張家發(fā)電廠電能管理系統(tǒng)的規(guī)劃

2013-12-02 14:29:05 電力信息化　點(diǎn)擊量：評(píng)論 (0)

摘要：本文對(duì)張家口發(fā)電廠電能管理系統(tǒng)現(xiàn)狀做了簡(jiǎn)單介紹，指出該系統(tǒng)不完善之處并論證了對(duì)其改造的必要性。進(jìn)而提出張家口發(fā)電廠電能管理的切實(shí)可行的規(guī)劃方案。關(guān)鍵詞：電能管理方案規(guī)劃 1 設(shè)備概況張家口

摘要：本文對(duì)張家口發(fā)電廠電能管理系統(tǒng)現(xiàn)狀做了簡(jiǎn)單介紹，指出該系統(tǒng)不完善之處并論證了對(duì)其改造的必要性。進(jìn)而提出張家口發(fā)電廠電能管理的切實(shí)可行的規(guī)劃方案。

關(guān)鍵詞：電能管理方案規(guī)劃

1 設(shè)備概況

張家口發(fā)電廠共有8臺(tái)300MW國(guó)產(chǎn)凝汽式汽輪發(fā)電機(jī)組，220KV主接線采用雙母線帶旁路接線方式。共有六回進(jìn)出線。220kV配電裝置主要擔(dān)負(fù)著向張家口地區(qū)供電和電廠起動(dòng)備用電源作用。500KV主接線采用3/2接線方式，共有六串，17臺(tái)斷路器。500kV配電裝置主要擔(dān)負(fù)著向北京送電的重要任務(wù)。兩個(gè)系統(tǒng)由500/220KV自耦變壓器相聯(lián)（下稱聯(lián)變）。1號(hào)機(jī)組、1—4號(hào)啟備變、沙宣線、沙侯線及沙閻一、二線接于220KV系統(tǒng)。2—8號(hào)機(jī)組、萬(wàn)沙線及沙昌一、二線接于500KV系統(tǒng)，其中聯(lián)變與2號(hào)機(jī)組接第一串，沙昌一線與3號(hào)機(jī)組接第二串，4號(hào)機(jī)組接第三串（不完整串），沙昌二線與5號(hào)機(jī)組接第四串，萬(wàn)沙線與6號(hào)機(jī)組接第五串，7號(hào)機(jī)組與8號(hào)機(jī)組接第六串。

2 張家口發(fā)電廠電能管理系統(tǒng)現(xiàn)狀

我廠電能管理主站設(shè)置在網(wǎng)控，電費(fèi)計(jì)量系統(tǒng)采集的沙昌雙回線、萬(wàn)沙線、沙閆雙回線、沙宣線、沙侯線電量，以及5-8發(fā)電機(jī)出口和高廠變電量、2、5、6、7、8號(hào)機(jī)組主變高壓側(cè)電量，1、3、4號(hào)啟動(dòng)變電量，通過(guò)數(shù)據(jù)電纜直聯(lián)與主站連接，實(shí)現(xiàn)我廠電能的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，日常報(bào)表、在線分析等電能管理工作。但我廠電費(fèi)計(jì)量系統(tǒng)尚未完善，1、3、4號(hào)機(jī)組主變高壓側(cè)電量、2號(hào)起備變電量，作為關(guān)口電量，電費(fèi)計(jì)量系統(tǒng)還沒(méi)有采集，而1—4號(hào)發(fā)電機(jī)出口和高廠變電量雖裝設(shè)了電度表，但也不具備自動(dòng)采集的條件，網(wǎng)控電量計(jì)費(fèi)系統(tǒng)的采集器時(shí)常故障，嚴(yán)重影響了我廠的電量計(jì)費(fèi)工作的開(kāi)展。

3電能管理系統(tǒng)進(jìn)行統(tǒng)一規(guī)劃勢(shì)在必行

目前運(yùn)行的方案，單機(jī)上網(wǎng)電量的結(jié)算關(guān)系為：發(fā)電機(jī)的上網(wǎng)電量=發(fā)電機(jī)發(fā)電量-廠用電量-啟動(dòng)變電量-變壓器損耗（上網(wǎng)電量的3‰）。此關(guān)系式中的變壓器損耗，大唐公司內(nèi)部綜合考慮為單機(jī)上網(wǎng)電量的3‰。我廠有7臺(tái)機(jī)為500KV電壓等級(jí)，變壓器損耗較小，大約只占到1.5‰，這樣計(jì)算對(duì)我廠來(lái)說(shuō)相對(duì)較高,多分擔(dān)1.5‰的損耗。若每臺(tái)機(jī)平均負(fù)荷按200MW計(jì)算，主變高壓側(cè)電量未實(shí)現(xiàn)1、3、4號(hào)機(jī)每天的發(fā)電量應(yīng)為1440萬(wàn)度，每度電按0.3元計(jì)算，我廠每年虧損大約24萬(wàn)元。

另外，發(fā)電機(jī)單機(jī)竟價(jià)上網(wǎng)是大唐公司的要求,也是必然的趨勢(shì),因此對(duì)1、3、4號(hào)機(jī)及2號(hào)啟備變的電量計(jì)費(fèi)系統(tǒng)改造，對(duì)整個(gè)電能管理統(tǒng)一規(guī)劃勢(shì)在必行。

4 規(guī)劃方案

4.1方案一：在網(wǎng)控NCS系統(tǒng)中實(shí)現(xiàn)我廠電能實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)、管理和分析功能。

由于NCS系統(tǒng)主要完成網(wǎng)控一次設(shè)備的監(jiān)視、控制，并擔(dān)負(fù)著遠(yuǎn)動(dòng)信息的采集和傳送以及機(jī)組遙調(diào)的重要任務(wù)，這些工作對(duì)實(shí)時(shí)性，安全性要求很高。如果將我廠電能管理系統(tǒng)放在NCS中，由于電能累加的數(shù)據(jù)量和工作量非常大，會(huì)大大增加系統(tǒng)負(fù)擔(dān)，對(duì)NCS系統(tǒng)的安全運(yùn)行不利。在網(wǎng)控NCS中涉及電能的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和電能管理不可取。電能管理必須自成系統(tǒng)，必須加裝一期電量計(jì)費(fèi)系統(tǒng)，并對(duì)我廠網(wǎng)控電量計(jì)費(fèi)系統(tǒng)改造。

4.2方案二：加裝一期電量計(jì)費(fèi)系統(tǒng)，并通過(guò)數(shù)據(jù)電纜直聯(lián)與網(wǎng)控主站連接，并對(duì)現(xiàn)有網(wǎng)控電量計(jì)費(fèi)系統(tǒng)改造，建立、健全我廠電能管理系統(tǒng)。具體方案為：

4.2.1 3、4號(hào)機(jī)組主變高壓側(cè)需增加4只CVT，這是實(shí)現(xiàn)3、4號(hào)機(jī)組主變高壓側(cè)電量的必備條件。

4.2.2網(wǎng)控室計(jì)量盤(pán)改造

網(wǎng)控室原有2塊電能量計(jì)量盤(pán)（77P、76P），屏體及端子排保留，電纜接線大部分不變，安裝500kV線路、220kV線路及旁路（主表）、#2主變高壓側(cè)和#1啟備變高壓側(cè)共10塊進(jìn)口0.2S級(jí)電度表，電能量遠(yuǎn)方終端1臺(tái)（主采集器）。76P為副盤(pán)，拆除原有表計(jì)，保留屏體及端子排。安裝500kV線路、220kV線路及旁路共8塊進(jìn)口0.2S級(jí)電度表（副表）和聯(lián)絡(luò)變35kV側(cè)1塊進(jìn)口0.5S級(jí)電度表和電能量遠(yuǎn)方終端1臺(tái)（副采集器）。具有485串口輸出。

遠(yuǎn)方電量終端（電量采集裝置）改為新型設(shè)備，可以接收各種計(jì)量表計(jì)的信息，包括485串口及脈沖。

增加用于485串口輸入及設(shè)備報(bào)警輸出的端子排。

盤(pán)內(nèi)設(shè)備需要的電源從網(wǎng)控室監(jiān)控系統(tǒng)大UPS引來(lái)，不另配電量計(jì)量專用小UPS。

電廠原有用于電能量計(jì)量的電壓切換盤(pán)需要改造，保留屏體及端子排。原有切換繼電器改為雙位置繼電器，4G、5G接點(diǎn)已有‘合’信號(hào)，本期增加‘分’信號(hào)，增加部分端子。為監(jiān)視220V直流有無(wú)，增加直流告警繼電器一個(gè)，繼電器應(yīng)適應(yīng)220V電壓長(zhǎng)期工作，接點(diǎn)容量3A，告警信息送光字牌。

網(wǎng)控室新增失壓計(jì)時(shí)器盤(pán)1塊，用于500kV線路、220kV線路及旁路、#1啟備變高壓側(cè)、#2發(fā)電機(jī)升壓變高壓側(cè)、聯(lián)絡(luò)變35kV側(cè)電度表失壓無(wú)流情況的監(jiān)視、記錄、報(bào)警。

4.2.3一單元、二單元控制室電量計(jì)量盤(pán)改造。

一單元控制室新增電量計(jì)量盤(pán)，安裝#1發(fā)電機(jī)主變高壓側(cè)（進(jìn)口0.2S級(jí)）、#1、2發(fā)電機(jī)出口及高廠變高壓側(cè)表計(jì)（進(jìn)口0.5S級(jí)）和失壓計(jì)時(shí)器。表計(jì)電度信息通過(guò)485口傳輸?shù)骄W(wǎng)控室電能量遠(yuǎn)方終端。

二單元控制室新增電量計(jì)量盤(pán)，安裝3、4號(hào)發(fā)電機(jī)主變高壓側(cè)、2號(hào)啟備變高壓側(cè)（進(jìn)口0.2S級(jí)）、發(fā)電機(jī)出口及高廠變高壓側(cè)（進(jìn)口0.5S級(jí)）表計(jì)和失壓計(jì)時(shí)器。表計(jì)電度信息通過(guò)485口傳輸?shù)骄W(wǎng)控室電能量遠(yuǎn)方終端。

表計(jì)失壓報(bào)警信息上光字牌，以便值班人員發(fā)現(xiàn)問(wèn)題，及時(shí)解決。

改造和新增計(jì)量盤(pán)盤(pán)面布置詳見(jiàn)附圖1

5建立、健全后的電能管理系統(tǒng)配置方案及重要器件的一般技術(shù)性要求

5.1 系統(tǒng)配置應(yīng)按下圖配置（以220KV線路及機(jī)組為類）

5.2 電能表的技術(shù)要求

根據(jù)DL/T448-2000《電能計(jì)量裝置技術(shù)管理規(guī)程》的要求：計(jì)量單機(jī)容量在100MW及以上發(fā)電機(jī)組上網(wǎng)貿(mào)易結(jié)算電量的電能計(jì)量裝置和電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)之間購(gòu)售電量的電能計(jì)量裝置，宜配置準(zhǔn)確度等級(jí)相同的主備兩套電能表。經(jīng)電流互感器接入的電能表其標(biāo)定電流宜為超過(guò)電流互感器額定二次電流的30％，其額定最大電流應(yīng)為電流互感器額定二次電流的120％左右。

5.3 電能量遠(yuǎn)方終端（電能數(shù)據(jù)綜合采集裝置）的技術(shù)要求

采集裝置應(yīng)具有良好的兼容性、可擴(kuò)展性，數(shù)據(jù)安全性高，運(yùn)行穩(wěn)定可靠，符合電力系統(tǒng)的實(shí)際需求。具有完備的數(shù)據(jù)采集、數(shù)據(jù)存儲(chǔ)、數(shù)據(jù)處理、與主站通訊、本地功能、事件記錄、報(bào)警等功能。

5.4失壓計(jì)時(shí)器的技術(shù)要求

根據(jù)DL/T448-2000《電能計(jì)量裝置技術(shù)管理規(guī)程》的要求，貿(mào)易結(jié)算用高壓電能計(jì)量裝置應(yīng)裝設(shè)電壓失壓計(jì)時(shí)器。該設(shè)備是確保電能計(jì)量公平、公正、公開(kāi)、合理、可靠的重要手段之一，所以要配備失壓計(jì)時(shí)器。實(shí)現(xiàn)準(zhǔn)確記錄電能計(jì)量回路失壓時(shí)間和對(duì)應(yīng)的丟失電量：在負(fù)荷電流大于啟動(dòng)電流的條件下，電能計(jì)量電壓回路（一相、兩相或三相）失壓時(shí)，準(zhǔn)確累計(jì)失壓時(shí)間，計(jì)算對(duì)應(yīng)的失壓丟失電量，指示斷相相別，進(jìn)行失壓報(bào)警，直到電壓正常恢復(fù)為止。

準(zhǔn)確記錄失壓故障狀態(tài)及時(shí)間：在一相、兩相或三相失壓時(shí)，分別記錄起始（低于額定電壓的78%）、結(jié)束 (大于額定電壓的85%)時(shí)間、電流值和電功率值，同時(shí)記錄累計(jì)失壓次數(shù)和時(shí)間。

準(zhǔn)確記錄無(wú)流狀態(tài)及時(shí)間：在一相、兩相或三相無(wú)流時(shí)（小于啟動(dòng)電流），記錄對(duì)應(yīng)的時(shí)間及電壓值，同時(shí)記錄累計(jì)無(wú)流時(shí)間和次數(shù)等。

5.4 通道防雷器的技術(shù)要求

為抑制系統(tǒng)中因雷電或其它原因產(chǎn)生的暫態(tài)過(guò)電壓、保護(hù)系統(tǒng)的重要設(shè)備，保證電廠電能計(jì)量系統(tǒng)穩(wěn)定、可靠地運(yùn)行，在電能量遠(yuǎn)方終端機(jī)柜通信信道中配置通道防雷器。

5.5 數(shù)據(jù)通信系統(tǒng)的技術(shù)要求

系統(tǒng)通訊有以下三部分，一部分為采集裝置與電能表的通訊，一部分為華北網(wǎng)調(diào)DG C2000主站、電廠MPTMS2001-PS子站與采集裝置之間的通訊，一部分為大唐國(guó)際本部新建MPTMS2001子站與網(wǎng)調(diào)DG C2000主站之間的通訊。

采集裝置與電能表之間的通訊：采集裝置與電能表之間采用RS485總線連接方式。

華北網(wǎng)調(diào)DG C2000主站、電廠MPTMS2001-PS子站與采集裝置之間的通訊：電能數(shù)據(jù)綜合采集裝置實(shí)現(xiàn)一發(fā)兩收功能，接收端包括：華北網(wǎng)調(diào)DG C2000主站和電廠MPTMS2001-PS子站。采集裝置與華北網(wǎng)調(diào)DG C2000主站和電廠MPTMS2001-PS子站之間的通訊是以調(diào)制解調(diào)器通過(guò)電力系統(tǒng)微波信道撥號(hào)方式實(shí)現(xiàn)，與主站通訊規(guī)約采用SCTM規(guī)約，與子站通訊規(guī)約采用EDAD規(guī)約，也可提供IEC60870-5-102規(guī)約。同時(shí)電能數(shù)據(jù)綜合采集裝置可配置網(wǎng)絡(luò)接口，具有通過(guò)計(jì)算機(jī)網(wǎng)絡(luò)將數(shù)據(jù)傳輸?shù)秸{(diào)度端的功能。

大唐國(guó)際本部新建MPTMS2001子站與網(wǎng)調(diào)DG C2000主站之間的通訊：通過(guò)ATM網(wǎng)絡(luò)實(shí)現(xiàn)。

6結(jié)束語(yǔ):

隨著電力系統(tǒng)不斷深化改革，廠網(wǎng)分開(kāi)已是大勢(shì)所趨，各發(fā)電廠發(fā)電量最終將進(jìn)行競(jìng)價(jià)上網(wǎng)。為此每個(gè)發(fā)電廠必須想盡一切辦法來(lái)盡可能的降低發(fā)電成本，以便在發(fā)電量競(jìng)價(jià)上網(wǎng)這個(gè)市場(chǎng)上立于不敗之地。由于電子技術(shù)特別是微電子技術(shù)及通訊技術(shù)的發(fā)展，電能計(jì)量技術(shù)發(fā)生了重大變革，這些為電能自動(dòng)采集技術(shù)的應(yīng)用提供了堅(jiān)實(shí)的技術(shù)基礎(chǔ)。張家口發(fā)電廠建立、健全全部出線、發(fā)電機(jī)、起備變電量計(jì)費(fèi)系統(tǒng)的規(guī)劃并加以實(shí)施工作應(yīng)盡快提上日程。

參考文獻(xiàn)：

[1] DL/T448-2000《電能計(jì)量裝置技術(shù)管理規(guī)程》

[2] DL/T448-2000《電能計(jì)量裝置技術(shù)管理規(guī)程》

作者簡(jiǎn)介：胡月：男，（1974—），工程師，張家口發(fā)電廠繼電保護(hù)處專工。聯(lián)系電話：0313-8608753。

夏東升：男，（1974—）高級(jí)工程師，張家口發(fā)電廠繼電保護(hù)處處長(zhǎng)。聯(lián)系電話：0313-8608751。

附圖1（改造和新增計(jì)量盤(pán)盤(pán)面布置圖）

附圖2（網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)示意圖）

責(zé)任編輯：和碩涵

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