张家发电厂电能管理系统的规划

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1、张家发电厂电能管理系统的规划摘要：本文对张家口发电厂电能管理系统现状做了简单介绍，指出该系统不完善之处并论证了对其改造的必要性。进而提出张家口发电厂电能管理的切实可行的规划方案。关键词：电能管理 方案 规划 1 设备概况张家口发电厂共有8台300MW国产凝汽式汽轮发电机组，220KV主接线采用双母线带旁路接线方式。共有六回进出线。220kV配电装置主要担负着向张家口地区供电和电厂起动备用电源作用。500KV主接线采用3/2接线方式，共有六串，17台断路器。500kV配电装置主要担负着向北京送电的重要任务。两个系统由500/220KV自耦变压器相联（下称联变）。1号机组、14号启备变、沙宣线、沙

2、侯线及沙阎一、二线接于220KV系统。28号机组、万沙线及沙昌一、二线接于500KV系统，其中联变与2号机组接第一串，沙昌一线与3号机组接第二串，4号机组接第三串（不完整串），沙昌二线与5号机组接第四串，万沙线与6号机组接第五串，7号机组与8号机组接第六串。2 张家口发电厂电能管理系统现状我厂电能管理主站设置在网控，电费计量系统采集的沙昌双回线、万沙线、沙闫双回线、沙宣线、沙侯线电量，以及5-8发电机出口和高厂变电量、2、5、6、7、8号机组主变高压侧电量，1、3、4号启动变电量，通过数据电缆直联与主站连接，实现我厂电能的实时监测，日常报表、在线分析等电能管理工作。但我厂电费计量系统尚未完善，

3、1、3、4号机组主变高压侧电量、2号起备变电量，作为关口电量，电费计量系统还没有采集，而14号发电机出口和高厂变电量虽装设了电度表，但也不具备自动采集的条件，网控电量计费系统的采集器时常故障，严重影响了我厂的电量计费工作的开展。3电能管理系统进行统一规划势在必行目前运行的方案，单机上网电量的结算关系为：发电机的上网电量=发电机发电量-厂用电量-启动变电量-变压器损耗（上网电量的3）。此关系式中的变压器损耗，大唐公司内部综合考虑为单机上网电量的3。我厂有7台机为500KV电压等级，变压器损耗较小，大约只占到1.5，这样计算对我厂来说相对较高,多分担1.5的损耗。若每台机平均负荷按200MW计算，

4、主变高压侧电量未实现1、3、4号机每天的发电量应为1440万度，每度电按0.3元计算，我厂每年亏损大约24万元。另外，发电机单机竟价上网是大唐公司的要求,也是必然的趋势,因此对1、3、4号机及2号启备变的电量计费系统改造，对整个电能管理统一规划势在必行。4 规划方案4.1方案一：在网控NCS系统中实现我厂电能实时监测、管理和分析功能。由于NCS系统主要完成网控一次设备的监视、控制，并担负着远动信息的采集和传送以及机组遥调的重要任务，这些工作对实时性，安全性要求很高。如果将我厂电能管理系统放在NCS中，由于电能累加的数据量和工作量非常大，会大大增加系统负担，对NCS系统的安全运行不利。在网控NC

5、S中涉及电能的实时监测和电能管理不可取。电能管理必须自成系统，必须加装一期电量计费系统，并对我厂网控电量计费系统改造。4.2方案二：加装一期电量计费系统，并通过数据电缆直联与网控主站连接，并对现有网控电量计费系统改造，建立、健全我厂电能管理系统。具体方案为：4.2.1 3、4号机组主变高压侧需增加4只CVT，这是实现3、4号机组主变高压侧电量的必备条件。4.2.2网控室计量盘改造网控室原有2块电能量计量盘（77P、76P），屏体及端子排保留，电缆接线大部分不变，安装500kV线路、220kV线路及旁路（主表）、#2主变高压侧和#1启备变高压侧共10块进口0.2S级电度表，电能量远方终端1台（主

6、采集器）。76P为副盘，拆除原有表计，保留屏体及端子排。安装500kV线路、220kV线路及旁路共8块进口0.2S级电度表（副表）和联络变35kV侧1块进口0.5S级电度表和电能量远方终端1台（副采集器）。具有485串口输出。远方电量终端（电量采集装置）改为新型设备，可以接收各种计量表计的信息，包括485串口及脉冲。增加用于485串口输入及设备报警输出的端子排。盘内设备需要的电源从网控室监控系统大UPS引来，不另配电量计量专用小UPS。电厂原有用于电能量计量的电压切换盘需要改造，保留屏体及端子排。原有切换继电器改为双位置继电器，4G、5G接点已有合信号，本期增加分信号，增加部分端子。为监视22

7、0V直流有无，增加直流告警继电器一个，继电器应适应220V电压长期工作，接点容量3A，告警信息送光字牌。网控室新增失压计时器盘1块，用于500kV线路、220kV线路及旁路、#1启备变高压侧、#2发电机升压变高压侧、联络变35kV侧电度表失压无流情况的监视、记录、报警。4.2.3一单元、二单元控制室电量计量盘改造。一单元控制室新增电量计量盘，安装#1发电机主变高压侧（进口0.2S级）、#1、2发电机出口及高厂变高压侧表计（进口0.5S级）和失压计时器。表计电度信息通过485口传输到网控室电能量远方终端。二单元控制室新增电量计量盘，安装3、4号发电机主变高压侧、2号启备变高压侧（进口0.2S级）

8、、发电机出口及高厂变高压侧（进口0.5S级）表计和失压计时器。表计电度信息通过485口传输到网控室电能量远方终端。表计失压报警信息上光字牌，以便值班人员发现问题，及时解决。改造和新增计量盘盘面布置详见附图15建立、健全后的电能管理系统配置方案及重要器件的一般技术性要求5.1 系统配置应按下图配置（以220KV线路及机组为类）5.2 电能表的技术要求根据DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程的要求：计量单机容量在100MW及以上发电机组上网贸易结算电量的电能计量装置和电网经营企业之间购售电量的电能计量装置，宜配置准确度等级相同的主备两套电能表。经电流互感器接入的电能表其标定电流宜为超过

9、电流互感器额定二次电流的30，其额定最大电流应为电流互感器额定二次电流的120左右。5.3 电能量远方终端（电能数据综合采集装置）的技术要求采集装置应具有良好的兼容性、可扩展性，数据安全性高，运行稳定可靠，符合电力系统的实际需求。具有完备的数据采集、数据存储、数据处理、与主站通讯、本地功能、事件记录、报警等功能。5.4失压计时器的技术要求根据DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程的要求，贸易结算用高压电能计量装置应装设电压失压计时器。该设备是确保电能计量公平、公正、公开、合理、可靠的重要手段之一，所以要配备失压计时器。实现准确记录电能计量回路失压时间和对应的丢失电量：在负荷电流大于启

10、动电流的条件下，电能计量电压回路（一相、两相或三相）失压时，准确累计失压时间，计算对应的失压丢失电量，指示断相相别，进行失压报警，直到电压正常恢复为止。准确记录失压故障状态及时间：在一相、两相或三相失压时，分别记录起始（低于额定电压的78%）、结束 (大于额定电压的85%)时间、电流值和电功率值，同时记录累计失压次数和时间。准确记录无流状态及时间：在一相、两相或三相无流时（小于启动电流），记录对应的时间及电压值，同时记录累计无流时间和次数等。5.4 通道防雷器的技术要求为抑制系统中因雷电或其它原因产生的暂态过电压、保护系统的重要设备，保证电厂电能计量系统稳定、可靠地运行，在电能量远方终端机柜通

11、信信道中配置通道防雷器。5.5 数据通信系统的技术要求系统通讯有以下三部分，一部分为采集装置与电能表的通讯，一部分为华北网调DG C2000主站、电厂MPTMS2001-PS子站与采集装置之间的通讯，一部分为大唐国际本部新建MPTMS2001子站与网调DG C2000主站之间的通讯。采集装置与电能表之间的通讯：采集装置与电能表之间采用RS485总线连接方式。华北网调DG C2000主站、电厂MPTMS2001-PS子站与采集装置之间的通讯：电能数据综合采集装置实现一发两收功能，接收端包括：华北网调DG C2000主站和电厂MPTMS2001-PS子站。采集装置与华北网调DG C2000主站和电

12、厂MPTMS2001-PS子站之间的通讯是以调制解调器通过电力系统微波信道拨号方式实现，与主站通讯规约采用SCTM规约，与子站通讯规约采用EDAD规约，也可提供IEC60870-5-102规约。同时电能数据综合采集装置可配置网络接口，具有通过计算机网络将数据传输到调度端的功能。大唐国际本部新建MPTMS2001子站与网调DG C2000主站之间的通讯：通过ATM网络实现。6结束语:随着电力系统不断深化改革，厂网分开已是大势所趋，各发电厂发电量最终将进行竞价上网。为此每个发电厂必须想尽一切办法来尽可能的降低发电成本，以便在发电量竞价上网这个市场上立于不败之地。由于电子技术特别是微电子技术及通讯技术的发展，电能计量技术发生了重大变革，这些为电能自动采集技术的应用提供了坚实的技术基础。张家口发电厂建立、健全全部出线、发电机、起备变电量计费系统的规划并加以实施工作应尽快提上日程。参考文献：1 DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程2 DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程作者简介：胡 月：男，（1974），工程师，张家口发电厂继电保护处专工。联系电话：0313-8608753。夏东升：男，（1974）高级工程师，张家口发电厂继电保护处处长。联系电话：0313-8608751。附图1（改造和新增计量盘盘面布置图）附图2（网络系统示意图）