的DGT－801A型，均为双重化配置。而发变组故障录波器为国电南自的WFBL-1型录波器。保护及故障录波信息子站采用的是国电南自的GPSX—01型信息子站。6kV厂用电开关柜采用国电南自生产的PS690U系列保护测控装置。厂用电源切换装置采用的是国电南自WBKQ-01B型切换装置；发电机同期装置采用深圳市智能的SID-2P同期屏，配有SID-2CM-S自动准同期装置和SID-2SL-A数字式多功能同步表。机组为自并励静止可控硅整流励磁方式，采用ABB公司生产的UNITROL5000励磁调节器，该励磁调节器为双自动通道＋双独立手动通道,整流桥为n-1冗余配置。1.2.5直流设备＃3机组二次系统生产控制大区分为：实时控制区（安全I区）业务系统包括机组分布式控制系统（DCS）、水煤灰系统、烟气脱硫（DCS）、机组振动监测系统TDM、调度6自动化终端（RTU）、机组电气控制及管理系统（ECMS）、***电网平衡调度系统、功角测量装置（PMU）；非实时控制区（安全Ⅱ区）业务系统包括营销实时监理系统（SIS）、电能量采集系统（TMR）、保护和故障录波信息系统子站(RMS)等。#3机组配置1组220V和2组110V直流免维护铅酸蓄电池组。22