神华福建罗源湾储煤发电一体化项目工程初步设计电力系统部分

1、 . . . 罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段第二卷 电力系统部分说明书初步设计总目录卷册名称卷册号第一卷 总的部分F1449C-A01第二卷电力系统部分F1449C-X01第三卷总图运输部分F1449C-Z01第四卷热机部分F1449C-J01第五卷运煤部分F1449C-M01第六卷除灰渣部分F1449C-C01第七卷电厂化学部分F1449C-H01第八卷烟气脱硫、脱硝部分F1449C-J02第九卷 电气部分F1449C-D01第十卷 仪表与控制部分F1449C-K01第十一卷 信息系统与安全防护部分F1449C-K02第十二卷 建筑结构部分F1449C-T01第十三卷 采暖通

2、风与空气调节部分F1449C-N01第十四卷 水工部分F1449C-S01第十五卷 环境保护部分F1449C-P01第十六卷 水土保持部分F1449C-P02第十七卷 消防部分F1449C-S02第十八卷 劳动安全部分F1449C-P03第十九卷 职业卫生部分F1449C-P04第二十卷 节约资源部分F1449C-A02第二十一卷 施工组织大纲部分F1449C-Z02第二十二卷 运行组织与电厂设计定员部分F1449C-A03第二十三卷 工程概算F1449C-E01目录1 电力系统11.1 电力系统现状11.2 电力市场需求预测与分析11.3 工程建设必要性91.4 电厂接入系统方案设想101.

3、5系统对电厂的要求142 系统继电保护与安全自动装置172.1 一次系统概况172.2 系统继电保护配置原则172.3 系统继电保护配置方案182.4 安全自动装置222.5 系统保护与相关专业的配合222.6 系统继电保护设备表233 调度自动化243.1 工程概况243.2 调度关系243.3 远动信息容243.4 远动装置253.5 自动发电控制(AGC)253.6 自动电压控制(AVC)方式263.7 功角测量装置(PMU)273.8 远方电量计量装置283.9 发电报价系统293.10 电网调度管理信息系统(DMIS)293.11 电力调度数据网接入设备293.12 二次系统安全防护

4、设备293.13 自动化信息传输通道293.14 调度端设备293.15 设备清单304 通信部分304.1 系统通信304.2 厂通信3237 / 401 电力系统1.1 电力系统现状1.1.1电网现状电网目前最高电压等级为500kV，500kV电网已成为省南北电力交换与与省外联络的主通道，形成了全省500kV大环网和南北双环网的骨干网架，并通过变至双龙变的2回500kV线路并入华东主网。2011年电网已投运500kV变电站14座，500kV降压变总容量达19550MVA，已投运500kV线路2900.8km(含与华东联网段)，接入500kV电网的电源共12664MW。2011年全社会最高负

5、荷约24435MW，较上年增长约10.5%；全社会用电量约1516亿kWh、较上年增长15.3%。2011年底全省总装机容量37172MW，其中：水电装机11252MW、火电装机25098MW、风电与生物质能装机821MW，水电、火电、风电装机比重为30.3：67.5：2.2(生物质能发电的装机容量并入火电装机中)。2011年500kV电网现状接线见附图一。1.1.2电网现状市是省沿海主要负荷中心之一，2011年全社会用电量与最高负荷分别达294.6亿kWh、5146MW，分别较上年增长11.5%、11.0%。目前电网主要依靠省网供电，区除省网主力电源华能一二期电厂(1400MW)、水口水电站

6、(1400MW)、可门电厂(4×600MW)、江阴电厂(2×600MW)、华能电厂三期(1320MW)外，另有地方中小电源装机728MW。至2011年底，电网已有、东台、洋中3座500kV降压变，变电总容量4500MVA；220kV变电站25座，总容量912MVA。区域500kV电网已形成水口东台的环网结构。220kV电网已形成以西部水口水电站、东部华能电厂、北部500kV变电站、南部东台500kV变电站为主电源，沿闽江下游两岸，以市区为中心的环网结构，连江、罗源电网形成以500kV洋中变为中心的辐射结构。根据市地理特点，电网以闽江为界分成南、北两片电网。北部电网包括市区(

7、除仓山区外)、连江、罗源、闽侯闽江以北的负荷，其余为南部电网负荷。2011年南、北部电网最高负荷分别约2730MW、2410MW。2011年220kV电网现状地理接线见附图二。1.2 电力市场需求预测与分析1.2.1 负荷预测1.2.1.1 省电网负荷预测自二十世纪九十年代来电力市场发展进入快速增长阶段，其中“八五”、“九五”、“十五”全社会用电量年均增长分别为13.9%、9%、13.5%。“十一五”期间全社会用电量、最高负荷年均增长12.3%、10.7%。根据省国民经济与社会发展目标，省将于2017年前全面实现小康，届时全省城镇化水平超60%，占全省人口总量68%的广大农村地区用电水平大幅提

8、高。尤其是随着中央支持海峡西岸经济区建设力度的加大，两岸关系大环境的突破性改善，使地处对台前沿的省面临前所未有的加快发展机遇。随着省“两个先行区”建设的加快，“十一五”大规模基础设施建设项目的全面投运后将逐步发挥效益，“十二五”与以后省仍将具备高速发展条件和竞争优势，延伸两翼、对接两洲功能将大幅提升，对电力需求将提出更高要求。根据省国民经济发展规划、发展潜力、经济结构调整和工业化进程，并结合2010年以来电力市场快速反弹的发展形势，在综合分析多种电力需求预测结果和负荷特性变化趋势的基础上，提出省三个电力市场需求预测方案，见表1.2-1。“十二五”期间随着全省工业化、城镇化进程的加速，平潭综合实

9、验区等一批新兴发展区域和产业集聚区加快形成，经济、社会的快速发展将推动电力需求持续快速增长。本报告以中方案作为推荐方案。表1.2-1 省电力市场需求预测单位：MW、亿kWh、%年份方案2011实际201220132014201520162020年均增长率十二五十三五高方案负荷2443527800313003470038400412405380011.67.0电量151616871870206522702438316011.56.9中方案负荷2443527860311003430037000400005200010.87.0电量151616511843203222122388308311.06.

10、9低方案负荷244352641028990314503420035858424909.04.4电量15161523164317651905201224427.75.11.2.1.2 电网负荷预测市是全国较早对外开放的省会城市之一，通过二十多年的社会经济发展，已逐步崛起现代化的新兴开放城市风貌。2010年全市常驻人口约691万人，实现国生产总值3068亿元，比增14.0%。作为祖国大陆离最近的省会城市，将在海峡西岸经济区建设中迎来新的发展机遇。根据市政府颁布的市贯彻落实国务院和省委、省政府加快建设海峡西岸经济区决策部署的实施意见，规划到2020年地区生产总值力争突破万亿元大关，其中到2014年实

11、现人均地区生产总值比2000年翻两番，比全国提前六年、比全省提前三年实现全面建设小康社会的目标。综合分析市电力需求发展历史与现状，结合区域社会经济发展总体规划，在全省负荷预测推荐方案的基础上，根据电网近期滚动规划，提出市与其它各分区电力市场需求预测推荐方案见表1.2-2。表1.2-2 分区电力市场需求预测方案单位：MW，亿kWh年份方案2011实际2014201520162020年均增长(%)十二五十三五负荷51466970766082301050010.66.5电量29537941945361810.28.1北部()负荷101881427415385164782095910.86.4电量60

12、9811885950124611.57.1中部()负荷720496091030311145141669.86.6电量42858163168286610.06.5南部()负荷70441041711312123771687511.78.3电量40155861367090812.08.21.2.2省大型电源建设规划根据省“十二五”能源发展专项规划，“十二五”期间省将加快骨干电源建设，优化煤电布局，建设鸿山二期等负荷中心支撑电源。加快推进电源结构调整和布局优化，积极稳妥发展核电、加快推进抽水蓄能等调峰电源的建设，大力发展风电等可再生清洁能源，构建以核、火、水、风为主的科学合理的海西电源保障体系。根据省

13、“十二五”能源、电力等专项规划项目安排，省20122020年大型电源建设项目见表1.2-3。表1.2-3省20122020年大型电源建设项目表单位：MW序号电厂201220132014201520162020已核准与已有路条电源项目2仙游抽水蓄能3003006003核电10001000100010004福清核电10001000100030007PX自备电厂3008抽蓄1400合计16002300260020004400列入省“十一五”能源专项规划的已开工的其他电源项目1南埔二期1200合计1200列入省“十一五”与“十二五”能源专项规划的其他电源项目1罗源一期1200列入省“十二五”能源专项规

14、划的其它待选电源项目1鸿山二期20002惠安一期20003永安煤矸石6004邵武电厂扩建12005火电厂20006古雷一期12007江阴二期20008周宁抽水蓄能电站12009永泰抽水蓄能电站120010陆上风电项目130011海上风电项目50012太阳能发电项目100合计15300注：此表未包括罗源湾电厂另外，根据国家电网公司规划，“十二五”期间电网将通过与华东主网的联网线以与规划的特高压线路接受一定比例的西部水电，初步规划2013年2015年受电规模约为25003000MW。结合工程开展情况，由于至联网II通道2015年前投产可能性低，受稳定限制，现有联网线路最大受入电力仅1500MW。所

15、以，本报告2015年前考虑最大受入电力1500MW，2015年最大受入电力约3000MW(考虑2015年投产联网通道)。1.2.3 省电网电力平衡 (1) 计算水文年：平水年、枯水年。(2) 系统备用和机组检修安排根据有关规定，并考虑到负荷与装机规模的扩大，计算中备用率取16%(包含负荷备用、事故备用、检修备用)。(3) 核电机组利用小时数取7000h。(4)机组调峰能力：非统调水电和统调径流水电不参与调峰；抽水蓄能电站调峰能力按装机200%考虑；燃机调峰能力取100%；现有火电中300MW级燃煤机组调峰能力取50%，125MW、135MW机组取30%，自备机组不参与调峰；投产较早的华能电厂一

16、二期、湄洲湾一厂、后石电厂按50%；100MW级与以下机组按20%；新投运的坑口二期、永安技改与漳平技改300MW级与600MW级、1000MW级机组调峰能力取60%。(5)上半年投产的发电机组，参加当年电力平衡；下半年投产的机组，参加次年电力平衡。(6) “十二五”期间将逐步退役含邵武电厂在的370MW小火电机组。全省电力平衡结果见表1.2-4。由表可见：在推荐的中负荷方案下，仅计与现有、已核准与已经国家发改委同意开展前期工作的电源项目，则2012年起出现约2300MW电力缺额，至2015年枯水年存在约6200MW的电力缺口；若计入其它已建、在建的“十一五”规划电源，2012年缺额约1100

17、MW，2015年、2016年缺额分别约5000MW、6500MW。即使考虑鸿山二期2×1000MW机组20132014年参加平衡，电网2015年、2016年电力缺额仍将分别达约3000MW、4500MW。需要说明的是，若同时计入鸿山二期和区外来电，“十二五”末电网将基本平衡，至2016年存在约1500MW电力缺额。表1.2-4 电网枯水年电力平衡表(推荐负荷方案)单位：MW年 份201220132014201520162020一、系统需要容量3231836076397884292046400603201.年最高负荷2786031100343003700040000520002.控制月

18、最高发电负荷(8月)2786031100343003700040000520003.备用容量(含负荷事故检修备用)445849765488592064008320二、仅考虑现有、已核准、已同意开展前期工作的电源，平衡情况(一)省参与平衡电源容量3001231334339183667138671421301.水电(为利用容量，含风电)4566460046344667466747262.抽水蓄能30060012001200120026003.火电(含气电、煤电)2514625134250842480424804248044.核电0100030006000800010000(二)电力盈(+)亏(-)

19、-2306-4742-5870-6249-7729-18190三、现有、已核准、已同意开展前期工作的电源基础上，再考虑其它“十一五”规划在建电源后平衡情况(一)省参与平衡电源容量3121232534351183787139871433301.水电(为利用容量，含风电)4566460046344667466747262.抽水蓄能30060012001200120026003.火电(含气电、煤电)2634626334262842600426004260044.核电0100030006000800010000(二)电力盈(+)亏(-)-1106-3542-4670-5049-6529-16990四、

20、现有、已核准、已同意开展前期工作与在建电源基础上，鸿山二期20132014年参加平衡(一)省参与平衡电源容量3121233534371183987141871453301.水电(为利用容量，含风电)4566460046344667466747262.抽水蓄能30060012001200120026003.火电(含气电、煤电)2634627334282842800428004280044.核电0100030006000800010000(二)电力盈(+)亏(-)-1106-2542-2670-3049-4529-14990五、现有、已核准、已同意开展前期工作与在建电源基础上，鸿山二期201320

21、14年参加平衡，考虑区外受电(一)省参与平衡电源容量3190235034386184287144871569481.水电(为利用容量，含风电)4566460046344667466747262.抽水蓄能30060012001200120026003.火电(含气电、煤电)2634627334282842800428004280044.核电01000300060008000100005.区外来电(根据国网相关规划)690150015003000300011618(二)电力盈(+)亏(-)-416-1042-1170-49-1529-3372考虑省“十二五”能源发展专项规划中的备选火电电源参加平衡，

22、电力缺额均由备选火电补充，电量平衡见表1.2-5。可见，推荐电力市场需求预测方案下，“十二五”电网火电装机平水年、枯水年利用小时数在46125155h、50725689h之间；“十三五”分别在43814574h、46855018h之间。表1.2-5 电网20122020年电量平衡结果(推荐负荷方案)单位：亿kWh年份项目201220132014201520162020枯水年一、系统需要电量165118432032221223883083二、抽水蓄能损耗1.5366613三、水电发电(含风电)279286294302302314四、核电电量070210385525700五、燃气电量1541541

23、54154154154六、需要火电电量121913361380137714121928七、火电发电利用小时数542156895426507250184685平水年一、系统需要电量165118432032221223883083二、抽水蓄能损耗1.5366613三、水电发电(含风电)404411419427427439四、核电电量070210385525700五、燃气电量154154154154154154六、需要火电电量109512101254125212871803七、火电发电利用小时数4867515549334612457443811.2.4电网电力平衡 根据推荐的分区电力需求预测方案与电

24、源规划情况(考虑现有、已核准、已同意开展前期工作与在建电源基础上，再考虑鸿山二期20132014年参加平衡)，进行分区电力平衡，见表1.2-6。可见：(1) 20122020年电网盈余200MW2080MW。(2) 北部、等电网2015年、2016年盈余分别约14302170MW，2020年缺额约1000MW，区电源主要分布于、地区，闽西北、电网属电源缺乏地区。(3) 从、电网来看，2015年起电力缺额逐步增大，对于推荐的负荷预测方案，2015年、2016年、2020年的电力缺额分别约320MW、1280MW、4750MW。(4) 从南部、电网来看，2015年、2016年、2020年的电力缺额

25、分别约4330MW、5550MW、9350MW。表1.2-6 20122020年省分区电网8月大方式电力平衡分析单位：MW年份项目201220132014201520162020一、电网1.最大负荷57506370697076608230105002.备用容量920101911151226131716803.电源出力75877593859396231162313656(1)110kV与以下电源出力387393393423423456(2)220kV与以上电源装机772077208720972011720137204.地区电力盈亏(盈+亏-)91720450873720761476二、北部、电网

26、1.最大负荷1174513045142741538516478209592.备用容量1879208722842462263733543.电源出力133401435116351192812128123314(1)110kV与以下电源出力213221432143217321732206(2)220kV与以上电源装机1251613516155161841620416224164.、地区电力盈亏(盈+亏-)-284-781-20614342166-999三、电网1.最大负荷7911879496091030311145141662.备用容量1266140715371649178322673.电源出力85

27、65997911600116341165011682(1)110kV与以下电源出力8079219429769921024(2)220kV与以上电源装机77589058106581065810658106584.、地区电力盈亏(盈+亏-)-612-222453-318-1278-4750四、南部、电网1.最大负荷82049261104171131212377168752.备用容量1313148216671810198027003.电源出力8586868787778797880910223(1)110kV与以下电源出力8109111001102110331047(2)220kV与以上电源装机792

28、6792679267926792693264.、地区电力盈亏(盈+亏-)-931-2056-3307-4325-5549-93521.3 工程建设必要性(1) 满足电力市场发展的需要，确保电网可靠供电根据电力平衡测算，按推荐方案负荷，电源规划立足省平衡时，即使考虑鸿山二期，2015年、2016年电网仍存在约3000MW、4500MW的电力缺额。因此，从电力市场空间上看，结合近期负荷发展情况和电厂建设进度，为满足负荷快速发展的需要、保障省能源供应安全罗源湾电厂一期2015年开始投产是必要的。(2) 进一步改善电源结构，提高能源利用效率电网电源装机容量中水电比重大，电源结构不尽合理，水电特别是径流

29、水电所占比例较高，大型火电机组较少，煤耗高的机组比重仍较大。罗源湾电厂一期工程2台1000MW超超临界机组的建设，将有利于提高火电比重，进一步改善电源结构，提高电力系统能源利用效率。(3) 提高煤电机组整体调峰能力，缓解电网调峰压力电网“十二五”期间将陆续投产、福清核电，同时也在大力发展风电，预计2015年核电、风电装机规模将分别达60007000MW、2400MW，这两类电源大规模投运将导致电网调峰困难加大。调峰平衡研究表明，“十二五”后期起电网将出现调峰缺额。目前水电已基本开发完毕，常规煤电的调峰潜力也多已挖掘，迫切需要新增抽水蓄能电站或燃气电厂等调峰电源。但抽水蓄能电站前期工作与建设周期

30、较长，一般都在六年以上，除在建的仙游蓄能电站外，其余站址尚未开展较为深入的前期工作；燃气电厂也容易受气源供应等因素影响其参与调峰运行。罗源湾电厂如能在“十二五”后期投产，由于其采用的是百万级机组，爬坡率与调峰经济性都较常规机组有较大提升，具有较好的调峰能力，将能提高煤电机组的整体调峰能力，有利于缓解电网的调峰压力。(4) 煤电一体化电厂可以增强的能源安全保障省属于缺能省份，一次能源多为外供。能源结构多元，水电、风电受到天气影响，属于“靠天吃饭”，不确定性大；火电用煤主要依靠海运，台风多发季节又恰逢在迎峰度夏时期，火电厂燃煤安全供应受到考验，所以煤炭基地的建设对省的能源供应安全意义重大。而建设煤

31、炭基地的同时，应规划建设配套燃煤电厂，因为煤炭不能长期储存，煤炭长期储存不用，其热值会降低，对于某些煤种，也易自燃。大型煤炭基地的建设，需要同时配套新建大型电厂。所以省需要有稳定燃煤供应的大型煤炭基地和配套的大型电厂以确保能源安全。本工程为煤电一体化电厂，可以增强的能源安全保障。(5) 促进地区尤其是连江县的经济社会发展根据市城市总体规划，整体发展的经济结构将由单纯的轻工业为主逐渐向轻重工业并重迈进，充分利用港口资源条件，发展港口工业与其它临海重工业，建设成为海峡西岸经济区先进制造业基地、产业集聚中心。罗源湾火电厂的建设可满足等北部地区经济发展需求，也有利于带动地区特别是连江县的开发建设，进一

32、步促进区域国民经济发展，提高人民生活水平。1.4 电厂接入系统方案设想罗源湾储煤一体化电厂一期建设规模为2×1000MW机组，终期4×1000MW。电厂位于市北翼连江县，考虑到电厂单机容量较大，本电厂接入系统主要考虑以500kV与以上电压接入的方案。考虑到电厂终期总容量仅4000MW，采用1000kV送出投资大，经济性差，所以本报告主要考虑500kV接入系统方案。电厂机组终期额定出力4×1000MW，额定功率因数0.9，厂用电率3.99%(含脱硫)，发电利用小时数按5000h计，经济电流密度取0.9。终期送出线路按经济电流密度截面需选择5446mm2，以2回4&#

33、215;800mm2或3回4×630mm2截面的导线可满足电力送出。根据电网的现状和发展规划，结合电厂所处地理位置和可能的供电方向，本工程的接入系统方案考虑如下：方案一：新建2回4×800mm2线路接入洋中变，单回线路长约50km，本期一次建成。方案二：一期新建2回4×630mm2线路接入洋中变，单回线路长约50km，电厂二期投产时，再新建一回电厂至洋中的4×630mm2线路，同洋中笠里一回线路在洋中变外短接，形成2回至洋中，1回至笠里的终期接入系统方案。两个方案接入系统方案图分别见图1.4-1和1.4-2。具体接入系统方案还有待于接入系统设计完成并审查

34、后确定。图1.4-1 方案一接线图1.4-2 方案二接线1.5 系统对电厂的要求1.5.1 电气主接线系统对电厂主接线没有特殊要求。电厂500kV电气主接线型式可考虑采用3/2断路器接线。1.5.2 短路电流水平电厂500kV电气设备的短路水平暂按63kA考虑。1.5.3 机组功率因数电厂机组应具备满负荷时功率因数在0.85(滞相)0.95(进相)运行的能力。1.5.4 系统调峰对电厂的影响建议罗源湾2台1000MW机组调峰深度按不低于机组容量的65%考虑。1.5.5 母线通流建议电厂500kV母线通流容量按不小于3200MVA考虑。1.5.6 主变短路阻抗为降低系统短路电流，建议电厂机组升压

35、变选用高阻抗变压器(18%与以上)考虑。*最终的电厂接入系统方案以与系统对电厂的主要技术要求等以电厂接入系统设计审查意见为准。2 系统继电保护与安全自动装置2.1 一次系统概况根据系统一次提供的系统方案，罗源湾储煤一体化电厂一期建设规模为2×1000MW机组，终期4×1000MW。以500kV电压等级接入系统，发电厂母线采用一个半断路器主接线型式，500kV出线2回，至洋中变电站。2.2 系统继电保护配置原则2.2.1 500kV线路保护每回500kV线路应按近后备原则配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能全线速动保护。配置双套完整的后备保护，完整的后备保护

36、包括三段相间距离、三段接地距离和至少两段零序电流保护。两套主保护分别使用独立的通道传输保护信号。2.2.2 远方跳闸就地判别装置对端是一个半断路器接线或发变线组单元接线时，线路本侧应装设远方跳闸就地判别装置，远方跳闸命令需要经故障判别元件动作才能出口跳闸。每套远跳就地判别装置均采用“一取一”加就地判别方式跳闸，分别安装在线路主保护柜上。2.2.3 过电压保护根据系统工频过电压的要求，对可能产生过电压的每回线路配置两套独立的过电压保护。当过电压保护装置与远方跳闸就地判别装置一体化时，使用远跳保护装置中的过电压保护。2.2.4 断路器保护一个半断路器接线方式下，500kV断路器保护按断路器单元配置

37、，每台断路器配置一面断路器保护柜。断路器保护柜包括断路器失灵保护、重合闸、充电保护、双跳闸分相操作箱。若线路装设出线刀闸，则两组断路器之间的引线区段装设短引线保护，当线路停运，线路刀闸拉开，投入此保护；短引线保护装置按双重化配置，单独按串组屏。2.2.5 母线保护220kV与以上电压等级的变电站，如采用一个半断路器接线形式，则每条母线装设两套独立的微机型母线差动保护，均不设复合电压闭锁回路。2.2.6 故障录波为便于迅速、准确与时的分析电力系统短路故障和各种异常运行状态以与各种继电保护装置在事故过程中的动作情况，应配置专用故障录波装置。故障录波装置应按照小型、多台化原则配置。500kV采用3/

38、2接线方式时，原则上按串配置，即每串配置1面故障录波器柜；当发变组单独配置故障录波器时，两个线变串配置一台故障录波器。2.2.7 故障测距为了能迅速定位线路故障位置，500kV线路两侧应配置故障测距装置。测距装置以双端行波测距为主，辅助以单端行波测距，两端数据交换宜采用2M通道，线路两侧测距装置应为同一厂家。行波测距装置应能通过电力数据网、专线通道或拨号方式向调度中心传送测距数据。2.2.8 保护与故障录波信息远传子站为了便于保护设备的管理、故障分析、故障信息综合处理，采集保护和故障信息，每个变电站需配置一套保护和故障信息管理子站，同时负责向调度传送站各保护动作信息与故录信息。保护和故障信息管

39、理子站应配备必要的分析软件，应能方便地与各保护装置与故障录波器进行数据通信，信息子站通过通讯接口统一接入调度数据网，调度部门能与时通过该系统查询站各保护装置的故障与跳闸信息、保护运行状态与保护定值，并能远方修改保护定值。2.2.9 仪器仪表配置保护专用仪器仪表以与相配套的试验电源设备。2.3 系统继电保护配置方案由于罗源湾储煤一体化电厂的接入系统设计未审查，根据电气主接线方式，系统继电保护配置方案如下，最终配置方案以接入系统设计审查意见为准。2.3.1 500kV线路保护对罗源湾储煤一体化电厂洋中变电站的双回线路：每回500kV线路配置双套分相电流差动保护，保护能反映各种类型故障、具有选相功能

40、。保护利用OPGW光纤通道构成全线速动，双重化的两套纵联保护的信号传输通道不应采用同一根光缆。保护装置采用快速动作、功耗小、性能完善、具有成熟运行经验的微机保护。每套主保护装置还应包含完整的后备保护功能。后备保护均采用多段式的相间距离保护和接地距离保护；为反映高阻接地故障，每套保护装置还应配置一套反时限或定时限的零序电流方向保护。快速动作的主保护应具有选相功能，保护采用分相跳闸方式，且仅作用于断路器的一组跳闸线圈。每套微机保护应具有故障测距、录波与事件记录功能。每回线的两套保护分别独立成柜，对需配置过电压保护的线路，所配置的2套过电压保护分别与相应的2套线路保护一道组屏，过电压保护功能含在相应

41、的远方跳闸就地判别保护装置。对于远方跳闸就地判别保护装置，断路器失灵保护、过电压保护动作、线变组的变压器保护动作等均应启动远跳。每回线路的两套线路保护，应分别由不同的直流蓄电池组供电。双重化配置的线路主保护、后备保护、过电压保护的交流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路、启动远跳和远方信号传输通道均应彼此完全独立没有电气联系。2.3.2 500kV断路器保护每面断路器配置一套断路器保护，含断路器失灵保护、重合闸、断路器分相操作箱，共配置7面断路器保护柜。断路器保护中的自动重合闸功能配置，主要按单相重合闸方式进行考虑，但能实现三相重合闸、禁止重合闸、重合闸停用几种重合闸方式。对一个半断路器主接线

42、型式的一回线路相连的两台断路器，应能方便地整定为一台断路器先重合，另一台断路器待第一台断路器重合成功后再重合。如先重合的一台合于故障三相跳闸，则后合的不再进行重合，即两台均三跳。重合闸装置起动后应能延时自动复归，在此时间应沟通本断路器的三跳回路，重合闸停用或被闭锁时(断路器低气压、重合闸装置故障、重合闸被其他保护闭锁、断路器多相跳闸等)，断路器屏上的保护应准备好三跳回路，在线路保护发出单跳令时，本断路器三跳，而另一台断路器仍能单跳单重。断路器保护中还应配置断路器失灵保护。断路器失灵保护仅考虑断路器单相拒动的情况，并可检测死区围的故障。失灵保护起动回路采用相电流判别，由保护单跳出口接点与分相电流

43、元件相串联的方式。需考虑在线路末端故障时，相电流元件有足够的灵敏度。在失灵保护启动后，再瞬时重跳一次本断路器，然后再经一延时进行失灵出口，三跳本断路器三相与相邻断路器，同时，对线路断路器失灵出口，还通过传送远方跳闸信号，跳线路对侧的断路器。对母线侧断路器失灵出口还通过母差保护出口跳失灵断路器所在母线上的相关断路器。断路器压力闭锁回路、防跳回路与非全相保护均由就地机构实现。短引线保护装置按双重化配置，单独按串组屏，本期共配置2面短引线保护柜。2.3.3 500kV母线保护本期工程中的每段母线均配置两套完整、独立的微机型母线保护装置，并安装在各自的柜。对一个半断路器主接线方式，均按照单母线的母线保

44、护配置方案考虑。其差动测量元件应为分相式。母线保护应对C.T特性无特殊要求，动作正确性应不受C.T饱和影响，应尽量保持接入保护装置的各个元件使用一样变比的C.T。双重化配置的母线保护的交流电流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路均应彼此完全独立没有电气联系，每套母线保护独立组成一面柜，每套母差只作用断路器的一组线圈。失灵保护需跳母线侧开关时，通过启动母差保护实现，启动母差需要两付接点同时开入，为防止外来干扰导致误启动母差出口，启动接点必须经大功率继电器插件重动后方可开入。2.3.4故障录波器结合国网公司对于故障录波器的配置指导原则和本工程的电气一次主接线型式，本期工程500kV部分共配置2台故

45、障录波器。故障录波器采集的信息包括线路、主变、断路器的电流、电压以与直流母线电压等各种模拟量，各种保护装置的动作信息、装置告警信号、操作箱的跳闸出口信号以与断路器的分相辅助接点等各种开关量。故障录波装置应单独组网，并具备完善的分析和通信管理功能，通过以太网口与保护和故障信息管理子站系统通信，录波信息可经子站远传至各级调度部门进行事故分析处理。故障录波器有独立的起动元件,并具有将其记录的信息就地输出并向远方传送的功能。故障录波器既可部独立起动，也可由外部接点起动。故障文件的记录格式应能转化为COMTRADE格式。故障录波系统能接受站统一GPS系统的时钟同步信号。2.3.5 500kV故障测距本期

46、配置1面行波测距装置。测距装置应采用数字式，有独立的起动元件,并具有将其记录的信息就地输出并向远方传送的功能。测距装置应采用高速采集技术、GPS同步技术、计算机仿真技术、匹配滤波技术和小波技术实现以双端行波测距为主，辅助以单端行波测距。行波测距装置应能通过电力数据网、专线通道或拨号方式与调度中心通信，两端数据交换宜采用2M通道。行波测距装置通过以太网接口接入站调度数据网进行两端直接通信。行波测距装置能接受站统一GPS系统的时钟同步信号。2.3.6继电保护与故障信息管理子站系统全站配置一套保护与故障信息管理系统子站，收集本站的保护与故障录波信息，进行保护规约转换、信息过滤，然后向远方调度站传送信

47、息。功能要求：a 保护与故障信息管理子站系统应能与各继电保护装置和故障录波装置进行数据通信，收集各继电保护装置与故障录波装置的动作信号、运行状态信号，通过必要的分析软件，在站对事故进行分析。b 保护与故障信息管理子站应能连接各种保护装置，与各继电保护装置、故障录波装置的接口采用以太网口，当有多种通信规约存在时，能实现规约转换，统一到IEC60870-5-103规约。管理子站通过下达网络对时信息，可实现厂保护与故障录波器的时钟同步。c 保护与故障信息管理子站系统对保护装置应具有调取查询保护定值、投/退软压板与复归功能；对故障录波装置应具有定值修改和系统参数配置、定值区查看、启动、复归功能。调度中

48、心应能查询站各继电保护装置和故障录波装置的动作信号、运行状态信号。保护故障信息远传系统组成一个单独的以太网，在网控楼设置1面管理柜，用于数据通信、存储、分析，设置1面采集柜，用于网控楼保护、录波设备的数据采集，在电子间设置1面采集柜，用于发变组保护设备的数据采集。其中管理柜、采集柜、能提供以太网接口的故障录波器和保护装置直接接入该以太网，不能提供光纤以太网接口的保护装置通过RS-485串口(103规约)采用屏蔽双绞线接入采集柜，不能提供光纤以太网接口和RS-485串口的保护装置将接点量接入采集柜，由采集柜转换后接入该以太网。单控室采集柜与网控楼管理柜间采用光缆连接。子站的管理柜通过调度数据网通

49、道(10/100M以太网方式)向主站传送保护故障信息和故障录波器的有关信息。本期工程自动化专业已具备调度数据网接入设备，保护故障信息远传系统的信息传送采用10BASE-T接口接入调度数据网接入设备，通过屏蔽网线相联，数据网接入设备由自动化专业开列，接入数据网络的安全管理由自动化专业考虑。如子站设备经数据网接入设备接入电力数据网时如调度端的主站系统尚未建成开通，则可暂时以2M专线方式通信。2.3.7仪器仪表配置一套保护专用仪器仪表和一面试验电源柜。2.4 安全自动装置由于罗源湾储煤一体化电厂接入系统设计还未审查，本报告暂列安全自动装置费用，最终配置方案以接入系统设计审查意见为准。2.5 系统保护

50、与相关专业的配合2.5.1 对通道的要求A 每回500kV线路需要传送2个主保护信号、2个远方跳闸信号。B 故障测距装置需要1个信息传输通道，对应洋中变电站线路出线方向。C 安全自动装置暂按双重化配置，每套分别对应洋中变电站线路方向各需要1个信息传输通道。D 传输信息的通道设备应满足传输时间、可靠性的要求：1)、每回线的2个主保护信号分别使用独立的通道和远方信号传输设备，且通道与加工设备的电源也应互相独立。2)、传输线路纵联保护信息的数字式通道信号传输时间应不大于10ms。E、保护用的光电转换接口安装在保护厂家提供的专用光电转换柜上，采用同轴电缆经通信室专用配线架与通讯设备相连，光电转换柜需安

51、装在通讯设备20m以的围。F本期在通信机房安装2面保护专用光电转换柜的屏位。每面光电转换柜需提供至少两路同一组的通讯电源。2.5.2 与监控系统的配合系统继电保护的装置动作、告警等重要信息以硬接点方式接入监控系统，同时监控系统以网络的方式直接从各保护装置采集信息。2.5.3 与电气专业的配合A、系统保护需要至少5组CT二次线圈，其中：1) 500kV输电线路故障时系统会出现较长时间的暂态过程，易引起CT饱和，影响保护的正确工作。为减少暂态过程的影响，提高测量精度，线路保护接用TPY级次级。两套线路保护要求使用独立的CT二次线圈。2) 500kV断路器失灵保护对其动作安全性要求较高，故障切除后要

52、求电流元件快速返回，应选用不带气隙的5P级CT二次线圈。3) 两套母线保护要求使用独立的CT二次线圈。4) 对供线路保护、母线保护用的CT二次绕组的安排顺序，应避免出现有“保护死区”的可能。5) 线路两端的线路保护CT特性与变比应尽量保持一致。B、500kV线路保护接用线路侧的电容式CVT上，电容式CVT应满足暂态特性的要求。线路两套主保护需CVT的两个独立Y型接线绕组供电，以实现交流电压回路的双重化。不允许用开口三角接线绕组供保护中的零序电压回路。C、对断路器的要求：500kV断路器跳、合闸压力闭锁回路由断路器本体实现，要求提供压力降低闭锁重合闸接点；断路器防跳回路以与断路器非全相保护由断路器本体实现。D、采用全站统一对时，监控系统应具备足够的IRIG-B码(DC)对时接点