張家發電廠電能管理系統的規劃

2013-12-02 14:29:05 電力信息化　點擊量：評論 (0)

摘要：本文對張家口發電廠電能管理系統現狀做了簡單介紹，指出該系統不完善之處并論證了對其改造的必要性。進而提出張家口發電廠電能管理的切實可行的規劃方案。關鍵詞：電能管理方案規劃 1 設備概況張家口

摘要：本文對張家口發電廠電能管理系統現狀做了簡單介紹，指出該系統不完善之處并論證了對其改造的必要性。進而提出張家口發電廠電能管理的切實可行的規劃方案。

關鍵詞：電能管理方案規劃

1 設備概況

張家口發電廠共有8臺300MW國產凝汽式汽輪發電機組，220KV主接線采用雙母線帶旁路接線方式。共有六回進出線。220kV配電裝置主要擔負著向張家口地區供電和電廠起動備用電源作用。500KV主接線采用3/2接線方式，共有六串，17臺斷路器。500kV配電裝置主要擔負著向北京送電的重要任務。兩個系統由500/220KV自耦變壓器相聯（下稱聯變）。1號機組、1—4號啟備變、沙宣線、沙侯線及沙閻一、二線接于220KV系統。2—8號機組、萬沙線及沙昌一、二線接于500KV系統，其中聯變與2號機組接第一串，沙昌一線與3號機組接第二串，4號機組接第三串（不完整串），沙昌二線與5號機組接第四串，萬沙線與6號機組接第五串，7號機組與8號機組接第六串。

2 張家口發電廠電能管理系統現狀

我廠電能管理主站設置在網控，電費計量系統采集的沙昌雙回線、萬沙線、沙閆雙回線、沙宣線、沙侯線電量，以及5-8發電機出口和高廠變電量、2、5、6、7、8號機組主變高壓側電量，1、3、4號啟動變電量，通過數據電纜直聯與主站連接，實現我廠電能的實時監測，日常報表、在線分析等電能管理工作。但我廠電費計量系統尚未完善，1、3、4號機組主變高壓側電量、2號起備變電量，作為關口電量，電費計量系統還沒有采集，而1—4號發電機出口和高廠變電量雖裝設了電度表，但也不具備自動采集的條件，網控電量計費系統的采集器時常故障，嚴重影響了我廠的電量計費工作的開展。

3電能管理系統進行統一規劃勢在必行

目前運行的方案，單機上網電量的結算關系為：發電機的上網電量=發電機發電量-廠用電量-啟動變電量-變壓器損耗（上網電量的3‰）。此關系式中的變壓器損耗，大唐公司內部綜合考慮為單機上網電量的3‰。我廠有7臺機為500KV電壓等級，變壓器損耗較小，大約只占到1.5‰，這樣計算對我廠來說相對較高,多分擔1.5‰的損耗。若每臺機平均負荷按200MW計算，主變高壓側電量未實現1、3、4號機每天的發電量應為1440萬度，每度電按0.3元計算，我廠每年虧損大約24萬元。

另外，發電機單機竟價上網是大唐公司的要求,也是必然的趨勢,因此對1、3、4號機及2號啟備變的電量計費系統改造，對整個電能管理統一規劃勢在必行。

4 規劃方案

4.1方案一：在網控NCS系統中實現我廠電能實時監測、管理和分析功能。

由于NCS系統主要完成網控一次設備的監視、控制，并擔負著遠動信息的采集和傳送以及機組遙調的重要任務，這些工作對實時性，安全性要求很高。如果將我廠電能管理系統放在NCS中，由于電能累加的數據量和工作量非常大，會大大增加系統負擔，對NCS系統的安全運行不利。在網控NCS中涉及電能的實時監測和電能管理不可取。電能管理必須自成系統，必須加裝一期電量計費系統，并對我廠網控電量計費系統改造。

4.2方案二：加裝一期電量計費系統，并通過數據電纜直聯與網控主站連接，并對現有網控電量計費系統改造，建立、健全我廠電能管理系統。具體方案為：

4.2.1 3、4號機組主變高壓側需增加4只CVT，這是實現3、4號機組主變高壓側電量的必備條件。

4.2.2網控室計量盤改造

網控室原有2塊電能量計量盤（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主變高壓側和#1啟備變高壓側共10塊進口0.2S級電度表，電能量遠方終端1臺（主采集器）。76P為副盤，拆除原有表計，保留屏體及端子排。安裝500kV線路、220kV線路及旁路共8塊進口0.2S級電度表（副表）和聯絡變35kV側1塊進口0.5S級電度表和電能量遠方終端1臺（副采集器）。具有485串口輸出。

遠方電量終端（電量采集裝置）改為新型設備，可以接收各種計量表計的信息，包括485串口及脈沖。

增加用于485串口輸入及設備報警輸出的端子排。

盤內設備需要的電源從網控室監控系統大UPS引來，不另配電量計量專用小UPS。

電廠原有用于電能量計量的電壓切換盤需要改造，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接點已有‘合’信號，本期增加‘分’信號，增加部分端子。為監視220V直流有無，增加直流告警繼電器一個，繼電器應適應220V電壓長期工作，接點容量3A，告警信息送光字牌。

網控室新增失壓計時器盤1塊，用于500kV線路、220kV線路及旁路、#1啟備變高壓側、#2發電機升壓變高壓側、聯絡變35kV側電度表失壓無流情況的監視、記錄、報警。

4.2.3一單元、二單元控制室電量計量盤改造。

一單元控制室新增電量計量盤，安裝#1發電機主變高壓側（進口0.2S級）、#1、2發電機出口及高廠變高壓側表計（進口0.5S級）和失壓計時器。表計電度信息通過485口傳輸到網控室電能量遠方終端。

二單元控制室新增電量計量盤，安裝3、4號發電機主變高壓側、2號啟備變高壓側（進口0.2S級）、發電機出口及高廠變高壓側（進口0.5S級）表計和失壓計時器。表計電度信息通過485口傳輸到網控室電能量遠方終端。

表計失壓報警信息上光字牌，以便值班人員發現問題，及時解決。

改造和新增計量盤盤面布置詳見附圖1

5建立、健全后的電能管理系統配置方案及重要器件的一般技術性要求

5.1 系統配置應按下圖配置（以220KV線路及機組為類）

5.2 電能表的技術要求

根據DL/T448-2000《電能計量裝置技術管理規程》的要求：計量單機容量在100MW及以上發電機組上網貿易結算電量的電能計量裝置和電網經營企業之間購售電量的電能計量裝置，宜配置準確度等級相同的主備兩套電能表。經電流互感器接入的電能表其標定電流宜為超過電流互感器額定二次電流的30％，其額定最大電流應為電流互感器額定二次電流的120％左右。

5.3 電能量遠方終端（電能數據綜合采集裝置）的技術要求

采集裝置應具有良好的兼容性、可擴展性，數據安全性高，運行穩定可靠，符合電力系統的實際需求。具有完備的數據采集、數據存儲、數據處理、與主站通訊、本地功能、事件記錄、報警等功能。

5.4失壓計時器的技術要求

根據DL/T448-2000《電能計量裝置技術管理規程》的要求，貿易結算用高壓電能計量裝置應裝設電壓失壓計時器。該設備是確保電能計量公平、公正、公開、合理、可靠的重要手段之一，所以要配備失壓計時器。實現準確記錄電能計量回路失壓時間和對應的丟失電量：在負荷電流大于啟動電流的條件下，電能計量電壓回路（一相、兩相或三相）失壓時，準確累計失壓時間，計算對應的失壓丟失電量，指示斷相相別，進行失壓報警，直到電壓正常恢復為止。

準確記錄失壓故障狀態及時間：在一相、兩相或三相失壓時，分別記錄起始（低于額定電壓的78%）、結束 (大于額定電壓的85%)時間、電流值和電功率值，同時記錄累計失壓次數和時間。

準確記錄無流狀態及時間：在一相、兩相或三相無流時（小于啟動電流），記錄對應的時間及電壓值，同時記錄累計無流時間和次數等。

5.4 通道防雷器的技術要求

為抑制系統中因雷電或其它原因產生的暫態過電壓、保護系統的重要設備，保證電廠電能計量系統穩定、可靠地運行，在電能量遠方終端機柜通信信道中配置通道防雷器。

5.5 數據通信系統的技術要求

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

華北網調DG C2000主站、電廠MPTMS2001-PS子站與采集裝置之間的通訊：電能數據綜合采集裝置實現一發兩收功能，接收端包括：華北網調DG C2000主站和電廠MPTMS2001-PS子站。采集裝置與華北網調DG C2000主站和電廠MPTMS2001-PS子站之間的通訊是以調制解調器通過電力系統微波信道撥號方式實現，與主站通訊規約采用SCTM規約，與子站通訊規約采用EDAD規約，也可提供IEC60870-5-102規約。同時電能數據綜合采集裝置可配置網絡接口，具有通過計算機網絡將數據傳輸到調度端的功能。

大唐國際本部新建MPTMS2001子站與網調DG C2000主站之間的通訊：通過ATM網絡實現。

6結束語:

隨著電力系統不斷深化改革，廠網分開已是大勢所趨，各發電廠發電量最終將進行競價上網。為此每個發電廠必須想盡一切辦法來盡可能的降低發電成本，以便在發電量競價上網這個市場上立于不敗之地。由于電子技術特別是微電子技術及通訊技術的發展，電能計量技術發生了重大變革，這些為電能自動采集技術的應用提供了堅實的技術基礎。張家口發電廠建立、健全全部出線、發電機、起備變電量計費系統的規劃并加以實施工作應盡快提上日程。

參考文獻：

[1] DL/T448-2000《電能計量裝置技術管理規程》

[2] DL/T448-2000《電能計量裝置技術管理規程》

作者簡介：胡月：男，（1974—），工程師，張家口發電廠繼電保護處專工。聯系電話：0313-8608753。

夏東升：男，（1974—）高級工程師，張家口發電廠繼電保護處處長。聯系電話：0313-8608751。

附圖1（改造和新增計量盤盤面布置圖）