勉县生物质发电接入系统(1105)

1、摘要 勉县生物质能电厂位于勉县农业产业化科技示范园内，规划建设机组容量1×30MW，计划于2013年建成投产。本工程根据其周边电网情况对勉县生物质能电厂接入系统方案做了比较研究，最终推荐其以一回线路“T”接至定军黄沙线路，线路长度约1km。随后本工程进行了相应的电气计算，提出了系统保护及安全自动装置、系统通信、调度自动化等方面的二次设备配置方案并进行了投资估算。关键词 勉县 生物质电厂 接入系统 方案研究目 次1工程概述12电网概况23负荷预测及电力平衡64接入系统方案研究95电气计算136系统继电保护及安全自动装置167系统通信188系统调度自动化229结论及投资估算26III1工

2、程概述1.1设计依据（1）武汉凯迪电力工程有限公司与我院签订的合同。（2）武汉凯迪电力工程有限公司提供的资料。（3）汉中“十二五”配电网规划报告（2012年）。（4）2011年度汉中地区电网运行方式。1.2工程概况勉县生物质能电厂（以下简称“勉县凯迪电厂”）位于陕西省勉县农业产业化科技示范园内（黑河猪场以西，汉江河堤以北），规划建设容量为1×30MW生物质发电机组，该发电项目利用生物质燃料作为清洁能源，可大大减少当地对农业废料处理产生的环境污染。生物质燃料含硫均较少，采用生物质燃料发电，可减少燃煤电厂带来的二氧化硫对大气的污染，同时减少了粉煤灰、粉尘的排放。电厂工业污水进行综合处理后

3、循环使用基本达到零排放。该项目符合国务院关于落实科学发展观，加强环境保护的决定（国发【2005】39号）的要求。勉县凯迪电厂机组机端额定电压10.5kV，额定功率因数0.85，计划于2013年投产，投产后年发电利用小时数7500小时，年发电量2.25亿千瓦时。为保证投产后电量的送出，受业主勉县凯迪新能源开发有限公司委托进行接入系统方案研究。1.3设计水平年根据勉县凯迪电厂建设规划，发电机组将于2013年投产，因此本次以2013年为设计水平年。1.4研究主要内容（1）确定勉县凯迪电厂接入系统方案。（2）进行相关电气计算分析。（3）配置系统继电保护及安全自动装置。（4）确定系统通信方式及通道组织。

4、（5）系统调度自动化配置。（6）估算本接入系统工程投资费用。2电网概况2.1汉中电网概况2.1.1电源情况2011年底，汉中地区电网调管的并网运行的水火电厂共140座，发电机306台，总装机容量305.44兆瓦。其中：1、火电厂4座，发电机7台，装机容量27兆瓦，占总装机容量的8.84%；水电厂136座，发电机299台，装机容量278.437兆瓦，占总装机容量的91.16%。2、汉中地调调管水电厂51座，火电厂4座，总装机容量205.722兆瓦。其中通过110千伏电压等级并网的电厂5座，发电机19台，装机容量 97.6兆瓦，占总装机容量的47.44%；通过35千伏电压等级并网的电厂20座（火电

5、厂3座），发电机60台，装机容量83.82兆瓦，占总装机容量的40.74%；通过10千伏电压等级并网的电厂30座（火电厂1座），发电机68台，装机容量24.302兆瓦，占总装机容量的11.81%。3、与趸售局结算由各趸售县调调管的小水电85座，发电机159台，装机容量99.715兆瓦，占总装机容量的48.47%。汉中电网火电装机及以110kV电压接入汉中电网水电装机情况见表2-1、表2-2。 表2-1 汉中电网火电装机情况 单位：MW，kV电厂名称装机容量单机容量机组数目接入系统电压等级地钢电站33110高铁电站126235略钢电站63235城化电站63235表2-2 以110kV电压接入汉中

6、电网水电装机情况 单位：MW，kV电站名称装机容量接入变电站八仙园一级站15卡房电站八仙园二级站12卡房电站12.6330kV洋县变石泉水电厂225330kV洋县变二郎坝电厂50王家坪变、阳春桥变石门电站40.5红河变2.1.2电网情况截止2011年底，汉中地区35千伏及以上变电站145座，主变271台，变电总容量6329.295兆伏安。其中局属35千伏及以上变电站60座，主变114台，变电总容量4530.05兆伏安。其中330千伏变电站4座，主变8台，变电总容量1920兆伏安； 110千伏变电站43 座，主变80台，变电总容量2460兆伏安；35千伏变电站13座，主变26台，变电总容量150

7、.05 兆伏安。大用户330千伏变电站1座，主变3台，变电容量450兆伏安； 110千伏变电站19座，主变35台，变电容量832兆伏安；35千伏变电站 29座，主变80台，变电容量372.895兆伏安。趸售局35千伏变电站36座，主变39台，变电容量144.35兆伏安。2011年汉中电网330千伏通过硖汉三回和洋喜线共四回线与陕西主网联络，网内有330千伏变电站4座，分别为洋县变、汉中变、武侯变、顺正变。洋县变与汉中变通过汉洋单线联络，汉中变与武侯变通过武汉双回联络，武侯变与顺正变通过顺武双回联络，顺正变通过略顺I线与略阳电厂6#机联络。汉中电网以四座330kV变电站为电源中心形成四大供电区，

8、呈辐射状向供电区内110kV变电站供电，供电区域划分情况见表2-3。表2-3 2011年度末汉中电网供电区域划分情况供电区域名称主供电源包含的110千伏变电站与其它供电区开环点洋县供电区洋县1、2#主变、石泉电厂佛坪变、大河坝变、贯溪变、城固变、谢村变、圣水变、磨子桥变、西乡变、沙河坎变、葛石变、司家铺变、镇巴变、茶镇变、渔渡变共14站城徐、洋湑、圣司开关汉中供电区汉中变1、2#主变北郊变、东郊变、西郊变、南郊变、红河变、老君变、徐家坡变、铺镇变、中心变、大河坎变、鑫源变、留坝变、小寨变、草堰变、湑水变共15站武红 开关武侯供电区武侯1、2#主变、二郎坝电站高潮变、黄沙变、海红变、定军变、三道

9、河变、王家坪变、烈金坝变、勉县变、阳春桥变共9站武红、侯汉、卧阳、上勉、阳草开关顺正供电区顺正1、2#主变横现河变、凤凰变、峡口驿变、上营变共4站略三、峡勉、上勉开关汉中电网面临的问题主要有：（1）330千伏主变重载情况严重。2011年汉中变供电区最大负荷已达376MW（11月19日），武侯变供电区最大负荷已达359MW（11月18日），两站均由两台240MVA主变供电，不满足N-1校核，受110kV网架结构的限制，目前只能依靠主变过载稳控切负荷系统作为安全防线。（2）部分110千伏主变不满足N-1。运行汉中电网内110千伏变电站仍有阳春桥、三道河、王家坪、镇巴变为单台主变供电，城固变、谢村变

10、主变重载运行，峡口驿、凤凰变、司家铺等变存在不同程度N-1后运行主变过载且无可靠措施的问题。随着新增负荷不断增长，上述变电站的供电可靠性更加不能满足要求。（3）部分110千伏输电断面功率较重。2011年洋谢、线最大潮流已达159兆瓦，按其240mm2导线允许载流量已严重不满足N-1校核；汉铺、线最大潮流近130兆瓦，N-1情况下将单线重载运行；汉红线最大潮流为123兆瓦，且带汉中变供电区4座110千伏城区变电站负荷，故障情况下导致市区大面积停电。2.1.3负荷与电量情况2011年汉中电网最大负荷 1118 兆瓦，出现在12月28日19：25，同比增长8.9%，最大日供电量2350.67 万千瓦

11、时，出现在12月28 日，同比增长23.1%。全年供电量64.0371 亿千瓦时，同比增长 12.23 %。2.2武侯变供电区概况从地理位置上看，勉县凯迪电厂属于武侯变供电区，以下着重介绍该供电区的情况。武侯供电区有二郎坝电厂和武侯变两个电源点。二郎坝电厂容量50兆瓦，武侯变主变容量为2×240MVA，三侧电压等级为330/110/35kV。向供电区内勉县、宁强两县供电，武侯供电区正常方式带勉县变、高潮变、海红变、黄沙变、烈金坝、三道河、王家坪变、定军变、阳春桥变9座110千伏变电站及勉西牵、大安牵、燕子砭牵、阳平关牵4座铁路牵引变运行。开环点：上勉、峡勉、三略、侯汉、武红开关。20

12、11年底武侯变供电区接线见图2-1。图2-1 2011年武侯变供电区接线示意图2011年，武侯变供电区最大负荷为359MW。武侯变供电区各变电站最大负荷及容载比见表2-4。表2-4 2011年武侯供电区各变电站最大负荷及容载比变电站最大负荷(MW)主变容量（MVA）变电站容载比武侯3592×2401.3定军192×202.1高潮592×632.1海红752×631.7黄沙743×31.51.35阳春桥261×31.51.2三道河141×201.4烈金坝52×208.0王家坪161×201.3从各站容载比并

13、结合该供电区网架结构可以看出，330kV武侯变供电压力较大，2011年容载比仅为1.3，不满足N-1。阳春桥、三道河、王家坪三座110kV变电站只有一台主变，容载比也较高，不满足系统运行要求。烈金坝变由于周边居民负荷发展较慢，该站的容载比高达8。该供电区各110kV线路输送功率均在合理范围之内。“十二五”期间，随着汉钢新增200MW负荷项目的建成，将通过建设330kV汉钢变来满足该项目的用电需求，汉钢变本期由武侯变出两回330kV线路供电，远期将“”入330kV杨家山变（开关站）。该供电区110kV电网无新建变电站及改造线路。2015年接线见图2-2。 图2-2 2015年武侯供电区接线示意图

14、3负荷预测及电力平衡3.1汉中地区负荷发展3.1.1 “十二五”经济社会发展目标“十二五”期间，汉中市政府将坚持推进“突出一个核心，狠抓两个构建，实施六大突破”的“126”发展战略，努力将汉中打造成为国家级循环经济示范区。随着西汉高速、十天高速、宝汉高速、西成高铁、城固机场的陆续建成，汉中将成为西安、成都大都市之间的重要节点城市，汉中经济社会发展将迎来广阔的前景和巨大的发展空间。预计汉中市2015年将达到1035亿元，“十二五”期间年均增长14。“十二五”期间汉中地区新增负荷项目见表31。表31 “十二五”期间汉中地区新增负荷项目 单位：MW项目名称建设性质投产时间最大负荷锌业特种材料有限公司

15、年产10万吨锌合金技术改造扩建201170陕西煎茶岭镍业有限公司镍金矿开发工程新建201260日产2500T新型干法熟料水泥生产线新建201225十天、宝汉高速公路新建201320 陕西金燕锌业有限责任公司6万吨锌渣综合回收项目新建201310西安至成都客运专线新建2014150陕西盛华冶化有限公司6×3万KVA硅钙电炉工程扩建2015120陕西汉中钢铁集团有限公司汉中钢铁产业整合技术改造灾后重建项目扩建2015200阳安复线扩能工程及兰渝铁路武都至阳平关连接线新建201540略阳县鸿嘉矿业有限公司金家河锰矿开发工程新建201530略阳县华神矿业有限公司略阳县中坝子钛磁铁矿新建201

16、510 汉中远东化肥有限公司60万吨磷酸二铵项目新建201525柳林航空园区新建201535城固县三合循环经济园区基础设施建设新建201520勉县循环经济工业园区基础设施建设新建201520 略阳工业集聚区基础设施建设新建20158 合计8433.1.2“十二五”电量负荷预测预测“十二五”汉中全市全社会用电量增长率为13.8%， 2015年为100亿KWH，详见表3-1；汉中地区最大负荷预计十二五期间年均增长率14.1%，2015年为1900MW，详见表3-2。表3-1 汉中地区分年度用电量预测结果 单位：亿kWh、%年份2010年2011年2012年2013年2014年2015年“十二五”年

17、均增长率用电量57.0559.5167.2475.9885.8510013.8%表3-2 汉中地区分年度最大负荷预测 单位：MW、%、h年份201020112012201320142015“十二五”年均增长率最大负荷10251118128014601660190014.1武侯供电区新增负荷主要有汉中远东化肥有限公司60万吨磷酸二铵项目、勉县循环经济工业园区基础设施建设、陕西煎茶岭镍业有限公司镍金矿开发工程项目，三个项目负荷合计105MW。武侯供电区负荷预测见表3-3。表3-3 武侯供电区负荷预测 单位：MW年份201020112012201320142015负荷345 359361 400 4

18、39 453 3.2武侯变供电区电力平衡根据周边电网规划及的投运时间，武侯变供电区电力平衡见下表。表34 武侯变供电区夏大方式电力平衡表 单位：MW年份201020112012201320142015最大负荷345 359 361 400 439 453 供电能力4824824825085085081、武侯变4324324324324324322、二郎坝电厂5050505050503、勉县凯迪电厂000262626正常情况电力盈余137 123121 108 69 55 一台主变停运电力盈余-79 -93 -95 -108 -147 -161 表35 武侯变供电区冬大方式电力平衡表 单位：MW

19、年份201020112012201320142015最大负荷345 359361 400 439 453 供电能力4324324584584584581、武侯变4324324324324324322、勉县凯迪电厂0026262626正常情况电力盈余87 7397 58 19 5 一台主变停运电力盈余-129 -143-119 -158 -197 -211 从电力平衡可以看出，2015年武侯供电区负荷将达453MW，该供电区“十二五”期间虽然新增勉县凯迪电厂作为电源，缓解了该供电区的供电压力，使得正常情况下电力供需刚好平衡，但是在武侯变主变N-1时仍然有较大的电力缺额。结合网架结构，在武侯变全站

20、停电时，必须要较长时间的限制部分负荷。原因是在武侯变全站停电时，虽可以由顺正勉县、峡口驿勉县共两回线路供勉三线负荷，但是高潮、海红、黄沙三站均由武侯变直接出线，负荷合计约170MW，三站负荷只能通过海红武侯双回300mm2截面线路供电，受汉中红河线路截面及南郊变运行方式的限制很难全部倒至汉中变供电区。建议武侯变在2012年实施主变增容工程，将主变由2×240MVA更换为2×360MVA，同时开展330kV杨家山变的建设，以缓解汉中变的供电压力，提高汉中变和武侯变的互供能力。4接入系统方案研究4.1周边电网现状及规划通过电网地理接线图可以看出，其周边变电站及线路有330kV武

21、侯变、110kV 黄沙变、110kV海红变、定军黄沙110kV线路（定黄线）。以下分别介绍周边电网情况。（1）330kV武侯变330kV武侯变位于勉县凯迪电厂西北约4.5km，主变容量本期2×240MVA，远期2×360MVA，110kV为双母线接线，出线12回，剩余3个出线间隔，“十二五”期间无明确出线方向。2011年通过两台主变最大功率359MW。（2）110kV黄沙变黄沙变位于汉江北岸，勉县凯迪电厂东约1.5km，主变容量3×31.5MVA，110kV采用单母线分段接线，共有四回出线，两回至武侯变，分别一回至定军变、阳春桥变，目前已无110kV出线间隔。35

22、kV采用单母线分段接线，出线6回，已无空余间隔。2011年最大负荷75MW。（3）110kV海红变海红变于汉江南岸，勉县凯迪电厂东南约4.5km，主变容量2×63MVA，110kV采用内桥接线，两回出线均至武侯变，35kV采用单母线分段接线，目前出线4回，尚有4个备用出线间隔，其中有两个出线间隔预留至八一锌业，其余两个间隔无明确出线方向。该站主要承担为八一锌业供电的功能。2010年该站最大负荷为43MW，2011年最大负荷将达75MW。（4）110kV定黄线定黄线距勉县凯迪电厂最近处约0.5km，为定军变的备用电源线路，线路导线截面300mm2，长度10km，正常情况下定军变侧110

23、kV开关打开。4.3接入系统方案4.3.1 比选方案根据勉县凯迪电厂装机情况，为减少送出投资，建议其以一回线路接入系统，根据周边电网情况，本工程提出以下三个方案：方案一：勉县凯迪电厂升压至35kV后以一回线路接至海红变35kV侧，线路长度5.5km，其中距海红变0.3km处需采用直埋电缆，海红变扩建一个35kV出线间隔。线路路径沿汉江北岸丘陵向东，在距勉县凯迪电厂3km处跨越汉江后向东南约2.5km进入海红变。图42 方案一接线示意图方案二：勉县凯迪电厂升压至110kV后以一回线路接至330kV武侯变，线路长度约5.5km，武侯变扩建一个110kV出线间隔。图43 方案二接线示意图方案三：勉县

24、凯迪电厂升压至110kV后以一回线路“T”接至定军黄沙线路，线路长度约1km。4.3.2比选方案经济技术比较三个方案比较见下表。第11页 共25页表42 方案经济技术比较表项目方案一方案二方案三技术比较建设规模新建35kV线路5.5km,海红变扩建一个35kV出线间隔新建110kV线路5.5km，武侯变扩建一个110kV出线间隔新建110kV线路1km潮流分布缓解海红变主变压力，有利于负荷就地平衡。虽然减轻了武侯变的供电压力，但是造成了110kV网络的潮流迂回，不利于就地平衡。减轻了武侯黄沙变线路的压力，但未缓解黄沙变主变压力。系统运行简单简单增加“T”接点，不利于保护计量经济比较线路投资80

25、×5+60=46060×5.5=33060变电间隔投资301200升压站投资60011001100投资合计109015501160投资差046070注：方案比较中，110kV185mm2线路按60万元/km计，110kV户外间隔按120万元/个计，方案三线路投资按60万元考虑；35kV户外间隔按30万元/个考虑，35kV2×300mm2线路按80万元/km考虑，0.5km35kV电缆按照90万元考虑。从技术比较可以看出，方案三在联络线上“T”接将会给保护、计量变得复杂，方案一、二则很简单；潮流分布上，三个方案均能够减轻110kV线路的输送压力，但是方案一同时还减轻

26、了主变的供电压力。投资上，由于方案一为35kV接入系统，升压站投资较方案二、三节省500万元，具有明显的投资优势。但是，在施工难度上，方案一由于要跨越汉江，施工难度很大，故推荐方案三为接入系统方案。即勉县凯迪电厂升压至110kV后以一回线路“T”接至定军黄沙线路，线路长度约1km，一次部分投资约70万元。4.4主变及电气主接线选择根据勉县凯迪电厂建设规划，机组容量1×30MW。机组额定功率因数0.85，计算得机组视在功率为35.3MVA，因此建议其升压变容量本期选择1×40MVA，两侧电压比121±2×2.5%/10.5，短路阻抗10.5%。该变压器在电

27、厂运行时可以当作升压变，在电厂故障时可同时发挥启备变的作用。勉县凯迪电厂本远期均以一回110kV线路接入系统，建议110kV电气主接线为线变组接线；根据电厂提供相关资料，该厂计划从由厂外引入1回10kV应急检修电源线路至厂用10kV母线，容量为0.8MVA，在电厂投运前，该线路为施工电源线路。为保证厂区的用电可靠性，建议10kV采用单母线接线。勉县凯迪电厂电气主接线见图4-4。图44 勉县凯迪电厂电气主接线图4.5 导线截面选择导线截面按投运后送出容量进行选择。勉县凯迪电厂总容量30MW，最大负荷利用小时数大于5000时算得架空线路经济截面S=30000/（0.85×110×

28、;1.732×0.9）=315mm2，最接近的经济截面应为300mm2，故建议导线截面选为300mm2。5电气计算5.1 潮流计算5.1.1潮流计算的条件及原则（1）计算水平年取2013年，勉县凯迪电厂以一回110kV线路接入定军线。（2）计算在陕西330kV网架上进行，除黄沙变负荷等值在其110kV母线侧，勉县尧柏水泥等值到其110kV母线侧外，其余负荷等值到武侯变的110kV母线侧。（4）计算方式取汉中电网冬大和冬小两种方式。（5）计算中控制系统电压在1.050.95倍的额定电压之间。相关站点的计算负荷见表5-1。 表5-1 相关站点计算负荷相关站点最大负荷最小负荷P(MW)Q(

29、MVar)P(MW)Q(MVar)武侯变110kV母线300150260130黄沙变110kV母线70356030勉县尧柏水泥1471475.1.2计算结果2013年冬大、冬小方式下的潮流见图5-1、图5-2。图5-1 冬大方式潮流图图5-2 冬小方式潮流图由潮流图可以看出，勉县凯迪电厂接入系统后，周边110kV电网电压水平相对较好。武侯黄沙双回110kV线路大方式下输送功率为2×29MW，较接入前有所减轻。5.2短路电流计算5.2.1计算条件（1）计算年限：短路电流计算水平年选择为2020年。 （2）电源建设：到2020年，汉中火电厂2×600MW机组已建成。（3）电网建

30、设： 陕南电网仍成环运行，330kV杨家山变已经投运，武侯变主变增容改造为2×360MVA。（4）勉县凯迪电厂：机组容量30MW，升压变40MVA，短路阻抗10.5%。5.2.2计算结果相关母线短路电流见表5-2。表5-2 相关母线短路电流 单位：kA变电站母线三相短路单相短路武侯变110kV母线17.622.4黄沙变110kV母线1615.8勉县凯迪电厂发电机端6.9勉县凯迪电厂110kV主变高压侧15.614.9勉县凯迪电厂10kV、110kV母线短路电流水平都不高，对设备选择无特殊要求。5.3非同期并列冲击电流计算 以系统容量为基准值经过计算得，勉县凯迪电厂机组允许的冲击电流倍

31、数为1.18倍，而实际承受的冲击电流为2.08倍，远超过允许倍数，故任何情况下禁止机组与系统非同期并列。6系统继电保护及安全自动装置本次继电保护设计，是在系统一次推荐方案的基础上进行的。即勉县凯迪电厂以一回110kV线路“T”接定军黄沙线路，新建“T”接线路长约1km。勉县凯迪电厂110kV电气主接线为线变组接线；10kV采用单母线接线。6.1相关系统继电保护现状黄沙110kV变电站（3×31.5MVA）的110kV采用单母线分段接线，共有四回出线，至武侯变两回，至定军变、阳春桥变各一回；武侯至黄沙两回线配置的是光纤电流差动保护；黄沙至阳春桥线路配置的是高频距离保护，该线路T接尧柏水

32、泥专用变（配置有三端光纤电流差动保护，按距离运行）。定军110kV变电站（2×20MVA）的110kV采用单母线分段接线，目前有三回出线，至勉县变、勉县西牵、黄沙变各一回；定勉线配置的是943A型光纤电流差动保护装置，定军变至定军牵引变线路配置的是941A型微机距离保护装置，定黄线配置的是943A型光纤电流差动保护装置，定黄线目前为定军变侧开关打开，为定军变的备用电源线路；定军变电站配置有ISA-367G型微机分段保护装置、微机故障录波装置、低周低压减载装置。6.2继电保护配置方案6.2.1继电保护配置原则勉县凯迪电厂接入系统设计继电保护配置原则按照“继电保护和安全自动装置技术规程”

33、及“国家电网公司输变电工程典型设计二次系统部分”的有关规定进行。6.2.2继电保护配置方案（1）110kV线路保护勉县凯迪电厂接入系统后，黄定线改为三端光纤电流差动保护，线路三侧应选用与线路对侧相同型号的保护装置。电流差动保护使用专用纤芯的光纤通道。（2）重合闸方式经计算，勉县凯迪电厂与系统非同期并列时，发电机承受到的最大冲击电流倍数超过发电机允许的冲击电流倍数，因此禁止电厂与系统非同期并列。勉县凯迪电厂“T”接黄定线，正常方式采用勉县凯迪电厂侧检同期黄沙变侧检无压的重合闸方式。6.2.3 安全自动装置电力系统的安全运行，除与一次系统的网架结构，继电保护的快速，正确动作有关外，还应装设安全自动

34、装置，以防止系统稳定破坏或事故扩大。（1）根据电力系统安全稳定控制技术导则的要求，勉县凯迪电厂与系统的解列点设置在勉县凯迪电厂110kV出线开关处和发电机出口处。在勉县凯迪电厂应配置一套过频过压和低频低压解列装置，当系统发生故障时，解列装置将勉县凯迪电厂发电机与系统解列，待系统恢复正常后，勉县凯迪电厂再并网运行。（2）黄定线目前为定军变侧开关打开，黄定线为定军变的备用电源线路，定军变侧宜配置一套备用电源自动偷窃装置。6.3 设备汇总勉县凯迪电厂接入系统继电保护设备清单见表61。表61 勉县凯迪电厂接入系统保护设备清单及投资估算表序号设备名称安装地点及数量单价（万元）合计（万元）勉县凯迪电厂黄沙

35、变定军变1三端光纤电流差动保护（专用纤芯）1面1面1面12362解列装置柜1面10103110kV线路电压互感器1台1台3124备用电源自投装置1面10104总计：66万687系统通信7.1 概述本次系统通信设计，是在系统一次推荐方案的基础上进行的。即勉县凯迪电厂以一回110kV线路“T”接定军黄沙线路，新建“T”接线路采用架空线路，长度长约1km。7.2 调度管理及对系统通信的有关要求勉县凯迪电厂受陕西省调和汉中地调的调管。系统通信设计，应满足陕西省调和汉中地调对电力调度电话、通信调度电话、生产管理电话、继电保护、调度自动化对通道的要求。勉县凯迪电厂至陕西省调和汉中地调的通道数量各共需10条

36、，其中：电力调度2条、通信调度2条、生产管理2条、远动通道2条、电量通道1条、会议电话1条。7.3 汉中通信系统现状1）汉中地区，目前已经建有光纤环网电路，分别在汉中供电局、北郊变、330kV汉中变(向徐家湾变、铺镇变分支)、红河变(向小寨变分支)、鑫源变、西郊变、草堰塘变(向阳春桥变延伸)、大河坎变、东郊变(向圣水变分支)建站。均采用SDH-155Mbit/s光传输设备。光缆芯数12芯。2）还建设有东、西部两条光纤电路，西部光纤电路分别在海红变、定军变、勉县变、高潮变、贾旗寨变建站；东部光纤电路分别在城固变（向司家铺变、城化变分支）、谢村变（向四零五变分支）、洋县变、贯溪变建站。均采用SDH

37、-155Mbit/s光传输设备，光缆芯数12芯。3）另外，在红定线改造工程中，将同期建设定军变-红河变的OPGW光纤通信电路，光缆芯数24芯。4）随330kV勉县（武侯）变110kV送出工程的建设，将同期建设330kV武侯变至220kV勉县变、330kV武侯变至高潮变、330kV武侯变至勉红线分歧塔、330kV武侯变至黄沙变的光纤通信电路，光缆芯数24芯；还需建设海红变至110kV定黄线T接点的光纤通信电路，光缆芯数48芯。均采用SDH-155Mbit/s光传输设备。5）随330kV略勉汉光纤通信工程和330kV勉县（武侯）变工程的建设，将同期建设330kV略阳电厂-武侯变-汉中变的OPGW光

38、纤通信电路，除略阳电厂侧采用SDH-622Mbit/s光传输设备外，武侯变、汉中变均采用SDH-2.5Gbit/s光传输设备，光缆芯数24芯。6）随330kV勉县（武侯）变工程的建设，将建设汉中变-北郊变-汉中地调的ADSS光纤通信电路。均采用SDH-2.5Gbit/s光传输设备，光缆芯数24芯。7) 另外，随着330kV硖石变工程的实施，即将建设330kV汉中变-330kV硖石变-330kV马营变的OPGW光纤通信电路，光缆芯数36芯，采用SDH-2.5Gbit/s光传输设备。8）随110kV略硖勉线路改造工程的建设，将拟建设略阳电厂-峡口驿变-勉县变的OPGW光纤通信电路。均采用SDH-6

39、22Mbit/s光传输设备，光缆芯数24芯。9)随着海红变增容改造工程的建设，将建设海红武侯的OPGW-24芯通信电路。主干通信电路现状图参见图71：图7-1 汉中电网主干通讯电路图7.4 主干通信电路为满足勉县凯迪电厂接受陕西省调和汉中地调调管的需要，本工程拟采用光纤通信方式。新建勉县凯迪电厂黄沙变光纤通信电路，勉县凯迪电厂通过本次新建光纤通信电路，沟通与陕西省调及汉中地调的通信。7.4.1勉县凯迪电厂黄沙变光纤通信电路本次建设勉县凯迪电厂黄沙变光纤通信电路。沿的新建勉县凯迪电厂“T”接黄定线段，以及“T”接点至黄沙变段架设，合计长度约3km，采用ADSS光缆；综合考虑保护、信息网络及光通信

40、组网等传输的需要，本期ADSS光缆芯数按24芯选定。本次需在勉县凯迪电厂配置SDH-155Mbit/s光端机1台，在黄沙变已有光传输设备上增配SDH-155Mbit/s光板2块对勉县凯迪电厂方向，在勉县凯迪电厂和汉中地调各配置智能PCM终端1台；本工程新建ADSS-24芯光缆路由长度3km，站内光缆1km（勉县凯迪电厂侧0.5km，黄沙变侧0.5km）。7.5其他专业对通信的要求7.5.1系统保护对通信的要求根据保护专业需要，勉县凯迪电厂“T”接黄定线，需各提供一条保护通道，拟以专用光纤纤芯通道传输。7.5.2调度自动化专业对通信的要求根据调度自动化专业要求，通信专业需给调度自动化专业提供以下

41、通道： （1）勉县凯迪电厂至陕西省调和汉中供电局调度中心，需各提供2条远动通道，主通道采用2M数字通道（最终），备用通道采用V.24或4线E/M接口。（2）勉县凯迪电厂至陕西省调和汉中供电局计量主站，需各提供2条计量通道，主通道采用2M数字通道（与远动合用），备用通道采用V.24或4线E/M接口。7.6 通信电源根据国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站二次系统部分要求，通信电源应设置一套48V通信高频开关电源系统。设计拟为勉县凯迪电厂配备高频开关电源1台，输出容量为100A的直流系统，200Ah免维护蓄电池1组。7.7通信机房及辅助建筑设施勉县凯迪电厂通信设备布置在主控室空屏位。本期

42、工程设备占5个屏位，需配置SDH-622Mbit/s光端机1台、智能PCM终端1台、综合配线柜1个、智能高频开关电源1套、免维护蓄电池1组。黄沙变利用原有通信电源、通信机房及辅助建筑设施。汉中地调利用原有通信机房及辅助建筑设施，拟在原机房加装智能PCM终端1台。7.8 设备汇总本工程所需主要设备及各厂、站分布详见表71。表71 主要光纤通信设备汇总表序号名称型号及规范单位数量厂站设备分布勉县凯迪电厂黄沙变汉中地调陕西省调1光端机SDH-622Mbit/s台112光接口板SDH-622Mbit/s块223PCM台2114机柜19英寸2200mm台2115自承式光缆ADSS-24芯km36自承式光

43、缆ADSS-24芯（站内）km10.50.57保护用光缆普通ADSS-6芯km2118综合配线架ODF48、DDF48、VDF200台119光配模块ODF36块1110音配模块VDF200回块2111高频开关电源48V/100A套1112免维护蓄电池组48V/200Ah组1113DC/DC电源变换装置套1114电力电缆km20.50.50.515音频电缆km1.50.50.516PVC等km10.50.57.9投资估算按照现行价格估算，本工程通信设备投资总计约110万元，具体见表72。表72 光纤通信设备投资估算表 单位：万元序号名称型号及规范单位数量单价合计1光端机SDH622Mbit/s台

44、125252光接口板SDH622Mbit/s块25103PCM台26.5134机柜19英寸台2125自承式光缆ADSS-24芯km34126自承式光缆ADSS-24芯（站内）km1337保护用光缆ADSS-6芯km2248综合配线架ODF48、DDF48、VDF200台1339光配模块ODF48块11110音配模块VDF200回块21211高频开关电源48V/100A套13312免维护蓄电池组48V/200Ah组144表72（续） 光纤通信设备投资估算表 单位：万元13DC/DC电源变换装置套12214电力电缆km21215音频电缆km1.52316PVC等km11117省调接口费1018地调

45、接口费1019总计1108系统调度自动化8.1概述本次调度自动化设计，是在系统一次推荐方案的基础上进行的。即勉县凯迪电厂以一回110kV线路“T”接定军黄沙线路，新建“T”接线路长约1km。勉县凯迪电厂110kV电气主接线为线变组接线；10kV采用单母线接线。8.2设计依据及范围8.2.1设计依据勉县凯迪电厂接入系统调度自动化的内容深度和主要设计原则按照以下文件为设计基础资料：（1）电计1997580号电力系统联网可行性研究内容深度规定。（2）DL5003-91电力系统调度自动化设计技术规程（3）DL5002-91地区电网调度自动化设计技术规程。（4）DL/448-2000电能量计量装置技术管

46、理规程。（5）陕西电力系统内部模拟市场及承包经营责任制试行办法。（6）本报告电力系统一次部分。8.2.2设计范围本设计包括调度管理、远动系统、远方电能量计量、调度数据网和投资估算等。8.3主要设计原则（1）勉县凯迪电厂以110kV等级接入系统，考虑电厂本体及相关厂站调度自动化设备。（2）若采用不设独立的远动终端RTU方式时，要求电厂当地计算机监控系统必须具备将调度有关实时信息和数据远传至陕西省调和汉中地调功能。反映电厂运行工况的远动信息应遵循直调直采的原则，直接从计算机监控系统的测控单元获取陕西省调、汉中地调所需的远动信息，向调度端传送。（3）电厂内应配置计量计费系统。电能量计量计费关口设置原

47、则应符合陕西电力公司有关文件规定；计费关口点的电能量由其电能量计量计费系统主站直接采集，电能量信息采用调度数据网、专线和电话拨号互为备用的方式传送至主站系统。（4）严格遵循现行有关国标、行标、安全防护要求等规定。8.4调度自动化系统现状及接入系统要求8.4.1调度自动化现状陕西省调和汉中供电局调度中心（以下简称汉中地调）均采用国电南瑞研制开发的调度自动化系统。具有SCADA/EMS/PAS/DTS/TMS等功能，具有调管范围内厂站的远动化功能和电能量统计与处理功能。黄沙110kV变电站为运行的系统综合自动化变电站。8.4.2电厂接入系统要求本期勉县凯迪电厂接入汉中地区电网，要求电厂和相关厂站实

48、现远动化及电能量数据上传调度。而且，陕西省调和汉中地调自动化系统主站接入勉县凯迪电厂时，除相应增加硬件接口设备外，还应考虑建立相应调度有关数据库、画面及系统网络拓扑和应用软件的修改。8.5调度管理勉县凯迪电厂以110kV电压等级接入汉中电网，根据电网调度管理规程规定：统一调度、分层管理的原则；电厂的主设备，包括机、电设备，电厂和相关厂站的110kV联络线路、断路器等均由陕西省调直接调度，汉中地调间接调度；要求有关远动信息和电能量数据传送分别直接传送到陕西省调和汉中地调。8.6系统远动8.6.1远动信息勉县凯迪电厂和相关厂站的远动信息直接送汉中地调，具体内容如下：8.6.1.1勉县凯迪电厂（1）

49、遥测量发电机出口、110kV联络线功功率、无功功率、电流、有功/无功电能量；发电机端电压、频率。（2）遥信量调度范围内所有断路器位置信号、与运行方式有关的隔离开关位置信号、与系统有关的线路保护及重合闸动作信号，以及发电机、升压变保护信号，安全自动装置动作信号、机组开停机信号、反映系统解列运行的事件信号等。（3）遥调、遥控（预留功能）8.6.2远动通道陕西省调和汉中地调直接采集有关实时远动信息，远动通道按数据通信和常规远动通道互为备用的方式，传输采用DL/T634.5104-2002规约、DL/T634.5101-2002规约、DNP3.0规约。数据通道传输速率为2Mbit/s；模拟通道传输速率

50、为1200bit/s以上。在信噪比为17dB时，通道的误码率应不大于10-5。8.6.3远动系统方案（1）勉县凯迪电厂远动信息采集与电厂计算机监控系统共享信息资源，尽量利用计算机监控系统所采集的信息，节约投资。本设计不考虑在勉县凯迪电厂配置独立的远动装置，远动装置与电厂计算机监控系统统一考虑，要求变电站监控系统设置两台远动工作站，由远动工作站向地调传送信息；同时为满足发展的需要，要求远动工作站具备与调度端实现计算机网络通信的功能。（2）远动信息远传应采用数据网络和常规远动传输相结合的方式。计算机监控系统配有与电力数据网的接口，软硬件配置能支持联网的通信技术以及通信规约的要求。8.7远方电能量计

51、量勉县凯迪电厂上网，应满足电网商业化运营的要求，配置电能量计量计费设备。8.7.1计量点设置（1）上网关口计费点应设在资产分界点处，联络线对侧为关口考核计量点；根据本工程实际情况，关口计费点设在勉县凯迪电厂110kV线路出线侧（主副表配置），关口考核点设在110kV定黄线路两侧。（2）勉县凯迪电厂厂用分支（含启备变），即厂用变高压侧应设置为下网计费关口。（3）勉县凯迪电厂考核计量点还包括：各发电机出口、厂用变高压侧。8.7.2电能表配置及功能（1）根据DL/T448-2000电能量计量装置技术管理规程的要求，计费关口电能表和计费关口考核电能表采用智能电能表，并具备电压失压计时功能；准确度等级有功电能表为0.2s，无功电能表为2.0；计量互感器的准确度等级电流互感器为0.2s，电压互感器为0.2，PT二次回路电缆压降应小于其额定二次电压的0.2%；CT要求专用线圈、PT要求专用线圈。考核电能表准确度等级有功电能表为0.5s，无功电能表为2.0。（2）电能计量装置应满足国家电网公司电能计量装置通用设计以及DL/T614多功能电度表的要求。（3）电厂设置独立计量屏，计量屏内设置交直流两用辅助电源。8.7.3电能量采集装置及功能本期勉县凯迪电厂配置电能量远方终端一台，布置在计量屏上；黄沙变和定军变利用原有电能量远方终端。通信满足D